500kV智能变电站二次系统优化整合分析

500kV智能变电站二次系统优化整合分析

摘要：基于IEC61850技术平台，长春南500kV智能化变电站将保护信息子站、SCADA、五防、PMS、DMS、WAMS 等功能应用或业务支持集于一身，以厂站自动化系统信息平台模式改变以往传统变电站信息孤岛系统，优化资源配置，减少投资，方便运行维护。本文从二次系统及功能2个方面的优化和整合进行综合论证。

关键词：500kV智能变电站 66kV测控 二次系统优化整合

1概述

1.1变电站二次系统现状

国内变电站由于传统控制及技术水平发展的制约，二次系统分为多个相对独立的系统，包括计算机自动化系统、保护故障信息系统等。不同系统在软件平台上的互操作性差、规约不一致等问题使得各二次专业的整合仍然存在技术上的难题。

智能电网明确提出需要实现电力流、信息流、业务流的有机融合，首先就需要将这三流信息进行统一，满足智能电网各类客户端的实时需求。基于IEC61850技术平台，智能化变电站可以将保护信息子站、SCADA、五防、PMS、DMS、WAMS 等功能应用或业务支持集于一身，优化资源配置，符合智能电网建设的构想。

1.2IEC61850标准提供二次整合的主要技术支撑

IEC61850 标准包括了变电站自动化系统功能建模、数据建模、通信协议、通信系统的项目管理和一致性检测等一系列标准，是实现智能化变电站的基础，是基于网络通信平台的变电站自动化系统唯一的国际标准。

我国制定了与IEC61850标准相对应的国家标准（DL/T860），大量运行和试验的成功经验证明，基于IEC61850标准的变电站自动化系统技术已逐渐成熟。

1.3智能化变电站二次系统优化整合内容

二次系统优化整合主要包含两个方面的内容：

一、对保护故障信息系统的优化整合。

二、站控层设备优化整合。

三、测控与保护优化整合。

本文将对各二次系统及相关内容在本工程的整合方案分别阐述。

2保护故障信息系统优化整合

传统变电站中保护故障信息系统的组网方案有其专业界面清晰、保护网和监控网互不干扰等优点，运行经验成熟，但存在以下不足：

●不同装置大多采用不同的通讯规约和数据格式，无法进行数据共享。

●保护装置硬件复杂，通信联调的工作量大。

在智能化变电站中，数字化的二次设备都采用统一的通信协议，保护装置可直接接入自动化系统MMS网，各保护故障数据可直接从自动化系统MMS网获取保护信息。

此外，保护信息网与MMS网的合一也为实现监控主机、保护故障信息子站的一体化创造了条件。

保护故障信息系统优化整合方案见下图：

综上所述，故障信息系统优化整合后不设保护专网，保护信息子站功能由监控主机实现，同时便于本工程远期对故障信息系统的进一步整合。

3站控层设备优化整合

智能化变电站自动化系统站控层往往按功能划分为主机、操作员站、工程师站、网络打印服务器、远动主机（远动通信设备）等，其中主机、操作员站、工程师站、网络打印服务器完成本地站内功能，远动主机负责数据远传/接收。

目前，变电站均采用无人值班或少人值守方式，本地功能仅在建设、调试、检修时使用，正常运行由远端完成监控。考虑对站控层本地功能设备优化整合，设置两套本地功能监控主机，其中监控主机一集成主机、操作员站、网络打印服务器功能，监控主机二集成主机、操作员站、工程师站功能。站控层其余功能设备独立设置。

站控层本地功能设备优化整合后，将减少站控层硬件配置及相应MMS网络

接口数量要求，降低一次投资成本，同时也减少运行维护工作量。

4500kV、220kV测控、保护优化整合

在传统的变电站综合自动化系统中， 220kV、500kV测控装置与保护装置分别独立设置，而未采用测控保护一体装置：

（1）220kV及以上测控保护一体化后装置电流电压、开入开出通道并不能相应减少，导致测控保护一体化装置接线复杂，体积较大，可靠性降低，经济性不强。

（2）220kV、500kV普遍采用双套保护配置情况，存在两套保护中退出其中一套的运行方式；测控保护一体化装置应用将限制这一运行方式；若采用双套保护测控一体化装置方案，硬件配置较非一体化方案反而有所增加。

基于IEC 61850标准的智能化变电站技术的推出为计算机监控和保护专业的整合提供了应用思路：

（1）电子式互感器及智能化一次设备应用极大了降低了测控、保护的体积和接线工作量，测控保护一体化后几乎不会增加保护装置硬件配置，经济效果明显；

（2）对双套保护配置情况，可采用两套测控保护一体化装置方案，该方案并不会增加硬件配置。

测控保护一体化后几乎不会增加保护装置硬件配置，对双套保护采用两套测控保护一体化装置方案，该方案并不会增加硬件配置；同时减少了网络接口数量，减少通信设备投资。考虑500kV系统的重要性，并且目前500kV测控保护一体化装置尚无应用经验，根据《智能化变电站技术导则》，500kV系统暂不采用一体化方案，仅在220kV系统采用测控保护一体化装置。

220kV测控保护一体化装置配置实施方案：

220kV线路（或母联、母分）测控、双套220kV线路（或母联、母分）保护一体化为2台220kV线路（或母联、母分）测控保护装置。

1、目前已有的220kV测控保护一体化装置中，保护数据计算、测控数据计算有采用共用CPU或独立CPU两种方式，鉴于这两种方式优缺点还需实际检验，因此暂不限定CPU的设置。

2、220kV双套测控信息数据协调处理

由于测控信息包括上送的遥信信号，和下传的遥控量，上送信息可以考虑冗余处理，而遥控量只能进行切换，因此本方案在对上送信号采取冗余处理同时考虑遥控量的切换处理。

多数据源的冗余处理：如果各个数据源不一致，系统进行报警，通知运行人员进行处理。

数据源的切换：运行人员根据装置进行切换。考虑双套测控上送遥信不一致时人工置数和现场位置保持一致后再进行操作。

五防逻辑：监控系统中的五防逻辑是和一次设备相关的（图中的实点），不与测控装置发生直接关系。在进行五防逻辑判断时，也是实时根据一次设备测控装置获取位置信息，因此也可以屏蔽双测控的影响。

与远动的配合：远动采集双套测控的数据，同时根据监控后台发送的数据源切换信息，选择一套数据上送到调度/集控站。这样做有以下两个好处：

1）监控后台和调度/集控站采用同一数据源的数据，数据保持一致。

2）调度/集控的系统只接收一套数据，现有软件不用更改。

220kV测控、保护优化整合效果：

表3.1 220kV系统测控、保护优化整合对比表

序号 项目 优化整合前 优化整合后 节省网络接口 备注 测控装置 保护

装置 测控保护

装置 GOOSE/SMV口 MMS口

1 本期 14台 28台 28台 14个 28个

2 远期 6台 12台 12台 6个 12个

由表3.1可见，上述整合方案和传统方案比较本期共计减少14台220kV测控装置；远期减少6台220kV测控装置，运行维护费用降低，优化人力资源配置，提高生产效率。

66kV测控、保护、计量优化整合

通常66kV配置保护测控一体化装置，完成本间隔的保护、测控功能（含合并单元功能）；每个间隔配置一台电度表，完成本间隔的计量。

对66kV电能计量，根据《电力装置的电测量仪表装置设计规范》（GB/T50063－2008）要求，所用电源线路应计量有功电能，66kV及以下并联电容器和电抗器应计量无功电能，但并未规定上述III、IV类电能计量回路必须使用独立计量装置。《并联电容器装置设计规范》（GB50227-2008）规定，并联电容器装置测量回路接入微机监控系统时，可不再装设测量表计。

考虑微机监控系统的测控保护装置已有满足规范要求精度的计量功能， 66kV电能计量功能建议由测控保护装置完成，具体方案如下：

66kV站用电源、并联电容器、电抗器回路不再设置独立的电能计量表计，计量功能由66kV测控保护装置完成，与电量采集器采用RS485接口实现通信。66kV母线回路独立设置一台有功/无功电能计量表，通过RS485接口与电量采集器通信，作为66kV总的考核表，并对66kV测控保护装置计量功能进行核对。

采用66kV保护测控装置（含计量功能），实现了66kV测控、保护、计量功能的优化整合，减少了测控保护装置、电能计量表计的数量及屏柜占地面积，一次投资略有减少，运行维护工作量相应降低。

5结论

采用基于IEC61850标准的智能化变电站新技术后，智能变电站二次系统优化整合得出以下结论：

1）整合保护和故障信息网络：取消保护专网，信息子站直接从MMS网上获取保护信息。

2）站控层后台优化整合：对站控层本地功能设备，主机、操作员站、工程师站等功能优化整合，最终由双套配置的监控主机完成上述功能。

3）220kV 测控、保护优化整合：220kV按间隔冗余配置双套测控、保护一体化装置，减少装置、屏柜以及交换机的数量。

4）66kV 测控、保护、计量优化整合：66kV采用保护测控一体化装置，集成66kV测控、保护、计量、合并单元功能。