馬 悅，鄒振宇

（山東電力工程咨詢院有限公司，山東 濟南 250013）

0 引言

黃屯110 kV變電站是國家電網(wǎng)公司智能變電站試點工程“四確保一爭取”的項目之一，2010年12月25日送電。黃屯變電站智能化設(shè)計，體現(xiàn)智能變電站“信息化、自動化”特征。采用先進、可靠、集成、低碳、環(huán)保的智能設(shè)備，以全站信息數(shù)字化、通信平臺網(wǎng)絡(luò)化、信息共享標(biāo)準(zhǔn)化為基本要求，一次設(shè)備和二次設(shè)備間信息傳遞實現(xiàn)數(shù)字化；二次設(shè)備間信息交換實現(xiàn)網(wǎng)絡(luò)化，基本取消控制電纜，選用DL/T860標(biāo)準(zhǔn)統(tǒng)一模型和通信協(xié)議，實現(xiàn)站內(nèi)信息高度集中與共享。運行管理實現(xiàn)自動化，智能告警及事故信息綜合分析決策、設(shè)備狀態(tài)在線監(jiān)測系統(tǒng)和程序化控制系統(tǒng)等自動化系統(tǒng)，減少運行維護的難度和工作量。

給出了黃屯110 kV智能變電站的典型設(shè)計方案，對工程中遇到的關(guān)鍵技術(shù)問題進行分析，并提出調(diào)試過程的建議流程，可供從事智能輸變電領(lǐng)域研究人員作為參考。

1 黃屯智能變電站工程概況

1.1 工程規(guī)模

黃屯110 kV變電站遠(yuǎn)景規(guī)劃3臺50 MVA變壓器，本期建設(shè)2臺；遠(yuǎn)景規(guī)劃2回110 kV出線，擴大內(nèi)橋接線，本期出線2回采用內(nèi)橋接線。全戶內(nèi)布置，全站僅設(shè)一幢生產(chǎn)綜合樓。110 kV采用GIS（Gas Insulated Switchgear）組合電器，10 kV采用開關(guān)柜設(shè)備。

1.2 智能設(shè)計方案概述

一次設(shè)備智能化。智能設(shè)備采用“一次設(shè)備+智能組件”的形式，智能組件就地下放。

電子式互感器選型。110 kV GIS采用全光纖型電流互感器，110 kV電壓互感器均采用電容分壓型電子式電壓互感器，10 kV采用模擬小信號輸出方式電子互感器。

設(shè)備狀態(tài)在線監(jiān)測。變壓器配置油中溶解氣體在線監(jiān)測裝置，110 kV GIS配置SF6氣體密度微水及避雷器泄露電流、動作次數(shù)在線監(jiān)測裝置。

變電站自動化系統(tǒng)。黃屯站自動化系統(tǒng)采用開放式分層分布式系統(tǒng)，三層設(shè)備結(jié)構(gòu)統(tǒng)一組網(wǎng)，采用DL/T860通信標(biāo)準(zhǔn)，圖1為黃屯變自動化系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖。間隔層設(shè)備與過程層設(shè)備高度集成，按間隔分散式配置就地一體化智能裝置，集成保護、測控、智能終端、合并單元（僅10 kV）功能。全站防誤操作閉鎖功能、小電流接地選線功能由變電站自動化系統(tǒng)實現(xiàn)。備自投、低頻低壓自動減載等功能采用網(wǎng)絡(luò)集中式，由集中式處理裝置實現(xiàn)。各間隔內(nèi)設(shè)備直接采樣、直接跳閘，實現(xiàn)間隔自治。主變保護涉及多間隔元件,采用GOOSE跳閘。集中式處理裝置涉及多間隔元件,采樣及跳閘均采用網(wǎng)絡(luò)方式。

圖1 黃屯智能變電站自動化系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖

2 110 kV智能變電站設(shè)計關(guān)鍵問題分析

2.1 電子式互感器接入合并單元的規(guī)約問題

黃屯站電子式互感器標(biāo)書分為電流互感器和電壓互感器兩部分，合并單元納入電流互感器標(biāo)書，但電流互感器和電壓互感器中標(biāo)廠家不同。由于目前各廠家電子式互感器的輸出均為私有規(guī)約，不能直接輸出標(biāo)準(zhǔn)的FT3格式，導(dǎo)致電流、電壓互感器廠家之間配合困難。

經(jīng)反復(fù)研究，解決方案為電壓互感器輸出信號首先接入本廠的合并單元，然后再以FT3格式接入電流互感器的合并單元。該方案雖然解決了電壓互感器信號接入電流合并單元的問題，但存在以下弊端：第一，需增加合并單元數(shù)量，導(dǎo)致智能組件柜體積較大。第二，電壓互感器輸出增加了中間環(huán)節(jié)，有延時的問題，必須解決好電流、電壓時間同步問題，否則會對保護帶來影響。第三，容易出現(xiàn)廠家之間責(zé)任相互推諉現(xiàn)象。

根據(jù)Q/GDW441-2010《智能變電站繼電保護技術(shù)規(guī)范》6.3.2條要求“電子式互感器（含MU）應(yīng)能真實地反映一次電流或電壓，額定延時時間不大于2 ms”，該規(guī)定要求從電子式互感器的傳感元件到合并單元送出的延時時間應(yīng)在2 ms內(nèi)。黃屯站電壓互感器輸出整體延時時間在2 ms內(nèi)。見圖2電子式互感器延時要求示意圖、圖3黃屯站合并單元配置圖。

圖2 電子式互感器延時要求示意圖

圖3 黃屯110 kV站工程合并單元配置圖

圖4 110 kV電壓互感器輸出示意圖

2.2 擴大橋接線對電壓互感器、保護裝置的要求

電子式電壓互感器輸出的要求。由于110 kV采用擴大內(nèi)橋接線，2號主變母線的電壓互感器需要6路輸出，其中2路輸出至本間隔合并單元，2路輸出用于與1號主變母線電壓互感器并列，2路輸出用于與3號主變母線電壓互感器并列（遠(yuǎn)景），對生產(chǎn)廠家應(yīng)提出要求，圖4所示。

主變保護輸入的要求。由于采用擴大內(nèi)橋接線，2號主變保護需要6路輸入：2路橋回路電流、1路中性點及放電間隙電流、1路母線電壓以及低壓側(cè)保護2路輸入，由主變保護實現(xiàn)同步功能。圖5所示。

圖5 2號主變保護輸入示意圖

圖6 黃屯站110 kV電度表配置示意圖

2.3 數(shù)字電度表

本工程電度表與合并單元之間采用IEC60044-8（FT3）規(guī)約,采用B碼對時。由于電度表本身不具備同步功能,電流、電壓信號需在合并單元實現(xiàn)同步。110 kV采用擴大內(nèi)橋接線，合并單元不能實現(xiàn)合電流功能，故主變高壓側(cè)電度表采用“線路電度表+橋回路電度表”的計算值。圖6所示。

2.4 其它問題

（1）開關(guān)柜二次室。智能變電站中，安裝在開關(guān)柜二次室的設(shè)備除一體化智能裝置、電度表外，還有交換機、光纖熔接盒等。開關(guān)柜二次室空間與常規(guī)開關(guān)柜相同，空間尺寸較小，不能適應(yīng)智能變電站的要求。為解決該問題，黃屯站在10 kV開關(guān)柜旁單獨設(shè)立了一面交換機屏。建議智能變電站開關(guān)柜二次室空間加大。

（2）智能組件柜內(nèi)光纖熔接。智能組件由多個廠家的智能裝置組成，每個智能裝置均附帶光纖熔接盒。為簡化柜內(nèi)熔接盒數(shù)量，黃屯站進行了統(tǒng)一規(guī)范，要求柜內(nèi)熔接盒由自動化系統(tǒng)廠家統(tǒng)一提供，并負(fù)責(zé)現(xiàn)場對光纖進行熔接。

（3）10 kV模擬小信號輸出方式的電流互感器。黃屯站10 kV電流互感器采用模擬小信號輸出方式的電子互感器，測量采用低功率線圈、保護采用羅氏線圈。測量輸出為1.5 V的連續(xù)信號，保護輸出為0.15 V的微分信號，微分信號不能接入10 kV一體化智能裝置。為解決該問題，黃屯站對一體化智能裝置進行了特殊研制。建議對模擬小信號輸出的信號格式進行統(tǒng)一要求，避免互感器與保護裝置不能接入的問題。鑒于智能組件就地下放開關(guān)柜的情況，10 kV（35 kV）可采用常規(guī)互感器。

（4）智能變電站對IEC60044-8協(xié)議的要求。《智能變電站繼電保護技術(shù)規(guī)范》附錄A規(guī)定了支持通道可配置的擴展IEC60044-8協(xié)議幀格式，IEC60044-8標(biāo)準(zhǔn)中的鏈路層選定為IEC 60870-5-1的 FT3格式。 通用幀的標(biāo)準(zhǔn)傳輸速度為 10 Mbit/s（數(shù)據(jù)時鐘），采用曼徹斯特編碼，首先傳輸MSB（最高位）。調(diào)試過程中發(fā)現(xiàn)部分廠家沒有執(zhí)行該規(guī)范 ，仍沿用原國標(biāo)規(guī)范，MU通用幀傳輸速度為5 Mbit/s（數(shù)據(jù)時鐘），仍采用IEC60044-8格式，未采用擴展幀格式的FT3報文。建議今后在技術(shù)規(guī)范書中明確要求。

（5）站控層雙網(wǎng)的信息分配。黃屯站站控層采用A、B雙網(wǎng)結(jié)構(gòu)，A、B網(wǎng)信息分配如下：A網(wǎng)，測控信息+保護信息+一體化電源信息+運行環(huán)境監(jiān)測信息+在線監(jiān)測信息；B網(wǎng)，測控信息+保護信息+一體化電源信息。

3 黃屯智能變電站調(diào)試方案探討

3.1 調(diào)試流程

智能變電站與常規(guī)變電站相比二次設(shè)備集成度高，調(diào)試復(fù)雜，確定各廠家的職責(zé)及時間節(jié)點至關(guān)重要。智能變電站調(diào)試流程見圖7。

圖7 調(diào)試流程示意圖

智能組件集成商負(fù)責(zé)提供所集成IED裝置的試驗報告及智能組件整體試驗報告。變壓器集成商負(fù)責(zé)提供變壓器本體及電子式互感器、傳感器的試驗報告。110 kV GIS集成商負(fù)責(zé)提供GIS本體及電子式互感器、傳感器的試驗報告。10 kV開關(guān)柜集成商負(fù)責(zé)提供開關(guān)柜本體及電子式互感器的試驗報告。

3.2 試驗報告

自動化系統(tǒng)廠家在廠內(nèi)完成與其他廠家的調(diào)試后出具調(diào)試報告。智能組件集成商在廠內(nèi)完成集成后出具整個智能組件的調(diào)試報告，現(xiàn)場由智能組件集成商、自動化系統(tǒng)廠家及其他相關(guān)廠家共同完成現(xiàn)場聯(lián)合調(diào)試，由智能組件集成商、施工單位共同出具現(xiàn)場調(diào)試報告。

4 結(jié)論

綜上分析，110 kV智能變電站設(shè)計中，最突出的問題包括：首先，解決電子式互感器輸出采用標(biāo)準(zhǔn)規(guī)約的問題已是迫在眉睫，規(guī)范要求二次輸出規(guī)約為基于IEC60044-8的FT3，但目前各廠家輸出實際仍為私有規(guī)約。其次，擴大內(nèi)橋接線的特殊問題，對于采用擴大內(nèi)橋接線的方案，電壓互感器的輸出、保護的輸入及電度表配置等均具有特殊性，設(shè)計中應(yīng)充分考慮。最后，工程整體協(xié)調(diào)的問題，智能變電站設(shè)備集成度高、關(guān)聯(lián)度大，理清各廠家之間的關(guān)系、明確各廠家在設(shè)備集成、供貨時間、單獨調(diào)試、集中調(diào)試、質(zhì)量保證等方面的責(zé)任非常重要，建議加強設(shè)計聯(lián)絡(luò)會，協(xié)調(diào)解決設(shè)備之間配合和設(shè)備出廠聯(lián)調(diào)等問題，調(diào)試單位人員提前介入，將技術(shù)問題在出廠聯(lián)調(diào)過程中解決，保證現(xiàn)場調(diào)試的順利完成。