数字化变电站自动化系统解决方案1 数字化变电站是由智能化一次设备、网络化二次设备在IEC61850通信合同基本上分层构建，可以实现智能设备间信息共享和互操作的现代化变电站。与常规变电站相比，数字化变电站间隔层和站控层的设备及网络接口只是接口和通信模型发生了变化，而过程层却发生了较大的变化，由老式的电流、电压互感器、一次设备以及一次设备与二次设备之间的电缆连接，逐渐变化为电子式互感器、智能化一次设备、合并单元、光纤连接等内容。 2 IEC61850将数字化变电站分为过程层、间隔层和站控层，各层内部及各层之间采用高速网络通信。整个系统的通讯网络可以分为：站控层和间隔层之间的间隔层通讯网、以及间隔层和过程层之间的过程层通讯网。 站控层通信全面采用IEC61850原则，监控后台、远动通信管理机和保护信息子站均可直接接入IEC61850装置。同步提供了完备的IEC61850工程工具，用以生成符合IEC61850-6规范的SCL文献，可在不同厂家的工程工具之间进行数据信息交互。 间隔层通讯网采用星型网络架构，在该网络上同步实现跨间隔的横向联锁功能。110kV及如下电压级别的变电站自动化系统可采用单以太网，110kV以上电压级别的变电站自动化系统需采用双以太网。网络采用IEC61850国际原则进行通信，非IEC61850规约的设备需经规约转换后接入。考虑到传播距离和抗干扰规定，各继电小室与主控室之间应采用光纤，而在各小室内部设备之间的通讯则可采用屏蔽双绞线。 根据过程层的不同需求，我们提供了如下两种数字化变电站解决方案。 如图2-1所示，在过程层采用电子式PT/CT以及智能化开关设备，变电站所有装置的交流采样数据通过与MU合并单元通信获得，多种测量与保护装置的交流采样部分所有取消，通过GOOSE网络传播实时跳合闸和保护间配合信号，全站使用IEC61850原则进行信息交互。 该方案的组网原则重要涉及如下几点： 1) 监控层网络使用星型独立双网。星型网络相比环型网络构造简朴、配备简洁，且减少了网络风暴形成的风险； 2) 由于数字化变电站中的过程层通讯网络上数据传播的重要性，过程层通讯网需要和间隔层通讯网从物理上分开。过程层GOOSE网络采用星型双光纤以太网，与站控层分开组网。对于超高压变电站，推荐按电压级别分开组网。同一电压级别的GOOSE网络连接在一起，可以充足保证GOOSE的信息共享的特点； 3) 电子式互感器模拟量数据传播采用点对点的符合IEC60044-8原则的光纤网络进行数据传播。保证了模拟采样值传播的实时性和可靠性。 图2-1 支持电子式互感器和GOOSE的数字化变电站解决方案 图2-2 支持电子式互感器和智能控制柜的数字化变电站解决方案 在该方案中，通过PCS-9820GIS智能控制装置实现对一次和二次设备的智能化控制，将二次保护测控和GIS的智能控制功能有机整合后下放至GIS本体旁，对上按IEC61850规范接入站控层设备，对下与开关机构之间通过电缆连接接插端子，整个方案大大减少了控制电缆，优化了二次回路，简化了设计，真正实现了智能开关功能。同步满足和体现了数字化变电站的可靠性和先进性。 3 电子式互感器是具有模拟量电压输出或数字量输出，供频率15Hz-100Hz的电气测量仪器和继电保护装置使用的电流或电压互感器。按照IEC60044-7/8的定义，电子式互感器是由连接到传播系统和二次转换器的一种或多种电流或电压传感器构成，用于传播正比于被测量的量，供应测量仪器仪表和保护或控制装置使用的装置。电子式互感器一般由传感模块（安装在远端一次侧，又称为远端模块）和合并单元（又称为合并器）构成。 根据传感模块与否需要供电来划分，可分为有源式电子互感器和无源式电子互感器。根据应用场合以及整体构造的差别来划分，可分为GIS构造电子式互感器、AIS构造电子式互感器和直流电子式互感器。 目前有较多工程应用的为有源式电子互感器，其重要运用电磁感应等原理感应被测信号，如基于罗戈夫斯基（Rogowski）线圈和低功率线圈的电子式电流互感器；基于电阻、电容、电感分压的电子式电压互感器。这种互感器传感头部分具有需用电源的电子电路，用于GIS或者罐式断路器更以便，对于AIS应用场合，则采用取能线圈或激光供能的措施，以解决电源问题。 电子式互感器通过合并单元为间隔级设备提供电流和电压信号，数据传播应符合有关标准，目前主流的传播原则涉及：IEC60044-8（FT3格式）、IEC61850-9-1和IEC61850-9-2。对于保护、特别是差动保护等应用场合宜应用可靠性较高的IEC60044-8原则；对于需要信息共享的应用场合，可以应用互操作性较好的IEC61850-9-1等原则。 电子式电流互感器模拟量输出原则值为22.5、150、200、225mV（保护用）和4V（测量用），数字量输出原则值为2D41H（测量用）和01CFH（保护用）。各厂家提供的电子式互感器输出必须满足以上原则。 电子式互感器的精度级别：测量用CT的原则精度为0.1、0.2、0.5、1、3、5级，供特殊用途的为0.2S和0.5S级；保护用CT的原则精度为5P，10P和5TPE ，其中5TPE的特性考虑短路电流中具有非周期分量的暂态状况，其稳态误差限值与5P级常规CT相似，暂态误差限值与TPY级常规CT相似。 由于各个间隔的电子式互感器独立工作，为获得在同一时刻的电流、电压瞬时值，需要在各个远端模块之间实现同步。我们的方案是：在合并单元通过插值算法，实现采样同步。这种方案能在保证同步精度的前提下不依赖于任何外部同步时钟源，具有较高的可靠性。 PCS-9250系列电子式互感器涉及10kV,500kV不同电压级别的独立型电子式电流电压互感器及GIS用电子式电流电压互感器。电流互感器的额定二次输出为2D41H（测量）/01CFH（保护），测量精度为0.2s/5TPE，电压互感器的额定二次输出为2D41H，测量精度为0.2/3P。PCS-9250系列电子式互感器重要涉及如下产品。 GIS用电子式电流互感器 PCS-9250-EGC GIS用电子式电压互感器 PCS-9250-EGV GIS用电子式电流电压组合互感器 PCS-9250-EGI 独立型电子式电流互感器 PCS-9250-EAC 独立型电子式电压互感器 PCS-9250-EAV 独立型电子式电流电压组合互感器 PCS-9250-EAI 直流电子式电流互感器 PCS-9250-EACD 中低压电子式电流互感器 PCS-9250-LAC 中低压电子式电压互感器 PCS-9250-LAV 由于电子式互感器中不再有绕组的概念，传感模块的配备决定了整个系统的可靠性。考虑到双重化保护的需要，保护传感模块，涉及采样线圈、A/D转换、电源等必须双重化独立配备，测量传感模块可以单独配备。典型的配备构造如下图所示：(浅色为保护采样线圈、深色为测量采样线圈) 图3-1 电子式互感器配备方案 合并单元的配备根据保护规定可以选择双重化配备和单配备，一种典型的110kV变电站合并单元配备如图3-2所示： 下图以变电站的4个典型间隔为例进行了配备阐明，线路间隔、主变间隔、母联间隔配置电子式电流电压互感器PCS-9250-EGI，母线PT间隔配备电子式电压互感器PCS-9250-EGV，其安装位置如图所示合并单元(MU)PCS-221除主变间隔因参与变压器保护双重化需配备两套合并单元MU2A，MU2B外，其他线路、母联、PT间隔合并单元均为单一配备。 线路间隔合并单元MU1对本间隔送出的电流、电压信号及母线PT间隔MU4,MU5送出的母线电压信号进行涉及电压切换、合并等功能的解决后给各保护装置、测控装置、计量装置使用。 母联间隔合并单元MU3对本间隔送出的电流、电压信号进行合并解决后给各保护装置、测控装置使用 主变间隔的合并单元MU2A对本间隔送出的电流、电压信号及母线PT间隔MU4,MU5送出的母线电压信号进行涉及电压切换、合并等功能的解决后给变压器第一套保护装置、测控装置使用。MU2B对本间隔送出的电流、电压信号进行合并解决后给变压器第二套保护装置使母线PT间隔的MU分别接入来自两条母线上的电压信号并实现电压并列功能，电压并列用。功能不再需要单独装置完毕。 图3-2 110kV变电站自动化系统合并单元典型配备 图3-3 220kV变电站自动化系统合并单元典型配备 220kV变电站也以4个典型间隔为例进行了配备阐明，如图3-3所示。线路间隔、主变间隔、母联间隔配备电子式电流电压互感器PCS-9250-EGI，母线PT间隔配备电子式电压互感器PCS-9250-EGV，其安装位置如图所示，合并单元(MU)PCS-221因保护双重化需要，线路间隔、主变间隔、母联间隔各配备两套合并单元，母线PT间隔各配备一套合并单元分别接入来自两条母线上的电压信号，并在其各自的合并单元内实现电压并列功能，因此电压并列功能不再需要其他单独装置来完毕。 对于双母接线或者分段接线，电压切换和电压并列功能可以考虑分别在母线PT的合并单元和进出线间隔的合并单元中来完毕。 对于低电压级别，电子式互感器的技术和经济优势不明显，并且各个间隔间的电流和电压信号基本上不需要在多种间隔层设备之间共享，不必对电流和电压信息进行数字化后再以IEC61850（或者IEC60044-8）原则进行传播。对于低电压级别，可以仍采用常规互感器，或者采用低功率输出的新型互感器并以就地安装的间隔层设备想配合，间隔层设备采用数字化接口支持IEC61850规约。 4 PCS-9820A智能控制装置是专为实现对110KV-500KV GIS设备的智能控制而设计开发的，以先进的计算机技术实现对GIS设备的位置信号采集和监视、模拟量信号采集与显示、远方/就地控制、信号与操作事件记录与上传、谐波分析、储能电机的驱动和控制、在线监测、基于网络通讯的软件联锁等一系列功能。将老式的二次测控功能与GIS监控有机结合在一起，联合组屏设计、优化控制回路，构成智能的控制功能，并可与RCS-900系列保护装置一起组屏安放于GIS旁，构成保护及智能一体化控制柜，实现面向间隔的保护、测控和GISPCS-9820智能控制装置可与保护装置一起组屏安放于GIS旁，构成保护及智能控制柜，智能控制一体化。实现面向间隔的保护、测控和GIS智能控制一体化。 图4-1 基于智能控制柜的典型设计 如上图，新方案将保护、测控和GIS智能控制集成于智能控制柜中，安放在GIS室，对下与GIS机构通过原则化的接插端子连接，优化了二次回路的设计，对上节省了大量电缆,通过一根光缆直接与主控室连接,构成了基于一次设备智能化的数字化变电站。 GIS智能化控制柜的优势如下： 1) 节省了电缆等设备投资以及相应的施工投资； 数字化变电站建设的一种重要现实目的是为了减少变电站内控制电缆的数量，一方面由于原材料的涨价，电缆成本越来越高，一方面，光缆电磁兼容性能远好于电缆，能明显提高变电站内信号传播的可靠性。此外，变模拟信号为数字信号能大大增长传播的带宽和信息量。 2) 节省了保护小室及主控室等的占地面积和投资； 应用智能化GIS控制柜使得保护控制下放成为也许，从而可以明显减少保护小室和主控室的占地面积，这对某些需要尽量减少变电站土地的都市变电站和地下变电站来说有明显的效益。 3) GIS智能控制柜优化了二次回路和构造； 本来由于一次和二次的专业细分，使得原老式汇控柜内的许多功能与保护控制二次中的功能相反复，例如防跳、压力闭