110kV芒棒数字化变电站设计方案及思考

'llOkV芒棒数字化变电站设计方案及思考李颖魏源李慧音（中国电建集团昆明勘测设计研究院有限公司，云南昆明，650051）摘要：介绍了门OkV芒棒变电站的设计方案和国标、国家电网、南方电网等对数字化变电站的最新规定，针对数字化变电站的建设和设计思路提出了自己的观点。关键词：数字化变电站：电子式互感器：DL/T860:MMS网；GOOSE网；SMV网中图分类号：TM文献标识码:文章编号:0引言白2006年我国建成第一座数字化变电站云南曲靖翠峰变电站以來⑴，数字化变电站、电子式互感器在我国发展迅速，目前在电网各种电压等级中应用广泛，经过十年的应用实践，目前我国在该领域积累了较为成熟的技术和丰富的经验。在南方电网范围内，数字化变电站在贵州的建设步伐较之其余儿个省份要快的多，至2013年底时贵州已经建成的数字化变电站已经超过40座，云南电网虽然作为建设全国第一座数字化变电站的省份，至今建成的数字化变电站还不超过十座，保山电网是云南省目前唯一的地方电网，至今还没有数字化变电站。1芒棒变电站概况仁1变电站原状llOkV芒棒变电诂为增容改造工程，变电站位于云南省保山市腾冲县芒棒镇，始建于2008年，变电站概况如2电压等级：110kV/35kV/10kVo主变台数及容量:lX15000kVAollOkV、35kV、10kV配电装置均为单母线分段接线。llOkV、35kV配电装置均采用户外敞开式组合电器，10kV配电装置采用户内金展铠装移开式封闭开关柜。电气二次采用综合自动化系统。仁2增容改造原因随着当地县、镇两级政府招商引资规模的不断扩大，城镇建设突飞猛进，芒棒供电区电力负荷得到了极大的攀升，主变容量接近饱和，为满足该地区负荷增长的需耍,保证经济增长冃标的顺利实现，需要增容llOkV芒棒变电站。 为满足电网供电的安全性准则“N—1”要求，需要扩建一台主变以使主变台数达到两台。鉴于原有敞开式组合电器存在故障率高、不可独立检修等缺点，为减少停电时间,提高经济效益，更换llOkV配电装置、35kV配电装置。二次设备投运多年，接近改造周期，在变电站增容工程中一并更换全部二次设备。2芒棒数字化变电站设计方案2.1变电站整体改造方案本次增容改造工程，变电站电压等级维持不变，各电压等级母线接线形式维持不变。主变：由1X15000kVA增容为2X31500kVAo11ORV侧设备：由敞开式组合电器更换为户外GIS设备。35kV侧设备：由敞开式组合电器更换为户内开关柜设备。10kV侧设备：增加2号主变共箱母线及进线柜，其余维持不变。电气二次部分：更换二次系统全部设备，建设成全数字化变电站。虽然保山电网属于地方屯网，但由于属于云南省管辖，芒棒变电站的设计更多的遵从了南方电网和云南电网的规定，同时由于贵州电网数字化变电站建设比较超前,大胆参考和借鉴了贵州电网对数字化变电站的规定。变电站采用数字化微机综合自动化系统，按“无人值班”（有人值守）设计。变电站计算机监控系统采用分层、分布、开放式网络结构。整站系统采用三层结构两层网络，设置站控层、间隔层、过程层三层和站控层网络、过程层网络两个网络，站控层采用DL/T860MMS网，过程层采用DL/T860GOOSE+SMV合并组网，根据电压等级和地理位置设置主控室、35kV高压室、10kV高压室三个独立的GOOSE+SMV网络。站控层、过程层两层网络均采用双星形以太网，网络传输速率为lOOMb/so站控层设备主要包括：两台监控主机/操作员工作诂、两台调度通信工作站、五防工作站以及相应的电脑钥匙、五防锁具等配套设备、GPS+北斗卫星时钟同步及扩展装置、网络通信设备以及打印机、咅响报警设备等。间隔层测控单元按间隔配置。llOkV线路、主变压器的测控与保护分开配置，35RV及10kV系统采用保护、测控、智能终端、合并单元四合一装置。过程层主要设备包括电子式互感器、合并单元、智能终端等。llOkV互感器采用了电子式电流电压组合互感器，装于GIS组合电器中，同时在GIS汇控柜中配置了智 能终端。35kV、10kV开关柜中配置常规电磁式互感器，同时配置数字化保护、测控、智能终端、合并单元四合一装置。变电站继电保护采用微机保护装置，按照DL/T860标准建模，以MMS机制与站控层直接通信，满足GOOSE和SMV各种接入模式的需求。主变电量保护双重化配置，其余保护单套配置。除主变非电量保护装置应采用电缆直接跳闸外，其余保护装置均采用网采网跳方式，保护装置、测控装置均通过GOOSE+SMV网采集信息，通过MMS网上送信息至操作员工作站。全站综合自动化系统结构见下图L操作员站（主）操作员站（从）2H数据网图11OkV芒棒变电站综合自动化系统结构图3国家电网、南方电网对数字化变电站的规定目前国家电网、南方屯网对数字化变电站采用互感器方式以及继屯保护釆集、跳闸方式的规定不尽相同，即使是同一公司，前后都有较大的差异，现摘录最新的主要规定如下。3.1国标对电子式互感器的应用规定《110（66）kV~220kV智能变电站设计规范》GB/T51072-2014在第4.2.9节这样规定:110（66）kV^220kV电压等级可采用电子式互感器，也可采用常规电磁式互感器。35kV及以下电压等级可采用常规电磁式互感器，也可采用电子式互感器。⑵ 3.2国家电网对电子式互感器的应用规定国家电网《2014年新一代智能变电站扩大示范工程技术要求》在第5.2.3节这样规定:110kV及以上电压等级应采用电子式互感器，35kV/10kV主变进线可采用电子式互感器。对贸易结算点，应配置常规互感器。⑶国网联办2015年7月7日卬发的《智能变电站有关技术问题研讨会纪要》这样规定:330千伏及以上和涉及系统稳定的220千伏新建智能变电站，采用常规互感器时,应通过二次电缆直接接入保护装置。110千伏及以下和不涉及系统稳定问题的220千伏新建智能变电站，采用常规互感器时，应采用“常规互感器+合并单元”模式，接入保护装置。⑷国网联办2015年7月9FI印发的《智能变电站有关技术问题第二次研讨会纪要》这样规定：对于站内330千伏及以上电压等级，保护、测控等二次设备统一采用模拟量采样,取消合并单元及相应的SV网络。对于站内220千伏及以下电压等级涉及稳定问题的，参照第一条执行；不涉及稳定问题的，仍釆用智能变电站现行技术模式。对涉及系统稳定的220千伏智能变电站，采用常规互感器时，站内220RV电压等级参照第一条执行。同3.3南方电网对电子式互感器的应用规定贵州电网2013年5月《贵州电网数字化变电站技术规范》在第6.4.1节这样规定:110RV及以上电压等级宜采用常规互感器，当条件具备时可采用电子式互感器。主变中性点（或公共绕组）及主变间隙电流互感器宜采用传统电流互感器。10kV/35kV应采用常规互感器。⑹南网Q/CSG1203005-2015《电力二次装备技术导则》在第6.4.3节这样规定：应优先采用常规互感器，并通过二次电缆直接接入装置实现采样。对于试点厂站,也可选用数字化光纤直连采样或数字化网络采样。数字化采样应优先采用模拟采样合并单元实现，宜通过延时（含交换机转发延时）可测技术实现采样同步。对于试点厂站，数字化采样也可采用电子式互感器实现。m3.4国标对继电保护采集和跳闸方式的应用规定GB/T51072-2014《110(66)kV、220kV智能变电站设计规范》在第5.1节这样规定: 110(66)kV~220kV电压等级继电保护及安全自动装置宜采用点对点数字量采样,也可采用网络数字量采样。10(35)kV开关柜内继电保护装置宜采用模拟量采样。110(66)kV~220kV电压等级继电保护及安全自动装置宜采用网络或点对点数字量跳闸。10(35)kV开关柜内继电保护装置应采用电缆直接跳闸。主变压器、高压并联电抗器非电量保护装置应采用电缆直接跳闸。⑵3.5国家电网对继电保护采集和跳闸方式的应用规定Q/GDW441-2010《智能变电站继电保护技术规范》在第4.7节这样规定：保护应直接采样，对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护(母线保护)宜直接跳闸。⑻国网2014年8月《2014年新一代智能变电站扩大示范工程技术要求》在第6.2节这样规定：就地级保护采用直采直跳方式。⑶3.6南方电网对继电保护采集和跳闸方式的应用规定《贵州电网数字化变电站技术规范》在第5.2节这样规定:220kV变电站组网方式：SV报文传输宜采用点对点模式；35kV及以下电压等级如采用开关柜安装方式，采用直采直跳方式。110kV变电站组网方式：GOOSE和SV合并组成A、B双网，且GOOSE和SV采用共网共口方式传输。冏南网Q/CSG1203005-2015《电力二次装备技术导则》在第6.4节这样规定：对于试点厂站，也可选用数字化光纤直连采样或数字化网络采样。装置应通过网络传输GOOSE报文，实现跳合闸功能和开关量信息的传输。llOkV及以上电压等级保护设备采用SV网络采样或GOOSE网络跳闸时，应采用双网冗余方式。⑺4结束语芒棒变电站已经于2016年底成功投运，目前运行稳定。作为保山电网建成的第一座数字化变电站，芒棒变电站能很好的指导保山电网后续数字化变电站建设，同吋在该变电站中大胆采用了电流电压组合式电子互感器、GOOSE4-SMV共网、网采网跳等新的技术和设计理念，芒棒变电站也能为云南电网未来数字化变电站建设起到一个很好的参考作用。同时从最新相关规范和通知可以看出，国家电网对智能变电站的建设趋于谨慎，重要站点明确要求釆用原有的电磁式互感器，继电保护要求点对点的直采直跳，而南 方电网尤其是贵州电网对数字化变电站的建设相对大胆和积极，除试点网站可以采用电子式互感器、网采网跳外，llOkV变电站GOOSE和SMU可以合并组网。在新生事物数字化变电站诞生和发展在我国已有十余年的今天，目前关键元件电子式互感器和其余相关技术已经越来越安全和稳定，笔者认为不宜在数字化变电站的建设上倒退，这不利于国家智能电网建设的整体推进，即使部分站点有一定的故障，部分设备还欠稳定，也不应全面从紧，述应该积极建设试点数字化变电站，在试点变电站上积极采用新技术和新设备，进一步推进数字化变电站的长远进步和发展。参考文献：[1]吴亦仁.国内首个数字化变电站通过专家组验收卩]・电气应用，2006,(11)：31-31.⑵GB/T51072-2014,110(66)kV〜220kV智能变屯站设计规范[S][3]国家电网公司2014年新一代智能变电站扩大示范工程技术要求[4]国网全球能源互联网办公室2015年智能变电站有关技术问题研讨会纪要[5]国网全球能源互联网办公室2015年智能变电站有关技术问题第二次研讨会纪要的通知[6]贵州电网数字化变电站技术规范[S][7]Q/CSG1203005-2015,南方电网公司电力二次装备技术导则[S]⑻Q/GDW441-2010,国家电网公司智能变电站继电保护技术规范[S]作者简介=李颖：仃980-),男，四川安岳人，大学木科，高级工程师，主要从事水电站、变电站电气设计(E-Mail:kmliying@126.com)o'