IEC61850标准在变电站自动化系统中的应用宁艳

IEC61850标准在变电站自动化系统中的应用宁艳

宁艳

（江苏方天电力技术有限公司211102）

摘要：IEC61850作为当前变电站通信网络与系统领域的国际通用标准，能够为变电站无缝通信最佳解决方案的设计与制定提供基础依据。本文以某变电站自动化系统为例，介绍并分析了其网络结构及配置方案，最后探讨了基于IEC61850标准的变电站自动化系统的基本特点。

关键词：IEC61850标准；变电站自动化系统；应用

1.某变电站自动化系统主要功能

某变电站是一座110kV/10kV变电站，此变电站配有2台两卷有载调压主变压器，110kV进线2回，分段间隔1回，10kV部分采用单母分段接线，出线24回，为某市南部特定区域持续供电。该变电站自动化系统功能如下：（1）微机保护功能。能够保护全部电气设备，如站用变压器保护、电容器保护、线路保护等。（2）数据采集、处理功能。主要进行脉冲数据、模拟数据及状态数据等方面的采集和处理。（3）故障录波与事件记录功能。针对变电站故障录波而言，其利用微机保护装置来实时记录数据，并兼作测距计算，然后把所记录的数字化波形及计算出的测距结果向监控系统传送，由监控系统进行最终的储存与分析。事件记录的内容主要有开关跳合记录、保护动作序列记录等。（4）控制、操作功能。操作人员可利用系统后台监控系统，远程操作电容器组、变压器分接开关及断路器开关等。（5）自诊断功能。自动化系统当中的各个插件，均有自诊断功能，还能将数据分别传送至调度中心、后台控制系统。

2.该变电站内通讯及网络构成

该变电站内信号传输以通讯为主，站内通讯以点对点通讯和组网通讯两种方式实现，其中站控层网络实现站控层与间隔层间通讯，过程层采样值网络实现采样数据通讯，GOOSE网络实现开关信号、遥控、跳闸等命令传输。

2.1站控层网络

该网络用于监控系统与保护、测控装置间通信，采用单星型以太网组网方式，网络通信协议为IEC61850-8部分的MMS，涉及主要的IEC61850各个ACSI服务，如数据变位上传、测量量上传、定值修改、Report报告、连接等服务。

2.2过程层采样网络

该网络主要用于保护、测控装置与电子式CT/PT的合并单元间通信，采用点对点光纤以太网，通讯协议为IEC61850-9-2。合并单元按间隔布置，接入PT合并单元及各CT采样来的信号。光CT/PT与其合并单元间光纤连接，使用制造厂自有协议。

2.3GOOSE网络

该网络主要用于保护测控装置、开关智能单元间进行开关量输入、控制输出传输，同时也用于测控、保护各装置间联闭锁信息传输；为避免不同优先级数据的同网传输，保证数据传输稳定与可靠，该部分信息可将主变等重要跳闸、开关信号采用点对点传输，而一般开入、备自投跳闸采用组网传输两种方式，采用GOOSE报文通讯。

3.该变电站自动化系统及功能配置方案

3.1间隔层保护测控配置

110kV进线保护测控配置数字式接口的线路保护测控一体化装置，实现进线的保护以及测控等功能。110kV分段备自投保护：配置全数字接口的分段备自投保护装置，实现110kV部分的备自投及分段保护功能，同时也可实现测控功能。主变保护：单套配置，采用主变差动、主变后备保护装置，分别实现主变差动、主变高低后备保护功能，同时实现主变高/低侧测控及本体测控功能。本体保护布置于就地本体智能单元内，由本体智能单元实现保护功能。10kV线路保护：采用集成操作箱、具备模拟量信号采集接口，支持站控层MMS协议的保护测控一体化装置，实现出线间隔控制；10kV电容器保护：集成操作箱、具备模拟量信号采集接口，支持站控层MMS协议的保护测控一体化装置，实现电容器间隔控制；10kV接地变保护：同10kV线路保护；10kV分段备自投保护：采用全数字化接口，支持站控层MMS协议、9-2采样值通讯传输、GOOSE通讯功能保护测控一体化装置，支持分段保护、备自投保护功能的集成。10kV低周保护：采用全数字化接口，支持站控层MMS协议、9-2采样值通讯传输、站控层GOOSE通讯功能的保护测控一体化装置，支持多分段电压测控，可实现网络化低周跳闸功能的保护装置。

3.2过程层合并单元配置

110kV进线侧根据间隔配置的电子式电流互感器，配置相应的合并单元实现数字化采集传输，根据进线间隔配置；主变110kV间隔配置的电子式互感器，配置相应的合并单元实现数字化采集传输，主变110kV侧合并单元根据主变差动、后备保护配置，实现双重化；主变中性点CT、间隙CT采用带常规CT接口的合并单元实现数字化采集。主变10kV间隔互感器，配置就地采集装置实现数字化采集传输。主变10kV侧配置合并单元根据主变差动、后备保护配置，也实现双重化；10kV分段间隔根据保护功能集成需要，可配置就地采集单元实现数字化；10kV分段可配置合并单元实现采样值数字化接口的标准化。110kV、10kV部分相应配置电压合并单元，输出至相应110kV合并单元、10kV合并单元，实现电压信号的采集和并列。10kV出线、电容器、接地变间隔就地数字化，不配置合并单元。

3.3过程层智能单元配置

110kV进线及分段部分：根据间隔配置开关智能单元实现保护跳闸、测控等功能，只需配置单装置；110kV母线PT部分：根据PT间隔配置PT智能单元实现PT间隔的信号采集、测控等功能，只需配置单装置；主变部分：110kV侧、10kV侧根据间隔配置开关智能单元实现保护跳闸、测控等功能；配置主变本体智能单元实现主变本体保护、本体信号的测控，只需单装置。10kV部分（主变除外）：10kV分段根据控制需要配置分段开关智能单元，10kV线路、电容器、接地变则不配置。

3.4其他设备配置

站控层设备配置：配置站内监控主机1台\，站内通讯管理机1台，通讯管理机独立于监控主机，将站内信号通过站内调度数据网以104协议实现与监控中心通讯，同时配置模拟通讯通道以101协议实现与监控中心通讯。配置站控层网络交换机，用于站控层保护测控与监控系统、通讯管理机通讯。配置通过KEMA认证，符合IEC61850-3协议要求，专用的GOOSE网络通讯交换机，用于站内间隔层保护测控与过程层（开关）智能单元间通讯。配置稳定的站内二次设备用交流电源，站内二次设备除站控层监控主机外全部采用直流220V供电，为监控主机及其他相关设备配置交流和直流双输入的3kVA逆变电源。

4.以IEC61850标准为基础的自动化系统技术特点

（1）数据采集数字化：可以实现一、二次系统电气上的有效隔离；电气量动态测量范围大，测量精度高，为实现常规变电站装置冗余向信息冗余转变，为实现信息集成化应用提供了前提；对于低驱动功率的变电站二次系统设备可以直接实现数字化接口应用。（2）系统分层分布化：不同电气设备均单独安装具有测量、控制和保护功能的元件，如数字式保护和测控单元等，任何元件出现故障，不会影响整个系统的正常运行。分布式系统实现多CPU工作模式，每个单独的装置都具有一定的数据处理能力，从而大大减轻了主控制单元的负担。系统自诊断能力强，能自动对系统内所有装置进行巡检，及时发现故障并加以隔离。（3）系统结构紧凑化：站内元件和设备数量少，设备布置灵活紧凑、占地面积小，大量减少土建成本，一、二次设备的集成绝大部分设备的试验工作可以在工厂内调试完成，大大减少现场的装配、安装、试验等工作量。（4）系统建模标准化：通过IEC61850标准的应用实现了各个IED和各变电站的数据都是自我描述的、数据类公用、简化数据维护、无缝命名规则、对数据统一建模等。IEC61850标准采用了面向对象建模、抽象通信接口技术和设备自描述规范，IED之间实现了通信协议和通信接口的一致性，具有互操作性；对一、二次设备进行统一建模，变电站站内及变电站与控制中心之间实现了无缝通信体现，真正实现了信息共享。

5.结语

智能变电站是智能电网的关键一环，IEC61850标准在智能变电站的应用仍将是近期电力自动化系统技术研究的一个重要方向，同时也是建设坚强、智能电网的关键技术之一。智能变电站自动化系统以IEC61850标准为基础，随着新版IEC61850标准的广泛应用，智能变电站的自动化水平将进一步提高，从而为电力系统的安全稳定运行提供有力保证。

参考文献：

[1]李澄，袁宇波，陆玉军，等.智能变电站分布式同步采样值组网技术[J].电网技术，2014（1）：47-52

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[2]吴俊兴，胡敏强，吴在军，等.基于IEC61850标准的智能电子设备及变电站自动化系统的测试[J].电网技术，2007，31（2）：70-74.