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摘 要：采用数字化新技术构建的智能变电站是智能电网的重要节点之一，泰和220kV变电站是江西电网首座全面采用全数字化新技术的220kV变电站。通过与常规综合自动化变电站对比，分析了该站数字化设备的配置及特点，对下一步在江西电网全面铺开建设智能变电站有技术指导作用。
关键词：数字化变电站；智能变电站；电子式互感器
0 引 言
泰和220kV变电站位于吉安市泰和县城东北方向约9km的泰和工业园创业区内，采用户外常规敞开式设备。变电站建设规模：主变压器本期1×150MVA，220kV出线本期出线4回，110kV出线本期出线4回，10kV出线本期出线8回，无功补偿本期装设2×7.5Mvar并联电容器。220kV、110kV采用双母线接线。10kV采用单母线分段接线，本期单母线接线。
1 电子式互感器
电子式互感器遵循GBT20840.7/8(IEC60044-7/8)标准。据不完全统计，电子式互感器已在国内数十个110kV、220kV电压等级变电站成功投运，最长的运行时间达5年。电子式互感器在220kV变电站的应用已从初期的间隔挂网运行、整站试点逐渐进入到实际工程推广应用阶段。
1.1电子式互感器在泰和变的应用
220kV及110kV互感器均采用数字输出的电子式互感器，10kV互感器除主变进线柜内装设电子式CT外，其它开关柜内则装设常规电磁式互感器。
采用的电子式电流互感器基本原理是采用罗氏线圈传感器将一次电流转换为弱电信号，再经A/D转换成数字信号后通过光缆送出给接收端；电子式电压互感器采用电感(或电容)分压器将一次高电压转换为弱电信号。整个电流采集、分压装置的体积都很小，转换装置可以共用一个，故完全可以将电流、电压互感器整合为一个设备。目前220kV电压等级及以下，国内大部分电子式互感器生产厂家也已经将这种整合应用于实际工程。
1.2 电流互感器
220kV各间隔、主变三侧间隔采用有源型电子式电流互感器并按保护双重化要求配置，线圈配置原则为2个保护线圈，1个测量、计量线圈，准确级分别为5P级、5P级、0.2S级。
110kV均按照保护单套原则配置有源型电子式电流互感器，线圈配置原则为1个保护线圈，1个测量、计量线圈，准确级分别为5P级、0.2S级。
10kV各间隔（主变进线除外）互感器仍选用常规电磁式电流互感器，1个保护线圈、1个测量线圈、1个计量线圈，准确级分别为10P20级、0.5级、0.2级。
1.3 电压互感器
220kV和110kV的母线PT由于采用数字式输出，合并器替代了常规电压切换回路，故设计采用每条母线配置具有2个二次电压输出端的有源型电子式电压互感器，准确级次为0.2/5P级、5P级。10kV电压等级采用常规电磁式电压互感器，配置2个三相二次线圈，1个开口三角线圈，准确级为0.2级、0.5级、3P级。
本项目不配置单独的电子式电压互感器，而采用将其分压线圈合并装设在线路内侧电子式电流互感器中的组合方式，其准确级为0.2级。此方案对于保护装置重合闸检同期、检无压功能和监控的同期控制均无影响，而线路外侧接地刀的防误闭锁问题可以通过线路外侧加装高压带电显示器来解决。
1.4 电子式互感器与隔离开关组合
整合完毕的有源电子式互感器体积较小，重量也很轻，与外界接收装置的联系只是一根光缆。为压缩间隔纵向尺寸、节省占地以及降低工程全寿命周期成本，将部分间隔的电子式互感器与双柱水平断口隔离开关进行设备组合，将电子式互感器安装在隔离开关静触头侧设备底座上，与隔离开关静触头共用一個支架。
2 电缆设施
数字化变电站中过程层网络的出现和应用极大地优化了二次电缆的数量。二次盘柜至配电装置以及不同二次盘柜之间的控制电缆几乎完全被取消，而改之以少量光缆代替。二次设备间内多为光纤接线，屏内端子排数量只有常规盘柜的10%左右，因而施工接线工作量极少。由于采用电子式互感器，光纤传输，使得全站的电缆大大减少，为简化电缆设施提供了条件。
3 监控系统
全站采用IEC 61850通讯体系结构，分为站控层、间隔层和过程层。各层之间通过站控层网络和过程层网络相连，两层网络相对独立。
全站以太网全部采用百兆以太网(100Mbps)，重要网络双重化配置。过程层网络按间隔划分冲突域，模拟量采样数据通过点对点串行方式传输，GOOSE信息则单独组网。
3.1 监控系统组网方案
站控层网络方案：站控层网络采用100Mbps工业以太网，并按照IEC61850通信规约进行系统建模及信息传输，通讯介质采用光纤。监控网络冗余化配置双以太网，保证单一网络故障时不失去任何功能。经功能优化，保护信息网取消，保护设备与信息子站通过监控网络交换信息。故障录波网仍予以保留，故障录波系统与信息子站通过该网络传递录波信息。10kV配电装置采用间隔层设备下放的布置方式，因而构成位于就地的站控层网络。该网络采用双重化100Mbps以太网，通过级联方式与远方站控层网络相连。
3.2 GOOSE网络
站内开关量信息通过GOOSE网络传输，实现二次设备的互联互操作，因此GOOSE网的安全可靠直接关系到变电站的能否稳定运行。影响GOOSE网稳定运行的主要因素是交换机的可靠性，故考虑提高GOOSE网的冗余度，优化网络配置，选用工业级光交换机，并采用少接口多台配置原则。
220kV GOOSE网络按双网配置，满足双重化保护的要求，两个网络应相互独立。网络采用星型拓朴结构，每个220kV线路及母联间隔配置两台交换机；220kV系统配置两台220kV公用交换机，分别接母线保护、录波等设备，并和主变GOOSE网相连。220kV各间隔交换机分别布置于各间隔保护屏上，公用交换机布置于220kV公用测控柜。
3.3 五防闭锁系统
全站不设独立的微机五防工作站，监控系统具有五防闭锁逻辑功能，可以实现站控层、间隔层和就地三层结构的五防闭锁。监控主机实时采集全站断路器及刀闸位置状态，对遥控指令进行闭锁逻辑判断，禁止误操作指令执行。间隔层具有完善的防误闭锁逻辑软件，测控单元及智能终端按电气一次间隔配置，能独立实现本间隔的操作闭锁逻辑；通过从站控层以太网获取公共信息，在间隔层还可以实现与本单元以外设备之间的综合操作闭锁功能。
为了实现各出线侧地刀的安全闭锁功能，在220kV、110kV线路侧加装了高压带电显示装置，将线路侧的带电状态作为操作闭锁条件之一，参与监控系统闭锁逻辑运算，以实现出线地刀的防误闭锁。
5 结 语
泰和220kV变电站采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量的检测等基本功能，并可以根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。除配电装置内仍采用常规电缆连接外，其它地方以通讯光缆连接为主。网络通讯技术深入应用，能够实现以“状态检修”来代替常规变电站设备的“定期检修”，从而大幅减少了变电站的维护工作量。
整站配置的智能组件由若干智能电子装置集合而成，包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。承担主设备的测量、控制和监测等基本功能；在满足相关标准要求时，智能组件还可以承担相关计量、保护等功能。
关键词：数字化变电站；智能变电站；电子式互感器
0 引 言
泰和220kV变电站位于吉安市泰和县城东北方向约9km的泰和工业园创业区内，采用户外常规敞开式设备。变电站建设规模：主变压器本期1×150MVA，220kV出线本期出线4回，110kV出线本期出线4回，10kV出线本期出线8回，无功补偿本期装设2×7.5Mvar并联电容器。220kV、110kV采用双母线接线。10kV采用单母线分段接线，本期单母线接线。
1 电子式互感器
电子式互感器遵循GBT20840.7/8(IEC60044-7/8)标准。据不完全统计，电子式互感器已在国内数十个110kV、220kV电压等级变电站成功投运，最长的运行时间达5年。电子式互感器在220kV变电站的应用已从初期的间隔挂网运行、整站试点逐渐进入到实际工程推广应用阶段。
1.1电子式互感器在泰和变的应用
220kV及110kV互感器均采用数字输出的电子式互感器，10kV互感器除主变进线柜内装设电子式CT外，其它开关柜内则装设常规电磁式互感器。
采用的电子式电流互感器基本原理是采用罗氏线圈传感器将一次电流转换为弱电信号，再经A/D转换成数字信号后通过光缆送出给接收端；电子式电压互感器采用电感(或电容)分压器将一次高电压转换为弱电信号。整个电流采集、分压装置的体积都很小，转换装置可以共用一个，故完全可以将电流、电压互感器整合为一个设备。目前220kV电压等级及以下，国内大部分电子式互感器生产厂家也已经将这种整合应用于实际工程。
1.2 电流互感器
220kV各间隔、主变三侧间隔采用有源型电子式电流互感器并按保护双重化要求配置，线圈配置原则为2个保护线圈，1个测量、计量线圈，准确级分别为5P级、5P级、0.2S级。
110kV均按照保护单套原则配置有源型电子式电流互感器，线圈配置原则为1个保护线圈，1个测量、计量线圈，准确级分别为5P级、0.2S级。
10kV各间隔（主变进线除外）互感器仍选用常规电磁式电流互感器，1个保护线圈、1个测量线圈、1个计量线圈，准确级分别为10P20级、0.5级、0.2级。
1.3 电压互感器
220kV和110kV的母线PT由于采用数字式输出，合并器替代了常规电压切换回路，故设计采用每条母线配置具有2个二次电压输出端的有源型电子式电压互感器，准确级次为0.2/5P级、5P级。10kV电压等级采用常规电磁式电压互感器，配置2个三相二次线圈，1个开口三角线圈，准确级为0.2级、0.5级、3P级。
本项目不配置单独的电子式电压互感器，而采用将其分压线圈合并装设在线路内侧电子式电流互感器中的组合方式，其准确级为0.2级。此方案对于保护装置重合闸检同期、检无压功能和监控的同期控制均无影响，而线路外侧接地刀的防误闭锁问题可以通过线路外侧加装高压带电显示器来解决。
1.4 电子式互感器与隔离开关组合
整合完毕的有源电子式互感器体积较小，重量也很轻，与外界接收装置的联系只是一根光缆。为压缩间隔纵向尺寸、节省占地以及降低工程全寿命周期成本，将部分间隔的电子式互感器与双柱水平断口隔离开关进行设备组合，将电子式互感器安装在隔离开关静触头侧设备底座上，与隔离开关静触头共用一個支架。
2 电缆设施
数字化变电站中过程层网络的出现和应用极大地优化了二次电缆的数量。二次盘柜至配电装置以及不同二次盘柜之间的控制电缆几乎完全被取消，而改之以少量光缆代替。二次设备间内多为光纤接线，屏内端子排数量只有常规盘柜的10%左右，因而施工接线工作量极少。由于采用电子式互感器，光纤传输，使得全站的电缆大大减少，为简化电缆设施提供了条件。
3 监控系统
全站采用IEC 61850通讯体系结构，分为站控层、间隔层和过程层。各层之间通过站控层网络和过程层网络相连，两层网络相对独立。
全站以太网全部采用百兆以太网(100Mbps)，重要网络双重化配置。过程层网络按间隔划分冲突域，模拟量采样数据通过点对点串行方式传输，GOOSE信息则单独组网。
3.1 监控系统组网方案
站控层网络方案：站控层网络采用100Mbps工业以太网，并按照IEC61850通信规约进行系统建模及信息传输，通讯介质采用光纤。监控网络冗余化配置双以太网，保证单一网络故障时不失去任何功能。经功能优化，保护信息网取消，保护设备与信息子站通过监控网络交换信息。故障录波网仍予以保留，故障录波系统与信息子站通过该网络传递录波信息。10kV配电装置采用间隔层设备下放的布置方式，因而构成位于就地的站控层网络。该网络采用双重化100Mbps以太网，通过级联方式与远方站控层网络相连。
3.2 GOOSE网络
站内开关量信息通过GOOSE网络传输，实现二次设备的互联互操作，因此GOOSE网的安全可靠直接关系到变电站的能否稳定运行。影响GOOSE网稳定运行的主要因素是交换机的可靠性，故考虑提高GOOSE网的冗余度，优化网络配置，选用工业级光交换机，并采用少接口多台配置原则。
220kV GOOSE网络按双网配置，满足双重化保护的要求，两个网络应相互独立。网络采用星型拓朴结构，每个220kV线路及母联间隔配置两台交换机；220kV系统配置两台220kV公用交换机，分别接母线保护、录波等设备，并和主变GOOSE网相连。220kV各间隔交换机分别布置于各间隔保护屏上，公用交换机布置于220kV公用测控柜。
3.3 五防闭锁系统
全站不设独立的微机五防工作站，监控系统具有五防闭锁逻辑功能，可以实现站控层、间隔层和就地三层结构的五防闭锁。监控主机实时采集全站断路器及刀闸位置状态，对遥控指令进行闭锁逻辑判断，禁止误操作指令执行。间隔层具有完善的防误闭锁逻辑软件，测控单元及智能终端按电气一次间隔配置，能独立实现本间隔的操作闭锁逻辑；通过从站控层以太网获取公共信息，在间隔层还可以实现与本单元以外设备之间的综合操作闭锁功能。
为了实现各出线侧地刀的安全闭锁功能，在220kV、110kV线路侧加装了高压带电显示装置，将线路侧的带电状态作为操作闭锁条件之一，参与监控系统闭锁逻辑运算，以实现出线地刀的防误闭锁。
5 结 语
泰和220kV变电站采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量的检测等基本功能，并可以根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。除配电装置内仍采用常规电缆连接外，其它地方以通讯光缆连接为主。网络通讯技术深入应用，能够实现以“状态检修”来代替常规变电站设备的“定期检修”，从而大幅减少了变电站的维护工作量。
整站配置的智能组件由若干智能电子装置集合而成，包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。承担主设备的测量、控制和监测等基本功能；在满足相关标准要求时，智能组件还可以承担相关计量、保护等功能。