基于IEC61850的配电自动化系统具体实例

摘要 随着国民经济的发展和社会的进步,人们对供电可靠性的要求越来越高。配电网是电力系统中面向最终用户的关键环节,也是目前制约供电可靠性提高的瓶颈所在。加强配电网建设,实施配网自动化,解决配电网“盲管”问题,对于提高供电质量,保障社会经济的健康持续发展，具有十分重要的意义。给出了将IEC61850的技术和方法应用到穿山配电网自动化系统中。

关键词 通信系统； 通信体系； 配网自动化； IEC 61850； 智能配电网

中图分类号TM6 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）83-0148-02

1 总体实施方案

采用计算机监控系统，并实施IEC61850标准，其总体方案为：

1）一次设备采用常规的电流、电压互感器以及开关设备；

2）采用合并单元实现电流、电压等模拟量的数字化；

3）采用智能终端实现断路器、隔离开关等设备的智能化；

4）变电站计算机监控系统及保护信息上送采用IEC61850标准，统一组网，二次设备采用符合IEC61850标准的智能设备；

5）除母线保护、主变保护外，其余均采用保护测控一体化装置。

2 组网

全站分为三层：站控层、间隔层和过程层。站控层设备包括计算机监控系统主机、远动通信装置、继电保护和故障信息管理子站等；间隔层包括各保护装置、测控装置等；过程层包括合并单元、智能终端。

站内分别设置过程层网络（含GOOSE、SV报文）和站控层网络（含MMS、GOOSE报文）。

全站构建冗余的站控层网络即站控层A网、站控层B网，220kV、110kV按电压等级配置过程层网络，网络形式采用100M光纤双星形以太网，GOOSE、SV报文共网传输。220kV命名为过程层A网、过程层B网，110kV命名为过程层C网、过程层D网。35kV不配置过程层网络。双重化配置的保护装置、智能终端分别接入不同的过程层网络；单套配置的保护（测控）装置、智能终端同时接入两套不同的过程层网络；主变电气量保护同时接入各侧过程层网络；主变35kV侧接入110kV过程层网络。

保护装置、测控装置均采用支持IEC61850标准的数字化接口接入站控层网络，相关信息通过该网络以MMS报文的形式传送至变电站站控层设备，测控装置间的联闭锁信息也通过该网络以GOOSE报文的形式传输。

保护装置、测控装置、智能终端均采用支持IEC61850标准的数字化接口接入过程层网络，装置间的相互启动、相互闭锁、位置状态等交换信息以GOOSE报文的形式通过该网络传输。

2.1 间隔层、过程层设备配置

220kV线路保护、母线保护、母联保护、主变电气量保护均按双重化配置；110kV以及35kV线路保护、母分保护，35kV电抗器保护， 110kV母线保护，主变非电量保护均单套配置。除母线保护、主变保护外，其余均采用保护测控一体化装置。

主变三侧（还包括中性点）、220kV线路（母联）间隔合并单元双重化配置，110kV线路（母分）间隔合并单元单套配置，220kV、110kV母线合并单元双重化配置，35kV除主变间隔外不配置合并单元。合并单元分散布置于配电装置场地智能组件柜内。

主变三侧、220kV线路（母联）断路器智能终端双重化配置，110kV线路（母分）断路器、主变本体智能终端单套配置，220kV、110kV母线智能终端按段单套配置，35kV除主变间隔外不配置智能终端。智能终端分散布置于配电装置场地智能组件柜内。

220kV线路保护、母线保护、母联保护，主变电气量保护，110kV线路保护、母分保护均经点对点光纤至相关合并单元直接采样，经点对点光纤至相关智能终端直接跳断路器。

主变非电量保护采用就地直接电缆跳闸，35kV保护仍采用常规电缆方式采样跳闸。

2.2 故障录波器和继电保护及故障信息管理子站配置

配置支持IEC61850标准的故障录波器，并具有GOOSE、SV网络接口。交流模拟信息录波通过接收相应过程层网上各合并单元的SV报文；开关信息录波通过接收相应过程层网上各保护设备动作的GOOSE报文，以及智能终端来的GOOSE报文。故障录波器单独组网，接入保护信息子站。

继电保护及故障信息管理子站支持IEC61850标准，接入站控层网络收集各保护装置的信息，并通过调度数据网接入调度保护信息管理系统。

2.3 系统调度自动化

调度关系和系统调度自动化现状是220kV穿山变电站接入系统后，浙江省调、宁波地调、北仑区调调度。远动信息送上述调度和相关监控中心。

浙江省调：主站系统现为南瑞电网公司的OPEN3000系统，可实现SCADA和AGC等功能。远动规约采用IEC60870-5-101规约和IEC60870-5-104规约。

宁波地调：主站系统现为南瑞电网公司的OPEN3000系统，可实现常规的SCADA等功能。远动规约采用IEC60870-5-101规约和IEC60870-5-104规约。

北仑区调：主站系统现为南瑞电网公司的OPEN2000系统，可实现常规的SCADA等功能。远动规约采用IEC60870-5-101规约和IEC60870-5-104规约。

2.4 远动系统

2.4.1远动系统总体方案

本变电站采用计算机监控系统，并实施IEC61850标准，其总体方案详见2.4节说明。

2.4.2远动装置

计算机监控系统中设置两台远动数据处理及通信装置，直接接入站控层网络，负责与各级调度通信中心的数据交换；远动数据处理及通信装置基础数据直接从监控系统测控装置获取，并接受和处理来自远方的调节和控制命令。

2.4.3远动信息传输方式

本变电站采用网络方式接入电力调度数据网的省调接入网和地调接入网。数据传送协议为TCP/IP，其应用层协议采用IEC60870-5-104。

同时，变电站组织1路常规远动通道和监控中心进行通信，传输规约采用IEC60870-5-101。

全站统一GPS系统

3 结论

配电网自动化系统应用以来，运行稳定、效果明显、效益显著，提高自动化水平，大大降低配网的故障率，缩小配网故障的影响停电范围，提高工作效率，提高对供电工作人员的安全保证，达到降低网损的目的，提高配电网供电可靠性和改善电能质量。

参考文献

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