引言
随着变电站自动化技术的不断发展,变电站自动化系统的信息采集､处理､传输都对站内通信配置提出了更高的要求｡要想真正提高其可靠性,则需要实现资源的优化配置,并不断提升变电站的整体运行水平,满足基本的运行要求｡基于此,本文主要对110kV变电站综合自动化通信系统进行了简要的分析,希望可以为相关工作人员提供一定的参考｡
1.110kV数字化变电站的特点
数字化变电站的主要技术特征有：数据采集数字化；系统分层分布化；系统结构紧凑化；系统建模标准化；信息交互网络化；信息应用集成化；设备检修状态化；设备操作智能化。由于各主要厂家对于IEC61850协议的理解不同，现阶段数字化变电站在系统建模标准化、设备操作智能化等方面还没有完全实现。
根据IEC61850标准的定义，110kV数字化变电站自动化系统在逻辑结构上可分为3个层次，分别为“过程层”、“间隔层”、“站控层”，各层次内部及层次之间采用高速数据网络通信。
1）过程层。过程层是一次设备与二次设备的结合面，或者说是指智能化一次设备的智能化部分。过程层主要功能：①实时电气量检测，主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测；②运行设备的状态参数检测与统计，变电站需要进行状态参数检测的设备主要有变压器、断路器、刀闸、母线、电容器、电抗器、直流电源系统等，在线检测的内容主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据；③操作控制执行与驱动，包括变压器分接头调节控制，电容器、电抗器投切控制，断路器、刀闸的合分控制，直流电源充放电控制等。
2）间隔层。间隔层设备主要功能：①汇总本间隔过程层实时数据信息；②实施对一次设备的保护控制；③实施本间隔的操作闭锁；④实施操作同期及其它控制功能；⑤控制数据采集、统计计算及控制命令的优先级；⑥承上启下的通信功能，即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。
3）站控层。站控层主要功能：①通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；②按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心；③接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；④具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；⑤具有站内当地监控、人机联系功能，如显示、操作、打印、报警，以及图像、声音等多媒体功能；
2.110kV数字化变电站通信设备
2.1交换机
交换机是110kV常规变电站网络通信中重要的设备之一,具有网络互联､安全控制和冗余策略等功能｡交换机作为网络连接的主要设备,工作于OSI参考模型的第二层,即数据链路层｡它具有物理编址､网络拓扑结构､错误校验､Vlan划分､链路汇聚和防火墙等功能｡目前110kV常规变电站综合自动化系统中,常用的交换机有DLink的DES1016R+和DES1024R+,宝讯科技的BX-5024和BX-5016等｡
2.2通信规约转换器(保护管理机)
现阶段,110kV常规变电站综合自动化系统中,存在多种厂商设备,而每个厂商运用的通信规约不统一､不完全兼容,非常不利于综合自动化系统内不同设备之间的信息交互和互操作性实现｡通信规约转换器的开发和运用,成功解决了通信过程中的规约兼容问题,促进了综合自动化的发展｡
2.3远动装置
为了加强对变电站的管控和提高变电站的安全性,调度主站希望构成变电站的各部分集中统一指挥､协调工作｡为此,调度主站要随时了解系统各部分在生产过程中的实际情况,并在此基础上提出对生产过程进行指挥的策略｡以上过程既要满足实时性好要求,又要保证可靠性高,必须借助远动技术实现调度管理｡厂站远动装置对下实现对变电站设备信息的采集､处理和上层下达命令的执行；对上通过远动技术,调度主站工作人员在主站可通过厂站远动装置实时上传的遥测和通信数据,监视变电站运行设备的实时运行状况,并通过对厂站远动装置下发遥控和遥调命令,实现对变电站运行设备的控制｡
3变电站监控与调度通信系统的配置
3.1变电站电气主接线及远动信息
根据某变电站负荷容量及供电要求,该110kV变电站电气主接线的设计为如下形式:110kV电源进线3回,每路进线通过线路变压器组接线方式,由一台63MVA三相双圈有载调压电力变压器将110kV电压降至10kV｡10kV侧为单母线6分段接线形式,每台变压器带两段母线,每段母线引出线6回,出线总数共36回｡10kV侧接有4800kVar并联电力电容器6组,950kVA接地变压器3台,850kVA消弧线圈3组｡
3.2监控与调度通信系统的配置
3.2.1通信服务器配置
通信服务器是一种多通信接口､多通信规约的专用系统｡本工程中配置一台16接口通信服务器,一个接口接电量采集装置,其余连接智能直流屏,图像监控系统,智能空调､风机,直流接地检测装置,消弧线圈自动调谐装置,防火防盗系统等智能辅助设备｡多余接口作为预留备用｡其中智能辅助设备由于设备厂家不同,其接口均为RS-485串口通信,此时通过通信服务器将其转换成以太网,将其他厂家的智能设备信息接入变电站自动化系统中,满足变电站无人值守要求｡
3.2.2全站时间同步系统配置
为了保证变电站系统时钟的统一,站内配置一套公用的时钟同步系统,主时钟双重化配置,另配置扩展装置实现站内所有设备的软､硬对时｡支持北斗系统和GPS系统单向标准授时信号,优先采用北斗系统,时钟同步精度满足站内所有设备的对时精度要求｡时间同步系统对时范围包括监控系统站控层设备､保护装置､测控装置及站内其他智能设备等｡
3.2.3电能计量装置配置
专用计量点设置在变电站110kV进线侧｡110kV进线专用计量电能表安装在专用计量柜内｡计量CT､PT精度为0.2S级,电能表选用0.2S复合分时电能表｡主变10kV侧电度表采用电子式三相四线多功能电能表,有功电度测量精度0.5S级､无功电度测量精度2.0级｡10kV出线电度表采用电子式三相三线多功能电能表,有功电度测量精度0.5S级､无功电度测量精度2.0级｡
3.2.4 110kV变电站综合自动化结构
110KV变电站综合自动化系统采用分层分布式网络结构｡以太网连接,以TCP/IP协议与站内继电保护和其他智能装置通信,通信规约统一采用DL/T860(IEC61850),此协议将IEC61850标准用于TCP/IP网络｡本变电站自动化系统设计中微机总控､公用测控装置､主变保护､测控及自动化装置等采用集中组柜;10kV出线､电容器､PT并列､分段､备自投等保护测控装置采用分散式布置在10kV高压开关柜仪表箱上｡变电站监控与调度通信系统的配置将变电站的相关设备信息进行联网,实现变电系统通信网络化,使变电站运行具有可靠､开放､实时､安全的巨大优势｡
4网络拓扑
整个变电站微机型综合自动化系统主要采取的分布式结构为分层式,可以对站控层､通信网络层､间隔层进行管理,并且站控层采取双以太网的模式支持多种协议,实现双机双网的无缝自主切换,另外站控层的通信网络采取光纤介质的以太网技术,具有良好的抗干扰性;间隔层采用双网形式,采用屏蔽双绞线介质的现场总线和以太网,通过通讯管理机实现间隔层与站控层的联系,所有微机保护装置同时提供IEC61850规约接口､MODBUS或其他规约接口,确保通信的实时性和可靠性｡
5.结论
综上所述,通信系统的结构比较清晰,变电所运行人员必须结合实践利用所学的理论知识及积累的丰富经验,才能更好地掌握变电站的通信系统,在发生通信故障时,才能更快更准看清故障现象,分清故障范围,然后再通知相关人员进行检修｡
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