110kV變電站數(shù)字化改造實(shí)踐

杭琳，潘朝賢

（淮安供電公司，江蘇淮安223002）

1 傳統(tǒng)變電站存在的問(wèn)題

（1）電磁式互感器：電壓互感器二次回路的壓降對(duì)計(jì)量裝置的計(jì)量準(zhǔn)確度不利，進(jìn)一步提高采集精度較為困難；同時(shí)電磁互感器二次負(fù)載、互感器固有的磁飽和、二次回路的地電位問(wèn)題都直接影響計(jì)量、保護(hù)等裝置的運(yùn)行；而采用電磁式的互感器維護(hù)工作量也較大。

（2）電纜傳遞信號(hào)：變電站內(nèi)一次設(shè)備眾多，傳統(tǒng)變電站通過(guò)電纜將一次設(shè)備的電量信號(hào)、開(kāi)關(guān)狀態(tài)傳到室內(nèi)間隔層的保護(hù)、測(cè)控裝置，同時(shí)接收裝置發(fā)送的跳閘和操作命令；由于眾多信號(hào)電纜的路徑基本一致，且線纜較長(zhǎng)，極易傳遞電磁干擾，從眾多的事故分析來(lái)看，二次電纜及干擾是目前傳統(tǒng)變電站運(yùn)行中的主要隱患。

（3）自動(dòng)化設(shè)備：站內(nèi)大量使用微機(jī)保護(hù)、監(jiān)控裝置、故障錄波、消諧裝置等多種不同功能的自動(dòng)化設(shè)備，各裝置獨(dú)立采集和傳輸信號(hào)，雖能將信號(hào)傳輸至變電站后臺(tái)系統(tǒng)、遠(yuǎn)方控制中心；但由于未采用統(tǒng)一的通信規(guī)約和接口規(guī)范，難以實(shí)現(xiàn)二次設(shè)備間信息交互、不同廠家設(shè)備根本無(wú)法實(shí)現(xiàn)互操作；增加了變電站擴(kuò)建的成本和設(shè)備調(diào)試的難度，后期的運(yùn)維成本也難以降低[1]。

2 變電站數(shù)字化改造方案

2.1 數(shù)字化變電站的優(yōu)勢(shì)

（1）采用電子式互感器：電子式互感器信號(hào)采集原理與常規(guī)互感器不同，不受磁飽和影響。信號(hào)就地采集后以光纖通信數(shù)字化傳輸，其采集精度，可靠性均較高。計(jì)量系統(tǒng)的采集精度由不受互感器以外因素干擾，能較好滿足計(jì)量系統(tǒng)的精度要求。

（2）采用光纜通信：站內(nèi)一次設(shè)備的電量、開(kāi)關(guān)等信號(hào)，均通過(guò)光纜以數(shù)字通信方式傳輸，可減少大量使用的信號(hào)電纜。同時(shí)避免電纜對(duì)信號(hào)傳輸?shù)牟焕绊憽?/p>

（3）站內(nèi)統(tǒng)一通信：站內(nèi)二次設(shè)備采用統(tǒng)一的規(guī)約進(jìn)行通信，為實(shí)現(xiàn)二次設(shè)備的功能集成、設(shè)備集中和設(shè)備間實(shí)現(xiàn)互操作創(chuàng)造了有利條件[2]。

2.2 數(shù)字化方案選擇

對(duì)于江蘇省內(nèi)實(shí)施的變電站數(shù)字化改造工程而言，遵循“經(jīng)濟(jì)實(shí)用、技術(shù)先進(jìn)、成熟可靠”的原則，是工程建設(shè)的首要目標(biāo)。根據(jù)現(xiàn)階段技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀選擇一個(gè)全數(shù)字化方案：即全面開(kāi)展IEC61850標(biāo)準(zhǔn)應(yīng)用、電子式互感器及數(shù)字化過(guò)程層設(shè)備接口、一次設(shè)備智能化、GOOSE網(wǎng)絡(luò)通信、全站二次設(shè)備組網(wǎng)等方面的技術(shù)及應(yīng)用研究。主要有以下方面。

（1）全站設(shè)備按IEC61850標(biāo)準(zhǔn)統(tǒng)一建模，在邏輯結(jié)構(gòu)上按三層劃分為“過(guò)程層”、“間隔層”、“站控層”[3]。

（2）采用電子式互感器，即在主變壓器（簡(jiǎn)稱主變）、各電壓等級(jí)采用電子式互感器。

（3）采用智能單元實(shí)現(xiàn)開(kāi)關(guān)的智能化操作。

（4）全站設(shè)備按站控層網(wǎng)絡(luò)、過(guò)程層網(wǎng)絡(luò)組網(wǎng)實(shí)現(xiàn)通信，而過(guò)程層網(wǎng)絡(luò)由采樣值通信和GOOSE通信構(gòu)成。

2.3 110kV變電站全數(shù)字化改造方案要點(diǎn)

（1）一次系統(tǒng)改造

互感器：110kV、主變各側(cè)采用電子式互感器，以光通信信號(hào)輸出，35kV和10kV采用電子式互感器，但以小電壓模擬輸出[4]；與本間隔合并單元連接，合并單元輸出光通信信號(hào)。

開(kāi)關(guān)：室外斷路器本體不做更改，采用開(kāi)關(guān)智能單元裝置作代理設(shè)備，實(shí)現(xiàn)一次設(shè)備的智能化。智能單元通過(guò)光纖實(shí)現(xiàn)信號(hào)輸入輸出。

（2）二次系統(tǒng)改造

站內(nèi)間隔層保護(hù)測(cè)控裝置、電能表計(jì)及消弧線圈控制裝置、直流系統(tǒng)監(jiān)控裝置做相應(yīng)的更換，或更改為支持IEC61850通信的裝置實(shí)現(xiàn)。

站內(nèi)站控層設(shè)備更換為支持IEC61850標(biāo)準(zhǔn)的站控層后臺(tái)及通信管理機(jī)。

（3）設(shè)備組網(wǎng)通信方案

根據(jù)全站信號(hào)數(shù)字化傳輸?shù)囊螅核性O(shè)備必須具有相應(yīng)的通信接口，且支持IEC61850規(guī)約。

數(shù)字化變電站通信主要分站控層網(wǎng)絡(luò)、過(guò)程層網(wǎng)絡(luò)，由于目前網(wǎng)絡(luò)傳輸速率限制，還不能實(shí)現(xiàn)兩網(wǎng)合一通信，且由于采樣值、開(kāi)關(guān)信號(hào)等信號(hào)在變電站控制中較為重要，工程實(shí)現(xiàn)上采用分網(wǎng)傳輸。

過(guò)程層與間隔層信號(hào)傳輸主要有采樣值、一次設(shè)備（開(kāi)關(guān)）狀態(tài)信號(hào)及控制。但由于采樣值傳輸數(shù)據(jù)量大，現(xiàn)有網(wǎng)絡(luò)難以滿足多點(diǎn)設(shè)備組網(wǎng)要求，且IEC61850-9-1協(xié)議為點(diǎn)對(duì)點(diǎn)通信不組網(wǎng)，因此過(guò)程層網(wǎng)絡(luò)通信由兩部分組成：一次設(shè)備狀態(tài)及控制信號(hào)組網(wǎng)（GOOSE專用網(wǎng)），采樣值傳輸為點(diǎn)對(duì)點(diǎn)方式。站控層與間隔層間通信除通信規(guī)約外，傳輸信號(hào)與常規(guī)站區(qū)別不大。

（4）其他設(shè)備對(duì)于不支持IEC61850的間隔層設(shè)備，配以規(guī)約轉(zhuǎn)換單元接入站控層通信網(wǎng)絡(luò)。

站內(nèi)其他設(shè)備或系統(tǒng)應(yīng)盡可能進(jìn)行功能集成，減少現(xiàn)有設(shè)備的數(shù)量。

110kV變電站數(shù)字化改造方案如圖1所示。

圖1 110kV變電站數(shù)字化改造方案

3 城南變數(shù)字化實(shí)施方案

3.1 110kV部分

采用電子式互感器，通過(guò)光纖接入室內(nèi)的間隔合并器和電壓合并器，間隔合并器從電壓合并器獲取電壓信號(hào)。

間隔合并器通過(guò)點(diǎn)到點(diǎn)方式接入間隔層的保護(hù)測(cè)控一體化裝置、電子式電能表計(jì)。

安裝就地智能單元實(shí)現(xiàn)開(kāi)關(guān)等一次設(shè)備的數(shù)字化控制和信號(hào)傳輸、接入GOOSE專用網(wǎng)絡(luò)。

3.2 主變部分

采用電子式互感器，通過(guò)光纖接入室內(nèi)的主變差動(dòng)、后備合并器，后備合并器電壓信號(hào)取自各側(cè)電壓合并器；差動(dòng)、后備合并器分別接入差動(dòng)和后備保護(hù)測(cè)控一體化裝置、電子式電能表計(jì)。

主變后備保護(hù)按要求實(shí)現(xiàn)三側(cè)后備一體化。

安裝就地智能單元實(shí)現(xiàn)各側(cè)開(kāi)關(guān)、主變本體等一次設(shè)備的數(shù)字化控制和信號(hào)傳輸，接入GOOSE專用網(wǎng)絡(luò)。

主變本體信號(hào)、溫度，通過(guò)GOOSE網(wǎng)絡(luò)傳輸，接入差動(dòng)保護(hù)裝置。

3.3 35/10kV部分

該部分由于實(shí)現(xiàn)間隔層設(shè)備就地化安裝，因此電子式互感器直接輸出小信號(hào)接入合并器（不配置采集器）；合并器接電壓并列合并器輸入，輸出接入間隔保護(hù)測(cè)控一體化裝置。

由于保護(hù)就地化實(shí)現(xiàn)，因此不需為各間隔配置開(kāi)關(guān)智能單元（保護(hù)測(cè)控裝置帶操作箱）。

3.4 其他部分

低周低壓減載裝置，接入電壓合并器信號(hào)，實(shí)現(xiàn)數(shù)字式的低周減載。

站內(nèi)消弧線圈裝置為廠家提供的新型自帶IEC61850協(xié)議的裝置，可直接接入站控層。

直流系統(tǒng)由于未改造，采用與規(guī)約轉(zhuǎn)換器通信后接入站控層。

3.5 變電站網(wǎng)絡(luò)通信

網(wǎng)絡(luò)架構(gòu)選擇方面，在變電站內(nèi)通信應(yīng)用中，由于總線型網(wǎng)絡(luò)、環(huán)型網(wǎng)絡(luò)的可靠性、成本等方面，均不及星型網(wǎng)絡(luò)，目前站內(nèi)的通信網(wǎng)絡(luò)均選擇星型網(wǎng)絡(luò)。

圖2 站控層通信網(wǎng)絡(luò)

過(guò)程層采用采樣值部分點(diǎn)對(duì)點(diǎn)方案，而過(guò)程層的開(kāi)關(guān)信號(hào)部分采用GOOSE專網(wǎng)實(shí)現(xiàn)。對(duì)于110kV、主變部分的開(kāi)關(guān)信號(hào)、狀態(tài)信號(hào)采用專用GOOSE網(wǎng)絡(luò)實(shí)現(xiàn)。GOOSE專網(wǎng)配以可靠性較高的GOOSE專用交換機(jī)。

跨間隔傳輸?shù)拈_(kāi)關(guān)信號(hào)、聯(lián)閉鎖信號(hào)、低周減載跳閘由于可靠性要求均不及110kV、主變部分的開(kāi)關(guān)信號(hào)、跳閘命令，在站控層以GOOSE協(xié)議傳輸，簡(jiǎn)化了GOOSE專用網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)的設(shè)計(jì)，符合經(jīng)濟(jì)實(shí)

圖4 站控層GOOSE通信示意

4 城南變數(shù)字化改造策略與調(diào)試方法

4.1 改造實(shí)施策略

為減少變電站改造帶來(lái)的對(duì)用戶停電的影響，盡量減少設(shè)備停運(yùn)時(shí)間，確保數(shù)字化改造任務(wù)按時(shí)完成，防止重復(fù)停電?，F(xiàn)場(chǎng)設(shè)備改造采用方法如下。

（1）遵循傳統(tǒng)站改造思路，采用由簡(jiǎn)入繁方法，35kV/10kV部分的優(yōu)先改造，改造完成后，進(jìn)行主變、110kV部分改造。

（2）首先完成IEC61850工程配置設(shè)置以及整個(gè)二次系統(tǒng)和網(wǎng)絡(luò)的靜態(tài)調(diào)試。

（3）以單間隔改造試點(diǎn)入手，采取過(guò)渡措施，保證間隔改造后的正常運(yùn)行。

（4）全站過(guò)程層與間隔層設(shè)備調(diào)試：

①保證運(yùn)行與調(diào)試網(wǎng)絡(luò)間的物理隔離，避免調(diào)試時(shí)影響運(yùn)行設(shè)備；

②公用設(shè)備先實(shí)施過(guò)渡措施，滿足單間隔運(yùn)行時(shí)的信號(hào)接入要求；

③調(diào)試間隔時(shí)涉及投運(yùn)設(shè)備的信號(hào)由模擬裝置實(shí)現(xiàn)；

④投運(yùn)前，模擬系統(tǒng)當(dāng)前狀態(tài)確認(rèn)調(diào)試間隔正常后并入運(yùn)行網(wǎng)絡(luò)。

4.2 數(shù)字化改造調(diào)試

由于數(shù)字化設(shè)備設(shè)計(jì)理念、接口與傳統(tǒng)變電站設(shè)備不兼容，數(shù)字化改造不能像常規(guī)改造一樣逐步進(jìn)行，需要做整體遷移。為保證改造時(shí)運(yùn)行設(shè)備不停電，往往改造后的設(shè)備與未改造設(shè)備需同時(shí)運(yùn)行，需要過(guò)渡裝置或過(guò)渡措施使2種設(shè)備得以同時(shí)運(yùn)行。城南變現(xiàn)場(chǎng)調(diào)試部分的過(guò)渡措施如下。

（1）備自投過(guò)渡措施

本站進(jìn)線間隔隨主變間隔同時(shí)改造，1條進(jìn)線改造，1條運(yùn)行，當(dāng)備自投1條進(jìn)線間隔改造完畢運(yùn)行，改造另1條進(jìn)線時(shí)，需確保已改造間隔不停電，完成備自投保護(hù)功能試驗(yàn)。為確保備自投試驗(yàn)完成，現(xiàn)場(chǎng)開(kāi)發(fā)了備自投模擬裝置，主要實(shí)現(xiàn)以下功能。

①實(shí)現(xiàn)帶電進(jìn)線間隔智能單元和開(kāi)關(guān)位置及信號(hào)的實(shí)時(shí)動(dòng)作序列的模擬；

②可不停電對(duì)備用電源自投的所有模式做完整測(cè)試；

③避免了被試運(yùn)行間隔接收跳閘指令導(dǎo)致的停電。

（2）保護(hù)測(cè)控調(diào)試過(guò)渡措施

數(shù)字化設(shè)備試驗(yàn)方式較常規(guī)設(shè)備試驗(yàn)方式差別較大，傳統(tǒng)的試驗(yàn)方法較難直接用于設(shè)備試驗(yàn)，現(xiàn)場(chǎng)采用常規(guī)試驗(yàn)儀、過(guò)渡試驗(yàn)裝置確保試驗(yàn)順利進(jìn)行，并達(dá)到下述目的。

①與過(guò)程層設(shè)備同時(shí)測(cè)試，保證了測(cè)試的完整性；

②解決了數(shù)字化保護(hù)與常規(guī)測(cè)試儀的接口，確保檢測(cè)手段有效；

③按照常規(guī)保護(hù)的測(cè)試方法試驗(yàn)數(shù)字化保護(hù)裝置，符合現(xiàn)場(chǎng)調(diào)試人員的習(xí)慣。

5 城南變數(shù)字化改造實(shí)現(xiàn)

5.1 過(guò)程層改造實(shí)現(xiàn)

過(guò)程層改造是變電站數(shù)字化改造的基礎(chǔ)，需要向間隔層保護(hù)測(cè)控提供一次設(shè)備的電量數(shù)據(jù)、設(shè)備狀態(tài)信號(hào)，本站過(guò)程層改造有以下幾點(diǎn)。

（1）將過(guò)程層設(shè)備分類安裝調(diào)試

由于過(guò)程層采樣與過(guò)程層狀態(tài)及控制基本不相關(guān)，分別對(duì)電子式互感器與合并器測(cè)試，確保與合并器接口正確。確保開(kāi)關(guān)操作回路及相關(guān)狀態(tài)信號(hào)與智能單元接口后，通過(guò)調(diào)試工具，能實(shí)現(xiàn)狀態(tài)監(jiān)視。主變間隔、110kV間隔測(cè)試基本類似，不再詳述。

（2）過(guò)程層二次設(shè)備配置、信號(hào)測(cè)試

過(guò)程層合并器、智能單元需要對(duì)相關(guān)信號(hào)進(jìn)行配置，特別是智能單元需將所有發(fā)送信號(hào)、接收信號(hào)配置正確才能保證下一步調(diào)試進(jìn)行，智能單元的信號(hào)通過(guò)GOOSE網(wǎng)絡(luò)交換機(jī)，以調(diào)試工具實(shí)現(xiàn)監(jiān)視。

過(guò)程層設(shè)備配置正確，并經(jīng)整體測(cè)試后，通過(guò)相關(guān)調(diào)試設(shè)備，確保輸入到間隔層的信號(hào)正確。

5.2 間隔層改造實(shí)現(xiàn)

間隔層改造是變電站數(shù)字化改造的核心環(huán)節(jié)，間隔層保護(hù)測(cè)控設(shè)備分別與過(guò)程層、站控層設(shè)備通信交換數(shù)據(jù)，本站間隔層改造有以下幾個(gè)特點(diǎn)：

（1）采用IEC61850-9多數(shù)字化接口解決過(guò)程層復(fù)雜性

①解決了變壓器后備、備用電源自投、低周減載等類似設(shè)備多過(guò)程層輸入接口的問(wèn)題，實(shí)現(xiàn)了接口的模塊化與各個(gè)接口之間數(shù)據(jù)的同步，降低合并器間連接的復(fù)雜性；

②在國(guó)內(nèi)首次實(shí)現(xiàn)了主變?nèi)齻?cè)數(shù)據(jù)的同步采集，實(shí)現(xiàn)了主變后備保護(hù)三側(cè)合一、110kV分段與備自投合一、低周減載等減少了站內(nèi)設(shè)備數(shù)量。

（2）網(wǎng)絡(luò)化低周減載功能

①使用站控層網(wǎng)絡(luò)的GOOSE功能實(shí)現(xiàn)了網(wǎng)絡(luò)化低周低壓減載，取消了傳統(tǒng)低周減載所需的電纜硬接線；

②以矩陣方式實(shí)現(xiàn)跳閘邏輯配置，任一線路裝置可接收多個(gè)跳閘指令；

③遠(yuǎn)方可實(shí)現(xiàn)自動(dòng)投退低周低壓減載裝置；

④遠(yuǎn)方可實(shí)現(xiàn)自動(dòng)投退任意線路裝置網(wǎng)絡(luò)化低周減載功能。

（3）間隔層（不同廠家）多個(gè)設(shè)備互操作

通過(guò)站控層GOOSE網(wǎng)絡(luò)實(shí)現(xiàn)了低周減載聯(lián)跳線路裝置、主變后備聯(lián)跳線路（小電源）、備自投聯(lián)跳線路（小電源）等裝置的互操作。

通過(guò)站控層GOOSE網(wǎng)絡(luò)實(shí)現(xiàn)了消弧線圈裝置與線路保護(hù)裝置間的互操作。

（4）間隔層多個(gè)設(shè)備功能集成

本站實(shí)現(xiàn)了備自投與分段合一裝置、主變?nèi)齻?cè)合一裝置、低周與母線測(cè)控合一等多個(gè)功能裝置的合一。

間隔層保護(hù)裝置自帶故障錄波功能，實(shí)現(xiàn)變電站內(nèi)故障錄波功能的集成。

5.3 站控層改造實(shí)現(xiàn)

變電站站控層將監(jiān)控、遠(yuǎn)動(dòng)、防誤閉鎖、保護(hù)信息管理整合為一個(gè)系統(tǒng)，本站在改造中采用“通信管理機(jī)＋后臺(tái)”方式，確保站內(nèi)監(jiān)控、與遠(yuǎn)方控制中心通信的分離。進(jìn)一步提高了站控層可靠性。

（1）站內(nèi)后臺(tái)

①所有一次設(shè)備狀態(tài)的監(jiān)控、操作功能；

②110kV及主變部分的程序化順控功能；

③COS、SOE等告警事件顯示、記錄、查閱；

④站控層防誤閉鎖功能實(shí)現(xiàn)。

（2）通信管理機(jī)

①實(shí)現(xiàn)站內(nèi)IEC61850規(guī)約與遠(yuǎn)方調(diào)度中心通信規(guī)約的轉(zhuǎn)換；

②與所有間隔層設(shè)備通信，實(shí)現(xiàn)設(shè)備狀態(tài)的上傳、調(diào)度、監(jiān)控中心命令的下發(fā)；

③實(shí)現(xiàn)與消弧線圈等不同廠家設(shè)備通信；

④站控層防誤閉鎖功能實(shí)現(xiàn)；

（3）GPS裝置

實(shí)現(xiàn)站內(nèi)所有間隔層、站控層設(shè)備的SNTP網(wǎng)絡(luò)對(duì)時(shí)、為其他設(shè)備提供高精度的脈沖對(duì)時(shí)。

6 結(jié)束語(yǔ)

通過(guò)110kV城南變的成功改造實(shí)踐，掌握了數(shù)字化變電站改造的相關(guān)關(guān)鍵技術(shù)、試驗(yàn)方法和調(diào)試手段，積累了豐富的設(shè)計(jì)、實(shí)施、管理、工程改造經(jīng)驗(yàn)，為今后江蘇省內(nèi)實(shí)現(xiàn)傳統(tǒng)變電站數(shù)字化改造奠定了基礎(chǔ)。有利于促進(jìn)各廠家不斷完善設(shè)備的功能，改善性能，進(jìn)一步降低改造設(shè)計(jì)、實(shí)施、維護(hù)的成本，推進(jìn)新技術(shù)在變電站領(lǐng)域的廣泛應(yīng)用。對(duì)后續(xù)變電站改造工程的建設(shè)實(shí)施，具有積極的示范作用。

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