110kV變電站數字化改造實踐

杭琳，潘朝賢

（淮安供電公司，江蘇淮安223002）

1 傳統變電站存在的問題

（1）電磁式互感器：電壓互感器二次回路的壓降對計量裝置的計量準確度不利，進一步提高采集精度較為困難；同時電磁互感器二次負載、互感器固有的磁飽和、二次回路的地電位問題都直接影響計量、保護等裝置的運行；而采用電磁式的互感器維護工作量也較大。

（2）電纜傳遞信號：變電站內一次設備眾多，傳統變電站通過電纜將一次設備的電量信號、開關狀態傳到室內間隔層的保護、測控裝置，同時接收裝置發送的跳閘和操作命令；由于眾多信號電纜的路徑基本一致，且線纜較長，極易傳遞電磁干擾，從眾多的事故分析來看，二次電纜及干擾是目前傳統變電站運行中的主要隱患。

（3）自動化設備：站內大量使用微機保護、監控裝置、故障錄波、消諧裝置等多種不同功能的自動化設備，各裝置獨立采集和傳輸信號，雖能將信號傳輸至變電站后臺系統、遠方控制中心；但由于未采用統一的通信規約和接口規范，難以實現二次設備間信息交互、不同廠家設備根本無法實現互操作；增加了變電站擴建的成本和設備調試的難度，后期的運維成本也難以降低[1]。

2 變電站數字化改造方案

2.1 數字化變電站的優勢

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

（2）采用光纜通信：站內一次設備的電量、開關等信號，均通過光纜以數字通信方式傳輸，可減少大量使用的信號電纜。同時避免電纜對信號傳輸的不利影響。

（3）站內統一通信：站內二次設備采用統一的規約進行通信，為實現二次設備的功能集成、設備集中和設備間實現互操作創造了有利條件[2]。

2.2 數字化方案選擇

對于江蘇省內實施的變電站數字化改造工程而言，遵循“經濟實用、技術先進、成熟可靠”的原則，是工程建設的首要目標。根據現階段技術發展現狀選擇一個全數字化方案：即全面開展IEC61850標準應用、電子式互感器及數字化過程層設備接口、一次設備智能化、GOOSE網絡通信、全站二次設備組網等方面的技術及應用研究。主要有以下方面。

（1）全站設備按IEC61850標準統一建模，在邏輯結構上按三層劃分為“過程層”、“間隔層”、“站控層”[3]。

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

（3）采用智能單元實現開關的智能化操作。

（4）全站設備按站控層網絡、過程層網絡組網實現通信，而過程層網絡由采樣值通信和GOOSE通信構成。

2.3 110kV變電站全數字化改造方案要點

（1）一次系統改造

互感器：110kV、主變各側采用電子式互感器，以光通信信號輸出，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。

開關：室外斷路器本體不做更改，采用開關智能單元裝置作代理設備，實現一次設備的智能化。智能單元通過光纖實現信號輸入輸出。

（2）二次系統改造

站內間隔層保護測控裝置、電能表計及消弧線圈控制裝置、直流系統監控裝置做相應的更換，或更改為支持IEC61850通信的裝置實現。

站內站控層設備更換為支持IEC61850標準的站控層后臺及通信管理機。

（3）設備組網通信方案

根據全站信號數字化傳輸的要求：所有設備必須具有相應的通信接口，且支持IEC61850規約。

數字化變電站通信主要分站控層網絡、過程層網絡，由于目前網絡傳輸速率限制，還不能實現兩網合一通信，且由于采樣值、開關信號等信號在變電站控制中較為重要，工程實現上采用分網傳輸。

過程層與間隔層信號傳輸主要有采樣值、一次設備（開關）狀態信號及控制。但由于采樣值傳輸數據量大，現有網絡難以滿足多點設備組網要求，且IEC61850-9-1協議為點對點通信不組網，因此過程層網絡通信由兩部分組成：一次設備狀態及控制信號組網（GOOSE專用網），采樣值傳輸為點對點方式。站控層與間隔層間通信除通信規約外，傳輸信號與常規站區別不大。

（4）其他設備對于不支持IEC61850的間隔層設備，配以規約轉換單元接入站控層通信網絡。

站內其他設備或系統應盡可能進行功能集成，減少現有設備的數量。

110kV變電站數字化改造方案如圖1所示。

圖1 110kV變電站數字化改造方案

3 城南變數字化實施方案

3.1 110kV部分

采用電子式互感器，通過光纖接入室內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。

間隔合并器通過點到點方式接入間隔層的保護測控一體化裝置、電子式電能表計。

安裝就地智能單元實現開關等一次設備的數字化控制和信號傳輸、接入GOOSE專用網絡。

3.2 主變部分

采用電子式互感器，通過光纖接入室內的主變差動、后備合并器，后備合并器電壓信號取自各側電壓合并器；差動、后備合并器分別接入差動和后備保護測控一體化裝置、電子式電能表計。

主變后備保護按要求實現三側后備一體化。

安裝就地智能單元實現各側開關、主變本體等一次設備的數字化控制和信號傳輸，接入GOOSE專用網絡。

主變本體信號、溫度，通過GOOSE網絡傳輸，接入差動保護裝置。

3.3 35/10kV部分

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

由于保護就地化實現，因此不需為各間隔配置開關智能單元（保護測控裝置帶操作箱）。

3.4 其他部分

低周低壓減載裝置，接入電壓合并器信號，實現數字式的低周減載。

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

直流系統由于未改造，采用與規約轉換器通信后接入站控層。

3.5 變電站網絡通信

網絡架構選擇方面，在變電站內通信應用中，由于總線型網絡、環型網絡的可靠性、成本等方面，均不及星型網絡，目前站內的通信網絡均選擇星型網絡。

圖2 站控層通信網絡

過程層采用采樣值部分點對點方案，而過程層的開關信號部分采用GOOSE專網實現。對于110kV、主變部分的開關信號、狀態信號采用專用GOOSE網絡實現。GOOSE專網配以可靠性較高的GOOSE專用交換機。

跨間隔傳輸的開關信號、聯閉鎖信號、低周減載跳閘由于可靠性要求均不及110kV、主變部分的開關信號、跳閘命令，在站控層以GOOSE協議傳輸，簡化了GOOSE專用網絡系統的設計，符合經濟實

圖4 站控層GOOSE通信示意

4 城南變數字化改造策略與調試方法

4.1 改造實施策略

為減少變電站改造帶來的對用戶停電的影響，盡量減少設備停運時間，確保數字化改造任務按時完成，防止重復停電。現場設備改造采用方法如下。

（1）遵循傳統站改造思路，采用由簡入繁方法，35kV/10kV部分的優先改造，改造完成后，進行主變、110kV部分改造。

（2）首先完成IEC61850工程配置設置以及整個二次系統和網絡的靜態調試。

（3）以單間隔改造試點入手，采取過渡措施，保證間隔改造后的正常運行。

（4）全站過程層與間隔層設備調試：

①保證運行與調試網絡間的物理隔離，避免調試時影響運行設備；

②公用設備先實施過渡措施，滿足單間隔運行時的信號接入要求；

③調試間隔時涉及投運設備的信號由模擬裝置實現；

④投運前，模擬系統當前狀態確認調試間隔正常后并入運行網絡。

4.2 數字化改造調試

由于數字化設備設計理念、接口與傳統變電站設備不兼容，數字化改造不能像常規改造一樣逐步進行，需要做整體遷移。為保證改造時運行設備不停電，往往改造后的設備與未改造設備需同時運行，需要過渡裝置或過渡措施使2種設備得以同時運行。城南變現場調試部分的過渡措施如下。

（1）備自投過渡措施

本站進線間隔隨主變間隔同時改造，1條進線改造，1條運行，當備自投1條進線間隔改造完畢運行，改造另1條進線時，需確保已改造間隔不停電，完成備自投保護功能試驗。為確保備自投試驗完成，現場開發了備自投模擬裝置，主要實現以下功能。

①實現帶電進線間隔智能單元和開關位置及信號的實時動作序列的模擬；

②可不停電對備用電源自投的所有模式做完整測試；

③避免了被試運行間隔接收跳閘指令導致的停電。

（2）保護測控調試過渡措施

數字化設備試驗方式較常規設備試驗方式差別較大，傳統的試驗方法較難直接用于設備試驗，現場采用常規試驗儀、過渡試驗裝置確保試驗順利進行，并達到下述目的。

①與過程層設備同時測試，保證了測試的完整性；

②解決了數字化保護與常規測試儀的接口，確保檢測手段有效；

③按照常規保護的測試方法試驗數字化保護裝置，符合現場調試人員的習慣。

5 城南變數字化改造實現

5.1 過程層改造實現

過程層改造是變電站數字化改造的基礎，需要向間隔層保護測控提供一次設備的電量數據、設備狀態信號，本站過程層改造有以下幾點。

（1）將過程層設備分類安裝調試

由于過程層采樣與過程層狀態及控制基本不相關，分別對電子式互感器與合并器測試，確保與合并器接口正確。確保開關操作回路及相關狀態信號與智能單元接口后，通過調試工具，能實現狀態監視。主變間隔、110kV間隔測試基本類似，不再詳述。

（2）過程層二次設備配置、信號測試

過程層合并器、智能單元需要對相關信號進行配置，特別是智能單元需將所有發送信號、接收信號配置正確才能保證下一步調試進行，智能單元的信號通過GOOSE網絡交換機，以調試工具實現監視。

過程層設備配置正確，并經整體測試后，通過相關調試設備，確保輸入到間隔層的信號正確。

5.2 間隔層改造實現

間隔層改造是變電站數字化改造的核心環節，間隔層保護測控設備分別與過程層、站控層設備通信交換數據，本站間隔層改造有以下幾個特點：

（1）采用IEC61850-9多數字化接口解決過程層復雜性

①解決了變壓器后備、備用電源自投、低周減載等類似設備多過程層輸入接口的問題，實現了接口的模塊化與各個接口之間數據的同步，降低合并器間連接的復雜性；

②在國內首次實現了主變三側數據的同步采集，實現了主變后備保護三側合一、110kV分段與備自投合一、低周減載等減少了站內設備數量。

（2）網絡化低周減載功能

①使用站控層網絡的GOOSE功能實現了網絡化低周低壓減載，取消了傳統低周減載所需的電纜硬接線；

②以矩陣方式實現跳閘邏輯配置，任一線路裝置可接收多個跳閘指令；

③遠方可實現自動投退低周低壓減載裝置；

④遠方可實現自動投退任意線路裝置網絡化低周減載功能。

（3）間隔層（不同廠家）多個設備互操作

通過站控層GOOSE網絡實現了低周減載聯跳線路裝置、主變后備聯跳線路（小電源）、備自投聯跳線路（小電源）等裝置的互操作。

通過站控層GOOSE網絡實現了消弧線圈裝置與線路保護裝置間的互操作。

（4）間隔層多個設備功能集成

本站實現了備自投與分段合一裝置、主變三側合一裝置、低周與母線測控合一等多個功能裝置的合一。

間隔層保護裝置自帶故障錄波功能，實現變電站內故障錄波功能的集成。

5.3 站控層改造實現

變電站站控層將監控、遠動、防誤閉鎖、保護信息管理整合為一個系統，本站在改造中采用“通信管理機＋后臺”方式，確保站內監控、與遠方控制中心通信的分離。進一步提高了站控層可靠性。

（1）站內后臺

①所有一次設備狀態的監控、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現。

（2）通信管理機

①實現站內IEC61850規約與遠方調度中心通信規約的轉換；

②與所有間隔層設備通信，實現設備狀態的上傳、調度、監控中心命令的下發；

③實現與消弧線圈等不同廠家設備通信；

④站控層防誤閉鎖功能實現；

（3）GPS裝置

實現站內所有間隔層、站控層設備的SNTP網絡對時、為其他設備提供高精度的脈沖對時。

6 結束語

通過110kV城南變的成功改造實踐，掌握了數字化變電站改造的相關關鍵技術、試驗方法和調試手段，積累了豐富的設計、實施、管理、工程改造經驗，為今后江蘇省內實現傳統變電站數字化改造奠定了基礎。有利于促進各廠家不斷完善設備的功能，改善性能，進一步降低改造設計、實施、維護的成本，推進新技術在變電站領域的廣泛應用。對后續變電站改造工程的建設實施，具有積極的示范作用。

[1] 高翔.數字化變電站應用技術[M].北京：中國電力出版社，2008.

[2] 吳在軍，胡敏強.基于IEC61850標準的變電站自動化系統研究[J].電網技術，2003，27（10）：61-65.

[3] 張沛超，高翔.數字化變電站系統結構[M].電網技術，2006，30（24）：73-77.

[4] 孫振權，張文元.電子式電流互感器研發現狀與應用前景[J].高壓電器，2004，40（5）：376-378.