變電站數字化改造施工中幾個關鍵問題

尹 亮 鄭耀南

（廣東電網公司中山供電局，廣東 中山 528400）

1 引言

近年來，隨著智能化電器和電子式傳感器的實用化以及網絡技術、光通信技術、微電子技術、計算機技術的迅速發展，使變電站自動化系統進入了數字化階段。目前，國內數字化變電站系統的應用和實施尚處于探索、起步階段，在數字化建設過程中存在著很多難題需要解決，尤其是對運行中的220kV常規變電站進行數字化改造方面，可借鑒的工程實踐經驗非常少。因此，分階段實現數字化變電站系統[1]是一種切實可行的方案。

對220kV三鄉變電站進行數字化改造是廣東電網公司2008年的一項重要督導工程項目。由于三鄉變電站是中珠地區一座常規的220kV樞紐變電站，為了確保電網可靠、穩定運行，降低電網風險，項目要求逐個間隔對一、二次設備進行安裝、調試，這樣給改造帶來了很大的施工難度，尤其是在跨間隔保護方面。本文從工程實際入手，結合可靠性和安全性考慮，對改造過程中幾個關鍵問題進行逐一分析，找出切實可行的辦法，并在工程實踐中得以實施。

2 變電站數字化改造的可行性

具有自我監視和診斷功能的設備及其組成的數字化變電站自動化系統，較之以往的變電站常規系統具有更高的可靠性，也是未來變電站發展的方向。當數字化變電站發展成熟之后，為確保變電站能夠更為安全、可靠的運行，使自動化水平不斷提高，必然要求我們對常規變電站進行數字化改造。這是一種趨勢，也是可行的。

實現一次設備（變壓器、斷路器和互感器）的智能化，是建設數字化變電站的關鍵之一。目前，實現的方法主要有兩種：一是在傳統一次設備上安裝智能終端，就地智能化；二是替換為新型的智能化設備。對于變壓器和斷路器而言，由于制造新型智能化設備的技術較為復雜，經濟成本昂貴，可采用第一種方法；對于互感器，可采用第二種方法。

對于保護測控裝置可以更換為通過光纖傳輸數字量（電流電壓、開關位置、閉鎖信號、遙信信號等）的新一代微機保護裝置。目前國內智能化一次設備（包括開關、刀閘等）尚未研制成功，保護裝置和開關之間未能直接通過光纜聯接，可通過智能終端來實現跳閘、閉鎖、發信。開關與智能終端的聯接仍使用金屬電纜（距離很近），智能終端與保護裝置通過光纜傳輸數字命令信號。

VQC、五防系統可在自動化系統中實現。備自投、安穩裝置、計量表等可更換為通過數字量通信的新型裝置。直流系統、站用交流系統、消弧線圈控制及 10kV接地選線裝置等智能裝置與變電站自動化系統的連接可通過規約轉換器實現。

綜上所述，對常規變電站進行數字化改造是可行的，但是常規變電站往往設備陳舊，二次電纜密集，屏位緊湊。在清除廢舊電纜，鋪設新光纜、電纜時，我們必須要認真核實，防止保護或開關誤動，而安裝新的屏柜時，更是要統籌規劃，合理布線。可見，為保證變電站在改造過程中能繼續安全、穩定的運行，我們必須對改造的施工方案、施工步驟進行認真分析。同時，改造過程也要兼顧各種方案的經濟性、可靠性和安全性等等。下面對改造工程中幾個關鍵問題進行逐一分析。

3 改造中的幾個關鍵問題分析

3.1 關于合并單元數據采樣、傳輸的同步問題

目前，合并單元和二次設備間傳輸規約有IEC60044-7/8和IEC61850-9-1/2標準規約可遵循。采用IEC60044-7/8發送協議采樣數據接收能自動打上時標，無需DSP參與，且延時固定。而IEC61850-9-1/2則因通過以太網發送數據，光纖接口板接收到數據后通過啟動DSP中斷服務程序來讀取接收數據的時標，這意味著DSP保護算法程序會頻繁地被數據接收中斷服務程序中斷，且中斷服務程序響應時間不確定。從保護的可靠性出發，我們選擇IEC60044-7/8規約，主要原因在于采用 IEC60044-7/8串行點對點方式通信，能夠嚴格保證傳輸時延的一致性[2]。在一些應用差動保護的場合，各側或各間隔合并單元之間的同步能夠不依賴于任何外部時鐘源，而完全依靠插值算法來完成，從而能提高保護的可靠性。

合并單元就是對三相電氣量進行合并和同步處理，并將處理后的數字信號按特定的格式提供給間隔級設備使用的裝置。合并單元接入的信號主要包括電子式互感器輸出的數字采樣值、傳統互感器的模擬信號等。當一個電壓等級未全部配置電子式互感器、變壓器各側未同時配置電子式互感器時，合并單元需同時接入數字信號和模擬信號，同步后輸出至母線保護或變壓器保護。這一點在改造過程中尤為重要，所以在母線保護、變壓器保護、母線PT間隔改造初期，往往先將所有的傳統互感器的模擬量接入至合并單元，然后再逐個間隔進行改線。因此，實現合并單元數據采樣、傳輸的同步，是這次改造過程中碰到的首要難題。

合并單元除了本身需要同步信號外，不同合并單元之間也需要同步信號。我們可將整站統一同步信號源，并采用雙重化配置，加上同步信號源采用雙電源供電，可大大提高同步信號源運行可靠性。同時輔于插值算法同步，當同步信號源失去后不影響整站的使用。因為單間隔數據已經同步，而跨間隔間的數據傳輸采用高速傳輸方式，當同步失去時依然可以利用數據間的自同步技術來解決保護設備對同步信號源的依賴性，提高過程層的同步可靠性。圖1為合并單元數據采樣、傳輸接線圖。

圖1 合并單元數據采樣、傳輸接線圖

由圖可知，采集、同步母線電壓由 PT合并單元完成。對于廣東三鄉站而言，220kV傳統電壓互感器無角度延遲，而電子式電壓互感器存在 6.9度延遲。因此，PT合并單元應有補償角度功能，即補償由電子式電壓互感器產生的 6.9度延遲。同時，從電子式電壓互感器采集數據，經模數轉換，數據處理，到合并單元發送數據存在額定延時，即1590μs，合并單元也要對此延時進行補償。

試驗證實，對于間隔合并單元，也需要對線路電子式電壓互感器的抽取電壓進行 6.9度補償，而間隔電流無需補償。間隔合并單元從采樣到數據發送的額定延時可通過數據發送給各保護裝置，因此可運用增加數據傳送的額定延時，等待最晚的通道數據點，實現對各通道的數據同步。可更新間隔合并單元配置文件，將母線電壓、電流數據均延遲400μs發送，使母線電壓、電流均延遲6.9度后，再由插值算法將所有數據均插值到 6.9度時間點上，完成母線電壓、電流、抽取電壓的同步，補償抽取電壓滯后角度。但數據的額定延時增加了 400μs，即由原來的 3190μs滯后為 3590μs，其中 3590μs延時包含 PT合并單元數據延時 1590μs，間隔合并單元數據延時1600μs，補償最晚通道延時400μs。

通過在合并單元對數據進行角度和額定延時的補償，實現了保護、測控等二次設備接收數據的同步，確保了保護判斷的準確性。

3.2 分階段進行220kV母線保護改造

由于更換電子式互感器后，原220kV母線保護將不能識別數字量輸入而必須退出運行，為此必須在各間隔進行改造前先將母線保護更換。而母線保護是一種至關重要的跨間隔保護，為了保證變電站能正常運行，項目要求改造過程只能單間隔停電。因此，220kV母線保護在整個改造過程中是模擬量與數字量同步運行，直到各間隔改造完成。

圖2 220kV母線保護改造過渡階段結構圖

由圖2可知，在過渡階段，失靈啟動接點直接從各間隔舊保護柜的分相和三相跳閘接點通過電纜連接至220kV母線保護子站；各間隔常規電流、刀閘位置由舊220kV母線保護柜直接抽至新220kV母線保護柜中的母線保護子站；電壓從220kVPT測控柜通過光纜接至母線保護主站；母線保護的跳閘輸出通過新電纜接線至各間隔舊保護柜實現；220kV母線保護子站與主站通過光纖相互交換信息。

試驗證明，目前各廠家雖可實現GOOSE跳閘，但其跳閘報文的傳輸時延具有不確定性。有關文獻分析，影響網絡傳輸時延不確定的因素主要有：數字化變電站通信網絡中存在多種類型信息源，不可避免地存在信息地碰撞、重發等現象；報文可能在交換機緩沖區中堆積，出現排隊現象；與接入網絡的智能設備（IDE）的處理能力有關。因此，就目前的設備技術水平來說，不適宜實行GOOSE跳閘。對于實時性要求不高的信息，如斷路器、隔離開關位置狀態、告警信息等可以通過智能終端用GOOSE服務傳輸。

因此，220kV各間隔數字化改造后，各間隔電流逐步從各間隔合并單元通過光纖引至220kV母線保護子站；各間隔刀閘位置通過光纖從各間隔智能單元接入，通過 GOOSE網輸入母線保護主站；母差保護動作信息，通過 GOOSE網傳給各間隔智能單元、保護測控裝置；各母線保護子站裝置通過光纖將數字信息傳輸至母線保護主站；跳閘輸出通過電纜接線至各間隔保護柜中操作箱實現；各間隔保護柜失靈啟動接點通過電纜接入220kV母線保護柜子站。

圖3 220kV母線保護改造最終階段結構圖

3.3 主變保護改造分析

電子式互感器只有在高電壓等級上，其優越性才能顯著地體現出來，對于 35kV以下電壓等級，電子式互感器無論在可靠性、穩定性、精度和造價方面的優勢都無法體現。且對于低壓等級，保護測控四合一裝置下放至開關柜，距離互感器的物理距離很近，低壓等級保留傳統配置更具有經濟優勢。在高壓室獨立配置一面公用測控柜和一面間隔層遠動通信柜，可以將低壓等級各種模擬信號就地轉換，符合 IEC61850協議，再通過以太網直接與變電站總線連接。

為了保證原有變壓器能繼續運行，改造時保留傳統的套管CT、中性點零序CT和間隙零序CT，加上變壓器低壓側也采用常規互感器，對于主變保護需要考慮模擬量和數字量同時存在的問題。我們可以將模擬量和數字量同時輸入保護裝置，在裝置內部進行判斷分析，但是為了方便將來的進一步改造，可以選擇將模擬量接入智能采集裝置，轉化為數字量后，同高、中壓側合并單元一起接入主變保護裝置，如圖4。

圖4 主變保護CT/PT數據傳輸接線圖

在傳統的主變保護CT接線方式中，主變變高、變中開關代路時必須使用主變套管CT。在三鄉變電站數字化改造中，由于主變套管更換成ECT的難度較大，主變保護將全部使用開關CT。因此，在旁路開關與主變本側開關并列時，改造方案采用通過切換定值區的方法，使保護裝置可以直接采樣、計算它們的 CT和電流，實現了主變變高、變中開關在不使用套管CT的情況下能夠代路。

綜上所述，根據主變保護CT/PT數據傳輸接線，在改造過程中必須兼顧與旁路、母線保護的配合。因此，在主變保護改造前，應先將旁路、母線保護改造完畢。

4 結論

合并單元與二次設備之間數據傳輸的同步及跨間隔保護（如母差保護）的改造施工是變電站數字化改造的重點、難點。本文通過對這幾個關鍵問題進行深入細致分析，找到了一種切合三鄉變電站實際的施工解決辦法。由于本期三鄉變電站數字化改造尚未對互感器之外的一次設備進行改造，也未采用通過 GOOSE網來實現跳合閘回路及失靈啟動回路，而且合并單元與二次設備是通過IEC60044-7/8協議采用點對點方式進行數據傳輸的，因此，這只是整個改造工程的第一階段，也是符合目前實際的最合理的改造方案。隨著變電站數字化建設的不斷發展，各種智能設備及相關技術的不斷完善，三鄉變電站的數字化建設也會不斷解決現階段的各種遺留問題，并不斷的改進和發展，同時，也會對今后常規變電站的數字化革新提供寶貴的實踐經驗。

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