常規變電站數字化改造的技術難點與解決方案

張寅懷

(廣東省電力設計研究院，廣東 廣州 510663)

1 概述

在變電站數字化改造的工程實踐中，為了工程的經濟性，站內一次設備包括斷路器、隔離開關、變壓器一般不進行更換，在過程層采用電子式互感器完成電氣量數據采集，間隔層IED裝置和站控層采用IEC61850實現信息傳遞機制，以智能操作箱配套傳統斷路器實現斷路器的數字化控制、數據采集和部分在線監測。本文介紹的三鄉220 kV變電站數字化改造工程是采用上述方式改造。由于該站是一座重要的樞紐變電站，接線比較復雜，在整站不停電的條件下改造的難度比較大，面臨諸多的難點，如組網方案的確定、電子式互感器應用難點及應對方案、母差保護改造過渡過程、旁路帶路機制的實現、戶外智能就地柜、電壓的并列及切換的實現、網絡安全與監視、GOOSE信息表等等。

2 組網方案的確定

由于數字化變電站的網絡化程度很高，設備之間數據的傳遞與共享更多地依賴網絡通訊，所以組網方案的確定對數字化變電站改造的設計尤為重要。站控層與間隔層網絡組網方式應采用冗余以太網架構，傳輸速率不低于100 Mbps。網絡宜采用雙星型結構，采用雙網雙工方式運行，可以提高網絡冗余度，并且能實現網絡無縫切換。過程層與間隔層網絡主要傳輸GOOSE和SV兩類信號，GOOSE信號網應采用雙網雙工方式運行，SV網絡可根據規約方式采用點對點方式或組網方式。對于常規變電站數字化改造來說，一般情況下都是分階段分步驟實施，方案設計主要考慮的因素是如何保證在全站不停電的情況下實現安全、可靠、平穩過渡，所以在改造過程中相互影響最小的前提下，設計可在站控層網絡和過程層網絡按電壓等級來配置，如三鄉站站控層組網采用雙網星形結構，分別在間隔層220 kV及110 kV部分組成子網，再接入站控層。同時在間隔層與過程層之間組建220 kV和110 kV GOOSE網絡，各間隔保護、測控、錄波裝置可接入相應電壓等級GOOSE網絡以實現信息的共享和傳遞，如實現報警開入信號、跳合閘信號、保護設備的聯閉鎖信號及間隔層五防聯鎖等信號的傳輸。對于主變間隔來說，主變保護裝置可以同時連接到220 kV和110 kV側GOOSE網絡交換機雙網上，以實現高中壓側信息的交互，見圖1。

圖1 三鄉變電站網絡結構圖

3 電子式互感器應用難點及應對方案

數字化變電站采用電子式互感器代替常規的互感器，目前大都采用有源式電子式互感器，由傳感模塊和合并單元兩部分構成，傳感模塊又稱遠端模塊，安裝在高壓一次側，負責采集、調理一次側電壓電流并轉換成數字信號。合并單元安裝在二次側，是聯系電子式互感器和網絡化二次設備之間的設備，負責對來自各相遠端模塊傳來的信號做同步合并處理，并轉發給二次設備。有源式電子互感器的關鍵技術有：遠端傳感模塊的穩定性和可靠性；繞制在陶瓷骨架上的空芯線圈結構的穩定性對測量精度的影響；對獨立結構的有源式電子互感器的遠端模塊取電技術。對于電子式互感器的遠端的采集模塊要求比較高，要求其能長期穩定運行，采集器可采用雙AD復采方案，保證采樣可靠性；采用低功耗雙電源方案可解決供能可靠性和穩定性；此外采集器具備測溫功能，完善的自檢功能等。

由于電子式互感器數據有光纖傳輸延時，其與常規互感器數據有一定的角差，所以在改造跨間隔保護設備的過程中如主變保護、母差保護改造，主變低壓側一般仍采用常規互感器，而母差保護改造中電子式互感器和常規互感器需要同時接入，數據同步問題必須解決，需要在主變保護及母差保護對電子式互感器數據采樣數據進行延時補償，消除兩者之間的時延造成的角差，以實現數據的同步。

4 母差保護改造過渡過程

傳統母差保護更換為數字化母差保護最大的難點是其工程實施過程，會出現電磁式互感和電子式互感器共存的情況，所以需要有一個過渡過程，需要在母差保護引入過渡用裝置，將模擬量及開關量轉換成數字量，再接入數字化母差保護。三鄉站母差保護柜中配置了母差子站用于過渡階段，各個間隔的常規電流及母線電壓，各間隔的刀閘位置接入子站，由子站轉換成數字量后光纖輸出至母差的主站，此外母差的主站實現跳閘輸出，母差的主站具備硬接點輸出方式和GOOSE輸出方式，常規的電流及母線電壓，各間隔刀閘位置和跳閘輸出從原來的母線保護柜通過電纜硬連線轉接。在改造過程中當任一間隔常規互感器更換電子式互感器后，電流電壓模擬量改用光纖數字信號輸出，等間隔改造完后，各間隔電流及電壓逐步從各個間隔合并單元光纖直接引至母差主機柜，各間隔刀閘位置輸入以GOOSE網絡實現，跳閘輸出通過GOOSE網絡實現至各間隔的智能就地柜，相同電壓等級相關間隔改造完畢后，母差子站就可以退出運行了，見圖2，虛線框部分為過渡方案。

圖2 母差保護改造原理示意圖

5 旁路帶路機制的實現

對于設有專用旁路開關的常規變電站數字化改造，在旁路開關代主變開關的操作過程中將會經歷從主變開關運行到主變開關和旁路開關同時運行，然后切換到旁路開關運行的過程。在此操作過程中，主變差動保護的范圍會因電流互感器二次回路切換而縮小。主變保護數字化改造的難點在于如何實現旁路代主變功能，而且主變保護范圍不變，即必須考慮旁路開關代主變開關的電流電壓數據的切換。旁路間隔由常規電流互感器更換為電子式電流互感器，可以方便地實現電流采樣數據共享。

三鄉站改造中，采用旁路間隔合并單元的采樣值同時送到數字化主變保護，旁路間隔電子式電流互感器采樣數據均接入主變兩套主保護，當旁路開關代主變開關時，通過切換定值的方案實現旁路電流電壓的切換，兩套主保護將電流采樣從主變開關間隔電流通道切換至旁路開關間隔電流通道，實現數據的無縫切換，使代路操作時主變保護依然可以正常運行。使用該方案后，主變保護不再采用大小差或交叉接線方式，提高了保護范圍和可靠性。

主變保護中的分支1為主變開關，分支2為旁路開關，旁路代主變運行的操作如下：

⑴ 正常運行方式下，主變開關電流計入主變差動保護和后備保護，旁路開關電流不計入，即將分支2電流定值置為0。

⑵ 代路操作前，切換主變保護定值，切換后旁路開關電流計入主變差動保護和后備保護，即將分支2電流定值從0切換到實際值。

⑶ 代路操作期間，旁路開關與主變開關同時運行，兩者電流同時參與主變差動保護和后備保護。

⑷ 旁路開關代主變開關運行后，切換主變保護定值，即將分支1電流定值置為0，主變開關電流退出主變差動保護和后備保護，電壓從主變開關間隔母線電壓切換到旁路母線電壓。

上述主變保護定值的更改全部通過切換定值區實現，旁路開關代主變開關運行時，主變保護范圍與正常運行時一致。

6 戶外智能就地柜

常規變電站數字化改造中，戶外開關為原有常規設備一般不更換，故智能化開關改造方案采用傳統開關設備與智能終端相結合的方式來實現。智能單元下放至現場開關設備旁，合并端子箱功能組成智能就地柜，實現開關設備的開關量采集功能、刀閘的就地操作功能和斷路器刀閘的跳合閘遠方控制命令及聯鎖信息。各間隔智能單元具有雙光纖GOOSE通信接口，可通過光纖通訊連接到GOOSE交換機上。

因戶外高壓場工況比較差，要經受高溫，潮濕的天氣，而智能終端按照放置在智能就地柜中，所以要對戶外柜的設計提出更高的要求，要求其能防高溫，防潮等功能。

三鄉站戶外智能就地柜的柜體采用雙層結構，包括頂層、側面、前后門等都設置了夾層，夾層厚度為3cm，并與柜內外聯通；為防小動物進入，就地柜底部封堵嚴實，柜體外殼的通風槽加格網；柜內配置智能濕度控制器和加熱器防潮，濕度控制器和穩定控制器可通過自動/手動兩種方式來控制。

7 電壓的并列及切換的實現

在常規變電站數字化改造中，由于是用合并單元實現電壓的切換和并列，用傳統的通過繼電器的切換來實現是行不通的，在三鄉站改造中采用如下解決方案：在電壓合并單元上需接入I母刀閘的常開與常閉、II母的常開與常閉接點，電壓合并單元接入PT并列投入、I母PT合位、II母PT合位，母聯刀閘合位，但考慮到刀閘位置接點故障的情況下，可能導致母線電壓并列不成功，故現場直接用QK來實現，將母聯刀閘位置短接，用強制I母、強制II母、及解列三個位置來實現電壓的并列，并列后的電壓連接到各間隔的合并單元，由各間隔的合并單元根據本間隔隔離開關的實際I母或II母的位置完成本間隔的電壓切換。見圖3。

8 網絡安全與監視

圖3 母線電壓的并列及切換

由于數字化變電站對網絡通信的要求比較高，所以對交換機的功能要求也是比較高的，比如要求交換機實現零丟包及網絡風暴抑制功能，同時要求其他與之相連接的保護、測控、智能終端等設備的光功率進行匹配調整，確保通信質量。此外，要求故障錄波裝置能記錄網絡通信狀態及各種采樣數據的異常狀態，并準確及時記錄。

數字化變電站的網絡化二次設備，給缺陷分析和事故調查提出了新的挑戰，設計時需要考慮配置網絡報文監視器，可以客觀、全面地記錄網絡報文，為設備故障和事故分析提供數據支持。

9 GOOSE信息表

在常規的變電站中，各種保護動作、失靈啟動等回路都有電纜連接實現，但在數字化站中，保護、測控、、智能就地柜之間信息交互等都是用GOOSE實現的，與傳統硬接線方式截然不同，由于采用GOOSE技術，更多地應用網絡技術，傳統直觀的硬連線沒有了，取而代之的是網絡信號，各設備之間傳輸的信號需要設計提供一份信號表，如母差與各間隔保護、智能單元之間信號傳遞需要依據信號表來訂閱。

10 結語

變電站技術即將進入全數字化時代，本文針對當前常規變電站數字化改造中所面臨的諸多特點和技術難點，提出相應的解決方法，并結合三鄉站數字化改造的實踐，為常規變電站進行數字化改造工程提供一些借鑒和參考。

[1]高翔.數字化變電站應用技術[M].北京：中國電力出版社.2008.