數字化變電站在油田電網應用的可行性研究

李源澤 單國輝

1武漢大學電氣工程學院 2大慶油田電力集團電力工程設計院

數字化變電站在油田電網應用的可行性研究

李源澤1單國輝2

1武漢大學電氣工程學院 2大慶油田電力集團電力工程設計院

數字化變電站以電子式互感器代替了常規電磁型互感器，以交換式以太網和光纜組成的網絡通信系統替代了以往的二次連接電纜回路；依托電網已有光纖通信網絡，實現了電力數字化。國內數字變電站的建設模式主要有50%建設模式、70%建設模式和100%建設模式3種。數字化變電站將站內不同專業進行整合，將保護、RTU、低周低壓減載、故障錄波、計量、微機無防等整合到1個IED中，同時將電網的運行及管理進行了整合。

數字化變電站；IEC61850；電子式互感器

1 數字化變電站簡介

1.1 發展概述

數字化變電站以電子式互感器代替了常規電磁型互感器，以交換式以太網和光纜組成的網絡通信系統替代了以往的二次連接電纜回路；基于微電子技術的IED(智能電子裝置)設備實現了信息的集成化應用；智能化一次設備技術的實現使得控制回路實現了數字化應用，常規變電站部分控制功能可以直接下放，整個變電站可實現小型化、緊湊化的設計與布置。一次設備的智能化以及二次設備的網絡化，使數字式變電站一次設備和二次設備之間的結合更加緊密，依托電網已有光纖通信網絡，實現了電力數字化。

1.2 結構及特點

（1）采用IEC 61850標準達到不同廠家產品互聯互通。

（2）數字信號可以用光纖傳輸，從根本上解決干擾問題。信息共享可以減少諸如備用電源、自投等裝置，可靠性提高。

（3）設計、建設、擴容、維護維修簡單。大量的信息共享節省裝置，建設中減少了電纜的敷設和由此引起的驗證，擴容時只需在一次設備處增加相應的就地數字化裝置，變電站層僅需軟件配置而不需增加硬件，一次設備和控制室間連接也只需數根光纜和幾對電源線。

2 油田電網變電站自動化系統現狀

大慶油田電網現有110 kV變電站31座，其中常規變電站17座，新建或通過改造實現綜合自動化的變電站14座；35 kV變電站254座，其中常規變電站100多座。存在的主要問題如下：

（1）變電站自動化設備廠家多，設備種類及品種較多。據統計，共有10余個廠家的不同系列產品在網運行，導致運營維護及擴建成本高，變電站增容改造時電流互感器更換頻繁。

（2）由于各個廠家的設備通訊接口與規約的不一致，造成每個廠家均需要配置通訊管理機進行通訊的轉換，由此造成設備費用增加與通訊的不可靠性增大。

（3）油田電網各變電站的保護裝置全部是采用傳統二次電纜接到電流（電壓）互感器及開關機構等常規一次設備上，二次電纜眾多，建設、檢修及變電所增容時停電時間長。

3 油田電網變電站數字化建設

3.1 數字化變電站模式和建設方案

國內數字化變電站的建設模式主要有3種，詳見圖1。現進行對比分析，并研究確立油田數字化變電站方案。

（1）方案一，50%建設模式。該方案只在變電站層采用滿足IEC 61850標準的自動化裝置，其配置與現行的變電站自動化配置相同，只是提高了系統的互換性和互操作性。間隔層采用雙以太網方案，配置管理機是為了配合目前調度規約，將來可以取消。間隔層雙網可以互為備用，也可以一個網絡專門進行不同間隔地交流GOOSE信息，另一個為至調度的規約。間隔層設備與一次設備之間還是以電纜方式連接。此為過渡方案，建議在常規變電站改造及升級改造中采用，以充分利用IEC61850的互操作性及通訊上的優勢。

（2）方案二，70%建設模式（1）。該方案為間隔層和變電站層滿足IEC 61850標準的數字化方案，其配置智能單元及合并單元采集過程層信息，設備間采用光纖以太網通訊，取消大部分控制電纜。每個斷路器的操作及狀態采集要配置一臺斷路器智能終端來完成，智能終端具有操作回路、開關量信號采集及控制等功能，控制及遙信采用GOOSE完成。電壓合并單元完成每段電壓互感器數字化輸出的采集并轉換成IEC 61850-9-1規約的數字信號；電流合并單元完成電流互感器數字化輸出的采集并轉換成IEC 61850-9-1規約的數字信號。這樣過程層的電壓、電流、狀態以及下行的開關量控制均匯集到網絡交換機上，這也就是過程層。由于本方案采用一對一的結構方式，對網絡和IED性能要求都不高，系統結構易于被用戶接受，但是設備投資較高，所以適合大型的高壓、超高壓變電站應用。此方案具有標準化程度高、功能強、技術指標高、信息共享程度高、綜合造價低、設計簡易和建設施工快等優點，對于中小規模的變電站性價比高，適合在油田電網應用。

（3）方案三，70%建設模式（2）。該方案為間隔層和變電站層滿足IEC 61850標準的數字化方案，面向對象的數字化方案，比如按進線間隔、主變間隔、低壓出線間隔等間隔進行對象劃分，對所有間隔的電壓互感器、電流互感器、開關量、控制量和其他模擬量信息按IEC 61850-9-2及GOOSE規約格式數字化，僅用一臺裝置完成了一個間隔合并單元和智能終端的功能。采取“就地”化的方案，采用在靠近一次設備間隔進行間隔信息數字化，而不推薦把數字化工作放到控制室。“就地數字化”可以接傳統的電磁互感器，也可以接電子式互感器，模擬電子式互感器數字量輸出。此方案可以考慮在110 kV樞紐站110 kV個別間隔進行數字化變電站的部分間隔試點。由于ECT的線性范圍非常大，采用電子式互感器可以改善高壓保護特性，在原有的GIS上進行開關間隔的GOOSE信息通訊以積累經驗。由于一次設備的智能化產品尚不成熟，不易于大面積采用智能的一次設備。

3.2 對油田電網運行維護方式的影響

（1）數字化變電站與現有的調度接口。數字化變電站建成后與調度可以遵循104、101、CDT等規約通訊，待調度升級可以運行IEC 61850規約后，能夠實現通信的無縫接口。集中抄表系統可以接入數字化變電站，由通訊服務器轉發到調度和電網計費系統。

（2）各種試驗方案的針對性。傳統的電流互感器和電壓互感器都是基于變壓器電磁耦合原理，其二次繞組輸出均為模擬量電流或電壓信號；模擬量信號由二次回路輸入微機保護裝置后，經A／D轉換轉變為數字信號供保護裝置計算處理。而電子式互感器由于直接輸出了數字式信號供保護裝置處理，去除了許多中間環節。

4 結語

隨著通訊技術和計算機技術的發展，網絡速度越來越快，網絡可靠性越來越高，處理器速度越來越快，而且處理器和網絡設備價格也會越來越低，軟件平臺也會越來越豐富，也就是說IEC 61850基于通訊技術和計算機的平臺，給數字化變電站提供了高技術和低成本的保證。

完整的電網控制要求更多貼近一次設備的信息實時、可靠地傳送到調度，并可以在調度室實時控制，這正是數字化變電站建設的意義。調度可以以IP地址無縫、實時訪問到任何一個一次設備間隔，這構建了調度的“扁平式”的結構。數字化變電站將站內不同專業進行整合，將保護、RTU、低周低壓減載、故障錄波、計量、微機無防等整合到1個IED中，同時能夠將電網的運行及管理進行整合。所以，數字化變電站是電力自動化未來發展的必然趨勢。

本文測重于油田電網數字化變電站的應用研究，其結論同樣適用于國內單母線分段、橋式接線等二級電網變電站數字化建設。

10.3969/j.issn.1006-6896.2011.11.036

（欄目主持 關梅君）