智能變電站電子式互感器改造方案及關鍵技術研究

李 游，顏文鎧，秦靖舒，張 超

(國網四川省電力公司成都供電公司，四川 成都 610041)

0 引 言

近年來，智能變電站技術已日趨成熟可靠，成為智能電網的重要基礎和支撐。但是，智能變電站技術發展至今，也發生過多起因電子式互感器、合并單元、智能終端硬件故障而導致的保護誤動事件，尤其是早期投運的智能變電站。電子式互感器因其數字化、抗電磁干擾、不易飽和等優勢在智能變電站得到了廣泛的應用[1-2]。但早期使用的智能設備技術大多不成熟，其相較于常規互感器來說可靠性較低，在運行多年后設備工況不穩定并且故障頻發[3]，嚴重影響電網的安全穩定運行。

為了避免因電子式互感器故障影響電網穩定運行[4-5]，早期智能變電站的互感器改造工作勢在必行。進行電子式互感器改造不僅涉及到一次回路的更換，還要涉及到合并單元更換以及一系列相關二次設備的配置更改[6-7]，其工作量很大，并且所有工作都是在部分停電的情況下進行，對技術水平以及改造經驗的要求高。

目前國內關于智能變電站改造的經驗尚淺，而亟需改造的變電站數量眾多、供電服務壓力高，因此智能變電站改造方案、試驗方法以及關鍵技術問題成為一個重要的研究方向[8-10]。下面將結合某220 kV智能變電站電子式互感器(electronic current and voltage transformer，ECVT)改造全過程，著重研究了改造過程中的準備方案、試驗方法以及關鍵技術，旨在為類似改造工作提供借鑒和方法。

1 變電站運行狀況

220 kV變電站A是西南片區最早投運的智能變電站，同時也是該區域供電樞紐。變電站A使用的ECVT，近年來已多次發生互感器、合并單元、交換機等一、二次設備危急故障，極大影響了供電可靠性。目前該EVCT的生產廠家已經停產，無備件可用的窘迫增加了故障處理工作的難度。

為了維護該片區電網的安全穩定運行，于2020年6月開始進行全站ECVT改造工作，將全站的電子式互感器更換為常規互感器。

2 改造停電方案

全站電子式互感器改造工作需要分間隔輪流停電，改造方案需要充分考慮施工難度、環境因素以及智能變電站組網架構的特殊性和安全性，并按照最大化減少停電時間、縮小停電范圍的原則進行優化。

2.1 改造方案制定

以“先電壓，后間隔”的思路進行改造，即先進行電壓回路改造，再針對各間隔逐一接入電壓，方便后期間隔改造時接入新母線電壓回路。各個間隔的輪流停電改造的思路清晰明確，但是針對母線電壓的改造則需要根據實際情況進行研究。其關鍵點為：在進行保留原電子式電壓互感器(electronic voltage transformer，EVT)及其二次回路的同時，新增母線常規PT及其二次回路以供改造后的間隔接入[12]。

2.1.1 典型改造方案

以220 kV電壓等級為例，施工方案有以下4種：

1)220 kV全停進行改造。

包括兩種實現方式：一是將220 kV的設備全部停電后就地針對電子式互感器集中改造；二是配合一次設備改造，針對各間隔進行異地重建，完成后再逐一停電進行互感器接入改造。

2)一母線先更換為常規PT，另一母線仍使用EVT進行。

以更換Ⅰ母EVT為例，先將Ⅰ母停電，所有間隔倒至Ⅱ母運行。再將Ⅰ母EVT更換為常規PT，Ⅰ母電壓、220 kV母聯斷路器、隔離開關位置接至新母線合并單元。最后，完成電壓并列、精度、同步校驗等試驗使其達到投運條件。待所有間隔改造完成后，再進行Ⅱ母EVT更換工作。

由于在Ⅱ母改造前，新母線合并單元只能采集到Ⅰ母電壓，Ⅱ母電壓只能通過二次并列方式輸出。同時，舊母線合并單元只能采集到Ⅱ母電壓，Ⅰ母電壓通過二次并列方式輸出。因此，對220 kV母線運行方式有要求：220 kV母線在Ⅱ母PT改造前運行方式應采用并列運行，母線保護應置于互聯狀態。

3)原EVT先不改造，新增常規PT于備用間隔。

將Ⅰ母、Ⅱ母常規PT安裝于備用間隔場地，EVT仍在電壓互感器間隔不做改動。常規PT二次回路及220kV母聯斷路器、隔離開關位置接入新母線合并單元，完善新A、B套母線合并單元功能。后期間隔依次改造接入新母線合并單元。待間隔改造完成后，拆除EVT，將常規PT安裝位置從備用間隔移至電壓互感器間隔。

4)拆除原EVT避雷器，常規PT在原避雷器位置安裝，與EVT同時運行。

先停Ⅰ段母線及分段212斷路器，所有間隔倒至Ⅱ母運行。在220 kVⅠ段母線PT間隔拆除母線避雷器，安裝常規互感器與EVT并聯運行，保持原EVT繼續使用，如圖1。Ⅱ母以相同方式安裝常規PT。常規PT二次回路及220 kV母聯斷路器、隔離開關位置接入新母線合并單元，完善新母線合并單元功能。后期間隔依次改造接入新母線合并單元。待間隔改造完成后，拆除EVT，如圖1所示。

圖1 母線電壓互感器運行方式

2.1.2 典型方案對比

對于以上提出的4種改造方案，從各方面分析其優劣，如表1所示。

表1 4種方案性能比較

根據表1可知，4種改造方案各有其優劣。進一步實地考察變電站現場施工條件，并考慮到母線短期停電難度相對較低，母線長期處于互聯狀態不利于電網穩定性等實際情況，判斷方案4最符合電網穩定性、現場施工難度以及合理性需要，將其確定為本站改造最終方案。

2.2 改造實施方案

在確定了母線EVT改造方案后，便可以確定最終的停電順序及相應工作安排，如圖2所示。

圖2 改造工作順序

初期計劃主變壓器與35 kV部分同時改造，但考慮35 kV進行饋線保護監控改造所需時間較長(土建施工以及安裝調試部分需要兩周的停電時間)，單臺主變壓器長期運行無法滿足迎峰度夏期間的高負荷要求，遂安排35 kV部分先于主變壓器間隔停電改造，在迎峰度夏前完成35 kV改造工作。

改造前期因工期緊張，人手不足，基建進度緩慢，無法滿足220kV母聯間隔與PT間隔同時改造，安排在第2次母線停電拆除EVT時，同時進行220 kV母聯間隔改造。

3 改造實施難點與關鍵技術研究

由于變電站A屬于早期智能變電站，設備要求、網絡結構并不規范，在此首先對該變電站的特殊網絡結構進行說明。

在220 kV智能站通用設計里，一般通過220 kVⅠ、Ⅱ母測控裝置分別上傳220 kV的A、B套母線電壓，220 kV各間隔測控裝置上傳本間隔A、B套設備三遙信息。

但由于該變電站的測控型號老舊，尚無法同時接入過程層A、B網。以220 kV為例，220 kV間隔測控、母線測控只接入過程層A網。220 kV的A套Ⅰ、Ⅱ母電壓分別通過220 kVⅠ、Ⅱ母測控上傳。220 kV過程層B網設備信號、遙測均通過公用測控裝置上傳。220 kV的B套母線電壓并未上傳，通過220 kV的B套保護運行狀態輔助判斷電壓是否正常。由于公用測控裝置只能接入12個數據集，而220 kV B網過程層設備共14個，顯然不能接入所有220 kV B網設備的數據集，更無法接入改造過程中新增設備的數據集。

3.1 新舊電壓回路同時運行難點分析

EVT與新增的常規PT同時運行的方式以及特殊網絡結構帶來了2個問題：1)新增母線電壓無法監視；2)新母線合并單元信號無法上傳。

3.1.1 新增母線電壓無法監視

考慮到2套電壓互感器同時運行的特殊接線方式，且暫時只有母線EVT完成了改造，220 kV間隔保護仍采用原合并單元電壓，無法通過220 kV間隔B套保護的電壓來輔助判斷新增的常規互感器是否異常，于是提出將220 kV的A、B套電壓分別上傳至后臺及調度以供監視，在此期間加強巡視。

根據本站網絡結構，對站內測控裝置進行盤點后，提出用母線測控裝置監視A套母線電壓，利用原有公用測控裝置SV通道監視B套母線電壓。

3.1.2 新母線合并單元信號無法上傳

公用測控已無法再新接入數據集，但新增的B套母線合并單元必須對其信號進行監視。于是提出建立過渡網絡結構：在新B套母線合并單元設置兩個組網口，一個接入過程層B網用來接收B套母聯智能終端的斷路器位置并上傳SV至公用測控；另一個接入過程層A網，用于接入母線測控上傳合并單元信號，如圖3所示。

圖3 220 kV B套母線合并單元過渡網絡結構

同時，兩個組網口分別位于不同插件上，滿足《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》第15.7.1.5條規定：“任一套保護裝置不應跨接雙重化配置的兩個過程層網絡。如必須跨雙網運行，則應采取有效措施，嚴格防止因網絡風暴原因同時影響雙重化配置的兩個網絡”。

在220 kV間隔停電前新增了兩個公用測控裝置，分別用于220 kV、110 kV過程層網絡B網設備的接入，徹底解決B網設備信號接入問題。

3.2 主變壓器保護失去低壓側電壓閉鎖分析

根據停電計劃，35 kV整段改造在主變壓器改造之前完成。由此引發了一個無法避免的問題：35 kV整段改造完成后，母線電壓已由EVT改為常規互感器，但低壓側合并單元還未改造，導致35 kV電壓無法上傳至主變壓器保護。

在智能站中，35 kV/10 kV電壓通常通過主變壓器總路合并單元上傳至主變壓器保護，不單獨設置母線合并單元，只設置在母線測控上對母線電壓進行監視。

針對主變壓器保護低壓側PT斷線的問題，可以從方向閉鎖和復壓閉鎖兩個方面討論其影響：

1)低后備保護失去方向閉鎖

Q/GDW 1175—2013《變壓器、高壓并聯電抗器和母線保護及輔助裝置標準化設計規范》頒布實施前，主變壓器低后備保護復壓過流均不帶方向閉鎖。因為低后備方向指向母線，且低壓側為三角形接線，在高、中壓側故障時低壓側沒有零、負序電壓，可以不考慮低壓側復壓方向功能。但在此規范中第5.1.2.5條明確規定：“低后備復壓過流保護設置Ⅰ、Ⅱ兩段，其中，Ⅰ段帶方向適用于變壓器低壓側有小電源接入的情況。Ⅱ段不帶方向適用于變壓器低壓側為無小電源接入的情況”[13]。

該站2套主變壓器低后備復壓過流保護均不帶方向閉鎖，只需考慮復壓閉鎖功能是否可以暫時退出。

2)低后備保護失去復壓閉鎖

該站2套主變壓器保護關于低壓側失去復壓閉鎖有以下解釋：

1號保護：低壓側 PT 斷線后，本側(或本分支)復壓閉鎖過流保護不經復壓元件控制。

2號保護：低壓側后備保護，當本側(或本分支)發生 PT 斷線時，退出保護的復壓元件，保護變為純過流保護。

根據變壓器低后備保護整定原則，當后備保護過流定值滿足如下條件時，可以退出復壓閉鎖功能：

1)在重負荷時不會誤動；

2)在母線故障時能滿足靈敏度的要求，可靠啟動保護。

經計算發現主變壓器低壓側故障時最小電流為1836 A。而迎峰度夏期間35 kV重載負荷遠小于最小故障電流，不存在純過流保護誤動的可能。

根據上述分析，在工程中退出了主變壓器保護35 kV電壓投入軟壓板，以免造成其他側復壓長期開入，引起主變壓器高后備、中后備保護誤動。

3.3 線路保護電壓源端調整對保護影響分析

根據Q/GDW 1161—2014《線路保護及輔助裝置標準化設計規范》第11.2條表述：為簡化電壓切換回路，提高保護運行可靠性，雙母線接線線路間隔宜裝設三相PT。而該站作為四川片區首座220 kV智能變電站，設計理念較為超前，全站設備均使用三相ECVT。因此涉及改造前后保護的母線電壓取法變化。

改造前，220 kV線路保護電壓采用三相EVT電壓，母線A相電壓作為保護重合閘同期使用。保護需投入“電壓取線路PT電壓”控制字，同時重合閘方式“檢無壓”“檢同期”軟壓板根據方式要求投退，該站未投入。

改造后，220 kV線路間隔遵循常規設計思路，線路側安裝單相電容式電壓互感器。則保護電壓取220 kV母線電壓，保護重合閘同期使用線路電容式電壓互感器電壓。此時改造后須提示調度繼保部門在整定單中調整“電壓取線路PT電壓”控制字。需要注意，“電壓取線路PT電壓”控制字的正確性對于保護有較大影響。

1)PT斷線判據不同

南瑞繼保公司、北京四方公司等主流保護在處理保護電壓取線路PT問題時，除考慮三相電壓向量和小于 8 V，正序電壓小于33.3 V條件外，為防止誤報斷線影響距離和零序元件，還綜合考慮任一相有流元件動作或跳閘位置繼電器不動作時，再延時1.25 s報PT斷線。

若改造后未能及時調整，在低負荷有流元件未動作時，220 kV線路保護很可能無法報出PT斷線告警。

2)保護邏輯不同

以南瑞繼保PCS-931為例，保護電壓取線路PT時，距離保護加速段延時25 ms，而取母線PT時，時延縮短至10 ms。主要考慮選擇線路PT時，線路保護合閘后線路PT建立電壓的暫態時間更大，增加15 ms延時安全裕度避免誤動。

Q/GDW 1161—2014設計規范中要求，當線路非全相運行時自動將零序電流保護最末一段動作時間縮短0.5 s并取消方向元件。而在六統一頒布前部分保護，如北京四方公司裝置還考慮取線路PT時，非全相時零序Ⅲ段保護處理為固定不帶方向，而采用母線PT時可通過控制字投退方向。六統一后目前各廠家均按Q/GDW 1161—2014設計規范非全相時取消零序保護方向元件。

3.4 線路合并單元過程層數據傳輸延遲高分析

該工程項目包含全站過程層交換機更換并新增一套測控，通過其補充完善220 kV過程層B套合并單元的軟報文信息及斷鏈等信息。在220 kV母聯212斷路器ECVT改造前，新測控已接入4條220 kV線路，2、3號主變壓器220 kV側及35 kV側，220 kV母線共9個間隔的B套合并單元。

將母聯212斷路器B套合并單元接入新測控后，調試時發現：合并單元的通用面向對象變電站事件(GOOSE)變位信號刷新延遲嚴重。反復試驗并觀察后臺監控系統也并無該間隔斷鏈信號。異?，F象引起了調試人員的高度警覺，根據經驗初步判斷是過程層交換機單口(基于端口劃分虛擬局域網、百兆單口)流量過大導致報文丟幀[11]。

交換機端口配置的設計及合理使用是擺在設計單位和調試人員前的一道計算題。先以單合并單元控制通道數23個為例計算單臺交換機采樣值(sampled value，SV)流量，計算流程如圖4所示。

圖4 交換機光口流量計算步驟

1)計算SV單幀大小

SV報文的幀格式包括：頭地址(HeaderMAC)、優先級(PriorityTagged)、網絡類型、網絡數據類型、單通道采樣數據(包括4Bytes采樣值和4Bytes采樣品質)、循環冗余核驗(CRC)。計算SV單幀大小的公式如下為

V=H1+P+E+H2+S×n+C

(1)

式中：V為SV報文單幀大?。籋1為頭地址大小；P為優先級大??；E為報文的以太網類型大??；H2為網絡數據類型總長度；S為單通道采樣數據；n為通道數；C為校驗碼長度。

根據式(1)可以求得SV單幀大小為12+4+2+8+8×23+4=214 Bytes，其中8×23表示有23個通道，每個通道有8個字節采樣數據。

2)計算合并單元單位流量

合并單元采樣率為4000 Hz，因此其每秒數據流量為

4000 Hz×214 Bytes=0.816 MBytes

據國家電網220 kV輸變電工程典型設計規范要求，百兆網口的交換機帶寬建議使用率控制在40%時，對應百兆交換機(100 Mbits=12.5 MBytes)接入流量12.5 MBytes×40%=5 MBytes。因此考慮單間隔合并單元輸出一個SV控制塊情況下，交換機建議接入不超過5個間隔。母聯212間隔接入測控前同一交換機已經連續接入9個間隔，造成了交換機流量嚴重超載進而威脅數據正確傳輸。

綜上所述，交換機網口流量超載是導致信號延遲上送的重要原因。首先，設計前期未計算網口采樣數據流量并提出控制措施；其次，改造是一項綜合動態過程，設計也無法從源頭解決和管控工程人員實際接入情況。因此要求二次人員對此類新型而隱蔽的缺陷應有足夠度敏感和相關知識計算分析力?，F場解決方案即補放一根從過程層交換機至新測控的尾纜。在新測控裝置下裝SV接收裝置并重新劃分過程層交換機VLAN端口，平衡了兩個網口流量。

可以預想的是，該類缺陷可能存在于智能站設備改造過程或未進行流量測試的運行站。一旦發生實際設備故障，可能存在無斷鏈告警但實際故障信息無法上送站控層的情況。此類故障也是智能站運維過程中較為隱蔽而有一定借鑒意義的問題，值得進一步思考。

4 結 論

220 kV智能變電站應用電子式互感器較少，對全站電子式互感器整體更換為常規互感器的改造經驗十分稀缺。通過對某220 kV早期智能變電站全站電子式互感器改造工作的方案制定、調試方法、問題解決的探討，提出了電子式互感器智能變電站改造關鍵難題的解決方案。

目前，全國范圍內眾多早期智能變電站運行年限超期，極大增加了電網運行風險，因此進行智能變電站改造過程中的停電方案、風險控制、調試經驗的研究勢在必行。通過總結智能變電站常規互感器的改造經驗，對日后的類似改造工作提供一定的參考價值。