常规变电站数字化改造的技术难点与解决方案

张寅怀

(广东省电力设计研究院，广东 广州 510663)

1 概述

在变电站数字化改造的工程实践中，为了工程的经济性，站内一次设备包括断路器、隔离开关、变压器一般不进行更换，在过程层采用电子式互感器完成电气量数据采集，间隔层IED装置和站控层采用IEC61850实现信息传递机制，以智能操作箱配套传统断路器实现断路器的数字化控制、数据采集和部分在线监测。本文介绍的三乡220 kV变电站数字化改造工程是采用上述方式改造。由于该站是一座重要的枢纽变电站，接线比较复杂，在整站不停电的条件下改造的难度比较大，面临诸多的难点，如组网方案的确定、电子式互感器应用难点及应对方案、母差保护改造过渡过程、旁路带路机制的实现、户外智能就地柜、电压的并列及切换的实现、网络安全与监视、GOOSE信息表等等。

2 组网方案的确定

由于数字化变电站的网络化程度很高，设备之间数据的传递与共享更多地依赖网络通讯，所以组网方案的确定对数字化变电站改造的设计尤为重要。站控层与间隔层网络组网方式应采用冗余以太网架构，传输速率不低于100 Mbps。网络宜采用双星型结构，采用双网双工方式运行，可以提高网络冗余度，并且能实现网络无缝切换。过程层与间隔层网络主要传输GOOSE和SV两类信号，GOOSE信号网应采用双网双工方式运行，SV网络可根据规约方式采用点对点方式或组网方式。对于常规变电站数字化改造来说，一般情况下都是分阶段分步骤实施，方案设计主要考虑的因素是如何保证在全站不停电的情况下实现安全、可靠、平稳过渡，所以在改造过程中相互影响最小的前提下，设计可在站控层网络和过程层网络按电压等级来配置，如三乡站站控层组网采用双网星形结构，分别在间隔层220 kV及110 kV部分组成子网，再接入站控层。同时在间隔层与过程层之间组建220 kV和110 kV GOOSE网络，各间隔保护、测控、录波装置可接入相应电压等级GOOSE网络以实现信息的共享和传递，如实现报警开入信号、跳合闸信号、保护设备的联闭锁信号及间隔层五防联锁等信号的传输。对于主变间隔来说，主变保护装置可以同时连接到220 kV和110 kV侧GOOSE网络交换机双网上，以实现高中压侧信息的交互，见图1。

图1 三乡变电站网络结构图

3 电子式互感器应用难点及应对方案

数字化变电站采用电子式互感器代替常规的互感器，目前大都采用有源式电子式互感器，由传感模块和合并单元两部分构成，传感模块又称远端模块，安装在高压一次侧，负责采集、调理一次侧电压电流并转换成数字信号。合并单元安装在二次侧，是联系电子式互感器和网络化二次设备之间的设备，负责对来自各相远端模块传来的信号做同步合并处理，并转发给二次设备。有源式电子互感器的关键技术有：远端传感模块的稳定性和可靠性；绕制在陶瓷骨架上的空芯线圈结构的稳定性对测量精度的影响；对独立结构的有源式电子互感器的远端模块取电技术。对于电子式互感器的远端的采集模块要求比较高，要求其能长期稳定运行，采集器可采用双AD复采方案，保证采样可靠性；采用低功耗双电源方案可解决供能可靠性和稳定性；此外采集器具备测温功能，完善的自检功能等。

由于电子式互感器数据有光纤传输延时，其与常规互感器数据有一定的角差，所以在改造跨间隔保护设备的过程中如主变保护、母差保护改造，主变低压侧一般仍采用常规互感器，而母差保护改造中电子式互感器和常规互感器需要同时接入，数据同步问题必须解决，需要在主变保护及母差保护对电子式互感器数据采样数据进行延时补偿，消除两者之间的时延造成的角差，以实现数据的同步。

4 母差保护改造过渡过程

传统母差保护更换为数字化母差保护最大的难点是其工程实施过程，会出现电磁式互感和电子式互感器共存的情况，所以需要有一个过渡过程，需要在母差保护引入过渡用装置，将模拟量及开关量转换成数字量，再接入数字化母差保护。三乡站母差保护柜中配置了母差子站用于过渡阶段，各个间隔的常规电流及母线电压，各间隔的刀闸位置接入子站，由子站转换成数字量后光纤输出至母差的主站，此外母差的主站实现跳闸输出，母差的主站具备硬接点输出方式和GOOSE输出方式，常规的电流及母线电压，各间隔刀闸位置和跳闸输出从原来的母线保护柜通过电缆硬连线转接。在改造过程中当任一间隔常规互感器更换电子式互感器后，电流电压模拟量改用光纤数字信号输出，等间隔改造完后，各间隔电流及电压逐步从各个间隔合并单元光纤直接引至母差主机柜，各间隔刀闸位置输入以GOOSE网络实现，跳闸输出通过GOOSE网络实现至各间隔的智能就地柜，相同电压等级相关间隔改造完毕后，母差子站就可以退出运行了，见图2，虚线框部分为过渡方案。

图2 母差保护改造原理示意图

5 旁路带路机制的实现

对于设有专用旁路开关的常规变电站数字化改造，在旁路开关代主变开关的操作过程中将会经历从主变开关运行到主变开关和旁路开关同时运行，然后切换到旁路开关运行的过程。在此操作过程中，主变差动保护的范围会因电流互感器二次回路切换而缩小。主变保护数字化改造的难点在于如何实现旁路代主变功能，而且主变保护范围不变，即必须考虑旁路开关代主变开关的电流电压数据的切换。旁路间隔由常规电流互感器更换为电子式电流互感器，可以方便地实现电流采样数据共享。

三乡站改造中，采用旁路间隔合并单元的采样值同时送到数字化主变保护，旁路间隔电子式电流互感器采样数据均接入主变两套主保护，当旁路开关代主变开关时，通过切换定值的方案实现旁路电流电压的切换，两套主保护将电流采样从主变开关间隔电流通道切换至旁路开关间隔电流通道，实现数据的无缝切换，使代路操作时主变保护依然可以正常运行。使用该方案后，主变保护不再采用大小差或交叉接线方式，提高了保护范围和可靠性。

主变保护中的分支1为主变开关，分支2为旁路开关，旁路代主变运行的操作如下：

⑴ 正常运行方式下，主变开关电流计入主变差动保护和后备保护，旁路开关电流不计入，即将分支2电流定值置为0。

⑵ 代路操作前，切换主变保护定值，切换后旁路开关电流计入主变差动保护和后备保护，即将分支2电流定值从0切换到实际值。

⑶ 代路操作期间，旁路开关与主变开关同时运行，两者电流同时参与主变差动保护和后备保护。

⑷ 旁路开关代主变开关运行后，切换主变保护定值，即将分支1电流定值置为0，主变开关电流退出主变差动保护和后备保护，电压从主变开关间隔母线电压切换到旁路母线电压。

上述主变保护定值的更改全部通过切换定值区实现，旁路开关代主变开关运行时，主变保护范围与正常运行时一致。

6 户外智能就地柜

常规变电站数字化改造中，户外开关为原有常规设备一般不更换，故智能化开关改造方案采用传统开关设备与智能终端相结合的方式来实现。智能单元下放至现场开关设备旁，合并端子箱功能组成智能就地柜，实现开关设备的开关量采集功能、刀闸的就地操作功能和断路器刀闸的跳合闸远方控制命令及联锁信息。各间隔智能单元具有双光纤GOOSE通信接口，可通过光纤通讯连接到GOOSE交换机上。

因户外高压场工况比较差，要经受高温，潮湿的天气，而智能终端按照放置在智能就地柜中，所以要对户外柜的设计提出更高的要求，要求其能防高温，防潮等功能。

三乡站户外智能就地柜的柜体采用双层结构，包括顶层、侧面、前后门等都设置了夹层，夹层厚度为3cm，并与柜内外联通；为防小动物进入，就地柜底部封堵严实，柜体外壳的通风槽加格网；柜内配置智能湿度控制器和加热器防潮，湿度控制器和稳定控制器可通过自动/手动两种方式来控制。

7 电压的并列及切换的实现

在常规变电站数字化改造中，由于是用合并单元实现电压的切换和并列，用传统的通过继电器的切换来实现是行不通的，在三乡站改造中采用如下解决方案：在电压合并单元上需接入I母刀闸的常开与常闭、II母的常开与常闭接点，电压合并单元接入PT并列投入、I母PT合位、II母PT合位，母联刀闸合位，但考虑到刀闸位置接点故障的情况下，可能导致母线电压并列不成功，故现场直接用QK来实现，将母联刀闸位置短接，用强制I母、强制II母、及解列三个位置来实现电压的并列，并列后的电压连接到各间隔的合并单元，由各间隔的合并单元根据本间隔隔离开关的实际I母或II母的位置完成本间隔的电压切换。见图3。

8 网络安全与监视

图3 母线电压的并列及切换

由于数字化变电站对网络通信的要求比较高，所以对交换机的功能要求也是比较高的，比如要求交换机实现零丢包及网络风暴抑制功能，同时要求其他与之相连接的保护、测控、智能终端等设备的光功率进行匹配调整，确保通信质量。此外，要求故障录波装置能记录网络通信状态及各种采样数据的异常状态，并准确及时记录。

数字化变电站的网络化二次设备，给缺陷分析和事故调查提出了新的挑战，设计时需要考虑配置网络报文监视器，可以客观、全面地记录网络报文，为设备故障和事故分析提供数据支持。

9 GOOSE信息表

在常规的变电站中，各种保护动作、失灵启动等回路都有电缆连接实现，但在数字化站中，保护、测控、、智能就地柜之间信息交互等都是用GOOSE实现的，与传统硬接线方式截然不同，由于采用GOOSE技术，更多地应用网络技术，传统直观的硬连线没有了，取而代之的是网络信号，各设备之间传输的信号需要设计提供一份信号表，如母差与各间隔保护、智能单元之间信号传递需要依据信号表来订阅。

10 结语

变电站技术即将进入全数字化时代，本文针对当前常规变电站数字化改造中所面临的诸多特点和技术难点，提出相应的解决方法，并结合三乡站数字化改造的实践，为常规变电站进行数字化改造工程提供一些借鉴和参考。

[1]高翔.数字化变电站应用技术[M].北京：中国电力出版社.2008.