尹 亮 鄭耀南

（廣東電網(wǎng)公司中山供電局，廣東 中山 528400）

1 引言

近年來(lái)，隨著智能化電器和電子式傳感器的實(shí)用化以及網(wǎng)絡(luò)技術(shù)、光通信技術(shù)、微電子技術(shù)、計(jì)算機(jī)技術(shù)的迅速發(fā)展，使變電站自動(dòng)化系統(tǒng)進(jìn)入了數(shù)字化階段。目前，國(guó)內(nèi)數(shù)字化變電站系統(tǒng)的應(yīng)用和實(shí)施尚處于探索、起步階段，在數(shù)字化建設(shè)過(guò)程中存在著很多難題需要解決，尤其是對(duì)運(yùn)行中的220kV常規(guī)變電站進(jìn)行數(shù)字化改造方面，可借鑒的工程實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)非常少。因此，分階段實(shí)現(xiàn)數(shù)字化變電站系統(tǒng)[1]是一種切實(shí)可行的方案。

對(duì)220kV三鄉(xiāng)變電站進(jìn)行數(shù)字化改造是廣東電網(wǎng)公司2008年的一項(xiàng)重要督導(dǎo)工程項(xiàng)目。由于三鄉(xiāng)變電站是中珠地區(qū)一座常規(guī)的220kV樞紐變電站，為了確保電網(wǎng)可靠、穩(wěn)定運(yùn)行，降低電網(wǎng)風(fēng)險(xiǎn)，項(xiàng)目要求逐個(gè)間隔對(duì)一、二次設(shè)備進(jìn)行安裝、調(diào)試，這樣給改造帶來(lái)了很大的施工難度，尤其是在跨間隔保護(hù)方面。本文從工程實(shí)際入手，結(jié)合可靠性和安全性考慮，對(duì)改造過(guò)程中幾個(gè)關(guān)鍵問(wèn)題進(jìn)行逐一分析，找出切實(shí)可行的辦法，并在工程實(shí)踐中得以實(shí)施。

2 變電站數(shù)字化改造的可行性

具有自我監(jiān)視和診斷功能的設(shè)備及其組成的數(shù)字化變電站自動(dòng)化系統(tǒng)，較之以往的變電站常規(guī)系統(tǒng)具有更高的可靠性，也是未來(lái)變電站發(fā)展的方向。當(dāng)數(shù)字化變電站發(fā)展成熟之后，為確保變電站能夠更為安全、可靠的運(yùn)行，使自動(dòng)化水平不斷提高，必然要求我們對(duì)常規(guī)變電站進(jìn)行數(shù)字化改造。這是一種趨勢(shì)，也是可行的。

實(shí)現(xiàn)一次設(shè)備（變壓器、斷路器和互感器）的智能化，是建設(shè)數(shù)字化變電站的關(guān)鍵之一。目前，實(shí)現(xiàn)的方法主要有兩種：一是在傳統(tǒng)一次設(shè)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(shè)備。對(duì)于變壓器和斷路器而言，由于制造新型智能化設(shè)備的技術(shù)較為復(fù)雜，經(jīng)濟(jì)成本昂貴，可采用第一種方法；對(duì)于互感器，可采用第二種方法。

對(duì)于保護(hù)測(cè)控裝置可以更換為通過(guò)光纖傳輸數(shù)字量（電流電壓、開(kāi)關(guān)位置、閉鎖信號(hào)、遙信信號(hào)等）的新一代微機(jī)保護(hù)裝置。目前國(guó)內(nèi)智能化一次設(shè)備（包括開(kāi)關(guān)、刀閘等）尚未研制成功，保護(hù)裝置和開(kāi)關(guān)之間未能直接通過(guò)光纜聯(lián)接，可通過(guò)智能終端來(lái)實(shí)現(xiàn)跳閘、閉鎖、發(fā)信。開(kāi)關(guān)與智能終端的聯(lián)接仍使用金屬電纜（距離很近），智能終端與保護(hù)裝置通過(guò)光纜傳輸數(shù)字命令信號(hào)。

VQC、五防系統(tǒng)可在自動(dòng)化系統(tǒng)中實(shí)現(xiàn)。備自投、安穩(wěn)裝置、計(jì)量表等可更換為通過(guò)數(shù)字量通信的新型裝置。直流系統(tǒng)、站用交流系統(tǒng)、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(dòng)化系統(tǒng)的連接可通過(guò)規(guī)約轉(zhuǎn)換器實(shí)現(xiàn)。

綜上所述，對(duì)常規(guī)變電站進(jìn)行數(shù)字化改造是可行的，但是常規(guī)變電站往往設(shè)備陳舊，二次電纜密集，屏位緊湊。在清除廢舊電纜，鋪設(shè)新光纜、電纜時(shí)，我們必須要認(rèn)真核實(shí)，防止保護(hù)或開(kāi)關(guān)誤動(dòng)，而安裝新的屏柜時(shí)，更是要統(tǒng)籌規(guī)劃，合理布線?？梢?jiàn)，為保證變電站在改造過(guò)程中能繼續(xù)安全、穩(wěn)定的運(yùn)行，我們必須對(duì)改造的施工方案、施工步驟進(jìn)行認(rèn)真分析。同時(shí)，改造過(guò)程也要兼顧各種方案的經(jīng)濟(jì)性、可靠性和安全性等等。下面對(duì)改造工程中幾個(gè)關(guān)鍵問(wèn)題進(jìn)行逐一分析。

3 改造中的幾個(gè)關(guān)鍵問(wèn)題分析

3.1 關(guān)于合并單元數(shù)據(jù)采樣、傳輸?shù)耐絾?wèn)題

目前，合并單元和二次設(shè)備間傳輸規(guī)約有IEC60044-7/8和IEC61850-9-1/2標(biāo)準(zhǔn)規(guī)約可遵循。采用IEC60044-7/8發(fā)送協(xié)議采樣數(shù)據(jù)接收能自動(dòng)打上時(shí)標(biāo)，無(wú)需DSP參與，且延時(shí)固定。而IEC61850-9-1/2則因通過(guò)以太網(wǎng)發(fā)送數(shù)據(jù)，光纖接口板接收到數(shù)據(jù)后通過(guò)啟動(dòng)DSP中斷服務(wù)程序來(lái)讀取接收數(shù)據(jù)的時(shí)標(biāo)，這意味著DSP保護(hù)算法程序會(huì)頻繁地被數(shù)據(jù)接收中斷服務(wù)程序中斷，且中斷服務(wù)程序響應(yīng)時(shí)間不確定。從保護(hù)的可靠性出發(fā)，我們選擇IEC60044-7/8規(guī)約，主要原因在于采用 IEC60044-7/8串行點(diǎn)對(duì)點(diǎn)方式通信，能夠嚴(yán)格保證傳輸時(shí)延的一致性[2]。在一些應(yīng)用差動(dòng)保護(hù)的場(chǎng)合，各側(cè)或各間隔合并單元之間的同步能夠不依賴于任何外部時(shí)鐘源，而完全依靠插值算法來(lái)完成，從而能提高保護(hù)的可靠性。

合并單元就是對(duì)三相電氣量進(jìn)行合并和同步處理，并將處理后的數(shù)字信號(hào)按特定的格式提供給間隔級(jí)設(shè)備使用的裝置。合并單元接入的信號(hào)主要包括電子式互感器輸出的數(shù)字采樣值、傳統(tǒng)互感器的模擬信號(hào)等。當(dāng)一個(gè)電壓等級(jí)未全部配置電子式互感器、變壓器各側(cè)未同時(shí)配置電子式互感器時(shí)，合并單元需同時(shí)接入數(shù)字信號(hào)和模擬信號(hào)，同步后輸出至母線保護(hù)或變壓器保護(hù)。這一點(diǎn)在改造過(guò)程中尤為重要，所以在母線保護(hù)、變壓器保護(hù)、母線PT間隔改造初期，往往先將所有的傳統(tǒng)互感器的模擬量接入至合并單元，然后再逐個(gè)間隔進(jìn)行改線。因此，實(shí)現(xiàn)合并單元數(shù)據(jù)采樣、傳輸?shù)耐?，是這次改造過(guò)程中碰到的首要難題。

合并單元除了本身需要同步信號(hào)外，不同合并單元之間也需要同步信號(hào)。我們可將整站統(tǒng)一同步信號(hào)源，并采用雙重化配置，加上同步信號(hào)源采用雙電源供電，可大大提高同步信號(hào)源運(yùn)行可靠性。同時(shí)輔于插值算法同步，當(dāng)同步信號(hào)源失去后不影響整站的使用。因?yàn)閱伍g隔數(shù)據(jù)已經(jīng)同步，而跨間隔間的數(shù)據(jù)傳輸采用高速傳輸方式，當(dāng)同步失去時(shí)依然可以利用數(shù)據(jù)間的自同步技術(shù)來(lái)解決保護(hù)設(shè)備對(duì)同步信號(hào)源的依賴性，提高過(guò)程層的同步可靠性。圖1為合并單元數(shù)據(jù)采樣、傳輸接線圖。

圖1 合并單元數(shù)據(jù)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(duì)于廣東三鄉(xiāng)站而言，220kV傳統(tǒng)電壓互感器無(wú)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(yīng)有補(bǔ)償角度功能，即補(bǔ)償由電子式電壓互感器產(chǎn)生的 6.9度延遲。同時(shí)，從電子式電壓互感器采集數(shù)據(jù)，經(jīng)模數(shù)轉(zhuǎn)換，數(shù)據(jù)處理，到合并單元發(fā)送數(shù)據(jù)存在額定延時(shí)，即1590μs，合并單元也要對(duì)此延時(shí)進(jìn)行補(bǔ)償。

試驗(yàn)證實(shí)，對(duì)于間隔合并單元，也需要對(duì)線路電子式電壓互感器的抽取電壓進(jìn)行 6.9度補(bǔ)償，而間隔電流無(wú)需補(bǔ)償。間隔合并單元從采樣到數(shù)據(jù)發(fā)送的額定延時(shí)可通過(guò)數(shù)據(jù)發(fā)送給各保護(hù)裝置，因此可運(yùn)用增加數(shù)據(jù)傳送的額定延時(shí)，等待最晚的通道數(shù)據(jù)點(diǎn)，實(shí)現(xiàn)對(duì)各通道的數(shù)據(jù)同步?？筛麻g隔合并單元配置文件，將母線電壓、電流數(shù)據(jù)均延遲400μs發(fā)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(shù)據(jù)均插值到 6.9度時(shí)間點(diǎn)上，完成母線電壓、電流、抽取電壓的同步，補(bǔ)償抽取電壓滯后角度。但數(shù)據(jù)的額定延時(shí)增加了 400μs，即由原來(lái)的 3190μs滯后為 3590μs，其中 3590μs延時(shí)包含 PT合并單元數(shù)據(jù)延時(shí) 1590μs，間隔合并單元數(shù)據(jù)延時(shí)1600μs，補(bǔ)償最晚通道延時(shí)400μs。

通過(guò)在合并單元對(duì)數(shù)據(jù)進(jìn)行角度和額定延時(shí)的補(bǔ)償，實(shí)現(xiàn)了保護(hù)、測(cè)控等二次設(shè)備接收數(shù)據(jù)的同步，確保了保護(hù)判斷的準(zhǔn)確性。

3.2 分階段進(jìn)行220kV母線保護(hù)改造

由于更換電子式互感器后，原220kV母線保護(hù)將不能識(shí)別數(shù)字量輸入而必須退出運(yùn)行，為此必須在各間隔進(jìn)行改造前先將母線保護(hù)更換。而母線保護(hù)是一種至關(guān)重要的跨間隔保護(hù)，為了保證變電站能正常運(yùn)行，項(xiàng)目要求改造過(guò)程只能單間隔停電。因此，220kV母線保護(hù)在整個(gè)改造過(guò)程中是模擬量與數(shù)字量同步運(yùn)行，直到各間隔改造完成。

圖2 220kV母線保護(hù)改造過(guò)渡階段結(jié)構(gòu)圖

由圖2可知，在過(guò)渡階段，失靈啟動(dòng)接點(diǎn)直接從各間隔舊保護(hù)柜的分相和三相跳閘接點(diǎn)通過(guò)電纜連接至220kV母線保護(hù)子站；各間隔常規(guī)電流、刀閘位置由舊220kV母線保護(hù)柜直接抽至新220kV母線保護(hù)柜中的母線保護(hù)子站；電壓從220kVPT測(cè)控柜通過(guò)光纜接至母線保護(hù)主站；母線保護(hù)的跳閘輸出通過(guò)新電纜接線至各間隔舊保護(hù)柜實(shí)現(xiàn)；220kV母線保護(hù)子站與主站通過(guò)光纖相互交換信息。

試驗(yàn)證明，目前各廠家雖可實(shí)現(xiàn)GOOSE跳閘，但其跳閘報(bào)文的傳輸時(shí)延具有不確定性。有關(guān)文獻(xiàn)分析，影響網(wǎng)絡(luò)傳輸時(shí)延不確定的因素主要有：數(shù)字化變電站通信網(wǎng)絡(luò)中存在多種類型信息源，不可避免地存在信息地碰撞、重發(fā)等現(xiàn)象；報(bào)文可能在交換機(jī)緩沖區(qū)中堆積，出現(xiàn)排隊(duì)現(xiàn)象；與接入網(wǎng)絡(luò)的智能設(shè)備（IDE）的處理能力有關(guān)。因此，就目前的設(shè)備技術(shù)水平來(lái)說(shuō)，不適宜實(shí)行GOOSE跳閘。對(duì)于實(shí)時(shí)性要求不高的信息，如斷路器、隔離開(kāi)關(guān)位置狀態(tài)、告警信息等可以通過(guò)智能終端用GOOSE服務(wù)傳輸。

因此，220kV各間隔數(shù)字化改造后，各間隔電流逐步從各間隔合并單元通過(guò)光纖引至220kV母線保護(hù)子站；各間隔刀閘位置通過(guò)光纖從各間隔智能單元接入，通過(guò) GOOSE網(wǎng)輸入母線保護(hù)主站；母差保護(hù)動(dòng)作信息，通過(guò) GOOSE網(wǎng)傳給各間隔智能單元、保護(hù)測(cè)控裝置；各母線保護(hù)子站裝置通過(guò)光纖將數(shù)字信息傳輸至母線保護(hù)主站；跳閘輸出通過(guò)電纜接線至各間隔保護(hù)柜中操作箱實(shí)現(xiàn)；各間隔保護(hù)柜失靈啟動(dòng)接點(diǎn)通過(guò)電纜接入220kV母線保護(hù)柜子站。

圖3 220kV母線保護(hù)改造最終階段結(jié)構(gòu)圖

3.3 主變保護(hù)改造分析

電子式互感器只有在高電壓等級(jí)上，其優(yōu)越性才能顯著地體現(xiàn)出來(lái)，對(duì)于 35kV以下電壓等級(jí)，電子式互感器無(wú)論在可靠性、穩(wěn)定性、精度和造價(jià)方面的優(yōu)勢(shì)都無(wú)法體現(xiàn)。且對(duì)于低壓等級(jí)，保護(hù)測(cè)控四合一裝置下放至開(kāi)關(guān)柜，距離互感器的物理距離很近，低壓等級(jí)保留傳統(tǒng)配置更具有經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)。在高壓室獨(dú)立配置一面公用測(cè)控柜和一面間隔層遠(yuǎn)動(dòng)通信柜，可以將低壓等級(jí)各種模擬信號(hào)就地轉(zhuǎn)換，符合 IEC61850協(xié)議，再通過(guò)以太網(wǎng)直接與變電站總線連接。

為了保證原有變壓器能繼續(xù)運(yùn)行，改造時(shí)保留傳統(tǒng)的套管CT、中性點(diǎn)零序CT和間隙零序CT，加上變壓器低壓側(cè)也采用常規(guī)互感器，對(duì)于主變保護(hù)需要考慮模擬量和數(shù)字量同時(shí)存在的問(wèn)題。我們可以將模擬量和數(shù)字量同時(shí)輸入保護(hù)裝置，在裝置內(nèi)部進(jìn)行判斷分析，但是為了方便將來(lái)的進(jìn)一步改造，可以選擇將模擬量接入智能采集裝置，轉(zhuǎn)化為數(shù)字量后，同高、中壓側(cè)合并單元一起接入主變保護(hù)裝置，如圖4。

圖4 主變保護(hù)CT/PT數(shù)據(jù)傳輸接線圖

在傳統(tǒng)的主變保護(hù)CT接線方式中，主變變高、變中開(kāi)關(guān)代路時(shí)必須使用主變套管CT。在三鄉(xiāng)變電站數(shù)字化改造中，由于主變套管更換成ECT的難度較大，主變保護(hù)將全部使用開(kāi)關(guān)CT。因此，在旁路開(kāi)關(guān)與主變本側(cè)開(kāi)關(guān)并列時(shí)，改造方案采用通過(guò)切換定值區(qū)的方法，使保護(hù)裝置可以直接采樣、計(jì)算它們的 CT和電流，實(shí)現(xiàn)了主變變高、變中開(kāi)關(guān)在不使用套管CT的情況下能夠代路。

綜上所述，根據(jù)主變保護(hù)CT/PT數(shù)據(jù)傳輸接線，在改造過(guò)程中必須兼顧與旁路、母線保護(hù)的配合。因此，在主變保護(hù)改造前，應(yīng)先將旁路、母線保護(hù)改造完畢。

4 結(jié)論

合并單元與二次設(shè)備之間數(shù)據(jù)傳輸?shù)耐郊翱玳g隔保護(hù)（如母差保護(hù)）的改造施工是變電站數(shù)字化改造的重點(diǎn)、難點(diǎn)。本文通過(guò)對(duì)這幾個(gè)關(guān)鍵問(wèn)題進(jìn)行深入細(xì)致分析，找到了一種切合三鄉(xiāng)變電站實(shí)際的施工解決辦法。由于本期三鄉(xiāng)變電站數(shù)字化改造尚未對(duì)互感器之外的一次設(shè)備進(jìn)行改造，也未采用通過(guò) GOOSE網(wǎng)來(lái)實(shí)現(xiàn)跳合閘回路及失靈啟動(dòng)回路，而且合并單元與二次設(shè)備是通過(guò)IEC60044-7/8協(xié)議采用點(diǎn)對(duì)點(diǎn)方式進(jìn)行數(shù)據(jù)傳輸?shù)?，因此，這只是整個(gè)改造工程的第一階段，也是符合目前實(shí)際的最合理的改造方案。隨著變電站數(shù)字化建設(shè)的不斷發(fā)展，各種智能設(shè)備及相關(guān)技術(shù)的不斷完善，三鄉(xiāng)變電站的數(shù)字化建設(shè)也會(huì)不斷解決現(xiàn)階段的各種遺留問(wèn)題，并不斷的改進(jìn)和發(fā)展，同時(shí)，也會(huì)對(duì)今后常規(guī)變電站的數(shù)字化革新提供寶貴的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)。

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