杭琳，潘朝贤

（淮安供电公司，江苏淮安223002）

1 传统变电站存在的问题

（1）电磁式互感器：电压互感器二次回路的压降对计量装置的计量准确度不利，进一步提高采集精度较为困难；同时电磁互感器二次负载、互感器固有的磁饱和、二次回路的地电位问题都直接影响计量、保护等装置的运行；而采用电磁式的互感器维护工作量也较大。

（2）电缆传递信号：变电站内一次设备众多，传统变电站通过电缆将一次设备的电量信号、开关状态传到室内间隔层的保护、测控装置，同时接收装置发送的跳闸和操作命令；由于众多信号电缆的路径基本一致，且线缆较长，极易传递电磁干扰，从众多的事故分析来看，二次电缆及干扰是目前传统变电站运行中的主要隐患。

（3）自动化设备：站内大量使用微机保护、监控装置、故障录波、消谐装置等多种不同功能的自动化设备，各装置独立采集和传输信号，虽能将信号传输至变电站后台系统、远方控制中心；但由于未采用统一的通信规约和接口规范，难以实现二次设备间信息交互、不同厂家设备根本无法实现互操作；增加了变电站扩建的成本和设备调试的难度，后期的运维成本也难以降低[1]。

2 变电站数字化改造方案

2.1 数字化变电站的优势

（1）采用电子式互感器：电子式互感器信号采集原理与常规互感器不同，不受磁饱和影响。信号就地采集后以光纤通信数字化传输，其采集精度，可靠性均较高。计量系统的采集精度由不受互感器以外因素干扰，能较好满足计量系统的精度要求。

（2）采用光缆通信：站内一次设备的电量、开关等信号，均通过光缆以数字通信方式传输，可减少大量使用的信号电缆。同时避免电缆对信号传输的不利影响。

（3）站内统一通信：站内二次设备采用统一的规约进行通信，为实现二次设备的功能集成、设备集中和设备间实现互操作创造了有利条件[2]。

2.2 数字化方案选择

对于江苏省内实施的变电站数字化改造工程而言，遵循“经济实用、技术先进、成熟可靠”的原则，是工程建设的首要目标。根据现阶段技术发展现状选择一个全数字化方案：即全面开展IEC61850标准应用、电子式互感器及数字化过程层设备接口、一次设备智能化、GOOSE网络通信、全站二次设备组网等方面的技术及应用研究。主要有以下方面。

（1）全站设备按IEC61850标准统一建模，在逻辑结构上按三层划分为“过程层”、“间隔层”、“站控层”[3]。

（2）采用电子式互感器，即在主变压器（简称主变）、各电压等级采用电子式互感器。

（3）采用智能单元实现开关的智能化操作。

（4）全站设备按站控层网络、过程层网络组网实现通信，而过程层网络由采样值通信和GOOSE通信构成。

2.3 110kV变电站全数字化改造方案要点

（1）一次系统改造

互感器：110kV、主变各侧采用电子式互感器，以光通信信号输出，35kV和10kV采用电子式互感器，但以小电压模拟输出[4]；与本间隔合并单元连接，合并单元输出光通信信号。

开关：室外断路器本体不做更改，采用开关智能单元装置作代理设备，实现一次设备的智能化。智能单元通过光纤实现信号输入输出。

（2）二次系统改造

站内间隔层保护测控装置、电能表计及消弧线圈控制装置、直流系统监控装置做相应的更换，或更改为支持IEC61850通信的装置实现。

站内站控层设备更换为支持IEC61850标准的站控层后台及通信管理机。

（3）设备组网通信方案

根据全站信号数字化传输的要求：所有设备必须具有相应的通信接口，且支持IEC61850规约。

数字化变电站通信主要分站控层网络、过程层网络，由于目前网络传输速率限制，还不能实现两网合一通信，且由于采样值、开关信号等信号在变电站控制中较为重要，工程实现上采用分网传输。

过程层与间隔层信号传输主要有采样值、一次设备（开关）状态信号及控制。但由于采样值传输数据量大，现有网络难以满足多点设备组网要求，且IEC61850-9-1协议为点对点通信不组网，因此过程层网络通信由两部分组成：一次设备状态及控制信号组网（GOOSE专用网），采样值传输为点对点方式。站控层与间隔层间通信除通信规约外，传输信号与常规站区别不大。

（4）其他设备对于不支持IEC61850的间隔层设备，配以规约转换单元接入站控层通信网络。

站内其他设备或系统应尽可能进行功能集成，减少现有设备的数量。

110kV变电站数字化改造方案如图1所示。

图1 110kV变电站数字化改造方案

3 城南变数字化实施方案

3.1 110kV部分

采用电子式互感器，通过光纤接入室内的间隔合并器和电压合并器，间隔合并器从电压合并器获取电压信号。

间隔合并器通过点到点方式接入间隔层的保护测控一体化装置、电子式电能表计。

安装就地智能单元实现开关等一次设备的数字化控制和信号传输、接入GOOSE专用网络。

3.2 主变部分

采用电子式互感器，通过光纤接入室内的主变差动、后备合并器，后备合并器电压信号取自各侧电压合并器；差动、后备合并器分别接入差动和后备保护测控一体化装置、电子式电能表计。

主变后备保护按要求实现三侧后备一体化。

安装就地智能单元实现各侧开关、主变本体等一次设备的数字化控制和信号传输，接入GOOSE专用网络。

主变本体信号、温度，通过GOOSE网络传输，接入差动保护装置。

3.3 35/10kV部分

该部分由于实现间隔层设备就地化安装，因此电子式互感器直接输出小信号接入合并器（不配置采集器）；合并器接电压并列合并器输入，输出接入间隔保护测控一体化装置。

由于保护就地化实现，因此不需为各间隔配置开关智能单元（保护测控装置带操作箱）。

3.4 其他部分

低周低压减载装置，接入电压合并器信号，实现数字式的低周减载。

站内消弧线圈装置为厂家提供的新型自带IEC61850协议的装置，可直接接入站控层。

直流系统由于未改造，采用与规约转换器通信后接入站控层。

3.5 变电站网络通信

网络架构选择方面，在变电站内通信应用中，由于总线型网络、环型网络的可靠性、成本等方面，均不及星型网络，目前站内的通信网络均选择星型网络。

图2 站控层通信网络

过程层采用采样值部分点对点方案，而过程层的开关信号部分采用GOOSE专网实现。对于110kV、主变部分的开关信号、状态信号采用专用GOOSE网络实现。GOOSE专网配以可靠性较高的GOOSE专用交换机。

跨间隔传输的开关信号、联闭锁信号、低周减载跳闸由于可靠性要求均不及110kV、主变部分的开关信号、跳闸命令，在站控层以GOOSE协议传输，简化了GOOSE专用网络系统的设计，符合经济实

图4 站控层GOOSE通信示意

4 城南变数字化改造策略与调试方法

4.1 改造实施策略

为减少变电站改造带来的对用户停电的影响，尽量减少设备停运时间，确保数字化改造任务按时完成，防止重复停电。现场设备改造采用方法如下。

（1）遵循传统站改造思路，采用由简入繁方法，35kV/10kV部分的优先改造，改造完成后，进行主变、110kV部分改造。

（2）首先完成IEC61850工程配置设置以及整个二次系统和网络的静态调试。

（3）以单间隔改造试点入手，采取过渡措施，保证间隔改造后的正常运行。

（4）全站过程层与间隔层设备调试：

①保证运行与调试网络间的物理隔离，避免调试时影响运行设备；

②公用设备先实施过渡措施，满足单间隔运行时的信号接入要求；

③调试间隔时涉及投运设备的信号由模拟装置实现；

④投运前，模拟系统当前状态确认调试间隔正常后并入运行网络。

4.2 数字化改造调试

由于数字化设备设计理念、接口与传统变电站设备不兼容，数字化改造不能像常规改造一样逐步进行，需要做整体迁移。为保证改造时运行设备不停电，往往改造后的设备与未改造设备需同时运行，需要过渡装置或过渡措施使2种设备得以同时运行。城南变现场调试部分的过渡措施如下。

（1）备自投过渡措施

本站进线间隔随主变间隔同时改造，1条进线改造，1条运行，当备自投1条进线间隔改造完毕运行，改造另1条进线时，需确保已改造间隔不停电，完成备自投保护功能试验。为确保备自投试验完成，现场开发了备自投模拟装置，主要实现以下功能。

①实现带电进线间隔智能单元和开关位置及信号的实时动作序列的模拟；

②可不停电对备用电源自投的所有模式做完整测试；

③避免了被试运行间隔接收跳闸指令导致的停电。

（2）保护测控调试过渡措施

数字化设备试验方式较常规设备试验方式差别较大，传统的试验方法较难直接用于设备试验，现场采用常规试验仪、过渡试验装置确保试验顺利进行，并达到下述目的。

①与过程层设备同时测试，保证了测试的完整性；

②解决了数字化保护与常规测试仪的接口，确保检测手段有效；

③按照常规保护的测试方法试验数字化保护装置，符合现场调试人员的习惯。

5 城南变数字化改造实现

5.1 过程层改造实现

过程层改造是变电站数字化改造的基础，需要向间隔层保护测控提供一次设备的电量数据、设备状态信号，本站过程层改造有以下几点。

（1）将过程层设备分类安装调试

由于过程层采样与过程层状态及控制基本不相关，分别对电子式互感器与合并器测试，确保与合并器接口正确。确保开关操作回路及相关状态信号与智能单元接口后，通过调试工具，能实现状态监视。主变间隔、110kV间隔测试基本类似，不再详述。

（2）过程层二次设备配置、信号测试

过程层合并器、智能单元需要对相关信号进行配置，特别是智能单元需将所有发送信号、接收信号配置正确才能保证下一步调试进行，智能单元的信号通过GOOSE网络交换机，以调试工具实现监视。

过程层设备配置正确，并经整体测试后，通过相关调试设备，确保输入到间隔层的信号正确。

5.2 间隔层改造实现

间隔层改造是变电站数字化改造的核心环节，间隔层保护测控设备分别与过程层、站控层设备通信交换数据，本站间隔层改造有以下几个特点：

（1）采用IEC61850-9多数字化接口解决过程层复杂性

①解决了变压器后备、备用电源自投、低周减载等类似设备多过程层输入接口的问题，实现了接口的模块化与各个接口之间数据的同步，降低合并器间连接的复杂性；

②在国内首次实现了主变三侧数据的同步采集，实现了主变后备保护三侧合一、110kV分段与备自投合一、低周减载等减少了站内设备数量。

（2）网络化低周减载功能

①使用站控层网络的GOOSE功能实现了网络化低周低压减载，取消了传统低周减载所需的电缆硬接线；

②以矩阵方式实现跳闸逻辑配置，任一线路装置可接收多个跳闸指令；

③远方可实现自动投退低周低压减载装置；

④远方可实现自动投退任意线路装置网络化低周减载功能。

（3）间隔层（不同厂家）多个设备互操作

通过站控层GOOSE网络实现了低周减载联跳线路装置、主变后备联跳线路（小电源）、备自投联跳线路（小电源）等装置的互操作。

通过站控层GOOSE网络实现了消弧线圈装置与线路保护装置间的互操作。

（4）间隔层多个设备功能集成

本站实现了备自投与分段合一装置、主变三侧合一装置、低周与母线测控合一等多个功能装置的合一。

间隔层保护装置自带故障录波功能，实现变电站内故障录波功能的集成。

5.3 站控层改造实现

变电站站控层将监控、远动、防误闭锁、保护信息管理整合为一个系统，本站在改造中采用“通信管理机＋后台”方式，确保站内监控、与远方控制中心通信的分离。进一步提高了站控层可靠性。

（1）站内后台

①所有一次设备状态的监控、操作功能；

②110kV及主变部分的程序化顺控功能；

③COS、SOE等告警事件显示、记录、查阅；

④站控层防误闭锁功能实现。

（2）通信管理机

①实现站内IEC61850规约与远方调度中心通信规约的转换；

②与所有间隔层设备通信，实现设备状态的上传、调度、监控中心命令的下发；

③实现与消弧线圈等不同厂家设备通信；

④站控层防误闭锁功能实现；

（3）GPS装置

实现站内所有间隔层、站控层设备的SNTP网络对时、为其他设备提供高精度的脉冲对时。

6 结束语

通过110kV城南变的成功改造实践，掌握了数字化变电站改造的相关关键技术、试验方法和调试手段，积累了丰富的设计、实施、管理、工程改造经验，为今后江苏省内实现传统变电站数字化改造奠定了基础。有利于促进各厂家不断完善设备的功能，改善性能，进一步降低改造设计、实施、维护的成本，推进新技术在变电站领域的广泛应用。对后续变电站改造工程的建设实施，具有积极的示范作用。

[1] 高翔.数字化变电站应用技术[M].北京：中国电力出版社，2008.

[2] 吴在军，胡敏强.基于IEC61850标准的变电站自动化系统研究[J].电网技术，2003，27（10）：61-65.

[3] 张沛超，高翔.数字化变电站系统结构[M].电网技术，2006，30（24）：73-77.

[4] 孙振权，张文元.电子式电流互感器研发现状与应用前景[J].高压电器，2004，40（5）：376-378.