110千伏数字化变电站改造方案探讨

110千伏数字化变电站改造方案探讨
摘要：随着智能电网的发展和建设，数字化变电站已成为未来变电站发展的趋势。

原有传统变电站的数字化改造工作也必将在未来一段时间陆续展开。

如何进行传统变电站的数字化改造, 如何使原有的传统变电站平滑过渡到数字化变电站是数字化变电站推广建设中需要面对的实际问题。

本文就常州地区某座传统110千伏变电站的数字化改造为例，提出了改造方案与大家共同探讨。

关键词：数字化智能测控终端以太网GOOSE网
0、前言
2009年10月，江苏省电力公司制定了电网智能化规划总体目标和分阶段目标，常州地区从2009年底开始部署数字化改造计划。

2010年上半年启动的常州某110千伏变电站改造，是常州地区首座由传统变电所改造成数字化变电站工程。

对于新技术、新设备，采用何种施工步骤和方式才能更好地、更合适的完成改造任务，是摆在传统施工人员面前的一道课题。

本文就满足实际情况下的具体改造方案与大家共同探讨。

1、110千伏传统变电站规模
1.1110千伏某变电站具有110千伏、10千伏2个电压等级，2台主变配置。

1.2110千伏主接线为内桥接线方式，有110千伏进线2回，110千伏侧有备用电源自投装
置。

1.310千伏主接线为单母分段方式，有10千伏电容器2台；10千伏线路16回；分段开关
1台；接地变2台；10千伏侧有备用电源自投装置。

2、改造方案
110千伏数字化变电站改造遵循“一次设备数字化、二次设备网络化、通信接口标准化”基本原则，以电力系统安全稳定运行为基本目标。

2.1总体规划
2.11110千伏及主变部分互感器采用电子式互感器，10千伏仍采用常规互感器。

2.12全站按三层两网构架：站控层、间隔层、过程层，专用GOOSE网和以太网。

2.13保护与测控装置实现一体化，进一步减少设备数量。

2.14二次设备就地安装化，尽量减少控制室内屏柜的数量和电缆数量，使控制室内布置结构更简单。

2.15全站通讯采用IEC 61850标准。

采用GOOSE通信实现监控互联闭锁和保护的跳闸功能。

2.16对支持电动操作的开关智能化一次设备，采用遥控操作。

2.17全站配置一台GPS，供全站设备对时用。

工作站通过网络采用SNTP 对时，采用SNTP协议对间隔层二次设备进行网络对时。

2.2网络布置
网架结构采用基于IEC 61850标准的三层两网结构，即变电站层、间隔层、过程层和GOOSE网、以太网。

在实现数字化过程层方面，选用IEC 61850-9-1标准的采样值点对点传输的通讯协议。

均衡投资造价与安全性考虑，110千伏变电站站控层网络采用单以太网结构，按变压器数量配置以太网交换机；间隔层与过程层之间采用GOOSE网单独组网，与站控层网络区别组建，使用GOOSE交换机；过程层采用点对点网络方式，不组网；10千伏部分设备暂时不具备程序化操作要求，本期更换智能化保护测控装置，预留智能化操作回路。

2.21以太网网络：主要用于后台系统与保护、测控装置间通信和于保护、测控装置与电子式CT/PT的合并器间通信，通信采用IEC 61850-8部分，涉及主要的IEC 61850各个ACSI服务，如数据变位上传、测量量上传、定值修改、Report 报告、连接等服务或按制造厂自有协议实现专用功能。

2.22GOOSE网络：该网络主要用于通过GOOSE报文进行开关量输入、控制输出、测控、保护各装置间联闭锁信息；为避免不同优先级数据的同网传输，保证了数据传输的稳定与可靠性。

将采用专用支持IEC 61850标准报文优先级的交换机，该信息网络单独组网，不和后台系统共用网络。

在110千伏断路器、刀闸现场就地安装智能终端，就地采集开关量，通过GOOSE网络广播传送给测控、保护装置，断路器、刀闸的控制则由保护、测控装置发送命令给智能终端，由智能终端完成实际控制。

图1 数字化变电站改造网络结构示意
2.3设备说明
2.31110千伏侧和主变部分更换电子式互感器，主变套管CT此次不更换，增加采集器就地转换为数字信号。

2.32站内二次设备除站控层后台机外全部采用直流110V供电，增加3千伏A逆变电源和电源防雷器。

2.33全站开关智能单元就地安装，更换全站室外端子箱。

2.34五防闭锁系统此次不改造，在测控装置内自身实现逻辑闭锁，室外端子箱内实现电气闭锁。

2.35将主变原有的后备保护和主变测控合二为一成保护测控一体化装置。

2.3610/110千伏备投由独立装置实现，110千伏桥的保护功能取消。

备投逻辑采用常州标准版本逻辑，110千伏备自投增加快切功能。

2.3710千伏增加独立的低周减载装置。

2.38开关如不具备本体防跳功能，由智能终端或保护测控装置完成防跳功能。

2.3910千伏侧开关柜不支持电动操作，110千伏侧地刀不具备电动操作功能，隔离刀闸可电动操作，故此次改造不实现程序化顺控。

2.310改造更换电能量系统
2.311增加2台室外检修电源端子箱（与室外其它端子箱保持一致，端子箱设计图纸由设计院提供）。

2.312取消主变间隙CT。

2.4系统说明
2.41后台系统直接接入站控层。

2.42通讯管理机提供101+104通道，均为单通道，将站内信息上传调度。

2.43消弧线圈等小系统采用IEC 61850转换器接入综合自动化系统。

直流（待定）、交流系统（待定）、安防等告警量通过硬接线接入公用测控装置实现。

2.44全站通讯采用IEC 61850标准。

开关量输入、控制的输出通过GOOSE 网络通讯方式接入，不再从就地硬接线接入，装置间联闭锁信息也通过GOOSE
网络交换数据信息，装置接口全部为通讯接口。

2.45采用GOOSE通信实现监控互联闭锁（就地操作增加密码锁）和保护的跳闸功能。

2.46全站功能压板采用软压板，后台操作实现。

操作回路压板下放安装在室外端子箱内，采用五位置+指示灯+钥匙解锁的转换开关。

另外端子箱就地回路中串入“密码锁”（密码锁由供电公司提供）。

2.47主变本体跳闸由硬接线实现，本体信号通过GOOSE网上传。

2.48所变直流电源采用星型馈线
2.5布置方案
图 2 数字化改造装置布置示意图
改造方案装置布置示意图2所示，站内设备布置如下：
2.51控制室：主要放有六面屏，即主变保护屏2面、总控屏1面、备自投屏1面、综合测控屏1面、电度表屏1面。

屏柜尺寸为：2260*800*600；屏柜颜色为RAL7032(Z44)
2.511主变保护屏：用于放置主变保护、后备保护装置及主变差动、后备合并器，后备保护与主变测控功能集中一体化；
2.512总控屏：放置通信管理机、嵌入式IEC 61850规约转换器（用于接入其他不支持61850的小系统）；
2.513备自投测控屏：用于放置10/110千伏备投装置，110千伏分段测控装置及公用测控装置；
2.514合并器屏：用于放置合并器等，
2.515电度表屏：用于放置110千伏及主变部分电度表及电能量采集系统。

2.52开关室：仍采用传统的电磁式互感器，保护测控装置支持IEC 61850标准。

计量仍保留传统方式，
不予改造。

2.53110千伏测控端子箱：位于室外，主要放置有开关智能终端，采集器及非电量智能单元等；
2.6改造步骤
由于数字化变电站在形态、技术基础上均与传统变电站存在较大的差别，不能像传统变电站那样逐个更换二次设备，需要进行整体数字化迁移，传统站改造为全数字化变电站的过程应当说是非常复杂的，主要步骤为：
2.61后台系统安装就位，调试完成。

数字化系统需要的公用设备完成安装、调试。

2.62由于10千伏出线间隔互感器此次改造不更换，故先对10千伏线路部分改造，10千伏母线PT先不动，逐个改造10千伏线路间隔，更换测控保护一体装置及接入后台系统等。

但主变10千伏保护间隔尚不能改造。

2.63出线间隔改造完成后，对10千伏母线电压部分进行改造，首先更换PT 并列装置，然后在PT柜上安装PT 合并器装置，将PT切换后的电压接入合并器装置。

2.64停1号主变，进行主变及进线的改造，也可同时进行桥的改造。

此时需停用110千伏备投。

更换CT/PT，室外智能端子箱及主变保护。

2.652号主变的改造与1号主变相同。

2.66改造10/110千伏备投。

3、技术关键
传统变电站一般采用交流采样技术将TV 和TA输出的二次电压和电流首先通过中间电压互感器和中间电流互感器转换成电压信号。

多路模拟开关通过CPU 提供的地址信号选择相应的输出信号。

采样/保持器将多路模拟开关输出信号经过采样、保持提供给下一级多路模拟开关。

多路模拟开关再通过CPU提供的采样地址对采样信号进行筛选输出给A /D转换器。

A /D转换器将采样得到的模拟量转换为数字量输出给CPU 进行运算处理。

在整个交流采样过程中为了保证采样正确, 必须对信号的频率进行实时跟踪测量, 将结果提供给采样/保持器和CPU, 以随时调整采样周期(见图3) 。

图 3 交流采样原理
数字化互感器的特点是采样就地化。

将原二次设备中采样模块前移,在互感
器内部完成采样, 直接输出模拟量信号或数字量信号。

如果在第一阶段实施一次设备数字化改造, 二次设备可采用去除采样模块直接提供模拟量输入接口的方法进行改造,从而解决数字化一次设备与传统二次设备间的接口问题。

数字化二次设备的特点是接口数字化。

直接接收数字量信号。

如果在第一阶段实施数字化二次设备建设, 可同步在过程层配置具备二次电流、电压接入功能的MU合并单元, 将传统电磁式互感器提供的二次电流、电压信号转换为数字量信号, 实现数字化二次设备与传统一次设备间的接口问题。

4、结束语
变电站于2011年1月14日投运，目前保护及自动装置运转正确，遥测数据准确，运行稳定，无误动、拒动记录，“五遥”功能正常。

参考文献：
[1] 《变电站通信网络和系统》国际电工委员会[S]. 2010
[2] 《智能电网技术》[S]. 2010
[3] 《新编数字化变电站技术实用手册》. [S]. 2010
[4] 《中国数字化变电站建设全面推进方案设计与设备运行维护日常管理技术应用指导手册》[S]. 2009。