浅谈数字化变电站的建设

【摘 要】本文以厦门首个数字化变电站的建设为出发点结合工程实际与传统变电站的比较，对建设过程中几个关键问题进行逐一分析。合并单元和二次设备之间采用IEC60044.8规约进行传输，分析了合并单元在数据的采集、传输同步的重要性。电子式互感器的选择、主变保护的注意点、GOOSE网络的作用。

【关键词】数字化变电站；光纤敷设；合并单元；主变保护；GOOSE网络

引言

近几年来，智能一次设备和电子式传感器的实用化以及网络技术、光通信技术、微电子技术、计算机技术等高级应用的迅速发展，传统变电站逐渐向数字化和网络化的数字化站发展最终将演变成智能化的变电站。

1 总概

数字化变电站是《国家电网公司“十一五”科技发展规划》中列出的提高电网自动化水平的5大重点技术课题之一。按照统一坚强智能电网的部署，分为三个阶段：第一阶段，2009年～2010年规划试点阶段；第二阶段，2011年～2015年全面建设阶段；第三阶段，引领提升阶段。

1.1 数字化变电站的概念

数字化变电站是以变电站一、二次设备为数字化对象，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，实现继电保护、数据管理并根据需要支持电网实时自动控制、在线分析等功能的变电站。

1.2 IEC61850规约

IEC61850标准是国际电工委员会推出的变电站通信网络和系统标准，旨在解决变电站内IED间互操作问题。与传统站不同的是IEC61850规约带来的变电站二次系统物理结构的变化。基本取消了硬接线，所有的开入、模拟量的采集均在就地完成，转换为数字量通过IEC61850标准规约传输。通过网络通信完成所有开出控制。继电保护的关联、闭锁、控制也采用网络通信完成，取代了传统的继电器逻辑动作关系。并通过网络数据交换实现了数据的共享。

2 数字化变电站的组成

数字化变电站采用IEC61850规约，它将变电站通讯体系分为3层：站控层、间隔层、过程层。在站控层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到制造报文规范（MMS）、传输控制协议/网络协议（TCP/IP）以太网或光纤网。在间隔层和过程层之间的网络采用单点向多点的单向传输以太网。对于厦门首个110kV数字化站：

（1）站控层设备配置了站控层主机1台；配置双远动通讯装置，以提高系统可靠性，实现向调度或监控中心进行数据的远传；微机五防机一台；规约转换装置1台、公用测控装置1台，将其他非IEC61850装置的数据转化过来（如直流、消防、消弧和站用变等）；安防及火灾报警系统一套。

（2）间隔层设备：（1）110kV所有间隔采用测控和操作箱集成在一起的PCS-9821智能测控装置，该装置支持GOOSE方式实现间隔层防误闭锁功能。（2）主变保护设置两套：一套为全数字化光纤通道，一套为常规电缆式。本体保护采用智能本体终端装置。（3）110kV桥备投保护是扩大外桥方式本期两条110kV进线三段母线两台主变，跳合闸采用GOOSE方式。 （4）10kV馈线/电容/站用变采用测控保护一体化装置，过负荷联切通过MMS网实现。

（3）过程层设备：过程层设备包括合并单元、智能终端及与间隔层的接口设备。

3 变电站数字化建设过程中的几个关键问题分析

智能化的一次设备是建设数字化变电站的关键之一。目前主要有两种：一是在传统一次设备上安装智能终端，就地智能化；二是替换为新型的智能化设备。本例采用第一种方法。作为厦门首个数字站采用主变保护双重化配置，A套保护为数字化保护方式采用光纤传输数据，B套保护采用传统模拟量传输方式。保护测控装置更换为通过光纤传输数字量的新一代微机保护装置，就地安装在GIS汇控柜上。并根据运行模式设立4个EVCT智能终端装置分别安装在#1主变101DL、#3主变103DL、母线桥开关100DL、190DL的电子式互感器外侧。实现开关与智能终端的联接及智能终端与保护装置通过光缆传输数字命令信号。

3.1 光缆的敷设、光裕度试验

采用尾缆、光缆代替传统的二次控缆，敷设时存在光纤易折损坏，并且尾缆的两头接头受施工现场环境较大，施工现场粉尘较大会不利于尾缆接头制作。措施：（1）加装光缆槽盒给尾缆提供保护作用。（2）在敷设过程别注意光缆的最小弯曲半径是光缆直径的10倍，如果从管道中拉出光缆最小弯曲半径为光缆直径的20倍，对于4芯光缆其最小安装弯曲半径必须大于5.08cm。（3）全站内光缆采用PVC阻燃胶带包扎作防火处理。（4）全站光缆敷设完毕后需要对光缆的光裕度进行校验，验证光纤功率和衰减率要满足要求，排除光纤损坏影响数据的传输、交换。

3.2 关于合并单元

合并单元是用以对来自二次转换的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元，包括：电子式互感器合并单元和常规采样合并单元。对于110kV柯井变而言，在变压器保护、进线线路保护、进线间隔，先将所有的传统互感器的模拟量接入至合并单元，然后再通过IEC60044.8规约实现合并单元数据分发。因此，实现合并单元数据采样、传输的同步，是这次数字化站建设过程中碰到的首要难题。合并单元除了本身需要同步信号外，不同合并单元之间也需要同步信号。

3.3 电子式互感器（ECVT）

电子式互感器由传感模块（远端模块）和合并单元两部分构成。传感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量。合并单元安装在二次侧，负责对各相远端模块传来的信号做同步合并处理。与传统站不同的是，电子式互感器的校验需要通过大电流发生器将标准互感器与被测电子式互感器形成回路，通过电子式互感器校验仪取得被测电子式互感器输送到合并单元采样数据。

3.4 主变保护注意点

柯井变的主变与110kV进线不同，没有采用ECVT而是采用传统的套管CT、中性点零序CT和间隙零序CT，加上主变低压侧也采用常规互感器，对于A套主变保护：需要考虑模拟量和数字量同时存在的问题。将模拟量和数字量同时输入保护装置，在装置内部进行判断分析。为了便于今后改造、扩建，本站将模拟量接入智能采集装置内转化为数字量后同主变高压侧合并单元一起接入A套装置。

3.5 GOOSE网络的分析

变电站内110kV侧断路器、隔离开关位置状态、告警信息等可以通过智能终端用GOOSE服务传输。各间隔电流逐步从各间隔合并单元通过光纤引至相关保护装置 ；各间隔刀闸位置通过光纤从各间隔智能单元接入，通过GOOSE网输入主变保护装置；差动保护、后备保护动作信息，通过GOOSE网传给相应的智能单元、保护测控装置；跳闸输出通过GOOSE网连接至GIS各间隔汇控柜的操作箱实现。

4 结论

数字化变电站是变电站自动化技术的发展方向和必然趋势；数字化是手段，而不是目的；数字化是一个不断发展的过程；它打破传统的设计方案，以通信网络、光缆代替二次回路、控缆，以虚拟设备取代物理设备，实现对变电站内设备的监视、控制和管理。

参考文献：

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[2]张慧哲，李伟凯，郑绳楦.基于IEC60044.8标准的电子式互感器数字输出接口的研究与设计.高压电器，2005（4）.

[3]孙一民，李延新，黎强.分阶段实现数字化变电站系统的工程方案[J].电力系统自动化 2007（5）.