略论110kV数字化变电站施工技术与改进

摘 要：本文结合实际，对典型的110kV变电站数字化改造的技术方案进行了分析。从电子互感器、合并单元和程序化控制等几个关键技术环节，分析了该方案的优点和不足，提出了数字化变电站技术和相关设备下一步改进和发展的建议，展望了数字化变电站的发展前景。

关键词：数字化变电站；技术方案；电子式互感器；程序化控制；改进建议

一、110kV变电站配置

一个典型的110kV变电站原为配置电磁型保护装置的基于远程终端设备（RTU）形式的无人值班变电站，建设方案在原站基础上进行改造，建设规模为2台110kV两卷变压器的终端变电站110kV接线为线路-变压器形式，2回110kV线路分别供电至2台变压器，10kV接线为单母线分段，1号变压器10kV侧为单分支，2号变压器10kV侧为双分支，预留终期规模连接3号变压器，本期10kVⅡA和ⅡB段母线暂时连通，两段10kV母线分别设12回馈线及2回电容器，在两主变压器低压侧各配置1台接地变压器，构成10kV小电阻接地系统。

二、改造技术方案分析

1.开放式数字化变电站系统

目前已有许多数字化变电站自动化系统面世，并且投入运行，这些自动化系统基本上都是基于IEC61850标准设计的，采用变电站层、间隔层、过程层三层设备的网络结构，并采用IEC61850数字化变电站通信标准体系（过程层和间隔层采用IEC61850-9-1协议、变电站层和间隔层采用IEC61850-8-1协议）。变电站层采用冗余100Mbps双以太网，而间隔层采用光纤以太环网，通过冗余数据库服务器隔离，解决了传统综合自动化变电站方案中监控后台和保护测控装置共用同一网络的问题，可避免由于操作员工作站设备问题而引起的网络堵塞（如工作站感染病毒导致大文件传输，引起网络风暴或堵塞，造成保护、测控装置等间隔层设备的数据延时上送，甚至数据丢失）。

系统配置双数据库服务器、双远动主站和双操作员工作站，2台远动主站分别通过2个远动通道以101规约与调度自动化系统通信，每台远动主站可分别与2台数据库服务器自动切换，实现双冗余配置，2台数据库服务器以主、备冗余方式工作，主服务器出现故障时后备服务器能自动切换为主服务器工作方式，从而保障全站自动化系统稳定可靠运行。站内不同厂家的保护、测控装置直接通过以太网按IEC61850-8-1协议进行通信，真正实现了无缝连接（如图2所示）。该变电站自动化系统是一个开放系统，可将第三方设备通过相应的通信接口整合到系统中，如站内直流系统、消防系统和微机”五防”系统均可通过RS-232或RS-485接口接入自动化系统交换信息。电压无功综合控制系统（VQC）集成于监控系统内，独立的微机”五防”系统与监控系统交换信息，实现信息的共享。

2.GPS对时系统

IEC61850中规定的时间同步协议是简单时间同步协议（SNTP）。在传输控制协议-网际协议（TCP/IP）中，用于同步时间的协议为时间同步协议（NTP），NTP是一个跨越广域网或局域网的复杂的同步时间协议，通常可获得毫秒级的精度。NTP的复杂定义源于Internet本身的复杂性，但厂站自动化的应用环境则简单得多。SNTP是由NTP改编而来，为NTP的简化模型，主要用于同步因特网中的计算机时钟。它能用单播方式（点对点）和广播方式（点对多点）操作，也能在IP多播方式下操作。SNTP时间同步的实现过程主要分两大部分，即时间服务器端的实现和客户端的实现。SNTP的时间精度依赖于客户端和服务器端的网络情况，对于工作站或服务器来说一般可达到1～10ms的精度。

3.智能单元的使用

由于现阶段国产智能电子设备（IED）仍处在研究阶段，而进口IED价格昂贵，因此变电站的主变压器本体及高、低压侧断路器和隔离开关仍采用常规的一次设备，其操作机构为电动式，设计方案通过使用智能单元实现了类似于智能设备的功能。开关场地每个主变压器间隔配置一个主变压器本体端子箱和一个断路器端子箱，端子箱内分别配置户外主变压器本体智能单元和断路器智能单元，低压侧开关柜内同样配置户外断路器智能单元，主变压器保护测控屏内配置户内主变压器本体智能单元和断路器智能单元，与户外智能单元配对使用，户内智能单元和户外智能单元通过光缆连接，使用IEC61850-9-1协议进行通信，智能单元与设备（主变压器保护测控装置、主变压器本体、断路器操作机构等）之间通过硬接点的形式进行连接。主变压器本体智能单元负责采集主变压器本体非电量保护开关量、调压开关和风冷系统等遥信量，转换成数字信号发送至户内智能单元，由户内智能单元将数字信号转换成电信号送主变压器保护测控装置，主变压器保护测控装置的控制命令通过硬接点电信号发送至户内智能单元，由户内智能单元转换成数字信号送户外智能单元，户外智能单元将数字信号转换成电信号后送操作机构执行遥控命令。同理，断路器智能单元通过这样的方式实现了断路器和隔离开关的遥信、遥控量的数字化传送，节省了大量控制电缆，优化了二次控制回路。

4.程序化操作的实现

监控系统集成一套智能程序化操作票系统，与微机”五防”系统通信进行联锁，配合全站具备全电动式操作机构的一次设备实现了倒闸操作的程序化控制。程序化操作的内容包括：主变压器、10kV母线、10kV馈线和电容器开关间隔的停、送电（运行、热备用、冷备用、检修状态的互相转换），考虑到安全管理问题，没有将检修状态配置到程序化操作中。为减少程序化操作对通信的依赖，提高执行效率和可靠性，10kV馈线和电容器开关间隔的程序化操作逻辑固化在保护装置上，通过程序化操作票系统发送综合操作程序指令到保护装置，实现程序化操作，程序化操作系统指令发出后不需等待该间隔操作机构状态返校，可继续发送操作指令到另一间隔进行操作，由保护装置保证安全地完成整个间隔的操作。在10kV母线停电操作任务中，程序化操作系统能自动判断母线设备的运行方式，完成操作任务。程序化操作在实际使用中提高了倒闸操作的效率，减少了倒闸操作时间。

三、改进建议分析

1.IEC61850-9-2协议的应用

合并器的输出使用点对点的IEC61850-9-1协议与保护装置进行通信，对于规模小的变电站来说问题不突出，对规模较大的变电站则会造成设备数量配置复杂，投资增多。采用基于网络的IEC61850-9-2协议可使多个保护装置共享网络数据，电子式互感器也无需配置多个保护绕组，10kV备用电源自动投入装置也无需通过GOOSE报文来取得主变压器电流电压信号量。现阶段在技术上使用IEC61850-9-2协议还不成熟，网络带宽不能满足大量实时性数据的传输需求，有待今后研究。

2.网络报文监视器的开发

保护动作报文和GOOSE报文在网络中传送，其动作行为和传送过程无记录，不能在事后查询，对保护动作行为的分析和事故调查不利，建议相关厂家研究开发网络报文监视器，对网络报文进行全过程的监视和记录，提高设备的运行管理水平。

3.全面使用电子式互感器

由于电子式互感器的外形尺寸不能满足开关柜的安装要求，10kV部分没有全部使用电子式互感器，未尝试使用10kV电子式互感器、数字式保护和数字式电能表，以及10kVEVT输出电压软件并列，在下一阶段的试点工作中可考虑开展。

四、结语

110kV数字化变电站在数字化建设的过程中所有设备均采用国产设备，表明了我国在变电站数字化建设领域达到了国际先进水平。该变电站的实施填补了我国数字化变电站建设中的多项空白，通过数字化变电站的应用研究和示范工程的实施，开发变电站所需的各种设备和软件，总结数字化变电站的建设、管理、维护和运行的实践经验，制订了相关的规程、规范和指导书，制定了数字化变电站设计、建设、运行、维护和管理的各种规范，为推广数字化变电站打下基础。同时也为中国电力系统的数字化建设迈出至关重要的一步。