数字化变电站在油田电网应用的可行性研究

李源泽 单国辉

1武汉大学电气工程学院 2大庆油田电力集团电力工程设计院

数字化变电站在油田电网应用的可行性研究

李源泽1单国辉2

1武汉大学电气工程学院 2大庆油田电力集团电力工程设计院

数字化变电站以电子式互感器代替了常规电磁型互感器，以交换式以太网和光缆组成的网络通信系统替代了以往的二次连接电缆回路；依托电网已有光纤通信网络，实现了电力数字化。国内数字变电站的建设模式主要有50%建设模式、70%建设模式和100%建设模式3种。数字化变电站将站内不同专业进行整合，将保护、RTU、低周低压减载、故障录波、计量、微机无防等整合到1个IED中，同时将电网的运行及管理进行了整合。

数字化变电站；IEC61850；电子式互感器

1 数字化变电站简介

1.1 发展概述

数字化变电站以电子式互感器代替了常规电磁型互感器，以交换式以太网和光缆组成的网络通信系统替代了以往的二次连接电缆回路；基于微电子技术的IED(智能电子装置)设备实现了信息的集成化应用；智能化一次设备技术的实现使得控制回路实现了数字化应用，常规变电站部分控制功能可以直接下放，整个变电站可实现小型化、紧凑化的设计与布置。一次设备的智能化以及二次设备的网络化，使数字式变电站一次设备和二次设备之间的结合更加紧密，依托电网已有光纤通信网络，实现了电力数字化。

1.2 结构及特点

（1）采用IEC 61850标准达到不同厂家产品互联互通。

（2）数字信号可以用光纤传输，从根本上解决干扰问题。信息共享可以减少诸如备用电源、自投等装置，可靠性提高。

（3）设计、建设、扩容、维护维修简单。大量的信息共享节省装置，建设中减少了电缆的敷设和由此引起的验证，扩容时只需在一次设备处增加相应的就地数字化装置，变电站层仅需软件配置而不需增加硬件，一次设备和控制室间连接也只需数根光缆和几对电源线。

2 油田电网变电站自动化系统现状

大庆油田电网现有110 kV变电站31座，其中常规变电站17座，新建或通过改造实现综合自动化的变电站14座；35 kV变电站254座，其中常规变电站100多座。存在的主要问题如下：

（1）变电站自动化设备厂家多，设备种类及品种较多。据统计，共有10余个厂家的不同系列产品在网运行，导致运营维护及扩建成本高，变电站增容改造时电流互感器更换频繁。

（2）由于各个厂家的设备通讯接口与规约的不一致，造成每个厂家均需要配置通讯管理机进行通讯的转换，由此造成设备费用增加与通讯的不可靠性增大。

（3）油田电网各变电站的保护装置全部是采用传统二次电缆接到电流（电压）互感器及开关机构等常规一次设备上，二次电缆众多，建设、检修及变电所增容时停电时间长。

3 油田电网变电站数字化建设

3.1 数字化变电站模式和建设方案

国内数字化变电站的建设模式主要有3种，详见图1。现进行对比分析，并研究确立油田数字化变电站方案。

（1）方案一，50%建设模式。该方案只在变电站层采用满足IEC 61850标准的自动化装置，其配置与现行的变电站自动化配置相同，只是提高了系统的互换性和互操作性。间隔层采用双以太网方案，配置管理机是为了配合目前调度规约，将来可以取消。间隔层双网可以互为备用，也可以一个网络专门进行不同间隔地交流GOOSE信息，另一个为至调度的规约。间隔层设备与一次设备之间还是以电缆方式连接。此为过渡方案，建议在常规变电站改造及升级改造中采用，以充分利用IEC61850的互操作性及通讯上的优势。

（2）方案二，70%建设模式（1）。该方案为间隔层和变电站层满足IEC 61850标准的数字化方案，其配置智能单元及合并单元采集过程层信息，设备间采用光纤以太网通讯，取消大部分控制电缆。每个断路器的操作及状态采集要配置一台断路器智能终端来完成，智能终端具有操作回路、开关量信号采集及控制等功能，控制及遥信采用GOOSE完成。电压合并单元完成每段电压互感器数字化输出的采集并转换成IEC 61850-9-1规约的数字信号；电流合并单元完成电流互感器数字化输出的采集并转换成IEC 61850-9-1规约的数字信号。这样过程层的电压、电流、状态以及下行的开关量控制均汇集到网络交换机上，这也就是过程层。由于本方案采用一对一的结构方式，对网络和IED性能要求都不高，系统结构易于被用户接受，但是设备投资较高，所以适合大型的高压、超高压变电站应用。此方案具有标准化程度高、功能强、技术指标高、信息共享程度高、综合造价低、设计简易和建设施工快等优点，对于中小规模的变电站性价比高，适合在油田电网应用。

（3）方案三，70%建设模式（2）。该方案为间隔层和变电站层满足IEC 61850标准的数字化方案，面向对象的数字化方案，比如按进线间隔、主变间隔、低压出线间隔等间隔进行对象划分，对所有间隔的电压互感器、电流互感器、开关量、控制量和其他模拟量信息按IEC 61850-9-2及GOOSE规约格式数字化，仅用一台装置完成了一个间隔合并单元和智能终端的功能。采取“就地”化的方案，采用在靠近一次设备间隔进行间隔信息数字化，而不推荐把数字化工作放到控制室。“就地数字化”可以接传统的电磁互感器，也可以接电子式互感器，模拟电子式互感器数字量输出。此方案可以考虑在110 kV枢纽站110 kV个别间隔进行数字化变电站的部分间隔试点。由于ECT的线性范围非常大，采用电子式互感器可以改善高压保护特性，在原有的GIS上进行开关间隔的GOOSE信息通讯以积累经验。由于一次设备的智能化产品尚不成熟，不易于大面积采用智能的一次设备。

3.2 对油田电网运行维护方式的影响

（1）数字化变电站与现有的调度接口。数字化变电站建成后与调度可以遵循104、101、CDT等规约通讯，待调度升级可以运行IEC 61850规约后，能够实现通信的无缝接口。集中抄表系统可以接入数字化变电站，由通讯服务器转发到调度和电网计费系统。

（2）各种试验方案的针对性。传统的电流互感器和电压互感器都是基于变压器电磁耦合原理，其二次绕组输出均为模拟量电流或电压信号；模拟量信号由二次回路输入微机保护装置后，经A／D转换转变为数字信号供保护装置计算处理。而电子式互感器由于直接输出了数字式信号供保护装置处理，去除了许多中间环节。

4 结语

随着通讯技术和计算机技术的发展，网络速度越来越快，网络可靠性越来越高，处理器速度越来越快，而且处理器和网络设备价格也会越来越低，软件平台也会越来越丰富，也就是说IEC 61850基于通讯技术和计算机的平台，给数字化变电站提供了高技术和低成本的保证。

完整的电网控制要求更多贴近一次设备的信息实时、可靠地传送到调度，并可以在调度室实时控制，这正是数字化变电站建设的意义。调度可以以IP地址无缝、实时访问到任何一个一次设备间隔，这构建了调度的“扁平式”的结构。数字化变电站将站内不同专业进行整合，将保护、RTU、低周低压减载、故障录波、计量、微机无防等整合到1个IED中，同时能够将电网的运行及管理进行整合。所以，数字化变电站是电力自动化未来发展的必然趋势。

本文测重于油田电网数字化变电站的应用研究，其结论同样适用于国内单母线分段、桥式接线等二级电网变电站数字化建设。

10.3969/j.issn.1006-6896.2011.11.036

（栏目主持 关梅君）