包家500 kV智能化变电站过程层实施中存在的问题及解决措施

2013-03-23李贞城任宗琦

吉林电力 2013年2期

李贞城,任宗琦,王蕾

(吉林省电力有限公司检修公司,长春 130021)

智能化变电站是以变电站一、二次设备为智能化对象,以太网高速通信技术为平台,对站内所有智能电子设备(IED)进行标准化建模,实现信息共享和互操作,并以网络数据为基础,实现保护控制,数据分析等功能,满足安全稳定的现代化建设要求的变电站[1]。包家500 kV智能化变电站工程实施的重点之一是过程层的解决方案。文中对常规互感器安装时的极性、智能变电站合并单元如何使用、智能终端的配备原则及功能应用、过程层网络结构等问题进行了详细的分析并给出实施方案。

1 过程层实施中存在的难点

1．1 合并单元

和常规互感器配合的合并单元,由于需要接收模拟量,所以合并单元结构复杂,则需要合并单元厂家提供交流 AC插件来接收模拟量,并通过合并单元内部的现场可编程门阵列(FPGA)处理芯片来完成模拟量到数字量的转换,同时 3/2接线方式联络开关的合并单元还要具备正、反 2种极性输出功能。

1．2 智能终端

改造过程中需要和常规母线保护配合。为了保证改造期间不失去母线保护,对智能终端,要求既要与智能的保护设备相联系又要与常规的保护设备相联系,既能够提供面向通用对象的变电站事件(GOOSE)跳闸接口,还能够接收常规接点跳闸功能,满足常规母线保护作用断路器的需要,实现母线保护的长期运行。

2 解决方案及特点

智能化变电站中过程层的实施需要解决一次电流、电压采集的模拟量转换,智能化所用设备的采样通过合并单元(MU)直接传输,一次设备的状态量(含断路器、隔离开关、机构信号等)接入智能设备装置并通过 GOOSE的传输,保护装置的跳合闸、测控装置的遥控命令、保护装置之间的配合信号等等。包家 500 kV智能化变电站过程层采样值 (SV)、GOOSE独立组网,均采用 100 Mb星型双网结构。全站实现通信协议遵循DL/T 860标准[2],采样值采用 IEC61850-9-2传输。

过程层设备包括：将线路电流互感器(TA)及母线电压互感器(TV)的模拟信号汇总同步后分发给保护、测控、母差等装置的 MU;采集一次设备断路器、隔离开关、机构信号等状态并通过 GOOSE网络传输至保护和测控装置,同时接收保护和测控装置的跳合闸、遥控命令并对一次设备进行操作的智能终端等设备。

2．1 常规互感器的实施方案

在包家500 kV变电站智能化改造工程实施中,互感器的安装极性应满足如下要求：对于线路间隔T A要求 P1朝向母线侧,P2朝向线路侧;对于主变间隔 TA要求 P1朝向母线侧,P2朝向主变侧;对于母联间隔 TA要求 P1朝向 I(或 IA)母线,P2朝向 II(或 IB)母线。电压互感器的安装要求P1朝向母线。互感器外壳设计有接地端,要求通过接地线将互感器外壳与地网直接相连;注意保护好互感器接头。此方案的优点在于全站 T A极性统一便于日后运行维护管理,合理的控制合并单元配置文件的数量,于合并单元的配合更透明化。

2．2 合并单元的实施方案

包家 500 kV变电站采用常规互感器+合并单元的采样方式,首次利用现有电流、电压互感器至MU之间一对一控制电缆连线,实现模拟量输入数字量输出;从常规互感器采样到保护测控计量装置,一般都要通过 MU来完成,MU主要将来自常规互感器的数据汇总,并依照相应的采样协议(FT3,IEC61850-9-2)进行转换,并输出至过程层,供其他设备采集。

包家 500 kV智能化站实施过程中合并单元的输出规范组网和直采的均以 IEC61850-9-2传输;合并单元间的信息传输以FT3传输。IEC61850-9-2采用以太网接口,速率 10 Mb/s或 100 Mb/s,采用组网方式和点对点方式连接。组网方式下,MU需要借助外部时钟源同步,给采样打时间标签,在保护装置侧根据计数器作同步插值算法;点对点方式下,MU不依赖于外部时钟源,由于不经过交换机,所以延时稳定,在保护装置侧可根据不同 MU的延迟特性作还原处理。

MU在工程实施中和常规互感器的连接方式为电缆,MU在控制室保护屏上,一个MU与一套保护对应,并安装在此保护屏上。电流MU的额定延时为1750μ s,电压 MU的额定延时发 FT3的为 750μ s,发 9-2报文的为 1250μ s;同时 220 kV的M U需要接收 GOOSE信息(隔离开关位置)来完成电压的切换,并且 220 kV的电压切换在间隔的 MU来实施。500 kV的电流MU同时具备正、反两种极性输出功能(国内是首次尝试),此功能的成功应用解决了需要通过保护装置定值控制字来修改 T A正、反极性的功能,更便于3/2接线合电流的计算。

特别是当前 500 kV电子式互感器技术指标还不能完全满足现场运行要求,已投运的电子式互感器运行还不稳定的情况下,实现变电站智能化,采用常规互感器经合并单元的采样方式是保证电网安全稳定运行的最佳选择。合并单元具备正、反两种极性输出满足了 3/2接线合流保护的要求,应用前景十分广泛。

2．3 智能终端的实施方案

包家 500 kV变电站每个间隔按双重化配置智能终端,按一套保护对应一个智能终端的原则,智能终端集成了控制、保护、测量、检测等功能,放置于智能控制柜内。智能终端对下与一次设备使用电缆连接,对上转换成光数字信号(GOOSE)与间隔层内的IED配合。智能终端的GOOSE信息示意图见图 1。

智能终端具备以下功能：接入断路器位置、隔离开关及接地隔离开关位置、断路器结构信号(含压力低闭锁重合闸等);接收保护装置的跳合闸命令,断路器、隔离开关、接地隔离开关等 GOOSE遥控命令;断路器控制回路断线监视、跳合闸压力监视与闭锁功能等;智能终端具备三跳硬接点输入接口,可灵活配置的保护点对点接口和 GOOSE网络接口;提供2组分相跳闸接点和一组合闸接点;具备对时功能、事件报文记录功能;智能终端的动作时间不大于7 ms;当智能终端接收到跳闸命令后,应通过GOOSE网发出收到跳令的报文;智能终端的告警信息通过 GOOSE上送给测控装置。

在工程实施中,本间隔智能终端与线路保护之间采用 GOOSE点对点直接跳闸方式,对于跨间隔的信息采用 GOOSE网络方式,技术实施方案见图2。同时在包家变电站智能化改造中智能终端既能够提供 GOOSE跳闸接口,还能够接收常规接点跳闸功能,满足常规母线保护作用断路器的需要。

3 结束语

本文着重解决了包家 500 kV智能化变电站过程层在实际应用中的问题。过程层设备经过数字化的转换后,传统的电缆被少量的光缆所替换,光缆传输信号容量大,信号受环境的电磁干扰少,一方面降低了电缆的使用数量,节约成本,另一方面简化了现场设计,减少现场具体实施和调试的工作量。用光缆代替传统的电缆,通过网络的软报文实现了信号传输回路的自检(如 GOOSE数据断链、信号传输失帧等),从而实现传输回路的状态检修,避免了传统二次回路端子接触不可靠时但无法实现自检的缺点,大大降低变电站维护人员的工作量。但由于过程层信号的传输对于实时性、可靠性、稳定性、准确性等要求非常高,因此是智能化变电站工程实施过程中的难点和关键点。智能化变电站过程层的成功应用,减少了投资成本,解决了资源优化等问题。