数字化变电站升级改造技术要点探讨

2013-09-25陈俊成

电气传动自动化 2013年1期

陈俊成

（东莞供电局，广东东莞 523000）

1 引言

变电站作为电网系统中变电、配电以及电能调度分配的重要控制节点，其综合自动化技术水平的高低直接影响到电网能否安全可靠、节能经济、高效稳定地运行。智能电网和区域大电网建设步伐的不断加快，使基于IEC61850标准的数字化变电站技术升级改造成为当前电网系统研究的重要内容。非数字化常规变电站的技术升级改造，已成为当前电网系统建设和改造工程中亟待解决的重要问题［1］。从国内已有多个数字化变电站投运效果来看，其自动化调节控制水平、运行状况、以及运行经济效益等较常规变电站优越。数字化变电站综合自动化系统包括过程层、间隔层和站控层三层，是集设备智能化、网络通信集成化、设备模型标准化、调度运行管理自动智能化等功能为一体的电力系统调度自动化系统。数字化变电站综合自动化系统中电气一、二次设备与常规变电站电气一、二次设备在通信接口方面存在很大差异。因此，在对常规变电站进行数字化技术升级改造过程中，在充分发挥数字化变电站应用功能效果的基础上，如何最大有效利用现有设备和系统，减少工程整体投资和工程量，实现待改造变电站向数字化变电站方向平滑高效稳定过渡，就显得非常有研究意义。

2 变电站数字化改造原则

数字化变电站是变电站建设和技术改造的必然发展方向，也是智能电网建设发展的重要技术支撑。数字化变电站，按照一次电气设备智能自动化、二次设备集成网络化的建设改造原则，参照IEC61850变电站综合自动化系统相关规范标准，应严格按照过程层、间隔层以及站控层三层进行技术升级改造建设，其中过程层是由具有模拟量实时收集终端合并单元和能够实现开关状态信号输入、输出的智能功能单元共同组成；间隔层主要由保护装置、测控装置以及其它IED智能单元共同组成；站控层是数字化变电站综合自动化系统监控中心，主要由监控、远动、故障滤波、工程师工作站等信息子系统共同组成。在数字化变电站技术升级改造工程实践中，要从技术、经济等方面综合考虑改造建设方案。

为了确保数字化变电站改造工程具有较高经济性，原则上变电站内的一次电气设备包括断路器、隔离开关、变压器等大型设备，在性能满足数字化变电站需求时，一般不进行直接更换，而在过程层中采用电子式电压（电流）互感器完成整个变电站系统中电气量数据信息的实时采集。间隔层IED智能电子设备和站控层间采用IEC61850标准通信协议，实现数据信息交互共享和互操作。以智能自动化操作控制箱配套传统断路器，实现对断路器设备的数字化改造，完成控制、数据采集、操纵等功能的在线远程集控。随着电网系统向高参数、大容量、复杂结构等方向发展，变电站进行数字化改造过程中，其接线也变得越来越复杂，要实现在整站不停电的运行条件下进行技术升级改造，就需要进行统筹系统的规划设计，以确保改造工程安全可靠、高效稳定地进行。

3 数字化变电站技术改造优越性分析

数字化变电站综合自动化系统，具有数据信息充分共享、较强互操作功能以及降低变电站日常检修维护周期费用等优点，其必将成为未来变电站自动化系统研究发展的重要方向。数字化变电站自动化系统中，以变电站一、二次系统信息数字化作为研究对象，按照统一建模规则将变电站中的物理设备虚拟信息化，并采用统一标准化的网络通信平台，实现智能IED设备间数据信息的实时通信共享和互操作，能够满足现代智能变电站调度运行安全、稳定、可靠、节能经济等功能需求［2］。常规变电站通过数字化技术升级改造，可以实现以下多个方面的功能：

（1）通过过程层设备的智能数字化改造，取消了常规大量控制、信号电缆直接硬连接方式，简化系统接线，提高了系统集成化程度。

（2）数字化变电站综合自动化系统以IEC61850国际标准作为核心，可以实现不同厂家或同厂家不同型号IED设备间的数据信息实时通信和互操作，有效消除了常规系统中存在信息孤岛的不利现象，提高数据信息的综合使用效率。智能IED设备间的互操作性能，使用户能够根据实际功能需求合理选择系统部件，大幅改善系统集成网络化程度，另外现场验收、监视诊断、以及运行维护等费用也得到大大节省。标准的扩展性接口，为系统增加其它功能和进行技术升级改造提供强大灵活性和便捷性。

（3）优化系统功能，减少通信转换设备等，简化了二次系统结构布局。数字化变电站强大的智能化、自动化、信息化的功能特性，可以通过内部自动分析获得最优节能调度方案，实现电网系统节能降耗经济调度运行。通过标准化、集成化实现数据信息资源通信共享和IED设备间的互操作，有效提高了电网运行安全稳定性和灾变综合防治能力，对提高电网生产效率和经济效益等方面有非常重要的现实意义。

4 数字化变电站技术升级改造方案

数字化变电站技术升级改造方案如图1所示。

常规变电站进行数字化技术升级改造，主要包括过程层数字化改造、间隔层数字化改造以及站控层数字化改造三大部分。但整个变电站数字化改造工程所涉及专业较多、工程量较大，因此，在实际变电站数字化改造过程中，应根据变电站现有一次、二次设备系统的现状，有针对性地制定阶段性改造方案［3］。

图1 数字化变电技术升级改造方案

在变电站数字化改造过程中，对于高压进出线、主变等均需要通过一套或数套支持IEC61850国际标准的集中式测控保护装置（每组均需按照冗余设计原则进行配置），组成基于IEC61850标准的数字化变电站间隔层系统高压部分；对于35kV及以下电压等级部分，由于在实际工程中通常采用开关柜布置形式，而其馈线线路中通常采用常规互感器，因此，可以采取支持IEC61850标准的间隔层IED智能电子设备，分散布设在开关柜内部，实现对35kV及以下部分的测控、保护等功能。对于规模较大、结构较为复杂的变电站系统而言，在进行数字化改造时，应采取分阶段逐步改造措施。如：对于一个220kV变电站系统而言，要实现全站数字化改造，应将其分为低压和高压两个改造阶段。第一个阶段是低压35kV和10kV部分的数字化技术升级改造；第二个阶段是对220kV、110kV以及主变等间隔的数字化技术升级改造。同时在整个数字化技术升级改造过程中，要严格按照IEC61850标准体系，对变电站系统中各保护、故障录波、远程操控、二次公用设备以及计量设备等进行数字化技术升级进行改造。变电站数字化技术升级改造，实际上就是通过智能一次设备和集成网络化二次设备，按照一次设备数字化、二次装置网络集成化以及通信数据平台标准规范化要求，实现变电站系统内部智能电气设备间数据信息的实时通信共享和互操作。

5 数字化变电站技术升级改造要点

5.1 过程层数字化改造要点

智能终端是常规变电站一次设备实现数字化技术改造的重要保障基础。由图1可知，智能终端主要包括MU合并单元、主变智能单元以及智能操作箱等智能终端。为了降低数字化改造综合成本，在变电站原一次设备中，通过智能终端将常规电信号转换为光信号，然后通过光纤网络完成变电站常规一次设备与间隔层测控保护装置间数据信息的交互共享。智能操作箱有效解决了常规变电站一次设备和数字化通信网络间通信协议转换接口问题。智能操作箱作为数字化变电站现地一次开关设备远程操作的智能终端，可以将常规一次设备与间隔层单元中的保护、测控等装置通过光纤网络进行有机互联，完成对现地断路器、隔离开关（接地开关）等刀闸的分合操作。智能操作箱在接收到间隔层测控保护装置通过GOOSE网络下发给断路器或刀闸对应分、合及闭锁命令后，就会转换成对应的脉冲信号驱动继电器硬接点完成对应远程操作。

5.2 间隔层数字化改造要点

利用基于IEC61850标准具有GOOSE通信网络输入输出功能的测控保护装置，对常规变电站间隔层设备进行数字化升级改造。变电站综合自动化系统中间隔层测控保护装置间应按照双重以太网结构进行互联，各间隔层智能IED设备间通过双重网络共享系统中的模拟量和开关量信息，然后经过内部DSP数据处理单元分析运算后，完成保护操控的动作逻辑和间隔单元间的闭锁功能。数字化变电站系统中模拟量传输采用IEC61850标准中的单播采样值（SMV）服务，而开关量传输则采用IEC61850标准中的面向通用对象的变电站事件（GOOSE）服务来实现。IEC61850标准通过GOOSE通信服务机制实现变电站系统中数据信息的快速传递。通过GOOSE网络实现变电站系统中相关遥信、遥控以及保护跳闸数据信息快速传输和交互共享，有效简化变电站二次系统，提高变电站综合自动化系统的集成可靠性。