交直流合建监控系统的设计与应用

(中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司，湖北 武汉 430071)

0 引言

随着我国建设坚强电网工作的推进，高压、特高压直流输电工程的应用日益增多，受端换流站的站址选择、站址征地等前期工作越来越困难，换流站与变电站同址合建在整合资源、降低投资、减少运行维护费用等方面具有显著的优势，已成为经济发达的负荷中心新建直流工程的新模式[1-4]。由于交直流合建工程的换流站和变电站在同一个围墙内运行，对全站的监控系统进行融合建设有利于运行人员在主控室利用同一套监控系统实现对全站的监视、控制与操作。

国内较早建设的交直流合建工程，变电站和换流站的监控系统分别单独配置，运行人员仍需采取“同址合建，分站值守”的模式，不利于交直流合建工程的高效运行与维护，特别是对于共用设备的交直流合建工程，两套监控系统同时监控共用设备将对全站的运行带来较大的风险。现有的电力设计规程规范[5-6]对交直流合建工程的设计原则与要求未作相关的说明，文献[7]针对±500 kV及以上电压等级的换流站，从系统接入方案、电气主接线等方面对交直流合建工程进行了分析，提出了交直流合建工程的主要技术原则，但该文献未对交直流合建监控系统的技术原则和配置要求进行相关的分析；文献[8]采用将500 kV变电站站控层信息接入1 000 kV变电站站控层网络的方式，进行1 000 kV变电站与500 kV变电站监控系统融合建设，实现全站一体化监控和运行，但该文献给出的变电站监控系统合建方案相当于仅对变电站监控系统进行了扩容。由于换流站的监控系统在系统结构、设备配置、系统功能等方面较变电站更为复杂，因此，该监控系统合建方案在交直流合建工程中并不实用。

为解决交直流合建工程中监控系统合建面临的技术问题，本文针对变电站先期建设、换流站后期建设的交直流合建工程，首先，根据变电站和换流站的监控系统配置模式不同的特点，提出了2种交直流合建监控系统的设计方案；其次，从可行性、经济性、运维情况等方面对该监控系统合建设计方案进行了分析，确定了合理的监控系统合建设计方案。最后，结合泰州±800 kV换流站和泰州1 000 kV变电站合建工程实例，分析了变电站和换流站的监控系统配置情况，阐述了该工程的监控系统合建方案的具体应用措施，以实现“同址合建，统一监控”的功能，该方案对提升交直流合建工程的运维能力具有重要的实用价值。

1 交直流合建监控系统设计方案

现阶段，特高压换流站和变电站的监控系统配置模式各不相同。对于特高压变电站监控系统，国内基于IEC 61850接口的智能设备仍在试验阶段，1 000 kV电压等级合并单元和智能终端的研发、制造及测试技术在工程应用中尚不成熟，特高压变电站监控系统采用“两层设备、单层网络”结构[9-12]，即站控层、间隔层设备以及站控层网络，监控系统的间隔层负责各间隔的就地监控，且采用单套配置。

与特高压变电站相比，换流站的监控系统采用模块化、分层分布式网络结构，由站控层、控制层和就地层三层设备两层网络构成，且监控系统的控制层和就地层设备双重化配置[13-14]。换流站的监控系统在系统结构上增加了由直流极/阀组控制、交/直流站控等控制子系统组成的控制层设备和相应的网络；在系统功能上不仅包括常规变电站的开环控制，还包括闭环控制和顺序控制。换流站监控系统不仅需要采集交流场设备的信息，还需要采集阀厅、直流场和交流滤波器场的信息；且换流站监控系统对信息的采集和运算的实时性要求比变电站监控系统更高。

由于交直流输电工程的建设与大电网的规划密切相关，交直流合建工程的变电站和换流站核准和建设时序存在先后顺序，这给变电站和换流站的建设带来施工和运行交叉等问题。针对变电站先行建设，换流站后期建设的交直流合建工程，在换流站建设时，变电站已正式投产运行，变电站的监控系统已按交流工程的原则进行建设。因此，该类交直流合建工程的监控系统可考虑以下两种合建方案。

1.1 方案1

变电站和换流站的监控系统按各自的原则独立配置，在换流站建设时，在监控系统站控层通过数据传输装置实现变电站和换流站监控系统之间的相互通信，实现交直流监控系统后台融合，并通过合建后的监控系统对变电站和换流站的所有设备进行统一监控，本方案的系统结构图如图1所示。

图1 交直流合建监控系统设计方案1结构图

本方案中，已建设的变电站测控单元和网络设备仍保留使用，并将有关联的一次设备信号通过硬接点和模拟量开入分别接入变电站和换流站的测控装置完成各站的联锁。换流站监控系统服务器既接入换流站监控系统LAN网，又接入变电站站控层网络，原变电站的监控系统后台的功能均由换流站的相应设备实现。

1.2 方案2

变电站监控系统的测控装置按换流站监控系统的技术原则重新配置。由于换流站和变电站的监控系统无法在测控单元之间直接通信，在站控层网络通信又无法满足响应速度的要求，因此，在换流站建设时，换流站和变电站采用统一的监控系统平台，共享站控层设备，变电站间隔层设备的配置与换流站交流场设备一致，将变电站的测控信息纳入换流站监控系统范围，通过扩容换流站的监控系统实现对换流站和变电站的统一值守，本方案系统结构图如图2所示。

图2 交直流合建监控系统设计方案2结构图

2 交直流合建监控系统方案比较

从可行性、经济性、运维情况等方面对上述两种交直流合建监控系统设计方案进行比较。

2.1 方案1优缺点

1)变电站和换流站关联的一次设备需提前预留足够的信号接口，在换流站建设时，将变电站和换流站有关联的一次设备信号通过硬接点和模拟量开入的方式分别接入变电站和换流站的测控装置，以完善各自监控系统的软件联锁逻辑。

2)新增换流站和变电站之间的通信接口设备(主要包括通信网关机、交换机和光缆等)。

3)换流站和变电站的监控系统在高级应用(如智能告警、顺控操作、故障综合分析等)以及人机界面、表现形式等方面存在较大差异，需要升级换流站监控系统的相关软件。

4)与变电站和换流站监控系统分别单独建设相比，采用方案1进行监控系统合建，换流站的设备费用有相应的增加。

5)采用方案1进行监控系统合建，换流站监控系统后台既能显示变电站设备状态，又能对变电站的设备进行控制与操作，便于对全站的运维管理。

2.2 方案2优缺点

1)采用方案2进行监控系统合建，无需考虑换流站和变电站之间的信息交换，且能够有效地实现换流站和变电站监控系统的接口。

2)由于变电站测控信息接入换流站监控系统，需对换流站的监控系统后台及数据服务器进行扩容，升级换流站监控系统的相关软件。

3)变电站监控系统重新按照换流站的技术要求进行更换，变电站一次设备的模拟量、信号量等信息也相应增加，所需的监控系统屏柜数量增加较多，由于变电站已先期建设，变电站继电器小室的面积需增大，将严重影响两站的建设和施工安排。

4)更换变电站的所有监控系统设备，需对变电站所有的设备进行控分/控合功能验证，变电站需要停电进行调试和试验。

5)与变电站和换流站监控系统分别单独建设相比，采用方案2进行监控系统合建，换流站的设备费用需大量增加。

以上两种方案从可行性、经济性、运维情况等方面比较可归纳如表1所示。

表1 交直流合建监控系统设计方案对比

由表1可知，方案2虽能够实现换流站和变电站监控系统合建，且具有技术难度小，接口问题少等优点，但由于变电站已先行建设，若采用方案2进行监控系统合建，变电站监控系统的屏柜均需重新接线，且新增的监控系统屏柜数量较多，变电站已建的继电器小室面积需加大，设备费用和施工费用将显著增加，施工难度大，全站的停电时间长。而方案1具有施工难度小、运维方便、经济性较好等特点。因此，本文推荐采用方案1进行交直流合建工程的监控系统合建。

3 交直流合建监控系统的具体应用

3.1 交直流合建工程概况

泰州±800 kV换流站与泰州1 000 kV变电站同址合建，换流站1 000 kV交流系统与变电站1 000 kV交流系统共用1 000 kV 气体绝缘金属封闭开关设备(gas insulated switchgear，GIS)。变电站1 000 kV交流系统采用3/2接线方式，远期共6回出线和4回主变进线共10组进出线，组成5个完整串；换流站采用分层接入的方案，高端换流变网侧接入500 kV交流系统，低端换流变网侧接入1 000 kV交流系统。换流站1 000 kV交流系统包括2回低端换流变进线，2大组交流滤波器进线，远期新上2回出线，共组成3个完整串。换流站和变电站的1 000 kV交流系统电气主接线图如图3所示。其中，1 000 kV GIS设备第1～5串为变电站建设范围，已先行建设；第6～8串属于本期换流站建设范围，变电站和换流站的其余电气部分完全独立。

图3 1 000 kV系统电气主接线图

由于变电站和换流站建设时分别采用了不同厂家的监控系统，两套监控系统同时监控1 000 kV交流系统将对全站的运维带来严重的影响。例如调整1 000 kV母线运行方式时，运行人员需要同时登录换流站和变电站主控室内各自的监控系统操作平台进行操作，严重影响了变电站和换流站的运维安全。

3.2 交直流合建监控系统的实现措施

先期建设的泰州1 000 kV变电站采用南瑞继保PCS-9700后台，后期建设的泰州换流站采用许继DS3000后台。结合本文所提出的交直流合建监控系统设计方案，实现交直流监控系统合建的具体措施如下：

1)将变电站1 000 kV母线地刀位置信号和母线电压接入换流站的测控装置，用于1 000 kV第6、7、8串的边断路器的联锁逻辑和电压同期判据；将换流站1 000 kV第6、7、8串的边断路器和隔离开关位置信号接入变电站的测控单元，用于1 000 kV母线地刀的联锁逻辑判据；

2)变电站增加远动通信装置，通过104规约将变电站断路器、隔离开关和接地刀闸的测量量、信号量(包含断路器、隔离开关和接地刀闸的控分允许位、控合允许位等)、事件顺序记录(sequence of event，SOE)等信息上传至换流站监控系统，并接收换流站监控系统发送的遥控命令；换流站监控系统增加通信网关机，用于处理所接收的变电站设备的信息。

3)变电站的远动通信装置能够实现遥控直控模式，且联闭锁逻辑由各自监控系统完成。换流站监控系统后台不负责变电站设备的逻辑判断，仅依据变电站设备的状态及联闭锁逻辑允许位进行控制操作。

对于变电站内的设备，变电站监控系统的控制方式：“控分/控合允许位”满足自身的联锁条件。变电站的设备“分合位”与设备的“控分/控合允许位”没有关联，实际操作时，设备的状态需要同“控分/控合允许位”综合判断，再下发控制命令。除远方/就地控制之外，执行“控分/控合命令”的逻辑判断由断路器、隔离开关和接地刀闸本身的电气闭锁完成。

对于变电站内的设备，换流站监控系统的控制方式：当变电站设备的“合位”+“控分允许位”两个条件满足时，换流站监控系统向变电站设备下发“直接执行控分命令”；当变电站设备“分位”+“控合允许位”两个条件满足时，换流站监控系统系统向变电站设备下发“直接执行控合命令”。

4)变电站设备所涉及的监控系统合建范围为所有的断路器、隔离开关和接地刀闸，且合建后的监控系统要求为变电站的远期扩建设备预留接口。

5)由于变电站测控信息接入换流站监控系统，需对原换流站监控系统的相关软件进行升级。并通过合建后的监控系统对变电站的断路器、隔离开关、接地刀闸进行控分/控合功能验证。

变电站和换流站监控系统之间的数据传输示意图如图4所示。

图4 交直流合建监控系统的数据传输示意图

4 结论

为解决交直流合建工程的监控系统融合建设面临的难题，本文分别分析了特高压换流站和变电站的监控系统配置原则，提出了交直流监控系统合建方案，并从可行性、经济性、运维情况等方面进行了详细分析，得出结论如下：

1)采用变电站和换流站监控系统独立配置、在站控层通过数据传输转换装置进行通信的监控系统合建方案，和采用变电站监控系统的测控装置按换流站监控系统的技术原则重新配置的方案，均可实现变电站先期建设、换流站后期建设的交直流合建工程的监控系统合建功能。

2)针对变电站先期建设、换流站后期建设的交直流合建工程，采用变电站和换流站监控系统独立配置、在站控层通过数据传输转换装置进行通信的监控系统合建方案，具有施工难度小、运维方便、经济性好等显著优势。