金沙水电站数字化GIS开关站选型设计与应用

2022-03-21龙秀斌郑祥伟王立宝

水利水电快报 2022年3期

龙秀斌郑祥伟王立宝

摘要：目前，数字化水电站研究应用还处于起步阶段，而数字化变电站已有较多成功应用的案例。为推广数字化开关站在水电站的设计应用，对比数字化开关站与传统开关站的优缺点，从数字化开关站的互感器选型、保护装置选型、组网方案设计3个重要方面进行了分析对比，结合金沙水电站数字化GIS开关站的选型设计，介绍了该电站数字化GIS开关站系统运行情况，提出了现阶段水电站数字化开关站选型设计建议，以期对水电站数字化开关站的选型设计和应用发展提供参考和借鉴。

关键词：数字化GIS开关站; 开关站选型; IEC61850; 智能终端; 金沙水电站

中图法分类号：TV736 文献标志码：A DOI：10.15974/j.cnki.slsdkb.2022.03.021

文章编号：1006 - 0081（2022）03 - 0094 - 06

0 引言

为适应变电站自动化技术的快速发展，国际电工委员会第57技术委员会（IEC TC57）于2004年制订发布了IEC61850 Ed1.0标准，2007年IEC TC57又发布了IEC61850 Ed2.0标准，其应用领域从变电站扩展到整个“电力系统自动化”，其标准得到了进一步扩展与完善。2004年，IEC61850标准开始在中国变电站推广应用，行业统称为“数字化变电站”。目前，采用IEC61850实现信息交互标准化已经成为国内电力行业的一致共识，国家电网公司也提出“建设数字化电网，打造信息化企业”的战略方针。作为数字化电网的起点，数字化智能电站是数字化电网重要组成部分，而IEC61850-7-410水力发电标准的建立，为IEC61850在水电站的应用提供了理论依据。

相对于水电站传统开关站，数字化开关站电气一次部分基本相同，区别主要在于互感器的选取;二次部分区别在于信息采集传输和交互方式的不同[1-3]。目前水电站数字化研究应用刚起步，主要涉及开关站、保护、监控等系统，机组励磁、调速系统尚不完全具备IEC61850功能[4-5]。数字化GIS开关站是当今世界水电站发展趋势，目前已在国内多座水电站，如亭子口、猴子岩、沙坪二级、葛洲坝二江、溪洛渡左岸电站等成功投运。本文阐述了数字化开关站引用标准的发展及行业现状，以金沙水电站数字化GIS开关站为例，从互感器选型设计、保护装置配置、系统组网方案等方面着手，对比分析了国内电站常见选型设计方案，从安全可靠、经济灵活性出发，提出了现阶段适宜的选型方案。

1 数字化开关站与传统开关站的优缺点

1.1 传统GIS开关站缺点

（1）二次电缆及电缆桥架工程量大，材料造价高;电缆敷设和配线人力成本高，费时费力。

（2）二次接线复杂，出现错误接线不易调换和查找故障;设计变更或工程扩建时，电缆敷设及接线改动量大，灵活性差。

（3）二次电缆用于电信号传递，信号抗干扰能力差，对屏蔽接地工艺要求较高;保护装置电缆可能受电缆绝缘老化和直流接地影响，造成保护拒动或误动。

（4）互感器配置较多，大型互感器成本较高;互感器二次输出受励磁特性及二次回路阻抗影响;互感器二次接线可能产生高电压、大电流的情况，人身、设备安全风险高。

（5）二次设备配置较多，各系统通信规约不一致，通信接口不同，设备改造、升级难度较大，无法形成统一数据互联平台以实现远方智能控制。

1.2 数字化GIS开关站优点

（1）汇控柜、保护装置、监控系统原大量二次电缆由专用光纤进行替代，工程造价有所减少。

（2）信号抗干扰能力大大增强，提高了保护、监控系统数据采样精度，智能测控装置可实现断链通道告警，方便维护人员查找故障。

（3）减少了大型互感器配置数量，电磁式互感器传输距离短，输出容量减小，节约了设备制造成本;电子式互感器的使用减少了电磁式电压互感器短路和电流互感器开路风险，设备安全和人身安全大大加强。

（4）智能终端和智能测控装置的使用，改变了传统开关站汇控柜结构，监控系统开关站LCU可不再配置，减少了二次设备配置的数量，节约了设备投资成本。

（5）数字化GIS开关站设备均按IEC61850通信标准，建立信息模型和接口，确保了保护装置、监控系统互联通信，真正实现了数字化交互，智能化控制，保护装置信息可实现远程打印，有利于电站自动化管理。

（6）开关站设备更新或工程扩建时，只需更换GIS智能装置或新增间隔设备，其互联通信由网络交换机完成，设备扩展性强，工程量小，避免重复建设和投资[6-9]。

2 水电站数字化开关站选型设计

2.1 互感器选型设计

按主要工作原理及结构分类，互感器主要分两大类：传统电磁式互感器和电子式互感器，其中，电子式互感器又分为有源型电子式互感器和无源型电子式互感器。电子式互感器绝缘结构简单可靠、体积小、重量轻、线性度好、无饱和现象且输出信号可直接送至微机化计量、保护设备接口进行采样，在电力系统中具有广阔的发展及应用前景。但电子式互感器造价高，产品投入市场的时间相对较短、技术还未完全成熟，在实际应用中稳定性、可靠性尚有提升空间，目前110 kV电压等级以上的数字化变电站应用较多。经过对已投运智能变电站电子式互感器使用的统计，产品制造和运行过程中存在的主要问题见表1。

由于水电站励磁、调速、发变组保护系统需要采集使用开关站的CT，VT信号，目前这些系统设备还不能完全可靠地支持IEC61850接口;且电子式互感器在应用时也存在一些问题，这些问题未能有效解决，结合国家电網安全可靠规定要求，现阶段水电站数字化开关站仍宜选用传统电磁式互感器。

2.2 数字化开关站保护装置选型设计

开关站保护装置选型设计主要有直采直跳、直采网跳、网采网跳3种方式。在早期的智能变电站二次回路设计中，曾经广泛基于IEC61850-9-2标准的组网方案，每个间隔配置一台间隔交换机，站控层设置主干网交换机。间隔层交换机和过程层交换机之间传输 GOOSE 跳闸信息、联闭锁信号、失灵启动开入、开关状态信息，即网采网跳方式。按这种组网方式，会存在以下不利因素：

（1）当出现网络延时不稳定时，对保护快速动作造成不利影响;

（2）对网络交换机的依赖性较强，当交换机发生故障时存在造成保护误动的风险;

（3）对GPS的同步信号依赖性很强，当同步信号丢失后，可能会造成各侧的采样不同步，产生差流。

针对IEC61850-9-2组网模式存在的不利因素，国网智能变电站技术导则提出了直采直跳模式（即点对式）的智能变电站保护设计规范，明确了智能变电站继电保护应遵循直接采样、直接跳闸、双重化配置的原则以及对网络的总体要求。直接采样是指保护装置不经过交换机而是以点对点光纤直联方式进行采样值传输，直接跳闸是指保护装置不经过交换机而以点对点光纤直联方式进行跳合闸信号的传输，而继电保护之间的联闭锁、失灵启动等信息宜采用GOOSE网络传输方式。水电站在选型时宜选择支持传统电磁式互感器电缆直采，GOOSE网络点对点跳闸方式的母线、线路保护装置[11-13]。

2.3 数字化GIS开关站组网方案设计

数字化GIS开关站主流采用“三层三网”或“三层两网”设计。“三层三网”基于过程层SV和GOOSE独立组网方案，在就地智能汇控柜布置合并单元和智能终端，过程层SV，GOOSE分别使用交换机独立组网，SV网与GOOSE网不存在物理连接。SV组网能够实现全站采样数据的共享，GOOSE组网也能够实现网络跳闸及开关量信号的共享，满足IEC61850功能分布、信息共享的要求。同时实现了继电保护采集、跳闸回路的完全独立，即从互感器线圈一直到开关跳闸线圈都是双重化配置，不存在任何交叉，提高了SV和GOOSE传输的可靠性，已投运的葛洲坝大江500 kV开关站（改造）采用此方案。“三层两网”基于传统采样及过程层GOOSE组网的方案，使用电缆将传统互感器的交流量直接接入保护、测控等设备，在GIS室智能汇控柜配置过程层智能终端，将设备的信息及操作数字化，采用IEC61850规约，组成基于GOOSE服务的以太网络。与之相关的间隔层保护及自动化装置，则通过光纤以太网与智能终端相连接实现信息共享。保护装置可以根据需要安装在继保室或GIS室，已投运的猴子岩、沙坪二级、金沙水电站皆采用此方案。

“三层三网”方案过程层网络结构较复杂，增加了交换机的投资。但通过过程层SV和GOOSE组网，用少量光纤代替了大量电缆，节约了电缆及施工成本，总体上节省了开关站的投资。“三层两网”方案采用传统模拟量采样方式，安全可靠性高，通过组建过程层GOOSE网，原来一次设备与保护及自动化装置之间的大量电缆被少量通信光缆代替，过程层的高速采样数据可以被不同类型的装置共享，从而大大简化了现场的二次接线[14-15]，网络结构示意图详见图1。

3 金沙水电站工程简介

3.1 金沙水电站总体概况

金沙水电站是金沙江中游十级水电枢纽规划的第九级，位于金沙江中游攀枝花市西区河段，上距观音岩水电站28.90 km，下距银江水电站21.30 km，多年平均流量1 870 m3/s。电站为河床式电站，采用左厂右泄的结构设计，最大坝高66 m，水库正常蓄水位1 022 m，总库容1.08亿m3，调节库容1 120万m3，装设4台轴流转桨式水轮发电机组，总装机容量56万kW（560 MW），多年平均发电量为21.77亿kW·h，首台机组于2020年11月30日并网发电。

3.2 金沙水电站主接线及GIS布置

金沙水电站发电机-变压器采用一机一变单元接线，220 kV主母线采用双母线接线，经2回出线输送电能至国网西佛寺变电站。数字式GIS开关站布置在高程1 021 m副厂房内，成一字形布置，GIS配电装置共10个间隔，分别为4个主变间隔、2个PT间隔、一个联络间隔、3回出线间隔（一回预留）。GIS智能汇控柜布置在GIS室下游侧，成一字型布置，GIS室设备整体布置详见图2。

4 金沙水电站数字化GIS开关站选型配置

金沙水电站数字化GIS开关站采用“三层两网”组网方案，主要由过程层设备、间隔层设备、站控层设备构成，由GOOSE网、MMS网组成网络。过程层设备主要由一次开关设备、传统互感器、NR智能终端PCS-222组成;间隔层设备主要由NR智能控制装置PCS-9821、母线保护装置PCS-915A-DG-G、线路保护装置、开关站间隔层网络交换机组成;站控层设备主要配置监控主机兼操作员站、站控层网络交换机、防火墙设备。开关站互感器采用传统电磁式互感器，方便电站各系统取用。保护装置采用直采直跳方式，将GOOSE跳合闸命令接至智能汇控柜内南瑞智能终端以硬接线方式跳闸。电站主监控系统通过MMS网络与监控主机兼操作员站通信，由监控主机通过MMS网络交换机传递遥控命令至智能控制装置，由智能控制装置发信至智能终端去分合一次设备。站控层、间隔层MMS网络属于安全Ⅰ区，开关站故障录波装置开关量采样通过MMS站控层网络进行采样，模拟量采用电缆直采，而保信子站属于安全Ⅱ区，即开关站故障录波装置既要与安全Ⅰ区交互，又要与安全Ⅱ区交互信息。为了解决网络安全分区交叉问题，金沙水电站开关站故障录波装置采用在内部硬件上，将MMS网和故障录波通信接口进行隔离。数字化GIS开关站网络详见图3。

5 金沙水电站数字化GIS开关站运行情况

数字化GIS开关站随金沙水电站首台机组投产以来，其GIS室一次设备、智能控制装置、智能终端、保护装置运行无故障，GOOSE网络、MMS网络运行正常，金沙水电站主监控系统与开关站监控主机兼操作员站通信正常，上位机开关站设备监视数据正常，设备运行工况安全可靠。中控室值班人员可全程监视设备运行情况，设备运行数据自动存储历史数据库，设备自诊断功能和人工巡盘相结合，大大提高了设备运行管理水平。母线、线路等保护装置保护定值，智能汇控柜信息均可在开关站监控主机兼操作员站进行查看和打印，方便了人员操作，提高了工作效率。智能汇控柜操作方式采用设备直接控制，软件解锁及硬件解锁，运行人员可根据使用情况进行解闭锁操作，大大提高了设备操作的灵活性。智能控制装置可以现地查看数据采样信息，并配置有检同期功能，取代了传统开关站的開关站测控或监控LCU功能。基于IEC61850规约，开关站相关设备实现了通信接口标准化，在做好网络安全分区的同时，实现电站各系统安全可靠通信。

6 结语

金沙水电站于2021年10月4台机组全部投产发电，属于新近设计建造完成的大Ⅱ型水电站，是国家西部大开发30项重点工程之一，同时也是四川省、攀枝花市重点工程。目前国内智能变电站发展速度快，应用较广泛，但水电站数字化开关站还需进一步发展和应用。本文介绍了金沙水电站数字化开关站，选型设计可对智能电厂的研究有一定的参考和借鉴价值，而金沙水电站数字化GIS开关站的成功投运，也对水电站数字化开关站的应用发展有一定的推广意义。

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