葛洲坝二江电厂220kV开关站智能化改造设计

陈吉祥，叶 磊，李 甘

(长江勘测规划设计研究有限责任公司，湖北 武汉 430010)

0 引 言

近年来，水利行业内提出了建设智能水电厂的需求。但目前的实际情况是变电站(开关站)智能化程度较高，智能化设备也比较成熟。而水电厂房内设备繁多，通信规约不同，同时水电厂房保护设备智能化方案虽有部分研究，但应用相对较少[1-4]。当前中国的电网智能化战略已全面启动，智能电网建设已在变电环节获得较大进展，智能化变电站建设已进入推广应用阶段。但智能电网的相关研究和建设工作比较注重电网的输电、送电、配电和用电等环节，在发电环节尤其是水电站的智能化建设方面相对滞后，还处于起步探索阶段。国内只有部分大型水电站进行智能化改造的试点工作[5-7]。变电站智能化改造应遵循Q/GDW 383-2009《智能变电站技术导则》，实现全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化，满足无人值班和集中监控技术要求。根据Q/GDW 441-2010《智能变电站继电保护技术规范》与Q/GDW 679-2011《智能变电站一体化监控系统建设技术规范》，改造后的智能化变电站应具备以下基本特征：① 通信规约及信息模型符合DL/T860标准；② 信息一体化平台；③ 支持顺序控制；④ 智能组件；⑤ 状态监测；⑥ 智能告警及故障综合分析；⑦ 图模一体化源端维护；⑧ 支持电网经济运行与优化控制。开关站智能化改造应遵循安全可靠、实用经济、 因地制宜的原则，以确保电网安全稳定运行，提高供电可靠性为目的，综合考虑先进性、必要性、可靠性和经济性，立足设备现状，制定合理的改造方案[8-9]。国内有关部门对智能变电站二次系统的优化设计及应用进行了许多深入研究[10-12]，提供了建议。

葛洲坝水电站是华中电网的骨干电站之一，分为二江电厂和大江电厂。为了提高二江电厂的整体运行性能及运行可靠性，有必要对220 kV开关站进行整体改造[13]。葛洲坝二江电厂计算机监控系统近期已经对旧监控系统进行了智能化升级改造工作，取得了明显的效果，使得电厂生产的自动化程度明显提高[7]。葛洲坝二江电厂220 kV开关站智能化改造设计过程中，遇到不少新老系统间配合和接口问题，包括继电保护系统、控制系统、二江电厂中控室模拟信号返回屏等方面。本文将对此进行逐项分析，给出相应解决方案，为其他水电站相关改造设计提供参考。

1 二江电厂220 kV开关站概况

二江电厂220 kV开关站改造工程工作内容为在原有220 kV敞开式开关站旁边新建一个220 kV GIS室内开关站，在GIS站建设期间原敞开式户外开关站设备仍带电运行，整个开关站改造过程中采用不停电分期过渡方案，本文主要研究在分期过渡中继电保护、控制系统等二次系统设计方案，以保障开关站分期过渡的运行安全。二江电厂原有220 kV敞开式开关站电气主接线为双母线带旁路接线，7回二江电厂进线，10回出线。本次改造不改变发变组的接线。新的220 kV GIS开关站主接线采用双母线分段接线，进出线数量不变，不设置旁路母线。图1为220 kV开关站改造后主接线图。

图1 葛洲坝水电站220 kV GIS开关站主接线Fig.1 Single line diagram of 220 kV GIS switch yard of Gezhouba Hydropower Station

2 改造过程中二次系统存在的问题

2.1 开关站继电保护系统

葛洲坝二江电厂220 kV开关站改造过程中存在：① 线路保护装置与线路对侧变电站保护装置相配合的问题；② 电厂稳控装置与调度中心及对侧变电站稳控装置相配合的问题；③ 开关站母线保护及失灵保护与电站厂房的发变组之间的配合问题。

2.1.1 220 kV线路保护改造

葛洲坝220 kV敞开式开关站共有10回路220 kV出线，分别为葛雁线、葛陈线、葛夷线、葛坡线、葛桔I回线、葛白I回线、葛桔II回线、葛白II回线，葛点I回线、葛点II回线。每回线路均配置了双套不同生产厂家的线路保护装置，保护通道方式有高频载波、复用光纤、专用光纤等多种形式，葛洲坝220 kV出线保护通信通道方式见表1[14-15]。

表1 葛洲坝220 kV出线保护通信通道方式Tab.1 Gezhouba 220 kV outgoing line protection communication channel mode

由于高频载波通道本身可靠性差且设备老旧，因此开关站改造后取消全部高频载波通道，线路保护全部采用光纤通道。由于线路光纤保护要求线路两侧的保护装置型号必须一致，因此线路保护改造存在对侧变电站线路保护装置型号相一致的问题。

2.1.2 稳定控制系统改造

目前葛洲坝二江电厂配置有一套常规的稳定控制系统，根据二江电厂本地故障和葛坡、葛周、葛远、葛白(本期预留)方向通道的远方故障采取安全稳定措施，主要承担二江电厂的切机和切负荷措施。葛洲坝二江电厂稳控系统通过载波通道接受省调和对侧各变电站的数据。稳控装置出口措施命令以开出接点的形式连接二江电厂控制接点，并经载波装置向对侧变电站传输远切命令[16]。

由于高频载波通道本身可靠性差，且设备老旧，开关站改造后取消全部高频载波通道，稳控装置输入输出全部采用光纤通道。因此稳控系统改造存在对侧变电站稳控装置型号相一致的问题。

2.1.3 GIS开关站侧与二江厂房发变组保护接口

发变组保护需要采集主变高压侧的电压和电流模拟量，以及主变高压侧断路器的跳、合闸位置、非全相位置等开关量信号；发变组保护启动高压侧断路器失灵和跳闸出口，需要和220 kV母差保护及智能汇控柜配合，通过母差保护跳所有相关断路器。因此二江厂房的发变组保护设备与GIS开关站侧之间存在接口问题。由于220 kV GIS开关站至电站厂房距离较远，约为200～500 m，需考虑两者之间长距离保护信号传输的可靠性，防止干扰误动的问题。

2.2 开关站控制系统

葛洲坝二江电厂220 kV开关站改造过程中存在着开关站控制系统与二江电厂计算机监控系统的接口问题(包括与机组LCU、监控系统站控层、时钟同步系统等)。

2.2.1 与电站厂房机组控制单元接口

由于220 kV开关站GIS改造涉及主变高压侧开关一次设备更新，厂房内发变组保护及机组监控设备不改造，而主变高压侧开关的操作仍然由机组LCU控制，机组LCU需采集高压侧断路器及隔离开关位置等信号用于同期合闸及监控，机组LCU输出断路器、隔离开关等跳、合闸命令，需传输至主变高压侧断路器、隔离开关的操作机构。因此二江厂房内的机组监控设备与GIS开关站侧之间存在接口问题。由于220 kV GIS开关站至电站厂房距离较远，约200～500 m，需考虑两者之间长距离开关信号及控制命令传输的可靠性，防止干扰误动的问题。

2.2.2 与二江电厂计算机监控系统站控层接口

葛洲坝二江电厂计算机监控系统设置电站厂房中控室内，现有敞开式开关站的现场信号及数据采集均采用长距离控制电缆接入电站厂房，新建GIS开关站所有220 kV断路器、隔离开关、接地开关等状态信息、220 kV各断路器间隔电流、电压、有功、无功功率及220 kV母线电压频率等模拟量数据如何接入到二江电厂计算机监控系统站控层存在接口问题。

2.2.3 与电站厂房时钟同步系统接口

葛洲坝二江电厂的时钟同步设备目前采用北京中水科水电科技开发有限公司的时钟同步系统，放置在二江电厂辅助盘室。现有220 kV敞开式开关站的各间隔保护、测控装置均布置二江电厂的辅助盘室内。新建220 kV GIS开关站的各间隔保护、测控装置及智能终端等设备布置在GIS室继电小室，与葛洲坝二江电厂主时钟实现时钟同步存在接口问题。

2.3 二江电厂中控室模拟信号返回屏

葛洲坝二江电厂中控室现设有1套模拟信号返回屏用于对二江开关站220 kV系统运行状态的实时监视和操作控制。返回屏上测量指示表计的模拟量和开关状态指示灯的开关量信号均由220 kV二江开关站经过常规长距离电缆接入。

本次220 kV二江开关站改造将新建220 kV GIS开关站，同时计划在220 kV GIS开关站附近新建一座集控楼，将大江电厂和二江电厂的监控系统的信号都集中新建集控楼的模拟信号返回屏，现有的二江电厂模拟信号返回屏只针对二江电厂的模拟信号和开关量信号显示，已经不能适用于监控需要，需要新建一套模拟信号返回屏，布置在二江电厂新建集控楼内。

3 改造方案

3.1 开关站继电保护系统改造

3.1.1 220 kV线路保护

线路保护改造存在对侧变电站线路保护装置型号相一致的问题，招标时应要求线路两端对应的保护装置采用同一厂家、同一型号，改造后新的线路保护必须与对侧的线路保护保持一致。对于当年已经进行改造的葛白I，II回线，线路保护按照其现有的保护型号配置进行采购。对侧保护相应采用程序升级方式。对于其余的8回220 kV线路，线路保护均按双套光纤差动保护配置重新招标采购，采用国产两个不同厂家的保护装置。若系统侧保护先采购，则本站按系统侧已招标结果配置。否则，对侧变电站线路保护应按本站招标结果配置或对原有保护装置进行软/硬件升级。10回220 kV出线已有多回具备光纤通道，可以采用本线路光纤或经其他线路光纤迂回实现线路保护的双光纤通道。

3.1.2 稳控系统

稳控系统改造存在对侧变电站稳控装置型号相一致的问题，招标时应采取稳控系统统一招标的原则，包括葛洲坝220 kV开关站及对侧各变电站的稳控装置统一采购同一家产品，避免型号不一致的问题。这项工作涉及到对侧变电站及调度中心的改造，需要电力部门及调度中心大力支持方能实现。

目前的葛洲坝二江电厂稳控系统是2004年设计并投入运行，不支持智能化的配置，无法与数字化智能终端通信，并且不支持MMS网的通信方式。因此，稳控装置需进行数字化站改造。稳控装置可以采用本线路光纤或经其他线路光纤迂回实现稳控系统的双光纤通道。

3.1.3 与二江厂房发变组保护接口

由于长电缆分布电容影响可能造成保护误动等严重后果，因此可以运用光纤传输距离长、不受电磁干扰的优势解决这一问题[17]。发变组保护与220 kV侧IO信号传输采用光纤代替长电缆的方式，在二江厂房发变组保护盘和220 kV GIS厂房智能汇控柜两侧装设开关量传输光纤接口装置，并按双重化保护要求分别配置2套。两侧光纤接口装置分别接入本侧的IO信号，通过光电转换和光缆连接传输方式完成两侧信号采集和控制命令输出。在施工阶段通过调试验证，采用智能终端完全替代光纤接口装置的功能。图2为电站厂房与GIS开关站之间IO信号传输连接图。

图2 电站厂房与GIS开关站之间IO信号传输连接Fig.2 IO signal diagram between the powerhouse and GIS switch yard

3.2 开关站控制系统改造

3.2.1 与二江厂房机组控制单元接口

GIS开关站侧与二江厂房之间距离较远，机组监控LCU与220 kV侧IO信号传输考虑采用光纤传输代替长电缆的方案提高抗干扰能力[17]。在二江电厂厂房机组LCU盘和220 kV GIS室智能汇控柜两侧分别装设开关量传输光纤接口装置，两侧光纤接口装置分别接入本侧的IO信号，通过光电转换和光缆连接传输方式完成两侧信号采集和控制命令输出。在施工阶段通过调试验证，采用智能终端完全替代光纤接口装置的功能。

3.2.2 与二江电厂计算机监控系统接口

220 kV GIS开关站改造将新建一套计算机监控系统，实时采集所有间隔开关状态信息、模拟量数据，上送到站控层网络。站控层设备由主机兼操作员工作站、数据处理服务器、工程师站以及打印机等构成。数据处理服务器为双套配置，数据处理服务器通过站控层以太网直接采集来自间隔层的实时数据，并实现与二江电厂计算机监控系统的实时数据交换。在二江电厂辅助盘室放置1台电站监控系统远程终端计算机，用于220 kV GIS开关站的监控。

3.2.3 与电站厂房时钟同步系统接口

本次改造220 kV开关站配置1套主、备式时间同步系统，主时钟双重化配置(北斗和GPS各1台)，将作为整个葛洲坝电站同步对时主钟。另外配置多台时钟扩展装置，除实现220 kV开关站内所有对时设备的软、硬件对时外，还可满足对葛洲坝二江电厂、大江电厂、500 kV开关站所有对时设备的软、硬件对时扩展要求。时间同步系统支持第二代北斗系统和GPS系统单向标准授时信号，优先采用北斗系统，时间同步精度满足站内所有设备的对时精度要求。

3.3 二江电厂中控室返回屏改造问题解决方案

(1) 葛洲坝二江电厂新建集控楼中控室将设置1套模拟信号返回屏用于对整个葛洲坝电站大江电厂、二江电厂、500 kV开关站和220 kV开关站等系统运行状态的实时监视和操作控制。

(2) 220 kV GIS开关站将配置1套模拟屏信号采集系统，用于当220 kV开关站计算机监控系统故障失效时通过模拟屏或通信管理计算机实现220 kV开关站电气设备的运行监视及紧急控制功能。

(3) 模拟屏信号采集系统由模拟屏通信装置、通信管理计算机、以太网交换机、智能测控装置等设备组成。通信装置与模拟屏驱动器之间通过光纤通信连接。

(4) 数据采集方式为从220 kV GIS开关站及500 kV GIS监控系统站控层MMS网络取数据，通过通信接口及光缆送至二江中控室的模拟屏数据处理装置，将所有的数字量转换为4～20 mA模拟量，分别接入模拟屏上相应的指示仪表，开关量驱动模拟屏上相应的状态指示灯。

4 二次系统设计方案

开关站智能化改造应遵循安全可靠、实用经济、 因地制宜的原则，以确保电网安全稳定运行，提高供电可靠性为目的，综合考虑先进性、必要性、可靠性和经济性，立足设备现状，制定合理的改造方案。葛洲坝电站220 kV GIS开关站改造电气二次系统，按照智能化变电站标准进行更新，220 kV GIS站电气二次系统的设计原则及方案如下。

4.1 继电保护系统

220 kV GIS开关站继电保护系统主要包括220 kV线路保护、母线保护、母联保护等。根据主接线为双母线双分段接线方式，葛洲坝二江电厂220 kV GIS开关站共有4段220 kV母线、10回出线、2个母联、2个分段需新配置智能化的保护装置。220 kV电压等级的继电保护及与之相关的设备、网络等应按照双重化原则进行配置，即双重化的两套保护及其相关设备(互感器、智能终端、网络设备、跳闸线圈、直流电源等)完全独立配置。

4.1.1 220 kV线路保护

220 kV每回线路按双重化配置完整的、独立的能反映各种类型故障、具有选相功能的全线速动保护；每套线路保护均具有完整的后备保护，两套保护均采用一对一启动和断路器控制状态与位置启动重合闸方式，不采用两套重合闸相互启动和相互闭锁。重合闸应实现单重、三重、禁止和停用方式。线路保护直接电缆采样，直接点对点跳断路器；跨间隔信息(启动母差失灵功能和母差动作启动远跳功能等)采用GOOSE网络传输方式。每回线路配置1套母线电压切换装置，根据收到的两组母线的电压量及线路隔离开关的位置信息自动切换。

4.1.2 220 kV母线保护

220 kV母线按远景规模双重化配置母线差动保护装置，两段220 kV双母线分别配置双套母差保护及断路器失灵保护。220 kV母线保护采用集中式母差保护，以分段开关为界，每段双母线配置2套母线电流差动保护(分段开关看作为1个支路)，分别组2面盘柜。母线保护装置直连电缆采样，直接点对点跳断路器。开关量(失灵启动、隔离开关位置接点、母联断路器过流保护启动失灵等)采用GOOSE网络传输。

4.1.3 220 kV母联或分段保护

220 kV母联(分段)断路器配置两套专用的、具有瞬时和延时跳闸功能的相电流或零序电流过电流保护，用于母线充电保护，兼作新线路投运时(母联或分段断路器与线路断路器串接)的辅助保护。也可根据需要投入其中一套。母联(分段)断路器保护直接采样，直接跳断路器。启动母线失灵采用GOOSE网络传输。

4.1.4 稳定控制装置

220 kV GIS开关站稳控装置信号采集采用电缆直连方式，稳控装置出口采用光纤点对点通信方式。稳控装置系统通信采用光纤通道(复用光纤通道)。稳控装置需至少考虑6个方向的通信接口。稳控装置的模拟量采集采用电缆接入方式，开关量和保护动作信号从GOOSE网采，稳控装置采用主-从分布式结构，每套稳控装置包括1个稳控主机、2个稳控从机。稳控从机与主机之间通过光缆连接。

4.2 计算机监控系统

(1) 葛洲坝二江电厂220 kV开关站改造需新建1套计算机监控系统，新建开关站计算机监控系统将按照智能化变电站标准设计，其主要设计原则如下：① GIS开关站计算机监控系统的设备配置和功能要求按无人值班模式设计；② GIS站内监控保护统一建模，统一组网，信息共享，通信规约统一采用DL/T860，实现站控层、间隔层、过程层二次设备互操作；③ GIS站内信息宜具有共享性和唯一性，开关站计算机系统监控主机与数据处理服务器信息资源共享；④ GIS开关站计算机监控系统完成对全站设备的监控；⑤ GIS开关站计算机监控系统具有与电力调度数据专网的接口，软件、硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求；⑥ GIS开关站计算机监控系统站控层网络MMS通过数据处理服务器与二江电厂计算机监控系统相连；⑦ GIS开关站计算机系统网络安全应严格按照《电力二次系统安全防护规定》执行。

(2) 新建开关站计算机监控系统网络结构整站基于IEC-61850标准构建，开关量传输采用GOOSE协议。全站采用三层两网结构，由站控层、间隔层、过程层组成[18-19]。主要技术方案如下：① 保护装置和测控装置采样值采用电缆直接采样方式，电流电压互感器为常规互感器；② 各保护直接跳闸通过点对点传输，测控、开关位置等 GOOSE 报文均通过网络方式实现；③ 站控层基于 SNTP 网络对时，间隔层和过程层设备采用 IRIG—B码对时；④ 站控层网络(MMS 总线)采用双星型冗余以太网；⑤ 因变电站主接线形式较为复杂，220 kV设备，220 kV过程层组建GOOSE网，GOOSE报文通过网络传输；⑥ 根据本站目前采样值数据需求，采用GOOSE和SV共网传输。

220 kV开关站计算机监控系统的监控对象为开关站所有220 kV断路器、隔离开关、接地开关，实时监测220 kV各断路器间隔电流、电压、有功、无功功率及220 kV母线电压频率等，并通过远动通信装置接入二江电厂计算机监控系统。图3为葛洲坝220 kV GIS开关站监控系统网络结构。

图3 220 kV GIS开关站监控系统网络结构Fig.3 Network architecture diagram of monitor and control system at 220 kV GIS switch yard

4.3 其他二次系统改造方案

葛洲坝二江电厂220 kV开关站其他二次系统，包括故障录波、远动装置、电能计量、相量测量、直流系统等。其改造方案简述如下。

4.3.1 故障录波装置

220 kV GIS开关站新增1套数字化故障录波装置，即故障录波及网络记录分析一体化装置。按双套配置(A，B网分别设置)。故障录波装置模拟量采集采用电缆接入方式，开关量采集采用GOOSE网络接入方式。为减少连接电缆，故障录波装置采用主-从分布式结构，每套录波装置包括1个主机、2个录波采集单元，录波分析主机与各录波采集单元之间通过光纤以太网连接。

4.3.2 远动系统

220 kVGIS开关站远动信息仍按现有方式由葛洲坝电站计算机监控系统上送调度。220 kV GIS开关站远动系统与新建开关站计算机监控系统共享信息，不重复采集。

4.3.3 电能计量系统

220 kV GIS开关站电能计量系统改造方案为：新建一套电能计量系统，方案与220 kV现有开关站的方式相同，关口表及电量采集终端型号满足华中调控分中心的要求，与现有设备保持一致。

4.3.4 相量测量系统

220 kV GIS开关站相量测量系统改造方案：更换二江电厂主机(子站)和开关站采集单元，二江电厂机组采集单元不改造，但需负责二江电厂主机(子站)和机组采集单元之间的通信调试。220 kV开关站新建的相量测量PMU设备，与现有设备保持一致。

4.3.5 交直流电源系统

220 kV GIS开关站新增1套站用交直流电源系统，由站用交流电源、直流电源、交流不间断电源(UPS)、事故照明电源(EPS) 、48V配电盘等装置组成，共享两组直流电源的蓄电池组。

5 结 语

本文分析了葛洲坝二江电厂220 kV开关站智能化改造过程中继电保护、监控系统等系统存在的问题，提出了相应的切实可行的解决方案。新的220 kV GIS开关站二次系统按照智能变电站标准要求进行设计，采用先进、可靠、集成、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信网络化、信息共享标准化，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等功能，同时支持实时自动控制、智能调节、在线分析决策等功能，实现水电站的安全稳定、协调可靠运行。220 kV GIS智能化开关站的成功投运，全面提高了开关站的综合自动化运行水平，也提高了整个葛洲坝水电站的自动化控制水平和安全稳定运行水平。