國內(nèi)數(shù)字化變電站系統(tǒng)的建設過程中存在著很多難題需要解決，尤其是對運行中的220kV常規(guī)變電站進行數(shù)字化改造方面，可借鑒的工程實踐經(jīng)驗非常少。因此，分階段實現(xiàn)數(shù)字化變電站系統(tǒng)是一種切實可行的方案。

對220kV三鄉(xiāng)變電站進行數(shù)字化改造是一項重要督導工程項目。由于三鄉(xiāng)變電站是中珠地區(qū)一座常規(guī)的220kV樞紐變電站，為了確保電網(wǎng)可靠、穩(wěn)定運行，降低電網(wǎng)風險，項目要求逐個間隔對一、二次設備進行安裝、調(diào)試，這樣給改造帶來了很大的施工難度，尤其是在跨間隔保護方面。

本文從工程實際入手，結(jié)合可靠性和安全性考慮，對改造過程中幾個關(guān)鍵問題進行逐一分析，找出切實可行的辦法，并在工程實踐中得以實施。

1 變電站數(shù)字化改造的可行性

具有自我監(jiān)視和診斷功能的設備及其組成的數(shù)字化變電站自動化系統(tǒng)，較之以往的變電站常規(guī)系統(tǒng)具有更高的可靠性，也是未來變電站發(fā)展的方向。當數(shù)字化變電站發(fā)展成熟之后，為確保變電站能夠更為安全、可靠的運行，使自動化水平不斷提高，必然要求我們對常規(guī)變電站進行數(shù)字化改造。

實現(xiàn)一次設備（變壓器、斷路器和互感器）的智能化，是建設數(shù)字化變電站的關(guān)鍵之一。目前，實現(xiàn)的方法主要有兩種：一是在傳統(tǒng)一次設備上安裝智能終端，就地智能化；二是替換為新型的智能化設備。對于變壓器和斷路器而言，由于制造新型智能化設備的技術(shù)較為復雜，經(jīng)濟成本昂貴，可采用第一種方法；對于互感器，可采用第二種方法。

對于保護測控裝置可以更換為通過光纖傳輸數(shù)字量（電流電壓、開關(guān)位置、閉鎖信號、遙信信號等）的新一代微機保護裝置。目前國內(nèi)智能化一次設備（包括開關(guān)、刀閘等）尚未研制成功，保護裝置和開關(guān)之間未能直接通過光纜聯(lián)接，可通過智能終端來實現(xiàn)跳閘、閉鎖、發(fā)信。開關(guān)與智能終端的聯(lián)接仍使用金屬電纜（距離很近），智能終端與保護裝置通過光纜傳輸數(shù)字命令信號。

VQC、五防系統(tǒng)可在自動化系統(tǒng)中實現(xiàn)。備自投、安穩(wěn)裝置、計量表等可更換為通過數(shù)字量通信的新型裝置。直流系統(tǒng)、站用交流系統(tǒng)、消弧線圈控制及10kV接地選線裝置等智能裝置與變電站自動化系統(tǒng)的連接可通過規(guī)約轉(zhuǎn)換器實現(xiàn)。

綜上所述，對常規(guī)變電站進行數(shù)字化改造是可行的，但是常規(guī)變電站往往設備陳舊，二次電纜密集，屏位緊湊。在清除廢舊電纜，鋪設新光纜、電纜時，我們必須要認真核實，防止保護或開關(guān)誤動，而安裝新的屏柜時，更是要統(tǒng)籌規(guī)劃，合理布線。

可見，為保證變電站在改造過程中能繼續(xù)安全、穩(wěn)定的運行，我們必須對改造的施工方案、施工步驟進行認真分析。同時，改造過程也要兼顧各種方案的經(jīng)濟性、可靠性和安全性等。下面對改造工程中幾個關(guān)鍵問題進行逐一分析。

2 改造中的幾個關(guān)鍵問題分析

2.1關(guān)于合并單元數(shù)據(jù)采樣、傳輸?shù)耐絾栴}

目前，合并單元和二次設備間傳輸規(guī)約有IEC60044-7/8和IEC61850-9-1/2標準規(guī)約可遵循。采用IEC60044-7/8發(fā)送協(xié)議采樣數(shù)據(jù)接收能自動打上時標，無需DSP參與，且延時固定。而IEC61850-9-1/2則因通過以太網(wǎng)發(fā)送數(shù)據(jù)，光纖接口板接收到數(shù)據(jù)后通過啟動DSP中斷服務程序來讀取接收數(shù)據(jù)的時標，這意味著DSP保護算法程序會頻繁地被數(shù)據(jù)接收中斷服務程序中斷，且中斷服務程序響應時間不確定。

從保護的可靠性出發(fā)，我們選擇IEC60044-7/8規(guī)約，主要原因在于采用IEC60044-7/8串行點對點方式通訊，能夠嚴格保證傳輸時延的一致性。在一些應用差動保護的場合，各側(cè)或各間隔合并單元之間的同步能夠不依賴于任何外部時鐘源，而完全依靠插值算法來完成，從而能提高保護的可靠性。

合并單元就是對三相電氣量進行合并和同步處理，并將處理后的數(shù)字信號按特定的格式提供給間隔級設備使用的裝置。合并單元接入的信號主要包括電子式互感器輸出的數(shù)字采樣值、傳統(tǒng)互感器的模擬信號等。當一個電壓等級未全部配置電子式互感器、變壓器各側(cè)未同時配置電子式互感器時，合并單元需同時接入數(shù)字信號和模擬信號，同步后輸出至母線保護或變壓器保護。

這一點在改造過程中尤為重要，所以在母線保護、變壓器保護、母線PT間隔改造初期，往往先將所有的傳統(tǒng)互感器的模擬量接入至合并單元，然后再逐個間隔進行改線。因此，實現(xiàn)合并單元數(shù)據(jù)采樣、傳輸?shù)耐剑沁@次改造過程中碰到的首要難題。

合并單元除了本身需要同步信號外，不同合并單元之間也需要同步信號。我們可將整站統(tǒng)一同步信號源，并采用雙重化配置，加上同步信號源采用雙電源供電，可大大提高同步信號源運行可靠性。同時輔于插值算法同步，當同步信號源失去后不影響整站的使用。

因為單間隔數(shù)據(jù)已經(jīng)同步，而跨間隔間的數(shù)據(jù)傳輸采用高速傳輸方式，當同步失去時依然可以利用數(shù)據(jù)間的自同步技術(shù)來解決保護設備對同步信號源的依賴性，提高過程層的同步可靠性。圖1為合并單元數(shù)據(jù)采樣、傳輸接線圖。

圖1 合并單元數(shù)據(jù)采樣、傳輸接線圖

由圖可知，采集、同步母線電壓由PT合并單元完成。對于廣東三鄉(xiāng)站而言，220kV傳統(tǒng)電壓互感器無角度延遲，而電子式電壓互感器存在6.9度延遲。因此，PT合并單元應有補償角度功能，即補償由電子式電壓互感器產(chǎn)生的6.9度延遲。

同時，從電子式電壓互感器采集數(shù)據(jù)，經(jīng)模數(shù)轉(zhuǎn)換，數(shù)據(jù)處理，到合并單元發(fā)送數(shù)據(jù)存在額定延時，即1590μS，合并單元也要對此延時進行補償。

試驗證實，對于間隔合并單元，也需要對線路電子式電壓互感器的抽取電壓進行6.9度補償，而間隔電流無需補償。間隔合并單元從采樣到數(shù)據(jù)發(fā)送的額定延時可通過數(shù)據(jù)發(fā)送給各保護裝置，因此可運用增加數(shù)據(jù)傳送的額定延時，等待最晚的通道數(shù)據(jù)點，實現(xiàn)對各通道的數(shù)據(jù)同步。

可更新間隔合并單元配置文件，將母線電壓、電流數(shù)據(jù)均延遲400μS發(fā)送，使母線電壓、電流均延遲6.9度后，再由插值算法將所有數(shù)據(jù)均插值到6.9度時間點上，完成母線電壓、電流、抽取電壓的同步，補償抽取電壓滯后角度。但數(shù)據(jù)的額定延時增加了400μS，即由原來的3190μS滯后為3590μS，其中3590μS延時包含PT合并單元數(shù)據(jù)延時1590μS，間隔合并單元數(shù)據(jù)延時1600μS，補償最晚通道延時400μS。

通過在合并單元對數(shù)據(jù)進行角度和額定延時的補償，實現(xiàn)了保護、測控等二次設備接收數(shù)據(jù)的同步，確保了保護判斷的準確性。

2.2 分階段進行220kV母線保護改造

由于更換電子式互感器后，原220kV母線保護將不能識別數(shù)字量輸入而必須退出運行，為此必須在各間隔進行改造前先將母線保護更換。而母線保護是一種至關(guān)重要的跨間隔保護，為了保證變電站能正常運行，項目要求改造過程只能單間隔停電。因此，220kV母線保護在整個改造過程中是模擬量與數(shù)字量同步運行，直到各間隔改造完成。

圖2 220kV母線保護改造過渡階段結(jié)構(gòu)圖

由圖2可知，在過渡階段，失靈啟動接點直接從各間隔舊保護柜的分相和三相跳閘接點通過電纜連接至220kV母線保護子站；各間隔常規(guī)電流、刀閘位置由舊220kV母線保護柜直接抽至新220kV母線保護柜中的母線保護子站；電壓從220kVPT測控柜通過光纜接至母線保護主站；母線保護的跳閘輸出通過新電纜接線至各間隔舊保護柜實現(xiàn)；220kV母線保護子站與主站通過光纖相互交換信息。

試驗證明，目前各廠家雖可實現(xiàn)GOOSE跳閘，但其跳閘報文的傳輸時延具有不確定性。有關(guān)文獻分析，影響網(wǎng)絡傳輸時延不確定的因素主要有：數(shù)字化變電站通訊網(wǎng)絡中存在多種類型信息源，不可避免地存在信息地碰撞、重發(fā)等現(xiàn)象；報文可能在交換機緩沖區(qū)中堆積，出現(xiàn)排隊現(xiàn)象；與接入網(wǎng)絡的智能設備（IDE）的處理能力有關(guān)。

因此，就目前的設備技術(shù)水平來說，不適宜實行GOOSE跳閘。對于實時性要求不高的信息，如斷路器、隔離開關(guān)位置狀態(tài)、告警信息等可以通過智能終端用GOOSE服務傳輸。

因此，220kV各間隔數(shù)字化改造后，各間隔電流逐步從各間隔合并單元通過光纖引至220kV母線保護子站；各間隔刀閘位置通過光纖從各間隔智能單元接入，通過GOOSE網(wǎng)輸入母線保護主站；母差保護動作信息，通過GOOSE網(wǎng)傳給各間隔智能單元、保護測控裝置；各母線保護子站裝置通過光纖將數(shù)字信息傳輸至母線保護主站；跳閘輸出通過電纜接線至各間隔保護柜中操作箱實現(xiàn)；各間隔保護柜失靈啟動接點通過電纜接入220kV母線保護柜子站。

圖3 220kV母線保護改造最終階段結(jié)構(gòu)圖

2.3主變保護改造分析

電子式互感器只有在高電壓等級上，其優(yōu)越性才能顯著地體現(xiàn)出來，對于35kV以下電壓等級，電子式互感器無論在可靠性、穩(wěn)定性、精度和造價方面的優(yōu)勢都無法體現(xiàn)。且對于低壓等級，保護測控四合一裝置下放至開關(guān)柜，距離互感器的物理距離很近，低壓等級保留傳統(tǒng)配置更具有經(jīng)濟優(yōu)勢。

在高壓室獨立配置一面公用測控柜和一面間隔層遠動通訊柜，可以將低壓等級各種模擬信號就地轉(zhuǎn)換，符合IEC61850協(xié)議，再通過以太網(wǎng)直接與變電站總線連接。

為了保證原有變壓器能繼續(xù)運行，改造時保留傳統(tǒng)的套管CT、中性點零序CT和間隙零序CT，加上變壓器低壓側(cè)也采用常規(guī)互感器，對于主變保護需要考慮模擬量和數(shù)字量同時存在的問題。

我們可以將模擬量和數(shù)字量同時輸入保護裝置，在裝置內(nèi)部進行判斷分析，但是為了方便將來的進一步改造，可以選擇將模擬量接入智能采集裝置，轉(zhuǎn)化為數(shù)字量后，同高、中壓側(cè)合并單元一起接入主變保護裝置，如圖4。

圖4 主變保護CT/PT數(shù)據(jù)傳輸接線圖

在傳統(tǒng)的主變保護CT接線方式中，主變變高、變中開關(guān)代路時必須使用主變套管CT。在三鄉(xiāng)變電站數(shù)字化改造中，由于主變套管更換成ECT的難度較大，主變保護將全部使用開關(guān)CT。因此，在旁路開關(guān)與主變本側(cè)開關(guān)并列時，改造方案采用通過切換定值區(qū)的方法，使保護裝置可以直接采樣、計算它們的CT和電流，實現(xiàn)了主變變高、變中開關(guān)在不使用套管CT的情況下能夠代路。

綜上所述，根據(jù)主變保護CT/PT數(shù)據(jù)傳輸接線，在改造過程中必須兼顧與旁路、母線保護的配合。因此，在主變保護改造前，應先將旁路、母線保護改造完畢。

3 結(jié)束語

合并單元與二次設備之間數(shù)據(jù)傳輸?shù)耐郊翱玳g隔保護（如母差保護）的改造施工是變電站數(shù)字化改造的重點、難點。本文通過對這幾個關(guān)鍵問題進行深入細致分析，找到了一種切合三鄉(xiāng)變電站實際的施工解決辦法。

由于本期三鄉(xiāng)變電站數(shù)字化改造尚未對互感器之外的一次設備進行改造，也未采用通過GOOSE網(wǎng)來實現(xiàn)跳合閘回路及失靈啟動回路，而且合并單元與二次設備是通過IEC60044-7/8協(xié)議采用點對點方式進行數(shù)據(jù)傳輸?shù)模虼耍@只是整個改造工程的第一階段，也是符合目前實際的最合理的改造方案。

隨著變電站數(shù)字化建設的不斷發(fā)展，各種智能設備及相關(guān)技術(shù)的不斷完善，三鄉(xiāng)變電站的數(shù)字化建設也會不斷解決現(xiàn)階段的各種遺留問題，并不斷的改進和發(fā)展，同時，也會對今后常規(guī)變電站的數(shù)字化革新提供寶貴的實踐經(jīng)驗。

（摘編自《電氣技術(shù)》，原文標題為“變電站數(shù)字化改造施工中幾個關(guān)鍵問題”，作者為尹亮、鄭耀南。）