基于傳統互感器的數字化變電站建設研究

王 昕 ，趙艷峰，劉清蟬，林 聰

(云南電力試驗研究院(集團)有限公司電力研究院，昆明650217)

數字化變電站是由智能化一次設備(電子式互感器、智能化開關等)和網絡化二次設備分層(過程層、間隔層、站控層)構建，建立在IEC61850 通信規范基礎上，能夠實現變電站內智能電氣設備間信息共享和互操作的現代化變電站［1］。數字化變電站與常規變電站比較，數字化變電站間隔層和站控層的設備及網絡接口只是接口和通信模型發生了變化，而過程層卻發生了較大的改變，由傳統的電流、電壓互感器、一次設備以及一次設備與二次設備之間的電纜連接，逐步改變為電子式互感器、智能化一次設備、合并單元、光纖連接等內容。全站采用統一的通訊規約IEC61850 構建通信網絡，保護、測控、計量、監控、遠動、VQC 等系統均用同一網絡接收電流、電壓和狀態信息，各個系統實現信息共享。常規變電站的一次設備采集模擬量，通過電纜將模擬信號傳輸到測控保護裝置，裝置進行模數轉換后處理數據，然后通過網線上將數字量傳到后臺監控系統。同時監控系統和測控保護裝置對一次設備的控制通過電纜傳輸模擬信號實現其功能。數字化變電站一次設備采集信息后，就地轉換為數字量，通過光纜上傳測控保護裝置，然后傳到后臺監控系統，而監控系統和測控保護裝置對一次設備的控制也是通過光纜傳輸數字信號實現其功能。

1 數字化變電站結構

數字化變電站的基本結構繼承了分層分布式的特點，其功能在邏輯上被分配到3 層:過程層、間隔層和站控層［2］。

1.1 過程層

過程層是一次設備與二次設備的結合面，或者說過程層是指智能化電氣設備的智能化部分。過程層的主要功能分3 類:電力運行實時的電氣量檢測;運行設備的狀態參數檢測;操作控制執行與驅動。電力運行的實時電氣量檢測，主要包括電流和電壓幅值、相位以及諧波分量的檢測，與常規方式相比所不同的是傳統的電磁式互感器被光電/電子式互感器取代，傳統模擬量被直接數字量采集所取代。運行設備的狀態參數在線監測與統計，變電站需要進行狀態參數檢測的設備主要有變壓器、斷路器、隔離開關、母線、電容器、電抗器以及直流電源系統。在線檢測的內容主要有溫度、壓力、密度、絕緣、機械特性以及工作狀態等數據。操作控制的執行與驅動包括變壓器分接頭調節控制，電容、電抗器投切控制，斷路器、隔離開關分合控制，直流電源充放電控制。

1.2 間隔層

間隔層設備的主要功能是匯總本間隔過程層實時數據信息，實施對一次設備保護控制功能和本間隔操作閉鎖、操作同期及其他控制功能;對數據采集、統計運算及控制命令的發出具有優先級別的控制;承上啟下的通信功能，即同時高速完成與過程層及站控層的網絡通信功能。

1.3 站控層

站控層設備的主要功能是通過兩級高速網絡匯總全站的實時數據信息，不斷刷新實時數據庫，按時登錄歷史數據庫;按既定規約將有關數據信息送向調度或控制中心;接收調度或控制中心有關控制命令并轉給間隔層、過程層執行;具有在線可編程的全站操作閉鎖控制功能;具有站內當地監控，人機聯系功能，如顯示、操作、打印、報警、圖像、聲音等多媒體功能;具有對間隔層、過程層等設備的在線維護、在線組態、在線修改參數的功能。

2 數字化變電站特點

數字化變電站是指信息采集、傳輸、處理、輸出過程完全數字化的變電站，與傳統變電站相比，具有以下特點:一次設備智能化、二次設備網絡化、運行管理自動化、系統建模標準化。

2.1 一次設備智能化

采用數字信號輸出的電子式互感器、智能開關(或配智能終端傳統開關)等智能一次設備。一次設備和二次設備間以光纖傳輸數字編碼信息方式交換采樣值、狀態量、控制命令等，一次設備被檢測的信號回路和被控制的操作驅動回路采用微處理器和光電技術設計，簡化了常規機電式繼電器及控制回路的結構，數字程控器及數字公共信號通過網絡取代傳統的導線連接［3］。

2.2 二次設備網絡化

將IEC61850 應用于變電站內的通信，以充分利用網絡通信的最新技術，實現二次設備的信息共享、互操作和功能的靈活配置。數字化變電站采用低功率、數字化的新型互感器代替常規互感器，將高電壓、大電流直接變為數字信號［4］。二次設備間用通信網絡交換模擬量、開關量和控制命令等信息，取消控制電纜。裝置冗余被信息冗余取代，降低了工程造價，提高了可靠性。

2.3 運行管理自動化

應包括自動故障分析系統、設備健康狀態監測系統和程序化控制系統等自動化系統，提高自動化水平，降低運行維護難度，減少工作量。

2.4 系統建模標準化

統一的信息模型和信息交換模型解決了互操作問題，實現了信息共享，簡化了系統維護、工程配置和工程實施。

3 傳統變電站改造方案

數字化變電站電氣一、二次設備與傳統變電站電氣一、二次設備在接口上有本質的區別。因此，如要對傳統變電站進行數字化改造，必將對原有的通信網絡、電纜線路、綜自設備進行顛覆性改造，資金投入大，尤其是對于一些剛剛進行完綜合自動化改造的變電站，新設備還沒有產生效能就更換，勢必造成資金的嚴重浪費。因此，在傳統變電站數字化改造中如何有效地利用現有設備、最大限度地減少投資和工程量，又能充分發揮數字化變電站的優點，使當前正在運行的傳統變電站平滑過渡到數字化變電站是一個關系到數字化變電站能否得到快速推廣的現實問題。

從目前數字化變電站的技術現狀來看，數字化變電站的改造工作可以分解為相對獨立的3 個部分:過程層數字化改造，間隔層數字化改造，站控層數字化改造。在進行數字化變電站改造時可根據被改造變電站現有一次、二次設備現狀，制定相應的分階段改造方案。結合云南巍山變電站建設的實際情況，采用保留一次側常規互感器，二次側進行數字化改造的方案。互感器為原有常規互感器，將一次側的電壓、電流變換為二次側電壓電流，二次側電壓接入電壓采集器，電流接入電流采集器，電壓電流采集器在合并單元發出的同步信號同步下，進行采樣。多路采集器采樣輸出的采樣值經合并單元合并后，輸出符合IEC61850-9 通信協議，提供給后端符合IEC61850 通信協議的智能設備。巍山變改造方案如圖1 所示。

圖1 巍山變電站數字化改造示意圖

3.1 采樣技術

傳統變電站分階段數字化改造方案中過程層的改造與間隔層、變電站層的改造為分階段實施，無論先進行一次設備還是二次設備數字化改造都要解決在改造第一階段基于IEC61850 數字化設備與傳統設備之間的接口問題，即通過A/D 轉換，將傳統互感器輸出轉變為數字信號是方案得以實施的關鍵技術之一。

傳統變電站一般采用交流采樣技術將TV 和TA 輸出的二次電壓和電流首先通過中間電壓互感器和中間電流互感器轉換成電壓信號。多路模擬開關通過CPU 提供的地址信號選擇相應的輸出信號。采樣/保持器將多路模擬開關輸出信號經過采樣、保持提供給下一級多路模擬開關。多路模擬開關再通過CPU 提供的采樣地址對采樣信號進行篩選輸出給A/D 轉換器。A/D 轉換器將采樣得到的模擬量轉換為數字量輸出給CPU 進行運算處理。在整個交流采樣過程中為了保證采樣數值準確可靠，必須對信號的頻率進行實時跟蹤測量，將結果提供給采樣/保持器和CPU，以隨時調整采樣周期，交流采樣工作原理如圖2 所示。

圖2 交流采樣原理圖

3.2 采樣值合成技術

本系統中，互感器采用三相三線接法，即在A、B接有電流互感器，在AB、CB 相接有電壓互感器。在IEC61850 計量模型中，電壓、電流分別為對地電壓，單相電流。為了計量和保護單元方便的利用采樣值，采用矢量值合成B 相電流和ABC 對地電壓，從而在采樣值數據包中為各相電流和對地電壓。

3.3 計量誤差校驗技術

在變電站數字化改造過程中，電能計量的準確性關系到電量公平計量，是變電站改造的重要部分，針對本站中，將三相三線制改為三相四線制計量，設計了針對該系統的計量誤差校正系統。系統在電能計量校準開始時，測試設備通過自檢確定采樣設備的采樣誤差。然后利用A/D 采樣設備對輸入信號進行采樣，根據自檢誤差校準輸出A/D 采樣值。被測電能表接收采樣值進行運算，輸出脈沖與模擬標準表進行誤差比對，進而得到被測電能表的實際誤差。電能表誤差測試系統如圖3 所示。

4 方案驗證

本項目在云南巍山變電站進行試點改造，為了驗證該技術方案的計量準確性，采用將數字智能系統計量結果與傳統計量系統相比較的方法對測量結果的準確性進行驗證，驗證示意圖如圖4 所示。通過抄讀常規電子表與數智能計量表的每日電能示值增加電量，統計日電量增加誤差，每日電量統計值如表1 所示，兩類表計每日統計電量的變化曲線圖如圖5 所示。通過對一周統計的電量進行分析可以看到常規電子表與智能計量表的電能計量誤差最大不超過0.33%，且總體計量一致性小于0.2%。

圖4 兩類表計電量對比示意圖

圖5 兩類表計每日統計電量的變化曲線圖

表1 電能每日計量統計表

5 結束語

數字化變電站已成為未來變電站發展的趨勢。原有的傳統變電站的數字化改造工作也必將在未來一段時間陸續展開。本文根據目前數字化變電站的發展情況結合生產實際從技術、經濟、運行管理3 個方面考慮，提出了傳統變電站分階段實施數字化改造方案，通過對傳統變電站進行數字化改造，使得新技術最先應用到實際生產當中，充分發揮新技術帶來的先進生產力。本方案在云南巍山變電站進行試點改造運行，項目在技術性、經濟性以及運行管理方面都取得了階段性的成果，為今后數字化變電站的改造與建設提供了技術支持，為數字化變電站的推廣及應用奠定了堅實的基礎。

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