交直流合建監控系統的設計與應用

(中國電力工程顧問集團中南電力設計院有限公司，湖北 武漢 430071)

0 引言

隨著我國建設堅強電網工作的推進，高壓、特高壓直流輸電工程的應用日益增多，受端換流站的站址選擇、站址征地等前期工作越來越困難，換流站與變電站同址合建在整合資源、降低投資、減少運行維護費用等方面具有顯著的優勢，已成為經濟發達的負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換流站和變電站在同一個圍墻內運行，對全站的監控系統進行融合建設有利于運行人員在主控室利用同一套監控系統實現對全站的監視、控制與操作。

國內較早建設的交直流合建工程，變電站和換流站的監控系統分別單獨配置，運行人員仍需采取“同址合建，分站值守”的模式，不利于交直流合建工程的高效運行與維護，特別是對于共用設備的交直流合建工程，兩套監控系統同時監控共用設備將對全站的運行帶來較大的風險。現有的電力設計規程規范[5-6]對交直流合建工程的設計原則與要求未作相關的說明，文獻[7]針對±500 kV及以上電壓等級的換流站，從系統接入方案、電氣主接線等方面對交直流合建工程進行了分析，提出了交直流合建工程的主要技術原則，但該文獻未對交直流合建監控系統的技術原則和配置要求進行相關的分析；文獻[8]采用將500 kV變電站站控層信息接入1 000 kV變電站站控層網絡的方式，進行1 000 kV變電站與500 kV變電站監控系統融合建設，實現全站一體化監控和運行，但該文獻給出的變電站監控系統合建方案相當于僅對變電站監控系統進行了擴容。由于換流站的監控系統在系統結構、設備配置、系統功能等方面較變電站更為復雜，因此，該監控系統合建方案在交直流合建工程中并不實用。

為解決交直流合建工程中監控系統合建面臨的技術問題，本文針對變電站先期建設、換流站后期建設的交直流合建工程，首先，根據變電站和換流站的監控系統配置模式不同的特點，提出了2種交直流合建監控系統的設計方案；其次，從可行性、經濟性、運維情況等方面對該監控系統合建設計方案進行了分析，確定了合理的監控系統合建設計方案。最后，結合泰州±800 kV換流站和泰州1 000 kV變電站合建工程實例，分析了變電站和換流站的監控系統配置情況，闡述了該工程的監控系統合建方案的具體應用措施，以實現“同址合建，統一監控”的功能，該方案對提升交直流合建工程的運維能力具有重要的實用價值。

1 交直流合建監控系統設計方案

現階段，特高壓換流站和變電站的監控系統配置模式各不相同。對于特高壓變電站監控系統，國內基于IEC 61850接口的智能設備仍在試驗階段，1 000 kV電壓等級合并單元和智能終端的研發、制造及測試技術在工程應用中尚不成熟，特高壓變電站監控系統采用“兩層設備、單層網絡”結構[9-12]，即站控層、間隔層設備以及站控層網絡，監控系統的間隔層負責各間隔的就地監控，且采用單套配置。

與特高壓變電站相比，換流站的監控系統采用模塊化、分層分布式網絡結構，由站控層、控制層和就地層三層設備兩層網絡構成，且監控系統的控制層和就地層設備雙重化配置[13-14]。換流站的監控系統在系統結構上增加了由直流極/閥組控制、交/直流站控等控制子系統組成的控制層設備和相應的網絡；在系統功能上不僅包括常規變電站的開環控制，還包括閉環控制和順序控制。換流站監控系統不僅需要采集交流場設備的信息，還需要采集閥廳、直流場和交流濾波器場的信息；且換流站監控系統對信息的采集和運算的實時性要求比變電站監控系統更高。

由于交直流輸電工程的建設與大電網的規劃密切相關，交直流合建工程的變電站和換流站核準和建設時序存在先后順序，這給變電站和換流站的建設帶來施工和運行交叉等問題。針對變電站先行建設，換流站后期建設的交直流合建工程，在換流站建設時，變電站已正式投產運行，變電站的監控系統已按交流工程的原則進行建設。因此，該類交直流合建工程的監控系統可考慮以下兩種合建方案。

1.1 方案1

變電站和換流站的監控系統按各自的原則獨立配置，在換流站建設時，在監控系統站控層通過數據傳輸裝置實現變電站和換流站監控系統之間的相互通信，實現交直流監控系統后臺融合，并通過合建后的監控系統對變電站和換流站的所有設備進行統一監控，本方案的系統結構圖如圖1所示。

圖1 交直流合建監控系統設計方案1結構圖

本方案中，已建設的變電站測控單元和網絡設備仍保留使用，并將有關聯的一次設備信號通過硬接點和模擬量開入分別接入變電站和換流站的測控裝置完成各站的聯鎖。換流站監控系統服務器既接入換流站監控系統LAN網，又接入變電站站控層網絡，原變電站的監控系統后臺的功能均由換流站的相應設備實現。

1.2 方案2

變電站監控系統的測控裝置按換流站監控系統的技術原則重新配置。由于換流站和變電站的監控系統無法在測控單元之間直接通信，在站控層網絡通信又無法滿足響應速度的要求，因此，在換流站建設時，換流站和變電站采用統一的監控系統平臺，共享站控層設備，變電站間隔層設備的配置與換流站交流場設備一致，將變電站的測控信息納入換流站監控系統范圍，通過擴容換流站的監控系統實現對換流站和變電站的統一值守，本方案系統結構圖如圖2所示。

圖2 交直流合建監控系統設計方案2結構圖

2 交直流合建監控系統方案比較

從可行性、經濟性、運維情況等方面對上述兩種交直流合建監控系統設計方案進行比較。

2.1 方案1優缺點

1)變電站和換流站關聯的一次設備需提前預留足夠的信號接口，在換流站建設時，將變電站和換流站有關聯的一次設備信號通過硬接點和模擬量開入的方式分別接入變電站和換流站的測控裝置，以完善各自監控系統的軟件聯鎖邏輯。

2)新增換流站和變電站之間的通信接口設備(主要包括通信網關機、交換機和光纜等)。

3)換流站和變電站的監控系統在高級應用(如智能告警、順控操作、故障綜合分析等)以及人機界面、表現形式等方面存在較大差異，需要升級換流站監控系統的相關軟件。

4)與變電站和換流站監控系統分別單獨建設相比，采用方案1進行監控系統合建，換流站的設備費用有相應的增加。

5)采用方案1進行監控系統合建，換流站監控系統后臺既能顯示變電站設備狀態，又能對變電站的設備進行控制與操作，便于對全站的運維管理。

2.2 方案2優缺點

1)采用方案2進行監控系統合建，無需考慮換流站和變電站之間的信息交換，且能夠有效地實現換流站和變電站監控系統的接口。

2)由于變電站測控信息接入換流站監控系統，需對換流站的監控系統后臺及數據服務器進行擴容，升級換流站監控系統的相關軟件。

3)變電站監控系統重新按照換流站的技術要求進行更換，變電站一次設備的模擬量、信號量等信息也相應增加，所需的監控系統屏柜數量增加較多，由于變電站已先期建設，變電站繼電器小室的面積需增大，將嚴重影響兩站的建設和施工安排。

4)更換變電站的所有監控系統設備，需對變電站所有的設備進行控分/控合功能驗證，變電站需要停電進行調試和試驗。

5)與變電站和換流站監控系統分別單獨建設相比，采用方案2進行監控系統合建，換流站的設備費用需大量增加。

以上兩種方案從可行性、經濟性、運維情況等方面比較可歸納如表1所示。

表1 交直流合建監控系統設計方案對比

由表1可知，方案2雖能夠實現換流站和變電站監控系統合建，且具有技術難度小，接口問題少等優點，但由于變電站已先行建設，若采用方案2進行監控系統合建，變電站監控系統的屏柜均需重新接線，且新增的監控系統屏柜數量較多，變電站已建的繼電器小室面積需加大，設備費用和施工費用將顯著增加，施工難度大，全站的停電時間長。而方案1具有施工難度小、運維方便、經濟性較好等特點。因此，本文推薦采用方案1進行交直流合建工程的監控系統合建。

3 交直流合建監控系統的具體應用

3.1 交直流合建工程概況

泰州±800 kV換流站與泰州1 000 kV變電站同址合建，換流站1 000 kV交流系統與變電站1 000 kV交流系統共用1 000 kV 氣體絕緣金屬封閉開關設備(gas insulated switchgear，GIS)。變電站1 000 kV交流系統采用3/2接線方式，遠期共6回出線和4回主變進線共10組進出線，組成5個完整串；換流站采用分層接入的方案，高端換流變網側接入500 kV交流系統，低端換流變網側接入1 000 kV交流系統。換流站1 000 kV交流系統包括2回低端換流變進線，2大組交流濾波器進線，遠期新上2回出線，共組成3個完整串。換流站和變電站的1 000 kV交流系統電氣主接線圖如圖3所示。其中，1 000 kV GIS設備第1～5串為變電站建設范圍，已先行建設；第6～8串屬于本期換流站建設范圍，變電站和換流站的其余電氣部分完全獨立。

圖3 1 000 kV系統電氣主接線圖

由于變電站和換流站建設時分別采用了不同廠家的監控系統，兩套監控系統同時監控1 000 kV交流系統將對全站的運維帶來嚴重的影響。例如調整1 000 kV母線運行方式時，運行人員需要同時登錄換流站和變電站主控室內各自的監控系統操作平臺進行操作，嚴重影響了變電站和換流站的運維安全。

3.2 交直流合建監控系統的實現措施

先期建設的泰州1 000 kV變電站采用南瑞繼保PCS-9700后臺，后期建設的泰州換流站采用許繼DS3000后臺。結合本文所提出的交直流合建監控系統設計方案，實現交直流監控系統合建的具體措施如下：

1)將變電站1 000 kV母線地刀位置信號和母線電壓接入換流站的測控裝置，用于1 000 kV第6、7、8串的邊斷路器的聯鎖邏輯和電壓同期判據；將換流站1 000 kV第6、7、8串的邊斷路器和隔離開關位置信號接入變電站的測控單元，用于1 000 kV母線地刀的聯鎖邏輯判據；

2)變電站增加遠動通信裝置，通過104規約將變電站斷路器、隔離開關和接地刀閘的測量量、信號量(包含斷路器、隔離開關和接地刀閘的控分允許位、控合允許位等)、事件順序記錄(sequence of event，SOE)等信息上傳至換流站監控系統，并接收換流站監控系統發送的遙控命令；換流站監控系統增加通信網關機，用于處理所接收的變電站設備的信息。

3)變電站的遠動通信裝置能夠實現遙控直控模式，且聯閉鎖邏輯由各自監控系統完成。換流站監控系統后臺不負責變電站設備的邏輯判斷，僅依據變電站設備的狀態及聯閉鎖邏輯允許位進行控制操作。

對于變電站內的設備，變電站監控系統的控制方式：“控分/控合允許位”滿足自身的聯鎖條件。變電站的設備“分合位”與設備的“控分/控合允許位”沒有關聯，實際操作時，設備的狀態需要同“控分/控合允許位”綜合判斷，再下發控制命令。除遠方/就地控制之外，執行“控分/控合命令”的邏輯判斷由斷路器、隔離開關和接地刀閘本身的電氣閉鎖完成。

對于變電站內的設備，換流站監控系統的控制方式：當變電站設備的“合位”+“控分允許位”兩個條件滿足時，換流站監控系統向變電站設備下發“直接執行控分命令”；當變電站設備“分位”+“控合允許位”兩個條件滿足時，換流站監控系統系統向變電站設備下發“直接執行控合命令”。

4)變電站設備所涉及的監控系統合建范圍為所有的斷路器、隔離開關和接地刀閘，且合建后的監控系統要求為變電站的遠期擴建設備預留接口。

5)由于變電站測控信息接入換流站監控系統，需對原換流站監控系統的相關軟件進行升級。并通過合建后的監控系統對變電站的斷路器、隔離開關、接地刀閘進行控分/控合功能驗證。

變電站和換流站監控系統之間的數據傳輸示意圖如圖4所示。

圖4 交直流合建監控系統的數據傳輸示意圖

4 結論

為解決交直流合建工程的監控系統融合建設面臨的難題，本文分別分析了特高壓換流站和變電站的監控系統配置原則，提出了交直流監控系統合建方案，并從可行性、經濟性、運維情況等方面進行了詳細分析，得出結論如下：

1)采用變電站和換流站監控系統獨立配置、在站控層通過數據傳輸轉換裝置進行通信的監控系統合建方案，和采用變電站監控系統的測控裝置按換流站監控系統的技術原則重新配置的方案，均可實現變電站先期建設、換流站后期建設的交直流合建工程的監控系統合建功能。

2)針對變電站先期建設、換流站后期建設的交直流合建工程，采用變電站和換流站監控系統獨立配置、在站控層通過數據傳輸轉換裝置進行通信的監控系統合建方案，具有施工難度小、運維方便、經濟性好等顯著優勢。