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智能变电站实现变电站数字二次回路的设计方案

  目前,智能变电站在实现变电站数字化和智能化两方面都取得了明显进展:1)与传统变电站相比,实现了二次回路的数字化、化。节省了大量的电缆、金属资源和敷设成本,降低了电缆二次回路的故障率,同时实现了回路的状态监测和智能告警。2)部分变电站自动化系统高级应用功能有较大提升,并实现了规范化,如顺序控制等高级应用功能可大幅提高开关、刀闸的运行操作效率。

  但是,智能变电站建设也遇到了不少问题,存在部分二次设备稳定性差、设备故障率高、检测与调试手段不足、变电站运行维护不便、改扩建困难、部分地区一线运行管理薄弱和现场运维人员不适应新技术发展等问题。针对这些问题,至今仍无有效的系统性解决方案。分析智能变电站上述问题的主要原因,可归纳为3个方面:

  (1)IEC61850标准的复杂性[3]。该标准体系庞大、卷帙浩繁,对普通技术人员来说内容艰深,较难掌握。按IEC61850标准设计的智能变电站,全站采用一个SCD文件配置全部二次设备之间信息的交换,一处变更会影响全站。智能变电站系统运行依赖全站SCD文件和装置的CID文件,配置方法较难掌握,供调试运维检修人员使用的IEC61850工具也很不完善,人机接口不友好,使用不方便。

  (2)电子式互感器的可靠性[4-5]。电子式互感器既存在本体器件质量、制造安装工艺、数据处理可靠性问题,也存在合并单元的可靠性问题,后者因素不容忽视,且其与就地化安装方式、智能变电站体系架构互相关联。

  (3)智能变电站体系架构的复杂性。智能变电站总体是三层(站控层、间隔层、过程层)两网(站控层网、过程层网)结构。监控系统及其他设备采用网络采样、网络跳闸。继电保护为保证快速性、可靠性,采用直采直跳,联闭锁信号传送仍通过网络。最终导致过程层结构非常复杂,设备接口数量多,设计制造难度大,运行问题多。

  上述3个问题实际上互相纠结,难以分别解决,迫切需要一个系统性的解决方案。

  新型智能变电站二次系统应继承前两代智能变电站建设运行维护的宝贵经验,采用经实践检验的关键技术原则。主要原则包括:

  (3)继电保护设备独立、分散配置,不依赖于外部对时,并保证系统反应的快速性和可靠性。

  (4)二次系统运维单元应与一次系统间隔相匹配。目前智能变电站坚持了二次设备按间隔配置,但没有明确二次回路按间隔配置的原则,这是造成单个间隔一次或二次设备运行维护和改扩建困难并且一处变动会影响到全站的症结所在。实际上,智能变电站二次回路发展演变为光纤网络及相应的软件、配置文件和信息流,二次回路按间隔配置的原则被实现方式的表象掩盖并被忽略。为此,本文提出,智能变电站二次设备与二次回路(包括网络、软件、配置文件和信息流)都应按间隔配置,不能再扩大,以保证二次系统运维单元与一次系统间隔相匹配。这一原则是下一代智能变电站能够取得成功的关键。

  新型智能变电站总体技术路线是在现有智能变电站技术方案基础上进行的简化和调整,以形成清晰简洁的体系结构,从而提高智能变电站的运维方便性和运行可靠性,达到可大规模、高效建设智能变电站的目的,同时方便改造已建智能变电站。

  (1)简化IEC61850标准在智能变电站的应用;或制定适用于中国现状的部分分项标准、条款,或提出中国方案。

  (2)将调试运行维护软硬件工具作用提升到战略高度,重点提升用户体验。开发以功能为导向的配置和调试工具,使IEC61850标准对用户透明。

  (3)研究提出可同时满足保护、测控等多专业核心要求,且清晰、简洁的体系架构,可考虑取消过程层网络和交换机。

  (4)二次回路(包括网络、软件、配置文件和信息流)按间隔配置。将全站SCD文件按间隔解耦,将装置CID文件按过程层、间隔层、站控层解耦,分别形成独立的小配置文件(或部分不再使用配置文件),小配置文件修改互不干扰,并便于修改后局部传动验证。

  (6)保持继电保护装置就地化安装方式的优点,同时避免就地化安装方式可能带来的运维不便等缺点。

  智能变电站二次回路发展演变为光纤网络及相应的软件、配置文件和信息流,但仍应按间隔配置,以保证二次系统运维单元与一次系统间隔相匹配。为此设计了一种新型的数字二次回路装置,该装置按间隔配置,无需配置文件,只要简单整定甚至无需整定。

  下文将分别介绍单/双母线接线的线路间隔、母线间隔和全站二次系统总体架构。然后以TV间隔、母联(分段)间隔、主变间隔为例介绍方案。

  每个间隔配置一台数字二次回路装置,该装置完成本间隔内所有二次回路连接功能,对下连接本间隔开关场电流互感器、电压互感器、断路器智能终端、TV间隔电压输入,对上连接本间隔保护、测控等装置,并连接母线所示。

  数字二次回路装置具备多种类型通信接口,可灵活接入多种装置的接口。传输采样值时,对每一相电流、电压都附带采样延时。采样延时可测可知并有可能保持固定。该装置可完成类似常规变电站中TA串联、TV并联、继电器接点接续(含跳合闸命令、联闭锁信号、位置状态)等功能。母线保护所需的电流、电压、位置信号及跳闸命令皆由此装置传递。母线保护与线路保护之间启动、闭锁信号也由该装置传送。

  过程层取消电子式互感器合并单元,互感器采样模块(远端模块)直接连接数字二次回路装置。采用传统互感器时,TA采样模块与TV采样模块分开配置。智能终端采用现有设计和配置方案,基本保持不变。智能终端通信接口与数字二次回路装置连接。

  母线间隔二次设备配置及连接与线路间隔有所不同。母线保护所需的各电气量、开关量及对各连接元件的跳闸命令,通过各个连接元件间隔的数字二次回路装置传输,方案如图2所示。

  为进一步提高母线保护的可靠性,也可以为母线保护设单独的数字二次回路装置。配置与接线类似,不再展开叙述。

  TV间隔数字二次回路装置采集各母线电压互感器就地采样模块送来的电压采样值和TV刀闸位置信号,并完成TV电压并列功能。TV间隔数字二次回路装置具有较多的输出接口,将电压信号送给各线路间隔等的数字二次回路装置。该装置功能与现有母线TV合并单元类似,如图3所示。

  备注:各线路间隔的电压切换功能由保护装置完成。数字二次回路装置只做报文转发,不做逻辑功能。

  主变间隔二次设备配置与连接原则与线路间隔相同,主变各侧分别配置1台数字二次回路装置,方案如图5所示。

  按照上述设计思路,智能变电站体系结构中不再有过程层网络和交换机,各间隔二次设备及二次回路分别自治。站控层设备和站控层网络基本保持不变。变电站对时系统与现有方案相同,各互感器就地采样模块接入对时信号,采样值带采样标号(时标),供测控、计量等二次设备做测量值计算时同步数据使用,而保护装置功能实现不依赖此对时系统。典型的基于数字二次回路装置的220kV变电站二次系统结构如图6所示。

  由于取消了过程层网络和交换机,数字二次回路装置也不需要IEC61850配置文件,全站SCD文件大为简化,基本上仅包含站控层设备的信息和间隔层设备与站控层相关的信息,极大减少了二次系统集成联调的工作量。

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