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变电站数字化改造施工中几个关键问题

  对常规变电站进行数字化改造,可借鉴的工程实践经验非常少。本文以变电站数字化改造的可行性分析为出发点,结合工程实际,对改造过程中几个关键问题进行逐一分析。合并单元和二次设备之间采用IEC60044-7/8规约进行传输,同时在合并单元内部,对角度及额定延时进行补偿,从而使数据的采集、传输实现了同步。

  国内数字化变电站系统的建设过程中存在着很多难题需要解决,尤其是对运行中的220kV常规变电站进行数字化改造方面,可借鉴的工程实践经验非常少。因此,分阶段实现数字化变电站系统是一种切实可行的方案。

  对220kV三乡变电站进行数字化改造是一项重要督导工程项目。由于三乡变电站是中珠地区一座常规的220kV枢纽变电站,为了确保电网可靠、稳定运行,降低电网风险,项目要求逐个间隔对一、二次设备进行安装、调试,这样给改造带来了很大的施工难度,尤其是在跨间隔保护方面。

  本文从工程实际入手,结合可靠性和安全性考虑,对改造过程中几个关键问题进行逐一分析,找出切实可行的办法,并在工程实践中得以实施。

  实现一次设备(变压器、断路器和互感器)的智能化,是建设数字化变电站的关键之一。目前,实现的方法主要有两种:一是在传统一次设备上安装智能终端,就地智能化;二是替换为新型的智能化设备。对于变压器和断路器而言,由于制造新型智能化设备的技术较为复杂,经济成本昂贵,可采用第一种方法;对于互感器,可采用第二种方法。

  对于保护测控装置可以更换为通过光纤传输数字量(电流电压、开关位置、闭锁信号、遥信信号等)的新一代微机保护装置。目前国内智能化一次设备(包括开关、刀闸等)尚未研制成功,保护装置和开关之间未能直接通过光缆联接,可通过智能终端来实现跳闸、闭锁、发信。开关与智能终端的联接仍使用金属电缆(距离很近),智能终端与保护装置通过光缆传输数字命令信号。

  VQC、五防系统可在自动化系统中实现。备自投、安稳装置、计量表等可更换为通过数字量通信的新型装置。直流系统、站用交流系统、消弧线kV接地选线装置等智能装置与变电站自动化系统的连接可通过规约转换器实现。

  综上所述,对常规变电站进行数字化改造是可行的,但是常规变电站往往设备陈旧,二次电缆密集,屏位紧凑。在清除废旧电缆,铺设新光缆、电缆时,我们必须要认真核实,防止保护或开关误动,而安装新的屏柜时,更是要统筹规划,合理布线。

  目前,合并单元和二次设备间传输规约有IEC60044-7/8和IEC61850-9-1/2标准规约可遵循。采用IEC60044-7/8发送协议采样数据接收能自动打上时标,无需DSP参与,且延时固定。而IEC61850-9-1/2则因通过以太网发送数据,光纤接口板接收到数据后通过启动DSP中断服务程序来读取接收数据的时标,这意味着DSP保护算法程序会频繁地被数据接收中断服务程序中断,且中断服务程序响应时间不确定。

  从保护的可靠性出发,我们选择IEC60044-7/8规约,主要原因在于采用IEC60044-7/8串行点对点方式通讯,能够严格保证传输时延的一致性。在一些应用差动保护的场合,各侧或各间隔合并单元之间的同步能够不依赖于任何外部时钟源,而完全依靠插值算法来完成,从而能提高保护的可靠性。

  合并单元就是对三相电气量进行合并和同步处理,并将处理后的数字信号按特定的格式提供给间隔级设备使用的装置。合并单元接入的信号主要包括电子式互感器输出的数字采样值、传统互感器的模拟信号等。当一个电压等级未全部配置电子式互感器、变压器各侧未同时配置电子式互感器时,合并单元需同时接入数字信号和模拟信号,同步后输出至母线保护或变压器保护。

  这一点在改造过程中尤为重要,所以在母线保护、变压器保护、母线PT间隔改造初期,往往先将所有的传统互感器的模拟量接入至合并单元,然后再逐个间隔进行改线。因此,实现合并单元数据采样、传输的同步,是这次改造过程中碰到的首要难题。

  合并单元除了本身需要同步信号外,不同合并单元之间也需要同步信号。我们可将整站统一同步信号源,并采用双重化配置,加上同步信号源采用双电源供电,可大大提高同步信号源运行可靠性。同时辅于插值算法同步,当同步信号源失去后不影响整站的使用。

  因为单间隔数据已经同步,而跨间隔间的数据传输采用高速传输方式,当同步失去时依然可以利用数据间的自同步技术来解决保护设备对同步信号源的依赖性,提高过程层的同步可靠性。图1为合并单元数据采样、传输接线 合并单元数据采样、传输接线图

  由图可知,采集、同步母线电压由PT合并单元完成。对于广东三乡站而言,220kV传统电压互感器无角度延迟,而电子式电压互感器存在6.9度延迟。因此,PT合并单元应有补偿角度功能,即补偿由电子式电压互感器产生的6.9度延迟。

  可更新间隔合并单元配置文件,将母线μS发送,使母线度后,再由插值算法将所有数据均插值到6.9度时间点上,完成母线电压、电流、抽取电压的同步,补偿抽取电压滞后角度。但数据的额定延时增加了400μS,即由原来的3190μS滞后为3590μS,其中3590μS延时包含PT合并单元数据延时1590μS,间隔合并单元数据延时1600μS,补偿最晚通道延时400μS。

  由于更换电子式互感器后,原220kV母线保护将不能识别数字量输入而必须退出运行,为此必须在各间隔进行改造前先将母线保护更换。而母线保护是一种至关重要的跨间隔保护,为了保证变电站能正常运行,项目要求改造过程只能单间隔停电。因此,220kV母线保护在整个改造过程中是模拟量与数字量同步运行,直到各间隔改造完成。

  由图2可知,在过渡阶段,失灵启动接点直接从各间隔旧保护柜的分相和三相跳闸接点通过电缆连接至220kV母线保护子站;各间隔常规电流、刀闸位置由旧220kV母线kV母线保护柜中的母线kVPT测控柜通过光缆接至母线保护主站;母线保护的跳闸输出通过新电缆接线至各间隔旧保护柜实现;220kV母线保护子站与主站通过光纤相互交换信息。

  试验证明,目前各厂家虽可实现GOOSE跳闸,但其跳闸报文的传输时延具有不确定性。有关文献分析,影响网络传输时延不确定的因素主要有:数字化变电站通讯网络中存在多种类型信息源,不可避免地存在信息地碰撞、重发等现象;报文可能在交换机缓冲区中堆积,出现排队现象;与接入网络的智能设备(IDE)的处理能力有关。

  因此,220kV各间隔数字化改造后,各间隔电流逐步从各间隔合并单元通过光纤引至220kV母线保护子站;各间隔刀闸位置通过光纤从各间隔智能单元接入,通过GOOSE网输入母线保护主站;母差保护动作信息,通过GOOSE网传给各间隔智能单元、保护测控装置;各母线保护子站装置通过光纤将数字信息传输至母线保护主站;跳闸输出通过电缆接线至各间隔保护柜中操作箱实现;各间隔保护柜失灵启动接点通过电缆接入220kV母线保护柜子站。

  在高压室独立配置一面公用测控柜和一面间隔层远动通讯柜,可以将低压等级各种模拟信号就地转换,符合IEC61850协议,再通过以太网直接与变电站总线连接。

  在传统的主变保护CT接线方式中,主变变高、变中开关代路时必须使用主变套管CT。在三乡变电站数字化改造中,由于主变套管更换成ECT的难度较大,主变保护将全部使用开关CT。因此,在旁路开关与主变本侧开关并列时,改造方案采用通过切换定值区的方法,使保护装置可以直接采样、计算它们的CT和电流,实现了主变变高、变中开关在不使用套管CT的情况下能够代路。

  合并单元与二次设备之间数据传输的同步及跨间隔保护(如母差保护)的改造施工是变电站数字化改造的重点、难点。本文通过对这几个关键问题进行深入细致分析,找到了一种切合三乡变电站实际的施工解决办法。

  由于本期三乡变电站数字化改造尚未对互感器之外的一次设备进行改造,也未采用通过GOOSE网来实现跳合闸回路及失灵启动回路,而且合并单元与二次设备是通过IEC60044-7/8协议采用点对点方式进行数据传输的,因此,这只是整个改造工程的第一阶段,也是符合目前实际的最合理的改造方案。

  随着变电站数字化建设的不断发展,各种智能设备及相关技术的不断完善,三乡变电站的数字化建设也会不断解决现阶段的各种遗留问题,并不断的改进和发展,同时,也会对今后常规变电站的数字化革新提供宝贵的实践经验。(摘编自《电气技术》,原文标题为“变电站数字化改造施工中几个关键问题”,作者为尹亮、郑耀南。)

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