基于变电站数字化改造技术研究
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【摘 要】分析了实现数字化变电站改造的设备和网络结构的特点，并根据工程实例，介绍了常规站数字化经过改造后的效果和运行中存在的问题。
【关键词】变电站;整体构架;改造实例
1.变电站的整体构架
数字化变电站按照一次设备智能化、二次设备网络化的设计思路，参照IEC61850的标准将变电站分为过程层、间隔层和站控层3个部分，其中过程层由模拟量收集终端合并单元和实现开关输入、输出的智能单元构成；间隔层主要由保护装置和测控装置组成；站控层主要包括监控、远动和故障信息子系统。
2.过程层的数字化改造
常规变电站一次设备与保护和测控装置之间通过电缆直接联系，完成电气量的采集、开关和刀闸的控制。基于常规一次设备的数字化改造借助于智能终端，它包括常规合并单元、变压器智能单元和智能操作箱。智能终端与常规一次设备通过电缆连接，将电信号转换为光信号，以光纤网络为媒介，完成常规一次设备和间隔层装置之间的信息交互。
2.1常规合并单元
变电站常规互感器的数据合并单元采取就地安装的原则，通过交流头就地采样电缆传送模拟信号，并将采样数据处理后通过IEC61850-9-1、IEC61850-9-2或者IEC60044-8的协议借助光纤通道发送到网络交换机供需要该模拟量的保护或者测控装置共享数据。
2.2变压器智能单元
变压器智能单元受传统变压器制造特点的限制，变压器本体非电气量保护、有载调压和本体信号的传输通过电缆连接，以驱动继电器的方式完成。数字化变电站中，过程层和间隔层之间通过光纤组网进行信息交换，按照变压器非电气量相对独立的特点，采用变压器本体智能单元，将有载调压、非电气量保护和测控一体化。本体智能单元按照常规变电站的方式，实现变压器非电量保护和本体测控功能，并借助光纤网络将变压器非电气量信息输送给间隔层装置共享。
2.3智能操作箱
智能操作箱解决了传统一次设备和数字化网络的接口问题，智能操作箱作为数字化变电站一次开关设备操作的智能终端，将传统一次设备和保护、测控等装置通过光纤网络连接，完成对断路器、刀闸的分合操作，智能操作箱接收保护和测控装置通过GOOSE网下发的断路器或刀闸的分、合及闭锁命令，然后转换成相应的继电器硬接点输出。对于断路器的操作，需要将其分、合闸输出接点再接入智能操作箱的操作回路插件，由该插件来实现断路器跳合闸电流自保持、防跳以及压力闭锁等功能。装置同时就地采集断路器、刀闸以及变压器本体等一次设备的开关量状态，并通过GOOSE网络上送给保护和测控装置。
3.间隔层的数字化改造
在常规变电站二次系统中，保护装置所需的模拟量信息和设备运行状态等信息需要通过电缆传送，动作逻辑需要在多个装置之间传递启动和闭锁信号，在各间隔层设备之间、间隔层和过程层设备之间需用大量的电缆连接，使传统方式下各个保护装置之间存在较多硬开入连线，导致二次回路接线比较复杂，容易出错，可靠性不高。
常规站间隔层的数字化改造采用支持变电站通信标准IEC61850中GOOSE输入和输出功能的保护和测控装置。间隔层装置之间通过双重化的以太网联系，各间隔层设备通过网络共享模拟量和开关量信息，完成保护的动作逻辑和相关间隔之间的闭锁功能，其中模拟量和开关量的传输分别采用IEC61850规约中的单播采样值（SMV）服务和面向通用对象的变电站事件（GOOSE）服务完成。
4.站控层的数字化改造
站控层网络采用网线连接，网络采用双重化配置，间隔层与站控层之间按照制造报文规范MMS（Manufactoring Message Specification）通过网络进行数据交互，完成对变电站的监视和控制。
MMS是ISO TC184开发和维护的网络环境下计算机或IED之间交换实时数据和监控信息的一套独立的国际标准报文规范。
下面介绍MMS功能。
a.信号上送。开入、事件、报警等信号类数据的上送功能通过有缓冲报告控制块（BRCB）来实现，映射到MMS的读写和报告服务中。通过BRCB可以实现遥信和开入的变化上送、周期上送、总召和事件缓存。由于采用了多可视的实现方案，事件可以同时送到多个后台。
b.测量上送。遥测、保护测量类数据的上送功能通过无缓冲报告控制块（URCB）来实现，映射到MMS的读写和报告服务中。通过URCB可以实现遥测的变化上送（比较死区和零漂）、周期上送和总召。多可视的实现方案，将事件送到多个后台。
c.控制。遥控、遥调等控制功能通过IEC61850的控制相关数据结构实现，映射到MMS的读写和报告服务中。
d.故障报告。故障报告功能通过RDRE逻辑节点实现，映射到MMS的报告和文件操作服务中。录波文件产生时，通过报告上送到后台。
5.实例分析
某110kV变电站原为常规变电站，一次设备为传统电磁型设备，保护和自动化系统为普通综自站配置，过程层和间隔层采用电缆连接，站控层采用以太网组网和间隔层装置交换数据，全站共有2台110kV两圈变压器，分别采用线变组接线方式，10kV接线为单母分段，正常运行方式下，每台主变压器各带一段10kV母线，10kV母联500A热备用，101、102为主变压器高压侧开关，501、502为主变压器低压侧开关，701到720为10kV馈线小车开关。该站主接线如图1所示。
图 1 某110KV变电站主接线图
按照IEC61850标准体系，采用PCS系列常规合并单元、智能单元和保护测控一体化装置对该变电站控制保护系统进行数字化改造，改造后建立起了数字化网络，其中过程层和间隔层之间采用双重化的光纤网络连接，以SMV和GOOSE的服务形式传送模拟量和开关量，间隔层和过程层通过双重化的MMS网络共享信息。网络结构见图2。
图2某110 kV变电站数字化网络简图通过数字化改造后，10kV侧间隔层设备之间通过GOOSE／SMV网络传输信息，间隔层设备之间相互配合减少了大量电缆和继电器；全站的五防闭锁采用GOOSE网络传输开关量实现，由于GOOSE网络提供实时网络自检，避免了传统继电器出错而无法检测的弊端，提高了变电站运行操作的安全性；110kV变压器采用保护测控一体化，通过网络与后台共享数据，这种配置思想相对于常规110kV主变压器保护和测控独立，主保护和后备保护分开，提高了110kV供电可靠性；保护配置在原来的基础上，引入了10kV简易母差保护和网络化过负荷减载。
简易母差保护将母线保护功能分散到各间隔保护单元中实现，与常规站相比，不重复采集交流信息；各故障信息通过GOOSE机制实时传送到间隔层设备，由间隔层设备结合运行方式，综合判定母线故障，发送跳闸命令，提高了继电保护的动作速度，快速切除母线故障，保障了一次设备安全。
网络化过负荷减载将母线运行信息通过网络集中采集、集中处理、集中逻辑判断，并将得出的减载信息通过GOOSE服务发送到各间隔层设备分散就地执行。与常规的低周低压减载装置相比，减少了信息的重复采集和定值的分散重复整定，使动作逻辑更简洁可靠，保证了供电的可靠性。
6.结语
在常规变电站基础上改造的数字化变电站没有实现一次设备的智能化，作为过渡的智能终端设备安置在开关场地，条件恶劣，从而影响数据稳定性；过程层光纤网络对环境的温度要求较高，铺设在场地容易发热；过程层、间隔层和站控层网络相对独立，需要在此基础上发展，从而实现全站集成自动化应用。
【参考文献】
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