基于传统互感器的数字化变电站建设研究

王 昕 ，赵艳峰，刘清蝉，林 聪

(云南电力试验研究院(集团)有限公司电力研究院，昆明650217)

数字化变电站是由智能化一次设备(电子式互感器、智能化开关等)和网络化二次设备分层(过程层、间隔层、站控层)构建，建立在IEC61850 通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站［1］。数字化变电站与常规变电站比较，数字化变电站间隔层和站控层的设备及网络接口只是接口和通信模型发生了变化，而过程层却发生了较大的改变，由传统的电流、电压互感器、一次设备以及一次设备与二次设备之间的电缆连接，逐步改变为电子式互感器、智能化一次设备、合并单元、光纤连接等内容。全站采用统一的通讯规约IEC61850 构建通信网络，保护、测控、计量、监控、远动、VQC 等系统均用同一网络接收电流、电压和状态信息，各个系统实现信息共享。常规变电站的一次设备采集模拟量，通过电缆将模拟信号传输到测控保护装置，装置进行模数转换后处理数据，然后通过网线上将数字量传到后台监控系统。同时监控系统和测控保护装置对一次设备的控制通过电缆传输模拟信号实现其功能。数字化变电站一次设备采集信息后，就地转换为数字量，通过光缆上传测控保护装置，然后传到后台监控系统，而监控系统和测控保护装置对一次设备的控制也是通过光缆传输数字信号实现其功能。

1 数字化变电站结构

数字化变电站的基本结构继承了分层分布式的特点，其功能在逻辑上被分配到3 层:过程层、间隔层和站控层［2］。

1.1 过程层

过程层是一次设备与二次设备的结合面，或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的主要功能分3 类:电力运行实时的电气量检测;运行设备的状态参数检测;操作控制执行与驱动。电力运行的实时电气量检测，主要包括电流和电压幅值、相位以及谐波分量的检测，与常规方式相比所不同的是传统的电磁式互感器被光电/电子式互感器取代，传统模拟量被直接数字量采集所取代。运行设备的状态参数在线监测与统计，变电站需要进行状态参数检测的设备主要有变压器、断路器、隔离开关、母线、电容器、电抗器以及直流电源系统。在线检测的内容主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。操作控制的执行与驱动包括变压器分接头调节控制，电容、电抗器投切控制，断路器、隔离开关分合控制，直流电源充放电控制。

1.2 间隔层

间隔层设备的主要功能是汇总本间隔过程层实时数据信息，实施对一次设备保护控制功能和本间隔操作闭锁、操作同期及其他控制功能;对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制;承上启下的通信功能，即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。

1.3 站控层

站控层设备的主要功能是通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库;按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心;接收调度或控制中心有关控制命令并转给间隔层、过程层执行;具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能;具有站内当地监控，人机联系功能，如显示、操作、打印、报警、图像、声音等多媒体功能;具有对间隔层、过程层等设备的在线维护、在线组态、在线修改参数的功能。

2 数字化变电站特点

数字化变电站是指信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站，与传统变电站相比，具有以下特点:一次设备智能化、二次设备网络化、运行管理自动化、系统建模标准化。

2.1 一次设备智能化

采用数字信号输出的电子式互感器、智能开关(或配智能终端传统开关)等智能一次设备。一次设备和二次设备间以光纤传输数字编码信息方式交换采样值、状态量、控制命令等，一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计，简化了常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号通过网络取代传统的导线连接［3］。

2.2 二次设备网络化

将IEC61850 应用于变电站内的通信，以充分利用网络通信的最新技术，实现二次设备的信息共享、互操作和功能的灵活配置。数字化变电站采用低功率、数字化的新型互感器代替常规互感器，将高电压、大电流直接变为数字信号［4］。二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息，取消控制电缆。装置冗余被信息冗余取代，降低了工程造价，提高了可靠性。

2.3 运行管理自动化

应包括自动故障分析系统、设备健康状态监测系统和程序化控制系统等自动化系统，提高自动化水平，降低运行维护难度，减少工作量。

2.4 系统建模标准化

统一的信息模型和信息交换模型解决了互操作问题，实现了信息共享，简化了系统维护、工程配置和工程实施。

3 传统变电站改造方案

数字化变电站电气一、二次设备与传统变电站电气一、二次设备在接口上有本质的区别。因此，如要对传统变电站进行数字化改造，必将对原有的通信网络、电缆线路、综自设备进行颠覆性改造，资金投入大，尤其是对于一些刚刚进行完综合自动化改造的变电站，新设备还没有产生效能就更换，势必造成资金的严重浪费。因此，在传统变电站数字化改造中如何有效地利用现有设备、最大限度地减少投资和工程量，又能充分发挥数字化变电站的优点，使当前正在运行的传统变电站平滑过渡到数字化变电站是一个关系到数字化变电站能否得到快速推广的现实问题。

从目前数字化变电站的技术现状来看，数字化变电站的改造工作可以分解为相对独立的3 个部分:过程层数字化改造，间隔层数字化改造，站控层数字化改造。在进行数字化变电站改造时可根据被改造变电站现有一次、二次设备现状，制定相应的分阶段改造方案。结合云南巍山变电站建设的实际情况，采用保留一次侧常规互感器，二次侧进行数字化改造的方案。互感器为原有常规互感器，将一次侧的电压、电流变换为二次侧电压电流，二次侧电压接入电压采集器，电流接入电流采集器，电压电流采集器在合并单元发出的同步信号同步下，进行采样。多路采集器采样输出的采样值经合并单元合并后，输出符合IEC61850-9 通信协议，提供给后端符合IEC61850 通信协议的智能设备。巍山变改造方案如图1 所示。

图1 巍山变电站数字化改造示意图

3.1 采样技术

传统变电站分阶段数字化改造方案中过程层的改造与间隔层、变电站层的改造为分阶段实施，无论先进行一次设备还是二次设备数字化改造都要解决在改造第一阶段基于IEC61850 数字化设备与传统设备之间的接口问题，即通过A/D 转换，将传统互感器输出转变为数字信号是方案得以实施的关键技术之一。

传统变电站一般采用交流采样技术将TV 和TA 输出的二次电压和电流首先通过中间电压互感器和中间电流互感器转换成电压信号。多路模拟开关通过CPU 提供的地址信号选择相应的输出信号。采样/保持器将多路模拟开关输出信号经过采样、保持提供给下一级多路模拟开关。多路模拟开关再通过CPU 提供的采样地址对采样信号进行筛选输出给A/D 转换器。A/D 转换器将采样得到的模拟量转换为数字量输出给CPU 进行运算处理。在整个交流采样过程中为了保证采样数值准确可靠，必须对信号的频率进行实时跟踪测量，将结果提供给采样/保持器和CPU，以随时调整采样周期，交流采样工作原理如图2 所示。

图2 交流采样原理图

3.2 采样值合成技术

本系统中，互感器采用三相三线接法，即在A、B接有电流互感器，在AB、CB 相接有电压互感器。在IEC61850 计量模型中，电压、电流分别为对地电压，单相电流。为了计量和保护单元方便的利用采样值，采用矢量值合成B 相电流和ABC 对地电压，从而在采样值数据包中为各相电流和对地电压。

3.3 计量误差校验技术

在变电站数字化改造过程中，电能计量的准确性关系到电量公平计量，是变电站改造的重要部分，针对本站中，将三相三线制改为三相四线制计量，设计了针对该系统的计量误差校正系统。系统在电能计量校准开始时，测试设备通过自检确定采样设备的采样误差。然后利用A/D 采样设备对输入信号进行采样，根据自检误差校准输出A/D 采样值。被测电能表接收采样值进行运算，输出脉冲与模拟标准表进行误差比对，进而得到被测电能表的实际误差。电能表误差测试系统如图3 所示。

4 方案验证

本项目在云南巍山变电站进行试点改造，为了验证该技术方案的计量准确性，采用将数字智能系统计量结果与传统计量系统相比较的方法对测量结果的准确性进行验证，验证示意图如图4 所示。通过抄读常规电子表与数智能计量表的每日电能示值增加电量，统计日电量增加误差，每日电量统计值如表1 所示，两类表计每日统计电量的变化曲线图如图5 所示。通过对一周统计的电量进行分析可以看到常规电子表与智能计量表的电能计量误差最大不超过0.33%，且总体计量一致性小于0.2%。

图4 两类表计电量对比示意图

图5 两类表计每日统计电量的变化曲线图

表1 电能每日计量统计表

5 结束语

数字化变电站已成为未来变电站发展的趋势。原有的传统变电站的数字化改造工作也必将在未来一段时间陆续展开。本文根据目前数字化变电站的发展情况结合生产实际从技术、经济、运行管理3 个方面考虑，提出了传统变电站分阶段实施数字化改造方案，通过对传统变电站进行数字化改造，使得新技术最先应用到实际生产当中，充分发挥新技术带来的先进生产力。本方案在云南巍山变电站进行试点改造运行，项目在技术性、经济性以及运行管理方面都取得了阶段性的成果，为今后数字化变电站的改造与建设提供了技术支持，为数字化变电站的推广及应用奠定了坚实的基础。

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［2］ 张沛超，高翔. 数字化变电站系统结构［J］. 电网技术，2006(12):24，74-77

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