某发电厂实用性数字化技术在升压站的应用研究

徐思佳

摘  要：本文根据基于IEC61850标准的数字化变电站的研究和运用成果，对江西某发电厂2×1000MW新建工程建設实用性数字化升压站进行论证和分析。结果表明：采用光缆取代电缆，数字量代替了模拟量的数字化升压站，这将简化各种设备和外部通信的结构，并解决目前无法解决的不可靠的电缆自检问题，并能依托更好的信息化和自动化实现进一步的用人减少和效率的提高。

关键词：数字化  升压站  电厂  IEC61850标准

中图分类号：TM621                           文献标识码：A                    文章编号：1674-098X（2020）12（b）-0020-06

Abstract： Based on the research and application results of digital substation based on IEC61850 standard， this paper demonstrates and analyzes the practical digital booster station for the 2×1000MW newly built project of power plant in Jiangxi province. The results showed that the optical cable and digital quantity were used in the scheme instead of cable and analog quantity， which would simplify all kinds of devices， solve the unreliable problem such as cable connection can't self-check at present， And can rely on better information and automation to further reduce the number of people and improve efficiency.

Key Words： Digitization; Booster station; Power plant; IEC61850 standard

经过十多年的发展，中国的升压站自动化系统已达到一定水平，并在确保发电厂安全，经济运行中都起到了重要的作用。但是，仍然存在许多问题，例如：二次接线比较复杂，独立和堆砌的功能以及缺乏数据等等。

为实现升压站在电厂中有更好的应用，有必要设计更加智能和高效的升压站，而数字化技术应用于升压站有望实现这一目标。

进行数字化变电站的试点研究是从使用IEC 61850通信协议开始的，目前国内有几十个变电站使用了IEC 61850的通信规约。对数字化变电站进一步的试点研究是IEC 61850的GOOSE应用，使用GOOSE服务实现测控装置的联闭锁功能，其中典型的应用项目是桂林500kV的数字化变电站。国外对数字化变电站的研究也在深入中，其中针对IEC 61850第一版中不完善的部分，IEC 61850标准委员会也在积极制定第二版的IEC 61850标准，使得IEC 61850更加适合我们的数字化变电站的发展需求。其中ABB、西门子、GE等国外相关企业同时也是IEC 61850的制定者，他们也都提供了自己的IEC 61850相关产品，电子式互感器产品，提供了全套的数字化变电站的解决方案，并进行了相关的试点。本文根据基于IEC61850标准的数字化变电站的研究和运用成果，对江西某发电厂2×1000MW新建工程建设实用性数字化升压站进行论证和分析。

1  数字化升压站基本形态

按照IEC61850的定义数字化升压站自动化系统可以分为三个层次同时信息链接，如图1所示。数字站控制层由系统主机、工作站等相关的设备组成，创建一个全站检查站和控制中心，并且可以连接到调度中心，DCS通信等。220kV电站的站控层采用IEC61850通信标准，其模型规格描述能力得到了极大的改进，设备的性能得到了极大的提高。

如图1所示，间隔层里主要有中保护装置等设备，过程层则主要有电子互感器等设备，主要是用来对数字通信与间隔层或处理过程之间的数字通信进行相关的监测的工具，过程层主要有电子互感器等相关的设备[1]。

这种模式的保护以及测控设备都以IEC61850为通信标准，另外，对于MMS通信以及过程层GOOSE通信也支持。由于安全性和可靠性，在过程层中，需要建立独立的光纤以太网光纤系统。在以太网通信站的控制中心，升压站线路和变压器保护以及高压厂用电综合保护测控装置直接连接到以太网端口上的电源监控系统，通信协议主要是MMS。而低压厂用电保护测控装置保留其原来的RS-485等传统串口通信方式，这些装置通过串口连接至通信管理机。

在过程层，间隔层设备的大多数中间链接操作已被GOOSE高速通信设备取代，从而简化了二次电系统设计。

2  500kV升压站数字化实施方案

2.1 总体方案

升压站规模及主接线：该电二种将两500kV线路连接至抚州变电站。在项目的第一阶段，将2×1000MW机组连接到发电机变压器单元，并连接到厂的500kV配电装置。500kV输电设备采用半断线方案。起备变直接连接到500kV总线。（1）整个站是根据IEC 61850的通信协议，使用千兆位连接，间隔层至过程层数据采样用标准IEC60044-8方式传输;信息交换和传输基于网络模式，各种网络和光纤作为通信点的标准IEC61850。（2）Goose网络由保护和控制工具以及过程控制设备和智能控制设备组成。（3）500kV互感器使用带有互感器配上合并单元，将传统转换器的模拟信号输出转换为数字信号，将其发送到每个保护测控装置。（4）500kV系统保护、主变保护双重化配置，500kV系统及主变测控独立设置，站内设置保护故障信息子站1台，以上设备均集中组屏布置在二次设备室内。（5）数据保护分站与网络监控集成在一起，并且数据保护故障服务支持IEC 61850通信协议。

2.2 二次设备配置方案

2.2.1 合并器、智能终端配置方案及安装位置

图2显示了500kV每串合并器、智能终端配置方案。每个电路的每台断路器均配备2条智能终端，以及一个中央开关和边开关的CT用合并单元：每组（三相CT级别）均配备2个合并单元（双重配置），并且该合并单元可以收集PT的信号。双重化配置1面合并单元和智能终端放在智能就地柜中，智能终端含有操作回路，取消掉传统操作箱。

每个主变的CT中性点都配备2个合并单元，每个主变都配备2个智能终端。在本体智能就地柜当中双重化配置一面合并单元，并且主变本体信号已连接到设备，并且跳闸使用Goose网络。

2.2.2 间隔层设备配置

（1）保护设备配置。

根据智能变电站继电保护技术规范，Q/GDW 441—2010要求保护装置必须符合数字开关的要求，通讯接口必须使用IEC61850协议，交流采样必须采用数字值，并且应支持SV网络的数据交换格式。

①线路保护。

线路间隔MU、智能终端均按双重化配置，具体的配置方式如下：

（a）按照断路器配置的电流MU采用点对点方式接入各自对应的保护装置。

（b）设定的出线电压对应于MU的两个双线电压MU，并且线电压MU分别连接到线路保护设备上。

（c）点对点指示保护线和接头的传输值，每条保护线必须能够连接到同一电压保护线MU 时间，即受影响的至少三个MU中的MU。

（d）智能终端的双重配置对应于两个跳闸线圈，并具有分相跳闸功能;输出命令行连接到相应的闭合线圈。

（e）在线路间隔期间，线路保护设备和智能终端之间的点对点方法。分别接至两个断路器的智能终端[2]。

（f）线路保护启动断路器故障，并使用GOOSE 网络传输方法再次进行重合闸。合并单元提供给测控，录波器和其他设备的样本数据采用网络传输方法。

②断路器保护

断路器保护按断路器双重化配置。具体的配置方式如下：

（a）当配线不起作用或配线重叠时，仍然需要将线束连接至EVT线上的MU和中间配线从EVT侧保护MU;

（b）边断路器保护，考虑同步功能检查要求，将MU电压连接到相应的间隔电压MU上，连接母线电压，不考虑断路器同步[2];

（c）断路器保护装置与合并单元之间采用点对点采样值传输方式;

（d）断路器保护与断路器智能端子之间采用点对点直接跳闸方式;

（e）断路器故障通过断路器最近的智能端子处的GOOSE网络以及母线保护（电路部分故障）和断路器进行传输。

③短引线保护。

短路保护必须同时连接侧面电流断路器电流和中间断路器电流，并且开关应切换到断路器附近的无保护装置。

④主变保护。

每台主变配置2 套含有完整主、后备保护功能的变压器电量保护装置。

非电量保护就地布置主要运用的是电缆跳闸的方式，通常情况下，信息主要是对故障录波进行记录。

（a）点对点方式将断路器配置电流MU与保护装置相连;

（b）接线的三分之二侧的电传感器与双电压转换器MU是相对应的，同时，主变电压MU电压需要和保护装置相连接;

（c）在主变流器保护装置和主变智能终端之间采用点对点直接跳闸;

（d）用GOOSE网络传输方式对于断路器失灵启动进行指令。

⑤母线保护。

每台母线都配备两组母线保护装置。

母线保护接受直接采样和直接跳闸。分布式母线保护主要是在元件连接数量非常多的情况。分布式线路保护由主机和几个单元组成。主单元识别安全保护功能，子单元执行采样和跳闸功能。边断断路器无法通过GOOSE网络通信，以在总线上执行其他故障功能。

⑥发电机组保护。

介于发电厂机组保护需接入的设备有：机组同期、励磁系统、热工保护等，本工程发电机组保护不考虑纳入数字化升压站内。该保护的出口仍然采用硬接线方式接入相关装置的硬接线通道。

（2） 测控装置配置。

500kV间配备了一个测控制装置，每间隔都配备了一套，它具有与常规综合操作站相同的功能;测控制装置安装在相应的测控柜中。

每个电压等级级别都有一个母线测控设备，以实现母线电压测量和TV刀闸开关功能的远程控制。全站边界线线和控制柜（包括3个设备）。

全站设1台公用测控柜（含2台装置），测量380V电压、电流，公共设备（直流、UPS、GPS、故障录波等）开关量信号及通信设备信号。

（3） 故障录波器。

故障录波器必须具有一组采样数据网接口，从连接器中獲取数值样本以记录交流电量，建议使用GOOSE网络接口在Goose网络上获取数字开关信号以进行开关量录波。

目前国内大部分录波厂家设备支持数字化的交流采样信号录波，需配置数据集中器，将各间隔采样数据汇集，通过一根光缆送给录波装置。目前投运的数字化变电站，录波装置均采用这种接线方式。

对于开关量录波，目前还采用常规电缆接线方式，增加大量电缆，与数字化变电站的思路相违背。推荐采用网络方式记录开关量信息方式。

（4） 保护故障信息子站。

建议保护故障信息子站不单独的组网，主要是因为保护装置接受IEC61850协议进而使设备之间能够实现通信的流通，并对相关信息进行共享，对信息管理功能有更全面的了解。

故障录波器宜单独组网，直接保护故障信息子站。

2.2.3 防误操作闭锁

通过逻辑闭锁软件的运用，完成对于整个站的防误闭锁性能，另外，闭锁回路需要与受控设备的操作回路相连[3]。

生成监控系统防误操作如下：间隔测控装置用于识别间隔内的防错锁;通过横向通讯间隔测量和控制设备（使用Goose）实现故障之间的防错锁定。它独立于站控制层工具运行。站控制主机具有内置的闭锁逻辑，以完成对错误预防规则的检验确认。

2.2.4 时钟同步方案

整个站都接受相同的时钟源，并且将两个GPS时钟设置为彼此的备用时钟，并且所有设备（保护、测控等）都接收B代码同步对时。

合并器需要做到同步调节，另外，如果外部同步调节时钟出现问题需要做到保持同步与电流样品的值。

3  传统NCS控制方案与数字化方案的技术比较

3.1 传统NCS控制方案概述

500kV网络监控系统分为两层，主要是站控层，另外还有间隔层。站控层设备负责监控整个系统[4]。该设备安排在1，2号控制室和网络机房中。它具有双重冗余配置工作中心，五防培训工作站等，间隔层设备主要设计用于测量和控制单元以及网络接口，适合于网络继电器室内运作。500kV系统保护单独组网，并有继电保护工程师站设置。

操作人员对500kV断路器以及隔离开关等进行操作和管控。工程师站对于500kV NCS系统进行编程。在间隔层当中，每一个断路器配置一个控制测量单元，这个单元主要是对当前电压样本和交流样本的采集等进行控制[5]。间隔层的控制和测量部分可以监视断路器，并在中间层进行独立的间隔层监视，并且中间层的任何故障都不会影响间隔层的性能。通过冗余通信光缆在间隔层和中央层之间进行信息交换。站控制层实现与DCS单元和SIS级别管理系统的网络通信[6]。

对500kV线路母线侧断路器应能进行同步检定，实现“捕捉”同步合闸（与发电机-变压器进线相连的中间断路器和母线断路器的操作由电厂自动准同期装置完成）。

为了确保控制操作的安全性和可靠性，整个系统必须具有安全的保护，至少它必须能够完成跳合闸闭锁，使“五防”闭锁功能得到实现。

该系统的所有电流和电压信号均为模拟的量，而警报信号为开关量。通过信号和通信系统的控制回路都连接到電缆。有用于500kV NCS的远程控制通信服务，可以发送远程控制数据并向状态和网络管理发送命令[7]。

3.2 数字化升压站基本特征

数字升压站是指用于采集信息，数据收集，传输，处理和输出的全数字升压站，它有着以下几方面特点。

（1）设备智能化。

将数智能开关（或标准开关）用于一次设备。一次和二次设备使用光纤传输嵌入式信息以交换信息，控制指令等。

（2）二次设备网络化。

通信网络运用于二次设备之间进行关闭控制电缆等相关信息的交换。

（3）统一的信息模型和通信协议。

所有信息使用的标准都是统一的，信息得到共享。

（4）运行管理自动化。

结合监控，错误预防和在线监控等功能，并添加高级应用功能（例如自动故障分析系统等）以提高自动化水平并减轻工作量以及维护的难度。

3.3 优越性比较

数字化升压站特点如下：

（1）各种功能可能共享一个统一的信息平台，以防止设备重复并减少投资。

所有数字化升压站信息都包含集成信息模型，并根据统一通信标准连接到升压站通信网络。监控，VQC等系统一般在接收电流管道和状态信息等指令的时候使用的是同一通信网络，节约了不必要的投资，降低了相应的成本费用。

传统的升压站使用不同的通信标准和信息模型来完成不同的任务，二次设备用于在一次设备和主要设备之间传输模拟信号和液位信号，不同的功能需要数据，传输和性能系统，增加了升压站的成本。

（2）通信网络取代复杂的控制电缆，简化接线并节省投资。

计算机通信技术的运用实现了信息能够在多个通道之间的传输，同时，使用网络通信技术，通信线路的数量几乎等于设备的数量。因此，将数字升压站的二次接线简单化[8]。

（3）提高信号传输的可靠性。

使计算机通信技术对于数字化升压站的信号的传输进行了解，使信号具有可靠性，它能够减少信号传输的错误情况的发生，同时也能够在错误出现时及时做出警报，另外，还能够使信号干扰问题得以解决。

（4）避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题。

数字化升压站一二次设备间采用绝缘的光纤进行连接，彻底避免传输路径在穿越强电环境下带来的电磁干扰和传输过电压对二次设备的影响。同时，也有效避免了传统变电站两点接地造成的继电保护误动作的情况发生。

（5）解决设备间的互操作问题。

用于数据支持和通信标准的数字化升压站的所有智能通信系统均符合IEC 61850标准，并且可以实现统一通信。IEC 61850的数据使用自我解释的机制，不同的设备会由于设备的差异而显示其数据。

在通信和通信模型中不使用传统设备的二次设备。为了了解不同公司产品之间的通信情况，必须建立大量的规约转换器，这增加了过程的复杂性以及设计，故障排除和维护的复杂性，从而降低了通信系统的可靠性。

（6）精简设备配置、优化场地布置。

传统升压站场地和控制室大量的控制电缆，无论对于设计、施工还是运行维护来讲都存在很大的工作量。数字化站中大部分控制电缆被少量光纤、和通信电缆所代替。

光缆的应用可以实现紧凑场地布置、缩小电缆沟体积、减少占地面积，减少二次接线，从而节省建设投资。

（7）设计、施工工作量减少。

对于设计环节，在传统模式下，由于大量控制电缆的存在，使得变电站二次施工图变得异常繁琐，稍有不慎便会造成接线错误。需要对运用哪种方法对于设计过程进行提速，同时节省时间等相应的问题进行思量。

数字化变电站的出现最大限度的减少了控制电缆，有机会让二次设计人员从大量的接线端子排图的设计中解决出来，把更主要的精力放在接线原理、系统集成及高级应用上，有助于推动“精细化设计”的进一步开展。

对于施工环节，由于大量控制电缆的减少，二次设备间采用少量的光缆及通信电缆进行连接，可大大减轻施工人员现场接线、电缆敷设的工作量，进而缩短施工周期。

4  结语

采用光缆取代电缆，数字量代替了模拟量的数字化升压站，这将简化各种设备和外部通信的结构，并解决目前无法解决的不可靠的电缆自检问题，并能依托更好的信息化和自动化实现进一步的用人减少和效率的提高，预计将在电力系统引发又一次类似于微机保护替代传统保护的技术变革。

参考文献

[1] 尹雪梅.实用性数字化技术在大型火力发电厂升压站的应用[J].通讯世界，2017（22）：77-78.

[2] 穆世霞，田青，张明，等.智能变电站数字物理混合仿真培训系统研究与应用[J].陕西电力，2015（7）：92-97.

[3] 杨建平，阳靖，罗莎.110kV智能变电站设计与建设实例[J].电力科学与技术学报，2012，27（2）：90-96.

[4] 曾昌黎.对智能变电站继电保护系统的可靠性分析[J].科技经济导刊，2020，28（21）：44-45.

[5] 姜梅.涉外火力发电站主厂房蒸发冷却技术[J]. 山西建筑，2015，41（10）：127-128.

[6] 李武，续涛，刘曦，等. 智能变电站网络拓扑和虚端子可视化仪器的研制[J].电气自动化，2020，42（4）：85-88

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[8] 杨然静，白小会. 数字化变电站技术的发展与应用[J]. 供用电，2010（1）：11-14.