基于数字二次回路装置的智能变电站过程层改进方案探讨

曹团结1,2,伍小刚1,2,汤晓晨1,2  

(1.南瑞集团(国网电力科学研究院)有限公司,江苏省 南京市 211106;2.智能电网保护和运行控制国家重点实验室,江苏省 南京市 211106)

摘要

分析了智能变电站存在的主要问题,提出了智能变电站二次系统运维单元应与一次系统间隔相匹配的原则,指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。对二次回路进行重构,设计了数字二次回路装置、互感器就地采样模块及基于二者的新型智能变电站二次系统方案。该方案可较好地解决智能变电站改扩建难题,并保证保护动作的快速性与采用“直采直跳”方案相当,总体可靠性优于就地无防护安装方式。方案中取消了过程层网络和交换机,数字二次回路装置采用定值单方式配置,不需配置文件,对人员技能要求低,可极大提高施工调试效率。

关键词 : 数字二次回路装置;就地采样模块;智能变电站;IEC 61850;就地化保护

0 引言

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、光纤化。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[1-2]

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)IEC 61850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IEC 61850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IEC 61850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。

1 设计思路

1.1 技术原则

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:

(1)坚持采用IEC 61850标准。

(2)既支持使用电子式互感器,也支持使用常规互感器。

(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。

1.2 技术路线

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IEC 61850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IEC 61850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。

(5)取消或简化电子式互感器的合并单元,提升互感器运行可靠性。

(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。

(7)提高变电站二次系统集成联调效率。

2 基于数字二次回路装置的智能变电站过程层改进方案

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。

2.1 单/双母线接线的线路间隔方案

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,并连接母线保护装置,如图1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。

图1 单/双母线接线线路二次设备配置与连接图
Fig. 1 Configuration and connection of secondary equipments for single/double bus wiring line

2.2 母线间隔方案

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。配置与接线和图2类似,不再展开叙述。

图2 母线二次设备配置与连接图
Fig. 2 Configuration and connection of secondary equipments for bus

2.3 TV间隔方案

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。

2.4 母联(分段)间隔方案

母联(分段)间隔二次设备配置及连接与线路间隔较为相似,如图4所示,不再详述。

2.5 主变间隔方案

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。

2.6 智能变电站二次系统总体架构

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220 kV变电站二次系统结构如图6所示。

图3 TV间隔二次设备配置与连接图
Fig. 3 Configuration and connection of secondary equipments for TV interval

图4 母联(分段)间隔二次设备配置与连接图
Fig. 4 Configuration and connection of secondary equipments for bus coupler interval

图5 主变二次设备配置与连接图
Fig. 5 Configuration and connection of secondary equipments for main transformer

图6 基于数字二次回路装置的220 kV智能变电站二次系统结构
Fig. 6 Network structure of secondary system for 220 kV Intelligent substation based on digital secondary circuit device

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IEC 61850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。

3 数字二次回路装置设计

3.1 功能

数字二次回路装置是间隔内采样值、开关量、控制命令等信息的中转站,2.1节中已经描述了其基本功能,除此之外,它还应具备以下功能特性:

(1)报文的传输延时可知或者稳定。

采样值报文的传输延时可知(“稳定”也是“可知”的一种表现形式)是保证保护装置功能不依赖于外部时钟的前提条件。当前测量采样值报文传输延时的一个可行方法是通过硬件电路精确地记录报文进、出装置的时刻,两者时间差即传输延时,测量报文传输延时原理如图7所示。

图7 测量报文传输延时原理图
Fig. 7 Schematic diagram of measuring message transmission delay

传输延时值添加到通信报文中,与其他主体信息一起发送给间隔层设备。采用IEC 61850-9-2接口时,传输延时值可填入SV 报文的两个保留字段Reserved1和Reserved2中,也可以累加到采样发送数据集中互感器额定延迟时间上;采用IEC 60044-8标准的FT3接口时,传输延时值可累加到互感器额定延迟时间tdr字节中[6-10]。

(2)通过定值单整定配置报文转发关系。

该装置与交换机外在明显区别是通过运维人员熟知的整定定值单方式完成对通信接口和报文转发的配置。定值单示例如表1所示。

表1 数字二次回路装置定值单示例
Table 1 Sample of setting-list for digital secondary circuit device

表中Ia、Ib、Ic、3I0表示a、b、c三相保护电流和零序电流,Iam、Ibm、Icm表示a、b、c三相测量电流,Ua、Ub、Uc、3U0表示a、b、c三相电压和零序电压,Twja、Twjb、Twjc表示断路器三相位置信号,Tja、Tjb、Tjc、Tjabc表示跳a、b、c相断路器和跳3相断路器命令信号。举例说明,表中整定了:1)输入口1输入的Ia、Ib、Ic、3I0,被转发至输出口1和4。2)输入口1输入的电气量Ia、Ib、Ic、3I0和输入口3输入的Ua、Ub、Uc、3U0,被同时转发至输出口1。其他依次类推。

这种以定值单形式配置装置的做法,整定过程基于保护专业人员熟悉的自然语言和电气符号,屏蔽了面向机器的通信过程和配置文件,不需要技术人员掌握复杂的IEC 61850标准。另外,变电站改扩建时,可以单独重新整定相关间隔装置,而无需操作无关间隔装置。

装置可实时显示输入输出接口传送信息的电气量含义,运行人员可通过与定值单比对,检查是否存在不一致的异常情况。

(3)兼容多种通信接口,采用标准的通信协议。

装置采用光纤接口,具备多种接口形式,接口软硬件可配置,可兼容SV、GOOSE等多种协议。既可以支持IEC 61850-9-2,也可支持通道可配置的扩展IEC 60044-8 协议帧格式[7]。为满足报文传输延时,可知的设计目标,需要对现有上述协议做一定的扩展,以满足承载传输延时值的需要。

间隔层保护装置的过程层接口协议和整定方式需要适当调整和简化,并做到不需要配置文件,同时保护装置需要根据收到的每个采样值传输延时,自身完成采样数据同步,并调整和简化过程层智能终端的接口协议,减少或消除对装置配置文件的依赖。

3.2 装置硬件原理

为保证采样报文在装置中转发延时可测,数字二次回路装置设计不采用交换机芯片,硬件架构不采用交换机式架构,而采用常规的类似数字化保护装置的架构,如图8所示。装置包含液晶显示器和键盘等人机交互接口。装置的接口设计成插件形式,可按需灵活配置,以适应各种外接设备不同接口类型的需要。输入输出接口支持硬件打时标功能,以完成转发延时测量。装置的电磁兼容等性能和总体可靠性要求与保护装置完全相同。当前研制该型装置的技术基础都已经具备,难度不大,可以从现有数字化装置平台快速改装而来。

装置(以某型平台装置为例)为标准19英寸(或19/2英寸)宽、4U高机箱。前面板配有液晶显示器、键盘、指示灯和调试接口等。装置外观与现有智能变电站保护装置基本相同。

图8 数字二次回路装置硬件原理图
Fig. 8 Hardware schematic diagram of digital secondary circuit device

数字二次回路装置对可靠性要求很高,该装置按保护装置同等标准来设计、试验和检测。装置内部可采用硬件自动热备冗余,所有信息在冗余硬件中相互镜像并对互连装置透明共享,由此进一步提高装置可靠性。由于该装置功能较单一,主要做通信转发,运算性能要求不高,软硬件设计总体较简单,可以做到比保护装置更高的可靠性。

4 互感器就地采样模块设计

互感器就地采样模块安装于一次设备本体或现场端子箱。功能是采集电流互感器(TA)二次侧电流或电压互感器(TV)二次侧电压,也可采集开关量信号(主要采集互感器刀闸位置等开关量信号),经过采样变换为数字量输出,通过输出接口送给其他二次设备。模块包括CPU、低通滤波器、第一A/D转换器、第二A/D转换器、光隔离器、电源、调试接口和若干输出接口,其结构框图如图9所示。

图9 互感器就地采样模块结构框图
Fig. 9 Structure block diagram of local sampling module for transformer

互感器就地采样模块的CPU外接对时信号。对时信号正常时,采样时刻跟随对时信号,对时信号异常时,采样时刻由模块自主控制。模块的输出接口一般有1或2个,协议支持IEC 61850-9-2的SV采样值报文、IEC60044-8标准的FT3格式及Q/GDW-441《智能变电站继电保护技术规范》中对其扩展帧格式,也支持新定义通信协议。模块采样频率初始固定为4000 Hz,出厂前也可通过调试接口调整为其他统一规定的采样频率。

采样模块采用嵌入式软硬件结构,无液晶显示。模块防护等级不低于IP 67,适应环境温度范围最低—45℃,最高85℃。电磁兼容等性能指标适应就地化无防护安装的要求。模块外壳长、宽、高度均在50~200 mm,安装方式可采用导轨式或突出式(表面)安装方式,方便在现场端子箱内安装。

互感器就地采样模块与常规互感器配合,可代替电子式互感器,避免了电子式互感器可靠性问题,同时具有二次电缆少、互感器负载小的优点;模块结构简单,可靠性高,对环境要求低,安装方便,成本低,可快速更换,以换代修。工作不需整定,无需配置文件,运行维护方便。

对于电子式互感器,其就地采样模块就是安装于其本体上的远端模块。应用本方案时,需对远端模块进行一定改造,使其对外接口符合上文所述通信标准要求。

5 与现有技术方案对比分析

5.1 与现有智能变电站采样和跳闸方式比较

如图10所示,其中图(a)、图(b)为现有智能变电站典型间隔的设备及接线图。首先对比图(a)、图(c),可以看出:1)现方案每个间隔取消了合并单元,增加了数字二次回路装置,每个间隔设备数量没有增加。从全站看,因无需跨间隔过程层交换机,设备总量较少。2)本方案保护装置采样需经过2台设备和2根光纤,与直接采样方式相同,可以认为仍符合直采的要求,此环节两者快速性、可靠性相当。3)本方案保护装置跳闸需经过2台设备和2根光纤,比直跳方式多经过1台设备和1根光纤,理论估计增加延时约0.8 ms(考虑100 Mb/s传输速率,跳闸报文长度为128字节,耗时为10240 ns;数字二次回路装置内部处理时间参照合并单元的处理延时,按790 µs计),基本可以忽略。

图10 与现有采样和跳闸方式的对比
Fig. 10 Comparison with existing ways for sampling and tripping

对比图10(b)、图10(c),上述第2)、3)点结论同样适用。在设备数量方面,图10(b)方案每个间隔通过合并单元与智能终端合并,设备数量减少了1台,但本质上功能没有变化,只是用1台集成装置代替2台装置。考虑到本方案全站无需过程层交换机,设备总量可与图(b)数量相当。

综合考虑设备数量、设备复杂程度和接线等因素,本方案在快速性、可靠性和设备数量方面与采用直采直跳方案相当或略优。

5.2 与就地化技术方案的对比

仅从对保护本身意义上来说,保护装置就地化的本质目标是:缩短二次交流电缆长度,减少TA二次负载,从而改善TA饱和特性;缩短二次控制和交流电缆长度,降低电缆路径上的故障概率。客观上保护装置就地化的同时,还实现了保护装置按保护对象独立、分散配置。

当前保护装置就地化安装有继保小室安装、预制舱安装、就地智能控制柜安装和无防护安装等多种形式。就目前关注度较高的无防护安装和智能控制柜安装两种方式来说,其存在的最大问题是:1)恶劣天气现场运维检修不方便甚至影响设备与人身安全。2)对保护装置本身的环境适应能力要求极高。3)因就地化保护装置本身无显示屏和键盘接口,需要依赖集中配置的保护管理单元。

本方案中,就地采样模块就地化安装于互感器本体附件,完成采样后经光缆传送到继保小室或预制舱,而不需要敷设二次交流电缆,完成了就地化的本质目标。保护装置本体仍安装在继保小室或预制舱,运行环境好,不受恶劣天气影响,运行维护方便、安全。本方案中,就地化无防护安装的设备是功能和结构都非常简单的采样模块,并按免维护、免整定设计,具有较强的环境适应性和可靠性;模块成本较低,故障后可直接更换新模块。与整台保护装置就地无防护安装方式相比,其可靠性、经济性和运维方便性、安全性都有明显优势。

5.3 配置文件的配置过程对比

目前智能变电站对配置文件的配置过程主要是:采用独立的系统配置工具,按照系统层配置的需要,导入数个智能电子设备ICD文件,配置不同智能电子设备共享的系统信息,而后生成符合标准规定的变电站SCD文件,进而导出符合标准的智能电子CID、CCD文件,然后将这些文件传输到对应的IED中,最终构成整个智能变电站的组网通信。任何ICD文件的变动,理论上都需重新集成SCD,后续的文件自然也该重新生成。整个链条涉及多个环节,而且原本ICD文件未变化的IED也被牵连。

本方案按间隔配置数字二次回路装置,且每个间隔内的信号连接关系、与其他间隔的连接关系在该装置内以整定值方式体现,与全站SCD文件无关。因此,过程层各间隔设备整定(配置)过程及全站配置过程都显著简化。

6 对现有智能变电站改造的要点

应用本方案对已建成智能变电站进行改造,需注意以下几点:

(1)站控层设备、网络基本不变。

(2)间隔层装置可以做到硬件不改变,需要做软件升级。主要升级过程层接口程序。

(3)按间隔增加数字二次回路装置。取消所有过程层网络交换机。可利用原保护屏柜中空余位置安装数字二次回路装置。

(4)对电子式互感器取消合并单元,更换或升级远端模块,主要是改造为具有统一的通信接口。对常规互感器取消合并单元,加装就地采样模块。过程层智能终端保留不变。

(5)原光缆都可利用,可能还会有剩余。屏柜内光纤数量足够使用。

(6)改造工作符合二次系统运维单元与一次系统间隔相匹配原则。

总体而言,若应用本方案改造现有智能变电站,设备、光缆、屏柜变化不大,软件需要升级,可行性较强。

7 结语

本文提出了智能变电站二次系统运维单元应与一次系统间隔相匹配的原则,指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。设计了数字二次回路装置、互感器就地采样模块及智能变电站二次系统方案。本方案可解决现有智能变电站改扩建困难的先天缺陷,保证保护动作的快速性与采用“直采直跳”方案相当,完全满足相关规程要求,总体可靠性优于就地无防护安装方式。方案取消了过程层网络和交换机,数字二次回路装置采用整定单方式配置,不需IEC 61850配置文件,对人员技能要求低,施工调试效率有望比现有智能变电站提高两至三倍。目前该方案尚未取得工程实践经验,有待进一步细化和优化。

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Discussion on the Scheme of Improvement For Process Level of Smart Substation Based on Digital Secondary Circuit Device

CAO Tuan-jie1, 2, WU Xiao-gang 1, 2, TANG Xiao-chen 1, 2
(1. Nanjing NARI Group Corporation (State Grid Electric Power Research Institute), Nanjing 211106, Jiangsu Province, China;2. State Key Laboratory of Smart Grid Protection and Control, Nanjing 211106, Jiangsu Province, China)

Abstract: This paper analyzed the main problems of smart substation, proposed the principle that “operation and maintenance for smart substation secondary system should be matched with the operation unit of the power system”. This paper points out that the smart substation secondary equipment and secondary loop, including network, software, configured files and information flow, should be configured according to bay. This paper reconfigured the secondary circuit, designed the Digital Secondary Circuit Device, In-situ Sampling Module and the new smart substation system scheme based on the two.The scheme can preferably solve the problem of the expansion of the smart substation, and the action speed of relay protection is equal to the scheme of “Direct Sampling and Direct Tripping”. The overall reliability is better than the Protection device installed in situ without shields. In the scheme, the process layer network and switcher are cancelled, and the Digital Secondary Circuit Device is set with a setting sheet, which does not need configured files,and the personnel skill requirement is low, the efficiency of construction and debugging can be improved greatly.

Keywords: digital secondary circuit device; in-situ sampling module; smart substation; IEC 61850; protection device installed in situ without shields


作者简介:

曹团结

曹团结(1975),男,硕士,研究员级高级工程师,主要从事电力系统继电保护与智能变电站技术研究开发及科技管理工作,E-mail:Tuanjiecao@126.com。

伍小刚(1978),男,硕士,高级工程师,主要从事电力系统自动化研究开发工作。

汤晓晨(1987),女,硕士,工程师,主要从事电力系统自动化研究开发工作。

(责任编辑 赵杨)

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