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【摘要】110kV城南变位于淮安市清浦区，该站于2009年12月数字化改造结束，顺利投运。全站采用IEC 61850标准，遵循“一次设备智能化、二次设备网络化、通信接口标准化”的基本原则，实现变电站的全数字化改造。改造后运行3年来，总体运行平稳，但也发现了不少问题，因此本文结合其运行后的状况对设计作一些回顾和总结。
【关键词】11 OkV变电站；数字化改造；故障
【中图分类号】TM734 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2012）11-0289-01
1、总体改造方案介绍
1.1 电气主接线
110kV城南变目前有两台变压器，容量均为31.5MVA，电压等级为110kv/35kV/10kV。110kV、35kV、10kV均为单母分段接线。35kV、10kV开关柜为中置柜，10kV二段母线各有一组电容器。
1.2 总体改造方案
遵循“一次设备智能化、二次设备网络化、通信接口标准化”的基本原则，实现变电站的全数字化改造。全站采用IEC 61850标准，分为三个网络：站控层网络、专用GOOSE网络和过程层网络，其组网方式分别为星型以太网，单GOOSE网，点对点网络。采用GOOSE通信实现监控的互联闭锁和保护的跳闸功能。
具体改造方案见图1：数字化变电站的网络结构。
1.2.1 三层网络的概况
站控层网络：后台系统与保护、测控装置间采用双以太网组网，IEC61 850协议。
GOOSE网络：开关量输入、控制输出、测控、保护各装置间联闭锁信息（GOOSE信息）用工业光纤以太网代替硬接线。采用单独组网方式，避免了不同优先级数据的同网传输，保证了数据传输的稳定性，可以用普通的工业级交换机。如果与站控层网络合并，为了保证GOOSE信息传输时延最小和不受普通优先级报文的阻塞，需使用符合IEC61850标准的交换机，使GOOSE信息优先交换。1EC61 850标准要求的方法是两个网络合用，为了可靠起见，本工程将将两个网络分开。
过程层网络：保护、测控装置与光cT/FVI的合并器间通信采用点对点光纤以太网，1EC 61850-9-1协议，跨间隔设备（变压器差动、母差保护等）采用IEC 60044-8串行FT3协议；
1.2.2 主要设备选型配置
（1）电气一次部分
①主变压器：主变中性点间隙电流互感器采用OETT03ACTZ光电电流互感器，在主变本体侧加装智能终端箱来实现本体信息采集与控制的数字化，该智能终端箱内含本体保护及操作继电器，变压器本体保护通过GOOSE网跳各侧开关。
②110kV部分：110kV电流互感器选用OET7llACTZ型光电电流互感器（5TPE/5TPE/0.2s）；1 10kV电压互感器选用OET711AVTZ型光电电压互感器（3p/0.2）。
③35kV部分：35kV电流互感器选用OETT03ACTZ型光电电流互感器（5TPE/5TPE/0.2s）；35kV电压互感器选用OET703AVTZ型光电电压互感（3P/O.2）。
④10kV部分：10kV电流互感器选用OETT01ACTZ型光电电流互感器（5TPE/5TPE/0.2S）；10kV电压互感器选用OET701AVTZ型光电电压互感器（3P/0.2）。
（2）电气二次部分
采用保护、测控一体化方案。主变保护测控采用PSl 02E/03E型差动保护/三侧后备保护测控一体；110kV线路保护测控采用X7110型；110kV分段保护测控采用PSl 05E；35kV、10kV保护测控采用V3型。
针对现有的二次设备对运行环境的要求，110kV保护测控装置集中组屏布置于室内，35kV、10kV保护测控。合并单元按间隔配置，同样因为运行环境所限，集中组屏布置于室内的方案。
（3）电能计量、测量表计
电度表全部更换为具有国家计量认证的符合IEC61850通信标准、数字量输入、带485输出接口的多功能数字式电度表；电能采集处理终端装置同时具备专线和网络两种方式。
2、运行故障
2.1 激光管故障
2011年9月22晚22：35分，城南变110kVN关线777线路保护动作跳闸，110kV备自投未动作，由于跳闸前运行方为南关线777线一线带2变，导致全站出现失电。
经分析，这一现象与合并器激光管老化尽管和激光管长期运行、寿命较短有关，这一缺陷在本站较多次出现，由于运行中无法对其进行实时监测和检查，今后类似故障，仍可能发生，需要厂家积极配合，找到解决办法。
2.2 合并器故障
运行统计：2010年2月至2011年9月，发生合并器插件坏故障3起、合并器死机故障2起、合并器激光电源损坏故障5起。
原因分析：当线路正常运行即CT有电时，CT采集卡的工作电源即传输光信号的电源由CT提供，当线路停运时，激光电源开始工作，此时合并器装置内部有2个电源模块同时工作，装置发热加重，且由于装置设计不合理（两个电源板靠在一起，且插件间距较小，也没有散热措施），在变电所空调全开且保护屏前后门都打开的情况下散热效果仍然不理想，造成装置长时间过热，容易造成装置死机或损坏CPU和插件。
2.3 装置电源板故障
运行统计：2010年1月至2010#8月，发生保护测控装置、合并器电源板坏件坏故障19起。
原因分析：设备本身质量瑕疵，与电源板设计、元器件选择有关，厂家作针对性的改进后，2011年年初至今，装置电源板故障仅发生3次，故障率大为减小。
2.4 35kV光电电流互感器故障
35kV光电电流互感器运行中故障率很高，分析原因：35kV电流互感器采用用采用罗科夫斯基线圈+LPCT线圈，绝缘胶材料为聚氨酯，常温固化。浇铸方式采用先户内环氧树脂壳体模具成型，生产工艺简单，过程容易控制，但由于聚氨酯种类和性能差异，运行时间相对短，在现场出现故障率较高的现象，需不断改进配方才能趋向成熟。还有一可能的原因，35kV开关室的温度高、湿度大，使电流互感器易发生故障，因为同样的电流互感器在10kV开关室故障率相对要小一些。
3、设计反思与总结
110kV城南变数字化改造，总体方案还是有一些亮点，尤其是GOOSE网的应用：智能终端按IEC 61850协议GOOSE单独组网设计，变压器本体保护、备自投、低周减载等通过GOOSE网采集信号、发跳合闸令。
经过3年的运行检验，也发现一些不足：（1）由于产品的生产工艺、原材料及结构设计方面的问题，导致运行后的设备故障率较高；（2）35kV、10kV互感器选用光电型，从运行实践来看，缺点要大于优点。因为35kV、10kV的保护测控一体化就地布置，从节省二次电缆的角度出发，效果并不明显。同时，所选用的数字化电能表，用户还有疑虑，所以与城南变同期改造的徐州佟村站，由于有用户专线，仍然采用传统的电磁式互感器。
通过110kV城南数字化改造工程的顺利实施，积累了一定的数字化改造经验，也发挥其作为科技项目的技术探索和引领作用。
【关键词】11 OkV变电站；数字化改造；故障
【中图分类号】TM734 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2012）11-0289-01
1、总体改造方案介绍
1.1 电气主接线
110kV城南变目前有两台变压器，容量均为31.5MVA，电压等级为110kv/35kV/10kV。110kV、35kV、10kV均为单母分段接线。35kV、10kV开关柜为中置柜，10kV二段母线各有一组电容器。
1.2 总体改造方案
遵循“一次设备智能化、二次设备网络化、通信接口标准化”的基本原则，实现变电站的全数字化改造。全站采用IEC 61850标准，分为三个网络：站控层网络、专用GOOSE网络和过程层网络，其组网方式分别为星型以太网，单GOOSE网，点对点网络。采用GOOSE通信实现监控的互联闭锁和保护的跳闸功能。
具体改造方案见图1：数字化变电站的网络结构。
1.2.1 三层网络的概况
站控层网络：后台系统与保护、测控装置间采用双以太网组网，IEC61 850协议。
GOOSE网络：开关量输入、控制输出、测控、保护各装置间联闭锁信息（GOOSE信息）用工业光纤以太网代替硬接线。采用单独组网方式，避免了不同优先级数据的同网传输，保证了数据传输的稳定性，可以用普通的工业级交换机。如果与站控层网络合并，为了保证GOOSE信息传输时延最小和不受普通优先级报文的阻塞，需使用符合IEC61850标准的交换机，使GOOSE信息优先交换。1EC61 850标准要求的方法是两个网络合用，为了可靠起见，本工程将将两个网络分开。
过程层网络：保护、测控装置与光cT/FVI的合并器间通信采用点对点光纤以太网，1EC 61850-9-1协议，跨间隔设备（变压器差动、母差保护等）采用IEC 60044-8串行FT3协议；
1.2.2 主要设备选型配置
（1）电气一次部分
①主变压器：主变中性点间隙电流互感器采用OETT03ACTZ光电电流互感器，在主变本体侧加装智能终端箱来实现本体信息采集与控制的数字化，该智能终端箱内含本体保护及操作继电器，变压器本体保护通过GOOSE网跳各侧开关。
②110kV部分：110kV电流互感器选用OET7llACTZ型光电电流互感器（5TPE/5TPE/0.2s）；1 10kV电压互感器选用OET711AVTZ型光电电压互感器（3p/0.2）。
③35kV部分：35kV电流互感器选用OETT03ACTZ型光电电流互感器（5TPE/5TPE/0.2s）；35kV电压互感器选用OET703AVTZ型光电电压互感（3P/O.2）。
④10kV部分：10kV电流互感器选用OETT01ACTZ型光电电流互感器（5TPE/5TPE/0.2S）；10kV电压互感器选用OET701AVTZ型光电电压互感器（3P/0.2）。
（2）电气二次部分
采用保护、测控一体化方案。主变保护测控采用PSl 02E/03E型差动保护/三侧后备保护测控一体；110kV线路保护测控采用X7110型；110kV分段保护测控采用PSl 05E；35kV、10kV保护测控采用V3型。
针对现有的二次设备对运行环境的要求，110kV保护测控装置集中组屏布置于室内，35kV、10kV保护测控。合并单元按间隔配置，同样因为运行环境所限，集中组屏布置于室内的方案。
（3）电能计量、测量表计
电度表全部更换为具有国家计量认证的符合IEC61850通信标准、数字量输入、带485输出接口的多功能数字式电度表；电能采集处理终端装置同时具备专线和网络两种方式。
2、运行故障
2.1 激光管故障
2011年9月22晚22：35分，城南变110kVN关线777线路保护动作跳闸，110kV备自投未动作，由于跳闸前运行方为南关线777线一线带2变，导致全站出现失电。
经分析，这一现象与合并器激光管老化尽管和激光管长期运行、寿命较短有关，这一缺陷在本站较多次出现，由于运行中无法对其进行实时监测和检查，今后类似故障，仍可能发生，需要厂家积极配合，找到解决办法。
2.2 合并器故障
运行统计：2010年2月至2011年9月，发生合并器插件坏故障3起、合并器死机故障2起、合并器激光电源损坏故障5起。
原因分析：当线路正常运行即CT有电时，CT采集卡的工作电源即传输光信号的电源由CT提供，当线路停运时，激光电源开始工作，此时合并器装置内部有2个电源模块同时工作，装置发热加重，且由于装置设计不合理（两个电源板靠在一起，且插件间距较小，也没有散热措施），在变电所空调全开且保护屏前后门都打开的情况下散热效果仍然不理想，造成装置长时间过热，容易造成装置死机或损坏CPU和插件。
2.3 装置电源板故障
运行统计：2010年1月至2010#8月，发生保护测控装置、合并器电源板坏件坏故障19起。
原因分析：设备本身质量瑕疵，与电源板设计、元器件选择有关，厂家作针对性的改进后，2011年年初至今，装置电源板故障仅发生3次，故障率大为减小。
2.4 35kV光电电流互感器故障
35kV光电电流互感器运行中故障率很高，分析原因：35kV电流互感器采用用采用罗科夫斯基线圈+LPCT线圈，绝缘胶材料为聚氨酯，常温固化。浇铸方式采用先户内环氧树脂壳体模具成型，生产工艺简单，过程容易控制，但由于聚氨酯种类和性能差异，运行时间相对短，在现场出现故障率较高的现象，需不断改进配方才能趋向成熟。还有一可能的原因，35kV开关室的温度高、湿度大，使电流互感器易发生故障，因为同样的电流互感器在10kV开关室故障率相对要小一些。
3、设计反思与总结
110kV城南变数字化改造，总体方案还是有一些亮点，尤其是GOOSE网的应用：智能终端按IEC 61850协议GOOSE单独组网设计，变压器本体保护、备自投、低周减载等通过GOOSE网采集信号、发跳合闸令。
经过3年的运行检验，也发现一些不足：（1）由于产品的生产工艺、原材料及结构设计方面的问题，导致运行后的设备故障率较高；（2）35kV、10kV互感器选用光电型，从运行实践来看，缺点要大于优点。因为35kV、10kV的保护测控一体化就地布置，从节省二次电缆的角度出发，效果并不明显。同时，所选用的数字化电能表，用户还有疑虑，所以与城南变同期改造的徐州佟村站，由于有用户专线，仍然采用传统的电磁式互感器。
通过110kV城南数字化改造工程的顺利实施，积累了一定的数字化改造经验，也发挥其作为科技项目的技术探索和引领作用。