摘要：通过分析智能变电站电子互感器在常规变电站的使用现状及其对线路纵差保护、变压器保护、母线保护的和电流的影响，概述了常规与电子式电流互感器二次合并单元的原理，同时对智能及常规互感器二次使用方法进行了探讨。
关键词：电子式互感器；合并单元；路由延时；光纤传输
作者简介：黄振宁（1982-），男，山东兖州人，山东电力超高压公司，工程师；惠杰（1979-），男，山东日照人，山东电力超高压公司，工程师。（山东 济南 250021）
中图分类号：TM45 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2011）09-0092-02
智能变电站（smart substation）是采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。[1]
随着智能变电站逐渐得到广泛应用，传统变电站将向智能化变电站过渡，过渡过程中势必存在传统设备与智能设备并存、合并的现象，如何处理并存所带来的问题，是当前的一项值得探讨的工作。电子式互感器（electronic instrument transformer）是由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成的，用于传输正比于被测量的量，供测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。[2]改造过程中的传统继电保护装置，由于需要模拟量的输入，如何与电子互感器结合也是一个值得探讨的问题。
以2010年为例，山东电网500kV变电站新扩建新间隔线路四条，更换CT 四组、CVT 两组。根据十二五规划，传统变电站扩建及设备更换项目很多，具有广阔的发展空间。研制合并单元，其是用以对来自二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元，它可是互感器的一个组成件，也可是一个分立单元；各电压等级不同接线形式的新老变电站内，微机继电保护与电子式互感器及合并单元的接口和配置数量的优化；制订电子式互感器、合并单元和基于数字量测的微机继电保护系统的相关技术规程。
一、大修技改或扩建变电站的一次设备的特点
1.AIS及GIS一次设备优先使用电子式电气设备
高电压等级的CT与PT的尺寸很大，价格昂贵，特别是随着电压等级的升高和电流的增大，数据采集时的信号绝缘、抗电磁干扰和测量精度等都将成为难以解决的问题。
将高压一次设备中传统互感器与电子式互感器的特点进行对比，可知电子式互感器优势巨大，在大修技改或扩建变电站中的占有率会越来越高，如表1所示。
2.智能一次电气设备的优点
智能电气设备的一大特点是可配套使用于GIS，也可以独立使用，且体积小、重量轻。因此比传统的设备安装工艺简单，只要严格按照有关规程规定操作，就可以轻松完成。由于超高压变电站的建设时间较早，因此更换变压器、互感器时，应采用智能电气设备，即电子式互感器。应用比较广泛的电子式互感器主要有以下两类。（1）电子式电流互感器。在正常适用条件下，其二次转换器的输出实质上正比于一次电流，且相位差在联结方向正确时接近于已知相位角。（2）电子式电流电压互感器。它是一种电子式互感器，由电子式电流互感器和电子式电压互感器组合而成。上述的高压设备在安装时，除了按照智能化设备安装新规程进行设备更换或扩建外，其他要求与传统安装基本一致。
二、大修技改或扩建变电站的二次设备特点
1.传统二次回路的隐患
由近几年统计可知，常规超高压设备二次回路曾多次发生绝缘降低造成变压器保护误动事故并存在着重复投资的隐患，因此在大修技改或扩建变电站的工程中应采用智能化设备，特点对照见表2。
2.变电站扩建或更换电子式互感器二次设备存在的问题
传统互感器和电子式互感器两个采样回路路由的延时是不一致的。这是因为：传统变电站中，电流、电压经CT、PT转换为二次模拟值，再经保护交流插件、AD采样回路进入保护装置；智能变电站中，电流、电压经电子式互感器、远端模块、合并单元进入保护装置。
假如线路两侧的电气设备，一侧采用传统互感器，另一侧采用电子式互感器，如果不进行任何处理，相当于两侧采样时刻不一致，必然产生角差，正常运行时有差动电流，势必影响继电保护装置，特别是差动保护装置的正常运行。此外，一个半断路器接线方式的电流、母线保护、变压器保护也存在同一问题。
三、解决传统与电子互感器二次和电流的方案
1.传统互感器与电子式互感器的合并
为解决上述变电站扩建或更换电子式互感器二次设备存在的问题，可在电子式电流互感器的二次智能终端采用延时补偿的方法，即采用智能终端，与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。[3]
智能终端实现功能：线路、变压器、母线纵差保护，通过调整采样时刻对两侧的采样路由延时差别进行补偿，保证计算差动电流的两侧电流是同一时刻值。根据现场实际，增加两个定值：“本侧ECVT路由延时”、“对侧ECVT路由延时”。对于电子式互感器，该定值为电流从电子式互感器经合并单元传送到保护装置经数字低通滤波的延时。对于传统互感器，该延时为电流从互感器经电缆通过交流插件、低通插件的延时。插值数据同步的原理如图1所示。
当设备两侧都使用传统互感器或两侧都使用同一型号的电子式互感器时，该定值可以整定为“0”。当一侧为传统电磁型互感器，另一侧为电子式互感器，或两侧电子式互感器型号不一致时，必须根据实际延时整定。[2]
使用原则及需考虑的问题：（1）应用基于数字量的微机继电保护系统时，应考虑各种电压等级及不同接线形式的新老变电站内，微机继电保护与电子式互感器及合并单元的接口和配置数量的优化；（2）充分考虑线路纵差保护两侧信号的同步要求；（3）充分考虑主设备保护中传统互感器和电子式互感器并存时的接口同步要求；（4）电子式互感器、合并单元与微机继电保护系统之间应采用符合IEC61850-9-1/2、IEC60044-7/8的标准。采样数据传送标准IEC60044-8：点对点光纤串行数据接口传输延时确定，可以采用再采样技术实现同步采样，硬件和软件实现简单，适合保护要求。
2.传统互感器与电子式互感器的试验
在大修技改及扩建变电站的工程中，需对互感器进行绕组试验，结合生产实际，电子式互感器与常规互感器的二次绕组试验方法对照如表3所示。
四、传统与电子式电流互感器二次合电流的实施
考虑到过程层通讯网络上传输数据的重要性，过程层和监控层通讯网络应从物理上分开。
过程层GOOSE网络采用星型双光纤以太网。对于超高压变电站，过程层推荐按电压等级分开组网，同一电压等级的GOOSE网络连接在一起，可以充分保证GOOSE的信息共享的特点；电子式互感器模拟量数据传输采用点对点的、符合IEC60044-8标准的光纤网络进行数据传输，确保了模拟采样值传输的实时性和可靠性，见500kV一个半断路器接线互感器二次配置，见图2。
传统变电站的扩建、高压设备的更换采用点对点光纤传输网络进入合并单元，路由延时可以通过合并单元或继电保护装置实现，它的优点是传输延时确定，规约简单，可以采用FPGA来实现，从而可以在数据达到的时刻实现各种差动保护，见图3。
五、结语
目前，智能变电站在国内已经运行多年，从2006年起，220kV铜陵周庄变电站、220kV浙江外陈变电站以及近期投入使用的220kV青岛午山变电站等都是智能变电站。因此，积极探讨并实施传统变电站向智能变电站的转变，使传统的设备与电子式电流互感器的二次量共同进入纵差保护，各种不同电压等级的差动保护得以运行，是一项意义重大的工作。
参考文献：
[1]智能化变电站继电保护技术规范[Z].北京:国家电网公司,2010.
[2]冯亚东.数字化变电站的实施[S].南京:南瑞继保电气有限公司,2009.
[3]继电保护和安全自动装置技术规程[Z].北京:中华人民共和国国家标准化委员会会,2006.
[4]继电保护和电网安全自动检验规程[Z].北京:中华人民共和国国家发展和改革委员会,2006.
（责任编辑：沈清）
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