数字式变电站范文

数字式变电站范文（精选12篇）

数字式变电站 第1篇

一、电磁式电流互感器的概述

(一) 工作原理

我国现阶段变电站中使用均是电磁式电流互感器, 以前将其称之为CT, 现在已经改称TA, 其工作原理与电磁感应的原理相似。由于绕组匝数比较少, 所以, 一次绕组中的电流通常是取决于被测电路的相关负荷电流, 一般与二次电流无关;二次绕组通常是与继电器以及测量仪表等相关电流线圈进行串联的, 因为两者电流线圈的阻抗均比较小, 电流互感器的运行状态通常是维持在近乎于短路的情况中;在电流互感器的运行过程中, 是不允许出现二次侧开路的情况, 假如出现了二次侧开路的情况, 一次侧电流是保持不变的, 二次侧电流就会变为零, 此时需要利用全部的一次侧电流进行电流互感器的励磁, 相应的铁芯中磁通量的密度也会有所增加, 导致铁芯中有用功的损耗量不断增大, 使铁芯发热, 最终就会损坏电流互感器, 除此之外, 因为铁芯中磁通量密度的不断增加, 在二次绕组中电流互感器所能感应出来的电压值非常高, 其最高值可以达到上千伏。所以, 在实际应用中, 为了避免出现二次侧开路的情况, 一定要保持二次绕组的短路状态。

(二) 应用运行中存在的问题

1 绝缘结构方面的问题

随着电压等级的不断提高, 通常情况下选用的绝缘方式为气体绝缘与油纸绝缘这两种方式, 在超高的电压条件下, 电磁式电流互感器所选用的绝缘方式就是串级绝缘法。由此可以看出, 电压的等级越高, 所选用的绝缘结构也就越复杂, 在制造方面也就越难, 相应的造价也就越高, 甚至达到了电压等级的三次方倍, 在应用运行中是一个存在比较普遍的问题。

2 测量准确度的问题

因为一次线圈同高压母线的电位是一致的, 二次线圈的低压侧同相应的低压设施连接, 这两者之间的线圈是通过铁芯进行联通的。随着电压等级的不断加强, 低、高压之间的绝缘距离也就相对的有所增加, 此时也只有通过增加磁路的方式加强一、二次线圈之间的联通。由于测量误差值同电流互感器磁路的平均长度之间是成正比的关系, 所以, 在增加磁路长度的时候, 相应的测量误差值也会跟着增加。通常情况下, 电力系统中对于电流互感器测量的准确度大致可以达到0.3级, 并且还存在着一定的影响因素, 相应的测量准确度也会受到不同程度的影响, 导致其更加的不准确。

3 机械设施方面的问题

因为电磁式电流互感器设施的体积一般都比较大, 质量也比较大, 对于运输、安装方面都存在着一定的不便, 并且在运行作业的时候, 还需要使用一些绝缘支架进行一定的支撑, 进而给相应的维修工作带来很大的不便。

4 潜在危险的问题

电磁式电流互感器是利用电磁变换的原理完成一、二次线圈之间的能量传递过程, 所以, 在一、二次线圈之间一直都会存在着一些电磁联通。假如二次线圈因为某种情况发生了开路情况, 一次线圈中的所有电流就会成为励磁电流, 在二次线圈当中感应出非常高的电压值, 并且会危及到设施、人员生命的安全。除此之外, 在系统中还存在着由于绝缘击穿以及突发性爆炸而导致的单相对地短路等不确定问题。

(三) 改进措施

1 降低二次负载

对于电磁式电流互感器中的继电保护装置一定要选用交流功率消耗比较小的, 并且尽量将继电保护装置进行就地安装, 尤其是环境气候相对比较恶劣的条件下。除此之外, 也可以通过降低二次额定电流的方式予以实现, 因为电流互感器的功率消耗是同电流的平方成正比关系的, 所以, 降低二次额定电流, 并且在保持负载阻抗不变的基础之上, 减少了二次回路的功率消耗。

2 选用适当继电保护装置

对于电磁式电流互感器中的继电保护装置而言, 一定要具备较强的抗饱和能力, 进而在运行作业的过程中, 充分的利用不饱和段的信息, 在一段时间内确保继电保护装置的正常运行。与此同时, 一定要采取快速的保护判断标准, 对电流饱和之前的情况进行准确的判断。

3 应用数字式光电电流互感器

应用数字式光电电流互感器可以有效的解决电磁式电流互感器中继电保护装置精度不高以及容易饱和等一系列问题, 并且还具备绝缘性能良好、体积比较小、数字化以及不存在开路危险等一些特点。所以, 在技术方面而言, 数字式光电电流互感器完全可以代替电磁电流互感器进行应用。

二、数字式光电电流互感器的概述

(一) 结构及其特点

数字式光电电流互感器主要是由传感器单元以及合并器单元共同构成的, 它们之间均是通过光缆进行连接的, 同时利用串联感应分压器与“罗氏线圈”达到混合交流电压电流目的的互感器。其中, 传感器单元的主要作用就是对一次线圈的模拟量实行一定的转换以及数字化处理, 同时将相应的数字信号通过光缆传输到合并器中, 之后合并器将得到的数字信号与电磁式电流互感器中的模拟信号实行合并处理, 最后将相应的信号以光信号的形式传递给其它的二次设施, 为其运行提供一定的数据参考。该类结构具有的特点主要有:外绝缘材料通常使用的都是硅橡胶有机复合材料, 进而加强了设施抵抗外部环境变化的能力;整个结构的信号柱以及传感器使用的均是特种绝缘脂的真空灌封, 具有非常强的绝缘能力;具有非常强的抗电磁干扰的能力, 数据的可靠性非常高。

(二) 优势

数字式光电电流互感器具有较高的精度、较好的暂态特性、无磁饱和以及较宽的频率范围等优势。数字式光电电流互感器采取的是串联式的感应分压器, 具有非常高的测量精度, 可以有效的解决电磁式电流互感器中存在的铁磁谐振的现象。在低、高压部分进行了相应的光电隔离, 进而不会发生电压互感器二次侧短路以及电流互感器二次侧开路等一些可能会影响设施以及人员生命安全的问题。在设施中使用光缆, 完全代替传统上的电缆, 这样不仅可以在一定程度生减少光电互感器实际使用的相关成本, 还可以加强设施的抗电磁干扰能力, 进而提升设施相关的传输容量, 以及增强设施的可靠性。在光电互感器中使用的绝缘材料大多数都是合成材料, 完全代替了传统上使用SF6绝缘结构或者电瓷加油方式, 并且光电互感器的体积相对比较小, 质量也较传统互感器轻上许多, 性能也相对更加稳定、可靠, 并且避免出现漏气、漏油的情况, 在运行作业的过程中完全可以达到免维护的阶段。除此之外, 光电互感器还具有完善的自检功能, 完全可以自行判断出互感器的异常现象, 可以及时予以相应的处理。

三、实际应用的方案

(一) 节俭方案

在电压等级比较低的变电站中应用数字式光电电流互感器的时候, 相对而言, 投资比较少。互感器一、二次侧线圈之间的绝缘条件也比较容易满足相关的设计要求, 节省了合并器以及采集器的应用, 可以直接通过电缆将电流模拟信号传输到相应的保护装置或者仪表中。

(二) 结合传统电磁式互感器的方案

对于半智能的变电站而言, 可能需要同时从传统电磁式互感器与数字式光电互感器上获取相关的信息, 在这样情况之下, 就可以充分利用合并器的采集通道, 进行传统互感器模拟信号的接收工作, 并且与采集器中得到了数字信号进行合并, 之后传输给二次设施。

(三) 应用于110kV变电站的方案

通过对110k V内桥接线变电站的分析、研究, 可以看出, 110kV进线电流互感器同本单元变压器低压侧与间隙互感器一起使用一个合并器, 之后桥间间隔互感器的合并器就会输出相应的信息, 而互感器的保护装置完全可以利用相关的软件予以实现。桥间隔设施可以自行接收互感器合并器以及110kV电压互感器合并器所传输出来的信息, 并且该部分还具有桥开关保护的作用。除此之外, 相应的保护装置应当放置在开关柜中, 并且具有测控与仪表的性能, 通常情况下与罗氏线圈的距离比较近, 所以, 可以直接采集输出的信息, 不需要另设采集器以及合并器。

结语

总而言之, 我国现阶段对于数字式光电电流互感器应用的技术还是处在初级阶段, 有待进一步的加强, 因此, 对于光电互感器的生产、监控设施、二次保护以及电能计量表等相关技术, 一定要加强分析、研究力度, 制定统一的规范标准, 提高相应设施的使用效率, 完善数字式光电电流互感器的应用技术, 进而加大其应用的范围。

摘要：本文通过分析传统的电磁式电流互感器应用的相关问题, 提出一些改进的措施, 进而阐述数字式光电电流互感器的相关概念, 提出在变电站中实际应用的方案, 进而弥补传统的电磁式电流互感器应用的不足, 进一步促进其普遍应用。

关键词：数字式光电电流互感器,变电站,实际应用

参考文献

[1]赵雪丽.数字式光电电流互感器在变电站中的实际应用[J].中国科技博览, 2013 (14) .

无人值守变电站数字监控系统 第2篇

电力系统正在大力推广无人值守变电站，从而实现变电站主设备的监控，大多已实现了遥测、遥信、遥调、遥控的“四遥”，但由于无法了解变电站现场的环境等情况，还得有人昼夜看门，无法实现真正意义上无人值守，也使“防火、防爆、防渍”无法实现。

针对以上情况，北京华青紫博科技有限公司应用先进的计算机、多媒体及通讯技术，开发研制了专为无人值守变电站实现“五遥”的HQ3102-f(HQ2402-f)数字监控遥视系统，本系统除了实现电视监控图像的远程监控，还将防盗（报警技术）、防火（消防）以及出入口管理（门禁系统）融为一体，从而保证设备和环境不受人为和自然因素的侵害。

二、需求分析

1.围墙、大门等通过摄像、微波、红外探头，防止非法闯入；

2.在建筑物门窗安装报警探头，如门磁、红外、玻璃破碎探测器；

3.重点部位摄像机的安装，起到24小时不间断视频监控，可报警联动录像，有些部位可采用红外摄像机；

4.声光电告警设备的联动；

5.通过摄像机、灯光联动，监视主变压器等重要设备，监视场地和高压配电间设备的运行状态；

三、系统组成 变电站设备

变电站设备主要由前端视频服务器、固定或可控摄像机、报警输入输出设备等主要设备组成。主要完成图像、声音的采集、编码和传输、摄像机的控制和报警联动的输入/输出工作。

每个变电站可以安装一个或数个视频服务器，视频服务器是一个功能极强的嵌入式设备，可靠性极高，无需日常维护，完全能满足无人值守变电站的要求。视频服务器负责把摄像机的模拟视频信号转变成数字信号，同时进行压缩，另外也传输控制信号，视频服务器内置10/100M网卡，通过网线接到网络交换机上，视频服务器把压缩后的视频信号及其他数据信号一起通过网络上传到变电工区或供电公司.2.传输网络

系统组网方式灵活，系统功能灵活，利用现有资源灵活，将各类型资源的利用，都能够溶入组网方案之中。能满足不同无人值守变电站监控单元的业务需求，软件功能全面，配置方便。在无人值守变电站远程集中监控管理系统建设中，系统一般建立三级网络结构，也可根据局方的维护体制需要建立两级网络结构。系统能使用多种传输方式混合组网，能够充分利用局方的现有资源，简单灵活。

各变电站到供电局的信道为2M专线，通讯传输设备仅提供2M接口，此种方式需要在变电站和变电工区或供电公司两端成对安装2M以太网网桥。目前大多数传输方式都为此种方式。

3.监控中心

监控中心主要由监控服务器、监控客户终端等组成。主要完成变电站现场图像接收与显示，用户登录管理，优先权的分配，控制信号的协调，图像的实时监控，录像的存储、检索、回放、备份、恢复等。

在变电工区网络上配置一台监控服务器，安装相关监控软件，中心服务器前端对各变电站的摄像机、视频服务器进行管理，后端对所有的上网用户进行管理，同时担负录像报警等众多功能。在值班室安装一到数台监控客户机，监控用户首先登陆监控服务器，输入用户名密码，获得相应的授权后，即能访问到前端的摄像机，同时也可以安装一台大屏幕显示器（或背部投影机、等离子显示器等），利用“E-眼神”系统软件的强大功能，可以在大屏幕上同时显示出9/16个摄像机的画面。系统也可以采用常规的电视墙显示方式。

系统能够对各变电站、所有关数据、参量、图像进行监控和监视，以便能够实时、直接地了解和掌握各变电站、所的情况，并及时对发生的情况作出反应。

变电站网络视频监控解决方案

变电站网络视频监控解决方案

作者：佚名 文章来源：本站原创 点击数：114

变电站网络视频监控解决方案

一、概述 ：

随着计算机技术、网络通讯技术以及电力系统保护及自控技术的发展，变电站的自动化运行水平不断提高，大大减少了人为操作事故，使变电站的无人值守逐步变成了可能，并已成为电业系统的发展趋势。目前已实现了将生产现场的设备运行数据、状态传送到远方的调度中心，同时调度中心也可对远程的现场设备进行控制和调节，这就是常称的遥测、遥信、遥控和遥调。作为无人值守的变电站如只具备四遥是不够的，因为调度中心无法了解现场情况致使一些安全防范如“防火、防盗”等无法实现，因此变电站仍需要有人昼夜守护。随着计算机技术、多媒体技术及通讯技术的迅猛发展，对于图像、声音等多媒体信号的数字化处理以及远距离传输的技术已相当成熟，将这一成熟的技术引入电力调度自动化系统，在四遥基础上增加第五遥-遥视，并且实现防盗、防火及出入口管理，将实现真正意义上的“无人值守”。

为了加强对重变电站及无人值守变电站在安全生产、防盗保安、火警监控等方面的综合管理水平，实现创一流的目标，越来越多的电力企业正在考虑建设集中式远程图像监控系统。它可以对各变电站的现场进行实时视频监控，将变电站的各被监视点，如主控制室，高压室、设备情况、断电器、隔离刀闸、室外场地等现场图像通过通讯网实时地传输到集控站或地方调度中心；同时可以按照多种方式进行数字录象，保存在服务器上供事后调用。对重要变电 站，局领导及调度人员可分别通过企业计算机网络，利用桌面微机，实时地对变电站进行视频监控或调用数字录象。

近年来，电力公司在全省范围内逐渐建设计算机信息广域网，变电站的远程图象监控是构筑在计算机信息广域网的重要应用功能之一。

电力系统内各种生产设备类型复杂，数目巨大，地域分布广，人工维护困难。同时，为适应减员增效和现代化管理的要求，对生产现场的闭路电视监控系统在可靠性、易用性及易维护性，尤其对远程监控方面提出了更高的要求。同时，电力系统的信息网络的建设质量和速度在各专网系统中是名列前茅的，这为基于网络视频监控的应用提供了良好的条件。

基于嵌入式视频服器，主要应用于无人值守变电站，电业局/电厂综合监控系统、现场生产调度指挥系统及对灾害和突发事件的应急处理。以确保监控场所内设备的可靠运行及人员的安全。

二、网络拓扑图 ：

三、系统组成系统设备

1、监控前端主要由前网络视频服务器、摄象机（防护罩、摄象机、镜头、支架）、云台、解码器等主要设备组成。网络视频服务器是整个系统中的核心设备，实现网络化、数字化处理工作，它完成模拟视频监视信号的数字采集、影像压缩、监控数据处理、报警信号的采集、网络的传输等功能。它可将前端的模拟信号同时处理成高清晰的实时数字图像发布到网络中，可实现多用户同时监控相同或者不同的现场图像，真正做到视频共享。

2、后端监控有数台装有专用监控软件的电脑组成，软件功能参考第五节。

网络条件

大部分变电站内都有自己的E1线路，监控图像可以使用E1线路来传输到集控中心。E1的带宽为2Mbps,因此可以同时最多可传输8路实时图像。

四、系统优势

1、可以使用站内已有的E1线路传输图像。

2、稳定性好，不死机，使用嵌入式操作系统。

3、不受病毒侵袭，系统采用VXWORKS操作系统,WINDOWS系统的病毒无法入侵。

4、功能齐全，集成度高，具有动态IP功能，短信报警功能，红外/烟感报警功能。

5、系统适合无人职守环境，无须专人维护系统。

万力达:受益数字变电站建设 第3篇

在短期投资上，我们仍关注2011年将出现基本面向好变化的个股。国信证券日前调研了万力达（002180），并就公司电气保护系统和镜铁矿的发展进行了分析。万力达目前是国内厂矿企业用继电保护第一品牌，从收入构成来看，厂矿企业用变电站综合自动化系统和继电保护系统合计占万力达收入的80%以上。该业务近两年由于行业竞争，毛利率有所下降，但综合毛利率仍保持在50%左右。

国信证券提示的机会集中于数字变电站建设——由于2011年国家智能电网建设将进入全面试点阶段，传统变电站将大规模进行数字化和智能化的改造与升级，这将在一定程度上推动厂矿领域的变电站进入适应性的改造和升级，行业发展的战略机遇使得万力达主营前景可观。

国信证券对此进行了量化分析，目前中高压加低压的产品市场需求总量每年在80-100亿元左右，电力电子产品网内和网外的需求每年也有几百亿。而万力达110KV以下电压等级产品已研发成功并面市。10KV电压等级的通信和保护产品已经通过检测，可以投入市场。

但目前厂矿企业数字化变电站的需求还没有释放，主要是因为电网领域数字化变电站仍处于示范期，厂矿领域的应用滞后于电网领域。国信证券在调研中了解到，万力达围绕智能电网保护和电力电子技术展开研发，产品线进一步丰富。公司成立了电力电子事业部，在高压变频、无功补偿、有源滤波等方面开发新的产品，并有少量订单。由于公司将受益于智能电网建设所带动的厂矿企业数字化变电站、电力电子等的发展，储备的产品将陆续贡献利润，国信证券预计该部分业务未来年均增长30%。

此外，2008年万力达透过全资子公司万力达投资有限公司收购了商南县青山矿业，持有青山矿业80%的权益。青山矿业拥有较高品位的镜铁矿，现有1.17平方公里采矿权，290万吨储量。还有10.7平方公里的探矿权，采矿权正在申请中，后续储量和开采的持续性有保证。镜铁矿深加工后为附加值更高的云母氧化铁。云母氧化铁是一种化学性能稳定的片状颜料，它不仅用于制造各种高档特种防锈油漆，也可用于冶金、采矿、化工、石油、水电、高炉烟囱等一切户外大型钢结构。

国信证券通过调研的情况进行判断，并预计公司会将镜铁矿深加工为附加值更高的云母氧化铁，预计2011年产量1万吨（包括铁灰和铁红），2012年3-5万吨。目前云母氧化铁市场价格为325目铁灰325目的2600-2900元/吨，400目的2800-3200元/吨，铁红400目的1400-1700元/吨，吨成本1500元左右。如果假设公司铁灰价格2800元/吨，铁红价格1500元/吨，预计2011年该部分收入为2400万元，2012年该部分收入为7200-12000万元。由于公司购入采矿权的成本低，开采自用的成本也相对较低，国信证券根据调研情况假设吨成本在1000元左右，预计2011年该部分净利润为1000万元，2012年净利润为3000-5000万元。

数字化变电站 第4篇

随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟, 以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用, 势必对已有的变电站自动化技术产生深刻的影响, 使得建立全数字化的变电站自动化系统成为可能。

2 数字化变电站自动化系统的特点

1) 智能化的一次设备。

2) 网络化的二次设备。

3) 全站统一的标准平台。

变电站内一次电气设备和二次电子装置均实现数字化通信, 并具有全站统一的数据建模及数据通信平台, 在此平台上实现信息的共享, 并在此平台的基础上实现智能装置之间的互操作性。

3 数字化变电站自动化系统的结构

3.1 过程层

1) 电力运行实时的电气量检测。

2) 运行设备的状态参数检测。

3) 操作控制执行与驱动。

3.2 间隔层

1) 实施对一次设备保护控制功能。

2) 汇总本间隔过程层实时数据信息。

3) 实施本间隔操作闭锁功能。

4) 实施操作同期及其他控制功能。

5) 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。

6) 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。

3.3 站控层

1) 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。

2) 按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心。

3) 接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行。

4) 具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能。

5) 具有 (或备有) 站内当地监控, 人机联系功能, 如显示、操作、打印、报警, 甚至图像, 声音等多媒体功能。

6) 具有对间隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态, 在线修改参数的功能。

7) 具有 (或备有) 变电站故障自动分析和操作培训功能。

自动化系统中的网络选型, 网络系统是数字化变电站自动化系统的命脉, 它的可靠性与信息传输的快速性决定了系统的可用性。

4 数字化变电站发展中的主要问题

1) 研究开发过程中专业协作需要加强, 比如智能化电器的研究至少存在机、电、光三个专业协同攻关。

2) 材料器件方面的缺陷及改进。

3) 试验设备、测试方法、检验标准, 特别是EMC (电磁干扰与兼容) 控制与试验还是薄弱环节。

5 互感器

电力互感器是电力系统中的一种测量传感器, 是电力系统的眼睛, 负责基本参数的测量, 同时为系统的计量、保护监控单元提供依据信号。

5.1 电磁式电流电压互感器

5.1.1 缺点

1) 需要大的功率输入, 功率损耗大, 体积亦大。

2) 造价昂贵, 体积与成本会成倍增加。

3) 因受铁芯磁饱和限制, 通常在使用时, 将测量用电流互感器与保护用电流互感器分开处理。

4) 当短路电流过大, 致使电流互感器铁芯饱和而使电流信号畸变。

5) 以内部充油的方式来提高绝缘电压, 由于密封工艺的难度, 经常会发生漏电。

5.1.2 电子式电流电压互感器

亦称“有源电子互感器” , 见图1。

(通常采用Rogowski线圈)

电子式互感器的特点 :

1) 简单的绝缘结构, 优良的绝缘性能。

2) 消除了磁饱和与磁滞问题。

3) 二次侧无开路危险, 抗电磁干扰性能好。

4) 动态范围大, 测量精度高。

5) 频率响应范围宽。

6) 无易燃、易爆炸等危险。

7) 体积小、重量轻、节约空间。

8) 适应电力测量和保护数字化、微机化和自动化发展的潮流。

9) 状态自检功能。

10) 制造和使用成本低。

5.2 新型互感器的研究进展

5.2.1 国外研究进展

世界范围内光电式电流互感器的应用研究始于二十世纪六十年代, 七十年代形成高潮, 但当时仍处于精度低、温度影响没有较好解决的阶段。进入八十年代以后, 光电子技术、微机技术、单片机及微处理器技术的兴起与成熟, 为研制出高性能的光电式电流互感器奠定了基础。

5.2.2 国内研究进展

绝大多数仅限于实验室阶段, 还没有实用化产品投入运行。

数字化变电站的优点:

1) 提升测量精度。

2) 提高信号传输的可靠性。

3) 减少二次接线。

4) 解决设备间的互操作问题。

5) 变电站的各种功能可共享统一的信息平台, 避免设备重复。

6) 自动化运行和管理水平的进一步提高。

7) 避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题。

6 国内外变电站自动化研究现状

6.1 国外研究现状

国际上数字化变电站的研究已从实验室阶段进入实际工程应用阶段, 实用的全数字化变电站已有一些先例

1) 完成了间隔层设备和主控站之间的互操作试验。

2) S进行了间隔层设备的互操作试验。

3) 进行了间隔层设备的互操作试验。

我国已建成了互感器智能化的数字化变电站, 而互感器和开关设备均智能化的高电压等级变电站还未开始实施。国网公司及各电力公司全面开展研究工作, 数字化变电站将是我国变电站技术的发展方向。国内厂家已能提供数字化变电站所需的大部分设备, 可基本实现设备国产化。

7 数字化变电站原理

7.1 自诊断子系统

1) 在线收集站内继电保护、自动化设备、数字式电能表及其他数字化设备的信息, 监视各装置的工作状态。

2) 根据保护系统的信息模型, 周期性地采集保护装置的特定计算结果, 对同类型保护装置的计算结果进行相互比较, 由此及早判断保护装置的逻辑、硬件、软件内的隐含故障, 提高保护系统的可靠性。

3) 采集各监控装置的相关信息, 并利用冗余信息对信号通道及监控装置的性能进行趋势判断, 及早发现隐含故障, 提高系统可靠性。

4) 监视光电流、电压互感器的工作状态。

7.2 综合在线监测专家系统

系统包括:

1) 变压器绝缘在线监测子系统。

2) 避雷器绝缘在线监测子系统。

3) 断路器状态在线监测子系统。

4) 变电站环境和污秽在线监测子系统。

5) 过电压在线监测子系统。

智能电网

1) “智能电网”解决方案的目的:有效提高电网的数字化程度, 加强数据的整合体系, 获得更全面细致的电网视图, 实现对信息的分析和优化。

2) 智能电网的构成包括:数据采集、数据传输、信息集成、分析优化和信息展现五个方面。

3) 智能电网的实时数据包括三个方面:电网运行数据、设备状态参数数据和客户计量数据。

4) 从“智能电网”的角度来说, 数字化变电站作为其组成部分, 具有相同的发展方向。

5) 目前数字化变电站与理想数字化变电站之间存在差距。

8 数字化变电站应用中的关键技术

1) 变电站全数字化最大的障碍在于一次设备, 特别是一次测量设备。

2) 由于互感器对测量、计量以及保护系统有着重要的影响。用光电式互感器取代原有的电磁式互感器是数字变电站研究的突破口。

3) 数字式光电互感器运用于变电站则能实现变电站数字化, 并从根本上解决了互感器在电流、电压信号在传输到二次设备和处理过程中所产生的附加误差, 大大提高了保护系统、测量系统和计量系统的准确性, 同时也充分体现出它在安全性能、维修成本方面的优势。

9 结论

数字式变电站 第5篇

关键词：数字化变电站;变电站二次配置;变电站保护配置;变电站二次网络

从国际国内的情况看，数字化PT/CT及智能化一次设备开始大量应用于各个电压等级的变电站，使变电站的二次布线有了革命性的变化。采用电磁型PT/CT的传统变电站，一次系统的信号采用电缆以模拟量的方式传送到控制室，控制室的二次设备必须具备自己的采样回路才能获取需要的数据;而采用数字化的PT/CT及智能化一次设备的数字化变电站，其一次系统的信号通过光缆以数字量的方式送到控制室，控制室的二次设备只需要具备通信功能即可获取需要的数据，节省了电缆投资，提高了采样性能，增强了二次系统的可靠性。本文将在传统的二次设备配置的基础上，提出几种新的二次设备配置的方法，并探讨各种配置方法的优点和缺点。

一、变电站二次设备的传统配置方式

因二次设备的采样数据不能共享，故所有二次设备都有自己的采样回路，获得的采样数据只能自己使用，导致一二次设备之间有大量的电缆连线，为设备的调试及施工带来了大量的查线工作，同时二次系统的配置形成了目前的各个二次系统之间互不联系的局面。在传统变电站中，一般的配置情况为：

(一)高压部分(110KV及以上电压等级)采用每个对象分别配置一套保护装置及一套测控装置的模式。保护装置具有该间隔需要的所有保护功能，如距离、零序、差动、过流等。测控装置测量该间隔的电压、电流、相角、功率、频率等，同时具有控制功能。

(二)低压部分采用保护测控一体化的方式，即每个对象配置一台装置，该装置具有测量、控制和保护的功能。

(三)各个电压等级的母线分别配置母线差动保护装置，有几种电压等级就需要几台母线差动保护装置，高压断路器需配置断路器保护装置。有一些母联还需配置母联保护装置。

二、数字化变电站过程层组网方式

国内目前在建的数字化变电站中，虽然已经实现一次设备的数字化，但二次设备依然按照传统变电站的方式配置，没有充分发挥数字化变电站经济、简洁及可靠的优势，主要原因是目前的数字化变电站中一次设备的数据传输用的最多的还是点对点传输方式，造成数据共享还只能在有限的范围内，无法做到全站共享的方式c”。很多数字化变电站中的过程层网络结构还相对保守，主要采用PT/CT的远端模块将数据传送给控制室中的合并单元，由合并单元分成多路光纤点对点传给保护、测控以及其他设备。

该模式符合目前国内对保护测控设计的基本思路，即采用最安全的点对点传输模式，最大限度减少数据传输延时，同时避免了采用以太网传输时数据过分依赖以太网设备的问题。

但随着技术的进步，以太网设备可靠性稳定性大幅度提高，可采用以太网共享数据的模

该模式为一次设备的数据直接上网，各个间隔单独组网，每个间隔的网络通过路由器互连。这种组网方式下，只需单个间隔数据的保护测控设备，可通过间隔层交换机获取数据，对于需要多个间隔数据的保护测控设备(如母差保护)，则可通过路由器获取全站的数据。这种模式组网简单，数据隔离方便，较好平衡网络负荷能，可有效分散网络设备不稳定造成数据丢失的风险。

三、变电站二次设备配置方式革新的条件

随着一次设备的数字化及以太网技术的发展，使一次设备将其信号通过以太网传送到控制室成为可能。一次设备的数据通过以太网为二次设备共享，可大大简化二次设备的设计及二次系统的布线。IEC61850的全面推广，为不同设备之间的数据共享提供了依据及可行的方法。断路器及开关刀闸能通过网络接收命令并执行，并通过网络将自己的状态及执行结果送给控制方，这些智能化的一次设备使二次设备可以摆脱传统思维模式的束缚而重新设计及配置。这些条件的具备，为二次系统重新设计提供了可靠的保障。同时也需要在电力系统管理模式上进行革新，以适用全新的数字化变电站的建设及运行管理。

四、几种数字化变电站二次设备配置方案

在数字化变电站中，二次设备不需要采样回路，只需要配置网卡就可获得所需的数据，使二次设备向小型化、智能化及高集成化方向发展a多种传统二次设备的功能集成在单台二次设备中成为可能，将大大减少设备投入成本。根据数字化变电站的特点，本文总结了以下4种数字化变电站二次设备配置方式，叙述如下：

(一)按传统方式配置二次设备

这种配置方式在上文已经叙述，这里不再赘述。传统配置方式是在传统变电站模式下发展起来的，目前各项运行管理方法也是基于该模式发展起来的。因此在数字化变电站中采用这种配置方式后，目前运行管理方法不用做任何改变即可适用。这种配置方式没有充分利用数字化变电站数据共享的优势，配置显得复杂且经济性不好。

(二)按对象配置方式

该模式采用保护测控一体化的方式，每个对象不再分别配置保护和测控，而只需配置一套装置，该装置完成该对象的所有保护及测控功能。这样在装置内部可以共享一些计算数据，简化了二次系统的复杂度，提高了系统的经济性。这种配置方式将自动化专业和保护专业合二为一，故必须改变目前运行管理过程中存在的按专业设置部门的方式，否则在运行管理上将出现盲点。

五、结语

目前国内的数字化变电站建设中，绝大多数采用传统方式配置二次设备，避免了管理方式的改变。但采用传统方式配置数字化变电站的二次设备，不能充分发挥数字还变电站简化二次设计及节约成本的优势。集中式配置方式因风险过于集中，在目前的技术及环境下很难执行。采用按对象配置和按功能配置的方式能极大的简化变电站二次系统，且较好的分散设备风险。但采用新的配置方式缺乏运行管理经验。为改变二次设备配置方式，必须对目前的运行管理方式进行创新，否则很难适用新的数字化变电站二次设备。

参考文献：

数字化变电站对变电运行的影响分析 第6篇

【摘要】随着社会的发展与进步，电力企业越来越发挥着重要的作用，而数字化变电站在电力企业中的应用，极大程度推进电力企业的发展进程。数字化机械设备在电力企业中的应用是必然趋势，能够取缔传统变电站，为维护变电运行安全可靠性发挥着积极的作用。数字化变电站对变电运行有着一定的影响，通过对其影响问题的分析，能够充分彰显先进技术应用于电力企业中的优越性。本文主要对数字化变电站对变电运行的影响进行深入分析。

【关键词】数字化变电站；变电运行；影响

前言

随着社会的发展和科学技术水平的不断提升，数字化技术和设备在社会众多领域中得到广泛应用。对于电力企业而言，数字化变电站应用于其中，是电力工程领域的一大变革。数字化变电站对变电运行产生重要影响，有利于促进电力企业快速发展。所以，相关人员针对该问题进行分析具有必要性。然而，要充分发挥数字化变电站的积极作用和强化变电运行管理，电力企业必须从综合角度而开展工作。

一、数字化变电站的定义及特点

数字化变电站以数字化技术为重要依托，能够对电力企业变电站运行状况进行有效的监管，通过信息数据的智能化处理，能够提升变电运行的效率。可见，数字化变电站具有诸多技术优势特点。首先，变电运行中产生的数据信息，能够实现数字化采集和管理，系统可以对相关数据信息进行分析与输出，以满足电力企业人员的实际需求。其次，系统结构具有层次化的特征。数字化变电站设计过程中，其结构主要由过程层、间隔层、站控层三部分组成，是基于光纤技术基础之上的通讯手段，数据传输较快，且抗干扰能力强。最后，电气设备具有智能化，如电子式互感器等先进设备，是电子技术和计算机技术的有机结合，能够充分发挥数字化变电站在电力运行中的积极作用[1]。

二、数字化变电站对变电运行的影响

（一）数字化变电站影响安全事故处理效率

数字化变电站对安全事故的处理效率有影响，是电力企业发展必经之路。基于传统变电站条件下的安全事故处理，主要依靠相关工作人员的工作经验而开展，因而在安全事故处理方面相对较为快速。随着数字化技术的不断深入，数字化变电站的经验相对较少，因而在处理安全事故方面，必须从两方面着手：一是积极借鉴传统变电站条件下的安全事故处理经验和方法等，使其为现阶段安全事故处理提供经验借鉴。如此，经过一段时间的数字化实践，相关人员能够不断积累实践经验，为后续电力安全事故处理提供有力依据。二是相关人员应定期对数字化变电站设备及各项电力装置进行检查，如果遇异常，则发出警报信号，使专业技术人员及时处理安全隐患问题。基于此，数字化变电站条件下的安全事故处理，应以预防为主，进而为变电运行创造安全可靠的环境[2]。

（二）数字化变电站影响电力安全防范

数字化变电站的影响下，诸多新技术、新设备之间存在着密切的联系，因而使变电运行的安全防范工作相对较为复杂，但如若电力企业工作人员能够有效开展安全防范工作，则能够确保变电运行的安全可靠性，为用户提供可靠的电能。与传统变电站相比较，数字化变电站的安全防范工作相对较为复杂。首先，电力工作人员通过后台操作，对软压板接口处进行相关检修操作，以保障该区域的安全性能。其次，基于数字化变电站的安全工作，必须从整体网络角度加以考虑，以充分发挥数字化变电站的优越性功能。例如：对主变闸刀、GPS对时系统等设备需采取针对性的安全措施。基于此，变电运行安全防范工作较为到位，实现安全稳定的目的[3]。

（三）数字化变电站影响变电运行规程

数字化变电站对变电运行规程有一定程度的影响。目前，基于数字化变电站的电力企业，大多广泛应用网络化二次设备、智能化一次设备等数字化设备，因而与传统变电站下的变电运行规程有差异，要求电力企业工作人员应及时对变电运行规程加以修订或增加方面的调整。首先，如若传统变电运行规程范围内不含有新技术和设备，则在数字化变电站背景下，必须增设相关运行规程；如若传统变电运行规程与数字化变电运行规程之间存在矛盾，则以后者为主，对已有变电运行规程加以修订调整，以适应数字化变电站运行的需要[4]。

（四）数字化变电站影响变电修试工作

随着人们生活水平的逐渐提高，对电力质量有着更高的要求。传统变电站设备在变电运行中可能存在诸多不安全问题，直接影响电力企业供电质量，对其发展产生不良影响。基于数字化技术的变电站，能够提升变电运行效率，满足用户的用电需求。数字化变电站对变电修试工作有影响，主要表现在以下方面：首先，数字化变电站能够将计算机中的控制、信息、网络技术进行有机结合，能够对变电运行状态进行如实反映，使电力工作人员可以及时获取相关故障信息，进而促进变电修试工作顺利进行。其次，随着科学技术水平的不断提升，电力企业人员能够将相关先进技术积极融入于数字化变电站中，对提高数字化变电站的工作性能发挥着积极的作用。

（五）数字化变电站影响变电运行的巡视项目

数字化变电站在电力企业中的有效应用，集新设备与新技术于一体，使传统变电站条件下的变电运行诸多巡视项目发生系列改变。首先，在数字化变电站的作用下，变电站设备外观结构发生一定改变。例如：电子式互感器中的巡视项目相对较多，但在数字化变电站的作用下，相关人员可以忽视端子箱引线的巡视工作。其次，数字化变电站条件下的交换机等关键设备，在巡视过程中，应以光字牌、指示灯等内容为巡视重点。由此可见，数字化变电站影响变电运行的巡视项目[5]。

（六）数字化变电站影响继保校验工作

数字化变电站影响继保校验工作，与传统变电站之间存在着较大区别。首先，基于传统变电站条件下的继保校验工作，主要利用三相或单相测试仪而开展系列检查工作，可以对继电器电流、电压等方面进行相关检测工作。但是传统变电站下的校验设备比较笨重，可能为工作人员带来不必要的安全隐患。然而，在数字化变电站的作用下，电力企业能够采取先进的校验设备，通过对继电器进行相互转换，可以使数字信号得以传输。基于数字化变电站条件下的校验仪器，其校验过程比较简单，且绝缘要求相对较多，具有灵活性强、体积小、便于携带等诸多优点，有助于电力企业更好开展继保校验工作。

三、强化变电运行管理的对策

随着数字化技术的不断深入，使数字化变电站在电力企业中有着一定程度的应用，但由于数字化变电站的运行实践经验相对较少，因而要求电力企业相关人员必须采取有效的加强变电运行管理策略，以充分发挥数字化变电站在电力企业中的积极作用，促进电力企业实现可持续发展[6]。

（一）加强信息资料管理

数字化变电站在实际运行中，能够产生大量的信息数据，其中包含诸多具有价值的数据信息，因而相关人员有必要加强信息资料管理工作，能够为数字化变电站变电运行提供积极的经验借鉴。首先，在引进数字化变电站设备时，电力企业相关人员应对相关资料加以整理和归档收藏，包括说明书、合格证书、性能检测报告等，确保数字化变电站基础信息管理工作的有效性。其次，相关人员对数字化变电站运行中的各参数数据信息等内容加以有效整理，既为检修人员提供工作依据，又有助于电力企业积累数字化变电站的实践经验。

（二）加快人才队伍建设

数字化变电站对变电运行有着一定程度的影响，而电力企业要充分发挥数字化变电站的积极作用，有必要加快人才队伍建设，以强化变电站运行管理。电力企业变电运行管理人员的能力素质水平相对较低，且平均年龄较大，对新技术、新设备的认知程度有限。对此，电力企业领导人员应加强对相关人员的培训。首先，定期对相关人员加强培训活动，不仅提升变电运行管理人员对新技术设备的认同感，而且提高其综合素质。其次，积极引进先进的技术和管理人才，以加快电力企业变电运行管理人才队伍建设。

（三）积极引进先进的技术和设备

在数字化变电站逐渐应用背景下，电力企业应积极引进先进的技术和设备，以推动电力企业的数字化发展进程。首先，科学技术日新月异，其技术水平不断提升，先进设备和技术充分融入电力企业中，能够为数字化变电站提供相配套的系列技术与设备，可以充分发挥数字化变电站的积极作用，为用户提供安全可靠的电能。其次，电力企业相关人员应熟悉引进的设备和技术，既明确其工作原理，又对其功能作用有一定程度的了解，为电力企业更好应用先进技术和设备发挥着积极的作用。与此同时，有利于推动电力企业的发展进程。

结论

基于数字化变电站的技术设备较为先进，既加快电力企业数字化建设的发展进程，又能确保变电运行的安全可靠性。数字化变电站对变电运行中的多个项目产生重要影响，而相关人员应采取积极的强化变电运行管理对策，通过加强信息资料管理、加快人才队伍建设、积极引进先进的技术和设备等对策，以强化变电运行管理，充分发挥数字化变电站的积极作用，推动电力企业实现可持续发展。

参考文献

[1]刘成君，张恺凯.数字化变电站及其对继电保护的影响[J].电工电气，2010，04：4-7.

[2]高欢.数字化变电站变电运行专业管理探讨[J].科技创业家，2013，17：118.

[3]来文涛.数字化变电站运行维护策略研究[J].科技创业家，2014，05：121.

[4]王岐.数字化变电站中电气二次设计分析[J].黑龙江科技信息，2014，18：51.

[5]雷健.数字化变电站在变电专业应用浅谈[J].科技与创新，2014，08：43-44.

数字化变电站解读 第7篇

“数字化变电站”是以变电站一、二次设备为数字化对象, 以高速网络通信平台为基础, 通过对数字化信息进行标准化, 实现信息共享和互操作, 并以网络数据为基础, 实现数据测量监视、控制保护、信息管理等自动化功能的变电站。

在变电站自动化领域中, 随着智能化电气的发展, 特别是智能开关、光电式互感器机电一体化设备的出现, 变电站自动化技术进入了数字化的新阶段。在高压和超高压变电站中, 保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O单元, 如A/D变换、光隔离器件、控制操作回路等将割列出来作为智能化一次设备的一部分。反言之, 智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路代替了综合自动化保护装置、测控等装置的I/O部分;而在中低压变电站则将保护、监控装置更加小型化、紧凑化, 完整地集成开关柜上, 充分体现了了变电站机电一体化的技术要求。

数字化变电站具有“四化”特征:全站信息数字化;通信平台网络化;信息共享标准化;高级应用互动化。实现四化功能的基础如下:

1) 智能化的一次设备

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网络取代传统的导线连接。换言之, 变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替, 常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。

2) 网络化的二次设备

变电站内常规的二次设备, 如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造, 设备之间的连接全部采用高速的网络通信, 二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口, 通过网络真正实现数据共享、资源其享, 常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。

3) 自动化的运行管理系统

变电站运行管理自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化;数据信息分层、分流交换自动化;变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告, 指出故障原因, 提出故障处理意见;系统能自动发出变电站设备检修报告, 即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。

2 变电站自动化的发展历程

2.1 常规变电站的缺点

1) 技术和管理上条块分割、设备互不兼容;

2) 硬件设备多而杂, 标准化程度低;

3) 控制电缆、端子排规模大、安装调试比较复杂;

4) 被动系统, 无法自诊断、维护工作量大。

2.2 综合自动化变电站存在的问题

变电站综合自动化系统仍然存在信息难以共享、设备之间不具备互操作性、系统的可扩展性差等问题, 制约了变电站可靠性、实时性、经济性的进一步提升。

另一方面, 大电网安全稳定运行也对变电站向电网高级功能应用提供数据的支撑能力提出了更高的要求。

3 数字化变电站

3.1 数字化变电站研究的意义

目前变电站自动化系统虽已部分实现了计算机化和网络化, 但设备之间缺乏互操作性, 不能够实现一体化。各厂家功能和接口的差异, 导致设备维护和升级成本巨大。变电站自动化系统与互感器、开关等终端设备需要通过电缆相连, 模拟信号的传输存在电磁干扰及附加误差等, 没有全部实现数字化。变电站内、变电站与控制中心之间没有完全实现信息共享, 一次设备的状态信息无法全部接入。

随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟, 以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用, 对已有的变电站自动化技术产生深刻的影响, 全数字化的变电站自动化系统已经可以实现。

数字化变电站由于对信息采集、传输、处理和输出过程实现数字化, 基本特征具有设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化、运行管理自动化等等特点。

变电站数字化为电网的智能化提供了有力保证, 为各种绿色、低碳能源的接入提供了可靠的支撑平台。

实现数字化变电站对于我国变电站的自动化运行和管理将带来深远的影响和变革, 具有重大的技术和经济意义。

3.2 数字化变电站自动化系统的结构

数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类, 即智能化的一次设备和网络化的二次设备;在逻辑结构上可分为三个层次, 根据IEC61850通信协议草案定义, 这三个层次分别称为“过程层”、“间隔层”、“站控层”。各层次内部及层次之间采用高速网络通信, 三个层次的关系如图1所示。

3.2.1 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:1) 电力运行实时的电气量检测;2) 运行设备的状态参数检测;3) 操作控制执行与驱动。

1) 电力运行的实时电气量检测

与传统的功能一样, 主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测, 其他电气量如有功、无功、电能量可通过间隔层的设备运算得出。与常规方式相比所不同的是传统的电磁式电流互感器、电压互感器被光电电流互感器、光电电压互感器取代;采集传统模拟量被直接采集数字量所取代, 这样做的优点是抗干扰性能强, 绝缘和抗饱和特性好, 开关装置实现了小型化、紧凑化。

2) 运行设备的状态参数在线检测与统计

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、刀闸、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。

3) 操作控制的执行与驱动

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、刀闸合分控制, 直流电源充放电控制。过程层的控制执行与驱动大部分是被动的, 即按上层控制指令而动作, 比如接到间隔层保护装置的跳闸指令、电压无功控制的投切命令、对断路器的遥控开合命令等。在执行控制命令时具有智能性, 能判别命令的真伪及其合理性, 还能对即将进行的动作精度进行控制, 能使断路器定相合闸, 选相分闸, 在选定的相角下实现断路器的关合和开断, 要求操作时间限制在规定的参数内。又例如对真空开关的同步操作要求能做到开关触头在零电压时关合, 在零电流时分断等。

3.2.2 间隔层

间隔层设备的主要功能是:1) 汇总本间隔过程层实时数据信息;2) 实施对一次设备保护控制功能;3) 实施本间隔操作闭锁功能;4) 实施操作同期及其他控制功能;5) 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;6) 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。必要时, 上下网络接口具备双口全双工方式, 以提高信息通道的冗余度, 保证网络通信的可靠性。

3.2.3 站控层

站控层的主要任务是:1) 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;2) 按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心;3) 接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行;4) 具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能;5) 具有 (或备有) 站内当地监控, 人机联系功能, 如显示、操作、打印、报警, 甚至图像, 声音等多媒体功能;6) 具有对间隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态, 在线修改参数的功能;7) 具有 (或备有) 变电站故障自动分析和操作培训功能。

3.3 数字化变电站的优点

数字化变电站的一次设备和二次设备均采用智能设备, 设备间交互的信息均按统一的模型数字化。数字化变电站较常规综合自动化变电站有以下优势:

1) 提升测量精度

数字化变电站采用输出数字信号的电子式互感器, 数字化的电流电压信号在传输到二次设备和二次设备处理的过程中均不会产生附加误差, 提升了保护系统、测量系统和计量系统的系统精度。

传统变电站互感器输出的模拟信号通过电缆传输时和二次设备的数据采集过程中都将产生附件误差, 系统精度难以提高。

2) 提高信号传输的可靠性

数字化变电站的信号传输均用计算机通信技术实现。通信系统在传输有效信息的同时传输信息校验码和通道自检信息, 杜绝误传信号和监视通信系统的完好性, PT断线、CT断线的判断将不再是问题。数字信号可以用光纤传输, 从根本上解决抗干扰问题。

传统变电站一次设备和二次设备间直接通过电缆传输没有校验信息的信号, 当信号出错或电缆断线、短路时都难以发现。而且传输模拟信号不能采用光纤技术, 易受干扰。

3) 减少二次接线

数字化变电站的一次设备和二次设备间采用计算机通信技术, 一条信道可传输多个通道的信息, 加上使用网络技术, 大幅度减少了二次接线的数量和复杂度。

4) 解决设备间的互操作问题

数字化变电站的所有智能设备均按统一的标准建立信息模型和通信接口, 设备间可实现无缝连接。

传统变电站的不同生产厂家二次设备之间的互操作性问题至今仍然没有得到很好地解决, 主要原因是二次设备缺乏统一的信息模型规范和通信标准。为实现不同厂家设备的互连, 必须设置大量的规约转换器, 增加了系统复杂度和设计、调试和维护的难度, 降低了通信系统的可靠性。

5) 变电站的各种功能可共享统一的信息平台, 避免设备重复

数字化变电站的所有信息采用统一的信息模型, 按统一的通信标准接入变电站通信网络。变电站的保护、测控、计量、监控、远动、VQC等系统均用同一个通信网络接收电流、电压和状态等信息以及发出控制命令, 不需为不同功能建设各自的信息采集、传输和执行系统。

传统变电站由于各种功能采用的通信标准和信息模型不尽相同, 二次设备和一次设备间用电缆传输模拟信号和电平信号, 各种功能需建设各自的信息采集、传输和执行系统, 增加了变电站的复杂性和成本。

6) 自动化运行和管理水平的进一步提高

数字化变电站的采用智能一次设备, 所有功能均可遥控实现。通信系统传输的信息更完整, 通信的可靠性和实时性都大幅度提高。变电站因此可实现更多、更复杂的自动化功能, 提高自动化水平。

传统变电站由于受一次设备和通信系统能力的限制, 许多自动化技术只能停留在试验室里, 难以进行工程实际应用。

7) 避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题

数字化变电站二次设备和一次设备之间使用绝缘的光纤连接, 电磁干扰和传输过电压没有影响到二次设备的途径, 而且也没有二次回路两点接地的可能性。

传统变电站的二次设备与一次设备之间仍然采用电缆进行连接, 电缆感应电磁干扰和一次设备传输过电压可能引起的二次设备运行异常, 在二次电缆比较长的情况下由电容耦合的干扰可能造成继电保护误动作。尽管电力行业的有关规定中要求继电保护二次回路一点接地, 但由于二次回路接地点的状态无法实时检测, 二次回路两点接地的情况近期仍时有发生并对继电保护产生不良影响, 甚至造成设备误动作。

3.4 数字化变电站建设和运行的关键及难点

1) 变电站全站数字化最大的障碍在于一次设备。目前我国智能开关设备、电子式互感器等的研制和运用相对比较滞后, 对数字化变电站建设的投资、设备质量和技术服务提出了较高要求;

2) 变电站建设的历史原因。部分变电站将继续采用传统的开关设备甚至二次设备和系统软件。为满足数字化变电站的要求, 将为传统一次设备配置智能终端, 并改造传统二次设备和系统软件的通信服务和信息模型使之符合IEC61850标准。智能终端的研发工作、传统二次设备和系统软件的改造工作也是今后的工作难点;

3) 变电站设备的一致性测试。数字化变电站的智能设备应在选型前进行一致性测试来验证其是否符合IEC61850标准, 并作为选型的依据之一。这样可大大减少变电站联调的工作量, 避免临时修改通信程序和增加规约转换器。

需研究适合的测试的工具、合理的检测规程和测试用例以保证一致性检测的效果;

4) 保证系统可靠性及研究可靠性评价方法。数字化变电站的许多功能分布在多个物理设备上实现, 和一个物理设备参与多个功能的实现, 都对系统可靠性提出了挑战。按“故障弱化”的思想, 通过合理地配置冗余设备可保证系统可靠性。同时研究计算变电站平均故障间隔时间、可用率等数据的可靠性评价方法;

5) 适应数字化变电站的运行、维护和管理方法。数字化变电站由于广泛地采用智能设备, 对现有地运行、维护和管理方法提出了挑战。例如许多设备的输出接口都由传统的模拟接口和硬接线变为数字通信接口, 必须有新的调试和检验设备以及相应规程。还有许多原来由不同部门管理的功能由同一设备实现也造成一些责任区划分问题。所以规划数字式变电站时应充分考虑运行、维护和管理的因素, 同时也应根据数字化变电站的特点适当调整运行、维护和管理的规程;

6) 在选取作为试点的变电站时, 建议将以下来两点也作为考虑重点: (1) 变电站在系统中的地位。如枢纽站在改造过程中, 受运行方式影响造成多间隔停电、停电时间较长等, 则容易导致工程建设周期难以控制; (2) 一次设备规模。如涉及的设备规模较大, 除延长工程建设周期外, 还容易因缺乏数字化设备运行经验造成工程难以投运, 甚至引起停电事故。

4 结论

数字化变电站为智能电网的建设奠定了基础, 为提高电网的可靠性提供了技术保证, 也为多种能源接入系统描绘了一幅美好的蓝图。但要实现真正意义上的数字化变电站还有较长的一段路要走。

数字化变电站的建设过程是实现智能化电网的必经之路, 也是供电部门提高供电效率和提升生产管理水平的一个积累过程。通过数字化变电站的应用研究和示范工程的实施, 积累相关经验, 培养数字化变电站建设、运行和检修等方面所需的各种人才, 研究并制定数字化变电站设计、建设、运行、维护和管理的各种规范, 是实现电网智能化和现代化的有力措施。

参考文献

[1]陈轶玮.数字化变电站实用化研究[D].浙江大学, 2007.

浅析数字化变电站技术 第8篇

中国南方电网于2006年改造完成了首个数字化变电站——110kv的曲靖翠峰变电站, 这成为供电公司深入推近输电网建设、打造智能输电网的一个新开端, 为数字化技术在输电网建设上的推广打下了良好的基础。数字化变电站技术可以兼容常规变电站技术, 意味着数字化变电站技术可以建立在常规变电站技术的基础上实现发展和提升, 新技术的应用有机地结合原有输电网的发展, 这为数字化变电站的建设提供了良好的基础。随着变电站技术结合人工智能技术进入数字化的新阶段, 在数字化变电站技术逐步发展的基础之上实现数字化智能电网的建设。

2、数字化变电站技术的优势

2.1 信息平台共享

数字化变电站按统一的通信标准 (由国际电工委员会制定的《变电站通信网络和系统》系列标准IEC61850) 并使用统一的信息模型接入通信网络。变电站的计量、测控、保护、远动、VQC等各个系统均使用同一通信网络接收所测量的信息、发出控制指令, 并不需要为不同模块建设各自不同的信息收集、传输和执行方法, 降低了变电站的复杂程度和建设成本。

2.2 通信网络取代电缆

数字化变电站的各个设备之间均采用计算机网络通信技术, 一条信道可通过分时复用或分频复用传输多个板块的信息。采用网络通信技术所使用的通信线的数量约等于设备数量, 与常规相比二次接线数目将大幅度减少。网络通信系统在传输所需信息的同时还传输信息的校验和通道自检信息, 基本可以避免误传的信号, 而且在通信系统发生故障时进行报警提示。由于常规使用的电缆干扰问题十分严重, 使用数字信号可以大大避免干扰问题的困扰。

2.3 应用电子式互感器安全准确

电子式互感器具有抗饱和且过载能力强等优点, 在数字化变电站技术中采用电子式互感器代替传统的互感器, 可以避免固有的互感器断线导致的高压危险、减少差动饱和的影响、降低暂态过程对距离保护的影响、避免铁磁谐振等各种问题。另外, 数字化变电站技术所使用的智能设备均按统一的标准建立通信接口, 可实现设备间的准确连接, 十分方便高效。

3、数字化变电站技术的特征

3.1 一次设备智能化

简化常规传统继电器及控制、反馈回路的结构, 利用微处理器和光电技术设备等智能一次设备进行被检测的信号所在回路和被控制的操作所在回路的设计, 利用数字信号网络通信代替传统的电缆导线连接。也就是利用可编程序代替变电站中的二次回路, 使用数字编码信号和光纤代替常规的模拟信号和电缆交换采样值、状态变量、控制指令等信息。

3.2 二次设备网络化

二次设备间用通信网络代替控制电缆。变电站中的测量控制装置、继电保护装置、远动装置、故障录波装置、防误闭锁装置、电压无功控制装置、同期操作装置以及在线状态检测装置等常规的二次设备全部标准化、模块化, 由微处理器控制设计, 二次设备不再出现功能装置重复的I/O端口, 设备之间的连接传输全部使用高速的通信网络, 通过网络真正实现数据资源的共享, 采用逻辑功能模块代替常规的硬件装置。

3.3 运行管理系统自动化

一个智能系统的重点在于其反馈功能, 数字化变电站技术中包含了自动故障分析系统, 即变电站在发生故障时能够及时分析故障提供处理报告, 指出故障的原因及处理建议;设备监测系统能定时地自动发出变电站设备的检修报告, 即将原来变电站中常规的设备定期检修改变为状态检修, 减少了运行过程中的维护工作的任务量和难度, 实现数据传输、状态记录的无纸化与自动化。

4、数字化变电站的技术关键

4.1 功能整合技术

在传统的常规变电站中, 除了测控单元和继电保护装置以外还包括很多自动化装置 (如行波测距、故障录波器、同步相量测量装置等) , 这些装置通常是相互独立的, 这样难以形成一体化的变电站系统, 增加了建设成本和维护的任务量。在IEC61850通信标准中提出全新的一体化功能实现方案, 提供了支持可以将监控、测距、录波、电能监测等功能模块整合成一体化的单元, 为运行检测人员提供一个一体化的环境。

4.2 保护技术

由于数字化变电站技术将变电站装置模块一体化使得数字化变电站拥有全站的所有信息, 可以以整个变电站作为保护对象基于全站的需求进行保护维护, 实现更具选择性、可靠性和安全性的集中式保护技术, 保护技术集成了全站各个小模块的全部信息, 可以克服外在影响实现传统变电站技术难以实现的保护功能。另外, 数字化变电站技术还可以实现站级控制功能, 更加宏观、有效。

5、结语

由于数字化变电站是建设在常规变电站基础之上, 在运行和维护等方面具有其智能化的优势, 在国内近年来取得了较快的发展。目前数字化变电站技术虽然已经基本可以满足工程应用, 但在技术方面仍存在很多有待改进提升的空间, 随着数字化变电站技术在运行过程中积累经验, 在输电网络中数字化变电站取代常规变电站将成为必然。

摘要：数字化变电站是由电子式互感器、智能化一次设备、网络化二次设备在通信规范基础上分层构建的能够实现智能设备间信息共享和操作的新型变电站。以设定的数据为标准实现控制保护、测量监控、信息管理等自动化功能。由于其数据的采集、传输准确, 运行平稳、安全、可靠等优点得到了越来越广泛的应用。本文将结合其基本组成以及优势讨论数字化变电站的建设。

关键词：数字化,变电站,智能电网,输电网

参考文献

[1]赵丽君, 席向东.数字化变电站技术应用[J].电力自动化设备, 2008.

[2]高翔.数字化变电站应用技术.中国电力出版社, 2008-1-1:220-240.

[3]鲁国刚, 刘骥.变电站的数字化技术发展[J].电网技术, 2006.

数字化变电站组网技术 第9篇

随着IEC61850通信协议在变电站中的广泛使用,尤其是GOOSE[1]、采样值服务[2]的试点应用,数字化技术正逐渐在变电站中得到推广应用。通过网络传输实现变电站信息共享是数字化变电站的一大特点,网络技术也已成为数字化变电站的重要组成部分。

数字化变电站中使用GOOSE、采样值服务来实现变电站的跳合闸、采样值信息传输。这些服务使用发布/订阅(Publisher/Subscriber)模型,以组播方式在网络的数据链路层传输信息[3]。组播报文的传输要求网络传输延迟小、稳定性高;且采样值信息传输频率高,会占用大量的网络带宽[2],造成网络载波冲突加剧。变电站跳合闸、采样值的信息传输,对变电站网络提出了更高的要求。

随着传输的信息量激增、网络载波冲突加剧,变电站网络易出现丢包、报文延迟不稳定的情况;同时二次设备需要实时接收这些报文,其嵌入式系统网络实时吞吐量也将面临考验。传统变电站交换网的共享式组播传输方式已经不能满足数字化变电站发展的要求。而IEEE802.1Q的虚拟局域网(VLAN)划分技术,虽然可以实现网络流量控制,但这种方式工程化实施相对复杂。基于通用属性注册协议(GARP)的组插注册协议(GMRP)技术,通过动态创建交换以太网的组播映射关系,实现精确网络流量控制,同时也有利于工程化的实施。本文提出可以在数字化变电站中使用GRMP技术来解决组播的网络传输问题。

1 共享式组播传输

在初期的IEC61850数字化变电站中,GOOSE服务主要用来传输间隔联闭锁信息,其实时性要求较低,报文信息量也较少。在传统的变电站组网中,该组播信息主要以共享以太网方式进行传输,即任意终端的组播报文都在全网转发,任意终端都能收到其他所有终端发送的组播报文,如图1所示。

由于共享式组播传输实现简单,在数字化变电站发展初期阶段网络报文量较小时,这种方式得到了较为广泛的应用。

2 数字化网络传输面临的问题

随着GOOSE跳合闸、采样值服务在数字化变电站中的广泛应用,网络传输的实时性要求大幅提高[4],网络负载急剧增加,原有的共享式组播传输已经不能满足数字化变电站网络传输的要求。

2.1 网络冲突加剧

采用发布/订阅的组播传输模式的GOOSE跳合闸、采样值传输服务在数字化变电站信息中得到越来越广泛的使用。这些组播信息的传输,尤其是采样值信息的传输,使得变电站网络负载成倍增加,对变电站网络的差错控制提出了更高的要求。

数字化变电站的组播传输不具备网络差错控制功能。众所周知,虽然数据链路层网络传输具有一定的差错控制功能,但由于该层不具备网络报文确认功能,网络传输的差错控制功能多由网络终端实施[5]。而IEC61850的GOOSE、采样值的数据传输属于二层组播传输,并且采用了发布/订阅传输模式,终端间不具备信息交互能力[3],因此IEC61850的组播传输无法完成差错控制功能。

虽然目前的网络通信质量越来越好,传输出错率越来越低,但随着网络负载剧增,网络传输的载波冲突、延迟抖动也随之加剧,甚至可能发生丢包现象,这将严重影响变电站自动化系统的安全性与稳定性,基于电力和通信系统同步仿真(EPOCHS)平台的变电站自动化系统仿真试验结果也证实了该问题的存在[6]。在这种情况下,共享式组播传输已不能满足数字化变电站网络传输的需求。

在IEC61850组播传输无法实现网络差错控制功能的情况下,如何实现网络流量控制、有效降低网络负载、增强网络传输实时性与稳定性、尽量避免网络丢包现象发生,成为数字化变电站组网方案急需解决的问题之一。

2.2 终端设备组播过滤困难

使用传统的共享式组播传输方式,全站所有的组播信息都将传输到每个网络终端设备。每个终端需要从所有的组播信息中提取本终端所需的组播信息,终端承担了所有的组播过滤功能。即使使用其他技术,如VLAN划分,若交换机不实现全部组播过滤功能,终端仍要承担部分组播过滤功能。数字化变电站终端设备具备一定的硬件组播过滤功能,但通常不能满足系统需求。

变电站终端通过使用网卡实现硬件组播过滤功能,该功能通常有2种实现方式:查询高速缓存表方式和哈希算法过滤方式。

查询高速缓存表方式是指在网卡中有一张组播地址过滤表,该表存储了本网卡需要接收的组播地址。当网卡接收到组播报文后,通过查表的方式过滤掉不需接收的报文。这种方式过滤精确,处理速度快。但网卡资源有限,一般只能设定较少的组播地址,通常不能满足工程实际需要。

哈希算法过滤方式是目前广泛用于网卡的组播过滤方式。通过网卡自带的哈希算法,对每个将要接收的组播地址进行哈希计算,并将计算结果记录在网卡中。网卡每接收到一个组播报文,也对该组播地址进行哈希计算,并将计算结果与记录在网卡中的信息进行比对,决定丢弃还是接收该报文,从而实现过滤功能。哈希算法理论上支持设定无数个组播地址,但该方法可能存在组播误收的情况。例如在MPC8247的哈希滤波算法中,其接收8组组播时的误收率约为12.5%[7]。

在实际应用中,理论上可以利用具体哈希算法的特性,挑选特定的组播地址进行组网以尽量避免误收的发生。但不同厂家网卡的哈希算法不尽相同,有些算法甚至不公开,通过挑选特定组播地址的方式不仅工程实施困难,在特定条件下甚至不能完全避免误收的发生。

误收的组播报文需要装置进一步的软件过滤。误收量的增加不仅会增加装置的处理负担,甚至会影响装置接收的实时性,进而影响装置的可靠性与稳定性。随着数字化变电站中网络数据的急剧增加,如何减少装置的组播误收,减轻装置网络处理负担,也成为数字化变电站组网方案急需解决的问题之一。

3 划分VLAN实现组播传输

目前,如何最大限度减少数字化变电站网络负载,精确控制网络报文接收已经成为数字化变电站组网技术需要解决的一个重要课题。支持IEEE802.1Q的VLAN划分技术能有效解决数字化变电站在降低网络负载[6]、减少网络终端误收报文方面所面临的问题,并在组网方案中得到了试用。

VLAN是一种全新的子网划分技术,通过该技术可以将一个物理的交换式以太网划分成多个VLAN。这些VLAN彼此独立,属于不同VLAN的终端间不能相互通信。把接收同一组组播的终端所对应的交换机端口划分为一个单独的VLAN,可以实现这些端口之间的组播通信,且不影响其他交换机端口通信[5]。图2中,终端A、C属于VLAN1,终端B、D属于VLAN2,终端A发送的组播报文,终端C可以收到,而终端B、D则收不到该报文。

VLAN划分技术可以降低交换机网络负载,减少与交换机端口相连终端的无效报文接收。但是VLAN划分仍然有一个问题:交换机端口只能同时属于一个VLAN。在数字化变电站中,通常一个网络交换机端口需要传输几组组播数据,单一的VLAN划分技术并不能满足数字化变电站组播通信的需求。

IEEE802.1Q是802委员会为解决跨以太网交换机的VLAN内终端间的通信而制定的标准,包含VLAN标识字段的MAC帧结构称为IEEE802.1Q帧结构[5],如图3所示。

如果以太网交换机支持IEEE802.1Q,从该交换机端口带来和发出的MAC帧必须携带VLAN标识符,以太网交换机根据该MAC帧携带的VLAN标识符确定用于转发该MAC帧的VLAN。这种支持IEEE802.1Q的交换机的组播转发过程如图4所示。

由于IEEE802.1Q标准的引入,使得支持IEEE802.1Q的交换机端口可以同时属于不同的VLAN。根据整个变电站将要发送的组播个数,将整个变电站网络划分为同等数量的VLAN,每个VLAN唯一对应一个组播地址;根据终端要接收的组播地址,设定对应交换机端口的VLAN配置,就可以实现整个变电站组播传输的完整映射。

在这种模式下,整个交换机网络的每个端口都只发送必要的组播报文,而与交换机端口相连的终端设备也只接收到需要接收的组播报文。这将大幅降低网络负载,减少网络抖动迟延,降低网络丢包率[6];同时也大幅减小了终端设备的网络负载。

但是基于IEEE802.1Q的VLAN划分技术也有其局限性。在环网组网方案中,通常交换机只支持STP/RSTP等单生成树协议(SSP)。基于单生成树的VLAN网络,一旦由于某种原因网络重新拓扑,静态配置的VLAN划分不能随之动态更新,可能使部分VLAN通信链接中断[8],造成通信故障。要解决这一问题,需要使用支持MSTP的多生成树协议的交换机组环网,但是支持该协议的交换机价格昂贵,且在变电站中很少使用[9]。

另外,基于VLAN划分的数字化变电站网络,VLAN划分数目多,并且由于VLAN划分出错造成的网络故障不易排查,不利于工程化实施;在更换故障交换机、变电站改扩建等情况下需要更新1个或多个交换机的VLAN配置,这些都可能会暂时影响整个交换以太网的稳定运行。

VLAN划分的网络设计方案可从理论上最大限度地降低交换网的网络负载,实现流量精确控制,终端装置也不会误收组播报文,解决了数字化变电站组播传输的问题,但是该方案不利于工程化的实施。

4 GMRP协议方案实现组播传输

GMRP是GARP的一种应用,在标准IEEE802.1D中进行了详细描述[10]。GMRP提供了一种动态的通用框架,能使发布/订阅方式的组播信息在交换以太网内进行注册、注销、询问操作[11]。通过这些操作,可以使属于同一组的多个终端在交换网的拓扑结构上(由生成树协议来创建、维护)动态构建1棵子树,该组组播将只在该子树上进行转发。

在1个支持GMRP的交换网上,当终端要接收1组组播时,将向交换网上发起1个申请加入的过程,该过程由组属性声明、组属性注册两部分组成。该申请过程为:

a.终端向相连端口发送1个以该组播地址为参数的加入请求报文,发起组属性声明;

b.接收到组属性声明的端口对该组属性进行组属性注册,并转发该组属性声明;

c.最终该申请以b的形式在整个网络上转发、注册。

申请过程如图5、图6所示,其中图5表示1个终端(终端A)加入1个组的过程,图6表示在终端A加入该组后,又一终端加入同一组的过程,图中A表示组属性声明,a表示组属性注册,后同。

一个组播报文在支持GMRP的交换网上的转发过程:

a.接收到该组播报文的端口将报文转发给本交换机上其他对该组播进行注册的端口;

b.对该组播进行注册并接收到报文的端口向外转发该报文;

c.该组播报文按上述2个步骤在整个交换网上转发,并最终转发给所有对该组进行注册的终端。假设终端E发送终端A、C注册的组播,其组播传输过程如图7所示。

同样,支持GMRP交换网也支持组播的退出注册操作,其过程跟注册申请过程相似。

GMRP交换网支持同一终端进行多组组播注册,其每个交换机端口都有一个专用表,用来记录这些组播注册信息。并且,每个交换机端口都为其注册的每个组播注册信息建立了一个状态机,并用一个定时器驱动整个交换网内部的GMRP报文的交互,确保整个转发链路的畅通。

当交换网的拓扑结构发生变化时,退出拓扑结构的端口首先发送组播注册退出消息通知整个交换网络,再退出拓扑结构;然后终端或交换机注册端口再次发送加入组播申请信息,从而再次建立该组的整个网络拓扑子树。

GMRP通过使用组播地址的注册、注销实现了组播传输的动态拓扑构建功能,并能很好地支持星形网、环网;GMRP是二次交换协议,提供了对二层组播流量的精确控制,工作效率高,减轻了交换机、终端的网络负载。同时GMRP也解决了VLAN工程化实施带来的困难:GMRP动态形成组播过滤机制极大简化了数字化变电站的工程实施;解决基于VLAN技术在数字化变电站维修、改扩建以及交换机更换带来的网络维护问题。

5 结论

数字化变电站技术初探 第10篇

1 数字化变电站的自动化的原因

1.1 随着电网复杂程度的增加, 各级调度中心要求更多的信息, 以便及时掌握电网及变电站的运行情况;

1.2 提高变电站的可控性, 要求更多地采用远方集中控制、操作、反事故措施等;

1.3 采用无人值班管理模式, 提高劳动生产率, 减少人为误操作的可能, 提高运行可靠性;

1.4 利用当代计算机技术、通信技术等提供的先进技术装备, 改变传统二次设备模式, 简化系统, 信息共享, 减少电缆, 减少占地面积, 降低造价, 以改变变电站面貌。

2 我国开展变电站综合自动化

2.1 中低压变电站采用自动化系统, 以便更好地实施无人值班, 达到减人增效的目的。

2.2 对高压变电站 (220kV及以上) 的建设和设计来说, 要采用新的控制方式, 解决各专业在技术上保持相对独立而造成的各行其是, 重复投资, 甚至影响运行可靠性的弊端。这些问题主要是: (l) 计量、远动和当地监测系统所用的变送器各自设置, 加大了CT和PT负载, 投资增加, 还造成数据测量的不一致性; (2) 远动装置和微机监测系统功能重复, 一个是受制于调度所, 一个是服务于当地监测, 没有做到资源共享, 增加了投资且使现场接线复杂化, 影响可靠性; (3) 传统二次控制系统和当地微机监测系统功能重复, 在某种程度上影响了运行人员对当地微机监测系统的重视程度, 认为可有可无, 造成监控系统在变电站投人率不高。综上所述开展变电站综合自动化技术的研究开发势在必行。

3 实际运行的数字化变电站存在的问题

3.1 数字化过程层带来的新问题过程层的数字化必然带来设备的增多, 同时必须增加合并器。

由于合并器的数据交换极其频繁, 降低了系统的可靠性。

3.2 关于保护的问题所有具有通信功能的一次设备和二次设备都按照IEC61850建模并通信。

但由于现今产品的限制, 一次设备和二次设备间的通信和数字化接口部分可能存在问题影响保护的稳定可靠。同时由于全站采用数字化传输, 就必然带来误码的问题。虽然通信可通过严格的校验屏蔽误码问题, 但是同时也可能带来系统可用率的降低。数字化传输的延时问题也可能带来保护作延时增加的问题。

3.3 关于数据采集共享的问题

由于继电保护设备在保证电力系统安全稳定运行上有着特殊的作用, 因而决定了它在电力系统中的重要地位, 所以继电保护如果与变电站综合自动化系统其它设备进行数据采集和共享必须解决各个系统的设备对数据的采集速率问题。

3.4 关于系统的安全问题

原来的SCADA和其他的控制系统都是一个独立系统, 它们的安全性来自于硬件平台和逻辑结构与外界不同。开放式变电站综合自动化系统基于开放的、标准的网络技术之上。供应商都可以开发基于因特网的应用程序来监测、控制或远方诊断, 但是带来的问题是可能导致计算机控制系统的安全性降低。对电力系统这样一个要求高可靠性和安全稳定性的系统而言, 安全问题尤其突出。

4 数字化变电站建设设计中的问题

4.1 技术层面面临的问题

4.1.1 应用电子式互感器带来的问题根据IEC标准, 从测量原理分类, 电子式电流互感器包含了光学电流互感器、空芯电流互感器 (又称为Rogowski线圈) 及低功率型电流互感器3种由于在光学电流互感器的温度稳定性研究方面遇到的困难, 现阶段实用化的高压电子式电流互感器主要是以空芯线圈为传感单元, 低压侧的半导体激光器通过供能光纤给高压侧的调制电路供电将高压侧的含有被测电流信息的电压信号转换成数字信号驱动发光二极管, 通过信号传输光纤以光脉冲的形式传输至低压侧。在电子式互感器应用方面, 需要关注以下问题。

4.1.2 互感器的安装位置, 合并单元的配置方案, 各个二次设备如何共享数字信号, 差动保护 (变压器、母线、线路等) 采样数据的同步, 数字化过程层设备的测量精度, 多个过程层接口的保护测控设备的应用等如何解决。

4.2 支持IEC61850标准中存在的问题

国际上实现IEC61850的变电站层和间隔层部分规约已经实现, 功能也已相当完整。国内部分制造厂在开发和应用方面有了一些成果。但是, 由于制定IEC61850时, 具体的保护功能和类型是按照欧美的标准及习惯制定的, 国内使用的保护功能和方法与其有一定的差异, 完整实现站层和间隔层部分规约包括GOOSE时, 由于存在网络冲突, 可能会造成GOOSE报文的延迟;而且目前国内高压保护全部是双重化配置, 当双套保护同时动作的时候, 会同时发送紧急事件报文, 此时可能会发生冲突。因此国内急需建立一个完整全面的IEC61850数字式设备测试环境, 从科研试点的角度出发, 数字化变电站中有必要配置专用的网络分析仪。网络分析仪主要用于详细记录网络上的报文信息, 实现检索、排序分类等基本数据统计功能和针对IEC61850标准的高级报文分析功能。目前, 国外有一些分析MMS报文和GOOSE报文的软件, 但价格昂贵而且长期运行稳定性差。

4.3 安全层面面临的问题原来的SCADA和

其他的控制系统都是一个独立系统, 由于硬件平台和逻辑结构都与外界不同, 因此具有较高的安全性。而开放式变电站综合自动化系统基于开放的、标准的网络技术之上, 供应商都能开发基于因特网的应用程序来监测、控制或远方诊断, 可能导致计算机控制系统的安全性降低。对于要求高可靠性和安全稳定性的电力系统而言, 安全问题尤其突出。因此, 可以尝试从物理安全性以及软件安全性两方面着手。

4.3.1 物理安全性方面

一种方法是采用虚拟网技术。VLAN (虚拟网络) 技术, 即将一个物理的LAN逻辑地划分成不同的广播域 (即VLAN) , 使每一个VLAN都包含一组有着相同需求的计算机工作站。另一种方法是采用多智能体技术。多智能体是分布式人工智能DAI (Distributed Artificial Intellgence) 研究的前沿领域, 是由多个智能体组成的系统。

4.3.2 软件安全性方面

第一种方法是采用数字签名技术。数字签名是基于保密算法的程序式安全措施。其安全程度取决于算法的复杂和精准程度。数字化变电站可考虑对变电站运行信息 (遥控信息、遥调信息、保护装置和其他安全自动装置的整定信息等) 应用数字签名。第二种方法是采用防火墙技术。广泛应用于互联网络的防火墙技术可以在有数据沟通的终端之间, 通过TCP/IP协议完成对数据流的安全保护。并且这种措施可以根据实际情况应用不同的安全等级策略, 方便灵活。

4.4 其他技术层面出现的问题除了以上两

大核心技术面临挑战, 其他技术层面如数字化变电站通信网络的拓扑结构, 操作箱数字化的配置, 时间同步和闭锁功能的实现, 智能开关耐压等级及短路电流开断能力的完善, 网络环境下传输延时不确定等已经成为数字化变电站建设中需要关注的问题。

参考文献

[1]兰森林, 张沛超.基于SCL模型的IEO配置器的设计与实现继电器, 2005, 33.

[2]张兴, 郭燕娜.浅谈数字化变电站的技术与发展[J]江苏机电工程2007.08.

数字化变电站的安装、调试策略研究 第11篇

关键词：变电站；数字化；安装；调试；研究

变电站是电网系统的重要组成部分，其数字化建设又是整个电网系统智能化建设的关键，作为一个系统性非常强的工程项目，受诸多因素的影响，做好安装、调试工作，势在必行。

一、施工安装及注意事项

数字化变电站的变压器安装过程中，必须采用专业的运输设备、起重机械以及施工工艺等，整个施工操作过程都要严格按规程进行。通常情况下，变电站相关电力设备的安装次序、工程量等，主要决定于变压器自身的结构。目前数字化变电站中的变压器是整体结构，内芯装在油箱中，直接运至安装地点施工安装。由于部分大型变压器体积较大、重量大，运至安装地卸车以及安装时会用到锁具，因此安装变压器之前需依据构件结构特点，将其工作量以及施工安装流程预先确定好，其中部分变压器构件可从厂家直接运至安装现场。与变压器存在密切关系的仪器仪表施工安装时，严格按照图纸要求进行；仪表安装过程中，不能敲打仪表，以免影响仪表正常使用。比如，很多精密仪表设备被敲打以后，无法牢固地安装在变压器上，甚至仪表以及变压器上的其他部位连接件松动，影响其正常使用。线管清理也非常重要，穿线之前应当先将线管内的杂物进行彻底清理，以确保线管通畅性。电气设备防潮、绝缘工作，也是非常有必要的，尤其要做好空气潮湿时的施工安装工作。

数字化变电站安装过程中，应当注意以下事项。第一，对源头极大管控力度，对电力设备质量严格把关，避免劣质电力设备进入施工现场。屏柜、在构支架等设备，需进行严格的检查验收，订货合同中写明设备技术允许值。第二，严格控制全过程。不断提高施工安装人员的质量意识、责任意识，熟练掌握各电气设备的安装操作规程。具体安装过程中，施工人员应当遵守规范，严格按照图纸要求施工操作。第三，加强现场巡查、施工安装质量监管。变电站安装过程中，应当对施工质量严格监管。同时，数字化变电站施工安装人员的素质、技能，直接决定着电气设备是否能够正常运行。以电压器安装人员为例，上岗之前应当参加专业技能培训，注意电压器施工安装过程中可能存在的问题，有效预防施工安全事故发生，确保工程项目顺利建设。比如，甘肃省某供电公司，检修试验工区的二次检修班人员，接受了数字化保护设备调试的专业技术培训。厂方工程师为大家讲解了该设备的特点、软件模块以及技术参数和操作方式，而且检修人员也基本上把握住了该测试仪的安装操作规程和步骤。

二、调试及注意事项

对于数字化变电站而言，多采用光纤将变电站保护装置与外界相连，利用数字化设备传输信息数据。在对数字化变电站及相关装置安装完成后，还要对其进行适当的调整，通过保护调试，确保信息数据的有效传输和相关设备的正常运行。

对变压器电流、电压采样调试过程中，变电站数字化技术手段的应用，将源于合并单元的光数字信号变成起保护作用的模拟电压、电流形式。同时，利用光数字保护测试装置，从光纤入口以太网处输入检查，所得数据一般不会出现误差，测试中的精度控制、零漂等工序，均可省略。然而，因光数字保护测试装置输出信号传输过程中的不确定因素影响，而难以对再采样技术准确定位，仅在无要求跨间隔数据的保护设备及二次设备中利用。近年来，随着数字化变电站技术水平的不断提高，原来的模拟信号保护测试设备已经无法有效适应客观需求，因此在调试变电站保护装置时，建议采取数字保护测试设备。从应用实践来看，该技术手段是继电保护新技术，同时也是一种有效的智能变电站检修人员需具备技能，技术创新势在必行。比如，甘肃某电力公司为了提高调试质量和效率，采用了数字保护测试装置，其调试工艺非常的简便，具有测试精度高、信号输出稳定等特点，可以有效满足现代数字化变电站运行监测要求。

就二次系统而言，向量调试成为调试启动的主要内容。数字化变电站的启动调试，是对二次设备测量结果的确认。之所以要调试通信接口，主要是因为通信接口功率裕度会影响通信准确性，因此应当强化灵敏度功率、端口发射功率测试，对合并单元的激光供能输出功率进行全面检测。就二次回路及其调试检查而言， 广泛应用的光纤以太网，可通过检测光纤以太网的物理连接性，针对性地调试数二次回路。同时，还要对数字化变电站进行在线监控，建立健全在线监测体系，对各路网络信息全面监视，快速而又准确的定位故障，及时处理，以免影响系统正常运行。

三、结语

总而言之，对数字化变压器进行施工安装和优化调试，目的在于确保变电站及电网系统能够正常运行。因此，施工安装人员应当严格按照规范要求，从自我做起，自觉接受监督检查，只有这样才能保证变压器施工安装质量，实现其价值。

参考文献：

[1]宋岩.浅谈变电站电气安装调试中的常见问题[J].科学中国人，2014（18）.

数字化变电站建设方案研究 第12篇

关键词：数字化变电站,智能单元,IEC61850

一、总体技术方案

目前, 某变电站的信息采集、传输、处理、输出过程全部数字化, 变电站的主要一次设备和二次设备都应为智能设备。变电站的设备状态信息应包括其自身健康状态。设备根据需要设计相应的在线检测功能, 实时提供设备的健康状态信息, 变电站自动化系统可根据设备健康状态提出检修要求, 实现计划检修向状态检修的转变。变电站建设应能达到不同设备制造厂设备之间的互操作性。变电站的设备信息应符合标准的信息模型, 具有“自我描述”机制。采用面向对象自我描述的方法, 传输到自动化系统, 实现设备的“即插即用”。

二、实际存在的问题

一次开关设备应符合IEC61850协议的智能一次设备, 然而目前国内外尚没有成熟的产品;二次设备应符合IEC61850协议的智能二次设备。但完全符合IEC61850标准的二次设备暂时还没有成套产品;变电站的物理设备要满足各层间能实时、高效、可靠的交换完整信息。目前现有一、二次设备不满足设备间信息交换, 实现信息充分共享。

三、技术方案的修改

基于上面几方面的问题, 技术方案作如下修改:

一次开关设备加装就地智能单元来实现一次开关设备智能化;110kV出线及母联互感器采用有源光电式互感器, 自带采集器, 输出数字量;110kV内桥互感器输出直接接入间隔合并器;10kV电压互感器采用电磁式互感器, 通过光电转换设备进行模数转换;10kV保护装置采用就地安装方式;鉴于主变特殊性和电力系统的反措要求, 还用原来模拟量的电缆连接传输、处理方式;二次设备通过改造, 使之符合IEC61850协议标准;相应二次元件或设备双重化。

改进后还有以下几个问题必须关注:

110kV内桥互感器采用直接接入间隔合并器, 没有做到跨间隔信息传输、处理。10kV电压互感器采用电磁式互感器, 输出仍然为强模拟量。不能达到全数字化建设的目的。10kV保护装置采用就地安装, 运行环境不好、维护不方便。主变二次回路电缆连接, 传输、处理仍然为模拟量。不能达到全数字化建设的目的。智能终端、光电互感器及其采集器往往布置在室外, 环境污秽度、温湿度、信号传输可靠性或抗干扰等问题必须加以关注。光电互感器采集器工作电源采用激光电源、取能线圈双电源方式, 在临界状态下切换是否可靠。有无电源中断导致互感器暂停工作的可能性。

四、技术方案的修改及论证

针对以上问题技术方案作如下修改及论证:

110kV内桥互感器采用双Rogowski线圈, 单独配置合并器, 实现跨间隔信息传输、处理。为未来母线保护跨间隔数据传输提供理论和实践的依据。10kV电压互感器采用电子互感器, 实现数字化传输。10kV保护装置采用集中组屏方式, 方便维护、管理。为设备运行提供良好的运行环境, 并为未来变电站一体化的建设奠定基础。主变二次回路中, 在变压器就地加智能单元实现光缆连接, 传输、处理量数字化, 以实现变压器智能化。为未来智能化变压器接口提供实践经验。户外设备的防护等级为IP45, 用全密封式不锈钢柜防尘, 户外设备的所有元器件选型均选用工业级产品。可很好的解决器件的老化问题。智能终端、采集器可适应恶劣的温湿度、电磁干扰环境, 如:互感器适应的环境温度为-40-85℃, 并通过国标、IEC标准规定的一系列电磁兼容试验。采集器工作电源在临界处切换时采取激光电源、取能线圈双电源同时供电, 再将激光电源缓慢降低, 大约10分钟的时间将激光电源调至休眠状态。而当取能线圈在开关跳闸电源突然跌落的过程中, 取能线圈后部具有电容维持能量供应, 激光电源将在2ms时间内达到最高工作点, 可以保证电源在切换过程中电源不会出现间断。因为电源不是简单切换, 无间断, 所以不存在光电互感器暂停工作的问题。目前智能化的一、二次设备尚不成熟, 数字信号的传输、转换环节较复杂。

参考文献

[1]李文光、刘听戈、康景利:《基于IEC61850和嵌入式以太网的变电站网络通信系统》[J]仪表技术与传感器, 2006, 9:25-27.

[2]陈雷、郭伟、刘超君:《嵌入式以太网在变电站自动化测控保护装置中的应用》[J]电力自动化设备, 200525 (10) :59-61.