变电站数字化改造技术

变电站数字化改造技术（精选10篇）

变电站数字化改造技术 第1篇

一、对数字化变电站的整体结构进行分析

在对数字化变电站进行设计的时候, 对一次设备和二次设备, 以及其他系统都有一定的要求, 例如一次设备一定要具备智能化, 而二次设备要拥有网络化的特点。对于变电站而言, 设计中分成3部分进行考虑, 有过程层、间隔层和站控层, 在过程层中主要利用模拟量对终端的合并单元进行收集, 在此基础上, 由开关的输入, 开关的输出等构成。对于间隔层而言, 构成部分主要包括测控装置和保护装置。对于站控层而言, 其功能模块中主要涉及到故障信息的子系统, 运动子系统, 以及监控子系统等, 结构并不十分复杂。

二、分析过程层数字化改造技术

对于常规使用的变电站而言, 其内部的保护装置, 测量控制装置, 以及一次设备之间, 都是利用电缆直接进行连接, 这样就可以很好地完成电气量的采集工作, 有效控制刀闸和开关。在进行一次设备的数字化改造过程中, 必须利用智能终端的功能, 主要涉及到常规智能操作箱, 变压器智能单元, 以及合并单元等, 使用电缆连接一次设备和智能终端, 有效把电信号变为光信号, 媒介是光纤网络可以很好地进行信息之间的交互。

1. 对合并单元的改造分析

安装常规互感器时, 要遵循就地安装原则, 利用交流头的作用, 对电缆传送模拟信号进行采样, 然后对收集到的数据进行处理, 再通过IEC60044-8的协议借助光纤通道装置, 将这些数据发送到网络交换机中, 其主要作用就是为测控装置提供共享数据, 或者为模拟量进行保护。在实践中应该得知, 1台合并单元可以对12路的模拟量数据进行收集, 这12路模拟量主要包括4路的测量电压, 3路测量电流, 以及5路的保护电流, 保证数据的准确性, 为以后的工作打好基础。

2. 分析变压器中的智能单元情况

对于变压器智能单元而言, 其会受到传统变压器制造特点的限制, 由于制造时没有进行实际试验, 导致其有一定的制造缺陷, 因此二者之间的配合有一定问题, 对于变压器中的各种设备, 传输装置等, 都是利用电缆进行连接的, 然后对继电器进行驱动, 进而完成整个信息的交流过程。而对于这种新型的数字化变电站中, 间隔层和过程层之间是利用光纤连接的, 通过网络进行各自信息的共享和交换, 根据变压器非电气量相对独立的特点, 使用变压器本体智能单元, 可以实现非电气量保护和测控一体化。对于本体智能单元而言, 其会结合常规变电站的方式, 完成变压器非电量保护和本体测控功能, 在此基础上, 还会利用光纤网络技术, 把变压器非电气量信息输送给间隔层装置, 实现二者信息之间的共享。

3. 分析系统中智能操作箱的情况

对于智能化操作箱而言, 其解决了传统变电站的接口问题, 例如数字化网络接口, 以及一次设备接口等, 对于智能操作箱而言, 其是整个设备的操作终端, 可以使用网络将测量控制装置, 一次设备的保护装置很好地连接到一起, 有效控制刀闸和断路器。在具体运行过程中, 智能操作箱根据上述两个装置所发送的信号, 然后利用GOOSE网络, 向刀闸和断路器下发命令, 这样就能很好地对其分合进行控制, 之后这些操作就会转变为继电器的输出。对于控制断路器操作时, 需要将刀闸分合的节点接入到操作回路中, 在其中设置一个插件, 这样插件就可以完成这些操作, 而且都是自动化控制, 还具备一定的防跳以及压力闭锁等功能。该装置还可以对刀闸、变压器设备, 以及断路器的信息进行收集, 同时借助GOOSE网络, 将信息传递给测控装置和保护装置。

三、分析间隔层数字化改造技术

常规变电站在二次系统中, 设备运行的基本情况信息, 以及保护装置的一些模拟量信息, 都需要使用电缆来传送, 对于其中的动作逻辑, 要在不同装置之间启动和封闭, 因此不同装置不同设备之间都需要进行电缆连接, 由此可见, 在传统方式当中, 二次回路的设置非常复杂, 线路较多, 因此无论在安装过程中还是在运行过程中, 都容易出现问题, 进而产生故障, 不利于整体运行的安全性和可靠性, 基于这一点需要进行改造。对其常规的间隔层进行技术改造时, 要求必须满足变电站的通信标准IEC61850, 在改造的时候, 间隔层之间的连接, 摒弃了传统方式, 使用双重的以太网进行连接, 通过网络中的开关量信息, 以及共享模拟技术, 就能完成保护动作逻辑, 以及不同装置间隔之间的封锁功能, 对于开关量的传输, 以及模拟量的传输中, 都要使用单播采样值服务, 利用变电站事件服务来完成整个工作。

1. 分析对SMV的改造情况

在数字化变电站中, 其中安装了数据采集系统, 在进行电力模拟量采样的时候要遵循一定的要求, 必须按照规定的采样率来完成, 使用GPS对时系统, 再利用网络技术, 就可以达到采样的同步化, 对于模拟量信息而言, 使用了SMV报文形式进行信息的传送, 在实际应用中, SMV可以为全站模拟量提供可靠的传输服务, 和传统站的相关技术对比, 传统变电站设置了多个装置, 而且其都共同享用同一个电气量, 为了达到这一目的, 就要依靠互感器多个绕组技术。这种数字化变电站的采样操作, 利用对单元格的合并, 再使用IEC61850-9-2协议将信息发送到交换机上, 这样在网络上的很多保护装置, 录波装置, 以及管控装置就能进行信息共享, 做到传递信息的及时性, 提高整体的工作效率, 在实践中由于优势明显, 因此受到广大技术人员的青睐。

2. 对GOOSE的改造技术分析

由于IEC61850中明确规定, 在应用GOOSE时, 要有以太网多播报文传输作为基础, 其替代了传统IED设备, 传统的通信中需要使用电缆进行各个装置接口的连接, 这样就可以很好的对联锁信息、断路器位置、保护跳闸等动作进行控制, 在这些数据传输中, 其对数据传输的实时性要求很高, 技术人员都清楚电缆质量与连接准确的重要性, 但是由于其有一定的复杂性, 因此问题肯定会出现, 影响整体的运行质量。对于GOOSE服务的信息交换技术而言, 是以发布、订阅机制作为技术基础的, 在同一个GOOSE网中, 任何一个IED要在订阅端很好地接收数据, 如果情况需要, 其还可以作为一个发布端, 进而为其他的IED传输有效的数据, 利用这一技术, 在实际操作中, 如果IED之间所传输的数据有所增加, 或者出现错误需要进一步更改, 操作流程就更加方便。对于GOOSE报文而言, 使用了ASN.1语法编码, 其和基本的编码规则相符合, 具体而言, 应用了变位报文和心跳报文, 两种快速重发相互结合的方式, 这样就能直接在以太网链路层上进行信息传输, 与此同时, GOOSE在接收过程中, 还应该结合报文中所规定的允许生存时间, 对链路的中断情况进行检测, 结合报文中测试标志对检修装置做相应的处理, 极大地提高了GOOSE服务的及时性和可靠性。

四、分析站控层数字化改造技术

对于在站控层应用的网络, 直接使用网线进行连接, 对于应用网络使用了双重化的配置, 在站控层和间隔层之间, 根据制造报文的相关规范, 利用网络技术进行不同数据的传输, 由于该技术的支持, 可以很好地完成对变电站的控制工作和监视工作。在数字化变电站中站控层中, MMS表示ISOTC184开发和维护在网络环境下, IED和计算机进行数据实时交换的一套独立的国际标准报文规范。

1. 对信号上送技术的分析

利用具有缓冲报告功能的控制块就能完成开入、事件、报警等信号类数据的上送, 然后再映射到MMS中, 通过BRCB功能, 就可以完成总召、事件缓存、周期上送、遥信和开入的上送等。使用了多可视的实现方案, 不同的事件可以同时送到多个后台中, 这样就提高了工作效率, 节省了传输的时间, 提高了数据传递的及时性, 更好地让技术人员进行分析和判断, 时间非常充裕。

2. 对测量上送技术的分析

在操作过程中, 利用无缓冲报告控制块就可以完成对遥测、保护测量类数据的上送, 然后再将数据映射到MMS的读写和报告服务中。利用URCB装置就可以对遥测的变化进行上送, 很好的对零漂和死区进行对比, 除此之外, 还可以实现总召和周期上送, 进而把事件传输到不同的后台中。

3. 对控制技术的分析

使用IEC61850的控制相关数据结构就可以很好地完成遥控、遥调等操作动作, 然后再将其映射到MMS中。对于IEC61850而言, 可以提供很多不同的控制类型, 例如PCS系列装置, 就可以完成增强型SBOW功能和直控功能, 除此之外, 还能达到闭锁逻辑检查、检无压、检同期等功能。

4. 对故障报告实现的分析

利用RDRE逻辑节点就可以实行故障报告功能, 然后将其映射到MMS的报告和文件操作服务中, 当出现了录波文件之后, 就可以利用报告上送到后台, 很好的完成这些功能。

五、实际案例的分析

1. 某110k V变电站的数字化改造分析

该变电站为常规变电站, 属于110k V, 对于其一次设备而言, 是传统的电磁型设备, 而其自动化系统和保护系统配置情况, 都是普通的综自站, 间隔层、过程层都是利用电缆完成连接, 对于站控层而言, 使用了以太网组网, 保证其和间隔层之间的数据交换, 整个变电站一共有2台110k V的变压器, 都应用了线变组的接线方式, 10k V使用了单母分段的接线方式, 正常的运行情况下, 每一台主变压器都会带一段10k V的母线, 与此同时, 其还母联了一个500A的热备用, 主变压器高压侧开关分别是151和152, 从911-923属于10k V馈线小车的开关。

2. 数字化改造方案的具体落实

结合实际情况, 以及对设备改造之后的要求, 在改造后需要建立起一个数字化网络, 在间隔层和过程层进行数据传输时, 必须使用双重化的光纤网络连接, 提高整体的工作效率, 同时也为了达到数字化改造的实际要求。在传送开关量和模拟量的时候, 要使用GOOSE和SMV的服务形式, 然后在利用双重化的MMS技术进行网络信息的共享。在设置的改造方案中, 在10k V侧间隔层的所有设备, 在进行信息传输时, 都是利用GOOSE/SMV技术来实现的, 由于间隔层之间的设备相互的配合, 避免在安装中使用大量的继电器和电缆, 对于该站的五防闭锁, 使用GOOSE网络传输开关量就可以完成, GOOSE网络可以对网络进行实时自检, 规避传统变电站在这一环节容易出现错误的问题, 自检技术的优势很明显, 和传统技术相比, 保证了变电站的安全性。只用简单的母差保护技术, 就可以将该功能分散到不同间隔的保护单元中, 和常规的变电站相比, 对交流信息不会重复的采集, 利用GOOSE机制就是将不同的故障信息传递给间隔层的设备中, 该技术可以对母线故障进行综合分析与科学判断, 可以及时切除母线故障, 保护动作迅速, 将损失降低到最小。本案例变电站系统运行超过10年, 设备老化, 经政府投资, 应用原一次设备。在主变压器、35k V断路器、10k V高压柜中加装终端采集装置, 实现数字化转换开关量、模拟量。数据服务器和智能终端采集装置中应用双光纤网络通信, 保护测控服务器和数据服务器应用双重化配置, 确保变电站数字化可靠运行。

结语

通过以上对变电站数字化改造技术的分析, 先阐述了数字化变电站的整体架构, 然后分析了过程层的数字化改造, 分析了间隔层的数字化改造, 同时对站控层的数字化改造进行了分析, 详细系统地了解了改造技术, 最后结合相关变电站的实际案例, 分析具体的改造过程, 希望给相关人士一些启发, 希望在以后的发展中, 该技术会有新的突破。

摘要：随着我国经济的发展, 科学技术的进步, 电网建设也取得了很大的成就, 在数字化技术应用之后, 对变电站的功能提出了更多的要求。数字化变电站建设是智能电网的重要组成部分, 对常规变电站进行数字化改造也已经成为未来的发展趋势, 通过数字化改造, 能提高变电站的质量, 工作效率也有很大提升。

关键词：变电站,数字化,改造技术

参考文献

变电站数字化改造技术 第2篇

关键词：数字化变电站；电子互感器

一、数字化变电站的主要技术特征

变电站一次设备和保护的连接主要从CT、PT引出的电缆，根据需要，在端子箱内重新组成对应各保护、测量等回路，二次设备引入测量量，进行A/D变换后，送入CPU处理判断。CPU处理的结果，或合闸、跳闸、闭锁（不允许其他的跳合闸起作用）通过开入开出板连接到开关端子箱。在过程总线中，保护装置的功能被组合到一次设备到一次设备，形成新的接线模式。而数字化变电站一次设备的智能化改变了传统变电站继电保护设备的结构，A/D变换没有了，代之以高速通信。开关量输出DO、输入DI移入智能化开关，保护装置发布命令，由一次设备的执行器来执行操作。相比传统的变电站，数字化变电站在一次、二次设备方面有了巨大的变化。

1.一次设备智能化

随着技术的进步，一次设备出现了智能组合电器。其主要特征是：（1）模拟量就地采样在一次设备内部，电子化TA/TV的二次侧直接进行模拟量采样，实现了模拟量到数字量的转化，转化结果通过通信接口光纤为介质传输给间隔层保护/测控等设备。替代现有的直接以二次电缆传输模拟量的方式。（2）使用智能传感器通过智能传感器获得SF6气体密度等信息并通过通信接口传出。（3）使用智能操作机构以通过通信接口接受外部命令并执行，对执行情况进行记录。替代现有的控制电缆方式。同时实现智能跳合闸。（4）实现状态信息记录能够记录开断次数、开断电路等与状态检修相关的信息，并能通过通信接口外传。方便用户及时掌握装置状况信息，实现按需检修，替代现有的计划检修。2.二次设备网络化

将传统二次设备内部的小TA/TV（电流/电压变换器）以及模数变换部分改为网络通信方式[1]，装置以通信方式直接获得由一次设备采样并传出的数字量信息。对于支持网络通信方式驱动断路器操作机构及传输间隔状态信息的一次设备，间隔层保护/测控等设备就可将现有的开出和开入插件转换为通信接口插件。这些变化将使现有二次设备向通用化、网络化方向发展。

二、电子互感器的主要技术表现

数字互感器在原理与传统的互感器完全不同，数字互感器是利用光电子技术和光纤传感技术来实现电力系统电压、电流测量的新型互感器。与传统互感器相比，数字互感器具有绝缘性能好，造价低；不含铁心，不存在磁饱和、铁磁谐振等问题；低压侧不存在开路高电压危险；暂态响应范围大，测量精度高；频率响应范围宽；无易燃、易爆炸等危险；体积小、重量轻[2]。抗电磁干扰能力强等优点。光纤互感器一般以弱功率数字量输出，非常适合微机保护装置的需要。这将最佳地适应日趋广泛采用地微机保护、电力计量数字化及自动化发展的潮流。

电子式互感器包括四个不同的技术领域，即传感器技术、数据采集变送技术、高压绝缘技术和网络通信技术[3]。由于电子式简化了绝缘结构，而数据采集和网络通信可以借用现有成熟技术，这些方面已不再是研发的核心，核心技术缩小为三个方面：传感器技术、电源技术以及新增的特殊电磁防护技术。

这是基于以下考虑：①传感器技术虽经多年研发，但期望将所有优点集于一身是不现实的，一些特定传感器在具有优点的同时，总是带有一定的缺憾，各种不同传感器原理之间的相互配合互相渗透、优势互补将是一个发展趋势；一些基础器件由国外垄断、价值链留在国外、价格高出同功能互感器3～5倍、性能并不具备优势的传感器将会淡出市场。②电源技术仍作为核心技术，有两层含义：其一是作为独立式互感器，高压侧传感的无源化或自源化，正常无故障寿命周期都寄望于发展和完善自供电模式；其二是克服VFTO现象也需要隔离度更高、抗扰频谱更宽的新型电源系统，这种电源系统需要改变原有设计思路，进行技术创新。③常规的中低频、小于3千伏峰值的EMI防护组件不能适应电站特殊干扰工况，需要研发可抵御数万伏、跨越短波至微波波段的功率型集成滤波器件。

三、电子互感器发展趋势

1.新趋势1 - 结构组合化

利用电子式微功率、小型化优势，互感器更多以组件方式组合于变压器、GIS、HGIS、断路器、隔离刀等组合电器中，减少占地，降低造价，还可以通过功能复用促进一次电器本身的小型化和智能化[4]。各种传感方式，也会相互组合，优势互补，发挥整体效能。国网公司近期也提出了结构组合的指导性意见，助推电子式互感器的组合化趋势。

2.新趋势2 - 功能复用化

充分利用数据共享优势，单点配置的互感器，可供多点共享，这一优势可以体现在以下几个层面：①单点测量信息的本地共享，装在一次电器上的互感器，除了通过合并器向间隔层和站控层传递信息外，可以配置本地输出端口，为一次电器本体的智能化提供服务。一些国外开关电器，依靠本机集成的ECT实现故障开断录波和数理分析统计实现状态监测、寿命预期、故障诊断等智能化功能的经验值得借鉴。互感器可提供Goose、RS485等不同类型的数字接口，供多种测控设备共享，减少互感器多点重复安装，使设备配置更加紧凑，功能集成度更高[5]。②在不增加传感器的前提下，增配不同速率的采集器和接口方式，兼顾故障行波测距、光差保护、PMU监测专用。③合并器除了实时收集ECT/EVT测量信息外，稍作扩充，即可利用既有硬件资源收集一次状态信息将原有分散的设备状态监测网络归化到统一的以太网中，达到信息全站共享。

3.新趋势3- 设计标准化

经过多年的试用实践，电子式互感器技术优势已在一些典型电站上得到验证。但在技术进步效果明显的同时，扩展应用也面临新问题，最集中的表现是在应对恶劣电磁环境上，其深层原因是无论国内、国外，从标准体系、试验方法到设计规范，尚未完全意识到电站特殊电磁干扰的严重性，至今还没有专门针对高压电站电磁干扰方面的系统试验和理论研究，导致的结果是电子式互感器的工业标准中缺少与电站实际操作等效的试验标准和评测方法。众多制造厂家简单地瞄准现行标准进行研发，即使达到最高级别，也不能完全适应现场应用条件。

互感器的四大部件应逐渐走向标准化，具有相互兼容的接口方式，以便具有通用性和互换性，可作为标准“插接”安装于各种一次电器，达到不同厂家互感器可以更替和互换，也利于产品的维修、更换、版本升级换代。

参考文献：

[1] 王涛，郑薇，潘晨等.电子互感器在智能变电站中的应用研究[J].华章，2011，（28）：328.

[2] 马伟，张晓春.数字化变电站的建设与研究[J].价值工程，2010，29（13）：164-165.

[3] 林江明.智能电网调度自动化技术研究[J].北京电力高等专科学校学报（自然科学版），2010，27（9）：1-1.

[4] 吕鹏，黄元亮，金卓昀等.光电互感器技术分析[J].软件，2010，31（10）：27-32.DOI：10.3969/j.issn.1003-6970.2010.10.006.

数字化变电站升级改造技术要点探讨 第3篇

变电站作为电网系统中变电、配电以及电能调度分配的重要控制节点,其综合自动化技术水平的高低直接影响到电网能否安全可靠、节能经济、高效稳定地运行。智能电网和区域大电网建设步伐的不断加快,使基于IEC61850标准的数字化变电站技术升级改造成为当前电网系统研究的重要内容。非数字化常规变电站的技术升级改造,已成为当前电网系统建设和改造工程中亟待解决的重要问题[1]。从国内已有多个数字化变电站投运效果来看,其自动化调节控制水平、运行状况、以及运行经济效益等较常规变电站优越。数字化变电站综合自动化系统包括过程层、间隔层和站控层三层,是集设备智能化、网络通信集成化、设备模型标准化、调度运行管理自动智能化等功能为一体的电力系统调度自动化系统。数字化变电站综合自动化系统中电气一、二次设备与常规变电站电气一、二次设备在通信接口方面存在很大差异。因此,在对常规变电站进行数字化技术升级改造过程中,在充分发挥数字化变电站应用功能效果的基础上,如何最大有效利用现有设备和系统,减少工程整体投资和工程量,实现待改造变电站向数字化变电站方向平滑高效稳定过渡,就显得非常有研究意义。

2 变电站数字化改造原则

数字化变电站是变电站建设和技术改造的必然发展方向,也是智能电网建设发展的重要技术支撑。数字化变电站,按照一次电气设备智能自动化、二次设备集成网络化的建设改造原则,参照IEC61850变电站综合自动化系统相关规范标准,应严格按照过程层、间隔层以及站控层三层进行技术升级改造建设,其中过程层是由具有模拟量实时收集终端合并单元和能够实现开关状态信号输入、输出的智能功能单元共同组成;间隔层主要由保护装置、测控装置以及其它IED智能单元共同组成;站控层是数字化变电站综合自动化系统监控中心,主要由监控、远动、故障滤波、工程师工作站等信息子系统共同组成。在数字化变电站技术升级改造工程实践中,要从技术、经济等方面综合考虑改造建设方案。

为了确保数字化变电站改造工程具有较高经济性,原则上变电站内的一次电气设备包括断路器、隔离开关、变压器等大型设备,在性能满足数字化变电站需求时,一般不进行直接更换,而在过程层中采用电子式电压(电流)互感器完成整个变电站系统中电气量数据信息的实时采集。间隔层IED智能电子设备和站控层间采用IEC61850标准通信协议,实现数据信息交互共享和互操作。以智能自动化操作控制箱配套传统断路器,实现对断路器设备的数字化改造,完成控制、数据采集、操纵等功能的在线远程集控。随着电网系统向高参数、大容量、复杂结构等方向发展,变电站进行数字化改造过程中,其接线也变得越来越复杂,要实现在整站不停电的运行条件下进行技术升级改造,就需要进行统筹系统的规划设计,以确保改造工程安全可靠、高效稳定地进行。

3 数字化变电站技术改造优越性分析

数字化变电站综合自动化系统,具有数据信息充分共享、较强互操作功能以及降低变电站日常检修维护周期费用等优点,其必将成为未来变电站自动化系统研究发展的重要方向。数字化变电站自动化系统中,以变电站一、二次系统信息数字化作为研究对象,按照统一建模规则将变电站中的物理设备虚拟信息化,并采用统一标准化的网络通信平台,实现智能IED设备间数据信息的实时通信共享和互操作,能够满足现代智能变电站调度运行安全、稳定、可靠、节能经济等功能需求[2]。常规变电站通过数字化技术升级改造,可以实现以下多个方面的功能:

(1)通过过程层设备的智能数字化改造,取消了常规大量控制、信号电缆直接硬连接方式,简化系统接线,提高了系统集成化程度。

(2)数字化变电站综合自动化系统以IEC61850国际标准作为核心,可以实现不同厂家或同厂家不同型号IED设备间的数据信息实时通信和互操作,有效消除了常规系统中存在信息孤岛的不利现象,提高数据信息的综合使用效率。智能IED设备间的互操作性能,使用户能够根据实际功能需求合理选择系统部件,大幅改善系统集成网络化程度,另外现场验收、监视诊断、以及运行维护等费用也得到大大节省。标准的扩展性接口,为系统增加其它功能和进行技术升级改造提供强大灵活性和便捷性。

(3)优化系统功能,减少通信转换设备等,简化了二次系统结构布局。数字化变电站强大的智能化、自动化、信息化的功能特性,可以通过内部自动分析获得最优节能调度方案,实现电网系统节能降耗经济调度运行。通过标准化、集成化实现数据信息资源通信共享和IED设备间的互操作,有效提高了电网运行安全稳定性和灾变综合防治能力,对提高电网生产效率和经济效益等方面有非常重要的现实意义。

4 数字化变电站技术升级改造方案

数字化变电站技术升级改造方案如图1所示。

常规变电站进行数字化技术升级改造,主要包括过程层数字化改造、间隔层数字化改造以及站控层数字化改造三大部分。但整个变电站数字化改造工程所涉及专业较多、工程量较大,因此,在实际变电站数字化改造过程中,应根据变电站现有一次、二次设备系统的现状,有针对性地制定阶段性改造方案[3]。

在变电站数字化改造过程中,对于高压进出线、主变等均需要通过一套或数套支持IEC61850国际标准的集中式测控保护装置(每组均需按照冗余设计原则进行配置),组成基于IEC61850标准的数字化变电站间隔层系统高压部分;对于35k V及以下电压等级部分,由于在实际工程中通常采用开关柜布置形式,而其馈线线路中通常采用常规互感器,因此,可以采取支持IEC61850标准的间隔层IED智能电子设备,分散布设在开关柜内部,实现对35k V及以下部分的测控、保护等功能。对于规模较大、结构较为复杂的变电站系统而言,在进行数字化改造时,应采取分阶段逐步改造措施。如:对于一个220k V变电站系统而言,要实现全站数字化改造,应将其分为低压和高压两个改造阶段。第一个阶段是低压35k V和10k V部分的数字化技术升级改造;第二个阶段是对220k V、110k V以及主变等间隔的数字化技术升级改造。同时在整个数字化技术升级改造过程中,要严格按照IEC61850标准体系,对变电站系统中各保护、故障录波、远程操控、二次公用设备以及计量设备等进行数字化技术升级进行改造。变电站数字化技术升级改造,实际上就是通过智能一次设备和集成网络化二次设备,按照一次设备数字化、二次装置网络集成化以及通信数据平台标准规范化要求,实现变电站系统内部智能电气设备间数据信息的实时通信共享和互操作。

5 数字化变电站技术升级改造要点

5.1 过程层数字化改造要点

智能终端是常规变电站一次设备实现数字化技术改造的重要保障基础。由图1可知,智能终端主要包括MU合并单元、主变智能单元以及智能操作箱等智能终端。为了降低数字化改造综合成本,在变电站原一次设备中,通过智能终端将常规电信号转换为光信号,然后通过光纤网络完成变电站常规一次设备与间隔层测控保护装置间数据信息的交互共享。智能操作箱有效解决了常规变电站一次设备和数字化通信网络间通信协议转换接口问题。智能操作箱作为数字化变电站现地一次开关设备远程操作的智能终端,可以将常规一次设备与间隔层单元中的保护、测控等装置通过光纤网络进行有机互联,完成对现地断路器、隔离开关(接地开关)等刀闸的分合操作。智能操作箱在接收到间隔层测控保护装置通过GOOSE网络下发给断路器或刀闸对应分、合及闭锁命令后,就会转换成对应的脉冲信号驱动继电器硬接点完成对应远程操作。

5.2 间隔层数字化改造要点

利用基于IEC61850标准具有GOOSE通信网络输入输出功能的测控保护装置,对常规变电站间隔层设备进行数字化升级改造。变电站综合自动化系统中间隔层测控保护装置间应按照双重以太网结构进行互联,各间隔层智能IED设备间通过双重网络共享系统中的模拟量和开关量信息,然后经过内部DSP数据处理单元分析运算后,完成保护操控的动作逻辑和间隔单元间的闭锁功能。数字化变电站系统中模拟量传输采用IEC61850标准中的单播采样值(SMV)服务,而开关量传输则采用IEC61850标准中的面向通用对象的变电站事件(GOOSE)服务来实现。IEC61850标准通过GOOSE通信服务机制实现变电站系统中数据信息的快速传递。通过GOOSE网络实现变电站系统中相关遥信、遥控以及保护跳闸数据信息快速传输和交互共享,有效简化变电站二次系统,提高变电站综合自动化系统的集成可靠性。

5.3 站控层数字化改造要点

站控层中监控主机、工程师站、远动机、保信子站、以及GPS网络则采用1000/100M工业以太网进行有机互联,网络采用双重化冗余设计原则进行配置,间隔层与站控层间按照报文规范格式MMS通过1000/100M工业以太网进行数据交互共享,完成对整个变电站系统的实时监视和控制。

6 结束语

数字化变电站的建设和技术升级改造,已成为未来变电站发展的必然方向。如何根据变电站原有一、二次设备现状情况,结合IEC61850等国家规范标准,采取合适有效的数字化技术改造方案,使常规变电站平滑稳定、安全可靠的过渡到数字信息化变电站,已成为数字化变电站技术升级改造必须要解决的实际问题。

摘要：根据数字化变电站技术发展基本趋势,探讨了常规变电站进行数字化技术升级改造的必要性、优越性和可行性。分析研究了数字化变电站技术升级改造的技术途径和方案,并结合实际工作经验,归纳总结和提出了变电站过程层、间隔层、以及站控层在数字化技术升级改造过程中的技术要点。

关键词：变电站,综合自动化系统,数字化,技术升级改造

参考文献

[1]高翔.数字化变电站应用技术[M].北京:中国电力出版社,2008.

[2]李映川,王晓茹.基于IEC61850的变电站智能电子设备的实现技术[J].电力系统通信,2005,26(9):54-56.

浅析数字化变电站的继电保护技术 第4篇

【关键词】数字化变电站 ；继电保护； 技术

变电站在电力系统中起到连结输电和配电的枢纽作用，是在电力系统的重要设施。信息化、自动化是数字化变电站与常规变电站相比更显著地特点。数字化变电站将使常规变电站所有信息的采集，处理，传输的模拟信息转化为数字信息并且建立起与之相配套的通信网络和系统。显然，数字化变电站的建设能够促进建成结构更为合理，技术更为先进，运行更为灵活的坚强智能电网。但是，目前国内的继电保护技术无法完全适应数字化变电站的数字化设备的检测要求。

1.关于数字化变电站

光学互感器和智能断路器是数字化变电站的主要设备。其中光学互感器又分为光学电压互感器以及光学电流互感器。光学互感器有诸多优点：它不易受电磁干扰，有更大的测量范围，且体积小，重量轻等。智能断路器接口为数字化接口，能够控制断路器，监视断路器状态，给出断路器的健康状况、检修意见。

数字化变电站可以实现变电站智能电气设备之间的信息共享。其特点主要有三个：智能化的一次设备，网络化的二次设备，自动化的运行管理系统。鉴于以上的三个特点，数字化变电站有六个主要优点：一是在信息共享下各种功能共用统一的信息平台，避免了设备的重复使用，设备的使用更加高效；二是测量的精度高，没有饱和；三是二次接线更为简便；四是，光纤取代了电缆，有优越的电磁兼容性；五是管理能够实现自动化；六是信息传输通道能够自我检测，信息可靠性高。由此可见，数字化变电站的信息全部数字化，设备智能化，信息质量高。从1995年提出制定IEC61850的设想开始，数字化变电技术的研发和工程实践取得了很大进步。20世纪90年代中期，计算机技术，网络通信技术飞速发展，出现了分布式变电站自动化系统。2005年以来，我国相继拥有了IEC61850标准的变电站并且投入使用。我国山西省于2008年，开展了“全数字化变电站动态仿真系统开发研究”的项目。2010年9月，国家电网公司首座智能变电站——四川北川永昌110千伏智能变电站，开始投入运营。

2.对继电保护技术的新要求

变电站的继电保护装置包括线路保护，母联保护，主变保护。线路保护一般使用二段式或者三段式的电流保护。母联保护需要同时装设电流速断保护以及过电流保护。继电保护装置的不断发展使得电力系统对快速性，可靠性，以及灵敏性有了更高的要求。

如果采用基于IEC61850标准的数字化变电站技术，在不增加硬件设备，不重复采集信息的前提下，因为二次电缆少，各个间隔保护单元都有相应的保护功能，由此，就可以实现网络化的母线保护，可以基本上消除限制继电保护运行水平继续提高的瓶颈。可见，数字化变电站能够提高继电保护的运行水平。由于直接使用数字信息，具有真实的反映系统的一次电气量信息的特点，同时装置可以采用更为先进的算法，具有更高的集成度，更强的抗干扰能力。

另一方面，数字化变电站对继电保护技术也提出了更高的要求。数字化变电站需要更高的继电保护性能。目前，继电保护装置充分的利用起了半导体处理技术，拥有超高的运算能力，完备的存储能力，以及各种高效率的算法，同时又使用的是大规模集成电路，这显著提高了系统的响应速度，同时也确保了可靠性更强。但是，由于数字化变电站的不断发展，相应地，继电保护技术也需要更高的性能：

首先是更高的继电保护性能。它包括了准确快速检测实时电力状态参数的能力，更强的存储能力，自动控制能力，先进的算法和技术用以确保运行的准确。

其次是更好的软硬件系统的扩展能力。继电保护系统的可扩展性是一个非常重要的因素。在国际标准IEC61850的推广下以及我国变电站的逐步发展下，对于变电站所采用的硬件平台性能的可扩展性提出了更高的要求。

最后是可靠性。用光纤取代电缆，信息传输通道可以自我检测，信息传输的可靠性能显著提高。统一的信息协议使得数据交换无缝。另外，数字元件在温度变化，电源波动等外部环境的变化下，不易受到影响。

3.继电保护技术存在的问题

（1）TA 饱和问题

10kv线路出口处的短路电流较小，尤其是在农网中的变电所。它们大都距离电源远，系统阻抗大。随着系统规模的扩大，10kv短路电流也会变大，有时会超过TA一次额定电流。在10kv线路短路的时候，因为TA饱和，感应到的二次侧电流趋近零，，会导致保护装置拒动。

避免TA饱和主要有两个方面。一是不要选择变比过小的TA，一般10kv的TA变比不小于3005。另一方面要尽量减少TA的二次负载抗阻。这样能有效防止TA饱和问题。

（2）励磁涌流问题

由于空投变压器时，铁心中的磁通不会发生突变，非周期分量磁通的出现使变压器的铁心饱和，导致励磁电流剧增。励磁涌流的最大值可超过变压器额定电流的6倍甚至达到变压器额定电流的8倍，这与变压器容量有关。衰退时间也是如此，变压器容量越大，励磁涌流存在的时间越长。

励磁涌流有两个明显特征，一个特征是大量的二次谐波，另一个特征是励磁涌流的大小随着时间的延长而衰减。利用励磁涌流的这些特性就可以很好地解决励磁涌流引起的误动作。

解决励磁涌流问题比较容易解决：只需在电流速断保护中加入延时，就可以防止其引起的误动作。这种方法最大的优点是，只做简单改造，就可以保证可靠地避免励磁涌流带来的问题。为了保证更可靠的避免励磁涌流带来的问题，在加速回路中也要加入延时。并且实践证明，通过在电流速断保护中加入时限的这种方法，就可以很好地避免励磁涌流造成的误动作。

（3）所用变保护问题

所用变容量较小，但需要很高的可靠性，并且安装位置特殊（一般接在10kv母线上）。长期以来，人们对所用变重视不足，这可能对10kv系统的安全运行带来很大的威胁。

传统所用变使用熔断器保护，安全性还是比较高的。但是现在新建或改造的变电站大多配置的是开关柜，人们往往会忽略的是-rA饱和问题。所用变容量很小，同时保护计量公用TA，当所用变故障的时候，-rA将严重饱和，所用变保护装置会拒动。

如何解决所用变保护拒动的问题，应该从合理配置保护入手。选择-rA时要谨慎考虑所用变故障饱和的问题。计量和保护-rA要分开。

4.结束语

当今时代计算机网络技术和电力系统正在飞速发展，继电保护技术也相应的进行了升级，跨入了信息时代。同时，继电保护技术也因为数字化变电站的进一步推广面临着新的挑战。继电保护的工作者也因此面临着艰巨的任务。此时更需要建立一支强有力的继电保护团队，结合各个地区的用电实际情况，不断创新技术。使我国的各项发展拥有高质量的电力保障。

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（4）.

[2]朱声石.高压电网继电保护原理与技术[M].北京：电力工业出版社，1999.

变电站数字化改造技术 第5篇

关键词：常规变电站,数字化改造,监控

1 过程层数字化改造

1.1 常规合并单元

通常, 对常规变电站互感器的数据单元进行合并时需要严格按照就地安装的原则来展开, 采用就地采样电缆的方式来对模拟信号进行传输, 同时把采集到的数据经过处理以后, 使用、或协议, 利用光纤通道将数据发送到网络交换机, 从而保护该模拟量, 满足装置检测数据共享的需要[1]。

1.2 变压器智能单元

传统变压器的制造方式会对变压器的智能单元造成影响与束缚, 变压器不是通过电气量的形式来进行保护, 传输过程中的本体信号与有再调压需要利用电缆来连接, 同时要通过驱动继电器的方式来完成相关工作。在数字化变电的环节中, 采用光纤网来实现过程层与间隔层之间信息的转化。由于变压器具有非电气量这种较为独立的特性, 凭借变压器结构中的本体智能单元, 能够实现非电气量保护、有载调压以及测控的一体化。

1.3 智能操作箱

智能操作箱是指数字化变电站中一次开关设备的智能终端。智能操作箱能够有效解决变电站一次设备和数字化信息网络之间的接口问题。智能操作箱利用光纤网络将一次设备、保护与测控等装置连接在一起, 并实现刀闸与断路器之间的分合。这个智能操作箱能接收来自保护、保护剂测控等装置设备通过GOOSE网络下达出的断路器或刀闸的分、合及闭锁的命令, 之后转化成与之相对应的继电硬接点进行输出[2]。

2 间隔层数字化改造

2.1 SWV

常规变电站的数据采集系统是按照特定的采样率来采集电气的模拟量, 并通过网络实现GPS对时系统的同步采样。一般情况下, 是采用SWV报文的形式对模拟量信息进行传送, SWV实现了对全站模拟量的传输服务。数字化变电站的采样数据经过合并单元之后, 可以通过协议发送给交换机, 进而能够在网络上进行测控, 实现多个保护及其他装置的共享。

2.2 GOOSE

GOOSE在标准中的定义, 是在比较快速的以太网络播报文传输的基础之上, 代替了传统智能电子设备相互之间电缆接线通信的一种方式, 发挥着保护传输数据信息的作用, 例如断路器位置、跳闸及连锁等具有较高实效性的信息。同一个GOOSE网络中的任意一个智能电子设备都能够成为一个订阅端, 进而来接收数据, 与此同时, 也成为发布端, 能够为其他不同的智能设备提供相关信息数据, 从而能够更好地实现智能设备之间通信数据的变更。在接收数据的过程中, 能够对链路中断等情况进行检测, 根据检测标志进而对装置进行相应处理, 从而可以提高GOOSE服务的灵活性与可靠性。

3 站控层数字化改造

MMS是在开发和维护网络环境下, 电子计算机或一些智能化电子设备之间对监控信息及实时性数据进行交换的一套相对独立、较为完善的国际化标准报文规范, 以下介绍MMS的主要功能。

3.1 信号上送

有缓冲报告控制块能够实现开入、报警、危险事件等信号类别的数据上送功能。通过BRCB能够完成遥信与开入的周期上送、变化上送以及事件的缓存。

3.2 测量上送

无缓冲性的报告控制模能够实现遥测与保护测量类数据的上送功能, 并且能够映射到MMS的服务报告中。

3.3 控制

控制种类繁多, 比如, PCS系列装置实现了增强型SBO和直控的功能, 而且还具有持检同期、闭锁检测及检无压等多种控制功能。

4 实际案例

某个110 k V变电站原先是一普通的常规变电站, 其主要设备结构如下:传统型的电磁型设备是一次设备, 使用的是保护和自动化系统, 电缆连接着过程层和间隔层之间, 而站控层是通过采用以太网和间隔层装置来实现数据之间的交换, 整个变电站中110 k V的两圈变压器共有2台, 并且采用线变组的接线方式, 其中10 k V的接线为单母分段, 每个主变压器各自带有一个10 k V的母线, 并且10 k V分段500A热备用。101和102是主变压器高压侧开关;501和502是变压器的低压侧开关;701和702是10 k V馈线小车的开关。该电站的主接线情况如图1所示。

按照标准体系, 使用PCS系列常规合并单元、智能单元以及保护测控等一体化的装置来对该变电站系统进行现代信息数字化改造。根据变电站的实际运行情况, 当改造工作完成之后, 要建起相关的数字化网络系统, 采用光纤网络来对过程层与间隔层之间进行有效连接, 并采用SMV与GOOSE的形式来对模拟量和开关量进行有序传送;凭借双重化MMS网络实现了间隔层与过程层之间的信息共享。

通过对变电站的数字化改造, 使得10 k V的设备之间以GOOSE/SMV的网络形式进行信息传输。由于间隔层设备之间可以彼此进行配合, 因而减少了电缆与继电器的使用数量。同时, 由于GOOSE网络具备实时自检的功能, 因而可以有效解决之前继电器因出现问题而不能得到及时检测和有效解决的问题, 从而使变电站的安全性有了保障, 提高了其运行的平稳与可靠性。综合多种运行方式, 能判断出母线是否出现故障, 同时也能够传达出跳闸命令, 提高了继电保护的运行速度, 可在短时间内迅速排除故障, 有效保护一次设备的安全。网络化信息采集降低了信息采集的重复率与定值分散的重整程度, 使操作简洁快速, 确保了供电稳定性。

5 常规变电站改造中需要注意的技术问题

5.1 非常规传感器的稳定性

电气量测系统是否稳定直接影响到变电站的运行情况, 因而在变电站的改造过程中一定要确保系统的稳定性。测量精度不够和稳定性不强是无源式互感器普遍存在的问题, 主要原因是线性双折射现象及发光源器件发光强度下降、不同材料的维尔德常数受外界温度的影响而发生变化。激光供电器件的稳定性影响互感器的使用效果。光学互感器自身具备线性度优异、测量精度等优点, 同时抗电磁干扰能力极强, 因而逐渐受到国内外相关研究人员的广泛关注。通过改进工作原理、提高制造工艺等措施, 使其稳定性得到了提升, 国内对于光学互感器的研究和应用也取得了较大进展。

5.2 信息的安全性

由于并未对变电站网络系统安全方面做出明确规定, 而协议自身的开放性在一定程度上也给电力系统的运行带来了安全性问题。要对信息安全有足够重视, 需要确保二次系统中信息的保密性、完整性以及精确性。要对数字化变电站技术有清晰认识, 尤其是要慎重考虑与分析二次系统的安全防护问题。需要根据电力系统实际运行情况与特征, 同时要严格按照安全标准中的要求来制定出有效的信息安全防护策略, 比如可以通过采用闭环网络访问、只读访问及防火墙等措施来提高信息的安全性。

参考文献

[1]钱肖.变电站项目改造方案及评价[D].保定:华北电力大学, 2013.

变电站数字化改造技术 第6篇

目前完整的数字化变电站从物理结构上可以分为三个层次, 即过程层、间隔层、站控层, 每层均由相应的设备对象及光纤传输链路、以太网交换机构成。其中站控层设备组屏安装, 提供设备状态监视与控制、保护信息记录与分析、站级五防和VQC功能;间隔层测控单元安装在各间隔单元, 具有遥测、遥信、遥控 (调) 等功能, 完成对全站设备的保护、测量和控制;过程层由电子式电流电压互感器和合并器等组成, 完成对数字信号的采集、合并、处理后, 以光信号方式对外提供数据。

2 数字化变电站与传统变电站的比较

数字化变电站与传统的变电站相比具有如下显著优点:

(1) 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, 一方面杜绝误传信号, 另一方面在通信系统故障时可作技术告警。传统变电站的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。而且传输方式为模拟信号传输, 易受干扰。数字信号采用光纤传输, 从根本上解决传输信号受电磁干扰的问题。

(2) 应用电子式互感器解决传统互感器的固有问题。数字化变电站采用电子式互感器, 没有传统互感器固有的TA断线导致高压危险、TA饱和影响差动保护、CVT暂态过程影响距离保护、铁磁谐振等问题。

(3) 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, 同时杜绝了二次回路两点接地的可能性。

(4) 便于变电站扩充功能和扩展规模。变电站设备间的信息交换均通过通信网络完成, 变电站在扩充功能和扩展规模时, 只需在通信网络上接入新增设备, 无需改造或更换原有设备, 节省投资, 减少变电站全生命周期成本。

数字化变电站各种功能的采集、计算和执行分布在不同设备实现。变电站在新增功能时, 如果原来的采集和执行设备能满足新增功能的需求, 可在原有的设备上运行新增功能的软件, 不需要增加硬件投资。

(5) 通信网络取代复杂的控制电缆。数字化变电站的一次设备和二次设备间、二次设备之间均采用计算机通信技术, 一条信道可传输多个通道的信息, 同时采用网络通信技术, 通信线的数量约等于设备数量。因此数字化变电站的二次接线将大幅度简化。

(6) GOOSE网 (面向通用对象的变电站事件) 的成功应用, 使断路器的分合闸控制、断路器信息的上传、闭锁信号的传输等服务功能均通过该网络实现。

(7) 减少维护工作量。由于数字化变电站采用了具有自检功能的数字通信系统, 以及电子式PT、CT的绝缘结构简单, 数字化变电站设备的维护工作将大量减少。 (1) 电子式PT、CT的绝缘结构简单, 仅为简单的支柱式绝缘, 预试工作量大量减少。 (2) 原微机保护、测控装置更换为新型的数字化微机保护测控一体装置, 复杂的二次电缆更换为光缆, 二次接线大幅度简化, 二次部分维护工作量大大减少。 (3) 精度问题全部集中在电子式PT、CT, 保护、测控、电能表的精度检查工作可以简化。

3 变电站数字化改造工程实例

1 10 k V深圳五村变电站的数字化改造将常规电磁式互感器更换为电子式互感器, 将原微机保护、测控装置及二次电缆更换为新型的数字化微机保护、测控装置及光缆, 同时为传统的断路器及主变设备加装了智能终端单元。各终端单元对一次设备进行控制和采集各种信号, 再转为数字信号供保护测控及电能表使用, 实现了变电站数据采集、传输处理、控制过程的数字化, 并提供实时、可靠的共享信息平台, 提升现有设备的技术水平, 使该站成为新型数字化综合自动化变电站。

五村站内110k V部分使用独立式光电电流、电压互感器, 10k V采用模拟输出的电子式电流电压互感器就地安装于开关柜内, 由“传统开关+智能终端”的方式来实现开关设备的智能化。

整站网络建立在IEC 61850通信技术规范的基础上, 按分层分布式来实现整站数字化及变电站内智能电气设备间的信息共享和互操作性。

整站的网络架构从整体上分为三层:站控层、间隔层和过程层。

站控层设备建立在IEC 61850协议规范的基础上, 具有面向对象的统一数据建模。与站外接口的设备如远动装置等应能将站内IEC 61850协议转换成相对应规约格式。所有站控层设备均应采用百兆工业以太网, 并按照IEC61850通信规范进行系统建模并进行信息传输。

间隔层设备主要包括保护装置、测控装置等一些二次设备。所有信息上传均能够按照IEC61850协议建模并具有支持智能一次设备的通信接口功能。

过程层设备包括光电电流、电压互感器、智能开关一次设备或开关设备的智能单元。

辅助设备包括一些规约转换设备 (将不符合IEC 61850协议的设备进行规约转换) 、同步信号源 (过程层对时) 、GPS对时 (站控层对时) 。

站控层与间隔层采用按IEC 61850协议星形网络构建, 后台系统按照IEC 61850协议统一建模。间隔层与过程层设备采用点对点通信技术。

4 数字化变电站未来需解决的问题

(1) 如何充分发挥数字化变电站的网络化、数字化和统一信息平台的优势, 通过站控层的网络实现自动装置的功能, 例如低频减载、备自投等。 (2) 如何充分发挥数字化变电站的网络化、数字化和统一信息平台的优势, 推动一次设备状态在线监测技术的进一步发展和应用。 (3) 基于IEC 61850的统一建模。全站采用IEC61850变电站通信网络和系统标准, 建立统一的信息平台, 以达到信息共享, 避免设备重复配置。功能更全面, 充分利用已有的资源, 开发各种安全自动功能, 实现数据共享。 (4) 建立110k V和10k V备自投网络, 利用现有的数据, 实现备自投功能。现阶段从可靠性考虑, 宜设独立的备自投装置。

结语

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, 具有非常重大的技术和经济意义。在技术上, 实现数字化变电站首先可以减少自动化设备数量, 简化二次接线, 提高系统的可靠性;其次由于设备具有互操作性, 方便了设备的维护和更新, 减少投运时间, 提高工作效率, 有利于变电站的扩建及自动化系统扩充。在经济上, 数字化变电站可以实现信息在运行系统和其它支持系统之间的共享, 节约大量的控制电缆, 减少重复建设和投资, 减少变化电站的初期建设成本和运行维护成本。

摘要：目前, 数字化变电站正在我国进行试点开展, 其技术也不断地发展成熟。数字化变电站是变电站的信息采集、传输、处理输出过程的全部数字化, 理想的数字化变电站应基于IEC61850协议构建, 采用光学或电学电子式互感器、智能化一次设备、网络化二次设备, 实现站控层、间隔层、过程层之间完全网络化信息交换。基于电子式互感器和数字传输信号的数字化变电站技术的迅速发展, 可以大大地简化原有常规变电站的二次回路, 提高二次系统的整体运行水平。

110kV翠峰变电站的数字化改造 第7篇

与常规变电站相比,数字化变电站间隔层和站控层的设备及网络只是接口和通信模型发生了较小变化;而过程层发生了较大改变,由传统互感器,一次设备,一、二次设备之间的电缆连接,逐步改变为电子式互感器、智能化一次设备、合并单元和光纤连接等。下面以110kV翠峰变电站为例,介绍变电站的数字化改造过程。

110kV翠峰变电站含2回110kV进线、2台110kV主变,主接线图如图1所示。

2 智能化的一次设备

一次智能设备的信号回路和控制驱动回路均采用微处理器和光电技术,并设有以太网通信口,同时用光纤网络取代传统导线连接。

110kV翠峰变电站数字化改造过程中,智能化的一次设备主要体现在电子式互感器,包括电子式电流、电压互感器,合并器,10kV互感器及同步器等;而断路器、隔离开关、主变等没有智能化的设备,则通过加装智能终端单元来控制一次设备并采集各种信号,再转换为数字信号供保护测控及电能表使用。

(1)电子式电流互感器采用罗柯夫斯基线圈原理,顶部安装模数转换模块。它将二次侧输出的模拟量经智能单元模数转换后再与其它数据合并,最后由光纤上传主控供保护及测量。空载时,模数转换模块电源由光能提供;当负荷电流大于5%额定电流时,实现能量自给。

(2)电子式电压互感器采用阻抗式分压原理,底部安装模数转换模块。它将二次侧输出的模拟量经智能单元模数转换后由光纤输送至间隔智能单元。正常运行时,各间隔选用本段电压互感器的数字信号;当本段电压互感器停运,母联开关运行时,切换使用另一段母线电压互感器的信号。一次设备未运行时,模数转换模块电源由光能提供;当一次侧电压高于70%额定电压时,实现能量自给。

(3)110kV电压、电流互感器二次侧输出的数字量,经3个合并器单元合并后分别供给备自投、1#和2#主变的保护及电能表等。

(4)10kV电子式互感器二次侧输出1.5V的模拟量,经智能终端转换成数字量,再分别提供给线路、电容器等的保护和计量装置。

(5)过程层采用智能装置的同步器。

3 网络化的二次设备

改造后,110kV翠峰变电站网络化的二次设备主要体现在:

(1)2台主变高低压侧及线路断路器的控制均采用智能操作箱,实现了断路器的智能操作。

(2)采用智能型保护装置,设有多以太网口,按IEC 61850规约编程,没有小TA、小TV板和出口继电器板。110kV侧的保护装置安装在断路器旁;10kV侧的保护装置则安装在开关柜上。

(3)网络及远动通信、电缆均采用光纤。站控层和调度系统的通信、与五防系统的连接等采用103规约和CDT规约,其它部分的核心全部由高速光纤以太网组成。

(4)计量和测量采用数字化装置。

4 自动化的综合信息服务管理系统

变电站综合信息服务管理系统包括电力生产运行数据和状态记录统计无纸化、自动化,数据信息分流、分层交换自动化。系统能及时提供故障分析报告,指出故障原因及相应处理意见;能自动发出变电站设备检修报告,即将常规“定期检修”变为“状态检修”;能对不同厂家的信息设备进行互操作。系统硬件平台包括主计算机、操作员工作站、报表工作站、远动通信工作站、工程师工作站、双以太网和GPS对时系统等;软件平台包括操作系统、实时数据库系统、历史数据库系统、支撑软件、应用软件和通信软件等;网络的通信标准是IEC 61850。

因为110kV翠峰变电站没有进行完全的数字化改造,所以它不能实现“自动化的运行管理”。

5 改造后的系统结构

数字化改造后的110kV翠峰变电站分为过程层、间隔层和站控层,并且在间隔层和过程层采用了IEC61850通信规约。改造后的系统结构图如图2所示。

改造后的110kV翠峰变电站在保护、控制及测量方面已实现数字化,但站控层和调度系统的通信、与五防系统的连接等仍是103规约和CDT规约,断路器、隔离开关、主变等没有智能化,同时没实现“自动化的运行管理”。

6 数字化变电站存在的问题

与传统的变电站不同,数字化变电站不需电缆联接,仅靠一收一发一对光纤联接,具有信息平台统一、测量精度高、二次接线简单、电磁兼容性能优越、可靠性高、管理自动化等优点,但需加强研究开发过程中专业协作,改进材料器件的缺陷,另外试验设备、测试方法、检验标准,特别在EMC(电磁干扰与兼容)控制与试验还是薄弱环节。

(1)数字化变电站保护校验复杂,在运行时对部分间隔保护的校验难度大,且常规继电保护校验装置无法提供数字化保护所需的电流、电压量。另外,电流、电压量必须经过合并器才能进入保护装置,因此要完成需要大量电流、电压量的保护(如母差保护)校验尤为困难。

(2)互感器的问题。①为保证运行稳定,传感头必须解决电磁兼容、电磁干扰(EMC/EMI)及高压端稳定功率的功能等问题,并形成标准化和系列化的传感头设计方案。②光电/电子式互感器的局部放电试验、伏安特性试验的方法和标准也与常规设备有区别,所以必须提供统一标准的输出接口、规范化的产品标定方法,从而便于用户选择。③部分高电压等级的电流互感器变比大,输出精度无法满足要求,从而影响了变电站的计量、保护,不能满足现场运行需要。④目前光电/电子式互感器的生产厂家有限,产品型号少。

(3)由于智能电子设备的大量应用,变电站内运行、状态和控制等数字化信息需要传送,因而需要通过对传输的信息进行数据加密来保障网络资源的安全。在数字化变电站中虽然采用了简单的加密技术,但在计算机技术日益发展的今天,很容易被破解。

(4)IEC 61850通信协议未对变电站网络系统的安全性做任何规定,同时协议本身的开放性和标准性给变电站的网络安全带来重大隐患。要做到二次系统信息的保密性、完整性、可用性和确定性,使其符合二次系统安全防护的要求,是自动化厂家仍需考虑和完善的技术环节。虽然目前已投运的变电站采取了防火墙、分层分区隔离等手段进行防护,但效果有待验证。同时,防火墙只能对跨越网络边界的信息进行监测、控制,而对网络内部攻击不具备防范能力,因此仅依靠防火墙来保护网络的安全性是不够的,还必须与其它安全措施(如加密技术等)综合使用,才能达到目的。

摘要：以110kV翠峰变电站为例,介绍了一、二次设备的数字化改造过程,指出了变电站数字化改造中存在的问题。

变电站数字化改造技术 第8篇

2008年3月31日, 广东第一个基于IEC61850的信息传输方和控制的数字化变电站暨示范站江门110 kV沙坪数字化变电案站, 在完成雁沙线带负荷试验后, 其一期工程顺利投运, 为数字化变电站在广东推广应用创下良好的开局, 并对国内数字化变电站的发展产生重要影响, 标志国电南瑞在数字化变电站领域继续处于国内领先地位。

2007年5月, 国电南瑞科技股份有限公司中标110 kV沙坪变电站综合自动化系统的数字化改造工程。12月, 基于IEC61850的信息传输和控制的综合自动化系统通过出厂验收, 工程进入现场安装调试阶段。110 kV沙坪变电站新综合自动化系统从测控、保护到后台, 均采用国电南瑞最新研制的数字化产品, 包括NS3000 (UNIX) 数字化计算机监控系统、NS3600系列数字化保护测控一体化装置、NS3520测控装置, 从过程层、间隔层、变电站层全面实现基于IEC61850的信息传输和控制。

沙坪变电站110 kV线路保护单独组成GOOSE控制网, 便于实现信息的快速交互以及准确控制;主变电站部分采用合并单元 (MU) 与智能操作箱就地下放, 通过双GOOSE网实现可靠控制, 使主变电站保护全光纤化, 不但大大节省了电缆、节约了占地, 而且缩短了投运周期和互感器的电气距离, 更重要的是优化了控制回路。经过数字化改造后, 信息将高度集成化, 便于扩展和进行实时有效的数据管理。它打破了常规变电站的监视、控制、保护、故障录波、量测与计量等几乎都是功能单一、相互独立的装置的模式, 改变了硬件重复配置、信息不共享、投资成本大的局面。数字化变电站使得原来分散的二次系统装置, 具备了进行信息集成和功能合理优化、整合的基础。

变电站数字化改造技术 第9篇

关键词：数字化变电站；继电保护；测试

中图分类号：TM774文献标识码：A文章编号：1000-8136(2010)15-0030-02

目前，特高压、大容量、超大系统电网的逐渐形成，对电网安全、稳定、可靠、控制、信息交互等方面提出了新的、更高的要求。变电站作为电网中的重要节点，对电网的安全稳定运行具有极为重要的意义。对变电站运行管理控制而言，其技术水平的不断提高依赖变电站自动化技术的不断发展。随着数字化变电站技术逐步成熟，我国将进一步推广数字化变电站建设，数字化变电站将是今后变电站技术发展的大势所趋。

数字化变电站是由电子式互感器、智能化一次设备、网络化二次设备分层构建。建立在IEC－61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作，满足安全、稳定、可靠、经济运行要求的现代化变电站，继电保护装置作为电力系统的重要组成部分，有着极为重要的作用。继电保护装置稍有差错，即可能对电力系统的运行造成严重影响。给国民经济和人民生活带来不可估量的损失。数字化继电保护装置的正常工作。对于确保数字化变电站稳定运行具有极为重要的作用，而对继电保护装置进行测试是及时发现继电保护装置存在缺陷并解决处理的最为重要的手段。继电保护装置测试水平的高低，将直接影响到继电保护装置运行可靠性和电网安全稳定运行水平。使用准确合理的测试技术，对于保证继电保护装置测试水平的作用不言而喻。目前运用于数字化变电站的嵌入式继电保护装置与传统的继电保护装置之间的区别，造成了数字化变电站继电保护装置的测试技术也与传统的继电保护装置测试技术不尽相同。

1 以前的继电保护测试技术已无法适应数字化变电站继电保护装置测试

传统继电保护装置的保护功能测试、模拟量输入、开关量输入输出均是通过物理接线连接的。测试^员利用继电保护测试仅输出电流电压等模拟信号到继电保护装置的模拟量输入回路。同时也可以输出开关量到保护装置的开关量输入回路，保护经过故障计算后满足动作判据输出跳闸命令、驱动出口继电器。使继电器的触点闭合，测试仪的开关量输入模块可以监视保护装置的动作触点，这样构成测试系统。测试人员可以很方便地考核保护逻辑的正确性及继电保护的性能指标等是否合格。

随着IEC－61850标准的提出及电子式电压互感器(EV7)、电子式电流互感器(ECT)技术的发展。EVT和ECT可直接输出数字量信号，变电站中的开关量信号也可直接变为数字化开关量信号。保护装置通过网络采集电子互感器的数字量信号，还可采集智能操作单元的数字化开关量信号，并能对智能操作单元实现数字控制。数字化变电站继电保护装置的特点决定了传统的输出电压、电流等模拟信号量的继电保护测试装置无法完成对采集数字信号量的数字化保护装置韵测试工作，需要采用数字化测试装置完成数字变电站继电保护装置的检测工作。

2 我国数字化继电保护装置测试技术的基本概况

目前，国内使用的大多数数字化继电保护测试装置均以保护测试仪为主，还停留在单装置开环测试阶段，只能够完成单套保护装置基本功能测试。而不能对电力系统设备进行整体性能和系统的闭环测试，也难以对继电保护装置进行系统测试。这种开环测试并不能反映电力系统的真实情况，只是检查了变电站二次设备硬件和软件是否正常。对于支持IEC－61850标准的继电保护装置的测试，现在主要采取保护归保护、通讯归通讯的测试方式，也就是利用支持IEC-61850标准的通讯管理机来测试保护装置的通讯功能；利用数字化继电保护测试仪来测试保护装置的动作逻辑等传统的保护功能。通讯和保护测试之间是孤立的，测试存在着接线复杂、测试效率低、测试人员工作量大等问题。

对变电站保护装置的测试，仅停留在单装置的单元测试是不够的，不考虑变电站二次设备系统测试就无法检测出装置接口是否工作正常、网络中负荷情况是否正常等等。因此。为提高变电站二次设备工作的稳定性和可靠性，必须对变电站二次设备闭环系统测试进行研究，特别是对基于IEC-61850的数字化变电站，继电保护装置的闭环系统测试更是必须完成的重要测试工作。

3 数字化变电站继电保护装置测试技术分析

数字化变电站的测试手段是数字化变电站投入应用和技术发展的重要基础，但长期以来重开发、轻测试的做法已经绐电力系统行业带来了一定的負面影响。由于当前变电站自动化设备的系统测试本身存在各类设备多、型号繁、规约杂等问题，给测试技术的研究带来了相当大的难度。

随着变电站的完全数字化，基于IEC－61850通信规范的数字变电站继电保护装置测试技术发展趋势为：测试系统必须符合IEC－61850标准，支持网络通讯；测试功能强大，除了完成各种常规的继电保护装置测试功能外，还能具备其他特殊功能要求；系统的维护和升级必须方便快捷，硬件平台要通用化，测试功能的扩展能通过软件升级来实现。基于IEC－61850标准的数字化继电保护装置具备保护、对外通信、信息输入、记录、显示、打印等各项功能，在对装置进行全面测试时，考核以上功能的正确性也非常重要，应成为功能测试中重要的一项。

从数字化变电站继电保护装置测试技术的发展趋势来看，目前已有部分测试设备尚不能完全满足数字化继电保护装置的测试需求，还需进一步加强对数字化变电站继电保护装置测试技术的研究，研制出能够进行数字化闭环测试的测试装置。根据数字化变电站的特点，保护、测控等变电站二次设备只要符合IEC-61850标准。就可以直接无缝地接人变电站的局域网中，非常方便。因此电力系统的测试也必须符合以上的发展趋势，测试也将变得更加方便简单。数字化闭环测试系统进行闭环试验的原理，见图1。

数字化测试系统与被测的数字化继电保护装置均接人变电站局域网中。测试系统应能够根据电力系统的故障设置模拟EVT、ECT的故障数据。按IEC-61850的规范通过局域网向保护装置发出数字信号(故障量)，数字化继电保护装置根据数字信号做出反应，并向局域网发出事件信息(跳合闸指令)。测试装置接收到事件信息后再进行下一步的操作，整个闭环测试系统都由数字化元件构成。测试系统利用计算机强大的运算功能可以进行复杂的电力系统暂态仿真试验和故障再现等，继电保护装置的软件版本升级后，相应的测试项目、测试标准也可直接通过网络获得，数字化测试系统在保证信息安全的基础上，能实现测试信息的共享，同时可以支持强大的统计分析、异常处理记录等。

变电站自动化技术改造 第10篇

一、变电站自动化技术改造的必要性

在我国城乡电网的建设和改造之中, 自动化技术已经得到的了广泛应用, 提高了我国电网的现代化水平, 增强了电网的调度与输配电能力, 节约了建设新变电站的费用。随着单片机、传感器、信号转换、电力运行等技术的不断发展与完善, 变电站自动化技术也逐渐兴起。变电站自动化技术的发展促进了变电站的智能化, 改变了传统的电力系统结构, 具有广阔的发展前景。

二、变电站自动化技术改造的内容

在电能自产生至使用的过程中, 输变电是电能消耗的一个重要的中间环节, 也是一个必要的环节。保护高压输电线路, 对于工农业生产、交通运输、人们日常的生产生活都具有极其重要的意义。国家电力部门对高压开关柜等重要设备的生产也提出了严格要求, 并将其标准以法规的形式确定了下来。20世纪80年代以后, 随着微型计算机技术的飞速发展, 微机控制系统日趋成熟, 加之单片机控制技术在电子信号、自动化控制技术等领域具有先天优势, 在很大程度上提高了电网保护和控制的速度、范围与精度。单片机控制技术与计算机技术相结合, 构成了当今电网系统化的主要内容。随着科学技术的不断发展, 计算机的应用愈加广泛, 电力系统的微机化和边检站的自动化已成为当今电力系统的发展趋势。变电站自动化技术改造的内容正与此契合。具体来说, 变电站自动化技术改造应重点做好以下几点。

1. 一次设备的智能化。

即利用光电技术和微机处理器对一次设备重新进行设计, 尽可能简化常规的控制与机电式的继电器回路结构, 用数字化的公共信号网络和程控器代替传统的导线连接。此外, 使用计算机程序代替变电站二次回路中的常规继电器及其逻辑回路, 用光纤和光电数字分别代替常规控制电缆与强电的模拟信号。

2. 二次设备的网络化。

即对传统二次设备, 如防误闭锁、继电保护、远动、测量控制、电压无功、故障录波以及同期操作等装置, 全部利用模块化、标准化微处理的设计理念进行改造。变电站进行自动化技术改造后, 全部利用高速网络对设备进行连接, 通过网络来实现资源、数据的共享。

3. 管理体系的现代化。

管理体系的现代化包括记录统计的无纸化、运行数据的电子化、数据信息分流和分层交换的自动化等内容。在发生故障时, 现代化的变电站运行系统能及时提供故障的分析报告和处理建议, 大大提高系统的运行效率。

三、变电站自动化系统的设计与功能

1. 变电站自动化系统的设计方式。

变电站智能化的核心是系统的自动化, 即设备所有的监视、控制、报警与测量等功能都需要通过计算机的监控系统来实现。变电站自身不需要设置远动设备, 计算机的监控系统完全能够满足遥测、遥信、遥调与遥控等功能, 并且不需要人员值班。常见的变电站自动化系统设计方式有集中式和分布式两种。

(1) 分布式变电站自动化系统。该系统主要采用分布式、模块化的开放结构, 每个控制单元的保护功能都分布于开关柜内, 或者尽可能靠近开关控制保护柜之上的控制保护单元。全部的保护、控制、报警和测量等信号都在各自单元之中被处理为数据形式的信号, 并通经过光纤总线传送至监控计算机。各地的单元都是相互独立的, 彼此间无影响。

(2) 集中式变电站自动化系统。该系统采用集中式、模块化的立柜结构, 且每个控制单元的保护功能都被集中在专用的控制、采集保护柜中;同时, 所有保护、控制、报警与测量等信号都在保护柜内被处理成数据信号, 并通过光纤总线被传送至监控计算机。因为传统继电器被智能化继电器取代, 大大简化了二次接线过程, 其他的接线在控制、采集的保护柜内完成。

2. 变电站自动化系统的功能。

变电站自动化系统是由标准化的软、硬件组成的, 同时配备了标准串行的I/O接口和通讯接口, 使用户能够依照自身所需进行灵活的配置。其主要功能如下。

(1) 用图形化的视窗作为用户和系统间的交互界面, 使操作者能利用鼠标对系统实行控制, 直观地进行各项操作。

(2) 系统中的所有原始的数据都是实时采集的;系统应用程序的所有功能都可以依照实际应用情况按用户要求进行改编;并且能够随实际需要的变化进行修改或扩充。

(3) 变电站的单线图能够显示出变电站系统接线上各个控制对象运行的状态, 并能进行动态的更新。如, 用颜色区别开关的状态, 显示馈线的开关状态;采集相关的信息, 为系统提供必要的运行信息等。

(4) 运行中, 系统能够通过表格、文字、声音、光或者图像等方式及时地为值班人员提供变电所必需的全部监控信息。值班人员能够按实际中的需要指定系统发出相关指令, 实现预想动作, 并存储相关记录。

(5) 系统可以通过集中控制柜、系统的主机调整各个继电器的整定值以及保护功能。