1、数字化变电站技术简介摘要：随着计算机技术的迅猛发展，智能化开关，光电式互感器技术的不断成熟，变电站自动化系统进入了一个新的阶段，即数字化变电站。本文，主要就是对数字化变电站的特点，架构以及发展趋势进行介绍和探讨。 关键词： 数字化，特点，架构，发展趋势 中图分类号：F407.67 文献标识码：A 文章编号： 数字化变电站在近年的飞速发展主要是由两个原因的推动。一是 IT技术与通信技术近些年来的突破性进展使得数字化变电站综合自动化从技术和经济角度而言成为可能。二是电力企业对提高工作效率、降低运营成本的重视以及需求侧管理对于电力企业效益的重要性。 1：数字化变电站自动化系统的特点 1.1 智能化的
2、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。 1.2 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
3、，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。 1.3 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：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IEC6185A 通信协议草案定义，这三个层次分别称为“过程层” 、 “
4、间隔层” 、“站控层” 。 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三类：(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。 2.1.1 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、
5、紧凑化。 2.1.2 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。 2.1.3 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
6、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。 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。 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
7、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 数字化变电站在南汇电网中的应用 3 数字化变电站的发展趋势 3.1 数字式传感器的可靠性 国内厂家的产品，稳定性和准确性，还未得到大量实际应用的证明。国外产品，在一些关键问题，例如
8、无源式传感器的温度效应（性能受温度影响较大） ，有源式传感器的激光功能对本身的寿命影响等，还无法形成技术突破。这样，对数字式传感器的大规模应用造成了较大的影响。 3.2 设备互操作性 不同厂商之间设备的互操作性，不同层级（站控层和间隔层间）的互操作性，还无法得到保证。IEC61850 作为一个新的世界性电力行业设备通信协议标准，自身仍然需要不断完善。IEC61850 协议与之前的协议本质区别在于，之前的是面向点的技术，而 IEC61850 是面向对象的技术。这些技术都是来自于通信行业和 IT 行业，那么在这两个行业的新技术，比如面向过程的协议，是否会代替 IEC61850，从而彻底推翻数字化变
9、电站的架构模式以及发展路径呢？这些或许是我们需要考虑的。 3.3 通信的安全性。 数字化变电站的，全部指令都是由光线传递的数字信号。由于设备本身的数字处理出错，传递过程或者设备受到电磁干扰，以及可能的网络攻击导致设备得到错误的数字命令，从而做出错误的动作。这种情况，在传统的的变电站中可以说很难碰到，但是在数字化变电站中，出现的概率就比较高。以笔者所接触到的情况，由于这种通信故障或者无法查明的原因造成的开关勿动作，目前没有碰到，但是经常毫无征兆的发出信号，确实已经发生多次，造成人力资源的极大浪费。对此，由于IEC61850 标准本身是没有包含信息安全机制，需要其它协议做补充。因此，发展可靠的安全
10、通信加密技术比较迫切。 3.4 运行管理模式的转换。 第一：就是基于电网故障分析的继电保护系统和电网分析的继电保护专业，同围绕以“四遥”为标志的 SCADA 系统的自动化通信专业，在基层供电部门应该分开管理。第二：二次系统的技术规范和标准往往是以设备技术为导向的，因此具有一定的滞后性，故在积累实际经验的情况下，抓紧及时完善相关的作业规范尤其迫切。第三：由于设备的智能化水平提高，对设备运行参数的获得也更加可靠，这样就为设备从目前的预防性检修转向状态检修创造了坚实的基础。第四：常规的变电站巡视流程是否需要做出改变。数字化变电站的电气参数，大部分可以从远端监控系统得到。甚至在未来实现了遥视功能后，常规巡视的必要性大幅下降，从而使得人力资源消耗大为减少。 4 总结： 数字化变电站的四大基石，非常规的光电式传感器，智能化的一次设备，不断发展的网络通信技术，以及基于 IEC61850 标准的自动化系统。它的出现，给输配电网的发展带来了革命性的变化，大大提高了电网的自动化水平，故障处理能力，设备的寿命也大幅提高。它的出现即是技术发展的必然结果，也是电网公司追求企业效率和经济效益的客观要求。参考文献： 1：电子式互感器在数字化变电站中的应用，徐大可，汤汉松，孙志杰 2：数字化变电站应用展望，高翔 3：数字化变电站综合自动化系统的发展，朱大新
