数字化变电站

3.6 信息应用集成化
常规变电站的监视、控制、保护、故障录 波、量测与计量等装置几乎都是功能单一、相 互独立的系统，这些系统往往存在硬件配置重 复、信息不共享及投资成本大等缺点。而数字 化变电站则对原来分散的二次系统装置进行了 信息集成及功能优化处理，因此有效地避免了 上述问题的发生。
3.7 设备检修状态化
2.1 IEC61850相关智能设备研制 国外厂家在制定IEC61850标准时就展开 了基于IEC61850的IED研制,并进行了互操作性 试验,目前己积累了不少经验。国内IED厂家从 前几年就已经积极开展基于JEC61850标准的 IED研制和实际应用,目前国内规模较大的几个 厂家都推出了相关产品,但在国内应用的数量 不是很多,量产还需要一定的时间。
二、发展历程及现状
国内外数字化变电站的研究和建设均处于起步阶段。我 国的数字化变电站建设基本上按照先在11OkV及以下变电站 中进行试点,然后往高的电压等级发展的思路,当然这中间还 需要进行大量的研究。“十一五”期间作为数字化电网基础 的数字化变电站工程试点应用将成为电网建设和变电站控制 技术发展的新热点。至今有云南、山东、江苏、陕西等省已 进行11OkV电压等级的数字化变电站的改造、建设并投入运 行,取得了一定的经验。国家电网公司制定了未来5年内研究 和推广数字化变电站技术的实施方案,在《国家电网公司新技 术推广一纲要》提出了数字化变电站的实施进度表:2007年 在无锡1IOkV苑石变电站示范应用(己投运),2009年在铜陵 220kV南郊变电站示范应用,2009年吉林公司安排500kV电子 式互感器示范应用;“十一五”后期开展500kv变电站了范应用。
数字化变电站综述
目 录
1.研究背景及意义
2.发展历程及现状
3.数字化变电站的
特点 4.数字化变电站的 几个技术问题
一.研究背景及意义
近年来,变电站综合自动化技术的发展和 微机保护的广泛应用极大地提高了电网的自动 化水平和管理水平，但是由于变电站自动化系 统和保护设备的通信协议不统一，造成系统无 缝集成困难，生命周期缩短；设备之问互操作 性差，维护工作量大,改造升级困难。同时变 电站的高压电气设备和保护、监控等二次设备 的控制、信号发送、模拟量采集还需要靠大量 的电缆连接来实现，不仅浪费了大量的财力， 而且高、低压设备之间不能实现电气隔离。
国际电工委员会TC57技术委员会制定 的IEC61850标准使变电站站内通信采用 统一的标准，解决了设备之间的互操作性 和无缝集成等问题，使通信可靠性得到提 高。智能化电气设备的发展，特别是智能 化开关设备、电子式电压和电流互感器、 智能电子装置等在变电站系统中的逐渐推 广应用，电气设备在线状态检测、变电站 运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及 计算机网络技术的高速发展，使得建设数 字化变电站具备了必要的技术条件。
由于变电站数量大，分布广，变电站自动化水平 对提高整个电力系统的可靠性和经济性、保障电网安 全起着重大的作用。随着现代电网规模不断扩大,无 人值班变电站的应用推广，各级调度和站内保护、控 制装置对正常运行和异常事故时的各种信息需求量也 成几何级数增加，变电站的自动化采集和处理系统也 要求有足够的能力来储存、处理和传送这些信息。 在各种新技术的推动下，数字化变电站乃至数 字化电网的概念被逐渐提出来。即在目前综合自动化 技术的基础上，变电站内的一次设备实现了数字化， 各种IED之间和IED与一次设备之间通过光缆用统一的 标准进行信息的数字化交互，取消了各种控制电缆。 数字化变电站将成为未来变电站建设的标准模式。
3.8 设备操作智能化
新型高压断路器二次系统是采用微机、电力电子技术和新型传 感器建立起来的，如 ABB 公司的PASS(plug & switch system)和 SIEMENS 公司的HIS(highly integrated switchgear)等，其主要特 点 包括： （1）执行单元采用微机控制及电力电子技术代替常规机械结构的辅 助开关和辅助继电器，按电压波形控制跳、合闸角度，精确控制跳、 合闸的时间，减小暂态过电压幅值。 （2）断路器内部的微机可直接处理设备信息并独立执行本地功能， 而不依赖于变电站级的控制系统。 （3）非常规传感器采用微机技术，可独立采集运行数据并早期检测 设备缺陷和故障。 （4）具有自检功能，可监视断路器设备的一次和二次系统，发现缺 陷时能及时报警，并为状态检修提供参考。 断路器系统的智能性 由微机控制的二次系统、IED 和相应的智能软件来实现，保护和控 制命令可以通过光纤网络到达非常规变电站的二次回路系统，从而 实现与断路器操作机构的数字化接口。
以往的设备状态检修主要是针对一次设备，二次设 备的状态监测对象不是单一的元件，而是一个单元或系 统。虽然 IED 装置本身具备状态检修的实施基础，但二 次设备的状态检修必须作为一个系统性的问题来考虑， 状态监测环节应包含交流输入、直流及操作回路等，因 此在常规变电站内很难实施二次系统的状态检修。 在数字化变电站中，可以有效地获取电网运行状态 数据以及各种 IED 装置的故障和动作信息，实现对操作 及信号回路状态的有效监视。数字化变电站中几乎不再 存在未被监视的功能单元，设备状态特征量的采集没有 盲区。设备检修策略可以从常规变电站设备的“定期检 修”变成“状态检修”，从而大大提高系统的可用性。
2.3 智能断路器技术的应用 国外己经研制出了50OkV及以下等级的智 能断路器,日本三菱公司55OkvMITS智能化开 关,它通过将断路器、隔离开关/接地开关及测 量互感器集成在一个装配单元实现了设备的一 体化。可以抑制开关分、合闸过程中产生的过 电压,使系统的电压波动减至最低,并且可以省 略合闸电阻、


数据采集数字化 系统分层分布化 系统结构紧凑化 系统建模标准化 信息交互网络化 信息应用集成化 设备检修状态化 设备操作智能化
3.1 数据采集数字化
数字化变电站的主要标志是采用数字化 电气量测系统(如光电式互感器或电子式互感 器)采集电流、电压等电气量，实现了一、二 次系统在电气上的有效隔离，增大了电气量的 动态测量范围并提高了测量精度，从而为实现 常规变电站装置冗余向信息冗余的转变以及信 息集成化应用提供了基础。
2.2电子式互感器及接口设备的应用
电子式互感器指有别于传统的电磁型电压/电流互感器的 新一代互感器,简称ECT/EVT,主要包括以罗柯夫斯基(Rogowski) 线圈为代表的有源电子式电流互感器和采用法拉第效应光学 测量原理的无源(光电式)电流互感器。电子式互感器具有无磁 饱和,抗电磁干扰能力强,动态范围大、测量精度高,无二次开路 危险、绝缘结构简单等优点。 国外几家大公司从上世纪50年代就开始研制电子式互感 器,目前已经研制出115—756kv精度达到0.2级的电子式互感 器并进行了挂网运行,取得了较丰富的运行经验,部分电子式互 感器已经进入商业化运行。我国自二十世纪九十年代以来有 多家科研机构开始进行研制工作,目前有多种电子式和光电式 互感器样机研制出来,取得了一定的试运行经验,并逐步进入实 用化阶段。电子式互感器与断路器设备集成技术将是今后的 研究方向。
信息交互网络化的主要优点表现在： （1）能根据实际需要灵活选择网络拓扑结构， 易于利用冗余技术提高系统可靠性，网络拓扑 结构的改变不会影响变电站功能的实现。 （2）当过程层采用基于 IEC 61850-9-2 的过 程总线时，传感器的采样数据可利用多播 (multicasting)技术同时发送至测控、保护、故 障录波及相角测量等单元，进而实现了数据共 享。 （3）利用网线代替导线可大大减少变电站内 二次回路的连接线数量，从而提高系统的可靠 性。
1.1数字化变电站应用技术背景
非常规互感器 IEC61850标准 网络通信技术 智能断路器技术

1.1.1 非常规互感器
非常规互感器主要有两种：一种是基于Rogowski线 圈原理的电子式互感器，一种是基于法拉第效应的光 电式互感器，其最大特点就是可以输出低压模拟量和 数字量信号，直接用于微机保护和电子式计量设备， 适应电力系统数字化、智能化和网络化的需要，由于 其动态范围比较大，能同时适用于测量和保护两种功 能应用。 非常规互感器充分利用了电光晶体的各种优异特 性和现代光电技术的优点，具有良好的绝缘性能、较 强的抗电磁干扰能力、测量频带宽、动态范围大等特 点,这些特点对于变电站自动化系统的发展提供了信息 集成应用的基础。
3.4 系统建模标准化
IEC61850 确立了电力系统的建模标准， 为变电站自动化系统定义了统一、标准的信息 模型和信息交换模型，其意义主要体现在： （1）实现智能设备的互操作性。 （2）实现变电站的信息共享。 （3）简化系统的维护、配置和工程实施。
3.5 信息交互网络化
数字化变电站采用低功率、数字 化的新型互感器代替常规互感器，将 高电压、大电流直接变换为数字信号。 变电站内设备之间通过高速网络进行 信息交互，二次设备不再出现功能重 复的 I/O 接口，常规的功能装置变成 了逻辑的功能模块，即通过采用标准 以太网技术真正实现了数据及资源共 享。网络化的信息流如图所示，具体 包括：①过程层与间隔层之间的信息 交换，即过程层的各种智能传感器和 执行器可以自由地与间隔层的装置交 换信息；②间隔层内部的信息交换； ③间隔层之间的通信；④间隔层与变 电站层的通信；⑤变电站层不同设备 之间的通信。
3.2 系统分层分布化
IEC61850 提出了变电站过程层、间隔 层、站控层的三层结构模型，建议采用面向 对象建模、软件复用、高速以太网、嵌入式 实时操作系统(real-time operating system， RTOS)以及 XML (extensible markup language) 等技术，以便满足电力系统对实时性、可靠 性的要求，同时有效地解决异构系统之间的 信息互通、装置的自我描述和互操作以及系 统的扩展性等问题，为实施变电站分层分布 式方案提供了可靠的技术基础。
1.1.4智能断路器技术
非常规互感器的出现以及计算机的发展,对于断路 器设备内部的电、磁、温度、机械、机构动作状态监 测已经成为可能。智能化一次设备采用数字化的监视 和控制手段,机械结构简单,体积小。既减少了设备停电 检修的几率和时间,减少了运行成本,也减少人为因素造 成的设备损坏。 智能操作断路器根据所检测到的电网中断路器开 断前一瞬间的各种工作状态信息,自动选择和调整操动 机构以及与灭弧室状态相适应的合理工作条件,以改变 现有断路器的单一分闸特性。在无载时以较低的分闸 速度开断,而在系统故障时又以较高的分闸速度开断等。 这样,就可获得开断时电气和机构性能上的最佳开断效 果。
1.1.3网络通信技术
电力系统二次系统作为一次系统的辅助回路,主 要是由测量仪表、控制及信号装置、继电保护装置、 自动控制及监测或反馈装置、远动装置及相关控制 回路等组成。二次系统包括信号回路和控制回路。 随着光纤通信技术、网络技术的飞速发展及其在变 电站自动化系统中的不断深入应用,用数字通信手段 传递电量信号,用光纤作为传输介质取代传统的金属 电缆具备了实现的可能。 以太网技术正被广泛引入变电站自动化系统过 程层的采集、测量单元和间隔层保护、控制单元中, 构成了分布式变电站自动化系统应用基础。
3.3 系统结构紧凑化
图中是结构紧凑化或 近过程化设计的一个示例， 其中 LN 为逻辑节点(logical node)，代表自动化系统的 基本功能单元。断路器 IED 中集成了断路器(XCBR)及监 视(SCBR)功能；合并单元/ 保护 IED中集成了电流采样 (TCTR)、电压采样(TVTR)以 及作为后备的过流保护 (PTOC)功能；间隔控制器/ 保护 IED 中集成了开关控 制(CSWI)以及作为主保护的 距离保护(PDIS)功能。
1.1.2 IEC61850标准
IEC61850标准是关于变电站自动化系统的第一个完整的 通信标准体，国际电工委员会(IEC)TC57工作组(WGIO/11/12) 从1995年开始制定，2002年提出草案，2004年大部分内容 正式颁布。其核心可归纳为信息建模、抽象服务、具体映射 三部分。与传统通信协议体系相比,具有以下特点: 1. 采用分层体系; 2. 信息传输采用与网络独立的抽象通信服务接口(ACSI)和特 定通信服务接口(scsl); 3. 信息模型采用面向对象、面向应用的自描述; 4. 具有互操作性。 它的制定和发布为构建数字化变电站的通信网络提供了 理论基础和技术依据,将逐步成为变电站自动化系统统一的国 际标准。我国也正在将该标准等同引用为国家标准GB/T860。