数字化变电站技术

数字化变电站技术（共12篇）

数字化变电站技术 篇1

摘要：本文主要分析了数字化变电站自动化系统的特征和结构, 简要总结了数字化变电站应用存在的问题, 并针对它的发展现状进行了分析和研究。

关键词：数字化变电站,自动化,发展

1、数字化变电站自动化系统的特征

(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、数字化变电站自动化系统的结构

在变电站自动化领域中智能化电气的发展, 特别是智能开关、光电式互感器机电一体化设备的出现, 变电站综合自动化技术迈进了数字化的新阶段。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、控制操作回路等将隔离出来, 作为智能一次设备的一部分。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常规继电保护装置, 测控等装置的I/O部分;而中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化, 完整地安装在开关柜上, 实现了变电站机电一体化设计。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3个层次:“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。

2.1 过程层功能

(1) 电力运行的实时电气量检测: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、电能量可以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, 这样做的突出优点是抗干扰性能强, 绝缘和抗饱和特性好, 装置实现了小型化、紧凑化。 (2) 运行设备状态参数在线检测与统计:进行状态参数检测的设备主要有变压器、断路器开关、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:包括变压器分接头调节控制, 电容、电抗器投切控制、断路器、隔离开关的分合控制, 直流电源充放电控制。

2.2 间隔层功能

间隔层是进行汇总本间隔过程层实时数据信息、实施对一次设备保护控制功能、实施本间隔操作闭锁功能、实施操作同期及其它控制功能、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、承上启下的通信功能等六大功能。

2.3 站控层功能

(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, 按时登陆历史数据库; (2) 按既定规约, 将有关数据信息送往调度或控制中心; (3) 接受调度或控制中心有关控制命令, 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) 具有站内当地监控、人机联系功能; (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) 具有变电站故障自动分析和操作培训功能。总线通信, 问隔层与变电站层之间串行通信方式称为站级总线通信。

3、数字化变电站应用中存在的问题

由于光电/电子式互感器本身的结构特点和工作方式, 导致互感器的角差、比差现场试验难以进行, 甚至极性试验也无法开展, 只能等到设备投运带电后, 才能检验接线的准确性。另外, 光电/电子式互感器的局放试验、伏安特性试验的试验方法和标准也与常规设备有很大的区别, 这都需要设备厂家和运行主管单位专门制定。

数字化变电站保护校验相对复杂, 在变电站运行的条件下对部分间隔保护校验的难度很大, 目前的常规继电保护校验装置无法提供数字化保护所需的电流量和电压量, 因为电流量和电压量必须经过合并器才能进入保护装置, 而要完成试验必须自带合并器提供模拟试验中的电流量和电压量, 要完成母差保护这类需要大量电流电压量的保护校验便显得尤为困难。

IEC61850通信协议本身并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, 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, 但防护的效果仍有待时间的考验。

4、数字化变电站的未来发展

数字化变电站技术的发展将是个长期的过程, 需要考虑与目前常规变电站技术的兼容性。 (1) 过程层常规设备接入方案。过程层常规设备主要指互感器和断路器设备, 具体应用就是采取非常规互感器技术和智能断路器技术, 或智能断路器控制器技术, 常规设备的接人方式主要有3种基本模式:常规互感器和常规断路器;常规互感器和智能断路器;非常规互感器和常规断路器。 (2) 过程总线方案。在第二阶段中, 前面控制和测量数据的分离通信系统将合并到一起, 控制和测量数据的合并减少了间隔接线的复杂性, 但间隔层IED设备需要两个以太网口分别与过程总线和变电站总线连接。由于传送了来自合并单元的数字化电气量测系统的瞬时值, 此种通信方式比第一阶段中的通信方式更快。出于这个原因将使用100 Mbit/s以太网, 通过过程总线保护装置的跳闸命令被发送到断路器。 (3) 过程总线和站总线合并方案。由于第一, 第二阶段中过程总线和变电站总线都使用了基于MMS应用层通信堆栈的以太网, 和以太网的不断发展, 使得变电总线联接构成一个通信网, 并且不会影响变电站内部站的通信。

结语

数字化变电站综合自动化系统的实现, 推动了电网自动化技术的进一步发展。数字化变电站技术发展过程中可以实现对常规变电站技术的兼容, 这意味着数字化变电站应用技术的发展可以建立在现有变电站自动化技术的基础上实现应用上的平稳发展和逐步突破, 使新技术的应用能有机地结合电网的发展, 未来在数字化变电站应用技术成熟的基础上将标志着新一代数字化电网的实现。

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]张沛超, 高翔.数字化变电站系统结构[J].电网技术, 2006.

[3]鲁国刚, 刘骥.变电站的数字化技术发展[J].电网技术, 2006.

数字化变电站技术 篇2

孙善龙 1．PCS装置BIN程序分解方法：

1．使用软件“PCS-BIN解包工具”分解

2．通过PCS-PC调试工具连接上装置，点击下载，添加所要分解的分解的BIN文件，然后软件会自动生成一个分解后的程序文件夹在BIN文件所在的目录下。最后要记得把该文件夹复制到另外一个目录下，或更换一下文件夹名称。2．PCS-PC下载装置程序时，如果是BIN文件，则不必选择插件型号和槽号，程序内已设置好，直接添加下载即可。如果是单个文件下载则要选择插件型号和槽号。记得下载时要把装置置检修位或从装置菜单里选择“本地命令—下载程序”。

3．PCS装置误下程序到某块板卡中，导致装置死机，而你想重新下载程序到该板卡时，该板卡又拒绝下载。此时解决办法：

1。装置重新上电，长时间按“ESC”键，此时装置不走主程序，可以直接给板卡下载程序。

2。该板卡一般会有一个“DBG”跳线，可以跳上。

3.建一个空文本 rmall.txt，内容可写“12345”,然后下载到该板卡中.然后装置重启，再把正确的程序下载到该板卡内。4．PCS装置收不到合并单元数据，无采样。

1。请检查SVID,APPID,MAC地址，通道数目，通道延时与合并单元保持一致。注意本公司保护装置APPID地址采用十进制，许继合并单元采用16进制。

2。检查光纤收发没有接反，不要迷信本公司的LC双头跳线，就是那种收发固定连在一块的那种光纤，现场已多次发现接反的情况。

3．检查保护装置定值SV接收为“1”，测试仪品质位置“0”，测试仪与装置检修位一致。5．PCS 装置检修机制。

1．普通线路保护，母联保护与合并单元MU之间检修位一致，则装置能正常动作，不一致则不动作。线路保护，母联保护与智能终端之间检修位一致则智能终端会出口跳断路器，不一致则不出口，且智能终端返回给保护的各种信号也视为无效。线路保护，母联保护与其他保护（例如母差）之间的GOOSE通信，当检修位一致时能接收到开入变为并视为有效，不一致则视为开入无效或无开入。

2．915母差保护检修机制。一.915检修投入，支路1MU检修投入，支路2MU检修不投入，差动保护闭锁，支路2失灵保护闭锁，支路1失灵保护投入。二.915检修不投入，支路1MU检修投入，支路2MU检修不投入。此时差动保护闭锁，支路1失灵保护闭锁，支路2失灵保护投入。三。915检修投入，支路1，支路2MU 检修都不投入，所有保护动作正常。四。915与某支路智能终端检修机制，则是判断检修位是否一致，一致则该支路智能终端能出口跳断路器，不一致则该支路智能终端不能出口，但不影响其他支路。

3．978主变检修机制。一。978检修投入，高压侧MU检修投入，中低压侧MU检修不投入,此时差动保护退出，高压侧后备保护投入，中低压侧后备保护退出。二。978检修不投入，高压侧MU检修投入，中低压侧MU检修不投入，此时差动保护闭锁，高压侧后备也退出，中低压侧后备保护保留。三。978和三侧MU检修位全投入，此时装置动作正常。

四。978与某侧智能终端检修机制，则是判断检修位是否一致，一致则该侧智能终端能出口跳断路器，不一致则该侧智能终端不能出口，但不影响其他侧。

4．915，978某条支路或某侧退出运行时，此时装置不判该支路（侧）检修位，也不进行检修机制判断。6．PCS装置双通道（双AD）采样不一致，装置动作情况。当保护电压电流采样与启动电压电流采样误差大于25%+固定门槛值时，装置会报警灯亮，报：启动板采样异常或某支路采样异常。931装置会运行灯熄灭，闭锁所有保护。915，978则会闭锁差动保护，但保留其他支路（侧）的失灵保护或后备保护。固定门槛值一般取0.06In。7．915，978 装置某支路或某侧SV断链，装置会闭锁差动保护，但保留其他支路（侧）的失灵保护或后备保护。8．PCS 装置GOOSE光口发送功率大于-20db,接收功率小于-30db.装置正常运行时测试证明本公司装置发送功率在-15db左右。测试时要注意采用多模光纤，波长为1300nm,否则测试结果不准确.9.PCS装置报“XXGOOSE网断链”，要注意报文与实际断链未必一致。装置内部规定的“XXGOOSE网断链”一般都是根据所接收的GOCB0,GOCB1,GOCB2,GOCB3……GOCBn等按照顺序规定死的，但实际应用中某GOOSE块所接收的数据未必与装置描述的一致。

10．PCS装置如果有“通道延时异常”报警，装置会闭锁保护，此时需要重启装置。装置抗“网络风暴”能力应大于50M.11.非数字站PCS装置与后台61850通讯，要通过PCS-PC上传“DEVICE.CID”文件到“NR1101”板卡1号插槽内。下载前修改两个“IED NAME”为现场需要的名称，并把修改后的CID文件交给后台配置。

12．PCS装置插件NR154X分为“A”和“B”两种型号，A为220V,B为110V;NR155X插件没有电压等级。且NR155X插件内部没有程序芯片，所以在装置内部也不用设置该板卡是否投入。

13．PCS保护类型的装置通过串口连接时需要设置地址为“2”，UAPCDBG规约，无校验。与合并单元通过串口连接时要注意把地址设置为“1”。

14．PCS-915母差保护装置调试常见问题：

1．现场经常发现PCS-915面板配置不对，一定要注意面板要用最新型号的，上面有“通道异常”灯。

2．根据国网规范，PCS装置CONFIG文本中固定配置刀闸位置信号，手合信号由B05-NR1151板卡向主机转发，通过点对点连线来实现GOOSE接收，失灵信号，远传信号固定经过GOOSE网络来接收。

有时现场会把各支路的三跳失灵开入通过智能终端开入进来，同时母差保护还要接收智能终端的刀闸位置信号。智能终端已经接了直跳口，如果三跳失灵开入也通过智能终端直跳口进来，则因为三跳失灵信号转发的定义（只能通过GOOSE网传送），会导致装置子机死机。如果三跳失灵开入，刀闸位置信号也通过GOOSE网转发，那么主机会报“刀闸位置接线重复而死机”。解决办法：各支路已经接了分相失灵信号，所以三跳失灵这根线就不必接了，去掉即可。

3．915如果有“刀闸双位置报警”信号，则“该支路GOOSE网断链”信号会同时发出。

4．母差保护动作启动主变失灵，以及接至各条线路的远传，远跳开入，只要是走GOOSE网的，均应该引用915GOOSE开出中GOCB6的GOOSE组网跳闸或联跳出口，而不能用各支路中的“支路X联跳”出口。否则的话，本公司保护之间互相配合没有问题，但与四方等其他厂家配合时，外厂家就可能接收不到我们的开入信号。

5．915装置加三相同相位的同大小的电流，保护会闭锁。

6．PCS-915母联失灵保护不仅可以通过外部启动母联失灵开入来启动，也可以由母差保护动作跳1母或2母来启动。传统的RCS装置也可以通过母联过流或母联充电保护来启动，现在PCS-915已经取消了母联过流或母联充电保护。

7．如果现场主接线方式是带分段的（例如双母双分段），则分段支路必须固定使用子机2的支路23或支路24。15．PCS-931装置当保护报“电压电流采样无效”时，不一致保护不经过零负序电流闭锁直接就会动作。

16．PCS测控保护一体化装置，当“同期定值”有部分不能修改时，是装置CONFIG问题，某些值的属性不对，可以请研发修改。

17．后台遥控时，如果我们的保护装置不要求检连锁，则后台发的MMS遥控命令“检连锁”不能置1，否则遥控反校不成功。本机“测控主机定值”应置1，否则遥控返校不成功。

数字化变电站通信技术的应用 篇3

关键词：数字化；变电站；通信技术

中图分类号：TM7 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）26-0085-01

由于我国的电力发展建设加快，对于变电站的建设与应用也在不断地进步，科学技术的应用在变电站中得到了快速的发展，数字化变电站能够最大程度的将电力开发和运输的各项流程都控制起来，提高其运行效率。笔者将根据所学，翻阅相关的数字和资料并结合多年的电力系统实际工作经验，分析和探讨关于数字化变电站通信技术应用的问题。

1 数字化变电站的主要技术特征

1.1 结构紧凑化

结构紧凑化是指在数字化变电站的技术应用中紧凑型的电力设备按照自动化设计理念进行安装和应用。在我国现阶段的电力事业发展过程中，现代化的技术不断地在变电站中出现，比如，变电站的智能开关，或是变电站的光电式互感器，它们都为变电站的技术化，数字化做出了巨大的贡献。结构紧凑化是数字化变电站的主要技术特征，是新时代下，电力企业在发展中呈现出的新式的特点。

1.2 模型标准化

模型标准化是数字化变电站的又一技术特征，对于变电站技术中模型的标准化，能够促进电力企业的信息资源共享，提高变电站内的电力运输效率，完善电力运输情况。另外，模型标准化是将站内的设备与技术进行有效地融合，搭建统一的标准化平台，协调各个工作流程间的配合与合作，促进变电站的数字化。

1.3 通信网络化

通信网络化具有可靠、开放、实时、安全的巨大优势。具体来讲，首先，通信网络化就是将变电站的相关设备信息进行联网，实现变电系统网络化，它借助了智能技术的优势，具有可靠性；其次，通信网络化具有开放性，数字化的技术不仅应用于变电站内部，还将用电客户群纳入到变电系统的整体之中；最后，通信网络化的实时性和安全性，通信技术快速的信息传播以及防火墙的设定都对变电站有巨大影响和促进。

2 变电站通信技术实施的思路与应用

2.1 变电站通信技术实施的基本思路

①变电站实现光纤网络化通信。变电站实现光纤网络化通信是指在变电站内的各个电力流程设备，比如电气量采集，电力设备故障报警系统以及变压器等设备中，采用数字化的智能传输。加强变电站的科学技能性，提高技术应用效率，降低工作人员的实际工作率，这样不仅能够促进电力事业的智能化，标准化发展，还能够提高变电站内的总体运行效率。

②统一的标准化平台。统一的标准化平台是指将变电站内的所有设备进行现代化全自动的监控和保护。具体来讲，就是说在变电站中建立统一的高质量的信息传送，使工作人员在一台电脑上能够观察到整个变电站的电力运输情况，并且对于出现问题的电力设备及时的进行自动保护和维修，对变电站的电力信息进行资源共享。

③通信网络建设。变电站中的通信网络建设主要包括两个方面的内容，一方面是线路光缆建设，线路光缆建设应用了塔杆的优势，并结合了大量的国际先进光纤技术，比如G652D光纤标准，DWDM光纤技术等等进行线路光缆的建设。另一方面是光通信设备建设，光通信设备建设是以光纤网络为核心，在电力企业的运营过程中提高了信息传输的效率，增强了变电站的自动化技能。

2.2 变电站通信技术实施的具体应用

变电站信息技术实施的具体应用是对变电站通信技术实施具体方案的提出和使用，它主要包括两个方面。首先，星型通信系统，星型通信系统具有极强的针对性以及容易维护的优点，它主要通过光纤对变电站的开关设备进行连接。当然，星型通信系统也存在着一定的缺陷，主要就是连接缆线的实际施工难度过大，不容易广泛的应用，并且其实际效用还有待提高。其次，总线性通信系统，总线性通信系统的应用范围较广，应用的规模较大，在变电站的实际应用中，总线性通信系统会通过一条统一的总线，将站内的保护设备与监控设备进行连接，实现变电站的通信串联。对于变电站通信技术实施的具体应用，能够提高变电站内的工作效率，促进变电站的标准化，自动化和数字化的进步和发展。

3 数字化变电站通信技术的自动化

3.1 数字化变电站通信技术自动化的优势

数字化变电站通信技术自动化的优势主要有两点：第一，提高变电站的工作效率。变电站的自动化程度主要是依靠先进的科学技术以及有品质保障的配电设备。第二，实现变电站局部向整体的转化。

3.2 数字化变电站通信技术自动化的发展

数字化变电站通信技术自动化的发展是一个渐变的过程，反映了我国经济水平的提升以及科学技术的进步。在变电站的发展起步阶段，电力的运输是依靠变电器等必要的运输设备以及大量的电力技术人员来运作维持的。但是，伴随着电力事业的不断发展，变电站的操作和运行也发生着改变。现阶段，我国在自动化的技术控制方面已经有了很大的提高，变电站正朝着技术化，标准化，智能化和全自动化的方向发展。从发展趋势上来看，将来的测控设备还将和变电站中的电力一次设备完全融合，即实现所谓的智能一次设备，每个对象均含有保护、监控、计费、操作、闭锁等一系列功能及信息库，面向自动化的仅是一对通信双绞线。而变电站的整体工作都由少量的技术人员在电脑上进行操作，这不仅提高变电站的电力运输工作效率，保障供电的质量，促进我国电力事业又好又快的发展。

4 结 语

综上所述，对于变电站通信技术实施的思路主要包括三个方面：第一，就是变电站实现光纤网络化通信，光纤网络化通信能够促进各个电力工作流程间的数字化传输；第二，统一的标准化平台，统一的标准化平台是将变电站内的各个细节，包括电力监视，电力保护等囊括在统一的平台之中，促进其标准化的发展；第三，变电站的通信网络建设，通信网络建设包括光缆建设和光通信网络设备建设两个方面。而在变电站通信技术的实施应用上，主要需要注意的是星型通信系统的方案和总线型通信系统的方案。本文对数字化变电站通信技术应用进行了相关分析和探讨，也许存在不足之处，希望在以后的经济发展和科学技术进步的过程中，相关问题能够得到解决和完善。

参考文献：

[1] 王松，陆承宇，蒋志航.数字化变电站继电保护的GOOSE网络方案[J].电力系统自动化，2009，（3）.

数字化变电站关键技术研究 篇4

随着国民经济的不断发展, 用户对电力的需求量日益增加, 对电能质量的要求也越来越高。如何保证供电质量, 以及电力系统的安全性、可靠性和经济性, 已成为电力部门关注的主要问题。变电站作为电力系统的重要环节, 承担着电能转换、分配、控制和管理的任务。近年来, 计算机、信息和网络技术的迅速发展, 使得变电站自动化应用技术水平不断提高, 加上智能设备等技术的日趋成熟, 促使以数字化技术为中心的数字化变电站建设成为可能。

1 数字化变电站的发展概况

在当今的信息化时代中, 数字化也越来越为人们所重视。数字化技术主要体现以下几个方面的特性:首先, 数字化是数字计算机的基础, 并且数字化是软件技术的基础, 是智能技术的基础;其次, 数字化是多媒体技术的基础, 它为信息社会提供了基础。数字化变电站就是使变电站的所有信息采集, 传输, 处理, 输出过程由过去的模拟信息全部转换为数字信息, 并建立与之相适应的通信网络和系统。它的基本特征体现在设备智能化, 通信网络化模型和通信协议统一化, 运行管理自动化等方面。我国首座数字化变电站-翠峰变电站位于1998年3月3日建成投产, 并于2006年3月27日改造为全数字化变电站正式投入运行。经过7个月的投产运行.各种数据采集、传输准确无误.运行平稳、安全、可靠.在全国处于领先地位.并达到国际先进水平。

变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平, 在我国城乡电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班, 而且在220k V及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术, 从而大大提高了电网建设的现代化水平, 增强了输配电和电网调度的可能性, 降低了变电站建设的总造价, 这已经成为不争的事实。然而, 技术的发展是没有止境的, 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, 全数字化的变电站自动化系统即将出现, 变电站的数字化为变电站的运行管理带来了新的机遇和挑战。

2 数字化变电站关键技术

2.1 IEC 61850标准

IEC 61850标准作为唯一的变电站网络通信国际标准, 于2004年由国际电工委员会IEC正式发布。IEC 61850标准采用了目前计算机、通信、网络等众多相关领域中许多先进、成熟、可靠的技术, 包括面向对象的变电站自动化系统通信模型、基于XMLI.0的变电站配置语言SCL、抽象通信服务接口ACSI、特殊通信服务映射SCSM等, 保证了电力系统对于实时性、可靠性和稳定性的要求。

与现有其它变电站通信规约比较, IEC 61850标准采用面向对象建模思想, 明确了一致性测试标准, 将变电站自动化系统与通信技术有效分离, 主要优点如下:为满足信息实时传输的要求, 将电子设备与变电站自动化系统进行分层;为满足网络发展的要求, 采用抽象通信服务接口和特定的通信服务映射;为满足功能模块扩展性及开放互操作性的要求, 采用了面向对象的建模技术。

2.2 非传统设备的应用

2.2.1 非常规互感器

互感器为电力系统计量和继电保护装置提供了电压和电流信号, 其测量精度及运行的可靠性与电力系统安全稳定运行密切相关。传统电磁式电压和电流互感器已逐渐暴露出了诸多缺点:产品造价高, 质量重;固有的磁饱和现象严重影响了继电保护装置动作的准确性;输出模拟量信息, 容易受外界环境干扰。

一些非常规互感器, 包括基于光学传感技术的光电电压和电流互感器, 以及基于空芯或低功耗铁芯线圈感应电流的电子式互感器, 能有效克服传统电磁式互感器的缺点, 受到了国内外研究人员的广泛关注, 目前已逐步从试验阶段走向了工程应用, 成为数字化变电站建设的主要推动力, 必将为变电站自动化技术的发展起到积极的作用。

与传统电磁感应式互感器相比, 非常规互感器的主要优点为绝缘性能高, 高压侧与低压侧完全隔离;不含铁芯, 彻底消除了磁饱和谐振问题;抗电磁干扰能力强;测量精度高;体积小、质量轻。

2.2.2 智能断路器

智能断路器定义为一类配置有电子设备、传感器和执行器, 且具有开关设备基本功能, 以及其它附加功能 (如:监测、诊断功能) 的开关设备和控制设备。与传统断路器相比, 智能断路器将微电子、计算机技术和新型传感器结合起来, 通过建立新的断路器二次系统使其具有智能化的操作能力。

数字化变电站技术的发展对智能断路器提出了新的要求, 在IEC 61850标准下, 智能断路器必须具备过程层通信接口, 能够接收和发送符合IEC 61850标准的通信报文。此外, 除完成断路器的基本操作功能外, 还能对断路器的运行状态进行有效监视。智能断路器在传统断路器的基础上引入智能控制单元, 它由数据采集、智能识别和调节装置3个基本功能模块构成。其中, 数据采集功能模块可将电力系统运行数字信号传输至智能识别功能模块, 以便分析处理;智能识别功能模块是整个智能控制单元的核心, 能根据接收的数字信号和主控室发送的操作信号, 自动识别当前断路器的运行状态, 并确定最佳的断路器分合闸信息。然后对调节功能模块发出调节信息, 待调节完成后发出分合闸信号。

实现断路器的智能操作具有以下的优势:减小断路器分合闸操作下的冲击力和机械磨损, 提高断路器的使用寿命和操作可靠性;实现了检测、保护、控制及通信等高压开关设备的智能化功能;实现断路器的定相合闸及选相分闸。

2.3 设备间的互操作性

数字化变电站内设备间的互操作性可在最大范围内促进不同厂家的设备进行集成和扩展, 这也是制定IEC 61850标准的目的之一。为保证设备间的互操作性, 需进行设备的一致性和性能测试, 包括间隔层设备之间、间隔层和变电站层设备之间、基于采样值及扩展性互操作测试。

2.4 数据采集的稳定性

数字变电站中光电互感器的可靠性将直接影响到数字化变电站数据采集的有效性和稳定性。数字化变电站通过采用一些光电电压、电流互感器, 将一次和二次系统在电气回路中进行有效隔离, 二次系统的设备可直接输出低电平的数字信号。光电互感器包含光电传感器和光纤二次通信网络两个部分, 由模拟电路和数字回路构成。其中, 模拟回路主要包含光源、光电转换和双光路预处理电路;数字回路将模拟信号进行自动采集分析, 完成双光路运算并进行数据管理。光电互感器对温度和电磁干扰十分敏感, 到目前为止, 光电传感器在实际工程应用中基本处于示范性探索阶段, 有待解决的关键技术包括光学传感材料、传感头组装、微信号检测、温度和振动对测量精度的影响等[10]。

3 结语

大力发展具有我国自主知识产权的数字化变电站核心技术, 推广一致性测试、仿真和培训系统, 通过数字化变电站的应用研究和示范工程的实施, 开发变电站所需的各种设备和软件, 总结数字化变电站的建设、管理、维护和运行的实践经验, 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, 为今后大规模推广建设数字化变电站打下良好基础。

参考文献

[1]杨正盛.简析变电站的数字化发展[D].北京:华北电力大学, 2008.[1]杨正盛.简析变电站的数字化发展[D].北京:华北电力大学, 2008.

数字变电站项目可行性研究报告 篇5

总论作为可行性研究报告的首要部分,要综合叙述研究报告中各部分的主要问题和研究结论,并对项目的可行与否提出最终建议,为可行性研究的审批提供方便。

一、数字变电站项目背景

(一)项目名称

(二)项目的承办单位

(三)承担可行性研究工作的单位情况

(四)项目的主管部门

(五)项目建设内容、规模、目标

(六)项目建设地点

二、项目可行性研究主要结论

在可行性研究中,对项目的产品销售、原料供应、政策保障、技术方案、资金总额筹措、项目的财务效益和国民经济、社会效益等重大问题,都应得出明确的结论,主要包括：

(一)项目产品市场前景

(二)项目原料供应问题

(三)项目政策保障问题

(四)项目资金保障问题

(五)项目组织保障问题

(六)项目技术保障问题

(七)项目人力保障问题

(八)项目风险控制问题

(九)项目财务效益结论

(十)项目社会效益结论

(十一)项目可行性综合评价

三、主要技术经济指标表

在总论部分中,可将研究报告中各部分的主要技术经济指标汇总,列出主要技术经济指标表,使审批和决策者对项目作全貌了解。

四、存在问题及建议

对可行性研究中提出的项目的主要问题进行说明并提出解决的建议。

第二部分 数字变电站项目建设背景、必要性、可行性

这一部分主要应说明项目发起的背景、投资的必要性、投资理由及项目开展的支撑性条件等等。

一、数字变电站项目建设背景

(一)国家或行业发展规划

(二)项目发起人以及发起缘由

(三)……

二、数字变电站项目建设必要性

(一)……

(二)……

(三)……

(四)……

三、数字变电站项目建设可行性

(一)经济可行性

(二)政策可行性

(三)技术可行性

(四)模式可行性

(五)组织和人力资源可行性

第三部分 数字变电站项目产品市场分析

市场分析在可行性研究中的重要地位在于,任何一个项目,其生产规模的确定、技术的选择、投资估算甚至厂址的选择,都必须在对市场需求情况有了充分了解以后才能决定。而且市场分析的结果,还可以决定产品的价格、销售收入,最终影响到项目的盈利性和可行性。在可行性研究报告中,要详细研究当前市场现状,以此作为后期决策的依据。

一、数字变电站项目产品市场调研

(一)数字变电站项目产品国际市场调研

(二)数字变电站项目产品国内市场调研

(三)数字变电站项目产品价格调查

(四)数字变电站项目产品上游原料市场调研

(五)数字变电站项目产品下游消费市场调研

(六)数字变电站项目产品市场竞争调查

二、数字变电站项目产品市场预测

市场预测是市场调研在时间上和空间上的延续,利用市场调研所得到的信息资料,对本项目产品未来市场需求量及相关因素进行定量与定性的判断与分析,从而得出市场预测。在可行性研究工作报告中,市场预测的结论是制订产品方案,确定项目建设规模参考的重要根据。

(一)数字变电站项目产品国际市场预测

(二)数字变电站项目产品国内市场预测

(三)数字变电站项目产品价格预测

(四)数字变电站项目产品上游原料市场预测

(五)数字变电站项目产品下游消费市场预测

(六)数字变电站项目发展前景综述

第四部分 数字变电站项目产品规划方案

一、数字变电站项目产品产能规划方案

二、数字变电站项目产品工艺规划方案

(一)工艺设备选型

(二)工艺说明

(三)工艺流程

三、数字变电站项目产品营销规划方案

(一)营销战略规划

(二)营销模式

在商品经济环境中,企业要根据市场情况,制定合格的销售模式,争取扩大市场份额,稳定销售价格,提高产品竞争能力。因此,在可行性研究报告中,要对市场营销模式进行详细研究。

1、投资者分成

2、企业自销

3、国家部分收购

4、经销人代销及代销人情况分析

(三)促销策略

……

第五部分 数字变电站项目建设地与土建总规

一、数字变电站项目建设地

(一)数字变电站项目建设地地理位置

(二)数字变电站项目建设地自然情况

(三)数字变电站项目建设地资源情况

(四)数字变电站项目建设地经济情况

数字化变电站技术 篇6

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。

数字化变电站的应用技术 篇7

1 数字化变电站的应用技术分析

数字化变电站打破了传统变电站运行的技术限制, 大量采用新技术应用, 不仅实现了变电站的数字化, 更是提高了变电站运行的标准。结合数字化变电站的运行, 分析比较典型的应用技术。

1.1 一次设备

一次设备是变电站的根本支持, 辅助数字化变电站实现智能操作[1]。一次设备对技术的需求比较大, 致力于实现智能化的数据控制, 分析如: (1) 数据采集技术, 利用传感器连接数据模块, 按照电网变电需求采集一次设备中的数字化信息, 将数据信息快速传输到变电站的识别系统, 提高数据采集到分析的效率; (2) 一次设备运行中的执行技术, 此项技术的应用, 准确的识别数字化变电站中的分合闸信号, 根据信号指示保障一次设备能够按照智能的执行方式操作; (3) 智能断路器的应用, 在数字化变电站一次设备中起到辅助作用, 实现分合闸操作中的智能控制, 消除分合闸对一次设备的冲击, 进而强化数字化变电站的稳定性控制。

1.2 状态检修技术

状态检修技术监测数字化变电站的运行, 在变电站中实现状态监测, 其可识别数字化变电站运行设备是否潜在故障, 利用断路器、LED等装置进行故障控制, 主要是监视数字化变电站的运行, 消除变电站的盲区[2]。状态检修技术提高了数字化变电站的运行水平, 最主要的是确保变电运行系统的可靠性, 保障各个功能单元都处于监控的状态下, 避免出现误动操作。

1.3 MU技术

MU技术是指数字化变电站中的信息合并, 收集变电站中的数字化信息并执行合并处理, 按照变电站的运行标准输出到制定位置。MU技术对信息处理的范围较大, 与ECT/EVT保持同步的运行状态, 而且MU技术参与的变电站环节中, 都有明确的参数要求, 按照相关的格式实施技术, 其在数字化变电站中的输入、输出过程。

1.4 自动化技术

数字化变电站中的自动化技术, 渗透到变电站的各个运行层中, 利用总线进行通讯连接。分析自动化技术在数字化变电站中的应用, 如: (1) 过程层, 主要是一次、二次设备的运行空间, 过程层为数字化变电站提供控制和驱动的命令, 同时反馈变电站的信息, 要求设备准确的执行命令; (2) 间隔层, 具备实时数据处理的能力, 保护并控制数字化变电站, 在变电站中提供人机交互, 深化对话机制的应用, 提供自动化的测控处理; (3) 变电层, 自动化技术辅助变电层收集电网的实时数据, 监控数字化变电站的运行, 自动处理相关的控制指令, 实现自动化的在线控制。

1.5 通信技术

通信技术在数字化变电站中起到基础应用的作用。目前, 数字化变电站通信具有时效性的约束, 再加上以太网技术的要求, 增加了通信技术的运行负担。通信技术根据数字化变电站的需求进行改进, 在以太网的基础上利用VLAN, 在逻辑上划分变电站的组网, 确保通信网段的安全性, 除此以外, 通信技术应用中还考虑了IEEE802.IP的性质, 融合成可通用的物理网络, 保障变电站通信网络的可靠性。

2 数字化变电站应用技术的开发问题

数字化变电站应用技术的开发过程中, 仍旧表现出几项制约性的问题, 也是数字化变电站技术应用时必须重点考虑的问题。根据应用技术的现状做如下分析:

2.1 稳定性与可靠性问题

稳定性与可靠性是评估数字化变电站应用技术的两项指标, 实际应用技术在稳定性、可靠性上都潜在开发问题, 分析如: (1) 稳定性问题是指对非规范性设备的规划, 促使其符合数字化变电站的需求, 数字化变电站的互感器在稳定性上存在误差, 开发人员需要研究误差的原因并提出控制方法; (2) 可靠性问题是指变电站中的元件和器件的控制, 变电站数字化运行并没有达到可靠的状态, 由此引发了不确定的可靠性问题。

2.2 数据共享问题

变电站数字化需要与自动化、智能化保持同步的关系, 其中涉及到数据共享的问题, 规范数据传输的性能, 控制数据采集的速率[3]。按照数字化变电站的需求, 规划数据采集方案, 处于数据共享中有速率差异的数据, 保障数据共享的通用性。

3 数字化变电站应用技术的创新发展

数字化变电站应用技术的发展潜力很大, 深化创新发展的理念落实变电站技术的应用。

数字化变电站应用技术创新发展时, 应该深化自动化技术和智能技术的应用, 引进先进的科学技术, 弥补数字化变电站发展中的不足, 一方面强化应用技术在数字化变电站中的性能, 另一方面解决应用技术中的开发问题, 促使数字化变电站达到稳定、可靠的状态, 实现各个数字化控制的功能, 避免影响变电站的运行水平[4]。电力行业应该深化数字化变电站应用技术的创新问题, 优化应用技术所处的环境, 保障应用技术的实施价值, 进而提高数字化变电站技术发展的积极性, 确保应用技术的实施效益。

4 结语

数字化变电站发展中的各项应用技术, 都负责不同的功能, 根据数字化变电站的需求, 落实技术的应用, 完善变电站的数字化发展。数字化是变电站未来建设的主要方向, 配合智能化与自动化的特性, 促使变电站达到安全、可靠的标准, 实现稳定性的运行, 通过应用技术体现数字化变电站的发展意义, 满足电力事业的发展需求。

参考文献

[1]丁书文.数字化变电站的几个关键技术问题[J].继电器, 2008, 10:53-56.

[2]胡晓娟.数字化变电站自动化技术的应用[J].科技资讯, 2011, 17:124-127.

[3]申涛.数字化变电站的关键技术与工程实现[J].电测与仪表, 2010, S2:40-43.

数字化变电站技术及其应用分析 篇8

煤矿企业是我国的用电大户, 其在进行煤矿开采的过程中需要消耗大量的电能以保障煤矿开采工作的正常运行, 因此如何有效地提高煤矿开采用电质量、保障煤矿用电需求也是广大煤矿企业管理者一直关心的问题。而将数字化变电站技术应用到煤矿企业的电力供应中, 可以有效地提高煤矿企业的供电质量, 弥补传统变电站的缺点与不足, 其不仅可以高效支持煤矿开采工作的用电需求, 同时也将对我国电网日后发展起着一定的推动作用。

1 数字化变电站技术概述

数字化变电站是建立在IEC-61850通信规范基础上的, 能够实现变电站间信息的共享, 满足当前经济运行发展的需求。继电保护装置是电力系统的重要组成部分, 对电力系统运行的安全、稳定、可靠性都有着非常重要的影响。数字化变电站是当前变电站自动化进程中的关键步骤。数字化变电站通过对变电站一次设备智能化、二次设备网络化进行全面分析, 以高速网络作为变电站的研究基础, 对变电站信息实现数字化、标准化, 在很大程度上提高了数字化信息的共享效果和操作效果, 对我国数字化变电站信息交流具有至关重要的作用。

具体来讲, 数字化变电站技术包括了以下几个方面的内容: (1) 控制电网运行, 保障配电质量。变电站在电网中一直扮演着不可取代的角色, 将数字化技术应用到变电站中后, 其使变电站的整体功能更加地具体、精准起来。因此现代的数字化变电站技术最首要的工作内容就是控制电网的运行, 对电网运行过程中的运行状态、运行数据等给予严格的记录与控制, 保障配电的质量, 确保电网运行的稳定与安全。 (2) 推进变电站自动化, 加强对变电站的掌控。传统的变电站在管理及运行上都需要依靠人力, 这样不利于变电站工作的展开, 同时也不利于工作效率的提高。数字化变电站技术应用后推进了变电站自动化的进程, 使得变电站可以进行自动化运作, 减少了电力工作人员的工作压力, 同时也加强了电力工作人员的对变电站的掌控, 提高了变电站的工作效率。

2 数字化变电站技术的应用

数字化变电站技术是变电站自动化系统建立的基础, 其包含了多方面的技术内容, 是现代科技应用于电网运行的具体体现。就煤矿企业而言, 其在工作的过程中, 需要电力系统对其供给大量的电能, 一旦电力供给不足将直接导致煤矿企业井下工作的瘫痪, 甚至会造成重大的安全事故。为了有效保障煤矿企业的用电需求, 目前我国大部分的煤矿企业开始对变电站进行一定的改革, 将数字化变电站技术应用到变电站中, 以期提高电网的电力运输水平, 保障煤矿企业井下开采工作的顺利进行。

2.1 IEC61850

IEC61850对变电站自动化系统的运行起着重要的作用。其替代了传统的规约, 为变电站提供了一套科学完善的标准。简单地讲, IEC61850标准对变电站自动化系统进行分层式的划分, 针对不同的工作内容以及工作方式分为了三个层面, 这三个层次在工作的过程中既相互区分又相互联系, 通过不同的逻辑接口充分借助网络资源对这三个层次进行信息的交流。相较于传统的规约而言, IEC61850标准具有着诸多的优势, 其更适于现代变电站的发展要求。具体来讲, IEC61850标准具有以下几个方面的优势: (1) 层次化管理。现代变电站自动化系统有很多种类型, 不同的类型在技术的应用, 标准的选择上都有所不同, IEC61850标准是当前最先进的模式之一, 其符合变电站的发展趋势, 对变电站的各项信息给予科学的分层, 使其在物理和逻辑等方面都具有着一定的合理性。 (2) 简易的建模方式。建模对设备的运行, 部件的选择等都有着一定的帮助。因此建模工作是变电站运行过程中的重要工作之一, 其有益于变电站的正常运转。IEC61850标准在建模技术的选择上以简易、统一为标准, 采用了现代先进的建模技术, 收集了大部分设备以及部件的各项数据, 使得其在使用过程中更加简易方便。 (3) 自我描述功能。变电站在运行的过程中需要处理和输送大量的数据, 在传统的规约下处理数据是一项麻烦而繁琐的工作, 运用了IEC61850标准后其在一定程度上解决了数据处理繁琐问题。IEC61850标准具有自我描述功能, 针对各项数据都配以具体的描述信息, 减少了数据处理的麻烦, 提高了变电站自动化的水平。

2.2 管理系统自动化

管理系统自动化主要指在进行变电站管理的过程中通过对变电站可能发生的故障进行预防、管理、控制, 对出现的故障能够及时提供相关故障报告分析, 对故障处理提供依据。常见管理系统自动化内容主要包括:电力生产运行数据、状态记录统计资料、数据信息分层内容、分流交换自动化操作等。在进行管理系统自动化的过程中, 相关人员要对自动化设备进行定时检修, 提高设备正常运行的效果。

2.3 自动化系统

自动化系统是一个较为宽泛的概念, 其是现代变电站中不可缺少的工作系统。数字化变电站技术应用后, 推进了变电站自动化系统的发展, 简单地说, 变电站自动化系统包括以下几个方面的内容: (1) 充分依托IEC61850标准。上文我们已经提到IEC61850标准在变电站的运行中起着重要的作用, 同时其也是变电站自动化系统建立的基础。目前我国部分变电站的自动化系统都是以IEC61850标准为依托, 在这一标准的支撑下进行数据的处理、信息的传播、模型的建立等。通过研究我们发现, IEC61850标准的应用让变电站自动化系统与网络资源充分地结合到了一起, 更加智能化, 科学化。 (2) 控制的层次化。变电站的自动化系统在应用的过程中主要是对变电站的各项工作进行控制与管理。与传统的控制方式不同, 现代的变电站自动化系统在对变电站进行控制的过程中采用分层化的控制方法, 在IEC61850标准的影响下, 自动化系统中的各物理层次之间都具有着一定的逻辑关系, 通过层次化的控制, 其可以有效地对整个系统进行有效的控制及信息的沟通, 同时还可以自由地与其他的机器进行瞬间切换, 有效地减少切换过程中的程序与漏洞。

2.4 网络技术

网络技术是数字化变电站技术的核心技术之一, 其是进行变电站系统自动化的保障, 目前我国部分煤矿企业已经在企业内部建立起了局域网, 专门为变电站系统自动化提供有效的信息传导服务。变电站在进行信息传播的过程中具有一定的特点, 与其他的一些信息传播具有很大的不同, 首先其具有超强的信息量, 瞬间就可以产生大量的数据信息;其次其信息长度具有短小的特点, 因此变电站在网络技术应用上更加注重网络对信息的瞬间处理能力以及信息的传播速度。同时变电站网络技术在应用的过程中还要注意网络运行的安全性与可控制性, 以保障变电站自动化系统的正常运转。

3 结语

综上所述, 数字化变电站技术是现代新兴的一种变电站应用技术, 对我国变电站的发展有着深远的意义。因此, 企业要想有效提高其运行水平, 保障企业顺利进行, 有关管理人员应积极地将数字化变电站技术进行有效应用, 提高变电站的工作质量, 使企业走上可持续发展道路。

参考文献

[1]房波.浅谈数字化变电技术在一次安装中的应用[J].黑龙江科技信息, 2010 (30) :67-69.

[2]陈进.数字化变电站技术及其对继电保护的影响[J].中华民居, 2013 (9) :34-39.

数字化变电站技术应用研究 篇9

1.1 一次设备的智能化

一次设备中被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路都采用微处理器和光电技术的设计, 这使常规机电式继电器及控制回路的结构简化了, 传统的导线连接被数字程控器及数字公共信号网络所取代。可编程控制器代替了变电站二次回路中常规的继电器和其逻辑回路, 常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。数字化通过过程总线接口给间隔层设备提供电气信息, 接受间隔层设备的跳合闸等控制命令;各断路器的智能终端输入开关位置、低气压、刀闸位置等状态量, 输出跳合闸命令, 含操作回路;本体智能终端输入非电量、中性点刀闸位置、档位等信号, 输出档位控制、中性点刀闸控制和风扇控制等接点, 充分体现了机电一体的进一步结合和智能化设备的优点。

1.2 二次设备的网络化

变电站中常规的二次设备, 故障录波装置、继电保护装置、电压无功控制、量控制装置、远动装置、同期操作装置、在线状态检测装置等, 都是基于标准化、模块化的微处理机技术而设计制造, 设备之间的通信连接全部采用高速的网络。网络化的二次设备具有数字化接口, 能满足电子式互感器和智能开关的要求, 能满足IEC-61850的要求, 二次设备不再出现功能装置重复的I/O现场接口, 二次电缆也由大量控制电缆改为少量光缆, 常规的功能装置变成了逻辑的功能模块。因为网络化二次设备的出现, 也使得二次保护、监控控制等设备与一次设备可以实现就地安装, 真正地实现了数据、资源的共享。

1.3 自动运行的管理系统

数字化变电站运行管理, 运行规程和检修方案都要独立地制定, 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、自动化;变电站运行发生故障时, 能及时提供故障分析报告, 指出故障原因及处理意见;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”改为“状态检修”。光电互感器二次也因可以开路、无谐振等特点, 检修安全要求和方法也有别于常规站。

2 数字化变电站自动化系统结构

随着智能化电气的发展, 特别是智能开关、光电式互感器等机电一体化设备的出现和应用在GIS、PASS、AIS、超高压直流站等场合, 使变电站自动化的技术迈入了数字化的新阶段。在高压和超高压变电站中, 智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路代替了常规继电保护装置、监控等装置的I/O部分, 而在中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化, 完整地安装在开关柜上, 实现了变电站机电一体化设计。在逻辑结构上数字化变电站自动化系统分为三个层次, 这三个层次分别称为“站控层”、“间隔层”、“过程层”。

2.1 站控层任务

站控层的主要任务是, 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;按既定协约将有关数据信息送往调度或控制中心;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;具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能;具有站内当地监控、人机联系功能, 如显示、操作、打印、报警等功能以及图像、声音等多媒体功能;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;具有变电站故障自动分析和操作培训功能。

2.2 间隔层任务

间隔层的主要功能是, 汇总本间隔过程层实时数据信息;实施对一次设备保护控制功能;实施本间隔操作闭锁功能;实施操作同期及其他控制功能;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;承上启下的通信功能, 即同时高速完成与过程层及变电站层的网络通信功能, 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 过程层任务

过程层是一次设备与二次设备的结合面, 或者说过程层是智能化电气设备的智能化部分, 其主要功能可分为三类。电气运行的实时电气量检测。即利用光电电流、电压互感器及直接采集数字量等手段, 对电流、电压、相位及谐波分量等进行检测;运行设备的状态参数在线检测与统计。

3 存在的问题

数字化变电站自动化系统的研究目前尚处于起步阶段, 大部分精力集中在过程层方面, 例如智能化开关设备, 光电互感器、状态检测等技术与设备的研究开发。目前主要存在两方面问题:其一是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。其二是材料器件方面的缺陷及改进。并且试验设备、测试方法、检验标准, 特别是电磁干扰与兼容控制与试验也是薄弱环节。

4 数字化变电站的发展方向

4.1 过程层常规设备接入方案

过程层常规设备主要指互感器和断路器设备, 具体应用就是采取非常规互感器技术和智能断路器技术, 或智能断路器控制器技术, 常规设备的接入方式主要有三种基本模式:常规互感器和常规断路器;常规互感器和智能断路器;非常规互感器和常规断路器。

4.2 过程总线方案

在第二阶段中前面控制和测量数据的分离通信系统将合并到一起, 控制和测量数据的合并减少了间隔接线的复杂性, 但间隔层IED设备需要两个以太网口分别与过程总线和变电站总线连接。由于传送了来自合并单元的数字化电气量测系统的瞬时值, 此种通信方式比第一阶段中的通信方式更快。出于这个原因将使用100 Mbit/s以太网, 通过过程总线保护装置的跳闸命令被发送到断路器。

4.3 过程总线和站总线合并方案

由于一二阶段中过程总线和变电站总线都使用了基于MMS应用层通信的以太网, 和以太网的不断发展, 使得变电总线联接构成一个通信网。并且不会影响变电站内部站的通信。

5 结束语

综上所述, 数字化变电站技术基本达到了满足工程化应用的水平, 但在技术上尚存有很多待改进的空间, 对于运行规程方面带来的变化也有待于进一步研究将推动着数字化变电站不断发展。

参考文献

[1]鞠阳.数字化变电站的网络通信模式[J].电力系统保护与控制, 2010.1.

[2]高翔, 张沛超.数字化变电站的主要特征和关键技术[J].电网技术, 2006.23.

数字化变电站继电保护技术探析 篇10

自2006我国建立了第一座数字化变电站距今已有8年的历史, 数字化变电站在实际的运行过程中表现出了优越的特性, 数字化变电站的应用不仅为企业节约了大量的资金, 数字化变电站的占地面积较少, 从一定程度上说节约了土地, 而且在内部监控网规范化和模块化方面显示出了高效和稳定的特性, 为了有利于实现现代化的电力生产确实提供了科学的网络信息, 并为决策的制定提供了有力的依据, 这对我国变电站的管理来说产生了较大的影响。

1 数字化智能变电站结构

1.1 过程层

过程层是智能化电气设备的智能化部分, 该层设备一般包括合并单元、智能终端和接口设备, 其核心设备是交换机, 上面连接间隔层的LED设备, 下边连接过程层的智能借口和合升器, 其功能为:一是检测电力运行的实时电气量, 检测内容主要有电流、电压幅值、相位、谐波分量, 并由交换机和网络传送模拟量和开关量, 以网络交互式传递信息。二是监测运行设备的状态参数, 主要是监测变压器、隔离开关、断路器、母线、电抗器、电容器、直流电源系统等设备的压力、温度、绝缘、工作状态等。

1.2 间隔层

间隔层设备包括保护装置、智能测控装置与接入其他智能设备的规约转换设备等。间隔层通信网采用星型网络架构, 功能主要有:对一次设备进行保护和控制;采集汇总本间隔过程层实时数据信息;推进本间隔操作闭锁功能;对统计运算、数据采集及控制命令的发出具有优先级别的控制;开展操作同期及其他控制功能;实施承上启下的通信功能。

1.3 站控层

站控层的主要设备是主机、远动装置、规约转换器、公用测控装置、微机五防机等。其功能为:汇总全站实时数据信息, 刷新数据库;传送信息至调度监控中心并接受其指令, 转向间隔层和过程层去执行;全站操作闭锁控制等。

2 数字化变电站继电保护重要技术的应用

2.1 自动化运行技术的应用

此项技术涵盖:数据信息的分层化、实时状态记录的无纸化、分流控制和转换的自动化, 以及电力系统生产的实际运行数据。变电站自动化控制系统可以使得变电站在装置发生意外的情况下, 迅速地将故障检查报告给出, 与此同时, 将解决故障的方法给出。有着智能设计的首次装置都具备自我检查的作用。如果检测到系统出现问题, 就能够迅速地报警, 并且将关于变电站运行装置的检测报告自动打印出来, 可以对电气装置的信息进行实时地分析, 并自动地实施高级功能。目前高压断路器二次系统的设计构建是通过电子技术、传感器, 以及微处理器进行。

2.2 信息通信网络技术的应用

目前借助高科技通信载体取代传统电缆的通信技术, 通过分层组网的形式使变电站在层次和结构上变得简单化, 进而更加方便地操作二次系统。借助二次设备的变电站都起源于模块化和标准化的微处理器实施设计以及制造, 借助网络通信对接设备, 以共享资源和数据。通过网络通信技术能够实时性地保护区域电网和跨变电站。

3 数字化变电站继电保护技术的详细设置策略

一般来讲, 数字化变电站保护有基本保护与系统保这两种。基本保护结合保护对象实施保护策略。例如, 对于各重点开关的保护、主变压器的保护、母线安全的保护, 以及电力传输线路的保护。用数据采集光纤接口取代以往保护设备中的输入插件, 这样, G00SE的光纤接口取代了F/O接口插件, 并且以通信接口转变相对于CPU插件的检测量。在智能操作箱中转入操作插件, 实现一部分完成开入压板的投退, 投退开出压板的工作原理跟旧互感器的应用一致。

系统保护一定要应用双重化的配置原理, 单独的系统保护设施都能够保护整个站的一切设施, 还能够满足特殊设施的继电保护, 还有着测控的功能。其中, 母线、传输线路, 以及主变压器的测控和保护功能都涵盖在系统中, 基于这两套系统的原理, 这两套系统的区别不大, 都能够为对方所备用, 也能够单独地实现保护功能。跟基础保障设施进行比较, 系统保护设施可以对不少电子组件和对象进行保护, 整合共享设备信息, 所要求的设备数量较少, 运行的网卡设计构造也比较简单, 不过缺少较多的实际应用经验。

新型变电站所应用是数据采集模式是分布式的合并单元和电子互感器使进行, 通过网络的数据传到保护装置, 把准确和统一的时钟定为系统的标准时钟, 并且通过精确的对时技术, 让所有保护设施和数据采集单元的时钟同步, 从而互换一系列保护间的信息和采集同步的数据信息。IEC61850的倡导是嵌套式的建模理念和基于对象的设计思想, 它被不少的企业所应用和推广, 如此能够使得系统建模的灵活性大大地提高。可是这种灵活性, 针对真正的用户而言, 还应当实现统一和测试问题以及对这种灵活性进行解决。

基于避免随意地对模型模块的规则和名称进行设置, 以及模板出现重合和随意拓展模型, 务必创建一套有效和完整的拓展原则。因此, 创建保护G00SE的软压板原则, 使得G00SE的故障处理以及实现手段得以改变;G00SE配置原则在行业内推出, 这使得G00SE的解决策略统一化;保护定值的具体排号原则被设定, 这使得保护定值的具体排序原则得到统一。除此之外, 应用光P、r以及光CT, 能够更加安全和稳定地传输信息, 这统一了设计原则和标准, 变电站的故障处理和日常维护以及有关工作者的专业知识教育, 都要求进一步地探究。

4 结论

总之, 变电站继电保护技术的一种趋势和方向是数字化变电站。数字化变电站的运行, 奠定了电网继电保护的数字化基础, 也为数字化变电站继电保护的管理、维护, 以及运行积累了丰富的经验, 同时也有利于继电保护人才的培养。

摘要：本文对数字化变电站继电保护技术进行了探讨, 论述了数字化变电站继电保护重要技术的应用, 以及数字化变电站继电保护技术的详细设置策略。

关键词：数字化,变电站,继电保护,技术

参考文献

[1]李先妹, 等.数字化变电站继电保护测试技术的分析研究[J].电力系统保护与控制, 2012 (03) :85-86.

[2]李凯乐.数字化变电站继电保护技术探究[J].中国新技术新产品, 2012 (16) :58-59.

浅析数字化变电站 篇11

关键词：数字化变电站；lEo61850

一、引言

数字化变电站是当前电力系统研究的热点，数字化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，建立在IEC61850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的现代化变电站，作为一门新兴技术，数字化变电站从提出开始就受到了极大的关注，并已成为我国电力系统研究的热点之一。随着相关软硬件技术的不断发展和成熟，数字化变电站必将成为变电站技术的发展趋势。

二、数字化变电站的产生及发展

尽管20世纪90年代以来变电站综合自动化技术的发展对于电网运行技术的提高起到了十分积极的作用，改善了变电站自动控制的能力和可靠性，但在实现技术方案上基本上还是维持着常规变电站自动化系统原有的功能和逻辑关系，在工作方式上多数仍然是各自独立运行，形成了各种“信息孤岛”现象。数据交互方面由于规约的限制，不同厂家的设备之间不能互相通信，不能共享资源，装置的冗余配置并不能实现信息的冗余应用。涉及到不同厂家产品同时应用时，系统的联调时间长，系统的稳定性较差，对维护及运行带来了极大的不便，一定程度上影响了变电站自动化系统的投入率。

随着光电技术在传感器应用领域研究的突破，IEC61850标准的颁布实施，以太网通信技术的应用，以及智能断路器技术的发展，给变电站自动化技术带来了一个崭新的发展机遇。这些相关技术的发展和应用使数字化变电站兴起并不断向前发展。

目前，国内在数字化变电站设备领域的研究已经取得了长足进展。具有国际先进水平的国产光电互感器已通过国家级鉴定，多个数字化变电站已先后投入运行，随着智能电网的大力发展，更多的数字化变电站将会投入电网运行。

三、数字化变电站的技术基础

1.IEC61850标准

IEC61850标准中引入了抽象通信服务接口(ACSI)为智能电子设备提了抽象通讯服务的一种虚拟接口，ACSI使变电站自动化功能完全独立于具体的网络协议，因此最新网络技术可以很快被应用于变电站中。另外，ACSI使物理的IED(智能电子设备)隐藏起来，变电站功能可以被灵活地分配到多个lED中，还可以开发ACSI网关装置以接人不支持1EC61850的IED[2]。

2.智能开关和电子互感器

光电式互感器不用铁芯做磁耦合而是将高电压、大电流直接变换为数字信号，消除了磁饱和及铁磁谐振现象，互感器运行暂态响应好，稳定性高，保证了系统运行的高可靠性。基于微机、电力电子技术和新型传感器建立新的断路器二次系统，保护和控制命令直接通过光纤传输到断路器操作机构的数字化接口，消除了传统断路器二次电缆过多而带来的断路器运行的安全隐患。

四、数字化变电站的主要特点

数字化变电站各类数据从源头实现数字化，真正实现信息集成、网络通信、数据共享。

1.智能化的一次设备

在电流、电压的采集环节采用数字化电气测量系统，如光电／电子式互感器，实现了电气量数据采集的数字化应用，为实现信息集成化应用提供了基础。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

系统结构更加紧凑，数字化电气量监测系统具有体积小、重量轻等特点，可以有效地集成在智能开关设备系统中，按变电站机电一体化设计理念进行功能优化组合和设备布置。打破常规变电站的监视、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，二次设备之间的连接全部采用高速的网络通信，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

系统建模实现标准化，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的、标准的信息模型和信息交换模型，实现智能设备的互操作，实现变电站信息共享。对一、二次设备进行统一建模，资源采用全局统一命名规则，变电站内及变电站与控制中心之间实现了无缝通信，从而简化系统维护、配置和工程实施。

设备实现广泛在线监测，使得设备状态检修更加科学可行。在数字化变电站中，可以有效地获取电网运行状态数据、各种智能电子装置的故障和动作信息及信号回路状态。数字化变电站中将几乎不再存在未被监视的功能单元，在设备状态特征量的采集上没有盲区。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”，这将大大提高系统的可用性。

五、数字化变电站的优势

數字化变电站技术是变电站自动化技术发展中具有里程碑意义的一次变革，对变电站自动化系统的各方面将产生深远的影响。数字化变电站三个主要的特征就是“一次设备智能化，二次设备网络化，符合IEC61850标准”，即数字化变电站内的信息全部做到数字化，信息传递实现网络化，通信模型达到标准化，使各种设备和功能共享统一的信息平台。这使得数字化变电站在系统可靠性、经济性、维护简便性方面均比常规变电站有大幅度提升。

我国微机保护在原理和技术上已相当成熟，常规变电站发生事故的主要原因在于电缆老化接地造成误动、CT特性恶化和特性不一致引起故障、季节性切换压板易出错等。这些问题在数字化变电站中都能得到根本性的解决。

数字化变电站中采用电子式互感器根本性地解决了CT动态范围小及饱和问题，从源头保证了保护的可靠性。信息传递全部采用光纤网络后，二次回路设计极大简化，保护压板、按钮和把手大大减少，显著减少运行维护人员的“三误”事故，光纤的应用也彻底解决了电缆老化问题，系统可靠性得到充分保障。

除此之外，数字化变电站中IEC61850所支持的互操作性，把用户从不同制造商设备互联困难的限制中解脱出来，提高了变电站选择产品的自由度。不仅如此，通用的配置方式提高了用户对设备的驾驭能力，即使某些设备的供应商出现问题，该产品仍可与其它设备组织在统一系统中，从而保护了变电站投资。标准化的信息模型实现了变电站信息共享，原先的某些保护功能可以由一个软件模块来实现了，如母线保护、备自投等，设备的减少同时减少了变电站的占地面积，节约了大量成本，而且提高了可靠性。数字化变电站中实现了信息共享，设备提供了更丰富的状态监测信息，根据这些信息可实现更智能化的维护工作，包括故障诊断和定位，维护更简便。

六、数字化变电站应用中存在的问题

由于光电／电子式互感器本身的结构特点和工作方式，导致互感器的角差、比差现场试验难以进行，甚至极性试验也无法开展，只能等到设备投运带电后，才能检验接线的准确性。另外，光电／电子式互感器的局放试验、伏安特性试验的试验方法和标准也与常规设备有很大的区别，这都需要设备厂家和运行主管单位专门制定。

数字化变电站保护校验相对复杂，在变电站运行的条件下对部分间隔保护校验的难度很大，目前的常规继电保护校验装置无法提供数字化保护所需的电流量和电压量，因为电流量和电压量必须经过合并器才能进入保护装置，而要完成试验必须自带合并器提供模拟试验中的电流量和电压量，要完成母差保护这类需要大量电流电压量的保护校验便显得尤为困难。

IEC61850通信协议本身并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，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

七、结束语

数字化变电站的构成及接口技术 篇12

仪征—长岒原油管道依次向安庆、九江、武汉、荆门、长岭五家炼化企业输送原油,为我国中部能源动脉,其中,和县输油站、无为输油站设计为110kV供电变电所,采用ABB EXK-04型金属封闭SF6气体绝缘式组合电器(GIS)作为一次供电设备。结合中石化集团管道储运分公司仪长输油处6个自动化无人值守中间站变电所的实际情况,介绍数字化变电站的整体构成和保护装置在数字化变电站上的接口技术。

1 数字化变电站的构成

数字化变电站是由智能化一次设备(电子式互感器、智能化开关等)和网络化二次设备分层(过程层、间隔层、站控层)构建,并建立在IEC 61850通信规范基础上,以实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。

(1)站控层:包括监控系统中的监控工作站、打印机、维护工程师站等,就地信息上传到调度的远动系统(通信服务器、路由器等),微机五防闭锁系统,变电站直流系统,全站GPS系统。

(2)间隔层:包括保护装置、测控装置、保护测控一体化装置、智能仪表等。

(3)过程层:包括光电互感器(ETA/ETV)、MU(合并单元)、智能开关设备(或智能单元)。

2 110kV及以上电压等级新建变电站标准连接方式

110kV及以上电压等级新建变电站标准连接方式有点对点和交换机2种,其功能框图如图1所示。

2 种连接方式看似比较接近,但点到点的拓扑连接只是将原来的电缆用光纤代替,二次回路没有简化,数据、信息没有实现共享;由交换机组成的星型拓扑连接方式简化了二次回路,数据、信息真正做到了共享。点到点的连接方式二次回路虽然比较复杂,但是由于从MU到保护装置的时延相同,所以保护装置算法上不存在由于时延造成的误动或拒动;星型拓扑连接方式会有时延不同的现象,对交换机的要求比较高。

3 110kV及以上电压等级改造变电站标准连接方式

110kV及以上电压等级改造变电站标准连接方式如图2所示。

改造变电站由于一次设备的投资比较大,所以传统的TA/TV及高压开关等一次设备都没有更换,只增加了相应的模拟量转换为数字量的MU装置、将数字跳闸等信号转换成节点输出同时接受传统开关节点输入的智能单元。

4 110kV以下电压等级新建变电站标准连接方式

35kV、10kV电压等级保护装置通常是在开关柜上就地安装,该安装方式的TA/TV采用模拟输出光电式互感器,其输出的小电压模拟信号直接接入保护装置,不再经过MU合并装置。这种传送距离比较短,只适用于互感器和二次设备安装在同一开关柜的情况,其它开关柜形式的变电站连接方式与110kV及以上变电站相同。

5 数字化保护接口方式

点到点方式保护装置的接口方式:通常保护装置控制几个开关就需要几个光纤接口,同时考虑线路或母线TV采集量的光纤接口及连接站控层的光纤接口。母线保护、变压器保护和备自投等设备与多个间隔的一次设备交换信息,需要扩展光纤接口数量与所有相关一次设备直接连接。

交换机方式保护装置的接口方式:由于信息共享,保护装置的光纤接口数量大大减少,一般3～4个光纤接口就能满足所有功能的需要。目前,变电站组网的主流接口方式如图3所示。

采用以太网接口方式具有通信速度快(100M),抗干扰能力强,不需要通信转换等优点。任何1台装置出现问题不会影响整个网络。

6 结束语

智能化的一次设备及先进的接口技术在数字化变电站中的应用,凸显了数字化变电站的优势:安全问题得到很大程度的解决,ETA/ETV不存在TA开路、TV短路的安全问题;简化了二次回路,在GOOSE研制完成投入运行后,二次回路大大减少;最大程度地实现了信息资源共享;可实现多间隔之间的关联和闭锁,从而实现就地和远方的顺序控制,减少人为误操作事故的发生;ETA/ETV采用绝缘材料,没有传统TA/TV充油、充气造成的泄露问题,减少了设备的运行维护费用。因此,数字化变电站适应了智能电网的发展需求,为智能电网的建设和推广奠定了基础。

摘要：随着IEC 61850规约的广泛使用,数字化变电站在我国逐步得到推广和使用。通过介绍数字化变电站的系统构成及主要设备,各种连接方式的比较,给出了改造和新建110kV变电站的标准连接方式及保护接口方式。数字化变电站适应了智能电网发展的需要,必将是未来的发展趋势。