变电站数字化改造问题

变电站数字化改造问题（共9篇）

变电站数字化改造问题 篇1

随着高新科学技术的发展, 人们对电力资源的需求也日趋增强, 传统的变电站改造技术没有充分有效的利用互联网, 使变电站现场作业与信息管理系统处于脱离状态, 变电站有待改造和升级。数字化变电站技术在这一严峻形势下应运而生, 其具有安全性强、精确度高、稳定性好、回路简单的优势, 成为社会各界人士争相关注的重要课题。在这一背景下, 深入对数字化技术改造在变电站中的问题进行研究刻不容缓, 具有十分重要的作用和意义。

1 数字化变电站概述

数字化变电站是指根据DL/T860标准统一构建数据模型和服务协议, 将其分为:站控层、过程层和间隔层。过程层通过电子式互感器等智能设备, 以网络通信平台为介质, 自动化采集、传输、处理、共享变电站监测信号及各项命令, 实现二次功能网络化、操作程序化、功能智能化的变电站。其中, 过程层设备则为智能一次设备和终端设备, 不涉及到传统接口的断路器、隔离开关等装置。

2 变电站数字化技术改造实施方案

2.1 智能61850系统方案

现假设以我台变电站改造例。变配电系统规模:两路10k V进线 (一主一备, 互为备用) , 16台高压柜, 其中进柜、联络柜、互感器柜及计量各2个, 下设8个出线:2个带发射机, 6个带变压器 (下带低压柜) , 每2个变压器为一组, 互为备用。自动化系统网络构成结合我台变电站设备的实际运行情况以及对安全可靠、功能完整、使用维护方便的要求, 最终确定改造方案为:先用系统单元设备的CPU主插件与通信插件按照IEC61850接口要求升级, 并使其他插件兼容, 构建间隔层与变电站层开放性结构的IEC61850系统。保留原有系统的二次设备及配线方式, 增加6台智能操作装置以及3台变压器套管CT光电转换装置。用数字式电表替换所有电表。实现IEC61850接口的IED装置分不同阶段发展, 直接接入站内开放网络 (如图1所示) 。

2.2 现场实施计划

现场实施分为一次设备不停电和一次设备停电两个阶段。不停电阶段完成光缆铺设、熔接及测试:交换机和变电站层、网络组建等自动化系统建设的安装及调试等工作。停电阶段逐个间隔停电改造, 设备停电顺序为先公共部分后间隔的原则进行, 避免不必要的重复停电, 尽量减少或吧避免新、旧保护配合工作的情况出现, 设备停电改造顺序为:10KV母线轮流停电完成改造投运, 主变轮流停电完成主变保护、测控、智能单元的安装、调试、投运。

3 数字化技术改造过程中的主要问题及处理方法

3.1 设备质量要求问题

在数字化技术改造过程中, 相关人员须严格控制设备质量, 按照相关准则对设备进行必要实验, 确保高压设备绝缘性能、运行状态达到相关标准后投入运行。譬如耐压、绝缘、开关微水、三相同期、动作时间、直流动作电压、油雾试验等检测, 严禁技术人员盲目追求改造进度, 省去对各项设备的检查。

3.2 继电器的调试问题

继电保护装置的调试问题直接关系到变电站的数字化改造进程, 须以制造厂家的调试大纲为主, 以技术规程、继电保护装置说明书为辅, 合理安排实验步骤, 杜绝缺项、漏项的现象, 并提交相应的实验报告。

3.3 光电式电压互感器应用难点及应对方案问题

将保护测控系统改造之后, 母线电压转变为数字量输入。在该变电站的数字化改造过程中, 首先在将模拟电压转换成光电式互感器采集单元时, 加装PT电压测控屏, 并使该采集单元在接入母线电压模拟值时形成数字量输出, 同时与间隔层、母差等设备的输出量合并单元使用。改造单间隔后, 可在合并单元中获得间隔电压。

3.4“四遥”精确度问题

“四遥”即为遥调、遥信、遥控、遥测, 是变电站数字化改造中不可或缺的组成部分。技术人员应充分认识到告警信号、控制信号、等信号的完整性的重要性, 及时发现现场工作中信号遥控问题, 并进行补充, 确保“四遥”的精确度。

3.5 有关抗干扰问题

在变电站的改造过程中, 由于绝大多数变电站设备为微机保护和微机型自动保护装置, 其是建立在通信网络技术之上的, 这就对设备的抗干扰性提出了较高的要求。变电站常见的抗干扰问题主要包括设备操作干扰、内部和外干扰引起的干扰等。

(1) 设备操作干扰问题。在数字化变电站的操作过程中, 隔断开关、断路器等设备的投入使用, 加上感性负载的作用, 使不同频率分量持续减弱, 并通过设备间连线和母线向外辐射, 构成辐射脉冲电磁场, 该类干扰问题极为常见, 对设备使用寿命带来严重影响。

(2) 内部和外部干扰问题。内部干扰是由数字化系统的结构, 元件布置和生产工艺决定的, 主要有杂散电感、电容引起的不同的信号感应、长线传输造成的波反射, 寄生震荡和尖峰信号引起干扰的。外部干扰是由电磁辐射、静电感应引起。

(3) 抗干扰措施。硬件抗干扰主要有电源滤波、屏蔽、隔离、接地等技术。

4 结束语

综上所述, 数字化技术在变电站中的广泛应用, 大大提高了供电质量, 保证了供电的安全可靠性和稳定性, 便于维护, 工作量少。本文针对当前常规变电站数字化改造中所面临的诸多技术难点问题提出相应的解决办法, 为即将进行化改造的变电站提供一些借鉴和参考.

摘要：近年来, 电力自动化智能交互水平得到了很大提升, 带动了电网技术的发展, 使IEC-61850规约得到了广泛应用, 变电逐步迈向智能化、自动化和网络化发展方向。本文介绍了数字化技术改造和运行维护中遇到的问题, 提出了几点建议。通过本文的分析, 希望有助相关供电单位在自动化改造中, 能更好地应对改造中存在的问题。

关键词：数字化技术,变电站,电子式互感器问题研究

参考文献

[1]周滔滔.常规变电站数字化技术改造方式探讨[J].城市建设理论研究 (电子版) , 2012 (35) .

[2]赵学华.基于IEC61850的数字化变电站改造问题分析与应用[J].中国科技纵横, 2012 (13) .

[3]李健.数字化变电站关键技术的探讨[A].2011年电磁测量技术及仪器学术年会论文集[C].2011.

变电站综合自动化改造中的问题 篇2

【关键词】综合自动化；事故信号；GPS;后台监控

变电站综合自动化是指利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对变电站主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、控制、保护以及与调度通信等综合性自动化功能。近年来，随着国民经济的快速增长，传统的变电站已经远远不能满足现代电力系统管理模式的需求。因此，将变电站由常规站改造为综自站已渐渐成为一种趋势。但是，其运行过程中难免出现一些不尽人意的地方，下面将综自改造中经常出现的问题做一总结。

1.GPS对时问题

随着变电站自动化水平的提高，电力系统对统一时钟的要求愈加迫切，有了统一时钟，即可实现全站各系统在GPS时间基准下的运行监控和事故后的故障分析，也可以通过各开关动作的先后顺序来分析事故的原因及发展过程。统一时钟是保证电力系统安全运行，提高运行水平的一个重要措施。

GPS对时一般有三种方式。

脉冲同步信号：装置的同步脉冲常用空接点方式输入。常用的脉冲信号有：1PPS，1PPM，1PPH。串行口对时方式：装置通过串行口读取同步时钟每秒一次的串行输出的时间信息对时，串行口又分为RS232接口和RS422接口方式。

IRIG-B方式对时：IRIG-B为IRIG委员会的B标准，是专为时钟的传输制定的时钟码。每秒输出一帧按秒、分、时、日期的顺序排列的时间信息。IRIG-B信号有直流偏置（TTL）电平、1 kHz正弦调制信号、RS422电平方式、RS232电平方式四种形式。

由于变电站内往往存在不同厂家的自动化装置，其接口类型繁多，装置数量也不等，所以在实际应用中经常遇到GPS对时接口与接受对时的设备接口不能通信的问题。

这个问题最终以GPS厂家更换通信插件，将对时接口改为空接点B码对时而得以解决。

这个问题的出现，提醒了设计人员在前期订货时，应充分考虑各种设备的接口问题。尤其是保护测控装置及其它智能装置与后台监控设备的接口问题。因变电站综自改造多用以太网方式组网，而有些厂家的旧设备只存在串口或RS485接口，或者不同厂家设备进行通信时，因为规约不同而造成通信失败。这些问题都需要对所订购设备的通信插件进行统筹考虑，或订购充分数量的规约转换器，以免类似情况再发生。

2.事故信号问题

在常规控制方式的变电站，运行中发生事故时变电站将产生事故报警音响并经过远动设备向调度自动化系统发出事故信号，调度自动化系统采用这个事故信号启动事故相应的处理软件。由此可见，变电站的事故信號是一个非常重要的信号，特别是对于无人值班的变电站，由于监控中心的运行人员需要同时监控多个变电站的运行状态，事故信号就成为监控中心运行人员中断其它工作转入事故处理的主要标志性的信号，非常重要。

在110 kV顿岗变电站综自改造竣工验收时，验收人员在操作35 kV线路时，发现在后台和地调远方控制合开关时，都会触发“事故跳闸”信号。

在采用常规的微机远动设备和保留控制屏的无人值班变电站中，一般采用在控制回路中增加记忆继电器的方法产生事故信号，这种方法已在以前的采用RTU进行无人值班改造工程项目中应用多年，其技术依据与原控制屏操作KK开关与实际开关位置不对应相同。110 kV顿岗变电站事故信号生成的原理与上述方法相同。其回路为将操作回路中的KKJ继电器（双位置继电器）的合后位置结点与断路器位置信号结点串联，形成一个电气单元的事故信号，监控系统中只须将各电气单元的事故信号进行软件或运算即可生成全站事故信号。

事故信号的这种生成方法在技术上是可行的，发生上述问题的原因在于：当后台或地调对开关进行遥合时，双位置继电器KKJ励磁,其常开接点变为合位，但由于开关位置变位太慢，DL常闭接点仍处于闭合状态，回路接通，触发事故总信号。由于这个问题是因为开关变位太慢引起，所以就通过在测控装置中设置延时，以延长判断时间来解决的。这种解决方法的弊端在于真正的事故发生时，会由于装置中设置的延时而不能对事故进行准确判断。

因为35 kV、10 kV均为储能开关，当断路器合上时，储能装置启动，与其相连的TWJ失磁，若将TWJ的常开位置与KKJ的常开位置相连，构成生成事故总的回路，则会避免上述问题的产生。这种解决方法可以有效的避免因为软件延时而产生的误判断。具体回路如图1所示。

图1 事故信号回路图

3.监控程序稳定性问题

变电站实现综合自动化后，无论是有人值班还是无人值班，操作人员不是在变电站内就是在主控站或调度室内，面对显示器进行变电站的全方位监视和操作。所以监控系统能否保持长时间稳定无故障的运行，对提高变电站的运行管理水平和安全可靠性是非常重要的。

案例：某变电站的监控后台主机SAC1/SAC2双机网络中断，后台监控机SAC2不能与前置机连接，值班人员重启后台程序仍无法解决问题。经过数次重启后，经过八个小时的奋战，恢复正常运行。当SAC2为主机且为前置机时，与SAC1机无法连接，使SAC1机无法读取实时信息，但系统没有判断SAC2机异常并把SAC1机自动切换为值班主机，所以造成监控后台SAC1机、SAC2机都不能正常运行。值班人员对后台监控机SAC2的网卡、与交换机连接的网线、交换机本身进行了检查，均无发现故障。后经监控系统厂家人员检查确定，认为问题是由后台监控机SAC2的WINDOWS操作系统程序走死引起，网络资源不足导致后台监控机死机。

找出问题后，厂家将后台监控机的监控程序版本升级，并经系统双机切换测试。当其中一台后台监控机网络中断或有异常时，监控系统能将另一台备用机自动切换成主机运行。

变电站实现综合自动化后，很多的运行维护工作都需要通过微机装置来完成。但综合自动化装置的硬件更新换代非常快，所选用的设备可能很快就变成落后产品；监控软件有时会存在难以发现的缺陷，以至导致监控维护工作不能正常进行，影响了变电站的安全运转。随着综合自动化技术的不断进步，这些问题都会逐步得到解决。这也提醒设计人员在选择综自产品及后台监控系统时，要综合考虑多方面因素，选出一种程序运行稳定，功能齐全，硬件配置相对超前的综自产品。

4.结语

变电站数字化改造工作初探 篇3

在常规变电站一次设备不变的基础上, 以变电站一、二次设备为数字化对象, 自动化系统基于IEC61850架构, 对老旧综自系统进行更换。在一次设备就地加装智能终端采集装置 (数字化转换装置) , 通过光纤及通信数据服务器传送给主控室的中央保护测控服务器, 达到无缝链接, 采用分层采集、集中控制的架构体系, 实现变电站内保护装置数字化、通信平台网络化、保护信息共享化。对关键一次设备变压器、35 k V断路器、35 k V避雷器加装在线状态监测功能单元, 助推状态检修工作的开展。在变电站改造的同时, 实现生产辅助系统数字化, 满足运行管理信息化要求。

2 变电站数字化改造的主要做法

2.1 综自系统改造, 实现全站数字化、网络化

河南省伊川县电业局35 k V周村变电站原综自系统运行时间超过10年, 设备老化。2011年自筹资金100多万元, 利用原一次设备, 在10 k V高压柜、35 k V断路器、主变压器处就地加装智能终端采集装置, 实现模拟量、开关量的数字化转换。智能终端采集装置与数据服务器之间采用双光纤网络通信, 数据服务器与保护测控服务器采用双重化配置。智能终端配备有简易的后备保护, 即保护系统采用双重化和双层化的方式, 相当于每台设备有3套保护。其中2套相互独立的保护服务器同时运行, 在日常保护校验、修改定值、投退软压板、软件升级时均对设备正常运行无影响;当2套保护服务器同时故障或光纤受到外力破坏造成通信全部中断时, 智能终端会自动运行第三套保护, 当保护服务器正常运行或通信恢复后第三套保护自动退出, 确保了变电站的安全可靠运行。

2.2 增设状态在线监测功能, 助推设备状态检修工作

在变电站数字化改造工作中, 根据设备运行的实际情况将周村变电站关键一次设备2台主变压器、6台35 k V断路器、3组35 k V避雷器监测表计改造为数字式, 增设相应外置式的状态监测功能单元。在安装变压器测温、SF6气体压力和避雷器泄漏电流在线监测装置时严格按照规范要求不对现有一次设备解体、钻孔或拆装。

2.3 采用积分电能量方式, 共享服务器数据

在周村变电站数字化改造工作中, 大胆革新变电站计量方式, 除10 k V直供用户采用电能表计量和积分电能量双重计量方式外, 35 k V线路、主变压器高低压侧、10 k V公用线路全部采用积分电能量方式。计量服务器接收来自中央数据服务器的数据, 完成变电站的电能量计算, 并传送至通信管理机, 由通信管理机再传送至上级调度、集抄中心。计量方式的革新, 实现了变电站计量数据数字化、通信网络化, 避免了因电缆损耗、二次接线端子松动、发热、开路或短路等造成的计量误差。

2.4 完善变电站生产辅助系统, 提高数字化水平

周村变电站数字化改造完成后, 2012年对生产辅助系统进一步完善, 实现了“四联动”:当10 k V开关柜保护动作跳闸时, 摄像头能自动追踪到该开关柜;当主变压器温度超过临界值时, 摄像头对该区域进行录像、拍照;当出现火灾报警信息时监控摄像头对该区域进行录像、拍照;当活动物体进入周村变电站区域内, 摄像头将对该物体进行追踪。以上情况, 摄像头将联动调度语音, 弹出视频以提醒运行人员。

3 变电站数字化改造的成效

(1) 与传统变电站比较, 将原来的二次电缆采集数据更换为光缆传输, 减少了二次电缆的使用, 降低了前期投入及后期维护费用, 同时基建工程量少, 减少了施工时间, 节约资金近百万元。

(2) 变电站自动控制和保护采用双重化的配置和双层化的方式, 保护及信息通道实现双主机模式, 并且通道都可以自检, 可靠性高, 确保了变电站的安全可靠运行。

(3) 变电站数据共享的实现, 使得运行人员在线路接地时能进行综合判断, 提高了接地选线的准确率。

(4) 变电站的电压无功自动控制、低频低压解列、备自投、电压切换等功能, 全部用软件来实现, 减少了常规保护所需要的控制装置, 节约了资金投入。

(5) 变电站计量方式革新后, 节省了计量屏和电能表, 免除了电能表的周检、轮换、日常计量回路检查工作, 减少了计量人员工作量。

变电站数字化改造问题 篇4

[关键词]数字化变电站智能电网互操作一致性测试平台IEG61850电能计量光电式互感器

1概述

2009年5月21日，在UHV2009会议上国家电网首先提出加快建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，具有信息化、自动化、数字化和互动化为特征的统一的坚强智能电网。

数字化变电站是实现智能电网的基础，其主要标志是采用数字化电气测量系统(如光电式或电子式互感器)来采集电流、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，以及信息集成化应用提供了基础，从而实现常规变电站转为数字化。IEC61850标准提供了变电站自动化系统功能建模、数据建模、通信协议、通信系统的项目管理和一致性检测等一系列标准。按照IEC61850标准建设变电站的通信网络和系统，符合其标准设备的推出是建设数字化变电站的有效途径，提供了技术支撑。数字化变电站大大减少了二次回路的电缆数量，既减少了建设成本，又有利于设备的维修，是未来变电站发展的主流。

微电子和计算机技术的发展使变电站各种智能电子设备(IED)具备了数字化和低功耗的特点。这些IED在物理上可安装在三个不同的功能层，即变电站层、间隔层和过程层。目前集中式或分布式变电站自动化系统的信息采集来源于传统电磁式电压互感器(PT)／电流互感器(cT)的模拟输出，因此，变电站IED必须通过电磁变换回路将传统PT／CT的二次输出信号变换为适合于微电子电路的低电平信号，通过对应于每台设备的电缆将这些测量值传到继电保护、测控、计量、测量及自动化系统。

常规变电站自动化系统的二次系统采用单元间隔的布置形式，装置之间相对独立，缺乏整体的协调和功能优化，主要问题是信息难以共享、设备之间不具备互操作性、系统的可扩展性差及系统可靠性受二次电缆影响。

新型光电式互感器的应用、IEC61850标准的颁布实施、网络通信技术发展(尤其以太网技术在电力系统中应用的普及)、一次设备操作智能化技术的发展等，为变电站自动化技术的应用和发展注入了新的推动力。电能计量也因此发生了新的变化，呈现出新的特点。

数字化变电站的推广应用为我们带来便利的同时，也为调试工作带来了一定的难度。保护装置的整组动作时间特性是保护装置性能的关键因素，对于传统的保护装置，保护整组动作时间都是通过向保护装置加入故障量，并测量保护装置的开出接点来测量的。而对于光数字保护来说，由于保护的开出是光信号，因此传统的测量方法将不再适用。此外，信号在通信网络中的传输受端节点CPU利用率、端节点处的通信流量及网络负载的影响，其传输时延具有不确定性。

为测试数字保护装置整组动作时间，以及采用“点对点光纤网络”、“goose光纤网络”等出口方式下网络信号的传输时间，提出了适用于光数字保护的整组时间测试方案。

数字化变电站逐渐成为热点，引起了广大用户和制造商的广泛关注。在数字化变电站中，需要将来自不同厂家的智能设备以通信方式集成为一个系统。为了获得互操作性，各方需要遵循统一的通信标准(能够满足数字化变电站的通信需求)，这就是IEC61850。

IEC6l 850与传统技术相比，有很多新的技术特性：如采用了面向对象建模技术、定义了基于XML的工程工具数据交换格式SCL，提出了变电站层、间隔层、过程层三层变电站通信架构等。但其中最主要的优点是具有互操作性，能够使来自不同厂家的IED相互交换信息，完成各自的功能。

但在工程实践中发现，有些装置通过了IEC61850的测试，单个通信服务是正确的，但仍无法被系统集成。这是因为IEC61850目前有很大的局限性，因是面向服务的测试，而不是面向功能和系统的测试。因此，IEC61850目前还不能满足现在数字化变电站通信一致性的测试要求。

2一致性测试平台

2.1数字化变电站一致性测试的三个层次

(1)面向系统性能的测试；

(2)面向应用功能的测试；

(3)面向通信服务的测试。

面向通信服务的互操作是获得面向功能互操作的基础，而面向功能测试与工程实际应用关系更加密切。面向系统性能的测试可以确认整个系统在应用中的性能问题。这三个层次的测试难度是不同的，面向通信服务相对最简单，而面向系统性能测试则相对最困难。现阶段各检测机构所作的一致性测试都是根据IEC61 850进行面向通信服务的测试。考虑到实现的难度，可分阶段实施。

2.2 IEC61850的局限性

(1)测试范围的局限性，目前只定义了IEC61850服务器的测试案例，没有定客户端的测试案例和方法。因此，只能用于测试间隔层的保护、测控设备的一致性，对于变电站层的监控、远动、工程师站等设备无法进行测试。

(2)是面向通信服务和模型的测试而不是面向功能测试。

IED通过IEC61850测试只是表明其基本通信服务是与IEC61850一致的。但无法保证IED的功能的一致性。从工程角度看，有必要对IED进行全面测试(包含功能测试)，才能保证通过测试的IED在工程实际系统表现正常。真正实现互操作。

2.3面向功能一致性测试的必要性

实际上变电站自动化系统都是面向功能的：例如监控系统对间隔层IED遥测、遥信信息的收集、通信中断的判断和告警等。在IEC61850应用中经常出现通过IEC61850测试的IED在变电站工程现场，有时还无法实现功能上的互操作。因此，有必要对IED进行面向功能一致性测试。

2.4面向功能测试平台的构建

2.4.1系统建立遵循的原则

(1)构成系统的设备具有良好的一致性；选择通过IEC61850一致性测试的设备作为间隔层标准服务器，用于测试变电站层的客户端设备。

(2)测试的通信过程能够被记录和分析；使用IEC61850通信协议工具对测试的通信过程进行全面的记录，便于分析问题。

(3)与IEC61 850测试案例相结合。针对功能测试所暴露出的ACSI通信服务问题，利用IEC61850测试案例，使用面向通信服务的测试平台。

2.4.2测试系统的组成

(1)变电站层：采用实际的监控系统作为标准IEC61850客户端对待检间隔层设备进行测试。

(2)间隔层：采用通过测试的保护设备和测控设备作为标准IEC61850服务器端，对待检变电站层设备进行测试。

(3)网络设备：用于组网的网络交换机、通信过程记录的IEC61850协议分析记录设备。

(4)测试仪器：继电保护测试仪等。

2.4.3测试内容

(1)变电站层IED测试

①系统配置工具，变电站层IED通用测试内容：系统配置工具能够处理标准IED的ICD文件。能够对GOOSE进行配置。生成的SCD或CID文件符合IEC61850标准。

②监控系统与IED进行了通信，实现四遥功能。四遥信息能够在画面上正常显示。对于事件能够产生告警信息。可以进行遥控。对于保护装置，可以正常接收保护事件和录波信息，并使两者正确关联。能够正确召唤、编辑、更新、切换保护定值。能够判断通信中断、进行双网切换。

③远动系统能够与标准IED进行正常通信。正确收集四遥信息。能够判断通信中断、进行双网切换。能够完成站内数据(IEC61850)与远动数据的正确转化。

④故障信息子站能够与标准保护IED进行通信。正确收集标准保护IED的录波文件。能够对定值进行召唤、编辑、更新和切换。

(2)间隔层IED测试包括保护；测控；录波器。

①公共文件的检查(人工)，看服务器或模型是否有明显不满足的地方。

②ICD文件的合法性静态检(软件工具)测，将不符合项进行定位和显示，并输出测试结果。

③IED数据模型内外描述的一致性(软件工具)。

④网络中断检测，检查IED是否能够自动判断出通信中断，并释放相关资源。

⑤双网络切换，软件工具应能够以差异明显的色彩表示A、B两网的运行工况，包括：运行、备用。需要判断IED是否能够顺利的进行双网切换。

(3)保护装置

①完成间隔层IED公共测试项内容。

②遥测对遥测量进行显示，判断是否正确。

③遥信对遥信量进行显示。判断是否正确。

④遥控以SBOes及直控方式对保护装置进行控制，例如切换软压板，装置复归。

⑤定值召唤、编辑、更新、切换召唤保护定值，编辑并更新定值，切换定值组。

⑥保护事件和录波文件，以报告方式上送，文件格式及文件命名方式与《IEC61850I程实施规范》是否一致。

(4)测控装置

①完成间隔层IED公共测试项内容。

②遥测保护接测试仪，输入模拟量，软件工具对遥测量进行显示。判断是否正确。

③遥信保护接测试仪，输入开关量，并发生变位，软件工具对遥信进行显示。判断是否正确。遥控以SBOes以及直控方式对保护装置进行控制，例如切换软压板，装置复归等。

④GOOSE测试被测试IED与测试平台上标准的测控装置进行逻辑互锁。双方按照事先定义的测试案例进行逻辑闭锁测试。

(5)录波装置

①要完成间隔层IED公共测试项内容。

②接保护测试仪，做保护实验，使保护动作，使录波装置录波。

③产生了录波文件。软件工具读录波文件。判断录波文件格式及文件命名方式与《IEC61850工程实施规范》是否一致。

2.5面向功能测试系统的应用

发现几乎所有被测设备或多或少都存在各种问题，例如ICD文件格式不对，ICD所描述的模型与IED实际运行的模型不一致，召唤保护定值等功能实现不正确等。针对ACSI通信服务问题，使用面向服务的测试工具，利用IEC61850所定义的有关测试案例进行进一步测试，找出问题根源。测试证明了面向功能测试平台的有效性和实用性。

3电能计量

3.1数字化变电站中电能计量与传统电能计量方式的区别

(1)输入信号类型不同

光电式互感器的出现是数字化变电站技术应用的主要标志之一。根据IEC标准规定，光电式互感器具有模拟输出或者数字输出或者两者兼有的信号输出方式，其中模拟输出不再是传统电磁式互感器的100V／5A，而是低压小信号，更重要是具有数字输出方式，这是传统变电站计量中所没有的。

(2)计量系统与其他系统间的信息集成化

常规变电站二次系统采用单元间隔方式分布，电能计量设备与其他诸如监控、保护、故障录波等装置之间相对独立，功能单一。而在数字化变电站中，间隔层一般按断路器间隔划分，电能计量设备与其他测控或继电保护装置通过局域网或串行总线与变电站联系，且往往监控、保护与计量等功能集成在统一的多功能数字装置内，可以实现设备之间的信息交换与共享。

(3)数据通信方式不同传统电能计量系统利用金属电缆的模拟量通信模式，这种模式接线复杂，抗干扰能力差，二次回路负荷变化将直接影响传统互感器的输出，从而影响电能计量的准确性。而在数字化变电站中，利用现场总线技术实现变电站过程层的通信已经得到应用，数据的采集和传送不再是模拟量的点对点方式，而采用集中采集和处理，以网络通信的方式传送。

3.2光电式互感器的应用对电能计量的影响

根据传感头设计原理的不同可以分为有源型和无源型两种光电互感器。前者在高压端采用新型传感头得到性能优越的电信号，利用光电转换为数字信号传输到低压端；后者主要是利用电光效应(电压传感器)和磁光效应(电流传感器)调制光信号，传感过程中不涉及电信号。虽然两者的传感原理差别很大，但传感特性和输出接口却存在很多共性，影响着数字化变电站中的电能计量，主要体现在以下几个方面：

(1)频率响应范围宽，谐波测量能力强

电能表按不同的使用场合分为直接接通式和经互感器接通式两种。光电式互感器电能表由于主要用在高压或中压，需要用互感器将一次系统的高电压或大电流降为电能表可以接受的电压、电流信号，从而准确安全地进行计量。在这种情况下，当电压或电流发生畸变时，互感器对电能计量的影响主要表现在两个方面：一是互感器能否把一次侧的谐波信号正确地传送到电能测量仪表的端子，二是互感器本身是否会产生谐波电量影响电能表等各种测量仪表。光电式互感器的频率范围主要取决于相关的电子线路部分，频率响应范围宽，一般可设计到0.1Hz到1MHz，特殊的可设计到200MHz的带宽。

因此，光电式互感器可以测量高压电力线路上的谐波，将谐波信号传送给电能测量仪器仪表，使得谐波电能的准确计量成为可能。而这点对于传统的电磁式互感器来说是难以做到的。

(2)不含铁心，消除了磁饱和及铁磁谐振等问题

传统PT／CT不可避免地存在磁饱和及铁磁谐振等问题，对电能计量造成负误差。光电式互感器不用铁心做磁耦合，因此消除了磁饱和及铁磁谐振现象，从而使互感器暂态响应好、稳定性好，保证了系统运行的高可靠性，减小了电能计量误差。

(3)动态范围大，测量精度高，传统CT由于存在磁饱和问题，难以实现大范围测量，同一互感器很难同时满足测量和保护需要。光电式互感器则有很宽的动态范围，可同时满足两者的需要。

(4)数字接口，通信能力强，系统整体精度高，数字化变电站采用分层分布式结构。光电式互感器较传统互感器的最大区别在于直接提供数字信号。正是这个区别对电能计量产生很大影响。

(5)电磁式互感器的误差随二次回路的负荷变化而变化，产生的系统误差不可预计。而光电式互感器传送的是数字信号，因而完全不受负载的影响，系统误差仅存在于传感头自身。当作为测量应用时，由于光电式互感器下传的是光数字信号，与通信网络容易接口，光线传输过程中没有附加测量误差。在测量中的A／D转换也没有附加误差，即使是相同等级精度上，数字式测量系统的整体精度也要比一般常规系统高得多。

3.3光电式互感器与电能计量设备的数据接口

光电式电压／电流互感器的国际标准，有两种输出方式：①模拟信号输出：额定值为4V(测量)及200mV(保护)；②数字信号输出：额定值为2D41H(测量)及01CFH(保护)。

实现光电式互感器与二次设备的接口主要有两种方式：一种将光电式互感器的输出信号转化为低压模拟量，此时二次设备无需改动，其A／D转换器依旧保留；另一种将数字化输出的光电式互感器直接与数字式二次设备连接，此时二次设备上的隔离变压器和A／D转换器均可省略。

模拟接口是为了利用变电站已有模拟接口二次设备的一种过渡措施，数字接口是变电站通信对光电式互感器的最终要求，无论从系统可靠性还是技术发展角度考虑，第二种方式都更具有优势和革新意义。

光电式互感器二次侧采用数字输出，把电压和电流采样信号用数据包的方式发送给二次电能计量表计，这种数据传输方式不是实时的，暂不符合目前实时电能计量方式，需要进行一些基础研究工作才能使用。例如，需要解决使用数据包计算电能，研制数字电能表，编写数字电能表国家标准问题。

3.4数字化变电站电能计量研究方向的展望

尽管目前已有针对数字化变电站中电能计量的产品，但是在电能计量方面仍然有许多问题需要企业和科研单位展开相关研究。

(1)关于电能计量基本技术要求的研究

数字化变电站中电能计量对互感器、输入信号及电能表计会有新的技术要求，体现在电压、频率、谐波、输入数字信号等各个方面。

(2)数字化电能表国家标准的制定

国家标准的研究和制定将对新型光电式互感器的电能表研究、生产和应用起到规范的指导作用。

(3)数字电能表校验方法的研究

光电式互感器的应用，其数字输出方式对变站综合自动化系统产生很大影响，然而现有标准计量机构对电能表进行精度校验仍局限在模拟输入方式。

(4)电能计量系统误差的研究

在电能计量中，由于光电式互感器的应用而使得误差环节得以减少或消除。未来可以将光电式互感器、数据传输和电能计量终端等设备作为一个整体来分析，通过改变数据传输的条件和软硬件环境，研究得到各个环节对于电能计量误差的影响。

(5)功率或电能等数据在合并单元中的处理

在IEC标准规定的合并单元数据帧中可以考虑加入功率或电能计量的结果，这样可以简化二次计量设备的功能，但是需要在数据打包前对采集到的电压电流在合并单元中先进行处理。

(6)虚拟电能计量在数字化变电站中的应用

随着虚拟仪器技术的发展，可以采用虚拟仪器平台来实现数字化变电站中的电能计量。

4实例概况

一次设备采用传统的开关设备，因此需要在开关场加装智能单元，将数字式保护开出的光信号转化为模拟信号，实现开关的远方操作。

二次设备均采用南京新宁公司生产的数字化设备。

变压器分3个电压等级，110kV侧为内桥接线；35kV、10kV侧为单母线分段的接线方式。

变压器差动及后备保护采用新宁公司的X7210-F-A型保护，高压侧、中压侧的电流、电压信号经过合并器OEMU702合并后分别经过一根光纤引入保护装置。低压侧的电流、电压信号经过10kV就地智能单元XA702采集后经一根光纤引入保护装置。保护的开出信号通过光纤分别引入3个室内智能单元。室内智能单元XA701N与高、中压侧的室外智能单元XA701W及低压侧的智能单元XA702通过光纤以太网进行通信。室外智能单元将室内智能单元的跳闸信号转化为模拟量接入至传统的开关跳闸回路，并负责将就地的信息(包括开关位置信息、刀闸位置信息、闭锁信息、告警信息等)转化为数字量传输至室内智能单元。变压器的非电量保护装设在变压器本体附近，采集由XA703智完成。

4.1保护装置调试项目

数字化变电站的保护调试方法与传统保护的调试方法基本上是相同的，但也存在差别。IEC61850标准按通信体系及设备功能将变电站自动化系统分为三层：变电站层、间隔层、过程层。光数字保护装置属于间隔层设备的一部分，此外还有控制及监视单元不能将它们分裂开来。

变压器保护的调试项目有：

①采样精度及相序检查；②保护功能测试(包括变压器差动保护，三段式复压过流保护，过负荷起动风冷，过负荷闭锁调压等)；③测控装置联调；④带开关跳闸测试。

变压器保护的调试时间及信号在光纤网络中的传输时间，由于博电公司生产的PWF光数字保护测试仪与新宁公司的变压器保护采用的通信规约不一致，需指出的是，在试验过程中，通过此种方法向保护装置加入的电流量并不是很准确，误差一般在2％～3％之间。到目前为止，国内还没有通用的光数字保护测试仪器。此外，变压器保护装置作为间隔层的一部分，需要把变压器保护与测控装置紧密联系起来。光数字保护的每一个动作或报警号都应该在后台显示，并且时间上应牢牢对应。

4.2测试整组时间及网络传输时间(以变压器差动保护跳110kV侧开关为例)

试验过程中，将录波器放置在保护装置附近，并铺两根长距离电缆至110kV开关本体及智能单元，引入开关本体的跳闸接点及室外智能单元的操作箱跳闸输入接点。先合上110kV侧开关，启动录波器后，向保护装

置注入故障电流使差动保护动作，开关跳开后，停止录波。变压器保护室内智能单元A／D转换110kV侧开关，光纤硬接线注入故障电流录波器，采集故障电流操作箱的跳闸输入接点开关跳闸回路接通1 10kV分段母线模数转换器光纤操作箱室外智能单元硬接线。

变压器保护的报文显示及录波图中可以看出：差动保护的动作时间为18ms，从保护通入故障电流至室外智能单元操作箱跳闸输入接点闭合的时间为43ms，从保护通入故障电流至开关跳闸接点闭合的时间为53ms。保护的启动时间需要4ms，开关室外智能单元的继电器动作时间需要7ms，保护信号在光纤回路中的传输时间为14.3ms。重复相同的步骤，对变压器保护跳中压侧、低压侧开关的网络传输时间进行测试，结果与高压侧近似相等。因此可以得出结论，变压器保护跳闸信号在光纤网络中的传输时间是稳定的，并且符合要求。

5结论及建议

(1)数字化变电站的一致性测试，面向通信服务的互操作，有很大的局限性，不能满足工程的需要，本文提出面向功能测试平台方案，完成了测试平台的建设、投入应用并取得了良好的实际效果。

(2)光电式互感器的应用对电能计量产生了很大影响，目前的数字化电能计量仍然存在很多亟待解决的问题，需要进行相关的研究。

(3)保护装置整组动作时间及网络传输时间的测试方案只能适用于一次设备是传统开关，二次设备是数字化装置的过渡型的变电站。对于一次设备也采用智能开关的变电站，其跳闸信号传输过程将省去室外智能单元信号等一系列中间环节，理论上保护整组动作时间及网络传输时间将更快。

(4)各生产厂家对IEC61850规约的理解不一致，并且在国内还没有对规约中存在差异的地方有进一步的规定，因此导致不同厂家生产的产品之间不能够有效地实现光纤数字通信。同一个变电站所订购的二次设备只能是同一厂家生产的产品。

(5)光电互感器没有专门的实验仪器进行校验。对于较高等级的光电互感器的精度校验，指针表读数的方法很难达到要求。

常规变电站数字化改造要点探讨 篇5

在IEC61850国际标准颁布以后, 变电站数字化系统已成为变电站乃至整个电力系统升级改造研究的重要内容。近几年, 随着计算机技术、电力通信技术、电力电子技术、传感器技术等先进技术的进一步加深完善, 尤其在IEC61850标准颁布以后, 数字化变电站综合自动化系统已成为修建变电站和改造变电站首先的自动化方式。数字化变电站技术的出现, 能够很好地解决常规变电站IED设备间不能完全兼容和数据信息不能实时通信互享间的缺陷, 能确保变电站数字化系统中的测控、保护、故障录波等智能IED设备具有良好的实时通信互享功能, 实现了变电站自动化技术优势的充分发挥[1]。因此, 结合实际工作经验, 对基于IEC61850标准的变电站数字化系统的升级改造要点进行研究, 就显得非常有工程实践应用研究意义。

2、基于IEC61850标准数字化变电站结构

变电站数字化系统中, 由于其电能分配调度、运行、控制、保护等所需采集的数字信号和传输的命令操作信号较多。常规依靠控制保护电缆作为数据信号传输载体, 不仅其二次电缆繁多, 增加了变电站数字化系统的综合投资;同时其数据传输可靠性和后期检修维护特性很难满足现代智能变电站调控需求。基于IEC61850标准的变电站数字化系统, 维持了常规变电站数字化系统的三层结构, 即:过程层、间隔层站控层三层结构, 同时大量引起计算机技术、网络通信技术、智能断路器、IED电子设备等, 并以IEC61850-8-1和8-9标准建设站层与间隔层间的网络通道和间隔层与过程层间的网络通道, 实现了一次设备智能自动化 (如:智能断路器、电子式TA/VT互感器、MU智能终端等) 和二次设备集成网络化 (将测控、保护、故障录波等装置集成在间隔层中) , 从而实现了变电站数字化系统的智能自动化、集成网络化、系统标准化等功能特性, 大大简化变电站自动化系统的测控保护逻辑二次接线结构[2]。基于IEC61850标准数字化变电站, 其三层结构的逻辑组成详见图1所示:

3、基于IEC61860标准数字化变电站GOOSE组网方案

按照国际IEC61860数字化变电站技术指导标准相关要求, 分别对数字化变电站中过程层、间隔层和站控层的一次设备进行智能自动化升级和按照IEC61850-8-1和8-9标准进行网络通信组建。由于基于IEC61860标准数字化变电站其对数字化信息采集和远程传输实时通信互享的网络集成化程度要求较高, 因此, 变电站智能IED设备间必须满足数据信息传递与共享的通讯规约标准统一集成。为了确保数字化变电站其数据信息网络通信的实时性、安全性、准确性, 站控层与间隔层间的网络组网方式应按照冗余光纤以太网架构进行组网, 且要求通信网络数据传输速率不应低于100Mbps。整个数字化变电站其数据信息通信网络按照双星型结构, 并采取双网双工通信模式进行数据信息的远程传输共享, 通过富裕的网络冗余度按照IEC61850-8-1标准进行组网, 来确保站控层中各类监控工作站、五防工作站、远程调度 (远动机) 、保信工作站 (包含子站) 、服务器数据库间数据信息的实时通信互享。过程层与间隔层间数据信息按照IEC61850-8-9标准进行通信网络组网, 并以GOOSE和SV两类信号进行数据信息的传输, 通过GOOSE通信网络的双网双工运行模式, 确保智能IED电子设备间数据信息资源的实时传输和无缝通信共享。如某220kV中枢变电站数字化系统, 按照220kV、110kV、10kV三个电压等级分析进行GOOSW网络组网, 其站控层与间隔层间按照IEC61850-8-1标准采用双网星形结构的组网模式, 而间隔层分别以220 kV和110 kV两个部分的测控、保护、故障记录等IED设备装置, 结合IEC61850-8-9标准的GOOSE A网与GOOSE B网进行间隔层与站控层间GOOSE子网的组建。220kV数字化变电站其GOOSE组网方案详见图2所示。

4、基于IEC61850标准数字化变电站升级改造建设要点

4.1 基于IEC61850标准进行IED设备集成建模

建立基于IEC61850标准的集成统一通信网络, 是常规变电站进行数字化升级改造的重要保障基础。各种支持IEC61850标准的IED电子设备将逐步取代常规非IEC61850通信规约的产品, 进而实现间隔层中不同测控、保护、事件记录IED设备间数据信息资源的实时通信共享。站控层中, 通过支持IEC61850标准的后台软件、监控工作站、五防工作站、远动工作站、以及接入其它IED智能设备的统一通信规约转换, 进而建立满足IEC61850标准的统一集成模型, 建立基于IEC61850标准的变电站综合自动化系统, 确保变电站调控运行安全可靠的进行。各种支持IEC61850标准的智能IED电子设备, 将逐步取代常规非IEC61850通信规约的测控保护设备, 进而实现变电站数字化系统中不同测控、保护、事件记录IED设备间能够实现数据信息资源的实时通信共享。

4.2 一次设备远程操控的智能自动化功能

在进行基于IEC61850标准数字化变电站系统改造过程中, 对需要进行分散控制的过程层一次设备进行升级改造, 应在现地采用MU智能操作箱[3]等对一次设备相关数据信息的进行现地采集数字化实时处理, 并经过满足IEC61850-8-9标准的数据通信GOOSE网络与间隔层中的智能IED测控、保护、事件录播等电子设备进行实时通信共享。智能DL断路器系统、DS隔离刀闸系统等过程层一次开关设备的现地网络智能化处理, 确保保护、测量、远程操控等命令可以通过光纤以太网网络准确到达变电站的二次继电保护系统中, 进而实现与DL断路器、DS隔离刀闸等操作机构数字化网络接口的实时通信, 实现数字化变电站系统站控层的远程智能自动化操控。

4.3 数据采集合并单元实现模拟量分散采样

常规变电站系统中均采用传统互感器, 而数字化变电站则需要电子式互感器采集现地数据信息。因此, 为了实现模拟量的分散采样, 采用基于IEC61850标准的MU合并单元对常规互感器所采集的模拟量进行同步分布式采样, 实时转换成对应的数据信号, 且数字信号严格按照IEC61850-9-1或IEC61850-9-2标准要求输出并送往间隔层中相关的测控、保护、事件记录IED电子设备中, 完成对应数据信息的实时采集。

4.4 数据信息及调控命令的集中式处理

对于变电站系统中的220kV、110kV高压进出线、主变等通过一套或数套支持IEC61850通信规约标准的集中式测控、保护、记录装置 (每组均按照冗余模式进行组网配置) 。对于35kV及以下电压等级的中低压单元, 可以在开关柜中分布装设满足IEC61850标准的间隔层IED电子设备, 分散采集开关柜中的相关数据信息。通过数据信息及调控命令的集中式处理, 构筑完善的基于IEC61850标准的数字化变电站系统系。

4.5 信息的安全性

应结合数字化变电站调控运行特征和IEC62351访问安全标准, 建立完善的数据信息访问安全防护策略。

5、结语

经大量工程实践改造应用效果表明, 基于上述技术的变电站数字化系统升级改造建设后, 一次二次智能IED设备均能正常稳定运行, 能够满足智能电网系统远程调控运行技术升级改造功能要求。

参考文献

[1]张沛超, 高翔.数字化变电站系统结构[J].电网技术, 2006, 30 (24) :73-77.

[2]陈文升, 唐宏德.数字化变电站关键技术研究与工程实现[J].华东电力, 2009, 37 (1) :124-128.

常规变电站数字化改造的模式研究 篇6

关键词：常规变电站,数字化变电站,IEC61850标准,变电站自动化系统,改造模式

0 引言

变电站作为电网的重要节点,其技术水平直接影响着电网的安全稳定水平。因此,国内外用户和制造商都普遍关注变电站的自动化水平,努力提高变电站的技术水平。自上世纪八、九十年代以来,随着计算机、通信、电子等技术的发展,出现了变电站自动化系统。变电站自动化系统发展很快,在电网中得到了广泛应用,产生了良好的社会效益和经济效益。

随着技术的进步,出现了数字化变电站技术,该技术能够比较好地解决现有变电站自动化技术存在的上述缺陷。因此,近来数字化变电站成为国内外研究和开发的热点。国家电网公司在“十一五”科技发展规划中,就明确提出了研究和推广数字化变电站技术。本文探讨的主题是如何应用数字化变电站技术改造电网中存在的大量基于RTU/计算机监控系统/综自系统的常规变电站。

1 常规变电站数字化改造的必要性

随着计算机技术和网络通信技术的飞速发展,变电站已进入数字化技术时代。智能化高压电器、电子式互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等相关技术日趋成熟,以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用,变电站中所有信息的采集、传输和处理全数字化的变电站将成为变电站自动化技术发展的必然趋势。传统的一次、二次设备正朝着智能化、数字化方向发展,一些相关领域的技术如WAMAP、状态检修、电能质量监测、电网稳定控制等,也对变电站内信息和技术的共享提出了新的要求。

基于上述原因,实现变电站内一次设备信息处理的数字化,通过标准化的网络通信平台,实现变电站内公用信息的共享,并在按照IEC61850标准族构建未来的数字化变电站架构,已逐渐为业内人士所认可,数字化变电站技术已成为变电站现代化技术发展的方向。

数字化变电站具有简洁的二次接线、更好的保护性能、一致化的计测精度、较高的设备使用效率、更高的系统可靠性,同时数字化变电站设备具有很高的互操作性,设备较易维护和更新,信息实现共享的特点。因此,将传统变电站改造为数字化变电站将是必然趋势。

通过数字化改造,可以实现以下目标:

1)通过过程层数字化,取消大量电缆硬连接,降低系统成本。

2)采用IEC61850标准,实现不同厂家设备的互操作,消除站内信息孤岛。

设备的互操作性使得用户可以选择最好的系统部件,大幅改善系统集成、现场验收、监视诊断和运行维护等的费用,节约大量时间,增加自动化系统使用期间的灵活性。

3)优化功能布局,减少设备数量,简化二次系统。

因此,对常规变电站进行数字化改造,对于建设资源节约型、环境友好型社会和科技创新型电力企业,通过节能调度实现节能降耗,通过标准化实现信息共享和系统的互联互通,减少投资,降低维护工作量,提高效率和效益,提高大电网的安全稳定水平和灾变防治能力,提高电网生产的科学、智能决策水平,显著提高电网生产效率具有重要的现实意义。

2 常规变电站实现数字化变电站的基本功能要求

IEC61850按照变电站自动化系统所要完成的控制、监视和保护三大功能提出了变电站内功能分层的概念:无论从逻辑概念上还是从物理概念上都将变电站的功能分为3层,即站控层、间隔层和过程层。过程层主要完成开关量I/O、模拟采样和控制命令的发送等与一次设备相关的功能;间隔层的功能是利用本间隔的数据对本间隔的一次设备产生作用,如线路保护设备或间隔控制设备;站控层的功能分为两类,一是与过程相关的功能,主要指利用各个间隔或全站的信息对多个间隔或全站的一次设备发生作用的功能,如母线保护和全站范围内的逻辑闭锁功能,二是与接口相关的功能,主要指与远方控制中心、工程师站及人机界面通信等。

目前各种支持IEC61850标准的产品日渐增多;站控层、间隔层实现基于IEC61850标准的产品和设备,较为成熟;各类基于IEC61850标准的产品和设备通过工程实施和实际试运行,在不断改进和完善;相关的一致性测试和一致性工程实施规范也在制定和完善中。因此针对常规变电站,可以采用基于IEC61850标准的数字化变电站自动化系统进行改造,至少在站控层和间隔层实现基于IEC61850的数据对象模型和服务。

对于过程层,由于一次开关类设备不具备数字化、智能化条件,站内大量采用的是传统互感器,无论从技术层面还是经济性角度,暂不具备大面积、大批量更改,因此,有必要根据系统架构配置,通过采用分布式布置的合并单元(MU)、智能操作箱等设备进行就地转换的方式,进行改造。

从长远发展来看,面向数字化电网的需求,数字化变电站技术及其相关应用还将涉及到:变电站之间、变电站与控制中心之间的信息交互;信息安全及交互加密技术;广域同步采样技术;实时动态监测技术等。

因此常规变电站的数字化改造,在满足常规变电站自动化系统的功能性要求外,还应考虑实现:系统架构简洁、系统装备简化、系统功能整合、系统信息共享、出站信息安全可靠、厂站与主网一体等的技术要求。

3 常规变电站数字化改造的技术途径

数字化变电站是以变电站一、二次系统为数字化对象,对数字化信息进行统一建模,将物理设备虚拟化,采用标准化的网络通信平台,实现信息共享和互操作,满足安全、稳定、可靠、经济运行要求的现代化变电站。

常规变电站的数字化改造,也应按照此思路及IEC61850的变电站架构进行。具体建议如下:

1)采用支持IEC61850标准的设备

目前对于数字化变电站自动化系统,各种支持IEC61850标准的产品将逐步取代非IEC61850产品;在站控层和间隔层已实现基于IEC61850标准的系统,且较为成熟。故可以直接采用基于IEC61850标准的数字化变电站系统进行改造,在站控层和间隔层实现IEC61850数据对象模型和服务,非IEC61850标准的IED采用规约转换器接入。

通过支持IEC61850标准的后台软件、测控和保护装置、远动工作站、接入其它智能设备的规约转换设备,组成基于IEC61850的变电站自动化系统。

2)应用智能操作箱

对于过程层,由于断路器、刀闸等一次设备暂不具备实现数字化的条件,对需要进行分散控制的开关类设备,采用智能操作箱实现对一个完整控制单元(含断路器及相关刀闸)的YX/YK进行处理,并经过GOOSE网与间隔层IED进行联系。

3)模拟量分散采样

而针对互感器,由于常规变电站均采用的是传统互感器,全面更换既不可行也十分浪费,因此,对于需要进行分散采样的互感器,采用基于IEC61850标准的合并单元(Merging Unit)进行同步分布式采样,其输出依据IEC61850-9-1或IEC61850-9-2送往相关间隔层IED。

4)集中式处理

对于结构简单、进出回路较少、系统功能及逻辑较为简单的常规中低压变电站可以考虑集中分散式架构。即,站控层与分布式架构相同,采用支持IEC61850标准的站控层设备,构成基于IEC61850标准的数字化变电站站控层。

对于高压进出线、主变等通过一套或数套支持IEC61850标准的集中式测控保护装置(每组均需冗余配置),组成基于IEC61850的数字化变电站系统,在间隔层实现IEC61850。对于35k V及以下部分,由于基本采用开关柜形式,对于馈线使用的是常规互感器,可以采用支持IEC61850标准的间隔层IED,分散于开关柜分散布置,实现测控、保护功能。

5)策略选择

对于不同电压等级的常规变电站,考虑到目前智能化高压电器尚不成熟,通过分散布置的智能操作箱实现一次设备智能化的应用较短;各类数字化接口保护装置虽然得到了一些应用,但应用时间也较短;应根据具体情况酌情处理。

因此,针对系统内作用重大、地位重要的220 k V及以上变电站,宜采用积极稳妥、渐进发展的原则,进行改造。即:变电站自动化系统在站控层和间隔层实现基于IEC61850标准的系统,对于过程层暂时不进行变化;变电站所有装置和后台系统实现IEC61850,所有改动仅限于通信层面,对变电站现有格局影响最小。当然,可以考虑对其中低压侧进行相应数字化改造。

针对系统内影响较小、结构简单的110 k V及以下变电站,可采用积极推进、滚动发展、试验完善的原则,进行改造。即:变电站自动化系统从站控层、间隔层和过程层实现基于IEC61850标准的系统;应用分散布置的智能操作箱、分散布置的MU,实现从站控层、间隔层、过程层全面实现基于IEC61850标准的数字化变电站系统。通过这种设计,变电站二次电缆大为减少,总体系统趋于简单。

通过上述改造原则,我们可以看到,这种改造模式的优点在于:

1)无需对投资较大、更换困难、运行状态尚好的一次开关类设备、互感器设备进行更换,节省巨大投资、减少大量工作量、极大缩短改造周期,实现数字化变电站改造。

2)针对不同应用,采用不同技术策略,既保证系统的可靠性,又不失技术的先进性,并可为后续技术进步及改进,提供无缝升级和扩展的可能。

3)充分考虑现实状况,提供不同的技术解决方案,并可以灵活组合,充分适应各类不同应用的需求。

4 需要考虑的问题

数字化变电站在实现信息数字化和信息共享的条件下,与常规变电站有很大的不同,即使是由常规变电站改造而来,也必须考虑其带来的变革,并对一些关键技术点予以考虑。

1)模拟量采样精度及采样率

常规变电站的模拟量采样,分别由不同的应用系统根据自身业务要求各自完成。但在数字化变电站中,由于实现了信息数字化和信息共享,使得模拟量采样值实现了一致性和归一化,因此,必须考虑适用于不同业务需求的要求。

2)分布式模拟量采样的同步

与上述同样的原因,常规变电站自动化系统无需考虑采样同步性问题,但在数字化变电站中,由于分布式MU的采用,必须考虑这一问题,并且具有严格的要求(依据IEC61850标准,不同应用分别具有1~4μs的要求)。从技术上有多种实现手段,笔者建议采用全站硬同步方式。

3)模拟量采样值的传输

在IEC61850标准中,将MU输出的采样值数据映射到ISO/IEC8802-3,经过MU合并后的数据,采用IEC61850-9-1传输时,占用带宽较大。以200点/周波的采样率,一个标准MU合并后的数据传输时,约占11M带宽。因此,采用100M以太网时,会受到带宽限制。通过理论计算和模拟试验:采用100 M以太网,以200点/周波的采样率,接入6~7个标准的MU时,数据丢包率已经达到无法使用的地步。因此,在数字化变电站应用中,需要妥善处理模拟采样值的传输问题。

4)MU的配置

MU是应用数据的来源,故对其可靠性应提出非常高的要求。我们并不推荐采用2台MU备份的做法,因为这样会把系统变得十分复杂。

5)GOOSE应用

IEC61850标准通过GOOSE机制实现快速信息传递,应用中常用来传递遥信、遥控及保护跳闸报文。通过网络实现相关遥信、遥控及保护跳闸信息交互和传输,相对于传统变电站的大量电缆,具有极大的便利性。因此,需要对GOOSE机制有深刻理解和妥善运用。

6)数据算法

对于常规应用情况,各不同应用系统可以采用不同的技术手段来实现整周期等间隔采样,以利后续业务处理。但在数字化变电站中,为了保证不失测量系统的同步性,只能采用等间隔采样。这就会在数字信号处理中受到频谱泄漏和栅栏效应影响,同时谐波、初始相角等皆会影响不同的业务应用。因此,在后续业务处理过程中,必须根据具体的业务对象,对算法进行修正。

7)数据容错

基于通信体系的数据传输,难免遇到丢包、积错、误码等问题的。除了在整个通信架构及通信协议上尽可能地减少此类问题的发生外,各应用系统必须具备一定的容错机制和容错逻辑。

8)网络设备

数字化变电站中大量运用了网络设备,而其在保证整个数字化变电站的安全性、可靠性上具有重要作用。因此,必须根据应用要求,严格、合理地选择网络设备,精心、仔细地配置网络设备。

5 数字化变电站改造案例

笔者就上述的变电站数字化改造原则和模式在承德西地110 k V变电站的数字化改造工程中进行了实践。承德西地110 k V变电站是一在运的集中式计算机监控系统变电站,其二次系统为南瑞BJ-3系统,已计划进行综合自动化改造。该站采用分期分批逐次完成的方式进行数字化改造。本期改造该站的一半系统,涉及110 k V出线2回、10 k V全部线路(6回出线、2回电容、2回站变)、主变1台;加装110 k V出线电子式电流互感器1组(对应西上线)、就地下放110 k V出线原电磁式电流互感器就地MU 1套(对应西小线);加装110 k V及主变部分相关断路器智能操作单元。其余系统及站内其它公用系统待下期一并改造。

通过本次改造,实现如下目标:

光学ECT的试用;

MU就地下放的应用;

智能操作单元的应用;

低压分散式测控保护装置的应用;

低压1对N的测控保护装置应用;

高压数字化测控保护装置的应用;

数字化主变保护的应用;

全面实现IEC61850标准;

具备常规综自系统功能;

具备顺控功能;

全站基本实现光纤化。

5.1 基本方案

在保持原有二次系统不变的前提下,逐步将后台监控系统、测控装置、保护装置和其它站内智能设备改造为支持IEC61850的系统(NS2000)。未改造的设备使用原有的网络及监控后台;已改造的设备及系统构成一个新的符合IEC61850的网络,同时接入符合IEC61850的后台监控系统(Windows平台),两个网络互相独立。待全站全面改造完成后,原有二次网络及系统被新的IEC61850网络及系统取代,并全面改为正常运行模式,实现变电站的数字化。

5.1.1 站控层

根据本期改造目的及终期改造目标,本期配置站控层主机/操作员工作站、工程师工作站各一台。考虑到西地110 k V变电站是一无人值守站,配置远动工作站NSC300一台,实现向调度或集控中心进行IEC61850数据的远传,以提高系统可靠性。

5.1.2 10 k V部分

测控保护一体化IED就地下放10 k V小室集中组屏。一段出线采用1 to 8测控保护一体化IED,并配置对应操作箱。另一段出线采用点对点面向间隔测控保护一体化IED。10 k V出线IED采用模拟量输入接口;直接开出控制线路断路器。10 k V分段母线电压PT,经由智能切换/并列装置进行切换后,供本段母线IED应用。主变低压侧受总用原有电磁式电流互感器,结合切换后的电压,通过模拟MU接入数字化,并转发至相应主变保护IED。主变低压侧受总相关开关、刀闸YX量通过就地智能操作单元,通过过程层控制网转发至相应保护IED。IED与智能操作单元接口,由智能操作单元依据IEC61850实现对本间隔的YX/YK功能(含开关及相关刀闸)。

5.1.3 110 k V部分

110 k V出线(西上线118)并列安装1组电子式电流互感器。110 k V出线(西小线117)原电磁式电流互感器就地安装模拟输入MU一套。110 k V电压切换采用在主控室通过智能并列切换装置进行并列切换,并经MU数字化后送相应IED。2回110 k V出线断路器、母联断路器及110 k V母线PT均安装智能操作单元,通过过程层控制以太网,依据IEC61850实现YX/YK功能(含开关及相关刀闸)。所有电压等级出线采用点对点面向间隔的、采用数字接口方式的测控保护一体化IED。

5.1.4 主变部分

主变保护可以采用1 to 2主后备一体化数字式IED,并按双主机配置。主变保护也可以采用1 to1主、后备数字式IED,并按主后备配置。高中低三侧分段或母线电压PT,经由各自智能切换/并列装置进行切换,通过模拟MU接入并数字化,供主变保护应用。主变3侧受总、零序沿用原有电磁式电流互感器,就地采用模拟输入合并单元,以数字化电流量并转发至相应主保护。3侧母线电压经切换并列装置后采用模拟输入合并单元,转发至相应后备保护;3侧过流沿用原有电磁式电流互感器,就地采用模拟输入合并单元,以数字化电流量并转发至相应后备保护。主变3侧相关开关、刀闸(含110 k V母线及旁母、10 k V与35 k V分段)YX量通过就地智能操作单元,通过控制网转发至相应保护IED。主变中性点刀闸(电刀)及主变本体保护,采用安装就地智能操作单元,一方面就地控制、一方面采集信息,并转发站控层及控制网。非电量采集及相关YX通过设置主变测控装置实现。

5.2 项目特点

1)本站的改造应用了多种技术手段和技术方案,可以验证和比较不同技术方案的优劣,为进一步开展数字化变电站工作夯实基础。

2)在过程层,可以验证ECT的实用化性能、MU现场下放的技术性能、智能操作单元下放的技术性能;同时比较了采用ECT、与传统互感器加MU两种模式的技术性能,并可在此基础上结合经济性,进行进一步技术经济效益分析,为今后工作奠定基础;针对主变建立的GOOSE控制网,实现了过程层的信息采集与控制,并可为今后类似的多点采集、控制业务(如母差保护、备投等)提供经验和借鉴。

3)在间隔层,针对中低压馈线,采用了面向间隔点对点、以及集中式1对多等两种模式,可以同时进行验证和比较,并为不同的改造模式提供选择;针对高压部分,采用了面向间隔点对点的数字化接口IED,通过智能操作单元实现了基于光纤通讯的YX/YK功能;针对主变采用了数字化接口保护装置,利用GOOSE控制网,实现了基于光纤通讯的保护功能。

4)在站控层,构建了基于IEC 61850标准的后台监控系统。基于IEC 61850的统一的建模和通信,提高了保护和自动化通信的性能,运行人员得到更多的共享信息。取消保护管理机、网关协议转换等装置,保护、自动化调试的工作量减少,工期大大缩短。

5)采用先进技术和成熟产品,所有产品均通过互操作试验,最大限度地保证了系统的可靠性,减少改造过程中的调试维护时间。

6)把已改造设备单独组网,最大程度地保证了未改造设备的稳定运行,而且避免了不同系统产生的冲突。

7)采用数字化接口的主变保护IED,实现了过程层以上光纤化(除非电量信号);采用数字化接口的110 k V线路IED,实现了过程层以上光纤化,形成基于网络的IEC61850系统。

8)采用“就地智能操作单元、就地MU”的模式,断路器智能操作单元、MU的就地化,大大简化了系统网架结构,实现了过程层控制以太网,依据IEC61850通过GOOSE实现YX/YK功能。

9)可接入电子式互感器及传统互感器,可实现系统无缝升级及扩展。

10)实现了部分过程层、所有间隔层以上光纤化,从而实现了从过程层、间隔层到站控层的,基于IEC61850标准的数字化变电站系统。大范围的光纤化,大大减少了电缆数量,简化了结构,减低了二次电缆故障概率,减轻了维护量,可以减少土建及工程造价。

6 结语

针对常规变电站的结构、特点,本文提出了实施数字化改造的技术思路和技术路线,给出了基于这些原则和方案的一个110 k V变电站实际改造的工程实例。通过这个工程实例,证明了所提原则和方案的合理性、实用性和正确性。

参考文献

[1]Subramanian R.Substation Control System-Present Practices and Future Trends[A].in:CIGRE Paris SESSION[C].2004.

[2]Gross D R.Substation Control and Protection Systems for Novel Sensors[A].in:CIGRE Paris SESSION[C].2000.

[3]IEC61850,Communication Networks and Systems in Substations[S].

[4]鲁国刚,刘骥,张长银.变电站的数字化技术发展[J].电网技术,2006,30(S2):517-522.LU Guo-gang,LIU Ji,ZHANG Chang-yin.The Technology Development of Substation Digitization[J].Power System Technology,2006,30(S2):517-522.

变电站数字化改造问题 篇7

1基于IEC61850标准的变电站系统架构

2004年国际IEC委员会在充分考虑了变电站自动化系统的需求和发展, 特别是在考虑到互操作性需求的基础上, 制定了变电站内通信网络与系统结构的通信标准体系IEC61850标准。它采用分层分布式体系、面向对象的建模技术, 使得数据对象的自描述成为可能, 为各个厂商IED之间的互操作和系统无缝连接提供了有效的途径。

根据IEC61850标准定义, 数字化变电站系统分3层: 站控层、间隔层和过程层 (图1) , 各层内部和层层之间按照高速网络通信变电站规范, 层次之间采用高速网络通信, 网络规约采用IEC61850规约。

(1) 过程层连接着智能化一次设备和保护/测控/状态监视等二次设备的系统, 主要完成电气量和运行参数的测量和统计以及控制命令的执行等任务。传送采样值报文SV和GOOSE报文, 其通信应是实时的、高可靠性的、数据可共享的。过程层与间隔层之间以交换式以太网的数字通信方式进行, 与保护装置、测控装置和数字式电能表通过光纤进行通信。

(2) 间隔层除对一次设备进行实时数据信息的汇总和控制保护外, 还具有承上启下的作用。

(3) 站控层将搜集上来的全站数据信息上传到控制中心或上一级调度, 并将控制中心和上级调度的控制命令传达给间隔层和过程层。

2数字化变电站的技术特征

2.1电子式互感器

电子式互感器具有动态响应范围宽、无磁饱和等特点。从原理上, 电子式互感器可分为无源和有源2种。在有源电子式互感器的顶部有为其供电的电子电路, 利用空芯线圈或低功率铁芯线圈感应测量电流信号, 经过电容、电阻、电感的分压感应测量电压信号[2]。无源电子式互感器顶部无电子电路, 原理是利用磁光效应感应测出电流信号, 利用电光效应感应测出电压信号, 通过光纤传输数字信号给二次设备。无源较有源的更便于维护。

2.2合并单元

合并单元 (Merging Unit, 简称MU) 装置作为ECT、EVT和保护、测控装置的中间接口, 给二次保护、测控设备提供了一组时间一致的电流数据和电压数据, 并完成各相电流、电压的采样同步控制。

根据对变电站各类保护的要求, 主变、线路、母联、母联PT等各间隔配置电子式电流互感器或电子式电压互感器, 合并单元分别以双重化或单一配置。系统送出的电流、电压信号经过切换、合并等处理后, 供各保护装置、测控装置、计量装置使用。

2.3智能断路器

智能断路器采用智能化传感器技术和微处理技术, 通过智能传感器把检测到的SF6气体密度等信息通过高速通信接口传出, 能记录开断次数及电路等状态信息, 变“计划检修”为“按需检修”, 以实现对设备的智能控制、在线监测和自诊断等功能, 数字接口与模拟接口并存, 电子式机构操作模式, 智能化程度高。

2.4网络化的二次设备

具有数字化接口的网络化二次设备, 将传统二次设备内部的小TA/TV以及模数转换改为网络通信方式, 直接从一次设备采样得出数字量。对于支持网络通信方式驱动的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/测控装置将开入和开出插件转换为通信接口插件。智能一次设备与其他二次设备厂家连接, 仅需增加1块光电转换插件即可完成连接。二次保护、监控控制等设备与一次设备可以实现就地安装。系统保护一般采用双重化配置。因此, 这些改变将使现有的二次设备向通用化、网络化跨出划时代的一大步。

3传统变电站数字化改造模式

目前有许多刚刚完成综合自动化改造的变电站, 如果将新设备立刻实施改造淘汰, 势必造成人力、物力的严重浪费。因此, 如何在传统变电站数字化的改造中, 合理利用现有资源, 避免不必要的资金浪费, 完成对传统变电站平稳的过渡改造, 这是迫切需要解决的实际难题。从传统综合自动化变电站的技术层面来看, 数字化改造工作可有针对性地选用分层改造的模式, 即过程层改造模式、间隔层改造模式与站控层改造模式。

3.1过程层改造模式

针对变电站一次设备已达到使用寿命的情况, 可选择实施过程层改造模式。采用数字化电子式互感器或纯光学互感器改换掉传统的互感器, 更换后可使用互感器的模拟接口与间隔层二次设备连接, 无需更换原有的二次设备。待二次设备达到使用寿命后, 再更换为数字化二次设备, 同时接口类型做相应调整。利用现有较为成熟的二次技术, 提升智能一次设备的智能化水平。

(1) 若采用就地采集单元, 各电压、电流之间, 变压器不同电压等级之间需考虑同步采样:变压器差动保护;母线差动保护;线路纵差保护等。

(2) 使用智能化GIS控制柜+分布式元件保护。

(3) 使用智能终端或智能操作箱。

3.2间隔层改造模式

针对仍在采用远动RTU的综合自动化的传统变电站, 可先将RTU 装置退出淘汰, 然后完成间隔层和站控层的综合自动化数字化改造。二次设备软件按照IEC61850标准进行升级, 以实现设备间网络通信。过程层配置实施合并单元, 继续沿用原有电磁式互感器, 通过采用具备二次电流、电压接入功能的合并单元, 实现间隔层数字化二次设备与传统互感器的连接。

故障录波器应具有采样数据网接口, 从合并器接收数字化的交流采样信号, 进行交流量录波。由于保护装置之间实现了IEC61850规约的互联互通, 故障信息子站不必单独组网, 可以通过子站直接从间隔层网络访问各个保护装置, 实现信息管理功能。

3.3站控层改造模式

针对已经实现了网络化的综合自动化变电站, 只需要对二次设备软件按照IEC61850标准进行升级, 以实现设备间网络通信, 即可实现站控层和间隔层的数字化改造。原模拟接口连接依然留用, 待传统一次设备改造为智能化二次设备后再实现数字接口更换, 从而实现全站改造的数字化。

利用在UNIX/Windows平台上开发的远动/监控软件模块来完成IEC61850客户端通信功能, 并按映射表与监控系统核心进行数据交换。在接入IEC61850协议的同时可兼容现有协议, 能够较好地解决过渡期的需求。

4数字化变电站优势及效益综合分析

(1) 基于IEC61850标准的建模和通信的数字化变电站, 实现了电网一次设备智能化、二次设备网络化的颠覆性变革, 大大提高了变电站信息共享和系统互操作性。

(2) 提高了变电站电气设备运行的安全可靠性。数字化变电站不存在二次回路接触和绝缘等隐患, 基本取消了复杂的二次回路接线, 以光纤或网线通信取而代之, 大大提高了系统的安全性和可靠性。

(3) 彻底解决了电磁兼容的难题, 实现了高压系统和低压系统之间的电气隔离, 减少了变电站设备检修、保护调试等的时间和工作量。

(4) 设计工作量减少, 图纸简单, 并且由于取消了传统的电气“硬连接”, 电缆消耗大大减少, 降低了有色金属资源的投入成本, 有利于社会的可持续发展。

(5) 电子式互感器的应用解决了传统互感器的饱和、铁磁谐振、绝缘油爆炸、六氟化硫泄漏等问题, 体现了低碳环保、节能高效、以人为本的理念。

(6) 高低压部分光电隔离, 彻底解决了因传统的电流互感器二次开路、电压互感器二次短路而危及人身安全或设备安全等问题, 大大提高了系统的安全性。

5结语

2010年3月, 河南省首座220 kV数字化变电站顺利投运, 标志着郑州电网乃至河南电网数字化变电站改造工作已进入实质性阶段。随着数字式互感器技术和智能一次电气设备技术的日臻成熟以及计算机高速网络在电力系统实时网络中的开发应用, 数字化变电设备必将是新建变电站的主流产品, 数字化站自动化技术蓬勃发展的时代已经到来。

参考文献

[1]陈文升, 唐宏德.数字化变电站关键技术研究和工程实现[J].华东电力, 2009, 37 (1) :125-128.

变电站数字化改造问题 篇8

一数字化变电站改造的必要性

数字化变电站所指的是在变电站中的一次电气设备与二次的电子装置等, 均实施了数字化的通信, 同时具有全站的统一数据建模与数据通信平台, 并且在通信平台上实现了智能装置间的相互操作性。变电站作为电网中的重要节点, 变电站技术水平的高低直接影响整个电网运行的稳定安全性, 所以, 国内外制造商与用户对变电站的技术水平均很关注, 并在努力提升变电站技术水平, 变电站具有电能传输、分配与电压变换等功能, 在通信技术、计算机技术的发展下, 变电站在上世纪80、90年代实施了自动化技术, 但随着技术的不断发展, 数字化技术更能保证变电站的运行安全, 并弥补自动化技术中的缺陷或不足之处。因此, 对变电站系统实施数字化的改造, 构建环境友好的节约型社会与创新型的电力企业, 降低变电站的投资与维护量, 有效提高工作效率与工作效益, 可加大电网的稳定安全性。

二110kV变电站的数字化系统改造

1.某变电站系统改造简述

某供电局的110kV变电站为正在运行的分布分层式的综合自动系统, 计划实施一次系统增容与二次系统的改造, 通过此次项目完成该变电站的数字化改造。在一次系统当中, 需要更换三组110kV的线路CT, 其中, 二次主变电高压中的总CT应实施ECT。系统扩容方面, 要增加一台主变电, #3主变电高压也受总CT, 并采取ECT。而二次系统的改造则是:以IE61850标准, 对站控层设备与间隔层中的IED进行更换改造, 对过程层设备进行添加, 在上述标准下, 构建有关的过程层及站控层网络, 依据主接线与运行方式, 建立安全可靠与经济合理的架构, 变电站全面改造结束后, 实施一次系统的扩容, 在IEC61850的标准下, 实施变电站系统的数字化, 其具体的数字化系统改造方案如图1所示。

2.系统改造的基本原则

在数字化系统改造中, 要依据本变电站实际要求, 探索适合该变电站的数字化技术路线与方案要求, 探索出构建数字化变电站的架构, 为新站的建设提供相关的借鉴经验。通过此次改造, 体现变电站合理的架构、创新性的方案、先进技术、实用性的改造与经济性的投资, 通过技术的创新与实用化, 实现师范与典型目的, 以获得工程项目的验收好评。变电站通过改造, 要实现智能操作的单元应用, 具有常规的综合系统功能, 实现光纤化, 具有顺控功能、信息子站功能, 同时, 实现IEC61850的标准。

3.站控层的改造

在变电站现有的设备规模基础上, 工程师与主机各配置一台工作站, 而远动工作站配置两台, 以实现集控中心与调度中心的数据远传, 增强系统的可靠性, 而远动规约要符合相关的细则要求, 工作站电源系统可设置成双重的接入, 监控系统中的站控层网络结构、系统结构与功能要求等, 应符合相关的技术规范要求, 其中, 通信应用方面, 因总线型、环型等网络成本、可靠性不如星型网络, 站内通信网络可选择星型网络, 站控层的通信网络架构如图2所示。站控层还应增加相关的继保信息子系统, 从继保信息子站到各调度中心当中的通信协议, 也要符合相应规范要求。

4.加强间隔层的技术改造

在本变电站的改造当中, 还应加强间隔层技术改造, 其主要改造措施为:

首先, 加强110kV的测控保护设备改造, 对于110kV线路保护装置, 应对其改造, 使其支持GOOS方式与IEC61850, 在模件设计思想上, 其硬件可采取灵活的组态, 便于维护, 使全站具有实时逻辑闭锁的功能, 并利用GOOS方式来实现防误闭锁的功能, 以支持IEC61850的标准。

其次, 加强10kV的测控保护装置改造, 按照分段进行配置变根据点对点进行间隔配置, 实施常规的开入与开出, 开入信息使用IEC61850进行通信。自切出口使用GOOSE的控制网来实现, 分段间隔、电容器及10kV馈线则采取测控保护的一体化装置, 以支持IEC61850的标准。

再者, 加强主变保护与测控装置, 主变保护采取NS3691DD的数字接口, 以支持相关标准, 并开出能利用GOOSE的控制网对智能操作箱给予控制, 低后备的电流采取ITU的合并单元, 对主变零序电流的采集功能给予整合, 本体保护可采取GOOSE网络, 以实现控制的功能。

另外, 加强计量部分与故障录波器的技术改造, 110kV的进线与主变高低压应采取多功能数字输入式的电能表, 并在主控室中对组屏进行集中, 站用变的计量功能则应该由测控装置来完成。故障录波器应采取新型数字式的, 110kV线路与主变高低压侧的电压电流值应该以IEC61850格式进行传送, 遥信量则由二次装置按照GOSEE报文的形式传送到故障录波器中。

5.过程层与其它设备的改造

因变电站中的刀闸与断路器等设备不具有数字化实现的条件, 采取智能操作箱来实现完整的控制单元处理, 通过GOOSE网实施联系, 在间隔层、过程层与变电站层中实现相关IEC61850的标准, 过程层与间隔层间合并器的数字通信也要符合相关要求。在相关标准下, 实施合并单元MU的数字化连接, 合并单元的主要功能为同步采集多路的EVT/ECT数字信号输出, 并根据规定格式进行测控与保护设备的发送, 现场所运行的是传统互感器, 在方案改造中, 可应用两种合并单元MU:一种是接入ECT/EVT数字接口的合并单元, 另一种是与传统互感器模拟接口相连接的合并单元。在110kV部分中, 三组主变高压总CT、110kV线路均采取ECT方式, 而原来母线与线路则沿用原来的CVT方式。#2的主变低压侧可采取智能操作箱2台来控制, 并与GOOSE网相连接。10kV计量表可采取常规的电子计量表, 并安放于开关柜上, 而110kV计量表则采取数字化的计量表, 其主控室为集中组屏。除了过程层、间隔层与站控层之外, 还应对网络设备、光纤纵差与公用接口等给予系统化改造, 以确保变电站数字化的顺利改造, 实现变电站网络的稳定安全运行。

三结语

随着通信与计算机等技术的不断发展, 变电站系统得到了很大发展, 由自动化技术正向数字化技术转变, 数字化系统技术不仅能弥补变电站中自动化技术的不足, 还能促进变电站运行的安全可靠性, 数字化系统已经成为变电站未来发展的必然趋势, 加强自动化变电站系统的数字化改造, 可积累丰富的经验, 推动新变电站的建设, 以提升电力系统整体的运行安全性。

参考文献

[1]蒋涛.110kV变电站数字化改造技术方案研究及实践[D].上海交通大学, 2012

[2]林少坚.110kV变电站监控系统改造处理分析[J].河南科技, 2013 (03)

[3]杭琳, 潘朝贤.110kV变电站数字化改造实践[J].江苏电机工程, 2010 (02)

变电站数字化改造问题 篇9

关键词：数字化变电站,综合自动化系统,IEC61850

数字化变电站综合自动化系统的建设改造是智能电网远程集中调度系统建设的重要技术支持, 是变电站“无人或少人值班 (值守) ”的重要技术平台。数字化变电站综合自动化作为智能数字化复杂大电网经济调度运行的重要组成单元, 应用于变电站继电保护系统技术更新升级改造工程实践中, 对促进智能电网调度运行数字化、信息化、以及集成网络化等功能方面均具有非常大的工程实践意义。常规变电站电气一、二次系统在实时响应性、动作可靠性、精确性等方面已不能满足智能电网调度运行需求, 诸如常规电磁式电压 (电流) 互感器在运行时可能存在的饱和、模拟信号远程传输距离受限、继电保护二次回路接线复杂、各功能设备单元间兼容性较弱、互操作性较差等问题, 直接影响到变电站, 乃至整个电网系统的安全稳定、节能经济的高效运行, 存在很多安全隐患。

电力电子技术、通信技术、计算机技术等进一步发展, 加上各类电气设备智能化和数值化水平的不断提高, 推动变电站综合自动化系统不断向数字化、智能化方向发展, 进而解决了常规变电站综合自动化系统在实际调度运行过程中的很多问题。电网系统逐步向特高压、大容量、高参数、超大互联系统方向发展, 对变电站综合自动化系统安全稳定、经济可靠、精确控制、信息交互等特性方面也提出了更高更为迫切的技术要求。因此, 对数字化变电站综合自动化系统建设改造的研究和推广应用, 已成为提高变电站运行经济效益研究的重要课题。

1 数字化变电站建设改造的优势

智能开关设备、电子式电压 (电流) 互感器、高速可靠的数据信息网络通信技术、电气设备在线检测与集成智能保护技术、变电站IEC61850标准等在变电站综合自动化系统中的广泛推广使用, 使变电站调度运行模式由常规继电器保护进入了数字化集成智能保护时代。数字化变电站综合自动化系统的建设改造相比常规变电站在系统自动化水平、调度运行可靠性、管理经济性等方面具有多个方面的优势。

(1) 数字化变电站中的电子式电压 (电流) 互感器具有测量精确度高、测量范围大、响应快、数据信号抗干扰能力强等优点, 有效解决了常规变电站CT容易出现磁饱和等问题对变电站二次继电保护保护系统带来影响的弊端。

(2) 系统二次回路接线变得简单清晰用光纤电缆取代了常规二次控制信号电缆, 减少了变电站综合自动化系统实际安装调试和运行维护工作量。

(3) 数字化变电站二次系统具备自检等功能, 大大提高了系统运行安全可靠性, 使整个系统几乎没有安全问题。

(4) 基于统一通信规约标准的网络信息通信平台, 实现了各设备间数据信息的实时共享和互操作, 同时集成化功能系统, 有效避免了变电站综合自动化系统建设时功能单元的重复配置, 在保证变电站综合自动化系统调度运行自动化水平的基础上有效减少了变电站投资, 提高了变电站建设技术经济性能水平。

2 数字化变电站综合自动化系统改造技术支持

电气一次设备智能化、二次设备集成网络化、调度运行管理经济自动化是数字化变电站综合自动化系统建设改造的重要特征。利用高效精确的电子式互感器, 结合IEC61850变电站统一通信标准, 建设数字化变电站综合自动化系统, 不仅实现变电站内部各种数据信息高度实时共享, 同时智能集成化电子设备 (IED) 具备的即插即用集成运算分析功能, 构筑了集保护、实时测控、在线运行监视、以及状态检修等功能为一体的数字化变电站综合自动化系统。基于IEC61850标准的数字化变电站与基于IEC60870标准的常规变电站间逻辑拓扑架构对比如图1所示。

2.1 智能化电气一次设备

数字化变电站智能化电气一次设备是变电站高效经济调度运行的重要信息载体, 为变电站综合自动化系统提供系统运行的实时可靠数据信息, 主要包括电子式电压 (电流) 互感器、智能集成型断路器和隔离开关、智能型动态调压装置、以及其他辅助单元智能电气设备等。从图1可知, 数字化变电站综合自动化系统中电气一次设备与二次设备间的数据通信接口媒介由原来的继电器、电缆等模数转换数字通信接口模式转化为光纤光缆的光电数字直接通信接口模式, 且数字接口满足数字化变电站相关通信规约标准, 能够被变电站通用的保护、测控、以及其他IED智能电子设备访问。此外, 数字化变电站中智能化电气一次设备还能对设备自身运行工况特性进行实时自检, 拥有实时数据信息记录和运行状态检测等功能, 并把其运行的健康状态、运行工况模式等数据信息直接以数字信号形式传输给相关数据运算分析单元, 实现数据信息资源共享。在数字化变电站中, 电子式电流互感器一般遵循IEC60044-8通信规约标准, 而电子式电压互感器则遵循IEC60044-7通信规约标准, 经过数字化变电站综合自动化系统中智能设备合并单元 (MU) 进行通信规约转换后, 就能满足变电站二次继电保护系统IEC61850-9-2实时运行数据信息采样值的发送, 经GOOSE变电站通信过程总线与变电站层中的工作站、远动站等功能单元进行实时数据信息通信。

2.2 网络化电气二次装置

以变电站IEC61850标准形成的变电站各种二次装置, 不仅可以有效提高各装置间的集成自动化水平, 同时有效增强其相互间的互操作性。数字化变电站中的各类电气二次设备, 如:保护测控装置、防误闭锁功能设备、电压无功实时调节等设备装置不再像常规变电站那样相互间通过独立静态耦合方式进行简单数据信息互联, 而是通过具有数据信息传输速率大、传输精度高等特性的以太网形式进行平行互联, 且各二次设备间接口通信规约具有统一IEC61850标准, 不仅优化了变电站综合自动化系统网络结构, 减少了设备间电缆连线复杂性, 使整个系统变得简洁明了, 提高了系统调试维护、生产运行的综合效率;同时实现了数据信息资源间的高度实时共享互操作, 避免了常规变电站二次设备间功能重复设置、采集数据传输转换延时性等弊端。

2.3 变电站调度经济运行自动化管理

常规变电站在进行调度运行时, 需要运行管理人员对设备进行定期检修维护管理, 不仅会造成日常大量人力物力浪费, 同时还会由于运行维护措施不及时、不合理等影响系统精密仪器设备的综合使用性能, 严重时还可能造成设备内部一些隐性故障由于没有及时发现处理, 使故障演变为事故, 给变电站经济运行带来巨大损失。数字化变电站中的所有电气一次设备、二次设备均具备完善可靠的自检和互检功能, 不仅能够快速、可靠、准确的识别出各类设备系统中的轻微异常信息, 同时还能根据设备实时自检数据信息, 构筑科学合理的运行管理策略, 利用设备“状态检修”自检功能达到对整个数字化变电站设备的自动化调度管理。

3 数字化变电站综合自动化系统改造方案

某城市拟对一座220k V变电站进行数字化综合自动化系统改造, 以作为该区域变电站后期建设改造的典型示范变电站。在数字化变电站综合自动化系统改造设计过程中, 选用电子互感器和智能控制单元作为变电站过程层主要数据信息采集、现地操作功能设备;采用数字化电能表进行电能数据计量统计分析;采用符合变电站IEC61850标准的二次智能电子设备IED和具备在线智能分析运算的集成监控系统, 该变电站综合自动化系统改造方案如图2所示。

从图2可知, 在拟实施改造的220k V数字化变电站中, 整个综合自动化系统将完整采用变电站统一IEC61850标准通信规约。过程层合并单元MU将电子式电压 (电流) 互感器通过光纤通信媒介, 直接与间隔层的保护、测控装置进行互联, 同时采用光纤以太网点对点通信模式, 完成数字化变电站过程层交流数据信号的实时采集和远程传输。采用现地安装的智能控制保护单元和操作执行控制机构实现对智能开关、刀闸运行状态的采集和“分合闸”操作的动态控制。过程层中的智能控制单元和间隔层中的测控、保护等装置间的数据信息交换通过间隔层中的内组网方式 (GOOSE网) , 并按照双网冗余设计原则构筑数字化变电站综合自动化系统通信网络。间隔层中的保护、测控、以及其他智能电子设备IED通过系统总线式100M双以太网与变电站站控层中的工作站、服务器、工程师工作站进行互联。对于变电站中少数不支持IEC61850通信规约的智能设备单元而言, 可以通过相应规约转化器转换后接入到变电站站控层各功能单元中。

4 结语

常规变电站综合自动化系统在调度运行过程中存在的问题和不足, 其原因是多方面, 会直接或间接影响到变电站安全可靠、节能经济的高效运行。数字化变电站综合自动化系统的建设改造是变电站安全经济高效运行的重要技术平台, 同时也是真正实现智能电网远程调度运行的基本保障基础, 必将是国内变电站综合自动化以适应智能电网建设发展需求不断完善建设改造必然方向。

参考文献

[1]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, 30 (23) :67～71.