数字化变电站的应用研究

高飞 刘波 孙健 苗俊玲 史艳强

【摘要】目前电网正向智能电网阶段发展，技术要求越来越高，要求实现更高水平的自动化、信息化和互动化。传统变电站已经不能满足电网发展的需要，唯有通过现代科学技术手段，即数字化技术的充分应用才能满足上述需求。

【关键词】数字化变电站应用研究

中图分类号： TM411+.4文献标识码：A 文章编号：

数字化变电站目前通常的定义是：变电站内一次电气设备和二次电子设备均实现数字化通信，并具有全站统一的数据模型和通信平台，在此平台基础上实现智能装置间的互操作性。它的特点主要是：一次设备数字化，二次设备网络化，数据平台标准化。一次设备数字化主要体现为带数字输出的电子互感器和智能开关；二次设备网络化体现在二次设备对上和对下通信均通过网络；数据平台标准化体现为 IEC61850 标准。

一、数字化变电站自动化系统的特点

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,光纤传输的网络取代了传统的导线连接,电脑监测代替了大量光字牌和告警系统.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、资源共享,常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。

3、运行管理系统自动化

现在我国变电站已基本普及综自系统，监控、保护、自动安全装置等二次设备基本采用数字技术，在此基础上采用自动故障分析、设备健康状态监测和程序化控制等系统，进一步提高站内设备的互操作性、信号的光纤传输、网络通信平台的信息共享等方面的自动化管理水平。减少运行维护的难度和工作量。

二、数字化变电站功能设计与技术实现

1、网络基本功能结构

IEC61850 标准将变电站自动化系统划分为站控层、间隔层和过程层三层，三层之间通过网络连接，规定网络介质采用以太网通信，但对于其具体组网方案并无规定。为了提高网络可靠性和便于运行维护，本项目从功能上将数字化变电站的网络分为以下三个部分并分别独立组网：

（1）站控层网络，间隔层设备和站控层设备之间的网络。数据内容是测控装置之间的联闭锁信息和间隔层设备和站控层设备之间的通信数据，通信协议采用GOOSE 和 MMS。

（2）过程层 GOOSE 网络（简称 GOOSE 网络），智能控制单元与间隔层设备之间的网络。数据内容是智能控制单元与间隔层设备之间以及间隔层设备之间的开入开出状态信号，通信协议采用 GOOSE。

2、电子互感器技术

电子互感器的结构与传统电磁互感器不同，电磁互感器输出为连续的模拟信号，不存在延时问题，而电子互感器由于中间存在数字处理环节，因此存在采样延时这一固有特性。由于采样延时的存在，会使电流数据的采样时间不准确，需要通过时间补偿的方法来消除电子互感器的采样延时以计算出实际输电线路上的电流发生时刻。

电子互感器的本体感应线圈输出为模拟小电压信号，通过与互感器本体安装在一起的采集器转换为光纤数字信号传送给合并单元，合并本间隔内三相电流电压数据进行同步和合并，再通过光纤通信将采样数据发送给间隔层的保护测控设备。因此电子互感器的采样延时来自于采集器、通信传输和合并单元三个环节，采样延时的补偿需要将这三部分的延时全部消除。

固定延时补偿方法：

图1 电子互感器采样延时固定补偿方法

（1）在安装电子互感器侧的线路光纤纵差保护装置里设置延时补偿定值，该侧保护装置减去延时补偿定值可以计算出实际输电线路上的电流发生时刻。

（2）检测两侧线路光纤纵差保护的电流相量（电流互感器以输入端子指向母线为正）；

（3）在安装电子互感器侧的线路光纤纵差保护装置读取保护装置面板上两侧电流的角度差，根据该角度差计算出延时补偿定值，计算公式如下：

△t=（180-△angle）/360*20

式中△angle 为两侧电流角度差（°），△t 为延时补偿定值（ms）。

（4）将该延时补偿定值输入到安装电子互感器侧的线路光纤纵差保护装置里。

3、智能控制柜技术

由于智能开关产品不成熟，因此本项目采用传统开关加就地智能控制单元的方式来实现传统开关的智能化和数字化（图 2），智能控制单元安装在就地的智能控制柜内。

图 2 智能控制柜示意图

智能控制单元主要完成开关、刀闸的直流状态信号就地采集转换为数字信号，并接收间隔层保护/控制设备的数字信号命令并转换为继电器硬接点信号输出。

智能控制单元具有 80 路开出接点，供保护和监控系统、远动信号和事件记录，满足相应控制间隔的一次设备的分合闸控制要求；具有 80 路开入接点，可以采集对应间隔的所有开关量信息。

智能控制单元具有手跳和手合输入回路，具有气（液）压闭锁输入回路，跳、合闸的压力闭锁接点可投退，合闸位置继电器不保持断路器防跳回路。

智能控制单元跳合闸分别具有监视回路，能设置所测量间隔的检修状态，检修状态下可设置所有自动化信息不上送，能设置所测量间隔的远方/就地状态，就地状态下不接收遥控指令，但不影响保护跳闸。

220kV 智能控制单元具有二组三相跳闸（Q、R 端）、两组分相跳闸及一组分相合闸回路，跳、合闸具有自保持回路。110kV 、35kV 智能控制单元具有一组三相跳闸及一组三相合闸回路。

4、网络化二次设备技术

变电站防误技术采用基于规则组态的二元三层体系的数字化变电站分布式防误技术，二元是指采用电气信息和 GOOSE 信息两种，三层是指站控层、间隔层和过程层三层。采用电气信息和 GOOSE 信息，利用分布于各间隔的防误规则，在站控层、间隔层和过程层实现三层独立的整站防误技术。

第一层是站控层防误，由后台监控实现。系统不配置电脑钥匙，后台防误功能具备五防主机的操作功能，根据操作票进行模拟操作预演和防误判别，并记录操作过程，在系统从模拟操作转为实际操作时，监控主机严格按照模拟操作的过程进行操作和防误判别，实现站控防误。

三、智能变电站网络设计与管理

1、变电站网络设计

变电站控制系统采用数字化以后，节约了大量的电缆，同时也大大增加网络

通讯量，设计了图3的通信网络结构，以满足变电站控制系统对实时性、可靠性、安全性的要求。

图 3 通信网络方案

图3反映了一个间隔内的通信网络方案。站控层设备和间隔层的保护、测控等装置之间通过 100M 以太网交换机连接构成站总线（站控层以太网），通过双网冗余配置保证系统及信息的可靠性。

位于过程层的电子互感器通过合并单元与保护、测控装置连接，合并单元与保护、测控装置之间采用点对点的 100M 以太网通讯，保证采样值的实时传送。对于配置有差动保护的间隔，配备前置处理单元接收不同间隔合并单元的高速采样数据，完成同步功能，再与差动保护连接，实现差动保护功能。ICU 通过冗余双网与保护/测控装置相连。

2、网络管理

本站采用的交换机全部是管理型交换机，能够实现对站内所有的交换机的实时监视。站控层网络的监视可以直接通过站控层网络实现，过程层网络通过一个交换机管理网关将过程层网络的信息“路由”到站控层网络，如图 4 所示：

站控层网络交换机和过程层网络交换机的配置通过专用的工具实现。过程层和站控层的交换机的监视通过后台软件实现，并且可以通过远动机转发到调度。

结束语

数字化变电站的建成投产为电网数字化建设奠定了基础，在变电站发展历程史上具有划时代的意义，是一次变电技术的革命。在电网实施数字化变电站，考虑分阶段实施的方案，先运用已经成熟并具备实用化条件的技术，同时积极研究相应的前沿技术，以此推动电网数字化变电站技术的发展。

参考文献

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[2] 刘明,徐志,曹文斌. 变电站的数字化趋势及其特点[J]. 冶金动力. 2008(01)

[3] 许林生. 浅谈数字化变电站自动化技术[J]. 广东科技. 2008(03)