数字化变电站

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。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。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。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。1.1.2IEC61850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。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。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。2.1IEC61850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。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。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、延长触头寿命。三、数字化变电站的特点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主要特点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。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-timeoperatingsystem，RTOS)以及XML(extensiblemarkuplanguage)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。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(logicalnode)，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。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。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IEC61850-9-2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。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。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&switchsystem)和SIEMENS公司的HIS(highlyintegratedswitchgear)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