数字化变电站概念与方案

1、数字化变电站 目录数字化变电站11.数字化变电站概述41.1.变电站的数字化进程41.2.什么是数字化变电站41.3.数字化变电站的优势51.3.1.变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免设备重复51.3.2.便于变电站新增功能和扩展规模51.3.3.通信网络取代复杂的控制电缆51.3.4.提升测量精度51.3.5.提高信号传输的可靠性51.3.6.应用电子式互感器解决传统互感器固有问题61.3.7.避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题61.3.8.解决设备间的互操作问题61.3.9.进一步提高自动化和管理水平62.数字化变电站研究应用现状72.1.国外研究应用现状72.2.

2、国内研究应用的现状72.2.1.IEC61850标准72.2.2.国产数字化变电站设备82.2.3.国内数字化变电站建设的研究83.数字化变电站的建设方案93.1.通信标准93.2.站控层设备（三次设备）93.3.间隔层设备（二次设备）93.3.1.110kV及以上电压等级间隔层设备93.3.2.35kV和10kV电压等级间隔层设备93.4.过程层设备（一次设备）103.5.间隔层和站控层通信总线103.6.过程层通信总线103.7.统一信息平台113.8.采样同步113.9.220kV数字化变电站典型图113.10.110kV变电站实施方案123.11.采用传统一次设备方案134.数字化变电

3、站的难点134.1.智能一次设备的环境适用性134.2.数字化计量系统缺少标准135.国电南自的研究现状135.1.已完成的研究和应用工作135.1.1.智能互感器135.1.2.开发具备过程层通信接口的二、三次设备145.1.3.参加国调中心IEC61850互操作试验145.1.4.解决开关等其他一次设备智能化问题145.1.5.开发智能设备的现场校验设备145.1.6.计量许可证155.1.7.电子式互感器与其他厂家二次设备的接口155.1.8.数字化变电站高级功能研究155.1.9.数字化变电站的应用155.2.正在进行的关键技术研究151. 数字化变电站概述1.1. 变电站的数字化进程

4、上世纪七十年代开始发展的变电站计算机远动技术，将数字技术引入了变电站。由于当时通信带宽和可靠性低、计算机性能低且价格昂贵，数字技术仅用于调度主站和变电站的RTU（远方采集控制单元）。随着计算机技术和电子技术按摩尔规律持续发展， 由微机保护、测控装置、远动通信服务器和计算机监控系统构成的变电站自动化系统经过上世纪八九十年代快速发展，现在已成为变电站建设的标准。变电站自动化系统实现了站控层和间隔层设备数字化，以及两层间信息交换的数字化。本世纪初，实时性和可靠性满足保护功能要求的网络通信技术，以及适应互感器、开关等过程层设备恶劣环境的电子技术已基本成熟，实现间隔层信息交换数字化、过程层设备数字化以及

5、间隔层与过程间信息交换数字化的全数字化变电站成为变电站技术发展的热点。1.2. 什么是数字化变电站数字化变电站指信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站，基本特征为设备智能化、通信网络化、运行管理自动化等。数字化变电站有以下主要特点： 一次设备智能化采用数字输出的电子式互感器、智能开关（或配智能终端的传统开关）等智能一次设备。一次设备和二次设备间用光纤传输数字编码信息的方式交换采样值、状态量、控制命令等信息。 二次设备网络化二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息，取消控制电缆。 运行管理系统自动化应包括自动故障分析系统、设备健康状态监测系统和程序化控制系统等自动化系统，

6、提升自动化水平，减少运行维护的难度和工作量。现在我国电力变电站已基本普及变电站自动化系统。常规意义的变电站自动化系统的监控、远动、继电保护、自动安全装置等三次和二次设备已经基本采用数字技术。在现有基础上，应用智能化开关、光电式互感器、一次设备在线检测等设备后，即发展为全数字化变电站。1.3. 数字化变电站的优势1.3.1. 变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免设备重复数字化变电站的所有信息采用统一的信息模型，按统一的通信标准接入变电站通信网络。变电站的保护、测控、计量、监控、远动、VQC等系统均用同一个通信网络接收电流、电压和状态等信息以及发出控制命令，不需为不同功能建设各自的信息采集、

7、传输和执行系统。传统变电站由于各种功能采用的通信标准和信息模型不尽相同，二次设备和一次设备间用电缆传输模拟信号和电平信号，各种功能需建设各自的信息采集、传输和执行系统，增加了变电站的复杂性和成本。1.3.2. 便于变电站新增功能和扩展规模变电站的设备间信息交换均通过通信网络完成，变电站在扩充功能和扩展规模时，只需在通信网络上接入新增设备，无需改造或更换原有设备，保护用户投资，减少变电站全生命周期成本。数字化变电站的各种功能的采集、计算和执行分布在不同设备实现。变电站在新增功能时，如果原来的采集和执行设备能满足已能新增功能的需求，可在原有的设备上运行新增功能的软件，不需要硬件投资。1.3.3.

8、通信网络取代复杂的控制电缆数字化变电站的一次设备和二次设备间、二次设备之间均采用计算机通信技术，一条信道可传输多个通道的信息。同时采用网络通信技术，通信线的数量约等于设备数量。因此数字化变电站的二次接线将大幅度简化。1.3.4. 提升测量精度数字化变电站采用输出数字信号的电子式互感器，数字化的电流电压信号在传输到二次设备和二次设备处理的过程中均不会产生附加误差，提升了保护系统、测量系统和计量系统的系统精度。例如采用0.2级的TA和TV，传统变电站由于电缆和电表带来的附加误差，计量系统总误差在0.7的水平。而数字变电站计量系统的误差仅由TA和TV产生，可达到0.4的水平。1.3.5. 提高信号传

9、输的可靠性数字化变电站的信号传输均用计算机通信技术实现。通信系统在传输有效信息的同时传输信息校验码和通道自检信息，一方面杜绝误传信号，另一方面在通信系统故障时可技术告警。数字信号可以用光纤传输，从根本上解决抗干扰问题。传统变电站一次设备和二次设备间直接通过电缆传输没有校验信息的信号，当信号出错或电缆断线、短路时都难以发现。而且传输模拟信号难以使用光纤技术，易受干扰。1.3.6. 应用电子式互感器解决传统互感器固有问题数字化变电站采用电子式互感器，没有传统互感器固有的TA断线导致高压危险、TA饱和影响差动饱和、CVT暂态过程影响距离保护、铁磁谐振、绝缘油爆炸、六氟化硫泄漏等问题。1.3.7. 避

10、免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题数字化变电站二次设备和一次设备之间使用绝缘的光纤连接，电磁干扰和传输过电压没有影响到二次设备的途径，而且也没有二次回路两点接地的可能性。传统变电站的二次设备与一次设备之间仍然采用电缆进行连接，电缆感应电磁干扰和一次设备传输过电压可能引起的二次设备运行异常，在二次电缆比较长的情况下由电容耦合的干扰可能造成继电保护误动作。尽管电力行业的有关规定中要求继电保护二次回路一点接地，但由于二次回路接地点的状态无法实时检测，二次回路两点接地的情况近期仍时有发生并对继电保护产生不良影响，甚至造成设备误动作。1.3.8. 解决设备间的互操作问题数字化变电站的所有智

11、能设备均按统一的标准建立信息模型和通信接口，设备间可实现无缝连接。数字化变电站唯一可用的通信标准为IEC 61850。IEC 61850的信息自解释机制，在不同设备厂家使用了各自扩展的信息时也能保证互操作性。传统变电站的不同生产厂家二次设备之间的互操作性问题至今仍然没有得到很好地解决，主要原因是二次设备缺乏统一的信息模型规范和通信标准。为实现不同厂家设备的互连，必须设置大量的规约转换器，增加了系统复杂度和设计、调试和维护的难度，降低了通信系统的性能。1.3.9. 进一步提高自动化和管理水平数字化变电站的采用智能一次设备，所有功能均可遥控实现。通信系统传输的信息更完整，通信的可靠性和实时性都大幅

12、度提高。变电站因此可实现更多、更复杂的自动化功能，提高自动化水平。一次设备、二次设备和通信网络都可具备完善的自检功能，可根据设备的健康状况实现状态检修。传统变电站由于通信系统传输信息的完整性、实时性和可靠性有限，许多自动化技术只能停留在试验室里，难以工程应用。2. 数字化变电站研究应用现状2.1. 国外研究应用现状国外几个大的电力设备公司，如ABB、西门子等，已开发了全套的数字化变电站一次设备和二次设备，并得到成功的应用。在IEC61850标准的制定过程中，进行了各厂家设备间的互操作试验并在示范变电站得到应用。国外厂商已经开发出符合IEC61850要求的智能电子设备，不但有保护装置，还有符合该

13、标准的过程层设备，如智能断路器，带数字接口的光CT、PT等。ABB公司开发的PASS系统将智能化的开关设备和互感器集成在一起，并将融和了部分保护功能和测控功能。该系统在国外已有一定范围的应用。从1998年到2000年，ABB，ALSTOM和SIEMENS合作在德国进行了OCIS（Open Communication in Substations）计划，完成了间隔层设备和主控站之间的互操作试验。试验中由ABB完成主控站通过在以太网上实现IEC61850-8-1来连接ABB、ALSTOM和SIEMENS的设备。2001年，在加拿大，ABB和SIEMENS进行了间隔层设备的互操作试验，由SIEMEN

14、S的保护装置向ABB的开关模拟器发送跳闸信号，ABB的开关模拟器收到信号后将开关打开并将开关打开的GOOSE信息发给其他设备，配置为重合闸装置的ABB保护向断路器发送重合命令。2002年1月， ABB和SIEMENS在美国，进行了采样值传输互操作试验，同年9月，这两个公司又进行了跳闸和采样值互操作性试验，试验都很成功。2002年到2004年之间，ABB、ALSTOM和SIEMENS在德国柏林进行了间隔层设备的互操作试验，这次成功的试验证明了互操作性和简化工程难度的可行性。2.2. 国内研究应用的现状2.2.1. IEC61850标准电科院和国内的各大电力设备制造厂商从2001年就开始关注IEC

15、61850，并且开始对该标准进行翻译。到目前IEC61850的国产化工作已基本完成。2004年下半年由国调中心辛耀中总工程师布置，国调中心自动化处具体负责，计划用2年时间通过6次互操作性试验检验和促进IEC 61850系列产品的开发和兼容情况。国内较有影响力的电力自动化设备供应商积极响应并参与了此互操作性试验，相关单位有：国调中心、电科院、南瑞继保、国电南自、国电南瑞、北京四方、东方电子、鲁能积成、融科联创等。按照计划，在2006年底，参与厂商提供的各种设备应能完成IEC 61850规约定义的所有功能，能达到标准规定的一致性测试和无缝互操作要求。由于各电力公司发展数字化变电站的步伐加快，国调中

16、心将从IEC 61850的第四次互操作试验开始加入过程层通信的内容，保证今年10月全部试验完成后国内主要厂商提供的数字化变电站设备的互操作性。2.2.2. 国产数字化变电站设备2.2.2.1. 互感器输出数字信号的电子式互感器即为智能化互感器。已有多个国内厂家的电子式互感器通过鉴定和投运，电压等级涵盖10kV500kV，部分产品的鉴定水平达到国际先进。现已有数十套国产电子式互感器在多个变电站投入运行，最长有30个月的连续稳定运行经验。2.2.2.2. 开关等其他一次设备由于国内一次设备厂家的电子技术能力相对较弱，尚没有开展智能开关设备等其他智能一次设备的研究工作。为解决开关等其他一次设备智能化

17、的问题，一些二次设备厂家开发了用于一次设备智能化的智能终端（或称智能单元）。智能终端安装在一次设备端子箱，采集设备状态和控制设备，用光纤通信与二次设备交换信息。2.2.2.3. 具备过程层通信接口的二次设备传统二次设备与一次设备间用硬接线交换模拟信息，数字化变电站的二次设备需具备能与智能一次设备用通信系统交换数字信息的能力。国内主要二次设备厂家通过改造成熟二次设备，为其增加过程层通信接口，现已能提供数字化变电站的全套二次设备。同时，国内主要二次设备厂家已全面开展具备过程层通信接口的新一代二次设备的研究工作，预计今年内将投入应用。2.2.3. 国内数字化变电站建设的研究国内许多电力公司都在跟踪数

18、字化变电站的最新发展，并做了大量实际工作。一些等电力公司已经开始按IEC61850标准进行数字化变电站示范站的建设，已有不少于3个数字化110kV变电站投入运行，今年上半年还将有约十个数字化变电站投入运行，其中包括220kV变电站。综上所述，国际上数字化变电站的研究已从实验室阶段进入实际工程应用阶段，我国已建成了一些数字化变电站示范站。国网公司及部分电力公司开展了数字化变电站的研究工作，数字化变电站将是我国变电站技术的发展方向。国内厂家已能提供数字化变电站所需的大部分设备，可基本实现设备国产化。通过各电力公司和国内厂家的不懈努力，定将在近期内依靠自主创新实现变电站的全面数字化，提高电力系统的经

19、济性、可靠性和自动化化水平。3. 数字化变电站的建设方案数字化变电站是现已普及的综自站在数字技术上进一步发展的方向。较建设常规综自站，数字化变电站在以下几个方面的特点：3.1. 通信标准选用IEC61850变电站通信网络和系统标准。该标准包含通信要求、信息模型、通信协议、工程管理和一致性检测等内容，支持站控层、间隔层和过程层通信，完全满足数字化变电站的要求。3.2. 站控层设备（三次设备）监控、远动通信服务器等站控层设备需支持IEC61850标准信息模型和通信协议。远动通信服务器的远动通信接口仍支持常用的CDT、101或103等规约。3.3. 间隔层设备（二次设备）间隔层设备与站控层设备间信息

20、交换采用100M/10M交换以太网，通信标准采用IEC61850。3.3.1. 110kV及以上电压等级间隔层设备间隔层设备的模数转换系统、模拟量输入回路和开关量输入输出回路均取消。间隔层设备间、间隔层与过程层设备间用100M以太网接口交换模拟量和开关量信息。3.3.2. 35kV和10kV电压等级间隔层设备间隔层设备下放到开关柜，间隔层设备与过程层设备间距离很近，用通信网络实现信息交换没有技术意义，同时将使成本大幅上升。因此仍采用传统的开关量输入输出回路。同一间隔的线路TA和线路TV和间隔层设备在一个开关柜内，信号传输距离有限，宜采用模拟输出的电子式互感器。模拟输出的电子式互感器的输出量为小

21、电压信号，电压范围为-5V+5V，因此间隔层设备的线路电流和线路电压输入接口应设计为5V模拟电压输入接口。母线TV安装在母线PT柜，与各间隔开关柜的距离可能较远，需采用数字输出的电子式电压互感器。各间隔的间隔层设备应设有两个通信接口，同时接收两段母线的TV的输出数据，根据母联断路器位置等信息选用其中一个TV的数据以实现PT并列功能。3.4. 过程层设备（一次设备）开关、互感器、变压器、电容器等过程层设备应实现智能化。设备智能化指设备中包含嵌入式计算机系统，该系统能采集设备状态和对设备进行控制，同时与其他设备交换信息通过计算机通信接口实现。由于尚无国产智能一次设备，进口智能一次设备相当昂贵，可通

22、过在传统一次设备的接线端子箱中安装智能控制单元来实现过程层设备智能化。3.5. 间隔层和站控层通信总线站控层设备间、站控层与间隔层间的信息交换共用间隔层和站控层通信网络。为满足不断增加的信息传输量，同时提高通信的实时性和可靠性，应选择用1000/100M交换以太网。站控层设备宜采用1000M以太网接口。站控层设备较多的大规模变电站，宜设计独立的站控层网络供站控层设备间信息交换。间隔层和站控层通信总线应符合IEC61850标准。3.6. 过程层通信总线间隔层设备间、间隔层设备和过程层设备间的信息交换均通过过程层通信总线完成，不需要传统的控制电缆。过程层通信总线必须满足保护等功能要求的实时性，需采

23、用具有服务质量（QoS）保证的100M以太网交换，即支持报文优先级和组播功能。为保证可靠性，交换机应使用直流电源，而且达到保护设备同等的电磁兼容性能，而且通信介质采用光纤。间隔层设备与交换机距离较近时，通信介质可采用屏蔽5类线。为保证间隔独立性以提高可靠性和便于检修，通信网络宜采用如Error! Reference source not found.所示的两层拓扑结构。Error! Reference source not found.中每个间隔设一个间隔交换机，间隔交换机UPLINK到总交换机。一个间隔的所有设备接入本间隔的交换机，间隔内信息交换仅通过本间隔交换交换机。需要多个间隔信息的设备

24、，如变压器保护、母差保护和备自投等接入总交换交换机。图 1 通信网络图IEC61850标准支持过程层通信的所有要求。互感器向二次设备传输采样值采用IEC61850-9-1或IEC61850-9-2，一次设备和二次设备间交换1类性能要求（延时小于4ms）的开关量采用IEC61850的GOOSE服务，其他信息交换采用IEC61850-8。为满足实时性要求，IEC61850-9-1、IEC61850-9-2和GOOSE服务均工作在数据链路层上，未使用TCP/IP协议。3.7. 统一信息平台数字化变电站的监控、保护、VQC、无防、在线监测等功能采用统一标准的信息模型和通信协议建立统一的信息平台，共享采

25、集设备、执行设备和通信网络，避免设备的重复投入。3.8. 采样同步线路保护、测控和电能计量等功能要求本间隔的电流电压同步采样，变压器保护、母差保护和故障录波等功能要求相关间隔的电流电压同步采样。为此变电站需设计符合IEC 60044-8电子式电流互感器标准的同步信号源。同步信号源向所有的合并器发同步信号，合并器按同步信号的节拍采样以实现同步采样。3.9. 220kV数字化变电站典型图Error! Reference source not found.为数字化变电站示意图，仅画出一个典型间隔。Error! Reference source not found.中的合并器属电子式互感器的一部分，一

26、般安装在集控室，因此单独画出。互感器中采集器与合并器的通信也采样光纤通信技术。220kV系统要求保护双重化，相关的电子式互感器的传感器和电子部分应双从化，同时过程层通信网络和采样同步信号源也双重化配置。母差保护一般包含失灵保护功能，需同时获得各间隔两套保护的跳闸信号，因此应接入两个网络。图 2 220kV变电站系统示意图3.10. 110kV变电站实施方案图 3 110kV变电站系统示意图3.11. 采用传统一次设备方案如果采用传统一次设备，则过程层总线仅需完成间隔层设备间信息交换功能，过程层设备和间隔层设备之间仍用控制电缆传输信息。操作箱应智能化，安装在保护屏上。220kV及以上电压等级操作

27、箱的智能部分双重化，分别与两套保护通信，控制命令或门出口。4. 数字化变电站的难点4.1. 智能一次设备的环境适用性智能一次设备的电子元件工作在现场，甚至工作高电压部分，需承受恶劣的温度、振动和电磁环境，这对电子元件的稳定性和寿命提出极大的挑战。利用磁光原理和电光原理的无源式光电互感器虽然原理比较先进，但环境适应性问题短期内还无法解决。由于电子技术和抗干扰技术的快速发展，采用传感器AD转换的有源式光电互感器已能解决环境适应性问题，是现在建设数字化变电站的首选。4.2. 数字化计量系统缺少标准智能互感器牵涉到计量系统，原有的计量体系缺少相应标准和检测设备。由于国家制定标准需要较长的周期，成为近期

28、内困扰数字化计量系统实施的瓶颈。另外，多数省市要求计量设备取得本地的计量许可证，增大了制造厂商的申报和接受审批的工作量。5. 国电南自的研究现状国电南自新宁光电已完成数字化变电站所需的全套二次设备、智能互感器、一次设备的智能终端、现场校验装置等设备的研发工作，具备提供数字化变电站全套设备的能力。和国内其他厂家进行了高压保护装置和录波装置接口工作，已可接入其他厂家设备。主要设备采用国电南自新宁光电产品的多个数字化变电站已投入运行。5.1. 已完成的研究和应用工作5.1.1. 智能互感器已开发数字输出的电子式互感器OET700系列10kV500kV有源式光电式互感器，通过国家级鉴定，已有数十套投入运行，最长已运行3年，能满足数字化变电站建设的要求。开发的GIS的光电式互感器已完成开发工作，已投入使用。OET700系列光电式互感器具有以下优点： 无CT饱和、CVT暂态和铁磁谐振等问题 精度高，不受传输距离和负载影响 数据可靠性高，带校验码，即时检查CT断线和PT断线 配置灵活，接口规范，系统的升级和扩展方便 无CT二次开路（短路）危险 弹性固体绝缘材料填充设计，无爆炸、无渗漏 体积小，重量轻，加工、安装方便 综合使用成本低5.1.2. 开发具备过程层通信接口的二、三次设备对现有成熟二次设备的通信接口进行了改造，增