[数字化变电站技术的研究] 数字化变电站

　　摘要:随着智能化电气设备的发展,特别是智能化开关、光电式互感器等机电一体化设备的出现,数字化变电站从理论变为现实,一个数字化变电站时代即将来临。主要从数字化变电站自动化系统的技术特征、系统组成、网络结构及应用中存在的问题等几个方面进行论述。
　　关键词:数字化变电站 光电/电子式互感器 IEC61850
　　
　　 随着规定变电站信息采集、处理、传输及应用框架的IEC61850标准的颁布实施,光电技术为基础的新型互感器正从试验阶段走向工程应用以及智能断路器技术的成熟,一批数字化变电站示范性工程的建设,这些都极大推动了数字化变电站技术的进展。数字化变电站技术将成为变电站自动化技术发展的主流和方向。半导体芯片技术、通信技术、现场总线技术以及计算机技术的飞速发展,分层分布式的自动化系统结构被广泛采用,由于传统上相对独立的远动和继电保护的逐步统一,催生了变电站综合自动化系统。
　　 一、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220kV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。
　　二、数字化变电站的网络结构
　　根据IEC61850通信协议定义,数字化变电站自动化系统分为3层网络结构。这3个层次分别称为“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,通信媒介为网络线或光纤。
　　(一)过程层
　　过程层是一次设备与二次设备的结合面,或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的主要功能分3类:电力运行实时的电气量检测;运行设备的状态参数检测;操作控制执行与驱动。电力运行的实时电气量检测,主要包括电流和电压幅值、相位以及谐波分量的检测,与常规方式相比所不同的是传统的电磁式互感器被光电/电子式互感器取代,传统模拟量被直接采集数字量所取代。运行设备的状态参数在线监测与统计,变电站需要进行状态参数检测的设备主要有变压器、断路器、隔离开关、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。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、隔离开关合分控制,直流电源充放电控制。
　　 (二)间隔层
　　 间隔层设备的主要功能是: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,和本间隔操作闭锁、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站控层的网络通信功能。必要时,上下网络接口具备双口全双工作方式,以提高信息通道的冗余度,保证网络通信的可靠性。
　　 (三)站控层
　　 站控层设备的主要功能是: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;按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心;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、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。
　　三、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。
　　 IEC 61850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。
　　四、结语
　　国内已有数个数字化变电站顺利投运,运行时间最长的已近两年,总的来看设备运行平稳,各类数据采集、传输无误,保护和自动装置动作正常,至少可以说明数字化变电站的技术运用到实际中已初步通过实践的检验,满足了安全、稳定的系统运行要求。但同时数字化变电站经过更长时间的运行,肯定会出现除本文提到的其他的更多的各种各样的问题,还有待各专业研究机构和有能力的厂家进一步深入研究和解决。
　　
　　参考文献:
　　[1]高翔编著.数字化变电站应用技术.中国电力出版社,2008
　　[2]周长久.国内领先的数字变电站技术[J].云南电业.2006,(11)