变电站升级改造 数字化变电站综合自动化技术升级改造要点分析

　　【摘 要】根据数字化变电站技术发展基本趋势，探讨了常规变电站进行数字化技术升级改造的必要性、优越性和可行性。分析研究了数字化变电站技术升级改造的技术途径和方案，并结合实际工作经验，归纳总结和提出了变电站过程层、间隔层、以及站控层在数字化技术升级改造过程中的技术要点。
　　【关键词】变电站；综合自动化系统；数字化；技术升级改造
　　1、变电站数字化改造原则
　　为了确保数字化变电站改造工程具有较高经济性，原则上变电站内的一次电气设备包括断路器、隔离开关、变压器等大型设备，在性能满足数字化变电站需求时，一般不进行直接更换，而在过程层中采用电子式电压（电流）互感器完成整个变电站系统中电气量数据信息的实时采集。间隔层IED智能电子设备和站控层间采用IEC61850标准通信协议，实现数据信息交互共享和互操作。以智能自动化操作控制箱配套传统断路器，实现对断路器设备的数字化改造，完成控制、数据采集、操纵等功能的在线远程集控。随着电网系统向高参数、大容量、复杂结构等方向发展，变电站进行数字化改造过程中，其接线也变得越来越复杂，要实现在整站不停电的运行条件下进行技术升级改造，就需要进行统筹系统的规划设计，以确保改造工程安全可靠、高效稳定的进行。
　　2、数字化变电站技术改造优越性分析
　　数字化变电站综合自动化系统，具有数据信息充分共享、较强互操作功能、以及降低变电站日常检修维护周期费用等优点，其必将成为未来变电站自动化系统研究发展的重要方向。数字化变电站自动化系统中，以变电站一、二次系统信息数字化作为研究对象，按照统一建模规则将变电站中的物理设备虚拟信息化，并采用统一标准化的网络通信平台，实现智能IED设备间数据信息的实时通信共享和互操作，能够满足现代智能变电站调度运行安全、稳定、可靠、节能经济等功能需求。
　　3、数字化变电站技术升级改造方案
　　常规变电站进行数字化技术升级改造，主要包括过程层数字化改造、间隔层数字化改造、以及站控层数字化改造三大部分。但整个变电站数字化改造工程所涉及专业较多、工程量较大，因此，在实际变电站数字化改造过程中，应根据变电站现有一次、二次设备系统的现状，有针对性的制定阶段性改造方案。
　　在变电站数字化改造过程中，对于高压进出线、主变等均需要通过一套或数套支持IEC61850国际标准的集中式测控保护装置（每组均需按照冗余设计原则进行配置），组成基于IEC61850标准的数字化变电站间隔层系统高压部分；对于35kV及以下电压等级部分，由于在实际工程中通常采用开关柜布置形式，而其馈线线路中通常采用常规互感器，因此，可以采取支持IEC61850标准的间隔层IED智能电子设备，分散布设在开关柜内部，实现对35kV及以下部分的测控、保护等功能。对于规模较大、结构较为复杂的变电站系统而言，在进行数字化改造时，应采取分阶段逐步改造措施。如：对于一个220kV变电站系统而言，要实现全站数字化改造，应将其分为低压和高压两个改造阶段。第一个阶段是低压35kV和10kV部分的数字化技术升级改造；第二个阶段是对220kV、110kV以及主变等间隔的数字化技术升级改造。同时在整个数字化技术升级改造过程中，要严格按照IEC61850标准体系，对变电站系统中各保护、故障录波、远程操控、二次公用设备、以及计量设备等进行数字化技术升级进行改造。变电站数字化技术升级改造，实际上就是通过智能一次设备和集成网络化二次设备，按照一次设备数字化、二次装置网络集成化、以及通信数据平台标准规范化要求，实现变电站系统内部智能电气设备间数据信息的实时通信共享和互操作。
　　4、数字化变电站技术升级改造要点
　　4.1过程层数字化改造要点
　　智能终端是常规变电站一次设备实现数字化技术改造的重要保障基础。智能终端主要包括MU合并单元、主变智能单元、以及智能操作箱等智能终端。为了降低数字化改造综合成本，在变电站原一次设备中，通过智能终端将常规电信号转换为光信号，然后通过光纤网络完成变电站常规一次设备与间隔层测控保护装置间数据信息的交互共享。智能操作箱有效解决了常规变电站一次设备和数字化通信网络间通信协议转换接口问题。智能操作箱作为数字化变电站现地一次开关设备远程操作的智能终端，可以将常规一次设备与间隔层单元中的保护、测控等装置通过光纤网络进行有机互联，完成对现地断路器、隔离开关（接地开关）等刀闸的分合操作。智能操作箱在接收到间隔层测控保护装置通过GOOSE网络下发给断路器或刀闸对应分、合及闭锁命令后，就会转换成对应的脉冲信号驱动继电器硬接点完成对应远程操作。
　　4.2间隔层数字化改造要点
　　利用基于IEC61850标准具有GOOSE通信网络输入输出功能的测控保护装置，对常规变电站间隔层设备进行数字化升级改造。变电站综合自动化系统中间隔层测控保护装置间应按照双重以太网结构进行互联，各间隔层智能IED设备间通过双重网络共享系统中的模拟量和开关量信息，然后经过内部DSP数据处理单元分析运算后，完成保护操控的动作逻辑和间隔单元间的闭锁功能。数字化变电站系统中模拟量传输采用IEC61850标准中的单播采样值（SMV）服务，而开关量传输则采用IEC61850标准中的面向通用对象的变电站事件（GOOSE）服务来实现。IECC61850标准通过GOOSE通信服务机制实现变电站系统中数据信息的快速传递。通过GOOSE网络实现变电站系统中相关遥信、遥控、以及保护跳闸数据信息快速传输和交互共享，有效简化变电站二次系统，提高变电站综合自动化系统的集成可靠性。
　　4.3站控层数字化改造要点
　　站控层中监控主机、工程师站、远动机、保信子站、以及GPS网络则采用采用1000/100M工业以太网进行有机互联，网络采用双重化冗余设计原则进行配置，间隔层与站控层间按照报文规范格式MMS通过1000/100M工业以太网进行数据交互共享，完成对整个变电站系统的实时监视和控制。
　　5、结束语
　　数字化变电站的建设和技术升级改造，已成为未来变电站发展的必然方向。如何根据变电站原有一、二次设备现状情况，结合IEC61850等国家规范标准，采取合适有效的数字化技术改造方案，使常规变电站平滑稳定、安全可靠的过渡到数字信息化变电站，已成为数字化变电站技术升级改造必须要解决的实际问题。
　　参考文献
　　[1]高翔.数字化变电站应用技术[M].北京:中国电力出版社,2008．