1、1浅析数字化变电站建设所需解决相关技术摘要：当今，国内外变电站自动化技术发展迅速，新技术、新理论得到广泛的重视和应用。基于电子信息技术的发展，以太网技术的日渐成熟，保护和控制技术的不断创新和发展等，为变电站自动化技术的发展提供了新的契机。本文从变电站自动化系统的特征、结构的基础上，分析了数字化变电站的建设所需解决的 3 大关键技术，并提出相应的现实解决方案。相信会对我国自动化变电站的建设提供一定的参考。 关键词：电子信息技术；以太网技术；数字化变电站；解决方案 1 数字化变电站自动化系统的结构 在变电站自动化领域中，智能化电气的发展特别是智能开关、光电式互感器等机电一体化设备的出现和应用，使变
2、电站自动化技术进入了数字化的新阶段。数字化变电站包含遵循 IEC 61850 协议的变电站自动化设备、采用电子式互感器、智能开关等智能化的一次设备、网络化的保护测控装置等二次设备。在逻辑结构上可分为 3 个层次，根据 IEC 61850 通信协议草案定义，这 3 个层次分别称为“站控层” 、 “间隔层”和过程层” 。各层次内部及层次之间采用高速网络通信。3 个层次的关系如图 1 所示。 2ll 过程层 过程层是一次设备与二次设备的结合面，主要完成开关量输入输出(I0)，模拟量采集和控制命令发送等与一次设备相关的功能。IEC 61850 标准要求过程层的数字式传感器能将一次侧的电压、电流等模拟量
3、直接转化为数字信息，通过通信网络传送至间隔层。过程层的主要功能分为以下 3 类： (1)电力运行的实时电气量检测。与传统的功能一样，主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测，其它电气量如有功、无功及电能量等可通过间隔层的设备运算得出。(2)运行设备状态参数在线检测与统计。主要是对变压器、断路器开关、刀闸、母线、电容器、电抗器以及直流电源系统等设备在线检测其温度、压力密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。 (3)操作控制的执行与驱动。主要包括变压器分接头调节控制，电容、电抗器投切控制，断路器刀闸合分控制，直流电源充放电控制。过程层的控制执行与驱动大部分是被动的，即按上层控制指令而动作，比如接到
4、间隔层保护装置的跳闸指令、电压无功控制的投切命令及对断路开关3的遥控开合命令等。 12 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；实施本间隔操作闭锁功能；实施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。 13 站控层 站控层的主要任务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
5、有或备有站内当地监控，人机联系功能，如显示、操作、打印、报警等功能以及图像、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；具有变电站故障自动分析和操作培训功能。 2 数字化变电站自动化系统的特征 数字化变电站自动化系统大致有以下几个特点： (1)智能化的一次设备。一次设备信号回路采用数字式电流电压互感器。操作驱动回路采用智能化断路器，简化4了常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。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控制器代替，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
6、二次设备。变电站内常规的二次设备全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之问的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现功能装置重复的哟现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源共享，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块。 (3)自动化的运行管理系统。变电站运行管理自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化、自动化；数据信息分层、分流交换自动化；变电站运行发生故障时，能及时提供故障分析报告，指出故障原因及处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告，即常规的变电站设备“定期检修”改为“状态检修。 ” 3 数字化变电站自动化系统的关键技术 变电站自动化系统的数字化，使其获得了显著的优
7、势，如信息传输可靠性高，二次接线简单，测量精度高，共用统一信息平台，减少重复设备，便于功能扩充及管理自动化等。但要充分发挥它的这些优势，必须解决好数字化变电站的 3 大关键技术，分别为设备智能化(即可输入、输出和处理数字信息)、变电站通信网络(满足可靠性、开放性5和实时性)以及智能设备的互操作性。 31 智能化的一次设备 变电站自动化技术经过多年发展，监控、远动、继电保护及自动安全装置等设备已基本采用数字技术，通过软硬件升级可满足数字化变电站的要求。传统一次设备与智能化一次设备差异较大，一次设备智能化的研制技术难度较大，是实现数字化变电站的关键。 311 开关设备 智能化开关设备需就地配置智能
8、控制单元。智能控制单元可控制开关设备，并采集开关设备的状态量。智能控制单元与二次设备通过光纤以太网交换信息。 国外已有制造商可提供包含智能控制单元的智能开关设备，但主要是 GIS 形式，而且价格昂贵。国内智能开关设备还处于研制阶段，尚未见到商业化产品。 现阶段建设数字化变电站，如果投资允许可以选用进口智能开关设备，相对经济的方案是在开关设备的端子箱内配置相当于智能控制单元的智能终端，用组合的办法实现开关设备智能化。智能开关设备的技术难点是环境适应性。敞式变电站开关设备的端子箱环境温度变化大，北地区温度最低可达一 40C，南方日照下温度可高 65C。另外需能承受开关动作过程中严重的机械动和电磁干
9、扰。智能终端与二次设备所需技术基重叠，由于我国电力系统二次6设备的设计和制造力已达到国际先进水平，国内制造商已研制出满足要求的智能终端。 312 互感器 变电站的保护、测量及计量等大多数功能需电力设备的一次电流和电压信息。数字化变电站采用可输出数字信号的光电互感器。光电式互感器分为无源式和有源式 2 大类。源式光电互感器电路复杂且价格昂贵，因此，在电系统实际运行中应用较少；而有源式光电电流互感技术成熟可靠，国内外已有为数不少的产品在正式行。作者认为，现阶段数字化变电站宜采用技术相成熟的有源式光电互感器。由于有源式光电互感和无源式光电互感器的输出接口和通信协议采用一的标准，将来可平滑过渡到无源式
10、光电互感器。 313 一次设备在线监测 采用组合智能终端的方案实现一次设备智能化，可将在线检测系统集成到智能终端。断路器的智能终端可增加电流采集和开关机械位置的监视功能，计算断弧功率积分，估算检修时问。变压器的智能终端可增加在线油样分析接口。容性设备的智能终端可配置接地电流传感器输入接口。智能终端将采集到的信息传输给后台主机分析判断。 32 通信网络的可靠性、开放性和实时性- 通信网络的根本任务是解决变电站自动化系统内部以7及与其它系统之问的实时信息交换，而网络是不可或缺的功能载体，那么构建一个可靠、实时且高效的网络体系是通信系统的关键。变电站自动化及其通信系统，其基本一致的思想就是通信技术是
11、变电站自动化系统的关键。通信网络是连接站内各种智能电子设备(IED)的纽带，是数字化变电站自动化系统的命脉，它的性能要求主要体现在以下几个方面 (1)可靠性。由于电力生产的连续性和重要性，站内通信网络的可靠性是第 1 位的，应避免一个装置损坏导致站内通信中断。特别是数字、图像信息等多媒体技术的应用，将使人们更加依赖通信网络，因此，一个可靠的通信网络是首要条件。 (2)开放性。站内通信网络为调度自动化的一个子系统，除了保证站 IED 设备互连、便于扩展外，它还应服从电力调度自动化的总体设计，硬件接口应满足国际标准，选用国际标准的通信协议，方便用户的系统集成。 (3)实时陛。因测控数据、保护信号及
12、遥控命令等都要求实时传送，虽然正常工作时，站内数据流不大，但出现故障时要传送大量的数据，要求信息能在站内通信网络上快速传送。 只有满足了上述要求，通信网络才是理想的。常规变8电站自动化系统中保护装置的信息采集与保护算法的运行一般是在同一个 CPU 控制下进行的，使得同步采样、VD 转换、运算、输出控制命令的整个流程快速、简捷，而数字化变电站的系统中信息的采集、保护算法与控制命令的形成是由网络上多个 CPU 协同完成的，如何控制好采样的同步和保护命令的快速输出便成了一个复杂问题，其最基本的条件是网络的适应性，关键技术是网络通信速度的提高和合适的通信协议的制定。 通常的现场总线技术已经不能满足数字
13、化变电站自动化高速通信的技术要求，目前以太网异军突起，已经引入工业自动化过程控制领域，固化 OS 七层协议，速率达到100MHz 的以太网控制与接口芯片己大量出现，为数字化变电站自动化协议的开发研究提供了物质基础。 33 智能设备的互操作性 数字化变电站中实现各种功能需通过通信网络传输的状态、控制、采样及测量等信息，必须解决设备问的互操作性。 互操作性即同一厂家或不同厂家的多个智能设备要具有交换信息并使用这些信息进行协同操作的能力。设备的互操作性可以最大限度地保护用户原来的软硬件投资，实现不同厂家产品集成，其关键问题在于通信的标准化。变电站综合自动化由多个 IED 组成，IED 间相互通讯且具
14、有与9变电站的应用层相互交互的功能(如与变电站层的网络控制、遥信人机接口等功能交互)。IED 包括间隔控制单元、保护继电器、RTU，HMI 及数字式电流吨压互感器等变电站内部通信网相当于为变电站中的 IED 构造了集成平台。 IEC 61850 系列标准是用来实现变电站中全部设备间的互操作性的标准。标准包括数字化变电站的表达信息的信息模型、交换信息的通信服务、系统和项目管理、通信服务映射和一致性测试等内容。 变电站全部设备问的通信必须满足变电站中所完成功能的要求。然而 IED 的功能配置以及控制策略不是固定的，其取决于生产厂家、用户和现代技术水平。这就导致了变电站内存在通信接口问题 IEC 6
15、1850 系列标准支持功能的任意配置，并提供清晰的结构，以使标准可在较长的时间内满足现场需求，适应通信头接触部分。运行经验证明，现行的国产刀闸设备一般只能在其 70的额定负荷下可靠运行。 用 IEC 6185010 的一致性测试方法，可测试智能设备是否符合 IEC 61850 标准，保证与其他符合 IEc61850 标准智能设备的互操作性。这可以大大减少现场的通信联调工作量，并且更换或新增设备时基本不需改变原有设备和系统。中国电力科学研究院已经能够对变电站智能设备进行 IEc61850 的一致性测试。目、前看来，数字化变电站采10用通过 IEC 61850 一致性测试的智能设备，是解决互操作性问题的捷径。 4 结语 随着电子、软件和通信等技术的发展；数字技术的可靠性、寒时性、经济性迅速提高，我国已有多个电力公司开始了；数字化变电站的试点工作，一些数字化变电站已投入运行。而建设数字化变电站的最终目的是发挥数字化的优势，降低变电站全生命周期成本，提高运行可靠性。可以展望和预见，未来的变电站自动化技术对全站的数字化、网络化、智能化和信息化等方面的要求更高，完全数字信息化的变电站自动化技术将会成为各地电网变电站发展的方向。
