变电站数字化改造问题

变电站数字化改造问题（精选9篇）

变电站数字化改造问题 第1篇

变电站自动化系统的结构变化能够直接反映出其自动化技术的发展水平。传统变电站大都为集中式到分层分布式, 而数字化变电站在充分发挥分层分布式变电站结构优势的基础上, 有效应用了光电式互感器、智能一次设备, 使其系统结构较常规变电站发生了较大变化, 展现出了其在技术特点上的新优越。

与传统变电站相比, 数字化变电站的不同之处在于:应用了光电式互感器;使用了网络化的二次设备以及数字式微机保护;应用了全新的IEC61850通信规约;能够实现开关等一次设备的智能控制。

2、数字化变电站的技术特点

(1) 先进的光电式互感器, 能够实现数字化数据传输; (2) 先进的GOOSE报文机制, 能够保证重要信息按优先级传递, 能够有效提高系统的可靠性以及系统响应速度, 进一步提高保护功能的灵敏度以及可靠性。 (3) 使用100-Mbit/s冗余光纤以太网以及全新的IE C61850的光以太网交换机, 能够对VLAN有效划分, 降低网络负载, 减少网络流量, 保证网络能够安全隔离, 使通信效率明显提高。 (4) 使用网络化的二次设备以及支持GOOSE事件模型的新型数字式微机保护, 能够保证高速网络数据传输以及快速执行命令。 (5) 全新的IEC61850通信协议, 能够实现数字化变电站的结构分层, 即:过程层、间隔层和站控层。 (6) 智能终端加传统开关模式的应用, 能够实现一次设备智能化, 有效节约成本, 节省改造时间。

3、数字化变电站的系统结构

我市110k V数字化变电站改造的目的是在保证一次设备智能化、二次设备网络化的基础上, 应用全新的IEC61850通信协议技术实现变电站的分层构建, 最终使得设备之间能够信息共享以及互操作。

3.1 过程层

作为一次设备和二次设备之间的数据层, 过程层的数据包括三类:其一是一次设备的实时电气量监测数据, 例如电流、电压幅值和相位等;其二是一次设备的状态参数监测数据, 包括对变压器、隔离开关、断路器、母线等的状态监测等;其三是一次设备的操作控制数据, 包括对断路器、隔离开关、变压器、电容器的操作控制等。

在过程层中包括的设备有两类:其一是光电电子式互感器, 其主要功能是提供一次设备的实时电气量监测数据;其二是智能终端以及GOOSE网络, 其主要功能是提供和传输一次设备的状态参数监测数据以及一次设备的操作控制数据, 并进行数据交换。GOOSE是指在IEC61850的通用变电站事件模型的基础上的控制类事件。GOOSE网络能够保证数据在系统范围内快速、可靠的输入、输出, 其提供的高效方法能够实现多路广播服务面向不同物理设备同时传输相同的变电站事件信息。期间一旦数据产生变化, 装置会立即刷新数据缓冲区, 同时按照设定重发时间重发数据, 通过配置数据“订阅者”信息能够及时更新缓冲区数据, 从而提高数据传输的可靠性和实时性。

3.2 间隔层

先进的数字式微机保护、测控装置以及数字式计量电能表的应用, 能够保证同数字化过程层的设备之间实现无缝联接。

过程层设备实现了高度数字化, 变革了传统意义上的二次设备保护装置, 多模光纤以其细小、简单和功能强大的特点取代了传统的粗大、繁杂和功能简单的二次电缆, 并成为二次信息的有效传输载体。与此同时, 简单方便的单根多模光纤输入取代了传统计量电能表复杂的三相四线接法输入。

3.3 站控层

使用100-Mbit/s冗余光纤以太网, 能够通过高速网络适时汇总全站数据信息, 实时更新数据库, 根据既定规约及时将数据信息传送给远动主站和调度端;同时接收来自远动主站和调度端的控制命令, 并及时下传给间隔层、过程层进行执行;能够实现后台VQC电压无功调节, 以及在线可编程的全站操作闭锁控制;能够实现站内随时随地监控、查询事件, 波形报告的打印等;能够实现在线维护、在线修改间隔层、过程层设备的定值参数等。此外, SNTP协议网络对时方案的应用能够实现对时方式的革新。其对二次系统设置同一时钟, 能够保证全站设备时钟同步, 所有设备按照同一时间基准和网络延时进行对时, 改变了过去的硬接线对时方式。

3.4 应用全新的IEC61 850通信规约

传统变电站自动化系统使用的IEC60870-5-103规约, 仅为变电站内部传输规约, 无法描述变电站系统模型和二次功能模型, 也无法实现系统应用和通信技术的分层处理功能。而全新的I E C61850规约将变电站通信体系划分为了变电站层、间隔层、过程层三个层次, 变电站层与间隔层之间的网络, 使用抽象通信服务接口映射到制造报文规范 (MMS) 、传输控制协议/网际协议 (TCP/IP) 以太网或光纤网。间隔层与过程层之间的网络, 使用单点向多点的单向传输以太网。变电站内的智能电子设备 (IED, 测控单元和继电保护) 均使用统一协议, 经由网络实现信息交换。其具备面向对象建模;抽象通信服务接口;面向实时服务;配置语言;电力系统统一建模等特点。

IEC61850建模了诸多公共实际设备以及设备组件, 其作为制定电力系统远动无缝通信系统的基础, 能够最大程度地改善信息技术与自动化技术的设备数据集成, 有效降低工程量、验收、运行、监视、诊断以及维护等相关费用, 节省了时间, 提高了自动化系统的使用灵活性, 并有效解决了变电站自动化系统产品的互操作以及协议转换等问题。

4、结语

变电站设备改造过程中应注意的问题 第2篇

随着时代的发展，用户对电力安全性的要求也越来越高，变电站供电设备的安全性及运行可靠性也越来越受到人们的重视。尤其是近几年来，随着我国逐渐向国际先进国家靠拢。各变电站的设备也随之更为先进。目前大多数变电站的供电设备已经由原来的人工操作更换为无人值班、无人操作的变电站运营模式。这种新型的模式在大大提高变电站运营效率及减少运营成本的同时，对变电站设备改造中各种技术性问题也提出了更高的要求。因此，如何保证变电站设备改造中的安全性已经成为了日前变电站所有工作人员以及电力部门相关人员最为关心的问题，也是势必要解决的问题。

一、变电站设备改造中常见的问题

随着变电站的增多，变电站在设备改造过程中所出现的问题也越来越多。其中以下列几点为主要问题所在，具体如下：

（一）不同产品的接口问题

变电站设备改造中接口问题是最为普遍的一个常见问题，随着国内各类高科技产品的生产及应用，变电站在设备改造中也采用了多样化的智能化供电设备。其中，自动化设备与调度自动化设备之间的导线连接问题是变电站设备改造中最容易被忽视的问题。这主要是由数据格式、通迅技术等问题引起的。当调度自动化设备与变电站系统内的自动化设备不属于同一家厂家出产时，就会出现数据格式以及通迅约束不在同一调度平衡面上，因而使设备无法正常运行。

（二）产品的质量问题

随着高科技与智能化产品越来越多，许多自动化产品生产厂家为了追求更高的利益空间，在产品生产过程中，对产品的质量及结构设计等要求都没有严格的把控。使许多产品生产出厂后存在着诸多可靠性差、结构不合理、质量性能差等问题。从而当该类产品被改造更换于变电站中时，会引起变电站诸多的供电问题。

（三）设备间干扰问题

在变电站设备受高温、高压、雷雨冲击、潮湿、静电等干扰时，如设备改造过程中接线及设备施工技术不正确，会使变电站设备自身抗干扰性能大大降低，甚至还会因此而引起变电站设备故障。

（四）变电站与调度通迅道问题

变电站通迅道是指在一定的条件允许下，变电站与调度之间所存在的通迅问题。目前我国许多变电站与调度之间的通迅还是采用载波通迅方式，因此，通迅道的问题就显得尤为重要。尤其是变电站与调度沿途环境较为复杂的地区，通迅信号会在传输过程中受路径同边环境的影响而使传输数据的质量与安全性能大大降低，从而很容易造成数据信号误码及乱码现象。

二、变电站设备改造问题的解决措施

变电站设备改造的安全性是保证变电站供电安全的基础。本文就针对某地区变电站在设备改造中对常见问题的防范措施及解决方式做一个具体的说明。

（一）变电站设备改造问题解决措施

为有效提高变电站设备改造安全可靠性能，在设备选择时要对设备的质量及结构设计进行严格的把关。在设备选择时，应首先考虑国内知名厂家所生产的供电设备。例如：烟台东方电子厂、深圳南瑞电子厂、许继集团等质量比较有保证的设备生产厂家。

另外，对于设备的接口方面所存在的问题，在购买设备签订合同时，要在合同中将问题事先与生产厂家负责人员协商好，并以书面形式将协商后的内容写入正规合同中。同时在设备选购时，应注重变电站的综合自动化设备接口要与高度总站的设备接口一致，以避免设备安装后人工调试设备接口所容易出现的问题。同时，设备在厂家出产前，要对设备的抗干扰能力进行反复的试验，以避免设备在运行时因抗干扰能力较低而引起的设备运行问题。

除此之外，对变电站与调度之间的通迅道问题，应在变电站与调度通迅道之间增设一台电力载波机，以此来增加载波信号的强度。还可以在变电站条件允许的范围内，增设一条光纤通迅道来加强变电站与调度通迅道之音的信号传输质量。

（二）实例说明

例如：某公司有5座变电站是七八十年代建成的老式变电站。虽然该处变电站已经在九十年代初期实现了计算机远动系统，但随着时代的不断发展以及该地区企业及人个用电量的要求，计算机远动系统已经远远无法满足电网供电要求。该地区范围内的几个变电站自2010年对具有两摇功能的110KV A变电站、B变电站进行变电站综合自动化系统改造。

在设备改造前该企业通过对多家设备生产厂家以及其它兄弟单位进行了设备改造的调研和考察，并根据市场调查的结果组织相关人员进行了多次的讨论与分析，对设备的综合性价比进行了充分比较。最终该企业以技术先进、成熟可靠、经济实用、改造方便等原则，选定在合八变电站采用许继集团的CSC2000和在林水变电站选用北京四方继保自动化股份有限公司的CSC2000变电站综合自动化系统。经过改造后的合八变电站现已经真正实现无人值班，无人操作的变电站运营模式，并具备“三遥”功能。调度员可以在远方对变电站进行开关的分合控制、电容器的投退控制等。目前林水变电站还在紧张地进行着变电站的综合自动化系统改造。

结语

综上所述，变电站设备的改造问题直接影响着变电站供电质量与安全。因此，在变电站设备改造中，要对设备的质量及结构形式做好严格的把关。并在设备改造前对设备的各项功能进行测试和检查，以保证变电站设备改造后运行安全性及可靠性，提高变电站设备运行效率。

参考文献

[1]凌云，石元明.110kV旧站实现自动化的可行性与设计[J].电网技术，1998，22（10）：51-52，57.

[2]甘胜良，刘沛.无人值班变电站自动化系统运行的若干问题[J].湖南电力，2004，24（2）：34-35.

变电站数字化改造技术分析 第3篇

一、对数字化变电站的整体结构进行分析

在对数字化变电站进行设计的时候, 对一次设备和二次设备, 以及其他系统都有一定的要求, 例如一次设备一定要具备智能化, 而二次设备要拥有网络化的特点。对于变电站而言, 设计中分成3部分进行考虑, 有过程层、间隔层和站控层, 在过程层中主要利用模拟量对终端的合并单元进行收集, 在此基础上, 由开关的输入, 开关的输出等构成。对于间隔层而言, 构成部分主要包括测控装置和保护装置。对于站控层而言, 其功能模块中主要涉及到故障信息的子系统, 运动子系统, 以及监控子系统等, 结构并不十分复杂。

二、分析过程层数字化改造技术

对于常规使用的变电站而言, 其内部的保护装置, 测量控制装置, 以及一次设备之间, 都是利用电缆直接进行连接, 这样就可以很好地完成电气量的采集工作, 有效控制刀闸和开关。在进行一次设备的数字化改造过程中, 必须利用智能终端的功能, 主要涉及到常规智能操作箱, 变压器智能单元, 以及合并单元等, 使用电缆连接一次设备和智能终端, 有效把电信号变为光信号, 媒介是光纤网络可以很好地进行信息之间的交互。

1. 对合并单元的改造分析

安装常规互感器时, 要遵循就地安装原则, 利用交流头的作用, 对电缆传送模拟信号进行采样, 然后对收集到的数据进行处理, 再通过IEC60044-8的协议借助光纤通道装置, 将这些数据发送到网络交换机中, 其主要作用就是为测控装置提供共享数据, 或者为模拟量进行保护。在实践中应该得知, 1台合并单元可以对12路的模拟量数据进行收集, 这12路模拟量主要包括4路的测量电压, 3路测量电流, 以及5路的保护电流, 保证数据的准确性, 为以后的工作打好基础。

2. 分析变压器中的智能单元情况

对于变压器智能单元而言, 其会受到传统变压器制造特点的限制, 由于制造时没有进行实际试验, 导致其有一定的制造缺陷, 因此二者之间的配合有一定问题, 对于变压器中的各种设备, 传输装置等, 都是利用电缆进行连接的, 然后对继电器进行驱动, 进而完成整个信息的交流过程。而对于这种新型的数字化变电站中, 间隔层和过程层之间是利用光纤连接的, 通过网络进行各自信息的共享和交换, 根据变压器非电气量相对独立的特点, 使用变压器本体智能单元, 可以实现非电气量保护和测控一体化。对于本体智能单元而言, 其会结合常规变电站的方式, 完成变压器非电量保护和本体测控功能, 在此基础上, 还会利用光纤网络技术, 把变压器非电气量信息输送给间隔层装置, 实现二者信息之间的共享。

3. 分析系统中智能操作箱的情况

对于智能化操作箱而言, 其解决了传统变电站的接口问题, 例如数字化网络接口, 以及一次设备接口等, 对于智能操作箱而言, 其是整个设备的操作终端, 可以使用网络将测量控制装置, 一次设备的保护装置很好地连接到一起, 有效控制刀闸和断路器。在具体运行过程中, 智能操作箱根据上述两个装置所发送的信号, 然后利用GOOSE网络, 向刀闸和断路器下发命令, 这样就能很好地对其分合进行控制, 之后这些操作就会转变为继电器的输出。对于控制断路器操作时, 需要将刀闸分合的节点接入到操作回路中, 在其中设置一个插件, 这样插件就可以完成这些操作, 而且都是自动化控制, 还具备一定的防跳以及压力闭锁等功能。该装置还可以对刀闸、变压器设备, 以及断路器的信息进行收集, 同时借助GOOSE网络, 将信息传递给测控装置和保护装置。

三、分析间隔层数字化改造技术

常规变电站在二次系统中, 设备运行的基本情况信息, 以及保护装置的一些模拟量信息, 都需要使用电缆来传送, 对于其中的动作逻辑, 要在不同装置之间启动和封闭, 因此不同装置不同设备之间都需要进行电缆连接, 由此可见, 在传统方式当中, 二次回路的设置非常复杂, 线路较多, 因此无论在安装过程中还是在运行过程中, 都容易出现问题, 进而产生故障, 不利于整体运行的安全性和可靠性, 基于这一点需要进行改造。对其常规的间隔层进行技术改造时, 要求必须满足变电站的通信标准IEC61850, 在改造的时候, 间隔层之间的连接, 摒弃了传统方式, 使用双重的以太网进行连接, 通过网络中的开关量信息, 以及共享模拟技术, 就能完成保护动作逻辑, 以及不同装置间隔之间的封锁功能, 对于开关量的传输, 以及模拟量的传输中, 都要使用单播采样值服务, 利用变电站事件服务来完成整个工作。

1. 分析对SMV的改造情况

在数字化变电站中, 其中安装了数据采集系统, 在进行电力模拟量采样的时候要遵循一定的要求, 必须按照规定的采样率来完成, 使用GPS对时系统, 再利用网络技术, 就可以达到采样的同步化, 对于模拟量信息而言, 使用了SMV报文形式进行信息的传送, 在实际应用中, SMV可以为全站模拟量提供可靠的传输服务, 和传统站的相关技术对比, 传统变电站设置了多个装置, 而且其都共同享用同一个电气量, 为了达到这一目的, 就要依靠互感器多个绕组技术。这种数字化变电站的采样操作, 利用对单元格的合并, 再使用IEC61850-9-2协议将信息发送到交换机上, 这样在网络上的很多保护装置, 录波装置, 以及管控装置就能进行信息共享, 做到传递信息的及时性, 提高整体的工作效率, 在实践中由于优势明显, 因此受到广大技术人员的青睐。

2. 对GOOSE的改造技术分析

由于IEC61850中明确规定, 在应用GOOSE时, 要有以太网多播报文传输作为基础, 其替代了传统IED设备, 传统的通信中需要使用电缆进行各个装置接口的连接, 这样就可以很好的对联锁信息、断路器位置、保护跳闸等动作进行控制, 在这些数据传输中, 其对数据传输的实时性要求很高, 技术人员都清楚电缆质量与连接准确的重要性, 但是由于其有一定的复杂性, 因此问题肯定会出现, 影响整体的运行质量。对于GOOSE服务的信息交换技术而言, 是以发布、订阅机制作为技术基础的, 在同一个GOOSE网中, 任何一个IED要在订阅端很好地接收数据, 如果情况需要, 其还可以作为一个发布端, 进而为其他的IED传输有效的数据, 利用这一技术, 在实际操作中, 如果IED之间所传输的数据有所增加, 或者出现错误需要进一步更改, 操作流程就更加方便。对于GOOSE报文而言, 使用了ASN.1语法编码, 其和基本的编码规则相符合, 具体而言, 应用了变位报文和心跳报文, 两种快速重发相互结合的方式, 这样就能直接在以太网链路层上进行信息传输, 与此同时, GOOSE在接收过程中, 还应该结合报文中所规定的允许生存时间, 对链路的中断情况进行检测, 结合报文中测试标志对检修装置做相应的处理, 极大地提高了GOOSE服务的及时性和可靠性。

四、分析站控层数字化改造技术

对于在站控层应用的网络, 直接使用网线进行连接, 对于应用网络使用了双重化的配置, 在站控层和间隔层之间, 根据制造报文的相关规范, 利用网络技术进行不同数据的传输, 由于该技术的支持, 可以很好地完成对变电站的控制工作和监视工作。在数字化变电站中站控层中, MMS表示ISOTC184开发和维护在网络环境下, IED和计算机进行数据实时交换的一套独立的国际标准报文规范。

1. 对信号上送技术的分析

利用具有缓冲报告功能的控制块就能完成开入、事件、报警等信号类数据的上送, 然后再映射到MMS中, 通过BRCB功能, 就可以完成总召、事件缓存、周期上送、遥信和开入的上送等。使用了多可视的实现方案, 不同的事件可以同时送到多个后台中, 这样就提高了工作效率, 节省了传输的时间, 提高了数据传递的及时性, 更好地让技术人员进行分析和判断, 时间非常充裕。

2. 对测量上送技术的分析

在操作过程中, 利用无缓冲报告控制块就可以完成对遥测、保护测量类数据的上送, 然后再将数据映射到MMS的读写和报告服务中。利用URCB装置就可以对遥测的变化进行上送, 很好的对零漂和死区进行对比, 除此之外, 还可以实现总召和周期上送, 进而把事件传输到不同的后台中。

3. 对控制技术的分析

使用IEC61850的控制相关数据结构就可以很好地完成遥控、遥调等操作动作, 然后再将其映射到MMS中。对于IEC61850而言, 可以提供很多不同的控制类型, 例如PCS系列装置, 就可以完成增强型SBOW功能和直控功能, 除此之外, 还能达到闭锁逻辑检查、检无压、检同期等功能。

4. 对故障报告实现的分析

利用RDRE逻辑节点就可以实行故障报告功能, 然后将其映射到MMS的报告和文件操作服务中, 当出现了录波文件之后, 就可以利用报告上送到后台, 很好的完成这些功能。

五、实际案例的分析

1. 某110k V变电站的数字化改造分析

该变电站为常规变电站, 属于110k V, 对于其一次设备而言, 是传统的电磁型设备, 而其自动化系统和保护系统配置情况, 都是普通的综自站, 间隔层、过程层都是利用电缆完成连接, 对于站控层而言, 使用了以太网组网, 保证其和间隔层之间的数据交换, 整个变电站一共有2台110k V的变压器, 都应用了线变组的接线方式, 10k V使用了单母分段的接线方式, 正常的运行情况下, 每一台主变压器都会带一段10k V的母线, 与此同时, 其还母联了一个500A的热备用, 主变压器高压侧开关分别是151和152, 从911-923属于10k V馈线小车的开关。

2. 数字化改造方案的具体落实

结合实际情况, 以及对设备改造之后的要求, 在改造后需要建立起一个数字化网络, 在间隔层和过程层进行数据传输时, 必须使用双重化的光纤网络连接, 提高整体的工作效率, 同时也为了达到数字化改造的实际要求。在传送开关量和模拟量的时候, 要使用GOOSE和SMV的服务形式, 然后在利用双重化的MMS技术进行网络信息的共享。在设置的改造方案中, 在10k V侧间隔层的所有设备, 在进行信息传输时, 都是利用GOOSE/SMV技术来实现的, 由于间隔层之间的设备相互的配合, 避免在安装中使用大量的继电器和电缆, 对于该站的五防闭锁, 使用GOOSE网络传输开关量就可以完成, GOOSE网络可以对网络进行实时自检, 规避传统变电站在这一环节容易出现错误的问题, 自检技术的优势很明显, 和传统技术相比, 保证了变电站的安全性。只用简单的母差保护技术, 就可以将该功能分散到不同间隔的保护单元中, 和常规的变电站相比, 对交流信息不会重复的采集, 利用GOOSE机制就是将不同的故障信息传递给间隔层的设备中, 该技术可以对母线故障进行综合分析与科学判断, 可以及时切除母线故障, 保护动作迅速, 将损失降低到最小。本案例变电站系统运行超过10年, 设备老化, 经政府投资, 应用原一次设备。在主变压器、35k V断路器、10k V高压柜中加装终端采集装置, 实现数字化转换开关量、模拟量。数据服务器和智能终端采集装置中应用双光纤网络通信, 保护测控服务器和数据服务器应用双重化配置, 确保变电站数字化可靠运行。

结语

通过以上对变电站数字化改造技术的分析, 先阐述了数字化变电站的整体架构, 然后分析了过程层的数字化改造, 分析了间隔层的数字化改造, 同时对站控层的数字化改造进行了分析, 详细系统地了解了改造技术, 最后结合相关变电站的实际案例, 分析具体的改造过程, 希望给相关人士一些启发, 希望在以后的发展中, 该技术会有新的突破。

摘要：随着我国经济的发展, 科学技术的进步, 电网建设也取得了很大的成就, 在数字化技术应用之后, 对变电站的功能提出了更多的要求。数字化变电站建设是智能电网的重要组成部分, 对常规变电站进行数字化改造也已经成为未来的发展趋势, 通过数字化改造, 能提高变电站的质量, 工作效率也有很大提升。

关键词：变电站,数字化,改造技术

参考文献

变电站数字化改造问题 第4篇

关键词：数字化变电站 综合自动化系统 微机保护 通信

0 引言

传统变电站自动化系统存在着系统运行可靠性低、系统拓展性差和运营成本高等缺点。而随着我国近年来电网容量和电压等级的不断加快和提升，电网的结构也变得越来越复杂，已经很难满足变电站运行发展的需求。数字化变电站综合自动化系统集成了数据通信技术、电力电子技术和计算机技术等。具有数据采集、故障分析、微机保护、控制和操作闭锁、同期检测、系统诊断、遥视等功能，从而形成了具有自动检测、控制、保护和远程调度通信为一体的变电站系统。具有可靠性、互操作性和可拓展性等优点，可以有效地提高企业的经营效率，减少员工的劳动成本，避免因操作不当带来的相关问题的产生。

1 数字化变电站综合自动化系统网络拓扑结构

数字化变电站综合自动化系统拓扑结构由三部分组成，分别是：过程层、间隔层和变电站层，各层之间相互联系，对数据进行准确的通信，具体介绍如下：

1.1 过程层

过程层的主要功能是采集配电设备单元开关量和电参量模拟量等信号，然后由交换机通过远程调控对执行机构进行命令操作。在一次设备和过程层间进行数据通信时，除了智能单元和断路器要进行直埋电缆连接外，其他的都要使用电气连接[1]。

1.2 间隔层

间隔层主要是由测控保护装置构成，其主要的功能是对电气设备电参量数据信息进行保护和测控，从而不断的提高数据信息的传输速度和准确度，在系统的构筑中一般都使用光缆来对数据信息进行通信，间隔层内的保护设备通常使用网口通讯模式或者RS485模式来实现数据信息的实时共享功能，此外，应该根据实际情况来对间隔层进行后期的扩容，预留充分多的备用数据测控保护端子接口。

1.3 变电站层

变电站层主要包括工程师工作站（监控主机）、操作员工作站（监控主辅机）、远方调度数据通道和远动主机等，变电站层将预先设定好的动态数据通信信息通过数据通道送往控制中心或者远方调度，并传回相关的调度控制命令，通过控制过程层和变电站层之前的网络传输，从而使得过程层和保护层之间的保护控制单元能够顺利的执行命令。工程师工作站使用仿真软件来对系统的日常使用情况进行动态性的仿真监控，相关操作人员可以结合变电站的实际运行情况对设备进行控制和指挥，如修改相关的参数等操作，并且还可以通过该系统实现人机交互界面来调取相关的站内运行参数、监控图像和故障信息等情况来查看[2]。

2 数字化变电站综合自动化系统存在的问题及处理建议

2.1 设计方面

数字化变电站综合自动化系统的设计方面存在着接口不兼容、微机测控、设备装置利用率不高、人性化设计欠缺和遥视系统无法充分发挥作用等缺陷。

首先，对于接口不兼容问题，主要是因为变电站内有着不同厂家的自动化装置，接口类型较多，存在着不兼容的问题，从而导致保护测控装置无法正确上传数据信息，无法接收GPS对时等；在操作流程上，可能会导致远方能解决的问题必须要到现场去解决的问题，给工作人员带来不必要的麻烦[3]。

为了解决这样的问题，需要企业在招投标中充分的考虑各种设备的接口问题，明确接口的格式，这样不仅可以满足所在工程的实际需要，而且还可以大大的解决工程的建设成本。

其次，对于微机测控、设备装置利用率不高的問题，主要是因为微机测控装置接入较多的开关量和模拟量。为此，应该尽量的压缩微机测控装置的数量，避免设备的浪费和运行维护量的增加。

再者，对于遥视系统无法充分发挥作用的问题，主要是因为存在着摄像头数量不足，无法满足现实需要或者因为摄像头安装位置不合理等，都会无法发挥遥视系统的作用，为此，应该在遥视系统设计时，合理确定摄像头的数量和位置，以满足功能为前提，充分考虑现场情况，从而保证遥视系统功能的充分发挥。

最后，数字化变电站综合自动化系统还存在着缺乏人性化的设计问题，具体表现在以下几个方面：电网建设设计不合理，使用了大量的直管、弯管，并且将这些直接的埋在了水泥地面下，在以后进行二次电缆铺设时，会给相关的施工人员带来很多不必要的麻烦，因此，相关的电网工程设计人员应该结合现场施工需要，根据不同的施工现状，采取个性化的设计，确保设计的合理性和人性化，为以后二次施工带来方便，此外还应该加强和现场施工人员的交流和沟通，对设计中存在的问题要积极的改进，从而解决设计中存在的诸多问题[4]。

2.2 安装调试方面

数字化变电站综合自动化系统的安装调试方面主要存在着通信故障、误遥控运行设备造成事故等问题。

通信是数字化变电站的神经部分，在实际工作中存在着诸多的问题，具体表现在以下几点：有的通信网线没有钢销保护，容易导致网线的损坏；变电站内设备由不同厂家供应，未按要求加装规定的转换器，造成通信困难、通信中断或不能通信等故障。为此，应该加强通信网线的保护，明确厂家生产的通信接口规则，避免众多产品间因接口不兼容出现的通信问题。

针对在日常操作中存在的误遥控运行设备导致的相关事故问题，大多数是因为变电站增容、大修技改等工作方面，需要在变电站对新增单元的开关进行遥控试验，由于数据库关联错误，从而造成相关事故问题的发生。为此，应该做好遥控试验前准备工作，在远端数据库无误的情况下再办理工作票，此外调度部门需派专门人员到现场参与遥控试验，这样才会降低事故的发生。

3 结束语

总的来说，数字化变电站综合自动化系统是我国未来电力系统发展的必然趋势，虽然在现有系统运行中存在着诸多的问题，但数字化变电站综合自动化系统所拥有的优点大大的提高了电力系统的运行效率，降低了企业的系统运行成本，需要在今后的工作中，不断的对相关系统进行研究，提出改进方案，确保电网的安全、稳定运行。

参考文献：

[1]蔡城.数字化变电站综合自动化系统的问题分析[J].科学之友，2011（5）：39-40.

[2]刘晓春.浅谈变电站综合自动化系统[J].中国电力教育，2010，

155（4）：254-255.

[3]潘云飞.浅谈数字化变电站综合自动化系统的升级改造[J].信息技术，2014（2）：302-303.

110kV翠峰变电站的数字化改造 第5篇

与常规变电站相比,数字化变电站间隔层和站控层的设备及网络只是接口和通信模型发生了较小变化;而过程层发生了较大改变,由传统互感器,一次设备,一、二次设备之间的电缆连接,逐步改变为电子式互感器、智能化一次设备、合并单元和光纤连接等。下面以110kV翠峰变电站为例,介绍变电站的数字化改造过程。

110kV翠峰变电站含2回110kV进线、2台110kV主变,主接线图如图1所示。

2 智能化的一次设备

一次智能设备的信号回路和控制驱动回路均采用微处理器和光电技术,并设有以太网通信口,同时用光纤网络取代传统导线连接。

110kV翠峰变电站数字化改造过程中,智能化的一次设备主要体现在电子式互感器,包括电子式电流、电压互感器,合并器,10kV互感器及同步器等;而断路器、隔离开关、主变等没有智能化的设备,则通过加装智能终端单元来控制一次设备并采集各种信号,再转换为数字信号供保护测控及电能表使用。

(1)电子式电流互感器采用罗柯夫斯基线圈原理,顶部安装模数转换模块。它将二次侧输出的模拟量经智能单元模数转换后再与其它数据合并,最后由光纤上传主控供保护及测量。空载时,模数转换模块电源由光能提供;当负荷电流大于5%额定电流时,实现能量自给。

(2)电子式电压互感器采用阻抗式分压原理,底部安装模数转换模块。它将二次侧输出的模拟量经智能单元模数转换后由光纤输送至间隔智能单元。正常运行时,各间隔选用本段电压互感器的数字信号;当本段电压互感器停运,母联开关运行时,切换使用另一段母线电压互感器的信号。一次设备未运行时,模数转换模块电源由光能提供;当一次侧电压高于70%额定电压时,实现能量自给。

(3)110kV电压、电流互感器二次侧输出的数字量,经3个合并器单元合并后分别供给备自投、1#和2#主变的保护及电能表等。

(4)10kV电子式互感器二次侧输出1.5V的模拟量,经智能终端转换成数字量,再分别提供给线路、电容器等的保护和计量装置。

(5)过程层采用智能装置的同步器。

3 网络化的二次设备

改造后,110kV翠峰变电站网络化的二次设备主要体现在:

(1)2台主变高低压侧及线路断路器的控制均采用智能操作箱,实现了断路器的智能操作。

(2)采用智能型保护装置,设有多以太网口,按IEC 61850规约编程,没有小TA、小TV板和出口继电器板。110kV侧的保护装置安装在断路器旁;10kV侧的保护装置则安装在开关柜上。

(3)网络及远动通信、电缆均采用光纤。站控层和调度系统的通信、与五防系统的连接等采用103规约和CDT规约,其它部分的核心全部由高速光纤以太网组成。

(4)计量和测量采用数字化装置。

4 自动化的综合信息服务管理系统

变电站综合信息服务管理系统包括电力生产运行数据和状态记录统计无纸化、自动化,数据信息分流、分层交换自动化。系统能及时提供故障分析报告,指出故障原因及相应处理意见;能自动发出变电站设备检修报告,即将常规“定期检修”变为“状态检修”;能对不同厂家的信息设备进行互操作。系统硬件平台包括主计算机、操作员工作站、报表工作站、远动通信工作站、工程师工作站、双以太网和GPS对时系统等;软件平台包括操作系统、实时数据库系统、历史数据库系统、支撑软件、应用软件和通信软件等;网络的通信标准是IEC 61850。

因为110kV翠峰变电站没有进行完全的数字化改造,所以它不能实现“自动化的运行管理”。

5 改造后的系统结构

数字化改造后的110kV翠峰变电站分为过程层、间隔层和站控层,并且在间隔层和过程层采用了IEC61850通信规约。改造后的系统结构图如图2所示。

改造后的110kV翠峰变电站在保护、控制及测量方面已实现数字化,但站控层和调度系统的通信、与五防系统的连接等仍是103规约和CDT规约,断路器、隔离开关、主变等没有智能化,同时没实现“自动化的运行管理”。

6 数字化变电站存在的问题

与传统的变电站不同,数字化变电站不需电缆联接,仅靠一收一发一对光纤联接,具有信息平台统一、测量精度高、二次接线简单、电磁兼容性能优越、可靠性高、管理自动化等优点,但需加强研究开发过程中专业协作,改进材料器件的缺陷,另外试验设备、测试方法、检验标准,特别在EMC(电磁干扰与兼容)控制与试验还是薄弱环节。

(1)数字化变电站保护校验复杂,在运行时对部分间隔保护的校验难度大,且常规继电保护校验装置无法提供数字化保护所需的电流、电压量。另外,电流、电压量必须经过合并器才能进入保护装置,因此要完成需要大量电流、电压量的保护(如母差保护)校验尤为困难。

(2)互感器的问题。①为保证运行稳定,传感头必须解决电磁兼容、电磁干扰(EMC/EMI)及高压端稳定功率的功能等问题,并形成标准化和系列化的传感头设计方案。②光电/电子式互感器的局部放电试验、伏安特性试验的方法和标准也与常规设备有区别,所以必须提供统一标准的输出接口、规范化的产品标定方法,从而便于用户选择。③部分高电压等级的电流互感器变比大,输出精度无法满足要求,从而影响了变电站的计量、保护,不能满足现场运行需要。④目前光电/电子式互感器的生产厂家有限,产品型号少。

(3)由于智能电子设备的大量应用,变电站内运行、状态和控制等数字化信息需要传送,因而需要通过对传输的信息进行数据加密来保障网络资源的安全。在数字化变电站中虽然采用了简单的加密技术,但在计算机技术日益发展的今天,很容易被破解。

(4)IEC 61850通信协议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,使其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,但效果有待验证。同时,防火墙只能对跨越网络边界的信息进行监测、控制,而对网络内部攻击不具备防范能力,因此仅依靠防火墙来保护网络的安全性是不够的,还必须与其它安全措施(如加密技术等)综合使用,才能达到目的。

摘要：以110kV翠峰变电站为例,介绍了一、二次设备的数字化改造过程,指出了变电站数字化改造中存在的问题。

变电站数字化改造问题 第6篇

数字化变电站是指所有信息采集、传输、处理和输出过程全部由传统的模拟信息转换为数字信息,并建立与之相适应的通信网络和系统的变电站[1,2,3]。区别于常规变电站,数字化变电站具有一次设备智能化、二次设备网络化、运行管理系统自动化等特点。在常规变电站的基础上搭建数字化网络,设计既兼容现有一次系统、又能方便应用变电站通信网络和系统标准体系IEC61850标准的数字化变电站[2],对数字化变电站技术的发展和供电部门积累数字化变电站运行维护经验具有很重要的意义[4,5,6]。

本文按照数字化变电站的层次结构,分析了实现常规站数字化改造的关键设备和网络结构的技术特点,并以某110k V变电站的数字化改造为例,介绍了常规站数字化改造后的成效和运行中存在的问题。

1 数字化变电站的整体构架

数字化变电站按照一次设备智能化、二次设备网络化的设计思路,参照IEC61850的标准将变电站分为过程层、间隔层和站控层3个部分[2],其中过程层由模拟量收集终端合并单元和实现开关输入、输出的智能单元构成;间隔层主要由保护装置和测控装置组成;站控层主要包括监控、远动和故障信息子系统。

2 过程层的数字化改造

常规变电站一次设备与保护和测控装置之间通过电缆直接联系,完成电气量的采集、开关和刀闸的控制。基于常规一次设备的数字化改造借助于智能终端,它包括常规合并单元、变压器智能单元和智能操作箱。智能终端与常规一次设备通过电缆连接,将电信号转换为光信号,以光纤网络为媒介,完成常规一次设备和间隔层装置之间的信息交互[7,8]。

2.1 常规合并单元

变电站常规互感器的数据合并单元采取就地安装的原则,通过交流头就地采样电缆传送模拟信号,并将采样数据处理后通过IEC61850-9-1、IEC61850-9-2或者IEC60044-8的协议借助光纤通道发送到网络交换机供需要该模拟量的保护或者测控装置共享数据(1)。合并单元与常规互感器的连接关系如图1所示。1台合并单元可以完成12路模拟量采集,包括5路保护电流、3路测量电流和4路测量电压。

2.2 变压器智能单元

变压器智能单元受传统变压器制造特点的限制,变压器本体非电气量保护、有载调压和本体信号的传输通过电缆连接,以驱动继电器的方式完成。数字化变电站中,过程层和间隔层之间通过光纤组网进行信息交换,按照变压器非电气量相对独立的特点,采用变压器本体智能单元,将有载调压、非电气量保护和测控一体化。本体智能单元按照常规变电站的方式,实现变压器非电量保护和本体测控功能,并借助光纤网络将变压器非电气量信息输送给间隔层装置共享[9,10,11]。

2.3 智能操作箱

智能操作箱解决了传统一次设备和数字化网络的接口问题,智能操作箱作为数字化变电站一次开关设备操作的智能终端,将传统一次设备和保护、测控等装置通过光纤网络连接,完成对断路器、刀闸的分合操作,智能操作箱接收保护和测控装置通过GOOSE网下发的断路器或刀闸的分、合及闭锁命令,然后转换成相应的继电器硬接点输出。对于断路器的操作,需要将其分、合闸输出接点再接入智能操作箱的操作回路插件,由该插件来实现断路器跳合闸电流自保持、防跳以及压力闭锁等功能。装置同时就地采集断路器、刀闸以及变压器本体等一次设备的开关量状态,并通过GOOSE网络上送给保护和测控装置。智能操作箱通用硬件框图如图2所示。

3 间隔层的数字化改造

在常规变电站二次系统中,保护装置所需的模拟量信息和设备运行状态等信息需要通过电缆传送,动作逻辑需要在多个装置之间传递启动和闭锁信号,在各间隔层设备之间、间隔层和过程层设备之间需用大量的电缆连接,使传统方式下各个保护装置之间存在较多硬开入连线,导致二次回路接线比较复杂,容易出错,可靠性不高。

常规站间隔层的数字化改造采用支持变电站通信标准IEC61850中GOOSE输入和输出功能的保护和测控装置。间隔层装置之间通过双重化的以太网联系,各间隔层设备通过网络共享模拟量和开关量信息,完成保护的动作逻辑和相关间隔之间的闭锁功能,其中模拟量和开关量的传输分别采用IEC61850规约中的单播采样值(SMV)服务和面向通用对象的变电站事件(GOOSE)服务完成。

3.1 SMV

数字化变电站中数据采集系统按规定的采样率对电气模拟量进行采样,由GPS对时系统通过网络实现采样的同步。模拟量信息采用SMV报文形式传送,SMV提供了全站模拟量的传输服务,与传统站多个装置共享同一电气量需要使用互感器的多个绕组相比,数字化变电站采样数据通过合并单元后采用基于网络的IEC61850-9-2协议发送到交换机,可供网络上的多个保护、测控及录波装置共享。

3.2 GOOSE

IEC61850标准中定义的GOOSE以快速的以太网多播报文传输为基础[12],代替了传统的智能电子设备(IED)之间电缆接线的通信方式,主要用于保护跳闸、断路器位置、联锁信息等实时性要求高的数据传输。GOOSE服务的信息交换基于发布/订阅机制,同一GOOSE网中的任一IED,既可以作为订阅端接收数据,也可以作为发布端为其他IED提供数据,使IED之间通信数据的增加或更改更容易实现。GOOSE报文采用与基本编码规则(BER)相关的ASN.1语法编码,采用心跳报文和变位报文快速重发相结合的机制,直接在以太网链路层上传输,同时GOOSE接收可以根据报文中的允许生存时间TATL(Time Allow To Live)检测链路中断,根据报文中测试(test)标志对检修装置做相应处理,提高了GOOSE服务的可靠性和灵活性。常规站数字化改造后的GOOSE网络如图3所示。

4 站控层的数字化改造

站控层网络采用网线连接,网络采用双重化配置,间隔层与站控层之间按照制造报文规范MMS(Manufactoring Message Specification)通过网络进行数据交互,完成对变电站的监视和控制[14]。数字化变电站中站控层的网络构架如图4所示。

MMS是ISO TC184开发和维护的网络环境下计算机或IED之间交换实时数据和监控信息的一套独立的国际标准报文规范[13,14]。下面介绍MMS功能。

a.信号上送。开入、事件、报警等信号类数据的上送功能通过有缓冲报告控制块(BRCB)来实现,映射到MMS的读写和报告服务中。通过BRCB可以实现遥信和开入的变化上送、周期上送、总召和事件缓存。由于采用了多可视的实现方案,事件可以同时送到多个后台。

b.测量上送。遥测、保护测量类数据的上送功能通过无缓冲报告控制块(URCB)来实现,映射到MMS的读写和报告服务中。通过URCB可以实现遥测的变化上送(比较死区和零漂)、周期上送和总召。多可视的实现方案,将事件送到多个后台。

c.控制。遥控、遥调等控制功能通过IEC61850的控制相关数据结构实现,映射到MMS的读写和报告服务中。IEC61850提供多种控制类型,比如南瑞继保公司的PCS系列装置实现了增强型SBOW功能和直控功能,支持检同期、检无压、闭锁逻辑检查等功能。

d.故障报告。故障报告功能通过RDRE逻辑节点实现,映射到MMS的报告和文件操作服务中。录波文件产生时,通过报告上送到后台。

5 实例分析

某110 k V变电站原为常规变电站,一次设备为传统电磁型设备,保护和自动化系统为普通综自站配置,过程层和间隔层采用电缆连接,站控层采用以太网组网和间隔层装置交换数据,全站共有2台110 k V两圈变压器,分别采用线变组接线方式,10 k V接线为单母分段,正常运行方式下,每台主变压器各带一段10 k V母线,10 k V母联500 A热备用,101、102为主变压器高压侧开关,501、502为主变压器低压侧开关,701到720为10 k V馈线小车开关。该站主接线如图5所示。

按照IEC61850标准体系,采用南瑞继保公司PCS系列常规合并单元、智能单元和保护测控一体化装置对该变电站控制保护系统进行数字化改造,改造后建立起了数字化网络,其中过程层和间隔层之间采用双重化的光纤网络连接,以SMV和GOOSE的服务形式传送模拟量和开关量,间隔层和过程层通过双重化的MMS网络共享信息。网络结构见图6。

通过数字化改造后,10 k V侧间隔层设备之间通过GOOSE/SMV网络传输信息,间隔层设备之间相互配合减少了大量电缆和继电器;全站的五防闭锁[10]采用GOOSE网络传输开关量实现,由于GOOSE网络提供实时网络自检,避免了传统继电器出错而无法检测的弊端,提高了变电站运行操作的安全性;110 k V变压器采用保护测控一体化,通过网络与后台共享数据,这种配置思想相对于常规110 k V主变压器保护和测控独立,主保护和后备保护分开,提高了110 k V供电可靠性;保护配置在原来的基础上,引入了10 k V简易母差保护和网络化过负荷减载。

简易母差保护将母线保护功能分散到各间隔保护单元中实现,与常规站相比,不重复采集交流信息;各故障信息通过GOOSE机制实时传送到间隔层设备,由间隔层设备结合运行方式,综合判定母线故障,发送跳闸命令,提高了继电保护的动作速度,快速切除母线故障,保障了一次设备安全。

网络化过负荷减载将母线运行信息通过网络集中采集、集中处理、集中逻辑判断,并将得出的减载信息通过GOOSE服务发送到各间隔层设备分散就地执行。与常规的低周低压减载装置相比,减少了信息的重复采集和定值的分散重复整定,使动作逻辑更简洁可靠,保证了供电的可靠性。

6 结语

常规站的数字化改造,兼容了常规变电站的技术,并搭建起数字化变电站的网络结构,使数字化变电站有机地结合了电网的发展。但在常规变电站基础上改造的数字化变电站没有实现一次设备的智能化,作为过渡的智能终端设备安置在开关场地,条件恶劣,从而影响数据稳定性;过程层光纤网络对环境的温度要求较高,铺设在场地容易发热;过程层、间隔层和站控层网络相对独立,需要在此基础上发展,从而实现全站集成自动化应用。

摘要：根据数字化变电站的层次结构,比较了常规变电站和数字化变电站的技术特征,介绍了常规一次设备数字化改造的智能终端、符合IEC61850标准的单播采样值(SMV)服务和面向通用对象的变电站事件(GOOSE)服务、数字化变电站各层间数据交互和监控等关键技术。分析了某110 kV常规变电站数字化改造后的网络结构、简易母差保护和网络化过负荷减载,并指出了改造后智能终端数据不稳定、光纤网络容易发热、各层网络相对独立,需要实现全站集成自动化等问题。

变电站数字化改造问题 第7篇

目前完整的数字化变电站从物理结构上可以分为三个层次, 即过程层、间隔层、站控层, 每层均由相应的设备对象及光纤传输链路、以太网交换机构成。其中站控层设备组屏安装, 提供设备状态监视与控制、保护信息记录与分析、站级五防和VQC功能;间隔层测控单元安装在各间隔单元, 具有遥测、遥信、遥控 (调) 等功能, 完成对全站设备的保护、测量和控制;过程层由电子式电流电压互感器和合并器等组成, 完成对数字信号的采集、合并、处理后, 以光信号方式对外提供数据。

2 数字化变电站与传统变电站的比较

数字化变电站与传统的变电站相比具有如下显著优点:

(1) 提高信号传输的可靠性。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作技术告警。传统变电站的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。而且传输方式为模拟信号传输, 易受干扰。数字信号采用光纤传输, 从根本上解决传输信号受电磁干扰的问题。

(2) 应用电子式互感器解决传统互感器的固有问题。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饱和影响差动保护、CVT暂态过程影响距离保护、铁磁谐振等问题。

(3) 避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, 同时杜绝了二次回路两点接地的可能性。

(4) 便于变电站扩充功能和扩展规模。变电站设备间的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, 节省投资, 减少变电站全生命周期成本。

数字化变电站各种功能的采集、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, 不需要增加硬件投资。

(5) 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。

(6) GOOSE网 (面向通用对象的变电站事件) 的成功应用, 使断路器的分合闸控制、断路器信息的上传、闭锁信号的传输等服务功能均通过该网络实现。

(7) 减少维护工作量。由于数字化变电站采用了具有自检功能的数字通信系统, 以及电子式PT、CT的绝缘结构简单, 数字化变电站设备的维护工作将大量减少。 (1) 电子式PT、CT的绝缘结构简单, 仅为简单的支柱式绝缘, 预试工作量大量减少。 (2) 原微机保护、测控装置更换为新型的数字化微机保护测控一体装置, 复杂的二次电缆更换为光缆, 二次接线大幅度简化, 二次部分维护工作量大大减少。 (3) 精度问题全部集中在电子式PT、CT, 保护、测控、电能表的精度检查工作可以简化。

3 变电站数字化改造工程实例

1 10 k V深圳五村变电站的数字化改造将常规电磁式互感器更换为电子式互感器, 将原微机保护、测控装置及二次电缆更换为新型的数字化微机保护、测控装置及光缆, 同时为传统的断路器及主变设备加装了智能终端单元。各终端单元对一次设备进行控制和采集各种信号, 再转为数字信号供保护测控及电能表使用, 实现了变电站数据采集、传输处理、控制过程的数字化, 并提供实时、可靠的共享信息平台, 提升现有设备的技术水平, 使该站成为新型数字化综合自动化变电站。

五村站内110k V部分使用独立式光电电流、电压互感器, 10k V采用模拟输出的电子式电流电压互感器就地安装于开关柜内, 由“传统开关+智能终端”的方式来实现开关设备的智能化。

整站网络建立在IEC 61850通信技术规范的基础上, 按分层分布式来实现整站数字化及变电站内智能电气设备间的信息共享和互操作性。

整站的网络架构从整体上分为三层:站控层、间隔层和过程层。

站控层设备建立在IEC 61850协议规范的基础上, 具有面向对象的统一数据建模。与站外接口的设备如远动装置等应能将站内IEC 61850协议转换成相对应规约格式。所有站控层设备均应采用百兆工业以太网, 并按照IEC61850通信规范进行系统建模并进行信息传输。

间隔层设备主要包括保护装置、测控装置等一些二次设备。所有信息上传均能够按照IEC61850协议建模并具有支持智能一次设备的通信接口功能。

过程层设备包括光电电流、电压互感器、智能开关一次设备或开关设备的智能单元。

辅助设备包括一些规约转换设备 (将不符合IEC 61850协议的设备进行规约转换) 、同步信号源 (过程层对时) 、GPS对时 (站控层对时) 。

站控层与间隔层采用按IEC 61850协议星形网络构建, 后台系统按照IEC 61850协议统一建模。间隔层与过程层设备采用点对点通信技术。

4 数字化变电站未来需解决的问题

(1) 如何充分发挥数字化变电站的网络化、数字化和统一信息平台的优势, 通过站控层的网络实现自动装置的功能, 例如低频减载、备自投等。 (2) 如何充分发挥数字化变电站的网络化、数字化和统一信息平台的优势, 推动一次设备状态在线监测技术的进一步发展和应用。 (3) 基于IEC 61850的统一建模。全站采用IEC61850变电站通信网络和系统标准, 建立统一的信息平台, 以达到信息共享, 避免设备重复配置。功能更全面, 充分利用已有的资源, 开发各种安全自动功能, 实现数据共享。 (4) 建立110k V和10k V备自投网络, 利用现有的数据, 实现备自投功能。现阶段从可靠性考虑, 宜设独立的备自投装置。

结语

实现数字化变电站对于我国变电站的自动化运行和管理将带来深远的影响和变革, 具有非常重大的技术和经济意义。在技术上, 实现数字化变电站首先可以减少自动化设备数量, 简化二次接线, 提高系统的可靠性;其次由于设备具有互操作性, 方便了设备的维护和更新, 减少投运时间, 提高工作效率, 有利于变电站的扩建及自动化系统扩充。在经济上, 数字化变电站可以实现信息在运行系统和其它支持系统之间的共享, 节约大量的控制电缆, 减少重复建设和投资, 减少变化电站的初期建设成本和运行维护成本。

摘要：目前, 数字化变电站正在我国进行试点开展, 其技术也不断地发展成熟。数字化变电站是变电站的信息采集、传输、处理输出过程的全部数字化, 理想的数字化变电站应基于IEC61850协议构建, 采用光学或电学电子式互感器、智能化一次设备、网络化二次设备, 实现站控层、间隔层、过程层之间完全网络化信息交换。基于电子式互感器和数字传输信号的数字化变电站技术的迅速发展, 可以大大地简化原有常规变电站的二次回路, 提高二次系统的整体运行水平。

变电站数字化改造问题 第8篇

2008年3月31日, 广东第一个基于IEC61850的信息传输方和控制的数字化变电站暨示范站江门110 kV沙坪数字化变电案站, 在完成雁沙线带负荷试验后, 其一期工程顺利投运, 为数字化变电站在广东推广应用创下良好的开局, 并对国内数字化变电站的发展产生重要影响, 标志国电南瑞在数字化变电站领域继续处于国内领先地位。

2007年5月, 国电南瑞科技股份有限公司中标110 kV沙坪变电站综合自动化系统的数字化改造工程。12月, 基于IEC61850的信息传输和控制的综合自动化系统通过出厂验收, 工程进入现场安装调试阶段。110 kV沙坪变电站新综合自动化系统从测控、保护到后台, 均采用国电南瑞最新研制的数字化产品, 包括NS3000 (UNIX) 数字化计算机监控系统、NS3600系列数字化保护测控一体化装置、NS3520测控装置, 从过程层、间隔层、变电站层全面实现基于IEC61850的信息传输和控制。

沙坪变电站110 kV线路保护单独组成GOOSE控制网, 便于实现信息的快速交互以及准确控制;主变电站部分采用合并单元 (MU) 与智能操作箱就地下放, 通过双GOOSE网实现可靠控制, 使主变电站保护全光纤化, 不但大大节省了电缆、节约了占地, 而且缩短了投运周期和互感器的电气距离, 更重要的是优化了控制回路。经过数字化改造后, 信息将高度集成化, 便于扩展和进行实时有效的数据管理。它打破了常规变电站的监视、控制、保护、故障录波、量测与计量等几乎都是功能单一、相互独立的装置的模式, 改变了硬件重复配置、信息不共享、投资成本大的局面。数字化变电站使得原来分散的二次系统装置, 具备了进行信息集成和功能合理优化、整合的基础。

变电站综合自动化改造问题探析 第9篇

变电站综合自动化是指利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术, 实现对变电站主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、控制、保护以及与调度通信等综合性自动化功能。变电站综合自动化系统自20世纪90年代以来, 一直是中国电力行业中的热点之一。它既是电力建设的需要, 也是市场的需要, 中国每年变电站的数量以3%-5%的速度增长, 每年有千百座新建变电站投入运行, 同时根据电网的要求, 传统的变电站已经远远不能满足现代电力系统管理模式的需求, 每年又有不少传统变电站进行综合自动化改造, 以提高自动化水平。但是, 由于综合自动化技术尚未完全成熟, 其运行过程中难免出现一些不尽人意的地方, 下面将综合自动化改造中经常出现的问题做一总结。

2我国变电站综合自动化改造问题分析

2.1电磁兼容问题

所谓电磁兼容问题也就是所谓的抗干扰问题, 是一个非常重要然而却常被忽视的方面。电磁干扰对系统在线运行的影响非常严重, 若不采取有效措施, 将产生严重后果。可在系统的硬件和软件方面采取一些必要措施, 以消除或抑制电磁干扰。如系统接地保护、隔离和屏蔽等。变电站综合自动化系统的抗干扰措施是保证其系统可靠和稳定运行的基础。合格的自动化产品除了满足一般检验项目外, 主要还应通过高低温试验、耐湿热试验、雷电冲击电压试验、动模试验, 而且还要重点通过四项电磁兼容试验。分别是:1MHz脉冲干扰试验、静电放电干扰试验、辐射电磁场干扰试验、快速瞬变干扰试验。

2.2事故信号问题

在常规控制方式的变电站, 运行中发生事故时变电站将产生事故报警音响并经过远动设备向调度自动化系统采用这个事故信号启动事故相应的处理软件。由此可见, 变电站的事故信号是一个非常重要的信号, 特别是对于无人值班的变电站, 由于监控中心的运行人员需要同时监控多个变电站的运行状态, 事故信号就成为监控中心运行人员中断其他工作转入事故处理的主要标志性信号, 非常重要。

2.3不同产品的接口问题

接口是自动化系统中非常重要而又长期以来未得到妥善解决的问题之一, 包括微机保护装置、小电流接地装置、故障录波装置、站用直流系统等智能设备与总控单元、总控单元与主站之间的通讯。这些不同厂家的产品要在数据接口方面沟通, 需花费软件人员很大精力去协调数据格式、通讯规约等问题。当不同厂家的产品、种类很多时, 问题会更严重。对于这方面的问题, 从系统设计开始, 就要引起重视, 在进行系统招标及签订技术协议时, 要用明确的条文来约束系统供货商, 保证站内设备间能正常通讯。

2.4关于GPS对时的问题

随着变电站自动化水平的提高, 电力系统对统一时钟的要求愈加迫切。有了统一时钟, 即可以实现全站各系统在GPS时间基准下的运行监控和事故后的故障分析, 也可以通过各开关动作的先后顺序来分析事故的原因及发展过程。统一时钟是保证电力系统安全运行、提高运行水平的一个重要措施。GPS对时一般有三种方式:脉冲同步信号、串行口对时方式、IRIG-B方式。

由于变电站内往往存在不同厂家的自动化装置, 其接口类型繁多, 装置数量也不等, 所以在实际应用中经常遇到GPS对时接口与接受对时的设备接口不能通信的问题。这就提醒设计人员在前期订货时就应当充分考虑各种设备的接口问题。尤其是保护测控装置及其它智能装置与后台监控设备的接口问题。因变电站综合改造多用以太网方式组网, 而有些厂家的旧设备只存在串口或RS485接口, 或者不同厂家设备进行通信时, 因为规约不同而造成通信失败。这些问题都需要对所订购设备的通信插件进行统筹考虑, 或订购充分数量的规约转换器, 以免发生上述情况。

2.5监控程序稳定性问题

变电站实现综合自动化后无论是有人值班还是无人值班, 操作人员不是在变电站内就是在主控站或者调度室内, 面对显示器进行变电站的全方位监视和操作。所以监控系统能否保持长时间稳定无故障的运行, 对提高变电站的运行管理水平和安全可靠性是非常重要的。

在部分综合自动化系统中会出现后台监控操作系统程序走死, 网络资源不足导致后台监控机死机的情况。这种情况往往需要将后台监控机的监控程序版本升级, 并经系统双机切换测试。当其中一台后台监控机网络中断或有异常时, 监控系统能将另一台备用自动切换成主机运行。变电站实现综合自动化后, 很多的运行维护工作都需要通过微机装置来完成。但综合自动化装置的硬件更新换代非常快, 尤其是监控软件有时会存在难以发现的缺陷。随着综合自动化技术的不断进步, 这些问题都会逐步得到解决。但是同时也提醒设计人员在选择综合自动化产品及后台监控系统时, 要综合考虑多方因素, 选出一种程序运行稳定、功能齐全、硬件配置相对超前的综合自动化产品。

摘要：采用变电站综合自动化技术是计算机和通信技术应用的方向, 也是电网发展的趋势。综自改造后的变电站, 其运行情况越来越依赖于自动化装置的实用性及成熟性。就综自改造中出现的问题及特点做出相应分析, 以寻找解决这些问题的合理方案。

关键词：变电站,综合自动化,改造

参考文献