探讨传统变电站数字化的改造模式及技术特点

　　摘要：文章阐述了传统变电站数字化改造的要求及各种模式的技术特点，结合广州电网数字化的改造，对所提出的模式进行了实践，最后总结了传统变电站数字化改造后实际运行中存在的一些问题。
　　关键词：传统变电站；数字化变电站；模式；技术特点
　　前言：
　　随着计算机技术、通讯技术的不断发展，电力系统对电力设备数字化、网络化的要求不断提高。基于IEC61850的数字化变电站技术也在日益更新，特别是交流采样值通过IEC61850-9-2协议的网络传输技术也被用户逐步认可。传统的一次设备已经不能适应变电站数字化发展的需求，通过对传统变电站的数字化改造，基本取消了硬接线和传统的二次继电器逻辑接线，所有的开入、模拟量的采集均在就地完成，转换为数字量后通过标准规约从网络传输，所有的开出控制也通过网络通信完成，真正实现了网络数据的共享。
　　1数字化变电站的技术特征
　　数字化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，建立在IEC61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。主要技术特征包括：
　　1.1非常规互感器的使用
　　非常规互感器有两种基本类型，一种是电子式互感器，一种是电光效应的互感器，其最大特点就是可以输出低压模拟量和数字量信号，直接用于微机保护和电子式计量设备，去除了许多中间环节，适应电力系统数字化、智能化和网络化的需要，由于动态范围比较大，能同时适用于测量和保护两种功能。因此，非常规互感器对于变电站自动化系统的发展具有重要的意义。
　　1.2一次设备的智能化
　　智能操作断路器是根据所检测到的电网中开关开断前一瞬间的各种工作状态信息，自动选择和调整操动机构以及与灭弧室状态相适应的合理工作条件，以改变现有断路器的单一分闸特性。
　　1.3二次设备的网络化
　　变电站内的二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。
　　1.4自动运行的管理系统
　　电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；变电站运行故障时能即时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；自动发出变电站设备检修报告，反映设备的正常运行状态。
　　2传统变电站数字化改造的基本要求
　　IEC61850规约将数字化变电站分为过程层、间隔层和站控层(如图1)，各层内部及各层之间采用高速网络通信。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变化，而过程层则由传统的电流、电压互感器、一次设备以及一次设备与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、光纤连接等内容。因此，传统变电站数字化改造主要是对过程层和间隔层设备进行升级，将一次系统的模拟量和开关量就地数字化，用光纤代替现有的电缆连接，实现过程层设备与间隔层设备之间的通信。
　　
　　3传统变电站数字化改造的模式
　　由于数字化变电站是基于过程层信息和站控层信息在以太网上的完全共享，又由于数字化变电站采用了一系列不断发展的新技术。因此，从实用化层面分析，目前传统变电站数字化改造可以采用的模式大致可分为以下三种：
　　（1）基于站控层IEC61850的数字化变电站。该系统与传统的变电站自动化系统基本类似。间隔层智能电子设备IED（保护及自动化装置）仍然可被安装在间隔层设备上或集中组屏。这种模式的推广是为了解决传统变电站中智能设备的互联互通及信息互操作问题。由于变电站的智能设备的通信及功能被约束在IEC61850标准范围内，因此，整个系统中的每一个节点的信息传输被标准化，从而使得整个系统的可维护、可扩充性能大为提高。联闭锁的GOOSE信号及保护间的配合信号也可以在这里实现。
　　（2）基于传统互感器及过程层GOOSE信息交换的数字化变电站。这种模式不仅在站控层信息交换采用了IEC61850，而且增加了过程层网络进行过程层信息交换。对于每一个间隔，配置了过程层智能操作箱，首先将设备的信息及操作数字化，与之相关的间隔层智能电子设备IED（保护及自动化装置）则通过光纤以太网与对应间隔智能操作箱相连接。IED与合并单元、智能操作箱之间既可以点对点的方式互联，以网络总线方式相连。IED可以根据需要安装在变电站的任何地方。由此可见，原来一次设备与IED之间的传统的大量铜芯电缆被少量的通信光缆代替了。同时由于建立了过程层网络，过程层的高速采样数据可以被不同类型的装置共享，从而大大简化了现场的一次接线。
　　（3）基于站控层及过程层全信息交换的数字化变电站。与第2种模式相比，该模式采用电子式互感器代替了传统互感器。电子式互感器的发展在数字化变电站领域有着绝对的优势。无论是有源式、无源式、还是内置GIS式的电子式互感器，由于采样直接在一次进行，转换为光信号后经过光缆传给二次，使得互感器对绝缘的要求大大降低，并大大减小了模拟量信号在传输过程中受到的干扰。
　　根据上述三种方案的技术特点，不难看出全信息交换的数字化变电站既能比较好的解决现有自动化技术的缺陷，又能克服传统电磁型设备的不足，是现阶段比较理想的数字化改造模式。组网模式参考图2。
　　
　　4实例分析
　　110kV长洲站作为广州电网全数字化先进技术应用试点，采用了罗氏线圈电子式互感器、低功率线圈（小信号）互感器、智能操作箱、基于61850规约的保护测控一体化装置。系统由站控层、间隔层、过程层组成，采用分层、分布、开放式结构，所有二次设备均支持IEC61850规约。通过GOOSE网络快速变量传输机制进行间隔层控制保护装置之间的通信，解决了保护死区和开关失灵等问题，同时减少了电缆，方便了工程的实施与维护。高压室与控制室间采样数据、控制命令不再依赖控制电缆传输，电磁兼容问题也得以抑制。而且利用GOOSE在信号没有变位的时候，发送心跳报文实现了链路的状态检修，解决了传统电缆接线松动无法检测的隐患。
　　5 结语
　　全数字化变电站有着传统变电站不可比拟的优势，但是应用电子设备数量多是数字化变电站的一个潜在缺陷，长期户外高温运行，对设备的健康和数据采样的稳定性，都有一定的影响。同时，完全网络化的设计在实现信息共享的同时也大大增加了系统遭受攻击的风险，而且为了保证系统冗余度所采取的措施，也为设备损坏时的及时更换带来不便。因此，在实现传统变电站数字化的同时，我们也要加快解决数字化运行的一些问题，使得这种技术更好的为实现智能化电网服务。
　　6参考文献：
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　　[2]高翔,张沛超.数字化变电站的主要特征和关键技术[J].电网技术,2006(23).
　　[3]李映川,王晓茹.基于IEC61850的变电站智能电子设备的实现技术[J].电力系统通信,2005,26(15).
　　[4]李兰欣,苗培青,王俊芳.基于IEC61850的数字化变电站系统解决方案的研究[J].电网技术,2006,30(10):321-324.