電力系統數字化變電站的構建及實踐

田 翀 李 立 楊炳元 田永高 李麗萍

（1.內蒙古工業大學電力學院，呼和浩特 010080；2.山西省交城供電公司，山西 交城 030500）

微機型綜合自動化裝置是一種具測量、控制、保護、通信一體化的一種經濟型保護。隨著微機型保護裝置、微機五防裝置、變電站無人值守系統、調度自動化四遙（遙測、遙信、遙控、遙調）功能的實現，微機綜合自動化的成熟發展，給電力系統的安全穩定運行帶來了極大的方便，人們對自動化的依賴程度也在日益增長。

已經在電力系統成熟地運用了幾十年的變電站微機綜合自動化技術，傳統技術也越來越不能滿足現代化變電站設備智能化、不能實現變電站內智能電氣設備間信息共享和互操作，不能滿足電力系統建設智能電網的需要。

數字化變電站是由智能化一次設備（電子式互感器、智能化開關等）和網絡化二次設備分層（過程層、間隔層、站控層）構建，建立在 IEC61850通信規范基礎上，能夠實現變電站內智能電氣設備間信息共享和互操作的現代化變電站[1]。

1 數字化變電站的優點和特征

1.1 電流電壓互感器的光電化

傳統變電站的互感器的基本原理都是利用電磁感應原理。與傳統電磁感應式互感器相比，光電式互感器具有優良的絕緣性能；不含鐵心，消除了磁飽和和鐵磁諧振等問題；抗電磁干擾性能好，低壓邊無開路高壓危險；動態范圍大，測量精度高；頻率響應范圍寬；沒有因存油而產生的易燃、易爆炸等危險；體積小、重量輕、節約空間以及便宜的價格等優點。

光電互感器（也稱數字式互感器，智能互感器、電子互感器），采用羅氏線圈原理，實現互感器的光電化，使得高低壓完全隔離。利用光纖傳輸數據，易于實現高精度、高可靠性。

光電互感器分有源和無源兩種。有源型光電互感器的一次傳感器為空心線圈，高壓側傳感頭電子器件部分需要由電源供電方能工作。大致可分為三部分：高電位測信號采集處理部分、低電位測信號處理部分、高電位測電源供電部分。無源光電電流互感器是不需要外加電源的自勵源式互感器，它的一次傳感器是為磁光玻璃，無需電源供電。

1.2 合并器

由于在實際的變電站數字化改造過程中，運行中的設備有可能常規電磁式互感器與光電互感器同時存在，合并器能夠實現電磁式互感器的模擬信號和光電化互感器數字信號的點對點的光纖網絡數據收集采樣、接受、發送。

1.3 一次設備的智能化

變電站一次設備主要包括變壓器、電容器、電抗器、斷路器、隔離開關、互感器、母線等。

一次設備智能化是數字化變電站的主要標志之一。它具有標準的數字化信息接口，融狀態檢測、控制保護、在線調控、信息通信等于一體，一次設備被檢測的信號回路和被控制的操作驅動回路中常規的強電模擬信號和控制電纜被光電數字信號和光纖代替。它通過智能設備的數字化接口（過程總線接口）將一次設備智能終端輸入的開關位置、低氣壓、隔離開關位置、中性點刀閘位置、分接開關檔位等狀態量，傳送給間隔層設備提供電氣信息，并且同時接受間隔層設備輸入的跳合閘操作、分接開關檔位控制、電容器投切控制、刀閘控制、風扇控制等控制命令，實現機電一體的進一步結合，滿足整個智能化電網的需要。

1.4 二次設備的網絡化

二次設備網絡化就是將變電站內常規的二次設備，如繼電保護、防誤閉鎖、測量控制、遠動、通信、故障錄波、電壓無功控制、同期操作、在線狀態檢測等裝置全部按照IEC-61850的要求，改造為具有數字化接口的網絡化的二次設備，能滿足電子式互感器和智能開關的要求。

1.5 自動化的運行管理和檢修更加優越

變電站運行管理自動化系統包括電力生產運行數據、狀態記錄統計無紙化；數據信息分層、分流交換自動化；變電站運行過程中發生故障時能夠及時提供故障的分析報告，指出故障的原因，提出故障的處理意見；系統能夠自動發出變電站設備的檢修報告。智能化的一次設備和網絡化的二次設備使得設備在線狀態檢測更加實時性、控制操作更加可靠，通信系統傳輸的信息更完整，通信的實時性大幅度提高；變電站可實現更多、更復雜的自動化功能，提高自動化運行和管理水平。因此，數字化變電站運行管理，運行規程和檢修方案都要獨立地制定。光電互感器等網絡化二次設備的出現，也使得二次保護、監控控制等設備與一次設備可以實現就地安裝。

2 數字化變電站綜合自動化系統的基本結構

數字化變電站自動化系統在邏輯結構上分為三個層次（如圖1所示），這三個層次分別稱為“站控層”、“間隔層”、“過程層”。各層次內部和層次之間采用高速網絡通信。

圖1 數字化變電站自動化系統邏輯結構圖

隨著智能開關、光電式互感器等機電一體化的智能化電氣設備的出現和迅速發展，并應用在GIS、PASS、AIS、超高壓直流站等場合，變電站綜合自動化的技術邁入了數字化的新階段。在智能化數字化變電站中，一次設備的智能化和二次設備的網絡化代替了常規的互感器、繼電保護裝置、監控等裝置的 I/O部分，可將保護、監控裝置小型化、緊湊化，完整地安裝在開關柜上，實現了變電站的機電一體化[2]。

2.1 站控層（變電站層）及其功能

站控層設備主要就是指監控主站、工程師站、信息子站等。它的主要功能是：為變電站提供運行、管理、工程配置的界面，并記錄變電站內的所有相關信息。

2.2 間隔層及其功能

間隔層主要指的是繼電保護與測控、錄波等。它的功能是：①匯總本間隔過程層實時數據信息；②實施對一次設備保護控制功能；③實施本間隔操作閉鎖功能；④實施操作同期及其他控制功能；⑤對數據采集、統計運算及控制命令的發出具有優先級別的控制；⑥承上啟下的通信功能，即同時高速完成與過程層及變電站層的網絡通信功能，必要時，上下網絡接口具備雙口全雙工方式以提高信息通道的冗余度，保證網絡通信的可靠性[3]。

2.3 過程層

過程層是一次設備與二次設備的結合面，也可以說過程層是智能化電氣設備的智能化部分，包括光電互感器、合并單元、智能終端與過程層網絡組成。過程層網絡的核心設備就是交換機，它一端連接間隔層的IED設備，另一端連接過程層的智能接口和合并器。它的功能是：①電氣運行時的實時監測；②運行設備狀態參數的在線檢測和統計；③操作控制執行和驅動。

3 110kVV數字化站的實例及配置原則

現有常規的110KVV變電站的一般微機綜合自動化系統已經實現了站控層與間隔層設備間的數字化，間隔層裝置內部也已基本都是數字化存儲與處理，所以應該把數字化建設的重點放在對于一次設備的數字化改造以及間隔層設備的數字化接口的改造?；ジ衅鞑捎霉怆娀ジ衅?，開關采用傳統開關設備+智能終端來實現。當然為節約投資，也可采用光電互感器+網絡化二次和常規一次設備的方式。

3.1 變電站實例現狀

以下示例為常規微機綜合自動化110kV變電站（如圖2所示）數字化改造為實例：

二卷式主變（110/110kV），容量 2×40MVAA；

110kV、10kV電壓側母線均為單母分段；

110kV一次設備：戶外斷路器＋隔離開關+電流互感器組合；PT+避雷器組合。

10kV一次設備：戶內KYN28—12成套開關柜。

圖2 2 銀通110kVV變電站主接線示意圖

3.2 配置原則

整站的方案配置圖如圖3所示。

1）互感器及合并器配置原則

110kV間隔電流互感器按單元配置，每個110kV線路及分段開關間隔單元布置一組互感器，線圈布置原則為1組保護線圈+1組計量線圈；應配置單采集器采集數據；合并器應單重化配置。

主變各側互感器按照主保護、后備保護獨立原則配置（如圖44所示），線圈布置原則為2組保護線圈+1組計量線圈；應配置雙采集器采集數據；合并器應按差動及后備保護雙重化（分別）配置，合并器的輸入應分別來自不同的采集器，并分別安裝于差動及后備保護的保護屏上。

圖3 整站的方案配置圖

圖4 變壓器10kVV側合并器配置

10kV間隔按照單元配置模擬量輸出的電子式電流加智能單元、電壓互感器加智能單元，經過合并器將模擬量數據化后送給各自單元的保護以及測控和計量設備。

110kV、10kkV側電壓互感器（PT）配置分別獨立的PPT合并器或者智能終端，并且各間隔合并器應留有來自不同PT合并器的輸入數據，在間隔本身來實現PTT并列、切換功能。PT系統切換架構圖如圖5所示。

圖5 PT系統切換架構圖

2）智能終端配置原則

智能終端裝置是通過智能設備的數字化接口（過程總線接口）將傳統一次設備接入過程層總線的設備，它將一次設備智能終端輸入的開關位置、低氣壓、隔離開關位置、中性點刀閘位置、分接開關檔位等狀態量傳送給間隔層設備，并且接受間隔層設備輸入的操作、控制信號。

主變高、低壓側斷路器各配置1臺智能終端，高壓側安裝在戶外的高壓側端子箱內，低壓側與合并器及保護集成設計，安裝在開關柜上；兩臺主變分別配置一臺本體智能終端，安裝在主變端子箱內。

110kV線路及分段開關間隔單元：各配置1臺智能終端，安裝在端子箱內；10kV出線間隔：每個間隔配置1臺智能終端，與合并器及保護集成設計，安裝在開關柜內。

4 數字化變電站的適應性

1）一、二次設備數字化的應用，智能設備的機電一體化、互操作性，使得狀態檢修將更加考驗現有的檢修技能。光電互感器運行后的二次的開路、短路問題，使得現行的安全規程的適用性帶領問題，需要在安全規程中增加不得用眼睛直接觀察激光孔或激光光纜，以免燒傷眼睛；在巡視設備時要特別檢查光纖及與二次設備連接的尾纖應可靠連接，尾纖自然彎曲，無折痕，外皮無破損等規定。

2）主變套管CT、穿墻套管CT、間隙PT等應用光電互感器，以及主變油溫、瓦斯、導線溫度等的測量方式，使得生產廠家在制造過程中必須考慮到電氣量、非電量接口的網絡化。

3）保護試驗必須采用數字輸入測量裝置，現有的常規試驗臺加入模擬的電流、電壓裝置已不能使用；測量裝置的精度又牽涉到計量水平和相關法規；保護中回路檢查如 PT并聯，斷路器跳合閘信息等的處理手段也將更依賴網絡技術等。

4）受到材料的影響，在經濟比較上，500kV及以上交直流站經濟性優勢非常明顯，220kV及以上變電站經濟性也較好，110kV及以下變電站經濟性就相對較差。

如上分析表明，數字化變電站有異與常規變電站，還需在運行中積累大量的建設、管理、維護和運行經驗。

5 數字化變電站的發展趨勢

2005年國家電網公司通信中心組織的IEC61850互操作試驗極大推動了IEC61850在數字化變電站中的研究與應用，我國已建成了一些數字化變電站示范站，部分省電力公司已經開展了數字化變電站的研究工作，在解決了通信網絡的關鍵問題后，數字化變電站將是我國變電站技術的發展方向。

雖然數字化變電站技術已經基本達到了滿足工程化應用的水平，但是在技術上還有很多需要改進的地方，而對于運行規程方面，也需要進一步研究及積累經驗，所以近兩年內仍將是數字化變電站試運行積累經驗的階段。目前，國家電網公司、設備制造商等都在努力積極地推動著數字化變電站的發展，可以預見，二、三年后成熟的數字化變電站將完全取代常規化變電站。

[1]龔泉,劉琳,楊帆.基于 IEC-61850標準的數字化變電站系統測試[J].華東電力,2009,37(6):936-940.

[2]尹慧敏.數字化變電站技術應用研究[J].云南電力技術,2010,39(6):79-80.

[3]丁書文,等.數字化變電站自動化系統的網絡選型[J].繼電器,2003,31(7):37-38.