数字化变电站背景材料资料
数字化变电站设计建设研究工作素材
一、数字化变电站的主要特征和特点
（一）主要特征
1．一次设备数字化
采用数字输出的电子式互感器、智能开关（或配智能终端的传统开关）等智能一次设备。一次设备和二次设备间用光纤传输数字编码信息的方式交换采样值、状态量、控制命令等信息。
2．二次设备网络化
二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息，取消常规自动化系统一次设备和二次设备之间的控制电缆，采用光纤网络直接通信。
3．管理系统信息化、自动化
应包括自动故障分析系统、设备健康状态监测系统
和程序化控制系统等自动化系统，提升自动化水平，减少运行维护的难度和工作量。
（二）近、中、远景特征
近期数字化变电站的建设主要是基于IEC61850的二次设备发展。一次智能设备明显滞后于二次智能设备的发展，一次设备的数字化仅依靠二次设备厂家的附加设备将一次设备数字化后接入数字化变电站二次采集系统，而基于IEC61850的二次设备取得全面提升。此阶段电子式互感器的应用还处于试用和起步阶段。而数字化变电站的建设和管理正处于积累经验的阶段，开始对基于现阶段技术水平的数字化变电站提出一些运行、管理上的规范。
中期数字化变电站的电子式互感器的发展已经较成熟，开始全面应用于数字化变电站，由此带动二次智能设备装置性能提升、功能分布更加合理。有革命性变革的智能一次设备开始逐渐应用于变电站中，但技术和应用
程度都有待进一步提高。基于IEC61850的二次系统更加完善，互操作、网络技术等发展已经趋于成熟和稳定。整个数字化变电站管理体系已经逐渐成熟。
远景智能一次设备已经基本发展成熟，在数字化变电站中全面应用，完全意义上的数字化变电站开始出现，基本掌握与之相适应的数字化变电站技术、管理系统。
（三）关键技术
1．数字化变电站体系研究
电网发展对数字化变电站的要求研究
数字化变电站及其架构研究
2．数字化一次设备应用研究
电子式互感器在数字化变电站中的应用研究
数字化高压电器在数字化变电站中的应用研究
一次设备在线监测
3．数字化变电站自动化系统研究
基于IEC61850标准的变电站自动化系统总体方案研究
数字化变电站继电保护技术研究
数字化变电站测控技术研究
数字化变电站故障录波技术研究
4．数字化变电站电能计量技术研究
5．数字化变电站安全可靠性研究
数字化变电站系统安全可靠性研究
数字化变电站信息安全及对策研究
6．数字化变电站相关技术标准、规范研究数字化变电站相关认证、试验及验收标准研究数字化变电站设计规范研究
数字化变电站运行及管理规范研究
数字化变电站典型设计制订
二、数字化变电站相关规程规范
（一）已有国家、行业、国际标准
IEC61850《变电站通信和网络系统》IEC60044-7《电子式电压互感器》
IEC60044-8《电子式电流互感器》
IEC62063《电子及相关技术在高压开关设备和控制设备辅助回路中的应用》
IEC62271-3《基于IEC61850标准的高压断路器及其附件的数字接口》
IEEE1588《网络时间同步系统》
DL/T860《变电站通信和网络系统》
（二）需要研究编制的技术标准
三、数字化变电站关键设备
(一) 交换机
交换机在数字化变电站中的应用使用其重要性日益凸现，交换机的选型原则：1）符合IEC61850-3；2）支持IEEE1588（可选）；3）保证GOOSE报文传输零丢包；4）保证网络实时性，支持优先级；5）支持VLAN；6）支持
RSTP网络冗余； 7）带端口镜像功能；8）支持组播管理；9）支持SNTP；10)宜通过KEMA认证。目前通过KEMA测试的厂家有罗杰康、赫斯曼、GE，国内的东土以及MOXA。国外交换机的价格较贵，国内的交换机价格相对便宜。
（二）智能终端产品
国内主流继电保护生产厂商都有智能终端产品在变电站中的应用业绩，其价格也相对较便宜。国外如GE公司的BRICK产品也有类似智能终端的功能，但价格相对较高。
（三）电子互感器
国内外公司基于IEC 61850 标准、电子互感器应用的保护测控装置均已有产品，国内基于61850和电子式互感器的测控和保护装置与常规测控保护装置在价格上基本持平。
四、推荐工程实施方案
（一）数字化变电站系统设计原则
根据目前数字化变电站应用的实际情况，以及数字化技术发展的成熟程度，数字化变电站系统设计原则如下：1．监控系统采用开放式分层分布式系统，计算机监控系统体系面向对象而不是面向功能，整合二次控制、保护、测量设备。
2．全站二次系统采用IEC 61850通信标准，通信介质采用电缆或光纤。
3．为保证变电站的可靠运行，对有双重化要求的保护，其对应的CT、PT采样器、智能终端以及网络配置需按双重化配置。
4．可采用数字信号输出的电子式互感器，简化二次模拟量采集设备的结构。
5．信息共享采集的唯一性，所有保护故障信息、
远动信息不重复采集。保护信息子站支持IEC61850标准，接入监控网收集各保护装置的信息，并通过调度数据网接入调度保护信息管理系统。
6．配置支持IEC61850标准的故障录波器。故障录波器单独组网接入保护信息子站。
（二）数字化变电站设计原则性方案
1．采用智能终端、保护GOOSE跳闸，不采用电子式互感器
采用常规一次设备和智能终端以及符合IEC61850标准的智能二次设备结合的模式；监控、保护跳合闸命令的输出、保护间动作信息的交互由网络完成，通过GOOSE 报文实现间隔层联闭锁和保护跳合闸功能。联闭锁信号可MMS网中传输，也可以在GOOSE网中传输。建议在500kV、220kV枢纽变电站中应用。
2．采用电子互感器、合并单元、智能终端、保护GOOSE跳闸
采用为较为完整的数字化变电站方案，采用常规开关设备和智能终端将开关、闸刀数字化，采用电子式互感器和合并单元输出数字信号给保护测控、电度表，采用符合IEC61850标准的智能二次设备；监控、保护跳合闸命令的输出、保护间动作信息的交互由网络完成，通过GOOSE报文实现间隔层联闭锁和保护跳合闸功能。联闭锁信号可MMS网中传输，也可以在GOOSE网中传输。建议在终端500kV变电站、220kV非枢纽变电站和110kV 及以下变电站使用。
五、数字化变电站试点总体情况
（一）浙江兰溪500千伏变电站
采用常规一次设备加基于IEC 61850标准的智能二次设备模式。一是采用基于IEC61850 标准的监控系统，
保护、测控、远动等设备支持IEC61850 标准。二是采用网络化GOOSE跳合闸机制，GOOSE网按电压等级划分，物理独立。三是常规电气设备加智能终端，屋外就地布置方式，过程层应用IEC 61850标准。
目前，已完成该试点工程设计、设备采购、安装接线，正在进行现场调试。
1．研究形成IEC61850工程应用模型。依托工程规范各制造商IEC 61850设备模型，研究形成“IEC 61850工程应用模型”（ Q /GDW-11-152-2009），减少不一致性，保证设备互操作性，提升通用互换性，提高可维护性。
2．研究制定数字化变电站GOOSE检修方法。根据GOOSE基于网络传输，采用多播报文方式发送报文，不同于常规保护跳合闸、断路器位置等实时信号硬接线的特
点，研究形成GOOSE检修方法。GOOSE接收端将GOOSE报文中检修位与自身装置检修压板状态进行比较，两者一致时，报文中数据作为有效信号处理或者动作。
3．完成500kV变电站全站IEC 61850保护系统级动模试验。依托兰溪变、海宁变工程，进行了首次500kV 变电站IEC 61850全站保护系统级整体性动模试验。国内主流继电保护厂家的61套IEC 61850继电保护装置参与了验证试验。试验证明各保护装置性能指标满足相关技术标准和工程应用要求，通过智能终端采用GOOSE跳合闸的机制可行。
4. 研究提出数字化变电站智能装置GOOSE虚端子配置方法。根据GOOSE基于网络传输，通过数字信号实现各智能装置信息交互、跳合闸出口，不存在原有传统一一对应接点、端子、接线的特点，提出智能装置虚端
子、虚端子逻辑连线以及GOOSE配置表等概念，形成了智能装置GOOSE配置的设计方法，提出了“虚端子”概念，将基于网络传输的GOOSE数字信号以虚端子、虚端子逻辑连线和GOOSE配置表的形式表达，直观反映智能装置开入、开出，继电保护GOOSE配合，以及出口逻辑等。提高了安全可靠水平，提高了施工、调试的效率。
（二）四川绵阳东220千伏变电站
采用电子式互感器加基于IEC61850标准的智能二次设备模式。一是基于IEC 61850标准构建全站监控系统数字化网络。二是间隔层和过程层设备组建GOOSE网络，采用网络化GOOSE跳合闸机制，GOOSE网按电压等级划分，物理独立。三是采用电子式互感器，电流电压信号数字化采集。四是常规开关加智能终端，屋外就地布置
方式，过程层应用IEC61850标准。
目前，已完成该试点工程初步设计，准备开展设备采购、施工图设计。
1．研究形成电子式互感器和合并单元标准接口规范。针对不同厂商合并单元与电子互感器接口标准不统一现状，研究提出了基于IEC61850标准的合并单元信息模型、采样值传输模型、服务映射模型，规范了合并单元对外信息交换服务的信息模型接口和过程，规范了合并单元与电子式互感器的接口方式，实现不同厂商合并单元和电子式互感器接口互联、互通及互操作。
2．完成电子式互感器选型和电气配电装置选型研究。分析对比电磁原理和光学原理电子式互感器绝缘性能、电磁干扰、温度循环误差试验、采集与转换单元可靠性等相关指标差异，以及国内外主流产品制造和工
程应用情况，提出试点工程采用光学原理电子式电流互感器，同时，为与罗氏线圈原理电子式电流互感器相比较，试点工程部分采用有源型非常规电流互感器。提出采用与隔离开关集成的组合式电子式电流电压互感器，形成数字化变电站配电装置设计方案。
3．开展基于电子互感器和IEC 61850标准的光纤差动保护交换信息标准化研究。针对IEC 61850标准未规范站间保护交换信息标准、光纤纵差保护要求选择同型号等制约数字化变电站建设现状，研究分析光纤差动保护交换信息内容、采样数据同步方法、光纤通道配置及线路码型和速率等，提出数字化变电站线路光纤纵差保护装置交换信息标准化模型，规范保护装置光接口编码、信息帧格式、采样数据同步方案。
4．研究形成数字化站电气二次设计完整表达方
案。结合数字化变电站各智能装置采用网络传输数字信号，实现信息交互、跳合闸等，不同于传统一一对应硬接线的特点，研究形成表达直观的全站网络、数字信息、二次回路原理和接口、二次安装图表达方式和要求，满足数字化变电站设计、施工、调试、运行各阶段要求。
5．研究制定智能单元端子箱技术要求及检验方法。依据国内主流智能单元对温度、湿度等环境要求，研制了智能端子箱大气环境试验装置。并利用该装置，针对不同型式端子箱，开展低温、高温、日照强度、雨淋、凝露试验等，检验其环境参数调控能力。形成智能单元端子箱技术要求、“智能单元端子箱检验规范”和“智能单元端子箱现场验收办法”。
（三）江西泰和220千伏变电站
采用电子式互感器加基于IEC 61850标准的智能二次设备模式。一是基于IEC 61850标准构建全站监控系统数字化网络。二是间隔层和过程层设备组建GOOSE网络，采用网络化GOOSE跳合闸机制，GOOSE网按电压等级划分，物理独立。三是采用电子式互感器，实现电流、电压信号数字化采集。四是常规开关加智能终端，屋外就地布置方式，过程层应用IEC61850标准。
目前，已完成该试点工程初步设计，准备开展设备采购、施工图设计。
六、具体意见和建议
（一）梳理数字化变电站相关技术标准
根据数字化变电站设计建设、设备制造、交接试验、安装调试等需要，梳理已有国家、行业、国际标准，研究分析提出需研究编制的数字化变电站相关技术
标准建议。
（二）研究提出过程层GOOSE组网原则和技术要求
根据不同电压等级、不同类型变电站重要性和可靠性要求，结合国内外GOOSE网交换机制造和工程应用情况，经深入调研、多方案技术经济比较，按不同电压等级、不同类型变电站，研究提出过程层GOOSE组网原则和技术要求。
（三）进一步开展数字化变电站关键技术研究工作
在试点工程经验和成果、有关规程规范基础上，通过深入调研、多方案技术经济比较，深入开展监控和保护模型、电子式互感器选择、智能单元现场安装要求、合并器功能及接口、线路纵差保护接口标准化、电能计量装置技术要求、数字化网络拓扑结构及网络配置、数字信息在设计文件中的表达方式、电气
一次配电装置型式、数字化变电站土建构筑物等关键技术研究，形成指导设计、制造、交接试验等的数字化变电站标准化成果，或提出相关意见和建议。
（四）研究形成数字化变电站基于IEC 61850标准的工程实施方案
在试点工程经验和成果基础上，总结数字化变电站关键技术（IEC61850应用、电子式互感器及智能高压电器、数字化变电站继电保护测控技术与装置、数字化变电站电能计量技术、数字化变电站安全可靠性）应用情况和发展趋势，按近期、中期、远景三个阶段分别提出数字化变电站工程实施方案，内容包括站控层、间隔层、过程层通信，网络结构，就地智能单元、电子式互感器、智能高压电器的应用，以及配电装置、电缆沟设置等。
对数字化变电站的几点认识
对数字化变电站的几点认识当前变电站综合自动化系统在我国220kV及以下等级电网得到了广泛的应用，对提高电网的安全经济运行水平起到了重要作用，基本达到了无人值班、简化运维、节省投资等目的。随着国家电网公司智能电网建设全面展开，数字化变电站也将大行其道。数字化变电站是变电站综自发展的下一个阶段。 2010年5月初，孝感电网第一座110kV汉川福科数字化变电站投入运行。至今运行良好，没有发生保护误动或拒动情况，所有运行监测数据均正确可靠。整个变电站站容站貌整洁有序、设备集成化程度高、电气一二次接线简洁，极大地提升了变电站的档次。 与传统变电站相比，数字化变电站具有以下优势： 1、大幅减少二次接线。同等规模的传统110kV变电站全站用于控制、测量、信号的二次电缆大约需要18000m，按照当前市场行情估算价值30万元；而福科变仅使用数千米低廉的普通光缆，还不算二次电缆展放及接线施工发生的人工费。二次接线工作量只有原来的10%左右。虽然集成一次设备投资高于普通设备，但数字化变电站大幅减少设备安装调试时间，更容易打造标准化变电站。 2、提升计量测量精度。传统变电站采用电磁式电压电流互感器将高电压大电流转换成100V、5A的二次标准模拟量后，综自系统再转换成毫伏毫安级别，最后进行模拟量转数字量，系统识别后数据库自动根据变比换算成一次实际值。过程比较繁琐易产生累计误差。而数字化变电站直接使用高精度的光电互感器，光信号直接通过光纤传输计算机，基本没有损耗，计量测量精度大为提升。 3、提高信号传输的可靠性。避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题，全站操作回路电气、机械及程序闭锁三道关
浅析数字化变电站继电保护适应性
浅析数字化变电站继电保护适应性 发表时间：2017-09-19T11:24:03.340Z 来源：《电力设备》2017年第13期作者：孟云尹德强 [导读] 摘要：在社会经济快速发展环境下，人们生活与生产中对电能的需求量日渐增多，同时对电力系统稳定、安全与可靠等要求也随之提高。 （日照供电公司山东日照 276826） 摘要：在社会经济快速发展环境下，人们生活与生产中对电能的需求量日渐增多，同时对电力系统稳定、安全与可靠等要求也随之提高。为了适应发展的需要，我国积极建设数字化变电站，其中最为关键的装置便是继电保护。但根据调查可知，数字化变电站继电保护的现状不容乐观，特别是其适应性问题较为严重。 关键词：数字化；变电站；继电保护；适应性 一、数字化变电站的继电保护 1.1数字化保护装置 现阶段，大部分变电站采用传统的微机保护装置，而这类装置的数字电路的核心一般是微处理器，信息传输工作依赖于模拟信号，信号转换工作容易产生误差，因此传统的微机保护装置的可靠性并不强。数字化变电站采用了先进的数字信号技术，信息传输任务由可靠性高的数字信号完成。与传统的变电站相较，数字化变电站的运行速度更快、稳定性更强。 1.2保护装置可靠性分析 作为电力系统的核心成分，变电站系统的安全防护工作极为重要，而继电保护装置是确保电站安全运行的关键因素之一。随着数字自动化技术的不断进步，相信在不久的将来我国将大规模普及数字化变电站，这就要求技术人员尽快提升继电保护系统的可靠性。目前，继电保护装置元件主要有互感器、合并单元、传输介质、交换机以及同步时钟源等。通过查阅相关文献以及调查报告，认为现有各类变电站继电保护元器件的可靠性较高，其为数字化变电站的普及创造了有利的条件。 二、保护装置的可靠性 变电站的完整系统中，继电保护装置无疑是相当重要的一个部分。继电保护可靠性要求往往较高。一般而言，继电保护装置相关元件的可靠性将会影响整个变电站继电保护装置的适应性。现阶段大部分继电保护装置的元件可靠性是较为符合标准的，如表1所示。 三、数字化变电站继电保护适应性 3.1在过程层组网方案方面 对于以太网而言，其结构主要分为三种，即：总线型、星型与环型。数字化变电站过程层网络对安全性、可靠性、经济性与拓展性等均有较高的要求，其中最为关键的指标便是安全与稳定。通过调查可知，当前，数字化变电站组网方案中常见星型结构，其可靠性主要受网络交换机的影响，如果其出现故障，则会影响网络的稳定、有序与安全。为了改变此情况，数字化变电站过程层网络应积极利用智能电子设备、双网冗余装配，同时要对网络展开全方位的监控，以此保证异常情况的及时发现与有效处理。 对于数字化变电站而言，其过程层与间隔层中传送的数据类型具有丰富性，主要为采样值与变电站事件报文等，二者最为凸出的特点便是实时性，同时后者还具有明显的不确定性，一旦系统出现异常，则会增加其信息量。为了保证数据传递的质量与效果，防止通道堵塞等问题的出现，在构建过程层网络时，应采用相关的先进技术，如：虚拟局域网划分及组播注册协议等，并且要加强信息流管理水平，采用优先级分类方法，以此保证信息流传送的实时性与有效性。与此同时，在对过程层组网进行试用时，应对不同的组网方式进行尝试，以此丰富组网经验，同时也利于提高系统运行维护的质量。 3.2在电子式互感器及通信网络方面 首先，配合使用问题。当前，我国数字化变电站建设中采用了各异的电子式互感器，主要体现厂家、供能、原理等方面，其中供能方式主要有两种，一种为有源式，另一种为无源式；而原理包括光学原理与线圈原理。虽然建设实践中，涉及的电子式互感器均满足国家的相关标准与要求，但由于原理、厂家各异，导致其各指标有所不同，如：处理延时、量程等。通过实验分析可知，不同厂家所提供的电子式互感器，延时可达到0.5ms，而此误差直接影响着继电保护，为了避免此问题的出现，在实践中应对电子式互感器展开全面的检测，同时也可增加延时补偿功能。经实验测量显示，不同厂家电子式互感器在量程方面有所不同，而此问题会降低保护装置的性能，严重情况下，还会引起保护误动作，因此，实践中应尽量选用同一厂家提供的设备。 其次，保护动作实时性。与常规变电站相比，数字化变电站的过程层组网方式具有特殊性，主要体现在较长的保护动作时间，导致其延时增大的因素主要包括电子式互感器处理延时、保护装置设置了时间裕度、网络延时等，为了缩短此时间，可采取以下措施：一是采用先进的技术，控制电子式互感器的延时时间；二是借助合理的保护算法，减少数据处理时所需时间；三是调整过程层网络结构，通过进一步优化与改进，以此增强网络通信的实时性。 最后，数据畸变问题。此问题可能引起采样数据畸变，通常情况下，如果数据出现异常，电子式互感器便可对故障进行判断，此时主要是借助相关单元提供的采样数据实现的，但受畸变影响，采样数据仍处于有效状态，此后保护装置难以发现异常，随之便会出现误动作。为了避免上述情况的出现，保护装置应拥有判别畸变数据的能力，在实践中应结合运行的具体情况，设置适合的时间范围，同时，入
数字化变电站背景材料资料
数字化变电站设计建设研究工作素材 一、数字化变电站的主要特征和特点 （一）主要特征 1．一次设备数字化 采用数字输出的电子式互感器、智能开关（或配智能终端的传统开关）等智能一次设备。一次设备和二次设备间用光纤传输数字编码信息的方式交换采样值、状态量、控制命令等信息。 2．二次设备网络化 二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息，取消常规自动化系统一次设备和二次设备之间的控制电缆，采用光纤网络直接通信。 3．管理系统信息化、自动化 应包括自动故障分析系统、设备健康状态监测系统
和程序化控制系统等自动化系统，提升自动化水平，减少运行维护的难度和工作量。 （二）近、中、远景特征 近期数字化变电站的建设主要是基于IEC61850的二次设备发展。一次智能设备明显滞后于二次智能设备的发展，一次设备的数字化仅依靠二次设备厂家的附加设备将一次设备数字化后接入数字化变电站二次采集系统，而基于IEC61850的二次设备取得全面提升。此阶段电子式互感器的应用还处于试用和起步阶段。而数字化变电站的建设和管理正处于积累经验的阶段，开始对基于现阶段技术水平的数字化变电站提出一些运行、管理上的规范。 中期数字化变电站的电子式互感器的发展已经较成熟，开始全面应用于数字化变电站，由此带动二次智能设备装置性能提升、功能分布更加合理。有革命性变革的智能一次设备开始逐渐应用于变电站中，但技术和应用
程度都有待进一步提高。基于IEC61850的二次系统更加完善，互操作、网络技术等发展已经趋于成熟和稳定。整个数字化变电站管理体系已经逐渐成熟。 远景智能一次设备已经基本发展成熟，在数字化变电站中全面应用，完全意义上的数字化变电站开始出现，基本掌握与之相适应的数字化变电站技术、管理系统。 （三）关键技术 1．数字化变电站体系研究 电网发展对数字化变电站的要求研究 数字化变电站及其架构研究 2．数字化一次设备应用研究 电子式互感器在数字化变电站中的应用研究 数字化高压电器在数字化变电站中的应用研究 一次设备在线监测 3．数字化变电站自动化系统研究 基于IEC61850标准的变电站自动化系统总体方案研究
浅谈数字化变电站的应用
浅谈数字化变电站的应用 隨着经济技术的发展，我国的电力系统在不断地发展，但是传统的自动化变电站已经不能满足现在的需求，还存在很多的不足，而数字化变电站在近几年得到了长足的发展，也必将成为未来电网和电力市场的主旋律。数字化变电站技术较以往的自动化技术相比有自身的独特优势，本文就数字化变电站的情况做简要的介绍。 标签：数字化变电站智能化应用 随着变电站综合自动化系统、基于微机数字信息的二次设备的不断推广和普及，现有变电站已经具备了一定的数字式和自动化特征。做为变电站自动化技术的提升，数字化变电站也有其自身发展的过程，随着智能化开关、光电式互感器、一次运行设备在线状态检测等技术逐步成熟，数字化变电站已经比较完善，能够逐渐实现资源的共享；从长远看，随着一次设备智能化的进步，数字化变电站还应该有所提升，比如提高数字变电站的自我检修功能等等，很多方面还有很大的提升空间。 1 数字化变电站的主要特点 1.1 一次设备智能化 微处理器和光电技术是一次设备的信号回路和控制回路主要采用的技术，在采取此技术后，传统的导线连接不再被使用，连接主要通过数字程控器及数字公共信号网络得到实现。主要包括：电子式电流/电压互感器、智能型断路器/隔离开关、智能型变压器以及其它数字化的辅助设备。利用这些设备可以实现变电站的智能化运转，会大大地提高变电站的工作效率。 1.2 二次设备网络化 二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息，这种网络化可以让变电站的资源共享度提高，是一次设备智能化的提升和补充。标准化、模块化的微处理机是变电站内二次设备设计制造的基础，高速网络通信是设备之间连接的主要通道，数据和资源的共享通过网络通道得到了实现一次设备和二次设备间用光纤传输数字编码信息的方式交换采样值、状态量、控制命令等信息。一次和二次设备之间的网络通信主要采用电气量采样值、跳合闸命令、状态信号及故障告警信号等三种数字化方式传输。所以两种设备间的智能化和网络化是相辅相成，共同工作的。 1.3 运行管理系统自动化 目前我国的电力变电站已基本普及了变电站自动化管理系统，实现运行管理系统的自动化。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
全数字化变电站实施方案(110KV)
全数字化变电站自动化系统实施方案 （110kV及以下） 编写：李延新 黎 强 批准：徐成斌 深圳南瑞科技有限公司
全数字化变电站实施方案 目录 1.适用范围 (1) 2.全数字化实施方案 (1) 2.1.系统特点 (1) 2.2.系统网络结构 (2) 2.3.校时及采样同步方案 (2) 2.4.站控层设备及其组网 (3) 2.5.间隔层设备及其组网 (4) 2.6.过程层设备及其组网 (6) 2.7.电子互感器设备 (12) 3.110KV典型数字化站设备配置清单 (13) 3.1.数字化计算机监控系统 (13) 3.2.保护设备 (14) 3.3.测控及MU (15) 3.4.电子互感器 (16) 3.5.端子箱(智能操作箱) (17) 3.6.其它 (17) 4.WB800系列平台简介 (18)
全数字化变电站实施方案（110kV及以下） 深圳南瑞科技有限公司 1. 适用范围 本实施方案使用于以下设计方案的变电站： z站控层、过程层均按照数字化变电站设计，可以是传统式互感器。 z110kV及其以下电压等级变电站：110/35/10kV、110/35kV、110/10kV、35/10kV。 z全部集中组屏，或110kV及主变集中组屏、35/10kV分散就地。 z110kV可以是线路变压器组方式（内桥或外桥接线）。 z单母分段主接线方式。 2. 全数字化实施方案 2.1. 系统特点 z PRS-7000数字化变电站系统采用深圳南瑞研发的WB800系列新一代硬件平台，可以为各种模式的数字化站要求提供完整高效的解决方案。 z站控层采用双以太网，100MBase-FX或100MBase-TX，设备直联，符合IEC61850协议。 z过程层设备提供足够多的以太网接口（100MBase-FX），即可采用交换机组网互联，也可采用设备点对点互联。 z同步系统对于需要同步的设备提供多种解决方案：可采用全站秒脉冲同步，或IEEE1588同步校时（复用以太网，采用采样点插值同步方式，无需专用校时网）。 z过程层通用间隔合并器采用深圳南瑞PRS-7390-1，传输规约为IEC61850-9-1/2，与二次保护测量设备点对点联接。 z过程层电压间隔合并器采用深圳南瑞 PRS-7390-3，采集本段母线电压，同时合并相邻段母线电压，实现电压并列功能，传输规约为IEC61850-9-1。 z过程层智能终端安装在开关附近的端子箱内，采集断路器及刀闸的位置、状态信息等，转换成数字信号用光纤上送到保护测控设备；保护测控设备的下行命令（分合闸等）通过光纤传输到过程层智能终端，由过程层智能终端的控制回路控制一次设备。其中智能操作箱采用深圳南瑞PRS-7389，本体操作箱采用深圳南瑞PRS-7361，就地安装于端子箱或开关柜，每台装置提供8个GOOSE接口，支持交换机组网联接和点对点互联。 z110kV间隔及主变各侧配置ECT、EPT，采用IEC60044-8交互协议。过程层配置智能操作箱和间隔合并器。间隔层配置PRS-7000系列的成套保护测控装置，其中变压器保护测控装置即可采用传统的保护测控分立、主后备分立的配置方式，也可采用集成的系统保护（变压器保护测控装置）双套配置方式。系统保护可以独立配置或集成选配备自投及母线保护功能。 z35/10kV各间隔配置低电压信号输出或数字信号输出的组合式电子互感器，采用保护测控一体化装置，接入电子式互感器和传统开关，可接入GOOSE操作网。
智能变电站辅助系统综合监控平台介绍
智能变电站辅助系统综合 监控平台介绍 Prepared on 24 November 2020
智能变电站辅助系统综合监控平台 一、系统概述 智能变电站辅助系统综合监控平台以“智能感知和智能控制”为核心，通过各种物联网技术，对全站主要电气设备、关键设备安装地点以及周围环境进行全天候状态监视和智能控制，完成环境、视频、火灾消防、采暖通风、照明、SF6、安全防范、门禁、变压器、配电、UPS等子系统的数据采集和监控，实现集中管理和一体化集成联动，为变电站的安全生产提供可靠的保障，从而解决了变电站安全运营的“在控”、“可控”和“易控”等问题。 二、系统组成 （一）、系统架构 （二）、系统网络拓扑
交换机服务器 站端后台机 网络视频服务器 门禁 摄像摄像头 户外刀闸温 蓄电池在线监测开关柜温度监测 电缆沟/接头温度监测SF6监测 空调仪表 电压UPS 温湿度电流烟感 电容器打火红外对射 门磁 非法入侵玻璃破碎电子围栏 水浸 空调 风机灯光 警笛 警灯 联动 协议转换器协议转换器协议转换器 消防系统 安防系统 其他子系统 TCP/IP 网络 上级监控平台 采集/控制主机 智能变电站辅助系统综合监控平台将各种子系统通过以太网或 RS232/485接口进行连接，包括前端的摄像机、各种传感器、中心机房的存储设备、服务器等，并通过软件平台进行集成和集中监视控制，形成一套辅助系统综合监控平台。 （三）、核心硬件设备：智能配电一体化监控装置 PDAS-100系列智能配电一体化监控装置，大批量应用在变电站、开闭所 和基站，实践证明产品质量的可靠性，能够兼容并利用现有绝大部分设备，有效保护客户的已有投资。能够实现大部分的传感器解析和设备控制，以及设备内部的联动控制，脱机实现联动、报警以及记录等功能。工业级设计，通过EMC4级和国网指定结构检测。 智能配电一体化监控装置是针对电力配电房的电缆温度以及母线温度无 线检测，变压器运行情况以及油温检测、配电、环境、有害气体以及可燃气体
浅析数字化变电站电气二次设计
浅析数字化变电站电气二次设计 发表时间：2016-11-30T13:51:04.793Z 来源：《电力设备》2016年第18期作者：李学纯 [导读] 笔者结合自身多年的变电站工作经验，探讨有关数字化变电站的运行内容，系统分析变电站电气二次设计，以供参考。 (大理电力设计院有限责任公司云南大理 671000) 摘要：在电力系统中，变电站是重要的组成部分，且伴随电力系统数字化的深入发展，变电站内部也逐渐形成了数字化应用的结构，很大程度上提升了变电站运行的自动化程度，确保电力系统供电的质量。笔者结合自身多年的变电站工作经验，探讨有关数字化变电站的运行内容，系统分析变电站电气二次设计，以供参考。 关键词：数字化;变电站;二次设计 在电力系统中，变电站是其中重要的组成部分，而数字化的应用也成为其未来发展的方向之一。众所周知，数字化在变电站中的应用，能够保障变电站收集信息、传输信息与处理信息，而数字化的设备与技术保障了这些流程的数字化运行，大大提高了运行质量与效率。而二次设计占据着数字化电气设计的重要内容，本文对此进行探讨，分析数字化变电站电气的二次设计。 1数字化变电站概述 随着我国经济与科技的高速发展，我国数字化变电站在各种技术中取得了实质性的突破，如仿真技术、综合自动化技术、电子式互感器技术等等，这些技术的发展也为我国数字化变电站设计建设及发展打下技术性基础。而在计算机网络方面，高新技术也取得了较大程度的突破，这又为我国变电站的数字化发展带来了更大的契机。数字化变电站在运行中需要对其信息进行收集、传输以及处理，最终输出信息，渗入了数字化技术与设备的使用以后，这一流程与功能的实现将更为高效[1]。与传统的变电站相比，数字化变电站展现了较大的优势，比如智能化设备的补充、通信协议以及模型的统一、通信确保了网络化、运行管理工作也确保了自动化。 在数字化变电站运行过程中，其基础的组成包括了一次设备与二次设备智能化，而拥有智能化功能的设备能够实现相互之间命令及状态的交换与控制，同时本身的自我检测能力更具备了较高的性能，对自身的运行状态、数据信息的传输处理等功能有极速检测以及自动化作用，处理数据信息以后，还能对设备运行过程中是否面临维修问题进行准确的判断。 2数字化变电站电气二次设计中的注意事项分析 2.1线路保护 线路的保护由三部分组成，分别是分相电流差动保护、过流保护以及距离保护。分相电流差动保护会出现误动的情况，其原因主要是电磁式互感器存在的饱和状态，但在电子式的互感器中，又具备了一定的非饱和特征，因此就直接将以上问题解决。距离保护则是保证电流非周期分量的功能，通常情况下，电磁互感器不能本质上去改变非周期分量，于是使得测距的误差越来越大，针对这一情况的解决，比较常用的方式是加大数据窗，但这种常规方式又同时会降低距离保护的速度，形成了新的问题。而电子式互感器则能够通过对微分方程原理阻抗算法算段数据窗的充分利用，达到提高距离保护速度的目的，于是成功解决上述问题[2]。众所周知，电磁式互感器一旦出现了饱和的状态，那么就会对反时过流保护在动作操作上与时间控制上都产生较大的影响，延长了动作保护时间，而由于受到相角精准度的影响，在电磁式互感器出现饱和的情况下，还难以保证相角得到更为准确的定位，这也就是二次电流畸变的情况。在数字化技术的应用下，这一难题也得到了很好的解决，选择无饱和与特性相似的不同常规互感器交换并应用数字化技术功能即可。 2.2数字化低周保护 数字化应用下的低周保护与传统应用相比有着巨大的优势，而最为重要的区别与优势还在于数字化低周保护不用信号电缆，它是通过在单元位置就可以接受到母线电压，同时精准计算出对应的频率，于是通过报文的方法输出是否出现跳闸等命令。如果是10kV间隔设置自动投退的低周压板，那么就要密切地参考其对应的调度值，并提早对某一个出口跳闸投退进行设置，从而更好地发挥其本身的应用与功能[3]。 2.3母差保护 对于母差保护数字化设计，在进行的过程中通过对母差子站模拟信号的转化，确保数字信号的应用。母差保护是对已经具有的母差保护改变成为主站与子站两个部分的新的母差保护，但要确保间隔数字化设计完成，就必须逐一地将电流与电压各个单元与母差保护的主站相联，随后进行GOOSE的输入，从而达到连接网络的目的。 2.4电气安全 进行数字化变电站电气二次设计，既要确保整个设计工作的专业科学性，同时还要预防各种影响安全的事故发生，保障供电企业得以稳定地运行。所以电气二次设计工作，必须采用安全防误装置，且将其与变电站系统进行同时的施工，同时投入运行，才能实现其应有的防护功能。 3数字化变电站电气二次设计 3.1选用智能设备 数字化变电站电气智能设备包含了电子式互感器、二次设备以及智能开关等，在众多的对象中只有二次设备具有一定的选择性特性，且必须采用网络化设备。另外，如电子式互感器则包括了两种方案，无源电子式互感器和有源电子式互感器。在当前现代化技术发展阶段，我国很多变电站设计均采用有源电子式互感器。再比如智能开关，我国较多的变电站当前使用的是智能终端，并配合过去传统的开关相组合结合使用。 3.2通信规约 数字化变电站网络层也由两个部分组成，分别是站控层与过程层，前者包括了两种通信规约方法，如103规约和IEC61850通信规约，后者则只有IEC60044-8通信规约。在这些类别的通信规约中，103规约是过去传统中大量使用的服务方式，而在当前的变电站站控层网络中普遍采用IEC61850通信规约。如果是数字化变电站，大多也采用IEC61850通信规约，也有的将两者之间组合应用。 3.3设计组屏方案 数字化变电站的组屏方案设计和过去传统的相比有着较大的区别，在功能上看，数字化变电站组屏方案更齐全，操作便捷，而且针对
数字化变电站简介及常规检测 周利明
数字化变电站简介及常规检测周利明 发表时间：2018-01-26T17:56:38.217Z 来源：《电力设备》2017年第27期作者：周利明丁洪波 [导读] 摘要：本文主要介绍了数字化变电站的定义、特点，数字化变电站检测专用仪器的使用及常规检测项目开展及注意事项。 (云南电力技术有限责任公司云南昆明 650061) 摘要：本文主要介绍了数字化变电站的定义、特点，数字化变电站检测专用仪器的使用及常规检测项目开展及注意事项。为数字化变电站的了解及检测项目的开展提供参考。 关键词：数字化变电站；检测；光数字测试仪 随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，越来越多的地方建了数字化的变电站，部分新能源如风电场、光伏电站的升压站也建成了数字化升压站，对于数字化变电站的学习及检测有必要加强。 1数字化变电站介绍 1.1数字化变电站的定义 数字化变电站是指按照站控层、间隔层、过程层构建，过程层采用具有数字化接口的智能一次设备，以网络通信平台为基础，采用DL/T860 数据建模和通信服务协议，实现了变电站监测信号、控制命令、保护跳闸命令的数字化采集、传输、处理和数据共享，可实现网络化二次功能、程序化操作、智能化功能等的变电站。 1.2数字化变电站的特点 通过光纤通讯来传递信息，取代原来复杂的二次电缆，可以节省大量投资；电缆很少，方便做好防火措施，可以降低火灾风险；可以减少电缆施工、接线等大量工作量，缩短工程时间；二次机柜内二次接线很少，机柜内看着很整洁；可以避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题。 用电子式（或光）互感器解决传统互感器的固有问题，电力互感器是电力系统中的一种测量传感器，负责基本参数的测量，为系统的计量、保护监控单元提供依据信号。传统互感器存在有功率损耗大、体积大、造价贵；因受铁芯磁饱和限制，通常在使用时，将测量用电流互感器与保护用电流互感器分开处理；当短路电流过大，致使电流互感器铁芯饱和而使电流信号畸变等缺点。电子式互感器有简单的绝缘结构，优良的绝缘性能；消除了磁饱和与磁滞问题；二次侧无开路危险，抗电磁干扰性能好；体积小、重量轻、节约空间；适应电力测量和保护数字化、微机化和自动化发展的潮流等优点。从图1和图2可以得出电子式互感器还可以提高测量精度。 采用IEC61850通信标准，系统开放性高，按统一的通信协议传输，实现不同设备和不同功能的信息共享，解决了不同厂家间通讯兼容问题，变电站设备选型更加方便、实用，变电站的扩建、维修将更容易，不会受制于单一厂家。 通过智能终端对一次设备进行信息采集、传输、处理、控制，智能终端作为一个过程层装置，通过光纤GOOSE网或点对点的光纤连接接收相关联的间隔层设备的控制指令，完成对断路器等一次设备的操作，同时采集断路器等一次设备的相关状态信号通过光纤上送给间隔层设备。 合并单元，对一次互感器传输过来的电气量进行合并和同步处理，并将处理后的数字信号按照特定格式转发给间隔级设备使用的装置。通过合并单元实现电流、电压的采集及数据共享。 2数字化变电站检测及注意事项 数字化变电站检测项目和常规变电站差异不大，但是需要使用专门的检测仪器，如光数字测试仪、数字保护测试仪等专门的数字化检测设备。 2.1光数字测试仪的使用 DM5000H手操光数字测试仪，可以模拟合并单元输出标准的光数字报文，对光数字保护测控装置进行测试。 检测使用一般步骤： 1）导入文件。找到最新的SCD文件，安装SD卡内的工具软件转换成KSCD文件，不转换的SCD文件无法导入测试仪，转换好后存入SD卡，打开测试仪，导入对应KSCD文件，（设置—全站配置文件—Enter—导入—选择文件Enter—ESC 后自动导入）。 2）导入成功后，选择该KSCD文件，进行参数设置，选择基本设置（根据实际参数修改PT、CT变比）。 3）基本设置—SMV发送设置（SMV类型：选择 IEC 61850-9-2；交直流设置—所有通道都是交流，确有直流量对应修改；SMV发送1—光口1（与实际接入的光口对应。 4）SMV测试：选择导入IED—选择需要测试的测控装置—确认—导入本IED—作为被测对象导入—Enter —导入完成—ESC （可在SMV发送设置里看到SMV发送列表）。 5）电流电压功能：密码（654321）进入设置页面，设置好电流电压值、角度、步长等参数，全部发送，根据实际需求改变参数完成测试。 6）B码对时：系统设置（光串口接收设置—正向B码/反向B码/正向PPS/反向PPS），光串口接收信号定义（正向、反向）修改以上两个参数，进入B码对时界面确认对时正常。 2.2常规检测项目 测控装置遥测采样精度测试，使用DM5000H加量，将需要检测的装置IED导入，作为被测对象导入，进入‘电压电流’项目，输入密码，根据试验要求设置电压电流的步长，修改角度，‘发送SMV’,在测控装置上记录电压、电流、有功、无功一次值，同时观察后台数据是否正常。记录时应观察数据是否满足要求，不满足要求，应检查装置、仪器变比等参数是否设置一致。如后台数据不正常，检查画面测点是否链接正确，变比等参数是否正确。 测控装置遥信核对，使用DM5000H加量，将需要检测的装置IED导入，作为被测对象导入，进入‘电压电流’项目，输入密码，按F1切换为GSE项目，选择检测的遥信信号，手动改变遥信信号的状态，检查后台信号变位及报警是否正确。 测控装置遥控试验，进入‘设置’—基本设置—GOOSE发送设置—添加GOOSE—从全站配置中选择GOOSE—选择所在IED—Enter—
我国数字化变电站发展现状及趋势
我国数字化变电站发展现状及趋势 作者：全国电力系统管理及其信息交换标准化技术委员会何卫来源：赛尔电力自动化总第80期 数字化变电站技术是变电站自动化技术发展中具有里程碑意义的一次变革，对变电站自动化系统的各方面将产生深远的影响。数字化变电站三个主要的特征就是“一次设备智能化，二次设备网络化，符合IEC61850标准”，即数字化变电站内的信息全部做到数字化，信息传递实现网络化，通信模型达到标准化，使各种设备和功能共享统一的信息平台。这使得数字化变电站在系统可靠性、经济性、维护简便性方面均比常规变电站有大幅度提升。 数字化变电站在我国发展迅速，从1995年德国提出制定IEC61850的设想开始，中国就一直关注IEC61850的发展。全国电力系统管理及其信息交换标准化技术委员会自2 000年起，将对IEC61850的转化作为工作重点之一。从CD（委员会草案）到CDV，从F DIS到正式出版物，标委会及其工作组专家密切跟踪IEC标准的进展，用近5年的时间，二十多位专家的辛勤工作，完成了IEC61850到行业标准DL/T860的转化。 标准转化的同时，国内顶级设备制造商如南瑞集团、北京四方、国电南自、许继电器等同步开展了标准研究和软硬件开发。2006年以来，相继有采用IEC61850标准的变电站投入运行，从110kV到500kV，从单一厂家到多家集成，国内对数字化变电站工程实践的探索正在向纵深发展。 在国调中心的领导下，从2004底开始，标委会成功组织了6次大规模互操作试验，极大地推动了基于IEC61850标准的设备研制和工程化。 为规范IEC61850在国内的有效有序应用，2007年，标委会将DL/T860标准工程实施技术规范纳入工作计划，并迅速组织有关专家进行起草，经广泛征求意见，2008年该规范通过标委会审查报批。成为指导DL/T860标准国内工程实施的重要配套文件。 目前，国内各网省公司都进行了数字化变电站试点，对DL/T860标准的应用程度和技术水平各不相同，有单在变电站层应用DL/T860的，也有在过程层试验的，还有结合电子式互感器应用的；有单一厂家实现的，也有多达十多加设备制造商参与的。数字化变电站的试点已经较为充分，现在应该到了总结成功经验、探讨发展策略的时候了。
数字化变电站自动化系统分析
数字化变电站自动化系统分析 摘要：随着电网的不断发展和电力市场改革的深入，人们对电网安全经济运行和供电质量的要求越来越高。变电站作为输配电系统的信息源和执行终端，要求提供的信息量和实现的集成控制越来越多，数字化、信息化以及信息模型化的要求越来越迫切。因此，数字化变电站将成为变电站自动化的发展方向。本文就数字化变电站自动化系统相关问题进行了探讨。 关键词：数字化；自动化；系统 数字化变电站是以变电站一、二次设备为数字化对象，以高速网络通信平台为基础。将物理设备虚拟化，对数字化信息进行标准化。实现信息共享和互操作，满足安全可靠、技术先进、经济运行要求的变电站。数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类即智能化的一次设备和网络化的二次设备。在逻辑结构上可分为3个层次：“过程层”、“间隔层”、“站控层”，各层次内部及层次之间采用高速网络通信。符合1EC61850标准的变电站通信网络和系统、智能化的一侧设备、网络化的二次设备、自动化的运行管理系统，是其最主要的技术特征。 1数字化变电站自动化系统的特点 1.1智能化的一次设备 通常一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计，简化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。换不言之，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。 1.2 网络化的二次设备 变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，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。 1.3 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；数据信息分层、分流交换自动化；变电站运行发生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；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”改变为“状态检修”。
数字化变电站的特点
随着计算机技术的不断发展，计算能力提高，变电站自动化在技术上也不断提升，所涵盖的方面也越来越高。特别是无人值守变电站大规模推广，对变电站的数字化要求更加全面和深入。数字变电站将在此基础上发展起来 功能特点： 在高压和超高压变电站中，保护装置，测控装置，故障录波及其他自动装置的I／O单元，如A／D变换，光隔离器件，控制操作回路等将割列出来作为智能化一次设备的一部分。反言之，智能化一次设备的数字化传感器，数字化控制回路代替了常规继电保护装置，测控等装置的I／O部分；而在中低压变电站则将保护，监控装置小型化，紧凑化，完整地安装在开关柜上，实现了变电站机电一体化设计。 性能指标： 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，光电式互感器机电一体化设备的出现，变电站自动化技术进入了数字化的新阶段。 新型数字变电站的的主要特征系统由四部分组成： （1）基于全数字和光纤的信号采集系统 （2）继电保护和综合自动化系统 （3）数字遥视监控系统 （4）基于智能高效的电能质量调节系统 数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类，即智能化的一次设备和网络化的二次设备；在逻辑结构上可分为三个层次，根据IEC6185A通信协议草案定义，这三个层次分别称为“过程层”，“间隔层”，“站控层”。 数字化变电站的主要优点有六个方面：一是各种功能共用统一的信息平台，避免设备重复投入。二是测量精度高、无饱和、无CT二次开路。三是二次接线简单。四是光纤取代电缆，电磁兼容性能优越。五是信息传输通道都可自检，可靠性高。六是管理自动化。数字化变电站的主要特点也是六个方面：一是变电站传输和处理的信息全数字化。二是过程层设备智能化。三是统一的信息模型：数据模型、功能模型。四是统一的通信协议：数据无缝交换。五是高质量信息：可靠性、完整性、实时性。六是各种设备和功能共享统一的信息平台。
变电站智能辅助监控系统
变电站智能辅助监控系统
变电站智能辅助监控系统 摘要：介绍了一种变电站智能辅助监控系统，系统以智能控制为核心，对变电站关键设备、安装地点以及周围环境进行全天候的状态监视和智能控制，并能将站端状态、环境数据、火灾报警信息、SF6监测、防盗报警等监测信息传输至调度管理中心。该系统满足了变电站安全生产和安全警卫的需求，具有非常好的推广应用价值。 关键词：智能；监控；网络；变电站 传统的变电站安防智能化系统受传统理念和技术的影响，各个子系统都是孤立的，以至于出现了一种监控“孤岛”现象，无形中降低了系统的实用性、稳定性和安全性，而且增加了投资成本。尤其是现在变电站系统平常的生产过程大量采用无人值守或少人值守的模式。而对于变电站这样的场所来说，远程、实时、多维、自动的智能化综合安保系统是变电站安全运作必备的前提条件。 系统总体设计 根据智能化变电站实际应用需求，把变电站智能辅助控制系统分为三级中心、九大子系统。
三级中心 变电站智能辅助控制系统(以下简称“辅助系统”)为分层、分区的分布式结构，按变电站智能辅助控制省级监控中心、变电站智能辅助控制地区级监控中心、变电站智能辅助控制区域监控中心系统和变电站智能辅助控制站端系统四 级构建，如图1所示。 变电站智能辅助控制系统从区域上分为三级中心，每级中心从技术上都分为主控中心、客户端和接口系统(预留)，用于扩充与其他系统之间的衔接，以及WEB浏览功能。主控中心：包含数据库和管理平台，实现数据存储、权限控制、实时监控、配置管理等全部功能。客户端：在变电站和其他必要的地方电脑上安装客户端，根据权限的不同，操作员可以进行相应的监控、管理和操作。接口系统：系统通过采用IEC61850通信规约与综合自动化等系统的接口和联动。WEB浏览：系统另外提供浏览器的方式，供值班和相关人员实时监控每个变电站区域的环境状态、报警状态、人员进出状态等实时状态。 九大子系统 辅助控制系统必须把环境、视频、火灾消防、SF6、防
浅析自动化技术在数字化变电站中的应用
浅析自动化技术在数字化变电站中的应用 发表时间：2018-05-14T17:18:33.077Z 来源：《电力设备》2017年第34期作者：杨虎翼 [导读] 摘要：数字化变电站将为电力系统发展的提供保障，是社会经济发展的必然趋势。 （广元利泰电力建设有限公司四川广元 628000） 摘要：数字化变电站将为电力系统发展的提供保障，是社会经济发展的必然趋势。自动化技术在数字化变电站中的推广应用有利于提高信息集成率，实现资源共享，切实推动数字化变电站的发展。 关键词：自动化；数字化；变电站 随着经济的不断发展，我国的电力系统发展也越来越快，变电站基本上实现了数字化，数字化的应用实现了变电站的又一创新，在操作环境上也有了极大的改善，是在以前智能变电站上做的新的改革。数字化变电站的发展与应用与我们息息相关，与电网的发展关系也非常密切，所以数字化变电站的发展规律是跟随着电网发展而不断变化发展的。当前我国的数字化变电站发展并不是很完善，所以现在的当务之急就是完善数字化变电站自动化技术。 1数字化变电站概述 数字化变电站由全数字化的一次电气设备、全数字化的二次装置和统一的标准平台（IEC62850）三部分组成，与传统变电站技术不同，数字化变电站将信息采集、处理、输出等环节完全数字化，不仅简化了错综复杂的电缆接线，还优化了功能组合和系统集成。数字化变电站的应用系统是一个具有复杂性、综合性以及智能性的数字化系统，数字化变电站实现了其它变电站所不能达到的特点以及功能，数字化变电站的主要特点就是实现了自动化，在信息处理时都能够实现自动化，将信息进行处理，形成数据，不用人工操作，减少了误差，节省了人力，数字化变电站的建立，对电子系统来说是非常重要的。 数字化变电站的结构分为三个层次，过程层、间隔层、站控层：（1）过程层。变电站的过程层的功能主要是，检测电力运行时的电气量，包括电流、电压等;在计算机上统计和检测设备的状态，记录下来，并且向上级报告机器的主要工作状态，以及各个功能的参数; 最重要的一点就是控制隔离开关的分合，控制电流的运行等。（2）间隔层。间隔层的主要功能是，对间隔层的数据进行收集以及整理，并且能够对间隔层的一次设备进行保护，还能够对间隔层的操作进行关闭，控制数据的收集和运算，进行整理，间隔层实现了对电力系统的做功计算处理，是设备间信息传递的主要层面，主要是保护测控系统。（3）站控层。变电站站控层的主要功能是，对于变电站的各种数据，能够利用网络进行快速收集以及整理，对数据库及时更新，能够通过登录数据库，把相关的数据向控制中心传递，还要同时向间隔层以及过程层传递命令，能够实现无人监控，还有联系功能和报警功能。 在数字化变电站中，信息的采集传输都实现了自动化，数字化变电站自动化系统的应用，大大优化了电网的运行效率，还提高了设备的稳定性、安全性，数字化变电站技术发展实现了兼容性，能够包含很多，数字化变电站自动化技术有很多的优点，测量更加准确，功能相比以前增多了、安全性更加可靠，还实现了资源的共享功能，数字化变电站技术的开发应该在此基础上进行不断改进与创新，只有这样，才能促进电力系统的长远可持续发展，进而实现技术的不断升级和优化，从而更好地适应电力系统发展的需求。 2自动化技术在数字化变电站中的应用 2.1通信网络技术 变电站的自动化发展主要是依靠系统中的网络通信技术来实现的。一是以IEC61850标准作为根据，这是由于IEC61850标准在变电站工作过程中体现着非常关键的功能，并且其也是创建变电站自动化系统的基础。当今很多的自动化变电站系统是根据IEC61850标准来建立模型、传播信息、处理数据等等。实践表明，应用IEC61850标准能够有效地统一变电站的网络资源与自动化系统，从而实现科学化与智能化。二是层次化的控制。在应用变电站自动化系统的时候重点是管理和控制变电站的一系列工作，这有别于传统意义上的管控模式，变电站自动化系统在控制变电站的时候借助分层的控制手段，基于IEC61850标准，自动化系统当中的一系列物理层都具备相应的逻辑性，借助层次化的控制，能够有效地控制全部系统、交流信息，并且还能够跟其它的机器实现切换的瞬间性、自由性，从而使切换过程当中存在的漏洞与程序减少。 2.2合并单元技术 合并单元技术是数字化变电站中全新的物理元件，其合成功能主要是针对由二次转换器所提供的电流与电压数据。合并单元装设于互感器与保护、自动化装置间，将从互感器采集到的数字信号进行汇总、校验、打包后，经通信网络发送到保护与自动化装置。合并单元在实现上主要存在数据同步问题，解决方案为准确、可靠的识别同步信号，并给数模转换模块实时发送高精度同步采样信号。此外，互感器和监控系统、计量与保护装置之间的联系也是通过合并单元来实现的，接收由互感器传出的信号数据并将其进行转化后传出，并且在这同时进行同步信号的收集，为系统运作的二次设备进行精确的电压与电流提供。 2.3光电测量技术 对于数字化变电站来说，传感器工程应用所具备的稳定性能是十分重要的。光电测量技术主要由互感器、交换器、信息处理设备以及连接光缆共同组成。数字化变电站的主要标志是采用数字化电气量测系统采集电流、电压等电气量，实现了电力量数据采集环节的数字化应用，其特点在于可以实现一、二次系统在电气上的有效隔离；增大了电气量的动态测量范围并提高了测量精度，从而为实现常规变电站装置冗余向信息冗余的转变以及信息集成化应用提供了基础；对于低驱动功率的变电站二次系统设备可以直接实现数字化接口应用。 2.4数据信息处理技术 数字化变电站自动化系统通过利用计算机对信息的数据处理，实现在计算机屏幕中显示出各项数据的处理结构，实现对变电站运行情况的实时监控监管，为专业技术人员提供更多的数据信息，确保能在第一时间内发现系统运行中出现的问题并及时处理。变电站综合自动化系统具备自动报警系统，能够在系统故障发生的第一时间内，及时报警，将故障带来的后果降低在最小范围内。经常应用的自动化系统重点涵盖：分流交换自动化操作、统计状态的记录资料、电力生产工作数据、数据信息分层内容等，在自动化的管理系统当中，有关的工作者定时地检修自动化装置，从而实现装置工作效果的理想化。 2.5设备状态检修技术 随着微电子技术以及一系列传感、信号处理技术的发展，设备状态检修已经成为数字化变电站中的重要内容，是保障变电站安全稳定可靠运行的重要措施。设备状态检修就是指对变电设备的状态进行检测与维修，这项工作通常进行于设备出现故障之前，因此能够及时发
浅析数字化变电站建设中的新技术应用
浅析数字化变电站建设中的新技术应用 发表时间：2017-07-26T15:48:09.563Z 来源：《基层建设》2017年第10期作者：汤心洲冯超 [导读] 摘要：随着电力在人们生活中发挥着越来越重要的作用,变电站技术趋于成熟。 国网河北省电力公司保定供电分公司河北保定 071000 摘要：随着电力在人们生活中发挥着越来越重要的作用,变电站技术趋于成熟。数字化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备组成的,实现了变电站电气设备之间的相互操作以及信息共享。随着科学技术的快速发展,数字化变电站技术日益提高,尤其是数字化变电站的电子式互感器、通信技术以及自动化系统,逐渐趋于成熟。文章通过分析数字化变电站新技术的应用,以此推动变电站向数字化变电站转变。 关键词：数字化；变电站建设；新技术 引言 随科技的快速进步，中国的数字化变电站技术已日趋成熟，数字化变电站指的是变电站内的一次电子装置、二次电子装置全部实现数字化，并建立统一的数据建模以及通信平台，从而使得智能设备间的互操作性得到提升。智能化开关技术、一次运行设备在线检测技术、电流电压互感器（光电式）以及变电站运行操作仿真技术的快速发展，加上自动系统中计算机网络技术的运用，对于变电站的数字化发展十分有利。 1通信技术在数字化变电站建设中的应用 所谓数字化变电站指的是利用先进的代通信技术及其通信媒介取代普通的通信电缆，从而进一步简化了分层组网技术，使得二次系统变得更加简捷。变电站内的所有二次设备都是基于标准化、模块化的微处理机进行设计制造，而设备间的互联利用的是高速通信网络，通过局域网达到数据、资源的高度共享，省去了普通功能装置的接口，传统的功能装置被逻辑上的功能模块所替代网络通信技术的运用，数字化变电站能够达到跨变电站、自动协调控制以及跨区域的保护目的。 数字化变电站相互之间的通信通过以太网交换机（工业级IEC61850），充分利用光纤环网实现互联，所有变电站间信息实现了高速连接。变电站内部主保护与测控装置、直流以及电量计费系统（IED）则充分利用变电站高速以太网交换机（IEC61850）对信息进行汇总，变电站、变电站监控中心相互的通信都是通过IEC61850通信协议标准来完成。变电站内配置了一种高性能的通信管理机，这种通信管理机与主机一体化的工业级嵌入式计算机相连。利用多模式通信接口将站内其他设备信息进行汇总，并综合考虑未来扩展的需要，汇总之后的信息在高速以太网上进行交换。系统利用全站SNTP网络统一对时模式，各站拥有各自独立的全球定位系统GPS。数字化变电站的站控层主要包括监控、事件日志、告警以及远动服务器等设备；间隔层主要继电保护、测控、计量以及与接入其他智能设备规约转换等设备；过程层主要包括合并单元、智能开关以及数字互感器等设备。站控层通信全部选用IEC61850标准，可直接接入IEC61850装置的主要包括监控后台、远动通信管理机以及保护信息子站等。间隔层通信网选用的是一种星型网络架构，这种网络能够使得跨间隔的横向联锁功能得以实现。电压不超过110kV及的变电站自动化系统都可以选用单以太网，电压超过110kV的变电站自动化系统必须选用双以太网。网络选用的是IEC61850国际标准，而非IEC61850规约的设备必须经过规约转换之后才能接入。 2自动化的运行管理技术 数字化变电站在进行自动化运行管理时，当变电站运行发生故障后可以及时地对故障进行分析，并可以及时地提出故障处理意见，并将故障原因指出。在记录电力生产运行数据时能够实现无纸化，能够准确地将数据信息进行分层，实现数据分流自动化。另外，在运用智能化设备时，可以对设备信息直接处理，并且不用与其他控制系统进行连接，能够独立地执行本地功能。在自动化管理系统中具备着自检功能，能够及时发现系统出现故障，并及时报警。通常数字化变电站能够自动发出需要检修的设备报告，从而将定期的设备检修改变为状态设备检修。在数字化变电站建设中，有效地利用自动化技术，在很大程度上促进了电网建设的现代化，提高了我国电网的信息化水平，加强了我国电网调度和输配电力的功能，同时在一定程度上减少了变电站建设需要花费的成本。在数字化变电站中的倒闸操作，其本身具备着非常高的自动化程度，尤其是在进行程序化操作后，在很大程度上提高了工作效率以及操作准确性。在进行倒闸操作时，通常是需要保证电力设备的稳定，有着正确的五防，并可以进行正确的操作。 3电子式互感器的运用 根据电子式互感器的不同原理，可以将其分成电原理型和光学型，光学型电子互感器是指充分利用光线在电场或者磁场中的偏转现象，结合偏转角度计算出电场或者磁场的强度，从而推算出系统的电流以及电压值，该类型的电子式互感器的最大特点是其灵敏度高、绝缘性能好，但也存在一定的局限性，比如检测信号微弱、容易受到周边环境的影响、光学传感材料的长时间稳定性比较差以及封装技术等等，有关研究人员已经在检测方法上采取了一定的措施，然而在短期内光学型互感器仍然无法实现工程上的推广与应用。所以，国际上当前能够实现商业化运行仍然是以电原理型的电子互感器为主，这种类型的电子互感器具有稳定性好，性能可靠等优点，我们国家对于光学型互感器的研究较为深入，因而这种类型的电子式互感器已经在商业运行中得到了推广应用。 最近几年以来，由于我们国家变电站电压等级的快速提高，电子式互感器的优势得到进一步凸显，特别是在特高压以及超高压的电力系统，电子式互感器的优点更加凸显，主要表现在绝缘性能以及暂态特性优异，适应强电磁环境能力强，能够承受比较高水平的动热，与普通的互感器相比优势非常明显。德国在特高压试验场电子式互感器得到了大量运用，而我们国家也有几十个数字化变电站成功运用，这些都选用了电子式互感器，可以预计的是，这将成为我们国家数字化变电站实现自动化运行管理的一场重大的技术变革，具有十分深远的意义。 在技术方面，电子式互感器的应用能够进一步提升设备的安全稳定性，进一步提高保护、测量以及计量系统的精确度，能够有效防止信号传输、处理工作等产生的附加误差，使得自动化设备数量减少了，二次接线也更简化，变电站系统的稳定性进一步提高，此外，数字化变电站设备的互操作性比较强，从而实现前台运行系统以及其他后台支持系统相互之间的内部数据能够高度共享，从而进一步降低了通道重复建设以及投资，工程周期进一步缩短，便于各种变电站的扩、改建工作，缩短了设备投运时间，电力设备的退出次数以及时间，有利于设备的更新以及维护工作，电力设备的工作效率得到提高，变电站工作周期内的总投资成本也降低了。 4数字让变电站建设中新枯术应用需要件章的问颗 4.1有效配置网络分析仪 利用数据传输网络,必须充分发挥数字化变电站的保护、测量和控制作用,达到信息资源共享目的。而数字化变电站中的智能化设备的