【2017年整理】数字化变电站.doc

数字化变电站的发展优势 电自1117 王鹏远 2011309030227 数字化变电站是由智能化一次设备（电子式互感器、智能化开关等）和网络化二次设备分层（过程层、间隔层、站控层）构建，建立在IEC61850标准和通信规范基础上，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。数字化变电站是应用IEC61850进行建模和通信的变电站，体现在过程层设备的数字化，整个站内信息的网络化，以及开关设备的智能化实现。 常规变电站自动化系统的不足 1.信息难以共享 变电站自动化系统接入的信息大致分为:电力系统运行信息、变电站设备运行状态信息、变电站设备异常信息、电网事故信息。由于信息采集部分来自不同的TA，因此作为变电站自动化系统应用的主要环节的测控、保护、故障录波器等系统信息的应用、处理分属于不同的管理部门。不同的IED以功能划分，独立运行。变电站自动化系统、变电站与控制中心之间的通信以及控制中心不同层面之间缺乏统一的建模规范，实际运行中来自不同信息采集单元的设备信息无法共享，形成了各种“信息孤岛”现象。 2.设备之间不具备互操作性 变电站二次设备可分为三类：以TA、TV为主的一次、二次设备的接口设备；保护、控制、仪表等二次控制、测量设备；实现与电网调度或远程控制中心通信的系统，或称为站控层设备。由于二次设备缺乏统一的功能与接口规范，通信标准的采用缺乏一致性，各厂家对于相同规约实现上的差异，至今不能实现不同厂家IED之间的互操作，通信标准对二次设备互操作性影响表现在三个方面：(1) 规定制定、执行具有一定的滞后性；(2)规约与网络通信机制不一致；(3)规约结构上的不完整性。 3.系统的可扩展性差 现今，与变电站自动化系统相关的通信、嵌入式应用等技术的更新速度比变电站自动化系统的更新速度快得多。由于互操作性和信息模型等原因，现有的变电站自动化系统在系统扩展或设备部分更新时需要付出很大的附加成本。 4.系统可靠性受二次电缆影响 现有的变电站自动化系统实现了设备的自动化，但设备间仍采用电缆进行连接。二次系统的安全性取决于变电站IED应具有一定的耐受电磁干扰的能力，同时，必须确保引入到IED的电磁干扰必须低于装置本身可以耐受的水平。二次电缆实际上构成了变电站安全运行的主要隐患。 二．数字化变电站的特点 1.智能化的一次设备 一次设备被检测的信号和被控制的操作驱动回路经过重新设计，采样微处理器和光电技术设计。使原来要通过二次采样电缆输入的电压电流信号，通过电子式互感器取代传统互感器的方式，原来开关位置、闭锁信号和保护、测控的跳合闸命令等原来用二次电缆传输的信号量，都通过集成智能化一次设备实现。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器件代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电式数字量和光纤网络代替。 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。 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及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”。 三．数字化变电站的技术优势 非常规互感器 随着光电技术和计算机技术的飞速发展，非常规互感器具有良好的绝缘性、较强的抗电磁干扰能力、测量频带宽动态范围大的特点与优点。新型非常规互感器充分利用了电光晶体的各种优异特性和现代光电技术的优点，信号处理部分采用先进的数字信号处理DSP技术，具有实时性、快速性和便于进行复杂算法处理等优点。而非常规互感器最大的特点在于可以输出低电平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，适应电力系统数字化、智能化和网络化的要求，且同时适用于测量和保护两种功能。 2.IEC 61850标准 IEC61850《变电站网络与通信协议》标准是新一代的变电站网络通信体系，适应分层的IED和变电站自动化系统，为电力系统自动化产品的“统一标准、统一模型、互联开放”的格局奠定了基础，使变电站信息建模标准化成为可能，信息共享具备了可实施的基础前提。 该标准根据电力系统生产过程的特点，制定了满足实时信息传输要求的服务模型，采用抽象通信信息服务接口、特定通信