电力系统数字化变电站的构建及实践

田 翀 李 立 杨炳元 田永高 李丽萍

（1.内蒙古工业大学电力学院，呼和浩特 010080；2.山西省交城供电公司，山西 交城 030500）

微机型综合自动化装置是一种具测量、控制、保护、通信一体化的一种经济型保护。随着微机型保护装置、微机五防装置、变电站无人值守系统、调度自动化四遥（遥测、遥信、遥控、遥调）功能的实现，微机综合自动化的成熟发展，给电力系统的安全稳定运行带来了极大的方便，人们对自动化的依赖程度也在日益增长。

已经在电力系统成熟地运用了几十年的变电站微机综合自动化技术，传统技术也越来越不能满足现代化变电站设备智能化、不能实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作，不能满足电力系统建设智能电网的需要。

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[1]。

1 数字化变电站的优点和特征

1.1 电流电压互感器的光电化

传统变电站的互感器的基本原理都是利用电磁感应原理。与传统电磁感应式互感器相比，光电式互感器具有优良的绝缘性能；不含铁心，消除了磁饱和和铁磁谐振等问题；抗电磁干扰性能好，低压边无开路高压危险；动态范围大，测量精度高；频率响应范围宽；没有因存油而产生的易燃、易爆炸等危险；体积小、重量轻、节约空间以及便宜的价格等优点。

光电互感器（也称数字式互感器，智能互感器、电子互感器），采用罗氏线圈原理，实现互感器的光电化，使得高低压完全隔离。利用光纤传输数据，易于实现高精度、高可靠性。

光电互感器分有源和无源两种。有源型光电互感器的一次传感器为空心线圈，高压侧传感头电子器件部分需要由电源供电方能工作。大致可分为三部分：高电位测信号采集处理部分、低电位测信号处理部分、高电位测电源供电部分。无源光电电流互感器是不需要外加电源的自励源式互感器，它的一次传感器是为磁光玻璃，无需电源供电。

1.2 合并器

由于在实际的变电站数字化改造过程中，运行中的设备有可能常规电磁式互感器与光电互感器同时存在，合并器能够实现电磁式互感器的模拟信号和光电化互感器数字信号的点对点的光纤网络数据收集采样、接受、发送。

1.3 一次设备的智能化

变电站一次设备主要包括变压器、电容器、电抗器、断路器、隔离开关、互感器、母线等。

一次设备智能化是数字化变电站的主要标志之一。它具有标准的数字化信息接口，融状态检测、控制保护、在线调控、信息通信等于一体，一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路中常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字信号和光纤代替。它通过智能设备的数字化接口（过程总线接口）将一次设备智能终端输入的开关位置、低气压、隔离开关位置、中性点刀闸位置、分接开关档位等状态量，传送给间隔层设备提供电气信息，并且同时接受间隔层设备输入的跳合闸操作、分接开关档位控制、电容器投切控制、刀闸控制、风扇控制等控制命令，实现机电一体的进一步结合，满足整个智能化电网的需要。

1.4 二次设备的网络化

二次设备网络化就是将变电站内常规的二次设备，如继电保护、防误闭锁、测量控制、远动、通信、故障录波、电压无功控制、同期操作、在线状态检测等装置全部按照IEC-61850的要求，改造为具有数字化接口的网络化的二次设备，能满足电子式互感器和智能开关的要求。

1.5 自动化的运行管理和检修更加优越

变电站运行管理自动化系统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；变电站运行过程中发生故障时能够及时提供故障的分析报告，指出故障的原因，提出故障的处理意见；系统能够自动发出变电站设备的检修报告。智能化的一次设备和网络化的二次设备使得设备在线状态检测更加实时性、控制操作更加可靠，通信系统传输的信息更完整，通信的实时性大幅度提高；变电站可实现更多、更复杂的自动化功能，提高自动化运行和管理水平。因此，数字化变电站运行管理，运行规程和检修方案都要独立地制定。光电互感器等网络化二次设备的出现，也使得二次保护、监控控制等设备与一次设备可以实现就地安装。

2 数字化变电站综合自动化系统的基本结构

数字化变电站自动化系统在逻辑结构上分为三个层次（如图1所示），这三个层次分别称为“站控层”、“间隔层”、“过程层”。各层次内部和层次之间采用高速网络通信。

图1 数字化变电站自动化系统逻辑结构图

随着智能开关、光电式互感器等机电一体化的智能化电气设备的出现和迅速发展，并应用在GIS、PASS、AIS、超高压直流站等场合，变电站综合自动化的技术迈入了数字化的新阶段。在智能化数字化变电站中，一次设备的智能化和二次设备的网络化代替了常规的互感器、继电保护装置、监控等装置的 I/O部分，可将保护、监控装置小型化、紧凑化，完整地安装在开关柜上，实现了变电站的机电一体化[2]。

2.1 站控层（变电站层）及其功能

站控层设备主要就是指监控主站、工程师站、信息子站等。它的主要功能是：为变电站提供运行、管理、工程配置的界面，并记录变电站内的所有相关信息。

2.2 间隔层及其功能

间隔层主要指的是继电保护与测控、录波等。它的功能是：①汇总本间隔过程层实时数据信息；②实施对一次设备保护控制功能；③实施本间隔操作闭锁功能；④实施操作同期及其他控制功能；⑤对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制；⑥承上启下的通信功能，即同时高速完成与过程层及变电站层的网络通信功能，必要时，上下网络接口具备双口全双工方式以提高信息通道的冗余度，保证网络通信的可靠性[3]。

2.3 过程层

过程层是一次设备与二次设备的结合面，也可以说过程层是智能化电气设备的智能化部分，包括光电互感器、合并单元、智能终端与过程层网络组成。过程层网络的核心设备就是交换机，它一端连接间隔层的IED设备，另一端连接过程层的智能接口和合并器。它的功能是：①电气运行时的实时监测；②运行设备状态参数的在线检测和统计；③操作控制执行和驱动。

3 110kVV数字化站的实例及配置原则

现有常规的110KVV变电站的一般微机综合自动化系统已经实现了站控层与间隔层设备间的数字化，间隔层装置内部也已基本都是数字化存储与处理，所以应该把数字化建设的重点放在对于一次设备的数字化改造以及间隔层设备的数字化接口的改造。互感器采用光电互感器，开关采用传统开关设备+智能终端来实现。当然为节约投资，也可采用光电互感器+网络化二次和常规一次设备的方式。

3.1 变电站实例现状

以下示例为常规微机综合自动化110kV变电站（如图2所示）数字化改造为实例：

二卷式主变（110/110kV），容量 2×40MVAA；

110kV、10kV电压侧母线均为单母分段；

110kV一次设备：户外断路器＋隔离开关+电流互感器组合；PT+避雷器组合。

10kV一次设备：户内KYN28—12成套开关柜。

图2 2 银通110kVV变电站主接线示意图

3.2 配置原则

整站的方案配置图如图3所示。

1）互感器及合并器配置原则

110kV间隔电流互感器按单元配置，每个110kV线路及分段开关间隔单元布置一组互感器，线圈布置原则为1组保护线圈+1组计量线圈；应配置单采集器采集数据；合并器应单重化配置。

主变各侧互感器按照主保护、后备保护独立原则配置（如图44所示），线圈布置原则为2组保护线圈+1组计量线圈；应配置双采集器采集数据；合并器应按差动及后备保护双重化（分别）配置，合并器的输入应分别来自不同的采集器，并分别安装于差动及后备保护的保护屏上。

图3 整站的方案配置图

图4 变压器10kVV侧合并器配置

10kV间隔按照单元配置模拟量输出的电子式电流加智能单元、电压互感器加智能单元，经过合并器将模拟量数据化后送给各自单元的保护以及测控和计量设备。

110kV、10kkV侧电压互感器（PT）配置分别独立的PPT合并器或者智能终端，并且各间隔合并器应留有来自不同PT合并器的输入数据，在间隔本身来实现PTT并列、切换功能。PT系统切换架构图如图5所示。

图5 PT系统切换架构图

2）智能终端配置原则

智能终端装置是通过智能设备的数字化接口（过程总线接口）将传统一次设备接入过程层总线的设备，它将一次设备智能终端输入的开关位置、低气压、隔离开关位置、中性点刀闸位置、分接开关档位等状态量传送给间隔层设备，并且接受间隔层设备输入的操作、控制信号。

主变高、低压侧断路器各配置1台智能终端，高压侧安装在户外的高压侧端子箱内，低压侧与合并器及保护集成设计，安装在开关柜上；两台主变分别配置一台本体智能终端，安装在主变端子箱内。

110kV线路及分段开关间隔单元：各配置1台智能终端，安装在端子箱内；10kV出线间隔：每个间隔配置1台智能终端，与合并器及保护集成设计，安装在开关柜内。

4 数字化变电站的适应性

1）一、二次设备数字化的应用，智能设备的机电一体化、互操作性，使得状态检修将更加考验现有的检修技能。光电互感器运行后的二次的开路、短路问题，使得现行的安全规程的适用性带领问题，需要在安全规程中增加不得用眼睛直接观察激光孔或激光光缆，以免烧伤眼睛；在巡视设备时要特别检查光纤及与二次设备连接的尾纤应可靠连接，尾纤自然弯曲，无折痕，外皮无破损等规定。

2）主变套管CT、穿墙套管CT、间隙PT等应用光电互感器，以及主变油温、瓦斯、导线温度等的测量方式，使得生产厂家在制造过程中必须考虑到电气量、非电量接口的网络化。

3）保护试验必须采用数字输入测量装置，现有的常规试验台加入模拟的电流、电压装置已不能使用；测量装置的精度又牵涉到计量水平和相关法规；保护中回路检查如 PT并联，断路器跳合闸信息等的处理手段也将更依赖网络技术等。

4）受到材料的影响，在经济比较上，500kV及以上交直流站经济性优势非常明显，220kV及以上变电站经济性也较好，110kV及以下变电站经济性就相对较差。

如上分析表明，数字化变电站有异与常规变电站，还需在运行中积累大量的建设、管理、维护和运行经验。

5 数字化变电站的发展趋势

2005年国家电网公司通信中心组织的IEC61850互操作试验极大推动了IEC61850在数字化变电站中的研究与应用，我国已建成了一些数字化变电站示范站，部分省电力公司已经开展了数字化变电站的研究工作，在解决了通信网络的关键问题后，数字化变电站将是我国变电站技术的发展方向。

虽然数字化变电站技术已经基本达到了满足工程化应用的水平，但是在技术上还有很多需要改进的地方，而对于运行规程方面，也需要进一步研究及积累经验，所以近两年内仍将是数字化变电站试运行积累经验的阶段。目前，国家电网公司、设备制造商等都在努力积极地推动着数字化变电站的发展，可以预见，二、三年后成熟的数字化变电站将完全取代常规化变电站。

[1]龚泉,刘琳,杨帆.基于 IEC-61850标准的数字化变电站系统测试[J].华东电力,2009,37(6):936-940.

[2]尹慧敏.数字化变电站技术应用研究[J].云南电力技术,2010,39(6):79-80.

[3]丁书文,等.数字化变电站自动化系统的网络选型[J].继电器,2003,31(7):37-38.