數字化變電站設計的特點及其生產實踐中的應用

摘要:數字化變電站是由智能化一次設備和網絡化二次設備分層構建，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。本文從數字化變電站設計的特點及其生產實踐中的應用等幾個方面進行論述。

關鍵詞:數字化變電站;設計特點;實踐應用

目前，變電站綜合自動化技術已經在我國得到廣泛的應用，但是，變電站綜合自動化技術的運用還存在一些技術上的局限性。另外，隨著電力系統的結構越來越復雜，電壓等級越來越高，對系統運行管理也提出了更高的要求。隨著數字式互感器技術和智能一次電氣設備技術的日臻成熟并開始實用化，以及計算機高速網絡在電力系統實時網絡中的開發應用，數字化變電站技術開始在我國逐步得到應用。數字化變電技術代表著變電站自動化技術的發展方向。IEC61850標準為數字化變電站技術奠定了技術標準。數字化一次設備以及數字化通信技術的發展及實用化，也使得按IEC61850建設數字化變電站成為可能。

一、數字化變電站設計的特點

(1)智能化的一次設備

一次設備被檢測的信號回路和被控制的操作驅動回路采用微處理器和光電技術設計，簡化了常規機電式繼電器及控制回路的結構，數字程控器及數字公共信號網絡取代傳統的導線連接。換言之，變電站二次回路中常規的繼電器及其邏輯回路被可編程序代替，常規的強電模擬信號和控制電纜被光電數字和光纖代替。

(2)網絡化的二次設備

變電站內常規的二次設備，如繼電保護裝置、防誤閉鎖裝置、測量控制裝置、遠動裝置、故障錄波裝置、電壓無功控制、同期操作裝置以及正在發展中的在線狀態檢測裝置等全部基于標準化、模塊化的微處理機設計制造，設備之間的連接全部采用高速的網絡通信，二次設備不再出現常規功能裝置重復的I/O現場接口，通過網絡真正實現數據共享、資源其享，常規的功能裝置在這里變成了邏輯的功能模塊。

(3)自動化的運行管理系統

變電站運行管理自動化系統應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;變電站運行發生故障時能即時提供故障分析報告，指出故障原因，提出故障處理意見;系統能自動發出變電站設備檢修報告，即常規的變電站設備“定期檢修”改變為“狀態檢修”。

在變電站自動化領域中，智能化電氣的發展，特別是智能開關、光電式互感器機電一體化設備的出現，變電站自動化技術進入了數字化的新階段。在高壓和超高壓變電站中，保護裝置、測控裝置、故障錄波及其他自動裝置的I/O單元，如A/D變換、光隔離器件、控制操作回路等將割列出來作為智能化一次設備的一部分。反言之，智能化一次設備的數字化傳感器、數字化控制回路代替了常規繼電保護裝置、測控等裝置的I/O部分;而在中低壓變電站則將保護、監控裝置小型化、緊湊化，完整地安裝在開關柜上，實現了變電站機電一體化設計。數字化變電站自動化系統的結構在物理上可分為兩類，即智能化的一次設備和網絡化的二次設備;在邏輯結構上可分為三個層次，分別稱為“過程層”、“間隔層”、“站控層”。

二、350KV數字化變電站工程實施

(1)總體建設方案

由于電壓等級高，電子式互感器應用成熟度不夠，暫不采用數字式的電流電壓互感器;采用智能終端連接常規斷路器，安裝到開關場;一次設備采用全電動、全遠方、程序化操作設計;主要IED之間的信息交互采用IEC61850標準的MMS和GOOSE技術;保護和測控裝置按傳統的變電站二次設備功能配置。

(2) 網絡組建

①MMS網。MMS網主要承擔間隔層IED裝置及站控層計算機之間的信息交互，通過MMS報文實現變電站“四遙”功能。

為減少單個環網中交換機節點數，將MMS網分為兩個環，站控層主機一、主機二分別接至兩個不同的主交換機，350KV間隔層設備MMS通訊口接入一個環，220 kV及35 kV間隔層設備接入另一個環。

②350KV GOOSE 網絡。350KV第一套、第二套保護GOOSE網絡單獨組網，互不聯系。350KV每套GOOSE網每串設置交換機2臺，每段母線設置交換1臺，全所500kV遠景共需交換機24臺。

③220 kV GOOSE網絡。220 kV第一套、第二套保護GOOSE網絡單獨組網。同一間隔的線路保護、智能終端、測控接于同一交換機，一臺交換機不得接入同一方向的兩條出線保護，并最多接入4個間隔相關IED設備。測控只接入第一套GOOSE網，母差保護及公用設備接于母線交換機。

(3)程序化操作實現

微機保護投退操作、微機保護狀態調整操作、微機保護定值區切換操作、重合閘投退操作，350KV、220 kV、35kV一次設備(包括主變、母線、開關、線路、電容器組、低抗)由運行改冷備用或由冷備用改運行的操作和相應二次設備狀態調整，220 kV進出線倒母線操作和相應二次設備狀態的調整等項目可以采用程序化操作模式。

①程序化操作流程。程序化操作流程按六個部分設計，一是接調度操作預令;二是調度正式下令，操作票選擇;三是輸入操作口令，開放和啟動程序化操作進程;四是逐項唱票復誦，經確認后啟動程序化操作，經系統自動判別或人工判斷是否操作成功。五是操作過程發生事故的緊急處置。六是操作任務執行完畢后，退出程序化操作進程。

②程序化操作實現方式。程序化操作功能在監控后臺以嵌入獨立操作票系統實現，不另外單獨配置服務器，與監控后臺共享數據信息。程序化操作結合常規的五防操作步驟，適應各種運行方式的需求。運行人員可以通過模擬預演生成操作票，也可以通過調用典型操作票生成操作票。操作票生成后，經審核正確，通過輸入操作口令和監護口令啟動程序化操作。

③程序化操作過程中異常或事故處理。當操作過程中發生異常或事故時，不能簡單地轉為人工處理，終止程序化操作。需對異常和事故進行分類，通過人機交互來處理異常和事故情況。一是程序化操作過程中發生設備異常或設備故障時，如閘刀拒分、拒合或某二次操作步驟目標狀態檢查不符合要求等，系統立即中斷程序化操作，并給出提示，由運行人員確認是否需要繼續程序化操作。二是如果異常情況較嚴重，不能繼續操作，則由運行人員終止程序化操作進程;如果異常情況處理可以在短時間內處理，則暫停程序化操作，待異常處理畢后恢復程序化操作。

三、結語

未來的電力網絡系統需要新的信息架構支持，將監控、保護和就地自動化等前后臺信息連接成為一個整體，以保證電力系統安全和高效地管理。IEC61850標準為開放式數字化變電站自動化系統平臺的建立提供了通信依據。IEC61850 采用面向對象的建模方法和抽象、分層映射的技術，通過規范系統和項目管理及一致性測試等途徑保證其目標的實現。它不僅適用于變電站自動化內部網絡通信，也適用于配電自動化、電能計量系統、發電廠自動化系統、風力發電及其他工業自動化領域。因此，在工程實施過程中應根據具體情況逐步推進數字化變電站的建設深度。

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