数字化变电站学习总结

发布时间：2024-10-18

数字化变电站学习总结

数字化变电站学习小结

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数字化变电站的技术将引领未来变电站自动化系统技术的发展，其建成和运用具有划时代的意义。经过老师上课的讲解和对文献的学习，我对“数字化变电站”有了比较深入的了解。

常规变电站中，来自不同信息采集单元的设备信息难以共享，规约的执行不一致造成不同厂家设备不具有互操作性，由于互操作性差等原因导致系统可扩展性差，二次电缆影响系统的可靠性。相比之下，数字化变电站的优点更为明显，非常规互感器实现了数据采集数字化，变电站一、二次设备分为站控层、间隔层和过程层的系统分层具有很高的可靠性且减少了连接电缆的一些问题，组合电器使系统结构紧凑，IEC61850标准的出现使系统建模有统一标准标准从而实现设备互操作和变电站信息共享，智能断路器等的应用使设备操作智能化，网络通信技术的提高是数字化变电站技术应用的关键。

1数字化变电站的基本结构

变电站体系结构趋向于分层分布式，数字化变电站系统是由过程层（设备层）、间隔层和变电站层（站控层）三层组成。

1.过程层

过程层包括电子式互感器和智能开关设备等。过程层直接采集电力系统实时电气量，检测变压器、断路器、母线等运行设备的状态，执行上层控制指令。

2.间隔层

间隔层包括测控装置、保护装置、安全自动装置、故障录波器、电能计量装置等设备。间隔层汇总本间隔过程层实时数据信息，对一次设备保护控制，高速完成与过程层及变电站层的网络通信。

3.变电站层

变电站层包括主机、操作员站、五防工作站、远动装置等设备。变电站层汇总全站的实时数据，向调度中心传送数据或接收调度中心的命令并转间隔层和过程层执行，进行站内人机联系，能够对间隔层和过程层设备在线维护、组态和修改参数，具有变电站内故障自动分析功能。

2数字化变电站的特点

2.1数字化变电站的主要特点

与传统变电站自动化系统相比，数字化变电站的主要特点是实现了一次设备智能化，二次设备网络化。

一次设备智能化：采用数字输出的电子式互感器、智能开关等智能一次设备。电子式互感器不含铁芯的结构消除了磁饱和，智能高压电器实现了自动控制、自动检测自身故障、自动调节与远方控制中心的通信等，如：智能化组合电器实现了自动控制。一次设备的避雷器将泄漏电流、动作次数、绝缘污秽等信息送往测

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量单元，还将避雷器对应的电压互感器的电压信号送至测量单元。

二次设备网络化：通过合并单元采集非常规互感器的输出信息，然后发送给保护测控设备；一二次设备用光纤传输信息；二次设备间用通信网络交换信息。

2.2数字化变电站的技术支撑

1.非常规互感器

非常规互感器包括：①电子式电流/电压互感器:目前普遍采用激光供电技术提供电源。②光电式电流/电压互感器:采用光学测量原理，不需要给其提供电源。

传统的电磁式互感器的绝缘结构随着电压等级的提高而越来越复杂，电磁式电流互感器的磁饱和现象影响继电保护设备的判断，并且电磁式互感器输出的模拟量与数字化二次设备接口不便，电磁式电流互感器二次回路开路和电磁式电压互感器二次回路短路会造成设备和人身伤害。常规互感器尤其是电流互感器二次侧有多个绕组，不同的互感器二次绕组对应不同的保护和测控装置，它们之间相互独立，这样会造成信息冗余。

电子式和光电式非常规互感器体积小、重量轻，安装和运输方便；绝缘结构简化，造价比电磁式互感器低；不含铁芯，不存在磁饱和问题，进而可以实现大范围测量；利用光缆而不是电缆传输信号，实现了高低压的完全隔离，不会因电压互感器二次回路短路或电流互感器二次开路给设备和人身造成危害。与常规互感器造成的信息冗余相比，合并单元同步采集多路电子式互感器输出的数字信号，然后发送给保护测控装置。

2.IEC61850标准

IEC61850标准解决了变电站自动化系统中不同厂家设备之间的互操作性问题，目的是实现电力系统从调度中心到变电站、变电站内、配电自动化的无缝自动化。

实际运行中不同厂家的设备的信息难以共享，互操作性差，IEC61850标准使工程应用时不同制造设备厂家智能电子设备之间可以互连互通。IEC61850标准中定义了面向通用对象的变电站事件GOOSE，GOOSE报文的传输服务不经过网络层和传输层，直接从应用层到表示层，并且采用了交换式以太网，这就保证了报文传输的实时性和确保了信息传输的优先级。但是，IEC61850标准中，逻辑节点对象模型和变电站配置描述对象模型是不完全兼容的，由此建立了IEC61850的统一建模语言UML模型。

3.网络通信技术

数字化变电站内的信息交互全部通过以太网实现，通信非确定性是以太网进入实时控制领域的主要障碍，交换式以太网允许不同用户间进行传送，保证了通信的确定性。在网络负荷小于25%的情况下，对于变电站内不同层次不同方向的数据交换，以太网响应时间要比令牌总线网络快得多。虚拟局域网VLAN使变电

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站中控制网段和非控制网段可以从逻辑上划分，而不依赖物理组网和设备的安装位置，从而保证了控制网段的安全性。变电站的设备之间信息交换通过通信网络完成，变电站在扩充功能和扩充规模时，只需在通信网络上接入新增设备，无需改造或更换原有设备。

4.智能断路器技术

常规变电站中的断路器和二次设备通过控制电缆实现传输断路器位置等信号，形成了庞大的电缆群。

智能操作断路器的数据采集模块随时把电网的数据以数字信号的形式提供给智能识别模块，智能识别模块根据这些信息判断当前断路器所处的工作状态，自动选择和调整操纵机构。智能断路器除了完成目前保护系统的基本功能，还实现就地布置，并且可对断路器状态进行监视。并且出现了智能断路器的进一步发展——组合电器GIS。

3数字化变电站的应用问题

目前我国已有数字化变电站投入运行，数字化变电站方案的可行性要结合工程应用来完善。在运行和维护中必须注意一些问题。

1.电子式互感器的可靠性：

电子式互感器作为过程层中的关键设备，其可靠性至关重要。电子式互感器包括电子式电流互感器和电子式电压互感器。电子式电流互感器采用罗氏线圈等作为一次传感器；电子式电压互感器一般采用电容分压或电阻分压技术。利用激光供电技术对电子模块供电，电子模块处理信号，使用光纤传输信号。

影响电子式电流互感器测量精度的误差主要来自于一次传感器和一次转换器。一次传感器中传感材料自身的可靠性是电子式电流互感器的主要问题，包括光磁材料的双折射以及温度、振动等影响因素。一次转换器在数据转换过程中，也容易引入新的误差，降低设备测量精度。目前数字化变电站中主要选用电子式电压互感器实现电压量的采集与传输，其测量误差主要由电阻或电容自身易随温度变化、高压电极电晕放电以及与其周围低电位物体间存在固有电场所产生的分布电容等因素引起。

2.合并单元对电子式互感器输出的数字信号同步采集多路，当这些数字量出现异常时，可能导致合并单元报警，此时保护人员通常采用分段判断法：首先检查电子式互感器与合并单元连接的光纤；若故障不位于前段，再检查合并单元和保护、测控装置相连的光纤；若故障不位于后段，则是合并单元内部故障。但这样必然导致一次设备停运，现场操作比较麻烦。为了避免以上情况，必须采取方法获得引入合并单元的数字量和合并后的数字量。

3.数字化变电站用光纤传输数字量，而在现场运行维护中，对光线传输通道的误码率和传输时延等的测试和维护难度较大，必须采取相应措施。

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4.每个厂家对于IEC61850标准的理解不尽一致，它们在产品研发上会有差异，这会影响装置的统一配置。

5.合并单元的输出量通过以太网发送给变电站二次保护设备，被传输的采样值报文流经多个节点，可能会出现数据包丢包等问题，从而影响测量精度。

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