摘 要：随着数字化变电站的发展，IEC 61850协议的推广，解决了数字化后设备与设备间的互操作性、互换性的一个统一平台协议。数字技术的可靠性，实时性，经济性正在逐步提高。它改变了传统的变电站综合自动化二次设备的组态模式，现在我们可以运用智能设备，光电电流电压互感器，一次设备在线检测及自诊断等技术，使发展建设完全意义上的数字化变电站已成为可能。
关键词：数字化变电站 光电互感器 智能设备
1 数字化变电站的特征
变电站综合自动化技术已经在电力系统成熟地运用了几十年， 人们日益依赖自动化给我们带来的方便，传统技术的弊端也越来越不能满足现在电力系统的发展。有别于现在的综合自动化站，数字化站有很多其它几个特点：
1.1 光电化的电流电压互感器
采用罗氏线圈原理实现的光电互感器主要特点有绝缘简单，体积小、重量轻、CT动态范围宽，无饱和现象，无谐振、二次输出不怕开路，数字量输出的特点。一般可分为有源和无源两种，有源光电互感器即传感头部分需要外加“取能”或“送能”电源，利用光纤传输数据，易于实现高精度、高可靠性的电子电路，难点是电源的远端取电技术和电源的管理，并且有源的物理距离受一定的限制，长时间大功率激光供能对光电设备寿命影响，易受电磁干扰等问题。无源光电互感器即不需要外加电源的自励源式互感器，难点是如何减小“唤醒电流”的死角，晶体的双折射现象，光纤的偏振效应，维尔德常数的温度效应等。
1.2 合并器
因有可能常规互感器与光电互感器同时存在、或光电互感器三相交流量的同步，主变不同电压侧间隔获得数据差动保护需求、母线不同间隔差动、线路两侧差动保护，安稳装置的同步要求，需要点对点的光纤网络数据收集和分发，使得合并器的出现就尤为重要。
1.3 智能化的一次设备
智能设备首先应具备数字化接口，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，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程控制器代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。通过过程总线接口给间隔层设备提供电气信息，接受间隔层设备的跳合闸等控制命令；各断路器的智能终端输入开关位置、低气压、刀闸位置等状态量，输出跳合闸命令，含操作回路；本体智能终端输入非电量、中性点刀闸位置、档位等信号，输出档位控制、中性点刀闸控制和风扇控制等接点，智能化设备是机电一体的进一步结合。
1.4 网络化二次设备
网络化的二次设备具有数字化接口，能满足电子式互感器和智能开关的要求，能满足IEC-61850的要求，目前的问题是基于IEC-61850的间隔层和站控层的二次设备和一次设备之间相互配合的技术壁垒实际上比常规站更高，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现功能装置重复的I/O现场接口，二次电缆也由大量控制电缆改为少量光缆，通过网络真正实现数据共享、资源共享，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块。因为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。
1.5 自动化的运行管理和检修
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，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、自动化；变电站运行发生故障时，能及时提供故障分析报告，指出故障原因及处理意见；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”改为“状态检修”。光电互感器二次也因可以开路、无谐振等特点，检修安全要求和方法也有别于常规站。
2 数字化变电站自动化系统的结构
随着智能化电气的发展，特别是智能开关、光电式互感器等机电一体化设备的出现和应用在GIS、PASS、AIS、超高压直流站等场合，变电站自动化的技术迈入了数字化的新阶段。在高压和超高压变电站中，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、监控等装置的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。
在逻辑结构上数字化变电站自动化系统分为三个层次，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，三个层次的关系如图1所示
2.1 变电站层
变电站层的主要任务是：通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；按既定协约将有关数据信息送往调度或控制中心；接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；具有（或备有）站内当地监控、人机联系功能，如显示、操作、打印、报警等功能以及图像、声音等多媒体功能；具有对间隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态、在线修改参数的功能；具有（或备有）变电站故障自动分析和操作培训功能。
2.2 间隔层
间隔层的主要功能是：汇总本间隔过程层实时数据信息；实施对一次设备保护控制功能；实施本间隔操作闭锁功能；实施操作同期及其他控制功能；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；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。
2.3 过程层
过程层是一次设备与二次设备的结合面，或者说过程层是智能化电气设备的智能化部分，其主要功能可分为三类：①电气运行的实时电气量检测。即利用光电电流、电压互感器及直接采集数字量等手段，对电流、电压、相位及谐波分量等进行检测。②运行设备的状态参数在线检测与统计。如对变电站的变压器、断路器、母线等设备在线检测温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。③操作控制的执行与驱动。在执行控制命令时具有智能性，能判断命令的真伪及其合理性，还能对即将进行的动作精度进行控制，如能使断路器定向合闸，选相分闸，在选定的相角下实现断路器的关合和开断，要求操作时间限制在规定的参数内。
3 110kV数字化站的实例及配置原则
一般的综合自动化变电站已经完成对于站控层与间隔层设备间的数字化改造，而间隔层装置内部也已基本都是数字化存储与处理，所以我们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。本例介绍来自于贵阳都拉营的110kV杨柳变。
A：35kV及以下系统安装于开关柜系统架构
系统架构如下图所示：
B：对于整站的方案配置如下图所示：
3.1 互感器及合并器配置原则
互感器按间隔配置，110kV线路及分段开关每个开关间隔布置一组互感器。线圈布置原则为1保护线圈+1计量线圈，应配置单采集器采集数据；合并器应单重化配置。
主变各侧间隔按照主后保护独立原则布置互感器线圈，线圈布置原则为2保护线圈+1计量线圈，应配置双采集器采集数据；合并器应双重化配置（差动及后备合并器分开），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。
35kV间隔配置模拟量输出的电子式电流、电压互感器，并配置合并器将模拟量就地数据化后送给保护以及测控、计量设备。
10kV间隔配置模拟量输出的电子式电流、电压互感器，并配置智能单元或合并器将模拟量就地数据化后送给保护以及测控、计量设备。
三侧配置独立的PT合并器或智能终端，软件实现PT并列功能。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PT切换功能。
3.2 智能终端配置原则
智能终端装置是将传统一次设备接入过程层总线的设备，它输入开关位置、低气压、刀闸位置等状态量，输出跳合闸命令，含操作回路。
--主变间隔：高压侧各配置1台智能终端，安装在高压侧端子箱内；中低压侧各配置1台智能终端，与中低压侧合并器集成设计，安装在开关柜上；
每台主变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：配置1台智能终端，安装在端子箱内；
--35kV出线间隔：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）因数字化设备的应用，二次设备现场化带来的运行检修、安全规程的适应问题，需修改现有的运行规程和安全规程，如光电互感器的二次的开路、短路问题，安全规程中需增加不得用眼睛观察激光孔或激光光缆，以免烧伤眼睛等规定，在巡视时要特别注意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。智能设备的互操作性、机电一体化，使得状态检修将更加考验现有的检修技能。
[1] [2] 下一页
本文关键字：变电站 电工文摘，电工技术 - 电工文摘
