数字化变电站的发展趋势及关键技术

摘要：电网的正常运行直接关系着国家经济命脉的发展，因此，如何提高电网运行的效率是我们需要重点克服和解决的问题。电网自动化技术的提升能够给我们的变电站的快速运转带来积极的影响，它可以大大提高我们变电运行的工作效率、降低变电运行人员的工作强度，提升电网运行的力度。本文从数字化变电站的发展趋势和关键技术出发，给出了数字化变电站关键技术的一些参考。

关键词：数字化变电站 发展趋势 关键技术

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1007-9416(2012)05-0255-02

电网自动化技术是我国电网的六个重点技术之一，而数字化变电站技术则是电网自动化技术领域的一个重要课题。因此，建立无人值守的数字化变电站成为提高我国电网运行效率的重要手段。目前，我们新建变电站基本采用分层、分布式变电站微机监控系统，并逐步对原有变电站实行改造。随着计算机技术、网络技术和通信技术的发展，使得在变电站自动化系统中的信息采集、传输、处理等工作可以实现数字化。所以，数字化变电站技术的应用必将对电力系统的科技进步带来巨大的变革。

1、现状及发展趋势

1.1 变电站控制系统的应用现状及发展趋势

近年来，随着电网规模的扩大及电网运行要求的提高，对变电站控制系统提出了越来越高的要求，为了及时掌握电网的运行情况，保证电网安全、可靠地运行，要求变电站控制系统能够准确、及时地反映一次系统的状态，同时要求变电站具有较高的可控性，进而要求更多地采用远方集中控制，操作，反事故措施等，即采用无人值班的管理模式，以提高劳动生产率，减少人为误操作的可能，提高运行的可靠性。另一方面，计算机技术，网络技术等先进技术手段的应用，已改变了传统二次设备的模式，系统简化，信息共享，减少电缆，减少变电站占地面积，降低造价等方面已改变了变电站的面貌，变电站自动化已转向了实用化阶段并取得了显著的成效。

1.2 电流和电压互感器的应用现状及发展趋势

电流和电压互感器是为电力系统进行电能计量和继电保护及测控装置提供电流、电压信号的重要设备，其精度及可靠性与电力系统的安全、可靠和经济运行密切相关，是电力系统电流电压测量的基本设备。

传统的电流和电压互感器是电磁感应式的，具有类似变压器的结构。随着电力工业的发展，电力系统传输的电力容量不断增加，电网运行电压等级也越来越高，目前，俄罗斯已有1150kV的骨干电网，我国也已将原来220kV的骨干电网提高到了500kV，国家电网公司已将1000kV的输电线路纳入近几年的发展规划。随着电压等级的提高，电磁式互感器暴露出一系列固有的缺点：(1)绝缘结构越来越复杂，产品的造价也越来越高，产品重量大，支撑结构复杂。(2)电磁式电流互感器固有的磁饱和现象，一次电流较大时会使二次输出发生畸变，严重时会影响继电保护设备的运行，造成拒动或误动。(3)电磁式互感器的输出为模拟量，不能与数字化二次设备直接接口，不利于电力系统的数字化进程。

二十世纪后期，人们一直在寻求一种安全、可靠、理论完善、性能优越的新方法来实现高电压大电流的测量。基于光学传感技术的无源光学电流互感器（Optical Current Transformer，简称OCT）和无源光学电压互感器（Optical Voltage Transformer，简称OVT）以及基于空芯线圈的有源光电互感器能有效克服传统电磁式互感器的缺点，近20年来一直受到美国、日本、法国和中国等国学者和工程技术人员的广泛关注和深入研究，先后研制出多种样机并挂网试运行，逐步成为互感器发展的主要方向。

2、关键技术

2.1 电子互感器技术

无源光互感器工作基于光学传感的原理，存在光路结构复杂、温度影响大等影响测量精度以及传感头工艺一致性不易保证等缺点，有源光互感器同样存在温度影响大、测量部件检修困难、加工精度不宜保证等问题。

2.2 同步采样技术

在传统的保护测控装置中,各路模拟量的采样是由同一个模件负责的，在同一时刻锁定采样值，保证了采样的同步及测量误差。而在使用光互感器的情况下，各相电流、电压采样可能由不同的采集单元完成，如何保证各相电流和电压信息的同步,成为合并单元能否正确工作的关键。

2.3 网络技术

变电站的信息交换特点之一是，信息长度较短，信息量较大，在电网发生故障的情况时，有可能发生网络风暴，而间隔层装置普遍采用嵌入式系统，其处理能力不强，这一特点要求变电站控制系统的网络具有很强的抗风暴能力，在发生网络风暴时，各个装置能够正常工作。变电站信息交换的另一个特点是部分信息的实时性要求很高，比如保护装置之间的信息交换，合并单元与间隔层设备之间的信息交换，要求变电站控制系统的网络具有分级交换的能力，保证高级数据的实时性。变电站控制系统的网络就像一个人的神经，所有的命令、信息都必须通过它传送，网络的可靠性、安全性对变电站控制系统来讲及其重要的，变电站控制系统应该在日常运行时对网络的状况进行监视，及时发现问题，解决问题，这就要求网络设备应具有智能功能。

2.4 软件平台技术

软件平台是数字化变电站控制系统的重要支撑。数字化变电站需要实现变电站二次子系统的数字化和一体化，继电保护、测量控制、故障录波、安全自动装置、电能质量监测、一次设备在线安全监测等专业监控功能将在一个统一的软件平台上实现，因而支撑软件平台的研究开发十分重要。为满足100KV到500KV变电站的多层次的需要，该平台需支持Unix/Linux/Windows跨平台应用，满足电力系统信息安全要求，支持IEC61850标准和各功能的自由分配，满足变电站安全操作、经济运行等管理需求。

2.5 装置内部数据交换技术

在数字化变电站中，采样数据通过合并单元的网络送给保护测控装置，由于保护测控装置的嵌入式系统的处理能力有限，一般将装置的数据接收模件与数据处理模件分开，数据接收模件采用带以太网协议的实时多任务系统，数据处理模件普遍采用DSP方式，这两个模件之间的数据交换速率在10Mbps以上。合并单元汇集多个采集单元的数据，内部模件的数据交换更加频繁，特别是考虑到母线和变压器的合并单元，内部数据交换可能达到100Mbps，如何实现如此高速的数据交换是本项目的关键技术之一。

3、技术方案

通过对变电站控制系统和电压电流互感器技术现状的分析，现有的变电站系统虽然在近几年取得了很大的发展和进步，但是仍然存在着许多有待改进、提高的地方，随着技术的发展和人们对变电站控制系统认识的提高，以光互感器应用和IEC61850标准为框架的数字化变电站控制系统正受到人们越来越多地关注，成为变电站控制系统发展的新焦点。220kV变电站一次接线考虑，主变压器按本期一台，最终2台设计，电压等级采用220/110/35kV考虑。

对于主变压器间隔以及220KV线路间隔、110KV线路间隔全部实施数字化方案，即从过程层、间隔层到变电站层全数字化。考虑到35kV间隔设备安装在开关柜内，35kV侧本身保护测控一体化装置已下放，节省电缆的需求不大，且对低电压等级而言，光互感器的优势不明显，甚至增加设备配置的复杂性，例如使用了光互感器后各间隔电压数据的获得、同一个间隔保护装置与电度表数据的采集等，将使成本大幅上升，所以35KV侧不配置光互感器，采用保护测控一体化装置的方案。

4、结语

在变电站系统实现数字化改造后，在变电站维护、调试时间、土地使用、系统的可用性、设备安全等五个方面都将得到提高，使得设备能够少校验，甚至免校验，减少维护工作量，缩减变电站的土地建筑使用面积，减少变电站系统调试时间，降低设备的绝缘要求，对系统能够快速维护，提高了互感器的安全。数字化变电站可以在总体上提高变电站的劳动生产率，减少人为误操作的可能，提高运行的可靠性，促进了变电站信息的共享，提升电网的技术和管理水平，提高电力工业的经济效益和社会效益。

参考文献

[1]高翔.数字化变电站应用技术.中国电力出版社,2008.

[2]高翔,张沛超.数字化变电站的主要特征和关键技术[J].电网技术,2006,30(23):67 72.

[3]IEC61850系列标准.

[4]李九虎,郑玉平,古世东 等.电子式互感器在数字化变电站的应用[J].电力系统自动化,2007,31(7):94 98.

[5]电力用互感器和电能计量装置设计选型与应用.中国电力出版社,2004.

[6]邸荣光.光电式电流互感器技术的研究现状与发展.电力自动化设备,2006.26(8):98-100.