数字化变电站范文

数字化变电站范文第1篇

【关键词】数字化；变电站

一、引言

数字化变电站作为电力自动化发展史上的一次重大的技术变革，对整个电力事业的发展具有重要的意义。数字化变电站的研究与实施将为实现国家电网公司“一强三优”总体战略目标，提高国家电网整体科技含量，推动电网集约化发展、集约化管理和集约化运营，建设坚强的数字化电网发挥重要的作用。

IEC 61850标准——变电站通信网络和系统，是国际电工委员会(IEC)TC57工作组制定的《变电站通信网络和系统》系列标准，是基于网络通信平台的变电站自动化系统唯一的国际标准。IEC61850规范了数据的命名、数据定义、设备行为、设备的自描述特征和通用配置语言，使不同智能电气设备间的信息共享和互操作成为可能。

二、电子式互感器

电子式互感器通常由传感模块和合并单元两部分构成，传感模块又称远端模块，安装在高压一次侧，负责采集、调理一次侧电压电流并转换成数字信号。合并单元安装在二次侧，负责对来自远端模块的各相电流电压信号进行同步处理，并转发给二次设备。如图1所示。

电子式互感器是数字化变电站实现模拟量测量的重要装置。电子式互感器分为无源电子式互感器和有源电子式互感器两种。其中有源电子式互感器是空心线圈电流互感器，带铁心的低功率电流互感器；电阻分压或阻容分压的电压互感器。无源电子式互感器是基于光效应的互感器，如采用法拉第效应磁光变化原理的电流互感器和普克尔效应电光原理的电压互感器。常规互感器与电子式互感器比较如表1所示。

三、智能化一次设备

智能化的一次电气设备主要包括：智能型断路器/隔离开关和智能化变压器等。智能化就是设备具有实时数据的采集和处理（应用的）能力，有智能控制的能力，有与其它智能单元实时交换数据的能力，设备有自我描述和诊断能力。目前由于一次设备技术发展尚不成熟，普遍采用就地安装合并单元和智能操作箱进行就地转换，一次设备的信息通过电缆接到合并单元和智能操作箱，在由合并单元和智能操作箱通过光缆接入过程层网络。

四、网络化的二次装置

要实现一次设备和二次装置之间的数字化通信，以及变电站自动化系统特定的功能要求（比如实时性、精确性、稳定性、安全性等），系统网络结构的设计和网络信息流的优化分配也是非常重要的。二次装置网络化含义是应用最先进的网络通信技术，以使整个系统性能达到最优。IEC61850标准将变电站自动化系统分为三层：变电站层、间隔层和过程层，提出了各层的标准逻辑接口，针对典型的功能规定了特定的消息类型、传输速度的要求以及网络带宽的选择等，这些都为实现数字化变电站提供了很好的指导依据。

五、站内通信系统

根据数字化变电站的功能要求，借鉴IEC61850标准的变电站体系，数字化变电站应采用三层结构。这三层分别是：变电站层、间隔层和过程层。

(一)变电站层：变电站层位于变电站自动化系统的的最上层，应配备监控/保护主机、远动主机、打印机等设备，具有典型的SCADA功能，接收、处理实时数据，转发实时数据至调度中心和按照电网允许的需要发出控制和调节命令（有些命令直接来自调度中心，有些命令来自变电站自动化系统本身）。

(二)间隔层：间隔层包括测控、保护等间隔层IED装置，应按照应用功能合理分配逻辑节点，完成相应的数据分析、处理和控制功能。数字化变电站内二次设备将变成了数字化功能模块，如继电保护、防误闭锁、测量控制、远动、故障录波、安全稳定、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，模块之间的连接全部采用高速的网络通信，通过网络真正实现数据共享、资源其享；二次回路中常规的继电器及其逻辑回路完全被可编程序代替。

(三)过程层：过程层包括二次系统和一次系统的接口单元，承担一次设备数字化、智能化的重要功能，是整个数字化变电站的基础。过程层是一次设备与二次设备的结合面，或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层设备主要包括电子式互感器和智能高压电器。

六、控制及防误闭锁

GOOSE是IEC61850定义的一种通信机制，用于快速传输变电站事件，诸如命令、告警、指示、信息。GOOSE实现了装置间快速信息通信；内在自检功能，在线监测；不仅可以传送开关量，还可传递变化不快的模拟量。单个的GOOSE信息由智能单元发送，并能被若干个智能单元接收使用。所以通过GOOSE可以实现关联闭锁功能。

七、全站统一时钟

为了保障全站信息（开关量、数据采集、保护动作报告等）的实时性和同步性，应对所有的智能单元设备统一GPS时钟，为多设备关联保护装置正确动作提供有力保障。而且所有事件记录都带有毫秒级的时标，有利于现场运行人员进行运行分析和故障分析。

八、数字化变电站结构图和数字化变电站原理示意图

九、常规变电站数字化改造策略

常规综合自动化变电站的数字化改造应按照IEC61850的变电站架构进行，应采用基于IEC61850标准的数字化变电站系统进行改造。由于目前一次智能设备技术发展尚不成熟，普遍采用分散安装合并单元和智能操作箱实现一次设备智能化的应用事例较少；各类数字化接口保护装置虽然得到了一些应用，但应用时间也较短。因此，针对系统内作用重大、地位重要的220kV变电站，应采用积极稳妥、渐进发展的原则，进行改造。即：变电站自动化系统在变电站层和间隔层实现基于IEC61850标准的系统，对于过程层暂时不进行变化；变电站所有装置和后台系统实现IEC61850，所有改动仅限于通信层面，对变电站现有格局影响最小。当然，可以考虑对其低压侧进行相应数字化改造。针对系统内影响较小、结构简单的66kV变电站，可采用积极推进、滚动发展、试验完善的原则，进行改造。即：变电站自动化系统从变电站层、间隔层和过程层实现基于IEC61850标准的系统；应用分散布置的智能单元、分散布置的合并单元，集中式保护测控实现从站控层、间隔层、过程层全面实现基于IEC61850标准的数字化变电站系统。

通过上述改造原则，我们可以看到，这种改造模式的优点在于：

1.对投资较大、运行状态良好的一次开关类设备、互感器设备无需更换。2.提高了安全性由于用光缆代替了电缆避免了电缆端子接线松动、发热、开路和短路带来的危险提高了变电站整体安全运行水平。3.用光缆代替电缆降低了成本减少大量工作量、极大缩短改造周期。4.保护和自动化调试工作量减少，降低了运行维护成本。5.实现了信息资源共享、兼容性高、便于新增功能和扩展规模，减少了变电站投资成本。6.针对不同应用，采用不同技术策略，既保证系统的可靠性，又不失技术的先进性，并可为后续技术进步及改进，提供无缝升级和扩展的可能；充分考虑现实状况，提供不同的技术解决方案，并可以灵活组合，充分适应各类不同应用的需求。

十、结束语

数字化变电站是变电站自动化技术发展的一次重大变革，在我国没有成熟的经验可以参考。数字化变电站的功能将不局限于传统的测控和保护功能，还会涵盖计量、故障录波和测距、安稳装置、动态监测、电能质量监测、信息管理、仿真、电子式互感器以及智能开关产品等。基于集中式保护的全网络数字化变电站是一种可以尝试的变电站新模式，如果集中保护功能相关的设备运行可靠，成本进一步降低，必将给数字化变电站传统保护模式带来一次结构革新，对大型复杂的变电站二次接线进行变革。

参考文献

[1]邓建平.数字化变电站技术丛书.成果与展望分册[M].中国电力出版社,2010(1).

[2]马辉,数字化变电站技术丛书.设计分册[M].中国电力出版社,2010(1).

[3]高翔.数字化变电站应用技术[M].中国电力出版社,2008(1).

数字化变电站范文第2篇

1　存在于传统常规变电站自动化系统中的缺点

1）传统变电站自动化系统的结构相对复杂，其可靠性较低。在传统的变电站中，其二次设备、自动和远动装置等，大多数都采取了小规模的集成电路或者是电磁模式，自检功能缺乏，结构复杂，而且其可靠性极低。

2）配置采取固定的模式，灵活性低。在传统的变电站中，其二次设备多半是依赖足够多的电缆，再加以空触点的利用，以模拟信号为载体进行信息的交换，这样就造成信息量小，灵活性能较差的缺点，同时也无法实现其可靠安全性能。另外，改变接线较难，只稍稍的进行部分改动设计，需要更改的接线就非常之多。

3）配置相对来说较多，且占地面积大。传统的变电站，其较大的占地面积和大量电缆的使用，加重传统变电站的电压和电流互感器的负担，存在较多多余的冗繁二次配置。

4）远程控制力低。在传统变电站的远程监视能力方面，存在着严重的不足。其对总控制中心所提供的信息少，而且精度非常差，再加上变电站内部的自动调节以及控制的手段还不够全面，协调配合能力较低，不能实现电网实时监测，不能满足电网控制要求。

5）维护工作难度高，工作量大。电磁型，或者是小规模的集成电路，其调试和维护难度大，工作量大。其自动化不能够满足定值的远方修改，无法实现工作状态的检查。还有一些设备，极其容易受到周围环境的影响。

6）处理信息的速度和准确性能较差。传统的变电站，其监控系统依靠人实现，人作为监控系统核心，由于个人能力的局限性，难以保护之呢过信息的处理正确性及可靠性。

7）仪表和仪器等，存在着较大的误差。传统变电站监控系统所使用的仪表模拟式较多，这种将被测大小以改变指针机械位置来展现的模式，考虑到指针的位置与被测之间的对应关系误差的存在，加之人在观察中难以避免的误差，都降低了信息的准确性。

8）传统变电站的灯光和音响等，难以提供全面信息。传统变电站的事件发生，多半是由音响和灯光来展现的，但对经验的要求较高，需要通过经验才能去判断具体事件的信息。不利于事故的正确处理，不能全面去考核继电保护，以及自动装置动作。

9）不利于节约资源。传统变电站的监控系统的表计采用，其信号牌、指示灯等在运行中将耗费大量能量，其体积大也决定了其较大的控制面积。

2　相对于传统变电站来说，数字化变电站的优势

1）便利性。在数字化变电站中，被检测的一次设备的信号回路，以及操作驱动回路的被控制全面采用光电技术和微处理器。以光来代替电，加强电磁的兼容特性。光电数字与光纤的采用，替换了传统强电模拟信号以及常规控制电缆。数字化变电站设备之间，采用了高速网络通信模式，其运行管理系统的高度自动化也得以实现，为运行管理提供了便利。

2）存在于数字化变电站的数字优势。

①　由于数字化变电站的功能能够实现统一信息平台的共享，从而较大程度上避免了重复设备投入。在传统的变电站中，其装置和系统都是功能单一的、独立的，如监视、保护、控制和测量等，硬件的重复配置，信息不共享等，造成资金的浪费，成本的上涨。数字化变电站由于采用了统一传输，不同规约间的转换采取了巧妙的避免。原本二次系统装置较分散，这样一来就具备了信息集成，以及对功能的合理优化和整合。

②　数字化的变电站有效地将设备的退出时间和次数进行了减少，将设备的可用性大大地提高了。

③　数字化变电站将自动化设备的数量有效地减少了，实现了二次接线的简化，也实现了信息的自检，提高了可靠性。

④　数字化变电站，其采用光纤，放弃了电缆的使用，具备了较强的电磁兼容性能，保证了信号的安全可靠。少量的光纤能够代替大量的电缆，将变电站内电缆的数量减少了，从而避免了电缆的电磁兼容、交直流的无碰撞以及两点的接地等等一些列问题。这样就大大提高了系统的安全可靠，将模拟信号转为数字信号，增加了在传输中的带宽以及信息量。

⑤　设备间的互操作性，利于维护和更新设备，是投运时间减少，有效地提高了工作的效率。而常规变电站，一次和二次设备电缆的连接与调试，一般完成在现场后，进行调试的周期也比较长。在数字化变电站，一、二次设备在现场后，相关调试工作量极小，缩短了投运周期。

⑥　有效地减少了中间的步骤和环节，将测量精度明显提升。数字化变电站电流以及电压的采集环节，数字化电气测量系统的采用，实现了无饱和，实现了无CT　二次开路，最明显的例子是电式互感器。有效隔离了一、二次系统电气，提高了电气量测量精度，增大了测量范围。

3）存在于数字化变电站的经济优势。

①　数字化变电站，实现了运行系统与其他系统间的信息资源共享，最大程度的减少了建设的重复现象，以及资金的投入量。

②　缩小了必要的占地面积，减少了基建的一部分投资；降低了变电站在寿命周期内所需要的总体成本，这里包括初期建设和后期维护的成本。另外，简单易行的二次节点，使安装和维护的成本也得以节约。

③　与传统变电站来说，数字变电站的造价是在一个档次内的。数字化设备和传输的采用，在电磁的干扰史上划了句号，从而也有效地预防了漏油和渗油，将安全和可靠性能提高了。所以说，其具有节约能源、保护环境以及节约成本的优势。

3　存在于数字化变电站中的问题

1）数字化变电站的间隔层，于一个体系中成为一个重要环节，不再是独立体系。这样一来，增大了对过程层设备以及相关的网络设备的依赖程度，而且很大程度上依赖于光纤网络通信的可靠性。网络若出现故障，变电站所有的保护及控制的相关功能会失效，引发严重后果。要求网络设备要具备极高的可靠性，含有间隔层保护、检测和控制等装置设备。

2）研究并采用更加晚上的闭锁机制来实现保护和控制功能。网络对跳合闸命令发送的实现，难以完全保证在非法入侵时的信息安全，存在较大的安全隐患。其中至关重要的就是枢纽变电站，尤其不能出现半点差池。信息安全性，直接决定了变电站系统可靠性如何，系统复杂，则通信频繁，信息的安全性和可靠性的重要之处就凸现出来。IEC61850协议，其开放性和标准性，也对电力系统的安全带来了威胁。尤其要保证二次系统中，相关信息的完整性及确定性，考虑并采用二次系统安全防护的措施，适应变电站信息安全防护的要求。另外，我们要结合电力系统相关的运行特征，以安全标准为根本要求和最终的目的，制定安全防护的相关策略，参考闭环网络和只读访问，密码和防火墙等等。最后，也要充分地考虑到对系统性能，以及宽带网络的影响。

3）鉴于电子式互感器的自身结构以及工作方式，直接或间接地致使难以进行互感器角差、比差的现场试验，更可能无法开展极性的相关试验，待到设备投运带电状态之后，才可以对接线准确性进行相关检验。

4）考虑到数字化变电站，其保护和校验都比较复杂，而在变电站的运行状态下，想要检验部分间隔保护的难度极大，所以，在目前不能提供所需的数字化保护电流量和电压量，常规继电保护的校验装置满足此需要。由于电流量和电压量想要进入保护装置，必须经过合并器，试验的完成也需要自带合并器。所以，母差保护这一类保护校验的完成，需要大量电流和电压量，难度系数很大。

4　总结

在电能质量以及可靠性运行的水平等方面，数字化变电站所拥有的优势是传统变电站无法比拟的。很快，就会实现综合自动化以及数字化变电站的普及，考虑到数字化变电站的建设过程中，涉及了较多的部门，高技术含量，以及大量的资金等等，在普及的过程中会有很多预见性或不可预见的问题存在。必须从设计、施工和监理等每一个环节都加强管理力度，对各部门的关系进行积极协调，不断地总结经验，定期培训，加大标准化建设的力度，按照高要求和标准化等来提高电网的安全性能。

参考文献：

[1]高芸菲、黄伟，变电站自动化系统的新发展[J].科学大众，2008年，02期.

[2]王刚，浅谈数字化变电站自动化系统[J].科技创新导报，2008年，30期.

[3]陈飞林，变电站自动化系统的新发展[J].大众科技，2008年，12期.

[4]张旗、李兆琪，从大石桥变电站看数字化变电站的技术发展方向[J].信息技术，2011年，07期.

[5]我国首个500kV数字化变电站正式投入运行[J].浙江电力，2009年，03期.

数字化变电站范文第3篇

关键词：数字化变电站 综合自动化 一次设备 二次设备

中图分类号：TP29 文献标识码：A 文章编号：1007-9416（2013）03-0228-02

我国的变电站综合自动化技术走过了从传统的电磁式继电器向集成电路的发展道路，随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次设备在线监测以及计算机技术、网络信息技术的发展，数字化变电站综合自动化系统逐渐发展并得到了推广和应用。就当前数字化变电站的建设现状而言，我国城乡电网中，已经有大部分的低压变电站通过改造或重建的方式实现了无人值守运行，其中有一部分的高压变电站在建设中也以前瞻的眼光规划和应用了自动化技术。数字化变电站综合自动化系统的推广应用不经提高了电网建设的自动化水平，同时也提升了输配电线路运行的可靠性，优化了电网调度运行的能力。变电站综合自动化的全面数字化已经成为变电站建设和发展的主导方向。

1 数字化变电站与常规综自站比较

1.1 传统变电站结构

如图1为传统变电站自动化系统结构框图，传统的变电站自动化系统中使用的相关的传感器为电磁型互感器，并使用必要的常规一次设备采集模拟量，这些模拟量向测控装置和保护装置的传输全部由电缆连接完成，然后装置将模拟量转换为数字量后再采用以太网将其传输到后台监控系统，同时监控系统和测控、保护装置对一次设备的控制通过电缆传输模拟信号的方式实现其功能。由于在传统综自站中使用了大量的电缆进行信号传输，造成传统一次设备为满足运行需求，需要众多接点设备，这给设备运行的可靠性和安全性埋下了隐患。

1.2 数字化变电站结构

与传统变电站综合自动化系统相比，数字化变电站综合自动化系统将其中的传统电磁型互感器和传统一次设备用光电式互感器和智能组件代替，同时应用了较为先进的网络信息技术和自动化测量分析技术，并以这些技术为基础构建了能够满足电网对各设备稳定、高效、安全、节能等各项要求的自动运行系统，这些先进技术的应用大大提升了电网运行的可靠性和优化了电网资源配置。数字化变电站综合自动化系统结构如图2所示，它在物理结构上分为一次设备和二次设备；在逻辑层次上按照其内部单元功能定位的不同，可以分为过程层、间隔层和站控层。

1.2.1 过程层

过程层是一次设备和二次设备的结合面，它主要具备三项功能：一是电力运行的实时电气量检测功能。即利用光电互感器对变电站中基本电气量（电流、电压、相位等）实现数字化采集，并以这些基本电气量的检测结果为依据进行相关的运算，以获得有功、无功等电气量；二是运行设备状态参数在线检测和统计功能。即通过对断路器开关、母线、电抗器、电容器等重要设备中与其运行状态相关的各项参数（主要有温度、压力、绝缘性能、机械性能、运行状态等）进行监测，从而实时掌握各设备的运行状况；三是操作控制的执行和驱动功能。该功能主要包括对变压器分接头的调节控制、电容/电抗器投切控制、断路器刀闸合分控制、直流电源充放电控制。

1.2.2 间隔层

间隔层主要由以继电保护装置为核心的保护单元、以系统测控为核心的测控单元和相关的计量装置构成。间隔层完成的功能有：对间隔层实时信息的汇总、对一次设备的保护控制、对间隔层的相关操作设置闭锁以及其他的控制等。

1.2.3 站控层

站控层包括以远程通讯和外部通讯为主的站域控制通讯系统、同步时钟系统和以监视控制系统为主的保护及故障信息管理系统等，各系统都以网络通信方式接入间隔层网络，并设置了必要的网络防火墙和网络物理隔离装置，并通过专用网络向部门传输数据。站控层设备与间隔层设备之间采用IEC 61850协议通信。

2 数字化变电站的典型特征

2.1 一次设备智能化

在变压器采用微处理器和光电技术对一次设备的被检测的信号传输回路和控的驱动回路进行处理，使得继电保护和控制回路的结构大为简化，而且将传统的导线连接用数字公共通信网络取代，二次回路中常规继电器和逻辑回路的功能由PLC来实现，模拟信号和控制电缆被光电数字和光线取代，因此数字化变电站的以此设备能够直接处理设备信息并独立执行本地功能，摆脱了对变电站级控制系统的依赖。

2.2 二次设备网络化

数字化变电站中的继电保护、测控装置、远动装置、故障录波装置等二次设备以及处于研发和推广阶段的状态检测设备等都是基于标准化、模块化的微处理机设计的，因此可以通过网络通讯实现各设备间的信息高速交互，从而使各功能装置中重复出现的I/O现场结构被逻辑的功能模块所取代，实现了二次设备的网络化。

2.3 自动化更加完善

数字化变电站的相关控制和调节都有计算机控制完成，因而大大减少了人为操作导致的误操作，设备监视和自动诊断功能的应用，使系统能够自动制定设备检修报告，改“定期检修”为“状态检修”，使得设备运行的可靠性提高；数字化变电站综合自动化以计算机技术为核心，具有很好的卡发展和可扩展性，而且二次接线简单，布局紧凑，从而降低了变电站的建设投资。

4 数字化变电站应用的优势及效益分析

数字化变电站所具有的信息共享、高效通信功能能够实现实时可靠的信息交互，同时数字化变电站的应用对变电站的整个运行周期的资金投入来说有所降低，就长远来看，数字化变电站的应用将对变电站的运行和管理带来深刻的影响，因此可以说数字化变电站建设具有重大的技术和经济意义，以下进行详细的分析和说明。

4.1 有利于变电站中的各项功能实现无障碍的信息交互

以IEC61850标准平台为基础进行建模和通信的数字化变电站，给电网一次设备和二次设备的原理和运行机制带来的深刻的变革，数字化变电站中的继电保护、测量控制、电能计量以及安防监控等系统，都从统一的通信网络获取电流、电压以及运行状态信号，同时也以统一的标准向该通信网络发送这些信息。

4.2 有利于变电站扩大规模和更新先进功能

数字变电站中的各类电力设备之间的信息交互主要通过统一的通信网络来实现，这样对于变电站需要的新增功能或者扩大变电站的规模的问题，只需要在该统一的通信网络上接入新的设备，甚至不需要更换原有设备就能够实现功能的扩展，从而节约了大量的资源，减少了重复投资，降低了投资成本，同时还是整个变电站的工作更加简洁，工作效率大大提高。

4.3 有利于提高变电站各类设备运行的安全性和可靠性

传统的变电站的通信设备一般都采用电缆对各类信息和状态参数进行传输与接收，这就造成了大量的电缆物资的浪费和增大了施工及维护工作量。但数字化变电站用具有高效传输功能的光纤来代替传统的电缆，从根本上克服了电磁兼容的问题，为强弱电的电气隔离提供了很好的条件，大大减少了变电站的设备检修、保护调试等工作量。

4.4 有利于提高测量精准度

传统意义上的变电站中的互感器采集被测线路状态参数后输出的是模拟信号，该信号在电缆上传输以及在二次设备的数据采集环节都有可能因为各种谐波干扰的作用，而出现附加误差。而数字化变电站中的电子式互感器所输出的信号为数字信号，避免了外界的干扰问题，从而使其精度更高，这对变电站的系统保护、测量和计量的精度也大有好处，在一定程度上提高了变电站的工作效率与供配电质量。

5 结语

数字化变电站具备的智能化和网络化的特征，使其成为当前变电站改造和建设项目选择的主流，它所采用的技术和使用的设备在未来一段时间中仍然是先进的。数字化变电站综合自动化系统在电能质量、可靠运行能力等方面都具有传统变电站无法比拟的优势，随着各地传统变电站的数字化改造项目的推进以及在新建变电站中广泛的应用数字化变电站综合自动化系统，必将推动电网系统进一步集成以及各类参数、信息更为广泛的共享，从而进一步提高供配电质量，提升电网运行的稳定性和可靠性。

参考文献

[1]蔡城.数字化变电站综合自动化系统的问题分析[J].科技之光，2011，05.

[2]张蓉.IEC61850标准在数字化变电站自动化系统中的应用与研究[J].科技资讯，2011，（32）.

[3]张怡.数字化变电站综合自动化系统改造要点分析[J].科技资讯，2011，（21）.

数字化变电站范文第4篇

【关键词】：数字化;智能化开关;光电式电流

在当今的信息化时代中，数字化也越来越为人们所重视。数字化技术主要体现以下几个方面的特性：首先，数字化是数字计算机的基础，并且数字化是软件技术的基础，是智能技术的基础；其次，数字化是多媒体技术的基础，它为信息社会提供了基础。数字化变电站就是使变电站的所有信息采集，传输，处理，输出过程由过去的模拟信息全部转换为数字信息，并建立与之相适应的通信网络和系统。它的基本特征体现在设备智能化，通信网络化模型和通信协议统一化，运行管理自动化等方面。我国首座数字化变电站-翠峰变电站位于1998年3月3日建成投产，并于2006年3月27日改造为全数字化变电站正式投入运行。经过7个月的投产运行．各种数据采集、传输准确无误．运行平稳、安全、可靠．在全国处于领先地位．并达到国际先进水平．

1.数字化变电站的技术特点和应用

1.1一次设备的智能化

一次设备中被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路都采用微处理器和光电技术的设计，这使常规机电式继电器及控制回路的结构简化了，传统的导线连接被数字程控器及数字公共信号网络所取代。可编程控制器代替了变电站二次回路中常规的继电器和其逻辑回路，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。

1.2二次设备的网络化

变电站中常规的二次设备：故障录波装置、继电保护装置、电压无功控制、量控制装置、远动装置、同期操作装置、在线状态检测装置等，都是基于标准化、模块化的微处理机技术而设计制造，设备之间的通信连接全部采用高速的网络，二次设备通过网络真正地实现了数据、资源的共享。

1.3自动运行的管理系统

变电站运行管理系统的自动化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，并且能够及时地提供故障分析报告，指出故障原因及相应的处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告。

要想在变电站内一次电气设备与二次电子装置均实现数字化通信，并具有全站统一的数据建模及数据通信平台，在此平台的基础上实现智能装置之间的互操作性。在一、二次设备之间同样实现全数字化通信，如果变电站内智能装置的数量急剧增加，全站智能装置必须采用统一的数据建模及数据通信平台，才能实现互操作性．

2.数字化变电站自动化系统的结构

数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为智能化的一次设备和网络化的二次备。在逻辑结构上分为三个层次："过程层"、"间隔层"、"站控层"。各层次内部和层次之间采用高速网络通信。

过程层的典型设备有远方I/O、智能传感器和执行器，主要完成开关量和模拟量的采集以及控制命令的发送等与一次设备相关的功能。间隔层设备的主要功能包括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。站控层的主要功能包括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。

过程层与间隔层之间基于交换式以太网的串行通信方式在标准中称为过程总线通信，间隔层与变电站层之间串行通信方式称为站级总线通信。

3.数字化变电站技术中存在的问题

数字化变电站自动化系统的研究目前尚处于起步阶段，大部分精力集中在过程层方面，例如智能化开关设备，光电互感器、状态检测等技术与设备的研究开发。目前存在着许多问题：首先，研究开发过程中专业协作需要加强，比如智能化电器的研究至少存在机、电、光三个专业协同攻关。其次，材料器件方面的缺陷及改进。并且试验设备、测试方法、检验标准，特别是电磁干扰与兼容控制与试验还是薄弱环节。

4.数字化变电站的未来发展

数字化变电站技术的发展将会是个长期的过程，需要考虑与目前常规变电站技术的兼容性。

4.1过程层常规设备接入方案

过程层常规设备主要指互感器和断路器设备，具体应用就是采取非常规互感器技术和智能断路器技术，或智能断路器控制器技术，常规设备的接入方式主要有三种基本模式：常规互感器和常规断路器；常规互感器和智能断路器；非常规互感器和常规断路器。

4.2过程总线方案

在第二阶段中前面控制和测量数据的分离通信系统将合并到一起，控制和测量数据的合并减少了间隔接线的复杂性，但间隔层IED设备需要两个以太网口分别与过程总线和变电站总线连接。由于传送了来自合并单元的数字化电气量测系统的瞬时值，此种通信方式比第一阶段中的通信方式更快。出于这个原因将使用100Mbit／s以太网，通过过程总线保护装置的跳闸命令被发送到断路器。

4.3过程总线和站总线合并方案

由于第一，第二阶段中过程总线和变电站总线都使用了基于MMS应用层通信堆栈的以太网，和以太网的不断发展，使得变电总线联接构成一个通信网。并且不会影响变电站内部站的通信。

5.结束语

文章论述了数字化变电站综合自动化系统的特征、结构及其发展。数字化变电站自动化是一个系统工程，要实现全部数字化变电站自动化的功能，还有许多技术问题需要攻关解决，基于智能断路器技术的成熟度实现信息采集、处理、传输、从交流量的采集到断路器操作的全数字化应用；通过变电站总线与过程层总线的集成，实现数字化变电站集成型自动化的应用。

数字化变电站技术发展过程中可以实现对常规变电站技术的兼容，这意味着数字化变电站应用技术的发展可以建立在现有变电站自动化技术的基础上实现应用上的平稳发展和逐步突破，使新技术的应用能有机地结合电网的发展，未来在数字化变电站应用技术成熟的基础上将标志着新代数字化电网的实现。

参考文献

[1]周长久.国内领先的数字变电站技术[J].云南电业．2006,11:7.

[2]朱大新.数字化变电站综合自动化系统的发展[J].电工技术杂志.2001,4(2):20-22.

[3]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.

数字化变电站范文第5篇

关键词 数字化变电站；自动化；IEC61850

中图分类号TM63 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2010）33-0157-01

0 引言

数字化变电站是以变电站一、二次设备为数字化对象，以高速网络通信平台为基础，将物理设备虚拟化，对数字化信息进行标准化，实现信息共享和互操作，满足安全可靠、技术先进、经济运行要求的变电站。数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类即智能化的一次设备和网络化的二次设备。在逻辑结构上可分为3个层次：“过程层”、“间隔层”、“站控层”,各层次内部及层次之间采用高速网络通信。符合IEC61850标准的变电站通信网络和系统、智能化的一侧设备、网络化的二次设备、自动化的运行管理系统，是其最主要的技术特征。

1 智能化的一次设备

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，简化了常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。换言之，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。

智能化开关设备提供更完善的状态检测功能，节省了传统方案一次设备和二次设备之间的大量电缆，原来冗余控制回路如防跳、不一致、压力闭锁等回路得以简化和优化，取消了一次和二次之间的大量的端子排连接设计，简化了设计工作，一、二次界面清晰，联调与现场安装方便快捷，调试工作量减少人为出错率降低，投运时间缩短。

传统互感器测量大短路电流存在的问题是直流分量测不到、大电流易发生磁饱和，电压互感器有铁磁谐振；绝缘结构在高电压时体积大、成本高，安全系数降低；二次负载对精度有影响，输出没有数字化。随着IEC61850标准在数字化变电站中的应用，作为过程层设备的互感器也逐步数字化。电子式互感器的优势有无油浸式电流互感器的爆炸危险，可提供保护和测量需要的大范围量程（动态范围从

2 网络化的二次设备

变电站内常规的二次设备，全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络实现数据共享、资源共享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。

3 IEC 61850标准

IEC61850是关于变电站自动化系统通信体系结构的国际标准，更确切地说，它是一种新的变电站自动化的方法，一种影响工程、维护、运行和电力行业组织的新方法。它采用面向对象的建模技术，面向未来通讯的可扩展架构，来实现“一个世界，一种技术，一个标准”的目标。

IEC61850具有如下突出的特点：

1）应用面向对象建模技术；

2）采用分层分布式的结构体系；

3）使用抽象通信服务接口ACSI和特殊通信服务映射SCSM技术；

4）实现智能电子设备间的互操作性；

5）提供自我描述的数据对象及其服务；

6）具有面向未来的开放的体系结构。

IEC6185O和以前使用的协议不同之处在于对象模型，它建模了大多数公共实际设备和设备组件。这些模型定义了公共数据格式、标识符、行为和控制，例如变电站和馈线设备。

4 自动化的运行管理

变电站运行管理自动化应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；变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告，将“定期检修”、改变为“状态检修”。

5 对继电保护的影响

数字化变电站对继电保护的影响主要体现在两个方面：

1）简化变电站继电保护的配置。由于面向变电站事件的通用对象（generic object oriented。substation event，GOOSE）通信技术的应用，可以实现同一标准平台上的实时信息数据共享，从而简化了继电保护的配置[2]；

2）简化二次接线设计：ECT和EVT实现了数字化输出，并借助光纤传输，不仅增强了抗干扰能力，也完全摒弃了传统互感器的二次交流回路，不再有二次回路开路及短路接地的传统概念，真正实现了一、二次系统之问的电气隔离。由于智能开关的应用，现场执行机构的控制与主控室的保护及测控设备之间已没有直接的电联系，现场的智能开关单元作为终端设备接受并执行控制命令，各单元之间界限分明，可减少现场继保工作人员误接线、误触碰等情况，同时也可简化断路器控制回路的二次接线设计，减少继电保护装置的I/O插件。

6 结论

数字化变电站综合自动化的实现，推动了电网自动化技术的进一步发展。数字化变电站是智能变电站的初级阶段。从长远发展来看，面向数字化电网的需求，数字化变电站技术还将涉及的内容有变电站之间、变电站与控制中心之间的信息交互技术，信息安全技术，广域同步采样技术，实时动态监测技术，一、二次系统的技术融合，电能质量在线监测技术和实时分析技术。

参考文献

[1]朱大新.数字化变电站综合自动化系统的发展.电工技术[J]，2001(4)：20-22.

[2]林金洪.110kV数字化变电站继电保护配置方案.南方电网技术[J]，2009，3(2)：71-73.

数字化变电站范文第6篇

关键词：数字化 变电站 系统

一、变电站自动化系统概述

变电站作为电网中的关键节点，担负着电能输配电的控制、管理的任务，其运行的安全可靠性对保证整个电力系统的稳定运行及可靠供电具有重要的作用。具备继电保护、监控和远动等功能的变电站自动化系统(Substation Automation System，SAS)是保证上述任务完成的基础。

而传统的SAS并不能很好地满足这些要求，它存在如下不足：首先，信息建模缺乏统一的规范，IED之间相对独立，来自不同信息采集单元的设备信息无法实现共享，形成了各种“信息孤岛”现象；其次，缺乏统一的功能和接口规范，不同厂家的IED缺乏互操作性，进一步导致系统的可扩展性差；最后，系统可靠性受二次电缆影响，实际运行中因二次电缆引起的保护不正确动作率较高。因此，基于这些技术的数字化变电站系统(Digital Substation Automation System，DSAS)成为变电站自动化的发展方向已成为共识。

二、数字化变电站自动化系统的特征

数字化变电站的概念是随着数字式过程层设备的诞生而出现的。在实现过程层数字化、信息共享化的基础上，数字化变电站强调SAS整体的信息化、统一模型化和站内EID之间、变电站与控制中心之间协同操作、集成应用的能力。未来的SAS将以输配电系统的统一信息源和执行终端、自动化功能的协调和集成为目标，从数字化的趋势出发进行建设。目前，数字化变电站尚未有严格定义，但普遍认为它大致应具备以下几项形态特征：

1. 变电站层次化

根据不同功能，变电站在逻辑结构上划分为变电站层、间隔层和过程层。变电站层的功能是利用全站的数据对全站的一次设备进行监视和控制及与远方控制中心进行数据交换。间隔层的功能是利用本间隔的数据对本间隔的一次设备进行保护和控制。过程层的功能是实现所有与一次设备接口相关的功能，包括开入/开出、模拟量采样等；过程层是专门针对数字式过程层设备划分的，它分担了常规变电站间隔层的部分功能。

2.过程层设备数字化

一次设备被检测信号回路采用电子式互感器(ECT、EVT)，被控制驱动回路采用综合业务数字网(ISG)，运行控制操作过程经网络通信方式以信息报文的方式实现，常规的强电模拟信号测量电缆和控制电缆被数字光纤所取代。

3. 间隔层设备网络化

间隔层设备，包括继电保护、防误闭锁、测控、远动、故障录波、电压无功调节、同期操作和在线监测等装置均基于标准化、模块化的微处理器设计制造；设备与过程层、变电站层和设备之间均通过高速通信网络交互信息。由于过程层设备数字化，常规间隔层设备的开入/开出、模拟量输入等外部接口均被通信接口所取代。

4.运行管理自动化

电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；信息分层、分流交换自动化；变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告，指出故障原因和处理意见；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”改变为“状态检修”。

三、数字化变电站自动化系统的功能

为了保证互操作的实现，应该对DSAS应实现的功能达成共识。国际大电网委员会（CIGRE）的34.03工作组（WG34.03）在关于变电站的数据流的报告中，分析了变电站自动化需要完成的63种功能，从系统的观点出发可以分为以下功能组：控制功能；监视功能；继电保护功能；与继电保护有关的功能（如故障录波、故障测距、小电流接地选线等）；测量表计功能（如三相智能式电子电费计量等）；接口功能（如与微机五防、继电保护、电能计量、全球定位系统（GPS）等IED的接口）；自动控制功能（如有载调压变压器分接头和并联补偿电容器的综合控制、电力系统低频减载、静止无功补偿器控制、配网系统故障分段隔离、非故障段恢复供电与网络重组等）；远动功能；系统控制功能（与主站通信，当地SCADA等）。

四、数字化变电站自动化系统的结构

IEC61850标准基于可交换的网络技术定义了站级和过程层两种总线结构：站级总线将所有间隔集合到站级监控管理层，并且在相互之间传递主要的控制信息，例如测量，联闭锁等(典型应用包括MMS站级到间隔级的信息交换和GOOSE间隔级之间的信息交换)；过程层总线连接间隔层和过程层IED设备，并传输用于保护装置的实时采样数据(SV)。

由于IEC61850标准并未规定网络拓扑，因此无论是树型网、星型网或者环网结构都是适用的，甚至站级总线和过程层总线都可以使用同一物理网络。作为站级总线，在大型变电站系统中，对于各个不同的电压等级一般采用环网加交换机形式，用于连接所有的主保护设备、后备保护和控制设备。在大型变电站系统中，各电压等级的环网通过树型结构连接到站级总线当中，从而使站级总线呈现出一种混合的树型和环型网络拓扑结构。站级总线和过程总线对于时间的要求是有严格区别的，它决定了冗余网络结构的不同应用方式。当在站级总线上仅仅传输控制命令的时候，它可以容许100ms的网络传输延时，当传输互联、跳闸及反向闭锁信号时，它们要求网络的传输延时不能超过2ms。然而最糟糕的情况已经实际出现过，在极端情况下，当控制命令序列执行时，它要求网络延时不能超过0ms。过程总线由于要传输实时采样数据，无论在正常或极端情况下，它要求的网络传输延时不能超过4ms。

参考文献：

[1] 高翔. 数字化变电站应用技术. 北京: 中国电力出版社, 2008.

数字化变电站范文第7篇

【关键词】数字化变电站 继电保护 技术分析

于电力系统而言，变电站是一个接受分配电能、控制电力流向、变换电压、调整电压的电力设备，它通过对变压器性能的充分利用将与各级电压电网相连接，这也被称为输电与配电集结点。但是就目前而言，数字化变电站仍处在发展、创新、完善的建设过程中，这一技术还没有完整规范的实施，而且数字化变电系统与传统意义上的数字化变电保护装置也有着根本的差别，所以对数字化变电继电保护系统的分析研究就具有十分重要的意义。

1 对数字化变电站的理解

根据数字化变电站的基本作用来讲，它主要是数字化变电站信息的收集、处理、模拟与数字间信息的转化的作用，此外还可以形成和变电系统相应的信息网络，数字化变电站的信息主要分为分层分布化、信息应用集成化、系统结构紧凑化、数据采集数字化、系统建模标准化。另一方面，相对传统变电站来说，数字化更具有自动化管理的性能；二次接线变得更加简单、测量精度变得更高，不用对信息重复输入，同时因为传统变电继电保护变成了数字化变电站继电保护，所以其电磁性能相较以前变得更加强大。

2 数字化继电保护系统的特点

2.1 数字化保护装置与传统保护装置的区别

数字化保护装置与传统保护装置在硬件上的区别在于，数字化保护装置的微处理器的构成是数字电路，它的核心单元有着不一样的接口，而传统的继电保护装置的主要单元则是通信接口、模拟量输入接口、开管量输出与输入回路、数据处理单元。

数字化继电保护装置对数据的收集主要是利用电子式互感器，这和传统继电保护有着很大的区别。数字化继电保护的主要构成为：通信接口、出口单元、光接收单元、中央处理单元、开入单元等。

2.2 数字化变电站继电保护系统接口的实现

当前，在数字化变电站继电保护中，主要是利用电子互感器对信息进行收集处理，之后，收集的信息将被通过内部光纤传送至低压端，再经合并单元转化，最终将正确的格式输出。数字化变电站继电保护装置相比传统意义上的保护装置来说具有更高的可靠性。

3 数字化继电保护技术的应用分析

智能电网的建设，要求数字化变电站具备人性化、信息化、数字化、自动化等特性。但是目前系统内正在应用的数字化变电站继电保护技术中却缺乏一个完善的检测检查方法，相比数字化变电站继电保护技术来说，其发展还是远远落后的。在数字化变电站动态仿真技术的应用中，一方面可以对故障发生、变电站运行、操作演练等有一个仿真模拟，这可以对智能仪表、自动测控系统、故障录波设备、继电保护设备等进行模拟信号的发送，实现对变压器、线路、母线等的保护的监测和监控。另一方面，动态仿真还可以在数字化变电站应用中对系统及设备性能进行客观的评价。

4 数字化变电站继电保护技术所处的新环境

当今时代，随着科学技术的不断发展，微机化在变电站继电保护装置中越来越明显，而且计算方法科学、存储能力强、运算能力快等优点在处理器中也日趋显现。同时，数字化变电站继电保护装置还可以对大规模电路中的数字进行过滤、对数据进行收集、对模数进行转换，也避免了设备的运行受到干扰，进而可以整体上提高装置的运行效率及运行速度。并且数据的收集处理较之前相比也有了明显的改善。但是由于科学技术的飞速发展，继电保护技术也日新月异，所以这一继电保护系统也面临着许多挑战。

4.1 继电保护系统性能的提高

数字化变电站继电保护技术的提高首先需要设备一方面可以增强存储能力进而对故障实施保护，并且可以快速的测量监视电力状态的运行参数。另一方面还要优化系统自身的控制技术，比如对状态预测、神经网络、人工智能、模糊控制等控制的完善性。

4.2 提高继电保护的可靠性

如今的数字化变电站继电保护系统的可靠性不仅需要使元件不受影响，尽量降低温度、使用年限的影响，还要满足系统的优化和调试。并且可以在数字化保护系统的自检和巡检方面，利用软件对元件、软件本身、部件的各种运行状况进行检测。

5 优化数字化变电站继电保护技术

5.1 对于分布式母线的保护

系统电网中母线占据着十分重要的地位。然而传统对于母线的保护装置就存在着抗干扰性弱，二次接线繁杂、扩展性差等的问题。但是数字化对于分布式母线的保护则可以对这些问题起到很好的分散保护作用。并且传统的母线保护也无法满足对通讯数据日益变大的需求，而数字化则可以很好的解决这一难题。

5.2 对于变压器的保护

在继电保护装置中，对于变压器的保护主要是避免电路短路产生的差动，正确及时辨别励磁涌流和故障电流，对于这一问题，传统的保护极易出现转化不明确和误判情况。而数字化继电保护因其自身所具有的对电流的高保真转变、高频分量的优点可以在短时间内高准确率的对故障电流等进行分辨，并且根据检测的故障对变压器实施切实有效的保护。在传统的继电保护中，变压器保护用互感器往往因不同厂家规格的也不相同，所以就在很大程度上影响了电流的平衡，但是电子互感器的引入就很好的提高了灵敏度，降低了误差。

6 结语

就目前而言，在我国统一化、自动化、数字化、网络化智能系统的建立，要在以后的几年里通过规划设计目标、分阶段建设目标等步骤来逐渐实现。并且数字化变电站继电保护技术的全面建设也是智能电网建设的根本前提。与此同时，随着数字化变电站的不断发展，对继电保护技术的要求也越来越高。

参考文献

[1]李先妹，黄家栋，唐宝锋.数字化变电站继电保护测试技术的分析研究[J].电力系统保护与控制，2012，03：105-108.

[2]东春亮，牛敏敏.关于数字化变电站继电保护技术的分析与探讨[J].电子制作，2014，06：224-225.

[3]曹龙.数字化变电站继电保护的优化配置方案浅谈[J].通讯世界，2015，03：147-148.

作者简介

曹景然，370923199603250323，山东科技大学济南校区，电气信息系，研究方向为电气工程及其自动化。

作者单位

数字化变电站范文第8篇

【关键词】数字化变电站；继电保护；技术分析

于电力系统而言，变电站是一个接受分配电能、控制电力流向、变换电压、调整电压的电力设备，它通过对变压器性能的充分利用将与各级电压电网相连接，这也被称为输电与配电集结点。但是就目前而言，数字化变电站仍处在发展、创新、完善的建设过程中，这一技术还没有完整规范的实施，而且数字化变电系统与传统意义上的数字化变电保护装置也有着根本的差别，所以对数字化变电继电保护系统的分析研究就具有十分重要的意义。

1对数字化变电站的理解

根据数字化变电站的基本作用来讲，它主要是数字化变电站信息的收集、处理、模拟与数字间信息的转化的作用，此外还可以形成和变电系统相应的信息网络，数字化变电站的信息主要分为分层分布化、信息应用集成化、系统结构紧凑化、数据采集数字化、系统建模标准化。另一方面，相对传统变电站来说，数字化更具有自动化管理的性能；二次接线变得更加简单、测量精度变得更高，不用对信息重复输入，同时因为传统变电继电保护变成了数字化变电站继电保护，所以其电磁性能相较以前变得更加强大。

2数字化继电保护系统的特点

2.1数字化保护装置与传统保护装置的区别

数字化保护装置与传统保护装置在硬件上的区别在于，数字化保护装置的微处理器的构成是数字电路，它的核心单元有着不一样的接口，而传统的继电保护装置的主要单元则是通信接口、模拟量输入接口、开管量输出与输入回路、数据处理单元。数字化继电保护装置对数据的收集主要是利用电子式互感器，这和传统继电保护有着很大的区别。数字化继电保护的主要构成为：通信接口、出口单元、光接收单元、中央处理单元、开入单元等。

2.2数字化变电站继电保护系统接口的实现

当前，在数字化变电站继电保护中，主要是利用电子互感器对信息进行收集处理，之后，收集的信息将被通过内部光纤传送至低压端，再经合并单元转化，最终将正确的格式输出。数字化变电站继电保护装置相比传统意义上的保护装置来说具有更高的可靠性。

3数字化继电保护技术的应用分析

智能电网的建设，要求数字化变电站具备人性化、信息化、数字化、自动化等特性。但是目前系统内正在应用的数字化变电站继电保护技术中却缺乏一个完善的检测检查方法，相比数字化变电站继电保护技术来说，其发展还是远远落后的。在数字化变电站动态仿真技术的应用中，一方面可以对故障发生、变电站运行、操作演练等有一个仿真模拟，这可以对智能仪表、自动测控系统、故障录波设备、继电保护设备等进行模拟信号的发送，实现对变压器、线路、母线等的保护的监测和监控。另一方面，动态仿真还可以在数字化变电站应用中对系统及设备性能进行客观的评价。

4数字化变电站继电保护技术所处的新环境

当今时代，随着科学技术的不断发展，微机化在变电站继电保护装置中越来越明显，而且计算方法科学、存储能力强、运算能力快等优点在处理器中也日趋显现。同时，数字化变电站继电保护装置还可以对大规模电路中的数字进行过滤、对数据进行收集、对模数进行转换，也避免了设备的运行受到干扰，进而可以整体上提高装置的运行效率及运行速度。并且数据的收集处理较之前相比也有了明显的改善。但是由于科学技术的飞速发展，继电保护技术也日新月异，所以这一继电保护系统也面临着许多挑战。

4.1继电保护系统性能的提高

数字化变电站继电保护技术的提高首先需要设备一方面可以增强存储能力进而对故障实施保护，并且可以快速的测量监视电力状态的运行参数。另一方面还要优化系统自身的控制技术，比如对状态预测、神经网络、人工智能、模糊控制等控制的完善性。

4.2提高继电保护的可靠性

如今的数字化变电站继电保护系统的可靠性不仅需要使元件不受影响，尽量降低温度、使用年限的影响，还要满足系统的优化和调试。并且可以在数字化保护系统的自检和巡检方面，利用软件对元件、软件本身、部件的各种运行状况进行检测。

5优化数字化变电站继电保护技术

5.1对于分布式母线的保护

系统电网中母线占据着十分重要的地位。然而传统对于母线的保护装置就存在着抗干扰性弱，二次接线繁杂、扩展性差等的问题。但是数字化对于分布式母线的保护则可以对这些问题起到很好的分散保护作用。并且传统的母线保护也无法满足对通讯数据日益变大的需求，而数字化则可以很好的解决这一难题。

5.2对于变压器的保护

在继电保护装置中，对于变压器的保护主要是避免电路短路产生的差动，正确及时辨别励磁涌流和故障电流，对于这一问题，传统的保护极易出现转化不明确和误判情况。而数字化继电保护因其自身所具有的对电流的高保真转变、高频分量的优点可以在短时间内高准确率的对故障电流等进行分辨，并且根据检测的故障对变压器实施切实有效的保护。在传统的继电保护中，变压器保护用互感器往往因不同厂家规格的也不相同，所以就在很大程度上影响了电流的平衡，但是电子互感器的引入就很好的提高了灵敏度，降低了误差。

6结语

就目前而言，在我国统一化、自动化、数字化、网络化智能系统的建立，要在以后的几年里通过规划设计目标、分阶段建设目标等步骤来逐渐实现。并且数字化变电站继电保护技术的全面建设也是智能电网建设的根本前提。与此同时，随着数字化变电站的不断发展，对继电保护技术的要求也越来越高。

参考文献

[1]李先妹,黄家栋,唐宝锋.数字化变电站继电保护测试技术的分析研究[J].电力系统保护与控制,2012,03:105-108.

[2]东春亮,牛敏敏.关于数字化变电站继电保护技术的分析与探讨[J].电子制作,2014,06:224-225.

[3]曹龙.数字化变电站继电保护的优化配置方案浅谈[J].通讯世界,2015,03:147-148.

数字化变电站范文第9篇

关键词：数字化；变电站；继电保护；技术分析

中图分类号：TM63 文献标识码：A

0.概述

在目前电力系统出现异常时，采用继电保护技术可以切除系统故障或者发出信号，减少供电系统的损失，缩小故障发生的范围，进一步确保供电系统的安全。在实际的应用中，继电保护技术可以满足测量、执行等条件，具有一定的灵敏度、选择性强、安全可靠等特点，在保障电力系统安全运行，防止重大事故方面越来越多地被使用。而随着科技的不断进步和供电需求的增加，数字化在变电站继电保护技术中的应用也得到了很大的关注，可以实现收集、传输、分析处理以及输出的全部过程，并由过去的模拟信息全部转换为数字信息，建立与之相适应的通信网络和系统。

1.数字化变电站继电保护应用原理

数字化变电站继电保护在应用中是指按照IEC61850标准和通信规范的基础建立，由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建的装置。在变电站继电保护中通过电子互感器进行数据采集，在互感器中数据利用光纤使用光数字信号再把数据传输到低压的一端，进行处理后完成得出满足标准的数字量的输出，可以实现变电站的所有范围，包含一次设备的变压器、互感器，二次设备的控制、保护，以及数据应用、软件开发等。其中，智能化一次设备包括光电互感器、电子互感器和智能化开关等，网络化二次设备分层包括间隔层、过程层和站控层。

2.数字化变电站继电保护应用特点

在数字化变电站继电保护中，根据实际的应用效果来看，它的特点重点体现在具有可靠性、完整性、实时性的高质量信息，具有统一的数据模型、功能模型；在数据传输方面可以实现无缝交换，在变电站传输和处理上可以实现信息全数字化；各种设备和功能可以共享统一的信息平台，同时过程层设备智能化。

3.数字化变电站继电保护应用技术

数字化变电站继电保护技术的应用应该本着对未来技术发展、应用需求以及先进性、继承性、经济性的原则，通过确立分阶段建设目标以及规划设计目标等的战略决策加以实现。

3.1 数字化变电站继电保护硬件框架图。在实际应用中数字化变电站继电保护的硬件结构图一般包括光接收单元、开入单元、中央处理单元以及出口单元等组成。

3.2 数字化变电站继电保护配置设置。现在在电力系统的配置设置方面，一方面绝大多数是采用光纤接口形式的插件；另一方面是寻找GOOE光纤通信接口代替I/O接口插件；第三就是把CPU插件的模拟量处理统一更换为通信接口处理。这些改进和传统的继电保护配置相比较而言有了很大的改进，在实际的工作应用中提高了效率。另外在变压器的配置设置方面，也有了很大的突破。每一台变压器都可以应用一个MU合并单元进行采集母线电压、主变压器各侧电流。在主变压器上采取的是差动保护、高低侧电能表措施，并由MU合并单元。

3.3 数字化变电站继电保护网络选型。数字化变电站继电保护网络上多个CPU协同完成全信息的采样、保护算法与控制命令的形成；两级网络则全部采用100MHz以太网技术。同时在应用中，适合网络运行最适宜的环境条件就是满足采样的同步进行和确保命令的最快输出，在一定程度上给网络提出了更价严格的通信速度，以及合适的通信协议。

3.4 数字化变电站继电保护测试平台。数字化变电站继电保护的应用是由测试平成的，它是由数字化继电保护测试仪，网络负载模拟仪、网络分析仪等组成，具体如图1所示。

简单分析网络负载模拟仪的作用是把模拟网络负载较重或网络风暴发生的情况网络性能下降对被测保护装置功能的影响；而网络分析仪则是把保护装置测试的结果异常出现时对SMV等报文的事后分析。

结语

根据上面的综合阐述分析得知，数字化变电站继电保护在实际应用中着重体现出了它自身的优点，实现了电力系统中光纤取代电缆，电磁兼容性能优越的性能，功能共用统一的信息平台，避免设备重复投入；达到了测量精度高和无饱和等状态，实现了信息传输通道的自检，管理自动化。但是随着信息技术的飞速发展，为了应对数字化变电站继电保护技术将来有序发展、并满足应用需求，保持一定的先进性、继承性、科学性等，电力系统中这一核心技术还需要进行深入研究，以便满足各种生产、生活需要。

参考文献

数字化变电站范文第10篇

关键词：数字化变电站；继电保护；运行水平

中图分类号：TM58 文献标识码：A

1 数字化变电站介绍

数字化变电站是指基于IEC 61850标准建立全站统一的数据模型和数据通信平台，实现站内一次设备智能化和二次设备网络化，以全站为对象统一配置保护和自动化功能的变电站。两次提到特点有:一次设备智能化；二次设备网络化；测量系统数字化；信号传输均由计算机通信技术实现；二次接线大为减少；良好的互操作性；数据易于共享；自动化水平高。

两次提到特点有也是六个方面： 一是变电站传输和处理的信息全数字化。二是过程层设备智能化。三是统一的信息模型：数据模型、功能模型。四是统一的通信协议：数据无缝交换。五是高质量信息：可靠性、完整性、实时性。六是各种设备和功能共享统一的信息平台。

2 数字化变电站的意义

数字化变电站将会给我国变电站的运行和管理带来深远的影响，无论在技术方面还是经济方面，都具有重大的意义。

从技术方面来说，数字化变电站可以减少自动化设备数量，简化二次接线，提高系统的可靠性，减少设备的检修次数和检修时间，提高设备的使用效率；方便设备的维护和更新，减少投运时间，提高工作效率。此外，还极大地方便了变电站的扩建及自动化系统的扩充。

从经济方面来说，可以减少占地面积，从而减少建设投资，减少变电站寿命周期内的总体成本，包括初期建设成本和运行维护成本；实现信息在运行系统和其它支持系统之间的共享，减少重复建设和投资等。

3　数字化变电站继电保护技术

3.1 数字化变电站继电保护装置

数字化继电保护装置原理是利用电子互感器采集数据，数据在互感器内通过光纤利用光数字信号将数据传到低压端，在MU(合并单元)处理后，得出符合标准的数字量输出。数字化保护装置由光接收、开入、中央处理、出口四个单元以及人机和通信接口等。

随着继电保护装置的不断发展，电力系统在快速、可靠、选择和灵敏性上对继电保护技术提出了新的要求。

3.2 数字化变电站提高了继电保护的运行水平

经过多年的发展，国内微机保护在原理和技术上已相当成熟，处于国际领先水平。但是，仍然存在着一些问题：

（1）二次回路设计接线错误，电缆长，执行反事故措施不到位，电缆老化后接地，造成保护误动；（2）定值项多，控制字和跳闸矩阵设置错误；（3）变电站直流电源回路故障接地引发继电保护误跳闸；（4）由于有许多季节性负荷，备自投(备用电源自动投入)、低频低压减载压板等核查、切换工作量大，易出错；（5）CT特性恶化和特性不一致引起故障延迟切除和区外故障误动；（6）保护通道问题；（7）下雨引起瓦斯继电器接线盒进水，触点接通；（8）一些配电系统无母线差动保护、备自投等，上一级保护难起后备作用，造成事故扩大，供电中断等。

如果采用基于IEC 61850标准的数字化变电站技术，由于二次电缆少，在不增加硬件设备、不重复采集交流信息的前提下，将相应功能分散到各间隔保护单元中，实现了网络化母线保护、网络化备自投和网络化低频低压减载功能，可以基本消除以上限制继电保护运行水平继续提高的瓶颈。同时，保护定值、控制字简化，保护压板、按钮和把手大大减少，也可以显著减少运行维护人员的“三误”事故(误碰、误接线、误整定引起的事故)。

而对于装置缺陷，由于直接采用数字量，能真实反映系统一次电气量信息，装置可采用更先进的原理算法，其集成度可以更高，抗干扰能力大大增强，再加上在线监测、在线检修自动化，装置运行也将更加稳定。

3.3 数字化变电站对继电保护技术提出了新的挑战

目前，继电保护装置的微机化趋势充分利用了先进的半导体处理器技术：高速的运算能力、完善的存贮能力和各种优化算法，同时采用大规模集成电路和成熟的数据采集、模数转换、数字滤波和抗干扰等技术，因而系统响应速度、可靠性方面均有显著的提升。然而，数字化变电站的不断发展，对继电保护技术提出了新的挑战：

更高的继电保护性能。具体到电力继电保护设备来说，包括：电力状态参数的快速准确监测；系统很强的存储力，能更好地实现故障分量保护；先进、优化的自动控制、算法和技术，如自适应、状态预测、模糊控制及人工智能、神经网络等，确保更高的运行准确率；在满足当前继电保护功能和性能需求的条件下，以更低的整体系统成本(包括软硬件成本和开发成本)实现。

更好的系统软硬件的扩展能力。产品方案的可扩展性是当前很多嵌入式系统产品方案选型的一个重要考虑点，对于继电保护系统来说尤其如此。

更高的可靠性。可靠性除了系统软件设计的优化和调试外，体现在数字元件的特性不易受温度变化(宽的工作温度范围)、电源波动、使用年限的影响，不易受元件更换的影响；且自检和巡检能力强，可用软件方法检测主要元件、部件的工况以及功能软件本身。

3.4 数字化变电站中新兴继保技术的应用分析

3.4.1 智能化继电保护测试仪。随着推广与应用IEC　61850标准，智能化变电站的投入运行变得越来越普遍化，数字化测试设备在电力用户和制造厂中的需求呈上升趋势。DRT-802测试仪(许继研制)支持GOOSE收发、IEC 61850-9-1/9-2、开入开出及输出小信号模拟量，实现了数字化变电站对任意电压等级的继电保护装置测试。

3.4.2 全数字化变电站的动态仿真系统。具有数字化、信息化、自动化、互动化特点的数字化变电站，是建设智能电网的重要部分。国内目前不同模式的数字化变电站，因无法有效检测继电保护二次设备的性能，全数字化变电站的设备检查和监测功能无法实现。

全数字化变电站的动态仿真系统，研究数字化变电站的通讯组网途径与电子互感器的工作原理，开发出了全数字化变电站的动态仿真系统硬件，实现故障录波器与仿真系统软件开发人性化界面操作，检测了线路、变压器及母线保护的性能技术。仿真模拟全数字化变电站的操作演习、运行方式及事故状态得以实现，为继电保护设备、自动综合测控系统、故障录波设备、智能仪表等二次设备输出了仿真模拟的信号源；实现电网测控系统动态闭环测试，对提高电网稳定安全的运行，降低电网事故具有重大意义。

结语

数字化变电站快速建设对继电保护技术提出了更高的要求，这给继电保护的工作带来新的挑战。因此，建立一支强有力的继电保护队伍，提高保护人员技术水平和工作技能，结合辖区供用电实际情况，不断创新继保技术，确保电网安全稳定是我们的责任。

参考文献

[1]高压电网继电保护原理与技术[J].电力系统自动化，2005-05-30.