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摘要 介绍了华北地区首座110kV数字化变电站——西地变电站的主要特点,即智能化的一次设备、网络化的二次设备和自动化的运行管理系统;自动化系统的逻辑层次及其功能;间隔层的可靠传输控制,以及站控层的监控分析等功能。通过数字站和常规站在技术和经济方面的比较,说明了数字站在安全性、可靠性、测量精度、抗干扰性能等方面的优势,同时阐述了今后数字化变电站技术扩展的方向。
关键词 数字化;变电站;应用;IEC61850
中图分类号TM76 文献标识码A文章编号1673-9671-(2009)111-0060-02
数字化变电站是变电站自动化技术的发展方向,是一个不断发展的过程,就目前技术发展现状而言,数字化变电站是由电子式互感器、智能化开关等智能化一次设备、网络化二次设备分层构建,建立在IEC61850通信规范基础上,能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。110kV西地站数字化改造于2007年9月投入试运行,其采用了基于IEC61850标准的数字化变电站系统架构技术;传统互感器及纯光学电子互感器在数字化变电站中的应用技术;传统高压电器实现智能化控制技术;基于以太网数字接口测控保护装置技术;基于GOOSE机制控制及保护技术;基于光纤简化的二次系统体系架构等关键技术。
1数字化变电站自动化系统的特点
1.1智能化的一次设备
数字程控部件在恶劣环境下抗干扰能力和稳定性的提高,用于一次设备被检测的信号回路与被控制的操作驱动回路采用微处理器。一次设备光电电流传感器的原理是利用磁致旋光效应,即法拉第效应技术设计。从而简化一次变换的过程和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,普通变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被PLC可编程序代替,常规的强电模拟信号和控制电缆被光电原理的数字量和光纤导线代替。改变了信号传输的模式,信息传递上极为安全准确迅速。
1.2基于成熟的以太网络化技术的二次设备
常规变电站内常规的二次设备,如继电保护装置、防误闭锁装置、 测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、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。智能ITU单元集成了故障纪录器(12kHz),集成了断路器诊断系统,集成了同步检测。加上数字控制断路器,ITU单元可以完成选相合、分闸。同时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,通过网络真正实现数据共享、资源其享。常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。
1.3可靠的自动化的运行管理系统
变电站运行管理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;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,即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。
2数字化变电站自动化系统的结构
在变电站自动化领域中,智能化电气的发展,特别是智能开关、光电式互感器机电一体化设备的出现,变电站自动化技术进入了数字化的新阶段。在高压和超高压变电站中,保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O单元,如A/D变换、光隔离器件、控制操作回路等将割列出来作为智能化一次设备的一部分。反言之,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、测控等装置的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。
通信技术的进步改变了变电站控制系统与开关之间的连接方式,也引起了变电站结构的变化,IEC技术委员会专家建议变电站结构可以分三步完成改变。第一步是传感器与保护装置之间一一对应连接,通过过程总线控制断路器,内容由IEC61850-9-2规定;第二步是将以前控制与测量数据隔开的通信系统组合起来,传感器数据并入过程总线;第三步是将站总线与过程总线合并起来。
数字化变电站自动化系统的结构,目前通常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三个层次,根据IEC6185A通信协议草案定义,这三个层次分别称为“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。
2.1过程层
过程层是一次设备与二次设备的结合面,或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的主要功能分三类:电力运行实时的电气量检测;运行设备的状态参数检测;操作控制执行与驱动。
⑵运行设备的状态参数在线检测与统计。 变电站需要进行状态参数检测的设备主要有变压器、断路器、刀闸、母线、电容器、电抗器以及直流电源系统。在线检测的内容主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。
⑶操作控制的执行与驱动。 操作控制的执行与驱动包括变压器分接头调节控制,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。过程层的控制执行与驱动大部分是被动的,即按上层控制指令而动作,比如接到间隔层保护装置的跳闸指令、电压无功控制的投切命令、对断路器的遥控开合命令等。在执行控制命令时具有智能性,能判别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,能使断路器定相合闸,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。又例如对真空开关的同步操作要求能做到开关触头在零电压时关合,在零电流时分断等。
2.2间隔层
间隔层设备的主要功能是:(1)汇总本间隔过程层实时数据信息;(2)实施对一次设备保护控制功能;(3)实施本间隔操作闭锁功能;(4)实施操作同期及其他控制功能;(5)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;(6)承上启下的通信功能,即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。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站控层
站控层的主要任务是:(1)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;(2)按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心;(3)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;(4)具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能;(5)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,甚至图像,声音等多媒体功能;(6)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;(7) 具有(或备有)变电站故障自动分析和操作培训功能。
3目前常规变电站自动化系统存在着很多技术和经济的局限性
3.1二次设备之间存在互操作性问题
⑴二次设备缺乏统一的信息模型规范和通信标准。为实现不同厂家设备的互联,必须设置大量规约转换器或保护管理机,增加了系统复杂和设计、调试和维护的难度,降低了通信系统的性能。
⑵当变电站二次设备选择不同厂家产品时,全站自动化系统设备互联成了变电站投产前必须重点安排的一项复杂工作。常常因为设备之间互联通信不畅等原因拖延调试工作周期,使变电站不能按期投运;并且给后期运行维护带来许多不便,给安全生产带来很大的隐患。
3.2传统电流、电压互感器的问题
电压等级越高,短路电流越大。为解决绝缘和传变特性,必须是体积增大,设备得更加笨重,安装运输极不方便。暂态传变特性差。高压系统中要求保护动作速度快,改善暂态传变特性需增加投资。电流互感器二次侧输出对负载要求严格,超高压变电站占地面积大,从开关场到控制室的二次电缆可达 200 米,为保证传变精度,增加电缆截面也不能解决问题。 传变大电流时,会出现铁芯饱和现象,使得差动保护难以实现。
3.3二次电缆对系统可靠性的影响
虽然现有的变电站自动化系统实现了设备的智能化,但这些智能设备之间以及智能设备与一次系统设备和变电站自动化系统之间仍然采用电缆进行连接。电缆遭受电磁干扰和一次设备传输过电压可能引起二次设备运行异常;在二次电缆比较长的情况下由电容祸合的干扰可能造成继电保护误动作。尽管电力行业的有关规定中要求继电保护二次回路一点接地,但由于二次回路接地点的状态无法实时检测,二次回路两点接地的情况仍时有发生并对继电保护产生不良影响,甚至造成设备误动作。
3.4设备选择的限制造成成本和加大
一次设备和二次装置之间依然采用电缆硬连接方式,需要敷设了大量的二次电缆。这无论是对设计、施工还是运行维护都存在很大的工作量,并形成可观的成本。信息共享困难。常常存在多套并行的应用系统,却未实现变电站内的公用信息共享,因此不便扩展、难以维护,加大了变电站整体造价及运行维护成本。站内各种二次设备无法互操作。各种二次设备采用私有协议和不兼容的网络,使变电站造价及调试、运行、维护成本大为增加。
4改造后数字化变电站的特点和优势
通过数字化变电站技术改造,能够比较好的解决现有变电站自动化技术存在的上述缺陷。数字化变电站具有简洁的二次接线、更好的保护性能、一致化的计测精度、较高的设备使用效率、更高的系统可靠性,同时数字化变电站设备具有很高的互操作性,设备较易维护和更新,信息实现共享的特点。因此,将传统变电站改造为数字化变电站将是必然趋势。
通过数字化改造,可以实现以下目标:通过过程层数字化,取消大量电缆硬连接,降低系统成本。采用IEC61850标准,实现不同厂家设备的互操作,消除站内信息孤岛。设备的互操作性使得用户可以选择最好的系统部件,大幅改善系统集成、现场验收、监视诊断和运行维护等的费用,节约大量时间,增加自动化系统使用期间的灵活性。优化功能布局,减少设备数量,简化二次系统。
因此,对常规变电站进行数字化改造,对于建设资源节约型、环境友好型社会和科技创新型电力企业,通过节能调度实现节能降耗,通过标准化实现信息共享和系统的互联互通,减少投资,降低维护工作量,提高效率和效益,提高大电网的安全稳定水平和灾变防治能力,提高电网生产的科学、智能决策水平,显著提高电网生产效率具有重要的现实意义。
5数字化变电站技术扩展的方向
西地数字化变电站的建设,采用数字化技术使变电站的信息采集、传输、处理、输出过程全部数字化,将保护、控制、数据采集功能集成在最少的平台上,进行了高度的集成。特别提出继电保护的高度集成化,要实现1对N保护功能。为我们今后的数字化建设提供了宝贵经验,因此我们提出区域数字化电网建设,区域数字化电网建设对通信网提出了较高的要求。要求通信网可靠,在一条光缆中断时不影响整个系统通信,在一套光传输设备故障时不影响其它网元的业务传输,能够提供多业务接入,组成综合数据网,提供100M以太网接口、语音接口、低速数据接口和视频接口等。为了满足上述要求,通信网只能采用光纤通信方式,组成4纤自愈环网。光设备采用具有多业务接入功能的MSTP传输设备。使每一个网元都通过两个不同路由相连。同时具备自愈功能。从而保证在一条光缆中断和一个网元故障时其它站点通信不中断。 2009年计划选取宽城县作为试点,在宽城站和数字化电网二次中心站做两个环网的光口互联,系统容量为622M,同时考虑今后的括容可通过更换光口实现平滑升级到2.5G。通过增加相应的网卡可提供1000M的以太网接口。以满足该区域数字化电网建设对通信的需求。在城东110kv变电站建设集中保护控制楼,将一个35kv变电站保护及自动装置集中起来,逐步实现35KV变电站二次设备远程集中控制,实现保护1:N保护和控制。2010年在对一个35kv站进行远程控制的基础上,在1对N功能的基础上实现N对N。开展将多个35kv站远程控制的研究,逐步实现一套二次保护及控制设备完成对多个站多台设备的保护及控制。
常规的综合自动化变电站二次设备及控制均在站内实现。而且全部是1:1面向间隔,随着电网通信设备的发展,通信能够满足100M的站间通信要求,集中建立中心控制站,中心控制站的保护设备一套装置可控一个站或多个变电站线路或变压器保护,大大减少设备总数,减少投资,而且站内二次设备全部简化其中到中心控制站,实现保护1:N或N:N保护和控制,站内只有一次设备和通信设备,减少站内检修、调试及基建费用。
6结束语
西地数字化变电站改造后已正式运行近两年,总的来看设备运行平稳,各类数据采集、传输无误,保护和自动装置动作正常,至少可以说明数字化变电站的技术运用到实际中已初步通过实践的检验,满足了安全、稳定的系统运行要求。近几年国内智能化一次设备产品质量提升非常快,原来制约数字化变电站发展的因素会得到逐一排除,随着数字化变电站运行经验的积累,成熟的数字化变电站取代常规自动化变电站将成为必然趋势。
参考文献
[1] 高翔.数字化变电站应用技校术. 中国电力出版社, 2008.
[2] 陈立新,张宝健. 数字变电站系统(DPSS)的研究与设计实现. 煤矿机械出版社, 2005.
[3] 李九虎,郑玉平,等. 电子式互感器在数字化变电站的应用.电力系统自动化, 2007,4.
作者简介:
李建龙,男,1974-6生, 高级工程师,现从事变电设计工作.
潘卓,女,1986-11生, 学生,中国农业大学.
杨振君,女,1963-1生, 高级工程师,现从事变电设计工作.
朱世梅,女,1968-11生, 高级工程师,现从事通讯设计工作.
宋志永,男,1975-9生, 工程师,现从事变电设计工作.
关键词 数字化;变电站;应用;IEC61850
中图分类号TM76 文献标识码A文章编号1673-9671-(2009)111-0060-02
数字化变电站是变电站自动化技术的发展方向,是一个不断发展的过程,就目前技术发展现状而言,数字化变电站是由电子式互感器、智能化开关等智能化一次设备、网络化二次设备分层构建,建立在IEC61850通信规范基础上,能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。110kV西地站数字化改造于2007年9月投入试运行,其采用了基于IEC61850标准的数字化变电站系统架构技术;传统互感器及纯光学电子互感器在数字化变电站中的应用技术;传统高压电器实现智能化控制技术;基于以太网数字接口测控保护装置技术;基于GOOSE机制控制及保护技术;基于光纤简化的二次系统体系架构等关键技术。
1数字化变电站自动化系统的特点
1.1智能化的一次设备
数字程控部件在恶劣环境下抗干扰能力和稳定性的提高,用于一次设备被检测的信号回路与被控制的操作驱动回路采用微处理器。一次设备光电电流传感器的原理是利用磁致旋光效应,即法拉第效应技术设计。从而简化一次变换的过程和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,普通变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被PLC可编程序代替,常规的强电模拟信号和控制电缆被光电原理的数字量和光纤导线代替。改变了信号传输的模式,信息传递上极为安全准确迅速。
1.2基于成熟的以太网络化技术的二次设备
常规变电站内常规的二次设备,如继电保护装置、防误闭锁装置、 测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、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。智能ITU单元集成了故障纪录器(12kHz),集成了断路器诊断系统,集成了同步检测。加上数字控制断路器,ITU单元可以完成选相合、分闸。同时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,通过网络真正实现数据共享、资源其享。常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。
1.3可靠的自动化的运行管理系统
变电站运行管理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;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,即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。
2数字化变电站自动化系统的结构
在变电站自动化领域中,智能化电气的发展,特别是智能开关、光电式互感器机电一体化设备的出现,变电站自动化技术进入了数字化的新阶段。在高压和超高压变电站中,保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O单元,如A/D变换、光隔离器件、控制操作回路等将割列出来作为智能化一次设备的一部分。反言之,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、测控等装置的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。
通信技术的进步改变了变电站控制系统与开关之间的连接方式,也引起了变电站结构的变化,IEC技术委员会专家建议变电站结构可以分三步完成改变。第一步是传感器与保护装置之间一一对应连接,通过过程总线控制断路器,内容由IEC61850-9-2规定;第二步是将以前控制与测量数据隔开的通信系统组合起来,传感器数据并入过程总线;第三步是将站总线与过程总线合并起来。
数字化变电站自动化系统的结构,目前通常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三个层次,根据IEC6185A通信协议草案定义,这三个层次分别称为“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。
2.1过程层
过程层是一次设备与二次设备的结合面,或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的主要功能分三类:电力运行实时的电气量检测;运行设备的状态参数检测;操作控制执行与驱动。
⑵运行设备的状态参数在线检测与统计。 变电站需要进行状态参数检测的设备主要有变压器、断路器、刀闸、母线、电容器、电抗器以及直流电源系统。在线检测的内容主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。
⑶操作控制的执行与驱动。 操作控制的执行与驱动包括变压器分接头调节控制,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。过程层的控制执行与驱动大部分是被动的,即按上层控制指令而动作,比如接到间隔层保护装置的跳闸指令、电压无功控制的投切命令、对断路器的遥控开合命令等。在执行控制命令时具有智能性,能判别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,能使断路器定相合闸,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。又例如对真空开关的同步操作要求能做到开关触头在零电压时关合,在零电流时分断等。
2.2间隔层
间隔层设备的主要功能是:(1)汇总本间隔过程层实时数据信息;(2)实施对一次设备保护控制功能;(3)实施本间隔操作闭锁功能;(4)实施操作同期及其他控制功能;(5)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;(6)承上启下的通信功能,即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。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站控层
站控层的主要任务是:(1)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;(2)按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心;(3)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;(4)具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能;(5)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,甚至图像,声音等多媒体功能;(6)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;(7) 具有(或备有)变电站故障自动分析和操作培训功能。
3目前常规变电站自动化系统存在着很多技术和经济的局限性
3.1二次设备之间存在互操作性问题
⑴二次设备缺乏统一的信息模型规范和通信标准。为实现不同厂家设备的互联,必须设置大量规约转换器或保护管理机,增加了系统复杂和设计、调试和维护的难度,降低了通信系统的性能。
⑵当变电站二次设备选择不同厂家产品时,全站自动化系统设备互联成了变电站投产前必须重点安排的一项复杂工作。常常因为设备之间互联通信不畅等原因拖延调试工作周期,使变电站不能按期投运;并且给后期运行维护带来许多不便,给安全生产带来很大的隐患。
3.2传统电流、电压互感器的问题
电压等级越高,短路电流越大。为解决绝缘和传变特性,必须是体积增大,设备得更加笨重,安装运输极不方便。暂态传变特性差。高压系统中要求保护动作速度快,改善暂态传变特性需增加投资。电流互感器二次侧输出对负载要求严格,超高压变电站占地面积大,从开关场到控制室的二次电缆可达 200 米,为保证传变精度,增加电缆截面也不能解决问题。 传变大电流时,会出现铁芯饱和现象,使得差动保护难以实现。
3.3二次电缆对系统可靠性的影响
虽然现有的变电站自动化系统实现了设备的智能化,但这些智能设备之间以及智能设备与一次系统设备和变电站自动化系统之间仍然采用电缆进行连接。电缆遭受电磁干扰和一次设备传输过电压可能引起二次设备运行异常;在二次电缆比较长的情况下由电容祸合的干扰可能造成继电保护误动作。尽管电力行业的有关规定中要求继电保护二次回路一点接地,但由于二次回路接地点的状态无法实时检测,二次回路两点接地的情况仍时有发生并对继电保护产生不良影响,甚至造成设备误动作。
3.4设备选择的限制造成成本和加大
一次设备和二次装置之间依然采用电缆硬连接方式,需要敷设了大量的二次电缆。这无论是对设计、施工还是运行维护都存在很大的工作量,并形成可观的成本。信息共享困难。常常存在多套并行的应用系统,却未实现变电站内的公用信息共享,因此不便扩展、难以维护,加大了变电站整体造价及运行维护成本。站内各种二次设备无法互操作。各种二次设备采用私有协议和不兼容的网络,使变电站造价及调试、运行、维护成本大为增加。
4改造后数字化变电站的特点和优势
通过数字化变电站技术改造,能够比较好的解决现有变电站自动化技术存在的上述缺陷。数字化变电站具有简洁的二次接线、更好的保护性能、一致化的计测精度、较高的设备使用效率、更高的系统可靠性,同时数字化变电站设备具有很高的互操作性,设备较易维护和更新,信息实现共享的特点。因此,将传统变电站改造为数字化变电站将是必然趋势。
通过数字化改造,可以实现以下目标:通过过程层数字化,取消大量电缆硬连接,降低系统成本。采用IEC61850标准,实现不同厂家设备的互操作,消除站内信息孤岛。设备的互操作性使得用户可以选择最好的系统部件,大幅改善系统集成、现场验收、监视诊断和运行维护等的费用,节约大量时间,增加自动化系统使用期间的灵活性。优化功能布局,减少设备数量,简化二次系统。
因此,对常规变电站进行数字化改造,对于建设资源节约型、环境友好型社会和科技创新型电力企业,通过节能调度实现节能降耗,通过标准化实现信息共享和系统的互联互通,减少投资,降低维护工作量,提高效率和效益,提高大电网的安全稳定水平和灾变防治能力,提高电网生产的科学、智能决策水平,显著提高电网生产效率具有重要的现实意义。
5数字化变电站技术扩展的方向
西地数字化变电站的建设,采用数字化技术使变电站的信息采集、传输、处理、输出过程全部数字化,将保护、控制、数据采集功能集成在最少的平台上,进行了高度的集成。特别提出继电保护的高度集成化,要实现1对N保护功能。为我们今后的数字化建设提供了宝贵经验,因此我们提出区域数字化电网建设,区域数字化电网建设对通信网提出了较高的要求。要求通信网可靠,在一条光缆中断时不影响整个系统通信,在一套光传输设备故障时不影响其它网元的业务传输,能够提供多业务接入,组成综合数据网,提供100M以太网接口、语音接口、低速数据接口和视频接口等。为了满足上述要求,通信网只能采用光纤通信方式,组成4纤自愈环网。光设备采用具有多业务接入功能的MSTP传输设备。使每一个网元都通过两个不同路由相连。同时具备自愈功能。从而保证在一条光缆中断和一个网元故障时其它站点通信不中断。 2009年计划选取宽城县作为试点,在宽城站和数字化电网二次中心站做两个环网的光口互联,系统容量为622M,同时考虑今后的括容可通过更换光口实现平滑升级到2.5G。通过增加相应的网卡可提供1000M的以太网接口。以满足该区域数字化电网建设对通信的需求。在城东110kv变电站建设集中保护控制楼,将一个35kv变电站保护及自动装置集中起来,逐步实现35KV变电站二次设备远程集中控制,实现保护1:N保护和控制。2010年在对一个35kv站进行远程控制的基础上,在1对N功能的基础上实现N对N。开展将多个35kv站远程控制的研究,逐步实现一套二次保护及控制设备完成对多个站多台设备的保护及控制。
常规的综合自动化变电站二次设备及控制均在站内实现。而且全部是1:1面向间隔,随着电网通信设备的发展,通信能够满足100M的站间通信要求,集中建立中心控制站,中心控制站的保护设备一套装置可控一个站或多个变电站线路或变压器保护,大大减少设备总数,减少投资,而且站内二次设备全部简化其中到中心控制站,实现保护1:N或N:N保护和控制,站内只有一次设备和通信设备,减少站内检修、调试及基建费用。
6结束语
西地数字化变电站改造后已正式运行近两年,总的来看设备运行平稳,各类数据采集、传输无误,保护和自动装置动作正常,至少可以说明数字化变电站的技术运用到实际中已初步通过实践的检验,满足了安全、稳定的系统运行要求。近几年国内智能化一次设备产品质量提升非常快,原来制约数字化变电站发展的因素会得到逐一排除,随着数字化变电站运行经验的积累,成熟的数字化变电站取代常规自动化变电站将成为必然趋势。
参考文献
[1] 高翔.数字化变电站应用技校术. 中国电力出版社, 2008.
[2] 陈立新,张宝健. 数字变电站系统(DPSS)的研究与设计实现. 煤矿机械出版社, 2005.
[3] 李九虎,郑玉平,等. 电子式互感器在数字化变电站的应用.电力系统自动化, 2007,4.
作者简介:
李建龙,男,1974-6生, 高级工程师,现从事变电设计工作.
潘卓,女,1986-11生, 学生,中国农业大学.
杨振君,女,1963-1生, 高级工程师,现从事变电设计工作.
朱世梅,女,1968-11生, 高级工程师,现从事通讯设计工作.
宋志永,男,1975-9生, 工程师,现从事变电设计工作.