文档介绍：数字化变电站综述
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近年来,变电站综合自动化技术的发展和微机保护的广泛应用极大地提高了电网的自动化水平和管理水平,但是由于变电站自动化系统和保护设备的通信协议不统一,造成系统无缝集成困难,生命周期缩短;设备之问互操作性差,维护工作量大,改造升级困难。同时变电站的高压电气设备和保护、监控等二次设备的控制、信号发送、模拟量采集还需要靠大量的电缆连接来实现,不仅浪费了大量的财力,而且高、低压设备之间不能实现电气隔离。
由于变电站数量大,分布广,变电站自动化水平对提高整个电力系统的可靠性和经济性、保障电网安全起着重大的作用。随着现代电网规模不断扩大,无人值班变电站的应用推广,各级调度和站内保护、控制装置对正常运行和异常事故时的各种信息需求量也成几何级数增加,变电站的自动化采集和处理系统也要求有足够的能力来储存、处理和传送这些信息。
在各种新技术的推动下,数字化变电站乃至数字化电网的概念被逐渐提出来。即在目前综合自动化技术的基础上,变电站内的一次设备实现了数字化,各种IED之间和IED与一次设备之间通过光缆用统一的标准进行信息的数字化交互,取消了各种控制电缆。数字化变电站将成为未来变电站建设的标准模式。
国际电工委员会TC57技术委员会制定的IEC61850标准使变电站站内通信采用统一的标准,解决了设备之间的互操作性和无缝集成等问题,使通信可靠性得到提高。智能化电气设备的发展,特别是智能化开关设备、电子式电压和电流互感器、智能电子装置等在变电站系统中的逐渐推广应用,电气设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟,以及计算机网络技术的高速发展,使得建设数字化变电站具备了必要的技术条件。

非常规互感器
IEC61850标准
网络通信技术
智能断路器技术
IEC61850标准
IEC61850标准是关于变电站自动化系统的第一个完整的通信标准体,国际电工委员会(IEC)TC57工作组(WGIO/11/12)从1995年开始制定,2002年提出草案,2004年大部分内容正式颁布。其核心可归纳为信息建模、抽象服务、具体映射三部分。与传统通信协议体系相比,具有以下特点:
1. 采用分层体系;
2. 信息传输采用与网络独立的抽象通信服务接口(ACSI)和特定通信服务接口(scsl);
3. 信息模型采用面向对象、面向应用的自描述;
4. 具有互操作性。
它的制定和发布为构建数字化变电站的通信网络提供了理论基础和技术依据,将逐步成为变电站自动化系统统一的国际标准。我国也正在将该标准等同引用为国家标准GB/T860。

电力系统二次系统作为一次系统的辅助回路,主要是由测量仪表、控制及信号装置、继电保护装置、自动控制及监测或反馈装置、远动装置及相关控制回路等组成。二次系统包括信号回路和控制回路。随着光纤通信技术、网络技术的飞速发展及其在变电站自动化系统中的不断深入应用,用数字通信手段传递电量信号,用光纤作为传输介质取代传统的金属电缆具备了实现的可能。
以太网技术正被广泛引入变电站自动化系统过程层的采集、测量单元和间隔层保护、控制单元中,构成了分布式变电站自动化系统应用基础。

非常规互感器的出现以及计算机的发展,对于断路器设备内部的电、磁、温度、机械、机构动作状态监测已经成为可能。智能化一次设备采用数字化的监视和控制手段,机械结构简单,体积小。既减少了设备停电检修的几率和时间,减少了运行成本,也减少人为因素造成的设备损坏。
智能操作断路器根据所检测到的电网中断路器开断前一瞬间的各种工作状态信息,自动选择和调整操动机构以及与灭弧室状态相适应的合理工作条件,以改变现有断路器的单一分闸特性。在无载时以较低的分闸速度开断,而在系统故障时又以较高的分闸速度开断等。这样,就可获得开断时电气和机构性能上的最佳开断效果。