变电站数字化：在进阶智能化之前的必经之路

随着经济的发展、社会的进步、科技和信息化水平的提高以及资源和环境问题的日益突出，电网发展面临新课题和新挑战。发展智能电网，适应未来可持续发展的要求，已成为电力工业积极应对未来挑战的共同选择。数字化变电站是由智能化一次设备和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。

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。具有各种功能共用统一的信息平台，避免设备重复投入；测量精度高、无饱和、无CT二次开路；二次接线简单；光纤取代电缆，电磁兼容性能*；信息传输通道都可自检，可靠性高和管理自动化等优点，同时具有传输和处理的信息全数字化；过程层设备智能化；统一的信息模型（数据模型、功能模型）；统一的通信协议（数据无缝交换）；高质量信息（可靠性、完整性、实时性）以及各种设备和功能共享统一的信息平台。

一次设备宜采用“一次设备本体+传感器+智能组件”形式。一次设备控制回路一体化设计原则为，在确保安全可靠的原则上，主变冷却器、有载分接开关宜利用智能组件实现控制和调节功能，宜取消高压组合电器就地跨间隔横向电气联闭锁接线，宜减少开关设备辅助接点、辅助继电器。具备条件时，断路器操作箱控制回路可与本体分合闸控制回路一体化融合设计，取消冗余二次回路。

智能终端配置需考虑《智能变电站继电保护技术规范》相关规定，110（66）千伏变电站主变保护若采用主、后备保护一体化装置时主变压器各侧智能终端宜冗余配置，主变保护若采用主、后备保护分开配置时主变压器各侧智能终端宜单套配置；还需考虑实用性，避免专设小室。主变压器各侧互感器类型及相关特性宜一致；主变压器各侧采用电子式电流互感器时，宜取消主变压器本体高、中压侧套管电流互感器；当采用GIS、HGIS配电装置型式时，电子式互感器宜与一次设备一体化设计；在具备条件时，电子式互感器可与隔离开关、断路器进行组合安装；对于有关口计量点、有故障测距要求的间隔，应配置满足其特性要求的互感器。

二次设备站控层设备包括主机、操作员工作站、工程师站、远动通信装置、保护及故障信息子站等。220千伏及以上电压等级变电站主机宜双套配置，110（66）千伏变电站宜单套配置，无人值班变电站主机可兼操作员工作站和工程师站。对于有人值班的330千伏～750千伏变电站可按双重化配置2台操作员站、1套工程师站。保护及故障信息子站应与变电站自动化系统共享信息采集，330千伏~750千伏变电站保护及故障信息子站可独立配置，220千伏及以上电压等级变电站远动通信装置应双套配置，110（66）千伏变电站远动通信装置宜单套配置。

二次设备间隔层设备包括继电保护、安全自动装置、测控装置、故障录波及网络分析记录装置、相量测量装置、行波测距装置、电能计量装置等设备。继电保护及安全自动装置具体配置原则按照GB/T14285-2006及Q/GDW441-2010相关要求执行。

独立配置时，测控装置应单套配置；330千伏及以上电压等级测控装置宜独立配置；220千伏电压等级当继电保护装置就地安装时，宜采用保护测控一体化装置；110千伏及以下电压等级宜采用保护测控一体化装置；220千伏及以上电压等级主变测控装置宜按开关独立配置，本体测控宜独立配置；110千伏及以下电压等级主变测控（含主变本体测控）可集成在主变保护中；当网络双重化配置时，测控装置应配置独立的数据接口控制器，分别接入双重化的两个网络。220千伏及以上电压等级变电站宜按电压等级配置故障录波装置，主变压器故障录波宜独立配置；110（66）千伏变电站全站宜统一配置故障录波装置；故障录波装置应记录所有过程层SV、GOOSE网络报文；网络报文记录分析装置宜记录过程层GOOSE、站控层MMS网络的信息。当采样值报文采用网络方式传输时，网络报文记录分析装置宜记录采样值报文。

数字化变电站是变电站自动化技术的发展方向和必然趋势，数字化是手段，而不是目的；数字化是一个不断发展的过程；数字化变电站的建设应从生产上的迫切需要出发，考虑技术上、管理上的现实可能，积极探索，稳妥推进。