變電站數字化：在進階智能化之前的必經之路

隨著經濟的發展、社會的進步、科技和信息化水平的提高以及資源和環境問題的日益突出，電網發展面臨新課題和新挑戰。發展智能電網，適應未來可持續發展的要求，已成為電力工業積極應對未來挑戰的共同選擇。數字化變電站是由智能化一次設備和網絡化二次設備分層構建，建立在IEC61850通信規范基礎上，能夠實現變電站內智能電氣設備間信息共享和互操作的現代化變電站。

數字化變電站就是使變電站的所有信息采集、傳輸、處理、輸出過程由過去的模擬信息全部轉換為數字信息，并建立與之相適應的通信網絡和系統。具有各種功能共用統一的信息平臺，避免設備重復投入；測量精度高、無飽和、無CT二次開路；二次接線簡單；光纖取代電纜，電磁兼容性能*；信息傳輸通道都可自檢，可靠性高和管理自動化等優點，同時具有傳輸和處理的信息全數字化；過程層設備智能化；統一的信息模型（數據模型、功能模型）；統一的通信協議（數據無縫交換）；高質量信息（可靠性、完整性、實時性）以及各種設備和功能共享統一的信息平臺。

一次設備宜采用“一次設備本體+傳感器+智能組件”形式。一次設備控制回路一體化設計原則為，在確保安全可靠的原則上，主變冷卻器、有載分接開關宜利用智能組件實現控制和調節功能，宜取消高壓組合電器就地跨間隔橫向電氣聯閉鎖接線，宜減少開關設備輔助接點、輔助繼電器。具備條件時，斷路器操作箱控制回路可與本體分合閘控制回路一體化融合設計，取消冗余二次回路。

智能終端配置需考慮《智能變電站繼電保護技術規范》相關規定，110（66）千伏變電站主變保護若采用主、后備保護一體化裝置時主變壓器各側智能終端宜冗余配置，主變保護若采用主、后備保護分開配置時主變壓器各側智能終端宜單套配置；還需考慮實用性，避免專設小室。主變壓器各側互感器類型及相關特性宜一致；主變壓器各側采用電子式電流互感器時，宜取消主變壓器本體高、中壓側套管電流互感器；當采用GIS、HGIS配電裝置型式時，電子式互感器宜與一次設備一體化設計；在具備條件時，電子式互感器可與隔離開關、斷路器進行組合安裝；對于有關口計量點、有故障測距要求的間隔，應配置滿足其特性要求的互感器。

二次設備站控層設備包括主機、操作員工作站、工程師站、遠動通信裝置、保護及故障信息子站等。220千伏及以上電壓等級變電站主機宜雙套配置，110（66）千伏變電站宜單套配置，無人值班變電站主機可兼操作員工作站和工程師站。對于有人值班的330千伏～750千伏變電站可按雙重化配置2臺操作員站、1套工程師站。保護及故障信息子站應與變電站自動化系統共享信息采集，330千伏~750千伏變電站保護及故障信息子站可獨立配置，220千伏及以上電壓等級變電站遠動通信裝置應雙套配置，110（66）千伏變電站遠動通信裝置宜單套配置。

二次設備間隔層設備包括繼電保護、安全自動裝置、測控裝置、故障錄波及網絡分析記錄裝置、相量測量裝置、行波測距裝置、電能計量裝置等設備。繼電保護及安全自動裝置具體配置原則按照GB/T14285-2006及Q/GDW441-2010相關要求執行。

獨立配置時，測控裝置應單套配置；330千伏及以上電壓等級測控裝置宜獨立配置；220千伏電壓等級當繼電保護裝置就地安裝時，宜采用保護測控一體化裝置；110千伏及以下電壓等級宜采用保護測控一體化裝置；220千伏及以上電壓等級主變測控裝置宜按開關獨立配置，本體測控宜獨立配置；110千伏及以下電壓等級主變測控（含主變本體測控）可集成在主變保護中；當網絡雙重化配置時，測控裝置應配置獨立的數據接口控制器，分別接入雙重化的兩個網絡。220千伏及以上電壓等級變電站宜按電壓等級配置故障錄波裝置，主變壓器故障錄波宜獨立配置；110（66）千伏變電站全站宜統一配置故障錄波裝置；故障錄波裝置應記錄所有過程層SV、GOOSE網絡報文；網絡報文記錄分析裝置宜記錄過程層GOOSE、站控層MMS網絡的信息。當采樣值報文采用網絡方式傳輸時，網絡報文記錄分析裝置宜記錄采樣值報文。

數字化變電站是變電站自動化技術的發展方向和必然趨勢，數字化是手段，而不是目的；數字化是一個不斷發展的過程；數字化變電站的建設應從生產上的迫切需要出發，考慮技術上、管理上的現實可能，積極探索，穩妥推進。