数字化变电站

直流系统的安全与否直接关系到变电站基至电网的正常运行！ 电源好比变电站的“心脏”，对变电站的安全可靠运行至关重要，电源的可靠稳定是保护装置、自动化设备安全稳定运行的前提。特别是无人值班变电站、综合自动化变电站的广泛采用程序化变电站、数字化变电站、智能变电站的推广应用 变电站自动化水平的不断提高，尤其是故障状态下，直流系统的重要性越来越突出。

针对数字化变电站二次检修安全措施工作效率低的问题，提出一种基于改进支持向量机的数字化变电站安全措施自动生成技术。首先，构建基于邻接矩阵的二次回路模型及设备模型，进一步综合二次安全措施规则库形成样本数据集；其次，利用支持向量机对二次安全措施进行分类，并引入细菌觅食算法对惩罚因子和核参数进行优化，有效提高了安全措施自动生成模型的训练效果；最后，通过算例验证了所提方法的有效性。

基于数字孪生、智能机器人、多物理场仿真技术，构建数字化变电站运维解决方案。围绕变电站日常运行检修，提供现场设备运行数据实时查看、设备状态评价、远程智能巡视、设备多物理场仿真、反事故演练培训等多场景解决方案。

智能电网是全球电力行业的新话题，不同的国家都在以自己的方式研究和实践智能电网，随着光纤技术的发展，当前国内基于光纤技术的电子式互感器在数字化变电站中广泛应用，并取得重大进展，IEC61850正在从变电站走向整个电力行业自动化领域，相关技术越来越成熟，它克服了传统互感器绝缘复杂、体积大且笨重、易饱和等缺点，为光纤技术在发电机保护进一步发展和应用创造了条件。基于光纤技术的数字化电厂的发展可以降低发电成本、提高电能质量、减少设备故障率，最终实现电厂的安全运行和节能增效。基于上述情况，本项目针对基于光纤技术的光学电流互感器的数字化发电机保护关键技术进行了深入的研究，并开展光纤回路的功能定义、接线技术、标识等方面设计及应用。 本项目创新点有：1）提出基于光学电流互感器的多种多重差动保护方案，提高了内部故障主保护整体性能，是光学电流互感器在发电机组上的首次应用。2）设计并研制了发电机专用光学电流互感器，克服了传统互感器绝缘复杂、体积大且笨重、易饱和等缺点，适用于发电机恶劣运行环境。3）基于介质黏带减振的光学互感器抗振动技术，从而实现了对传感光纤的振动缓冲，提高了传感环的抗振动能力。4）集成式光纤测温精度补偿技术，在温度循环试验中比差变化小于0.15%，角差变化小于1分，均远优于国标。5）新型光纤接线技术，解决光缆分理、接入等问题，实现光纤的在线维护。本项目成果从根本上解决了发电机继电保护技术现存的请多问题，是国内外唯一基于光纤技术应用光学互感器的发电机保护，它在主保护性能、变频相量算法精度等方面均优于常规发电机保护。与国内外现有光学互感器相比，项目研制的发电机专用光学互感器安装灵活、电流线性测县范围更广、具有更好的振动和温度特性。本项目成果，获得专利授权4项，发表论文2篇，成果鉴定报告1项。

将站用交流电源系统、直流操作电源系统、UPS/INV系统、通信电源系统组合为一体，共享直流操作电源蓄电池组并统一监控的成套电源系统； 通过一体化监控将站用电源各子系统通信网络化，实现站用电源信息共享。一体化监控通过以太网接口（IEC61850规约），可以方便地接入数字化变电站系统，满足系统全参数的在线监测功能需求，同时也保留了RS232/485接口，能实现MODBUS等标准协议通信，可广泛用于各类变电站。 　

一方面，目前国内基于IEC 61850 的数字化变电站自动化系统和基于IEC 61970 的数字化电网调度自动化系统已有多项工程投入使用，但变电站和调度自动化系统间如何数据交互，仍然没有公认和完善的解决方案，导致了在互联电网的规模越来越大的情况下，模型却分割孤立，调度端和变电站端各自重复建模，模型的实时性不够，各种自动化、智能化应用模块缺乏统一的模型基础。同时，由于模型不统一，变电站自动化系统大量丰富的有用信息不能传输到调度系统，系统之间处于分割状态产生信息孤岛，没有充分发挥IEC 61970，IEC 61850两大标准的优势；到目前为止，国内电网在基于IEC 61850的站内一、二次设备数字化与局部数据的互操作性研究方面有了较大进展，但在变电站数据的全面有效整合和综合运用，与调度自动化系统无缝对接等方面仍处于刚刚起步阶段，尚有大量关键技术需要研究和突破。 另一方面，为适应市场发展的需要，对电能质量指标进行监测、统计和分析，降低电能质量问题造成的一系列损失，实现对电能的全面质量控制是十分必要的。然而，随着智能变电站的迅猛发展，电子式互感器引进到实际应用中来，使得传统的互感器和电能质量监测设备趋于无效化。智能变电站相对常规变电站具有很多优点，是将来变电站建设的方向，但是由于IEC61850中定义的逻辑节点类和数据类并没有涵盖电能质量的所有指标，同时，在测量方法等方面可能不符合相关国标的规定要求，这影响到了IEC61850在电能质量监测方面的应用。现有的电能质量监测设备在不久的将来将不能满足电能质量监管的需要，必要使电能质量监测系统接入符合IEC61850的智能变电站电能质量监测终端，实现全网电能质量监测。

全面介绍了用于数字化变电站过程层网络的四种采样值传输规约规范：FT3规约、IEC 61850-9-1规约、IEC 61850-9-2及IEC 61850-9-2 LE版规约；在通信网络与传输方式、编码，数据模型与配置、服务与映射，工程应用等方面进行了对比分析，研究了它们各自不同的多个特性及这些特性在工程应用中的优劣势。研究结果有利于数字化变电站的过程层网络的规约选择、IED产品研发和实际工程应用。

本项目开展了现代城市高可靠性供电网规划与建设若干关键技术研究，从电力流、信息流、业务流三方面，提高横琴新区电力网架供电可靠性，加速电力信息交互流通，提升用电服务水平，打造电力先进技术示范区，保障电网的最优运行，提供优质可靠的电能。项目从输电、变电、配电、调度四大领域，以配电为重点，开展了高可靠性配电网架规划建设、配电网保护运行控制及自愈技术、智能调度平台关键技术、智能变电站全站数据协同、集成及应用技术、输变电设备状态检测与诊断技术多方面的研究。项目以横琴白贸区为依托，完成了一系列示范工程建设，建成与横琴新区发展规划相匹配、各级电网协调发展的安全、可靠、绿色、高效的现代城市供电网。其中，2010～2014年，完成智能变电站数据采集、协同、集成与应用关键技术的研究，完成输变电设备状态检测与诊断关键技术研究，建成2座3C绿色数字化变电站，建成较为完善的变电设备状态监测系统，以及广东电网内首套电缆局部放电在线实时监测系统。2013～2016年，开展高可靠性配电网网架的规划及建设工作，全面完成了横琴自贸区全区域10KV至20kv配电网的升压改造工作，成为国内首个全区采用20千伏公用线路供电的地区。目前，横琴自贸区所采用自主研发的主干层一次干层-负荷层三层架构的配网专利网架，以及“双链环”结构网格化运行的配电主干层，较好应对了自贸区建设阶段中负荷接入点及接入容量随机性较大等复杂情况，为自贸区基础建设提供能源保障。2014～2016年，完成一体化多层次配网保护及自意控制技术研究及工程应用，自主研发高集成一体化配网智能终端，该终端在横琴配电网的应用，充分发挥了横琴新区专利配电网结构的优势，实现主、配、荷网架的协同，以及配电网一、二次关键技术的有机融合，为用户提供高可靠优质电力，有力支撑了全区域99.999%高可靠性目标。2010～2016年，开展智能电网智能调度平台技术研究，完成以光纤为主，1.8G主频和230M主频TD-LTE电力无线专网为辅的多样互补智能电网通信平台，在横琴区域实现电力通信全覆盖。

贵州电网数字化变电站测试检验技术系列标准属于智能电网中数字化变电站技术领域。 随着光纤通信技术、IT 技术、网络通信技术等技术的发展及数字化变电站的试点应用，使得数字化变电站技术日趋成熟，但在检测技术方面处于探索阶段，虽然取得了一些成绩，但到目前为止还没有形成一套全面的数字化变电站检测技术的标准体系，有的项目没有相关的检测设备及较好的检测方法。因此，在数字化变电站检测技术方面上，仍需要进行全面深入的研究。 为解决数字化变电站检测问题，探索数字化变电站相关设备的检测方法及检测设备，对数字化变电站单体设备、系统级检测内容及方法进行研究；对数字化变电站相关检测设备进行研究；制定贵州电网数字化变电站检测规范体系；对研究内容进行推广应用。 通过研究形成一套完整的数字化变电站检测体系，解决了数字化变电站的检测问题，使得数字化变电站的二次设备在入网、现场等环节有据可依。提出了一种基于合并单元采样计数器的对时及守时精度测试方法，解决了对时及守时的检测问题；开发相应的测试设备，解决了在时间跳变、误码等异常情况下合并单元、保护的处理是否正确的问题；提出了一种利用变电站配置描述文件自动进行数字化变电站保护系统可靠性分析的方法相关方法，提高了数字化变电站保护系统的可靠性。

智能一体化电源系统是将站用交流电源系统、直流操作电源系统、UPS/INV系统、通信电源系统组合为一体，共享直流操作电源蓄电池组并统一监控的成套电源系统。通过一体化监控将站用电源各子系统通信网络化，实现站用电源信息共享。一体化监控通过以太网接口(IEC61850规约)，可以方便地接入数字化变电站系统，满足系统全参数的在线监测功能需求，同时也保留了RS232/485接口，能实现MODBUS等标准协议通信，可广泛用于各类变电站。