智能电网时代 数字化变电站任重道远

北极星电力软件网讯:全球资源、环境、经济等问题日益突出，可再生能源、分布式能源快速发展，世界各国面临着可再生能源如何接入及充分利用等一系列问题，需要用智能化的技术和手段来应对目前面临的各种挑战。积极发展智能电网，适应未来可持续发展的要求，已成为国际电力发展的现实选择。
我国要打造的坚强智能电网是以特高压电网为骨干网架，通过先进的设备技术和控制方法，实现安全、高效运行的电网。它既可以减少长距离输电的损耗，也有利于风电、太阳能发电等间歇性能源的并网利用。
专家指出，我国是坚强智能电网建设的先行者。为了解决我国能源主要分布地与主要消费地不一致和可再生能源发展的问题，近年来，国家电网公司一直在努力打造具有信息化、自动化、互动化特征的统一的坚强智能电网。
其实，智能电网并非中国一家在做。在美国，今年奥巴马总统上任之后即提出要建设智能电网。但是，那时美国所提的智能电网与我国不同，其重点是研发可再生能源和分布式电源并网技术；同时，发展智能电表，使消费者可以根据自身需要在不同价格时段使用电力。
对于中国版“智能电网”，据江苏省电力公司许晓慧博士介绍，已经在研究和实践上取得不少进展。在大电网安全稳定控制上，对数字化电网、数字化变电站、电网调度可视化进行了大量研究和实践。在输电领域，许多指标达到国际先进水平，包括网域测量技术、传感器技术和量测技术，这些是电网调度基础，我们已经有700多套相量测量装置安装在电网，排国际第一位。
长期以来，我们在重大科技项目方面往往只能对西方亦步亦趋，而这一次，我国走在了世界前面。
新能源革命倒逼电网智能化，除了海上风电，开发青藏高原和沙漠地区的太阳能，通过大规模开发这些可再生能源，我们就可以从容应对矿物能源终将耗竭所带来的危机。
据业内人士透露，在应付新能源接入上，已采用基于电力电子技术的灵活交流输电技术，电网安装了以提高输送容量为目标的固定拓扑装置、对电网进行无功补偿的发射器、提高电源接纳容量和可再生能源即插即用的电网故障电流短路限制器等，正越来越多地发挥作用；数字化电网和电网调度上采用了一些关键技术，使数字化水平提高；数字化变电站建设上，已有70多座变电站投入运行，华东电网走在了前面；配电领域，上海电力[5.90-0.17%]公司在钠硫电池储能、电动汽车充电研究领域走在前列，钠硫电池已达650安时水平，今年完成中试，明年能够在现场作示范工程。此外，用电领域，电力用户信息采集系统在未来3～5年内会实现全面覆盖和采集。
许晓慧介绍，我国统一坚强智能电网战略框架已经浮出水面。其中包括一个目标、两条主线、三个阶段、四个体系、五个内涵、六个环节。
问数字化变电站为何物
据介绍，数字化变电站技术是变电站自动化技术发展中具有里程碑意义的一次变革，其主要特征是“一次设备智能化，二次设备网络化，符合IEC61850标准”，即数字化变电站内的信息全部做到数字化，信息传递实现网络化，通信模型达到标准化，使各种设备和功能共享统一的信息平台。这使得数字化变电站在系统可靠性、经济性、维护简便性方面均比常规变电站有大幅度提升。
山东理工大学教授徐丙垠介绍，传统的电网主要注重的是信息化传输，数字化变电站或数字电网注重的是实现信息的网络交互，而升级后的智能电网则更加注重信息的互换互用以及功能的智能化应用。确切地说，智能化电网是在网络信息交互共享的基础上实现信息互用，这需要建立电力企业的大信息平台，并在此基础上逐步实现智能电网所要求的诸多强大功能。
数字化变电站是由智能化一次设备、网络化二次设备在IEC61850通信协议基础上分层构建，能够实现智能设备间信息共享和互操作的现代化变电站。与常规变电站相比，数字化变电站间隔层和站控层的设备及网络接口只是接口和通信模型发生了变化，而过程层却发生了较大的改变，由传统的电流、电压互感器、一次设备以及一次设备与二次设备之间的电缆连接，逐步改变为电子式互感器、智能化一次设备、合并单元、光纤连接等内容。
徐丙垠指出，IEC61850将数字化变电站分为过程层、间隔层和站控层，各层内部及各层之间采用高速网络通信。整个系统的通讯网络可以分为：站控层和间隔层之间的间隔层通讯网，以及间隔层和过程层之间的过程层通讯网。
站控层通信全面采用IEC61850标准，监控后台、远动通信管理机和保护信息子站均可直接接入IEC61850装置。同时提供了完备的IEC61850工程工具，用以生成符合IEC61850-6规范的SCL文件，可在不同厂家的工程工具之间进行数据信息交互。
间隔层通讯网采用星型网络架构，在该网络上同时实现跨间隔的横向联锁功能。110kV及以下电压等级的变电站自动化系统可采用单以太网，110kV以上电压等级的变电站自动化系统需采用双以太网。网络采用IEC61850国际标准进行通信，非IEC61850规约的设备需经规约转换后接入。考虑到传输距离和抗干扰要求，各继电小室与主控室之间应采用光纤，而在各小室内部设备之间的通讯则可采用屏蔽双绞线。
清华大学电机系教授董新洲介绍，数字化变电站有3个技术特点。首先是一次设备的智能化。一次设备中被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路都采用微处理器和光电技术的设计，这使常规机电式继电器及控制回路的结构简化了，传统的导线连接被数字程控器及数字公共信号网络所取代。可编程控制器代替了变电站二次回路中常规的继电器和其逻辑回路，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。尤其是电子式互感器的应用，克服了传统互感器绝缘复杂、体积大且笨重。
其次是二次设备的网络化。变电站中常规的二次设备：故障录波装置、继电保护装置、电压无功控制、远动装置、同期操作装置、在线状态检测装置等，都是基于标准化、模块化的微处理机技术而设计制造，设备之间的通信连接全部采用高速的网络，二次设备通过网络真正地实现了数据、资源的共享。
另外就是自动运行的管理系统。变电站运行管理系统的自动化包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化、自动化；变电站运行发生故障时，并且能够及时地提供故障分析报告，指出故障原因及相应的处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告。
要想在变电站内一次电气设备与二次电子装置均实现数字化通信，并具有全站统一的数据建模及数据通信平台，在此平台的基础上实现智能装置之间的互操作性。在一、二次设备之间同样实现全数字化通信，如果变电站内智能装置的数量急剧增加，全站智能装置必须采用统一的数据建模及数据通信平台，才能实现互操作性。
因此，无论从哪个方面，当前的数字化变电站从技术上来说，其突出成就只是实现了变电站信息的数字采集和网络交互，毫无疑问，对于智能变电站来说是远远不够的，因此说，数字化变电站作为二次系统发展的一个阶段，在技术上还存在有很大的技术提升空间。
记者了解到，我国电力企业每年的检修成本是国外检修成本的数倍甚至十多倍，节能增效作为各国所追求的目标，因而现阶段，国家大力倡导“状态检修”的运行管理和检修办法，这相对以前的“定期检修”优势巨大，对于降低运行成本、提升供电可靠性无疑带来具大的效益。而数字化变电站和设备的状态检修无疑是目前发展智能电网建设的最实际又最易见实效的两个重要方面。
任重道远
据了解，在我国，电力工业已经发展了几十年，特别是改革开放30年以来，经济得到了迅猛发展，这期间，我国的变电站都是“救火式”的发展，哪里需要就去哪里兴建，非常的被动，导致业内对于变电站的规划和设计都是从需求出发，并不是完全从安全运行的要求考虑，甚至在变电站的运行过程中出现的问题，都没有办法全部从根本上解决。而电力系统发展到今天，也已经逐渐趋于饱和，不可能再出现像前30年那样每年都有较大的发展甚至翻番的状况。
董新洲认为，数字化变电站和目前提出的智能电网并不矛盾，可以说前者是后者的基础，智能电网是更高一级的应用。数字化变电站要实现信息的大量集中，避免重复建设，这些资源和信息怎么进一步的应用，便是智能电网下一步要讨论的问题。数字化变电站是要求信息用统一的规约去达到互联、互通、互操作的目标，这个信息会延伸出更多的效益，减少工作人员的运行维护，提高工作效率。
另外，数字化变电站的管理水平跟不上技术水平的发展。数字化变电站在投运以后，一线的检修工程师和运行工程师，却依然用传统的管理变电站的方式去管理数字化变电站。因此，如何最大限度的节约成本、提高效率，以先进的技术促进先进的管理进步，是目前亟待解决的问题。
统一坚强智能电网战略框架中两条主线是指，技术上体现信息化、自动化、互动化；管理上体现集团化、集约化、精益化、标准化。
许晓慧指出，数字化变电站作为智能变电站的初级阶段，两者在应用中存在着很大差距。要达到国网公司提出的信息化、数字化、自动化和互动化智能电网目标，现阶段的数字化变电站仍需要提升更优化的功能。而智能变电站与智能电网是相匹配的，现在的数字化变电站只是具备了智能变电站的一些基本条件。
对于国家提出的“2020年建设坚强的智能电网”，业内人士认为不太乐观，“一次设备的智能化就算从现在开始，至少也要3～5年才会出现比较成熟的技术，在试点运行中，还需要不断改进，这个过程也要2～3年的时间。一个产品从研发到成熟再到工业应用需要5～8年，同时新设备的出现不可能一夜之间就能把老的全部拆掉，还需要循序渐进的逐年更换。”目前，一次设备中只有互感器有一些突破，并已投入运行，然而现在运用的电子互感器属于电子式的设备，对运行环境的要求也较苛刻，在一次设备的恶劣环境中，电磁干扰以及环境的影响，对它的寿命和运行稳定性都是严峻的考验。
采访中记者了解到，现在数字化变电站处于科技项目或者试点阶段，各大电网公司还没有大面积推广，特别是一次设备智能化的实现都没有哪一个公司把它作为强制性政策去实施。而电力系统是一个很保守的行业，更注重的是安全性和可靠性，新技术的使用到了决策层，要慢慢消化接受，等待更成熟的技术和产品出现才会逐步推广。现在南方电网在数字化变电站的建设方面主要偏重二次设备网络化的建设，如新建的变电站，在间隔层／变电站层等二次设备上面做一些尝试，电子式互感器的大规模推广仍然有待时日。