数字化变电站技术发展综述

　　电力系统的发展日新月异，变电站自动化（SA）技术已经走过了十几年的历程。近年来，随着电力系统对电力设备数字化、网络化的要求不断提高，随着计算机技术、通讯技术的不断发展，基于智能化设备、网络化二次设备的一二次设备的融合已成为变电站未来发展的大趋势， 涵盖站控层、间隔层和过程层领域的全新变电站自动化标准--IEC61850的出现，都促使"数字化变电站"逐渐走进了人们的视野。数字化变电站是由智能化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。

　　1、数字化变电站的技术特征

　　数字化变电站是由智能化设备（电子式互感器、智能化开关等）和网络化二次设备分层（过程层、间隔层、站控层）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。数字化变电站是应用IEC61850进行建模和通信的变电站，数字化变电站体现在过程层设备的数字化，整个站内信息的网络化，以及开关设备实现智能化。

　　设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计，简化了常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。换言之，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。

　　变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。

　　变电站运行管理自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；变电站运行发生故障时能及时提供故障分析，指出故障原因，提出故障处理意见；系统能自动发出变电站设备检修，即常规的变电站设备"定期检修"改变为"状态检修".

　　2、数字化变电站的系统组成

　　数字化变电站是智能化的设备、网络化的二次设备在IEC61850通信协议技术上分层构建的，能够实现智能设备间信息共享和互操作。下面分别对三个组成部分进行介绍。

　　2.1智能化的设备

　　智能化的设备包括光电/电子式互感器，智能化断路器等。光电/电子式互感器的特点是可以输出低压模拟量和数字量信号，直接用于微机保护和电子式计量设备，适应电子系统数字化、智能化和网络化的需要，由于其动态范围比较大，能同时适用于测量和保护两种功能的应用。光电/电子式互感器具有良好的绝缘性能、较强的抗电磁干扰能力、测量频带宽、动态范围大等特点。

　　智能化断路器由微机、电力电子元件组成执行单元，代替常规机械结构的辅助开关和辅助继电器，实现按电压波形控制跳、合闸角度，控制跳、合闸时间，减少暂态过电压幅值。检测电网中断路器开断前一瞬间的各种工作状态信息，自动选择和调节操动机构以及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。在轻载时以较低的分闸速度开断，而在系统故障时又能以较高的分闸速度进行开断。这样就可获得开断时电气和机构性能上的开断效果。断路器设备的信息由设备内微机直接处理，并独立执行就地功能，而不依赖于变电站级的控制系统。

　　2.2变电站内的二次设备

　　变电站内的二次设备，如继电保护装置、测量控制装置、防误闭锁装置、远动装置、故障录波装置及正在发展中的在线状态监测装置，全部基于标准化、模块化的微处理器设计制造，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，它们之间的连接全部采用高速的网络通信，并且通过网络真正实现数据共享、资源共享。

　　2.3IEC61850标准

　　IEC61850是国际电工委员会TC57工作组制定的《变电站通信网络和系统》系列标准，它是基于网络通信平台的变电站自动化系统的国际标准，它不仅规范保护测控装置的模型和通信接口，而且还定义了数字式TA、TV、智能式开关等设备的模型和通信接口。它将变电站通信体系分为3层：变电站层、间隔层、过程层。在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到制造报文规范（MMS）、传输控制协议/网际协议（TCP/IP）以太网。在间隔层和过程层之间的网络采用单点向多点的单向传输以太网。变电站内的智能电子设备（IED,测控单元和继电保护）均采用统一的协议，通过网络进行信息交换。

　　标准通过对变电站自动化系统中的对象统一建模，采用面向对象技术和独立于网络结构的抽象通信服务接口，增强了设备之间的互操作性，可以在不同厂家的设备之间实现无缝连接。它解决了变电站自动化系统产品的互操作性和协议转换问题。采用该标准还可使变电站自动化设备具有自描述、自诊断和即插即用的功能，极大的方便了系统的集成，降低了变电站自动化系统的工程费用。在我国采用该标准系列将大大提高变电站自动化系统的技术水平，提高变电站自动化系统安全稳定运行水平，节省检修维护的人力物力、实现完全的互操作性。

　　3、数字化变电站的网络结构

　　根据IEC61850通信协议定义，数字化变电站自动化系统分为三层网络结构。这三个层次分别称为"过程层"、"间隔层"、"站控层".各层次内部及层次之间采用高速网络通信，通信媒介为网络线或光纤。

　　3.1过程层

　　过程层是设备与二次设备的结合面，或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的主要功能分三类：电力运行实时的电气量检测；运行设备的状态参数检测；操作控制执行与驱动。电力运行的实时电气量检测，主要包括电流和电压幅值、相位以及谐波分量的检测，与常规方式相比所不同的是传统的电磁式互感器被光电/电子式互感器取代，传统模拟量被直接数字量采集所取代。运行设备的状态参数在线监测与统计，变电站需要进行状态参数检测的设备主要有变压器、断路器、隔离开关、母线、电容器、电抗器以及直流电源系统。在线检测的内容主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。操作控制的执行与驱动包括变压器分接头调节控制，电容、电抗器投切控制，断路器、隔离开关分合控制，直流电源充放电控制。

　　3.2间隔层

　　间隔层设备的主要功能是：汇总本间隔过程层实时数据信息，实施对设备保护控制功能，和本间隔操作闭锁、操作同期及其它控制功能；对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制；承上启下的通信功能，即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。

　　3.3站控层

　　站控层设备的主要功能是：通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心；接收调度或控制中心有关控制命令并转给间隔层、过程层执行；具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；具有站内当地监控，人机联系功能，如显示、操作、打印、报警、图像、声音等多媒体功能；具有对间隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态、在线修改参数的功能。

　　4、数字化变电站应用中存在的问题

　　目前光电/电子式互感器的生产厂家数量有限，产品可选型号相对较少，部分高电压等级的电流互感器变比较大，使得TA的输出无法满足要求，给变电站的计量、保护都带来一定的负面影响，不能满足现场运行需要。

　　由于光电/电子式互感器本身的结构特点和工作方式，导致互感器的角差、比差现场试验难以进行，甚至极性试验也无法开展，只能等到设备投运带电后，才能检验接线的准确性。另外，光电/电子式互感器的局部放电试验、伏安特性试验的试验方法和标准也与常规设备有很大的区别，这都需要设备厂家和运行主管单位专门制定。

　　数字化变电站保护校验相对复杂，在变电站运行的条件下对部分间隔保护校验的难度很大，目前的常规继电保护校验装置无法提供数字化保护所需的电流量和电压量，因为电流量和电压量必须经过合并器才能进入保护装置，而要完成试验必须自带合并器提供模拟试验中的电流量和电压量，要完成母差保护这类需要大量电流电压量的保护校验便显得尤为困难。

　　IEC61850通信协议本身并未对变电站网络系统的安全性做任何规定，同时协议本身的开放性和标准性给变电站的网络安全带来重大隐患。要做到二次系统信息的保密性、完整性、可用性和确定性，符合二次系统安全防护的要求，是自动化厂家仍需考虑和完善的技术环节。虽然目前已投运的变电站采取了防火墙、分层分区隔离等手段进行防护，但防护的效果仍有待时间的考验。

　　5、数字化变电站的发展

　　未来的电力系统是智能化、网络化的。数字化变电站的建设作为系统建设中的重要组成部分，其作用和地位是相当关键的。数字化变电站的建设为今后实现智能化电力系统打下了坚实的基础。