数字化变电站范文

导语：如何才能写好一篇数字化变电站，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

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1　存在于传统常规变电站自动化系统中的缺点

1）传统变电站自动化系统的结构相对复杂，其可靠性较低。在传统的变电站中，其二次设备、自动和远动装置等，大多数都采取了小规模的集成电路或者是电磁模式，自检功能缺乏，结构复杂，而且其可靠性极低。

2）配置采取固定的模式，灵活性低。在传统的变电站中，其二次设备多半是依赖足够多的电缆，再加以空触点的利用，以模拟信号为载体进行信息的交换，这样就造成信息量小，灵活性能较差的缺点，同时也无法实现其可靠安全性能。另外，改变接线较难，只稍稍的进行部分改动设计，需要更改的接线就非常之多。

3）配置相对来说较多，且占地面积大。传统的变电站，其较大的占地面积和大量电缆的使用，加重传统变电站的电压和电流互感器的负担，存在较多多余的冗繁二次配置。

4）远程控制力低。在传统变电站的远程监视能力方面，存在着严重的不足。其对总控制中心所提供的信息少，而且精度非常差，再加上变电站内部的自动调节以及控制的手段还不够全面，协调配合能力较低，不能实现电网实时监测，不能满足电网控制要求。

5）维护工作难度高，工作量大。电磁型，或者是小规模的集成电路，其调试和维护难度大，工作量大。其自动化不能够满足定值的远方修改，无法实现工作状态的检查。还有一些设备，极其容易受到周围环境的影响。

6）处理信息的速度和准确性能较差。传统的变电站，其监控系统依靠人实现，人作为监控系统核心，由于个人能力的局限性，难以保护之呢过信息的处理正确性及可靠性。

7）仪表和仪器等，存在着较大的误差。传统变电站监控系统所使用的仪表模拟式较多，这种将被测大小以改变指针机械位置来展现的模式，考虑到指针的位置与被测之间的对应关系误差的存在，加之人在观察中难以避免的误差，都降低了信息的准确性。

8）传统变电站的灯光和音响等，难以提供全面信息。传统变电站的事件发生，多半是由音响和灯光来展现的，但对经验的要求较高，需要通过经验才能去判断具体事件的信息。不利于事故的正确处理，不能全面去考核继电保护，以及自动装置动作。

9）不利于节约资源。传统变电站的监控系统的表计采用，其信号牌、指示灯等在运行中将耗费大量能量，其体积大也决定了其较大的控制面积。

2　相对于传统变电站来说，数字化变电站的优势

1）便利性。在数字化变电站中，被检测的一次设备的信号回路，以及操作驱动回路的被控制全面采用光电技术和微处理器。以光来代替电，加强电磁的兼容特性。光电数字与光纤的采用，替换了传统强电模拟信号以及常规控制电缆。数字化变电站设备之间，采用了高速网络通信模式，其运行管理系统的高度自动化也得以实现，为运行管理提供了便利。

2）存在于数字化变电站的数字优势。

①　由于数字化变电站的功能能够实现统一信息平台的共享，从而较大程度上避免了重复设备投入。在传统的变电站中，其装置和系统都是功能单一的、独立的，如监视、保护、控制和测量等，硬件的重复配置，信息不共享等，造成资金的浪费，成本的上涨。数字化变电站由于采用了统一传输，不同规约间的转换采取了巧妙的避免。原本二次系统装置较分散，这样一来就具备了信息集成，以及对功能的合理优化和整合。

②　数字化的变电站有效地将设备的退出时间和次数进行了减少，将设备的可用性大大地提高了。

③　数字化变电站将自动化设备的数量有效地减少了，实现了二次接线的简化，也实现了信息的自检，提高了可靠性。

④　数字化变电站，其采用光纤，放弃了电缆的使用，具备了较强的电磁兼容性能，保证了信号的安全可靠。少量的光纤能够代替大量的电缆，将变电站内电缆的数量减少了，从而避免了电缆的电磁兼容、交直流的无碰撞以及两点的接地等等一些列问题。这样就大大提高了系统的安全可靠，将模拟信号转为数字信号，增加了在传输中的带宽以及信息量。

⑤　设备间的互操作性，利于维护和更新设备，是投运时间减少，有效地提高了工作的效率。而常规变电站，一次和二次设备电缆的连接与调试，一般完成在现场后，进行调试的周期也比较长。在数字化变电站，一、二次设备在现场后，相关调试工作量极小，缩短了投运周期。

⑥　有效地减少了中间的步骤和环节，将测量精度明显提升。数字化变电站电流以及电压的采集环节，数字化电气测量系统的采用，实现了无饱和，实现了无CT　二次开路，最明显的例子是电式互感器。有效隔离了一、二次系统电气，提高了电气量测量精度，增大了测量范围。

3）存在于数字化变电站的经济优势。

①　数字化变电站，实现了运行系统与其他系统间的信息资源共享，最大程度的减少了建设的重复现象，以及资金的投入量。

②　缩小了必要的占地面积，减少了基建的一部分投资；降低了变电站在寿命周期内所需要的总体成本，这里包括初期建设和后期维护的成本。另外，简单易行的二次节点，使安装和维护的成本也得以节约。

③　与传统变电站来说，数字变电站的造价是在一个档次内的。数字化设备和传输的采用，在电磁的干扰史上划了句号，从而也有效地预防了漏油和渗油，将安全和可靠性能提高了。所以说，其具有节约能源、保护环境以及节约成本的优势。

3　存在于数字化变电站中的问题

1）数字化变电站的间隔层，于一个体系中成为一个重要环节，不再是独立体系。这样一来，增大了对过程层设备以及相关的网络设备的依赖程度，而且很大程度上依赖于光纤网络通信的可靠性。网络若出现故障，变电站所有的保护及控制的相关功能会失效，引发严重后果。要求网络设备要具备极高的可靠性，含有间隔层保护、检测和控制等装置设备。

2）研究并采用更加晚上的闭锁机制来实现保护和控制功能。网络对跳合闸命令发送的实现，难以完全保证在非法入侵时的信息安全，存在较大的安全隐患。其中至关重要的就是枢纽变电站，尤其不能出现半点差池。信息安全性，直接决定了变电站系统可靠性如何，系统复杂，则通信频繁，信息的安全性和可靠性的重要之处就凸现出来。IEC61850协议，其开放性和标准性，也对电力系统的安全带来了威胁。尤其要保证二次系统中，相关信息的完整性及确定性，考虑并采用二次系统安全防护的措施，适应变电站信息安全防护的要求。另外，我们要结合电力系统相关的运行特征，以安全标准为根本要求和最终的目的，制定安全防护的相关策略，参考闭环网络和只读访问，密码和防火墙等等。最后，也要充分地考虑到对系统性能，以及宽带网络的影响。

3）鉴于电子式互感器的自身结构以及工作方式，直接或间接地致使难以进行互感器角差、比差的现场试验，更可能无法开展极性的相关试验，待到设备投运带电状态之后，才可以对接线准确性进行相关检验。

4）考虑到数字化变电站，其保护和校验都比较复杂，而在变电站的运行状态下，想要检验部分间隔保护的难度极大，所以，在目前不能提供所需的数字化保护电流量和电压量，常规继电保护的校验装置满足此需要。由于电流量和电压量想要进入保护装置，必须经过合并器，试验的完成也需要自带合并器。所以，母差保护这一类保护校验的完成，需要大量电流和电压量，难度系数很大。

4　总结

在电能质量以及可靠性运行的水平等方面，数字化变电站所拥有的优势是传统变电站无法比拟的。很快，就会实现综合自动化以及数字化变电站的普及，考虑到数字化变电站的建设过程中，涉及了较多的部门，高技术含量，以及大量的资金等等，在普及的过程中会有很多预见性或不可预见的问题存在。必须从设计、施工和监理等每一个环节都加强管理力度，对各部门的关系进行积极协调，不断地总结经验，定期培训，加大标准化建设的力度，按照高要求和标准化等来提高电网的安全性能。

参考文献：

[1]高芸菲、黄伟，变电站自动化系统的新发展[J].科学大众，2008年，02期.

[2]王刚，浅谈数字化变电站自动化系统[J].科技创新导报，2008年，30期.

[3]陈飞林，变电站自动化系统的新发展[J].大众科技，2008年，12期.

[4]张旗、李兆琪，从大石桥变电站看数字化变电站的技术发展方向[J].信息技术，2011年，07期.

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【关键词】数字化变电站；技术；研究

1、前言

数字化变电站是由智能化一次设备（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。随着数字化变电站的发展，IEC 61850协议的推广，解决了数字化后设备与设备间的互操作性、互换性的一个统一平台协议。数字技术的可靠性，实时性，经济性正在逐步提高。它改变了传统的变电站综合自动化二次设备的组态模式，现在我们可以运用智能设备，光电电流电压互感器，一次设备在线检测及自诊断等技术，使发展建设完全意义上的数字化变电站已成为可能。

由定义可以看出，数字化变电站三个主要的特征就是“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。具体体现如下：

1.1 智能化的一次设备

智能设备首先应具备数字化接口，一次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，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程控制器代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。通过过程总线接口给间隔层设备提供电气信息，接受间隔层设备的跳合闸等控制命令；各断路器的智能终端输入开关位置、刀闸位置等状态量，输出跳合闸命令，含操作回路。由此可以看出，智能化设备是机电一体的进一步结合，是实现电气量和非电气量数字化的基础部分。1

1.2 网络化二次设备

网络化的二次设备具有数字化接口，能满足电子式互感器和智能开关的要求，能满足IEC61850通信标准的要求，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现功能装置重复的I/O现场接口，二次电缆也由大量控制电缆改为少量光缆，通过网络真正实现数据共享、资源共享，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块。因为网络化二次设备的出现，也使得二次保护、监控控制等设备与一次设备可以实现就地安装。

1.3 符合IEC61850标准

IEC61850标准是基于通用网络通信平台的变电站自动化系统唯一国际标准。IEC61850作为制定电力系统远动无缝通信系统基础能大幅度改善信息技术和自动化技术的设备数据集成，减少工程量、现场验收、运行、监视、诊断和维护等费用，节约大量时间，增加了自动化系统使用期间的灵活性，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（Plug and Play）的特性，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、节约开发验收维护的人力物力。

2、数字化变电站的特点

2.1 高性能

①通信网络采用统一的通信规约IEC61850，不需要进行规约转换，加快了通信速度，降低了系统的复杂度和设计、调试和维护的难度，提高了通信系统的性能。

②数字信号通过光缆传输避免了电缆带来的电磁干扰，传输过程中无信号衰减、失真。无L、C滤波网络，不产生谐振过电压。传输和处理过程中不再产生附加误差，提升了保护、计量和测量系统的精度。2

③光电互感器无磁饱和，精度高，暂态特性好。

2.2 高安全性

①光电互感器的应用，避免了油和SF6互感器的渗漏问题，很大程度上减少了运行维护的工作量，不再受渗漏油的困扰，同时提高了安全性。

②光电互感器高低压部分光电隔离，使得电流互感器二次开路、电压互感器二次短路可能危及人身或设备等问题不复存在，大大提高了安全性。

③光缆代替电缆，避免了电缆端子接线松动、发热、开路和短路的危险，提高了变电站整体安全运行水平。

2.3 高可靠性

①设备自检功能强，合并器收不到数据会判断通讯故障或互感器故障而发出告警，既提高了运行的可靠性又减轻了运行人员的工作量。

②采集器的电源由能量线圈或激光电源提供，两者自动切换，互为备用。

2.4 高经济性

①采用光缆代替大量电缆，降低成本。用光缆取代二次电缆，简化了电缆沟、电缆层和电缆防火，保护、自动化调试的工作量减少，减少了运行维护成本。同时，缩短工程周期，减少通道重复建设和投资。

②实现信息共享，兼容性高，便于新增功能和扩展规模，减少变电站投资成本。

③光电互感器采用固体绝缘，无渗漏问题，减少了停运检修成本。

④数字化变电站技术含量高，电缆等耗材节约，具有节能、环保、节约社会资源的多重功效。

2.5 应用中应注意的事项3

①激光发生器不能空载运行，否则易损坏。如激光发生器在工作状态，将数据光缆或能量光缆拔开可造成激光发生器空载而烧坏。今后应考虑加装闭锁或保护功能。

②不得用眼睛观察激光孔或激光光缆，会烧伤眼睛。

③光电互感器工作电源采用激光电源和取能线圈双电源方式，即一次电流10A以上用取能线圈作电源，10A以下用激光电源，异常时否能切换到激光电源，不至使光电互感器停止工作，有待在实际运行中观察。

④巡视时要特别注意：光纤及与二次设备连接的尾纤应可靠连接，防尘帽无破裂、脱落，密封良好。光纤、尾纤自然弯曲，无折痕，弯曲半径不得小于10倍光、尾纤直径，外皮无破损。

3、结束语

数字化变电站的建成投产为电网数字化建设奠定了基础，在变电站发展历程史上具有划时代的意义，是一次变电技术的革命。为社会经济的发展奠定了扎实的基础。

参考文献

[1]高翔.数字化变电站应用展望[J].华东电力,2006年8月

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关键词： 低碳经济；智能电网；数字化变电站

中图分类号TM63 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2011）53-0063-03

Abstract In the development of a global trend of low-carbon economy，Intelligent power grid construction is not only changes the energy industry's latest trends, but also reflects the level of scientific and technological progress of society and the future power grid development. As an important component of Intelligent grid, the construction of digital substation automation for the grid operations and management will have far-reaching impact and change, with significant technical and economic significance.

In this thesis, the concept of digital substation，development process, the characteristics of digital substation and several aspects being elaborated. Integrated through digital substation /automation substation contrast, seeks to offer readers digital substation components and functions of a relatively clear understanding.

Keywords Low carbon economy；Intelligent grid；Digital substation

1 数字化变电站的定义

“数字化变电站”是以变电站一、二次设备为数字化对象，以高速网络通信平台为基础，通过对数字化信息进行标准化，实现信息共享和互操作，并以网络数据为基础，实现数据测量监视、控制保护、信息管理等自动化功能的变电站。

在变电站自动化领域中，随着智能化电气的发展，特别是智能开关、光电式互感器机电一体化设备的出现，变电站自动化技术进入了数字化的新阶段。在高压和超高压变电站中，保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O单元，如A/D变换、光隔离器件、控制操作回路等将割列出来作为智能化一次设备的一部分。反言之，智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路代替了综合自动化保护装置、测控等装置的I/O部分；而在中低压变电站则将保护、监控装置更加小型化、紧凑化，完整地集成开关柜上，充分体现了了变电站机电一体化的技术要求。

数字化变电站具有“四化”特征：全站信息数字化；通信平台网络化；信息共享标准化；高级应用互动化。实现四化功能的基础如下：

1）智能化的一次设备

一次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。

2）网络化的二次设备

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。

3）自动化的运行管理系统

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即时提供故障分析报告，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报告，即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。

2 变电站自动化的发展历程

表1 变电站自动化发展历程表

2.1 常规变电站的缺点

1）技术和管理上条块分割、设备互不兼容；

2）硬件设备多而杂，标准化程度低；

3）控制电缆、端子排规模大、安装调试比较复杂；

4）被动系统，无法自诊断、维护工作量大。

2.2 综合自动化变电站存在的问题

变电站综合自动化系统仍然存在信息难以共享、设备之间不具备互操作性、系统的可扩展性差等问题，制约了变电站可靠性、实时性、经济性的进一步提升。

另一方面，大电网安全稳定运行也对变电站向电网高级功能应用提供数据的支撑能力提出了更高的要求。

3 数字化变电站

3.1 数字化变电站研究的意义

目前变电站自动化系统虽已部分实现了计算机化和网络化，但设备之间缺乏互操作性，不能够实现一体化。各厂家功能和接口的差异，导致设备维护和升级成本巨大。变电站自动化系统与互感器、开关等终端设备需要通过电缆相连，模拟信号的传输存在电磁干扰及附加误差等，没有全部实现数字化。变电站内、变电站与控制中心之间没有完全实现信息共享，一次设备的状态信息无法全部接入。

随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，对已有的变电站自动化技术产生深刻的影响，全数字化的变电站自动化系统已经可以实现。

数字化变电站由于对信息采集、传输、处理和输出过程实现数字化，基本特征具有设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化、运行管理自动化等等特点。

变电站数字化为电网的智能化提供了有力保证，为各种绿色、低碳能源的接入提供了可靠的支撑平台。

实现数字化变电站对于我国变电站的自动化运行和管理将带来深远的影响和变革，具有重大的技术和经济意义。

3.2 数字化变电站自动化系统的结构

数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类，即智能化的一次设备和网络化的二次设备；在逻辑结构上可分为三个层次，根据IEC61850通信协议草案定义，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，三个层次的关系如图1所示。

图1 数字化变电站逻辑结构图

3.2.1 过程层

过程层是一次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3类：1）电力运行实时的电气量检测；2）运行设备的状态参数检测；3）操作控制执行与驱动。

1）电力运行的实时电气量检测

与传统的功能一样，主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测，其他电气量如有功、无功、电能量可通过间隔层的设备运算得出。与常规方式相比所不同的是传统的电磁式电流互感器、电压互感器被光电电流互感器、光电电压互感器取代；采集传统模拟量被直接采集数字量所取代，这样做的优点是抗干扰性能强，绝缘和抗饱和特性好，开关装置实现了小型化、紧凑化。

2）运行设备的状态参数在线检测与统计

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、刀闸、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。

3）操作控制的执行与驱动

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、刀闸合分控制，直流电源充放电控制。过程层的控制执行与驱动大部分是被动的，即按上层控制指令而动作，比如接到间隔层保护装置的跳闸指令、电压无功控制的投切命令、对断路器的遥控开合命令等。在执行控制命令时具有智能性，能判别命令的真伪及其合理性，还能对即将进行的动作精度进行控制，能使断路器定相合闸，选相分闸，在选定的相角下实现断路器的关合和开断，要求操作时间限制在规定的参数内。又例如对真空开关的同步操作要求能做到开关触头在零电压时关合，在零电流时分断等。

3.2.2 间隔层

间隔层设备的主要功能是：1）汇总本间隔过程层实时数据信息；2）实施对一次设备保护控制功能；3）实施本间隔操作闭锁功能；4）实施操作同期及其他控制功能；5）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；6）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。必要时，上下网络接口具备双口全双工方式，以提高信息通道的冗余度，保证网络通信的可靠性。

3.2.3 站控层

站控层的主要任务是：1）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；2）按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心；3）接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；4）具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；5）具有（或备有）站内当地监控，人机联系功能，如显示、操作、打印、报警，甚至图像，声音等多媒体功能；6）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；7）具有（或备有）变电站故障自动分析和操作培训功能。

3.3 数字化变电站的优点

数字化变电站的一次设备和二次设备均采用智能设备，设备间交互的信息均按统一的模型数字化。数字化变电站较常规综合自动化变电站有以下优势：

1）提升测量精度

数字化变电站采用输出数字信号的电子式互感器，数字化的电流电压信号在传输到二次设备和二次设备处理的过程中均不会产生附加误差，提升了保护系统、测量系统和计量系统的系统精度。

传统变电站互感器输出的模拟信号通过电缆传输时和二次设备的数据采集过程中都将产生附件误差，系统精度难以提高。

2）提高信号传输的可靠性

数字化变电站的信号传输均用计算机通信技术实现。通信系统在传输有效信息的同时传输信息校验码和通道自检信息，杜绝误传信号和监视通信系统的完好性，PT断线、CT断线的判断将不再是问题。数字信号可以用光纤传输，从根本上解决抗干扰问题。

传统变电站一次设备和二次设备间直接通过电缆传输没有校验信息的信号，当信号出错或电缆断线、短路时都难以发现。而且传输模拟信号不能采用光纤技术，易受干扰。

3）减少二次接线

数字化变电站的一次设备和二次设备间采用计算机通信技术，一条信道可传输多个通道的信息，加上使用网络技术，大幅度减少了二次接线的数量和复杂度。

4）解决设备间的互操作问题

数字化变电站的所有智能设备均按统一的标准建立信息模型和通信接口，设备间可实现无缝连接。

传统变电站的不同生产厂家二次设备之间的互操作性问题至今仍然没有得到很好地解决，主要原因是二次设备缺乏统一的信息模型规范和通信标准。为实现不同厂家设备的互连，必须设置大量的规约转换器，增加了系统复杂度和设计、调试和维护的难度，降低了通信系统的可靠性。

5）变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免设备重复

数字化变电站的所有信息采用统一的信息模型，按统一的通信标准接入变电站通信网络。变电站的保护、测控、计量、监控、远动、VQC等系统均用同一个通信网络接收电流、电压和状态等信息以及发出控制命令，不需为不同功能建设各自的信息采集、传输和执行系统。

传统变电站由于各种功能采用的通信标准和信息模型不尽相同，二次设备和一次设备间用电缆传输模拟信号和电平信号，各种功能需建设各自的信息采集、传输和执行系统，增加了变电站的复杂性和成本。

6）自动化运行和管理水平的进一步提高

数字化变电站的采用智能一次设备，所有功能均可遥控实现。通信系统传输的信息更完整，通信的可靠性和实时性都大幅度提高。变电站因此可实现更多、更复杂的自动化功能，提高自动化水平。

传统变电站由于受一次设备和通信系统能力的限制，许多自动化技术只能停留在试验室里，难以进行工程实际应用。

7）避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题

数字化变电站二次设备和一次设备之间使用绝缘的光纤连接，电磁干扰和传输过电压没有影响到二次设备的途径，而且也没有二次回路两点接地的可能性。

传统变电站的二次设备与一次设备之间仍然采用电缆进行连接，电缆感应电磁干扰和一次设备传输过电压可能引起的二次设备运行异常，在二次电缆比较长的情况下由电容耦合的干扰可能造成继电保护误动作。尽管电力行业的有关规定中要求继电保护二次回路一点接地，但由于二次回路接地点的状态无法实时检测，二次回路两点接地的情况近期仍时有发生并对继电保护产生不良影响，甚至造成设备误动作。

3.4 数字化变电站建设和运行的关键及难点

1）变电站全站数字化最大的障碍在于一次设备。目前我国智能开关设备、电子式互感器等的研制和运用相对比较滞后，对数字化变电站建设的投资、设备质量和技术服务提出了较高要求；

2）变电站建设的历史原因。部分变电站将继续采用传统的开关设备甚至二次设备和系统软件。为满足数字化变电站的要求，将为传统一次设备配置智能终端，并改造传统二次设备和系统软件的通信服务和信息模型使之符合IEC61850标准。智能终端的研发工作、传统二次设备和系统软件的改造工作也是今后的工作难点；

3）变电站设备的一致性测试。数字化变电站的智能设备应在选型前进行一致性测试来验证其是否符合IEC61850标准，并作为选型的依据之一。这样可大大减少变电站联调的工作量，避免临时修改通信程序和增加规约转换器。

需研究适合的测试的工具、合理的检测规程和测试用例以保证一致性检测的效果；

4）保证系统可靠性及研究可靠性评价方法。数字化变电站的许多功能分布在多个物理设备上实现，和一个物理设备参与多个功能的实现，都对系统可靠性提出了挑战。按“故障弱化”的思想，通过合理地配置冗余设备可保证系统可靠性。同时研究计算变电站平均故障间隔时间、可用率等数据的可靠性评价方法；

5）适应数字化变电站的运行、维护和管理方法。数字化变电站由于广泛地采用智能设备，对现有地运行、维护和管理方法提出了挑战。例如许多设备的输出接口都由传统的模拟接口和硬接线变为数字通信接口，必须有新的调试和检验设备以及相应规程。还有许多原来由不同部门管理的功能由同一设备实现也造成一些责任区划分问题。所以规划数字式变电站时应充分考虑运行、维护和管理的因素，同时也应根据数字化变电站的特点适当调整运行、维护和管理的规程；

6）在选取作为试点的变电站时，建议将以下来两点也作为考虑重点：（1）变电站在系统中的地位。如枢纽站在改造过程中，受运行方式影响造成多间隔停电、停电时间较长等，则容易导致工程建设周期难以控制；（2）一次设备规模。如涉及的设备规模较大，除延长工程建设周期外，还容易因缺乏数字化设备运行经验造成工程难以投运，甚至引起停电事故。

4 结论

数字化变电站为智能电网的建设奠定了基础，为提高电网的可靠性提供了技术保证，也为多种能源接入系统描绘了一幅美好的蓝图。但要实现真正意义上的数字化变电站还有较长的一段路要走。

数字化变电站的建设过程是实现智能化电网的必经之路，也是供电部门提高供电效率和提升生产管理水平的一个积累过程。通过数字化变电站的应用研究和示范工程的实施，积累相关经验，培养数字化变电站建设、运行和检修等方面所需的各种人才，研究并制定数字化变电站设计、建设、运行、维护和管理的各种规范，是实现电网智能化和现代化的有力措施。

参考文献

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（乌鲁木齐电业局光源电力有限责任公司，新疆 乌鲁木齐 830011）

【摘　要】数字化变电站是实现智能电网的重要环节。本文简述了数字化变电站的概念、特点、关键技术及其建设方法等问题。通过分析可以认为，数字化变电站必然成为未来变电站的发展趋势。

关键词 数字化变电站；数字化技术；电子式互感器；IEC61850

0　引言

数字化变电站是由智能化一次设备（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[1]。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。作为一门新兴技术，数字化变电站从提出开始就受到了极大的关注，目前已成为我国电力系统研究的热点之一。随着相关软硬件技术的不断发展和成熟，数字化变电站将成为变电站技术的发展方向。

1　数字化变电站的关键设备

1.1　智能化的一次设备

一次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。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[2]。一次设备例如电子式互感器，电子式互感器(ECT、EVT)分为两大类:有源电子式互感器和无源电子式互感器。有源电子式互感器利用Rogowski空芯线圈或低功率铁心线圈感应被测电流,利用电容(电阻、电感)分压器感应被测电压。远端模块将模拟信号转换为数字信号后经通信光纤传送。无源电子式互感器利用Faraday磁光效应感应被测电流信号,利用Pockels电光效应感应被测电压信号,通过光纤传输传感信号。

1.2　网络化的二次设备

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。将IEC61850应用于变电站内的通信,以充分利用网络通信的最新技术,实现二次设备的信息共享、互操作和功能的灵活配置。数字化变电站采用低功率、数字化的新型互感器代替常规互感器，将高电压、大电流直接变为数字信号[3]。常规站与数字站结构区别如图1所示。

1.3　自动化的运行管理系统

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报告，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报告，即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。

2　数字化变电站通信规约关键技术

数字化变电站是建立于IEC61 850通信规范基础上，由电子式互感器(ECT、EVT)、智能化开关等智能化一次设备、网络化二次设备按变电站层、间隔层、过程层分层构建而成,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。它的关键技术主要包括以下几个方面：

（1）功能建模。从变电站自动化通信系统的通信性能(PICOM)要求出发,定义了变电站自动化系统的功能模型(Part5)。

（2）数据建模。采用面向对象的方法,定义了基于客户机/服务器结构的数据模型(PartT-3/4)。

（3）通信协议。定义了数据访问机制(通信服务)和向通信协议栈的映射,如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MMS(IEC61850-8-I),在间隔层和过程层之间的网络映射成串行单向多点或点对点传输网络。(IEC61850-9-1)或映射成基于IEEE802,3标准的过程总线(IEC61850-9-2)(Part 7-2,Part8/9)。

（4）变电站自动化系统工程和一致性测试。定义了基于XML(Extensible Make up Language)的结构化语言(Part6),描述变电站和自动化系统的拓扑以及IED结构化数据。为了验证互操作性,Part10描述了IEC 61850标准一致性测试。

（5）IEC 61850 标准中引入了抽象通信服务接口(abstract communication service interface， ACSI)。ACSI使变电站自动化功能完全独立于具体的网络协议，因此最新网络技术可以很快被应用于变电站中[4]。

3　数字化变电站建设

数字化变电站和传统变电站相比实现了信息采集、传送、处理、输出由模拟量到数字量的转变，并形成了相应的通信网络和控制处理系统，实现了信息的共享和互操作。从技术规律和电网特性角度看，数字化变电站推广建设是智能电网形成的基础环节，是智能电网实现数字化，信息化，自动化的技术和实践经验来源。数字化变电站的基本结构继承了分层分布式的特点，如图 2所示。

其功能在逻辑上被分配到 3个不同的层(即过程层、间隔层和变电站层)中。过程层是一次设备和二次设备的结合处，其主要功能是:进行电气量的检测、运行设备的状态参数在线检测与统计、操作控制的执行等任务。间隔层的主要功能是进行本间隔过程层实时数据信息的汇总，并对一次设备实施保护控制功能，具有承上启下的作用。变电站层主要任务是汇总全站的实时数据信息，将有关数据信息送往调度或控制中心并接受调度或控制中心有关控制命令，转发间隔层、过程层执行等功能。相对于常规变电站，数字化变电站具有很多先进技术和功能特点。

3.1　基于数字和光纤的信号采集系统

电子式互感器(ECT、EVT)和光电互感器的应用使得数字化变电站实现了站内信息的数字化采集和光纤传递，大大简化了二次回路，解决了电缆老化问题，减少了运行人员的误操作，系统可靠性得到提高。智能电网的数字化程度要求更高，将有各种先进的智能传感器要运用到一次设备中去，包括发、输、变、配、用户等个个环节，用以监控电网设备健康状态和全网电气信息，形成庞大的智能监控系统。数字化变电站的硬件设施和建设过程中的相关经验，在智能电网建设中有重要的作用和价值。

3.2　信息交互网络化

数字化变电站内设备之间通过高速以太网进行信息交换，二次设备不再出现功能重复的I/O接口，常规的功能装置变成了逻辑功能模块，变电站内实现了真正的数据集资源共享。和智能电网高速、动态互动、实时信息共享的超级网络构架的目标方向一致。

3.3　全站统一的标准平台

IEC61850确立了电力系统建模标准，为变电站定义了标准的信息模型和信息交换模型。采用对象建模、抽象通信服务接口（ACSI）、以及设备自我描述规范，解决了不同厂商产品互操作问题，形成了全站设备功能和信息共享的统一标准平台。

3.4　信息同步与安全性

数字化变电站与传统变电站相比，一次设备及一次设备与二次设备之间连接，由电缆被电子式互感器、智能化一次设备、合并单元、光纤所代替，这为采样数据的共享提供了条件，同时也带来了电子式互感器间采样同步问题。IEC 61850采用SNTP(sim plenetwork time protoco1)实现不同设备间的同步采样，以UTC(universal time coordinated)作为时钟同步源[5]。IEEE1588[协议为消除或削弱网络测控系统各个测控设备的时钟误差和测控数据在网络中的传输延迟提供了有效路径，只要按照这个规范去设计网络化测控系统，则系统的测控精度可控制在亚微妙级，从而可以有效解决分层分布式测控系统的实时性问题IEC 61850 采用 SNTP( simple network time protoco1) 实现不同设备问的同步采样， 以UTC( universal time coordinated) 作为时钟同步源。IEC61850协议的开放性和标准性带来了电力系统运行的安全性问题，IEC在制订了IEC61850之后，开展了安全标准IEC62351的编制，其中IEC62351-6定义了IEC61850的安全性[6]。

3.5　智能化一次设备不断成熟

以往制约数字变电站发展的主要是因为IEC61850技术不成熟，2005年的IEC61850互操作实验[3]极大推动了IEC61850在数字化变电站中的研究应用，目前变电站层与间隔层技术已经成熟，间隔层与过程层技术也在不断成熟。国内的智能化一次设备质量提升的飞快，从已经运行变电站的反馈情况来看，智能化一次设备已经从初期的不稳定到了现在基本能满足现场应用的水平，这为智能电网建设打下了基础。数字化变电站系统结构如图3所示。

4　结论

由于其具有信息充分共享、通信系统能可靠实时的交换所有设备的完整信息、降低变电站整个生命周期的费用等优点。数字化变电站必然会成为未来变电站发展的趋势。建设以光电式互感器、智能化集成开关、智能变压器等数字化一次设备和其他智能电子设备为基础的新型变电站自动化系统。实现数字化变电站站内各层间的无缝通信。最大限度地满足信息共享和系统集成的要求。则是数字化变电站技术的发展方向。可以预期。一个系统分布化、结构紧凑化、模型标准化、通信网络化、信息集成化、检修状态化、操作智能化的完全数字化变电站将作为未来“ 数字化电网”的功能和信息节点展示在人们面前。

参考文献

［1］朱永利,邸剑,翟学明．数字化变电站中的通信网关[J]．电力系统自动化,2009(4):53-57．

［2］张兴,郭燕娜．浅谈数字化变电站的技术与发展[J]．江苏电机工程,2007,26(6):41-43．

［3］高翔,张沛超．数字化变电站的主要特征和关键技术[J]．电网技术,2006,23(2):21-24．

［4］丁书文,史志鸿．数字化变电站的几个关键技术问题[J]．继电器,2008(10):53-56．

［5］马临超,倪艳荣,齐山成．数字化变电站浅析[J]．河南机电高等专科学校学报,2009(3):6-8．

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关键词：变电站自动化系统 IEC61850通信标准 智能电子设备 光互感器

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1007-9416（2013）12-0221-02

当前，我国电网建设在全国范围内展开，无论从规模还是技术性能上都在不断扩大，为对电网的运行情况进行实时的监控和掌握，从而确保电网运行安全以及供电的稳定可靠，需要对变电站进行进行统一的改革，引进数字化自动技术，不仅能够准确的监测电网数据，也可以更好地加强电网可控性。数字自动化技术的引进，代表着变电站二次系统在测量、控制、保护、通信专业方面的相互整合，首先不仅要保证信息融合的安全性，其次也要保证该系统功能的实用性。整合后的变电站二次系统可以更好地将各项应用的功能体现出来；进行变电站的系统整合，必须树立发展和全局观念，统一规划，及时调整。首先变电站的建模技术和通信技术集成能够有效整合信息，实现信息的统一，为变电站自动化系统统一语义空间的构造奠定良好的基础；而抽象通信服务接口则能够使变电站功能独立出来，不再局限于具体的底层通信协议；信息的自我描述对于统一现在与未来的发展则发挥了良好作用。

1 数字化变电站的特点与优势

1.1 数字化变电站的特点

（1）二次设备选择网络化

二次设备间都是通过通信网络模拟器连接，和开关量、控制命令进行控制，采用了模块化设计和标准化设计，进一步取消了控制电缆的存在。

（2）一次设备选用智能化

数字输出的智能开关、电子式互感器是一次设备连接所选用的控制元件，一次设备与二次设备间对采样值和控制命令等信息的操作选用光纤传输数字编码信息的方式。

（3）运行管理系统自动化

当数字自动化技术引入变电站后，系统就能够对电站进行自主检测，程序化控制等，一旦变电站出现运行故障，自动化数字系统就能够对故障进行及时的分析，提供相关报告，将故障原因分析出来，从而为变电站正常运行的恢复提供便利条件。

1.2 数字化变电站的优势

（1）有利于变电站扩展规模和增加新功能

通信网络是承担变电站设备间信息交换的载体，在变电站进行规模扩展，新功能的增添时，只要将新设备增加到通信网络上即可，不必对原有设备进行大规模改造或者更换，有效降低了变电站建设成本。

（2）信息平台的统一、共享得以实现

数字化变电站严格依照IEC61850标准进行所有信息的接入，使之统一与通信网络相连，实现了变电站的测量、远动、保护和计量等系统通信网络平台的统一，以此统一进行信息、命令的收发，降低了重复建设所造成的资源浪费。

（3）测量精度得到了提高

由于电子式互感器的采用，数字化变电站能够有效避免传输过程中的附加误差，将保护、测量和计量系统的精确度大大提升。

（4）复杂的控制电缆被取代，二次接线减少

由于计算机通信技术的采用，数字化变电站的一次与二次，二次与二次设备之间的多种通道信息传输可以依靠同一通道进行；大大将通信线的数量减少，而这也就使得设备数量减少了，从而使得二次接线量大为减少，复杂的控制电缆被通信网络所取代。

（5）信号传输可靠性得到了提升

计算机通信技术使得数字化变电站有效实现了信号的可靠传输，在传输信息同时进行通信自检信息和信息效验码的传输，从而有效防止信息误传，保证通信系统完好运行，有利于对电流互感断线和电压互感器的判断；由于光纤连接在一次和二次设备间运用，数字化变电站彻底解决了抗干扰问题，同时杜绝了二次回路两点接地情况的发生。

2 数字化变电站应用缺陷

（1）技术问题

数字化变电站自动化的实现并不是一个简单的问题，这是一个系统工程，需要解决诸多技术难题；比如要电子式互感器的应用所带了的一系列问题如何解决这一技术问题。由于应用了电子式互感器，低电压登记必须采用合并器，而这增加了成本；而且高电压等级的电子互感器存在变化较大的情况，难以确保正常运行要求，还有如何进行互感器安装位置的确定、差动保护采样数据同步的实现、合并单元的配置方案制定、二次设备的数字信号共享问题、数字化过程层设备的测量精度等这些问题都需要妥善的解决。此外，在数字变电站开发过程中也存在不少技术问题，比如专业协作、电力系统的协调操作问题，电磁干扰与兼容控制以及材料器件的质量控制与完善改进等。

（2）可靠性问题

这主要表现为：第一，过程层数字化的实现造成合并器增加，而合并器数据的频繁交换，会导致系统可靠性大大降低；第二，数字化信息传输带来便利同时，也会出现误码、保护动作延时增加等情况；第三，受到电子式互感器自身结构及其工作方式影响，会难以现场试验互感器的角差和比差，甚至无法开展极性试验，接线的准确性只能在设备投入运行后方可进行检验。

（3）保护问题

当数字化变电站处于运行状态时，进行保护校验难度较大，难以开展部分间隔保护校验工作，这是因为要完成试验需要依赖于电流量和电压量，而其需要经过合并器才能够进入保护校验装置，但是当前的常规继电保护校验装置不同于合并器，无法提供电流量和电压量，因此要实现保护校验变得十分困难。另外，由于当前产品类型较少，难以满足现场需求，承担通信功能的一次和二次设备虽然都按照IEC61850进行了建模并通信，但是这些设备之间的通信和数字化接口存在潜在的问题，有可能会对变电站的保护造成影响，使变电站难以稳定可靠运行。同时对于变电站网络系统的安全性，IEC61850通信协议并没有做出相关规定，而且该协议具有较强的开放性，标准要求的具有一定弹性，这也会给变电站保护带来隐患。

3 数字化变电技术有待完善的问题

3.1 设备运行经验

对用于数字化变电站的设备，110KV及以下电压等级的设备仅仅有3-5a的运行年限，其性能会逐渐趋于稳定；而对220KV及以上电压等级的设备则欠缺较为丰富的运行经验，不少以单问隔挂网进行运行。

3.2 交换机性能

出于 GOOSE网方式实现这一目标，数字化变电站大量采用交换机，并且发挥着重要的作用，因此需要对其进行管理、技术层面的严格要求。

3.3 设备可选择范围

目前，生产电子式互感器的厂家少，互感器型号较少，现场运行要求得不到充分满足。例如，内蒙古泰尔特220KV数字化变电站需要使用较大的线路互感器，但是没有合适的产品型号，只能用软件修正方法予以变比调整。

3.4 设备的冗余配置

前文提到220KV及以上电压等级数字化变电站进行保护校验的难度较大，保护复杂，如果没有合适的保护装置，可以在过程层配置常规的系统保护装置，起到系统保护的作用。

4 结语

本文对于数字化变电站的问题及完善措施的研究，能够有效改善变电站维护工作，妥善安排调试时间，提高土地使用效率，保证系统的稳定可靠性以及设备的安全，从而减少或免除设备校验工作，大大减少系统调试、维护所需要花费的时间，减少建设成本，提升互感器的安全性能，保证整个数字化变电站系统的安全运行。数字化变电站的建设和投入运行，对于劳动生产率的提高，人为操作失误的减少，信息共享的实现以及电网技术、管理水平的提高都有着积极作用，能够使得电力运行得到更可靠的保障，实现经济与社会效益的更大化。智能变电站自动化系统是未来数字化变电站技术的发展方向，这必须充分采用光电式互感器、智能变压器等数字化一次、二次设备，实现信息共享，建设统一的系统平台，推进变电站通信的网络化、智能化和自由化。

参考文献

[1]梅生伟，王莹莹，陈来军.从复杂网络视角评述智能电网信息安全研究现状及若干展望[J].高电压技术，2011（03）.

[2]赵峰，邓大鹏，史雅宁，林初善.基于光纤弯曲的光信号窃取方法研究[J].光纤与电缆及其应用技术，2010（05）.

[3]李茂峰.集控模式下500kV数字化变电站建设的探讨[J].通信电源技术，2010（05）.

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【关键词】数字化变电站；变电运行；影响

前言

随着社会的发展和科学技术水平的不断提升，数字化技术和设备在社会众多领域中得到广泛应用。对于电力企业而言，数字化变电站应用于其中，是电力工程领域的一大变革。数字化变电站对变电运行产生重要影响，有利于促进电力企业快速发展。所以，相关人员针对该问题进行分析具有必要性。然而，要充分发挥数字化变电站的积极作用和强化变电运行管理，电力企业必须从综合角度而开展工作。

一、数字化变电站的定义及特点

数字化变电站以数字化技术为重要依托，能够对电力企业变电站运行状况进行有效的监管，通过信息数据的智能化处理，能够提升变电运行的效率。可见，数字化变电站具有诸多技术优势特点。首先，变电运行中产生的数据信息，能够实现数字化采集和管理，系统可以对相关数据信息进行分析与输出，以满足电力企业人员的实际需求。其次，系统结构具有层次化的特征。数字化变电站设计过程中，其结构主要由过程层、间隔层、站控层三部分组成，是基于光纤技术基础之上的通讯手段，数据传输较快，且抗干扰能力强。最后，电气设备具有智能化，如电子式互感器等先进设备，是电子技术和计算机技术的有机结合，能够充分发挥数字化变电站在电力运行中的积极作用[1]。

二、数字化变电站对变电运行的影响

（一）数字化变电站影响安全事故处理效率

数字化变电站对安全事故的处理效率有影响，是电力企业发展必经之路。基于传统变电站条件下的安全事故处理，主要依靠相关工作人员的工作经验而开展，因而在安全事故处理方面相对较为快速。随着数字化技术的不断深入，数字化变电站的经验相对较少，因而在处理安全事故方面，必须从两方面着手：一是积极借鉴传统变电站条件下的安全事故处理经验和方法等，使其为现阶段安全事故处理提供经验借鉴。如此，经过一段时间的数字化实践，相关人员能够不断积累实践经验，为后续电力安全事故处理提供有力依据。二是相关人员应定期对数字化变电站设备及各项电力装置进行检查，如果遇异常，则发出警报信号，使专业技术人员及时处理安全隐患问题。基于此，数字化变电站条件下的安全事故处理，应以预防为主，进而为变电运行创造安全可靠的环境[2]。

（二）数字化变电站影响电力安全防范

数字化变电站的影响下，诸多新技术、新设备之间存在着密切的联系，因而使变电运行的安全防范工作相对较为复杂，但如若电力企业工作人员能够有效开展安全防范工作，则能够确保变电运行的安全可靠性，为用户提供可靠的电能。与传统变电站相比较，数字化变电站的安全防范工作相对较为复杂。首先，电力工作人员通过后台操作，对软压板接口处进行相关检修操作，以保障该区域的安全性能。其次，基于数字化变电站的安全工作，必须从整体网络角度加以考虑，以充分发挥数字化变电站的优越。例如：对主变闸刀、GPS对时系统等设备需采取针对性的安全措施。基于此，变电运行安全防范工作较为到位，实现安全稳定的目的[3]。

（三）数字化变电站影响变电运行规程

数字化变电站对变电运行规程有一定程度的影响。目前，基于数字化变电站的电力企业，大多广泛应用网络化二次设备、智能化一次设备等数字化设备，因而与传统变电站下的变电运行规程有差异，要求电力企业工作人员应及时对变电运行规程加以修订或增加方面的调整。首先，如若传统变电运行规程范围内不含有新技术和设备，则在数字化变电站背景下，必须增设相关运行规程；如若传统变电运行规程与数字化变电运行规程之间存在矛盾，则以后者为主，对已有变电运行规程加以修订调整，以适应数字化变电站运行的需要[4]。

（四）数字化变电站影响变电修试工作

随着人们生活水平的逐渐提高，对电力质量有着更高的要求。传统变电站设备在变电运行中可能存在诸多不安全问题，直接影响电力企业供电质量，对其发展产生不良影响。基于数字化技术的变电站，能够提升变电运行效率，满足用户的用电需求。数字化变电站对变电修试工作有影响，主要表现在以下方面：首先，数字化变电站能够将计算机中的控制、信息、网络技术进行有机结合，能够对变电运行状态进行如实反映，使电力工作人员可以及时获取相关故障信息，进而促进变电修试工作顺利进行。其次，随着科学技术水平的不断提升，电力企业人员能够将相关先进技术积极融入于数字化变电站中，对提高数字化变电站的工作性能发挥着积极的作用。

（五）数字化变电站影响变电运行的巡视项目

数字化变电站在电力企业中的有效应用，集新设备与新技术于一体，使传统变电站条件下的变电运行诸多巡视项目发生系列改变。首先，在数字化变电站的作用下，变电站设备外观结构发生一定改变。例如：电子式互感器中的巡视项目相对较多，但在数字化变电站的作用下，相关人员可以忽视端子箱引线的巡视工作。其次，数字化变电站条件下的交换机等关键设备，在巡视过程中，应以光字牌、指示灯等内容为巡视重点。由此可见，数字化变电站影响变电运行的巡视项目[5]。

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关键词：数字化变电站；IEC 61850；间隔层；保护装置；硬件设计

中图分类号：TM411+.4 文献标识码：A 文章编号：

引言

数字化变电站标准IEC61850 中，变电站自动化系统在逻辑上被分为三层，分别为站控层、间隔层和过程层。变电站自动化系统在不同层次完成相应功能。随着IEC61850 规范的应用，也带来了许多关于变电站防误闭锁的新方法。本文所述的间隔层联锁即工作在间隔层设备之间，由间隔层设备完成联锁所需信号的发送、接收和逻辑运算，从而闭锁或开放相应的操作。间隔层联锁最大的特点就是在间隔层实现全站级的联锁逻辑运算，间隔层设备之间可以交换信息。站内监控后台对一次设备的操作可以一键完成，取消与目前常用五防逻辑的交互过程，缩短操作时间。

1 数字化变电站的主要技术特征

1.1 互感器采集数字化网络化

数字化变电站最基本的特征是采用数字化电气量测试系统采集电流、电压等电气量，实现一次、二次系统电气上有效隔离，从而实现常规变电站装置冗余向信息冗余的转变,为信息应用集成化提供基础。

目前电子式互感器数字接口有两种：①采用以太网（电口或光纤），即用同步脉冲得到时间连续的一次电流和电压及抽样信号；②采用光纤传输系统或铜线型传输系统，用同步脉冲法或内插值法得到输出信号。以太网因具备应用广泛、成本低廉、 通信速率高，符合变电站通信开放性、统一性、数字性、透明性的趋势要求,成为数字化变电站通信体系的首选媒介。

1.2 系统建模标准化

IEC 61850确定了电力系统的建模标准，为变电站自动化系统定义了统一、标准的信息模型和信息交换模型。主要特点有：

1)实现智能设备的互操作性。采用对象建模、抽象通信服务接口以及设备自我描述规范，使变电站自动化功能在语法和语义上都得以标准化，并使功能完全独立于具体的网络协议，进而实现了智能设备的真正的互操作。

2)采用基于XML的变电站配置语言对设备功能、系统配置以及网络连接进行描述、存储、交换、配置和管理，更加有利于系统的维护、配置和工程实施。

2 间隔层联锁的实现

传统的微机五防系统，在站控层设有五防主机（也可以与监控后台工作在一台电脑上），联闭锁逻辑由五防主机根据监控后台采到的各间隔装置的数据完成计算，闭锁或开放监控后台的遥控操作。而间隔层联锁的功能由间隔层设备来完成，一般由各间隔的测控装置或保护测控一体化装置来实现。运行调试人员根据已有的联锁逻辑，对间隔层设备进行配置或编程，下载到间隔层设备，由该设备进行联锁逻辑运算，根据运算结果开放或闭锁相应控制对象，同时还可以提示用户联锁运算结果或出错信息。

间隔测控装置所实现的联锁功能中，输入为本装置开入、模拟量或其他一些数字量；还可能包括间隔层其他装置的信息，比如需要本间隔某保护装置的软压板状态，或需要其他间隔开关或刀闸的状态。输出对本装置控制对象的闭锁与否（允许操作与否）。

3 间隔层IED功能分析

间隔层处于变电站层和过程层之间，需要同时与变电站层和过程层进行通信，如图。间隔层IED要从过程层的电子式电流互感器和电子式电压互感器等设备中采集实时电流电压等采样值信息，将变电站层的命令如跳闸、闭锁等信息传输给过程层；同层之间要相互传输闭锁、解锁、跳闸、报警等信息；从变电站层接收对时、控制、查询、参数设置等命令，还要向变电站层上报日志、报告、故障等信息。

4 扩建间隔的解决方案

间隔层联锁是由间隔设备，主要是间隔测控装置来完成的，对于每一个间隔，本间隔开关刀闸状态可以直接取到，跨间隔信号则需要GOOSE 传送。待扩建间隔或检修间隔的开关刀闸状态是没有办法在GOOSE 网上传送的(因为可能没有装置或者装置没有上电)，这就要求需求侧测控装置进行处理，即接收方处理。

4.1 发送端处理

为验证其它间隔联锁逻辑的正确性，对已带电运行间隔作开关刀闸传动是不可能的，可以采用模拟发送的办法来达到验证逻辑的目的。

4.2 接收端处理

母线间隔的接地刀闸分合逻辑需要所有线路间隔的开关、刀闸状态。一般情况下，变电站建设会分几期建成，所以，待建线路间隔的开关、刀闸状态母线测控装置是不能得到的。目前的作法是，待建间隔的状态不参与母线接地刀闸的联锁逻辑运算，新间隔扩建后，再对母线接地刀闸重新修改联锁逻辑，下载到装置运行。逻辑的修改需要重新验证其正确性。即便发送方可以模拟各种开关刀闸状态，也增加了很大的工作量。

4.3 简便配置及调试的方法

间隔层联锁最大的特点就是联锁逻辑由间隔层测控装置完成，包括联锁配置文件的解析，联锁逻辑的运算，联锁结果的输出，联锁过程错误提示都由间隔层的装置来完成。间隔层装置一般有一个独立的GOOSE 配置，实现接收的GOOSE 信息与联锁变量的关联。GOOSE 信息的配置常见的是在SCD 文件配置中完成。目前多数制造商的产品对于联锁所需要GOOSE 变量都是需要另外单独配置一个GOOSE 文本来完成，在每个装置的GOOSE文本中，包括该装置发送的GOCB 信息和需要接收的GOOSE 的变量与本装置内部变量的关联信息。配置工作繁杂，更新配置后需要重启装置。

5 结束语：IEC 61850系列标准为开放式数字化变电站自动化系统平台的建立提供了通信基础和理论基础。光PT、光CT技术和光纤以太网通信技术的发展给变电站自动化系统展现了美好的未来，但如何使传统装置继电保护技术和现代通信技术、现代工程软件技术更有效的结合是摆在每个继电保护工作者面前的新问题。作者通过对间隔层全数字化微机保护装置的硬件和软件的基础研究和测试，提供一个适应数字化变电站技术发展要求的硬件平台，给进一步的软件测试和实现工程应用提供坚实的基础。

参考文献:

[1] 龚建平等.IEC 61850标准和变电站程序化操作技术的应用. 广东电力,2009.1

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关键词：数字化变电站；自动化技术；应用

所谓的数字化变电站即为在IEC61850标准平台的基础上，利用智能化一次设备与网络化二次设备分层共同构建而成的，能够有效实现智能电气设备之间的智能化与程序化操作以及信息共享的一种现代化变电站[1]。其有效弥补了传统电缆不能准确排查故障的缺陷，可以有效实现二次设备分层的网络化以及开关设备与互感器的智能化。

1 数字变电站的特点

1.1 一次设备的智能化

变电站被控制的操作驱动回路以及被检测的信息回路主要采取了光电技术以及微处理器设计，从而使得常规的机电式继电器与控制回路结构变得更加简单、易于操作。同时其也改变了传统的导线连接方式，而是采用数字公共信号网络与数字程控器，这样就会大大提升连接的可靠性与稳定性。在数字化变电站的二次回路中，信息传输的工具也由原来的电缆而被替换成光纤，其主要是由微处理器系统、电光元件、光纤系统与光学元件组建而成。信号传输的载体也由原来的电子而被替换为光子。而且由可编程序器替换了原来的继电器及与其逻辑回路。由光电数字替换了原来的强电模拟信号。

1.2 二次设备的网络化

数字化变电站的二次设备主要包括故障录波装置、测量控制装置、同期操作装置以及继电保护装置等等。这些设备都利用模块化以及标准化的微处理器设计构造而成的。各个设备之间都是选用高速度的网络通信连接起来，这样就能够利用网络实现资源与数据的共享，在此状态下，传统的功能装置也转变为逻辑的功能模块。

1.3 变电站运行管理自动化系统

此系统主要包含分流交换以及数据信息分层自动化，电力生产运行状态以及数据的记录与统计。在数字化变电站运行的过程中，一但出现故障问题，那么就可以立即输出故障的分析报告，详细地指出故障发生的原因及具体的处理意见。

而且此系统还可以将电站的设备检修报告自动地提供出来，从而实时地对设备状态进行检修，这样可以有效弥补“定期检修”的弊端，进而为管理阶层提供更加准确、综合与详细的数据，帮助其更加及时、有效地作出决策。

2 数字化变电站的结构

在通常状况下，变电站自动化系统在结构上主要分为逻辑结构与物理结构两种。物理结构主要包含智能化的一次设备以及网络化的二次设备。逻辑结构主要包含过程层、间隔层以及站控层三部分[2]。各部分内部及各部分之间均选用高速网络通信的方式，主要由占站级总线以及过程总线连接。

2.1 过程层

此层次主要有三个功能：功能一：检测电力运行过程中的电流、谐波分量、电压与相位等实时电气量。而电能量与有功等电气量主要是由间隔层设备完成计算操作；功能二：在线统计以及检测运行设备的状态参数，主要负责向上级报送机械特性、设备的工作状、温度以及压力等等参数；功能三：执行以及驱动操作控制。主要负责控制断路器及隔离开关的分合、控制直流电源的充放电等等。

2.2 间隔层

此层次主要包括故障录波系统、保护测控系统与其他IED设备等等。其主要负责控制与保护一次设备、优先地控制数据采集、控制命令的发出与统计运算等操作，可以对本间隔过程层的实时数据信息给予合理有效地汇总，并且还具有承上启下的通信功能等等。

2.3 站控层

此层次可以利用两集高速网络，实现对全站实时数据信息的汇总，从而实现对实时数据库的及时刷新。并且能够根据相关的规定，登陆到历史数据库中，向控制或者调度中心传输相关的数据信息，同时能够将中心的控制命令传递到过程层以及间隔层。而且能够在线维护过程层以及间隔层的各项设备，可以对设备参数的各项功能进行在线修改以及组态。此外，其还可对站内当地的情况进行实时监控，并且具有人机联系的功能。

3 数字化变电站自动化技术应用中的问题

尽管数字化变电站自动化技术具有多种功能，其能够有效实现信息资源的共享，大大提升测量的准确度，提升设备运行的稳定性以及可靠性，但是其也存在一定的问题，这也导致其全部功能无法得以充分发挥。

首先，在变电站自动化技术的研发与应用过程中还会存在协调力度不够、统一力度不强的问题。如在智能化电器的研究与开发过程中，必须要全面、有效地协调电、机以及光三者之间的关系。但是，目前我国在此方面做的还不够完善，仍旧存在协调力度不够的现象；其次，材料器件还不够完善。不能科学有效地试验兼容控制以及电磁干扰，而且对于试验仪器设备以及检测标准与手段还缺乏统一明确的标准。对于这些缺陷，都是在数字化变电站自动化技术应用中必须引起重视，并且要采取有效措施给予合理解决的。

4 结语

总而言之，数字化变电站自动化系统的出现，有效优化了电网运行方式，促进了自动化技术的广泛应用，大大提升了设备的稳定性以及可靠性。在未来，数字化变电站技术的发展应该是利用智能变压器以及光电式互感器等数字化一次设备，再借助其他智能电子设备，再通过合理地改良与创新，努力创建出一种智能变电站自动化系统，从而有效实现系统集成以及信息共享，并且实现变电站站内各个层次之间的无缝通信，进而保证变电站安全、稳定地运行。

参考文献：

[1]刘伟，郑伟洪.变电站自动化系统的数字化趋势[J].天津电力技术，2011，12（04）：03-04.

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【关键词】数字化变电站 设备不兼容 不匹配

1 前言

随着IEC61850标准的实施和智能电气设备的技术逐渐成熟，变电站自动化技术进入了数字化的新阶段。目前，按照国网公司的新要求，新建的变电站全部按智能变电站建设。智能变电站的投运与传统变电站一起构成坚强电网，同时也带来了传统变电站与智能变电站之间设备不兼容、保护装置不匹配等一系列问题。下面我主要介绍一个智能变电站在建设过程中，该站的一条线路保护与其对侧的传统的线路保护在通道对调时所遇到的问题。

110KV甲变电站是2013年新建的智能化变电站，其110KV线路保护采用数字化专用光纤纵差保护。而该线路对侧的乙变电站是传统的变电站，其保护使用的是传统的线路保护。在他们之间通道对调时，发现通道故障。下面是问题分析：

2 问题分析

甲变电站线路保护使用的是PRS-713-DK型号的保护装置，乙变电站使用的是PRS-753D型号的保护装置。在发现通道故障时，我们保护人员立即与对侧保护人员联系，确认对侧PRS-753D保护定值已按最新定值通知单执行，排除了两侧定值不一致的可能。打开PRS-713-DK保护装置通道监视栏界面，显示“主机方式”本侧为“1”，对侧为“0”，通道A专用光纤为“0”，通道B专用光纤为“1”，即使用的是B通道，两侧保护都采用保护装置的内时钟，时钟采用“主从方式”，即以智能站侧作为主机，传统站侧作为从机。这一切都与说明书整定一致，显示正常。但是同时显示“保护装置不匹配”。我们围绕这个问题又开始处理，首先我们将PRS-713-DK保护装置用尾纤自环，发现保护装置通道异常灯信号消失；我们又让对侧保护人员在对侧保护光纤的收和发用珐琅连接，即在对侧自环，以检查PRS-713-DK保护装置和光纤通道是否异常，结果发现通道异常灯信号消失：对侧传统的线路PRS-753D型号的保护装置也做了同样的检查，对侧PRS-753D型号的保护装置通道异常灯信号消失。这排除了通道故障的问题。但是两侧保护装置同时投入光纤通道，两侧保护就报通道故障，同时PRS-713-DK保护装置显示保护装置不匹配。为了证明是对侧保护装置的问题，我们又用尾纤将两个同型号PRS-713-DK保护装置光纤接口连接，发现保护装置通道异常灯信号消失，且PRS-713-DK保护装置显示匹配。这说明了本侧保护装置没问题，主要是对侧保护装置与本侧保护装置不匹配。对侧保护人员及时联系厂家研究人员，研究人员将对侧保护装置CPU插件更换，并进行版本升级后，通道恢复正常，两侧保护装置显示匹配。这是一个典型的保护装置不匹配的问题。

在智能化变电站建设过程中，除了以上的问题还暴露出许多问题，如接口不兼容、通信异常、常规PT与智能PT并列等。

接口不兼容问题。智能化变电站内部的设备来自不同的厂家，设备的接口类型也不同，在实际的运行当中会遇到接口不兼容的问题，从而导致设备之间不能进行有效的信号传输与数据共享。在现场看到最常见的问题不同厂家有不同的接口，虽然现在要求接口要统一，但是现场却不容乐观，导致了变电站里有多个厂家的后台监控，既浪费人力又浪费物力。

通信异常问题。信号通信是数字化变电站的网络基础，也是保证信号传输工作正常的前提。现在很多的通信光缆是和电缆一样，埋在电缆沟内，没有铠装进行保护，很容易受潮并受到老鼠或者人为的破坏，影响信号传输质量。并且在数字化变电站中，由于各个设备厂家的不同，经常有不兼容的现象出现，为了实现信号通信，需要加装转换器等设备，这样对信号通信也造成了一定的影响。目前采取的解决办法是进行通信光缆的敷设时应该采用具有保护措施的光缆，尽量采用同一厂家的智能化设备，或者在进行设备招标时明确规定设备接口的标准，严格执行国网公司六统一。

传统变电站向数字化变电站改造过程中的问题。比如在改造过程中母差保护如何更好的适应新老间隔层同时并存的问题，常规电压互感器与数字化互感器并列的问题等，这还有待于保护厂家和运行单位共同研讨，努力解决。

3 结语

数字化变电站和常规变电站的保护工作方式存在很大不同，相应地要求新的二次设备的维护方法，只有通过工作实际观察和理论相结合，才能提出更好的设计运行方案，以促进电网的稳定运行和发展。

参考文献

[1]高翔,张沛超.数字化变电站的主要特征和关键技术[J].电网技术,2006.

[2]孙睿.数字化变电站设计及运行中面临的问题[J].软件设计开发,2012.

[3]葛遗莉,葛慧,鲁大勇.数字化变电站设计运行中面临的问题[J].电力自动化设备,2010.

[4]马力,林瑞,王建勋.常规变电站数字化改造的关键技术分析[J].电力自动化设备,2011.

作者简介

施永珍（1986-），女，工学学士。现为郑州供电公司助理工程师，从事继电保护。

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【关键词】数字化变电站；通讯网；VLAN

引言

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，而电力工业则需要用智能化的技术和手段来应对目前面临的各种挑战。

常规变电站自动化二次系统采用单元间隔的布置形式，装置之间相对独立，缺乏整体的协调和功能优化，输入信息不能共享，接线、扩展复杂，缺点集中体现在如下几个方面：信息难以共享、设备之间不具备互操作性、系统可靠性受二次电缆影响等。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。其在一次设备中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的设计，数字程控器及数字公共信号网络取代了常规的继电器及其逻辑回路，光电数字和光纤取代了弱电模拟信号和控制电缆，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；二次设备的站控层通信全面采用IEC61850标准的网络通讯，真正实现了数据和资源的共享，笔者将就数字化变电站自动化调试的若干问题进行深入探讨。

1典型组网结构

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，整个自动化系统的通讯网络细化为：站控层-间隔层之间的站控层通讯网和间隔层-过程层之间的过程层通讯网。

站控层通讯网（MMS）全面采用IEC61850标准，整个系统中的每一个节点信息传输被标准化，监控后台、远动通信管理机、保护信息子站、故障录波器和网络分析仪均可直接接入IEC61850装置，各大厂家集成商通过完备的组态工具生成符合IEC61850-6规范的SCL文件，从而实现数据信息的交互。其通常使用星型网络结构，同时实现跨间隔的横向联锁功能。

过程层通讯网（GOOSE/SMV）采用电子式PT/CT及智能开关设备或者将保护测控和GIS智能控制功能有机结合成一体化装置，通过SMV光纤传输MU合并单元的交流采样数据，通过GOOSE光纤传输智能终端的实时跳合闸硬接点信号。由于SMV数据量大但流量稳定，GOOSE数据量小但具有突发性，所以将二者放至同一网络组网，即能保证通讯质量又能节省大量交换机。

2VLAN规划

VLAN（虚拟局域网）是在同一台或多台物理设备上创建端口逻辑组，构成互相独立的网络。每一个VLAN都有自己的广播域，支持VLAN的数据帧都有一个VLAN标签（TAG）作为报文的VLAN标识信息，当交换机收到带有VLAN标签的数据帧的时候，读取其中的VID，然后将报文传至同一VLAN的其他端口，从而实现了虚拟工作组内部的数据通信，基于逻辑而非物理连接的VLAN划分。

数字化变电站GOOSE报文大概是10秒1-5帧，SMV报文则是每秒4000帧（9-2），而目前过程层的网络方式基本是SMV和GOOSE集中组网方式，对于只收GOOSE报文的装置来说，每秒有好几万甚至更多帧的SMV报文需要过滤，这对装置的端口来说是一个挑战，同时对于GOOSE的接受和发送机制来说也是不可靠的，容易导致GOOSE报文的丢失或延时。所以集中组网的数字化变电站，需要对过程层交换机和装置设置VLAN规划来减轻每个端口的负担。

3报文分析

以上已经提过，准数字化变电站中，按照通讯网络层次结构，可划分为站控层通讯网、过程层通讯网两大类，其中过程层通讯网又可分为GOOSE通讯子网和SMV通讯子网，而报文在传输过程肯定会存在各种不匹配的现象，此时，我们就需要借助MMSEthereal和EPT61850等工具抓取通讯报文，结合MMS、GOOSE和SMV通讯服务规范对异常问题进行分析。

站控层通讯网常见问题包括：实例号被占用或者被注册掉导致控制块使能失败；装置IED内FCDA空数据集导致模型读取失败；ctlmodel方式不对或未被赋值导致遥控选择/执行不成功；报告中的部分条目值有误导致后台/远动遥测不准。

过程层可能会产生测控装置收不到智能终端发来的变位遥信、保护已经跳闸而智能终端未出口和测保装置未接收到采样值等现象，此时，应该通过网络抓包工具，在线抓取GOOSEID和9-2报文，仔细核对报文头的MAC地址、APPID和DateSetReference信息，同时检查检修标志值与接收装置的检修状态是否一致。

4结论

变电环节，在智能电网规划的推动下，未来数字化变电站将成为新建变电站的主流，本文主要论述了数字化变电站自动化改造中的几个难点问题，以便减少调试工程师在自动化改造中产生疑惑。

参考文献：

[1]国家发改委.DL/T860实时技术规范.2009.

[2]国家发改委.DL/T860系列变电站通信网络和系统.2004

[3]中国南方电网公司.南方电网数字化变电站技术规范.2009