第37卷第7期电力系统保护与控制Vol.37 No.7 2009年4月1日 Power System Protection and Control Apr.1, 2009 数字化变电站新技术的发展现状及其对行业影响浅探 陈天香1,王若醒2,魏勇2 (1.江苏南通供电公司,江苏南通 226006;2.许继电气技术中心,河南许昌 461000 摘要:数字化变电站是变电站未来发展的方向,四大领域的技术创新是数字化变电站得以发展和突破的基石。新技术的应用将给传统行业带来巨大的冲击和深远的影响,该文试对此做出分析和探讨,以图抛砖引玉。 关键词: 数字化变电站; 新技术; 行业影响 New technology development status of digital substation and its effect to industry CHEN Tian-xiang1, WANG Ruo-xing2, WEI Yong2 (1. Nantong Power Company Co., Nantong 226006, China; 2.XJ Electric Technology Center,Xuchang 461000,China Abstract: Digital substation is a developing direction in the future,the technology innovation of the four domain is the base of digital substation development.The application of new technology will make traditional industry large affection and impact.This paper try to analyze and discuss. Key words: digital substation; new technology; effect to industry 中图分类号: TM76 文献标识码:A 文章编号: 1674-3415(200907-0086-05 0 引言 变电站综合自动化系统技术经过10余年的发展,目前已经基本成熟,得到了广泛的工程应用,获得了巨大的成功。但是综自系统采用传统的互感器及开关设备,需要铺设大量的采集和控制、信号等二次电缆,数据采集环节冗余,各子系统的功能重复
数字化变电站设计建设研究工作素材 一、数字化变电站的主要特征和特点 （一）主要特征 1．一次设备数字化 采用数字输出的电子式互感器、智能开关（或配智能终端的传统开关）等智能一次设备。一次设备和二次设备间用光纤传输数字编码信息的方式交换采样值、状态量、控制命令等信息。 2．二次设备网络化 二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息，取消常规自动化系统一次设备和二次设备之间的控制电缆，采用光纤网络直接通信。 3．管理系统信息化、自动化 应包括自动故障分析系统、设备健康状态监测系统
和程序化控制系统等自动化系统，提升自动化水平，减少运行维护的难度和工作量。 （二）近、中、远景特征 近期数字化变电站的建设主要是基于IEC61850的二次设备发展。一次智能设备明显滞后于二次智能设备的发展，一次设备的数字化仅依靠二次设备厂家的附加设备将一次设备数字化后接入数字化变电站二次采集系统，而基于IEC61850的二次设备取得全面提升。此阶段电子式互感器的应用还处于试用和起步阶段。而数字化变电站的建设和管理正处于积累经验的阶段，开始对基于现阶段技术水平的数字化变电站提出一些运行、管理上的规范。 中期数字化变电站的电子式互感器的发展已经较成熟，开始全面应用于数字化变电站，由此带动二次智能设备装置性能提升、功能分布更加合理。有革命性变革的智能一次设备开始逐渐应用于变电站中，但技术和应用
程度都有待进一步提高。基于IEC61850的二次系统更加完善，互操作、网络技术等发展已经趋于成熟和稳定。整个数字化变电站管理体系已经逐渐成熟。 远景智能一次设备已经基本发展成熟，在数字化变电站中全面应用，完全意义上的数字化变电站开始出现，基本掌握与之相适应的数字化变电站技术、管理系统。 （三）关键技术 1．数字化变电站体系研究 电网发展对数字化变电站的要求研究 数字化变电站及其架构研究 2．数字化一次设备应用研究 电子式互感器在数字化变电站中的应用研究 数字化高压电器在数字化变电站中的应用研究 一次设备在线监测 3．数字化变电站自动化系统研究 基于IEC61850标准的变电站自动化系统总体方案研究
随着计算机技术的不断发展，计算能力提高，变电站自动化在技术上也不断提升，所涵盖的方面也越来越高。特别是无人值守变电站大规模推广，对变电站的数字化要求更加全面和深入。数字变电站将在此基础上发展起来 功能特点： 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常规继电保护装置，测控等装置的I／O部分；而在中低压变电站则将保护，监控装置小型化，紧凑化，完整地安装在开关柜上，实现了变电站机电一体化设计。 性能指标： 在变电站自动化领域中，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。 新型数字变电站的的主要特征系统由四部分组成： （1）基于全数字和光纤的信号采集系统 （2）继电保护和综合自动化系统 （3）数字遥视监控系统 （4）基于智能高效的电能质量调节系统 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IEC6185A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”。 数字化变电站的主要优点有六个方面：一是各种功能共用统一的信息平台，避免设备重复投入。二是测量精度高、无饱和、无CT二次开路。三是二次接线简单。四是光纤取代电缆，电磁兼容性能优越。五是信息传输通道都可自检，可靠性高。六是管理自动化。数字化变电站的主要特点也是六个方面：一是变电站传输和处理的信息全数字化。二是过程层设备智能化。三是统一的信息模型：数据模型、功能模型。四是统一的通信协议：数据无缝交换。五是高质量信息：可靠性、完整性、实时性。六是各种设备和功能共享统一的信息平台。
数字化变电站简介及常规检测周利明 发表时间：2018-01-26T17:56:38.217Z 来源：《电力设备》2017年第27期作者：周利明丁洪波 [导读] 摘要：本文主要介绍了数字化变电站的定义、特点，数字化变电站检测专用仪器的使用及常规检测项目开展及注意事项。 (云南电力技术有限责任公司云南昆明 650061) 摘要：本文主要介绍了数字化变电站的定义、特点，数字化变电站检测专用仪器的使用及常规检测项目开展及注意事项。为数字化变电站的了解及检测项目的开展提供参考。 关键词：数字化变电站；检测；光数字测试仪 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，越来越多的地方建了数字化的变电站，部分新能源如风电场、光伏电站的升压站也建成了数字化升压站，对于数字化变电站的学习及检测有必要加强。 1数字化变电站介绍 1.1数字化变电站的定义 数字化变电站是指按照站控层、间隔层、过程层构建，过程层采用具有数字化接口的智能一次设备，以网络通信平台为基础，采用DL/T860 数据建模和通信服务协议，实现了变电站监测信号、控制命令、保护跳闸命令的数字化采集、传输、处理和数据共享，可实现网络化二次功能、程序化操作、智能化功能等的变电站。 1.2数字化变电站的特点 通过光纤通讯来传递信息，取代原来复杂的二次电缆，可以节省大量投资；电缆很少，方便做好防火措施，可以降低火灾风险；可以减少电缆施工、接线等大量工作量，缩短工程时间；二次机柜内二次接线很少，机柜内看着很整洁；可以避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题。 用电子式（或光）互感器解决传统互感器的固有问题，电力互感器是电力系统中的一种测量传感器，负责基本参数的测量，为系统的计量、保护监控单元提供依据信号。传统互感器存在有功率损耗大、体积大、造价贵；因受铁芯磁饱和限制，通常在使用时，将测量用电流互感器与保护用电流互感器分开处理；当短路电流过大，致使电流互感器铁芯饱和而使电流信号畸变等缺点。电子式互感器有简单的绝缘结构，优良的绝缘性能；消除了磁饱和与磁滞问题；二次侧无开路危险，抗电磁干扰性能好；体积小、重量轻、节约空间；适应电力测量和保护数字化、微机化和自动化发展的潮流等优点。从图1和图2可以得出电子式互感器还可以提高测量精度。 采用IEC61850通信标准，系统开放性高，按统一的通信协议传输，实现不同设备和不同功能的信息共享，解决了不同厂家间通讯兼容问题，变电站设备选型更加方便、实用，变电站的扩建、维修将更容易，不会受制于单一厂家。 通过智能终端对一次设备进行信息采集、传输、处理、控制，智能终端作为一个过程层装置，通过光纤GOOSE网或点对点的光纤连接接收相关联的间隔层设备的控制指令，完成对断路器等一次设备的操作，同时采集断路器等一次设备的相关状态信号通过光纤上送给间隔层设备。 合并单元，对一次互感器传输过来的电气量进行合并和同步处理，并将处理后的数字信号按照特定格式转发给间隔级设备使用的装置。通过合并单元实现电流、电压的采集及数据共享。 2数字化变电站检测及注意事项 数字化变电站检测项目和常规变电站差异不大，但是需要使用专门的检测仪器，如光数字测试仪、数字保护测试仪等专门的数字化检测设备。 2.1光数字测试仪的使用 DM5000H手操光数字测试仪，可以模拟合并单元输出标准的光数字报文，对光数字保护测控装置进行测试。 检测使用一般步骤： 1）导入文件。找到最新的SCD文件，安装SD卡内的工具软件转换成KSCD文件，不转换的SCD文件无法导入测试仪，转换好后存入SD卡，打开测试仪，导入对应KSCD文件，（设置—全站配置文件—Enter—导入—选择文件Enter—ESC 后自动导入）。 2）导入成功后，选择该KSCD文件，进行参数设置，选择基本设置（根据实际参数修改PT、CT变比）。 3）基本设置—SMV发送设置（SMV类型：选择 IEC 61850-9-2；交直流设置—所有通道都是交流，确有直流量对应修改；SMV发送1—光口1（与实际接入的光口对应。 4）SMV测试：选择导入IED—选择需要测试的测控装置—确认—导入本IED—作为被测对象导入—Enter —导入完成—ESC （可在SMV发送设置里看到SMV发送列表）。 5）电流电压功能：密码（654321）进入设置页面，设置好电流电压值、角度、步长等参数，全部发送，根据实际需求改变参数完成测试。 6）B码对时：系统设置（光串口接收设置—正向B码/反向B码/正向PPS/反向PPS），光串口接收信号定义（正向、反向）修改以上两个参数，进入B码对时界面确认对时正常。 2.2常规检测项目 测控装置遥测采样精度测试，使用DM5000H加量，将需要检测的装置IED导入，作为被测对象导入，进入‘电压电流’项目，输入密码，根据试验要求设置电压电流的步长，修改角度，‘发送SMV’,在测控装置上记录电压、电流、有功、无功一次值，同时观察后台数据是否正常。记录时应观察数据是否满足要求，不满足要求，应检查装置、仪器变比等参数是否设置一致。如后台数据不正常，检查画面测点是否链接正确，变比等参数是否正确。 测控装置遥信核对，使用DM5000H加量，将需要检测的装置IED导入，作为被测对象导入，进入‘电压电流’项目，输入密码，按F1切换为GSE项目，选择检测的遥信信号，手动改变遥信信号的状态，检查后台信号变位及报警是否正确。 测控装置遥控试验，进入‘设置’—基本设置—GOOSE发送设置—添加GOOSE—从全站配置中选择GOOSE—选择所在IED—Enter—
对数字化变电站的几点认识 当前变电站综合自动化系统在我国220kV及以下等级电网得到了 广泛的应用，对提高电网的安全经济运行水平起到了重要作用，基本达到了无人值班、简化运维、节省投资等目的。随着国家电网公司智能电网建设全面展开，数字化变电站也将大行其道。数字化变电站是变电站综自发展的下一个阶段。 2010年5月初，孝感电网第一座iiokv汉川福科数字化变电站投入运行。至今运行良好，没有发生保护误动或拒动情况，所有运行监测数据均正确可靠。整个变电站站容站貌整洁有序、设备集成化程度高、电气一二次接线简洁，极大地提升了变电站的档次。 与传统变电站相比，数字化变电站具有以下优势： 1、大幅减少二次接线。同等规模的传统110kV变电站全站用于控制、测量、信号的二次电缆大约需要18000m，按照当前市场行情估算价值30万元；而福科变仅使用数千米低廉的普通光缆，还不算二次电缆展放及接线施工发生的人工费。二次接线工作量只有原来的10%左右。虽然集成一次设备投资高于普通设备，但数字化变电站大幅减少设备安装调试时间，更容易打造标准化变电站。 2、提升计量测量精度。传统变电站采用电磁式电压电流互感器将高电压大电流转换成100V、5A的二次标准模拟量后，综自系统再转换成毫伏毫安级别，最后进行模拟量转数字量，系统识别后数据库自动根据变比换算成一次实际值。过程比较繁琐易产生累计误差。而数字化变电站直接使用高精度的光电互感器，光信号直接通过光纤传输计算机，基本没有损耗，计量测量精度大为提升。 3、提高信号传输的可靠性。避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题，全站操作回路电气、机械及程序闭锁三道关 口防止误操作，变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免设备
我国数字化变电站发展现状及趋势 作者：全国电力系统管理及其信息交换标准化技术委员会何卫来源：赛尔电力自动化总第80期 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，对变电站自动化系统的各方面将产生深远的影响。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。 数字化变电站在我国发展迅速，从1995年德国提出制定IEC61850的设想开始，中国就一直关注IEC61850的发展。全国电力系统管理及其信息交换标准化技术委员会自2 000年起，将对IEC61850的转化作为工作重点之一。从CD（委员会草案）到CDV，从F DIS到正式出版物，标委会及其工作组专家密切跟踪IEC标准的进展，用近5年的时间，二十多位专家的辛勤工作，完成了IEC61850到行业标准DL/T860的转化。 标准转化的同时，国内顶级设备制造商如南瑞集团、北京四方、国电南自、许继电器等同步开展了标准研究和软硬件开发。2006年以来，相继有采用IEC61850标准的变电站投入运行，从110kV到500kV，从单一厂家到多家集成，国内对数字化变电站工程实践的探索正在向纵深发展。 在国调中心的领导下，从2004底开始，标委会成功组织了6次大规模互操作试验，极大地推动了基于IEC61850标准的设备研制和工程化。 为规范IEC61850在国内的有效有序应用，2007年，标委会将DL/T860标准工程实施技术规范纳入工作计划，并迅速组织有关专家进行起草，经广泛征求意见，2008年该规范通过标委会审查报批。成为指导DL/T860标准国内工程实施的重要配套文件。 目前，国内各网省公司都进行了数字化变电站试点，对DL/T860标准的应用程度和技术水平各不相同，有单在变电站层应用DL/T860的，也有在过程层试验的，还有结合电子式互感器应用的；有单一厂家实现的，也有多达十多加设备制造商参与的。数字化变电站的试点已经较为充分，现在应该到了总结成功经验、探讨发展策略的时候了。
数字化变电站技术规范
中国南方电网有限责任公司企业标准 数字化变电站技术规范 （审查稿） Q/CSG ×××××－２００9 2009- - 发布 2009- - 实施中国南方电网有限责任公司发布
目次 前言 (1) 1范围 (3) 2 引用标准 (3) 3 术语与定义 (5) 4 系统构成 (6) 5 系统配置 (8) 6 设备技术要求 (10) 7 软件技术要求 (20) 8应用功能 (23) 9 总体性能指标 (50) 10 设计要求 (52) 11 产品验证技术要求 (53) 附录A 典型应用方案（资料性附录） (54) 附录B 建模原则（资料性附录） (58) 附录C 服务（资料性附录） (77)
前言 近年来，随着工业级网络通信技术、集成应用技术、电子及光电采集技术、信息技术，特别是IEC61850标准的颁布，数字化变电站技术具备了基本应用基础。数字化变电站是以变电站一、二次系统为数字化对象，对数字化信息进行统一建模，将物理设备虚拟化，采用标准化的网络通信平台，从而以信息共享、硬件平台综合集成应用、软件功能插接复用、逻辑功能智能化策略的全新模式，实现变电站运行监视、快速保护、智能分析、标准化操作、设备状态监测等基本功能，并为数字化电网以及广域控制技术的发展奠定基础。 在公司生产、调度等部门的领导下，各级科研和生产单位在数字化变电站和电力生产数字化建设方面进行了积极探索和开展了卓有成效的应用实践。数字化变电站已经成为当前建设的一大热点，一些数字化变电站的试点应用工程已经建成并投入试运行。总体来看，数字化变电站试点工程运行良好，充分体现了新技术的优势，也为电网的可持续发展提供了宝贵经验；同时也暴露了建设标准不统一、设备良莠不齐等问题。为
对数字化变电站的几点认识当前变电站综合自动化系统在我国220kV及以下等级电网得到了广泛的应用，对提高电网的安全经济运行水平起到了重要作用，基本达到了无人值班、简化运维、节省投资等目的。随着国家电网公司智能电网建设全面展开，数字化变电站也将大行其道。数字化变电站是变电站综自发展的下一个阶段。 2010年5月初，孝感电网第一座110kV汉川福科数字化变电站投入运行。至今运行良好，没有发生保护误动或拒动情况，所有运行监测数据均正确可靠。整个变电站站容站貌整洁有序、设备集成化程度高、电气一二次接线简洁，极大地提升了变电站的档次。 与传统变电站相比，数字化变电站具有以下优势： 1、大幅减少二次接线。同等规模的传统110kV变电站全站用于控制、测量、信号的二次电缆大约需要18000m，按照当前市场行情估算价值30万元；而福科变仅使用数千米低廉的普通光缆，还不算二次电缆展放及接线施工发生的人工费。二次接线工作量只有原来的10%左右。虽然集成一次设备投资高于普通设备，但数字化变电站大幅减少设备安装调试时间，更容易打造标准化变电站。 2、提升计量测量精度。传统变电站采用电磁式电压电流互感器将高电压大电流转换成100V、5A的二次标准模拟量后，综自系统再转换成毫伏毫安级别，最后进行模拟量转数字量，系统识别后数据库自动根据变比换算成一次实际值。过程比较繁琐易产生累计误差。而数字化变电站直接使用高精度的光电互感器，光信号直接通过光纤传输计算机，基本没有损耗，计量测量精度大为提升。 3、提高信号传输的可靠性。避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题，全站操作回路电气、机械及程序闭锁三道关
数字化变电站关键技术及未来展望 国得到迅速发展。数字化变电站就是把变电站的信息采集、处理、传输以及输出全部实现数字化。由于这项技术汇集多方面、多层次技术革新，所以它的发展将会是一个比较长期的过程。主要阐述了数字化变电站的背景和特征，着重介绍了变电站数字化过程中的关键技术，同时介绍了变电站数字化之后对未来产生的影响。 为了提高电力系统的自动化水平和可靠性，提高电网企业的经济效益和管理水平，我国电力企业积极进行变电站的数字化。随着国家标准的不断完善以及智能断路器、非常规互感器和网络技术的发展，数字化将是未来变电站自动化发展的必然趋势。 一、数字化变电站的特点 随着数字化技术的出现和应用，数字化变电站的概念也被提出。数字化变电站可以实现信息的整体和统一处理,同时具备变电站内IED之间、控制中心和变电站之间协同互动运行的能力。一般情况下，数字化变电站具备以下几个技术特点。 1.层次化 由于所具备的功能差异，变电站的结构逻辑可分成间隔层、过程层以及变电站层。间隔层的作用是通过本间隔的数据作用于自身间隔的一
次设备。所有与一次设备接口功能的实现是通过过程层完成的。利用全站的数据，变电站层可以对全站的一次设备进行监视以及控制，同时可以实现与远方控制中心进行交换数据。 2.一次设备的智能化 可编程（PLC）控制器可以替换变电站二次回路中的继电器及其配套的逻辑回路，光电数字和光纤将会代替变电站目前普通的模拟信号和控制线路被。 3.二次设备的网络化 变电站的二次设备不设功能装置重复的输入/输出接口，通过网络可以真正实现数据共享、资源共享，普通的功能装置也会演变成逻辑的功能模块。 4.运行管理实现自动化 日常运行、维护、数据记录可以实现无纸化办公和自动化的信息分流交换；变电站发生故障时，及时提出故障原因和维修意见；系统可以自动发出变电站设备状态检修报告。 二、数字化变电站中的关键技术
数字化变电站 晋阳珺 2009.11 内容提要 数字化变电站的定义和组成 非常规CT、PT技术 合并单元技术介绍 数字化变电站工程应用 数字化变电站推荐方案 数字化变电站设计、检修、维护 数字化变电站发展展望
数字化变电站的定义与组成 一次设备智能化，二次设备网络化 变电站层 监控、远动、故障信息子系统 间隔层 保护装置、测控装置 过程层 合并单元（MU）、智能单元 数字化变电站的定义与组成
数字化变电站的定义与组成 控制中心监控主机远动主站 交换机路由器r 站控总线 保护A 测控单元r 光电互感器保护B 保护A 测控单元传统一次设备保护B IEC61850-9-1 IEC61850-8 智能终端 传统一次设备间隔层 过程层r 站控层r 光电互感器 数字化变电站与常规SAS 比较 常规变电站数字化变电站 一次设备： 电磁式互感器非常规互感器 传统开关智能组合电器 二次设备： 传统保护测控设备网络化装置 电缆硬连接SV/GOOSE 通信协议： 私有协议IEC61850
常规互感器与非常规互感器的比较 绝缘性能优良，造价低。电磁式互感器一次侧与二次侧之间通过铁心耦合，绝缘结构复杂，其造价随电压等级的升高呈指数关系上升。在光电式互感器中，高压侧信息通过光纤传输到低压侧，其绝缘结构简单，造价一般随电压等级的升高呈线性增加。 消除了磁饱和、铁磁谐振等问题。光电式互感器无铁心，消除了磁饱和及磁谐振现象，互感器运行暂态响应好、稳定性好。 常规互感器与非常规互感器的比较 暂态响应范围大。电磁式互感器因存在磁饱和问题，难以实现大范围测量。光纤互感器有很宽的动态范围，一个测量通道额定电流可达到几十安培至几千安培，过电流范围可达几万安培，可同时满足测量和继电保护的需要。 没有易燃、易爆炸等危险，无需检压检漏。非常规互感器一般无需油或SF6绝缘，避免了漏油、漏气、爆炸等问题。
数字化变电站的主要特征和关键技术概 摘要：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。笔者就数字化 变电站的主要特征和关键技术加以阐述探讨，并对其主要内容进行分析研究。 关键词：数字化变电站；主要特征；关键技术 一、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。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。 二、进行对数字化变电站的主要特征 1.实现自动变电站内部的自动检修功能 所谓数字化变电站，顾名思义指的是在进行变电站内部使用的的基础之上，根据对设备的 检修结果的整理和分析，有效的根据数字化概念制订出一套合理的变电站设备的各个项目的 状态检修的时间和流程。具体来说，就是在发现了变电站设备状态存在问题之后，在第一时 间对要进行检查或修缮内部的设备进行检修工作，保证变电站内部的各个设备可以安全高效 运行。数字化变电站要在变电站内部设备的运行状态研究的基础之上，结合计算机科学技术、电子通信技术等手段，准确找出变电站内部设备运行状态存在的问题。具体来说，变电站设 备状态检修的内容包括：变电站设备运行状态实时监测、变电站设备带电运行检测、变电站 设备故障诊断检测等。截至目前，数字化变电站设备状态检修工作都是预防性质的检测与修 缮工作，在这样的检测背景下，很难全面完善变电站内部设备存在的问题。针对这样的情况，尽可能的完善数字化变电站设备状态检修工作的功能，发现设备剩余的问题，以待后续解决。 2 通过数字化技术进行对变电站设备的准确评估 在进行数字化变电站设备状态检修的时候，监测的主要内容是对变电站内部设备的运行状 态进行检测。与此同时，为了有效保证变电站设备状态检修的有效性和准确性，需要对变电 站运行设备进行寿命评估。一般情况下，变电站设备检测的主要内容包括：变电站设备进行 交流测量、变电站设备进行直流测量，检测变电站设备是否存在信号干扰问题、检测变电站 逻辑系统，看看变电站设备是否具有自动修复功能、检测变电站通信系统和电流屏蔽系统。 一般情况下，变电站内部设备交流测量主要通过系统内部的 PT、CT 回路进行输入交流电处理，以便测量变电站内部设备线路是否有效运行；变电站内部设备进行直流操作，检测变电站内 部设备是否存在信号干扰问题主要是通过接通直流电，检测变电站内部设备是否可以在通直 流电基础上，保证变电站设备的自动运行；变电站内部逻辑系统检测主要指的是查看变电站 系统内部是否具有自动化的控制能力。 3 通过数字化技术合理选择设备评测方法 为了有效发挥数字化变电站设备状态检修效果，需要选择合适的检修方法，与一次设备状 态检修方法相比，设备状态检修主要是依靠变电站内部的传感器设备。针对这样的情况，在 进行设备状态检修的过程中，可以尽可能的减少对成本资金的消耗。与此同时，为了有效提 升设备状态检修的效果，还可以引进一些比较先进的科技，例如，在设备状态检修过程中引 进 PT，CT 的断线检测技术、保险熔断报警等先进技术，防止变电站设备存在未检测出来的问题，有效保证变电站内部设备的高效运行。 三、数字化变电站的关键技术 1 通过数字化电磁抗干扰技术提升变电站运行的准确率 在进行数字化变电站设备状态检修的过程中，由于利用了较多的电子传感器设备和相应的 计算机处理设备，因此，这些高端精密的电子仪器很容易受到来自电磁信号的干扰，导致设 备状态检修的准确性和精密性难以保证，最终导致收集到的变电站内部设备运行参数不准确、变电站内部设备损坏等问题的出现。针对这样的情况，需要在进行设备状态检修的过程中，
数字化变电站的构成及发展趋势 随着61850规约的广泛使用，数字化变电站在我国逐步得到推广、使用，首先，什么是数字化变电站，数字化变电站由哪些设备构成，数字化变电站的优势在哪里，只有了解了这些才能有助于我们新产品的研发，现在我将数字化变电站的整体构成和几个保护装置生产厂家在数字化变电站上所做的工作做简单介绍，希望通过这个介绍让大家了解数字化变电站的一些基本情况，更有助于我们新产品（PWF）的推广。 一、数字化变电站的构成： 1、数字化变电站的定义：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。 2、各层所包含的主要设备： 1)站控层：包括监控系统中的监控工作站、打印机、维护工程师站等，就地信息上传 到调度的远动系统（通讯服务器、路由器等），微机五防闭锁系统，变电站直流系统，全站的GPS等。 2)间隔层：保护装置、测控装置、保护测控一体化装置、智能仪表等。 3)过程层：光电互感器（ECT/EPT）、MU、智能开关设备（如果是与传统开关配 合就是智能单元） MU(合并单元)的作用:一是解决同步采样问题（常规互感器与电子式互感器会并存，如电压、电流之间，变压器不同的电压等级之间 —三相电流、电压采样必须同步， —变压器差动保护从不同电压等级的多个间隔获取数据存在同步问题
—母线差动保护从多个间隔获取数据也存在同步问题 —线路纵差保护线路两端数据采样也存在同步问题） 二是解决数据传送标准问题。 3、间隔层与过程层之间的连接方式及比较： 我们测试仪注重的是间隔层设备与过程层设备之间的联系，所以这里只介绍这部分的连接方式。 1)110kV及以上电压等级新建变电站标准连接方式 这两种方案看着比较相近，但是点到点的拓扑连接只是将原来的电缆用光纤代替，二次回路上并没有简化多少，数据、信息没有真正意义上实现共享。由交换机组成的星型拓扑连接方式简化了二次回路，数据、信息真正做到共享。点到点的连接方式二次回路虽然比较复杂，但是由于从MU到保护装置的时延相同，所以保护装置算法上不存在由于时延造成的误动或拒动。星型拓扑连接方式会有时延时间不同的现象，对交换机的要求比较高，需要在硬件和软件做的工作较多。 2)110kV及以上电压等级改造变电站标准连接方式
数字化变电站技术
数字化变电站技术 第一章变电站自动化系统概述 一、变电站自动化基本概念 国际电工委员会IEC对变电站自动化系统定义为：变电站自动化系统就是在变电站内提供包括通信基础设施在内的自动化，变电站自动化系统的功能是指变电站必须完成的任务。其功能包括控制、监视和保护变电站的设备及其馈线，同时具有系统组态、通信管理和软件管理功能。 7个功能组： 1．远动功能：“四遥” 2．自动控制功能，备用电源自动投切、故障隔离、网络重组 3．计量功能 4．继电保护功能 5．保护相关功能，故障录波等。 6．接口功能，微机防误 7．系统功能，调度端通信功能 二、变电站自动化系统的发展历程 54年从前苏联引入RTU，东北电网安装16套遥测装置 56年，北京实现第一个遥控变电站 59年，全国29个变电站实现遥控和无人值守 此后，开始远动设备研制工作 60年代，国外开始SCADA系统研发 80年代，我国从英国“西屋公司”采用问答式传输规约的远动终端设备
和调度自动化系统，国内联合对此技术进行消化工作，很长时间处于独立发展状态。 80年代中期开始微机继电保护装置的研究工作，最早WXB-01型 80年代至90年代的变电站自动化系统实际上是在RTU基础上加上1台微机为中心的当地监控系统 问题：前置管理机任务繁重、引线多，扩展功能较难，工程设计按功能“拼凑”方式开展，系统性能指标不尽人意。 2．分布式变电站自动化系统 系统按变电站的控制层次的对象设置全站控制（站控层，又称变电站层）和就地单元控制（间隔层）的二层式分布控制系统结构。使用就地单元控制减少电缆、降低造价，提高可靠性。 三、变电站的三个功能层 站控层（变电站层）、间隔层、过程层 变电站自动化系统其信息采集来源于常规的电磁型电流（TA）/电压（TV）互感器，TA额定输出信号1-5A，TV 100V或100 3 V 站控 控制测控保护远方TA/TV断路器/隔离开TA/TV断路器/隔离开间过
数字化变电站调研报告 2009年5月，相关人员就数字化变电站建设与改造对相关厂家进行了调研，通过对国电南瑞、国电南自、南瑞继保、许继电气四家公司进行考察与交流，实地参观数字化变电站工程，对数字化变电站发展状况及应用情况有了一定的了解，下面将本次调研的情况总结如下：一、数字化变电站概述数字化变电站是由智能化一次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。数字化变电站采用低功率、紧凑型的新型电流电压互感器代替常规CT 和PT，利用高速光纤以太网构成变电站数据采集及传输系统，实现了基于IEC 61850标准的统一信息建模，并采用了智能断路器控制等先进技术。目前数字化变电站技术处于不断发展演进阶段，与综合自动化变电站相比，目前所提数字化变电站概念具有以下几个特点：1. 数据采集实现了数字化采用电子式互感器，结构紧凑，无铁磁谐振与磁饱和问题，采样数据数字量输出。2. 设备操作实现了智能化采用智能化一次设备，设备信息通过光纤网络交互，实现了对一次设备的智能化控制。3. 信息交互实现了网络化取消了控制电缆，二次设备间通过光纤网络交换采样数据、运行状态和控制命令等信息。 4、统一信息模型与通讯协议采用IEC61850标准，所有信息按统一标准建模，并按统一的通信协议传输，实现不同厂家、不同设备间的互操作。二、数字化变电站关键设备与技术1. 电子（光学）式互感器目前主要有基于罗氏线圈原理的电子式互感器与基于法拉第磁
光效应的光学式互感器两大类。电子式互感器原理成熟，目前应用较为广泛，但存在电磁干扰、传感器供能等问题；光学互感器原理先进，无电磁干扰问题，但存在元件稳定性等技术难题，目前应用尚不广泛。两类互感器与常规互感器比较均有绝缘结构简单、体积重量轻、可实现电流、电压互感器一体化组合，动态范围大、无磁饱和现象，直接输出数字信号等优点，与常规互感器相比需增加合并单元模块来完成各相及各间隔间数字采样的同步。2. 智能开关设备IEC62063标准对智能开关设备的定义是：“具有较高性能的开关设备和控制设备，配有电子设备传感器和执行器，不仅具有开关设备的基本功能，还具有附加功能，尤其在监测和诊断方面”。目前已有厂家与一次设备厂家合作在GIS汇控柜内集成保护和测控装臵完成智能开关功能，在现有条件下通常做法是通过加装智能终端完成一次设备与二次设备的接口，智能终端用电缆连接非智能设备的输入、输出，用光纤与控制室内的间隔层设备交换信息。3. 交流量采样数据采集传输方案电子式互感器输出的数字化采样数据需经网络传输至保护、测控等相关设备，目前采样数据传送标准有IEC60044-8、IEC61850-9-1/2等标准。IEC60044-8采用点对点方式传输，传输延时确定，可以采用再采样技术实现同步采样，适合对实时性要求较高场合，但存在光缆铺设量大，合并单元安装方式不灵活等缺点。IEC61850-9-1/2采用网络数据接口，光缆铺设量大幅减少，合并单元安装方式灵活，是采样数据传输的发展方向，但目前存在传输延时不确定、对交换机要求极高等问题，网络延时及故障对全站保护设备影响很大。4. GOOSE网络GOOSE
完整的数字化变电站自动化系统解决方案 王君生1，张培洪2，徐昆江3 （北京德威特力通系统控制技术有限公司 北京 100190 ） 摘要：IEC 61850协议体系标准实现是未来数字化电力自动化系统的发展方向，是数字化变电站系统实现的基础。本方案采用GE公司过程层设备与数字监控保护和北京德威特力通系统控制技术有限公司自主研发的监控、通讯软件系统，在110KV变电站进行了数字化应用。本项目产品必将在由传统自动化系统向数字化系统转化方面发挥巨大作用，同时适用于传统自动化系统改造项目，为未来全面实现数字化变电站系统奠定技术基础。 关键词：数字化；IEC 61850；过程层 0 概述 变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平，近几年来，在电网改造与建设中大量的变电站采用了自动化技术实现无人值班，大大提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度的可靠性，降低了变电站建设的总造价。然而，在变电站自动化系统集成过程中面临的最大障碍是不同厂家的智能设备（简称IED），甚至同一厂家不同型号的IED所采用的通信协议和用户界面的不同，因为需要额外的硬件（如规约转换器）和软件来实现 IED 互联，实现自动化系统的无缝集成和互操作造成一定的困难，这在很大程度上削弱了变电站实现自动化的优点和意义。因此，变电站自动化系统在实现功能之外，还应具备互操作性、开放式的系统联接、选择设备不依赖于生产厂家（支持IEC 61850均可）、可以经济最优化选择可靠的设备、工程管理和运行管理成本最小化、有大容量和大范围的数据库等性能。这在以往系统分析和设计过程中通常是被忽视的。 国际IEC委员会在充分考虑上述变电站自动化系统的功能和要求，特别是互操作性要求的基础上，制定了变电站内通信网络与系统的通信标准体系IEC 61850标准。它采用分层分布式体系、面向对象的建模技术，使得数据对象的自描述成为可能，为不同厂商的IED实现互操作和系统无缝集成提供了有效的途径。该标准的制定及其内容已超出变电站自动化系统的范围，将会扩展到其他工业控制领域，成为基于通用网络通信平台的工业控制的国际标准。当前, 国内外电力设备生产商都在围绕IEC 61850 开展研究和应用工
智能变电站与数字化变电站的异同 国家电网在2009年12月25日推出了新的变电站标准《智能变电站技术导则》，并在随后又发布了一系列相关细化标准，详细规划了智能变电站的设计、改造原则与技术规范。与此同时，数字化变电站的建设在方兴未艾时，即宣告结束。那么智能变电站与数字化变电站有什么异同？还是只是概念上的一个提升，而在实质上并没有明显差别？本文试就此问题做一浅显的探讨，主要依据相关标准并结合变电站项目实践中积累的经验。 国家电网在《智能变电站技术导则》的宣讲资料中详细罗列了现有数字化变电站所存在的问题： 1、数字化变电站仅实现两大应用：电子式互感器、IEC61850 2、缺乏相关的建设标准、规范 3、过程层／间隔层设备与一次设备接口不规范 4、没有解决IEC61850／IEC61970接口 5、主要局限在自动化系统本身，无整个变电站的建设体系（计量） 6、变电站没有信息体系，没有形成更多的智能应用 7、缺乏检验、试验评估体系 其中2、5、6、7可划归到管理范畴，确是指出了数字化变电站的不足。因没有相关标准可供遵循，各地、各企业对数字化变电站的理解有些微的差别，但电子式互感器和IEC61850作为数字化变电站的特征代表却是所有人的共识。在实际中很多人也习惯把数字化变电站与IEC61850等同起来（虽然两者是完全不同的概念）。如果说数字化变电站在应用上仍有很多的不足，那么因数字化变电站的建设，而扩大了IEC61850标准在中国的推广确是不争的事实，研究IEC61850标准与开发相关产品也一度成为电力行业的热门之一。 IEC61850标准仅是一种通信标准，主要用于解决变电站内设备间的互换和互操作问题，淘汰规约转换装置，实现变电站内统一模型和统一标准。至于各设备的数字化改造，以及其它非通信问题，则不在IEC61850的范畴内。在国家没有发布相关标准前，主要是各大厂商在实践中摸索，寻求解决途径。国家电网曾在2007年发布了《DL/T860系列标准工程实施技术规范》，主要用于消除各厂商在
基于IE61850标准的数字化变电站建设实践 摘要:介绍数字化变电站建设如何解决一次设备智能化、二次设备网络化、IEC61850标准等问题,实现站内智能电气设备间信息共享和互操作,提高变电站运行智能化水平。 关键词:数字化变电站IEC61850 二次设备网络化一次设备智能化 变电站在电力系统向用户供电的过程中承担着重要的作用,为了保证供电的可靠性,目前在国内电网变电站中自动化技术已经广泛普及使用,带来了良好的社会经济效益。 但是现有的一些变电站自动化技术也存在很多需要解决的问题,其中比较突出的是:互操作问题、传统电磁式互感器带来的问题、二次回路复杂的问题、一次设备智能化等问题,不能方便地接入变电站自动化系统实现信息共享。 1 数字化变电站的概念 数字化变电站是由电子式互感器、智能化终端、数字化保护测控设备、数字化计量仪表、光纤以太网及IEC61850规约(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)组成的全智能化分层分布式变电站,能够实现站内智能电气设备间信息共享和互操作,具有“一次设备智能化、二次设备网络化、符合IEC61850标准”的三个重要特征。 数字化变电站要求电气设备之间的通信是以数字方式传递和共享,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。 电子式互感器具备体积小、重量轻;具备数字接口,便于和数字设备连接;不含铁芯,消除了磁饱和、铁磁谐振等问题;暂态特性好,测量精度高,频率响应范围宽;绝缘性能好,造价低等优点。随着数字技术和光通信技术的快速发展,使电子式互感器输出信号可方便的转换为数字信号,通过光纤输出,彻底解决了高压设备的绝缘问题和电磁干扰的问题。电子式互感器的出现解决解决传统互感器的问题,具备很高的性价比,特别是在高电压条件下优势更为明显。在性能要求和通信标准上电子式互感器遵循IEC60044-7/8和IEC61850-9-1/2标准。电子式互感器按原理通常分为两类:一类是基于光效应的互感器,另一类是空心线圈电流互感器,带铁心的低功率电流互感器,电阻分压或电感、电容分压的电压互感器等,称为有源电子式互感器。目前此类技术相对成熟,在实际工程中也得到了大量应用。
数字化变电站和智能电子装置的发展和展望 摘要：随着智能电子设备的飞速发展，变电站综合自动化技术即将进入全数字化的新阶段。目前，国际上还没有建成真正意义上的全数字化变电站，而IEC61850标准的发布，为数字化变电站的建立提供了统一的科学的标准规X。本文介绍了数字化变电站的发展方向，进一步分析了光电式互感器在数字化变电站应用中的突出优点，并提出了目前综合自动化设备维护中各专业之间协调与管理存在的问题及解决方法。 关键词：数字化变电站；光电式互感器；变电站综合自动化 Development and Propects of Digital Substation and Intelligent Electronic Devices Abstract:Along with the fast development of electronic devices,the substation automationtechnology is on the point of entering the new digital age.Until now,there hasn’t been any wholly digital su bstation all around the world.However,the issuance of IEC61850 has provided a unified scientific standard for digitalsubstation construction.The paper first introducesthe development direction of digitalsubstation.The outstanding advantages of optical electronic transformer’s application in digitalsubstation are further analyzed.The problems and solution method of cooperation and management in the maintenance of integrated automation equipments are presented. Key words:digitalsubstation; optical current transformer;integrated automation of substation 0 引言 变电站综合自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平，在我国城乡电网改造与建设中已得到认可。而随着智能化的一次设备(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)的出现，常规电流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，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，二次设备通过网络真正实现数据共享、资源共享。变电站的运行管理自动化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、分流交换自动化等等[1]。 随着集成电路和计算机技术的飞速发展，各种新型的大规模集成电路将会进一步应用在继电保护和测控装置上，如32位CPU、数字信号处理芯片DSP、高速数据采集系统、嵌入式实时操作系统、大容量Flash、可编程逻辑器件CPLD、FPGA等。这些新器件的应用将使保护和测控装置的电路板更加小型集成化，装置通信、数据存储及处理能力更强。将间隔的控制、保护、故障录波、事件记录和运行支持系统的数据处理等功能，通过模块化设计集成在一个统一的多功能数字装置内是可行的，间隔内部和间隔间以及间隔同站级间的通信可统一用一层网即光纤以太网来实现。高集成化系统的发展，无疑能降低成本，提高系统可靠性,有利于实现统一的运行管理[2]。目前在许多中低压站已实现。 变电站自动化系统最终向数字化发展，指的是智能化电气的发展，如智能开关设备、光电式电压和电流互感器、智能电子装置(IED)等的出现，使变电站自动化技术进入了数字化阶段。智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路逐渐取代传统的一次回路,使变电站层、间隔层、过程层最终用网络联接起来，并实现统一的通信标准。 1 数字化变电站发展现状 1.1 数字化变电站自动化系统的特点[3] 数字化变电站是以IEC61850系列标准为先导牵引，以OCVT/ECVT等非常规互感器、智能断路器技术发展为突破口，以网络技术发展为支撑的系统化工程。与传统变电站相比，具有八大主要技术特征，引入了过程层的概念，信息应用模式发生了根本变化，基于网络的信息交互更加广泛，更加智能化的一次设备与二次设备的界限变得模糊，一次和二次设备实现了初步的融合，这也符合未来的技术发展趋势。 （1）智能化的一次设备