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
作，并提出IEC 61850的发展方向是实现“即插即用”，在工业控制通信上最终实现“一个世界、一种技术、一个标准”。
数字化电力自动化系统是在过程层数据采样实现IEC 61850-9-2的标准，使系统监控控制系统实现全数字化通讯过程。大大简化了工程成本，简化二次接线，提高了系统的可靠性。
本项目采用GE公司的过程和数字保护设备并融合北京德威特力通系统控制技术有限公司自主研发的IEC 61850通信、监控软件系统，在某地区110KV变电站进行了应用。本项目必将在实现全数字化电力自动化及电站升级改造方面发挥巨大作用，对促进我国电力自动化系统的发展具有十分重要的意义，为未来全面实现数字化变电站系统奠定技术基础。
1 系统介绍
本110kV变电站为搬迁新建站，有2条110kV进线，桥接母联，110kV采用GIS组合设备。10kV系统为标准单母线分段模式，共25条出线。本项目基于IEC61850通信体系对110kV变电站进行全数字化监控及保护综合自动化建设，实现保护信息和控制信息等的数字化通讯控制，使整个变电站的保护自动化系统提升到一个较高的水平，满足未来系统全信息化和升级方便的需求并适应未来若干年系统运行要求及电力系统信息化改造的要求，同时使系统易于扩展升级。
2 系统配置
2.1系统结构
数字化变电站IEC 61850自动化采用分层分布式系统。系统分为四层：站控层、网络层、间隔层、过程层。110kV、10kV就地监控保护设备直接以以太网星形组网，可靠性高，便于扩展（未来增加网络交换机就可以）。站控层设备以光纤双环网连接，系统配置多路冗余通讯接口的IEC61850网关设备，便于采集站内其他非IEC61850通讯接口设备(电表、直流屏等)，并能适应对外以各种不同通讯规约进行通讯连接。
2.2网络结构
变电站综合自动化110kV系统过程层配置如图1。
图1 过程层通讯结构图变电站综合自动化10kV系统配置如图2。
图2 配电所通讯结构图
变电站综合自动化站控层配置如图3。
图3 站控层通讯结构图
2.3站控层
站控层是专门针对计算机监控系统而设计的，它集实时监控(SCADA)、保护通讯与操作管理等功能一体化设计，全面面向电力系统，支持从软件支撑平台至应用层的开放，应用软件平台全面建立在开放的国际工业标准基础上，应用层的开放能适合于不同程度的拓展要求，为系统功能扩展和多厂家系统纵横互连提供了方便。
IEC61850网关由嵌入式工业计算机构成，IEC61850网关（远动工作站）采用工业级无风扇、全密封，上架式19”的1U结构。物理上具备4个独立以太网，6个带隔离的RS-232/422/485通讯接口，它具有丰富的通信规约库，几乎囊括了各种流行规约。兼顾通讯管理及规约转换职能。该综自系统功能齐全、可靠性高、结构紧凑、操作简单。监控软件可灵活运行于WINDOWS2000/XP等WINDOWS XPE操作系统，监控软件采用面向对象的Visual C++编程软件开发，结合电力综合自动化诸多的特点，是一个组态灵活、开放性的通讯转换与管理系统。
10kV所有IEC 61850综合保护装置均直接集中组屏安装在监控柜上，设备通讯采用以太网连接。现场的直流装置、电度表等将采集的过程数据通过各自的私有通信协议传输到IEC61850网关软件模块系统中，服务器将信息转换成符合IEC 61850标准的信息格式和通信服务，从而实现非IEC 61850标准设备（系统）与后台主站之
间的IEC 61850标准通信功能。IEC 61850通讯软件模块汇集IEC 61850通信网所有信息，与站外调度（集控站）进行通讯连接。 2.4网络层
站控层网络为以太网，网络拓扑结构为星型，网络传输速率为10/100Mb/s，通讯介质为光纤。它负责站控层各个设备、系统之间和来自间隔层的全部数据的传输和各种访问请求。其网络协议符合国际标准先进的IEC61850，具有良好的开放性。站控层网络按双光纤以太网环网配置、规模满足工程远期要求。
间隔层网络采用冗余以太网接口，网络拓扑结构为星型，间隔层与站控层网络网络采用双环网通讯架构，网络协议符合国际标准先进的IEC61850（ TCP/IP模式），通讯介质为光纤。
网络各级配备IEC61850网关设备对电站自动化系统中电度表、直流屏等微机接口设备，进行信息抽取和数据整合，实现电力信息的汇总、转换和管理。
2.5 现场监控保护设备层（间隔层）
间隔层的主要IEDs（保护装置、测控装置、直流系统、电量计费系统）和站层之间的通信均应用IEC 61850通信协议标准实现。采用光纤以太网通讯模式，信息在高速以太网上交换。系统对时采用全站SNTP网络统一对时方式，同时设置独立的GPS系统、支持IRGB对时模式。
在数字保护方面采用GE公司的数字UR系列保护装置，该系列保护具有嵌入式IEC 61850通讯功能。本工程用了T35变压器监控保护装置、F35多馈线监控保护装置、B30母线监控保护装置、F650综合保护装置。值得一提的是1台F35多馈线监控保护装置可实现5条10（6）KV馈线保护功能，通过模块化配置可对五条馈线在物理上提供相对独立的保护监控单元功能，特别适用于终端电站和老站升级改造项目，具有极高的数字化系统改造性价比。
2.6过程层
变电站110kV过程层配置系列GE公司最先进的HardFiber设备，实现电站110kV系统全数字化采集过程（相关110kV保护配置数字模块即可）。最多可以节约50%的保护与控制方面的劳力成本。省去大量的铜电缆接线，对于电力系统保护与控制的设计、制造、调试与维护可以更有效地优化使用资源。牢固且简单的结构，配置IEC 61850过程总线适应极端严酷环境的开关站接口，无需配备特殊的封闭外壳可作为UR系列保护装置产品的延展，广泛适用于发电、输电和配电系统。
HardFiber Brick过层设备最大特点：支持常规CT/VT就地接入，双源架构，可靠性高内部湿接点实现16路数字状态输入，6路高
速固态继电器输出，带有多路用于RTD、电位器、DC电压或直流毫安
输入的通道。通讯上完全符合并支持：IEC 61850 9-2 采样值、IEC 61850 8-1 GOOSE，100 Base-BX双方向光纤以太网通道。安装上：
适应严酷环境的户外型光纤电缆，对一次设备执行所有的测量和控制，适合于户外安装 - IP66，-40℃ 至85℃，通过标准连接器进行
的防差错的铜制和光纤电缆安装。
本项目过程层设备采用四台HardFiber Brick设备、一台连接箱，具体设备类型如下：配置IEC61850过程总线4CT/4VT输入
Brick设备 2台于110kV1段和2段PT，,每台设备含18DI/6DO，直
接采集控制现场设备。配置IEC61850过程总线8CT输入Brick设备
2台分别配置于110kV进线CT侧,每台设备含18DI/6DO，直接采集
控制现场设备。系统共配置4台Brick装置可满足110kV监控保护
的现场采集、控制需要。
图4 110kV系统过程层设备配置原理
3系统软件功能
综合自动化软件系统由多个软件功能模块体系构成，可以进行
配电系统的一次接线图的显示与操作、相关参数设置、遥控闭锁操作、报警、事件记录、分析曲线、棒图、实时与历史报表打印、智
能报警、负荷分析、定值计算等功能，通讯管理系统软件可以实时
采集站内各设备信息，并可同时向上一级自动化系统通过标准规约进行运行监测数据的传输。
3.1完整IEC61850功能体系
IEC61850集成到整个Scada系统中，scada系统是一个标准的IEC61850客户端，IEC61850与Scada系统之间不需要任何的转换，从IEC61850服务端获得数据直接进入Scada系统。实现真正意义上的IEC61850 Scada系统。该系统理论上可以连接无限个iec61850服务器（受系统CPU和内存影响），标准配置是100个iec61850服务器。
3.2电力信息的采集与处理
实现各类电气设备信息监控和四遥功能：提供开放的ActiveX 控件接口，通过网络节点可以远程访问实时和历史数据；通过ODBC 接口实现与关系数据库双向数据交换；符合工业自动化的标准通讯，能够以OPC标准和第三方软件进行数据交换；支持INTERNET/INTRANET直接访问，可以用IE浏览器作为一个瘦客户端软件来访问服务器的数据及监控画面。
3.3图形功能
可通过运行工况图显示变电站的地理位置图、一次接线图、电气主接线图、实时系统运行工况图、故障报警的详细记录、 跳闸设定的曲线对比图、模拟指针表图等。
分析曲线对实时数据以曲线的方式进行显示，可以对实时电流、电压和能耗等进行显示，并可以灵活的进行设置。
3.4报表功能
通过报表工具可以制作实时数据报表和历史数据报表。报警记录功能可对系统模拟量的越限报警、开关跳闸报警进行记录；事件记录功能可记录系统发生的事件信息和操作信息，并且可以对各线路情况进行查询。
3.5打印功能
定时打印报表，包括运行日志、开关操作记录及事件顺序记录。
3.6安全权限管理
为保证系统的安全性，系统可根据各工作站的不同用途设置相应权限，系统提供基于用户权限的安全管理系统，可设置系统操作员、系统工程师、外部有关人员等多级的操作权限，每个用户都有自己加密的个人口令密码。
3.7软件系统开放性
数据库开放接口提供开放的ActiveX控件接口，通过网络节点可以远程访问实时和历史数据,ODBC接口实现与关系数据库双向数
据交换,OPC架构符合工业自动化的标准通讯，能够以OPC标准和第三方软件进行数据交换。
3.8事件处理机制
系统含有完善的事件记录服务机制，任何对数据库的访问、通讯数据的事件传送、现场采集数据的变化报警、网络通讯状态等均产生相应的带时间戳的事件，并可被历史记录，用户可以访问和查询这些记录。特别对SOE事件，严格按电力系统的相关规定处理，事件的存储、分类、查询及读取十分方便。
4 方案特点
4.1 IEC61850保护配置特点
采用先进的过程层设备，实现数字化采样和数字化微机保护。作为典型110kV电站仅需3面屏就可完成，对未来110kV电站自动化系统的全数字化实现及电站自动化升级改造具有重要的参考价值。装置间GOOSE闭锁功能的实现使全站总体运行的安全性及可靠性提升到较高的水平。
4.2站内通讯系统的高兼容性、高可靠性和接口的多样化
作为无人值守自动化的要求，采用嵌入计算机、触摸屏完成各下游配电室就地监控、数据集中和信息远传功能。达到系统配置高可靠性和配置最优。计算机结构采用工业级无风扇、全密封，上架式19”的1U结构，嵌入式安装于主保护监控屏上。
通过IEC 61850网络通讯交换机、后台监控主机、网络通讯管理机的通讯接入均可获取全站完整模型信息。整个系统具有良好的信息互联开放性。
4.3与站外通讯接口
该功能由安装于主保护监控屏上嵌入计算机采用丰富的通讯接口来完成，采用以太网方式，按指定通讯规约，将电站运行信息与远方信息系统互联通讯。
4.4 本项目的实现在国内达到以下几个技术领域的创新成果：
第一个以完整数字化IEC61850-9-2实现的变电站过层应用项目 第一个110kV变电站实际实现站内GOOSE功能应用
5 未来展望
随着电子式互感器及智能化开关设备技术的发展，使得一次设备与二次设备可通过光纤以太网交换信息。电子式互感器具有体积小、无铁芯、因此无饱和现象，且线性度好，可输出信号直接与IEC接口。智能开关除了具有开关设备的基本功能，还具有数字化
接口、在线监视、智能控制等一系列的高智能化功能。未来变电站IEC 61580的模式如图5
所示。
IE C61850 Architecture for Future
nance
10/100 Mbs
Data C
D400
thernet S witch
图5 未来IEC 61850模式
6 总结
IEC 61850协议体系标准实现是未来电力自动化系统的发展方向，是数字化变电站系统实现的重要而基本的内容。国家电力公司已将IEC 61850标准的推广和应用作为近年重大应用项目列入国家电力发展规划中。
数字化变电站应用中面临新老自动化系统交替、互联共存的现实问题，在电力自动化系统基于IEC 61850通信标准化、通信协议转换方面进行研究和应用，能促进电力自动化的标准化发展，带来巨大的经济效益。缓解长期困扰电力自动化系统用户和设备制造商的系统设备联接和系统联网问题。将来能适应国际电力自动化系统通信技术的发展，及时提高电力自动化系统通信协议体系对“IEC 61850标准”的适应性。“IEC 61850标准”全面在我国电力行业推广实施会有一个过程，但它对推进变电站数字化的发展将产生重大而长远的影响。
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作者简介：
王君生，华北电力大学，研究生
张培洪，北京德威特力通系统控制技术有限公司，总工程师
徐昆江，北京德威特力通系统控制技术有限公司，总经理
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
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
浅谈数字化变电站的应用 隨着经济技术的发展，我国的电力系统在不断地发展，但是传统的自动化变电站已经不能满足现在的需求，还存在很多的不足，而数字化变电站在近几年得到了长足的发展，也必将成为未来电网和电力市场的主旋律。数字化变电站技术较以往的自动化技术相比有自身的独特优势，本文就数字化变电站的情况做简要的介绍。 标签：数字化变电站智能化应用 随着变电站综合自动化系统、基于微机数字信息的二次设备的不断推广和普及，现有变电站已经具备了一定的数字式和自动化特征。做为变电站自动化技术的提升，数字化变电站也有其自身发展的过程，随着智能化开关、光电式互感器、一次运行设备在线状态检测等技术逐步成熟，数字化变电站已经比较完善，能够逐渐实现资源的共享；从长远看，随着一次设备智能化的进步，数字化变电站还应该有所提升，比如提高数字变电站的自我检修功能等等，很多方面还有很大的提升空间。 1 数字化变电站的主要特点 1.1 一次设备智能化 微处理器和光电技术是一次设备的信号回路和控制回路主要采用的技术，在采取此技术后，传统的导线连接不再被使用，连接主要通过数字程控器及数字公共信号网络得到实现。主要包括：电子式电流/电压互感器、智能型断路器/隔离开关、智能型变压器以及其它数字化的辅助设备。利用这些设备可以实现变电站的智能化运转，会大大地提高变电站的工作效率。 1.2 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，这种网络化可以让变电站的资源共享度提高，是一次设备智能化的提升和补充。标准化、模块化的微处理机是变电站内二次设备设计制造的基础，高速网络通信是设备之间连接的主要通道，数据和资源的共享通过网络通道得到了实现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。一次和二次设备之间的网络通信主要采用电气量采样值、跳合闸命令、状态信号及故障告警信号等三种数字化方式传输。所以两种设备间的智能化和网络化是相辅相成，共同工作的。 1.3 运行管理系统自动化 目前我国的电力变电站已基本普及了变电站自动化管理系统，实现运行管理系统的自动化。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
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
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
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
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 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
浅析数字化变电站建设中的新技术应用 发表时间：2017-07-26T15:48:09.563Z 来源：《基层建设》2017年第10期作者：汤心洲冯超 [导读] 摘要：随着电力在人们生活中发挥着越来越重要的作用,变电站技术趋于成熟。 国网河北省电力公司保定供电分公司河北保定 071000 摘要：随着电力在人们生活中发挥着越来越重要的作用,变电站技术趋于成熟。数字化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备组成的,实现了变电站电气设备之间的相互操作以及信息共享。随着科学技术的快速发展,数字化变电站技术日益提高,尤其是数字化变电站的电子式互感器、通信技术以及自动化系统,逐渐趋于成熟。文章通过分析数字化变电站新技术的应用,以此推动变电站向数字化变电站转变。 关键词：数字化；变电站建设；新技术 引言 随科技的快速进步，中国的数字化变电站技术已日趋成熟，数字化变电站指的是变电站内的一次电子装置、二次电子装置全部实现数字化，并建立统一的数据建模以及通信平台，从而使得智能设备间的互操作性得到提升。智能化开关技术、一次运行设备在线检测技术、电流电压互感器（光电式）以及变电站运行操作仿真技术的快速发展，加上自动系统中计算机网络技术的运用，对于变电站的数字化发展十分有利。 1通信技术在数字化变电站建设中的应用 所谓数字化变电站指的是利用先进的代通信技术及其通信媒介取代普通的通信电缆，从而进一步简化了分层组网技术，使得二次系统变得更加简捷。变电站内的所有二次设备都是基于标准化、模块化的微处理机进行设计制造，而设备间的互联利用的是高速通信网络，通过局域网达到数据、资源的高度共享，省去了普通功能装置的接口，传统的功能装置被逻辑上的功能模块所替代网络通信技术的运用，数字化变电站能够达到跨变电站、自动协调控制以及跨区域的保护目的。 数字化变电站相互之间的通信通过以太网交换机（工业级IEC61850），充分利用光纤环网实现互联，所有变电站间信息实现了高速连接。变电站内部主保护与测控装置、直流以及电量计费系统（IED）则充分利用变电站高速以太网交换机（IEC61850）对信息进行汇总，变电站、变电站监控中心相互的通信都是通过IEC61850通信协议标准来完成。变电站内配置了一种高性能的通信管理机，这种通信管理机与主机一体化的工业级嵌入式计算机相连。利用多模式通信接口将站内其他设备信息进行汇总，并综合考虑未来扩展的需要，汇总之后的信息在高速以太网上进行交换。系统利用全站SNTP网络统一对时模式，各站拥有各自独立的全球定位系统GPS。数字化变电站的站控层主要包括监控、事件日志、告警以及远动服务器等设备；间隔层主要继电保护、测控、计量以及与接入其他智能设备规约转换等设备；过程层主要包括合并单元、智能开关以及数字互感器等设备。站控层通信全部选用IEC61850标准，可直接接入IEC61850装置的主要包括监控后台、远动通信管理机以及保护信息子站等。间隔层通信网选用的是一种星型网络架构，这种网络能够使得跨间隔的横向联锁功能得以实现。电压不超过110kV及的变电站自动化系统都可以选用单以太网，电压超过110kV的变电站自动化系统必须选用双以太网。网络选用的是IEC61850国际标准，而非IEC61850规约的设备必须经过规约转换之后才能接入。 2自动化的运行管理技术 数字化变电站在进行自动化运行管理时，当变电站运行发生故障后可以及时地对故障进行分析，并可以及时地提出故障处理意见，并将故障原因指出。在记录电力生产运行数据时能够实现无纸化，能够准确地将数据信息进行分层，实现数据分流自动化。另外，在运用智能化设备时，可以对设备信息直接处理，并且不用与其他控制系统进行连接，能够独立地执行本地功能。在自动化管理系统中具备着自检功能，能够及时发现系统出现故障，并及时报警。通常数字化变电站能够自动发出需要检修的设备报告，从而将定期的设备检修改变为状态设备检修。在数字化变电站建设中，有效地利用自动化技术，在很大程度上促进了电网建设的现代化，提高了我国电网的信息化水平，加强了我国电网调度和输配电力的功能，同时在一定程度上减少了变电站建设需要花费的成本。在数字化变电站中的倒闸操作，其本身具备着非常高的自动化程度，尤其是在进行程序化操作后，在很大程度上提高了工作效率以及操作准确性。在进行倒闸操作时，通常是需要保证电力设备的稳定，有着正确的五防，并可以进行正确的操作。 3电子式互感器的运用 根据电子式互感器的不同原理，可以将其分成电原理型和光学型，光学型电子互感器是指充分利用光线在电场或者磁场中的偏转现象，结合偏转角度计算出电场或者磁场的强度，从而推算出系统的电流以及电压值，该类型的电子式互感器的最大特点是其灵敏度高、绝缘性能好，但也存在一定的局限性，比如检测信号微弱、容易受到周边环境的影响、光学传感材料的长时间稳定性比较差以及封装技术等等，有关研究人员已经在检测方法上采取了一定的措施，然而在短期内光学型互感器仍然无法实现工程上的推广与应用。所以，国际上当前能够实现商业化运行仍然是以电原理型的电子互感器为主，这种类型的电子互感器具有稳定性好，性能可靠等优点，我们国家对于光学型互感器的研究较为深入，因而这种类型的电子式互感器已经在商业运行中得到了推广应用。 最近几年以来，由于我们国家变电站电压等级的快速提高，电子式互感器的优势得到进一步凸显，特别是在特高压以及超高压的电力系统，电子式互感器的优点更加凸显，主要表现在绝缘性能以及暂态特性优异，适应强电磁环境能力强，能够承受比较高水平的动热，与普通的互感器相比优势非常明显。德国在特高压试验场电子式互感器得到了大量运用，而我们国家也有几十个数字化变电站成功运用，这些都选用了电子式互感器，可以预计的是，这将成为我们国家数字化变电站实现自动化运行管理的一场重大的技术变革，具有十分深远的意义。 在技术方面，电子式互感器的应用能够进一步提升设备的安全稳定性，进一步提高保护、测量以及计量系统的精确度，能够有效防止信号传输、处理工作等产生的附加误差，使得自动化设备数量减少了，二次接线也更简化，变电站系统的稳定性进一步提高，此外，数字化变电站设备的互操作性比较强，从而实现前台运行系统以及其他后台支持系统相互之间的内部数据能够高度共享，从而进一步降低了通道重复建设以及投资，工程周期进一步缩短，便于各种变电站的扩、改建工作，缩短了设备投运时间，电力设备的退出次数以及时间，有利于设备的更新以及维护工作，电力设备的工作效率得到提高，变电站工作周期内的总投资成本也降低了。 4数字让变电站建设中新枯术应用需要件章的问颗 4.1有效配置网络分析仪 利用数据传输网络,必须充分发挥数字化变电站的保护、测量和控制作用,达到信息资源共享目的。而数字化变电站中的智能化设备的
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