数字化变电站过程层系统介绍

数字化变电站站控层系统及技术分析摘要：数字化技术的快速兴起，使得国内变电站开始向数字化模式进行转变。

为达到预期数字化变电站运行状态，各变电站都加大了对全站系统以及相关技术的研究力度，而站控层系统作为变电站重要组成，自然也是研究人员研究的重点。

本文将以站控层系统特点分析为切入点，对数字化变电站站控层系统以及相关技术展开全面论述，期望能够为国内数字化变电站运行与发展提供一些理论方面支持。

关键词：站控层系统；系统特点；数字化变电站；跨平台技术站控层是变电站主计算机系统，负责变电站自动化系统管控与协调，能够将变电站运行情况，以数据、图形或者表格等形式展现出来，会对变电站运行过程中所产生的断路器分合以及保护动作等进行记录，能够为相关工作开展提供可靠数据支持。

同时该系统运行还可以为断路器远程操控提供技术保障，在变电站运行中有着不可忽视的作用与价值。

1.站控层系统1.1系统特点计算机高速网络、智能化开关以及相关先进技术的不断发展与运用，是变电站自动化系统变得更加高效、智能，变电站数字化水平越来越高。

按照相关标准，数字化变电站自动化系统主要分为过程层、站控层以及间隔层三部分内容。

其中站控层系统会从信息交换层面出发，将物理应用功能与设备分成数据属性、逻辑设备以及逻辑节点等内容。

在数字化变电站运行过程中，站控层系统会通过对现场设备访问接口的运用，利用公共手段对访问设备对象属性值进行读取与分析，进而展开后续一系列工作。

1.2数据自描述数字化站控层数据描述方式，与传统描述方式并不相同，主要以对象自我描述为主。

此种描述方式并不需要提前与系统进行预约，数据传输效率较高，并不会受到诸多因素限制，站控层系统内数据库可以实现实时更新，现场验收工作更加简便，能够有效降低数据库维护负担，这对于变电站运行而言，是极为有利的。

2.站控层系统及其技术2.1跨平台技术（1）技术实施价值。

Unix操作系统稳定性以及安全性水平较高，是国内变电站站控层系统发展主要方向。

虚拟数字变电站系统基于变电站在电力输送过程中的重要性，变电站主变、开关、电缆分布以及设备周边环境、变电站周边环境等需要重点监控。

在所有监控方式中，最好的方式就是直观明了的看到现场真实的情况，变电站是专业区域一般人员不能入内，各级领导也不可能经常性的到现场进行查看，所以需要建立一套基于现实模拟的数字变电站系统，通过这套系统可以看到现场的实际情况，包括设备、设备周边情况、设备基础信息、设备维护保养信息、设备巡检记录、设备实施监控数据信息等。

数字变电站系统采用虚拟现实技术，将实际的变电站数字化、图像化、网络化，从而实现在任何一台联网的计算机上，都能够全面地、直观地浏览到您所关心的“虚拟现实变电站”的任何信息，使变电站成为名副其实的“网上数字变电站”。

系统由三部分组成：虚拟现实部分、数据管理部分和系统管理部分。

一、虚拟现实部分图形显示管理：系统采用360ⅹ360全角度虚拟现实场景显示变电站场景，并提供放大、缩小、旋转、场景转换、自动运行等图形操作工具和索引图功能。

图形的维护：数字变电站系统提供便捷的图形维护管理入口。

图形的热点维护：用户可以根据需求添加和删除任何热点。

设备的造型图：为了对变电站中的重要设备(比如主变)进行更清晰的了解，系统提供了360度外圆柱浏览的重要设备造型图。

信息数据和图形的结合：主要包括四个方面的管理内容，即：设备参数、设备图形和实时信息、管理信息。

二、数据管理部分变电站MIS：结合现有变电站业务，把各种日常运行记录和报表有机的整和在一起，增强了变电站内部管理。

变电站设备台帐：根据变电站类型和包含设备分级分类显示，形成了一个完整的变电站设备体系，用户可以方便的维护各设备台帐信息。

设备台帐查询和图纸查询：综合变电站名称、电压等级、设备类型、投运日期等等因素，对变电站设备及其图纸进行快速查询调用。

三、系统管理部分基础代码管理：对标准代码和用户代码进行维护。

系统设置管理：设置系统运行参数、动态数据对应关系等等。

供电技术在变电站领域中，智能化电气的发展，特别是智能化开关、光电式互感器等机电一体化设备的出现，变电站即将进入数字化新阶段。

数字化变电站是一个不断发展的概念，目前它是由电子式互感器、智能化一次设备、网络化二次设备在IEC61850通信规范基础上分层构建，能够实现智能设备间信息共享和互操作的现代化变电站。

笔者认为，变电站的数字化首先体现在变电站自动化系统的开放式数字化。

2006年3月27日完成改造的中国南方电网首座数字化变电站——110千伏曲靖翠峰变电站，经过6个月的投产运行，各种数据采集、传输准确无误，运行平稳、安全、可靠。

一、电子式互感器的使用电子式互感器的出现，克服了传统互感器绝缘复杂；重量重、体积大；CT动态范围小、易饱和；电磁式PT 易产生铁磁谐振；CT二次输出不能开路等诸多缺点。

电子式互感器绝缘简单；体积小、重量轻；CT动态范围宽、无磁饱和；PT无谐振现象；CT二次输出可以开路。

目前研究开发中的电子式CT、PT可分成两类：(1基于ROGOWSKI 线圈CT(电磁感应原理，但无铁芯，电容（电阻、电感）分压式PT，先将高电压大电流变换成小电压信号，就近经A/D变换成数字信号后通过光缆送出给接收端，高压端电子设备需要供电，称为有源式互感器。

（2）利用光学材料的电光效应、磁光效应将电压电流信号转变成光信号，经光缆送到低压区，解调成电信号或数字信号，用光纤送给二次设备。

因高压区不需电源，称为无源型互感器。

110千伏翠峰数字化变电站更换的光电式互感器对保护性能的影响、新型计量系统的精度评估以及新老设备的兼容对整个运行体系都有着直接的影响，它标志着变电站自动化技术向数字化迈出了关键的一步，也为我国数字化变电站的推广、运用打下了坚实的基础。

二、开放式数字化的变电站综合自动化系统1、智能化的一次设备根据IEC62063:1999对智能开关设备的定义，它不但具有开关设备的基本功能，还具有在线监视、智能控制、数字化接口和开关的电子操作等一系列的高智能化功能。

分析数字化变电站系统结构【摘要】数字变电站，就是将目前变电站管理所需要的所有功能进行调整，并且集中到一起，在日常运行中，它能根据系统的运行的状况，自动的进行管理。

简单的说，就是将变电站网络化，使人们在计算机上全面、直观的浏览每一个数字变电站的信息。

如今，数字变电站中已经引入了许多的网络设备，技术水平也在不断的更新和提高，在未来，数字变电站将会朝着高集成化、标准化方向发展。

【关键词】数字变电站；运行；网络；技术；信息引言数字变电站系统中引入了网络设备和新型电子设备，大大提高了其自身的可靠性和先进性。

本文主要分析了数字变电站的系统及结构，并对数字变电站应用中所存在的问题进行了讨论和阐述，希望对广大的电力工作者有所帮助。

1数字化变电站的技术所存在的问题1.1 电子式互感器存在一定的问题在数字化过程层的应用中，电子式互感器与合并器的应用产生了一些冲突。

比如，低电压等级采用合并器会导致成本增加，一般情况下，一个保护需要配一个合并器，这样的话综合系统的成本将会增加很多。

而合并器之间的数据交换网络比较复杂，操作起来也比较的困难，整个系统数据传输的可靠性还需要进一步提高。

1.2 IEC61850中存在的问题目前，中国的IEC61850技术和欧美一些国家的技术还不能相比较。

虽然我国的制造厂商也在不断的更新技术，但是水平仍然参差不齐，甚至达不到国际标准。

中国目前国内高压保护都是全重化配置，当双套保护同时运行的时候，两者会一起发生紧急报告，导致冲突和故障的产生。

2 数字化变电站的系统结构数字化变电站按照逻辑结构可以分为三个层次，这三个层次又分为过程层、间隔层、站控层，各个层次的内部以及层次间都采用高速网络来进行通信。

2.1 过程层它是一次设备和二次设备的结合，也是电力设备的智能部分。

它能够对电力系统进行电气量的检查，在设备运行的时候，它会对设备的状态自动的检测并且统计，甚至还能对操作控制进行执行与驱动。

同时，它又指一次设备和智能组件所构成的智能设备、终端，它会对变电站进行电能的分配、转换、测量、监控、保护、维修等。

浅析数字化变电站系统1 数字化变电站概述所谓数字化变电站就是使变电站的所有信息采集、传输、处理、输出过程由过去的模拟信息全部转换为数字信息，并建立与之相适应的通信网络和系统，基本特征为设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化、运行管理自动化等。

数字化变电站的主要一次设备和二次设备都应为智能设备。

理想的数字化变电站的信息充分共享，满足功能分布实现的要求。

变电站中所有设备均从通信系统中获取所需要的其他设备的信息，并通过通信系统向其他设备传输输出信息和控制命令。

按IEC61850通信协议，可传输设备的完整信息，包括状态、配置参数、工作参数、与其他设备的逻辑关系、软硬件版本等。

1.1 数字化变电站系统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。

在逻辑结构上相分为三个层次，依据IEC 61850，数字化变电站的结构可分为过程层、间隔层、变电站层。

1.2 数字化变电站主要特点数字化变电站中采用数字化的新型电流和电压互感器代替常规的TA和TV；将高电压、大电流直接变换为低电平信号或数字信号，利用高速以太网构成变电站数据采集及传输系统，实现基于IEC 61850 标准的信息建模，并采用智能断路器等技术。

数字化变电站具有智能化的一次設备、网络化的二次设备、自动化的运行管理系统，系统结构紧凑。

2 IEC 61850标准概述当变电站内不同厂家设备采用的通信协议、应用程序接口、数据描述方式等缺乏统一的标准时，设备间的互操作性实现困难。

另外，现有变电站自动化系统中，有时同一数据或功能在站内不同地方中应用时，必须重新进行设置，既繁琐又浪费资源。

这些缺陷都需要通过制定能够规范和整合站内信息资源，并满足互操作性和共享要求的变电站通信规约体系。

IEC 61850标准的制定在一定程度上解决了这些问题，使标准化成为可能。

2.1 IEC 61850标准特点IEC 61850标准是由国际电工委员会（International Electro technical Commission）第57技术委员会于2004年颁布的、应用于变电站通信网络和系统的国际标准。

阐述智能变电站过程层应用技术引言智能变电站，是在传统变电站的基础上，引入大量的智能化设备，以数字化、网络化和智能化为目标，具备自动控制、智能调节、在线分析等高级功能的变电站。

与常规变电站相比，智能变电站自动化系统包括了站控层、间隔层和过程层，过程层是其区别于常规变电站的亮点之一，能够提升设备的抗干扰能力以及信息的共享程度。

同时，过程层中应用了大量的新设备和新技术，对于实时性和可靠性有着很高的要求，应该得到电力技术人员的重视。

1、过程层的组成在智能变电站中，过程层是指位于一层设备和二层设备之间的结合面，主要功能在于对变电站设备运行状态的监测、对各种数据信息的采集以及对系统控制命令的执行等。

简而言之，就是将常规变电站间隔层中的部分应用转移到过程层来完成。

过程层以光纤作为信息服务的媒介，其服务方式包括了GOOSE信息传输和分采样值传输两种。

过程层主要是由变压器、互感器、隔离开关、断路器等一次设备，以及相应的附属组件和相对独立的智能化电子设备组成，相比于常规变电站，智能变电站过程层引入了大量的新技术和新设备，结合GOOSE信息传输和分采样值传输两种信息传输方式，能够更加有效的掌握变电站的运行状态，为调整设备运行参数，维护电力系统安全稳定运行提供了完整准确的参考依据。

2、过程层的技术要求2.1采样值传输要求在智能变电站自动化系统中，采样值传输是过程层和间隔层之间实现相互通信的关键，包含了过程层上的最大数据流。

采样值报文对于传输效率有着很高的要求，即使是在极端的情况下，也必须能够对报文的响应时间进行明确。

采样值传输的技术要求包括：一方面，当传输量较大，而且实时性要求较高时，应该采用发布者/订阅者结构；另一方面，依照IEC61850-9-2的标准定义，采样值传输在接入到过程层网络时，应该采用光纤的方式，同时避免间隔层中的计量设备、保护设备等与合并单元的直接连接，而是应该通过过程层交换机来获取采样值信号，从而实现信息的共享。

智能数字化变电站过程层应用技术要点分析摘要过程总线技术是智能数字化变电站基于常规变电站自动化系统结构发展起来的一种集一次设备智能化、二次设备网络系统化为一体的重要技术。

在介绍了智能数字化变电站过程总线通信实现的基本前提技术支撑条件后，对过程总线通信中实现特征参量信号采样值报文和跳闸命令（GOOSE）事件报文高效稳定、精确可靠传输的关键技术进行了详细分析研究。

关键词智能数字化变电站；信号采样值；GOOSE事件随着电力电子技术、计算机技术、电力通信技术等先进技术发展的不断完善，智能数字化变电站已成为变电站综合自动化领域技术升级改造研究的难点热点。

国内外相关电力研究工作人员普遍认为，智能数字化变电站综合自动化技术是基于变电站IEC61850国际规约标准的基础上，建成满足变电站自动化系统全站统一数据信息集成模型和实时通信平台需求，从而实现变电站一次设备和二次设备间的无缝数字化通信，有效提高变电站自动化系统中IED智能电子设备间数据信息资源的实时共享和互操作水平。

基于IEC61850标准的智能数字化变电站继承了常规变电站自动化逻辑组成结构，将整个变电站自动化系统划分为站控层、间隔层、以及过程层三层单元。

过程层与间隔层间的串行通信规约通道可以成为过程总线通信，是过程层现地智能设备与间隔层监测、保护、记录等设备间数据信息的主要通信通道，其是基于网络的过程总线技术结构，其综合成本较低、运行可靠性高等优点，可以大大解决过程层IED设备与间隔层IED设备间数据信息规约较为复杂、通信转换设备综合投资较大等问题，受到广大变电站用户和自动化厂家的青睐。

但在过程层实际应用过程中，如何确保采样信号、保护动作命令等与变电站综合自动化系统安全稳定运行有密切关系的数据信息在船上过程中具有较高的实时性、准确性、安全可靠性，一直就是智能数字化变电站过程总线应用技术研究的重要内容。

1 智能数字化变电站过程总线通信实现基本前提智能数字化变电站过程总线通信技术的研究发展与断路器、互感器等高压开关电气设备制造新技术、通信新技术等的发有密不可分，同时也是电力系统高压行业适应智能电网建设需求的必然发展趋势。

智能变电站过程层网络技术1引言随着IEC61850变电站网络与通信协议标准的发展和广泛应用，智能变电站实现了全站信息的数字化、通信平台网络化以及信息共享标准化。

IEC61850将智能变电站自动化系统从功能逻辑上分为变电站层、间隔层和过程层三层结构。

过程层是智能变电站区别于传统变电站的特点之一，智能变电站的过程层是一次设备与二次设备的结合面，能够更加有效地解决设备易受干扰、高低压无法有效隔离、信息不能共享等缺点。

但是由于智能变电站的信息数据量庞大，对数据传输的可靠性、实时性要求很高，过程层又大量应用了新设备、新技术，而相关设备和技术的运行业又不是很成熟，因此随之产生的安全性和可靠性方面的问题不容忽视[2-3]。

本文提出了几种典型的过程层网络构建方案，并结合实际案例分析研究了其中的关键性技术。

2过程层组网设计方案2.1方案一本方案又被称为常规互感器方案，即是利用采集单元帮助常规互感器实现采样值的数字化。

下面以线路保护为例来进行说明。

该方案的实现与传统变电站的电缆连接方式相似，点对点采用光缆直连，其结构示意图如图1所示。

整个过程层网络的设计基于IEC61850标准，采集单元独立配置是本方案的优点，这方便后期工程进行改造，同时系统中的继电保护装置不必经过交换机直接进行采样，可通过GOOSE网络直接跳断路器，启动断路器失灵、重合闸。

但是本方案有个缺点，就是增加了采集单元，这提高了过程层网络的结构复杂度，同时常规电流互感器的饱和问题不易解决。

2.2方案二本方案建立在IEC61850标准基础上，电压、电流互感器采用电子式。

优点是传输延时固定，由继电保护装置利用插值法对数据进行同步，可以不依赖于外部时钟。

采样值和信息传输采用网络模式，按电压等级进行组网分类。

本过程层组网方案采用IEEE1588或IRIG-B码方式对时，所有的保护都要求配置主后备功能。

另外有几点需要说明的是，变压器中性点的电流和间隙电流要并入相应侧MU；跳母联、分段断路器及闭锁备自投和启动失灵等变压器保护采用GOOSE网络传输。