摘要：隨著智能化電氣設備的發展，特別是智能化開關、光電式互感器等機電一體化設備的出現，數字化變電站從理論變為現實，一個數字化變電站時代即將來臨。該文主要從數字化變電站自動化系統的技術特征、系統組成、網絡結構及應用中存在的問題等幾個方面進行論述。

關鍵詞：數字化變電站；光電/電子式互感器；

變電站自動化技術的發展直接表現為變電站自動化系統結構的變遷，從集中式到分層分布式。廠站自動化技術在結構上增強了變電站自動化系統功能的同時，提高了系統的實時性、可靠性、可擴展性和靈活性，基本達到了節省投資、簡化維護等目的。數字化變電站的系統結構繼承并發展了分層分布式變電站結構的特點，同時隨著電子式互感器、智能開關技術的應用，使得數字化變電站的系統結構又有了不同于常規變電站的**性變化，也呈現了與常規變電站迥異的鮮明的技術特征。
1 數字化變電站的技術特征
各類數據從源頭實現數字化，真正實現信息集成、網絡通信、數據共享。在電流、電壓的采集環節采用數字化電氣測量系統，如光電/電子式互感器，實現了電氣量數據采集的數字化應用，并為實現常規變電站裝置冗余向信息冗余的轉變，為實現信息集成化應用提供了基礎。打破常規變電站的監視、控制、保護、故障錄波、量測與計量等幾乎都是功能單一、相互獨立的裝置的模式，改變了硬件重復配置、信息不共享、投資成本大的局面。數字化變電站使得原來分散的二次系統裝置，具備了進行信息集成和功能合理優化、整合的基礎。
系統結構更加緊湊，數字化電氣量監測系統具有體積小、重量輕等特點，可以有效地集成在智能開關設備系統中，按變電站機電一體化設計理念進行功能優化組合和設備布置。
系統建模實現標準化，IEC 61850確立了電力系統的建模標準，為變電站自動化系統定義了統一的、標準的信息模型和信息交換模型，實現智能設備的互操作，實現變電站信息共享。對一、二次設備進行統一建模，資源采用全局統一命名規則，變電站內及變電站與控制中心之間實現了無縫通信，從而簡化系統維護、配置和工程實施。
設備實現廣泛在線監測，使得設備狀態檢修更加科學可行。在數字化變電站中，可以有效地獲取電網運行狀態數據、各種智能電子裝置IED（Intelligent ElectronicDevice）的故障和動作信息及信號回路狀態。數字化變電站中將幾乎不再存在未被監視的功能單元，在設備狀態特征量的采集上沒有盲區。設備檢修策略可以從常規變電站設備的“定期檢修”變成“狀態檢修”，這將大大提高系統的可用性。
2 數字化變電站的系統組成
數字化變電站是智能化的一次設備、網絡化的二次設備在IEC62850通信協議技術上分層構建的，能夠實現智能設備間信息共享和互操作。下面分別對三個組成部分進行介紹。

2.1 智能化的一次設備
智能化的一次設備包括光電/電子式互感器，智能化斷路器等。光電/電子式互感器的*大特點是可以輸出低壓模擬量和數字量信號，直接用于微機保護和電子式計量設備，適應電子系統數字化、智能化和網絡化的需要，由于其動態范圍比較大，能同時適用于測量和保護兩種功能的應用。光電/電子式互感器具有良好的絕緣性能、較強的抗電磁干擾能力、測量頻帶寬、動態范圍大等特點。
智能化斷路器由微機、電力電子組成執行單元，代替常規機械結構的輔助開關和輔助繼電器，實現按電壓波形控制跳、合閘角度，**控制跳、合閘時間，減少暫態過電壓幅值。檢測電網中斷路器開斷前一瞬間的各種工作狀態信息，自動選擇和調節操動機構以及滅弧室狀態相適應的合理工作條件，以改變現有斷路器的單一分閘特性。在輕載時以較低的分閘速度開斷，而在系統故障時又以較高的分閘速度開斷等，這樣就可獲得開斷時電氣和機構性能上的*佳開斷效果。斷路器設備的信息由設備內微機直接處理，并獨立執行當地功能，而不依賴于變電站級的控制系統。
2.2 變電站內的二次設備
變電站內的二次設備，如繼電保護裝置、測量控制裝置、防誤閉鎖裝置、遠動裝置、故障錄波裝置及正在發展中的在線狀態監測裝置，全部基于標準化、模塊化的微處理器設計制造，二次設備不再出現常規功能裝置重復的I/O現場接口，它們之間的連接全部采用高速的網絡通信，并且通過網絡真正實現數據共享、資源共享。
2.3 IEC 61850
IEC 61850是國際電工委員會TC57工作組制定的《變電站通信網絡和系統》系列標準，它是基于網絡通信平臺的變電站自動化系統**的國際標準，它不僅規范保護測控裝置的模型和通信接口，而且還定義了數字式TA、TV、智能式開關等一次設備的模型和通信接口。它將變電站通信體系分為3層：變電站層、間隔層、過程層。在變電站層和間隔層之間的網絡采用抽象通信服務接口映射到制造報文規范（MMS）、傳輸控制協議/網際協議（TCP/IP）以太網或光纖網。在間隔層和過程層之間的網絡采用單點向多點的單向傳輸以太網。變電站內的智能電子設備（IED，測控單元和繼電保護）均采用統一的協議,通過網絡進行信息交換。
該標準通過對變電站自動化系統中的對象統一建模，采用面向對象技術和獨立于網絡結構的抽象通信服務接口，增強了設備之間的互操作性，可以在不同廠家的設備之間實現無縫連接。它解決了變電站自動化系統產品的互操作性和協議轉換問題。采用該標準還可使變電站自動化設備具有自描述、自診斷和即插即用的功能，極大的方便了系統的集成，降低了變電站自動化系統的工程費用。在我國采用該標準系列將大大提高變電站自動化系統的技術水平，提高變電站自動化系統**穩定運行水平，節約檢修維護的人力物力、實現完全的互操作性。
3 數字化變電站的網絡結構
根據IEC61850通信協議定義，數字化變電站自動化系統分為三層網絡結構。這三個層次分別稱為“過程層”、“間隔層”、“站控層”。各層次內部及層次之間采用高速網絡通信，通信媒介為網絡線或光纖，見圖1。
3.1 過程層
過程層是一次設備與二次設備的結合面，或者說過程層是指智能化電氣設備的智能化部分。過程層的主要功能分三類：電力運行實時的電氣量檢測；運行設備的狀態參數檢測；操作控制執行與驅動。電力運行的實時電氣量檢測，主要包括電流和電壓幅值、相位以及諧波分量的檢測，與常規方式相比所不同的是傳統的電磁式互感器被光電/電子式互感器取代，傳統模擬量被直接采集數字量所取代。 運行設備的狀態參數在線監測與統計，變電站需要進行狀態參數檢測的設備主要有變壓器、斷路器、隔離開關、母線、電容器、電抗器以及直流電源系統。在線檢測的內容主要有溫度、壓力、密度、絕緣、機械特性以及工作狀態等數據。操作控制的執行與驅動包括變壓器分接頭調節控制，電容、電抗器投切控制，斷路器、隔離開關合分控制，直流電源充放電控制。
3.2 間隔層
間隔層設備的主要功能是：匯總本間隔過程層實時數據信息，實施對一次設備保護控制功能，和本間隔操作閉鎖、操作同期及其他控制功能；對數據采集、統計運算及控制命令的發出具有優先級別的控制；承上啟下的通信功能，即同時高速完成與過程層及站控層的網絡通信功能。必要時，上下網絡接口具備雙口全雙工作方式，以提高信息通道的冗余度，保證網絡通信的可靠性。
3.3 站控層
站控層設備的主要功能是：通過兩級高速網絡匯總全站的實時數據信息，不斷刷新實時數據庫，按時登錄歷史數據庫；按既定規約將有關數據信息送向調度或控制中心；接收調度或控制中心有關控制命令并轉間隔層、過程層執行；具有在線可編程的全站操作閉鎖控制功能；具有站內當地監控，人機聯系功能，如顯示、操作、打印、報警、圖像、聲音等多媒體功能；具有對間隔層、過程層諸設備的在線維護、在線組態、在線修改參數的功能。
4 數字化變電站應用中存在的問題
目前光電/電子式互感器的生產廠家數量有限，產品可選型號相對較少，部分高電壓等級的電流互感器變比較大，不能滿足現場運行需要。如內蒙古220 kV杜爾伯特數字化變電站，線路電流互感器變比為1200/5，為滿足現場實際需要，只能在合并器（作用是將各電流互感器傳回的電流數據和由電壓互感器傳來的電壓數據處理后打包輸出，供各保護和測控裝置使用）上采用軟件的方法修改變比，使得TA的輸出精度可能無法滿足要求，給變電站的計量、保護都帶來一定的負面影響。
由于光電/電子式互感器本身的結構特點和工作方式，導致互感器的角差、比差現場試驗難以進行，甚至極性試驗也無法開展，只能等到設備投運帶電后，才能檢驗接線的準確性。另外，光電/電子式互感器的局放試驗、伏安特性試驗的試驗方法和標準也與常規設備有很大的區別，這都需要設備廠家和運行主管單位專門制定。
數字化變電站保護校驗相對復雜，在變電站運行的條件下對部分間隔保護校驗的難度很大，目前的常規繼電保護校驗裝置無法提供數字化保護所需的電流量和電壓量，因為電流量和電壓量必須經過合并器才能進入保護裝置，而要完成試驗必須自帶合并器提供模擬試驗中的電流量和電壓量，要完成母差保護這類需要大量電流電壓量的保護校驗便顯得尤為困難。
IEC 61850通信協議本身并未對變電站網絡系統的**性做任何規定，同時協議本身的開放性和標準性給變電站的網絡**帶來重大隱患。要做到二次系統信息的保密性、完整性、可用性和確定性，符合二次系統**防護的要求，是自動化廠家仍需考慮和完善的技術環節。雖然目前已投運的變電站采取了防火墻、分層分區隔離等手段進行防護，但防護的效果仍有待時間的考驗。
5 結束語
國內已有數個數字化變電站順利投運，運行時間*長的已近兩年，總的來看設備運行平穩，各類數據采集、傳輸無誤，保護和自動裝置動作正常，至少可以說明數字化變電站的技術運用到實際中已初步通過實踐的檢驗，滿足了**、穩定的系統運行要求。但同時數字化變電站經過更長時間的運行，肯定會出現除本文提到的其他的更多的各種各樣的問題，還有待各專業研究機構和有能力的廠家進一步深入研究和解決。
參考文獻
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(來源:中國電力網)