数字化变电站解读

沈明浩

云南省玉溪供电局 ，云南 玉溪 653100

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。

[1]陈轶玮.数字化变电站实用化研究[D].浙江大学，2007.

[2]高梯才，赵海森.数字化变电站技术应用研讨[J].山西电力，2008(5).