浅谈智能化变电站的实施和应用

郭哲强

(华北电力大学，河北 保定 071003)

浅谈智能化变电站的实施和应用

郭哲强

(华北电力大学，河北 保定 071003)

变电站作为电网的重要组成部分，在电网智能化进程中，得到越来越多的关注。以常规站为参考，讨论变电站中数字化技术的实施和应用，着重介绍过程层网络以及过程层VLAN和GMRP组网技术的优缺点。数字化变电站过程层的采样同步依赖于高精度采样时标，分析了时钟系统异常时，对站内智能IED设备运行状况和性能的影响以及现阶段的主要解决方案。电子式互感器作为智能化变电站重要组成部分，辩证分析了其存在的先进性和现阶段主要存在的技术难题。

过程层;VLAN;GMRP;时钟系统;电子式互感器

1 数字化变电站概况

1.1 基本概念

提高电网运行可靠性是电力企业研究不变的宗旨，随着电网技术的发展和信息交换标准的提高，IEC61850标准应运而生，并迅速得到国内电力自动化企业的一致认可及广泛应用。如今，基于IEC61850标准的研究在变电站的应用中得到越来越多的关注，在这样的背景下提出了智能化变电站概念［1-3］。

智能化变电站由智能化一次设备 (智能开关、电子式互感器)、二次保护测控设备 (新一代微机保护监控设备)、在线监测 (环境监测、一次设备在线监测等)和站内监控系统组成，建立在IEC61850通信规范基础上，实现变电站自动化所要求的保护、测量和控制等功能。按照物理网络连接，一般分为站控层、过程层和间隔层。

1.2 特点和功能［4-5］

由图1可见，智能化变电站在实现方式和结构上发生了很大改变，可以清晰的比较出智能化站和常规站的不同点和相似之处。

智能化站在设备组成上基本和常规站类似，监控系统、远动系统等以常规方式接入，站控层双网配置;不同之处在于模拟量和开关量转换成数字信息通过光纤传输，采用IEC61850通信规约标准，3个网络层独立运行，互不干扰。随着光纤通信技术的成熟，保证这种方式可靠运行。

监控系统主机、工作站、远动主机、VQC等设备通过以太网连接组成过程层，基于IEC-61850-5通信规范，建立变电站内运行人机对话界面，实现对间隔层设备的监视和控制，并可与各级调度中心、集控中心、保护信息主站通信。就站控层网络而言，采用IEC61850通信标准，其模型描述能力和装置互操作性都有很大提高。

图1 数字体变电站和传统变电站结构对比图

保护装置、测控装置、计量装置及接入的其它智能设备组成间隔层。单间隔设备有线路保护、计量装置。跨间隔设备包括母差保护、变压器保护、备自投保护等。所有设备要求具有按IEC61850协议进行建模与站控层进行通信的功能。

过程层设备间通信具有支持IEC60044-8和IEC61850-9-2协议来传输电流电压数据 (一般称为SMV网络)，支持GOOSE网络来实现开关控制、遥信采集等功能。

过程层主要完成开关量I/O和控制命令的接收、发送、交流采样的传输等与一次设备相关的功能。典型的过程层设备有电子互感器 (通过合并单元与间隔级设备进行信息交互)、智能终端和具有接收和发送GOOSE功能的保护测控设备等。

数字化变电站设备之间通信具有灵活的方式，如直采直跳、网采网跳等。国内通常选择保护直采直跳方式，通过测控、录波等功能组网实现。这种方式体现了数字化变电站设计的灵活性，既保证保护功能可靠实现，又在一定程度上简化网络、节约成本。数字化变电站和传统变电站结构对比如图1所示。

2 数字化变电站技术构成

按照一次设备类型的不同 (常规、智能)分2种实现方式。

一次设备采用常规互感器和开关，通过智能终端和合并单元就地转换成数字信号，称之为基于传统互感器及过程层信息交换的数字化变电站。吉林500 kV包家变，吉林四平220 kV一次变，黑龙江220 kV拉东变等变电站依据此模式改造，如图2所示。

一次设备采用电子式互感器，直接向IED设备和网络发送数字信号，称之为基于站控层及过程层全信息交换的数字化变电站。吉林500 kV长春南变电站依据此模式建造，如图3所示。

图2 基于传统互感器及过程层信息交换的数字化变电站

图3 基于站控层及过程层全信息交换的数字化变电站

2.1 时钟系统

传统变电站一般只需时间同步，精度要求不高。数字化变电站在要求时间同步的前提下，过程层设备数字式互感器、合并单元、保护测控装置等均依赖于高精度的采样时标。要求站内具有高精度的统一时钟源，为保证时钟系统的可靠性，配置GPS和北斗时钟互为主备运行。

目前常见的3种对时方式有SNTP、IRIG-B和IEEE1588。其中IRIG-B对时具有精度高、易于实现等特点，在数字化变电站中应用较多。

随着以太网的广泛应用，基于以太网的精确时钟同步技术IEEE1588逐渐发展起来，IEEE1588采用专门的硬件配合以太网，可以精确测量和补偿网络上的延时，实现高精度对时，精度可达到亚微秒级，该技术可简化对时网络，利用以太网实现高精度、高可靠性的时钟同步。由于该技术还有一些关键性问题需要解决，在国内应用较少，但随着科技进步，该技术一定会得到广泛应用。

按照现有运行经验和时钟技术，一般情况下，精密性都可以满足数字化站运行要求。主要存在的问题是当时钟系统异常或时钟丢失，站内设备处于时钟失步状态时对电网以及站内设备运行的影响。研究表明，组网获取模拟量和开关量时基于对时功能，合并单元装置异常时，接受设备 (测控、保护)报“SMV链路出错”等异常信息，要在组网方式下装置可获取信息。以合并单元为例，9-2方式4 000帧/s报文，每一帧报文都有一个报文序号，在组网方式下，按照报文流量不同，交换机的延时不确定，此时如果以直采直跳方式读固有延时，则采样数据不准。所以，在同步方式下，以报文的序号为基准，每一帧报文按照序号一一对应进行插值计算。这种方式不用考虑交换机延时的变化，完全依赖站内的对时系统。时钟系统异常时装置将无法找到同一时刻的报文，若报采样丢帧、链路出错，一般会导致测控信息不准、录波器录波异常、电能表计量错误等。

站内需要同时读取多个间隔数据进行差动计算的设备如母差、主变等，目前较常用的方式是各个间隔不通过交换机，而通过直连光纤连接，称之为直连方式。这种方式需要忽略光纤本身的延时误差，每个合并单元提供一个准确延时，接收单元依据各个间隔的延时，以接收时刻为基准，向前还原数据，保证用于差动计算的数据为同一时刻采样数据，而不基于站内的对时系统，比较可靠。目前主要存在的问题是涉及到多个厂家合并单元配合时，不仅要求延时与实际相符合，还需要本合并单元44-8和9-2数据发送延时也绝对正确，否则接收单元都无法获取同一时刻采样数据，导致装置有差流。

结合以上对时系统对数字化站的影响，采用较多的方式是保护直采直跳，测控、录波等组网获取。目前电能表数字化技术还不太成熟，一般还只能通过网络获取采样数据，因此，为保证计量数据的准确性，采用传统电缆单独接入。

2.2VLAN 和 GMRP

在过程层GOOSE和SMV网络中，站内IED设备接入过程层交换机网络，交换机需进行大量数据交换，其传输延时会受影响，为降低这种影响，如何对交换机设置流量，使交换机每一个数据口只传输相应的数据十分重要。

基于这种考虑，首先对交换机进行VLAN划分，其核心思想是:每个数据口接收到的信息都设置一个唯一标签 (称之为PVID)，然后在数据转发时进行设置，设置转发需要的PVID，称之为VLAN划分，是对网络进行静态划分。VLAN还有一个优点，就是比较灵活，划分可以简单也可以繁琐，只要可以满足运行的要求和功能就可以，这也是其目前被广泛使用的原因。常见的交换机罗杰康、赫斯曼和南瑞继保PCS-9882等都支持VLAN功能，从现场运行经验来看，VLAN功能满足当初的设想，提高了交换机工作效率，数据传输可靠系数高，在现场使用较多，推荐使用。

主要存在的问题如下。首先工作较繁琐。其次VLAN划分要求集成商对数字化站的结构比较清楚，了解整个网络设备之间接收和发送的关系。各个厂家的交换机VLAN划分方法各不相同，如赫斯曼交换机一般需要设置允许发送的数据，可以WEB网页登陆，而罗杰康交换机则需设置限制发送的数据，一般需要专门的调试线串口登陆。级联口的数据转发处理方式也不同，国外的交换机说明书是全英文，所以VLAN划分工作要求调试人员自己去摸索。总之，VLAN划分工作要求调试人员对数字化技术比较精通，否则会影响到整个站的逻辑关系。VLAN划分的合理性体现了调试人员对数字化站的理解。

GMRP组网在一些新建智能化变电站工程试点中，对网络进行动态划分，需要使用IED装置的MAC和端口，装置要求支持GMRP功能，在正常运行状态下，向网络中发送查询报文，无需对交换机进行设置。这种方式省去了对交换机划分VLAN的工作，只需在SCD中设置，对装置提出新要求，目前还在试验阶段。存在的主要问题是:［6］数字化站采用GMRP组网时，需要采用新的开发程序，之前的程序一般都不支持该功能，增加各个厂家的研发成本;对集成商调试人员要求降低，省去了划分VLAN的工作。由于现场使用较少，缺乏长期的运行经验，其可靠性还需进一步观察。目前，一些厂家或一些试点工程热衷GMRP组网，成熟变电站的设计思路一般还会选择VLAN划分。图4介绍了GMRP组网的通信过程［7］。

图4 GMRP组网通信过程

2.3 过程层

过程层实现智能化站的控制和测量，把每一个智能设备作为一个IED，系统集成商根据各厂家ICD文件，分配唯一的 IEDName、MAC地址等，通过SCD配置工具生成变电站的数据文件SCD文件，按照设计进行虚端子连线，生成CID文件，不需要二次修改配置，文本标准统一，符合61850标准的精神，并且提高了数字化站实施的效率和正确率。

考虑到电子式互感器和智能开关在现场使用不多，主要介绍基于传统互感器和开关智能化变电站过程层信息交换的过程，如图5所示。

图5 过程层原理图

智能终端就地安装，通过短距离的电缆与一次设备相连，而与二次的保护控制装置则通过光纤通信。智能终端用软件逻辑取代传统操作箱中复杂的继电器回路，从根本上解决了传统继电器回路中大量分立元件的电压、功率和时延等参数离散性的影响，具有逻辑清晰、时延确定、调试维护方便等优点。输出模块可以提供大量输出接点，完成对断路器、隔刀和地刀等一次开关设备的分合及闭锁操作。输入模块提供的大量数字/模拟量输入接口，就地采集断路器和刀闸等一次设备的状态量，省去传统一次设备与二次保护控制装置之间铺设的大量长距离电缆，降低了二次设备受电磁干扰的可能性，增强了二次设备运行的安全稳定性。

2.4 电子式互感器

电流及电压互感器是为电力系统进行电能计量和继电保护提供电流、电压信号的重要设备，其性能指标直接关系到电力系统的安全、可靠和经济运行，是电力系统电流电压测量的基本设备。但随着电网电压等级的提高及智能化一次、二次设备的发展，传统电磁式互感器的缺点越来越突出，如电气绝缘薄弱、体积笨重、动态范围小、存在铁心饱和、铁磁谐振过电压等。电磁式互感器的输出信号以模拟量的方式传送，不同信号需不同电缆传送，使用电缆较多，还需要考虑二次负载情况。特别是，电流互感器铁心饱和现象，已出现多次非故障相由饱和引起的线路保护误动，给电网可靠运行带来隐患。

基于以上考虑，寻求一种安全、可靠、性能优越的新方法来实现高电压大电流的测量，并能有效克服传统电磁式互感器固有缺陷的电子式互感器应运而生，且有以下优点:

a. 一次、二次侧完全隔离，安全性高，绝缘性能好;

b. 不再使用铁心，从根本上解决磁饱和、铁磁谐振等问题;

c. 测量精度较高;

d. 不需要充油，解决潜在的易燃、易爆等危险;

e. 直接通过光纤接入保护等设备，无二次负载问题，抗干扰性能好;

f. 适应电力系统数字化、智能化发展的需要。

电子式互感器的输出为数字信号，传输介质为光纤，可方便组网实现数据共享，而且能实现在线检测和故障诊断，成为数字化变电站过程层的关键设备之一。

目前主要存在的问题是:高电压等级 (500 kV及以上系统)互感器干扰问题还需进一步研究解决，如在投运时，会因干扰导致保护无法正常工作、电子式互感器工作异常等。另外，电子式互感器一般需要通过光缆直接接入保护室，光纤的性能成为影响运行的一个重要因素，若多次出现由于温度低、光纤断裂导致数据传输异常的情况，一般应更换光缆，这在运行站工作量非常大，因此，应寻求一种更好的技术解决干扰问题，特殊地区需使用专门光缆，并推广电子式互感器的使用。

3 数字化变电站的发展

经过近几年的不断努力，智能化技术有了很大提高。就目前已投运的各个电压等级的智能站运行情况来看，智能化变电站的优势仍较明显。无论是监控系统的可视化、设备的互操作性，还是变电站的自动化程度。随着技术的发展及用户对电网管理提出的更高需求，数字化变电站还会有更广阔的发展空间和前景。一些新技术将被持续研究和应用，如同步采样技术、高级应用技术 (智能告警、智能开票、顺序控制)、在线监测及设备智能化技术、1000M以太网技术、新能源信息接入技术、智能化展示及操作技术等。同时，数字化变电站的建设出发点及专业管理等也将发生深刻变化。

［1］ Q/GDW441-2010，智能变电站继电保护技术规范［S］.

［2］ 廖泽友，郭 赟，杨恢宏，等.数字化变电站采样值传输规约的综述与对比分析［J］.电力系统保护与控制.2010，38(4):113-118.

［3］ 蒋跃强，周 健.电网数字化、智能化实践的技术要点分析 ［J］.华东电力.2009，37(6):910-912.

［4］ 李 岩，张 纯.海北500 kV智能变电站现场调试要点分析［J］.东北电力技术，2012，33(6):37-41.

［5］ 张延鹏.广域控制和后备保护应用 ［J］.东北电力技术，2011，32(7):49-50.

［6］ 黄少雄，黄太贵，程 栩.智能变电站信息一体化平台建设方案研究［J］.东北电力技术，2012，33(2):21-24.

［7］ 张幼明，高忠继，黄 旭.智能变电站技术应用研究分析［J］.东北电力技术，2012，33(5):1-3.

On the Implementation of Digital Substation and Applications

GUO Zhe-qiang
(North China Electric Power University，Baoding，Hebei 071003，China)

Substation as an important part of the grid，in the process of digitizing，gets more and more attention.In this paper，conventional station as a reference，substation digital technology implementation and application is discussed.It focused on the advantages and disadvantages of layer network，VLAN and GMRP.Digital substation synchronication sampling depends on the precision of the sampling time scale.When the analysis clock system is abnormal，the impact on the smart IED equipment and the main soultions to it.Electronic transformer as an important part of intelligent substation，analysis are made on it concerning the advanced nature and the technical problem at this time.

Process level;VLAN;GMRP;Clock system;Electronic transformer

TM63;TM76

A

1004-7913(2014)03-0044-05

book=4,ebook=345

郭哲强 (1980—)，辽宁锦州人，学士，工程师，主要研究方向为电力系统继电保护与自动化技术。

2013-10-10)