浅析数字化变电站关键技术研究与工程实现
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摘要：本文介绍了基于IEC61850标准的数字化变电站与传统变电站的区别，数字化变电站的概念和主要特征，数字化变电站的优势，对实现数字化变电站系统的几个关键技术进行了分析，最后列举分析了现阶段实现数字化变电站的几个工程方案。
关键词：数字化变电站；主要特征；关键技术；工程实现
中图分类号：TM63文献标识码： A
随着国民经济的不断发展，用户对电力的需求量日益增加，对电能质量的要求也越来越高。如何保证供电质量，以及电力系统的安全性、可靠性和经济性，已成为电力部门关注的主要问题。变电站作为电力系统的重要环节，承担着电能转换、分配、控制和管理的任务。近年来，计算机、信息和网络技术的迅速发展，使得变电站自动化应用技术水平不断提高，加上智能设备等技术的日趋成熟，促使以数字化技术为中心的数字化变电站建设成为可能。
一、数字化变电站的主要特征
数字化变电站以数字化且低功率的新型互感器取代常规互感器，并以数字信号直接替换大电流和高电压信号。数字化变电站内设备间经高速网络完成信号的相互交换，而二次设备再无重复功能的I/O接口，此时具备常规功能的装置转化成了具备逻辑功能的模块，即基于标准化的以太网技术完成资源和数据的共享。图一展示了网络化信息流程，该流程主要包括如下内容：间隔层与过程层间的信息交换（或间隔层的装置与过程层的执行器及智能传感器间自由地实现信息的交换）；间隔层内部系统间的信息交换；各间隔层间的彼此通信；变电站层与间隔间间的通信；各变电站层设备间的彼此通信。研究表明，数字化变电站的信息交换网络化特征具有如下优点：可完全基于实际需要选取与之完全对应的网络拓扑结构，可基于冗余技术完成整个电网系统可靠性的提高，而变电站功能的正常作用不会受到改变着的网络拓扑结构的影响；以网线取代导线可实现变电站二次回路连线数目的减少，进而实现系统可靠性的提高。
二、数字化变电站与传统变电站的区别
常规变电站采集的一次设备的模拟量，通过电缆将模拟信号传输到测控保护装置，装置进行模数转换后处理数据，然后通过网线将数字量传到后台监控。同时监控系统和测控保护装置对一次设备的控制通过电缆传输模拟信号实现其功能，如图1所示。
图1 传统变电站
数字化变电站就是将信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站。全站采用统一的通讯规约IEC61850构建通信网络，保护、测控、计量、监控、远动、VQC等系统均用同一网络接收电流、电压和状态信息，各个系统实现信息共享。数字化变电站一次设备采集信息后，就地转换为数字量，通过光缆上传至测控保护装置，然后传到后台监控系统，而监控系统和测控保护装置对一次设备的控制也是通过光缆传输数字信号实现其功能，如图2所示。
图2 数字化变电站
三、数字化变电站的关键技术
数字化变电站的关键技术包括高稳定性的非常规传感器、通信网络的实时性和可靠性、信息的同步性等，本文主要从前两个关键技术展开讨论。
（一）、高稳定性的非常规传感器
研究证实，数字化变电站运行的可靠性很大程度上取决于数字化电气测量系统的稳定性能。所谓非常规互感器（NCIT），其是一种区别于电磁型电压或电流互感器的互感器。需注意的是，无源式互感器具有测量结果偏差大且精度不稳定等局限性；有源式互感器具有对工作电源的依赖较大等局限性，而基于激光供电技术完成对高压侧电子模块的供电却受制于有源互感器与激光供电合并单元间的物理间距，且激光供电器件的稳定性对互感器的使用效果存在直接性的影响，则务必要就传感线圈予以严格屏蔽处理。所以，新型互感器的广泛应用为数字化变电站一次应用的实现提供了可能。
（二）、通信网络的实时性和可靠性
数字化变电站对网络系统的依赖特别突出，而其实时性和可靠性很大程度上受到变电系统可用性的直接性影响。通信网络的可靠性多依赖于冗余技术和可靠性高的网络拓扑结构。图三为基于冗余技术的通信网络可靠性的实现方案：每一个 IDE均附有双网卡，支持分别与不同的交换机相连接；站级总线和过程总线均使用了环形拓扑。实践证实，此方案可实现系统可靠性的有效提高。网络系统设计是对网络系统的优化，该优化步骤务必要就经济性、可靠性等予以综合性考虑。
四、数字化变电站的工程实现
投运数字化变电站国内外的报道屡见不鲜，但是，实际上这些工程只是数字化变电站初步具备了局部特征。不可能在短时间内数字化变电站的推广一步到位，各地实际情况需要根据分阶段逐步实现。
方案一:采用传统一次设备的过程层，在间隔层和变电站层实施IEC 61850标准。
由于运输安装要求高，电子式互感器造价高，造价太高的国外智能一次设备，国内很少有产品替代，使用传统开关和传统的电磁式互感，可以节约昂贵的成本通过传统的保护测控装置。
方案二:过程层采用传统的互感器和一次设备加装智能终端，间隔层和变电站层实施IEC 61850标准。
在一次设备附近或本体加装模拟式智能控制单元和输入合并单元完成过程层设备的智能化。间隔层设备中开入和开出、模拟输入全部取消，仅按照IEC61850-9-1/2通过通信与合并单元、按照智能控制单元与GOOSE连接，测控装置采用数字式保护；过程层、间隔层完全通过数字化连接，大量点对点硬接线连接被取消。
方案三:间隔层、过程层和变电层全部实现数字化。信息合并单元，采用电子式互感器，数字化电度表，智能化一次设备，实现信息传输、采集、输出、处理，控制全部网络化、数字化。
实现信息的同步性，电气量的幅值和相位为了避免产生误差，在二次设备的同一个时间点上一般需要对数据进行采集。为避免由传统互感器输出模拟信号不产生这种问题，数字采样信号由合并单元输出的就必须含有时间信息，如图3所示。
图3 数字化系统信号示意图
时间同步准确度在合并单元进行数据采样时应在现场进行试验来验证，以满足控制和系统测量的要求。对时间同步的要求IEC61850分为T1-T5共5级，其中T5要求最高，为1μs；T1要求最低，为1ms。由于以太网传统自身的限制，在网络内通过多种方式很难实现时间同步，因此以UTC作为时钟同步源的IEC61850，实现不同设备间采用SNTP的同步采样。
四、数字化变电站关键技术的展望
综合国内外数字化变电站技术的发展及应用现状，本文认为数字化变电站技术应适时解决如下问题；数字化变电站内电子式互感器运行的可靠性问题；数字化电气测量的变换问题等。
（一）、数字化变电站内电子式互感器运行的可靠性问题
研究证实，一次测量设备等一次设备运行的可靠性及稳定性直接影响着数字化变电站系统的社会经济效益，数字式光电互感器是数字化变电站的常见设备，其保证了互感器电流和电压信号与二次设备间传输的准确性和可靠性，且对计量、保护和测量系统的可靠发挥保障性作用。现阶段，电子式互感器的实用性及电子器件、光学器件对互感器易耗元件的影响要求就互感器运行的可靠性做深入地研究。
（二）、数字化电气测量的变换问题
研究证实，电气测量系统运行的可靠性直接影响着数字化变化的成败。科学技术的发展实现了非常规互感器功能的扩展，即稳定性测量的关键设备；对设备发挥电磁干扰作用等。非常规互感器包括光线二次回路网络和光电传感器，其对数字化变电站数据采集的准确性造成很大的影响。
总之，建立数字化变电站是电力系统现代化的必然趋势，数字化变电站自动化是一个系统工程，要提高全面数字化变电站的自动化程度还有许多技术问题需要攻关解决。
数字化是手段，而不是目的，数字化是一个不断发展的过程，数字化变电站的建设应从生产上的迫切需要出发，考虑技术上、管理上的现实可能，积极探索，稳妥推进。
参考文献
[1] 高翔，张沛超.数字化变电站主要特征和关键技术[J].电网技术，2006,30
[2] 高鹏宇，游大海，刘国民.符合IEC61850标准的数字化变电站内部通信的实现[J].继电器2006(12)