数字化变电站现场组网应用

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摘要:随着电子互感器、智能电子设置、智能化一次设备和网络化二次设备的技术发展，数字化变电站成为变电站自动化系统的一个发展方向。文章介绍基于IEC61850的数字化变电站的关键技术，然后分析了数字化变电站的网络系统结构，对各个层次模型进行介绍，最后根据案例去作分析。

关键词:数字化变电站；IEC61850；智能电子装置；电子互感器

中图分类号:TM631　文献标识码:A　文章编号:1009-2374(2011)24-0089-03

在变电站自动化技术的发展过程中，如互感器的局限性、智能电子装置(intelligent electronicdevice，IED)、问隔层和变电站等应用层缺乏统一的信息模型和信息交换标准，以及二次设备之间缺乏互操作性等，这些问题限制了变电站自动化的发展。近年来，随着光电互感器、智能断路器、网络通信技术的发展以及IEC61850标准的，数字化变电站的研究得到快速的发展。电子技术和计算机技术的发展使得IED在电力系统中得到广泛的应用，最终使得数字化变电站得到的快速的发展和应用。本文主要介绍了数字化变电站的关键技术和网络体系结构。

一、数字化变电站的关键技术

数字化变电站的关键技术主要有:电子互感器、智能化一次设备、智能化二次设备、IEC61850通信规范。要实现数字化变电站的自动化，就必须建立统一的通信标准，通过对设备的一系列规范化，形成一个规范的输出，实现系统的无缝连接。IEC61850标准是基于通用网络通信平台的数字化变电站系统的唯一国际标准，它将变电站通信体系分为3层:站控层、间隔层、过程层。在变电站和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到制造报文规范，传输控制协议。在间隔层和过程层之问的网络采用单点向多点的单向传输以太网。智能电子设备都使用统一的协议，通过网络进行信息交换。

二、数字化变电站的网络结构

数字化变电站的网络结构由站控层、间隔层和过程层3个层次组成，由过程总线和站级总线进行通信连接。过程总线处理间隔层装置和智能化一次设备(如断路器、互感器、变压器之问的通信)，站级总线处理变电站层和间隔层的装置之问的通信。文章所涉及的五村数字化变电站各层次间的通讯体系结构如图1。

(一)间隔层

问隔层的主要功能是汇总本问隔层的各种实时数据，实现对一次设备的保护控制和本间隔操作闭锁、同期功能等，还要完成与过程层及变电站的网络通信功能。

数字化变电站的保护装置与传统的变电站相比，其保护原理、电源模块基本相同。但交流采集模块使用连接合并单元输出的采样值接口模块替代，GOOSE接口模块替代开关量采集模块和出口继电模块，通过通信方式采集模拟量和开关量时，除了反映采集量的当前值，还需要有通信状态、数据源状态等。

监控装置通过计算机实现数据采集、控制、等功能。测控装置要支持电子互感器，IEC61850标准，GOOSE跳闸和信号采集等功能，使用通信接口模块来替代原有的交流采集、开关量采集和控制模块等。

故障录波装置主要用来记录电力系统故障过程，在记录系统发生波动时，能够记录电参量的变化工程和继电保护等信息。故障录波装置也需要支持电子互感器的合并单元输出采集量，支持IEC61850标准和GOOSE开入，还应具有故障录波的存储和分析功能等。

单间隔设备具有与合并器的过程层光纤通信接口，并具有与跨间隔间采样数据、控制数据交换能力。所有间隔层设备能按照IEC61850协议建模与站控层通信，问隔层设备直接从过程层网络获取合并单元传输的电压、电流数字量信息和智能终端传送开关信息，装置支持GOOSE方式实现间隔层防误闭锁功能，装置发出的基于IEC61850标准的GOOSE命令由专用GOOSE网络传送至各间隔保护测控装置及智能终端，间隔层还应配备数字式电表等相关数字式的计量设备。

(二)站控层

变电站层主要作用是:通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息和调度或控制中心进行双向信自、交互；可以进行编程来实现全站操作闭锁控制功能，对间隔层、过程层设备进行维护等。

1.采用100 Mbit/s冗余光纤以太网，通过高速网络全站的实时数据信息进行汇总，不断刷新实时数据库，按既定规约将有关数据信息传送远动主站和调度端；接收远动主站和调度端的控制命令并下传至间隔层、过程层执行；具有后台VQC电压无功调节功能和在线可编程的全站操作闭锁控制功能；具有站内就地监控，查询事件，打印波形报告等人机联系功能；具有对间隔层、过程层设备的在线维护、在线修改定值参数功能。

2.对时方式的更新:采用SNTP协议网络对时方案，二次系统设置同一时钟，实现全站设备的时钟同步，各设备根据同一时间基准和网络延时统一对时，取消了传统的硬接线对时方式。

(三)过程层

过程层是一次设备和二次设备的结合层，它是智能化电气设备的智能化部分。过程层要实现运行的电气一次设备实时模拟量的上传，运行电气一次设备的状态参数在线统计和监测，远程控制和操作命令的执行与驱动。

过程层向间隔层传送的数据较多，且报文的优先级不一样，在数据传输过程中不同优先级的响应速度也不一样，为了避免产生拥塞，过程层采用基于交换式以太网的串行通信网络，这样极大的提高数据的传输速度，以及可以使用局域网的各种功能和应用。

三、数字化变电站网络通讯方式

数字化变电站其通讯方式主要是集中在过程层和问隔层之间的通讯中，过程层的数字化是构建基于IEC61850的数字化变电站的重要组成部分。基本采用以太网交换方式进行通信，一般称为过程总线通信。过程总线可以根据数据流、稳定性和实际需求可以采用4种不同的组网方式。

(一)面向间隔原则

这种方案中，每个间隔都有一个总线段，且安装在一个独立的全站范围的总线，来连接各个间隔的总线段。该方案结构简单，对于电站的维护和保养非常有利。另外设备的互操作性可以在间隔层获得，也可以在IED层获得。但它同时也需要过多的网络设备，成本较高。该方案可以适用于1lOkV以上和有重要间隔的系统。另外电站设备的互操作性甚至互换性可以在IED层面获得，也可以在间隔层获得。

(二)面向位置原则

该方案中间隔总线覆盖了多个间隔，如果IED的安装位置处于多个传感位置中心时，从高压端下来的光线传输距离最短。当220kV双母线采用母线PT，该PT可以为多个间隔所用，这样就节省了PT的安装数量。

(三)单一总线原则

该方案在全站使用单一的通信总线，所以设备连接到该总线上。该方案节省交换机、网络线缆，但其结构不够清晰，给维护带来一定困难，中心总线负载大，使得整个系统的稳定性差。主要可以适用35kV及以下电压等级的问隔。

(四)面向功能原则

该方案总线是按照保护区域进行设置，它将相互之 间需要较多信息交互的IED、智能接口、合并器等设备挂接到一个交换机上，不同交换机之间再进行连接。其优点是不同交换机之间的信息交换量小，但也肯能会增加交换机的数量，主要适用于高压柜及厢式变。

对于变电站的总线组网方案主要有两种:(1)独立的变电站总线。使用该方案时，位于间隔层的IED需要2套以太网接口，分别接入到过程总线和变电站总线。(2)合并的变电站总线和过程总线。采用以太网的数字化变电站，其变电站总线和过程总线可以合并，这样IED只需一个以太网接口即可，这样简化了总线结构，减少了设备的数目节省了成本。但这种方案其控制性数据和非控制性数据、实时数据和非实时数据共用一个通道，很容易造成网络拥塞，应采取一定措施来避免拥塞。

根据不同数据要求和变电站实际情况采取不同的组网方式，1lOkV五村数字化变电站有1lOkV进线线路2回(远期规划为4回线路)主变3台，对应lOkV分段4段母线(#2主变双分支)及lOkV馈线、电容器、站用变、接地变等。其主接线图如下图2所示:

根据现场运行情况对该站的数字化网络在通讯上，过程层采样回路采用IEC61850 9 1协议点对点传输模式，开关量传输采用IEC61850协议GOOSE服务单独组网，站控层网络按照IEC61850协议统一建模，跨间隔采样采用IEC 60044-8 FT3高速串行协议。对于数字化变电站的各层之间和设备问隔的网络组成上我们采用了以下办法:(1)过程层网络与站控层网络分离；(2)过程层数据采集与开关量传输分网传输；(3)过程层数据采样不依赖于同步信号源而工作；(4)旁路数据按单独问隔对待的特点进行组网。其中智能电子设备为各个间隔采集电流电压信息，并且做好本间隔的间隔保护和间隔控制单元组成一个独立的子网，按照电压等级和设备对相同的每个子网成一个总线段。再通过以太网交换机，在全站范围组成一个独立的总线来连接个间隔的总线段。如(图4)110KV五村数字化变电站网络图。

四、五村站数字化以后的特点

110kV五村数字化变电站是我局第一座数字化变电站。数字化变电站改造后，对比传统自动化变电站，主要从以下几个方面体现了其特有的优越性:

1.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IEC 61850标准建立信息模型和通信接口，设备间可实现无缝连接。

2.应用电子式互感器解决传统互感器固有问题。数字化变电站采用电子式互感器，没有传统互感器固有的TA断线导致高压危险、TA饱和影响差动饱和、CVT暂态过程影响距离保护、铁磁谐振、绝缘油爆炸、六氟化硫泄漏等问题，并彻底解决传统电流互感器二次回路开路、传统电压互感器二次回路短路问题。

3.通信网络取代复杂的控制电缆。数字化变电站的一次设备和二次设备间、二次设备之问均采用计算机通信技术，一条信道可传输多个通道的信息，同时采用网络通信技术，因此数字化变电站的二次接线将大幅度简化。

4.进一步提高自动化和管理水平。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。一次设备、二次设备和通信网络都可具备完善的自检功能，可根据设备的健康状况实现状态检修。

5.便于变电站新增功能和扩展规模。变电站的设备问信息交换均通过通信网络完成，变电站在扩充功能和扩展规模时，只需在通信网络上接入新增设备，无需改造或更换原有设备，保护用户投资，减少变电站全生命周期成本。

6.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。

7.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。传统变电站计量系统总误差在±O.7％的水平，而数字变电站计量系统总误差在±O.4％的水平。

8.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，一方面杜绝误传信号，另一方面在通信系统故障时可技术告警。数字信号采用光纤传输，从根本上解决抗干扰问题。

9.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。

除了以上相比较传统变电站的优点外，其还具有:(1)IEc 61850标准应用彻底，信息模型和层问采用了IEc 61850；(2)电子式互感器应用彻底，110kV和10kV系统全部改造成电子式互感器；(3)二次设备和智能一次设备采用同一厂家的产品，可更可靠地实现设备问的无缝连接；(4)GOOSE网(面向通用对象的变电站事件)的成功应用，使断路器的分合闸控制、断路器信息的上传、闭锁信号的传输等服务功能均通过该网络实时高速实现；(5)集成程度高，保护装置和测控装置融于一体，全部保护装置采用软压板，在后台系统实现；(6)取消保护装置本身打印机，保护信息全部在后台系统调用打印，全部保护装置共用一台打印机，节约了成本等一些特点。

五、结语

数字化变电站是目前变电站自动化系统的发展方向，变电站的数字化提高了电力系统的自动化和稳定性水平。符合IEC61850标准的变电站通信网络、智能化一次设备和网络化二次设备，以及自动化的运行管理系统，是数字化变电站的主要技术特征，也是将来变电站自动化发展的重要方向。通过对现在已经投入运行的110kV五村数字化变电站的一些特点进行分析和研究，为数字化变电站提供现场运行情况分析。数字化改造以后的五村站已投入运行两年多时问，其设备运行情况及操作情况均正常，对于站内设备的运行情况分析和统计效率上和手段上都有较大的提高，同时也有效地降低了设备维护率。

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