数字化变电站应用分析

开篇：润墨网以专业的文秘视角，为您筛选了一篇数字化变电站应用分析范文，如需获取更多写作素材，在线客服老师一对一协助。欢迎您的阅读与分享！

摘要　随着电力系统数字化(智能化)工作的逐步展开，数字化变电站建设与整个电网智能化建设的联系日益紧密。本文介绍了数字化变电站的研究和应用情况，总结了典型系统方案和工程实施效果；通过广泛调研和大量实践经验，提出在研发和应用过程中应加以重视并着力解决的问题，指出目前工作中尚存在的不足，并给出完善和改进建议。最后，就数字化变电站的发展提出一些看法，探讨下一步的努力方向。

关键词　数字化变电站　IEC61850　智能电子设备　IEC 62351

引言

近几年，IEC 61850系列标准(变电站通信网络和系统)的颁布、实施，极大推动了变电站的数字化建设进程，并且随着其进一步发展和完善，正逐渐向站外乃至更广泛的领域延伸。尽管对于数字化变电站，并没有形成统一、完整的定义，但普遍认为(1)符合IEC61850标准的变电站通信网络和系统；(2)智能化的一次设备(如电子式互感器、智能化开关等)；(3)网络化的二次设备；(4)自动化的运行管理系统，为其最主要的技术特征。

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，实现全站信息共享和互操作，并以网络数据为基础，实现测量、监视、控制、保护、信息管理等功能的变电站，功能如图1所示。

基于IEC 61850标准的数字化变电站是变电站自动化发展史上的重大变革，标志着变电站技术和管理等方面进入新的发展阶段。数字化变电站建设的根本目的在于，保障安全生产、实现科学管理。

1　数字化变电站的研究和应用情况

1.1发展过程

迄今为止，数字化变电站的研究和应用大致经历了如下几个发展阶段：

第一阶段，2005年之前，技术积累。相关标准的研究，如IEC61850、IEC 60044-7(电子电压互感器)、IEC 60044－8(电子电流互感器)等，新型智能设备和仿真软件的研制。这一阶段基本上是各单位各自研发，选取试点进行有效性的测试和验证。

第二阶段，2005至2006年，IEC 61850示范应用。电子式互感器研究和试应用、符合IEC 61850标准的系统研制和示范工程的实施。标志性事件是由国家电力调度通信中心组织的国内外厂家和检测机构进行的六次IEC61850互操作试验，从而大大加快了技术研发和工程化进程。

第三阶段，2007年至现在，数字化示范工程全面展开。基于IEC 61850标准的模型和通信系统、电子式互感器、过程层／间隔层／站控层智能设备得到广泛应用。鉴于国家电网公司在“十一五”规划中明确提出研究和推广以IEC 61850和电子式PT／CT为基础的数字化变电站，各单位均加大了投入力度，在短时间内陆续推出了在不同程度上符合标准的、涵盖各电压等级的数字化变电站智能设备和系统，并完成了上百座数字化变电站的工程实施，积累了宝贵的实践经验。

现在数字化变电站仍处于各项关键技术并行研发、试验、验证阶段，设计、制造、施工、生产、运行各环节仍在磨合，在趋向统一、标准化的进程当中。预计3～5年后，将进入成熟推广应用期。”数字化”是一项长期的任务，贯穿于变电站技术发展的始终，服务于电力系统信息化建设的需要。

1.2典型系统方案与工程实施效果

数字化变电站系统实施方案是随着研究和应用的逐步深入而不断向高层次演变的，其先进性和效益也逐渐累积体现。具体变电站的数字化实施进程还要综合考虑经济性、技术成熟度、工程进度、风险控制等因素，可以在兼容变电站原有技术上的基础上分阶段进行。

初期，典型方案是仅在站级总线应用IEC61850标准，系统由站控层和间隔层设备构成，分别提供IEC 61850客户端和服务器端功能，设备和功能分布未改变，以太网取代了串口等现场总线。这一阶段主要完成了间隔层设备软硬件的更新换代，统一了网络环境和通信协议，验证了IEC 61850信息模型和通信服务的有效性，减少了规约转换装置和费用，采用了基于SCL(变电站配置语言)的配置工具和文件，提高了系统集成效率和互操作性。

中期，典型方案是基于上述两层应用，增加了电子式互感器和过程层智能设备，配备独立的站级总线和过程总线；过程层智能设备为连接互感器的合并单元和连接断路器等的智能终端；间隔层增加了可接收IEC 61850－9－1采样信息的智能设备，如电度表；合并单元通常按点对点模式以光纤接入各间隔层设备，IEC 61850－9－1方式传送采样值；智能终端则通过过程总线上的交换机与间隔层通信，GOOSE方式实现一次设备信息上传和控制／跳闸命令下行；间隔层设备之间以GOOSE方式传递闭锁信息。这一阶段继续在过程层实践了IEC 61850，通过采用电子式互感器，提高了测量和计量精度，以光纤取代了电缆传输采样值，减少了占地面积，节省了建设投资；采用智能终端，减少了大量二次电缆；实现了遥控、防误闭锁、保护跳闸、保护配合等数传和操控的网络化，进一步提高了自动化技术和管理水平。

近期，典型方案与中期类似，从功能逻辑和设备物理分布上均按三层结构配置，但更进一步：合并单元与间隔层设备通过百兆以上智能型工业级以太网交换机传输采样值，光纤方式连接；合并单元与智能终端可以同组一个网络；过程总线与站级总线可以合并。间隔层／站控层设备功能不局限于测控、保护，还整合了录波、VQC、小电流接地选线、五防等；间隔层还可采用集中监控、保护设备，减少设备数量、简化二次接线。这一阶段，在充分实现信息共享、减少重复建设和投资、减少自动化设备数量、简化系统接线、减少电缆和屏柜用量、提高系统可靠性、促进统一管理、提高运行维护效率方面，效果显著。

2　存在问题和改进建议

2.1问题和不足

2.1.1标准化方面：

现已完成的系统，有改造站、新建站，实现部分数字化或接近全站数字化，虽达到一定程度的互操作性，但方案各异；各层次设备，包括保护、自动化、网络通信、时钟和采样同步等，接口多样，不利于工程实施和维护，距互换还有很长的路要走。

IEC 61850标准还在发展之中，尚需完善。比如，与IEC 61970标准(能量管理系统应用程序接口)相比，对于模型还没能采用UML工具等管理和维护，只是图表方式的描述，随着模型的不断增加和扩充，提高维护手段是迟早的事，完全可以采用已有的通用的成熟工具软件实现；接线图、网络拓扑描述过于简单，与调度端通信和模型有待完善；功能模型还需不断补充，且有不足之处，如录波文件处理，尽管有相应逻辑节点管理录波，但当新生成文件时，具体文件名称和所在路径并没有适宜的数据属性来存放，能够明确通知主站系统，即时获

取新文件。

模型扩充问题。如保护相关模型，目前保护功能和原理方面并没有本质的变化，定值、控制字等所需属性与标准中定义差异较大，需扩充。各自按扩展原则对LN、DATA分别扩展的结果会造成为相同功能扩充不同名称的数据类型或相反，造成重复并且容易混淆，增加了系统级配置、维护的复杂度和资源消耗。

2.1.2设备和系统方面：

智能一次设备的不足。除断路器外，还没有成熟的智能变压器、电容器等，目前采用的是为现有传统设备配备符合IEC 61850标准的智能终端的方式，来实现过程层接口，通常还要另配在线状态检测系统。

二次智能设备，包括以太网交换机，目前经济上不具有优势。为全面支持IEC 61850协议和服务，软硬件复杂度与传统设备不可同日而语，成本偏高。所增加的基础开销主要包括购买或开发：嵌入式实时操作系统、嵌入式主板及外设(高性能CPU、大容量存储器、多个高性能以太网接口及驱动)、IEC 61850通信支撑库。

网络通信设备的限制。为保证作为神经系统的通信网络的实时性、可靠性、安全性，目前需采用具有IEC 61850检测认证的智能型工业级以太网交换机。一方面可供选择的成熟产品很少，另一方面，单机能提供的百兆以上接口数量有限，制约了组网方式的选择和功能的配置，并且价格偏高，大大超出了预期成本。

站内仍包含众多的智能设备和系统，未能充分共享信息和实现互操作。尽管一些符合标准的自动化系统能实现五防、VQC、小电流接地选线等功能，但更多的情况是由不同厂家来提供五防、录波、小电流接地选线、VQC、计量、直流、在线监测系统等，对IEC 61850标准的支持能力有限，仍需规约转换。目前一般能做到的只是接入IEC 61850－9－1方式的采样值，还不具备GOOSE(通用面向对象变电站事件)、IEC 61850 Client／Server通信能力，以及基于SCL(变电站配置语言)的工程化配置能力。

2.1.3检测和维护方面：

检测设备和手段不足。IEC 61850一致性测试能够完成设备或系统对IEC 61850标准规定的数据模型、通信协议和服务、配置文件的符合性检验，有效降低系统出厂前的互操作方面的风险，但这对于系统的调试和验收，是不够的。现国内仿真、测试仪厂家能够支持IEC 61850－9－1通信，GOOSE、9－2通信等有待于发展。目前，系统整体功能和性能的检测／维护还缺乏统一的标准、方法与设备，现场测试时，对CT／PT、合并单元、智能终端、保护、测控等设备，只能分别进行测试。

2.1.4运行管理方面：

网络安全和可靠性问题。建立在开放的、通用标准以太网技术之上的数字化变电站网络，提高了电力系统信息化程度，同时也使得大量敏感数据有暴露于网上，使系统遭受意外攻击的危险；高速采样数据全部通过网络传送时，监控和保护功能的正确实现高度依赖网络的可靠性，因此必须在系统设计、实施和运行管理时采取有效技术措施，加强网络安全防护和智能监测。

项目版本管理问题。与传统变电站系统相比，各层设备，尤其是过程层和间隔层设备，软件复杂性大大增加，配置更加灵活，因而在项目的整个生命期，特别是维护阶段，更要注重工具、文件、应用软件乃至系统的版本管理工作。

此外，不同原理的电子式互感器的精度和稳定性、网络系统的安全可靠性、智能设备的长期稳定性和互操作性、自动化和保护功能的稳定可靠性等，还有待于长时间的运行检验，有很多细致的工作要做。

2.2完善和改进建议

数字化变电站是智能电网的重要组成部分，其建设应着眼于全局，统筹规划。因而有必要针对不同电压等级、不同情况的变电站，选取典型的、具有代表性的系统解决方案，对设备接口和功能加以规范化、标准化，并纳入统一的管理体系，更加有序地进行推广应用。

对于标准本身，相关部门应及时跟踪研究标准的最新进展，根据我国的具体情况，充分发挥国内标委会的作用，提出意见和建议；指定协调和归口单位，统一进行模型和配置等的维护管理工作。产品制造商更应该遵循统一的标准，不断更新和完善系统功能，确保与其他厂家产品的互操能力。

关于设备和系统，一次和二次设备厂家应加强联系和合作，发挥各自特长，加快一次设备智能化进程，早日在技术和造价上取得突破，取代现在普遍使用的“常规一次设备+智能终端”的替代方案；对于降低二次设备成本，一方面，可通过提高生产厂家软硬件自主研发能力部分改善；另一方面，可通过整合功能，减少装置数量、简化系统结构来达到目的。

关于网络，安全方面，可利用VLAN(虚拟局域网)技术，划分不同子网，隔离端口和数据，提高网络通信实时陛和安全性；更进一步，则需采用IEC 62351标准(数据和通信安全)，应用加密和安全认证技术，防止非法截取和盗用信息，控制访问权限，同时注意兼顾实时陛；可靠性方面，需做好流量分析，选择可靠的网络设备，合理划分网段，降低子网流量和网络设备间耦合度，配备冗余的网络和设备，采用高级网络功能，配备网络监测管理软件或系统，掌握信息和流量，及时发现故障，从而建立完备的网络监测和安全防护系统。

3　未来发展趋势探讨

IEC 61850标准自颁布实施时起，一直在不断的发展和完善着，力图与电力系统已有标准实现兼容和统一，的第一个版本标准名称为“变电站通信网络和系统”，在其尚未的第二版中，名称改为”电力公用事业自动化通信网络和系统”，内容增加了分散能源通信、风电、水电监控等，并且将IEC 62445系列标准纳入到IEC 61850体系中，进行统一编号。IEC TC57推荐的通信体系如图2所示，其中虚线部分为实现现有系统的平稳过渡而设计。

数字化变电站IEC 61850通信范围将纳入电力系统广域网体系，纵向延伸至与调度主站的通信，将涉及与IEC 61970标准模型的协调；横向与其他变电站通信，涉及分布式广域保护功能的实现。

统一通信平台的建立，为变电站功能的整合、多功能IED(智能电子设备)的产生提供了条件，站内各子系统(监控、保护、录波、测距、小电流接地选线、五防、直流、AVC、VQC、计量、PMU等)功能有望灵活分配于各设备中，应该能够应用新的保护原理。间隔层某些设备功能可非常强大，与站级系统的功能界限可能会模糊，站内IED软硬件平台趋向统一，嵌入式实时数据库可能找到用武之地。

新标准的引用。目前系统时间同步采用SNTP(简单网络时间协议)，采样同步则主要靠GPS接收装置提供秒脉冲信号。IEEE 1588是用于测量和自动化系统中的高精度网络时钟同步协议，能够通过以太网实现远程节点的精确同步，达到亚微秒级的同步精度，对于过程总线采样值同步是更好的选择，但它要求网络中各设备能够提供相应的支持能力；网络安全方面则将采用IEC 62351标准。

新技术的采用。网络通信和计算机技术的发展，使得Multi－agent(多)技术在电力系统的应用日益增多。SPID(Strategic powerinfrastructure defense system，美国开发的电力基础设施战略防护系统)所采用的AO(AgentOriented)的3层Multi－Agent结构为解决灵活分区导致的继电保护、稳定补救和无功补偿装置定值的自适应修改，以及实现解列后包括发电在内的微网和变电站的分布式智能控制，提供一个新途径。Multi－Agent的分布协调理念，同样可应用于各级EMS、DMS、厂站自动化系统之间的分布协调控制。

数字化变电站发展将对变电站运行管理体制产生较大影响。趋势是保护与自动化、通信专业相互渗透和融合；二次系统的设计、试验和运行规程，以及检修策略和管理机制，需要随技术的变更而调整和修改。对从业人员的技术水平要求也相应提高了。

结语

迄今为止，我们已经做了很多工作，取得了大量的阶段性成果，积累了宝贵的经验，有效提高了变电站自动化运行和管理水平，接下来，在逐步解决现有问题的同时，更要从整个电网的角度考虑，如何合理分配资源和功能、建立信息和通信模型、设计接口，从而作为统一的数据源，为电网的信息化、智能化奠定基础。

数字化变电站建设是一项复杂而艰巨的系统工程，涉及多领域、多学科、多专业知识和技术的融合，需要设计单位、产品研发／制造厂家、检测单位、电力用户的共同长期努力和协作，不断的探索和实践；更需要权威部门牵头组织试验和规范标准，使得各项工作谐调、有序、沿着正确的方向进行。