浅析数字化变电站
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摘要：随着智能化开关、光电式互感器等机电一体化设备的出现，数字化变电站从理论变为现实，随着智能电网的大力发展一个数字化变电站时代即将来临。该文主要从数字化变电站自动化系统的技术特点、与常规变电站的优势及应用中存在的问题等几个方面进行论述。
关键词：数字化变电站；lEo61850
一、引言
数字化变电站是当前电力系统研究的热点，数字化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，建立在IEC61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站，作为一门新兴技术，数字化变电站从提出开始就受到了极大的关注，并已成为我国电力系统研究的热点之一。随着相关软硬件技术的不断发展和成熟，数字化变电站必将成为变电站技术的发展趋势。
二、数字化变电站的产生及发展
尽管20世纪90年代以来变电站综合自动化技术的发展对于电网运行技术的提高起到了十分积极的作用，改善了变电站自动控制的能力和可靠性，但在实现技术方案上基本上还是维持着常规变电站自动化系统原有的功能和逻辑关系，在工作方式上多数仍然是各自独立运行，形成了各种“信息孤岛”现象。数据交互方面由于规约的限制，不同厂家的设备之间不能互相通信，不能共享资源，装置的冗余配置并不能实现信息的冗余应用。涉及到不同厂家产品同时应用时，系统的联调时间长，系统的稳定性较差，对维护及运行带来了极大的不便，一定程度上影响了变电站自动化系统的投入率。
随着光电技术在传感器应用领域研究的突破，IEC61850标准的颁布实施，以太网通信技术的应用，以及智能断路器技术的发展，给变电站自动化技术带来了一个崭新的发展机遇。这些相关技术的发展和应用使数字化变电站兴起并不断向前发展。
目前，国内在数字化变电站设备领域的研究已经取得了长足进展。具有国际先进水平的国产光电互感器已通过国家级鉴定，多个数字化变电站已先后投入运行，随着智能电网的大力发展，更多的数字化变电站将会投入电网运行。
三、数字化变电站的技术基础
1.IEC61850标准
IEC61850标准中引入了抽象通信服务接口(ACSI)为智能电子设备提了抽象通讯服务的一种虚拟接口，ACSI使变电站自动化功能完全独立于具体的网络协议，因此最新网络技术可以很快被应用于变电站中。另外，ACSI使物理的IED(智能电子设备)隐藏起来，变电站功能可以被灵活地分配到多个lED中，还可以开发ACSI网关装置以接人不支持1EC61850的IED[2]。
2.智能开关和电子互感器
光电式互感器不用铁芯做磁耦合而是将高电压、大电流直接变换为数字信号，消除了磁饱和及铁磁谐振现象，互感器运行暂态响应好，稳定性高，保证了系统运行的高可靠性。基于微机、电力电子技术和新型传感器建立新的断路器二次系统，保护和控制命令直接通过光纤传输到断路器操作机构的数字化接口，消除了传统断路器二次电缆过多而带来的断路器运行的安全隐患。
四、数字化变电站的主要特点
数字化变电站各类数据从源头实现数字化，真正实现信息集成、网络通信、数据共享。
1.智能化的一次设备
在电流、电压的采集环节采用数字化电气测量系统，如光电／电子式互感器，实现了电气量数据采集的数字化应用，为实现信息集成化应用提供了基础。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
系统结构更加紧凑，数字化电气量监测系统具有体积小、重量轻等特点，可以有效地集成在智能开关设备系统中，按变电站机电一体化设计理念进行功能优化组合和设备布置。打破常规变电站的监视、控制、保护、故障录波、量测与计量等几乎都是功能单一、相互独立的装置的模式，改变了硬件重复配置、信息不共享、投资成本大的局面。数字化变电站使得原来分散的二次系统装置，具备了进行信息集成和功能合理优化、整合的基础，二次设备之间的连接全部采用高速的网络通信，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
系统建模实现标准化，IEC61850确立了电力系统的建模标准，为变电站自动化系统定义了统一的、标准的信息模型和信息交换模型，实现智能设备的互操作，实现变电站信息共享。对一、二次设备进行统一建模，资源采用全局统一命名规则，变电站内及变电站与控制中心之间实现了无缝通信，从而简化系统维护、配置和工程实施。
设备实现广泛在线监测，使得设备状态检修更加科学可行。在数字化变电站中，可以有效地获取电网运行状态数据、各种智能电子装置的故障和动作信息及信号回路状态。数字化变电站中将几乎不再存在未被监视的功能单元，在设备状态特征量的采集上没有盲区。设备检修策略可以从常规变电站设备的“定期检修”变成“状态检修”，这将大大提高系统的可用性。
五、数字化变电站的优势
数字化变电站技术是变电站自动化技术发展中具有里程碑意义的一次变革，对变电站自动化系统的各方面将产生深远的影响。数字化变电站三个主要的特征就是“一次设备智能化，二次设备网络化，符合IEC61850标准”，即数字化变电站内的信息全部做到数字化，信息传递实现网络化，通信模型达到标准化，使各种设备和功能共享统一的信息平台。这使得数字化变电站在系统可靠性、经济性、维护简便性方面均比常规变电站有大幅度提升。
我国微机保护在原理和技术上已相当成熟，常规变电站发生事故的主要原因在于电缆老化接地造成误动、CT特性恶化和特性不一致引起故障、季节性切换压板易出错等。这些问题在数字化变电站中都能得到根本性的解决。
数字化变电站中采用电子式互感器根本性地解决了CT动态范围小及饱和问题，从源头保证了保护的可靠性。信息传递全部采用光纤网络后，二次回路设计极大简化，保护压板、按钮和把手大大减少，显著减少运行维护人员的“三误”事故，光纤的应用也彻底解决了电缆老化问题，系统可靠性得到充分保障。
除此之外，数字化变电站中IEC61850所支持的互操作性，把用户从不同制造商设备互联困难的限制中解脱出来，提高了变电站选择产品的自由度。不仅如此，通用的配置方式提高了用户对设备的驾驭能力，即使某些设备的供应商出现问题，该产品仍可与其它设备组织在统一系统中，从而保护了变电站投资。标准化的信息模型实现了变电站信息共享，原先的某些保护功能可以由一个软件模块来实现了，如母线保护、备自投等，设备的减少同时减少了变电站的占地面积，节约了大量成本，而且提高了可靠性。数字化变电站中实现了信息共享，设备提供了更丰富的状态监测信息，根据这些信息可实现更智能化的维护工作，包括故障诊断和定位，维护更简便。
六、数字化变电站应用中存在的问题
由于光电／电子式互感器本身的结构特点和工作方式，导致互感器的角差、比差现场试验难以进行，甚至极性试验也无法开展，只能等到设备投运带电后，才能检验接线的准确性。另外，光电／电子式互感器的局放试验、伏安特性试验的试验方法和标准也与常规设备有很大的区别，这都需要设备厂家和运行主管单位专门制定。
数字化变电站保护校验相对复杂，在变电站运行的条件下对部分间隔保护校验的难度很大，目前的常规继电保护校验装置无法提供数字化保护所需的电流量和电压量，因为电流量和电压量必须经过合并器才能进入保护装置，而要完成试验必须自带合并器提供模拟试验中的电流量和电压量，要完成母差保护这类需要大量电流电压量的保护校验便显得尤为困难。
IEC61850通信协议本身并未对变电站网络系统的安全性做任何规定，同时协议本身的开放性和标准性给变电站的网络安全带来重大隐患。要做到二次系统信息的保密性、完整性、可用性和确定性，符合二次系统安全防护的要求，是自动化厂家仍需考虑和完善的技术环节
七、结束语
本文对数字化变电站进行了介绍和论述，分析了数字化变电站的特点并阐述了其与常规变电站的优势。当然数字化变电站还处于起步期，还存在很多的不足，这些需要在数字化变电站的发展过程中去解决和完善，在未来电网发展工程中常规变电站被数字化变电站代替的趋势是不会变的，它将为我国“智能电网”的建设打下坚实的基础。