数字化变电站的简介

数字化变电站

数字化变电站是由智能化一次设备（电子式互感器、智能化开关等）和网络化二次设备分层（过程层、间隔层、站控层）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。

数字化变电站是应用IEC61850进行建模和通信的变电站，数字化变电站体现在过程层设备的数字化，整个站内信息的网络化，以及开关设备实现智能化。数字化变电站有如下特点：

(一)智能化的一次设备

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。

(二)网络化的二次设备

变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I／O现场接口，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。

(三)自动化的运行管理系统

变电站运行管理自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；变电站运行发生故障时能及时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告，即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。

浅析数字化变电站简介

1.前言2006年12月13日，在内蒙古乌兰察布市杜尔伯特草原,全国第一座220千伏数字化变电站—杜尔伯特变电站一次启动成功投入生产运行。杜尔伯特变电站采用南自新宁公司的数字化变电站系统，具有国内领先水平的数字化电流（电压）互感器取代传统互感器，光缆代替电缆

作为系统运行测量、系统运行控制、设备运行保护和电能计量的信息采集和传输设备。杜尔伯特变电站是一座具有一次设备智能化、二次设备网络化、运行管理系统自动化的变电站。杜尔伯特变电站是内蒙古电力公司在乌兰察布电业局密切配合下完全自主设计、施工、安装和调试并一次启动成功投入生产运行的数字化变电站。我国首座220千伏数字化变电站的建设成功，不仅标志着乌兰察布电业局全面贯彻国家电网公司自主创新方针，践行又好又快发展的指导思想迈出了重要一步，也是乌兰察布电业局大胆创新、锐意进取的一个重要举措。同时也充分体现了内蒙古电力公司科技创新的效益和水平。2.数字化变电站与常规综自站比较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。常规综自站的一次设备采集模拟量，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，然后通过网线上将数字量传到后台监控系统。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。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。常规综自站与数字化变电站对比如图1所示。 3.数字化设备 3.1光电互感器光电互感器与传统互感器外形相似，但体积小，重量轻。主要由传感头、绝缘支柱和光缆三部分组成。①传感头部件有罗科夫斯基线圈、采集器、A/D转换器和光发生器LED。工作原理是由罗科夫斯基线圈从一次传变信号，采集器采样后，AD转换器转换为数字信号，由LED转换为光信号，通过光缆送回主控室。罗科夫斯基线圈一般有保护、计量和测量、能量线圈，罗科夫斯基线圈形状是空心螺线管，无铁芯，填充非晶体材料，主要起支撑作用。②绝缘支柱采用硅橡胶绝缘子，内部填充固态硅胶，起到支撑、绝缘和固定光缆作用。③光缆分为数据光缆和能量光缆，从传感头通过绝缘支柱内部引下，送回主控室。④能量问题。传感头部件的电源是光电互感器的难点之一。传感头部件（采集器、A/D转换器和光发生器LED）使用微功耗装置，功率30毫瓦。本站的光电互感器传感头部件的能量来源有两种途径。一是从一次取能，由能量线圈感应出电流来提供能量；当一次电流太小，不足以提供能量时，使用能量光缆，由户内激光发生器通过光缆上送能量。两种方式互为备用，自动切换。3.2合并器主控室内在各间隔测控屏上增加合并器装置，合并器的作用是将各电流互感器传回的电流数据和由电压互感器合并器传来的电压数据处理后打包输出。输出数据分别提供给保护、测

控、母差、电度表、低周、小电流选线等装置，每个装置用一根光缆即可。每根光缆可以提供多个信号，例如：三个相电流，一个零序电流，三个测量电流、三个相电压、一个零序电压、一个线路电压等。因此数字化变电站采用少量光缆可以代替大量电缆，同时实现信息共享。电压互感器合并器接入两段母线电压处理打包后分别向各间隔提供电压量。同时，合并器可接入传统电压、电流互感器。合并器上装有激光发生器，用来为光电互感器传感头部件提供能量。3.3同步装置与常规综自站相比，增加一个同步装置。一个二次设备同时接收多个合并器的数据，则这几个合并器需要同步工作。因此，同步装置可以使全站合并器采样同步。只有采样同步，才能保证采样数据有参考价值，用于做出处理和判断。同步信号通过光缆送入各合并器，其误差小于125纳秒。3.4一次设备智能化数字化变电站使用常规断路器和主变，需进行数字化改造。在断路器就地安装智能单元，完成控制信号的光电转换。从测控装置到智能单元采用光缆通信，从智能单元到断路器内部仍用常规电缆，实现断路器跳、合闸和预告信号等功能。对于主变加装智能单元，可完成调压、温度、瓦斯等功能的实现。 3.5低电压等级互感器的处理对于10kV、35kV的光电互感器，为降低成本，传感头中的采集器、A/D转换器和光发生器LED部分取出，由合并器完成其功能，合并器和测控保护装置就地安装于开关柜上。因此只提供常规电源即可，可节省能量线圈和激光电源，同时由于绝缘简单，互感器制造工艺要求降低，因而大大节省造价。数字化设备与其他二次设备厂家连接，仅需增加一块光电转换插件即可。从合并器引出光缆进入其他厂家设备，先由光电转换插件将光信号转换为电信号，然后进行处理。例如：低周低压装置和小电流选线装置。本站电度表采用新宁公司生产的光电度表，无须转换，可直接接入光缆。4.数字化变电站的特点4.1高性能①通信网络采用统一的通信规约IEC61850，不需要进行规约转换，加快了通信速度，降低了系统的复杂度和设计、调试和维护的难度，提高了通信系统的性能。②数字信号通过光缆传输避免了电缆带来的电磁干扰，传输过程中无信号衰减、失真。无L、C滤波网络，不产生谐振过电压。传输和处理过程中不再产生附加误差，提升了保护、计量和测量系统的精度。③光电互感器无磁饱和，精度高，暂态特性好。 4.2高安全性①光电互感器的应用，避免了油和SF6互感器的渗漏问题，很大程度上减少了运行维护的工作量，不再受渗漏油的困扰，同时提高了安全性。

②光电互感器高低压部分光电隔离，使得电流互感器二次开路、电压互感器二次短路可能危及人身或设备等问题不复存在，大大提高了安全性。③光缆代替电缆，避免了电缆端子接线松动、发热、开路和短路的危险，提高了变电站整体安全运行水平。4.3高可靠性①设备自检功

能强，合并器收不到数据会判断通讯故障或互感器故障而发出告警，既提高了运行的可靠性又减轻了运行人员的工作量。②采集器的电源由能量线圈或激光电源提供，两者自动切换，互为备用。 4.4高经济性①采用光缆代替大量电缆，降低成本。用光缆取代二次电缆，简化了电缆沟、电缆层和电缆防火，保护、自动化调试的工作量减少，减少了运行维护成本。同时，缩短工程周期，减少通道重复建设和投资。②实现信息共享，兼容性高，便于新增功能和扩展规模，减少变电站投资成本。③光电互感器采用固体绝缘，无渗漏问题，减少了停运检修成本。④数字化变电站技术含量高，电缆等耗材节约，具有节能、环保、节约社会资源的多重功效。4.5应用中应注意的事项①激光发生器不能空载运行，否则易损坏。如激光发生器在工作状态，将数据光缆或能量光缆拔开可造成激光发生器空载而烧坏。今后应考虑加装闭锁或保护功能。②不得用眼睛观察激光孔或激光光缆，会烧伤眼睛。③光电互感器工作电源采用激光电源和取能线圈双电源方式，即一次电流10A 以上用取能线圈作电源，10A以下用激光电源，异常时否能切换到激光电源，不至使光电互感器停止工作，有待在实际运行中观察。④巡视时要特别注意：光纤及与二次设备连接的尾纤应可靠连接，防尘帽无破裂、脱落，密封良好。光纤、尾纤自然弯曲，无折痕，弯曲半径不得小于10倍光、尾纤直径，外皮无破损。 5.结束语数字化变电站的建成投产为电网数字化建设奠定了基础，在变电站发展历程史上具有划时代的意义，是一次变电技术的革命。在数字化建设的整个过程中，所有设备均采用具有我国知识产权的国产化设备，填补了我国数字化变电站建设中的多项空白。通过220千伏杜尔伯特数字化变电站示范工程的实施，积累了数字化变电站在建设、管理、维护和运行中的大量经验。为内蒙古电力公司培养第一代数字化变电站的管理和操作人才进行了有益的探索。

数字化变电站技术浅析

中国电力网 2008年3月19日11:38 来源： 点击直达中国电力社区浙江省杭州市余杭供电局 李逸荣 夏红军 唐建民中国电力网两

会代表委员说电力专题

摘要：随着智能化电气设备的发展，特别是智能化开关、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，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征、系统组成、网络结构及应用中存在的问题等几个方面进行论述。访问中国电力网

关键词：数字化变电站；光电/电子式互感器；IEC61850中国电力网资料频道提供电力行业最新统计资料

中图分类号：TM619 文献标识码：B 文章编号：1003-

0867(2008)01-0056-03

变电站自动化技术的发展直接表现为变电站自动化系统结构的变迁，从集中式到分层分布式。厂站自动化技术在结构上增强了变电站自动化系统功能的同时，提高了系统的实时性、可靠性、可扩展性和灵活性，基本达到了节省投资、简化维护等目的。数字化变电站的系统结构继承并发展了分层分布式变电站结构的特点，同时随着电子式互感器、智能开关技术的应用，使得数字化变电站的系统结构又有了不同于常规变电站的革命性变化，也呈现了与常规变电站迥异的鲜明的技术特征。

1 数字化变电站的技术特征

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。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，并为实现常规变电站装置冗余向信息冗余的转变，为实现信息集成化应用提供了基础。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。

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。

系统建模实现标准化，IEC 61850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IED（Intelligent ElectronicDevice）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。

2 数字化变电站的系统组成

数字化变电站是智能化的一次设备、网络化的二次设备在

IEC62850通信协议技术上分层构建的，能够实现智能设备间信息共享和互操作。下面分别对三个组成部分进行介绍。

图1 数字化变电站自动化系统示意图

2.1 智能化的一次设备

智能化的一次设备包括光电/电子式互感器，智能化断路器等。光电/电子式互感器的最大特点是可以输出低压模拟量和数字量信号，直接用于微机保护和电子式计量设备，适应电子系统数字化、智能化和网络化的需要，由于其动态范围比较大，能同时适用于测量和保护两种功能的应用。光电/电子式互感器具有良好的绝缘性能、较强的抗电磁干扰能力、测量频带宽、动态范围大等特点。

智能化断路器由微机、电力电子组成执行单元，代替常规机械结构的辅助开关和辅助继电器，实现按电压波形控制跳、合闸角度，精确控制跳、合闸时间，减少暂态过电压幅值。检测电网中断路器开断前一瞬间的各种工作状态信息，自动选择和调节操动机构以及灭弧室状态相适应的合理工作条件，以改变现有断路器的单一分闸特性。在轻载时以较低的分闸速度开断，而在系统故障时又以较高的分闸速度开断等，这样就可获得开断时电气和机构性能上的最佳开断效果。断路器设备的信息由设备内微机直接处理，并独立执行当地功能，而不依赖于变电站级的控制系统。

2.2 变电站内的二次设备

变电站内的二次设备，如继电保护装置、测量控制装置、防误闭锁装置、远动装置、故障录波装置及正在发展中的在线状态监测装置，全部基于标准化、模块化的微处理器设计制造，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，它们之间的连接全部采用高速的网络通信，并且通过网络真正实现数据共享、资源

2.3 IEC 61850

IEC 61850是国际电工委员会TC57工作组制定的《变电站通信网络和系统》系列标准，它是基于网络通信平台的变电站自动化系统唯一的国际标准，它不仅规范保护测控装置的模型和通信接口，而且还定义了数字式TA、TV、智能式开关等一次设备的模型和通信接口。它将变电站通信体系分为3层：变电站层、间隔层、过程层。在变电站层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（MMS）、传输控制协议/网际协议（TCP/IP）以太网或光纤网。在间隔层和过程层之间的网络采用单点向多点的单向传输以太网。变电站内的智能电子设备（IED，测控单元和继电保护）均采用统一的协议,通过网络进行信息交换。

该标准通过对变电站自动化系统中的对象统一建模，采用面向对象技术和独立于网络结构的抽象通信服务接口，增强了设备之间的互操作性，可以在不同厂家的设备之间实现无缝连接。它解决了变电站自动化系统产品的互操作性和协议转换问题。采用该标准还可使变电站自动化设备具有自描述、自诊断和即插即用的功能，极大的方便了系统的集成，降低了变电站自动化系统的工程费用。在我国采用该标准系列将大大提高变电站自动化系统的技术水平，提高变电站自动化系统安全稳定运行水平，节约检修维护的人力物力、实现完全的互操作性。

3 数字化变电站的网络结构

根据IEC61850通信协议定义，数字化变电站自动化系统分为三层网络结构。这三个层次分别称为“过程层”、“间隔层”、“站控层”。各层次内部及层次之间采用高速网络通信，通信媒介为网络线或光纤，见图1。

3.1 过程层

过程层是一次设备与二次设备的结合面，或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的主要功能分三类：电力运行实时的电气量检测；运行设备的状态参数检测；操作控制执行与驱动。电力运行的实时电气量检测，主要包括电流和电压幅值、相位以及谐波分量的检测，与常规方式相比所不同的是传统的电磁式互感器被光电/电子式互感器取代，传统模拟量被直接采集数字量所取代。 运行设备的状态参数在线监测与统计，变电站需要进行状态参数检测的设备主要有变压器、断路器、隔离开关、母线、电容器、电抗器以及直流电源系统。在线检测的内容主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。操作控制的执行与驱动包括变压器分接头调节控制，电容、电抗器投切控制，断路器、隔离开关合分控制，直流电源充放电

3.2 间隔层

间隔层设备的主要功能是：汇总本间隔过程层实时数据信息，实施对一次设备保护控制功能，和本间隔操作闭锁、操作同期及其他控制功能；对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制；承上启下的通信功能，即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。必要时，上下网络接口具备双口全双工作方式，以提高信息通道的冗余度，保证网络通信的可靠性。

3.3 站控层

站控层设备的主要功能是：通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心；接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；具有站内当地监控，人机联系功能，如显示、操作、打印、报警、图像、声音等多媒体功能；具有对间隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态、在线修改参数的功能。

4 数字化变电站应用中存在的问题

目前光电/电子式互感器的生产厂家数量有限，产品可选型号相对较少，部分高电压等级的电流互感器变比较大，不能满足现场运行需要。如内蒙古220 kV杜尔伯特数字化变电站，线路电流互感器变比为1200/5，为满足现场实际需要，只能在合并器（作用是将各电流互感器传回的电流数据和由电压互感器传来的电压数据处理后打包输出，供各保护和测控装置使用）上采用软件的方法修改变比，使得TA的输出精度可能无法满足要求，给变电站的计量、保护都带来一定的负面影响。

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。

IEC 61850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。虽然目前已投运的变电站采取了防火墙、分层分区隔离等手段进行防护，但防护的效果仍有待时间的考验。