数字化变电站技术及其应用

张建龙

（榆林供电局 陕西 榆林 719000）

0 引言

近年来，随着电网规模的扩大及电网运行要求的提高，对变电站控制系统提出了越来越高的要求，为了及时掌握电网的运行情况，保证电网安全、可靠地运行，要求变电站控制系统能够准确、及时地反映一次系统的状态，同时要求变电站具有较高的可控性[1-2]。变电站二次系统所涉及的各个专业趋向于相互渗透融合，测量、控制、保护、通信专业整合已成必然趋势。在确保系统的安全性原则前提下，保证系统功能的实用性。整合后的系统，将呈现数据集中、信息共享、功能分布等特点，应能更好地体现各个应用的功能定位，系统地整合应站在系统的角度、以发展的眼光来做统一规划[3-4]。在变电站的通信协议集成以及建模技术集成方面，统一信息模型，其意义在于为变电站自动化系统构造了统一的语义空间；抽象通信服务接口，其意义在于使得变电站功能独立于具体的底层通信协议；信息的自我描述，其意义在于有助于统一现在与未来的发展。

电流和电压互感器是为电力系统进行电能计量和继电保护及测控装置提供电流、电压信号的重要设备，其精度及可靠性与电力系统的安全、可靠和经济运行密切相关，是电力系统电流电压测量的基本设备。传统的电流和电压互感器是电磁感应式的，不能与数字化二次设备直接接口,不利于电力系统的数字化进程。

1 IEC61850介绍

IEC61850标准将变电站自动化系统分为过程层、间隔层、变电站层3个层次[5-6]，并为各层之间的通信划分了逻辑接口，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。

IEC61850的主要特征：

1）信息分层。按照变电站自动化系统所要完成的控制、监视和保护三大功能提出变电站内功能分层的概念为，无论从逻辑概念上还是从物理概念上都将变电站的功能分为3层，即变电站层、间隔层和过程层。IEC61850的分层模式与现有大多数变电站自动化系统不同，现有系统中的过程层功能都是在间隔层设备实现的，随着光互感器的应用，现代电力技术的发展趋势是将越来越多的间隔层功能下放到过程层，可见IEC 61850是面向未来的开放式标准。IEC61850中的每个物理装置分为服务器层、逻辑装置层、逻辑节点层、数据对象层、数据属性层。

2）面向对象的数据对象统一建模。IEC 61850标准采用面向对象的建模技术，定义了基于客户机/服务器结构数据模型。每个IED包含一个或多个服务器，每个服务器又包含一个或多个逻辑设备，逻辑设备包含逻辑节点，逻辑节点包含数据对象。数据对象则是由数据属性构成的公用数据类的命名实例。IEC 61850建模了大多数公共实际设备和设备组件。这些模型定义了公共数据格式、标识符、行为和控制，例如变电站和馈线设备（诸如断路器、电压调节器和继电保护等）。

3）数据自描述。和采用“面向点”的数据描述方法不同（如103规约），IEC 61850标准对于信息均采用面向对象的自描述。面向对象的数据自描述在数据源就对数据进行自我描述，传输到接受方的数据都带有自我说明，不需要再对数据进行工程物理量对应、标度转换等工作。因数据本身带有说明，这就不受预先定义的限制进行传输，简化了数据管理和维护工作。在实际应用中只需要在客户端配置服务器网络地址就可以访问服务器模型，可以通过通信方式获得测点名，无需手动配置。

4）抽象通信服务接口ACSI。ACSI定义了独立于所采用网络和应用层协议的公用通信服务。通信服务分为基于Client/Server，定义了诸如控制、获取数据值服务；基于Peer-to-Peer模型，定义了诸如GOOSE服务和对模拟测量值采样服务。

变电站内采用IEC 61850与采用103规约相比具有明显的优势，通过通信网络，只需要在客户端配置服务器网络IP地址，变电站内各种应用可以得到各个设备的数据；由于数据具有自描述特征，所有测点名可用通信方式获得，无需人工配置，当变电站内增加或删除装置或应用时不需要进行通信配置；站内所有应用程序和智能设备采用相同的规约、数据格式、数据访问方式、命名规则和配置语言，采用标准的网络通信平台，提高了系统的灵活性、扩展性和互操作性。由于互操作性强，在自动化系统集成时，应用程序不再需要处理大量不同的通信规约、数据格式和数据访问形式，也无需进行重复的变电站配置和对点工作，工程维护大大简化，减少了系统集成工作量，同时也增强了变电站的可靠性和安全性。IEC 61850与IEC 61970调度通信标准具有一定的互操作性，将来可以实现无缝连接，实现主站对变电站的直接访问，减少了通信瓶颈和规约转换数据损失。

2 光互感器简介

光互感器是利用电子测量技术和光纤传感技术来实现电力系统电流、电压测量的新型互感器。它包括基于光学传感原理的互感器，也包括其他各种利用电子测试原理的电流电压互感器。光互感器的种类很多，但大致可分为有源型和无源型2种。有源型光互感器利用电磁感应原理感应被测信号，利用光纤传输信号，在传感头部分具有需要电源的电子电路；无源型光互感器利用Faraday磁光效应（电流互感器）和Pockels电光效应（电压互感器）感应被测信号，利用光纤传输信号，在传感头部分无需电源。

根据IEC61850要求，对光互感器与保护测控设备的数字式接口进行了规范，标准定义了接口的重要组成部分——合并单元，并严格规范了它与保护测控设备的接口方式。光电流互感器数字输出的额定值为2D41H（测量）及01CFH（保护）。光电压互感器数字输出的额定值为2D41H.

3 数字化变电站自动化系统结构

1）数字化变电站是以IEC61850为标准的信息建模、采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站，基本特征为设备智能化、建模标准化、通信网络化、运行管理自动化。数字化变电站的功能分为3层，即变电站层、间隔层和过程层。过程层主要完成开关量I/O、模拟采样和控制命令的数字化发送等功能，过程层设备由光互感器、智能开关设备、合并单元等设备组成；间隔层是利用本间隔的数据对一次设备进行控制，如线路保护设备或间隔控制设备；变电站层是指利用各间隔或全站的信息对多个间隔或全站的一次设备进行控制、管理及完成与各级调度、站内其他智能设备之间接口相关的功能。变电站自动化系统的站控层和间隔层，采用单层网络2层结构，为提高系统的可靠性并满足变电站内实时信息的传输要求，变电站内通信系统采用双100 M/1G工业以太网的方式，双网采用冗余方式工作，同时考虑到突发信息的快速上送，也可以实现双网负荷均衡方式工作，即根据信息量大小，将信息在2个网络上进行分流传输，保证双网负荷均衡，最大程度上利用变电站内网络带宽。基于IEC61850体系标准的变电站自动化系统结构如图1所示。

图1 数字化变电站方案示意图

2）站控层设计。站控层包括监控后台、远动工作站等，设备按照IEC61850通信标准进行建模和信息传输。站控层设备与间隔层设备之间采用IEC61850进行通信。监控后台主要用于实现当地功能，实现变电站内的就地监视和控制功能，在IEC61850中，监控后台与其他间隔层设备一样是一个逻辑设备，包含多个逻辑节点，这一点是和基于103规约的后台系统是不同的。为提高系统的可靠性，监控后台采用冗余配置，双机之间可以实现无缝切换。

远动工作站实现变电站与各级调度系统之间的通信功能，使调度端实现对变电站的远方监视和控制，远动工作站独立于后台系统工作，其工作不受监控后台运行的影响，从IEC61850的角度来看，远动机也是网络上的一个逻辑设备。远动工作站实现主、备机冗余工作，当主机工作异常时备机可以自动投入运行，保证变电站与调度主站的通信正常。为了与现有调度主站系统通信而又不改变现有调度系统的工作方式，远动工作站必须具备将变电站内IEC61850与IEC60870-5-104、IEC-60870-5-101等调度规约进行转换的能力，逐步过渡到使用IEC61850+与控制中心交换数据。

3）间隔层设计。间隔层设备包括保护装置、测控装置、安全自动装置等设备，设备按照IEC61850通信标准进行建模和信息传输，应支持GOOSE方式实现间隔层设备间的通信。间隔层设备与过程层设备之间采用1G的以太网双网连接，合并单元的通信协议符合IEC-61850-9-2的要求，智能控制单元采用GOOSE报文交换数据。

保护测控设备按照间隔进行配置，实现对各一次设备的监视与控制功能，同时为完成间隔层联锁功能以及保护信息交换需求，保护装置之间取消电缆连接，以GOOSE相互通信。

4）过程层设计。过程层采用电子互感器采集电流电压，通过MU单元接入过程层网络，开入开出通过智能控制单元接入过程层网络，过程层网络采用双网技术以及光纤技术加强数据传输的可靠性，智能控制单元以及操作箱等设备采用就地安装，开关场与控制室之间取消电缆连接，全部采用光缆。

4 网络技术

变电站的信息交换特点之一是，信息长度较短，信息量较大，在电网发生故障的情况时，有可能发生网络风暴，而间隔层装置普遍采用嵌入式系统，其处理能力不强，这一特点要求变电站控制系统的网络具有很强的抗风暴能力，在发生网络风暴时，各个装置能够正常工作。变电站信息交换的另一个特点是部分信息的实时性要求很高，比如保护装置之间的信息交换，合并单元与间隔层设备之间的信息交换，要求变电站控制系统的网络具有分级交换的能力，保证高级数据的实时性。变电站控制系统的网络就像一个人的神经，所有的命令、信息都必须通过它传送，网络的可靠性、安全性对变电站控制系统来讲是极其重要的，变电站控制系统应该在日常运行时对网络的状况进行监视，及时发现问题，解决问题，这就要求网络设备应具有智能功能。

5 可靠性设计

可靠性是变电站控制系统的生命，为保证设计的数字化系统具有较高的可靠性，必须从硬件设计到软件设计、从系统开发到软件测试、从产品试验到工程应用等各方面严格把握，从而达到较高的系统MTBF（平均无故障时间）、MTTR（平均故障修复时间）、最小故障率、最小故障范围、最小故障后果等可靠性指标要求。

6 GOOSE在保护功能中的应用

GOOSE模型是IEC 61850为强实时通信而设计的一种快速报文机制，其主要特征在于一发多收和报文优先传输。GOOSE通常应用于过程层和间隔层间的信息传递以及间隔层水平通信，后者是指间隔间保护测控装置横向传递诸如失灵启动、重合闸闭锁等保护信息以及间隔联闭锁等自动化信息。一般认为变电站保护功能至关重要，采用GOOSE通信来替代传统的保护屏间二次接线也是一大突破。

7 结语

通过本项目的实施，使变电站系统能够逐步实现数字化，在变电站维护、调试时间、土地使用、系统的可用性、设备安全等5个方面得到提高，使得设备能够少校验，甚至免校验，减少维护工作量，变电站的土地使用得以缩减，建筑面积减少，减少变电站系统调试的时间，降低了设备的绝缘要求，对系统能够快速维护，提高了互感器的安全。数字化变电站在总体上提高变电站的劳动生产率，减少人为误操作的可能，提高运行的可靠性，促进了变电站信息的共享，提升电网的技术和管理水平，提高电力工业的经济效益和社会效益。

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