关键词：数字化变电站；光电/电子式互感器；IEC61850
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，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IED（IntelligentElectronicDevice）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。
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、资源共享。
2.3IEC61850
IEC61850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，直流电源充放电控制。
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220kV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。
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。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。
5结束语
国内已有数个数字化变电站顺利投运，运行时间最长的已近两年，总的来看设备运行平稳，各类数据采集、传输无误，保护和自动装置动作正常，至少可以说明数字化变电站的技术运用到实际中已初步通过实践的检验，满足了安全、稳定的系统运行要求。但同时数字化变电站经过更长时间的运行，肯定会出现除本文提到的其他的更多的各种各样的问题，还有待各专业研究机构和有能力的厂家进一步深入研究和解决。
参考文献
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[5]李九虎,郑玉平,等.电子式互感器在数字化变电站的应用.电力系统自动化,2007,(4).安防之家专注于各种家居的安防,监控,防盗,安防监控,安防器材,安防设备的新闻资讯和O2O电商导购服务，敬请登陆安防之家：http://anfang.jc68.com/
