第1章变电站自动化

1变电站综合自动化

胡炎上海交通大学电气工程系2023/2/321、概述

发展变电站综合自动化也是当前城网和农网建设和改造的基础环节之一。在此基础上，配电自动化得到发展。配电自动化是城网建设和改造个现代化管理的重要手段。配电自动化主要包括变电站自动化和馈线自动化，是配电管理系统的主要组成部分。31、概述

目前国内科研院校、制造厂商如南瑞、四方、清华紫光、南自及东方电子、许继、阿继等经过多年的开发已形成了技术成熟、运行可靠，保护、监控合一（二合一）或保护、控制、测量和信号合一（四合一）的一体化系列化产品。特别是微机保护、监控、防误操作、故障录波、小电流接地选线等功能不断完善，为一体化设计提供了良好的基础。外国公司早在几年前就已推出一体化设计的产品.国内的四方、南瑞、南自等公司亦已先后推出一体化产品，并取得了成功。41、概述

变电站综合自动化是将变电站的二次设备(包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等)经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。利用多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统，代替常规的测量和监视仪表。代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护屏，改变常规的继保护装置不能与外界通信的缺陷。5２、特点

１）功能综合化变电站自动化系统建立在计算机硬软件技术和数字通信技术之上，它综合了除直流电源以外的全部二次设备。微机继电保护装置代替了电磁式保护，微机监控装置综合了仪表盘、操作盘、模拟屏、变送器、远动、有载调压无功补偿、中央信号系统和光字牌，微机保护和监控还综合了故障录波测距、小电流接地选线等功能。6２、特点

２）结构网络化变电站自动化系统采用分层分布式结构，保护和远动装置相对独立，由网络集成，即由网络总线将微机保护、数据采集、控制等环节的多个CPU连接起来，构成一个系统整体，实现各种功能。３）运行管理智能化既能监测一次设备，自动实现报警、报表、电压无功调节、小电流接地选线、事故判断与处理，也能在线自诊断，把自身故障报告主控中心。7２、特点

变电站自动化的主要目的是：减少一次设备维护费用；降低保护控制设备数目和运行维护费用，降低变电站造价；减少发生、消除故障的时间，获得更多有效数据作出更快决定，提高自动化水平。因此变电站自动化不仅要完成常规二次设备功能，还必须有更完善的综合智能控制功能。8３、主要功能

１）微机保护：微机保护包括线路保护、馈线保护、变压器保护、电容器保护、电动机保护、备用电源自投、母线保护等。各类保护装置除保护功能自身外，还应具有下列功能：故障记录存储多套定值显示及当地修改定值与监控系统通信，根据监控命令上传信息，接收监控命令。9３、主要功能

２）数据采集处理及记录变电站数据采集包括模拟量、状态量、脉冲量的采集。３）事件记录、故障录波及测距事件记录包括保护动作序列记录、开关跳合记录等。４）自动控制(后面再介绍)包括备用电源自动投入、重合闸、同期合闸、低周减载、变电站电压无功控制、单相接地自动选线等。10３、主要功能

５）安全监控（１）实时显示画面及数据：主接线显示开关闸刀状态、运行参数、设备的检修状态和接地线挂设，以及相关测量值，主变负荷曲线，开关正常变位操作显示，开关事故跳闸显示，事件顺序记录，事故记录，报警画面及提示信息，调度员操作记录及时间。（２）控制与操作闭锁：操作人员可在CRT屏幕上对断路器、隔离开关进行断合操作，可对变压器分接头进行调节控制，对电容器组进行投切操作，遥调消弧线圈分接头，主变冷却器控制，保护投退，定值修改，信号复归，标示牌挂设，设备状态设置。为防止计算机系统故障，保留人工跳合闸操作。操作闭锁有跳合闸闭锁、防跳及电脑“五防”等。五防:指电力系统在倒闸操作中，防误入带电间隔，防误拉合开关，防带电荷拉合刀闸，防带电挂地线（合地刀），防带地线（地刀）合闸11３、主要功能

６）与远方调度中心（或控制中心）通信包括遥调、遥信、遥测、遥控、远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号远传等。可与多个远方调度或操作中心通信，可与调度主站对时。７）人机联系人机联系可在智能设备、当地监控系统主机或远方调度中心（或操作中心）主机上进行。８）自诊断系统内各模块应具有自诊断功能，自诊断信息也周期性地送往当地监控系统或远方调度或操作中心。12３、主要功能

9)从长远观点看，还包括电气设备本身的监视信息（如断路器、变压器、避雷器等的绝缘和状态监视）。13３、主要功能

10)电压无功控制对于110kV电压等级以上变电站.要求变电站自动化系统实现分布式站内自动电压无功控制VQC。目前基本作法是监控主站根据监控网络获得的实时数据.按预定的先决条件和九域图控制规律通过网络.给相应间隔层设备IED发出无功补偿设备的投切和变压器分接头的调整指令。对于35kV变电站.站内自动电压无功控制功能不作要求.但应满足远方调整电压无功.即通过自动化系统可在当地监控系统或调度端实现远方手动调整变压器分接头和投切电容器功能。14３、主要功能

10)电压无功控制目标(1)维持供电电压在规定的范围内:500kV（330kV）变电站的220kV母线：正常时0～10%，事故时-5～10%220kV变电站的35～110kV母线：正常时-3～7%，事故时±10%配电网的10kV母线：电压合格范围10～10.7kV(2)保持电力系统稳定和合适的无功平衡，无功分区就地平衡的原则(3)电压无功综合控制的手段：调整分接头位置，控制无功补偿设备，两者综合考虑15３、主要功能

11)对时系统对时要求是变电站自动化系统的最基本要求。110kV枢纽站和220kV站要求系统具有GPS对时功能.要求对变电站层设备和间隔层IED设备（包括智能电度表等）均实现对时，并具有时钟同步网络传输校正措施。110kV终端站、350kV变电站不要求对时功能.但要求具有一定精度的站内系统对时功能.定时完成由系统主机或由调度端发出的对站内间隔层设备的对时功能。16３、主要功能

12)

故障录波故障录波的数据和波形是电网事故运行分析的重要参数。35kV变电站和一般的110kV终端站可以不要求安装故障录波.一些分析信息可从保护装置的简短记录和SOE中提取。但110kV枢纽站要求具有分布故障录波功能.通过专网实现的分布故障录波系统不仅是变电站自动化发展的必然.在性能指标上也完全和专业故障录波相媲美。以四方公司CSC－2000为例.专业WGL－12和CSC－2000的采样周期同为１ms；分辨率为14位.一般是12位。220kV变电站可在分布或集中式故障录波装置中选择。17３、主要功能

13)

小电流接地选线该功能要求配备三相CT或专用零序CT，受各种因素影响实际正确动作率不高。一般通过IED检出母线开口三角电压越限并向主站广播.主站在收到信号后调该母线各IED在接地瞬间记录的零序电压电流资料汇总分析后做出判断。对于有35kV和10kV馈电线路的变电站,仍要求装设分布的通过网络来实现的小电流接地选线系统。184、结构

国际大电网会议（CIGRE）WG34.03工作组在研究变电站的数据流时，分析了变电站自动化需要完成的功能大概有63种。从系统的观点和易于处理的观点出发，将这些功能分为如下的功能组：控制监视功能自动控制功能测量表计功能继电保护功能与继电保护相关的功能接口功能系统功能194、结构

为了完成这些功能，变电站综合自动化系统的结构需要采用分层结构，每一层的功能由该层的一组设备来完成。整个自动化系统分为三层，如图所示：变电站管理层、间隔层、设备层。204、结构

目前我国变电站自动化系统中，间隔层和设备层之间尚存在着模拟的联接，一次设备还不具备上述工作组所描述的自动化功能。因此只有两层，即变电站管理层和间隔层。随着科学技术的发展，变电站的一次设备因带有智能传感器和执行器而具有新的能力。这些设备自身将具有测量、监控和与系统接口的功能，从而可以自由地与其它设备交换信息，成为自动化系统中的新成员——设备层。(数字化变电站)214、结构

1)集中式结构集中式结构的综合自动化系统，指采用不同档次的计算机，扩展其外围接口电路，集中采集变电站的模拟电量、开关量和数字量等信息。集中进行计算与处理，分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能。集中式结构也并非指由一台计算机完成保护、监控等全部功能。多数集中式结构的微机保护、微机监控和与调度等通信的功能也是由不同的微型计算机完成。只是每台微计算机承担的任务多些。主要出现在变电站综合自动化系统的初期。

224、结构

234、结构

缺点：

1)每台计算机的功能较集中，如果一台计算机出故障，影响面大，因此必须采用双机并联运行的结构才能提高可靠件。

2)集中式结构，软件复杂，修改工作量大，系统调试麻烦。

3)组态不灵活，对不同主接线或规模不同的变电站软、硬件都必须另行设计，工作量大，因此影响了批量生产，不利于推广。

4)集中式保护与长期以来采用一对一的常规保护相比，不直观，不符合运行和维护人员的习惯，调试和维护不方便，程序设计麻烦，只适合于保护算法比较简单的情况。244、结构

2)分层分布式结构分布式变电站综合自动化主要有两种结构：

一是分别将能实现测量、保护、控制功能的智能装置分布于一次设备附近，然后按功能类别将它们集合，经过网关或专用的测量管理机、保护管理机、监控管理机等进行适当规约转换，组成站内局域网，如图所示。这种结构多见于220KV以上电压等级的变电站。254、结构

2)分层分布式结构26继电器A间隔控制继电器

B继电器

A间隔控制继电器

B保护管理机2调度中心操作员站工程师站路由器站总线保护管理机3保护管理机1断路器，闸刀，互感器断路器，闸刀，互感器274、结构

优点：1：测量、保护、监控分别由不同的智能装置完成，相当于一个CPU资源丰富的多处理机系统，可以实现复杂、大量的计算和信息处理；2：适合当前电力系统的分工习惯，责任明确。缺点：二次接线复杂，硬件重复设置。284、结构

二是严格按一次设备的地理位置分布，一个或一组智能装置专为特定一次设备设计，这组智能装置通过现场总线传至通信前置机，传送该设备的信息，如图所示。这种结构多见于中低压等级的变电站。优点：二次接线简单，检修方便；控制对象明确；变电站造价低。缺点是不符合当前电力系统的分工习惯，因此比较适于无人值守的变电站和低电压等级的变电站。294、结构

304、结构

3)分层分布式结构的市场优势：

节省变电站投资和安装维护费用:分布式变电站综合自动化系统取消了常规变电站所使用的模拟信号屏、中央信号屏、集中同期屏等。智能设备分散安装于一次设备附近或内置于开关柜上，节省了主控室的面积。节省大量控制信号电缆设计简单、施工方便:减轻了设计院二次线设计的大量工作,施工主要是管理级设备与间隔层智能装置间的联接扩建方便:分布式变电站综合自动化一般采用现场总线通信网络，这种通信网络是一对N的结构。314、结构

4)分层分布式结构的通信方案：

按通信系统系统配置划分，目前分布式变电站综合自动化系统的通信方案主要有两种：一是基于前置机的系统，采用传统的基于RS-422/485的通信技术组成低速通信通线；一是基于网络的系统，采用局部控制网络技术，如Lonworks和CAN等，实现较高传输速率的通信总线。325、变电站自动化中微机保护特点

继电保护的根本任务－在尽可能短的时间内切除故障元件，没有改变也不会改变。继电保护的基本原理－依据被保护元件“故障、不正常、正常状态”间的“差别”，“甄别”出故障元件的保护原理，在持续完善和缓慢发展中。继电保护的实现技术－随着相关器件、技术的发展，快速变化。335、变电站自动化中微机保护特点在中、低压电网中：反应工频相电流、电压幅值特征的保护占统治地位，在今后仍会占统治地位。三段式保护的工作配合，仍将是引导建立继电保护思想的“独门绝技”。数字式、电磁式、集成电路式等并存的局面，将会持续存在。345、变电站自动化中微机保护特点在高压电网中：工频差动原理的纵联保护为主保护，距离和零序保为后备保护，今后仍为典型配置。工频故障分量的原理正在逐步应用中。数字式保护正在逐步取代模拟式保护，目前仍有部分模拟式保护在运行中。355、变电站自动化中微机保护特点在超高压电网中：工频故障分量差动原理的纵联保护为主保护，距离和零序保护为后备保护，更加强调主保护双重配置。工频故障分量的原理得到发展和广泛应用。几乎全部采用数字式保护，推动着数字式保护技术的发展。365、变电站自动化中微机保护特点特高压电网的出现将会：对保护的动作速度提出更快的要求（全线小于20毫秒），可靠性要求更高。利用故障暂态特征的保护原理会得到发展，“预保护”的思想显得更为重要。保护的硬件技术将会发展到采样和处理MHz/S的信息。分析和计算工具可能以小波、形态学等为主。37

距离保护的应用可能更大

在我们平时对“距离保护的基本概念”的理解中，主要有3个方面的内容，即：

1、电流、电压保护的优点和局限性，引入距离保护原理的必要性。这一内容的原话为：“电流、电压保护的主要优点是简单、经济、可靠，在35kV及以下电压等级的电网中得到了广泛的应用。但是由于它们的定值选择、保护范围以及灵敏系数等受系统运行方式变化的影响较大，难以应用于更高电压等级的复杂网络中。为满足高电压等级复杂网络继电保护的要求，必须采用性能更加完善的继电保护原理和装置，距离保护就是其中的一种。”

5、变电站自动化中微机保护特点38距离保护的应用可能更大我们这里不想这样讲，只想讲局限性，不讲优点，原因如下：因为电流、电压保护简单、经济、可靠是针对电磁式保护而言的，采用微机保护后，这一优点不再突出。

1）微机式电流、电压保护的硬件配置与距离保护基本一致（为了监控的需要，目前即使是电流保护，也都引入电压量），软件的差异也不太大，所以不再存在简单这一优点；

5、变电站自动化中微机保护特点39距离保护的应用可能更大2）就经济性而言，目前距离保护的价格可能高于电流、电压保护，但这仅是厂家销售策略的问题，也是因为距离保护数量较少的问题，若配网距离保护大量采用，其价格不会比电流、电压保护高太多，所以经济性的优点也不再存在；

3）就可靠而言，由于不存在硬件及接线上的简单，所以也不会有额外高的可靠性，反而可能因为原理上的缺陷，使可靠性降低。

5、变电站自动化中微机保护特点40距离保护的应用可能更大

可见，在普遍采用微机保护后，简单、经济、可靠已不再是电流、电压保护独有的优点。讲了这句话，会给人一种误导，即认为35kV及以下电压等级电网最好（或首选）是用电流、电压保护，只有在更高电压等级，它不能满足要求的情况下，才选择其他原理的保护。实际上距离保护在原理上也适合于35kV及以下电压等级电网，且动作的性能一般要优于电流、电压保护，整定计算也比较简单，在微机保护的情况下，其硬件配置与电流、电压保护类似（即与电流、电压保护一样简单、经济、可靠）。

5、变电站自动化中微机保护特点41

距离保护的应用可能更大

总之，距离保护除了软件稍微复杂一点和需要考虑TV断线闭锁外，在其他任何方面都不逊色于电流、电压保护，所以在配电网中，也应该优先选用距离保护。此观点供大家商榷。此处不讲电流、电压保护的优点，只讲其局限性，有助于提高对此问题的认识。或许会带来配电系统继电保护配置方面的一个革新。

5、变电站自动化中微机保护特点42距离保护的应用可能更大

2、距离保护的定义

这里强调两个观点：第一、距离保护是通过反映保护安装处到故障点的距离而工作的，在保护区的正反向上，故障距离小于整定距离时，判为区内故障，理想情况下，若测量没有误差，整定距离应该正好等于线路的长度，考虑到误差的存在，无延时动作的距离保护的整定距离应该小于线路的长度，减小的程度取决于测量的误差；第二、只要能够测出故障距离，就能够构成距离保护；

5、变电站自动化中微机保护特点43距离保护的应用可能更大

3、故障距离的测量方法测量故障距离的方法包括：（1）测量阻抗法（2）行波法目前的距离保护绝大多数都是通过测量短路阻抗的方法来测量短路距离的。5、变电站自动化中微机保护特点44距离保护的应用可能更大

需要区分距离保护和阻抗保护的概念：在线路保护中，阻抗保护仅是距离保护中最常用的一种，但两者并不是同一个概念，如用其他方法测出故障距离，也是距离保护，但不再是阻抗保护。在应用于发电机、变压器等集中参数元件的保护时，反映测量阻抗的保护应该称之为阻抗保护，而不应该在称为距离保护，因为这时“阻抗”与“距离”之间不再存在线性的关系。5、变电站自动化中微机保护特点45继电保护情况保护装置作为系统的有机部分要求和自动化系统保持相对独立。一般要求保证电磁兼容指标。设置专用熔断器（35kＶ电压等级以上）电源回路，保护CT与测量CT分开，A/D转换14位，可远方投退压板和控制字，在线修改定值，带简短的事故采样数据和动作记录。110kＶ变电站1台主变一般只配置1套保护，主保护和后备保护分开。220kＶ站1台主变应配置2套主变保护，主后备保护可不分开。220kＶ线路2套线路保护宜按不同原理配置。5、变电站自动化中微机保护特点466、新器件的运用

•

电磁型传感器：体积大重量沉安装不便易受电磁干扰易饱和（CT）频带不宽•

数字式传感器47

数字式电流电压互感器分为有源电子式和无源磁光式互感器光学互感器是利用晶体的特定物理效应来敏感电压。它采用非金属晶体作为传感头，光纤作为传输介质，使电网与测量电路能有效隔离，从而避免了二次短路的危险。是数字式电流电压互感器的发展方向48数字式电流电压互感器的特点测量准确度高全数字化接口（IEC61850）工作频带宽，线性度高

49现在方式光学、电子互感器方式发展动态50电子传感器典型方案ABB的PASS系统：

PASS（PlugAndSwitchSystem）可称为智能插接式开关，是将断路器、隔离开关、接地开关、电流和电压传感器、以及套管等都放置在一个公共气罐里，组成一个气体绝缘金属密闭的组合体。其电子TA采用了Rogowski线圈、TV采用电容分压的有源方案，目前已在澳大利亚某电力公司运行。

现在，不少网、省局也在开展电子互感器的应用工作。51PASS示意图52BlackwallSubstation,Queensland昆士兰,AustraliaPASS应用实例53PASS应用实例PASS二次部分的光纤接口54电子传感器典型方案电子式电流/电压互感器的采集器单元和合并单元之间均采用光纤连接，采集器单元采集的数据通过一根光纤传输给合并单元，合并单元的同步信号通过另一根光纤传给采集器单元，对有源型互感器，同步信号光纤同时传递激光信号，为采集器提供电源。不同互感器的合并单元结构可能有所不同，但其主要实现的功能基本一致：接收并处理若干个采集器单元传来的数据。接收站端同步信号，并传给各采集器单元，同步各路A/D采样。为有源型互感器提供激光电源，并监视采集器单元的电源状态。合并处理采集器单元的数据后，以网络方式提供给继电保护装置和监控系统。55电子传感器典型方案不同原理的电子式互感器主要是采集器单元的电流/电压传感器所采用的原理不同。电子式电流互感器所采用的原理主要有以下几种：Rogowski线圈电流传感器原理Faraday磁光效应原理（光电电流互感器，OCT）铁芯线圈式低功率电流互感器（LPCT）电子式电压互感器所采用的原理主要有以下几种：电容分压传感器原理Pockels晶体纵向电光效应原理（光电电压互感器，OVT）电阻分压传感器原理56•

数字信号处理器（DSP）•

全球定位系统（GPS）•

可编程控制器（PLC）577、存在的问题及趋势

1)系统技术优势不能充分发挥(尤其是高压)全国已有80余套监控系统在500kV变电站投入运行,另有一些正在建设或等待投运。此外,还有相当数量的监测系统经过技术改造后能够具备控制功能。调查情况表明,各变电站的监控系统虽然具备控制功能,但大多数用户都因对控制的安全性存在顾虑而未使用或干脆拆除了该项功能,大部分监控系统的控制功能基本上形同虚设。调查发现,国内多数用户都仅仅将其监控系统用于运行值班,而其站内远动信息的上传则由1台专门的RTU来完成,也有把RTU和监控系统结合在一起使用的情况,这不仅造成了设备的重复购置,也带来了材料及人工的极大浪费。RTU经过长期的发展、考验,其功能及可靠性已有保证,相比之下,监控系统还是一个新事物,其应用和发展还需要一个较长的认识和接受过程。587、存在的问题及趋势

2)

开发变电站间互联接口开发变电站间联网接口就是要在监控系统上开发专用、大容量的通信接口,为未来建设具有参考相邻系统状态能力的监控系统做好准备,更为未来相邻变电站或上下级变电站集中联网控制(建设集控站)创造条件3)

增加软件运行监控、自诊断和管理功能几乎所有的系统有较完善、可靠的硬件自诊断功能,而软件监视、自诊断和管理功能却普遍欠缺。然而,从系统维护的角度来看,完善的软件监视、自诊断和管理功能是相当重要且非常必要的。正如硬件一样,系统在长期运行过程中,其软件也会产生一些不易发现的故障,给维护工作增加了难度并造成了一定的安全隐患597、存在的问题及趋势

2)

开发变电站间互联接口开发变电站间联网接口就是要在监控系统上开发专用、大容量的通信接口,为未来建设具有参考相邻系统状态能力的监控系统做好准备,更为未来相邻变电站或上下级变电站集中联网控制(建设集控站)创造条件3)

增加软件运行监控、自诊断和管理功能几乎所有的系统有较完善、可靠的硬件自诊断功能,而软件监视、自诊断和管理功能却普遍欠缺。然而,从系统维护的角度来看,完善的软件监视、自诊断和管理功能是相当重要且非常必要的。正如硬件一样,系统在长期运行过程中,其软件也会产生一些不易发现的故障,给维护工作增加了难度并造成了一定的安全隐患607、存在的问题及趋势

4)

通信接口协议的标准化在变电站采用自动化系统后,保护和监控系统之间除了少量的状态信息以硬接点的方式传送外,还有许多保护内部的信息是以通信的方式送往监控系统,但由于变电站中保护型号不同,其通信协议也不一样,如ABB保护协议为IEC60870252101,ALSTOM保护协议为IEC60870252103,国内的产品同样存在这个问题。需要监控系统对其进行协议解释转换,这给系统的调试工作带来困难。而实际工程中留给调试的时间往往比较少。617、存在的问题及趋势

5)

信息融合优化在变电站自动化系统设计、实施中往往强调信息总量问题,认为信息采集的内容越全,对变电站监视和事故处理越有利,但实际还存在信息融合优化的问题。尤其是保护装置通过监控系统上送的报文,装置会上送大量的报文,影响运行人员对重要信息的捕捉。因此,必须对系统采集的信息进行必要的融合和优化筛选。627、存在的问题及趋势

6)电能质量变电站综自系统保证电力系统的电压和电流的幅值、频率、波形等参数在允许范围内变化,满足机电设备对电能质量的要求,但在近5～10年,随着信息产业的高速发展,由微处理器控制的设备在电力系统大量使用,这些设备对系统污染更敏感,对电能质量的要求更高。电能质量监测的一个难点是电压、电流等电气量需要在高采样率下同步则量。第二个难点信息的完整性，仅仅对系统的某些点进行监测也是不可取的,必须能够把监测数据在网局级(或省局级)、地市局级、县局级和变电站级层层双向传递。637、存在的问题及趋势

6)蓝牙技术的发展应用蓝牙技术是一种无线数据与语音通信开放性全球规范,它是一种以低成本的近距离无线连接为基础、为固定与移动设备通信环境建立一个特别连接的短程无线电技术,解决了以太网用于变电站自动化布线难的问题。该技术具有小功率、微型化、低成本以及与网络时代相适应的特点。蓝牙技术是一项发展中的技术,其应用正处于起步阶段,但蓝牙技术标准统一、知识产权共享的优势是非常明显的,变电站内许多设备间采用无线方式通信在不久的将来就可以实现。641）智能一次设备的发展智能设备是将测量、控制等功能与一次设备原始生产商的设计相结合的结果。例如智能开关柜，各CT应该使用智能的测量单元，直接输出数字化后的采样数据；各相开关的控制回路直接综合进该开关的操纵机构，实现状态扫描，按最优分闸角度、合闸角度自动实现开关的分相操作；各刀闸的位置传感器具有智能的信息通信，方便地实现连锁。将测量、控制等二次系统的功能进一步细分，深入到一次设备内部，可以显著提高性能，分担智能装置CPU的任务，使得保护单元可以集中CPU资源完成保护原理的逻辑判断，进一步提高保护的速度和精度。并且有可能在完成保护功能的空闲时间，完成设备的通信和协调控制，实现真正意义上的面向对象。因此，智能一次设备的发展将完全支持面向对象的变电站综合自动化系统。8、数字化变电站

65

2）数字化变电站主要技术特征

（1）系统建模标准化

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。主要意义在于：a)实现智能设备的互操作。采用了对象建模技术、抽象通信服务接口ACSI技术和设备自我描述规范，使得变电站自动化功能不但在语法上而且在语义上都得以标准化，并使功能完全独立于具体的网络协议，可以实现真正的互操作

66客户通过ASCI，由专用通信服务映射（SCSM）映射到所采用的通信栈或协议子集。IEC61850标准使用ASCI和SCSM技术，解决了标准的稳定性与未来网络技术发展之间的矛盾，即当网络应用层协议和通信栈改变时，只要改动SCSM。67

b)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

C)简化系统维护、配置和工程实施。

682）数字化变电站主要技术特征（2）数据采集数字化作为数字化变电站技术应用的主要标志就是在电流、电压的采集环节采用数字化电气量测系统，如光电式互感器或电子式互感器，实现了电气量数据采集的数字化应用，实现了一、二次系统电气上的有效隔离，电气量动态测量范围大、测量精度高。

69

2）数字化变电站主要技术特征（3）设备操作智能化高压断路器二次技术的发展趋势是用微机、电力电子技术和新型传感器建立新的断路器二次系统，如ABB公司的PASS，SIEMENS公司的HIS等。其主要特点是：(1)由微机控制、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、合闸过程的时间，减少暂态过电压幅值；(2)断路器设备的信息由设备内微机直接处理，并能独立执行当地功能，而不依赖于变电站级的控制系统；(3)非常规传感器与微机相配合，独立采集运行数据，可早期检测设备缺陷和故障；(4)具有自检功能，可监视断路器设备一次和二次系统，发现缺陷及时报警，为状态维修提供参考。

702）数字化变电站主要技术特征（4)系统分层分布化

IEC61850体系提出了过程层、间隔层、站控层的三层结构模型，采用面向对象建模技术、软件复用技术、高速以太网技术、嵌入式实时操作系统RTOS技术，以及XML技术等，满足了电力系统实时性、可靠性要求，有效地解决了异构系统间的信息互通、装置的自我描述、互操作以及系统的扩展性等问题，使得变电站分层分布式方案的实施具备了可靠的技术基础。712）数字化变电站主要技术特征

（5）系统结构紧凑化

在高压和超高压变电站中，保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O单元，如A/D变换、光隔离器件、控制操作回路等作为智能一次设备的一部分，实现智能电子装置的所谓“近过程化”

。而在中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化，完整地安装在开关柜上。

72

IEDA中集成了断路器（XCBR）及其监视（SCBR）功能；IEDB中集成了电流采样（TCTR）、电压采样（TVTR）以及作为后备的过流保护（PTOC）功能；IEDC中集成了开关控制（CSWI）以及作为主保护的距离保护（PDIS）功能。732）数字化变电站主要技术特征

（6）信息交互网络化

数字化变电站采用低功率、数字化的新型互感器代替常规互感器，将高电压、大电流直接变换为数字信号。变电站内设备之间信息交互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。通过标准以太网技术真正实现数据共享、资源共享。

74

网络化的信息流主要包括如下几类：④、⑤-过程层与间隔层之间的信息交换，过程层的各种智能传感器和执行器可以自由地与间隔层的装置交换信息；③-间隔层内部的信息交换；⑧-间隔层之间的通信；①、⑥-间隔层与变电站层的通信；⑨变电站层的内部通信，在变电站层不同设备之间存在信息流。

753）数字化变电站的应用数字化变电站的发展将会是一个长期的过程，需要考虑与目前常规变电站技术的兼容性。(1)过程层常规设备接入方案过程层常规设备主要指互感器和断路器设备，具体应用就是采取非常规互感器技术和智能断路器技术，或智能断路器控制器技术，常规设备的接入方式主要有二种基本模式:常规互感器和常规断路器;常规互感器和智能断路器(含智能断路器控制器);非常规互感器和常规断路器，过程层对常规设备的各种接入方案见图763）数字化变电站的应用773）数字化变电站的应用数字化变电站的发展将会是一个长期的过程，需要考虑与目前常规变电站技术的兼容性。(2)间隔层常规IED接入方案符合lEC61850标准的IED设备将支持以太网方式的G00SE信急交互机制，常规变电站间隔层还有大量非lEC61850标准的IED设备，因此，需要通过网关实现lEC61850标准的转换，以实现接入变电站内部局域网G00SE;信急传输机制的实现。下图说明了间隔层接入常规IED(或系统)的方案。其中ServerIED起到lEC61850网关的作用。这样，非lEC61850智能电子装置也可被接入数字化变电站中，因此，上图中非lEC61850标准的监控单元和保护单元需要通过网关接入变电站局域网。783）数字化变电站的应用79下图变电站内三层结构图表达的不够充分，没有站层功能间以及不同间隔功能间的逻辑接口

804）智能化开关设备开关设备和二次设备之间有开关位置信号、开关告警信号、开关控制信号等信息需要传输，在传统的变电站中，这些信息均是以模拟方式通过控制电缆进行传输的，所以形成了变电站内电缆沟、电缆层中庞大的二次电缆群。数字化变电站提出了过程层通信的思想，要求开关设备内的遥信信号和控制命令通过通信报文的方式来实现，因此要求智能开关设备必须具备过程层通信的接口，能够接收和发送符合IEC61850标准的通信报文，这样的一个接口设备称为智能开关控制箱。814）智能化开关设备形成过程层通信之后，跳合闸报文将直接从微机保护装置和测控装置的通信控制器中发出，因此智能开关控制箱除了要满足IEC61850通信的要求之外，还需要覆盖目前开关操作箱的功能，也就是说，在今后的数字化变电站中，开关操作箱功能将会下放到过程层。智能开关控制箱和传统开关控制箱的区别是：采用了CPU，且和保护装置的联系是通过网络而不是硬接点。智能开关控制箱只要从合并单元引入电流电压量就完全具备断路器控制单元功能，推荐在智能开关控制箱回路中加入断路器控制单元功能。这样做的优点是：在超高压系统应用时能使断路器在最佳时刻进行分合闸操作，另外获取交流量可以使智能操作箱更好的判别开关的运行情况。824）智能化开关设备智能开关控制箱需要具备的另一个功能是对断路器的状态检测，具体包含以下的检测内容：跳合闸回路的完好性、断路器操作次数统计、液压机构启动次数和打压时间统计、断路器开断电流加权值Q、弹簧储能状态、SF6气体密度、机构箱内温度和湿度等。考虑到智能操作箱的运行环境在室外，还应检测就地的温度和湿度（引入温度继电器和湿度继电器的接点即可）。由于智能操作回路的基本功能是对断路器的跳合闸进行控制，所以合（分）闸线圈电流和控制母线电压也需要进行监测，跳合闸线圈电流波形中包含了许多操作系统信息如线圈是否接通、铁芯是否卡涩、脱扣是否有障碍等，因此采集跳合闸电流量便于在断路器发生跳合闸故障时，现场人员进行故障处理。监视控制母线电压可以更好地监视智能开关控制箱的工作状态。834）智能化开关设备--研究现状智能开关技术目前正处于理论研究和实验室开发阶段，其目前迟迟不能进入实用化阶段主要原因在于其跳合闸方式发生了革命性的变化，从原先的电缆传送跳合闸电流操作方式变为通信报文操作方式，无论从技术上还是运行管理上都将带来一场变革。用GOOSE、GSSE等快速报文传输跳合闸命令的可靠性和实时性受到了大多数人的怀疑，而断路器跳合闸回路在电力系统的重要性又使得厂家不敢贸然推出新一代的产品。但是技术毕竟需要发展，因此国内外厂家纷纷开展了一系列关于智能开关技术的研究和试验工作。844）智能化开关设备--研究现状61850协议的三种服务

IEC61850标准的服务实现主要分为三个部分:MMS服务、GOOSE服务、SMV服务。其中，MMS服务用于装置和后台之间的数据交互，GOOSE服务用于装置之间的通讯，SMV服务用于采样值传输。在装置和后台之间涉及到双边应用关联，在GOOSE报文和传输采样值中涉及多路广播报文的服务。双边应用关联传送服务请求和响应(传输无确认和确认的一些服务)服务，多路广播应用关联(仅在一个方向)传送无确认服务。MMS为慢速服务，要求可为数十至数百ms，用于传送遥控和遥信；而GOOSE和SMV为快速服务，时间要求为几个ms，用于跳闸、联闭锁和采用值。854）智能化开关设备--研究现状MMS服务MMS即制造报文规范，是ISO/IEC9506标准所定义的一套用于工业控制系统的通信协议。MMS规范了工业领域具有通信能力的智能传感器、智能电子设备（IED）、智能控制设备的通信行为，使出自不同制造商的设备之间具有互操作性。GOOSEGOOSE是一种通用面向对象变电站事件。主要用于实现在多IED之间的信息传递，包括传输跳合闸信号，具有高传输成功概率。GOOSE报文是数字化变电站中IED到IED之间通信的一种机制，既能够满足保护跳闸的快速要求，又能够按照需要传输各种数字量和模拟量，极大地提高二次系统通信的效率，减少电缆接线。SMV服务它主要用来传输变电站内的电压、电流采样值数据，具体规定见DL/T860-9-2。其主要技术特点；用网络方式传递采样值，实现数据共享；简化了光纤接线，有效的对合并单元送出的采样值报文进行监视。

86距离保护动作后的GOOSE发送机制

87ABB的智能一次设备88HGIS的分类

hgis就是混合型gis，一般gis是把母线、开关、闸刀、避雷器、pt等都装在筒体里，而hgis则只是将开关和闸刀做进筒体，母线还是采用户外管母。避雷器和pt也是采用户外型的。

“2+1”的分相组合模式

“3+0”的分相组合模式

89“2+1”HGIS实物图90突出智能一次设备状态的动态管理功能ABB认为自愈功能是智能电网的主要功能之一。智能变电站是实现智能电网的必备条件。只有在变电站实现智能化以后，才有可能实现智能电网的自诊断、自协调、自恢复，才有可能实现真正意义的智能电网，进而实现自愈。智能电网的建设需要两个重要基础来支撑：一个是智能一次设备状态的动态管理功能(自检测,自诊断)，另一个是智能变电站与高级调度中心,智能变电站之间的互动协同。智能是有限的智能，而不是无限的智能。对电网安全有帮助的智能是我们所需要的，对电网安全没有帮助的智能不一定需要。91SIEMENS智能变电站特点控制中心层变电站自动化层GISSF6传感器变压器传感器OHL传感器其它状态监测传感器变压器监测变电站自动化OHL监测其它监测信息模块信息模块信息模块接口GIS监测以设备为对象的智能节点信息采用IEC61850协议接入智能变电站系统。控制中心层：通过统一信息模型掌握变电站系统及设备的状态。突出一次设备状态检测、智能评估及预警92AREVA智能变电站特点主要特点:1.突出同步相量测量功能在变电站的应用好处：可以增强观测跨区域电网振荡或其他重要动态行为分析。2.突出变电站状态估计功能好处：可在智能变电站内校正拓扑错误和完成状态估计。93

国内:变电站综合自动化系统的不足从50年代的布线逻辑远动技术,到微机远动技术,到无人值班变电站,到数字化变电站。存在的问题如下:量测不全,存取的数据有限变电站端的系统主要任务是数据采集，采集资源重复浪费，数据格式及信息模型不一致。SCADA/EMS存取实时信息有限,量测不全。全站设备没有实现全景信息采集,自检测,自诊断功能。多个网络系统并存,没有实现信息高度集成目前变电站中存在综自、五防、操作票、保护信息子站、PMU、故障测距、电能质量在线监测等多种系统。变电站内的系统和装置存在多种通信规约，比如CDT、1801、POLLING、101、103等等。大量重复的量测设备经常出现缺陷,增加了安装、检修、运行与维护的成本。多个网络系统并存,没有实现信息高度集成。在高级应用方面:没有实现智能分析,高度协调与决策。94国内:数字化变电站存在的问题（1）数字化变电站没有形成完整的标准体系、设计规范、验收规范、装置检验规程、计量检定规程、运行规范等。（2）数字化变电站的数据采集和信息处理缺乏统一的标准和规范，接口不统一、模型不统一、不同厂家生产的测控装置不但在硬件上有功能的差异，而且在软件上所采用的算法、通信规约也不尽相同。（3）多数数字化变电站都是局部数字化，如仅在过程层采用电子式互感器，或仅在站控层采用IEC-6185O标准等，距实现真正的数字化尚有一定距离。

(4)数字化变电站的投产，使得原有的检验手段已不能满足现场检验的需要，需要研究新的检测方法，配置相应的检测仪器。

(5)就目前而言，数字化变电站以符合IEC-61850标准的变电站通信网络和系统、网络化的二次设备、自动化的运行管理系统，为其最主要的技术特征。分布式实时智能分析技术，智能一次设备状态评估与预警等功能则没有涉及。954）智能化开关设备--研究现状此后，ABB、SIEMENS、ALSTOM、GE等公司又多次组织了关于快速报文传输跳合闸命令的试验，也分别开展了智能开关的研发工作。ABB等欧洲公司和GE等北美公司产品研发思路最大的区别在于合并单元的定义和使用，ABB等欧洲公司定义的合并单元主要功能在于电压电流量的传输和通信，跳合闸报文的通信利用智能开关的接口来完成，而GE公司定义的合并单元还有传送跳合闸、遥信快速报文的功能。遗憾的是，出于商业利益和技术保密方面的考虑，这些公司并没有把他们关于智能开关等产品详细的开发思路推广到中国来。国内也有部分厂家开始了智能开关的理论研究，比较典型的有四方继保公司。建立了一套基于IEC61850的过程总线通信实验系统，该系统不仅包括了对电子式互感器的研究，还涉及到对智能开关、GOOSE报文传输跳合闸等技术的研究。965）站内其它电气设备的数字化

用IEC61850构建数字化变电站，要求变电站内电气设备具备支持IEC61850的数字接口。例如变压器，目前变压器本体的告警等遥信信号和温度等遥测信号是以模拟量通过控制电缆上传给测控装置和保护装置，在数字化变电站中，就要求变压器具备一个以太网接口，将遥测信息和遥信信息以符合IEC61850-8和IEC61850-9的通信报文上传给测控装置和保护装置。由于其实时性要求和复杂性低于电压电流模拟量的采集及跳合闸快速报文的传输，因此其实现难度不大。由于市场的因素，相关厂家并没有开展此类产品的研发工作，只是处于理论研究阶段。975）站内其它电气设备的数字化

变电站内其它辅助设备，如直流系统、UPS电源等，目前国内外大部分厂家都能做到以RS232/485串行通信方式实现遥信、遥测信息的上传，有的厂家已经开发出相应产品的以太网接口，这对于此类产品实现IEC61850通信是一个好的基础。由于这些产品上传的信息量比较简单，而且实时性、可靠性要求较低，因此随着数字化变电站技术的发展，其关于IEC61850通信的功能也会迎刃而解。986）IEC61850标准的发展现状

为了适应变电站自动化技术的快速发展，从1995年开始，IEC（国际电工委员会）TC57成立了3个工作组10、11、12（WG10/11/12）负责制定一个面向未来的变电站内通信的全球标准――IEC61850标准。1999年3月，3个工作组提出了IEC61850委员会草案。2005年6月，IEC61850的十个部分全部出版发行。IECTC57已撤销第11、12工作组，保留第10工作组，其新名称为“电力系统智能电子设备通信及其数据模型”，原WG10/11/12的大部分成员已成为新WG10的成员。新工作组的主要任务是对IEC61850进行修订并进行补充。在我国，“全国电力系统控制及其通信”标准技术委员会于1999年成立“变电站自动化”工作组，主要任务是跟踪、消化、参与制定国际标准，对标准提出意见并将其转化为国家标准。截至目前为止，“变电站自动化”工作组已将IEC61850-3、IEC61850-4、IEC61850-7、IEC61850-9等部分转换为国家标准。997）IEC61850标准的应用实例

IEC61850标准在电力系统的应用具体体现在智能设备按照IEC61850建模并通信，智能设备包括所有的具备通信功能的一次设备和二次设备。按照目前的技术发展现状，一次设备中只有电子式互感器具备了部分支持IEC61850的功能，因此近几年IEC61850标准的应用主要聚集在二次设备。广义的二次设备包括继电保护装置，测控装置、站控层监控系统、计量装置、故障录波装置等，计量装置、故障录波装置还没有见到能够支持IEC61850标准的报道。ABB、AREVA、西门子、GE等国外公司已经推出了成系列的具备IEC61850功能的继电保护装置和测控装置。1007）IEC61850标准的应用实例

下图是上海电力设计院基于IEC61850标准设计的一个220kV变电站的二次系统，站内大部分的保护装置、测控装置、变电站层设备均按照IEC61850标准建模并通信，物理通信介质采用了光纤以太环网。其它不支持IEC61850标准的设备（如直流屏等）采用串行通信的方式接入主控单元，由于IEC61850并未提供至远方调度中心的标准，所以远传仍采用IEC60870-5-101规约。1017）IEC61850标准的应用实例

1028）IEC61850对保护和自动化的影响（GIGRE）

（1）配置和结构

AREVA的通信结构，在物理上是环网，逻辑上是星型网络（点对点），SIEMENS提出了星型网络和环型两种结构。在环网上采