数字化变电站技术介绍

数字化变电站技术介绍第一页，共38页。数字化变电站新技术介绍第二页，共38页。本文分为四个部分1、数字化变电站的特征2、数字化变电站主要技术应用3、数字化变电站建设带来的影响4、数字化变电站给变电运行工作带来的新挑战第三页，共38页。

第一章数字化变电站的特征1.1常规变电站自动化系统的主要问题：微电子、计算机技术的发展使变电站各种IED具备了数字化、低功耗的特点。这些IED物理上可安装在3个不同的功能层，即变电站、间隔层、过程层。目前集中式或分布式变电站自动化系统其信息采集来源于常规的电磁型电压互感器。因此，变电站IED必须通过电磁变换回路将常规电磁型电流、电压互感器的二次输出信号变换为适合于微电子电路的低电平信号。通过对应于每台设备的电缆线将这些测量值传送至继电保护、测控、计算测量及自动化系统。其简单结构示意如图所示。第四页，共38页。

图中保护单元和测控单元在电网运行中所履行的只能不同的，保护装置在电网中承担事故时快速切除和隔离故障，恢复系统正常运行功能，因此，继电保护装置要求对于故障时各种电气量等信号有正确响应，此时，故障电流往往超过额定电流的十几倍以至于数十倍。而对于测量系统而言，主要反应的是正常运行工况下电流信号，一般均在额定电流之下或轻负荷情况下。所以，这两种应用对于TA的工作范围及角度要求是不一样的。传统TA受其特性限制，难以做到在如此宽泛的工作范围内同时满足保护和测控单元的精度要求，因此，常规TA分为保护级与计量级等不同等级，测控单元、计量系统和保护装置分别取之不同特性的电流互感器。此外，常规TA存在二次负载问题，对于二次回路线路过长，所接设备多、负载重的情况，如果超过了TA的二次额定负载能力，需要考虑用负载能力强的TA或多组TA串接以提高负载能力。所以，在现场应用中往往可以看到反应同一电流的位置上安装了一串不用型号不同类型的TA，设备投资大，占地多，与二次设备的配合复杂。常规变电站自动化系统应用的特点是变电站二次系统采用单元间隔的布置形式，装置之间相对独立，装置间缺乏整体的协调和功能优化，输入信息不能共享、接线比较复杂、系统扩展复杂。主要有以下几方面的问题：第五页，共38页。信息难以共享变电站自动化系统接入的信息大致可以分为：（1）电力系统运行信息，如电流、电压、频率等；（2）变电站设备运行状态信息，如一次设备、二次设备是否投运等；(3)变电站设备异常信息，如测控装置异常，保护装置直流失却等；(4)电网事故信息，如断路器、保护动作跳闸等；由于信息采集部分来自于不同的TA，因此，作为变电站自动化系统应用主要环节的测控、保护、故障录波器等系统信息的应用、处理分属于不同的专业管理部门，不同的IED以功能划分，独立运行，变电站自动化系统、变电站与控制中心之间的通信以及控制中心层面不同应用之间缺乏统一的建模规范，变电站自动化系统的各种信息向电网控制中心进行传递，在控制中心不同应用之间的信息交互以专业为界。变电站自动化系统的信息在就地提供给变电站运行值班人员，并经SCADA系统为电网调度提供电网运行状态信息，构成调度自动化系统的基础应用，如EMS系统的状态估计、调度员潮流等；另外，一般还会有其他信息独立组成各自的应用系统由相应的技术管理部门负责运行和管理，如故障录波器系统，数字式保护联网系统以及近年来发展的故障信息系统等。实际运行中来自不同信息采集单元的设备信息无法共享，形成了各种“信息孤岛”现象。网络通信技术的发展已经使变电站自动化系统接入和共享其他一些有有用信息成为可能，为减少设备重复投资，提高电力系统运行和管理效率，需要对变电站各种信息的对象进行统一建模，把属于不同技术管理部门、各自相对独立发展的其他一些技术集成到变电站自动化系统中，使得变电站的信息在相应的运行和管理部门之间得到充分共享。第六页，共38页。设备不具备互操作性在变电站自动化系统发展初期，人们就期待解决不同生产厂一家二次设备之间的互操作性(Interoperability)，甚至互换性(Interchangeability)，变电站的二次设备根据国际IEC组织57技术委员会第10工作组的划分可分为三类：

(1)以TA、TV为主的一次、二次设备的接口设备；

(2)保护、控制、仪表等二次控制、测量设备；(3)实现与电网调度或远程控制中心通信的系统，或称为站控层设备，传统RTU与远程控制中心的通信功能是站控层设备最基本的一个功能，但站控层设备的功能远远超过传统RTU功能。这里所讨论设备之间的互操作性是指二次IED设备，在同一个网络上或通信通道上能够工作，实现共享信息和命令的能力。这些IED还应具有互换性，也就是说，一个厂家的IED可用另一个厂家的IED替换，而不需要改变系统中其它元件。由于二次设备缺乏统一的功能和接口规范，通信标准的采用缺乏一致性，各厂家对于相同规约实现上的差异，至今不能实现不同厂家IED之间的互操作。

IEC制定IEC60870-5-103标准时提出继电保护装置等IED通过采用通用报文来实现“自我描述”的概念，但标准缺乏通用报文具体应用时的指导性规范。为了考虑标准与此前开发并已实际应用的IED设备相兼容，在等同采用IEC标准时相应的电力行业标准在其附录中补充了很多不符合互操作性原则的专用报文，因此，没有很好地解决互操作性问题。由于缺乏统一的功能和接口规范，不同厂家的IED缺乏互操作性，缺乏互操作性的IED对于变电站自动化系统长期维护和运行时一个巨大的障碍第七页，共38页。可靠性受二次电缆影响虽然现有变电站自动化系统实现了设备的智能化，但这些IED之间以及IED与一次系统设备和变电站自动化系统之间大多采用电缆连接，二次系统的安全性取决于变电站IED具有的耐受电磁干扰的能力，同时，必须确保引入到IED的电磁干扰低于装置本身可以耐受的水平。实际运行中由于种种原因，经常发生由于电缆遭受电磁干扰和一次设备传输过电压引起IED运行异常;尽管电力行业的有关规定中要求继电保护二次回路一点接地，但由于二次回路接地点的状态无法实时检测，二次回路两点接地的情况仍时有发生，并对继电保护产生不良影响，甚至造成设备误动作。在二次电缆比较长的情况下由电容耦合的干扰可能造成继电保护误动作。国家电力调度通信中心主编的《电力系统继电保护典型故障分析》中215个事故案例中，因二次系统问题引起的保护不正确动作有92次，二次电缆实际上构成了变电站安全运行的主要隐患。第八页，共38页。理想数字化变电站简介数字化变电站的基本概念为变电站的信息采集、传输、处理、输出过程全部数字化，基本特征为设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化、运行管理自动化等。数字化变电站建设的关键是实现满足上述特征的通信网络和系统。IEC61850标准包括变电站通信网络和系统的总体要求、功能建模、数据建模、通信协议、项目管理和一致性检测等一系列标准。按照IEC61850标准建设通信网络和系统的变电站，符合数字化变电站的要求。数字化变电站的主要一次设备和二次设备均应为智能设备，这是变电站实现数字化的基础。智能设备具有与其它设备交互参数、状态和控制命令等信息的通信接口。如果确需使用传统非智能设备，应通过配置智能终端将其改造为智能设备。设备间信息传输的方式为网络通信或串行通信，取代传统的二次电缆等硬接线。数字化变电站的设备根据需要设计相应的在线检测功能，变电站自动化系统可根据设备实时提供的健康状态提出检修要求，实现计划检修向状态检修的转变。数字化变电站不需解决不同制造商设备信息代码表不统一的问题。数字化变电站的设备信息应符合标准的信息模型，具有“自我描述”机制。采用面向对象自我描述的方法，传输到自动化系统的数据都带说明，马上建立数据库，使现场验收的验证工作大大简化，数据库的维护工作量大大减少，实现设备的“即插即用”。第九页，共38页。按照IEC61850，变电站的功能应分为站控层、间隔层和过程层。其架构体系如图所示第十页，共38页。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：（1）实时运行电气量检测。与传统的功能一样主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测，其他电气量如有功、无功、电能量可通过价格曾的设备运算得到。与常规方式相比所不同的是传统的电磁式电流互感器、电压互感器被非常规互感器取代，采集传统模拟量被直接采集数字量所取代，动态性能好，抗干扰性能强，绝缘和抗饱和特性好。（2）运行设备状态检测。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等。在线检测的主要内容有温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。（3）操作控制命令执行，包括变压器分接头调节控制、电容、电抗器投切控制、断路器、隔离开关合分控制以及直流电源充放电控制等。过程层的控制命令执行大部分是被动的，即按上层控制指令而动作，如接到间隔层保护装置的跳闸指令、电压无功控制的投切命令、断路器的遥控开合命令等，并具有一定的智能性，能判别命令的真伪及合理性，如实现动作精度的控制，使断路器定相合闸，选相分闸，在选定的相角下实现断路器的关合和开端等。第十一页，共38页。间隔层间隔层的主要功能是：（1）汇总本间隔过程层实时数据信息；（2）实施对一次设备的保护控制功能；（3）实施本间隔操作闭锁功能；（4）实施操作同期及其他控制功能；（5）对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别控制；（6）执行数据的承上启下通信传输功能，同时高速完成与过程层及变电站层的网络通信功能，上下网络接口具备双口全双工方式以提高信息通道的冗余度，保证网络通信的可靠性。变电站层变电站层的主要任务是：（1）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，按时登陆历史数据库；（2）将有关数据信息送往电网调度或控制中心；（3）接受电网调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；（4）具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；（5）具有（或备有）站内当地监控、人机联系功能，显示、操作、打印、报警等功能以及图像、声音等多媒体功能；（6）具有对间隔层、过程层设备在线维护、在线组态、在线修改参数的功能。第十二页，共38页。数字化变电站的技术特征

数字化变电站概念的提出是基于光电技术、微电子技术、信息技术、网络通信技术的发展，在应用方面直接表现为变电站二次系统的信息应用模式发生巨大的变化。因此，从某种意义上讲“数字化变电站”只要指变电站二次系统的“数字化”。数字化变电站采用低功率、紧凑型、数字化的新型电流和电压互感器代替常规TA和TV将高电压、大电流直接变换为低电平信号或数字信号，利用高速以太网构成变电站数据采集及传输系统，实现基于IEC61850标准的统一信息建模，并采用智能断路器控制等技术，这使得变电站自动化技术在常规变电站自动化技术的基础上实现了巨大跨越，数字化变电站主要技术特征主要体现在以下几个方面：

数据采集数字化数字化变电站的主要标志是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）采集电流、电压等电气量，实现了电力量数据采集环节的数字化应用，其特点在于可以实现一、二次系统在电气上的有效隔离；增大了电气量的动态测量范围并提高了测量精度，从而为实现常规变电站装置冗余向信息冗余的转变以及信息集成化应用提供了基础；对于低驱动功率的变电站二次系统设备可以直接实现数字化接口应用。第十三页，共38页。系统分层分布化：根据IEC61850标准的描述，变电站的一、二次设备可以分为三层：站控层（变电站层），间隔层，过程层。过程层通常又称为设备层，主要是指变电站内的变压器和断路器、隔离开关及其辅助触点，电流、电压互感器等一次设备。变电站综合自动化系统主要指间隔层和站控层。间隔层一般按断路器间隔划分，具有测量、控制元件或继电保护元件。测量、控制元件负责该间隔的测量、监视、断路器的操作控制和联闭锁，以及时间顺序记录等，保护元件负责该间隔线路、变压器等设备的保护、故障记录等。因此，间隔层由各种不同间隔的装置组成，这些装置直接通过局域网或者串行总线与变电站层联系；也可设有数据管理机或保护管理机，分别管理各测量、监视元件和各保护元件，然后集中由数据管理机和保护管理机与变电站层通信。站控层包括监控主机、远动通信机等。变电站层设现场总线或局域网，实现各主机之间、监控主机与间隔层之间信息交换。基于IEC61850标准的数字化变电站确立了电力系统的建模标准，采用面向对象建模技术、软件复用技术、高速以太网技术、嵌入式系统技术和嵌入式实时操作系统RTOS(RealTimeOperationSystem)技术，以及XML技术等，体现了“软件总线”的概念，实现软件领域的“即插即用”。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、数据内容与显示分离、自定义性和可扩展性等问题，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。第十四页，共38页。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。变电站内设备之间通过高速网络进行信息交互，二次设备不再出现功能重复的I/O接口，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块，即通过采用标准以太网技术真正实现了数据及资源共享。具体包括：(1)过程层与间隔层之间的信息交换，即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；(2)间隔层内部的信息交换；(3)间隔层之间的通信；(4)间隔层与变电站层的通信；(5)变电站层不同设备之间的通信设备检修状态化状态检修是建立在设备状态有效监测基础上，根据监测和分析诊断的结果安排检修时间和项目，主要包含设备状态监测、设备诊断、检修决策三个环节。状态监测是设备诊断的根据和状态检修的基础，检修决策就是结合在线监测与诊断情况，综合设备和系统的技术应用要求确定具体的检修计算或策略。电力系统长期以来实行的以预防性计划检修为主的检修体制，主要依据检修规程来确定检修项目，存在设备缺陷较多的检修不足、设备状态较好的又检修过度的状况，一定程度上导致检修的盲目性，定期检修模式实际上很难实现“应修必修，修必修好”的检修目标。在数字化变电站中，可以有效地获取电网运行状态数据以及各种IED装置的故障和动作信息，实现对操作及信号回路状态的有效监视。数字化变电站中几乎不再存在未被监视的功能单元，设备状态特征量的采集没有盲区。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”，从而大大提高系统的可用性。第十五页，共38页。设备操作智能化高压断路器二次技术的发展趋势是用微电子、计算机技术和非常规互感器建立新的断路器二次系统，如ABB公司的PASS，西门子公司的HIS等，其主要特点是：(1)以微电子、计算机技术诶基础的控制回路组成执行单元，代替常规机械结构的辅助开关和辅助继电器。可按电压波形控制跳、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)断路器设备的专用信息由装在断路器设备内基于计算机技术的控制单元直接处理，使断路器能独立地执行其他功能，而不依赖于变电站层的控制系统；(3)非常规互感器与微机型控制元件相配合，独立采集运行状态数据，可有效地判断断路器的工作状况；(4)连续自我检测和监视断路器一次、二次系统设备，可检测设备缺陷和故障，在缺陷变为故障之前发出报警信号，为状态维修提供参考。实现断路器的智能化必须在断路器内嵌入电压和电流变换器，并作为智能控制元件的输入，断路器系统的智能性由微机型控制单元、智能型接口装置和相应的控制软件来实现。保护和控制命令可以通过光纤网络而非变电站二次回路系统，实现与断路器操作机构的数字化接口应用。第十六页，共38页。第二章数字化变电站主要技术应用一次电流传感器P2P1MRIVMREFS1S2一次转换器二次电源传输系统二次转换器供合并单元用二次转换器模拟量电压出一次电源电子式互感器电子式互感器是由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用以传输正比于被测量的量，供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。在数字接口的情况下，一组电子式互感器共用一台合并单元完成此功能。电子式互感器的输出性能参数：1、空芯线圈式电流互感器：额定一次电流：600～4000A；额定二次输出为数字式。2、输出格式：电流互感器测量通道：2D41H；电流互感器保护通道：01CFH。输出格式参照IEC60044-8或IEC61850-9的要求，数据采用Manchester编码，传输速率为2.5Mbit/s。准确等级：测量0.2，保护5P。第十七页，共38页。合并单元是对传感模块传来的三相电气量进行合并和同步处理，并将处理后的数字信号按特定的格式提供给间隔级设备使用的装置。合并单元的输出格式：IEC-60044-8IEC-61850-9-1IEC-61850-9-2第十八页，共38页。合并单元的特点：1、具有完善的监测功能，能够检测出各个插件、远端电子式互感器模块的工作状态，能够检查光纤信号的强弱，在信号偏弱时给出告警信息2、具有模拟数据输出功能，便于现场与保护的联调3、具有测量功能能够实时显示电压电流功率等测量值，方便现场的调试和测试

合并单元同步采样问题：1、常规互感器与电子式互感器会并存，如电压、电流之间，变压器不同的电压等级之间三相电流、电压采样必须同步2、变压器差动保护从不同电压等级的多个间隔获取数据存在同步问题3、母线差动保护从多个间隔获取数据也存在同步4、线路纵差保护线路两端数据采样也存在同步解决同步采样的两种方案及特点：1、基于GPS秒脉冲同步的同步采样* 同步方法简单* 秒脉冲丢失时存在危险2、二次设备通过再采样技术(插值算法)实现同步* 采样率要求高* 硬件软件要求高，实现难度较大* 不依赖于GPS和秒脉冲传输系统第十九页，共38页。智能操作箱20世纪90年代,在我国电气领域中出现了“智能化开关电气”的概念。目前,对“智能化开关”的一般表述是:智能化开关电气是将计算机技术、数字信息处理技术、电力电子技术、传感器技术、网络技术、通信技术和新型开关制造技术传统电气上进行有机融合,使其具备智能化核心。相对于传统开关电气,智能化开关电气应具备如下特点:①高性能、高可靠性;②免维护;③硬件软件化;④具备在线监测和自诊断功能;⑤提供网络化远动接口;⑥功能自适应等。一般来说,智能化开关设备除满足常规电气设备的原有功能外,还应具备以下几个特点和功能:1、开关工作状态的在线监测与诊断功能在线监视功能应能实现对设备的各项电性能、磁性能、温度、开关机械和机构动作情况进行在线监视,以满足状态检修、状态监测以及状态评估的需要,并据此提出检修计划,安排实施。2、开关设备的智能控制功能智能开关设备的智能控制功能应能实现在最佳状态进行开断,并实现定相位合闸、定相位分闸,按照指定的程序顺序控制。3、开关设备的智能操动功能为实现智能开关的电子操动需要将机械储能变为电容储能;将机械传动变为变频器通过电机直接驱动。实现电子操动后,开关的机械运动部件减少到一个,即开关分合闸动作,这样其机械系统的可靠性提高。4、开关设备的数字化通信接口智能开关设备的数字化接口是为了满足传输开关的位置信息、在线检测数据以及分合闸命令的需要。第二十页，共38页。传感器既有电量的,也有非电量的。非电量传感器主要用于对开关电气本身进行在线检测和自诊断,如行程、温度、密度、湿度等。以上各参量需进行传感信息分析,以确定开关电气的状态。在线检测和自诊断功能保证了智能化电气只有处于正常工作状态方能进行操作,否则报警闭锁并指示对开关如何检修。第二十一页，共38页。IEC61850建模20世纪90年代中期，IECTC57和IECTC95成立了一个联合工作组，制定了IEC6087-5-103标准(继电保护设备信息接口配套标准)，同时EPRI开始制定公用事业通信系统结构份CA)并发布了UCA2.0。1994年由德国国家委员会提出制定通用的变电站自动化标准的建议，1998年IEC、IEEE和EPRI达成共识，由IEC牵头，以美国UCA2.0为基础，开始制定IEC61850变电站自动化标准，由IECTC95工作组对IEC61850及其数据模型开展研究。1999年的IECTc57京都会议和20(X)年SPAG会议提出将正C61850作为无缝通信标准。1999年8月正CSBI成立配电自动化工作组，指出要开展无缝通信，统一数据建模，更多配电专家参与标准制定。在IECTc57工作组2(X)2年北京会议上，指出今后的工作方向:追求现代技术水平的通信体系，实现完全的互操作性，体系向下兼容，基于现代技术水平的标准信息和通信技术平台，在IT系统和软件应用通过数据交换接口标准化实现开放式系统。IEC61850不仅用于变电站内通信，且用于变电站和控制中心通信。目前，IEC61850共14个部份已全部通过为国际标准。第二十二页，共38页。（1）IEC61850标准主要内容为:①功能建模:从变电站自动化通信系统的通信性能(PICOM)要求出发，定义了变电站自动化系统的功能模型(IEC61850-5)；②数据建模:采用面向对象的方法，定义了基于客户机/服务器结构的数据模型(IEC6185-7-3/4)；③通信协议:IEC61850标准总结了变电站内信息传输所必需的通信服务，设计了独立于所采用网络和应用层协议的抽象通信服务接口(ACSI)。在IEC61850-7-2中，建立了标准兼容服务器所必须提供的通信服务的模型，包括服务器、逻辑设备、逻辑节点、数据和数据集模型。客户通过ACSI，由特殊通信服务映射(SCSM)映射到所采用的具体协议栈，如制造报文规范(MMS)等。IEC61850标准使用ACSI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，即当网络技术发展时只要改动SCSM，而不需要修改ACSI(IEC61850-7-2，-8/9)；④变电站自动化系统工程和一致性测试:定义了基于XML的结构化语言(IEC61850-6)，描述变电站和自动化系统的拓扑以及IED结构化数据。为了验证互操作性，IEC61850-10描述了正C61850标准一致性测试。第二十三页，共38页。（2）IEC61850的主要特点：①定义了变电站的信息分层结构。变电站通信网络和系统协议

IEC61850标准草案提出了变电站内信息分层的概念，将变电站的通信体系分为

3个层次，即变电站层、间隔层和过程层，并且定义了层和层之间的通信接口；②采用了面向对象的数据建模技术。IEC61850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，每个服务器本身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。从通信而言，IED同时也扮演客户的角色。任何一个客户可通过抽象通信服务接口（ACSI）和服务器通信可访问数据对象；③数据自描述。该标准定义了采用设备名、逻辑节点名、实例编号和数据类名建立对象名的命名规则；采用面向对象的方法，定义了对象之间的通信服务，比如，获取和设定对象值的通信服务，取得对象名列表的通信服务，获得数据对象值列表的服务等。面向对象的数据自描述在数据源就对数据本身进行自我描述，传输到接收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。由于数据本身带有说明，所以传输时可以不受预先定义限制，简化了对数据的管理和维护工作；第二十四页，共38页。④网络独立。IEC61850标准总结了变电站内信息传输所必需的通信服务，设计了独立于所采用网络和应用层协议的抽象通信服务接口（ASCI）。在

IEC61850-7-2中，建立了标准兼容服务器所必须提供的通信服务的模型，包括服务器模型、逻辑设备模型、逻辑节点模型、数据模型和数据集模型。客户通过

ACSI，由专用通信服务映射（SCSM）映射到所采用的具体协议栈，例如制造报文规范（MMS）等。IEC61850标准使用

ACSI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，即当网络技术发展时只要改动

SCSM，而不需要修改

ACSI。变电站内采用IEC61850，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，无须人工配置，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。在系统集成时，应用程序不需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，维护大大简化，同时也增强了变电站的可靠性和安全性。IEC61850与IEC61970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。在未来的10年内，IEC61850将成为主流的变电站自动化规范，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，也将成为电力系统从调度中心到变电站、变电站内、配电自动化无缝连接的通信标准，还可望成为通用网络通信平台的工业控制通信标准。第二十五页，共38页。

第三章数字化变电站建设带来的影响数字化变电站的推广应用将对变电站的二次系统以及变电站的建设方案、变电站的检修、试验等方面工作都带来深远的影响。数字化变电站的推广将创造出新的市场需求，变电站自动化系统涉及的产品种类繁多，无论一次设备还是二次设备厂商都不得不适应新的竞争环境，捕捉新的市场机会的同时，也承受着新的风险，数字化变电站技术全面推广必将使产业结构发生较大的变化。对二次系统应用的影响基于IEC61850标准的数字化变电站在现代网络技术的基础上发展起来，给变电站的自动化技术带来了全方位的影响。在交流电气量的采集环节、变电站IED设备之间的信息交互模式、变电站信息冗余性的实现方式、变电站二次系统的可靠性、安全性、运行检修策略等，均将由于相关技术的应用而发生巨大的变化，这一系列变化意味着变电站二次系统技术将步入一个全新的发展阶段。第二十六页，共38页。1、采用电子式互感器的影响数字化变电站在电气量采集环节采用了电子式互感器技术，对于变电站二次系统技术应用带来的最明显特征就是，一次系统的电流、电压、功率、频率等电气量信息通过合并单元变为低电平的数字信号，经光缆直接传递给变电站二次系统的IED设备。变电站二次系统不再需要引入交流二次电缆，一次系统和二次系统可以实现有效的电气隔离。因此常规变电站由于交流电缆引起的传导性电磁干扰现象将不复存在，以往因一次系统故障产生的干扰对于二次系统的影响将得到有效的控制。二次系统的安全性大大提高，二次系统的接地只需要考虑本系统的等电位问题，不需要与一次系统关联。同时也可以大大降低由于二次接线错误以及绝缘降低带来的保护误动、拒动等事故。电子式互感器动态范围大、对于不同应用的适应性强，合并单元可分别输出信号给不同的装置，只要合并一单元的输出接口数量足够，即可满足使用需求，不存在容量限制问题，这就从源头上保证信息采集的唯一性。基于数字量测系统的继电保护装置不再需要考虑CT开路、PT短路以及互感器饱和、方向元件的极性等问题，可以大大简化保护装置的算法，提高保护动作的可靠性。现场的调试工作也将有很大的变化，对调试人员的要求也更高了。第二十七页，共38页。2、智能断路器技术的应用带来的影响变电站采用智能断路器技术或智能控制装置所实现的断路器控制功能就地化后，原来由电缆连接的复杂的跳合闸回路改由光缆来传送操作命令，不仅消除了二次系统与开关站电气之间的联系，大大减少了高压对低压设备的电磁干扰，而且降低了现场维护的工作量，有利于实现二次系统的状态检修。同时可以通过智能化控制，提高一次设备的运行寿命和降低操作带来的对电网安全的影响。3、信息交互采取对等通信模式数字化变电站内设备之间的信息交互由常规变电站以硬接点信号交互为特征的方式变为基于IEC61850标准的对等通信模式P2P(Pee:toPeer)，P2P是一种分布式网络，网络的参与者共享所拥有的一部分硬件资源，如处理能力、存储能力、网络连接能力等，这些共享资源由网络提供服务和内容，同时，能被其它对等节点(Peer)直接访问而无需经过中间实体。P2P技术的特点主要体现在以下几个方面:①非中心化，②可扩展性，③鲁棒性，④负载均衡。对等通信模式带来的最大好处就是极大地提高了IED信息传递的效率和有效性，所有IED需要与外部智能装置交互的信息，或者需要告知其它装置、系统的信息可以在以太网上用通用面向对象的变电站事件GOOSE(GenericObjectOrientedSubstationEvent)实现信息的有效发布。这种应用模式改变了以往由大量二次电缆构成的变电站控制、跳闸、告警、事件记录等信息传递、交互模式，变电站内部全部实现光纤通信方式，一方面可以实现整个二次系统的有效监视，另一方面节省了大量的二次电缆，简化了系统的设计和工程实施。第二十八页，共38页。4、信息同步采取网络同步机制常规变电站自动化系统对时系统基本采用直接对时和网络对时相结合，一般在变电站内有一个或多个GPS接受器实现对于间隔层各种IED的对时，采取分脉冲方式或IRIG-B方式;在近期的应用中逐步出现了集中式GPS应用模式，在变电站小室中安装一套GPS装置，通过GPS接受器扩展箱实现对小室内的各种IED对时。站控层一般有1-2台服务器采用串口时间报文的方式从GPs接受器获取时间信息，并通过网络方式向其余站控层接点进行对时。IEC61850标准对于网络对时提出了明确的要求和模型，IEC6185O-5功能通信要求和装置模型的附件G明确:“具有精确外部时间源的逻辑节点作为主时钟，通过主时钟对各分布节点设置绝对时间，各分布节点通过主时钟实现时间同步，时钟同步通过协议层完成”。数字化变电站采取网络对时模式，根据数字化变电站信息流的特点，在间拟采取网络同步时钟SNTP(SimpleNetworkTimeProtocol)时间同步机制，在层拟采取IEEE1588信息同步机制。5、信息处理基于网络通信技术带来的影响数字化变电站的各项信息采集、处理、传输和存储等功能的实现完全基于网络通信技术，过程层、间隔层、站控层的IED设备及网络通信设备，如路由器、网关、交换机、接口装置等组成了整个变电站的二次系统，其各个环节可以得到有效的监视，提高了二次系统的实时监视功能。变电站内智能设备实现了互操作性，使系统改造升级更加容易，并有望作到即插即用。第二十九页，共38页。6、信息的安全性问题凸现变电站内采取对等通信模式后，信息的安全性问题就变得尤为重要，以往变电站设备之间点对点的通信方式，就信息的安全性来讲是比较高的，因为，这种信息的交互机制在安全性方面体现为局部性特征。变电站内信息交互采用对等通信模式后，所有IED设备的信息均在局域网上实现，或者说每个IED均具备实现对其它IED信息交互的可能，因此，一旦某个IED受到恶意攻击，在变电站未实现信息有效安全防护的情况下有可能对于整个变电站自动化系统的安全运行带来极大的影响。由于变电站IED之间将不再有点对点的硬接线，常规变电站内装置之间明显的安全隔离点将不复存在，装置在任何情况下的隔离措施将通过软件来实现，因此，系统运行安全性全部依赖IED的控制系统和变电站集中控制系统。变电站的控制、跳闸、联闭锁、事件记录等功能全部通过软件来实现，这样，变电站自动化系统的信息安全机制变得尤为重要，这种安全机制在对等方式信息交互机制下，将更多地体现为网络的安全性问题。未来电力系统的安全运行将建立在设备的安全运行和信息的安全维护基础上，或者说电力系统运行是建立在设备管理和信息管理的基础上，信息的安全性在很大程度上意味着电网控制系统的安全性，因此，控制系统的安全性对于电网的安全稳定运行的意义要远高于电力设备的安全性。第三十页，共38页。数字化变电站对继电保护的影响数字化变电站消除了几个制约继电保护稳定运行的瓶颈。经过多年的发展，我国微机保护在原理和技术上己相当成熟，国产微机线路保护技术全面超越进口保护，处于国际领先水平。继电保护正确动作率逐年提高显著，但这几年几乎停滞不前，除装置本身的原因外，以下几个方面是引发继电保护不正确动作的主要原因:l)变电站直流电源回路故障接地引发继电保护误跳闸；2)二次回路设计接线错误，电缆长、执行反措不到位，电缆老化接地，造成保护误动;3)cT特性恶化和特性不一致引起故障延迟切除和区外故障误动;4)一些配电系统无母差保护、备自投等，上一级保护难起后备作用，造成事故扩大，供电中断等;5)由于有许多季节性负荷，备自投、低频低压减载压板等核查、切换工作量大，易出错。采用基于IEC61850标准的数字化变电站技术，在不增加硬件设备、不重复采集交流信息的前提下，将相应功能分散到各间隔保护单元中，实现网络化母线保护、网络化备自投和网络化低频低压减载功能，可以基本消除以上限制继电保护运行水平继续提高的瓶颈，由于二次电缆少，主要是直流电源等，保护压板、按钮和把手大大减少，也可以显著减少运行维护人员的“三误”事故。对于装置缺陷，由于直接采用数字量，电磁干扰大大减弱，装置可以集成度更高，运行将更加稳定;对于通道设备故障或郊区、边远地区变电站铜电缆经常被盗，造成高频保护误动这种情况，要通过采用光纤通道来解决。第三十一页，共38页。数字化变电站对SCADA系统的影响IEC61850在数字化变电站中的应用，必然引起上位机SCADA系统在功能模块实现方式上的变化。由于标准规范了数据模型的构成，采用了面向对象的方法建立设备模型，因此实时数据库的建立及其工具需要依照标准要求进行改造。影响最大的是SCADA系统的数据采集模块的实现方式，标准通过抽象服务接口和特殊服务映射实现了与底层具体通信协议的隔离，其中重点是如何实现制造报文规范(MMs)及服务映射。因此，数字化变电站需要推出新一代实现无缝通信的SCADA系统。数字化变电站对对产业结构的影响由于数字化变电站的应用涉及到多个技术领域和行业，如自动化系统、工业以太网交换机、高压开关、互感器、GPS、测试校验等，因此要全面推进不仅需要保护及电力自动化相关厂商的努力，还要一次设备产品也支持IEC61850标准，现有的电力系统运行管理模式也需要做相应的改进。多个行业要同步是需要时间的，技术要成熟、观念要转变都需要时间，这意味着数字化变电站的深化实施和推广还需要进一步的努力，数字化变电站的应用必将是一个分阶段、分步骤的实践过程。第三十二页，共38页。1、电网企业随着我国电网规模、系统容量不断扩大，电压等级不断提高，网架结构加强，厂网分离的运营方式，电网企业从单纯重视安全生产管理转变到全面关注综合社会经济效益的运营管理；从变电站建设的“一型三化”，无人值班、集中控制、专业管理融合，到对变电站资产全寿命周期管理理论的实践应用都体现了这个内在的转变。社会经济综合效益是电网企业对变电站持续技术投入的内在的驱动力。只有提高自动化水平，才能提高运行管理水平，才能提高可靠性、安全性和劳动生产率，最终达到提升综合效益水平的目标。由于数字化变电站系统采用组合式智能电器，大大缩小了开关场占地面积；采用光电互感器和光纤网络通信技术，取代了传统综自系统大量的二次电缆，控制室面积，控制屏个数，屏上端子数等大幅减少，原来基于硬接线的信号联络方式转变为基于光纤网络的软接线方式。先进性、可靠性给电网企业带来极大的经济效益。符合IEC61850标准的数字化变电站技术产品虽然有待完善，但更具有传统产品不可比拟的许多优点，数字化变电站的数据网络化使得用户可以采取一些创新的方案来解决许多应用问题，提高可靠性，提高经济效益，带动整个电力系统运行管理水平上升到新高度，所以电网企业的积极性很高；电网企业主动参于标准的制定，主动组织互操作试验，主动开展数字化变电站的科研试点，又对数字化变电站推广应用发挥了巨大作用。电网企业是受益者，也是有力的推动者。国网公司为打造智能、高效的数字化电网，在2007年颁布了《数字化电网关键技术研究框架》，其中，数字化变电站相关技术和应用是其重点之一，是数字化电网的基础。数字化变电站的推广和深化，将对整个电网的运行和控制产生深远的影响。第三十三页，共38页。2、二次设备厂家按照IEC61850的划分，变电站自动化系统分为站控层、间隔层和过程层三层结构，过程层做为一次设备在二次系统中的映射，使得一次设备和二次设备联系更加紧密，界限逐渐模糊。数字化变电站技术发展对该行业产品的影响是巨大的：由于数据采集数字化，现在的微机保护的模拟量输入回路和开关量输入输出回路都不复存在；功能的自由分布，使得装置功能也在分化组合，有些原有装置的功能被多个现有装置通过网络分担而化为无形；新型继电保护原理应用，如暂态保护的应用，基于网络的分布式保护的应用；对录波、计量的影响，可能集成到智能设备，智能设备变成多功能合一设备；出现合并单元和智能操作箱、一体化智能开关等产品；发展新型测试仪器和精度校验设备。二次设备领域在220kV及以上的高端市场的行业集中度较高，中低端市场还比较分散。IEC61850会重新使行业洗牌，行业演变可能会朝着两端走：大企业集团方向，产品线涵盖了一次、二次，发挥一体化优势，做系统集成更好满足客户的需求；专业化技术型公司会得到发展，如为其中某一块提供核心技术，做其中的外包服务等