数字化变电站的主要特征和关键技术

第30卷第23期电网技术V ol. 30 No. 23 2006年12月Power System Technology Dec. 2006 文章编号：1000-3673（2006）23-0067-05 中图分类号：TM734 文献标识码：A 学科代码：470·4054
数字化变电站的主要特征和关键技术
高翔1，张沛超2
（1．浙江大学电气工程学院，浙江省杭州市310027；2．上海交通大学电气工程系，上海市徐汇区200030）
Main Features and Key Technologies of Digital Substation
GAO Xiang1，ZHANG Pei-chao2
（1．College of Electrical Engineering，Zhejiang University，Hangzhou 310027，Zhejiang Province，China；
2．Department of Electrical Engineering，Shanghai Jiaotong University，Xuhui District，Shanghai 200030，China）
ABSTRACT：The construction of digital substations is the foundation of digital power grids. In view of technical basis of digital substation at present, the authors analyze main technical features reflecting the property of digital substation and point out that the non-conventional instrument transformer, the reliability of network communication, IED interoperability, time synchronization and information security are key technologies to implement digital substation. Finally the technical and economical significance of these new technologies are summarized.
KEY WORDS: power system；digital substation；IEC 61850；communi-cation；intelligent electronic device (IED)
摘要：介绍了目前数字化变电站的技术基础，较完整地分析了数字化变电站的主要技术特征，介绍了非常规传感器的稳定性、网络通信的可靠性、IED设备之间的互操作性、数据的同步传输和信息安全性等实现数字化变电站的关键技术，总结了建设数字化变电站的技术和经济意义。

关键词：电力系统；数字化变电站；IEC61850；通信；智能电子装置(IED)
0 引言
目前，变电站自动化系统中还存在许多问题，如常规互感器的动态测量范围存在局限性、智能电子装置(intelligent electronic device，IED)、间隔及变电站等应用层面缺乏统一的信息模型和信息交换模型以及二次设备之间缺乏互操作性等，这些问题限制了变电站自动化技术的进一步发展。

为解决上述问题，相关部门及专家学者进行了广泛而深入的研究，并取得了一定成果，如以光电技术为基础的新型互感器正从试验阶段走向工程应用，明确规定了变电站信息采集、处理、传输及应用框架的IEC61850标准已颁布实施等。

另外，光纤网络通信、高速以太网交换以及一次设备操作智能化技术的发展也为解决上述问题提供了重要的技术支撑。

微电子和信息技术的发展促进了以微处理器为核心的IED在电力系统中的应用，并将数字化技术引入变电站综合自动化系统中。

本文较系统地阐述了数字化变电站的主要特征及关键技术，希望能为相关工程技术人员提供参考。

1 数字化变电站的主要技术特征
1.1 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[1-6]。

1.2 系统分层分布化
变电站自动化系统的发展经历了从集中式向分布式的转变，第二代分层分布式变电站自动化系统大多采用成熟的网络通信技术和开放式互连规约，能够更完整地记录设备信息并显著地提高系统的响应速度。

IEC61850提出了变电站过程层、间隔层、站控层的三层结构模型[7]，建议采用面向对象建模、软件复用、高速以太网、嵌入式实时操作系统(real-time operating system，RTOS)以及XML (extensible markup language)等技术，以便满足电力系统对实时性、可靠性的要求，同时有效地解决异构系统之间的信息互通、装置的自我描述和互操作以及系统的扩展性等问题，为实施变电站分层分布式方案提供了可靠的技术基础。

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1.3 系统结构紧凑化
数字化电气量测系统具有体积小、重量轻等特点，可以将其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[8]。

在高压和超高压变电站中，保护装置、测控装置、故障录波及其它自动装置的I/O单元(如A/D变换、光隔离器件、控制操作回路等)作为一次智能设备的一部分，实现了IED的近过程化(process-close)设计[9]；在中低压变电站可将保护及监控装置小型化、紧凑化并完整地安装在开关柜上。

图1是结构紧凑化或近过程化设计的一个示例，其中LN为逻辑节点(logical node)，代表自动化系统的基本功能单元。

断路器IED中集成了断路器(XCBR)及监视(SCBR)功能；合并单元/保护IED 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；间隔控制器/保护IED 中集成了开关控制(CSWI)以及作为主保护的距离保护(PDIS)功能。

从图1可以看出：①常规变电站自动化功能可以重新优化组合并分配到不同的IED中；②减少IED的数量并在装置和系统间采用网络连接可大大减少导线数量；③IED布置紧靠过程层，可直接嵌入一次设备。

图1结构紧凑化及近过程化设计示例
Fig. 1 An example of compact and process-close design 1.4 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、标准的信息模型和信息交换模型，其意义主要体现在：
（1）实现智能设备的互操作性。

采用对象建模、抽象通信服务接口(abstract communication service interface，ACSI)以及设备自我描述规范，使变电站自动化功能在语法及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，进而实现了智能设备的真正的互操作。

（2）实现变电站的信息共享。

对一、二次设备统一建模，采用全局统一规则命名资源，使变电站内及变电站与控制中心之间实现了无缝通信。

（3）简化系统的维护、配置和工程实施。

设备功能、系统配置以及网络连接都可采用基于XML的变电站配置语言(substation configuration language，SCL)进行描述、存储、交换、配置和管理。

1.5 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。

网络化的信息流如图2所示[7]，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。

过程层
间隔层
变电站层
图2 数字化变电站的网络化信息流
Fig. 2 Network information flow in digital substation 信息交互网络化的主要优点表现在：
（1）能根据实际需要灵活选择网络拓扑结构，易于利用冗余技术提高系统可靠性，网络拓扑结构的改变不会影响变电站功能的实现。

（2）当过程层采用基于IEC 61850-9-2的过程总线时，传感器的采样数据可利用多播(multicasting)技术同时发送至测控、保护、故障录波及相角测量等单元，进而实现了数据共享。

（3）利用网线代替导线可大大减少变电站内二次回路的连接线数量，从而提高系统的可靠性[10-12]。

1.6 信息应用集成化
常规变电站的监视、控制、保护、故障录波、量测与计量等装置几乎都是功能单一、相互独立的系统，这些系统往往存在硬件配置重复、信息不共
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享及投资成本大等缺点。

而数字化变电站则对原来分散的二次系统装置进行了信息集成及功能优化处理，因此有效地避免了上述问题的发生。

数字化变电站将是未来“数字化电力系统”中的功能和信息节点。

IEC针对电力系统操作与运行制定了一整套标准(如图3所示)，以逐步统一电力系统内各自动化系统的信息模型和信息交换模型，消除由于缺乏统一建模和系统异构而导致的各种“信息孤岛”。

数字化变电站
图3IEC电力系统操作与运行标准体系Fig. 3 IEC operations & maintenance standards
1.7 设备检修状态化
以往的设备状态检修主要是针对一次设备，二次设备的状态监测对象不是单一的元件，而是一个单元或系统。

虽然IED装置本身具备状态检修的实施基础，但二次设备的状态检修必须作为一个系统性的问题来考虑，状态监测环节应包含交流输入、直流及操作回路等[13]，因此在常规变电站内很难实施二次系统的状态检修。

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。

1.8 设备操作智能化
新型高压断路器二次系统是采用微机、电力电子技术和新型传感器建立起来的，如ABB公司的PASS(plug & switch system)和SIEMENS公司的HIS(highly integrated switchgear)等，其主要特点[14]包括：
（1）执行单元采用微机控制及电力电子技术代替常规机械结构的辅助开关和辅助继电器，按电压波形控制跳、合闸角度，精确控制跳、合闸的时间，减小暂态过电压幅值。

（2）断路器内部的微机可直接处理设备信息并独立执行本地功能，而不依赖于变电站级的控制系统。

（3）非常规传感器采用微机技术，可独立采集运行数据并早期检测设备缺陷和故障。

（4）具有自检功能，可监视断路器设备的一次和二次系统，发现缺陷时能及时报警，并为状态检修提供参考。

断路器系统的智能性由微机控制的二次系统、IED和相应的智能软件来实现，保护和控制命令可以通过光纤网络到达非常规变电站的二次回路系统，从而实现与断路器操作机构的数字化接口。

2 数字化变电站的关键技术
2.1 非常规传感器的稳定性
数字化电气量测系统的稳定性对于数字化变电站至关重要。

国际上将有别于传统的电磁型电流/电压互感器的新型互感器统称为非常规互感器(non- conventional instrument transformer，NCIT)，其中：基于电光效应的互感器称为光学电流/电压互感器(current/voltage transformer with optical sensor，OCT/OVT)或无源式互感器；其余泛称为电子式电流/电压互感器(electronic current/voltage transformer，ECT/EVT)或有源式互感器。

图4概括了NCIT的分类及其采用的主要技术原理。

图4非常规互感器分类
Fig. 4 A taxonomy for the NCIT
无源式互感器存在测量精度不稳定且有偏差[6]的问题，这是由于线性双折射现象及发光源(light emitting diode，LED)器件发光强度下降、光传输环
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节引起偏振角变化和不同材料的维尔德常数受外
界温度的影响也不同等因素造成的。

有源式互感器
的主要问题是其工作时需要工作电源。

利用激光供
电技术对高压侧电子模块进行供电，激光供电的合
并单元与有源互感器之间的物理距离受到一定限
制，激光供电器件的稳定性直接影响互感器的使用
效果。

另外，Rogowski线圈易受电磁干扰，因此在
运行中应严格屏蔽传感线圈。

光学互感器因其具有优异的线性度和测量精
度以及无源且不受电磁干扰等优点而受到了国内
外的广泛关注，其工作原理的改进及制造工艺的提
高增强了其稳定性。

NxtPhase公司生产的OCT已在
美国电力公司(American Electric Power，AEP)的
Corridor变电站以及亚利桑那公共服务公司
(Arizona Public Service，APS)的Deer Valley变电站
安装并投运[15-17]，国内对于光学互感器的研究和应
用也取得了较大进展。

新型互感器的采用为数字化
技术从二次应用向一次应用的延伸奠定了基础。

2.2 通信网络的可靠性和实时性
网络系统是数字化变电站的“神经系统”，其
可靠性和实时性直接决定了变电站系统的可用性。

通信网络的可靠性主要通过选择具有高可靠性的
网络拓扑结构及采用冗余技术来保证。

在图5所示
的设计方案中，各IED都带有双网卡，可分别接入
两台交换机，过程总线和站级总线都采用环形拓
扑，因此该方案可极大地提高系统的可靠性。

网络
系统设计属于优化问题，要综合考虑可靠性、经济
性及易维护性等诸多因素。

备需要在同一时间点上获得采样数据。

传统电磁式互感器输出的模拟信号不存在上述问题，但由合并单元输出的数字采样信号就必须含有时间信息。

应在现场进行试验来验证合并单元进行数据采样的时间同步准确度，以满足系统测量和控制的要求。

IEC61850对时间同步的要求分为T1~T5共5级，其中：T1要求最低，为1ms；T5要求最高，为1µs。

由于传统以太网自身的限制，通过多播方式在网络内实现时间同步很困难。

IEC61850采用SNTP(simple network time protocol)实现不同设备间的同步采样，以UTC(universal time coordinated)作为时钟同步源。

由于过程层总线的负载大，要求同步误差控制在1µs，因此过程层同步标准必须采取IEEE1588标准。

1个IEEE1588精密时钟系统包括多个节点，每个节点代表1个时钟，时钟之间经由网络连接。

按工作原理可将时钟分为普通时钟和边界时钟，普通时钟只有1个TVP端口，而边界时钟具有多个TVP端口。

在网络中，每个时钟都可能处于从属时钟(slave)、主时钟(master)和原主时钟(passive)共3种状态，时钟所处的状态是根据最优化的时钟算法确定的。

IEEE1588所定义的精确网络同步协议实现了网络中的高度同步，使得分配控制工作时无需再进行专门的同步通信，从而达到了通信时间模式与应用程序执行时间模式分开的效果。

2.5 信息的安全性
IEC61850本身对变电站网络系统的安全性未做规定，协议的开放性和标准性带来了电力系统运行的安全性问题，应保证二次系统信息的保密性、完整性、可用性及确定性。

为适应电力系统信息安全防护的要求，IEC在制定了IEC60870-5、IEC61850等标准的基础上，开展了安全标准IEC62351的编制，其中：IEC62351-3定义了TLS(transport layer security)，IEC62351-4定义了MMS的安全性，IEC 62351-6定义了IEC61850的安全性[19]。

总之，在数字化变电站技术发展过程中必须考虑二次系统的安全防护问题，应结合电力系统的运行特征并参照安全标准IEC62351的要求来制定信息的安全防护策略，如闭环网络访问、只读访问以及密码和防火墙等。

在加强信息的安全防护措施后还必须考虑其对系统性能和网络带宽的影响。

3 结语
数字化变电站的发展说明了数字化技术正从变电站的二次设备向一次设备延伸，这将对变电站的自动化运行和管理带来深远的影响，因此具有非常重大的技术和经济意义，具体表现在：
（1）减少了设备的退出次数和时间，提高了设备的可用性；减少了自动化设备的数量，从而简化了二次接线，提高了系统的可靠性；设备的互操作性为维护、更新和扩展设备的功能提供了方便。

（2）实现了信息在运行系统和其它支持系统之间的共享，减少了重复建设的投资以及变电站寿命周期内的总体成本(包括初期建设成本和运行维护成本)。

IEC61850标准的实施、非常规互感器的应用以及智能断路器技术的成熟将逐步推进数字化变电站示范性工程的建设，这意味着变电站自动化技术将进入全面数字化的新阶段[20]。

在未来10年内，数字化变电站必将成为变电站自动化技术发展的主流，同时也将为未来“数字化电网”的建设奠定坚实的基础。

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收稿日期：2006-09-30。

作者简介：
林其友(1976—)，男，硕士，助理工程师，从事电力市场电价及输配电自动化方面的研究，E-mail：njhnlqy@；
陈星莺(1964—)，女，博士，教授，博士生导师，主要从事电力系统分析与控制、电力系统经济运行(优化)、电力市场与电力经济等方面的研究与分析；
王之伟(1966—)，男，工学硕士，高级工程师，主要从事电力系统
规划及电力市场方面的研究。

（编辑王金芝）
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收稿日期：2006-04-23。

作者简介：
高翔(1962—)，男，硕士，高级工程师，从事电网继电保护与自动化运行与管理工作，Email：gao_x@；
张沛超(1970—)，男，博士，副教授，主要研究方向为专家系统在电力系统中的应用及电网调度自动化技术。

（编辑王金芝）
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