我国数字化变电站发展现状及趋势

我国数字化变电站发展现状及趋势
作者：全国电力系统管理及其信息交换标准化技术委员会何卫来源：赛尔电力自动化总第80期
数字化变电站技术是变电站自动化技术发展中具有里程碑意义的一次变革，对变电站自动化系统的各方面将产生深远的影响。

数字化变电站三个主要的特征就是“一次设备智能化，二次设备网络化，符合IEC61850标准”，即数字化变电站内的信息全部做到数字化，信息传递实现网络化，通信模型达到标准化，使各种设备和功能共享统一的信息平台。

这使得数字化变电站在系统可靠性、经济性、维护简便性方面均比常规变电站有大幅度提升。

数字化变电站在我国发展迅速，从1995年德国提出制定IEC61850的设想开始，中国就一直关注IEC61850的发展。

全国电力系统管理及其信息交换标准化技术委员会自2 000年起，将对IEC61850的转化作为工作重点之一。

从CD（委员会草案）到CDV，从F DIS到正式出版物，标委会及其工作组专家密切跟踪IEC标准的进展，用近5年的时间，二十多位专家的辛勤工作，完成了IEC61850到行业标准DL/T860的转化。

标准转化的同时，国内顶级设备制造商如南瑞集团、北京四方、国电南自、许继电器等同步开展了标准研究和软硬件开发。

2006年以来，相继有采用IEC61850标准的变电站投入运行，从110kV到500kV，从单一厂家到多家集成，国内对数字化变电站工程实践的探索正在向纵深发展。

在国调中心的领导下，从2004底开始，标委会成功组织了6次大规模互操作试验，极大地推动了基于IEC61850标准的设备研制和工程化。

为规范IEC61850在国内的有效有序应用，2007年，标委会将DL/T860标准工程实施技术规范纳入工作计划，并迅速组织有关专家进行起草，经广泛征求意见，2008年该规范通过标委会审查报批。

成为指导DL/T860标准国内工程实施的重要配套文件。

目前，国内各网省公司都进行了数字化变电站试点，对DL/T860标准的应用程度和技术水平各不相同，有单在变电站层应用DL/T860的，也有在过程层试验的，还有结合电子式互感器应用的；有单一厂家实现的，也有多达十多加设备制造商参与的。

数字化变电站的试点已经较为充分，现在应该到了总结成功经验、探讨发展策略的时候了。

未来，在智能电网建设的大背景下，数字化变电站快速发展是必然趋势，但首先要解决电子式互感器的可靠性问题、网络交换机的可靠性问题等。

我国目前已建成或者在建的数字化变电站同国外的数字化变电站相比，有不同的的特点：
国内数字化变电站更重视可靠性问题，故较多采用冗余网络方式。

国内数字化变电站较多采用IEC61850-9-1，但该标准未来非IEC主流推荐，国内需尽快开发基于IEC61850-9-2的系统。

因为技术成熟度问题，国内对电子式互感器的应用还比较保守。

IEC61850是面向未来的变电站自动化技术标准，也是全世界关于变电站自动化系统的第1个完整的通信标准体系，目前我国投运的数字化变电站均以IEC61850为统一标准，但在对标准的理解、执行方面还需进一步统一规范。

IEC61850的概念思想非常先进，应该讲具有很强的生命力和影响力。

电力系统的其他领域都很重视IEC61850，有的直接引用其文本形成本领域的标准，有的吸收其思想，编制相关标准。

IEC61850一套标准涵盖电力系统各个方面是不现实的，但它的先进思想和部分技术一定会被广泛引用。

由于IEC61850标准体系庞大，六次互操作，暴露出一些问题。

如IEC61850标准本身描述不完全一致；各厂家对标准理解不完全相同；对应用时的一些细节未作要求（系统结构、网络冗余问题、保护装置定值的建模问题等）等。

要解决以上问题，应该由多方共同努力完成：
首先国内的用户和设备制造商要有统一标准的共同愿望，其次，标委会要加强组织协调，发挥公正平台作用。

进一步细化完善国内工程实施技术规范，配套建立其他如功能规范、设计规范、验收规范等。

随着技术的不断进步和完善，我国数字化变电站的试点建设已经有了相当数量，有必要进行阶段性总结。

所以，我们“数字化变电站应用经验高峰论坛”，想要通过此次高峰论坛，汇集国内数字化变电站领域最具影响力的专家，通过交流和思想的碰撞，一
定能为我国数字化变电站的发展走上健康正确的方向发挥重要作用。

同时希望参会的专家、代表充分发表自己的真知灼见，并有所收获。

数字化变电站标准建设与发展
作者：来源：赛尔电力自动化总第80期
2009年4月15日，中国电力企业联合会标准化中心在南京组织召开了数字化变电站标准化工作研讨会，参加会议的有国家电网公司、中国南方电网有限责任公司、有关标准化技术委员会以及设计、制造、运行、科研等单位在内的33名专家。

会议由中电联标准化中心刘永东主持，介绍了目前电力标准化工作的现状，说明了召开此次研讨会的背景，提出了会议的主题和要求。

南京南瑞继保电气有限公司郑玉平代表会议承办方致欢迎词。

与会专家结合数字化变电站试点工程实践经验，讨论了开展数字化变电站标准化工作的必要性，介绍了相关标准计划项目建议。

会议研究并确立了数字化变电站标准体系框架，明确了下一步的工作安排，形成纪要如下：
一、关于开展数字化变电站标准化工作的认识
近几年来，随着IEC61850标准的应用和光电互感器的研发和投入使用，数字化变电站概念已在工程实践中得到应用，全国已建成一定数量的数字化变电站，各地试点工作也在开展。

为及时总结工程建设中的成熟经验，规范技术要求，促进数字化变电站规范有序开展，有必要开展数字化变电站标准化工作，同时，我国智能电网的研究也已启动，作为电网重要组成部分，数字化变电站领域的标准研究和制定工作也将为智能电网的发展打下基础。

会议认为，由于目前智能一次设备还有待进一步研发，已建和在建的数字化变电站模式不尽相同，开展数字化变电站标准化工作应坚持求同存异，同时，为以后的技术发展留有空间。

二、数字化变电站标准体系框架
会议讨论并确定了数字化变电站标准体系框架（见附件），作为下一步开展数字化变电站标准化工作的指南。

该标准体系的建立是为了促进数字化变电站标准化工作的系统性，保证标准化工作的有序开展。

同时，该体系是也是开放的、动态的，随着技术的不断发展和经验的积累，该体系将不断补充、完善。

体系划分为设计类、设备类、施工及验收类以及运行维护类。

三、开展数字化变电站标准化工作的整体要求
1．整体规划，分步实施。

数字化变电站是智能电网的一部分，因此，应结合智能电网的发展规划作整体规划。

数字化变电站技术仍在不断发展之中，标准化工作应本着
“成熟一个，制定一个”的原则，不断总结经验，按照标准体系框架分阶段实施。

不同的标准按照技术内容性质不同，可分别确定为推荐性标准或指导性技术文件。

2．把系统安全稳定放在首位。

数字化变电站的试点及标准化工作要把系统安全稳定放在最重要的位置，所制定标准的技术条款必须成熟可靠。

3．协同配合，分工负责。

数字化变电站标准化工作涉及专业多，要建立相关专业标准化技术委员会间的协调工作机制，通过联合工作组形式，在计划立项、标准审查等环节密切配合，共同做好标准化工作。

4．跟踪技术进步，推动标准制修订工作。

数字化变电站技术发展迅速，标准化工作应密切反映技术的进步，对数字化变电站的技术发展起到指导作用。

5．近期重点开展的领域：
——数字化变电站的概述；
——数字化变电站在可靠性和安全稳定方面对继电保护提出的新要求；
——数字化变电站的功能规范以及设计模式；
——智能终端、互感器等重点设备的技术条件；
——对调度运行提出的新要求。

四、下一步工作计划
1．标准体系框架在更广泛的范围内征求意见；
2．适时启动标准项目的制修订工作的开展，会议建议有关单位结合标准体系框架开展标准计划项目的技术准备工作，下半年启动有关标准的申请立项；
3．成立由相关标委会、设计、制造、调试和运行单位组成的联合工作组。

附件：
数字化变电站标准体系框架建议
序号标准名称标准分类备注
1 数字化变电站概论基础
2 220kV~500kV数字化变电站电气设计技术规程设计 a)功能分为基本功能和选择性功能；
b)对计量和测量进行区分；
c)要区分新建和改造的不同
3 110kV数字化变电站电气设计技术规程设计 a)功能分为基本功能和选择性功能；
b)对计量和测量进行区分；
c)要区分新建和改造的不同
4 数字化变电站控制保护设备通用设备设备接口性能指标
5 数字化变电站用交换机设备设备含各层交换机
6 IEC61850一致性互操作规范设备
7 IEC61850工程应用模型标准设备现有标准中的模型不太满足国内的需求，差别较大，需要统一
8 智能终端装置的技术规范设备
9 合并单元的技术规范设备建议和互感器标准合,强调满足IEC61850接口的要求
10 数字化变电站电能量采集系统条件（电度表）设备缓，不放入营销系统
11 220kV~500kV数字化变电站技术规范设备缓
12 110kV数字化变电站技术规范设备缓
13 数字化变电站工程测试技术规范施工及验收区别改造和新建的不同
14 DL/T860系列标准工程化应用规范施工及验收
15 数字化变电站二次设备实施规范施工及验收
16 数字化变电站二次设备实施规范 1电子式互感器的现场试验、验收的标准施工及验收
17 数字化变电站二次设备实施规范 2 智能终端设备的现场试验、验收的标准施工及验收
18 数字化变电站二次设备实施规范 3 数字化接口的控制保护设备的验收和试验的标准施工及验收
19 数字化变电站设备运行维护手册深入规定运行维护
500kV桂林变电站遵循IEC61850标准统一建模工程实施报告
作者：中国南方电网公司超高压公司刘琳来源：赛尔电力自动化总第80期
摘要：500kV桂林变（IEC61850）工程是我国首次在500kV变电站的间隔层、变电站层全部采用遵循IEC61850标准设备的工程，它在保护、测控、远动、后台监控系统、保护故障信息子站系统、故障录波等领域集成了多家公司的二十余种型号的自动化产品，均完全实现互联、互操。

工程已通过第三方权威检测机构――中国电力科学研究院的各项测试，包括IEC61850规约的测试、变电站自动化系统的测试、与调度通信规约的测试等。

工程已于2007年10月31日顺利投运。

本工程的实施，推动了南方电网IEC61850标准的应用步伐，具有非常重要的里程碑意义。

关键词：500kV变电站；变电站自动化系统；IEC61850标准；工程；实施
1引言
500kV桂林变电站位于广西桂林市灵川县城，是国家重点工程项目――龙滩送出工程的重要组成部分，是我国首次在500kV变电站间隔层、变电站层实现IEC61850标准建模的变电站。

500kV桂林变电站设计规模为三组750MVA主变压器，9回500kV进出线，12回220kV 进出线。

第一期规模为一组750MVA主变压器、2回500kV进出线，5回220kV出线。

该变电工程采用了IEC61850通信规约，先进的变电综合自动化监控系统，自动化程度
高，科技含量高。

该站的运行投产，对充分发挥南方五省（区）联网运行的安全效益、经济效益和社会效益，更好地为南方各省区人民服务，起着举足轻重的作用。

该站的竣工投运，南方电网主网架得到了进一步的加强和优化，特别是为世界著名旅游城市-桂林市增添了大电网的电力支持，有效确保桂林市电力供应，更好地促进桂林市地方经济发展特别是确保著名旅游城市亮化工程的正常运作将起到不可替代的作用。

是国家重点工程——贵（贵州）广（广东）交流二回输变电工程的重要枢纽变电站。

500kV桂林变电站是我国首次在500kV变电站的间隔层、变电站层全部采用符合IEC61850标准设备的变电站，在保护、测控、远动、后台监控系统、保护故障信息子站系统、故障录波等领域集成了多家公司的二十余种型号的自动化产品。

国电南京自动化股份有限公司为该工程的系统集成商，为安全可靠起见，工程邀请中国电力科学研究院为第三方检测机构，已通过包括IEC61850规约、变电站自动化系统、与调度通信规约等各项测试。

500kV桂林变（IEC61850）工程自2007年10月31日投运至今，运行正常。

图1500kV桂林变主接线图
2方案说明
在本IEC61850变电站自动化系统中，由EyeUnix监控后台和PSX610远动服务器共同实现IEC61850变电站自动化系统的变电站控功能；由高压设备继电保护装置、低压设备继电保护装置、测控装置等实现了IEC61850变电站自动化系统的间隔层功能。

2.1系统/网络结构图
桂林变电站的IEC61850变电站自动化系统，由EyeUnix监控、PSX610远动服务器、保护信息管理子站、测控装置、高压设备继电保护装置、低压设备继电保护装置、协议转换器和其他一些智能装置组成。

整站未使用智能化一次设备，互感器及开关控制信号仍然由传统的点对点电缆连接完成。

整个变电站自动化系统的结构如图2所示。

图2桂林变网络结构图
桂林变自动化系统说明：
EyeUnix监控：
使用IEC61850通信协议，实现IEC61850变电站自动化系统变电站层对间隔层数据监视和控制的作用；实现与用户的人机界面功能；配置成双机双工模式。

PSX610远动服务器：
站内使用IEC61850通信协议，远方通信转换为IEC60870-5-101/104规约，实现IEC61850变电站自动化系统变电站层与远方控制中心的接口功能；双机双工配置，由远方调度进行切换。

保护信息管理子站：
站内使用IEC61850通信协议，采集故障录波器及各继电保护设备的动作、告警、定值、压板等信息，可进行就地显示、打印和管理，远方通信转换为南方电网TCP103协议，接入远方继电保护信息主站。

PSR660测控装置：
使用IEC61850通信协议，实现间隔层数据采集和控制功能，集成IEC61850的MMS 服务器模型，并具备GOOSE收发功能以实现间隔层联闭锁。

故障录波装置：
使用IEC61850通信协议，实现电网扰动时的模拟量和开关量录波功能，使用IEC61850与故障信息子站通信。

高压设备继电保护装置：
线路、主变、母差、电抗器等各类高压设备保护装置分别由国电南自、南瑞继保和深圳南瑞等不同厂家提供，实现有关的继电保护功能，使用IEC61850通信协议与监控后台、保护信息子站以及远动服务器通信。

低压设备保护测控装置
有线路、电容器、站用变压器等多种设备保护测控装置，实现完整的间隔控制器功能，直接通过IEC61850MMS服务和站控层设备通信。

其他智能设备：
通过IEC61850代理网关，实现直流屏、电度表等其他智能设备接入IEC61850系统。

2.2IEC61850标准服务模型
500kV桂林变电站自动化系统使用了不同的IEC61850标准服务，实现了变电站自动化系统的数据信息交互，遥控操作，定值操作等功能。

该系统支持的IEC61850标准的模型有：
服务器模型；
应用连接模型；
逻辑装置模型；
逻辑节点模型；
数据类；
数据集模型；
定值控制块模型；
报告控制块模型（带缓冲报告控制块和不带缓冲控制块）；
控制类模型（SBOw模型）；
SNTP时间同步模型。

2.3工程化管理
桂林变IEC61850变电站自动化系统使用不同的服务模型实现了变电站自动化系统的工程化管理，具体的工程化管理如下：
数据集模型
将大量相关的间隔层数据组合成一个数据集。

客户可以通过读取服务，直接读取整个数据集的全部内容。

报告控制块模型
BRCB控制块：
间隔层设备的大部分状态信息、SOE信息、告警、事件等数据大量使用了BRCB控制块模型，实现与监控系统和远动服务器的通信。

BRCB控制块实现了缓冲功能，增强了数据传输的可靠性。

URCB控制块
间隔层设备的测量数据使用URCB控制块模型，实现与监控系统和远动服务器的通信，实现了测量数据的主动上送。

定值组控制块模型
监控系统、远动服务器、保护信息管理子站和间隔层设备使用了定值组控制块模型，实现对装置定值组与定值的处理；实现了获取当前工作定值组，编辑定值区与定值组切换的功能。

SBOw控制模型
监控系统和远动服务器使用了SBOw控制模型，实现了对间隔层设备的遥控操作。

间隔层设备的软压板也由SBOw控制模型实现。

SNTP模型
作为IRIG-B硬件对时信号的备用，监控系统、远动服务器和间隔层设备使用了SNTP 模型，实现全站系统的网络对时。

直接读取服务
直接读取服务作为整个IEC61850变电站自动化系统工程化管理的一个补充。

对于在间隔层设备中没有定义到数据集中的数据，监控系统、远动服务器可以通过直接读取服务获得间隔层设备当前数据信息。

3桂林变电站IEC61850创新
3.1操作性验证
500kV桂林变电站IEC61850工程分别使用了多个厂家的间隔层和站控层设备，除了直流屏等少数不具备网络通信能力的简单智能设备以外，整个系统取消了规约转换器，各设备间完全用IEC61850通信规约实现了互操作，充分证明IEC61850规约能实现传统变电站自动化系统的各种功能。

值得一提的是，桂林变电站充分实践了IEC61850规约保留厂商实现自由的重要思想，在接口方面仅规定了很少的实现一致性要求，依靠标准本身的通用性以及后台适应装置的实现思想，充分验证了IEC61850是可扩展性和互操作性的良好统一。

3.2双网冗余处理
IEC61850把通信冗余完全交给通信网络去处理，而没有考虑IED装置直接出背靠背双网冗余的情况。

由于桂林变是一个500kV的变电站，可靠性要求较高，且国内220kV 以上变电站已习惯使用双星型以太网模式，因此整个系统按照完全独立双网双IP的模式进行设计。

通过对标准的理解和创新，桂林变的后台监控系统使用双网双工模式和各间隔层装置通信，要求各间隔层装置需创建较多的报告控制块实例，监控系统计算机在双网上分别使能各自的报告控制块（在间隔层装置看来好像是独立两个客户端），发生事件时通过监控软件过滤掉重复部分，能实现双网之间的无扰动切换。

远动通信服务器的CPU处理能力相对较弱，如果采取和监控系统相同的办法处理重复数据将会导致负担过重，因此远动通信服务器对间隔层IEC61850通信使用了双网热备用模式。

即双网同时建立TCP连接，但只在其中的一个网络上使用报告控制块，另一个热备用网络用遵循IEC61850规约的TCPKeepalive监视连接是否正常。

一旦发现正常通信的主网络故障，远动装置将立即将热备用的网络切换为运行，重新使能报告控制块，
利用BRCB的缓冲功能同样可实现网络切换期间重要的信号不丢失。

与双网双工方式相比，远动通信服务器的双网热备用方式在网络故障时会具有10s～20s的切换延时，但在不丢信号的前提下可显著减少间隔层装置和站控层设备的处理负担，利用了IEC61850BRCB和TCPKeepalive的优点，因此在经过充分讨论后成为我国IEC61850工程实施规范的行业标准做法。

3.3通过GOOSE实现间隔层联闭锁
间隔层联闭锁是GOOSE通信服务的一种典型应用，主要利用了其一发多收特性可实现各间隔层间水平的数据共享。

在500kV桂林变电站投运之前，国外厂商已经有若干个投运GOOSE联闭锁的自动化厂站，但是国内厂商在高电压等级的实际工程应用尚属空白。

桂林变使用了PSR660数字式测控装置，首次实现了国产化设备的GOOSE工程应用，具有较大的示范意义。

与500kV桂林变双网架构相对应，测控装置用于联闭锁的GOOSE信息也实现了双网冗余。

所有装置将相同的GOOSE信息在两个网络上同时发送，接收端通过判别StNum 及SqNum能够判断出后到的GOOSE信息已经过时而不再解码。

这种双网双工模式可保证网络故障时的无延时切换，具体的软件实现方法对继电保护GOOSE信息处理同样适用，因此也已被吸收进IEC61850工程实施规范的行业标准中去。

3.4保护信息模型
如前所述，目前IEC61850在国内的推广应用中发现在继电保护信息管理方面，有较大困难，主要表现在：
定值分散在各逻辑节点中，未形成统一的定值表；
压板功能在标准中没有专门论述，逻辑节点中的Mod和Beh不能替代所有的功能压板和出口压板；
不便于生成装置统一故障报告；
录波文件没有和保护事件建立直接对应关系；
未考虑保护元件动作时的故障参数（测距、差流等瞬时动作值）传送。

其中，前3点主要反映了面向逻辑节点建模和面向装置管理的思路间存在着的固有矛盾，后两点则因为国内需求没能在国际标准的制订中完全体现。

站在继电保护的专业来看，IEC61850的通信标准已经在某种程度上影响了继电保护功能元件的定义和管理。

IECTC95（量度继电器和保护设备技术委员会）虽然派人参与了TC57（电力系统管理及其信息交换技术委员会）的IEC61850标准制订工作，但参与深度不够且配套的继电保护专业标准化工作没有跟上，导致目前他们意识到在IEC61850
之后制订功能继电器的相关标准有点尴尬和被动。

在桂林变的工程实施中我们认识到，现阶段我国继电保护装置的实现和IEC61850或者IEEE规定的标准继电器有较大差异，因而比较合理的方式仍然是面向装置进行定值、压板以及报告和录波信息的管理。

为此，桂林变建模接口方案规定各厂商应将定值和压板集中建模，并按照规范的时间信息文件名存储COMTRADE录波，通过这些规定，使用最小的代价实现了我们所期望的继电保护装置和故障信息系统通过IEC61850规约实现通信的管理功能。

3.5第三方FAT机制
桂林变电站自动化系统是首个实施IEC61850标准的工程，基于桂林变电站的重要性，以及对于IEC61850规约工程实现的可靠性要求出发，我们邀请了中国电力科学院作为权威第三方对该工程的IEC61850规约的准确性进行测试和验收，对运行单位提供了必要的技术培训和指导。

在实际工程中，这种引入第三方进行监督的机制非常成功。

通过中国电科院权威检测机构的现场报文分析以及正常和异常（如雪崩、网络故障等）情况下的性能考核，令人信服地说明了500kV桂林变已经成功运用IEC61850技术，并且达到或超过了常规500kV变电站自动化系统的各种功能和性能指标。

目前我国正处于IEC61850变电站自动化系统的发展初期，这种第三方验收和见证机制，值得其它类似工程借鉴和推广应用。

4工程优点展望
IEC61850系列标准为基于通用网络通信平台的变电站自动化系统最新国际标准，全面涵盖了变电站通信网络和系统的总体要求、系统和工程管理、一致性测试等内容。

IEC61850系列标准的目的是实现智能电子设备间的互联互操作性。

IEC61850标准在500kV桂林变进行应用，获得了其他变电站自动化系统所不具有的以下优点：
（1）互操作性：
IEC61850系列标准的目的就是实现智能电子设备的互操作性，IEC61850变电站自动化系统自然而然的实现了装置的互操作性；增加了用户对变电站智能电子设备的选择范围。

（2）技术领先
IEC61850系列标准充分吸收了计算机信息处理中的面向对象模型技术，并通过抽象通信接口等方法进行层次型设计，使得IEC61850变电站自动化系统相对其他变电站自动化系统在技术上更加领先。

（3）标准化。