陈彦合 邱 爽 陈 辉

（1.中国民用航空沈阳航空器适航审定中心，辽宁 沈阳 110043；2.国网辽宁省电力有限公司抚顺供电公司，辽宁 抚顺 113008）

IEC61850标准的颁布实施，光电技术在传感器领域的研究突破，智能型断路器技术的提高，以及以太网技术的应用，给变电站综合自动化技术带来了新的发展机遇。数字化变电站技术工程化的推进将为数字化电网的构建奠定坚实的基础，这种技术的应用同时为调度自动化技术的发展提供了内在推动力，对调度自动化技术向智能化程度发展起到了促进作用。随着各种相关应用技术的成熟和发展，数字化变电站必将取代常规变电站，成为未来变电站自动化技术发展的主流。

1 传统变电站自动化系统的现状与不足

传统变电站自动化系统主要分成三层：变电站层、间隔层和过程层。常规变电站自动化系统主要依靠常规的电磁型电流/电压互感器进行信息采集，然而由于传统的电流互感器受其特性的限制，很难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，常规电流互感器分为保护级与计量级等不同等级，不同特性的电流互感器应用于测控单元、计量系统和保护装置。另外，常规互感器在二次负载方面存在问题：对于二次回路线路长，所接负载重、设备多的情况，如果超过了电流互感器的二次额定负载能力，需要串接或考虑换用负载能力强的电流互感器。所以，在现场中我们往往可以看见在反映同一个电流的位置上安装了一串不同类型不同型号的电流互感器，占地面积多，投资大，与二次设备的配合比较复杂。间隔层中，在工作方式上，常规变电站自动化系统的逻辑关系和功能大多数都独立运行。由于规约的限制，在数据交互方面，不同厂家的设备相互之间无法实现通信，无法共享资源，装置的冗余配置也无法实现信息的冗余应用。当同时应用不同厂家的产品时，系统的联调时间变长，稳定性变差，给系统的维护及运行造成了极大的不便，在一定程度上给变电站自动化系统的投入率造成了影响。在常规变电站中由于二次电缆的可靠性问题引起的设备故障事件时有发生。

图1 保护及智能控制柜与常规控制柜的比较图

数字化变电站可以预期实现一、二次设备的信号利用远动通信技术进行传输，光缆代替了传统的二次控缆，数字信号代替了传统的模拟信号。变电站二次回路设计更加便利，每个回路的电缆连接变成了光缆的示意连接，既节省了设计周期，同时简洁的二次回路设计提高了变电站自动化系统的可靠性，给施工维护提供了方便。在数字化变电站中通信系统统一建模，实现信息共享，可以使变电站通信功能更加优化。

2 数字化变电站系统概述

数字化变电站系统可以分为三层：即站控层、间隔层和过程层，网络结构为开放式分层、分布式结构。

站控层由计算机网络连接的系统主机、远动主机、VQC、工作站、GPS对时系统等设备构成。按照IEC-61850-5的要求，提供变电站内运行的人机联系界面，对间隔层设备实现管理控制等功能，形成了全站监控以及管理中心，并可实现与集控中心、调度中心和保护信息主站之间的通信。站控层是整个变电所的设备监视、测量、控制、管理的中心，通过光缆与间隔层设备采用IEC61850-8-1通信协议。数字化变电站与传统变电站相比，由于整个站控层网络采用了IEC61850通信标准，大大增强了其模型描述能力和装置互操作性。站控层的设备除了通讯协议要满足IEC61850外，其他功能与传统自动化变电站没有变化。

过程层设备包括光电式电子互感器、智能开关设备、合并单元及过程层网络设备等。模拟采样数据、保护间配合信号、保护命令的传输对于要求具有非常高的实时性和可靠性，所以过程层选用基于IEC60044-8的点到点星型拓扑结构，使用100M的光纤以太网，选用光纤做传输介质。

间隔层设备由继电保护、测控装置等组成，与过程层设备单元之间采用GOOSE通信协议。保护测控设备采用IEC60044-8或IEC61850-9-1。间隔层按照不同的电气间隔单元和电压等级，分散在各个配电装置室中，当站控层及网络出现失效时，间隔层仍然能独立完成其监测和断路器控制功能。在普通的数字化变电站中，二次设备通常采用分层分布式结构，功能独立，面向间隔。这种模式虽然在可靠性方面有较大较高，但CT和PT负载重、硬件重复配置、接线复杂、缺乏整体的协调和功能优化、信息不共享、运行维护成本高、投资成本大。这些装置一般不具有全局视角，基于单点信息，是一种硬件冗余的系统模式，而非信息冗余。往往会因有效信息不够全面而作出错误判断，或者作出局部最优而并非全局最优的判断，对系统的稳定运行造成影响。因此，该数字化变电站间隔层采用集中式保护形式，将所有保护、测控功能集中在一个装置中实现，下放到GIS智能化汇控柜中，考虑可靠性问题，保护装置可双重配置。

3 智能化GIS汇控柜应用技术的研究

3.1 传统GIS汇控柜的应用技术

在以往的数字化变电站设计中，在66kV GIS附近安放两面GIS汇控柜，里面安装智能汇控装置与开关设备配合完成一次设备的智能化。保护装置通过GOOSE 网下发的分、合闸命令可通过汇控装置转换成硬接点，断路器的操作也是汇控装置通过自带的操作回路插件实现的。汇控装置就地采集刀闸、断路器等一次设备的开关量信息并通过GOOSE网络上送给相关保护使用，并通过以太网将一次设备信息上送至MMS网，完成对一次设备的监视、测量及控制，保护装置与GIS汇控柜之间通过电缆进行连接。

3.2 智能化GIS汇控柜的应用技术的优势

智能化GIS汇控柜与以往数字化变电站不同，将普通的GIS汇控柜更换为保护及智能汇控柜。特点是将保护装置由原来的二层控制室下放到该汇控柜中，同时安装了一台智能控制装置，使得运行维护人员能及时了解GIS的运行情况，图1为保护及智能控制柜与常规控制柜的比较图 ，图中所示，GIS设备与传统汇控柜端子排之间的用二次控缆进行连接；智能化汇控柜与GIS之间连接通过光纤用插件进行连接。传统GIS汇控柜通过二次控缆与二层的保护、测控装置进行连接，而智能汇控柜将保护下放到智能汇控柜中，缩短了二次控缆的长度。保护与后台监控系统之间的连接通过光纤即可完成。综上所述，变智能化GIS汇控柜技术的应用与传统GIS汇控柜比较，优势如下：

（1）节约了电缆等设备投资以及相应的施工投资

减少变电站内控制电缆的数量是数字化变电站建设的一个主要目标。一方面，随着原材料价格的上涨，电缆的成本变得越来越高，另一方面，光缆的抗干扰性能远好于控缆，可以使变电站内通信传输的可靠性大大提高。另外，将模拟信号转变为数字信号能大大增加传输的带宽和信息量。

（2）GIS智能汇控柜使得二次回路更加简洁

传统汇控柜与保护装置的功能有很多重合之处，例如压力闭锁、防跳、三相不一致等。GIS智能控制柜可以有效地取消和简化这些功能重复的地方，使二次回路的可靠性大大提高。

（3）出厂前完成已完成设备联调，减少现场调试工作量

通常设备的调试周期比较长，在电缆敷设并连接后进行，而智能汇控柜中的一、二次设备在出厂之前已经完成联调，到现场后调试工作几乎很少。可以显著地缩短调试周期。

（4）联锁功能更为方便

智能控制柜中的断路器及所有刀闸位置均可由智能装置进行采集，且间隔之间有光缆连接，所以可以方便地将一、二次设备之间联锁，大大地减少了机构辅助接点的数量，从而使设备运行可靠性有所提高。

（5）减少了电流互感器的二次负担

智能汇控柜中电流互感器与保护装置的电气距离相对缩短，因此可以选择容量较小的小功率互感器。

（6）减少了保护控制室的占地面积和投资

使用GIS智能汇控柜可以使保护测控装置下放到汇控柜上，从而能够有效的减少保护控制室的占地面积，并减少造价。

结语

数字化变电站技术的发展将会是一个漫长的过程，方案的可行性、技术的成熟度均要与工程的实际应用相结合逐步发展、完善，或者说采取分步走的策略是数字化变电站应用技术发展比较可行的方案：第一阶段可以根据IEC61850标准实施示范性工程，积累数字化变电站网络通信协议的应用经验；第二阶段可以考虑选择采用非常规互感器技术实现信息采集、传输、处理的数字化应用，使非常规互感器的应用技术更加成熟；第三阶段结合智能断路器技术的成熟度实现信息的采集、传输和处理，从交流量的采集到断路器操作的全数字化应用；通过将过程层总线与变电站总线进行集成，实现数字化变电站综合自动化的应用。

数字化变电站的应用技术突破了传统变电站综合自动化技术，具有显著的技术特性，数字化变电站二次系统的结构更多的反应出网络通信技术的特点。因此，可以获取更高的冗余性和可靠性。同时，对等通信模式的实现对于信息传输的安全性提出了更高的要求，应该考虑基于IED信息安全的实现模式，以建立变电站综合自动化系统、调度自动化系统的信息安全机制，为电网安全可靠运行提供保障。

数字化变电站应用技术在技术、经济上具有明显的综合效益，数字化变电站的应用技术可以兼容传统变电站技术，这表明数字化变电站技术可以在传统变电站自动化技术的基础上稳步发展、逐步突破，实现新技术的应用与智能电网的发展的有机结合，在数字化变电站技术成熟的基础上建设新一代智能化电网。

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