杨 帆 王艳苹

（曲靖供电局 继电保护所，云南 曲靖 655000）

0 引言

南方电网公司智能电网建设的指导思想是实事求是地推进智能电网的建设，以需求引导、整体规划、有序推进、重点突破为原则，做好顶层设计，构筑一个合理的智能电网发展体系，重点方向是争取在关键领域有所突破，同时开展标准研究，用标准来规范智能电网相关工作，并且有序地推进，同时开展示范先行，在取得经验以后来阶段实施。智能电网的不断发展将极大地改变传统电力系统的形态，电子式互感器、数字化变电站技术、广域测量技术、交直流灵活输电及控制技术的大量应用，必然对电力系统继电保护带来影响。

1 数字化变电站的结构层次

数字化变电站按照一次设备智能化、二次设备网络化的设计思路参照IEC61850的标准将变电站分为过程层、间隔层和站控层3个部分，其中过程层由模拟量收集终端合并单元和实现开关输入输出的智能单元构成；间隔层主要由保护装置和测控装置组成;站控层主要包括监控，远动和故障信息子系统构成[1]。

1）智能变电站的过程层由传统的一次设备和智能组建柜组成，智能组建柜中有合并单元和智能操作箱两个装置。变电站常规互感器的数据合并单元采取就地安装的原则，通过交流就地采样电缆传送模拟信号，并将采样数据处理后通过IEC61850-9-1、IEC61850-9-2或者IEC60044-8的协议借助光纤通道发送到网络交换机供需要该模拟量的保护或者测控装置共享数据。智能操作箱解决了传统一次设备和数字化网络的接口问题，作为数字化变电站一次开关设备操作的智能终端，将传统一次设备和保护测控等装置通过光纤网络连接，完成对断路器、刀闸的分合操作，智能操作箱接收保护和测控装置通过GOOSE网下发的断路器或刀闸的分、合及闭锁命令，然后转换成相应的继电器硬接点输出。

2）在传统变电站二次系统中保护装置所需的模拟量信息和设备运行状态等信息需要通过电缆传送，动作逻辑需要在多个装置之间传递启动和闭锁信号，在各间隔层设备之间，间隔层和过程层设备之间需用大量的电缆连接，使传统方式下各个保护装置之间存在较多硬开入连线，导致二次回路接线比较复杂，容易出错、可靠性不高；而吴山变电站采用支持变电站通信标准IEC61850中GOOSE输入和输出功能的保护和测控装置。间隔层装置之间通过以太网联系各间隔层设备，通过网络共享电流电压量和开关量信息，借助虚端子完成保护的动作逻辑和相关间隔之间的闭锁功能，其中电流电压量和开关量的传输分别采用IEC61850规约中的单播采样值SMV服务和面向通用对象的变电站事件GOOSE服务完成[2]。

3）站控层网络采用网线连接，间隔层与站控层之间按照制造报文规范MMS(Manufacturing Message Specification)通过网络进行数据交互，完成对变电站的监视和控制。控制，遥控、遥调等控制功能通过IEC61850的控制相关数据结构实现映射到MMS的读写和报告服务中。IEC61850提供多种控制类型，还可以实现远方修改定值等功能。

2 数字化变电站的优越性

数字化的变电站，其由一次设备的智能化以及二次设备的网络化进行分层的构建。实现了变电站的电气设备间信息智能共享，以及相互操作的现代化的时代。与传统变电站相比，数字化变电站具有以下优势。

1）变电站保护设备运行更稳定。数字化变电站中，智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路代替了原常规继电保护装置、测控等装置的I/O部分，光缆代替电缆避免了集电器等逻辑部件老化、失灵带来的误动作，克服了设备在运行过程中的发热、氧化、切换不可靠等问题。传统电压、电流互感器内部绝缘机构复杂，易饱和，准确性受二次负载影响、容易受电磁干扰，以及漏气、漏油，甚至存在爆炸等问题。变电站数字化后采用光电式互感器，采用法拉第磁光效应（无源型）或者罗斯夫斯基线圈（有源型）从磁场中获得有关信息，能实现大电流比、无磁饱和、频率响应范围宽，精度高，暂态性能好等优点。数字变电站采用了智能终端，将部分保护设备放置在开关端子箱中就地保护，极大减少了电磁干扰[3]。

2）变电站保护设备运行维护更安全方便。数字化变电站能有效避免二次侧的电压回路短路、电流回路开路的恶性事故的发生；电脑程序代替了传统的保护调试方式，更为快捷、准确。

3）辅助材料大大减少，建设成本大大降低。数字化变电站中有色金属、橡胶等材料耗用量大大减少，在今后的运行过程中可改进优化电站配置方式，电站监控设备可集成为占地面积非常小的装置，节约了土地资源。

3 数字化变电站面临的挑战

目前，继电保护装置的微机化趋势充分利用了先进的半导体处理器技术：高速的运算能力、完善的存贮能力和各种优化算法，同时采用大规模集成电路和成熟的数据采集、模数转换、数字滤波和抗干扰等技术，因而系统响应速度、可靠性方面均有显著的提升。然而，数字化变电站的不断发展，对继电保护技术提出了新的挑战。特别是近年来，由于信息技术和电子技术的发展，以及智能电网的规划和发展改变了电能传输的某些特点，信息化和数字化的特征使智能电网与传统电力系统产生了本质的差别。

1）利用数字化提高保护性能。互感器传输性能的提高和互感器故障的减少使继电保护不需要再考虑电流互感器饱和、二次回路断线、二次回路接地等互感器故障问题。电气量信息传输的真实性也为继电保护装置性能的提高带来了便利条件。如何简化继电保护的辅助功能，利用数字化传感器提高继电保护的整体性能，是未来继电保护发展需要研究的核心问题。

2）网络化将改变继电保护的配置形态。基于IEC61850网络的数字化变电站改变了传统继电保护信息获取和信号发送的媒介，利用网络上共享的站内其它相关电气元件的信息提高主保护的性能，利用共享的控制信号网络简化继电保护配置，是智能电网中继电保护研究的前沿性问题。网络化带来共享信息的同时，也带来基于网络信息传输的可靠性和安全性问题。与传统二次电缆的传输方式不同，控制信号传输网络的可靠性必须得到保证。数字化变电站条件下继电保护的可靠性问题及如何进行保护配置保证可靠性是网络化二次回路的关键问题。

3）提高安全自动装置性能、在线整定技术等都是给未来数字化变电站提出的挑战，只有有效的解决了这些问题，继电保护才能更好地得到应用。

［1］高翔，张沛超.数字化变电站主要特征和关键技术[J].电网技术，2006，30（23）：67-71.

［2］刘玉春，刘志清，林萃.通信规约在变电站自动化系统中的应用[J].东北电力技术，2004，12：25-28.

［3］徐礼葆，刘宝志，郝燕丽.开放式数字化变电站自动化系统的讨论[J].继电器，2004，32（06）：40-43.