周嫣蕾，傅笑梅
国网镇江供电公司，江苏 镇江 212000
数字化变电站中的相关电气设备（包括一次电气设备、二次电气设备）都实现了数字化通信，并以此为基础实现了内部智能装置的互操作。近年来，计算机网络技术在变电站领域得到了广泛应用，数字化变电站的建设与发展取得了一定的成绩，且其建设思路也获得了较高的认可度，ABB、西门子等知名电气公司陆续开展数字变电站技术的试验分析。如果一次电气设备投运过程中实现了数字化通信，变电站中将会安装更多的智能设备，传统的点对点通信形式不能满足站内的通信需求，网络化的通信形式将是唯一的解决方案。智能装置采用统一的、标准化的数据模型与通信平台，配合既有的数字变电站技术及IEC 61850标准，可以实现网络化通信。
电压转换、电力流向调控、电压调节、电能配置等均是电力系统运作中需要执行的任务，变电站参与其中并发挥重要作用。变电站关系着电网运行的安全性、可靠度及经济性。数字化变电站具备一次设备智能化与二次设备网络化的双重属性，应用于基于IEC 61850标准等技术规范建设的变电站项目中。其中，智能电气设备的主要功能是实现一体化信息共享与互操作。
数字化变电站的优势主要表现为如下几点：能高效采集信号，电力设备利用效率高，互操作性强及调试操作简单。和传统变电站相比，数字化变电站设备实际使用效率明显提升，故障检修次数较少且耗时更短暂；
增强了不同电力设备之间的互操作性，缩短了设备的投运时间，提升了实际工作效率；
提升了信息资源共享化水平，有益于压缩变电站早期建设及运行维护成本，实现真正意义上的电力设备操控智能化、通信过程网络化及运维管理自动化。
大部分传统变电站内配置的是常规电力设备，尤其是继电保护、自动化设施基本上运用的是电磁型设备，结构复杂，运行可靠度不足，并且自我检测、诊断能力整体偏低。传统变电站主要依赖人工或记录仪器记录大量的历史运行数据、检修操作（异常事件）数据等。基于电线电缆执行模拟量、开关量及动作逻辑信号的传输任务，不同保护装置之间的硬接线繁多，特别是二次回路接线更是错综复杂、可靠性差；
记录的有关运行历史信息无法满足调度中心的工作需求，实际运行管理水平及自动化程度偏低，设备运维工作量大，成本高。
3.1 过程层
过程层为一次电气设备和二次智能装置之间的接口设施，即设备的数字化接口，该层的功能如下[1]。（1）实时检测电流、电压及谐波分量。运用间隔层的设备检测得到的数据，能运算得到有功、无功、频率等电气量值。与常规方式比较，数字化变电站过程层采用电流互感器（TA）、电压互感器（TV）代替常规电磁式互感器，基于数字化形式传送采集值模拟量。（2）在线检测与统计运行设备的状态参数。变压器、母线、电抗器等是需要检测运行状态参数的设备，在线检测指标以温度、压力、密度、机械特性等为主。（3）执行和驱动操控过程。管理对象以变压器设备的分接接头与电容器或电抗器的投切动作、控制开关分合闸及电源充放电等为主。过程层执行控制命令时体现出智能化特性，可以精准识别命令真假及合理程度，也能准确调控即将发出的动作，把操作时间控制在设计范围内。
3.2 间隔层
为了全面提升间隔层内设备的运行效率与安全性，推荐在该层设置一个面向过程层的接口，前期试验表明这类接口不会干扰间隔层的功能发挥[2]。间隔层的功能如下：（1）汇聚间隔层各过程层实时采集到的数据；
（2）针对一次设备，采用统一的维护、调控、测量等措施；
（3）运行间隔层中的操作闭锁及各间隔之间的联合式闭锁程序；
（4）精准操控同期及其他控制单元；
（5）管理信息收集、统计测算及调控指令发出的优先级；
（6）承接上下的通信，可以快速与过程层、变电站层进行通信。
3.3 变电站层
变电站层的功能如下：（1）在两级高速网络的支撑下，聚集变电站运行期间实时采集的所有数据，确保数据库内信息处于持续更新的状态，严格依照设计周期登录历史数据库；
（2）基于现行协议要求，把部分数据输送至调度或控制中心；
（3）快速接收来自调度或控制中心的调控命令，并把其转送到间隔层、过程层；
（4）可线上编程的闭锁式调控功能；
（5）当地监控本地、人机互联互动，如展现、操控、印刷、预警信息，呈现声像等多媒体；
（6）在线维护间隔层和过程层设备，修正部分运行参数；
（7）全站故障智能分析与操作技术培训[3]。
4.1 IEC 61850标准
IEC 61850标准是电力行业自动化领域唯一的全球通用型标准，其是智能变电站的工程设计、运转标准化的基础，可以提升工程实施过程的规范性、统一性与透明度[4]。在电力工程实施期间，不同系统集成商构建的智能变电站项目都能应用SCD（系统配置）文件来了解变电站整体的结构与部署特征，对智能变电站的持久发展起到推动作用，同时辅助提高变电站技术的应用水平。
文章提及的智能设备包括任何具备通信功能的一次电气设备、二次电气设备。纵观当前技术发展情况，一次电气设备内仅有电子式互感器具有局部支持IEC 61850的功能，这也是近些年中IEC 61850标准主要被用在二次电气设备领域的主要原因。
广义层面上的二次电气设备包括的类型较多，如继电保护、测控、计量、故障录波装置等，当前尚无计量、故障录波装置可以支持IEC 61850标准的相关报道。ABB、西门子、GE等电气机械企业陆续对外推出了具有IEC 61850功能的继电保护与测控装置。
4.2 主要装置
4.2.1 智能断路器
智能断路器可以看成是微电子、微机科技与新式传感器构成的断路器二次操作系统，数字化控制装置是智能断路器执行单元的主体构成。智能断路器无须配置传统断路器的辅助开关节点与继电器设施，在传感器和数字化控制装置的协助下能够实时收集设备的运行参数信息、监测器故障及缺陷，参照故障电流的检出情况，提前运用防控措施。智能断路器以常规断路器为基础增配了智能控制单元，数据采集、智能辨识与调节装置是该单元的主要构成模块。
未来几年，可以预见智能断路器的技术发展方向如下：
（1）新型传感器更加小型化，动作更加敏捷；
（2）总线技术被用到智能断路器领域，基于串行模式的现场设备与主控制器进行双向通信，显著增加信息的传输量，提升传输精准度。
4.2.2 组合式开关
气体绝缘金属封闭式开关是在一个充有SF6气体的罐中合并了互感器、避雷器、隔离及接地开关、断路器的结构紧凑的开关设备。ABB公司推出的插接式开关（PASS）是代表性极强的凑型组合式开关，这种开关最大的特点是减少了气罐的投用数目，缩短了实际密封长度，压缩了设备自身体积，明显节约变电站项目的占地面积，精简了设备运输及组装过程，降低了运行维护费用，提升了变电站的建设速度，引领着其数字化发展进程。
4.2.3 电子式互感器
电子式互感器的经典结构如图1所示。电子式互感器中，电流互感器（TA）的工作原理主要是法拉第磁光效应，其组成包括罗氏线圈、低功率电流互感器等；
电压互感器（TV）分为电压互感器OVT、电容及电阻分压传感器等。
图1 电子式互感器的经典结构
（1）采集器单元。不同类型的传感器的运作原理有一定差别，要为其配置不同的采集器单元[5]。例如，对于无源型传感器，电压、电流传感器是唯一的采集器单元；
如果是有源型互感器，除了电压、电流传感器，还要安装带有信号搜集、光电转换功能的电子线缆，且要额外为这些线缆提供电源。现阶段，通常运用如下几种形式供电：①悬浮电源，直接选择高压母线作为电源来源，通过调整磁通量或输入电流输出稳定电压；
②太阳能供电，采用太阳能—电能转换器与锂电池构成的电源，这种电源提供的功率偏低，气候等环境因素易影响其供电效率；
③激光供电，相比之下，激光供电的成熟度较高，但使用成本也较高，当前大部分有源型互感器均运用这种供电形式。
（2）合并单元。电子式互感器的合并单元能成功聚集12路采样数据，不同通道为不同采样测量值服务。合并单元具备很多功能，包括采集处置、同步化、串口发送多路数据信息等。互感器能以合并单元作为媒介直接为二次电气设备提供信息，使变电站二次接线形式更加精简化。罗氏线圈、阻容分压等均是互感器传感模块模型，鉴于电磁式传感模块具备长期稳定运行状态的特性，可以在该模块内利用电磁原理，运用合并单元采集模块信号，运用光纤将信号传送到变电站控制平台上。
不同类型互感器的合并单元结构可能存在差异，但是其实现的主要功能大体一致：①完整接收并处置数个采集器传输的信息；
②接收站端同步信号，并将其反馈到各采集器，同步各路A/D采样过程；
③把激光电源提供给有源型互感器，实时监测采集器的电源运作状态；
④合并处置采集器的数据后，以网络通信的形式将其提供给继电保护及相关监控设备。
镇江电力设计院参照IEC 61850标准设计建设的单个220 kV变电站二次系统如图2所示，站中多数保护、测控、变电站层设备均依照IEC 61850标准建模及通信，选用光纤以太环网作为物理通信介质[6]。直流屏等不支持IEC 61850标准的设备统一运用了串行通信形式被接进主控单元，因为IEC 61850至今尚未提供远方调度中心的标准，故而远距离传输时依然沿用IEC 60870-5-101规约的要求。
图2 基于IEC 61850标准的变电站二次系统设计
该建设方案的最大特点是完整地阐述了各类型接口的特点，可以实现变电站内的变电站层及间隔层的功能。
虽然近些年国内外陆续开始将数字化变电站项目投入运行，但是这些实体工程仅有数字化变电站的局部特征。
为了充分发挥数字变电站在实际工程中的作用，要积极运用电子式互感器，基于IEC 61850标准完成二次设备建模及通信，打造有机系统，全面提升变电站运行的可靠性，创造更理想的经济效益。
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