数字化变电站探索

在变电站领域中，智能化电气的发展，特别是智能化开关、光电式互感器等机电一体化设备的出现，变电站即将进入数字化新阶段。数字化变电站是一个不断发展的概念，目前它是由电子式互感器、智能化一次设备、网络化二次设备在IEC61850通信规范基础上分层构建，能够实现智能设备间信息共享和互操作的现代化变电站。笔者认为，变电站的数字化首先体现在变电站自动化系统的开放式数字化。2006年3月27日完成改造的中国南方电网首座数字化变电站——110千伏曲靖翠峰变电站，经过6个月的投产运行，各种数据采集、传输准确无误，运行平稳、安全、可靠。

一、电子式互感器的使用

电子式互感器的出现，克服了传统互感器绝缘复杂；重量重、体积大；CT动态范围小、易饱和；电磁式PT易产生铁磁谐振；CT二次输出不能开路等诸多缺点。电子式互感器绝缘简单；体积小、重量轻；CT动态范围宽、无磁饱和；PT无谐振现象；CT二次输出可以开路。

目前研究开发中的电子式CT、PT可分成两类：(1)基于ROGOWSKI线圈CT(电磁感应原理，但无铁芯)，电容（电阻、电感）分压式PT，先将高电压大电流变换成小电压信号，就近经A/D变换成数字信号后通过光缆送出给接收端，高压端电子设备需要供电，称为有源式互感器。（2）利用光学材料的电光效应、磁光效应将电压电流信号转变成光信号，经光缆送到低压区，解调成电信号或数字信号，用光纤送给二次设备。因高压区不需电源，称为无源型互感器。

110千伏翠峰数字化变电站更换的光电式互感器对保护性能的影响、新型计量系统的精度评估以及新老设备的兼容对整个运行体系都有着直接的影响，它标志着变电站自动化技术向数字化迈出了关键的一步，也为我国数字化变电站的推广、运用打下了坚实的基础。

二、开放式数字化的变电站综合自动化系统

1、智能化的一次设备

根据IEC62063:1999对智能开关设备的定义，它不但具有开关设备的基本功能，还具有在线监视、智能控制、数字化接口和开关的电子操作等一系列的高智能化功能。

一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路将采用微处理器和光电技术设计，简化常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络要取代传统的导线连接。变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。传统控制模式和新模式对比如下图所示：

根据上图：110千伏变电站在改造过程中，采用了把传统开关端子箱通过加装智能单元的形式，改造为智能开关下放到开关柜，这样既降低了造价又提高了安全性；变压器端子箱配置智能单元，各种信息通过光缆与控制室相连。不但大大节省了电缆、节约了占地，而且缩短了投运周期和互感器的电气距离，更重要的是优化了控制回路。

2、网络化的二次设备

二次设备的网络化，是适应电子式互感器的应用和智能化一次设备的需要，更重要的是适应IEC61850通信规范的需要。

变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。

110千伏翠峰变电站的通信网络的改变，使监控、在线检测、五防、VQC和保护等信息传输方面也由原来的点对点对接实现了信息的共享。

3、IEC61850标准的应用

IEC61850是基于网络通信平台，将电力系统从调度中心到变电站、变电站内、配电自动化进行无缝连接的唯一的自动化国际通信标准，不但规范了保护测控装置的模型和通信接口，而且还定义了数字式CT、PT、智能化开关等一次设备的模型和通信接口。

(1)开放式数字化变电站自动化系统的结构分层

数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类，即智能化的一次设备和网络化的二次设备；而在逻辑结构上可分为三个层次，根据IEC61850通信协议定义，这三个层次分别称为“过程层”、间隔层”、站控层”。

如上图定义了变电站层、间隔层和过程层，并定义了3层间的9种逻辑接口：

(2)开放式数字化变电站自动化系统的设备模型和信息模型

IEC61850中，每个物理装置由服务器和应用组成，服务器(server)分为逻辑装置(logicaldevice)－逻辑节点(logical－node)－数据对象(dataobject)－数据属性(dataatributes)；从应用方面来看，服务器包含通信网络和I/O。从通信的角度来看，服务器通过子网和站网相连，每1个IED(智能电子装置)既可扮演服务器角色也可扮演客户的角色(如下图所示)。

这种分层，需要有相应的抽象服务来实现数据交换。这就是IEC61850的另一个特点：抽象通信服务接口(ACSI)，它独立于具体的网络应用层协议(例如目前采用的MMS)和采用的网络(例如现在采用的IP网络)无关。ACSI服务有服务器模型、逻辑装置模型、逻辑节点模型、数据模型和数据集模型(如下图所示)这样提供了直接访问现场设备，对各个制造厂的设备都用同一种方法进行访问。这种方法可以用于重构配置，很容易获得新加入的设备的名称和用于管理设备的属性。

(3)开放式数字化变电站自动化系统的通信服务映射

IEC61850在两个方面进行了标准化的工作，一是抽象通信服务接口，二是特殊通信服务映射。特殊通信服务映射(SCSM)定义的是这些对象和服务向网络层的映射。按照应用的网络层协议不同，映射方法也各不相同，由IED供应商自己定义，但是IED的抽象通信服务接口是相同的。通信服务映射的层次如下图所示：

<1>间隔层与变电站层的网络映射

在IEC61850-7-2、-7-3、-7-4中定义的信息模型通过IEC61850-7-2提供的抽象服务实现不同设备之间的信息交换。为了达到信息交换的目的，IEC61850-8-1部分定义了抽象服务到MMS的标准映射，即特殊通信服务映射(SCSM)。如果采用的网络类型有变化，这时只要改变相应的特定通信服务映射(SCSM)就可以了，而无需改变上层的任何内容，IEC61850采用的ACSI很容易就适应这种变化，大大提高了网络适应能力。

在IEC61850-8-1中定义的特殊通信服务映射SCSM就是将IEC61850-7-2提供的抽象服务映射到MMS以及其它的TCP/IP与以太网。在IEC61850-7-2中定义的不同控制模块同SCSM被映射到MMS中的各个部分（如虚拟制造设备VMD、域DOMAIN、命名变量、命名变量列表、日志、文件管理等），控制模块包含的服务则被映射到MMS类的响应服务中去。通过SCSM，ACSI与MMS之间建立起一一对应的关系，ACSI的对象（即IEC61850-7-2中定义的类模型）与MMS的对象一一对应，每个对象内提供的服务也一一对应。

<2>间隔层与过程层的网络映射

ACSI到单向多路点对点的串行通信连接用于电子式CT和PT，输出的数字信号通过合并单元(MergingUnit)传输到电子式测量仪器和电子式保护设备。IEC61850-7-2定义的采样值传输类模型及其服务通过IEC61850-9-1定义的特殊通信服务映射SCSM与OSI通信栈的链路层直接建立单向多路点对点的连接，从而实现采样值的传输，其中链路层遵循ISO/IEC8802-3标准。

IEC61850-9-2定义的特殊通信服务映射SCSM是IEC61850-9-1的补充，目的在于实现采样值模型及其服务到通行栈的完全映射。IEC61850-7-2定义的采样值传输类模型及其服务通过特殊通信服务映射SCSM，在混合通信栈的基础上，利用对ISO/IEC8802-3过程总线的直接访问来实现采样值的传输。

三开放式变电站综合自动化系统的安全问题

由于原来的SCADA和其他的控制系统都是一个独立系统，是厂家的专有产品。它们的安全性来自于它们的硬件平台和逻辑结构与外界不同。开放式变电站综合自动化系统基于开放的、标准的网络技术之上。所有的供应商都可以开发基于因特网的应用程序来监测、控制或远方诊断，但是带来的问题是可能导致计算机控制系统的安全性降低。对于电力系统这样一个要求高可靠性和安全稳定性的系统而言，安全问题尤其突出。因此对于开放式变电站综合自动化系统的具体设计和实施而言安全问题十分重要。

可采用的技术措施分为两类：加密技术与防火墙。

前者对网络中传输的数据进行加密处理，到达目的地址后再解密还原为原始数据，从而防止非法用户对信息的截取和盗用。防火墙技术通过对网络的隔离和限制访问等方法，来控制网络的访问权限，从而保证变电站综合自动化系统的网络安全。

由于防火墙只能够对跨越网络边界的信息进行监测、控制，而对网络内部人员的攻击不具备防范能力。因此单纯依靠防火墙来保护网络的安全性是不够的，还必须与其它安全措施（如加密技术等）综合使用，才能达到目的。

综上所述，建立数字化变电站是现代技术发展的必然趋势，但是数字化变电站要特别关注开放式变电站自动化系统及其安全性要求。