智能变电站的特点，智能变电站概述

智能变电站的特点，智能变电站概述1.IEC61850标准驱动智能变电站二次系统发展的关键技术动因主要包括 IEC61850标准、电子式互感器应用、一次设备智能化、网络通信技术等。智能变电站的自动化比传统变电站自动化的范围有进一步扩大。智能变电站自动化由监控系统、继电保护、输变电设备状态监测、辅助设备、时钟同步、计量等设备实现。智能变电站监控系统纵向贯通调度、生产管理等系统，在变电站内互联各智能电子设备（IED，In-telligent Electronic Devices）设备，是变电站自动化的核心部分。智能变电站监控系统直接采集站内电网运行信息和测控、保护等二次设备运行状态信息，通过标准化接口与输变电设备状态监测、辅助设备、计量等装置进行信息交互，完成变电站全站数据采集和处理;实现变电站监视、控制和管理，同时为调度（调控中心）、生产管理等其他主站系统提供远程控制和浏览服务。二、智能变电站关键技术

一、智能变电站的概念

随着变电站自动化技术的发展，"数字化变电站"的概念于21 世纪初逐渐兴起。2007年提出了"数字化变电站是以变电站一、二次设备为数字化对象，以高速网络通信平台为基础，通过对数字化信息进行标准化，实现信息共享和互操作，并以网络数据为基础，实现继电保护、数据管理等功能，满足安全稳定、建设经济等现代化建设要求的变电站"。业内普遍认为，数字化贯穿变电站自动化的始终，目前所研究讨论的数字化变电站应该是数字化的变电站自动化发展过程中的一个阶段。在这个阶段，符合IEC 61850变电站通信网络和系统标准、电子式互感器、智能化一次设备、网络化的二次设备、自动化的运行管理系统，是其最主要的技术特征。数字化变电站逐步发展起来并开始得到一定数量应用，但没过多久，智能变电站的概念迅速兴起，很快取代了数字化变电站的地位。

国家电网公司Q/GDW 383-2009《智能变电站技术导则》提出∶智能变电站是采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。此处提出的智能变电站概念，本质上是对智能变电站自动化技术和系统的定义。

智能变电站采用IEC 61850标准，将变电站一、二次系统设备按功能分为过程层、间隔层和站控层三层。过程层设备包括一次设备及其所属的智能组件、独立智能电子装置。间隔层设备一般指保护装置、测控装置、状态监测IED 等二次设备，实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的功能。站控层设备包括监控主机、远动工作站、操作员工作站、对时系统等，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能。

智能变电站的自动化比传统变电站自动化的范围有进一步扩大。智能变电站自动化由监控系统、继电保护、输变电设备状态监测、辅助设备、时钟同步、计量等设备实现。智能变电站监控系统纵向贯通调度、生产管理等系统，在变电站内互联各智能电子设备（IED，In-telligent Electronic Devices）设备，是变电站自动化的核心部分。

智能变电站监控系统直接采集站内电网运行信息和测控、保护等二次设备运行状态信息，通过标准化接口与输变电设备状态监测、辅助设备、计量等装置进行信息交互，完成变电站全站数据采集和处理;实现变电站监视、控制和管理，同时为调度（调控中心）、生产管理等其他主站系统提供远程控制和浏览服务。

二、智能变电站关键技术

驱动智能变电站二次系统发展的关键技术动因主要包括 IEC61850标准、电子式互感器应用、一次设备智能化、网络通信技术等。

1.IEC61850标准

IEC61850 实际上是一系列标准，英文全称是"Communication Networks and System in Substation"，即《变电站通信网络与系统》。由国际电工委员会（IEC）第57技术委员会（TC57）于2003年开始陆续颁布，共包含14个标准。该系列标准是基于通用网络通信平台的变电站自动化系统唯一的国际标准。我国干2004～2006年将该系列标准等同采用为电力行业标准，编号为DL/T860。从2009年开始，TC57开始发布IEC61850第二版，以下主要介绍第二版内容。

在 IEC 61850标准出现之前，不同制造厂的智能电子设备互联时需要大量复杂的协议转换工作且花费昂贵。制定 IEC 61850 系列标准的目的是要实现不同厂商设备之间的互操作性。IEC 61850标准给出的互操作定义为∶两个或多个来自同一或不同厂家的设备能够交换信息，并利用交换的信息正确执行特定的功能。IEC 61850标准采用自顶向下的方式对变电站自动化系统进行系统分层、功能定义和对象建模，并对一致性检测做了详细的定义。

IEC61850标准各部分名称和内容如下。

IEC61850-1介绍和概述∶介绍IEC 61850 的概况，定义变电站内IED 之间的通信和相关系统要求等。

IEC61850-2术语∶收集了标准中涉及的特定术语及其定义。

IEC 61850-3总体要求∶详细说明系统通信网络的总体要求，包括质量要求（可靠性、可维护性、系统可用性、轻便性、安全性）、环境条件、供电要求等，并根据其他标准和规范对相关的特定要求提出建议。

IEC 61850-4系统和项目管理;描述了对系统和项目管理过程的要求以及对工程和试验所用的支持工具的要求。具体包括工程要求（参数分类、工程工具、文件）、系统寿命周期（产品版本、停产、停产后的支持）、质量保证（责任、测试设备、型式试验、系统测试、工厂验收、现场验收）等。

IEC61850-5 功能和设备模型的通信要求∶规范了自动化系统功能的通信要求和装置模型。具体包括基本要求、逻辑节点的探讨、逻辑通信链路、通信信息片的概念、逻辑节点和相关的通信信息片、性能、功能等。

IEC 61850-6与变电站有关的IED的通信配置描述语言∶包括系统工程过程概述、基于 XML 的系统和配置参数交换的文件格式的定义、二次系统构成（单线图）描述、通信连接描述、IED能力、IED逻辑节点对一次系统的分配等。

IEC 61850-7-1变电站和馈线设备的基本通信结构——原理和模式。

IEC 61850-7-2变电站和馈线设备的基本通信结构——抽象通信服务接口 ACSI（Ab-stract Communication Service Interface）∶包括抽象通信服务接口的描述，抽象通信服务的规范，设备数据库结构的模型等。

IEC 61850-7-3变电站和馈线设备的基本通信结构——公共数据类∶包括公共数据类和相关属性。

IEC 61850-7-4变电站和馈线设备的基本通信结构——兼容的逻辑节点类和数据类∶包括逻辑节点类和数据类的定义等。

IEC 61850-8-1特定通信服务映射SCSM（Special Communication Service Mapping）—映射到 MMS和ISO/IEC 8802.3∶将 ACSI映射到 MMS的服务和协议，主要用于间隔层到站控层的通信。

IEC 61850-9-1特定通信服务映射 SCSM——通过串行单方向多点共线点对点链路传输采样测量值（第二版中已被废止）。

IEC61850-9-2特定通信服务映射 SCSM——通过 ISO/IEC 8802.3传输采样测量值。IEC61850-10一致性测试。包括一致性测试规则、质量保证、测试所要求的文件、有关设备的一致性测试、测试手段、测试设备的要求和有效性的证明等。

经过扩展和修订的IEC 61850标准第二版，结构大致与第一版结构相同，内容上对配置语言部分、对象模型部分、通信冗余方案部分做了修改，同时该标准的应用范围也扩大到了整个电力系统。IEC 61850标准各部分间的结构层次关系如图8-1所示。

IEC 61850定义了层和层之间的逻辑通信接口，具体逻辑关系如图8-2所示。物理上，变电站自动化系统设备可安装在不同的功能层。其中所有接人的信息遵循DL/T 860标准接入智能变电站监控系统。

过程层实现所有与一次设备接口相关的功能，是一次设备的数字化接口。典型的过程层设备有过程接口装置、传感器和执行元件等，它们将交流模拟量、直流模拟量、直流状态量等就地转化为数字信号提供给上层，并接受和执行上层下发的控制命令。

间隔层主要功能是采集本间隔一次设备的信号，对一次设备进行操作控制，并将相关信息上送给站控层设备和接受站控层设备的命令。间隔层设备由每个间隔的控制、保护或监视单元组成。

站控层的功能是利用全站信息对全站一、二次设备进行监视、控制以及与远方控制中心通信。站控层设备由带数据库的计算机、操作员工作台、远方通信接口等组成。

IEC 61850标准对变电站过程层功能的单独划分有别于传统的变电站自动化系统，这也是智能变电站与传统变电站的主要区别。

图8-2中的数字表示了各功能之间的逻辑接口，各接口的含义如下。

接口1∶在间隔层和变电站层之间交换保护数据。

接口2∶在间隔层和远方保护之间交换保护数据（超出 IEC 61850标准范围）。

接口3∶在间隔层内交换数据。

接口4∶在过程层和间隔层之间TA和TV瞬时数据交换（如采样值）。

接口5∶在过程层和间隔层之间交换控制数据。

接口6∶在间隔层和变电站层之间交换控制数据。

接口7;在变电站层和远方工程师工作站之间交换数据。

接口8∶在间隔层之间直接交换数据，特别是快速功能，例如连闭锁功能。

接口9∶在变电站层之间交换数据。

接口10∶在变电站层和远方工程师工作站之间交换控制数据（超出IEC 61850标准范围）。

逻辑接口可以采用不同的方法映射到物理接口，一般可采用站级总线覆盖逻辑接口1、3、6、9，采用过程总线覆盖逻辑接口4、5。逻辑接口8（间隔间通信）可以被映射到任何一种或者同时映射到两种总线，见图8-3。这种映射将对所选通信系统性能有很大的影响，如果通信总线性能满足要求，将所有逻辑接口映射到一根单一通信总线是可能的。

IEC 61850标准给变电站功能架构、通信体系和变电站自动化系统带来了巨大变化，具有非常广泛的影响力。

2.电子式互感器

国际上将有别于传统的电磁型电压、电流互感器的新一代互感器统称为非常规互感器，通常称非常规互感器为电子式互感器。

（1）电子式互感器的分类。按变换原理不同，电子式互感器分为采用光学测量原理的电光效应互感器和采用线圈测量方式的半常规电流互感器。根据高压传感部分是否需要电源供电，电子式互感器分为无源和有源两种。

各种有源电子式互感器的工作原理不同，主要体现在高压侧传感头的传感原理不同。电子式互感器包括采用罗柯夫斯基（Rogowski）线圈（简称罗氏线圈）或低功率线圈检测一次电流的电子式电流互感器（ECT）和采用电容分压器、电阻/电容分压器或串联感应分压器检测一次高电压的电子式电压互感器（EVT）等，电子式互感器分类见图8-4。

罗氏线圈电流互感器的构成原理如图8-5所示，线圈均匀缠绕在一圆环形非磁性骨架上，是一种特殊结构的空心线圈，被测电流穿过如图8-5（a）所示的圆环，设该圆环半径为r，骨架截面也为圆形，且其半径为R（r>>R）。可以证明，测量线圈所交链的磁链与环形骨架内的被测电流ix存在线性关系。罗氏线圈测量的原始信号感应电动势为正比于被测电流的微分信号，为获得原始信号增加了积分环节，如图8-5（b）所示，经过积分器补偿后的输出电压则正比于被测电流。由于非磁性骨架的磁导率 基本为一个常数，罗氏线圈基本上不存在传统电磁式互感器的（铁芯）饱和问题，但积分环节有零漂抑制问题。另外，落实线圈电流互感器抗电磁干扰能力不强、受环境因素影响大。

低功率线圈互感器（LPCT）实际上是一种具有低功率输出特性的电磁式电流互感器，在IEC60044-8《电子式电流互感器》中，被列为电子式电流互感器的一种实现形式。由于LPCT 的输出一般直接提供给电子电路，所以二次负载比较小，其铁芯一般采用微晶合金等高导磁性材料，不易饱和，在较小的铁芯截面下，就能够满足测量准确度的要求。LPCT二次回路要并接一阻值较小的电压取样电阻R，该电阻是LPCT的一个组成部分，如图8-6 所示。LPCT的负载能力较低，要求二次输入阻抗非常高，这导致输出信号抗干扰能力不强。为提高抗干扰能力，其二次输出通常采用特种屏蔽电缆连接到二次设备。

电阻/电容分压器的原理与传统电容式电压互感器（CVT）的工作原理类似，主要通过电容器的串并联组合对高压进行分压，因此也称为电容分压器。电阻/电容分压器的结构如图8-7所示。电容分压器置于户外，对于传统的 CVT，较大的温度变化会直接影响电容分压器的分压比，使其不稳定，从而影响测量的准确度。

无源电子式互感器的传感头部分采用光学传感原理，并通过光纤将信号传送到低压侧。由于传感器输出信号本身是随被测量变化的光信号，不存在设计高压侧电子电路的问题，也不存在为高压侧提供电源的问题。根据法拉第磁光效应测量电流的电子式电流互感器，基本原理参见图8-8。电流Ⅰ在光传播方向上产生的磁场B，若磁场为均匀恒定磁场，即磁场强度为定值，且介质特性均匀，则光传播的偏转角θ与磁场强度和光在介质中路径长度的乘积成正 比。理论上只要测定出偏转角θ的大小，即可测得磁场强度，进而计算出产生磁场的电流值。根据普克尔斯电光效应测量电压的电子式电压互感器，基本原理参见图8-9。传感介质电光晶体在外加电压作用下，晶体变为各向异性的，从而导致光折射率和通过晶体的光偏振态发生变化，产生双折射，一束光变成两束线偏振光，这种效应称为普克尔斯效应。电光晶体出射的两折射光束产生了相位差，该相位差与所加电场的强度成正比，利用检偏器等光学元件将相位变化转换为光强变化，即可实现对外加电场（或电压）的测量。

无源电子式互感器的关键技术在于光学传感材料的稳定性、传感头的组装技术、微弱信号调制解调、温度对精度的影响、振动对精度的影响和长期运行的稳定性。目前，光学电压互感器在智能变电站工程中应用还很少。

与常规互感器相比，电子式互感器的优点为∶

1）不含铁芯，消除了磁饱和、铁磁谐振等问题。

2）动态范围大，测量精度高，频率响应范围宽，响应速度快。

3）绝缘性能优良，绝缘结构简单，造价低。电压等级越高，造价优势越明显。

4）电子式电流互感器的高压侧与低压侧之间只存在光纤联系，抗电磁干扰性能好。

5）安全性好。采用光纤实现高电压与二次回路在电气上的隔离，电子式电流互感器不存在低压侧开路时产生高电压的危险。

6）电子式互感器输出数字接口，可以和智能电子设备直接连接，满足智能化要求。并可实现数据源的一致性，即相关的保护、测量、计量环节可以合一化处理。

7）体积小、重量轻。因无铁芯、绝缘油等，一般电子式互感器的重量远远低于电磁式互感器，便于运输和安装。

8）没有因充油而产生的易燃、易爆等危险。电子式互感器一般不采用油绝缘解决绝缘问题，避免了易燃、易爆等危险。

（2）电子式互感器标准。IEC于1999、2002年分别发布了IEC 60044-7《电子式电压互感器》和IEC 60044-8《电子式电流互感器》技术标准。我国于2007年将其修改采用为国家标准，基本内容未做大的变化，编号与名称分别为 GB/T 20840.7《互感器 第7部分∶电子式电压互感器》和 GB/T 20840.8《互感器 第8部分∶电子式电流互感器》。

IEC 60044-8描述了单相电子式电流互感器的通用结构，见图8-10。图中各组件不是全部必需，可以有删减。电子式电压互感器的通用结构与图8-10类似。

同一电气间隔内各相ECT、EVT输出的电流或电压，共同接入一个称为合并单元（MU，Merging Unit）的设备，以数字量形式送给保护、测控等二次设备，数字量输出接口可以是电缆，也可以是光纤，如图8-11所示。部分 MU也提供模拟输出接口，以适应现有仪器设备，但数字输出是 MU的主要形式，也是最终形式。

MU本身属于电子式互感器的一部分或是一个附件，同时它与互感器本体又有相对独立性。另外，工程中有相当数量的常规互感器通过模拟式 MU转换为数字量输出，在这种应用情况中，MU 是完全独立的设备。

MU的作用除将多路电子式互感器输出的电流、电压信号并合，并输出同步采样数据外，还为互感器提供统一的标准输出接口，以使不同类型的电子式互感器与不同类型的二次设备之间能够相互通信。目前智能变电站中 MU采用的标准输出接口协议主要有两种∶一是《支持通道可配置的扩展IEC60044-8协议帧格式》;二是《IEC61850变电站通信网络和系统第9-2部分∶特定通信服务映射（SCSM）通过GB/T 15629.3的采样值》。前者可简称为扩展IEC60044-8协议，是一种同步串行接口协议，由国家电网公司在 Q/GDW 441-2010 《智能变电站继电保护技术规范》中作为附录发布;后者简称IEC61850-9-2协议，是一个建立在以太网基础上的通信应用协议，它是 IEC 61850标准体系的一部分。

合并单元的数字输出接口常被称为采样值SV（Sampled Value）接口。SV在 IEC 61850 标准中定义为"基于发布/订阅机制，交换采样数据集中的采样值的相关模型对象和服务，以及这些模型对象和服务到ISO/IEC 8802-3帧之间的映射"。采用IEC 61850-9-2协议的SV接口，物理上是以太网接口。多个设备的 SV接口可以通过交换机组成一个网络，该网络专用于传送互感器的采样值，称为SV网。

电子式互感器对二次系统的影响主要体现在三个方面∶

1）互感器的传变性能提升，主要是抗饱和能力提升，对继电保护的工作条件有较大的改善。

2）互感器输出信号的数字化，引起二次设备采样方式的变化。具体体现在;①装置电压、电流输入接口由模拟式TA、TV传感器转变为同步串行通信接口或以太网通信接口，通信介质多为光纤;②电子式互感器对电气量的采样与数据传送过程，带来采样数据同步问题。

3）采样环节的移出使得原来的保护测控等装置不能控制采样时刻，测量频率跟踪方法只能采用软件算法。

从智能变电站的实施情况来看，后两项对二次设备的影响更为明显。需要说明，目前从运行可靠性方面考虑，仍以常规互感器配合就地的数字化采样装置实现电子式互感器功能为主。

3.一次设备智能化（智能终端）

一次设备智能化是智能变电站的基础，也是其重要技术特征。一次设备智能化主要通过"一次设备本体＋传感器＋智能组件"的方式实现。智能终端一般靠近断路器或变压器、电抗器本体就地安装，工作环境较为恶劣。为减少设备故障率，一般不配置液晶显示屏，但具备足够的指示灯显示设备位置状态与告警。智能终端通过 GOOSE报文与保护装置及监控装置之间交互信息，GOOSE（Generic Object Oriented Substation Events）即面向变电站事件的通用对象是描述间隔层和过程层中保护、监控等设备的开入、开出、开关位置和连闭锁等信号的报文总称。

智能二次设备中，对二次系统影响最大的是智能断路器。断路器智能化的实现方式有两种∶①直接将智能组件内嵌在断路器中，断路器是一个不可分割的整体，可直接提供网络通信能力;②将智能控制模块形成一个独立装置—智能终端，安装在传统断路器附近，实现已有断路器的智能化。后者较为容易实现，也是目前主要采用的实现形式。

断路器智能终端具备以下功能∶

（1）跳合闸自保持，控制回路断线监视，跳合闸压力监视与闭锁，防跳功能（可选，技术规范要求防跳功能由断路器本体实现）。

（2）跳闸出口触点和合闸出口触点。用于220kV及上电压等级的智能终端至少提供两组分相跳闸触点和一组合闸触点，跳闸、合闸命令需可靠校验。

（3）接收保护装置跳合闸命令，测控装置的手合、手分断路器、隔离开关、接地开关等命令;输入断路器、隔离开关及接地开关位置、断路器本体信号（含压力低闭锁重合闸）等。

（4）具备三相跳闸硬触点输入接口，可灵活配置的与保护点对点连接的 GOOSE 接口（最大考虑10个）和 GOOSE组网接口。

（5）具备跳合闸命令输出的监测功能。当智能终端接收到跳闸命令后，通过 GOOSE 网发出收到跳令的报文，供故障录波器录波使用。

（6）具备对时功能、事件报文记录功能。

（7）智能终端的告警信息可通过GOOSE接口上送。

断路器智能终端从收到跳合闸命令到出口继电器动作时间不大于7ms。除断路器外，变压器、电抗器等设备也可通过配置相应智能终端并辅以其他智能电子设备实现智能化。

变压器（电抗器）本体智能终端包含完整的本体信息交互功能。采集上送信息包括分接头位置、非电量保护动作信号、告警信号等;接收与执行命令信息包括调节分接头，闭锁调压、启动风冷、启动充氮灭火等。部分本体智能终端同时具备非电量保护功能，非电量保护采用就地直接电缆跳闸，不经过任何处理器转发。

智能终端特别是断路器智能终端的出现，使变电站的工作方式发生了极大改变。首先，改变了断路器操作方式。断路器的操作箱回路、操作继电器被数字化、智能化。除输入/输出触点外，操作回路功能通过软件逻辑实现，操作回路接线大为简化。其次，改变了保护装置的跳合闸出口方式。常规保护装置采用电路板上的出口继电器经电缆直接连接到断路器操作回路实现跳合闸（见第一章第四节），数字化保护装置则通过光纤接口接入断路器智能终端实现跳合闸。保护装置之间的闭锁、启动信号也由常规的硬触点、电缆连接改变为通过光纤、以太网交换机连接。在较低电压等级的新一代智能变电站中还可采用智能终端与合并单元一体化装置。

4.网络通信技术

网络通信技术是智能变电站自动化技术的基础，也深刻地影响了继电保护的实现方式。智能变电站大量采用以太网（Ethernet），以太网技术被广泛引人变电站自动化系统的站控层、间隔层和过程层，构建基于网络的分层式变电站自动化系统。

智能变电站网络在逻辑上由站控层网络、间隔层网络、过程层网络组成。站控层网络是间隔层设备和站控层设备之间的网络，实现站控层内部及站控层与间隔层之间的数据传输;过程层网络是间隔层设备和过程层设备之间的网络，实现间隔层设备与过程层设备之间的数据传输，如图8-12所示。

图中间隔层的IED主要是保护与测控装置;过程层为合并单元 MU和智能终端，MU用来发送符合IEC 61850-9-2标准的采样值报文。

从图8-12可以看出，与常规变电站相比较智能变电站在站内通信和每一层设备上都有很大的改变。

（1）过程层实现电气量和状态量测量数字化。利用非常规电压/电流互感器（主要是电子互感器和光电互感器）测量一次侧电气量，避免传统电磁型互感器的测量误差。过程层网络包括GOOSE网和SV网，其传送的信息是交流采样值、状态信号和控制信息。GOOSE网用于间隔层和过程层设备之间的状态与控制数据交换，实现过程层的开关控制。SV网用于间隔层和过程层设备之间的采样值传输。

（2）间隔层的变化主要集中在两个方面。一方面是通信网络的革新，即利用网络通信代替常规的电缆传输信息；另一方面是间隔层设备的升级换代，从接口和功能上由传统的继电保护装置和测控装置升级为智能继电保护装置和智能测控装置（统称智能电子装置IED）。

（3）站控层的主要变化即为通信方式的变化，过程层IED和站控层以MMS（制造报文规范，MMS标准即ISO/IEC9506标准）报文格式通过以太网传输信息。其通信内容是全站所有“四遥”数据、保护信息及其他需要监控的信息。

此外，对时系统是智能变电站自动化系统的重要组成部分，一般由主时钟、时钟扩展装置和对时网络组成，时钟同步精度优于1μs，守时精度优于1μs/h（12h以上）。