數字化變電站探索

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在變電站領域中，智能化電氣的發展，特別是智能化開關、光電式互感器等機電一體化設備的出現，變電站即將進入數字化新階段。數字化變電站是一個不斷發展的概念，目前它是由電子式互感器、智能化一次設備、網絡化二次設備在IEC61850通信規范基礎上分層構建，能夠實現智能設備間信息共享和互操作的現代化變電站。筆者認為，變電站的數字化首先體現在變電站自動化系統的開放式數字化。2006年3月27日完成改造的中國南方電網首座數字化變電站——110千伏曲靖翠峰變電站，經過6個月的投產運行，各種數據采集、傳輸準確無誤，運行平穩、安全、可靠。

一、電子式互感器的使用

電子式互感器的出現，克服了傳統互感器絕緣復雜；重量重、體積大；CT動態范圍小、易飽和；電磁式PT易產生鐵磁諧振；CT二次輸出不能開路等諸多缺點。電子式互感器絕緣簡單；體積小、重量輕；CT動態范圍寬、無磁飽和；PT無諧振現象；CT二次輸出可以開路。

目前研究開發中的電子式CT、PT可分成兩類：(1)基于ROGOWSKI線圈CT(電磁感應原理，但無鐵芯)，電容（電阻、電感）分壓式PT，先將高電壓大電流變換成小電壓信號，就近經A/D變換成數字信號后通過光纜送出給接收端，高壓端電子設備需要供電，稱為有源式互感器。（2）利用光學材料的電光效應、磁光效應將電壓電流信號轉變成光信號，經光纜送到低壓區，解調成電信號或數字信號，用光纖送給二次設備。因高壓區不需電源，稱為無源型互感器。

110千伏翠峰數字化變電站更換的光電式互感器對保護性能的影響、新型計量系統的精度評估以及新老設備的兼容對整個運行體系都有著直接的影響，它標志著變電站自動化技術向數字化邁出了關鍵的一步，也為我國數字化變電站的推廣、運用打下了堅實的基礎。

二、開放式數字化的變電站綜合自動化系統

1、智能化的一次設備

根據IEC62063:1999對智能開關設備的定義，它不但具有開關設備的基本功能，還具有在線監視、智能控制、數字化接口和開關的電子操作等一系列的高智能化功能。

一次設備被檢測的信號回路和被控制的操作驅動回路將采用微處理器和光電技術設計，簡化常規機電式繼電器及控制回路的結構，數字程控器及數字公共信號網絡要取代傳統的導線連接。變電站二次回路中常規的繼電器及其邏輯回路被可編程序代替，常規的強電模擬信號和控制電纜被光電數字和光纖代替。傳統控制模式和新模式對比如下圖所示：

根據上圖：110千伏變電站在改造過程中，采用了把傳統開關端子箱通過加裝智能單元的形式，改造為智能開關下放到開關柜，這樣既降低了造價又提高了安全性；變壓器端子箱配置智能單元，各種信息通過光纜與控制室相連。不但大大節省了電纜、節約了占地，而且縮短了投運周期和互感器的電氣距離，更重要的是優化了控制回路。

2、網絡化的二次設備

二次設備的網絡化，是適應電子式互感器的應用和智能化一次設備的需要，更重要的是適應IEC61850通信規范的需要。

變電站內常規的二次設備，如繼電保護裝置、防誤閉鎖裝置、測量控制裝置、故障錄波裝置、電壓無功控制、同期操作裝置以及正在發展中的在線狀態檢測裝置等全部基于標準化、模塊化的微處理機設計制造，設備之間的連接全部采用高速的網絡通信，二次設備不再出現常規功能裝置重復的I/O現場接口，通過網絡真正實現數據共享、資源其享，常規的功能裝置在這里變成了邏輯的功能模塊。

110千伏翠峰變電站的通信網絡的改變，使監控、在線檢測、五防、VQC和保護等信息傳輸方面也由原來的點對點對接實現了信息的共享。

3、IEC61850標準的應用

IEC61850是基于網絡通信平臺，將電力系統從調度中心到變電站、變電站內、配電自動化進行無縫連接的唯一的自動化國際通信標準，不但規范了保護測控裝置的模型和通信接口，而且還定義了數字式CT、PT、智能化開關等一次設備的模型和通信接口。

(1)開放式數字化變電站自動化系統的結構分層

數字化變電站自動化系統的結構在物理上可分為兩類，即智能化的一次設備和網絡化的二次設備；而在邏輯結構上可分為三個層次，根據IEC61850通信協議定義，這三個層次分別稱為“過程層”、間隔層”、站控層”。

如上圖定義了變電站層、間隔層和過程層，并定義了3層間的9種邏輯接口：

(2)開放式數字化變電站自動化系統的設備模型和信息模型

IEC61850中，每個物理裝置由服務器和應用組成，服務器(server)分為邏輯裝置(logicaldevice)－邏輯節點(logical－node)－數據對象(dataobject)－數據屬性(dataatributes)；從應用方面來看，服務器包含通信網絡和I/O。從通信的角度來看，服務器通過子網和站網相連，每1個IED(智能電子裝置)既可扮演服務器角色也可扮演客戶的角色(如下圖所示)。

這種分層，需要有相應的抽象服務來實現數據交換。這就是IEC61850的另一個特點：抽象通信服務接口(ACSI)，它獨立于具體的網絡應用層協議(例如目前采用的MMS)和采用的網絡(例如現在采用的IP網絡)無關。ACSI服務有服務器模型、邏輯裝置模型、邏輯節點模型、數據模型和數據集模型(如下圖所示)這樣提供了直接訪問現場設備，對各個制造廠的設備都用同一種方法進行訪問。這種方法可以用于重構配置，很容易獲得新加入的設備的名稱和用于管理設備的屬性。

(3)開放式數字化變電站自動化系統的通信服務映射

IEC61850在兩個方面進行了標準化的工作，一是抽象通信服務接口，二是特殊通信服務映射。特殊通信服務映射(SCSM)定義的是這些對象和服務向網絡層的映射。按照應用的網絡層協議不同，映射方法也各不相同，由IED供應商自己定義，但是IED的抽象通信服務接口是相同的。通信服務映射的層次如下圖所示：

<1>間隔層與變電站層的網絡映射

在IEC61850-7-2、-7-3、-7-4中定義的信息模型通過IEC61850-7-2提供的抽象服務實現不同設備之間的信息交換。為了達到信息交換的目的，IEC61850-8-1部分定義了抽象服務到MMS的標準映射，即特殊通信服務映射(SCSM)。如果采用的網絡類型有變化，這時只要改變相應的特定通信服務映射(SCSM)就可以了，而無需改變上層的任何內容，IEC61850采用的ACSI很容易就適應這種變化，大大提高了網絡適應能力。

在IEC61850-8-1中定義的特殊通信服務映射SCSM就是將IEC61850-7-2提供的抽象服務映射到MMS以及其它的TCP/IP與以太網。在IEC61850-7-2中定義的不同控制模塊同SCSM被映射到MMS中的各個部分（如虛擬制造設備VMD、域DOMAIN、命名變量、命名變量列表、日志、文件管理等），控制模塊包含的服務則被映射到MMS類的響應服務中去。通過SCSM，ACSI與MMS之間建立起一一對應的關系，ACSI的對象（即IEC61850-7-2中定義的類模型）與MMS的對象一一對應，每個對象內提供的服務也一一對應。

<2>間隔層與過程層的網絡映射

ACSI到單向多路點對點的串行通信連接用于電子式CT和PT，輸出的數字信號通過合并單元(MergingUnit)傳輸到電子式測量儀器和電子式保護設備。IEC61850-7-2定義的采樣值傳輸類模型及其服務通過IEC61850-9-1定義的特殊通信服務映射SCSM與OSI通信棧的鏈路層直接建立單向多路點對點的連接，從而實現采樣值的傳輸，其中鏈路層遵循ISO/IEC8802-3標準。

IEC61850-9-2定義的特殊通信服務映射SCSM是IEC61850-9-1的補充，目的在于實現采樣值模型及其服務到通行棧的完全映射。IEC61850-7-2定義的采樣值傳輸類模型及其服務通過特殊通信服務映射SCSM，在混合通信棧的基礎上，利用對ISO/IEC8802-3過程總線的直接訪問來實現采樣值的傳輸。

三開放式變電站綜合自動化系統的安全問題

由于原來的SCADA和其他的控制系統都是一個獨立系統，是廠家的專有產品。它們的安全性來自于它們的硬件平臺和邏輯結構與外界不同。開放式變電站綜合自動化系統基于開放的、標準的網絡技術之上。所有的供應商都可以開發基于因特網的應用程序來監測、控制或遠方診斷，但是帶來的問題是可能導致計算機控制系統的安全性降低。對于電力系統這樣一個要求高可靠性和安全穩定性的系統而言，安全問題尤其突出。因此對于開放式變電站綜合自動化系統的具體設計和實施而言安全問題十分重要。

可采用的技術措施分為兩類：加密技術與防火墻。

前者對網絡中傳輸的數據進行加密處理，到達目的地址后再解密還原為原始數據，從而防止非法用戶對信息的截取和盜用。防火墻技術通過對網絡的隔離和限制訪問等方法，來控制網絡的訪問權限，從而保證變電站綜合自動化系統的網絡安全。

由于防火墻只能夠對跨越網絡邊界的信息進行監測、控制，而對網絡內部人員的攻擊不具備防范能力。因此單純依靠防火墻來保護網絡的安全性是不夠的，還必須與其它安全措施（如加密技術等）綜合使用，才能達到目的。

綜上所述，建立數字化變電站是現代技術發展的必然趨勢，但是數字化變電站要特別關注開放式變電站自動化系統及其安全性要求。