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摘要：基于IEC61850标准，对研究数字化变电站重要意义进行了探讨。结合数字化变电站二次体系结构，对数字化变电站关键技术进行研究，从整体上对数字化变电站进行阐述。 关键词：数字化变电站；意义；关键技术；体系结构
中图分类号：TM76文献标识码：A
1实现数字化变电站的重要意义
变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平，一定程度上提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度的可靠性。然而，传统变电站自动化系统仍然存在下列问题：
互操作问题
由于不同厂家变电站自动化系统采用的通信技术和协议各不相同，造成产品之间缺乏互操作性，导致集成和维护成本的增加，也降低了系统的可靠性。
电磁式互感器的问题
传统互感器存在铁芯饱和、暂态特性差和体积庞大等缺点，难以满足现代自动化技术的需求。
常规一次设备的问题
目前多数变电站都没有装设状态监视设备，由于缺乏一次设备状态监视信息，通常只能采用计划检修，而不能实现状态检修。同时，非智能断路器设备也不能实现按波形控制合闸角和在线监测的功能。
线缆投资、运行维护费用较高
数字化变电站成功地解决了上述传统变电站存在的问题，是电力系统发展的必然趋势，是通讯技术、信息技术和计算机技术发展的必然结果。IEC61850标准以及数字化技术在变电站内的全面推广应用将是解决这些难题的关键所在。目前，国际电工委员会TC57工作组已经制定了《变电站通信网络和系统》系列标准——IEC61850，为变电站自动化系统提供了统一平台和标准框架。随着电子式电流、电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，势必对已有的变电站自动化技术产生深刻的影响，全数字化的变电站自动化系统即将得到广泛的应用。通过数字化变电站技术的研究和实施，提高变电站自动化系统以及整个电网的技术水平和安全稳定运行水平。
目前我国正在大力建设创新型国家，国家电网公司已成为全国“创新型试点企业”。国家电网公司高度重视科技进步和自主创新，将其作为公司和电网发展的战略支撑，力争掌握一批拥有自主知识产权的关键技术和核心技术，占据世界电力科技发展制高点，在能源技术创新中积极发挥主体作用和表率作用，服务创新型国家建设。而数字化变电站在各个方面均顺应了科技进步和自主创新的要求。首先在技术储备方面，IT技术与通信技术近些年来的突破性进展使得数字化变电站从技术和经济角度而言成为可能，智能化电气设备的发展，特别是智能化断路器、电子式互感器等机电一体化智能设备的出现，使得变电站进入了数字化发展的新阶段；其次在发展水平上看，在数字化变电站的研究、试验、工程推广等方面，国外企业也刚刚开展，尤其国内在ECT/EPT及变电站自动化等方面的研究工作并不落后于国外企业，可以说实现数字化变电站是建设创新型电网的要求，也是我国电力行业赶超国际水平的一个契机。
通过数字化66kV变电所的建设与研究，提出适合中国电网结构及运行方式的完整的66kV数字化变电站系统方案，将对鞍山以至整个辽宁电网的数字化建设工作产生积极影响。
数字化变电站含义及其关键技术
数字化变电站技术是指基于IEC61850标准建立全站统一的数据模型和数据通信平台，实现站内一次设备和二次设备的数字化通信，以全站为对象统一配置保护和自动化功能。
其主要特征包括：
——基于IEC61850的全站统一的数据模型及通信服务平台；
——智能化一次电气设备；
——基于全站统一授时的网络化二次设备。
我们认为实现“数字化变电站”的关键技术包括以下几点：
●IEC61850的体系架构
●全站功能的统一配置
●一体化功能系统控制器
●通信网络架构
●电子式电流/电压互感器
●智能化的一次设备
●全站统一的授时系统
数字化变电站基本内容
分析上述数字化变电站要求可见，完整的数字化变电站方案应包括符合IEC61850标准的全部一次、二次系统的实现。大体可分为以下几部分内容：
a一次部分
●变压器
●开关、刀闸
●直流系统等
b二次部分
二次系统在逻辑上按功能可分为过程层、间隔层和变电站层，结构如图1所示：
●硬件设备
为实现图1所示的逻辑功能，二次系统设备包括：
a.电子式互感器、合并单元
b.变压器智能单元
c.开关、刀闸控制器
d.直流系统智能单元
e.满足IEC61850标准的系统控制器
f.监控主机（操作员站，工程师站）
g.远动主机
h.打印服务器
i.工业以太网交换机和用于光纤通信的光端机
●软件系统
软件系统采用跨平台结构设计，可选择windows、Unix、linux操作系统；数据库结构按照IEC61850模型定义、实现，所有程序支持IEC61850模型。系统集成工程化工具为工程人员或用户提供完善、方便的配置、测试、维护手段，包括系统的配置/组态、实时库的管理、模型、通信的一致性测试、SCL配置文件和参数化的管理等功能。
●站内通信网络
系统应以网络交换以太网技术为基础，站级总线采用星型结构光纤10M/100M以太网，组网方式为VLAN虚拟以太网，具有自愈功能；过程总线选择星型结构光纤100/1000Mb以太网，防止出现实时信息在网络上发生碰撞以至影响实时响应要求。必要时可考虑采用VLAN优先级协调多以太网跨过多交换机运行。
在66kV数字化变电站的设计方案中，根据需要传输的数据量的计算结果，站级总线和过程总线均采用星形结构光纤100M以太网。
●授时系统
时钟同步系统由网络时间服务器（主时钟）及时钟扩展输出装置（扩展时钟）组成。时钟同步系统具有两台互为备用的网络时间服务器，时钟扩展输出装置的具体数量根据现场实际进行选项匹配，以满足时间系统对信号数量和种类的要求。网络时间服务器和时钟扩展输出装置既可以集中组屏，也可根据现场的实际情况单独组屏。
参考文献
[1]谢型果.IEEE1588时钟同步报文硬件标记研究与实现[A].华中科技大学硕士学位论文[D].2008(06).
[2]许继电气电网保护自动化公司.数字化变电站关键技术说明书[Z].2011（06）.
1、智能变电站中分布式电源的引用
智能变电站将分布式电源引入进来，能够增强智能电网的安全灵活性，在运行效率上也有显著的提升，此外，在配电系统中也改变了单项潮流网络的存在，使其从单向电源辐射的网络转变成为一个多源型的网络。原来的变电站内的保护措施和保护行为的出现都是针对单项潮流网络的，现在单项潮流网络转变为多元型网络将会使以前的保护行为和保护措施变得不再安全可靠。根据这种转变，接入分布式电源后对智能变电站继电保护的作用提出更大的挑战。
2、智能变电站中硬件的集成技术
随着智能电网的不断发展和进步，电网硬件系统中开始有了描述语言的硬件，描述语言的硬件的出现使智能变电站在设计应用上有了集成、自动以及模型化的特点。以上特点使得硬件系统中出现了功能全面的模块化的规划，能够将一些不同的逻辑问题固化到智能变电站内部的设备上，由软件的控制到达硬件的应用。从而确保了设计应用的准确、可靠，同时也解决了信息传送中的关键问题。
3、智能变电站中软件的构件技术
智能变电中的软件技术和硬件技术相辅相成，两者形成完美的协作。软件系统是保证智能变电站正常运行的灵魂和钥匙，其不但能够实现信息控制和监控功能，还可以将相量测量单元(PMU)、录波等功能进行集成，这就完成了变电站内部的区域疾控、在线状态监督、远程操作等高级功能。对于保证日益庞大和复杂的电力系统安全稳定运行，提高自动化程度具有深远意义。
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国网信阳供电公司的研究人员郝长端、刘钰、陈树果，在2016年第9期《电气技术》杂志上撰文指出，智能变电站网络结构分为站控层、间隔层和过程层。网络通信异常会使变电站失去监控信号或使保护装置失去保护作用。
本文分析了两种网络通信故障，总结了他们产生的原因，提供了解决方法，为今后智能站的运行维护提供参考。
随着国家电网公司“三集五大”体系的不断推进，各个地区逐渐推行了变电站无人值班化管理。智能变电站具有全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享化的显著优点，为电力调度控制中心实行集中监控提供了有利的条件，因而得到了广泛应用。
智能变电站有别于常规变电站和数字化变电站，220kV智能变电站的网络结构通常采用“三层两网“式，分别是站控层、间隔层、过程层和站控层网络与间隔层网络[1]。这种网络结构方式使现场信息得到了共享，减少了二次接线，使信息流更加清晰、明朗，也使一些新技术的采用变成了现实，如状态监测技术、一键顺控技术等等。
近年来，智能变电站的数量快速增加，但是运行与维护经验还不丰富。新的网络结构和现场保护装置使智能变电站的运行与维护方式发生了较大的变化，给运维人员现场工作带来了一定的困难。本文结合信阳地区所辖220kV变电站出现的问题和解决方法，对现场典型问题进行了分析与研究，对现场的运行和维护经验进行了总结。
1智能变电站网络结构图
图1智能变电站网络结构图
IEC61850标准提出了变电站自动化系统功能分层的概念，功能分为三个层次，如图1所示，从上到下依次分为站控层、间隔层和过程层，箭头表示层间设备通信和层与层之间的数据和命令通信。
如站控层和间隔层之间相互交换保护和控制数据，站控层将接收来的信息进行分析、存储等，以进行自动电容器投切等高级应用，并提供给调度和后台机监控；同时，间隔层接收从站控层传输来的遥控操作命令，并进行间隔层五防逻辑判断后执行。间隔层之间保护和测控装置相互交换信息，如联闭锁功能的实现，母差保护和线路保护装置之间的数据交换等。
站控层的功能是利用全站信息对全站一次、二次设备进行监视和控制，采用冗余设计的双网配置，即MMS（mademessagestandard）网络；间隔层接收过程层信息，对设备运行情况进行监视，起保护作用；过程层是一次设备的数字化接口，主要包括一次设备、合并单元和智能终端，与间隔层之间通过光纤进行数据连接，传递一次设备状态量。
2两个典型问题分析
本节对信阳地区所辖智能变电站运行维护期间出现的问题进行了总结，与传统变电站比较以找出智能站的不同之处和问题出现原因，为今后智能站的运行维护提供参考。
2.1站控层通道通讯异常信号及现象
运维人员例行巡视时，发现后台机大量报出“220kV线路1保护A.B网断开”、“220kV线路1保护B.B网断开”、“110kV线路1保护.B网断开”等信号。
运维人员对该220kV线路两套保护及测控装置和110kV线路1保护与测控装置进行了检查，未发现保护装置有异常，且保护装置运行灯亮，报警灯灭，现场一次设备运行正常。与调控中心联系，调控D5000系统及远动装置均正常运行，没有任何异常信号。
2.2站控层通道通讯异常信号原因及影响分析
1）故障分析
目前，110kV及以上电压等级站控层网络采用双星形以太网结构，一般间隔层装置的双网共用CPU，MAC和PHY（physicallayer）独立避免双网互相干扰。双网冗余的一种实现方式是，双网处理同一份数据，由应用程序根据各自MMS报文的字段进行冗余处理。另一种实现方式是一个网通信，另一个网络热备用，即维持MMS的connect状态。任何一个网络断链，不会造成缓冲报告和日志的丢失，提高可靠性。
变电站内同站控层连接的设备有调控监控主机、五防工作站、网络打印机、调度主站、信息保护子站、故障录波器等，站控层通过接受保护与测控装置上传的保护信息，传送给监控主机显示，并经过故障录波器记录分析，同时接收变压器非电量保护信号，调控人员通过测控装置进行远程操作。
当站控层通道通讯出现异常时，将会影响与站控层网络连接的运行设备，造成实时数据无法处理，监控主机失去遥信信号，无法进行远程遥控操作，失去对现场设备运行和保护动作情况的监视。在这种情况下，调度与控制中心无法获得现场设备运行情况。当出现故障时，调控中心无法获知故障发生，会导致故障范围扩大，扩大停电范围，造成大量的负荷损失和不利的社会影响。因此，对于通道通讯，网络中断的信号必须加强监视，并立即处理。
根据第1部分的分析和对智能变电站“三层两网”方式的分析，后台机报所有装置的通道通讯，B网断开，问题出在站控层MMSB网，该网络通讯中断，影响了连接在该网络上的所有通信设备和保护测控装置。
目前，智能变电站站控层采用双网设计，分为MMSA、MMSB网，一个网络的中断不影响站控层的运行，因此调控中心的调度自动化系统不受影响。但是此类信号降低了站控层网络通信的可靠性，存在全站失去监控的可能，需要立刻处理。
站控层网络异常的常见原因有：
（1）装置物理网卡MAC地址冲突，在调试和运行中均可引起ARP（addressresolutionprotocol）风暴，影响网络上所有装置
（2）IP地址冲突，在调试和运行过程中，后台的ARP更新后会向另外一台相同IP的装置发起连接，影响相同IP地址的几台装置
（3）交换机被环接，一封或几封经过交换机的报文会在网络中循环，引起网络风暴，影响接收报文的几台装置
（4）网络风暴发生期间，装置CPU资源被网络任务占用，处于假死状态，此时装置的双网均失效
（5）装置网口和网线异常
2）故障处理
站控层通道通讯异常信号的处理：由于经过了调试和验收，现场通讯异常通常与线路损坏或者交换机故障所致，应该首先对光缆线路及站控层和过程层交换机运行情况进行检查。经过运维人员现场排查发现，站控层II区交换机故障，影响了站控层信息的传输。故障交换机经过厂家调试后恢复正常，后台机报警信号消失。
2.3间隔层通道通讯异常信号及现象
220kV赤城站某次现场故障信号为：“220kV母线保护AGOOSE4A网链路中断动作”、“220kV母线保护ASV总告警动作”、“220kV母线保护A第2组SV线路2链路中断动作”等信号。间隔层GOOSE指面向对象变电站事件，SV指电压、电流采集量信号。
现场检查保护装置发现，220kV线路保护正常，母线保护的A套保护装置报警灯亮。
2.4间隔层网络链路中断信号分析[4-5]
图2线路保护实现方案
如图2为220kV线路单套保护网络结构图，保护装置与合并单元和智能终端为“直采直跳”模式，保护装置直接从合并单元接收SV采集信号，从智能终端获取刀闸和开关的位置，并直接向智能终端发出跳合闸命令。
同时，同一网络中的SV信号也传至SV网络，并通过网络将信息传送至母线保护装置，母线保护装置根据这些信号进行故障判断。变压器测控装置从GOOSE和SVA、B网同时获取采集量和位置信息，并通过GOOSE网络传输命令信号。
1）故障分析
这些现场信号表明，该220kV变电站的A套母线保护已经失去对母线的保护作用，需要申请调度立即退出该套保护并进行故障查找。
常见过程层网络异常现象及原因为：（1）网络环接后引起的网络风暴；（2）光纤熔接头或者插头等位置异常，引起链路中断；（3）户外柜安装的装置由于工作温度过高引起的报文收发异常；（4）光纤出现折断现象。
根据以上可能发生故障的原因进行逐条查找，发现并没有产生网络风暴，而且户外柜温度适宜，不影响运行。
2）故障处理
在对光纤通道的检查时，发现220kV母线保护的A套同现场智能终端间的光纤连接中断，确认原因为光纤损坏影响了链路。SV中断的原因同样为母线保护装置同母线合并单元之间光纤损坏造成的。
因此，现场出现GOOSE、SV断链信号时，应该立即确认光纤通道正常，否则一旦线路发生故障将会造成事故扩大。在现场施工过程中，应该加强对光纤和光纤头的保护，避免留下安全隐患。运维人员在巡视过程中也需要对电缆沟加强巡视，及时发现以避免小动物侵害。
3运维人员的应对与措施
智能变电站网络模式的变化以及新技术的普遍采用，对运维人员提出了新的挑战。运维人员必须在以下方面进行提高，才能适应目前运维模式的转变。
（1）提高分析和决策能力；随着变电站智能化程度的进一步提高，可以提供丰富的现场设备参数和运行状况，甚至能够进行准确的分析判断，这就要求运维人员能够快速反应，正确分析，采取适当的应对策略；
（2）加强培训，提高智能化变电站的知识水平；IEC61850的应用使变电站成为了一个一体化信息平台，不同厂家、不同型号的智能设备实现了相互通信和互操作，改变了原来的网络机构，形成了三层两网模式，带来了新的概念和术语，如GOOSE、SV等术语，故障报文也与原来不同，如GOOSE断链、SV采样异常、对时异常等，由此还产生了一些新的二次设备，如合并单元、过程层交换机、设备安全防护装置等。
（3）不断总结，提高运维水平；运维人员应该对出现的问题及时总结归纳，从中发现智能变电站日常巡视和维护中的不同，提高运维水平，保证设备的安全运行。
4结语
智能变电站出现网络通信故障时，应立即查明与之相关的保护装置信号、智能单元信号及交换机状态，结合其网络结构分析故障原因。排除光纤损坏和装置故障后，保护人员可采用网络分析仪等装置抓取报文查找故障。
本文分析了智能变电站两种典型通信故障的产生原因和危害，提出了解决方案和应对措施，给智能变电站的运行和维护提供了思路。
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