概述
数字化变电站基本定义为:“变电站内一、二次电气设备和保护装置均应实现数字化通信,并具有全站统一的数据建模及数据通信平台,在此平台的基础上实现智能装置之间的互操作性。
数字化变电站的特点：
①一次设备智能化。一次设备采用数字输出的电子式互感器、智能开关(或传统开关和智能终端组合) 等智能设备。一次设备与二次设备间用光纤传输数字编码信息的方式交换采样值、状态量、控制命令等信息。
②二次设备网络化。二次设备全部基于标准化、模块化设计,设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息,控制电缆取消。
③运行管理系统自动化。变电站运行管理自动化系统应包括自动故障分析系统、设备健康状态检测系统和程序化控制等自动化系统。变电站在运行中发生故障时,自动化系统能及时提供故障分析报告,并指出故障原因与提出处理意见; 能实现变电站一、二次设备的“状态检修”。
技术原理
（1）基于IEC61850 标准的以太网通信技术：
符合IEC61850标准的变电站通信网络和系统、智能化的一次设备（如电子式互感器、智能化开关等）、网络化的二次设备、自动化的运行管理系统。从长远发展来看，面向数字化电网的需求，数字化变电站技术还将涉及的内容有：变电站之间、变电站与控制中心之间的信息交互技术，信息安全技术，广域同步采样技术、实时动态监测技术，电能质量在线监测技术、实时分析技术，以及一、二次系统的技术融合。
（2）电子式互感器：
光电互感器是利用光学玻璃或光纤传感技术来实现电力系统电压、电流测量的新型互感器。它是光学电压互感器（OVT）、光学电流互感器（OCT）、组合式光学互感器等各种光学互感器的通称。所利用的物理效应也很多，如Pockels效应、Kerr效应、逆压电效应、磁致伸缩效应、Farady 磁光效应、电热效应等类型。其中利用Pockels 效应测量电压，利用Farady 效应测量电流的方法最直接，且装置最简单、精度高。因此应用范围最广，研究力度也最大，是最具发展潜力的无源光电互感器。
（3）智能断路器技术：
电流、电流信号引入断路器，电磁操作机构既有机构动作时间上的可控性；正常时以较低速度分闸，故障时以较高速度分闸，去的电气和机械性能最佳分闸效果，提高断路器寿命；根据故障性质确定是否重合，减少对于断路器的短路合闸冲击和对电网的冲击；选相合闸，控制断路器弧触头在零电压或特定电压相位时刻合闸，避免系统的不稳定，克服容性负载的合闸涌流与过电压；同步分断，控制断路器弧触头在相电流为零时实现分断，控制实际燃弧时间，使断路器起弧时间控制在最有利于燃弧的相角位，不受系统燃弧时差要求限制，提高断路器实际开断能力。
（4）系统结构：
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; 在逻辑结构上可分为三个层次, 分别称为" 过程层"、" 间隔层"、" 站控层"。各层次内部及层次之间采用高速网络通信。
①过程层
过程层是一次设备与二次设备的结合面, 或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的主要功能分三类:
电力运行的实时电气量检测。与传统的功能一样, 主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测, 其他电气量如有功、无功、电能量可通过间隔层的设备运算得出。与常规方式相比所不同的是传统的电磁式电流互感器、电压互感器被光电电流互感器、光电电压互感器取代; 采集传统模拟量被直接采集数字量所取代, 这样做的优点是抗干扰性能强, 绝缘和抗饱和特性好,开关装置实现了小型化、紧凑化。
运行设备的状态参数在线检测与统计。变电站需要进行状态参数检测的设备主要有变压器、断路器、刀闸、母线、电容器、电抗器以及直流电源系统。在线检测的内容主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。
操作控制的执行与驱动。操作控制的执行与驱动包括变压器分接头调节控制, 电容、电抗器投切控制, 断路器、刀闸合分控制, 直流电源充放电控制。过程层的控制执行与驱动大部分是被动的, 即按上层控制指令而动作, 比如接到间隔层保护装置的跳闸指令、电压无功控制的投切命令、对断路器的遥控开合命令等。在执行控制命令时具有智能性, 能判别命令的真伪及其合理性, 还能对即将进行的动作精度进行控制, 能使断路器定相合闸, 选相分闸, 在选定的相角下实现断路器的关合和开断, 要求操作时间限制在规定的参数内。又例如对真空开关的同步操作要求能做到开关触头在零电压时关合, 在零电流时分断等。
②间隔层
间隔层设备的主要功能是:汇总本间隔过程层实时数据信息;实施对一次设备保护控制功能;实施本间隔操作闭锁功能;实施操作同期及其他控制功能;对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制;承上启下的通信功能, 即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。必要时, 上下网络接口具备双口全双工方式, 以提高信息通道的冗余度, 保证网络通信的可靠性。
③站控层
站控层的主要任务是:通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息, 不断刷新实时数据库, 按时登录历史数据库; 按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心;接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行;具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能;具有(或备有)站内当地监控, 人机联系功能, 如显示、操作、打印、报警, 甚至图像, 声音等多媒体功能;具有对间隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态, 在线修改参数的功能;具有(或备有)变电站故障自动分析和操作培训功能。
国内发展和应用现状
中国电力科学研究院和国内各大电力设备制造厂商从2001 年就开始关注IEC 61850，并开始对该标准进行翻译，到目前为止，已出版了4 个标准的正式版，提交了多个报批稿。
我国在数字化变电站设备的研究方面也取得了长足进展，具有国际先进水平的国产电子式互感器已通过国家级鉴定，国内一些主要二次设备生产厂家已具备生产与智能一次设备直接接口的二次设备的能力。
国内的电子式互感器研制厂家均开展了用于GIS的电子式互感器的研究工作。由于GIS用电子式互感器的技术难度相对较小，将敞开式电子式互感器移植到GIS 上所需的研究时间短、风险小。
综上所述，国际上数字化变电站的研究已从实验室阶段进入实际工程应用阶段，实用的全数字化变电站已有先例。我国已有互感器智能化的数字化变电站投入运行，而互感器和开关设备均智能化的高电压等级变电站还未开始实施。国内厂家已能提供数字化变电站所需的大部分设备，可基本实现设备国产化。数字化变电站将是我国变电站技术的发展方向。
国外发展和应用现状
国外厂商已经在开发符合IEC 61850 要求的智能电子设备，不但有保护装置，还有符合该标准的过程层设备，如智能断路器、带数字接口的光CT、PT 等。从标准制订初期就有数家大公司开始进行设备互操作试验，到目前为止已进行了数次试验。
1998—2000年，ABB、ALSTOM和SIEMENS公司合作在德国进行了OCIS(open communication in substations)计划，完成了间隔层设备和主控站之间的互操作试验。试验中，通过以太网实现了ABB公司主控站与ABB、ALSTOM和SIEMENS设备符合IEC 61850-8-1 标准的连接。2001 年，ABB 和SIEMENS 公司在加拿大进行了间隔层设备的互操作试验，由SIEMENS的保护装置向ABB的开关模拟器发送跳闸信号，ABB 的开关模拟器收到信号后将开关打开并将开关打开的GOOSE 信息发送给其它设备，配置为重合闸装置的ABB 保护向断路器发送重合命令。2002 年1 月，ABB 和SIEMENS公司在美国进行了采样值传输互操作试验，同年9月，这2 个公司又进行了跳闸和采样值互操作性试验，试验都很成功。2002—2004 年，ABB、ALSTOM和SIEMENS 公司在德国柏林进行了间隔层设备的互操作试验，这次成功的试验证明了互操作性和简化工程难度的可行性。
供应商信息
中国电力科学研究院
南京自动化研究院
武汉高压研究所
西门子公司
深圳殷图科技有限公司
法国电力公司
美国PTI公司
ABB公司
加拿大TEQSIM公司
经典案例
采用数字化变电站技术的某公司0#变电站实例分析
系统架构
0#变电站是某石化公司110kV 电压等级的中央变电站之一，该变电站主要结构为：
①110kV 系统：进线2 回，母线3 段、主变3台，备用进线1 回，PT 3 组，总共11 个间隔；
②6kV 系统：进线4 回，母线4 段，出线共40回；
③联络线：5 回；
④智能设备：直流系统、小电流接地选线装置、消弧装置、火灾报警系统等；
⑤二级变电所：6kV 天然气变电所、6kV 硝酸变电所、6kV 合成氨变电所、6kV 丙烯酸变电所、6kV 尿素变电所、6kV 循环水变电所、1# 电站发电机系统、2# 电站发电机系统等。
系统配置
0# 变电站微机综保综合自动化系统采用测控装置和继电保护装置，主要有6MD66 系列测控单元、7SD 系列距离保护、7UT 系列变压器保护、7SJ系列馈线保护和配套智能设备，如BP 型母差保护、直流系统、火灾报警系统等；系统实现了软件五防系统，接入了故障录波系统，预留了大屏幕投影等系统的通信接口，同时可接入下一级变电所系统，本变电站的信息可上传到某石化公司的变电站调度自动化系统和省级电力公司地调系统等。
0# 变电站综合自动化系统通过GPS 硬对时方式，实现了系统内小于1ms 的时钟精度，系统全部采用冗余的双以太网通信接口，实现了数字化技术的应用———该系统具有二层冗余联锁功能，第一层通过站控层后台系统完成全站联锁；第二层通过现场间隔层装置之间的以太网高速通讯实现信息共享，间隔层设备通过软件逻辑联锁实现“五防防误操作”功能，从而完成现场间隔层设备的联锁功能，具有很强的独立性和可靠性。系统配置图如图3 所示。
系统特点
①技术领先
双以太网结构采用IEC61850系列标准，充分吸收了计算机信息处理中的面向对象模型技术，并通过抽象通信接口等方法进行层次型设计，使得变电站自动化系统相对其它变电站自动化系统在技术上更加领先。
②易扩展
双以太网结构采用IEC61850 系列标准，使得将来设备的功能增加，也不会影响设备间的互操作性，保障了用户的利益；同时当变电站有新的设备加入时，只需更改变电站的配置文件，就可轻松实现变电站自动化系统的改造和升级。
③通用性
双以太网结构采用IEC61850系列标准，模型化技术和层次型设计结构，能及时容纳不断发展中的通信新技术，保证了标准在较长时间内具有良好的通用性。
⑤集控功能
0#110kV 变电站综合自动化系统同时作为集控中心，通过通信服务器接入：6kV 天然气变电所、6kV 硝酸变电所、6kV 合成氨变电所、6kV 丙烯酸变电所、1# 电站发电机系统、2# 电站发电机系统等，同时预留了下一级变电所（6kV 尿素变电所、6kV 循环水变电所等）的通信接口，实现了集中控制功能。
数字化技术应用分析
使用双以太网结构采用IEC61850 系列标准，实现变电站自动化系统变电站层对间隔层数据监_视和控制的作用；实现与用户的人机界面功能；配置成双机双工模式。
①主要设备介绍
NSC2200 通信服务器如图4 所示
通信服务器平台是针对在电力等工业自动化控制领域中，通讯的方式多种多样、规约众多、集成组态方式复杂的状况开发出来的一套规约综合开发/运行/通讯平台。其基于WindowsNT/2000 平台，具有规约开发、规约调试、数据存储区查看、转发表、通讯测试、遥控闭锁、规约库、通讯组态等多方面的功能。具有较强的运行稳定性和可靠性，直观的设置方式和较大的库存储及规约存储空间。软件在微软的Visual C++5.0 下开发，规约开发也在Visual C++5.0 下进行，用Visual C++6.0 读一下工程文件可以方便地转化成Visual C++ 6.0 的工程文件，可以保持编译器版本的向下兼容。通讯管理软件以其强大的通讯组态功能，友好的人机界面，方便快捷的配置过程使其已广泛应用于电力系统变电站综合自动化领域，在与各RTU、智能装置以及电力系统调度通讯方面发挥了重大的作用，其又由于低层提供的丰富接口通讯程序，从而可以适应于诸如RS232、RS485、RS422、以太网UDP、TCP 等各种方式下的通讯。本站内使用IEC61850 通信协议， 远方通信转换为IEC60870-5-101/104 规约，实现变电站自动化系统变电站层与远方控制中心的接口功能；双机双工配置，由远方调度进行切换。如图5 所示为6MD66 测控装置。
6MD66 测控装置：使用IEC61850 通信协议，实现间隔层数据采集和控制功能，集成IEC61850 的MMS 服务器模型，并具备GOOSE 收发功能以实现间隔层联闭锁。
高压设备继电保护装置：线路、主变等各类高压设备保护装置实现有关的继电保护功能，使用IEC61850 通信协议与监控后台、保护信息子站以及远动服务器通信。
低压设备保护测控装置：有线路、电容器、站用变压器等多种设备保护测控装置，实现完整的间隔控制器功能，直接通过IEC61850MMS 服务和站控层设备通信。
其它智能设备：通过IEC61850 代理网关，实现直流屏、电度表等其它智能设备接入IEC61850 系统。
②双网冗余处理
IEC61850 把通信冗余完全交给通信网络去处理，后台监控系统使用双网双工模式和各间隔层装置通信，要求各间隔层装置需创建较多的报告控制块实例，监控系统计算机在双网上分别使能各自的报告控制块（在间隔层装置看来好像是独立两个客户端），发生事件时通过监控软件过滤掉重复部分，能实现双网之间的无扰动切换。远动通信服务器的CPU 处理能力相对较弱，如果采取和监控系统相同的办法处理重复数据将会导致负担过重，因此远动通信服务器对间隔层IEC61850 通信使用了双网热备用模式。即双网同时建立TCP 连接，但只在其中的一个网络上使用报告控制块，另一个热备用网络用遵循IEC61850规约的监视连接是否正常。一旦发现正常通信的主网络故障，远动装置将立即将热备用的网络切换为运行，重新使能报告控制块，利用装置内带的缓冲功能同样可实现网络切换期间重要的信号不丢失。如图6 所示。
③通过以太网实现间隔层联闭锁
间隔层联闭锁是以太网通信接口的一种典型应用，主要利用了其一发多收特性可实现各间隔层间水平的数据共享。测控装置、继电保护装置用于联闭锁的信息也实现了双网冗余，这种双网双工模式可保证网络故障时的无延时切换。如图7所示。
④集控功能介绍
0#110kV变电站下辖1#电站、2#电站、7变、苯胺、硝酸变电所；通过1# 电站馈出的合成氨、尿素、循环水、天然气变电所；通过2#电站馈出的二氧化碳变电所。0#110kV 下辖的6kV 变电所绝大部分都进行了微机综保改造，具有先进的微机综保综合自动化系统。为了优化资源、集中管理和减少夜班值班人员，提高工作效率，迫切需要把现有分散的变电所微机综保综合自动化系统集中联网监控，根据化肥110kV 的供电系统现状，可以组成一个独立的微机综保集中监控系统，以便为下一步建立全厂的调度系统创造条件。变电站集中监控系统主要是把包括110kV的现有变电所微机综保综合自动化系统作为子系统，通过光纤或屏蔽通讯电缆把它们联网集中监控。集控系统除具备向下监控的所有功能外，同时具备使用WEBSERVER 的功能向厂内局域网上传变电站集中监控系统的实时监控信息，在厂内局域网上任何一台计算机不用安装监控软件，只需在IE 浏览中输入相应集控系统的IP 地址就可以查看对应的所有变电所的实时画面和即时数据，以提高全厂的生产管理水平和效率。集控系统网络采用100Mbps 双冗余的高速TCP/IP 以太网通讯协议，保证系统通讯高速快捷。考虑到部分6kV 变电所没有进行改造，暂时无法进行通讯监控。集控系统预留有向下扩展监控更多变电所的通讯接口，还具有与上级调度等系统进行联网通讯的功能。
参考文献
[1] 周开颜，陈德洪. 数字化变电站技术应用研究[J]. 电气传动自动化，2010，32（3）：1-6.
[2] 欧局勇，陈宝华. 数字化变电站技术综述[J]. 科技经济市场，2007，（4）：173-174.
[3] 杨然静，白小会. 数字化变电站技术的发展与应用[J]. 供用电，2010，27（1）：11-14.
[4] 樊唯钦. 数字化变电站的发展与应用[J]. 电网技术，2006，30（增刊）：97-100.