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摘 要 随着计算机信息处理与网络技术的大力发展，以其为应用基础的数字化变电站技术也在不断发展，随着电子式互感器、智能开关技术的应用，使得数字化变电站的系统结构又有了不同于常规变电站的革命性变化。针对目前数字技术的普遍应用，本文研究了其中若干关键技术，分析数字化控制技术的发展方向。并对运行实践中的问题进行分析，并制定改进措施。
关键词：数字变电站，智能电网，电子式互感器，运行技术
中图分类号：TM76
一、数字化技术相关理论
1.1 IEC 61850标准
IEC 61850标准是由国际电工委员会（International Electro technical Commission）第57技术委员会于2004年颁布的、应用于变电站通信网络和系统的国际标准。
针对传统变电站信息难以共享等不足，IEC 61850 提出了基于以太网的解决方案，这不仅大大节省了变电站建设和运行成本，也大大提高了数字化变电站内设备的互操作性。数字化变电站系统内的模拟量采集、跳合闸命令均通过网络实时实现，电力系统所面临的电子安全（包括信息安全、计算机系统安全和网络安全）风险也日益加剧。
1.2数字化变电站特点
数字化变电站是由智能化一次设备（电子式互感器、智能化开关等）和網络化二次设备分层（过程层、间隔层、站控层）构建，建立在IEC61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。数字化变电站是应用IEC61850进行建模和通信的变电站，数字化变电站体现在过程层设备的数字化，整个站内信息的网络化，以及开关设备实现智能化。
变电站运行管理自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；变电站运行发生故障时能及时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告，即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。
二、数字化变电站的关键技术
数字化变电站的电子互感器将高电压、大电流信号直接变换为数字信号；设备之间信息交互全部采用高速以太网的网络通信，二次设备之间不再出现常规功能装置重复的 I/O 接口；通过以太网技术真正实现数据共享、资源共享。
2.1电子式互感器
电子式互感器的诞生是互感器传感准确化、传输光纤化和输出数字化发展趋势的必然结果。电子式互感器是数字变电站的关键装备之一。
电子互感器具有优良的绝缘性能，利用光缆而不是电缆作为信号传输工具，实现了高低压的彻底隔离，不存在电压互感器二次回路短路或电流互感器二次回路开路给设备和人身造成的危害，安全性和可靠性大大提高。
2.2智能电子设备
智能电子装置是由一个或多个处理器组成，具有从外部源接收和传送数据或控制外部源的设备，即电子多功能仪表、微机保护、控制器，在特定环境下在接口所限定范围内能够执行一个或多个逻辑接点任务的实体。
数字化变电站系统的各个子系统往往是由多个数字装置组成，如间隔保护系统中有变压器保护装置、线路保护装置以及母线保护装置等。在数字化变电站系统内，保护装置的主要功能是用于数据采集、处理，并对隔离开关、断路器等一次设备进行控制及防误闭锁等重要任务；变电站层通过保护装置获取现场信息，进行处理与分析，同时通过对断路器、隔离开关等一次设备进行操作来执行变电站层发布的控制命令，开关量等变位时能够按照设定值发告警信号向后台传送标志。
三、数字化变电站技术的应用分析
3.1智能断路器技术
非常规传感器技术的出现以及计算机的发展，对于断路器设备内部的电磁、温度、断路器机械、机构动作状态监测已经成为可能。可以根据所检测到的电网中断路器开断前一瞬间的各种工作状态信息，自动选择和调整操动机构以及与灭弧室状态相适应的合理预定工作条件，改变现有断路器单一分闸特性。
在无载时以较低的分闸速度开断，在系统故障时以较高的分闸速度开断，这样，断路器在实现正常运行监视的基础上可获得电气和机构性能上的最佳开断效果。
3.2 五防总体要求
在数字变电站的生产管理工作中，变电站的“五防”措施（即防止误拉、误合断路器，防止带负荷误拉、误合隔离开关，防止带电合接地开关，防止带接地开关送电，防止误入带电间隔）至关重要。隔离开关电磁锁的主要作用就是防止带负荷误拉、误合隔离开关，防止带电合接地开关。
在运行中的数字变电站，在进行操作票执行过程中，若操作对象的操作条件发生变化不满足操作要求时，监控五防及间隔五防均能实时闭锁并停止继续操作，提示错误信息。操作票执行中止后，开放的电气操作应能即时闭锁（包括接地锁、网门锁、刀闸电机电源开关等）。
四 数字化变电站运行实践
数字化变电站将是我国变电站技术的发展方向。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一些先例。对于应用中的数字化变电站而言，经过一段时间的运行，有着以下的情况：
4.1可靠通信的实现
通信是数字化变电站的神经部分，因其都是由每个设备通信网络组成，一旦出现问题可能造成严重后果。通信部分在实际工作中主要存在以下问题：通信网线的防护措施不够，例如有的通信网线没有钢铠保护，很容易造成网线的损坏；变电站内的保护、测控、通信等设备采用多个厂家的产品，为了实现通信还需加装转换器，造成通信困难、通信中断或不能通信等故障。
针对上述问题，建议加强通信网线的保护，例如加装铝塑管保护；变电站内的保护、测控、通信设备最好采用同一厂家的设备。如果受到厂家生产产品单一的限制，建议在设备采购时，统筹考虑招标采购方式，并在设备招标文件中明确通信接口规则等内容，这样可以避免众多产品间因接口不兼容出现的通信问题。
4.2 操作站运行维护
目前，变电站后台机的运行维护管理办法还不完善，存在管理缺位的现象，主要表现为只重视后台机防病毒的管理，在USB、串口、光驱等数据交换位置加上了封条，而忽视了后台机的散热和清理工作。由于设备运行环境的有限，特别是粉尘较多，如果忽视设备运行环境的管理，特别是后台机属于常年运行设备，加上现场没有通风除尘设备，时间久了后台机内就会堆满尘土，极可能造成后台机蓝屏、死机等故障，严重影响后台机的正常运行。
由于后台机的故障多数与运行环境有关，因此建议良好的运行环境显得极其重要，如有条件，可以建立数据备份恢复，尤其是建立健全数据容灾预案；远动及后台数据库修改后及时做好数据备份，远动或后台系统出现故障、瘫痪时，可以准确、快速恢复系统运。管理人员督导设备维护人员每季度对后台设备进行一次清理，并在后台机工作位置加通风和防尘设备。
4.3 保证遥视系统发挥作用
遥视系统作为远端监控人员的主要监控方式，要求能够实现现场图像的实时远传，方便监控人员对现场情况的了解。在很多情况下，远端监控人员只需通过遥视系统，就可以实现对远方现场问题的处理，既提高了工作效率，又节约了成本，体现了数字化变电站的优势。
在实际工作中还存在一些问题：摄像头数量不足，不能满足实际需要；摄像头安装位置不合理，无法充分发挥其功能。因此建议在遥视系统设计时，以满足功能为前提，合理确定摄像头的数量和位置。工程设计部门在工程设计时，深入实地勘察，充分考虑现场情况，以现场勘察结果指导工程设计，保证遥视系统功能的充分发挥。
参考文献：
[1]朱大新，数字化变电站综合自动化系统的发展，电工技术杂志，2011年第4期；
[2]高翔，张沛超，数字化变电站主要技术特征和关键技术，电网技术，2009年，12月；
[3]曾庆禹，李国龙，变电站集成技术的发展现代紧凑型变电站，电网技术，第26卷第8期，2011年8月
关键词：数字变电站，智能电网，电子式互感器，运行技术
中图分类号：TM76
一、数字化技术相关理论
1.1 IEC 61850标准
IEC 61850标准是由国际电工委员会（International Electro technical Commission）第57技术委员会于2004年颁布的、应用于变电站通信网络和系统的国际标准。
针对传统变电站信息难以共享等不足，IEC 61850 提出了基于以太网的解决方案，这不仅大大节省了变电站建设和运行成本，也大大提高了数字化变电站内设备的互操作性。数字化变电站系统内的模拟量采集、跳合闸命令均通过网络实时实现，电力系统所面临的电子安全（包括信息安全、计算机系统安全和网络安全）风险也日益加剧。
1.2数字化变电站特点
数字化变电站是由智能化一次设备（电子式互感器、智能化开关等）和網络化二次设备分层（过程层、间隔层、站控层）构建，建立在IEC61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。数字化变电站是应用IEC61850进行建模和通信的变电站，数字化变电站体现在过程层设备的数字化，整个站内信息的网络化，以及开关设备实现智能化。
变电站运行管理自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；变电站运行发生故障时能及时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告，即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。
二、数字化变电站的关键技术
数字化变电站的电子互感器将高电压、大电流信号直接变换为数字信号；设备之间信息交互全部采用高速以太网的网络通信，二次设备之间不再出现常规功能装置重复的 I/O 接口；通过以太网技术真正实现数据共享、资源共享。
2.1电子式互感器
电子式互感器的诞生是互感器传感准确化、传输光纤化和输出数字化发展趋势的必然结果。电子式互感器是数字变电站的关键装备之一。
电子互感器具有优良的绝缘性能，利用光缆而不是电缆作为信号传输工具，实现了高低压的彻底隔离，不存在电压互感器二次回路短路或电流互感器二次回路开路给设备和人身造成的危害，安全性和可靠性大大提高。
2.2智能电子设备
智能电子装置是由一个或多个处理器组成，具有从外部源接收和传送数据或控制外部源的设备，即电子多功能仪表、微机保护、控制器，在特定环境下在接口所限定范围内能够执行一个或多个逻辑接点任务的实体。
数字化变电站系统的各个子系统往往是由多个数字装置组成，如间隔保护系统中有变压器保护装置、线路保护装置以及母线保护装置等。在数字化变电站系统内，保护装置的主要功能是用于数据采集、处理，并对隔离开关、断路器等一次设备进行控制及防误闭锁等重要任务；变电站层通过保护装置获取现场信息，进行处理与分析，同时通过对断路器、隔离开关等一次设备进行操作来执行变电站层发布的控制命令，开关量等变位时能够按照设定值发告警信号向后台传送标志。
三、数字化变电站技术的应用分析
3.1智能断路器技术
非常规传感器技术的出现以及计算机的发展，对于断路器设备内部的电磁、温度、断路器机械、机构动作状态监测已经成为可能。可以根据所检测到的电网中断路器开断前一瞬间的各种工作状态信息，自动选择和调整操动机构以及与灭弧室状态相适应的合理预定工作条件，改变现有断路器单一分闸特性。
在无载时以较低的分闸速度开断，在系统故障时以较高的分闸速度开断，这样，断路器在实现正常运行监视的基础上可获得电气和机构性能上的最佳开断效果。
3.2 五防总体要求
在数字变电站的生产管理工作中，变电站的“五防”措施（即防止误拉、误合断路器，防止带负荷误拉、误合隔离开关，防止带电合接地开关，防止带接地开关送电，防止误入带电间隔）至关重要。隔离开关电磁锁的主要作用就是防止带负荷误拉、误合隔离开关，防止带电合接地开关。
在运行中的数字变电站，在进行操作票执行过程中，若操作对象的操作条件发生变化不满足操作要求时，监控五防及间隔五防均能实时闭锁并停止继续操作，提示错误信息。操作票执行中止后，开放的电气操作应能即时闭锁（包括接地锁、网门锁、刀闸电机电源开关等）。
四 数字化变电站运行实践
数字化变电站将是我国变电站技术的发展方向。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一些先例。对于应用中的数字化变电站而言，经过一段时间的运行，有着以下的情况：
4.1可靠通信的实现
通信是数字化变电站的神经部分，因其都是由每个设备通信网络组成，一旦出现问题可能造成严重后果。通信部分在实际工作中主要存在以下问题：通信网线的防护措施不够，例如有的通信网线没有钢铠保护，很容易造成网线的损坏；变电站内的保护、测控、通信等设备采用多个厂家的产品，为了实现通信还需加装转换器，造成通信困难、通信中断或不能通信等故障。
针对上述问题，建议加强通信网线的保护，例如加装铝塑管保护；变电站内的保护、测控、通信设备最好采用同一厂家的设备。如果受到厂家生产产品单一的限制，建议在设备采购时，统筹考虑招标采购方式，并在设备招标文件中明确通信接口规则等内容，这样可以避免众多产品间因接口不兼容出现的通信问题。
4.2 操作站运行维护
目前，变电站后台机的运行维护管理办法还不完善，存在管理缺位的现象，主要表现为只重视后台机防病毒的管理，在USB、串口、光驱等数据交换位置加上了封条，而忽视了后台机的散热和清理工作。由于设备运行环境的有限，特别是粉尘较多，如果忽视设备运行环境的管理，特别是后台机属于常年运行设备，加上现场没有通风除尘设备，时间久了后台机内就会堆满尘土，极可能造成后台机蓝屏、死机等故障，严重影响后台机的正常运行。
由于后台机的故障多数与运行环境有关，因此建议良好的运行环境显得极其重要，如有条件，可以建立数据备份恢复，尤其是建立健全数据容灾预案；远动及后台数据库修改后及时做好数据备份，远动或后台系统出现故障、瘫痪时，可以准确、快速恢复系统运。管理人员督导设备维护人员每季度对后台设备进行一次清理，并在后台机工作位置加通风和防尘设备。
4.3 保证遥视系统发挥作用
遥视系统作为远端监控人员的主要监控方式，要求能够实现现场图像的实时远传，方便监控人员对现场情况的了解。在很多情况下，远端监控人员只需通过遥视系统，就可以实现对远方现场问题的处理，既提高了工作效率，又节约了成本，体现了数字化变电站的优势。
在实际工作中还存在一些问题：摄像头数量不足，不能满足实际需要；摄像头安装位置不合理，无法充分发挥其功能。因此建议在遥视系统设计时，以满足功能为前提，合理确定摄像头的数量和位置。工程设计部门在工程设计时，深入实地勘察，充分考虑现场情况，以现场勘察结果指导工程设计，保证遥视系统功能的充分发挥。
参考文献：
[1]朱大新，数字化变电站综合自动化系统的发展，电工技术杂志，2011年第4期；
[2]高翔，张沛超，数字化变电站主要技术特征和关键技术，电网技术，2009年，12月；
[3]曾庆禹，李国龙，变电站集成技术的发展现代紧凑型变电站，电网技术，第26卷第8期，2011年8月