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【摘 要】本文对传统变电站与数字化变电站之间的区别进行了简要分析，并深入探讨了数字化变电站的分阶段实现工程系统工程方案。
【关键词】变电站；数字化；分阶段；互感器
一系列标准的颁布和推广，奠定了数字化变电站的发展基础。当前，我国的数字化变电站系统在应用和实施的方面仍处于起步和探索的阶段，特别是间隔层和过程层的数字通信方案，目前还停留在初期研究和开发阶段。同时，电子式互感器所带来的一些技术难题，也需要及时解决。
一、传统变电站和数字变电站之间的区别
传统的变电站通过电缆将所采集的一次设备模拟量传输到保护控制装置，装置在对模数进行转换后对数据进行处理，通过网线然后将数字量传送到后台进行控制。同时通过电缆的传输模拟信号的功能实现保护测控装置与监控系统对一次设备的控制。而数字化变电站则是将信息的传输、输出、采集以及处理的过程完全实现数字化。采用统一的规则构建通信网络，测控、监控、VQC、保护、运动、计量等系统全部都采用同一个网络进行电压、状态信息、电流的接收，各个系统这常见实现了信息的共享。在对信息进行采集后数字化变电站，对数字量进行就地转换，通过光缆将其上传到保护测控装置，再传送到后台的监控系统，同时也通过光缆所传输的数字信号来实现测控装置与监控系统对一次设备的控制。
二、数字化变电站系统的分阶段推进
近期、中期以及远期的目标规划，数字化变电站的系统方案都应该兼顾。IEC 61850标准首先应该在相对比较成熟的间隔层和变电站层进行实施推广，实现不同IED和厂家的互操作与互联。应该在需要在过程层和间隔层之间的部分实现数字化，对现场的实际工作经验进行累积，不断完善和验证数字化变电站的系统方案。最后需要制定具有代表性的，在一定时间内可以推广的数字化系统的解决方案。
以IEC 61850标准为基础，所实现的数字化变电站，其具以下几方面优点：长期先进的技术、易于维护的系统、高效的设计以及相对稳定的标准。没有通过一致性认证以及IEC 61850互操作的数字化变电站，缺乏先进性以及代表性，更加缺乏推广和应用的实际价值。
在不同的数字化变电站系统发展阶段，不可避免要对过程层的数字化设备进行更换的。比如说：用智能开关柜替代传统的开关柜；用电子式互感器体态电磁式的互感器等。其中有一个非常重要的原则，那就是在改变过程层数字化设备时，对间隔层的测控由于保护装置是不应该更换的。在现阶段的数字化变电站的系统当中，处于考虑系统的安全性问题，对于重要的保护装置，应该采取过程层网络模式与接线模式共存的两重方式配置。
三、信息合并单元
Merging Unit，信息合并单元，我们简称MU，其主要的作用为：将各电压互感器以及电流互感器所传回的数据进行打包处理并按照相关标准进行输出，所输出的数据会分别为测控、电度表、保护、母差等装置提供。每一根电缆都可以提供很多信号，比如说三相电压、三相电流、一个零序电流等，所以，每一个装置只需要使用一根光缆便可。
四、电子式互感器
与传统的互感器相比，电子式的互感器在外形上十分相似，但是重量更轻，体积更小。其主要由三个部分组成，分别为：绝缘支柱、传感器头、光缆。电子式的互感器，其高低压的部分并没有电气连接，而是通过光纤进行连接；不受环境因素的影响，频率的响应范围宽、暂态的特性好、无磁饱和、精度较高；没有传统的二次符合概念；极大程度的提高了数据的可靠性，通过光纤传输数字信号，加强了EMI的抗性；传感互感器中的SF6或者油采用绝缘脂代替，使得传统互感器的漏油现象得以避免；高低压部分的光电隔离，会造成电压互感器的二次短路，电流互感器的二次开路，有可能会引起危机人身安全或者是设备安全等一系列问题得以解决。各种故障信息如断线等其都可以直接提供，在接受收二次设备可进行闭锁保护；遵循IEC61850- 9的标准格式进行输出；具有完备的自检功能，如果有电子式的互感器出现故障或者是通信故障，那么保护装置则会由于收不到效验码或错误标而直接对互感器的异常做出判断。
五、智能化一次设备
数字化变电站的基础就是一次设备的智能化。由智能识别、数据采集、执行装置构成具有智能化操作功能的断路器。由新型的传感器组成了数据的采集模块，以数字信号的形式随时将电网的数据想智能识别模块提供，而智能控制单元的核心部件就是智能识别模块，其能够根据操作之前控制室所发出的控制信号以及所采集的电网信息，对断路器在操作时所处的工作状态能够自动进行识别，以断路器的仿真分析结果为依据，选择适合分合闸的运动特性，对执行机构并且可以发出调节的信息，待完成调节以后发出分合闸的信号。有驱动执行器以及能够对定量的控制信息进行接收的部件组成执行机构，其主要作用是用来对操作机构的参数进行调整，以便于对操作使运动的特性进行改变。如果正常运行的电流相对比较小，那么以相对较低的速度进行分闸，较大时则以比较高的速度进行分闸，这样可以获得机械以及电气在性能上的最优分闸效果。
以下简要介绍一下智能断路器的主要工作流程：由操作人员或者是继电保护装置在系统发生故障的时候，发出分闸的信号，智能识别首先启动，对断路器当前所处的工作条件进行判断，对调节装置发送不同定量控制信息，以对操动机构的参数进行自动调整，以此来获取适应与当前系统状态的运行特性，进行断路器动作。实现对重合闸的智能化操作是智能化断路器非常重要的一个功能，对故障是瞬时性的还是永久性的其可以根据监测系统所发出的信息进行判断，确定是否需要重合断路器，其还可以减少对于电网的冲击以及短路合闸冲击，能够进一步提高重合闸的成功概率。
六、过程层100mbit/s网络系统方案
系统方案的正确性、合理性以及数据相应的实时性和实现功能的复杂性，都与通信网络设计有着密切的关系。方案的选择同时还对以太网交换机安装的位置以及选择智能设备与以太网交换机产生影响。在物理上GOOSE网与数据采集网会分离，数据采集单元与间隔层装置之间所采用的通信方式为点对点。这也是数字化变电站系统现阶段比较常用的一种网络方案。
七、过程层1000mbit/s网络系统方案
数据采集网可以在过程层能够支持1000mbit/s以太网方案的情况下，与GOOSE网进行合并。虽然全站统一的局域网组网方案比较简单，但是出现网络问题时难以诊断，节点多，网络的负荷较大。按照保护与间隔的功能所覆盖的范围来进行组网，并将过程层网及变电站层网分离，以确保GOOSE报文的实时性。过程层可以利用VLAN技术划分成一些具有一定功能的子网，在子网内同时对GOOSE报文和测量数据进行传输。考虑到变电站级的联锁控制和母线保护的具体功能范围，我们可以采用VLAN的交叉概念，在共享的VLAN中将过程层中与它们有关的装置进行组织，对过程层子网之间的数据共享进行有选择性的实现。这样一来，可以在很小的范围内诊断出网络故障，对过程层网以及变电站层网的数据流量都可以进行有效的控制。
八、总结
实施数字化变电站系统有很多需要应对的问题，在对相应的标准进行推广和应用的同时，还应该对现阶段所使用的切实可行的方案进行推广和一定程度的普及，通过两者的结合，进一步促进变电站数字化系统的发展进程。
参考文献：
[1]黄智宇，段雄英，张可谓.电子式高压互感器数字接口的设计及实现.电力系统自动化，2005，（11）0.
[2]茹锋，夏成军，许扬.IEC 61850标准在变电站自动化系统中的应用探讨.江苏电机工程，2004（03）.
[3]操丰梅，任雁铭，王照.变电站自动化系统互操作实验建议.电力系统自动化，2005（03）.
【关键词】变电站；数字化；分阶段；互感器
一系列标准的颁布和推广，奠定了数字化变电站的发展基础。当前，我国的数字化变电站系统在应用和实施的方面仍处于起步和探索的阶段，特别是间隔层和过程层的数字通信方案，目前还停留在初期研究和开发阶段。同时，电子式互感器所带来的一些技术难题，也需要及时解决。
一、传统变电站和数字变电站之间的区别
传统的变电站通过电缆将所采集的一次设备模拟量传输到保护控制装置，装置在对模数进行转换后对数据进行处理，通过网线然后将数字量传送到后台进行控制。同时通过电缆的传输模拟信号的功能实现保护测控装置与监控系统对一次设备的控制。而数字化变电站则是将信息的传输、输出、采集以及处理的过程完全实现数字化。采用统一的规则构建通信网络，测控、监控、VQC、保护、运动、计量等系统全部都采用同一个网络进行电压、状态信息、电流的接收，各个系统这常见实现了信息的共享。在对信息进行采集后数字化变电站，对数字量进行就地转换，通过光缆将其上传到保护测控装置，再传送到后台的监控系统，同时也通过光缆所传输的数字信号来实现测控装置与监控系统对一次设备的控制。
二、数字化变电站系统的分阶段推进
近期、中期以及远期的目标规划，数字化变电站的系统方案都应该兼顾。IEC 61850标准首先应该在相对比较成熟的间隔层和变电站层进行实施推广，实现不同IED和厂家的互操作与互联。应该在需要在过程层和间隔层之间的部分实现数字化，对现场的实际工作经验进行累积，不断完善和验证数字化变电站的系统方案。最后需要制定具有代表性的，在一定时间内可以推广的数字化系统的解决方案。
以IEC 61850标准为基础，所实现的数字化变电站，其具以下几方面优点：长期先进的技术、易于维护的系统、高效的设计以及相对稳定的标准。没有通过一致性认证以及IEC 61850互操作的数字化变电站，缺乏先进性以及代表性，更加缺乏推广和应用的实际价值。
在不同的数字化变电站系统发展阶段，不可避免要对过程层的数字化设备进行更换的。比如说：用智能开关柜替代传统的开关柜；用电子式互感器体态电磁式的互感器等。其中有一个非常重要的原则，那就是在改变过程层数字化设备时，对间隔层的测控由于保护装置是不应该更换的。在现阶段的数字化变电站的系统当中，处于考虑系统的安全性问题，对于重要的保护装置，应该采取过程层网络模式与接线模式共存的两重方式配置。
三、信息合并单元
Merging Unit，信息合并单元，我们简称MU，其主要的作用为：将各电压互感器以及电流互感器所传回的数据进行打包处理并按照相关标准进行输出，所输出的数据会分别为测控、电度表、保护、母差等装置提供。每一根电缆都可以提供很多信号，比如说三相电压、三相电流、一个零序电流等，所以，每一个装置只需要使用一根光缆便可。
四、电子式互感器
与传统的互感器相比，电子式的互感器在外形上十分相似，但是重量更轻，体积更小。其主要由三个部分组成，分别为：绝缘支柱、传感器头、光缆。电子式的互感器，其高低压的部分并没有电气连接，而是通过光纤进行连接；不受环境因素的影响，频率的响应范围宽、暂态的特性好、无磁饱和、精度较高；没有传统的二次符合概念；极大程度的提高了数据的可靠性，通过光纤传输数字信号，加强了EMI的抗性；传感互感器中的SF6或者油采用绝缘脂代替，使得传统互感器的漏油现象得以避免；高低压部分的光电隔离，会造成电压互感器的二次短路，电流互感器的二次开路，有可能会引起危机人身安全或者是设备安全等一系列问题得以解决。各种故障信息如断线等其都可以直接提供，在接受收二次设备可进行闭锁保护；遵循IEC61850- 9的标准格式进行输出；具有完备的自检功能，如果有电子式的互感器出现故障或者是通信故障，那么保护装置则会由于收不到效验码或错误标而直接对互感器的异常做出判断。
五、智能化一次设备
数字化变电站的基础就是一次设备的智能化。由智能识别、数据采集、执行装置构成具有智能化操作功能的断路器。由新型的传感器组成了数据的采集模块，以数字信号的形式随时将电网的数据想智能识别模块提供，而智能控制单元的核心部件就是智能识别模块，其能够根据操作之前控制室所发出的控制信号以及所采集的电网信息，对断路器在操作时所处的工作状态能够自动进行识别，以断路器的仿真分析结果为依据，选择适合分合闸的运动特性，对执行机构并且可以发出调节的信息，待完成调节以后发出分合闸的信号。有驱动执行器以及能够对定量的控制信息进行接收的部件组成执行机构，其主要作用是用来对操作机构的参数进行调整，以便于对操作使运动的特性进行改变。如果正常运行的电流相对比较小，那么以相对较低的速度进行分闸，较大时则以比较高的速度进行分闸，这样可以获得机械以及电气在性能上的最优分闸效果。
以下简要介绍一下智能断路器的主要工作流程：由操作人员或者是继电保护装置在系统发生故障的时候，发出分闸的信号，智能识别首先启动，对断路器当前所处的工作条件进行判断，对调节装置发送不同定量控制信息，以对操动机构的参数进行自动调整，以此来获取适应与当前系统状态的运行特性，进行断路器动作。实现对重合闸的智能化操作是智能化断路器非常重要的一个功能，对故障是瞬时性的还是永久性的其可以根据监测系统所发出的信息进行判断，确定是否需要重合断路器，其还可以减少对于电网的冲击以及短路合闸冲击，能够进一步提高重合闸的成功概率。
六、过程层100mbit/s网络系统方案
系统方案的正确性、合理性以及数据相应的实时性和实现功能的复杂性，都与通信网络设计有着密切的关系。方案的选择同时还对以太网交换机安装的位置以及选择智能设备与以太网交换机产生影响。在物理上GOOSE网与数据采集网会分离，数据采集单元与间隔层装置之间所采用的通信方式为点对点。这也是数字化变电站系统现阶段比较常用的一种网络方案。
七、过程层1000mbit/s网络系统方案
数据采集网可以在过程层能够支持1000mbit/s以太网方案的情况下，与GOOSE网进行合并。虽然全站统一的局域网组网方案比较简单，但是出现网络问题时难以诊断，节点多，网络的负荷较大。按照保护与间隔的功能所覆盖的范围来进行组网，并将过程层网及变电站层网分离，以确保GOOSE报文的实时性。过程层可以利用VLAN技术划分成一些具有一定功能的子网，在子网内同时对GOOSE报文和测量数据进行传输。考虑到变电站级的联锁控制和母线保护的具体功能范围，我们可以采用VLAN的交叉概念，在共享的VLAN中将过程层中与它们有关的装置进行组织，对过程层子网之间的数据共享进行有选择性的实现。这样一来，可以在很小的范围内诊断出网络故障，对过程层网以及变电站层网的数据流量都可以进行有效的控制。
八、总结
实施数字化变电站系统有很多需要应对的问题，在对相应的标准进行推广和应用的同时，还应该对现阶段所使用的切实可行的方案进行推广和一定程度的普及，通过两者的结合，进一步促进变电站数字化系统的发展进程。
参考文献：
[1]黄智宇，段雄英，张可谓.电子式高压互感器数字接口的设计及实现.电力系统自动化，2005，（11）0.
[2]茹锋，夏成军，许扬.IEC 61850标准在变电站自动化系统中的应用探讨.江苏电机工程，2004（03）.
[3]操丰梅，任雁铭，王照.变电站自动化系统互操作实验建议.电力系统自动化，2005（03）.