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摘要：响应国家未来十年全面建设智能电网要求，数字化变电站的新建与常规综自站的数字化改造为当前电网建设的热点，而目前又以110kV末端变电站为主的建设与改造；本站结合工程实例浅析110kV数字化变电站改造与新建中相关技术及注意的问题，并对投资作简易探讨，为同行提供参考。
关键词：数字化变电站；新建与改造；
中图分类号：U665.12 文献标识码：A 文章编号：
概述
自电力系统引进计算机系统采用综合自动化系统代替传统原继电器给电力二次系统带来新的革新，十多年来，综自站一直作为作为技术先导已非常成熟；但随着国家智能电网的倡导、试点及兴起，数字化站与综自站存在着明显优点，数字化变电站一次设备智能化、二次设备网络化、符合ＩＥＣ６１８５０标准，解决了常规综自站关于CT饱和、不同厂家兼容、一次与二次炕干扰等问题。
考虑到部分地区对新技术的引进更为谨慎，目前一般只以负荷低、末端站进行试点并逐步推广；数字化变电站的建设与改造将成未来十年的主导，本文结合笔者工程实例对变电站新建与改造作出简要分析，并对投资作简易探讨，为同行提供参考。
项目实例
贵州某市110kV**变电站为数字化改造站，主接线规模为110kV单母线分段，出线4回，三卷变2*40MVA，35 kV单母线分段接线，出线6回；10kV单母线分段接线，出线12回，2回电容器组、2回站用变间隔，结合贵州省公司十二五电网设备技术改造原则及设备台帐，一次设备均未到达更换年限，本次只更换二次设备，进行数字化改造，用带模数转换的合并单元采集常规TV、TA送入过程层SV网。贵州某市110kV**变电站新建工程为数字化变电站，接线规模为110kV单母线隔刀分段接线（终期单母线分段接线，本期只上隔刀分段和#1母PT），110Kv出线本期2回（其中一回至电网变电站，一回只电厂线路，终期出线4回）；本期1*40MVA，终期2*40MVA,10kV单母线接线，出线10回、站用变1回、电容器组2回；因接入水电站线路，考虑到计量关口点设置，电厂线路采用常规CT、常规PT，电网线路采用电子式CT、PT。数字化变电站均按照三层两网设计，即站控层、间隔层、过程层；站控层网络、过程层网络。上述两个站区别只是在于CT、PT接入过程层网络不同。下面结合工程逐步解析数字化变电站建设与改造。
数字化变电站的建设与改造
数字化变电站构成
完整的数字化变电站由三个层次两个网络构成，分别为过程层、间隔层、站控层和站控层网络及过程层网络构成；如图：
3.1.1 数字化变电站的“三层”
（1）过程层设备，主要设备包括电子式互感器、合并单元、智能终端等，其主要功能是完成实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。
上述改造站与新建站区别在于过程层网络，新建站采用电子式互感器（除电厂线路特殊计量要求外），采用采集终端与合并单元（接受数字信号）用光纤将数字量传输入过程层交换机；新建站110kV线路、主变变高、变低选用电流电压组合互感器，单个元件保护的电气量独立开来，基本不受其他间隔的影响。改造站一般结合电网设备更换原则，一般一次设备设备使用年限最少20年，二次设备一般均不超过12年，一般不考虑更换常规CT、PT（除特殊要求），采用电缆连接到带数模转换的合并单元传输入过程层网络。
（2）间隔层，主要设备包括各种保护装置、测控装置、安全自动装置、计量装置。
新建站与改造站间隔层设备一致。
（3）站控层，主要设备包括主机、操作员站、五防主机、远动装置、保信子站、网络通信记录分析系统、卫星对时系统等设备。
新建站与改造站站控层设备一致。
3.1.2 数字化变电站的“两网”
（1）站控层网络
站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文；站控层宜采用双重化冗余以太网络。
（2）过程层采样网（GOOSE与SV网）
GOOSE报文采用网络方式传输，网络拓扑采用双星型结构，过程层GOOSE与SMV合并组网，采用双网结构。110kV主变保护采用双重化配置，每套保护装置配置单GOOSE口接入对应的一个过程层GOOSE网络；不更换互感器（采用常规互感器）的改造变电站，110kV及主变间隔常规模拟量进行模数转换后以网络化方式接入间隔层保护、测控、计量等设备。
新建站与改造站中35kV及一下采用“四合一“装置下放于开关柜上时，采用传统的互感器，与综自站没有区别，但考虑数字化变电站全站录波，需要组建独立的录波网，要求四合一装置不仅提供双电口向站控层设备传输数据或接受命令，还要求提供独立光口传输SV及GOOSE信息上传至故障录波
3.1.2 数字化变电站的五防系统
一般采用五防集后台一体化系统，如采用智能五防，应考虑五防服务器、遥控闭锁继电器、智能闭锁单元等安装位置，考虑与过程层、站控层网络的连接。
3.1.3 数字化变电站的双时钟对时系统
站内应设置两套冗余主时钟，可采用GPS或北斗卫星作为标准时钟源，其中一台应为北斗卫星时钟系统。
3.1.4 数字化变电站的计量系统
新建变电站110kV等级及主变三侧间隔一般采用电子式互感器，其绕组至少带2个保护级和一个测量级，测量级精度满足计量级，选用数字化电能表直接从SV网络中采用计量；对于35kV及以下计量采用常规计量，与综自站一致。
改造站没有考虑到更换互感器的，110kV计量采用常规计量就地下放，考虑到110kV场地离主控制室比较远，采用光电转换器转换为光信号传输到主控制室，在用光电转换器转换为电信号供电能采集装置采集。
数字化变电站设计及实施中应注意的问题
（1）站控层网络采用双电以太网，接入故障录波、网络分析仪等站控层设备；站控层交换机的配置一般按照终期配置，并需要留有备用接口；110kV变电站主控制室配置A、B网交换机各两台含（2光口、22电口），根据规模在10kV高压室、35kV高压室配置A网、B网交换机（含2光口、22电口）；站控层设备可以根据地区习惯将操作员站、五防工作站等組屏安装。
（2）过程层网络采用光纤以太网，110kV线路过程层组双网，可以根据规模选A、B网各分配1~2台交换机（14百兆光接口、2千兆光接口）；主变组双网，A、B两个网络对应独立的合并单元、智能终端、保护装置；35kV及10kV过程层网络组单网，可以根据规模配置交换机，其独自接入故障录波网以满足全站录波需求。过程层交换机为相对特别重要设备，可选择两个网络用不同的厂家；主控室过程层交换机宜分网独立组屏。高压室过程层交换机可以与站控层交换机、GPS对时扩展装置组屏安装于高压室。过程层交换机比较昂贵，选型时要作到数量合理。
（3）对时网络，一般站控层采用电口对时，过程层采用光口对时。特别重要的是过程层不同的间隔需相连的装置采用同一时钟版输出对时，以免采用不同步引起保护装置误动，如主变差动保护的采样。
（4）计量系统，目前我们数字化电能表精度还不能用于关口结算，故需光口结算的线路还是用常规计量，这就要求其CT、PT也用常规。对于改造站同样涉及到电能表下放后离电能采集装置距离长的问题，需用到光电转换器，对于光电转换器的选型也有要求，同时也要考虑电能采集装置接口数量、全站电能表数量、区域计量采集频率要求。
（4）对于改造站，需结合一次设备（主要讲CT、PT）投运时间及电网改造设备年限要求，对于未达到设备年限（主要考虑CT绕组不够）可以根据需要提前改造或更换，避免数字化改造后又连续对一次设备改造，给运行单位等造成不必要麻烦，也带来经济损失。
（5）其他厂家与数字化集成商设备流量控制问题，比如故障录波装置和网络分析仪，单台最多只能接纳24个合并单元，这就需要根据全站需要配置故障录波和网络分析仪台数及占用光口交换机数量问题；目前国内厂家对于备自投考虑站域备自投反应时间较长，也不灵敏，还是采用独立的备自投装置实现，对于变低分段备自投一般挂单网跳分段；110kV进线备自投挂双网运行；对于改造站，站内常规安稳装置又没有到达设备技改年限的，就涉及数字化与微机化的接口问题，可以采用虚实相结合的方式补充数字化设备不能发送某些硬接点信号的缺点。
（6）组屏方式，采用电子式互感器的新建站，电子式互感器需与其合并单元配套，最好选用同一厂家，以免采样规约不一致影响传输数据，考虑合并单元与电子式互感器传输的稳定行，最好缩短其距离，采用尾缆连接，合并单元与智能终端组屏安装于户外；户外环境比较恶劣，这就对户外汇控柜的工艺提出了更改的要求。如是GIS、PASS，可以协调考虑将其安装于一次设备的汇控柜内。
（7）改造方案，改造过程层中经历新旧2个监控网络，故需要先把新网络建立起来，这就要求原控制室有足够的位置，有些站前期设计遗留備用屏位不足，可以采用蓄电池独立安放于电源小室内，这样也进一步完善设计。
（8）数字化变电站相对于常规站而言，光纤代替了电缆，这就涉及到光纤熔接的问题，原则上是同一个厂家的设备之间的光缆由厂家熔接；但巨大的熔接工程量与监控后台、虚端子的处理往往使得厂家服务人员疲惫不堪，数字化施工单位二次施工量大大减小，可以由施工单位与厂家协调解决。
（9）综自站兴起时对运行、维护、检修工作人员的要求比继电器时代要求高，一般采用培养、引进、再学习来锻炼出骨干；数字化的兴起也对工作人员提出更改的要求，对企业的人才培养至关重要。
结语
目前每个省网均已有多个数字化变电站顺利投运，虽然投运过程中遇到一些问题，总的来看设备运行平稳，各类数据采集、传输无误，保护和自动装置动作正常，至少可以说明数字化变电站的技术运用到实际中已初步通过实践的检验，满足了安全、稳定的系统运行要求。同时数字化变电站的兴起对于运行、检修等单位要求越来越高，对于厂家集成商的服务也越来越严格。参考文献[1] 陈立新,张宝健. 数字变电站系统（DPSS）的研究与设计实现. 煤矿机械出版社, 2005.[2] 徐礼葆,刘宝志. 开放式数字化变电站自动化系统的讨论.继电器, 2OO4.[3] 杨奇逊. 变电站综合自动化技术发展趋势. 电力系统自动化, 1995.
[4] 包红旗. HGI与数字化变电站. 中国电力出版社,. 2009，02．
[5] 朱大新． 数字化变电站综合自动化系统的发展［Ｊ］． 电工技术杂志，２００１（４）．
关键词：数字化变电站；新建与改造；
中图分类号：U665.12 文献标识码：A 文章编号：
概述
自电力系统引进计算机系统采用综合自动化系统代替传统原继电器给电力二次系统带来新的革新，十多年来，综自站一直作为作为技术先导已非常成熟；但随着国家智能电网的倡导、试点及兴起，数字化站与综自站存在着明显优点，数字化变电站一次设备智能化、二次设备网络化、符合ＩＥＣ６１８５０标准，解决了常规综自站关于CT饱和、不同厂家兼容、一次与二次炕干扰等问题。
考虑到部分地区对新技术的引进更为谨慎，目前一般只以负荷低、末端站进行试点并逐步推广；数字化变电站的建设与改造将成未来十年的主导，本文结合笔者工程实例对变电站新建与改造作出简要分析，并对投资作简易探讨，为同行提供参考。
项目实例
贵州某市110kV**变电站为数字化改造站，主接线规模为110kV单母线分段，出线4回，三卷变2*40MVA，35 kV单母线分段接线，出线6回；10kV单母线分段接线，出线12回，2回电容器组、2回站用变间隔，结合贵州省公司十二五电网设备技术改造原则及设备台帐，一次设备均未到达更换年限，本次只更换二次设备，进行数字化改造，用带模数转换的合并单元采集常规TV、TA送入过程层SV网。贵州某市110kV**变电站新建工程为数字化变电站，接线规模为110kV单母线隔刀分段接线（终期单母线分段接线，本期只上隔刀分段和#1母PT），110Kv出线本期2回（其中一回至电网变电站，一回只电厂线路，终期出线4回）；本期1*40MVA，终期2*40MVA,10kV单母线接线，出线10回、站用变1回、电容器组2回；因接入水电站线路，考虑到计量关口点设置，电厂线路采用常规CT、常规PT，电网线路采用电子式CT、PT。数字化变电站均按照三层两网设计，即站控层、间隔层、过程层；站控层网络、过程层网络。上述两个站区别只是在于CT、PT接入过程层网络不同。下面结合工程逐步解析数字化变电站建设与改造。
数字化变电站的建设与改造
数字化变电站构成
完整的数字化变电站由三个层次两个网络构成，分别为过程层、间隔层、站控层和站控层网络及过程层网络构成；如图：
3.1.1 数字化变电站的“三层”
（1）过程层设备，主要设备包括电子式互感器、合并单元、智能终端等，其主要功能是完成实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。
上述改造站与新建站区别在于过程层网络，新建站采用电子式互感器（除电厂线路特殊计量要求外），采用采集终端与合并单元（接受数字信号）用光纤将数字量传输入过程层交换机；新建站110kV线路、主变变高、变低选用电流电压组合互感器，单个元件保护的电气量独立开来，基本不受其他间隔的影响。改造站一般结合电网设备更换原则，一般一次设备设备使用年限最少20年，二次设备一般均不超过12年，一般不考虑更换常规CT、PT（除特殊要求），采用电缆连接到带数模转换的合并单元传输入过程层网络。
（2）间隔层，主要设备包括各种保护装置、测控装置、安全自动装置、计量装置。
新建站与改造站间隔层设备一致。
（3）站控层，主要设备包括主机、操作员站、五防主机、远动装置、保信子站、网络通信记录分析系统、卫星对时系统等设备。
新建站与改造站站控层设备一致。
3.1.2 数字化变电站的“两网”
（1）站控层网络
站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文；站控层宜采用双重化冗余以太网络。
（2）过程层采样网（GOOSE与SV网）
GOOSE报文采用网络方式传输，网络拓扑采用双星型结构，过程层GOOSE与SMV合并组网，采用双网结构。110kV主变保护采用双重化配置，每套保护装置配置单GOOSE口接入对应的一个过程层GOOSE网络；不更换互感器（采用常规互感器）的改造变电站，110kV及主变间隔常规模拟量进行模数转换后以网络化方式接入间隔层保护、测控、计量等设备。
新建站与改造站中35kV及一下采用“四合一“装置下放于开关柜上时，采用传统的互感器，与综自站没有区别，但考虑数字化变电站全站录波，需要组建独立的录波网，要求四合一装置不仅提供双电口向站控层设备传输数据或接受命令，还要求提供独立光口传输SV及GOOSE信息上传至故障录波
3.1.2 数字化变电站的五防系统
一般采用五防集后台一体化系统，如采用智能五防，应考虑五防服务器、遥控闭锁继电器、智能闭锁单元等安装位置，考虑与过程层、站控层网络的连接。
3.1.3 数字化变电站的双时钟对时系统
站内应设置两套冗余主时钟，可采用GPS或北斗卫星作为标准时钟源，其中一台应为北斗卫星时钟系统。
3.1.4 数字化变电站的计量系统
新建变电站110kV等级及主变三侧间隔一般采用电子式互感器，其绕组至少带2个保护级和一个测量级，测量级精度满足计量级，选用数字化电能表直接从SV网络中采用计量；对于35kV及以下计量采用常规计量，与综自站一致。
改造站没有考虑到更换互感器的，110kV计量采用常规计量就地下放，考虑到110kV场地离主控制室比较远，采用光电转换器转换为光信号传输到主控制室，在用光电转换器转换为电信号供电能采集装置采集。
数字化变电站设计及实施中应注意的问题
（1）站控层网络采用双电以太网，接入故障录波、网络分析仪等站控层设备；站控层交换机的配置一般按照终期配置，并需要留有备用接口；110kV变电站主控制室配置A、B网交换机各两台含（2光口、22电口），根据规模在10kV高压室、35kV高压室配置A网、B网交换机（含2光口、22电口）；站控层设备可以根据地区习惯将操作员站、五防工作站等組屏安装。
（2）过程层网络采用光纤以太网，110kV线路过程层组双网，可以根据规模选A、B网各分配1~2台交换机（14百兆光接口、2千兆光接口）；主变组双网，A、B两个网络对应独立的合并单元、智能终端、保护装置；35kV及10kV过程层网络组单网，可以根据规模配置交换机，其独自接入故障录波网以满足全站录波需求。过程层交换机为相对特别重要设备，可选择两个网络用不同的厂家；主控室过程层交换机宜分网独立组屏。高压室过程层交换机可以与站控层交换机、GPS对时扩展装置组屏安装于高压室。过程层交换机比较昂贵，选型时要作到数量合理。
（3）对时网络，一般站控层采用电口对时，过程层采用光口对时。特别重要的是过程层不同的间隔需相连的装置采用同一时钟版输出对时，以免采用不同步引起保护装置误动，如主变差动保护的采样。
（4）计量系统，目前我们数字化电能表精度还不能用于关口结算，故需光口结算的线路还是用常规计量，这就要求其CT、PT也用常规。对于改造站同样涉及到电能表下放后离电能采集装置距离长的问题，需用到光电转换器，对于光电转换器的选型也有要求，同时也要考虑电能采集装置接口数量、全站电能表数量、区域计量采集频率要求。
（4）对于改造站，需结合一次设备（主要讲CT、PT）投运时间及电网改造设备年限要求，对于未达到设备年限（主要考虑CT绕组不够）可以根据需要提前改造或更换，避免数字化改造后又连续对一次设备改造，给运行单位等造成不必要麻烦，也带来经济损失。
（5）其他厂家与数字化集成商设备流量控制问题，比如故障录波装置和网络分析仪，单台最多只能接纳24个合并单元，这就需要根据全站需要配置故障录波和网络分析仪台数及占用光口交换机数量问题；目前国内厂家对于备自投考虑站域备自投反应时间较长，也不灵敏，还是采用独立的备自投装置实现，对于变低分段备自投一般挂单网跳分段；110kV进线备自投挂双网运行；对于改造站，站内常规安稳装置又没有到达设备技改年限的，就涉及数字化与微机化的接口问题，可以采用虚实相结合的方式补充数字化设备不能发送某些硬接点信号的缺点。
（6）组屏方式，采用电子式互感器的新建站，电子式互感器需与其合并单元配套，最好选用同一厂家，以免采样规约不一致影响传输数据，考虑合并单元与电子式互感器传输的稳定行，最好缩短其距离，采用尾缆连接，合并单元与智能终端组屏安装于户外；户外环境比较恶劣，这就对户外汇控柜的工艺提出了更改的要求。如是GIS、PASS，可以协调考虑将其安装于一次设备的汇控柜内。
（7）改造方案，改造过程层中经历新旧2个监控网络，故需要先把新网络建立起来，这就要求原控制室有足够的位置，有些站前期设计遗留備用屏位不足，可以采用蓄电池独立安放于电源小室内，这样也进一步完善设计。
（8）数字化变电站相对于常规站而言，光纤代替了电缆，这就涉及到光纤熔接的问题，原则上是同一个厂家的设备之间的光缆由厂家熔接；但巨大的熔接工程量与监控后台、虚端子的处理往往使得厂家服务人员疲惫不堪，数字化施工单位二次施工量大大减小，可以由施工单位与厂家协调解决。
（9）综自站兴起时对运行、维护、检修工作人员的要求比继电器时代要求高，一般采用培养、引进、再学习来锻炼出骨干；数字化的兴起也对工作人员提出更改的要求，对企业的人才培养至关重要。
结语
目前每个省网均已有多个数字化变电站顺利投运，虽然投运过程中遇到一些问题，总的来看设备运行平稳，各类数据采集、传输无误，保护和自动装置动作正常，至少可以说明数字化变电站的技术运用到实际中已初步通过实践的检验，满足了安全、稳定的系统运行要求。同时数字化变电站的兴起对于运行、检修等单位要求越来越高，对于厂家集成商的服务也越来越严格。参考文献[1] 陈立新,张宝健. 数字变电站系统（DPSS）的研究与设计实现. 煤矿机械出版社, 2005.[2] 徐礼葆,刘宝志. 开放式数字化变电站自动化系统的讨论.继电器, 2OO4.[3] 杨奇逊. 变电站综合自动化技术发展趋势. 电力系统自动化, 1995.
[4] 包红旗. HGI与数字化变电站. 中国电力出版社,. 2009，02．
[5] 朱大新． 数字化变电站综合自动化系统的发展［Ｊ］． 电工技术杂志，２００１（４）．