基于超（特）高壓變電站實現數字化、智能電網的若干問題探討

王潤華

[摘要]變電站光數字保護裝置現場調試技術、電能計量問題、一致性測試平臺研究是超(特)高壓變電站實現數字化和智能電網的關鍵。隨著光電技術在傳感器應用領域研究的突破、IEG61 850標準的頒布實施、太網通信技術的應用以及智能斷路器的發展，數字化已成為未來變電站自動化技術發展的主流。由于數字化變電站中網絡通信非常復雜，因此有必要對其產品和系統的通信行為進行一致性測試。測試保證了裝置三種不同的互操作。指出面向通信服務的互操作是獲得面向功能互操作的基礎，而面向功能測試與工程實際應用關系更為密切。針對未來數字化變電站中光電式互感器的電能計量與傳統電能計量的區別和二次回路的特點進行了介紹，并對數字式保護的調試方案、整組及網絡傳輸時間的測試方法及存在的一些共性問題提出了一些觀點。

[關鍵詞]數字化變電站智能電網互操作一致性測試平臺IEG61850電能計量光電式互感器

1概述

2009年5月21日，在UHV2009會議上國家電網首先提出加快建設以特高壓電網為骨干網架，各級電網協調發展，具有信息化、自動化、數字化和互動化為特征的統一的堅強智能電網。

數字化變電站是實現智能電網的基礎，其主要標志是采用數字化電氣測量系統(如光電式或電子式互感器)來采集電流、電壓等電氣量，實現了一、二次系統在電氣上的有效隔離，增大了電氣量的動態測量范圍并提高了測量精度，以及信息集成化應用提供了基礎，從而實現常規變電站轉為數字化。IEC61850標準提供了變電站自動化系統功能建模、數據建模、通信協議、通信系統的項目管理和一致性檢測等一系列標準。按照IEC61850標準建設變電站的通信網絡和系統，符合其標準設備的推出是建設數字化變電站的有效途徑，提供了技術支撐。數字化變電站大大減少了二次回路的電纜數量，既減少了建設成本，又有利于設備的維修，是未來變電站發展的主流。

微電子和計算機技術的發展使變電站各種智能電子設備(IED)具備了數字化和低功耗的特點。這些IED在物理上可安裝在三個不同的功能層，即變電站層、間隔層和過程層。目前集中式或分布式變電站自動化系統的信息采集來源于傳統電磁式電壓互感器(PT)／電流互感器(cT)的模擬輸出，因此，變電站IED必須通過電磁變換回路將傳統PT／CT的二次輸出信號變換為適合于微電子電路的低電平信號，通過對應于每臺設備的電纜將這些測量值傳到繼電保護、測控、計量、測量及自動化系統。

常規變電站自動化系統的二次系統采用單元間隔的布置形式，裝置之間相對獨立，缺乏整體的協調和功能優化，主要問題是信息難以共享、設備之間不具備互操作性、系統的可擴展性差及系統可靠性受二次電纜影響。

新型光電式互感器的應用、IEC61850標準的頒布實施、網絡通信技術發展(尤其以太網技術在電力系統中應用的普及)、一次設備操作智能化技術的發展等，為變電站自動化技術的應用和發展注入了新的推動力。電能計量也因此發生了新的變化，呈現出新的特點。

數字化變電站的推廣應用為我們帶來便利的同時，也為調試工作帶來了一定的難度。保護裝置的整組動作時間特性是保護裝置性能的關鍵因素，對于傳統的保護裝置，保護整組動作時間都是通過向保護裝置加入故障量，并測量保護裝置的開出接點來測量的。而對于光數字保護來說，由于保護的開出是光信號，因此傳統的測量方法將不再適用。此外，信號在通信網絡中的傳輸受端節點CPU利用率、端節點處的通信流量及網絡負載的影響，其傳輸時延具有不確定性。

為測試數字保護裝置整組動作時間，以及采用“點對點光纖網絡”、“goose光纖網絡”等出口方式下網絡信號的傳輸時間，提出了適用于光數字保護的整組時間測試方案。

數字化變電站逐漸成為熱點，引起了廣大用戶和制造商的廣泛關注。在數字化變電站中，需要將來自不同廠家的智能設備以通信方式集成為一個系統。為了獲得互操作性，各方需要遵循統一的通信標準(能夠滿足數字化變電站的通信需求)，這就是IEC61850。

IEC6l 850與傳統技術相比，有很多新的技術特性：如采用了面向對象建模技術、定義了基于XML的工程工具數據交換格式SCL，提出了變電站層、間隔層、過程層三層變電站通信架構等。但其中最主要的優點是具有互操作性，能夠使來自不同廠家的IED相互交換信息，完成各自的功能。

但在工程實踐中發現，有些裝置通過了IEC61850的測試，單個通信服務是正確的，但仍無法被系統集成。這是因為IEC61850目前有很大的局限性，因是面向服務的測試，而不是面向功能和系統的測試。因此，IEC61850目前還不能滿足現在數字化變電站通信一致性的測試要求。

2一致性測試平臺

2.1數字化變電站一致性測試的三個層次

(1)面向系統性能的測試；

(2)面向應用功能的測試；

(3)面向通信服務的測試。

面向通信服務的互操作是獲得面向功能互操作的基礎，而面向功能測試與工程實際應用關系更加密切。面向系統性能的測試可以確認整個系統在應用中的性能問題。這三個層次的測試難度是不同的，面向通信服務相對最簡單，而面向系統性能測試則相對最困難?，F階段各檢測機構所作的一致性測試都是根據IEC61 850進行面向通信服務的測試?？紤]到實現的難度，可分階段實施。

2.2 IEC61850的局限性

(1)測試范圍的局限性，目前只定義了IEC61850服務器的測試案例，沒有定客戶端的測試案例和方法。因此，只能用于測試間隔層的保護、測控設備的一致性，對于變電站層的監控、遠動、工程師站等設備無法進行測試。

(2)是面向通信服務和模型的測試而不是面向功能測試。

IED通過IEC61850測試只是表明其基本通信服務是與IEC61850一致的。但無法保證IED的功能的一致性。從工程角度看，有必要對IED進行全面測試(包含功能測試)，才能保證通過測試的IED在工程實際系統表現正常。真正實現互操作。

2.3面向功能一致性測試的必要性

實際上變電站自動化系統都是面向功能的：例如監控系統對間隔層IED遙測、遙信信息的收集、通信中斷的判斷和告警等。在IEC61850應用中經常出現通過IEC61850測試的IED在變電站工程現場，有時還無法實現功能上的互操作。因此，有必要對IED進行面向功能一致性測試。

2.4面向功能測試平臺的構建

2.4.1系統建立遵循的原則

(1)構成系統的設備具有良好的一致性；選擇通過IEC61850一致性測試的設備作為間隔層標準服務器，用于測試變電站層的客戶端設備。

(2)測試的通信過程能夠被記錄和分析；使用IEC61850通信協議工具對測試的通信過程進行全面的記錄，便于分析問題。

(3)與IEC61 850測試案例相結合。針對功能測試所暴露出的ACSI通信服務問題，利用IEC61850測試案例，使用面向通信服務的測試平臺。

2.4.2測試系統的組成

(1)變電站層：采用實際的監控系統作為標準IEC61850客戶端對待檢間隔層設備進行測試。

(2)間隔層：采用通過測試的保護設備和測控設備作為標準IEC61850服務器端，對待檢變電站層設備進行測試。

(3)網絡設備：用于組網的網絡交換機、通信過程記錄的IEC61850協議分析記錄設備。

(4)測試儀器：繼電保護測試儀等。

2.4.3測試內容

(1)變電站層IED測試

①系統配置工具，變電站層IED通用測試內容：系統配置工具能夠處理標準IED的ICD文件。能夠對GOOSE進行配置。生成的SCD或CID文件符合IEC61850標準。

②監控系統與IED進行了通信，實現四遙功能。四遙信息能夠在畫面上正常顯示。對于事件能夠產生告警信息?？梢赃M行遙控。對于保護裝置，可以正常接收保護事件和錄波信息，并使兩者正確關聯。能夠正確召喚、編輯、更新、切換保護定值。能夠判斷通信中斷、進行雙網切換。

③遠動系統能夠與標準IED進行正常通信。正確收集四遙信息。能夠判斷通信中斷、進行雙網切換。能夠完成站內數據(IEC61850)與遠動數據的正確轉化。

④故障信息子站能夠與標準保護IED進行通信。正確收集標準保護IED的錄波文件。能夠對定值進行召喚、編輯、更新和切換。

(2)間隔層IED測試包括保護；測控；錄波器。

①公共文件的檢查(人工)，看服務器或模型是否有明顯不滿足的地方。

②ICD文件的合法性靜態檢(軟件工具)測，將不符合項進行定位和顯示，并輸出測試結果。

③IED數據模型內外描述的一致性(軟件工具)。

④網絡中斷檢測，檢查IED是否能夠自動判斷出通信中斷，并釋放相關資源。

⑤雙網絡切換，軟件工具應能夠以差異明顯的色彩表示A、B兩網的運行工況，包括：運行、備用。需要判斷IED是否能夠順利的進行雙網切換。

(3)保護裝置

①完成間隔層IED公共測試項內容。

②遙測對遙測量進行顯示，判斷是否正確。

③遙信對遙信量進行顯示。判斷是否正確。

④遙控以SBOes及直控方式對保護裝置進行控制，例如切換軟壓板，裝置復歸。

⑤定值召喚、編輯、更新、切換召喚保護定值，編輯并更新定值，切換定值組。

⑥保護事件和錄波文件，以報告方式上送，文件格式及文件命名方式與《IEC61850I程實施規范》是否一致。

(4)測控裝置

①完成間隔層IED公共測試項內容。

②遙測保護接測試儀，輸入模擬量，軟件工具對遙測量進行顯示。判斷是否正確。

③遙信保護接測試儀，輸入開關量，并發生變位，軟件工具對遙信進行顯示。判斷是否正確。遙控以SBOes以及直控方式對保護裝置進行控制，例如切換軟壓板，裝置復歸等。

④GOOSE測試被測試IED與測試平臺上標準的測控裝置進行邏輯互鎖。雙方按照事先定義的測試案例進行邏輯閉鎖測試。

(5)錄波裝置

①要完成間隔層IED公共測試項內容。

②接保護測試儀，做保護實驗，使保護動作，使錄波裝置錄波。

③產生了錄波文件。軟件工具讀錄波文件。判斷錄波文件格式及文件命名方式與《IEC61850工程實施規范》是否一致。

2.5面向功能測試系統的應用

發現幾乎所有被測設備或多或少都存在各種問題，例如ICD文件格式不對，ICD所描述的模型與IED實際運行的模型不一致，召喚保護定值等功能實現不正確等。針對ACSI通信服務問題，使用面向服務的測試工具，利用IEC61850所定義的有關測試案例進行進一步測試，找出問題根源。測試證明了面向功能測試平臺的有效性和實用性。

3電能計量

3.1數字化變電站中電能計量與傳統電能計量方式的區別

(1)輸入信號類型不同

光電式互感器的出現是數字化變電站技術應用的主要標志之一。根據IEC標準規定，光電式互感器具有模擬輸出或者數字輸出或者兩者兼有的信號輸出方式，其中模擬輸出不再是傳統電磁式互感器的100V／5A，而是低壓小信號，更重要是具有數字輸出方式，這是傳統變電站計量中所沒有的。

(2)計量系統與其他系統間的信息集成化

常規變電站二次系統采用單元間隔方式分布，電能計量設備與其他諸如監控、保護、故障錄波等裝置之間相對獨立，功能單一。而在數字化變電站中，間隔層一般按斷路器間隔劃分，電能計量設備與其他測控或繼電保護裝置通過局域網或串行總線與變電站聯系，且往往監控、保護與計量等功能集成在統一的多功能數字裝置內，可以實現設備之間的信息交換與共享。

(3)數據通信方式不同傳統電能計量系統利用金屬電纜的模擬量通信模式，這種模式接線復雜，抗干擾能力差，二次回路負荷變化將直接影響傳統互感器的輸出，從而影響電能計量的準確性。而在數字化變電站中，利用現場總線技術實現變電站過程層的通信已經得到應用，數據的采集和傳送不再是模擬量的點對點方式，而采用集中采集和處理，以網絡通信的方式傳送。

3.2光電式互感器的應用對電能計量的影響

根據傳感頭設計原理的不同可以分為有源型和無源型兩種光電互感器。前者在高壓端采用新型傳感頭得到性能優越的電信號，利用光電轉換為數字信號傳輸到低壓端；后者主要是利用電光效應(電壓傳感器)和磁光效應(電流傳感器)調制光信號，傳感過程中不涉及電信號。雖然兩者的傳感原理差別很大，但傳感特性和輸出接口卻存在很多共性，影響著數字化變電站中的電能計量，主要體現在以下幾個方面：

(1)頻率響應范圍寬，諧波測量能力強

電能表按不同的使用場合分為直接接通式和經互感器接通式兩種。光電式互感器電能表由于主要用在高壓或中壓，需要用互感器將一次系統的高電壓或大電流降為電能表可以接受的電壓、電流信號，從而準確安全地進行計量。在這種情況下，當電壓或電流發生畸變時，互感器對電能計量的影響主要表現在兩個方面：一是互感器能否把一次側的諧波信號正確地傳送到電能測量儀表的端子，二是互感器本身是否會產生諧波電量影響電能表等各種測量儀表。光電式互感器的頻率范圍主要取決于相關的電子線路部分，頻率響應范圍寬，一般可設計到0.1Hz到1MHz，特殊的可設計到200MHz的帶寬。

因此，光電式互感器可以測量高壓電力線路上的諧波，將諧波信號傳送給電能測量儀器儀表，使得諧波電能的準確計量成為可能。而這點對于傳統的電磁式互感器來說是難以做到的。

(2)不含鐵心，消除了磁飽和及鐵磁諧振等問題

傳統PT／CT不可避免地存在磁飽和及鐵磁諧振等問題，對電能計量造成負誤差。光電式互感器不用鐵心做磁耦合，因此消除了磁飽和及鐵磁諧振現象，從而使互感器暫態響應好、穩定性好，保證了系統運行的高可靠性，減小了電能計量誤差。

(3)動態范圍大，測量精度高，傳統CT由于存在磁飽和問題，難以實現大范圍測量，同一互感器很難同時滿足測量和保護需要。光電式互感器則有很寬的動態范圍，可同時滿足兩者的需要。

(4)數字接口，通信能力強，系統整體精度高，數字化變電站采用分層分布式結構。光電式互感器較傳統互感器的最大區別在于直接提供數字信號。正是這個區別對電能計量產生很大影響。

(5)電磁式互感器的誤差隨二次回路的負荷變化而變化，產生的系統誤差不可預計。而光電式互感器傳送的是數字信號，因而完全不受負載的影響，系統誤差僅存在于傳感頭自身。當作為測量應用時，由于光電式互感器下傳的是光數字信號，與通信網絡容易接口，光線傳輸過程中沒有附加測量誤差。在測量中的A／D轉換也沒有附加誤差，即使是相同等級精度上，數字式測量系統的整體精度也要比一般常規系統高得多。

3.3光電式互感器與電能計量設備的數據接口

光電式電壓／電流互感器的國際標準，有兩種輸出方式：①模擬信號輸出：額定值為4V(測量)及200mV(保護)；②數字信號輸出：額定值為2D41H(測量)及01CFH(保護)。

實現光電式互感器與二次設備的接口主要有兩種方式：一種將光電式互感器的輸出信號轉化為低壓模擬量，此時二次設備無需改動，其A／D轉換器依舊保留；另一種將數字化輸出的光電式互感器直接與數字式二次設備連接，此時二次設備上的隔離變壓器和A／D轉換器均可省略。

模擬接口是為了利用變電站已有模擬接口二次設備的一種過渡措施，數字接口是變電站通信對光電式互感器的最終要求，無論從系統可靠性還是技術發展角度考慮，第二種方式都更具有優勢和革新意義。

光電式互感器二次側采用數字輸出，把電壓和電流采樣信號用數據包的方式發送給二次電能計量表計，這種數據傳輸方式不是實時的，暫不符合目前實時電能計量方式，需要進行一些基礎研究工作才能使用。例如，需要解決使用數據包計算電能，研制數字電能表，編寫數字電能表國家標準問題。

3.4數字化變電站電能計量研究方向的展望

盡管目前已有針對數字化變電站中電能計量的產品，但是在電能計量方面仍然有許多問題需要企業和科研單位展開相關研究。

(1)關于電能計量基本技術要求的研究

數字化變電站中電能計量對互感器、輸入信號及電能表計會有新的技術要求，體現在電壓、頻率、諧波、輸入數字信號等各個方面。

(2)數字化電能表國家標準的制定

國家標準的研究和制定將對新型光電式互感器的電能表研究、生產和應用起到規范的指導作用。

(3)數字電能表校驗方法的研究

光電式互感器的應用，其數字輸出方式對變站綜合自動化系統產生很大影響，然而現有標準計量機構對電能表進行精度校驗仍局限在模擬輸入方式。

(4)電能計量系統誤差的研究

在電能計量中，由于光電式互感器的應用而使得誤差環節得以減少或消除。未來可以將光電式互感器、數據傳輸和電能計量終端等設備作為一個整體來分析，通過改變數據傳輸的條件和軟硬件環境，研究得到各個環節對于電能計量誤差的影響。

(5)功率或電能等數據在合并單元中的處理

在IEC標準規定的合并單元數據幀中可以考慮加入功率或電能計量的結果，這樣可以簡化二次計量設備的功能，但是需要在數據打包前對采集到的電壓電流在合并單元中先進行處理。

(6)虛擬電能計量在數字化變電站中的應用

隨著虛擬儀器技術的發展，可以采用虛擬儀器平臺來實現數字化變電站中的電能計量。

4實例概況

一次設備采用傳統的開關設備，因此需要在開關場加裝智能單元，將數字式保護開出的光信號轉化為模擬信號，實現開關的遠方操作。

二次設備均采用南京新寧公司生產的數字化設備。

變壓器分3個電壓等級，110kV側為內橋接線；35kV、10kV側為單母線分段的接線方式。

變壓器差動及后備保護采用新寧公司的X7210-F-A型保護，高壓側、中壓側的電流、電壓信號經過合并器OEMU702合并后分別經過一根光纖引入保護裝置。低壓側的電流、電壓信號經過10kV就地智能單元XA702采集后經一根光纖引入保護裝置。保護的開出信號通過光纖分別引入3個室內智能單元。室內智能單元XA701N與高、中壓側的室外智能單元XA701W及低壓側的智能單元XA702通過光纖以太網進行通信。室外智能單元將室內智能單元的跳閘信號轉化為模擬量接入至傳統的開關跳閘回路，并負責將就地的信息(包括開關位置信息、刀閘位置信息、閉鎖信息、告警信息等)轉化為數字量傳輸至室內智能單元。變壓器的非電量保護裝設在變壓器本體附近，采集由XA703智完成。

4.1保護裝置調試項目

數字化變電站的保護調試方法與傳統保護的調試方法基本上是相同的，但也存在差別。IEC61850標準按通信體系及設備功能將變電站自動化系統分為三層：變電站層、間隔層、過程層。光數字保護裝置屬于間隔層設備的一部分，此外還有控制及監視單元不能將它們分裂開來。

變壓器保護的調試項目有：

①采樣精度及相序檢查；②保護功能測試(包括變壓器差動保護，三段式復壓過流保護，過負荷起動風冷，過負荷閉鎖調壓等)；③測控裝置聯調；④帶開關跳閘測試。

變壓器保護的調試時間及信號在光纖網絡中的傳輸時間，由于博電公司生產的PWF光數字保護測試儀與新寧公司的變壓器保護采用的通信規約不一致，需指出的是，在試驗過程中，通過此種方法向保護裝置加入的電流量并不是很準確，誤差一般在2％～3％之間。到目前為止，國內還沒有通用的光數字保護測試儀器。此外，變壓器保護裝置作為間隔層的一部分，需要把變壓器保護與測控裝置緊密聯系起來。光數字保護的每一個動作或報警號都應該在后臺顯示，并且時間上應牢牢對應。

4.2測試整組時間及網絡傳輸時間(以變壓器差動保護跳110kV側開關為例)

試驗過程中，將錄波器放置在保護裝置附近，并鋪兩根長距離電纜至110kV開關本體及智能單元，引入開關本體的跳閘接點及室外智能單元的操作箱跳閘輸入接點。先合上110kV側開關，啟動錄波器后，向保護裝

置注入故障電流使差動保護動作，開關跳開后，停止錄波。變壓器保護室內智能單元A／D轉換110kV側開關，光纖硬接線注入故障電流錄波器，采集故障電流操作箱的跳閘輸入接點開關跳閘回路接通1 10kV分段母線模數轉換器光纖操作箱室外智能單元硬接線。

變壓器保護的報文顯示及錄波圖中可以看出：差動保護的動作時間為18ms，從保護通入故障電流至室外智能單元操作箱跳閘輸入接點閉合的時間為43ms，從保護通入故障電流至開關跳閘接點閉合的時間為53ms。保護的啟動時間需要4ms，開關室外智能單元的繼電器動作時間需要7ms，保護信號在光纖回路中的傳輸時間為14.3ms。重復相同的步驟，對變壓器保護跳中壓側、低壓側開關的網絡傳輸時間進行測試，結果與高壓側近似相等。因此可以得出結論，變壓器保護跳閘信號在光纖網絡中的傳輸時間是穩定的，并且符合要求。

5結論及建議

(1)數字化變電站的一致性測試，面向通信服務的互操作，有很大的局限性，不能滿足工程的需要，本文提出面向功能測試平臺方案，完成了測試平臺的建設、投入應用并取得了良好的實際效果。

(2)光電式互感器的應用對電能計量產生了很大影響，目前的數字化電能計量仍然存在很多亟待解決的問題，需要進行相關的研究。

(3)保護裝置整組動作時間及網絡傳輸時間的測試方案只能適用于一次設備是傳統開關，二次設備是數字化裝置的過渡型的變電站。對于一次設備也采用智能開關的變電站，其跳閘信號傳輸過程將省去室外智能單元信號等一系列中間環節，理論上保護整組動作時間及網絡傳輸時間將更快。

(4)各生產廠家對IEC61850規約的理解不一致，并且在國內還沒有對規約中存在差異的地方有進一步的規定，因此導致不同廠家生產的產品之間不能夠有效地實現光纖數字通信。同一個變電站所訂購的二次設備只能是同一廠家生產的產品。

(5)光電互感器沒有專門的實驗儀器進行校驗。對于較高等級的光電互感器的精度校驗，指針表讀數的方法很難達到要求。

(6)數字化變電站許多工作可以在設備出廠前完成。由廠家提供相應的出廠報告，現場只需對設備進行組裝及檢查，這樣，既能大大減少了基建過程中的調試工作量，又能縮短變電站的投運時間。