时间：2013-11-29 分类：电力
摘要：目前基于IEC 61850的数字化变电站系统已从研究阶段进入实际应用阶段。数字化变电站综合自动化系统网络架构的设计实现了信息采集、传输、处理、输出过程全部的数字化。
关键词：数字化变电站,IEC 61850,网络架构
0 引言
唐山220kV郭家屯变电站位于唐山市遵化市境内，是一座220kV终端变电站。2009年9月11日正式投运。与常规的变电站相比数字化变电站优势在于建立在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，简化信息传输通道提高了信号传输的可靠性，避免了电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题。从而进一步提高自动化和管理水平，减少了变电站生命周期成本。数字化变电站的信息采集也实现了数字化，电子式的CT、PT取代传统的CT、PT设备。开关实现智能化，整个变电站的控制和保护全部实现网络化。大大节约了控制电缆，施工简单，提高了变电站自动化水平。同时综合自动化系统网络架构也与常规变电站有着不同，下面就郭家屯数字化变电站网络架构进行简要分析。
1 数字化变电站的网络架构概述
常规的综合自动化系统在逻辑结构上为\"两层一网\"结构,两层即\"站控层\"、\"间隔层\",一网即\"站控层\"网络。常规的综合自动化系统实现了信号处理的数字化、从间隔层到站控层信息传输的数字化,但一次设备仍为传统设备,间隔层到一次设备之间仍采用电气回路通过电缆连接,接线复杂,控制电缆用量较大。数字化变电站是指变电站的信息采集、传输、处理、输出过程全部数字化,基本特征为设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化、运行管理自动化等。数字化变电站建设的理想目标为\"同一个世界,同一个标准\",智能设备可在变电站通信网络上\"即插即用\"。数字化变电站在逻辑结构上为\"三层两网\"结构,三层即\"站控层\"、\"间隔层\"、\"过程层\",两网即\"站控层\"网络和\"过程层\"网络。数字化变电站与常规综自站相比：①增加了过程层，这是数字化变电站最显著的特点，即将一次设备纳入了变电站通信网络，是变电站自动化技术发展的重大变革。②间隔层设备网络化，直接接到站控层交换机，取消了串口转以太网的接口装置，信息交换速率大大提高。
数字化变电站的模型是基于IEC61850协议框架网络式分布，所有间隔层设备与过程层设备间按IEC6185建立统一的模型以达到互操作的可能性。过程层设备按间隔布置与间隔设备单独组网以交换机连接。跨间隔设备如变压器保护装置、母线保护装置等由跨间隔交换机将数据收集后与间隔层设备相连。
2 数字化变电站组成结构
2.1 第一层网络：站控层
站控层网络包括间隔层交换机和站控层设备，实现间隔层设备与站控层设备之间的通信。间隔与间隔之间的非实时通信也在站控层网络实现，例如利用GOOSE报文实现五防闭锁。站控层网络可以采用100M及以上光以太网或电以太网，双网配置。站控层设备主要包括变电站监控系统、远动系统、防误闭锁系统、保护信息管理系统、通讯监控系统、电量采集远传系统等的功能。实现网络共用、信息共享。间隔层交换机用于间隔层IED与变电站层设备通信一般为双星形以太网，对交换机的可靠性要求与传统变电站差异不大，可使用国产交换机。
2.2第二层网络：间隔层
这层网络只包括间隔层设备，间隔层设备包括按间隔对象配置的保护测控一体装置、计量装置以及与接入其它智能设备的规约转换设备。单间隔设备有线路保护测控一体装置、计量装置，跨间隔设备包括母线保护、变压器保护等。站控层设备与间隔层设备之间采用IEC61850规约进行通信。
2.3第三层网络：过程层
过程层网络包括过程层交换机和过程层设备，实现间隔层设备与一次设备辅助装置之间的通信，主要传输采样值和GOOSE信息 。过程层网络采用100M及以上光纤以太网。过程层设备主要包括：智能单元和合并单元。合并单元是电子式互感器的一部分，完成对电子式互感器同步采样的控制和收集，按IEC 61850-9-1/2标准通过光以太网提供给间隔层设备使用。现在普遍使用IEC61850-9-1传输SV。四方数字化保护通过交换机实现数据汇聚。其他厂家保护直接连接SV数据，不组网。如果使用IEC61850-9-2(或LE)传输SV，需要通过交换机组网。智能单元是智能一次设备的组成部分，主要通过GOOSE报文实现开关/刀闸控制、开关/刀闸状态上送等。
2.3.1 过程层交换机
过程层交换机性能要求比较高，用户一般要求使用进口交换机。郭家屯变电站过程层使用的是罗杰康交换机。
每间隔使用一台或多台罗杰康交换机，每台包括：
1)12个单模100M光纤以太网口，传输GOOSE和SV数据
2)2个100M电以太网口，作为备用测试口
3)除主变间隔外均为12光口交换机，主变间隔增交换机加计量功能后使用14光口交换机。
2.3.1.1 线路和母联交换机
对于线路和母联间隔，由一台交换机完成GOOSE数据和SV数据的传输，使用VLAN将其分割为逻辑上的两台交换机两个电口(17、19口)分别为GOOSE测试口和SV测试口。如图2
2.3.1.2 变压器和母线保护间隔的交换机#p#分页标题#e#
对于变压器和母线保护间隔，具备独立的GOOSE交换机和SV交换机。如图3：
2.3.2 过程层设备
过程层设备包括过程层设备主要包括：智能单元和合并单元。
2.3.2.1 合并单元(MU)、互感器
合并单元通过ST接口输入850nm的串行光信号，标准配置为：6路采集器输入数据(IN1-IN6)、2路合并单元数据(SR1-SR2)、1路同步信号(SYN)。也可以根据需要改为接收最多9路采集器输入(不需要外接合并单元和同步的场合)。合并单元的CPU模件按照IEC60044-8标准对处理后数据打包，通过ST接口(ST1、ST2)输出两路850nm的光纤串行数据到其它合并单元或数据集中器;按照IEC61850-9-1标准对处理后数据打包，通过ST接口(ET1、ET2、ET3)输出三路1310nm的光纤以太网数据到二次设备。
合并单元的输出接口可以根据需要经过EXT模件进行扩展，扩展数目根据工程需要定;合并单元的交流模件可以根据工程需要进行裁减，当前能够接收的模拟通道数为8路(可以扩充到12路)。合并单元经过COM模件接收4路DC220V硬节点开入信号或4路GOOSE遥信点，同时输出4路开出信号。
电子式互感器接入安装于就地智能操作柜的合并单元，合并单元就地安装，数据传输至本间隔交换机。如图4：
2.3.2.2 智能操作箱
智能操作箱是智能一次设备的组成部分，主要通过GOOSE报文实现开关/刀闸控制、开关/刀闸状态上送等功能。智能操作箱包括GOOSE插件用于收发GOOSE信息;开入开出插件用于信息与GOOSE插件之间的交换;直流插件用于温度的测量。GOOSE插件有2个GOOSE光纤接口用于与间隔层设备通信和1个测试电以太网接口。
2.4 一次设备层
一次设备包括开关设备和电子式互感器，郭家屯变电站开关设备仍然是常规设备没有采用智能开关设备，互感器采用了国际先进水平的电子式互感器，下面对电子式互感器做简要介绍。
电子式互感器是建设数字化变电站的决定性设备，起着至关重要的作用。电子式互感器具备体积小、重量轻;具备数字接口，便于和数字设备连接;不含铁芯，消除了磁饱和、铁磁谐振等问题;暂态特性好，测量精度高，频率响应范围宽;绝缘性能好，造价低等优点。在性能要求和通信标准上电子式互感器遵循IEC60044-7/8和IEC61850-9-1/2标准。根据标准中的描述，电子式互感器是具有模拟量电压输出或数字量输出，供频率15Hz～100Hz的电气测量仪器和继电保护装置使用的电流电压互感器。可见电子式互感器的功能、应用范围和传统互感器是完全一致的，区别在于输出量，是可供二次设备直接使用的模拟电压信号或数字量，例如，电子式电流互感器模拟量输出标准值为22.5,150,200,225mV(测量用)和4V(保护用)，数字量输出标准值为2D41H(测量用)和01CFH(保护用)，而传统电流互感器输出为电流信号，这直接导致了包括设备铭牌参数在内的一系列的不同，例如电子式互感器可以根据需要通过软件设定变比，而不再使用传统形式如600/300/5来定义。
电子式互感器的精度等级与常规互感器差别不大。以电流互感器为例，测量用CT的标准精度为0.1,0.2,0.5,1,3,5级，供特殊用途的为0.2S和0.5S级;保护用CT的标准精度为5P，10P，和5TPE，其中5TPE的特性考虑短路电流中具有非周期分量的暂态情况，其稳态误差限值与5P级常规CT相同，暂态误差限值与TPY级常规CT相同。电子式互感器工作原理图5所示：
3 总结：
通过对郭家屯数字化变电站的网络架构设计的分析我们可以得出以下结论：变电站计算机监控系统基于IEC61850通信协议构建; 全站配置微机型保护、测控等智能设备,信息的处理实现数字化;采用了电子式互感器,采样值就地数字化后以光纤送给各二次设备,实现了采样信息采集、传输的数字化; 保护、测控设备的跳合闸控制命令直接以数字编码形式通过光纤传送到智能终端,实现了控制命令输出、传输的数字化; 一次设备的开关量信号通过智能终端就地数字化后通过光纤上送给二次设备,二次设备的开关量输出同样以数字信号通过光纤下到智能终端对开关进行控制,实现了开关量信息的采集、传输、输出数字化。通过对数字化变电站网络架构的分析，实现数字化变电站的技术创新。
参考文献：
1.高翔.数字化变电站应用展望[J].华东电力, 2006
2. 罗承沐，张贵新，王鹏.电子式互感器及其技术发展现状团.电力设备，2007
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