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唐山郭家屯220kV数字化变电站工程实践
jiang_0514 发表于 2009/8/11 11:56:00 2226 查看 1 回复 [上一主题] [下一主题]
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唐山郭家屯220kV数字化变电站工程实践
作者：钱玉春，袁敬中，赵琳，任雁铭 来源：赛尔电力自动化 总第80期
摘要：本文首先讨论了数字化变电站建设的实际意义，分析了数字化变电站技术的应用对解决现有变电站存在的互操作、二次回路复杂、抗电磁干扰、继电保护状态在线监测等一系列问题的实际意义。然后以唐山郭家屯220kV数字化变电站为具体实例，进行具体分析。介绍了该工程的技术实施方案，分析了其主要技术创新点，主要包括：220kV线路、变压器测保一体化；以分散录波方式解决数字化变电站集中录波的难题；在数字化变电站使用程序化控制；简化开关内部二次回路；以网络化方式实现变压器非典量保护功能；过程层设备实现开关场就地安装。该工程的成功实践为其它数字化变电站工程提供了有益的工程经验。
关键词：数字化变电站、IEC61850、测保一体化、分散录波、开关场就地安装
1引言
数字化变电站技术目前在国内发展很快，很多地区都在积极试点。数字化变电站技术涉及技术门类比较宽，既包括智能一次设备，例如电子互感器；也包括网络化二次设备，例如网络化的保护装置和电能表等，因此数字化变电站在技术上比较复杂。各地区在进行数字化站试点工程时，考虑的侧重点不同，有的关注电子互感器，有的关注网络化二次设备，对GOOSE取代电缆硬连接更为重视。因此，目前各试点工程的技术方案差异很大，得出的结论也不尽相同。到目前为止，比较完整的数字化变电站试点工程还不多。唐山郭家屯220kV数字化变电站是国内目前比较完整的数字化变电站试点工程。本文对该工程的技术方案、主要技术特点进行了分析比较。以这个实际工程为例，分析讨论了数字化变电站技术对解决变电站现有问题的作用和意义。
2郭家屯工程概述
唐山郭家屯220kV数字化变电站工程是华北电网公司的重点科技项目，该工程在2007年就开始调研和论证，华北电网公司、华北电科院、唐山电网公司和华北电力设计院经过科学地研究和论证，提出了郭家屯数字化变电站的技术要求。该工程2008年3月完成设备招标，四方、南自、新宁等公司分别中标集成商、220kV第二套保护和电子互感器。2009年1月开始在系统集成商北京四方公司开始场内联调。预计6月份投入实际运行。
数字化变电站是变电站自动化技术发展的方向，目前国内很多地方都在做数字化变电站技术的试点工作。建设数字化变电站的目的是采用新技术提高生产率，解决现有生产中存在的问题，提高电网安全运行水平，而不是为数字化而数字化。为此该工程在调研阶段，我们就提出了该工程的建设原则：变电站的“数字化”是确保电网安全、可靠、经济运行的技术手段，而不是目的。“数字化”不能牺牲电网原有的安全性、可靠性和经济性。
郭家屯工程正是在上述原则基础上，从技术上开展了一系列创新和探索，与国内目前正在实施的数字化变电站相比，该工程的技术要求高、实施难度大，在国内处于领先水平，引起同行的广泛关注。
3 建设数字化变电站的实际意义
数字化变电站技术可以解决许多常规变电站难以解决的问题，其中比较突出的是：互操作问题、传统电磁式互感器带来的问题、二次回路复杂的问题、控制电缆引起的电磁干扰问题、一次设备智能化问题、继电保护状态检修问题等。
3.1解决互操作问题
在变电站自动化系统中，不同厂家往往使用各自不同的通信技术，从最初的RS-485，到后来的各种现场总线以及现在的以太网技术，所使用的通信协议也是各种私有通信协议。由于变电站自动化系统内部存在不同的通信网络和协议，造成了不同厂家设备之间缺乏互操作性，使得系统集成周期长、集成费用高、可靠性降低、后期维护不方便。虽然各厂家都在向IEC60870-5-103协议靠拢，但由于103规约是面向串行通信方式，不能满足以太网的要求，且对103协议内自定义部分各厂家使用方法不同，使不同厂家设备依然不能实现互操作。
IEC61850是关于变电站自动化系统通信网络和系统的国际标准。制定IEC61850的主要目的是为了实现变电站内不同厂家智能电子设备之间的互操作。该标准对站内智能电子设备的信息描述方法、访问方法和通信网络进行了全面定义，使得不同厂家的智能电子设备可以互操作。因此，建立在IEC61850标准之上的数字化变电站有效地解决了互操作问题。
3.2解决传统电磁式互感器带来的问题
传统电流、电压互感器是电磁式互感器，它们具有维护成本低，可靠性高的特点。但是其存在的问题也是很突出的，主要有：
（1）电流互感器在大电流情况下，会出现铁芯饱和现象，这是继电保护不正确动作的主要原因之一。
（2）暂态传变特性差，降低了继电保护动作速度。而改善暂态传变特性需增加投资。
（3）电流互感器二次侧输出对负载有严格要求，当开关场到控制室的距离过远时，难以保证传变精度。
（4）电流互感器二次不能开路，否则会产生数千伏的高压，危及人身和设备的安全；电压互感器二次不能短路，否则也将危及设备的安全。
（5）为解决绝缘和传变特性，当电压等级越高，短路电流越大时，必然将增大体积，使设备变得更加笨重，安装运输不方便。
随着电网发展，高电压大容量输电要求控制、保护设备响应速度更快，监测精度更高，传统电流、电压互感器如要满足要求，制造工艺将更复杂、体积将更大，造价增加比电压等级增加要快得多，同时，有些缺陷是不可克服的。
在数字化变电站中采用了电子式互感器，电子式互感器具备体积小、重量轻；具备数字接口，通过光纤输出；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。电子式互感器的出现解决了传统互感器的问题，具备很高的性价比，特别是在高电压条件下优势更为明显。
3.3解决二次回路复杂问题
传统二次回路完全由控制电缆通过复杂接线完成，一座变电站有大量端子接线，每一个接线错误或异常都有可能带来严重的后果，这给基建和运行维护带来了极大的工作量和风险。随着二次设备技术水平和制造工艺的进步，继电保护装置的可靠性也大幅提高，由于继电保护装置本身原因造成的继电保护不正确动作呈下降趋势，而二次回路原因造成继电保护不正确动作就变得十分突出。
如何简化二次回路，降低二次回路基建、运行维护工作量，提高变电站自动化系统运行可靠性，成为变电站自动化技术继续发展需要解决的主要问题之一。
在数字化变电站条件下，用光缆通信代替控制电缆硬连接，由于同一根光纤介质可以传输的信息种类不受限制，完全取决于报文的内容，用一根光纤可以传递很多根电缆表达的信息。所以，可以将二次回路大为简化。
3.4解决电磁干扰问题
通过控制电缆耦合而造成的变电站运行电磁干扰一直是困扰继电保护工作者的问题，各种干扰源通过控制电缆耦合进入二次设备，造成设备的损坏或保护装置的不正确动作时有发生（在1997年兴城变电站在投CVT的时候由于控制电缆不是屏蔽电缆，在电缆芯线上产生了上万伏的高频电压，造成了多块保护插件的损坏，2006年08月12日，山西鲁能河曲电厂，由于通过控制电缆产生的电磁干扰造成断路器保护中的“发变三跳失灵”功能误动，跳开四台发变组断路器使#1、＃2机组停运）。
此外，直流接地或交流混进直流造成的继电保护不正确动作随着光隔及快速中间继电器的采用也变得日益突出（比如，2006年6月12日，河北南网500KV石北变电站微机母差保护由于直流系统接地造成了失灵直跳功能误动，使500kV#1、#2母线停电；2006年8月6日赵店子变电站由于直流母线上的放电器间歇性击穿形成直流系统正极接地造成2245开关非全相保护误动跳闸。）针对以上问题虽然目前采取了一些措施，比如：敷设继电保护专用铜地网，增大继电器动作功率等，但由于控制电缆的存在，均无法根本解决。在数字化变电站条件下，用光缆通讯代替控制电缆硬接线，消除了干扰传输媒介，从根本上解决了这个问题。
3.5解决一次设备智能化问题
目前大多数变电站的一次设备都不具备智能化的接口，一次设备的状态信息和控制信息需要通过控制电缆的硬接线方式传递。而数字化变电站用通讯手段传递控制信息，必须需要一次设备具备通信接口，因此，在一次设备不具备条件的情况下，通过二次设备与一次设备的结合来完成对一次设备的智能化改造。
3.6解决继电保护状态检修问题
状态检修是目前减少停电时间，提高供电可靠性，降低现场工作强度的有效方法。但是，状态检修的实施需要技术手段的支持，需要对设备的关键数据进行实时监测。随着继电保护装置技术的提高，目前装置本身大多具备了完善的自检功能，具备状态检修的条件，但是，与继电保护装置相关的二次回路却无法做到实时监视，只能通过保护传动来验证，很大程度上制约了二次状态检修的实施。在数字化变电站条件下，由于二次设备之间的信息以数字信号的形式传输，具备完善的自动闭锁及告警机制。变电站内所有与保护相关的信息均在实时监测之下，因此可以做到真正意义上的状态检修。
随着电子、计算机、光纤通信等技术的发展，一次设备和变电站自动化技术将有较大的进步，上述问题的解决成为可能。数字化变电站技术的出现，为我们解决以上问题提供了技术途径。
4郭家屯数字化变电站的主要技术特点
4.1国内第一个完全意义上的220kV数字化变电站
数字化变电站与常规变电站主要的差异在于以下几个方面。
1）电子互感器的使用；
2）智能操作箱子的使用；
3）以光纤网络通信取代电缆硬连接。
国内目前进行的数字化变电站项目，都不是完全意义上的数字化变电站项目。这些项目只是对上述3方面做了局部探索，而不是全面实施。例如2008年投运的青岛午山220kV数字化变电站，只使用了电子互感器，对模拟量进行了数字化，而对于保护跳闸、逻辑互锁等状态量信息依然采用电缆硬连接进行处理。目前正在进行的浙江兰溪500kV数字化工程。全站都使用传统互感器，模拟量没有数字化。只是使用了智能操作箱和保护网络跳闸技术，对状态量进行了数字化。
郭家屯数字化变电站工程全面采用电子互感器（ECT/EPT）和网络跳闸技术，采用光纤通信技术全面取代了开关场到保护小室以及保护屏间的电缆硬连接，使用数字化电表。据我们了解，该工程是国内第一个完整意义上的220kV数字化变电站。其技术要求和难度也都是国内目前最高的。
4.2国内第一个在220kV实现测保一体化的变电站
35kV及以下电压等级的低压装置，国内普遍采用测保一体化设计。但对于110kV及以上电压等级，一般采用保护和测控功能分装置设计的思路。这既有安全可靠的考虑，也有技术分工的考虑。但从发展来看，保护、测控一体化可以简化设计，减少环节，提高系统可靠性，因此测保一体化设计是大趋势。
2008年在浙江的外陈变，浙江省电力公司进行了110kV线路测保一体化装置的试用。但在220kV电压等级的装置中，国内还普遍没有尝试测保一体化装置。
郭家屯工程在技术上进行了积极探索，在全站的线路、变压器间隔采用测保一体化装置，成为国内第一个在220kV实现测保一体化的变电站。在使用中也遇到新的技术问题。由于220kV保护双套配置，而双套保护都有测控功能，对监控和远动系统而言，相当于有2个测量信息源。而传统变电站测控装置都是单套配置，不会出现双测控数据源问题。针对这种新情况，在后台监控和远动系统中采用了新的算法对双数据源的数据进行处理，获得了比传统单测控数据源更可靠的效果。郭家屯工程采取的方法是遥控由一套测控下发，遥信由两套冗余，也就是两套测控信号一致是正常态，不一致是异常态。
4.3国内第一个以分散录波方式解决了数字化变电站集中录波技术难题
在常规变电站中，一般采用集中录波装置实现录波功能。在数字化变电站条件下，模拟信号的采集由电子式互感器来完成，并以光纤通信方式将采样值传输给间隔层装置，状态量以GOOSE通信方式传输。因此从道理上讲，可以使用数字化集中录波装置，数字化录波器只要通过网络接口将SV、GOOSE信息接入即可。但在实际应用中，由于SV网络流量非常大，一台集中式数字化录波器从网络带宽、CPU处理速度各方面都不容易满足要求，很难实现。除非配备多台数字化录波装置来分担处理任务。但这样又增加了成本。因此，在数字化变电站中录波是一个比较难解决的技术问题。
郭家屯工程另辟蹊径，在国内第一个以分散录波方式解决了数字化变电站集中录波所遇到的上述困难。具体而言，就是由设于测控、保护一体化装置内的录波插件将各自的SV和GOOSE信息记录下来，以COMTRADE格式向外提供，各间隔间数据的整合、分析功能由后台的保护信息管理系统来实现。
4.4国内第一个在数字化变电站条件下实现程序化控制（顺控）。
顺控是指顺序控制，也叫程序化操作，是指按照预先设定好的操作步骤由系统自动进行操作，以缩短倒闸操作时间。顺控是近来广受关注的热点技术，苏州、无锡等地还进行了一些工程应用，取得了比较好的效果，但这些工程都是传统变电站，在数字化变电站条件下如何实施顺控功能，国内还没有工程实践。
郭家屯工程是国内第一个在数字化变电站条件下，实现全站顺控的变电站。由于数字化保护取消了控制电缆，以通讯的方式传送保护信息，所以可以将保护的开入量插件取消，将所有功能压板改成软压板，只在智能操作箱保留出口跳合闸压板。取消硬压板将给顺控操作带来非常大的便利。在操作过程中压板的操作一般会占到整个操作步骤地三分之一以上，而软压板的操作可以由监控系统在很短的时间内自动完成，这也为实现全站顺控打下了基础。但是由于在220kV线路、变压器双套配置，产生了双测控信息的问题，增加了实现的难度。经过认真仔细的研究，该工程提出了在数字化变电站和双测控源条件下，实现顺控的完整方案。这种实践在个国内属于首次。
4.5国内第一个对开关内部二次回路进行改造的数字化变电站
由于目前国内还没有真正意义上的提供数字接口的智能化开关，开关设备的智能化仍然需要通过一定的二次设备来转化实现，一般采用智能终端的模式。国内目前进行的数字化变电站项目，普遍没有对开关内部二次回路进行改造，与智能终端整合度较低。
郭家屯工程是国内第一个在数字化变电站条件下，取消了开关内部二次回路，开关仅提供跳合闸接口、闭锁接点、开关辅助接点及其它检测开关量或模拟量输出，由智能终端实现开关跳合闸闭锁、防止跳跃、强制跳闸、就地操作等功能。这样做的目的是为了提高二次回路的集成化，减少接线，提高可靠性。目前开关内部的二次回路基本上都是由继电器通过配线连接搭出的二次回路，集成度很差，可靠性也不高，我们可以把智能化终端看作是开关的一部分，把原来开关内部的二次回路集成到智能化终端里去，这样原来复杂的二次回路就可以由几块电路板来完成，既可靠又经济。
4.6国内第一个网络化方式实现的变压器非电量保护
在目前国内的数字化工程中，变压器非电量保护基本上都采用传统方式。
郭家屯工程中变压器非电量保护由变压器测控终端实现，并通过过程层网络跳闸。首次实现了以就地安装、网络化跳闸为特征的数字化变压器非电量保护。
4.7国内第一个实现分散就地布置的数字化变电站
在目前国内的数字化工程中，合并单元一般安装在室内，但是我们认为合并单元是电子式互感器的智能化部分，智能操作箱是断路器的智能化部分。因此，在郭家屯工程中使用户外柜，将合并单元、智能操作箱就地布置在开关场，最大程度简化二次回路设计。合并单元在户外柜中就地安装，需要解决温度控制问题，该工程通过对户外柜内采取温控措施，使柜内温度满足合并单元工作需要。这也是国内首次将合并单元分散就地安装。
5郭家屯数字化变电站总体方案
5.1系统网络架构
按照IEC61850标准，数字化变电站从网络通信角度可分为站控层设备、间隔层设备和过程层设备。本工程采用两层网络架构：站控层网络和过程层网络，分别由站控层网络交换机和过程层网络交换机实现，站控层网络属于数据非实时传输的网络，过程层网络属于数据实时传输的网络，这两层网络在物理上分开。图1所示，220kV部分是一个双重化保护配置的间隔的网络架构。在图中A、B两组设备构成完全独立的两套系统，分别用绿色和黄色标出。
图1网络构架示意图
5.1.1站控层网络
实现间隔层设备（如保护装置）与站控层设备（如监控计算机）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。站控层网络采用100M电以太网，双网配置。
5.1.2过程层网络
实现间隔层设备与一次设备辅助装置（如合并单元、智能操作箱）之间的通信，主要传输采样值和GOOSE信息。过程层网络采用100M光纤以太网。
5.2站控层设备
如图2所示，站控层是一个综合性的监控及信息传输平台，是常规变电站各自独立的变电站监控系统、远动系统、防误闭锁系统、保护信息管理系统、电量远传系统、安防监视系统及火灾报警系统等的有机组合，达到网络共用、信息共享的目的。各系统均以网络通信方式接入站控层网络。
站控层各系统功能与常规变电站功能一致，但是实现的方式却又很大区别。常规方式下，防误闭锁系统、保护信息管理系统、电量远传系统均有单独的硬件构成。在郭家屯工程中实现了各系统的集成，强化主服务器的功能，除了远动功能保持直采直送外，其大各系统功能均由主服务器来完成信息的收集、计算、存储，不在单独配置硬件设备。这样既可以充分利用主服务器的计算能力，又可以减少各系统间的接口配合，提高系统可靠性。操作员站只调用主服务器处理后的数据。充分考虑信息安全问题，设置网络物理隔离装置及网络防火墙，经专用网络向相关部门传送保护及电量数据。
5.3间隔层设备
按间隔对象配置的测控保护装置、计量装置以及与接入其它智能设备的协议转换设备。单间隔设备有线路测控保护装置、计量装置，跨间隔设备包括母线保护、变压器保护等。
间隔设备的保护与常规保护有很大的变化，主要体现在硬件设计上，取消了模拟插件、开入/开出插件、保护硬压板，增加了网络通信接口插件，直接以光纤连接方式与过程层设备通信。保护屏上接线除了电源以外，常规端子被通信线缆取代。
计量装置实现了数字化接口改造，对下采用光纤接口与交换机连接取得采样值数据，对上采用光纤接口接入站控层网络传送电量信息。
5.4过程层设备
过程层设备主要包括电子式互感器和智能化开关。
采用空心线圈（Rogowski）和带铁心的低功率电流互感器，电感分压的电压互感器，这类电子式互感器体积小、重量轻、暂态性能和运行性能良好，但这类电子式互感器处于高电位的传感器需要电源，因此也称为有源电子式互感器。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IEC61850-9-1标准通过光纤以太网提供给间隔层设备使用。
开关通过智能操作箱进行智能化改造，因此可以把智能操作箱看作一次设备的智能化部分。智能操作箱对上采用光纤通信接入过程层网络，与间隔级设备间按照IEC61850-8-1标准的GOOSE报文实现开关/刀闸控制和状态上送等功能，对下以硬接线连接开关和刀闸。
5.5对时和同步的处理和实现
对时和同步是两个不同的概念。对时是绝对时钟，是指年月日时分秒，保证SOE的时间精度；同步是相对时钟，是两个采样之间的间隔时间。
在郭家屯工程中设置了全站共用冗余配置的GPS对时装置，并且根据设备不同的精度要求采取了不同的对时方式。站控层设备对时间精度要求较低，对时采用SNTP（简单网络对时）方式。间隔层设备和过程层设备要求保证SOE时间精确到1ms，对时采用光纤IREG-B对时方式，来保证对时精度。
合并器的采样同步不依赖于GPS对时，由专门冗余配置的同步源进行同步。
5.6直流系统网络方案
在数字化变电站中由于保护与智能操作箱之间的联系通过光纤通讯完成，而智能操作箱可以看作是开关的一部分，因此可以对全站的直流网络重新规划，缩短直流电缆长度，减少直流系统对地分布电容。
郭家屯工程中，取消了到户外柜的点对点直流电源电缆，按电压等级形成直流环网。以220KV间隔为例，形成三个直流环网，两个直流环网分别为两个智能操作箱供电，一个直流环网为开关本身辅助回路供电。室内保护装置电源依然有分电屏点对点设置。
5.7保护自动闭环测试
在郭家屯工程中，提出了自动闭环测试的概念，也就是以一定的测试设备接入过程层网络交换机将保护装置的参数读出，并生成SV测试数据进行测试，将保护动作及智能操作箱出口继电器动作信息以GOOSE报文形式接收来判断保护动作行为，整个过程均在测试仪控制下自动完成，这样就完成了整个保护的自动闭环测试过程。这种试验方式的实现将极大的减轻现场人员的工作量，并提高调试质量。但这项工作厂家现在还没有完成，主要原因是测试仪厂家对IEC61850标准研究不够，缺乏互操作经验，而保护厂家缺乏足够精力和积极性。因此，在该工程中没有完全实现保护功能的自动闭环测试。我们相信随着测试仪厂家的技术进步，以后肯定能够实现保护功能自动闭环测试。
5.8工程调试方式
采取了厂家集中联调，编号现场安装的方式。将四方、南自、新宁、威胜等厂家的二次设备集中到四方公司按照现场调试的要求进行联调。由于数字化保护中有详细的间隔参数，所以在工厂内对所有设备按照间隔进行编号，在现场按转时，按照编号进行安装。如果保护定值可以提前给出，可以在工厂内进行装置的整组测试，在现场主要进行线缆的连接和回路的测试工作。这样可以将绝大部分问题解决在工厂内，缩短现场施工时间。
6总结
郭家屯工程对数字化变电站的设计、设备研制、调试、施工、维护进行了全面的实践，这些工作对于在华北电网甚至国内推广使用数字化变电站技术提供了宝贵的实践经验。郭家屯数字化变电站采用了目前国内最先进的技术，在很多方面都有创新和突破，该工程的成功实施将对国内数字化变电站技术的发展和成熟做出重要的贡献。
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作者：钱玉春，袁敬中，赵琳，任雁铭 来源：赛尔电力自动化 总第80期
摘要：本文首先讨论了数字化变电站建设的实际意义，分析了数字化变电站技术的应用对解决现有变电站存在的互操作、二次回路复杂、抗电磁干扰、继电保护状态在线监测等一系列问题的实际意义。然后以唐山郭家屯220kV数字化变电站为具体实例，进行具体分析。介绍了该工程的技术实施方案，分析了其主要技术创新点，主要包括：220kV线路、变压器测保一体化；以分散录波方式解决数字化变电站集中录波的难题；在数字化变电站使用程序化控制；简化开关内部二次回路；以网络化方式实现变压器非典量保护功能；过程层设备实现开关场就地安装。该工程的成功实践为其它数字化变电站工程提供了有益的工程经验。
关键词：数字化变电站、IEC61850、测保一体化、分散录波、开关场就地安装
1引言
数字化变电站技术目前在国内发展很快，很多地区都在积极试点。数字化变电站技术涉及技术门类比较宽，既包括智能一次设备，例如电子互感器；也包括网络化二次设备，例如网络化的保护装置和电能表等，因此数字化变电站在技术上比较复杂。各地区在进行数字化站试点工程时，考虑的侧重点不同，有的关注电子互感器，有的关注网络化二次设备，对GOOSE取代电缆硬连接更为重视。因此，目前各试点工程的技术方案差异很大，得出的结论也不尽相同。到目前为止，比较完整的数字化变电站试点工程还不多。唐山郭家屯220kV数字化变电站是国内目前比较完整的数字化变电站试点工程。本文对该工程的技术方案、主要技术特点进行了分析比较。以这个实际工程为例，分析讨论了数字化变电站技术对解决变电站现有问题的作用和意义。
2郭家屯工程概述
唐山郭家屯220kV数字化变电站工程是华北电网公司的重点科技项目，该工程在2007年就开始调研和论证，华北电网公司、华北电科院、唐山电网公司和华北电力设计院经过科学地研究和论证，提出了郭家屯数字化变电站的技术要求。该工程2008年3月完成设备招标，四方、南自、新宁等公司分别中标集成商、220kV第二套保护和电子互感器。2009年1月开始在系统集成商北京四方公司开始场内联调。预计6月份投入实际运行。
数字化变电站是变电站自动化技术发展的方向，目前国内很多地方都在做数字化变电站技术的试点工作。建设数字化变电站的目的是采用新技术提高生产率，解决现有生产中存在的问题，提高电网安全运行水平，而不是为数字化而数字化。为此该工程在调研阶段，我们就提出了该工程的建设原则：变电站的“数字化”是确保电网安全、可靠、经济运行的技术手段，而不是目的。“数字化”不能牺牲电网原有的安全性、可靠性和经济性。
郭家屯工程正是在上述原则基础上，从技术上开展了一系列创新和探索，与国内目前正在实施的数字化变电站相比，该工程的技术要求高、实施难度大，在国内处于领先水平，引起同行的广泛关注。
3 建设数字化变电站的实际意义
数字化变电站技术可以解决许多常规变电站难以解决的问题，其中比较突出的是：互操作问题、传统电磁式互感器带来的问题、二次回路复杂的问题、控制电缆引起的电磁干扰问题、一次设备智能化问题、继电保护状态检修问题等。
3.1解决互操作问题
在变电站自动化系统中，不同厂家往往使用各自不同的通信技术，从最初的RS-485，到后来的各种现场总线以及现在的以太网技术，所使用的通信协议也是各种私有通信协议。由于变电站自动化系统内部存在不同的通信网络和协议，造成了不同厂家设备之间缺乏互操作性，使得系统集成周期长、集成费用高、可靠性降低、后期维护不方便。虽然各厂家都在向IEC60870-5-103协议靠拢，但由于103规约是面向串行通信方式，不能满足以太网的要求，且对103协议内自定义部分各厂家使用方法不同，使不同厂家设备依然不能实现互操作。
IEC61850是关于变电站自动化系统通信网络和系统的国际标准。制定IEC61850的主要目的是为了实现变电站内不同厂家智能电子设备之间的互操作。该标准对站内智能电子设备的信息描述方法、访问方法和通信网络进行了全面定义，使得不同厂家的智能电子设备可以互操作。因此，建立在IEC61850标准之上的数字化变电站有效地解决了互操作问题。
3.2解决传统电磁式互感器带来的问题
传统电流、电压互感器是电磁式互感器，它们具有维护成本低，可靠性高的特点。但是其存在的问题也是很突出的，主要有：
（1）电流互感器在大电流情况下，会出现铁芯饱和现象，这是继电保护不正确动作的主要原因之一。
（2）暂态传变特性差，降低了继电保护动作速度。而改善暂态传变特性需增加投资。
（3）电流互感器二次侧输出对负载有严格要求，当开关场到控制室的距离过远时，难以保证传变精度。
（4）电流互感器二次不能开路，否则会产生数千伏的高压，危及人身和设备的安全；电压互感器二次不能短路，否则也将危及设备的安全。
（5）为解决绝缘和传变特性，当电压等级越高，短路电流越大时，必然将增大体积，使设备变得更加笨重，安装运输不方便。
随着电网发展，高电压大容量输电要求控制、保护设备响应速度更快，监测精度更高，传统电流、电压互感器如要满足要求，制造工艺将更复杂、体积将更大，造价增加比电压等级增加要快得多，同时，有些缺陷是不可克服的。
在数字化变电站中采用了电子式互感器，电子式互感器具备体积小、重量轻；具备数字接口，通过光纤输出；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。电子式互感器的出现解决了传统互感器的问题，具备很高的性价比，特别是在高电压条件下优势更为明显。
3.3解决二次回路复杂问题
传统二次回路完全由控制电缆通过复杂接线完成，一座变电站有大量端子接线，每一个接线错误或异常都有可能带来严重的后果，这给基建和运行维护带来了极大的工作量和风险。随着二次设备技术水平和制造工艺的进步，继电保护装置的可靠性也大幅提高，由于继电保护装置本身原因造成的继电保护不正确动作呈下降趋势，而二次回路原因造成继电保护不正确动作就变得十分突出。
如何简化二次回路，降低二次回路基建、运行维护工作量，提高变电站自动化系统运行可靠性，成为变电站自动化技术继续发展需要解决的主要问题之一。
在数字化变电站条件下，用光缆通信代替控制电缆硬连接，由于同一根光纤介质可以传输的信息种类不受限制，完全取决于报文的内容，用一根光纤可以传递很多根电缆表达的信息。所以，可以将二次回路大为简化。
3.4解决电磁干扰问题
通过控制电缆耦合而造成的变电站运行电磁干扰一直是困扰继电保护工作者的问题，各种干扰源通过控制电缆耦合进入二次设备，造成设备的损坏或保护装置的不正确动作时有发生（在1997年兴城变电站在投CVT的时候由于控制电缆不是屏蔽电缆，在电缆芯线上产生了上万伏的高频电压，造成了多块保护插件的损坏，2006年08月12日，山西鲁能河曲电厂，由于通过控制电缆产生的电磁干扰造成断路器保护中的“发变三跳失灵”功能误动，跳开四台发变组断路器使#1、＃2机组停运）。
此外，直流接地或交流混进直流造成的继电保护不正确动作随着光隔及快速中间继电器的采用也变得日益突出（比如，2006年6月12日，河北南网500KV石北变电站微机母差保护由于直流系统接地造成了失灵直跳功能误动，使500kV#1、#2母线停电；2006年8月6日赵店子变电站由于直流母线上的放电器间歇性击穿形成直流系统正极接地造成2245开关非全相保护误动跳闸。）针对以上问题虽然目前采取了一些措施，比如：敷设继电保护专用铜地网，增大继电器动作功率等，但由于控制电缆的存在，均无法根本解决。在数字化变电站条件下，用光缆通讯代替控制电缆硬接线，消除了干扰传输媒介，从根本上解决了这个问题。
3.5解决一次设备智能化问题
目前大多数变电站的一次设备都不具备智能化的接口，一次设备的状态信息和控制信息需要通过控制电缆的硬接线方式传递。而数字化变电站用通讯手段传递控制信息，必须需要一次设备具备通信接口，因此，在一次设备不具备条件的情况下，通过二次设备与一次设备的结合来完成对一次设备的智能化改造。
3.6解决继电保护状态检修问题
状态检修是目前减少停电时间，提高供电可靠性，降低现场工作强度的有效方法。但是，状态检修的实施需要技术手段的支持，需要对设备的关键数据进行实时监测。随着继电保护装置技术的提高，目前装置本身大多具备了完善的自检功能，具备状态检修的条件，但是，与继电保护装置相关的二次回路却无法做到实时监视，只能通过保护传动来验证，很大程度上制约了二次状态检修的实施。在数字化变电站条件下，由于二次设备之间的信息以数字信号的形式传输，具备完善的自动闭锁及告警机制。变电站内所有与保护相关的信息均在实时监测之下，因此可以做到真正意义上的状态检修。
随着电子、计算机、光纤通信等技术的发展，一次设备和变电站自动化技术将有较大的进步，上述问题的解决成为可能。数字化变电站技术的出现，为我们解决以上问题提供了技术途径。
4郭家屯数字化变电站的主要技术特点
4.1国内第一个完全意义上的220kV数字化变电站
数字化变电站与常规变电站主要的差异在于以下几个方面。
1）电子互感器的使用；
2）智能操作箱子的使用；
3）以光纤网络通信取代电缆硬连接。
国内目前进行的数字化变电站项目，都不是完全意义上的数字化变电站项目。这些项目只是对上述3方面做了局部探索，而不是全面实施。例如2008年投运的青岛午山220kV数字化变电站，只使用了电子互感器，对模拟量进行了数字化，而对于保护跳闸、逻辑互锁等状态量信息依然采用电缆硬连接进行处理。目前正在进行的浙江兰溪500kV数字化工程。全站都使用传统互感器，模拟量没有数字化。只是使用了智能操作箱和保护网络跳闸技术，对状态量进行了数字化。
郭家屯数字化变电站工程全面采用电子互感器（ECT/EPT）和网络跳闸技术，采用光纤通信技术全面取代了开关场到保护小室以及保护屏间的电缆硬连接，使用数字化电表。据我们了解，该工程是国内第一个完整意义上的220kV数字化变电站。其技术要求和难度也都是国内目前最高的。
4.2国内第一个在220kV实现测保一体化的变电站
35kV及以下电压等级的低压装置，国内普遍采用测保一体化设计。但对于110kV及以上电压等级，一般采用保护和测控功能分装置设计的思路。这既有安全可靠的考虑，也有技术分工的考虑。但从发展来看，保护、测控一体化可以简化设计，减少环节，提高系统可靠性，因此测保一体化设计是大趋势。
2008年在浙江的外陈变，浙江省电力公司进行了110kV线路测保一体化装置的试用。但在220kV电压等级的装置中，国内还普遍没有尝试测保一体化装置。
郭家屯工程在技术上进行了积极探索，在全站的线路、变压器间隔采用测保一体化装置，成为国内第一个在220kV实现测保一体化的变电站。在使用中也遇到新的技术问题。由于220kV保护双套配置，而双套保护都有测控功能，对监控和远动系统而言，相当于有2个测量信息源。而传统变电站测控装置都是单套配置，不会出现双测控数据源问题。针对这种新情况，在后台监控和远动系统中采用了新的算法对双数据源的数据进行处理，获得了比传统单测控数据源更可靠的效果。郭家屯工程采取的方法是遥控由一套测控下发，遥信由两套冗余，也就是两套测控信号一致是正常态，不一致是异常态。
4.3国内第一个以分散录波方式解决了数字化变电站集中录波技术难题
在常规变电站中，一般采用集中录波装置实现录波功能。在数字化变电站条件下，模拟信号的采集由电子式互感器来完成，并以光纤通信方式将采样值传输给间隔层装置，状态量以GOOSE通信方式传输。因此从道理上讲，可以使用数字化集中录波装置，数字化录波器只要通过网络接口将SV、GOOSE信息接入即可。但在实际应用中，由于SV网络流量非常大，一台集中式数字化录波器从网络带宽、CPU处理速度各方面都不容易满足要求，很难实现。除非配备多台数字化录波装置来分担处理任务。但这样又增加了成本。因此，在数字化变电站中录波是一个比较难解决的技术问题。
郭家屯工程另辟蹊径，在国内第一个以分散录波方式解决了数字化变电站集中录波所遇到的上述困难。具体而言，就是由设于测控、保护一体化装置内的录波插件将各自的SV和GOOSE信息记录下来，以COMTRADE格式向外提供，各间隔间数据的整合、分析功能由后台的保护信息管理系统来实现。
4.4国内第一个在数字化变电站条件下实现程序化控制（顺控）。
顺控是指顺序控制，也叫程序化操作，是指按照预先设定好的操作步骤由系统自动进行操作，以缩短倒闸操作时间。顺控是近来广受关注的热点技术，苏州、无锡等地还进行了一些工程应用，取得了比较好的效果，但这些工程都是传统变电站，在数字化变电站条件下如何实施顺控功能，国内还没有工程实践。
郭家屯工程是国内第一个在数字化变电站条件下，实现全站顺控的变电站。由于数字化保护取消了控制电缆，以通讯的方式传送保护信息，所以可以将保护的开入量插件取消，将所有功能压板改成软压板，只在智能操作箱保留出口跳合闸压板。取消硬压板将给顺控操作带来非常大的便利。在操作过程中压板的操作一般会占到整个操作步骤地三分之一以上，而软压板的操作可以由监控系统在很短的时间内自动完成，这也为实现全站顺控打下了基础。但是由于在220kV线路、变压器双套配置，产生了双测控信息的问题，增加了实现的难度。经过认真仔细的研究，该工程提出了在数字化变电站和双测控源条件下，实现顺控的完整方案。这种实践在个国内属于首次。
4.5国内第一个对开关内部二次回路进行改造的数字化变电站
由于目前国内还没有真正意义上的提供数字接口的智能化开关，开关设备的智能化仍然需要通过一定的二次设备来转化实现，一般采用智能终端的模式。国内目前进行的数字化变电站项目，普遍没有对开关内部二次回路进行改造，与智能终端整合度较低。
郭家屯工程是国内第一个在数字化变电站条件下，取消了开关内部二次回路，开关仅提供跳合闸接口、闭锁接点、开关辅助接点及其它检测开关量或模拟量输出，由智能终端实现开关跳合闸闭锁、防止跳跃、强制跳闸、就地操作等功能。这样做的目的是为了提高二次回路的集成化，减少接线，提高可靠性。目前开关内部的二次回路基本上都是由继电器通过配线连接搭出的二次回路，集成度很差，可靠性也不高，我们可以把智能化终端看作是开关的一部分，把原来开关内部的二次回路集成到智能化终端里去，这样原来复杂的二次回路就可以由几块电路板来完成，既可靠又经济。
4.6国内第一个网络化方式实现的变压器非电量保护
在目前国内的数字化工程中，变压器非电量保护基本上都采用传统方式。
郭家屯工程中变压器非电量保护由变压器测控终端实现，并通过过程层网络跳闸。首次实现了以就地安装、网络化跳闸为特征的数字化变压器非电量保护。
4.7国内第一个实现分散就地布置的数字化变电站
在目前国内的数字化工程中，合并单元一般安装在室内，但是我们认为合并单元是电子式互感器的智能化部分，智能操作箱是断路器的智能化部分。因此，在郭家屯工程中使用户外柜，将合并单元、智能操作箱就地布置在开关场，最大程度简化二次回路设计。合并单元在户外柜中就地安装，需要解决温度控制问题，该工程通过对户外柜内采取温控措施，使柜内温度满足合并单元工作需要。这也是国内首次将合并单元分散就地安装。
5郭家屯数字化变电站总体方案
5.1系统网络架构
按照IEC61850标准，数字化变电站从网络通信角度可分为站控层设备、间隔层设备和过程层设备。本工程采用两层网络架构：站控层网络和过程层网络，分别由站控层网络交换机和过程层网络交换机实现，站控层网络属于数据非实时传输的网络，过程层网络属于数据实时传输的网络，这两层网络在物理上分开。图1所示，220kV部分是一个双重化保护配置的间隔的网络架构。在图中A、B两组设备构成完全独立的两套系统，分别用绿色和黄色标出。
图1网络构架示意图
5.1.1站控层网络
实现间隔层设备（如保护装置）与站控层设备（如监控计算机）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。站控层网络采用100M电以太网，双网配置。
5.1.2过程层网络
实现间隔层设备与一次设备辅助装置（如合并单元、智能操作箱）之间的通信，主要传输采样值和GOOSE信息。过程层网络采用100M光纤以太网。
5.2站控层设备
如图2所示，站控层是一个综合性的监控及信息传输平台，是常规变电站各自独立的变电站监控系统、远动系统、防误闭锁系统、保护信息管理系统、电量远传系统、安防监视系统及火灾报警系统等的有机组合，达到网络共用、信息共享的目的。各系统均以网络通信方式接入站控层网络。
站控层各系统功能与常规变电站功能一致，但是实现的方式却又很大区别。常规方式下，防误闭锁系统、保护信息管理系统、电量远传系统均有单独的硬件构成。在郭家屯工程中实现了各系统的集成，强化主服务器的功能，除了远动功能保持直采直送外，其大各系统功能均由主服务器来完成信息的收集、计算、存储，不在单独配置硬件设备。这样既可以充分利用主服务器的计算能力，又可以减少各系统间的接口配合，提高系统可靠性。操作员站只调用主服务器处理后的数据。充分考虑信息安全问题，设置网络物理隔离装置及网络防火墙，经专用网络向相关部门传送保护及电量数据。
5.3间隔层设备
按间隔对象配置的测控保护装置、计量装置以及与接入其它智能设备的协议转换设备。单间隔设备有线路测控保护装置、计量装置，跨间隔设备包括母线保护、变压器保护等。
间隔设备的保护与常规保护有很大的变化，主要体现在硬件设计上，取消了模拟插件、开入/开出插件、保护硬压板，增加了网络通信接口插件，直接以光纤连接方式与过程层设备通信。保护屏上接线除了电源以外，常规端子被通信线缆取代。
计量装置实现了数字化接口改造，对下采用光纤接口与交换机连接取得采样值数据，对上采用光纤接口接入站控层网络传送电量信息。
5.4过程层设备
过程层设备主要包括电子式互感器和智能化开关。
采用空心线圈（Rogowski）和带铁心的低功率电流互感器，电感分压的电压互感器，这类电子式互感器体积小、重量轻、暂态性能和运行性能良好，但这类电子式互感器处于高电位的传感器需要电源，因此也称为有源电子式互感器。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IEC61850-9-1标准通过光纤以太网提供给间隔层设备使用。
开关通过智能操作箱进行智能化改造，因此可以把智能操作箱看作一次设备的智能化部分。智能操作箱对上采用光纤通信接入过程层网络，与间隔级设备间按照IEC61850-8-1标准的GOOSE报文实现开关/刀闸控制和状态上送等功能，对下以硬接线连接开关和刀闸。
5.5对时和同步的处理和实现
对时和同步是两个不同的概念。对时是绝对时钟，是指年月日时分秒，保证SOE的时间精度；同步是相对时钟，是两个采样之间的间隔时间。
在郭家屯工程中设置了全站共用冗余配置的GPS对时装置，并且根据设备不同的精度要求采取了不同的对时方式。站控层设备对时间精度要求较低，对时采用SNTP（简单网络对时）方式。间隔层设备和过程层设备要求保证SOE时间精确到1ms，对时采用光纤IREG-B对时方式，来保证对时精度。
合并器的采样同步不依赖于GPS对时，由专门冗余配置的同步源进行同步。
5.6直流系统网络方案
在数字化变电站中由于保护与智能操作箱之间的联系通过光纤通讯完成，而智能操作箱可以看作是开关的一部分，因此可以对全站的直流网络重新规划，缩短直流电缆长度，减少直流系统对地分布电容。
郭家屯工程中，取消了到户外柜的点对点直流电源电缆，按电压等级形成直流环网。以220KV间隔为例，形成三个直流环网，两个直流环网分别为两个智能操作箱供电，一个直流环网为开关本身辅助回路供电。室内保护装置电源依然有分电屏点对点设置。
5.7保护自动闭环测试
在郭家屯工程中，提出了自动闭环测试的概念，也就是以一定的测试设备接入过程层网络交换机将保护装置的参数读出，并生成SV测试数据进行测试，将保护动作及智能操作箱出口继电器动作信息以GOOSE报文形式接收来判断保护动作行为，整个过程均在测试仪控制下自动完成，这样就完成了整个保护的自动闭环测试过程。这种试验方式的实现将极大的减轻现场人员的工作量，并提高调试质量。但这项工作厂家现在还没有完成，主要原因是测试仪厂家对IEC61850标准研究不够，缺乏互操作经验，而保护厂家缺乏足够精力和积极性。因此，在该工程中没有完全实现保护功能的自动闭环测试。我们相信随着测试仪厂家的技术进步，以后肯定能够实现保护功能自动闭环测试。
5.8工程调试方式
采取了厂家集中联调，编号现场安装的方式。将四方、南自、新宁、威胜等厂家的二次设备集中到四方公司按照现场调试的要求进行联调。由于数字化保护中有详细的间隔参数，所以在工厂内对所有设备按照间隔进行编号，在现场按转时，按照编号进行安装。如果保护定值可以提前给出，可以在工厂内进行装置的整组测试，在现场主要进行线缆的连接和回路的测试工作。这样可以将绝大部分问题解决在工厂内，缩短现场施工时间。
6总结
郭家屯工程对数字化变电站的设计、设备研制、调试、施工、维护进行了全面的实践，这些工作对于在华北电网甚至国内推广使用数字化变电站技术提供了宝贵的实践经验。郭家屯数字化变电站采用了目前国内最先进的技术，在很多方面都有创新和突破，该工程的成功实施将对国内数字化变电站技术的发展和成熟做出重要的贡献。