1 引言
20世纪90年代以来我们推行的全微机保护、监控综合自动化系统，实现了变电所“遥测、遥信、遥控、遥调”4遥功能，大大提高了变电所自动化水平。但运行中也发现一些问题，主要是抗干扰能力差，测量越限较多，故障率高，经常误动、拒动；设备维护困难；系统灵活性较差，变电所增加或减少输电线回路数时，系统扩充修改、升级比较麻烦。近几年随着IT技术的突破性发展和电站一次智能化设备技术日臻成熟，为数字化变电站的建设投运奠定了物质基础。
数字化变电站是由光电互感器、智能化一次设备、网络化二次设备，在IEC61850通信规范基础上模块化设计、分层构建的一个整体，能够实现智能设备间信息共享、相互操作、任意组态和升级、设备智能管理。采用了数字技术，一回线采用一个综合测量控制保护装置，可靠性高，故障率降低，避免故障扩大，改善供电质量；运行灵活，系统可以任意组态，用户可通过选择不同的模块及配件来满足需要的特性组合，便于变电所改造和扩容；信息的数字化传输安全可靠，传输容量大；结构简单，可减少变电所占地面积、节省投资；使设备的不检修周期大大延长，减少了年运行费用。
数字化变电站技术的推广应用也和微机综自改造时一样，最主要的是老式变电站的数字化改造，由于数字化变电站技术我们国家还没有统一的标准遵循，所以应该采取总体规划，分步实施，全面推进的方法。因此我们公司计划首先对35kV城北变电站进行改造，积累经验，以便全面推开。
2 分步改造，不断推进，妥善实施
2．1 第一步
进行变电站自动化系统数字化改造，包括站控层和间隔层两部分。从而形成标准化、模块化、网络化和功能化的现代数字化综合控制系统。
间隔层包括：变压器保护测控装置、35kV线路及母联保护测控装置、10kV线路及电容保护测控装置、间隔层支持IEC61850标准规约的网络设备等。
由于是35kV变电站，站控层采用监控主机与服务器一体化配置(包含操作员工作站、继电保护工作站、远动工作站功能)、打印机、音响报警装置及网络设备等。
站控层和间隔层之间的连接采用以太网方式组网，采用IEC61850标准规约进行网络连接通信。
2．2 第二步
进行一次设备的智能化改造。对一次设备的状态监测、光电互感器改造，并在主变、开关、刀闸等现场设备上安装支持IEC61850标准规约的数字式智能电子设备IED智能终端设备，通过标准的光纤数字化通信接口与间隔层设备进行数据交换，完成现场设备智能化改造。实现现场对象的测量、控制、保护及操作闭锁等功能。从而形成分层布置，网络化通信，达到建成智能化、完整、实时、开放、高效益的智能化变电站运行保护、监控管理系统目的。
3 改造原则
3．1 安全性
安全性包括硬件质量安全、运行可靠，软件系统安全可靠运行。严格遵循电力行业软件系统安全分区原则，提供全方位的安全解决方案，有效地防止外部非法用户的侵入和内部非授权用户的非法访问，保证网络上传输的信息不被非法截获，非法修改和非法输入的信息不被承认。当入侵发生时，系统能及时报告、检查与处理。系统万一被入侵成功或发生其它情况导致数据服务崩溃时能在短时间内恢复。软件系统提供对系统内的硬件设备的监控功能，当监测到设备异常或者故障时，能迅速定位故障并报警。
3．2 可靠性
(1)硬件可靠性
系统所选硬件设备均符合现代化工业标准，具有可靠的质量保证和完善的售后服务保证。
(2)软件可靠性
系统的软件严格按照CMM2级或以上软件开发过程管理和控制国际规范进行开发，并经过充分测试，程序运行稳定可靠。系统具有进程管理功能，监视各个应用和任务的运行状态，当进程运行不正常时(如严重超时不能退出、长时间挂起不能启动等)，可以保证故障及时发现、定位、报警、切换、隔离、恢复。
(3)系统集成的可靠性
系统的软、硬件产品遵循共同的国际国内标准，以保证不同产品能集成在一起可靠地协调工作。系统具有可靠的备份，保证在系统故障时，能尽快地恢复系统的运行。
3．3 开放性
系统在网络结构、硬件和软件的选择配置上遵循开放性的原则，以达到系统的可扩充性、可维护性。在计算机、网络设备、外部设备、操作系统、开发环境、关系数据库系统的选型时，要坚持选用符合模块化设计、遵循国际标准的产品。系统中的各个计算机之间及与外部计算机的通信采用ISO标准、IEC标准、ITU标准以及TCP／IP协议，充分体现系统的开放性，以达到开放系统的互连。系统的支撑软件和应用软件采用模块化设计，功能模块之间采用标准化的接口，提供应用编程接口，支持用户应用软件程序的开发，保证能和其它系统互联和无缝集成。
开放的系统给电力企业带来的好处是降低投资风险和降低投资成本，允许现有变电站系统逐步升级改造而不是完全抛弃原来投资，而且为将来的系统改造也带来便利。开放式系统带来的好处还有延长系统寿命，变电站系统的功能易于扩展和兼容第三方产品等。
3．4 标准化
开放式变电站数字化综合自动化系统平台的建立，关键问题在于通信的标准化。采用IEC61850系列通信规约标准是用来实现变电站中全部设备问的互操作性。IEC61850系列标准支持功能的任意配置，并提供清晰的结构，以使标准可在较长的时间内满足现场需求，且适应通信技术的快速发展，和各个型号和各个厂家IED设备及其它设备的兼容和协调运行。
3．5 可维护性
所选择的硬件设备符合国际标准及广泛采用的工业标准，产品可靠，提供方便的维护工具。所选择的操作系统以及开发环境软件，运行可靠，便于维护。系统提供简便、易用的维护诊断工具，使用户在系统产生异常和故障并进行自恢复后，可以迅速、准确的确定异常和故障发生的位置和发生的原因。
3．6 系统容错、纠错
软、硬件设备具有良好的容错能力，当各软、硬件功能与数据采集处理系统的通信出错，以及当运行人员或工程师在操作中发生一般性错误时，均不引起系统的任何功能丧失或影响系统的正常运行。对意外情况引起的故障，系统具备恢复能力。
3．7 可扩展性
系统具有良好的功能扩展性，在统一支撑平台基础上，利用系统提供的内置语言，允许用户在不修改原有代码、不改变已有的应用和系统软件的情况下随时根据需要，加入新的应用模块，对系统进行扩充和修改。保证在采用新的技术和进行业务扩充时，不再更换已有系统，以保证数据的延续性和企业的投资。
3．8 系统的抗电磁干扰能力
系统具有足够的抗电磁干扰能力，符合IEC、GB、DL标准，确保系统在变电站中的稳定运行。
4 35kV城北变电站现况
设备规模：SZ11—10—10MVA有载调压变压器2台；35kV单母线分段，两路进线一主一备，#1进线作为主电源带35kV直配变一台，作为所用备用电源；1OkV单母线分段，六路出线，集中无功补偿分两台，分别接于10kVI、Ⅱ母线；10kVI母线带所用变一台作为所用电源的主供电源。
35kV城北变电站原有的微机保护、控制、监控系统是南瑞公司早期产品，运行时间久远且产品档次低，可靠性差，软件无法升级，无法对一次设备进行实时监控，保护及信息传送失误较多，因此综自改造已列入年计划。坚持高起点进行35kV城北变电站数字化改造将是一个有益的探索和提高。为了稳妥起见采取分步改造，逐步实施的方法，从而顺利达到预期目的。
35kV城北站系统接线图如图1。
5 变电站的数字化改造
5．1 35kV城北变电站数字化改造的分步实施
第一步数字化改造是在现有微机继电保护、监控系统的基础上，以及现有35kV一次系统和10kV开关柜系统不作大的改动前提下，采用数字化变电站保护、监控系统，进行变电站数字化改造。其系统结构图如图2。系统结构图分站控层和间隔层。站控层采用双以太网结构，双监控主机，一主一备，确保系统的可靠运行。监控主机集监控、远动通信、运行维护、五防闭锁于一体，降低了改造费用。间隔层为支持IEC61850标准的数字式智能电子设备IED(保护、控制、测量)。间隔层的设备完成本间隔单元、对象的测量、控制、保护、同期及本间隔的操作闭锁。各间隔层的设备互相独立，互不影响。通过以太网交换设备数据接口与站控层进行连接通信。
采用一台规约转换设备对电度表、直流屏等不符合网络通信要求的智能设备进行规约转换，接入以太网。
采用调度端对时方式。远动对时通过远动接收调度主站下发的对时命令给全站对时。
5．2 站控层主要功能
(1)监控范围
监视范围包括：断路器、隔离开关、接地刀闸、变压器、电容器、交直流站用电、通信设备及其辅助设备、保护信号、各种装置状态信号、电气量和非电气量信号。
说明：变压器档位为17档，接入测控的方法为：档位一一对应接入转换器，转换为BCD码后接入测控装置。其它所有的开关和刀闸都以单位置接入。
控制范围包括：断路器、电动隔离开关、电动接地开关、主变有载调压开关等。
操作控制方式：操作控制功能按远方调度中心、站控层、间隔层、设备级的分层操作原则。
a．与集控中心及调度通信站控系统在确保信息安全的情况下通过不同的通信口分别发送信息到调度和集控中心实现网络通信。
b．与继电保护通信：继电保护信号如保护跳闸、重合闸动作、保护装置异常等信号送调度或集控中心。对监控系统所需保护信息量进行优化筛减，通过通信接口实现监控系统与保护装置之间的信息交换；不能通过网络上送的重要信号可采用硬接点方式接入I／Ｏ测控装置进行上送。
(2)控制和操作
各电压等级的断路器，电动隔离开关，变压器分接头，电容器组以及站内其它重要设备的控制操作，所有非就地控制操作命令，监控计算机逐条进行合法性检查和控制闭锁条件检查，对非法命令和不满足闭锁条件的控制操作，监控计算机将拒绝执行，并在屏幕上给出相应的提示信息，通知运行人员进行处理。为了防止误操作，在任何控制方式下都必须采用分步操作，即选择、校核、执行等步骤，并设置操作员、监护人和设备代码口令，密码相同不能操作。分接头急停操作无需密码。
a．多个控制命令源和切换把手。控制命令可以来自多个命令源：调度中心远方遥控、变电站监控主站、间隔测控装置手动控制和自动控制调节(VQC)。但在同一时刻只允许有一个控制命令在执行。
b．选择一确认一执行模式。选择控制对象(如在主接线图点击鼠标选取)；选定要执行的操作(如投入或退出)；当被选对象所属IED返回“选择成功”信息时，操作员确认即可告诉IED执行操作命令。第一步执行时可以随时撤销控制命令。
c．人机接口功能；统计计算；记录和制表打印；时钟同步；户权限管理；系统自诊断、白恢复功能；其它系统和设备的接口功能；远动功能；维护功能；管理功能。
5．3 间隔设备
间隔层采用高可靠的硬件，保护和测控设备在恶劣环境下能防止干扰，性能稳定，可靠工作，完全适合于将间隔层设备布置在开关场保护小间隔或保护柜上。采集的模拟量、开关量、电能量可通过站内电气接线的拓扑结构对模拟量和开关量的数据合理性进行检查及相应处理，完成对单元设备的实时测量、保护、控制，按照要求将现场总线通信转化为以太网或RS一232、RS一485通信方式与站控层和调度中心进行实时数据交换，同时具有现场总线上所有信号数据的汇总功能。
5．4 二次设备技术改造方案
(1)第一步
1)间隔层保护及二次设备在原主控室集中组屏安装。将与原有的电量、非电量及位置状态信号按数字化系统的要求，接入数字化保护测控系统。这样二次电缆不作大的变动，改造工程量小，投资造价低，减少了停电施工的时间。
2)间隔层与站控层的通信接口为标准的数字接口以太网接入通信。
3)原电子式电能表和直流电源设备采集的数字信息通过规约转换器按入以太网交换数据。
(2)第二步
1)保护和测控等设备的模拟接口改为光纤数字接口。
2)主变保护采用系列本体、差动、后备保护装置，增加了智能单元，使保护设备智能化。
3)短接原35kV开关套管TA的二次侧端子。
4)35kVI、Ⅱ母线TV就地加装智能单元，采集各自母线电压，并采集TV隔离开关位置、分段断路器，然后将数据送给有关各间隔智能单元，实现跨间隔传输、处理信息。
5)1OkVI、Ⅱ母线TV柜上就地加装智能单元，分别采集各自母线电压，并采集TV隔离开关位置、分段断路器位置，然后将数据送给各间隔低压智能单元，实现跨间隔传输、处理信息。
6)35kV备自投装置采用带数据集中器的装置。并加装实现跨间隔数据采样。
7)电容器的智能单元增加一路100V输入通道。
8)小电流接地选线功能分布实现，10kV保护测控装置采集零序电流采样值。
9)计量系统采样采用光纤数字接口的纯数字式电能表。
6 一次设备改造
第一步基本不对一次设备改造。
第二步
1)35kV TA、TV更换为电子式TA、TV，外加智能单元。
2)35kV一次开关设备采用智能单元，使一次设备智能化。
3)#1、#2主变加装智能单元，使主变智能化。
4)10kV开关柜配置智能单元实现智能化改造。
5)10kV TA、TV更换为电子式TA、TV，外加智能单元。
总之，变电站数字化改造是未来大势所趋，是变电站技术更新换代的方向，我们通过35kV城北变电站的数字化分步改造，进行变电站数字化改造的探索和尝试，以便为其它变电站的数字化改造积累经验，创造条件。
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