數字化變電站范文

導語：如何才能寫好一篇數字化變電站，這就需要搜集整理更多的資料和文獻，歡迎閱讀由公務員之家整理的十篇范文，供你借鑒。

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1　存在于傳統常規變電站自動化系統中的缺點

1）傳統變電站自動化系統的結構相對復雜，其可靠性較低。在傳統的變電站中，其二次設備、自動和遠動裝置等，大多數都采取了小規模的集成電路或者是電磁模式，自檢功能缺乏，結構復雜，而且其可靠性極低。

2）配置采取固定的模式，靈活性低。在傳統的變電站中，其二次設備多半是依賴足夠多的電纜，再加以空觸點的利用，以模擬信號為載體進行信息的交換，這樣就造成信息量小，靈活性能較差的缺點，同時也無法實現其可靠安全性能。另外，改變接線較難，只稍稍的進行部分改動設計，需要更改的接線就非常之多。

3）配置相對來說較多，且占地面積大。傳統的變電站，其較大的占地面積和大量電纜的使用，加重傳統變電站的電壓和電流互感器的負擔，存在較多多余的冗繁二次配置。

4）遠程控制力低。在傳統變電站的遠程監視能力方面，存在著嚴重的不足。其對總控制中心所提供的信息少，而且精度非常差，再加上變電站內部的自動調節以及控制的手段還不夠全面，協調配合能力較低，不能實現電網實時監測，不能滿足電網控制要求。

5）維護工作難度高，工作量大。電磁型，或者是小規模的集成電路，其調試和維護難度大，工作量大。其自動化不能夠滿足定值的遠方修改，無法實現工作狀態的檢查。還有一些設備，極其容易受到周圍環境的影響。

6）處理信息的速度和準確性能較差。傳統的變電站，其監控系統依靠人實現，人作為監控系統核心，由于個人能力的局限性，難以保護之呢過信息的處理正確性及可靠性。

7）儀表和儀器等，存在著較大的誤差。傳統變電站監控系統所使用的儀表模擬式較多，這種將被測大小以改變指針機械位置來展現的模式，考慮到指針的位置與被測之間的對應關系誤差的存在，加之人在觀察中難以避免的誤差，都降低了信息的準確性。

8）傳統變電站的燈光和音響等，難以提供全面信息。傳統變電站的事件發生，多半是由音響和燈光來展現的，但對經驗的要求較高，需要通過經驗才能去判斷具體事件的信息。不利于事故的正確處理，不能全面去考核繼電保護，以及自動裝置動作。

9）不利于節約資源。傳統變電站的監控系統的表計采用，其信號牌、指示燈等在運行中將耗費大量能量，其體積大也決定了其較大的控制面積。

2　相對于傳統變電站來說，數字化變電站的優勢

1）便利性。在數字化變電站中，被檢測的一次設備的信號回路，以及操作驅動回路的被控制全面采用光電技術和微處理器。以光來代替電，加強電磁的兼容特性。光電數字與光纖的采用，替換了傳統強電模擬信號以及常規控制電纜。數字化變電站設備之間，采用了高速網絡通信模式，其運行管理系統的高度自動化也得以實現，為運行管理提供了便利。

2）存在于數字化變電站的數字優勢。

①　由于數字化變電站的功能能夠實現統一信息平臺的共享，從而較大程度上避免了重復設備投入。在傳統的變電站中，其裝置和系統都是功能單一的、獨立的，如監視、保護、控制和測量等，硬件的重復配置，信息不共享等，造成資金的浪費，成本的上漲。數字化變電站由于采用了統一傳輸，不同規約間的轉換采取了巧妙的避免。原本二次系統裝置較分散，這樣一來就具備了信息集成，以及對功能的合理優化和整合。

②　數字化的變電站有效地將設備的退出時間和次數進行了減少，將設備的可用性大大地提高了。

③　數字化變電站將自動化設備的數量有效地減少了，實現了二次接線的簡化，也實現了信息的自檢，提高了可靠性。

④　數字化變電站，其采用光纖，放棄了電纜的使用，具備了較強的電磁兼容性能，保證了信號的安全可靠。少量的光纖能夠代替大量的電纜，將變電站內電纜的數量減少了，從而避免了電纜的電磁兼容、交直流的無碰撞以及兩點的接地等等一些列問題。這樣就大大提高了系統的安全可靠，將模擬信號轉為數字信號，增加了在傳輸中的帶寬以及信息量。

⑤　設備間的互操作性，利于維護和更新設備，是投運時間減少，有效地提高了工作的效率。而常規變電站，一次和二次設備電纜的連接與調試，一般完成在現場后，進行調試的周期也比較長。在數字化變電站，一、二次設備在現場后，相關調試工作量極小，縮短了投運周期。

⑥　有效地減少了中間的步驟和環節，將測量精度明顯提升。數字化變電站電流以及電壓的采集環節，數字化電氣測量系統的采用，實現了無飽和，實現了無CT　二次開路，最明顯的例子是電式互感器。有效隔離了一、二次系統電氣，提高了電氣量測量精度，增大了測量范圍。

3）存在于數字化變電站的經濟優勢。

①　數字化變電站，實現了運行系統與其他系統間的信息資源共享，最大程度的減少了建設的重復現象，以及資金的投入量。

②　縮小了必要的占地面積，減少了基建的一部分投資；降低了變電站在壽命周期內所需要的總體成本，這里包括初期建設和后期維護的成本。另外，簡單易行的二次節點，使安裝和維護的成本也得以節約。

③　與傳統變電站來說，數字變電站的造價是在一個檔次內的。數字化設備和傳輸的采用，在電磁的干擾史上劃了句號，從而也有效地預防了漏油和滲油，將安全和可靠性能提高了。所以說，其具有節約能源、保護環境以及節約成本的優勢。

3　存在于數字化變電站中的問題

1）數字化變電站的間隔層，于一個體系中成為一個重要環節，不再是獨立體系。這樣一來，增大了對過程層設備以及相關的網絡設備的依賴程度，而且很大程度上依賴于光纖網絡通信的可靠性。網絡若出現故障，變電站所有的保護及控制的相關功能會失效，引發嚴重后果。要求網絡設備要具備極高的可靠性，含有間隔層保護、檢測和控制等裝置設備。

2）研究并采用更加晚上的閉鎖機制來實現保護和控制功能。網絡對跳合閘命令發送的實現，難以完全保證在非法入侵時的信息安全，存在較大的安全隱患。其中至關重要的就是樞紐變電站，尤其不能出現半點差池。信息安全性，直接決定了變電站系統可靠性如何，系統復雜，則通信頻繁，信息的安全性和可靠性的重要之處就凸現出來。IEC61850協議，其開放性和標準性，也對電力系統的安全帶來了威脅。尤其要保證二次系統中，相關信息的完整性及確定性，考慮并采用二次系統安全防護的措施，適應變電站信息安全防護的要求。另外，我們要結合電力系統相關的運行特征，以安全標準為根本要求和最終的目的，制定安全防護的相關策略，參考閉環網絡和只讀訪問，密碼和防火墻等等。最后，也要充分地考慮到對系統性能，以及寬帶網絡的影響。

3）鑒于電子式互感器的自身結構以及工作方式，直接或間接地致使難以進行互感器角差、比差的現場試驗，更可能無法開展極性的相關試驗，待到設備投運帶電狀態之后，才可以對接線準確性進行相關檢驗。

4）考慮到數字化變電站，其保護和校驗都比較復雜，而在變電站的運行狀態下，想要檢驗部分間隔保護的難度極大，所以，在目前不能提供所需的數字化保護電流量和電壓量，常規繼電保護的校驗裝置滿足此需要。由于電流量和電壓量想要進入保護裝置，必須經過合并器，試驗的完成也需要自帶合并器。所以，母差保護這一類保護校驗的完成，需要大量電流和電壓量，難度系數很大。

4　總結

在電能質量以及可靠性運行的水平等方面，數字化變電站所擁有的優勢是傳統變電站無法比擬的。很快，就會實現綜合自動化以及數字化變電站的普及，考慮到數字化變電站的建設過程中，涉及了較多的部門，高技術含量，以及大量的資金等等，在普及的過程中會有很多預見性或不可預見的問題存在。必須從設計、施工和監理等每一個環節都加強管理力度，對各部門的關系進行積極協調，不斷地總結經驗，定期培訓，加大標準化建設的力度，按照高要求和標準化等來提高電網的安全性能。

參考文獻：

[1]高蕓菲、黃偉，變電站自動化系統的新發展[J].科學大眾，2008年，02期.

[2]王剛，淺談數字化變電站自動化系統[J].科技創新導報，2008年，30期.

[3]陳飛林，變電站自動化系統的新發展[J].大眾科技，2008年，12期.

[4]張旗、李兆琪，從大石橋變電站看數字化變電站的技術發展方向[J].信息技術，2011年，07期.

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【關鍵詞】數字化變電站；技術；研究

1、前言

數字化變電站是由智能化一次設備（電子式互感器、智能化開關等）和網絡化二次設備分層（過程層、間隔層、站控層）構建，建立在IEC61850通信規范基礎上，能夠實現變電站內智能電氣設備間信息共享和互操作的現代化變電站。隨著數字化變電站的發展，IEC 61850協議的推廣，解決了數字化后設備與設備間的互操作性、互換性的一個統一平臺協議。數字技術的可靠性，實時性，經濟性正在逐步提高。它改變了傳統的變電站綜合自動化二次設備的組態模式，現在我們可以運用智能設備，光電電流電壓互感器，一次設備在線檢測及自診斷等技術，使發展建設完全意義上的數字化變電站已成為可能。

由定義可以看出，數字化變電站三個主要的特征就是“一次設備智能化，二次設備網絡化，符合IEC61850標準”，即數字化變電站內的信息全部做到數字化，信息傳遞實現網絡化，通信模型達到標準化，使各種設備和功能共享統一的信息平臺。這使得數字化變電站在系統可靠性、經濟性、維護簡便性方面均比常規變電站有大幅度提升。具體體現如下：

1.1 智能化的一次設備

智能設備首先應具備數字化接口，一次設備被檢測的信號回路和被控制的操作驅動回路，采用微處理器和光電技術設計，變電站二次回路中常規的繼電器及其邏輯回路被可編程控制器代替，常規的強電模擬信號和控制電纜被光電數字和光纖代替。通過過程總線接口給間隔層設備提供電氣信息，接受間隔層設備的跳合閘等控制命令；各斷路器的智能終端輸入開關位置、刀閘位置等狀態量，輸出跳合閘命令，含操作回路。由此可以看出，智能化設備是機電一體的進一步結合，是實現電氣量和非電氣量數字化的基礎部分。1

1.2 網絡化二次設備

網絡化的二次設備具有數字化接口，能滿足電子式互感器和智能開關的要求，能滿足IEC61850通信標準的要求，設備之間的連接全部采用高速的網絡通信，二次設備不再出現功能裝置重復的I/O現場接口，二次電纜也由大量控制電纜改為少量光纜，通過網絡真正實現數據共享、資源共享，常規的功能裝置變成了邏輯的功能模塊。因為網絡化二次設備的出現，也使得二次保護、監控控制等設備與一次設備可以實現就地安裝。

1.3 符合IEC61850標準

IEC61850標準是基于通用網絡通信平臺的變電站自動化系統唯一國際標準。IEC61850作為制定電力系統遠動無縫通信系統基礎能大幅度改善信息技術和自動化技術的設備數據集成，減少工程量、現場驗收、運行、監視、診斷和維護等費用，節約大量時間，增加了自動化系統使用期間的靈活性，解決了變電站自動化系統產品的互操作性和協議轉換問題。采用該標準還可使變電站自動化設備具有自描述、自診斷和即插即用（Plug and Play）的特性，極大的方便了系統的集成，降低了變電站自動化系統的工程費用。在我國采用該標準系列將大大提高變電站自動化系統的技術水平、提高變電站自動化系統安全穩定運行水平、節約開發驗收維護的人力物力。

2、數字化變電站的特點

2.1 高性能

①通信網絡采用統一的通信規約IEC61850，不需要進行規約轉換，加快了通信速度，降低了系統的復雜度和設計、調試和維護的難度，提高了通信系統的性能。

②數字信號通過光纜傳輸避免了電纜帶來的電磁干擾，傳輸過程中無信號衰減、失真。無L、C濾波網絡，不產生諧振過電壓。傳輸和處理過程中不再產生附加誤差，提升了保護、計量和測量系統的精度。2

③光電互感器無磁飽和，精度高，暫態特性好。

2.2 高安全性

①光電互感器的應用，避免了油和SF6互感器的滲漏問題，很大程度上減少了運行維護的工作量，不再受滲漏油的困擾，同時提高了安全性。

②光電互感器高低壓部分光電隔離，使得電流互感器二次開路、電壓互感器二次短路可能危及人身或設備等問題不復存在，大大提高了安全性。

③光纜代替電纜，避免了電纜端子接線松動、發熱、開路和短路的危險，提高了變電站整體安全運行水平。

2.3 高可靠性

①設備自檢功能強，合并器收不到數據會判斷通訊故障或互感器故障而發出告警，既提高了運行的可靠性又減輕了運行人員的工作量。

②采集器的電源由能量線圈或激光電源提供，兩者自動切換，互為備用。

2.4 高經濟性

①采用光纜代替大量電纜，降低成本。用光纜取代二次電纜，簡化了電纜溝、電纜層和電纜防火，保護、自動化調試的工作量減少，減少了運行維護成本。同時，縮短工程周期，減少通道重復建設和投資。

②實現信息共享，兼容性高，便于新增功能和擴展規模，減少變電站投資成本。

③光電互感器采用固體絕緣，無滲漏問題，減少了停運檢修成本。

④數字化變電站技術含量高，電纜等耗材節約，具有節能、環保、節約社會資源的多重功效。

2.5 應用中應注意的事項3

①激光發生器不能空載運行，否則易損壞。如激光發生器在工作狀態，將數據光纜或能量光纜拔開可造成激光發生器空載而燒壞。今后應考慮加裝閉鎖或保護功能。

②不得用眼睛觀察激光孔或激光光纜，會燒傷眼睛。

③光電互感器工作電源采用激光電源和取能線圈雙電源方式，即一次電流10A以上用取能線圈作電源，10A以下用激光電源，異常時否能切換到激光電源，不至使光電互感器停止工作，有待在實際運行中觀察。

④巡視時要特別注意：光纖及與二次設備連接的尾纖應可靠連接，防塵帽無破裂、脫落，密封良好。光纖、尾纖自然彎曲，無折痕，彎曲半徑不得小于10倍光、尾纖直徑，外皮無破損。

3、結束語

數字化變電站的建成投產為電網數字化建設奠定了基礎，在變電站發展歷程史上具有劃時代的意義，是一次變電技術的革命。為社會經濟的發展奠定了扎實的基礎。

參考文獻

[1]高翔.數字化變電站應用展望[J].華東電力,2006年8月

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關鍵詞： 低碳經濟；智能電網；數字化變電站

中圖分類號TM63 文獻標識碼A 文章編號 1674-6708（2011）53-0063-03

Abstract In the development of a global trend of low-carbon economy，Intelligent power grid construction is not only changes the energy industry's latest trends, but also reflects the level of scientific and technological progress of society and the future power grid development. As an important component of Intelligent grid, the construction of digital substation automation for the grid operations and management will have far-reaching impact and change, with significant technical and economic significance.

In this thesis, the concept of digital substation，development process, the characteristics of digital substation and several aspects being elaborated. Integrated through digital substation /automation substation contrast, seeks to offer readers digital substation components and functions of a relatively clear understanding.

Keywords Low carbon economy；Intelligent grid；Digital substation

1 數字化變電站的定義

“數字化變電站”是以變電站一、二次設備為數字化對象，以高速網絡通信平臺為基礎，通過對數字化信息進行標準化，實現信息共享和互操作，并以網絡數據為基礎，實現數據測量監視、控制保護、信息管理等自動化功能的變電站。

在變電站自動化領域中，隨著智能化電氣的發展，特別是智能開關、光電式互感器機電一體化設備的出現，變電站自動化技術進入了數字化的新階段。在高壓和超高壓變電站中，保護裝置、測控裝置、故障錄波及其他自動裝置的I/O單元，如A/D變換、光隔離器件、控制操作回路等將割列出來作為智能化一次設備的一部分。反言之，智能化一次設備的數字化傳感器、數字化控制回路代替了綜合自動化保護裝置、測控等裝置的I/O部分；而在中低壓變電站則將保護、監控裝置更加小型化、緊湊化，完整地集成開關柜上，充分體現了了變電站機電一體化的技術要求。

數字化變電站具有“四化”特征：全站信息數字化；通信平臺網絡化；信息共享標準化；高級應用互動化。實現四化功能的基礎如下：

1）智能化的一次設備

一次設備被檢測的信號回路和被控制的操作驅動回路采用微處理器和光電技術設計，簡化了常規機電式繼電器及控制回路的結構，數字程控器及數字公共信號網絡取代傳統的導線連接。換言之，變電站二次回路中常規的繼電器及其邏輯回路被可編程序代替，常規的強電模擬信號和控制電纜被光電數字和光纖代替。

2）網絡化的二次設備

變電站內常規的二次設備，如繼電保護裝置、防誤閉鎖裝置、 測量控制裝置、遠動裝置、故障錄波裝置、電壓無功控制、同期操作裝置以及正在發展中的在線狀態檢測裝置等全部基于標準化、模塊化的微處理機設計制造，設備之間的連接全部采用高速的網絡通信，二次設備不再出現常規功能裝置重復的I/O現場接口，通過網絡真正實現數據共享、資源其享，常規的功能裝置在這里變成了邏輯的功能模塊。

3）自動化的運行管理系統

變電站運行管理自動化系統應包括電力生產運行數據、狀態記錄統計無紙化；數據信息分層、分流交換自動化；變電站運行發生故障時能即時提供故障分析報告，指出故障原因，提出故障處理意見；系統能自動發出變電站設備檢修報告，即常規的變電站設備“定期檢修”改變為“狀態檢修”。

2 變電站自動化的發展歷程

表1 變電站自動化發展歷程表

2.1 常規變電站的缺點

1）技術和管理上條塊分割、設備互不兼容；

2）硬件設備多而雜，標準化程度低；

3）控制電纜、端子排規模大、安裝調試比較復雜；

4）被動系統，無法自診斷、維護工作量大。

2.2 綜合自動化變電站存在的問題

變電站綜合自動化系統仍然存在信息難以共享、設備之間不具備互操作性、系統的可擴展性差等問題，制約了變電站可靠性、實時性、經濟性的進一步提升。

另一方面，大電網安全穩定運行也對變電站向電網高級功能應用提供數據的支撐能力提出了更高的要求。

3 數字化變電站

3.1 數字化變電站研究的意義

目前變電站自動化系統雖已部分實現了計算機化和網絡化，但設備之間缺乏互操作性，不能夠實現一體化。各廠家功能和接口的差異，導致設備維護和升級成本巨大。變電站自動化系統與互感器、開關等終端設備需要通過電纜相連，模擬信號的傳輸存在電磁干擾及附加誤差等，沒有全部實現數字化。變電站內、變電站與控制中心之間沒有完全實現信息共享，一次設備的狀態信息無法全部接入。

隨著智能化開關、光電式電流電壓互感器、一次運行設備在線狀態檢測、變電站運行操作培訓仿真等技術日趨成熟，以及計算機高速網絡在實時系統中的開發應用，對已有的變電站自動化技術產生深刻的影響，全數字化的變電站自動化系統已經可以實現。

數字化變電站由于對信息采集、傳輸、處理和輸出過程實現數字化，基本特征具有設備智能化、通信網絡化、模型和通信協議統一化、運行管理自動化等等特點。

變電站數字化為電網的智能化提供了有力保證，為各種綠色、低碳能源的接入提供了可靠的支撐平臺。

實現數字化變電站對于我國變電站的自動化運行和管理將帶來深遠的影響和變革，具有重大的技術和經濟意義。

3.2 數字化變電站自動化系統的結構

數字化變電站自動化系統的結構在物理上可分為兩類，即智能化的一次設備和網絡化的二次設備；在邏輯結構上可分為三個層次，根據IEC61850通信協議草案定義，這三個層次分別稱為“過程層”、“間隔層”、“站控層”。各層次內部及層次之間采用高速網絡通信，三個層次的關系如圖1所示。

圖1 數字化變電站邏輯結構圖

3.2.1 過程層

過程層是一次設備與二次設備的結合面，或者說過程層是指智能化電氣設備的智能化部分。過程層的主要功能分3類：1）電力運行實時的電氣量檢測；2）運行設備的狀態參數檢測；3）操作控制執行與驅動。

1）電力運行的實時電氣量檢測

與傳統的功能一樣，主要是電流、電壓、相位以及諧波分量的檢測，其他電氣量如有功、無功、電能量可通過間隔層的設備運算得出。與常規方式相比所不同的是傳統的電磁式電流互感器、電壓互感器被光電電流互感器、光電電壓互感器取代；采集傳統模擬量被直接采集數字量所取代，這樣做的優點是抗干擾性能強，絕緣和抗飽和特性好，開關裝置實現了小型化、緊湊化。

2）運行設備的狀態參數在線檢測與統計

變電站需要進行狀態參數檢測的設備主要有變壓器、斷路器、刀閘、母線、電容器、電抗器以及直流電源系統。在線檢測的內容主要有溫度、壓力、密度、絕緣、機械特性以及工作狀態等數據。

3）操作控制的執行與驅動

操作控制的執行與驅動包括變壓器分接頭調節控制，電容、電抗器投切控制，斷路器、刀閘合分控制，直流電源充放電控制。過程層的控制執行與驅動大部分是被動的，即按上層控制指令而動作，比如接到間隔層保護裝置的跳閘指令、電壓無功控制的投切命令、對斷路器的遙控開合命令等。在執行控制命令時具有智能性，能判別命令的真偽及其合理性，還能對即將進行的動作精度進行控制，能使斷路器定相合閘，選相分閘，在選定的相角下實現斷路器的關合和開斷，要求操作時間限制在規定的參數內。又例如對真空開關的同步操作要求能做到開關觸頭在零電壓時關合，在零電流時分斷等。

3.2.2 間隔層

間隔層設備的主要功能是：1）匯總本間隔過程層實時數據信息；2）實施對一次設備保護控制功能；3）實施本間隔操作閉鎖功能；4）實施操作同期及其他控制功能；5）對數據采集、統計運算及控制命令的發出具有優先級別的控制；6）承上啟下的通信功能，即同時高速完成與過程層及站控層的網絡通信功能。必要時，上下網絡接口具備雙口全雙工方式，以提高信息通道的冗余度，保證網絡通信的可靠性。

3.2.3 站控層

站控層的主要任務是：1）通過兩級高速網絡匯總全站的實時數據信息，不斷刷新實時數據庫，按時登錄歷史數據庫；2）按既定規約將有關數據信息送向調度或控制中心；3）接收調度或控制中心有關控制命令并轉間隔層、過程層執行；4）具有在線可編程的全站操作閉鎖控制功能；5）具有（或備有）站內當地監控，人機聯系功能，如顯示、操作、打印、報警，甚至圖像，聲音等多媒體功能；6）具有對間隔層、過程層諸設備的在線維護、在線組態，在線修改參數的功能；7）具有（或備有）變電站故障自動分析和操作培訓功能。

3.3 數字化變電站的優點

數字化變電站的一次設備和二次設備均采用智能設備，設備間交互的信息均按統一的模型數字化。數字化變電站較常規綜合自動化變電站有以下優勢：

1）提升測量精度

數字化變電站采用輸出數字信號的電子式互感器，數字化的電流電壓信號在傳輸到二次設備和二次設備處理的過程中均不會產生附加誤差，提升了保護系統、測量系統和計量系統的系統精度。

傳統變電站互感器輸出的模擬信號通過電纜傳輸時和二次設備的數據采集過程中都將產生附件誤差，系統精度難以提高。

2）提高信號傳輸的可靠性

數字化變電站的信號傳輸均用計算機通信技術實現。通信系統在傳輸有效信息的同時傳輸信息校驗碼和通道自檢信息，杜絕誤傳信號和監視通信系統的完好性，PT斷線、CT斷線的判斷將不再是問題。數字信號可以用光纖傳輸，從根本上解決抗干擾問題。

傳統變電站一次設備和二次設備間直接通過電纜傳輸沒有校驗信息的信號，當信號出錯或電纜斷線、短路時都難以發現。而且傳輸模擬信號不能采用光纖技術，易受干擾。

3）減少二次接線

數字化變電站的一次設備和二次設備間采用計算機通信技術，一條信道可傳輸多個通道的信息，加上使用網絡技術，大幅度減少了二次接線的數量和復雜度。

4）解決設備間的互操作問題

數字化變電站的所有智能設備均按統一的標準建立信息模型和通信接口，設備間可實現無縫連接。

傳統變電站的不同生產廠家二次設備之間的互操作性問題至今仍然沒有得到很好地解決，主要原因是二次設備缺乏統一的信息模型規范和通信標準。為實現不同廠家設備的互連，必須設置大量的規約轉換器，增加了系統復雜度和設計、調試和維護的難度，降低了通信系統的可靠性。

5）變電站的各種功能可共享統一的信息平臺，避免設備重復

數字化變電站的所有信息采用統一的信息模型，按統一的通信標準接入變電站通信網絡。變電站的保護、測控、計量、監控、遠動、VQC等系統均用同一個通信網絡接收電流、電壓和狀態等信息以及發出控制命令，不需為不同功能建設各自的信息采集、傳輸和執行系統。

傳統變電站由于各種功能采用的通信標準和信息模型不盡相同，二次設備和一次設備間用電纜傳輸模擬信號和電平信號，各種功能需建設各自的信息采集、傳輸和執行系統，增加了變電站的復雜性和成本。

6）自動化運行和管理水平的進一步提高

數字化變電站的采用智能一次設備，所有功能均可遙控實現。通信系統傳輸的信息更完整，通信的可靠性和實時性都大幅度提高。變電站因此可實現更多、更復雜的自動化功能，提高自動化水平。

傳統變電站由于受一次設備和通信系統能力的限制，許多自動化技術只能停留在試驗室里，難以進行工程實際應用。

7）避免電纜帶來的電磁兼容、傳輸過電壓和兩點接地等問題

數字化變電站二次設備和一次設備之間使用絕緣的光纖連接，電磁干擾和傳輸過電壓沒有影響到二次設備的途徑，而且也沒有二次回路兩點接地的可能性。

傳統變電站的二次設備與一次設備之間仍然采用電纜進行連接，電纜感應電磁干擾和一次設備傳輸過電壓可能引起的二次設備運行異常，在二次電纜比較長的情況下由電容耦合的干擾可能造成繼電保護誤動作。盡管電力行業的有關規定中要求繼電保護二次回路一點接地，但由于二次回路接地點的狀態無法實時檢測，二次回路兩點接地的情況近期仍時有發生并對繼電保護產生不良影響，甚至造成設備誤動作。

3.4 數字化變電站建設和運行的關鍵及難點

1）變電站全站數字化最大的障礙在于一次設備。目前我國智能開關設備、電子式互感器等的研制和運用相對比較滯后，對數字化變電站建設的投資、設備質量和技術服務提出了較高要求；

2）變電站建設的歷史原因。部分變電站將繼續采用傳統的開關設備甚至二次設備和系統軟件。為滿足數字化變電站的要求，將為傳統一次設備配置智能終端，并改造傳統二次設備和系統軟件的通信服務和信息模型使之符合IEC61850標準。智能終端的研發工作、傳統二次設備和系統軟件的改造工作也是今后的工作難點；

3）變電站設備的一致性測試。數字化變電站的智能設備應在選型前進行一致性測試來驗證其是否符合IEC61850標準，并作為選型的依據之一。這樣可大大減少變電站聯調的工作量，避免臨時修改通信程序和增加規約轉換器。

需研究適合的測試的工具、合理的檢測規程和測試用例以保證一致性檢測的效果；

4）保證系統可靠性及研究可靠性評價方法。數字化變電站的許多功能分布在多個物理設備上實現，和一個物理設備參與多個功能的實現，都對系統可靠性提出了挑戰。按“故障弱化”的思想，通過合理地配置冗余設備可保證系統可靠性。同時研究計算變電站平均故障間隔時間、可用率等數據的可靠性評價方法；

5）適應數字化變電站的運行、維護和管理方法。數字化變電站由于廣泛地采用智能設備，對現有地運行、維護和管理方法提出了挑戰。例如許多設備的輸出接口都由傳統的模擬接口和硬接線變為數字通信接口，必須有新的調試和檢驗設備以及相應規程。還有許多原來由不同部門管理的功能由同一設備實現也造成一些責任區劃分問題。所以規劃數字式變電站時應充分考慮運行、維護和管理的因素，同時也應根據數字化變電站的特點適當調整運行、維護和管理的規程；

6）在選取作為試點的變電站時，建議將以下來兩點也作為考慮重點：（1）變電站在系統中的地位。如樞紐站在改造過程中，受運行方式影響造成多間隔停電、停電時間較長等，則容易導致工程建設周期難以控制；（2）一次設備規模。如涉及的設備規模較大，除延長工程建設周期外，還容易因缺乏數字化設備運行經驗造成工程難以投運，甚至引起停電事故。

4 結論

數字化變電站為智能電網的建設奠定了基礎，為提高電網的可靠性提供了技術保證，也為多種能源接入系統描繪了一幅美好的藍圖。但要實現真正意義上的數字化變電站還有較長的一段路要走。

數字化變電站的建設過程是實現智能化電網的必經之路，也是供電部門提高供電效率和提升生產管理水平的一個積累過程。通過數字化變電站的應用研究和示范工程的實施，積累相關經驗，培養數字化變電站建設、運行和檢修等方面所需的各種人才，研究并制定數字化變電站設計、建設、運行、維護和管理的各種規范，是實現電網智能化和現代化的有力措施。

參考文獻

篇4

（烏魯木齊電業局光源電力有限責任公司，新疆 烏魯木齊 830011）

【摘　要】數字化變電站是實現智能電網的重要環節。本文簡述了數字化變電站的概念、特點、關鍵技術及其建設方法等問題。通過分析可以認為，數字化變電站必然成為未來變電站的發展趨勢。

關鍵詞 數字化變電站；數字化技術；電子式互感器；IEC61850

0　引言

數字化變電站是由智能化一次設備（電子式互感器、智能化開關等）和網絡化二次設備分層（過程層、間隔層、站控層）構建，建立在IEC61850通信規范基礎上，能夠實現變電站內智能電氣設備間信息共享和互操作的現代化變電站[1]。與常規變電站相比，數字化變電站間隔層和站控層的設備及網絡接口只是接口和通信模型發生了變化，而過程層卻發生了較大的改變，由傳統的電流、電壓互感器、一次設備以及一次設備與二次設備之間的電纜連接，逐步改變為電子式互感器、智能化一次設備、合并單元、光纖連接等內容。作為一門新興技術，數字化變電站從提出開始就受到了極大的關注，目前已成為我國電力系統研究的熱點之一。隨著相關軟硬件技術的不斷發展和成熟，數字化變電站將成為變電站技術的發展方向。

1　數字化變電站的關鍵設備

1.1　智能化的一次設備

一次設備被檢測的信號回路和被控制的操作驅動回路采用微處理器和光電技術設計，簡化了常規機電式繼電器及控制回路的結構，數字程控器及數字公共信號網絡取代傳統的導線連接。變電站二次回路中常規的繼電器及其邏輯回路被可編程序代替，常規的強電模擬信號和控制電纜被光電數字和光纖代替[2]。一次設備例如電子式互感器，電子式互感器(ECT、EVT)分為兩大類:有源電子式互感器和無源電子式互感器。有源電子式互感器利用Rogowski空芯線圈或低功率鐵心線圈感應被測電流,利用電容(電阻、電感)分壓器感應被測電壓。遠端模塊將模擬信號轉換為數字信號后經通信光纖傳送。無源電子式互感器利用Faraday磁光效應感應被測電流信號,利用Pockels電光效應感應被測電壓信號,通過光纖傳輸傳感信號。

1.2　網絡化的二次設備

變電站內常規的二次設備，如繼電保護裝置、防誤閉鎖裝置、測量控制裝置、遠動裝置、故障錄波裝置、電壓無功控制、同期操作裝置以及正在發展中的在線狀態檢測裝置等全部基于標準化、模塊化的微處理機設計制造，設備之間的連接全部采用高速的網絡通信，二次設備不再出現常規功能裝置重復的I/O現場接口，通過網絡真正實現數據共享、資源其享，常規的功能裝置在這里變成了邏輯的功能模塊。將IEC61850應用于變電站內的通信,以充分利用網絡通信的最新技術,實現二次設備的信息共享、互操作和功能的靈活配置。數字化變電站采用低功率、數字化的新型互感器代替常規互感器，將高電壓、大電流直接變為數字信號[3]。常規站與數字站結構區別如圖1所示。

1.3　自動化的運行管理系統

變電站運行管理自動化系統應包括電力生產運行數據、狀態記錄統計無紙化；數據信息分層、分流交換自動化；變電站運行發生故障時能及時提供故障分析報告，指出故障原因，提出故障處理意見；系統能自動發出變電站設備檢修報告，即常規的變電站設備“定期檢修”改變為“狀態檢修”。

2　數字化變電站通信規約關鍵技術

數字化變電站是建立于IEC61 850通信規范基礎上，由電子式互感器(ECT、EVT)、智能化開關等智能化一次設備、網絡化二次設備按變電站層、間隔層、過程層分層構建而成,能夠實現變電站內智能電氣設備間信息共享和互操作的現代化變電站。它的關鍵技術主要包括以下幾個方面：

（1）功能建模。從變電站自動化通信系統的通信性能(PICOM)要求出發,定義了變電站自動化系統的功能模型(Part5)。

（2）數據建模。采用面向對象的方法,定義了基于客戶機/服務器結構的數據模型(PartT-3/4)。

（3）通信協議。定義了數據訪問機制(通信服務)和向通信協議棧的映射,如在變電站層和間隔層之間的網絡采用抽象通信服務接口映射到MMS(IEC61850-8-I),在間隔層和過程層之間的網絡映射成串行單向多點或點對點傳輸網絡。(IEC61850-9-1)或映射成基于IEEE802,3標準的過程總線(IEC61850-9-2)(Part 7-2,Part8/9)。

（4）變電站自動化系統工程和一致性測試。定義了基于XML(Extensible Make up Language)的結構化語言(Part6),描述變電站和自動化系統的拓撲以及IED結構化數據。為了驗證互操作性,Part10描述了IEC 61850標準一致性測試。

（5）IEC 61850 標準中引入了抽象通信服務接口(abstract communication service interface， ACSI)。ACSI使變電站自動化功能完全獨立于具體的網絡協議，因此最新網絡技術可以很快被應用于變電站中[4]。

3　數字化變電站建設

數字化變電站和傳統變電站相比實現了信息采集、傳送、處理、輸出由模擬量到數字量的轉變，并形成了相應的通信網絡和控制處理系統，實現了信息的共享和互操作。從技術規律和電網特性角度看，數字化變電站推廣建設是智能電網形成的基礎環節，是智能電網實現數字化，信息化，自動化的技術和實踐經驗來源。數字化變電站的基本結構繼承了分層分布式的特點，如圖 2所示。

其功能在邏輯上被分配到 3個不同的層(即過程層、間隔層和變電站層)中。過程層是一次設備和二次設備的結合處，其主要功能是:進行電氣量的檢測、運行設備的狀態參數在線檢測與統計、操作控制的執行等任務。間隔層的主要功能是進行本間隔過程層實時數據信息的匯總，并對一次設備實施保護控制功能，具有承上啟下的作用。變電站層主要任務是匯總全站的實時數據信息，將有關數據信息送往調度或控制中心并接受調度或控制中心有關控制命令，轉發間隔層、過程層執行等功能。相對于常規變電站，數字化變電站具有很多先進技術和功能特點。

3.1　基于數字和光纖的信號采集系統

電子式互感器(ECT、EVT)和光電互感器的應用使得數字化變電站實現了站內信息的數字化采集和光纖傳遞，大大簡化了二次回路，解決了電纜老化問題，減少了運行人員的誤操作，系統可靠性得到提高。智能電網的數字化程度要求更高，將有各種先進的智能傳感器要運用到一次設備中去，包括發、輸、變、配、用戶等個個環節，用以監控電網設備健康狀態和全網電氣信息，形成龐大的智能監控系統。數字化變電站的硬件設施和建設過程中的相關經驗，在智能電網建設中有重要的作用和價值。

3.2　信息交互網絡化

數字化變電站內設備之間通過高速以太網進行信息交換，二次設備不再出現功能重復的I/O接口，常規的功能裝置變成了邏輯功能模塊，變電站內實現了真正的數據集資源共享。和智能電網高速、動態互動、實時信息共享的超級網絡構架的目標方向一致。

3.3　全站統一的標準平臺

IEC61850確立了電力系統建模標準，為變電站定義了標準的信息模型和信息交換模型。采用對象建模、抽象通信服務接口（ACSI）、以及設備自我描述規范，解決了不同廠商產品互操作問題，形成了全站設備功能和信息共享的統一標準平臺。

3.4　信息同步與安全性

數字化變電站與傳統變電站相比，一次設備及一次設備與二次設備之間連接，由電纜被電子式互感器、智能化一次設備、合并單元、光纖所代替，這為采樣數據的共享提供了條件，同時也帶來了電子式互感器間采樣同步問題。IEC 61850采用SNTP(sim plenetwork time protoco1)實現不同設備間的同步采樣，以UTC(universal time coordinated)作為時鐘同步源[5]。IEEE1588[協議為消除或削弱網絡測控系統各個測控設備的時鐘誤差和測控數據在網絡中的傳輸延遲提供了有效路徑，只要按照這個規范去設計網絡化測控系統，則系統的測控精度可控制在亞微妙級，從而可以有效解決分層分布式測控系統的實時性問題IEC 61850 采用 SNTP( simple network time protoco1) 實現不同設備問的同步采樣， 以UTC( universal time coordinated) 作為時鐘同步源。IEC61850協議的開放性和標準性帶來了電力系統運行的安全性問題，IEC在制訂了IEC61850之后，開展了安全標準IEC62351的編制，其中IEC62351-6定義了IEC61850的安全性[6]。

3.5　智能化一次設備不斷成熟

以往制約數字變電站發展的主要是因為IEC61850技術不成熟，2005年的IEC61850互操作實驗[3]極大推動了IEC61850在數字化變電站中的研究應用，目前變電站層與間隔層技術已經成熟，間隔層與過程層技術也在不斷成熟。國內的智能化一次設備質量提升的飛快，從已經運行變電站的反饋情況來看，智能化一次設備已經從初期的不穩定到了現在基本能滿足現場應用的水平，這為智能電網建設打下了基礎。數字化變電站系統結構如圖3所示。

4　結論

由于其具有信息充分共享、通信系統能可靠實時的交換所有設備的完整信息、降低變電站整個生命周期的費用等優點。數字化變電站必然會成為未來變電站發展的趨勢。建設以光電式互感器、智能化集成開關、智能變壓器等數字化一次設備和其他智能電子設備為基礎的新型變電站自動化系統。實現數字化變電站站內各層間的無縫通信。最大限度地滿足信息共享和系統集成的要求。則是數字化變電站技術的發展方向。可以預期。一個系統分布化、結構緊湊化、模型標準化、通信網絡化、信息集成化、檢修狀態化、操作智能化的完全數字化變電站將作為未來“ 數字化電網”的功能和信息節點展示在人們面前。

參考文獻

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篇5

關鍵詞：變電站自動化系統 IEC61850通信標準 智能電子設備 光互感器

中圖分類號：TM63 文獻標識碼：A 文章編號：1007-9416（2013）12-0221-02

當前，我國電網建設在全國范圍內展開，無論從規模還是技術性能上都在不斷擴大，為對電網的運行情況進行實時的監控和掌握，從而確保電網運行安全以及供電的穩定可靠，需要對變電站進行進行統一的改革，引進數字化自動技術，不僅能夠準確的監測電網數據，也可以更好地加強電網可控性。數字自動化技術的引進，代表著變電站二次系統在測量、控制、保護、通信專業方面的相互整合，首先不僅要保證信息融合的安全性，其次也要保證該系統功能的實用性。整合后的變電站二次系統可以更好地將各項應用的功能體現出來；進行變電站的系統整合，必須樹立發展和全局觀念，統一規劃，及時調整。首先變電站的建模技術和通信技術集成能夠有效整合信息，實現信息的統一，為變電站自動化系統統一語義空間的構造奠定良好的基礎；而抽象通信服務接口則能夠使變電站功能獨立出來，不再局限于具體的底層通信協議；信息的自我描述對于統一現在與未來的發展則發揮了良好作用。

1 數字化變電站的特點與優勢

1.1 數字化變電站的特點

（1）二次設備選擇網絡化

二次設備間都是通過通信網絡模擬器連接，和開關量、控制命令進行控制，采用了模塊化設計和標準化設計，進一步取消了控制電纜的存在。

（2）一次設備選用智能化

數字輸出的智能開關、電子式互感器是一次設備連接所選用的控制元件，一次設備與二次設備間對采樣值和控制命令等信息的操作選用光纖傳輸數字編碼信息的方式。

（3）運行管理系統自動化

當數字自動化技術引入變電站后，系統就能夠對電站進行自主檢測，程序化控制等，一旦變電站出現運行故障，自動化數字系統就能夠對故障進行及時的分析，提供相關報告，將故障原因分析出來，從而為變電站正常運行的恢復提供便利條件。

1.2 數字化變電站的優勢

（1）有利于變電站擴展規模和增加新功能

通信網絡是承擔變電站設備間信息交換的載體，在變電站進行規模擴展，新功能的增添時，只要將新設備增加到通信網絡上即可，不必對原有設備進行大規模改造或者更換，有效降低了變電站建設成本。

（2）信息平臺的統一、共享得以實現

數字化變電站嚴格依照IEC61850標準進行所有信息的接入，使之統一與通信網絡相連，實現了變電站的測量、遠動、保護和計量等系統通信網絡平臺的統一，以此統一進行信息、命令的收發，降低了重復建設所造成的資源浪費。

（3）測量精度得到了提高

由于電子式互感器的采用，數字化變電站能夠有效避免傳輸過程中的附加誤差，將保護、測量和計量系統的精確度大大提升。

（4）復雜的控制電纜被取代，二次接線減少

由于計算機通信技術的采用，數字化變電站的一次與二次，二次與二次設備之間的多種通道信息傳輸可以依靠同一通道進行；大大將通信線的數量減少，而這也就使得設備數量減少了，從而使得二次接線量大為減少，復雜的控制電纜被通信網絡所取代。

（5）信號傳輸可靠性得到了提升

計算機通信技術使得數字化變電站有效實現了信號的可靠傳輸，在傳輸信息同時進行通信自檢信息和信息效驗碼的傳輸，從而有效防止信息誤傳，保證通信系統完好運行，有利于對電流互感斷線和電壓互感器的判斷；由于光纖連接在一次和二次設備間運用，數字化變電站徹底解決了抗干擾問題，同時杜絕了二次回路兩點接地情況的發生。

2 數字化變電站應用缺陷

（1）技術問題

數字化變電站自動化的實現并不是一個簡單的問題，這是一個系統工程，需要解決諸多技術難題；比如要電子式互感器的應用所帶了的一系列問題如何解決這一技術問題。由于應用了電子式互感器，低電壓登記必須采用合并器，而這增加了成本；而且高電壓等級的電子互感器存在變化較大的情況，難以確保正常運行要求，還有如何進行互感器安裝位置的確定、差動保護采樣數據同步的實現、合并單元的配置方案制定、二次設備的數字信號共享問題、數字化過程層設備的測量精度等這些問題都需要妥善的解決。此外，在數字變電站開發過程中也存在不少技術問題，比如專業協作、電力系統的協調操作問題，電磁干擾與兼容控制以及材料器件的質量控制與完善改進等。

（2）可靠性問題

這主要表現為：第一，過程層數字化的實現造成合并器增加，而合并器數據的頻繁交換，會導致系統可靠性大大降低；第二，數字化信息傳輸帶來便利同時，也會出現誤碼、保護動作延時增加等情況；第三，受到電子式互感器自身結構及其工作方式影響，會難以現場試驗互感器的角差和比差，甚至無法開展極性試驗，接線的準確性只能在設備投入運行后方可進行檢驗。

（3）保護問題

當數字化變電站處于運行狀態時，進行保護校驗難度較大，難以開展部分間隔保護校驗工作，這是因為要完成試驗需要依賴于電流量和電壓量，而其需要經過合并器才能夠進入保護校驗裝置，但是當前的常規繼電保護校驗裝置不同于合并器，無法提供電流量和電壓量，因此要實現保護校驗變得十分困難。另外，由于當前產品類型較少，難以滿足現場需求，承擔通信功能的一次和二次設備雖然都按照IEC61850進行了建模并通信，但是這些設備之間的通信和數字化接口存在潛在的問題，有可能會對變電站的保護造成影響，使變電站難以穩定可靠運行。同時對于變電站網絡系統的安全性，IEC61850通信協議并沒有做出相關規定，而且該協議具有較強的開放性，標準要求的具有一定彈性，這也會給變電站保護帶來隱患。

3 數字化變電技術有待完善的問題

3.1 設備運行經驗

對用于數字化變電站的設備，110KV及以下電壓等級的設備僅僅有3-5a的運行年限，其性能會逐漸趨于穩定；而對220KV及以上電壓等級的設備則欠缺較為豐富的運行經驗，不少以單問隔掛網進行運行。

3.2 交換機性能

出于 GOOSE網方式實現這一目標，數字化變電站大量采用交換機，并且發揮著重要的作用，因此需要對其進行管理、技術層面的嚴格要求。

3.3 設備可選擇范圍

目前，生產電子式互感器的廠家少，互感器型號較少，現場運行要求得不到充分滿足。例如，內蒙古泰爾特220KV數字化變電站需要使用較大的線路互感器，但是沒有合適的產品型號，只能用軟件修正方法予以變比調整。

3.4 設備的冗余配置

前文提到220KV及以上電壓等級數字化變電站進行保護校驗的難度較大，保護復雜，如果沒有合適的保護裝置，可以在過程層配置常規的系統保護裝置，起到系統保護的作用。

4 結語

本文對于數字化變電站的問題及完善措施的研究，能夠有效改善變電站維護工作，妥善安排調試時間，提高土地使用效率，保證系統的穩定可靠性以及設備的安全，從而減少或免除設備校驗工作，大大減少系統調試、維護所需要花費的時間，減少建設成本，提升互感器的安全性能，保證整個數字化變電站系統的安全運行。數字化變電站的建設和投入運行，對于勞動生產率的提高，人為操作失誤的減少，信息共享的實現以及電網技術、管理水平的提高都有著積極作用，能夠使得電力運行得到更可靠的保障，實現經濟與社會效益的更大化。智能變電站自動化系統是未來數字化變電站技術的發展方向，這必須充分采用光電式互感器、智能變壓器等數字化一次、二次設備，實現信息共享，建設統一的系統平臺，推進變電站通信的網絡化、智能化和自由化。

參考文獻

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[3]李茂峰.集控模式下500kV數字化變電站建設的探討[J].通信電源技術，2010（05）.

篇6

【關鍵詞】數字化變電站；變電運行；影響

前言

隨著社會的發展和科學技術水平的不斷提升，數字化技術和設備在社會眾多領域中得到廣泛應用。對于電力企業而言，數字化變電站應用于其中，是電力工程領域的一大變革。數字化變電站對變電運行產生重要影響，有利于促進電力企業快速發展。所以，相關人員針對該問題進行分析具有必要性。然而，要充分發揮數字化變電站的積極作用和強化變電運行管理，電力企業必須從綜合角度而開展工作。

一、數字化變電站的定義及特點

數字化變電站以數字化技術為重要依托，能夠對電力企業變電站運行狀況進行有效的監管，通過信息數據的智能化處理，能夠提升變電運行的效率。可見，數字化變電站具有諸多技術優勢特點。首先，變電運行中產生的數據信息，能夠實現數字化采集和管理，系統可以對相關數據信息進行分析與輸出，以滿足電力企業人員的實際需求。其次，系統結構具有層次化的特征。數字化變電站設計過程中，其結構主要由過程層、間隔層、站控層三部分組成，是基于光纖技術基礎之上的通訊手段，數據傳輸較快，且抗干擾能力強。最后，電氣設備具有智能化，如電子式互感器等先進設備，是電子技術和計算機技術的有機結合，能夠充分發揮數字化變電站在電力運行中的積極作用[1]。

二、數字化變電站對變電運行的影響

（一）數字化變電站影響安全事故處理效率

數字化變電站對安全事故的處理效率有影響，是電力企業發展必經之路。基于傳統變電站條件下的安全事故處理，主要依靠相關工作人員的工作經驗而開展，因而在安全事故處理方面相對較為快速。隨著數字化技術的不斷深入，數字化變電站的經驗相對較少，因而在處理安全事故方面，必須從兩方面著手：一是積極借鑒傳統變電站條件下的安全事故處理經驗和方法等，使其為現階段安全事故處理提供經驗借鑒。如此，經過一段時間的數字化實踐，相關人員能夠不斷積累實踐經驗，為后續電力安全事故處理提供有力依據。二是相關人員應定期對數字化變電站設備及各項電力裝置進行檢查，如果遇異常，則發出警報信號，使專業技術人員及時處理安全隱患問題。基于此，數字化變電站條件下的安全事故處理，應以預防為主，進而為變電運行創造安全可靠的環境[2]。

（二）數字化變電站影響電力安全防范

數字化變電站的影響下，諸多新技術、新設備之間存在著密切的聯系，因而使變電運行的安全防范工作相對較為復雜，但如若電力企業工作人員能夠有效開展安全防范工作，則能夠確保變電運行的安全可靠性，為用戶提供可靠的電能。與傳統變電站相比較，數字化變電站的安全防范工作相對較為復雜。首先，電力工作人員通過后臺操作，對軟壓板接口處進行相關檢修操作，以保障該區域的安全性能。其次，基于數字化變電站的安全工作，必須從整體網絡角度加以考慮，以充分發揮數字化變電站的優越。例如：對主變閘刀、GPS對時系統等設備需采取針對性的安全措施。基于此，變電運行安全防范工作較為到位，實現安全穩定的目的[3]。

（三）數字化變電站影響變電運行規程

數字化變電站對變電運行規程有一定程度的影響。目前，基于數字化變電站的電力企業，大多廣泛應用網絡化二次設備、智能化一次設備等數字化設備，因而與傳統變電站下的變電運行規程有差異，要求電力企業工作人員應及時對變電運行規程加以修訂或增加方面的調整。首先，如若傳統變電運行規程范圍內不含有新技術和設備，則在數字化變電站背景下，必須增設相關運行規程；如若傳統變電運行規程與數字化變電運行規程之間存在矛盾，則以后者為主，對已有變電運行規程加以修訂調整，以適應數字化變電站運行的需要[4]。

（四）數字化變電站影響變電修試工作

隨著人們生活水平的逐漸提高，對電力質量有著更高的要求。傳統變電站設備在變電運行中可能存在諸多不安全問題，直接影響電力企業供電質量，對其發展產生不良影響。基于數字化技術的變電站，能夠提升變電運行效率，滿足用戶的用電需求。數字化變電站對變電修試工作有影響，主要表現在以下方面：首先，數字化變電站能夠將計算機中的控制、信息、網絡技術進行有機結合，能夠對變電運行狀態進行如實反映，使電力工作人員可以及時獲取相關故障信息，進而促進變電修試工作順利進行。其次，隨著科學技術水平的不斷提升，電力企業人員能夠將相關先進技術積極融入于數字化變電站中，對提高數字化變電站的工作性能發揮著積極的作用。

（五）數字化變電站影響變電運行的巡視項目

數字化變電站在電力企業中的有效應用，集新設備與新技術于一體，使傳統變電站條件下的變電運行諸多巡視項目發生系列改變。首先，在數字化變電站的作用下，變電站設備外觀結構發生一定改變。例如：電子式互感器中的巡視項目相對較多，但在數字化變電站的作用下，相關人員可以忽視端子箱引線的巡視工作。其次，數字化變電站條件下的交換機等關鍵設備，在巡視過程中，應以光字牌、指示燈等內容為巡視重點。由此可見，數字化變電站影響變電運行的巡視項目[5]。

篇7

關鍵詞：數字化變電站；IEC 61850；間隔層；保護裝置；硬件設計

中圖分類號：TM411+.4 文獻標識碼：A 文章編號：

引言

數字化變電站標準IEC61850 中，變電站自動化系統在邏輯上被分為三層，分別為站控層、間隔層和過程層。變電站自動化系統在不同層次完成相應功能。隨著IEC61850 規范的應用，也帶來了許多關于變電站防誤閉鎖的新方法。本文所述的間隔層聯鎖即工作在間隔層設備之間，由間隔層設備完成聯鎖所需信號的發送、接收和邏輯運算，從而閉鎖或開放相應的操作。間隔層聯鎖最大的特點就是在間隔層實現全站級的聯鎖邏輯運算，間隔層設備之間可以交換信息。站內監控后臺對一次設備的操作可以一鍵完成，取消與目前常用五防邏輯的交互過程，縮短操作時間。

1 數字化變電站的主要技術特征

1.1 互感器采集數字化網絡化

數字化變電站最基本的特征是采用數字化電氣量測試系統采集電流、電壓等電氣量，實現一次、二次系統電氣上有效隔離，從而實現常規變電站裝置冗余向信息冗余的轉變,為信息應用集成化提供基礎。

目前電子式互感器數字接口有兩種：①采用以太網（電口或光纖），即用同步脈沖得到時間連續的一次電流和電壓及抽樣信號；②采用光纖傳輸系統或銅線型傳輸系統，用同步脈沖法或內插值法得到輸出信號。以太網因具備應用廣泛、成本低廉、 通信速率高，符合變電站通信開放性、統一性、數字性、透明性的趨勢要求,成為數字化變電站通信體系的首選媒介。

1.2 系統建模標準化

IEC 61850確定了電力系統的建模標準，為變電站自動化系統定義了統一、標準的信息模型和信息交換模型。主要特點有：

1)實現智能設備的互操作性。采用對象建模、抽象通信服務接口以及設備自我描述規范，使變電站自動化功能在語法和語義上都得以標準化，并使功能完全獨立于具體的網絡協議，進而實現了智能設備的真正的互操作。

2)采用基于XML的變電站配置語言對設備功能、系統配置以及網絡連接進行描述、存儲、交換、配置和管理，更加有利于系統的維護、配置和工程實施。

2 間隔層聯鎖的實現

傳統的微機五防系統，在站控層設有五防主機（也可以與監控后臺工作在一臺電腦上），聯閉鎖邏輯由五防主機根據監控后臺采到的各間隔裝置的數據完成計算，閉鎖或開放監控后臺的遙控操作。而間隔層聯鎖的功能由間隔層設備來完成，一般由各間隔的測控裝置或保護測控一體化裝置來實現。運行調試人員根據已有的聯鎖邏輯，對間隔層設備進行配置或編程，下載到間隔層設備，由該設備進行聯鎖邏輯運算，根據運算結果開放或閉鎖相應控制對象，同時還可以提示用戶聯鎖運算結果或出錯信息。

間隔測控裝置所實現的聯鎖功能中，輸入為本裝置開入、模擬量或其他一些數字量；還可能包括間隔層其他裝置的信息，比如需要本間隔某保護裝置的軟壓板狀態，或需要其他間隔開關或刀閘的狀態。輸出對本裝置控制對象的閉鎖與否（允許操作與否）。

3 間隔層IED功能分析

間隔層處于變電站層和過程層之間，需要同時與變電站層和過程層進行通信，如圖。間隔層IED要從過程層的電子式電流互感器和電子式電壓互感器等設備中采集實時電流電壓等采樣值信息，將變電站層的命令如跳閘、閉鎖等信息傳輸給過程層；同層之間要相互傳輸閉鎖、解鎖、跳閘、報警等信息；從變電站層接收對時、控制、查詢、參數設置等命令，還要向變電站層上報日志、報告、故障等信息。

4 擴建間隔的解決方案

間隔層聯鎖是由間隔設備，主要是間隔測控裝置來完成的，對于每一個間隔，本間隔開關刀閘狀態可以直接取到，跨間隔信號則需要GOOSE 傳送。待擴建間隔或檢修間隔的開關刀閘狀態是沒有辦法在GOOSE 網上傳送的(因為可能沒有裝置或者裝置沒有上電)，這就要求需求側測控裝置進行處理，即接收方處理。

4.1 發送端處理

為驗證其它間隔聯鎖邏輯的正確性，對已帶電運行間隔作開關刀閘傳動是不可能的，可以采用模擬發送的辦法來達到驗證邏輯的目的。

4.2 接收端處理

母線間隔的接地刀閘分合邏輯需要所有線路間隔的開關、刀閘狀態。一般情況下，變電站建設會分幾期建成，所以，待建線路間隔的開關、刀閘狀態母線測控裝置是不能得到的。目前的作法是，待建間隔的狀態不參與母線接地刀閘的聯鎖邏輯運算，新間隔擴建后，再對母線接地刀閘重新修改聯鎖邏輯，下載到裝置運行。邏輯的修改需要重新驗證其正確性。即便發送方可以模擬各種開關刀閘狀態，也增加了很大的工作量。

4.3 簡便配置及調試的方法

間隔層聯鎖最大的特點就是聯鎖邏輯由間隔層測控裝置完成，包括聯鎖配置文件的解析，聯鎖邏輯的運算，聯鎖結果的輸出，聯鎖過程錯誤提示都由間隔層的裝置來完成。間隔層裝置一般有一個獨立的GOOSE 配置，實現接收的GOOSE 信息與聯鎖變量的關聯。GOOSE 信息的配置常見的是在SCD 文件配置中完成。目前多數制造商的產品對于聯鎖所需要GOOSE 變量都是需要另外單獨配置一個GOOSE 文本來完成，在每個裝置的GOOSE文本中，包括該裝置發送的GOCB 信息和需要接收的GOOSE 的變量與本裝置內部變量的關聯信息。配置工作繁雜，更新配置后需要重啟裝置。

5 結束語：IEC 61850系列標準為開放式數字化變電站自動化系統平臺的建立提供了通信基礎和理論基礎。光PT、光CT技術和光纖以太網通信技術的發展給變電站自動化系統展現了美好的未來，但如何使傳統裝置繼電保護技術和現代通信技術、現代工程軟件技術更有效的結合是擺在每個繼電保護工作者面前的新問題。作者通過對間隔層全數字化微機保護裝置的硬件和軟件的基礎研究和測試，提供一個適應數字化變電站技術發展要求的硬件平臺，給進一步的軟件測試和實現工程應用提供堅實的基礎。

參考文獻:

[1] 龔建平等.IEC 61850標準和變電站程序化操作技術的應用. 廣東電力,2009.1

篇8

關鍵詞：數字化變電站；自動化技術；應用

所謂的數字化變電站即為在IEC61850標準平臺的基礎上，利用智能化一次設備與網絡化二次設備分層共同構建而成的，能夠有效實現智能電氣設備之間的智能化與程序化操作以及信息共享的一種現代化變電站[1]。其有效彌補了傳統電纜不能準確排查故障的缺陷，可以有效實現二次設備分層的網絡化以及開關設備與互感器的智能化。

1 數字變電站的特點

1.1 一次設備的智能化

變電站被控制的操作驅動回路以及被檢測的信息回路主要采取了光電技術以及微處理器設計，從而使得常規的機電式繼電器與控制回路結構變得更加簡單、易于操作。同時其也改變了傳統的導線連接方式，而是采用數字公共信號網絡與數字程控器，這樣就會大大提升連接的可靠性與穩定性。在數字化變電站的二次回路中，信息傳輸的工具也由原來的電纜而被替換成光纖，其主要是由微處理器系統、電光元件、光纖系統與光學元件組建而成。信號傳輸的載體也由原來的電子而被替換為光子。而且由可編程序器替換了原來的繼電器及與其邏輯回路。由光電數字替換了原來的強電模擬信號。

1.2 二次設備的網絡化

數字化變電站的二次設備主要包括故障錄波裝置、測量控制裝置、同期操作裝置以及繼電保護裝置等等。這些設備都利用模塊化以及標準化的微處理器設計構造而成的。各個設備之間都是選用高速度的網絡通信連接起來，這樣就能夠利用網絡實現資源與數據的共享，在此狀態下，傳統的功能裝置也轉變為邏輯的功能模塊。

1.3 變電站運行管理自動化系統

此系統主要包含分流交換以及數據信息分層自動化，電力生產運行狀態以及數據的記錄與統計。在數字化變電站運行的過程中，一但出現故障問題，那么就可以立即輸出故障的分析報告，詳細地指出故障發生的原因及具體的處理意見。

而且此系統還可以將電站的設備檢修報告自動地提供出來，從而實時地對設備狀態進行檢修，這樣可以有效彌補“定期檢修”的弊端，進而為管理階層提供更加準確、綜合與詳細的數據，幫助其更加及時、有效地作出決策。

2 數字化變電站的結構

在通常狀況下，變電站自動化系統在結構上主要分為邏輯結構與物理結構兩種。物理結構主要包含智能化的一次設備以及網絡化的二次設備。邏輯結構主要包含過程層、間隔層以及站控層三部分[2]。各部分內部及各部分之間均選用高速網絡通信的方式，主要由占站級總線以及過程總線連接。

2.1 過程層

此層次主要有三個功能：功能一：檢測電力運行過程中的電流、諧波分量、電壓與相位等實時電氣量。而電能量與有功等電氣量主要是由間隔層設備完成計算操作；功能二：在線統計以及檢測運行設備的狀態參數，主要負責向上級報送機械特性、設備的工作狀、溫度以及壓力等等參數；功能三：執行以及驅動操作控制。主要負責控制斷路器及隔離開關的分合、控制直流電源的充放電等等。

2.2 間隔層

此層次主要包括故障錄波系統、保護測控系統與其他IED設備等等。其主要負責控制與保護一次設備、優先地控制數據采集、控制命令的發出與統計運算等操作，可以對本間隔過程層的實時數據信息給予合理有效地匯總，并且還具有承上啟下的通信功能等等。

2.3 站控層

此層次可以利用兩集高速網絡，實現對全站實時數據信息的匯總，從而實現對實時數據庫的及時刷新。并且能夠根據相關的規定，登陸到歷史數據庫中，向控制或者調度中心傳輸相關的數據信息，同時能夠將中心的控制命令傳遞到過程層以及間隔層。而且能夠在線維護過程層以及間隔層的各項設備，可以對設備參數的各項功能進行在線修改以及組態。此外，其還可對站內當地的情況進行實時監控，并且具有人機聯系的功能。

3 數字化變電站自動化技術應用中的問題

盡管數字化變電站自動化技術具有多種功能，其能夠有效實現信息資源的共享，大大提升測量的準確度，提升設備運行的穩定性以及可靠性，但是其也存在一定的問題，這也導致其全部功能無法得以充分發揮。

首先，在變電站自動化技術的研發與應用過程中還會存在協調力度不夠、統一力度不強的問題。如在智能化電器的研究與開發過程中，必須要全面、有效地協調電、機以及光三者之間的關系。但是，目前我國在此方面做的還不夠完善，仍舊存在協調力度不夠的現象；其次，材料器件還不夠完善。不能科學有效地試驗兼容控制以及電磁干擾，而且對于試驗儀器設備以及檢測標準與手段還缺乏統一明確的標準。對于這些缺陷，都是在數字化變電站自動化技術應用中必須引起重視，并且要采取有效措施給予合理解決的。

4 結語

總而言之，數字化變電站自動化系統的出現，有效優化了電網運行方式，促進了自動化技術的廣泛應用，大大提升了設備的穩定性以及可靠性。在未來，數字化變電站技術的發展應該是利用智能變壓器以及光電式互感器等數字化一次設備，再借助其他智能電子設備，再通過合理地改良與創新，努力創建出一種智能變電站自動化系統，從而有效實現系統集成以及信息共享，并且實現變電站站內各個層次之間的無縫通信，進而保證變電站安全、穩定地運行。

參考文獻：

[1]劉偉，鄭偉洪.變電站自動化系統的數字化趨勢[J].天津電力技術，2011，12（04）：03-04.

篇9

【關鍵詞】數字化變電站 設備不兼容 不匹配

1 前言

隨著IEC61850標準的實施和智能電氣設備的技術逐漸成熟，變電站自動化技術進入了數字化的新階段。目前，按照國網公司的新要求，新建的變電站全部按智能變電站建設。智能變電站的投運與傳統變電站一起構成堅強電網，同時也帶來了傳統變電站與智能變電站之間設備不兼容、保護裝置不匹配等一系列問題。下面我主要介紹一個智能變電站在建設過程中，該站的一條線路保護與其對側的傳統的線路保護在通道對調時所遇到的問題。

110KV甲變電站是2013年新建的智能化變電站，其110KV線路保護采用數字化專用光纖縱差保護。而該線路對側的乙變電站是傳統的變電站，其保護使用的是傳統的線路保護。在他們之間通道對調時，發現通道故障。下面是問題分析：

2 問題分析

甲變電站線路保護使用的是PRS-713-DK型號的保護裝置，乙變電站使用的是PRS-753D型號的保護裝置。在發現通道故障時，我們保護人員立即與對側保護人員聯系，確認對側PRS-753D保護定值已按最新定值通知單執行，排除了兩側定值不一致的可能。打開PRS-713-DK保護裝置通道監視欄界面，顯示“主機方式”本側為“1”，對側為“0”，通道A專用光纖為“0”，通道B專用光纖為“1”，即使用的是B通道，兩側保護都采用保護裝置的內時鐘，時鐘采用“主從方式”，即以智能站側作為主機，傳統站側作為從機。這一切都與說明書整定一致，顯示正常。但是同時顯示“保護裝置不匹配”。我們圍繞這個問題又開始處理，首先我們將PRS-713-DK保護裝置用尾纖自環，發現保護裝置通道異常燈信號消失；我們又讓對側保護人員在對側保護光纖的收和發用琺瑯連接，即在對側自環，以檢查PRS-713-DK保護裝置和光纖通道是否異常，結果發現通道異常燈信號消失：對側傳統的線路PRS-753D型號的保護裝置也做了同樣的檢查，對側PRS-753D型號的保護裝置通道異常燈信號消失。這排除了通道故障的問題。但是兩側保護裝置同時投入光纖通道，兩側保護就報通道故障，同時PRS-713-DK保護裝置顯示保護裝置不匹配。為了證明是對側保護裝置的問題，我們又用尾纖將兩個同型號PRS-713-DK保護裝置光纖接口連接，發現保護裝置通道異常燈信號消失，且PRS-713-DK保護裝置顯示匹配。這說明了本側保護裝置沒問題，主要是對側保護裝置與本側保護裝置不匹配。對側保護人員及時聯系廠家研究人員，研究人員將對側保護裝置CPU插件更換，并進行版本升級后，通道恢復正常，兩側保護裝置顯示匹配。這是一個典型的保護裝置不匹配的問題。

在智能化變電站建設過程中，除了以上的問題還暴露出許多問題，如接口不兼容、通信異常、常規PT與智能PT并列等。

接口不兼容問題。智能化變電站內部的設備來自不同的廠家，設備的接口類型也不同，在實際的運行當中會遇到接口不兼容的問題，從而導致設備之間不能進行有效的信號傳輸與數據共享。在現場看到最常見的問題不同廠家有不同的接口，雖然現在要求接口要統一，但是現場卻不容樂觀，導致了變電站里有多個廠家的后臺監控，既浪費人力又浪費物力。

通信異常問題。信號通信是數字化變電站的網絡基礎，也是保證信號傳輸工作正常的前提。現在很多的通信光纜是和電纜一樣，埋在電纜溝內，沒有鎧裝進行保護，很容易受潮并受到老鼠或者人為的破壞，影響信號傳輸質量。并且在數字化變電站中，由于各個設備廠家的不同，經常有不兼容的現象出現，為了實現信號通信，需要加裝轉換器等設備，這樣對信號通信也造成了一定的影響。目前采取的解決辦法是進行通信光纜的敷設時應該采用具有保護措施的光纜，盡量采用同一廠家的智能化設備，或者在進行設備招標時明確規定設備接口的標準，嚴格執行國網公司六統一。

傳統變電站向數字化變電站改造過程中的問題。比如在改造過程中母差保護如何更好的適應新老間隔層同時并存的問題，常規電壓互感器與數字化互感器并列的問題等，這還有待于保護廠家和運行單位共同研討，努力解決。

3 結語

數字化變電站和常規變電站的保護工作方式存在很大不同，相應地要求新的二次設備的維護方法，只有通過工作實際觀察和理論相結合，才能提出更好的設計運行方案，以促進電網的穩定運行和發展。

參考文獻

[1]高翔,張沛超.數字化變電站的主要特征和關鍵技術[J].電網技術,2006.

[2]孫睿.數字化變電站設計及運行中面臨的問題[J].軟件設計開發,2012.

[3]葛遺莉,葛慧,魯大勇.數字化變電站設計運行中面臨的問題[J].電力自動化設備,2010.

[4]馬力,林瑞,王建勛.常規變電站數字化改造的關鍵技術分析[J].電力自動化設備,2011.

作者簡介

施永珍（1986-），女，工學學士。現為鄭州供電公司助理工程師，從事繼電保護。

篇10

【關鍵詞】數字化變電站；通訊網；VLAN

引言

全球資源、環境、經濟等問題日益突出，可再生能源、分布式能源快速發展，世界各國面臨著可再生能源如何接入及充分利用等一系列問題，而電力工業則需要用智能化的技術和手段來應對目前面臨的各種挑戰。

常規變電站自動化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，輸入信息不能共享，接線、擴展復雜，缺點集中體現在如下幾個方面：信息難以共享、設備之間不具備互操作性、系統可靠性受二次電纜影響等。數字化變電站是由智能化一次設備、網絡化二次設備在IEC61850通信協議基礎上分層構建，能夠實現智能設備間信息共享和互操作的現代化變電站。其在一次設備中被檢測的信號回路和被控制的操作驅動回路采用微處理器和光電技術的設計，數字程控器及數字公共信號網絡取代了常規的繼電器及其邏輯回路，光電數字和光纖取代了弱電模擬信號和控制電纜，尤其是電子式互感器的應用，克服了傳統互感器絕緣復雜、體積大且笨重；二次設備的站控層通信全面采用IEC61850標準的網絡通訊，真正實現了數據和資源的共享，筆者將就數字化變電站自動化調試的若干問題進行深入探討。

1典型組網結構

數字化變電站分為過程層、間隔層和站控層，各層內部及各層之間采用高速網絡通信，整個自動化系統的通訊網絡細化為：站控層-間隔層之間的站控層通訊網和間隔層-過程層之間的過程層通訊網。

站控層通訊網（MMS）全面采用IEC61850標準，整個系統中的每一個節點信息傳輸被標準化，監控后臺、遠動通信管理機、保護信息子站、故障錄波器和網絡分析儀均可直接接入IEC61850裝置，各大廠家集成商通過完備的組態工具生成符合IEC61850-6規范的SCL文件，從而實現數據信息的交互。其通常使用星型網絡結構，同時實現跨間隔的橫向聯鎖功能。

過程層通訊網（GOOSE/SMV）采用電子式PT/CT及智能開關設備或者將保護測控和GIS智能控制功能有機結合成一體化裝置，通過SMV光纖傳輸MU合并單元的交流采樣數據，通過GOOSE光纖傳輸智能終端的實時跳合閘硬接點信號。由于SMV數據量大但流量穩定，GOOSE數據量小但具有突發性，所以將二者放至同一網絡組網，即能保證通訊質量又能節省大量交換機。

2VLAN規劃

VLAN（虛擬局域網）是在同一臺或多臺物理設備上創建端口邏輯組，構成互相獨立的網絡。每一個VLAN都有自己的廣播域，支持VLAN的數據幀都有一個VLAN標簽（TAG）作為報文的VLAN標識信息，當交換機收到帶有VLAN標簽的數據幀的時候，讀取其中的VID，然后將報文傳至同一VLAN的其他端口，從而實現了虛擬工作組內部的數據通信，基于邏輯而非物理連接的VLAN劃分。

數字化變電站GOOSE報文大概是10秒1-5幀，SMV報文則是每秒4000幀（9-2），而目前過程層的網絡方式基本是SMV和GOOSE集中組網方式，對于只收GOOSE報文的裝置來說，每秒有好幾萬甚至更多幀的SMV報文需要過濾，這對裝置的端口來說是一個挑戰，同時對于GOOSE的接受和發送機制來說也是不可靠的，容易導致GOOSE報文的丟失或延時。所以集中組網的數字化變電站，需要對過程層交換機和裝置設置VLAN規劃來減輕每個端口的負擔。

3報文分析

以上已經提過，準數字化變電站中，按照通訊網絡層次結構，可劃分為站控層通訊網、過程層通訊網兩大類，其中過程層通訊網又可分為GOOSE通訊子網和SMV通訊子網，而報文在傳輸過程肯定會存在各種不匹配的現象，此時，我們就需要借助MMSEthereal和EPT61850等工具抓取通訊報文，結合MMS、GOOSE和SMV通訊服務規范對異常問題進行分析。

站控層通訊網常見問題包括：實例號被占用或者被注冊掉導致控制塊使能失敗；裝置IED內FCDA空數據集導致模型讀取失敗；ctlmodel方式不對或未被賦值導致遙控選擇/執行不成功；報告中的部分條目值有誤導致后臺/遠動遙測不準。

過程層可能會產生測控裝置收不到智能終端發來的變位遙信、保護已經跳閘而智能終端未出口和測保裝置未接收到采樣值等現象，此時，應該通過網絡抓包工具，在線抓取GOOSEID和9-2報文，仔細核對報文頭的MAC地址、APPID和DateSetReference信息，同時檢查檢修標志值與接收裝置的檢修狀態是否一致。

4結論

變電環節，在智能電網規劃的推動下，未來數字化變電站將成為新建變電站的主流，本文主要論述了數字化變電站自動化改造中的幾個難點問題，以便減少調試工程師在自動化改造中產生疑惑。

參考文獻：

[1]國家發改委.DL/T860實時技術規范.2009.

[2]國家發改委.DL/T860系列變電站通信網絡和系統.2004

[3]中國南方電網公司.南方電網數字化變電站技術規范.2009