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【摘 要】 随着社会主义市场经济的发展，对电力的需求也在不断增大，在进行电力环境严格监管与国家能源综合调控的前提下，电力网络与电力市场和用户们的关系已经更加密切。为了可以源源不断的为用户和国家输送电力，而且使电力的输送更快捷，高效和稳定，就需要进行智能变电站的建设。在建设的过程中，总会遇到一些技术问题关系到整个智能变电站质量的优劣，以下我们就通过电子式互感器的应用、智能合并单元与智能终端、基于IEC61850规约的高速工业以太网与二次虚回路以及智能设备调试等几个方面对智能变电站发展的关键技术进行分析。
【关键词】 智能变电站;互感器;终端;虚回路;设备调试
智能变电站是指采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协调互动等高级功能的变电站。智能变电站总体上来看是在数字变电站的基础上，向过程层的一次设备智能化和站控层一体化信息平台的高级应用发展而来，从而实现全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化，满足无人值班和集中监控技术要求。其基本特征是：通信规约及信息模型符合DL/T860标准;建立信息一体化平台;支持顺序控制;具备完善智能组件;具备一次设备状态监测功能;具有智能报警及故障综合分析功能;实现图模一体化源端维护;支持电网经济运行与优化控制等。以下我们就对智能变电站发展的关键技术进行分析。
1 电子式互感器的应用
目前电力系统中广泛应用的常规电磁式电流、电压互感器或电容式电压互感器绝缘结构复杂、体积大，还存在着磁饱和、铁磁谐振、动态范围小等缺点。近10年来，光纤技术和电子技术的进步促进了各种电子式互感器研究、生产、应用的迅速发展。电子式互感器具有绝缘结构简单、无磁饱和、暂态响应范围大、体积小等优点，实现了高低压电磁隔离、数字化输出、光纤化传输，测量线性度好是互感器发展的必然趋势。
1.1技术瓶颈
温漂是无源型电子式互感器的技术瓶颈。对于磁光玻璃型电流互感器，其傳感部件维尔德常数随温度变化较大;全光纤型电流互感器本身光纤的维尔德常数随温度变化很小，但光纤内的线性双折射对于温度的变化十分敏感，从而影响其测量精度。目前厂家多采用实测环境温度来补偿维尔德常数和线性双折射的变化，但这种软件补偿方式未从根本上解决温漂问题。
目前无源型电压互感器仍处于研究阶段，国内外挂网运行的产品很少。现在研究的无源型电压互感器多是基于Pokels效应的光学电压互感器，运行环境温度对其稳定性和可靠性有很大影响，主要体现在：光学晶体除具有光电效应外，同时还具有弹光效应、热电效应，这些干扰效应直接影响光学电压互感器的稳定性;光路结构，温度变化会引起光路系统变化，随温度变化具有较长的迟滞时间，且重复性差。
供能是有源型电流互感器的技术瓶颈母线取能方式如下，在母线电流很小（额定电流的10%左右）时，不足以维持正常的激励状态，无法供能，且由于供电回路充电需要一定时间，间隔合闸瞬间电子式互感器将无法正常工作，不能满足保护要求。激光供能方式下，对供能激光器功率要求较高，这种大功率激光器寿命一般较短（目前尚无实际运行统计数据，资料显示一般为1～2年），且主要依靠进口，价格昂贵，一般占电子式互感器总成本的1/4～1/3左右。目前多采用复合供能方式，即正常时采取母线取能，激光供能处于备用状态，这种方式下可减少激光器在大功率状态下的工作时间，延长其寿命（资料显示为2～3年），但又可能造成两种供能方式切换过程中出现供能“真空”问题，不满足保护要求。而对有源型电压互感器和用于GIS的有源型电流互感器，可以直接由站内直流电源供能，不存在上述供能方面的问题。
1.2电子式互感器选型
对于无源型电流互感器，根据工程特点和应用需要，可在110（66）Kv电压等级应用;对于有源型电流互感器，根据工程特点和应用需要，可在110（66）KV电压等级应用，其中GIS式的宜在110（66）Kv有以上各电压等级推广应用;对于无源型电压互感器，等技术和产品成熟，有挂网运行经验后，试点运行;对于有源型电压互感器，根据工程实际需要选择应用。对于35Kv及以下电压等级，电子式互感器在绝缘方面的优势不明显，而其在性价比和成熟度上均不如传统互感器，建议不推广使用。
2 智能合并单元与智能终端
2.1合并单元
合并单元的概念最早出现在电子式互感器的标准IEC60044-7/8中，后来在IEC61850-9-1标准中做了扩展。合并单元是按照时间相关组合二次变换器电流、电压数据的物理单元。合并单元可以是现场变送器的一部分或是控制室中的一个独立单元。
合并单元的间隔层和过程层之间交换采样值，其作用是将互感器（传统型或电子式）与变电站自动化连接起来，为二次设备和系统提供时间同步的电流和电压信号。MU在处理采样值通信时有以下特点：多任务处理，高可靠性和强实时性，通信流量大，通信速度高;同时接受多路A/D转换，并对其检验是否在传输过程中发生畸变;对于检验后正确的电流电压信号及时传输给二次保护、测控设备;采样频率高，同时还有部分状态信息进行通信。MU的时间同步、数据精确度、数据实时性是其主要技术指标。
目前智能变电站采用“直采直跳”的方式。MU与二次设备之间一般通过光纤相连，按照IEC61850-9-1/2或IEC60044-8的规范进行通信。当采样IEC60044-8规范通信时，采用Manchester编码，传输速度为2.5Mbit/s，或10Mbit/s，只能实现点到点通信，目前应用在继电保护装置的采样值传输上;对测控、计量等实时性要求不高的数据利用IEC61850-9-1/2规范通过以太网接口进行通信，传输速度为10Mbit/s或100Mbit/s，可实现点对点或网络方式通信。合并单元采样值发送间隔离散值应小于10μs，能提供点对点和组网输出接口。若电子式互感器由合并单元提供电源，合并单元应具备对激光器的监视以及取能回路的监视能力;合并单元输出采样数据的品质标志应实时反映自检状态，不应附加任何延时或展宽。 2.2智能终端
智能终端是一种智能组件，与一次设备采样电缆相连，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量和控制功能。智能终端是智能化变电站系统中一次设备与二次设备的结合面，采集一次设备的开关和信号电气量，并以GOOSE协议上传至保护测控装置，并将保护的通过网络传出的跳合闸命令转化为控制一次设备的硬节点输出，具有传统操作箱功能和部分测控功能。智能终端主要插件包括CPU插件、智能开入插件、智能开出插件、智能跳合闸插件、智能操作回路插件，模拟量采集插件等。CPU插件一般采用32位处理器，运算与逻辑功能强大，负责与保护等间隔层设备的GOOSE通信，另外一方面完成逻辑，开放出口继电器的正电源，具有10路以上100M光纤以太网GOOSE接口，其中一个光纤口具有IEC61588对时功能;智能开入插件，接受无源节点输入，经光耦隔离，支持24路以上开入，并将信息通过内部总线传给CPU板;智能开出插件，提供12路以上无源空节点输出，给相关设备提供各种信号;智能跳合闸插件支持12路无源空节点开出;智能操作回路插件实现断路器跳合闸电流的自保持功能;模拟量采集插件主要用于现场环境温度、湿度等小信号的传感器的输入。
智能终端在选型上，应具有开关、变压器、高压并联电抗器本体信息交互功能（非电量动作报文、调档及测温等），并可提供用于闭锁调压、启动风冷、启动充氮灭火等出口接点;支持多套装置直跳，具备三跳硬接点输入接口，可灵活配置的保护点对点接口（最大考虑10个）和GOOSE网络接口，至少提供两组分相跳闸接点和一组合闸接点;支持分相、三相、双跳圈，配有多路独立的GOOSE接口，能够接收保护跳合闸命令、测控的手合/手分断路器命令及隔离刀闸、地刀等GOOSE命令;输入断路器位置、隔离刀闸及地刀位置、断路器本体信号（含压力低闭锁重合闸等）;跳合闸自保持功能;控制回路断线监视、跳合闸压力监视与闭锁功能等;具备对时功能、事件报文记录功能，动作时间就小于7ms;智能终端具备跳/合闸命令输出的监测功能。当智能终端接收到跳闸命令后，应通过GOOSE网发出收到跳令的报文，告警信息通过GOOSE上送。
3 基于IEC61850规约的高速工业以太网与二次虚回路
3.1变电站网络
目前一个数字化变电站存在的网络有：站控层网络、过程层网络;系统结构分为三层;站控层、间隔层、过程层。按照功能划分可分为：站控层数据网络（MMS）、对时网络（IEC1588）、采样值网络（SV）、快速事件网络（GOOSE）;在过程层网络中将1588、SV、GOOSE统一走一种物理连接的网络称为三网合一。
3.2虚回路概述
随着基于IEC61850标准在变电站中普及应用，变电站的网络化应用又提到了一个新的层次。传统变电站系统中不同厂家之间的设备使用不同的现场总线和不同的规约进行通讯，它们之间的互联非常的麻烦，而且成本昂贵。目前以太网已经进入变电站自动化领域，在变电站层上应用并逐渐向间隔层和过程层的深入。直接替代来原有的大量的电缆硬连接，这就出现了虚回咱的概念。
3.3虚回路的应用
目前智能变电站中，已广泛的采用GOOSE连线方式进行虚回路的设计。在ICD模型建立上默认预置了GOOSE控制块和GOOSE输入输出数据集，且数据集以DA方式进行预置。工程实施期，采用系统配置工具首先将站内所有的IED设备进行集成，生成SCD文件，在此基础上进行连线配置。
连线时，根据设计进行连线，内部端子与外部端子清晰对比。内部端子支持访问点过滤、逻辑设备过滤、逻辑节点过滤、数据集过滤、参引类型过滤及字符过滤;外部端子，可选择要关联的IED设备，支持访问点过滤、逻辑设备过滤、数据集过滤及字符过滤。可可视化批量添加，操作便捷，信息全面。默认为在预置的输入输出数据集中进行连线选择。支持连线的备份与恢复，且可以Excel格式导出连线信息，供设计阅读检查。
在具体操作时，首先将SCD文件提交给设计院，设计院根据设备信息进行虚回路预设计，设计完毕后交由工程实施者进行连线配置，目前交付格式为Excel格式。
4 智能设备调试
智能设备是智能变电站的重要组成，全面、细致的功能高度是保证设备安全稳定运行的基础。
4.1调试内容
智能设备调试可细分为单体功能调试、设备联合调试和系统功能调试三个阶段。单体调试通过对单个设备输入输出的测试，检测设备功能是否达到工程设计及相关技术要求。设备联合调试重在检测设备间信息交换的正确性、实时性以及完备性，實现设备间的互操作。系统功能调试是以高度各项系统功能为目的，检测智能设备在正常运行态、故障态、检修态等状态下的功能是否满足相关要求。
智能设备调试与常规设备调试的差异性主要体现在调试仪器和调试方法的不同。在调试仪器配置上，智能设备调试采用数字式测试仪表（数字式保护测试仪、数字式万用表等）、报文分析仪、网络测试仪等，而常规设备调试采用模拟式测试仪表。在调试方法上，智能设备调试与常规设备调试并无本质差别，只是在调试项目中增加了设备互操作性调试。
4.2技术措施
从目前工程调试情况来看，智能设备调试的难点往往出现在设备互操作性调试，其原因在于不同智能设备制造商对技术标准理解和执行上尚存在一定差异，使智能设备之间“读不懂”相互交换信息，可采取以下技术措施提高调试水平：
（1）开发icd标准验证工具，对智能设备制造商提供的icd文件进行解析和验证，确保icd文件的合法性。
（2）开发scd文件的检测工具，对scd文件的合法性进行验证，对虚端子图与scd文件的匹配性进行验证，避免工程配置与设计的不一致。
5 结束语
综上所述，影响到智能变电站发展的关键技术主要涉及到文中所提到的几点。为了提升智能变电站的运行指标及优化资源配置，除了要充分利用其关键技术外还要相应的提高智能变电站的系统设计、调试验收以及运行管理工作。
参考文献：
[1]杨臻，赵燕茹.一种智能变电站一体化信息平台的设计方案研究.华北电力大学学报（自然科学版）2012（03）
[2]黄新波，贺霞，王霄宽，王红亮.智能变电站的关键技术及应用实例.电力建设2012（10）
[3]费世刚，刘冲，游浩云.基于IEC61850的直流屏建模与实现.广东电力2013（09）
【关键词】 智能变电站;互感器;终端;虚回路;设备调试
智能变电站是指采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协调互动等高级功能的变电站。智能变电站总体上来看是在数字变电站的基础上，向过程层的一次设备智能化和站控层一体化信息平台的高级应用发展而来，从而实现全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化，满足无人值班和集中监控技术要求。其基本特征是：通信规约及信息模型符合DL/T860标准;建立信息一体化平台;支持顺序控制;具备完善智能组件;具备一次设备状态监测功能;具有智能报警及故障综合分析功能;实现图模一体化源端维护;支持电网经济运行与优化控制等。以下我们就对智能变电站发展的关键技术进行分析。
1 电子式互感器的应用
目前电力系统中广泛应用的常规电磁式电流、电压互感器或电容式电压互感器绝缘结构复杂、体积大，还存在着磁饱和、铁磁谐振、动态范围小等缺点。近10年来，光纤技术和电子技术的进步促进了各种电子式互感器研究、生产、应用的迅速发展。电子式互感器具有绝缘结构简单、无磁饱和、暂态响应范围大、体积小等优点，实现了高低压电磁隔离、数字化输出、光纤化传输，测量线性度好是互感器发展的必然趋势。
1.1技术瓶颈
温漂是无源型电子式互感器的技术瓶颈。对于磁光玻璃型电流互感器，其傳感部件维尔德常数随温度变化较大;全光纤型电流互感器本身光纤的维尔德常数随温度变化很小，但光纤内的线性双折射对于温度的变化十分敏感，从而影响其测量精度。目前厂家多采用实测环境温度来补偿维尔德常数和线性双折射的变化，但这种软件补偿方式未从根本上解决温漂问题。
目前无源型电压互感器仍处于研究阶段，国内外挂网运行的产品很少。现在研究的无源型电压互感器多是基于Pokels效应的光学电压互感器，运行环境温度对其稳定性和可靠性有很大影响，主要体现在：光学晶体除具有光电效应外，同时还具有弹光效应、热电效应，这些干扰效应直接影响光学电压互感器的稳定性;光路结构，温度变化会引起光路系统变化，随温度变化具有较长的迟滞时间，且重复性差。
供能是有源型电流互感器的技术瓶颈母线取能方式如下，在母线电流很小（额定电流的10%左右）时，不足以维持正常的激励状态，无法供能，且由于供电回路充电需要一定时间，间隔合闸瞬间电子式互感器将无法正常工作，不能满足保护要求。激光供能方式下，对供能激光器功率要求较高，这种大功率激光器寿命一般较短（目前尚无实际运行统计数据，资料显示一般为1～2年），且主要依靠进口，价格昂贵，一般占电子式互感器总成本的1/4～1/3左右。目前多采用复合供能方式，即正常时采取母线取能，激光供能处于备用状态，这种方式下可减少激光器在大功率状态下的工作时间，延长其寿命（资料显示为2～3年），但又可能造成两种供能方式切换过程中出现供能“真空”问题，不满足保护要求。而对有源型电压互感器和用于GIS的有源型电流互感器，可以直接由站内直流电源供能，不存在上述供能方面的问题。
1.2电子式互感器选型
对于无源型电流互感器，根据工程特点和应用需要，可在110（66）Kv电压等级应用;对于有源型电流互感器，根据工程特点和应用需要，可在110（66）KV电压等级应用，其中GIS式的宜在110（66）Kv有以上各电压等级推广应用;对于无源型电压互感器，等技术和产品成熟，有挂网运行经验后，试点运行;对于有源型电压互感器，根据工程实际需要选择应用。对于35Kv及以下电压等级，电子式互感器在绝缘方面的优势不明显，而其在性价比和成熟度上均不如传统互感器，建议不推广使用。
2 智能合并单元与智能终端
2.1合并单元
合并单元的概念最早出现在电子式互感器的标准IEC60044-7/8中，后来在IEC61850-9-1标准中做了扩展。合并单元是按照时间相关组合二次变换器电流、电压数据的物理单元。合并单元可以是现场变送器的一部分或是控制室中的一个独立单元。
合并单元的间隔层和过程层之间交换采样值，其作用是将互感器（传统型或电子式）与变电站自动化连接起来，为二次设备和系统提供时间同步的电流和电压信号。MU在处理采样值通信时有以下特点：多任务处理，高可靠性和强实时性，通信流量大，通信速度高;同时接受多路A/D转换，并对其检验是否在传输过程中发生畸变;对于检验后正确的电流电压信号及时传输给二次保护、测控设备;采样频率高，同时还有部分状态信息进行通信。MU的时间同步、数据精确度、数据实时性是其主要技术指标。
目前智能变电站采用“直采直跳”的方式。MU与二次设备之间一般通过光纤相连，按照IEC61850-9-1/2或IEC60044-8的规范进行通信。当采样IEC60044-8规范通信时，采用Manchester编码，传输速度为2.5Mbit/s，或10Mbit/s，只能实现点到点通信，目前应用在继电保护装置的采样值传输上;对测控、计量等实时性要求不高的数据利用IEC61850-9-1/2规范通过以太网接口进行通信，传输速度为10Mbit/s或100Mbit/s，可实现点对点或网络方式通信。合并单元采样值发送间隔离散值应小于10μs，能提供点对点和组网输出接口。若电子式互感器由合并单元提供电源，合并单元应具备对激光器的监视以及取能回路的监视能力;合并单元输出采样数据的品质标志应实时反映自检状态，不应附加任何延时或展宽。 2.2智能终端
智能终端是一种智能组件，与一次设备采样电缆相连，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量和控制功能。智能终端是智能化变电站系统中一次设备与二次设备的结合面，采集一次设备的开关和信号电气量，并以GOOSE协议上传至保护测控装置，并将保护的通过网络传出的跳合闸命令转化为控制一次设备的硬节点输出，具有传统操作箱功能和部分测控功能。智能终端主要插件包括CPU插件、智能开入插件、智能开出插件、智能跳合闸插件、智能操作回路插件，模拟量采集插件等。CPU插件一般采用32位处理器，运算与逻辑功能强大，负责与保护等间隔层设备的GOOSE通信，另外一方面完成逻辑，开放出口继电器的正电源，具有10路以上100M光纤以太网GOOSE接口，其中一个光纤口具有IEC61588对时功能;智能开入插件，接受无源节点输入，经光耦隔离，支持24路以上开入，并将信息通过内部总线传给CPU板;智能开出插件，提供12路以上无源空节点输出，给相关设备提供各种信号;智能跳合闸插件支持12路无源空节点开出;智能操作回路插件实现断路器跳合闸电流的自保持功能;模拟量采集插件主要用于现场环境温度、湿度等小信号的传感器的输入。
智能终端在选型上，应具有开关、变压器、高压并联电抗器本体信息交互功能（非电量动作报文、调档及测温等），并可提供用于闭锁调压、启动风冷、启动充氮灭火等出口接点;支持多套装置直跳，具备三跳硬接点输入接口，可灵活配置的保护点对点接口（最大考虑10个）和GOOSE网络接口，至少提供两组分相跳闸接点和一组合闸接点;支持分相、三相、双跳圈，配有多路独立的GOOSE接口，能够接收保护跳合闸命令、测控的手合/手分断路器命令及隔离刀闸、地刀等GOOSE命令;输入断路器位置、隔离刀闸及地刀位置、断路器本体信号（含压力低闭锁重合闸等）;跳合闸自保持功能;控制回路断线监视、跳合闸压力监视与闭锁功能等;具备对时功能、事件报文记录功能，动作时间就小于7ms;智能终端具备跳/合闸命令输出的监测功能。当智能终端接收到跳闸命令后，应通过GOOSE网发出收到跳令的报文，告警信息通过GOOSE上送。
3 基于IEC61850规约的高速工业以太网与二次虚回路
3.1变电站网络
目前一个数字化变电站存在的网络有：站控层网络、过程层网络;系统结构分为三层;站控层、间隔层、过程层。按照功能划分可分为：站控层数据网络（MMS）、对时网络（IEC1588）、采样值网络（SV）、快速事件网络（GOOSE）;在过程层网络中将1588、SV、GOOSE统一走一种物理连接的网络称为三网合一。
3.2虚回路概述
随着基于IEC61850标准在变电站中普及应用，变电站的网络化应用又提到了一个新的层次。传统变电站系统中不同厂家之间的设备使用不同的现场总线和不同的规约进行通讯，它们之间的互联非常的麻烦，而且成本昂贵。目前以太网已经进入变电站自动化领域，在变电站层上应用并逐渐向间隔层和过程层的深入。直接替代来原有的大量的电缆硬连接，这就出现了虚回咱的概念。
3.3虚回路的应用
目前智能变电站中，已广泛的采用GOOSE连线方式进行虚回路的设计。在ICD模型建立上默认预置了GOOSE控制块和GOOSE输入输出数据集，且数据集以DA方式进行预置。工程实施期，采用系统配置工具首先将站内所有的IED设备进行集成，生成SCD文件，在此基础上进行连线配置。
连线时，根据设计进行连线，内部端子与外部端子清晰对比。内部端子支持访问点过滤、逻辑设备过滤、逻辑节点过滤、数据集过滤、参引类型过滤及字符过滤;外部端子，可选择要关联的IED设备，支持访问点过滤、逻辑设备过滤、数据集过滤及字符过滤。可可视化批量添加，操作便捷，信息全面。默认为在预置的输入输出数据集中进行连线选择。支持连线的备份与恢复，且可以Excel格式导出连线信息，供设计阅读检查。
在具体操作时，首先将SCD文件提交给设计院，设计院根据设备信息进行虚回路预设计，设计完毕后交由工程实施者进行连线配置，目前交付格式为Excel格式。
4 智能设备调试
智能设备是智能变电站的重要组成，全面、细致的功能高度是保证设备安全稳定运行的基础。
4.1调试内容
智能设备调试可细分为单体功能调试、设备联合调试和系统功能调试三个阶段。单体调试通过对单个设备输入输出的测试，检测设备功能是否达到工程设计及相关技术要求。设备联合调试重在检测设备间信息交换的正确性、实时性以及完备性，實现设备间的互操作。系统功能调试是以高度各项系统功能为目的，检测智能设备在正常运行态、故障态、检修态等状态下的功能是否满足相关要求。
智能设备调试与常规设备调试的差异性主要体现在调试仪器和调试方法的不同。在调试仪器配置上，智能设备调试采用数字式测试仪表（数字式保护测试仪、数字式万用表等）、报文分析仪、网络测试仪等，而常规设备调试采用模拟式测试仪表。在调试方法上，智能设备调试与常规设备调试并无本质差别，只是在调试项目中增加了设备互操作性调试。
4.2技术措施
从目前工程调试情况来看，智能设备调试的难点往往出现在设备互操作性调试，其原因在于不同智能设备制造商对技术标准理解和执行上尚存在一定差异，使智能设备之间“读不懂”相互交换信息，可采取以下技术措施提高调试水平：
（1）开发icd标准验证工具，对智能设备制造商提供的icd文件进行解析和验证，确保icd文件的合法性。
（2）开发scd文件的检测工具，对scd文件的合法性进行验证，对虚端子图与scd文件的匹配性进行验证，避免工程配置与设计的不一致。
5 结束语
综上所述，影响到智能变电站发展的关键技术主要涉及到文中所提到的几点。为了提升智能变电站的运行指标及优化资源配置，除了要充分利用其关键技术外还要相应的提高智能变电站的系统设计、调试验收以及运行管理工作。
参考文献：
[1]杨臻，赵燕茹.一种智能变电站一体化信息平台的设计方案研究.华北电力大学学报（自然科学版）2012（03）
[2]黄新波，贺霞，王霄宽，王红亮.智能变电站的关键技术及应用实例.电力建设2012（10）
[3]费世刚，刘冲，游浩云.基于IEC61850的直流屏建模与实现.广东电力2013（09）