110kV数字化变电站继电保护配置方案研究论文.doc

110kV数字化变电站继电保护配置方案研究 摘要摘 要从当前的发展现状来看，数字化变电站领域呈现出快速发展的趋势。因此，做好数字化变电站中继电保护如何配置工作显得非常地重要。本论文正是基于此话题而展开了相关的研究，分析了数字化变电站给继电保护所造成的影响，总结了目前数字化变电站中常规保护配置方案和系统保护配置方案两种继电保护配置方案。具体而言，本文主要从如下的几个方面加以展开：首先，是关于本论文选题的意义及其背景，包括智能电网、信息化、继电保护作用等方面加以展开，同时也论及了本课题的国内外研究现状以及本文的主要工作。其次，系统化地研究数字化变电站及其继电保护的特点。该部分又主要从如下的2个方面加以展开：数字化变电站的定义以及数字化变电站的特点。其中，第2部分又从如下的几个方面加以论述：数字化的一次设备，包括电子式互感器、智能终端；过程层、间隔层、站域层以及IEC61850的应用等。再次，研究数字化变电站中继电保护的变化情况，分析几类不同的变化情况。分析数字化变电站中继电保护的构成方式，主要有常规方式以及站域集中方式2类。接着，分析数字化变电站继电保护常规模式构成方案。着重地论述了该方案的几个关键性的问题，譬如，同步问题、互操作问题、直采直跳、电子式互感器的影响等。再其次，探析数字化变电站继电保护站域集中式构成方案。对具体实施的保护方案加以探究，对比地研究2种方案。最后，实际地分析数字化变电站的应用实例情况，同时也考虑到相关的问题，主要分析了保护测试问题以及可靠性保证问题。关键词：110KV数字化变电站；继电保护；常规保护配置；系统保护19第1章 绪论第1章 绪 论1.1 课题的研究背景和意义 智能电网的发展主要有4个方面：高级量测体系、高级配电运行、高级输电运行以及高级资产管理等。高级量测体系侧重于用户的权利，在系统内部之间构建起一定的关系，其目的在于让用户可以更好地支撑整个电网沿着既定的方向发展；高级配电运行的核心是在线实时决策指挥，目标是预防灾变的发生，从而达到预防大面积连锁故障发生的后果；高级输电的运行主要是在突出阻塞管理以及减少不必要停运的可能性；而高级资产管理则突出的是在整个系统中，相关设施所应该具有的质量目标。高级传感器应该具有实时化的整理信息的功能，同时，还能对资源的管理、模拟与仿真等过程做好必备的集成工作，并进而能够有效地提高整个电网的运行效率。智能电网在物联网的应用中起到了非常重要的作用。不同地域部门均对智能电网的定义进行了界定。譬如，美国能源部在Grid 2030中这样定义：电力传输网络本身具有鲜明的自动化特点，同时，可以对使用者以及电网节点的特点加以监视与控制，从而对电厂至终端用户的输配电流程中全部节点间的信息及其电能做好相关互动的流动工作。根据中国物联网校企联盟的规定：智能电网并非是单一性的，而含纳了诸多的元素，具体主要有：智能变电站、智能配电网、智能电能表、智能交互终端、智能调度、智能家电、智能用电楼宇、智能城市用电网、智能发电系统以及新型储能系统。而根据欧洲技术论坛的观点，智能电网的定义主要包括全部的传输网络的行为范式，包括持续性的经济以及相关的安全电力。又如，根据美国电力科学研究院的相关定义，智能电网本身涵盖了多项功能组成，主要包括自动化的输电以及配电体系结构，其功效包括协调、有效以及可靠的模式，从而使得全部的电网处于安全性的运作状态之中，同时本身也包括了自愈的功能；其可以达到迅捷地与电力市场以及企业业务相吻合的目的；同时，通信结构又显示出智能化的特点，在具体安排的过程中，需要考虑到整个信息流流程过程的实时性、安全性以及灵活性等方面，从而能够让用户在使用的过程中，保证流程的可靠性与经济性。再基于中国家电网中国电力科学研究院的研究，智能电网的构建源于物理电网的前提条件，同时引入了现代化的先进技术，包括传感测量技术、通讯技术、信息技术、计算机技术以及控制技术与物理电网等方面的内容。智能电网使用的主要目的是有效地满足用户的需求，同时还要做好相关的电力需求以及资源优化配置的工作，从而保证整个电力供应的安全性、可靠性以及经济性等要求，进而对环保产生一定的效应，同时，在电能的质量方面以及电力市场化的发展方面，都能够达到有效的目的，对客户的用电需求起到一定的保障与增值的目的。智能变电站则主要凸显出先进性、可靠性、集成性以及环保性等诸多的特征，且设施具有鲜明的智能化特点，同时，在全站信息的处理过程中，显现出数字化、通信平台网络化以及信息共享标准化等特点，从而能够自动性地完成一系列的信息处理工作，包括采集、测试、监控、维护、计算以及检查等基本功能，从而使得电网具有实时的自动化监控功能、智能性的协调、实时决策以及协调互动等诸多的高级功能。继电保护方面也存在着一些重要的问题。导致继电保护事故主要有定值问题、电源问题、TA饱和问题、抗干扰问题、保护性能问题、插件绝缘问题、软件版本问题、高频收发信机问题等。电网企业的经营的项目内容也不再仅仅地局限于以往单纯性地注重安全电力生产的模式过渡到全方位的社会化经济运作模式。以往变电站建设的主要目的是以“一型三化”的模式加以体现的，同时还包括无人值班、集中化的管控、技术性的专业化管理等诸多方面的交融，至今已经开始过渡到对变电站资产全寿命周期管理的新阶段，相应的实践应用理论都与这个新的改变保持着相统一的趋势。显然，在当前，变电站依旧成为整个电网中最为关键的发展部分，其中不可忽视的是其能够提供源源不断的经济综合效益。数字化变电站体系更加凸显出智能化的特征，且组合方式上更强调了内在的协调性与组合性，进而节省了一定的场地；同时，光电互感器以及光纤网络通信技术也被积极地引用进来，摈弃了以往的综自体系的二次电缆方式。屏上端子数愈发地锐减，原先采用硬接线的信号联络途径弃之不用，而改用通过光纤网络的软接线途径。这样新的途径大大地提高了先进性与可靠性，从而使得整个电网企业具有了鲜明的经济效益。虽然IEC61850标准的数字化变电站本身仍旧存在着一定的不足之处，但其本身的优越性能也不容忽视。尤其是数字化的模式，更是在原先的基础上带来了极大的改进，用户所采取解决应用问题的方法更加先进，相应的经济效益以及管理水平上都比原先有了很大的提高。整个电网组织机构的工作效率也比原先提高了：无论是在确定新的标准方面，抑或是在具体规章制度的实施、操作方面，都大大地提高了效率，从而为电力带来了较大的经济效益。同时，新型数字化方式的运用，也对电力行业的进一步改革，又起到了推动的作用。作为整个电力体系中非常关键性的一个环节，对继电保护装置应该引起足够的重视。如若继电保护装置保护并不当，就会对整个电力系统的正常运行产生极大的危害，进而影响国民经济效益以及危害人民的生活。因此，使得数字化继电保护装置处于常态，这也可以有效地保证数字化变电站处于稳定、健康的发展状态之中。从上述的分析中，我们可知，研究110kV数字化变电站的继电保护配置方案的意义非同小可。1.2 国内外研究现状1.2.1 国外研究现状从国外研究的时间来看，相关的学术界起步也比较早，在近几年的发展过程中，也取得了一些不可忽视的成绩。譬如，在保护以及监控综合自动化系统的新技术的开发阶段以及试验阶段，具有代表性的有美国西屋电气公司、美国电力科学研究院（EPRI）共同监制的SPCS变电站，即具有保护以及监控的能力，同时也含纳了综合性质的自动化体系1。当下，日本的日立、三菱、东芝等著名的3家公司，分别与国际的一些著名的大型电气公司建立了变电站综合自动化结构体系（也可以称之为保护和监控一体化设备）的合作关系，诸如美国的通用电气A公司（GE）和西屋电气公司（Westinghouse）、德国西门子公司（SIEMENS）EG公司、法国阿尔斯通公司（AL-STHOM）、瑞士的Landis + Gyr公司以及瑞士的ABB公司。ABB公司认为，自愈功能是在智能电网的主要特征体系之内，自愈功能是其中不可或缺的一个重要维度。变电站达到智能化程度之后，智能电网的自诊断、自协调以及自恢复等环节才有可能真正地实现。在SIEMENS公司的理论体系之中，智能变电站应该强化一次设施状态的检测、智能评估与预警等工作方面。AREVA则强调共时性的相量测量性能以及变电站状态的估计功能，进而才能够达到增强的效果。在对跨区域电网振荡以及其他相关方面的核心方面进行动态化的行为分析，尤其突出拓扑错误以及状态估测等方面。它们都获得了一定的成绩与成果。国外的这一类系统主要表现出如下的几个特征：分层分布式是最为明显的优点；组合的关系上，又主要包括站控级以及元件/间隔级2个部分；星形光纤的连接方式是站控级电压以及元件/间隔级之间主要采取的途径。而继电保护设备则通常安装于地下，光纤也是连接主控室以及各级别电压配电设备之间的唯一性设施，而强电控制电缆则并不能直接性地作为主控室的连接方式，其作用在于尽可能地节省不必要的设施装备，进而这样节约了原本可能占据的空间，譬如影响主控室内计算机体系以及相关的电子元器件的干扰负面作用，从而强化了运作的水准及其安全性能。国外变电站自动化技术的发展已经呈现出先进的潮流，而其中的分布式变电站自动化体系也日趋占据了该领域技术发展的主要发展方向。1.2.2 国内研究现状现代网络通信技术及其自动控制技术已经呈现出高速发展的趋势，电子式互感器、光电互感器、智能化开关设施等具有智能特性的设施已经开始在诸多的设施领域中得到了推广与运用，其中的变电站综合自动化技术也已经步入到了数字化的新阶段。IEC 61850是国内数字化变电站建立的主要标准，在此基础上构建起相应的全站统一的数据模型，并提供了相应的通信数据平台，从而为达到站内一次性设施的智能化程度以及二次设施网络化阶段而提供了必备的措施，其目标是以全站为核心，并配备了相应的具备自动化性能的变电站设施。在原先的基础上，引入了数字化变电站的技术及其设施，从而提高了自动化变电站的运作水平，进而提高了整个电网的工作效率，同时，电网的安全性能也都得到了强化。当下，近些年的数字化变电站发展速度之快十分惊人。早在1995年，德国便已经开始着手设计IEC 61850相关的体系结构2。我国也积极地吸收国外的成功经验，密切地留意IEC61850的发展状况。全国电力系统管理及其信息交换标准化技术委员会也将这一些变化纳入到了相关的组织机构体系之中。早在2000年起，IEC61850便已经成为了相关组织机构的一个重要的工作项目。从CD（委员会草案）一直到CDV，并从FDIS到正规的出版物，标委会及其工作组专家都对IEC标准引起了足够的重视，并花费了几年的时间与精力来研究相关的课题，终于在2006年迎来了丰收的一年-在原先IEC61850的基础上，又出现了关于新的行业标准DL/T860，得出了更为科学的标准体系。数字化变电站试点已经逐步地在国内各网省的公司得到了广泛的应用，且关于DL/T860标准的应用程度及其技术水准并不一致。譬如，DL/T860只能够应用于一部分的变电站，也就是间隔层设施和站控层之间能够达到一定的效果，并能够有效地发挥MMS系统的服务目的，采样和跳闸之间保持着恒定不变的效果，常规模拟接线途径也是其中重要的方式；过程层也是一部分变电站常用的方式，常规模拟接线式也是采样所使用的方法，智能操作箱也可以得到有效的运用，GOOSE服务是跳闸所经常采用的途径；与这些部分数字化的过程层相对应的是，还有一部分过程层出现了完全数字化的现象，譬如电子式互感器也可以得到采样数字化的方式，且具体借助于合并单元来达到发布采样数据的效果，同时，也额外地增加了智能操作箱设备，而跳闸也采用了GOOSE的服务装置；其实现的方式主要包括单一性的厂家，也包括其他十多家的相关设施。就上述的情况来看，数字化变电站的试点发展情况已经令人感到不错，同时开始逐渐地朝向总结经验及其发展策略的新阶段。继电保护设施更加突出了预防的功能性，通过以防电力事故的发生以及进一步减小事故发生的范围来有效地确保整个系统运行的安全性，从而能够从最大的程度来保证用户用电的安全性。其地位以及作用都非常之高。当然，由于变电站本身具有相异的特征，在具体展开保护措施的过程中，也应该根据实际的情况来加以落实。因此，变电站所施行的继电保护设施也各不相同。常规保护配置以及系统保护配置是当前110KV数字化变电站继电保护配置方案最为常用的2种。(1)常规保护配置该类型实际上和采用常规互感器所具有的保护配置具有相一致的功能，二者的不同点在于如下的几个装置的不同：后者的保护设施的交流量输入器材更替为数据采集光纤通信接口，同时，IO接口板件也用GOOSE光纤通信接口来替代，用通信接口装置来更替CPU插件的模拟量，操作插件也更换为智能操作箱，同时留一部分的开入，并将其以压板投退来替换，摈弃或将开出的压板投退以智能操作箱为准则。该方案摈弃了原先的逻辑原理的安装，同时，也会有意识地将保护的类型及其逻辑图保存下来，并不将类似于电子式互感器一类具有较好性能的特性保存下来，也并不考虑到具有复杂功能性的电子式互感器可能造成的意外问题，也不考虑其可能出现的新问题，其结果可以带来数字化变电站继电保护的新效果。110kV线路与合并器存在着对应的关系。该线路的保护、录波以及测控计量等装置均能够在该体系上能够得到体现。每个合并器可以在每台主变各侧得到相应的应用，主变各侧电流、分段电流以及母线电压等功用均能够在各个合并器上得到体现，同时，主变差动保护、高低侧后备保护、录波装置、电度表、测控装置及备自投等设施均可以在这些设施上加以体现。合并器能够直接为主变高低测电度表提供数字接口，且还能够为主变差动保护、录波等其他相关的设施经由合并器之后为数字接口设计必需的通道。110kV出线以及电容器均采取的是互不相关的独立性合并器。智能电压对母线电压做好必备的切换工作，并将其切换为一个个独立性的单元，分别做好分段性、并列性的切换工作。全部的保护测控设施均要被纳入GOOSE网体系之中，开入信息抑或是出口跳闸是主要的途径。全部的保护测控设施都要被纳入站控层网络体系之中，完成信息之后就将这些内容向上传并接受好相关的监控工作。站控层网络以及GOOSE网结点不少，一起交织成网格状的网络体系。(2)系统保护配置双重化配置是该保护配置的主要原则。每一套系统都含有了继电保护的功能及其相关的措施，并具有及时完成监控的效用。这2套系统保护装置经常形成内在的统一体，即并不是单一性地运用于装置体系之中，而是轮流使用，且能够单独性地使用，并最终退出检修的环节。每一套完整的体系均含有诸多不可或缺的重要组成部分，譬如110kV线路的保护监测、全部主变的电量保护和测控、分段保护监控和自投、全部的110kV出线以及电容器的保护管控、全部的母线保护和测控等措施。主变的差动措施主要采取的是各不相同的准则，一套将二次谐波涌流引进整个运作的过程，另一套则主要采取的是波形识别涌流体系。其他的保护措施在原理上二者是相统一的。此外，系统保护配置的数量上并不尽人意，站控层的网络结构并不复杂，且对相关的保护装置提出了比原先更高的要求，并且要求配备相关的设置装备。在此方案体系之中，110kV线路、主变均需要配备独立的合并器，且经由2路光纤设施与系统保护装置相联系起来。110kV出线通过合并器与电容器的互感器数字接口相连接，再经过交换机装置之后，与系统保护装置联系起来。5条10kV出线与电容器的合并器仅仅需要一台交换机即可。而中等规模变电站的系统保护装置往往需要配备10个光纤接口。至于开入开出装置，系统保护测控装置发挥了主要的作用，即经由交换机走GOOSE网后与智能操作箱或智能开关相联系起来。100M网速能够起到共时联络信号，GOOSE网的结点明显不多，整个网络系统并不复杂。1.3 本文的主要工作及其研究的内容本论文试图借助于分析数字化变电站及其对继电保护所造成的影响进行分析，进而研究当下数字化变电站中常出现的常规保护配置方案以及系统保护配置方案2类继电保护配置研究体系，并对其进行相关内容成分的分析与设置。本文的研究内容主要有如下的几个方面：第一，本研究拟通过分析数字化变电站给继电保护带来的影响。第二，分析目前数字化变电站中常规保护配置方案和系统保护配置方案两种继电保护配置方案；详细研究两种方案的设计、构成。第三，在对比分析了两种方案的优缺点的基础上，提出常规保护配置方案是数字化继电保护的一种容易实现的过渡方案，系统保护配置方案缺少运行经验，但具有接线简单、分析全面的优点，是数字化变电站继电保护发展的方向，基于分析我国电网特点的基础上，介绍了数字化变电站常规保护配置方案的总体设计原则，按照“三层结构、二级网络”实现变电站信息化、自动化和互动化，按分层分布式来实现数字化变电站内智能电气设备间的信息共享和互操作性，着重介绍间隔层、过程层的保护配置方案是如何按照实际情况来实现的第四，基于实例方案的设计与实施就一些高级应用专题开展了数字化变电站的深层次的技术创新和研究，如顺序控制、故障信息综合分析决策、数字化继电保护测试仪等。作者简介第二章 数字化变电站及其继电保护2.1 数字化变电站的概念“变电站自动化系统”的发展对于数字化变电站的进一步发展都起到了促进的作用。在数字化变电站体系之中，变电站一、二次设施是数字化主要的部分，前提条件为高速网络通信平台，在对数字化信息展开标准化的过程中，信息共享以及相互操作的过程中，要做好测量监视、控制保护研究信息保护等自动化功能等诸多的工作，从而构建起相应的变电站组织机构。传统的变电站自动化系统无法满足日趋智能化的电网需求，自然会逐渐地被历史所淘汰，而数字化的变电站则将会取代变电站的地位3。数字化变电站的概念并没有完全地成型。至今并没有对“数字化变电站”有较为权威、统一的涵义。当然，在经历多年的摸索、实践及研究之后，相关的领域开始对“数字化变电站”的含义日趋成熟。学术界较为一致的观点认为，数字化变电站技术是在IEC 61850标准体系之上构建起来的与数据模型以及数据通信平台相关的新型技术，其目的在于实现站内一次设施以及二次智能电子设备的数字化通信程度，进而能够实现智能设施之间的互操作性特征。主要可以从如下的几个方面深化：数字化的一次电气设施；以IEC 61850为前提的全站统一化的数据模型及通信服务平台以及网络化的二次设施。光电、微电子、信息、网络通信等诸多的技术是其提出的主要方面。变电站二次系统的信息应用模式是其最具有标志性的方面，如若其出现了较大程度的变化，那么可以断定变电站实现了二次系统的信息应用模式。“数字化变电站”实际上也可以局限于变电站的二次系统“数字化”现象。我们可以从如下的几个方面加以归纳：（1）对电网运行情况的电气量信息的表征，从而达到数字化输出的目的；（2）IED能够针对变电站的信息做好统一化的建模工作；（3）IED内部间的信息交流主要通过网络通信的途径来达到；（4）控制操作过程的展开主要是通过网络通信来达到，报文方式是其中的主要方式。数字化变电站技术的出现，也正表征着变电站自动化系统已经步入到了全新化的历史发展阶段之中。促使二次系统信息应用模式发生的缘由在于如下的几个方面：非常规互感器、IEC61850标准、网络通信技术以及智能断路器技术等内容。2.1.1 IEC 61850概述2.1.1.1 IEC 61850标准的制定IEC 61850标准的提出及其制定源自于国际电工委员会。IEC61850并非具有绝对的纯粹性，它更多地包括了电站的自动化系统结构以及数据通信的双重标准，最终确保其性能方面、质量以及价格等多方面的通信标准，从而有效地保证厂家设施之间展开无缝化的通信及其操作流程，达到“同一世界，同一技术，同一标准”4。在具体建设IEC 61850标准的数字化变电站的过程中，需要再一个相对整体的范围内展开研究，从而保证设施本身的稳固性，能够对电网的正常运行起到一定的促进作用，并进而促进整个社会经济效益的增长。当然，IEC61850标准真正颁行也经过了较为长时间的酝酿过程。直到2003年，该标准中的绝大多数的内容已经逐步地对外发布。当然，其全部地颁行方仍旧需要一定的时间。在电网通信方面，IEC61850标准本身具有一定的权威性、唯一性，同时，其本身还有可能变成电力系统中最为主要的通信标准，其涵盖的范围也不仅仅只是局限于调度中心，同时还包括变电站、变电站内以及配电自动化无缝通信标准等诸多的方面，最后还有可能成为通用网络通信平台方面的核心标准体系。积极生产该系列产品的国内外各大企业都在积极地在IEC61850这个轴线来开展相关的活动，认为“即插即用”是IEC61850主要的发展趋势，并希望最终能够在工业控制通信上达到“一个世界、一种技术、一个标准”的目标。基于今后的发展模式及其目标，同时参照IEC61850的标准内容，可以将变电站自动化体系具体划分为3个层次：变电站层、间隔层以及过程层。变电站层的设施主要包括以下几个部分：计算机（含有数据库）、作员工作台、远方通信接口等。间隔层设施又包括如下的几个部分：每个间隔的控制、维护抑或是监视单元。较具有代表性的过程层设施则有如下几个主要设施：远方I/O、智能传感器及其相关的执行器等。2.1.1.2 我国IEC 61850标准应用历程2004年国际电工委员会第57技术委员会(电力系统管理及其相关信息交换)便确立并颁行了IEC 61850体系的标准(变电站通信网络及其系统)5。当然，早在本世纪的开始（2000年），国内的许多专家便开始聚焦于IEC61850系统标准，并撰写了相关的文章来加以研究，对于IEC 61850标准的深入推广以及相关体系的标准化都起到了推动的作用6-10。DL/T860变电站通信网络和系统是这方面的一个典例。全国电力系统控制及其通信标准化技术委员会采用了与IEC 61850系列国际标准相关的内容来进行制定。其具体的标准内容包括10个主要的部分，一共有14个分册11。当条例制定好之后，就于2004年开始逐渐地在全国范围内推。其中最后的一个标准DL/T860变电站通信网络和系统第6部分：与变电站有关的IED的通信配置描述语言也通过了相关单位的确定，并开始在全国范围内推广实施。国内的相关专家也对数字化变电站技术以及IEC 61850标准引起了关注，并积极地开展相关的讨论来确保其顺利地展开、实施。譬如，国家电力调度通信中心便积极着手地组织相关的专家来开展关于变电站的科研项目活动，同时也包括了相关的科研组织机构、生产厂家以及检测机构等，进而在IEC 61850互操作方面获得了一定的成效，有效地将IEC61850进一步地向前推动发展，加快其制度的建设、发展的步伐。自从2008年起，与国际标准IEC 61850性质相关的国内DL/T860系列标准逐步地在全国范围内推广颁行。2.1.1.3IEC 61850标准的主要内容早在上个世纪的90年代，欧洲以及美国便开始着手分析关于数字化变电站标准的相关内容，同时制定了相关的条例内容。由于2个标准内容并不会完全地一致，肯定会存在着一些冲突，因此，需要顾及到IEEE以及IEC之间的协调性，在IEC方面，需要基于UCA2.0数据模型及其服务的基础上来加以实施展开，并将对UCA研究的结果纳入IEC标准体系，从而建立起相应的IEC61850标准体系内容。IEC61850标准可以从如下的几个方面加以论述：（1）功能建模就变电站自动化通信体系本身所具有的通信性能（PICOM）着眼，对其相关的功能模型涵义（Part 5）展开了相关的界定。（2）数据建模在基于面向对象的基础上，对客户机/服务器结构的数据模型（Part7-3/4）进行了相关涵义的界定。（3）通信协议对数据访问机制（通信服务）以及向通信协议栈做了相关定义的映射，譬如，采用将抽象通信服务接口映射运用到变电站层与间隔层之间的网络之间，映射的结果为MMS（IEC61850-8-1）。同时，间隔层与过程层之间也同样存在着相类似的关系，即网络映射成串行单向多点抑或是点对点传输网络（IEC61850-9-1）抑或是映射成基于IEE802.3标准的过程总线（IEC61850-9-2）（Part7-2，Part8/9）。（4）变电站自动化体系工程以及吻合度性能检测在分析XML（Extensible Make up Language）结构化语言（Part 6）的前提下，对变电站自动化体系结构的拓扑以及IED结构化数据展开相关的描绘。同时为了达到检验的互操作性目的，Part10又对IEC61850标准吻合度展开了必要的检测工作。2.1.1.4 IEC 61850标准的主要特点IEC61850标准的核心特征有以下几点：（1）信息分层变电站通信网络以及系统协议IEC61850标准草案均对变电站内部的信息分层展开了必要的涵义界定，包括逻辑方面的涵义以及物理方面的定义2个主要的部分。变电站的通信体系可以划分为3个层次结构：变电站层、间隔层以及过程层。此外，对于层与层之间出现的通信接口也做了必要的涵义界定。（2）在分析面向对象基础上对数据对象做好必要的统一建模工作在具体建模的过程中，IEC61850标准针对的是面向对象，并做好了必要的基于客户机/服务器结构数据模型的分析工作。每个IED的数量既有单个的数量，同时也还有多个的数量。而单个服务器之中又包含了数量不等的逻辑设施。逻辑设施含纳了逻辑节点，逻辑节点之中又容纳了逻辑数据的对象。数据对象的组成又包含了由数据属性所组成的公用数据类的命名例子。IED还具有充当客户的重要地位。因此，客户在具体使用的过程中，能够经由抽象通信服务接口（ACSI）以及服务器通信来对相关的数据进行搜寻。（3）数据自描述IEC 60870-5系列标准在对相关测试的数据进行访问的时候，主要采取的是基于点的描绘途径，而IEC60850标准则不然，其采取的方法主要是面向对象的自描述。在采用“面对点”数据描述途径的过程中，需要注意的是信息传输的过程中，应该首先使得双方都能够挑选出检测的数据库，做好必要的对号入座工作，其目的在于及时性地对现场设施的状态加以反映。在确定好双方的协议之后，如若要添加一些相关的信息，则应该对协议相关的内容做好及时的修改工作。在具体进行的过程中，需要留意到时间与资金等因素可能对其产生的影响。由于科学技术的日新月异，电力市场在不断地完善，相应的变电站自动化水平也在进一步地强化，新信息的数量也在不断地充实到相应的变电站之中。因而，原先的数据描述途径已经和新的变化功能现象不相吻合，新的功能也无法发挥其应有的作用。而所谓的“面向对象的数据自描述”实际上是基于数据源的前提下来对数据做好相关的自我描绘，进而通过对方的接收工作而获得必要的说明结论，而无需工程物理量对应以及标准改变等相关的内容。数据本体具有鲜明的诠释性特点，这也正好说明了在具体的传输过程中，无需考虑到预先定义的约束性条件，进而对数据在管理及其修护方面达到目的。相关的数据自描述方式主要有如下的几个：a、IEC 61850对象名称标准对采用设施名、逻辑节点名、实例编号以及数据类名的对象名做好了必要的命名原则方式涵义的界定工作。b、IEC 61850通信服务面向对象仍旧是主要的研究途径，对对象之间所采取了必要的通信服务工作，譬如，对对象值的通信服务展开相关数据的获得及其设置工作，获得必要的对象名列表的通信服务及其相关数据对象值列表的服务等工作。（4）抽象通信服务接口（ACSI）在IEC 61850标准体系中，对变电站内信息传输所应该有的通信服务做好涵义的界定工作，并积极地构建起相应的抽象通信服务接口（Abstract Communication Service Interface, ACSI）。IEC 61850-7-2对所必需的通信服务结构体系做好了必要的模型建构，诸如服务器、逻辑设施、逻辑节点、数据及其数据集等多种类型的模型结构。经由ACSI途径之后，其途径可由通信服务映射到（Specific Communication Service Map, SCSM）映射到匹配的具体协议栈。诸如制造报文规范（Manufacturing Message Specification, MMS）便是其中较为明显的典例之一。在采用ACSI以及SCSM等方法的基础上，IEC61850标准有效地达到了一定的稳固性目的，并有效地对未来网络的技术发展之间可能存在的冲突做好了必需的解决工作，也就是说，只需对SCSM做好必要的改动工作，而并不需要对ACSI做必要的修改工作，即可以达到一定的网络技术效果。2.1.1.5数字化变电站的过程总线通信关键技术数字化变电站包括了几项不同的内容及其设施，诸如电子式互感器、智能化一次设施以及网络化二次设施，同时，也是这些设施能够通过IEC 61850通信协议上展开具体的分层构建过程，进而完成智能化电子设施之间间在信息上的分享以及互操作的目的。变电站自动化体系主要包括监视、控制以及继电保护等三项，IEC61850又在此基础上提出了关于信息分层的涵义。从逻辑上以及还物理定义的角度分析，数字化变电站的通信体系可以具体划分为分3个层次，也就是变电站层、间隔层以及过程层12。变电站各个层次之间的关联均在串行通信的前提下所构建，而过程层和间隔层之间的串行通信通常又被誉为过程总线通信。过程层以及过程总线通信定义的提出，可以说是IEC 61850突破了原先惯常的通信协议体系（如UCA2.0），获得了新生。过程总线上的数据通信的分类较多，且在不同的运行机制下凸显出不同的运输模式，同时也有不同的传输速度及其优先程度及其顺序。在整个传输的过程中，采样值以及保护跳闸命令又是最为关键性的2个类型。研究这2个方面的信息内容具有一定的意义13。2.1.4.1 过程总线通信实现的前提过程总线新定义的提出实际上是和高压设施所应有的技术之间存在着互为一体的关系。（1）电子式电流/电压互感器电磁式互感器存在着饱和、铁磁谐振过电压、绝缘结构复杂等不足之处，因此与日益发展的电力体系结构之间难以成为统一的模式结构。为了解决好这个问题，相关的专家学者展开了相关的研究工作，并获得了一些成效。在分析电子式互感器处于高压部分有无电源的基础上，将其大致划分为无源型以及有源型2类。其中，无源型电子式互感器主要有基于法拉第效应磁光变换原理以及普拉克效应电光变换原理，主要针对的是双折射以及光学材料温度稳定性的问题；而有源型电子式互感器则主要含纳了无铁心的空心线圈电流互感器、电阻分压以及阻容分压的电压互感器等类型。做好电子式互感器的保护、检测等工作，同时相关的设施也能够从多处生产方来获取，因此，需要做好相关设施的数字化接口通信的标准工作。它在整个电子式互感器的应用中占据着不可忽视的重要作用。（2）智能化断路器利用微机、电力电子技术以及新型传感器成立新的断路器二次系统是高压断路器技术的发展潮流，从而开发出新类型的智能断路器。智能化断路器的主要特征包括如下的几个方面：譬如微机监控、电力电子组成了相关的执行结构，具体可按照电压波形来对跳、合闸进行掌控，科学合理地掌握跳、合闸等过程的具体时间；新型传感器和微机相结合，在运作数据的过程中，保证一定的独立性，从而对相关的检测设施做好必要的故障预报工作；在基于传感器技术的基础上，对高压设施的运行状态做好必要的记录、分类以及评估的工作，从而为相关的设施做好必要的维护、维修工作，提供必需的决策内容14。同时，应该有效地监测好相关的信息数量，尽量达到最大化的目的，并尽量使得判定的途径多元化，综合性地采用监控的方式以及专家人工智能的方式来对故障的方位做好准确的方位界定工作。此外，网络的连接技术也是不可或缺的一个重要方面，将相关的信息进行整体性地分享，其具体的实现途径为开关与开关之间、开关和间隔层、变电站层的设施等机构之间构建相应的网状结构。这也是提高检测功能的有效方式。（3）组合式开关设备对比以往封闭式组合电器GIS来看，紧凑型组合式开关设施的优点便凸显出来了，即在占地的面积大小方面以及开支上都有一定的优势。国外的一些大公司开始逐步地采用了这些新型产品。譬如，ABB公司所生产的插接式开关系统（PASS，Plug And Switch System）便是其中的一个代表性的系列产品，其本身最为明显的优点便在于在将智能传感器以及微处理器设施运用到该体系结构之中。它把间隔的全部设施，诸如断路器、隔离开关、接地开关、电流/电压互感器等器材全部都有效地装载在内充满SF6气体的金属罩壳。大致而言，在将全部的一次信息量和二次设施相关联的过程中，信息接口（PISA，Process Interface for Sensors and Actuators）起到了桥梁的作用。以往的PASS虽然有不少的优点，但由于所具体运用的协议为PISA 中的IEC 61375(MVB)，而该协议在变电站体系中并没有得到较为广泛地运用，因此，无论厂家在保护、监管的过程中，也存在着一些设施接口上的疑难问题。2.1.2 过程总线通信关键技术在过程总线通信中，采样值以及保护跳闸命令是其中最为关键性的2类报文范式，决定过程总线通信实现成功之处在于有效地将这2类报文传输本身所包括的特别问题。2.1.2.1采样值报文传输（1）报文内容及相关标准为了达到规范化地输出效果，对于电子式互感器的数字化输出过程，IEC60044-8创新性地对合并单元的定义进行了界定。大多数采用的是共时性地搜集多路电子式互感器输出的信息，并根据一定的规则将这些信息传递给相应的保护、测控设施。IEC60044-8体系中的合并单元所传输的采样值报文内容主要有12路电流与电压的信息文本，同时也对采样值是否有效展开了相关的评价，包括具体的状态信息内容、共时性信息以及设备维修等诸多方面的内容。“合并单元”被广泛地运用于IEC61850之中，并又在该标准体系中的第9部分，且更多的是以逻辑设备（logic device）的方式呈现出来。当然，IEC61850仍旧有一定的不同之处，最大的不同点在于IEC60044-8规范采样值报文传输依照IEC60870-5-1的FT3格式，且链接服务的类型体现为S1:SEND/NOREPLY(发送/不回答)，但IEC61850却将以太网运用到系统之中。界定合并单元的口号为“同一网络、同一世界”，在这个口号之中，“同一网络”指的是以太网。由于考虑到站内设备的互操作性，建议遵循IEC61850实现采样值传输，但这并不意味摒弃IEC60044-8，因为后者还规范了传感头、电子式互感器输出及测试等。此外，值得注意的是：IEC61850规范了两种采样值传输映射实现方式，分别在标准的9-1和9-2中定义15。两者的根本区别在于是否支持与采样值控制块相关的三个服务，由于9-2在映射的完备性和灵活性方面均优于9-1，遵循9-2实现采样值传输是发展趋势。（2）采样同步对于采样值同步的实现，IEC60044-8提供了两种方法：插值法和同步时钟法，而IEC61850-9-1只支持时钟同步法。信息来自输配电设备网。合并单元收到外部同步时钟输入信号1（以下简称信号1）后，给各路A/D发送同步转换信号2（以下简称信号2）16。通常全站的合并单元共享信号1，由于其频率是1HZ，不能满足保护测量的采样要求，需进行倍频等处理以产生信号2。信号2的频率应考虑实际要求，例如对于距离保护，一般要求一次电流/电压每周波24点采样，即采样率为1200点每秒，故同步转换信号的频率是1200HZ，其帧格式及传输速率可自定义。采样值同步包含两方面内容：对于同一合并单元，它应使其对应的各路A/D能够同步转换；对于不同合并单元，应使它们所发的同步信号2可以同步。