论文导读：IEC61850主要具有以下特点：信息分层技术。即:该方面的检测和验证手段不发展及解决,将难以达到“数字化电网”由预案型到实时型控制转变的目的。
关键词：IEC 61850，数字化变电站，数字化电网

　　1. IEC61850规约体系简介
　　IEC 61850主要具有以下特点：（1）信息分层技术。IEC 61850 标准所提出的信息分层技术将变电站通信体系从逻辑概念和物理概念上都分为变电站层、间隔层和过程层的三层结构形式。变电站层的功能分为两类：(a)与过程层相关的功能。利用各个间隔或全站的信息对多个间隔或全站的一次设备发生作用，如母线保护或全站范围内的逻辑闭锁等。(b) 与接口相关的功能。主要指与远方控制中心、工程师站及人机界面的通信。IEC61850 的分层模式与现有大多数变电站的自动化系统不同，现有系统中过程层的功能都是在间隔层设备中实现的，没有独立的逻辑接口4 和接口5。随着电子式互感器、智能化一次设备的逐步采用，现代电力技术的发展趋势是将越来越多的间隔层功能下放到过程层中去， IEC 61850 通过层间功能接口体现了这一发展趋势。（2）抽象通信服务接口ACSI。抽象通信服务接口ACSI是IEC61850标准的核心内容之一。ACSI采用抽象建模技术定义了变电站设备的公共应用服务，从而提供了通过虚拟镜像访问真实数据和真实设备的方法。（3）面向对象的数据自我描述。在目前变电站信息传输过程中，一般都必须事先将需要传输的变电站远动设备信息与调度控制中心的数据库约定，一一对应，此为“面向点”的数据描述方法。当变电站需要增加新功能并传输相应信息时，已经定义好的协议可能无法完成新信息的传送功能，因而使新功能的应用受到限制。IEC 61850标准采用“面向对象”的数据自我描述方法，在数据源就对数据进行自我描述，接收方不需要再对数据进行工程物理量对应和标度转换等工作，这样就可以不受预先定义的限制进行信息传输，使得信息传输和数据库维护的工作量大为简化，（4）变电站自动化系统的互操作性。互操作性指同一厂商或不同厂商的多个智能电子设备具有交换信息并使用这些信息进行协同操作的能力。
　　2. 基于IEC 61850的数字化变电站
　　目前我国现有变电站可以实现各类一次设备运行及状态数据采集、继电保护、操作控制、防误闭锁、电压无功控制、故障录波、计算机监视、事故报警、远方数据通信、电网稳定控制，实现变电站安全运行、无人或少人值班。主要采用的技术包括：快速交流采样技术；继电保护算法及控制技术；电压无功控制技术；防误操作及操作闭锁技术；嵌入式计算机软、硬件技术；计算机网络及光纤通信技术；计算机数据库及图像技术；信息安全保密技术；卫星对时及信号同步技术等。但是也存在以下的问题：例如：电力互感器模拟量到模拟量的转换，误差大、易饱和、体积大、试验及维护工作量大；模拟－数字转换存在较大附加误差；站内不同装置重复采样，数据一致性差；设备校验必须通入模拟量，工作量大，无法做到自动的、程序化的校验；信号采用控制电缆连接，回路复杂，抗干扰性能较差；设备之间数据交换形式多样。各厂家的设备不能实现互操作，互换性差；变电站改造或扩容时工作量大等。
　　3. 传统变电站IEC61850数字化改造方案
　　35Kv变电站各功能单元保护与监控功能要求：
　　线路、母联断路器的保护与监控：本变电站共有2条35KV线路、7条10KV线路、一台35KV和一台10KV母联断路器，选用n个线路保护和监控单元来分别完成各线路及母联断路器的保护及监控。免费论文网。
　　主变压器的保护与监控：变电站有2台400K0VA双饶阻主变压器，选用2个双绕组主变主保护单元和2个双绕组主变后备保护单元，分别完成两台主变压器的保护及高低压侧监控。免费论文网。
　　补偿电容器柜的保护与监控：本变电站内有4组10KV，27OKvar补偿电容器柜，选用4个电容保护单元，分别完各组电容柜的保护和监控。
　　配电变压器的保护与监控：本变电站内有两台IOOOKVA配电变压器为附近车间用电设备供配电，选用2个配电变压器保护和监控单元分别来完成这两台配电变压器的保护及监控。
　　高压异步电动机的保护与监控：本变电站内有两台给大型高压异步电动机供电的高压配电柜，需要对其进行保护和监控，选用2个电动机保护和监控单元，分别完成这两台电动机的保护及监控工作。
　　目前变电站自动化系统网络类型多种多样，要进行IEC61850改造则必须更换为以太网为主体的系统结构。升级改造的目的是，避免大规范淘汰站内可用的二次配接和设备，实现站内103 规约至IEC61850的过渡。更换规约对于间隔层单元设备主要涉及通信插件(COM)和/或主插件(CPU) 。该技术改造的思路为：更换变电站层设备；更换间隔层单单元的上述插件，并兼容原单元内的其他插件。传统变电站IEC61850数字化改造方案，可以尝试以下两种模式：(1)“自下而上”逐步验证的方式，分步骤采用数字化一次设备挂网， IEC61850 间隔规约逆转换(专用网关)接入IEC61850应用，同站内建立独立的、标准不同的两套自动化系统并列运行方式，依据IEC61850研究进程或技术发展成熟性逐步验证。该方式较为稳妥或保守，可能要对现有系统不断作出多次和多处调整，且周期较长、不易操作实施。(2)“至上而下”全面验证的方式，把现有的变电站自动化系统，全部更换为当前技术水平下的IEC61850系统，未实现的IED设备采取至IEC61850规约转换方式接入。该方案便于充分暴露问题，但对现有一、二次设备均动作较大、成本较高，由于配套标准的不完善所带来的风险也大为高于前者。前者可用于验证个别间隔层和过程层设备的挂网效果，后者作为老站改造不可取。因此，就目前的变电站自动化至数字化站都需要经过一个过渡阶段。即，如何实现过渡期新系统与现有系统之间的兼容，而并非全站二次系统(包含相关一、二次外围设备)推翻重来。原有系统与IEC61850之间的过渡期策略，就当前大致分为“转换器策略”和“非转换器策略”两种。前者是采用转换器(网关) ，实现现有系统与IEC61850系统的连接。后者是基于遵循和不遵循IEC61850的IED设备，挂在同一个以太网上，通过在新系统中设计公用数据库，以及公用数据库与各种协议数据库之间的映射来实现。以上两种策略，都是基于原系统为以太网架构下的研究、探讨和应用，并且改造部分都要部分(或全部)舍弃原有的站内相关二次配接，以及进行相应的一、二次设备改造。
　　　　变电站达到电网要求的数字化目标,现实上会存在若干技术突破阶段和实施阶段。现阶段的IEC61850应用存在以下需逐步解决的问题：(1) IEC61850标准强调的实时性指标和验证条件，现行相关配套标准中并未实质性的涉及;IEC61850也并未就自动化系统网络的硬件配置方式,提出选择性方案或性能保证,而只是就“性能测试”提出了指标要求。即:该方面的检测和验证手段不发展及解决,将难以达到“数字化电网”由预案型到实时型控制转变的目的。免费论文网。(2) IEC61850开放平台的系统技术能力,是有待将来逐步发展和验证的。当前存在的困扰(例如,如何有效检测和验证自动化系统能力,以及对自动化系统的故障进行诊断和分析) ,目前更换为IEC61850 开放平台后,仍然会继续存在并更为突出。(3)如果只是单纯的强调系统“功能”的实现,而不论“性能”,那么现有变电站继续使用目前的标准也可达到。也就是说,单纯追求功能的实现,现阶段并没有太大的价值和深远的意义。