现代输配电系统必须兼容老旧资产、日益动态变化的电网，以及比过去几十年更为紧张的人力资源。变电站作为保护、控制和运行交汇的节点，正处于这场转型的中心。数字化正在重塑变电站的设计、调试和运行方式，以基于国际标准的、可互操作的以太网系统，取代硬连线的模拟路径。

从传统变电站到智能变电站

传统变电站是针对以同步发电为主、潮流相对稳定的时代优化的。其二次系统依赖于场区电流/电压互感器与控制室屏柜之间大量的铜缆连接，二进制联锁和模拟测量信号以点对点方式传输。

这种架构导致了劳动密集型的安装、人工检查和周期性维护，并且使变更或扩容变得复杂，因为每增加一项功能通常都需要新的硬接线和布线。即使在改造场景中，那些试用过数字化二次系统的电力公司也报告称，在摆脱长距离模拟线路后，安装和维护所需的铜材量显著减少。

数字化的驱动因素

三大驱动因素正在加速向数字化转型。

首先，电源结构正在快速变化。基于逆变器的资源(如太阳能、风能和储能电池)如今已成为电力系统的主要组成部分，它们在扰动期间的表现催生了新的可靠性标准和运行规程。启用、观察和协调这些资源对测量、保护和控制提出了更高的要求。数据丰富、时间同步的变电站平台能更好地满足这些需求。

其次，随着资产老化，可靠性预期不断提高。过去几年的扰动分析表明，配置错误或性能不佳的IBR控制可能放大事件影响，从而增强了对更精确的保护、扰动可视性以及变电站间更快速协调的需求。具有同步测量和高速通信能力的数字化变电站，为应对这些场景提供了所需的测量手段和确定性。

第三，劳动力限制是现实问题。行业调查和贸易分析都突显了退休潮、非退休人员流失以及技能组合向数字化能力转变的趋势。数字化可以通过标准化数据模型、自动化例行检查、实现远程测试和分析，将稀缺的专业知识规模化地应用于整个变电站资产组合中，从而提供帮助。

电力公司实践中的智能变电站

在电力公司的实践中，智能变电站持续监测一次和二次设备，通过智能电子设备(IED)自主执行保护和操控功能，并通过以太网确定性地交换数据。这些数据在本地和中央用于诊断、资产健康评估和运行决策。

互操作性是基础，IEC 61850 是当前该环境下对功能进行建模和传输报文的主流框架。

智能变电站的数字化架构

智能变电站通常组织为三个协调的层级。

过程层： 过程接口最靠近高压场区。常规互感器或低功率互感器(LPIT)采集电流和电压，合并单元(MU)将其数字化。开关设备状态和命令也在此接口。MU和开关设备接口将这些带时间戳的测量值和信号发布在过程总线上，供保护和控制的IED订阅。

间隔层： 保护和控制IED实现馈线、变压器、母线和线路等功能。它们订阅采样测量值，发布跳闸和联锁命令，并使用快速的端到端报文在间隔内部和间隔之间进行协调。

站控层： 网关、SCADA服务器/HMI、工程工作站和分析平台对间隔层进行监控，管理报告和归档，并提供与控制中心的接口。时间同步、网络安全服务和网络管理也位于此层。

这种分层视图与IEC 61850的参考架构一致，该架构旨在通过标准化数据模型实现纵向(站控层-间隔层-过程层)和横向(端到端)通信。

图1

IEC 61850：数据模型与服务

IEC 61850标准化了变电站功能的表示方式以及设备间的通信方式。逻辑节点将保护、控制功能和测量值封装在一个通用的、面向对象的数据模型中，而服务则规定了如何交换这些数据。

客户端/服务器交换映射到MMS用于监控、报告和文件传输;高速端到端服务包括用于事件/命令的GOOSE和用于波形流的采样值(SV)。工程信息通过变电站(系统)配置语言(SCL)记录，该语言支持多厂商协同工程，并确保系统内订阅/发布的一致性。

对于测量接口，IEC 61869-9在IEC 61850模型的基础上，规定了互感器的数字接口，并正式化了取代早期61850-9-2 "LE"指南的配置文件。实践中，部署通常使用每周期80或256个采样点进行保护，更高的采样率用于电能质量。重要的是，这些数据流在过程网络中是同步且按确定性原则设计的。

精确的时间同步是差动保护、高速母线保护和事件关联的基础。IEC 61850-9-3定义了基于IEEE 1588的变电站级精确时间协议配置文件，目标是在多跳网络中实现微秒级精度，并规定了冗余主时钟和并行网络的配置。

图2

以太网上的站控层总线与过程层总线

两条逻辑上的以太网总线承载了大部分IEC 61850流量。

站控层总线： MMS客户端/服务器交换处理操作员命令、定值管理、报告和文件。GOOSE通常用于站控层，以实现间隔间的快速联锁或必须跨IED操作的断路器失灵保护方案。

过程层总线： SV流传输来自MU的数字化电流和电压。GOOSE在IED和开关设备之间传输跳闸、联锁和状态信号。由于SV是连续的且占用带宽较高，过程层总线网络需要对VLAN、优先级、多播过滤和时间同步进行精心设计。IEC TR 61850-90-4提供了针对这些需求的网络设计指南。

通过无缝的以太网冗余实现高可用性。IEC 62439-3定义了两种在数字化变电站中广泛使用的协议：PRP(将设备连接到两个独立的LAN以实现无扰切换)和HSR(通过线速转发帧在无交换机情况下提供环网/网状冗余)。混合设计通常在过程层使用HSR，在站控层使用PRP，并通过冗余盒(RedBoxes)互联，以平衡确定性、可扩展性和成本。

集成应用以适应可再生能源时代的运行

分层、基于标准的数字化变电站直接支持了当前正在高IBR渗透率接口处形成的电网。精确的时间同步使馈线、线路、变压器和母线保护能够适应快速变化的电源阻抗。

高速端到端报文协调跨间隔的联锁和补救措施方案，而无需依赖硬接线的信号扇出。结构化的数据模型和SCL文件简化了多厂商集成，使电力公司能够随着需求的发展，整合专业功能或传感器套件。这些能力不仅解决了监管机构和可靠性组织当前提出的可靠性关切，也适应了新资源并网带来的快速变化。

结论

数字化不仅仅是铜缆换为光缆;它是一种架构转变，将保护、控制和监控整合到一个统一的、模型化的系统中。为不同电网设计的传统变电站受限于人工流程、点对点接线和数据孤岛。植根于IEC 61850及相关标准的智能变电站，则提供了可互操作的数据模型、确定性的以太网通信、精确的时间同步以及可扩展的安全控制。

其实际成效是可量化的，包括减少材料和土建工程、缩短建设和停电窗口、提高安全性，以及对稳态和扰动工况的更好可视性。这些成效在资产老化、劳动力变化以及可再生能源并网对可靠性和灵活性提出更高要求的背景下至关重要。