数字化风电场的应用研究和发展方向

徐佳宇，陈燕华

（1.内蒙古大唐国际风电开发有限公司，呼和浩特市010200;2.重庆电力高等专科学校电力系，重庆 400053）

数字化风电场的应用研究和发展方向

徐佳宇1，陈燕华2

（1.内蒙古大唐国际风电开发有限公司，呼和浩特市010200;2.重庆电力高等专科学校电力系，重庆 400053）

介绍数字化变电站在风电场应用的发展历程，基本功能，系统的组成结构和案例，系统需要解决的问题以及今后的发展趋势与展望。

数字化;风电;IEC61850

0 引言

近年来随着国内风力发电机组的快速建设，风电场电气自动化领域的各项新技术、新产品也得到了广泛的推广和应用。本文阐述的是现阶段正在实施的数字化风电场升压站。

随着数字化变电站技术的发展和IEC61850标准向电力系统的电厂领域的不断推广，数字化电厂的建设已由理论研究阶段走向工程实践阶段。目前，IEC61850标准已经正式由原名“变电站通信网络和系统”变更为“电力公用事业自动化的通信网络和系统”，并随之推出了众多面向发电厂的IEC61850模型及应用标准:IEC61400－25风电场标准、IEC61850－7－410水电站标准和IEC61850－7－420分布式能源风电场标准。

在数字化风电场工程中，运用的技术涉及到数字化变电站中的各种技术，包括MMS通讯，电子式光电互感器，GOOSE过程层信号传输等。在国内，电力企业和相关厂家基于众多数字化变电站工程实践和数字化火电厂升压站监控工程实践，积累了大量的IEC61850数字化厂站经验，完全具备IEC61850数字化风电场升压站的技术条件。由于风电场升压站系统与变电站系统情况有众多相似性，因此，方案设计充分借鉴当前IEC61850在数字化厂站中的典型应用模式，并考虑到卓资风电场自身特点，推出卓资风电场升压站IEC61850数字化实现方案及相应系统配置。

1 数字化风电场建设的意义

根据IEC61850标准思想并借鉴我国现有IEC61850化变电站经验，依照:IEC61850数字化升压站采用过程层GOOSE应用。主变高压侧电流电压应用电子式互感器，中心点采用当前先进的全光纤电子式互感器。系统改造范围包括2套示范风电场箱式变压器保护测控装置。主变和线路保护应用智能终端（智能操作箱）。风电场网络监控系统的设计均遵循IEC61850国际标准，统一支持集控站/厂站监控系统的各种应用，集SCADA、图模库一体化、拓扑分析、保护信息管理、实现风机监控升压站电气监控相融合、AGC和AVC的功能等高级应用于一体，从而能使全风场的自动化水平上升到一个新的台阶。

图1 卓资数字化风电场的系统结构图

2 数字化风电场的系统结构

图1为卓资数字化风电场，具有站控层MMS、数字化过程层、智能终端及箱变保护的系统结构图。该方案为风电场全场数字化方案，方案不仅在升压站内部实现IEC61850数字化，还包括风场风机和箱变监控，能形成完整、统一的风电场监控自动化布局，符合风电场发展趋势。另外，随着智能终端成为数字化厂站项目的重要特性，智能操作箱在升压站中高压侧的应用，大大提升了本风电场工程的数字化特性。电子式互感器、智能操作箱在升压站中的完美结合，最大限度发挥过程层数字化总线的优势，使得该项目具备了当前数字化工程所有闪亮优点。如果项目成功实施，可使得该项目不仅在国内风电场工程中具有示范效果，即使在全球风电场工程，也同样具有先进示范意义。

该方案下IEC61850标准覆盖升压站内的站控层、网络层、间隔层以及过程层。在类似数字化变电站方案中，变电站系统增加了数字化过程层，我国已经开始了一些示范性工程，如浙江宣家变、南昌董家窑变、青岛午山变、浙江大吕变等等。与当前普通IEC61850变电站的差异是:该方案更进一步的体现了升压站数字化特性。IEC61850标准覆盖延伸到了过程层，过程层采用数字化网络通讯方式建立间隔层装置与一次设备之间的连接。该方案与上一个方案的差异体现在:1）装置间大部分硬接点交互接线取消，用过程层GOOSE通讯代替;2）主变高压侧电子式互感器的应用。由于本站为老站改造，各间隔已有大量传统PT/CT，考虑到成本等原因，站内大部分传统PT/CT尽量保留（如果采用合并单元转接传统PT/CT，再通过数字化的方式将数字化信号光纤传至保护装置，这种数字化模拟采样方案增加了中间装置，系统可靠性降低，且没有用到电子式互感器的优势，不推荐采用）。由于电子式互感器在高电压等级具有众多的优势，在主变高压侧进行电子式互感器数字化改造，主变高压侧保护测控装置取消传统的模拟采样模块，用数字式电子采样模块代替，通过光纤网络与合并单元，电子式互感器通讯。其中，1#、2#变压器原传统PT/CT保留，增加电子式互感器，经过多年的发展，常规有源式电子式互感器已经成熟，主变高压侧电子式互感器可采用有源式电子互感器;在变压器中性点配置纯光学电子式互感器。本方案采用智能终端（智能操作箱）来操作断路器，最大限度的利用GOOSE过程总线网的优势，节省二次电缆投资。并且，将系统监控范围扩大到了全风电场，在风电场箱式变压器旁增设保护测控装置，同时将这些装置通过光纤环网，以IEC61850规约接入到升压站监控系统中。在该方案下，升压站内配置两种对时方式IRGB和SNTP，其中SNTP为IEC61850标准系统下的网络对时方式;而在传统方案下的风电场中，风机附近的箱式变压器相应的测控装置一般无法与系统对时，而在该方案下，也可以通过环网进行网络SNTP方式对时，这大大提高了风电场全场的对时效果，为系统功能的进一步完善奠定了基础。

3 系统总体配置

3.1 硬件配置

站控层设备（主机、操作员站、远动工作站、OPC－IEC61850转换PC机，五防系统、打印机、规约转换器、音响报警装置站控层网络设备等），间隔层设备（测控装置、继保装置、间隔层网络设备以及与站控层网络的接口设备等）。其他设备还有智能终端，合并单元、电子式互感器，就地柜等。

3.2 软件配置

包括系统软件（操作系统、诊断程序、OPC规约转IEC61850软件，调试软件和实时数据库等），支持软件（编译软件、管理软件、人机接口软件、通信软件等），应用软件（满足该系统功能和扩展功能的所有应用软件）。

3.3 站控层设备

站控层主要设备包括主机/操作员工作站（包含音响报警装置）2套、远动工作站双机1套、五防系统1套、打印机1台、OPC－IEC61850规约转换装置1台、网络设备等。

3.4 网络设备

全站网络应采用的自适应10/100M双冗余以太网结构（A、B网）。还将增加过程层GOOSE专网，需增加相应网络设备;还将增加风电场环网，将8台示范箱变保护装置接入到监控系统中。

4 风机控制系统的接入

监控系统风机控制系统通过其系统服务器提供的OPC接口，并通过OPC网关的数据转换接入监控系统。如图2所示，OPC网关软件运行于一台独立的工业控制计算机上。对下，通过风机控制系统服务器提供的OPC数据自动访问接口获取其下接风机的信息数据;对上，将获取到的信息数据按照IEC60870－5－103格式，转发给监控系统中的后台监控机，也可转发给监控系统中的远动通讯装置，并最终上送至电力调度中心。

5 数字化风电场需要注意和解决的问题

（1）目前后台控制系统与风机控制系统的通信接口还没有统一的规范，需要根据具体工程决定实施方案。国外进口的风机控制系统仍占据很大的份额，进口风机控制系统的通信开放性受到很大限制，风机控制系统的通信周期、数据包长度都对通信的实时性有很大影响。这就存在后台控制系统厂家与风机控制系统厂家的配合问题，系统连接困难。后台控制系统厂家需要加大对通信接口、通信规约的开发力度，提高与风机控制系统的通信质量。

图2 系统结构图

（2）目前光电/电子式互感器的生产厂家数量有限，产品可选型号相对较少，部分高电压等级的电流互感器变比较大，不能满足现场运行需要。如内蒙古220kV杜尔伯特数字化变电站，线路电流互感器变比为1000/5，为满足现场实际需要，只能在合并器（作用是将各电流互感器传回的电流数据和由电压互感器传来的电压数据处理后打包输出，供各保护和测控装置使用）上采用软件的方法修改变比，使得TA的输出精度可能无法满足要求，给变电站的计量、保护都带来一定的负面影响。

（3）由于光电/电子式互感器本身的结构特点和工作方式，导致互感器的角差、比差现场试验难以进行，甚至极性试验也无法开展，只能等到设备投运带电后，才能检验接线的准确性。另外，光电/电子式互感器的局放试验、伏安特性试验的试验方法和标准也与常规设备有很大的区别，这都需要设备厂家和运行主管单位专门制定。

（4）数字化变电站保护校验相对复杂，在变电站运行的条件下对部分间隔保护校验的难度很大，目前的常规继电保护校验装置无法提供数字化保护所需的电流量和电压量，因为电流量和电压量必须经过合并器才能进入保护装置，而要完成试验必须自带合并器，提供模拟试验中的电流量和电压量，要完成母差保护这类需要大量电流电压量的保护校验便显得尤为困难。

（5）IEC61850通信协议本身并未对变电站网络系统的安全性做任何规定，同时协议本身的开放性和标准性给变电站的网络安全带来重大隐患。要做到二次系统信息的保密性、完整性、可用性和确定性，符合二次系统安全防护的要求，是自动化厂家仍需考虑和完善的技术环节。虽然目前已投运的变电站采取了防火墙、分层分区隔离等手段进行防护，但防护的效果仍有待时间的考验。

（6）数字化风电场的发展方向和展望

数字化风电场顺应技术发展大潮，充分利用现场总线和网络通信技术，对风电场控制系统实现了全面的技术提升，甚至对风机控制系统系统本身的发展也有重要的参考价值。针对在实际应用中出现的问题，相信通过保护厂家、风机厂家、风电场与设计部门的密切配合，合理规划，正确实施，一定会得到很好的解决。随着数字化技术的日趋成熟稳定和通信技术的不断发展，相信在不久的将来，将真正得到用户的广泛接受和应用。

6 结束语

国内已有数个数字化变电站顺利投运，运行时间最长的已近两年，总的来看设备运行平稳，各类数据采集、传输无误，保护和自动装置动作正常，至少可以说明数字化变电站的技术运用在实际中已初步通过实践的检验，满足了安全、稳定的系统运行要求。但同时风电场的数字化变电站经过更长时间的运行，肯定会出现除本文提到的其他的、各种各样的问题，还有待各专业研究机构和有能力的厂家进一步深入研究和解决。

［1］ 陈倩茵.厂用电监控系统在火电厂的应用［J］.自动化设备，2005，（3）.

［2］ 李华东，刘长明.发电厂厂用电电气综合自动化技术发展综述［J］.电气应用，2008，（1）.

［3］ 陈利芳.电气系统监控纳入DCS改造的设计与实践［J］.电力系统自动化，2002，（4）.

The Application and Development of Digitized Wind Power Stations

XU Jia-yu1，CHEN Yan-hua2
（1.Inner Mongolian Datang International Wind Electricity Development CO.Ltd.，Hohhot Inner Mongolia 010200，China;2.Chongqing Electric Power College，Chongqing 400053，China）

This essay introduces the application of digitized substations in wind power stations in the aspects of the development history，the basic functions，the systematic structure and relevant cases.Besides，the essay discusses about the problems to be solved as well as the future trend of development.

digitization;wind power;IEC61850

TM614

A

1008-8032（2011）01-0082-03

2010-10-22

徐佳宇（1980－），工程师，研究方向:电力系统及其自动化。