数字化变电站带来的思考

文／大唐国际张家口发电 刘昌华／

0 引言

“数字化”是目前变电站自动化技术发展中最炙手可热的一个词汇，也是相对于传统理念最具有里程碑意义的一次变革，已无可争议的成为变电站自动化系统的未来发展方向。数字化变电站三个主要的特征就是“一次设备智能化，二次设备网络化，运行管理系统自动化”，即数字化变电站内的信息全部做到数字化，信息传递实现网络化，通信模型达到标准化，使各种设备和功能共享统一的信息平台。使变电站在系统可靠性、经济性、维护简便性方面得到大幅度提升。数字化变电站自2005年在我国首次投入运行以来，已从当初的试验、试点性质逐渐发展为目前成熟的开发应用，陆续有近百座变电站实现了数字化，电压等级由66kV覆盖至500kV各标准[1]。但由于数字化从根本上改变了传统变电站概念，对于一次设备、二次设备和自动化系统每个领域其变化都是飞跃性的，在数字化变电站灵活、便捷、经济等优势不断凸显的同时，一些问题也相应随之而来。

1 数字化变电站在实际运行中遇到的问题

1.1 大量使用光通道带来的可靠性问题

数字化的一大优点为站中的二次电缆大量减少。由于一次设备及互感器与保护装置使用光缆通讯，保护装置之间也使用光缆或网线通讯，原先保护屏柜内及电缆沟中密集敷设的二次线缆被寥寥几根光缆全部替代，大大减轻了二次回路的维护量。二次线缆的消失也使得常规电缆老化问题、绝缘问题、发热问题等缺陷不复存在，设备整体可靠性得到提高。但从另一方面来看，如果把电缆看作是信息传递的通道，数字化过程实质是将分散布置的多条通道汇合成一条通道，并由纤细的光缆承担起了通道的输送任务，如果光通道出了问题就可能面临着信息公路的全部瘫痪。2011年3月29日，大唐国际卓资风电场在进行数字化改造投运近一年后，由于主变高压侧光互感器至合并单元光缆故障导致2号主变高压侧测量及保护电压、电流信号全部失去，主变压器被迫停运。经调查，事故原因为电缆沟内光缆破损处进水结冰膨胀导致光纤断裂。问题暴露了数字化变电站光通讯回路的脆弱之处，在实际运行条件下诸如环境变化、鼠害、电缆敷设、施工不当等因素都容易引起光缆故障。这些因素都是在之前常规变电站设计、施工及运行维护中很少考虑到的。

1.2 海量数据带来的通讯及处理问题

数字化变电站的数据量相比常规变电站呈几何级数增加。仍以卓资风电场为例，数字化改造前变电站后台仅涉及变电站“四遥”及保护报警等功能。改造后如图1所示，后台从不同的网络层新加入了箱变测控、风机测控、故障录波、五防、AGC、VQC等诸多功能，测点的数量及历史记录能力大大增强，也为信息系统二次开发创造了优越条件。但在实际应用中还存在如下不尽如人意的地方。

首先，变电站故障录波系统反应较为迟缓，在一定程度上影响了故障处理时的分析判断。卓资风电场故录系统采用南瑞继保公司生产的PCS-996R加PCS-996R-GO-ET共两套故障录波装置，前者用于站内35kV及110kV出线等常规互感器测量信号的采集；后者用于主变压器等采用光学互感器测量信号的采集，两套故录均接至SIEMENS SIMATIC IPC547C工控机来实现录波存储及分析功能。原设计中一大亮点为路障录波信号可上传到任一台变电站后台实现实时调取与分析，但使用后不仅未能实现后台调取，即便在工控机上查询速度也非常缓慢，经厂家多次调试升级仍未解决问题。其次，变电站后台在接收风机数据时稳定性还有待增强。卓资风电场分一、二期工程，采用苏司兰S64-1250及湘电风能Z72-2000两种风力机型。各风电机组接入后台的方式也不太一致，二期Z72-2000型风机信号经南瑞继保9794通讯装置可直接传入后台；而S64-1250型风机经风机SCADA监控系统OPC转发到三台工控机后再传送至数字化后台。这种OPC转发模式在实际运行中经常中断，而且只能对风机监视控制方面则不够完善，给风电场的集中控制带来了一定困扰。最后，变电站后台对数据的处理能力也值得进一步改进。卓资风电场采用3台较强劲的Dell OptiPlex 780计算机（INTEL Core2Dou E8600 CPU，4G内存，WIN7专业版）作为后台SCADA工作站，在运行后台程序时却屡屡出现不稳定现象。每日隔一段时间就会出现文件服务进程、五防进程、数据库进程甚至SCADA、VQC及RELAY等关键进程CPU占用过高、任务发生异常的报警，虽然并不影响变电站各设备的运行状态经重启电脑也可以恢复，但还是说明数字化后台在数据处理或软件调试中存在问题。

图1 大唐国际卓资风电场数字化改造拓扑图

综合来看，数字化合并器间的数据交换网络较为复杂，为了完成特定的保护遥测功能，一个保护测控装置往往需要来自不同间隔的信号，而当前的网络技术水平还达不到能将整个过程层组成一个网络，且满足数据实时传输所需要的带宽。为了能满足保护及测控信号对输入的要求，需要由合并器完成数据的分包组装工作，这样构成的网络相当复杂，且可靠性难以得到保证，如何进一步提高整个系统数据传输的可用性还有待研究[2]。

1.3 设备检验存在的问题

光学互感器可以说是数字化概念中变化最明显，最令人兴奋的一项。光学互感器相比于传统电磁式互感器有着简单可靠、动态范围大、无磁饱和、无铁磁谐振、精度高、无开路危险等绝对优势。由于光学互感器绝缘形式的根本性变化，相对于常规互感器来说其试验项目显得异常简单。在厂家说明中光学互感器预防性试验只需进行接地点的检查、光纤传光性能检测和互感器变比试验三项（若GIS成套设备则需增加部分与GIS本体一同进行的试验项目）。而交接试验甚至只需检查互感器的变比及引出极性而已。试验项目的减少有利于降低设备的维护量，但过于简单的测试也可能将隐患留存下来。由于光学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，光学互感器的局放试验、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相关部门专门制定[3]。

数字化变电站保护校验目前来说也相对复杂，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。

对于电能计量装置的检验也是一个新问题。电能计量装置是国家强制检定器具。传统电能表均采用模拟方式检定，而数字接口电能表在应用中则会遇到表计检定、现场校验及电量计费中的种种问题。这些问题主要是由于目前对用于基于IEC61850数字接口计量器具的检定没有相关规定，政策指导性文件缺乏，检定溯源较为困难。数字接口电能表的正常运行与否直接关系到计量的准确性，对目前电能量计费管理系统而言，其运行状况可能涉及位于前端的光学互感器或者通讯网络，而这又不属于电能量系统，存在重新划分管理职能等问题[4]。

1.4 网络安全问题

传统电气专业上的“二次”概念在数字化的进程中已越来越向通讯方向延伸，由于数字化变电站采用了基于开放的、标准的网络技术和对等的通信模式，同时也受到了被恶意侵入的可能。IEC 61850通信协议本身并没有对变电站网络系统的安全性做任何规定，同时网络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。

2 问题的归纳与解决

总结以上问题都是由于变电站数字化发展过快、变革过大造成的发展中的问题。大致可归结于设计与施工、应用以及信息安全方面的问题。要解决这些问题主要还需加深对数字化理论的理解，进一步掌握数字化设备的特性，使之合理配合，发挥最大优势。例如数字化变电站对调试和运行检测设备提出了新要求，需要尽快研究新的试验方式、手段，制定数字化变电站技术相关试验及检测标准。数字化进程中通信的重要性迅速上升，而目前国内电力系统的通信网络安全性、可靠性研究还不够深入，对通信网络还缺乏实用化的监测、控制和评估的方法及手段。应采用有效的软、硬件手段对整个系统进行安全防护，防止来自网内外的恶意攻击以及由于设备损坏造成的系统破坏，确保数据安全。

3 结论

电力系统不同领域、不同学科的技术在数字化变电站中得到了充分地发挥。由于数字化变电站的高度信息化，各种系统已不再孤立，常规变电站的保护专业、自动化专业及通信专业工作界面完全打破；数字化变电站自动化系统工程的设计模式、调试模式、运行模式和维护模式也都不同于传统变电站；对目前传统专业划分及管理模式，也提出了很大的挑战。因此，如何在总结多年电力生产的经验基础上，结合数字化变电站带来的变革，改变设计方法，重新明确运维职责和范围、指导运行生产、规范运维作业等，已成为亟待研究和解决的问题。

[1]国家电网公司科技部,数字化变电站技术现状及发展分析报告[R],2009-7.

[2]郑建平,数字化变电站技术丛书 成果与展望分册[M].北京:中国电力出版社,2010.

[3]李逸荣, 夏红军, 唐建民.数字化变电站技术浅析[J].农村电气化,2008, (01).

[4]吴琴芳,陈恳.IEC61850与数字化变电站的应用研究[J].电气技术,2009, (02).