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摘要:本文笔者通过对数字化变电站技术的建设设计运行及传统变电站的改造中出现的若干问题进行简要的阐述和分析，供各位同仁参考及借鉴。
关键词：数字化变电站设计建设技术 安全層面升级改造
0引言
当前，数字化技术已成为科学发展的前沿技术，变电站数字化对进一步提升变电站综合自动化水平将起到极大促进作用。数字化变电站是一个不断发展的概念，目前它是由电子式互感器、智能化一次设备、网络化二次设备在IEC61850通信规范基础上分层构建，能够实现智能设备间信息共享和互操作的现代化变电站。
随着2006年1月8日，我国的第一座完整意义上的数字化变电站—一云南省曲靖市翠峰110kV数字化变电站通过鉴定验收。该变电站的落成填补了我国在数字化变电站建设中的多项空白，也为国内电力系统的数字化建设迈出了重要的一步。国内部分省市已经开始进行试点建设，积累经验，为大规模推广奠定基础。可以预见，数字化变电站是大势所趋，是未来变电站模式的发展方向。
1数字化变电站基本概念
作为现代化变电站，数字化变电站指的是变电站内一次电气设备和二次电子装置均实现数字化通信，并具有全站统一的数据模型和数据通信平台，在此平台的基础上实现智能装置之间信息共享和互操作。
数字化变电站的优点有：数据共享、信息全面、安装、运行、维护、升级方便、底层数据格式相同、设备成本低、便于提供先进的应用功能，主要特征有：数字化的TV/TA、二次设备、开关设备、无缝通信协议(IEC61850)、实时数据传输(G00SE)等。
在数字化变电站中，自动化系统的结构在物理上可分为2个部分，即智能化的一次设备和网络化的二次设备;在逻辑结构上可分为3个层次，根据IEC关于变电站的结构规范，将变电站分为3个层次，即变电站层、间隔层以及过程层。各层次内部及层次之间采用高速网络通信。
在数字化变电站中，其主要的核心技术体现在电子式互感器以及IEC61850标准的应用上。电子式互感器的应用是数字化变电站发展的核心与基础。与传统的电磁式电流互感器相比，电子式互感器无绝缘油，不会有安全隐患;无铁芯，无铁磁共振、磁滞效应及没有磁饱和现象;测量带宽和精度高;体积小、重量轻、运行时无噪音，高电压等级时性价比好;二次系统无电流，不存在TA开路的问题;数字化通信，可以通过网络实时监测互感器工作状态。这些优点为传统的变电站带来了巨大的革命性影响。
IEC61850标准比起以往的电力系统规约，无论在标准制定思想和结构定义上都有了很大的进步。比如标准规范一致性，IEC61850标准在MMS的基础之上建立了一套适用于电力系统的通用通信接口ACSI，符合IEC61850标准的各个厂家产品可以非常方便的实现互操作。 在IEC61850标准中，它的每个数据都是自带名字和数据类型，为了防止传统规约中使用点号和数据包类型号带来的混淆;规约调试的工作量减少，因此，IEC61850特别强调一致性测试，理想情况下各个不同厂家装置及后台系统可以无缝组网。
2 数字化变电站建设设计常见问题
2.1 技术层面问题
(1)电子式互感器带来的相关问题
根据IEC标准，从测量原理分类，电子式电流互感器包含了光学电流互感器、空芯电流互感器(又称为Rogowski线圈)及低功率型电流互感器3种。由于在光学电流互感器的温度稳定性研究方面遇到的困难，现阶段实用化的高压电子式电流互感器主要是以空芯线圈为传感单元，低压侧的半导体激光器通过供能光纤给高压侧的调制电路供电，将高压侧的含有被测电流信息的电压信号转换成数字信号驱动发光二极管，通过信号传输光纤以光脉冲的形式传输至低压侧。在电子式互感器应用方面，需要关注以下问题:互感器的安装位置，合并单元的配置方案，各个二次设备如何共享数字信号，差动保护(变压器、母线、线路等)采样数据的同步，数字化过程层设备的测量精度，多个过程层接口的保护测控设备的应用等如何解决。
(2)支持IEC61850标准中存在的问题
国外实现IEC61805的变电站层和间隔层部分规约已经实现，功能也已相当完整。由于制定IEC61850时，具体的保护功能和类型是按照欧美的标准及习惯制定的，国内使用的保护功能和方法与其有一定的差异，完整实现站层和间隔层部分规约包括GOOSE时，由于存在网络冲突，可能会造成GOOSE报文的延迟;而且目前国内高压保护全部是双重化配置，当双套保护同时动作的时候，会同时发送紧急事件报文，此时可能会发生冲突。因此国内急需建立一个完整全面的IEC61850数字式设备测试环境，从科研试点的角度出发，数字化变电站中有必要配置专用的网络分析仪。网络分析仪主要用于详细记录网络上的报文信息，实现检索、排序、分类等基本数据统计功能和针对IEC61850标准的高级报文分析功能。目前，国外有一些分析MMS报文和GOOSE报文的软件，但价格昂贵而且长期运行稳定性差。
(3)其他技术层面的一些问题
除了以上两大核心技术面临的挑战外，其他技术层面如数字化变电站通信网络的拓扑结构，操作箱数字化的配置，时间同步和闭锁功能的实现，智能开关耐压等级及短路电流开断能力的完善，网络环境下传输延时不确定等已经成为数字化变电站建设中关注的焦点问题。
2.2 安全层面问题
先前的SCADA和其他的控制系统都是一个独立系统，由于硬件平台和逻辑结构都与外界不同，因此具有较高的安全性。而开放式变电站综合自动化系统基于开放的、标准的网络技术之上，供应商都能开发基于因特网的应用程序来监测、控制或远方诊断，可能导致计算机控制系统的安全性降低。对于要求高可靠性和安全稳定性的电力系统而言，安全问题尤其突出。因此，可以尝试从两方面着手。
(1)物理安全性方面
一种方法是采用虚拟网技术。VLAN(虚拟网络)技术，即将一个物理的LAN逻辑地划分成不同的广播域(即VLAN)，使每一个VLAN都包含一组有着相同需求的计算机工作站。这样就可以实现电网的运行数据以及各种调度信息存储于不同的节点，降低了人为破坏或者自然灾害的风险。另一种方法是采用多智能体技术。多智能体是分布式人工智能DAI(DistributedArtificiallntelligence)研究的前沿领域，是由多个智能体组成的系统。这种方法的基础与上一措施相同，都是分布式网络。不同的是，多智能体技术赋予每一个受监控点一定的决策及协调能力。这样就比单纯的分布式网络更为灵活，并且安全系数更高，通过策略库，可以应对出现的复杂的情况。
(2)软件安全性方面
对于变电站网络安全体系主要有以下两种方法：一是采用数字签名技术，因为数字签名是基于保密算法的程序式安全措施。它的安全程度取决于算法的复杂和精准程度。数字化变电站可考虑对变电站运行信息(遥控信息、遥调信息、保护装置和其他安全自动装置的整定信息等)应用数字签名。二是采用防火墙技术，因为在互联网上广泛应用的防火墙技术可以在有数据沟通的终端之间，通过TCP/IP协议完成对数据流的安全保护。而且这种措施还可以根据实际情况采用不同的安全等级策略，方便灵活。数字化变电站的信息安全防护是整体的、动态的过程，同时也是多种技术的总和。应当综合考虑变电站的网络安全策略，建立起一套真正适合变电站的网络安全体系。
关键词：数字化变电站设计建设技术 安全層面升级改造
0引言
当前，数字化技术已成为科学发展的前沿技术，变电站数字化对进一步提升变电站综合自动化水平将起到极大促进作用。数字化变电站是一个不断发展的概念，目前它是由电子式互感器、智能化一次设备、网络化二次设备在IEC61850通信规范基础上分层构建，能够实现智能设备间信息共享和互操作的现代化变电站。
随着2006年1月8日，我国的第一座完整意义上的数字化变电站—一云南省曲靖市翠峰110kV数字化变电站通过鉴定验收。该变电站的落成填补了我国在数字化变电站建设中的多项空白，也为国内电力系统的数字化建设迈出了重要的一步。国内部分省市已经开始进行试点建设，积累经验，为大规模推广奠定基础。可以预见，数字化变电站是大势所趋，是未来变电站模式的发展方向。
1数字化变电站基本概念
作为现代化变电站，数字化变电站指的是变电站内一次电气设备和二次电子装置均实现数字化通信，并具有全站统一的数据模型和数据通信平台，在此平台的基础上实现智能装置之间信息共享和互操作。
数字化变电站的优点有：数据共享、信息全面、安装、运行、维护、升级方便、底层数据格式相同、设备成本低、便于提供先进的应用功能，主要特征有：数字化的TV/TA、二次设备、开关设备、无缝通信协议(IEC61850)、实时数据传输(G00SE)等。
在数字化变电站中，自动化系统的结构在物理上可分为2个部分，即智能化的一次设备和网络化的二次设备;在逻辑结构上可分为3个层次，根据IEC关于变电站的结构规范，将变电站分为3个层次，即变电站层、间隔层以及过程层。各层次内部及层次之间采用高速网络通信。
在数字化变电站中，其主要的核心技术体现在电子式互感器以及IEC61850标准的应用上。电子式互感器的应用是数字化变电站发展的核心与基础。与传统的电磁式电流互感器相比，电子式互感器无绝缘油，不会有安全隐患;无铁芯，无铁磁共振、磁滞效应及没有磁饱和现象;测量带宽和精度高;体积小、重量轻、运行时无噪音，高电压等级时性价比好;二次系统无电流，不存在TA开路的问题;数字化通信，可以通过网络实时监测互感器工作状态。这些优点为传统的变电站带来了巨大的革命性影响。
IEC61850标准比起以往的电力系统规约，无论在标准制定思想和结构定义上都有了很大的进步。比如标准规范一致性，IEC61850标准在MMS的基础之上建立了一套适用于电力系统的通用通信接口ACSI，符合IEC61850标准的各个厂家产品可以非常方便的实现互操作。 在IEC61850标准中，它的每个数据都是自带名字和数据类型，为了防止传统规约中使用点号和数据包类型号带来的混淆;规约调试的工作量减少，因此，IEC61850特别强调一致性测试，理想情况下各个不同厂家装置及后台系统可以无缝组网。
2 数字化变电站建设设计常见问题
2.1 技术层面问题
(1)电子式互感器带来的相关问题
根据IEC标准，从测量原理分类，电子式电流互感器包含了光学电流互感器、空芯电流互感器(又称为Rogowski线圈)及低功率型电流互感器3种。由于在光学电流互感器的温度稳定性研究方面遇到的困难，现阶段实用化的高压电子式电流互感器主要是以空芯线圈为传感单元，低压侧的半导体激光器通过供能光纤给高压侧的调制电路供电，将高压侧的含有被测电流信息的电压信号转换成数字信号驱动发光二极管，通过信号传输光纤以光脉冲的形式传输至低压侧。在电子式互感器应用方面，需要关注以下问题:互感器的安装位置，合并单元的配置方案，各个二次设备如何共享数字信号，差动保护(变压器、母线、线路等)采样数据的同步，数字化过程层设备的测量精度，多个过程层接口的保护测控设备的应用等如何解决。
(2)支持IEC61850标准中存在的问题
国外实现IEC61805的变电站层和间隔层部分规约已经实现，功能也已相当完整。由于制定IEC61850时，具体的保护功能和类型是按照欧美的标准及习惯制定的，国内使用的保护功能和方法与其有一定的差异，完整实现站层和间隔层部分规约包括GOOSE时，由于存在网络冲突，可能会造成GOOSE报文的延迟;而且目前国内高压保护全部是双重化配置，当双套保护同时动作的时候，会同时发送紧急事件报文，此时可能会发生冲突。因此国内急需建立一个完整全面的IEC61850数字式设备测试环境，从科研试点的角度出发，数字化变电站中有必要配置专用的网络分析仪。网络分析仪主要用于详细记录网络上的报文信息，实现检索、排序、分类等基本数据统计功能和针对IEC61850标准的高级报文分析功能。目前，国外有一些分析MMS报文和GOOSE报文的软件，但价格昂贵而且长期运行稳定性差。
(3)其他技术层面的一些问题
除了以上两大核心技术面临的挑战外，其他技术层面如数字化变电站通信网络的拓扑结构，操作箱数字化的配置，时间同步和闭锁功能的实现，智能开关耐压等级及短路电流开断能力的完善，网络环境下传输延时不确定等已经成为数字化变电站建设中关注的焦点问题。
2.2 安全层面问题
先前的SCADA和其他的控制系统都是一个独立系统，由于硬件平台和逻辑结构都与外界不同，因此具有较高的安全性。而开放式变电站综合自动化系统基于开放的、标准的网络技术之上，供应商都能开发基于因特网的应用程序来监测、控制或远方诊断，可能导致计算机控制系统的安全性降低。对于要求高可靠性和安全稳定性的电力系统而言，安全问题尤其突出。因此，可以尝试从两方面着手。
(1)物理安全性方面
一种方法是采用虚拟网技术。VLAN(虚拟网络)技术，即将一个物理的LAN逻辑地划分成不同的广播域(即VLAN)，使每一个VLAN都包含一组有着相同需求的计算机工作站。这样就可以实现电网的运行数据以及各种调度信息存储于不同的节点，降低了人为破坏或者自然灾害的风险。另一种方法是采用多智能体技术。多智能体是分布式人工智能DAI(DistributedArtificiallntelligence)研究的前沿领域，是由多个智能体组成的系统。这种方法的基础与上一措施相同，都是分布式网络。不同的是，多智能体技术赋予每一个受监控点一定的决策及协调能力。这样就比单纯的分布式网络更为灵活，并且安全系数更高，通过策略库，可以应对出现的复杂的情况。
(2)软件安全性方面
对于变电站网络安全体系主要有以下两种方法：一是采用数字签名技术，因为数字签名是基于保密算法的程序式安全措施。它的安全程度取决于算法的复杂和精准程度。数字化变电站可考虑对变电站运行信息(遥控信息、遥调信息、保护装置和其他安全自动装置的整定信息等)应用数字签名。二是采用防火墙技术，因为在互联网上广泛应用的防火墙技术可以在有数据沟通的终端之间，通过TCP/IP协议完成对数据流的安全保护。而且这种措施还可以根据实际情况采用不同的安全等级策略，方便灵活。数字化变电站的信息安全防护是整体的、动态的过程，同时也是多种技术的总和。应当综合考虑变电站的网络安全策略，建立起一套真正适合变电站的网络安全体系。