张 贝，商 懿，周 信，倪彬彬

华中科技大学电气与电子工程学院，湖北武汉 430074

0 引言

近年来，随着构建智能电网的设想提出，变电站自动化系统飞速发展进入智能化时代，但是常规的变电站综合自动化系统因为其成熟度、安全性和稳定性，将在很长的一段时间内仍然在整个变电站系统中占据重要的位置，因此对变电站综合自动化系统的完善有着很重大的现实意义。本文主旨是，立足变电站综合自动化系统的基本结构，从调试、运行和维护的角度对间隔层、过程层和变电站层进行分析、探讨变电站综合自动化系统问题，并提供可靠的解决措施。

1 数据采集的安全稳定性分析

间隔层在变电站综合自动化系统中起着数据采集的作用，数据采集的经济性、安全性和稳定性制约着整个系统的发展，而且从调试、运行和维护的角度来讲，数据采集工作也影响这系统的安全稳定运行。

1.1 测控装置调试

测控装置在信息共享和遥控操作的全局防误闭锁中起到非常重要的作用。不同厂家、不同型号的测控装置具体配置方式、配置文件不一样，使得现场工作中测控装置的配置尤其复杂，所以厂家在装置出厂前，就已经完成配置文件，并且固化到装置内部。这样虽然保证了一定的安全性，但是灵活性不足。如果在现场临时需要增加或者修改开入、开出功能时，就需要重新配置并灌入程序。在进行这项工作时，极其容易出错，将大大增加了现场工作人员，包括调试人员和厂家工作人员的工作任务。

应从设计的角度简化测控装置的配置流程，并加强通信管理机的研发升级，尽可能减少现场对测控装置配置的操作。

1.2 网关

所有的保护、测控装置都是按间隔上屏安装，有利于现场工作的实施和变电站的监控。每台保护、测控装置配置一个网关，来对装置485 接口发出的IEC103 报文进行TCP/IP 规约转换，再将装置信息上传到操作员站和工程师站。如果现场需要用到电能仪表之类的非103 规约的装置，就需要根据具体的装置规约、点表来单独修改网关程序，来进行规约转换。以前，因为设计和使用原因，外置的网关非常容易损坏，变电站不允许保护的网关外置在保护装置外面，必须集成到保护装置内部，而且也规定了保护装置与后台主站的通讯必须是网络接口输出。这种做法虽然对系统集成性有很大的帮助，对模块化有了更明确的要求，但是，很多公司并没有对网关的设计方案进行改进和优化，只是单纯的将网关做成了一个网络插件，网关易坏的问题仍然存在。这样给变电站网络的安全运行、升级和优化也带来了很大的隐患。

应加强对网关的重视，技术上对网关的通信质量、抗干扰性等技术指标的严厉把关；工程上要严格备份网关程序，特别是重视A、B 网的切换测试，保证网络的通畅。

1.3 IP 地址分配

IP 网络在配电自动化中的应用对于实现配电终端之间的通信及方便实现配电终端接入主站都会起到促进作用，将会推动高级配电自动化及智能电网的发展[1]。而实现IP 网络的最关键步骤就是对网络中的设备进行IP 地址分配。

在分间隔对保护、测控装置进行IP 设置的时候，需要先在装置面板上进行操作分配IP 地址，再给装置里面的网络插件分配同样的IP 地址，并且需要用专门的工具给网络插件灌入配置文件。由于这种配置文件需要在现场进行配置，而且不同的装置配置文件不一样，这样繁琐的操作会给现场的调试工作带来不小的难度。虽然可以通过后台系统进行配置文件的批处理操作（通过IP 地址识别），但是因为非常容易出错，所以都是逐个进行配置。

在分配IP 地址之前，要首先保证网关的可靠性，考虑整个变电站系统，尽可能地按照间隔顺序分配IP。IP 地址的正确配置也极大的依赖于保护、测控装置的自动化程度，所以要解决IP 地址配置繁琐的问题，需要大力加强后台系统批处理网关配置文件的能力。

2 监控系统与子系统之间的配合分析

2.1 小电流接地选线

具体做法主要有2 种，一种是单独装设一台小电流接地选线装置，来对整个35kV 或者10kV 的母线和出线进行基波零序电流、零序电压的监测，这种做法需要加装专用的零序电流互感器。一种是在监控软件上进行设置，设置基波零序电压、零序电流的门槛值，再根据装置自产的3I0 和3U0，选择适当的算法来实现故障选线。即把选线功能分散于各10kV 线路保护装置再与后台系统通信组成网络型的小电流接地选线装置[2]。前一种做法因需要铺设大量电缆来采集信息，造成成本的增加，同时由于制造商的不同，小电流接地选线装置的通讯与监控系统存在规约匹配问题。第二种做法虽然节省了资源，但是因为装置自产的3I0 达不到测量的精度，使得变电站现场经常将小电流接地选线闲置。

安装零序电流互感器，通过原有的通信网络来实现线路零序电流的精确采集，再配合零序过流保护来大力改进监控系统中集成的小电流接地选线的功能和算法。

2.2 五防系统

目前在电力系统中应用最为广泛的是监控系统与五防系统分别独立运行模式的传统微机防误闭锁系统[3]。五防系统主要是针对现场的开关、隔离刀闸、接地刀闸的工作状况来进行五防判别，防止误操作。每一个保护间隔都会有一把五防锁，五防锁的钥匙码，必须通过五防系统来给出，五防锁的钥匙上记录了开关和刀闸的操作顺序，只有按照钥匙上给出的顺序才能打开五防锁。五防系统与操作员站相互配合、相互协调，共同保证变电站系统的安全性。文献[3]已经指出现有的五防系统的各种弊端：不能及时反映现场变化的情况、锁具易坏、五防主机与电脑钥匙的通讯可靠性不足等。由于五防系统与监控系统是独立分开安装在两台计算机上，所以需要对五防系统进行单独的配置，使得现场工作量大大增多，因为五防的工作往往需要监控系统的配合，所以其工作周期往往会很长，降低了工作效率。而且，一旦变电站结构变化或者刀闸、开关的遥信点变化之后，就需要五防厂家进行大量组态、闭锁逻辑的修改工作，对人力资源是极大的浪费。

尽量保证五防厂家跟监控厂家一致，根本目的是要保证五防软件和监控软件的配合协调性，减少五防和监控的重复性工作。

2.3 对时系统

时钟同步技术对电力系统运行具有重大意义，目前技术条件下，在变电站内，将时间报文（网络对时）和脉冲信号（PPS信号对时）相综合的综合对时方式（包括TRIG-B）仍是保证对时精度的有效手段[4]。35kV 电压等级变电站的对时为了节省成本采用网络对时，110kV 及以上电压等级的变电站都需要采用GPS 对时。但是，由于GPS 对时系统的成本大，精度和稳定性容易受卫星信号和装置硬件的影响，所以在很多110kV 变电站中，通常只对远动装置进行GPS 对时，而其他的装置都采用网络对时，这不仅是对GPS 资源的浪费，也给通信系统带来了极大的隐患。而且，通信系统过分的依赖国外的GPS 技术，也会给系统带来隐患。

现阶段，应该从调试、运行的角度加大对变电站对时系统的理解和应用体会；通过改进系统结构和硬件配合的方式，对网络对时的精度和稳定性经行改进；加强并完善我国的“北斗”对时系统在电力系统中的应用。

3 远动系统的安全稳定性分析

在完成变电站层的调试工作后，需要进行与调度主站的通讯调试。具体工作如下：

1）需要2 台或者更多的RTU 装置（实现双机双通道的切换与备用），在后台系统上用专门的软件进行远动网络系统的配置，可以直接导入操作员站的系统结构，也可以单独的加入或者修改。

在进行直接导入操作时，由于操作员站的信息极其庞大，所以，经常容易出现漏洞，甚至导致配置软件系统内装置信息的全部丢失，特别是在进行老站改造，需要加入新的信息点给远动装置的时候，这种状况特别容易发生；

2）在远动系统配置完成后，根据调度所需要的遥信点、遥测量和遥控点，对需要上传的信息点进行配置，要保证遥信的信点号的连续性，防止上送的遥信报文发生间断、紊乱；

3）将配置好的文件灌入到远动装置中去，重启远动装置。在重启的过程中，主站与子站的通信会断掉，带来了安全隐患，而且在远动重新上电之后，为了保证安全性，需要对子站的所有的遥信、遥测点进行核对，又带来了很大的工作负担；

4）再对照主站总召的报文和现场实际情况来对每个遥信点、遥测数据和SOE 信息的检验。由于子站和主站系统不一定是一个厂家，所以规约的解析方式往往存在着很大的差异，所以，要完成调度主站与子站的通信调试，需要双方技术人员和工程人员的极大配合。在调试远动通道时，分析报文是一个很好的手段，远动系统的所有问题，大多数都可以通过分析报文来发现[5]。由于运动通道会采用IEC101 规约、CDT 规约等多种规约切换的方式进行通讯，所以现场工程人员需要对各种远动规约有很详细的了解。传输协议的冗余设计不仅给远动装置带来了负担，也给变电站远动部分的正常运行造成了隐患。而且，在远动装置上传的报文中，有很多是干扰或者无用的信息，给通信网络增加了负担，所以在对远动装置进行完善和优化的同时，也要极大加强对变电站工作人员的规约培训，增加其报文的解读能力、定位系统问题的能力。

4 通信网络的安全性分析

通信协议的标准化，给变电站自动化系统的发展创造了巨大的发展空间，同时也给系统的安全性带来了不可避免的隐患。各类电力信息系统由于信息共享和写作已经实现互连，网络通信协议也逐步采用开放通用TCP/IP 协议，这使得非法者可以采用各种攻击技术在信息空间对电力信息系统经行攻击，破坏电力系统信息安全[6]。正是因为网络中传输的TCP/IP 报文有着各种固定的规范，使得网络容易被黑客攻击。针对调度系统网络来说，电力系统通信网络虽然是一个专门的通信网，与常用的计算机网络独立，但是除了计算机自带的防火墙和网络防火墙以外，基本没有硬件、软件保护措施，只要找到通信网络就能够通过很简单的代码指令实现对调度网络的非法接入，极大地破坏通信系统的安全性。

除了来自网络的安全性威胁，还有来自移动存储装置的威胁。在变电站中，安装有后台图形用户界面系统的计算机上（操作员站和工程师站），一般都禁止装杀毒软件，防止杀毒软件将GUI 系统创建的文件当作是病毒删除。这样的做法，使得移动存储单元接入时，会带来病毒，危害后台系统。

现在的通信协议都不能正确处理一些无意识的错误，比方说电力系统装置的误操作、通信装置失灵和一些故意的破坏等行为。我们应加强对电力系统操作的通信要求和安全措施的潜在影响的正确理解；加大在计算机安全策略、安全技术和安全措施方面的投入，大力建立并推广同电力行业特点相适应的电力信息安全体系。

5 结论

变电站自动化系统不断的发展至今，已经取得了很多重大的成果。虽然智能化变电站是变电站发展的大趋势，但是目前来看，变电站综合自动化系统仍然在电力系统中扮演者主要的角色。文章从测试装置的调试、网关的设计以及IP 地址的分配出发，分析变电站综合自动化系统间隔层的弊端，对综合自动化系统的其他模块比如小电流接地选线、五防系统和对时系统的弊端提出改进建议，并指出了变电站子站与调度主站通讯的安全隐患，最后强调了综合自动化系统通信网络的安全性，指出了系统的改进方向。当下，我们必须立足现在，展望未来，综合考虑成本、安全性以及可靠性，客观选择变电站综合自动化系统或者智能化变电站。

[1]韩国政，徐丙垠.IP网络在配电自动化中的应用.电力系统自动化，2011，35(7).HAN Guozheng，XU Bingyin.Application of IP Network in Distribution Automation.2011.Vol.35 No.7.

[2]黄志兴，狄瑞坤，袁树林.小电流接地选线技术的分析.华东电力，2006，4，34(4).HUANG Zhi-xing，YUAN Shu-lin.Line selection technology for small current grounding systems.East China Electric Power.2006. Vol.34 No.4.

[3]胡巨，陈宏辉.一种新型的变电站在线式五防系统的实现.电力系统保护与控制，2010，38(19).HU Ju，CHEN Hong-hui.Application of the on-line anti-maloperation system in substation.Power System Protection and Control.2010.Vol.38 No.19.

[4]张信权，梁德胜，赵希才.时钟同步技术及其在变电站中的应用.继电器，2008，36(9).ZHANG Xin-quan, LIANG De-sheng, ZHAO Xi-cai.Time synchronization and its application in substation.RELAY，2008.Vol.36 No.9.

[5]张士勇，陈春，贾大昌，陈云仑.应用101（104）规约的“电网调度自动化系统”在现场调试维护中的关键技术分析.电力系统保护与控制，2011，39(5).

ZHANG Shi-yong，CHEN Chun，JIA Da-chang，CHEN Yun-lun.Analysis of pivotal technique in fieldwork of electric power grid SCADA system which applied 101(104).protocols.Power System Protection and Control.2011.Vo1.39 No.5.

[6]李文武，游文霞，王先培.电力系统信息安全研究综述.电力系统保护与控制，2011，39(10).LI Wen-wu，YOU Wen-xia，WANG Xian-pei.Survey of cyber security research in power system.Power System Protection and Control.2011.Vol.39 No.10.