摘要：随着电力系统自动化水平的不断提高，调度对电厂的自动化系统要求也越来越高。电厂调度自动化系统设备越来越多，越来越分散。自动化设备网络安全更是近些年自动化系统工作的重中之重，系统设备现状不利于电厂的管理与维护。本文通过对电厂调度自动化系统的一些分析，提出一些电厂、调度面临的共性问题，为行业内电网、电厂、设备厂商改进，提供思路方向。
关键词：调度自动化，远动，PMU，网络安全，信息子站
1、电厂调度自动化系统现状
目前电厂接入电网的必备自动化系统包括调度数据网的多种业务，每种业务自成系统。例如调度数据网下实时区（一区）的远动、AGC、AVC、PMU；非实时区（二区）的电能量采集、保护信息子站、TMU等，如图1。
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图1 常规调度自动化系统
一区之所以称之为实时区，主要是因为时效性要求高。首先是远动，它为电网调度提供站内或者厂内的所有必要数据信息，常规的信息主要包括遥信、遥测、遥控、遥脉。遥信主要是各种开关量包括开关、刀闸、告警信号等；遥测主要是实时电压、电流、有功、无功等信号；遥控主要是调度下发的各种指令包括遥控开关、刀闸分合和某些自动化系统投退；遥脉原指电度脉冲，因为时效性要求不是很高目前基本已被二区的电量采集所替代。
二区业务主要是为调度各技术科室提供技术分析数据，包括保护的各种信息上送，录波信息上送、电能量采集信息、全站对时信息TMU上送等。
从2017年至2019年，赵石畔电厂两台1000MW机组顺利并网发电。电厂经历了设计、基建及运营过程的各种涉网系统配合调试、问题处理及设备改造的全过程。在此过程中，电厂与电网调度都曾遇到一些技术问题，解决的方式方法也多种多样，但在处理过程中，现有设备系统如果进行优化，我们可能面对的问题会更少，日常维护也会更加从容。
2、目前电厂调度自动化系统的由来
在2000年以前，大部分电厂、电网的变电站采用的自动化模式是站内RTU加调度主站的模式，没有现在的一、二区之分也没有这么多业务区分，信息就是四遥，主要受制于当时的通讯手段，光纤网络尚未完全覆盖，尤其是老站，基本上用的是载波、微波为主。通讯速率、数据量、可靠性均较低。
从2000年至2010年，电网大规模发展，通讯技术更是发展迅速。伴随而来的电网自动化系统的升级换代，首先是业务区分，电能量由于时效性要求不强，由原来的模拟电度脉冲也就是遥脉单独分离出来，信息从原来的模拟量改为数字量。然后随着电力网络通讯大规模应用，自动化相关业务有了进一步提升的空间。为便于调度分析，保护信息等也首次提出需要专用通道上送。在此过程中，电网调度通信规约首次出现了统一，从原来的CDT、DISA-CDT、DNP全面转向101，后发展为网络104。站内通讯规约也从MODBUS、CDT、103等全面转为数字化站61850标准。
从2010年后电网规模再次扩大，自动化系统对厂站及无人值守的要求进一步提高。为加强电力系统调度中心对电力系统的动态稳定监测和分析能力，实现电网电厂侧AGC、AVC、一次调频的控制，对实时数据的要求更高，广域测量系统WAMS开始搭建，厂站为配合开始构建PMU系统。这是电厂实时区除远动外，PMU、AGC、AVC这另三个业务的由来，业务分区逐步实现。要求实时区时钟的统一，扩展为TMU（对时监视）需求。随后网络承载了越来越多的数据，包括环保、烟气等非电力系统传统业务需求也逐步发展而来，未来可能基于这些非传统业务的碳排放交易等也会逐步开展。
随着电网规模越来越大、调度自动化系统规模也越来越大。基于此系统的各类服务与子系统越来越庞杂，网络安全逐步凸显，冗余配置、双网备用等等，当然还有重中之重的网络安全都成了突出问题。
3、存在的问题
3.1 数据采集的重复
前期发展厂站内的监控系统与调度系统分离，尤其是一些老站，厂内采集可能是测控、DCS甚至是模拟屏盘，而调度自动化采用远动RTU，采集站内数据有重复，后期增加的PMU又采用了另一套采集装置，站内出现同一个数据点采集了不止三次情况，如果还有别的系统（AVC、AGC）可能重复更多，这种情况越老的站情况越严重。
举例来说，老电厂控制系统采用DCS，没有专用NCS，升压站信息采集采用变送器方式。调度自动化系统采用RTU，部分实现测控直采，但后期增加的AVC、AGC则另上一套甚至两套测控，实现数据采集。再增加PMU装置可想而知，不同品牌、不同系统、不同网络的设备复杂程度已经不是原始的的几个电测点可以描述的了。
3.2 系统构成兼容性不高
两个原因造成现有局面，一是历史纵向原因。不同时期的不同需求造成了现有各子系统采用不同形式，物理链路上有光纤（多模或单模）也有网络，甚至部分遗留现场总线等，应用链路上有不同规约、标准。二是不同供货商的横向原因。供应商之间采用不同设备很正常，但标准不一，甚至同一标准也可以有多种理解形式，这就造成了相互之间并不兼容，不得不上多套。
3.3 系统安全性难以保障
随着电网控制系统对安全性要求的逐步提高，每年厂站侧都会进行相关网络安全测试，而随后的漏洞修补、策略更改等工作逐渐成为日常工作。初始依托厂家，一劳永逸的方式已经不可能完成，大量的系统集成即使是设备供应商也无法做到全部掌握。举例来说，大型设备制造商采购的某些系统（Win、Liunx、Unix、Vxworks等），由于不是自身开发，无法全盘掌握，而单靠电厂搞传统电气维护的检修人员，已经不可能胜任此项工作。除了提高自身技术能力水平，设备的统一安全标准可能更为现实。
4、解决的思路与方法
站内统一标准，IEC 61850标准作为统一通讯规约目前来看是一个可行的手段，老站改造可以从智能二次设备开始，站内设备统一标准后，才能为调度自动化系统的业务优化提供可能。调度数据网实时区（一区）业务可以整合，首先将PMU采集的数据与远动整合，然后是AVC、AGC的整合，最终实现站内采集数据对调度透明，调度可根据需要决定采集哪些、忽略哪些，这也是智能站发展的一个目的。二区业务可以在一区业务的思路上开展，也可以实现整合、透明，需要强调的是这里的透明指的是对调度主站并非外部网络安全。
数据的可靠性与网络可靠性可以通过同一数据双点采集、双网冗余配置来实现。数据安全、设备系统安全在完成统一标准后才可能实现。因为标准统一后，针对此标准设备制造厂家、系统集成厂家才可以自主研发出可控设备、系统。
结束语：自动化是人类社会发展的大势所趋，调度自动化系统随着智能电网、物联网等新型技术的发展，既是基础和配套，更是进一步发展的关键所在。要实现这些想法，从厂站、电网调度、供货商都要共同努力，希望成为广大工程师、研发人员的共同目标努力。
【参考文献】
[1]庄黎明.PMU装置替代交流测控单元的可行性分析.上海：华东电力，2006.02：024
作者简介：
陈琦（1983-），男，工程师，2005年参加工作，从事继电保护与远动自动化系统维护与管理，现供职于陕西能源赵石畔煤电有限公司设备部。