綜述變電站自動化系統的應用及發展

季明麗江蘇海事職業技術學院，江蘇南京 211170

1 變電站自動化系統的發展階段

變電站內二次設備傳統按功能可分為6大類：繼電保護、測控裝置、自動裝置、故障錄波、當地監控和遠動。6大類產品的不斷發展及其功能相互滲透，推動了變電站自動化系統的發展，產生了多種多樣的系統模式，按系統模式出現的時間順序可將變電站自動化系統的發展分為3個階段。

第1階段：面向功能設計的集中式RTU加常規繼電保護模式。20世紀80年代是以RTU為基礎的遠動裝置及當地監控為代表。該類系統是在常規的繼電保護及二次接線基礎上增設RTU裝置，完成與遠方調度主站通信實現“四遙”（遙測、遙信、遙調、遙控），繼電保護及自動裝置與系統聯結采用硬接點狀態接入。此類系統特點是功能簡單、整體性能指標較低、系統聯結復雜，不便于運行管理與維護，為自動化系統的初級階段。

第2階段：面向功能設計的分布式測控裝置加微機保護模式。20世紀90年代初期，微機保護及按功能設計的分布測控裝置得以廣泛應用，保護與測控裝置相對獨立，通過通信管理單元能夠將各自信息送到當地監控機或調度主站。此類系統的出現是由于當時國內電力系統保護和遠動分屬于不同部門和專業，另外對繼電保護與測控裝置在技術上如何融合沒有達成一致的認識，故相當一部分尤其是110kV及以下電壓等級自動化系統采用此類模式。該模式沒有做到面向對象設計，信息共享程度不高，另外系統的二次電纜互聯較多，擴展性不好,不利于運行管理和維護。

第3階段：面向間隔和對象的分層分布式結構模式。20世紀90年代中期，隨著計算機技術、網絡和通信技術的飛速發展，行業內對計算機保護與測控技術不斷爭論和探討達成了一致的認識，采用面向設備或間隔為對象設計的保護及測控單元，采用分層分布式的系統結構，形成了真正意義上的分層分布式自動化系統。該系統特點是針對110kV以下電壓等級的設備或間隔采用保護測控一體化設計的裝置，故障錄波功能下放至各間隔或設備的繼電保護裝置中去，針對110kV及以上電壓等級的設備或間隔采用繼電保護裝置與測控裝置分別獨立設計但共同組屏的原則，采用先進的網絡通信技術，系統配置靈活，擴展方便，非常方便運行管理和維護。

2 變電站自動化系統的應用現狀

根據IEC關于變電站的結構規范，將變電站分為3個層次，即變電站層、間隔層以及過程層。在設計理念上不是以整個變電站作為設備確定目標，而是以間隔和設備作為設計對象。

目前，按變電站自動化系統二次設備分布現狀可縱向分為3層：1）變電站管理層；2）站內通信網絡層；3）間隔層。

（1）變電站管理層橫向按功能可分為當地監控（含五防系統）、保護信息管理及遠方通信。當地監控功能作為變電站內運行人員的人機交互窗口，以圖形顯示、報表打印、語言報警、事件記錄等各種方式實現對變電站運行狀況進行實時監視，通過“五防”系統控制開關及刀閘的分合，并實現與MIS系統連接。保護信息管理功能作為繼電保護人員的人機交互窗口，可以根據運行需要決定保護功能的投退和保護定值的修改，故障發生后可通過故障錄波及保護動作信息進行事故分析和判斷。上述當地監控與保護信息管理功能可以各自獨立，也可以合二為一。遠方通信功能是借助獨立的通道和規約將當地監控和保護信息管理分別接至調度中心和保護信息管理主站。

（2）站內通信網絡層完成信息傳遞和系統對時功能。通過系統交換，實現信息共享，可減少變電站內二次設備配置，提高變電站自動化系統安全性和經濟性。站內用的現場總線有：Lonworks，Canbus，Profibus等，最高速率可達12Mbit，以太網通信方式速率大多為10M/100M自適應。現場總線具有使用方便、簡單、經濟等特點，以太網具有網絡標準、開放性好、高速率、傳輸容量大的特點。目前，以太網已經在變電站自動化系統得到大規模使用。

（3）間隔層主要是繼電保護裝置、測控裝置、自動裝置及智能裝置，此類設備可集中組屏也可分散在各繼電保護間隔內或安裝于開關柜上。間隔層實現對相關一次設備進行保護、測量和控制；響應就地、變電站層和遠方主站的操作要求；對采集的信息進行處理后上送，并在變電站層、遠方主站控制失效的情況下仍能完成保護、測量和控制功能。對110kV以下電壓等級設備，繼電保護和測控合二為一。對110kV及以上電壓等級的設備，繼電保護裝置和測控裝置分別獨立設置。

3 變電站自動化系統應用出現的問題

3.1 各類智能裝置與自動化系統的接口通信

目前，220kV及以上電壓等級的變電站采用多家制造廠提供的智能設備構成變電站自動化系統，監控系統與繼電保護獨立配置，各類繼電保護裝置也可能采用不同制造廠的設備。雖然各廠家也采用了IEC-60870-5-103繼電保護設備站內通信協議，但對協議規約的理解存在著認識和水平的不一致，難以實現真正意義上的互聯，達不到預期的效果。

110kV及以下電壓等級的變電站自動化系統大多采用同一個廠家提供的設備為主，但仍需要接入其他廠家的智能設備，由于沒有相應的國家標準或行業標準規范，不同廠家的智能設備物理接口和通信協議都不一致，需要在現場對各智能設備的接入進行調試，增加了現場調試的工作量，延長了系統調試時間。

有的設備廠家只關心設備的主體功能設計，在接口設計方面缺乏重視，對設備相關監測信息的輸出要求不清晰，使得變電站自動化系統對站內運行設備的監測存在缺陷（如交流電源屏、直流電源屏、電壓無功控制裝置、消弧和小電流接地選線裝置等），變電站的安全運行受到威脅，尤其是針對無人值班變電站情況更加突出，值得關注。

3.2 進一步提高通信可靠性

站內通信網完成信息傳遞和系統對時功能，承擔著變電站內間隔層裝置與變電管理層之間信息的上傳下達，保證站內通信的可靠性是實現變電站自動化系統的必要條件。目前變電站自動化系統站內通信還存在以下問題，需要正確對待、認真解決。

1）站內通信網多為以太網、LON網、CAN網、RS-485等網絡進行通信，由于涉及到不同的網絡，需要進行規約轉換。那么，規約轉換器、網關、交換機的性能直接影響到站內的通信質量，通信規約程序的優劣也直接影響到站內的通信質量。

2）惡劣的電磁環境極易損壞站內通信網內網絡節點的通信接口，嚴重時甚至造成整個通信網通信中斷而影響變電站的安全可靠運行。早期就出現過遠動通道Modem受雷電波沖擊而損壞的情況，為此我們可以進行了下面幾方面的改進工作。

（1）改善變電站接地網，同時做好變電站的防雷措施。

（2）合理安排布置站內通信電纜的走向，避免通信電纜與電力電纜平行走線太長或靠得太近，影響通信網絡的可靠性。

（3）站內通信網絡加裝防雷和抑制過電壓的器件，但同時也需要考慮加裝防雷和抑制過電壓器件會否改變通信網絡的電氣參數，影響站內通信可靠性。

3.3 繼電保護信息管理系統的要求

變電站自動化系統除了完成SCADA系統的功能外，還能提供較詳細的保護信息。目前，220kV及以上電壓等級的變電站要求繼電保護裝置配置專門的接口，為遠程調度端的繼電保護信息管理系統提供從遠方監視、控制和管理保護裝置的手段。

1）日常遠程對繼電保護裝置運行情況的監視，包括模擬量有效值的檢查、開關量輸入狀態與實際狀態的核實、保護定值及保護壓板的核對、保護軟件版本的管理等。

2）電網事故時主站繼電保護信息管理系統能及時對各變電站繼電保護裝置上送的保護動作信息進行推理分析，明確事故發生的區域和事故性質，便于調度員及時進行事故處理。

3）事故后主站繼電保護信息管理系統通過調用各變電站保護動作信息和故障錄波信息對保護裝置的動作行為分析判斷，對電網運行的安全性進行評估，制定相應的安全措施管理和反事故措施管理。

3.4 現場設備調試的模擬程序

變電站自動化系統的調試是分階段進行的，間隔層設備的調試與監控機數據庫對點及調度端數據庫對點不是同時進行，如果設備制造廠家提供的產品具有模擬實際遙信和虛擬遙信的對點測試程序功能，將大大減少現場的調試工作量。目前，在沒有模擬程序的情況下，變電站自動化系統的現場調試存在以下幾個問題：

1）變電站站端監控系統調試完畢后，如需對調度端聯調時，各“四遙”點的調試需重新做一次，增加近1倍的工作量。但對調度端的聯調只是檢驗站端和調度端的通信規約及調度端數據庫的正確性，如果間隔層裝置具有各“四遙”點的模擬生成功能，將大大減少聯調工作量。

2）現場調試時，如果一次設備不具備聯調條件，站端和調度端的通信規約及數據庫相關部分的正確性就無法得到檢驗，利用模擬程序進行調試，該項調試工作就不會延誤。

3）站端或調度端的數據庫修改后，要檢驗相應的“四遙”信息的正確性，需重新模擬故障和試驗，工作量大且速度慢，有了模擬程序就可以輕松完成這項驗證工作。變電站自動化系統的模擬生成“四遙”信息的程序能大大減輕現場調試的工作量，提高調試效率，但同時要注意對真實信息和模擬信息在站端及調度端顯示的區分，以避免信息誤導影響運行記錄。

3.5 應用主站模擬程序進行自動化系統調試

為了縮短自動化系統的調試時間、減少自動化系統調試的人力，可以采用主站模擬程序進行自動化系統的調試。

1）主站模擬程序由遠動規約模塊和主站數據庫模塊組成，可以直接在站內的計算機上運行。

2）該計算機通過串口或者以太網口直接與遠動通訊機通信，使得站內的“四遙”信息可以非常直觀地在主站模擬程序中看到，同時又可以檢驗主站的數據庫做得是否正確。

4 變電站自動化系統的發展

變電站自動化系統的功能配置在現階段能滿足變電站運行的基本要求，隨著計算機技術和通信技術的發展，電網的運行和管理對變電站自動化系統將提出更多的要求，變電站自動化系統的功能將不斷豐富和發展。

4.1 電能質量的在線監測

由于電力市場機制的形成與規范，用電方對電能質量的要求也在逐步提高。為了規范供、用電雙方對電能質量的共識，國家有關部門相繼頒布了5個與電能質量相關的國家標準，其中對電網頻率允許偏差、供電電壓允許偏差以及三相電壓不平衡度三項指標的監測已在現有變電站自動化系統中作了要求，對于諧波和電壓閃變這2項指標的監測也需要在變電站自動化系統的發展過程中加以考慮。目前，國家電網正逐步在220kV及以上等級的變電站建設電能質量在線監測裝置。

4.2 電氣設備的狀態監測與故障診斷技術

近年來，電氣設備的狀態監測與故障診斷技術已在高電壓等級變電站開始應用，它可以改變變電站電氣設備的檢修方式，由定期計劃檢修變為狀態檢修，減少不必要的設備檢修，提高設備利用率。主要包括以下幾方面的內容：

1）電容器設備的狀態監測與診斷。監測電容型電氣設備的電流值的變化率△I/I、絕緣的介質損耗因數tan以及電容量的變化△C/C，即可判斷電容型電氣設備是否存在絕緣問題。

2）變壓器的監測與診斷。對充油式變壓器采用油中溶解氣體的色譜分析進行絕緣診斷已得到廣泛應用，另外局部放電測量也是變壓器監測診斷的重要手段。

3）高壓斷路器的監測與診斷，包括斷路器的絕緣監測、滅弧時間監測、開關行程動作時間監測等。

4.3 數字式視頻圖像監視技術

視頻圖像監視系統既可以解決無人值班站的安全保衛、消防等方面問題，也可以讓運行人員進行遠程巡視。該系統融入變電站自動化系統后可以實現以下功能：

1）變電站自動化系統與視頻監視系統傳遞信息，實現事故狀態下對一次設備或相應環境的錄像監視，也可以實現遠程操作控制時對被控制的現場設備進行錄像監視；

2）對移動物體的監視，當該區域有物體移動時，可自動錄像，并在監控屏幕上提示有移動物體侵入。

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