综述变电站自动化系统的应用及发展

季明丽江苏海事职业技术学院，江苏南京 211170

1 变电站自动化系统的发展阶段

变电站内二次设备传统按功能可分为6大类：继电保护、测控装置、自动装置、故障录波、当地监控和远动。6大类产品的不断发展及其功能相互渗透，推动了变电站自动化系统的发展，产生了多种多样的系统模式，按系统模式出现的时间顺序可将变电站自动化系统的发展分为3个阶段。

第1阶段：面向功能设计的集中式RTU加常规继电保护模式。20世纪80年代是以RTU为基础的远动装置及当地监控为代表。该类系统是在常规的继电保护及二次接线基础上增设RTU装置，完成与远方调度主站通信实现“四遥”（遥测、遥信、遥调、遥控），继电保护及自动装置与系统联结采用硬接点状态接入。此类系统特点是功能简单、整体性能指标较低、系统联结复杂，不便于运行管理与维护，为自动化系统的初级阶段。

第2阶段：面向功能设计的分布式测控装置加微机保护模式。20世纪90年代初期，微机保护及按功能设计的分布测控装置得以广泛应用，保护与测控装置相对独立，通过通信管理单元能够将各自信息送到当地监控机或调度主站。此类系统的出现是由于当时国内电力系统保护和远动分属于不同部门和专业，另外对继电保护与测控装置在技术上如何融合没有达成一致的认识，故相当一部分尤其是110kV及以下电压等级自动化系统采用此类模式。该模式没有做到面向对象设计，信息共享程度不高，另外系统的二次电缆互联较多，扩展性不好,不利于运行管理和维护。

第3阶段：面向间隔和对象的分层分布式结构模式。20世纪90年代中期，随着计算机技术、网络和通信技术的飞速发展，行业内对计算机保护与测控技术不断争论和探讨达成了一致的认识，采用面向设备或间隔为对象设计的保护及测控单元，采用分层分布式的系统结构，形成了真正意义上的分层分布式自动化系统。该系统特点是针对110kV以下电压等级的设备或间隔采用保护测控一体化设计的装置，故障录波功能下放至各间隔或设备的继电保护装置中去，针对110kV及以上电压等级的设备或间隔采用继电保护装置与测控装置分别独立设计但共同组屏的原则，采用先进的网络通信技术，系统配置灵活，扩展方便，非常方便运行管理和维护。

2 变电站自动化系统的应用现状

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。在设计理念上不是以整个变电站作为设备确定目标，而是以间隔和设备作为设计对象。

目前，按变电站自动化系统二次设备分布现状可纵向分为3层：1）变电站管理层；2）站内通信网络层；3）间隔层。

（1）变电站管理层横向按功能可分为当地监控（含五防系统）、保护信息管理及远方通信。当地监控功能作为变电站内运行人员的人机交互窗口，以图形显示、报表打印、语言报警、事件记录等各种方式实现对变电站运行状况进行实时监视，通过“五防”系统控制开关及刀闸的分合，并实现与MIS系统连接。保护信息管理功能作为继电保护人员的人机交互窗口，可以根据运行需要决定保护功能的投退和保护定值的修改，故障发生后可通过故障录波及保护动作信息进行事故分析和判断。上述当地监控与保护信息管理功能可以各自独立，也可以合二为一。远方通信功能是借助独立的通道和规约将当地监控和保护信息管理分别接至调度中心和保护信息管理主站。

（2）站内通信网络层完成信息传递和系统对时功能。通过系统交换，实现信息共享，可减少变电站内二次设备配置，提高变电站自动化系统安全性和经济性。站内用的现场总线有：Lonworks，Canbus，Profibus等，最高速率可达12Mbit，以太网通信方式速率大多为10M/100M自适应。现场总线具有使用方便、简单、经济等特点，以太网具有网络标准、开放性好、高速率、传输容量大的特点。目前，以太网已经在变电站自动化系统得到大规模使用。

（3）间隔层主要是继电保护装置、测控装置、自动装置及智能装置，此类设备可集中组屏也可分散在各继电保护间隔内或安装于开关柜上。间隔层实现对相关一次设备进行保护、测量和控制；响应就地、变电站层和远方主站的操作要求；对采集的信息进行处理后上送，并在变电站层、远方主站控制失效的情况下仍能完成保护、测量和控制功能。对110kV以下电压等级设备，继电保护和测控合二为一。对110kV及以上电压等级的设备，继电保护装置和测控装置分别独立设置。

3 变电站自动化系统应用出现的问题

3.1 各类智能装置与自动化系统的接口通信

目前，220kV及以上电压等级的变电站采用多家制造厂提供的智能设备构成变电站自动化系统，监控系统与继电保护独立配置，各类继电保护装置也可能采用不同制造厂的设备。虽然各厂家也采用了IEC-60870-5-103继电保护设备站内通信协议，但对协议规约的理解存在着认识和水平的不一致，难以实现真正意义上的互联，达不到预期的效果。

110kV及以下电压等级的变电站自动化系统大多采用同一个厂家提供的设备为主，但仍需要接入其他厂家的智能设备，由于没有相应的国家标准或行业标准规范，不同厂家的智能设备物理接口和通信协议都不一致，需要在现场对各智能设备的接入进行调试，增加了现场调试的工作量，延长了系统调试时间。

有的设备厂家只关心设备的主体功能设计，在接口设计方面缺乏重视，对设备相关监测信息的输出要求不清晰，使得变电站自动化系统对站内运行设备的监测存在缺陷（如交流电源屏、直流电源屏、电压无功控制装置、消弧和小电流接地选线装置等），变电站的安全运行受到威胁，尤其是针对无人值班变电站情况更加突出，值得关注。

3.2 进一步提高通信可靠性

站内通信网完成信息传递和系统对时功能，承担着变电站内间隔层装置与变电管理层之间信息的上传下达，保证站内通信的可靠性是实现变电站自动化系统的必要条件。目前变电站自动化系统站内通信还存在以下问题，需要正确对待、认真解决。

1）站内通信网多为以太网、LON网、CAN网、RS-485等网络进行通信，由于涉及到不同的网络，需要进行规约转换。那么，规约转换器、网关、交换机的性能直接影响到站内的通信质量，通信规约程序的优劣也直接影响到站内的通信质量。

2）恶劣的电磁环境极易损坏站内通信网内网络节点的通信接口，严重时甚至造成整个通信网通信中断而影响变电站的安全可靠运行。早期就出现过远动通道Modem受雷电波冲击而损坏的情况，为此我们可以进行了下面几方面的改进工作。

（1）改善变电站接地网，同时做好变电站的防雷措施。

（2）合理安排布置站内通信电缆的走向，避免通信电缆与电力电缆平行走线太长或靠得太近，影响通信网络的可靠性。

（3）站内通信网络加装防雷和抑制过电压的器件，但同时也需要考虑加装防雷和抑制过电压器件会否改变通信网络的电气参数，影响站内通信可靠性。

3.3 继电保护信息管理系统的要求

变电站自动化系统除了完成SCADA系统的功能外，还能提供较详细的保护信息。目前，220kV及以上电压等级的变电站要求继电保护装置配置专门的接口，为远程调度端的继电保护信息管理系统提供从远方监视、控制和管理保护装置的手段。

1）日常远程对继电保护装置运行情况的监视，包括模拟量有效值的检查、开关量输入状态与实际状态的核实、保护定值及保护压板的核对、保护软件版本的管理等。

2）电网事故时主站继电保护信息管理系统能及时对各变电站继电保护装置上送的保护动作信息进行推理分析，明确事故发生的区域和事故性质，便于调度员及时进行事故处理。

3）事故后主站继电保护信息管理系统通过调用各变电站保护动作信息和故障录波信息对保护装置的动作行为分析判断，对电网运行的安全性进行评估，制定相应的安全措施管理和反事故措施管理。

3.4 现场设备调试的模拟程序

变电站自动化系统的调试是分阶段进行的，间隔层设备的调试与监控机数据库对点及调度端数据库对点不是同时进行，如果设备制造厂家提供的产品具有模拟实际遥信和虚拟遥信的对点测试程序功能，将大大减少现场的调试工作量。目前，在没有模拟程序的情况下，变电站自动化系统的现场调试存在以下几个问题：

1）变电站站端监控系统调试完毕后，如需对调度端联调时，各“四遥”点的调试需重新做一次，增加近1倍的工作量。但对调度端的联调只是检验站端和调度端的通信规约及调度端数据库的正确性，如果间隔层装置具有各“四遥”点的模拟生成功能，将大大减少联调工作量。

2）现场调试时，如果一次设备不具备联调条件，站端和调度端的通信规约及数据库相关部分的正确性就无法得到检验，利用模拟程序进行调试，该项调试工作就不会延误。

3）站端或调度端的数据库修改后，要检验相应的“四遥”信息的正确性，需重新模拟故障和试验，工作量大且速度慢，有了模拟程序就可以轻松完成这项验证工作。变电站自动化系统的模拟生成“四遥”信息的程序能大大减轻现场调试的工作量，提高调试效率，但同时要注意对真实信息和模拟信息在站端及调度端显示的区分，以避免信息误导影响运行记录。

3.5 应用主站模拟程序进行自动化系统调试

为了缩短自动化系统的调试时间、减少自动化系统调试的人力，可以采用主站模拟程序进行自动化系统的调试。

1）主站模拟程序由远动规约模块和主站数据库模块组成，可以直接在站内的计算机上运行。

2）该计算机通过串口或者以太网口直接与远动通讯机通信，使得站内的“四遥”信息可以非常直观地在主站模拟程序中看到，同时又可以检验主站的数据库做得是否正确。

4 变电站自动化系统的发展

变电站自动化系统的功能配置在现阶段能满足变电站运行的基本要求，随着计算机技术和通信技术的发展，电网的运行和管理对变电站自动化系统将提出更多的要求，变电站自动化系统的功能将不断丰富和发展。

4.1 电能质量的在线监测

由于电力市场机制的形成与规范，用电方对电能质量的要求也在逐步提高。为了规范供、用电双方对电能质量的共识，国家有关部门相继颁布了5个与电能质量相关的国家标准，其中对电网频率允许偏差、供电电压允许偏差以及三相电压不平衡度三项指标的监测已在现有变电站自动化系统中作了要求，对于谐波和电压闪变这2项指标的监测也需要在变电站自动化系统的发展过程中加以考虑。目前，国家电网正逐步在220kV及以上等级的变电站建设电能质量在线监测装置。

4.2 电气设备的状态监测与故障诊断技术

近年来，电气设备的状态监测与故障诊断技术已在高电压等级变电站开始应用，它可以改变变电站电气设备的检修方式，由定期计划检修变为状态检修，减少不必要的设备检修，提高设备利用率。主要包括以下几方面的内容：

1）电容器设备的状态监测与诊断。监测电容型电气设备的电流值的变化率△I/I、绝缘的介质损耗因数tan以及电容量的变化△C/C，即可判断电容型电气设备是否存在绝缘问题。

2）变压器的监测与诊断。对充油式变压器采用油中溶解气体的色谱分析进行绝缘诊断已得到广泛应用，另外局部放电测量也是变压器监测诊断的重要手段。

3）高压断路器的监测与诊断，包括断路器的绝缘监测、灭弧时间监测、开关行程动作时间监测等。

4.3 数字式视频图像监视技术

视频图像监视系统既可以解决无人值班站的安全保卫、消防等方面问题，也可以让运行人员进行远程巡视。该系统融入变电站自动化系统后可以实现以下功能：

1）变电站自动化系统与视频监视系统传递信息，实现事故状态下对一次设备或相应环境的录像监视，也可以实现远程操作控制时对被控制的现场设备进行录像监视；

2）对移动物体的监视，当该区域有物体移动时，可自动录像，并在监控屏幕上提示有移动物体侵入。

[1]DL/T587-1996，微机保护装置运行管理规程[S].

[2]程波.变电站自动化系统设计中的几个问题[J].电力自动化设备，2002.

[3]何晓斌，何李丽.变电站综合自动化系统问题浅析[J].山东电力高等专科学校学报，2007.

[4]陈联松.电网调度自动化相关问题的研究[J].科技信息，2008.