综述变电站自动化系统的应用及发展

综述变电站自动化系统的应用及发展

摘要变电站综合自动化一直是我国乃至国际电力系统行业的热点之一。我国的变电站综合自动化技术经过二十多年的发展,已经到达了一定的水平,更为高级或者先进的变电站综合自动化技术是该领域发展的必然趋势。本文分析了变电站自动化系统的应用现状，指出了变电站自动化系统目前存在的一些问题，并阐述变电站自动化系统的未来发展。

关键词变电站；自动化系统；应用；发展

中图分类号tm44 文献标识码a 文章编号 1674-6708（2010）33-0055-02

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