摘要：本文討論了變電站綜合自動化有關(guān)的技術(shù)要求和基本的功能配置，結(jié)合我國變電站自動化的研究及應用現(xiàn)狀，對其在工程應用中存在的問題進行了探討，并提出相應的理解及認識。

關(guān)鍵詞：變電站，綜合自動化，功能，智能單元

1. 引言

近年來，隨著電網(wǎng)運行水平的提高，各級調(diào)度中心要求更多的信息，以便及時掌握電網(wǎng)及變電站的運行情況，提高變電站的可控性，進而要求更多地采用遠方集中控制，操作，反事故措施等，即采用無人值班的管理模式，以提高勞動生產(chǎn)率，減少人為誤操作的可能，提高運行的可靠性。另一方面，當代計算機技術(shù)，通訊技術(shù)等先進技術(shù)手段的應用，已改變了傳統(tǒng)二次設(shè)備的模式，為簡化系統(tǒng)，信息共享，減少電纜，減少占地面積，降低造價等方面已改變了變電站運行的面貌。基于上述原因，變電站自動化由“熱門話題”已轉(zhuǎn)向了實用化階段，電力行業(yè)各有關(guān)部門把變電站自動化做為一項新技術(shù)革新手段應用于電力系統(tǒng)運行中來，各大專業(yè)廠家亦把變電站自動化系統(tǒng)的開發(fā)做為重點開發(fā)項目，不斷地完善和改進相應地推出各具特色的變電站綜合自動化系統(tǒng)，以滿足電力系統(tǒng)中的要求。

國外從80年代初開始進行研究開發(fā)，到目前為止，各大電力設(shè)備公司都陸續(xù)地推出系列化的產(chǎn)品。如ABB，SIEMENS,HARRIS等公司，90年代以來，世界各國新建變電站大部分采用了全數(shù)字化的二次設(shè)備;相應地采用了變電站自動化技術(shù);我國開展變電站綜合自動化的研究及開發(fā)相比世界發(fā)達國家較晚，但隨著數(shù)字化保護設(shè)備的成熟及廣泛應用，調(diào)度自動化系統(tǒng)的成熟應用，變電站自動化系統(tǒng)已被電力系統(tǒng)用戶接受使用，但在電力部門使用過程中大致有兩方面的原則：一是中低壓變電站采用自動化系統(tǒng)，以便更好地實施無人值班，達到減人增效的目的;二是對高壓變電站(220kV及以上)的建設(shè)和設(shè)計來說，是要求用先進的控制方式，解決各專業(yè)在技術(shù)上分散、自成系統(tǒng)，重復投資，甚至影響運行可靠性。并且在實際的工程中尚存在以下主要問題：

(1)功能重復，表現(xiàn)在計量，遠動和當?shù)乇O(jiān)測系統(tǒng)所用的變送器各自設(shè)置，加大了CT，PT負載，投資增加，并且還造成數(shù)據(jù)測量的不一致性;遠動裝置和微機監(jiān)測系統(tǒng)一個受制于調(diào)度所，一個是服務于當?shù)乇O(jiān)測，沒有做到資源共享，增加了投資且使現(xiàn)場造成復雜性，影響系統(tǒng)的可靠性;

(2) 缺乏系統(tǒng)化設(shè)計 而是以一種”拼湊”功能的方式構(gòu)成系統(tǒng)，致使 整個系統(tǒng)的性能指標不高,部分功能及系統(tǒng)指標無法實現(xiàn)。

(3)對變電站綜合自動化系統(tǒng)的工程設(shè)計缺乏規(guī)范性的要求，尤其是系統(tǒng)的各部分接口的通信規(guī)約，如涉及到不同廠家的產(chǎn)品，則問題更多，從而導致各系統(tǒng)的聯(lián)調(diào)時間長，對將來的維護及運行都帶來了極大的不便，進而影響了變電站自動化系統(tǒng)的投入率。

2. 變電站綜合自動化系統(tǒng)應能實現(xiàn)的功能

2.1 微機保護：是對站內(nèi)所有的電氣設(shè)備進行保護，包括線路保護，變壓器保護，母線保護，電容器保護及備自投，低頻減載等安全自動裝置。各類保護應具有下列功能：

1).故障記錄

2).存儲多套定值

3).顯示和當?shù)匦薷亩ㄖ?/p>

4).與監(jiān)控系統(tǒng)通信。根據(jù)監(jiān)控系統(tǒng)命令發(fā)送故障信息，動作序列。當前整定值及自診斷信號。接收監(jiān)控系統(tǒng)選擇或修改定值，校對時鐘等命令。通信應采用標準規(guī)約。

2.2　數(shù)據(jù)采集

包括狀態(tài)數(shù)據(jù)，模擬數(shù)據(jù)和脈沖數(shù)據(jù)

1).狀態(tài)量采集

狀態(tài)量包括：斷路器狀態(tài)，隔離開關(guān)狀態(tài)，變壓器分接頭信號及變電站一次設(shè)備告警信號等。目前這些信號大部分采用光電隔離方式輸入系統(tǒng)，也可通過通信方式獲得。

保護動作信號則采用串行口(RS-232或RS485)或計算機局域網(wǎng)通過通信方式獲得。

2).模擬量采集

常規(guī)變電站采集的典型模擬量包括：各段母線電壓，線路電壓，電流和功率值。饋線電流，電壓和功率值，頻率，相位等。此外還有變壓器油溫，變電站室溫等非電量的采集。

模擬量采集精度應能滿足SCADA系統(tǒng)的需要。

3).脈沖量

脈沖量主要是脈沖電度表的輸出脈沖，也采用光電隔離方式與系統(tǒng)連接，內(nèi)部用計數(shù)器統(tǒng)計脈沖個數(shù)，實現(xiàn)電能測量。

2.3　事件記錄和故障錄波測距

事件記錄應包含保護動作序列記錄，開關(guān)跳合記錄。其SOE分辨率一般在1~10ms之間，以滿足不同電壓等級對SOE的要求。

變電站故障錄波可根據(jù)需要采用兩種方式實現(xiàn)，一是集中式配置專用故障錄波器，并能與監(jiān)控系統(tǒng)通信。另一種是分散型，即由微機保護裝置兼作記錄及測距計算，再將數(shù)字化的波型及測距結(jié)果送監(jiān)控系統(tǒng)由監(jiān)控系統(tǒng)存儲和分析。

2.4　控制和操作閉鎖

操作人員可通過CRT屏幕對斷路器，隔離開關(guān)，變壓器分接頭，電容器組投切進行遠方操作。為了防止系統(tǒng)故障時無法操作被控設(shè)備，在系統(tǒng)設(shè)計時應保留人工直接跳合閘手段。操作閉鎖應具有以下內(nèi)容：

1).電腦五防及閉鎖系統(tǒng)

2).根據(jù)實時狀態(tài)信息，自動實現(xiàn)斷路器，刀閘的操作閉鎖功能。

3).操作出口應具有同時操作閉鎖功能

4).操作出口應具有跳合閉鎖功能

2.5　同期檢測和同期合閘

該功能可以分為手動和自動兩種方式實現(xiàn)。可選擇獨立的同期設(shè)備實現(xiàn)，也可以由微機保護軟件模塊實現(xiàn)。

2.6　電壓和無功的就地控制

無功和電壓控制一般采用調(diào)整變壓器分接頭，投切電容器組，電抗器組，同步調(diào)相機等方式實現(xiàn)。操作方式可手動可自動，人工操作可就地控制或遠方控制。

無功控制可由專門的無功控制設(shè)備實現(xiàn)，也可由監(jiān)控系統(tǒng)根據(jù)保護裝置測量的電壓，無功和變壓器抽頭信號通過專用軟件實現(xiàn)。

2.7　數(shù)據(jù)處理和記錄

歷史數(shù)據(jù)的形成和存儲是數(shù)據(jù)處理的主要內(nèi)容，它包括上一級調(diào)度中心，變電管理和保護專業(yè)要求的數(shù)據(jù)，主要有：

1).斷路器動作次數(shù)

2).斷路器切除故障時截斷容量和跳閘操作次數(shù)的累計數(shù)

3).輸電線路的有功、無功，變壓器的有功、無功、母線電壓定時記錄

的最大，最小值及其時間。

4).獨立負荷有功、無功，每天的峰谷值及其時間

5).控制操作及修改整定值的記錄

根據(jù)需要，該功能可在變電站當?shù)厝繉崿F(xiàn)，也可在遠動操作中心或調(diào)度中心實現(xiàn)。

2.8 人機聯(lián)系

2.9　系統(tǒng)的自診斷功能：系統(tǒng)內(nèi)各插件應具有自診斷功能，自診斷信息也象被采集的數(shù)據(jù)一樣周期性地送往后臺機和遠方調(diào)度中心或操作控制中心。

2.10與遠方控制中心的通信

本功能在常規(guī)遠動‘四遙’的基礎(chǔ)上增加了遠方修改整定保護定值、故障錄波與測距信號的遠傳等，其信息量遠大于傳統(tǒng)的遠動系統(tǒng)。

根據(jù)現(xiàn)場的要求，系統(tǒng)應具有通信通道的備用及切換功能，保證通信的可靠性，同時應具備同多個調(diào)度中心不同方式的通信接口，且各通信口及MODEM應相互獨立。保護和故障錄波信息可采用獨立的通信與調(diào)度中心連接，通信規(guī)約應適應調(diào)度中心的要求，符合國標及IEC標準。

變電站綜合自動化系統(tǒng)應具有同調(diào)度中心對時，統(tǒng)一時鐘的功能，還應具有當?shù)剡\行維護功能。

2.11 防火、保安系統(tǒng)。從設(shè)計原則而言，無人值班變電站應具有防火、保安措施。

3.變電站綜合自動化的結(jié)構(gòu)及模式

3.1 目前從國內(nèi)、外變電站綜合自動化的開展情況而言，大致存在以下幾種結(jié)構(gòu)：

1).分布式系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

按變電站被監(jiān)控對象或系統(tǒng)功能分布的多臺計算機單功能設(shè)備，將它們連接到能共享資源的網(wǎng)絡(luò)上實現(xiàn)分布式處理。這里所談的‘分布’是按變電站資源物理上的分布(未強調(diào)地理分布)，強調(diào)的是從計算機的角度來研究分布問題的。這是一種較為理想的結(jié)構(gòu)，要做到完全分布式結(jié)構(gòu)，在可擴展性、通用性及開放性方面都具有較強的優(yōu)勢，然而在實際的工程應用及技術(shù)實現(xiàn)上就會遇到許多目前難以解決的問題，如在分散安裝布置時，惡劣運行環(huán)境、抗電磁干擾、信息傳輸途徑及可靠性保證上存在的問題等等，就目前技術(shù)而言還不夠十分成熟，一味地追求完全分布式結(jié)構(gòu)，忽略工程實用性是不必要的。

2).集中式系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

系統(tǒng)的硬件裝置、數(shù)據(jù)處理均集中配置，采用由前置機和后臺機構(gòu)成的集控式結(jié)構(gòu)，由前置機完成數(shù)據(jù)輸入輸出、保護、控制及監(jiān)測等功能，后臺機完成數(shù)據(jù)處理、顯示、打印及遠方通訊等功能。目前國內(nèi)許多的廠家尚屬于這種結(jié)構(gòu)方式，這種結(jié)構(gòu)有以下不足：前置管理機任務繁重、引線多，是一個信息‘瓶頸’，降低了整個系統(tǒng)的可靠性，即在前置機故障情況下，將失去當?shù)丶斑h方的所有信息及功能，另外仍不能從工程設(shè)計角度上節(jié)約開支，仍需鋪設(shè)電纜，并且擴展一些自動化需求的功能較難。在此值得一提的是這種結(jié)構(gòu)形成的原由，變電站二次產(chǎn)品早期開發(fā)過程是按保護、測量、控制和通信部分分類、獨立開發(fā)，沒有從整個系統(tǒng)設(shè)計的指導思想下進行，隨著技術(shù)的進步及電力系統(tǒng)自動化的要求，在進行變電站自動化工程的設(shè)計時，大多采用的是按功能‘拼湊’的方式開展，從而導致系統(tǒng)的性能指標下降以及出現(xiàn)許多無法解決的工程問題。

3).分層分布式結(jié)構(gòu)

按變電站的控制層次和對象設(shè)置全站控制級(站級)和就地單元控制級(段級)的二層式分布控制系統(tǒng)結(jié)構(gòu)。

站級系統(tǒng)大致包括站控系統(tǒng)(SCS)、站監(jiān)視系統(tǒng)(SMS)、站工程師工作臺(EWS)及同調(diào)度中心的通信系統(tǒng)(RTU)：

站控系統(tǒng)(SCS)：應具有快速的信息響應能力及相應的信息處理分析功能，完成站內(nèi)的運行管理及控制(包括就地及遠方控制管理兩種方式)，例如事件記錄、開關(guān)控制及SCADA的數(shù)據(jù)收集功能。

站監(jiān)視系統(tǒng)(SMS)：應對站內(nèi)所有運行設(shè)備進行監(jiān)測，為站控系統(tǒng)提供運行狀態(tài)及異常信息，即提供全面的運行信息功能，如擾動記錄、站內(nèi)設(shè)備運行狀態(tài)、二次設(shè)備投入/退出狀態(tài)及設(shè)備的額定參數(shù)等。

站工程師工作臺(EWS)：可對站內(nèi)設(shè)備進行狀態(tài)檢查、參數(shù)整定、調(diào)試檢驗等功能，也可以用便攜機進行就地及遠端的維護工作。

上面是按大致功能基本分塊，硬件可根據(jù)功能及信息特征在一臺站控計算機中實現(xiàn)，也可以兩臺雙備用，也可以按功能分別布置，但應能夠共享數(shù)據(jù)信息，具有多任務時實處理功能。

段級在橫向按站內(nèi)一次設(shè)備(變壓器或線路等)面向?qū)ο蟮姆植际脚渲茫诠δ芊峙渖希局M量下放的原則，即凡是可以在本間隔就地完成的功能決不依賴通訊網(wǎng)，特殊功能例外，如分散式錄波及小電流接地選線等功能的實現(xiàn)。