季明麗江蘇海事職業(yè)技術(shù)學(xué)院，江蘇南京 211170

1 變電站自動化系統(tǒng)的發(fā)展階段

變電站內(nèi)二次設(shè)備傳統(tǒng)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?shù)乇O(jiān)控和遠動。6大類產(chǎn)品的不斷發(fā)展及其功能相互滲透，推動了變電站自動化系統(tǒng)的發(fā)展，產(chǎn)生了多種多樣的系統(tǒng)模式，按系統(tǒng)模式出現(xiàn)的時間順序可將變電站自動化系統(tǒng)的發(fā)展分為3個階段。

第1階段：面向功能設(shè)計的集中式RTU加常規(guī)繼電保護模式。20世紀80年代是以RTU為基礎(chǔ)的遠動裝置及當?shù)乇O(jiān)控為代表。該類系統(tǒng)是在常規(guī)的繼電保護及二次接線基礎(chǔ)上增設(shè)RTU裝置，完成與遠方調(diào)度主站通信實現(xiàn)“四遙”（遙測、遙信、遙調(diào)、遙控），繼電保護及自動裝置與系統(tǒng)聯(lián)結(jié)采用硬接點狀態(tài)接入。此類系統(tǒng)特點是功能簡單、整體性能指標較低、系統(tǒng)聯(lián)結(jié)復(fù)雜，不便于運行管理與維護，為自動化系統(tǒng)的初級階段。

第2階段：面向功能設(shè)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(shè)計的分布測控裝置得以廣泛應(yīng)用，保護與測控裝置相對獨立，通過通信管理單元能夠?qū)⒏髯孕畔⑺偷疆數(shù)乇O(jiān)控機或調(diào)度主站。此類系統(tǒng)的出現(xiàn)是由于當時國內(nèi)電力系統(tǒng)保護和遠動分屬于不同部門和專業(yè)，另外對繼電保護與測控裝置在技術(shù)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(tǒng)采用此類模式。該模式?jīng)]有做到面向?qū)ο笤O(shè)計，信息共享程度不高，另外系統(tǒng)的二次電纜互聯(lián)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(jié)構(gòu)模式。20世紀90年代中期，隨著計算機技術(shù)、網(wǎng)絡(luò)和通信技術(shù)的飛速發(fā)展，行業(yè)內(nèi)對計算機保護與測控技術(shù)不斷爭論和探討達成了一致的認識，采用面向設(shè)備或間隔為對象設(shè)計的保護及測控單元，采用分層分布式的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)，形成了真正意義上的分層分布式自動化系統(tǒng)。該系統(tǒng)特點是針對110kV以下電壓等級的設(shè)備或間隔采用保護測控一體化設(shè)計的裝置，故障錄波功能下放至各間隔或設(shè)備的繼電保護裝置中去，針對110kV及以上電壓等級的設(shè)備或間隔采用繼電保護裝置與測控裝置分別獨立設(shè)計但共同組屏的原則，采用先進的網(wǎng)絡(luò)通信技術(shù)，系統(tǒng)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(tǒng)的應(yīng)用現(xiàn)狀

根據(jù)IEC關(guān)于變電站的結(jié)構(gòu)規(guī)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(shè)計理念上不是以整個變電站作為設(shè)備確定目標，而是以間隔和設(shè)備作為設(shè)計對象。

目前，按變電站自動化系統(tǒng)二次設(shè)備分布現(xiàn)狀可縱向分為3層：1）變電站管理層；2）站內(nèi)通信網(wǎng)絡(luò)層；3）間隔層。

（1）變電站管理層橫向按功能可分為當?shù)乇O(jiān)控（含五防系統(tǒng)）、保護信息管理及遠方通信。當?shù)乇O(jiān)控功能作為變電站內(nèi)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(xiàn)對變電站運行狀況進行實時監(jiān)視，通過“五防”系統(tǒng)控制開關(guān)及刀閘的分合，并實現(xiàn)與MIS系統(tǒng)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(jù)運行需要決定保護功能的投退和保護定值的修改，故障發(fā)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?shù)乇O(jiān)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(guī)約將當?shù)乇O(jiān)控和保護信息管理分別接至調(diào)度中心和保護信息管理主站。

（2）站內(nèi)通信網(wǎng)絡(luò)層完成信息傳遞和系統(tǒng)對時功能。通過系統(tǒng)交換，實現(xiàn)信息共享，可減少變電站內(nèi)二次設(shè)備配置，提高變電站自動化系統(tǒng)安全性和經(jīng)濟性。站內(nèi)用的現(xiàn)場總線有：Lonworks，Canbus，Profibus等，最高速率可達12Mbit，以太網(wǎng)通信方式速率大多為10M/100M自適應(yīng)?，F(xiàn)場總線具有使用方便、簡單、經(jīng)濟等特點，以太網(wǎng)具有網(wǎng)絡(luò)標準、開放性好、高速率、傳輸容量大的特點。目前，以太網(wǎng)已經(jīng)在變電站自動化系統(tǒng)得到大規(guī)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(shè)備可集中組屏也可分散在各繼電保護間隔內(nèi)或安裝于開關(guān)柜上。間隔層實現(xiàn)對相關(guān)一次設(shè)備進行保護、測量和控制；響應(yīng)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(shè)備，繼電保護和測控合二為一。對110kV及以上電壓等級的設(shè)備，繼電保護裝置和測控裝置分別獨立設(shè)置。

3 變電站自動化系統(tǒng)應(yīng)用出現(xiàn)的問題

3.1 各類智能裝置與自動化系統(tǒng)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(shè)備構(gòu)成變電站自動化系統(tǒng)，監(jiān)控系統(tǒng)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(shè)備。雖然各廠家也采用了IEC-60870-5-103繼電保護設(shè)備站內(nèi)通信協(xié)議，但對協(xié)議規(guī)約的理解存在著認識和水平的不一致，難以實現(xiàn)真正意義上的互聯(lián)，達不到預(yù)期的效果。

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

有的設(shè)備廠家只關(guān)心設(shè)備的主體功能設(shè)計，在接口設(shè)計方面缺乏重視，對設(shè)備相關(guān)監(jiān)測信息的輸出要求不清晰，使得變電站自動化系統(tǒng)對站內(nèi)運行設(shè)備的監(jiān)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(guān)注。

3.2 進一步提高通信可靠性

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

1）站內(nèi)通信網(wǎng)多為以太網(wǎng)、LON網(wǎng)、CAN網(wǎng)、RS-485等網(wǎng)絡(luò)進行通信，由于涉及到不同的網(wǎng)絡(luò)，需要進行規(guī)約轉(zhuǎn)換。那么，規(guī)約轉(zhuǎn)換器、網(wǎng)關(guān)、交換機的性能直接影響到站內(nèi)的通信質(zhì)量，通信規(guī)約程序的優(yōu)劣也直接影響到站內(nèi)的通信質(zhì)量。

2）惡劣的電磁環(huán)境極易損壞站內(nèi)通信網(wǎng)內(nèi)網(wǎng)絡(luò)節(jié)點的通信接口，嚴重時甚至造成整個通信網(wǎng)通信中斷而影響變電站的安全可靠運行。早期就出現(xiàn)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(wǎng)，同時做好變電站的防雷措施。

（2）合理安排布置站內(nèi)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(wǎng)絡(luò)的可靠性。

（3）站內(nèi)通信網(wǎng)絡(luò)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(wǎng)絡(luò)的電氣參數(shù)，影響站內(nèi)通信可靠性。

3.3 繼電保護信息管理系統(tǒng)的要求

變電站自動化系統(tǒng)除了完成SCADA系統(tǒng)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(diào)度端的繼電保護信息管理系統(tǒng)提供從遠方監(jiān)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(jiān)視，包括模擬量有效值的檢查、開關(guān)量輸入狀態(tài)與實際狀態(tài)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(wǎng)事故時主站繼電保護信息管理系統(tǒng)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(fā)生的區(qū)域和事故性質(zhì)，便于調(diào)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(tǒng)通過調(diào)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(wǎng)運行的安全性進行評估，制定相應(yīng)的安全措施管理和反事故措施管理。

3.4 現(xiàn)場設(shè)備調(diào)試的模擬程序

變電站自動化系統(tǒng)的調(diào)試是分階段進行的，間隔層設(shè)備的調(diào)試與監(jiān)控機數(shù)據(jù)庫對點及調(diào)度端數(shù)據(jù)庫對點不是同時進行，如果設(shè)備制造廠家提供的產(chǎn)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(xiàn)場的調(diào)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(tǒng)的現(xiàn)場調(diào)試存在以下幾個問題：

1）變電站站端監(jiān)控系統(tǒng)調(diào)試完畢后，如需對調(diào)度端聯(lián)調(diào)時，各“四遙”點的調(diào)試需重新做一次，增加近1倍的工作量。但對調(diào)度端的聯(lián)調(diào)只是檢驗站端和調(diào)度端的通信規(guī)約及調(diào)度端數(shù)據(jù)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(lián)調(diào)工作量。

2）現(xiàn)場調(diào)試時，如果一次設(shè)備不具備聯(lián)調(diào)條件，站端和調(diào)度端的通信規(guī)約及數(shù)據(jù)庫相關(guān)部分的正確性就無法得到檢驗，利用模擬程序進行調(diào)試，該項調(diào)試工作就不會延誤。

3）站端或調(diào)度端的數(shù)據(jù)庫修改后，要檢驗相應(yīng)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(tǒng)的模擬生成“四遙”信息的程序能大大減輕現(xiàn)場調(diào)試的工作量，提高調(diào)試效率，但同時要注意對真實信息和模擬信息在站端及調(diào)度端顯示的區(qū)分，以避免信息誤導(dǎo)影響運行記錄。

3.5 應(yīng)用主站模擬程序進行自動化系統(tǒng)調(diào)試

為了縮短自動化系統(tǒng)的調(diào)試時間、減少自動化系統(tǒng)調(diào)試的人力，可以采用主站模擬程序進行自動化系統(tǒng)的調(diào)試。

1）主站模擬程序由遠動規(guī)約模塊和主站數(shù)據(jù)庫模塊組成，可以直接在站內(nèi)的計算機上運行。

2）該計算機通過串口或者以太網(wǎng)口直接與遠動通訊機通信，使得站內(nèi)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(shù)據(jù)庫做得是否正確。

4 變電站自動化系統(tǒng)的發(fā)展

變電站自動化系統(tǒng)的功能配置在現(xiàn)階段能滿足變電站運行的基本要求，隨著計算機技術(shù)和通信技術(shù)的發(fā)展，電網(wǎng)的運行和管理對變電站自動化系統(tǒng)將提出更多的要求，變電站自動化系統(tǒng)的功能將不斷豐富和發(fā)展。

4.1 電能質(zhì)量的在線監(jiān)測

由于電力市場機制的形成與規(guī)范，用電方對電能質(zhì)量的要求也在逐步提高。為了規(guī)范供、用電雙方對電能質(zhì)量的共識，國家有關(guān)部門相繼頒布了5個與電能質(zhì)量相關(guān)的國家標準，其中對電網(wǎng)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(jiān)測已在現(xiàn)有變電站自動化系統(tǒng)中作了要求，對于諧波和電壓閃變這2項指標的監(jiān)測也需要在變電站自動化系統(tǒng)的發(fā)展過程中加以考慮。目前，國家電網(wǎng)正逐步在220kV及以上等級的變電站建設(shè)電能質(zhì)量在線監(jiān)測裝置。

4.2 電氣設(shè)備的狀態(tài)監(jiān)測與故障診斷技術(shù)

近年來，電氣設(shè)備的狀態(tài)監(jiān)測與故障診斷技術(shù)已在高電壓等級變電站開始應(yīng)用，它可以改變變電站電氣設(shè)備的檢修方式，由定期計劃檢修變?yōu)闋顟B(tài)檢修，減少不必要的設(shè)備檢修，提高設(shè)備利用率。主要包括以下幾方面的內(nèi)容：

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

2）變壓器的監(jiān)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(yīng)用，另外局部放電測量也是變壓器監(jiān)測診斷的重要手段。

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

4.3 數(shù)字式視頻圖像監(jiān)視技術(shù)

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

1）變電站自動化系統(tǒng)與視頻監(jiān)視系統(tǒng)傳遞信息，實現(xiàn)事故狀態(tài)下對一次設(shè)備或相應(yīng)環(huán)境的錄像監(jiān)視，也可以實現(xiàn)遠程操作控制時對被控制的現(xiàn)場設(shè)備進行錄像監(jiān)視；

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

[1]DL/T587-1996，微機保護裝置運行管理規(guī)程[S].

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