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变电站综合自动化系统设计的若干问题探讨
文 摘 变电站实现自动化已是电网技术发展的必然趋势。目前，变电站综合自动化系统的研究、开发已形成热潮。为此，对变电站综合自动化系统设计中二次系统模式配置、电力监控仪的选用及局域网的选用等问题，进行分析与讨论，并提出设计中应采用的策略。来源：网络
所谓变电站综合自动化，就是广泛采用微机保护和微机远动技术，分别采集变电站的模拟量、脉冲量、开关状态量及一些非电量信号，经过功能的重新组合，按照预定的程序和要求实现变电站监视、测量、协调和控制自动化的集合体和全过程，从而实现数据共享和资源共享，提高变电站自动化的整体效益。变电站综合自动化系统能够大大地提高整个电网运行的安全性和经济效益已经形成共识。并且目前变电站综合自动化系统的研究和开发已经形成热潮。在此热潮中，由于庞大的市场需求，各种新技术、新产品大量涌现，在产品的设计、开发中应重视变电站综合自动化系统的特殊问题，不然会影响产品的性能和电力自动化的发展。为此对变电站综合自动化系统的几个主要问题进行了分析、讨论，提出了相应的处理方法。确立变电站二次系统的设计原则
由于受变电站现场实际运行设备的限制，许多人的思想观点是：在原来设备配置的基础上，增加计算机管理功能，按变电站的规模配置相应容量、功能的微机保护装置和微机远动装置，安装在变电站主控制室内；主变压器、各进出线路及站内所有设备的运行状态通过电流互感器、电压互感器或相应变送器，经电缆传送到主控制室的微机保护装置和微机远动装置，经初步处理后送到前置机预处理，并与调度端的主计算机进行数据通信。上位计算机完成当地显示、控制和制表打印功能，这样就构成了变电站综合自动化系统。
现阶段，在变电站综合自动化设计中拥有上述观点的还不少，且有些变电站的改造也是在这种指导思想下实施的。但变电站综合自动化系统的目标应是实现变电站的小型化、无人化的高可靠性。针对上述的集中式控制系统的诸多不足已暴露无遗，如：系统信息过于集中处理问题；中央控制计算机故障，整个二次系统瘫痪问题；需要敷设大量电缆问题；投资 和工程量大问题；系统内信号采集后以模拟量传输为主，系统精度低，易受干扰信号的影响问题；集中式装置系统调试麻烦，维护工作量大问题；扩容灵敏性差且信息传输速度低等问题。
所以，必须确立分布式控制系统的地位。即把整个生产过程的控制功能、管理功能分散开，让控制系统由不同规模、不同功能的控制计算机连接而成；为每个被控制设备配备专用的底层前置控制计算机，并把它们安装在被控设备旁。统一设置一台上位控制计算机来进行人机联系及信息向上级调度远传。如图 1 为以局域网络构造成的分布式综合自动化系统。
分布式综合自动化系统框图
可知，各前置机按照规定的功能全面地管理系统被控设备，由于在空间上紧邻被控设备，因此就地取得了有关信息(如PT、CT、辅助接点、断路器分、合闸线圈等)。这些信息被前置机加工后通过局域网与上位计算机连接。在上位机上可
以使用各前置机送来的数据构造各种画面、图像、图表、曲线等信息。前置机不仅可以根据所取得的实时数据计算结果对被控设备实行必要的调节和控制，而且上位计算机也可直接通
过前置机对被控设备进行调节和控制。
由于采用分散安装技术，大大节省了控制室面积，节省了大量电缆和安装费用，降低系统造价，提高系统可靠性，使分布式变电站综合自动化系统的优点明显地体现出来：① 不同电气设备均单独安装对应的前置机，其任一装置出现故障，均不影响系统其它部分正常运行；② 系统内装置间信息的传送均为数字信号，所以系统抗干扰能力增强；③ 分布式系统为多CPU工作方式，各装置均有一定的数据处理能力，从而大大减轻了主位计算机的负担；④ 系统扩充灵活、方便。因此，为了提高变电站综合自动化系统的可靠性和性能价格比，在设计时就应采用分布式的变电站综合自动化系统配置模式。2 用电力综合监控仪，弃变送器及RTU
设计分布式的变电站综合自动化系统，就有对应与之配套的电力综合监控仪和分布式微机保护装置。电气监控仪是变
电站分布式自动化系统的底层前置机，其功能主要有：① 就地采集被控设备的有关模拟量(电流、电压、温度等)，通过高
速运算产生其它所需的参量(如功率、频率、谐波等)，作为对被控设备的调节与控制依据，并通过通信口传送给上位机。
② 就地采集被控设备的状态(开关量)除传送给上位控制机外，还作为对被控设备调节及控制的逻辑判断依据。③ 就地输
出对被控设备的控制命令和报警信号，也可通过通信接口接受上位控制机的控制。从上述可知，电力综合监控仪可完全取
代变送器及RTU，从而省去了一块块变送器屏和大量变送器的校验工作，其优越性是显而易见的。
这里介绍一种3720 ACM电力监控仪［1］。这是一个专作监控电气设备(发电机、变压器、线路等)用的电力监控仪。
一般安装在被控设备的开关柜或断路器端子箱内，就地将PT、CT、开关辅助接点及一路非电量(如温度、压力等)连接到输
入端子，作为原始数据。3 路控制输出可连接到断路器的分、合闸线圈或其它被控对象上。每个设备单独配备一块电力监
控仪，通过对采集的电压与电流的瞬时值进行高速运算，即可获得所有相关电气量，甚至包括 63 次以上的谐波分量，这
些计算出来的电气量既可以在监控仪的面板上显示，也可通过串行口送到上位控制机去。由于是智能化仪表，因此它不仅
取代了所有变送器，省去了控制电缆、还有控制保护、故障录波、事件顺序记录、极值记录、远动等多种功能。可以说电
力监控仪取代了变送器、RTU全部仪表、部分继电保护、运动、故障录波、事件记录等大量常规设备，具有很高的性能/价
格比。应用计算机局域网
分布式控制系统由于应用场合不同，对网络的要求也不同，因而网络的协议、拓扑结构、传输媒体等也不相同，所
以，首先应针对变电站这一特殊场合选择一种满足要求的网络。
鉴于计算机局域网(LAN)的迅速发展，将这一技术应用于变电站综合自动化已是一种发展趋势。
常见的局域网有总线型网络(以太网)、令牌网和令牌总线网［2］。由于这些网络均是按照国际标准化组织的开放相
同互连标准(ISO)所规定的 7 层模型而设计的，故不同厂家的兼容性较好，应用软件不必考虑所用的硬件是哪家生产的，只要按标准设计即可共用。
这些常用网络中，最为流行的当推总线型网络，任何一点发送信息到公共的通信总线上，目的点均可以收到，同时也
可为其它所有的点接收，它不存在信息通路阻塞问题，可靠性高，因此总线型结构已成为工业控制局部网络的主流拓扑结
构。在电力系统自动化应用中，我国四方公司开发的第三代微机保护装置引进了美国Echelon公司推出的Lonworks网络技
术，它非常适合于总线型结构，网络功能极强。此外，我国其它一些公司引进开发的用于变电站综合自动化控制的还有现
场总线基金会(简称FF)开发的FF现场总线标准、德国Bosch公司推出的CAN总线标准等，这些都属于连接变电站智能化设备
与自动控制系统的全数字化、多变量、双向、多点、多站的通信网络产品。它是计算机、通信和控制三种技术从控制室发
展到工业现场的技术结果。由于发电厂和变电站的基层控制已广泛采用基于微型计算机的智能电子器件和现场总线的一系
列特点和优点，现场测控网络采用现场总线是一种发展趋势。
根据国际上对变电站综合自动化的发展趋势及近年来IEC制定的关于变电站二次设备信息接口的配套标准，结合我国的实际情况，针对局域网的选型应以以太网较合适。保证上位监控机的运行可靠性
在变电站综合自动化系统中，上位监控机充当站内的保护、测量、控制及通信装置与变电站运行人员之间的接口，它
能正确及时地转换和传输变电站的运行状态信息以及运行人员的控制命令，是整个系统正常运行的前提，地位重要。因
此，可靠性是上位计算机的首要指标。而上位监控机的资源平衡水平对其可靠性产生很大影响，是衡量上位监控机运行可
靠性的一个重要指标。
在分布式变电站综合自动化系统中，上位监控机主要完成两项任务：① 接收并解释站内保护、测量等装置发送的上
行报文，并将结果通过友好、直观的人机界面反映给变电站的运行人员；② 接收并解释运行人员通过人机界面下达的控制
命令，随后通过局域网将其下达到保护及控制装置。
由于在变电站正常运行时，站内的保护及测量等装置只是定时上送遥测、遥信报文。而这些报文处理较简单，丢弃一
些报文并不会丢失变电站一些状态的变化，因此在正常运行时上位监控机的工作负载较小，实时性的要求也相对较低，对
资源的要求就比较有限。但在发生故障时，有可能会引起多个装置一起上送报文，诸如保护动作报文、保护告警报文及相
应设备状态信息报文上送，其处理过程比较复杂，而且这些报文相对于遥测及遥信报文有较高的优先级，必须迅速、准确
地将故障信息通知运行人员，这就使得上位监控机的工作负载较变电站正常运行时大大加重，对实时性的要求也较高，对
资源的需求水平大大提高了。在这种情况下如何使上位监控机可靠工作将是一个关键问题。
为保证上位监控机可靠工作，需要确定在变电站正常运行时上位监控机占用的系统资源。这要依据下面三个原则：①
在变电站发生故障时，上位计算机所收到的上行报文的数量是变电站正常运行时的 2 倍以上［3］，而且对于故障报文的
处理也比遥测、遥信等报文的处理复杂，所以可以估算上位监控机在变电站发生故障时的工作负载是正常运行时的 3 倍；
② 上位监控机需要将故障信息及时打印出来；③ 考虑到操作系统的稳定性以及系统管理的需要，上位监控机必须保留有
一定的裕度，而不能长期满负荷运行。基于此，在确定上位监控机系统资源时，应以下列标准，即在变电站发生故障时，上位监控机处理上行报文所占用的CPU资源不能超过 75%，这样，一方面可得到比较满意的微机运行效果及打印机打印效
果，另一方面又保证有一定的稳定裕度。因此，在变电站正常运行时，设计上位监控机CPU负载水平应为25%左右，不能超
过 30%。以这样的标准平衡上位监控机资源较合适。系统可靠性和工程造价方面的建议
针对变电站综合自动化系统的设计，就目前我国实际状况，在选用新技术、新设备的同时，还应从系统的可靠性和工
程造价等方面综合考虑。
如何降低变电站综合自动化系统的工程造价，建议从三个途径入手：① 采用面向现场的分散布置设计，用极少量的通信电缆取代大量的长距离信号电缆，用软件闭锁取代或简化二次闭锁回路，节约大量电缆和相应的施工及调试工作量；
② 采用分散布置，可以取消传统的大控制室设计，节约用地和建筑面积；③ 综合自动化设计的软件化，使得传统上大量
复杂的现场点对点调试工作主要由供应厂家的软件组态来代替，此时，现场基建和工厂验收可并行进行，以加快工程的整
体进度，降低工程造价。
如何提高变电站综合自动化系统安全可靠性，建议从三个途径入手：① 微机保护装置替代传统的继电保护装置单
元，使保护装置经常处于在线自检状态(包括监视温度)，一有异常立即报警。不象传统的保护装置那样，只能定期校验，实际动作正确与否只有故障后才知道。② 传统的保护装置一般只提供一套整定值，而基于微机的保护单元可以提供多套整
定值，可供运行方式改变时远方选用，并提供在动态过程中定值修改的可能性，而这种定值修改既可靠又安全。③ 基于微
机的保护单元，较易实现小电流接地系统单相接地选线、故障测距、故障录波等功能。
当然，变电站综合自动化系统是否能降低投资成本和提高安全可靠性，除设备本身的水平和变电站二次系统的合理设
计外，还与投运后的运行机制有关。
作者单位：丁书文 罗仲远 郑州电力高等专科学校(郑州 450004)
张承学 武汉水利电力大学(武汉 430072)
参考文献叶念国.关于电力系统自动化的几个热点问题.水电厂自动化，1998.8 熊中烈、龙中湘.计算机局部网络.北京：电子工业出版社，1994 王海猷、贺仁睦.变电站自动化监控主站的系统资源平衡.电网技术，1999，1 王明俊.无人值班变电站的发展与综合自动化系统.电网技术，1997.11
变电站综合自动化系统存在的问题
摘要： 近年来，随着“两网”改造的深入和电网运行水平的提高，大量采用远方集中监视、控制等变电站综合自动化系统，既提高了劳动生产率，又减少了人为误操作的可能。采用变
电站综合自动化技术是计算机和通信技术应用的方向，也是电网发展的趋势，但同样也不可避免地带来了一些问题，如变电站综合自动化系统的技术标准问题，以及运行和检修的管理体制等问题。基于运行经验，该文介绍了变电站综合自动化系统，从技术、管理、人员素质等方面阐述了当前变电站综合自动化系统实际应用中存在的若干问题，并针对这些问题提出了一些建议。
关键词： 变电站综合自动化系统；站内监控功能；通信规约；设备选型 变电站综合自动化系统自20世纪90年代以来，一直是我国电力行业中的热点之一。它既是电力建设的需要也是市场的需要，我国每年变电站的数量以3%～5%的速度增长，每年有千百座新建变电站投入运行；同时根据电网的要求，每年又有不少变电站进行技术改造，以提高自动化水平。近几年来我国变电站综合自动化技术，无论从国外引进的，还是国内自行开发研制的系统，在技术和数量上都有显著的发展。
但工程实际当中，部分变电站综合自动化系统功能还不能充分发挥出来，存在问题较多，缺陷率很高，不能实现真正的无人值班。变电站综合自动化系统的现状及其存在的问题
1.1 技术标准问题
目前变电站综合自动化系统的设计还没有统一标准，因此标准问题（其中包括技术标准、自动化系统模式、管理标准等问题）是当前迫切需要解决的问题。
1.1.1 生产厂家的问题
目前在变电站综合自动化系统选型当中存在着如所选系统功能不够全面，产品质量不过关，系统性能指标达不到要求等情况，主要有以下问题：
•由于变电站综合自动化设备的生产厂家过分重视经济利益，用户又过分追求技术含量，而不重视产品的性能及实用性，因而一批技术含量虽较高，但产品并不过关，甚至结构、可靠性很差的所谓高技术产品不断被使用。厂家只要有人买就生产，改进的积极性不高，甚至有些产品生产过程中缺乏起码的质量保证措施，有些外购部件更是缺乏管理，因而导致部分投产的变电站问题较多；
•有些厂家就某产品只搞技术鉴定，没搞产品鉴定；
•另外，生产厂家对变电站综合自动化系统的功能、作用、结构及各项技术性能指标宣传和介绍不够，导致电力企业内部专业人员对系统认识不透彻，造成设计漏洞较多。
1.1.2 不同产品的接口问题
接口是综合自动化系统中非常重要而又长期以来未得到妥善解决的问题之一，包括RTU、保护、小电流接地装置、故障录波、无功装置等与通信控制器、通信控制器与主站、通信控制器与模拟盘等设备之间的通信。这些不同厂家的产品要在数据接口方面沟通，需花费软件人员很大精力去协调数据格式、通信规约等问题。当不同厂家的产品、种类很多时，问题会很严重。
如果所有厂家的自动化产品的数据接口遵循统一的、开放的数据接口标准，则上述问题可得到圆满解决，用户可以根据各种产品的特点进行选择，以满足自身的使用要求。
1.1.3 抗干扰问题
关于变电站综合自动化系统的抗干扰问题，亦即所谓的电磁兼容问题，是一个非常重要然而却常常被忽视的方面。传统上的变电站综合自动化设备出厂时抗干扰试验手段相当原始，仅仅做一些开关、电焊机、风扇、手提电话等定性实验，到现场后往往也只加上开合断路器的试验，一直没有一个定量的指标，这是一个极大的隐患。
变电站综合自动化系统的抗干扰措施是保证综合自动化系统可靠和稳定运行的基础，选择时应注意，合格的自动化产品，除满足一般检验项目外，主要还应通过高低温试验、耐湿热试验、雷电冲击电压试验、动模试验，而且还要重点通过四项电磁兼容试验，分别是：1 MHz
脉冲干扰试验、静电放电干扰试验、辐射电磁场干扰试验、快速瞬变干扰试验。
1.1.4 传输规约和传输网络的选择问题
变电站和调度中心之间的传输规约。目前国内各个地方情况不统一，变电站和调度中心之间的信息传输采用各种形式的规约，如部颁CDT、SC-1801、DNP3.0等。
1995年IEC为了在兼容的设备之间达到互换的目的，颁布了IEC 60870-5-101传输规约，为了使我国尽快采用远动传输的国际标准，1997年原电力部颁布了国际101规约的国内版本DL/T 634-1997，并在1998年的桂林会议上进行了发布。该规约为调度端和站端之间的信息传输制定了标准，今后站端变电站综合自动化设备与远方调度传输协议应采用101规约。
站内局域网的通信规约。目前许多生产厂家各自为政，造成不同厂家设备通信连接的困难和以后维护的隐患。
1997年IEC颁布了IEC 60870-5-103规约，国家经贸委在1999年颁布了国际103规约的国内版本DL/T 667-1999，并在2000年的南昌会议上进行了发布，103规约为继电保护和间隔层（IED）设备与变电站层设备间 的数据通信传输规定了标准，今后变电站综合自动化系统站内协议要求采用103规约。
电力系统的电能计量传输规约。对于电能计量采集传输系统，IEC在1996年颁布的IEC 60870-5-102标准，即我国电力行业标准DL/T 719-2000，是我们在实施变电站电能计量系统时需要遵守的。
上述的三个标准即常说的101、102、103协议，运用于三层参考模型（EPA）即物理层、链路层、应用层结构之上，是相当一段时间里指导变电站综合自动化技术发展的三个重要标准。这些国际标准是按照非平衡式和平衡式传输远动信息的需要制定的，完全能满足电力系统中各种网络拓扑结构，将得到广泛应用。
IECTC57即将制定无缝远动通信体系结构，具有应用开放和网络开放统一的传输协议 IEC 61850。该协议将是变电站(RTU或者变电站综合自动化系统)到控制中心的唯一通信协议，也是变电站综合自动化系统，甚至控制中心的唯一的通信协议。目前各个公司使用的标准尚不统一，系统互联和互操作性差，因此，在变电站综合自动化系统建设和设备选型上应考虑传输规约问题，即在变电站和控制中心之间应使用101规约，在变电站内部应使用103规约，电能量计量计费系统应使用102规约。新的国际标准IEC 61850颁布之后，变电站综合自动化系统从过程层到控制中心将使用统一的通信协议 1.1.5 开放性问题
变电站综合自动化系统应能实现不同厂家生产的设备的互操作性(互换性)；系统应能包容变电站自动化技术新的发展要求；还必须考虑和支持变电站运行功能的要求。而现有的变电站综合自动化系统却不能满足这样的要求，各厂家的设备之间接口困难，甚至不能连接，从而造成各厂家各自为政，重复开发，浪费了大量的财力物力。
另外，各种屏体及设备的组织方式不尽相同，给维护和管理带来许多问题。
在我们现有的综合自动化设备中，厂家数量较多,各厂不同系列的产品造成产品型号复杂，备品备件难以实现，设备运行率低的问题。
1.2 组织模式选择的问题
变电站综合自动化系统实现的方案随着变电站的规模、复杂性、变电站在电力系统的重要地位、所要求的可靠性以及变电层和过程层总线的数据流率的不同而变化。如果一个变电站综合自动化系统模式选择合适的话，不仅可以节省投资、节约材料，而且由于系统功能全、质量高、其可靠性高、可信度大，更便于运行操作。因此，把好变电站综合自动化系统的选择关，意义十分重大。
目前应用较广泛的变电站综合自动化系统的结构形式主要有集中式、分散与集中相结合和全分散式三种类型。现将三种结构形式的特点简述如下。
集中式：集中式结构的变电站综合自动化系统是指采用不同档次的计算机，扩展其外围接口电路，集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理，分别完成微机控制、微机保护和一些自动控制等功能。这种系统结构紧凑、体积小、可减少占地面积、造价低，适用于对35 kV或规模较小的变电站，但运行可靠性较差，组态不灵活。
分散与集中相结合：分散与集中相结合的变电站综合自动化系统是将配电线路的保护和测控单元分散安装在开关柜内，而高压线路和主变压器保护装置等采用集中组屏的系统结构。此结构形式较常用，它有如下特点：
•10～35 kV 馈线保护采用分散式结构，就地安装，可节约控制电缆，通过现场总线与保护管理机交换信息。
•高压线路保护和变压器保护采用集中组屏结构，保护屏安装在控制室或保护室中，同样通过现场总线与保护管理机通信，使这些重要的保护装置处于比较好的工作环境，对可靠性较为有利。
•其他自动装置中，如备用电源自投控制装置和电压、无功综合控制装置采用集中组屏结构，安装于控制室或保护室中。
全分散式：全分散式的变电站综合自动化系统是以一次主设备如开关、变压器、母线等为安装单位，将控制、I/O、闭锁、保护等单元分散，就地安装在一次主设备屏（柜）上。站控单元通过串行口与各一次设备相连，并与管理机和远方调度中心通信。它有如下特点：
•简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积。
•减少了施工和设备安装工程量。由于安装在开关柜的保护和测控单元在开关柜出厂前已由厂家安装和调试完毕，再加上铺设电缆的数量大大减少，因此现场施工、安装和调试的工期随之缩短。
•简化了变电站二次设备之间的互连线，节省了大量连接电缆。
•全分散式结构可靠性高，组态灵活，检修方便，且抗干扰能力强，可靠性高。
上述三种变电站综合自动化系统的推出，虽有时间先后，但并不存在前后替代的情况，变电站结构形式的选择应根据各种系统特点和变电站的实际情况，予以选配。如以RTU为基础的变电站综合自动化系统可用于已建变电站的自动化改造，而分散式变电站综合自动化系统，更适用于新建变电站。
由于微处理器和通信技术的迅猛发展，变电站综合自动化系统的技术水平有了很大的提高，结构体系不断完善，全分散式自动化系统的出现为变电站综合自动化系统的选型提供了一个更广阔的选择余地。伴随着变电站综合自动化系统应用的增多，无论是新建、扩建或技改工程，其综合自动化系统的选型都应该严格执行有关选型规定，力求做到选型规范化。经选用的变电站自动化系统不仅要技术先进、功能齐全、性能价格比高，系统的可扩展性和适用性好，而且要求生产厂家具有相当技术实力，有一定运行业绩和完整的质量保证体系、完善的售后服务体系。
1.3 电力管理体制与变电站综合自动化系统关系问题
变电站综合自动化系统的建设，使得继电保护、远动、计量、变电运行等各专业相互渗透，传统的技术分工、专业管理已经不能适应变电站综合自动化技术的发展，变电站远动与保护专业虽然有明确的专业设备划分，但其内部联系已经成为不可分割的整体，一旦有设备缺陷均需要两个专业同时到达现场检查分析，有时会发生推诿责任的情况，造成极大的人力资源浪费，而且两专业衔接部分的许多缺陷问题成为“两不管地带”，不利于开展工作。
在专业管理上，变电站综合自动化设备的运行、检修、检测，尤其是远动系统的实时性、遥测精度、遥信变位响应速度、信号复归和事故总信号等问题仍需要规范和加强；对传动实验及通道联测的实现、软件资料备份等问题提出了新的课题内容。
1.4 运行维护人员水平不高的问题
解决好现行的变电站综合自动化系统管理体制和技术标准等问题的同时，还要培养出一批高素质的专业队伍。目前，变电站综合自动化系统绝大部分设备的维护依靠厂家，在专业管理上几乎没有专业队伍，出了设备缺陷即通知相应的厂家来处理，从而造成缺陷处理不及时等一系列问题。
要想维护、管理好变电站综合自动化系统，首先要成立一只专业化的队伍，培养出一批能跨学科的复合型人才，加宽相关专业之间的了解和学习。
其次，变电站综合自动化专业的划分应尽快明确，杜绝各基层单位“谁都管但谁都不管”的现象。变电站综合自动化专业的明确，对于加强电网管理水平，防止电网事故具有重大意义。结束语
近年来，通信技术和计算机技术的迅猛发展，给变电站综合自动化技术水平的提高注入了新的活力，变电站综合自动化技术正在朝着网络化、综合智能化、多媒体化的方向发展。
鉴于变电站综合自动化系统当前还缺乏一个统一的国家标准，这就需要与之相关的各岗位的电力工作者 在实际操作过程中不断总结经验，找到其规律性，不能因循守旧，而应根据具体情况，遵循科学、严谨的工作原则，用发展的眼光来进行变电站综合自动化系统的建设，以保证电网安全、经济、优质地运行。
参考文献
[1]龚强, 王津.地区电网调度自动化技术与应用.北京: 中国电力出版社,2005.[2]张继雄.变电站自动化系统选型中应注意的问题.内蒙古电力技术,2005,2.变电站综合自动化系统分析与讨论
李建钊
广西玉林供电局 玉林市 537000 1 引言
变电站的继电保护、故障录波、当地监控和远动等，不仅功能不同，而且实现的原理和技术也不同。因而，长期以来形成了不同的专业和相应的技术管理部门。随着微机保护、微机监控和微机远动等装置的普遍应用，人们注意到这些装置尽管功能不同，其硬件配置却大体相同，所采集的量和要控制的对象有许多也相同。于是，便出现了从全局出发来考虑的变电站综合自动化的思想。
但在变电站综合自动化技术的推广、实施过程中，对继电保护、测量、控制、远动等功能以及它们之间的关系，目前仍有些问题值得我们去研究。2 变电站综合自动化主要特征
变电站综合自动化是一项提高变电站安全、稳定和可靠运行水平，降低运行、维护成本，提高经济效益和向用户提供高质量电能的一项技术措施。变电站综合自动化的发展，为电网综合自动化的发展奠定了基础。变电站综合自动化最主要的特征表现在以下几个方面：
①功能综合化。变电站综合自动化技术是在计算机技术、数据通信技术、软件模块化基础上发展起来的。它集保护、测量、监控功能于一体，替代了常规变电站的保护、仪表、中央信号系统、RTU等二次设备。
②结构微机化。综合自动化系统内主要部件是微机化分布式结构，网络总线连接，将微机保护、数据采集、监视控制等环节的中央处理器(CPU)同时并行运行。
③操作监视屏幕化。常规方式下的指针表计读数被屏幕数据取代。对变电站设备运行的监视、操作、控制都可以在计算机屏幕上进行。
④运行管理智能化。智能化不仅表现在常规的自动化功能上，如自动报警、自动报表、电压无功自动调节、小电流接地自动选线、事故判断与处理等方面，还表现在能够在线自诊
断，并能将自诊断结果向远方传送。也就是说，常规二次系统只能监测一次设备，而本身的故障必须靠维护人员去检查发现，综合自动化系统不仅能检测一次设备，还每时每刻检测自己是否有故障，充分体现出其智能性。3 工作模式和实施方法 3.1 工作模式
目前的变电站综合自动化系统大都可归结为集中配屏模式和分散(分层分布)模式两种。图1所示(我局茂林变电站所采用的DISA-1系统)即为集中配屏模式。在这种模式下，测量、信号、脉冲电度、遥信、遥控等功能分别组屏，由一个或两个总控单元通过串行口(RS-232、422、485)与各功能单元(屏柜)，以及微机保护、当地监控主机，调度端等进行通信。分散模式则如图2所示(我局良村变电站采用的CSC2000系统)。此模式的主要特点是以一次设备如开关、变压器等为安装单位，将控制、输入/输出、闭锁、保护等单元分散就地安装在一次设备(屏柜)上，当地监控主机，调度端与间隔层之间通过网络总线进行通信。
图1 集中配屏模式
图2 分散(分层分布)模式
3.2 实施方法
由于受现有专业分工的影响，变电站综合自动化实施过程中也有不同的方法。一种主张站内监控以远动为数据采集和监控基础，保护相对独立；另一种主张站内监控以保护为数据采集和控制基础，将保护与控制、测量结合在一起。
从目前的运行体制、专业分工、安装调试、运行维护等方面看，监控与保护都是相互独立的两个不同的专业，显然前一种方法更符合我国国情。而后一种方法由于难以提供较清晰的事故分析和处理界面，一时还不易为现场所接受。但从发展趋势、减少设备重复配置、简化维护工作量等方面考虑，后一种方法又有其独特的优越性。4 继电保护和监控的关系
4.1 “避免硬件重复”带来的问题
随着技术的进步，开始出现一种“多功能”保护装置。这种保护装置可以在保护不起动时，利用其闲余时间“顺便”计算U、I、P、Q、f等，并通过站内通信网供站内监控及远动用。这样可取消大量常规变送器又不降低保护的可靠性。
从信息流的角度看，保护(包括故障录波)、测量、控制的信息源都来自现场的PT、CT二次侧输出，但它们的要求是明显不同的。
①保护、故障录波主要采集一次设备的故障异常状态信息，对PT、CT量测范围要求较宽。保护用的CT二次线圈饱和系数很高，但精度比较低，其准确级次通常都在2.5级或3.0级以下。
②测量、控制主要采集一次设备运行状态信息，对测量精度有明确的要求，按《地区电网调度自动化设计技术规程》和《无人值班变电站调度自动化设备运行管理规定》等有关规定，遥测总准确度应不低于1.5级，考虑到A/D转换的精度、交流采样频率跟踪特性等情况，测量用的CT的准确度应不低于1.0级。并且，用于测量的CT准确度虽然很高，但饱和系数低，故障时并不能准确反映实际的短路电流。
4.2 保护与监控的关系
从目前实施的情况来看，变电站综合自动化系统的微机保护与监控部分之间的联系主要有两种方式。第一种方式是通过保护装置的串行口上监控网，如前面图
1、图2所示均属这种联系方式；第二种方式是设一台(或多台)保护管理机，将所有的保护装置管理起来，然后由保护管理机与监控系统联网，如图3所示(我局江滨变电站所采用的SIC2000系统)。
①监控系统为实时系统，保证其实时性指标是系统的基本要求；而保护信息多为非实时信息，保护装置向监控系统报告的保护动作信息包括动作时间、动作性质、动作值、动作名称等以及自检报告，甚至还有故障录波数据，这些信息量是非常庞大的。对第一种连接方式，如此大量的非实时信息拥入监控实时系统，势必造成监控系统处理大量非实时信息而影响处理速度，使系统实时性受到影响。
②在第二种方式下，保护管理机和各保护装置进行数据的双向交流，然后可选择其中重要的、必要的保护信息传送到监控系统。这些少量而必要的保护信息占用监控系统容量较第一种方式要少得多，较好地保证了监控系统的实时性。同时，保护管理机还可通过电话线路连接到继电保护管理部门。继电保护管理部门便可以调取保护的所有数据，并修改和下装保护定值。
在第一种方式下，如果想通过远动通道对继电保护远方下定值和读取保护的各种报告，理论上是可行的，但这将会严重影响调度自动化系统的实时性和控制的可靠性，是不可取的。
图3 保护与监控的联系
③由于到目前为止，变电站综合自动化系统在数据传输规约方面尚无统一标准，保护装置向监控系统提供的保护信息报告在国内市场没有形成统一的格式。因而，第一种方式对于保护、监控同属于一个厂家的产品容易实现，不同厂家产品实现通信连接就比较困难些；第二种方式对于保护、监控产品不属于同一厂家，或者同一变电站有几家的保护产品都比较容易实现通信连接。
④从计算机网络的观点上来看，无论哪种方式，测量、控制、保护模块都可以看作是变电站计算机局域网上的一个结点。在第一种方式里保护、监控同在一个系统，不便于专业分工管理，第二种方式的保护、监控相对独立，设计、施工、运行、管理都比较符合现行的专业分工管理。时钟统一及SOE
开关变位、继电保护和自动装置动作均应做SOE，但由于功能下放，这些状态量的采集和处理是分散在多个相互独立的智能模块(I/O模块)中进行的。它们所参照的时标也是各自的，倘若这些独立的智能I/O模块的时钟不统一，或者是经站内通信网传输后再统一标上时标的SOE，都不能算真正的SOE。
目前许多分散式系统一般采用软件报文来校钟，由监控主机向各I/O模块广播时间报文，I/O模块收到时间报文后即校正自己的时钟。假如一个通信以异步方式进行，速度为9 600 bit/s的分散式系统，每毫秒能传送9.6 bit的数据。一组时间报文一般都应包括年、月、日、时、分、秒、毫秒，加上地址码、校验码、特征码等，其长度少说也有10个字节以上，如图4所示。
地址码
特征码
****年**月**日
时
分
秒
毫秒低位
毫秒高位
校验码
图4 校时报文
按异步方式，一串100 bit长度的数据，从主机发出报文开始，到I/O模块接收完全部报文为止，起码要10 ms以上，这就造成绝对时间的偏差，并且由于各I/O模块工作方式不同，即使接收到报文，也不可能在同一时刻修正自己的时钟，这样也就很难使各I/O模块的时钟完全一致。因而必须探讨分散式变电站综合自动化系统的统一时钟新方法，如采用GPS，利用GPS高精确度的时钟脉冲来解决系统的时钟统一问题。6 站内通信网
变电站是一个高强度电磁干扰的场所。从抗电磁干扰的角度来考虑，变电站综合自动化系统的通信介质可优先选择光纤，这对分散式系统尤为适用。但一般光纤安装维护较复杂且费用相对电缆要高。
目前，各部件之间采用串行口通信方式(RS-232、422、485)的变电站综合自动化系统，其通信速率和信息共享程度均受到限制。而采用平等(peer to peer)总线局域网，网上每个结点与网上其它结点可直接通信，解决主从方式下的瓶颈现象。如CSC2000采用的Lonwork网络，DIS-2采用的CANet(Control Area Network)等，保证通信网络的可靠、方便和开发性。7 结语
变电站综合自动化作为电网调度自动化的一个子系统应服从于电网调度自动化的总体设计和要求，其自动化系统的配置、功能包括设备的布置等，应满足电网安全、优质、经济运行和信息分层传送及信息共享的原则。
变电站综合自动化是一个跨专业的课题，它需要保护、远动、通信、变电管理等多个专业的配合与协调，使变电站综合自动化的实施真正能达到提高运行可靠性、减少投资、提高经济效益、增强调度中心监视和控制的能力的作用和效果。
参考文献陶晓农等.基于光纤或CAN网络的分散分布式变电站监控系统.电力系统自动化，1997，No.7.2 林 涛等.完全分布式变电站综合自动化系统.电网技术，1997，No.6
变电站综合自动化系统的几点理解及认识 摘要：本文讨论了变电站综合自动化有关的技术要求和基本的功能配置，结合我国变电站自动化的研究及应用现状，对其在工程应用中存在的问题进行了探讨，并提出相应的理解及认识。
关键词：变电站，综合自动化，功能，智能单元 １．
引言
近年来，随着电网运行水平的提高，各级调度中心要求更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运行情况，提高变电站的可控性，进而要求更多地采用远方集中控制，操作，反事故措施等，即采用无人值班的管理模式，以提高劳动生产率，减少人为误操作的可能，提高运行的可靠性。另一方面，当代计算机技术，通讯技术等先进技术手段的应用，已改变了传统二次设备的模式，为简化系统，信息共享，减少电缆，减少占地面积，降低造价等方面已改变了变电站运行的面貌。基于上述原因，变电站自动化由“热门话题”已转向了实用化阶段，电力行业各有关部门把变电站自动化做为一项新技术革新手段应用于电力系统运行中来，各大专业厂家亦把变电站自动化系统的开发做为重点开发项目，不断地完善和改进相应地推出各具特色的变电站综合自动化系统，以满足电力系统中的要求。
国外从80年代初开始进行研究开发，到目前为止，各大电力设备公司都陆续地推出系列化的产品。如ABB，SIEMENS,HARRIS等公司，90年代以来，世界各国新建变电站大部分采用了全数字化的二次设备；相应地采用了变电站自动化技术；我国开展变电站综合自动化的研究及开发相比世界发达国家较晚，但随着数字化保护设备的成熟及广泛应用，调度自动化系统的成熟应用，变电站自动化系统已被电力系统用户接受使用，但在电力部门使用过程中大致有两方面的原则：一是中低压变电站采用自动化系统，以便更好地实施无人值班，达到减人增效的目的；二是对高压变电站（220kV及以上）的建设和设计来说，是要求用先进的控制方式，解决各专业在技术上分散、自成系统，重复投资，甚至影响运行可靠性。并且在实际的工程中尚存在以下主要问题：
(1)功能重复，表现在计量，远动和当地监测系统所用的变送器各自设置，加大了CT，PT负载，投资增加，并且还造成数据测量的不一致性；远动装置和微机监测系统一个受制于调度所，一个是服务于当地监测，没有做到资源共享，增加了投资且使现场造成复杂性，影响系统的可靠性；
(2)缺乏系统化设计 而是以一种”拼凑”功能的方式构成系统，致使 整个系统的性能指标不高,部分功能及系统指标无法实现。
（3）对变电站综合自动化系统的工程设计缺乏规范性的要求，尤其是系统的各部分接口的通信规约，如涉及到不同厂家的产品，则问题更多，从而导致各系统的联调时间长，对将来的维护及运行都带来了极大的不便，进而影响了变电站自动化系统的投入率。２．
变电站综合自动化系统应能实现的功能
２．１ 微机保护：是对站内所有的电气设备进行保护，包括线路保护，变压器保护，母线保护，电容器保护及备自投，低频减载等安全自动装置。各类保护应具有下列功能：
１）．故障记录
２）．存储多套定值
３）．显示和当地修改定值
４）．与监控系统通信。根据监控系统命令发送故障信息，动作序列。当前整定值及自诊断信号。接收监控系统选择或修改定值，校对时钟等命令。通信应采用标准规约。２．２ 数据采集
包括状态数据，模拟数据和脉冲数据
１）．状态量采集
状态量包括：断路器状态，隔离开关状态，变压器分接头信号及变电站一次设备告警信号等。目前这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统，也可通过通信方式获得。
保护动作信号则采用串行口（RS-232或RS485）或计算机局域网通过通信方式获得。
２）．模拟量采集
常规变电站采集的典型模拟量包括：各段母线电压，线路电压，电流和功率值。馈线电流，电压和功率值，频率，相位等。此外还有变压器油温，变电站室温等非电量的采集。模拟量采集精度应能满足SCADA系统的需要。
３）．脉冲量
脉冲量主要是脉冲电度表的输出脉冲，也采用光电隔离方式与系统连接，内部用计数器统计脉冲个数，实现电能测量。
２．３ 事件记录和故障录波测距
事件记录应包含保护动作序列记录，开关跳合记录。其SOE分辨率一般在1~10ms之间，以满足不同电压等级对SOE的要求。
变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。另一种是分散型，即由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。２．４ 控制和操作闭锁
操作人员可通过CRT屏幕对断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投切进行远方操作。为了防止系统故障时无法操作被控设备，在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。操作闭锁应具有以下内容：
１）．电脑五防及闭锁系统
２）．根据实时状态信息，自动实现断路器，刀闸的操作闭锁功能。
３）．操作出口应具有同时操作闭锁功能
４）．操作出口应具有跳合闭锁功能 ２．５ 同期检测和同期合闸
该功能可以分为手动和自动两种方式实现。可选择独立的同期设备实现，也可以由微机保护软件模块实现。
２．６ 电压和无功的就地控制
无功和电压控制一般采用调整变压器分接头，投切电容器组，电抗器组，同步调相机等方式实现。操作方式可手动可自动，人工操作可就地控制或远方控制。
无功控制可由专门的无功控制设备实现，也可由监控系统根据保护装置测量的电压，无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。
２．７ 数据处理和记录
历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，它包括上一级调度中心，变电管理和保护专业要求的数据，主要有：
１）．断路器动作次数
２）．断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数
３）．输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功、母线电压定时记录的最大，最小值及其时间。
４）．独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间
５）．控制操作及修改整定值的记录
根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在远动操作中心或调度中心实现。２．８ 人机联系
２．９ 系统的自诊断功能：系统内各插件应具有自诊断功能，自诊断信息也象被采集的数据一样周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心。２．１０与远方控制中心的通信
本功能在常规远动‘四遥’的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等，其信息量远大于传统的远动系统。
根据现场的要求，系统应具有通信通道的备用及切换功能，保证通信的可靠性，同时应具备同多个调度中心不同方式的通信接口，且各通信口及MODEM应相互独立。保护和故障录波信息可采用独立的通信与调度中心连接，通信规约应适应调度中心的要求，符合国标及IEC标准。
变电站综合自动化系统应具有同调度中心对时，统一时钟的功能，还应具有当地运行维护功能。
２．１１ 防火、保安系统。从设计原则而言，无人值班变电站应具有防火、保安措施。
３．变电站综合自动化的结构及模式
３．１ 目前从国内、外变电站综合自动化的开展情况而言，大致存在以下几种结构：
１）．分布式系统结构
按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备，将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。这里所谈的‘分布’是按变电站资源物理上的分布（未强调地理分布），强调的是从计算机的角度来研究分布问题的。这是一种较为理想的结构，要做到完全分布式结构，在可扩展性、通用性及开放性方面都具有较强的优势，然而在实际的工程应用及技术实现上就会遇到许多目前难以解决的问题，如在分散安装布置时，恶劣运行环境、抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上存在的问题等等，就目前技术而言还不够十分成熟，一味地追求完全分布式结构，忽略工程实用性是不必要的。
２）．集中式系统结构
系统的硬件装置、数据处理均集中配置，采用由前置机和后台机构成的集控式结构，由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及
远方通讯等功能。目前国内许多的厂家尚属于这种结构方式，这种结构有以下不足：前置管理机任务繁重、引线多，是一个信息‘瓶颈’，降低了整个系统的可靠性，即在前置机故障情况下，将失去当地及远方的所有信息及功能，另外仍不能从工程设计角度上节约开支，仍需铺设电缆，并且扩展一些自动化需求的功能较难。在此值得一提的是这种结构形成的原由，变电站二次产品早期开发过程是按保护、测量、控制和通信部分分类、独立开发，没有从整个系统设计的指导思想下进行，随着技术的进步及电力系统自动化的要求，在进行变电站自动化工程的设计时，大多采用的是按功能‘拼凑’的方式开展，从而导致系统的性能指标下降以及出现许多无法解决的工程问题。
３）．分层分布式结构
按变电站的控制层次和对象设置全站控制级（站级）和就地单元控制级（段级）的二层式分布控制系统结构。
站级系统大致包括站控系统（SCS）、站监视系统（SMS）、站工程师工作台（EWS）及同调度中心的通信系统（RTU）：
站控系统（SCS）：应具有快速的信息响应能力及相应的信息处理分析功能，完成站内的运行管理及控制（包括就地及远方控制管理两种方式），例如事件记录、开关控制及SCADA的数据收集功能。
站监视系统（SMS）：应对站内所有运行设备进行监测，为站控系统提供运行状态及异常信息，即提供全面的运行信息功能，如扰动记录、站内设备运行状态、二次设备投入/退出状态及设备的额定参数等。
站工程师工作台（EWS）：可对站内设备进行状态检查、参数整定、调试检验等功能，也可以用便携机进行就地及远端的维护工作。
上面是按大致功能基本分块，硬件可根据功能及信息特征在一台站控计算机中实现，也可以两台双备用，也可以按功能分别布置，但应能够共享数据信息，具有多任务时实处理功能。
段级在横向按站内一次设备（变压器或线路等）面向对象的分布式配置，在功能分配上，本着尽量下放的原则，即凡是可以在本间隔就地完成的功能决不依赖通讯网，特殊功能例外，如分散式录波及小电流接地选线等功能的实现。
这种结构相比集中式处理的系统具有以下明显的优点：
（1）可靠性提高，任一部分设备故障只影响局部，即将‘危险’分散，当站级系统或网络故障，只影响到监控部分，而最重要的保护、控制功能在段级仍可继续运行；段级的任一智能单元损坏不应导致全站的通信中断，比如长期霸占全站的通信网络。
（2）可扩展性和开放性较高，利于工程的设计及应用。
（3）站内二次设备所需的电缆大大减少，节约投资也简化了调试维护。
３．２ 基本的模式
１）．基本配置：
（１）集中处理集中布置：将集控式屏、台都集中布置在主控制室。
（２）分布处理集中布置：将分布式单功能设备集中组屏仍集中布置在主控制室。
（３）分布处理分散布置：将分布式单功能设备布置在一次设备的机柜内或采用就地就近组屏分散设置的方式。
２）．基本模式：
（１）对于新建变电站的自动化系统的设计方式：
Ａ．对于容量较大、设备进出线回路数较多、供电地位重要且投资较好的变电站，可采用分层分布式结构的双机备用系统，辅之相应的保护、测量、控制及监测功能，并完成远方ＲＴＵ的功能。
Ｂ．对于容量较小，主接线简单，供电连续性要求不高的变电站，宜取消常规的配置及前置机，采用单机系统，完成保护、测量、控制等功能的管理，并完成远方ＲＴＵ的功能。
（２）对于扩建及改造现有的按常规二次系统设计的自动化系统设计方式：
Ａ．改造项目可采用新配置的具有三遥（或四遥）功能的RTU,完成对老站保护动作信息、设备运行状态及部分功能的测量，并对原有的常规二次设备进行必要的改造或ＲＴＵ增加数据采集板，使之能与增设的自动化设备构成整体。
Ｂ．当扩建项目的范围较大，用户对自动化的要求较高，投资又允许时，通常采用自动化系统方案。
４．
几个问题的认识及探讨 ４．１ 变电站自动化的基本概念
变电站自动化是指应用自动控制技术、信息处理和传输技术，通过计算机硬软件系统或自动装置代替人工进行各种运行作业，提高变电站运行、管理水平的一种自动化系统。变电站自动化的范畴包括综合自动化技术；变电站综合自动化是指将二次设备（包括控制、保护、测量、信号、自动装置和远动装置）利用微机技术经过功能的重新组合和优化设计，对变电站执行自动监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统，它是自动化和计算机、通信技术在变电站领域的综合应用。其具有以下特征：
１）．功能综合化：是按变电站自动化系统的运行要求，将二次系统的功能综合考虑，在整个的系统设计方案指导下，进行优化组合设计，以达到协调一致的继电保护及监控系统。‘综合’（INTEGRATED）并非指将变电站所要求的功能以‘拼凑’的方式组合，而是指在满足基本要求的基础上，达到整个系统性能指标的最优化。表现在：
（１）简化变电站二次设备的硬件配置，尽量避免重复设计。如远动装置和微机监测系统功能的重复设置，没有达到信息共享。
（２）简化变电站各二次设备之间的互联线，节省控制电缆，减少ＰＴ、ＣＴ的负载。力争克服以前计量、远动和当地监测系统所用的变送器各自设置，不仅增加投资而且还造成数据测量的不一致性。
（３）保护模块相对独立，网络及监测系统的故障不应影响保护功能的正常工作；对于110kV及以上电压等级变电站，由于其重要程度，应考虑保护、测量系统分开设置；而对于110kV以下低压变电站，就目前的技术应用水平及工程应用角度而言，可以考虑将保护与测控功能合为一体的智能单元，这样不但利于运行管理及工程组合，而且降低投资成本。
（４）减少安装施工和维护的工作量，减少总占地面积，降低总造价或运行费用。
（５）提高运行的可靠性和经济性，保证电能质量。
（６）有利于全系统的安全、稳定控制。
２）．系统构成的数字化及模块化：保护、控制、测量装置的数字化（即采用微机实现，并具有数字化通信能力），利于把各功能模块通过通信网络连接起来，便于接口功能模块的扩充及信息的共享。另外方便模块的组态，适应工程的集中式、分布分散式和分布式结构集中式组屏等方式。
３）．操作监视屏幕化：当变电站有人值班时，人机联系在当地监控系统的后台机（或主机）上进行，当变电站无人值班时，人机联系功能在远方的调度中心或操作控制中心的主机或工作站上进行，不管那种方式，操作维护人员面对的都是ＣＲＴ屏幕，操作的工具都是键盘或鼠标。
４）．运行管理智能化：体现在无人值班、人机对话及操作的屏幕化、制表、打印、越限监视和系统信息管理、建立实时数据库和历史数据库、开关操作及防误操作闭锁等方面，能够减轻工作人员的劳动及人无法做到的工作。４．２ 变电站综合自动化站内通信网络的建立
变电站内传送或交换的基本信息有：测量及状态信息；操作信息；参数信息。根据信息传送的性能要求，大致可分两类考虑，一类要求实时响应较高的信息，如事故的检出、告警、事件顺序记录和用于保护动作的信息，要求传送速度较高；另一类是对时间响应要求不高的信息，如用于录波、记录及故障分析的信息，可允许较长的传送时间。对于不同的数据亦有不同的安全性要求，站内通信网联系站内各个智能单元、后台监控及远方通信装置，是整个系统的关键，根据实际系统结构及工程实际需要，大致按以下原则考虑：
１）．电力生产的连续性和重要性，通信网的可靠性应放在第一位．一方面应具有较强的抗干扰能力，以满足温度、湿度和电磁干扰等环境要求，另一方面应考虑备用措施。
２）．站内通信网应根据通信负荷的特点合理分配，保证不出现‘瓶颈’现象，通讯负荷不过载，对于大型变电站考虑100~256个负载节点，一般中小型变电站考虑不超过60~100个负载节点。通讯距离设计考虑不超过１kM.。
３）．站内通信网应满足组合灵活、可扩展性好、具有较好的开放性以及调试维修方便的要求。宜采用总线形网络。
４）．通信媒介的选用原则是尽量采用光纤，考虑到工程的经济性，仍可采用电缆作为主要的通信媒介，但电缆接口一般设有隔离变压器，以抑制共模干扰．
５）．站内通信网的协议及规约应尽量符合国家及国际标准．
６）．站内通信网的站级通信网由于处于较佳的运行环境，其信息流较大（分布式集中布置），故可采用高速网；段级通信网根据实际工程需要，并且可能处于运行环境比较恶劣（分布式分散布置），因实际的信息量不是很大，可考虑慢速网（如现场总线或４８５通信方式）的环境。
４．３ 实际工程设计的考虑
为了使实际工程工作可靠，维护方便，扩展灵活，易于用户操作和管理，在系统不同的层次，需解决不同的问题。
１）．前置智能单元
前置智能单元是系统的基层，执行系统最基本的功能，如保护、测量、控制等。我们希望这些基层模块尽量不受网络状态的影响，特别是继电保护装置，要求在无网络的状态下能完成保护的基本功能，因此在设计基层装置时，尽量采用自成一体的办法。
为了提高基层功能模块的质量，尽量采用通用化的模块，因此硬件平台的模块化设计，在基层尤为重要。本着这种思想设计出有限品种的模块，拼装成不同的功能装置，这对模块设计成本的降低、生产的组织等均具有好处。
在实际应用中，为了减少基层模块软件对工程的依赖性（即工程有关部分的软件），一种办法将与工程有关的软件改成系统配置文件存于可擦写的存储器内，另一种办法是将与工程有关的（例如通信规约）软件用一个独立的模块来实现。
２）．网络通信层
为了保证网络层的完好，应该注意对网络层的监视，这可以从后台和前置两个层次来实现，在硬件条件比较好的地方，可以采取两个独立通讯网络工作，或同时工作，或者互为备用。
３）．后台监控
后台监控的操作、管理、维护是系统中用户最关心的问题，为了减少用户对厂家的依赖，在后台软件的设计中特别要注意人机界面的友善性，操作要方便、易学、易懂，功能的开放性，当系统中功能模块的增加和减少或具有不同通信协议规约的设备加入，后台监控系统应能方便的增加及删除，操作也简单明了，不至于遇到上述问题时要修改后台软件。
关于变电站综合自动化系统建设的几点建议
[摘 要]本文以宝鸡供电局变电站综合自动化系统设计、维护、运行、管理为例，对变电站综合自动化系统存在的一些共性缺陷，提出几点建议及改进措施，着重介绍了与变电站综自系统运行紧密相关的几类典型问题的解决方法。
[关键词]变电站综合自动化系统 建设 完善 建议
一、前言
近年来，随着宝鸡供电局电网建设的飞速发展，特别是在城农网改造建设中新技术的不断运用，变电站综合自动化系统发挥着越来越重要的作用，它为实现电力生产的现代化、科学化、信息化和自动化管理及时提供了有效的网络信息和准确数字，为电网的安全经济运行提供了重要依据。我局变电站自动化系统建设历经三个阶段[1]，不论是在设备选型及使用上，还是在变电站综自系统设计上，都存在许多共性的问题有待完善。本文针对变电站综合自动化系统目前的运行维护管理现状以及存在问题加以讨论并提出几点建议。
二、变电站综合自动化系统的电源
变电站综合自动化系统的可靠运行是保证电网发生异常故障时相关人员能及时准确判断处理的关键，变电站综自系统装置本身在软、硬件设计上采取了层层保险、相互闭锁、死机自启动方面的措施，因此由综自装置本身问题影响系统不稳定现象，已经得到了极大的改善，根据几年的运行统计，因装置故障引起的变电站综自系统异常情况已经基本消失，而由电源系统可靠性造成的电网故障时有发生，如造成远传功能中断、自动化信息记录不完整、无人值守变电站无法进行事故遥控抢送等，危害性极大。此外还有以下几种表现:
1、取自站用变低压侧的交流电源供电不可靠，在保护动作导致变电站低压侧母线失压时，电源供电中断，造成自动化远传装置或者当地监控系统失电停机。
2、电源瞬间突然停、送电，对自动化设备硬件（特别是装置电源）造成冲击损坏，导致设备停机。
3、当变电站一次设备发生近距离接地短路故障时，由于变电站接地网各点地电阻不一致，地电流造成主控室接地点电压突变，引起自动化设备电源品质（电压有效值、频率、波形）降低至不可用，甚至烧坏设备的工作电源。
鉴于上述情况，近年来变电站综合自动化系统的远传设备及其当地监控系统均要求配置UPS电源，从而显著提高设备的运行可靠性。但UPS电源也存在以下问题:
1、采用普通的UPS电源，蓄电池容量小，逆变供电时间有限。
2、UPS蓄电池损坏率高。由于变电站站用电源很少发生长时间停电，若不能定期对UPS蓄电池放电，而始终将蓄电池置于“浮充”充电状态会使蓄电池实际使用容量大大低于其额定容量（安时数）。这样，一旦在UPS的运行中真正遇到交流输入电源中断时，就会出现由于电池组失效而造成UPS在极短时间内或者立即进入由于电池组电压过低而自动关机保护状态，造成自动化远传设备或当地系统电源中断；另一方面长期处于“浮充”状态会导致免维护蓄电池过充漏液甚至腐蚀损坏UPS内部电路。而自动化工作人员又无法对UPS电池组进行有效的定期维护。
3、由于变电站所用电源电压普遍偏高（一般为~220-~260之间），且电压波动较大，白天负荷大时，可能UPS输入交流电压属于正常范围（UPS交流输入电压正常时为~220+10%V），入夜后轻负荷时，输入电压可能高达250V以上，UPS电源长期处于这种状态，会导致其逆变稳压电路损坏，使UPS电源失效停止对外供电。
因此，给自动化设备提供可靠的电源是提高自动化设备运行可靠性的一个关键问题。鉴于以上情况，建议变电站综合自动化系统的远传设备（使用交流输入工控机）或当地监控系
统计算机及其辅助设备可采用以下供电方式:
首先，所用电输入至第一级交流稳压装置，对不间断稳压交、直流逆变电源的交流输入进行第一级稳压隔离。其次，将第一级稳压输出交流220V与变电站直流系统提供的+220V输出至第二级不间断稳压逆变电源，得到电压质量合格的不间断交流220V输出，当所用电源正常时，由主供稳压交流供给第三级电源，如遇所用交流输入电源失压或电压质量下降则可由备供直流系统+220V电源经第二级逆变输出至第三级。最后，第三级远传设备或当地监控系统辅助电源得到电能质量合格且不间断的交流220V输入，有效地保证了自动化系统的运行可靠性。以上供电系统的主要特点如下:
1、该供电系统能为自动化设备提供电能质量合格的不间断交流电源。
2、该供电系统由于采用两级稳压隔离，能有效的防止由于变电站事故异常或雷电导致的交流浪涌损坏远动设备的辅助电源。
3、该供电系统能妥善的解决自动化人员无法对UPS电池组进行有效的定期维护这一实际问题（综合自动化变电站有一套行之有效的变电站直流系统监控巡检制度）。
4、该供电系统能实现交、直流输入电源0秒自动切换功能。
三、提高遥信动作的可靠性
在综自变电站实际运行中，普遍存在遥信误动、误报现象，主要是由于遥信采集用的开关辅助接点或继电器接点拒动、误动、抖动及电磁干扰、遥信电源波动、遥信电源回路窜入交流电、远动通道误码及遥信接入设计方式等原因造成对自动化系统的干扰。根据几年来的实际经验，我觉得采用以下措施可大大提高遥信动作的正确率:
1、使用质量可靠的开关辅助接点以及信号采集继电器，使其能够真正反映相关一次设备的实际工作状态，作到一、二次设备动作同步。
2、在自动化设备上根据遥信量动作类型设置合适的遥信防抖时间，将遥信瞬间抖动现象滤除。
3、利用综合自动化设备分布式设计及网络通讯原则，消除老式RTU电缆引入主控室造成的电磁干扰，有效的避免了因此而造成的遥信误动。
4、综合自动化设备之间的网络通讯线采用屏蔽电缆，并将屏蔽层可靠接地（通讯电缆屏蔽层及自动化装置机壳可靠的与变电站接地网连接）。
5、遥信采集信号经光控继电器隔离后，引入自动化设备的遥信接入端子有效地隔离了强电干扰，提高了自动化设备遥信动作可靠性。
6、在远动载波通道设备上加装隔离器及防雷设备，远动设备机壳直接接地（接地电阻小于0.5Ω）。
7、给自动化设备电源加装滤波电容，防止由于电源波动造成的遥信误动作。
8、在有条件的情况下，自动化设备的遥信电源应当采用独立供电的隔离电源。
四、中央信号仿真
在传统的远动系统中，通常采集中央信号屏上的全站事故总信号（音响信号），这样在厂站事故跳闸时，事故总信号与开关分、合信号同时传送至主站系统，调度人员通常是以厂站事故总推图及两个信号相“与”处理得到相关厂站具体事故动作情况。随着电网改造的深入，变电站综合自动化系统得到了长足的发展，取消中央信号屏后，站内事故音响和告警功能仍需保留，并由监控系统实现，而自动化远传部分也要求该信号上传。因此，如何妥善处理该信号成为燃眉之急，在总结多家综自系统情况后，提出以下建议:
1、对于四方CSC2000系统及武汉国测等能够在远动主机屏上提供事故音响开出的综自系统，可采用与传统远动系统相近的方法，通过扩展事故总开出接点来采集全站发生的事故信号。
2、对于南瑞综自保护装置，由于其内部能够提供单个装置的事故信号，因此可通过在厂站远动主机上合并单装置事故信号的办法来组成一个 “或遥信”，虚拟事故总信号上传主站。
3、对于无法提供以上两种方式的综自系统可采用以下方法解决: 在不考虑“开关偷跳”情况下，事故跳闸是由于相关保护装置动作引起的，因此其必然导致保护动作信号与开关变位，这样我们可采用将综自设备的保护总动作信号（综自保护装置中央信号输出接点引出，具有磁保持特性），与相应开关辅助常闭接点或TWJ接点相串联或以上两者软件相“与”的方法，输出该装置事故信号，然后将事故信号（硬件或软件）逐一合并，形成厂站事故总信号上传，但考虑到如果变电站馈路保护装置较多，后者软件处理次数巨增，会直接影响到厂站事故总信号的产生，延缓事故总信号上传主站，故此我个人推荐以下硬件合并 方案:
4、对于使用多家保护设备的综合自动化系统，可采用以上三种方式相结合的方式处理。
5、对于厂站当地监控系统，由于其与保护装置的连接采用网络通讯方式，一般情况下当地系统报警库中对保护动作报警及事故信号均有具体描述，能够驱动相关音响设备可靠动作。
五、综合自动化变电站的通讯网络
通讯网络是综合自动化站区别与常规RTU站的明显标志之一，只有采用通讯网络，才能节省大量二次电缆，实现真正意义上的双向全双工信息通道，但通讯网络必须满足变电站综合自动化系统的要求，因此每个厂家都有一定的变电站内部网络组建方式，比如CANBUS总线结构、LONWORK总线结构等等，但都必须保证通信网络的安全、可靠，传输速度必须满足变电站综合自动化系统的要求。在综合自动化变电站长期的运行之中，我发现LONWORK总线结构具有以下特点，非常适合于变电站综合自动化系统。
1、采用LONGTALK通讯协议，网络协议开放，可以轻松的实现互操作。
2、可在任何介质下通信，包括双绞线、电力线、光纤、同轴电缆等以及多种传输介质并存混合使用。
3、网络操作系统结构可以是主从式、对等式、客户/服务式结构。
4、网络拓扑结构可以是总线型、星型、环型、以及多种混合型。
5、改善了CSMA、采用一种新的称之为PREDICTIVE P-PERSISTENT CSMA，可以在负载较轻时使介质访问延迟最小化，而在负载较重时使冲突的可能性最小化。
北京四方的CSC2000综合自动化系统采用LONWORK现场总线方式，在宝鸡供电局得到了广泛的应用，是理想的变电站综合自动化系统的测控网络。对于110kV及以上电压等级变电站，采用LON网络系统，间隔层配置两个独立的双重化LON监控网络，以及一个专用的故障录波网，站级工作站间配合以太网的使用，可充分发挥综合自动化系统的监控功能。
六、变电站综合自动化系统的运行维护管理
近年来，变电站自动化建设得到了飞速发展，其最大特点是将站内当地监控系统功能、信号采集、控制等远动功能以及微机保护信息、站用交、直流信息、厂站设备工况、变电站中央信号系统等多方面功能整合为一体，完全取消了传统的集中控制屏，二次回路极为简洁，减少了大量控制电缆，既可少人值班，亦能无人值守远方监控运行。
变电站综合自动化系统的建设，使得继电保护、远动、计量专业、变电运行等相互渗透，传统的技术分工、专业管理已经不能适应变电站综合自动化技术的发展。变电站远动与保护专业虽然有明确的专业设备划分，但其内部联系已经成为不可分割的整体，一但有设备缺陷均需要两个专业同时到达现场检查分析、有时会发生扯皮推诿责任的情况，造成极大的人力资源浪费，而且两专业衔接部分的许多缺陷问题成为“两不管地带”，不利于开展工作。
为适应变电站综合自动化系统的发展，急需对现有技术管理及专业分工体制进行改革，迫切要求进一步提高技术管理和运行维护人员的综合素质，更新知识结构，拓宽知识面，建立起一支高素质、具有综合判断处理综自问题能力的队伍。相关的一些旧的规程、规范也应该随着自动化技术的发展重新修订。应对少人值班变电站的值班员以及集控中心的运行维护人员，进行定期技术培训，使其能够对所辖变电站的综合自动化系统有一个全面的认识，能够分析处理一些简单的故障，有效地进行变电站日常监控。
七、结束语
在少人值班或无人值守的变电站，综合自动化系统运行的好坏，不仅取决于该系统本身的可靠性、先进性，而且与各种一、二次设备运行情况、智能设备的接口、现场实际情况密切相关。只有不断地发展完善综自系统，充分发挥其作用，才能保证电网安全、经济运行，才能更好为电网运行服务。
[1]附: 我局变电站自动化系统建设历经三个阶段:
1、市区老站改造，使用老式LS-RTU进行遥信、遥测的采集，遥控、遥调的输出，站内设备信号的收集采用接点方式，遥测采用变送器直流采样，有集中的遥控屏进行遥控、遥调操作。
2、第一代综合自动化系统，取代了老式RTU，功能分布式设计，站内通讯采用网络方式，所有监控设备通过报文来传达信息，由于综自产品未成型，故此系统问题较多。
3、城农网改造过程中，由于变电站综合自动化技术已经比较成熟，且新建、改建变电站多为一次性全站完工，因此系统功能一般能满足要求，但也不乏不合格综自产品影响系统总体性能。
参考文献
北京四方公司，CSC2000综合自动化系统说明书。
变电站综合自动化系统防雷
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摘要：该文分析了综合自动化变电站二次设备遭受雷击的原因，并针对其雷击特性设计出完备的解决方案。
关键词：变电站；综合自动化；防雷
近年来，随着我国电力系统的不断改造及科学技术的发展，特别是计算机技术的发展，变电站微机型综合自动化系统以它独特的优势在电力系统中被广泛的接纳和应用。
变电站实现综合自动化不仅为变电站实现无人值守和配电网实现自动化奠定了基础，而且也为供电部门提供更安全、经济、可靠和高质量的电能创造了条件。
变电站实现综合自动化是传统变电站二次系统的重大变革，其装置形式、功能配置以及操作方法都发生了根本变化。利用多台微型计算机和大规模集成电路装置组成的自动化系统，代替常规的测量和监视仪表，代替了常规的控制屏、中央信号系统和远动屏，及常规的继电保护。
但是，随之而出现的问题是，对于使用超大规模集成电路、运行电压只有数伏、信号电流仅为微安级的微机装置，相比以往的电磁式保护装置所具备耐热容量要小，对尖峰脉冲的耐受能力比较脆弱，特别是雷击过电压的暂态冲击会造成变电站二次系统严重损坏，因此目前变电站综合自动化设备的防雷击问题已经纳入了电力系统正常的保护工作当中。变电站二次自动化设备受雷击损坏的原因
电源线引入雷电电磁脉冲引起瞬态过电压，如果不经处理，直接进入电源系统，将引起二次设备电源损坏。
通信线引入雷电引起的感应过电压使通信线与设备之间有一定的电位差直接作用于串行通信口，会损坏微型计算机和通信设备的串行口，严重时会损坏微型计算机。
二次电缆引入雷电：直接与一次设备相连的二次连接电缆，由于雷电电磁脉冲引起的感应过电压直接作用于前端的中心处理计算机，轻则把功能板元件烧毁，重则烧毁整台计算机。
接地不规范：当有雷电电磁脉冲引起接地点之间电位差，产生的电磁场干扰会影响前端的中心处理计算机的运行，损坏前端的中心处理计算机的模板。同时，接地电阻不合格，雷电引起的地电位升高，亦会通过设备的接地线引入前端的中心处理计算机中，同时会损坏前端的中心处理计算机的插件。解决方案
变电站遭受的雷击是下行雷，主要来自两个方面：一是雷直击在变电站的电气设备上；二是架空线路的感应雷过电压和直击雷过电压形成的雷电波沿线路侵入变电站。因此，直击雷和雷电波对变电站进线及变压器的破坏的防护十分重要，所以本文就以这两种雷击的防护措施加以阐述。
对于直击雷主要是采用避雷针、避雷器、避雷线和避雷网作为接闪器，然后通过良好的接地装置迅速而安全的把雷电流引入大地。选择以避雷针做接闪器时要选择限流接闪器，其在接闪的过程中可初步对雷电流的峰值和陡度进行抑制达到限制流入大地的雷电流幅值的作用，尽量减少雷电反击和感应电磁脉冲的量级。
对于感应雷则需要从整体和系统建立起三维的防护体系，主要包括以下几个方面。
2.1 电源的防护
因综合自动化装置的电源均取自变电站内10 kV/380 V所内变压器，且经验证明变电站内60%的累积事故均为电源系统防雷措施不完善造成的，故对综合自动化装置的防雷，电源系统防护应放于首位。参照GB 50057.94《建筑物防雷设计规范》2000年版、IEC 1312-1及GB 50343-2004《建筑物电子信息系统防雷技术规范》对雷电引起电磁场脉冲的防护，对建筑物内电子信息系统设备的雷电电磁脉冲的防护等级的要求，将变电站综合自动化系统的低压配电系统中采用3～4级电涌保护器进行保护。
1级电源保护：在10 kV/380 V所内变压器低压侧安装大容量三相电源电涌保护器即KJRX80-B/4M或KJRX60-B/4M两种类型电涌保护器一套，其技术指标为KJRX80-B/4M型电涌保护器：电压380 V、保护水平 2500 V、通流容量80 kA、8/20 ms冲击波形、响应时间≤25 ns；KJRX60-B/4M型电涌保护器器：电压380 V、保护水平2200 V、通流容量60 kA、8/20 ms冲击波形、响应时间≤25 ns。
2级电源保护：分配电柜线路输出端的电源安装三相电源型电涌保护器即KJRX60-B/4M或KJRX40-B/4M两种类型电涌保护器一套。
3级电源保护：电子信息设备交流电源进线端安装三相电源型电涌保护器即KJRX40-B/4M或KJRX20-B/4M两种类型电涌保护器一套。
4级电源保护：由于自动监控系统的控制电源及采集机构的需要，必须将交流电转换成直流电，因此直流电源的安全稳定是控制及采集机构安全稳定的基础，为防止雷电电磁脉冲对直流电源造成损害，我们在整流电源侧以及各控制装置及采集机构前加安KJRA系列电源型电涌保护器，进而从根本上解决雷击对直流系统的损害。
通过逐级的防护，可以将雷电流最大限度的控制在自动化装置允许的耐受范围之内，以确保设备稳定运行。
2.2 通信系统的防护
变电站二次自动化设备中包括很多网络设备如网卡，调制解调器等。这些设备通过网线和电话线同局域网和广域网相连。所以应该在其通信线路两端加装信号电涌保护器，包括保护电话线的音频电涌保护器和保护网络连接设备的RJ45型电涌保护器，以及在通信设备电源处加设电涌保护器。并针对雷电电磁脉冲产生的地电位反击而安装等电位连接器，这样能够针对变电站中的网络传输系统就有了一个比较全面的保护。
2.3 信号采集及控制线路的防护
在监控系统中，不可避免的要有采样信号和控制信号的传递，在变电站二次自动化设备中也是如此，在现有的使用二次自动化设备的变电站中绝大多数是使用串口进行信号传输的，同时通过并口连接打印设备。这就需要我们就计算机的串口和并口两种信号传递端口进行保护，在两种端口前端加设DB9和DB25两种电涌保护器。在信号采集和控制的执行机构前增加控制信号电涌保护器，并且针对雷电电磁脉冲产生的地电位反击而安装等电位连接器，这样能够比较完善的保护信号采集及控制线路。
2.4 计量及保护系统的防护
在二次自动化设备中，信号显示、功率计算、异常监测和线路保护的判断依据都是由变电站的电流互感器和电压互感器采样进入的，雷电电磁脉冲很容易从这两种设备侵入二次自动化监控系统造成对电子设备的损坏，甚至造成系统的瘫痪，所以对电流互感器和电压互感器后
端的电子设备的保护是至关重要的。为了提高防护质量，应该同电源防护一样进行分级防护，一级防护：在电流互感器或电压互感器的低压侧安装电流、电压互感器型电涌保护器；二级防护：在电流互感器或电压互感器线路进入控制配电柜处安装电流、电压互感器型电涌保护器。如此，经过双层保护，使从互感器窜入的雷电流基本能够控制在线路能够承受的额度之内，从而保证了整个系统的正常运行。
2.5 温度检测系统的防护
对于变电站来说，变压器是整个系统的核心，所有的监视设备和保护设备都是为了使之正常、稳定的运行而设立的，检测变压器异常的最直接方法就是检测变压器的温度，因此，很多的变电站二次综合自动化系统都加入了变压器温度检测的部分。其原理是利用温度传感器和温度控制器组成温度检测回路，并将温度传感器置于变压器上，当变压器温度过高时，由温度控制器、降温风扇和警铃组成的报警降温回路接通，对变压器进行降温，同时报警。
当发生雷击时，会在温度检测和报警回路中产生极高的感应电压，烧毁回路中设备。为了保护温度检测和报警回路，应该在温度传感器和温度控制器处安装电涌保护器，对温度传感器和温度控制器进行保护，保证变压器的正常运行。结束语
通过以上各种方式对各系统的保护，组成了一个从电源到信号的完整的高效的防雷网络，通过使雷电电磁脉冲层层削弱的方式将雷击造成的危害降低到最小的程度，尽可能的保证了二次自动化设备的正常工作，从而保证了变电站的正常运行。
防雷设施是属于预防性的投资，在事故发生之前人们往往觉得可有可无，可少则少。等到事故发生后才发现得不偿失、后悔莫及。我们应树立防患于未然的思想，以小投资保证大投资的安全才是明智之举。
【河南天迈电子有限公司】双甲级防雷资格证书,承接各项防雷工程，销售各种防雷器材，产品通过铁道部，军工部，气象局认可（电源避雷器、信号避雷器，三合一避雷器，网络专用避雷器，避雷针，接地极，降阻剂，OBO避雷器，立信避雷器，浪潮避雷器），以及UPS电源（德国3A，德国朗科，美国山特、艾默生UPS等）和信号抗干扰器
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