变电站自动化系统的应用体会和探讨

1、变电站自动化系统的应用体会和探讨 变电站自动化系统的应用体会和探讨 【摘要】作为我国乃至世界电力系统行业的研究热点，变电站综合自动化技术正向更为高级和先进的方向开展。经过二十多年的不懈努力，我国变电站自动化系统已有显著改善。本文剖析了变电站自动化系统的应用现状，指出目前变电站自动化系统仍存在的问题，最后阐述了变电站自动化系统应用的开展方向。 【关键词】变电站；自动化系统；应用体会 1 变电站自动化系统的开展历程 按功能可将变电站内二次设备分为六类：测控装置、继电保护、故障录波、自动装置、当地监控和远动。六类产品不断更新换代，在功能上相互渗透，有效地推动了变电站综合自动化系统的开展。在整个开展历

2、程中，产生了各式各样的系统模式，按时间顺序可将其分为以下3个阶段： 第一阶段面向功能设计，集中式RTU加常规继电保护模式。作为变电站系统自动化的初级阶段，这类系统功能简单，但是联结复杂，整体性能指标偏低。 第二阶段面向功能设计，分布式测控装置加微机保护模式。面向功能式的设计延续了第一阶段自动化系统信息共享度不高的弊端。除此之外，这一阶段系统的二次电缆存在较多的互联情况，扩展性缺乏，不便于日常运行管理和维护。 第三阶段面向间隔和对象的分层分布式结构模式。这一阶段的自动化系统采用面向对象式的设计，通过利用分层分布式的整体系统结构，并将网络通信技术整合到系统中，取得了扩展方便、配置灵活、便于运行管理

3、和维护的效果。 2 变电站自动化系统的应用现状 根据国际电工委员会标准，可以将变电站分成三个层次即过程层、间隔层以及变电站层。目前，按二次设备分布状况可以将变电站自动化系统纵向分为三层： 2.1 变电站管理层 按功能，变电站管理层横向分为当地监控、远方通信和保护信息管理。 作为变电站内操作人员的人机交互窗口，当地监控功能通过报表打印、图形显示、语言报警以及时间记录等方式实时对变电站运行状况进行监测。当地监测包含五防系统，通过五防系统开关控制可以实现其与管理信息系统的连接。 远方通信的功能是通过独立的通道和规约，将保护信息管理连接至保护信息管理主站，将当地监控连接至调度中心。 2.2 站内通信网

4、络层 站内通信网络层的功能是完成信息传递和系统对时。通过这两项功能，站内通信网络层完成信息共享和系统交换，从而在变电站内减少二次设备配置，变电站自动化系统的平安性和经济性得到提升。以太网以其开放性好、网络标准、传输容量大、高速率的特点，在变电站自动化系统中广泛应用。其他站内现场总线还有：Canbus,Lonworks和Profibus等。 2.3 间隔层 间隔层包括测控装置、自动装置、继电保护装置和智能装置。间隔层响应远方主站、变电站层和就地的操作要求；实现对相关一次设备的测量、控制和保护；完成信息采集并向上传送，并在远方主站、变电站层实效的情况下仍保持测量、控制和保护功能。继电保护和测控装置

5、在110KV以下、110KV以上两种情况下分别采取合二为一，独立设置的措施。 3 变电站自动化系统应用时存在的问题 3.1 自动化系统与各类智能装置的接口通信问题 在电压等级为220kV及其以上的变电站中，一般采用的智能设备都会由多家制造厂提供，从而共同构成整个的变电站自动化系统。除此之外，系统中还包括由不同制造厂提供的监控系统、各类继电保护装置以及继电保护独立配置。尽管众多厂家共同采用继电保护设备站内通信协议IEC-60870-5-103规约，但由于他们对协议规约理解水平上的不一致，难以到达预期效果，实现真正的互联。 虽然110kV及以下电压等级的变电站的自动化系统采用的设备大多由一个厂家提

6、供，但智能设备仍需要其他厂家的产品。由于缺乏国家标准和行业标准，因此各个厂家在智能设备物理接口和通信协议上达不成一致，最终导致现场调试工作量的增加，以及系统调试时间的延长。 除了以上两点之外，更有一些设备厂家无视接口设计，只关注设备主体功能，导致不清晰的设备监测信息输出要求，最终使得变电站自动化系统在监测站内运行设备上存在缺陷，潜伏着平安隐患。例如：直流电源屏、交流电源屏、消弧和小电流接地选线装置、电压无功控制装置等。 3.2 站内通信可靠性问题 站内通信网的功能是完成系统对时和信息传递。站内通信网要保证变电站内变电管理层与隔层装置之间信息的流通。保证站内通信可靠性对于变电站自动化系统至关重要

7、。目前，站内通信主要存在以下问题亟待解决： 第一，站内通信涉及LON网、CAN网、以太网、RS-485等多个网络通信，在通信过程中需要进行规约的转换。因此，站内通信质量受到通信规约程序优劣、规约转换器、交换机的性能以及网关的直接影响。 第二，站内通信网内网络节点之间的通信接口极易受到恶劣电磁环境的影响。有时，甚至会导致整个通信网连接通信的中断。为此可以通过以下措施进行改良：在站内通信电缆的走向方面，合理布置，防止电力电缆与通信电缆靠得太近或平行走线过长；做好变电站防雷措施，改善变电站接地网；在确定不影响站内通信可靠性的情况下，为站内通信网络加设抑制过电压和防雷器件。 3.3 变电站自动化系统现

8、场调试的模拟程序问题 变电站自动化系统的调试分阶段进行，假使设备制造厂家提供具有模拟虚拟遥信和实际遥信对点测试程序功能的产品，将会使调试工作更加顺利。变电站自动化系统在现场调试方面存在的问题主要是： 第一，在变电站站端监控系统调试完成之后，如果需要对调度端联调，需要重做一次各“四遥点的调试。如果在间隔层装置中具有各“四遥点的模拟生成功能，这将会减少联调的工作量。 第二，在现场调试中，如果一次设备达不到联调条件，调度端和站端的通信规约以及数据库相关局部的正确性就没有方法得到检验。利用模拟程序，那么会使调试工作顺利展开。 第三，调度端和站端的数据库修改后，需要检验“四遥信息的准确性，需要重新模拟故

9、障及试验。模拟程序那么可以解决这一问题，提高调试效率。与此同时，要注意模拟信息和真实信息在站端和调度端显示的区分，以免失误。 3.4 继电保护信息系统的要求 除了完成SCADA系统的功能外，变电站自动化系统还能提供详细的保护信息。目前，电压等级在220kV及以上的变电站要求继电保护装置设置专门的接口，从而为继电保护信息管理系统日常远程监视、管理保护装置、电网事故控制等提供有效手段。日常远程监视继电保护装置运行情况，包括核实开关量输入状况与实际状况，检测模拟量有效值，核对保护定值和保护压板，管理保护软件版本等。继电保护信息管理系统能够在电网发生故障时及时进行推理分析，找到事故发生区域，明确事故性质，以便调度员快速处理。事故发生后，调用故障录波信息和保护动作信息，可以用于电网运行平安性评估，从而制定有效的平安管理措施。 4 总结 本文对变电站自动化系统开展历程、应用现状以及应用时存在的问题进行了详细探讨。伴随着通信技术和计算机技术的不断开展，变电站自动化系统功能将得到丰富和完善。未来变电站自动化系统将逐步完成电能质量的在