变电站综合自动化系统选型的讨论

1、变电站综合自动化系统选型的讨论（云南省临沧供电局云南 临沧 677000）中图分类号： TP 文献标识码： A 文章编号： 1007-0745 （2008）09-00摘要：本文阐述了关于变电站自动化系统选型中存在的 一些问题和应遵循的一些原则，介绍了变电站自动化系统的 结构形式、功能、通讯组网方式和通讯传输规约等内容，强 调了抓好选型环节的重要性与必要性。关键词：变电站自动化系统监控系统通讯规约一个变电站自动化系统选择合适，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，变电站自动化系统的选择 意义十分重大。基于笔者几年来参与改造及参与招

2、标的多所 变电站的实践经验，总结了变电站自动化系统应具备的结构、 功能、通讯网络的选择方法，同时也分析了变电站综合自动 化系统目前存在的问题。1变电站系统结构形式的选择目前应用较广泛的变电站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。1.1 集中式。集中式结构的变电站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 1 。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 35kV 或规模较小的变

3、电站，但运行可靠性较差，组态 不灵活。1.2 分散与集中相结合。分散与集中相结合的变电站自 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：（1） 10 kV35kV 馈线保护采用分散式结构，就地安装，可节约控制电缆，通 过现场通讯总线与智能信息管理单元交换实时信息。 （ 2）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，同样通过现场通讯总线与智能信息管理 单元通信，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。 （ 3）其他自动装置中，备用电源自投控

4、 制装置和电压、无功综合控制装置（VQC）采用集中组屏结构，安装于控制室或保护室中， 有的厂家不用无功控制装置， 而是采用微机加装 VQC控制软件来实现无功调节， 比如国电 南自，在很多无人值班站采用这种模式实现无功电压调节， 也起到良好的效果。1.3 全分散式。全分散式的变电站自动化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： （ 1）简化了变电站二次部分的配 置，大大缩小了控制室的面积。 （ 2）减少了施工和设备安装 工程量。由于安

5、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，再加上敷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。（ 3）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。 （4）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，而分散式变电站自动化系统， 更适用于新建变电站。2变电站自动化系统的主要功能变电站自动化系统功能很多，在选择时，除

6、了必须保证 所选系统功能满足变电站的需要之外，而且要求技术有一定 的先进性，防止由于功能欠缺影响系统以后的安全运行或很 快过时。现将变电站自动化系统所应具备的功能概括如下：(1)站内监控功能(SCADA功能)。此功能包括站内数 据采集与处理、运行监视及报警记录、设备检测与诊断、报 表编辑生成修改与打印、人机交互联系及系统维护管理、计 算统计、历史数据记录、事件顺序记录(SOE)、事故追忆、远方通信等常用SCADA功能。( 2)控制和调节。通过键盘在屏幕所显示的画面上对 各可控设备进行开 /合，投 /退等控制操作，对各可调设备进 行升 /降、定值设定等调节控制。 控制开关时可以按选择一返 校一执

7、行的方式实现每次操作一个对象的控制，也可以按批 次控制、顺序控制的方式一次对多个对象进行控制(无论那 种控制方式，都要具备完整的控制闭锁功能) ：进行调节时 可以一次调节一档，也可以一次调节多档，但同样要具备完 整的调节闭锁和边界报警功能。( 3)电压无功控制。 对于 110kV 电压等级以上变电站， 要求变电站自动化系统实现分布式站内自动电压无功控制(VQC)。对于35kV变电站，站内自动电压无功控制功能不 作要求，但应满足远方调整电压无功，即通过自动化系统可 在当地监控系统自行完成或调度端实现远方手动调整变压 器分接头和投切电容器功能。（ 4）对时系统。对时要求是变电站自动化系统的最基本要

8、求。110kV枢纽站和220kV站要求系统具有 GPS对时功 能，要求对变电站层设备和间隔层IED 设备（包括智能电度表等）均实现GPS对时。并具有时钟同步网络传输校正措施。 110kV终端站、35kV变电站不要求 GPS对时功能，但要求具 有一定精度的站内系统对时功能，定时完成由系统主机或由 调度端发出的对站内间隔层设备的对时功能。（5）故障录波。故障录波的数据和波形是电网事故运 行分析的重要参数。35kV变电站和一般的110kV终端站可以 不要求安装故障录波，一些分析信息可从保护装置的简短记 录和SOE中提取。但110kV枢纽站要求具有故障录波功能。（6）小电流接地选线。该功能要求配备三相

9、CT或专用零序CT，一般通过IED检出母线开口三角电压越限，主站在 收到信号后调该母线各IED在接地瞬间记录的零序电压电流 资料，汇总分析后作出判断。对于有35kV和10kV馈电线路的变电站，应装设分布的通过网络来实现的小电流接地选线 系统。（ 7）五防闭锁。五防闭锁功能是自动化必须考虑的主 要问题之一。目前国内大多数变电站自动化没有实现隔离开 关的自动控制，电动隔离开关机械转动的不可靠性是原因之 一。这种由于一次设备带来的不完善的自动化系统，不仅给 运行维护管理带来了麻烦，而且使得自动化系统的五防闭锁 必须和一些厂家的现场智能钥匙（智能锁控器）扯在一起， 目前还没有比较好的解决方案。（ 8）

10、继电保护。保护装置作为系统的有机部分要求和 自动化系统保持相对独立，一般要求保证电磁兼容指标，设 置专用熔断器（35kV电压等级以上）电源回路，保护 CT与 测量CT分开，A/D转换14位，可远方投退压板和控制字， 在线修改定值，带简短的事故采样数据和动作记录。（ 9）同期。由于实现电网互联是必然趋势，故负责系 统联络线联络变压器的枢纽变电站仍需配待自动同期装置， 使待并列的两个系统在电压、频率、相位角都能满足条件的 情况下对进行并列操作，这部分功能也应纳入自动化系统。（ 10）消防、保卫。由于值班人员的减少和自动化系统 功能的完善，消防、保卫自动监视设备也应纳入变电站自动 化系统一并考虑，要

11、求能及时将烟雾、温度、案情等报警信 息传送给值班人员或上级调度中心。对于按无人值班设计的 变电站，更应该重视这部分功能的实现。3内部局域通信网络及传输规约的选择数据通信网是构成变电站自动化系统的关键环节，内部 通信网络及传输规约的标准化是使变电站自动化迈向标准 化难点之一，很难达成一致。3.1 变电站通信网络。变电站内通信网络传输信息时间 应符合国际标准要求：设备层和间隔层之间、间隔内各个设 备之间、间隔层各间隔单元之间为1100ms;间隔层和变电站层之间为101000ms ;变电站层各个设备之间、变电 站和控制中心之间1000ms2。RS422和RS485串口传输速 率指标都是不错的，可在1

12、000m内传输速率100kbps，短距离速率可到10Mbps ； RS422串口为全双工，RS485串口为半 双工，媒介访问方式为主从问答式，属总线结构。这两个网 络的不足在于节点数目比较少，无法实现多主冗余，有“瓶 颈”问题，在35kV变电站和110kV终端变电站等小中型变 电站，RS422和RS485可作为主要网络采用。 中型枢纽110kV 站接点数一般在 40 个左右，多主冗余要求、节点数量增加 使RS422和RS485难以胜任。现场总线网可以方便的增减节 点，具有点对点、一点对多点和全网广播传送数据的功能， 常用的有 Lonworks网，CAN网。Lonworks网上的所有节点 是平等

13、的，CAN网可以方便的构成多主机构，不存在“瓶颈” 问题。据近年国内数百个站的经验，CAN网和Lonworks网可作为目前一般中型的110kV枢纽变电站自动化通信网络采用。 220kV500kV 变电站节点数据多， 站内分布成百上千个 CPU， 大量数据信息流的涌动和对速率指标要求高的分布母线保 护的采用（要求速率 130kB/s）， Lonworks 网络的实时性、带 宽和时间同步指标会力不从心。应考虑采用 Ethernet 网。3.2 系统传输规约的现状。国内变电站自动化系统的传 输规约使用较为混乱，无论是在站内不同厂家设备之间还是 在和远方调度的连接中，由规约转换问题而引发的软件编程 成

14、为实际工程调试量最大的项目，必须加以统一。目前各个 地方情况不一，现场大多采用各形式CDT、SC 1801、 U4f、DNP3.0等一些规约，1995年IEC为了在兼容的设备之间达到 互换目的，颁布了 IEC608705101 传输规约， 1997 年原 电力工业部颁布了国际 101 规约的国内版本 DL/T6341997。 该规约为调度端和站端之间的信息传输制定了标准，建议今 后变电站自动化设备的远方调度传输协议上应采用 101 规约 对于站内通信规约，各生产厂家基本是各作各的，造成不同 厂家设备通信连接的困难和以后维护的隐患。 IEC在1997年 颁布了 IEC608705103 规约，国

15、家经贸委在 1999 年颁布 了 103 规约的国内版本 DL/T6671997。 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，建议今后的变电站自动化站内协议采用 103 规约。 现在出台IEC61850规约以后，很多厂家按照该规约进行自动 化系统设备通讯的开发，解决了各个厂家规约难以统一的问 题，为变电站自动化系统的统一性提供了可靠保证。该规约 下的变电站以后会越来越多。4设备选型中的几个问题4.1 生产厂家的问题。目前在变电站自动化系统选型当 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：由于我

16、 国市场经济体制不成熟，厂家过分重视经济利益，用户过分 追求技术含量，不重视产品的性能，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 产品仍能不断使用。厂家只要有人买就生产，改进的积极性 也就不高，甚至有些产品生产过程中缺乏起码的质量保证措 施，有些外购件的生产更是缺乏管理，因而导致部分投产的 变电站问题百出。还有一种情况，有些厂家就某产品只组织 技术鉴定，没搞产品鉴定。另外，生产厂家对变电站自动化 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。因此，建议尽可能的采用知名品牌的电力系统 设备

17、生产厂家设备，为日后电站安全可靠运行提供保障。4.2 不同产品的接口问题。接口是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与通 信控制器、保护与通讯控制器、小电流接地装置与通讯控制 器、故障录波与通讯控制器、无功装置与通讯控制器、通讯控制器与主站、通讯控制器与模拟盘等设备之间的通讯。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、通讯规约等问题。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

18、的使用要求。1MHz4.3 变电站自动化系统的抗干扰问题和采取的措施。关 于变电站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 电站自动化设备出厂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。变电站自动化系统的抗干扰措施是保证变 电站自动化系统可靠和稳定地运行的基础，选择时应注意， 合格的变电站自动化产品，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

19、， 分别是： 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。4.4 设备选型应遵循的原则。近些年来，变电站自动化 方面的工作，既有经验也有教训。但实践证明，只要坚持按 照“运行可靠、 功能实用、 技术先进、 价格合理、 维护方便、 易于推广”的选型原则去实施，便会成效显著，偏离了这个 原则，就收不到应有的效果。运行可靠体现在： （ 1）本身各 模块能稳定协调地工作； （ 2）关键部分一定要有冗余、备份 等措施，不因单个模块的故障而影响整个系统的正常运行； （3）抗干扰能力强。功能实用体现在： （ 1）基本功能、日 常操作所需的功能必须完备、简明； （ 2）信息分流，哪一层 需要的信息才送往哪一层。技术先进体现在： （ 1）