远动技术的发展及变电站自动化系统的工作原理

1、变电站自动化系统的工作原理及实现 自动化知识系列讲座之一一、 自动化技术的发展概述1、概念自动化技术，也即远动技术，是一种可以实现电力系统调度的远距离检测、控制技术，它的作用是将分布在各个不同位置、不同类型的变电站（包括发电厂）和用户的运行工况（包括开关状态、设备的运行数据等）转换成便于传输的信号形式，加上保护措施以防止传输过程中的外界干扰，经过调制后，由专门的信息通道传送到调度端，在调度端的主站经过反调制，还原为原来对应的信息显示出来，供调度人员监控之用。而调度员的控制命令也可以通过类似过程传送到远方的被控对象。这一过程实际上涉及遥测、遥信、遥调、遥控，所以，传统远动技术是四遥的结合。而我局

2、目前已经实现了第五遥，遥视是利用先进的图像传感技术、计算机网络技术和通信技术，将变电站内电气设备的运行状态和安放情况用图像或告警的形式传送到远方，这样，调度人员、巡检运行人员、保安人员玖能够试试的监控现场运行情况。实现了电网的可视化监控和调度，使电网运行更加安全可靠。关于遥视的详细知识将会开设专题讲解。实际上，还有第六遥，遥脉，也就是电度量的自动采集和传送。2、发展概述2.1早期的变电站远动技术（20世纪60、70年代）早期的远动设备由以下3部分组成。a、 变电站远动设备。它包括远动主设备（RTU）、调制解调器（MODEM）和过程设备，其中过程设备包括信息输入设备（如变送器等）、信息输出设备（

3、如遥控继电器、档位调节器等）。过程设备的作用：是面向电力生产过程，把强电特性的信息转换为电子技术能处理的小信号（变送器），或相反（遥控继电器）。工作过程大致为：变电站的各种告警、状态和位置信号经光电隔离后直接送入RTU，测量量来自CT、PT，经变送器转换成直流电压或电流信号后送A/D转换，再经RTU的逻辑电路处理后，按一定的通信协议发往调度端；而遥控或遥调命令，则由调度端发出，RTU接收后输出给遥控继电器或档位调节器，从而控制现场设备运行。b、 调度端远动设备。包括远动主设备（主站）、调制解调器（MODEM）和人机设备。其中人机设备有模拟屏、操作控制台、打印机、数字显示设备及仪表等。主要完成接

4、收变电站送来的遥测、遥信信息，经处理后反映到人机设备上，而调度员通过操作控制台向变电站发出控制命令，进行遥控、遥调操作。c、 远动通道，包括变电站和调度端的MODEM和传输线路。本时期通道多以电力线载波技术为主。（它的主设备就是变电站中载波塔上那个圆圆的象锅盖的东西。）早期的远动设备有以下特点： 不涉及软件，设备由硬件制造，即为非智能硬线逻辑方式； 核心硬件是晶体管以及中小规模集成电路芯片； 其设计理念是面向全厂或全站，而不是面向间隔或元件，因此无一例外是采用集中组屏方式； 变电站的终端设备与调度端的接收设备均为一对一方式； 远动设备内部各部分之间以并行接口技术为主，很少或几乎不便用串行接口技

5、术； 大部分远动设备只完成遥测与遥信功能，少部分兼具遥控、遥调的所谓“四遥”功能。2.2中期的变电站远动（监控）技术（20世纪80年代90年代前几年）在这几年，随着电子技术（CPU和大规模集成电路）的发展，以及远动设备和PC计算机的结合，出现了数据采集与监控系统（SCADASupervisory Control And Data Acquisition）系统。当然，广义上的SCADA系统还包括主站系统，但是这也意味着远动向提高传输速度、提高编译码的检、纠错能力以及应用智能控制技术对所采集的数据进行预处理和正确性校验等方向发展。因此，远动一词也逐渐为监控所取代。中期的远动设备有以下特点： 以单或

6、多CPU和嵌入式软件为核心； PC机的应用提高了远动设备的应用水平，拓宽了人机联系的范围； 在采用多CPU设计时，设备内部逐渐从并行接口技术转向以串行接口技术为主； 设计理念仍然面向全厂或全站，所以仍然采用集中组屏方式； 变电站的终端设备与调度端的接收设备，逐步从一对一方式发展为一对N方式； 通道除了电力线载波之外，还有诸如微波、光纤等多种方式，但以载波、微波为主； 远动功能由“二遥”发展到“四遥”，且增添了若干附加功能。 2.3当前的变电站自动化技术（20世纪末到现在）随着半导体芯片技术、通信技术以及计算机技术的快速发展，分层分布式的自动化系统结构被广泛采用。同时，由于传统上相当独立的远动和

7、继电保护的逐步统一，远动技术的传统概念与内涵也有了质的不同，我们开始把这样的技术称为变电站自动化技术。当前变电站自动化技术的主要特点有： 以国际电工委员会(IEC)关于变电站的结构规范为准，真正以分层分布式结构取代传统的集中式； 把变电站分为3个层次，即站控层、间隔层以及过程层，在设计理念上不是以整个变电站作为设备所要面对的目标，而是以间隔和元件作为设计的依据，在中低压系统中，将测控和保护合并为一台装置，而高压与超高压系统，则独立分开为测控单元和保护单元； 主设备的硬件以高档32位工业级模件作为核心，配有大容量内存、闪存以及电子盘和嵌入式软件，构成所谓嵌入式系统；（这包括用工控机，如四方公司和

8、嵌入式模块，如继保、深南瑞两种） 现场总线的以及光纤通信的应用为功能上的分布和地理上的分散提供了物质基础； 网络，尤其是基于TCP/IP的以太网，在变电站自动化系统中广泛应用；（当然，变电站的网络结构也经历了多年的发展，目前我局的变电站内网络结构呈现多样化，复杂化，对维护带来一定的难度。关于网络结构的课题将另行安排培训。） 智能电子装置(IEDintelligent electronic device)大量运用，如继电保护装置、自动装置、电源、五防、电子电能表等； 与继电保护、各种IED、调度端交换数据所使用的通信协议更加与国际接轨。2.4今后变电站自动化的发展趋势大致包括以下几个方面：1、电

9、子、计算机（硬件、软件）、通信技术的进步加速自动化技术的发展a 、智能电子装置IED的广泛应用IED实际上就是一台具有微处理器、输入输出部件以及串行通信接口，并能满足各种不同的工业应用环境的嵌入式装置，它的软件则因应用场合的不同而不同，比较典型的IED如电子电能表、智能电量传感器、各类可编程逻辑控制器(PLC)等。b 、现场总线和以太网的更深入应用目前困难：现场总线的通信标准没确立，其中最常用的有8类现场总线: FF,Profibus,Controlonet,WorldFIP，P-Net，Interbus，SwiftNet，FFHigh Speed Ethernet,而电力系统自动化设备应用较

10、多的CAN和LonWorks则不在上述范围之内，值得关注。以太网只在站控层应用较多，正逐步发展向间隔层和过程层。目前，变电站自动化系统中实际采用的是一种以太网与现场总线网相结合的混合控制网络，其特点是，系统的通信建立在以太网、TCP/IP协议的基础之上，通过网关实现以太网（高速计算机网络）和现场总线网（相对低速的网络）之间的互联。以太网与现场总线的区别与联系（从技术角度）。首先，以太网和现场总线都属于局域网技术，在网络层次上都以传输介质和数据链路层为基础，规范上都符合相应的国际标准，两者都是目前应用最为广泛的局域网技术。但在内部机制上(主要是数据链路层)，以太网与现场总线又有明显的差异。以太网

11、采用的是同等身份的访问模式，网上各节点地位相同，以速度快(lOMbit/s，1OOMbit/s,lGbit/s,Tbit/s)、传输数据量大(可达1.518kB)为特点;而现场总线，例如Profibus等，采用主、从轮询访问模式，主站之间循环传递令牌，拥有令牌的主站有权访问其他附属和管理的从站设备，这样保证了信息传输的确定性和准确性。从速度上看，当前市场上速度较快的Profibus最高为10Mbit/s，其它的则更低。2、数字式视频图像监视技术（遥视）成为变电站自动化系统的重要组成部分。3、电气设备状态检测与故障诊断技术是发展新领域。目前研究领域主要包括电容型设备、变压器、断路器等的状态检测与

12、故障诊断。目的是防患于未然。4、光电互感器（OCT、OVT）的应用会带来新的变革。数字化变电站。三乡站作为试点（半数字化）。采用IEC61850变电站通信网络与系统协议。变电站通信体系IEC61850标准是基于通用网络通信平台的变电站自动化系统唯一国际标准，它是由国际电工委员会第57技术委员会(IECTC57)的 3个工作组10,11,12(WG10/11/12)负责制定的。IEC61850将变电站通信体系分为3层:变电站层、间隔层、过程层。在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到制造报文规范(MMS)、传输控制协议/网际协议(TCP/IP)以太网或光纤网。在间隔层和过程层之间的

13、网络采用单点向多点的单向传输以太网。变电站内的智能电子设备(IED，测控单元和继电保护)均采用统一的协议，通过网络进行信息交换。 IEC61850的特点是：1)面向对象建模；2)抽象通信服务接口；3)面向实时的服务；4)配置语言；5)整个电力系统统一建模。5、电能质量的在线监测将丰富变电站自动化技术的内涵。由于电力市场机制的形成与规范，用电方对作为商品的电能质量的要求也在逐步提高，引起了对电网电能质量的监测与评估的重视。如何利用本身的资源，减少实施电能质量监测的成本，把二者有机地结合起来，这不仅解决了长期困扰供、用电双方的技术难题，又丰富了变电站自动化技术的内涵。二、 自动化系统的结构框图及工

14、作原理逻辑结构站控层间隔层过程层网络结构图由于电力生产的特点，发电厂、变电所和调度所之间的信息交换只能经过通道实现。要使发送出去的信息到对方后，能够识别、接收和处理，就要对传送的信息的格式作严格的规定，这就是远动规约的一个内容。这些规定包括传送的方式是同步传送还是异步传送，帧同步字，抗干扰的措施，位同步方式，帧结构，信息传输过程。 远动规约的另一方面内容，是规定实现数据收集、监视、控制的信息传输的具体步骤。例如，将信息按其重要性程度和更新周期，分成不同类别或不同循环周期传送；确定实现遥信变位传送、实现遥控返送校核以提高遥控的可靠性的方式，实现发（耗）电量的冻结、传送,实现系统对时、实现全部数据

15、或某个数据的收集,以及远方站远动设备本身的状态监视的方式等。 远动规约的制定，有助于各个制造厂制造的远方终端设备可以接入同一个安全监控系统。尤其在调度端(主站端) 采用微型机或小型机作为安全监控系统的前置机的情况下，更需要统一规约，使不同型号的设备能接入同一个安全监控系统。它还有助于制造设备的工厂提高工艺质量，提高设备的可靠性，因而提高整个安全监控系统的可靠性。 远动规约分为循环式远动规约和问答式远动规约。在中国这两种规约并存。 问答式规约 其主要特点是以主站端为主，主站端向远方站询问召唤某一类别信息，远方站即将此种类别信息作回答。主站端正确接受此类别信息后，才开始下一轮新的询问，否则还继续向

16、远方站询问召唤此类信息。 问答式规约为了减少传输的信息量，采用变位传送遥信、死区变化传送遥测量等压缩传送信息的方法。 问答式远动规约的另一个特点是通道结构可以简化，在一个通信链路上，可以连接好几个远方站，这样可以使通道投资减少，提高通道的备用性。问答式远动可以适用双工、半双工通道。遥测 将远方站的各种测量值传送到主站端。遥测的主要技术指标是模拟转器的准确度、分辨率、温度稳定性。一般要求准确度在0.10.5；分辨率为10或121位。 数字量的字长则根据被测对象的要求而定。遥测量一般有模拟量、数字量、脉冲计数量和其他测量值。遥信 将远方站内电工设备的状态以信号的两种状态即0、1（或断开、闭合）传送

17、主站端（调度端）。遥信反映的内容主要有断路器和隔离开关的位置，继电保护的动作状态，报警信号，自动控制的投、切，发电厂、变电所的事故信号，电工设备参数的越限信号，以及远方站远动设备的状态、自诊断信号等。一般断路器等设备的开合状态,应以两位来反映一个开关接点的状态，即以01、10来反映，而00、11为错误状态，只有事故告警信号才用一位数据位来反映一个信号的状态。 遥调 由主站端向远方站发送调节命令，远方站经过校验后转换成适合于被控对象的数据形式，驱动被调对象。 发送的调节命令可以采取返送校核，也可以不采取返送校核，远方站接受遥调命令后直接执行。 遥控 调度所（主站端）远距离控制发电厂、变电所需要调

18、节控制的对象。被控对象为发电厂、变电所电气设备的合闸和跳闸、投入和切除。遥控涉及到电工设备动作，要求遥控动作准确无误，一般采用选择返送校验执行的过程。变电站综合自动化采用自动控制和计算机技术实现变电站二次系统的部分或全部功能。为达到这一目的，满足电网运行对变电站的要求，变电站综合自动化系统体系由“数据采集和控制”、“继电保护”、“直流电源系统”三大块构成变电站自动化基础。“通信控制管理是桥梁，联系变电站内部各部分之间、变电站与调度控制中心之间使其相互交换数据。“变电站主计算机系统”对整个综合自动化系统进行协调、管理和控制，并向运行人员提供变电站运行的各种数据、接线图、表格等画面，使运行人员可远方控制断路器分、合操作，还提供运行和维护人员对自动化系统进行监控和干预的手段。“变电站主计算机系统”代替了很多过去由运行人员完成的简单、重复和繁琐的工作，如收集、处理、记录、统计变电站运行数据和变电站运行过程中所发生的保护动作、断路器分、合闸等重要事件，还可按运行人员的操作命令或预先设定执行各种复杂的工作。“通信控制管理连接系统各部分，负责数据和命令的传递，并对这一过程进行协调、管理和控制。与变电站传统电磁式二次系统相比，在体系结构上，变电站综合自动化系统增添了“变电站主计算机系统”和“通信控制管理”两部分；在二次