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摘要：闡述了關于變電站自動化系統選型中存在的若干問題和應遵循的原則，介紹了[被屏蔽廣告]變電站自動化系統的結構形式、功能、通訊網絡和傳輸規約等內容，強調了抓好選型工作的重要性。

關鍵詞：變電站自動化系統站內監控功能通訊規約

近年來，隨著“兩網”改造的深入和電網運行水平的提高，大量采用遠方集中控制、操作等自動化技術的變電站投入運行，既提高了勞動生產率，又減少了人為誤操作的可能。采用變電站自動化技術是變電站計算機應用的方向，也是電網發展的趨勢，值得大力推廣。但工程實際當中，部分變電站自動化系統功能不能充分發揮出來，存在問題較多，無法正常運行。造成這種情況的一個原因就是系統選型的問題。如果一個變電站自動化系統選擇合適的話，不僅可以節省投資、節約材料，而且由于系統功能全、質量高，其可靠性高、可信度大，更便于運行操作。因此，把好變電站自動化系統的選擇關意義十分重大。基于改造經驗，本文總結了變電站自動化系統應具備的結構、功能、通訊網絡的選擇方法，同時也分析了該產品目前存在的問題。

1變電站結構形式的選擇

目前應用較廣泛的變電站自動化系統的結構形式主要有集中式、分散與集中相結合和全分散式三種類型。現將三種結構形式的特點簡述如下。

1.1集中式

集中式結構的變電站自動化系統是指采用不同檔次的計算機，擴展其外圍接口電路，集中采集變電站的模擬量、開關量和數字量等信息，集中進行計算與處理，分別完成微機控制、微機保護和一些自動控制等功能[1]。這種系統結構緊湊，體積小，可減少占地面積，造價低，適用于對35kV或規模較小的變電站，但運行可靠性較差，組態不靈活。

1.2分散與集中相結合

分散與集中相結合的變電站自動化系統是將配電線路的保護和測控單元分散安裝在開關柜內，而高壓線路和主變壓器保護裝置等采用集中組屏的系統結構。此結構形式較常用，它有如下特點：

（1）10～35kV饋線保護采用分散式結構，就地安裝，可節約控制電纜，通過現場總線與保護管理機交換信息。

（2）高壓線路保護和變壓器保護采用集中組屏結構，保護屏安裝在控制室或保護室中，同樣通過現場總線與保護管理機通信，使這些重要的保護裝置處于比較好的工作環境，對可靠性較為有利。

（3）其他自動裝置中，備用電源自投控制裝置和電壓、無功綜合控制裝置采用集中組屏結構，安裝于控制室或保護室中。

1.3全分散式

全分散式的變電站自動化是以一次主設備如開關、變壓器、母線等為安裝單位，將控制、I/O、閉鎖、保護等單元分散，就地安裝在一次主設備（屏柜）上。站控單元通過串行口與各一次設備相連，并與管理機和遠方調度中心通信。它有如下特點：

（1）簡化了變電站二次部分的配置，大大縮小了控制室的面積。

（2）減少了施工和設備安裝工程量。由于安裝在開關柜的保護和測控單元在開關柜出廠前已由廠家安裝和調試完畢，再加上敷設電纜的數量大大減少，因此現場施工、安裝和調試的工期隨之縮短。

（3）簡化了變電站二次設備之間的互連線，節省了大量連接電纜。

（4）全分散式結構可靠性高，組態靈活，檢修方便，且抗干擾能力強，可靠性高。

上述三種變電站自動化系統的推出，雖有時間先后，但并不存在前后替代的情況，變電站結構形式的選擇應根據各種系統特點和變電站的實際情況，予以選配。如以RTU為基礎的變電站自動化系統可用于已建變電站的自動化改造，而分散式變電站自動化系統，更適用于新建變電站。

2變電站自動化系統的主要功能

變電站自動化系統功能很多，在選擇時，除了必須保證所選系統功能滿足變電站的需要之外，而且要求技術有一定的先進性，防止由于功能欠缺影響系統以后的安全運行或很快過時。現將變電站自動化系統所應具備的功能概括如下：

（1）站內監控功能（SCADA功能）此功能包括站內數據采集與處理、運行監視及報警記錄、設備檢測與診斷、報表編輯生成修改與打印、人機交互聯系及系統維護管理、計算統計、歷史數據記錄、事件順序記錄（SOE）、事故追憶、遠方通信等常用SCADA功能。

（2）控制和調節通過鍵盤在屏幕所顯示的畫面上對各可控設備進行開/合，投/退等控制操作，對各可調設備進行升/降、定值設定等調節控制。控制開關時可以按選擇一返校一執行的方式實現每次操作一個對象的控制，也可以按批次控制、順序控制的方式一次對多個對象進行控制（無論那種控制方式，都要具備完整的控制閉鎖功能）：進行調節時可以一次調節一檔，也可以一次調節多檔，但同樣要具備完整的調節閉鎖和邊界報警功能。

（3）電壓無功控制對于110kV電壓等級以上變電站，要求變電站自動化系統實現分布式站內自動電壓無功控制（VQC）。對于35kV變電站，站內自動電壓無功控制功能不作要求，但應滿足遠方調整電壓無功，即通過自動化系統可在當地監控系統或調度端實現遠方手動調整變壓器分接頭和投切電容器功能。

（4）對時系統對時要求是變電站自動化系統的最基本要求。110kV樞紐站和220kV站要求系統具有GPS對時功能，要求對變電站層設備和間隔層IED設備（包括智能電度表等）均實現GPS對時。并具有時鐘同步網絡傳輸校正措施。110kV終端站、35kV變電站不要求GPS對時功能，但要求具有一定精度的站內系統對時功能，定時完成由系統主機或由調度端發出的對站內間隔層設備的對時功能。

（5）故障錄波故障錄波的數據和波形是電網事故運行分析的重要參數。35kV變電站和一般的110kV終端站可以不要求安裝故障錄波，一些分析信息可從保護裝置的簡短記錄和SOE中提取。但110kV樞紐站要求具有故障錄波功能。

（6）小電流接地選線該功能要求配備三相CT或專用零序CT，一般通過IED檢出母線開口三角電壓越限，主站在收到信號后調該母線各IED在接地瞬間記錄的零序電壓電流資料，匯總分析后作出判斷。對于有35kV和10kV饋電線路的變電站，應裝設分布的通過網絡來實現的小電流接地選線系統。

（7）五防閉鎖五防閉鎖功能是自動化必須考慮的主要問題之一。目前國內大多數變電站自動化沒有實現隔離開關的自動控制，電動隔離開關機械轉動的不可靠性是原因之一。這種由于一次設備帶來的不完善的自動化系統，不僅給運行維護管理帶來了麻煩，而且使得自動化系統的五防閉鎖必須和一些廠家的現場智能鑰匙（智能鎖控器）扯在一起，目前還沒有比較好的解決方案。隨著一次設備的工藝質量提高，一些廠站電動隔離開關使用情況基本沒有問題。隔離開關采用電動操作，自動化系統的五防閉鎖方案是比較完善和可靠的，用戶可根據自己的情況加以選擇。

（8）繼電保護保護裝置作為系統的有機部分要求和自動化系統保持相對獨立，一般要求保證電磁兼容指標，設置專用熔斷器（35kV電壓等級以上）電源回路，保護CT與測量CT分開，A/D轉換14位，可遠方投退壓板和控制字，在線修改定值，帶簡短的事故采樣數據和動作記錄。

（9）同期由于實現電網互聯是必然趨勢，故負責系統聯絡線聯絡變壓器的樞紐變電站仍需配待自動同期裝置，使待并列的兩個系統在電壓、頻率、相位角都能滿足條件的情況下對進行并列操作，這部分功能也應納入自動化系統。

（10）消防、保衛由于值班人員的減少和自動化系統功能的完善，消防、保衛自動監視設備也應納入變電站自動化系統一并考慮，要求能及時將煙霧、溫度、案情等報警信息傳送給值班人員或上級調度中心。對于按無人值班設計的變電站，更應該重視這部分功能的實現。

3內部局域通信網絡及傳輸規約的選擇

數據通信網是構成變電站自動化系統的關鍵環節，內部通信網絡及傳輸規約的標準化是使變電站自動化邁向標準化難點之一，很難達成一致。

3.1變電站通信網絡

變電站內通信網絡傳輸信息時間應符合國際標準要求：設備層和間隔層之間、間隔內各個設備之間、間隔層各間隔單元之間為1～100ms；間隔層和變電站層之間為10～1000ms；變電站層各個設備之間、變電站和控制中心之間≥1000ms[2]。RS422和RS485串口傳輸速率指標都是不錯的，可在1000m內傳輸速率100kbps，短距離速率可到10Mbps；RS422串口為全雙工，RS485串口為半雙工，媒介訪問方式為主從問答式，屬總線結構。這兩個網絡的不足在于節點數目比較少，無法實現多主冗余，有“瓶頸”問題，在35kV變電站和110kV終端變電站等小中型變電站，RS422和RS485可作為主要網絡采用。

中型樞紐110kV站接點數一般在40個左右，多主冗余要求、節點數量增加使RS422和RS485難以勝任。現場總線網可以方便的增減節點，具有點對點、一點對多點和全網廣播傳送數據的功能，常用的有Lonworks網，CAN網。Lonworks網上的所有節點是平等的，CAN網可以方便的構成多主機構，不存在“瓶頸”問題。據近年國內數百個站的經驗，CAN網和Lonworks網可作為目前一般中型的110kV樞紐變電站自動化通信網絡采用。

220～500kV變電站節點數據多，站內分布成百上千個CPU，大量數據信息流的涌動和對速率指標要求高的分布母線保護的采用（要求速率130kB/s），Lonworks網絡的實時性、帶寬和時間同步指標會力不從心。應考慮采用Ethernet網。

3.2系統傳輸規約的現狀

國內變電站自動化系統的傳輸規約使用較為混亂，無論是在站內不同廠家設備之間還是在和遠方調度的連接中，由規約轉換問題而引發的軟件編程成為實際工程調試量最大的項目，必須加以統一。目前各個地方情況不一，現場大多采用各形式CDT、SC－1801、U4f、DNP3.0等一些規約，1995年IEC為了在兼容的設備之間達到互換目的，頒布了IEC60870－5－101傳輸規約，1997年原電力工業部頒布了國際101規約的國內版本DL/T634－1997。該規約為調度端和站端之間的信息傳輸制定了標準，建議今后變電站自動化設備的遠方調度傳輸協議上應采用101規約。

對于站內通信規約，各生產廠家基本是各作各的，造成不同廠家設備通信連接的困難和以后維護的隱患。IEC在1997年頒布了IEC60870－5－103規約，國家經貿委在1999年頒布了103規約的國內版本DL/T667－1997。103規約為繼電保護和間隔層（IED）設備與變電站層設備間的數據通信傳輸規定了標準，建議今后的變電站自動化站內協議采用103規約。

4設備選型中的幾個問題

4.1生產廠家的問題

目前在變電站自動化系統選型當中存在著如所選系統功能不夠全面，產品質量不過關，系統性能指標達不到要求等情況。主要有以下問題：由于我國市場經濟體制不成熟，廠家過分重視經濟利益，用戶過分追求技術含量，不重視產品的性能，因而一批技術含量雖較高，但產品并不過關，甚至結構、可靠性很差的所謂高技術產品仍能不斷使用。廠家只要有人買就生產，改進的積極性也就不高，甚至有些產品生產過程中缺乏起碼的質量保證措施，有些外購件的生產更是缺乏管理，因而導致部分投產的變電站問題百出。還有一種情況，有些廠家就某產品只組織技術鑒定，沒搞產品鑒定。另外，生產廠家對變電站自動化系統的功能、作用、結構及各項技術性能指標宣傳和介紹不夠，導致電力企業內部專業人員對系統認識不透徹，造成設計漏洞較多。

4.2不同產品的接口問題

接口是自動化系統中非常重要而又長期以來未得到妥善解決的問題之一，包括RTU與通信控制器、保護與通訊控制器、小電流接地裝置與通訊控制器、故障錄波與通訊控制器、無功裝置與通訊控制器、通訊控制器與主站、通訊控制器與模擬盤等設備之間的通訊。這些不同廠家的產品要在數據接口方面溝通，需花費軟件人員很大精力去協調數據格式、通訊規約等問題。當不同廠家的產品、種類很多時，問題會很嚴重。如果所有廠家的自動化產品的數據接口遵循統一的、開放的數據接口標準，則上述問題可得到圓滿解決，用戶可以根據各種產品的特點進行選擇，以滿足自身的使用要求。

4.3變電站自動化系統的抗干擾問題和采取的措施

關于變電站自動化系統的抗干擾問題，亦即所謂的電磁兼容問題，是一個非常重要然而卻常常被忽視的方面。傳統上的變電站自動化設備出廠抗干擾試驗手段相當原始，僅僅做一些開關電焊機、風扇、手提電話等定性實驗，到現場后往往也只加上開合斷路器的試驗，一直沒有一個定量的指標，這是一個極大的隱患。變電站自動化系統的抗干擾措施是保證變電站自動化系統可靠和穩定地運行的基礎，選擇時應注意，合格的變電站自動化產品，除滿足一般檢驗項目外，主要還應通過高低溫試驗、耐濕熱試驗、雷電沖擊電壓試驗、動模試驗，而且還要重點通過四項電磁兼容試驗，分別是：1MHz脈沖干擾試驗；靜電放電干擾試驗；輻射電磁場干擾試驗；快速瞬變干擾試驗。

4.4設備選型應遵循的原則

近些年來，變電站自動化方面的工作，既有經驗也有教訓。但實踐證明，只要堅持按照“運行可靠、功能實用、技術先進、價格合理、維護方便、易于推廣”的選型原則去實施，便會成效顯著，偏離了這個原則，就收不到應有的效果。

運行可靠體現在：（1）本身各模塊能穩定協調地工作；（2）關鍵部分一定要有冗余、備份等措施，不因單個模塊的故障而影響整個系統的正常運行；（3）抗干擾能力強。功能實用體現在：（1）基本功能、日常操作所需的功能必須完備、簡明；（2）信息分流，哪一層需要的信息才送往哪一層。

技術先進體現在：（1）采用當前的主流技術；（2）符合開放、分布分散分層的標準。一定要改變可靠的必然在技術上落后、技術先進的必然不可靠的觀念。如果能夠把握好設計開發、生產制造、安裝投運的各個環節，是可以做到先進性與可靠性相統一的。

價格合理、維護方便、推廣容易也都是非常重要的因素，與以上幾個方面是相輔相成的。

另外，各電力公司所擁有的變電站自動化系統型號數量不宜過多，各電壓等級的自動化系統不宜超過3種，否則不利于運行人員掌握和維護。

5結束語

由于微處理器和通信技術的迅猛發展，變電站自動化系統的技術水平有了很大的提高，結構體系不斷完善，全分布式自動化系統的出現為變電站自動化系統的選型提供了一個更廣闊的選擇余地。伴隨著變電站自動化系統應用的增多，無論是新建、擴建或技改工程，變電站自動化系統的選型都應該嚴格執行國電公司下發的有關選型規定，力求做到選型規范化。經選用的變電站自動化系統不僅技術先進、功能齊全、性能價格比高，系統的可擴展性和適用性要好，而且要求生產廠家具有相當技術實力，有一定運行業績和完整的質量保證體系、完善的售后服務體系。

6參考文獻

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2石樹平等.論變電站自動化技術發展現狀及要求.繼電器，2000(10)

3劉清瑞.簡論超高壓變電站自動化系統的發展策略，電網技術，1999(2)

4楊澤羽.變電站自動化系統技術設計探討.電力系統自動化，1997(9)