变电站综合自动化的发展现状和趋势

引言

变电站是电力系统中不可缺少的重要环节，它担负着电能转换和电能重新分配的繁重任务，对电网的安全和经济运行起着举足轻重的作用。为了提高变电站安全稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，向用户提供高质量电能服务，变电站综合自动化技术开始兴起并得到广泛应用。

变电站综合自动化是将变电站的二次设备(包括控制、信号、测量、保护、自动装置及远动装置等)应用计算机技术和现代通信技术，经过功能组合和优化设计，对变电站实施自动监视、测量、控制和协调，以及与调度通信等综合性的自动化系统。实现变电站综合自动化，可提高电网的安全、经济运行水平，减少基建投资，并为推广变电站无人值班提供了手段。计算机技术、信息技术和网络技术的迅速发展，带动了变电站综合自动化技术的进步。近年来，随着数字化电气量测系统(如光电式互感器或电子式互感器)、智能电气设备以及相关通信技术的发展，变电站综合自动化系统正朝着数字化方向迈进。

一、变电站综合自动化系统的主要功能

变电站综合自动化系统的基本功能体现在下述6个子系统的功能中：

1监控子系统;

2继电保护子系统;

3电压、无功综合控制子系统;

4电力系统的低频减负荷控制子系统;

5备用电源自投控制子系统;

6通信子系统。

这部分内容比较丰富，且有许多文献对之进行了详细说明，因此本文不再详述。

二、传统变电站自动化系统

1.系统结构

目前国内外变电站综合自动化系统的结构，从设计思想分类有以下三种[1]：

(1)集中式

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，集中进行处理运算，分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能。其特点是：对计算机性能要求较高，可扩性、可维护性差，适用于中、小型变电站。

(2)分布式

按变电站被监控对象或系统功能划分，多个CPU并行工作，各CPU之间采用网络技术或串行方式实现数据通信。分布式系统扩展和维护方便，局部故障不影响其他模块正常运行。该模式在安装上可以集中组屏或分屏组屏。

(3)分散分布式

间隔层中各数据采集、控制单元(I/O单元)和保护单元就地分散安装在开关柜上或其他设备附近，各个单元之间相互独立，仅通过通信网互联，并同变电站级测控主单元通信。能在间隔层完成的功能不依赖于通信网，如保护功能。通信网通常是光纤或双绞线，最大限度地压缩了二次设备和二次电缆，节省了工程建设投资。安装既可以分散安装于各间隔，也可以在控制室中集中组屏或分层组屏，还可以一部分在控制室中，另一部分分散在开关柜上。

2.存在的问题

变电站综合自动化系统取得了良好的应用效果参1，但也有不足之处，主要体现在：1一次和二次之间的信息交互还是延续传统的电缆接线模式，成本高，施工、维护不便;2二次的数据采集部分大量重复，浪费资源;3信息标准化不够，信息共享度低，多套系统并存，设备之间、设备与系统之间互联互通困难，形成信息孤岛，信息难以被综合应用;4发生事故时，会出现大量的事件告警信息，缺乏有效的过滤机制，干扰值班运行人员对故障的正确判断。

三、数字化变电站

数字化变电站是变电站自动化发展的下一个阶段，《国家电网公司“十一五”科技发展规划》已明确提出在“十一五”期间要研究数字化变电站并建设示范站参2，且目前已有数字化变电站建成并投入运行，如福州会展变110千伏数字化变电站。

1.数字化变电站的概念

数字化变电站指信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站，基本特征为设备智能化、通信网络化、运行管理自动化等。

数字化变电站有以下主要特点：

(1)一次设备智能化

采用数字输出的电子式互感器、智能开关(或配智能终端的传统开关)等智能一次设备。一次设备和二次设备间用光纤传输数字编码信息的方式交换采样值、状态量、控制命令等信息。

(2)二次设备网络化

二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息，取消控制电缆。

(3)运行管理系统自动化

应包括自动故障分析系统、设备健康状态监测系统和程序化控制系统等自动化系统，提升自动化水平，减少运行维护的难度和工作量。

2.数字化变电站的主要技术特征

(1)数据采集数字化

数字化变电站的主要标志是采用数字化电气量测系统(如光电式互感器或电子式互感器)采集电流、电压等电气量参3，实现了一、二次系统在电气上的有效隔离，增大了电气量的动态测量范围并提高了测量精度，从而为实现常规变电站装置冗余向信息冗余的转变以及信息集成化应用提供了基础。

(2)系统分层分布化

变电站自动化系统的发展经历了从集中式向分布式的转变，第二代分层分布式变电站自动化系统大多采用成熟的网络通信技术和开放式互连规约，能够更完整地记录设备信息并显著地提高系统的响应速度。数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类，即智能化的一次设备和网络化的二次设备;在逻辑结构上根据IEC61850通信标准定义，可分为“过程层”、“间隔层”、“站控层”三个层次。各层次内部及层次之间采用高速网络通信。

(3)信息交互网络化与信息应用集成化

数字化变电站采用低功率、数字化的新型互感器代替常规互感器，将高电压、大电流直接变换为数字信号。站内设备之间通过高速网络进行信息交互，二次设备不出现功能重复的I/O接口，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块，以实现数据及资源共享。目前国际上已确定IEC61850为变电站自动化通信标准。

此外，数字化变电站对原来分散的二次系统装置进行了信息集成及功能优化处理，因此可以有效地避免常规变电站的监视、控制、保护、故障录波、量测与计量等装置存在的硬件配置重复、信息不共享及投资成本大等问题的发生。

(4)设备操作智能化

新型高压断路器二次系统是采用微机、电力电子技术和新型传感器建立起来的，断路器系统的智能性由微机控制的二次系统、IED和相应的智能软件来实现，保护和控制命令可以通过光纤网络到达非常规变电站的二次回路系统，从而实现与断路器操作机构的数字化接口。

(5)设备检修状态化

在数字化变电站中，可以有效地获取电网运行状态数据以及各种IED装置的故障和动作信息，实现对操作及信号回路状态的有效监视参4。数字化变电站中几乎不再存在未被监视的功能单元，设备状态特征量的采集没有盲区。设备检修策略可以从常规变电站设备的“定期检修”变成“状态检修”，从而大大提高系统的可用性。

(6)LPCT的测量原理和检验仪的外型

如前所述，LPCT实际上是一种具有低功率输出特性的电磁式电流互感器，在IEC标准中，它被列为电子式电流互感器的一种实现形式，代表着电磁式电流互感器的一个发展方向，具有广阔的应用前景。由于LPCT的输出一般是直接提供给电子电路，所以二次负载比较小;其铁心一般采用微晶合金等高导磁性材料，在较小的铁心截面(铁心尺寸)下，就能够满足测量准确度的要求。

电子式电流互感器校验仪的测试外型如图1所示。电流传感头由LPCT构成，高准确度电流互感器为0.1级，其二次输出信号作为标准信号与电子式电流互感器输出信号进行对比。

图1：为ES-45电子式电流互感器校验系统图

(7)系统结构紧凑化和建模标准化

数字化电气量测系统具有体积小、重量轻等特点，可以将其集成在智能开关设备系统中，按变电站机电一体化设计理念进行功能优化组合和设备布置。在高压和超高压变电站中，保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O单元作为一次智能设备的一部分，实现了IED的近过程化(process- close)设计;在中低压变电站可将保护及监控装置小型化、紧凑化并完整地安装在开关柜上。

IEC 61850确立了电力系统的建模标准，为变电站自动化系统定义了统一、标准的信息模型和信息交换模型，其意义主要体现在实现智能设备的互操作性、实现变电站的信息共享和简化系统的维护、配置和工程实施等方面。

3. IEC 61850标准

IEC 61850是国际电工委员会TC57工作组制定的《变电站通信网络和系统》系列标准，是基于网络通信平台的变电站自动化系统唯一的国际标准参5，也将成为电力系统从调度中心到变电站、变电站内、配电自动化无缝连接的通信标准，还可望成为通用网络通信平台的工业控制通信标准。

与传统的通信协议体系相比，在技术上IEC 61850有如下突出特点：1使用面向对象建模技术;2使用分布、分层体系;3使用抽象通信服务接口(ACSI)、特殊通信服务映射SCSM技术;4使用 MMS(Manufacture Message Specification)技术;5具有互操作性;6具有面向未来的、开放的体系结构。

四、结论

变电站自动化系统在我国的应用已经取得了非常显著的效果，对提高电网的安全经济运行水平起到了重要的作用。目前随着新技术的不断发展，数字化变电站正在兴起。与传统变电站相比，数字化变电站具有以下优势：减少二次接线，提升测量精度，提高信号传输的可靠性，避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题，解决设备间的互操作问题，变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免设备重复，自动化运行和管理水平进一步提高。数字化变电站是变电站自动化技术的发展方向。

参考文献

【1】赖振文 《低压电器》2009年 第19期《AT89C51单片机在单双电桥检定装置中的应用》P28页

【2】赖振学《工业计量》 2010年第3期〈〈新型绝缘电阻测试仪的开发〉〉。 P32页

【3】章开煊 《电气制造》 2010年第5期〈〈新型光电互感器电路的设计〉〉。 P74页

【4】郭惠光 《电工文摘》 2010年第3期〈〈光电互感器校验的探讨〉〉。 P58页

【5】张忠德 《上海电器技术》 2010、 2〈〈基于DSP的电能校验台的设计与开发〉〉P36页