变电站综合自动化的改造现状及趋势

舟山电力局 吴海莉

0 引言

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、网络技术和现代通信技术，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。随着数字式微机保护、监控技术和远动通信的广泛普及，电力系统变电站的自动化水平已发生了根本的变革。实现变电站综合自动化，可提高电网的安全、经济运行水平，并为推广变电站无人值班提供了手段。近年来，随着数字化电气量采集系统（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。

1 变电站自动化系统改造背景

舟山电力局变电站自动化系统改造起步较晚，开始于2007年，主要是对上世纪90年代普遍采用的分布式变电站综合自动化系统的结构，即在RTU基础上加一台微机为中心的就地监控系统，不但未涉及继电保护，就连原有传统的控制屏台仍予保留，自动化程度低，且有多名值班员24小时轮流值班，劳动生产率低，而且安全系数不高。随着计算机技术、网络技术及通信技术的发展，分散分布式变电站综合自动化系统被广泛应用。这种综合自动化系统的特点是：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（如保护功能）不依赖于通信网。通信网通常采用采纤或双绞线，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。通过“四遥”系统可完成对变电站电气运行状态的监视、测量、控制和调节，使自动化程度、安全系数及效率大大提高。

2 35kv城东变电站综合自动化改造情况

35kV城东变的规模为：2台40MVA主变、2条35kV进线、18条10kV馈线、2台站用变、4台电容器。本次改造除保留了35kv断路器及隔离刀闸外，其余部分都予以更换，包括10 kV馈线柜24面并增加了相应的馈线保护及4组10kV电容器组及相应的电容器保护，更换了380V站用交流屏系统、直流系统，更换了照明、消防和五防系统，更换了新的电能EAC系统；更换了35kv线路保护系统、变压器保护测量系统、光纤通讯系统等。

35kV城东变电站采用的是比较成熟的国电南自的EYEwin2.0综合自动化系统，对全站的设备进行监控和操作等功能。站内监控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。控制调节功能对全站可控设备进行投/退等操作，对全站可调设备进行升/降等调节功能，并具备完整的控制闭锁功能。全站配备专门的五防系统，五防微机和监控主机相连，微机五防和一次设备上的五防锁配合使用。每次操作前，先在五防机上模拟操作，模拟完成无误后方进行人工操作。防止误造作发生，大大提高安全性。电能计量系统的使用改变了传统的人工按时抄表的模式，通过在高压室每个出线柜和电容器柜安装电能表，变压器和站用变的电能表安装在主控室专门的电度表屏上，然后通过专门的网线连接在通讯屏上。可以方便查询电能的有功、无功、频率等信息。

3 变电站综合自动化系统存在问题

变电站综合自动化系统取得了良好的应用效果，但也有不足之处，主要体现在：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；二次的数据采集部分大量重复，浪费资源；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，信息难以被综合应用；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。

4 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，且目前已有数字化变电站建成并投入运行，如绍兴电业局的*****变电站。

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。

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，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，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（智能电子设备）和相应的智能软件来实现，保护和控制命令通过光纤网络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。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。

5 结论

变电站综合自动化系统的发展在我国经历了从集中式到分布式，再到分散分布式的转变，随着计算机、通信技术的发展，数字化变电站正在兴起。舟山电力局也将对110kv白泉变进行数字化改造，将大大减少二次接线，提升测量精度，提高信号传输的可靠性，进一步提高自动化运行和管理水平。数字化变电站的到来，意味着变电站综合自动化技术的发展进入的全新的时代。

[1] 胡蓬春.110 kV无人值班变电站综合自动化的改造现状及建议[J].电力系统保护与控制,2009,37(4).

[2] 高翔,张沛超.数字化变电站的主要特征和关键技术[J],电网技术,2006,(23).

[3] 杨凯.变电站自动化系统未来的发展方向[J].电力系统通信,2007,28(12).