变电站自动化系统应用的几点体会

变电站自动化系统应用的几点体会摘要：采用自动化系统的无人值守变电站与采用传统回路的变电站有很大区别，其系统选型、二次回路的设计、信息的再加工、继保工程师站、现场调试与模拟程序等问题是传统变电站中没有遇到过的。

结合结合我局近年来在220kV和110kV 无人值守变电站中采用变电站自动化系统的经验，对上述问题进行了分析，并提供了主要问题的解决方案。

近年来，国产的变电站自动化系统已经基本成熟，在220kV和110kV变电站中应用越来越广泛。

采用变电站自动化系统的无人值守变电站已逐步成为新变电站的标准模式。

2006年我局也将迎来大规模的综合自动化变电站改造。

本文结合达州局近几年在220kV和110kV变电站的工程实践分析无人值守变电站自动化系统设计的几个关键问题。

一、系统选型目前国内主要生产厂家生产的变电站自动化系统的网络形式差别较大，如国电南京自动化股份有限公司的PS6000系列采用两层间隔层和站控层)结构一层网以太网)模式，南瑞公司的BJ系列采用三层结构间隔层、站控层和通信层)两层网现场总线加以太网)模式，有些系统还能兼容这两种模式，如北京四方继保自动化有限公司的CSC2000系列。

但网络形式不会影响系统的基本功能，这些系统都具有实时监视和控制的基本功能，以及电压无功控制、小电流接地判别、防误操作、录波、报表及曲线生成等辅助功能。

由于受到调度端的调度自动化系统功能的限制，目前各运行单位对变电站自动化系统的主要功能要求都仅限于(四遥”的范围，因此从功能上讲，上述变电站自动化系统都能满足需求。

在系统选型时，不需要过多考虑其功能，根据达州局综合自动化站调试、运行的经验，需重点考虑保护与自动化系统的兼容问题，变电站自动化系统的选型应结合保护和自动装置的选型一起考虑。

由于变电站自动化系统是通过网络传递信息，如果采用同一系列的保护、测控装置和自动化系统，就基本不会有通信问题。

但在实际工程中，往往要选用其他厂家的保护或自动装置，尤其是一些非主要保护设备，如：录波屏、VQC、站用柜、直流柜、电度表等。

因此，变电站自动化系统对其他厂家的保护和自动装置的兼容性直接影响到系统的性能。

目前，变电站自动化系统主要通过两种方式采集其他厂家保护装置的信息。

a．通过保护装置生产厂家的保护管理机，先把相关的报文收集起来，变电站自动化系统通过与保护管理机通信，获取这些信息。

采用这种方法的优点是变电站自动化系统实现较简单，只需做好同保护管理机的通信规约就行了；缺点是通信效率较低，受到保护管理机性能的限制较大，往往使得自动化系统本身功能难以充分发挥。

b.变电站自动化系统通过RS-485口或RS-232口，直接与保护通信以获取报文。

采用这种方式要求变电站自动化系统能实现保护报文与系统本身规约的格式转换，实现起来较麻烦，但因为系统能直接与保护通信，因此通信效率高，而且性能不受保护管理机的限制。

在110kV变电站中，因为保护的数量不多，采用上述2种方法都能满足要求。

但在220kV变电站中，因为保护的数量多，通信效率显得较为关键，应尽量采用第2种方法。

自动化系统虽然可以通过上述方式同其他厂家的保护或自动装置连接，但像我局杨柳垭站许继公司早期生产的微机保护，如WXB-11，本身没有对时功能，通过上述方法采集的保护报文，其“时标”是不准确的，调试和运行中应引起注意。

如果对某些信息的“时标”准确性要求较高，例如“保护动作”信号，可以通过硬接点采集。

二、二次回路采用变电站自动化系统可明显简化二次回路，包括可取消公共回路，各回路可按控制对象设计，保护和测控装置可分散分布布置等。

2．1 设备的布置35KV、10kV设备宜采用保护测控一体化装置，就地布置在开关柜内。

110kV 和220kV设备保护和测控装置相互独立，按对象组屏保护和测控装置放在同一面屏上)，不宜将测控装置集中布置，因为这样做不符合分散分布的要求，运行维护人员容易“走错间隔”，且一但有某个测控装置故障会影响较多的一次设备。

2．2 保护和控制回路应取消中央同期系统和集中控制屏，同期功能由各单元的测控装置完成，站内控制操作在工作站上完成。

2．3 测量和计量回路应取消屏面测量表计，由测控装置完成有关电量的采集，在工作站（后台机）上统一监视。

电能表的布置方式可结合电能量采集方式考虑。

如果采用由测控装置采集电能量的方式，电能表宜分散布置在各保护测控屏上。

如果采用ERTU集中采集电能量的方式，电能表宜集中组屏。

2．4 信号回路保护装置和具有智能接口的自动装置可通过通信网上传信息，不需要另外采集硬接点信号。

不过，当装置发生严重故障时会造成通信中断，这时它不能把自己发生严重故障的信息传递到自动化系统的主机。

要解决这个问题，可采取两种方式。

第一种方式是通过自动化系统的主机监视通信情况，一旦发现通信中断，即发告警。

其优点是不需要另外采集接点信号，实现方式较简单，缺点是不能区分装置故障和通信中断的情况。

北京四方、南京南自、南京南瑞几个大厂家都采用这种方式。

第二种方式是采集装置故障的接点信号。

其优点是简单可靠，能区分装置故障和通信中断这两种情况，缺点是对于保护和测控一体化的装置，需通过另一套保护装置采集本装置的信号(—般是两套保护交叉采集)，造成了回路交错，不利于运行维护。

达州局2004年底在宣汉、万源两站综自改造中选用的深圳南瑞设备就是采用这种方式。

在实际应用中，可根据实际情况选用其中一种方式。

其他的信号，包括开关和刀闸位置、主变有载调压抽头位置、主变及其辅助设备的有关信号、TV回路失压信号等，宜采用接点信号方式，由测控装置采集。

其中可遥控的对象应采用双位置接点。

2．5 通信网通信网是变电站自动化系统传递信息的通道，其形式由选用的系统决定。

220kV变电站一般采用双机双网结构，110kV变电站则多采用单机单网结构，考虑到网络故障比通信管理机故障更容易修复，为提高可靠性，重要的110kV变电站也可以采用双机单网结构(达州局亭子变电站用这种结构)。

为保证系统的性能，必要时还应该设立独立的对时网络和录波网络。

2．6 关于系统失效的后备措施在无人值守变电站中，应该充分考虑当变电站自动化系统失效时的应急措施，以保证修复期间变电站不中断运行。

系统失效期间无法实行远方监控，变电站需临时改为有人值守，实行现场人工监视和操作。

各二次回路上可采取下面的一些措施。

a.控制回路：在保护屏（或高压开关柜)上设一个SA开关和一个就地／远方转换开关，当系统失效时，改在保护屏或高压开关柜)上操作。

b.测量和计量回路：因为近几年生产的微机保护都能显示电流和电压值（我局渡市站中早期的河南思达的设备就不能显示），所以不需要另外设置盘面电流表和电压表。

直流屏的充电模块或绝缘监视装置如果能显示有关的电量和绝缘状态，也不需要设置盘面表计，否则可按传统方式设置相应的盘面表。

c.信号回路：变电站自动化系统的报警音响由系统的主机或工作站发出。

为保证自动化系统失效时仍能发出事故音响，可增加一个音响回路，由开关位置不对应信号和直流接地等重要信号启动。

北京四方装置就有这种功能。

三、信息的再加工采用变电站自动化系统的变电站站端信息量很大，在具体工程中应根据工程需要，对信息进行再加工，一般需考虑下面的几个问题。

3．1 信息的筛选及合并采用自动化系统以后，保护装置向系统上送大量的报文，其中有相当部分信息并不是运行所需要的，例如保护的启动状态等，对这些信息须加以过滤。

另外，通过报文上送的保护信息分类很详细，例如各段保护动作的信息是分开的，如果逐一上送将造成遥信点的数量过大，增加调度端主机的负担，也不利于运行监视，所以站端信息须作适当合并。

信号合并可采用如下的原则：满足对电网运行监视的要求，清楚反映设备的运行状态，保证集控员能够正确区分故障的来源和严重程度。

相关部门最好能根据实际情况，制定远动信息的规范。

不然各调试班组会因此而相互推诿，或是因各供电局专责要求不一样造成各变电站上传信息不一致。

3．2 虚拟遥信变电站自动化系统能对采集到的信息作加工，提供判断结果，为运行监视提供更丰富的信息，这些信息可称为“虚拟遥信”。

最常见的虚拟遥信是各种电量的越限报警和低限报警，保护装置和测控装置的通信中断等。

此外，通过对其他信息进行逻辑判断，也可以产生虚拟遥信，例如根据保护动作信号和开关位置信号产生事故总信号。

合理应用虚拟遥信，可以简化二次回路，但在自动化系统失效时，虚拟遥信也将同时失效，运行人员要加以注意。

3．3 站端工作站和调度端信息的统一在无人值守变电站中，站端工作站除了日常操作以外，最主要的作用是当远动通道故障时，作为站端的监视和操作平台。

所以，站端工作站所监控的内容应与调度端保持一致，特别是遥信信号的名称必须与调度端一样，否则会给运行维护带来混乱。

四、继保工程师站采用变电站自动化系统除了能提供更多更详细的保护信息以外，还为继保工程师提供了从远方监视和控制保护装置的手段。

但在工程实施中，应充分考虑运行的实际要求，以下几方面需特别注意。

a.为便于从远方进行监视，继保工程师站应具备从远方接入系统的功能，例如通过电话线拨号接入。

b.为保证运行安全，除了特别边远的变电站以外，应闭锁从远方修改定值和投退保护的功能。

C.为减少投资和便于资料管理，远方的继保工程师站应尽可能采用同一台微机，针对不同的自动化系统和保护装置安装不同的软件。

站端一般不设专用的继保工程师站，可与监控工作站合用一台微机，或设置继保工程师站接口，继保工程师到现场工作时通过笔记本电脑与系统连接。

五、关于现场调试和模拟程序变电站自动化系统的调试除了检验各装置及通信网络工作是否正常以外，还要检验站端和调度端数据库是否正确，站端和调度端的通信规约是否一致。

变电站自动化系统的大量信息都是经由智能接口通过通信网传送的，如果生产厂家能提供本厂产品的模拟程序，就能大大减少调试工作量。

根据达州局最近几年工作的经验，在没有模拟程序的情况下，变电站自动化系统的现场调试有下面的几个难点问题。

a.站端的调试完成后，对调度端联调时，各“四遥”点的调试需重新做一次，增加了将近一倍的工作量。

实际上，对调度端的联调只是检验站端和调度端的通信规约及调度端数据库的正确性，如果自动化系统能提供各“四遥”点的虚拟生成功能，将能大大减少联调的工作量。

b.调试时，如果某一套保护或智能装置有故障，与之对应的站端和调度端的数据库相关部分就无法检验，须等到这些缺陷都处理完以后，才能完成数据库的检验。

如果这些设备提供了模拟程序，就可以直接用模拟程序调试，不会因处理故障而延误调试工作。

c.站端和调度端的数据库作了修改以后，要检验相应的报文，须重新模拟故障，工作量大而且速度慢。

通过模拟程序，可以很轻松地完成这类检验。

模拟程序能大大简化变电站自动化系统的现场调试工作，提高效率。