基于變電站綜合自動化系統的研究

吳凌文

（惠州大亞灣華電電力安裝有限公司，廣東 惠州 516000）

隨著電網運行水平的提高，各級調度中心要求更多的信息，以便及時掌握電網及變電站的運行情況，提高變電站的可控性，進而要求更多地采用遠方集中控制、操作、反事故措施等，即采用無人值班的管理模式，以提高勞動生產率，減少人為誤操作的可能，提高運行的可靠性。另一方面，當代計算機技術、通訊技術等先進技術手段的應用，已改變了傳統二次設備的模式，在簡化系統、信息共享、減少電纜、減少占地面積、降低造價等方面已改變了變電站運行的面貌。

1 變電站自動化系統的結構

變電站綜合自動化系統的發展過程與集成電路技術、微計算機技術、通訊技術和網絡技術密切相關。隨著高科技的不斷發展，綜合自動化系統的體系得到了不斷完善，功能和性能也不斷提高。從發展過程來看，典型的結構主要有：集中式結構、分布式結構、分散（層）式結構和全分散式幾種結構類型。

1.1 集中式結構

集中式變電站綜合自動化系統結構按信息類型劃分功能。這種方式一般采用功能較強的計算機并擴展其 I/O接口，集中采集變電站的模擬量和數據量信息，集中進行計算和處理，分別完成微機監控、微機保護和自動控制等功能。由前置機完成數據輸入、輸出、控制及監測等功能，后臺機完成數據處理、顯示、打印及遠方通訊等功能。這種結構系統能實時采集變電站中各種模擬量、開關量的信息，完成對變電站的數據采集和監控、打印、制表和事件記錄功能，還能完成對變電站主要設備和進、出線的保護功能。此結構體積小、緊湊，造價低。不足的是其對系統監控主機的性能要求較高，且系統處理能力有限，在開放性、擴展性和可維護性方面較差，抗干擾能力差。

1.2 分布式結構

分布式結構最大的特點是將變電站自動化系統交由主CPU和從CPU多臺計算機來完成。采用主從CPU系統的工作方式，各功能模塊采用串行方式實現數據通信，提高了處理并行多發事件的能力，較好地解決了CPU運算處理的瓶頸問題。分布式結構方便系統擴展和維護，局部故障不影響其他模塊正常運行。該模式在安裝上可以形成集中組屏或分層組屏兩種系統組態結構，較多地使用于中、低壓變電站。

1.3 分散（層）式結構

按變電站的控制層次和對象設置全站控制級（站級）和就地單元控制級（段級）的二層分布控制系統結構。

站控系統（SCS）：應具有快速的信息相應能力及相應的信息處理分析功能，完成站內的運行管理及控制（包括就地及遠方控制管理兩種方式），例如事件記錄、開關控制及SCADA的數據收集功能。

站監視系統（SMS）：應對站內所有運行設備進行監測，為站控系統提供運行狀態及異常信息，即提供全面的運行信息功能，如擾動記錄、站內設備運行狀態、二次設備投入/退出狀態及設備的額定參數等。

站工程師工作臺（EWS）：可對站內設備進行狀態檢查、參數整定、調試檢驗等，也可用便攜機進行就地及遠端維護。上面是按大致功能基本分塊，硬件可以根據功能及信息特征在一臺站控計算機中實現，也可以兩臺雙備用，也可以按功能分別布置，但應能夠共享數據信息，具有多任務時實處理功能。原則上凡是可以在本間隔就地完成的功能絕不依賴通訊網，但特殊功能例外，如分散式錄波及小電流接地選線等功能的實現。這種結構與集中式處理系統相比有著明顯的優點：①可靠性提高，任何一部分設備故障只影響局部，即將“故障”分散，當站級系統或網絡出現故障，只影響到監控部分，而最重要的保護、控制功能在段級仍可繼續運行；段級的任一智能單元損壞不應導致全站的通信中斷，比如長期霸占全站的通信網絡；②可擴展性和開放性較高，利于工程的設計及應用；③站內二次設備所需的電纜大大減少，節約投資，也簡化了調試維護。

2 變電站綜合自動化系統實現的功能研究

2.1 微機保護

通常所說的微機保護是指對站內所有的電器設備進行保護，包括線路保護、變壓器保護、母線保護、電容器保護及備自投、低頻減載等安全自動裝置。各類保護實現故障記錄、存儲多套定值并與監控系統通信。

2.2 數據采集及處理功能

2.2.1 狀態量采集

狀態量包括：斷路器狀態，隔離開關狀態，變壓器分接頭信號及變電站一次設備告警信號、事故跳閘信號、預告信號等。目前，這些信號大部分采用光電隔離方式輸入系統，也可通過通信方式獲得。

2.2.2 模擬量采集

常規變電站采集的典型模擬量包括：各段母線電壓，線路電壓，電流和功率值，饋線電流，電壓和有功、無功功率值，頻率，相位等。

2.2.3 脈沖量

脈沖量主要是脈沖電度表的輸出脈沖，也采用光電隔離方式與系統連接，內部用計數器統計脈沖個數，實現電能測量。

2.3 事件記錄和故障錄波測距

事件記錄應包含保護動作序列記錄，開關跳合記錄。變電站故障錄波可根據需要采用兩種方式實現，一種是集中式配置專用故障錄波器，并能與監控系統通信；另一種是分散型，即由微機保護裝置兼作記錄及測距計算，再將數字化的波形及測距結果送監控系統，由監控系統存儲和分析。

3 控制和操作功能

操作人員可通過后臺機屏幕對斷路器、隔離開關、變壓器分接頭、電容器組投切進行遠方操作，以防止系統故障時無法操作被控設備，在系統設計時應保留人工直接跳合閘手段。操作閉鎖應具有以下內容：電腦五防及閉鎖系統；根據實時狀態信息，自動實現斷路器、閘的操作閉鎖功能；操作出口應具有同時操作閉鎖功能；操作出口應具有跳合閉鎖功能。

4 電壓和無功的就地控制

無功和電壓控制一般采用調整變壓器分接頭，投切電容器組，電抗器組，同步調相機等方式實現。操作方式可手動可自動，人工操作可就地控制或遠方控制。無功控制可由專門的無功控制設備實現，也可由監控系統根據保護裝置測量的電壓、無功和變壓器抽頭信號通過專用軟件實現。

5 數據處理和記錄

歷史數據的行程和存儲是數據處理的主要內容，它包括上一級調度中心，變電管理和保護專業要求的數據，主要有：①斷路器動作次數；②斷路器切除故障時截斷容量和跳閘操作次數的累計數；③輸電線路的有功、無功，母線電壓定時記錄的最大、最小值及其時間，每天的峰谷值及其時間；④獨立負荷有功、無功，每天的峰谷值及其時間；⑤控制操作及修改整定值的記錄，根據需要，該功能可在變電站當地全部實現，也可在運動操作中心或調度中心實現。

6 系統的自診斷功能

系統內各插件應具有自診斷功能，并把數據送往后臺機和遠方調度中心。對裝置本身實時自檢功能，方便維護與維修，可對其各部分采用查詢標準輸入檢測等方法實時檢查，能快速發現裝置內部的故障及缺陷，并給出提示，指出故障位置。

7 與遠方控制中心的通信

本功能在常規運動“四遙”的基礎上增加了遠方修改整定保護定值、故障錄波與測距信號的遠傳等，其信息量遠大于傳統的遠動系統。根據現場的要求，系統應具有通信通道的備用及切換功能，保證通信的可靠性，同時應具備同多個調度中心不同方式的通信接口，且各通信口及MODEM應相互獨立。保護盒故障錄波信息可采用獨立的通信與調度中心連接，通信規約應適應調度中心的要求，符合國際及IEC標準。

8 結束語

綜上所述，變電所綜合自動化對于實現電網調度自動化和現場運行管理現代化，提高電網的安全和經濟運行水平起到了很大的促進作用，它將能大大加強電網一次、二次系統的效能和可靠性，對保證電網安全穩定運行具有重大的意義。

1 蔣文泉.變電站綜合自動化系統穩定性初探[J].廣東科技，2010（8）