变电站综合自动化的历史现状及展望
常规变电站的二次设备主要由继电保护、就地监控(测量、控制、信号)、远动、故障录波等装援组成。随着微机技术的发展和在电力系统的普遍应用，近年来，这些装置都开始采用微机型的，即微机保护、微机监控、微机远动等。这些微机装置尽管功能不一，但其硬件配置却大体相同，装置所采集的量和要控制的对象许多是共同的。但由于这些设备分属不同的专业，加上管理体制上的一些原因，在变电站上述各专业的设备出现了功能重复、装置重复配置、互连复杂等问题。这就迫切需要打破各专业分界的框框，从全局出发来考虑全微机化的变电站二次设备的优化设计，这便提出了变电站综合自动化的问题。
变电站综合自动化利用微机技术将变电站的二次设备（包括控制、信号、测量、保护、自动装置、远动装置）经过功能的重新组合和优化设计，构成了对变电站执行自动监视、测量、控制和协调的综合性自动化系统。它是计算机、自动控制、电子通讯技术在变电站领域的综合应用，它具有功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特点。 使变电站综合自动化成为电力系统自动化的发展方向原因有两个方面：一是随着电力系统的发展，对变电站保护和监控的要求发生了很大的变化，而现有的常规保护和监控系统渐渐不能满足要求；二是变电站现有的常规保护和监控系统设计本身具有很多缺点和不足。 1. 对变电站保护和监控的要求的变化
? 继电保护要求的变化
当前的电力系统具有电网规模大、电压等级高和机组容量大的特点。为了最大限度的发挥电网的经济性，电力系统越来越多地运行在其稳定极限附近。这就要求一旦发生故障，继电保护装置能更快地切除故障。
220KV及以上的超高压输电线路要求的典型故障切除时间?30ms，严重故障时要求故障切除时间更短；母线保护要求内部故障切除时间?10ms，能自动识别母线运行方式并作出相应调整，能在近端外部故障下抗CT饱和并可闭锁；差动保护作为变压器的主保护，其关键问题仍是励磁涌流的鉴别。传统的办法是监测差流中的谐波成分，但是对超高压大容量变压器接长距离输电线或低压侧接无功补偿装置时，内部故障电流中也会含有丰富的谐波成分，在这种情况下就难以判别故障还是涌流。 ? 自动监控装置作用的变化
电力系统监控方面最主要的变化在于对监控装置在降低发电成本和跳提高电网运行水平方面的要求越来越高。电力系统经济运行需要更多有关电网运行的信息和更精确可靠的监控，这就需要更多通道和手段来采集和分析电网信息并作出监控。另外在电网进行安全分析，特别是进行网络偶然事故分析时还要求对电网信息采集和监控功能进行协调。
? 变电站扩容改造的要求
一般来讲，大型变电站开始仅有几回进线，经过几年后逐步发展成为具有多回联络线。变电站扩容改造的每一步都要增加保护和监控设备，甚至需要重新安排母线的布置，因此要对现用的监控设备和保护装置进行较大的调整或重新配置。这就要求这些装置具有较大的灵活性和可扩充性以便以最小的费用和最短的时间完成扩容和改造。 ? 变电站无人值班运行的要求
由于具有明显的技术经济效益（运行可靠性高、劳动生产率高、建设成本低），发达国家早在七十年代就开始实施这种新的变电站运行管理模式。
实现变电站无人值班的技术基础是变电站中的测量、监视、保护、监控等二次设备具有高度的安全性与可靠性，优越的协调性与兼容性。变电站综合自动化系统的运用是
实现变电站无人值班运行的有效途径。 2. 现行变电站常规保护和监控装置的缺点
在变电站中，保护和监控装置的主要功能是对站内一次设备进行监视、报警、控制、保护、事件记录、开关闭锁、和远方信息交换等。目前国内常规变电站的保护装置和监控系统采用六、七十年代的机电和电子技术，进入九十年代以来越来越暴露出其固有的缺陷和局限性。
? 装置间相互独立、互不兼容
目前变电站中现有常规二次系统的各种硬件设备基本上是按功能独立配置的，彼此间联系很少且互不兼容，设备型号庞杂，在组合过程中协调性差，没有标准化。 ? 设备不具备自检功能故障率高
常规二次系统是个被动系统，因此这些装置可能在无任何报警信息的情况下出现故障。目前的办法是对常规二次系统进行定期的测试和校验，这不但增加了维护人员的工作量，而且仍无法保证装置绝对的可靠，另外维护人员在定期检测中人为造成装置误动的情况也时有发生。
? 目前变电站中主要用指示灯显示监控操作，用各种各样的模拟式表盘反映模拟量瞬时值，大部分的历史数据、操作记录和事件记录主要靠手工完成或用专门的记录器记录，费时费力且易出错。 自八十年代以来，伴随着微机保护的崛起和成熟、数字通信技术和光纤技术的广泛应用、计算机网络技术的长足发展，集变电站二次功能于一身的变电站综合自动化系统已越来越明显的成为变电站自动化发展的趋势。
变电站综合自动化系统以全微机化的新型二次设备替代常规设备，尽量做到硬件资源、信息资源共享。用不同的模块软件实现常规设备的各种功能，用计算机局域网代替大量信号电缆的连接，用主动模式代替常规的被动模式，简化了变电站二次部分的硬件配置，减轻了安装施工和运行维护工作量，降低了变电站总造价和运行费用，使变电运行更安全、可靠，为提高运行管理自动化水平打下了基础。
国外从70年代末80年代初就开始进行保护和控制综合自动化新技术的开发和试验研究工作。到目前为止，各大电力设备制造公司都陆续推出了系列化产品。90年代以来，世界各国新建变电站大部分采用了变电站综合自动化系统。我国在70年代初期便先后研制成电气集中控制装置和“四合一”集控台。随着微机技术在电力系统应用的日益成熟，80年代中期，我国亦开始研究变电站综合自动化技术。尤其是近年来，国内变电站综合自动化技术发展迅速，本文就国内外变电站综合自动化技术的现状与发展作一总结和分析。
1. 国外变电站综合自动化技术发展概况
1.1. 国外变电站综合自动化系统概况
国外从70年代末、80年代初就开始进行保护和控制综合自动化系统的新技术开发和试验研究工作。如由美国西屋电气公司和美国电力科学研究院(EPRI)联合研制的 SPCS变电站保护和控制综合自动化系统，由日本关西电力公司与三菱电气公司共同研制的 SDS— I、II保护和控制综合自动比系统从1977一1979年进行了现场试验及试运行，8O年代初已交付商业应用。目前，日本日立、三菱、东芝公司，德国西门子公司(SIEMENS)、 AEG公司，瑞士 ABB公司，美国通用电气公司(GE)、西屋电气公司(Wesing house)，法国阿尔斯通公司(AL—STHOM)，瑞士 Landis&Gyr公司等国际著名大型电气公司均开发和生产了变电站综合自动化系统(或称保护与控制一体化装置)，并取得了较为成熟的运行经验。其主要特点为：
系统一般采用分层分布式，系统由站控级和元件／间隔级组成，大部分系统在站控级和元件／间隔级的通信采用星形光纤连接，继电保护装置下放到就地，主控制室与各级电压配电装置之间仅有光缆联系，没有强电控制电缆进入主控制室，这样节约了大量控制电缆，大大减少对主控制室内计算机系统及其他电子元件器的干扰，提高了运行水平和安全可靠性。
1.2. 国外在制定变电站综合自动化技术规范方面的进展
国外变电站综合自动化系统制造厂商颇多，但他们彼此之间一开始就十分注意系统的技术规范和标准的制定及协调，以避免各自为政造成的不良后果，以便于这门新技术能够迅速发展和广泛的应用。目前，许多国际性组织或权威机构都在进行这项工作，如国际电工委员会(IEC)、国际大电网会议(CICRE)、德国电力事业联合会(VDEW)和电工供货商机构(ZVEI)、美国电力科学研究院（EPRI)和 IEEE的电力工程学会(IEEE、 PES)都正在制订或已制订了某些标准。
1.2.1. 德国电力事业联合会(VDEW)和电工供货商机构(ZVEI)制定的关于数字式变电站保
护控制系统的推荐草案。
该草案于1987年公布，成为 IECTC57在起草保护与控制之间接口标准的参考。德国的3大电气公司 Siemens、 ABB、 AEG基本上是按照这一推荐规范设计和开发自己的产品。该草案把变电站的结构规定为站控级 (Station Level)和元件／间隔级(Bay LeveI)。对于系统的硬件、软件、参数化、资料、测试、验收和现场调试等那做出了具体而详尽的规定。该推荐草案的公布不仅对德国国内变电站综合自动化的发展而且对整个欧洲地区都起了一定的促进和规范作用。
1.2.2. 美国电力科学研究院关于变电站控制与保护工程的系统规范
该规范由美国电力科学研究院(EPRI)委托西屋电气公司研究起草．于1983年8月发表、1989年11月对该规范作了进一步的修改与增补。该规范定义出了变电站综合自动化系统的范畴，同时列出了该系统应具备的功能菜单，规定了每一种功能应具备的内容及基本要求。它反映了变电站综合自动化的基本要求，总共逐个规定了26种功能。普遍认为，任何一种装置的功能都不可能超出上述功能清单之外。
1.2.3. 国际电工委员会(IEC)及国际大电网会议(CIGRE)在变电站控制和保护接口方面的工作
IEC有 TC95(量度继电器和保护设备)和TC57(电力系统远动、远方保护及有关的通信)2个技术委员会在进行这项工作。 TC95的第6工作组WG06(工作组名称：保护通信接口)经过几年的工作已提出一个国际标准(IEC1733保护通信接口)草案的第 l、2部分，即总则和电气装置通信标准总体结内。该标准计划分8部分，除以上2部分外，还有通信基本服务、系统功能、操作员功能、设备库、计算和功能、文本和传输层等。 IEC／TC57于1994年成立了专门工作组 AH—WG进行“变电站连制和保护接口”的工作。其于1995年2月向IEC秘书处提交了保护通信伙伴标准 IEC87O—5—103。为避免工作重复和标准内容不一致，TC57和 TC95成立了联合工作组共同进行这项工作，标准编号挂在 TC95的名下。
CIGRE的第34(继电保护)研究委员会组织了工作组 WG34.03研究变电站内数据传输的通信要求，内容包括保护、控制、监视、测量、扰动记录等。WG34.03已提出报告《高压变电站数据通信：保护和控制功能接口》。这些研究结果已作为 IEC标准的基础。
2. 国内变电站综合自动化技术发展现状和趋势
我国变电站综合自动化技术的起步发展虽比国外晚，但我国70年代初期便先后研制成
电气集中控制装置和“四合一”装置(保护、控制、测量、信号)。如南京电力自动比设备厂制造的 DJK型集中控制装置，长沙湘南电气设备厂制造的 WJBX型“四合一”集控台。这些称之为集中式的弱电控制、信号、测量系统的研制成功和投运为研制微机化的综合自动化装置积累了有益的经验。70年代末 80年代初南京电力自动比研究院事先研制成功以 Motorola芯片为核心的微机 RTU用于韶山灌区和郑州供电网，促进了微机技术在电力系统的广泛应用。1987年，清华大学在山东威海望岛35KV变电站用3台微型计算机实现了全站的微机继电保护、监测和控制功能。之后．随着1988年由华北电力学院研制的第1代微机保护(O1型)投入运行，第2代微机保护(WXB—11)1990年4月投入运行并于同年12月通过部级鉴定。较远动装置采用微机技术滞后且更为复杂的继电保护全面采用微机技术成为现实。至此，随着微机保护、微机远动、微机故障录波、微机监控装置在电网中的全面推广应用，人们日益感到各专业在技术上保待相对独立造成了各行其是，重复硬件投资，互连复杂，甚至影响运行的可靠性。1990年，清华大学在研制鞍山公园变电站综合自动化系统时，首先提出了将监控系统和RTU合二为一的设计思想。1992年5月．电力部组织召开的“全国微机继电保护可靠性研讨会”指出：微机保护与 RTU，微机就地监控．微机录波器的信息传送，时钟、抗干扰接地等问题应统一规划并制定统一标准，微机保护的联网势在必行。由南京电力自动化研究院研制的第 l套适用于综合自动化系统的成套微机保护装置 ISA于1993年通过部级鉴定以后，各地电网逐步开始大量采用变电站综合自动化系统。1994年中国电机工程学会继电保护及自动化专委会在珠海召开了“变电站综合自动化分专业委员会”的成立大会，这标志着对变电站综合自动化的深入研究和应用进入了一个新阶段。
目前，国内有关研制和生产单位推出的变电站综合自动化系统及产品很多，根据该技术的发展过程及系统结构特点，归纳起来可分为3种典型类型。
第1种类型为基于 RTU、变送器及继电保护与自动装置等设备的变电站综合自动化系统，一般称为增强型 RTU方式，也称集中式，或第 l代综合自动化系统。该类系统实际上是在常规的继电保护及二次接线的基础上增设 RTU装置以实现“四遥”。结构上仅是站级概念，有关重要信息(如保护动作信息等)通过硬接点送给 RTU装置，变电所的监测量一般经变送器变换后送给 RTU。开关监测量是直接引至RTU， RTU的控制输出一般经遥控执行柜发出控制命令。该类系统的特点是：系统功能不强，硬件设备重复、整体性能指标低，系统联接复杂，可靠性低，但其成本低，特别适合于老站改造。实际上该类系统仅为变电站综合自动化的初级形式，尚不能称为综合自动化系统。
第2种类型为从硬件结构上按功能对装置进行了划分，摒弃了集中式单 CPU结构而走向分散，系统由数据采集单元(模拟量、开关堡、脉冲量)，主机单元(总控单元)、遥控执行单元、保护单元组成。各功能单元(设备)通过通信网络等手段实现有机结合，构成系统。该类系统可替代常规的保护屏、控制屏、中央信号屏、远动屏、测量仪表等。它具有较强的在线功能。各种功能比较完善，且人机界面较好。但系统仍然比较复杂，联结电缆较多，系统可靠性不太高。这类系统虽然做到了一定程度上的分散(功能分散)，但没有从整体上来考虑变电站综合自动化系统的结构、一般仅是监控系统和保护系统简单的相加。由于我国保护和远动分属不同的部门和专业。故我国目前的大多数综合自动化系统均属此类结构系统。这类系统一般称为分散式系统或第2代综合自动化系统，是一种过渡方案。 第3种类型系统是采用国际上成熟的先进设计思想，引入了站控级和间隔级概念，系统采用分层分布式结构。设备分变电站层设备(站控级)和间隔层设备(间隔级)。间隔层设备原则上按一次设备组织，例如 l条线路、 l台主变压器。每一间隔层设备包括保护、控制、测量、通信、录波等所有功能。设计的原则是：凡是可以在本间隔层设备完成的功能，尽量由间隔层设备就地独立处理，不依赖于通信网和变电站层设备。变电站层设备是通过间隔层设备了解和掌握整个变电站实时运行情况、并通过间隔层设备实现变电站控制，它还负责站
内信息收集、分析、存储以及与远方调度中心的联系，这类系统实现了信息资源的共享以及保护、监控功能的综合化，大大简化了站内二次回路，它完全消除了设备之间错综复杂的二次电缆。由于间隔层设备可放在开关柜上或放置在一次设备附近，从而可大大缩小主控制室面积，节省控制电缆、减少 CT负担。同时大大提高了整个系统的可靠性、可扩展性，是综合自动比系统的发展方向。该类系统一般称为分层分布式系统，也称为第3比变电站综合自动化系统。目前已有南自变电站自动比公司、四方公司、南端电网控制公司等厂家推出了此类系统．并成功投入运行。
上述产品类型也很大程度上反映了目前在综合自动化技术领域上的2种技术观点。第 l仲技术观点认为：变电站综合自动化系统主要考虑“四遥量”的采集，以点为对象，面向”功能设计”，故变电站综合自动化系统应以传统 RTU装置或在其基础上发展起来的数据采集装置、主控单元、遥控执行等装置组成的监控为基础组成，它与微机保护的联系只要通过装置上的串行口收集信息即可，并且特别强调保护的独立性，即两者不能有任何硬件上的融合。由于变电站综合自动化系统源于传统的“四遥”并且是在微机远动、微机保护基础上发展起来的，且保护和远动分属不同的部门和专业，故这种技术观点曾一度流行。而第2种技术观点认为：综合自动化技术是以先进可靠的微机保护为核心，以成熟的网络通信技术将测量控制与继电保护融为一体，共享数据资源，并十分强调系统的总体结构优化以及系统的可靠性。系统是以对应的一次设备为对象，面向“对象设计”。当然它也强调保护的相对独立性，主张在决不降低保护可靠性和功能的前提下，目前至少可以在低压上采用保护与测控合一的综合装置。第2仲技术观点是在微机保护技术成熟并向网络化多功能方向发展的基础上形成的。如前所述，由于保护和远动分属不同的部门和专业、加之技术发展有个过程，开始持这类观点的人并不多，但随着技术的发展和按这一新概念设计的变电站综合自动化系统的成功授运，并加之这一技术观点与目前国际上先进的设计思想及推出的高品质系统如同一脉。因此，第2种技术观点正逐步成为大家的共识，它也成为了目前综合自动化技术发展的趋势和潮流。
综观目前国内变电站综合自动化技术的发展轨迹，我们可以看出如下发展趋势：
2.1. 分层分布式结构，面向对象设计
根据IEC/TC—57国际电工委员会电力系统控制与通信技术委员会的划分，变电站可分成3个结构层次：Level0（零层次），为生产过程层次，包括断路器、变压器、PT、CT等一次设备；Level1（一层次），为间隔层次。间隔层在横向按站内一次设备分布式配置单元，单元安装于对应一次设备附近（如开关柜上），装置实现一个间隔的全部保护、监控、故障录波、计量和远动功能；Level2（二层次），为变电站层次包括全站性的监控主机、远动及自动控制主机、人工智能应用主机以及实现软件开发和管理的工程师主机。变电站层设现场总线或局域网，供各个主机之间和主机与单元层之间交换信息。变电站层设备一般装设于控制室。
间隔层按面向对象设计，由多个综合自动化单元（简称综自单元）组成，每个综自单元实现一个间隔的继电保护、监控、故障录波、低周减载、同期操作、小电流接地选线等功能。每个单元有独立的多CPU系统、输入输出回路、一次设备的开关操作回路和电源模块，相互之间无任何电气联系，仅通过站内通信网互联，并同变电站层通信，凡是在间隔层能完成的功能决不依靠通信网。这样与集中式系统相比有明显的优点
? 可靠性提高，当一个间隔的单元设备出现异常时，不影响其它单元的正常工作。 ? 可扩展性和灵活性大大提高。
? 站内二次电缆大大简化，最大限度地压缩了二次设备的占地面积，节省投资，简化维
变电站综合自动化的现状及发展资料
