1　概述
　　最近几年我国的变电站自动化工作取得了实质性的进展，变电站自动化已成为变电站电气设计中不可缺少的一项基本内容，成为站内值班员乃至系统调度员保证电网安全可靠运行的一个重要手段。当前变电站自动化的技术特点是新老交替、新
老结合、新老并存。既有以常规远动装置为核心派生的老站改造模式，又有局部或完全分散的新站设计模式，更有将保护、监控、仪表、录波、防误操作等功能合一的一体化解决方案。运行管理、设计基建、科研和制造等不同部门在对变电站自动化的意义和重要性的认识上已基本达成共识。
　　电业部门（包括大型工矿企业的自备供用电系统）为保证电网安全运行，将投入大量资金和人力物力，而制造厂商为顺应市场发展需要，更投入大量开发经费研制新产品。现在全国省、市、县各级电业部门一般都设置了变电站改造项目的专用款项，确保了资金的来源。规划设计部门经过土建、占地面积、运行维护、设备布置等多方面的方案优化后也明确了变电站自动化的工程概算。国家计划在几年内投入巨资进行城网农网改造，其中相当部分的资金将投向数以万计的变电站改造及新建项目，这是一次难得的机遇。
2　发展现状
　　为更快更好地实现更高层次的变电站自动化，有必要认真探讨今后的发展方向，以便更有效地使用人力、物力和资金，避免时间和资金的浪费，争取在较短的时间内缩小我国与世界先进水平的差距。

　　从变电站自动化的发展进程来看可分为3个阶段：第一阶段由集中配屏以装置为核心的方式向分散下放到开关柜以系统为核心的方式发展；第二阶段由单一功能、相互独立向多功能、一体化过渡；第三阶段将由传统的一次、二次设备相对分立向相互融合方向发展，这一点在35kV及10kV的配电系统中更为明显。

　　目前我国变电站自动化发展现状可归纳为4类。
2．1　500 kV和330 kV超高压变电站
　　此类变电站数量较少，但在电网中的重要性是不言而喻的。因此其自动化工作应极为慎重，对老站改造通常倾向于传统的远动装置（RTU）加上位机（即当地功能）构成系统，通常采用原装进口设备或进口大散件国内组屏的方式。新建站则倾向于采用全分散式结构的自动化系统。
2．2　220 kV及110 kV枢纽变电站
　　此类变电站数量较多，全国约有1000多座，且部分实现了自动化。除老站改造外，新建站有集中配屏、局部分散和全分散3种模式。由于它们多为有人值班，对上位机（当地功能）的功能要求较高，系统范围已从单一的监控功能扩展到保护、仪表、信号及防误操作、故障录波、模拟培训、操作票管理、电压无功控制、事故恢复供电、经济运行、设备管理等。老站改造项目越来越少，今后的重点将放在新建站上。
2．3　110 kV及35 kV变电站
　　此类变电站数量达1万多座，由于受资金和人力所限，已实现自动化的比例较低。但却是无人值班（守）变电站的主要市场。变电站自动化和无人值班是两个不同的概念，不能等同但又互有联系，无人值班必须以变电站自动化为基础，才能对操作、故障及突发事故应付自如。今后将有更多的变电站向无人值班方式过渡。因此上位机功能逐渐淡化，模拟屏、光字牌、中央信号、常规表计等均可取消，代之以对间隔级的电气设备提出更高的可靠性和可操作性要求，并逐步采用遥视警戒技术，为无人值守创造条件。
　　目前尚有大批老站要改造，随着城网农网改造的实施，要建设更大批量的新变电站，这是变电站自动化继续深化发展的重点。
2．4　10 kV及以下变电站
　　这类变电站通常包括配电站和开闭所，已实现自动化的比例很小，在大部分地区还是一片空白，但其数量却是最大的，分布也是最广的。其特点是一般不考虑上位机功能，按无人值班设计，一次和二次设备已无明显界限，Schneider公司制造的10 kV环网柜就是集负荷开关、限流熔断器／断路器及馈线终端装置（FTU）于一体的设备。
　　10 kV配电站的设计制造和现场维护人员的专业分工已不明显，最适合于采用面向对象（间隔）的保护、监控功能合一的一体化设计。
3　新技术的应用
3．1　面向对象的一体化设计
　　保护、监控合一（又称二合一），保护、控制、测量和信号合一（又称四合一）实际上都是指一体化设计。目前国内科研院校、制造厂商如南瑞、四方、清华紫光、南自及东方电子、许继、阿继等经过多年的开发已形成了技术成熟，运行可靠的系列化产品（例DISA、BJ、CSC900、CSC2000、DCAD 3200及FDK等），并取得了宝贵的运行经验，得到了广大用户的肯定。特别是微机保护、监控、防误操作，故障录波，小电流接地选线等功能不断完善，为一体化设计提供了良好的基础。同时，在激烈的市场竟争中许多厂家也深感唯有一体化的设计才能大幅度降低成本，提高性能价格比，保持并扩大市场份额。ABB、Mer－lin Gerin、GE、SIEMENS等外国公司早在几年前就已推出一体化设计的产品，国内的四方、南瑞、南自等公司亦已先后推出一体化产品，并取得了成功。
3．1．1　双CPU插件
　　以美国GE公司的DDS系列产品为例，其特点是保护功能模件与监控功能模件均采用16 b微处理器且具有相同的标准硬件结构，依靠EPROM中的固化软件来实现不同功能。如DDS系列中的DMS有3个独立的CPU，分别管理保护、控制和通信，这样做可增强CPU的处理能力，避免CPU负担过重，故可靠性并未降低。DMS还可提供双重电源，互为热备用。每个DMS最多可控制7个一次设备，可满足各种复杂接线和联锁的要求。
　　此外DMS还可提供图形LCD，可实时显示本间隔的各设备的状态、测量值和报警信号，并对选中设备进行操作。DMS采用标准硬件结构，类似可编程逻辑控制器（PLC）的模块化设计，配置灵活，减少了备品备件，特别要指出的是间隔内的联锁均可在本间隔的控制器（如DMS或微机保护）中编程完成，因此即使通信中断也不会影响保护和当地控制功能的实现。
    DMS模件与典型间隔的联系如图1所示。

　　国内类似产品有CSC900系列等。CSC900纵向分为两层，即站级层和间隔层（见图2所示），各单元内保护和监控相互独立，各间隔单元相互独立，仅通过站内网络（CANnet）互联，并同站级层通信。
　　由于各单元同时具有独立的保护和监控功能模块，使变电站的二次回路布线大为减少，单元之间和层与层之间均采用现场总线（field bus）如CANnet网互联，使屏柜数量大为减少，此外常规的仪表屏、中央信号控制屏、模拟屏及变送器屏均可取消。而在相应的单元装置上加上相应的操作开关和开关位置指示灯，作为开关的后备／应急操作和监视。

图2 CSC900系列结构示意图

3．1．2　单CPU插件
　　每个单元中配置一CPU模件作为应用处理器，在保证完成保护功能的前提下，同时兼顾监控、通信等功能。此类产品有CSC2000系列等。其特点是对220kV及以上系统，保护与监控独立配置。对10kV的间隔层元件可将保护、测量和控制通过一个装置来实现。
　　CSC2000可在控制室集中组屏，也适用于间隔层设备分散在开关场保护小间或开关场柜。开关柜布置以间隔为单位，保护、测量和控制装置统一组屏设计，更能体现分布式特点并发挥其一体化设计优势。
　　CSC2000通信网络采用Lonworks现场总线为基本测控网络，站级工作站之间采用以太网联结，便于工作站的监视和功能分配等。对于110kV站，建议采用单Lon网,对于220kV站建议采用双Lon网加上一个故障录波专用网。对于500kV站，建议采用间隔层测控装置直接通过以太网与站级主站联结方案（见图3所示）。

图3　以太网为测控网的示意图

　　
3．2　变电站自动化与SPDnet网的通信
　　变电站是电网的信息源，也是电网的主要监控点之一。从网络概念出发，变电站就是网络中的节点，因此随着计算机网络通信技术的发展，变电站自动化系统与国家电力数据网SPDnet（State PowerData network）的通信也提到了议事日程。
　　传统的远动信息传输是采用串行接口（RS－232C或RS422）加调制解调器（MODEM）方式，速率为0．6～1．2kb／s。随着电力通信网从电力载波、模拟微波到数字微波、光纤通信的发展，这种在高速　　（64kb／s）数字信道上传输低速模拟信号的方式，不仅浪费通道带宽资源，而且数字—模拟—数字的二重转换既造成技术上的不合理，又增加了设备费用，降低了传输可靠性。
　　国外从80年代末开始变电站RTU上网的研究，并已得到应用。我国在1997年因全国联网工程的开展也开始了RTU上网的尝试。RTU上网可根据其受控主站前置系统（FE）和RTU的结构及通信规约，采用以下两种模式。

   （1）PAD模式
　　PAD（packetassembly disassembly）为分组交换网中的一种终端接口设备，支持异步方式远动通信规约。该模式通过SPDnet建立一条透明的逻辑通道，RTU和FE无需作任何改动，仍采用串行接口和原有的通信规约，按就近入网方式接入SPDnet节点，如图4所示。其优点是原有硬件设备和通信规约不变，缺点是主站与厂站仍是一对一方式通信，该模式适用于老站改造项目。

    （2）TCP／IP模式
　　由于Internet网的快速发展，TCP／IP（transmis－sion control protocol ／Internet protocol）协议得到了广泛的应用，已成为一种事实上的标准，几乎所有的计算机厂商和数据网络产品都将其作为基本功能。最近兴起的广域网IP技术更是为WAN的交换提供了快捷的解决途径。因此变电站自动化系统采用TCP／IP上网技术是顺应当今计算机网络技术发展潮流的明智选择。
　　该模式要求变电站自动化系统在网络层和传输层支持TCP／IP协议，在应用层支持远动通信协议IEC60870－5－104或计算机数据通信协议IEC60870－6 TASE．2（ICCP）协议。该模式适用于新建站的分布式自动化系统，见图5。目前国外的知名厂商如Harris、CAE、ABB和SIEMENS等均有支持TCP／IP技术的新一代产品面世，国内的厂商亦在积极开展这方面的探索和试制工作。
　　对于大部分已投运的厂站，可采用在RTU上加装TCP／IP协议转换器的方式接入SPDnet，这样原有的通信规约和RTU的结构可保持不变。
　　该模式要求各主站端的前置机系统支持上述网络通信技术和协议，从而使各相关主站可以共享厂站的实时信息，从根本上解决了困扰远动领域多年的信息转发和一发多收问题。

图5　TCP／IP模

　　变电站自动化系统接入SPDnet的设备可选用2Mb／s带宽，支持ATM／IP技术的网络设备。国内目前已建和将建的电力数据网络，其交换节点之间的中继路由，基于微波通信的带宽为2Mb／s～n×2Mb／s，基于光纤通信的带宽可达155、622Mb／s甚至2．5Gb／s，完全可满足远动信息传输的实时性要求。而数据网所具有的路由自动选择功能，亦大大提高了传输可靠性。据国内某500kV站基于64kb／s带宽，传输距离超过1000km的RTU上网测试结果表明，遥信传输时间为1．363s，遥测为1．556s，遥控为0．7s，均比传统远动传输方式来得快。
　　综上所述，采用TCP／IP＋IEC60870－104或TASE．2模式是今后变电站数据传输的发展方向，老站改造可采用PAD或TCP／IP协议转换器方式，来解决数据网建成后远动信息的接入。
　　我国现行的调度管理体制是按电压等级而不是按地域分布来划分其管辖范围，因此许多变电站的RTU需具有一发多收的功能，其中超高压站还需配备主备通道。据统计，一座超高压变电站用于自动化的专用通道可多达6～7条，且都按变电站直接联到主站的方式设计，占用了大量的信道资源。RTU上网将从根本上改变传统的远动传输模式，使一个厂站既可接受多个调度主站的监控又可使多个调度主站共享同一厂站的实时信息，具有显著的经济效益。更重要的是彻底消除了数据转发造成的时延，从而保证了电网能量管理系统（EMS）应用软件实时数据库数据的同时性和一致性。
　　随着电网建设力度的加大，变电站自动化发展进程正步入高速发展阶段，把握时机，认准方向，从硬件可靠性和软件的标准化方面着手，积极采用国际先进的变电站技术和计算机网络通信技术，争取在较短时间内普及应用变电站自动化一体化技术和计算机网络通信技术，缩小与世界先进水平的差距。

4　结论

　　（1）变电站自动化的实施正在促使变电站的管理结构和规划设计发生深刻的变化。无人值班方式必将逐步取代有人值班方式，并有从中低压变电站向高压、超高压变电站延伸，从城市变电站向郊外变电站发展的趋势，建议对新建变电站优先采用面向对象的一体化设计，按无人值班方式设计，一步到位，避免二次建设。
　　（2）变电站自动化选用标准、通用的软硬件环境
  　（3）变电站自动化系统直接上以太网可使主站端取消传统的前置系统，实现真正意义上的一发多收，资源共享，是计算机网络通信技术对传统远动模式的一次革命，必将成为今后的发展方向。
　　（4）从事变电站自动化工作的规划设计、开发制造、管理维护人员将由单一专业、分工精细逐步向一专多能，专业淡化方向过渡。现有的运行规程，管理法规等亟待修订，现有的管理体制亟待改革，以适应新技术的发展需要。

参考文献：

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