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变电站自动化和无人值班是当今电网调度自动化领域的热门课题，其发展势头正方兴未艾。国外有一种观点认为，人容易受环境、情绪、性格、疾病等诸多因素影响，因此本身就是一个不可靠因素。确实有不少事故是由人为误操作引起的，从这个角度看，无人值班确实可以提高运行可靠性。例如郑州地调早在1959年就开始采用遥控技术，30多年来从未发生误操作；又如深圳供电局实现变电站无人值班后，误操作事故率降低了60％。

  变电站自动化是在计算机技术和网络通信技术的基础上发展起来的。国外在八十年代已有分散式变电站自动化系统问世，以西门子(SIEMENS)公司为例，该公司第1套全分散式变电站自动化系统LSA678早在1985年就在德国汉诺威投入运行，至1993年初已有300多套系统在德国及欧洲的各种电压等级的变电站运行。我国的变电站自动化工作起步较晚，大约从九十年代开始，初始阶段主要研制和生产集中式的变电站自动化系统，例DISA- 1型[1] ，BJ-1型[2] ，iES-60型， XWJK-1000A型，FD-97等。九十年代中期开始研制分散式变电站自动化系统，如DISA-2型， DISA-3型[3，4] ，BJ-F3,CSC-2000型[5] ，DCAP3200型，FDK型等，与国外水平相比，大约有十年的差距。许多高校、科研单位、制造厂家以及规划设计、基建和运行部门在学习和借鉴国外技术的同时，正结合我国的实际情况共同努力继续开发更加符合我国国情的变电站自动化系统 [3,4,6~12] 。可以预计，今后其发展和推广的速度会越来越快，与国外的差距会逐步缩小。

  为了加快我国变电站自动化技术发展步伐，创造更大的效益，有必要论述和探讨变电站自动化的设计原则、工作模式和发展策略，以期达成共识。

一、设讨原则

  a. 变电站自动化系统作为电网调度自动化的一个子系统，应服从电网调度自动化的总体设计，其配置、功能包括设备的布置应满足电网安全、、经济运行以及信息分层传输、资源共享的原则。

  b. 分散式系统的功能配置宜采用下放的原则，凡可以在间隔层就完成的功能如保护、备用电源自投、电压控制等，无须通过网络和上位机去完成。220kV枢纽站及220kV电压等级以上的变电站，其网络层和站级层宜采用双重化、冗余配置，以提高系统可靠性。

  c. 按我国的实际情况，目前变电站还不大可能完全无人值守，即使是无人值守，也有一个现场维护、调试和应急处理的问题，因此设计时应考虑远方与就地控制操作并存的模式。同样，保护单元亦应具有远方、就地投切和在线修改整定值的功能，以远方为主，就地为辅，并应从设计、制造上同一时间只允许其中一种控制方式有效。

  d．站内自动化及无人值班站的接入系统设计应从技术上站内自动化系统的硬件接口满足国际标准。系统的支撑软件符合ISO开放系统规定，系统的各类数据、通信规约及网络协议的定义、格式、编程、地址等与相应的电网调度自动化系统保持一致，以适应电力工业信息化的发展要求。

  e．要积极而慎重地推行保护、测量、控制一体化设计，确保保护功能的相对立性和动作可靠性。分布式系统的SOE分辨率可通过保护单元来实现。保护、测量、控制原则上可合用电压互感器(TV)，对电量计费、功率总加等有精度要求的量可按量测电流互感器(TA)，供监测用的量可合用保护TA。

  f. 变电站自动化系统设计中应采用交流采样技术，减轻TA,TV的负载，提高测量精度。同时可取消光字牌屏和中央信号屏，简化控制屏，由计算机承担信号监视功能，使任一信息做到一次采集、多次使用，提高信息的实时性、可靠性，节约占地空间，减少屏柜，二次电缆和设计、安装、维护工作量。

  g，目前无论国内还是国外的分散式变电站自动化系统各部件之间的联系绝大部分采用串行口通信方式(RS232C,RS422,RS485总线等)，其通信速率和资源共享程度均受到限制，故建议采用局域网 (LAN)通信方式，尤其是平等(peer to peer)网络，如总线型网(介质共享型)，即网上每个节点都可与网上其他节点直接通信，例CSC-2000型采用的 Lon Works网，DISA-2，DISA-3型采用的 CANnet(control area network)网等[3-5] 。

  h．变电站内存在强大的电磁场干扰。从抗电磁干扰角度考虑，在选择通信介质时可采用光纤通信方式，这一点对分散式变电站自动化系统尤为适用。例LSA678，DISA-2，DISA-3型等均采用了光纤通信方式。但鉴于光纤安装、维护复杂及费用相对较高，因此配电站宜以电缆为通信介质。



二．工作模式

  2．1变电站分类

  变电站按电压等级可分为特高压、压、高压及中低压四种类型。特高压变电站：1000kV， 750kV；压变电站：550kV,330kV；高压变电站： 220kV，110kV,35kV；中低压变电站(又称配电站)： 10kV及以下电压等级。

  变电站按在电网中的地位可分为枢纽站、终端站和中转站三种类型。枢纽站：在电网中无论是网架结构还是负荷水平都处于举足轻重的位置；终端站：只有高压进线，位于电网的线路末端；中转站：有2路高压进线，位于线路中间。

  变电站按控制方式可分为集控站(又称基地站)和受控站(又称子站)。前者受调度中心控制，并对其周围子站负有调度操作任务；后者与终端站类似，但有可能处于环形电网之中，受集控站控制。

  变电站按运行模式划分为有人值班：这是目前常见的运行模式；无人值班：没有固定的运行值班人员，仅保留个别守卫人员，负责站内的安全保卫工作及事故异常情况的紧急处理：无人值守：真正意义上的无人站，在一些发达的西方国家，如美国、加拿大等较常见。

  2．2变电站自动化系统模式

  2.2.1传统模式

  这种模式就是目前国内应用普遍的远方终端装置(RTU)加上当地监控(监视)系统(又称当地功能)，再配上变送器、遥信转接、遥控执行，UPS等屏柜(见图1）。当采用交流采样RTU时，可省去变送器屏柜。站内保护装置的信息可通过遥信输入回路(即硬件方法)进入RTU，亦可通过串行口按约定的规约通信(即软件方法)进入RTU。此模式适合于 35kV~500kV的各种电压等级不同规模的变电站。根据用户不同层次的要求，其当地功能的配置可为 1台PC机，也可是一个完整的双前置、双主机、双工作站的监控系统。如华东电网某主力电厂即采用 RD-800系统和GR-90型RTU实现了220kV升压站的网控系统自动化。该模式保留了RTU的功能和二次回路设计。



  2.2.2老站改造模式

  采用RS-485星形结构，构成分布式的RTU。其特点是不增加屏柜位置，无需改动原有二次回路，适用于老站改造。这类产品有GR-90,TG5-700和 MWY-C3A等分布式RTU等(见图2)。



  2.2.3集中配屏模式

  这种模式在目前国内新建变电站中应用多，并已取得了较成熟的运行经验。大部分厂家的产品均属此类，其中应用较多的有DISA-3型、BJ- 1型、iES、XWJK—1000A等。该模式与传统模式相比，大的区别在于将RTU的遥控、信号、测量、电能计费、通信等功能分别组屏，而由1个或 2个总控单元通过串行通信口(RS232，RS422， RS485)与各功能单元(屏柜)以及微机保护、故障录波、上位机等通信(见图3)。其特点是将控制、保护两大功能作为一个整体来考虑，二次回路设计大为简化。





2.2.4全分散式

  该模式主要特点是以一次主设备如开关、变压器、母线等为安装单位，将控制、I／O、闭锁、保护等单元分散，就地安装在一次主设备(屏柜)上。站控单元(在主控室内)通过串行口(光纤通信)与各一次设备屏柜(在现场)相连，并与上位机和远方调度中心通信。具体实施又分为两种模式：保护相对立，控制和测量合一，如SIEMENS等公司的产品；保护、控制和测量合一，如ABB，GE，MERLIN GERIN等公司的产品。

  SIEMENS的LSA678系统是采用保护相对立模式的典型，在全世界已有数百套的运行经验，近几年来在国内亦已有不少应用实例(例如苏州新加坡工业园区、广西柳州供电局等)。国内厂家近年来亦先后推出全分散式系统，如DISA-2，BJ-F3， CSC-2000，DCAP3200等(见图4)，此模式较适合于要求节省占地面积和二次电缆的场合，例如城市 (市区)变电站。



  2.2.5局部分散式

  此模式综合了集中式与分散式的特点，采用了分散式的系统结构，而控制和保护仍集中配屏。通常将集中配屏安装在分散的设备小间内。设备小间在一次设备附近，根据变电站的电压等级和规模可设数个设备小间，就近管理，节省电缆。此模式可用于各种电压等级的变电站，尤其适用于500kV及大型220kV站。此类产品有DISA-3，FDK，iES-70等 (见图5)。



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