变电站自动化和无人值守是电网调度自动化领域的热门话题

变电站自动化和无人值守是电网调度自动化领域的热门话题，其发展势头方兴未艾。国外有一种观点认为，人容易受到许多因素的影响，如环境、情绪、性格、疾病等。，所以它们本身就是一个不可靠的因素。事实上，许多事故都是由人为误操作造成的。从这个角度来看，无人值守可以提高运行可靠性。如郑州大地从1959年开始采用遥控技术，30多年来没有发生误操作；又如深圳供电局实现无人值守变电站后，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。分布式变电站自动化系统于20世纪80年代在国外问世。以西门子公司为例，第一个全分布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。到1993年初，德国和欧洲已经有300多个系统在不同电压等级的变电站中运行。中国变电站自动化工作起步较晚，始于20世纪90年代。初期主要开发和生产变电站集中自动化系统，如disa-1、bj-1、ies-60、xwjk-1000a、fd-97等。在20世纪90年代中期，分散式变电站自动化系统，如disa-2、disa-3 [3，4]、bj-f3、csc-2000 一、设计原则 、dcap3200、fdk等。，被开发出来。与国外先进水平相比，大约有十年的差距。许多大学、科研机构、制造商和规划、设计、基础设施和运营部门正在研究和借鉴国外先进技术，并共同努力继续开发更符合中国国情的变电站自动化系统[3、4、6 ~ 12]。可以预见，未来其发展和普及的速度将越来越快，与国外的差距将逐渐缩小。

为了加快我国变电站自动化技术的发展，创造更大的效益，有必要对变电站自动化的设计原则、工作模式和发展策略进行探讨，以达成共识。

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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，其配置和功能(包括设备布局)应符合电网安全、优质、经济运行、信息分级传输和资源共享的原则。

分布式系统的功能配置应采用分散化原则。间隔层可以完成的任何功能，如保护、备用电源自动切换、电压控制等。，不需要通过网络和上位机来完成。对于220kv以上电压等级的220kv枢纽站和变电站，应在网络层和站级采用双重冗余配置，以提高系统可靠性。

C .根据中国的实际情况，目前变电站不太可能完全无人值守。即使无人值守变电站也存在现场维护、调试和应急处理的问题。因此，在设计中应考虑远程和本地控制操作共存的模式。同样，保护装置还应具有远程和本地切换以及在线修改设定值的功能，侧重于远程和本地摊铺，并且从设计和制造上应确保同时只允许一种控制模式有效。

D .车站自动化和无人值守车站接入系统的设计应在技术上确保车站自动化系统的硬件接口符合国际标准。系统的支持软件符合iso开放系统法规，系统的各种数据、通信协议和网络协议的定义、格式、编程和地址与相应的电网调度自动化系统一致，以满足电力行业信息化的发展要求。

E .应积极谨慎地进行保护、测量和控制的综合设计，以确保保护功能的相对独立性和运行可靠性。分布式系统的soe解析由保护单元实现。原则上，电压互感器(tv)可用于保护、测量和控制，测量电流互感器(ta)可用于充电和功率求和等有精度要求的量，保护ta可用于监控。

变电站自动化系统的设计应优先采用交流采样技术，以减少ta和tv的负荷，提高测量精度。同时，可以省去光板屏和中央信号屏，简化控制屏，计算机可以承担信号监控功能，这样任何信息都可以一次采集多次使用，提高了信息的实时性和可靠性，节省了空的占地面积，减少了屏柜、二次电缆以及设计、安装和维护的工作量。

也就是说，网络上的每个节点都可以直接与网络上的其他节点通信，例如csc-2000采用的lonworks网络和disa-2和disa-3采用的Cannet(控制区域网络)网络[3-5]。

H .变电站内有强电磁场干扰。从抗电磁干扰的角度出发，在选择通信介质时可以优先选择光纤通信，尤其适用于分布式变电站自动化系统。例如，lsa678、disa-2和disa-3都采用光纤通信方式。然而，鉴于光纤的安装和维护复杂且成本相对较高，在配电站中应使用电缆作为通信介质。

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二.工作模式

2.1变电站分类

变电站根据电压等级可分为四种类型:UHV、UHV、高压和中压。UHV变电站:1000千伏，750千伏；超高压变电站:550千伏、330千伏；高压变电站:220kv、110kv和35kv中低压变电站(又称配电站):10kv及以下。

变电站根据其在电网中的位置可分为三种类型:枢纽站、终端站和转运站。枢纽站:电网结构和负荷水平在电网中都处于举足轻重的地位；终端站:只有高压进线位于电网的线端；中转站:线路中间有两条高压进线。

根据控制方式，变电站可分为集控站(也称为基站)和受控站(也称为变电站)。前者由调度中心控制，对其周围的变电站有调度操作任务。后者类似于终端站，但它可能在环形电网中，由集中控制站控制。

变电站控制运行方式分为有人值守运行方式；这是目前最常见的运行方式；无人值守:没有固定的操作值班员，只保留单独的警卫，负责站内的安全工作和非正常事故的应急处理；无人值守:真正意义上的无人值守站在一些西方发达国家很常见，如美国和加拿大。

2.2变电站自动化系统模式

2.2.1传统模式

该模式是目前中国使用最广泛的远程终端设备(rtu)，加上本地监控系统(也称为本地功能)，再加上变送器、远程通信切换、远程控制执行、ups等机柜(见图1)。当采用交流采样rtu时，可省略变送器面板柜。站内保护装置的信息可以通过远程通信输入电路(即硬件方式)或通过串口按照约定的协议通信(即软件方式)进入rtu。该模式适用于35kv~500kv各种电压等级和规模的变电站。根据不同层次用户的要求，本地功能可以配置为一台pc机或一个具有双前端、双主机和双工作站的完整监控系统。如华东电网某主电厂采用rd-800系统和gr-90 rtu实现220kv升压站网络控制系统的自动化。这种模式保留了rtu的功能和次级电路的设计。

2.2.2旧站改造模式

采用rs-485星型结构构成分布式rtu。其特点是不增加屏柜位置，不改变原有二次回路，适用于老站改造。这些产品包括gr-90、tg5-700和mwy-c3a分布式rtu(见图2)。

2.2.3集中式屏幕匹配模式

这种模式目前在我国新建变电站中广泛使用，并取得了成熟的运行经验。大多数厂家的产品都属于这一类，其中广泛使用的有disa-3、bj-1、ies、xwjk-1000a等。与传统模式相比，这种模式的最大区别在于，rtu功能如遥控、信号、测量、电能充电和通信等被分组到屏幕中，而一个或两个通用控制单元通过串行通信端口(rs232、rs422和rs485)与各功能单元(屏柜)、微机保护、故障记录和上位机进行通信(见图3)。其特点是将控制和保护功能作为一个整体来考虑，二次电路的设计大大简化。

2.2.4完全分散

这种模式的主要特点是主要的主要设备，如开关、变压器、母线等。，用作安装单元，控制、i/o、锁定和保护单元分散安装在主要主设备(屏柜)上。站控单元(主控室)通过串口(光纤通信)与各一次设备盘柜(现场)相连，并与上位机和远程调度中心通信。具体实施分为两种模式:保护相对独立，控制与测量一体化，如西门子等公司的产品；保护、控制和测量的集成，如abb、ge、merlingerin等产品。

西门子的 lsa678系统是一种典型的保护模式相对独立的模式。它在世界各地有数百年的运行经验，近年来在中国有许多应用实例(如苏州新加坡工业园区、广西柳州供电局等)。)。近年来，国内厂商相继推出了disa-2、bj-f3、csc-2000、dcap3200等全分布式系统。(见图4)，这更适合于需要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本地分散的

这种模式结合了集中和分散的特点，采用分散的系统结构，而控制和保护仍然用屏幕集中。一般来说，集中配电屏安装在分散的设备间。设备柜靠近主要设备。根据变电站的电压等级和规模，可以设置几个小隔间来管理附近并节省电缆。该模式可用于各种电压等级的变电站，尤其是500kv和大型220kv变电站。此类产品包括disa-3、fdk、ies-70等。(参见图5)。

iii .发展战略

在变电站自动化系统的具体实施过程中，由于受现有专业分工和管理体系的影响，有不同的实施方法:一种主张远程控制(rtu)是数据采集和控制的基础，相应的设备也是基于电网调度自动化，保护相对独立；二是保护(微机保护)是站内监控数据采集和控制的基础，保护、控制和测量相结合。中国也有这样的产品，比如csc-2000。后者正成为一种发展趋势和共识，因此设计、制造、运营和管理部门应打破专业界限，逐步实现一体化。这对于110kv以下的变电站尤其必要。

的确，从中国目前的操作系统、人员配备和专业分工来看，前者无疑具有很大的优势。由于控制和保护是规划设计、科研制造、安装调试、运行维护两个独立的专业，前者更符合中国国情。后者很难被运行部门接受，因为很难为事故分析和处理提供一个清晰的界面。然而，考虑到发展趋势、技术合理性、减少设备重复和简化维护工作量，后者有其优势。

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从信息流的角度来看，保护的信息源(包括故障记录等。)，控制和测量均来自现场ta和tv的二次测量输出，但要求不同。保护主要采集一次设备的故障异常状态信息，需要大范围的ta和tv测量，通常认为是额定值的10倍，但测量精度低，误差在3%以上。控制和测量主要采集运行状态信息，这就要求ta和tv的测量范围较窄，通常在测量额定值附近波动，这就要求有一定的测量精度，测量误差在1%以内。

中央控制(cpu)单元直接接收来自上位计算机(本地)或远方的控制输出命令，经过必要的检查后可以直接移至保护电路，省去了遥控输出和遥控执行的环节，简化了设备，提高了可靠性。

从无人值守的角度来看，不仅需要简化一次主接线和主设备，还需要简化二次电路和设备。因此，保护、控制和测量一体化有利于简化设备，减少日常维护工作量。对于110千伏及以下，特别是10千伏配电站，除了电能计量和电能汇总等测量精度要求外，其他测量必须连接ta和tv，只能用于监测运行状态。此外，各种信息可以在局域网(lan)上共享，无需配置自己的数据采集硬件进行控制和测量。

变电站自动化系统和无人值守运行模式的实施在很大程度上取决于设备的可靠性。这里所指的设备不仅是自动化设备，也是电气主设备。根据变电站自动化系统的特点，建议主管部门制定设备制造和接口的规范和标准。自动化设备制造商应加强与电气主设备制造商的合作，提供具有集成技术的产品，以方便设计和运营部门的选择。

对于大量的10kv配电站，由于接线简单，保护要求相对较低。为了简化设备和节省投资，建议rtu完成线路保护和双母线切换(备用自动切换)等保护功能。因此，有必要在rtu软件中增加保护动作判断功能，如备用电源自动切换功能，这可以通过逻辑判断相应母线段的电压损失和相应的开关状态信号来实现。

未来，变电站自动化的运行模式将逐步从无人值守向无人值守过渡。因此，远程监控技术(防火、防盗、防污、防止水蒸气泄漏和远程监控等。)将应运而生并迅速发展。

随着计算机和网络通信技术的发展，站内rtu/ltu或保护监控单元将直接接入互联网，通过网络与后台(主机)和工作站进行通信。取消传统的预处理环节，从而彻底消除通信“瓶颈”现象。

四。结论[/s2/]

110kv配电站应采用无人值守模式。在规划设计中，可以考虑保护、控制和测量一体化的方案。本地功能可以简化甚至取消，面板上的人机对话窗口功能可以替代使用。

B .完全分散的变电站自动化系统是一个新课题，它需要规划设计、一次设备、二次设备和自动化设备制造商以及基础设施、安装和运行部门之间的密切合作和统筹安排。由于国产一次设备在制造工艺、材料、结构、防护、控制、抗冲击、抗干扰、使用环境等方面存在的问题，应引起充分重视，积极稳妥地推进。

C .在设计和制造中，应确保一次设备有防误操作措施，保护本地和远程切换(软压板)，修改整定值，恢复自动装置和本地和远程控制以及一次设备的操作，保护远程和本地控制。同时只允许一种模式有效。

D .对于全分布式变电站自动化系统，应选择局域网模式，尤其是对等网络，如总线型(媒体共享)网络，每个节点可以直接与其他任何节点通信，从而从根本上消除主从模式的瓶颈现象。结合多主cannet网络或lonworks网络以及纠错能力强、抗噪声能力强、载波侦听多路访问/冲突的csma/cd模式，可以对重要信息进行加权，保证重要信息的实时性，提高通信效率。

e .随着变电站自动化技术的发展和无人值守站运行模式的进一步推广，保护和自动化的专业也在相互渗透，结合逐渐紧密。打破原有的专业分工，导致科研、设计、制造、安装、运行等部门的专业设置和人员配置的调整和组合，以适应保护、控制、测量一体化的变电站自动化模式。

F .建议对高校现有专业设置进行相应调整，以培养熟悉继电保护、掌握电网调度自动化技术的专业人才。在科研、设计、制造、安装和运行管理部门，也应避免专业分工过于细化和缺乏统筹考虑的局限性。