维普资讯 http://www.cqvip.com 热电技术 ２００７年第３期（总第９５期） 变电站综合自动化技术的最新应用 李林锋 （广东电网公司江门台山供电局，广东江门５２９２００） 摘要根据目前电力系统变电站实现综合自动化的现状， 从设计原则、特点、系统配置及结构、功能、技术指标等方面 对变电站综合自动化系统进行了分析和描述，对其在最新工 程应用中存在的问题进行了探讨，对今后的发展趋势作了总 结，并提出建议。 关键词变电站综合自动化继电保护 １前言 最新的变电站综合自动化，广泛采用微机保护 和微机远动技术，分别采集变电站的模拟量、脉冲 量、开关状态量及一些非电量信号，经过功能的重新 组合，按照预定的程序和要求实现变电站监视、测 量、协调和控制自动化的集合体和全过程，从而实现 数据共享和资源共享，提高变电站自动化的整体效 益。 随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次 运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真、 液晶显示、远程监控等技术１３趋成熟，以及计算机高 速网络在实时系统中的开发应用，“三化”改造和无 人值班变电站的进一步发展，要求变电站综合自动 化系统运行高效、实时、可靠，从而提高电网安全稳 定运行水平。继电保护技术未来趋势将是向计算机 化，网络化，智能化，保护、控制、测量和数据通信一 体化的方向发展¨ 。 新的变电站综合自动化系统，利用组屏取代了 常规的仪表屏柜以及一些中央信号装置，经过优化 组合成为系统，节省了变电站、控制室和配电室的占 地面积，缩短建设工期，提高了变电站的自动化水 平，减少人为事故，保证了供电质量，有利于电网安 全稳定运行，实现了电力系统的减员增效目标，提高 了企业的劳动生产率和经济效益。 现在市场上流通着有各种各样的自动化系统， 并且在不断地改进和更新。熟悉的有北京四方 ＣＳＣ２０００变电站综合自动化系统、南瑞科技ＢｓＪ一 ２２００监控系统、国电南自ＰＳ６０００变电站自动化系 统、许继电气ＣＢＺ８０００变电站自动化系统、深圳南自 的ＩＳＡ３００变电站综合自动化系统等。电压等级不 同又有一些功能不一致。 主要根据南瑞继保ＲＣｓ９７０ｏ变电站综合自动化 系统在１ ｌＯｋＶ变电站的最新应用情况进行分析。针 对变电站综合自动化系统的功能设计、结构、性能、 安装和试验等方面的技术要求，展开论述。 ２综合自动化技术应用 ２．１设计原则和特点 变电站一期工程包括：三卷变１台，绕组电压等 级为１１０ ｋＶ／３５ｋＶ／１０ｋＶ；３５ｋＶ线路２回，３５ｋＶ旁 路１回；１ｌＯｋＶ线路１回，１ｌＯｋＶ旁路１回；ｌＯｋＶ部 分出线１ １回，电容器组２组，ｌＯｋＶ站用变一台。 综合自动化系统设计过程中始终贯穿着充分保 证可靠性这一原则，采用分散分层分布式模块化结 构，各保护、测量、控制、通信等各个模块之问既相互 独立又互相联系。 ２．２ 系统结构 ２．２．１ 微机监控系统采用分散分层分布式系统 变电站运行管理为无人值班值守方式。微机监 控系统采用分散分层分布式系统，见图１。 ２．２．２各装置优化组合 主变保护及测控装置、１ｌＯｋＶ线路保护装置采 用分别组屏方式，布置在二次设备室。３５ｋＶ馈线、 ｌＯｋＶ馈线、电容器组站用变等设备采用微机型保护 测控一体化装置组屏安装在二次设备室。其它智能 设备可通过通信口接入监控系统。 ２．２．３微机监控系统 微机监控系统分为站级控制层和问隔级控制 层，网络按双网配置。间隔级控制层设备配置双以 太网接口。将采集和处理后的数据信号，经双绞线 传输到站级控制层，各间隔级单元相互独立，不相互 影响。站级网络采用基于ＴＣＰ／ＩＰ协议的自适应１０／ １００Ｍ双以太网结构（Ａ、Ｂ网）。应用层协议使用 ＤＬ／Ｔ ６６７—１９９９标准。 一１７— 维普资讯 http://www.cqvip.com 热电技术 ２００７年第３期（总第９５期） 图１ 分散分层分布式系统 ２．２．４系统通讯能力 件平台，１４位以上高精度模数转换器，采用嵌入式实 综合自动化系统具备为双串口、双网络通讯能 时操作系统。利用冗余硬件、自诊断和抗干扰等措 力，系统配备相关通讯接口及通讯设备。监控系统 施达到高可靠性。 与调度ＳＣＡＤＡ系统能同时实现以串口方式及网络 ２．３．２操作员工作、继保工程师工作站 方式同时进行通讯，选用的通讯规约为ＤＬ／Ｔ ６３４—５ 系统配置一台操作员工作站兼作继保工程师 —１０１—２００２、ＤＬ／Ｔ ６３４—５—１０４—２００２和新部颁 站。能在正常和电网故障时，采集、处理各种二次装 ＣＤＴ。远动通道具备２路数字串口通讯、２路数字模 置信息，并充分利用这些信息为继电保护运行、管理 拟通讯、２路网络通讯。通道具有防雷、过压保护装 服务，为分析、处理电网故障提供支持。继保工程师 置。 站具备多路数据转发能力，能通过网络通道向多个 调制解调器满足ＣｃＩＴｒ标准的要求，传送电平０ 调度中心进行数据转发，通信规约符合《中国南方电 —２０ｄＢ可调，接受电平一４０—０ｄＢ，低于一４０ｄＢ发告 网继电保护故障信系统通信与接口规范》。 警信号，通道误码率小于１０ 时，调制解调器能正常 ２．３．３ 系统配置一台微机五防工作站 工作。其调制方式为ＦＳＫ。同步方式为同步或异步 微机五防工作站为珠海共刨电气有限公司微机 可设置，与调度通信方式为异步方式。 五防系统，防误操作功能比较完备。 ２．３硬件的配置 ２．４ 电源 ２．３．１监控主机 系统站级控制层交流电源由在线式ＵＰＳ供电。 用标准的、网络的、分布功能和系统化的开放式 其他交流电源由站用变交流系统提供。二次设备室 的硬件结构，满足ＩＥＥＥ ＰＯＳＩＸ标准。测控装置面向 的设备由变电站直流系统２２０Ｖ电源供电。 对象设计，采用统一的硬件平台、统一的软件平台、 ２．５设计规划 统一的数据库管理。装置采用３２位ＣＰＵ和ＤＳＰ硬 站级控制层设备按远期规模配置。 一ｌ８一 维普资讯 http://www.cqvip.com ３系统功能介绍 ３．１系统功能 系统具备较强的故障软化与容错能力，具有系 统动态重构能力和一定的冗余措施，在任一单个硬 件或软件失效时，能防止系统信息的丢失或影响系 统主要功能。 ３．２微机保护及自动装置 ３．２．１ １０ｋＶ、３５ｋＶ馈线保护装置 包括三段时限电流保护、零序过流，三相一次重 合闸、低周减载及操作回路。能够上传保护定值、故 障报告、动作信息、采样数据等，能够在线修改定值。 ３．２．２ １０ｋＶ电容器保护装置 包括装设带有时限电流速断、定时过流保护，零 序过流，过压和欠压保护，不平衡电压保护不平衡电 流保护，温度保护，远方管理等功能。 ３．２．３主变压器保护装置 主变压器保护装置＝主保护＋后备保护＋本体 非电量保护。 主保护装置与后备保护装置相互独立，硬件上 完全分开。保护装设一套二次谐波制动原理的纵差 保护。后备保护包括复合电压起动的过流保护、零 序过流保护、间隙零序过流保护、零序过压保护、过 负荷保护、主变有载调压控制系统、主变风扇控制系 统。非电量保护包括重瓦斯、轻瓦斯、压力释放、油 温度高、绕组温度高，有载调压重瓦斯。 ３．２．４ １ １０ｋＶ线路微机光纤纵联保护 光纤分相电流差动保护＝三相电流分相差动保 护＋零序电流差动保护＋距离保护和零序电流保护 （后备）。 主保护和后备保护ＣＰＵ各自独立。装置具有电 流电压保护功能和低周保护功能。光纤分相电流差 动保护用专用光纤作为通道，传送模拟量和开关量。 具有通道监测功能，通道故障时自动闭锁差动保护。 距离保护有重合闸功能。 ３．２．５低频低压减载装置 双ＣＰＵ结构，强弱电严格分离，舍弃传统的背板 配线方式，有很强的抗干扰和抗电磁辐射的能力。 完善的事件记录报文处理，可保存最新１２８次动作 报告，２４次故障录波报告。有友好的人机界面、中文 显示、打印。具备软件和硬件ＧＰＳ脉冲对时功能。 ３．３微机监控系统的功能 李林锋：变电站综合自动化技术的最新应用 ３．３．１实时数据采集及处理功能 遥测：变电站运行的各种实时数据，如母线电 压、线路电流、主变温度、功率、频率等；遥信：开关、 刀闸位置、分接头位置、各种设备状态、瓦斯、气压信 号等。 通过间隔层Ｉ／Ｏ单元进行实时数据的采集和处 理。模拟量信息的采集采用交流采样方式，输人回 路采用隔离变压器进行隔离。模拟量数据处理包括 模拟数据的滤波、数据合理性检查、工程单位变换、 数据变化及越限检测、精度及线性度测试、零漂校 正、极性判别等。微机监控系统根据ＣＴ、ＰＴ的采集 信号，计算每一个电气单元的电流、电压、有功、无功 和功率因数及电度量等，显示在ＣＲＴ上。 ３．３．２限值监视和报警处理功能 多种限值、多种报警级别、多种告警方式（声响、 语音）、告警闭锁和解除，遥信变位次数统计、变位 告警。报警处理分两种方式，一种是事故报警，包括 非操作引起的开关跳闸和保护装置动作信号；另一 种是预告报警，包括一般设备变位、状态异常信息、 模拟量越 复限、计算机站控系统的各个部件、间 隔层单元的状态异常等。 ３．３．３事件顺序记录和事故追忆功能 开关和保护信号的动作顺序以ｍｓ级进行记录。 ＳＯＥ分辨率为２ｍｓ。能够在ＣＲＴ上显示动作顺序， 及在打印机上打印。顺序事件进行存档，存档保存 时间可由用户确定。事故追忆表的容量能记录事故 前１分钟至事故后２分钟全站的模拟量。 ３．３．４控制功能 能通过当地或调度端微机的键盘、鼠标输人操 作命令，对变电站的控制对象进行操作。包括开关 及刀闸的分合、变压器分接头调节、ＰＴ并列信号复 归等。就地测控单元可实现一对一的操作以保证计 算机系统瘫痪时的最低监控手段。为了防止误操 作，在任何控制方式下都必须采用分步操作，即选 择、校核、执行，并设置操作员和线路代码口令。 ３．３．５管理功能 管理功能主要指对一些设备工况报告、设备档 案的编制和调用。运行人员或工程师可以进行修 改、检索、显示、打印设备工况报告；对各种运行记录 及设备的资料进行档案管理；对于不同性质的工作 人员，系统具有管理权限、操作权限分类设置的功 能。 ３．３．６在线统计计算功能 一１９— 维普资讯 http://www.cqvip.com 热电技术 ２００７年第３期（总第９５期） 具有统计计算和报表统计功能、用户自定义报 表工具。根据采样的ＣＴ、ＰＴ实时数据能够计算：每 一电气单元的有功、无功功率；各相电流、电压；功率 因数；电压、功率因数合格率的分时段统计、变压器 负荷率及损耗所用电率、开关正常及事故跳闸次数、 变压器的停用时间及次数等。 ３．３．７ 画面显示和打印功能 在ＣＲＴ上显示主接线图、直流系统图、站用电系 统图、监控系统运行工况图、系统网络结构图、开关 量状态表、各种实时测量值表、历史事件及某些重要 数据表、主要设备参数表、继电保护定值表、有功、无 功、电流、电压、频率、主变分接头、潮流方向、电压棒 图、１１０ｋＶ母线相电压及３Ｕ０电压、１０ｋＶ母线接地 时３Ｕ０电压及母线相电压的趋势曲线等。能储存某 些历史负荷曲线及包括某些历史事件画面。 ３．３．８与远方调度的信息交换功能 能正确接收、处理、执行变电站ＳＣＡＤＡ或地区 调度中心的遥控命令，但同一时刻只能执行一个主 站的控制命令。厂站号标志位不对应不允许遥控。 与市调分别有主备两个通道。采用全双工通信方 式，遥测越死区传送、遥信变位传送，电度量定时冻 结传送，遥控按“选择返送校核执行”程序运行，结构 组态和处理参数由调度端下装。传送速率为： ３００ｂｐｓ～９６００ｂｐｓ，可调。能传送模拟量、开关量、各 种信号。 ３．３．９系统的自诊断和自恢复功能 微机监控系统能够在线诊断系统的软件、硬件 运行情况，一旦发现异常能够发出报警信号。在微 机监控系统诊断到软件运行出格时，能自动发出报 警信号，并能自动恢复正常运行，且不丢失重要的数 据。任何插件可带电插拔，而不会导致误动。 ３．３．１Ｏ维护功能 工程师可以通过工作站对该系统进行诊断、管 理、维护、扩充等工作，能够用交互方式在线对数据 库中的各个数据项进行修改和增删。对各种应用功 能运行状态的监测，各种报表的在线生成和显示画 面的在线编辑。还可以对计算机站控系统的各个设 备进行状态检查。 ３．３．１１ ＧＰＳ同步对时功能 在变电站内采用一套标准同步钟本体，在主控 室集中组屏，天线安装在主控室屋顶。与ＧＰｓ的对 时接口，ＧＰＳ的对时精度为１ｍｓ，其与系统内各装置 的对时采用硬对时。 ～２０— ３．３．１２电压无功自动控制 在监控实现，ＶＱＣ系统满足《变电站ＶＱＣ系统 功能技术要求》，同时在不同时段，能执行不同定值。 ４ 系统主要技术参数 频率：５０Ｈｚ±０．５Ｈｚ；直流电压：ＤＣ２２０Ｖ，允许 偏差一２０％～＋１０％，波纹系数≯５％；交流电压： ＡＣ２２０Ｖ，允许偏差一１５％～＋１０％，波形畸变系数 ≯５％；电流电压误差：＜＋０．２％；有功无功计量误 差：＜＋０．５％；遥控准确率：１００％；微机保护正确投 入率；１００％。 ５存在问题 变电站综合自动化显出其优越性的同时，也有 以下几点不足： ａ． 在变电站巡检操作人员操作设备过程中， 在主控室操作后，又必须到现场查看并验证一次设 备的实际位置，跑来跑去，如果操作项目多的话，过 程反复又浪费时间，自动化的程度还有待提高。假 如操作人员在主控室或调度室就能查看一次设备的 运行工况，则减少操作人员的劳动力和时间。所以， 未来的趋向将是在一次设备附近装设视频和声控系 统，通过远动和通信系统进行数据采样和传输，运行 操作人员在远方就能对设备的运行工况及状态变化 情况了如指掌，同时又减少与高压设备接触的次数。 ｂ． 微机保护装置插件容易损坏，比较典型的 有电源板插件发热损坏导致保护失去作用，或通讯 监控主插件通讯模块坏导致通讯连接不上等，必须 保证充足的维护抢修人员进行紧急抢修。 Ｃ． 该系统增加了继保工作人员作业量，继保 工作人员作保护调试时，不仅要对保护对信号，还要 对后台、调度核对信号，大量繁杂的信号对点工作增 加了巨大的作业量，而且只能在检修状态时可以信 号核对，否则不准确。 ｄ． 对运行维护技术培训不能及时跟上，大部 分人员计算机技术能力有待提高，只能进行简单分 合闸操作，以及线路改命名等简单的数据库编译工 作，遇到复杂问题仍需向厂家求助。 （下转第２５页） 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姜烈伟：ＩＮＦＩ９０系统的ＤＣＳ与ＤＥＨ服务器合并的设计与应用 ｄ． 对下装后的画面进行检查，主要有两个问 题，一是部分点无显示，只需在标签库内增加点后即 正常（有十多个点）；二是部分点的工程单位显示不 对，经查是ＯＩＳ服务器与ＤＥＨ服务器的工程单位不 一经过以上改造，四台服务器功能完全一样，实现 了ＤＣＳ与ＤＥＨ一体化，改造后有以下优点：第一，四 台服务器只要有一台运行正常即可保证机组安全运 行，未改造前如果ＤＥＨ的操作员站死机，就会造成 致引起，在ＭＦＰ组态内修改ＡＯ上环块的工程单 位定义即解决，共有１００多个点。 机组停运，改造后如果ＤＥＨ的操作员站死机，其余 四台同样可以完成ＤＥＨ的控制功能，不会对机组的 ｅ． 在工程师站，利用合并后的ＯＩＳＢ操作画面 上的组态工具（ＣＯＮＦＩＧＵＲＡＴＩＯＮ／ＴＲＥＮＤ）将ＤＥＨ 服务器的趋势点加在ＯＩＳＢ服务器，共计１５０个。 ｆ． 查找ＯＩＳＢ服务器上趋势点不对的地方，进 正常运行造成任何影响，操作员站画面优越性显著， 功能得到拓展，所以，改造后系统性能稳定、故障率 低，与原有设备完全兼容，提高了系统的可靠性，第 二，扩展了ＤＣＳ系统的控制范围，为ＤＣＳ系统功能 向一体化方向发展迈出了坚实的一步，提高了机组 的集控水平，降低了维护费用，第三，四台服务器的 组态完全一样，方便了检修人员维护，减轻了检修人 员工作量。 行画面的修改并下装至ＯＩＳＢ服务器。 ｇ． 查找ＯＩＳＢ服务器与ＤＥＨＢ服务器不一致 的地方，并进行ＯＩＳＢ服务器数据库的修改。 ｈ． 重新分配画面和键盘，用ＤＥＦＩＮＥＤＥＶＩＣＥＳ 指令，顺序定义画面１一一５对应ＯＩＣＡ１，ＯＩＣＡ２， ＳＬＡＶ４２，ＯＩＣＢ１，ＯＩＣＡ３。 ｉ． 并对不同的ＯＩＣ定义不同的快捷键，其中 ＯＩＣＡ１，ＯＩＣＡ２对应锅炉操作，ＳＬＡＶ４２对应ＤＥＨ服 务器操作，ＯＩＣＢ１，ＯＩＣＡ３对应汽机操作。 ｊ． 利用专用的磁带机将ＯＩＳＢ服务器的画面 组态文件拷贝至ＯＩＳＡ服务器、ＤＥＨＡ服务器。 ｋ． 修改三台服务器的名称，其中ＯＩＳＡ服务器 ５结束语 通过几个月以来的观察，ＤＣＳ与ＤＥＨ服务器合 和ＯＩＳＢ服务器不变，ＤＥＨＡ服务器修改为ＯＩＳＣ。 １． 为确保方案成功，保留ＤＥＨＢ服务器不变， 等已合并的服务器运行正常后，再合并ＤＥＨＢ。 并后并未出现影响机组运行的故障，达到了预期的 目标。但是，完善ＤＣＳ系统是一项长期的工作，需要 不断总结，分析机组运行的实际情况，确定新的目 标，建立新的模型，辅以必要的试验，使机组运行更 加安全可靠。 同时，在这次改造过程中，进行一步熟悉和掌握 ＩＮＦＩ一９０控制系统，对新职工也是一次很好的现场 培训机会，提高了对系统的维护能力。 ４改造后效果 （上接第２０页） ｅ． 未能引人先进的ＷＥＢ Ｓｅ￣ｅｒ技术和防火墙 技术，运行管理人员还不能通过Ｉｎｔｅｍｅｔ或Ｉｎｔｒａｎｅｔ 动化是一个系统工程，要实现全部数字化变电站自 动化的功能，还有许多技术问题需要解决，相信在不 远的将来数字化的变电站自动化系统，将有一个蓬 勃的发展期。 实现远程访问和维护。这个基于结合通信工程，综 合考虑变电站的调度通道问题，为运行和维护带来 更大的方便，将是未来综合自动化系统的发展方向。 参考文献 ６总结 论述了数字化变电站综合自动化系统的特征、 结构及其发展情况，接着论述了自动化技术应用、系 １．杨奇逊．微型机继电保护基础．北京：水利电力出版 社，１９８８ ２．王梅义．高压电网继电保护运行技术．北京：电力工业 出版社，１９８１ 统功能介绍、技术参数情况，对存在的问题进行了探 讨，对今后的发展趋势作了总结。数字化变电站自 ３．吴斌，刘沛，陈德树．继电保护中的人工智能及其应 用．电力系统自动化，１９９５ —２５—