1、变电站值班人员培训班教材变电站综合自动化系统新员工及变电站值班人员培训教材保定四唯天创科技开发有限公司2012 年 04 月1.变电站综合自动化系统的概念及优越性1.1变电站综合自动化系统的概念随着微机技术的发展和在电力系统的普遍应用， 自 80 年代以来， 变电站的二次设备 （包 括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等）逐步采用微机型的装置，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， 装置所采集的信息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、装置硬件
2、配置重复、 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。变电站综合自动化是将变电站的二次设备经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算 机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配电 线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。变 电站综合自动化系统，即利用多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统，代替常 规的测量和监视仪表，代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏，用微机保护代替常规的继 电保护屏，改变常规的继电保护装置不能与外界通
3、信的缺陷。因此，变电站综合自动化是自 动化技术、计算机技术和通信技术等高科技在变电站领域的综合应用。变电站综合自动化系 统可以采集到比较齐全的数据和信息，利用计算机的高速计算能力和逻辑判断功能，可方便 地监视和控制变电站内各种设备的运行和操作。变电站综合自动化系统具有功能综合化、结 构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。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，
4、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。1.2对变电站保护和监控的要求的变化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。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。30ms ，严重故障时要求故
5、障220kV 及以上的超高压输电线路要求的典型故障切除时间 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
6、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
7、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。1.3传统变电站存在的问题众所周知，变电站是电力系统中不可缺少的重要环节，它担负着电能转换和电能重新分 配的繁重任务，对电网的安全和经济运行起着举足轻重的作用。尤其是现在大容量发电机组 的不断投运和超高压远距离输电和大电网的出现，使电力系统的安全控制更加复杂，如果仍 依靠原来的人工抄表、记录、人工操作为主，依靠原来变电站的旧设备，而不进行技术改造 的话，必然没法满
8、足安全、稳定运行的需要，更谈不上适应现代电力系统管理模式的需求。 传统的变电站进入九十年代以来越来越暴露出其固有的缺陷和局限性：（ 1）安全性、可靠性不能满足现代电力系统高可靠性的要求。 传统的变电站大多数采用常规的设备，尤其是二次设备中的继电保护和自动装置、远动装置等（有不少变电站没有 自动装置和远动装置）采用电磁型或晶体管式设备，设备本身结构复杂、可靠性不高，而且 又没有故障自诊断的能力。目前的办法是依靠对常规二次系统进行定期的测试和校验来发现 问题，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，往往是等到保护 装置发生拒动或误动后才能发现问题再进行调整与检修，另外维护人员在
9、定期检测中造成装 置误动或形成新的隐患的情况也时有发生。同时硬件设备基本上是按功能独立配置的，彼此 间联系很少，设备型号庞杂，在组合过程中协调性差，也容易造成设计隐患。（ 2）供电质量缺乏科学的保证。 随着国民经济的持续发展， 人民生活水平和生活质量不 断提高，家用电器、个人计算机越来越多地进入各家各户。不仅各工矿企业，而且居民用户 对保证供电质量的要求越来越高。衡量电能质量的主要指标是频率和电压，目前还应考虑谐 波问题。频率主要由发电厂调节、保证。而电压的合格，不能单靠发电厂调节，各变电站， 特别是枢纽变电站也应该通过调节分接头位置和控制无功补偿设备进行调整，使其运行在合 格范围内。但传统的
10、变电站，大多数不具备调压手段，至于谐波污染造成的危害，还没有引 起足够的重视和采取有力的解决措施，且缺乏科学的电能质量考核办法，不能满足目前发展 的电力市场的需求。（ 3）占地面积大，增加了征地投资。 实现了综合自动化的变电站与传统的变电站相比， 在一次设备方面，目前还没有多大的差别，而差别较大的是二次设备。传统的变电站，二次 设备多数采用电磁式或晶体管式，体积大、笨重，因此，主控制室、继电保护室占地面积大。 这对于人口众多的我国，特别是对人口密度很大的城市来说，是一个不可忽视的问题。如果 变电站实现综合自动化，则会大大减少占地面积，这对国家眼前和长远的利益都是很有意义 的。（4）不适应电力系
11、统快速计算和实时控制的要求。 电力系统要做到优质、 安全、 经济运行，必须及时掌握系统的运行工况，才能采取一系列的自动控制和调节手段。但传统的变电 站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，不 能满足向调度中心及时提供运行参数的要求；而且参数采集不齐，不准确，变电站本身又缺 乏自动控制和调控手段，因此没法进行实时控制，不利于电力系统的安全、稳定运行。（ 5）维护工作量大，设备可靠性差，不利于提高运行管理水平和自动化水平。 常规的保护装置和自动装置多为电磁型或晶体管型，例如晶体管
12、型保护装置，其工作点易受环境温 度影响，因此其整定值必须定期停电校验，每年校验保护定值的工作量是相当大的；也无法 实现远方修改保护或自动装置的定值。1.4变电站实现综合自动化的优越性由于传统的变电站存在以上缺点，无法满足电力系统安全、稳定和经济、优化运行的要 求。解决这些问题的出路是用先进技术武装变电站。对于老式的变电站，逐步进行技术改造； 对新建的变电站，要尽量采用先进的技术，提高变电站的自动化水平，增加四遥功能，逐步 实现无人值班和调度自动化。变电站实现综合自动化的优越性主要有以下几方面。（ 1）提高供电质量，提高电压合格率。 由于在变电站综合自动化系统中包括有电压、 功自动控制功能，故对
13、于具备有载调压变压器和无功补偿电容器的变电站，可以大大提高电 压合格率，保证电力系统主要设备和各种电器设备的安全，使无功潮流合理，降低网损，节 约电能损耗。绝大多（ 2）提高变电站的安全、 可靠运行水平。 变电站综合自动化系统中的各子系统， 数都是由微机组成的，它们多数具有故障诊断功能。除了微机保护能迅速发现被保护对象的 故障并切除故障外，有的自控装置并兼有监视其控制对象工作是否正常的功能，发现其工作 不正常及时发出告警信息。更为重要的是，微机保护装置和微机型自动装置具有故障自诊断 功能，这是当今的综合自动化系统比其常规的自动装置或四遥装置突出的特点，这使得采用 综合自动化系统的变电站一、二次
14、设备的可靠性大大提高。（ 3）提高电力系统的运行、管理水平。 变电站实现自动化后，监视、测量、记录、抄表 等工作都由计算机自动进行，既提高了测量的精度，又避免了人为的主观干预，运行人员只 要通过观看 CRT 屏幕，对变电站主要设备和各输、配电线路的运行工况和运行参数便一目了 然。综合自动化系统具有与上级调度通信功能，可将检测到的数据及时送往调度中心，使调 度员能及时掌握各变电站的运行情况，也能对它进行必要的调节与控制，且各种操作都有事 件顺序记录可供查阅，大大提高运行管理水平。（ 4）缩小变电站占地面积，降低造价，减少总投资。 变电站综合自动化系统，由于采用微计算机和通信技术，可以实现资源共享
15、和信息共享，同时由于硬件电路多数采用大规模集 成电路，结构紧凑、体积小、功能强，与常规的二次设备相比，可以大大缩小变电站的占地 面积，而且随着微处理器和大规模集成电路的不断降价，微计算机性能价格比逐步上升，发 展的趋势是综合自动化系统的造价会逐渐降低，而性能和功能会逐步提高，因而可以减少变 电站的总投资。（ 5）减少维护工作量，减少值班员劳动，实现减人增效。 由于综合自动化系统中，各子系统有故障自诊断功能，系统内部有故障时能自检出故障部位，缩短了维修时间。微机保 护和自动装置的定值又可在线读出检查，可节约定期核对定值的时间，而监控系统的抄表、 记录自动化，值班员可不必定时抄表、记录，可实现少人
16、值班，如果配置了与上级调度的通 信功能，能实现遥测、遥信、遥控、遥调，则完全可实现无人值班，达到减人增效的目的。1.5变电站综合自动化对无人值班的促进作用对变电站来说，无人值班和有人值班是两种不同的管理模式，它与变电站一、二次系统 技术水平的发展，与变电站是否实现自动化没有直接关系。一、二次设备可靠性的提高和采 用先进技术，可以为无人值班提供更为有利的条件，但不是必须具备的条件。早在四、五十年代，无人值班已经在我国一些大城市实行，例如上海、广州、天津等城 市，对一些不是很重要的 35kV 变电站，实行无人值班，平时把变电站的门锁起来，一旦出现 故障，保护跳闸停电，则用户会用电话或其他方式要求供
17、电局去检修，恢复供电。供电局在 确认停电事故后，便派出检修人员去查找并修复故障，恢复供电。这种无人值班变电站的一、 二次设备与有人值班变电站完全一样，没有任何信息送往调度室。其一、二次设备的运行工 况如何，只能由检修人员到现场后，才能知道，因此这类无人值班只适合于重要性不高的变 电站。从而进入了远到了 60 年代，由于远动技术的发展，在变电站开始应用遥测、遥信技术， 方监视的无人值班阶段。这时，在调度中心，调度人员可以了解到下面无人值班站的运行工 况，这比起元四遥功能的无人值班站来说，已前进了一大步。但是，这个阶段的遥测、遥信 功能还是很有限的，例如遥信只传送事故总信号和一些开关位置信号。值班
18、员通过事故总信 号知道变也站发生故障，可及早派人到变电站或线路寻找放障和进行检修，这对及早恢复供 电无疑是很有好处的。相对无四遥功能的无人值班站来说，是一大进步。但是，如果要对开 关进行操作，还必须到变电站现场才行。80 年代中后期以后，随着微处理器和通信技术的发展，利用微型机构成的远动装置简 称 RTU (Remote Terminal Unit )的功能和性能有很大提高，具有遥测、遥信和遥控功能， 有的还有遥调功能，这使无人值班技术又上了一个台阶。经过几十年的努力，电网装备技术和运行管理水平及人员素质都有了很大提高，一次设 备可靠性提高，遥控技术逐步走向成熟。特别是“八五”期间，全国电网调
19、度自动化振兴纲 要的实施，电网调度自动化实用化工作的开展取得了很好的经验，为全国特别是中心城市开 展无人值班工作奠定了扎实的基础。因此， 1995 年国家电力调度通信中心要求现有 35kV 和 110kV 变电站，在条件具备时逐步实现无人值班，新建变电站可根据调度和管理需要以及规 划要求，按无人值班设计。这几年的实践证明：变电站实行无人值班有明显的经济效益和社 会效益，特别是提高了运行的可靠性，减少人为事故，保障系统安全，提高了劳动生产率， 降低了建设成本，推动了电力行业的科技进步。上述分析可见，无人值班与变电站综合自动化是不同范畴的问题。变电站有人值班与无 人值班是变电站运行管理采用“当地”
20、还是“远方”两种管理模式选择哪一种的问题；而变 电站综合自动化是指变电站的技术水平问题。两者表面看来没有直接的关系。采用常规的二 次设备，没有实现自动化，只要有 RTU 远动设备，便可以实现无人值班。但变电站自动化技 术的发展和自动化水平的提高，对无人值班元疑将起很大的推动作用，它可以明显地提高无 人值班变电站运行的可靠性和技术水平， 而且我们今天提倡的无人值班不能回到 40 年代、 60 年代的简单水平，必须建立在高可靠性、高技术水平的基础上。变电站综合自动化可适应这 种高的要求。用于与常规二次设备配合的 RTU 远动装置对模拟量的采集，一般是通过变送器 采样，对继电保护信息的采集是通过信号
21、继电器的辅助触点，连接电缆多，因此采集的信息 量往往受到限制， 而变电站综合自动化系统可以提供更丰富的信息， 它不仅能完成常规的 RTU 的全部功能，而且由于各子系统几乎都是由微处理机构成的、因而可以实现资源失享。因此， 实现综合自动化的变电站，一般不必再配置单独的 RTU ，而是由监控系统所采集的模拟量和开关状态信息，通过通信管理单元直接送往调度，对于继电保护动作信息的采集，可以由各 微机保护单元，将动作信息通过综合自动化系统内部网络送给通信管理单元再送给调度，并 由通信管理单元转发或执行调度下达的命令。由于综合自动化系统内部各子系统间通过网络 连接，既减少了彼此间的连接电缆，简化了设备，又
22、可以传送更多的信息。更为突出的特点 是可将各微机保护子系统和各自动装置的定值送往调度端，上级调度也可对其修改定值，而 且综合自动化系统还能将三次进条路 1 运行此态和投摩启诊断时信，击耐调度主席才报苦， 这些都是常规的变电所没有办法达到的。因此，目前新建的变电站在投资允许的情况下，采 用综合自动化系统不仅可以全面提高无人值班变电站的技术水平，也可提高其可靠性。1.6变电站自动化技术的发展过程国外从 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， 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 合自动化技术也得到了飞速的发展
23、。下面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。变电站分立元件的自动装置阶段为了保证电力系统的正常运行，研究单位和制造厂家，长期以来陆续生产出各种功能的 自动装置，例如：自动重合闸装置、低频自动减负荷装置、备用电源自投和各种继电保护装 置等。电力部门可根据需要，分别选择配置。 70 年代以前，这些自动装置主要采用模拟电路， 由晶体管等分立元件组成，对提高变电站的自动化水平，保证系统的安全运行，发挥了一定 的作用。但这些自动装置，相互之间独立运行，互不相干，而且缺乏智能，没有故障自诊断 能力，在运行中若自身出现故障，不能提供告警信息，有的甚至会影响电网运行的安全。同 时，分立元件
24、的装置可靠性不高，经常需要维修、体积大，不利于减少变电站的占地面积， 因此需要有更高性能的装置代替。微处理器为核心的智能自动装置阶段1971 年，世界上第一片微处理器问世。美国 Intel 公司率先做出了贡献，接着许多厂家 都纷纷开始研制微处理器，逐步形成了以 Intel 公司、 Motorola 公司、 Zilog 公司为代表的三 大系列微处理器产品。由于该产品集成度高、体积小、性能价格比高，被微型机迅速渗透和 占领了各个技术领域，为计算机应用的普及和推广提供了现实的可能性。另一方面，工农业 生产和科学技术发展的需求， 反过来又促进了微处理器技术的迅速发展， 使之在 70 年代的 10 年中
25、便更新了三代。 20 多年来，几乎每两年微处理器的集成度便翻一翻，每 24 年便更新换 代一次。现已进入第五代，即 64 位高档微处理器阶段。80 年代，随着国家改革开放方针的进展，微处理器技术开始引人我国，并且吸引了许多 为电力行业服务的科技工作者，他们都把注意力放在如何将大规模集成电路技术和微处理器 技术应用于电力系统各个领域上。在变电站自动化方面，首先将原来由晶体管等分立元件组 成的自动装置逐步由大规模集成电路或微处理机代替，由于采用了数字式电路，统一数字信 号电平，缩小了体积，明显地显示出优越性，特别是由微处理器构成的自动装置，利用微处 理器的智能和计算能力，可以应用和发展新的算法，提
26、高了测量的准确度和控制的可靠性， 还扩充了新的功能，尤其是装置本身的故障自诊断能力，对提高自动装置自身的可靠性和缩 短维修时间是很有意义的。这些微机型的自动装置， 虽然提高了变电站自动控制的能力和可靠性， 但在 80 年代， 基本上还是维持原有的功能和逻辑关系的框框，只是组成的硬件结构由微处理器及其接口电路 代替，扩展了一些简单的功能，多数仍然是各自独立运行，不能互相通信，不能共享资源，实际上形成了变电站的自动化孤岛，因此仍然解决不了前述变电站设计和运行中存在的所有 问题。随着数字技术和微机技术的发展，变电站内自动化孤岛问题引起了国内外科技工作者 的关注，并对其开展研究和寻求解决的途径。因此变
27、电站综合自动化是科学技术发展和变电 站自动控制技术发展的必然结果。变电站综合自动化系统的发展阶段国外变电站综合自动化的发展概况国外从 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SDCS I、II 保护和控制综合自动化系统， SDCS I、II 系统从 1977 1979 年进行了现场试验及试运行，80 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
28、 ）、 AEG 公司，瑞士 ABB 公司，美国通用电气公司（ GE ）、西屋电气公司（ Wesinghouse ）， 法国阿尔斯通公司（ AL STHOM ），瑞士 Landis&Gyr 公司等国际着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。西门子公司于 1985 年在德国汉诺威正式投运其第一套变电站自动化系统LSA678 ，至 1993 年已有 300 多套同类型的系统在德国本土及欧洲其他国家不同电压等级的变电站投入运 行，至 1995 年，该公司在中国也陆续得到十几个工程项目，基本上是 110kV 城市变电站。 LSA67
29、8 系统的结构有全分散式和集中与分散相结合两种类型。ABB 公司的变电站综合自动化系统 SCS100 ，在芬兰生产， 用于中、低压变电站。 在瑞典生产，用于高压变电站。各公司变电站综合自动化系统的主要特点为：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。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
30、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，这是很值得我们学习的。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 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 PES ）都正在制订或已制订了某些标准。SCS200德国电力行业协会（ VDEW ）为电子制造商协会（ EVEI ）制定的关于数字式变电站控制系统的推荐草案于 1987 年公布，成为 IEC
31、 TC 57 在起草保护与控制之间接口标准的参考， 内 容非常丰富。德国的三大电气公司 Siemens 、ABB 、AEG 基本上是按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。美国电力科学研究院 EPRI 委托西屋电气公司研究起草的变电站控制与保护项目的系统 规范，于 1983 年 8 月发表( EL-1813
32、)， 1989 年又进行了修改与增补。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。国际电工委员会第 57 次技术委员会( 展，成立了“变电站控制和保护接口”工作组， 个国家(主要集中在北美和欧洲，亚洲有中国， 3 月到 1995 年 4 月举行了四次讨论会，于 准 IEC87Q-5-103 ，为控制与保护之间的通信提供了一个国际标准。我国变电站综合自动化的发展过程我国变电站综合自动化的研究工作开始于 80 年代中期。 1987 年，清华大学电机工程系 研制成功一套符合国情的变电站综合自动化系统， 在山东威海 35kV 望岛变电站投入运行， 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( 01 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。这样，在远动装置采用微机技术后，更为复杂的继 电保护全
