0 前言
最近幾年,，我國變電站自動化工作取得了實質性的進展,，并已成為變電站電氣設計中不可缺少的一項，是保證電網安全可靠運行的一個重要手段,。當前變電站自動化的技術特點是新老交替,、新老結合、新老并存,。既有以常規(guī)遠動裝置為核心派生的老站改造模式,，又有局部或完全分散的新站設計模式，更有保護,、監(jiān)控,、儀表、錄波,、防誤操作等功能合一的一體化解決方案,。運行管理,、設計基建、科研制造等不同部門在對變電站自動化的意義和重要性的認識上已基本達成共識,。
電業(yè)部門(包括大型工礦企業(yè)的自備供用電系統)為保證電網安全運行,，將投入大量資金和人力物力，而科研制造廠商為順應市場發(fā)展需要,，更是投入大量開發(fā)經費,，研制新產品。現在全國省,、市,、縣各級電業(yè)部門一般都設置了變電站改造項目的專用款項，保證了資金的來源,。規(guī)劃設計部門經過土建,、占地面積、運行維護,、設備布置等多方面的方案優(yōu)化后也明確了變電站自動化的工程概算,。國家計劃在幾年內投入二千多億巨資進行城網、農網改造,，其中相當部分的資金將投向數以萬計的變電站改造及新建項目,。為此，為更快更好地實現更高層次的變電站自動化,，有必要認真總結其發(fā)展現狀,，探討今后的發(fā)展方向，以便更有效地使用人力,、物力和資金,，避免時間和資金的浪費，爭取在較短的時間內縮小與世界先進水平的差距,。
1 發(fā)展現狀
從變電站自動化的發(fā)展進程來看可分為3個階段，第1階段由集中配屏以裝置為核心的方式向分散下放到開關柜以系統為核心的方式發(fā)展,；第2階段由單一功能,，相互獨立向多功能，一體化過渡,；第3階段將由傳統的一次,、二次設備相對分立向相互融合方向發(fā)展，這一點在35kV及10kV的配電系統中更為明顯,。
1．1 500kV,、330kV超高壓變電站
此類變電站數量較少，但在電網中的重要性是不言而喻的,。因此其自動化工作極為慎重,，對老站改造通常傾向于采用傳統的遠動裝置(RTU)加上位機 (即當地功能)來構成系統,，通常采用原裝進口設備或進口大散件國內組屏的方式；對新建站則傾向采用全分散式模式如LSA 678,，D 25及DISA,，BJ，CSC 2000等,。
1．2 220kV,、110kV樞紐站
此類變電站數量較多，全國約有1 000多座,，且部分實現了自動化,。除老站改造外，新建站有集中配屏,，局部分散和全分散3種模式,。由于多為有人值班，對上位機(當地功能)的功能要求較高,，系統已從具有單一的監(jiān)控功能擴展到具有保護,、儀表、信號及防誤操作,、故障錄波,、模擬培訓、操作票管理,、電壓無功控制,、事故恢復供電、經濟運行,、設備管理等功能,。老站改造項目越來越少，今后的重點將放在新建站上,。
1．3 110kV受控站,、終端站及35kV站
此類變電站數量多達1萬多座，由于受資金人力所限,，實現自動化的比例較低,，但卻是無人值班 (守)站的主要市場。眾所周知,，變電站自動化和無人值班是2個不同的概念,，不能等同但又有聯系，無人值班必須以變電站自動化為基礎,，才能對操作,、故障及突發(fā)事故應付自如。今后將有更多的站向無人值班方式過渡。因此上位機功能逐漸淡化,，模擬屏,、光字牌、中央信號,、常規(guī)表計等均可取消,，代之以對間隔(Bay)級的電氣設備提出更高的可靠性、可操作性要求,，并逐步采用遙視警戒技術,，為無人值守創(chuàng)造條件。目前,，尚有大批老站要改造,，隨著城網、農網改造的實施,，更大批量的新站要建,，這是變電站自動化繼續(xù)深化發(fā)展的重點。
1．4 10kV及以下變電站
這類變電站通常包括配電站和開閉所,，實現自動化的比例很小,，在大部分地區(qū)還是一片空白，但其數量卻是最大的,，分布也是最廣的,。其特點是一般不考慮上位機功能，按無人值班設計,，一次,、二次設備已無明顯界限，例上海浦東金藤開發(fā)區(qū)采用的 Schneider公司制造的10kV環(huán)網柜,，就是集負荷開關,、限流熔斷器／斷路器及饋線終端裝置(FFU)于一體的應用實例。10kV配電站的設計制造和現場維護人員的專業(yè)分工已不大明顯,，最適合采用面向對象(間隔)的保護,、監(jiān)控功能合一的一體化設計。
2 新技術應用
2．1 面向對象的一體化設計
保護,、監(jiān)控合一(又稱二合一),，保護、控制,、測量、信號合一(又稱四合一)實際上都是指的一體化設計,。目前國內科研院校,，制造廠商如南瑞、四方、清華紫光,、南自及東方電子,、許繼、阿繼等經過多年的開發(fā)已形成了技術成熟,，運行可靠的系列化產品(例 DISA,、BJ、CSC 900,、CSC 2000,、DCAD 3200及FDK等)，并取得了寶貴的運行經驗,，得到了廣大用戶的肯定,。特別是微機保護、監(jiān)控,、防誤操作,、故障錄波、小電流接地選線等功能的不斷完善,，為一體化設計提供了良好的基礎,，同時，在激烈的市場競爭中許多商家也深感唯有一體化的設計才能大幅度降低成本,，提高性能價格比,，增強競爭力，保持并擴大市場份額,。ABB,、Merlin Gerin、GE,、SIEMENS等外國公司早在幾年前就已推出一體化設計的產品,，國內如四方、南瑞,、南自等公司亦已先后推出一體化產品,，并取得了成功。
2．1．1 雙CPU插件
以美國GE公司的DDS系列產品為例,，其特點是保護功能模件與監(jiān)控功能模件均采用16位微處理器且具有相同的標準硬件結構,，依靠EPROM中的固化軟件來完成不同功能。如DDS系列中的 DMS有3個獨立的CPU,，分別管理保護,、控制和通信，這樣做可增強CPU的處理能力,，避免CPU負擔過重,，故可靠性并未降低,。DMS還可提供雙重電源，互為熱備用,。每個DMS最多可控制7個一次設備,，可滿足各種復雜接線和聯鎖的要求。此外,，DMS還可提供圖形LCD,，可實時顯示本間隔各設備的狀態(tài)、測量值和報警信息,，并對選中設備進行操作,。 DMS采用標準硬件結構，類似PLC的模塊化設計,，配置靈活,，減少了備品備件，特別要指出的是間隔內的聯鎖均可在本間隔的控制器(如DMS或微機保護)中編程完成,，因此,，即使通信中斷也不會影響保護和當地控制功能的實現。DMS模件與典型間隔的聯接如圖1所示,。
國內類似產品有CSC 900系列等,。CSC 900縱向分為2層：站級層和間隔層(見圖2)，各單元內保護和監(jiān)控相互獨立,，各間隔單元相互獨立,，僅通過站內網絡(CANnet)互聯，并同站級層通信,。由于各單元同時具有獨立的保護和監(jiān)控功能模塊,，使變電站的二次回路布線大為減少，單元之間和層與層之間均采用現場總線(Field Bus)如CANnet網互聯,，屏柜數量大為減少,，此外常規(guī)的儀表屏，中央信號控制屏,，模擬屏及變送器屏均可取消,。而在相應的單元裝置上加上相應的操作開關和開關位置指示燈，作為開關的后備／應急操作和監(jiān)視,。
2．1,，2 單CPU插件
每個單元中配一個CPU模件作為應用處理器，在保證完成保護功能的前提下,，同時兼顧監(jiān)控,、通信


等功能。此類產品有CSC 2000系列等,。其特點是對 220kV及以上系統,，保護與監(jiān)控獨立配置,。對10 kV的間隔層元件可將保護、測量和控制通過一個裝置來實現,，同一間隔內同一測量目的的裝置不再重復設置。
CSC 2000可在控制室集中組屏,，也適用于間隔層設備分散在開關場保護小間或開關場柜,。開關柜布置以間隔為單位，保護,、測量和控制裝置統—組屏設計,，更能體現分布式特點并發(fā)揮其一體化設計優(yōu)勢。CSC 2000通信網絡采用Lonworks現場總線為基本測控網絡,，站級工作站之間采用以太網聯接,，便于工作站的監(jiān)視和功能分配等。對于110kV站,，建議采用單Lon網,；對于220kV站建議采用雙Lon網加上—個故障錄波專用網； 對于 500kV站,，建議采用間隔層測控裝置直接通過以太網與站級主站聯接方案(見圖3),。


2．2 采用SPDnet網通信
變電站足電網的信息源，也是電網的主要監(jiān)控點之—,，從網絡概念出發(fā),，變電站就是網絡中的節(jié)點，因此隨著計算機網絡通信技術的發(fā)展,，變電站自動化系統與國家電力數據網 SPDnet(Stale Powel Data network)的通信也提到了議事日程,。
傳統的遠動信息傳輸是采用串行接口(RS-232C或RS-422)加調制解調器(MODEM)方式，速率為0．6-1．2 kbit／s,。隨著電力通信網從電力載波,、模擬微波到數字微波、光纖通道的發(fā)展,，這種在高速(64kbit／s)數字信道上傳輸低速模擬信號的方式,，不僅是對通道帶寬資源的浪費，而且數字-模擬-數字的二重轉換既造成技術的不合理,，又增加了設備費用,，降低了傳輸可靠性。
國外在80年代未期開始變電站RTU上網的研究,，并已得到應用,，我國在1997年因全國聯網工程的開展也開始了RTU上網的嘗試。RTU上網可根據其受控主站前臂系統(FE)和RTU的結構及通信規(guī)約,，采用以下2種模式,。
2．2．1 PAD模式
PAD是分組交換網中的一種終端接口設備,，支持異步方式遠動通信規(guī)約。該模式通過SPDnet建立一條透明的邏輯通道,，RTU和FE不需作任何改動,，仍采用串行接口和原有的通信規(guī)約．按就近入網方式接入SPDnet節(jié)點，如圖4所示,；優(yōu)點是原有硬件設備和通信規(guī)約不變,，缺點是主站與廠站仍是一對—方式通信，該模式適用于老站改造項目,。
2．2．2 TCP／IP模式
由：于Internet網的快速發(fā)展,，TCP／IP協議得到了廣泛應用，已成為一種事實標準,，幾乎所有的計算機廠商和數據網絡產品都將其作為基本協議,。最近興起的廣域網IP技術更是為WAN的交換提供了快捷的解決途徑。因此,，變電站自動化系統(RTU)上網采用TCP／IP技術是順應當今計算機網絡技術發(fā)展潮流的明智選擇,。
該模式要求變電站自動化系統在網絡層和傳輸

層支持TCP／IP協議，在應用層支持遠動通信協議 IEC60870-5-104或計算機數據通信協議IEC60870- 6TASE．2(ICCP)協議,，該模式適用于新建站的分布式自動化系統,，如圖5所示。目前國外的知名廠商如Harris,、CAE,、ABB和SIEMENS等均有支持 TCP/IP技術的新一代產品面世，國內的廠商亦在積極開展這方面的探索和試制工作,。
對于大部分已投運的廠站,，可采用在RTU上加裝TCP／IP協議轉換器的方式接入SPDnet，這樣原有的通信規(guī)約和RTU的結構可保持不變,。該模式要求各主站端的前置機系統支持上述網絡通信技術和協議,，從而使各相關主站可以共享廠站的實時信息，從根本上解決困擾遠動領域多年的信息轉發(fā)和一發(fā)多收問題,。
變電站自動化系統接入SPDnet的設備可選用 2Mbit／s帶寬,，支持ATM／IP技術的網絡設備。國內目前已建和將建的電力數據網絡其交換節(jié)點之間的中繼路由,，基于微波電路的帶寬為2M~nx2Mbit／ s,，基于光纖電路的帶寬可達155、622 Mbit／s甚至 2．5 Gbit／s,，完全可滿足遠動信息傳輸的實時性要求,。而數據網所具有的路由自動選擇功能，亦大大提高了傳輸可靠性,。據國內某500kV站基于64 kbit／s帶寬,，傳輸距離長達1 000多km RTU上網測試結果表明,，遙信傳輸為1．363s，遙測為1．556s,，遙控為0．7 s,，均比傳統遠動傳輸方式時間短。
綜上所述,，采用TCP／IP+IEC60870-104或TASE．2模式是今后變電站數據傳輸的發(fā)展方向,，對老站改造可采用PAD或 TCP／IP協議轉換器方式，來解決數據網建成后遠動信息的接入,。
我國現行的調度管理體制是按電壓等級而不是按地域分布來劃分其管轄范圍的，因此許多變電站的RTU需具有一發(fā)多收的功能,，其中超高壓站還需配備主,、備通道。據統計,，一座超高壓站用于自動化的專用通道可多達6-7條,，且都按變電站直接聯到主站的方式設計，占用了大量的信道資源,。RTU上網將從根本上改變傳統的遠動傳輸模式,，使一個廠站既可接受多個調度主站的監(jiān)控又可使多個調度主站共享同一廠站的實時信息，具有顯著的經濟效益,。更重要的是徹底消除了數據轉發(fā)造成的時延,，從而保證了電網EMS應用軟件實時數據庫數據的同時性和一致性。


3 結淪
(1)變電站自動化的實施正在促使變電站的管理結構和規(guī)劃設計發(fā)生深刻的變化,。無人值班方式必將逐步取代有人值班方式,，并有從中、低壓站向高壓,、超高壓站延伸,，從城市站向郊外站發(fā)展的趨勢．建議對新建站優(yōu)先采用面向對象的一體化設計，按無人值班方式設計,，一步到位,，避免二次建設。(2)變電站自動化選用標準通用的軟,、硬件環(huán)境和開放式結構是大勢所趨,，也是推廣普及的關鍵所在，建議制造廠商優(yōu)先采用符合國際標準的軟,、硬件技術和通信協議,，以便為國產設備進入國際市場創(chuàng)造條件。(3)變電站自動化系統直接上以太網可使主站端取消傳統的前置系統,，實現真正意義上的一發(fā)多收,，資源共享,，是計算機網絡通信技術對傳統遠動模式的一次革命，必將成為今后的發(fā)展方向,。(4)從事變電站自動化工作的規(guī)劃設計,、開發(fā)制造、管理維護人員,，將由單一專業(yè),、分工精細逐步向一專多能、專業(yè)淡化方向過渡,，現有的運行規(guī)程,、管理法規(guī)等急需修訂，現有的管理體制急需改革,，以適應新技術的發(fā)展需要,。