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摘 要：以福建省500kV某变电站为例，对比综自站及非综自站的特点，论述综合自动化系统的优势，并阐述变电站综合自动化系统当前的运行状况及存在的若干问题的建议解决办法，为今后变电站综合自动化系统发展提供实践参考。
关键词：传统变电站 监控 综合自动化 发展 趋势
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1007-3973（2013）002-075-02
1 引言
变电站综合自动化就是利用微机技术将变电站的二次设备（包括控制、信号、测量、保护、自动装置、远动装置）进行功能的重新组合和结构的优化设计，对变电站进行自动监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。它将传统的变电站内各种分立的自动装置集成在一个综合系统内实现，并具有运行管理上的功能，包括：制表、分析统计、防误操作、生成实时和历史数据流、安全运行监视、事故顺序记录、事故追忆、实现就地及远方监控并实现信息共享。
2 传统非综自变电站相比，综合自动化变电站的优势
2.1 传统非综自变电站中
传统的非综自变电站主要的保护、安全自动装置基本独立运行，与站控层间通过硬接点方式进行有限的控制和信号交换，保护装置动作后，站控层只有跳闸信号反映，需到就地查看动作报告。对一次设备，站控层只能实现对开关的位置监视和分和闸控制，刀闸位置无法在监控后台体现，刀闸的操作也只有现场就地操作一种模式。电气系统的测量、保护动作、定值整定、事故追忆、电量采集和潮流报表等电气运行参数在站控层中无法完整反应。站内二次系统各个功能单元之间是相互独立、互不联系的，因此造成各设备之间相同功能部件的重复设置，站控层对开关的分合闸控制、保护装置动作信号、变送器测量、及开关位置状态要通过硬接线联系，而且均通过各自专用的电缆传输。
显然，这种结构的二次系统主要的缺点是：多重化的数据采集部件与数据传输系统，各种二次设备重复、功能重叠，使得控制室面积大，二次接线错综复杂，二次电缆敷设量大，系统运行可靠性降低，维护量大，投资总额增加。自动化总体水平低，所需运行人员数量多。
2.2 分层分布式的综合自动化变电站
于2006年5月份建成投产的500kV某变电站，就是按照分层分布式结构设计的新型变电站。500kV某变电站采用北京四方继电保护公司生产的CSC2000型变电所综合自动化系统，整个系统以站控层和间隔层两层设备结构构成。
站控层和间隔层通过双光纤以太网交换信息。本系统采用面向间隔的设计思想，采集信号既可在装置的液晶屏幕就地显示，也作为本间隔保护装置的通信管理单元通过以太网接入CSC2000变电站自动化系统，实现本间隔测控和保护装置的远方通信；还可通过RS485口接入其它厂家的保护装置。
（1）站控层：站控层采用基于以太网的双重化设计，在系统级有效的保证了很高的可靠性。站控层通过向下与站内通信网相连，使全站信息顺利进入数据库，并根据需要向上送往调度中心和控制中心，实现远方通信功能；此外，通过友好的人机界面和强大的数据处理能力实现就地监视、控制功能，是系统与运行人员的接口。变电站主站采用分布式平等结构，两台监控主站、工程师站、远动主站等相互独立，任一损坏，不影响其它部分工作。计算机由UPS电源供电。
（2）间隔层：间隔层是由间隔单元所组成，而各间隔单元是根据变电站的主设备来划分，如线路、变压器、电容器、母线等设备对应构成相应的间隔。各间隔继电保护完全独立，有利于维护与扩建。间隔层通过把模拟量、开关量数字化，实现保护功能、上送测控量和保护信息、接受控制命令和定值参数，是系统与一、二次设备接口。
与传统的变电站控制系统相比，这种完全分层分布式系统的优点是显而易见的。它采用一个元件（一个间隔）对应一个装置的分布式设计，所有保护、录波等间隔层设备均安装在靠近一次设备的小间中。各间隔功能独立，各装置之间仅通过网络联结，网络组态灵活，使整个系统的可靠性得到很大提高，任一装置故障仅影响到相对应的元件。且系统具有很大的灵活性和可扩展性。由于使用了安全可靠的现场控制总线技术作为站内通讯层，各装置的信息在通讯层共享，取消了大量的控制电缆，简化二次接线，减轻CT、PT负荷，减少施工难度及维护工作量，节省了大量的人力物力资源，从而大大降低了综合成本。监控主机除实现画面显示、报警、事件记录、事故追忆、报表生成、分析、系统维护等功能外，还可以充分利用电气系统联网后信息全面的优势，使少量运行人员就可完成较为复杂的电气运行管理工作。
由此可见，传统变电站监控模式已无法适应当今电网对安全性、可靠性和供电质量的要求。而随着近年来大规模集成电路和通信技术的迅猛发展，变电站综合自动化技术日趋成熟，水平不断提高，变电站综合自动化系统取代传统的变电站二次系统，已成为当前电力系统发展的趋势。
3 现阶段变电站综合自动化系统存在的一些问题
现今，变电站综合自动化系统还不十分完善，在实际运行中，变电站综合自动化系统的功能还不能充分发挥出来，仍存在许多问题和缺陷。下面是500kV某变电所综合自动化系统在实际运行中碰到的一些问题和不足。
（1）二次设备种类多，通讯接口没有统一的标准，与后台机通讯中断、误告警、误发信等现象时有发生。继电保护、故障卢波、故障信息等二次设备采用了多个不同厂家的多种型号产品，各类产品之间通讯接口不同，大部分均无法直接接入综合自动化网络。
（2）保护装置软报文堆积，无法及时传输到后台。当短时间内保护装置发送过多的软报文时，会在规约转换环节造成信息堵塞，部分软报文未能传输至后台而是在暂存于GSM-310E装置中。当保护装置下一次发送软报文时，会将这些积压的软报文一并发送至后台，造成监控后台误告警。
（3）后台机监控界面上显示的保护压板状态与现场实际状态不符的现象时有发生，需要重起保护装置或相应的规约转换装置后才恢复正常。
（4）后台机无法采集到保护装置的定值、保护通道情况等具体运行状态，保护装置动作后或有异常告警时，均需要至保护装置上查看具体信息，无法真正实现远程监控。
对上述问题解决方法是，建议利用GSM-310E规约转换器，通过RS485口接入其它厂家的保护装置，以提供一种统一的、开放的标准数据接口，使用统一的通讯规约。
此外，故障录波装置只通过硬接点接入监控系统，在后台机只有“故障录波装置启动/复归”、“故障录波装置异常”等少量监控信号。当有故障发生时，仍需要运行人员至现场保护小室的故障录波屏上察看故障分析报告，打印故障录波图，再将打印的报告拿到控制室经传真或扫描后发送给相关部门，这些效率比较低，建议故障录波装置提供后台访问软件，以实现后台调取故障记录、查看故障分析、打印故障录波图等功能，以提供故障处理效率。
4 结束语
通过与传统变电站的对比，变电站综合自动化系统的优势显而易见，向着综合自动化的方向发展势在必行。近几年来，国网公司十分重视变电站技术的改进，提出了建设“坚强智能电网”的发展目标，变电站综合自动化系统得到蓬勃的发展。但是，现阶段还远远不够完善，仍处在一个边实践边改进的阶段。综合自动化系统的发展，不仅要依靠技术人员攻关解决技术难题，也需要广大一线电力工作者在实际运行中发现缺陷、总结经验、提出改进方法，才能使理论与实际相结合，使变电站综合自动化系统朝着真正适合实际应用的方向不断发展完善，向着实现“智能电网”的目标大步迈进。
参考文献：
[1] 邱承武.变电站综合自动化发展之趋势[C].2003.
关键词：传统变电站 监控 综合自动化 发展 趋势
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1007-3973（2013）002-075-02
1 引言
变电站综合自动化就是利用微机技术将变电站的二次设备（包括控制、信号、测量、保护、自动装置、远动装置）进行功能的重新组合和结构的优化设计，对变电站进行自动监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。它将传统的变电站内各种分立的自动装置集成在一个综合系统内实现，并具有运行管理上的功能，包括：制表、分析统计、防误操作、生成实时和历史数据流、安全运行监视、事故顺序记录、事故追忆、实现就地及远方监控并实现信息共享。
2 传统非综自变电站相比，综合自动化变电站的优势
2.1 传统非综自变电站中
传统的非综自变电站主要的保护、安全自动装置基本独立运行，与站控层间通过硬接点方式进行有限的控制和信号交换，保护装置动作后，站控层只有跳闸信号反映，需到就地查看动作报告。对一次设备，站控层只能实现对开关的位置监视和分和闸控制，刀闸位置无法在监控后台体现，刀闸的操作也只有现场就地操作一种模式。电气系统的测量、保护动作、定值整定、事故追忆、电量采集和潮流报表等电气运行参数在站控层中无法完整反应。站内二次系统各个功能单元之间是相互独立、互不联系的，因此造成各设备之间相同功能部件的重复设置，站控层对开关的分合闸控制、保护装置动作信号、变送器测量、及开关位置状态要通过硬接线联系，而且均通过各自专用的电缆传输。
显然，这种结构的二次系统主要的缺点是：多重化的数据采集部件与数据传输系统，各种二次设备重复、功能重叠，使得控制室面积大，二次接线错综复杂，二次电缆敷设量大，系统运行可靠性降低，维护量大，投资总额增加。自动化总体水平低，所需运行人员数量多。
2.2 分层分布式的综合自动化变电站
于2006年5月份建成投产的500kV某变电站，就是按照分层分布式结构设计的新型变电站。500kV某变电站采用北京四方继电保护公司生产的CSC2000型变电所综合自动化系统，整个系统以站控层和间隔层两层设备结构构成。
站控层和间隔层通过双光纤以太网交换信息。本系统采用面向间隔的设计思想，采集信号既可在装置的液晶屏幕就地显示，也作为本间隔保护装置的通信管理单元通过以太网接入CSC2000变电站自动化系统，实现本间隔测控和保护装置的远方通信；还可通过RS485口接入其它厂家的保护装置。
（1）站控层：站控层采用基于以太网的双重化设计，在系统级有效的保证了很高的可靠性。站控层通过向下与站内通信网相连，使全站信息顺利进入数据库，并根据需要向上送往调度中心和控制中心，实现远方通信功能；此外，通过友好的人机界面和强大的数据处理能力实现就地监视、控制功能，是系统与运行人员的接口。变电站主站采用分布式平等结构，两台监控主站、工程师站、远动主站等相互独立，任一损坏，不影响其它部分工作。计算机由UPS电源供电。
（2）间隔层：间隔层是由间隔单元所组成，而各间隔单元是根据变电站的主设备来划分，如线路、变压器、电容器、母线等设备对应构成相应的间隔。各间隔继电保护完全独立，有利于维护与扩建。间隔层通过把模拟量、开关量数字化，实现保护功能、上送测控量和保护信息、接受控制命令和定值参数，是系统与一、二次设备接口。
与传统的变电站控制系统相比，这种完全分层分布式系统的优点是显而易见的。它采用一个元件（一个间隔）对应一个装置的分布式设计，所有保护、录波等间隔层设备均安装在靠近一次设备的小间中。各间隔功能独立，各装置之间仅通过网络联结，网络组态灵活，使整个系统的可靠性得到很大提高，任一装置故障仅影响到相对应的元件。且系统具有很大的灵活性和可扩展性。由于使用了安全可靠的现场控制总线技术作为站内通讯层，各装置的信息在通讯层共享，取消了大量的控制电缆，简化二次接线，减轻CT、PT负荷，减少施工难度及维护工作量，节省了大量的人力物力资源，从而大大降低了综合成本。监控主机除实现画面显示、报警、事件记录、事故追忆、报表生成、分析、系统维护等功能外，还可以充分利用电气系统联网后信息全面的优势，使少量运行人员就可完成较为复杂的电气运行管理工作。
由此可见，传统变电站监控模式已无法适应当今电网对安全性、可靠性和供电质量的要求。而随着近年来大规模集成电路和通信技术的迅猛发展，变电站综合自动化技术日趋成熟，水平不断提高，变电站综合自动化系统取代传统的变电站二次系统，已成为当前电力系统发展的趋势。
3 现阶段变电站综合自动化系统存在的一些问题
现今，变电站综合自动化系统还不十分完善，在实际运行中，变电站综合自动化系统的功能还不能充分发挥出来，仍存在许多问题和缺陷。下面是500kV某变电所综合自动化系统在实际运行中碰到的一些问题和不足。
（1）二次设备种类多，通讯接口没有统一的标准，与后台机通讯中断、误告警、误发信等现象时有发生。继电保护、故障卢波、故障信息等二次设备采用了多个不同厂家的多种型号产品，各类产品之间通讯接口不同，大部分均无法直接接入综合自动化网络。
（2）保护装置软报文堆积，无法及时传输到后台。当短时间内保护装置发送过多的软报文时，会在规约转换环节造成信息堵塞，部分软报文未能传输至后台而是在暂存于GSM-310E装置中。当保护装置下一次发送软报文时，会将这些积压的软报文一并发送至后台，造成监控后台误告警。
（3）后台机监控界面上显示的保护压板状态与现场实际状态不符的现象时有发生，需要重起保护装置或相应的规约转换装置后才恢复正常。
（4）后台机无法采集到保护装置的定值、保护通道情况等具体运行状态，保护装置动作后或有异常告警时，均需要至保护装置上查看具体信息，无法真正实现远程监控。
对上述问题解决方法是，建议利用GSM-310E规约转换器，通过RS485口接入其它厂家的保护装置，以提供一种统一的、开放的标准数据接口，使用统一的通讯规约。
此外，故障录波装置只通过硬接点接入监控系统，在后台机只有“故障录波装置启动/复归”、“故障录波装置异常”等少量监控信号。当有故障发生时，仍需要运行人员至现场保护小室的故障录波屏上察看故障分析报告，打印故障录波图，再将打印的报告拿到控制室经传真或扫描后发送给相关部门，这些效率比较低，建议故障录波装置提供后台访问软件，以实现后台调取故障记录、查看故障分析、打印故障录波图等功能，以提供故障处理效率。
4 结束语
通过与传统变电站的对比，变电站综合自动化系统的优势显而易见，向着综合自动化的方向发展势在必行。近几年来，国网公司十分重视变电站技术的改进，提出了建设“坚强智能电网”的发展目标，变电站综合自动化系统得到蓬勃的发展。但是，现阶段还远远不够完善，仍处在一个边实践边改进的阶段。综合自动化系统的发展，不仅要依靠技术人员攻关解决技术难题，也需要广大一线电力工作者在实际运行中发现缺陷、总结经验、提出改进方法，才能使理论与实际相结合，使变电站综合自动化系统朝着真正适合实际应用的方向不断发展完善，向着实现“智能电网”的目标大步迈进。
参考文献：
[1] 邱承武.变电站综合自动化发展之趋势[C].2003.