变电站自动化系统的分析和实施_传动机械_机械设备_行业资讯

变电站自动化系统和无人值班变电站从20世纪90年代至今，发展非常迅速，本文根据国际大电网会议（CIGRE）WG34．03工作组于1997年8月的《变电站内数据流的通信要求》报告对变电站自动化系统结构进行分析，指出采用现场总线对各种智能电子仪表（IED）进行集成来构成变电站自动化系统所具有的优越性。讨论了变电站自动化实施中的有关问题，如继电保护与远动装置在变电站自动化系统中所处的地位、事件顺序记录（SOE）分辨率的要求和变电站自动化系统的抗干扰措施等，并提出了建议。

1变电站自动化系统的分析

1997年8月国际大电网会议（CIGRE）的WG34．03工作组在《变电站内数据流的通信要求》的报告中［1，2］分析了变电站自动化需完成63种功能，并将这些功能分为7个功能组：

（1）远动功能（四遥功能）；

（2）自动控制功能（如有载调压变压器分接头和并联补偿电容器的综合控制（VQC）。电力系统低频减载、静止无功补偿器控制、配网系统故障分段隔离／非故障段恢复供电与网络重组等）；

（3）测量表计功能（如三相智能式电子电费计量表等）；

（4）继电保护功能；

（5）与继电保护有关的功能（如故障录波、故障测距、小电流接地选线等）；

（6）接口功能（如与微机五防、继电保护、电能计量、全球定位系统（GPS）等IED的接口）

（7）系统功能（与主站通信，当地SCADA等）。

所有能实现这些功能的设备，目前统称为智能式电子仪表（IED）。变电站自动化的目的，就是实现这些IED的信息共享，由此可减少变电站使用的电缆数量和造价，提高变电站的运行和安全可靠性，并减少维护工作量和提高维护水平。

应注意的是：

（1）上述自动化设备均应责任分明、互不干扰。

（2）要特别重视继电保护设备的安全可靠、不能影响到继电保护设备的电磁兼容性的要求。

根据变电站自动化的目的，为实现信息共享需采用分层结构：变电站层（与上级调度中心通信、当地SCADA等）、网络层（用以实现各种IED的信息集成），间隔层（各种IED）和设备层（高压一次设备）。

2用现场总线网实现变电站自动化系统

为实现变电站自动化，网络层的性能是相当重要的，它承担将运动设备、继电保护设备，各种自动控制设备及电费计量等智能电子仪表进行集成的功能。20世纪90年代中发展成熟的现场总线（fieldbus）是实现IED集成的较为优越的网络系统。

国际电工委员会（IEC）提出现场总线概念。其定义为：现场总线是连接工业现场的仪表与设置在控制室内控制设备的数字化、串行、双向、多变量、多节点的通信网络。对现场总线控制系统（FCS，fieldbuscontrolsystem）定义为：由各种现场仪表通过互联与控制室内人机界面所组成的系统，它是一个全分散、全数字化、全开放和可操作的生产过程自动控制系统。

采用现场总线的自动化系统具有如下特点：

（1）在结构上改变了传统的输入／输出（I／O）模块，而将其并入现场智能电子仪表（IED），并统称为节点（node）。

（2）所有信号均为双向，管理人员在控制室内就可监控现场设备。

（3）全数字化通信，提高了数据传输的准确性和可靠性。

（4）现场总线均定义了用户层协议，可实现互操作性，满足真正开放性的要求。统一的通信协议和组态方式使不同厂家的产品可互连、互换和互操作。

（5）简化设计和安装。因现场总线仅为一条双绞线，可连接很多现场仪表，使布线设计简单，并节省大量电缆，简化了安装。

（6）各节点应能自诊断，当某节点故障，应能自动停运，而不影响其他节点的运行。

（7）易于实现设备扩充和产品改型。

目前世界上现场总线产品有美国Echelon公司生产的LonWorks网，德国Bosch公司设计的CAN网、西门子公司的Profibus网等。

由于目前变电站中所使用的各种自动化设备和继电保护装置并不是采用现场总线网或不是采用为集成变电站自动化IED的某种现场总线网，所以有必要设计一个集成节点，使不同厂家、不同网络的IED能接到所选的现场总线网上。

由于1999年10月在日本京都召开的第63届IEC年会上已将LanWorks排除在国际标准之外，因此必须对符合国际标准的现场总线产品予以特别关注。

即使LonWorks并未列入国际标准，但由于国内有生产与其适配的产品的厂商，也有不少用户使用LonWorks，所以在本文中仍对具LonWorks的特点及有关产品进行介绍。

LonWorks现场总线网是一种使用较为广泛的全分布智能控制网络技术，是实现变电站自动化系统网络层的成熟产品，网络通信介质不受限制，可以是双绞线、光纤、电力线、无线、红外线等，并可在同一网络中混合使用。

LonWorks网的技术特点是：

（1）基本元件为Neuron神经元芯片。它具备通信和控制功能，并且固化了ISO／CSI全部七层协议，以及34种常见的I／O控制对象。

（2）将以太网CSMA协议改造为PredictiveP－PersistentCSMA协议。此协议保留了以太网侦听多重访问的优点，克服了在控制应用上的缺点。节点随机地分布在最小为16个随机时间槽的不同延迟水平上。当网络空闲时所有节点只随机分布在16个槽上。当估计到负荷增加时，节点将分布在更多的时间槽上，增加的槽的数量由n来决定。n为信道上积压的工作的估计（由1到63），它表示下一次要发送数据包的节点数。并有选择地提供优先级机制以提高对重要数据包的响应时间。

（3）Neuron神经元芯片是LonWorks技术的核心，它有3个8位CPU分别完成介质访问、网络处理和应用处理。

（4）网络通信采用面向对象的设计方法称为“网络变量”，使网络通信的设计简化为参数设置。

（5）通信的每帧有效字节数可从0到228B。

（6）通信速率：1．25Mb／s，双绞线，有效距离130m；78kb／s，双绞线，有效距离2700m。

（7）LonWroks网的通信协议称为LonTalk协议，其互操作性标准为LonMark，网络服务操作系统为LNS。

（8）LonTalk协议定义了域、子网、节点地址的分层逻辑寻址方式。一个子网最多可包括127个节点，一个域中最多可定义255个子网，这样在一个域内最多可有32385（255×127）个节点。域是一个或多个信道上节点的逻辑组合。通信只能在配置于同一个域的节点之间进行。多个域可使用相同的信道。域可以防止不同网络上节点的互相干扰。

（9）LonWorks网可通过网关RTLE－KT－03001与以太网连结。亦可通过网关WBLE－KT－00001与Internet网或中国电力信息数据交换网连结。这两种网关均由美国CoactiveNetworks公司生产。

美国iIexSystemsInc公司已生产了采用LonWorks现场总线网的变电站自动化系统，其集成节点称为串口节点（sorialnode）。每个串口节点用同一种规约可连接256×8个遥信量、128×8个遥测量和32×8个遥控量。一个变电站自动化系统可连结64个串口节点。此串口节点具有丰富的通信规约，如中国电力部部颁CDT，DNP3．0，Modbus，SC1801，Har－ris5000／6000，HDLC，QDIP（Quantum电表），PG＆E2179（Cooper4C／CL4C／SA）等，可与不同厂家、不同网络的IED相连，如SEL公司的继电保护装置，美国斯伦贝谢公司的Quantum电量计费表，南自院系统所生产的微机五防装置等连接。为实现信息共享，只要进行规约转换，各种IED都能集成到LonWorks网上。而且通过此串口节点集成的各种IED，可互不干扰。能在不停电运行情况下对串口节点进行新IED的连接和规约调试，且不影响变电站自动化系统的运行。

iLex公司同时设计了满足LonWorks网的远动节点，如遥测节点（A－32）、遥信节点（I－64）、遥控SBO节点（C－16）、交流采样节点等以满足自动监控的需要。为与上级调度中心通信和管理LonWorks网，设计了通信节点（comm）。通信节点可有8个从通信节点、每个从节点可有各自的通信规约与主站通信；可各自对时，满足不同主站对所需的SOE带上各自的时标，便于电力系统事故分析；还具有在自动化系统不停电情况下，维修故障节点的能力，使平均无故障时间（MTBF）得以提高。

3变电站自动化系统实施中的问题

（1）变电站自动化名称问题

1997年国际大电网会议WG34．03工作组在《变电站内数据流的通信要求》报告中［1，2］已不提“变电站综合自动化”，只提“变电站自动化”，取消了“综合”这个词。因为“综合”的含义不明确，具有二义性。此提法已被（IEC）同美国IEEE协商确定。“变电站自动化”、“变电站自动化系统”已被IECTC57技术委员会正式定义并编入标准名词术语。

（2）关于继电保护与远动在变电站自动化系统中所处的地位

继电保护的基本任务是，当电力系统发生故障或异常工况时在可能实现的最短时间和最小区域内自动将故障的电力系统元件从系统中切除，或给出信号由值班人员消除异常工况的根源，以避免或减轻设备的损坏和对相邻地区供电的影响。

电网调度自动化系统是在电网正常运行情况下确保电网安全、优质、经济地发供电，提高调度运行管理水平的重要手段。远动装置（RTU）是为完成电网调度自动化在变电站中装设的必不可少的自动化装置。

因此，继电保护装置与远动装置是完成不同任务的两种装置，在电网调度运行管理中各行其责，互不干扰。

90年代我国电网广泛采用了微机保护装置，将电力系统元件（发电机、变压器、母线、线路）的运行参数（模拟量）通过低通滤波器滤去电力系统中出现的高频分量，只反映工频量，然后经过交流采样和A／D转换，形成离散数字量来完成保护电力系统元件的任务。由于微机保护也可测量电网元件的运行参数，那么对于在变电站中装设“微机保护＋远动”装置来实现变电站自动化是否可行，本文提出如下商榷意见：

1）继电保护的性能是安全性（不误动）、可靠性（不拒动）、快速性和灵敏性（反映故障能力）。对继电器，当输入量小于动作值时不动作，大于动作值时立即动作，对输入信号的准确度要求不如远动高。根据快速富里叶变换的采样定理，采样频率fs必须大于信号中最高频率fmax的2倍。大多数微机保护只取输入信号中的工频参量，采样间隔都在0．5～2ms范围，相当于1周（20ms）只采样40～10点。对A／D转换准确度，根据国调中心和电力部安生司颁发的调网［1994］109号通知，规定的《WXH－11、WXB－11、SWXB－11型微机保护检验规程》中的第11．3条对各电压、电流通道的线性度要求：“调整电压分别为60、30、5、1V，电流分别为30、10、1、0．5A，打印9个通道相应电压和电流有效值。要求1V、1A、0．5A时外部表计值与打印值误差小于10％，其余小于2％。”《GB／T15145－94微机线路保护装置通用技术条件》规定：3．7．4测量元件特性的准确度：①刻度误差：不大于±2％；②温度误差：在工作环境温度范围内，不大于±3％；③综合误差：不大于±5％。这对微机保护在电网发生故障时不拒动、并保证一定灵敏度是足够了。

但对电网调度自动化系统来讲则达不到要求。国家标准《远动终端通用技术条件》GB／T13729－29中规定，模拟量遥测A／D准确度必须小于或等于0．5％；《电网调度自动化系统运行规程》DL516－93规定，“遥测的总准确度应不低于1．5级，即从变送器入口至调度显示终端的总误差以引用误差表示的值不大于＋1．5％，不小于－1．5％”。对交流直接采样的远动装置来讲［3］，要求一周至少采样96点，以保证波形信号分析才能正确，使随后计算的电工参量准确度满足要求。并希望能支持0．2级能量表计。

2）远动装置是运行在电力系统正常方式下，继电保护装置是运行在电力系统故障环境下，故障时的短路电流将比正常时大出几十倍，两者对CT变比的要求是不同的。

3）交流采样的远动装置由于精度比继电保护要求高，维护、检测所需的仪器设备和人员素质还都比直流采样远动装置所要求的高，交流采样检测人员必须具有国家检测部门颁发的检测证才有资格检测。这些要求对我国大多数变电站，甚至电业局都不一定能满足。若用“微机保护＋远动”装置来实现“综合自动化”。变电站现场人员难以检测和维护装置的远动部分，要达到国家及行业标准对远动所需的准确度就很困难。

4）继电保护和远动属两个不同的专业。当电力系统发生故障或继保远动装置发生故障时，现场人员必须各负其责管好自己管辖范围内的设备。若用“微机保护＋远动”装置，出了问题将会出现职责不清，甚至无人负责现象。对电网调度是极为不利的。（3）关于事件顺序记录（SOE）分辨率的要求。

《国家标准GB／T13729－92远动终端通用技术条件》中规定：“事故顺序记录站内分辨率≤10ms”。

《网、省电网调度自动化系统实用化验收细则（试行）》中规定：“事件顺序记录（SOE）为可选项，站间分辨率应小于等于10ms”。

《地区电网调度自动化系统实用化验收细则》中规定：“SOE为可选功能，不影响实用化验收，SOE站间分辨率应小于等于20ms”。

《电力行业标准DL5003－91电力系统调度自动化设计技术规程》中规定：“事件顺序记录系统分辨率应小于20ms”。

《行业标准DL5002－91地区电网调度自动化设计技术规程》中规定：“事件顺序记录站间分辨率不大于20ms”。

《行业标准DL／T635－1997县级电网调度自动化功能规范》中规定：“RTU事件顺序记录站内分辨率小于等于10ms为选配项”。调度自动化系统基本指标：SOE站间分辨率小于等于20ms。

本文认为，上述规定的要求是合理的。但近年来，我国出现了对SOE的要求愈来愈高的趋向，甚至在变电站自动化系统或远动装置的招标文件中要求RTU的SOE站内分辨率应小于等于1ms。这种过分的要求不仅提高了远动装置的造价，而且对电力系统事故分析可能出现不利的影响和错误的结果。现分析如下：

当电力系统发生故障时从继电保护动作开始，直到断路器完全灭弧才算故障元件真正切除。此过程包括3个阶段：继电保护动作时间＋断路器开关分闸时间＋燃弧时间。而远动装置中SOE部件所采集到的断路器动作时间，是断路器主触头分闸瞬间联动的辅助接点拉开时间，而燃弧时间是难以控制和测量的。请登陆:输配电设备网浏览更多信息

我国60～70年代建造的变电站中多采用少油式断路器。空气断路器由于结构复杂且检修期较短如今已很少采用，代之而来的是六氟化硫（SF6）断路器，此种断路器因灭弧时间较短，对主触头的烧损较小，断路容量大而被广泛使用。近年来真空断路器又得到快速发展。目前我国新建的变电站中主要采用少油式、SF6和真空断路器，由于少油式断路器价格便宜，用得较多。

这几种断路器的灭弧机制和燃弧时间均不相同。燃弧时间包括前开项时间和后开项时间之和，而且燃弧时间不固定，随着断路器使用年限的增加和开断次数的增多，燃弧时间也会增长。一般说来，不同断路器的灭弧时间如下：

·真空断路器7～15ms

·SF6断路器17～25ms

·少油断路器30～40ms

在一个变电站中可能只装一种断路器，也可能装有不同种类的断路器。

由于断路器的灭弧时间不同，SOE站内分辨率要求过高，如小于或等于1ms，那末将使电力系统的事故分析发生错误。

例1某变电站中装有使用不同年限、开断次数不同的真空断路器。当电力系统发生故障时若使用年限长或开闭动作多的真空断路器B1先动作，SOE首先记录B1辅助接点动作时间，分辨率为1ms。其燃弧时间为15ms。

断路器B2滞后B13ms动作，其燃弧时间为7ms。结果，真正断开电路（灭弧）的时间B2反比B1快5ms，即15ms－（3ms＋7ms）＝5ms。

SOE记录B1在B2前3ms动作，但实际上B2反比B1快5ms断开电路。

例2某变电站安装有不同类型的断路器如SF6断路器及少油式断路器，当电力系统发生故障时若某少油式断路器B1主触头先动作，SOE立即按1ms分辨率记下此时间，其燃弧时间为35ms。5ms后某SF6断路器B2主触头动作，SOE记录下比B2开断时间落后B15ms，但B2燃弧时间仅为17ms，结果真正断开电路（灭弧）的时间反而是B2比B1快13ms，即35ms－（5ms＋17ms）＝13ms。

由此可见，SOE分辨率过高（≤1ms）将造成电力系统事故分析的错误。所以建议有关单位在选择RTU的SOE分辨率时不应要求过高，应按国家标准和行业标准选择。

对配网自动化系统来说，110kV以下电力系统我国均为小电流接地系统。当单相接地短路时由于短路电流小，切除故障相前一般还可运行2h，即使采用FTU和当地SCADA系统将故障段隔离／非故障段恢复供电，时间最快也近1min。所以SOE功能在FTU中完全不必要，只需一般的遥信功能即可满足要求，这就可降低FTU的造价。

（4）变电站自动化系统的抗干扰措施

为了保证变电站自动化系统在变电站中能可靠和稳定地运行，远动装置不仅需通过电力部电力设备及仪表质检中心的质检，而且变电站内还应该重视和加强抗干扰措施。本文对变电站内抗干扰问题进行分析和讨论如下。

1）电源

自动、远动系统一般因外部干扰引起的故障中大部分由电源干扰引起，其中尖峰和减幅振荡是主要干扰成分；其次是正负偏差和短路断电。因此，提高供电电源系统质量是非常重要的。

在自动、远动装置中电源和装置本身抗干扰的要求及措施可参阅文献［4］。本文仅讨论变电站本身应考虑的措施。

①要注意电源的合理屏蔽与接地。

②在电源线之间及电源线对地之间应分别装设浪涌吸收器，以防电源对地的浪涌电压可能造成对设备绝缘的击穿。

③为防止电网出现低压或突然停电现象，应在的波动。

④采用反激变换器的开关稳压电源，利用变换器的储能作用，把输入干扰信号抑制掉。

⑤电源配线方面

·电源引线应尽量短、粗，避免公共线，以降低共阻抗耦合；

·尽量采用扭绞线，抑制电磁干扰；