1、變電站綜合自動化系統新員工及變電站值班人員培訓教材保定四唯天創科技開發有限公司2012 年 04 月目錄1. 變電站綜合自動化系統的概念及優越性1.1 變電站綜合自動化系統的概念隨著微機技術的發展和在電力系統的普遍應用， 自 80 年代以來， 變電站的二次設備 括測量儀表、信號系統、繼電保護、自動裝置和遠動裝置等）逐步采用微機型的裝置，即微 機保護、微機監控、微機遠動等。這些微機裝置盡管功能不一，但其硬件配置卻大體相同， 裝置所采集的信息量和要控制的對象許多是共同的。但由于這些設備分屬不同的專業，加上 管理體制上的一些原因，在變電站上述各專業的設備出現了功能重復、裝置硬件配置重復、 互連復雜等

2、問題。這就迫切需要打破各專業分界的框框，從全局出發來考慮全微機化的變電 站二次設備的優化設計，這便提出了變電站綜合自動化的問題。變電站綜合自動化是將變電站的二次設備經過功能的組合和優化設計，利用先進的計算 機技術、現代電子技術、通信技術和信號處理技術，實現對全變電站的主要設備和輸、配電 線路的自動監視、測量、自動控制和微機保護，以及與調度通信等綜合性的自動化功能。變 電站綜合自動化系統，即利用多臺微型計算機和大規模集成電路組成的自動化系統，代替常 規的測量和監視儀表，代替常規控制屏、中央信號系統和遠動屏，用微機保護代替常規的繼 電保護屏，改變常規的繼電保護裝置不能與外界通信的缺陷。因此，變電站

3、綜合自動化是自 動化技術、計算機技術和通信技術等高科技在變電站領域的綜合應用。變電站綜合自動化系 統可以采集到比較齊全的數據和信息，利用計算機的高速計算能力和邏輯判斷功能，可方便 地監視和控制變電站內各種設備的運行和操作。變電站綜合自動化系統具有功能綜合化、結 構微機化、操作監視屏幕化、運行管理智能化等特征。變電站綜合自動化系統以全微機化的新型二次設備替代常規設備，盡量做到硬件資源、 信息資源共享。用不同的模塊軟件實現常規設備的各種功能，用計算機局域網代替大量信號 電纜的連接，用主動模式代替常規的被動模式，簡化了變電站二次部分的硬件配置，減輕了 安裝施工和運行維護工作量，降低了變電站總造價和運

4、行費用，使變電運行更安全、可靠， 為提高運行管理自動化水平打下了基礎。1.2 對變電站保護和監控的要求的變化使變電站綜合自動化成為電力系統自動化的發展方向原因有兩個方面：一是隨著電力系 統的發展，對變電站保護和監控的要求發生了很大的變化，而現有的常規保護和監控系統漸 漸不能滿足要求；二是變電站現有的常規保護和監控系統設計本身具有很多缺點和不足。繼電保護要求的變化當前的電力系統具有電網規模大、電壓等級高和機組容量大的特點。為了最大限度的發 揮電網的經濟性，電力系統越來越多地運行在其穩定極限附近。這就要求一旦發生故障，繼 電保護裝置能更快地切除故障。30ms ，嚴重故障時要求故障220kV 及以上

5、的超高壓輸電線路要求的典型故障切除時間切除時間更短； 母線保護要求內部故障切除時間10ms ，能自動識別母線運行方式并作出相應調整， 能在近端外部故障下抗 CT 飽和并可閉鎖； 差動保護作為變壓器的主保護， 其關鍵問題 仍是勵磁涌流的鑒別。傳統的辦法是監測差流中的諧波成分，但是對超高壓大容量變壓器接 長距離輸電線或低壓側接無功補償裝置時，內部故障電流中也會含有豐富的諧波成分，在這 種情況下就難以判別故障還是涌流。自動監控裝置作用的變化電力系統監控方面最主要的變化在于對監控裝置在降低發電成本和跳提高電網運行水平 方面的要求越來越高。電力系統經濟運行需要更多有關電網運行的信息和更精確可靠的監控，

6、這就需要更多通道和手段來采集和分析電網信息并作出監控。另外在電網進行安全分析，特 別是進行網絡偶然事故分析時還要求對電網信息采集和監控功能進行協調。變電站擴容改造的要求一般來講，大型變電站開始僅有幾回進線，經過幾年后逐步發展成為具有多回聯絡線。 變電站擴容改造的每一步都要增加保護和監控設備，甚至需要重新安排母線的布置，因此要 對現用的監控設備和保護裝置進行較大的調整或重新配置。這就要求這些裝置具有較大的靈 活性和可擴充性以便以最小的費用和最短的時間完成擴容和改造。變電站無人值班運行的要求由于具有明顯的技術經濟效益（運行可靠性高、勞動生產率高、建設成本低），發達國 家早在七十年代就開始實施這種新

7、的變電站運行管理模式。實現變電站無人值班的技術基礎是變電站中的測量、監視、保護、監控等二次設備具有 高度的安全性與可靠性，優越的協調性與兼容性。變電站綜合自動化系統的運用是實現變電 站無人值班運行的有效途徑。1.3 傳統變電站存在的問題眾所周知，變電站是電力系統中不可缺少的重要環節，它擔負著電能轉換和電能重新分 配的繁重任務，對電網的安全和經濟運行起著舉足輕重的作用。尤其是現在大容量發電機組 的不斷投運和超高壓遠距離輸電和大電網的出現，使電力系統的安全控制更加復雜，如果仍 依靠原來的人工抄表、記錄、人工操作為主，依靠原來變電站的舊設備，而不進行技術改造 的話，必然沒法滿足安全、穩定運行的需要，

8、更談不上適應現代電力系統管理模式的需求。 傳統的變電站進入九十年代以來越來越暴露出其固有的缺陷和局限性：（ 1）安全性、可靠性不能滿足現代電力系統高可靠性的要求。傳統的變電站大多數采用常規的設備，尤其是二次設備中的繼電保護和自動裝置、遠動裝置等（有不少變電站沒有 自動裝置和遠動裝置）采用電磁型或晶體管式設備，設備本身結構復雜、可靠性不高，而且 又沒有故障自診斷的能力。目前的辦法是依靠對常規二次系統進行定期的測試和校驗來發現 問題，這不但增加了維護人員的工作量，而且仍無法保證裝置絕對的可靠，往往是等到保護 裝置發生拒動或誤動后才能發現問題再進行調整與檢修，另外維護人員在定期檢測中造成裝 置誤動或

9、形成新的隱患的情況也時有發生。同時硬件設備基本上是按功能獨立配置的，彼此 間聯系很少，設備型號龐雜，在組合過程中協調性差，也容易造成設計隱患。（ 2）供電質量缺乏科學的保證。 隨著國民經濟的持續發展， 人民生活水平和生活質量不 斷提高，家用電器、個人計算機越來越多地進入各家各戶。不僅各工礦企業，而且居民用戶 對保證供電質量的要求越來越高。衡量電能質量的主要指標是頻率和電壓，目前還應考慮諧 波問題。頻率主要由發電廠調節、保證。而電壓的合格，不能單靠發電廠調節，各變電站， 特別是樞紐變電站也應該通過調節分接頭位置和控制無功補償設備進行調整，使其運行在合 格范圍內。但傳統的變電站，大多數不具備調壓手

10、段，至于諧波污染造成的危害，還沒有引 起足夠的重視和采取有力的解決措施，且缺乏科學的電能質量考核辦法，不能滿足目前發展 的電力市場的需求。（ 3）占地面積大，增加了征地投資。 實現了綜合自動化的變電站與傳統的變電站相比， 在一次設備方面，目前還沒有多大的差別，而差別較大的是二次設備。傳統的變電站，二次 設備多數采用電磁式或晶體管式，體積大、笨重，因此，主控制室、繼電保護室占地面積大。 這對于人口眾多的我國，特別是對人口密度很大的城市來說，是一個不可忽視的問題。如果 變電站實現綜合自動化，則會大大減少占地面積，這對國家眼前和長遠的利益都是很有意義 的。（4）不適應電力系統快速計算和實時控制的要求

11、。電力系統要做到優質、 安全、 經濟運行，必須及時掌握系統的運行工況，才能采取一系列的自動控制和調節手段。但傳統的變電 站主要用指示燈顯示監控操作，用各種各樣的模擬式表盤反映模擬量瞬時值，大部分的歷史 數據、操作記錄和事件記錄主要靠手工完成或用專門的記錄器記錄，費時費力且易出錯，不 能滿足向調度中心及時提供運行參數的要求；而且參數采集不齊，不準確，變電站本身又缺 乏自動控制和調控手段，因此沒法進行實時控制，不利于電力系統的安全、穩定運行。（ 5）維護工作量大，設備可靠性差，不利于提高運行管理水平和自動化水平。常規的保護裝置和自動裝置多為電磁型或晶體管型，例如晶體管型保護裝置，其工作點易受環境溫

12、 度影響，因此其整定值必須定期停電校驗，每年校驗保護定值的工作量是相當大的；也無法 實現遠方修改保護或自動裝置的定值。1.4 變電站實現綜合自動化的優越性由于傳統的變電站存在以上缺點，無法滿足電力系統安全、穩定和經濟、優化運行的要 求。解決這些問題的出路是用先進技術武裝變電站。對于老式的變電站，逐步進行技術改造； 對新建的變電站，要盡量采用先進的技術，提高變電站的自動化水平，增加四遙功能，逐步 實現無人值班和調度自動化。變電站實現綜合自動化的優越性主要有以下幾方面。（ 1）提高供電質量，提高電壓合格率。 由于在變電站綜合自動化系統中包括有電壓、 無 功自動控制功能，故對于具備有載調壓變壓器和無

13、功補償電容器的變電站，可以大大提高電 壓合格率，保證電力系統主要設備和各種電器設備的安全，使無功潮流合理，降低網損，節 約電能損耗。（ 2）提高變電站的安全、 可靠運行水平。 變電站綜合自動化系統中的各子系統， 絕大多 數都是由微機組成的，它們多數具有故障診斷功能。除了微機保護能迅速發現被保護對象的 故障并切除故障外，有的自控裝置并兼有監視其控制對象工作是否正常的功能，發現其工作 不正常及時發出告警信息。更為重要的是，微機保護裝置和微機型自動裝置具有故障自診斷 功能，這是當今的綜合自動化系統比其常規的自動裝置或四遙裝置突出的特點，這使得采用 綜合自動化系統的變電站一、二次設備的可靠性大大提高。

14、（ 3）提高電力系統的運行、管理水平。 變電站實現自動化后，監視、測量、記錄、抄表 等工作都由計算機自動進行，既提高了測量的精度，又避免了人為的主觀干預，運行人員只 要通過觀看 CRT 屏幕，對變電站主要設備和各輸、配電線路的運行工況和運行參數便一目了 然。綜合自動化系統具有與上級調度通信功能，可將檢測到的數據及時送往調度中心，使調 度員能及時掌握各變電站的運行情況，也能對它進行必要的調節與控制，且各種操作都有事 件順序記錄可供查閱，大大提高運行管理水平。（ 4）縮小變電站占地面積，降低造價，減少總投資。變電站綜合自動化系統，由于采用微計算機和通信技術，可以實現資源共享和信息共享，同時由于硬件

15、電路多數采用大規模集 成電路，結構緊湊、體積小、功能強，與常規的二次設備相比，可以大大縮小變電站的占地 面積，而且隨著微處理器和大規模集成電路的不斷降價，微計算機性能價格比逐步上升，發 展的趨勢是綜合自動化系統的造價會逐漸降低，而性能和功能會逐步提高，因而可以減少變 電站的總投資。（ 5）減少維護工作量，減少值班員勞動，實現減人增效。由于綜合自動化系統中，各子系統有故障自診斷功能，系統內部有故障時能自檢出故障部位，縮短了維修時間。微機保 護和自動裝置的定值又可在線讀出檢查，可節約定期核對定值的時間，而監控系統的抄表、 記錄自動化，值班員可不必定時抄表、記錄，可實現少人值班，如果配置了與上級調度

16、的通 信功能，能實現遙測、遙信、遙控、遙調，則完全可實現無人值班，達到減人增效的目的。1.5 變電站綜合自動化對無人值班的促進作用對變電站來說，無人值班和有人值班是兩種不同的管理模式，它與變電站一、二次系統 技術水平的發展，與變電站是否實現自動化沒有直接關系。一、二次設備可靠性的提高和采 用先進技術，可以為無人值班提供更為有利的條件，但不是必須具備的條件。早在四、五十年代，無人值班已經在我國一些大城市實行，例如上海、廣州、天津等城 市，對一些不是很重要的 35kV 變電站，實行無人值班，平時把變電站的門鎖起來，一旦出現 故障，保護跳閘停電，則用戶會用電話或其他方式要求供電局去檢修，恢復供電。供

17、電局在 確認停電事故后，便派出檢修人員去查找并修復故障，恢復供電。這種無人值班變電站的一、 二次設備與有人值班變電站完全一樣，沒有任何信息送往調度室。其一、二次設備的運行工 況如何，只能由檢修人員到現場后，才能知道，因此這類無人值班只適合于重要性不高的變 電站。從而進入了遠到了 60 年代，由于遠動技術的發展，在變電站開始應用遙測、遙信技術， 方監視的無人值班階段。這時，在調度中心，調度人員可以了解到下面無人值班站的運行工 況，這比起元四遙功能的無人值班站來說，已前進了一大步。但是，這個階段的遙測、遙信 功能還是很有限的，例如遙信只傳送事故總信號和一些開關位置信號。值班員通過事故總信 號知道變

18、也站發生故障，可及早派人到變電站或線路尋找放障和進行檢修，這對及早恢復供 電無疑是很有好處的。相對無四遙功能的無人值班站來說，是一大進步。但是，如果要對開 關進行操作，還必須到變電站現場才行。80 年代中后期以后，隨著微處理器和通信技術的發展，利用微型機構成的遠動裝置簡 稱 RTU (Remote Terminal Unit )的功能和性能有很大提高，具有遙測、遙信和遙控功能， 有的還有遙調功能，這使無人值班技術又上了一個臺階。經過幾十年的努力，電網裝備技術和運行管理水平及人員素質都有了很大提高，一次設 備可靠性提高，遙控技術逐步走向成熟。特別是“八五”期間，全國電網調度自動化振興綱 要的實施

19、，電網調度自動化實用化工作的開展取得了很好的經驗，為全國特別是中心城市開 展無人值班工作奠定了扎實的基礎。因此， 1995 年國家電力調度通信中心要求現有 35kV 和 110kV 變電站，在條件具備時逐步實現無人值班，新建變電站可根據調度和管理需要以及規 劃要求，按無人值班設計。這幾年的實踐證明：變電站實行無人值班有明顯的經濟效益和社 會效益，特別是提高了運行的可靠性，減少人為事故，保障系統安全，提高了勞動生產率， 降低了建設成本，推動了電力行業的科技進步。上述分析可見，無人值班與變電站綜合自動化是不同范疇的問題。變電站有人值班與無 人值班是變電站運行管理采用“當地”還是“遠方”兩種管理模式

20、選擇哪一種的問題；而變 電站綜合自動化是指變電站的技術水平問題。兩者表面看來沒有直接的關系。采用常規的二 次設備，沒有實現自動化，只要有 RTU 遠動設備，便可以實現無人值班。但變電站自動化技 術的發展和自動化水平的提高，對無人值班元疑將起很大的推動作用，它可以明顯地提高無 人值班變電站運行的可靠性和技術水平， 而且我們今天提倡的無人值班不能回到40 年代、 60年代的簡單水平，必須建立在高可靠性、高技術水平的基礎上。變電站綜合自動化可適應這 種高的要求。用于與常規二次設備配合的 RTU 遠動裝置對模擬量的采集，一般是通過變送器 采樣，對繼電保護信息的采集是通過信號繼電器的輔助觸點，連接電纜多

21、，因此采集的信息 量往往受到限制， 而變電站綜合自動化系統可以提供更豐富的信息， 它不僅能完成常規的 RTU 的全部功能，而且由于各子系統幾乎都是由微處理機構成的、因而可以實現資源失享。因此， 實現綜合自動化的變電站，一般不必再配置單獨的RTU ，而是由監控系統所采集的模擬量和開關狀態信息，通過通信管理單元直接送往調度，對于繼電保護動作信息的采集，可以由各 微機保護單元，將動作信息通過綜合自動化系統內部網絡送給通信管理單元再送給調度，并 由通信管理單元轉發或執行調度下達的命令。由于綜合自動化系統內部各子系統間通過網絡 連接，既減少了彼此間的連接電纜，簡化了設備，又可以傳送更多的信息。更為突出的

22、特點 是可將各微機保護子系統和各自動裝置的定值送往調度端，上級調度也可對其修改定值，而 且綜合自動化系統還能將三次進條路 1 運行此態和投摩啟診斷時信，擊耐調度主席才報苦， 這些都是常規的變電所沒有辦法達到的。因此，目前新建的變電站在投資允許的情況下，采 用綜合自動化系統不僅可以全面提高無人值班變電站的技術水平，也可提高其可靠性。1.6 變電站自動化技術的發展過程國外從 70 年代末 80 年代初就開始進行保護和控制綜合自動化新技術的開發和試驗研究 工作， 80 年代中期，我國亦開始研究變電站綜合自動化技術。尤其是近年來，國內變電站綜 合自動化技術也得到了飛速的發展。下面就國內外變電站綜合自動

23、化技術的現狀與發展作一 總結和分析。變電站分立元件的自動裝置階段為了保證電力系統的正常運行，研究單位和制造廠家，長期以來陸續生產出各種功能的 自動裝置，例如：自動重合閘裝置、低頻自動減負荷裝置、備用電源自投和各種繼電保護裝 置等。電力部門可根據需要，分別選擇配置。 70 年代以前，這些自動裝置主要采用模擬電路， 由晶體管等分立元件組成，對提高變電站的自動化水平，保證系統的安全運行，發揮了一定 的作用。但這些自動裝置，相互之間獨立運行，互不相干，而且缺乏智能，沒有故障自診斷 能力，在運行中若自身出現故障，不能提供告警信息，有的甚至會影響電網運行的安全。同 時，分立元件的裝置可靠性不高，經常需要維

24、修、體積大，不利于減少變電站的占地面積， 因此需要有更高性能的裝置代替。微處理器為核心的智能自動裝置階段1971 年，世界上第一片微處理器問世。美國 Intel 公司率先做出了貢獻，接著許多廠家 都紛紛開始研制微處理器，逐步形成了以 Intel 公司、 Motorola 公司、 Zilog 公司為代表的三 大系列微處理器產品。由于該產品集成度高、體積小、性能價格比高，被微型機迅速滲透和 占領了各個技術領域，為計算機應用的普及和推廣提供了現實的可能性。另一方面，工農業 生產和科學技術發展的需求， 反過來又促進了微處理器技術的迅速發展， 使之在 70 年代的 10 年中便更新了三代。 20 多年來

25、，幾乎每兩年微處理器的集成度便翻一翻，每 24 年便更新換 代一次。現已進入第五代，即 64 位高檔微處理器階段。80 年代，隨著國家改革開放方針的進展，微處理器技術開始引人我國，并且吸引了許多 為電力行業服務的科技工作者，他們都把注意力放在如何將大規模集成電路技術和微處理器 技術應用于電力系統各個領域上。在變電站自動化方面，首先將原來由晶體管等分立元件組 成的自動裝置逐步由大規模集成電路或微處理機代替，由于采用了數字式電路，統一數字信 號電平，縮小了體積，明顯地顯示出優越性，特別是由微處理器構成的自動裝置，利用微處 理器的智能和計算能力，可以應用和發展新的算法，提高了測量的準確度和控制的可靠

26、性， 還擴充了新的功能，尤其是裝置本身的故障自診斷能力，對提高自動裝置自身的可靠性和縮 短維修時間是很有意義的。這些微機型的自動裝置， 雖然提高了變電站自動控制的能力和可靠性， 但在 80 年代， 基 本上還是維持原有的功能和邏輯關系的框框，只是組成的硬件結構由微處理器及其接口電路 代替，擴展了一些簡單的功能，多數仍然是各自獨立運行，不能互相通信，不能共享資源， 實際上形成了變電站的自動化孤島，因此仍然解決不了前述變電站設計和運行中存在的所有 問題。隨著數字技術和微機技術的發展，變電站內自動化孤島問題引起了國內外科技工作者 的關注，并對其開展研究和尋求解決的途徑。因此變電站綜合自動化是科學技術

27、發展和變電 站自動控制技術發展的必然結果。變電站綜合自動化系統的發展階段國外變電站綜合自動化的發展概況國外從 70 年代末、 80 年代初就開始進行保護和控制綜合自動化系統的新技術開發和試 驗研究工作。如由美國西屋電氣公司和美國電力科學研究院（ EPRI ）聯合研制的 SPCS 變電 站保護和控制綜合自動化系統、由日本關西電力公司與三菱電氣公司共同研制的SDCS I、II 保護和控制綜合自動化系統， SDCS I、II 系統從 1977 1979 年進行了現場試驗及試運行， 80 年代初已交付商業應用。 目前，日本日立、 三菱、東芝公司， 德國西門子公司 （SIEMENS ）、 AEG 公司，

28、瑞士 ABB 公司，美國通用電氣公司（ GE ）、西屋電氣公司（ Wesinghouse ）， 法國阿爾斯通公司（ AL STHOM ），瑞士 Landis&Gyr 公司等國際著名大型電氣公司均開發 和生產了變電站綜合自動化系統（或稱保護與控制一體化裝置），并取得了較為成熟的運行 經驗。西門子公司于 1985 年在德國漢諾威正式投運其第一套變電站自動化系統 LSA678 ，至 1993 年已有 300 多套同類型的系統在德國本土及歐洲其他國家不同電壓等級的變電站投入運 行，至 1995 年，該公司在中國也陸續得到十幾個工程項目，基本上是 110kV 城市變電站。 LSA678 系統的結

29、構有全分散式和集中與分散相結合兩種類型。ABB 公司的變電站綜合自動化系統 SCS100 ，在芬蘭生產， 用于中、低壓變電站。 SCS200 在瑞典生產，用于高壓變電站。各公司變電站綜合自動化系統的主要特點為：系統一般采用分層分布式，系統由站控級 和元件間隔級組成，大部分系統在站控級和元件間隔級的通信采用星形光纖連接，繼電 保護裝置下放到就地，主控制室與各級電壓配電裝置之間僅有光纜聯系，沒有強電控制電纜 進入主控制室，這樣節約了大量控制電纜，大大減少對主控制室內計算機系統及其他電子元 件器的干擾，提高了運行水平和安全可靠性。國外在制定變電站綜合自動化技術規范方面的進展國外變電站綜合自動化系統制

30、造廠商頗多，但他們彼此之間一開始就十分注意系統的技 術規范和標準的制定及協調，以避免各自為政造成的不良后果，以便于這門新技術能夠迅速 發展和廣泛的應用，這是很值得我們學習的。目前，許多國際性組織或權威機構都在進行這 項工作，如國際電工委員會 （ IEC ）、國際大電網會議 （ CICRE ）、德國電力事業聯合會 （VDEW ） 和電工供貨商機構（ ZVEI ）、美國電力科學研究院（ EPRI ）和 IEEE 的電力工程學會 （ IEEE 、 PES ）都正在制訂或已制訂了某些標準。德國電力行業協會（ VDEW ）為電子制造商協會（ EVEI ）制定的關于數字式變電站控制系統的推薦草案于 198

31、7 年公布，成為 IEC TC 57 在起草保護與控制之間接口標準的參考， 內 容非常豐富。德國的三大電氣公司Siemens 、 ABB 、AEG 基本上是按這一推薦規范設計和開發自己的產品。該草案把變電站的結構規定為站控級( Station Level )和元件間隔級( Bay LeveI )。對于系統的硬件、軟件、參數化、資料、測試、驗收和現場調試等那做出了具體而 詳盡的規定。該推薦草案的公布不僅對德國國內變電站綜合自動化的發展而且對整個歐洲地 區都起了一定的促進和規范作用。美國電力科學研究院 EPRI 委托西屋電氣公司研究起草的變電站控制與保護項目的系統 規范，于 1983 年 8 月發

32、表( EL-1813 )， 1989 年又進行了修改與增補。該規范定義出了變 電站綜合自動化系統的范疇，同時列出了該系統應具備的功能菜單，規定了每一種功能應具 備的內容及基本要求。它反映了變電站綜合自動化的基本要求，總共逐個規定了 26 種功能。 普遍認為，任何一種裝置的功能都不可能超出上述功能清單之外。國際電工委員會第 57 次技術委員會( IEC TC 57 )為了配合變電站綜合自動化方面的進 展，成立了“變電站控制和保護接口”工作組，負責起草該接口的通信標準，該工作組共 12 個國家(主要集中在北美和歐洲，亞洲有中國，非洲有南非) 2000 位成員參加。從 1994 年 3 月到 199

33、5 年 4 月舉行了四次討論會，于 1995 年 2 月向 IEC 秘書處提交了保護通信伙伴標 準 IEC87Q-5-103 ，為控制與保護之間的通信提供了一個國際標準。我國變電站綜合自動化的發展過程我國變電站綜合自動化的研究工作開始于 80 年代中期。 1987 年，清華大學電機工程系 研制成功一套符合國情的變電站綜合自動化系統， 在山東威海 35kV 望島變電站投入運行， 用 3 臺微型計算機實現了全站的微機繼電保護、監測和控制功能。之后隨著 1988 年由華北電 力學院研制的第 1 代微機保護( 01 型)投入運行，第 2 代微機保護( WXB 11 )1990 年 4 月投入運行并于同

34、年 12 月通過部級鑒定。這樣，在遠動裝置采用微機技術后，更為復雜的繼 電保護全面采用微機技術成為現實。至此，隨著微機保護、微機遠動、微機故障錄波、微機 監控裝置在電網中的全面推廣應用，人們日益感到各專業在技術上保待相對獨立造成了各行 其是，重復硬件投資，互連復雜，甚至影響運行的可靠性。 1990 年，清華大學在研制鞍山公 園變電站綜合自動化系統時， 首先提出了將監控系統和 RTU 合二為一的設計思想。 1992 年 5 月電力部組織召開的“全國微機繼電保護可靠性研討會”指出：微機保護與 RTU ，微機就 地監控微機錄波器的信息傳送，時鐘、抗干擾接地等問題應統一規劃并制定統一標準，微 機保護的

35、聯網勢在必行。由南京電力自動化研究院研制的第 1 套適用于綜合自動化系統的成 套微機保護系統 ISA1 于 1993 年通過部級鑒定以后，各地電網逐步開始大量采用變電站綜 合自動化系統。 1994 年中國電機工程學會繼電保護及自動化專委會在珠海召開了“變電站綜 合自動化分專業委員會”的成立大會，這標志著對變電站綜合自動化的深入研究和應用進入 了一個新階段。目前，國內有關研制和生產單位推出的變電站綜合自動化系統及產品很多，根據該技術 的發展過程及系統結構特點，歸納起來可分為 4 種典型類型。第1種類型為基于 RTU 、變送器及繼電保護與自動裝置等設備的變電站綜合自動化系統， 一般稱為增強型 RT

36、U 方式，也稱集中式，或第 1 代綜合自動化系統。該類系統實際上是在常 規的繼電保護及二次接線的基礎上增設 RTU 裝置以實現“四遙”。結構上僅是站級概念，有 關重要信息（如保護動作信息等）通過硬接點送給 RTU 裝置，變電所的監測量一般經變送器 變換后送給 RTU 。開關監測量是直接引至 RTU ，RTU 的控制輸出一般經遙控執行柜發出控制 命令。該類系統的特點是：系統功能不強，硬件設備重復、整體性能指標低，系統聯接復雜， 可靠性低，但其成本低，特別適合于老站改造。現在全國大量遠行的無人值班變電站多采用 此種模式。實際上該類系統僅為變電站綜合自動化的初級形式，尚不能稱為綜合自動化系統。第 2

37、 種類型早期的變電站綜合自動化系統多為集中式，由一臺或兩臺計算機完成變電站 的所有繼電保護、測量監視、操作控制、中央信號數據通信和記錄打印等功能。系統各功能 模塊與硬件無關，采用模塊化軟件連接來實現，集中采集信息，集中處理運算。具有工作可 靠、結構簡單、性價比高等優點，但可擴充性、可維護性差。第 3 種類型為從硬件結構上按功能對裝置進行了劃分，摒棄了集中式單 CPU 結構而走 向分散，系統由數據采集單元（模擬量、開關堡、脈沖量），主機單元（總控單元）、遙控 執行單元、保護單元組成。各功能單元（設備）通過通信網絡等手段實現有機結合，構成系 統。該類系統可替代常規的保護屏、控制屏、中央信號屏、遠動

38、屏、測量儀表等。它具有較 強的在線功能。各種功能比較完善，且人機界面較好。但系統仍然比較復雜，聯結電纜較多， 系統可靠性不太高。這類系統雖然做到了一定程度上的分散（功能分散），但沒有從整體上 來考慮變電站綜合自動化系統的結構、一般僅是監控系統和保護系統簡單的相加。由于我國 保護和遠動分屬不同的部門和專業。故我國目前的大多數綜合自動化系統均屬此類結構系統。 這類系統一般稱為分散式系統或第 2 代綜合自動化系統，是一種過渡方案。第 4 種類型系統是采用國際上成熟的先進設計思想，引入了站控級和間隔級概念，系統 采用分層分布式結構。設備分變電站層設備（站控級）和間隔層設備（間隔級）。間隔層設 備原則上

39、按一次設備組織，例如 1 條線路、 1 臺主變壓器。每一間隔層設備包括保護、控制、 測量、通信、錄波等所有功能。設計的原則是：凡是可以在本間隔層設備完成的功能，盡量 由間隔層設備就地獨立處理，不依賴于通信網和變電站層設備。變電站層設備是通過間隔層 設備了解和掌握整個變電站實時運行情況、并通過間隔層設備實現變電站控制，它還負責站 內信息收集、分析、存儲以及與遠方調度中心的聯系，這類系統實現了信息資源的共享以及 保護、監控功能的綜合化，大大簡化了站內二次回路，它完全消除了設備之間錯綜復雜的二 次電纜。由于間隔層設備可放在開關柜上或放置在一次設備附近，從而可大大縮小主控制室 面積，節省控制電纜、減少

40、 CT 負擔。同時大大提高了整個系統的可靠性、可擴展性，是綜合 自動比系統的發展方向。該類系統一般稱為分層分布式系統，也稱為第 3 代變電站綜合自動 化系統。目前國內主要電力自動化研究生產單位的系統均屬于此類產品。針對110kV及以下中低壓變電站和220kV500kV的高壓變電站，第3代變電站綜合自動化系統的構成又有一定區別。 110kV 及以下中低壓變電站綜合自動化系統以 “四合一” （保 護、遙測、遙信、遙控）的測控保護裝置為基礎， 配合相應的測控和自動化裝置構成。 220kV 500kV 的高壓變電站綜合自動化系統，考慮其復雜性，仍采用保護、監控完全獨立裝置或系 統設計，保護、監控系統均

41、屬于分層分布式系統。上述產品類型也很大程度上反映了目前在綜合自動化技術領域上的 2 種技術觀點。第 1 種技術觀點認為：變電站綜合自動化系統主要考慮“四遙量”的采集，以點為對象，面向” 功能設計”，故變電站綜合自動化系統應以傳統 RTU 裝置或在其基礎上發展起來的數據采集 裝置、主控單元、遙控執行等裝置組成的監控為基礎組成，它與微機保護的聯系只要通過裝 置上的串行口收集信息即可，并且特別強調保護的獨立性，即兩者不能有任何硬件上的融合。 由于變電站綜合自動化系統源于傳統的“四遙”并且是在微機遠動、微機保護基礎上發展起 來的，且保護和遠動分屬不同的部門和專業，故這種技術觀點曾一度流行。而第 2 種

42、技術觀 點認為：綜合自動化技術是以先進可靠的微機保護為核心，以成熟的網絡通信技術將測量控 制與繼電保護融為一體，共享數據資源，并十分強調系統的總體結構優化以及系統的可靠性。 系統是以對應的一次設備為對象，面向“對象設計”。當然它也強調保護的相對獨立性，主 張在決不降低保護可靠性和功能的前提下，目前至少可以在低壓上采用保護與測控合一的綜 合裝置。 第 2 種技術觀點是在微機保護技術成熟并向網絡化多功能方向發展的基礎上形成的。 如前所述，由于保護和遠動分屬不同的部門和專業、加之技術發展有個過程，開始持這類觀 點的人并不多，但隨著技術的發展和按這一新概念設計的變電站綜合自動化系統的成功授運， 并加之

43、這一技術觀點與目前國際上先進的設計思想及推出的高品質系統如同一脈。 因此，第 2 種技術觀點正逐步成為大家的共識，它也成為了目前綜合自動化技術發展的趨勢和潮流。2. 變電站綜合自動化系統的內容和功能2.1 變電站綜合自動化系統的研究內容十多年來，我國開展變電站自動化的研究與開發工作，主要包括如下兩方面內容：（1 ）對 110kV 及以下中、低壓變電站，利用現代計算機和通信技術，對變電站的二次 設備進行全面的技術改造，取消常規的保護、監視、測量、控制屏，實現綜合自動化，以全 面提高變電站的技術水平和運行管理水平，并逐步實行無人值班或減人增效。（2 ）對 220kV 以上的變電站，主要是采用計算機

44、監控系統以提高運行管理水平，同時 采用新的保護技術和控制方式，促進各專業在技術上的協調，達到提高自動化水平和運行、 管理水平的目的。總之，變電站綜合自動化的內容應包括電氣量的采集和電氣設備（如斷路器等）的狀態 監視、控制和調節。實現變電站正常運行的監視和操作，保證變電站的正常運行和安全。發 生事故時，由繼電保護和故障錄波等完成瞬態電氣量的采集、監視和控制，并迅速切除故障 和完成事故后的恢復正常操作。從長遠的觀點看，綜合自動化系統的內容還應包括高壓電器 設備本身的監視信息（如斷路器、變壓器和避雷器等的絕緣和狀態監視等）。除了需要將變 電站所采集的信息傳送給調度中心外，還要送給運行方式科和檢修中心

45、，以便為電氣設備的 監視和制定檢修計劃提供原始數據。實現變電站綜合自動化的目標是提高變電站全面的技術水平和管理水平，提高安全、可靠、穩定運行水平，降低運行維護成本，提高經濟效益，提高供電質量，促進配電系統自動 化。實現變電站綜合自動化是實現以上目標的一項重要技術措施。2.2 變電站綜合自動化系統的基本功能變電站綜合自動化是多專業性的綜合技術，它以微計算機為基礎，實現了對變電站傳統 的繼電保護、控制方式、測量手段、通信和管理模式的全面技術改造，實現了電網運行管理 的一次變革。國際大電網會議工作組在研究變電站的數據流時，分析了變電站自動化需完成 的功能大概有63種，歸納起來可分為以下幾種功能組：

46、控制、監視功能；自動控制功能； 測量表計功能；繼電保護功能；與繼電保護有關功能；接口功能；系統功能。結 合我國的情況，具體來說，變電站綜合自動化系統的基本功能主要體現在微機保護、安全自 動控制、遠動監控、通信管理四大子系統的功能中，下面注意論述。微機保護子系統（一）微機保護的優越性微機保護裝置在我國投入運行已有 10 多年的歷史， 并且越來越受到繼電保護人員和運行 人員的普遍歡迎。這是因為，它顯示出比常規的繼電器型或晶體管型保護裝置有不可比擬的 優越性，突出表現在以下幾方面。（1） 靈活性強。由于微機保護裝置是由軟件和硬件結合來實現保護功能的，因此在很大 程度上，不同原理的繼電保護的硬件可以是

47、一樣的，換以不同的程序即可改變繼電器功能。 例如：三段式的電流保護、重合閘和后加速跳閘、低周減載等功能，可以通過同一套保護裝 置實現，只要保護軟件具備這些功能即可，這是常規繼電器很難做到的。（2）可明顯改善保護性能。利用微計算機的軟硬件技術，可以尋求更多的原理、算法等 實施手段，使保護性能得到改善。同時其很強的邏輯判斷能力，能夠根據眾多因素進行靈活 規律準確的處理，這在常規繼電保護中，用模擬電路是很難實現的。（ 3 ）性能穩定，可靠性高。微機保護的功能主要取決于算法和判據，也即由軟件決定， 對于同類型的保護裝置，只要程序相同，其保護性能必然一致，所以性能穩定。而晶體管型 的繼電器的元器件受溫度

48、影響大，機械式的繼電器運動機構可能失靈，觸點性能不良，接觸 不好等。而微機保護采用了大規模集成電路，所以裝置的元件數目、連接線等都大大減少， 因而可靠性高。（4 ）微機保護利用微機的智能，可實現故障自診斷、自閉鎖和自恢復，而不必進行一年 一度的定期檢驗。（5）體積小、功能全。由軟件可實現多種保護功能和獲取各種附加功能，可大大簡化裝 置的硬件結構，可以在事故后，打印出各種有用數據。例如故障前后電壓、電流采樣值、故 障點距離、保護的動作過程和出口時間等。（6）使用維護方便、工作量小。微機保護有良好的人際界面，甚至可在當地或遠方計算 機上召喚裝置相關信息和進行控制。由于微機保護具有突出的優越性，是今

49、后繼電保護技術的發展方向，因此變電站綜合自 動化系統中，采用微機保護是必然的趨勢。尤其是新建的變電站，如果條件許可，則應該采 用變電站綜合自動化系統，全面提高變電站的技術水平。（二）微機保護子系統的功能微機保護應包括全變電站主要設備和輸電線路的全套保護，具體有：高壓輸電線路的 主保護和后備保護；主變壓器的主保護和后備保護；無功補償電容器組的保護；母線 保護；配電線路的保護。（三）對微機保護子系統的要求 微機保護是綜合自動化系統的關鍵環節，它的功能和可靠性如何，在很大程度上影響了 整個系統的性能，因此設計時必須給予足夠的重視。微機保護子系統中的各保護單元，除了具有獨立、完整的保護功能外，還必須滿

50、足以下 要求，也即必須具備以下附加功能。（1）滿足保護裝置快速性、選擇性、靈敏性和可靠性的要求，它的工作不受監控系統和其他子系統的影響。為此，要求保護子系統的軟、硬件結構要相對獨立，而且各保護單元， 例如變壓器保護單元、線路保護單元、電容器保護單元等，必須由各自獨立的CPU 組成模塊化結構；主保護和后備保護由不同的 CPU 實現，重要設備的保護，最好采用雙 CPU 的冗余 結構，保證在保護子系統中一個功能部件模塊損壞，只影響局部保護功能而不能影響其他設備。（2）存儲多套保護定值和定值的自動校對，以及保護定值、功能的遠方整定和投退。（3） 具有故障記錄功能。當被保護對象發生事故時，能自動記錄保護

51、動作前后有關的故 障信息，包括故障電壓電流、故障發生時間和保護出口時間等，以利于分析故障。在此基礎 上，盡可能具備一定的故障錄波功能，以及錄波數據的圖形顯示和分析，這樣更有利于事故 的分析和盡快解決。（4）具有統一時鐘對時功能，以便準確記錄發生故障和保護動作的時間。（5）故障自診斷、自閉鎖和自恢復功能。每個保護單元應有完善的故障自診斷功能，發 現內部有故障，能自動報警，并能指明故障部位，以利于查找故障和縮短維修時間，對于關 鍵部位故障，例如 A/D 轉換器故障或存儲器故障，則應自動閉鎖保護出口。如果是軟件受干 擾，造成“飛車”軟故障，應有自啟動功能，以提高保護裝置的可靠性。（6）通信功能。各保

52、護單元必須設置有通信接口，與保護管理機或通訊控制器連接。保 護管理機（或通訊控制器）在自動化系統中起承上啟下的作用。把保護子系統與監控系統聯 系起來，向下負責管理和監視保護子系統中各保護單元的工作狀態，并下達由調度或監控系 統發來的保護類型配置或整定值修改等信息；如果發現某一保護單元故障或工作異常，或有保護動作的信息，應立刻上傳給監控系統或上傳至遠方調度端。安全自動控制子系統為了保障電網的安全可靠經濟運行，和提高電能質量，變電站綜合自動化系統中根據不同情況設置有相應安全自動控制子系統，主要包括以下功能：電壓無功自動綜合控制； 低周減載；備用電源自投；小電流接地選線；故障錄波和測距；同期操作；五

53、防 操作和閉鎖；聲音圖象遠程監控。五防操作和閉鎖即：防止帶負荷拉合刀閘；防止誤入帶電間隔、防止誤分、合斷路器； 防止帶電掛接地線；防止帶地線合刀閘。由于具有較強的獨立性，一般有獨立廠家生產，與 保護監控僅存在通訊聯系，所以此處不再詳述。電壓無功自動綜合控制電力工業部安全生產司于 1997 年頒布的關于電力行業一流供電企業考核標準（試行）的通知中，明確提出一流供電企業必備條件之一是供電電壓合格率大于等于98，其中A 類電壓大于等于 99，配電系統用戶供電可靠率 RS1 大于等于、 RS3 大于等于。線損 率降低系數 K 大于等于。電力系統長期運行的經驗和研究、計算的結果表明，造成系統電壓下降的主

54、要原因是系 統的無功功率不足或無功功率分布不合理。對電壓和無功進行合理的調節，可以提高電能質 量、提高電壓合格率、降低網損。因此，要對電壓和無功功率進行綜合調控，保證實現包括 電力部門和用戶在內的總體運行技術指標和經濟指標最佳，具體的調控目標如下：（1）維持供電電壓在規定的范圍內。 根據前能源部頒發的 電力系統電壓和無功電力技術導則規定，各級供電母線電壓的允許波動范圍（以額定電壓為基準）如下：500 （ 330 ）kV變電所的220kV母線：正常時 0%+10% ;事故時5%+10%。220kV變電所的35 - 110kV母線：正常時3%+7% ;事故時10%+10%。配電網的10kV母線：。

55、（2） 保持電力系統穩定和合適的無功平衡。主輸電網絡，應實現無功分層平衡； 地區供 電網絡應實現無功分區就地平衡的原則，才能保護各級供電母線電壓，（包括用戶入口電壓） 在導則規定的范圍內。（3） 保證在電壓合格的前提下使電能損耗為最小。為了達到以上目標， 必須增強對無功 功率和電壓的調控能力，充分利用現有的無功補償設備和調壓設備（調相機、靜止補償器、 補償電容器、電抗器、有載調壓變壓器等）的作用，對它們進行合理的優化調控。對發電廠 來說，主要的調壓手段是調整發電機的勵磁；在變電站主要的調壓手段是調節有載調壓變壓 器分接頭位置和控制無功補償電容器。少數 220kV 以上的高壓或超高壓變電站裝有調

56、相機或 靜止無功補償器，有的變電站既裝有并聯電容器也裝有并聯補償電抗器。下面的論述主要考慮通過調整有載變壓器變比和電容器投切進行電壓無功的控制。有載調壓變壓器可以在帶負荷的情況下切換分接頭位置，從而改變變壓器的變比，起到調整電壓 和降低損耗的作用。控制無功補償電容器的投切，可改變網絡中無功功率的分布，改善功率 因數，減少網損和電壓損耗，改善用戶的電壓質量。以上兩種調節和控制的措施，都有調整電壓和改變無功分布的作用，但它們的作用原理 和后果有所不同。利用改變有載調壓變壓器的分接頭位置進行調壓時，調壓措施本身不產生 無功功率，但系統消耗的無功功率與電壓水平有關，因此在系統無功功率不足的情況下，不

57、能用改變變比的辦法來提高系統的電壓水平，否則電壓水平調得越高，該地區的無功功率越 不足，反而導致惡性循環。所以在系統缺乏無功的情況下，必須利用補償電容器進行調壓。 投補償電容器既能補充系統的無功功率，又可改變網絡中的無功分布，從而又有利于系統電 壓水平的提高。因此必須把調分頭與控制電容器組的投切兩者結合起來，進行合理的調控， 才能起到既改善電壓水平，又降低網損的效果。然而，如果靠運行人員手工操作來進行對分接開關和電容器的調節控制，則運行人員必 須經常監視變電站的運行工況，并作出如何調控的判斷，這不僅增加運行人員的勞動強度， 而且難以達到及時進行最優控制的效果。而采用電壓無功自動綜合控制功能具有

58、以下優點：（1）可選用先進合理控制規律，便于功能升級和擴展。（2）能自動判斷運行方式，并根據不同的運行方式、時段，自動選擇相應的調控決策。（3）對電容器組的控制具有輪流投、切功能。對裝有串聯電抗器的電容器組，可根據變 電站的實際需要，做到最先投和最后切電抗率為 12% 的電容器組。（4）對于具有并聯電容器組又有并聯電抗器的變電站，則執行相應的正確控制規律。（5）具有分接開關聯調制動和故障閉鎖功能，確保電力系統的安全。（6）可增加電壓合格率計算、監視和記錄功能。電壓無功自動綜合控制功能的實現根據實際情況的不同，又有多種實現方式：集中控 制；分散控制；關聯分散控制。（1）集中控制。 集中控制是指在調度中心對各個變電站的主變壓器的分接頭位置和無功 補償設備進行統一的控制。理論上，這種控制方式是維持系統電壓正常，實現無功優化控制， 提高系統運行可靠性和經濟性的最佳方案。但它要求調度中心必須具有符合實際的電壓和無 功實時優化控制軟件，而且對各變電站要有可靠性高的通道；在各變電站，最好要具有智能 執行單元。但在我國目前各變電站的基礎自動化水平層次不一的情況下，實現全系統的集中 優化控制有較大的難度。現在一些地區調度中心，雖然也自稱為對電壓和無功可以實行集中 控制，但實際上多數只是由