变电站自动化运行与管理

摘要：随着我国计算机、通信技术和控制技术的发展，电力系统监控与保护技术在我国得到了长足发展，其中综合变电站自动化技术发展较快。比较而言，常规站运行管理问题较多，文章就变电站自动化系统技术进行探讨，为变电站自动化运行与控制提供参考。

关键词：变电站；自动化系统；运行操作

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2012）26-0092-02

变电站的自动化水平经过多年的发展，已经达到了一定的水平。我国城乡电网建设与改造过程中不仅大量采用先进的自动化技术，同时逐步实现了中低压变电站的无人值班模式。在220 kV及以上电压等级电网中也大量采用新的自动化技术，大大提高了整个电网的现代化水平，增强了电网调度、配电的可靠性，提高了电能质量。随着科学技术的发展，智能化开关、光电式电流电压互感器以及变电站运行操作模拟仿真等技术的日渐完善，借助高科技的计算机技术，全数字化的变电站自动化系统将成为未来电网运行的主要模式。

目前我国技术应用还不够成熟，运行管理模式仍然处于探索之中，母线采用的多为分层分布式结构，每一间隔的一次设备和二次设备是一致对应的。采用分布式机构，能够缩短传输距离和传输密度，能在一定程度上节省和简化二次电缆。

1 变电站自动化系统运行中的问题

①双机系统切换问题。以串口通信为主、以太网为辅的双机相互监视状态，在理论上能够保证主设备的运行状态正确。但是，有时候在切换双机过程中会出现两台通信控制器同时转为备用的情况，会导致通信控制器死机，造成遥控失效。

②遥控信号错误。自动化变电站的通信控制器多是借助串口与MODEN相连接，MODEN与通道相连接，最后送到主站。主站保护规约多而复杂，在对主站的保护规约进行扩展，完成接口运行工作过程中会出现遥控信号误动的错误，这可能是规约问题，也可能是测控单元不稳定造成的。

③保护监控系统故障。在变电站的保护监控系统中，一些事故和预警信号受到后台监控系统的控制，当后台监控不能工作时，事故和预警信号不能够及时发出，往往使得值班人员不能及时对故障或事故进行处理，对变电站的安全造成严重威胁。

④运行管理模式落后。现阶段自动化技术还不够成熟，当自动化系统投入使用后，有些变电站仍然保持着常规站的管理模式，没有体现出减人增效的优点。而有些在使用过程中会出现一些失控情况。

2 变电站自动化系统

在对变电站进行设计时，首先需要考虑的就是系统运行控制的可靠性，同时要将自动化系统与计算机监控系统紧密结合在一起。为了确保系统控制操作的高可靠性，一般用于高电压等级的变电站自动化系统的自动化产品都拥有多级多地点控制功能和软件多次返校的特点。

2.1 多级多地点控制功能自动化系统操作方式

对于多级多地点控制功能的自动化系统，有三种操作方式：就地控制、站控、远方控制。

就地控制：就地控制又被成为后备控制方式，在电力网络出现故障或者监控系统发生故障时，可就近通过间隔层的测控单元中的小开关进行手动控制，或者借助就地监控单元中的薄膜键盘进行就地控制操作。站控：站控是指运行人员在变电站层的监控主机上向下发出操作指令，借助交互式的对话方式，对操作对象和操作性质进行选择，进而一步步完成某一个控制操作过程的全部要求。远方控制：远方控制就是远方遥控，调度人员在故障远处从调度端向下发出下行的控制指令。

多级多地点功能自动化系统的三种操作方式可以借助软件和使能开关进行相互切换，当切换到就地控制方式时，站控和远方控制不能执行。而相应的，当切换到站控方式时，就地控制的手动控制将不会产生任何作用，主要是因为在同一时刻一台计算机对一台设备只能执行一条控制指令，在计算机同时接受到超过一条的指令组或者是跟预操作指令不相符时，计算机拒绝执行指令，同时会发出错误警示信号。所以，每一个被控制对象只能以一种控制方式进行操作。

2.2 软件多次返校特点

软件多次返校特点是指操作人员在工作站中发出操作指令后，每一条命令都需要经过一次校核一次执行等操作，在上一条命令的返校操作通过后再对下一步骤进行执行。返校过程中任何一个环节出现错误，操作指令都会被中断，系统会给出相应的警告提示信息。在每一次操作结束后，系统会对当次操作进行自动记录和存盘操作。

为了杜绝操作人员误操作或者进行非法操作，变电站自动化系统都有操作员权限设密功能。目前技术比较成熟的监控系统都有较好的容错能力，包括软件和硬件设备，即使操作人员在操作过程中产生了一些一般性的错误操作，都不会对系统产生任何不好的影响，或者引起系统某些功能丧失，而对于意外突况引起的故障，系统都具有一定的自我恢复功能。

220 kV及以上电压等级的变电站自动化系统多是双机双网配置，监控主配置主要作为人机接口，采用热备用方式，确保在任何设备出现故障时对系统的控制功能不会产生影响。目前通常采用的是以以太网连接监控主站，并且借助HUB对以太网进行管理。在网络上任何一处出现异常状况时，都可以将热备用设备转换为主机替代主机进行工作。而变电站监控系统采用硬件冗余配置方式、系统分层分布式结构，能够为变电站的运行与控制提供可靠性保证。

3 自动化系统操作闭锁实现

为了确保变电站控制和操作系统的可靠性和准确性，需要做好变电站防误操作的设计环节。变电站自动化系统采用计算机监控方式，可以轻松方便地实现多级联锁。在分层分布式自动化系统中，操作闭锁方式也是分层分级式闭锁，并且跟系统结构相适应。自动化系统中每一个间隔的测控装置都已经将间隔的交流电流、电压，断路器位置以及刀闸的辅助接点等引入，用于遥测、遥信，这同时为该间隔中的刀闸和断路器的防误操作提供了条件。现在的各种智能装置都能够利用以上各种信息进行快捷准确编程，实现该间隔内的各种操作闭锁功能。

在变电站自动化系统中可以通过三种方式实现多个电气间隔和多个电压等级间的操作闭锁功能。

3.1 硬件实现闭锁

利用西门子公司的8TK模式可以方便地实现硬件闭锁。8TK操作闭锁装置的独立性是西门子公司的LSA变电站自动化系统的主要特色，该模式只用于控制和操作闭锁。当每个间隔的刀闸信号进入8TKt后，就可以实现该间隔的操作闭锁。而刀闸信息经过重动后进入8TK2，同时引入母联刀闸和母线地刀等，可实现间隔间的操作闭锁。

3.2 软件实现

软件实现就是利用软件编程实现全站的防误操作闭锁，编程工作在监控主机内实现。软件实现应当是最经济可靠且简单的闭锁方案。监控主机能够通过通信网络提供全站的刀闸、开关状态信息和各个间隔控制终端的信号。软件实现利用监控主机提供的信息和设备操作规则，可以迅速准确地编程实现全站内的操作闭锁。

3.3 软硬件结合的闭锁方式

软硬件结合方式兼顾了软件实现和硬件闭锁的优点，利用监控主机实现全站的软件闭锁，利用8TK等类似的装置实现间隔间的闭锁功能。

对于一套技术成熟的变电站自动化系统，软件实现全站的操作闭锁应该是最可靠方便的方式。整个变电站都是监控主机在进行监控，在监控主机中实现软件操作闭锁应该是安全可靠的。

对于220 kV及以下电压等级的无人值班变电站自动化系统采用软件实现闭锁模式是经济可靠、安全的。而对于简化接线的220 kV系统，考虑到资金问题，可以不配置间隔间的操作闭锁硬件装置。然而，500kV系统每个间隔和刀闸不仅需要利用相应的测控装置实现操作闭锁功能，还需要在每一串断路器和刀闸间加装一套硬件闭锁装置，专门用于该串内的操作闭锁，提高闭锁可靠性。

利用以上三种闭锁方式可有效地实现变电站中所有断路器和刀闸的操作闭锁，且可以实现顺控功能。

4 变电站自动化技术优点

综上所述，分层分布式变电站自动化系统从软硬件两方面考虑了变电站的运行和防误闭锁操作，这大大提高了变电站运行管理的可靠性和可控性。

综合自动化变电站可以实现远方、当地和就地三级控制，而常规站却只能借助控制屏实现把手控制。变电站自动化系统可以方便地实现多级多地点控制，其可靠性较高，而常规站电气联系复杂，实际运行中设备提供的节点有限并且各级电压间联系困难，闭锁回路常常出现多余闭锁或者闭锁缺失等情况。

综合自动化变电站以系统监控主机为核心，利用技术成熟的计算机系统可方便实现整个变电站的操作和控制功能，包括数据采集与处理、事件记录等，其功能齐全、可靠性高。而常规站以人为核心，人的感官信息难免会受到各种因素的干扰，往往会导致判断错误。并且人类接受信息水平有限，不能很好地接收快速变化的信息。且每个人的知识水平、责任心、工作经验都有差异，信息处理的准确信和可靠性都不高。

综合变电站自动化系统可以方便地实现变电站的各种运行操作，快捷完成各种复杂的顺控操作，可以在几分钟内完成常规站需要几个小时才能完成的全站、全线路的倒闸操作，并且可以大大降低误操作的可能性。

综合自动化变电站一改常规变电站电缆传输信息及控制命令的形式，利用计算机系统将命令转换为数字指令，大大提高了信息传输的可靠性与准确性。在综合自动化系统中利用光缆联系各个保护小间与主控室，很大程度上提高了回路的抗电磁干扰能力。同时，利用分散式布置方式可以大大缩减控制电缆长度，降低回路电压降，提高断路器动作的准确性。

5 结 语

变电站自动化技术日趋完善，但目前运行中仍然存在一些问题，而综合自动化变电站将利用高科技技术降低误操作概率，提高变电站运行控制可靠性，为电网安全运行经济可靠性出力。综合自动化变电站将以全新的模式、完善的功能、灵活多样的手段解决常规站中出现的各种问题，满足电网安全运行的需要，也是我国电网未来发展的趋势。

参考文献：

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[2] 梁鑫.变电站自动化系统结构及功能的实现研究[J].中国电子商务,2011,(8).