变电站自动化发展分为三个阶段

回顾了国内变电站自动化技术发展的过程，分析了国内变电站自动化系统现状和发展趋势，强调了继电保护和监控在技术和管理上的一体化发展，数字化变电站的发展，以及IEC61850标准应用的趋势。

1 引言

“变电站自动化系统”（Substation Automation System-SAS）名词，国际电工委员会解释为“在变电站内提供包括通信基础设施在内的自动化系统（SAS-Substation Automation System： The SAS provides Automation in a Substation including the Communication infrastructure）”。在国内，我们所说的变电站自动化系统，包含传统的自动化监控系统，继电保护、自动装置等设备，是集保护、测量、控制、远传等功能为一体，通过数字通信及网络技术来实现信息共享的一套微机化的二次设备及系统。

自20世纪90年代以来，变电站自动化技术一直是我国电力行业的热点技术之一。目前全国已投入运行的35~500kV变电站约20000座（不包括用户变），而且每年新增变电站的数量约为3%~5%，也就是说每年都有千百座新建变电站投入电网运行，新建变电站基本上都采用了自动化系统模式，同时每年还有许多老变电站的技术改造，也基本上以自动化系统模式为主。

在已采用自动化技术的变电站中，早期采用较多的国外产品有：如ABB、SIEMENS、GE等公司的产品。但随着国内厂家的产品技术含量、工艺水平的提高以及国家产业政策的支持，目前220kV及以下电压等级变电站的自动化大都采用了国产产品，330kV及以上电压等级变电站也大量使用了国产产品。目前，国产产品厂家主要有：南瑞集团、北京四方、许继电气、国电南自等。

2 变电站自动化技术现状

2.1 我国变电站自动化发展阶段

变电站二次部分传统按功能分为四大类产品：继电保护、故障录波、当地监控和远动。按系统模式出现顺序可将变电站自动化发展分为三个阶段：

（1） 第一阶段：面向功能设计的集中式RTU加常规保护模式

80年代及以前，是以RTU为基础的远动装置及当地监控为代表。该类系统实际上是在常规的继电保护及二次接线的基础上增设RTU装置，功能主要为与远方调度通信实现“二遥”或“四遥”（遥测、遥信、遥控、遥调）；与继电保护及安全自动装置的联结通过硬接点接入或串行口通信较多。此类系统称为集中RTU模式，目前在一些老站改造中仍有少量使用，此阶段为自动化的初级阶段。

（2） 第二阶段：面向功能设计的分布式测控装置加微机保护模式

第二阶段始于90年代初期，单元式微机保护及按功能设计的分散式微机测控装置得以广泛应用，保护与测控装置相对独立，通过通信管理单元能够将各自信息送到后台或调度端计算机。特点是继电保护（包括安全自动装置）按功能划分的测控装置独立运行，应用了现场总线和网络技术，通过数据通信进行信息交换。此系统电缆互联仍较多，扩展性功能不强。

（3） 第三阶段：面向间隔、面向对象（Object-Oriented）设计的分层分布式结构模式

第三阶段始于90年代中期，随着计算机技术、网络及通信技术的飞速发展，采用按间隔为对象设计保护测控单元，采用分层分布式的系统结构，形成真正意义上的分层分布式自动化系统。目前国内外主流厂家均采用了此类结构模式。110kV以下电压等级变电站，保护测控装置要求一体化、110kV几以上电压等级保护测控大多按间隔分别设计，对超高压变电站的规模比较大的系统，为减少中间环节，避免通信瓶颈，要求装置直接上以太网与监控后台通信，甚至要求保护和监控网络独立组网，由于采用了先进的网络通信技术和面向对象设计，系统配置灵活、扩展方便。

2.2 分层分布式技术成为潮流

若按变电站自动化系统二次设备分布现状可纵向分为三层：变电站层、网络层、间隔层；也有厂家或学者将网络层归入变电站层进行描述，即纵向分为变电站层、间隔层二层。

（1） 变电站层横向按功能分布为当地监控、保护信息管理及远方通信。变电站层功能分布的形式取决于网络层的结构、变电站电压等级以及用户的实际需求。

当地监控功能作为当地运行人员的人机交互窗口，以图形显示、报表打印、语音报警等各种方式实现当地的“四遥”。通过“五防”系统联锁控制开关及刀闸的跳合，并对断路器合闸操作自动检同期， 按VQC原理调节变压器档位或投切电容器组，以及与MIS系统安全联接实现信息共享。

保护信息管理功能作为当地继保人员的人机交互窗口，也可以图形显示、报表打印、语音报警等各种方式对继电保护及安全自动装置的运行状况如装置是否故障、定值是否改变、采样是否准确等进行实时监视，根据运行需要决定保护投退和定值修改，故障发生后通过故障录波及保护动作信息进行故障分析和诊断。

远方通信功能是将当地监控和保护信息管理功能通过通信在远方实现，是变电站实现无人值班的前提条件。远方监控和保护信息管理功能同样可以各自独立即通过不同的通道和规约分别接至调度中心和保护信息管理主站，也可以合二为一即通过同一通道接至远方主站。

（2） 网络层完成信息传递和系统对时等功能。通过信息交换，实现信息共享，减化变电站的设备配置，从整体上提高变电站自动化系统的安全性和经济性。目前国内外产品流行两种网络层结构：即双层网和单层网结构。

目前采用的现场总线有：Lonworks、Canbus、WorldFIP、Profibus等，速率为1~12Mbps；以太网通信方式，速率大多为10Mbps/100Mbps自适应。现场总线具有使用方便、简单、经济的特点，以太网具有网络标准、开放性好、高速率、传输容量大的特点。但目前由于以太网在性能和应用特点上仍不能完全替代现场总线， 面向实时控制的工业以太网技术及标准正处于研究和制定过程中， 所以现场总线将会和以太网并存相当长时间。

（3） 间隔层主要是继保、监控设备层。可集中组屏也可分布在各继电保护小间内或安装在开关柜上。继保、监控既可以各自独立也可以合二为一。它对相关一次设备进行保护、测量和控制，响应就地层、变电站层、远方主站的操作要求，对采集的信息进行处理上送，并在变电站层、远方主站控制失效的情况下仍能完成保护、测量和控制功能。

三层之间的关系。变电站层、网络层、间隔层既相互独立又相互联系。变电站层功能的实现依赖于网络层和间隔层的完好性；但是间隔层功能的实现，特别是继电保护及安全自动装置的功能的实现决不能依赖于网络层和变电站层；远方主站监控功能的实现应不依赖于变电站层设备。

2.3 运行管理模式与变电站综合自动化

（1） 保护和远动专业管理模式对变电站综合自动化技术发展的影响

由于变电站综合自动化系统源于传统的“四遥”并在微机保护、远动基础上发展起来的，保护和远动分属不同的部门和专业，运行管理是分开的，随着变电站自动化技术的发展，特别是近阶段，在中低压站已经采用保护和测控合一的综合装置， 许多厂家在研制高压和超高压站的装置时，已经考虑将保护、测控、故障录波等功能综合在一个装置内。因此，各自独立运行的管理、思维方式已经不能适应变电站综合自动化技术发展要求，有些供电企业已将两专业合并为综合自动化专业，在技术和管理上实现了保护和监控的统一。

（2） 无人值班的运行管理模式与变电站自动化技术的关系

目前已实现无人值班的变电站，并不都是采用所谓的综合自动化系统。但是应该看到，自动化技术的发展，为无人值班或少人值班变电站提供了更先进的技术支持，使变电站设计更加合理，布局紧凑，运行更加可靠，更利于无人值班的管理，新建的变电站甚至国内第一个750kV变电站都将按无人值班的模式设计。

（3） 保护信息管理系统的出现是变电站当前运行管理的需求

随着微机保护、故障录波器在电网中的普遍使用，在电力系统发生故障时使保护和故障录波器具备了以数据方式向电网调度中心传输故障信息的可能。为了贯彻《国家电力公司电网二次系统“十五”规划》的要求，切实提高电网安全运行的调度系统信息化、智能化水平，在电网发生故障时能为调度提供实时故障信息，有效地快速恢复系统，电机工程学会继电保护运行技术分专委会特制定了《继电保护、安全自动装置和故障录波器信息处理系统》技术规范，已有多个变电站自动化系统生产厂家研制出该类系统并投入电网使用。该系统是专为保护管理部门设计的，当保护和故障录波装置在故障时，由于信息量较大原因而采用单独组网模式。

2.4 继电保护技术的发展

谈到变电站自动化，必须关注继电保护技术的发展，关注保护与监控当前及今后在自动化技术发展中的相互融合关系。

（1） 继电保护技术的发展史

从90年代初至今，不同原理、不同机型的微机线路和主设备保护各具特色，为电力系统提供了一批性能优良、功能齐全、工作可靠的继电保护装置。随着微机保护装置的深入研究，在微机保护软件、算法等方面也取得了很多理论成果。微机保护已成为电力系统保护、监控、通信、调度自动化系统的重要组成部分。

（2） 继电保护的现状

目前，国内继电保护的发展已达到甚至超过国外同行业的水平。在保护硬件构成方面，国内的微机保护经历了8位CPU、16位CPU等几个阶段，当前已发展到利用DSP进行信号处理、32位CPU冗余设计、高精度模数变换、装置内采用网络通信技术、硬件模块化设计等先进水平阶段。在电磁兼容设计方面均有独到之处，具有很高可靠性。

在保护的原理方面，国内微机保护的水平很多方面已领先于国外的同类产品。尤其在高压线路保护方面，经多年研究，微机保护的性能比较完善，可以适应复杂的运行及故障条件。由于通信通道技术的限制，早期的全线速动纵联保护主要由专用闭锁式或允许式纵联方向保护和纵联距离保护构成。随着通信技术的发展，分相式光纤电流纵联差动保护由于原理简单可靠而广泛应用。主设备保护方面，与线路微机保护相比，虽然起步较晚，经过多年的研究已克服了早期的元件微机型保护可靠性不高，灵敏度低，动作速度慢，TA饱和影响较大等缺点。

在110kV及以下电压等级的变电站综合自动化系统中，主变后备保护、线路（馈线）保护、电容器保护等继电保护装置普遍采用保护测控一体化技术，即所谓的四合一装置。每个四合一装置不但可完成继电保护功能，而且还可完成测量、控制、数据通信功能，成为整个电力系统计算机网络上的一个智能设备。

3 变电站自动化技术发展趋势

3.1 IEC61850标准的推广应用

IEC 61850是国际电工委员会TC57制定的《变电站通信网络和系统》系列标准，为基于网络通信平台的变电站自动化系统唯一国际标准，也是国家电力行业相关标准的基础。IEC 61850制定的思路是：

（1） 提高互操作性，工程实现方便；

（2） 面向对象，即面向设备；

（3） 满足应用技术迅猛发展要求；

（4） 应对通信技术和网络技术发展的挑战。

指导工作方向为：适应现代技术水平的通信体系，实现完全的互操作，体系向下兼容，基于现代技术水平的标准信息和通信技术平台， 通过标准化数据交换接口实现开放式系统，例如该标准应用于所有类型的分布式SCADA系统。IEC 61850不仅用于变电站内通信，而且可用于变电站和控制中心通信。

IEC 61850标准经过多年的酝酿和讨论，至2003年已正式发布大部分内容。IEC 61850标准是全世界唯一的变电站网络通信标准，也将可能成为电力系统中从调度中心到变电站、变电站内、配电自动化无缝通信标准，还可望成为通用网络通信平台的工业控制通信标准。当前， 生产相关产品的国内外各大公司都在围绕IEC 61850 开展工作，并提出IEC 61850的发展方向是实现“即插即用”，在工业控制通信上最终实现“一个世界、一种技术、一个标准”。

为适应未来数字化变电站发展的趋势，IEC61850标准按通信体系及设备功能将变电站自动化系统分为3层：变电站层、间隔层、过程层。变电站层设备由带数据库的计算机、操作员工作台、远方通信接口等组成；间隔层设备由每个间隔的控制、保护或监视单元组成；过程层设备典型的为远方I/O、智能传感器和执行器等。

3.2 变电站自动化系统向高集成化、数字化、标准统一化方向发展

随着集成电路和计算机技术的飞速发展，各种新型的大规模集成电路将会进一步应用在继电保护和测控装置上，如32位CPU、数字信号处理芯片DSP、高速数据采集系统、嵌入式实时操作系统、大容量Flash、可编程逻辑器件CPLD、FPGA等。这些新器件的应用将使保护和测控装置的电路板更加小型集成化，装置通信、数据存储及处理能力更强。将间隔的控制、保护、故障录波、事件记录和运行支持系统的数据处理等功能，通过模块化设计集成在一个统一的多功能数字装置内是可行的，间隔内部和间隔间以及间隔同站级间的通信可统一用一层网即光纤以太网来实现。高集成化系统的发展，无疑能降低成本，提高系统可靠性，有利于实现统一的运行管理。目前在许多中低压站已实现。

变电站自动化系统最终向数字化发展，指的是智能化电气的发展，如智能开关设备、光电式电压和电流互感器、智能电子装置（IED）等的出现，使变电站自动化技术进入了数字化阶段。智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路逐渐取代传统的一次回路， 使变电站层、间隔层、过程层最终用网络联接起来，并实现统一的通信标准。

4 结束语

总之，变电站自动化技术是伴随着现代科技技术发展，尤其是网络技术、计算机软、硬件技术及超大规模集成电路技术的发展而不断进步， 自动化系统以按对象设计的全分层分布式为潮流， 朝着二次设备功能集成化，一次设备智能数字化方向发展；运行管理朝着各专业协调统一和站内无人值班模式发展。同时经济性和可靠性也是变电站自动化技术发展所要考虑的实际问题。IEC61850标准的实施应用，电能质量监测管理，一次设备的在线监测，网络安全技术，数字式视频图像监控技术，基于同步相量测量装置的电力系统实时动态监测， 以及如何融入变电站自动化系统， 都是变电站自动化技术发展所要研究的课题。
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