變電站自動化系統和無人值班變電站從20世紀90年代至今，發展非常迅速，本文根據國際大電網會議（CIGRE）WG34．03工作組于1997年8月的《變電站內數據流的通信要求》報告對變電站自動化系統結構進行分析，指出采用現場總線對各種智能電子儀表（IED）進行集成來構成變電站自動化系統所具有的優越性。討論了變電站自動化實施中的有關問題，如繼電保護與遠動裝置在變電站自動化系統中所處的地位、事件順序記錄（SOE）分辨率的要求和變電站自動化系統的抗干擾措施等，并提出了建議。

1變電站自動化系統的分析

1997年8月國際大電網會議（CIGRE）的WG34．03工作組在《變電站內數據流的通信要求》的報告中［1，2］分析了變電站自動化需完成63種功能，并將這些功能分為7個功能組：

（1）遠動功能（四遙功能）；

（2）自動控制功能（如有載調壓變壓器分接頭和并聯補償電容器的綜合控制（VQC）。電力系統低頻減載、靜止無功補償器控制、配網系統故障分段隔離／非故障段恢復供電與網絡重組等）；

（3）測量表計功能（如三相智能式電子電費計量表等）；

（4）繼電保護功能；

（5）與繼電保護有關的功能（如故障錄波、故障測距、小電流接地選線等）；

（6）接口功能（如與微機五防、繼電保護、電能計量、全球定位系統（GPS）等IED的接口）

（7）系統功能（與主站通信，當地SCADA等）。

所有能實現這些功能的設備，目前統稱為智能式電子儀表（IED）。變電站自動化的目的，就是實現這些IED的信息共享，由此可減少變電站使用的電纜數量和造價，提高變電站的運行和安全可靠性，并減少維護工作量和提高維護水平。

應注意的是：

（1）上述自動化設備均應責任分明、互不干擾。

（2）要特別重視繼電保護設備的安全可靠、不能影響到繼電保護設備的電磁兼容性的要求。

根據變電站自動化的目的，為實現信息共享需采用分層結構：變電站層（與上級調度中心通信、當地SCADA等）、網絡層（用以實現各種IED的信息集成），間隔層（各種IED）和設備層（高壓一次設備）。

2用現場總線網實現變電站自動化系統

為實現變電站自動化，網絡層的性能是相當重要的，它承擔將運動設備、繼電保護設備，各種自動控制設備及電費計量等智能電子儀表進行集成的功能。20世紀90年代中發展成熟的現場總線（fieldbus）是實現IED集成的較為優越的網絡系統。

國際電工委員會（IEC）提出現場總線概念。其定義為：現場總線是連接工業現場的儀表與設置在控制室內控制設備的數字化、串行、雙向、多變量、多節點的通信網絡。對現場總線控制系統（FCS，fieldbuscontrolsystem）定義為：由各種現場儀表通過互聯與控制室內人機界面所組成的系統，它是一個全分散、全數字化、全開放和可操作的生產過程自動控制系統。

采用現場總線的自動化系統具有如下特點：

（1）在結構上改變了傳統的輸入／輸出（I／O）模塊，而將其并入現場智能電子儀表（IED），并統稱為節點（node）。

（2）所有信號均為雙向，管理人員在控制室內就可監控現場設備。

（3）全數字化通信，提高了數據傳輸的準確性和可靠性。

（4）現場總線均定義了用戶層協議，可實現互操作性，滿足真正開放性的要求。統一的通信協議和組態方式使不同廠家的產品可互連、互換和互操作。

（5）簡化設計和安裝。因現場總線僅為一條雙絞線，可連接很多現場儀表，使布線設計簡單，并節省大量電纜，簡化了安裝。

（6）各節點應能自診斷，當某節點故障，應能自動停運，而不影響其他節點的運行。

（7）易于實現設備擴充和產品改型。

目前世界上現場總線產品有美國Echelon公司生產的LonWorks網，德國Bosch公司設計的CAN網、西門子公司的Profibus網等。

由于目前變電站中所使用的各種自動化設備和繼電保護裝置并不是采用現場總線網或不是采用為集成變電站自動化IED的某種現場總線網，所以有必要設計一個集成節點，使不同廠家、不同網絡的IED能接到所選的現場總線網上。

由于1999年10月在日本京都召開的第63屆IEC年會上已將LanWorks排除在國際標準之外，因此必須對符合國際標準的現場總線產品予以特別關注。

即使LonWorks并未列入國際標準，但由于國內有生產與其適配的產品的廠商，也有不少用戶使用LonWorks，所以在本文中仍對具LonWorks的特點及有關產品進行介紹。

LonWorks現場總線網是一種使用較為廣泛的全分布智能控制網絡技術，是實現變電站自動化系統網絡層的成熟產品，網絡通信介質不受限制，可以是雙絞線、光纖、電力線、無線、紅外線等，并可在同一網絡中混合使用。

LonWorks網的技術特點是：

（1）基本元件為Neuron神經元芯片。它具備通信和控制功能，并且固化了ISO／CSI全部七層協議，以及34種常見的I／O控制對象。

（2）將以太網CSMA協議改造為PredictiveP－PersistentCSMA協議。此協議保留了以太網偵聽多重訪問的優點，克服了在控制應用上的缺點。節點隨機地分布在最小為16個隨機時間槽的不同延遲水平上。當網絡空閑時所有節點只隨機分布在16個槽上。當估計到負荷增加時，節點將分布在更多的時間槽上，增加的槽的數量由n來決定。n為信道上積壓的工作的估計（由1到63），它表示下一次要發送數據包的節點數。并有選擇地提供優先級機制以提高對重要數據包的響應時間。

（3）Neuron神經元芯片是LonWorks技術的核心，它有3個8位CPU分別完成介質訪問、網絡處理和應用處理。

（4）網絡通信采用面向對象的設計方法稱為“網絡變量”，使網絡通信的設計簡化為參數設置。

（5）通信的每幀有效字節數可從0到228B。

（6）通信速率：1．25Mb／s，雙絞線，有效距離130m；78kb／s，雙絞線，有效距離2700m。

（7）LonWroks網的通信協議稱為LonTalk協議，其互操作性標準為LonMark，網絡服務操作系統為LNS。

（8）LonTalk協議定義了域、子網、節點地址的分層邏輯尋址方式。一個子網最多可包括127個節點，一個域中最多可定義255個子網，這樣在一個域內最多可有32385（255×127）個節點。域是一個或多個信道上節點的邏輯組合。通信只能在配置于同一個域的節點之間進行。多個域可使用相同的信道。域可以防止不同網絡上節點的互相干擾。

（9）LonWorks網可通過網關RTLE－KT－03001與以太網連結。亦可通過網關WBLE－KT－00001與Internet網或中國電力信息數據交換網連結。這兩種網關均由美國CoactiveNetworks公司生產。

美國iIexSystemsInc公司已生產了采用LonWorks現場總線網的變電站自動化系統，其集成節點稱為串口節點（sorialnode）。每個串口節點用同一種規約可連接256×8個遙信量、128×8個遙測量和32×8個遙控量。一個變電站自動化系統可連結64個串口節點。此串口節點具有豐富的通信規約，如中國電力部部頒CDT，DNP3．0，Modbus，SC1801，Har－ris5000／6000，HDLC，QDIP（Quantum電表），PG＆E2179（Cooper4C／CL4C／SA）等，可與不同廠家、不同網絡的IED相連，如SEL公司的繼電保護裝置，美國斯倫貝謝公司的Quantum電量計費表，南自院系統所生產的微機五防裝置等連接。為實現信息共享，只要進行規約轉換，各種IED都能集成到LonWorks網上。而且通過此串口節點集成的各種IED，可互不干擾。能在不停電運行情況下對串口節點進行新IED的連接和規約調試，且不影響變電站自動化系統的運行。

iLex公司同時設計了滿足LonWorks網的遠動節點，如遙測節點（A－32）、遙信節點（I－64）、遙控SBO節點（C－16）、交流采樣節點等以滿足自動監控的需要。為與上級調度中心通信和管理LonWorks網，設計了通信節點（comm）。通信節點可有8個從通信節點、每個從節點可有各自的通信規約與主站通信；可各自對時，滿足不同主站對所需的SOE帶上各自的時標，便于電力系統事故分析；還具有在自動化系統不停電情況下，維修故障節點的能力，使平均無故障時間（MTBF）得以提高。

3變電站自動化系統實施中的問題

（1）變電站自動化名稱問題

1997年國際大電網會議WG34．03工作組在《變電站內數據流的通信要求》報告中［1，2］已不提“變電站綜合自動化”，只提“變電站自動化”，取消了“綜合”這個詞。因為“綜合”的含義不明確，具有二義性。此提法已被（IEC）同美國IEEE協商確定。“變電站自動化”、“變電站自動化系統”已被IECTC57技術委員會正式定義并編入標準名詞術語。

（2）關于繼電保護與遠動在變電站自動化系統中所處的地位

繼電保護的基本任務是，當電力系統發生故障或異常工況時在可能實現的最短時間和最小區域內自動將故障的電力系統元件從系統中切除，或給出信號由值班人員消除異常工況的根源，以避免或減輕設備的損壞和對相鄰地區供電的影響。

電網調度自動化系統是在電網正常運行情況下確保電網安全、優質、經濟地發供電，提高調度運行管理水平的重要手段。遠動裝置（RTU）是為完成電網調度自動化在變電站中裝設的必不可少的自動化裝置。

因此，繼電保護裝置與遠動裝置是完成不同任務的兩種裝置，在電網調度運行管理中各行其責，互不干擾。

90年代我國電網廣泛采用了微機保護裝置，將電力系統元件（發電機、變壓器、母線、線路）的運行參數（模擬量）通過低通濾波器濾去電力系統中出現的高頻分量，只反映工頻量，然后經過交流采樣和A／D轉換，形成離散數字量來完成保護電力系統元件的任務。由于微機保護也可測量電網元件的運行參數，那么對于在變電站中裝設“微機保護＋遠動”裝置來實現變電站自動化是否可行，本文提出如下商榷意見：

1）繼電保護的性能是安全性（不誤動）、可靠性（不拒動）、快速性和靈敏性（反映故障能力）。對繼電器，當輸入量小于動作值時不動作，大于動作值時立即動作，對輸入信號的準確度要求不如遠動高。根據快速富里葉變換的采樣定理，采樣頻率fs必須大于信號中最高頻率fmax的2倍。大多數微機保護只取輸入信號中的工頻參量，采樣間隔都在0．5～2ms范圍，相當于1周（20ms）只采樣40～10點。對A／D轉換準確度，根據國調中心和電力部安生司頒發的調網［1994］109號通知，規定的《WXH－11、WXB－11、SWXB－11型微機保護檢驗規程》中的第11．3條對各電壓、電流通道的線性度要求：“調整電壓分別為60、30、5、1V，電流分別為30、10、1、0．5A，打印9個通道相應電壓和電流有效值。要求1V、1A、0．5A時外部表計值與打印值誤差小于10％，其余小于2％。”《GB／T15145－94微機線路保護裝置通用技術條件》規定：3．7．4測量元件特性的準確度：①刻度誤差：不大于±2％；②溫度誤差：在工作環境溫度范圍內，不大于±3％；③綜合誤差：不大于±5％。這對微機保護在電網發生故障時不拒動、并保證一定靈敏度是足夠了。

但對電網調度自動化系統來講則達不到要求。國家標準《遠動終端通用技術條件》GB／T13729－29中規定，模擬量遙測A／D準確度必須小于或等于0．5％；《電網調度自動化系統運行規程》DL516－93規定，“遙測的總準確度應不低于1．5級，即從變送器入口至調度顯示終端的總誤差以引用誤差表示的值不大于＋1．5％，不小于－1．5％”。對交流直接采樣的遠動裝置來講［3］，要求一周至少采樣96點，以保證波形信號分析才能正確，使隨后計算的電工參量準確度滿足要求。并希望能支持0．2級能量表計。

2）遠動裝置是運行在電力系統正常方式下，繼電保護裝置是運行在電力系統故障環境下，故障時的短路電流將比正常時大出幾十倍，兩者對CT變比的要求是不同的。

3）交流采樣的遠動裝置由于精度比繼電保護要求高，維護、檢測所需的儀器設備和人員素質還都比直流采樣遠動裝置所要求的高，交流采樣檢測人員必須具有國家檢測部門頒發的檢測證才有資格檢測。這些要求對我國大多數變電站，甚至電業局都不一定能滿足。若用“微機保護＋遠動”裝置來實現“綜合自動化”。變電站現場人員難以檢測和維護裝置的遠動部分，要達到國家及行業標準對遠動所需的準確度就很困難。

4）繼電保護和遠動屬兩個不同的專業。當電力系統發生故障或繼保遠動裝置發生故障時，現場人員必須各負其責管好自己管轄范圍內的設備。若用“微機保護＋遠動”裝置，出了問題將會出現職責不清，甚至無人負責現象。對電網調度是極為不利的。（3）關于事件順序記錄（SOE）分辨率的要求。

《國家標準GB／T13729－92遠動終端通用技術條件》中規定：“事故順序記錄站內分辨率≤10ms”。

《網、省電網調度自動化系統實用化驗收細則（試行）》中規定：“事件順序記錄（SOE）為可選項，站間分辨率應小于等于10ms”。

《地區電網調度自動化系統實用化驗收細則》中規定：“SOE為可選功能，不影響實用化驗收，SOE站間分辨率應小于等于20ms”。

《電力行業標準DL5003－91電力系統調度自動化設計技術規程》中規定：“事件順序記錄系統分辨率應小于20ms”。

《行業標準DL5002－91地區電網調度自動化設計技術規程》中規定：“事件順序記錄站間分辨率不大于20ms”。

《行業標準DL／T635－1997縣級電網調度自動化功能規范》中規定：“RTU事件順序記錄站內分辨率小于等于10ms為選配項”。調度自動化系統基本指標：SOE站間分辨率小于等于20ms。

本文認為，上述規定的要求是合理的。但近年來，我國出現了對SOE的要求愈來愈高的趨向，甚至在變電站自動化系統或遠動裝置的招標文件中要求RTU的SOE站內分辨率應小于等于1ms。這種過分的要求不僅提高了遠動裝置的造價，而且對電力系統事故分析可能出現不利的影響和錯誤的結果。現分析如下：

當電力系統發生故障時從繼電保護動作開始，直到斷路器完全滅弧才算故障元件真正切除。此過程包括3個階段：繼電保護動作時間＋斷路器開關分閘時間＋燃弧時間。而遠動裝置中SOE部件所采集到的斷路器動作時間，是斷路器主觸頭分閘瞬間聯動的輔助接點拉開時間，而燃弧時間是難以控制和測量的。請登陸:輸配電設備網瀏覽更多信息

我國60～70年代建造的變電站中多采用少油式斷路器。空氣斷路器由于結構復雜且檢修期較短如今已很少采用，代之而來的是六氟化硫（SF6）斷路器，此種斷路器因滅弧時間較短，對主觸頭的燒損較小，斷路容量大而被廣泛使用。近年來真空斷路器又得到快速發展。目前我國新建的變電站中主要采用少油式、SF6和真空斷路器，由于少油式斷路器價格便宜，用得較多。

這幾種斷路器的滅弧機制和燃弧時間均不相同。燃弧時間包括前開項時間和后開項時間之和，而且燃弧時間不固定，隨著斷路器使用年限的增加和開斷次數的增多，燃弧時間也會增長。一般說來，不同斷路器的滅弧時間如下：

·真空斷路器7～15ms

·SF6斷路器17～25ms

·少油斷路器30～40ms

在一個變電站中可能只裝一種斷路器，也可能裝有不同種類的斷路器。

由于斷路器的滅弧時間不同，SOE站內分辨率要求過高，如小于或等于1ms，那末將使電力系統的事故分析發生錯誤。

例1某變電站中裝有使用不同年限、開斷次數不同的真空斷路器。當電力系統發生故障時若使用年限長或開閉動作多的真空斷路器B1先動作，SOE首先記錄B1輔助接點動作時間，分辨率為1ms。其燃弧時間為15ms。

斷路器B2滯后B13ms動作，其燃弧時間為7ms。結果，真正斷開電路（滅弧）的時間B2反比B1快5ms，即15ms－（3ms＋7ms）＝5ms。

SOE記錄B1在B2前3ms動作，但實際上B2反比B1快5ms斷開電路。

例2某變電站安裝有不同類型的斷路器如SF6斷路器及少油式斷路器，當電力系統發生故障時若某少油式斷路器B1主觸頭先動作，SOE立即按1ms分辨率記下此時間，其燃弧時間為35ms。5ms后某SF6斷路器B2主觸頭動作，SOE記錄下比B2開斷時間落后B15ms，但B2燃弧時間僅為17ms，結果真正斷開電路（滅弧）的時間反而是B2比B1快13ms，即35ms－（5ms＋17ms）＝13ms。

由此可見，SOE分辨率過高（≤1ms）將造成電力系統事故分析的錯誤。所以建議有關單位在選擇RTU的SOE分辨率時不應要求過高，應按國家標準和行業標準選擇。

對配網自動化系統來說，110kV以下電力系統我國均為小電流接地系統。當單相接地短路時由于短路電流小，切除故障相前一般還可運行2h，即使采用FTU和當地SCADA系統將故障段隔離／非故障段恢復供電，時間最快也近1min。所以SOE功能在FTU中完全不必要，只需一般的遙信功能即可滿足要求，這就可降低FTU的造價。

（4）變電站自動化系統的抗干擾措施

為了保證變電站自動化系統在變電站中能可靠和穩定地運行，遠動裝置不僅需通過電力部電力設備及儀表質檢中心的質檢，而且變電站內還應該重視和加強抗干擾措施。本文對變電站內抗干擾問題進行分析和討論如下。

1）電源

自動、遠動系統一般因外部干擾引起的故障中大部分由電源干擾引起，其中尖峰和減幅振蕩是主要干擾成分；其次是正負偏差和短路斷電。因此，提高供電電源系統質量是非常重要的。

在自動、遠動裝置中電源和裝置本身抗干擾的要求及措施可參閱文獻［4］。本文僅討論變電站本身應考慮的措施。

①要注意電源的合理屏蔽與接地。

②在電源線之間及電源線對地之間應分別裝設浪涌吸收器，以防電源對地的浪涌電壓可能造成對設備絕緣的擊穿。

③為防止電網出現低壓或突然停電現象，應在的波動。

④采用反激變換器的開關穩壓電源，利用變換器的儲能作用，把輸入干擾信號抑制掉。

⑤電源配線方面

·電源引線應盡量短、粗，避免公共線，以降低共阻抗耦合；

·盡量采用扭絞線，抑制電磁干擾；

·各種饋線應分開布線，如交流線、直流線、邏輯信號線和模擬信號線、非穩壓的直流線、燈泡、繼電器等感性負載的驅動線等均應分開。

2）傳輸信道的干擾

此種干擾主要表現為，雜散電磁場通過感應和輻射進入信道，包括多路信號線之間的串擾；由于漏電流與地阻抗耦合等因素產生的干擾迭加在信號線上。為防止此類干擾有如下措施：請登陸:輸配電設備網瀏覽更多信息

①對距離較長的信號線應采用屏蔽雙絞線或光纖。屏蔽層必須在受干擾端一端接地。

②信號線走線要盡量遠離其他電氣走線。電力電纜應單獨走線。信號線盡可能靠近地線或用地線包圍。

③RTU與通道的通信設備共用一組接地裝置，單點與控制室地網相連。

④直接采用導引電纜通道時（沒有其他通信設備作為載體），要在通道接入Modem板前安裝隔離和防過電壓裝置。

⑤遠動設備外殼必須直接接地，所采用方式是將遠動設備與繼電保護設備屏之間用專用接地銅排連通，并與變電站控制樓地面相連，整個系統接地電阻應小于0．5Ω。

⑥不同信號類型和不同電氣間隔不能共用一條電纜，電纜芯對地靜態感應電壓應小于0．5V。

⑦傳輸信道長度在1km以內，應加傳輸模塊抗干擾。