變電站自動化和無人值班是當今電網調度自動化領域的熱門課題，其發展勢頭正方興未艾。國外有一種觀點認為，人容易受環境、情緒、性格、疾病等諸多因素影響，因此本身就是一個不可靠因素。確實有不少事故是由人為誤操作引起的，從這個角度看，無人值班確實可以提高運行可靠性。例如鄭州地調早在1959年就開始采用遙控技術，30多年來從未發生誤操作；又如深圳供電局實現變電站無人值班后，誤操作事故率降低了60％。
　　
　　變電站自動化是在計算機技術和網絡通信技術的基礎上發展起來的。國外在八十年代已有分散式變電站自動化系統問世，以西門子（SIEMENS）公司為例，該公司第1套全分散式變電站自動化系統LSA678早在1985年就在德國漢諾威投入運行，至1993年初已有300多套系統在德國及歐洲的各種電壓等級的變電站運行。我國的變電站自動化工作起步較晚，大約從九十年代開始，初始階段主要研制和生產集中式的變電站自動化系統，例DISA－1型[1]，BJ－1型[2]，iES－60型，XWJK－1000A型，FD－97等。九十年代中期開始研制分散式變電站自動化系統，如DISA－2型，DISA－3型[3，4]，BJ－F3，CSC－2000型[5]，DCAP3200型，FDK型等，與*水平相比，大約有十年的差距。許多高校、科研單位、制造廠家以及規劃設計、基建和運行部門在學習和借鑒*技術的同時，正結合我國的實際情況共同努力繼續開發更加符合我國國情的變電站自動化系統[3，4，6～12]。可以預計，今后其發展和推廣的速度會越來越快，與國外的差距會逐步縮小。
　　
　　為了加快我國變電站自動化技術發展步代，創造更大的效益，有必要論述和探討變電站自動化的設計原則、工作模式和發展策略，以期達成共識。
　　
　　一、設計原則
　　
　　a.變電站自動化系統作為電網調度自動化的一個子系統，應服從電網調度自動化的總體設計，其配置、功能包括設備的布置應滿足電網安全、、經濟運行以及信息分層傳輸、資源共享的原則。
　　
　　b.分散式系統的功能配置宜采用下放的原則，凡可以在間隔層就完成的功能如保護、備用電源自投、電壓控制等，無須通過網絡和上位機去完成。220kV樞紐站及220kV電壓等級以上的變電站，其網絡層和站級層宜采用雙重化、冗余配置，以提高系統可靠性。
　　
　　c.按我國的實際情況，目前變電站還不大可能*無人值守，即使是無人值守，也有一個現場維護、調試和應急處理的問題，因此設計時應考慮遠方與就地控制操作并存的模式。同樣，保護單元亦應具有遠方、就地投切和在線修改整定值的功能，以遠方為主，就地為鋪，并應從設計、制造上保證同一時間只允許其中一種控制方式有效。
　　
　　d.站內自動化及無人值班站的接入系統設計應從技術上保證站內自動化系統的硬件接口滿足標準。系統的支撐軟件符合ISO開放系統規定，系統的各類數據、通信規約及網絡協議的定義、格式、編程、地址等與相應的電網調度自動化系統保持一致，以適應電力工業信息化的發展要求。
　　
　　e.要積極而慎重地推行保護、測量、控制一體化設計，確保保護功能的相對獨立性和動作可靠性。分布式系統的SOE分辨率通過保護單元來實現。保護、測量、控制原則上可合用電壓互感器（TV），對電量計費、功率總加等有精度要求的量可接量測電流互感器（TA），供監測用的量可合用保護TA。
　　
　　f.變電站自動化系統設計中應優先采用交流采樣技術，減輕TA，TV的負載，提高測量精度。同時可取消光字牌屏和中央信號屏，簡化控制屏，由計算機承擔信號監視功能，使任一信息做到一次采集、多次使用，提高信息的實時性、可靠性，節約占地空間，減少屏柜，二次電纜和設計、安裝、維護工作量。
　　
　　g.目前無論國內還是國外的分散式變電站自動化系統各部件之間的大部分采用串行口通信方式（RS232C,RS422,RS485總線等），其通信速率和資源共享程度均受到限制，故建議采用局域網（LAN）通信方式，尤其是平等（peertopeer）網絡，如總線型網（介質共享型），即網上每個節點都可與網上其他節點直接通信，例CSC－2000型采用的LonWorks網，DISA－2，DISA－3型采用的CANnet（controlareanetwork）網等[3-5]。
　　
　　h.變電站內存在強大的電磁場干擾。從抗電磁干擾角度考慮，在選擇通信介質時可優先采用光纖通信方式，這一點對分散式變電站自動化系統尤為適用。例LSA678，DISA－2，DISA－3型等均采用了光纖通信方式。但鑒于光纖安裝、維護復雜及費用相對較高，因此配電站宜以電纜為通信介質。
　　
　　二、工作模式
　　
　　2.1變電站分類
　　
　　變電站按電壓等級可分為特高壓、超高壓、高壓及中低壓四種類型。特高壓變電站：1000kV，750kV；超高壓變電站：550kV，330kV；高壓變電站：220kV，110kV，35kV；中低壓變電站（又稱配電站）：10kV及以下電壓等級。
　　
　　變電站按在電網中的地位可分為樞紐站、終端站和中轉站三種類型。樞紐站：在電網中無論是網架結構還是負荷水平都處于舉足輕重的位置；終端站：只有高壓進線，位于電網的線路末端；中轉站：有2路高壓進線，位于線路中間。
　　
　　變電站按控制方式可分為集控站（又稱基地站）和受控站（又稱子站）。前者受調度中心控制，并對其周圍子站負有調度操作任務；后者與終端站類似，但有可能處于環形電網之中，受集控站控制。
　　
　　變電站控運行模式劃分為有人值班：這是目前zui常見的運行模式；無人值班：沒有固定的運行值班人員，僅保留個別守衛人員，負責站內的安全保衛工作及事故異常情況的緊急處理；無人值守：真正意義上的無人站，在一些發達的西方國家，如美國、加拿大等較常見。
　　
　　2.2變電站自動化系統模式
　　
　　2.2.1傳統模式
　　
　　這種模式就是目前國內應用zui普遍的遠方終端裝置（RTU）加上當地監控（監視）系統（又稱當地功能），再配上變送器、遙信轉接、遙控執行、UPS等屏柜（見圖1）。當采用交流采樣RTU時，可省去變送器屏柜。站內保護裝置的信息可通過遙信輸入回路（即硬件方法）進入RTU，亦可通過串行口按約定的規約通信（即軟件方法）進入RTU。此模式適合于35kV～500kV的各種電壓等級不同規模的變電站。根據用戶不同層次的要求，其當地功能的配置可為1臺PC機，也可是一個完整的雙前置、雙主機、雙工作站的監控系統。如華東電網某主力電廠即采用RD－800系統和GR－90型RTU實現了220kV升壓站的網控系統自動化。該模式保留了RTU的功能和二次回路設計。
　　
　　2.2.2老站改造模式
　　
　　采用RS－485星形結構，構成分布式的RTU。其特點是不增加屏柜位置，無需改動原有二次回路，適用于老站改造。這類產品有GR－90，TG5－700和MWY－C3A等分布式RTU等（見圖2）。
　　
　　2.2.3集中配屏模式
　　
　　這種模式在目前國內新建變電站中應用zui多，并已取得了較成熟的運行經驗。大部分廠家的產品均屬此類，其中應用較多的有DISA－3型、BJ－1型、iES、XWJK－1000A等。該模式與傳統模式相比，zui大的區別在于將RTU的遙控、信號、測量、電能計費、通信等功能分別組屏，而由1個或2個總控單元通過串行通信口（RS232，RS422，RS485）與各功能單元（屏柜）以及微機保護、故障錄波、上位機等通信（見圖3）。其特點是將控制、保護兩大功能作為一個整體來考慮，二次回路設計大簡化。
　　
　　2.2.4全分散式
　　
　　該模式主要特點是以一次主設備如開關、變壓器、母線等為安裝單位，將控制、I/O、閉鎖、保護等單元分散，就地安裝在一次主設備（屏柜）上。站控單元（在主控室內）通過串行口（光纖通信）與各一次設備屏柜（在現場）相連，并與上位機和遠方調度中心通信。具體實施又分為兩種模式：保護相對獨立，控制和測量合一，如SIEMENS等公司的產品；保護、控制和測量合一，如ABB，GE，MERLINGERIN等公司的產品。
　　
　　SIEMENS的LSA678系統是采用保護相對獨立模式的典型，在*已有數百套的運行經驗，近幾年來在國內亦已有不少應用實例（例如蘇州新加坡工業園區、廣西柳州供電局等）。國內廠家近年來亦先后推出全分散式系統，如DISA－2，BJ－F3，CSC－2000，DCAP3200等（見圖4），此模式較適合于要求節省占地面積和二次電纜的場合，例如城市（市區）變電站。
　　
　　2.2.5局部分散式
　　
　　此模式綜合了集中式與分散式的特點，采用了分散式的系統結構，而控制和保護仍集中配屏。通常將集中配屏安裝在分散的設備小間內。設備小間在一次設備附近，根據變電站的電壓等級和規模可設數個小間，就近管理，節省電纜。此模式可用于各種電壓等級的變電站，尤其適用于500kV及大型220kV站。此類產品有DISA－3，FDK，iES－70等（見圖5）。
　　
　　三、發展策略
　　
　　在變電站自動化系統的具體實施過程中，由于受現有專業分工和管理體制的影響而有不同的實施方法：一種主張站內監控以遠動（RTU）為數據采集和控制的基礎，相應的設備也是以電網調度自動化為基礎，保護相對獨立；另一種則主張站內監控以保護（微機保護）為數據采集和控制的基礎，將保護與控制、測量結合在一起，國內已有這一類產品，如CSC－2000等。后者正在成為一種發展趨勢和共識，因此設計、制造、運行、理部門要打破專業界限，逐步實現一體化。這一點110kV及以下的變電站尤為必要。
　　
　　誠然，從我國目前的運行體制、人員配備、專業分工來看，前者無疑占有較大優勢。因為無論從規劃設計、科研制造、安裝調試、運行維護等各方面，控制與保護都是相互獨立的兩個不同專業，因此前者更符合我國國情。而后者因難以提供較清楚的事故分析和處理的界面而一時還不易被運行部門接受。但從發展趨勢、技術合理性及減少設備重復配置、簡化維護工作量等方面考慮，后者又有其*性。
　　
　　從信息流的角度看，保護（包括故障錄波等）和控制、測量的信息源都是來自現場TA，TV二次測輸出，只是要求不同而已。保護主要采集一次設備的故障異常狀態信息，要求TA，TV測量范圍較寬，通常按10倍額定值考慮，但測量精度要求較低，誤差在3％以上。而控制和測量主要采集運行狀態信息，要求TA，TV測量范圍較窄，通常在測量額定值附近波動，對測量精度一定的要求，測量誤差要求在1％以內。
　　
　　總控（CPU）單元直接接受來自上位機（當地）或遠方的控制輸出命令，經必要的校核后可直接動作至保護回路，省去了遙控輸出、遙控執行等環節，簡化了設備，提高了可靠性。
　　
　　從無人值班角度看，不僅要求簡化一次主接線和主設備，同時也要求簡化二次回路和設備，因此保護和控制，測量的一體化有利于簡化設備和減少日常維護工作量，對110kV及以下，尤其是10kV配電站，除了電量計費、功率總加等有測量精度要求而須接量測TA，TV外，其他量測僅作監視運行工況之用，*可與保護TA，TV合用。此外，在局域網（LAN）上各種信息可以共享，控制、測量等均不必配置各自的數據采集硬件。
　　
　　變電站自動化系統和無人值班運行模式的實施，在很大程度上取決于設備的可靠性。這里指的設備不僅是自動化設備，更重要的是電氣主設備。根據變電站自動化系統的特點，建議主管部門制定出有關設備制造、接口的規范標準。自動化設備制造廠商應與電氣主設備制造廠商加強合作，提供技術合一的產品，以方便設計、運行部門選型。
　　
　　對數量較多的10kV配電站，由于接線簡單，對保護相對要求較低，為簡化設備節省投資，建議由RTU來完成線路保護及雙母線切換（備自投）等保護功能。為此需在RTU軟件中增加保護運行判斷功能，如備用電源自投功能，可通過對相應母線段失壓和相關開關狀態信號的邏輯判斷來實現。
　　
　　今后變電站自動化的運行模式將從無人值班，有人值守逐步向無人值守過渡。因此遙視警戒技術（防火、防盜、防漬、防水汽泄漏及遠方監視等）將應運而生，并得到迅速發展。
　　
　　隨著計算機和網絡通信技術的發展，站內RTU/LTU或保護監控單元將直接上網，通過網絡與后臺（上位機）及工作站通信。取消傳統的前置處理機環節，從而*消除通信“瓶頸”現象。
　　
　　四、結論
　　
　　a.對超高壓變電站以及220kV，110kV柜紐站或集控站來說，宜采用有人值班的自動化模式，仍宜以電網調度自動化為基礎，保護相對獨立。而對110kV配電站宜采用無人值班模式，在規劃設計時可考慮以內自動化為基礎，即保護與控制、測量一體化的方案，當地功能可簡化以至取消，代之以面板上的人機對話窗口功能。
　　
　　b.全分散式變電站自動化系統是一個新課題，需要規劃設計、一次設備、二次設備和自動化設備的制造廠家以及基建、安裝、運行部門密切配合，統籌安排。由于國產一次設備的制造工藝、材料、結構以及保護、控制、測量單元下放后的防震、防干擾、使用環境等均存在問題，應予以充分重視，并積極穩妥地開展推廣工作。
　　
　　c.設計制造上應確保具備一次設備的防誤操作措施、保護的當地和遠方投切（軟壓板）、修改整定值、復歸自動裝置以及當地和遠方控制操作一次設備的能力，并保護遠方與當地控制，在同一時間只允許其中一種模式有效。
　　
　　d.對全分散式的變電站自動化系統，宜選用LAN方式，特別是平等網絡，如總線型（介質共享）網，網上每一個節點都能與任一其他節點直接通信，從而從根本上消除了主從方式中的瓶頸現象。配以多主式CANnet網或LonWorks網及強糾錯、高抗噪聲、載波監聽多路訪問/沖撞的CSMA/CD方式，可給重要信息加權，保證重要信息的實時性，提高通信效率。
　　
　　e.隨著變電站自動化技術的發展和無人值班站運行模式的進一步推廣，保護和自動化的專業性也在相互滲透，結合也逐步密切，原有的專業分工將會打破，從而引起科研、設計、制造、安裝和運行部門的專業設置、人員配備上的重新調整組合，以適應保護、控制、測量一體化的變電站自動化模式。
　　
　　f.建議對大中專院校現有專業設置做相應調整，以利于培養既熟悉繼電保護又掌握電網調度自動化技術的專業人才。在科研設計、制造和安裝運行管理部門亦應避免專業分工過細、缺乏統籌考慮的局限性。
　　
　　（作者單位：國家電力公司電力自動化研究院）