35kV变电站的综合自动化改造
发布日期：2016-08-01 来源：《上海设备管理》
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变电站的综合自动化装置属于电网的三次设备，主要用于采集各线路的电流、电压、功率等实时数据，监控电网各开关的实时状态，将这些数据通过通信设备、光缆传给电网调控中心，并通过自动化主站系统（上海长兴供电公司为DF8002型系统）前置机处理直接显示在调度台的显示器和模拟屏上。调度员可以随时看到这些运行参数和全系统运行方式、潮流图等，还可以立刻“看到”开关等设备的事故跳闸情况。通过综合自动化系统，调度可以有效地对管辖内电网的运行状态进行实时的监控或直接对某些开关进行投入和切除的操作。自动化系统的采用，使电力系统可以实现最基本的 “三遥”（即遥测、遥信、遥控）及遥调的功能。
本文主要叙述了上海长兴地区对变电站综合自动化系统的改造工程，实现对电网全面、实时、可控的监控，做到对电网的运行情况“了如指掌”。
一、变电站综合自动化系统改造前概况
改造前，变电站监控模式由原来的保护柜、控制柜、中央信号柜和RTU（远方数据终端）远动装置组成。变电站无调度数据网，调度平台依靠RTU实现“三遥”功能，所有数据都以调度平台为准，现场没有任何数据存储，综合自动化系统发信的数据准确性与实际的电网数据存在很大偏差，并且在变电站现场无法翻看之前的开关动作情况或发信数据。2013 年，国网上海长兴供电公司（下称长兴供电公司）新建了调度大楼，面临整个调度系统的搬迁、转移工作，在调度系统数据搬迁前，对整个三次系统进行了调试，同时要将变电站综合自动化系统的数据实时、准确无误地和新调度系统连接，可谓给变电站综合自动化系统改造带来了又一新的难题。
二、变电站综合自动化改造工程范围和规模
变电站综合自动化改造工程涉及长兴电网的各个变电站，按照规划逐步覆盖整个长兴电网，已有三个变电站改建为综合自动化变电站，两个在建。以新民变电站为例，本次变电站综合自动化改造工程更换变电站站内35kV分段充电保护一套、1号电容器保护一套、10kV馈线保护七套、35kV母差一套和全站自动化系统一套，并且在站内增加调度数据网设备一套。本次改造完成后，变电站内能满足三级控制： 调度中心远方控制、站内SCADA（数据采集与监视控制系统）控制、后备手动控制。控制优先级可以选择。
改建后35kV断路器的就地控制设备安装在控制室的保护测控屏上，10kV断路器的就地控制设备安装在各自的开关柜上，信号引至综合自动化系统。后台主机与站控单元安装于控制室内。测控、保护单元可按仓位划分，分散布置于各个保护测控屏和开关柜内。自动化装置内配置UPS（不间断供电系统）和全站时间同步系统。
三、变电站自动化系统功能和配置原则
自动化系统采用分层分布式结构，由后台主机、站控单元、测控单元和保护单元组成。自动化系统后台主机负责站控级的操作与监视、数据存储、参数的设置及修改、过程数据及事件记录、自我监视和检测，开关闭锁逻辑，输出运行报表，并提供用户开发应用软件的平台。站控单元对测控单元传送的各个数据进行预处理，一般还包含通信单元，这是站内及站外通信信息交换的枢纽，负责与各I/O 单元的通信，协调对调度端的通信，进行时间同步等。由于测控单元和站控单元均具有很强的数据处理功能，而且操作和控制功能主要由调度端实施，故后台主机拟采用单机运行方式，具体参数应满足内存≥256 MB，时钟频率≥2.8 GHz，硬盘容量≥80GB，并配容量为2GB的光盘。
四、调度数据网及二次系统安全防护
上海电网调度数据网由两级自治域组成，即由市调、备调、地调节点组成第一、二平面骨干网—由地调及所辖厂站组成地调接入网；由市调、备调、中心站和220kV及以上变电站组成市调接入网。
上海电网调度数据网通信电路组织的基本原则如下：（1）市调、备调、地调及中心站骨干节点之间采用155M SDH（同步数字体系）光电路互连；（2）各厂站与市调、备调、地调和中心站各骨干节点之间原则上采用N×2M电路互连，有条件的可采用155M链路互连。
根据《电网与电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（即《安全防护规定》30号令）的有关精神，即根据国家电力安全分区的要求，一、二区数据（包括调度实时数据、自动化及继保生产数据等）必须与三、四区的数据（包括办公MIS信息、E-mail信息等）隔离分开，一、二区数据由调度数据专网承载，35kV新民变电站目前未配置调度数据网及二次系统安防设备，本期改造工程站内需开列调度数据专网接入路由器设备一套，二层交换机两台，纵向加密装置一套。
五、调度通信系统
目前，上海电网通信传输网络由光纤网络、微波网络和无线网络组成，其中主干传输网的主要通信方式为光纤通信和数字微波，其中又以光纤通信为主。
“十一五”期间，通过上海电力光传输网络扩容工程、新调度大楼接入系统通信工程等项目，建成了上海电网MSTP网络。整个网络分为三级网和四级网，三级网采用骨干层和汇聚层分层结构，覆盖各级调度、500kV变电站、220kV变电站。骨干层选用STM-64的SDH设备，以MSTP作为大容量骨干平台，承载传输速率为10Gbit/s的信号，由8个站点构成。汇聚层选用STM-16的SDH设备，以MSTP作为汇聚层的平台，承载传输速率为2.5 Gbit/s的信号，由45个站点构成，为上海电网提供TDM和IP业务，是电力公司信息网的核心层。四级网采用区域骨干层和区域接入层，覆盖各地调及地调所辖110kV、35kV变电站。区域骨干层选用STM-16的SDH设备，接入层全部选用STM-1的SDH设备，传输速率为155 Mb/s，并且在“十二五”通信规划中，区域接入层将逐步改造成STM-16的SDH设备。
六、综合自动化系统的应用效果
1、实现多功能
新的变电站综合自动化系统的主系统为DF8003系统，该系统除了具有基本的SCADA实时监控功能，兼有DTS（调度员仿真培训）、PAS（高级应用软件）、NA（网络分析）等。DTS系统能利用SCADA系统中采集到的实时数据，通过教员机进行设置来模拟事故场景，达到更真实、更有效的事故演练目的。PAS中则包括了诸如网络拓扑、状态估计、负荷预测、调度员潮流、短路电流计算、电网预警分析等实用且功能强大的软件，这些高级应用在很大程度上能解决调度员手工计算时碰到的人手不够、数据不准确等问题，这些操作均能让计算机“代劳”，提高工作效率。
2、设备少，节省占地面积
变电站监控模式由原来的保护柜、控制柜、中央信号柜和RTU远动装置改造为综合自动化变电站，改造后多重功能可通过一个综合自动化屏来实现，减少了变电站的占地空间。
3、数据实时同步传输
改造后，变电站内所有信息都通过自动化系统送至调度，现场后台主机负责站控级操作与监视、数据存储、参数的设置修改、过程数据及事件记录、自我监视及检测，开关闭锁逻辑，输出运行报表。调度平台以往时常出现的遥控开关变位延时、显示的遥测数据和现场数据有偏差、数据不齐全等问题都已解决。
4、变电站数据更精确
控制屏的电压电流数据由原先的指针式估读改成了数字式精确读数，并且能够详细记录保护动作顺序，使变电站内能够更准确体现电网的一举一动。
5、调度数据更全面
35kV变电站综合自动化系统使调度新增了三方面数据：消防信号、安防系统、AVC（自动电压控制），使调度可以监控到更为详细的电网数据。
6、系统调试过程中挂标牌识别
35kV变电站综合自动化系统的主站系统为DF8003系统，其所有设备均为双网同时运行，有两个系统互为冗余，避免当其中任何一路发生意外时整个系统崩溃。设备与设备之间需要网线进行连接交互，由于设备较多，仅网线就需150多根。在综合自动化系统投运前，由于需要和新建的调度系统进行衔接，为了规范机房设备维护管理，明确每一根网线的走向、每一根电源线的标示，调试安装过程中用一天时间完成了挂牌标签的打印制作。这样，在新系统投运后带来的问题能够很快根据标签来识别。
七、结语
1、35kV变电站综合自动化改造工程是老旧变电站改造工程，通过变电站综合自动化改造，能够做到变电站数据和调度室数据的实时与统一，使遥控更为准确，并且能够在变电站综合自动化系统中存储每一个信号数据，为了今后电网发生故障时，能够调用实时发信数据和曾经动作信号进行分析，为事故信号判断带来便利。
2、35kV变电站综合自动化改造后，较原先的RTU系统减少了控制屏等设备，对于电网的监控更为可靠，做到了测控合一。
3、综合自动化系统能够实现多种功能，使电网的运行分析更为智能化，减少人工成本和分析数据不够准确的风险。
4、上一代自动化主站系统使长兴各变电站的无人值班成为现实，并实现了“三遥”的远动传输。随着计算机技术和自动化技术的飞速发展，每一次自动化系统的换代意味着技术的革新，让电网变得更经济、更安全、更智能。
作者：包雯莉 上海交通大学、上海市电力公司长兴供电公司
陈海涛 上海市电力公司长兴供电公司
朱张涛 上海市电力公司长兴供电公司
