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(4)站内自动化及无人值班站的接入系统设计应从技术上保证站内自动化系统的硬件接口满足国际标准。系统的支撑软件符合ISO开放系统规定,系统的各类数据、通信规约及网络协议的定义、格式、编程、地址等与相应的电网调度自动化系统保持一致,以适应电力工业信息化的发展要求。
(5)要积极而慎重地推行保护、测量、控制一体化设计,确保保护功能的相对独立性和动作可靠性。分布式系统的SOE分辨率通过保护单元来实现。保护、测量、控制原则上可合用电压互感器(TV),对电量计费、功率总加等有精度要求的量可接量测电流互感器(TA),供监测用的量可合用保护TA。
(6)变电站自动化系统设计中应优先采用交流采样技术,减轻TA,TV的负载,提高测量精度。同时可取消光字牌屏和中央信号屏,简化控制屏,由计算机承担信号监视功能,使任一信息做到一次采集、多次使用,提高信息的实时性、可靠性,节约占地空间,减少屏柜,二次电缆和设计、安装、维护工作量。
(7)目前无论国内还是国外的分散式变电站自动化系统各部件之间的联系大部分采用串行口通信方式(RS232C,RS422,RS485总线等),其通信速率和资源共享程度均受到限制,故建议采用局域网(LAN)通信方式,尤其是平等(peer to peer)网络,如总线型网(介质共享型),即网上每个节点都可与网上其他节点直接通信,例CSC-2000型采用的Lon Works网,DISA-2,DISA-3型采用的CANnet(control area network)网等。
(8)变电站内存在强大的电磁场干扰。从抗电磁干扰角度考虑,在选择通信介质时可优先采用光纤通信方式,这一点对分散式变电站自动化系统尤为适用。例LSA678,DISA-2,DISA-3型等均采用了光纤通信方式。但鉴于光纤安装、维护复杂及费用相对较高,因此配电站宜以电缆为通信介质。
3、变电站自动化的发展方向
(1)馈线自动化。变电站自动化的发展,使供电可靠性有了很大的提高,但是要进一步缩短故障停电时间,很大一部分取决于馈线自动化的发展。馈线自动化必须在馈电线路上装设电动开关,配置馈线终端设备FTU,对一些分支线路,还应装设故障指示器,并利用通信系统,向系统提供馈线运行数据和状态,执行系统下达的馈线开关遥控操作命令非线性负载。电动机直接起动,不平衡负载,焊接设备以及家用电器设备增多,降低了电压质量。电压质量对现代电子设备及计算机系统影响极大。为此,提出系统应对电压进行连续测量和质量分析,噪声越限告警,同时要根据实际需要选择不同的无功补偿方式。
(2)集成化、智能化和综合化。变电站自动化系统作为一个庞大、复杂的、综合性很高的系统性工程,包含众多的设备和子系统,个功能、子系统之间存在着不同程度的关联,其本身及其所用技术又处于不断发展之中,对任一家制造商而言,根本不可能包揽一切。在馈线自动化方面显着降低了建设、运行和维护的综合成本,为提高供电可靠性,创造了有力的条件。故障定位和自动恢复送电可以明显地缩短停电时间。有效的解决这一问题,必须以数字式继电保护、馈线自动化和DMS系统为基础。对于故障定位,国外有人提出使用三种技术综合处理:故障距离计算法、线路故障指示器法以及不同线路区间故障概率统计法,这些信息结合在一起进行模糊逻辑处理。
4、结语
随着科学技术的不断发展,计算机已渗透到了世界每个角落。电力系统也不可避免地进入了微机控制时代,变电站自动化系统取代传统的变电站二次系统,已成为当前电力系统发展的趋势。
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