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北极星电力网技术频道 作者:佚名 2007/12/26 21:53:21
广州电网自动化发展十年规划及其实施情况傅纲林(广东省广电集团有限公司广州供电分公司，广东广州510600)摘要：介绍了1995年制定的广州电网自动化发展十年规划，即调度自动化和变电站自动化及其通信规划。包括了SCADA，DAS，DTS与MIS的接入，RTU模式的变电站无人值班，变电站综合自动化及现代管理机制的集控模式，以及与自动化相关的通信要求。并介绍了规划的实施情况、存在的不足及所需的改进。
关键词：电力网；自动化；十年规划；无人值班；通信电网自动化是集电力系统，电子技术，计算机及通信技术于一体的新兴技术。在电网自动化刚开始起步的时候，其主要目的是为电网调度人员实时地掌握其所辖电网的运行工况，以便调度运行人员或自动化设备本身(如AGC，VQC等)能正确地做出调度决策，同时也为电网短、中期的电网生产和发展计划提供数据(如电网发展规划，负荷预报等)。随着技术的发展，电网自动化担负减人或无人值班变电站的监控作用，建立变电站集控模式。这样，电网自动化不仅从技术上变革了电力企业，而且从管理上对电力企业提出了变革的要求。由此，引起了电力企业管理制度的变革，从而建立了现代电力企业的管理基制。
广州电网自动化起步于20世纪80年代初期，当时只在少数变电站安装RTU，采集的信息量很少且不够准确，设备的故障率高。到了20世纪90年代初，虽然随着技术进步，一些情况有所好转，电网自动化建设加快，电网自动化的发展却无序进行。为此，迫切需要电网自动化发展的指导性的纲领文件。在这一情况下，我们于1995年上半年制订了广州电网自动化十年发展规划(1995～2005)［1,2］。根据这一规划，经过6年的建设，广州电网自动化得到了很大的发展。本文简单介绍该规划及电网自动化建设情况。1电网自动化规划及实施情况
电网自动化规划包括调度自动化规划和变电站自动化规划及其所需要的通信规划。
1.1调度自动化规划及实施情况
广州地区有1个地区调度中心和12个区(县)调度中心。调度自动化规划中，有如下要求：调度自动化系统为分散分布式结构，采用UNIX类操作系统，组建以太网，以XWindows和TCP/IP协议为基础，先期建SCADA系统；具有与MIS网络相连的接口；变电站RTU同调度自动化的通信采用尚未颁布的国际标准IEC870-5-101或DNP3.0；调度自动化系统采用GPS卫星对时，RTU的对时可采用GPS对时或由调度自动化系统对时；地区调度在SCADA的基础上，逐步实现PAS和DTS；地区调度中心与各个区(县)调度中心之间及地区调度中心与省调度中心之间的广域通信早期采用X25协议，远期采用ATM协议；应用层采用我国电力系统实时数据通信应用层协议DL476—1992或国际ICCP协议(即现在的IEC60870.6TASE2.0协议)；为了与第三方PAS接口和未来的发展，SCADA历史数据库采用成熟的商用数据库，SCADA实时数据库提供两种接口模式，一为慢速而与历史数据库接口相一致的模拟商用数据库的接口，另一种为高实时性的例程调用接口。
根据以上规划，经过向国内外公司招标，广州地区调度选用VALMET公司的DAS系统，系统采用集线器和五类屏蔽双绞线组成双以太网，开始为10Mbit/s，可提速达100Mbit/s。系统有主备实时和历史服务器，主备远程通信服务器，3台操作员工作站，1台EMS/DMS工作站，DAS与RTU通信采用主备方式的多串口终端(moxa)直接上双以太网，如图1所示。为了让国内开发的单以太网的DTS从DAS截取断面数据，为此，用一个网关将DAS和DTS联系起来。服务器和工作站采用DEC公司的alphaserver/workstation设备。由于当时大屏幕投影设备的光亮度不足，因此，没有考虑采用大屏幕投影拼接技术，而是采用传统的马赛克模拟屏。操作系统采用UNIX，局域网络采用TCP/IP［3］，图形界面采用XWindows/Motif，历史数据库采用Sybase商用数据库，实时数据库实现了两种接口模式，DAS与RTU通信采用原有的CDT与规划要求的DNP3-0两种通信规约。之后，利用X25网络建立了与省调度中心和广州地区12个县(区)调度中心的通信；一期的地区调度自动化工程实现了SCADA功能，由于各种原因，一些PAS未能很好运行；2000年建立了SCADA信息的实时Web发布。区(县)调度DAS立足国内成熟产品，采用国内研制的SD6000系统，它与地区调度DAS系统相比，除了用前置机代替多串口终端外，其余大致相同，区(县)调度DAS增加了对无人值班变电站设备的遥控。目前，广州地区调度中心和12个区(县)调度中心都装有DAS系统，地区调度中心监视220kV变电站的运行工况，而12个区(县)调度中心则监视和控制其所辖的110kV及以下的无人值班变电站。因此，区(县)调度中心不仅起到电力负荷的调度的作用，而且还起到担负变电站运行值班的作用。1.2变电站自动化规划及实施情况
广州地区共有2座500kV变电站、13座220kV变电站和多于100座110kV变电站。变电站自动化规划中要求对变电站分地区进行管理。220kV及以上电压等级变电站由地区调度中心统一管理，而110kV变电站由各自的区(县)调度中心管理。规划中要求变电站自动化设备采用分散分布式的远动设备，提高自动化设备的可靠性，对模拟量的采集尽可能采用交流直接采样方式。对变电站实现无人值班时哪些信息需要采集和哪些设备需要遥控作了规定(如消防、直流等)。要求变电站对各级调度的远动通信尽量采用统一的国际通信规约(如DNP3.0和IEC870-5-101)。要求远动通信要采用双通道，一主一备。要求在规划年的中期考虑建设变电站综合自动化系统，将变电站的保护、测量和控制集于一体，将保护动作详细信息和录波数据传给控制中心。
我们在6年的变电站自动化建设中，基本上是按照规划来实施的。第一步，首先实现了所有的220kV及以上电压等级的变电站的遥信和遥测监视，新建和改造变电站一律采用交流采样遥测，通信规约统一到IEC870-5-101或DNP3.0，在提高自动化设备的可靠性和抗干扰能力上，我们和设备厂家做了专门的工作。第二步，全部的110kV变电站均实现了遥测，遥信和遥控功能，全部的110kV变电站实现了无人值班，由区(县)调度中心监视和控制变电站，由巡视班(组)定期到各个现场巡视站内的设备，达到了减人增效的目的。第三步，建设变电站综合自动化系统，我们于1997年开始建设变电站综合自动化，将变电站的保护、测量和控制集于一体，利用网络技术收集站内各个信息并控制站内设备，迄今已有5座220kV变电站建立了综合自动化系统。第四步，对110kV及以上变电站建立集控站-子站模式，实现110kV及以上子站的无人值班，建立现代化企业的运行管理体制。一个集控站可管理4～8座220kV的变电站，10～15座110kV变电站，集控站监控子站设备的信息几乎同子站内监控的设备一样多，每个子站大约10000多个信息量，遥控除了非电动的地刀外的所有电动开关和刀闸，保护的录波和定值也实时上传到集控中心。从1999年开始，现已建立了2个集控中心，实现了3座220kV变电站的无人值班，运行情况良好。争取在今后的3年内所有110kV及以上变电站实现集控中心-子站模式。
1.3变电站有关自动化所需通信规划及实施情况
在通信规划中，为了配合自动化建设的需要，要求通信要形成网状结构，每个变电站至少需要有两条不同路由的通道。由于早期变电站的通信中部分为载波通信，因此要求通道的通信速率不少于600波特。要求在广州市区对220kV及以上变电站和各个重要部门(如各调度中心等)采用广域网络方式，对市区内采用光纤通信，而郊区及偏远地带采用微波通信［1］，早期采用X.25协议通信，中远期采用帧中继和ATM(建立在光纤SDH之上)通信。现在，几个调度之间部分已经采用X.25协议通信，市区大部分变电站建立了光纤通道，但尚未充分发挥其作用，所有的变电站还没有两条不同路由的通道。
2存在的问题
随着技术的进步和国家标准的制订，电网自动化规划尚有许多不足和需要改进的地方。
2.1变电站通信规约的问题［4］
在规划时，我国尚未将IEC870-5-101规约作为我国的行业标准。当时在国际上存在两种比较流行的通信规约，即DNP3.0和IEC870-5-101。DNP3.0主要在北美流行，而IEC870-5-101则在欧洲被广泛采用。因此，在规划中对二者都予以认同。而在引进调度自动化设备时，采用了DNP3.0规约，后来在集控站建设中，则统一采用我国的行业标准DL/T634—1997(等效IEC870-5-101)。近来，由于集控站的建设(大的通信信息量和实时性)和通信网络的发展，集控站同子站的通信可建立在TCP/IP之上，相应地应考虑采用IEC60870应用层标准或TASE2.0协议(ICCP)。而变电站内部的通信在规划中未作规定，目前提得较多的为IEC870-5-103规约，但是IEC870-5-103规约不是一个与物理层无关的应用层协议，而且其主要目的应用于保护，用到变电站综合自动化中尚存在问题，主要是通信的实时性方面。最近，IECTC57提出并讨论了针对综合自动化的变电站内的通信规约IEC61850，但目前尚未成为正式标准。不过，在此之前，IEC61850已用于欧洲，而在美国，则采用EPRI提出的UCA2.0规约。后通过协商，现欧洲与美国统一为IEC61850。目前变电站综合自动化通信模式多种多样，有LONWORK，CANBUS，FDKBUS，485总线等。根据国外TorSkein等的研究，Ethernet是构建变电站自动化网络的好方案［5］，基于嵌入式技术的以太网，技术成熟，经济可靠，产品丰富，是世界控制技术的发展方向。
2.2电力生产实时信息的安全问题
由于DAS本身安全的需要，管理信息系统(MIS)不能直接访问DAS。由于当时Web/client模式尚不多见，因而采用由DAS不断主动定时地向MIS网广播数据。为此，需要在MIS网重建一套处理软件，处理数据和画面。由于DAS为UNIX操作系统，而MIS通常为Windows操作系统，图形数据格式完全不同，因此，无法直接拷贝图形画面，给运行维护带来极大的不便。后采用仿X终端效果也不很好。随着Web/client的广泛应用，直到最近才在DAS上建立Web服务器，由Web服务器向MIS网发布各种实时信息。但是，大多数操作系统和Web服务器(UNIX，WindowsNT，Apache，IIS等)都不同程度地存在安全漏洞，因此，绝对的安全是不存在的。此外，许多变电站有拨号远程登录，也存在安全性问题。在规划中没有考虑到这些安全问题。
2.3各调度之间的通信问题
X.25通信为早期的通信协议，通信技术的发展比我们在规划中预见的要快，X.25通信很快过时，ATM网络发展迅速。为此，需要在规划中删除[1][2]下一页
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