基于现场总线的变电站综合自动化

摘要：通过对变电站综合自动化系统和现场总线CAN技术的介绍，结合具体工程实践，介绍采用先进现场总线技术设计的变电站综合自动化系统的基本功能和特点，论述了现场总线技术是实现变电站综合自动化，乃至电力系统自动化发展的趁势，供工程设计参考。

关键词：变电站综合自动化电力系统自动化现场总线CAN 监控系统

1．引言

电力系统是一个特殊的系统，其安全性、可靠性要求高，为了实现系统的安全可靠运行，必须实现电力系统的调度、运营和管理的自动化。随着电力系统自动化程度的提高，现场总线技术的日臻完善，以及电力系统减员增效要求的提出，实现电站综合自动化，从而达到无人值班，已成为电力系统自动化发展的趁势。目前，采用符合现代工业控制技术方向的高性能微控制器，现场总线技术，实时多任务操作系统等多项先进技术，能实现对中低压输配电线路及主设备的综合自动化功能。而且能集保护、监控、调控、通信于一体，既可联网构成综合自动化系统，也可独立运行，既可适合有人监控中心，也可适合无人值班的要求。众所皆知，变电站综合自动化关键在于大量的现场采集信息和数据快速、准确，实时上传到监控中心，也能将监控中心下达的控制命令准确无误地发送到控制单元，及时采取措施避免事故发生，这就需要变电站综合自动化系统有可靠的通信保障。随着现场总线技术在电力系统自动化中的广泛应用，有效地解决了变电站综合自动化系统中的通信问题。

2．变电站综合自动化系统

2.1 变电站综合自动化系统的构成

变电站综合自动化系统一般由站控层、通信管理层和间隔层构成的计算机监控系统，采用分布式结构，设备分为站控层、通信管理层及间隔层，间隔层原则上按一次设备组织，每一间隔层设备包括测量、控制、保护、信号、通信、录波等基本功能，并完成各自的特殊功能，系统能实现信息共享及保护、监控功能的综合化，极大简化二次回路，节省系统投资，由于间隔层设备可放在开关柜或一次设备附近，大为减少主控室面积，节约控制电缆，大大提高了整个系统的可靠性和可扩展性。通信管理层由于各间隔层设备通信协议的多样性，要实现不同装置的数据链接，可加入前置机（通信管理装置）完成通信控制和规约转化，使其在功能上实现通信接收、发送、规约转化等功能；通信协议采用电力行业标准协议，能实现不同厂家设备的互联，采用全球定位系统（GPS），支持硬件对时网络，减少GPS与设备间的连接，并保证对时精度，硬件上采用模块化设计以支持多种通信接口，包括以太网、串行通信接口、可扩充的其他现场总线接口等；软件上具有规约库以支持RS-232、RS-485、LONWORKS及标准网络协议（TCP/IP）等多种类型的标准通信接口，从而具备良好的软、硬件扩展性。站控层包括数据库服务器、Web服务器、运行工作站、维护工作站、监视工作站等。

2.2 变电站综合自动化系统功能

以某110KV变电站为例，根据变电站高压供电系统一次系统的整体要求，变电站综合自动化系统决定采用CL2000变电站综合自动化系统，在此，结合工程实践，介绍该系统用于变电站监控系统中的经验。

变电站综合自动化系统由WXH-322A/01微机线路保护装置，WBH-90系列微机变压器保护装置，ZBH-91A/05变压器本体保护装置，WBH-92A/02微机变压器后备保护装置，WMC-31A03微机母线差动保护装置，WBH-93A/02微机厂用电保护装置，WBT-31A/01微机备用电源自投装置，微控制器SAB-C167CR（SIEMENS公司产），工作站微机及相应设备组成。CL2000变电站综合自动化系统系列保护装置具有一般的主要功能，如开关量的变

位遥控，电压电流的模拟输入，断路器遥控分口，脉冲累加，遥控事件记录及顺序记录（SOE），逻辑闭锁等。

WXH-322A/01微机线路保护装置是多CPU并行设计，距离保护，零序保护及录波，测距分别由单独CPU完成，各CPU插件在电气及结构上相互独立，无依赖关系，它能实现以下功能：

（1）保护功能：a) 三段式相间距离保护；b) 三段式接地距离保护；c) 四段式零序方向过流保护；d) 故障测距；e) 振荡闭锁；f) 三段式反向及低压闭锁过流保护；g) 检无压、检同期三相一次重合闸，手动同期合闸；h) 低周低压减载保护；i) 过负荷保护或报警；j) PT断线告警。

（2）测量功能：a) 采集测量电压，三相或二相测量电流，计算有功功率，无功功率，功率因数；b) 测量频率，每周波72点自适应采样；c) 采用12路开关量；d) 采用4路脉冲量（正负脉冲均可）；e) 远方及本地操作。

3．由现场总线技术实现的通信功能

通信功能是综合自动化出别于常规站最明显的标志之一，通信网络变电站内间隔信息可充分共享，并通过通信接口与外界信息系统交换信息，同时节省大量电缆，构成一个快速、稳定、可靠的通信网络是变电站自动化系统的基本要求，也是电力系统运行管理功能的基本前提。

近年来，随着我国电力自动化的不断发展，电力系统通信方式也不断改进，现场在总线技术因其组网方便，抗干扰能力强等特点得到广泛应用。现场总线标准很多，电力自动化系统中最常用的是LONWORKS和CAN总线。

LONWORKS总线通信速率为78Kbps和1.25Mbps，CAN总线通信速率为1Mbps。CAN 总线是一种有效支持分布控制和实时控制的串行通信网络，是一种通信速率可达1Mbps的多主总线[1]。具有优先抢占方式进行总线仲裁的作用机理，通信速率高，错误帧可自动重发，永久故障可自动隔离，不影响整个网络正常工作，可靠性高，而且协议简单，开放性强，组网灵活，成本低等特点，能为电力自动化提供开放性、全分布及可互操作性的通信平台。

CAN总线的主要特点：

（1）CAN为多主方式工作，网络上任意节点，任意时刻主动地向网络上其他节点发送信息，而不分主次，通信方式灵活，且无需站地址等节点信息；

（2）CAN采用短帧结构，数据最多8个字节，这样不仅满足控制领域中传递控制命令，工作状态和测量数据的一般要求，且保证了通信的实时性，CAN网络上的节点信息分为不同等级，可满足不同实时要求，高优先级最多可在134μS内得到传输；

（3）CAN采用非破坏性总线仲裁技术，当多个节点同时向总线发送信息时，优先级较低的节点主动退出发送，而优先级高的节点可不受影响地继续传输数据，从而大大节省了总线冲突时间。CAN的直接传输距离最远可达10Km/ 5Kbps，通信速率最高可达1Mbps/40m。可挂接设备最多可达110个。CAN节点在自身发生错误时具有自动关闭功能，以使总线上其他节点的操作不受影响。

本系统间隔层主要由保护单元和测控单元组成，每个测控单元监控多路馈进馈出，采用先进现场总线CAN，现场通信采用双绞线，总线速率达1 Mbps，快速、可靠、方便灵活，通信规约支持IEC-60870-5-101格式，克服RS485网络上只能有一个主节点而无法构成多冗余系统的缺陷，具有很高的价格比。另外，采用双CAN现场总线内部定期对备用CAN进行备用检测，提高了内部网络的冗余度。

站控层采用双10 Mbps双绞线以太网结构（能保证变电站自动化系统内部通信网络传输的实时性），由双服务器组成，站控层为值班人员提供全厂系统的监视、控制和管理功能，

界面友好，容易使用。通过组件技术，软件功能能实现“即插即用”，能较好地满足电气监控系统的需要，软件系统采用模块化结构，开放性较好。站控层操作系统可采用Windows2000/NT，数据库选用SQL服务器，软件主要功能模块有前置、数据库生成器、数据库组态、报表管理、报警信息、曲线、棒图、动作告警、SOE、事故追忆、录波分析、人机界面、自动抄表、设备管理、定值管理、设备在线诊断、系统组态等。电气监控系统中提供了故障信息传输系统、各级调度中心、电能计量系统、直流系统通信等接口驱动软件。

总之，系统完成的主要功能有：实时数据采集与处理、数据库的建立与维护、控制操作、同步检测、报警处理、顺序记录（SOE）、事故追忆、画面生成及显示、在线计算及制表、电能量处理、远动功能、电气“五防”、时钟同步、人机接口、系统自诊断与自恢复、与其他智能设备接口、运行管理功能等。

4．主要软件设计

本系统中，微处理器SAB-C167CR的数据处理速度可达10 MHz，能完成所有测量、控制及通信等功能，其特点是任务较多，各任务之间协调较为复杂，为了便于个任务之间协调与功能扩充，CPU软件系统采用了实时多任务操作系统RTOS来优化和分配CPU时序和资源，保证程序的实时性和可靠性，以任务为对象进行资源管理，任务调度和异常处理，通过RTOS管理系统根据数据处理的轻重缓急来合理分配占有CPU，优化时序分时执行，使之不闲置，不拥挤，每个处理过程又有多个不同优先级别的任务组成，采用优先抢占操作方式有效保证任务执行的实时性，采用这一软件结构的突出特点是使程序实现了真正的模块化，各个任务单独编程，不受其他任务的影响，任务的增减，调度非常方便。

软件设计分为两部分：一部分是SAB-C167CR微处理器的软件设计，包括与间隔层设备间CAN总线数据传输及上位机UBS的数据通信（使用USB接口方便现场，即插即用，便于PC机的维护与升级，满足变电站数据通信的需要）；另一部分为PC机上位机软件的设计。这部分上位机软件设计较为复杂，若采用面向对象的语言编写程序，可使用ActiveX控制实现数据通信。对于微处理器和上位机的软件设计，考虑到将来间隔层设备结构的变化和硬件升级需要，程序设计分为两层，底层负责数据接收和发送；上层负责数据帧上午打包、解包及协议的解释。

5．结论

随着现场总线技术的发展和电气设备微机化程度的提高，为数字化形式实现变电站自动化监控系统提供了技术保证。变电站自动化系统应具有开放性，应能实现不同厂家设备的互操性（互换性）。因此，现场总线技术的应用是变电站综合自动化发展的需要，运用现场总线技术，能解决变电站综合自动化系统的通信问题，能保证数据通信的速度、质量、抗干扰能力，从而保证了变电站综合自动化技术的有效实施。

变电站是一个电磁能量转换及能量再分配单元，电力系统中的许多保护装置、检测装置、辅助装置都是针对整个变电站设置的，因此变电站是输配电系统中的重要环节，也是电网的主要控制点。随着电压等级和电网复杂程度的提高、供电半径和输配电容量的加大，采用传统的变电站一次和二次设备已越来越难以满足降低变电站造价、提高变电站运行安全可靠性两方面的要求。为了满足上述要求，必须大力发展和

推广变电站综合自动化系统。

1变电站综合自动化系统的概念及效益

1．1概念

变电站综合自动化系统是集保护、测量、控制、远传等功能为一体，采用微机和网络技术，并充分利用数字通信的优势来实现数据共享的一套电力系统二次设备的综合自动化装置。

变电站自动化的内容包括：电气量的采集和电气设备（如断路器等）的状态监视、控制和调节，实现变电站正常运行时的监视和操作，保证变电站的正常运行和安全；在发生事故时，瞬态电气量的采集、监视和控制（由继电保护、故障录波等完成），迅速切除故障，以及在事故后完成恢复变电站正常运行的操作。从长远的观点看，还应包括高压电气设备本身的监视信息（如断路器、变压器、避雷器等的绝缘和状态监视等），除需要将变电站的信息传给调度中心、运行方式科、继电保护工程师之外，还需要传送到检修和维修中心，为电气设备的监视和维修计划的制定提供原始数据。

综上所述，变电站综合自动化系统将至少影响三个方面，即变电所无人值班，电网调度自动化系统的实用化和供电的可靠性。它涉及供电企业各个专业和部门，包括自动化、远动、通信、继电保护、测量、计量等二次系统的运行装置、工程及技术，甚至对一次设备也提出了新的要求。同时，它还涉及到包括变电检修、运行、调度在内的各个部门，还广泛涉及到规划、设计、标准化、质检、生产厂家、管理体制及其他相关部门和问题，是一项综合且复杂的系统工程，是现代科技和管理在电力企业中的综合应用。

1．2效益

1．2．1降低变电站工程造价。

其主要途径是：

a）采用面向对象的分散分布式设计，用极少量的通信电缆所组成的通信网取代大量的点对点的长距离信号电缆，用软件闭锁取代或简化二次硬件闭锁回路，节约大量电缆和相应的施工、调试工作量。

b）由于采用分散分布式结构，可以取消传统的大控制室设计，节约用地和建筑面积。

c）分散分布式结构及通信网使得综合自动化系统将来的扩展非常方便、简单，不需要对原系统进行多大的改动，充分利用了原有的技术设备，节省了系统扩展时的投资。

d）综合自动化系统的软件模块化，使得传统上大量复杂的现场点对点调试工作将主要由供应厂家的软件组态来实现，此时现场基建和工厂验收即可并行进行，以加快工程的整体进度。

1．2．2提高变电站运行的安全可靠性

其主要途径是：

a）基于微机的保护单元经常处于在线自检状态（包括监视温度），一有异常立即报警，不象传统保护装置那样，每年只校验几次，实际动作正确与否只有故障后才知道。

b）传统的保护装置一般只提供一套整定值，而基于微机的保护单元可以提供多套整定值，可供运行方式改变时远方选用，并提供在动态过程中进行定值修改的可能性。

c）基于微机的保护单元较易实现小电流接地系统单相接地选线、故障测距、故障录波等功能。

d）故障处理完之后，综合自动化系统能使变电站恢复到事故前的原状态运行。

e）综合自动化系统应用了许多先进技术，提高了运行可靠性。如FACTS技术使电力系统动态性能得到很大改善，大幅度提高了输电线路输送能力和提高了电力系统稳定水平；GPS技术应用于

动态检测和控制中，使原来不可能做到的控制和测量精度以及故障分析、装置试验、特殊参数的采集都得以实现。

2现场总线技术

2．1简介

现场总线（Fieldbus）是近年在各自动化领域中发展很快的互连通信网络，就其名称含义它包括两个方面的内容，“现场”是指工作环境中设备级（最低层）之间的联系，“总线”是指这一通信联系必须遵从统一的技术标准，可实现各设备间的互连、互操作。作为设备级间的基础通信网络，现场总线必须具有协议简单、容错能力强、安全性好、成本低的特点，具有较高的实时性，并能适于信息的频繁交换，因而不同于上层高速数据通信网。目前，国际上现场总线技术发展很快，形成了多种总线标准，较有影响和代表性的有Lonworks、CANbus、FFbus、Profibus等等，但至今尚未形成统一的国际标准。

现场总线以其全新的结构体系给各种控制系统带来了革命性的变革，由它构成的智能电器网络也表现出强大的优势。现场总线的网络拓扑结构目前多采用总线型。

在变电站综合自动化系统中，现场总线是连接智能现场设备和自动化系统的数字式、双向传输、多分支结构的通信网络，因此它是以智能电子设备（IED）的使用为前提的、现场通信网络与控制系统的集成。2．2综合自动化系统的意义

在变电站综合自动化系统中，IED之间及其与主站之间的串行通信的物理层早期普遍采用了RS－232，随后许多装置采用了性能较好的RS－485（半双工）及RS－422（全双工）。在变电站层，有些系统采用了各种计算机局域网，如Novell网、以太网等。虽然硬件种类不多，但使用的通信协议很不一致，不同生产厂的设备一般不能互连及互操作，规约转换和或者说网关成了网络结构中最主要的设备，给用户带来极

大不便。现场总线则不仅具有开放性和互操作性，而且具有控制功能分散和可靠性高的优点，因此在变电站综合自动化系统中使用现场总线是必然趋势。

3国内外变电站综合自动化系统的现状

3．1国外

国外产品以ABB公司的SCS100／200和西门子公司的LSA678为代表。

a）信号采集方式：在间隔层终端一般采用多DSP结构，集保护、录波、计量、远动功能于一体，并使得信号采集完全分散分布和下放，简化了二次回路。

b）数字通信方式：通信网主要以光纤为介质（如LSA678），光纤具有很高的通信速率和非常好的抗干扰能力。也有一部分变电站自动化系统的通信网采用了现场总线技术，如Lonworks及CAN总线。现场总线具有很高的抗干扰性能，网络传输速度适中，成本低、施工方便。

c）控制系统：站控单元采用高性能工作站或专用硬件，处理和存储能力较强，可靠性很高。监控保护单元均按一次设备安装单位划分，设于高压断路器附近和低压开关柜上，站控单元和监控保护单元通过串行口或网络连接。由于功能和组成分散，所以规模伸缩性好，能满足不同电压等级应用的需要。然而这些产品也存在价格昂贵、开放性不够理想、功能上不能完全满足国内对一次设备的使用及管理要求等问题。3．2国内

目前我国220～500 kV电压等级的变电站基本上为有人值班运行方式，大多仅发遥测、遥信信息，但采用完全分散分布的变电站自动化系统仍是这类变电站自动化系统的发展方向。

110 kV及以下等级的变电站大多要求按无人值班运行方式设计，按实现的自动化水平可分为两类：一种为远动RTU方式，另一种为全新的综合自动化方式。一般意义下的远动RTU是集中式、单CPU的自动化设备，它具有“四遥”功能，而且也有统一的通信规约和技术标准，所有信号由RTU集中采集，遥控、遥调指令通过RTU装置的硬接点输出，由控制电缆引入二次控制回路。现在已经出现了多CPU协同工作的分散式远动RTU，可按功能或电器单元划分模块，其物理结构根据需要可配置成集中式或分层配屏式，交流采样技术业已广泛应用于RTU之中。而且，远动RTU模式也可通过串行口配置功能强大的人机联系子系统，变电所内其他智能设备一般通过串行口接入RTU。远动RTU一般不能与数字保护交换信息，保护动作信号仍需通过继电器接点采集。

至于第二种方式在国内的使用情况如下：

a）信号采集方式：采用分散分布式交流采集系统，通过串行口或网络与后台监控主站相连。特别是10 kV变电站，将测控部分合并在10 kV保护装置内，根据模拟量对采样精度的不同要求，采用专用的电流输入口以接测量用TA。

b）控制系统：站控单元多采用工业PC，其性能价格比不及计算机工作站和计算机服务器。监控系统大都保留有RTU装置，将其作为信息采集和向各级调度传递信息，并通过它与监控系统交换信息。

c）数字通信方式：现场通信多采用RS串行通信总线，也有少数采用CAN、Lonw- orks现场总线，但是不同厂家设备的通信规约种类繁多，不仅浪费了大量的软硬件开发人力，也给用户的设备选型、运行维护等带来诸多不便。并且，因受制于通信规约及调度主站功能的不完备，综合自动化系统用作无人值班分站时不能实现其所能提供的丰富的变电站运行监控功能，浪费了用户的投资费用。

就总体而言，国内的变电站综合自动化系统主要是从国外购买硬件设备，系统软件的集成则由国内的科研开发单位提供，这样可以节省投资。

4综合自动化系统的功能及构成

4．1功能

基于现场总线技术的变电站综合自动化系统具有以下主要功能：

a）控制、监视功能。承担数据采集（模拟量、开关量及脉冲量）和设备监视、操作控制功能（可由上级调度或当地通过键盘自动操作或选择操作，只有在返校无误后方可执行），并能实现“四遥”。

b）自动控制控能。如主变压器有载自动调压、电力电容器组自动投切、低频减载、备用电源自动投入接地自动检测等。

c）测量表计功能。向电网控制中心传送变电站的运行测量值，采用脉冲电度表累计电量。

d）继电保护功能。实现对变电所内各元件、线路、母线等的安全保护，并能与监控系统通信。

e）其他安全监控功能。通过操作与闭锁功能有效地防止电气误操作；当系统故障时，能完成事件顺序记录、事故追忆和故障录波；具有越限报警和异常状态报警功能。

f）接口功能。承担系统中各层之间的连接功能。

g）系统功能。实现变电站级的协调、优化控制，并实现与远方调控中心的通信。

4．2硬件系统设计

变电站综合自动化系统采用完全分散分布的系统，结构可分为三层即变电站层、间隔（单元）层和设备层，通信系统拟采用CAN总线技术，如图1所示。

设备层包括开关、变压器、TA／TV等一次设备。随着技术的发展，变电站的一次设备因带有电子设备的智能传感器和执行器而成为智能电子设备（IED），这些设备不仅把现场的数据数字化，同时具有计算机数据通信接口，可以自由地同其它设备交换信息。此外它还能根据直接测量的结果计算分析出很多其它难以直接测量的数据，如谐波分量、序电流、序电压；利用计算机的储存能力，智能设备还可以完成统计记录功能。

间隔单元层包括保护设备、数据采集及控制设备、指示仪表等，在分散式变电站综合自动化系统中由独立的保护及I／O单元组成。

变电站层通常是指站级计算机，可以采用基于工程工作站及TCP／IP网络的多功能SCADA系统，完成数据收集及处理、数据库管理、异常检测与告警、优化控制、人机接口等功能。

4．3通信方式的选择

分散式变电站综合自动化系统的总体结构主要取决于通信系统的选择，系统的总体性能在很大程度上也由通信系统的优劣来决定。变电站层与间隔单元层之间的通信网之所以采用基于CAN网络的总线型技术方案，是因为这种方案具有以下特点：

a）易于实现双网备用，易于通过多网络提高性能；

b）易于同I／O单元、保护单元集成，易实现高速数据交换；

c）网络仲裁效率高，信息优先级别丰富，可以确保紧急信息的实时性；

d）抗干扰能力强；

e）成本低，施工简便。

与远方调度自动化系统及集控中心的通信采用串行通信总线或专用远动通道，与远方诊断计算机通信可以通过MODEM与电话网的连接来实现。因此整个系统的通信系统是混合型的，能够为不同对象提供最合适的通信方式。

4．4软件系统设计

系统的软件由两大部分组成：PC机软件部分和模块软件部分。

PC机软件部分运行在Windows系统平台上，由设备组态工具、网卡驱动程序以及人机界面（MMI）组成。设备组态工具用于对现场设备的组态及下装；网卡驱动程序是设备组态工具、人机界面与IED设备之间通信的桥梁；人机界面则使用户可以形象、实时地观察和控制现场设备的信息和状态。

5结束语

由于国际电工委员会（IEC）同美国电气与电子工程师协会（IEEE）协商确定，为了电力工业的利益，《变电站通信网络和系统》标准将作为变电站内通信的唯一的国际标准，我国也将其已经制订了的

IEC60870－5－103继电保护设备信息接口配套标准的传输规约等同采用，所以在设计时尽量采用符合此标准的设备，以实现变电站自动化设备在全性考虑，基于现场总线技术的变电站综合自动化系统将成为变电站自动化的长期方向。