摘要：变电所无人化监控系统于1998年6月运行以来到1999年9月，我们对该系统进行了详细的运行记录和检修记录，对系统的主要运行指标与设计指标进行了对比，我们认为该系统基本达到了设计标准 

1.1 监控系统的基本结构(见图1)

1.2 子系统功能

(1) 信息采集和命令执行子系统：监控系统厂站端通过信息输入设备将测量量、状态量等采集处理后经信息传输子系统发往主站端，并接受主站端发来的命令，作出响应，通过命令执行设备，执行遥控、遥调命令。

(2) 信息传输子系统：厂站端与主站端通常相距较远，采用通信技术，由通信机和信道组成的信息传输子系统实现两端的信息交换。

(3) 信息采集处理和控制子系统：主站端采集各厂站的信息，经加工处理后通过人机联系子系统告知运行人员，并接受运行人员的命令。也可与上级调度部门交换信息，或给厂站下达命令，进行调节、控制。

(4) 人机联系子系统：监控系统通过人机联系子系统为运行人员提供完整的电力系统实时运行状态。人机联系的手段可通过键盘、鼠标对整个系统的运行进行管理。

1.3 监控系统中主要设备功能

(1) 变电所设备：包括变压器、开关柜、中央信号盘、保护装置、TV、TA、母线等，提供遥测、遥信、遥控、遥调信号的接点。

(2) 变送器：将采集的电压、电流和功率等被测物理量转换成额定值为0～5V的直流模拟电压或0～20mA的直流电流。

(3) VQC：电压无功自动调节装置，用软件模块的控制来实现改变主变分接头档位和投切电容器组，以此达到改变所内的电压和无功。

(4) RTU：是一种智能的远方终端，将表征电力系统运行状态和变电所的有关信息采集到主站监控系统，再将集控站的各种控制调节信号发往变电所。

(5) MODEM：调制解调器，采用1200bit/s，四线全双工异步传输方式，将RTU送来的串行二进制数字信号，通过接口电路转换成电平信号，再进行相应频率的正弦波整定，经数模变换和模拟低通滤波器放大后送往通信通道。采用SCI1801规约。

(6) 通道：提供良好的数据流通渠道，有足够的传出能量，较低的衰耗，信道误码率≤10-5，信噪比≥17dB，抗干扰，不失真。

(7) 前置机：工控PC机，可接收多个RTU信息，采用智能通信处理实现远动通道的自动切换。

(8) SCADA：是一个计算机工作站系统，对所管辖范围内的变电所电气设备的运行状态及参数进行监测管理，并进行必要的控制。

1.4 系统主要性能指标

(1) 可靠性：监控系统的可靠性包括系统设备的可靠性和数据传输的可靠性两个方面。

监控系统的可靠性是指它在规定的时间和条件下完成所要求功能的能力。一般用"平均故障间隔时间"和"可用率"来衡量。

可靠性级别 MTBF(h) 可用率级别 A(%)

R1 ≥2000 A1 ≥99.00

R2 ≥4000 A2 ≥99.75

R3 ≥6000 A3 ≥99.95

平均故障间隔时间(MTBF)是：设备或系统在规定寿命期限内相临两次故障之间工作时间的统计平均值。

可用率(A)是：设备或系统处于良好状态的可使用时间所站的百分数。

(2) 准确度：主站端所采集数据应根据实际需要满足一定的准确度要求，监控系统中传送的各种量值要经过各种环节，难免引入误差。这是对遥测量的要求。

(3) 实时性：电力系统对远动信息传输的实时性要求，用容许的"总传送时间"来表示。

总传送时间是指从发送端的事件发生开始，到接受端显示出相应的信息为止的总延时时间，包括发送站(如中间继电器、电量变送器)和接受站相应外围输出设备(如显示器、信号灯)产生的延迟时间。

模拟量的总传送时间一般为3～10s。

遥信量的总传送时间一般为小于3s。

遥控和遥调命令的总传送时间一般不允许大于4s。

2系统运行分析

变电所无人化监控系统于1998年6月运行以来到1999年9月，我们对该系统进行了详细的运行记录和检修记录，对系统的主要运行指标与设计指标进行了对比，我们认为该系统基本达到了设计标准，见表1。

表1

我们也对系统的硬件和软件进行了检修统计，见表2。

表2

根据检修记录分析，可以看出系统也存在一些问题，主要问题有两个：一个是通信通道，比较薄弱，遇到干扰、雷击、设备事故、外力破坏等，都会影响通信的正常运行。另一个是SCADA机和MMI机，这主要是机器中安装的软件不兼容造成的。我们分别对两个主要问题进行了改进。

调制解调器的失电问题，根据设计厂站端调制解调器是由变电所所内变交流供电，当站内进行正常倒闸操作时，所内变会暂时失电，引起通信中断。解决的办法：把调制解调器换成交直流两用型，由单电源供电改成一路直流一路交流供电，就不会出现断电现象。

电缆故障，由于雷击、干扰或外力破坏，经常造成通信电缆中断，直接影响数据传输。解决的办法：在有条件的站将普通电缆通信改成光纤通信，不具备光纤通信的建备用通道。为了防止雷击，在通信装置上增加了线路连接器等防雷装置，提高了通信设备可靠性。

对原来的APS2000系统进行了版本升级，加强了兼容性和判别功能，解决了两台SCADA争抢主机的现象，也解决了SCADA机和MMI机之间的配合。

系统经过一年多时间的运行和改进，趋于稳定，故障率明显的减少，但作为一个变电所综合自动化系统，还应该更完善。

3系统的完善

(1) 增加遥视警戒消防功能：

遥视应具备在集控中心能看到变电所的现场实景，而且还必须具备警戒甚至必要时能启动安全设施的功能。只有这样，我们才能实现真正意义上的无人值班。

(2) 将实时数据引入信息管理系统：

目前这项技术正在进行试运行。它实现的主要方法是：将实施信息打包，做成多个数据库，然后做接口，将数据转换成管理信息系统能够读出的数据，完成转换功能。这里不再详细论述。

(3) 利用拓扑技术增加监视系统的模拟功能：

在一个实体对象内部，存储了其全部坐标信息(通过点坐标)和构成结构(通过点集和部分的排列顺序和特性说明)，这也就完成了对其自身的拓扑模型的建立。空间点、线、面之间的拓扑关系建立方法有两种：一种是通过人为分析手工建立拓扑关系；另一种则是通过计算机编程实现了拓扑关系的自动建立。

作为现实世界中的实体可以抽象为空间的数学模型，即空间的点、线和面，经过抽象后的空间数学模型，就可以通过拓扑软件，自动建立该模型中的空间点、线和面之间的关系。作为电网系统可以按空间模型进行抽象，运用地理信息系统技术中的空间拓扑技术结合电网自动SCADA系统中的断路器状态的动态实时数据一起，对电网的操作进行模拟仿真，从而在系统的实际操作之前通过计算机电网模拟系统先对操作的步骤和结果进行模拟，核实操作无误后再对实际电网进行操作，避免误操作，降低事故的发生率，从而提高整个电网的安全可靠性。

(4) 利用HFC网络实现信息通信：

目前北京有线电视网络已形成规模。我们可以利用有线网实现变电所信息通信，解决通道信道质量问题，而且可以节省大量资金，不用铺设专用光纤网。目前我局正在进行这方面的试验，已经初见成效。