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【摘要】随着数字化变电站的发展，将出现硬件标准化的间隔层设备并被大量采用，而变电站自动化系统将最终与调度系统融合，成为其重要的组成部分。本文的主要目的是研究变电站自动化系统(SAS)的发展、变迁和趋势，研究各阶段SAS 的特点，讨论变电站自动化(SA)技术应用的现状，最后，分析了SAS 将来发展的方向以及目前存在的障碍。
【关键词】变电站；自动化系统；互操作 ；数字化
1.独立自动化装置阶段
变电站的自动化改造始于微机继电保护装置。我国的微机保护研究起步于20 世纪70 年代末期到80 年代末，微机继电保护，特别是输电线路微机保护已达到了大量实用的程度。由于继电保护装置的成功，其他二次设备也逐渐微机化，例如监控设备、远动装置和各种自动控制设备等。微机的引入还催生了一些新的功能以及装置，例如故障录波器、时间顺序记录(SOE)等。这些有微处理器的二次设备的很多功能依靠软件完成，不仅功能强大，而且可配置性强，并且有故障自诊断能力，被称为智能电子设备(IED)。IED 的出现引发了对变电站进行自动化改造的风潮，此阶段的SA 可称为独立自动化装置阶段。
2.功能整合的变电站综合自动化阶段
这个阶段，变电站整体自动化产品需求旺盛，而相关标准的制定工作相对滞后，各个电气设备商纷纷按照自己对变电站自动化的理解或者客户的需求推出各自的整体性变电站自动化系统，因此各个厂家的变电站产品不仅功能各不相同，使用的通信标准也不相同，使得不同厂家的设备接入变电站自动化系统相当困难，增加了变电站自动化扩展的成本和难度。已建成的SAS 大都属于这个阶段。
2.1特点
2.1.1系统结构多样
早期的SAS 主要有集中式和分散式两种 。国外的产品大多是分散式的，如西门子1985 年推出的LSA678 系统、ABB 的SCS100 和SCS200、德国AEG 的ILS 、美国西屋公司的SPCS，美国电力公司的IMPACS 。我国90 年代初开始研制SAS，初级阶段主要研制集中式的，如DISA-1(南京电力自动化研究所) 、BJ-1(南京电力自动化研究所)、XWJK-1000(许昌继电器研究所)等。
20 世纪90 年代末期我国也研制出了分散式结构的变电站自动化系统，如DISA-2(国电南瑞)、BJF3(国电南瑞)，CSC-2000(北京四方)，DCAP-3200(东南大学金智科技)等 。
2.1.2多种通信方式并存
分散式结构和部分集中式结构的SAS 都采用了数字通信系统，但由于当时对于SAS 并没有被一个普遍接受的规范，各个厂家开发各自的变电站自动化产品，因此使用的通信方式各有不同，主要分为串行通信和现场总线两类。
串行数据接口标准包括RS-232、RS-422 和RS-485。由于它们简单易用、成本低廉，所以很多厂家在SAS 中使用了这三种串行通信方式。由于RS-232 是为点对点通信方式，只能用于一对一的数据通信，而且传输距离短、抗干扰能力弱，因此只在早期使用较多。RS422 和RS485 可以组成星型或总线型网络，而且具有一定的抗干扰能力，因此后期主要是用这两种方式。
现场总线是应用于生产现场、在微机测量控制设备之间实现双向串行多节点数字通信的系统，其传输介质主要采用双绞线。常用于SAS 的现场总线有PROFIBUS 、LonWorks 、CAN 、ModBus、BitBus，如SIEMENS 公司的SICAM 系统采用了ProfiBus 总线，GE 公司GESA 系统和美国wescon 的PowerComm 采用Modbus，ABB 的SCS100 和SCS200 采用了基于光纤的LonWorks 网络，国内自行研制的全分散型控制系统DISA 2，DISA 3 型采用CAN 总线，CSC2000 型采用LonWork s 总线等。
2.2存在的问题
2.2.1对SAS 的定义、结构、功能没有广泛共识
当时对变电站自动化并没有一个公认的定义，各个厂家和用户对变电站自动化的认识都不一样，有的认为采用了有部分监控功能的微机型RTU 就是实现了变电站自动化，有的认为用微机型二次设备代替传统二次设备，再把微机型二次设备通过通信网络连接起来就实现了变电站自动化。在国内，到20世纪90 年代，虽然微机二次设备的应用已经十分普遍，但还是以替换传统二次设备为主，并没有从系统结构上改变原有的二次系统，微机自动化的优势并没有全部发挥出来。90 年代起，对变电站自动化的看法逐渐转换到以“综合”为重点，“综合”意味着打破专业的限制，从全局上进行最优化二次系统设计，这一观念逐渐在国内达成共识，并称之为“变电站综合自动化”，但并未形成相关的行业标准。
对SAS 结构也有很大争议，有的认为集中式容易实现，便于操作、维护，有的认为分散式更能体现计算机通信的优势，节省信号线缆，虽然后期普遍倾向于认为分散式优于集中式，但是分散式的具体实现形式也存在差异，有完全分散式和局部分散式。
对SAS 应实现的功能也没有共识，各个厂家推出的产品能实现的功能都有很大差异。这个时期各个厂家推出的产品大多是一整套系统，很少有单独的实现某个功能的装置，这使得变电站自动化系的扩展，升级非常困难。虽然有文献较早提出了变电站自动化应实现的功能，但并未得到制造商的广泛支持。
对是否应该设置单独的RTU ，以及保护装置是否应该独立，也存在很大争议。
2.2.2缺乏统一的通信标准，缺乏互操作能力
各个厂家采用了不同的通信标准，使得使用不同通信接口的自动化设备相互连接非常困难。另外，由于没有用于SAS 的专用应用层标准，各个厂家各自定义了自己的应用层协议及其数据语义，这使得不同厂家的自动化设备即使使用了同一种通信接口，双方仍不能“理解”对方发送的数据。如果一个SAS 中接入了不同厂家的设备，必须通过规约转换器连接不同厂家的设备，而且还必须通过双方厂家的工程师协调配合修改程序，才能实现设备间勉强的互操作。即使如此，规约转换的效果也不尽如人意，规约转换出现问题甚至成为引起SAS 停运的主要原因之 。各厂商的不同协议，为各厂商形成封闭割据的壁垒，保护了厂商的利益，却损害了广大用户的利益。甚至一些厂商还私自更改规约[5] ，例如，SC1801 规约在不同厂商的RTU 中也是不同的，这使得RTU 运行及不可靠，这也是电网停电的隐患之一。
2.2.3没有实现原始采样数据的共享
由于各个设备对原始数据(模拟量和开关量)的需求不相同，且选用的通信方式不能传输大量的原始数据，因此不管是分散式还是集中式结构的SAS，采样都是在需要原始数据的装置内进行的，互感器的二次线圈和开关辅助触点必须通过信号电缆引导装置所在位置，造成二次电缆的大量使用。并且由于保护装置和计量装置对电磁式互感器的饱和特性要求不一样，通常还得为同一个电流量装设不同的电流互感器。
3.目前新建SAS 的现状
实现互操作是IEC61850 的主要目标，互操作指来自同一厂家或不同厂家的IED 之间交换信息和正确使用信息协同操作的能力[24] 。虽然标准本身提供了对互操作性的支持，但在实现过程中，对标准的理解不一致可能使不同厂商的产品间丧失互操作能力，因此对设备进行一致性测试是十分重要的。因此IEC61850 第十部分“一致性测试”定义了一致性测试的一般方法，一致性评价过程，以及测试系统的概念性结构 。
但即使这样，也不能说明兼容IEC61850 的IED 就可以实现完全的互操作，实际效果还有待于验证。在IED 开发和测试的任一步骤出问题，都可能影响互操作性的实现。
4.变电站自动化系统的发展方向
间隔层和变电站层的数字化早已实现，间隔层和变电站层通信网络化也逐渐成为主流，相比之下，过程层的数字化和网络化才刚刚开始。数字化和网络化诸多优点，包括过程层在内的全数字化、网络化SAS 将会成为不可逆转的潮流，也是未来SAS 的特征之一。
5.结语
目前，WAMS 已经开始应用，有逐步取代SCADA 的趋势，但是在变电站中，作为WAMS 终端的PMU 仍然和SAS 相互独立。可以将PMU 纳入SAS，PMU 从站内个合并单元收集数据，通过站层的路由器将相量数据发送到控制中心。■
【参考文献】
［１］徐立子.变电站自动化系统的分析和实施[J]. 电网技术，2000，24(05)：25-29.
［２］IEC 61850-10.Communication networks and systems in substations - Part 10：Conformance testing[S].2005.
［３］DUAN Xianzhong，HE Feiyue，XIN Jianbo，et al. Integrated information transmi
ssion based operation and control of power system [J]. Power System Technology，2004，28(09)：38-41.
【关键词】变电站；自动化系统；互操作 ；数字化
1.独立自动化装置阶段
变电站的自动化改造始于微机继电保护装置。我国的微机保护研究起步于20 世纪70 年代末期到80 年代末，微机继电保护，特别是输电线路微机保护已达到了大量实用的程度。由于继电保护装置的成功，其他二次设备也逐渐微机化，例如监控设备、远动装置和各种自动控制设备等。微机的引入还催生了一些新的功能以及装置，例如故障录波器、时间顺序记录(SOE)等。这些有微处理器的二次设备的很多功能依靠软件完成，不仅功能强大，而且可配置性强，并且有故障自诊断能力，被称为智能电子设备(IED)。IED 的出现引发了对变电站进行自动化改造的风潮，此阶段的SA 可称为独立自动化装置阶段。
2.功能整合的变电站综合自动化阶段
这个阶段，变电站整体自动化产品需求旺盛，而相关标准的制定工作相对滞后，各个电气设备商纷纷按照自己对变电站自动化的理解或者客户的需求推出各自的整体性变电站自动化系统，因此各个厂家的变电站产品不仅功能各不相同，使用的通信标准也不相同，使得不同厂家的设备接入变电站自动化系统相当困难，增加了变电站自动化扩展的成本和难度。已建成的SAS 大都属于这个阶段。
2.1特点
2.1.1系统结构多样
早期的SAS 主要有集中式和分散式两种 。国外的产品大多是分散式的，如西门子1985 年推出的LSA678 系统、ABB 的SCS100 和SCS200、德国AEG 的ILS 、美国西屋公司的SPCS，美国电力公司的IMPACS 。我国90 年代初开始研制SAS，初级阶段主要研制集中式的，如DISA-1(南京电力自动化研究所) 、BJ-1(南京电力自动化研究所)、XWJK-1000(许昌继电器研究所)等。
20 世纪90 年代末期我国也研制出了分散式结构的变电站自动化系统，如DISA-2(国电南瑞)、BJF3(国电南瑞)，CSC-2000(北京四方)，DCAP-3200(东南大学金智科技)等 。
2.1.2多种通信方式并存
分散式结构和部分集中式结构的SAS 都采用了数字通信系统，但由于当时对于SAS 并没有被一个普遍接受的规范，各个厂家开发各自的变电站自动化产品，因此使用的通信方式各有不同，主要分为串行通信和现场总线两类。
串行数据接口标准包括RS-232、RS-422 和RS-485。由于它们简单易用、成本低廉，所以很多厂家在SAS 中使用了这三种串行通信方式。由于RS-232 是为点对点通信方式，只能用于一对一的数据通信，而且传输距离短、抗干扰能力弱，因此只在早期使用较多。RS422 和RS485 可以组成星型或总线型网络，而且具有一定的抗干扰能力，因此后期主要是用这两种方式。
现场总线是应用于生产现场、在微机测量控制设备之间实现双向串行多节点数字通信的系统，其传输介质主要采用双绞线。常用于SAS 的现场总线有PROFIBUS 、LonWorks 、CAN 、ModBus、BitBus，如SIEMENS 公司的SICAM 系统采用了ProfiBus 总线，GE 公司GESA 系统和美国wescon 的PowerComm 采用Modbus，ABB 的SCS100 和SCS200 采用了基于光纤的LonWorks 网络，国内自行研制的全分散型控制系统DISA 2，DISA 3 型采用CAN 总线，CSC2000 型采用LonWork s 总线等。
2.2存在的问题
2.2.1对SAS 的定义、结构、功能没有广泛共识
当时对变电站自动化并没有一个公认的定义，各个厂家和用户对变电站自动化的认识都不一样，有的认为采用了有部分监控功能的微机型RTU 就是实现了变电站自动化，有的认为用微机型二次设备代替传统二次设备，再把微机型二次设备通过通信网络连接起来就实现了变电站自动化。在国内，到20世纪90 年代，虽然微机二次设备的应用已经十分普遍，但还是以替换传统二次设备为主，并没有从系统结构上改变原有的二次系统，微机自动化的优势并没有全部发挥出来。90 年代起，对变电站自动化的看法逐渐转换到以“综合”为重点，“综合”意味着打破专业的限制，从全局上进行最优化二次系统设计，这一观念逐渐在国内达成共识，并称之为“变电站综合自动化”，但并未形成相关的行业标准。
对SAS 结构也有很大争议，有的认为集中式容易实现，便于操作、维护，有的认为分散式更能体现计算机通信的优势，节省信号线缆，虽然后期普遍倾向于认为分散式优于集中式，但是分散式的具体实现形式也存在差异，有完全分散式和局部分散式。
对SAS 应实现的功能也没有共识，各个厂家推出的产品能实现的功能都有很大差异。这个时期各个厂家推出的产品大多是一整套系统，很少有单独的实现某个功能的装置，这使得变电站自动化系的扩展，升级非常困难。虽然有文献较早提出了变电站自动化应实现的功能，但并未得到制造商的广泛支持。
对是否应该设置单独的RTU ，以及保护装置是否应该独立，也存在很大争议。
2.2.2缺乏统一的通信标准，缺乏互操作能力
各个厂家采用了不同的通信标准，使得使用不同通信接口的自动化设备相互连接非常困难。另外，由于没有用于SAS 的专用应用层标准，各个厂家各自定义了自己的应用层协议及其数据语义，这使得不同厂家的自动化设备即使使用了同一种通信接口，双方仍不能“理解”对方发送的数据。如果一个SAS 中接入了不同厂家的设备，必须通过规约转换器连接不同厂家的设备，而且还必须通过双方厂家的工程师协调配合修改程序，才能实现设备间勉强的互操作。即使如此，规约转换的效果也不尽如人意，规约转换出现问题甚至成为引起SAS 停运的主要原因之 。各厂商的不同协议，为各厂商形成封闭割据的壁垒，保护了厂商的利益，却损害了广大用户的利益。甚至一些厂商还私自更改规约[5] ，例如，SC1801 规约在不同厂商的RTU 中也是不同的，这使得RTU 运行及不可靠，这也是电网停电的隐患之一。
2.2.3没有实现原始采样数据的共享
由于各个设备对原始数据(模拟量和开关量)的需求不相同，且选用的通信方式不能传输大量的原始数据，因此不管是分散式还是集中式结构的SAS，采样都是在需要原始数据的装置内进行的，互感器的二次线圈和开关辅助触点必须通过信号电缆引导装置所在位置，造成二次电缆的大量使用。并且由于保护装置和计量装置对电磁式互感器的饱和特性要求不一样，通常还得为同一个电流量装设不同的电流互感器。
3.目前新建SAS 的现状
实现互操作是IEC61850 的主要目标，互操作指来自同一厂家或不同厂家的IED 之间交换信息和正确使用信息协同操作的能力[24] 。虽然标准本身提供了对互操作性的支持，但在实现过程中，对标准的理解不一致可能使不同厂商的产品间丧失互操作能力，因此对设备进行一致性测试是十分重要的。因此IEC61850 第十部分“一致性测试”定义了一致性测试的一般方法，一致性评价过程，以及测试系统的概念性结构 。
但即使这样，也不能说明兼容IEC61850 的IED 就可以实现完全的互操作，实际效果还有待于验证。在IED 开发和测试的任一步骤出问题，都可能影响互操作性的实现。
4.变电站自动化系统的发展方向
间隔层和变电站层的数字化早已实现，间隔层和变电站层通信网络化也逐渐成为主流，相比之下，过程层的数字化和网络化才刚刚开始。数字化和网络化诸多优点，包括过程层在内的全数字化、网络化SAS 将会成为不可逆转的潮流，也是未来SAS 的特征之一。
5.结语
目前，WAMS 已经开始应用，有逐步取代SCADA 的趋势，但是在变电站中，作为WAMS 终端的PMU 仍然和SAS 相互独立。可以将PMU 纳入SAS，PMU 从站内个合并单元收集数据，通过站层的路由器将相量数据发送到控制中心。■
【参考文献】
［１］徐立子.变电站自动化系统的分析和实施[J]. 电网技术，2000，24(05)：25-29.
［２］IEC 61850-10.Communication networks and systems in substations - Part 10：Conformance testing[S].2005.
［３］DUAN Xianzhong，HE Feiyue，XIN Jianbo，et al. Integrated information transmi
ssion based operation and control of power system [J]. Power System Technology，2004，28(09)：38-41.