研祥在变电站综合自动化系统中的解决方案

研祥在变电站综合自动化系统中的解决方案（共8篇）

研祥在变电站综合自动化系统中的解决方案 篇1

研祥在变电站综合自动化系统中的解决方案

[系统概述]

电力系统是我国能源行业的最重要组成部分。突出特点是，电力的使用已渗透到社会经济、生活的各个领域。

电力系统，从理论上讲，具有统一性、同时性和广域性的特点，因此，全国性、区域性，以致于跨国性的电网互联早就受到各国电力部门的普遍重视。可以预见，21世纪的电网互联将会得到更快的发展，同时随着电力系统的不断扩大，将对电网的设备、控制手段、管理方式、电力市场支持技术、以及环保技术提出更高的要求。

电力系统自动化程度不断提高，要求越来越多的变电站达到无人值班站的标准，而二次设计简单、施工快捷、检修方便的变电站综合自动化系统的优势越发明显。本文主要介绍研祥智能EIP（嵌入式智能平台）产品在变电站综合自动化系统中的应用。

[系统结构]

该系统为分层、分布式综合自动化系统，整个系统由保护监控装置、通信管理机、SCADA监控系统组成，如下图一所示

[系统框图]

由图一可以看出，通信管理机完成的功能主要有如下几点：以RS-485方式完成与SCADA系统、保护监控装置的通信；接入MODEM/光端机/扩频电台完成与县调、地调的数据通信；完成与站内其他智能设备的数据通信，如直流屏、多功能电度表、小电流接地选线装置、其他厂家保护装置等。并且由于电力行业对于稳定性、可靠性的要求，系统选择性能出众、可靠性高的研祥智能EIP（嵌入式智能平台）产品作为通信管理机的核心操作平台，可以实现整个系统的稳定、可靠运行。

[应用图解]

根据110KV变电站的规模及站内运行设备的数量，该通信管理机在设计时按照实用性、稳定性及可扩性设计原则，通信基础平台采用研祥智能科技股份有限公司生产的IPC-810机箱，内置工业级底板IPC-6114P4A加工业级CPU卡FSC-1717VN采用Intel875P芯片组的高性能主板。通信扩展则可选用ISA总线RS-485/422工业通信四串口卡一块，为与以RS-232方式通信的设备接口，可选用ISA总线RS-232通讯四串口卡一块，以下即其实际应用方案图解。

[系统配置]

机箱：IPC-810A/6114P4A/7271AT

主板：FSC-1717VN（P4级长主板）

配件：P4 3.0/512M/80G

4串口卡

[系统总体评价]

1、高可靠性

研祥智能科技专心致力于EIP（嵌入式智能平台）的研制与生产，投入大量人力物力进行产品性能和可靠性的提升，在生产及测试方面，严格把关，确保每一出自研祥的产品都符合客户需要。

2、安装方便

根据研祥智能多年在工业级计算机领域的服务经验，一个好的嵌入式解决方案，除了性能方面能够傲然出众之外，还需要为客户考虑现场操作的简易性。研祥智能在产品的结构方面同样精益求精，您可以在紧凑的机箱内游刃有余的安装各种扩展模块，线缆分布井井有条。专业就是深知客户的心思，并提前考虑。

3、性价比优异

研祥作为国内最大的嵌入式智能平台生产供应商，在国内进行大规模生产测试，产品制造成本大大降低。遍布国内的分支机构就近为客户提供咨询和售后服务，有效减少日常的运营成本。因此我们产品的价格通常低于同类产品10%以上，具备优异的性能价格比。

4、服务一流

研祥智能作为中国EIP（嵌入式智能平台）的领导厂商，不但提供性能出众的产品而且EVOC的服务网络遍布全国，随时随地为您提供专业的服务，24小时响应客户需求。

研祥在变电站综合自动化系统中的解决方案 篇2

一、110kV北关变的基本设备配置

110kV北关变于1985年建成, 电压等级为110/10kV, 装机容量为2X 31.5MVA, 变压器为两卷有载调压型。110kV采用内桥接线 (见图1) 。线路侧选用的是SW 6-110开关, 弹簧机构, 分段选用的是LTB-145D 1型开关, 液压机构。10kV侧为单母分段接线, 11回出线, 选用的是ZN 28-10型开关。直流系统为单母线分段接线, 设置GZDW 111-200AH蓄电池一组。

二、110kV北关变电站综自改造设计思路

110kV北关变电站1997年改造成常规无人值班变电站。在实施具体工程设计的过程中, 主要需考虑的问题有: (1) 北关变由220kV曙光变供电运行方式时的保护; (2) 变电站的交、直流电源系统的改造; (3) 综自保护装置与变电所其他电气一次设备改造的配合和衔接; (4) 变电站综合自动化系统的设备模式的选择。针对以上的问题, 我们在具体的工程设计中大部分采用了RCS96C、RCS97C系列综合自动化设备, 变电站以计算机控制系统为核心, 对二次设备和辅助设备实现远方的控制和管理。实现对全部的一次设备进行监视、测量、控制、保护、记录和报警一体化功能, 采用最先进数字技术、智能控制技术、网络通信技术、实现变电所计算机监控。

三、110kV北关变电所综合自动化配置方案与探讨

(一) 设计内容。

(1) 变电所综合自动化设计。 (2) 变电所控制、保护、测量、计量、自动装置及相关二次回路设计 (3) 辅属二次设备回路设计。 (4) 变电所主控制室布置, 考虑过渡方案。 (5) 本设计10kV保护采用集中组屏。 (5) 考虑土建相关专业的设施改善。

(二) 110kV变电所综合自动化配置方案。

1.110kV线路保护配置。现110kV北关甲线、北关乙线和分段无保护, 本期配置备自投装置。远期考虑到投入曙光变, 与劳动变三侧采用光纤纵差保护屏位。本次设计涉及本站的光纤纵差保护部分。线路保护配置为北四方的CSC-163T测控装置。

2. 主变压器系统。

本期二台变比为110/10kV, 容量为31.5MVA有载调压高阻抗主变压器, 其保护配置均相同, 每台变压器配置RCS-9671C型主变主保护1台、RCS-9681C型主变后备保护装置1台、RCS-9661C型变压器非电量保护装置1台、RCS-9703C本体保护装置1台、XMT-206E温度变送器1台、UP858A-17AN-N档位变送器1台。

3. 主保护功能配置。

差动主保护:差动速断电流保护二次谐波制动的比率差动保护、差流越限告警、CT二次回路断线检测。高压侧后备保护:复合电压闭锁过流保护两段一时限 (取低压侧电压为闭锁电压) ;三段零序电压闭锁方向过流保护;零序电压保护;过负荷、过电流闭锁有载调压;PT断线告警功能;后备保护动作I段I时限跳10kV分段开关, II段I时限跳主变开关。本体保护:本体重瓦斯、有载重瓦斯、压力释放等保护直跳或发信 (有投跳闸和投信号的切换压板) ;本体轻瓦斯、有载轻瓦斯发信;油温高、油位低、油位高。断路器控制:对应变压器两侧的断路器及其周围隔离开关的遥信和遥控信号复归。进行有载调压控制的调压位置输入和调压控制输出。接收本体保护装置来的遥信信号, 完成本主变两侧有功及无功测量。保护投退通过硬压板实现, 主变保护电源和控制电源应按反措要求分开。主变保护屏要求有温度显示器、调压分接头档位指示, 并配一个反映17个分接头档位的档位变送器。主变分段开关装设备投装置。

(三) 10kV线路系统。

(1) 10kV微机线路保护 (RCS-9611C-2TP) :三段式电压闭锁方向过流保护, 三相一次重合闸, 低周减载, 过负荷保护, 小电流接地选线等功能, 并兼有PT断线检测。 (2) 10kV分段 (RCS-9611C) :PT断线检测, 遥测、遥信、遥控功能。 (3) 10kV电容器保护 (RCS-9631C-2TP) :二段式过流保护, 过电压保护 (取母线电压) , 低电压保护 (取母线电压) , 不平衡电压保护 (取放电线圈PT开口三角电压) 。 (4) 小电流接地选线装置:11路, 大液晶显示、可上传、存储及打印。 (5) 电压切换 (YQX-23J) :实现10kV母线保护电压及计量PT电压的自动、手动的切换和互代。

(四) 公用部分。

(1) 设置当地事故音响。 (2) 电压互感器二次侧经由隔离开关辅助接点控制的重动继电器的触点输出, 以防止二次侧电压反馈到一次侧, 装设电压重动箱。 (3) 10kVⅠ和Ⅱ段电压互感器二次回路具备切换功能, 装设电压切换箱。 (4) 本期工程计量电度表一律采用电子式电度表。

(五) 后台监控系统说明。

1. 监控主站。

对于本站应具有遥测、遥信、遥控功能, 同时具备当地简易操作功能;对于集控站应具有遥测、遥信、遥控功能;应预留微机五防接口;应有与ABB有载调压分接开关接口的能力。 (1) 遥信:所有断路器位置信号;110kVGIS所有隔离开关位置信号, 10kV手车位置信号;有载调压分接开关位置;控制回路断线信号;断路器操作机构故障信号;10kV保护动作信号;主变保护动作信号;主变轻、重瓦斯动作信号;主变油温过高信号;主变过负荷信号;直流系统接地信号;直流母线电压异常信号;变电所事故总信号;VQC、小电流接地选线、10kV自动跟踪补偿装置、消防设备、防盗系统等信号。 (变电站遥信开入采用220V/24V强电开入光隔) (2) 遥控:全站所有断路器均要求可以遥控;110kVGIS所有隔离开关遥控分、合;主变中性点接地刀闸分、合;遥调有载调压分接头位置。 (3) 遥测:主变两侧电流, 有功、无功功率, 有功、无功电度量;主变油温;110kV电压、10kV母线电压;10kV线路电流, 有功、无功功率;直流母线电压;所用变低压侧电压; (4) 遥脉:10kV开关柜电度表均经CSN 022后上送至监控网。 (5) 小电流接地选跳:能实现后台手控接地选线功能。

2. 远动主站。

具备采用国家标准规约与待建的集控站进行接口的条件, 传输方式为全双工, 波特率为1200Bit/秒, 可实现调度端与集控站通道的相互切换。

四、远动功能说明

(一) 远动主站。

具备采用国家标准规约与待建的集控站进行接口的条件, 传输方式为全双工, 波特率为1200Bit/秒, 可实现一调度端与一集控站通道的相互切换。

(二) 远动主站电源。

具有可靠的事故备用电源。

五、交、直流电源

(一) 交流电源。

(1) 全所交流电源具有自动切换装置。 (2) 全所交流电源由交流切换屏和交流馈线屏组成。

(二) 直流电源。

(1) 直流电源采用GZDW 211-200AH/220V铅酸免维护直流高频开关电源。 (2) 直流电源具有微机监控接口与综自系统相连。

六、变电站模式的选择

(一) 集中式布置。

由于东北地区气候寒冷的关系, 虽然分散式的设备布置方式可以减少电缆的用量, 但是对综自设备的抗干扰特性和抗低温特性的要求异常突出, 随着近几年设备制造厂家对产品抗震及温度性能的提高, 但从工程技术合理性角度出发, 本文中所列的110kV北关变电站, 本站将测控保护装置全部采用集中式布置模式。该模式主要特点是系统采用模块化、集中式立柜结构, 各控制保护功能均集中在专用的采集、控制保护柜, 所有的控制、保护、测量、报警等信号均在采集、控制保护柜内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机。

(二) 变电站综合自动化系统网络结构选择。

集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其I/O接口, 集中采集变电站的模拟量和数量等信息, 集中进行计算和处理, 分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。集中式结构也并非指只由一台计算机完成保护、监控等全部功能。多数集中式结构的微机保护、微机监控和与调度等通信的功能也是由不同的微型计算机完成的, 只是每台微型计算机承担的任务多些。例如监控机要担负数据采集、数据处理、断路器操作、人机联系等多项任务;担负微机保护的计算, 可能一台微机要负责多回低压线路的保护等。

七、变电站综合自动改造中的有关问题及解决方案探讨

(一) 二次设备与原二次系统之间的衔接配合问题。

(1) 综合自动化变电站对二次设备的可靠性提出了更高的要求, 因此对一些性能、质量不可靠的设备应予以更换。如:二次转换开关、机构辅助开关。对一些功耗大, 发热严重的设备 (如光字牌、指示灯等) 应更换为节能型和可靠性高的设备。 (2) 电流系统与综合自动化系统的通信问题, 原变电站一次系统不具备安装小电流接地选线装置的条件, 综合自动化改造时需对一次系统进行相应改造, 增设B相电流互感器。

(二) 遥控断路器进行分合操作带来的问题与对策。

微机自动化保护装置按照电力系统继电保护及安装全自动装置反事故措施要求, 断路器跳 (合) 闸线圈的出口接点控制回路必须设有串联自保持的继电器回路保证断路器可靠跳合闸, 这样与原电磁操动机构配时就容易出现由于断路器少合闸电源 (合闸保险熔断) 或辅助接点不适合等原因而烧合闸接触器的现象 (原控制回路只是短时送电, 自动复归切断电源, 即使断路器不能或合不闸, 都不会造成损坏二次原件事故) 。通过在合闸保险负荷侧接电压继电器线圈, 而将电压继电器一对常开接点串接到合闸回路中, 保证在没有合闸电源时, 控制电源不能送到合闸接触器, 最终解决经常烧合闸接触器问题。

(三) 电流互感器二次回路断线或短路判断的对策。

对于微机型变压器差动保护, 大部分都只配有简单的电流互感器二次回路断线的判别元件, 从综合自动化装置上很难判断电流互感器二次回路断线或短路, 因此我们要求厂家选用了一种由电流量和电压量共同判别电流互感器二次回路判线或短路判别原理, 它特别适用于主后备一体化方式的微机型变压器保护装置。变压器差动保护的差流异常报警和电流互感器二次回路线或短路的判据如下:

1. 差流异常告警。

当任何一相相差流的有效值大于告警门槛值, 而且连续满足该动作条件的时间超过10S时, 保护装置发出差流异常告警信号, 但是不闭锁比率差动保护。该功能兼有电流互感器二次回路断线或短路采样异常 (器件异常或特性改变) 、外接线回路不正常等情况的综合告警作用。

2. 瞬时电流互感器断线或短路告警。

在保护启动满足以下任一条件时开放比率差动保护:任一侧任一相的电压元件有突变启动任一侧负序电压大于门槛值;启动后任一侧的任一相电流比启动前增大;启动后最大相电流大于1.2Ie如果上述排除系统故障或启动的判据不满足, 而差动电流的工作点满足下列两式时, 那么保护判定为电流互感器二次回路断线或短路故障, 而不认为发生了变压器内部短路故障Id≥Idest, Id≥KIz, 公式中Idest为检查断线或短路差动电流门槛值;K为检查断线或短路的比率参数。

(四) 综合自动化系统可靠运行对策。

近期改造中采用合一的组网结构形式, 其下层装置可不依赖系统通信, 不受系统影响, 完全能够独立被控对象的测控、保护, 并且分散安装于被控设备上, 减少了连接电缆等中间环节, 大大降低了故障率。

八、过渡措施

考虑到北关变控制室空间小, 无法实施镜像过渡。由于需要拆除原保护柜、监控柜、集控台、交直流电源屏等, 在原位置或预留屏位安装新的二次保护屏和交直流电源屏, 又要尽量少停电、短停电, 因此新旧设备的交割工作难度很大, 为此我们采取了以下施工方案。

(一) 先安装电源屏。

将新屏安装在原有预留屏位上。

(二) 再安装网络接口屏、远动屏和电度表屏。

拆除其原有电源屏和电压无功调节控制装置, 在拆除的空出屏位上安装。

(三) 再安装保护测控屏。

拆除原保护、监控屏, 将新屏在规定位置固定好。再在规定位置依次安装好, 连接各屏和微机间的电缆, 开机调试, 并对各路出线保护整定好保护定值, 调试结束后贴好标签。就可恢复正常的供电方式。至此, 也就完成了整个的改造工作。

九、土建部分

(1) 主控室内原木制地板老化, 本期综自改造将原地板拆除更换为防静电架空地板。 (2) 本期由于考虑过渡方案需对电缆竖井进行改造。

十、结语

通过110kV北关变电站综自改造工程设计, 提高了本集团公司电网的运行质量, 使继电保护水平有了较大的提高。积累了自动化改造的丰富经验, 对全面开展电网综合自动化改造打下了坚实基础。

摘要：本文着重介绍了笔者完成的齐齐哈尔110kV北关变综自改造的基本设备配置、设计思路及保护配置等情况, 重点叙述了本工程中所应用的自动化模式及先进技术和设备, 同时总结和探讨在变电站综合自动化设计中的相关问题和模式。

关键词：内桥接线,两卷变,综合自动化,保护分散式布置,VQC无功综合调节,应用

参考文献

[1].丁书文.变电站综合自动化技术[M].北京:中国电力出版社, 2005, 50～125

研祥在变电站综合自动化系统中的解决方案 篇3

关键词：遥视系统 变电站 自动化系统

引言

由于社会发展的迅速，我国在电网方面面临着许多的改革，对于电网的改革能够促进我国的电力事业完善发展，能够将成本进一步降低，并且能够收获更多的利润。而电力市场不断完善后，将允许用户参与电力市场的竞争，生产调度与市场交易一体化，调度的作用和地位进一步提高。也就要求有更专业化的人才能够从事相关岗位。

多媒体信息技术等高科技手段也已经被运用到电力工作之中，能够使得电力的发展技术更加符合现代化的需求，能够不断突破传统，完善相关的技术监控和管理，这也是基础。因此，远程图像控制与信息管理即遥视系统的研究课题，列入了议事日程。

一 设计思想

也就是记录现场的电力情况，包括其中监视图像、声音、报警信号和其他的相关信息设备，主要是为了能够采集信息并且进行一定程度上的管理，集设备监控、图像采集、闭路监视、图像监视预报联动和视频图像等功能于一体的高智能综合性自动化工作系统，这样的系统充满灵活性，能够适应不同的工作模式，也就能够完善人员的值班制度，合理设计和分配人力资源。

二 系统组成

现场和一个监控中心等信息组成的系统，能够实现相关的电路连接，具体的有PCM 2M通讯线路连接。现场都有摄像机进行记录，能够将可控制性在摄像机的作用之下进一步增强，警灯、警号等外围设备也发挥了相关的监督管理作用，因此，能够将各种信息进行收集和管理，并且能够给机房一定的回馈进行集中的管理和任务的分配，这些由计算机完成。

2.1 系统配置

2.1.1 厂站端

包括摄像机单元、麦克风和音箱、视频矩阵、控制解码器、报警控制设备、编解码器等，这些都可以经过值班人员在值班的时候进行远程的勘测和检查，能够对于镜头切换等方面实行合理的分配，摄像机切换，镜头、云台动作都能够实时反馈信息，以便于能够处理警报。现在可以进行设置控制键盘来稳定厂站端的工作，能够记录和整合信息，并且能够进行专业的处理，将压缩编码等通过技术来完善，能够实现资源的共享和传输，真正做到能够及时发现问题及时解决，这样就能够保证稳定，还能把主站端传输过来的控制命令解码后控制镜头、云台等可控装置。

2.1.2 通信层

可用通信卫星、光纤、ISDN、微波、DDN、有线基带调制解调器、无线扩频调制解调器等，线路接口可以是G.703，V.35，RS449等。

2.1.3 主站端

包括视频矩阵、编解码器、麦克风、音频矩阵、音箱，多媒体电脑、监视器、网络视频服务器及监控软件等。这些的主要内容就是要进行数字信号的管理和监督，能够将各种码经过合理的编制之后通过计算机和媒体进行实时的操作，这样就能够将现场掌握第一手资料，能够整合信息并形成跟踪式观察的模式，完善信号作用。

2.1.4 网络层

也就是实现计算机的局长分控工作，能够将计算机的组成模式进行分控，充分完善工作的分配力度，这样就能够将局域网进行传输，将资源进行共享，因此，局长分控就可以通过这种方式进行资源的共享，是非常便利而且具有实用意义的。

2.2 系统三大领域

2.2.1 视频技术

远距离传输现场的模拟视频信号往往是设计中遇到的常见问题，也就是说，能够将远距离的信号进行传输对于整个的技术也是一种空前的突破，这样就能够将各种的资源物空间限制进行共享，能够将一定范围内的信号都包含。往往要进行数字信号的控制和相关搜索，对于单一的信号特征进行分析，个别情况下要进行电缆的敷设，这样就能够将压缩编码通过视频信号进行传输，并且能够增大信息的反馈量，能够压缩编码，在可利用的数字通讯线路上传输。具体的视频技术能够进行压缩解压等工作，进一步完善视频的作用。

2.2.2 网络技术

计算机网络也能够通过数字化进行数据的图像传输，这种过程有着不受空间限制的优势，因此也就相应避免了信号容易被干扰的情况，能够保证传输过程中信号的稳定性，以及可以重复利用的网络宽带等等，这样就省了时间和精力，能够用数字化的储存模式进行数据的储存，这样在日后需要的时候查找起来也就是非常方便的了。

2.2.3 通信技术

数字视频远程监控系统的数据通信有以下特点：

1实时性 视频数据

数据必须是真实的、第一时间的，也就是实现例如解压、传输、同步。

2分布性 能够将不同地点的主机进行远程的连接，这样就能够将计算机的局域网发挥作用，形成网络的系统。

3同步性 有分布性的资源要进行同步工作的实施，这样才能够提高信息的含金量，声音视频也必须保持同步。

三 系统通讯方案

关键的远程系统重点也就是通讯的过程，能够进行上下之间的各种传达工作，以便于信息和信号资源的交流管理。

遥视系统可以借助数字光纤、数字微波、卫星、无线扩频、ISDN、DDN等多种通讯媒介，将图像、声音、数据信号进行压缩编码并通过2Mbps E1数据信号从送到远程的控制室进行接收并且处理，这样也将控制室的音频和控制信号传回基站。通讯的具体方案主要有以下几种可参考：

3.1 同轴电缆方案

同轴电缆是传输视频在遥视系统中，图像最常用的媒介。用同轴电缆方式传输时，这种方式可采用75Ω的纯铜芯电缆。因为减退比较大，所以传输网最长只能传输10km左右。在同轴电缆的各种优势面前，也会凸显出缺点就是距离比较短，实施起来比较麻烦，这样会使得各个点之间的电位出现一定的差异，要被动式接地隔离变压器进行补偿。

3.2 光纤通讯方案

光纤是能使光从一端传到另一端的以最小的衰减透明玻璃或塑料纤维，能够远距离实现通讯，能够抵抗一定的干扰情况。用光缆作干线传输系统容量大、保密性好、能双向传输、安全可靠性高。现在这方面的技术在不断进步，实践经验也更加充分。但是成本比较高一些，往往资源上容易产生矛盾。施工方面难度也比较大。

3.3 无线通讯方案

传统的无线通讯系统包括以下几种：卫星通讯、微波通信、无线寻呼网、甚高频通讯、特高频通讯、调频（FM）广播、调幅（AM）广播。

微波通信在电力系统中是比较常见的也是比较实用的通讯模式，它的设计范围比较广泛，能够实现无线的传输，通讯系统双向化，灵活使用。

目前已使用的频段为300MHz～3000GHz，通讯容量大，也就是能够将几百的电话都通过一个微波进行处理，这样就无形中增加了很多的容量，能够节省成本并且将资源的配置优化，很多情况下都能够改善质量，将运输的效率大大提高，能够灵活借助媒介使用各种传输的方式来解决问题，因此，电力系统中使用非常的广泛和便捷。

3.4 电话线通讯方案

电话也能够实现远距离的资源共享，但是由于图像的限制和电波地 干扰等等，存在着很多难点，往往影响图像的质量和信息的完整度，且分辨率越高，帧与帧之间的间隔就越长。

四 展望

对于环境的可视化监控实现了变电站的管理模式，并且通过不断的优化加强了系统的耐用力度，使得无人值班得以实现，减少了人力资源和成本支出，我们应该研究更多的技术以便于能够熟练运用，将运行的力度进一步增加，能够将电力管理事业做到更上一层楼。

参考文献：

【1】金午桥，洪宪平，变电站自动化新技术的应用研究.电网技术，2000年5月，24 （

【2】 黄益庄.变电站综合自动化技术.中国电力出版社，2000：7—13

变电站综合自动化系统研究 篇4

刘欣宇

（开滦荆各庄矿业公司

河北唐山

063026）

摘要

随着计算机技术和网络技术的发展，变电站综合自动化技术也得到高速发展。变电站综合自动化技术实际上是利用计算机技术、现代通信技术，对变电站内的二次设备（包括继电保护、控制、测量、信号、故障滤波、自动装置及远动装置等）的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。它的出现为变电站的小型化、智能化、扩大设备的监控范围、提高变电站安全可靠、优质和经济运行提供了现代化的手段和基础保证。它的运用取代了运行工作中的各种人工作业，从而提高了变电站的运行管理水平。

【关键词】

自动化

优化设计

智能化

第一章、绪

论

变电站综合自动化技术实际上是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术，对变电站内的二次设备（包括继电保护、控制、测量、信号、故障滤波、自动装置及远动装置等）的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。1.1发展变电站综合自动化的必要性及意义

变电站作为整个电网中的一个节点，担负着电能传输、分配的监测、控制和管理的任务。变电站的继电保护、监控自动化系统是保证上述任务完成的基础，变电站自动化是电网自动系统的一个重要组成部分。另外，随着电网规模不断扩大，新增大量的发电厂和变电站，使得电网结构日趋复杂，这样就要求各级电网调度值班人员掌握、管理、控制的信息量也大量增长，电网故障处理和恢复却要求更为迅速和准确，发展变电站综合自动化已经是大事所趋，作为变电站自动化系统，它应确保实现以下要求；

（1）实时检测电网故障，尽快隔离故障部分。

（2）采集变电站运行实时信息，对变电站运行进行监视、计量和控制。

（3）采集一次设备运行状态数据，供维护一次设备参考。（4）实现当地后备控制和紧急控制。（5）确保通信要求。1.2变电站综合自动化系统状况

现有的变电站有三种形式：第一种是传统的变电站；第二种是部分实现微机管理、具有一定自动化水平的变电站；第三种是全面微机化的综合自动化变电站。我国是从20世纪60年代开始研制变电站自动化技术，到70年代初，先后研制出了电气集中控制装置和集保护、控制、信号为一体的装置。具有代表性的有：北京四方公司的CSC2000系列综合自动化系统、南京南瑞集团公司的BSJ—2200计算机监控系统、上海惠安PC2000变电站自动化监控系统、南京南瑞继电保护电气有限公司的RCS—9000系列综合自动化系统等。

目前变电站综合自动化技术在我国的应用范围，由电力系统的主干网、城市供电网、农村供电网扩展到企业供电网；其电压等级，由当初的35—110KV变电站，向上扩展到200—500KV变电站，向下延伸到10KV乃至0.4KV配电网络，几乎覆盖到全部供电网络。其技术涉及到自动控制、远动、通信、继电保护、测量、计量、在线监测、信号及控制等二次系统。

第二章、变电站自动化系统设计概述

自1987年我国自行设计、制造的第一个变电站综合自动化系统投入运行以来，变电站综合自动化技术已得到了突飞猛进的发展，结构体系也不断完善，技术日趋成熟。2.1变电站综合自动化的体系结构

变电站综合自动化采用自动控制和计算机技术实现变电站二次 系统的部分或全部功能。为达到这一目的，满足电网运行对变电站的要求，变电站综合自动化系统体系结构如图1所示。

调度控制中心变电站主计算机系统通信控制管理直流电源数据采集系统与控制电气计算自动装置继电保护辅助设施系统电量和非电量检测开关量信号采集操作控制线路保护主变和电容器保护母线保护图1 变电站综合自动化体系结构图

“数据采集和控制”、“继电保护”、“直流电源系统”三大块构成变电站自动化基础。“通信控制管理”是桥梁，联系变电站内部各部分之间、变电站与调度控制中心之间使其相互交换数据。“变电站主计算机系统”对整个综合自动化系统进行协调、管理和控制，并向运行人员提供变电站运行的各种数据、接线图、表格等画面，使运行人员可远方控制断路器分、合闸操作。“通信控制管理”连接系统各部分，负责数据和命令传递，并对这一过程进行协调、管理和控制。2.2变电站综合自动化的结构模式

变电站综合自动化系统的结构模式主要有集中式、集中分布式和分散分布式三种。本次优化设计采用的是分布分散式结构。分布分散式结构系统从逻辑上将变电站自动化系统划分为两层，即变电站层和间隔层。

该系统的主要特点是按照变电站的元件，断路器间隔进行设计。将变电站一个断路器间隔所需要的全部数据采集、保护和控制等功能集中由一个或几个智能化的测控单元完成。测控单元可直接放在断路器柜上或安装在断路器间隔附近，相互之间用光缆或特殊通信电缆连接。这种系统代表了现代变电站自动化技术发展的趋势，大幅度地减少了连接电缆，减少了电缆传送信息的电磁干扰，且具有很高的可靠性，比较好的实现了部分故障不相互影响，方便维护和扩展。分布分散式结构框图如图2所示。

打印机运行工作站以太网电网调度中心操作控制中心通信控制器现场总线保护测控单元1#保护测控单元公用信号单元保护测控单元1#保护测控单元图2 分布分散式系统框图分布分散式结构的主要优点有；

（1）间隔级控制单元的自动化、标准化使系统适用率较高。（2）包含间隔级功能的单元直接定位在变电站的间隔上。（3）逻辑连接到组态指示均可由软件控制。

（4）简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积。（5）简化了变电站二次设备之间的连线，节省了大量连接电缆。（6）分布分散式结构可靠性高、组态灵活、检修方便。2.3变电站自动化系统设计所具有的功能

根据实际应用需要，本次所设计的变电站自动化系统具有以下主要功能：

一、监控子系统的功能

监控子系统取代了常规的测量系统，取代针式仪表；改变常规的操作机构和模拟盘，取代常规的告警、报警、中央信号、光字牌等；取代常规的运动装置等等。监控子系统功能有： 1.数据采集

数据采集有两种。一种是变电站原始数据采集。原始数据直接来自一次设备，如：电压互感器、电流互感器的电压和电流信号、变压器温度以及断路器的辅助接点、一次设备状态信号。变电站原始数据包括模拟量和开关量。另一种是变电站自动化系统内部数据交换或采集，典型的如：电能量数据、直流母线电压信号、保护信号等。

2.数据库的建立与维护

监控子系统建立实时数据库，存储并不断更新来自I/O单元及通信接口的全部实时数据；建立历史数据库，存储并定期更新需要保存的历史数据和运行报表数据。3.顺序事件记录及事故追忆

顺序事件记录包括；断路器跳合闸记录，保护及自动装置的动作顺序记录，断路器、隔离开关、接地开关、变压器分接头等操 作顺序记录，模拟输入信号超出正常范围等。事故追忆功能，追忆范围为事故前1分钟到事故后2分钟的所有相关模拟量值，采样周期与实时系统采样周期一致。4.故障记录 5.操作控制功能

变电站运行人员可通过CRT屏幕对断路器、允许远方电动操作操作的隔离开关和接地开关进行分、合操作；对变压器及站用变压器分接头位置进行调节控制；对补偿装置进行投、切控制，为了防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计时，保留人工直接跳、合闸方式，即操作控制有手动和自动两种控制方式。6.安全监视功能

监控系统在运行过程中，对采集的电流、电压、主变压器温度、频率等量要不断进行超限监视，如发现超限，立刻发出告警，同时记录和显示越限时间和越限值，另外，还监视保护装置是否失电，自控装置是否正常。7.人机联系功能

（1）CRT显示器、鼠标和键盘是人机联系的桥梁。（2）CRT显示画面，实时显示各种技术数据。

（3）输入数据，指输入电流互感器和电压互感器变比、保护定值和越限报警定值、自动控制装置的设定值、运行人员密码等。

8.打印功能 9.在线计算及制表功能 10.运行管理功能

运行管理功能包括：运行操作指导、事故记录检索、在线设备管理、操作票开列、模拟操作、运行记录及交接班记录等。

二、微机保护系统功能

微机保护系统功能是变电站综合自动化系统的最基本、最重要的功能，它包括变电站的主要设备和输电线路的全套保护：高压输电线路保护和后备保护；变压器的主保护、后备保护；母线保护；低压配电线路保护；无功补偿装置保护；所用变压器保护等。

各保护单元，除具备独立、完整的保护功能外，还具有以下附加功能：

1.具有事件记录功能。2.具有与系统对时功能。3.具有存储多种保护定值功能。4.具备就地人机接口功能。5.具备通信功能。6.具备故障自诊断功能。

7.具有满足保护装置的快速性、选择性和灵活性要求。

第三章、变电站自动化系统设计方案

本设计采用RCS—9600系列分布变电站综合自动化系统，此系统是南瑞继保电气有限公司为适应变电站综合自动化的需要，在总结多年从事变电站综合自动化系统开发、研究经验的基础上，运用新 技术、新规约推出的新一代集保护、测控功能于一体的新型变电站自动化系统。实用于高压和超高压等级变电站，满足35—500KV各种电压等级变电站综合自动化需要。3.1 RCS—9600系统构成

RCS—9600综合自动化系统整体分三层，即变电站层、通信层、间隔层，硬件主要由保护测控单元、通信控制单元和后台监控系统组成。其系统结构图如图

3、图4所示

工作站1#打印机1#工作站2#打印机2#以太网通信控制器调度通信现场总线硬件对时通信控制器保护测控单元电流、电压开关信保护测控单元电流、电压开关信保护测控单元电流、电压开关信保护测控单元电流、电压开关信图3 RCS—9600系统结构图1

计算机监控系统打印机五防工作站以太网电网调度中心操作控制中心通信控制器保护测控单元1#保护测控单元公用单元保护测控单元1#保护测控单元图4 9600系统结构图23.2 RCS—9600后台监控系统一、硬件部分

系统结构采用双机配置，其中两个工作站用于变电站实时监控，相互备用。主计算机系统通过两台通信控制器与变电站内的保护、测量相连接，实现变电站数据采集和控制，两台通信控制器互为备用，任一台出现故障，可自动切换，接替故障设备工作。图

3、图4两种配置软硬件平台完全一样。用户可随着变电站规模的扩大，逐步发展扩充原有系统。保护测控单元是硬件的主要部分，保护单元主要有交流插件、CPU插件、继电器出口回路、显示面板和电源及开入插件等模块构成。RCS—9600系列保护测控单元硬件典型结构如图5所示。

通信接口液晶显示面板交流插件板板出口继电器板交流电压 输入交流电流 输入控制电源手动操作去跳合闸线圈电源与开入板直流电源空接点信号输入

图5 保护测控单元硬件结构框图

二、软件部分

软件部分包括WingdowsNT/2000操作系统、数据库、画面编辑和应用软件等几个部分，如图6所示。

数据库生成器前置实时数据库计算数据库 保 护 操作票历史数据库事件库事故追忆库滤波数据库 画 面 画面库报表曲线报警事件事故追忆滤波画面编辑器

图6 监空控系统软件结构图

软件平台为WingdowsNT/2000操作系统，提供数据库ANSI标准SQL接口，适用工业标准的TCP/IP网络构成分布网络结构，采用面向对 象的VC++语言编程，系统具有广泛的实用性和可移植性。三.保护测控单元装置

RCS—9600系列保护测控单元主要有：电源自投保护测控单元、变压器保护测控单元、线路保护测控单元、公用信号测控单元、通信控制单元等组成，完全可以满足整个电网系统的各类保护需要。电源自投保护装置适用于图

7、图8两种连接方式，假定两台主变压器分列运行或一台运行一台备用。

（1）若正常运行时，一台主变压器带两段母线并列运行，另一台备用，采用进线（变压器）备自投；若正常运行时，两段母线分列运行，每台主变压器各带一段母线，两段母线互为备用，采用分段备自投。

（2）若正常运行时，一条进线带两段母线并列运行，采用进线备自投；若正常运行时，两段母线分列运行，每条进线带一段母线，两段母线互为备用，采用分段备自投。

号主变号主变

图7 备自投接线方式1

号进线号进线

图8备自投接线方式2 以上是电源自投保护测控单元控制原理，其他保护单元在此不做详细叙述。

第四章、结 束 语

随着计算机技术、电子技术和网络技术的发展，变电站综合自动化技术将得到更快的发展。未来的变电站自动化系统也将更完善成熟，逐步实现变电站的小型化、智能化、无人职守化、提高变电站安全可靠、优质和经济运行；提高变电站的运行管理水平，更好的服务于社会经济建设。

参考文献

【1】王远章、徐继民等，《变电站综合自动化现场技术与运行维护》.第一版.北京.中国电力出版社、2004.9 【2】郑文波、阳宪惠等，《现场总线技术综述》第一版.北京.机械与电子出版社.1997 【3】胡穗延.《全矿井综合自动化控制系统》，第一版、北京、清华大学出版社、1998 【4】祝龙记、王汝琳等，《变电站分布式智能控制系统》.第一版.北京.工矿自动化.2003 【5】张全元.《工厂供电》.第一版.北京.机械与电子出版社.2003

变电站综合自动化系统的应用 篇5

作者：佚名 文章来源：不详 点击数：5 更新时间：5/18/2007 7:44:57 PM摘要：科学技术的不断发展，变电站综合自动化系统取代传统的变电站二次系统，已成为电力系统的发展趋势。本文就变电站综合自动化系统的概念，在工业项目中的应用进行了阐述。

关键词：变电站 综合自动化系统 应用

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，变电站综合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。变电站综合自动化系统的概念

变电站综合自动化系统以其简单可靠、可扩展性强、兼容性好等特点逐步为国内用户所接受，并在一些大型变电站监控项目中获得成功的应用。

1.1 系统概念

1.1.1系统设计思想

完整的变电站综合自动化系统除在各控制保护单元保留紧急手动操作跳、合闸的手段外，其余的全部控制、监视、测量和报警功能均可通过计算机监控系统来完成。变电站无需另设远动设备，监控系统完全满足遥信、遥测、遥控、遥调的功能以及无人值班之需要。从系统设计的角度来看有以下特点：

(1)分布式设计。

系统采用模块化、分布式开放结构，各控制保护功能均分布在开关柜或尽量靠近开关的控制保护柜上的控制保护单元，所有的控制、保护、测量、报警等信号均在就地单元内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机，各就地单元相互独立，不相互影响。

(2)集中式设计。

系统采用模块化、集中式立柜结构，各控制保护功能均集中在专用的采集、控制保护柜，所有的控制、保护、测量、报警等信号均在采集、控制保护柜内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机。

(3)简单可靠。

由于用多功能继电器替代了传统的继电器，可大大简化二次接线。分布式设计在开关柜与主控室之间接线；而集中式设计的接线也仅限于开关柜与主控室之间，其特点是开关柜内接线简单，其余接线在采集、控制保护柜内部完成。

(4)可扩展性。

系统设计可考虑用户今后变电站规模及功能扩充的需要。

(5)兼容性好。

系统由标准化之软硬件组成，并配有标准的串行通讯接口以及就地的I/O接口，用户可按照自己的需要灵活配置，系统软件也能容易适应计算机技术的急速发展。

1.1.2系统规范

采用目前最为流行的工业标准软件，UNIX操作系统，X窗口人机接口及TCP/IP网络通讯规约。为满足开放系统之要求，系统设计一般采用：可携性软件设计——容许硬件技术发展后之软件转换；标准计算机产品——容许整个系统高度兼容性能。

1.2 系统功能

系统与用户之间的交互界面为视窗图形化显示，利用鼠标控制所有功能键等标准方式，使操作人员能直观地进行各种操作。一般来说，系统应用程序菜单为树状结构，用户利用菜单可以容易到达各个控制画面，每个菜单的功能键上均有文字说明用途以及可以到达哪一个画面，每个画面都有报警显示。

所有系统之原始数据均为实时采集。

系统应用程序的每一项功能均能按用户要求及系统设计而改编，以符合实际需要，并可随变电站的扩建或运行需要而灵活地进行扩充和修改。一般情况下系统可按以下基本功能配置：(1)系统配置状况；(2)变电站单线图；(3)报警表；(4)事件表；(5)遥控修改继电器整定值；(6)操作闭锁；(7)电量报表；(8)趋势图。

1.2.1变电站单线图

单线图可显示变电站系统接线上各控制对象的运行状态并动态更新，例如：

(1)馈线开关之状态，开关的状态可用颜色区别。

(2)开关的操作由鼠标选择对应之开关或刀闸。

(3)每路馈线之测量值可在同一画面上显示。

(4)继电器整定值可修改。

1.2.2数据采集、处理

采集有关信息，如开关量、测量量、外部输入讯号等数据，传至监控系统作实时处理，更新数据库及显示画面，为系统实现其他功能提供必需的运行信息。

1.2.3运行监视

系统的运行状况可通过文字、表格、图像、声音或光等方式为值班人员及时提供变电所安全监控所必需的全部信息。

(1)报警。

按系统实际需要，用户可以指定在某些事件发生时或保护动作时自动发出报警，如一般可设置在以下情况发出报警：开关量突变(如保护跳闸动作)；断路器位置错位；模拟量超过整定值；变压器保护动作(如瓦斯、温度)。

模拟量之越限值可在线修改。每个报警均有时间、报警信息及确认状态显示。

(2)事件。

系统中所有动作事件，如继电保护动作，断路器、隔离开关、接地刀闸的操作等。均可自动打印及存入系统硬盘记忆，如设置对以下情况的事件进行记录：所有报警信息；操作人员确认有关报警；开关的操作；继电器动作和状态信息；系统通讯状况。

每个事件均有时间及有关信息文字说明，并可自动打印记录。

1.2.4调整继电器整定值

可通过系统主机或集中控制柜修改各继电器的保护功能和整定值。所有遥改功能均为在线方式，修改完成后的定值将直接传回对应的继电器储存。

1.2.5操作闭锁

系统对所有操作对象均可设定闭锁功能，以防止操作人员误操作。

1.2.6模拟量采集及报表产生

采集的数据储存於系统硬盘作为编辑报表的基础。按变电站实际输入的信号，可制作出不同的报表：有功电量日、月、年报表；馈线电流日、月、年报表。

1.2.7趋势图

趋势图提供操作人员快速及直观的数据统计，趋势图可分为图形式或表格式两种。2 变电站综合自动化系统在工业项目中的应用 2.1 国产化变电站综合自动化系统运用现状

国产化的变电站综合自动化系统在我院设计中用得并不多，其主要原因如下：(1)由于甲方、设计院对传统的继电器控制保护系统有长期的运行、设计和维护经验，故一般认为老系统的可靠性高；(2)国产化的变电站综合自动化系统目前在国内尚未普及，仅在个别地区供电部门的大力推荐下，在当地的一些变电站中开始尝试这一新技术；(3)进口的变电站综合自动化系统价格昂贵，只有部分大型新建的并由外资贷款的工程，由于外方对技术水平的要求，全套引进这部分的技术及设备；(4)目前操作人员的素质不高，对新系统缺乏了解。由于以上一些原因制约了变电站综合自动化系统在变电站的发展和运用。

2.2 变电站微机保护装置系统应用实例

在我院一个35kV变电所改造工程中，成功地将国产的变电站微机保护装置系统运用于终端变电站。施工图设计初期采用的是传统的电磁式继电器保护，并设置了信号屏。

2.2.1微机保护系统与传统保护系统的比较

传统的保护系统与微机保护装置系统的主要区别，在于用微机控制的多功能继电器替代了传统的电磁式继电器，并取消了传统的信号屏等装置，相应的信号都输入至计算机。为便于集中控制，采用集中式设计——将所有的控制保护单元集中布置，整个变电站二次系统结构非常简单清晰，所有设备由微机保护屏、微机采集屏、交直流屏和监控系统组成。屏柜的数量较传统的设计方式大量减少。由于各种微机装置均采用网络通讯方式与当地的监控系统进行通讯而不是传统的接点输出到信号控制屏，因此二次接线大量减少。同时由于采用了技术先进的当地监控系统来取代占地多、操作陈旧的模拟控制屏，使得所有的操作更加安全、可靠、方便。

2.2.2微机保护的系统配置及监控系统

系统保护由下列装置组成：

(1)线路保护装置。

(2)主变保护装置——可完成变压器的主、后备保护。

(3)综合保护装置。

(4)线路保护装置。

(5)电容器保护装置。

(6)备用电源自投装置。

(7)小电流接地检测装置。(8)综合数据采集装置。

(9)监控系统的基本功能——数据采集、控制操作、画面制作、监视显示、事故处理、制表与打印。

2.2.3设计微机保护系统时应注意的问题

(1)由于控制和保护单元都是采用微机装置，故一些必要的开关量和模拟量应从开关柜引至微机采集、保护屏。根据控制和保护要求的不同，输入的量也不同。

(2)开关柜与微机装置之间的端子接线较简单，大量的二次接线在微机采集控制单元和保护单元内部端子连接。

(3)传统的继电保护整定计算结果不能直接输入到计算机，须转换为计算机整定值。

该变电所投产运行后，除开始操作人员对微机系统不熟悉原因使用过控制保护单元的紧急手动按钮外，基本上都在微机装置和监控计算机上操作，整个系统运行良好。结束语

研祥在变电站综合自动化系统中的解决方案 篇6

随着社会经济的不断发展，我国的计算机、通信、监控技术的飞速发展，新建的110kV及以上变电站均实现了综合自动化。综合自动化系统的广泛应用为电网的安全、经济、优质运行发挥着重要的作用。但由变电站综合自动化系统引发或与其相关的缺陷数量却越来越大，通常要占一个变电站缺陷总数量的1/3强。本文结合某电网500kV变电站近年的缺陷统计情况，对变电站综合自动化系统的常见缺陷进行分析并提出应对措施。1常见缺陷及原因分析 本文中，笔者为了更加直观方便的表达观点，文中参照变电站综合自动化系统的网络结构对缺陷进行归类汇总。将缺陷按发生部位分为站控层（包括服务器、操作员站、工程师站、微机五防系统、GPS对时系统和前置机等）、间隔层（包括测控装置、二次回路等）、网络层（包括交换机、集线器及接入转出信息管理装置）以及远动系统（包括远动工作站、远动通道及调制解调辅助设备等）四大部分进行归类；同时根据缺陷的性质，又将其分为硬件故障、软件故障和参数设置错误等三大类。本文笔者将结合我国某电网2009年500kV变电站综合自动化系统缺陷的发生情况进行分析。1.1从缺陷发生部位统计分析

根据近年来该电网500kV变电站综合自动化系统缺陷发生的部位来看，站控层缺陷最多，占45.39%；其次是间隔层，占30.50%；再次是远动系统，占11.35%；最后是网络层，占12.76%。1.1.1站控层缺陷

站控层缺陷数量居多的原因主要表现在后台系统硬件故障、后台系统参数设置错误、前置机软件故障等。①后台系统硬件故障表现为计算机设备的死机现象较频繁。主要是由于设备投运时间长，出现了不同程度的老化现象，致使硬盘、主板损坏，此外，后台机系统的显示器等硬件设备损坏也较严重。②后台系统参数设置错误表现为报文名称定义不清，主画面显示、分画面显示与实际不一致。主要是由于自动化系统信息量巨大，新建、改/扩建工程验收传动不到位引起的。此外，报文名称的不规范也是造成此类缺陷的主要原因。③前置机软件故障主要表现在不明原因的死机、应用程序走死。一般重新启动就能恢复。1.1.2间隔层缺陷

间隔层设备的缺陷主要由两方面组成。间隔层出现最多的是二次回路问题。表现在一次设备操作后辅助接点不到位或绝缘不良等原因引发的遥信状态与实际不对应。其次是测控装置问题。测控装置的问题主要表现在硬件上，由于内部模块、插件故障造成装置通信中断的问题偶有发生。测控装置软件方面的问题相对较少，但出现的缺陷均比较严重，如同期定值丢失若现场检查不到位易造成操作事故。现场也有测控装置死机的现象发生，致使遥控命令不能执行不能正常操作，下电重启测控装置即恢复正常。1.1.3网络设备缺陷

从统计数据看，目前网络通信设备的故障数量尚不大，但其一旦发生故障则影响较大，涉及面也广，通常会造成一个保护小室所有装置或全站数据采集的中断，后果非常严重，因此 必须立即处理。分析网络设备的故障原因，通常由产品质量不良引起，尤其是各类交换机、集线器等网络通信设备的硬件问题。1.1.4远动系统缺陷

远动系统的缺陷主要由以下两方面组成：①远动工作站自身的设备问题。由于大部分监控系统的远动工作站采用工控机等设备，因此也存在和后台系统相类似的情况，由硬件故障造成的信息传输中断屡见不鲜。②参数设置问题，主要是远动信息转发表的配置。因远动工作站中远动信息转发表与远方调度系统数据库设置不一致而造成的信息传输错误也不在少数。2对策及防范措施

从上述某电网500kV变电站2009统计缺陷分析情况来看，变电站综合自动化系统的缺陷主要集中在计算机类设备硬件以及相关的参数设置和二次回路上。针对上述情况，可以采取以下整改方法和预控措施来防止类似缺陷的发生，提高变电站的安全运行水平。2.1加强硬件设备管理 从缺陷分析情况来看，后台系统、远动系统使用的计算机和网络通信等设备的缺陷占据了绝大多数。此类设备大多属各监控系统厂家的外购产品，其为了降低成本往往选择一些设备质量不是很好或不适合电力系统特殊环境使用的产品，在运行一段时间后，各类质量问题就逐步暴露出来，因此加强后台系统、远动系统使用的计算机和网络通信等设备的选型工作十分重要。必须在相关的技术规范等文件中明确规定对此类设备的选型要求，严格控制监控系统生产厂家随意选用外购设备，确保选用性能优良，满足电力系统高电磁干扰、长期运行等苛刻条件的工业级计算机及网络设备。计算机类设备受电子元器件寿命及运行环境等条件的限制，其使用周期一般不超过5年，因此必须考虑此类设备的定期更换工作，确保各设备始终处于良好状态。

2.2注重调试、验收工作过程控制

变电站综合自动化系统的调试、验收工作是一项十分繁杂的工作。仅遥信而言，仅一个主变间隔往往就有几百到上千条信息，一个500kV变电站的信息量可想而知，而且涉及的专业又多，任何一个环节稍有疏忽就有可能留下产生缺陷的隐患。因此编制详细的验收大纲加强调试、验收过程信息表的管理工作，仔细核对每一个遥控、遥调、遥测、遥信信息量相关的参数设置，认真完成遥控、遥调、遥测、遥信传动试验，确保调试、验收工作的全过程控制，真正做到变电站的零缺陷投运，从工程的源头遏制缺陷发生。另外，快速全面推进报文优化工作也是提高自动化系统信息表管理工作非常有效的手段。这一工作的系统推进，不仅能有效规范报文名称、减少不必要的信息，也能在一定程度提高报文上传的速度。

2.3加强检修维护，认真开展定期校验工作

由于后台系统、远动系统使用的计算机和网络通信等设备对于运行环境的要求比较高，象SunBlade的服务器对电源的要求就极为苛刻，因此必须参照有关规定改善其运行环境，如定期进行运行环境检查，按时开启空调设备，定期进行设备清扫，除灰除尘，确保设备工作在最佳状态。对于测控装置等间隔层设备，应该认真开展定期校验工作。如通过精度校验能及时发现诸如交流采样模块造成的测量精度等缺陷，通过绝缘测量试验、遥信传动试验，能及时发现因二次回路绝缘不良而造成的误遥信等问题。2.4加强缺陷管理工作

做好自动化系统缺陷的管理工作是十分必要的。从历年的统计数据中分析找出各种缺陷产生的原因、发展规律等，从而采取针对性的整改方法和预控措施，有效防止同类或相近性质缺陷的再次发生。3结束语

研祥在变电站综合自动化系统中的解决方案 篇7

某厂35 kV、6 kV变电站需进行综合自动化改造, 经过多方产品比较, 笔者采用南瑞公司的综合自动化测控保护装置, 将测控保护装置以分布式安装方式安装在开关上。为了把间隔层的实时参数及时上传到后台监控计算机及将后台主机的控制命令及时下达到间隔层, 采用RCS9698A作为通信控制器实现信息的上传与下达。值班电工在后台监控主机上即可实时了解变电站设备的运行情况, 减轻了电工的劳动强度, 也确保了变电站的安全稳定运行。

RCS9698A是根据变电站综合自动化系统的需要, 为适应变电站综合自动化系统的复杂性和多样性而开发的高可靠性、经济、实用的通信控制器。该控制器在硬件上采用开放式结构, 利用嵌入式工业PC与高档工业控制单片机构成多CPU系统, 提供多达15个的串行通信接口以及以太网通信接口, 并可内置GPS, 实现系统自动对时和统一时钟。在软件上, 采用面向对象的方法, 通过对变电站自动化通信任务的分析和研究, 建立多个独立的通信模块, 在此基础上, 构成良好的软件框架结构, 通过与硬件的良好配合, 实时、可靠、稳定、高效地完成变电站综合自动化系统通信任务。RCS9698A的主要功能: (1) 实现和管理各种微机保护、自动装置的通信; (2) 实现和管理各种测控装置、智能电能表的通信; (3) 实现和管理变电站智能辅助设备, 如直流电源通信; (4) 实现和管理变电站主计算机系统通信; (5) 实现和管理远动通信、与集控中心通信; (6) 通过GPS, 自动对时和统一系统时间; (7) 支持多种通信规约, 如IEC870-5、部颁CDT、SC1801、μ4F等; (8) 各设备、装置通信状态检查和监视; (9) 转发信息编制、合成, 通过网络, 联机维护和监测; (10) 双通道监视和自动切换, 自诊断。

1 RCS9698A的硬件模块

对于变电站综合自动化系统, 在保护、测控装置多达80余套、信息量较大的情况下, 通信控制器CPU的处理能力、系统资源及与后台的通信频率, 都直接成为影响系统性能的瓶颈。RCS9698A能适应该变电站的综合自动化系统的复杂性、多样性。其硬件结构如图1所示。

该控制器由一个基于486DX4 (100 MHz) 的嵌入式PC系统和一个以高档80296 (40 MHz) 单片机构成的智能通信接口组成, 分别承担实时通信任务。80486负责处理任务调度, 80296连接多个串口, 负责底层数据的收发和链路处理。100 MHz的80486提供了强大的处理能力和充足的系统资源 (8 MB内存用于存储实时数据, 8 MB电子盘用于存储程序和配置) , 并提供了与后台的以太网连接。通过2个CPU的分工、合作, 确保了变电站综合自动化系统在各种复杂情况下的实时通信性能。

2 RCS9698A的软件模块

RCS9698A的软件实现与变电站内各种微机化保护、自动装置、智能电能表通信、交换信息, 与变电站主计算机、调度和集控中心通信, 完成对各类设备通信控制和协调、规约转换, 并对通信状态进行监视, 是整个装置的核心。该软件还为规约的添加和调试提供了有效的手段。通过网络, 可对该装置的程序 (80486和80296上运行的程序) 和工程配置进行远程维护。也可在远程终端上输出包括变量值在内的各种调试信息, 或通过远程终端, 实时观察和监视各个通信口的原始数据, 并对原始数据进行收搜标记。

软件分为系统内核和协议模块2个部分。系统内核提供底层收发接口、总线报文接口、网络报文接口、实时数据库接口、监控规约与装置规约间报文转接接口和定时任务调度接口等。在这样接口的基础上可以方便地加入各种规约模块。软件模块的组成如图2所示。

(1) 底层收发模块:

该模块实现了串口物理收发及收发的缓冲管理。该模块的特色在于通过收发缓冲区接口实现了对串口的物理控制以及串口状态的检查。

(2) 总线报文管理模块:

该模块实现了80486和80296两个CPU之间数据的传送。该模块接收到的数据是经过校验的, 从而是可靠的。该模块实现了基于数据通道的数据传送, 事先已经为每个应用分配了一个特定的数据通道, 因此通过该特定的数据通道就可以将数据传送到特定的应用。数据通道是按功能划分的。另外, 该模块还实现了总线报文的缓冲管理。

(3) 网络报文管理模块:

该模块提供了一组面向对象的网络接口, 提供了对一特定网络数据对象的连接维护、状态维护、发送数据缓冲、接收数据自动提取及处理过程的异步调用等功能。通过该模块可方便地实现与后台、调度、子站的网络化连接。

(4) 实时数据库模块:

该模块包括实时数据库、送往后台、调度的数据引用表的创建, 运行时提供快速入库操作、快速提取数据的操作。本装置的实时数据库还提供了SOE、遥信变位、步位置变化等异步事件的支持。

(5) 报文转接接口:

该接口接收来自监控系统的命令报文, 并把它发送到特定的装置, 然后将该装置返回的报文回送到监控系统, 报文转接接口实现了一个与规约无关的接口, 从而提供了通过CDT、SC1801、870-5等规约访问多种不同规约装置的功能。该接口还提供了后台、调度、中心站同时对装置进行访问和操作的能力, 对于有冲突的访问该接口会自动进行封锁。

(6) 定时任务调度模块:

该模块提供了系统事件管理、按时执行设定的任务等功能, 使很多系统功能和规约的实现变得很方便。

(7) 信息合成、计算模块:

该模块实现了对实时数据库中的信息进行计算、转换的功能。原则上该模块可以提供用户进行复杂计算的能力, 但最终提供给用户的计算复杂度取决于组态软件。目前组态软件支持遥信的与或运算、遥测的加减乘除、以及遥信转步位置、步位置转遥信等功能。

(8) 人机界面模块:

该模块提供了通过面板液晶观察系统状态和数据, 以及对一些参数进行设置的能力。

(9) 各规约处理模块:

该模块通过串口或网络获取数据进行处理, 将处理结果通过报文转接接口提供给系统。系统根据需要调用报文转接接口将数据提供给各规约处理模块, 由各规约处理模块发往后台、调度或装置。

3 RCS9698A的组态及调试

3.1 组态参数的设置

组态软件是运行在计算机上的独立程序, 通过组态软件可以对RCS9698A进行配置以满足变电站的要求。通过组态软件还可以对RCS9698A进行维护、监视控制器的内部信息。组态软件提供用户与RCS9698A交互的友好界面, 控制器的特性可以通过组态软件来使用。

在Win98环境下安装RCS9698A的调试软件, 在桌面上生成“串口通信”和“组态软件”图标。“串口通信”是通用串口监视程序, 第一次运行时需选择通信口、设置波特率等参数。“组态软件”是核心程序, 只有在“串口通信”已经运行的情况下, “组态软件”才能运行。“串口通信”是单文档窗口, “组态软件”是多文档窗口。“组态软件”有菜单和工具条, 在各类文档活动时, 均有不同的菜单相对应。用鼠标左键点击图标, 即可击活组态信息窗。组态信息窗有2个部分组成:系统结构图和参数索引表。对于变电站, 首先应建立变电站文件夹、输入变电站所有设备名称、测点名表, 在“文件”菜单栏中的相关菜单完成下述工作。

(1) 系统结构图:

是一种树形结构, 树的顶端为RCS9698A, 设置总控单元、通信口、装置参数时, 只需将鼠标左键指向相应的树节点连击2下, 在弹出的对话框内即可设置参数。

(2) 参数索引表:

包含总控单元、通信口、装置参数、调度、信息合成表、组态参数下装与召唤以及规约参数设置。

总控单元参数包括总控单元地址、通信口数、遥测量总数、遥脉量总数、遥控量总数和遥测死区。设置参数时, 只需设置总控单元地址和通信口数, 其它项在保存参数文件时会自动计算出参数值。

通信口参数包括波特率、工作方式和规约。每个参数项均有相应的列表, 从表中选择正确的参数, 通信口所连的装置总数在装置数编辑框内键入。

装置参数包括装置地址、装置类型、四遥信息表及其在监控库的起点。装置类型分为3种:纯保护、保护测控一体化、纯测控。在装置类型列表框选择装置后, 该装置的配置信息表将会显示出来, 选择需设置的信息表。用鼠标左键点击序号的左侧, 确定是否选择该项。用鼠标左键点击“设备定义”、“测点定义”栏, 在列表框中选择相关定义, 设置完毕后按下“保存”键即完成装置参数的设置。

调度设置:在信息表设置菜单栏中, 选择调度信息表设置, 将会弹出调度设置窗口。首先选择调度主站和信息库。在信息索引表中打开与信息库一致的索引表, 用鼠标右键选择索引表中对应的参数项, 在弹出的菜单中选择执行增加操作 (增加到调度信息表的最后) /插入操作 (将所选的信息插入到被激活的调度选项之前) , 信息库建完后按下验证键, 库记录的总数经计算后显示出来, 参数自动保存。

信息合成表设置:信息合成表有遥信与信息表、遥信或信息表、遥测和信息表。设置参数时, 首先应输入合成记录, 再在信息索引表中打开相关信息库, 用鼠标右键选择参数项, 在弹出的菜单中执行增加操作 (增加到合成信息表的最后) /插入操作 (将所选信息插入到被激活的合成选项之前) 。

组态参数下装与召唤:已经生成的下装文件可以打开后进行修改和检查。设置好参数后, 可以按工程名称建立文件夹, 将参数文件保存在相应的文件夹中。在参数下装对话框中, 首先应将“总库参数表”和“通信口参数表”下装, 然后可以选择多种参数文件下装, 也可以进行单装置参数下装。在进行单参数下装时, 应首先在组态树中选择需下装的装置, 然后点击下装参数菜单项, 或工具栏的第五项, 在下装参数对话框中将会显示装置所联的通信口号和装置序号, 标记装置选择下装复选框后, 按确认键将执行参数下装, 下装完毕后才可能重新打开下装参数对话框。

规约参数设置:通信规约采用CDT规约, 通信接口采用RS485, 通信格式如下:异步, 1位起始位, 8位数据位, 1位停止位, 通信波特率为9 600 bps, 通信方式采用主从方式。

3.2 实时监视

调试软件设有遥测监视窗、遥信监视窗、SOE监视窗、遥脉监视窗、遥控监视窗和保护动作信息窗等7个子窗口。用鼠标左键点击图标, 遥测监视窗就会打开, 监视窗中的点号为相关库中的记录号。点击工具栏中的翻页键, 可以监视前页和后页的数据。打开建立菜单项可以找到希望建立的窗口菜单栏, 点击召唤数据菜单, 将会弹出一个对话框, 在此对话框中, 第一栏为报文监视栏选项, 第二栏为监控库实测信息选择栏, 第三栏到第六栏为调度1到调度4监视信息选择栏, 起始点数为监视窗第一个实测点的记录号。遥测监视窗每次可以监视84点遥信, 状态为红色实心矩形表示遥信状态为1, 空心矩形表示遥信状态为0, 黑色实心矩形表示遥信状态无效。SOE记录表每次可监视16项记录, 最新发生的SOE记录在表的开始端。遥脉监视窗每次可监视48点遥测, 实测值用16进制数表示。遥控信息表记录经RCS9698A下发的任何遥控命令, 每次可显示14条记录。保护事件记录表每次可显示16项记录。

3.3报文监视

召唤报文为蓝色, 接收报文为绿色。当监视报文到达窗口底部时, 将自动滚屏。可以调节垂直滚动杆来查看窗口显示区外的报文。按鼠标右键, 可在弹出的菜单中选择刷新/暂停操作。报文格式如表1所示。

表1中, 报文长度指特征码、分组数、分组序号报文长度、报文内容长度之和, 报文长度最大长度为250 B;代码和为地址码、特征码、分组数、报文长度报文内容总和的低16位值 (单字节相加) ;地址码范围为0～0FEH, 其中0FFH为广播地址, 0～0FEH为各保护地址;分组序号从1开始, 分组数至少为1;报文内容可以为空。

4结语

某厂35 kV、6 kV变电站综合自动化系统采用RCS9698A作为通信控制器, 间隔层的实时参数可及时上传到后台, 后台的控制命令可及时下放到各保护装置, 保证了变电站供电的安全、可靠, 降低了值班电工的劳动强度, 提高了工作效率。

参考文献

[1]樊昌信.通信原理[M].北京:国防工业出版社, 2003.

研祥在变电站综合自动化系统中的解决方案 篇8

关键词:牵引变电所综合自动化保护监控。

中图分类号:U22文献标识码:A文章编号:1674-098X(2011)05(c)-0093-01

引言

近几年,牵引变电所综合自动化技术发展迅速,在牵引变电所得到广泛应用,产品更新换代及设计定型越来越快,逐渐走向成熟。牵引变电所综合自动化系统,是自动化系统技术的综合系统,它包括操作控制、微机保护、故障测距、故障录波,电能计算、远动功能、电压无功控制调整等功能。综合自动化技术的使用,使牵引变电所可以快速處理故障迅速恢复系统工作,使正常运行状态、信息的监测及操作界面更清晰、简单,增加防止误动、误操作软件控制,改善了运行人员的工作条件,实现了变电所无人或少人值班,提高了运行效率。

1 综合自动化系统的结构形式

随着变电所的功能日益加强,为实现控制功能、在线显示功能、测量功能、和记录功能、电能计量功能、电压无功调整功能等,综合自动化系统以多微机系统构成,设有上位综合控制机、电压无功调整机、监控管理机等各部分,以CAN网或LON网将各单元连接。监控管理机监管控制操作、中央信号及重合闸投切等功能。远动功能由控制中心发送命令至上位综合控制机,再由上位综合控制机根据命令要求传送给相应监控管理机执行。正常运行时,监控管理机从保护单元数据采集处取数据进行电量计算,然后将电量数据送上位综合控制机。电能计量在监控管理机中对电能脉冲变送器计数采集计算获得。电压无功调整单元数据可从网上获得,达到资源共享的目的。

在综合自动化系统中,由于保护具有的特殊地位,应使保护具有独立性,一是保护的独立,保护的运行与其它信息通信、测量、监控无关。二是CPU独立,保护从单一CPU完成多种保护发展到单一CPU完成多个开关的保护,再发展到单个开关保护由独立CPU完成。三是保护电源独立,不与其它保护、其它单元共用电源。保护本身的完全独立是微机保护安全性、可靠性的基础。

保护单元与监控管理单元之间选用串行通信方式,这种方式既容易实现又具有可靠性,保护和监控的控制输出用同一控制出口回路,保护用电量和监控测量用电量采用保护单元同一PT、CT电量信号,可达到简化二次接线的目的;保护分别由单片机构成,保证保护单元的独立性,监控单元管理保护、操作、信号,用80486工业控制机构成。保护单元执行输出、采集数据、信号量计算和保护动作判别。对于一些复杂的控制、谐波分析、故障点测量都可转换到监控管理单元而完成,减轻保护单元CPU负担。

2 牵引变电所综合自动化系统功能配置

变电所综合自动化系统功能配置主要以完成保护、电能计算、监控为目的,考虑系统可靠性、灵敏度、实时性等要求来合理配置系统功能。正常运行时,随时在线监测牵引网运行、设备运行状况。故障时,快速采集、处理故障数据,保护动作迅速消除故障,使故障限制在最小范围内。同时完成牵引电网的在线计算、存储、统计、分析报表、远传和保证电能质量的自动和遥控调整等功能。

2.1 保护监控单元

保护应独立结构,利用单片机分别构成馈线距离保护、母线差动保护、变压器差动保护、电容保护等单元。用工业控制机构成保护监控管理机。监控管理机通过串口对保护单元直接监视和定时巡回监测,如果检测不到信号则认为保护单元故障,立即提醒值班人员注意。监控管理机控制软压板,控制保护的投切功能。监控管理机通过串口可随时巡查或设定保护子机整定值、保护投切、在线运行参数、开关运行状态,采集自检、自诊断参数、同步时钟等。保护动作出口独立,远方和当地操作可在监控管理机上操作,将命令经过串口送至保护单元执行。监控出口继电器和保护出口继电器可合二为一,减少出口继电器重复、节省电缆。保护单元动作后,通知监控管理机操作重合闸的投撤及重合闸的启动,做故障记录,计算保护动作参数、短路参数。监控管理机根据运行参数和运行状态给出中央信号。电量数据由保护单元在不影响保护动作的情况下,向监控管理机传送测量数据,在线计算电能量,达到资源共享、简化设计、节省电缆,简化设备的目的。

2.2 电压无功综合控制

电压无功综合控制单元的作用是维持电压波动范围和优化补偿,实现对有载调压变压器分接头及无功补偿装置的综合调节。其电网补偿判决数据可从网上电容、差动保护监控管理机单元获得,针对功率因数低、负序大、谐波含量高及随机波动性大的牵引供电系统,广泛应用TSC技术实现快速响应和平滑无冲击地投切电容器。

2.3 系统的监控功能

上位综合控制机完成系统的综合监控功能,包括整个变电所监视、控制、记录、远动等功能。上位综合控制机和监控管理机在主要功能上互为备用设计,上位机故障时,由监控管理机完成主要功能。

监视功能包括:正常运行电量、开关位置状态、主变电能脉冲计量数据、中央信号的显示。正常时,保护采集量送给监控管理机作电量计算,监控管理机根据保护单元信号产生开关位置信号及中央信号。上位机通过网络从监控管理机可获得电量数据、开关信号、中央信号,发现预告和事故信号,进行提示报警。

控制功能包括:完成开关的当地控制和远方控制功能。通过在上位综合控制机操作,实现对本变电所断路器、隔离开关的操作。当地监控和遥控操作时,应闭锁自动重合闸,且将当地和远方相互闭锁,防止误操作。为防止误操作,还应将控制开关的合断分选择、执行两步完成。

记录功能包括:操作记录、事件顺序记录、故障记录。正常运行时操作内容、运行参数和开关位置信号记入运行数据库,以便进行分析。故障记录采用保护动作启动,监控管理机启动重合闸、上位机根据保护动作的参数和信号分别做故障记录,并将记录送控制中心。

远动功能:上位综合控制机接受控制中心发送的远动命令,根据命令要求将具体的控制令转入相应被控监控单元实现操作控制和数据采集。上位综合控制机同时将变电所中开关信号、电量数据返回控制中心。

3 可靠性措施

在综合自动化系统中,由于自动化程度高,要求设备可靠性非常高。

(1)采取保护单元电源应增加滤波、稳定措施,使得主要保护单元的独立,电源独立。

(2)采取硬件可靠性措施,各保护单元均设有“看门狗”电路,硬件出口可靠闭锁,保护出口继电器设失电保护、出口检查,上电自检自复位。

(3)采取软件可靠性措施,软件模块化、标准化,各单元程序自检、自诊断,保护单元自检内部软件、存储器、采集通路。