变电站自动化系统

变电站自动化系统（精选12篇）

变电站自动化系统 篇1

1 引言

作为整个电网系统中的一个重要环节,变电站担负着电能传输、分配的监测、控制和管理任务,它的运行情况直接影响到电力系统的安全、可靠、经济运行。要提高变电站的可靠性和经济性,最可行的方法就是提高变电站运行管理的自动化水平,实现变电站自动化。

2 变电站自动化系统概述及发展历程、趋势

2.1 概述

变电站自动化系统是利用计算机、现代控制、网络通信、图形显示等技术,对二次设备的功能进行组合、优化设计,对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。

依据大电网会议WG34.03工作组的分析,变电站自动化系统功能具有以下严格的定义。

(1)远动(四遥)功能;

(2)自动控制功能(电力系统低频减载、静止无功补偿器控制、配网系统故障分段隔离/非故障段恢复供电与网络重组等);

(3)测量表计功能;

(4)继电保护功能:与继电保护有关的功能(如故障录波、故障测距、小电流接地选线等);

(5)接口功能(如与微机五防、继电保护、电能计量、全球定位系统(GPS)等IED的接口);

(6)系统功能(与主站通信,当地SCADA等)。

2.2 发展过程及未来趋势

现有的变电站有三种形式:一是传统的变电站;二是部分实现微机管理、具有一定自动化水平的变电站;三是全面微机化的综合自动化变电站。变电站自动化的发展可以分为以下三个阶段。

(1)由分立元件构成的自动装置阶段;

(2)以微处理器为核心的智能化自动装置阶段;

(3)变电站自动化系统的发展阶段。

随着现代科学技术发展,尤其是网络技术、计算机软、硬件技术及超大规模集成电路技术的发展而不断进步,自动化系统以按对象设计的全分层分布式为潮流,朝着二次设备功能集成化,一次设备智能数字化方向发展。同时经济性和可靠性也是变电站自动化技术发展所要考虑的实际问题。EIC61850标准的实施应用,电能质量监测管理,一次设备的在线监测,以及网络安全技术,变电站综合自动化将更多地融入当今流行的各种新观念、新技术,其发展结果也使整个系统更加安全、高效、经济和可靠。总的发展趋势可从以下几个不同角度来描述:(1)系统总体结构向开放和全分散型发展;(2)子站模块设计向综合化、多功能发展;(3)通信媒介将更多地引入光纤;(4)从专用设备到总体控制平台,站内综合管理向全开放式;(5)从传统控制方法向综合智能方向发展;(6)从单纯的屏幕数据监视到多媒体监视。

3 变电站自动化系统的构成

3.1 基本结构

变电站自动化采用自动控制和计算机实现变电站二次系统的功能。为达到这一目的,满足电网运行对变电站的要求,变电站自动化基本结构图如图1所示。

其中“数据采集控制”、“继电保护”、“直流电源系统”三部分构成变电站自动化基础。

“通讯控制管理”是桥梁,联系变电站内部各部分、变电站与调度控制中心,负责数据和命令的传送,并对这一过程进行协调、管理和控制。

“变电站主计算机系统”对整个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的分、合闸操作。还提供运行和维护人员对自动化系统进行监控和干预的手段。

数字化式变电站自动化同传统变电站二次系统相比,数据采集具有准确、传递方便、处理灵活、运行维护可靠、扩展容易等优点。

3.2 结构模式

变电站自动化结构模式主要有集中式、集中分布式和分散分布式三种。

(1)集中式结构

采用功能较强的计算机并扩展其I/O口,集中采集变电站的模拟和数字量信息,集中进行计算处理,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、监控与调度等通讯功能由不同的计算机完成。这种结构主要出现在问世初期。结构图如图2所示,其特点和缺点也很突出。

集中式系统的主要优点有:

(1)能实时采集变电站各种模拟量、开关量,完成对变电站的数据采集和实时监控、制表、打印、事件顺序记录等功能。

(2)完成对变电站主要设备和进、出线的保护任务。

(3)结构紧凑、体积小,可大大减少占地面积。

集中式的主要缺点有:

(1)每台计算机的功能较集中,若一台计算机出现故障,影响面大,因此,必须采用双机并联运行的结构才能提高可靠性。

(2)软件复杂,修改工作量大,系统调试繁琐。

(3)组态不灵活,对不同主接线或规模不同的变电站,软、硬件都必须另行设计,工作量大。

(4)集中式保护与长期以来采用一对一的常规保护相比,不直观,不符合运行和维护人员的习惯,调试和维护不方便,程序设计复杂,只适合于保护算法比较简单的情况。

(2)分布式结构

该系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。分布式模式一般按功能设计,采用主从CPU系统工作方式,多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力,解决了CPU运算处理的瓶颈问题。各功能模块(通常是多个CPU)之间采用网络技术或串行方式实现数据通信,选用具有优先级的网络系统较好地解决了数据传输的瓶颈问题,提高了系统的实时性。分布式结构方便系统扩展和维护,局部故障不影响其它模块正常运行。该模式在安装上可以分为集中组屏或分层组屏两种系统组态结构,较多地使用于中、低压变电站。结构图如图3所示。

(3)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(站级测控单元)和间隔层(间隔单元)。也可分为三层,即变电站层、通信层和间隔层。结构图如图4所示。

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,较好地实现了部分故障不相互影响,方便维护和扩展,大量现场工作可一次性地在设备制造厂家完成。

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互连线,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。

4 变电站自动化系统的通讯网络

变电站自动化的实现,很大程度上依赖通信,除继电保护独立于通信外,其他的功能单元都依赖于通信来实现。由于通信技术的发展,变电站的一些功能的实现方式也发生了较大的变化,如小电流接地选线、故障录波、无功补偿由以前的集中式向分散式发展及节省了大量电缆等。通讯网络设计和应用的主要内容有通信媒介的选用、通讯口接口方式、网络拓扑结构及通信规约协议,在层次上包括当地采集控制单元与变电站监控管理层之间的通信,变电站当地与远方调度中心之间的通信。一个自动化变电站所采用的智能设备是否先进可靠,可直接从其他通讯功能反映出来,如通讯协议、数据传输速度、误码率及接口方式等,在变电站自动化设计应用中应充分考虑,选用通讯功能好的设备。

5 结束语

变电站自动化系统的设计和应用是一门综合学科,要求设计人员既要掌握电气专业知识,又必须具备计算机和通信知识。任何一个变电站综合自动化的设计和应用,都是围绕上述功能的实现而展开的,设计时可根据变电站的电压等级、在电网中的地位、一次接线方式、潮流分布及中性点运行方式等,进行功能选择。

参考文献

[1]王显平.发电厂、变电站二次系统及继电器保护测试技术[M].北京:中国电力出版社,2006.

[2]能源部西北电力设计院.电力工程电气设计手册(电气二次部分)[M].北京:中国电力出版社,1991.

变电站自动化系统 篇2

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

变电站自动化系统的研究 篇3

【关键词】电力系统；变电站；自动化；结构形式

【中图分类号】TM76 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2012）09-0059-01

前言

变电站是电力系统的核心构成部分，随着用电量的增加，变电站的工作量也随之增大，传统的变电站需要人工24小时监控，尤其是边远地区的变电站管理工作更是难上加难。自从引进了自动化运行设备，变电站可以实现无人监控，不仅为电力系统节约了人力资金投入，同时也能够有效的解决边远地区变电站管理困难的问题。从目前的变电站自动化发展形势来看，自动化的生产厂家生产不同规格和操作程序的自动化设备，不同设备之间兼容性小，不利于用户的使用，对此，文章重点分析了变电站自动化系统的未来发展趋势和研究方向。

1、综合自动化系统的硬件结构形式

变电站自动化系统需要有软件和硬件的支撑，而通过对市场的综合数据调查我们发现目前国内市场上的自动化硬件系统的结构形式相对较为复杂，电力系统需要根据自身的输电量和变电站地理环境等因素，进行综合因素的考量，最终确定合理的方案。

1.1 结构形式

1.1.1 集中式综合自动化系统

该结构的自动化系统与电力系统的主控制中心密切联系，系统按照内部的规格和属性选择相应进算计设备系统，计算机的数据显示器与主控中心连接，这样，控制中心内能够对各变电站的实际运营情况综合把握。通过该系统的建立，变电站真正实现了无人操作管理和低规模高效率的运营模式。

1.1.2 分层分布式结构集中式组屏的综合自动化

1.1.2.1 分层分布式结构的概念所谓分布式结构，是在结构上采用主从CPU协同工作方式，各功能模块之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了集中式结构中独立CPU计算处理的瓶颈问题。

通过对实践数据的汇总分析，人们发现该系统模式不仅适合中小型的发展模式，同时也适合较大规模的电力系统，它将变电站的各个构成部件分割成不同的组屏，既减少了故障发生时对整体电路的影响，同时也方便各个构成部件的内部调整。

1.1.2.2 分层分布式集中组屏综合自动化系统结构。该系统结构具有如下优势，首先它的安全性更高，当电力系统出现故障时，该系统只影响到故障产生的局部，而对整体电路没有根本影响，这就一定程度上降低了对电路的整體影响；其次，该系统的电缆安排相对较为合理，电缆的使用量缩减，降低了电力系统的经费支出；第三，通过多种方式的分工处理，有效的缓解了控制中心的工作负荷量；第四，该系统能够与主控制中心建立密切的联系，故障发生时能够得到有效的控制。

1.2 分散分布式与集中相结合的综合自动化系统结构。

它采用“面向对象”即面向电气一次回路或电气间隔的方法进行设计的，间隔层中各数据采集、控制单元和保护单元做在一起，设计在同一机箱中，并将这种机箱就地分散安装在开关柜上或其他一次设备附近，这样各间隔单元的设备相互独立，仅通过光纤或电缆网络由站控机对它们进行管理和交换信息，这是将功能分布和物理分散两者有机结合的结果。

1.2.1 分散与集中相结合的变电站综合自动化系统结构框架。将配电线路的保护和测控单元安装在开关柜内，而高压线路保护和主变压器保护装置等采用集中组屏的系统结构称为分散和集中相结合的结构，适合应用在各种电压等级的变电站中。

1.2.2 优越性

首先，辅助设施数量减少，设备经费投资相对降低，为电力系统节约了经济成本，同时缩小了主控室的内部面积，有利于实现无人化操作；第二，设备数量减少的同时设备安装和维修工作量也降低，提高了工作效率；第三，分散的结构形式，减少了对整体的影响，方便检修人员分批分部件检修，有利于电力系统的稳定运行。

总之，随着变电站自动化系统软件和硬件设施的不断完善，未来我国电力系统实现无人自动化操作是具有现实意义的。

2、变电站综合自动化系统的硬件原理

目前变电站硬件设施的一个发展趋势是综合系统由若干小型系统组成，而各小型系统又分布为若干的内部模块，不同模块主要功能的实现主要依赖于内部软件。一个变电站综合自动化系统中各个子系统的典型硬件结构主要包括：模拟量输入/输出回路、微型机系统、开关量输入/输出回路、人机对话接口回路、通信回路、电源。

2.1 模拟量输入/输出回路变电站综合自动化系统采集的变电站的电流、电压、有功功率、无功功率、温度等都是属于模拟量。模拟量输入电路的主要作用是隔离规范输入电压及完成模/数变换，以便与CPU接口，完成数据采集任务。模拟量的作用是把微型机系统输出的数字量转换成模拟量输出，由数/模（D/A）变换器来完成。

3、传输线路的远程保护

目前，各电力系统为了提高线路运输的安全性和可靠性，都相继引进了继电保护装置，虽然远程继电保护能够对传输线路进行一定程度的保护，但是，由于继电保护的信息数据接收是受到限制的，所以数据分析不全面，尤其是受到储存器功能的限制，储存器的信息可能出现循环利用，这检验中干扰继电保护装置的判断。同时这种特性能做到连续监视传输线路负载，此外还能捕捉电力信号在正常一故障过渡时的预兆故障值和故障值。

4、结束语

变电站自动化系统概述 篇4

1 系统特征

1.1 完整的变电站自动化解决方案

方案从设计开始, 就避免以往采用拼凑式构成的变电站自动化系统从单元设备、通讯网络到监控系统等方面带来的限制, 减少从工程设计、生产、运行、维护以及系统扩展等各个环节的协调工作量, 从而使系统构成的方式更加清晰, 使系统信息的获得更加快捷, 维护工作更简单, 系统扩展更方便。

1.2 平衡式现场总线网络构成无瓶颈的快速响应系统

间隔层的单元设备采用CAN现场总线的通讯方式, 使得系统在信息的采集、传输、响应等各个环节有较大的提高。

传统的通讯方式无法避免通讯系统繁琐和速度缓慢的缺陷, 使得在以往的变电站自动化系统中, 通讯问题始终没有一个理想的解决方案, 现场总线的应用缓解了这一需求。

1.3 人性化设计理念

在单元设备中, 系统采用了“免调试”概念设计、“即插即用”的设计方法以及通用的软、硬件平台。采用了全汉化显示/操作界面, 使使用者可以方便的进行设备的调试、运行于维护工作。

1) 全汉化液晶显示, 全汉化菜单方式, 操作简便。

2) 采样回路, 采用高精度、高稳定的器件, 避免因环境改变或长期运行造成的采样误差增大。

3) 采样回路误差采用软件数字整定, 系统通过串行EEPROM放于交流插件, 上电自动读取, 保证现场更换板件方便, 即插即用。

4) 产品无可调节元件, 大大提高运行的稳定性。5) 完善的自校、自检功能, 满足检修的要求。

6) 通用硬件平台设计, 现场更换板件方便快捷, 减少备件的准备量。

1.4 高标准化通用平台

1) 单元设备的通用性得到提高, 多种产品的硬件完全统一, 产品的使用和维护更简单可靠。

2) 单元设备在诸如模块转换回路的精度和动态范围、测量回路的精度和稳定性得到提高。

3) 单元设备可以记录完整的过程信息, 并将此信息保存在非易失性存储器中, 实现了过程的全息再现, 为系统的运行和分析提供了有力的保障。

4) 软件采用模块化设计, 可以实现从一个硬件平台到更高硬件平台的轻松过度, 保证了产品保护原理、保护逻辑、保护功能的完美继承, 有利于软件的升级。

1.5 高标准的电磁兼容性能

单元设备设计不再局限于某些部分满足某些抗干扰标准, 而是从单元设备的交流输入、直流电源、开关量输入、开关量输出以及通讯等各个环节进行电磁兼容设计。

单元设备采用分面板、背插式结构, 强、弱电回路在物理空间上严格分开。使强电回路的干扰降到最低。对关键器件的选择, 不仅仅局限于功能上的满足, 而且注重其电磁兼容性能, 印制线路板精心设计等。上述措施的实施, 确保装置整体的电磁兼容性能的提高。

2 系统中保护与监控

由一个保护测控单元独立完成一个间隔的保护、遥测、遥信、遥控、遥脉通讯等功能是90年代后期继电保护制造商推出的新一代中、低压系统保护、测控一体化产品, 也是变电站自动化系统的发展方向。

1) 继电保护以被保护的一次设备为对象, 独立设置, 直接由相关的PT与保护CT输入电气量, 动作后由接点输出, 直接作用于相应断路器的操作回路。

2) 继电保护绝不依赖通信网, 只是在保护动作后通过通信网向站控中心报告动作信息。

3) 保护的电流量接保护CT, 测量用电流接测量CT, 保护和测量各具独立的交流采样回路, 既保证了保护所要求的抗饱和性能, 又满足了测量的精度要求。

4) 分面板背插式结构, 数字整定交流采样通道误差, 长度自适应数据窗算法, 集成配网自动化一体化系统功能。

5) 遥信的采集与保护的开入采集分开使用电源, 符合现场习惯。保护出口与遥控出口分别有独立的继电器输出, 保证绝对的可靠。

6) 自带操作回路, 不需要附件设备可直接操作开关, 自适应式跳合闸保持电流, 可靠灵活。

7) 真正的防水、防尘、抗震动设计, 适合安装于开关柜等运行环境较恶劣的现场, 做到间隔层单元的彻底下放。

3 系统的通讯

变电站自动化系统要求站内所有智能设备的信息共享, 同时要与外部系统实现信息共享。早期的变电站自动化系统采用串行通讯技术来实现通讯, 在实际中暴露出通讯速率低、不能实现平衡传输, 不能在通讯网中设置一个以上的主机等诸多问题。CAN现场总线技术在变电站自动化系统中的应用, 彻底改变了上述状况。CAN现场总线技术是德国Bosch公司为分布式系统在强电磁干扰、恶劣工作环境下可靠工作而开发的网络技术, 是一种支持分布式和实时控制的串行通讯网络, 具有很高的实时处理能力。其特点是:

1) 网上任一节点可在任一时刻向其他节点发信, 不分主从, 实现真正的多主式系统。

2) 采用非破坏行总线仲裁技术, 当两个节点同时向网上发信时, 优先级别低的信息自动停发, 而不影响优先级别高的信文发送, 保证在网络负载很重时, 不会导致网络瘫痪。

3) CAN节点在严重错误情况下, 具有自动关闭总线的功能, 使总线上其他节点不受影响。

4) 通讯速率可达1Mbps, 通讯距离可达10KM。可支持110个节点, 2032种数据帧。

变电站综合自动化通信系统研究 篇5

摘要：介绍了变电站自动化系统中通信网络的作用、通信网络的性能要求、网络的结构模式和网络通信体系及报文分类，主要探讨了分层式变电站自动化系统通信网络方案选择和设计过程中需要遵循的原则，给出了电压等级和复杂程度不同的变电站自动化系统通信网络的具体方案。

关键字：变电站自动化

;通信技术

;嵌入式以太网

0 引言

随着计算机技术和通信技术的发展，尤其是网络技术的应用，变电站自动化系统在通信技术的推动下发展成为典型的分层分布式结构。该结构一般分为 3层:变电站层、间隔层和过程层。其中, 过程层包含变电站内的生产过程设施, 如变压器、断路器及其辅助接点、电流和电压互感器等, 主要负责现场数据采集、提供 I /O 接口等;间隔层包含测量和控制单元, 负责该单元线路或变压器的参数测量和监控, 断路器的控制和连锁等。变电站层包含全站性的监控主机,通信及控制主机, 实现管理等功能的工程师站[1]。

变电站自动化系统的通信任务一方面是实现站内通信功能, 完成对全站一、二次设备和装置运行情况的数据信息采集和控制命令的传输;另一方面完成与上级调度或集控中心的通信, 向上传送变电站运行的实时信息, 接收和执行上级下达的控制命令。由于数据通信的重要性, 可靠的通信成为系统的技术核心, 加上变电站的特殊环境和系统要求, 对变电站自动化系统的通信提出了以下要求: 快速的实时响应, 即变电站自动化系统要求及时地传输现场的实时运行信息和操作控制信息, 在电力工业标准中对系统都有严格的实时性指标, 网络必须很好地保证数据通信的实时性;高可靠性和抗干扰性, 即变电站内通信环境恶劣, 干扰严重, 网络的故障和非正常工作会影响整个系统的运行。因此, 变电站自动化系统的通信系统必须保证很高的可靠性。

1.通信在变电站综合自动化系统中的作用

通信技术的发展使变电站自动化系统较以往控制模式产生了巨大的变化，由早期集中式微机控制系统发展为分层分布式的系统结构，从而达到：（1）实现变电站无人值班或少人值班。（2）不仅完成变电站遥控、遥调、遥信、遥测的功能，而且主站可以通过通道传送图像信号，实现遥视功能。（3）数据传输更快，实时性更强。（4）系统工作可靠性高，间隔层与变电站层只通过通信网连接，任一层设备故障，不影响其它设备正常运行。（5）灵活性高，网上增加或减少触点非常方便。

由于数据通信在变电站综合自动化系统内的重要性，经济可靠的数据通信成为系统的技术核心，而由于变电站的特殊环境和综合自动化系统的要求，使变电站综合自动化系统内的数据网络具有以下特点和要求：（1）快速的实时响应能力。变电站综合自动化系统的数据网络要及时地传输现场的实时运行信息和操作控制信息，在电力工业标准中对系统的数据传送都有严格的实时性指标，因此网络必须很好地保证数据通信的实时性。（2）很高的抗干扰性能及可靠性。变电站内通信环境恶劣，干扰严重，而电力系统通信网络的故障和非正常工作会影响整个变电站综合自动化系统的运行，因此，变电站综合自动化系统得通信子系统必须保证很高的可靠性[2]。

2.通信网络的性能要求及结构模式

变电站自动化系统通信网络是影响整个系统性能的重要因素。变电站自动化系统对内部信息数据传输的实时性、可靠性要求很高；另外，由于分期建设、设备改造、功能升级等原因，通信网络还必须具备很好的兼容性、开放性和灵活性。在1997年8月国际大电网会议上，WG34.03工作组提出了变电站站内通信网络传输的时间要求：(1)设备层和间隔层之间、间隔层内各设备之间、间隔层各间隔单元之间为100ms；(2)间隔层和变电站层之间为10000ms；(3)变电站层各设备之间、变电站和控制中心之间为1000ms；(4)各层之间的数据流峰值为：设备层和间隔层之间数据流大概为250 kb/s，取决于模拟量的采样速度，间隔层各单元之间数据流约为60 kb/s或130 kb/s，取决于是否采用分布母线保护；间隔层和变电站层之间及其他链路之间数据流大概在100 kb/s及以下。

长期以来变电站自动化的通信较多地采用串行总线，近年来现场总线在变电站自动化通信中的应用取得了巨大的成功。变电站自动化系统的通信网络结构一般是基于以太网／总线的分层的拓扑结构，通信技术主要有RS-422/485、CAN总线、LonWorks网、以太网等。随着计算机和通信技术的进步，系统网络化和体系开放性成为发展的趋势，以太网技术正被引入变电站自动化系统过程层的采集、测量单元和间隔层的保护、控制单元中，构成基于以太网的分层式变电站自动化通信网络系统，尤其是嵌入式以太网技术在电力系统中的应用越来越广泛[3]。

3．网络通信体系及报文分类

IEC TC57 按照变电站自动化系统所要完成的测量、控制和保护三大功能从逻辑上将系统分为3层，即变电站层、间隔层和过程层，并定义了9 种逻辑接口。如下图1 所示：④⑤用于过程层和间隔层之间通信，①③⑥⑨用于间隔层内部及与变电站层的通信，⑧是间隔层之间通信。对于该网络结构，决不是短期内就可以实现的，它需要电力一次、二次设备生产商共同努力才能实现。针对目前的情况，一次设备的智能化虽然已有学者开展研究，但还没有带网络接口的产品出现，所以建议采用两种渐进的方式，首先过程层仍采用硬线连接，而间隔和厂站采用以太网通信，另外可在一次设备和二次设备之间加入智能I/O 单元，来实现接口④⑤[4]。

变电站层①③⑥⑨⑧间隔层间隔层间隔层④⑤④⑤④⑤过程层过程层过程层

图1 基于以太网的变电站自动化系统结构

定义了7 种类型报文，即：快速报文、中速报文、低速报文、原始数据报文、文件传输报文、时间同步报文和具有访问控制的命令报文。通过分析和研究，笔者从时域的角度，把上述变电站自动化系统中7 种类型的报文分为3 种类型通信：周期性通信、随机性通信、突发性通信。（1）周期性通信原始数据报文属于周期性通信，主要是过程层通过接口④，周期性地向间隔层传递过程采样数据。根据设定采样频率的不同，传输一般要求在3ms 或10ms 内完成。（2）随机性通信低速报文、文件传输报文、时间同步报文和具有访问控制的命令报文属于随机性通信，这类通信一般符合负指数分布，传送报文的数据量大，但时间稍宽松。（3）突发性通信快速报文、中速报文属于突发性通信，报文数量少，但时限要求高。

4.通信控制器模式

通信控制器模式又称为4层模式，在这种模式中变电站自动化系统的通信网络共分为4个层次：过程层、间隔层、通信控制层、变电站层，如图2所示。在四层结构中，变电站层和通信控制层一般采用以太网通信，过程层和间隔层采用RS-422/485、CAN总线、LonWorks网。这种结构通过通信控制器可以快速实现站内网络通信，成本较低，早期应用非常广泛，目前仍在许多低压变电站和少量220 kV及以上高压变电站当中应用[5]。但是当间隔层设备较多时通信控制器就会成为影响系统性能的瓶颈，虽然可以通过双通信控制器来改善，仍然难以克服通信故障率增加、效率降低等问题。监控机1站控层监控机2 监控机m...远方调度以太网通信控制层值班通信控制器备用通信控制器RS232、RS485或现场总线间隔层智能电子装（IED）...智能电子装置（IED)过程层一次设备

图2通信控制器结构框图

4.1 嵌入式以太网在变电站自动化系统中的应用模式[6] 嵌入式以太网作为变电站自动化系统的内部通信网络, 有2 种应用模式:①每个智能电子装置(IED)配置1个嵌入式以太网接口,每个IED作为一个以太网节点直接连到以太网上;②几个IED通过RS485,MODBUS 或现场总线等方式连在一起,然后用嵌入式以太网接口作为一个以太网节点连到以太网上。从国外的应用情况来看, 这2种应用模式分别以GE 公司的GESA系统和GE-Harris 公司的PowerComm 系统为代表。在选择嵌入式以太网应用模式时, 本文主要考虑了如下因素:①超高压变电站系统的二次系统一般都是基于间隔(bay)设计的;②超高压变电站自动化系统内部通信网的可靠性要求很高, 要求可方便地构成双网结构;③成本问题;④产品向下兼容性问题。基于以上考虑, 本文提出了以太网与LonWork s现场总线相结合的方案。如图3所示。

变电站层后台机工程师站远方机10Mbit/s以太网监控网1 10Mbit/s以太网监控网210Mbit/s以太网录波网 间隔层测量单元1...测量单元n设备层装置11...1间隔层装置1n...装置n1...间隔层n装置nn 图3 以太网与LonWorks 网相结合的系统方案配置

以间隔为单元, 将站内通信网设计为2 层, 间隔以上用10Mbit/s嵌入式以太网构成站内通信的主干网络, 该网络负责后台机、远动机等PC 机和各间隔进行通信。在间隔内部用LonWorks现场总线把各保护装置连在一起。LonWorks网上的信息通过间隔层的测控单元上传到主干网上。测控单元是整个方案的核心和关键。测控单元完成两大功能: 通信功能和测控功能。这种方案实际上将嵌入式以太网与LonWorks现场总线技术相结合, 发挥了各自的优势。底层的各种保护设备可不做任何改动, 保持了产品的向下兼容性。

新型通信网络与CSC2000系统原有网络相比,具有以下一些优点:①网络带宽资源大大增加;②故障录波数据上传速度大大加快;③易于与PC机接口;④易于与广域网相连。

5.通信网络方案选择[7] 网络通信方案是构成变电站自动化系统至关重要的环节，由于变电站的特殊环境和自动化系统的要求，并且受到性能、价格、硬件、软件、用户策略等诸多因素的影响，其通信网络方案的选择很难一概而论，不同类型的变电站对自动化系统的通信网络有不同的要求，变电站自动化系统的网络通信方案选择和设计应遵循下列基本原则：通信网络具有合理的分层式结构；各层之间和层内选择适当的通信方式；高可靠性和快速实时响应能力；优良的电磁兼容性能。基于以上基本原则，给出电压等级和复杂程度不同的变电站自动化系统通信网络方案。

(1)低压变电站通信网络

对于35 kV变电站和110kV的终端变电站可采用RS-422/485的总线结构网络；若规模较大时则应考虑选择CAN总线、LonWorks网等现场总线网络。RS-422/485串口传输速率在1km内可达100kb/s，RS-422为全双工，RS-485为半双工，访问方式为主从问答式。RS-422/485网络的缺点是接点数目较少，不易实现多主冗余，通信有瓶颈问题，还有信号反射、中间节点问题。

(2)中压变电站通信网络

中型枢纽110kV变电站的多主冗余要求和节点数量增加使RS-422/485难以胜任。CAN总线、LonWorks网一般可以胜任。500 m时LonWorks网传输速率可达1 Mb/s，LonWorks网在监测网络节点异常时可使该节点自动脱网，媒介访问方式LonWorks网为载波监听多路访问/冲撞检测(CSMA/CD)方式，内部通信遵循Lon Talk协议，LonWorks网为无源网络，脉冲变压器隔离，抗电磁干扰能力很强，重要信息有优先级。CAN总线是是一种多主总线，通信介质可以是双绞线、同轴电缆或光纤，在小于40 m时通信速率可达l Mb/s。

CAN总线的一大特点是废除了传统的站地址编码，而对通信数据块进行编码。采用这种方法的优点可使网络的节点数在理论上不受限制，数据块的标识码可由11位或29位二进制数组成，数据段长度最多为8个字节，可满足工业领域中控制命令、工作状态及测试数据的一般要求，8字节不会占用总线时间过长，保证了数据通信的实时性。

(3)高压及超高压变电站通信网络

220kv及以上变电站节点数目多，站内分布成百上千个CPU，数据信息流大，对速率指标要求高(要求速率130kb/s)，现场总线网络的实时性、带宽和时间同步指标会力不从心，应当考虑基于以太网的通信网络。以太网为总线式拓扑结构，采用CSMA/CD介质访问方式，物理层和链路层遵循IEEE802.3协议，应用层采用TCP／IP协议,传输速率高达10Mb/s，可容纳1024个节点，距离可达2.5km。

由以上分析可见，具体采用何种方案应当在遵循有关基本原则的基础上根据变电站的电压等级、具体情况、成本等因素综合考虑。

6.结论

在设计变电站自动化系统通信网络方案的过程中，应遵循变电站自动化系统通信网络设计的基本原则，结合实际情况选择适当的网络结构和通信技术，针对不同电压等级和复杂程度的变电站有着不同的解决方案。在本文中提到基于嵌入式以太网的变电站自动化通信网络。这也是未来发展的趋势，为了实现变电站自动化通信系统更好的开放性、鲁棒性和互操作性，对基于嵌入式以太网的变电站自动化通信网络的优先级和实时性等问题需要重点考虑。

7.文献资料

[1]王晨皓.现场总线技术及其在变电站自动化中的应用[J].河科学,2004,22(6):859-862.[2]李静,于文斌.以太网在变电站自动化系统通信中的应用[J].电力自动化设备，2006,7.[3]任雁铭,操丰梅,秦立军等.基于嵌入式以太网的变电站自动化系统通信网络[J].电力系统自动化,200l,25(17):36-38．

[4]孙军平,盛万兴等.新一代变电站自动化网络通信系统研究[J].中国电机工程学报，2003,3(23):16-19.[5]王海峰,丁杰．对变电站内若干网络通信问题的探讨[J].电网技术,2004,28(24)：65-68,73．

浅述变电站综合自动化系统 篇6

一、变电站的结构

（一）分布式系统结构

按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备，将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。

（二）集中式系统结构

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。由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。

（三）分层分布式结构

按变电站的控制层次和对象设置全站控制级——变电站层（站级测控单元）和就地单元控制级——间隔层（间隔单元）的二层式分布控制系统结构。也可分为三层，即变电站层、通信层和间隔层。

这种结构相比集中式处理的系统具有以下明显的优点：可靠性提高，任一部分设备故障只影响局部，即将“危险”分散;可扩展性和开放性较高，利于工程的设计及应用;站内二次设备所需的电缆大大减少，节约投资也简化了调试维护。

二、变电站综合自动化存在的问题

（一）生产厂家的问题

一是变电站综合自动化设备的生产厂家过分重视经济利益，用户又过分追求技术含量，而不重视产品的性能及实用性，结构、可靠性很差，甚至有些产品生产过程中缺乏起码的质量保证措施，有些外购部件更是缺乏管理，因而导致部分投产的变电站问题较多。二是生产厂家对变电站综合自动化系统的功能、作用、结构及各项技术性能指标宣传和介绍不够，导致电力企业内部专业人员对系统认识不透彻，造成设计漏洞较多。

（二）不同产品的接口问题

不同厂家的产品要在数据接口方面沟通，需花费软件人员很大精力去协调数据格式、通信规约等问题。当不同厂家的产品、种类很多时，问题会很严重。

如果所有厂家的自动化产品的数据接口遵循统一的、开放的数据接口标准，则上述问题可得到圆满解决，用户可以根据各种产品的特点进行选择，以满足自身的使用要求。

（三）抗干扰问题

变电站综合自动化系统的抗干扰问题是一个非常重要然而却常常被忽视的方面。传统上的变电站综合自动化设备出厂时抗干扰试验手段相当原始，仅仅做一些开关、电焊机、风扇、手提电话等定性实验，到现场后往往也只加上开合断路器的试验，一直没有一个定量的指标，这是一个极大的隐患。

（四）有关监控程序稳定性的问题

变电站实现综合自动化后，无论是有人值班还是无人值班，操作人员不是在变电站内就是在主控站或调度室内，面对显示器进行变电站的全方位监视和操作。所以监控系统能否保持长时间稳定无故障的运行，对提高变电站的运行管理水平和安全可靠性是非常重要的。

变电站实现综合自动化后，很多的运行维护工作都需要通过微机装置来完成。但综合自动化装置的硬件更新换代非常快，所选用的设备可能很快就变成落后产品。监控软件有时会存在难以发现的缺陷，以至导致监控维护工作不能正常进行，影响变电站的安全运转。随着综合自动化技术的不断进步，这些问题都会逐步得到解决。这也提醒设计人员在选择综自产品及后台监控系统时，要综合考虑多方面因素，选出一种程序运行稳定、功能齐全、硬件配置相对超前的综自产品。

三、结语

随着国民经济的飞速发展，电力工业作为很重要的国家战略企业，十分重视电力系统综合自动化技术的发展。实现变电站综合自动化，是电力工业发展的趋势，对电力技术的发展来说，具有重要的意义，也是电力工业发展的显著标志。虽然变电站综合自动化技术在20世纪80年代后才被开发应用，但由于在技术性能上的潜在能力，必将被广泛地应用于国家各个城网和农网中，应用前景十分巨大。

变电站综合自动化系统浅析 篇7

随着微机技术的应用与发展, 变电站的各种智能化设备 (测控单元、保护单元、自动装置) 逐步智能化、小型化, 这些设备简称为智能化电子装置IED, 每个IED承担局部自动化功能, 并按分布控制的原理由网络联成一个整体, 称为变电站综合自动化系统。90年代中期, 伴随着计算机、网络和通信技术的飞速发展, 结合变电站的实际情况, 各类分散式变电站自动化系统纷纷研制成功并投入运行。分散式系统的特点是各现场输入输出单元部件分别安装在中低压开关柜或高压一次设备附近, 现场单元部件可以是保护和监控功能的二合一装置, 用以处理各开关单元的继电保护和监控功能, 亦可以是现场的微机保护和监控部件分别保持其独立性。

在变电站自动化技术发展过程中, 尤其是全分散式变电站自动化系统, 以下技术关键是应该予以重点关注的。

二、系统结构与性能1系统性能特点

(1) 系统的可用性

变电站综合自动化的监控和管理系统适应不同的工作环境, 现场安装后可立即使用并稳定可靠运行。

(2) 系统的可维护性

系统的软、硬件设备十分便于维护, 各部件都具有自检和联机诊断校验的能力, 为维护人员提供了完善的检测维护手段, 包括在线的和离线的, 都能准确、快速的进行故障定位, 维护人员都能在现场自行处理。

(3) 系统的可靠性

计算机监控和管理系统具有很高的可靠性。其平均无故障时间MTBF为:主要设备大于20000h, 系统总体大于17000h。

(4) 系统的容错能力

系统的软、硬件设备具有良好的容错能力。当各软、硬件功能与数据采集处理系统的通信出错, 或当运行人员在操作时发生一般性错误时, 均不引起系统的保护功能丧失或影响其它模块的正常运行。

(5) 系统的安全性

在任何情况下, 硬件和软件设备的运行都不会危急变电所的安全稳定运行和工作人员的安全。

(6) 系统的抗电磁干扰能力

系统具有足够的抗电磁干扰能力。

2信息采集方式

对一个较先进的变电站综合自动化系统而言, 其信号采集应该是可以完全分散分布和下放的, 因为只有这样才能最大限度地减少二次控制电缆, 简化二次回路。特别是在10KV变电站, 可将测控部分合并在10KV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CT。

3控制命令执行方式

控制指令包括远方站控中心 (调度中心) 和站内人机控制工作站发出的控制信号以及无功一电压、主变分接头控制输出、同期检测输出等。对于完全分布式结构系统, 这样的控制指令是通过计算机数字通信直接下达给分散安装的控制单元, 由其出口来执行实现这些控制操作。与以往的集中方式相比较而言, 完全分布式系统更加简单、直接、明了。

4网络结构与通信

分散分布式结构, 各间隔层与站级层所有控制指令、数据传送、信息交换等都是通过计算机数字通信实现的。这就对承担数字通信的物理介质的可靠性、实时性提出了非常高的要求。

因此在变电站自动化向分散式系统发展时, 采用计算机网络的优点来替代传统串口通信成为一种趋向。计算机网络内计算机之间是相互独立和平等的, 国内推出的系统采用较多的是现场总线型通信方式。现场总线网是一种多点共享的广播通信信道网, 较点对点通信信道网 (星形网) 为优, 各接点连在一条总线上 (亦可采用冗余总线) , 不像星形网二接点间通信需通过中心接点。当然总线型网要有控制机构解决两个以上接点同时发送信息的冲突。现场总线网还可以设置传输优先级, 安排信息传输的先后, 这与变电站各类信息有不同传输响应时间的要求是相适应的。

三、变电站自动化技术发展趋势

变电站自动化系统国内外均是向全分散式系统发展, 并与计算机技术、网络技术和通信新技术紧密相连, 变电站自动化新技术动向主要表现在以下方面。

1系统结构

目前的变电站自动化系统中, 面向对象技术已成为一个十分流行的趋势, 即不单纯考虑某一个量, 而是为某一设备配备完备的保护和监控功能装置, 以完成特定的功能, 从而保证系统的分布式开放性。从技术的发展趋势看, 将来的测控设备还将和一次设备完全融合, 实现所谓的智能一次设备, 每个对象均会有保护、监控、计费、操作、闭锁等一系列功能及信息库, 面向自动化的仅是一对通信双绞线, 该双绞线以网络方式与计算机相连。原先的自动化系统基本只能集中配屏, 由于面向对象设计思想的深入以及一次设备的整体化设计, 系统结构将由集中式向部分分散式或全分散式发展, 变电站内不再有规模庞大的测控屏以及大量连接信号源和测控屏之间的铜芯电缆, 全部测控装置下放在就地, 实现所有功能, 而在控制室, 取而代之的是一个计算机显示器甚至仅为一台临时监视、操作使用的便携机。

完全分散式的实现依托当今飞速发展的计算机及网络技术, 特别是现场总线技术。这一技术的使用已使得自动化系统的实现简单得多, 性能上也大大优于以往的系统。

2通信及规约

典型的变电站综合自动化系统, 可分为三个层次。第一层为分布式的综合设备, 它们把模拟量、开关量数字化, 实现保护功能、上送测量和保护信息、接收控制命令和定值参数, 是系统与一次设备的接口。第二层次为站内通信网, 它的任务是搜集各综合设备的上传信息, 下达控制命令及定值参数等, 是信息流动的动脉。第三层次是变电站层的监控及通信系统, 它的任务是下与站内通信网相连, 使全站数据进入数据库, 并根据需要向上送往调度中心及控制中心, 实现远方通信功能, 同时, 通过人机界面、数据处理能力, 实现就地监控功能, 是系统与运行人员的接口。其中通信层在这里起着举足轻重的作用更使变电站自动化系统发生了根本的变化, 这些变化集中表现在以下几个方面。

(1) 在测控单元和通信单元之间

首先是引入现场总线技术, 现场总线技术不仅具有高速 (达1MHz及以上) 传输特征, 并且具备“多路侦听自动上送”的功能, 解决了多CPU系统的信息传输及突发事件的优先传输问题。变电站自动化已大规模推广并已有大量变电站实现无人值班, 作为“枢纽工程”的通信系统, 必须采用双网络来提高系统的可靠性。在通信媒介方面, 光纤是较为理想的通信媒介, 但由于价格及施工方便等方面的因素, 双绞线仍将被普遍采用。

(2) 在当地计算机和通信单元方面

由于利用变电站自动化来实现无人值班, 因此其传递的信息容量将很大 (不仅要传递监控、保护的信息, 还要传递数字电量、录波及其它安全自动装置的信息) 。由于计算机 (工作站) 及LAN技术已十分成熟, 利用LAN技术来传输信息已成为近距离计算机通信的优选方案。从系统整体的可靠性考虑, 应配各双通信单元, 双太网、双计算机来实现信息的传输及管理, 该方案的通信媒介大多采用双绞线。

(3) 与多个控制中心的连结

与控制中心 (远方计算机) 的连接突出表现在通道和通信协议上。在通信通道上, 有传统的微波、载波、光纤、卫星等传输链路, 这些通道基本上是专线或临时专线。而近年发展起来的网络技术可为其提供一个或多个虚拟通道, 尤其是国家电力一般数据网的建立, 为这种数据传输方式提供了强有力的手段。

由此可见, 变电站自动化的信息传输已逐渐向网络方向发展, 并将由局域网互联向广域网互联发展, 由此而带来的电力系统信息共享的益处将是巨大的。

3系统性能

早期的变电站自动化系统仅是实现基本“四遥”, 功能对基本的变电管理, 而将来的变电站自动化系统将赋予一些新的功能。如今的变电站自动化系统测控技术已基本成熟, 并且已使用网络技术将变电站之内的许多智能装置进行互联及实现信息共享。但系统之内的许多资源远没有充分利用 (如:用于测控的CPU速率都很高, 还远未发挥其作用。共享的资源十分丰富, 却仅作一些统计之用) 。因此, 充分利用资源将是今后努力的方向, 如在实时数据的基础上实现电压无功控制、小电流接地判别、防误操作、事故应急处理方案、多台主变的经济运行方案伏化、线路同期、设备寿命管理、录波等功能。另外, 随着城网、农网配电自动化的开展, 变电站自动化亦将辅以一些配电自动化的功能要求。

四、对目前变电站综合自动化系统的几点体会与看法

1由于变电站综合自动化系统不同于常规变电控制系统, 它涵盖了整个变电站的二次系统, 一个小小的改动, 会带来大范围的修改。除此之外, 原本希望保护信息尽量全面以便于事故分析, 故将微机保护所发出的信息全部发送至自动化系统, 这样使系统数据的容量大大增加, 浪费了宝贵的系统资源, 同时, 也使得有些并不重要的保护信息发送至自动化系统, 影响了运行人员的分析、判断。因此, 微机保护上传的信息量应根据用户的需要加以筛选。

2变电站综合自动化系统对变电站保护、测量、控制、远动通迅等功能高度微机化集成, 这样使得各专业之间的传统界限被彻底打破, 这就对现有的专业设置和管理提出了新的要求。因此, 应将继电保护和远动两个专业合并为一, 以便于系统规划、设备运行管理和运行维护时协调统一。

3多数操作管理系统没有把微机监控系统与“五防”, 闭锁系统有机地结合在一起, 二者分别设置, 在实际运行中不能有效地指导电器设备的闭锁操作。因此, 把操作管理系统融入微机五防闭锁系统, 又能和微机监控系统有机地融为一体, 应是变电站综合自动化监控系统的必备功能。

4网络结构还有待加强, 网络物理介质应自选光纤。

5应进一步改善数据接口的开放性和发展图形逻辑编辑功能。

6应具备电话访问功能, 在任何有电话的地方, 均能通过便携式电脑读取站内信息。

7向用户提供各种灵活方便的系统维护、开发工具软件。

8发展到现阶段的变电站综合自动化技术急需国家技术归口部门制订相关的规程、规范、标准, 以便产品遵循统一的、开放的数据接口标准。

9变电站综合自动化组态模式中另一最为关注的问题是保护是否下放的问题。变电站综合自动化是一个跨专业的课题, 它应该是调度自动化、保护、变电管理、通信等专业综合起来考虑问题, 尽量做到设备不重复, 资源能共享, 但由于专业管理的原因, 微机保护一般不与其他装置混在一起, 保持其独立性, 与监控系统通信采用网络通信方式, 尽量减少信号电缆的数量。至于保护装置安装的地点, 如直接安装在配电柜上, 装在室外开关场的保护小间内, 或仍放于控制室内, 则应视现场条件和保护装置本身的抗干扰、抗恶劣环境的能力而定。

10变电站自动化系统的选择

(1) 系统的组网结构

选择合理的系统组网结构型式, 是成功设计的前提。由于国内尚未制定出完善的变电站自动化系统的标准和相关的规程, 再加上研制、开发厂家的起点不同和基本指导思想的差异, 可以说目前市场上这一领域是“百花齐放”。尽管有些产品的系统构成和功能已达到比较理想的程度, 但作为工程实用产品, 还必须针对当地运行管理部门的实际情况, 进行一些适当的调整。目前仍以RS—485网络构造的分层分布式监控保护系统、“一对一”模式为主流, 虽然有的观点认为控制保护单元装置分散布置于被控对象上, 当监控系统死机或发生故障时, 可能会因为走错间隔而造成不必要的误操作或延误操作时间, 但这一问题可以通过完善综合操作系统得以解决。分层分布式系统结构模式的优点是: (1) 、可靠性高, 各个单元模块集测量、保护、控制、远传等功能于一体, 既相互独立, 又相互联系; (2) 、减少了设备的投资, 各个单元模块与上位机之间仅需屏蔽双绞线连接即可; (3) 、抗干扰能力强。

(2) 后台操作系统 (监控系统) 的选定

优秀的后台操作系统是变电站自动化系统成功的关键。随着自动控制技术、通信技术、多媒体技术的不断发展, 用户对后台操作系统的要求也越来越高、越来越多样化。选择时主要考虑以下几个方面。

a.先进性与继承性。在计算机技术日新月异的今天, 选择后台操作系统要有发展的眼光, 如DOS操作系统很快被Windows95取代, 而现在真正32位的Windows98却成为主流。这并不是说一味地追求升级, 而是要把系统的稳定性、可靠性和设备的安全性放在第一位, 这一点一定要谨慎。尽量选用一些已有运行经验和发展前景的成熟产品、新技术, 如防死锁和交流采样自适应同步等技术。

b.操作与维护。在我国, 现有运行、维护人员的经验均基于常规二次设备, 因此软件平台设计的界面是否简单、直观、易操作便成了考察的首要条件, 开发生产厂家也必须正视这一现实。在选择综合操作系统时, 应多考察已经投产的产品、征询运行维护人员的意见, 就其人机界面、功能模块的适应性、自检功能等进行全面的比较, 必要时可以请厂家进行软件的演示和讲解。

c.系统的完整性和开放性。选择后台综合操作系统时, 系统功能的完善性是重要的抉择条件之一, 如是否采用了先进的防死锁技术、是否留有与五防闭锁装置的接口、是否包含必要的通信软件、“四遥”软件等。随着变电站运行管理水平的不断提高, 在不影响监控系统可靠性的前提下, 还要求系统的管理功能比较完善, 如增加设备资料情况、运行日志管理, 继电保护定值及动作情况统计分析管理, 电能计量管理等管理模块。另外, 后台操作系统的开放性也是考察的重要条件之一, 因为任何一个变电站在建成之后并不是一成不变的。例如, 一些用户在运行一段时期之后会有增加一台变压器、母线变色、修改运行数据、报表修改等需要, 这就要求后台操作系统有很好的开放性。

(3) 系统的抗干扰能力和自诊断功能

变电站内一次设备很集中, 而开关、隔离刀闸的操作, 雷电波侵入等都是不可避免的干扰源。我们在总体设计时, 为了节约电缆、减少弱电信号的衰减、提高抗干扰能力, 尽量使控制、保护单元靠近被控设备。但从另一方面看, 同时也就把现地控制单元推向恶劣的工作环境。这就要求系统和设备本身对大电流、强磁场、振动等强干扰源有很好的抑制措施。虽然光纤网具有较好的抗干扰和隔离效果, 但其投资的昂贵和安装维护的复杂性, 又使用户难以接受, 目前仅在较为重要的变电站采用。后台操作系统本身还应具有较完善的自诊断功能, 对计算机、人机接口、通信接口、过程接口等设备的状况进行在线或离线诊断, 当出现故障时要及时登录报警, 对于冗余的设备还要能完成自动切换。

11变电站电气一次设计的配合

(1) 主接线型式和电气设备的选择

由于以先进的电气一次设备和计算机为主体的二次监控、保护系统构成的变电站可靠性越来越高, 功能越来越完善, 我们在确定主接线型式时, 应以可靠、简化、明了为原则。对室内中压侧 (35KV、10KV侧) , 宜采用单母线分段接线型式, 特别是铠装式手车柜, 其母线故障概率极低, 因此采用双母线接线型式来提高可靠性, 其实已无多大实际意义。对110KV (及以上) 电压等级的设备, 如条件允许, 也应优先考虑选用免维护或少维护产品 (如GIS、SF6系列) , 以提高整个变电站的安全可靠性。

(2) 总体布置观念的变化

变电站自动化系统综合考虑了变电站对数据采集、处理的要求, 以计算机技术实现测量、保护、监视、控制、信号等功能。一般通过两种方式, 即集中组屏方式和分散配置方式来实现。传统的设计模式是通过传感器、变送器等把所有被控设备的状态、电量、非电量等信号集中到中央控制室, 然后由计算机按照规定的数学模型进行计算、判断, 进而对被控设备进行控制。可这样给我们带来了很多问题:大量的变送设备;经常发生在由被控设备引至中央控制室的控制电缆故障;繁琐的安装调试工作;同时也使用户对系统的可靠性产生了疑问, 而设计方却只能通过增加投资设置冗余备份来提高其可靠性。用分层分布式系统结构将测量、保护、控制功能尽量分散安装到各开关柜上, 采用单一的光纤 (或屏蔽双绞线) 代替了连接开关柜与中央控制室的控制电缆, 大大减小了中央控制室的面积, 节约了电缆, 提高了可靠性。特别是对一些“无人值班、少人值守”的变电站, 有观点认为甚至可以不设置中央控制室。所以, 我们在进行变电站总体布置设计时, 应转变传统的观念, 合理考虑布置方案。

变电站自动化技术发展到现在, 已经比较完善、成熟和可靠。有关的管理部门也正在实施其标准化工作, 希望能实现产品的“四统一”, 即统一设计思想、统一设计模式、统一功能要求、统一通信规约。

五、结束语

变电站综合自动化系统正在发展, 在城农网建设改造工作中, 无论从其技术性、重要性、投资数和任务量都占有相当的地位, 市场前景十分广阔, 高新技术的应用和现场实际要求的有机结合, 将促进变电站综合自动化技术更加完善。

参考文献

[1]崔爱国:《变电站综合自动化系统技术分析》, 电厂电站设备, 2003, 1[1]崔爱国:《变电站综合自动化系统技术分析》, 电厂电站设备, 2003, 1

变电站自动化系统发展概述 篇8

关键词：变电站,自动化,智能化,网络化

变电站作为电网系统进行电能传输和转换的关键环节, 对电网的安全可靠运行具有十分重要的作用, 随着科技的发展, 变电站自动化技术得到广泛应用。变电站自动化系统是集计算机技术、信息通信技术、电子信号处理技术和传感器技术为一体的综合性系统, 能够实现对变电站设备运行的监测和控制。

1 变电站自动化系统发展历程

1.1 早期的变电技术

自上世纪40年代, 早期的变电站传输技术已经开始起步, 它是在电话交换机和电子技术基础上发展起来的, 最早的变电设备由电话继电器、步进电机和电子管组成, 结构简单, 功能单一。到70年代出现了由集成电路组成的变电设备, 其功能性得到很大的提高。早期的变电站系统主要由被控站远动设备、控制站远动设备和远动通道三部分组成, 这个时期的变电站系统主要有以下特点:

(1) 远动设备结构简单, 功能单一, 主要以硬实现为主, 不涉及软件。

(2) 核心部件由晶体管和中小型集成电路组成, 晶体管主要采用锗管和硅管, 集成电路先后采用PMOS技术、CMOS技术和TTL技术。

(3) 采用集中组屏方式和面向全站的设计理念。

(4) 采用平行接口技术, 控制端设备和被控端设备采用一对一的通信方式, 通信方式以电力载波技术为主。

(5) 绝大部分设备只能实现遥测和遥信的二遥功能, 只有极少部分设备能实现遥控和遥调功能。

1.2 中期的自动化技术

随着微处理器芯片和大规模集成电路的发明和应用, 自20世纪80年代, 变电技术进入中期发展阶段的自动化阶段。计算机技术的普及和应用, 为变电站数据的采集和处理提供了有力的技术支撑, 出现了数据采集与监视控制系统 (SCADA, Supervisory Control And Data Acquisition) 。SCADA系统是以计算机为基础的生产过程控制与调度自动化系统, 它可以对变电站设备的运行进行监视和控制, 该系统通常采用客户/服务器模式。这一阶段的自动化技术主要具有以下特点:

(1) 较早期, 设备功能增加, 系统结构复杂, 硬件采用微处理器技术和嵌入式软件技术。

(2) 计算机技术的应用推动了变电站自动化系统的升级, 提高了远动设备的应用空间和应用水平。

(3) 设备数据传输采用串行接口技术, 实现了控制端设备和被控端设备一对N的监控方式, 通信方式在电力线载波技术的基础上, 增加了微波、光纤、特高频等方式。

(4) 大部分设备能够实现遥测、遥信、遥控和遥调的四遥功能。

1.3 现代的自动化技术

进入二十一世纪, 计算机技术、半导体技术、传感器技术和通信技术得到快速发展, 变电站自动化技术在原有的技术基础上有了新的突破, 主要表现的特点有:

(1) 改变了原有以整站为目标的设计理念, 主要以设备元件和间隔为单元进行设计, 采用分层结构, 把变电站分为变电站层和间隔层。

(2) 变电站的远动设备采用更加先进的微处理器作为核心, 配置大容量内容和嵌入式软件系统, 并增加了友好的人机交互界面。

(3) 通信方式以工业总线或光纤方式进行, TCP/IP网络协议得到了大量的应用, 为智能电子设备的应用提供了技术基础。

(4) 变电站自动化系统软件得到极大发展, 出现了采集与监控软件、管理软件和网络通讯软件, 这些软件不但方便了数据的采集、处理和储存, 而且大大提高了变电站运行效率, 节省了人力, 提高了供电可靠性。

2 变电站自动化系统的发展方向

最近几年, 智能化技术的发展推动了电力系统新的变革, 一些学者、科研机构和大的设备生产公司提出了数字化变电站和智能化变电站的概念。数字化变电站是指把变电站设备的运行信息全部转化为数字信号进行传输、处理和储存, 通过统一的数字平台和数字接口进行共享、实时显示和即时控制。智能化变电站使变电站自动化得到进一步提高, 其主要技术特征有数据采集数字化、系统分层分布化、信息交互网络化与信息应用集成化、设备操作智能化、设备检修状态化、系统结构紧凑化和建模标准化, 可靠性大大提高, 是变电站技术未来发展的方向。

2.1 一次设备智能化

一次设备智能化即采用微处理器技术和光电技术设计数据采集回路和控制驱动回路, 改变了原有的采集和控制方式, 提高了设备的集成度、可靠性, 以及自动化水平, 使设备实现遥信、遥测、遥控和遥调功能。

2.2 二次设备网络化

二次设备网络化是通信系统传输的信息更完整、更可靠, 通信的实时性有大幅提高, 变电站可实现更多、更复杂的自动化功能。变电站内常规的二次设备, 如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造, 设备之间的连接全部采用高速的网络通信, 二次设备通过网络真正实现数据共享、资源其享, 常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。

2.3 运行管理系统自动化

变电站运行管理自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化;数据信息分层、分流交换自动化;变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告, 指出故障原因, 提出故障处理意见;系统能自动发出变电站设备检修报告, 即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。

3 总结

实现变电站自动化, 可提高电网的安全、经济运行水平, 减少基建投资, 并为推广变电站无人值班提供了手段。计算机技术、信息技术和网络技术的迅速发展, 带动了变电站自动化技术的进步。随着数字化电气量测系统、智能电气设备以及相关通信技术的发展, 变电站综合自动化系统正朝着数字化、智能化方向快速迈进。

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.

[2]杨凯.变电站自动化系统未来的发展方向[J].电力系统通信, 2007, 28 (12) :1-5.

变电站自动化系统的应用 篇9

综合自动化是指将二次设备利用微机技术经过功能的重新组合化设计, 对变电站执行自动监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。它是自动化和计算机、通讯技术在变电站领域的综合应用, 具有以下特征:

功能综合化。功能综合化是按变电站自动化系统的运行要求, 将二次系统的功能进行综合, 在整个系统设计方案指导下, 进行优化组合, 以达到协调一致的继电保护及监控。“综合”并非指将变电站所要求的功能以“拼凑”的方式组合, 而是指在满足基本要求的基础上, 达到整个系统性能指标的最优化。表现在:简化变电站二次设备的硬件配置, 尽量避免重复设计, 如:远动装置和微机检测系统功能的重复设置, 没有达到信息共享;简化变电站二次设备之间的互联线, 节省控制电缆, 减少PT, CT的负载, 避免计量、远动和当地监测系统所用的变送器各自设置, 不仅增加投资, 而且还造成数据测量的不一致;保护模块相对独立, 网络及监测系统的故障不应影响保护功能的正常工作, 对于110KV及以上电压等级变电站, 由于其重要程度, 应考虑保护、测量系统分开设置;而对于110KV以下低压变电站, 根据目前的技术应用水平及工程应用情况, 可以考虑将保护与测控功能合为一体的智能单元, 这样不仅利于运行管理及工程组合, 而且降低投资成本;减少安装施工和维护的工作量, 减少总占地面积, 降低总造价或运行费用;提高运行的可靠性和经济性, 保证电能质量;有利于全系统的安全、稳定控制。

系统构成的数字化及模块化。保护、控制、测量装置的数字化便于把各功能模块通过通讯网络联接起来, 有利于接口功能模块的扩充及信息的共享。另外, 方便模块组合, 适应工程的集中式, 分布分散式和分布式结构集中式组屏等方式。

操作监视屏幕化。当变电站有人值班时, 人机联系在当地监控系统的后台机 (或主机) 上进行;当变电站无人值班时, 人机联系功能在远离的调度中心或操作控制中心的主机或工作站上进行。不管哪种, 操作维护人员面对的都是CRT屏幕, 操作的工具都是键盘或鼠标。

运行管理智能化。运行管理智能化体现在无人值班, 人机对话及操作的屏幕化, 制表, 打印, 越限监视系统, 信息管理, 建立实时数据库和历史数据库, 开关操作及防误操作闭锁等方面, 能够减轻工作人员的劳动强度及人无法做到的工作。

2 建立站内通信网络应注意的问题

变电站内传送或交换的基本信息有测量及状态信息, 操作信息, 参数信息。根据信息传送的性能要求, 大致可分两类:一类是要求实时响应较高的信息, 如事故的检出, 报警, 事件顺序记录和用于保护运作的信息, 要求传送速度较高, 另一类是对时间响应要求不高的信息, 如故障分析的信息, 可允许较长的传送时间。对不同的数据有不同的安全性要求, 站内通信网联系站内各个智能单元, 后台监控及远方通信装置, 是整个系统的关键。根据实际系统结构及工程需要, 考虑以下问题:

由于污水处理用电的连续性和重要性, 通信网的可靠性应放在第一位。一方面应具有较强的抗干扰能力, 以满足温度、湿度和电磁干扰等环境要求, 另一方面应考虑备用措施。

站内通信网应根据通信负荷的特点合理分配, 保证不出现“瓶颈”现象, 通信负荷不过载, 对于大型变电站考虑100-256个负载节点, 一般中小型变电站考虑不超过60-100个负载节点。通讯距离设计不超过1KM。站内通信应满足组合灵活、可扩展性好, 具有较好的开放性以及调试维修方便的要求, 宜采用总线式网络。

通信媒介的选用原则是尽量采用光纤。考虑到工程的经济性, 仍可采用电缆作为主要的通信媒介;但电缆接口一般设有隔离变压器, 以抑制共模干扰。

站内通信网的协议及规约应尽量符合国家及国际标谁。

3 实际工程设计应考虑的问题

前置智能单元。前置智能单元是系统的基层, 执行系统最基本的功能, 如保护, 测量, 控制等。这些基层模块尽量不受网络状态的影响, 特别是断电保护装置, 要求在无网络的状态下能完成保护的基本功能, 因此, 在设计基层装置时, 尽量采用自成一体的办法。为了提高基层功能模块的质量, 尽量采用通用化的模块。根据这种思路设计的有限品种的模块, 拼装成不同的功能装置, 对降低模块设计成本, 组织生产均具有好处。在实际应用中, 为了减少基层模块软件对工程的依赖性, 一种办法是将与工程有关的软件改成系统配置文件存于可擦写的存储器内;另一种方法是将与工程有关的软件用一个独立的模块来实现。

网络通信层。为了保证网络层的完好, 应注意对网络层的监视, 这可以从后台和前置两个层次来实现。在硬件条件比较好的地方, 可以采用两个独立通信网络工作, 或同时工作, 或互为备用。

后台监控。后台监控的操作, 管理, 维护是系统中用户最关心的问题, 为了减少用户对厂家的依赖, 在后台软件的设计中特别要注意人机界面的友善性, 操作要方便, 易学, 易懂, 功能具有开放性。当系统中功能模块的增加和减少或具有不同通信协议规约的设备加入, 后台监控系统应方便地增加及删除, 操作也简单明了, 不至于遇到上述问题时修改后台软件。

摘要：变电站自动化是指应用自动化控制技术, 信息处理和传输技术, 通过计算机软硬件系统或自动装置代替人工进行各种运行作业, 提高变电站运行、管理水平的一种自动化系统。变电站自动化系统是通过计算机软硬件系统或自动装置代替人工进行各种运行作业, 从而提高变电站运行、管理水平的一种自动化系统。

关键词：自动化控制,通信网络,后台监控

参考文献

[1]《工业电气自动化》

[2]《现代企业供用电设计》

谈变电站综合自动化系统 篇10

关键词：变电站综合,自动化系统,结构,功能

1 概述

电网是一个不可分割的整体,综合利用整个电网的一、二次设备信息,对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。变电站综合自动化是一项提高变电站安全、可靠稳定运行水平,降低运行维护成本,提高经济效益,向用户提供高质量的电能服务的一项措施。随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术等高科技的飞速发展,综合自动化系统将取代或更新传统的变电站二次系统,同时让系统具有检查、故障录播、事件记录、运行监视和控制管理等更强的保护功能。发展和完善变电站综合自动化系统,是电力系统发展的新趋势。

2 系统结构

目前,从国内外变电站综合自动化的发展情况而言,变电站综合自动化系统大致存在以下几种结构。

2.1 分布式系统结构

按变电站被监控对象或系统功能的多台计算机单机功能设备,将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成,分布模式一般按功能设计,采用主从CBU系统工作方式,多CBU系统提高了处理并行多发事件能力,解决了CBU运算处理的瓶颈问题。各功能模块(通常是多个CBU)之间采用网络技术串行方式实现数据通信,选用具有优先级的网络系统较好地解决了数据传输的瓶颈问题,提高了系统的实时性。分布式结构方便于系统扩展与维护,局部故障不影响其他模块正常运行。该模式安装上可以形成集中组屏两种系统组态结构,较多地使用于中、低压变电站。分布式变电站综合自动化系统自问世以来显示出强大的生命力。不足之处就是:目前,还存在抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上等问题需要研究、解决。

2.2 集中式系统结构

集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其中的I/O接口,集中采集变电站的模拟和数量等信息,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;由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能,后台机完成数据处理、显示、打印及远方通信等功能。目前,国内许多厂家采用的多属于这种结构方式,这种结构有以下不足。

(1)前置管理机任务繁重、引线多,降低了整个系统的可靠性,若前置机出现故障,将失去当地及远方的所有信息及功能。

(2)软件复杂,修改工作量大,系统调试烦琐。

(3)组态不灵活,对不同主接线或规模不同的变电站,软、硬件都必须另行设计,工作量大并且扩展一些自动化需求的功能较难。

2.3 分层分布式结构

按变电站的控制层次和对象设置全站控制级——变电站层(站级测控单元)和就地单元控制级——间隔层(间隔单元)的二层式分布控制系统结构。也可分为三层,即变电站层、通信层和间隔层。

这种结构相比集中式处理的系统具有以下明显优点。

(1)可靠性高,任何一部分设备出现故障只会影响局部,即将“危险”分散。当站级系统和网络部分出现故障,只影响到监控部分,而最重要的保护、控制功能在段级仍可正常运行;段级的任一智能单元损坏不会导致全站的通信中断,比如,长期霸占全站的通信网络。

(2)可扩展性和开放性较高,利于工程的设计及应用。

(3)站内二次设备所需的电缆大大减少,既节约投资也简化了调试维护工作。

3 通信方式

目前,国内常采用以太网通信方式,在以太网出现之前,无论RS～232C、EIA+～422/485都无法避免通信系统烦琐、通信速度缓慢的缺陷。现场总线的应用在一定程度上满足了变电站自动化系统对通信的需求,但在系统容量较大时这种满足依然显得捉襟见肘,而以太网的应用,使通信问题迎刃而解。常见的通信方式有以下几种。

(1)监控机模式,主要是用于220～500 kV变电站,在实现上可以是双控机+双服务器方支撑/电以太网。

(2)单以太网,双/单监控机模式。

(3)双LON网,双监控机模式。

(4)单LON网,双/单监控机模式。

4 变电站自动化系统应能实现的功能

4.1 微机保护

是指对站内所有的电气设备进行保护,包括线路保护、变压器保护、母线保护、电容器1与备自投、低频减载等安全自动装置。各类保护应具下列功能。

(1)故障记录。

(2)储存多套定值。

(3)显示和当地修改定值。

(4)与监控系统通信。根据监控系统命令发送故障信息,动作序列。当前整定值及自诊断信号。接收监控系统选择或修改定值,校对时钟等命令,通信采用标准规约。

4.2 数据采集及处理功能

(1)状态量采集。采集的状态量包括:断路器状态、隔离开关状态、变压器分接头信号、变电站一次设备告警信号、事故跳闸总信号、预告信号等。目前,这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统,也可以通过通信方式获得。

(2)模拟量采集。常规变电站采集典型模拟量包括:各段,母线电压,线路电压、电流和有功、无功功率值,馈线电流、电压和有功或无功功率值等。

4.3 事件记录和故障录波测距

事件记录应包含保护动作序列记录,开关跳合记录。

变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现,一是集中式配置专用故障录波器,并能与监控系统通信;另一种是分散型,即由微机保护装置作记录及测距计算,再将数字化波型及测距结果送监控系统有监控系统储存和分析。

4.4 控制和操作功能

操作人员可通过后台机屏幕对断路器、隔离开关、变压器分接头、电容器组头等进行远方操作。为了防止系统发生故障时无法操作被控设备,在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。

4.5 系统的自诊断功能

系统内各插件应具有自诊断功能,并把数据送往后台机和远方调度中心。同时,装置本身应具有实时自检功能,方便维护与维修,可对其部分采用查询标准输入检测等方法实时检查,能快速发现装置内部的故障及缺陷并给出提示,指出故障位置。

4.6 数据处理和记录

历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容,它包括上一级调度中心、,变电管理和保护中要求的数据,主要有以下几项。

(1)断路器动作次数。

(2)断路器切除故障时截断容量跳闸操作次数的累计数。

(3)输电线路的有功、无功,变压器的有功、无功,母线电压定时记录的最大、最小值及时间。

(4)独立负荷有功、无功,每天的峰谷值及其时间。

(5)控制操作及修改整定值的记录。

根据需要,该功能可在变电站当地全部实现,也可在远动操作中心或调度中心实现。

4.7 人机联系系统的自诊断功能

系统内各插件应具有自诊断功能,自诊断信息也像被采集的数据一样,能够周期性地被送往后台机和调度中心或操作控制中心并与远方控制中心进行通信。.

4.8“四遥”功能

本功能在常规远动“四遥”的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等功能,其信息量远大于传统远动系统,还具有同调度中心对时、统一时钟的功能和当地运行维护功能。

5 结语

通过以上分析,可以看到变电站综合自动化对于实现电网调度自动化和现场运行管理现代化,提高电网的安全和经济运行水平起到很大的促进作用,它将能大大加强电网一次、二次系统的效能和可靠性,对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。随着技术进步和硬件、软件环境的改善,它的优越性必将进一步体现出来。

参考文献

[1]杨奇逊．电站综合自动化技术发展趋势[J]．电力系统自动化，1995，19(10)．

电力系统变电站自动化探究 篇11

【关键词】电力系统；电气自动化；计算机技术

电力自动化技术并不是一项新技术，在我国的发展历程已经有半个世纪，但是电力自动化技术的发展缓慢，并没有取得很大的成就和进展。我国对于电力自动化技术的使用和发达国家之间也存在相当的差距。但是，近几年随着计算机技术的广泛应用，我国的经济快速发展，开始让我国的技术与世界领域接轨，也使原有的技术获得了新的发展，这就给电气自动化技术的发展带来了新的发展机遇，扩大了其在电力系统中的应用范围。

一、自动化技术于变电站中的运用

电气系统可以实现电气自动化的管理，由于这项技术可以将计算机基础作为依托，在实际的工作过程中就可以利用计算机技术来控制电力系统。在电力系统中，可以利用计算机技术变电、配电、输电和发电等。计算机技术帮助电力系统完成了很多工作，推动了电力系统变电站自动化的实现[1]。

变电站是电力系统中的一个重要环节，它可以帮助变电站实现自动化的控制。如今在信息化时代，这一构想已经成为现实。变电站充分利用计算机技术实现系统的自动化。更新了变电站的设备，如今新的设备舍弃了传统的电力信号电缆，而是使用现代化的电力设备，光纤或者是计算机电缆。促进了电力系统从机械化向数字化、自动化的转变。在计算机技术的帮助下，促进了自动化管理的速度，包括计算机的屏幕化、运行管理、记录和统计数据的功能都实现了自动化。另外，在操作和控制设备方面也实现了全自动化。现在的变电站在很大程度上可以称作自动化变电站。实际上，变电站相当于一个中介，电力用户和发电厂之间的中介机构。为了加强二者之间的联系，可以使用配输电线路，使用自动化技术进行操作的变电站，不仅可以更加快捷完成工作，还可以提高变电站工作的稳定性和安全性。

二、电力系统中电气自动化的发展方向

和国外技术相比，中国的变电站技术还是比较落后的，处于初级阶段。因此，我们需要积极借鉴外国先进的技术经验，从我国具体的国情出发，研制出更适合我国国情的变电站自动化系统。在未来的中国，变电站的自动化系统可能会朝着以下几个方面发展：

一是我国的电力系统会朝着测量、控制的方向发展。根据我国目前的变电站工作分工情况，我国变电站的人员分配不齐全，现阶段运行的体制也不健全。我国主要采用站内监控采集，實现对数据的自动化操作，这也是我国当前所采用的自动化系统的模式。这个模式比较独立统一[2]。它最大的优势就是可以对电力事故进行分析，进行自动化的处理在计算机界面。但是，要想打破测量、控制、保护之间的界限，实现一体化，就要具备更大的优势。因为这种一体化的自动化模式操作简单、方便，更加适应社会的发展。

二是电力系统会朝着国际标准方向发展。现在越来越多的人认识到IED电力自动化的作用，国际电工委员会为了把这项设备退出市场，促进电力资源的共享，加强各大商家之间的交流合作，促进了厂家站电气全自动化的开发，大力提倡其系统的开发。并且制定了一套取得世界认可的电力系统标准：IEC61 85 0标准。为了达到世界先进水平，我国已经努力学习相关的技术，加大产品研发的力度。

三是中国电力系统正朝着以太网为中心的自动化系统发展，快速发展的社会经济推动了电力系统的发展，但是自动化的电力系统因为具备更多的功能，承担着传输数据的任务，其中通讯工具应该具备更高、更快的特点。而新开发出来的太网恰恰有这个功能，它传输的数据量非常大，速度也快。Et he rnet +TC P /I P就是应用太网这一形式。太网适应了信息化社会的发展，可以和与工业过程应用形成有效结合，产生更高端的现场总线技术。

三、变电站自动化系统的功能

（一）保护微机，保护母线

在一次或者多次跳闸事故中，运用电容器进行保护，还有变压器的保护，可以采用低周进行减少载重量，采用电源自投的设备。

（二）采集和模拟数据，采集机器的状态量

模拟量的采集采样可以通过进出线回路进行采集，掌握其回线的功率，电流值和各个部分的母线电压。测量相应电网相位、频率[3]。只有掌握电量的参数才能把握变压器的压力，然后测量其设备的瓦斯值，温度。这些非正常的电量参数。关于状态量的采集可以采用变压器的方式，把变压器进行分头连接，隔离相应的开关状态，仔细留意断路器的状态。使用信号灯就可以得出机器的运行状态。

（三）记录时间和故障

对于故障中出现的录播事件，要及时保护其设备的动作序列，做好相关的故障记录和维修记录，才能及时把握开关的跳合记录，事件的分辨率一般是2ms，可以按照顺序容纳100多个时间记录。

（四）设定保护值

首先，可以设置一些保护的定值，可以在需要的时候进行相应的切换。保护值对于一些保护装置很重要。

（五）调换断路器和电容器

在变电器的操作中，可以对变压器进行分接头的调控 ，在隔离的开关操作的过程中，进行实时控制，及时对断路器和电容器进行调换[4]。

（六）自动调控电容器

对电压和备用电源的调控可以采用自动调控的方式，电容器可以采用自动切换的方式，投入备用电源，通过电压和功率因素，可以自动控制变压器。如果主电源发生故障，那么就可以采用事先准备好的备用电源。

结束语

电力系统越来越多地应用自动化技术，在进行电网管理方面，也和传统的电力系统有着很大的区别。利用计算机技术，可以实现变电站系统的自动化，大大提高了其工作效率，也节约了运行成本。新理论、新技术的投入和不断的更新，促进了中国电力技术的发展，促进了新旧技术之间的交流和沟通。电力技术在电力系统中的应越来越广泛。我国电力系统中电气自动化的发展方向主要有：在我国，电力系统会朝着测量、控制的方向发展；电力系统会朝着国际标准方向发展；电力系统正朝着以太网为中心的自动化系统发展。变电站自动化系统功能也丰富多样，既可以设定保护值，调换断路器和电容器，自动调控电容器。计算机技术的应用促进了变电站系统的自动化。

参考文献

[1]蒋静玲.探究电力系统中变电站的运用与自动化[J].大观周刊，2012，（34）：179-179.

[2]黄文宇.电力系统中电气自动化的应用探究[J].科技创业家，2013，（13）：114-114.

[3]唐静.自动化技术应用的数字变电站的探究[J].电子制作，2014，（1）：231-231，183.DOI：10.3969/j.issn.1006-5059.2014.01.199.

[4]陈孔宠.变电站自动化通信技术研究[J].中国信息化，2012，（20）：254.

作者简介

浅析变电站的自动化系统 篇12

经过十多年历史的变电站自动化技术已经达到一定的水平。城市电网和农村电网建设改造项目已全面铺开, 在现代电力系统的各种技术发展十分迅速的情况下, 建设高度可靠、有效可控的现代化无人职守变电站已势在必行。无人职守变电站的测量、控制及电量采集均应由自动化系统来完成, 应能方便地在远方完成对变电站的自动监控。变电站综合自动化系统具有功能综合化、系统结构微机化、测量显示数字化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。

1 变电所自动化系统的结构

在高压或超高压变电所中, 将保护装置, 测控装置, 故障录波及其它自动装置的I/0单元割裂出来, 把它作为作为智能化一次设备的一部分。反之, 智能化一次设备的数字化传感器, 数字化控制回路代替了;而在中低压变电所则将保护、监控装置小型化、紧凑化, 完整的安装在开关柜上, 实现了变电所机电一体化设计。从逻辑上可分为“过程层”、“间隔层”、“所控层”三个层次。从物理上来说数字化变电所自动化系统的结构可分为智能化的一次设备和网络化的二次设备两类, 其中在逻辑层的三个层次来看:

1.1 过程层:

该层是一个一次设备和二次设备的结合面, 换言之过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的主要功能可以分为三类:

1.1.1 电力运行的实时电气量检测。

它是与传统的功能一样, 主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测, 其他电气量入有功、无功、电能量可通过间隔层的设备运算得出。采集传统模拟量被直接采集了数字量所取代。这样做的优点式抗干扰性能强, 绝缘和抗饱和特性好。开关装置实现了小型化、紧凑化。

1.1.2 运行设备的状态参数在线检测与统计。

变电所需要进行状态参数检测的设备主要有变压器、断路器、刀闸、母线、电容器、电抗器以及直流电源系统。在线检测的内容主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性和工作状态等数据。

1.1.3 操作控制的执行与驱动。

操作控制的执行与驱动包括变压器分接头调节控制, 电容、电抗器投切控制, 断路器、刀闸合分控制。直流电源充放电控制。过程层的控制执行与驱动大部分是被动的, 即按上层控制指令而动作, 在执行控制命令时具有智能性, 能判别命令的真伪及其合理性, 还能对即将进行的动作精度进行控制, 能使断路器定相合闸, 选相分闸, 在选定的相角下实现断路器的开合和开断, 要求操作时间限制在规定的参数内。

1.2 间隔层:其主要功能是:a.汇总本间隔

过程层实时数据信息;b.实施对一次设备保护控制功能;c.实施操作同期及其他控制功能;d.实施本间隔操作闭锁功能;e.承上启下的通信功能, 即同时高速完成与过程层及所控层的网络通信功能;f.对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制。

1.3 所控层:

其主要功能是:a.通过两级高速网络汇总全所的实时数据信息, 不断刷新实时数据库, 按时登录历史数据库;b.具有在线可编程的全所操作闭锁控制功能;c.具有所内当地监控, 人机联系功能;d.按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心;e.接受调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行;f.具有对间隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态, 在线修改参数的功能;g.具有变电所故障自动分析和操作培训功能。

2 数字化变电站自动化系统的特点

2.1 智能化的一次设备。

一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计, 简化了常规机电式继电器及控制回路的结构, 使之数字程控器及数字公共信号网咯取代传统的导线连接。

2.1.1 网络化的二次设备。

变电站内常规的二次设备, 已改变了传统二次设备的模式, 为简化系统, 信息共享, 减少电缆, 减少占地面积, 降低造价等方面已改变了变电站运行的面貌。使得设备之间的连接全部采用高速的网路通信, 二次设备不再出现常规功能装置重复的I/0现场接口, 通过网路真正实现数据共享, 资源共享, 常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。

2.1.2 自动化的运行管理系统。

变电站运行管理自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化;数据信息分层、分流交换自动化;变电站运行发生故障时能即时提供故障原因, 提出故障处理意见;系统能自动发出变电站设备检修报告, 即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。

3 变电站自动化发展的新动向

变电站的自动化发展, 使供电可靠性有了很大的提高, 但是要进一步缩短故障停电时间, 很大一部分取决于馈线自动化的发展。必须在馈电线路上装设电动开关, 配置馈线终端设备FTU, 对一些分支线路, 还应装设故障指示器, 并利用通信系统, 向系统提供馈线运行数据和状态, 执行系统下达的馈线开关遥控操作命令非线性负载, 电动机直接起动, 不平衡负载, 焊接设备以及家用电器设备增多, 降低了电压质量。电压质量对现代电子设备及计算机系统影响极大。为此, 提出系统应对电压进行连续测量和质量分析, 噪声越限告警, 同时要根据实际需要选择不同的无功补偿方式。集成化、智能化和综合化是一发展趋势。另外, 变电站自动化系统作为一个庞大、复杂的、综合性很高的系统性工程, 包含众多的设备和子系统, 个功能、子系统之间存在着不同程度的关联, 其本身及其所用技术又处于不断发展之中, 对任一家制造商而言, 根本不可能包揽一切。在馈线自动化方面显着降低了建设、运行和维护的综合成本, 为提高供电可靠性, 创造了有力的条件。故障定位和自动恢复送电可以明显地缩短停电时间。有效的解决这一问题, 必须壹数字式继电保护、馈线自动化和DMS系统为基础。对于故障定位, 国外有人提出使用三种技术综合处理:故障距离计算法、线路故障指示器法以及不同线路区间故障概率统计法, 这些信息结合在一起进行模糊逻辑处理。

变电站自动化系统采用全面解决方案, 走系统集成之路, 使得各种应用之间可共享投资和运行费用, 最大限度保护用户原有的投资。

摘要：变电站自动化技术随着科学技术的发展, 受到了深远的影响, 变电站自动化技术即将进入数字化新阶段, 本文浅析了变电站自动化系统的发展动向。