综合自动控制系统

综合自动控制系统（共12篇）

综合自动控制系统 篇1

一、《会计控制系统论》的背景介绍

党的十一届三中全会以后, 为适应我国经济体制改革的需要, 我国会计改革十余年来面临着新技术革命带来的挑战与机遇, 面临着经济的进一步改革和开放。我国的会计将何去何从, 这既是会计理论研究必须努力解决的一个十分迫切的现实问题, 又是会计理论研究必须认真探索的一个极为重要的理论问题。党的十四大报告明确指出:“我国经济体制改革的目标是建立社会主义市场经济体制”, 其中心环节是“转换国有企业特别是大中型企业的经营机制, 把企业推向市场, 增强它们的活力, 提高它们的素质”, “使企业真正成为自主经营、自负盈亏、自我发展、自我约束的法人实体和市场竞争的主体, 并承担保值和增值的责任”。这也是人们探讨会计改革目标取向的基本依据。

笔者认为, 将企业推向市场并不难, 难的是要通过培育一个完善的市场体系, 维护市场经济的正常秩序, 为企业在市场的公平竞争创造一个良好的环境。这是一项庞大的系统工程, 有很多工作要做。各国的经验表明, 实行财务公开制度, 要求作为商品生产经营者和市场竞争主体的企业, 向市场、向参与和管理市场活动的各个方面公布真实、可信的会计信息是其中一项必不可少的工作。保证会计信息的真实可靠性, 主要有两条途径:一是建立公认会计标准, 规范企业的会计行为, 指导和约束企业的会计工作;二是建立注册会计师制度, 由真正独立的注册会计师对企业提供的会计信息是否符合公认会计标准, 进行验证并出具报告。在这两个方面, 我国的会计改革工作已经起步, 并已取得初步成绩。对此, 本书不拟评述。

要求企业自负盈亏和自主经营并不难, 难的是怎样才能通过公平竞争, 提高经济效益, 实现自我发展, 完成它们所承担的对国有资产的保值、增值和发展社会生产力的责任。这同样是一个复杂的系统工程, 不仅需要实现技术现代化和管理现代化, 而且需要实现会计现代化, 就我国目前的现实来看, 首要的是强调会计的现代化。现在的经济主管部门和企业经营者们已经普遍地认识到, 要提高经济效益, 不实现技术的现代化是不可行的, 不实现管理的现代化也是不可行的;但他们尚未普遍地认识到, 要实现管理现代化, 没有会计的现代化是不行的。从全世界各国的情况看, 没有一个国家, 经济发达而会计是不发达的, 也没有一个国家, 会计不发达而经济是发达的。

二、《会计控制系统论》的系统框架

如何实现会计的现代化, 当务之急是要更新传统的会计观, 实现会计观念的现代化, 尤其要深刻地认识到, 在市场经济条件下, 会计作为一个系统, 在整个社会经济大系统中处于何种地位, 能够发挥怎样的作用。按照会计系统的地位和作用, 企业的会计工作如何在适应外部控制和管理需要的同时, 为企业内部的管理控制服务, 从而帮助企业增强竞争能力, 提高经济效益, 完成自己所承担的资产保值、资产增值和发展社会生产力的责任, 这是我国会计改革所必须解决的又一个十分关键的问题, 也是本文所要着重探讨的问题。本文的初步结论是:根据会计系统在社会经济系统中所能够和应当发挥的作用, 应当将会计系统建成一个适应市场经济体制要求的, 以控制受托责任 (Accountability) 完成过程和结果为核心, 以提高经济效益为根本目标的综合控制系统。从理论上讲, 该控制系统由以下三个系统构成:

会计目标子系统。该子系统以预算系统为核心, 其主要功能是通过会计预测和决策, 明确企业所承担的受托责任目标, 并将该受托责任总目标分解为各责任单位的责任预算 (即分目标) , 作为会计控制的标准。会计核算子系统。该子系统以责任会计系统为核心, 其主要功能是对企业受托责任的完成过程和结果进行分类、确认、计量和综合。它一方面要遵守公认会计原则, 通过注册会计师的查账验证, 服务于所有者和其他外部利害关系人的控制和决策;另一方面又要适应企业内部管理的需要, 服务于企业内部的管理控制。会计控制子系统。该子系统的主要功能是将上述两个子系统联系起来, 比较目标与实绩之间的差距, 形成反馈信息、发挥会计的控制功能。该子系统的反馈应该是双重的, 既要指导各责任单位完成责任预算, 即通过反馈对受托责任的完成过程进行调节, 使之实现受托责任目标;又要发现目标子系统不尽合理或不切实际的部分, 并予以纠正, 从而形成更具有激励作用的目标体系。

三、《会计控制系统论》的具体内容安排

为了构建综合控制系统, 本文拟从两个方面展开论述:第一, 从理论上论证会计是一个综合控制系统;第二, 说明该综合控制系统的具体构成。

该书主要内容安排如下:第1章“会计是一个控制系统”, 分别从马克思给予读者启示、评我国学者有关会计控制的认识、西方会计学者眼中的会计控制三个方面进行阐述。第2章“会计控制的对象:受托责任的完成过程和结果”, 分别论述了“资金运动论”的不足、受托责任的完成过程和结果是会计的对象、受托责任的历史发展、受托责任与会计控制。第3章“提高经济效益是会计控制的根本任务”, 论述了受托责任的核心要求在于提高经济效益、会计对经济效益的计量。第4章“控制的基本原理”, 分别论述了反馈控制系统、前馈控制系统、前馈-反馈控制系统以及防护性、发现性和纠正性控制。第5章“预算控制”, 论述了预算的多重作用、从受托责任出发的预算程序以及前馈式预算控制。第6章“标准成本控制”, 分别论述了从成本会计的演进看会计控制思想的发展、标准成本制在会计控制系统中的作用、根据受托责任目标确定标准成本及成本差异分析。第7章“责任会计控制”, 论述了责任会计实质、责任中心及其业绩考核以及转移价格研究。

综合自动控制系统 篇2

（1）正文

宋体小四号，行间距1.3倍行距。并且有页眉和页脚，页眉统一为“控制系统综合实验”，页眉字体为宋体小五，页脚用阿拉伯数字居中表示。分章来写：每一章规范：第1章，第2章….居中

（2）图表

图表一定要有图表的说明性文字：图1-1。。，表2-2。。等，图的说明性文字在图的下面，表的说明性文字在表的上面，尽量采用三线表的方式。字体为黑体五号。

（3）标题

一级标题：宋体四号加粗，二级标题：宋体小四加粗；

三级标题：宋体小四不加粗，尽量不要用三级标题。

（4）目录和参考文献

目录：自动生成，字体与正文字体相同。即宋体小四。只显示到二级标题。参考文献：至少应该有5篇以上的参考文献。格式与正文相同。

格式：[序号] 主要责任者.文献题目[文献类型标识，书籍为M,期刊为J].出版地: 出版者, 出版年.在目录，任务书和最后的考核表中不设置页眉，页脚。

（5）任务书最新格式下载网址

任务书和课程设计封面请到东北石油大学--->管理部门--->教务处--->实践教学--->相关表格--->课程设计下去下载

任务书上完成期限为：2014.7.7---2014.7.18，指导教师和专业负责人空白。下面的日期统一填写为：2014年7月20日。

封面日期填写为：2014.7.20

（6）章节安排

课程设计报告撰写顺序：（每一部分严格按照撰写要求来书写）

1、任务书

2、目录

第1章 …….控制系统工艺分析

1.1…

1.2…

…

第2章 …….控制系统设计

2.1…仪表的选择

2.2传感器的选型

2.3控制方案分析

…（顺序控制、PID控制等等）

第3章 基于….的系统监控程序设计

3.1…（主控界面）

3.2…（趋势界面）

3.3…（仪表界面）…

综合自动控制系统 篇3

【关键词】供电系统；自动化；电力调度

在我国目前的大力推动下，我国的电力系统使用最新的科学技术，让电力系统变得自动化、智能化，大大提高了电网系统的工作效率。在各项革新的技术中，供电系统综合自动化保护技术以及电力调度自动化系统是十分重要的技术革新，它们让我国的电力系统的稳定性与安全性得到了大幅的增强，也让电网系统的服务质量得到了提高，更好的促进了社会的发展，保障了人们正常的生产生活。

一、供电系统综合自动化保护

（一）供电自动化的实施目的

在以前电网的建设中，由于投入的人力物力不够，在具体的建设中又没有科学合理的指导，导致了供电能力比较低下的后果。为了解决这一问题，国家开始了对电网结构的改造，目的是为了让电网系统的供电网络能够实现自动化供电、自动化保护。在经过一个阶段的改造以后，初步实现了目标，不过在新的时代下，对供电网络又有了新的要求，主要是在保证电力质量的前提下，将整个供电网络的供电能力加强，同时让日常管理自动化，提高供电效率，减少供电成本，为供电网络提供自动化的保护功能，增强供电网络的安全性与稳定性。

（二）自动化保护系统的构成

1变电站综合自动化保护。与过去的变电站相比，现代的变电站会使用计算机通讯技术对本地监控和调度进行自动控制，然后通过监测保护功能对设备进行监控，实时掌握设备的运行状况，并对设备的运行数据进行记录，以便日后进行质量查验。因此这个系统的使用解放了人力成本，而且避免了人为因素导致的失误，增加了设备的稳定性。

2环网故障定位。这个系统是指当电网系统出现故障时，迅速对故障部位进行定位和监测，并且根据数据对故障进行判断，如果是程度较轻的事故会予以立即排除，如果故障较为严重，会将故障部位的供电系统切断，等待人力进行修复。

3管理信息系统。这个系统可以将电网系统中的各个部分，如配电、用电等信息进行集成，然后将数据传输到管理系统当中进行处理，数据的采集和信息的管理都是自动化处理，可以实时提供设备的管理情况，一旦发现问题时便会快速进行解决。

（三）配电自动化在供电企业中应用的意义

配电自动化对我国电力能源的优化使用，缓解供电压力，以及更好的提供电力服务等都具有重要的意义。（1）有利于提高供电质量，实施配电自动化，降低了能源损耗和供电风险，提高了供电可靠性，有利于发送供电质量。（2）有利于提高县级供电企业管理水平，同时也是提高其经济效益的有效途径，自动化的动作模式，通过对配电网的监控，能够有效地减轻倒闸操作的工作量，提高全员劳动生产率和安全性。（3）有利于不断提高供电能力，开拓电力市场实施配电自动化，能正确判断故障位置，自动隔离故障，自动恢复供电，将故障损失减少到最小程度，大大提高了电网安全性和可靠性，提高了事故处理的效率。

二、电力调度自动化系统

（一）电力调度自动化系统的应用现状

随着科学技术的不断发展，电力系统也进行了不断的革新和改善，而电力调度系统的发展就是十分典型的例子。电力调动系统将目前最新的计算机通信技术、远动技术进行了应用，让电力的调度更加的数字化、科学化，增加了电力设备的安全性。不过由于我国在电力系统的建设起步较晚，因此对电力调度自动化系统的研究还不够深入，技术水平还不够高。而且由于实际操作经验还不够丰富，操作人员的数量和专业水平都能满足系统的发展需要，因此电力调度自动化系统在我国电网系统中还没有发挥出最大的效果，同时也影响了我国电力系统的稳定性和安全性。因此我国需要在电力调度自动化系统上发掘更大的潜力，具体来说，首先要加强管理水平，对操作人员进行专业技术上的培训，同时加大对于电力调度自动化系统的研究工作，让操作人员与电力设备的发展能够匹配起来，最终从根本上提高我国电力调度自动化系统的技术水平，增强电力系统的稳定性和安全性。

（二）电力系统调度自动化的发展趋势

1模块化

分布式的电力系统调度自动化系统软件设计的重要思想就是实现模块化和分布式的双向设计。由于组件技术是一种标准实施的基础，它能够实现真正意义上的分布式体系结构。

2智能化

在电网发展过程中，智能化作为其必然趋势，必然在社会的需求下促使电网智能化的早日实现。电力调度系统智能化，就是通过先进的调度数据集成技术来对电力系统的运行数据进行有效的融合，从而使其能够进一步的综合利用。

3可视化

电力调度自动化系统在借助于计算机技术、网络技术、安全分析和图像处理技术的基础上，可以将数字、图形、表格和文字通过图形技术和显示技术有效的转换为直观图形信息，这样可以使电力系统运行人员能够更有效的实现对电力系统的控制功能，通过对电网故障准确、快速的判断来采取切实有效的措施进行处理，更利于电网运行的安全和可靠。

4无人化

在采用了先进的远程控制装置以后，对变电站的监控已经实现了无人化。无人化监控时设备可以对当前电力系统的数据状态进行监测，保证设备始终在正常的状态下运行。当电网系统出现故障时，监控系统会立即予以发现，然后发出警告信号，以便维修人员能尽快进入故障部位进行处理，增强了电网系统发现故障的迅速性与准确性，保障了电网系统能够稳定运行。

5综合自动化

电力系统调度自动化系统的应用，其目的就是为了能够更好的提升调度系统的全面、综合的管理能力，所以要想实现调度系统的综合自动化，则需要在此基础上进行实现，从而构建全方位的调度数据库系统，有效提高调度自动化系统综合化的管理水平。

三、结语

在社会的不断发展中，对电力资源的使用和要求也越来越高，但是我国目前电力系统总体状况还是比较落后，因此国家开始关注电力系统的改革与完善，尤其是对供电系统综合自动化保护及电力调度自动化系统加大了投入力度。电力企业要在这个关键阶段对电力系统进行升级改造，从根本上提高电力系统的技术水平，保障我国电力系统的稳定性与安全性，维持社会的正常发展。

参考文献

[1]姚建国，高宗和，杨志宏.电网调度自动化系统发展趋势展望[J].电力系统自动化，2007（13）.

[2]张云延，娄华薇.调度自动化系统网站结构及主要功能的实现，2008，（10）.

电网综合自动化系统刍议 篇4

电网是一个不可分割的整体, 对整个电网的一、二次设备信息进行综合利用, 对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。近几年, 计算机和网络技术的飞速发展, 使综合利用整个电网的一、二次设备信息成为可能。电网继电保护综合自动化系统就是综合利用整个电网智能设备所采集的信息, 自动对信息进行计算分析, 并调整继电保护的工作状态, 以确保电网运行安全可靠的自动化系统。

2 系统构成

从电网的角度分析电网继电保护综合自动化系统获取信息的途径。电网的结构和参数, 可以从调度中心获得;一次设备的运行状态及输送潮流, 可以通过EMS系统实时获得;保护装置的投退信息, 由于必须通过调度下令, 由现场执行, 因此可以从调度管理系统获得, 并从变电站监控系统得到执行情况的验证;保护装置故障及异常, 可以从微机保护装置获得;电网故障信息, 可以从微机保护及微机故障录波器获得。通过以上分析, 可以看出, 实现电网继电保护综合自动化系统的信息资源是充分的。

3 功能分析

3.1 实现继电保护装置对系统运行状态

的自适应电网继电保护的整定计算十分复杂, 由于传统的继电保护以预先整定、实时动作为特征, 保护定值必须适应所有可能出现的运行方式的变化。为使预先整定的保护定值适应所有可能出现的运行方式的变化, 必然出现以下问题:

A.缩短了保护范围, 延长了保护动作延时。

B.被迫退出某些受运行方式变化影响较大的保护。如四段式的零序电流保护仅能无配合的使用其最后两段。

C.可能还存在由于运行方式考虑不周而出现失去配合。

D.被迫限制一次系统运行方式。

电网继电保护综合自动化系统可以彻底改变这种局面。只要在调度端的服务器安装故障计算及继电保护定值综合分析程序, 依靠从EMS系统获得的系统一次设备的运行状态, 就可以迅速准确的判断出当前继电保护装置整定值的可靠性, 如出现部分后备保护定值不配合时, 根据从调度管理系统获得的线路纵联保护及母差保护的投入情况, 确定是否需要调整定值。如需要调整, 可通过调度端服务器向变电站的客户机下达指令, 由客户机动态修改保护定值, 从而实现继电保护装置对系统运行状态的自适应。以上所有计算分析工作, 均依靠调度端服务器实时自动完成, 这样, 继电保护整定值就无需预先考虑那些出现机率很小的组合方式, 从而解决困扰继电保护整定计算工作的不同运行方式下可靠性与选择性存在矛盾的问题。

3.2 实现对各种复杂故障的准确故障定位

目前的保护和故障录波器的故障测距算法, 一般分为故障分析法和行波法两类。其中行波法由于存在行波信号的提取和故障产生行波的不确定性等问题而难以在电力生产中得到较好的运用。而故障分析法如果想要准确进行故障定位, 必须得到故障前线路两端综合阻抗、相邻线运行方式、与相邻线的互感等信息, 很显然, 仅利用保护或故障录波器自己采集的数据, 很难实现准确的故障定位。另外, 对于比较复杂的故障, 比如跨线异名相故障, 单端分析手段已经无法正确判断故障性质和故障距离, 因此, 往往出现误报。

我们知道, 得到的系统故障信息愈多, 则对故障性质、故障位置的判断和故障距离的检测愈准确, 因此, 通过电网继电保护综合自动化系统, 可以彻底解决这个问题。调度端数据库中, 已经储备了所有一次设备参数、线路平行距离、互感情况等信息, 通过共享EMS系统的数据, 可以获得故障前系统一次设备的运行状态。故障发生后, 线路两端变电站的客户机可以从保护和故障录波器搜集故障报告, 上送到服务器。调度端服务器将以上信息综合利用, 通过比较简单的故障计算, 就可确定故障性质并实现准确的故障定位。

3.3 完成事故分析及事故恢复的继电保护辅助决策

系统发生事故后, 往往有可能伴随着其它保护的误动作。传统的事故分析由人完成, 受经验和水平的影响, 易出现偏差。由于电网继电保护综合自动化系统搜集了故障前后系统一次设备的运行状态和变电站保护和故录的故障报告, 可以综合线路两端保护动作信息及同一端的其它保护动作信息进行模糊分析, 并依靠保护和故录的采样数据精确计算, 从而能够迅速准确的做出判断, 实现事故恢复的继电保护辅助决策。

当系统发生较大的事故时, 由于在较短时间内跳闸线路较多, 一般已经超过了继电保护能够适应的运行方式, 此时保护可能已经处于无配合的状态。此时进行事故恢复, 不仅需要考虑一次运行方式的合理, 还需要考虑保护是否能够可靠并有选择的切除故障。借助电网继电保护综合自动化系统, 可以分析当前运行方式下保护的灵敏度及配合关系, 并通过远程改定值, 完成继电保护装置对系统事故运行状态的自适应。

3.4 实现继电保护装置的状态检修

根据以往的统计分析数据, 设计存在缺陷、二次回路维护不良、厂家制造质量不良往往是继电保护装置误动作的主要原因。由于微机型继电保护装置具有自检及存储故障报告的能力, 因此, 可以通过电网继电保护综合自动化系统实现继电保护装置的状态检修。

3.5 对系统中运行的继电保护装置进行可靠性分析

通过与继电保护管理信息系统交换保护配置、服役时间、各种保护装置的正动率及异常率等信息, 电网继电保护综合自动化系统可以实现对继电保护装置的可靠性分析。特别是当某种保护或保护信号传输装置出现问题, 并暂时无法解决时, 通过将此类装置的可靠性评价降低, 减轻系统对此类保护的依赖, 通过远程调整定值等手段, 实现周围系统保护的配合, 防止因此类保护的拒动而扩大事故。

3.6 自动完成线路参数修正

由于征地的限制, 新建线路往往与原有线路共用线路走廊, 线路之间电磁感应日益增大。造成新线路参数测试的不准确以及原有线路参数的变化。现在, 依靠电网继电保护综合自动化系统, 可以将每次故障周围系统保护的采样数据进行收集, 利用线路两端的故障电流、故障电压, 校核并修正线路参数, 实现线路参数的自动在线测量, 从而提高继电保护基础参数的可靠性, 保证系统安全。

4 实现本系统的难点分析

从技术上说, 实现电网继电保护综合自动化系统的条件已经成熟, 无论是变电站客户机对保护信息的搜集、信息的网络传输还是调度端服务器对EMS系统共享数据的读取、故障及稳定分析计算, 都可以得到解决。主要的实施难度在于此系统需要综合继电保护、调度、方式、远动、通信以及变电站综合自动化等各个专业的技术, 并且涉及到控制运行设备, 其它专业一般不愿牵扯其中, 因此只有解决好管理问题, 才可能顺利实施。

5 结语

我国电网继电保护综合自动化系统的实现, 将给电网继电保护工作带来一次质的飞跃, 不但加强了继电保护的效能和可靠性, 还对保证电网安全稳定运行起到了重大的意义。

参考文献

[1]电力工业部电力规划设计总院.电力系统设计手册[M].北京:中国电力出版社, 1998.

[2]严兴畴, 继电保护技术极其应用[J]科技资讯.2007.

变电站综合自动化系统教案 篇5

变电站综合自动化系统

第一节

变电站综合自动化系统概述

1)因此，变电站综合自动化是自动化技术、计算机技术和通信技术等高科技在变电站领域的综合应用。

2)只有通过变电站自动化系统才能向电力系统的调度中心提供完整和可靠的信息，调度中心才能了解和掌握电力系统实时的运行状态。同时，调度中心对电力系统要下发各种远方控制命令，这些命令只有通过变电站的自动化装置才能最终完成。也可以说没有一个完整、先进、可靠的基础自动化就不可能实现一个高水平的电网调度自动化。

3)变电站综合自动化系统是将变电站的二次设备（包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置）等经过功能的组合和优化设计。

4)微机保护代替常规的继电保护屏，改变了常规继电保护装置不能与外界通信的缺陷。

5)变电站综合自动化系统可以采集到比较齐全的数据和信息，利用计算机的高速计算能力和逻辑判断功能，可方便的监视和控制变电站内各种设备的运行，取代了常规的测量和监视仪表、常规控制屏、中央信号系统和远动屏。6)变电站综合自动化系统具有功能自动化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。

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7)它的应用为变电所无人值班提供了强有力的现场数据采集和监控支持。8)其主要功能为：①对变电所所管辖的配电网实行监视和自动操作，如通过投切配电网中的联络开关和分段开关，切除故障或者调整功率分布。②在系统频率下降时，切除负荷，或在电压变动时自动投切电容器或者调节变压器的分接头，调节系统的电压和无功，提高供电质量。③通过对负荷的直接控制来调节负荷曲线和保持电能的供需平衡。

9)传统变电站自动化系统和变电站综合自动化系统的优越性体现：

1、传统的变电站大多数采用常规设备。尤其是二次设备中的继电保护和自动装置、远动装置等，采用了电磁式或是晶体管形式，因此结构复杂、可靠性不高，本身没有故障自检功能，因此不能满足现代电力系统高可靠性的要求。

2、调节电压。电能质量逐渐的引起人们的关注，但是传统的变电站，大多数都不具备调节电压的手段，至于谐波污染造成的危害，还没有引起足够重视，更没有采取足够的措施，且缺乏科学的电能质量考核办法，不能满足目前发展的电力市场需求。

3、占地面积。传统的变电站和和二次设备大多采用电磁式和晶体管式，体积大、笨重，因此主控制室、继电保护室占地面积大，增大了征地投资。实现变电站综合自动化就会减少占地面积，对国家目前和长远利益是很有意义的。

4、“四遥”信息。传统的变电站不能满足向调度中心及时提供运行参数的要求，于是就不能适应电力系统快速计算和实时控制的要求。综合自动化系统能够和上级的调度中心实现信息共享，可以将现场的“四遥”信息及时准确地传递到

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调度中心。因此，可以提高电力系统的运行和管理水平。

第二节

变电站综合自动化系统的基本功能

变电站综合自动化系统是多专业性的综合技术，它以微型计算机为基础，实现了电站传统的继电保护、控制方式、测量手段、通信和管理模式的全面技术改造。国际大电网会议WG34.03工作组在研究变电站时，分析了变电站自动化需完成的功能大概有63种，归纳起来可以分为以下几个功能组：①控制、监视功能；②自动控制功能；③测量表计功能；④继电保护功能；⑥与继电保护有关功能；⑥接口功能；⑦系统功能。

结合这五个不同的功能组，我们将系统自动化的基本功能体现在下面的五个子系统中。

一、监控子功能

变电站的监控子功能可以分为以下两个部分。

上位机的监视和控制功能以及下位机的监视和控制功能。下位机的监控功能主要包括电能量、母线电压和电流U、I和开关量的采集、故障录波等功能。上位机主要包含有人机界面和人机对话的功能，通信联络功能。

（一）数据采集

变电站的数据包括：模拟量、开关量和电能量

（1）模拟量的采集。变电站需采集的模拟量有：各段母线的电压、线路电压、电流有功功率、无功功率，主变压器电流、有功功率和无功功率，电容器的-162-

电流、无功功率，馈线电流、电压、功率以及频率、相位、功率因数等。此外，模拟量还有主变压器的油温，直流电源电压、站用变压器电压等。

（2）开关量的采集。变电站的开关量有：断路器的状态、隔离开关状态、有载调压变压器分接头的位置、同期检测状态。继电保护动作信号、运行告警信号等这些信号都以开关量的形式，通过光电隔离电路输入到计算机。对于断路器的状态，我们通常采用中断输入方式和快速扫描方式，以保证对断路器变位的采样分辨率能在5ms之内。对于给定开关状态和分接头位置等开关信号，可以用定期查询的方式读取。

（3）电能计量。电能计量即指对电能量（包括有功电能和无功电能）的采集。对电能的采集可以采用不同的方式。一种就是根据数据采集系统采集的各种不同的数据通过软件的方法进行不同的计算，得出有功电能和无功电能。这种方法不需要进行硬件的投资，但是作为实际的电能计费的方式，还不为大家所接受。另外的方法就是采用微机型电能计量仪表。这种仪表采用单片机和集成电路构成，通过采样数据进行有功电能和无功电能的计算。因为这种装置是专门为电能计算设计的，因此，可以保证计量的准确度。这种微机型的电能计量仪表是今后电能计量的发展方向。

（二）事件顺序记录（SOE）

事件顺序记录SOE（Sequence of Events）包括断路器合闸记录、保护动作顺序记录。微机保护或监控系统采集环节必须有足够的内存，能存放足够数量或足够厂时间的时间顺序记录，确保当后台监控系统或远方几种控制主站通信中断

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时，不会丢失事件的信息，并记录事件发生的时间（应该精确到毫秒级）。

（三）故障记录、故障录波和测距

（1）故障录波与测距。110KV及以上的重要输电线路距离厂、发生故障的影响大。必须尽快查找故障点，以缩短修复时间，尽快恢复供电，减小损失。设置故障录波和各种测距是解决此问题的最好途径。变电站的故障录波和测距可采用两种方法实现，一是由微机保护装置兼作故障记录和测距，在将记录和测距结果送监控机存储和打印输出或是直接送调度主站，这种方法可节约投资，减小硬件投资，但故障记录的数量有限；另外的方法就是采用专门的微机故障录波器，并且故障录波器应具有串行通信功能，可以与监视系统通信。

（2）故障记录。35 KV、10 KV、6 KV的配电线路很少专门设置故障录波器，为了分析故障的方便，可以设置简单故障记录功能。

故障记录功能是记录继电保护动作前后与故障有关的电流量和母线电压，故障记录量的选择可以按照以下的原则：

对于大量中、低压变电站，没有配备专门的故障录波装置，而10KV出线数量大、故障率高，在监控系统中设置了故障记录功能，对分析和掌握情况、判断保护动作是否正确很有益处。

（四）操作控制功能

无论是无人值班还是少人值班变电站，操作人员都可以通过CRT屏幕对断路器和隔离开关（如果允许电动操作的话）进行分、合操作，对变压器分接头开关位置进行调节控制，对电容器进行投切控制，同时要能接受遥控操作命令，进行-164-

远方操作；为防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计时，应保留人工直接跳闸、合闸的手段。

断路器应该有闭锁功能，操作闭锁应包括以下内容：（1）断路器操作时，应闭锁自动重合闸装置。

（2）当地进行操作和远方控制操作要互相闭锁，保证只有一处操作，以免相互干扰。

（3）根据实时信息，自动实现断路器与隔离开关间的闭锁操作。

（4）无论当地操作或远方操作，都应有防误操作的闭锁措施，即要收到反校验信号，才执行下一项；必须有对象校核、操作性质校核和命令执行三步，以保证操作的正确性。

（五）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，要不断进行越限监视，如果发现越限，立刻发出告警信号，同时记录和显示越限时间和越限值，另外，还要监视保护装置是否失电，自动控制装置工作是否正常等。

（六）人机联系功能

（1）CRT显示器、鼠标和键盘。变电站采用微机监控之后，无论是有人值班还是无人值班的变电站，最大的特点之一是操作人员或调度员只要面对CRT显示器的屏幕，通过操作鼠标和键盘，就可对全站的运行工况和运行参数一目了然，可对全站的断路器和隔离开关等进行分、合操作，彻底改变了传统依靠指针式仪

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表和依靠模拟屏或操作屏手段的操作方式。

变电站中的这种显示是和变电站综合自动化系统的具体功能紧密相连的。CRT的显示内容是变电站中前台机监视、控制和测量等具体功能的人性化体现。在这些可以显示的内容中，包括现场采集的各种数据和经过后台计算机计算得到的数据：U、I、P、Q、cos、有功电能、无功电能以及主变压器温度T、系统频率f等，都可以在计算机的屏幕上实时显示。同时，在潮流等运行参数的显示画面上，应显示出日期和时间。对变电站主接线图中的断路器和隔离开关的位置要与实际状态相适应。进行对断路器或隔离开关的操作时，在CRT的显示上，对要操作的对象应有明显的标记（如闪烁、颜色改变等措施）。各项操作都有汉字提示。

另外，变电站投入运行之后，随着送电量的改变，保护整定值、越限值等都需要修改，甚至由于负荷的增加，都需要更换原有的设备，例如更换TA的变化。因此在人机联系中，应该有良好的人机界面，以供变电站的操作人员对变电站的设备进行参数设定。

特别需要强调的是，针对无人值班变电站必须设置有必要的人机联系功能，在操作人员进行设备巡视和检修时，可以通过液晶显示器和七段显示器或者CRT显示器和便携式机到站内进行操作。

（七）后台数据统计和打印功能

监控系统除了完成上述的各项功能外，数据处理和记录也是很重要的环节。历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容。此外，为满足继电保护专业和变-166-

电站管理的需要，必须进行一些数据统计，其内容包括：主变和输电线路有功和无功功率每天的最大和最小值以及相应的时间；母线电压每天记录的最高值和最低值以及相应的时间；计算受配电电能平衡率；统计断路器动作次数；断路器切除故障电流和跳闸次数的累积时间；控制操作和修改整定值记录等。

对数据的记录之后，就可以通过系统的打印机进行数据打印，以供变电站管理和历史存档。对于无人职守的系统变电站，可以不配备打印机，不设当地打印功能，各变电站的运行报表集中在控制中心打印输出。

二、微机保护子系统

为保证电力系统运行的安全可靠，微机保护通常独立于监控系统，专门负责系统运行过程中的故障检测和处理，故要求微机保护具有安全、可靠、准确、快速等性能。低压配电所的继电保护比较简单，有主变瓦斯/差动保护、电流速断保护、低压闭锁过电压过电流保护等。在低压配电所中通常被设置为一个独立的单元。微机保护在我国已经投入运行10多年的历史，并且越来越受到继电保护人员和运行人员的普遍欢迎。对微机保护的原理和功能实现不作介绍。

三、无功／电压控制功能

变电站综合自动化系统能够必须具有保证安全可靠供电和提高电能质量的自动控制功能。电压和频率是电能质量的重要指标，因此电压、无功综合控制也是变电站综合自动化的一个重要组成部分。造成电压下降的主要原因是系统中的无功功率不足和无功功率分布不合理。所以，在变电站内，应该接有有载调压变压器和控制无功分布的电容器。

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变电站内的有载调压变压器和无功补偿装置虽然都能对系统的无功和电压起到调节作用，但是，两种调节方式的作用是不相同的。有载调压变压器可以载带有负荷的情况下，切换分接头位置，从而改变变压器的变比，起到调节电压和降低损耗的作用。控制无功补偿电容器的投切，可以改变网络中无功功率的分布，改变功率因数，减少网络损耗和电压损耗，改善用户的电压质量。在系统的无功功率严重不足的情况下，单纯的调节有载调压变压器的抽头，使电网的电压水平较高，反而使得该地区的无功功率不足，导致恶性循环。因此，在系统无功缺乏的情况下，必须调节系统的无功功率。总之，在进行无功和电压的控制时，必须将调分接头和电容器的投切两者结合起来，进行合理的调控。才能起到改变电压水平，又降低网络损耗的效果。

电力系统中，电压和无功的调控对电网的输电能力、安全稳定运行水平和降低电能损耗有着极大影响。因此，要对电压和无功功率进行综合调控，保证实现电力部门和用户在内的总体运行技术指标和经济指标达到最佳。其具体的调控目标是：

1、维持供电电压在规定的范围内。

2、保持电力系统稳定和适当的无功平衡。

3、保证在电压合格的前提下使电能损耗最小。

四、低频减载功能

电力系统的频率是电能质量最重要的指标之一。在系统正常运行时必须维持电网的频率在50Hz±（0.1～0.2）Hz的范围内。系统频率不论是偏大还是偏小，-168-

对大量的用电设备和系统设备都是十分不利的。因此，在变电站内部，装设低频减载系统。低频减载系统的主要任务是，在系统发生故障，有功功率严重缺额时，需要切除部分负荷时，应尽可能作到有次序、有计划的切除负荷，并保证所切除的负荷数量必须合适，以尽量减少切除负荷后所造成的经济损失。

目前，较为常用的两种方法是：

（1）采用专门的低频减载装置实现。这种低频减载装置的控制方式在前面的章节里面已经做过介绍。采用不同的低频减载轮来实现低频减载功能。

（2）把低频减载的负荷控制分散装设在每回线路的保护装置中。现在微机保护几乎都是面向对象设置的，每回线路都有一套自己的保护设备。在线路保护装置中，增加一个测量频率的环节，就可以实现低频减载的控制功能了。其对每回线路轮次的安排原则同上所述。只要将第n 轮动作的频率和延时定值事前在某回路的保护装置中安排好，则该回路便属于第 n 轮切除的负荷。

五、备用电源自投控制

随着国民经济的迅猛发展，科学技术的不断提高及家用电器迅速走向千家万户，用户对供电质量和供电可靠性的要求日益提高。备用电源自投是保证配电系统连续可靠供电的重要措施。因此，备用电源自投已经成为变电站综合自动化系统的基本功能之一。

备用电源自投装置的任务是，当电力系统故障或者因为其他的原因使工作电源被断开后，能迅速将备用电源或备用设备自动投入工作，使原来的工作电源被断开的用户能迅速恢复供电的一种自动控制装置。

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一般来讲，变电站的备用电源自投有两种形式：明备用和暗备用。

第三节

变电站的基本结构

一、变电站综合自动化系统的基本要求

为了达到变电站综合自动化的总目标，自动化系统应该满足以下要求：（1）变电站综合自动化系统应能全面代替常规的二次设备。综合自动化系统应集变电站的继电保护、测量、监视、运行控制和通信于一个分级分布式的系统中，此系统由微机保护子系统、测量子系统、各种控制子系统组成。这些系统能代替常规的机电保护、仪表、中央信号、模拟屏、控制屏和运行控制装置。

（2）变电站微机保护的软件和硬件设置既要和监控系统相对独立，又要相互协调。微机保护是综合自动化系统中较为重要的环节，因此软件和硬件的配置要相对独立，即在系统运行中，继电保护的动作、行为仅和保护装置有关，不依赖监控系统的其他环节，保证综合自动化系统中，任何其他的环节故障只是影响局部功能的实现，不影响保护子系统的正常工作。但和监控系统要保持紧密的通信联系。

（3）微机保护装置应具有串行接口或现场总线接口，向计算机监控系统或RTU提供保护动作信息或保护定值等信息。

（4）变电站综合自动化系统的功能和配置，应该满足无人值班变电站的要求。系统中无人值班变电站的实施和推广是一个必然的趋势，是电网调度管理的发展方向。传统的四遥装置不能满足现代化电网调度、管理的要求。因此，变电-170-

站综合自动化系统不管从硬件或软件方面考虑，都必须具备和上级调度通信的能力，必须具有RTU的全部功能，以满足和促进变电站无人值班的实施。

（5）要有可靠、先进的通信网络和合理的通信协议。

（6）必须保证综合自动化系统具有较高的可靠性和较强的抗干扰能力。在考虑总体结构时，要主、次分明，对关键的环节，要有一定的冗余。综合自动化系统的各个子系统要相对独立，一旦系统中某个部分出现故障，应尽量缩小故障影响的范围并能尽量尽快修复故障。为此，各子系统应具有独立的故障诊断、自修复功能，任何一个部分发生了故障，应通知监控主机发出告警信号，并能迅速将自诊断信息发送到监控中心。

（7）系统的可扩展性和适应性要好。在对技术落后的老变电站进行技术改造时，变电站自动化设备应能根据变电站不同的要求，组成不同规模和不同技术等级的系统。

（8）系统的标准化程度和开放性要好。研究新的产品时，应尽量符合国家或部颁标准，使系统的开放性能好，也便于系统以后升级。

（9）必须充分利用好数字通信的优势，实现数据共享。数据共享应该是自动化系统发展的趋势，只有实现数据共享，才能简化自动化系统的结构，减少设备的重复，降低造价。

（10）变电站综合自动化系统是一项技术密集、涉及面广、综合性很强的基础自动化工程。系统的研究和开发，必须统一规划、协调工作。各个方面要相互配合，避免各自为战。避免不必要的重复和相互干扰。

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二、综合自动化系统的体系结构

变电站综合自动化系统是和计算机技术、集成电路技术、网络通信技术密切相关的。随着这些技术的不断发展，综合自动化系统的体系结构也在不断的发生变化，功能和特性也在不断的提高。从变电站综合自动化的发展过程来看，它的体系结构经历了集中式、分布集中式、分散与集中相集合的方式和分散式等不同的发展类型和阶段。其中分层分散式的结构是今后的发展方向。它具有明显的优点。而且光电传感器和先进的光纤通信技术的出现，为分散式的综合自动化系统提供了有力的技术支持。

显示器各保护装置打印机键盘调度中心监控主机通信控制器输出接口模入接口开入接口输出接口A/D模块输入接口主变压器TVTA线路TVTA断路器分合状态保护出口模拟量输入断开继路关电器状保和态护隔输出口继电器信输入离入息图7-1 集中式结构的综合自动化系统框图

1、集中式系统结构（如图7-1所示）

集中式的变电站综合自动化系统是和当时计算机技术发展水平密切相关的。出现在70年代中、后期。在集中结构中，将自动化系统中的数据采集（包括模拟量和状态量）、继电保护和各种对变电站自动化设备的控制功能通过一定的接-172-

口交给系统的主监控机来管理和完成，为了实现和调度中心的通信联系，还要有相应的通信控制器来负责主控计算机和调度中心的通信工作。在有人值班的变电站中，主控计算机为了实现人机对话和管理功能，还必须负责管理大量的外围设备，以满足人机对话和数据报表的打印功能。

这种集中式的变电站综合自动化系统具有结构紧凑、体积小、占地面积小，可以减少投资、实用等特点。但是，随着技术地不断发展和新的变电站自动化结构的出现，它的劣势也就愈加明显：

1）每台计算机的功能较为集中，如果一台计算机出现故障。影响面是很大的。必须采用双机或者是并联运行的结构来提高系统的稳定性

2）集中式结构，软件复杂，修改的工作量大，而且系统的软件调试工作麻烦。

3）组态不灵活，对不同结主接线和规模不同的变电站，其软、硬件都必须另行设计，适应性较差，不利于推广。

4）集中式保护和长期以来采用的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，程序设计麻烦，仅适合于保护算法简单的场合。

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打印机（可选）人机接口当地调试或监控主控机（或双机）调度所/控制操纵中心光缆或电缆电能管理机485总线智能电能表智能电能表TV状出TA态口信回TV状出TA态口信回保护管理机现场总线或其他总线线路开关柜1保护与监控单元线路开关柜n保护与监控单元主变压器保护屏监控单元TV状出TA态口信回高压线路保护屏监控单元TV状出TA态口信回电压无功控制屏备用电源自投装置号路号路号路号路图7-2 分散与集中相结合的变电站综合自动化系统结构框图

2、分层式分布变电站自动化系统

随着自动化系统的发展，到了90年代，出现了不同的变电站综合自动化模式，归纳起来，都属于分层分布式的结构。将实际的变电站的一次、二次设备分为三个不同的结构层次。

设备层主要指变电站内的变压器、断路器和隔离开关及其辅助触点，电流、电压互感器等一次设备。

单元层主要是按照断路器间隔划分的。单元层本身由各种不同的单元装置组成，这些独立的单元装置通过局域网或者是总线和主监控机进行通信。它具有测量、控制部件或继电保护单元。测量和控制部件负责该单元的测量、监视、断路-174-

器的操作控制和连锁及事件顺序记录等；保护部件负责该单元线路或变压器、电容器的保护、故障记录等。在这个层次中，还可能存在数据采集管理机和保护管理机，分别管理系统的数据采集和继电保护工作。所以说单元层本身是一个两级系统的结构。

变电站层包括全站性的监控主机、远动通信机等。变电站层设现场总线或是局域网，供各主机之间和监控主机之间的信息交换。

根据上面的变电站结构层次的划分，通常要采用按功能来分类的多CPU来实现。各种高压和低压线路的保护单元；电容器保护单元；主变压器保护单元；备用电源自投单元；低频减载控制单元；电压、无功综合补偿单元；数据采集单元；电能计量单元等。每个功能单元基本上由单独的一个CPU来完成，多采用单片机。

在系统的管理上面，数据采集管理机和保护管理机能完成系统赋予它们的任务，并且能协调监控机的工作。这样就可以大大的减轻监控机的负担。它们通过总线或是局域网和主控计算机进行通信。一旦各个管理机发生故障，就会向主控计算机发出告警信号。对于主控计算机，如果应用在无人值班的场合，主要负责与调度中心的通信，使变电站自动化系统具有RTU的功能，完成“四遥”的任务；在有人值班的场合，除了仍然负责和调度中心通信外，还要负责人机联系，使自动化系统通过监控计算机完成当地显示、制表打印等任务。

这种按照功能设计的分层分布式自动化结构，具有软件相对简单、调试相对方便、组态灵活、系统整体可靠性高等特点。但是，这种结构在安装的时候，需要的控制电缆相对较多，增加了电缆的投资。

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3、分布分散式和集中式相结合的系统（如图7-2所示）

利用先进的局域网络技术和现场总线技术，就可以对变电站二次系统进行优化，使变电站综合自动化系统得到提高。一种发展趋势就是按照每个电网的元件为对象，集测量、保护、控制为一体，设计在同一个机箱内。例如，对于6～35Kv的配电线路，可以将这个一体化的保护、测量、控制单元分散安装在各个开关柜中，然后由监控主机通过光纤或电缆网络，对它们进行管理和交换信息，这就是分散式结构。而且对于高压线路的各种保护和变压器保护，仍然可以通过集中组屏安装在控制室内。这种将低压线路的保护和测控单元分散安装在控制室内，而高压线路保护和主变压器保护采用集中组屏的系统结构，称为分布和集中相结合的结构，这是当前综合自动化系统的主要结构。

分布分散式结构的优越性在于：

（1）简化了变电站内二次部分的配置，大大减小了控制室的面积。配电线路的保护和测控系统都是安装在各个开关柜当中，因此，主控室内就减少了常规控制屏、中央信号屏和站内模拟屏。减少了主控室的占用面积，也有利于实现无人值班。

（2）减小了施工和设备安装工程量。在开关柜中的保护和测控系统已经由厂家事先调整完毕，分布分散式系统的电缆敷设工程量小，因此施工和设备安装工程量就减小了。

（3）简化了变电站二次设备之间的互连线，节省了连接电缆。

（4）分层分散式结构将大量的实际工作分担到不同的单元去完成，因此可-176-

靠性高，组态灵活，检修方便。并且，各模块和主控计算机之间通过局域网或总线连接，抗干扰能力强，可靠性高。

（5）由于各个模块基本上是面向对象设计的，因此软件结构相对集中式的简单，并且调试方便，便于系统扩充。

第四节 变电站综合自动化系统的数据通信

变电站综合自动化系统实质上是由多台微机组成的分级分布式的控制系统，包括微机监控、微机保护、电能质量自动控制等多个子系统。在各个子系统中往往又由多个智能模块组成。例如：微机保护子系统中，有变压器保护、电容器保护和各种线路保护等。因此在综合自动化系统内部，必须通过内部数据通信，实现各子系统内部和各子系统间的信息交换和实现信息共享，以减少变电站二次设备的重复配置和简化二次设备的互连，既减少了重复投资，又提高了整体的安全性，这是常规的变电站的二次设备所不能实现的问题。

另一个方面，变电站是电能传输、交换、分配的重要环节，它集中了变压器、开关、无功补偿等昂贵设备。因此，对变电站综合自动化系统的可靠性、抗干扰能力、工作灵活和可扩展性要求很高，尤其是在无人值班变电站中，不仅要求综合自动化系统中所采集的测量信息和各断路器、隔离开关的状态信息等能传送给地区电网调度中心（简称地调）或县调或省调（为了叙述简单，下文将各级调度中心或集控站统称为控制中心）。综合自动化系统各环节的故障信息也要及时上报给控制中心。同时也要能接受和执行控制中心下达的各操作和调控命令。

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因此，变电站综合自动化系统的数据通信，包括两方面的内容：一是综合自动化系统内内部各子系统或各种功能模块间的信息交换；另一个是变电站和控制中心间的通信。

一、综合自动化系统与控制中心的通信

综合自动化系统应具有与电力系统控制中心通信的功能，不另外设独立的远动装置，而由综合自动化系统的上位机（或称集中管理机）或通信控制机执行远动功能。把变电站所需测量的模拟量、电能量、状态信息和SOE等类信息传送到控制中心，这些信息是变电站和控制中心共用的，不必专门为送控制中心专门单独采集。

变电站不仅要向控制中心发送测量和监视信息，而且要从上级调度接受数据和控制命令，例如接收调度下达的开关操作命令，在线修改保护定值、召唤实时运行参数。从全系统范围内考虑电能质量、潮流和稳定的控制等，这些功能如果实现，将给电力系统带来很大效益，这也是变电站综合自动化的优越性和要求的目标。

二、变电站内的信息传输

在具有变电站层—单元层（间隔层）—现场层（设备层）的分层式自动化系统中，要传输的信息有如下几种。

（一）设备层和间隔层（单元层）间的信息交换

间隔层的设备有控制测量单元或继电保护单元，或两者都有。

设备层的高压断路器可能有智能传感器和执行器，可以自由地与单元层的装-178-

置交换信息。间隔层的设备大多需要从设备层的电压和电流互感器采集正常和事故情况下的电压值和电流值，采集设备的状态信息和故障诊断信息，这些信息包括：断路器和隔离开关位置、主变压器分头位置，变压器、互感器、避雷器的诊断信息和断路器的操作信息。

（二）单元层内部的信息交换

在一个单元层内部相关的功能模块间，即继电器保护和控制、监视、测量间的数据交换。这类信息有如测量数据、断路器状态、器件的运行状态、同步采样信息等。

（三）单元层间的通信

不同单元层间的数据交换有：主、后继电保护工作状态、互锁，相关保护动作闭锁电压无功综合控制装置信息。

（四）单元层和变电站层的通信

单元层和变电站层的通信内容很丰富，概括起来有以下三类：

（1）测量及状态信息。正常和事故情况下的测量值和计算值，断路器、隔离开关、主变压器分接头开关位置、各单元层运行状态、保护动作信息等。

（2）操作信息。断路器和隔离开关的分、合命令，主变压器分接头位置的调节，自动装置的投入和退出等。

（3）参数信息。微机保护和自动装置的整定值等。

（五）变电站层的内部通信

变电站层的内部通信，要根据各设备的任务和功能特点，传输所需的测量信

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息、状态信息和操作命令等。

三、变电站综合自动化系统通信的特点和要求

（一）、变电站通信网络的要求

由于数据通信在综合自动化系统的重要性，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的特点和要求。

（1）快速和实时响应的能力。变电站综合自动化系统的数据网络要求及时地传输现场的实时运行信息和控制信息。在电力工业标准中对系统的数据传输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。

（2）很高的可靠性。电力系统是连续运行的，数据通信网络也必须连续运行，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，设计不合理的系统，严重时甚至会造成设备和人身事故、造成很大的损失，因此变电站综合自动化系统的通信子系统必须保证很高的可靠性。

（3）优良的电磁兼容性能。变电站是一个具有强电磁干扰的环境，存在电源、雷击、跳闸等强电磁干扰，通信环境恶劣，数据通信网络必须注意采取相应地措施消除这些干扰的影响。

（4）分层式结构。这是由整个系统的分层式结构所决定的，也只有实现通信网络的分层，才能实现整个变电站综合自动化系统的分层分布式结构，系统的各层次又各自具有特殊的应用条件和性能要求，因此每一层都要有合适的网络系统。

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（二）、信息传输响应速度的要求

不同类型和特性的信息要求传送的时间差异很大，具体内容如下：

（1）经常传送的监视信息。①为监视变电站运行状态，需要传输母线电压、电流、有功功率、无功功率、零序电压、频率等测量值，这类信息需要经常传送，响应时间需满足SCADA的要求，一般不宜大于1~2秒；②为计量用的信息，如有功电能量和无功电能量，这类信息传送的时间可以较长，传送的优先级可以较低；③为刷新变电站层的数据库，需定时采集断路器的状态信息，继电保护装置和自动装置投入和退出的工作状态信息，可以采用定时召唤方式，以刷新数据库；④为监视变电站的电气设备和安全运行所需的信息，例如变压器、避雷器等的状态监视信息，变电站保安、防火有关的运行信息。

（2）突发事件产生的信息。①系统发生事故的情况下，需要快速响应的信息，例如：事故时断路器的位置信号，这种信号要求传输时延小，优先级高；②正常操作时的状态变化信息（如断路器状态变化）要求立即传送，传输响应时间要小，自动装置和继电保护装置的投入和退出信息，要及时传送；③故障情况下，继电保护动作的状态信息和事件顺序记录，这些信息作为事故后分析事故之用，不需要立即传送。待事故处理完毕后在送即可；④事故发生时的故障录波，带时标的扰动记录的数据，这些数据量很大，传输时间长，也不必立即传送；⑤控制命令、升降命令、继电保护和自动设备的投入和退出命令。修改定值命令的传输不是固定的，传输的时间间隔比较长；⑥随着电子技术的发展，在高压电气设备内装设的智能传感器和智能执行器，高速地和自动化系统单元层的设备交换数

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据，这些信息的传输速率取决于正常状态时对模拟量的采样速率，以及故障情况下快速传输的状态量。

（三）、各层次之间和每层内部传输信息时间的要求

（1）设备层和间隔层，1~100ms。（2）间隔层内各个模块间，1~100ms。（3）间隔层的各个间隔单元间，1~100ms。（4）间隔层和变电站层之间，1~1000ms。（5）变电站层的各个设备之间，≥1000ms。（6）变电站和控制中心间，≥1000ms。

第五节 现场总线在变电站综合自动化系统中的应用

一、概述

变电站数据通信可以采取并行通信或串行通信方式。并行通信方式除了需要数据线外还需要控制线和状态信号线，显然并行通信方式下需要的传输线路较多，成本高，因此常用在传输距离较短（通常小于10m），传输速率较快的场合。早期的变电站综合自动化系统，由于受到当时通信技术和网络技术等具体条件的限制，变电站内部通信大多采用并行通信，在综合自动化系统的结构上，多为集中组屏式。

串行通信方式是一位一位顺序传送。串行通信最大的优点是可以节约传输线路，特别是当位数较多的情况和远距离传输时，这个优点就更加明显，不仅节约-182-

了投资，还简化了接线。在变电站综合自动化系统的内部，各种自动装置之间，或继电保护装置与监控系统间，为了减小连接电缆，简化配线，常采用串行通信。

目前，在变电站综合自动化系统中，微机保护、微机监控和其他微机型的自控装置间的通信，大多通过RS-422/RS-485通信接口连接，实现监控系统与微机保护和自动装置间的相互交换数据和状态信息。这与变电站原来的二次系统相比，已有很大的优越性，可节省大量连接电缆，接线简单、可靠。

然而，在变电站综合自动化系统中。采用RS-422/RS-485通信接口，虽然可以实现多个节点（设备）的互连，但连接的数目一般不超过32个，在变电站规模较大时，不能满足综合自动化的要求；其次，采用RS-422/RS-485通信接口，其通信方式为查询方式，即由主计算机询问，保护单元或自控装置答，通信效率低，难以满足较高的实时性要求；再者，使用RS-422/RS-485通信接口，整个通信网上只能有一个主节点对通信进行管理和控制，其余皆为从节点，受节点管理和控制，这样主节点便成为系统的瓶颈，一旦主节点出现故障，整个系统的通信便无法进行；另外，对RS-422/RS-485通信接口的通信规约缺乏统一标准，使不同厂家生产的设备很难互连，给用户带来不便。

在变电站综合自动化系统中，也有采用计算机局域网的，比如Novell网，Ether网Token Ring网等。但这些局域网适用于一般做数据处理的计算机网络，其传输容量大，但实时性不高。

以上的种种问题不仅在电力系统中，在其他的工业控制领域也存在。基于上述原因，国际上在80年代就提出了现场总线，并制定了相应的标准。

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并且出现了几种较为著名的现场总线技术。

根据国际现场总线基金会的定义，所谓现场总线是一种全数字的双响多站点通信系统。

现场总线是基于微机化的智能现场仪表，实现现场仪表与控制系统和控制室之间的一种全分散、全数字化的、智能、双向、多变量、多点、多站的通信网络。它按国际标准化组织ISO和开放系统互连OSI提供了网络服务，可靠性高、稳定性好、抗干扰能力强、通信速率快、造价低、维护成本低。

现场总线和一般的计算机局域网有些相似之处，但也有不少差别。局域网适合于一般数据处理的计算机网络，而现场总线是作为现场测控网络，要求方便地适应多个输入输出类型数据（突发性数据和周期性数据）的传输，要求通信的周期性、实时性、可确定性，并适应工业现场的恶劣环境。

现场总线除了具有局域网的优点外，最主要的是它满足了工业控制过程所要求的现场设备通信的要求，且提供了互换操作，使不同厂家和设备也可互连，并可统一组态，使所组成的系统的适应性更广泛。现场总线的开放性，使用户可方便地实现数据共享。

二、现场总线技术在变电站综合自动化系统中应用的优越性。

随着大规模集成电路技术和微型计算机技术的不断发展，变电站综合自动化系统从体系结构上面临着由原来面向功能往面向对象的方向发展。以往的变电站综合自动化系统是按照保护、监控、故障记录和其他的自动控制等功能分为若干个相对独立的子系统，每个子系统有自己的输入和输出设备，造成设施重复，联-184-

系复杂，这一方面是由于以前技术条件限制，另外一个方面也与各种功能发展过程中形成的管理体制和习惯有关。现在微机技术，尤其是单片机技术的发展，使人们认识到变电站综合自动化系统是按照其服务对象（一次设备）将保护、测量集成在一起，然后通过网络联系起来，可以使体积大大缩小，有很多优越性。

变电站的自动化设备采用面向对象的微机化产品后，应用现场总线是必然的趋势。

采用具有现场总线的自动化设备有以下几个方面的优越性。

（1）互操作性好。具有现场总线接口的设备不仅在硬件上标准化，而且在接口软件上也标准化。用户可优选不同厂家的产品集成为一个比较理想的自动化系统。

（2）现场总线的通信网络为开放式网络。以前，由于不同厂家生产的自动化设备通信协议不同，要实现不同设备间的互连比较困难。而现场总线为开放式的互连网络，所有技术和标准都是公开的，所有制造商必须遵守，使用户可以自由地组成不同制造商的通信网络，既可以与同层网络相连，也可以与不同层网络互连，因此现场总线给综合自动化系统带来了更大的适应性。

（3）成本降低。由于现场总线完全采用数字通信，其控制功能也可不下放到现场。由现场总线设备组成的自动化系统，减少了占地面积，简化了控制系统内部的连接，可节约大量的连接电缆，使成本大大降低。

（4）安装、维护、使用方便。使用现场总线接口技术，无需用很多控制电缆连接各控制单元，只需将各个设备挂接在总线上，这样就显著减少了连接电缆，-185-

使安装更方便，抗干扰能力更强。

（5）系统配置更灵活，可扩展性好。

正是因为现场总线有上述主要优点，因此今后变电站综合自动化设备采用现场总线是发展的方向。

变电站综合自动化系统探析 篇6

关键词：变电站；自动化；技术

当代计算机技术、通讯技术等先进技术手段的应用，随着电网运行水平的提高，为了提高变电站的可控性，各级调度中心要掌握电网及变电站的运行情况，采用远方集中控制操作、反事故措施等，以提高劳动生产率，减少人为误操作的可能，提高运行的可靠性。

1综合自动化系统

1.1设计指导思想。在微机化以前，传统的变电站是面向功能的设计，将变电站分为继电保护、监控、故障录波、电能计费、通信、远动等不同种类的功能，分别设计自己的系统，几部分实现原理和技术也各不相同。随着集成电路和微机技术的发展，在应用中变电站的两项系统，一次系统主要完成电能的传输、分配和电压变换工作；二次系统则是完成对一次设备及其流经电能的测量、监视和故障的告警、控制、保护以及开关闭锁、厂站远动系统等工作。在应用中虽然微机型装置尽管功能不同，硬件结构大同小异，除微机系统自身外，对各种模拟量的数据采集回路和I/O回路组成，所采集的量和所控制的对象显得设备重复、互联复杂。为了从全局出发来考虑全微机化的变电站二次部分的优化设计，尽量使各二次回路部分硬件资源共享、信息共享，从而产生了变电站综合自动化。

1.2變电站综合自动化。随着科学技术的进步，变电站综合自动化系统是一种综合性的自动化系统，主要是应用计算机、现代电子、通信以及信息处理等各项技术，通过重新组合其功能，优化其应用功能，最终实现监视、测量、控制和协调变电站全部设备的运行情况。在应用中为了提高应用性能，变电站综合自动化简化了变电站的二次接线，从而有效的提高了变电站安全稳定运行水平与经济效益，降低变电站的运行维护成本。

1.3变电综合自动化系统的优势。变电站综合自动化以计算机技术为核心，通过应用变电综合自动化系统简化了二次接线，设备可靠性增加，强化设备监视和自诊断，延长了设备检修周期，有效的促进了整体布局紧凑，减少了占地面积，降低变电站建设投资，减少了人的干预，使人为事故大大减少，减少了供电故障。采用新的保护技术和控制方式，可以看到各电压等级的变电站，通过应用现代计算机和通讯技术，实现无人值班或减员增效，实现综合自动化，可以全面提高变电站的监控技术和运行管理水平，促进各专业在介绍上的协调。

2变电站自动化系统

2.1变电站自动化系统的分层组成。间隔层是现场运行的数据采集设备，保护和控制装置。如继电保护及自动控制装置，测控装置、站内直流电源管理设备、多功能电表等等。它们是和一次设备联系最紧密的设备，实际的数据采集，设备控制都是由它们来完成。间隔层和站控层的数据需要通过一些通讯电缆/光缆进行传输，中间还得有一些通信设备，比如通信管理机、交换机、接口设备、网络传输介质等等，用来负责数据的分发和传输，以及原始数据的存储等等。目前，变电站监控系统主要采用串行数据总线、现场总线和以太网等。 站控层包括站内监控后台，操作员站、工程师站、远动服务器等设备。在这一层要对采集上来的数据进行处理，以便显示在终端监控屏幕上。一些变电站遥控指令也可以从这一层发出去，通过网络层最后送到间隔层去执行。

2.2变电站综合自动化系统的主要功能。操作命令的优先级为：就地控制、站控层控制、远方控制。控制电气间隔的断路器、电动隔离开关的分合闸操作，计算机监控系统采集的实时数据根据运行工况实时变化而不断的更新，记录被监控设备的当前状态。按电气间隔的分布配置和集中配置综合测试端，完成开关量、模拟量、脉冲量等信息的采集和处理并能将处理后的信息上传。控制操作与“五防”工作站的接口，所有操作控制均经“五防”工作站防误闭锁逻辑的判断，若发现错误，闭锁该操作并报警。历史数据库对于需要长期保存的重要数据将存放在历史数据库中，如事件顺序记录及事故历史记录、报警历史记录，以及保护定值记录等。远动机与各间隔之间的通信功能，变电站与上级调度之间的通信功能。利用远动装置，从网络层采集间隔层和通信规约转换接口的数据，处理后，按照调度端的远动通信规约，实现变电站数据与调度自动化主站的数据交换。

3 对变电站综合自动化系统的维护

3.1日常管理与维护。变电站的维护工作分成日常维护管理与事故异常处理两种情况，日常管理主要是对遥控调试的准确度进行定期核对，定时维护通信网络，在管理中坚持每半年对变电站的数据进行一次备份。在变电站常态运行时，对电气设备进行数据记录、操作监控、数据验收等维护工作，各个工作人员都必须熟悉变电站综合自动化系统中的监控、调试的操作步骤，对变电站内的各个运行电气参数，如电压、电流、功率流向、事故信号等日常监控熟练，明晰工作内容以及严格规定其工作职责；事故异常处理则是在变电站出现了非正常工作状态时，为应对相应的事故状态而进行的一系列工作。

3.2系统维护。变电站综合自动化系统凭借着功能强大、高自动化水平、占地面积小、运行与维护工作简便的系统特点，在应用中可以实现无人值班远程控制等工作模式。变电站中使用的自动化技术是一种新的产物，是一个弱电系统，受环境电磁干扰现象非常严重，在运行与维护中要充分考虑到电磁干扰带来的可靠性问题。目前在实际应用过程中变电站工作的一些运行人员和技术人员，对变电站综合自动化系统的技术还不是很熟练，在操作应用过程中变电站的可靠性和安全性仍然还存在一些隐患。

4结束语

综上所述，随着中国国民经济持续快速发展，变电系统重要作用日益增加，各行各业对电力质量的要求越来越高，电力系统中各种智能技术的应用日益普遍，可以得知变电站综合自动化系统可以说是电力行业专业综合技术应用改革的一次革命，在今后的一个时期，使得变电站自动化管理和无人值守已是一种必然趋势和必然选择。

参考文献

[1]杨奇逊，变电站综合自动化技术发展趋势.电力系统自动化，2013.

[2]王海猷，变电站综合自动化监控主站的系统资源平衡.电网技术，2012.

[3]河南电力技师学院，电力行业高技能人才培训系列教材.变电站值班员，2013.

综合自动控制系统 篇7

第一, 电压等级低, 变 (配) 电所结构单一。从电力系统的角度看, 铁路负荷属于终端负荷, 直接面对最终用户, 所以铁路供电系统中绝大多数为10k V配电所和35k V变电所, 这取决于地方供电系统电源的情况和铁路就地负荷的要求, 只有在极个别的地方, 存在有110k V的变电所, 但数量很少。由于功能要求、应用范围基本相同, 所以铁路供电系统中的变 (配) 电所构成基本相同, 功配置也变化不大。根据铁路变 (配) 电所结构与功能标准化的特点, 在进行铁路供电系统配网自动化设计时, 可以将变 (配) 电所的功能作为一个标准实现方式统一考虑。

第二, 系统接线形式简单。铁路供电系统的接线就像铁路一样, 是一个沿铁路敷设的单一辐射网, 各变 (配) 电所沿线基本均匀分布, 并且互相连接, 构成手拉手供电方式。连接线有两种:自闭线和贯通线。实际系统中, 可能二种连接线都有, 也可能只有二者之一。连接线除了实现相邻所之间的电气连接外, 还为铁路供电最重要的负荷 (自动闭塞信号) 提供电源。

第三, 供电可靠性要求高。铁路供电系统虽然电压等级低, 接线方式简单, 但对供电可靠性的要求却很高, 从理论而言, 其负荷 (自动闭塞信号) 的供电中断时间不能超过150ms, 否则, 将会导致所有供电区间的自动闭塞信号灯变为红灯, 影响铁路的正常运输。

因此, 在应用配电自动化技术之前, 铁路供电系统已经采取了多种方法来保证供电的可靠性。铁路供电系统的特点决定了其远离城市, 检修费时费力, 没有准确的故障定位也给检修工作带来很大困难。配电自动化技术为上述问题带来了根本的解决方案。

二、配电自动化的实现方式

第一, 分布控制方式。分布控制方式是指配电自动化终端 (FTU) 具有自动故障判断与隔离能力, 通过互相之间的配合, 也具备了网络重构能力, 整个过程不需要主站的参与。主要有电压时间型和电流计数型, 都是由FTU结合开关构成具有重合功能的分段器。

第二, 集中控制方式。集中控制方式下, 由现场FTU将采集到的故障信息上送主站, 由主站的应用模块经计算后, 得出故障隔离与恢复方案, 再下达给FTU执行。一般分为3个层次:配电终端层完成故障的检测和信息上送;配电子站完成本区域的故障处理和控制;主站完成全网的管理与优化。集中控制方式是以功能强大的主站系统为中心建立和实施的, 专用的高级应用模块可以处理应对复杂的网络结构和故障情况 (如多重故障) 。铁路供电系统是以水电段为基础单位运行的, 所以配电自动化系统也应以水电段为单位建立和实施。从功能完成和节约投资方面考虑, 可以建立简化的集中控制式配电自动化系统, 在简化系统中, 省略配电子站功能, 由主站直接完成全网的配电自动化应用功能。

三、配电自动化在铁路供电系统中的工程实践

铁路供电系统分为提供铁路行车电源的牵引供电系统和承担牵引供电以外所有铁路负荷的供电任务的铁路供电系统。其核心内容主要由两部分构成:

第一, 系统设计与构成。调度配电主站硬件系统由服务器/调度员工作站、前置机、通讯柜组成, 考虑初期系统规模, 服务器和调度员工作站共用一台机器, 但设置为双机冗余系统, 2台机器运行于热备用方式。软件为CSDA2000配电自动化系统, 为开放的可扩充跨操作系统的系统平台, 集成了传统SCADA系统的全部功能, 同时将SCADA/DMS/GIS统一设计, 采用统一的数据模型、实时数据库平台, 真正实现了一体化, 并且贯彻系统结构分层、功能分层的思想。配电自动化的FA功能由CSDA2000系统中的配网高级应用软件 (PAS) 模块完成, PAS由若干模块化应用软件构成, 分别完成网络的运行控制、安全性分析和经济性分析三大块功能。根据铁路供电系统的特点, 在工程中对PAS的功能做了适当的简化, 实际应用了网络拓扑、故障分析、故障检测、隔离与恢复等功能模块。智能化一体开关由开关本体和智能控制器CSF100构成, 智能控制器作为核心, 主要实现的功能是实现传统“三遥”、配电网故障信息采集处理、通信、开关在线监测等功能。作为配电自动化系统的基础设备, 智能化一体开关能够迅速准确的监测故障信息并上报主站, 并接受主站命令, 执行开关分、合操作, 隔离故障和恢复供电。

第二, 通信系统设计。铁路供电系统本身没有任何通信设施, 必须使用铁路系统的公共通信系统来传输数据, 受现场环境制约比较大, 有时可能通信条件不能达到比较理想的状况, 这时就必须采取灵活的措施。这只是在铁路局部供电系统中遇到的部分通信问题, 通信系统中关于供电系统自动化部分的建设也不够完善, 在保证配电自动化系统功能完善的前提下, 应用于铁路供电的配电自动化系统需要具备完善的通信系统设计和灵活的配置才能较好地满足铁路供电系统的应用。

四、结束语

综合自动控制系统 篇8

安钢永通球墨铸铁管有限责任公司公司供电系统除110kV变电站和380m3变电所采用的是微机自动保护系统为外, 烧结变电所、球团变电所及铸管变电所均采用传统电磁继电器保护, 已经不能满足我公司快速发展对电力系统稳定性、运行可靠性的要求。

随着生产规模的不断扩大, 生产自动化和各种信息的收集的要求越来越高, 在某个变电所内的高压设备出现故障后, 为了缩短事故的排查、排除时间, 需加强各个变电所之间的信息流通。在电力调度自动化系统建立之前, 当高压设备出现故障膈, 值班室与电力调度之间的联系均通过电话联系, 这必然导致处理事故效率低, 而这种低效率的管理方法已无法适应新的形势, 建立新的电力调度自动化控制中心势在必行!为此2005年9月在进行变电站自动化系统的研制工作的同时开始进行电力调度自动化系统的研制。

1 研制措施

保留原有一次设备, 为了准确实现遥信功能, 在烧结变电所、球团变电所的隔离开关上加装F4-8型辅助开关, 在铸管变电所手车断路器上引出手车位置和弹簧未储能信号。

改造电气二次控制回路, 以满足综合自动化系统要求。微机保护单元安装于各高压开关柜的仪表门上, 为此在本次改造中更换了高压开关柜的仪表门。采用这种安装方式可缩短开关柜至微机保护单元间的连线, 便于维修, 同时减小投资。

为了节省资金, 在本次改造中, 尽量使用原有的二次控制设备, 如转换开关、指示灯、按钮、切换片等。

在本次系统建立时, 报警系统实现了集成化, 不仅能从后台以声音和屏幕闪烁的方式告知运行人员, 而且也能从保护装置上发现告警事件, 实现了双保险。

微机保护单元选用国电南自的NS9000系列保护测控装置, NS9000系列产品包括电动机综合保护测控、低压变压器综合保护测控以及线路 (母线分段) 保护测控等, 它提供了厂用电自动化系统完整的保护和测控功能。通讯管理机用于实现微机保护装置与本站监控台后、电力调度中心控制后台间的通信, 完成通信转换和通信规约的转换。微机保护单元NS9000与通讯管理机NS 956之间采用CAN网, 通讯介质采用双绞线。

2 建立变电所本站监控系统

在本次工程中, 在烧结变电所、球团变电所、铸管变电所建立了本站监控系统。对本站内的间隔设备进行实时监控。监控系统由NS PRO计算机监控管理系统和外围设备构成, 主要完成信息的收集与综合处理。

NS PRO计算机监控系统是基于Windows2000的集成开放式平台。监控系统不仅具备基本的监控和数据采集 (SCADA) 功能, 还包括微机保护设备的监视信息采集及分析等管理功能, 并且还具备了与管理系统 (MIS) 互联, 构成更大规模的信息系统的功能。

3 建立电力调度自动化系统。

电力调度系统采用的是远方监控的方式, 对110kV变电站、3803m高炉变、铸管变、烧结变、球团变的设备进行远方监控。

各变电站计算机监控系统和电力调度自动化系统之间的通讯网络采用以太网, 通过光纤进行链接。

电力调度系统与各变电站组成的电力通信网络采用TCP/IP通信协议的以太网。网络主干网的传输速率=100Mbps。

永通铸管公司可监控的变电站有5个 (110kV变、380变、烧结变、球团变、铸管变) , 每个变电站与电调系统联网的过程基本一样, 并且该系统具有可扩展性, 可以按照前面5个站的操作过程实施。

原有的电力调度和变电站之间采用电话联系, 由值班人员通知调度, 调度员在查明现场事故情况后再向变电站/所值班人员下达进行各项操作命令, 所以发生电力故障后, 处理故障效率、安全性较低, 故障不能及时排除。

电力调度系统自动化建立后, 为了保证电力调度实时监控任务的不中断, 监控主机分为两台, 工作方式为双机热备用, 同时, 监控系统还有两套工程师站:一套用于电网调度值班对各站设备的远程监视;一套用于对各站设备的远程操作、监控。电力调度系统提供了可靠的安全管理机制, 每台机器所能完成的任务、进行的操作可在线设置, 每个调度员只能在自己指定的机器上完成调度操作。人员根据工作性质分为不同的级别, 对应于不同的操作权限。人员级别可分为:系统管理员、调度员、操作员和一般用户。

电力调度系统具有110kV变电站、3803m高炉变、铸管变、烧结变、球团变控制子系统所具备的所有监控功能, 这五个变电所中任意一个监控系统出现故障, 甚至于完全瘫痪, 不影响电力调度系统网络的正常运行。

4 改造完成后达到的效果

通过变电站综合自动化系统对各种数据实时采集、分析, 并制成报表实时存储。计算机屏幕上直观地显示系统接线图, 实时显示电压、电流、有功、无功、功率因数等各种运行参数、实时显示负荷曲线, 掌握负荷变化规律。

变电站综合自动化系统能够自动记录所有信号、各种保护动作信息, 操作人员的操作记录, 并将数据保存, 以供分析、统计时使用, 克服人工抄表时误差大、可信度低的缺点。

系统具有极高的可靠性。当电力调度自动化系统出现故障后, 各变电站综合自动化系统均可以独立地执行本站电气设备所有操作, 保护。

可以在微机保护单元上对高压断路器直接进行分、合闸操作, 也可以在本站监控系统及电力调度自动化系统的监控画面对断路器进行远方操作。

具有故障录波功能, 可以进行事故分析和判断。

线路发生故障时, 其所在的变电所的后台系统能及调度中心均能够立即报警、提示, 使故障设备能够得到及时处理。缩短停电时间, 减少事故造成的损失。

具备操作票功能。能生成、打印操作票, 保证操作的安全、可靠。

实现变电站无人值守, 精减变电站值班人员出来, 节约了公司成本。

结束语

供电系统综合自动化及电力调度的研制工程从2005年9月开始到2006年1月竣工, 共经4个月, 永通铸管公司完全依靠自身技术力量, 独立完成了该系统的设计、安装, 并在南京南自科技发展有限公司的协助下完成了系统的调试工作。

该系统自投运以来, 未发生过一起继电保护越级跳闸事故和误动作事故, 高压设备运行的可靠性和灵敏性等都得到了极大提高, 保障了公司的安全供电, 为公司各部门的安全生产提供了强有力的电力支持。

摘要：介绍了安钢永通球墨铸铁管有限责任公司公司供电系统综合自动化和电力调度自动化系统的改造措施和取得的效果。

关键词：供电系统综合自动化保护,电力调度自动化系统,改造

参考文献

电气系统综合自动化技术分析 篇9

关键词：电气自动化综合自动化

1 电气自动控制系统概述

1.1 集中监控方式

这种监控方式优点是运行维护方便, 控制站的防护要求不高, 系统设计容易。但由于集中式的主要特点是将系统的各个功能集中到一个处理器进行处理, 处理器的任务相当繁重, 处理速度受到影响。由于电气设备全部进入监控, 伴随着监控对象的大量增加随之而来的是主机冗余的下降、电缆数量增加, 投资加大, 长距离电缆引入的干扰也可能影响系统的可靠性。

1.2 远程监控方式

最早研发的自动化系统主要是远程控制装置, 主要采用模拟电路, 由电话继电器、电子管等分立元件组成。这一阶段的自动控制系统不涉及软件。主要由硬件来完成数据收集和判断, 无法完成自动控制和远程调解。它们对提高变电站的自动i-Ok平, 保证系统安全运行, 发挥了一定的作用, 但是由于这些装置, 相互之间独立运行, 没有故障自诊断能力, 在运行中若自身出现故障, 不能提供告警信息, 有的甚至会影响电网安全。

1.3 现场总线监控方式

现场总线监控方式使系统设计更加有针对性, 对于不同的间隔可以有不同的功能, 这样可以根据间隔的情况进行设计。采用这种监控方式除了具有远程监控方式的全部优点外, 还可以减少大量的隔离设备、端子柜、I/0卡件、模拟量变送器等, 而且智能设备就地安装, 与监控系统通过通信线连接, 可以节省大量控制电缆, 节约很多投资和安装维护工作量, 从而降低成本。

2 综合自动化监控系统应用

2.1 集中模式

集中模式也就是传统的硬接线方式将强电信号转变为弱电信号, 采用空接点方式和4m A~20m A标准直流信号, 通过电缆硬接线将电气模拟量和开关量信号一对一接至DCS的I/O模件柜, 进入DCS进行组态, 实现对电气设备的监控。这种模式又分为直接I/O接入方式和远程I/O接入方式两种, 前者是将电缆接至电子间集中组屏, 后者是在数据较集中且离主控室较远的电气设备现场设立远程I/O采集柜, 然后通过通信方式与DCS控制主机相连, 两者具有相同的实现技术, 本质上没有区别。

电气量的采集集中组屏, 便于管理, 设备运行环境好;硬接线方式成熟, 响应速度快。缺点主要有:电缆数量大, 电缆安装工程量大, 长距离电缆引进的干扰也可能影响DCS的可靠性;DCS系统按“点”收费, 不仅投资大, 而且只有重要的电气量才能进入DCS, 系统监测的电气信息不完整;所有信息量均要集中汇总至DCS系统, 风险集中, 影响系统可靠性;由于DCS调试一般是最后进行, 采用集中模式通常难以满足倒送厂用电的要求;没有独立的电气监控主站系统, 无法完成较复杂的电气运行管理工作 (如防误、事故追忆、继电保护运行与故障信息自动化管理、录波分析等高级应用功能) , 不能实现电气的“综合自动化”。

2.2 分层分布式模式

分层分布式模式从逻辑上将ECS划分为三层, 即站级监控层、通信层和间隔层 (间隔单元) 。间隔层由终端保护测控单元组成, 利用面向电气一次回路或电气间隔的方法进行设计, 将测控单元和保护单元就地分布安装在各个开关柜或其他一次设备附近。网络层由通信管理机、光纤或电缆108网络构成, 利用现场总线技术, 实现数据汇总、规约转换、转送数据和传控制命令的功能。站级监控层通过通信网络, 对间隔层进行管理和交换信息。

间隔层测控终端就地安装, 减少占用面积, 各装置功能独立, 组态灵活, 可靠性高。模拟量采用交流采样, 节省二次电缆, 降低了成本, 抗干扰能力增强, 系统采集的数据精度大大提高。系统采集的数据量提高, 监控信息完整, 能实现在远方对保护定值的修改及信号复归, 运行维护方便。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 (部件) 正常运行。设置独立的电气监控主站, 便于分步调试和投运, 满足倒送电的要求。同时有利于厂用电系统的运行、维护和检修。

3 综合自动化技术发展趋势

由于我国电力系统综合自动技术起步较晚, 在很多方面与国外技术水平还有很大差距, 所以需要我们在学习和借鉴国外先进技术的同时, 结合我国的实际情况, 研究和开发更加符合我国国情的综合自动化系统。

3.1 保护、控制、测量一体化

鉴于目前的运行体制、人员配备、专业分工, 我国的自动化系统主要采用站内监控采集数据而保护相对独立的模式, 以提供较清晰的事故分析和处理的界面。但是从技术合理性、减少设备重复配置、简化维护工作量以及发展趋势等方面考虑, 将保护与控制、测量结合在一起会更有优势。因为保护和控制、测量的信息源都是来自现场:保护主要采集一次设备的故障异常状态信息, 通常要求测量范围较宽, 一般按额定值考虑, 但测量精度要求较低;而控制和测量主要采集运行状态信息, 要求测量范围较窄, 通常在测量额定值附近波动, 对测量精度要求较高。总控 (CPU) 单元直接接受来自上位机 (当地) 或远方的控制输出命令, 经必要的校核后可直接动作至保护回路, 省去了遥控输出、遥控执行等环节, 简化了设备, 提高了可靠性。但是这种装置的运行可靠性必须很高。因此需要设计、制造、运行、管理部门打破专业界限, 通力合作, 以适应这一变化。

3.2 国际标准的应用

近年来, IED电力自动化方面有了广泛应用。为了实现不同厂家t ED设备的信息共享和互操作性, 使厂站电气综合自动化系统成为开发系统, 国际电工委员会制定了IEC61850国际标准。为了与国际接轨, 国内已经开始了基于IEC61850标准的电气综合自动化系统的产品研发, 相信这将是未来自动化系统的一个发展方向。

3.3 以太网技术的兴起

随着电力系统的发展, 综合自动化系统需要传输的数据越来越多, 对通讯的实时性要求越来越高, 以速度快、传输数据量大为特点的以太网满足了这一要求。以太网最典型的应用形式是Ethemet+TCP/IP。未来的发展应该是在继承了以太网技术的基础上, 结合工业过程应用, 产生新一代以以太网为核心的现场总线技术。

自动化技术在电力系统中的应用越来越广泛而深入, 这也使电网管理方式产生翻天覆地的变化。新技术、新理论的应用使一些概念不断被更新和修正, 传统的技术界线逐渐模糊, 各种原来看似不相关联的技术会彼此融合和渗透, 这些推动着电力自动化系统的不断发展和变化。

参考文献

[1]宝珠.葛洲坝水电厂综合自动化试点[J].华东电力, 1987 (8) .

[2]谢远淝.九江长江大桥110kV变电所综合自动化系统简介[J].江西电力, 2000 (1) .

船舶综合控制系统的设计研究 篇10

1 船舶自动化控制系统的发展历程

船舶自动化控制是指在船舶的各个设备上安装自动化装置, 从而使船舶在无人操作的情况下, 按照设定好的程序完成自主运行, 并保证船舶运行的稳定性。18 世纪, 自动化调节技术就被运用到了船舶的部分设计中, 为此后实现全面的自动化系统控制奠定了良好的基础;19 世纪, 船舶的自动化装置已具备了按照设置顺序控制的功能, 形成了自动化系统控制的雏形;二战后, 控制理论的迅速发展为船舶自动化控制技术水平的提升奠定了坚实的理论基础, 相关研究人员将自动化控制技术充分地应用到了船舶设计中, 实现了对船舶设备的单独控制和操作;20 世纪80 年代后, 计算机技术的快速发展和广泛应用, 全面推进了智能化、网络化系统控制技术的发展;目前, 船舶主要采用分布式控制系统, 实现了对船舶全方位、分散性的管理和控制, 缩小了设备故障的影响范围, 提高了船舶运行的安全性和稳定性。

2 船舶综合控制系统

由于船舶在设计和建造过程中是由多种联系较为复杂的设备装置构成的, 为了方便后期的控制和管理, 需要对不同的设备进行分类控制, 从而形成分布式船舶控制系统。该系统的分类依据一般为设备功能和设备间的逻辑关系, 具体可分为以下3 类。

2.1 综合船桥控制系统

该主系统由2 个子系统组成, 分别为综合导航系统和动态定位系统。综合导航系统在船舶的整体运行中主要起导航和定位的作用, 且可监控船舶上的各个设备, 提高了船舶运行的稳定性和安全性。

2.2 机舱控制系统

该系统安装在船舶的机舱中, 起着控制中心的作用, 可对船舶的主机、发电机、空压机等进行全方位控制, 并监测机舱设备等。机舱控制系统由主机控制、操舵控制、辅机控制和电站控制四个子系统组成, 其通过各个子系统的相互配合完成控制任务。

2.3 损管集控系统

该系统的主要作用是监控船舶设备的运行状态, 并随时提取仪表上的参数。如果有异常状况发生, 则损管集控系统会自动发出警报, 提醒相关工作人员及时处理, 避免引发更大的运行故障。该系统由检测器、传感器、执行器和集控室的控制器组成的, 各个设备之间可传递信息。如果某个设备存在问题, 则会影响整个系统的正常运行, 因此, 需要做好日常的维护和检修工作。由此可见, 分布式船舶控制系统在应用过程中具有诸多优势, 比如, 其在安装过程中不需要将船舶中的各个设备都通过信号线连接到主机室中, 从而缩短了电缆线的长度, 且避免信号在传递过程中受到过多的干扰;利用分布式船舶控制系统可有效减少后期维护和检修的次数, 当主系统出现问题时, 只需检查子系统的运行状态, 不需要检修其他具备独立性的控制系统, 这样不仅能降低维护成本, 还能提高系统运行的稳定性。但在实际应用的过程中, 分布式船舶控制系统存在较多缺陷, 比如, 当系统中的设备数量增多时, 会因网络通信负荷过大而降低控制的灵敏度。因此, 该系统对网络信号的质量和传输速度有非常高的要求。

3 分布式船舶控制系统设计的完善措施

为了提高分布式船舶控制系统控制的可靠性, 可以采用高速冗余环网作为系统的网络结构。采用环网结构的网络在实际运行过程中出现单点网络中断的情况时, 不会对整个系统的运行造成影响。因此, 利用此结构能有效避免因单网发生故障而导致网络通信中断的情况, 从而提高系统运行的可靠性和稳定性。此外, 使用功耗较低的元件设备能减少系统运行的发热量、减小控制系统的电源负荷, 从而有效降低故障发生的概率。此外, 从以往的工作实践中发现, 降低控制系统中元气件工作状态下的额定值, 能提高系统运行的稳定性。

4 结束语

综上所述, 采用分布式控制系统能提高船舶综合控制系统的控制能力, 并能有效降低控制成本和缩小故障的影响范围。因此, 在船舶综合控制系统的后期设计工作中, 可以以分布式系统为设计基础, 并结合实际的控制需求, 提高综合控制系统的控制效率, 从而提升船舶运行的安全性和稳定性。

摘要：船舶综合控制系统是保证船舶运行安全性和可靠性的基础, 因此, 其设计的要求极高。简单介绍了船舶综合系统自动化控制的发展历程, 并分析了目前常用的分布式船舶控制系统的设计方案、应用优势和应用缺陷, 以期为后期的船舶综合系统控制的设计和研究工作提供参考和借鉴。

关键词：船舶综合控制系统,自动化控制,分布式控制,系统设计

参考文献

[1]谢坤, 夏伟, 胡刚义, 等.船舶电力综合控制系统研究与开发[J].机电工程, 2015, 32 (01) :113.

[2]何幼富, 郑少霓.船舶电站综合控制系统的设计[J].广州航海学院学报, 2015, 23 (06) :9-10.

[3]郭远星, 施一明, 叶莹.船舶综合控制系统研究与设计[J].中国造船, 2010, 51 (03) :192.

浅述变电站综合自动化系统 篇11

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 篇12

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, 一方面综合自动化系统取代或更新传统的变电站二次系统, 已经成为必然趋势。另一方面, 保护本身也需要自检查、故障录波、事件记录、运行监视和控制管理等功能。发展和完善变电站综合自动化系统, 是电力系统发展的新的趋势。

2 变电站综合自动化系统的特点

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, 数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。换言之, 变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替, 常规的模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。2.2网络化的二次设备。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, 二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口, 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 变电站综合自动化的功能

3.1 继电保护功能。

变电站综合自动化系统要具备常规变电站系统保护及元件保护设备的全部功能, 而且要独立于监控系统, 即当该系统网各软、硬件发生故障退出运行时, 继电保护单元仍然正常运行。微机保护除了所具有的继电保护功能外, 还需具有其它功能。3.1.1模拟量的显示功能。系统应能显示电流、电压、有功、无功、电度等模拟量参数, 当通信网退出运行时仍能满足运行监视。3.1.2故障记录功能。系统应能显示故障时间、电流、电压大小、开关变位、保护动作状态等。3.1.3能储存多套定值, 并能当地修改定值和显示定值。3.1.4与监控系统通信, 能接收监控系统命令, 选择并修改定值, 发送故障信息、保护动作情况、当时整定值及自诊断信号等。除当地外, 还需能实现远方查询和整定保护定值, 此功能还具有远方/就地闭锁, 操作权限闭锁等措施。3.1.5系统内各插件具有自诊断功能。3.2信息采集功能。分布式自动化系统的变电站, 信息由间隔层I/O单元采集。常规四遥功能的变电站, 信息由RTU采集。电能量的采集宜用单独的电能量采集装置。系统对安全运行中必要的信息进行采集, 主要包括以下几个方面:3.2.1遥测量。a.主变压器:各侧的有功功率、无功功率、电流, 主变压器上层油温等模拟量, 模拟量均采用交流采样, 以提高精度。主变压器有载分接开关位置 (当用遥测方式处理时) 。b.线路:有功功率、无功功率、电流。c.母线分段断路器相电流。d.母线:母线电压、零序电压。e.电容器:无功功率、电流。f.消弧线圈零序电流。g.直流系统:浮充电压、蓄电池端电压、控制母线电压、充电电流。h.所用变:电压。i.系统频率, 功率因数, 环境温度等。3.2.2遥信量。a.断路器闸刀位置信号。b.断路器远方/就地切换信号。c.断路器异常闭锁信号。d.保护动作、预告信号, 保护装置故障信号。e.主变压器有载分接开关位置 (当用遥信方式处理时) , 油位异常信号, 冷却系统动作信号。f.自动装置 (功能) 投切、动作、故障信号, 如:电压无功综合控制、低周减载、备用电源装置等。g.直流系统故障信号。h.所用变故障信号。i.其它有全站事故总信号、预告总信号;各段母线接地总信号;各条出线小电流接地信号;重合闸动作信号;远动终端下行通道故障信号;消防及安全防范装置动作信号等。根据设备特点及确保安全运行需要, 可增加相应的特殊信号或对一些遥信量进行合并。3.2.3遥控量。a.断路器分、合。b.主变压器有载分接开关位置调整。c.主变压器中性点接地闸刀分、合。d.保护及安全自动装置信号的远方复归。e.有条件的变电站高压侧备用电源远方投停。f.有条件的变电站电压无功综控的远方投停。g.有条件的变电站直流充电装置的远方投停。3.2.4电能量。a.主变压器各侧有功电能量、无功电能量及其分时电能量。b.各馈电线有功电能量、无功电能量。c.用户专用线有功电能量、无功电能量及其分时电能量和最大需量。d.所用变有功电能量。3.3设备控制及闭锁功能。3.3.1对断路器和刀闸进行开合控制。3.3.2投、切电容器组及调节变压器分接头。3.3.3保护设备的检查及整定值的设定。3.3.4辅助设备的退出和投入 (如空调、照明、消防等) 。3.4自动装置功能。3.4.1根据系统潮流进行无功自动调节控制, 也可人工控制 (人工操作可就地、可远方) 。3.4.2低周减载。3.4.3同期检测和同期分闸。3.4.4小电流接地选线功能。3.4.5事故录波。3.5报警功能。3.6设备监视功能。3.7数据处理及打印功能。3.8人机接口功能。3.9远程通信功能。3.10其它功能。3.10.1具有完整的规约库, 可与各种RTU通信, 满足系统的要求。3.10.2可在线设置各设备的通信参数及调制解调器参数。3.10.3可进行多种仿真 (遥信变位、事件记录、远动投退) 。3.10.4在线诊断功能、在线帮助。3.10.5强大的数据库检索功能。

4 二次设计原则

变电站二次设备按功能分为四大模块:

4.1 继电保护及自动装置。

4.2仪器仪表及测量控制。4.3当地监控。4.4远动。四大模块功能的各自不同的发展及其功能的相互渗透, 为变电站自动化提供了多种多样的实现模式, 可概括为两种基本实现模式:a.保护加集中RTU模式, 面向功能。b.保护加分散RTU模式, 面向对象。

5 系统结构

目前从国内、外变电站综合自动化的开展情况而言, 大致存在以下几种结构:

5.1 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。5.2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。5.3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。

6 常见通讯方式

6.1 双以太网、双监控机模式, 主要是用于

220~500k V变, 在实现上可以是双控机+双服务器方式, 支撑光/电以太网。6.2单以太网, 双/单监控机模式。6.3双LON网, 双监控机模式。6.4单LON网, 双/单监控机模式。

7 变电站自动化系统应能实现的功能

7.1 微机保护功能。

7.2数据采集及处理功能。7.3事件记录和故障录波测距功能。7.4控制和操作功能。7.5防误闭锁功能。7.6系统的自诊断功能。7.7数据处理和记录。7.8人机联系系统的自诊断功能。7.9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, 其信息量远大于传统的远动系统。还应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。

结束语

通过以上分析, 可以看到变电所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了很大的促进作用, 随着技术的进步和硬件软件环境的改善, 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。

参考文献

[1]罗士萍.微机保护实现原理和装置[M].北京:中国电力出版社, 2001.