自动电站

自动电站（共12篇）

自动电站 篇1

某电站总装机容量32 MW,2000年投产发电,主机监控系统为许继集团有限公司开发的SJK-3000电站微机监控系统,辅机自动控制功能由常规继电器回路实现。

因原监控系统性能不稳定,实际仅起到运行监视的作用,对机组的控制仍由常规继电器回路实现,自动化系统远远落后于当前国内主流水平。为了提高电站自动化水平,实现无人值班、少人值守,将有限的人力资源投入更多的项目中去,需要对电站自动化系统进行彻底改造。改造内容包括:计算机监控系统、水轮机调速器、励磁系统、保护系统、辅机控制系统及全厂自动化原件。

1 改造前状况分析

改造前的控制系统情况:全厂设备控制操作以手动和常规继电器自动控制为主。由于没有先进数据采集手段,相关运行数据不能快速及时地获取,需要耗费大量的人力通过抄表等手段获取。控制部分采用常规继电器回路,而被控设备老化等原因引起的控制配合差错得不到改善和解决,造成了重要设备的损坏。如开机控制过程中因导叶接力器锁锭不能及时拔出而被损坏等。

保护系统多数为常规继电器回路,保护原理简单,功能少,且保护动作后不便于事故分析,性能远远落后于现在的微机保护系统。

原有调速器及励磁系统工作比较稳定,设备已运行多年,主要部件已无法获取备件,为今后的正常运行留下了隐患。同时,原有系统不具备与监控系统通信的接口,不便于数据采集。

2 改造方案简述

该改造项目所有自动化设备均由南京南瑞集团公司设计、制造。

监控系统采用SSJ-3000系统,分为厂站级和现地级。其中厂站级选用南瑞NC 2000系统平台,主要由2台主机、2台历史数据库服务器、2台操作员站、1台工程师工作站、1台调度通信机、1台厂内通信机、1台ON-CALL工作站等节点构成。其实现画面显示、控制操作、历史数据存储及查询、自动发电和自动电压控制、向调度上传电站信息等功能。同时,兼做集控中心监控上位机系统,未来将接入下游规划中的水电站和变电站。现地级选用南瑞MB80 PLC为核心的SJ-600微机监控装置,由4套机组现地控制单元和1套公用开关站现地控制单元构成,完成对机组、公用设备、开关站设备的数据采集及执行控制操作等功能。

保护系统采用南瑞的DSA保护监控自动化系统。DSA保护监控自动化系统采用分层分布式结构设计,支持3种不同的配置方案:集中配置、分散配置、局部分散配置。其系统功能可满足不同电压等级变电站、发电厂的要求。DSA保护监控自动化系统充分利用网络通信功能,合理分配信息,减少硬件冗余,简化二次回路。整个系统分为2个层次:①间隔层。完成对现场一次设备采集及控制,完成对整个变电站、发电厂的智能设备的互联。②站控层,完成对整个变电站的信息分类、管理、存储、通信。在DSA保护监控自动化系统中,采用分布式模块化结构,使得系统配置灵活,扩展方便;严格考虑电磁兼容性问题及抗干扰措施,增强系统的可靠性;先进的双以太网络系统的应用,保证了分布式多CPU系统在数据传输时的实时性;具有双机冗余配置的通信单元,设有多个标准接口,通信规约可在线配置,实现和多个智能设备的连接;完善的保护监控自动化系统使调度端可对变电站、发电厂进行远程监控,对微机保护装置进行修改定值、投入或闭锁局部保护功能、信号复归等操作,实现电压无功控制,满足变电站、发电厂管理要求,适用于无人值班变电站。

水轮机调速器采用PAFR系列可编程调速器。因原有调速器工作稳定性良好,只有自动化功能不能满足要求,故只更换了电气柜。PAFR系列可编程调速器是新一代中小型水轮机电液调速器,其电气部分以高性能、高可靠性可编程控制器为控制核心,机械液压部分为CF插装阀系列调速器液控装置相配套。其电气-液压转换部件采用了电液比例阀或比例伺服阀,抗油污能力强,工作可靠,性能优良,结构简单,运行方便,向“少调整,免维护”的目标前进了一大步,为提高电厂的自动化安全水平提供了较强的保障。

励磁系统采用“南瑞”NES 5100励磁调节器。原有励磁系统因不能满足自动化功能要求,且已运行多年,故需要进行更换。励磁系统由FLZ可控硅整流柜和SAVR-2000发电机励磁调节器2个部分构成。

五防系统采用FY2000UB型微机防误闭锁系统。考虑到运行操作的安全问题,该项目增加了五防系统。FY2000UB型微机防误闭锁系统采用先进的图形操作系统,以电子模拟屏(电脑显示器)替代了传统模拟屏作为系统的操作界面,配置FK-TT型通信适配器实现模拟操作、操作票传输、五防闭锁、仿真培训等功能,以电脑钥匙实现现场解锁和数据的接收及传送,以各类锁具对现场设备进行闭锁。系统还配备有电脑、打印机及操作票专家系统,可实现电脑开票和其他管理功能。同时,系统通过与监控系统接口,实现系统间的资源共享、功能互补。

辅机控制系统主要采用以“南瑞”MB40PLC为核心的控制系统。全厂的辅机均通过RS485通信接口将辅机相关数据上送至监控系统,减少了大量电缆及敷设工作。

3 改造过程中遇到的问题及解决办法

3.1 测速部分

该电站每台机组已有一套机械测速装置,因为是新安装的设备,且一直运行较为稳定,故改造后仍保留。但机组转速作为重要机组运行参数,监控系统需通过机械和电气2种方式获取该信号,以保证信号的可靠、准确。考虑到调速器必须有电气测速功能,故将调速器采集信号输出给监控系统作为电气测量方式。改造实施过程中发现该方案实际效果并不理想,主要表现在机组转速较高或较低时,调速器测得转速值出现不稳定或者测不到的现象。分析出现该问题的主要原因有3点:①调速器测频模块本身抗干扰能力及性能不佳;②作为调速器,机组低转速及过高转速值对其并不重要,故调速器本身设计上并未对这些方面作很多优化;③现场PT信号电缆并未使用屏蔽电缆,PT信号源不佳。针对以上3个方面,分别制定解决办法如下:更换部分器件提高设备抗干扰能力;对调速软件进行优化处理,提高输出信号的稳定性;更换现场PT信号电缆为屏蔽电缆。

3.2 变电站的接入

水电站规划建设为一个集控中心,后期将逐步接入电站所在流域上下游的多个水电站和变电站;目前只接入附近的一个变电站,变电站综合自动化系统在本次同时改造,由南瑞城乡电网分公司提供自动化设备;与集控中心监控系统通过RS485串口通道传输数据,以实现集控中心对变电站的远方监视与控制。改造方案中的主要问题在于,未充分考虑传输数据量,而选择了RS485串行通道,导致实际运行时,数据量较大,数据刷新速度较低,控制命令传输有较明显延迟。鉴于对变电站操作较少,暂维持现状。但对于数据传输量大,尤其是有控制操作的情况,应选用更为快速的通道,如以太网通道。

4 结语

电站自动化改造工程于2009年初开始实施,于2009年5月初完成,成功地解决了原自动化水平低、设备维护工作量大等问题,为该水电站节省了人力资源,为后续电站实现远程监控做好了准备。同时,作为国内典型的小型水电站改造项目,为今后同类项目改造实施及方案制订提供了参考依据。

参考文献

[1]施冲.水电站自动化建设30年回顾与展望[J].水电自动化与大坝监测2009(6).

[2]邵宜祥.中国水轮机调速器行业技术发展综述[J].水电自动化与大坝监测,2009(6).

[3]谢传萍,丁宁.红江发电厂综合自动化系统升级改造[.J].水电自动化与大坝监测,2008(2).

自动电站 篇2

摘要：计算机技术的发展，推动了电力系统计算机自动化技术的发展，变电站综合自

化技术也日趋完善。本论文根据目前电力系统变电站综合自动化技术现状，从其设计原理、结构模式、功能及其发展基础上对变电站综合自动化系统进行分析和描述。并对今后的发展趋势做了总结，提出意见。

关键词：变电站 综合自动化 结构模式 基本过程 功能 发展趋势

变电站综合自动化系统是一种以计算机为主、将变电站的一、二次设备经过功能组合形成的标准化、模块化、网络化的计算机监控系统。变电站综合自动化，是将变电站的二次设备经过功能的重新组合和优化设计，利用先进的计算机技术、自动化技术和通信技术，实现对全变电站的主要设备和输配电线路的自动监视、测量、控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。

一、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。

（一）集中式结构

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。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。

（二）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。

（三）分布分散（层）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。

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，大量现场工作可一次性地在设备制造厂家完成。

二、变电站综合自动化系统设计原理

（一）变电站综合自动化系统作为电网调度自动化的一个子系统，应服从电网调度自动化的总体设计，设计思想应采用以调度为中心的原则。其配置、功能及设备的配置应满足电网安全、优质、经济运行以及信息分层传输、资源共享的原则。

（二）分散式系统的功能宜采用下放得原则，凡可以在间隔层就地完成的功能无须通过网络和上位机去完成。

（三）按我国实际情况，目前大部分地区的变电站还不大可能实现完全的无人值守。因此，设计时应考虑远方与就地控制操作并存的模式。

三、实现变电站综合自动化的基本过程

（一）数字量的输入与输出

（二）模拟量的输入与输出

（三）交流采样常用算法分析

（四）数据通信

四、变电站综合自动化系统技术功能

（一）监控子系统

（二）继电保护子系统

（三）电压、无功综合控制子系统

（四）电力系统的低频减负荷控制子系统

（五）备用电源自投控制子系统

（六）通信子系统

五．发展趋势

变电站的综合自动化系统取得了良好的应用效果，但也有不足之处，主要体现在：

（一）一次和二次之间的信息交互还是延续电缆的接线模式，成本高，施工、维护不便。

（二）二次的数据采集部分大量的重复，浪费资源。

（三）细心标准化不够，信息共享度低多套系统并存，设备之间、设备与系统之间联系困难，形成信息弧岛，信息难以被综合应用。

（四）发生事故时，会出现大量的事件警告信息，缺乏有效地过滤机制，干扰值班运行人员对故障的正常判断。

因此，变电站的综合自动化技术的发展赢采用

（一）保护监控一体化

这种方式在35kV及以下的电压等级中已普遍采用，今后在110kV及以上的线路间隔和主变三侧中采用此方式也已是大势所趋。它的好处是功能按一次单元集中化，利于稳定的进行信息采集以及对设备状态进行控制，极大地提高了性能效率比。其目前的缺点也是显而易见的:此种装置的运行可靠性要求极高，否则任何形式的检修维护都将迫使一次设备的停役。可靠性、稳定性要求高，这也是目前110千伏及以上电压等级还采用保护和监控分离设置的原因之一。随着技术的发展，冗余性、在线维护性设计的出现，将使保护监控一体化成为必然。

（二）人机操作界面接口统一化、运行操作无线化

无人无建筑小室的变电站，变电运行人员如果在就地查看设备和控制操作，将通过一个手持式可视无线终端，边监视一次设备边进行操作控制，所有相关的量化数据将显示在可视无线终端上。

（三）防误闭锁逻辑验证图形化、规范化、离线模拟化

在220kV及以上的变电站中，随着自动化水平的提高，电动操作设备日益增多，其操作的防误闭锁逻辑将紧密结合于监控系统之中，借助于监控系统的状态采集和控制链路得以实现。而一座变电站的建设都是通过几次扩建才达到终期规模，这就给每次防误闭锁逻辑的实际操作验证带来难题，如何在不影响一次设备停役的情况下模拟出各种运行状态来验证其正反操作逻辑的正确性？图形化、规范化的防误闭逻辑验证模拟操作图正是为解决这一难题而作，其严谨性是建立在监控系统全站的实时数据库之上的，使防误闭锁逻辑验证的离线模拟化成为可能。

（四）就地通讯网络协议标准化

强大的通讯接口能力，主要通讯部件双备份冗余设计（双CPU、双电源等），采用光纤总线等等，使现代化的综合自动化变电站的各种智能设备通过网络组成一个统一的、互相协调工作的整体。

（五）数据采集和一次设备一体化

除了常规的电流电压、有功无功、开关状态等信息采集外，对一些设备的在线状态检测量化值，如主变的油位、开关的气体压力等等，都将紧密结合一次设备的传感器，直接采集到监控系统的实时数据库中。高技术的智能化开关、光电式电流电压互感器的应用，必将给数据采集控制系统带来全新的模式。

变电站综合自动化系统是近10多年发展起来的多专业综合技术，是变配电系统的一次革命。随着中国国民经济持续快速发展，社会对电力的需求与日俱增，各行各业对电力质量的要求越来越高，各种智能技术的普遍应用，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。对常规人工控制为主的传统变电站，实施以微机监控为主的综合自动化系统建设，是新时期开创我国电力系统优质、安全、经济运行和全面提升电力自动化水平重大的举措，对巩固和加强电能在中国能源结构中的主导和战略地位，都具有十分迫切和深远意义。

参考文献

(1)张惠刚.变电站综合自动化原理与系统.北京：中国电力出版社

自动电站 篇3

关键词：VQC、同期合闸、小电流接地系统的接地选线、备用电源自动投

一 同期合闸

1.1概要说明

变电站工作中经常会遇到很多不同的操作模式，也就是能够将系统的稳定性和灵活度加以利用，有三点：频差、压差、角差合格。

快速、准确、安全是保证一切工作开展的原则基础，是非常重要的。因此，要进行相关的闭锁功能才能够将各种的合闸完成，要考虑到系统的冲击问题，减少系统冲击的频率，能够将发电机的快速性提高班，能够捕捉第一次0角度合闸可以节省大量能源。

1.2 环网并列与差频同期

没有电气联系的两个系统并列就是所谓的差频同期，能够将电网和发电机的电网进行并列，这样就能够用不同的频率来捕捉合闸的0角度时期，能够减少出错率，提高相应的工作效率。现在对于联络开关来说，增加能够将频率优化，有利于捕捉频率，完善工作的质量和效率。关于功角问题，该角度在网络拓扑及负荷没有大变动时基本保持不变。

对于检同期的称呼国内也有不同的方式，比如，有的毁吧检同期叫做同频同期，也有叫差频同期。这些基本上都是能够控制在可以接受的误差范围之内的，因此，物理的概念也就更加清晰，能够将差频同期和环网并列实现平衡，把握住第一次对于零角度的捕捉，也就是能够将准同期自动化实现。两端的功角也就是相差后的角度，一般说，仅是一个压差和功角的闭锁功能。

1.3 同期遥控方式及自适应识别

差频同期相对来说有着比较特殊的要求，也就能够适应同频和差频的情况，但是，如果要针对一些比较小的差频作出判断的话，就会浪费很多不必要的时间这样就会带来相应的麻烦，这样就能够观察到断路器的情况莫让差频同期的位置能够更加明显，这样就能够将各种同期的不同状况区分出来，就能够实施更加严密的命令模式。并且还能够使用自动的操作模式，能够将差频进行搜索和分析，这样就能够自由进行操作，不受任何条件进行操作。

1.4 合闸导前时间的计算

断路器合上闸到出口的动作时间能够确定相关的同期角度差，对于角度差的准确性判断是有着重要影响的，因此，能够进行辅助节点的安装就可以估算出信号的变位时间，这样就能够更加准确布置后期的工作，能够将辅助差点作为问题的入手之处，这样就能够引入误差，将各种情况考虑，另外要接点抖动也影响精度。

1.5同期算法

同期是一项重要操作，因此要求有着极其严密的可靠性，能够将电机系统的稳定，不受外来冲击的影响，这样就能够增加有效的寿命，因此，能够防止增加一些不必要的关系，要考虑相关的可靠性和系统的精确值，还有相关的多级闭锁、快速的控制算法与措施。

对于装置来说，从可靠性的方面可以进行相关的考虑，也就是能够根据可靠性来拓展思路，这样就能优化相关数据的计算模式，对于闭锁来说，也是需要引起特别重视的，应该用灵活的方法进行采点比较幅值，还要采用相位的方法。两种方法各有利弊，因此要互相配合才能够形成比较实用稳定的效果。

二 电压无功综合自动控制

2.1 VQC控制特性及控制模式的思考

VQC相对于同期合闸，则是一个时刻运行的、以整个变电站为对象的、相对慢速的一个控制系统。控制方面的错综复杂对于实时性的要求比较高，对于闭锁来说，也要求能够尽最大的速度来完善，现方式基本有3种：主控单元网络VQC、后台软件VQC、独立硬件的VQC。后台软件VQC：后台的监控十分重要，能够起到重要的作用，将单元的数据获得，并且经过电脑VQC软件根据实时数据判断并发控制命令，能够执行相应的单元内容，这样就能够为后期的维护做好基础。

主控单元网络VQC系统：用间隔层作为核心来进行计算机工作的完成，这样就能够将各种的测控模块进行作用，能够更加方便，让网络的数据共享能够进入直接的层面上来作用，因此，这样的方式在速度上是非常有利的的，比较容易高效率工作。

独立硬件VQC系统：作为一种独立存在的装置它并不依靠任何的其他装置作为辅助，可以独立完成，闭锁的工作角度上来看，是有着极高的可靠程度的。因此，要信号重复进行采集。

现在的问题是：用户要考虑的内容有独立硬件的VQC系统造价高、多拉电缆以及担心网络型VQC产品的可靠性。VQC在闭锁的方面非常强调适用的速度，能够将控制口令和直接的电容器保护动作进行连接发出，就能够将这个时间拉开，也就是出现时间差，弥补这个时间差就会成为问题。

思考：可以再PC中建立相关的策略，然后将它放在相应的测控单元中。即后台控制+闭锁，间隔层闭锁。这样就能够根据需要将内容整合并且输入IO装置中，能够不立即执行相关的命令，将自身的逻辑检查程序提高，这样就能够满足相关的出口条件，因此，闭锁的速度不仅能保证，还能够不断拓宽策略。

2.3 全网无功电压控制

从根本上说，无功调控也就是涉及到全网的一个问题，因此，要将其它的破坏性网络模式建立在本站上也是不正确的，要进行全网的情况了解，并且能够找出最优化的配置模式，进行相应的各自为政的VQC调节，就能够调节不同情况，这样，在通信可靠保证的前提下，全网VQC应该配合将在各个调动的情况之下，能够将成本节约，并且能够满足相关需求。

三 备用电源自动投入

3.1 可编程PLC功能的应用

自投的方式由于出现情况比较多，因此作为一种装置，要依赖硬件作为基础来完善PLC功能：通过装置内嵌的PLC解释软件解释自投逻辑在外部影响情况下编排的改变，可以设置。

3.2 厂用电快速备自投

很多的机械电动机有着非常大的容量，因此，能够进行相关的供电切换，这样就能够解决自投出现的问题，在电源不出现的情况下，转机械使得母线上电压的衰减是个逐渐下降的过程，其实并没有真正地小时，只是一种习惯性的惰性在发挥作用，因此变化的情况下要用备用的电源，将合闸的时期确定好并选择最优的方案，对装置来说快速的处理器DSP及快速出口继电器的选择能够在失电后第一次的30゜角差范围内，就很重要了。

四 小电流接地系统的接地选线

100%的准确选线是个常见的问题，且一直没有被解决，因此，装置问题有：

1、可能要改造CT；

2、多拉电缆；

3、只引入零序电流不够准确；

4、变电站的整体思想没有被深入分析，因此就会将各种系统混淆，不能够完善其中消弧圈接受的情况，在这种情况下，相应的零序电流与零序电压的夹角方向没有明确的反向关系，就会不容易被检测。

5、次谐波方法相对来说信号不清晰，也不够精准。我们可以借鉴相关的检测原理，比如西门子公司，能够进行零序有功和零序无功的方向及大小的判断，即充分利用了零序电压、零序电流的方向以及相关的幅值情况，这样就能够更加充分解决问题，能够处理误差角，并且相应的补偿措施也能够被提供，这样就能够减少信号低下的情况。

五.结语

本文着重于提出相关的变电站装置中常见问题，有针对性地根据范围进行了分析和研究，因为借鉴的经验还不是特别丰富，因此还有着很大的进步空间，希望能够在变电站自动化研究中得到更好的指点，完善系统的效率。

參考文獻：

[1]段日新.变电站自动化系统的前沿技术.西北电力技术.2005.3：1—3.

[2]陈素芳.变电站自动化系统的分析与应用.武汉理工大学学报.2004.26（5）.

变电站的自动化管理 篇4

信息技术主要用于设备管理、在线状态检测、用电管理等方面。由于安全是现代电力系统运行的重要指标, 因此, 为保证电力系统的安全运行, 必须在运行过程中不断对其进行监测、分析和控制。以绝缘系统为例, 其寿命在很大程度上决定了整个设备的运行寿命。电力设备的绝缘系统在负载运行过程中, 长期处于电、机械、化学和具有某些不确定性的环境等应力或者因素的作用下, 不可避免将逐渐老化;在系统的薄弱环节, 甚至还会导致绝缘缺陷的出现, 如未能及时察觉并采取适当的修复措施, 就有可能引发运行事故, 造成多方面的损失。

二、配电自动化系统

配电自动化系统由主站系统层、变电站自动化系统层或配电子站层、通信系统层和站端系统层4个层次组成。按硬件和软件分包括以下部分:智能开关、通信网络、监控和监测终端、配网自动化SCADA、配网自动化的基本高级应用软件、SCADA与地理信息系统 (GIS) 的一体化、系统仿真软件、配电工作管理系统、用电管理自动化、配电网能耗管理系统、和其它系统的接口。

1. 智能开关。

它既可以无须通讯线路实现电网的自动诊断故障、自动隔离故障段、自动恢复非故障段的供电, 又可以与通讯系统相接, 通过子站与主站的控制单元实现遥测、遥控自动化。分段模式的开关功能有:延时合闸、失电分闸、合闸闭锁。联络模式的开关功能有:延时合闸、时限闭锁、脉冲闭锁、两侧来电闭锁、一侧来电闭锁、闭锁自动解除。

遥控接口可监视开关装置, 正确指示开关的分/合/接地的位置。设有备用电池以便在失电时操作开关装置。遥控接口可通过一个开放的协议与控制中心通讯, 也可与不同的通讯介质如PSTN模块、无线电、光纤、DPLS等进行通讯。合理选用通讯的方法是快速重组电网的一个重要因素。配电变压器的断路器必须能实现遥控, 在故障时, 保护装置将使线路上的馈电开关跳闸。对于供电安全性:选择电网关键点的电线杆上安装自动重合闸装置, 并与选择电网的开断点一起实现监控, 通过使用远动系统提高电网的供电可靠性。

2. 监控、监测终端。

包括出线开关终端、分段开关终端、联络开关终端、开闭所开关终端、小区划变开关终端等, 其基本的功能是信息的采集和处理、接受并执行遥控指令、事件记录及上报、闭锁功能、电源失电保护、参数设置、自诊断、自恢复、通讯功能。

监控、监测终端的主要特点:采用交流采集, 可检测电压、电流、频率、功率因数、有功功率、无功功率、视在功率、电能等高精度的数据。具有强大的通讯功能, 支持多种通讯规约, 开放的通讯方式。具有遥控功能。

3. 通信网络为了提高系统的控制管理能力和减少通讯端

口设备, 提高系统的可靠性, 将系统分为若干子群, 每个子群由几十个监控终端组成, 并由一个通讯控制器管理。通讯控制器起承上启下的作用, 对于上位, 它接收从后台发来的各种指令, 对下位, 收集数据和转发后台的指令, 并控制上、下位的通讯。

对RTU、FTU等监控终端通讯通道的状态及通讯质量进行监视。当主通道的通信出错率达到整定极限或此通道中断时, 系统能自动切换到备用通道。

可在线启停、切找通道, 并进行运行监视报警, 并对各通道的通讯出错次数进行统计。在网络接入方式时, 也能进行正常的监视、报警提示。

4. 扩展SCADA系统的功能。

(1) 功能的投切。根据用电网的实际运行情况, 由值班调度员通过控制方式进行远方微机装置的功能进行投入或退出的操作。

(2) 定值的修改。根据电网的运行方式, 由值班调度员进行远方设备或修改微机装置的某些定值。

SCADA系统里的系统遥控操作必须按照顺序进行, 因此提供防误操作的设置功能。

(3) 拓扑网络着色。通过网络拓扑分析, 支持图形的线路动态着色功能和潮流方向标志功能。可实现线路检修停电着色, 线路开关的分、合闸着色, 线路带电着色, 线路过压着色, 线路电压等级着色, 用动态流动的虚线或箭头等方式显示潮流方向。

(4) 故障录波分析。能搜集带有故障录波功能的FTU的数据, 对其进行分析并给出波形。

(5) 故障分析模块。可以对各种方式进行故障计算, 如基于实时态的在线故障计算, 确保开关的正常运行、基于研究态的离线故障计算, 校验电气设备的性能。对称短路和各种不对称短路故障的计算。各种断线故障的计算。同杆并架线的跨线短路故障的计算。能处理电力系统的复合故障计算和分析研究。能直接在单线图上给出故障电压电流的相分量和序分量。

(6) 故障隔离和恢复模块。适用于任意结构的配电网络, 如辐射状、网络状、多环网络等。并可以处理系统的多重故障。能进行系统的实时分析, 与故障分析、系统的在线潮流、防误操作等模块紧密集成, 根据SCADA系统采集的实时信息, 采用软件智能方式对全网进行实时分析和判断, 准确判断故障位置, 保证系统安全。

三、结语

变电站综合自动化系统介绍 篇5

变电站综合自动化系统

第一章

变电站综合自动化技术基础 第一节

变电站综合自动化的基本概念

一、常规变电站状况

电力系统的环节：发、输、配、用 变电站的基本作用：配电 常规变电站的二次系统构成：

继电保护 就地监控 远动装置 录波装置 保护屏 控制屏 中央信号屏 录波屏

常规变电站的二次系统的缺点：

(1)安全性、可靠性不能满足现代电力系统高可靠性的要求。

(2)供电质量缺乏科学的保证。指标：U、F、谐波

(3)占地面积大，增加了征地投资。

(4)不适应电力系统快速计算和实时控制的要求。

(5)维护工作量大，设备可靠性差，不利于提高运行管理水平和自动化水平。

二、变电站综合自动化的基本概念

变电站综合自动化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，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。

变电站综合自动化系统，即利用多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统，代替常规的测量和监视仪表，代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护屏，改变常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷。

三、变电站实现综合自动化的优越性

(1)提高供电质量，提高电压合格率。

(2)提高变电站的安全、可靠运行水平。

(3)提高电力系统的运行、管理水平。

(4)缩小变电站占地面积，降低造价，减少总投资。

(5)减少维护工作量，减少值班员劳动，实现减人增效。

第二节

变电站综合自动化的内容、主要功能及信息量

一、变电站综合自动化的内容 电气量的采集 电气设备(如断路器等)的状态监视、控制和调节。

由继电保护和故障录波等完成瞬态电气量的采集、监视和控制，并迅速切除故障和完成事故后的恢复正常操作。

高压电器设备本身的监视信息(如断路器、变压器和避雷器等的绝缘和状态监视等)。将变电站所采集的信息传送给调度中心外，还要送给运行方式科和检修中心，以便为电气设备的监视和制定检修计划提供原始数据。

二、变电站综合自动化的基本功能

监控子系统的功能

微机保护子系统的功能

自动控制装置的功能

远动及数据通信功能 2.1 监控子系统的功能(一)数据采集

(1)模拟量的采集

1）交流模拟量：U、I、P、Q、COS、F 2）直流模拟量： DC220V、DC5V、DC24V(2)开关量的采集(3)电能计量

1）电能脉冲计量法

2）软件计算方法

(二)事件顺序记录

包括断路器跳合闸记录、保护动作顺序记录

(三)故障记录、故障录波和测距

(1)故障录波与测距

微机保护装置兼作故障记录和测距 采用专用的微机故障录波器

(2)故障记录

记录继电保护动作前后与故障有关的电流量和母线电压

(四)操作控制功能

操作人员都可通过电脑屏幕界面对断路器和隔离开关进行分、合操作，对变压器分接开关位置进行调节控制，应保留人工直接跳、合闸手段，断路器操作应有闭锁功能

(五)安全监视功能

越限监视

监视保护装置是否失电 自控装置工作是否正常等

(六)人机联系功能

(1)人机联系桥梁：显示器、鼠标和键盘。

(2)显示画面的内容 ：

1)显示采集和计算的实时运行参数

2)显示实时主接线图 3)事件顺序记录

4)越限报警

5)值班记录

6)历史趋势

7)保护定值和自控装置的设定值

(3)输入数据：变比、定值、密码等 ①定时打印报表和运行日志； ②开关操作记录打印； ③事件顺序记录打印； ④越限打印； ⑤召唤打印； ⑥抄屏打印； ⑦事故追忆打印。

①主变和输电线路有功和无功功率每天的最大值和最小值以及相应的时间； ②母线电压每天定时记录的最高值和最低值以及相应的时间； ③计算受配电电能平衡率； ④统计断路器动作次数；

⑤断路器切除故障电流和跳闸次数的累计数； ⑥控制操作和修改定值记录。

(1)谐波源分析(2)谐波检测与抑制(七)打印功能

(八)数据处理与记录功能

(九)谐波分析与监视

2.2 微机保护子系统的功能

（一）保护功能：

①高压输电线路的主保护和后备保护； ②主变压器的主保护和后备保护； ③无功补偿电容器组的保护； ④母线保护； ⑤配电线路的保护；

⑥不完全接地系统的单相接地选线。

(1)它的工作不受监控系统和其他子系统的影响(2)具有故障记录功能

(3)具有与统一时钟对时功能

（二）辅助功能：

(4)存储多种保护整定值

(5)当地显示与多处观察和授权修改保护整定值

(6)设置保护管理机或通信控制机，负责对各保护单元的管理。

(7)通信功能

(8)故障自诊断、自闭锁和自恢复功能。

2.3 自动控制装置的功能

（1）电压、无功综合控制

（2）低频减负荷控制（3）备用电源自投控制（4）小电流接地选线控制（1）系统内部的现场级间的通信（2）自动化系统与上级调度的通信

（1）功能综合化

（2）分级分布式、微机化的系统结构（3）测量显示数字化（5）运行管理智能化

（1）其结构形式有集中式、分布式、分散（层）分布式；

（2）从安装物理位置上来划分有集中组屏、分层组屏和分散在一次设备间隔设备上安2.4 远动及数据通信功能

第三节

变电站综合自动化的基本特征

（4）操作监视屏幕化

第四节

变电站综合自动化的结构形式

装等形式。

一、集中式综合自动化系统

集中式结构的综合自动化系统，指采用不同档次的计算机，扩展其外围接口电路，集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理，分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能

集中式结构最大的缺点是：

1)每台计算机的功能较集中，如果一台计算机出故障，影响面大 2)软件复杂，修改工作量大，系统调试麻烦。3)组态不灵活，影响了批量生产，不利于推广。

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，程序设计麻烦，只适合于保护算法比较简单的情况。

二、分层(级)分布式系统集中组屏的综合自动化系统

（一）分层分布式结构的概念

所谓分层式结构，是将变电站信息的采集和控制分为管理层、站控层和间隔层三个级分层布置。

间隔层按一次设备组织，一般按断路器的间隔划分，具有测量、控制和继电保护部分。

站控层的主要功能就是作为数据集中处理和保护管理，担负着上传下达的重要任务。

管理层由一台或多台微机组成，这种微机操作简单方便，界面汉化，使运行值班人员极益掌握。

（二）中、小型变电站的分层分布式集中组屏结构

（三）大型变电站的分层分布式集中组屏结构

（四）分层分布式集中组屏综合自动化系统结构特点

（1）可靠性高，可扩展性和灵活性高；

（2）二次电缆大大简化，节约投资也简化维护量。

（3）分布式系统为多CPU工作方式，各装置都有一定数据处理能力，从而减轻了主（4）继电保护相对独立。

（5）具有与系统控制中心通信功能。（6）适合于老站改造。主要缺点是安装时需要的控制电缆相对较多，增加了电缆投资。控制机的负担。

三、分散分布式系统与集中相结合的综合自动化系统结构

分层分散式结构的变电站综合自动化系统突出的优点如下：

(1)简化变电站二次部分配置，缩小控制室的面积。

(2)减少了施工和设备安装工程量。

(3)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。

(4)分层分散式结构可靠性高，组态灵活，检修方便。

以上几点都说明采用分层分散式的结构可以降低总投资，在今后的技术条件下，应该是变电站综合自动化系统的发展方向。

第二章

变电站综合自动化系统的硬件原理

第三章

变电站综合自动化系统的微机保护、监视与控制子系统 第一节

继电保护基本知识

一、继电保护应满足的要求（1）选择性

（2）快速性

（3）灵敏性

（4）可靠性

二、主保护、后备保护和辅助保护

（1）主保护是指满足系统稳定及设备安全要求，有选择地切除被保护设备和全线路故障的保护。

（2）后备保护指的是主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护。（3）辅助保护是为补充主保护和后备保护的不足而增设的简单保护。

三、继电保护的基本原理

（1）反映电流改变的，有电流速断、定时过流及零序电流等保护；（2）反映电压改变的，有低电压（或过电压）、零序电压保护等；（3）既反映电流又反映电流与电压间相角改变的，有方向过电流保护；

（4）反映电压与电流的比值，即反映短路点到保护安装处阻抗（或距离）的，有距离保护；（5）反映输入电流和输出电流之差的，有变压器差动保护等。第二节

输电线路的微机保护、监视与控制子系统一、输电线路继电保护原理

1、电网相间短路的三段式电流保护

（1）无时限（瞬时）电流速断保护 此种保护的动作电流是按躲过被保护输电线路末端最大短路电流整定的，它没有时限元件。

（2）带时限（限时）电流速断保护 保护范围限定在相邻线路无时限电流速断保护的保护区内，在无时限电流速断保护的基础上增加了一个时限元件△t=0.5s。

（3）定时限过电流保护

定时限过电流保护的动作是按躲过最大负荷电流整定。

定义：方向继电器又称为功率继电器，它的动作具有方向性，即规定当功率由母线流

2、电网相间短路的方向电流保护

向线路时它才动作，进而使整个方向电流保护动作切除故障。

二、输电线路的自动重合闸

定义：自动重合闸装置就是将跳闸后的断路器自动重新投入的装置，简称AAR装置。

1、单电源供电线路的三相一次自动重合闸

（1）当线路发生瞬时性故障或由于其他原因使断路器误跳闸时

（2）线路上发生永久性故障时

（3）手动跳闸及遥控跳闸时

（4）闭锁重合闸

（5）手动合闸到故障线路时

2、双电源供电线路的三相一次自动重合闸

（1）故障点断电时间问题

（2）同步问题

（3）重合闸实现方式：

①检无压 ②检同期

3、自动重合闸与继电保护的配合（1）重合闸前加速保护

（2）重合闸后加速保护

三、自动按频率减负荷 运行规程规定：电力系统的运行频率偏差为±0.2Hz，系统频率不能长时间运行在49.5～49Hz以下，事故情况下，不能较长时间停留在47Hz以下，系统频率的瞬时值绝不能低于45Hz。

1、自动按频率减负荷的基本工作原理

2、自动按频率减负荷的实现方法

①采用专用的自动按频率减负荷装置

②把自动按频率减负荷的控制分散设在每回馈线保护装置中 ①时限闭锁方式

②低电压带时限闭锁

③低电流闭锁方式 ④滑差闭锁方式

3、对自动按频率减负荷装置闭锁方式的分析

第三节

电力变压器的微机保护、监视与控制子系统一、概述

1、保护内容

（1）主保护配置：

①比率制动式差动保护

②差动速断保护 ③本体重瓦斯、有载调压重瓦斯和压力释放 ①三段复合电压闭锁方向过电流保护 ②三段过负荷保护

③冷控失电，主变压器过温报警 ④二段式零序过电流保护

⑤一段两时限零序电流闭锁过电压保护 ⑥一段两时限间隙零序过电流保护

（2）后备保护配置：

2、配置方案

（1）双绕组变压器

后备保护可以配置一套，装于降压变压器的高压侧（或升压变压器的低压侧）

后备保护可以配置两套： 一套装于高压侧

另一套装于中压侧或低压侧的电源侧

（2）三绕组变压器

二、变压器差动保护基本原理

用环流法构成的两绕组变压器电流差动保护的原理接线图

三、变压器差动保护的特殊问题

（1）两侧电流互感器的形式不同

（2）两侧电流互感器的变比不同

（3）变压器各侧绕组接线方式不同

（4）变压器空载合闸时的励磁涌流

（5）在运行中改变变压器的变比

四、变压器微机保护的电流平衡

（1）微机变压器保护电流互感器接线原则

（2）电流平衡的调整系数

五、电力变压器比率制动差动保护（1）比率制动式差动保护的基本原理

定义：

① 比率制动式差动保护的原理简单地说就是保护的动作电流（差动电流定值）随外部② 比率就是指差动电流与制动电流之比。

③ 制动电流这样选取：在不平衡电流较大的外部故障时有制动作用，而在内部故障时短路电流按比率增大，即能保证外部不误动，又能保证内部短路有较高的灵敏度。

制动作用最小。

（2）和差式比率制动的差动保护原理

（3）变压器励磁涌流的判断及二次谐波制动系数

励磁涌流的特点：

较

二次谐波制动比定值=0.15（4）变压器的差动速断保护 定义：差动速断保护是差动电流过电流瞬时速动保护。差动速断的整定值按躲过最大不平衡电流和励磁涌流来整定，其整定值可取正常运行时负荷电流的5～6倍。

（5）电流互感器断线监视

六、电力变压器后备保护

（1）复合电压闭锁方向过流保护

① 复合电压闭锁过流保护为三段式： I段动作跳本侧分段断路器（或桥断路器）Ⅱ段动作跳本侧断路器 Ⅲ段跳三侧断路器 ② 复合电压启动判剧： ① 最大值可达额定电流的6~8倍

② 波形是非正弦的，含有很大的非周期分量，特性曲线几乎全部偏在时间轴的一边 ③ 包含以二次谐波为主的高次谐波 ④ 波形之间出现间断

⑤ 励磁涌流开始瞬间，衰减很快

励磁涌流的闭锁条件：将二次谐波分量算出，作为制动分量，与基波分量进行比

关 母线线电压小于本侧母线线电压的低电压定值 负序电压超过负序电压定值 或的关系 ③

方向：

如果作为变压器相邻元件的后备保护，则变压器指向母线为正方向 如果作为变压器本身的后备保护，则母线指向变压器的正向为正方向 I段用于发警告信号 II段用于启动风扇冷却器 III段用于闭锁有载调压 ①

中性点直接接地保护方式

由两段式经零序电压闭锁的零序电流构成，每段设一个时限。I段时限跳母联（或分段）②

中性点不接地的零序保护方式

装设I段两时限的零序无流闭锁零序过电压保护，第一时限跳母联或分段开关，第二时③

中性点经放电间隙接地的零序保护方式（2）变压器过负荷保护

（3）变压器零序保护

断路器或跳三绕组变压器中压侧有源线路；II段时限跳本侧（或全跳）断路器

限跳本变压器各侧

I段两时限方式，第一时限跳高压侧母联开关（或分段开关），第二时限跳本变各侧开第四节

电力电容器的微机保护、监视与控制子系统一、电力电容器的内部和外部故障

（1）电容器内部故障的原因

（2）电容器的外部故障及系统异常

（3）电容器保护配置：

过电压和欠电压的电压保护 限时过电流保护

防止电容器内部故障的电容器组专用保护（1）与电容器串联的电抗器

（2）避雷器的过电压保护

（3）电容器组的电压保护。主要用于防止系统稳态过电压和欠电压。（4）电容器组的电流保护

二、并联补偿电容器组的通用保护

三、电容器组内部故障的专用保护

（1）单Y形接线的电容器组保护：

① 采用零序电压保护 ② 桥式差流的保护方式 ③ 电压差动保护方式

（2）双Y形接线的电容器组保护：采用不平衡电流或电压保护（3）三角形接线的电容器组保护：采用零序电流保护

第五节

电压、无功综合控制子系统一、变电站电压、无功综合控制的原理

在变电站主要的调压手段是调节有载调压变压器分接头位置和控制无功补偿电容器。有载调压变压器可以在带负荷的情况下切换分接头位置，从而改变变压器的变比，起控制无功补偿电容器的投切，可改变网络中无功功率的分布，改善功率因数，减少网

到调整电压和降低损耗的作用。损和电压损耗，改善用户的电压质量。

二、电力系统的电压、无功综合控制的方式

(1)集中控制：指在调度中心对各个变电站的主变压器的分接头位置和无功补偿设备进行统一的控制。

(2)分散控制：指在各个变电站或发电厂中，自动调节有载调压变压器的分接头位置或其他调压设备，以控制地区的电压和无功功率在规定的范围内。

(3)关联分散控制：指电力系统正常运行时，由分散安装在各厂、站的分散控制装置或控制软件进行自动调控，调控范围和定值是从整个系统的安全、稳定和经济运行出发，事先由电压、无功优化程序计算好的，而在系统负荷变化较大或紧急情况或系统运行方式发生大的变动时，可由调度中心直接操作控制，或由调度中心修改下属变电站所应维持的母线电压和无功功率的定值，以满足系统运行方式变化后新的要求。

(4)关联分散控制的实现方法 一是通过监控系统的软件模块实现；另一种是由独立的关联分散控制装置实现。第六节 变电站综合自动化系统的其他子系统一、备用电源自动投入装置 定义：备用电源自投装置是因电力系统故障或其他原因使工作电源被断开后，能迅速将备用电源或备用设备或其他正常工作的电源自动投入工作，使原来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。

（1）备用电源的配置

① 明备用的控制

② 暗备用的控制

①工作电源确实断开后，备用电源才投入。

②备用电源自动投入切除工作电源断路器必须经延时。

③手动跳开工作电源时，备自投投入装置不应动作。

④应具有闭锁备自投装置的功能。

⑤备用电源不满足有压条件，备自投装置不应动作。

⑥工作母线失压时还必须检查工作电源无流，才能启动备自投投入。

（2）微机型的备用电源自投装置的基本特点 ⑦备自投装置只允许动作一次。

二、小电流接地系统单相接地故障的检测

（1）概述

根据系统中发生单相接地故障时接地电流的大小划分：

①

小电流接地系统：

中性点不接地 中性点经消弧线圈接地

② 大电流接地系统：中性点直接接地（2）小电流接地系统的接地电流 第六节 变电站综合自动化系统的其他子系统

①中性点不接地系统单相接地故障时的接地电流

特征：当电网发生单相接地故障后，非故障电路电容电流就是该线路的零序电流，故障线路首段的零序电流数值上等于系统非故障线路全部电容电流的总和，其方向为线路指向母线，与非故障线路中零序电流的方向相反，系统中性点电压发生较大的位移。

实现方法：基于基波零序电流方向的自动接地选线原理

②中性点经消弧线圈接地系统单相接地故障时的接地电流

特征：在单相接地时，故障线路首端的5次谐波电流在数值上等于系统非故障线路5实现方法：基于5次谐波零序电流方向的自动接地选线原理 次谐波电流的总和，其方向与非故障线路肿次谐波零序电流方向相反，由线路指向母线。第五章

数字化变电站简介

变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平，在我国城乡电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班，而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术，从而大大提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度的可能性，降低了变电站建设的总造价，这已经成为不争的事实。然而，技术的发展是没有止境的，随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，势必对已有的变电站自动化技术产生深刻的影响，全数字化的变电站自动化系统即将出现 数字化变电站自动化系统的特点

1.1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，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。

1.2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。

1.3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”。数字化变电站自动化系统的结构

2.1 过程层

过程层是一次设备与二次设备的结合面，或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的主要功能分三类：(1)电力运行实时的电气量检测；(2)运行设备的状态参数检测；(3)操作控制执行与驱动。

2.2 间隔层

间隔层设备的主要功能是：(1)汇总本间隔过程层实时数据信息；(2)实施对一次设备保护控制功能；(3)实施本间隔操作闭锁功能；(4)实施操作同期及其他控制功能；

(5)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；

(6)承上启下的通信功能，即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。2 数字化变电站自动化系统的结构 2.3 站控层

站控层的主要任务是：

(1)通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；

(2)按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心；

(3)接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；(4)具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；

(5)具有(或备有)站内当地监控，人机联系功能，如显示、操作、打印、报警，甚至图像，声音等多媒体功能；

变电站无功自动补偿装置的应用 篇6

电源对于我们现在的生活是非常重要的，我们无时无刻都离不开它，不论是在生活中还是工作中，都会受到它的控制。由于电力能源的需求量在不断的增加，我们在提倡绿色生活的同时，还要解决影响电网内部的问题。尤其是无功补偿的情况，因为不论是电压的稳定性还是线路中存在的损耗情况都会受到它影响。所以我国的电网部门非常重视无功补偿的技术研究和装置应用。

二、当下的无功补偿情况

目前我国普遍使用两种无功补偿装置：手动方式和自动方式来进行投切电容器。前者由于是手动进行，会影响补偿的性能同时存在着安全隐患，所以很多的变电站已经开始减少其使用的频率。而自动方式是通过真空进行切断的，虽然使用起来比较方便，但是频繁操作的话会出现故障。虽然一直对无功补偿装置进行改造，但是仅仅解决了操作繁琐这一难题，对于系统面临较少的无功时，仍然不能解决电容器投入运行的问题。

同国内相对，国外的一些国家也会通过高压静止的无功补偿装置，此设备具有不间断调节无功补偿、良好的补偿结果以及较快的响应速度等优点。但是此设备还需要配备一台电抗器，且必须具备同电容器具备相同的容量以及高压可控硅阀才可以进行无功补偿，这样就会造成费用较高，同时也扩大了常规的维护工作内容，所以目前在我国并没有得到普遍的使用。

三、无功自动补偿装置

我们日常生活中为了维持电器设备正常运作时使用的电源就是由有功功率转换而成的;而无功功率是是为了辅助电力设备时候使用的，在磁场的建立过程中会因为传输以及转换消耗很大的能源，由于损耗很大，从而会导致电压不稳定同时还会影响转化设备的工作效率。所以经过探索表明，通过运用无偿补偿设备来补偿无功功率，从而抵消掉设备中出现的无功功率，保证了电压的稳定性和质量，同时电能损耗的问题也得到了解决。

为了打破传统的无功补偿方式，我们使用调压器来对电容器中的电压容量进行务工补偿。此装置在运行过程中不需要断电、不存在冲击性等，同时对于无功功率很可以进行更加精准的进行调节，从而达到自动补偿的效果，同时补偿的效果更加的细致。假设有12档存在于调压器中，那么可以对变电站进行12级来调节运行中的母线（单次段），若是双段的母线在同时运行且是并联的状态下，那么调节过程就采用两台调压器来进行24级。同时这个无功自动补偿设备的费用比现在普遍使用的裝置高出3成。此设备可以明显改善电力损耗问题，同时对于电力系统中的电压也保持稳定的状态。除此之外，对于电容器的一些列弊病也可以一同解决。

变电站通过应用此装置，可以对以下的问题进行改善处理：

（1）充分将设备的功能体现出来：通过应用此无功自动补偿装置，对于无功功率通过调压器进行处理，通过分别连接开关来将补偿的级别数量提高，同时补偿的级别中不存在差异。以此同时，此装置还可以适应不断变换的运行方式所以可以确保全部的装置可以躲开过电压，保证正常的运行，不间断地保证补偿无功功率，将此设备的性能充分体现出来。

（2）更加精准的进行补偿：此装置对输出的电压进行调节改变，继而导致存在于电容器的端电压发生变化，最终将从装置的无功功率改变输出，这样的调节转换更加的精准，在各个补偿的级别中不会出现明显的差异。

（3）安全保障、稳定运行：此装置在整个补偿的过程中是不会同电网发生相离的状态，此设置不同于断路器的设置，这样就保证了电压中不断出现涌流以及重燃等危害现象，这样就保证了电网免于受到这些危害带来的冲击，促使了整个电网都在安全平稳下运行。

（4）使用时间较长：整个装置在运行状态下会使调压器始终保持在不超过负荷的状态下运行，同时运行中其它设备的端电压也是保持着始终低于其额定电压的状态，这样的工作状态下，此装置都是正常的负荷，所以保证了使用的时间比较长。

此无功自动补偿设备的创新特点主要集中于：（1）打破了以往的通过电容器的技术思路，而是另辟道路，从调压器的电容端入手，通过改变端电压来进行补偿;（2）有效的将调压器同电容器相结合，这样将和谐波的问题进行解决;（3）保证根据情况的不同，而自动进行补偿级数的改变，从而保证了补偿更加精准。可以通过下表详细的了解其与TBB电容器之间的差异：

表1 该产品与TBB电容器成套装置主要指标对比表

通过此表格中各项指标的详细对比状态可以看出，此设备的优势所在，研究人员已经将此设备投入运行中，通过反馈得到的信息可以看出此设备的补偿效果非常的明显。

四、结束语

变电站自动化系统概述 篇7

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。

变电站综合自动化系统 篇8

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.

谈谈变电站自动化控制 篇9

科技发展不断深入, 计算机对电力系统的运行影响越来越大, 并推动综合自动化系统的形成, 这已经作为电力系统的一个无法被阻止和影响的发展方向。

1 变电站综合自动化系统的概念

综合自动化系统本身具有强大的兼容能力, 并且利于扩展, 程序简单, 能够被大多数用户所认可和接受, 大量使用在变电站监控程序的组成中。

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。系统本身具有模块化以及分布形式的结构, 全部保护以及控制, 报警灯都在开关附近, 各种保护, 报警灯都在本单元中间形成信号, 通过光纤完成传送, 单元和单元的干扰性非常少, 几乎不会构成很明显的影响。 (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) 简单容易。因为过去的继电器已经转变为多功能形式, 二次接线变得越来越容易, 分布式设计本身在主控和开关柜中间形成连接, 不过集中式接线也大致在这个范围, 其内接线本身不是很复杂, 其他接线需要在控制以及采集保护内实现。 (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, 使用鼠标来完成功能键的控制, 操作更为快速和灵活。通常, 系统菜单的形状看似为树的形状, 用户通过灵活的掌控菜单设置, 进行各种画面的安排和控制, 功能键都会显示键盘的功能指向, 键盘和用途有直接关系, 并且画面的各种意外状况发生之前会有预报。全部系统的初始数据都是实时采集。系统程序的各个功能都要根据用户本身的需求和设计方案来执行, 这样才能达到实用标准, 并根据变电站本身的建设需要进行调整。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

第一, 馈线开关根据颜色分开, 能够一目了然, 第二, 鼠标用来完成的开关的控制, 确定核定刀闸。第三, 馈线测量数值能够同时出现在一个画面上, 第四, 继电器整定值本身是能够发生变化的。

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

系统如何运行, 通常光, 声音, 表格, 等, 值班者因此能够获得安全控制必须掌握的所有信息。 (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。报警都有各种信息以及时间上的判定。 (2) 事件。系统中产生的各种活动, 刀闸闭合, 开合开关, 继电保护等等, 这些动作都将被打印, 并存放在硬盘之中, 可以根据设置的记录内容完成相应记录:报警, 经过人员确定的报警内容, 对开关进行的操控频率和时间, 继电器的目前情况, 通讯的状态, 不同的事件在文字上和时间上都有相对应的内容, 自动完成打印。 (3) 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。 (4) 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。 (5) 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。 (6) 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 微机自动保护装置的应用

一个35k V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。

2.1 微机保护系统与传统保护系统的比较

微机保护相较于过去的保护装置来说, 其继电器的形式发生了变化, 不再使用电磁式继电器, 而选择多功能继电器。并且不再使用过去的信号屏, 信号都进入电脑, 为了控制更加方便, 使用集中式的操作方式, 把全部的控制单元都聚集在一起, 并且二次系统看起来不会太过复杂繁冗, 其成分包括采集屏, 保护屏, 监控以及交直流屏。在这项系统中, 不再需要很多屏柜, 通讯方式也不再是接点输出, 而是用网络通讯的手段, 所以不再像从前那样依赖二次接线。并且, 因为技术变得更加先进, 不再需要花很多空间, 控制屏的操作方法也有所更新, 这样一来, 操作的便捷性以及安全性也都更高。

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。

2.3 设计微机保护系统时应注意的问题

2.3.1 因为保护单元以及控制单元都必须利用微机作为操作中

介, 因此, 模拟量以及开关量的方位都需要发生变化, 从前是开关柜, 现在是保护屏, 而输入量的多少则跟保护以及控制的需求的差异有直接关系。

2.3.2 微机和开关柜进行接线的方式比较简单, 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。

2.3.3 在过去, 继电保护取得的各种计算数值需要经过转化, 变

为“计算机整定值”, 否则不可直接运用在计算机之中, 而此变电所开工使用以来, 仅出现几次使用紧急按钮, 并且是因为操作尚未完全熟练。其他操作都是在计算机上完成控制的, 显示出很强的应用性。

3 小结

自动化系统在目前的水平来说, 还未得到完全的普及, 不过其系统的强大性已经获得认可, 对传统控制系统的替代仅仅是时间上的问题, 通过不断的优化和发展, 微机自动化必将成为新的发展重点。

摘要：目前, 综合自动化系统已经显示出了和从前的变电站二次系统相比, 无可比拟的工作能力。并且变成未来电力系统的重要趋向, 本文对系统的目前情况进行细致而系统的分析, 总结其形成特征。

自动电站 篇10

当前,智能电网已成为国内外电网未来技术发展的趋势,北美和欧洲已经形成强大的研究群体。实际上欧美的智能电网革命是由新能源革命推动的,新能源革命引出了分布式电能和微电网的概念。“智能电网”的初衷是电网如何消纳分散于我们周边的风、光电能,最后将扩展成一场全面的发、输、用电革命,智能电网革命是一场和生活密切相关的发电与用电革命。即未来电网的特点应该是低碳、绿色、高效、互动、协调、安全、自愈、优质等。我国对“智能电网”的提法比较一致,但应如何建设“智能电网”是一个需要长期不断深入研究的大方向。至于作为智能电网重要节点的变电站的建设目标和名称就有多种不同的看法了。

1 建设智能变电站的目标[1]

近几年来,对变电站综合自动化系统的进一步发展有多种不同的提法,最初是“数字化变电站”,智能电网的概念提出后,相继出现“智能变电站”、“智能化变电站”、“变电站智能化”或“智能数字化变电站”或“基于IEC61850的变电站”等等。笔者认为一个建设目标名称的确定原则:首先,要强调的是有利于制定可持续发展的方向,要与该行业的发展总目标一致;其次,要紧密结合当前该领域国内外的技术水平和发展环境,要总结和吸收该领域历年来各阶段发展的经验;再次,要考虑有利于促进相关行业的发展。

具体对变电站来说,要紧密结合当前电力建设的总目标,当前智能电网作为未来电网的发展方向,渗透到发电、输电、变电、配电、用电各个环节,在上述这些环节中,变电站无疑是核心的一环,需要强调的是今后变电站必须面对新能源革命带来的一系列技术难题。根据上述考虑问题的原则和变电站综合自动化系统发展过程的经验,应该把变电站综合自动化发展的目标定为“智能变电站”比较合适,因为建设“智能变电站”与建设“智能电网”相呼应,智能变电站是智能电网的重要组成部分,它代表了变电站新技术的发展方向。同时变电站包含一次设备和二次设备,可持续发展应该包含一次设备和二次设备的长远发展方向,智能变电站的重点应该在“智能”上,也即既需要立足于二次设备的智能化,也需要一次设备智能化,其建设过程可以带动与一次设备和二次设备有关的各行业的相关研究、设计和生产。至于“数字化变电站”,数字化应该是实现自动化和智能化的一种技术手段,不应该作为一种目标,实际上计算机和数字电路只能识别数字信号,原来变电站自动化系统(Substation Automation System,SAS)中的各子系统多数也是数字化系统。至于把名称定为“基于IEC61850的变电站”的提法也不全面,因为IEC61850只是一种通信规约,而且是IEC在2004年就正式发布的为变电站自动化系统制定的通信规约,只是目前我国提出要建设的“智能变电站”仍需采用变电站自动化系统的无缝通信规约IEC61850。

2 智能变电站与变电站综合自动化的关系[1]

变电站综合自动化主要完成的是将变电站的二次设备经过功能的组合和优化设计,利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术,实现对全站主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护以及与调度通信等综合性的自动化功能。具有信号处理数字化、功能综合化、结构微机化、通信网络化、操作监视屏幕化、运行管理自动化等技术特征。应该强调的是SAS的技术和内容并非一成不变的,其技术水平和所能实现的自动化程度以及系统结构是与传感器技术、大规模集成电路技术、通信技术和电力电子技术以及控制理论等密切相关的。二十多年来,随着上述技术的迅速发展,组成SAS的IED的性能、结构已有很大发展,也促进了SAS的功能、性能、通信网络和体系结构全面发展和提高。目前称为数字化变电站的,实际上也是SAS技术进步的体现。只有高度的自动化才可能发展智能化,广义地说,智能化是自动化的深入发展,是自动化的高级阶段。需要深入理解国际电工委员会在制定IEC61850时对SAS所作的如下定义:“SAS就是在变电站内提供包括通信基础设施在内的自动化”。这是一个很简明扼要、概括性很强的定义。也反映了SAS的内涵和技术是日新月异不断发展的。IEC61850变电站国际标准通信规约是1999年开始讨论制定,2004年正式发布的,在制定过程中美国、德国、荷兰等国家都有示范工程,用以验证和完善该标准。并且这些国家很快便推出基于IEC61850标准通信规约的SAS,明确地说,IEC61850标准是IEC为SAS而制定的无缝通信国际标准。我国对IEC61850标准的制定、跟踪和研究十分重视,电力企业联合会于1999年11月成立专门工作组,2004年便开始陆续转化为我国电力行业标准。但由于IEC61850标准技术上的复杂性,因此该标准在我国SAS中开始应用较国外晚了好几年。目前我国SAS技术已有很大的发展,尤其最近两、三年,“智能变电站”、“数字化变电站”不少试点工程陆续投入运行,都强调要采用IEC61850通信标准和通信网络,其技术水平也不断提高,但应该清楚地认识到:这些技术上的进步距离真正意义上的智能变电站的条件和要求,还有很大差距。首先,不能把“智能化”与“数字化”等同起来,一、二次设备的“智能化”是指它们的功能和技术性能及其参与决策的能力,而“数字化”只是实现自动化、智能化的手段或方式,与一、二次设备的智能化程度无关;更不能把“智能化”和“通信标准”等同,目前国内流行一种说法,认为在SAS中,采用了IEC61850通信标准就宣布已建成“智能变电站”了;也有些文章把变电站中采用部分电子式互感器,也称为建成“智能变电站”。这些提法缺乏科学性,而且无形中降低了“智能变电站”的复杂性和技术水平。

智能变电站是在SAS的基础上发展起来的,但是原来SAS实现的只是变电站二次系统的变革,而智能变电站要实现的不仅是二次系统的变革,还应包括一次系统的变革,特别需要强调的是这种变革的重点在于“智能”,在于要与当前能源计划的大环境相适应。即智能变电站要实现的变革必须在SAS已实现的功能的基础上,有质的提高和飞跃。从建设理念上要明确以下几点:第一,智能变电站应以绿色环保、可持续发展为根本出发点。在变电站的设计、建设过程和实际工程中,应强调资源节约、环境友好、低碳节能等建设理念,要充分重视必须满足分布式电源(Distributed Generation,DG)接入的技术条件以及与用户能实现名符其实的友好互动。第二,智能变电站是智能电网的重要组成部分,是智能电网运行与控制的关键,是智能电网“电力流、信息流、业务流”三流汇集的焦点,必须具有智能的决策和能力。可根据需要支持电网实现实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能。因此其建设目标应与智能电网一致并伴随着智能电网技术的进步而不断扩充和完善。第三,智能变电站应该具备强的可扩展性,符合持续发展理念。第四,智能变电站的建设目标和技术关键尚需深入探讨和不断研究、不断发展。

目前国内外对智能电网还没有形成统一和明确的定义,我国的智能电网也处于研究、探索和发展阶段,智能变电站也是如此,但无论如何它必须建筑在一、二次设备智能化、系统智能化、能消纳分布式电源接入、具有决策能力的基础上,是跨学科的系统工程。建设智能电网和智能变电站绝不是一朝一夕就能完成的事,至少需要各行业、各学科十几年甚至几十年的共同努力;变电站综合自动化在我国经过20多年的不断发展和完善,还没有完全实现IEC61850国际标准的互操作要求,何况智能变电站要实现“智能”,就更困难了。

3 现阶段建设智能变电站需要重视的几个关键技术

国网公司《智能变电站技术导则》中对现阶段智能变电站已有定义,这里不再赘述。应该强调的是:智能变电站的概念和内涵也是不断发展的,并伴随着相关技术的进步而不断扩充和完善。从智能变电站的总体结构、智能一、二次设备的研发到硬件和软件的集成技术、信息一体化平台的构建、海量信息的管理与存储技术、设备的状态检测及故障自诊断和生命周期评估、智能告警及故障信息综合分析决策、经济运行、智能调控、站域控制等高级应用软件的研究与开发、间歇式电源的接入、智能保护与智能控制决策、广域保护及其他新原理的保护等等,需要解决的关键技术很多,这里只简单提出其中的几项。

3.1 一次设备的智能化

智能变电站的重要特征包括了设备智能化,即设备本身除了完成本身应具备的功能外,至少必须增加自动测量、自动控制、自动调节、状态监测、预警及通信等基本功能。此外必须具有故障自诊断、自治自愈、状态评估和对生命周期作出科学判断等功能;并能够根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级应用功能。

现阶段一次设备智能化的策略,基本上采用在原来一次设备(包括设备本体及其操作机构)的结构上,加装传感器和智能组件(包括智能终端或称智能单元、合并单元、状态检测等)。传感器和智能组件安装在一次设备附近,这种分离模式适合现有一次设备的智能化改造工程,解决设备运行状况的数据采集、信息处理、自动控制、信息传输问题,实现测量数字化、通信和操作网络化等基本要求,这显然不能满足智能变电站发展的需求。

智能一次设备的研究任重而道远,需要在以下几方面加强研究:(1)从总体结构上“本体+传感器+智能组件”集成一体化模式将成为未来的发展趋势,当然结构上的大变革和高可靠性的要求以及智能程度提高的需求,对一次设备制造商有很大的难度也展示了广阔的研究空间,挑战和发展永远是并存的。(2)需加强多种智能组件的功能、性能和智能化程度的研究,对其结构的集成化、可靠性及标准化的问题也需要重视。(3)需加强智能一次设备的故障自诊断和预警及自治自愈能力的研究,国内对一次设备的状态检测的研究[2],也已有多年的历史,但如何提高状态检测单元的检测和分析的可信度,对设备的生命周期作出科学判断,状态检测单元如何更合理地与智能组件集成,直至今后融入一次设备的一体化模式中都是关键技术。(4)智能变电站关键的电子式互感器和其他各种非电量传感器的技术及如何解决运行的稳定性、可靠性和精度等问题仍需要有关技术人员和厂家共同努力研究解决。

3.2 加强分布式电源接入的继电保护和控制策略研究

分布式电源(DG)包括微型燃气轮机、燃料电池、可再生能源如小水电、太阳能光伏发电、风力发电及生物质发电等,以其低碳环保、规模小和灵活高效等特点受到了世界各国广泛的关注。DG的接入提高了电网的灵活性、运营效率和安全性,但它也改变了电网的结构和潮流的方向,尤其是DG的间歇性,受气象变化和生物活动影响大,能量波动明显的特点,使得变电站内原有的以“事先整定、实时动作、定期检验”为特征的保护和控制设备之间的配合关系被打破,保护和控制的动作行为和动作性能都将会受较大的影响,如何保证在各种工况下继电保护和控制系统都能对故障做出正确的判断和快速响应是智能变电站保护和控制装置的难点,因此针对DG接入电网后保护算法和控制策略的研究是智能变电站的关键技术之一。要求新研发的智能保护和控制装置应该能实时判断系统运行状态,在线计算与保护性能和控制决策有关的系统参数,随着电网运行参数的变化,动态调整保护控制策略,在信息共享的基础上自动协调区域内的继电保护和各种控制装置,保证系统内保护和控制定值相互配置关系的合理性,保证智能电网运行的可靠性[3,4]。

同时DG构成的微电网作为一个独立的特殊整体,既可孤网运行,也可以与大电网并网运行,DG在接入系统时对电网的频率、无功功率以及电压稳定和电能质量都会产生不容忽视的影响。为此,除了上述保护和控制策略外,还有一系列相关的技术课题需要深入研究,例如并网控制、孤岛检测方法、电能质量检测和控制、稳定控制、微电网规划、分布式电源综合效益指标体系分析以及如何实现与用户的双向友好互动等都是需要深入研究的问题。

3.3 重视信息的科学管理和存储及其安全策略

3.3.1 建立有自愈能力的信息一体化平台

智能变电站需采集和存储的信息海量、类型也很多,必须进行科学的集中管理,合理地利用高速局域网建立具有自恢复能力的全站信息一体化平台。信息的集中管理不仅为实现各种信息模型的集成、转换、调用和冗余等功能提供了方便,而且也为信息资源的共享、动态扩展及分配提供了平台,为智能变电站提供了很好的扩展性与经济性,对提高全站的可靠性与信息的存取效率及服务质量也很关键。

海量信息的采集虽然有利于提高一、二次设备运行状况的透明度,但也给信息的实时传输带来了困难。因此,信息分优先级传输与信息就地存储显得尤为重要。合理地将信息分优先级可以保证关键信息实时、准确、可靠的传输,而非关键信息的就地存储不但减少了传输网络负荷程度,而且可以为系统智能决策提供充分的信息依据。虚拟化技术可以将变电站的底层硬件和网络设备虚拟成一个共享的资源库,就地存储的信息可以在库内按需分配调用。信息优先级传输与信息就地存储技术的本质是将信息按不同粒度细化,以实现信息的分层分布调用,保证信息传输的准确性与可靠性[4]。

3.3.2 信息安全策略

智能变电站作为智能电网的重要组成部分,其信息安全与防护不仅关系变电站自身也是智能电网安全可靠运行的关键问题之一。智能变电站海量信息安全与防护面临着来自多方面的严峻考验。首先是信息源的安全可靠、防患干扰问题,这需要从数据采集的IED及信号处理环节解决;其次是信息传输问题,智能变电站内部大量应用网络技术传输信息,除了需要对通信网络质量的实时监控维护外,其信息安全防御策略的制定是一个系统性问题,仅凭借单一的防御手段是不能有效解决问题的,需要构建一个以防护、监测、响应和恢复为技术手段和工具,以安全管理为落实手段的动态的多层次的网络安全架构,用来确保变电站内信息以及各种资源的实时性、可靠性、保密性、完整性、可用性等[4]。同时由于电力系统在国民经济中的重要地位,变电站内高集成度的大量数据显得更加重要,因此需要注意防止来自网内外的恶意攻击和窃取。当前网络防火墙技术、加密技术、口令保护、权限管理和存取控制技术、冗余和备份技术等计算机网络安全技术的发展也为智能变电站信息安全防护策略带来了新的发展思路。

4 结语

本文根据当前国内外电网技术发展的趋势,论述了“智能变电站”是变电站综合自动化技术发展的高级阶段和进一步发展的目标,有利于制定变电站可持续发展方向。针对目前在建设智能变电站过程中出现的一些模糊认识,指出智能变电站的重点在“智能”,需要立足于一次和二次设备都实现智能化并具有智能决策能力的基础上,不能把“智能化”和“数字化”等同,更不能把“智能化”和“通信规约”混淆。分析了建设智能变电站有许多难点的关键技术需要研究解决,是一项复杂的多学科的系统工程,需要制定长期发展的建设目标和规划,决不是一朝一夕就能实现的事。

摘要：提出了确定建设目标需要考虑的主要原则和理念。根据国内外电网技术发展的趋势,论述了“智能变电站”是SAS技术发展的高级阶段和进一步发展的目标。“智能变电站”需要立足于一次和二次设备都实现智能化,必须在SAS已实现的功能的基础上有质的飞跃和扩展。对目前关于“智能变电站”建设过程中流传的一些模糊认识进行澄清。指出建设“智能变电站”有许多复杂的关键技术尚待解决,要充分重视分布式电源接入电网的相关技术的研究、要注意电力信息的科学管理和存储的安全策略等问题,是一项综合性、多学科的系统工程,需要制定长期发展的建设目标和规划。

关键词：智能变电站,变电站自动化系统,设备智能化,分布式电源,保护和控制策略,信息安全策略

参考文献

[1]黄益庄.智能变电站自动化系统原理与应用技术[M].北京:中国电力出版社,2012.HUANG Yi-zhuang.Principles and application technologies for smart substation automation systems[M].Beijing:China Power Power Press,2012.

[2]李刚,王晓锋,周水斌,等.一种智能变电站断路器状态监测方案[J].电力系统保护与控制,2010,38(14):140-143.LI Gang,WANG Xiao-feng,ZHOU Shui-bin,et al.Design scheme of circuit breakers state monitoring in intelligent substation[J].Power System Protection and Control,2010,38(14):140-143.

[3]余琼,余胜,李晓晖.含分布式电源的配网自适应保护方案[J].电力系统保护与控制,2012,40(5):110-115.YU Qiong,YU Sheng,LI Xiao-hui.An adaptive protection scheme for meshed distribution system with DG[J].Power System Protection and Control,2012,40(5):110-115.

浅析变电站综合自动化技术 篇11

【关键词】变电站；综合自动化；数字化

电力网络随着社会持续发展取得了进一步的扩大，电力系统在稳定性上也面临了全新的挑战，变电站作为电力系统的重要组成部分之一，其运行情况将会对电力系统的各方面产生一定的影响，例如稳定性、经济性，通过此可反映出进一步完善变电站管理模式的重要性。其中，变电站中的综合自动化技术与变电站运行情况在稳定性、经济性以及可靠性上具有密切的关系，就此本文对变电站中的综合自动化技术展开了相关的研究。

一、变电站综合自动化技术的主要研究内容

以110kV以上的变电站来说，变电站必须要始终对电力系统在运行期间的经济性原则与安全性原则严格遵守。在计算机技术、信息技术的飞快进步下，为构建新型保护技术与控制技术提供了一定的帮助，并有效解决了不少过去变电站在运行上的问题。其次，从技术层面、管理层面上看，各项技术的不断进步对于不同专业之间的协调与配合具有一定的促进作用，有利于完善电网的自动化技术。同时，在此环境下，变电站在运行上的安全性、可靠性等也会受到一定的影响。以新建变电站为例，变电站必定要实施综合自动化技术，如此一来则需要逐渐的消除当中的测量监视、控制等工作，其由最先需要一部分的工作人员值班发展到无人值班。而对于老变电站，其要实现无人值班，则必须要对测量监视、监控等相关技术进行改造。

以40kV以下的变电站来说，进一步提高与改善供电安全性、供电质量以及服务水平等都是变电站的关键。通过变电站中的综合自动化技术，对变电站二次设备进行改造，则需要消除控制屏、测量监视等，并且全面加强变电站中的监视水平与控制技术，从而实现无人值班的目标。

变电站要做到综合自动化，首先，变电站设备一旦出现异常情况，自动化系统需及时进行自动报警，并对相关出口采取关闭措施。其次，电网出现故障时，自动化系统可对故障情况及时判断，并作出适当的处理，以尽快消除或是隔离电网故障，将由于故障而引起的不良影响降低到最小。

二、变电站综合自动化技术的关键内容

2.1通信技术方面。现阶段，计算机的监控系统、间隔层装置等在通信方面均是采用TCP/IP协议这一种网络传输层协议，该协议为以IEC60870-5-103为基础的太网板，规约为NET103。

目前，变电站以及调度中间多是应用循环式与问答式的规约。其中，循环式规约的传输模式具有较强的独立性，个别数据在传输期间若是有差错，可通过下一个循环数据进行补救，但此种规约同时也具有3个缺点，分别为奇（偶）效检验错的能力不足，信道有效利用率低、传送数量大则时间长。另外，问答式规约对于通道的适应性较强，对于通道的占用率较高，且传送数据的速度十分快。同时，这一种规约也具有缺点。例如对通道具有较高的要求，并且响应事故的速度跟不上等，其中IEC60870-5-103规约、IEC60870-5-104规约等为目前较常应用的规约。

2.2抗干扰技术方面。不少综合自动化系统均是以220V交流作为监控装置供电电源，在交流供电系统上，通过采取多项措施抵抗干扰。例如氧化锌压敏电阻、不间断电源UPS、电源滤波器、隔离变压器等。对于外部干扰，由于其产生于综合自动化系统的外部，所以在消除时可通过屏蔽与减少感应耦合来降低外部的干扰。

2.3采集数据、处理技术。变电站监控主站在数据采集上要求，在确保交流量不失真的前提下进行传递，并确保数据精确度。其中，监控主站所采集的相关数据有多个方面，其中包括有刀闸状态、断路器状态、母线电压低压侧的三相电流、继电保护（包括保护状态、保护信号等）等。另外，在数据的处理上，包含了多项处理内容，例如分析计算变电站的运行参数等。

2.4人机联系、继电保护。保护装置属于自动化系统中的一个有机部分，在原则上，保护装置和自动化系统之间应处于相对独立的状态。通常需要确保电磁的兼容指标对于干扰具备较强的抵抗能力，通过独立控制电源与设置专有的熔断器进行保护，从而保护CT、测量CT之间的独立性。可在线对定值、参数等进行修改，并附上事故的采样报告、动作记录等。如此一来，变电站的工作人员便可借由屏幕掌握变电站运行的动态情况，并对信号复归、远方控制、当地控制、报警界限等进行实施设置，还可打印出相关的数据，对信息进行长期保存。

三、数字化变电站分析

数字化变电站主要是由智能化一次设备以及网络化二次设备构成，使变电站内部的智能电器设备之间可做到信息共享、互相操作，成为现代化变电站。

首先，在变电站的智能化一次设备方面，变电站一次设备中的受测信号回路、受控操作驱动回路等在设计上均是以微处理器以及光电技术作为依据，简化电式继电器，采用数字化的程控器与公共信号网络来取代过去的导线连接。由此可知，变电站中的常规继电器与继电器的逻辑回路在二次回路中被可编程序所取代，并且控制电缆、强点模拟信号等也被光纤、光电数字所取代。

其次，在变电站的网络化二次设备方面，以标准化微处理机、模块化微处理机为依据设计与处理变电站二次设备时，二次设备在连接方式上发生了改变，在改变后均是应用高速网络通信，通过对网络充分利用而转变传统的连接方式，切切实实做到了资源与数据的共享。

四、结束语

综上所述，变电站中的综合自动化长时间以来均属于国内电力行业上的一个热点，变电站中综合自动化这一项技术，通过优化组合变电站中一次设备的经过功能，对信息处理技术、计算机通信技术等多种先进技术加以利用，使得变电站中的配线路、输线路等多项主要设备在监视与控制上实现了自动化，并做到了微机保护。对于变电站而言，数字化变电站对其发展历程中具有十分重要的意义，其属于一项大型的系统工程，在数字化变电站实现自动化的这一个过程中，需要解决的关键技术有不少，所以应结合目前的实际情况，制定相应的实施方案，通过合理应用成熟技术，并对该领域的先进技术进行积极研究，最终促进综合自动化技术的良好发展。

参考文献:

[1]史伟.初探变电站综合自动化系统的运行及维护[J].广东科技，2011（12）：118-119.

[2]刘晓春.浅谈变电站综合自动化系统[J].中国电力教育，2010（04）：254-255.

[3]庞军强.变电站综合自动化技术的发展动态[J].自动化应用，2010（04）：49-50.

变电站综合自动化系统浅析 篇12

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