综合自动化监控系统

综合自动化监控系统（精选12篇）

综合自动化监控系统 篇1

针对目前我国煤矿的整体自动化水平和科学管理水平相对比较落后, 各个部门之间的信息难以共享的普遍状况, 中国矿业大学和兖州矿业 (集团) 公司济宁3号煤矿研究出了一种基于iFIX的煤矿综合自动化监控系统, 成功地实现了与下层PLC设备的通讯, 极具推广应用价值。

济宁3号煤矿综合自动化监控系统的设计主要分为2层:信息层和控制层。信息层采用了C/S结构, 工作站作为IFIX Client, 提供了操作员发送控制命令的接口, 服务器作为iFIX Server, 主要通过实时数据库与生产现场进行实时数据交换, 是操作员发送命令的转接口, 并利用SQL Server数据库对生产中的重要数据进行存档等。控制层采用了Control-Net环网, 通过位于环网上的Control Logix分站完成对实际设备的控制并返回控制状态和信息等。此外, 生产实时信息还可以通过WEB服务器进行浏览。同时为了提高系统控制的可靠性, 采用了2台服务器来实现双机互备, 当一台服务器出现故障时, 另一台服务器能够立即接替它所有的工作。IFIX不能够直接与井下的Control Logix进行通讯, 而必须要通过相应的I/O驱动器, 济宁3号煤矿利用了Intellution Gateway for Server驱动程序, 简写为IGS驱动。这是专门针对AB公司的PLC硬件而开发的驱动, 读取速度非常快。在IGS配置中, 先要为数据建立一条通道, 选取设备型号;然后建立设备名, 输入正确的Device ID;最后建立标签, 标签代表的地址就是过程硬件的地址。当监控数据过多时, 可以采用建立多条通道的方法来避免数据刷新速度缓慢甚至不能刷新的严重后果。X10.04-04

综合自动化监控系统 篇2

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。

综合自动化监控系统 篇3

【关键词】煤炭系统；GEPON综合自动化系统；应用

我国煤炭开采和生产采用GEPON综合自动化系统，该系统生产方式提高了煤炭生产的核心技术。通过现场总线技术来进行系统的通信，控制设备一般使用PLC，综合自动化系统通过太网作为主干传输平台。GEPON综合自动化系统的传输方式是通过无源光纤传输，它的网络结构是多点连接方式，该技术能够提供不同类型综合业务的宽带技术，GEPON综合自动系统很大程度上能够对出现的一些独立性问题进行解决，一定程度上实现了多网合一，为我国经济的全面发展进行更好的应用。

1.GEPON综合自动化系统关键技术

GEPON综合自动化系统和PON一样，也需要面对上行信号的突发发送和接收问题。很多情况下ONU之间的距离有很大的不等之处，并且不同的ONU发出的光信息号之间的强度有很大差别，这就使OLT在不同时间段接收到的信号功率不同，很容易使OLT对信号产生误判。

OLT 的接收信号为不同的ONU的突发信号，需要OLT在极短的时间内进行相位同步，以此来完成对信息的接收。一般在ONU与OLT中应用一种光器件来很好的对突发信号进行支持，但是很多光器件很大程度上不能够 对这种要求进行满足，只有一小部分突发模式的光器件能够在155M的速率上进行工作，并且成本比较高。收发端需要采用创新技术来实现突发模式，光信号的光突发送对开关的速度要求比较高，并且需要快速建立有效信号，这一点替代了传统的电光转换模式，采用极快响应的激光器。由于在接收端，不同用户发出的信号功率不同，因此突发接收电路应在每次接收信号时对接收电平进行合理调整，以达到一个相对的平衡，接收电路能够根据接收电平对数据进行正确的恢复。

2.GEPON综合自动化系统内容

2.1煤炭企业在不同位置安装了不同检测和评估系统，比如，井下检测系统和地面计算机网络系统

GEPON综合自动化系统采用的是太网TCP/IP技术，以此作为系统的通信标准，如果有不同类型的通信格式，可以通过网关转换在PI环境中传送。

GEPON自动化系统采用千兆无源光网络，对双总线与环网网络进行提供，这在很大程度上能够使网络结构更加灵活。无源分支技术是系 统运行的主要技术，具有很强的抗干扰能力。GEPON光纤环网冗余通过太网结构对网络冗余进行实现，提高了网络突发时的生存能力。单OLT设备的使用，保障了环网传输中的可靠性大大提高了该技术使用过程中的效率。

2.2矿用数字化工业电视系统

矿用数字化电视系统，采用远距离光纤传输、固体摄像和不锈钢结构等，由于矿井中适度较大、照明差和电磁干扰大，矿用数字化电视系统在该环境中进行可靠的运行和监测，在多个煤矿地区进行广泛的使用。很多矿用电视系统是通 过一种模拟化系统进行传输，传输方式是点与点连接的光纤视频信号，把矿井中工作数据传输到地面。随着煤矿产业的不断发展和扩大，一定程度上增加了视频监视，在此基础上增加了光缆芯数量，这也相应的加大了成本和维修时间。随着视频数字化的发展，能够将上百路工业电视信号通过太网进行传输，只需要在矿井中和地面增加交换器即可。矿用数字化电视系统有远程访问功能，只要是有通讯线路，都可以通过网络连接到数字视频服务器中，在选定的计算机上进行视频图像的显示。网络连接方式有多种方式：广域网或者局域网，也完全可以通过电话线网络进行连接。数字电视模拟系统不能进 行远程访问，观测不到远距离的视频图像。数字电视系统还有一个比较重要的优点就是通过计算机视频代替了视频录像带，这表明了社会的科技发展对该系统的提升。数字电视系统是把视频图像存储在计算机中的硬盘内，实现了新技术的使用，技术的提升最大的一个优点就是能够在很大程度上提升图像的清晰度，还可以通过检索功能对存储的图像进行快速搜索。

2.3监测系统中子系统的接入

矿用人员监测系统的监测以太网为接入口接入到GEPON系统；对矿井环境中安全的监控主要是通过KJ4安全监控系统，采用FSK调制方式进行必要的井下与地面之间的通信，经过转换网来接入。

3.GEPON综合自动化系统在煤炭系统中的应用

（1）长距离、光纤接入与传输和光纤化的ONU/ONT，很适合FTTB这种模式，很大程度上有利于光纤的布设和扩充。

（2）更少的维护和供电。对供电设施和机房的占用较少，很大程度上对ONU/ONT的远端设备中的自动测距和加入进行有效的支持，能够比较方便的进行网络扩容，用户端设备和局端设备两者公用同一个网管，可以大大降低维修费用。

（3）GEPON自动化技术实质上属于面向未来的多业务平台，进行TDM业务和IP业务的提供。使运营商根据用户的不同需求运用同一传输平台对所需要的业务进行开通，并且过度到全业务网络。

（4）国内矿井系统的应用和国外相比还有很大差距，通过对国外矿井实施经验来看，煤矿企业在发展煤炭系统 时需要走高效集约化生产道路，GEPON综合自动化系统在发展和应用的过程中未来发展空间是比较大的，这种系统在应用中最为关键的是煤矿宽带主干网络系统的开发和利用。GEPON系统中的主干光网络使用的通信方式主要有上行TDM和下行广播两种方式，任何的ONT进行动态分配一定的时隙，极大的保障信息在交换过程中的传输质量和实时性，在一定程度上也适应于多种形式的传输，比如，数据、视频和语音等，最大程度上实现三网合一。

4.结束语

GEPON综合自动化系统在很多煤炭生产中广泛的运用，系统运行具有很高的安全性，并且运行过程较为稳定，能够对采集到的数据信息进行准确的收集并分类，在显示器上进行显示，使决策者通过自动汇总的数据进行分析和研究，为公司 提供最为可靠和真实的信息，在很大程度上通过数据对生 产环节进行指导和决策，极大的提高了企业总体调度，为未来煤炭企业的更大发展打下良好基础，提高我国经济水平，更好的进行未来建设大业。 [科]

【参考文献】

[1]王心刚.GEPON综合自动化系统在煤炭系统的应用[D].电子科技大学，2009.

[2]贾胜.基于GEPON的矿井综合自动化系统的研究与实施[D].河南理工大学，2009.

[3]王心刚.GEPON综合自动化系统在煤炭企业的应用[J]. 中州煤炭，2007，03：19-21.

[4]钱油平，张建，邓荣.GEPON综合自动化系统在松河煤业的应用[J]. 工矿自动化，2010，04：85-87.

[5]王会功，陆峥.KJ95N型安全监测系统接入GEPON全矿井综合自动化系统的方法[J].工矿自动化，2010，02：107-109.

[6]温昱晖.综合自动化系统中分布式数据库的应用[D].昆明理工大学，2002.

综合自动化监控系统 篇4

关键词：监控系统,输油管道,泄漏监测,负压波检测法

管道运输是一种运量大、不受地面与气候等因素制约、成本低以及连续作业的流体物质运输方式;近年来,泄漏已经成为输油管道运行的主要故障,严重干扰了原油的正常生产与运输,由于各种自然和人为因素,比如管道腐蚀、地面沉降、城市建设和人为打孔盗油等原因,输油管道泄漏事故时有发生,泄漏事故一旦发生,便会造成一连串十分严重的连锁反应,如能源浪费、经济财产损失、环境破坏等;为了减少损失,减轻管道事故的危害,需要在事故发生后立即检测出来,并且能够指明泄漏发生的位置,通过及时采取措施,可以大大减少盗油案件发生,现已有多种管道泄漏检测方法,但它们在适用范围、反应速度、检测灵敏度和定位精度等方面均存在一定的局限,负压波检测法凭借其性价比高、简单实用、可靠性高、检测定位性能好的特点在国内外得到了广泛应用。根据输油管道的实际情况,通过DCS来搭建整个系统,采用了瞬态负压波法对管道进行实时监测,全线各站设有站控,站与站互相通信,实现了资源共享和对输油管道在线泄漏点的检测和定位,实现首末两站点之间数据的实时传输,完成对输油管道工况的实时检测,及时发现泄漏并迅速定位。

1 负压波检测法及其改进

负压波法是目前国际上应用较多的管道泄漏检测和漏点定位方法,其具有误报率不高、对硬件要求不高、定位准确、算法灵活等特点。

假设负压力波在管道中的传播速度为v,管道总长度为L,泄漏点距离上游检测点的距离为x,管道上、下游压力传感器捕捉到负压力波到达的时间差为△t,则有下列方程:

式中,v是负压波的传播速度(m/s),L是上下游站之间的距离(m),x为泄漏距离上有站测压电的距离(m),△t为上、下游站压力突变时间之差(s)。

该方法容易受工况调整的影响,误报率偏高,由于管道首末两端所采用的计算机系统时间不能完全同步,导致出现时间误差,可以通过使用GPS来对管线首、末端系统时钟进行校对,使各站计算机的系统时间保持同步,达到两台计算机同步的目的,为了提高定位的精度,需要对波速和定位公式进行修正。

1)波速的修正

负压波的传播速度可以通过下公式求出:

式中,K与ρ都是温度的函数E,D,K和ρ分别为管材的弹性(Pa),管道直径(m),为与管道约束条件相关修正系数,液体的提及弹性系数(Pa)和液体的密度(kg/m3)。

2)定位修正

定位修正公式为:

其中,β是线性变化的修正函数,vi与v0分别是首末站的波速,L为管线总长度。

2 DCS在输油管道中的应用

自动化综合监控系统的选型范围包括主控平台、现场仪表和专用应用软件,自动化综合监控系统的主控设备是整个系统的核心部分,主控平台选择DCS或高性能的PLC,选择PLC作为控制平台是传统的方式,选择DCS作为控制平台是近年出现的趋势,系统选用浙大中控的DCS。

2.1 硬件组成

输油管道泄漏事故给环境带来污染及给国家带来巨大的经济损失,设计了一种输油管道的实时监控系统,该系统使用DCS来搭建整个系统,通过采用了瞬态负压波法对管道进行实时监测,其他组成部分包括泄漏监测及泄漏定位软件、GPS校时装置、数据传输装置以及信号采集装置等,输油管道自动化综合监控系统图见图2所示。

系统采取改进的负压检测法,分别在管道的首末站安装合适量程的变送器(温度变送器、流量变送器和压力变送器),通过信号采集模块对输油管道的信息(温度、流量和压力)进行实时采集,并在采集得到的信号中需要加入GPS校时信息,再经过AD模块将模拟量转成数字信号后传入DCS(DCS采用浙大中控技术有限公司JX-300XP DCS),通过Modem将数据传送到监控中心。

2.2 控制站组态

JX-300XP DCS系统是浙大中控技术有限公司DCS新品种的代表,是一种基于现场总线的新型集散控制系统,控制站组态是指对系统硬件和控制方案的组态,主要包括常规控制方案、自定义变量、自定义控制方案、I/O组态和折线表定义等五个部分。

2.3 软件设计

系统运行后,监控前端的首末站能够实时对温度、流量、压力信息进行采集,并将这3个信息量通过网络传输到诊断监控中心,诊断监控中心完成对管道温度、流量、压力状态实时显示,并根据接收到首末站的数据,运用负压波法对管道两端(首末端)的状态进行计算分析,从而确定管道是否发生泄漏,若发生泄漏时,需要及时发出报警信号,并立即对泄漏点进行准确定位,系统的工作流程如图4所示。负压波算法采用JX-300XP DCS控制站的专用编程语言SCX语言进行编程,首先在工程师上完成负压波算法程序的调试编辑,再通过工程师平台将编译后的可执行程序下载到控制站执行。

这个系统软件由GPS校时模块,泄漏点定位判断,诊断监控模块,数据传输模块模块及数据采集模块等组成。

1)数据采集模块

由安装在输油管道首末端的温度传感器、流量传感器和压力传感器对管道的温度、流量和压力信息进行采集,为了保证数据的准确性,需要将采集到的温度、流量和压力数据首先需要进行降噪和滤波等处理,得到的信息是模拟信息,需要转变成数字信号方能进入DCS,通过AD模块将模拟信号转换成为数字信号,同时数据采集模块读取本地系统时钟信息,将温度、流量和压力信息分别与时间信息进行打包,按照网络数据帧格式打包成为数据帧,其中,数据头用来标识信息起始标志、管道编号、数据特征等信息,后面跟着用来实现各端信号的对比的时间信息,数据尾包括校验码等,打包完整后方传入JX-300XP DCS中,由于JX-300XP DCS具有完整的函数模块,方便编程。

2)诊断监控模块

数据监控模块在运行时,首先发出数据采集命令,调用数据采集模块对管道两端的温度、压力、流量等状态信号进行采集,然后调用数据传输模块将管道首末端信号传输到诊断监控端,通过采用负压波法对管道首末两端状态信息进行分析,判断管道是否发生泄漏,同时,完成对温度、压力、流量等状态信号进行实时监测与显示;一旦发生管道泄漏事故时,调用泄漏点定位判断模块进行泄漏点位置的定位。

3)泄漏点定位判断模块

漏点定位判断模块主要功能是在管道发生泄漏时候进行报警和精确定位,是系统软件的核心部分,当温度、压力和流量出现异常(超出设定的阀值)时,首先发出报警,然后利用负压波法计算出负压波到达首末站之间的时间差△t,最后由改进后的定位公式进行泄漏点定位,泄漏点定位后,将得出的泄漏点位置信息交诊断监控模块进行处理。

4)数据传输模块

分布在首尾端的参数信息通过数据采集模块采集,再经过网络传输模块传输到到网络上的远程诊断监控中心,远程诊断监控中心实时监测各站点当前管道运行状态,判断管道是否发生泄漏,诊断监控模块和泄漏点定位判断模块都可以对数据传输模块进行调用,传输介质主要使用专用的电话线,传输方式是使用RS-232串行接口控制Modem进行数据的定时传输。

5)GPS校时模块

GPS校时部分主要是通过编程实现,为了确保管道首尾两端时间的同步,采用全球定位系统(GPS)来校对管道两端数据采集模块的系统时间,为了防止计算机时间芯片的漂移及由此引起的时间不同步,在程序中设置每一小时调用一次时间校正程序,每一个小时就工作一次,接收来自GPS接收机的信息,并对DCS进行系统时进行校正。

3 测试结果

测试如下:管线长度L=21.8km,管径=219mm,壁厚h=6.0mm,现场输送量=168m3/h,首站管压=1.7MPa,末站管压=0.31MPa,首站温度=51℃,末站温度=46℃,通过对5个不同位置进行泄漏检测,结果如表1所示。

测试结果表明:该系统能够对泄漏作出提前预警,定位比较准确。

4 结束语

输油管道是油田的生命线,对其安全监控是很重要的一个环节,针对今年来输油管道发生的泄漏事故,设计了一套基于DCS的实时监控系统,详细介绍了负压波检测法及系统实现的软硬件,并解决了系统中存在的关键问题;通过数据测试,该系统能够有效的排除站内工况调整影响,并能够准确的对管道泄漏给出报警和定位信息,实现对输油管道进行实时监测,制止违法犯罪行为、避免重大恶性事故发生减少环境污染为油田生产的正常运行提供了技术保障。

参考文献

[1]刘恩斌.应用负压波法检测输油管道的泄漏事故[J].哈尔滨工业大学学报,2009(11).

[2]邓士伟.基于PC104的输油管道泄漏检测定位系统[J].传感器与微系统,2012(3).

[3]李银凯.输油管道泄漏检测与定位系统升级改造[J].油气田地面工程,2011(11).

变电站综合自动化系统的研究 篇5

学生姓名：郑艳钊

课程名称：变电站综合自动化 所在院系：电气与信息学院 所学专业：电气工程及其自动化 所在班级：电气1404 学 号：A19140098

东北农业大学 2016年11月

摘 要

本次毕业论文通过对变电站自动化的概念和发展趋势，以及变电站综合自动化系统研究的意义和国内外现在发展的状况的论述，探讨了变电站综合自动化系统的功能，结构，保护配置，并且进一步讨论了微机保护硬件的结构和特点。通过对变电站综合自动化系统通信方面的研究，介绍了当前各种总线方式和最新的通信技术，将各种通信方式进行了详细的说明，并将他们的优缺点进行了详细的分析，比较了各种方式的性价比。并且对此前景进行了简介。最后将变电站综合自动化系统的继电保护和综自设备的设置进行了详细的介绍。

变电站是电力系统中不可缺少的重要环节，它担负着电能转换和电能重新分配的繁重任务，对电网的安全和经济运行起着举足轻重的作用。为了提高变电站安全稳定运行水平，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，变电站综合自动化技术开始兴起并得到广泛应用。

变电站综合自动化是将变电站的二次设备应用计算机技术和现代通信技术，经过功能组合和优化设计，对变电站实施自动监视、测量、控制和协调，以及与调度通信等综合性的自动化系统。实现变电站综合自动化，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，带动了变电站综合自动化技术的进步。近年来，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方向迈进。

关键词：变电站综合自动化，微机保护，继电保护，系统配置，实时数据

一、变电站综合自动化系统的基本功能体现在下变电站综合自动化系统的主要功能 述6个子系统的功能中： 1监控子系统;2继电保护子系统;3电压、无功综合控制子系统;4电力系统的低频减负荷控制子系统;5备用电源自投控制子系统;6通信子系统。

二、传统变电站自动化系统 1.系统结构

目前国内外变电站综合自动化系统的结构，从设计思想分类有以下三种： 集中式

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，集中进行处理运算，分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能。其特点是：对计算机性能要求较高，可扩性、可维护性差，适用于中、小型变电站。

分布式

按变电站被监控对象或系统功能划分，多个CPU并行工作，各CPU之间采用网络技术或串行方式实现数据通信。分布式系统扩展和维护方便，局部故障不影响其他模块正常运行。该模式在安装上可以集中组屏或分屏组屏。

分散分布式

间隔层中各数据采集、控制单元和保护单元就地分散安装在开关柜上或其他设备附近，各个单元之间相互独立，仅通过通信网互联，并同变电站级测控主单元通信。能在间隔层完成的功能不依赖于通信网，如保护功能。通信网通常是光纤或双绞线，最大限度地压缩 二次设备和二次电缆，节省了工程建设投资。安装既可以分散安装于各间隔，也可以在控制室中集中组屏或分层组屏，还可以一部分在控制室中，另一部分分散在开关柜上。

2.存在的问题

变电站综合自动化系统取得了良好的应用效果参1，但也有不足之处，主要体现在：1一次和二次之间的信息交互还是延续传统的电缆接线模式，成本高，施工、维护不便;2二次的数据采集部分大量重复，浪费资源;3信息标准化不够，信息共享度低，多套系统并存，设备之间、设备与系统之间互联互通困难，形成信息孤岛，信息难以被综合应用;4发生事故时，会出现大量的事件告警信息，缺乏有效的过滤机制，干扰值班运行人员对故障的正确判断。

三、数字化变电站 数字化变电站是变电站自动化发展的下一个阶段，《国家电网公司“十一五”科技发展规划》已明确提出在“十一五”期间要研究数字化变电站并建设示范站，且目前已有数字化变电站建成并投入运行，如福州会展变110千伏数字化变电站。

1.数字化变电站的概念

数字化变电站指信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站，基本特征为设备智能化、通信网络化、运行管理自动化等。

数字化变电站有以下主要特点： 一次设备智能化

采用数字输出的电子式互感器、智能开关等智能一次设备。一次设备和二次设备间用光纤传输数字编码信息的方式交换采样值、状态量、控制命令等信息。

二次设备网络化

二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息，取消控制电缆。运行管理系统自动化

应包括自动故障分析系统、设备健康状态监测系统和程序化控制系统等自动化系统，提升自动化水平，减少运行维护的难度和工作量。

2.数字化变电站的主要技术特征 数据采集数字化

数字化变电站的主要标志是采用数字化电气量测系统采集电流、电压等电气量，实现了一、二次系统在电气上的有效隔离，增大了电气量的动态测量范围并提高了测量精度，从而为实现常规变电站装置冗余向信息冗余的转变以及信息集成化应用提供了基础。

系统分层分布化

变电站自动化系统的发展经历了从集中式向分布式的转变，第二代分层分布式变电站自动化系统大多采用成熟的网络通信技术和开放式互连规约，能够更完整地记录设备信息并显著地提高系统的响应速度。数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类，即智能化的一次设备和网络化的二次设备;在逻辑结构上根据IEC61850通信标准定义，可分为“过程层”、“间隔层”、“站控层”三个层次。各层次内部及层次之间采用高速网络通信。

信息交互网络化与信息应用集成化

数字化变电站采用低功率、数字化的新型互感器代替常规互感器，将高电压、大电流直接变换为数字信号。站内设备之间通过高速网络进行信息交互，二次设备不出现功能重复的I/O接口，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块，以实现数据及资源共享。目前国际上已确定IEC61850为变电站自动化通信标准。

此外，数字化变电站对原来分散的二次系统装置进行了信息集成及功能优化处理，因此可以有效地避免常规变电站的监视、控制、保护、故障录波、量测与计量等装置存在的硬件配置重复、信息不共享及投资成本大等问题的发生。

设备操作智能化 新型高压断路器二次系统是采用微机、电力电子技术和新型传感器建立起来的，断路器系统的智能性由微机控制的二次系统、IED和相应的智能软件来实现，保护和控制命令可以通过光纤网络到达非常规变电站的二次回路系统，从而实现与断路器操作机构的数字化接口。

设备检修状态化

在数字化变电站中，可以有效地获取电网运行状态数据以及各种IED装置的故障和动作信息，实现对操作及信号回路状态的有效监视。数字化变电站中几乎不再存在未被监视的功能单元，设备状态特征量的采集没有盲区。设备检修策略可以从常规变电站设备的“定期检修”变成“状态检修”，从而大大提高系统的可用性。

LPCT的测量原理和检验仪的外型

如前所述，LPCT实际上是一种具有低功率输出特性的电磁式电流互感器，在IEC标准中，它被列为电子式电流互感器的一种实现形式，代表着电磁式电流互感器的一个发展方向，具有广阔的应用前景。由于LPCT的输出一般是直接提供给电子电路，所以二次负载比较小;其铁心一般采用微晶合金等高导磁性材料，在较小的铁心截面下，就能够满足测量准确度的要求。

电子式电流互感器校验仪的测试外型如图1所示。电流传感头由LPCT构成，高准确度电流互感器为0.1级，其二次输出信号作为标准信号与电子式电流互感器输出信号进行对比。

系统结构紧凑化和建模标准化

数字化电气量测系统具有体积小、重量轻等特点，可以将其集成在智能开关设备系统中，按变电站机电一体化设计理念进行功能优化组合和设备布置。在高压和超高压变电站中，保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O单元作为一次智能设备的一部分，实现了IED的近过程化设计;在中低压变电站可将保护及监控装置小型化、紧凑化并完整地安装在开关柜上。

IEC61850确立了电力系统的建模标准，为变电站自动化系统定义了统一、标准的信息模型和信息交换模型，其意义主要体现在实现智能设备的互操作性、实现变电站的信息共享和简化系统的维护、配置和工程实施等方面。

3.IEC61850标准

IEC61850是国际电工委员会TC57工作组制定的《变电站通信网络和系统》系列标准，是基于网络通信平台的变电站自动化系统唯一的国际标准，也将成为电力系统从调度中心到变电站、变电站内、配电自动化无缝连接的通信标准，还可望成为通用网络通信平台的工业控制通信标准。

与传统的通信协议体系相比，在技术上IEC61850有如下突出特点：1使用面向对象建模技术;2使用分布、分层体系;3使用抽象通信服务接口、特殊通信服务映射SCSM技术;4使用MMS技术;5具有互操作性;6具有面向未来的、开放的体系结构。

变电站自动化系统在我国的应用已经取得了非常显著的效果，对提高电网的安全经济运行水平起到了重要的作用。目前随着新技术的不断发展，数字化变电站正在兴起。与传统变电站相比，数字化变电站具有以下优势：减少二次接线，提升测量精度，提高信号传输的可靠性，避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题，解决设备间的互操作问题，变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免设备重复，自动化运行和管理水平进一步提高。数字化变电站是变电站自动化技术的发展方向。系统结构

变电站综合自动化系统应该从变电站的整体情况出发，同意考虑保护、监测、控制、远动、VQC和五防功能，在变电站自动化系统的管理上，采取分层管理的模式，即各保护功能单元由保护管理机直接管理。一台保护管理机可以管理多个单元模块，它们间可以采用双绞线用RS-485接口连接，也可以通过现场总线连接。而模拟量和开关量的输入/输出单元，由数采控制机负责管理。正常运行时，保护管理机监视各保护单元的工作情况，如果某一保护动作信息或保护单元本身工作不正常，立即报告监控机，再送往调度中心。调度中心或监控机也可通过保护管理机下达修改保护定值等命令。数采控制机则将各数采单元所采集的数据和开关状态送监控机，并由监控机送往调度中心。数采控制机接受由调度中心或监控机下达的命令。总之，保护管理机和数采控制机可明显地减轻控制机的负担，协助控制机承担对单元层的管理。

1.系统各部分功能

变电站综合自动化系统是应用较为成熟的、先进的分布式系统结构，按间隔配置测控单元。将保护功能和测控功能按对象进行设计，集保护/测控功能于一体，保护、测控既相互独立，又相互融合，保护、测控借助于计算机网络与变电站层计算机监控系统交换数据，减少大量二次接线，增加功能，节省了投资，提高了系统可靠性。

即变电站综合自动化监控系统采用分层分布式结构，系统分为三层：间隔层、单元层、监控管理层，其中单元层和管理层均属于站控层。系统各层之间是相互独立，主站层故障时，通过前端通信层控制间隔层，监控管理层和前端通信主站层全部故障时不会影响间隔层继电保护系统的政策运行。

2.间隔层单元功能

在变电站综合自动化系统中，主要根据一次设备间隔来划分间隔层的装置。在低压系统中，间隔层单元采用的是集测控保护于一体的微机型测控保护装置；而在高压系统中，保护和测控功能是独立设置，即分别采用测控监视单元与保护单元对系统进行监控与保护。

1）模拟量采集与输出

在变电站综合自动化系统中，间隔层单元采集的模拟量主要为交流电压、交流电流、有功功率以及无功功率等，一般通过间隔或元件的电流互感器、电压互感器的二次回路采样，以实现对间隔或元件的交流模拟量的测量。个别直流模拟量或温度量，一般通过传感器或变送器变为标准信号或传送给间隔层单元，或选择独立的直流系统监控装置。

2）状态量采集

变电站中的状态量信息主要包括传统概念的遥信信息和自动化系统设备运行状态信息等。在变电站综合自动化系统中，不仅要采集表征电网当前拓扑的开关位置等遥信信息，还要将反映测量、保护、监控等系统工作状态的信息进行采集、监视。间隔层中断路器、隔离开团和接地开关等一次设备的位置状态信号，在高压系统中一般采用双位置信号方式输入，在低压系统中，除了断路器的位置信号外，隔离开关和接地开关位置信号可以用单位置触点来采集。所谓双位置信号方式，是指利用间隔层装置中的两个状态输入点来采集一次设备的辅助接点的状态。双位置信号方式较为单位置信号方式可以大大提高状态信号的正确性，防止错误判断的发生。即用2位比特而不是1位比特来表征一个开关的开合状态，这时00，01,10,11的4种组合中只有2种正确的位置状态，而其余2种是不确定状态，不用0，1两种状态表示开合增加了码元的抗干扰性，从而提高了状态信号传输处理过程中的可靠性。

此外，在间隔层中海有断路器手车位置、电机储能、高压开关的异常告警信号、变压器瓦斯告警信号、保护状态和自动装置的动作信号、交直流屏的告警信号等一般都是单位置信号。

3）保护控制功能

在变电站综合自动化系统中，间隔层的设备要独立实现对被控对象的保护功能，在系统发生故障时能迅速起动并发出正确的控制命令。如切断断路器等。同时，间隔层在控制方面，还要实现对断路器、隔离开关、接地开关、变压器分接头调节、消弧线圈接头调节及保护复归、保护压板投退等的控制。其中对于断路器、变压器接头调节等是用双命令控制，而对于保护复归、保护投退、接地试跳等是通过单命令控制实现。双命令控制对象，是指被控对象一个完整控制过程(合闸、分闸过程)需要两个命令才能实现。而单命令控制则是指被控对象的控制过程只要一个命令就能完成。

4）通信功能

在变电站综合自动化系统中，间隔层单元要为实现与主控单元的通信设立与主控单元通信的接口，为了调试工作的方便进行设立用于参数上装、下装和信息读取的调试接口，为了系统时钟一致而设立对时接口，外此还有与其他间隔层单元通信的通信接口等。这些接口一般是设在间隔单元的前面板或后面板上，分为一般有工业以太网接口、RS232／485／422串行接口、现场总线接口等。在本系统中，间隔层与主控单元之间的连接方式是总线型，因此通信采用WorldFIP总线接口。而且为了提高控制系统可靠性，主控单元采用双机冗余结构。

5）防误联锁功能

为了提高变电站运行的安全可靠性，要求间隔层单元具有防误联锁功能。这种防误联锁功能主要表现在两个方面：一是本间隔内各元件之间的防误联锁功能，二是间隔之间的防误联锁功能。对于间隔层装置来讲，主要是通过其中的可编程逻辑控制功能来实现防误联锁功能。根据间隔中一次元件的防误联锁条件，间隔层单元一方面通过获取本间隔的断路器、隔离开关、接地开关等信号，实现

本间隔自身隔离开关、接地开关、断路器各元件之间的防误联锁要求，另一方面通过网络得到所需的其他间隔的防误联锁信息，利用本间隔中间隔单元的可编程逻辑控制功能来实现间隔之间防误联锁的要求。

6）人机界面功能

为了方便调试和实现参数显示、查询、修改在间隔层单元的前面板上还应用有LCD显示屏和按键。用于实现对间隔单的运行参数，如电流、电压、功率等进行显示，对通信参数如装置地址、通信规约、波特率等进行设置，对间隔内元件参数和继电保护整定值进行显示和修改，对遥信状态进行显示和查询，对异常现象进行显示报警等功能。

（1）人机联系的桥梁，包括CRT显示器、鼠标和键盘。变电站采用微机监控系统后，无论是有人值班还是无人值班，最大的特点之一是操作人员或调度人员只要面对CRT显示器的屏幕通过鼠标或键盘，就可以对全站的运行情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，彻底改变了传统的依靠指针式仪表和依靠模拟屏或操作屏等手段的监视、操作方式。

（2）CRT屏幕显示的内容。作为变电站人机联系的主要桥梁和手段的CRT显示器，不仅可以取代常规的仪器、仪表，而且可以实现许多常规仪表无法完成的功能。它可以显示的内容，归纳起来有以下几个方面：

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顺序记录显示。④值班历史记录。

⑤保护定值和自控装置的设定值显示。⑥故障记录，设备运行状况显示等。

（3）输入数据。变电站投入运行后，随着运行方式的变化，保护定值、越限值等需要修改，甚至由于负荷的增长，需要更换原有的设备，例如更换TA变化。因此在人机联系中，必须有输入数据、调整运行参数的功能。

3.变电站层单元功能

变电站层的有关自动化设备一般安装于控制室，而间隔层的设备最好安装于靠近现场设备，以减少控制电缆长度。变电层主要用于完成变电站内的间隔层的各种测控单元或测控保护单元以及各种职能电子装置与站控层的后台系统之间 的信息交换，起着通信控制器的作用。

1）实现和管理与间隔层的各种测控、保护和智能电子装置之间的通信。

2）实现和管理与变电站自动化系统中的后台系统和远方调度控制中心之间的通信。3）通过GPS实现对时功能，统一系统时间。4）实现对系统中各装置和设备的痛惜状态的监测。

变电站层通过控制设备实现运行监视空能，所谓运行监视，主要是指对变电站的运行工况和设备状态进行自动监视，即对变电站各种状态量变位情况的监视和各种模拟量的数值监视。

通过状态量变位监视，可监视变电站各种断路器、隔离开关、接地开关、变压器分接头的位置和动作情况、继电保护和自动装置的动作情况以及它们的动作顺序等。

模拟量的监视分为正常的测量和超过限定值的报警、事故模拟量变化的追忆等。当变电站有非正常状态发生和设备异常时 监控系统能及时在当地或远方发出事故音响或语音报警，并在 CRT 显示器上自动推出报警画面，为运行人员提供分析处理事故的信息，同时可将事故信息进行打印记录和存储。越限报警的各个参数，有一个允许运行时间限额，为此除越限报警外还应向上级调度（控制）人员提供当前极限远行时间，即允许运行时间减去越限运行的累计时间。异常状态报警的是：非正常操作时，断路器变位信号、保护故障动作信号、监控和保护设备异常状态信号以及数据采集的状态量中其他报警和异常信号。

报警方式主要有：自动推出画面、报警、音响提示（语音或可变频率音响）、闪光报警 信息操作提示，如控制操作超时等。

4.变电站电压无功控制的基本原理

变电站电压无功控制是保证电压质量和无功平衡、提高供电网可靠性和经济性的重要措施之一。

随着电网规模的不断扩大和超高压远距离输电系统的发展，一方面系统消耗的无功功率日益增多。另一方面无功补偿容量相对不足，导致一些配电网低谷时电压过高，而在高峰时期电压水平过低的状况，严重威胁着电网安全运行和用户 的正常生产生活。

从发电机和高压输电线供给的无功功率往往满足不了负荷的需要，因为从建设电网考虑，主要是以电网投资和运行费用最小为目标对无功电源的位置和容量进行优化，实现无功电源的合理规划与配置，即减少发、供电设备的设计容量，减少投资，以就地无功补偿减少无功功率在电网中的流动。在电网建成后，以无

功功率交换最少为目标对电网运行方式进行优化控制，所以在电网中要设置一些无功补偿装置来补充无功功率。以保证用户对无功功率的需要。

变电站电压无功控制的基本原理就是通过对变电站的电压、无功等运行数据的测最、分析，根据电网实际运行状态，动态地控制变压器分接头位置和电容／电抗器的投切，实现电压和无功的闭环控制，使得电压维持在合格范围内，提高电压合格率，无功动态补偿，降低无功损耗，最终实现提高经济效益的最终目标。

计算机监控系统进行电压无功控制的主要步骤如下：

第一步：采集电力系统实时运行参数，包括有功、无功、电流、电压，以及各种开关、设备的运行状态，如果系统运行未发生异常情况。则进行下列步骤。

第二步：进行电压调节分析。对于电压调节，其主要的判断依据是人为整定的正常电压的范围(限值)，超出这个范围．即认为电压越限不合格：

电压越上限，可能原因有以下两种：1)容性无功多，低压侧无功补偿过多，系统输送无功过少，变压器电压损耗过小；2）分接头低，系统与负荷之间的电器距离太近。

电压下限，可能原因有以下两种：1）容性无功少，低压侧无功补偿过少，系统输送无功过多，变压器电压损耗过大；2）分接头，系统与负荷之间的电气距离太远。

第三步：进行无功补偿判断，其主要的判断依据同样是人为整定的无功范围(限值)，超出这个整定值范围，意味着系统无功过多或过少：

无功越上限，说明系统送的无功过多，可能原因有以下两种：1)容性无功少，低压侧无功补偿过少；2)分接头高，系统向低压侧无功输送无功过多。无功越下限。说明系统送的无功过少．可能原因有以下两种：1)容性无功多，低压侧无功补偿过多；2)分接头低，系统向低压侧无功输送无功过少。

第四步：进行策略选择。在前两步分析判断基础，按照事先确定的策略模型，选择一个最优方案进行实施。并重新进入第一步骤。

计算机监控系统的自动控制，既可以降低人员的劳动强度，又可以更实时、更科学地控制电压及达到无功平衡。

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。备用电源自动投入是保证电力系统连续可靠供电的重要措施，是变电站综合自动化系统的基本功能之一。

备用电源自动投入装置的基本特点：

（1）工作电源确实断开后，备用电源才投入。工作电源失压后，无论其他

进线断路器是否跳开，即使已测定其他进线电流为零，但还是要先断开该断路器，并确定是已跳开后，才能投入备用电源。这时为了防止设备电源投入到故障元件上。例如工作电源故障保护柜动。但在其他地方被后备保护切除，备用自动投入装置动作后合于故障的工作电源。

（2）备用电源自动投入切除工作电源断路器必须经过延时。经延时切除工作电源进线断路器是为了躲过工作母线引出线故障造成的母线电压下降。延时时限应大于最长的外部故障切除时间。在有的情况下，可不经延时直接跳开工作电源进线断路器。加速合上备用电源。例如工作母线进线侧的断路器跳开，进线侧无重合闸功能时；手动合上备用电源时也不经过延时直接跳开工作电源进线断路器。

（3）手动跳开工作电源时，备用自动投入装置不需要动作。工作电源进线断路器的合后触点（指微机保护的操作回路输出的KKJ合后触点）作为备用自

动投入装置的输入开关量，在就地或遥控跳断路器时，其合后KKJ触点断开，备用自动投入装置自动化退出。

（4）有闭锁备用自动投入装置的功能。每套备用自动投入装置均设置有闭锁备用电源自动投入的逻辑回路，以防止备用电源投入到故障的元件上，造成事故扩大的严重后果。

（5）备用电源不满足有压条件，备用电源自动投入装置不动作。

（6）工作母线失压时还需要检查工作电源无流，启动备自动投入，以防止TV二次侧三相断线造成误投。

（7）备用电源自动投入装置只允许动作一次。微机型备用电源自动投入装置可以通过逻辑判断来实现只动作一次的要求，但为了便于理解，在阐述备用电源自动投入装置逻辑程序时广泛用电容器“充电”条件满足；延时启动的时间应理解为“充电”时间到后就完成了全部准备工作；当备用电源自动投入装置动作后或任何一个闭锁及推出备用电源自动投入电源条件存在时，立即瞬时完成“放电”。“放电”就是模拟闭锁备用电源自动投入装置，放电后就不会发生备用电源自动投入装置第二次动作。这种“充放电”的逻辑模拟与微机自动重合闸的逻辑程序相类似。

5.继电保护功能

变电站综合自动化系统中的微机继电保护主要包括输电线路保护、电力变压器保护、母线保护、电容器保护、小电流接地系统自动选线、自动重合闸。由于继电保护的特殊重要性，综合自动化系统绝不能降低继电保护的可靠性。因此要求：

1）系统的继电保护按被保护的电力设备单元（间隔）分别独立设置，直接由相关的电流互感器和电压互感器输入电气量，然后由触点输出，直接操作相应断路器的跳闸线圈。2）保护装置设有通信接口，供接入站内通信网，在保护动作后向变电站层的微机设备提供报告等，但继电保护功能完全不依赖通信网。

3）为避免不必要的硬件重复，以提高整个系统的可靠性和降低造价，特别是对35KV及以下设备，可以配给保护装置其他一些功能，但应以不因此降低保护装置可靠性为前提。

4）除保护装置外，其他一些重要控制设备，例如备用电源自动投入装置、控制 电容器投切和变压器分接头有载切换的无功电压控制装置等，也不依赖通信网，而设备专用的装置放在相应间隔屏上。

继电保护是变电站综合自动系统的关键环节 其最重要的功能就是要有独立的、完整的继电保护功能，在此基础上还必须具备下列附加功能：

（1）继电保护的通信功能及信息量。综合自动化系统中的继电保护对监控系统而言是相对独立的，因此，继电保护应具有与监控系统通信的功能。继电保护能主动上传保护动作时间、动作性质、动作值及动作名称，并按控制命令上传当前的保护定值和修改定值的返校信息。

（2）具有与系统统一时钟对时的功能。时间的精确和统一在电网运行中显得十分重要，尤其是当继电保护动作时，只有借助精确统一时间才能根据各套继电保护动作的先后顺序正确分析电网发生事故的原因。因此，1991 年 7 月原能源部在颁布《电力调度系统计算机网络规划大纲>》中，已明确建议在同一电网内采用统一的对时方式，以便准确记录发生故障和保护动作时间。

（3）存储各种保护整定值功能。

（4）当地显示与远处观察和授权修改保护整定值。对保护整定值的检查与修改要直观、方便、可靠。除了在各保护单元上要能显示和修改保护定值外，考虑到无人值班的要求，通过当地的监控系统和远方调度端，应能观察和修改保护定值。同时，为了加强对定值的管理，避免差错，修改定值要有校对密码措施，以及记录最后一个修改定值的密码。（5）设置保护管理机或通信控制机，负责对各保护单元的管理。保护管理机（或通信控制机）在自动化系统中起承上启下的作用。把保护子系统与监控系统联系起来，向下负责管理和监控保护子系统中各单元的工作状态，并下达由调度或监控系统发来的保护类型配置或整定值修改信息；如发现每一保护单元故障或工作异常，或有保护动作信息，应立刻上传给控制系统或上传至远方调度端。

（6）故障自诊断、自闭锁和自恢复功能。每个保护单元应有完善的故障自诊断功能，发现内部有故障，能自动报警，并能指明故障部位，以利于查找故障和缩短维修时间，对于关键部位故障，例如 A/D 转换器故障或存储器故障，则应自动闭锁保护出口。如果是软件受干扰，造成程序“出轨”的软故障，应有自启动功能，以提高保护装置的可靠性。

（7）自动重合闸功能。其功能和设置在输电线路保护内。110KV 及以下线

路一般采用三相一次重合闸，其同期检定方式重合闸延时时间应能整定。同期检定方式可选择不检定方式、检无压方式、检同期方式等。

结论

通过使用多种综自产品和多次现场服务，参考各种文献资料，对微机综合自动化系统的通讯略抒己见。随着自动化水平的提高，计算机技术、通讯技术等先进手段的应用已经成为电力发展的趋势。为了适应时代的发展，及时掌握电网和变电站的运行情况，提高变电站安全稳定运行的可靠性，以及采用先进的无人值班管理模式，减少人为误操作，对我们提出了高标准的要求。变电站自动化系统在我国的应用已经取得了非常显著的效果，对提高电网的安全经济运行水平起到了重要的作用。目前随着新技术的不断发展，数字化变电站正在兴起。与传统变电站相比，数字化变电站具有以下优势：减少二次接线，提升测量精度，提高信号传输的可靠性，避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题，解决设备间的互操作问题，变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免设备重复，自动化运行和管理水平进一步提高。数字化变电站是变电站自动化技术的发展方向。

参考文献：

综合自动化监控系统 篇6

关键词：综合自动化变电站监控系统数据接口标准化

1综合自动化变电站监控系统的基本概况

综合自动化变电站的监控系统相当于人的神经中枢，变电站内所有的电气量和非电气量都经过它上传至调度集控端，而各种控制命令也是经过它作用于各种一次设备。从监控系统的构成模式区分：一种是以远动RTU为核心组成的变电站监控系统，另一种是采用综合自动化技术的变电站监控系统。下面对这两种监控系统进行介绍。

1.1远动RTU模式一般意义下的远动RTU是集中式的，具有遥测、遥信、遥控、遥调功能，它的CPU一般都安装在RTU总的数据处理单元，也有按照上述的四种功能分别将CPU分别安装在各个功能模块当中，再由一个专门负责数据通讯的模块进行各种数据的上传下发。另外，远动RTU模式也可以通过串行接口配置功能强大的人机联系子系统，站内的各种继电保护及智能设备也能够通过串行接口或现场总线的形式接入RTU。

1.2综合自动化模式综合自动化模式的综合自动化变电站从设计思想上区分有两种。一种是继电保护完全独立，采用微机保护加微机监控的形式，两者各有自己的装置，在硬件上完全分开，往往采用不同厂家的产品。它们之间的接口通过I／O方式或通讯的方式相连接。另一种是完全把继电保护和监控组件结合在同一模块单元当中，硬件上很难分清哪部分是保护，那部分是监控。各模块单元之间以现场总线的形式和其上位机进行通讯。

2综合自动化变电站监控系统中所存在的接口问题分析

下面对某地区某一变电站所存在的监控系统接口问题进行分析讨论。从结构上看，该变电站的监控系统的微机监控单元和微机保护单元完全分开。微机监控单元集中组屏，采用了NARI公司的SLC系列单线路监控装置，运用F-NET现场总线网络接口通过网关(Gateway)与后台前置机的扩展口进行通讯。微机保护以NARI公司的为主，许四方、北四方和南自厂为辅。NARI公司的微机保护单元先用CAN结构现场总线连接至自己公司生产的微机保护管理机，再以RS485串行通讯方式连接到监控后台前置机的扩展口。而两大四方公司的微机保护单元则是先用LanWork结构的现场总线连接至自己公司生产的微机保护管理机，再以RS485串行通讯方式连接到监控后台前置机的扩展口。10KV微机保护则采用的是NARI公司的保护测控一体单元，它同南自厂的变压器微机保护以及其他各种智能设备又各自单独以RS485串行通讯方式连接到监控后台前置机的扩展口。可是最后的设备联调过程中发现所有的RS485接口与监控后台前置机的扩展口所支持的RS485接口不能兼容，又把所有的RS485接口转为RS232接口接入前置机。说到这里，暂且抛开各个接口通道的规约统一性问题，就凭这如此繁乱的接入方式，不仅违背了标准化管理的思路，还足以让我们怀疑此接口的运行稳定性。再者，前置机与后台监控系统各节点机全部以双以太网的形式连接，所有的上传数据信息都由前置机接收处理后广播式的向各节点机发送(包括与调度集控端通讯的节点)，而所有的下发控制信息又是都由前置机点对点的发送至被控对象。由此可见，前置机处在整个监控系统中的咽喉要道，担负着极为重要而且十分繁重的工作。然而，在此基础上，又给前置机增加了与各种保护及智能设备通讯13个接口。而每一个接口由于传输内容和通讯规约各有不同，就不得不针对每一个接口编写相应的程序，来对该接口数据进行处理。这无疑是给前置机增加了巨大的工作负担，对前置机的稳定运行造成一定危害。

3关于监控系统接口标准化管理工作实施的意见

上述继电保护装置及其各种智能设备与监控系统当地后台机之间接口问题，无论是在老变电站改造工程，还是在新变电站建设工程中普遍存在。造成这一状况的直接原因在于各种电力设备的生产厂家。这些厂家为了在激烈的市场竞争中占有一席之地，只注重干研发自己的拳头产品，而忽视了自己产品与其他厂家产品之间互通性和兼容性。他们对于这个问题常常会归咎于行业标准还不统一，只能根据自己对现行相关行业标准的理解，生产出自己的产品。正是由于对这个问题的如此态度，造成工程人员在现场安装调试时，总会遇到由于接口问题而造成设备之间通讯不好甚至不通的麻烦，解决这一问题的办法通常都是工程人员现场摸索，最后急中生智临时应付。而这一应付往往就是解决问题的最后手段。也就造成了上述某变电站接口紊乱的现状。倘若这一现象长期存在下去，我们的监控系统安全稳定运行将无法保证，我们的综合自动化变电站怎能令人放心?而我们的综合自动化变电站标准化管理工作又从何谈起?

因此，我们在期待各种行业技术标准出台的同时，是不是也应该从自己的身上找找原因，各个设备厂家之间的技术交流是否开展9工程前期，设计、厂家、施工单位和用户单位是否定期举办技术联络会?即便举办了，有没有真正解决工程中会遇到的实际问题?设备是死的，人是活的，我们可以充分的发挥自己的主观能动性，从解决实际问题的角度出发，切实深入的研究解决问题的办法。纵然，各种关于接口问题的行业标准尚未统一，但是，我们可以以企业为单位，制定自己的企业标准，在写技术规范书时，根据自身电网实际情况，形成自己的标准化特色。在进行厂家招标时，严把技术标准关，不符合我们企业标准的坚决不能入围。相信只有这样，我们的标准化管理工作才能行之有效的开展；也只有这样我们的电网安全稳定运行才能得到充分而有力的保障。

4结束语

综合自动化监控系统 篇7

1.1 66k V变配电系统中综合自动化系统的设备配置

表1为66k V变配电系统中综合自动化系统的设备配置情况, 变电站的建设规模为:66k V进线2回, 设保护及测控。66k V侧为分段接线。主变压器为40兆伏安2台。10k V侧为单母分段接线。二次设备采用微机保护及微机监控主控室内集中组屏、分模块布置、保护与测控模块分开, 保护、测控单元采用与一次设备一对一的分布结构。保护及测控装置的数量可根据功能需求进行增减。

1.2 10k V变配电系统中综合自动化系统的设备配置

表2为10k V变配电系统中综合自动化系统的设备配置情况, 变电站的建设规模为:10k V双电源进线, 设有备用电源投功能, 单母接线;10k V变压器出线4回。保护测控装置及备用电源自投装置安装在高压开关柜上。

2 综合自动化系统对保护测控装置的配置要求

综合自动化系统要求采用满足世界先进的IEC61850标准的继电保护设备。满足IEC61850标准的继电保护设备具备世界统一的软硬件设计标准及通讯标准, 系统功能强大, 运行稳定可靠, 通用性强, 在不增加保护装置的情况下可根据用户需求增加很多功能, 在系统升级或改造时其优势更为明显。

保护配置原则:全部保护开关设独立的断路器操作回路, 并应配置独立的操作箱, 所有保护及安全自动装置 (备用出口) 都应有单独启动软硬压板及出口硬压板, 非电量保护跳闸及信号应有单独启动及出口硬压板。软压板应能远方及当地后台机实现控制投、退功能。所有保护装置具备防跳功能、防跳能灵活投退。保护与测控模块分开, 保护、测控单元采用与一次设备一对一的分布结构。

测控装置电源与遥信电源分开, 设单独空开, 遥控出口至少8路。出口接点容量:允许长期接通220V, 5A。遥测精度电流电压0.2级, 有功无功0.5级。遥信分辨率小于2ms。

3 监控后台系统

3.1 硬件配置

当地站的计算机主机、显示器、通讯管理机、交换机、逆变电源、打印机、报警音响等的要求, 根据其功能需求进行配置。

3.2 站内通讯网

站内通讯网采用分层分布式结构, 当地后台机和通信处理机、保护管理机及带以太网接口的智能模块之间采用双以太网络接口通信, 模块之间遵循国际上标准的TCP/IP通信协议;间隔内各智能模块采用以太网通信方式, 支持TCP/IP通信协议。站级通信装置采用双主处理器配置, 一主一备, 热备用, 双机自动切换。模块通过以太网与变电站监控系统通信或与支持网络通信方式的上级调度主站通信, 通讯速率:19200bps, 通讯电缆:屏蔽双绞线。

3.3 计算机监控系统监视范围

计算机监控系统监视范围包括所用变及主变温度、控制室温度、火灾报警总信号等环境信息。并具有与智能电度表、交直流电源控制系统、小电流接地选线装置等智能装置通讯的功能, 计算机监控系统能实现电容器无功电压自动调整, 并能与防误主机实现通讯。

3.4 数据通讯与处理功能

后台监控系统采用PC机作为硬件平台, 具有较强的数据通讯和处理能力。本系统采用以太网与各通信处理装置相连, 具有较高的通讯连接的可靠性、抗干扰能力、数据缓冲处理能力, 也保证了各通信处理装置的独立性。各通道采用广为流行的TCP/IP通信协议, 保证了通讯技术的先进性、通用性。同时也可通过串行口与各通信处理装置通讯。可外接隔离保护器, 并能与防误主机实现通讯。

(1) 数据采集功能

数据采集是SCADA与电力系统监视和控制对象的直接接口。它通过与各通信处理装置的通讯实现对电网实时运行信息采集, 将实时数据提供给各应用服务的实时数据库, 并按照应用所下达的指令实现对变电站的监控功能。数据采集作为系统数据源的关键地位, 要求其具有高度的可靠性和强大的信息处理能力。能够接收处理不同格式的遥测量、遥信量和电度量, 并处理为系统要求统一格式;能够接收处理站内装置记录的SOE事件信息;能实现对通讯处理装置的遥控、遥调等下行信息;能实现对通讯处理装置的对钟或接收时钟。

(2) 数据处理功能:以通信单元为单位分类组织实时数据。

(3) 遥测量 (模拟量) 处理:可处理带符号二进制数, 实时统计最大值、最小值、平均值等, 模拟量人工置数, 完成连续模拟量输出记录, 遥测类曲线。

(4) 遥信量 (数字量) 处理:实时统计动作次数, 变压器档位遥信信号转变为遥测量上屏和画面显示, 开关量人工置数及挂接地线, 开关动作次数统计。

(5) 电度量 (脉冲累计量) :接收并处理通讯上传发送的实测脉冲计数值, 操作人工设置电度量, 能按峰、谷、平时段处理电度量, 峰谷时段可定义选择。

(6) 统计计算功:根据用户提供的各种公式进行计算, 如功率总加等。

(7) 事件顺序记录 (SOE) 、保护动作、告警事项:各事项顺序记录以毫秒级时标记录线路开关或继电保护的动作状态并传送至后台监控系统。后台机将接收到的事项顺序记录保存在历史事件库中。本系统提供的历史事件浏览工具可用来按照时间顺序显示或打印事件顺序记录, 供操作人员按照设备动作的顺序分析系统的事故。

系统具有完善的报警机制, 事故时可自动调图、随机打印、声光或语音报警等, 并可保存事故信息并随时打印存档。报警确认功能 (可选) , 系统出现报警信息后, 调度员需进行人工确认, 以表示已发现该报警, 确认后的报警不再显示。

3.5 数据库功能

实时数据库:实时数据库保存从各个间隔采集上来的实时数, 其保存的实时值在每次系统扫描周期之后被刷新, 在实时数据库中保存遥测量、遥信量、脉冲量计量、计算量等。实时监视各种测量值和状态量的值对各计算组均具有查找, 修改及删除数据的功能, 各操作均在线进行, 不影响系统运行每一遥信、遥测量均可进行人工屏蔽或设置, 一经人工设置后, 就不再接受实时数据, 直到人工撤除设置, 设置是与实时量以颜色区分实时数据库具有查找、修改功能。

历史数据库:所有历史数据库保存在系统管理机上, 并保存数据的一致性。历史数据库保存各遥测量的曲线值、整定值和各种统计量, 事件顺序记录等。

3.6 人机界面功能

(1) 画面类型

变电站接线图、棒形图、表形图、饼形图、负荷曲线图、频率曲线图、I、P、Q、U曲线图 (历史/实时) 、网络潮流图、地理位置图、系统配置图、常用数据表以及用户自定义各类画面等。图形制作简单, 提供专门用于电力系统使用的专用图形工具板绘制各种图形;提供移动拷贝、删除图元功能, 改变颜色, 改变图元宽度大小功能;提供改变文字字体、颜色功能, 提供移动字符功能。在线完成增加、修改、删除画面而不影响系统运行。

(2) 显示内容

遥测 (I、P、Q、U、COS) 、遥信 (开关、刀闸、保护信号、变压器挡位信号等) 、电度量、频率、温度、系统实时数据和状态、计算处理量 (功率总加, 电度量累计值) 等。

(3) 监视功能

系统配置画面可直观显示系统各模块运行状态和网络通讯状态, 如用图形方式显示自动化系统各设备的配置和连接, 并应用不同的颜色表示出设备状态的变化等。通信单元信息原码监视, 显示报文格式数据。以通信单元为单位分类组织的远动信息监视:遥测、遥信、电度、通道、通信配置。站内的SOE数据和通道事项。站内的保护动作事项、告警事项、故障时的扰动数据。

(4) 各项操作

调图方式有热键、关联按钮、图名等多种方式。可以在线进行报表数据修改。可以在线修改实时数据库和历史数据库。操作员执行的所有操作都严格受到权限的控制, 没有相应操作权限的操作员无法执行相应的操作。系统提供的主要操作员操作有:挂牌操作, 遥控操作, 主变分接头的升降操作, 人工置数, 保护定值查看与修改, 保护的投退。

(5) 遥控和操作闭锁

对断路器分合正确控制;对有载调压变压器分接头进行升降调节;对其他可控点进行控制 (电动刀闸等) ;控制时具有防误闭锁功能 (如接地刀没拉开时不能合闸) ;操作使用对话框进行, 安全可靠;控制功能可增加监督认可功能;每个操作步骤系统自动记录。

(6) 报表、打印功能

操作员可交互式定义各种格式的报表, 具有灵活的报表处理功能, 可进行表格内的各种数学运算, 运算公式可在线设置和修改;可在报表上对报表数据进行修改。定时打印日、月报表;召唤打印实时和历史报表;随机打印各种事项, 如SOE, 保护动作和告警事项等;召唤打印历史事项和系统事项。

结语

一个现代化的工厂, 要确保其自动化生产线的安全稳定运行, 它的用电质量和用电安全是何等重要。工厂变配电系统中的综合自动化系统是确保工厂的用电质量和用电安全的守护神。工厂的变配电系统好比一个人, 综合自动化系统是它的大脑, 其它设备是五脏六腑和四肢, 大脑每时每刻都在指挥和监视着五脏六腑和四肢的安全稳定工作, 因此, 综合自动化系统运行的稳定性直接影响到用电质量和用电安全, 而且综合自动化的资金占用量只是整个变配电系统的百分之几, 性价比很高。目前工厂变配电系统中采用高端综合自动化系统正逐步被广大用户接受和认可。

摘要：本文针对66kV和10kV的工厂变配电系统中综合自动化系统的最新配置方案, 采用实际应用中的典型案例来进行描述。并对综合自动化系统的要求及监控系统的主要功能进行描述。

关键词：变配电,综合自动化,继电保护,监控,用电安全

参考文献

[1]张升.工厂变配电所综合自动化系统[J].安防科技, 2006.

[2]吴松丽.工厂变配电所综合自动化系统的设计与应用[J].硫磷设计与粉体工程, 2002.

电网综合自动化系统刍议 篇8

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.

矿井综合自动化系统设计方案 篇9

关键词：煤矿,工业以太网,综合自动化

1 前言

我国煤矿生产以井工开采居多, 生产过程通常包括开采、掘进、运输、提升、通风、排水、压风、洗选、装运、供电等相互关联的多个环节, 是一个较复杂的综合生产系统。此外, 地下煤层受水、火、瓦斯、煤尘、冲击地压等威胁, 实现安全生产管理难度较大。利用先进的信息技术对传统的煤炭工业进行改造, 已越来越受到煤炭企业及相关政府部门的重视, 许多煤炭企业都在建设数字化矿井, 或者实施自动化、信息化改造。为了实现煤矿的高产高效, 煤矿对生产过程监控、生产过程信息综合利用、生产环境安全监测等方面的智能化、自动化和网络化提出了更高的要求。

2 综合自动化系统总体目标

综合自动化系统要满足传输可靠、系统安全、三网合一, 达到监、管、控一体化及减员增效的目的, 建成本质安全型的数字化矿井。

3 实现功能

各自动化子系统数据可进行有效集成和有机整合, 实现相关业务数据的综合分析, 集控中心人员或相关专业部门人员通过相应的权限对安全和生产的主要环节设备实时监测和进行必要的控制, 实现全矿井的数据采集、生产调度、决策指挥的信息化, 为矿井预防和处理各类突发事故和自然灾害提供有效手段。

4 总体架构

采用三层体系结构, 控制层采用MCTP环网、设备层采用现场总线, 保证了现场子系统的实时性。

煤矿综合自动化系统的各个子系统使用统一的传输平台, 即各子系统的监控数据、语音、视频信息通过统一的通信网络进行传输和交换, 为上层的各种管理信息子系统所共享, 实现“三网合一”, 透明传输。环网冗余设计可快速建立连接及连接恢复, 恢复时间<20ms (普通工业以太态网500ms) 。

5 系统组成

使用两台千兆全智能模块化交换机作为核心交换机构建综合自动化的网络中心平台。通过MCTP节点设备与井上、井下MCTP环网连接, 将地面及井下的各子系统数据接入中心调度室主、备核心交换机, 同时通过MCTP节点传输音视频监控信息到各个终端。

矿井综合自动化系统子系统主要包括煤流系统 (即综采工作面自动化系统、皮带运煤系统、主井提升系统、地面生产系统、选煤厂集中控制系统、装车系统等) ;矸石流及辅运系统 (即综掘工作面自动化系统、皮带运矸系统、副井提升系统、轨道运输系统、地面排矸系统) ;以及电力监控调度系统、井下安全监测监控系统、井下人员定位管理系统、视频监控系统、通风监控系统、井下排水监控系统、矿井压风系统、地面水处理系统、锅炉房控制系统等。

6 主要子系统简介

(1) 井下安全监测监控系统

井下安全监测监控系统由地面中心站、信息数据传输接口、监控分站和传感器组成。该系统监测井下瓦斯、风速、一氧化碳、烟雾、温度等环境参数;每个监控分站可连接四个传感器, 传感器与监控分站之间的距离最远可达2km, 可以监测同一地点的不同项目数据, 也可监测不同点的不同或者相同项目。

(2) 井下人员定位管理系统

井下人员定位管理系统利用工业以太网及现场总线系统作为主传输平台, 使用本安型读卡分站、数据通信接口及标识卡等设备与系统挂接, 通过读卡分站及专用管理软件与主系统数据库进行后台数据交换从而实现井下作业人员的跟踪定位和安全管理。系统总体设计主要体现在实现井下作业人员进出的有效识别和监测监控, 使管理系统充分体现“人性化、信息化和高度自动化”, 实现数字矿山的目标, 为煤矿管理人员提供人员进出、考勤、监测监控等多方面的管理信息。

(3) 电力监控调度系统

煤矿电力监控调度系统主要用于煤矿供电系统和运转设备的监测、控制、管理和安全保护, 实现供电系统和设备的在线参数监测、远程操作控制、实时事故报警、数据统计分析、运行安全保护、用电计量管理;能实现“四遥操控”, 能对故障监测预警、保护、定位, 上传故障数据和信息, 提供快速解决手段, 并通过智能分析, 预告事故隐患, 预防突发电力事故。

(4) 通风监控系统

矿井主通风机在线监控系统可对通风机的压力、风量、振动、温度以及电量等工作状态进行在线监测、远程和就地控制、故障诊断、超限报警及网络传输。系统由工控机、组态软件、可编程控制器和各种智能模块、传感器等构成。

(5) 水泵监控系统

煤矿水泵监控系统是通过将传感器采集的数据, 传输到隔爆兼本安型PLC监控分站进行处理或直接通过监测传感器的485接口接入MCTP节点设备, 由MCTP环网通过光纤传输到井上, 由上位机进行处理, 再返回泵房对水泵进行控制。

(6) 皮带运输监控系统

该系统完成各种对现场的速度 (打滑) 、跑偏、急停、纵撕、堆煤、超温洒水等传感器数据信号进行采集并传输, 实现矿调度中心对主井皮带机的集控。通过网络通信功能实现多条胶带输送机及其他设备的顺序、连锁、保护控制, 形成矿井皮带输送机集中控制系统, 结合调度室地面集中控制软件和工业电视系统, 可实现矿井运输系统的远程控制和无人值守。

(7) 选煤厂自动控制系统

选煤厂自动控制系统是以可编程控制器PLC为核心, 实现对原煤准备、主洗选、产品储运等工序中主要设备的集中控制、设备运转状态的集中监视以及数据管理和报警为目的的集中控制系统。

(8) 视频监控系统

工业视频监控系统是煤矿生产调度指挥中心的重要组成部分。通过该系统, 调度中心指挥人员能够直接对井下生产运输进行实时调度指挥。借助该系统了解和掌握各生产环节的实际情况, 直观地监视和记录井下工作现场的安全生产情况, 也为事后分析事故提供有关的第一手图像资料。

7 结束语

矿井综合自动化是一个涉及矿井众多生产领域与安全生产密切相关的综合系统, 是我国煤炭工业现代化的重要标志。目前, 国内还没有一个矿井实现了全面、完整的全矿井综合自动化, 尚有许多问题需要研究和解决, 矿井综合自动化的完整实现还需要多学科共同努力。随着企业煤矿安全生产意识的不断提高, 综合自动化技术的发展及应用迎来了广阔的空间。

参考文献

[1]褚春华, 等.全矿井综合自动化系统在丁集煤矿的应用[J].工矿自动化, 2009 (10) .

变电站综合自动化系统 篇10

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.

浅谈变电站综合自动化系统 篇11

关键词：变电站；自动化系统；结构；功能

前言： 变电站综合自动化系统是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、控制屏、中央信号处理系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护屏，避免了常规继电保护装置不能与外界通信的缺陷。变电站综自系统是一项降低运行维护成本，提高经济效益，提高变电站安全系数，提升变电站稳定运行水平，并向用户提供高质量电能服务的一项综合措施。目前，随着计算机技术、通信技术、自动化技术和网络技术等高科技的飞速发展，综合自动化系统技术有了很大的提升和发展，是目前电力系统发展的新的趋势。

一、变电站自动化的优点

（一） 控制和调节由计算机完成，减轻了劳动强度，避免了误操作；

（二） 简化了2次接线，整体布局紧凑，减少了占地面积，降低了变电站建设投资；

（三） 通过设备监视和自诊断，延长了设备检修周期，提高了运行可靠性；

（四） 减少了人的干预，因而人为事故大大减少；

（五） 降低了变电站运行维护成本；设备可靠性增加，维护方便；减轻和替代了值班人员的大量劳动；延长了供电时间，减少了供电故障。

二、变电站自动化系统的结构

变电站综合自动化系统的发展过程与计算机技术、集成电路技术、通信技术紧密相连。随着这些相关技术的不断进步与发展，综合自动化系统的体系结构及其性能、功能和可靠性等也不断随之发生变化。纵观国内外综自系统的发展，其结构形式主要分为三种，分别为集中式、分布式与分层分布式。

（一）集中式结构

集中式结构采用功能强大的计算机并扩展其I/O接口，采用此方式可对变电站的模拟量、开关量和数字量等信息进行集中采集，同时对所采集的数据进行集中计算和处理，并分别完成微机保护、微机控制和自动控制等功能。集中式系统的主要特点有：

1、能对变电站各种开关量、模拟量的信息进行实时采集。

2、完成对变电站主设备以及进线、出线的保护任务。

3、体积小、结构紧凑。

4、造价低，较适用于35KV及以下变电站。

（二）布式结构

采用分布式结构的综自系统是将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连接到能共享资源的网络上，实现分布式处理。此系统的主要特点有：

1、不同电气设备均单独安装对应的微机保护装置和微机型CPU，其任何一装置出现故障，均不影响系统的正常工作；

2、系统内装置间信息的传送均为数字信号，抗干扰能力强；

3、分布式系统为多CPU工作方式，各装置都具有一定的数据处理能力，大大减轻了主控制机的负担；

4、系统扩充灵活方便；

5、系统自诊断能力强，能自动对系统内所有装置巡检，发现故障能自动检出，并加以隔离；

6、具有事件顺序记录功能（SOE），分辨率可达1mS，为事故分析提供了有效的数据。

（三）分层分布式结构

采用此种结构的综自系统是按变电站的控制层次和对象设置全站控制级（站级）和就地单元控制级（段级）的二层分布控制系统结构。站控系统具有快速的信息响应能力及相应的信息处理分析功能，能够完成站内的运行管理及控制。这种结构相比集中式处理的系统具有以下明显的优点：

1、可靠性有了很大程度的提高，设备的部分故障只影响局部， 即段级的任一智能单元损坏不应导致全站的通信中断。

2、系统的可扩展性和开放性得到了很大的提高，因此便于工程的设计及应用。

3、站内2 次设备所需的电缆大大减少，降低了投资也简化了调试维护。

三、变电站自动化系统主要功能

（一）微机保护

（二）数据采集及处理功能

（三） 事件记录和故障录波测距

（四）控制和操作

（五）防误闭锁功能

（六）系统的自诊断功能

（七）数据处理和记录

（八）电压和无功控制功能

（九）远动功能

四、我国变电站综合自动化系统存在的一些问题

尽管变电站综合自动化技术在逐渐的推广，但综合自动化技术尚未完全成熟，其运行过程中难免出现一些不尽如人意的地方，主要表现在以下几个方面：

（一） 接口问题：接口的问题是综合自动化系统中非常重要的问题，包括RTU、保护、小电流接地装置、故障录波、无功装置等与通信控制器、通信控制器与主站、通信控制器与模拟盘等设备之间的通信。这些不同厂家的产品的数据要在同一个系统中使用时，其数字交换接口始终难以统一，在110KV及以下的电压等级的系统中问题不是很明显，但是在220KV和500KV的电压等级的变电站中，不同功能模块的数据接口就难以协调了。

（二）变电站综合自动化系统的传输规约问题：由于国内各个地区、县之间情况不统一，变电站和调度中心之间的信息传输采用各种形式的规约。不同厂家通信规约的不同，对软件的适应性提出了较高的要求。

（三）变电站综合自动化系统的抗干扰问题：变电站内高压电器设备的操作、低压交流、直流回路电气设备的操作、雷电引起的浪涌电压、电气设备周围静电场、电磁波辐射和输电线路故障所产生的瞬间过程等会产生电磁干扰，这些干扰进入变电站内的综合自动化统或其他电子设备，就可能引起自动化系统工作不正常，甚至损坏某些部件或元器件。

五、 对变电站综合自动化系统的建议

因目前部分变电站综合自动化系统存在的问题，使得某些功能不能得到充分发挥，这也反映出目前自动化系统依然需要进行进一步考虑各设备的质量和系统协调工作的能力：

（一）如果所有厂家的综合自动化产品的数据接口遵守一个统一的、开放的数据接口标准，这个问题就可以得到解决。

（二）关于变电站传输规约问题，在签订合同时就应该与厂家协商好，变电站综合自动化系统应向调度主站系统的接口技术靠拢，以免在设置安装后再需软件人员花费很大精力去协调数据格式、通信规约等技术问题。

（三）变电站综合自动化系统的抗干扰措施是保证综合自动化系统可靠和稳定运行的基础，选择产品时应注意，除满足一般检验项目外，主要还应通过高低温试验、耐湿热试验、雷电冲击电压试验、动模试验，而且还要重点通过其他电磁兼容试验。在实际的物理介质选材上，应首选光纤，因为光纤可以避免电磁干扰。

六、结论

虽然变电站微机自动化系统目前得到了广泛的运用，但在先进技术不断发展的今天，变电站自动化系统以其系统化、标准化和面向未来的概念正逐步取代了繁琐而复杂的传统控制保护系统，正因为依托于计算机技术、通信技术、自动化技术和网络技术等技术的迅速发展，也促使了变电站综合自动化系统的发展，因此网络化、综合智能化和多媒体化将是变电站综合自动化技术的发展趋势。

参考文献：

[1] 王海猷，贺仁睦 变电站综合自動化监控主站的系统资源平衡[J] 电网技术，1999，23（3）

[2] 王显平，田勇 变电站综合自动化系统及其应用[J] 重庆电力高等专科学校学报；2002年04期

[3] 张惠刚 变电站综合自动化原理与系统[M] 北京 中国电力出版社，2004

[4] 丁书文 变电站综合自动化技术[M] 北京 中国电力出版社，2005

[5] 黄志球 浅谈变电站综合自动化系统[J] 科技信息；2008年33期

综合自动化监控系统 篇12

机场航站楼作为一类大型公共建筑,在日常运营中负责旅客服务和地面服务,但在保障优质服务的同时,航站楼对电力供应的要求也越来越高。一方面要求在电力供应即将出现异常时能及时触发故障预警,把可能发生的故障前兆通过事先设定好的预警机制准确做出预警可视化推送,变被动为主动;另一方面要求在发生电力供应故障时能实现故障点的及时锁定,帮助维护人员迅速完成对故障点的抢修工作,避免发生连锁性故障。因此,为了保障机场供电的安全、稳定和连续性,有必要建设一套实时的配电综合自动化监控系统,以提高供电故障预判、诊断及处理的速度,达到故障处理的快速性、准确性和全面性。

1 工程概况

西安咸阳机场T3A航站楼是机场二期扩建的核心工程,总面积达300 000m2,机场飞行区按照民航机场的最高等级4F级进行建设,目前载客量最大的A380客机可以在此起降,可满足高峰期起降72架次和1万人次的需求量。西安咸阳机场T3A航站楼建筑效果图如图1所示。

T3A航站楼共建设7座变电所(1#~7#),1#、2#为中心变电所,其中1#中心变供电范围为1#、3#、4#和6#变电所区域,2#中心变供电范围为2#、5#、7#变电所(含贵宾楼、停车场)区域,同时预留远期用电容量。

2 系统设计

2.1 系统监控部分

本配电综合自动化监控系统包括10k V配电综合自动化监控和0.4k V低压配电监控两个部分。

1)10k V配电综合自动化监控部分

该部分对1#~6#变电所10k V配电综合自动化进行实时监控。

监控中心机房分别设置在1#和2#中心变电所,且与1#、2#中心变电所高低压室隔离,2个监控中心各设置一套双冗余IEC 61850配电综合自动化监控系统,服务器与网络交换机互为备用,还配备有操作员站、工程师站、GPS卫星对时装置、语音报警装置、UPS不间断电源、激光打印机和56″液晶电视大屏等。

2)0.4k V低压配电监控部分

该部分在1#~7#变电所内(含贵宾楼、停车场)均设置变电所现场子站,各子站分别配备可与低压配电回路上的多功能电力仪表建立通讯的独立一体化工作站,以实现对各配电回路的断路器通/断状态、故障信号、电流、电压、功率、功率因数、频率、谐波分量、电度量等数据信息的实时采集。

2.2 网络拓扑与设备配置

IEC 61850配电综合自动化系统网络所包含的计算机、通信设备、通讯链路称之为系统内部网络(内网),监控系统网络之外的网络称之为外部网络(外网)。

系统采用星型拓扑结构,各变电所子站与1#、2#中心机房服务器之间采用光纤介质实现数据传输,遵从TCP/IP网络通讯协议,1#、2#监控中心均能实现对T3A航站楼各变电所设备的远程管理,其预留的通讯接口可将各种数据上传至航站区管理中心(TOC)及信息中心大楼的能源管理中心席位工作站,并可对不同的安装软件进行不同级别授权的操作。

系统内网设计为一个典型的分层、分布式系统,纵向分为:系统后台主站层-网络通讯层-现场设备层。网络拓扑图如图2所示。

1)现场设备层

现场设备层负责采集处理电力现场的各类数据和信息状态并通过现场总线接入通讯间隔层的一体化工作站,包括安装在现场开关柜、变压器、直流屏上的远方I/O、智能传感器和执行器、采集装置、智能通讯等设备上的装置。具体包括:继电保护装置、多功能智能仪表、直流屏智能控制器、变压器温控仪、柴油发电机控制器、有源滤波控制器等。

2)网络通讯层

网络通讯层由底层通讯链路、通讯转换设备以及顶层通讯链路(光纤以太网、TCP/IP网络)等通讯设备组成,具体包括:通讯管理机、以太网网关、一体化工作站(网络机柜安装)、网络交换机、光纤收发器等。

其中,各自变电所一体化工作站需与现场设备层的各类装置建立通讯,可以脱离1#、2#监控中心自成系统,实现综合就地监控,同时还可以作为中转单元,将各自变电所采集到的全部电力运行数据打包并集中上传至主站层,再接收由主站层下发的遥控指令,将指令下发给各自对应的现场设备层的装置执行。网络通讯层配置如表2所示。

3)主站层

主站层负责接收通讯间隔层上传的数据,并对数据进行解包和分析、相关功能执行和集中管理等操作,以完成整个IEC 61850配电综合自动化系统的整体监管。

主站层位于1#、2#监控中心机房,具体包括:服务器、操作员工作站、工程师工作站、GPS卫星对时装置、56″液晶电视大屏、室内/外环境温度变送器、语音报警装置、UPS不间断电源、打印机等设施。

服务器A和B双机互为热备(热备冗余),正常情况下,A、B服务器同时运行,系统可任意设定一台服务器为主用机(设定A机为主用机),并定时对A、B服务器数据进行比较、备份。当系统自诊断程序诊断到主机(A)出现故障时,软件会自动进行无扰动切换将备机(B)转变为主机;当主机(A)恢复运行后,备机(B)自动由主机恢复到备机状态。主备机的冗余保障了系统可用性,大大减少了系统故障时间。

56″液晶电视大屏用于显示变电所一次系统图及参数动态、高低压柜开关动态参数、变压器温度参数、发电机工作状态及启动后的动态参数、重要参数的时间曲线图及同步曲线图等,此外,重大故障通知也可在大屏幕醒目显示。

高低压配电室、发电机房等场所的室内/外温度的监测选用带远传接口的温度变送器进行采集并将数据实时上传于中心机房服务器。

服务器通过广播命令对所有计算机、现场控制器及综合继电保护装置等智能设备对时,对系统管理的所有事件分配一个时间标识,实现在GPS卫星统一时钟标准下存储历史操作记录、查询历史信息、判断事件发生时间顺序等功能。

A3激光打印机可设定为手动或自动工作模式进行报表、曲线、故障画面打印。主站设备层配置如表3所示。

3 系统介绍

3.1 系统综合技术指标

1)重要模拟量更新周期:≤1sec;

2)开关量状态变化传送时间:≤1sec;

3)遥控遥调命令传送时间:≤2sec;

4)全系统实时数据扫描周期:≤1sec;

5)画面调用响应时间:实时画面≤1sec,其他画面≤2sec;

6)画面实时数据刷新时间:1~5sec(可调);

7)打印报表输出周期:按需整定;

8)历史曲线采样间隔:1~10min(可调);

9)历史数据存储时间:≥3年;

10)事件顺序记录(SOE)分辨率:≤1ms;

11)报警或事件产生时间:≤2s;

12)事故追忆:事故前、事故后帧数1~5帧(可调);

13)控制命令传送时间:≤2s;

14)遥信信号响应率:≥100%;

15)遥控(调)正确率:100%;

16)遥测综合误差:≤0.5%;

17)遥测合格率:99.9%;

18)系统可用率:≥99.9%;

19)系统平均无故障时间(MTBF):>50 000h;

20)计算机CPU负荷率:≤20%,事故情况下10s内≤50%。

3.2 系统主要功能

IEC 61850配电综合自动化监控系统完全符合全球唯一的电力系统自动化领域通用IEC 61850标准,基于模块化、智能化的设计理念,采用Windows操作系统、MS-SQL Server大型商业化数据库软件、遵循工业MS-windows标准的人机界面,可适用于各行业大、中、小型电力监控环境,具有交互界面友好、可靠性高、兼容性好、可扩展和易升级等优点。系统功能模块图如图3所示。

1)主页窗口

系统软件全中文显示,不同的管理人员拥有不同权限,鼠标操作方便灵活,可漫游各显示画面,画面之间的切换快捷流畅。主页窗口如图4所示。

2)实时采集与控制

采集与控制包括遥测、遥信、遥脉数据与遥控(部分回路)四遥功能,是对所有变配电设备(如高低压进线、母联、馈线、直流屏、温控仪、柴油发电机等)的实时监测与控制,具体如下:

(1)10k V高压系统:包括的参数信息有I(电流)、U(电压)、P(有功功率)、Q(无功功率)、PF(功率因数)、E(电度量)、THD(谐波)、手车/隔离车位置、开关分合状态、过流/速断/接地/报警及跳闸信号等。一次系统图如图5所示。

(2)0.4k V低压系统:包括的参数信息有I(电流)、U(电压)、P(有功功率)、Q(无功功率)、PF(功率因数)、E(电度量)、THD(谐波)等。

(3)变压器温控仪:对系统与变压器温控仪进行实时通讯,采集变压器A、B、C三相绕组的温度、风机启/停、高温报警和超温跳闸等数据信息。变压器温控仪信息如图6所示。

(4)直流屏:对直流屏运行参数(如交流输入电压(Uab、Ubc、Uac)、合闸母线电压、电池组电压、控制母线电压、负载电流、电池温度等)进行实时采集。

(5)遥控操作:系统具有严格的操作权限等级,可对不同人员分级授权,系统管理员具有最高权限,能操作系统各个部分,并对使用者的权限进行管理,而操作人员只能进行权限允许的操作,包括:可远程执行进线、母联、后备电源及重要馈电回路断路器的遥控跳合闸操作,采用口令核对和操作返校来确保操作准确等。

3)告警功能

(1)告警类型

事故告警:当设备/装置发生事故跳闸时触发系统发生强烈告警信息,包括:推送告警文字信息、厂站工况图;语音告警,召唤操作人员;立即打印事故变位信息;启动事故追忆并打印。

越限告警:设定越限告警上/下限阈值,当监测数据达到阈值时触发越限告警,弹出对话窗口,同时改变重要文字颜色。

变位告警:当断路器开关状态发生变位时,立即触发告警,弹出变位对话框闪烁显示开关状态,同时启动语音告警,实时进行变位告警记录。

工况告警:当现场设备层某装置出现通讯故障时,自诊断程序能实现在监控画面上即时弹出报警画面,并明确故障发生的模件部位以及立即闭锁该保护的功能,还能配合语音报警召唤值班人员。

通讯状态告警:系统对现场装置进行通讯报文和通讯状态的实时监测,发现异常及时触发通讯告警。

(2)告警方式

图形告警:根据用户需求设定图形告警方式,如点位闪烁、颜色变换与动画展现。

语音告警:告警信号触发语音报警装置,召唤操作员进行处理;根据告警类型区分事故信号与预告信号。

文字告警:通过文字告警播报点位类型及信息。

打印告警:告警触发后,可设定为打印机自动打印告警点位类型及信息。

(3)告警信息查询方式

按照时间标识、告警类型、点位信息、告警等级、确认状态自由组合方式进行告警查询。

(4)告警设定

告警触发:当系统出现异常情况且符合告警条件时,触发告警。

刷新频率:警报讯息具有显示到毫秒(ms)的时间标签解晰度。

告警响应:紧急告警优先弹出专用告警确认对话框。

告警确认:告警触发后,须经操作员进行确认,根据告警级别,部分告警未经确认一直保持持续告警状态。

告警信息归档:根据时间标识、告警类型、点位信息、告警等级、确认状态等条件分别进行分类归档。

事故追忆:触发事故告警时,系统自动记录当前操作员操作步骤,具有操作日志,可及时进行查询、检索及打印等功能。

权限管理:系统具备严格的用户管理权限,依据权限等级设定相应操作范围。

告警信息查询如图7所示。

4)曲线功能

(1)曲线图特点

a.趋势曲线依照实时测量值随时更新。

b.任一点都可显示趋势。

c.每个趋势画面包含3笔趋势曲线。

d.可在线任意选择多笔,并同时显示趋势。

e.X、Y轴的刻度可以由操作者在线更改。

(2)曲线功能

a.通过实时曲线与历史曲线可查看系统或设备装置运行负荷趋势变化。

b.通过曲线功能直观显示出设备运行参数(如最小值、最大值、平均值等)出现的时间节点,便于设备管理人员统一进行设备调度。

c.依据电流、电压、有功功率、无功功率等电力参数进行趋势曲线图、负荷曲线图、棒图等关系图的展示。

d.曲线颜色、时间、坐标、单位、取样等均可自定义,既可在曲线组内逐条显示,也可多条组合显示。

e.可以通过进线回路电流、电压/功率的运行曲线,分析判断负荷运行情况,结合历史曲线/报表记录对将来的运行趋势进行分析判断,并可转成Excel格式供后续分析。

历史曲线查询如图8所示。

5)报表功能及电能管理

(1)报表功能

a.系统允许使用者(具有操作权限的人员)建立报表,报表含平均值、尖峰值等业主需求的格式灵活定制。

b.报表子系统是基于MS Excel软件,具备MS Excel拥有的全部功能和标准格式。

c.报表类型分为日报表、月报表、季报表、年度报表和综合报表形式;报表格式分为通用模板和单独定制。

d.报表数据自动添入,通过报表功能能记录和分析各回路的运行参数。

e.可根据要求进行报表打印(分为定时、召唤、事件或周期性打印)而不影响其他控制与监视功能。

f.日报表/月报表保存时间可单独设定,保存时长取决于采集数据量与系统硬盘的大小,一般为3~5年。

报表管理如图9所示。

(2)电能管理

a.电能管理能够自动准确记录和随时调用各种时刻的运行数据,节省了人力,完全做到了省时、省力。

b.可输入数据运算公式,根据电力公司的计费模式,预估出电费金额。

c.对各回路不同时间间隔(如年、季、月、日)的有功/无功电度进行实时统计。

d.电度分时统计,具有多种分时计费(尖、峰、谷、平值等)方案和费率种类。

4 结束语