变电站中的自动化系统

变电站中的自动化系统（精选12篇）

变电站中的自动化系统 篇1

1 前言

变电站综合自动化系统的普遍应用, 大幅度地提高了电网运行的安全系数, 减轻了运行、检修人员的工作强度, 但在综合自动化系统的检验过程中, 存在较多问题, 以下从几方面对这些问题进行讨论。

2 传输规约和传输网络的问题

要实现变电站综合自动化系统标准化, 就要实现传输规约标准化和传输网络的标准化, 做到传输规约和网络的统一, 才能实现变电站综合自动化系统内设备的互换性, 为适应这种形势的发展, IEC逐步提出了传输规约技术标准。

2.1 变电站和调度中心的传输规约

目前我省及国内其他省份各个地方不统一, 变电站和调度中心之间的信息传输采用各种形式的规约, 如部颁CDT、SC-1801、DNP3.0、DISA等。

IEC60870-5-101传输规约, 其国内版本DL/T634-1997为调度端和厂站端之间的信息传输制定了标准。

2.2 站内局域网的通信规约

IEC颁布了IEC60870-5-103规约, 国际103规约的国内版本DL/T667-1999, 103规约为继电保护和间隔层 (IED) 设备与变电站层设备的数据通信传输规定了标准。

上述的两个标准即常说的101, 103协议, 条款规定不是特别严格, 导致各个综自系统生产厂家对规约的理解存在一定的差异, 各个站的通讯规约都不尽相同, 这样给现场检验带来了极大的不便。针对上述问题, 提出以下几种解决方案。

1) 采用在站内通讯远动机上获取网络通讯数据, 远动机上接口相对统一, 通讯接口限制相对较少, 且规约也相对较统一 (CDT) ;但由于远动机与单体测控装置物理位置上往往不在一起, 导致通讯用的以太网线或串口线要加长到上百米或更长, 虽然可以通过加以太网中继器或降低串口波特率的方法解决, 但同时也降低了通讯的可靠性, 应视现场情况而决定是否采用此方法, 见图1所示。

2) 选定一个标准的规约, 并在新建站的招标中要求综自厂家做到, 这样就可在IEC61850还没有完全普及的一定时间范围内达到规约的相对统一。

3) 尽快兴建符合IEC61850规约的数字化变电站

2.3 综合自动化系统检验规程问题

目前虽然已普遍应用了变电站综合自动化系统, 但相应的检验规程并没有及时制定颁布, 对于新建以及在运行的综自系统采取的大多数是少检甚至不检的方式, 导致电网的安全稳定运行存在很大隐患, 主要原因有以下几个方面。

1) 分工不明确, 造成职能的分散。

2) 综合自动化系统检验工作操作起来比较繁琐, 给检验工作的开展造成了一定的阻力。

3) 对综合自动化检验工作认识不够

3 系统检验中的问题

针对综合自动化规程的检验方法是规程的有效补充, 有些单位虽有一些自创的检验方法, 但存在不统一、不规范、不准确的情况, 例如对遥信响应时间的测试, 有些单位使用的是秒表计时法, 即在人工模拟遥信变位的同一时刻启动秒表计时, 到后台反映出遥信变位后, 停止秒表计时, 之间的走秒数就是遥信响应时间, 但这种方法由于每个人的生理反应时间不同及秒表的计时精度偏低等原因, 致使检验结果的可靠性打了折扣, 而如果在这个过程中引入GPS时间系统, 就能精确的完成遥信响应时间的检验。

综上所述, 检验方法的规范已迫在眉睫, 应在出台检验规范后, 配套相应的检验方法指导手册, 并培养一批专业化运行维护人员, 才能从源头上规范检验及其方法。

4 结束语

综合自动化系统的运用将变电站的自动化水平提高到了一个新的高度, 它也正朝着网络化、智能化、多媒体化的方向发展, 同时也对检验方法、检验人员的专业素质提出了更高的要求, 只有科学、严谨的检验态度, 才能保证电网安全、经济、优质地运行。

参考文献

[1]龚强王津.地区电网调度自动化技术与应用[M].北京中国电力出版社, 2005.

[2]张继雄.变电站自动化系统造型中应注意的问题[J].内蒙古电力技术, 2005 (02) .

变电站中的自动化系统 篇2

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；

变电站中的自动化系统 篇3

关键词110kV变电站；自动化系统；问题

中图分类号TM文献标识码A文章编号1673-9671-(2011)081-0100-01

变电站是整个电力系统中的重要环节，变电站能否正常工作影响着电力系统的稳定和安全。变电站自动化系统结合了计算机技术、控制技术和通信技术，对传统变电站中的依靠人工操作内容的进行了很大的优化，实现完全自动化智能化的变电站，更一步可形成无人值守变电站，从而很大程度提高了变电站工作的稳定性和安全性。

1基于自动化系统的110kV智能化变电站

1.1变电站自动化系统简介

国际电工委员会把变电站自动化系统解释为“在变电站内提供包括通信基础设施在内的自动化系统”，具体而言是将传统变电站中的二次设备结合现代微机和通信信息技术，从而实现多种功能的重新组合和关键信息的共享的系统。通过该系统可以对变电站进行自动监视、测量、控制和协调，系统的主要特点是能够将控制、保护、通信等系统综合起来，根据各个功能模块进行整体结构化设计组装。还能通过配套的显示设备实现数据信息的可视化，使得相关人员利用系统内带的软件进行智能化的运行管理。变电站自动化系统的优点表现在各个设备、信息资源的共享，对整个变电站的数据信息统一管理，这样一来一方面避免了设备的重复投资，另一方面使得变电站的设计简化、布局紧凑，可以大量减小变电站的占地面积和二次电缆。

1.2变电站自动化系统结构

目前工业上所广泛采用的是分层分布式技术，如果按照变电站自动化系统中二次设备的分布现状可将其分为三层：变电站层、网络层、间隔层（另一种结构是把网络层和变电站层合并为一层描述，即纵向分为变电站层、间隔层两层）。

1.2.1变电站层

变电站层的功能包括本地监控、保护信息管理和远程通信。变电站层的功能分布形式由网络层结构、变电站电压等级以及用户实际需求来决定。其中本地监控功能作为工作人员与自动化系统的人机交互窗口，能够通过图像显示、报表打印、语音报警等方式实现信息的输出。通过系统进行联锁控制开关和刀闸的跳合，并对断路器合闸操作自动检同期，按VQC原理调节变压器档位或投切电容器组，以及与MIS系统安全连接来实现信息共享。而保护信息管理功能模块对继电保护和安全设备的工作运行情况（如装置是否发生故障、定值是否改变、采样是否准确等）进行实时监测，并根据需要自动决定保护投退和参数修改，在故障发生后通过故障录波和保护动作信息进行故障分析和诊断。远程通信功能是利用网络通信技术实现远程监控和保护信息管理功能，也构成了变电站实现无人值守的基本条件。远程监控功能和保护信息管理功能同样可以相互独立地连接到调度中心和保护信息管理主站，也能够同时通过一条通道接至远处的主站。

1.2.2网络层

网络层是用来完成信息传递和系统对时等功能。经过网络层的信息共享和信息交换，可以达到简化变电站设备配置、提升变电站自动化系统的经济性、安全性、可操作性。在网络层面上，以太网具有开放性、标准化、传输快、容量大等特点。而现场总线则具有成本低、易操作等特点。致使以太网在性能和应用上仍不能完全取代现场总线。以太网的实时控制技术及其标准，正处于开发、研究阶段，因此，现场总线技术和以太网并存的局面，仍将继续，直至新的技术应用出现。

1.2.3间隔层

间隔层主要包括继保、监控设备层。其中监控设备彩中集中组屏分布在各个继电保护设备上，对变电站内的一次设备运行情况，进行实时测量和保护。通过相关指令，可以独立完成测量、控制、自保功能；同时通过对远程主站的的操作命令响应，将采集的实时数据进行处理和传输。变电站层功能的实现由间隔层和网络层的完整性决定，但值得注意的是，间隔层功能的实现，尤其是继电保护及安全设备功能的实现不能依赖网络层和变电站层，而远方主站监控功能也应当不受变电站层设备约束。

2110kV变电站自动化系统的实现功能

2.1远程监视系统功能

变电站自动化系统中的远程监视模块实际上是一个以多媒体技术为核心的系统，它综合了工业控制、通讯和计算机网络等技术，完成对变电站环境空间里的安全防范监控，可以对核心设备实现可视化管理或是校验，同时具备集中性和远程性。其主要用途就是用于防范突变环境状况和对付自然灾害等。此外，远程监视系统还可以用于无人值守变电站，对变电站内大量存在的常规表计和各个室内外设备，在调度或集控站终端进行监测。变电站自动化系统中的远程监视模块把变电站现场内的监视图像、声音和各种设备的关键数据参数采集并进行处理，并借助于先进的传输技术对信号实现远程传送。

2.2保护功能

变电站自动化系统中的主保护配置微机型纵差保护和主变本体非电量保护，后备保护110kV侧设有110kV复合电压过流保护和零序保护，与主保护装置一用来保护动作跳变电器各侧断路器。同时，10kV侧可以单独设置一套10kV复合电压过流保护，从而作为10kV母线和馈线近端故障时的后备，这样后备保护的第一时限跳主变低压侧，第二时限联跳主变低压侧、10kV分段。当主变轻瓦斯、压力释放、温度升高、油位的高或低信号均发生动作。10kV线路配置的自动化装置，实现测控和保护功能，其中保护设备可以配置为两段式过电流保护，三相一次重合闸，小电流接地自动选线和低频低压减载。

2.3报警处理功能

变电站的自动化系统的报警处理功能包括事故报警处理和预告报警处理两项功能。其中事故报警处理功能在事故发生时，报警喇叭发出警报声响，后台机的显示设备画面上自动弹出红色报警信息，同时显示设备画面对应的警报开关改变颜色并不停闪烁，打印机对报警信息进行打印，同时系统向调度总中心发送报警信息，报警信息能够在机器中生成數据并保存以供事后查询。当报警信息由相关人员进行手动确认后，报警声停止，报警信息消失。而以后发生的警报不能覆盖之前事故警报信息，相关操作人员可以随时手动测试报警设备。预告报警处理功能在正常操作情况下，出现设备变位、温度过高、接地故障等故障紧急的情况下，报警系统发出声光报警，提醒操作人员及时采取相应措施。

3结束语

变电站自动化技术一直以来都是电力行业的热门技术。变电站自动化系统技术的发展，为电网自动化的发展和深入提供了广阔天地。随着自动化产品技术和工艺水平的提高以及国家产业政策的支持，我们预计在不久的将来自动化变电站的必定会得到广泛应用。

参考文献

[1]杨军胜.变电站自动化系统的设计思路探讨[J].华北电力技术,2001,8:39-40.

[2]昊在军,胡敏强.C61850标准的变电站自动化系统研究[J].电网技术,2003,27(10):

变电站中的自动化系统 篇4

1 自动化技术在智能变电站中的应用意义

智能变电站是由先进的智能化设备构成, 以互联网通信技术为依托, 高效传输变电站的各项数据, 实现数据的收集与测量, 通过数据实现对变电站中故障的智能化分析, 并给出解决意见。如果变电站发生故障, 自动化系统会采取一定的措施“告知”工作人员, 使工作人员能及时发现问题、解决问题。数字化变电站强调的是过程, 而智能变电站强调的则是目的。与传统的变电站相比, 智能变电站中的自动化系统能够对整个变电站实施全过程监控, 减轻变电站的负荷, 提升变电站的运行效率, 进而提高电力公司的经济效益。因此, 自动化系统在智能变电站中的有效运用, 在推动我国电力系统与整个电网的发展中发挥着极其重要的作用。

2 智能变电站的特点

2.1 智能化的一次设备

一次设备被检测的信息回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器与光电技术设计, 简化了传统变电站的控制回路结构。运用网络信号传输取代传统的导线连接, 提高了变电站设备的通信质量, 实现了变电站设备的智能化控制。

2.2 网络化的二次设备

继电保护、防误闭锁、测量控制、故障录波、同期操作等装置的二次设备在变电站系统中发挥着极其重要的作用, 这些装置对变电站的每个环节都起一定的作用。自动化技术应用于智能变电站后, 上述设备之间的连接全部采用先进的互联网通信技术, 二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口, 通过网络真正实现设备资源共享和数据共享。

2.3 运行管理系统自动化

在智能变电站运行过程中, 运行管理系统起着非常重要的作用, 比如电力运行数据的统计、数据的分层化操作和自动化的分流操作等。如果变电站在运行过程中出现问题, 系统会及时进行故障分析, 输出分析报表, 并指出故障源头, 进行自动检修。如果变电站无法做到自动检修, 则会“通知”工作人员协助进行故障检修工作, 将系统维持在正常的工作状态。

2.4 网络技术自动化

互联网通信和信息技术是智能变电站的核心技术, 维持着整个变电站系统的运行。在传统变电站系统中, 数据的采集、统计、整理和分析由1个CPU系统来完成, 这种方法方便、快捷, 但采集与分析数据的能力较差。在自动化技术运用于智能变电站后, 整套系统采用多个CPU来操作, 并采用相应的操作技术对CPU进行控制, 使其分工协作, 高效、高质量地维持变电站的运行。

3 智能变电站的自动化系统结构

自动化技术运用于变电站的过程中, 随着智能电器的发展和广泛运用, 特别是智能开关与光电技术设备的运用, 使智能变电站在自动化技术领域又迈出了重要的一步。在现如今的高压和超高压变电站中, 测控、保护、故障录波和其他相关的自动化设备, 比如控制回路、A/D变换器和电光器件等都被分裂出来成为智能化一次设备的重要部分。同时, 常规的保护和测控装置被先进的数字化传感器与控制回路等一次设备取代, 逐步提高变电站的智能化水平和运行质量。而在中、小型变电站中, 设计了小型化的保护装置和控制装置, 并将其投入使用, 使变电站各装置的安装不断紧凑。逐步将装置安装在开关柜中, 实现变电站机电一体化。

自动化系统技术运用于智能变电站后, 其结构在物理上分为智能化一次设备和网络化二次设备, 而在逻辑上则根据有关通信协议分为过程层、间隔层和站控层三个层次。

3.1 过程层

过程层是一次设备和二次设备的结合层, 是设备实现智能化的关键部分。过程层主要有以下三个功能: (1) 检测电力运行过程中的电气量, 即检测电力运行过程中的电压、电流和谐波分量, 并在间隔层的相关设备处得到电能量的数据。智能变电站获得的是数据量, 与传统方式相比, 这种采集数据的方式具有较强的抗干扰力, 而且还能在质量不变的情况下, 使开关等装置更加精致、紧凑。 (2) 检测、收集设备状态参数。通过对断路器、变电器、电容器、电抗器等设备进行检测, 得到相应的数据, 并通过相关设备进行分析, 调整设备的状态, 使设备在正常状态下高效运行。 (3) 操作、控制其他设备。智能变电站运行过程中的命令由间隔层等上层发出, 经过程层进行控制, 并对命令进行智能分析, 判断命令的真伪与合理性, 进而控制执行行为的精度, 实现智能化控制。

3.2 间隔层

间隔层也是变电站自动化系统中的重要组成部分, 有以下几种功能: (1) 保护、控制一次设备的同时, 对其他控制功能进行操作; (2) 采集、汇总本过程的实时数据, 并推进本过程的操作封锁功能; (3) 对统计计算、数据采集和控制命令的发出进行优先控制; (4) 连接过程层和站控层的信息传输, 保证变电站系统运行的自动化与智能化。

3.3 站控层

在智能变电站中心, 站控层的主要任务有以下几个: (1) 及时更新变电站的数据库, 并按时登录历史数据库; (2) 按照既定的程序将收集到的数据信息传输到系统中心; (3) 进行站内监控, 实现人机互联; (4) 检测过程层与间隔层的设备, 并根据数据进行分析和检修; (5) 对智能变电站系统中出现的故障进行智能分析。

4 自动化技术在智能变电站系统发展中的难题

在上述变电站系统的三个层次中, 自动化技术是由下而上逐步发展的。目前, 智能开关、光电技术设备和检测技术等自动化技术都已取得巨大的突破并投入使用, 但自动化技术还存在着以下难题: (1) 智能变电站的相关材料和设备技术更新; (2) 相关专业之间缺乏合作, 无法实现合力效应, 无法协同进步; (3) 检测方法和制订标准存在困难, 尤其是变电站的电磁干扰和兼容技术。

5 结束语

自动化技术是智能变电站系统中非常重要的部分, 在变电站未来发展中占据着无法取代的地位。当前, 自动化技术在智能变电站中的应用主要表现在对设备的实时监控与检修方面, 这些控制和操作对变电站的正常运行有着极其重要的意义。因此, 相关工作人员一定要提高对自动化技术的重视程度, 不断采用先进的技术手段, 逐步完善变电站的基础设施与自动化系统。对变电站未来发展的智能化与自动化技术开展专项研讨, 为变电站的建设打好基础, 提高整个电力系统的运营能力。

摘要：在当前电力事业中, 变电站的自动化系统研究备受关注。自动化技术的不断研发与更新, 提高了变电站的运行能力和智能效果, 提升了电力系统的运行效率。从自动化技术在智能变电站中的应用意义出发, 介绍自动化系统的结构特点和技术运用, 为自动化技术的发展提供理论基础。

关键词：电力系统,智能变电站,自动化系统,自动化技术

参考文献

变电站综合自动化系统的应用 篇5

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

关键词：变电站 综合自动化系统 应用

随着科学技术的不断发展，计算机已渗透到了世界每个角落。电力系统也不可避免地进入了微机控制时代，变电站综合自动化系统取代传统的变电站二次系统，已成为当前电力系统发展的趋势。变电站综合自动化系统的概念

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

1.1 系统概念

1.1.1系统设计思想

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

(1)分布式设计。

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

(2)集中式设计。

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

(3)简单可靠。

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

(4)可扩展性。

系统设计可考虑用户今后变电站规模及功能扩充的需要。

(5)兼容性好。

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

1.1.2系统规范

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

1.2 系统功能

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

所有系统之原始数据均为实时采集。

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

1.2.1变电站单线图

单线图可显示变电站系统接线上各控制对象的运行状态并动态更新，例如：

(1)馈线开关之状态，开关的状态可用颜色区别。

(2)开关的操作由鼠标选择对应之开关或刀闸。

(3)每路馈线之测量值可在同一画面上显示。

(4)继电器整定值可修改。

1.2.2数据采集、处理

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

1.2.3运行监视

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

(1)报警。

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

模拟量之越限值可在线修改。每个报警均有时间、报警信息及确认状态显示。

(2)事件。

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

每个事件均有时间及有关信息文字说明，并可自动打印记录。

1.2.4调整继电器整定值

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

1.2.5操作闭锁

系统对所有操作对象均可设定闭锁功能，以防止操作人员误操作。

1.2.6模拟量采集及报表产生

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

1.2.7趋势图

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

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

2.2 变电站微机保护装置系统应用实例

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

2.2.1微机保护系统与传统保护系统的比较

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

2.2.2微机保护的系统配置及监控系统

系统保护由下列装置组成：

(1)线路保护装置。

(2)主变保护装置——可完成变压器的主、后备保护。

(3)综合保护装置。

(4)线路保护装置。

(5)电容器保护装置。

(6)备用电源自投装置。

(7)小电流接地检测装置。(8)综合数据采集装置。

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

2.2.3设计微机保护系统时应注意的问题

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

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

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

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

变电站中的自动化系统 篇6

【摘要】介绍了黑水河流域水调自动化系统组成及运行情况、系统工作原理、主要功能，分析了存在的问题。该系统的建立，实现流域梯水文及发电数据的计算及存储，为流域梯级水电站发电及防洪调度提供数据支持。

【关键词】黑水河；水调系统；服务器；水位；雨量

黑水河流域地处四川盆地西缘山地，发源于羊拱山东麓，主源奶子沟在甘石坝处与马河坝沟汇合后始称黑水河，系岷江上游最大的支流。黑水河流域梯级电站由上至下分别为毛尔盖水电站、雅都水电站和柳坪水电站。其中毛尔盖水电站装机426MW，总库容5.35亿m3，具有年调节能力，充当流域龙头水库作用；雅都水电站装机容量150MW，柳坪水电站装机容量120MW，两站均为日调节水库。因地处川西高原气候区，降水量在年内分配不均匀，主要集中于汛期5～10月，降水量占全年的80%以上，而11月至次年2月降水量僅占年总量的2～7%。因此，做好全年水调工作对梯级电站经济运行至关重要。黑水河流域水调自动化系统是由北京中水科水电科技开发集团有限公司研制，于2009年6月正式投入运行。目前黑水河流域梯级三站均已投产，水调自动化系统是三站水情信息汇总控制中心，是水情调度重要平台。

1、水调自动化系统组成与运行

随着三站投产建设，黑水河流域建立起完善水情站网，共设有16个遥测站点，2个中心站，控制流域面积7240km2。其中，遥测站包括6个水文站，8个雨量站，2个水位站。遥测站与中心站采用GSM和北斗双通道通讯，通过水情系统服务器对来自卫星终端、GSM终端等实时遥测信息进行接收、译码、甄别，得到各遥测站实时数据，包括实时水位、流量、雨量等，最终以RS-232串口连接方式，在Windows server 2003平台将所接收数据发送至水调自动化系统。水调自动化系统包括一台服务器，两个工作站。水调自动化系统服务器为主要通讯服务器，是与四川省电力调度中心通讯服务器通讯的平台。系统通过数据采集获得各个电厂的出力、电量、工况信息，各水库及测站水位，流域内的雨量等数据，经内部程序运算，得到发电运行及水库调度数据，发送至对侧共享，同时，数据自动保存，形成长系列历史数据库，为今后发电及防洪调度及数据查询提供参考。水调自动化系统工作站为集控水调人员提供决策支持，主要用于日常水情监测，执行各项操作。黑水河流域水情水调自动化系统网络图见图1。

2、系统主要功能

2.1 实时数据监测

（1）数据采集。系统数据采集方式包括自动采集，立即采集，任意采集。自动采集是在运行过程中自动获取各个电厂的出力、电量、工况信息，各水库及测站水位，流域内的雨量等数据，每隔1分钟刷新再次采集。采集所得实时数据将实时显示。水位采集保存方式：当水位变幅超过1cm保存测站水位数据，水位没有发生变化时，当时间为整点时保存整点数据。雨量采集保存方式：采集雨量经过处理形成1小时雨量保存在雨量表里。立即采集是在自动采集之外手工点击立即采集，获取测站水位、雨量等信息。任意采集是可任意选择一段时间，获取期间测站的雨量、水位数据。数据采集平台实时运行，确保测站水位、雨量、机组信息及闸门信息等数据实时入库，以备其他功能模块调用。

（2）综合数据监视。系统监屏主画面实时显示流域上各个测站水情、雨情信息、机组信息、闸门信息等全面实时数据，如当前时间的库水位、尾水位、水头、今日雨量，三站出力、发电流量、泄流流量、出库流量、入库流量。当库水位或入库流量不在设定范围内时，系统会自动报警。实时监视数据窗口中所显示的测站水位、流量数据均为数据库中最新的数据，如果数据库中最后一条数据与当前时间超过6小时，则认为数据不具有实时性，不显示数据。

2.2值班管理

（1）手工录入。当采集系统出现故障无法采集数据，可手工输入数据来进行日常工作和报表计算。手工输入信息后必须要保存数据入库，可录入数据信息包括：水位，机组信息，机组电量，闸门信息。

（2）静态曲线。系统可输入保存各类水库关系曲线，期间的逻辑关系是数据计算的主要依据，包括：水位库容曲线、水库面积曲线、测站水位流量曲线、尾水流量关系曲线、闸门泄流曲线、水库蒸发曲线、水头出力限制曲线、耗水率曲线、洪峰频率曲线等。

（3）闸门管理。对闸门数据进行统计，统计一段时间内各个闸门开关时间、运行时间，以及各个闸门的开启次数、弃水量，以及开闸沙时间、总泄水量。

（4）值班日志。水调值班员可输入每天每班工作情况与交代事项，可增加、修改、删除值班数据，具有查询和打印功能。

（5）负荷曲线管理。系统可生成电厂机组日负荷运行曲线，可与导入的省调下达曲线形成对比图，也可与上下游梯级电厂日符合运行图形成对比，在分析曲线同步性时较为直观。

2.3水务报表

水务报表包括时段报表，日报表，旬报表，月报表，季报表，年报表。选择所需报表和计算日期，当日所计算的全部数据会自动刷新显示，报表所呈现数据均为该时段最具代表性数据。报表能以excel形式输出，可打印成册入档。

2.4雨水情分析

系统可生成多种反应雨水情信息图表，便于雨水情分析，包括测站水位过程线，雨量柱状图，雨量等值面图，雨洪对应图，运行综合图，对比分析图。图表显示在一段时间内测站水位、雨量、出入流量及其之间的关系，可对洪水进行分析，也便于分析两测站之间的关系。系统生成的水库调度图，显示该电厂当前年五月到下一年4月的库水位过程图。

2.5洪水预报调度

（1）洪水预报。洪水预报程序采用新安江模型和坦克模型，用户根据需要可选择使用。进行预报时用户可设置预报时间和时段选择，预报时间默认为当前时间，时段有3小时和6小时两种方式。通过输入预报时间，再判断未来是否有降雨，若不增加将雨，则可直接计算出各入库站的流量过程及入库流量过程。若要增加降雨，则需要输入每一块预报时间之后各时段预估的降雨量，便可计算出相应的结果。

（2）洪水调度。对于作出的洪水预报，水库是否能需要调洪，若需要调洪闸门应在何时启闭，库水位的变化过程怎样，就必须对该场洪水进行调度。水库调度实际上是对预报结果进行调洪演算，其基本原理是水量平衡，主要功能有：入库洪水统计、调洪规程调度、给定闸门调度、给定水位调度、给定出流调度、预报预泄调度。各功能均可在窗口显示未来入库、出库流量过程线图，未来库水位过程线图，未来各时段闸门开启情况图及相应的调洪成果数据表。

2.6发电调度

在系统内人工输入峰平谷出力，选择所需入库流量输入方式、调度方式，系统可自动做出最优发电调度计划。选择入库流量输入方式，共有三种：频率法、典型年法、预估入库流量法。系统默认为预估入库流量法。频率法可按照任意时段任意频率从数据库中读取流量，用户可对入库流量进行修改；点击典型年法，输入年份后，系统直接从数据库中读取所输入年份相应与调度时段的入库流量。调度方式主要包括给定各计算时段出力、给定各计算时段末水位、发电量最大（不考虑保证出力约束）、发电量最大（考虑保证出力约束）、耗水量最小、蓄能最大、发电收入最大等。分别选择不同的调度方式，可以做出不同的调度结果。

2.7资料整编

资料整编功能可统计出测站水位、流量在一段时间内的平均值、最大值及发生时间、最小值及发生时间，三站水库平均入库、出库、发电流量、弃水流量、平均出力、日发电量、库水位，以及相应的平均值、最大值及发生时间、最小值及发生时间，增加统计工作效率，便于及时查阅。

3、存在的问题

（1）系统计算生成的水务报表，不可直接修改报表数据，需使用数据录入功能修改基础数据，才能生成准确报表。因查找需要修改的基础数据可能耗费一定时间，故建议增加直接修改报表数据功能。

（2）在降雨还没有结束却要作增加预报时，虽然可增加预见期，但预估降雨的准确性将会直接影响到预报精度，对人工预测分析依赖性较大。因需要人工分析，所以程序设置自动预报时，该功能不能使用。故建议对洪水预报子程序进行升级完善。

4、结束语

黑水河流域水调自动化系统自2009年6月投入运行后，运行情况良好。系统与水情自动测报系统中心站服務器保持可靠连接，与省调通信服务器及厂家应用服务器有效通讯，数据接收及发送均正常。系统程序运行稳定，通过实时数据监测、值班管理、洪水调度、雨水情分析、发电调度、资料整编等功能的实现，增加水情监视直观性，数据全面多样性，数据统计工作的高效性，为防洪度汛、发电调度提供基础数据支持，为黑水河流域优化水库调度、实现发电经济运行起到重要作用。

参考文献

变电站中的自动化系统 篇7

一、数字化变电站自动化技术的特征

数字化变电站这个概念是由于数字式过程层设备的出现而有的。在以信息共享化以及过程层数字化为基础, 数字化变电站重视SAS整体的信息化、站内EID之间与统一模型化、变电站和控制中心之间集成应用、协同操作的能力[1]。SAS在不久的未来将以输配电系统的统一信息源与自动化功能、执行终端的协调和集成作为目标, 在建设过程中逐渐实现数字化。典型的数字化变电站结构如图1所示。

数字化变电站在目前虽然还没有严格意义上的定义, 但对于数字化变电站它的形态特征大致有以下几个方面:

1变电站具有层次化

在功能的差异上, 可以将变电站根据逻辑结构划分为变电站层、过程层以及间隔层, 如图2所示。变电站层所起到的作用是通过对全站数据的利用, 对一次设备进行不间断的实时监视与控制, 同时对远方控制中心的数据进行交换;过程层所起到的作用是对一次设备接口相关的功能进行一一实现, 例如开出开入量以及模拟量采样等, 过程层它还对常规变电站间隔层的部分功能进行分担, 它所起到作用是无可代替的, 是为数字式过程层设备特地设置的;间隔层所起到的作用是对本间隔的数据进行利用, 从而对本间隔的一次设备进行控制与保护。

2间隔层设备网络化

在变电站中间隔层设备是远动、测控、继电保护、故障录波、防误闭锁、电压无功调节等装置, 这些装置都是由数字式微处理器设计制造的, 设备在与变电站层、过程层之间进行交换信息都要通过高速通信网络实现, 因为过程层设备数字化, 在常规间隔层往往都要用外部接口来代替通信接口设备的模拟量输入、输出等。

3一次设备的智能化

在设计一次设备中被控制的操作驱动回路和被检测的信号回路中, 均通过光电技术与微处理器来实现, 这既大大简化了常规机电式继电器以及控制回路的结构, 同时又用数字公共信号网络和数字程控器替换了传统的导线连接。由光电数字以及光纤取代了常规的强电模拟信号以及控制电缆, 而在变电站二次回路中的常规继电器以及逻辑回路被可编程控制器所取代。

4运行管理自动化

在变电站中逐渐对电力生产运行数据以及运行状态的记录统计实现了无纸化;在信息的分层、分流交换也实现了自动化;变电站在运行过程中一旦有故障发生能马上得到故障分析报告, 及时对故障原因进行分析并给出处理意见;能过自动化系统可以及时提供设备检修报告, 这把以往的变电站设备“定期检修”由“状态检修”所取代。

二、数字化变电站中自动化技术应用的好处

1变电站各种信息可以真正的实现互通共享

对数字化变电站的建设是按照IEC61850标准建设的, 通过一系列自动化设备的投入使用, 实现了在同一个网络中接收来自变电站计量、监控以及保护等系统中的电压电流以及变电站运行状态等信息。此外, 变电站的控制信息不需要进行信息采集, 可以通过同一个网络来接收。这就实现了变电站的资源共享, 这也大大提高了变电站系统的互操作性, 同时由于资源实现共享减少了许多原本所需要的设备, 为变电站建设的投资起到了节约生产成本的作用。

2可以扩展变电站的规模与功能

在数字化变电站中以网络为介质实现了设备与设备之间以及设备与变电站之间进行的信息输送, 在通信网络中一旦有新的设备接入来, 变电站新的功能随之可以实现, 而不需要对原有设备进行更换, 这便可大大减少建设成本, 同时也让变化站的工作变得更加方便, 工作效率也得到很大提高。

3有效地提高变电站的测量精度

以往对设备的数据进行采集时是通过变电站的互感器中模拟信号来进行的, 这样往往会产生较大的误差。而数字化变电站的数据采集是以电子式互感器作为基础, 精确度非常高, 因此得到的测量结果也更加精确, 这也大大地提高了变电站的工作效率和质量。此外, 数字化的测量系统还有着重量轻、体积小等优点, 可以在变电站开关设备系统中实现智能集成的形成, 从而很好地实现了数字化变电站机电一体化的设计与优化。

三、数字化变电站的实现过程展望

数字化技术在变电站的发展不会是一个短期过程, 一定还会经过一个长期的发展, 因此要充分对其与目前常规变电站技术的兼容性进行考虑。

1过程层常规设备的接入

对于过程层的常规设备主要有两种, 即是指断路器设备和互感器设备, 对其应用一般体现在采取智能断路器技术和非常规互感器技术, 还有就是智能断路器控制器技术, 接入常规设备的主要方式有三种:一是常规互感器和智能断路器;二是常规互感器和常规断路器;三是非常规互感器和常规断路器。

2过程总线方案

到了第二阶段时, 前面控制将与测量数据的分离通信系统合并起来, 同时, 控制与测量数据在合并过程中可以省去间隔接线这个步骤, 但对于间隔层IED设备在与变电站总线和过程总线进行连接时需要依靠两个以太网口来完成, 因为对来自合并单元的数字化电气量测系统的瞬时值进行传送, 采用这种通信方式对比于第一阶段中的通信方式要快得多。因此, 要借用于100 Mbit/s以太网, 依靠过程总线保护装置的跳闸命令最后送达断路器。

3过程总线与站总线的合并

在第一, 第二阶段中过程总线和变电站总线中都对以太网进行了使用, 加上以太网的还在继续发展, 因此, 变电站总线联接从此开成了一个通信网, 而且又不会对变电站内部站的通信造成影响。

结语

数字化技术在变电站自动化系统中的应用日益成熟, 对电网自动化技术的发展有了极大的推动作用。未来在数字化变电站应用技术更加成熟的基础上, 将推动新时代数字化电网的实现, 这对于提高变电站的安全稳定和可靠运行有着重大意义。

摘要：数字化变电站所涉及到的技术来自于多个高端科研领域, 包括计算机技术、通信网络技术以及继电保护自动化等方面技术。智能化电气在过去几年中取得了长足的发展, 这也标志着变电站自动化技术中的数字化时代即将到来。这对于我国电力系统的发展将会起到巨大的促进作用, 对提高电力系统的运行稳定性和安全性有着重大意义, 必将是电力系统发展史上的一次伟大变革。

关键词：IEC61850,变电站自动化,网络技术

参考文献

[1]高翔, 张沛超.数字化变电站的主要特征和关键技术[J].电网技术, 2006 (23) .

[2]何世恩, 刘峻.IEC61850数字化变电站对继电保护专业的影响[J].电力系统保护与控制, 2009 (03) .

变电站中的自动化系统 篇8

北京四方公司在总结了国内外变电站综合自动化系统的优缺点后, 通过自主研发形成了CSC2000变电站综合自动化系统, 在我国变电站中得到了广泛的应用。CSC2000系统在实现变电站继电保护功能的基础上, 通过不同的嵌入式模块和综合布线措施, 形成了集信号检测、故障诊断、自动跳闸保护为一体的综合自动化系统。

1 变电站综合自动化系统

随着变电站规模和容量的不断扩大, 传统的继电保护装置很难完成变电站综合自动保护功能。利用微机作为系统监控中心, 通过各类检测、监控、诊断、保护模块, 完成对变电站内部所有设备及系统的监控和保护。数据采集模块是系统与电气设备单元进行信息沟通的主要通道, 数据采集模块实时的采集变电站系统内部的各类模拟信号量、数字信号量、动态开关量等信号, 通过计算机内部的信号转换、收集单元将各类信号储存在计算机系统内部, 并通过通信系统传输到系统监控中心 (或中控室) 。上位机的数据信号处理单元通过内部设置的程序, 实时动态的对数据进行分析, 并与标准数据进行比对判断, 达到了变电站电气量实时动态监测、监控的目的。

2 CSC2000变电站综合自动化系统

2.1 系统逻辑通信结构

CSC200系统采取的分层、分布式综合通信结构系统, 可以充分利用系统的通信通道, 保证系统内部数据能够实时的进行传输共享。CSC2000系统在实时检测时, 主要把变电站所有运行设备分为间隔层和变电层两大单元, 实现对电气设备信号量的测量和监控。间隔层是系统中最基本的检测单元组成, 主要完成对设备实时数据检测和的现地操作保护功能, 并通过数据通信通道与监控中心进行实时数据、命令等信号的通信。变电层是整个系统的监控中枢, 首先将间隔层采集的数据进行分析判断, 通过遥控手段, 操作现地单元控制系统快速切除故障, 保证电气设备安全可靠运行。同时变电层通过人性化人机互通界面, 向运行管理人员提供各类数据、运行装置、仿真图形、历史数据图表等信息, 使运行人员能够实时动态的了解系统的整体运行工况, 提高故障处理效率[2]。

2.2 系统模块及功能

CSC2000系统由于其具有强大的检测、诊断、排查功能, 有效提高了变电站自动化运行水平, 加快了变电站“无人值守”进程, 且是我国独立自主研发的监控系统, 在我国35kV～500kV等大中型变电站中得到了广泛的应用, CSC2000系统在110kV变电站使用的典型结构如图1所示。

2.2.1 监控主站

监控主站是系统逻辑分析运算的大脑, 运行管理人员通过可视化液晶界面, 及时了解系统运行的整体工况。主界面上包括变电站实时运行的主接线图、设备运行工况、各间隔层单元等信息。在主界面的嵌套系统中, 可以调取电气设备运行的历史数据、各类异常的图形等信息。监控主机内部还具备自我故障检测功能, 并通过对应的声光报警措施, 提醒运行人员进行相关系统或设备进行检测, 保证系统所有设备安全高效的运行[3]。

2.2.2 工程师站

实现变电站“无人值守”是变电站综合自动化发展的必然趋势。CSC200系统通过采用现场控制总线结构, 将间隔层单元继电保护电压、电流等数据通过调制解调器转换为便于通信的信号后, 由通信屏蔽电缆或光缆传输到调度中心工程师站供工程师管理人员进行分析调度。在“四遥”系统中, 工程师可以在遥控中心通过监控数据实时掌握电气设备的运行情况, 并根据分节点处的负荷变化作正确的调度计划。当系统或电气设备出现故障时, 工程师可以通过通信系统发出对应的操作命令, 控制现地单元操作对应的操作机构实现远程操控电气设备进行跳闸保护, 防止事故的进一步扩大。

2.2.3 无功调节AVQC

变电站无功优化控制是变电站安全可靠运行的又一保障。通过无功调节 (AVQC) 模块, 可以实现自动检测系统中的无功功率补偿容量, 保证供电电压的稳定。AVQC站通过现地的监控单元, 将系统中的电压和电流信号传输会监控中心, 通过计算机内部预设程序判断系统实时需要补偿的无功容量, 并通过通信系统发出对应的操作命令, 通过远程操作无功补偿装置的切投开关和调节变压器的分接头实现动态的系统无功补偿, 保证变电站运行电压的综合水平。

3 CSSC2000系统不足

CSC2000变电站综合自动化系统通过计算机监控系统实现了自动数据检测、故障诊断、操作保护等功能, 有效提高了变电站综合运行水平。CSC2000系统由各类集成保护模块组成, 大大简化了变电站继电保护的二次回路接线, 取代了传统的各类监控操作柜盘, 缩小的系统占地面积。同时以数字信号处理为核心的内部结构在灵敏度、精确度等方面都比较优越。CSC2000系统在许多变电站实际运行中都取得了较为满意的结果。但在长期的运行保护工作中发现一些不足, 有待厂家进行更进一步的改进。

(1) 某些模块通信协约不一致, 导致与其他监控模块无法完成正常通信。特别是在变电站综合自动化系统改造中, 为了降低系统改造成本, 通常采用与原继电保护模块相结合选用相应的动态监控系统, 如果出现监控设备间特性不匹配情况, 就可能导致设备间无法通信。

(2) 冗余信号排查模块不全。CSC2000系统内部通过电子锁进行各类设备的监控保护, 而且各类数据通信的通道是相同的, 就会导致对间隔层单元设备进行检修试验时, 各类波动的非正常运行遥信信号和开关量就会遥传入监控主机, 导致调度运行人员出现故障的误判。同时大量波动的试验数据抢占了数据传输通道, 就会出现信号拥塞现象, 当系统出现故障时, 故障信号不能实时达到监控主站, 不能实时发出排障命令[4]。

4 改进控制措施

为了提高CSC2000变电站综合自动化系统的整体运行特性, 实现实时动态的变电监控、测量、保护, 保障变电站安全可靠的运行, 针对系统存在的上述不足, 结合实际工作经验提出相关的改进控制措施如下。

(1) 完善通信协约, 加强CSC2000系统与其它监控设备间的通信功能, 实现接口相互匹配、特性相互兼容的功能。 (2) 在系统内部加设冗余信号排查模块, 对于处于现场试验的间隔层单元, 应设立有效的闭锁模块, 将该单元的所有试验信号转换到其它模块中, 不经过通信通道传输到监控主机中, 提高调度人员的综合判断能力, 防止“误信号”导致“误动作”事故的发生。 (3) 建立安全有效的检修维护规程, 保证各类命令和操作的准确可靠性。同时加强运行人员的入岗培训, 充分了解CSC2000系统的结构和功能, 让运行人员在故障出现时做到心中有数, 提高事故处理速率, 防止事故的扩大, 提高变电站的综合供配电能力[5]。

5 结语

综合自动化技术是变电站继电保护研究的一个重要课题。CSC2000变电站综合自动化系统的成功投运后, 有效提高了我国变电站自动化运行的水平, 实现了“四遥”操作的高效可靠功能, 大大减轻了调度运行人员的系统工作量, 提高了变电站综合供配电水平。

参考文献

[1]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护实用技术问答[M].北京:中国电力出版社, 1997.

[2]谭文恕.变电站通信网络和系统协议IEC61850介绍[J].电网技术, 2001, 25 (9) :8～11.

[3]刘耀宇, 孟辉.CSC2000综合自动化系统应用技术[J].电工技术.2003 (11) :21～22.

[4]孔召贤.综合自动化变电站微机五防系统应注意的问题[J].电气应用, 2007, 5 (4) :46～47.

变电站中的自动化系统 篇9

集中控制系统结构简单, 直接面对控制对象, 但系统实时性、可靠性得不到保证。真正意义的工业控制网络体系是在二十世纪八九十年代占据了主导地位的分散型控制系统DCS (也称为集散型控制系统) , DCS将管理和控制相分离, 实现“集中管理, 分散控制”, 有力地克服了集中式数字控制系统中对控制器处理能力和可靠性要求高的缺陷。但集散控制系统也有明显的缺点, 如多极主从结构对主机依赖过重且效率低;大量使用模拟信号, 传输可靠性差;厂家各自制定标准, 通信协议不开放等。

为了克服DCS系统的技术瓶颈, 出现了现场总线技术, 将系统的控制功能进一步下放, 顺应了“智能化、数字化、信息化、网络化、分散化”的自控技术发展主流, 形成创新型的网络集成式全分布控制系统现场总线控制系统FCS (Fieldbus Control System) 。但是FCS标准种类过多, 且各有自己的优势和适用范围, 另外在本质安全、系统可靠性、数据传输速度等方面存在一些技术瓶颈。

1 工业以太网的优点

目前许多大公司的工业控制系统都是采用以太网来统一管理, 而且各种现场总线也大多开发出以太网接口, 因此可以说以太网已经成为工业控制领域的主要通信标准。这主要是因为以太网具有以下优点:1) 应用广泛。2) 成本低廉。3) 通信速率高。4) 软硬件资源丰富。5) 可持续发展潜力大。

因此, 如果工业控制领域以太网作为现场设备之间的通信网络平台, 可以避免现场总线技术游离于计算机网络技术发展的主流技术之外, 从而使现场总线技术和一般网络技术互相促进, 共同发展, 并保证技术上的可持续发展, 在技术升级方面无需单独的研究投入, 这一点是任何现场总线技术所无法比拟的。

2 统一的网络协议标准

以太网本身仅定义了物理介质、数据帧格式和LAN内设备的数据包的传输寻址方案, 它相应于OSI模型的最低两层。在其上的网络层和传输层可使用TCP/IP协议, 让应用层信息在两个设备之间传输, 但不能保证其有效的通信。采用以太网+TCP/IP的设备厂商都有各自的应用层定义, 这意味着如连到同一厂房的以太网中的设备可以物理共存, 但不能实现有效的互操作, 也不能保证实时控制的要求。为此要在应用层给出一个类似FTP或HTP协议的应用层规范, 使类型迥异的各种设备能拥有统一的“定义”。两大组织IEA (Industrial Ethernet Association) 和ODVA (Open DeviceNet Vender Association) 提出并定义了一个“以太网工业协议”Ethernet/IP, 它是建立在802.3协议之上的、支持TCP/IP和CIP (Control & Information Protol) 的架构体系。

CIP本身是由DeviceNet和ControlNet提出并定义的应用层协议, 是专为工业控制设计的基于对象的一种方法 (体系结构、数据类型、服务等) , 提供了访问数据和控制设备操作的服务集合对象库。对象库描述了不同厂商的设备定义、标识等, 使类型差别很大的设备可以直接连入网络且被整个系统“看到”, 实现即插即用。

由此看出, Ethernet/IP使工业以太网更容易地与底层充当主角的各种现场总线子系统FCS集成和并存。同时Ethernet/IP还定义了显式 (explicit) 和隐式 (implicit) 两种报文。前者用于对时间无严格要求的点对点组态信息, 报文的数据段载有协议信息及其服务的性能说明, 要求各个接点必须解析每个报文, 执行响应的任务。其报文的长短、出现频率有很大的变化。显式报文是由TCP协议完成的。对实时性要求很高的信息, 则使用隐式报文由UDP (用户数据报) +IP来传输。

Ethernet/IP将从应用层来的CIP报文压缩, 封装成TCP或UDP的帧格式, 然后通过具有Switch结构的Ethernet发送, 在接受点拆包后还原为CIP报文, 交给使用者。ODVA还提供免费的设备对象库的开发工具包和样例, 供厂家开发自己的设备对象描述。

3 标准功能模块方式

标准化功能块提供一个通用的结构, 把实现控制系统所需的各种功能划分为功能模块, 如AI, AO, PID等, 使其公共特征标准化, 规定它们各自的输入、输出、算法、事件、参数与块控制图, 并把它们组成可在某种现场设备中执行的应用进程。功能块的通用结构是实现开放系统构架的基础, 也是实现各种网络功能与自动化功能的基础。在H1和HSE标准中, 规定了犯种标准功能块, 但每种功能块标准中, 规定了犯种标准功能块, 但每种功能块只对功能块的外特性进行统一, 而功能块内部的算法是由开发者设计的, 为开发者保留了发挥自己产品特色或优势的空间。

4 工业以太网在变电站自动化系统中的应用

间隔层设备直接上网正逐渐成为主流变电站通信结构, 由IEC61850协议草案也能看到这点。在这种通信模式中变电站自动化系统在逻辑结构上分为过程层、间隔层和站控, 其中过程层包含变电站内的生产设施, 如变压器、断路器及其辅助接点、电流互感器和电压互感器等, 主要负责现场数据采集、提供I/O接口等;间隔层包含测量和控制单元, 负责该单元线路或变压器的参数测量和监控, 断路器的控制和连锁等;变电站层包含全站性的监控主机, 通信及控制主机, 实现管理等功能的工程师站。

对于那些不具备网络接口的间隔层设备 (如某些保护装置、智能电度表等) , 可通过RS-232/485或现场总线方式连在一起, 然后通过一个具有嵌入式以太网接口的通信管理单元 (如保护管理机、智能设备接口机等) , 将其作为一个间隔层网络节点连接到以太网上。

随着一次设备技术和网络通信技术的不断发展, 智能开关、电子电压/电流互感器等一次设备上网将在不久的将来成为可能, 一层网络通信结构已成为变电站内网络通信结构的未来发展方向。两个层次的关系如图1所示。

5 结语

以太网所具有的低成本、全开放、传输速率高及应用广泛等优点, 使其在工业控制系统应用中拥有巨大的优势, 并且随着以太网技术的不断发展, 阻碍着应用于工业控制现场的一些缺陷如通信实时性、互可操作性、网络安全性等都已得到很大程度的改善。

通信网络作为变电站自动化系统的关键, 通信方式由RS-232/485和现场总线, 发展到工业以太网, 虽然目前以太网全面代替现场总线应用于变电站自动化系统中还存在着一些问题, 但随着技术的发展, 未来以太网将在变电站自动化系统中的现场设备之间的互连以及和信息集成中发挥越来越重要的作用。

参考文献

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[2]金青, 戴胜华, 欧阳劲松.基于Modbus/TCP的工业以太网通信[J].仪器仪表标准化与计量, 2006 (1) :22-24.

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[4]孙军平, 盛万兴, 王孙安.新一代变电站自动化网络通信系统研究[J].中国电机工程学报, 2003, 3 (23) :16-19, 145.

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[6]马玉敏, 张浩, 樊留群.工业以太网的最新发展[J].测控技术, 2005 (12) :1-4.

变电站中的自动化系统 篇10

遥视系统服务器一般建立在监控中心, 它主要完成用户管理、变电站、摄象机分组、遥控优先级设置和调度。在调度所和集控站方便地建立了数个监控终端。这些监控终端无须专门微机和铺设视频与控制电缆, 所用界面为标准的互联网浏览器。同时, 采用了WEB技术和标准, 方便用户使用, 并且在标准上与MIS等其它系统兼容, 也符合行业信息系统未来的标准。

随着我国电力事业不断发展, 同时由于人们生活过程中产生更高的需求, 过去传统的变电站图像监控系统已经不能满足现代电力系统的要求, 在功能等方面存在着一些不足。对于电力系统的变电站一般具有分布广、距离长、网络宽带限制等方面的特点, 基于目前变电站的特性, 摇视系统根据其要求形成其独特的结构和特点。如下对变电站结构和特点进行简要分析介绍:

1.1 摇视系统结构

一般摇视监控系统会分为监控中心、疾控中心以及三级变电站组成, 三个结构相互进行协调, 共同实现摇视系统的可靠性。对于摇视系统而言, 由于受到设备和控制软件所在地的影响, 大体会分为现场监控部分、网络传输部分和监控中心三大部分。如下一一进行介绍:

现场监控部分:此部分是在现场进行控制的结构, 主要能够实现现场图像监控、环境监控、图像实时传输、录像本地存储、报警监控、其他系统接入等功能。

网络传输部分:摇视控制系统网络传输部分主要依靠监控中心, 通过以太网的网络通道, 有效地将监控远端与监控中心进行同一局域网结合。对于线路传输一般采用范围较光, 但是受到成本和图像质量的影响, 通常在传输通道上会选用E1通道为主线路, 其他MIS等进行辅助, 实现摇视系统传输动能。

监控中心部分:包括区域监控中心和主控中心, 根据实际需求, 通常在监控中心、集控站、调度中心、变电部门设立多台监控工作站。在一台监控工作站上可同时监控一个或多个变电站端的现场图像。通过此方式, 操作人员在监控中心即可实现对整个监控系统的控制。

1.2 遥视系统的特点

(1) 距离较远, 地点分散。目前我国在建设变电站的时候, 由于受到地点的影响, 造成变电站分布较为广散, 与管理控制中心的距离较远, 从而导致摇视系统也具有一定的分散特点。 (2) 网络带宽有限。由于我国变电分布具有广散的特点, 在考虑成本的因素影响时, 对于摇视系统网络宽带分配上就会造成一定程度的限制, 不能对全部摇视系统分配过多的网络流量。基于这种原因造成数据网络传输过程中质量不高, 不能有效地每一个监控摄像的图像发送回监管控制中心进行实时控制。 (3) 集中管理, 分布式运行。由于遥视系统要给管理、变电、调度、巡检等多个部门人员使用, 而这些部门所关心的内容及管辖范围各不相同, 为了便于管理, 遥视系统设有中心管理服务器, 用于系统的统一运行维护管理。同时中心管理服务器还负责系统的权限分配、控制权竞争管理、报警管理等调度管理工作。 (4) 监控内容较多, 环境恶劣。变电站摇视监控系统不同于其他食品监控系统, 在工作内容上较为繁多, 对设备运行状况、控制室湿度温度以及水侵等都要进行看管控制。对于设备发生故障或异常问题时, 摇视系统要做出及时的处理报警, 这些问题导致监控过程的繁重, 同时相对环境不是特别良好。

2 变电站摇视系统工作原理

(1) 系统采用客户机、服务器模式, 可以大大减少服务器处理人机交互数据的工作量, 优化了系统配置, 提高了系统效率。这种方式的优点是能快速实现系统功能, 能满足用户需求, 提供高质量用户界面和人机对话操作方法, 基本可以按需求定做, 并可以保证系统日常运行的安全性。

(2) 变电站的视频服务器将摄像机录制的模拟视频信号转换成计算机所能识别的数字信号, 通过2M的数字通道发送到集控站 (或发送到MIS网) , 并通过软件进行解压, 再将数字信号转变为模拟视频信号, 所拍摄的图像实时显示在工作站终端。

3 变电站摇视技术在电力系统中应用

3.1 安全防范功能

变电站摇视系统能及时对变电站内的建筑以及涉笔进行安全的防护, 在出现火灾、盗窃等问题时, 及时发出火警、盗警信号, 从而方便维护人员和管理人员的工作, 整体提升变电站工作效率, 同时减少不必要的经济损失和人员伤亡。如下分几点说明变电站安全防范的功能:

(1) 摇视系统一般在比电站外围墙上四周以及大门处安防摄像头和红外摄像, 对盗窃现象进行防治。 (2) 在建筑物门窗安装报警探头, 如门磁、红外、玻璃破碎探测器。 (3) 重点部位摄像机的安装, 起到24小时不间断视频监控, 可报警。 (4) 在高压室和主控室等地点装设一批烟感或温感探头。当探头感测到烟雾、高温时, 就会向后台发出告警信息, 同时连动切换摄像机画面, 并记录下当时现场的情况。 (5) 摇视系统能够实现对灯光及智能化设备的控制, 这种系统最大优点在于夜间工人休息后, 还能继续对整体进行监控, 对变电站灯光定时开关或远程控制。同时对于探头等智能化设备进行远方控制。

3.2 监视功能

变电站监视功能就是对变电站内的电气设备进行实时看管, 当电气设备发生异常现象时, 通过与监控中心主站进行声像通信及时发出报警信号, 同时监视录像进行相关录像, 方便检查维护人员准确找到事故位置, 保障电站设备争产运行。

(1) 变电站摇视系统一般通过摄像机、灯光联动等方式, 实现对主变压器、断路器、电压互感器等重要设备的实时监视, 确保电站设备能够正常运行, 以及主变压器、开关等一二级设备损伤情况的监视, 充分保障生产活动的高效率进行。 (2) 摇视系统能够实现对重要节点、接头等位置上温度自动化控制, 这些重要位置发生高温时, 能够及时发出报警信号, 防止因过热造成电力设备无法正常运转。 (3) 通过图像监视结合远程和本地人员操作经验的优势, 避免误操作。 (4) 操作隔离开关位置的视频监视。 (5) 变电站摇视系统能够实现与其他电力自动化系统的协调工作, 共同对变电站整体进行实时监视。

参考文献

[1]任旭.变电站遥视技术在电力系统自动化中的应用[J].新科教, 2012, 2.[1]任旭.变电站遥视技术在电力系统自动化中的应用[J].新科教, 2012, 2.

变电站综合自动化系统探析 篇11

关键词：变电站；自动化；技术

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

1综合自动化系统

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

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

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

2变电站自动化系统

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

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

3 对变电站综合自动化系统的维护

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

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

4结束语

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

参考文献

[1]杨奇逊，变电站综合自动化技术发展趋势.电力系统自动化，2013.

[2]王海猷，变电站综合自动化监控主站的系统资源平衡.电网技术，2012.

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

变电站中的自动化系统 篇12

通信是变电站自动化系统的关键,通信网络传输的实时性、确定性和可靠性决定了变电站自动化系统的可用性。随着变电站自动化系统的日趋复杂,交换式工业以太网以其通信速率高、价格低廉、标准开放等优势,成为变电站自动化系统新一代通信网络的首选。

在2009特高压输电技术国际会议上,中国国家电网公司正式发布了举世瞩目的“建设坚强智能电网”的研究报告。在这个大背景下,通信网络对变电站自动化系统变得愈加重要。稳定、高效、安全、经济成为衡量网络建设成效的重要性能指标。变电站自动化系统发展到现在,网络拓扑日趋复杂,异构的网络设备越来越多,网络数据流量也不断增加。如何保证网络的稳定性、安全性、足额的带宽受到了广泛关注。本文提出引入PVLAN技术来有效解决这些问题。

1 变电站自动化系统网络中的隐患

在110 k V及以下常规变电站的组网模式中,间隔层的各种保护测控装置、智能设备和站控层的当地监控、五防系统、远动工作站以及各种提供高层应用的数据库服务器、Web服务器等在物理和逻辑上共享一个网络。这可能导致以下隐患:

1)某台设备出现故障、感染病毒或网络连线异常时可能对全网设备造成影响,降低了全站二次系统的运行稳定性。

2)设备间交互数据较大时可能造成网络拥塞,甚至出现“网络风暴”问题。

3)当网络出现故障时,故障点排错复杂。

4)不同业务特性、重要级别的设备在同一网络内进行信息交互,降低了实时控制业务的实时性、可靠性。

2 VLAN的概念及应用

VLAN(Virtual Local Area Network)即虚拟局域网,是一种将局域网内的设备逻辑地而不是物理地划分成多个网段,从而实现虚拟工作组的技术。VLAN技术在TCP/IP体系中的第二层数据链路层隔离了不同VLAN间的通信,也就是说一个VLAN内部的流量不会转发到其他VLAN中。要实现不同VLAN间的相互通信,需要借助第三层网络层的路由功能,通过对VLAN间路由参数或访问控制列表的配置,控制不同VLAN间站点的相互通信。

VLAN在变电站自动化系统中的应用方式大致有两种。其一,按照地域划分。如将主控室、35 k V室、10 k V室内的设备分别划分为独立的VLAN。其二,按照设备业务逻辑功能划分。如将变压器保护、线路保护、各类测控装置等分别划分为独立的VLAN。两种方式下,站控层的当地监控和远动工作站因需要获取整个网络中的数据,必须加入到间隔层的所有VLAN中。数据库服务器、Web服务器、五防系统等则需要根据各自的信息来源划分。如五防系统的信息采集通过当地监控转发,则可以把五防系统和当地监控也划分到一个独立的VLAN中。在IEC61850体系下的数字化变电站中,过程层的各类设备间由于有GOOSE报文的交互,需要根据实际情况进行VLAN的划分,在此不在累述[1,2]。

如图1所示,基于VLAN技术组网后,变电站通信网络被逻辑上划分成相互隔离的多个子网,这就减小了网络数据流量,降低了网络分包碰撞和网络风暴产生的可能性。某一子网内的设备产生故障时,仅会影响到本子网内部,不会对其他子网产生影响。网络出现故障时,能迅速定位到某个子网内,减轻了网络故障排查的难度。此外,VLAN为IEEE802.1Q协议的实现奠定了技术基础,提供了实现手段[3]。802.1Q协议支持将数据包分组为各种流量种类。流量种类也可以定义为第二层服务质量(Qo S)或服务类(Co S),它并不被要求强制使用,但IEEE极力推荐实施这些流量种类[4]。变电站自动化系统可以根据运行设备不同的业务逻辑划分出不同优先级的流量种类,让那些实时应用得到最优先的响应。

3 VLAN的局限性

VLAN在一定程度上能够解决本文第一节中提出的隐患。随着建设坚强智能电网的实施、变电站自动化系统功能的增强,通信网络的可靠性、安全性面临着更高的要求。如何进一步优化网络资源、隔离广播域和网络故障,将网络中任何节点故障造成的影响最小化?一种传统的解决方法是给每个节点分配一个VLAN和相关的IP子网。通过使用VLAN,每个节点被从第二层隔离开,来防止任何恶意数据的相互影响。但是,这种为每个节点分配VLAN和IP子网的模型造成了可扩展性的局限。这些局限主要有下述几方面:

1)VLAN的限制。交换机固有的VLAN数量的限制。

2)复杂的STP。对于每个VLAN,每个相关的Spanning Tree的拓扑都需要管理。

3)IP地址的紧缺。IP子网的划分势必造成一些IP地址的浪费,引起紧缺。

4)逻辑层次的限制。复杂的网络中纯粹依赖一层的VLAN划分往往是不够的。

此外,由于变电站内站控层的设备需要获取所有子网的数据,使用VLAN必须有三层交换机路由功能的支持。而在110 k V及以下规模的变电站中选用三层交换机会大幅度增加成本投入,所以我们转向二层交换机支持的PVLAN技术。

4 PVLAN的概念模型

PVLAN(Private Virtual Local Area Network)即私有VLAN。PVLAN采用两层VLAN隔离技术,可以让同一个VLAN中的各端口间不能通信,但可以穿过Trunk端口。这样即使同一VLAN中的用户,相互之间也不会受到广播或恶意数据的影响。

在PVLAN的概念模型中,PVLAN其实就是定义若干个VLAN,将其中一个VLAN定义为Primary VLAN即主VLAN,其他几个VLAN为Secondary VLAN即辅助VLAN。辅助VLAN与主VLAN建立关联,成为主VLAN成员。各个辅助VLAN共享主VLAN的地址资源,包括IP地址、网关等。而在PVLAN外部,所有的辅助VLAN都被看成是一个VLAN,即主VLAN[5]。

5 基于东土SICOM2024交换机的实现

东土的二层交换机SICOM2024进一步抽象了PVLAN概念模型。需要相互隔离数据的子网被称为隔离域,需要共享数据的子网称为共享域。交换机根据PVLAN中端口的配置来对流经端口的数据进行Tag和Un Tag操作,实现PVLAN功能。配置规则可以归纳为以下两点:

1)上联端口域的所有端口必须以Untag方式添加到共享域VLAN,以Tag方式加入到隔离域VLAN。

2)下联隔离端口域的所有端口必须以tag方式加入到共享域VLAN,以Untag方式加入到隔离域VLAN。

图2是110 k V变电站自动化系统通信仿真模型。Swich1模拟安装在主控室内,当地监控接入到Switch1的端口1上,并划分到VLAN1。装置1、装置2模拟安装在35 k V、10 k V室内,分别接入到Switch5、Switch6的端口1上,并划分到VLAN4、VLAN5。Switch1与Switch2、Switch3的级联口划分到VLAN2、VLAN3。

图2中的5台装置分别模拟以100 p/s发送背景流量,即变电站自动化系统中的周期性数据,如全遥测、全遥信等;模拟以指数分布时间发送系统中的突发数据,如变位遥信、So E等;模拟以指数分布时间发送系统中的控制命令,如遥控、遥调等。交换机直接转发的情况下,当地监控、各台装置均会有大约500 p/s的数据流量(5台装置产生的背景流量及突发流量之和)。当交换机上挂接更多的装置时,数据流量会随之大大增加。在常规变电站自动化系统结构下,装置之间不需要通信,这样的组网模式不仅消耗了装置处理业务逻辑的CPU资源,还浪费了网络带宽,是十分不利的。采用VLAN技术组网,将5台装置划分到独立的VLAN,5台装置上的流量就仅有各自发送的数据(大约100 p/s)。但由于二层交换机不支持路由转发,无法实现跨VLAN通信,使得当地监控无法接收到这5台装置的数据,显然不符合现场需求。而采用PVLAN技术,将VLAN2和VLAN3设置为隔离域,VLAN1设置为共享域。这样VLAN2与VLAN3就实现了相互隔离,并各自能够与VLAN1实现数据交互。在Switch1上,PVLAN配置方式如下所示:

其他交换机上的配置与Switch1相似,按网络拓扑从上至下分别配置好每台交换机划分的隔离域VLAN和共享域VLAN端口即可。图3、图4通过Sniffer捕获了当地监控和装置1的数据流量,其他装置上的流量与装置1基本相同。图3显示当地监控流量大约为500 p/s,实现了跨VLAN间的信息共享。图4显示装置1的流量大约是100 p/s,屏蔽掉了网络上其他装置的流量。

基于PVLAN技术的组网方式在成都地区110k V及以下规模的变电站自动化系统中得到了广泛的应用,PVLAN组网的结构模型如图5所示。为方便管理,首先将符合标准网络规约设备归类第一类,这些设备能够直接挂接到网络总线上。不符合标准网络规约或不具备网络接口的智能设备归为第二类,这些设备需要规约转换器转换后挂接到网络总线上。然后按照设备所处地域和设备业务逻辑功能相结合的方式划分VLAN。对第一类设备,主控室内的划入VLAN1,35 k V室内的划入VLAN2,10 k V室内的划入VLAN3。对第二类设备,根据不同的制造厂商或业务逻辑功能将对应的规约转换器划为VLAN4、VLAN5等。需要获取全站数据的当地监控、远动工作站划入VLAN6。最后将VLAN1~6都加入到PVLAN成员中。模型建立后,以10 k V室设备组(VLAN3)为例,上行数据流(1)如全遥测、全遥信、主动保护等将仅会流往(2)(VLAN6),流向(3)-(6)的路径将被屏蔽。这就大大减少了网络流量,降低了设备的处理负担。而VLAN6下行的数据流(7)如召唤定值、遥控等能够发往间隔层的任意VLAN。

6 结束语

目前,很多主流品牌的交换机都开始支持PVLAN这种二层虚拟局域网的划分[6]。PVLAN技术在解决通信安全、防止广播风暴和排查网络故障方面的优势是显而易见的,而且采用PVLAN技术有助于降低组网成本、实施网络优化,在交换机上的配置也相对简单。基于这些优势,PVLAN的组网模式在110 k V及以下规模的变电站自动化系统中有较好的应用前景,对以后的数字化变电站组网发展也有一定的借鉴意义。

参考文献

[1]邱智勇,陈建民.500kV数字化变电站组网方式及VLAN划分探讨[J].电工电能新技术,2009,28(4):60-65.QIU Zhi-yong,CHEN Jian-min.Discussion of 500kV digital substation network mode and VLAN partition[J].Adv Tech of Elec Eng&Energy,2009,28(4):60-65.

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[4]IEEE 802.Q VLAN信息规范[S].IEEE 802.Q VLAN message specification[S].

[5]陈光平,黄俊.PVLAN技术在小区宽带网中的应用[J].网络技术安全与应用,2006(45):43-45.CHEN Guang-ping,HUANG Jun.Application of PVLAN technology on district broadband networks[J].Network Security and Application,2006(45):43-45.