变电站自动化技术分析

变电站自动化技术分析（精选12篇）

变电站自动化技术分析 篇1

1 引言

变电站综合自动化系统大致有两方面的原则:一是中低压变电站采用自动化系统, 以便更好地实施无人值班, 达到减人增效的目的;二是对高压变电站 (220k V及以上) 的建设和设计来说, 是要求用先进的控制方式, 解决各专业在技术上分散、自成系统, 重复投资, 甚至影响运行可靠性。并且在实际的工程中尚存在以下主要问题:

功能重复, 表现在计量, 运动和当地监测系统所用的变送器各自设置, 加大CT, PT负载, 投资增加, 并且还造成数据测量的不一致性;运动装置和微机监测系统一个受制于调度所, 一个是服务于当地监测, 没有做到资源共享, 增加了投资且使现场造成复杂性, 影响系统的可靠性。

缺乏系统化设计。而是以一种“拼凑”功能的方式构成系统, 致使整个系统的性能指标不高, 部分功能及系统指标无法实现。

2 变电站综合自动化系统应能实现的功能

微机保护:是对站内所有的电气设备进行保护, 包括线路保护, 变压器保护, 母线保护, 电容器保护及备自投, 低频减载等安全自动装置。各类保护应具有下列功能:故障记录;存储多套定值;显示和当地修改定值;与监控系统通信台根据监控系统命令发送故障信息, 动作序列。当前整定值及自诊断信号。接收监控系统, 选择或修改定值, 校对时钟等命令。通信应采用标准规约。

数据采集。包括状态数据, 模拟数据和脉冲数据

状态量采集。状态量包括:断路器状态, 隔离开关状态, 变压器分接头信号及变电站一次设备告警信号等。目前这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统, 也可通过通信方式获得。

保护动作信号则采用串行口 (RS-232或RS485) 或计算机局域网通过通信方式获得。

模拟量采集。常规变电站采集的典型模拟量包括:各段母线电压, 线路电压, 电流和功率值。馈线电流, 电压和功率值, 频率, 相位等。此外还有变压器油温, 变电站室温等非电量的采集。

模拟量采集精度应能满足SCADA系统的需要。

脉冲量。脉冲量主要是脉冲电度表的输出脉冲, 也采用光电隔离方式与系统连接, 内部用计数器统计脉冲个数, 实现电能测量。

事件记录和故障录波测距。事件记录应包含保护动作序列记录, 开关跳合记录。其SOE分辨率一般在1ms~1Oms之间, 以满足不同电压等级对SOE的要求。

控制和操作闭锁。操作人员可通过CRT屏幕对断路器, 隔离开关, 变压器分接头, 电容器组投切进行远方操作。为了防止系统故障时无法操作被控设备, 在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。操作闭锁应具有以下内容:电脑五防及闭锁系统;根据实时状态信息, 自动实现断路器, 刀闸的操作闭锁功能;操作出口应具有同时操作闭锁功能;操作出口应具有跳合闭锁功能。

同期检测和同期合闸。该功能可以分为手动和自动两种方式实现。可选择独立的同期设备实现, 也可以由微机保护软件模块实现。

电压和无功的就地控制。无功和电压控制一般采用调整变压器分接头, 投切电容器组, 电抗器组, 同步调相机等方式实现。操作方式可手动可自动, 人工操作可就地控制或远方控制。

无功控制可由专门的无功控制设备实现, 也可由监控系统根据保护装置那量的电压, 无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。

3 变电站综合自动化的结构及模式

目前从国内、外变电达综合自动化的开展情况而言, 大致存在以下几种结构:

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。这是一种较为理想的结构, 要做到完全分布式结构, 在可扩展性、适用性及开放性方面都具有较强的优势, 然而在实际的工程应用及技术实现上就会遇到许多目前难以解决的问题, 如在分散安装布置时, 恶劣运行环境、抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上存在的问题等等, 就目前技术而言还不够十分成熟, 一味地追求完全分布式结构, 忽略工程实用性是不必要的。

集中式系统结构。系统的硬件装置、数据处理均集中配置, 采用由前置机和后台机构成的集控式结构, 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。目前国内许多的厂家尚属于这种结构方式, 这种结构有以下不足:前置管理机任务繁重、引线多, 降低了整个系统的可靠性, 即在前置机故障情况下, 将失去当地及远方的所有信息及功能, 这种结构形成的原由是变电站二次产品早期开发过程是按保护、测量、控制和通信部分分类、独立开发.没有从整个系统设计的指导思想下进行, 随着技术的进步及电力系统自动化的要求, 在进行变电站自动化工程的设计时, 大多采用的是按功能"拼凑"的方式开展, 从而导致系统的性能指标下降以及出现许多无法解决的工程问题。

站工程师工作台 (EWS) :可对站内设备进行状态检查、参数整定、调试检验等功能, 也可以用便携机进行就地及远端的维护工作。上面是按大致功能基本分块, 硬件可根据功能及信息特征在一台站控计算机中实现, 也可以两台双备用, 也可以按功能分别布置, 但应能够共享数据信息, 具有多任务时实处理功能。

段级在横向按站内一次设备 (变压器或线路等) 面向对象的分布式配置, 在功能分配上, 本着尽量下放的原则, 即凡是可以在本间隔就地完成的功能决不依赖通讯网, 特殊功能例外, 如分散式录波及小电流接地选线等功能的实现。

这种结构相比集中式处理的系统其有以下明显的优点:

可靠性提高, 任一部分设备故障只影响局部, 即将"危险"分散, 当站组系统或网络故障, 只影响到监控部分, 而最重要的保护、控制功能在段级仍可继续运行;段级的任一智能单元损坏不应导致全站的通信中断, 比如长期霸占全站的通信网络。

可扩展性和开放性较高, 利于工程的设计及应用。

站内二次设备所需的电缆大大减少, 节约投资也简化了调试维护。

基本的模式c

基本配置。 (1) 集中处理集中布置:将集控式屏、台都集中布置在主控制室。C (2) 分布处理集中布置:将分布式单功能设备集中组屏仍集中布置在主控制室。 (3) 分布处理分散布置:将分布式单功能设备布置在一次设备的机柜内或采用就地就近组屏分散设置的方式。

基本模式。 (1) 对于新建变电站的自动化系统的设计方式:对于容量较大、设备进出线回路数较多、供电地位重要且投资较好的变电站, 可采用分层分布式结构的双机备用系统, 辅之相应的保护、测量、控制及监测功能, 并完成远方RTU的功能。

A.对于容量较小, 主接线简单, 供电连续性要求不高的变电站, 宜取消常规的配置及前置机, 采用单机系统, 完成保护、测量、控制等功能的管理, 并完成远方RTU的功能。

(2) 对于扩建及改造现有的按常规二次系统设计的自动化系统设计方式:

A.改造项目可采用新配置的具有三遥 (或四遥) 功能的RTU, 完成对老站保护动作信息、设备运行状态及部分功能的测量, 并对原有的常规二次设备进行必要的改造或RTU增加数据采集板, 使之能与增设的自动化设备构成整体。

B.当扩建项目的范围较大, 用户对自动化的要求较高, 投资又允许时, 通常采用自动化系统方案。

摘要：随着数字化保护设备的成熟及广泛应用, 调度自动化系统的成熟应用, 变电站自动化系统已被电力系统用户接受使用, 本文对变电站综合自动化系统的功能及结构模式进行了分析。

关键词：变电站,自动化

变电站自动化技术分析 篇2

【摘要】变电站综合自动化功能的实现，离不开站内工作可靠、灵活性好、易于扩展的通信网络，以来满足各种信息的传送要求。在变电站综合自动化系统中，通信网络是一个重要的环节。本文对通信网络的要求和组成、信息的传输和交换及通信的功能作了有详细的介绍。

【Abstract】In the transformer substation synthesis automation function realizes cannot leave stands the communication network which is highly reliable and flexible, can be expanded.It fulfills demands of all types of data transmission.In transformer substation synthesis automated system, communication network is very important.The requirement and composition of network, transmission and commutation of data and function of communication network are introduced in detail.【关键字】变电站综合自动化系统；信息传输；数据通信

【Key Word】transformer substation synthesis automated system information transmission data communication

引言

变电站综合自动化系统实质上是由多台微机组成的分层分布式的控制系统，包括监控、继电器保护、电能质量自动控制系统等多个子系统。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各子系统间的互连，提高整体的安全性。[

2、5]

另一方面，变电站是电力系统中电能传输、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、工作灵活性和可扩展性的要求很高，尤其是无人值班变电站。综合自动化系统中各环节的故障信息要及时上报控制中心，同时也要能接受和执行控制中心下达的各种操作和调控命令。[2] 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部各子系统或各种功能模块间的信息交换；而是变电站与控制中心的通信。

一、变电站内的信息传输[2、3、5]

现场的综合自动化系统一般都是分层分布式结构，传输的信息有以下几种：

（一）现场一次设备与间隔层间的信息传输

间隔层设备大多需从现场一次设备的电压和电流互感器采集正常情况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，这些信息主要是：断路器、隔离开关位置、变压器的分接头位置、变压器、互感器、避雷针的诊断信息以及断路器操作信息。

（二）间隔层的信息交换

在一个间隔层内部相关的功能模块间，即继电保护和控制、监视、测量之间的数据交换。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。

同时，不同间隔层之间的数据交换有：主、后备继电保护工作状态、互锁，相关保护动作闭锁，电压无功综合控制装置等信息。

（三）间隔层与变电站层的信息

1、测量及状态信息。正常及事故情况下的测量值和计算值，断路器、隔离开关、主变压器分接开关位置、各间隔层运行状态、保护动作信息等。

2、操作信息。断路器和隔离开关的分、合闸命令，主变压器分接头位置的调节，自动装置的投入与退出等。

3、参数信息。微机保护和自动装置的整定值等。

另外，变电站层的不同设备之间通信，根据各设备的任务和功能的特点，传输所需的测量信息、状态信息和操作命令等。

二、综合自动化系统与控制中心的通信[

2、3]

综合自动化系统前置机或通信控制机具有执行远动功能，能将变电站所测的模拟量、电能量、状态信息和SOE等类信息传送至控制中心，同时又能从上级调度接收数据和控制命令。变电站向控制中心传送的信息称为“上行信息”；控制中心向变电站传送的信息称为“下行信息”。这些信息主要包括遥测信息、遥信、遥控和遥调。

图1

分布式综合自动化系统通信框图

为了保证与远方控制中心的通信，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。一般根据现场的要求，系统应具有通信通道的备用及切换功能，保证通信的可靠性，同时应具备多个调度中心不同方式的通信接口，且各通信接口及MODEM应相互独立。保护和故障录波信息可采用独立的通信与调度中心连接，通信规约应满足调度中心的要求，符合国标和IEC标准。

三、变电站综合自动化系统通信的要求

（一）变电站通信网络的要求

由于变电站的特殊环境和综合自动化系统的要求，其数据网络具有以下要求：

1、快速的实时响应能力。变电站综合自动化系统的数据网络要及时地传输现场的实时运行信息和操作控制信息。在电力工业标准中对系统的数据传送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、5]

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是连续运行的，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。因此，变电站综合自动化系统的通信子系统必须具有很高的可靠性。[1、2、5]

3、很强的抗干扰能力。变电站是一个具有强电磁干扰的环境，存在电源、雷击、跳闸等强电磁干扰和地电位差干扰，通信环境恶劣，数据通信网络须注意采取相应的措施消除这些干扰。[1、2、5]

4、分层式结构。这是由整个系统的分层分布式结构决定的，也只有实现通信系统的分层，才能实现整个变电站综合自动化系统的分层分布式结构。系统的各层次又有其特殊应用和性能要求因此每一层都要有合适的网络环境。[1、2、5]

（二）信息传输响应速度的要求[2]

不同类型和特性的信息要求传送的时间差别很大，举例说明：

1、经常传输的监视信息。（1）监视变电站的运行状态，需要传送母线电压、电流、有功功率、频率等测量值，这类信息经常传输，响应时间需满足SCADA的要求，一般不宜大于1~2s。（2）计量用的信息如有功电能量，传送的时间间隔较长，传送的优先级可降低。（3）刷新变电站数据库所需的信息可以采用定时召唤方式。

2、突发事件产生的信息。（1）系统发生事故的信息要求传输时延最小，优先级最高。（2）正常操作的状态变化信息要求立即传输，传输响应时间要小。（3）故障下，继电保护动作的状态信息和时间顺序记录，不需立即传送，故障处理完后再传送。

（三）各层次之间和每层内部传输信息时间的要求[2]

1、设备层和间隔层，1~100ms。

2、间隔层内各个模块间，1~100ms。

3、间隔层的各个单元之间，1~100ms。

4、间隔层和变电站层之间，10~1000ms。

5、变电站层的各个设备之间，≥1000ms。

6、变电站和控制中心之间，≥1000ms。

四、变电站综合自动化系统的通信功能

变电站综合自动化系统由微机保护子系统、自动装置子系统及微机监控子系统组成，其通信功能可以从以下三个方面了解。

（一）微机保护的通信功能[3]

微机保护的通信功能除与微机监控系统通信外，还包括通过监控系统与控制中心的数据采集和监控系统的数据通信。

1、接受监控系统查询。

2、向监控系统传送事件报告，具有远传数据功能，失电后这些信息还能保留。

3、向监控系统传送自检报告，包括装置内部自检及对输入信号的检查。

4、校对时钟，与监控系统对时，修改时钟。

5、修改保护定值。

6、接受调度或监控系统值班人员投退保护命令。

7、保护信号的远方复归功能。

8、实时向监控系统传送保护主要状态。

（二）自动装置的通信功能[

3、4]

目前微机保护装置以综合了原自动装置的重合闸、自动按频率减负荷等自动功能，其通信指：接地选线装置、备用电源自投、电压和无功自动综合控制与监控系统的通信。

1、小电流接地系统接地选线装置的通信内容。母线和接地线路，母线TV谐振信息接

2、时间，开口三角形电压值等。

3、备用电源自投装置的通信功能。与微机保护通信功能类似。

4、电压合无功调节控制通信功能。除具有与微机保护类似的通信功能外，电压和无功调节还具有接收调度控制命令的功能。调度中心给定电压和无功曲线时，切换为变电站监控后台机自动就地控制。

（三）微机监控系统的通信功能[

3、4]

1、具有扩展远动RTU功能

传统变电站的远动RTU功能是指遥控、遥测、遥信、遥调的“四遥”功能。在综合自动化的变电站中，大大扩展了传统变电站远动RTU功能的应用领域，主要是对保护及其他智能系统的远动功能。此外，还包括变电站其他信息的监视和控制功能，如温度、压力、消防、直流系统等，几乎整个变电站的所有信息均通过网络通信传送至调度中心，相应地调度中心下传的信息也增加了许多。

2、具有与系统通信的功能

变电站微机监控系统与系统的通信具备两条独立的同通信通道。一条是常规的电力载波通道，一条是数字微波通信或光纤通信信道。

结束语

当代计算机技术、通讯技术等先进技术的应用，已改变了传统二次设备的模式，在简化系统、信息共享、减少电缆、减少占地面积、降低造价等方面已改变了变电站运行的面貌。虽然国内的变电站综合自动化技术还不够成熟，在某些方面还存在着不足，但随着通信技术和计算机技术的迅猛发展，变电站综合自动化技术水平的提高将会注入了新的活力，变电站综合自动化技术将朝着网络化、综合智能化、多媒体化的方向发展。

参考文献：

浅析变电站综合自动化技术 篇3

【关键词】变电站；综合自动化；数字化

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

1.变电站综合自动化技术发展情况分析

变电站综合自动化技术的发展可通过3个阶段来归纳，分别为自动装置、智能自动装置以及综合自动化。首先，在自动装置这一阶段，装置在运行上处于各自运行的状态，并且不具备智能效果，在故障检测上也尚未实现自动化。实际运行期间，装置若出现异常情况，不能及时进行报警，甚至影响到电网的安全运行；其次，在智能自动装置这一个阶段，微处理器已在实际的生活当中广泛应用，而变电站逐渐试行大型的微处理机。出于对数字式电路的考虑，装置在体积上有减小，更重要的是这一阶段装置在故障检测上已实现了自动化，这一点使得装置本身的可靠性有了明显的改善，在维修上所花费的时间也有明显缩短。在该阶段，自动装置虽具备了更多的优点，然而装置仍未能做到互相通信，分开运行的依旧不少，并且资源共享的目标在该阶段仍未实现；最后，在综合自动化这一个阶段，微机监控装置、微机保护、微机故障录波以及微机运动等已在电网系统中充分推广，从技术层面上看，每一个专业均是处于独立运行的状态，而硬件也有一定的重复情况，如此一来对系统的运行可靠性产生了极大的影响[1]。

2.变电站综合自动化技术的主要研究内容

以110kV以上的变电站来说，变电站必须要始终对电力系统在运行期间的经济性原则与安全性原则严格遵守。在计算机技术、信息技术的飞快进步下，为构建新型保护技术与控制技术提供了一定的帮助，并有效解决了不少过去变电站在运行上的问题。其次，从技术层面、管理层面上看，各项技术的不断进步对于不同专业之间的协调与配合具有一定的促进作用，有利于完善电网的自动化技术。同时，在此环境下，变电站在运行上的安全性、可靠性等也会受到一定的影响[2]。以新建变电站为例，变电站必定要实施综合自动化技术，如此一来则需要逐渐的消除当中的测量监视、控制等工作，其由最先需要一部分的工作人员值班发展到无人值班。而对于老变电站，其要实现无人值班，则必须要对测量监视、监控等相关技术进行改造。

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

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

3.变电站综合自动化技术的关键内容

3.1通信技术方面

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

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

3.2抗干扰技术方面

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

3.3采集数据、处理技术

变电站监控主站在数据采集上要求，在确保交流量不失真的前提下进行传递，并确保数据精确度。其中，监控主站所采集的相关数据有多个方面，其中包括有刀闸状态、断路器状态、母线电压低压侧的三相电流、继电保护（包括保护状态、保护信号等）等[4]。另外，在数据的处理上，包含了多项处理内容，例如分析计算变电站的运行参数等。

3.4人机联系、继电保护

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

4.数字化变电站分析

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

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

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

5.结束语

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

【参考文献】

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

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

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

智能变电站综合自动化技术分析 篇4

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220k V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。

1 电力自动化

1.1 智能化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/0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 运行治理系统变电站运行治理自动

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”。

2 自动化系统的结构

在变电站自动化领域中, 智能化电气的发展, 非凡是智能开关、光电式互感器机电一体化设备的出现, 变电站自动化技术进入了数字化的新阶段。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, 如A/D变换、光隔离器件、控制操作回路等将割列出来作为智能化一次设备的一部分。反言之, 智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路代替了常规继电保护装置、测控等装置的I/O部分;而在中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化, 完整地安装在开关柜上, 实现了变电站机电一体化设计。

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;在逻辑结构上可分为三个层次, 根据IEC6185A通信协议草案定义, 这三个层次分别称为“过程层”、“间隔层”、“站控层”。

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。

2.1.1 电力运行的实时电气量检测与传统

的功能一样, 主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测, 其他电气量如有功、无功、电能量可通过问隔层的设备运算得出。与常规方式相比所不同的是传统的电磁式电流互感器、电压互感器被光电电流互感器、光电电压互感器取代:采集传统模拟量被直接采集数字量所取代, 这样做的优点是抗干扰性能强, 绝缘和抗饱和特性好, 开关装置实现了小型化、紧凑化。

2.1.2 运行设备的状态参数在线检测与统计变电站需要进行

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

2.1.3 操作控制的执行与驱动操作控制的

执行与驱动包括变压器分接头调节控制, 电容、电抗器投切控制, 断路器、刀闸合分控制, 直流电源充放电控制。过程层的控制执行与驱动大部分是被动的, 即按上层控制指令而动作, 比如接到间隔层保护装置的跳闸指令、电压无功控制的投切命令、对断路器的遥控开合命令等。在执行控制命令时具有智能性, 能判别命令的真伪及其合理性, 还能对即将进行的动作精度进行控制, 能使断路器定相合闸, 选相分闸, 在选定的相角下实现断路器的关合和开断, 要求操作时问限制在规定的参数内。又例如对真空开关的同步操作要求能做到开关触头在零电压时关合, 在零电流时分断等。

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i (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。必要时, 上下网络接口具备双口全双工方式, 以提高信息通道的冗余度, 保证网络通信的可靠性。

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; (6) 具有对间隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态, 在线修改参数的功能 (7) 具有 (或备有) 变电站故障自动分析和操作培训功能。

3 电力自动化网络

网络系统是数字化变电站自动化系统的命脉, 它的可靠性与信息传输的快速性决定了系统的可用性。常规变电站自动化系统中单套保护装置的信息采集与保护算法的运行一般是在同一个CPU控制下进行的, 使得同步采样、A/D转换, 运算、输出控制命令整个流程快速, 简捷, 而全数字化的系统中信息的采样、保护算法与控制命令的形成是由网络上多个CPU协同完成的, 如何控制好采样的同步和保护命令的快速输出是一个复杂问题, 其最基本的条件是网络的适应性, 要害技术是网络通信速度的提高和合适的通信协议的制定。假如采用通常的现场总线技术可能不能胜任数字化变电站自动化的技术要求。目前以太网 (ethernet) 异军突起, 已经进入工业自动化过程控制领域, 固化OSI七层协议, 速率达到1OOMHz的嵌入式以太网控制与接口芯片已大量出现, 数字化变电站自动化系统的两级网络全部采用1 OOMHz以太网技术是可行的。

4 电力自动化的发展

在三个层次中, 数字化变电站自动化系统的研究正在自下而上逐步发展。目前研究的主要内容集中在过程层方面, 诸如智能化开关设备、光电互感器、状态检测等技术与设备的研究开发。国外已有一定的成熟经验, 国内的大专院校、科研院所以及有关厂家都投入了相当的人力进行开发研究, 并且在某些方面取得了实质性的进展。但归纳起来, 目前主要存在的问题是: (1) 研究开发过程中专业协作需要加强, 比如智能化电器的研究至少存在机、电、光三个专业协同攻关: (2) 材料器件方面的缺陷及改进; (3) 试验设备、测试方法、检验标准, 非凡是EMC (电磁干扰与兼容) 控制与试验还是薄弱环节。

5 小结

在智能变电站自动化领域中, 智能化电气的发展, 智能化开关、光电式互感器等机电一体化设备的出现, 变电站自动化技术即将进入智能化新阶段。作者相信在不太远的将来智能化的变电站自动化系统, 将有一个蓬勃的发展期。

本文论述了数字化变电站自动化系统的特征、结构及功能划分等。

参考文献

[1]张建侠, 康鹏, 桂专.变电站综合自动化技术综述[J].2001.

[2]曹茂升.500kV变电站自动化若干问题的探讨[J].电网技术, 1998.

变电站自动化技术分析 篇5

摘要：现阶段，随着我国变电站在全国大范围推广并兴建，110kv自动化变电站已经广泛应用于各个领域。这一变电站主要采用微型计算机技术，从而实现变电站中各控制功能自动化处理的目的。110kv自动化变电站推动了我国变电站的发展，取得了有目共睹的成绩。但是由于我国110kv变电站这一技术起步较晚，在发展过程中还存在技术方面的问题，尚未形成成熟的管理模式，故而在变电站正常运行中矛盾与冲突日益明显。因此，本文就110kv自动化变电站安全运行问题进行了分析与研究，并提出建议。

关键词：110kv；自动化；变电站；安全运行；影响因素

0 前言

传统的变电站运行系统主要包括防误系统与运行模式。随着科学技术的发展，传统的变电站运行系统已经难以满足现代化变电站建设的需求，故而引入110kv自动化变电站功能具有重要意义，它能够通过遥控功能切断电路从而实现远程控制的目的，同时还能实时监督变电站的运行动态，110kv变电站是一种新型的技术，它能够解决传统变电站中技术上无法解决的问题，具有功能齐全、适用性广、操作灵活等优势，非常符合现代化变电站安全运行的条件。因此，加强110kv自动化变电站的研究力度具有重要意义。

110kv自动化变电站运行中存在的问题

1.1 继电保护与监控系统通讯时有中断

在变电站正常运行过程中，由于存在一些合理性的故障，这就需要继电保护技术进行维护，一般保护装置是能够有效保障变电站的正常运行，但是由于遥控信号误动等原因，引发继电保护装置失灵，发送信号不正确或中断等现象。

1.2 双机系统切换存在问题

自动化变电站的双机系统主要采取以串口通信为主、太网为辅的运行模式，两者之间相辅相成，相互监控，理论知识上是没有问题的。但是在实际工作中，双机系统进行切换时会引发通信控制器死机，数据不连贯，遥控功能失灵等现象。

1.3 接地变压器保护装置误动

110kv自动化变电站中的接地变压器误动的原因来自于多方面，主要有电缆屏蔽层接地线的不正确、110kv馈线保护拒动从而引起接地变压器保护的误动等。

1.4 运行管理模式落后

现阶段，一些常规变电站实现自动化运行模式后，由于受传统运行管理模式的影响，现行管理中没有发挥出运行管理的作用。此外，一些变电站管理部门曲解了自动化变电站的含义，以为自动化变电站运行就是全自动化，不需要人员值班监管而采取无人值班的管理模式，给变电站的安全运行埋下了安全隐患，从而引发一些安全事故发生。

1.5 保护监控系统事故信号与预警音响信号

目前，自动化变电站运行过程中，监控系统能够起到保护监控系统事故信号与预警音响信号的作用，一旦发生故障，就会影响监控系统发出警报，无法及时通知值班人员，错过最佳解决问题的时间，给自动化变电站的安全运行埋下安全隐患，造成日后不必要的经济损失或者设备损坏等严重后果。

对110kv自动化变电站安全运行的几点建议

2.1 110kv自动化变电站的设计

110kv自动化变电站的设计应遵循“容量小、布局密、半径短”的建设原则，建设位置应设置在户外，还要结合规模小、工程造价低、先进的技术等因素综合考虑，尽量满足设计要求。此外，在对设计升级时，需要保证变电站的相关运行数据简单易懂，便于日后监控人员实施监控工作。在设计方案中仍沿用常规变电站中的部分功能，例如，预警信号以及事故信号，便于站内的值班人员发现运行故障，从而及时解决问题，进一步保障变电站的安全运行。

2.2 加强监控系统的维护

对于正在运行中的监控设备，一定要结合相关使用说明进行操作，定期对监控系统的相关设备进行维修与养护，例如，清理灰尘、更换滤网，防止由于灰尘积聚较多造成监控系统与继电保护装置通讯中断现象。此外，在维护过程中，一定要断电进行维修，从而保护自身安全，避免安全事故的发生。

2.3 加强接地变压器保护安全运行

针对电缆屏蔽层接地线的不规范安装问题，可以通过以下几点方面改进并完善：第一，电缆屏蔽接地线一定要遵循从上到下的原则通过零序CT，同时，做好电缆支架的绝缘工作，通过零序CT前不能够接触地面。当电缆屏蔽层接地线出现金属部位外露情况时，采取一次升流，用绝缘材质的修复措施进行安全缠绕。第二，加强安装人员的培训工作。各安装人员必须强化零序CT的安装技能。着重培训继电保护人员和电缆专业人员，要求他们必须落实零序CT的正确安装方法，规范安装过程。第三，严格把关安装质量，根据相关安装管理规定的要求，落实110kv变电站的电缆安装要求，提升继电保护人员与电缆人员的专业技能。此外，针对馈线保护拒动引起接地变压器保护误动的问题，可以通过高质量、运行稳定、技术成熟以及故障率少的保护设备，定期做好保护装置的检修工作，优化装置的运行环境，防止装置在高温环境下持续工作。

2.4 加强自动化变电站的运行管理

现阶段，变电站在运行模式中一般存在两种情况：一是，无人值班；二是，少数人值班。与常规变电站相比，少数人是指常规变电站值班人数的一半。无人值班就是不设置值班岗位，但是新设置了监控组、操作组等岗位。由此可见，110kv自动化变电站运行管理缺乏统一的管理模式，将自动化变电站理解为全自动，这一认识是错误的。因此，采取少数人值班的管理模式具有可行性。

结语

综上所述，随着110kv自动化变电站在全国大范围推广并应用，它的遥控功能主要是采取切断路器、刀闸实现远程遥控的，故而传统的变电站运行模式已经不再适用于现代化变电站的发展要求。110kv自动化变电站作为一项新型技术，具有功能齐全、适用性广、操作灵活等优势，能够切实有效的解决传统技术中无法解决的难题，给我国变电站指明了发展方向。在110kv自动化发展过程中，一定要遵循简单、实用、易操作的原则，从而实现其安全运行的目的。

参考文献：

变电站综合自动化技术的应用 篇6

【关键词】变电站；综合自动化；应用

1.变电站自动化发展历程

1.1传统变电站综合自动化

在传统的变电站自动系统中多数采用的是老式的电磁型或者小规模集成电路的二次设备、继电保护装置和自动装置，它们缺乏自检、自诊能力，并且设备本身的结构复杂，维护检修难度大，运行可靠性较低。系统自动化程度低，不能对远方设备实现监控、修改和保护定值的自动修改等工作。远动功能不足，不能够给生产调度中心提供足够、实时和准确的信息量，使得变电站内的自动控制不能满足电网实时监测和控制的要求。变电站二次设备连接需要大量的电缆，靠触点和模拟信号进行信息交换，可靠性、兼容性较低，已经不能满足当前大系统、大容量及高可靠性的新要求。

1.2综合自动化变电站

综合自动化变电站技术紧密，许多技术相互融合和配合，借助计算机技术和通信技术，实现了变电站的一次、二次设备和交直流电源技术的综合运用。在综合自动化系统中，不同可编程控制器构成了各个子系统，微机保护和监控子系统又以分布分散式结构经过网络和总线进行连接。微机保护和监控系统综合了故障录波、测距等技术。微机监控系统还改变了传统的测量手段，以CRT 显示代替了传统指针式显示，或者用数字仪表代替常规仪表，使得显示器更加小，方便美观。并且传统的键盘操作也被触屏式操作和语言提示所取代，实现了操作监视的可视化。

其优势表现在以下几个方面：（1）提高了变电站提供的电能质量，电压合格率也得到提高，保证了电网安全，节约了电能；（2）变电站运行、管理水平得到提高：计算机技术的应用，使得变电站内的监视、测量、记录和抄表等工作大大简化，提高了数据的真实性和准确性，大大减少了人力投入；利用快速的通信通道能够将检测数据快速传递给生产调度中心，实现对变电站运行状况的实时监测和控制，提高了整个变电站的管理水平；（3）提高变电站的可靠、安全性：综合变电站具有自诊和自检功能，在发现异常情况时快速发出警示，提醒工作人员进行检查和处理；（4）大幅降低了变电站的资金投入，节约了大量人力、物力：高度的资源共享和信息共享，使得设备功能加强、结构紧凑、规模小型化，与传统的变电站相比，综合自动化变电站占地面积大大减小，造价得到充分控制，降低了变电站的整体投资，缩短投资资金的回收效率。

1.3智能变电站

根据《智能变电站技术导则》的定义，智能变电站是采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等摹本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。

2.综合自动化变电站的特征

综合自动化变电站技术具有功能综合化、分布分散式微机化、测量显示数字化和操作监视视频化的特点。

3.综合自动化变电站技术的应用

神宁煤制油项目从蒋家南330KV电网取2回供电电源，每回线路需提供电力182.434MW，煤制油厂内设330KV、110KV、35KV三个供电电压等级。330KV系统采用双母线三分段接线，共4回进、出线回路，包括2回进线、2回330/110KV变压器出线，变压器容量为4*240MVA。110KV系统采用双母线接线方式，共18回进、出线回路，包括2回进线、8回生产装置用变压器出线、2回发电机变压器组出线、2回起/备变压器出线、4回厂用电变压器出线。8台生产装置用变压器采用110/35KV，其中2台变压器的容量为90MVA，另6台变压器的容量为120MVA；4台120MVA变压器布置在330/110KV总降压站，2台90MVA变压器和2台120MVA变压器布置在110/35KV总降压站。整个项目共设置4个35KV配电系统，其中2个35KV配电系统布置在330/110KV总降压站内，分别给附近的煤气化装置、热电站、配煤中心煤贮运设施、界区内煤贮运设施、空分和煤气化循环水装置等35/10KV变电所供电。另2个35KV配电系统布置在110/35KV总降压站内，分别给附近的空分装置、酸性气体脱除装置、FT合成装置、产品加工装置、合成循环水装置等35/10KV变电所供电。四个35KV配电系统，均采用分段单母线接线。按照以上供电系统及对供电的近似苛刻的供电可靠性的要求，我们采用了以下自动控制方案：本项目使用信息通信技术为全厂信息化和控制提供统一可靠的平台。全厂信息管理及系统由信息通讯基础设施、制造执行系统（MES）和业务系统（ERP）三部分组成。本项目全厂信息管理及系统利用信息通信基础设施作为基础，以制造执行系统（MES）和业务系统（ERP）作为支持，实现了数据的自动化采集，确保信息控制系统的反应和扩展能力满足实时商业的动态需求。煤制油项目拟采用全厂综合控制和安全系统（ICSS）完成界区内各生产装置正常操作、开车、停车以及自动控制、保护、优化、监视、调度、贸易交接和数据存档。界区内设置有中央控制楼（MCB）、卫星控制楼（SCB）、操作员楼（OSB）及远程仪表楼（RIB），根据各生产装置的不同操作需求，控制室操作人员和现场操作人员利用仪表和控制系统对工艺生产装置进行监视和操控，工程师将通过各建筑物内的工程师站完成对仪表和控制系统的维护、升级和完善工作。冗余光纤将位于中央控制楼（MCB）、卫星控制楼（SCB）、操作员楼（OSB）及远程仪表楼（RIB）的所有的过程控制系统和安全系统通过公共工厂控制网络（PCN）集成在一起，构成全厂综合控制和安全系统（ICSS）。ICSS同时支持通过信息管理网络（IM）与业务系统（ERP）进行信息交换。煤制油项目控制和监视用的仪表信号拟基于基金会现场总线（FF）技术。无法采用FF的监视和控制用仪表和分析仪拟采用PROFIBUS数字信号网络或带HART协议的4-20MA信号。ICSS通过运用现场总线技术、基于TCP/IP的以太网技术和其它的专用网络技术实现了与MES和ERP的通信和交换，实现现场生产的运行状态、组态设计和计划执行等信息的采集和分配。目前各系统初步设计方案论证已经结束，初步设计已经完成，详细设计正在实施，项目预计于2016年建成，2017年正式投入生产，届时，包括整个供电系统的综合自动化优势必将得到充分发挥。

4.变电站综合自动化发展方向

随着综合自动化技术的发展，“无人值班”变电站、智能变电站已经成为变电站的新发展方向，在变电站实施过程中，国内普遍采用站内监控，以远动数据采集和控制为基础，电网调度控制和保护相独立的形式，这更加符合国内国情。而站内监控、保护和控制相结合的变电站自动化形式难以提供清楚的事故分析和处理界面，所以暂时没有被运行部门所接受，但是随着技术发展，该形式的自动化变电站具有强大的优越性。 [科]

【参考文献】

[1]刘连永.试论变电站电气自动化的系统设计[J].科技传播，2011，3.

变电站自动化技术分析 篇7

随着我国国民经济的飞速发展,在要求电力系统安全、可靠供电的同时,对变电站的自动化技术也提出了新的要求。变电站自动化正从传统的单项自动化向综合自动化发展,变电站综合自动化技术在城市和企业电力系统中得到了广泛的应用。

1 变电站综合自动化技术

变电所综合自动化技术是将变电所二次设备(测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置、远动装置等)经过功能的组合和优化,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,实现对全所的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、控制、保护以及远动信息传送等综合自动化功能的技术;是测量、自动化、计算机和通信等技术在变电所领域的综合应用。

目前,国内变电所综合自动化技术的研究、开发工作主要包括两个方面:一是110kV及以下中低压变电所,采用综合自动化系统,取消常规的继电保护、监视、测量、控制屏,提高技术水平和运行管理水平,向无人值班方向发展。二是220k V及以上高压、超高压变电所,采用计算机监控系统,同时采用新的继电保护技术和控制方式,促进各专业的融合及协调发展,以提高自动化水平和运行管理水平,向少人值守方向发展[1]。

2 我国变电站综合自动化的现状

2.1 目前的现状

变电站自动化系统的基本功能包括:数据采集、数据计算和处理、越限和状态监视、开关操作控制和闭锁、与继电保护交换信息、自动控制的协调和配合、与变电站其他自动化装置交换信息和与调度控制中心或集控中心通信等。目前应用较广泛的变电站自动化系统的结构形式主要有三种类型。

2.1.1 集中式。

集中式结构的变电站自动化系统是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、脉冲量和数字量等信息,集中进行计算与处理,分别完成微机控制、微机保护和一些自动控制等功能。这种系统结构紧凑,体积小,可减少占地面积,造价低,适用于对35kV或规模较小的变电站,但运行可靠性较差,组态不灵活。

2.1.2 分散与集中相结合。

分散与集中相结合的变电站自动化系统是将配电线路的保护和测控单元分散安装在开关柜内,而高压线路和主变压器保护装置等采用集中组屏的系统结构。此结构形式较常用。

2.1.3 全分散式。

全分散式的变电站自动化是以一次主设备如开关、变压器、母线等为安装单位,将控制、I/O、闭锁、保护等单元分散,就地安装在一次主设备(屏柜)上。站控单元通过串行口与各一次设备相连,并与管理机和远方调度中心通信。

2.2 存在的问题[2]

变电站自动化系统虽然已经得到了大量的推广应用,但也存在着一些问题,归纳起来有以下几个方面的问题:

2.2.1 变电站内继电保护功能的重要性和冗余设计问题未得到应有的重视。

变电站内可以没有自动化,但不能没有继电保护,而继电保护又是一个系统性的问题,需要依赖各方面的相互支持和配合,仍然存在二次设计(直流电源,二次回路,CT变比选择)、保护定值整定和安装试验、保护设备自身的可靠性等问题。

2.2.2 变电站内继电保护等设备的自动测试及事件记录有待加强和完善。

常规变电站保护装置和自动装置都有比较仔细的定期例行试验,但由于变电站自动化系统中数字式保护及自动装置具有自检功能,导致运行维护和定期试验工作被大为淡化,而现已投运的数字式保护在自检、自动测试及事件记录等方面的工作并非完美无缺,还有许多工作需要做。

2.2.3 变电站内通信网接口和协议的标准化问题。

变电站采用多个厂家的设备,因而存在网络互连和通信接口的问题。

2.2.4 变电站自动化系统的设计规范和验收标准问题。

变电站自动化系统目前的实现方案多种多样,但没有一个基本的设计规范要求,国家和行业也没有相关标准来统一要求,导致目前市场上产品众多,用户无从选择。

3 综合自动化技术改进和发展的方向

3.1 新技术的运用

3.1.1 DSP技术。

数字信号处理(DSP)技术推广应用以来,以直接交流采样为基础的微机保护和远动装置,不同程度地将保护、自动重合闸、故障录波、故障测距等各种自动装置的测量和控制集成在一起,构成了综合自动化系统的技术基础。

通过数字信号处理,汁算出各相电流、电压、电流方向、故障电流、kW/kvar/kWh/kvarh、功率因数以及2～7次谐波,精度可达02%。不仅解决了测量和计量问题,并可通过对有关计算值的分析计算,构成各种保护功能。

3.1.2 面向现场的变电站综合自动化技术。

面向现场的变电站综合自动化技术真正具备了无人值班的条件,保护的工况可由SCADA(监视控制和数据采集)系统监视,保护的投切和定值的选择,可在调度中心由调度员来遥控。保护定值的修改、故障录波和故障测距数据的收集,可通过计算机通信,在管理信息系统(MIS)上由保护人员来操作。面向现场的变电站综合自动化系统,取消了大控制室,需要相应的工程设计相配合;与可控保护单元及SCADA系统的结合,需要运行管理体制相配合[3]。

3.13 PLC技术。

PLC软件设计采用了模块化,使程序的开发难度大大降低,同时也增强了软件的可读性和可移植性,为变电站实现无人值班的要求提供了成功的解决方案。改造后的变电站,能通过现场的可编程序控制器PLC和上位机的监控平台实现“四遥”功能,具备实时监测与监控、事故记录、实时及历史趋势图、报表等功能,从而实现变电站的现代化管理,提高变电站运行的安全、可靠性,并减少系统维护工作量和提高管理水平[4]。

3.2 整个系统的数字化、集成化、规范化

当前变电站自动化的发展趋势将会不断朝着高集成化、数字化、标准化方向发展。

随着集成电路和计算机技术的飞速发展,各种新型的大规模集成电路将会进一步应用在继电保护和测控装置上,这些新器件的应用将使保护和测控装置的电路板更加小型集成化。高集成化可以使装置通信、数据存储及处理能力更强,降低成本,减少故障率,有利于实现统一的运行管理。

数字化是指变电站自动化系统的整体数字化、信息化以及与电力整体的协调操作。随着变电站一次设备的智能化,如智能开关设备、光电式电压和电流互感器和各类智能电子装置的出现和应用,变电站自动化将进入数字化阶段,有利于改进和优化现有的保护和控制功能。

变电站自动化系统将逐步向产品标准化方向发展。具体表现在:产品基本功能设计和要求的标准化及产品的对外接口和通讯协议的标准化,变电站内不同厂家的设备可以做到互换互连,“即插即用”增加了用户选择变电站内各类设备和更换设备的自由度,同时不满足标准化设计的厂商将被逐步淘汰,使变电站自动化专业逐步走向良性的发展。

总结

回顾历史,我国的变电站自动化已走过了一个漫长而曲折的过程,目前逐步趋向成熟和理性,这为变电站自动化系统的发展创造了空前的良机。需要指出的是变电站综合自动化技术是一个系统工程,要实现全面的变电站自动化的功能,还有许多技术问题需要攻关解决。相信在不远的将来,技术先进、运行可靠、结构合理、性能价格比高的自动化系统,必将为我国的电网运行带来可观的经济效益和社会效益。

摘要：首先介绍了变电站综合自动化技术的基本概念，着重分析了目前我国在这方面的发展现状和存在的问题，并提出了进行改进和发展的方向，指出变电站自动化的发展趋势将会不断朝着高集成化、数字化、标准化方向发展。

关键词：变电站,综合自动化技术,发展

参考文献

[1]杨仕友．变电站综合自动化技术研究[J]．大众科学(科学研究与实践)，2007(18)：13-15．

[2]田军．变电站自动化系统现状及发展方向[J]．科技咨询导报，2007(24)：43．

[3]彭明．变电站自动化系统评述[J]．有色冶金设计与研究，2007(4)：18-19．

变电站综合自动化技术分析与应用 篇8

1 综合自动化系统的简介

随着经济和社会的持续发展, 人们对电力系统的运行提出了新的要求, 要求电力系统保证安全稳定供电, 电能质量应该符合规定的要求。由于电力系统规模的不断扩大以及信息量和操作点的增加, 采用先进的自动化控制手段显得非常重要。同时, 计算机技术以及信息技术的发展, 在某种程度上直接推动着电力系统自动化技术的发展。综合自动化系统包括信息就地处理系统以及信息集中处理系统, 以往这两种系统都是独立工作的, 而在综合自动化系统中, 这两种系统是相互影响、相互促进的。经过一段时间的发展, 变电站的综合自动化技术已经达到一定的水平。在建设电网系统的过程中, 中低压变电站已经采用了自动化技术, 并且自动化技术也已经陆续应用在220k V及以上的高压变电站建设中, 从而有效地促进了电网系统建设水平, 大大减少了变电站建设费用, 简化了施工步骤, 推动了变电站的可持续发展。

2 变电站综合自动化研究的主要内容

对于电压等级110k V的变电站来说, 应该严格遵循电力系统安全稳定运行的原则。计算机技术与信息技术的迅猛发展, 为新保护技术以及控制技术的构建创造了有利条件, 能够有效解决以往出现的系列问题。同时, 对于技术和管理方面, 有利于各个专业之间的配合, 改善了电网自动化技术, 提高了变电站运行的安全性和可靠性。对于新建的变电站来说, 应该采用综合自动化技术, 消除常规的控制屏和测量监视, 采用无人值班方式。对于老变电站来说, 为了实现少人甚至无人的值班方式, 需要不断改进管理技术和测量控制。对于电压等级低于60k V的变电站来说, 需要不断提高供电安全以及供电质量, 进一步提高用户服务水平。采用变电站综合自动化技术, 不断改善变电站的二次设备。为了保证综合自动化技术的贯彻实施, 必须消除控制屏以及测量监视, 提高变电站监控技术水平, 实现无人值班的目的。要实现变电站的综合自动化, 可以从以下两个方面努力:第一, 如果变电站的设备出现了异常, 为了避免事件不良影响的扩大, 变电站综合自动化系统可以自动报警, 并关闭相关的出口;第二, 当供电系统出现故障时, 变电站综合自动化系统能够迅速判断并做出决策, 消除故障, 将影响降低到最小程度。

3 综合自动化变电站技术的应用

某矿66kv化工变电站项目位于规划厂区东北侧。南有铁路, 东与厂区相接, 西有千金河流过, 北为南外环路, 东南侧为山丘。电气设备污秽设计等级:户外按3级设计, 户内按2级设计。从66kv架空电网中取了2回供电电源, 化工厂设置主变容量单台40MVA, 双绕组、有载调压, ONAN冷却方式, 变比为66±8*1.25%/6.3KV, 阻抗电压为12%, d11接线。终期规模为2台40 MVA主变。系统是采用单母线分段接线, 一共有2回进、20回出线, 每段母线上各安装1组接地变及消弧线圈成套装置。66KV断路器为户内手车式六氟化硫组合电器, 额定工作电流为2500A, 开断电流31.5KA。PT手车。66KV电压互感器为浇注式jzw5-66, 66/√3:0.1/√3:0.1/√3:0.1/3, 0.2/0.5/3p。浇注式母联ct2*600/5a, 0.5/5p20/5p20.穿墙套管及CT、避雷器为复合绝缘材料。6.3kv配电装置采用因定柜与金属铠装式中置式开关柜, 断路器采用vs1真空断路器。根据上述供电系统以及对供电可靠性的要求, 可以采取以下自动控制方案:本项目采取信息通讯技术为本厂的信息化与控制提供了一个统一可靠的平台。该厂的信息管理系统主要是由制造执行系统、信息铜须基础设施以及业务系统等部分构成的。本项目的全厂信息管理系统是以信息通讯基础设施为基础, 充分利用制造执行系统以及业务系统, 最终实现了数据信息的自动化采集目的, 保证信息控制系统的扩展能够与现代商业动态需求相符。煤制油项目打算运用安全系统以及综合控制, 完成各个生产装置的操作、开车、停车、保护、自动控制、监控、调试、优化以及数据存档等工作。界区内需要完善卫星控制楼、仪表楼、中央控制楼以及操作员楼等基础设施。根据生产装置的具体操作需求, 操作人员需要充分利用控制系统和仪表, 加强对生产装置的监控。工程师主要是通过建筑物内的工程师站来维护、改善控制系统与仪表。将冗余光纤设置在卫星控制楼、远程仪表楼、中央控制楼以及操作员楼等附近, 通过公共工厂网络将所有的安全系统以及控制系统连接起来, 形成全厂安全系统与综合控制系统。全厂安全系统也支持业务系统和信息管理网络之间的信息交换。煤制油项目控制以及监视使用的仪表信号是建立在基金会现场总线 (FF) 技术的基础上。对于不能采取FF控制和监视的仪表, 计划采用带HART协议的4-20MA信号或者PROFIBUS数字信号网络安全系统是利用现场总线技术、太网技术以及其它的专用网络技术进行MES和ERP间的通信与交换, 最终实现了现场生产的组态设计、运行状态以及计划执行等数据采集和处理。目前已经完成了各个系统的初步设计方案论证工作, 也已经完成了初步设计, 目前正在实施详细设计, 预计到2016年该项目就能建成, 到2017年就能正式投入生产。届时整个供电系统的综合自动化优势一定会得到充分的体现。

4 结论

综上所述, 随着综合自动化技术的不断发展, 智能变电站和“无人值班”变电站是变电站未来的发展方向。就目前实际应用来说, 数字化变电站技术是很重要的一次发展过程, 在某种程度上直接影响着变电站综合自动化的各个方面的发展。同时, 由于数字化变电站的不断发展, 综合自动化技术将会迎来一个快速发展的时期。

摘要：随着社会的发展, 电力网络系统进一步扩大, 对电力系统的安全性和可靠性提出了新的要求, 变电站是电力系统的重要部分, 变电站运行稳定与否直接影响着电力系统的稳定性, 所以需要不断改进变电站的管理方式。变电站综合自动化技术对变电站运行的可靠性有着重要影响。针对变电站综合自动化技术分析与应展开讨论。

关键词：变电站,综合自动化技术,简介,应用

参考文献

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[2]刘志远, 潘全喜.高职变电站综合自动化技术课程教学浅析[J].河南农业, 2013, 11 (41) :222-223.

变电站自动化技术分析 篇9

关键词：现场总线,综合自动化,变电站

现场总线于20世纪末发展起来的, 广泛运用于过程自动化、制造自动化、楼宇自动化等智能设备之中。如今, 现场总线能够有效的沟通联系各个高级控制层, 因此, 现场总线不仅仅是一个基层的网络, 而是更高一层的网络。它是一种开放式的并且是新型全分布的控制系统。由于其技术方面突出的优势, 已经被人们所熟知并引起了高度重视。如今国际上有许多知名的公司开始着重开展这门高新技术, 因为现场总线的优势是显而易见的。首先现场总线设备的性质是处在过程设备底层, 而现场总线因此造价低、实用性高、操作简单、安全性能高等优点而成为了不二选择。除此之外, 现场总线的时效性高, 网络负载稳定。综上种种的特点, 现场总线系统的地位越来越重要。

在自动化变电站中, 通常使用到的现场总线有三种:Lonworks总线、World Fip总线以及以太网。在建设变电站时, 对选择现场总线类型要根据其实际需求来定, 具体问题具体分析, 因地制宜。

1 总线类型比较

如今, 我国广泛运用到的现场总线为三种, Lonworks总线、WorldFip总线以及以太网。而生产总线由于不同的自动化厂家, 而体现出不同的侧重点。因此在选择现场总线的时候, 一定要具体问题具体分析, 根据自动化厂家的实际情况而定。由于现场总线支持的类型、具体协议并没得到统一, 因此在总线的选择上也没有完全的统一标准

1.1 Lon Works现场总线 (1) Long Works技术特点

Lon Works是一种实力雄厚的现场总线技术。它采用的是ISOOSI模型的全部通讯协议。其设计方法为面向对象。面向对象指的是利用网络的变量特点把网络的通信简化为参数设置, 这样的话能够将介质的访问延迟和冲突降到最低, 这样就能大大增加通信的距离。同时LonWorks总线还能够支持多种介质, 比如光纤等, 并能够延伸出与之相对应的防爆产品。Lon Works因其这些优势特点, 而被业界称为通用控制网络。Lon Works总线的基本部件就是Neuron芯片。这种芯片最大的特点就是能够同时具有通讯和控制的功能。Neuron芯片内部的组成部分为三个中央处理器、RAM、ROM、EEPROM、计数器以及操作系统。在这些系统的共同工作下, 一个Neuron芯片就能够完成网络中的控制功能。如今Lon Works因其种种优势特点而吸引了数万家企业参与到这项工作中来, 这对于一种技术的推广、应用有很大的促进作用。

(2) 通讯介质及网络拓扑结构

Lon Works能够兼容许多的通讯设置, 可以说Lon Works是不会受到通讯介质的限制。同时Lon Works的另一大优势就是, Lon Works兼容的这些介质, 能够在同一网络中交叉使用, 而不会收到影响。这就大大增加了现场总线的功能性。当然, 在大部分的Lon Works综合自动化变电站中, 被经常使用的介质还是双绞线。在选择现场总线网络的拓扑形式时, 可以根据不同的拓扑形式, 来决定网络的规模, 这在建立、选择上非常的灵活。

(3) Long Works现场总线特点

Lon Works现场总线在保证可靠、安全通信的基础上还具有报文短小 (必须) 、高度分散化、体积小、成本低的特点。此外.Lon Works还具有以下特点:Lon主要用于没备问相互通讯, 而不是用于计算机之间通G', Lon元需中央处理器、服务器, 即可实现个个节点间的相互通讯dor, 传输速率较低, 适宜于数据较小的检测信息、状态信息和控制信息的传输-构成简单, 利用廉价电缆 (双绞线) 传输信息, 故成本低。

1.2 World Fip现场总线

(1) World Fip现场总线技术特点

World Fip使用曼彻斯特码传输, 是一种令牌网。World Fip使用信息生产者和消费者的概念, 和通常意义上的输出量、输入量略有区别。每个生产者或消费者变量有一个JP地址。N-+, Ny, 站可以有例如16个生产者艄费者变量。任何时候, 生产者只能有-个, 而消费者可以是1个或多个。

(2) 通讯介质及网络拓扑结构

典型的传输介质是]二业级屏蔽双绞线。网络拓扑结构为总线型, 但又不同于一般的总线结构, 以220k V高村变电站为例, 网络结构

(3) World Fip总线特点

World Fip将变电站的设备定义为“模块”:“模块”是指一组具备一定基本功能限口交流量测量、开关量测量、开关控制等) 、具有统一通讯接口的智能模块。凼此它们之间的通讯可按其功能、时效分为几类标准通讯方式:周期性同步数据 (如遥测) ;周册胜异步数据 (如开入量) ;非周期性信息报 (如开出量J。网络仲裁器是整个网络通信的主宰者。网络仲裁器轮番呼叫每一个牛产者变量整个网线上总是有信号的。如果若干时间间隔内例如几十毫秒) 没有监听到网上的信号、则可以诊断为网络故障。

1.3 以太网 (Ethernet)

(1) Ethernct网技术特点

以太网在Ethemet网络中重要的通讯设备就是“网卡”, 网卡上面装有处理器和存储器 (包括RAM和ROM) 。网}和局域网之间的通信通过双绞线以串行传输方式进行的, 而网卡和计算机之问的通信则是通出蝴L主板的I/0总线以并行方式进行传输。网络通讯采用TCP/IP协议, 每-个通讯睢元均要有唯一的IP地址。

(2) 通讯介质及网络拓扑结构

Ethernet网可使用通讯介质有:双绞线、光纤、同轴电缆、无线、红外等。在我局高村变、虢都变均采用5类双绞线 (网线) 。网络结构为以HUB为通讯防心的星形网络。

(3) Ethernet网络特点

传输速度陕, 可扩展性好。以太网的传输速度有10Mbp系统、100Mbps系统和1000Mbps系统。我局综合自动化变电站以太网为100Mbps系统;而且HUB接口是可以通用的, 使得系统连接非常方便, 具有良好的灵活性和扩展能力;可靠性高, 一个节点的故障不会影响其他节J点的通讯;成本低;网络管理方便。由于以太网具有以上优点.应用于变电站自动化系统已成为发展的必然趋势。

2 串行通讯

串行通讯技术特点:

在很多综合自动化变电站中, 还大量采用了串行通信方式。特别是在不同厂家设备之问的规约转换通讯中, 采用的通讯方式均为串行通讯方式。串行通信接口方式有:EIA-RS-232C和EIA-RSM22/485。EIA-RS-232接口标准是早期串行通信接口标准。是美国电子工业I办会 (EIA) 于1973年制定的数据传输标准接口。

结束语

变电站自动化技术分析 篇10

随着计算机技术和通信技术的发展,自动化系统在电力系统中得到广泛应用。电力系统自动化的主要目标是保证供电质量(频率和电压)和运行安全可靠,提高经济效益和管理效能[1]。为此,对220kV及以上电压等级的变电站自动化系统提出了冗余要求。冗余技术对于可靠性的提升有着重要意义,但使用不当也会引发问题,造成不必要的损失。本文就冗余技术引发的变电站监控系统误告警事件进行分析、定位,并提出解决方法。

1 异常告警描述

某日,某智能变电站的自动化监控系统出现表1所示告警信息。

(1)2012-03-25T17-52,监控系统报“#1辅变保护B柜差动保护动作”、“差动速断保护动作”、“高压侧复压过流保护动作”等信号,继保子站也有相应告警。

(2)当日,保护装置实际未动作,但网关发生重启。

(3)这些告警信息的时、分、秒、毫秒与2012-02-14保护动作信息一致。

(4)2012-02-14的相应保护动作信息已上送后台,这可从监控历史告警中查到。

2 变电站自动化系统拓扑结构分析

智能变电站自动化系统采用多种冗余技术,包括工作站冗余、网络冗余,表现为系统监控站双机配置、远动站双机配置、站控层网络双以太网连接。保护装置内部通信插件与网关插件通信采用冗余的RS-485双通道连接,实现IEC 103协议到IEC 61850协议的转换。网络示意图如图1所示。

3 原因分析

本系统的通信环节包括继电保护装置、网关和后台监控。

(1)监控站和继保子站均收到异常告警。

(2)系统采用GPS校时的时钟状态正常,排除时钟引起告警错乱的情况。

(3)此过程中未发生双机切换,排除主备切换引起告警错乱的情况。

综上,可基本排除站控层后台原因引起异常的情况,分析主要集中于继电保护装置和网关。

3.1 网关中SOE事件报文分析

对网关中存储的SOE事件报文进行分析,其中文件4a0101a4和4a0101a5生成时间分别为20120325T2155和20120325T2156,由于为格林尼治时间,转换为北京时间后与告警时间相符。这说明网关在该时段确实收到告警事件并生成文件。

(1)文件4a0101a4中事件动作时间与表1事件“1”一致。当SOE发生时,保护装置通过IEC 103协议上传2种信息:通过ASDU_2传输SOE事件信息;通过ASDU_70传输SOE动作报告信息。其中,ASDU_2为短时标,年、月、日由网关根据信息接收时间用自身时间补完整,监控SOE告警的信息源即为短时标信息;ASDU_70为全时标,时标均来自装置。网关动作报告文件中时间取全时标,这就可解释为何文件4a0101a4与表1中事件“1”的年、月、日不一致。由于网关对于同样故障序号的多个SOE只生成1个动作报告文件,内容为最后发生SOE的内容,因此几乎同时发生的其它3个SOE无动作报告记录。文件4a0101a4与表1事件编号75～78逻辑上相符,如图2所示。

(2)文件4a0101a5中事件动作时间与图1事件“2”一致。同样原因,文件4a0101a5与图1事件编号69～71逻辑上相符,如图3所示。

3.2 消失的2012-02-14 SOE事件报文

根据监控站的历史告警记录,2012-02-14确实收到相应SOE信息。但网关rpt文件夹下没有生成时间为2012-02-14的事件报文。事件报文名的后四位为故障序号,报文消失原因是2012-03-25同样故障序号的信息上送覆盖了2012-02-14的文件,这与2012-03-25生成的事件报文内容中动作时间为2012-02-14相符。通过上述分析,基本认定保护装置将2012-02-14发生的时间告警在2012-03-25重新上送网关,引起后台产生告警。

3.3 保护装置分析

(1)传输协议分析。根据IEC 103协议的传输机制,当子站信息成功被主站接收后,子站会清除该信息,故传输协议引起的重发不成立,需要分析其它原因。

(2)通道冗余分析。装置与网关插件通信采用2个103通道,即com3和com4,且均有自己的缓存,如图4所示。com3默认为主通道,工作时只有一个通道与网关插件建立连接,原闲置通道闲置,不进行初始化。当通道发生切换时,另一个通道的缓存信息会上送网关插件,引起信息的重发。

4 现场问题仿真追溯

2012-02-14,产品还处于现场调试阶段,装置与网关通信的2组103通道中,由于某种原因默认的主端口com3受到影响而瞬时通信中断,通信切换到com4,com3被闲置,这时通道可能已经恢复,但不会再切换回去。工作人员调试SOE功能时做了2组SOE事件,网关收到信息后在rpt文件夹下生成动作报文4a0101a4和4a0101a5,生成时间为2012-02-14,并将信息通过IEC 61850转发至后台,监控站和继保子站都接收到信息。2012-03-25,网关发生重启,103通道重新建立连接,由于com3为默认通道,重启后抢占为通信通道,但2012-02-14发生的SOE信息还在它的缓存内,初始化后会将缓存信息上送网关,网关按照故障序号生成文件保存在rpt目录下,文件名仍为4a0101a4和4a0101a5,生成时间为2012-03-25,覆盖2012-02-14文件,同时,信息向后台转发。由于在103协议中,当SOE发生时,保护装置通过ASDU_2上传SOE事件信息,通过ASDU_70上传SOE动作报告信息。其中ASDU_2为短时标,年、月、日由网关根据信息接收时间用自身时间补完整,故后台告警信息的日期为2012-03-25,但其它信息与2012-02-14信息一致。

5 问题解决方案

根据以上分析和仿真测试,问题原因定位为装置通信插件与网关插件通信的2个103通道发生切换,上送了通道的缓存信息引起后台SOE信息重复告警。这可通过以下途径解决。

(1)减少1组103通道。由于网关插件嵌入至继电保护装置内部,降低了电磁等环境因素的负面影响,减少1组103通道可以保证可靠通信,同时避免通道切换。

(2)为2个103通道缓存建立同步机制。对于已发送的数据进行同步,可避免通道切换引起信息重复发送。

6 结束语

冗余技术作为提升系统可靠性的重要手段,应力求放大其有益作用。本文对冗余技术引起的变电站自动化系统误报告警的原因进行分析并提出解决方案,希望对提升冗余技术的应用有一定的参考价值。

参考文献

变电站自动化技术分析 篇11

[关键词]变电站的无人值守改造；变电站综合自动化技术；分层分布式与集中相结合

一、引言

随着电力体制改革的进一步深化，电网得到迅速发展，城、乡电网加快建设和改造，越来越多的供电部门已积极开展了变电站无人值班的实践。变电站无人值班工作的实施，使供电部门提出的“减员增效”工作得以成功实现，取得了明显的经济效益和社会效益，提高了电力企业的劳动生产率，促进了电网的安全稳定运行，推动了电力生产管理的现代化，对提高电网的安全、经济运行水平起到了积极的作用。从国内、外电网发展的情况看，变电站采取无人值班，不只是为了减少几个生产人员及其开支的问题，而是提高电网的科技发展水平和科学管理水平，加快电网发展的问题。因此，无人值班变电站的建设和改造是十分必要的。在实际应用中，无人值班变电站的电压等级已从35kV发展到220kV，并且正在向更高的电压等级发展。

所谓无人值班变电站，一般指没有固定值班人员在变电站就地进行日常监视与操作的变电站，变电站日常操作与监视由上级调度或集控站通过调度自动化设施的三遥或四遥功能进行。变电站无人值班是变电站运行管理的一种模式，要实现这种模式目前有两类设计模式。一是将有人值班的常规变电站改造为无人值班运行管理方式。二是采用变电站综合自动化技术，一般用于新建无人值班变电站。

二、有人值班变电站的无人值班改造

将常规的有人值班变电站改造为无人值班运行，一般适用于城农网改造中老旧变电站的无人值守改造。采用常规远动方式，充分利用原有的二次设备，并对其进行必要的改造以实现无人值守的模式。这种系统中保护和远动系统相对独立，结构简单，易于维护，省资金。

在整个变电站的改造工程中，涉及到远动部分的主要有以下几点：

1.RTU部分；对于原来没有RTU的变电站，加装RTU装置；对于原已有二遥的变电站，只须对其进行扩容，增加采集的遥测、遥信数量，并扩展遥控、遥调功能。

（1）增加信息量的采集。

（2）遥测量：除采集有功功率、无功功率、电压和电流外，还需采集主变压器温度、所变电压、直流电压等。

2.遥信量；在原有的测量开关位置的基础上，还需接入重要的刀闸位置、保护输出、中央信号屏的光字牌、消防、小电流接地、主变压器分接头等信号。

3.控制输出

（1）将远动的遥控接点接入开关设备的控制回路，并在控制屏上所有断路器控制回路中加装远方/就地控制开关，当切至远方控制时，切断原有手合、手分、闪光回路，遥控继电器接点接入控制回路，实现开关的遥控。切至就地控制时，原有控制、信号方式不变。

（2）加装主变有载控制开关的远方/就地切换开关，切至远方控制时，通过遥控回路实现有载开关的升降和急停操作。切至就地控制时，原有控制、信号方式不变。

（3）加装控制继电保护中央信号的远方复归和机械闭锁的解除信号。

三、变电站综合自动化

目前新建变电站一般都采用了变电站综合自动化技术。

所谓变电站综合自动化是将变电站的二次设备（包括控制设备、信号器具、测量仪表、继电保护装置、自动装置、远动装置等）利用微机技术，经过功能的重新组合，实现信息共享，对变电站实施自动监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化装置，它是变电站的一种技术装备。

变电站综合自动化的主要特征是功能综合化（其综合的程度可以因采用技术的不同而不同），结构微机化，操作监视屏幕化，运行管理智能化。它的出现为变电站的小型化、智能化、扩大控制范围及变电站安全可靠、优质经济运行提供了现代化手段和基础保证。

变电站综合自动化可以收集到较齐全的数据和信息，经过计算机高速计算和判断，可以方便的监视和控制变电站内各种设备的运行，完成对相关设备的操作。它的主要内容包括：

1.电气量的采集和电气设备（如断路器等）的状态监视、控制和调节。

2.实现变电站正常运行的监视和操作，保证变电站正常运行和安全。

3.发生事故时，有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，并迅速切除故障设备和完成事故后恢复的正常操作。

从长远的观点看，综合自动化系统的内容还应该包括高压电气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）。

从国内外变电站综合自动化系统的发展过程来看，其结构形式有集中式、分布式、分层分布式。目前，最为流行、受到广大用户欢迎的是分层分布式与集中相结合的综合自动化系统结构。这种结构将间隔层配电线路的保护和测控单元做在一起，就地分散安装在开关柜内或其他一次设备附近。各间隔单元的设备互相独立，仅通过光纤或网络电缆由站控机对他们进行管理和交换功能。而高压线路保护和主变压器保护装置等则采用集中组屏的方式。

分层分布式与集中相结合的综合自动化系统，其优越性主要体现在：

1.简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积。

2.由于安装在开关柜的保护和测控单元出厂前已由厂家安装和调试完毕，再加上敷设电缆的数量大大减少，因此现场施工、安装和调试的工作量和工期也随之减少和缩短。

3.简化了变电站二次设备间的互连线，节省了大量连接电缆。

4.分层分散式结构可靠性高，检修方便，并且组态灵活，利于扩展。

四、综述

目前莱西供电公司所辖范围内110kV及35变电站中，姜山、李权等老变电站均采用了由有人值班改造为无人值班或少人值班的形式，而近几年新建的变电站，如水集、南墅、昌阳、城西、韶存庄、城东和牛溪埠等变电站均采用了综合自动化系统。

对有人值班变电站进行无人值守改造，最大可能的利用了原有的二次设备，因此所需投资较低，实现的进度较快，并且结构简单易于维护，很适用于老旧变电站的改造。但这种模式占地较多，并且技术较落后，装置不具备自诊断功能，故障率较高，不利于高新技术的推广应用。

变电站自动化技术分析 篇12

关键词：变电运行设备,自动化技术,维护

传统的电力系统已经不能满足电力需求, 成为了制约电力事业发展的一大因素。科技的进步, 使得电气自动化技术逐渐的应用于电力系统中, 成为了当今电力系统新的发展方向。利用电气自动化技术, 能够提升系统的运行效率, 节约运行成本, 保证系统运行安全稳定。所以我国必须加大电气自动化技术的开发, 不断的突破自我, 推动电气自动化技术在电力系统中的应用, 为我国电力事业发展做出更大的贡献。

1 变电运行设备自动化技术及其应用

变电运行设备自动化技术将网络通信技术、电子技术以及信息处理技术有机的结合起来, 实现了对电力系统的远程监控效果, 所以在电力系统运用中得到了广泛的应用。利用变电运行设备自动化技术, 能够对电力系统中不方便操作或特殊的部位实施操作, 如配电室与高压室以外, 并且实现了远程控制, 能够大大节省人力、资源, 还能够避免安全事故的发生。利用自动化技术, 还能够自动的搜集与处理电力系统中产生的数据, 并对系统中各种异常情况进行调节。

变电运行设备自动化技术在电力系统中的应用, 主要表现在以下几个方面: (1) 利用变电运行设备自动化技术, 能够实现发电厂变电站与调度中心信息的实时传输, 对电力系统信息传输系统具有很大的帮助。 (2) 在电力系统的供电系统中, 主要包括变电站自动化、负荷控制以及地区调动监控等。利用自动化技术, 可以利用声控对电力负荷实时控制, 根据实时测量的负荷绘制负荷曲线, 掌握电力系统负荷情况;变电站自动化利用通信技术以及计算机技术, 并且对电力系统实施优化组合, 这样才能对整个变电系统实施监控与维护。 (3) 在电网调度方面, 自动化技术的应用, 实现了计算机自动控制, 并在信息数据采集、安全检测、显示、控制、计算等方面实现了自动化。根据电网调度结构, 可以将其自动化系统分为多个功能子系统, 包括人机联系子系统、信息采集子系统、命令执行子系统等等。电力系统运行人员, 利用自动化系统, 能够及时的掌握电网运行状态, 对电网的管理与维护工作具有很重要的作用, 并能够提升整个电网的安全稳定性。

2 变电运行自动化技术维护要点

2.1 对变电运行中常见故障的检测和排除

在变电运行过程中, 如果变电设备发生短路以及接地等问题, 就会加大变压器中的电流, 使得变压器绕组发生变形, 并且使油质劣化。对于这些问题, 需要在变电运行设备中安装短路保护装置, 在设备的高压侧设置熔断器, 在设备的低压侧设置空气断路器。

如果变电系统中设备参数变动, 或者遭受雷电冲击等, 都会使变电运行设备内部的电磁发生改变, 会抬升设备低压, 严重情况下会烧毁变电设备。这就需要在变电运行设备的高压低压侧设置避雷装置。

一般来说, 变电运行设备母联开关只设置了一个充电保护, 为了确保母联开关操作的安全, 需要在刀闸操作前, 在母线中投入非选择性压板, 并取下开关的保险。

2.2 变电运行设备检修安全措施

对于变电运行设备的检修工作, 需要做好必要的安全保护措施, 才能确保变电运行设备检修工作的安全性。具体的安全措施包括以下几个方面: (1) 当变电运行线路停电或设备短路时, 在对其实施检修前需要进行验电, 验电的内容要包括待检测设备的出线两侧位置。在验电的过程中, 需要配带绝缘手套, 保证验电人员的安全; (2) 在检修的过程中, 如果突然来电, 会对检修人员的安全造成严重的威胁。为了避免这些情况的发生, 需要设置接地线, 确保检修工作人员的安全。在变电设备可能产生感应电流的位置设置接地线, 同时还能够消除检修设备中残余的电荷。 (3) 为了确保变电运行设备检修人员的安全, 避免工作人员出现操作失误, 从而引发安全事故, 需要在一些容易发生安全问题的地方设置警示牌, 或者遮拦住危险位置, 确保变电运行维护工作的顺利开展。 (4) 另外, 还需要加强对变电运行线路的巡视工作, 加强对变电线路的检修, 及时的发现线路中存在的问题, 消除变电运行系统中的安全隐患, 保证变电运行系统的安全与稳定。

2.3 对变电运行跳闸故障的检测维护

变电运行中易发生的跳闸故障也分为三种:线路跳闸故障、主变低压侧开关跳闸故障、主变三侧开关跳闸故障。

只要是变压器所造成的跳闸故障, 第一必须快速的改变变压器的运行方式, 及时的把负载转移, 第二要对其保护动作进行检查, 停止潜油泵的工作, 检查潜油泵有无异常状况, 检查跳闸时变压器是否存在过载现象, 检查其保护动作是不是正确。

在处理主变低压侧开关跳闸故障时, 应先排除开关误动以及线路故障开关拒动两种故障。剩下的越级跳闸是由母线故障或者线路故障引起的, 通过对变电设备的仔细检查来进行判断, 确定到底是哪一种原因造成的越级跳闸故障。

关于主变三侧开关跳闸故障处理方法。主变三侧开关跳闸处理过程, 第一点要做的是对保护掉牌以及一次设备等进行认真检查, 判断其是否是瓦斯保护动作, 如果确定是, 则可判断出变压器内部故障或二次回路故障造成了跳闸故障。判断后, 要检查变压器材料是否存在变形或着火的情况;变压器的呼吸器有无喷油现象;变压器二次回路有无接地或短路情况。

结语

变电运行设备自动化技术有机的融合了电子技术、通信技术、信息化技术等, 对电力工程的发展具有很大的推动作用, 实现了对电力系统运行实时监控以及远程控制。利用变电运行设备自动化技术, 还能够提高电力系统运行的稳定性, 在电力系统运行中发挥着重要的作用。随着我国科学技术的发展, 自动化技术会不断的被完善, 越来越多的先进科技会被应用到变电运行设备中, 为电力工程的发展提供方便。

参考文献

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