变电站综合自动化管理

变电站综合自动化管理（共12篇）

变电站综合自动化管理 篇1

综合自动化变电站是依赖高速发展的计算机技术, 将变电站中的控制、保护、测量、中央信号各类自动化装置以及打印报表、故障录波等功能集中于一个计算机网, 完成调度端遥测、遥信、遥控、遥调四遥功能。这种高新技术的应用, 近年来发展很快, 为变电所的安全运行打下了良好基础。但由于目前我国的推广工作处于起步阶段, 技术应用还不成熟, 新的运行管理模式正在摸索之中, 因而各地在运行中不同程度地暴露出一些问题。据本公司电网近5年来的运行情况, 随着自动化变电站的增多变电事故明显增多, 影响了变电站的安全运行。为此, 根据本地自动化变电站运行中出现的一些问题做一粗浅探讨。

1 综合自动化变电站的主要特点

1.1 应用新技术, 一次断路器设备无油化,

二次控制元件无触点集成模块化, 提高了设备运行可靠性, 减少了设备维修工作。

1.2 变电所负荷调整、电压调节及电量报

表等工作都由调度直接完成, 改变了过去那种调度下令, 变电运行人员接令执行操作的繁琐环节, 降低了变电所运行误操作事故的发生。

1.3 调度可直接监视变电设备运行情况, 发生故障能及时、准确地提供原始数据, 为事故处理提供方便。

1.4 自动化变电所占地面积少, 土建投资省并减少运行人员, 降低了电力生产成本。

2 目前综合自动化变电所运行中普遍存在的问题

2.1 自动化变电所二次控制设备存在误报、误跳, 单相接地发信号正确率低等问题。

2.2 自动化变电所投运后, 运行模式正在

探索中, 有的仍保持常规变电所值班方式, 没有体现减人增效。有的采用“无人值班”的模式替代常规变电所管理, 在安全运行中出现一些失管情况。

2.3 有的变电所误发信号情况较多, 存在产品质量和安装质量等问题。

3 对综合自动化变电站安全管理几点意见

3.1 综合自动化变电站的设计

综合自动化变电站设计要求按原电力部提出的建设原则, 坚持“户外式、小型化、造价低、安全可靠、技术先进”的发展方向。对二次设计要求变电所现场对主变温度、母线电压、电流等主要运行参数的显示要简单、直观, 便于值班人员监控。保留常规变电所预告信号和事故信号功能, 便于变电值班人员发现设备异常, 及时处理事故。

3.2 常规变电所的自动化改造

常规变电站的改造应立足于一次设备, 可靠的一次设备是变电所实行自动化的基础。对一次设备进行无油化改造, 二次部分按自动化要求设计, 电磁式继电器改为“四遥”集成模块保护, 变电所各种信号通过RTU柜传送调度, 变电所现场电压、电流、温度等主要参数显示要求简单、直观, 为值班监控提供方便。如果变电所是近年新建的, 设备质量较好, 进行“四遥”改造时, 二次部分也可利用原来电磁继电器的保护触点进行控制。同时, 增加远方操作转换功能、远方复归信号继电器、小电流系统接地选线等装置。

3.3 自动化变电所的运行模式

目前自动化变电所运行模式基本是少人值班和无人值班两种。少人值班比常规变电所人员减少一半。无人值班即“无人值班, 有人看守”模式, 成立操作班, 监控班替代常规变电所管理。现在看来, 大家对变电所的运行模式认识不统一, 普遍把自动化变电所叫“无人值班变电所”, 但实际上采用“少人值班”的运行模式更为可行。下面从变电所安全、可靠、经济运行方面进行探讨:

a.岗位的重要性:变电所是保证供电, 创造企业效益的基层班组, 变电值班岗位时刻保证着供电设备安全运行, 因此变电值班岗位任何时候只能加强, 不能削弱。

b.设备运行的安全、可靠性:变电所的位置一般分布在远离城市、人员稀少、交通不便的偏辟地方。如果采用“无人值班, 有人值守”的模式, 存在许多不安全因素。首先长期一个人留守, 值守人员就存在孤独和人身安全问题。另外, 设备运行安全问题, 因操作班远离变电所, 设备不可能及时巡视, 有了故障也难以做到及时处理, 同时车辆的频繁来往也是一个不安全因素。总之, 若采用“少人值班”的模式以上问题都将得到妥善解决。

c.企业减人增效:常规变电所值班人员一般为5~7人, 自动化变电所采用“少人值班”模式, 人员可减少一半。但“无人值班, 有人值守”的模式用操作班、监控班替代常规变电管理, 实际人员也难减少。如果自动化变电所数量少, “无人值班”模式用人将会更多。

d.设备的管理要求:综合自动化变电所的设备是现代化高新技术, 对值班人员的素质要求应该比常规变电所高, 因此应配备高素质人员来管理。

综合上述情况, 自动化变电所管理应选用“少人值班”运行模式为宜, 变电所定员一般2~3人, 轮流值岗。值班员的职能同常规变电所不一样, 工作性质由被动性转为主动性。因此, 对值班员的素质要求高, 要求选派责任性强、自动化变电所业务管理熟悉的人员担任。其值班职责, 主要负责监控变电设备运行与设备检修操作和临时性操作工作。此外, 还负责变电所的日常保卫、环境绿化及卫生等。

3.4 自动化变电所设备运行中存在问题的对策

3.4.1“四遥”远动设备误报和误跳:

自动化变电所“四遥”远动设备误报和误跳是当前普遍存在的问题, 也是许多单位自动化变电所长期不能正常运行的主要原因。目前五座变电所运行正常, 近两年时间来很少发生误报和误跳情况。但是, 有一些单位的自动化变电所, 一直同常规变电所一样运行管理, 没有发挥应有的效益。其关键问题是企业对变电运行不重视, 对长期存在的技术问题没有认真组织解决。

3.4.2 单相接地故障发信的正确率低:

自动化变电所小电流接地信号检测装置是根据单相接地故障特点进行设计和判别的, 主要有反应工频电容电流大小和方向、零序电流有功分量、5次谐波分量以及故障电流暂态分量首半波等五种。目前生产厂家采用较多的是接地时5次谐波分量, 从变电所的运行情况看, 单相接地故障发信正确率普遍较低。在配电网事故中, 单相接地故障率很高, 据有关资料统计约占80%, 可见单相接地故障发信正确率同变电所的安全运行关系极大。因此, 变电所自动化设备厂家, 今后对提高单相接地故障发信正确率的问题, 还应下决心从技术上突破。

3.4.3 消防自动报警装置误发信:

变电所消防自动报警装置比较简单, 它本身同变电所的自动控制没有直接牵连。从一些变电所使用情况看, 误发信主要同产品质量有关, 其次是安装不当引起的误发信。

3.4.4 防误操作装置的改造:

常规变电所改为自动化变电所, 原来的“三防”“五防”装置失去了作用, 如何进行防误改造, 解决的方法较多, 可用机械装置的方法, 也可用微机控制的方法。如果变电所原来用机械防误装置, 一般还是按机械装置方法改造, 防误装置方案选择的原则要简单、可靠、实用和经济。

上述说明, 目前远动、消防方面在自动化变电所运行中暴露的问题较多, 产品质量和安装质量的问题都直接给变电所运行留下事故隐患, 因此在自动化变电所建设中, 要十分重视厂家的产品质量和售后服务质量。

总之, 综合自动化变电所是我国电网今后一个时期的发展方向, 在变电所建设中要坚持简单、实用、可靠的原则, 以达到保证电网安全、经济、可靠运行为目的, 把我国电网建设与管理工作提高到一个新水平。

摘要：综合自动化变电站是依赖高速发展的计算机技术, 将变电站中的控制、保护、测量、中央信号各类自动化装置以及打印报表、故障录波等功能集中于一个计算机网, 完成调度端遥测、遥信、遥控、遥调四遥功能。这种高新技术的应用, 近年来发展很快, 为变电所的安全运行打下了良好基础。但由于目前我国的推广工作处于起步阶段, 技术应用还不成熟, 新的运行管理模式正在摸索之中, 因而各地在运行中不同程度地暴露出一些问题。

关键词：综合自动化,变电站,安全运行

变电站综合自动化管理 篇2

简介

在电力系统内，电力主设备继电保护主要经历了电磁式、晶体管式、集成电路式、微机式保护4个阶段。特别是21世纪以来，电力工业突飞猛进，整个电力系统呈现出往超高电压等级、单机容量增大、大联网系统方向发展的趋势,这就对电力设备保护的可靠性、灵敏性、选择性和快速性提出了更高的要求。电力系统相关部门已把变电站自动化作为一项新技术革新手段应用于电力电网，各大专业厂家亦把变电站自动化系统的开发作为重点研发项目，不断地完善和改进，相应地推出各具特色的变电站综合自动化系统，以满足电力系统发展的要求。

随着科学技术的不断发展，计算机控制技术广泛应用于电力系统的变电站自动化系统中，以微机控制为代表的变电站综合自动化系统取代传统的变电站二次系统，成为当前电力系统自动化发展的主流。变电站自动化系统以其系统功能强大、结构简单可靠、可扩展性强、兼容性好等特点逐步为市场所接受，在国内经济发达地区已经得到广泛应用。

变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是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的一项重要技术措施。

功能的综合是其区别于常规变电站的最大两个原则

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（220kV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。特点,它以计算机技术为基础, 以数据通讯为手段,以信息共享为目标.最新变电站综合自动化 所谓最新的变电站综合自动化，就是广泛采用微机保护和微机远动技术，分别采集变电站的模拟量、脉冲量、开关状 态量及一些非电量信号，经过功能的重新组合，按照预定的程序和要求实现变电站监视、测量、协调和控制自动化的集合体和全过程，从而实现数据共享和资源共享，提高变电站自动化的整体效益。

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、液晶显示、远程监控等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，三化;改造和无人值班变电站的进一步发展，要求变电站综合自动化系统运行高效、实时、可靠，从而提高电网安全稳定运行水平。继电保护技术未来趋势将是向计算机化，网络化，智能化，保护、控制、测量和数据通信一体化的方向发展 新的变电站综合自动化系统，利用组屏取代了常规的仪表屏柜以及一些中央信号装置，经过优化组合成为系统，节省了变电站、控制室和配电室的占地面积，缩短建设工期，提高了变电站的自动化水平，减少人为事故，保证了供电质量，有利于电网安全稳定运行,实现了电力系统的减员增效目标，提高了企业的劳动生产率和经济效益。

现在市场上流通着有各种各样的自动化系统，并且在不断地改进和更新。我们所熟悉的有北京四方CSC2000变电站综合自动化系统、南瑞继科技BSJ-2200监控系统、国电南自PS6000变电站自动化系统、许继电气CBZ8000变电站自动化系统、深圳南自的ISA300变电站综合自动化系统等。电压等级不同又有一些功能不一致。本文主要根据南瑞继保RCS9700变电站综合自动化系统在110kV变电站的最新应用情况进行分析。针对变电站综合自动化系统的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求，展开论述。2.1 设计原则和特点 变电站一期工程包括：三卷变1台，绕组电压等级为110 kV /35kV/10kV；35kV线路2回，35kV旁路1回；110kV线路1回，110kV旁路1回；10kV部分出线11回,电容器组2组，10kV站用变一台。

综合自动化系统设计过程中始终贯穿着充分保证可靠性这一原则，采用分散分层分布式模块化结构，各保护、测量、控制、通信等各个模块之间既相互独立又互相联系。发展历程

全国第一套微机保护装置----1984国电南自 全国第一套分布式综合自动化系统----1994大庆 全国第一套就地安装保护装置----1995 CSL200A 全国第一套220kV综合自动化变电站----1996珠海南屏 全国第一套全下放式220kV综合自动化变电站----1999丹东 全国第一套全国产500kV综合自动化变电站----1999南昌 全国第一套将专家系统应用到变电站综合自动化系统中--2000 国内第一家引进现场总线LonWorks(四方公司引进,四方公司由华北电力大学教授,工程院院士杨奇逊老师创办)随着IEC61850标准的诞生，变电站综合自动化系统又迎来了新一轮的发展机遇。变电站综合自动化系统的功能介绍

随着变电站综合自动化技术的不断更新和发展，现今变电站综合自动化技术所实现的功能越来越多，常见的有以下七大功能。

1.微机保护功能：系统能实现变电站内所有的电气设备的保护（如线路保护，变压器保护，母线保护，电容器保护及备自投，低频减载等），各类保护应具有 故障记录、存储多套定值、显示和当地修改定值、与监控系统通信等功能。

2.数据采集及处理功能：它能采集状态数据，模拟数据和脉冲数据并根据需要进行数据处理。

2.1状态量采集

系统能够采集断路器状态，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、事故跳闸总信号、预告信号等状态量。

2.2模拟量采集

系统能够采集母线电压、线路电压，电流和有功、无功功率值、馈线电流，电压和有功、无功功率值等常规的典型模拟量。

3.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。变电站故障录波通常采用两种，一种是采用集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。另一种是由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波型及测距结果送监控系统处理与分析。

4.控制和操作功能

操作人员可通过后台人机界面进行断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投切等远方操作。同时在系统设计时保留了人工直接跳合闸手段，防止系统故障时无法远动操作。

5.系统的自诊断功能

系统内各插件应都具有自诊断功能，对装置本身实时自检功能，以便快速发现故障及故障位置、故障类型，快速维护和维修。

6.数据记录功能：系统对历史数据具有存储记录功能，方便调度人员、检修人员查询、数据分析，这些历史数据主要有：断路器动作次数；断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数；输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功、母线电压定时记录的最大，最小值及其时间；独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间；控制操作及修改整定值的记录等。

变电站综合自动化基本特征

1）功能实现综合化。变电站综合自动化技术是在微机技术、数据通信技术、自动化技术基础上发展起来。它综合了变电站内除一次设备和交、直流电源以外的全部二次设备，2）系统构成模块化。保护、控制、测量装置的数字化（采用微机实现，并具有数字化通信能力）利于把各功能模块通过通信网络连接起来，便于接口功能模块的扩充及信息的共享。另外，模块化的构成，方便变电站实现综合自动化系统模块的组态，以适应工程的集中式、分部分散式和分布式结构集中式组屏等方式。

3）结构分布、分层、分散化。综合自动化系统是一个分布式系统，其中微机保护、数据采集和控制以及其他智能设备等子系统都是按分布式结构设计的，每个子系统可能有多个CPU分别完成不同的功能，由庞大的CPU群构成了一个完整的、高度协调的有机综合系统。

4）操作监视屏幕化。变电站实现综合自动化后，不论是有人值班还是无人值班，操作人员不是在变电站内，就是在主控站内，就是在主控站或调度室内，面对彩色屏幕显示器，对变电站的设备和输电线路进行全方位的监视和操作。

5）通信局域网络化、光缆化。计算机局域网络技术和光纤通信技术在综合自动化系统中得到普遍应用。

6）运行管理智能化。智能化不仅表现在常规自动化功能上，还表现在能够在线自诊断，并将诊断结果送往远方主控端

7)测量显示数字化。采用微机监控系统，常规指针式仪表被CRT显示器代替。人工抄写记录由打印机代替。

变电站综合自动化技术的发展趋势

数字化、智能化是变电站自动化系统最终的发展趋势，数字化变电站的系统结构不仅继承并发展了分层分布式变电站结构的特点,同时随着电子式互感器、智能开关技术的应用,使得数字化变电站的系统结构又有了不同于常规变电站的革命性变化。

数字化变电站自动化技术特征:各类数据从源头实现数字化,真正实现信息集成、网络通信、数据共享。在电流、电压的采集环节采用数字化电气测量系统,如光电/电子式互感器,实现了电气量数据采集的数字化应用,并为实现常规变电站装置冗余向信息冗余的转变,为实现信息集成化应用提供了基础。打破常规变电站的监视、控制、保护、故障录波、量测与计量等几乎都是功能单

一、相互独立的装置的模式,改变了硬件重复配置、信息不共享、投资成本大的局面。数字化变电站使得原来分散的二次系统装置,具备了进行信息集成和功能合理优化、整合的基础。系统结构更加紧凑,数字化电气量监测系统具有体积小、重量轻等特点,可以有效地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。

结束语

变电站自动化技术的进步归功于现代科学技术，尤其是网络通信技术，计算机技术和大规模集成电路技术的发展。现代变电站自动化系统正朝着二次设备功能集成化，一次设备智能数字化方向迈进，这对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。

参考文献

[1] 刘振亚.国家电网公司输变电工程典型设220变电站二次系统部分（2007年

版）[J].中国电力出版社.2008年5月

[2] 唐涛.发电厂与变电站自动化技术及其应用[J].中国电力出版社.2005年2月 [3] 杨奇逊.变电站综合自动化技术发展趋势.电力系统自动化，[4] 百度百科--变电站综合自动化 [5] 企业相关文献

变电站综合自动化管理 篇3

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

变电站综合自动化管理 篇4

变电站综合自动化是一项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的一项重要技术措施。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, 在变电站传统控制系统和自动化控制系统的融合下, 变电站综合自动化系统运行存在的问题日益凸显, 影响着整个电力系统的稳定和安全。为了经济的可持续和科技的可延伸发展, 加强变电站综合自动化系统的安全运行管理非常重要。本文通过理论结合实践, 对变电站综合自动化系统的特征、存在问题及安全运行管理作一概括。

1变电站综合自动化系统的特征

1.1功能综合化

变电站综合自动化系统是一个技术密集、多种专业技术相互交叉、相互配合的系统, 是以微电子技术、计算机硬件和软件技术、数据通信技术为基础发展起来的, 综合了仪表屏、控制屏、中央信号系统、无功补偿、变送器柜、远动装置、常规光字牌等设备及功能。

1.2操作监视屏幕化

变电站实现综合自动化后, 通过计算机上的CRT显示器监视全变电站的实时运行情况, 对各开关设备进行操作控制, 运行人员通过变电站的后台机或调度控制中心的主机进行人机交互。

1.3二次设备网络化

测量控制装置、继电保护装置、防误闭锁装置等都属于变电站的常规二次系统, 它们按一定的标准化模块进行相应的设计与制造, 主要选取高速网络来连接设备, 以网络为介质实现数据和资源的共享。

1.4自动化运行管理系统

变电站的自动化运行管理系统主要包括无纸化状态记录统计、电力生产运行数据分析、数据信息分层、分流交换自动化4个部分。在变电站发生故障期间, 可以为故障分析提供必要的资料和报告, 进一步指出故障发生缘由, 为相应的故障提出有针对性的解决方案。

2变电站综合自动化系统运行存在的问题

2.1通讯异常

2.1.1单个或部分间隔通讯中断

测控单元与通信机不能通信、测控单元地址错、通信连线接触不良、测控单元故障等均会引起单个或部分间隔通讯中断。

2.1.2监控主机等站控层设备死机引起全站通讯中断

监控设备较陈旧或运行时间较长过热等会导致监控主机等站控层设备死机, 无法监控到部分间隔或整个变电站的运行情况。

引起全站通讯中断的原因有:厂站问题 (调制解调器与通道连线断、调制解调器故障、调制解调器参数不匹配、通信接口故障、通信软件异常等) 、主站问题 (前置问题、服务器问题) 、通道问题。

2.2遥测量异常

(1) 单个间隔遥测量异常:测控装置问题 (失电、故障、地址出错等) 、参数设置错误、直流采样板问题、PT回路失压、CT回路短路、通信中断等。 (2) 部分间隔遥测量异常:测控装置与通信机通信中断、遥测板/遥信频繁动作, 致使远动主机程序出错、集中采样装置故障等。 (3) 全站遥测量异常:通信机与后台通信中断、测控装置与通信机通信中断、后台机程序异常、各测控单元地址冲突等。

2.3遥信量异常

(1) 个别遥信数据不更新 (不会上传等) :信号输入回路线路松动或断线、对应光电隔离器件坏、转发点号未定义或错误、数据库定义错等。 (2) 个别遥信频繁变位:信号线接触不良、辅助触点松动、信号受到干扰等。 (3) 一批遥信数据不更新:遥信公共端断线、遥信电源失电或故障、对应遥信接口板故障、测控单元地址冲突、测控单元故障、通信机与后台通信中断、测控装置与通信机通信中断等。

2.4遥控异常

(1) 遥控命令发出, 遥控拒动:就地/远方开关在就地位置 (保护屏上、开关机构) 、出口压板未投、控制回路断线 (一、二次设备问题) 、遥控出口继电器故障、遥信上传过多造成通道堵塞等。 (2) 遥控返校错或遥控超时:通信受到干扰、测控单元故障、通信机与后台通信中断、测控装置与通信机通信中断、控制回路断线、遥控出口继电器故障、同时有多个遥控操作等。 (3) 遥控命令被拒绝:开关号或对象号错、该遥控被闭锁、定义错、操作者无遥控特权、操作口令多次输入错、被控开关无实物对应等。

3变电站综合自动化系统安全运行管理

3.1监控设备维护管理

计算机监控设备必须按照相关规定进行周期性及常态化的维护和调试 (如由检修人员定时清除历史数据, 完善后台机数据库自动定期覆盖或清除功能, 防止因数据库容量已满而不能存入数据) , 并对监控设备开展必要的试验, 以保证计算机监控设备运行的稳定。同时, 在进行停电检修的时候, 应对接线端子等部位进行紧固, 防止出现松动导致不良后果。

科学地维护以及判断设备的运行寿命, 进而采取主动预防措施, 有助于减少故障发生的次数。对电子设备进行定期更换, 减少设备元器件可靠性降低的风险, 常态化和规范化计算机监控系统的全过程管理。

运行维护方面也应注意:如高温天气远动设备由于长期运行过热易发生死机现象, 特别是老旧变电站的老旧设备, 需加强红外测温, 并注意检查主控室、开关室等空调的开启运行情况等。

3.2监控设备巡视管理

变电站计算机监控系统运行人员应按变电站计算机监控系统的实际情况, 制定日常 (定期) 巡视表格, 进行巡视检查, 做好记录, 不得漏查设备。发现设备缺陷时应及时填写缺陷记录和缺陷通知单, 通知检修人员进行处理。

3.3监控系统后台机操作管理

(1) 变电站监控系统后台机设有不同的管理及操作权限, 有权操作变电站监控系统后台机的所有人员在系统中都必须设置姓名和密码, 各人密码不得相同且不得少于八位数, 且必须以实际操作人、监护人的身份进入系统。 (2) 操作人、监护人的操作密码必须自己输入, 并相互保密。 (3) 后台有分界面的, 必须在分界面中操作。 (4) 对于一次登陆后可以连续操作的系统, 在操作完成后, 必须退出该操作模块。

3.4监控设备质量管理

变电站运行过程中出现的许多问题都与产品质量和工程的安装质量息息相关, 建立全面的质量管理体系非常重要。要做到以项目法人质量管理为核心, 以工程的质量为保障, 建立起一套科学严密的质量管理体系。因为全面质量管理具有全员性、全面性、预防性、服务性以及科学性的特点, 所以, 我们在建设之前, 要注重对质量的检测;在建设过程中, 我们要对质量进行严格的监督;在建设竣工之后, 要对质量进行必要的评估, 做到循序渐进, 以阶梯式上升的状态对质量严格把关, 争取做

到预防为主。在建设变电站综合自动化系统时, 首先要把好设备的选型关, 高度重视产品质量、安装质量以售后服务质量, 确保质量第一。

3.5监控设备验收管理

(1) 变电站计算机监控系统在新建、扩建、改造、检修后, 必须经验收合格, 手续完备, 方能投入系统运行。

(2) 新建的计算机监控系统现场验收应由基建部门组织, 有关运行、调度部门参加, 具体由调试单位实施。多部门联合抽查遥信量、遥测量、遥控的联调正确率, 做到百分百无误。

4结语

综上所述, 变电站综合自动化系统的安全运行管理是一个需要不断探索和完善的过程, 技术和管理并存、生产与安全并重。本文主要对变电站综合自动化系统存在的问题及其安全运行管理进行简单的讨论, 提出了一些见解, 希望能为今后变电站综合自动化系统的高效应用提供有益借鉴。

摘要：阐述了变电站综合自动化系统的特征, 并对其运行存在的问题进行了分析, 在此基础上详细论述了如何实现综合自动化系统的安全运行管理。

关键词：变电站,综合自动化系统,安全运行

参考文献

[1]张仕兵.浅谈220kV自动化变电站的安全运行[J].民营科技, 2010, 7 (2) :112~113

[2]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, 5 (12) :110~111

变电站综合自动化总结2 篇5

随着这学期期末的临近，变电站综合自动化这一门学科也接近尾声。经过这一学期的变电站综合自动化的学习，在曾老师的领导下进行了分组讨论研究学习。在我们小组所有成员的努力下，顺利的完成了这学期的学习任务。使我受益匪浅！

这学期我们主要围绕着七个大知识点进行学习。

一、变电站综合自动化

二、变电站综合自动化的结构与配置

三、变电站综合自动化系统的保护与测控单元

四、变电站综合自动化系统的通信

五、变电站综合自动化系统的监控

六、变电站综合自动化的安全自动装置

七、变电站综合自动化二次回路举例

一、变电站综合自动化 主要学习了变电站综合自动化的概念、变电站综合自动化系统的特点、变电站综合自动化系统的优点、变电站综合自动化的发展简史、了解传统变电站与综合自动化站之间的不同、了解变电站综合自动化的现状。

二、变电站综合自动化系统的结构与配置 主要学习了变电站综合自动化系统的硬件结构、变电站综合自动化系统的配置、国内典型的变电站综合自动化系统以及发展的趋势。

三、变电站综合自动化系统的保护与测控单元 主要学习了保护与测控单元的功能与硬件、保护与测控单元的常用算法、保护与测控单元硬件回路的工作原理、保护与测控单元的举例。

四、变电站综合自动化系统的通信 主要学习了变电站综合自动化系统通信的基本概念、了解变电站综合自动化数据通信的内容和功能、了解变电站综合自动化系统的通信规约、EIA RS—232/485通信接口、以太网通信接口、LONWORKS现场总线接口、站控层与单元层的通信、变电站与调度的通信、掌握了监控单元主界面显示的运行参数、熟练掌握了监控单元的功能及其功能按钮与使用。

五、变电站综合自动化系统的监控 主要学习了监控系统、了解了远动主机、掌握了监控单元主界面显示的运行参数、熟练掌握了监控单元的功能及其功能按钮与使用、了解监控单元的配置与维护。

六、变电站综合自动化系统的安全自动装置 主要学习了故障录波装置、电压、无功综合控制装置、了解变电站综合自动化中VQC的基本概念、熟悉了变电站综合自动化系统中VQC的工作原理。

七、变电站综合自动化系统二次回路举例 主要学习了变电站综合自动化系统二次回路的概述、6~~35KV线路的保护、测量、控制二次回路、110KV线路的保护、测量、控制二次回路、主变压器的保护、测量、控制二次回路。

浅谈变电站综合自动化系统 篇6

【关键词】变电站；电力系统自动化；通讯

变电站综合自动化系统是利用计算机系统、网络、数据库、现代通讯技术等将变电站的二次设备(包括控制、测量、保护、自动装置等)，经过功能组合和优化设计，对变电站实行自动监控、测量和协调来提高变电站的运行效率和稳定性。它完全取代了常规的监控仪表、中央信息系统、变送器及常规远动装置。不仅提高了变电站的可控性，而且由于采用了无人值班的管理模式，更有效地提升了劳动生产率，减少 人为误操作的可能，最大程度提高了变电站的可靠性和经济性。随着“两网”改造的深入和电网运行水平的提高，广泛采用变电站综合自动化技术是计算机和通讯技术应用的方向，也是今后电网发展的趋势。

1.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集成电路技术、微计算机技术、通讯技术和网络技术密切相关。随着高科技的不断发展，综合自动化系统的体系得到了不断完善，功能和性能也不断提高。从发展过程来看，典型的结构主要有：集中式结构、分布式结构、分散(层)式结构和全分散式几种结构类型。

1.1集中式结构

集中式变电站综合自动化系统结构按信息类型划分功能。这种方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据量信息，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、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。这种结构系统能实时采集变电站中各种模拟量、开关量的信息，完成对变电站的数据采集和监控、打印、制表和事件记录功能，还能完成对变电站主要设备和进、出线的保护功能。此结构体积小、紧凑，造价低。不足的是其对系统监控主机的性能要求较高，且系统处理能力有限，在开放性、扩展性和可维护性方面较差，抗干扰能力差。

1.2分布式结构

分布式结构最大的特点是将变电站自动化系统由主CPU和从CPU多台计算机来完成。采用主从CPU系统的工作方式，各功能模块采用串行方式实现数据通信，提高并处理并行多发事件的能力，较好地解决了CPU运算处理慢的瓶颈问题。分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。

1.3分散(层)式结构

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(SCS)：应具有快速的信息相应能力及相应的信息处理分析功能，完成站内的运行管理及控制(包括就地及远方控制管理两种方式)，例如事件记录、开关控制及SCADA的数据收集功能。

站监视系统(SMS)：应对站内所有运行设备进行监测，为站控系统提供运行状态及异常信息，即提供全面的运行信息功能，如扰动记录、站内设备运行状态、二次设备投入／退出状态及设备的额定参数等。

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，也可用便携机进行就地及远端维护。上面是按大致功能基本分块，硬件可以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。原则上凡是可以在本间隔就地完成的功能绝不依赖通讯网，但特殊功能例外，如分散式录波及小电流接地选线等功能的实现。这种结构与集中式处理系统相比有着明显的优点：(1)可靠性提高，任何一部分设备故障只影响局部，即将“故障”分散，当站级系统或网络出现故障，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，比如长期占用全站的通信网络。(2)可扩展性和开放性较高，利于工程的设计及应用。(3)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。

2.常见的通讯方式简介

常见的通讯方式有：(1)双以太网、双监控机模式，主要是用于220～500kV变，在实现上可以是双控机+双服务器方式，支撑光／电以太网。(2)单以太网，双／单监控机模式。(3)双LON网，双监控机模式。(4)单LON网，双／单监控机模式。随着电～光传感器和光纤通讯技术的发展，必将迎来变电站综合自动化系统的新纪元。

3.变电站综合自动化系统实现的功能研究

3.1微机保护

我们通常所说的微机保护是指对站内所有的电器设备进行保护，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。各类保护实现故障记录、存储多套定值并与监控系统通信。

3.2数据采集及处理功能

(1)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、事故跳闸信号、预告信号等。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。

(2)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，电压和有功、无功功率值，频率，相位等。

(3)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。

3.3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。变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。另一种是分散型，即由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波形及测距结果送监控系统，由监控系统存储和分析。

4.控制和操作功能

操作人员可通过后台机屏幕对断路器、隔离开关、变压器分接头、电容器组投切进行远方操作，以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、 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。

5.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测量的电压、无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。

6.数据处理和记录

历史数据的行程和存储是数据处理的主要内容，它包括上一级调度中心，变电管理和保护专业要求的数据，主要有：(1)断路器动作次数。(2)断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数。(3)输电线路的有功、无功，母线电压定时记录的最大、最小值及其时间每天的峰谷值及其时间。(4)独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间。(5)控制操作及修改整定值的记录，根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在运动操作中心或调度中心实现。

7.系统的自诊断功能

系统内各插件应具有自诊断功能，并把数据送往后台机和远方调度中心。对装置本身实时自检功能，方便维护与维修，可对其各部分采用查询标准输入检测等方法实时检查，能快速发现装置内部的故障及缺陷，并給出提示，指出故障位置。

8.与远方控制中心的通信

本功能在常规运动“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。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，同时应具备同多个调度中心不同方式的通信接口，且各通信口及MODEM 应相互独立。保护盒故障录波信息可采用独立的通信与调度中心连接，通信规约应适应调度中心的要求，符合国际及IEC标准。

9.结论

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，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。随着高科技的发展和硬软件环境的改善，它的优越性必将进一步体现出来。

变电站综合自动化管理 篇7

1 变电站综合自动化特点

变电站综合自动化管理就是利用微处理器技术对变电站内的电力系统进行综合的模拟量和状态量的控制和处理, 从而保证变电站内各个电力系统之间能够进行协调的配合, 保证变电站的安全运行。变电站综合自动化最主要的特点就是采用交流采样的方式对信息进行串行和通信, 不但能够提高信息总体的容量, 也能够保证信息传送的速度和准确度, 从而改变了直流变送器信息容量小、传送信息速度慢和准确度低的特点。变电站综合自动化采用的微处理器技术, 通过危机保护和监控对信息的保护, 不但可以设置调度端的远距离修改, 也可以下发一个保护的定值, 同时, 微处理器技术能够通过CT、PT传送多种计算形式, 增加了计算量的同时, 也提升了计算的速度和准确度。因为变电站综合自动化管理是通过模拟量和状态量进行对整个电力系统的控制, 就表示对数据的采集工作、对数据的处理工作以及整个控制操作的过程都更为准确和科学, 也大大提高了运行的速度。最后, 变电站综合自动化具有实时自检功能, 能够及时的发现在变电站运行过程中出现的问题, 发现变电系统装置的故障和缺陷, 保证变电站内的电力系统能够安全运行, 极大的方便了变电站的维修工作。

2 变电站综合自动化管理的经济运行

2.1 调控准确度提高

在变电站综合自动化管理的这一模式下, 一般工作都是由计算机完成的, 在调控工作方面, 计算机的操作相比于人工操作来说, 具有更高的准确性, 能够减少在调控过程中的失误现象, 从而减少失误率, 计算机运行调控工作也在一定程度上减轻了人工调控的负担, 降低了人工费用。

2.2 二次接线更加简单方便

在二次接线方面, 变电站进行自动化管理能够使接线更加方便和简单, 所需要的空间相比来说变小, 节省了变电站的空间, 同时也节约了变电站在建设过程中的成本问题, 从而节省变电站的经济成本, 提高变电站的市场竞争力。

2.3 自检工作有效延长了变电站系统的持久性

变电站进行综合自动化管理能够有效的对自身的电力系统进行诊断和预警工作, 自我诊断有效的减少了在变电站人工检修过程中人工查找故障, 以及在维修过程中出现的麻烦和困难, 使变电站的电力系统更加持久的运行, 减少了在维修和不持久等方面带来的不必要的经济支出。

3 完善变电站综合自动化管理措施

3.1 明确变电站运行管理的分工

首先必须要明确变电站的运行管理分工问题, 就要将变电站的值班人员分为两个部分, 分别是负责对变电站运行过程中的监视和抄表记录等工作, 一般由调控人员进行分配和实施, 另一部分是对变电站的运行进行维护和巡视, 主要针对变电站的安全措施的管理和对事故的管理, 一般在现场进行工作, 从而有效的对变电站运行过程中的管理进行明确的分工, 保证各个部分各司其事, 各尽所能。

3.2 加强对变电站运行过程中技术的维护

《电业安全工作规程》中的内容是我国对变电站运行工作中的问题的一个总结和概括, 包含着多年变电站运行过程的经验和总结, 所以在变电站运行的过程中, 应该严格按照《电业安全工作规程》的内容进行实施和管理, 这样才能有效的保证变电站的安全有效运行, 同时也能够有效的保证人身安全。一般在变电站运行的过程中要遵循两票三制的原则, 两票三制原则主要包含工作票、操作票、工作监护制度、工作许可制度以及工作间断转移和中介制度, 这样才能够有效的在变电站运行过程中出现问题后及时的发现问题, 快速的研究出应对的解决方案, 从而解决变电系统中存在的问题, 从而保证变电站能够安全平稳的运行。

3.3 建立有效的运行管理制度

建立有效的运行管理制度, 是变电站安全运行的重要基础环节。首先, 建立岗位责任制度, 在变电站运行过程中的工作人员, 包括操作队员、运行人员、电气检修人员以及通信自动化人员等都要进行严格的岗位责任制, 明确各个岗位之间的分工, 使其权责明确。其次, 要建立设备专责制度, 对所有变电站运行过程中的变电设备, 都要配置专门的人员进行维护, 及时对运行情况填制记录表。最后, 实行运行值班制度和交接班的制度, 避免了变电站工作人员持续工作情况的出现, 同时, 在进行交接班工作的时候应该认真的对交接情况做好记录。建立有效的运行管理制度能够使变电站管理规范化, 避免不安全现象的发生, 保证了变电站安全的运行。

3.4 提高变电站工作人员的专业水平

现阶段的变电站中, 综合自动化管理中的设备维护主要依靠的是厂家进行维护的方式, 在变电站的工作人员没有专业的知识和技能对设备进行维护和维修, 一旦变电站中的设备出现问题, 就必须要通知设备所在厂家前来维修, 不仅使变电站在处理问题的时候不及时, 也给变电站平稳运行带来了一定的困难。所以, 这就要求变电站要提高工作人员的专业水平, 成立一个专业化的维修团队, 不断的对相关知识进行学习和了解, 一旦变电站中的设备出现故障的时候, 能够及时的通过专业队伍进行维修, 节省了由厂家维修的时间, 有效的保证了变电站的稳定运行。另外, 对变电站综合自动化专业人士的责任明确制度, 保证其权责明确, 杜绝出现问题不知道找谁解决的现象的发生。

3.5 加强思想政治工作和民主化管理

加强对变电站运行工作人员的思想政治工作和民主化管理能够有效的提高工作人员工作中的积极性和主动性, 不断的加强爱国爱站等方面的教育和宣传, 加强工作人员对待工作的认真态度和责任感。加强民主化管理, 让每个变电站的工作人员参与到变电站的管理和治理的过程中来, 提高变电站工作人员的主人翁意识, 积极的提出对变电站进行有益的建议和意见。积极的和工作人员进行意见的交流, 对工作人员遇到的困难热心的解决, 从而塑造一个良好的工作作风。

4 结束语

变电站综合自动化管理是一种科学的、现代化的管理方式, 是科学技术不断发展的必要表现形式, 在不断完善的自动化技术条件的支持下, 保证变电站能够稳定、安全的运行, 所以, 必须要加强对变电站的运行管理制度, 不断的提高变电站工作人员的专业水平, 加强对其维护和维修, 全面的提高变电站综合自动化管理水平和运行效率。

参考文献

[1]东正科.变电站综合自动化系统安全运行管理分析[J].科技创新与应用, 2013 (31) :154.

[2]王晓东.浅论变电站综合管理自动化[J].科技信息, 2012 (13) :133.

变电站综合自动化管理 篇8

现场的施工管理对整个自动化工程有着重要的影响, 能够在一定程度上保护自动化改造的顺利完成。变电站的综合自动化改造是一个比较大的工程, 涉及到的改造项目与内容也比较多。因此, 在实际的施工过程中, 做好现场的管理与协调是工程能够顺利完工的关键之一。为了提高变电站自动化改造的效率, 充分发挥现场施工管理的作用, 有必要对现场施工管理进行分析与探讨。

1 变电站综合自动化系统概述

所谓变电站综合自动化, 是指借助科学的信息技术以及通信技术等, 达到对变电站相关设备的性能进行再次组合或调整, 对其设计进行优化, 并对变电站的整体设备的运行状况进行监督与协调的一种综合性的自动化体系。通过对变电站进行综合自动化改造, 能够在很大程度上延长变电站相关设备的使用时间, 促使其充分发挥自身作用, 提高对设备的利用效率。同时, 自动化改造的实现, 也是将新的技术或设备运用其中的一种方法, 有助于我国变电站建设事业的不断发展与进步。

2 变电站综合自动化设计

2.1 设计原则

一般情况下, 变电站的综合自动化系统采用分层分布式计算机监控体系, 按照垂直方向划分为隔层设备与站控层设备, 按照水平方向划分为不同电压等级的输电线路以及母线设备等。针对这部分的设计, 间隔层的监控设施应尽量按照一次设备进行设置, 220KV、110KV需按照出现或母线设施的间隔进行分别配置。各个监控设施是相对独立的, 完成就地设备数据的收集与处理等功能。站内通信设施基本选择以太网配置, 网络拓扑结构呈总线型, 连接变电站层与间隔层的相关设施, 以实现不同层面设备之间的通信。

2.2 系统构建及功能要求

系统构建及其功能要求包括了变电站配置、间隔层配置两个主要部分。变电站层的配置包括了远动终端、就地工作站以及同步卫星时钟GPS三个内容。监控体系一般有两个远动工作站设置, 可以实现对信息的直接收集与传输, 是保证控制中心能够有效掌握整个变电站电路运行情况的重要条件。就地工作站的相关系统主要以计算机网络为基础, 呈开放式的网络结构。同时, 变电站配备有GPS定位系统, 能够保证信息的大范围获取与传输。间隔层的配置主要包括测控装置和规约转换装置两个主要部分。在实际的设置过程中, 需严格按照相关的要求或标准进行设置。

2.3 监控系统的构成

监控系统是整个变电站的重要配置, 也是保证变电站控制能够准确了解与掌控其他范围的设备运行运行情况的重要设施。综合自动化体系网络, 硬件设备以及数据链等都需按照相关的标准或实际需求进行安装。要求监控设置具有一定的数据及时获取能力、电磁兼容性以及高质的通信效率等。同时, 当地监控的设置也十分重要, 大多数当地监控主要采取模块化架构, 具有良好的开放性与可靠性, 监控技术也比较成熟, 能够保证变电站监控的需要。

3 220KW变电站综合自动化改造现场施工管理

3.1 对施工图纸等资料的管理

对施工图纸等重要资料的管理, 是自动化改造现场施工管理的重要部分。一方面, 管理人员不仅要充分了解自动化工程的相关的资料, 以保证在施工过程中能够及时发现其中存在的问题并予以纠正。另一方面, 还需加强对资料的管理, 保证施工资料的安全以及内容的准确性。并且, 在实际的自动化改造过程中, 针对部分需要安装的项目, 管理人员需予以重视和关注, 并在安装完成之后及时对其进行测试与检验, 以保证安装正常, 避免后期更换或维护的资金耗费。另外, 针对部分设计类问题, 应尽量在施工开始之前将其解决, 以保证自动化改造能够顺利实现。

3.2 仪表设备、施工材料的管理

仪表设备等是变电站综合自动化的重要组成部分, 在整个自动化改造中起着重要的作用。加强对这部分内容的管理, 有助于综合自动化的顺利完成。而仪表设备的施工能否正常完成, 其关键的影响因素是相关材料的准备是否到位。因此, 加强对施工材料的管理与监督, 是整个自动化工程中的重要部分。在实际的施工过程中, 管理人员可加强对施工材料选择的监督, 保证选择的材料能够充分满足施工的质量以及规格的要求。例如, 可安排专门的管理人员, 负责不同的施工环节, 并建立专用库房, 将管理责任落实到具体上。同时, 针对不同环节的施工, 还可采取不同的管理措施, 发挥现场施工管理的灵活性, 以不断提高现场管理的效率与水平。

3.3 加强对各个环节的协调

现场施工管理的质量对能否顺利完工以及整个自动化改造工程的质量有着直接的影响。同时, 高质量的现场施工管理对自动化施工工程的成本耗费、材料控制以及各部门之间的协调等都有着重要的作用。在自动化改造的现场施工中, 该工程包含的事项比较多, 难免会出现各个部门或环节之间的沟通不到位, 导致施工出现问题, 甚至影响工程进度。因此, 现场的施工管理对各个部门的协调作用是十分重要的。管理人员对施工人员进行合理安排, 设置严格的施工规范, 以及协调各个部门在施工过程中的配合等, 都是现场施工管理的重要内容。

4 结束语

高效的施工管理是保证施工进度与质量的重要条件, 通过强调对施工资料的管理、施工材料的管理, 以及加强对各个环节的协调等方式, 从不同的方面强调了对现场的施工管理内容, 有助于提高施工管理的效率。同时, 施工管理的加强, 还能够推动我国变电站综合自动化改造的发展与进步。

参考文献

[1]王涛.变电站综合自动化改造项目过程管理与研究[J].科技创新与应用, 2016 (03) :170.

[2]尹鹏.变电站综合自动化改造的运行管理[J].民营科技, 2011 (05) :185.

变电站综合自动化管理 篇9

(一) 功能综合化

综合自动化技术是将变电所内所有的二次设备进行了综合, 除了一些一次设备以及交流电和直流电源。在综合自动化系统中, 微机监控主要是将变电站中的仪表屏、操作屏、模拟屏、中央信号系统、电压无功补偿自动调节功能等等额都进行综合处理, 只需要利用这一个系统就能够进行全面的运行管理。微机保护、故障的录波以及自动化的装置都能够在综合自动化技术中得以实现。

(二) 结构分布、分层化

综合自动化系统其实是一个分布式的系统, 微机保护、数据的采集和控制以及起亚的一些智能设备系统都是按照分布式的结构进行设计布置, 每一个子系统中, 都会有单独的中央处理器进行数据的分析处理, 以便能够实现不同的功能。这种多个CPU的设置, 不仅能够快速高效的解决一些并行发生的事件, 还能够利用具有有事的网络系统, 将数据传输过程中所遇到的问题进行快速的分析解决, 这将能够提高系统的实时性。采用分层分布式的的结构, 能够促进系统的扩展和维护, 若是系统的局部出现故障将不会影响到其他板块的运行效果。除此之外, 按照变电所的物理位置以及各个子系统之间的不同分工, 综合自动化系统的总体结构又可以按照分层的形式来进行设计。通常我们所遵循的系统分层原则就是要能够变电所综合自动化系统分成两层, 一层是变电层, 另外一层是间隔层, 这样就能够形成分散式的综合自动化系统。

(三) 操作监视屏幕化

变电所在应用自动化系统之后, 就可以进行无人值班或者是无人值守, 才作人员只需要在主控室对这显示器, 密切注意显示器上所显示出来的变电所内各个设备的全面的运行状况, 通电屏幕对其进行监视, 若发现问题, 还可以利用综合自动化系统进行纠正操作, 相关工作人员通常都不需要进入现场进行检查。

(四) 通信系统网络化、光缆化

在变电所综合自动化系统中, 通常都采用了计算机局域网技术以及光纤通信技术。这些都让系统具有较强的抗电磁干扰的能力, 数据传输的速度更快, 这样与就能够满足各方对于电系统的实时数据的要求, 变电所数据可靠性增加, 对于一些施工上来说也就更加的简单。

(五) 运行管理智能化

综合自动化系统所具有的智能化不仅能够在常规的自动化的功能上有所体现, 最重要的还是系统能够进行在线的自我诊断, 并且还能够将诊断的结果及时的传送至主控室, 这是常规的二次系统所不能够做到的。综合自动化系统不仅能够对于一次设备进行建设, 还能够自行检查系统是否出现故障, 这也就是系统职能化的体现。

二、综合自动化系统的基本功能

通常情况下, 变电所综合自动化系统所具有的功能主要包括了继电保护功能、监视功能、控制功能以及调节功能等等方面的内容。

(一) 继电保护功能

变电所综合自动化系统具有微机继电保护的功能, 这对于继电保护的可靠性、选择性以及快速灵敏性方面所提出的要求都能够满足, 在进行继电保护功能设置的时候, 通常就会才通单独设置电力设备单元的方法, 让电气量的输入输出以及跳闸回路之间都是独立存在, 另外, 在保护装置上也设定了通信接口, 这主要是用来进行站内的通信网的接入, 再继续保护之后, 将生成的报告传送至变电站的主控室。

(二) 监视控制功能

变电所综合自动化系统所具有的监视控制功能只是一个统称, 这其中包含着许多方面。系统能够对于需要的模拟量、开关量、脉冲量以及数字量等等数据进行是实时的采集和处理, 对故障进行录波, 能够将事故发生的顺序进行准确的记录和追忆, 能够对于整个系统进行控制, 在必要的时候还能够进行安全操作闭锁功能。

(三) 硬件结构形式

综合自动化系统结构主要包括有集中式、分布式、分散分布式这三种。

1. 集中式综合自动化系统

集中式的综合自动化系统主要是利用多个计算机, 将计算机所具有的外围接口电路进行扩展, 然后将变电所工作过程中所出现的模拟量、开关量、脉冲量等鞥数据进行集中的采集、计算和处理, 以便能够单独的实现微机监控、保护以及企业一些自动化的功能。这种集中式的管理系统在我国变电所早期使用的比较多。

2. 分层分布式结构集中组屏的综合自动化系统

分层分布式综合自动化系统主要是采用多个CPU协同工作的方式, 各个功能模块之间都是利用网络技术或则是串行的方法来进行数据的传输通信, 采用多个CPU能够增强系统处理突发事件的能力。这种多个CPU的设置, 不仅能够快速高效的解决一些并行发生的事件, 还能够利用具有有事的网络系统, 将数据传输过程中所遇到的问题进行快速的分析解决, 这将能够提高系统的实时性。采用分层分布式的的结构, 能够促进系统的扩展和维护, 若是系统的局部出现故障将不会影响到其他板块的运行效果。采用多CPU系统, 还有效解决了集中式系统所不能够解决的问题, 系统的维护将更加的简单方便。

参考文献

[1]李新宇.吉林石化6KV变电站综合自动化系统设计与应用[D].华东理工大学, 2012.

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 综合 自动化系统 结构 功能

1、概述

变电站综合自动化是指利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和数字信号处理（DSP）等技术，实现对变电站主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、控制、保护以及与调度通信等综合性自动化功能。它综合了变电所内除交直流电源以外的全部二次设备功能。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“两网”改造的深入和电网运行水平的提高，采用变电站综合自动化技术是计算机和通信技术应用的方向，也是电网发展的趋势。

2、变电站自动化系统的基本结构及特点

2.1　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。

2.2　分布式系統结构　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。

2.3　分散（层）分布式结构　分散（层）分布式结构采用“面向对象”设计。所谓面向对象，就是面向电气一次回路设备或电气间隔设备，间隔层中数据、采集、控制单元（I/O单元）和保护单元就地分散安装在开关柜上或其他一次设备附近，相互间通过通信网络相连，与监控主机通信。目前，此种系统结构在自动化系统中较为流行，主要原因是：①现在的IED设备大多是按面向对象设计的，如专门的线路保护单元、主变保护单元、小电流接地选线单元等，虽然有将所有保护功能综合为一体的趋势，但具体在保护安装接线中仍是面向对象的；②利用了现场总线的技术优势，省去了大量二次接线，控制设备之间仅通过双绞线或光纤连接，设计规范，设备布置整齐，调整扩建也很简单，成本低，运行维护方便；③系统装置及网络鲁棒性强，不依赖于通信网和主机，主机或1台IED设备损坏并不影响其它设备的正常工作，运行可靠性有保证。系统结构的特点是功能分散，管理集中。

3、变电站综合自动化系统应能实现的功能

3.1　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。各类保护实现故障记录、存储多套定值、适合当地修改定值等功能。

3.2　数据采集　①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。②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。③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。

3.3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1～10ms之间，以满足不同电压等级对SOE的要求。变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。另一种是分散型，即由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。

3.4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：①电脑五防及闭锁系统②根据实时状态信息，自动实现断路器，刀闸的操作闭锁功能。③操作出口应具有同时操作闭锁功能。④操作出口应具有跳合闭锁功能。

3.5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。

3.6　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测量的电压，无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。

3.7　数据处理和记录历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，它包括上一级调度中心，变电管理和保护专业要求的数据，主要有：①断路器动作次数②断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数③输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功、母线电压定时记录的最大，最小值及其时间。④独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间⑤控制操作及修改整定值的记录，根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在远动操作中心或调度中心实现。

3.8系统的自诊断功能：系统内各插件应具有自诊断功能，自诊断信息也象被采集的数据一样周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心。

3.9与远方控制中心的通信　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。

3.10防火、保安系统。从设计原则而言，无人值班变电站应具有防火、保安措施。

4、变电站综合自动化系统的现状及发展

变电站综合自动化在一些新建变电站的运行中表明其技术先进、结构简单、功能齐全、安全可靠，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。

5、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，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。随着技术的进步和硬件软件环境的改善，它的优越性必将进一步体现出来。

参考文献：

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

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

变电站综合自动化系统浅析 篇12

随着微机技术的应用与发展, 变电站的各种智能化设备 (测控单元、保护单元、自动装置) 逐步智能化、小型化, 这些设备简称为智能化电子装置IED, 每个IED承担局部自动化功能, 并按分布控制的原理由网络联成一个整体, 称为变电站综合自动化系统。90年代中期, 伴随着计算机、网络和通信技术的飞速发展, 结合变电站的实际情况, 各类分散式变电站自动化系统纷纷研制成功并投入运行。分散式系统的特点是各现场输入输出单元部件分别安装在中低压开关柜或高压一次设备附近, 现场单元部件可以是保护和监控功能的二合一装置, 用以处理各开关单元的继电保护和监控功能, 亦可以是现场的微机保护和监控部件分别保持其独立性。

在变电站自动化技术发展过程中, 尤其是全分散式变电站自动化系统, 以下技术关键是应该予以重点关注的。

二、系统结构与性能1系统性能特点

(1) 系统的可用性

变电站综合自动化的监控和管理系统适应不同的工作环境, 现场安装后可立即使用并稳定可靠运行。

(2) 系统的可维护性

系统的软、硬件设备十分便于维护, 各部件都具有自检和联机诊断校验的能力, 为维护人员提供了完善的检测维护手段, 包括在线的和离线的, 都能准确、快速的进行故障定位, 维护人员都能在现场自行处理。

(3) 系统的可靠性

计算机监控和管理系统具有很高的可靠性。其平均无故障时间MTBF为:主要设备大于20000h, 系统总体大于17000h。

(4) 系统的容错能力

系统的软、硬件设备具有良好的容错能力。当各软、硬件功能与数据采集处理系统的通信出错, 或当运行人员在操作时发生一般性错误时, 均不引起系统的保护功能丧失或影响其它模块的正常运行。

(5) 系统的安全性

在任何情况下, 硬件和软件设备的运行都不会危急变电所的安全稳定运行和工作人员的安全。

(6) 系统的抗电磁干扰能力

系统具有足够的抗电磁干扰能力。

2信息采集方式

对一个较先进的变电站综合自动化系统而言, 其信号采集应该是可以完全分散分布和下放的, 因为只有这样才能最大限度地减少二次控制电缆, 简化二次回路。特别是在10KV变电站, 可将测控部分合并在10KV保护装置内, 根据模拟量对采样精度的不同要求, 采用专用的电流输入口以接测量用CT。

3控制命令执行方式

控制指令包括远方站控中心 (调度中心) 和站内人机控制工作站发出的控制信号以及无功一电压、主变分接头控制输出、同期检测输出等。对于完全分布式结构系统, 这样的控制指令是通过计算机数字通信直接下达给分散安装的控制单元, 由其出口来执行实现这些控制操作。与以往的集中方式相比较而言, 完全分布式系统更加简单、直接、明了。

4网络结构与通信

分散分布式结构, 各间隔层与站级层所有控制指令、数据传送、信息交换等都是通过计算机数字通信实现的。这就对承担数字通信的物理介质的可靠性、实时性提出了非常高的要求。

因此在变电站自动化向分散式系统发展时, 采用计算机网络的优点来替代传统串口通信成为一种趋向。计算机网络内计算机之间是相互独立和平等的, 国内推出的系统采用较多的是现场总线型通信方式。现场总线网是一种多点共享的广播通信信道网, 较点对点通信信道网 (星形网) 为优, 各接点连在一条总线上 (亦可采用冗余总线) , 不像星形网二接点间通信需通过中心接点。当然总线型网要有控制机构解决两个以上接点同时发送信息的冲突。现场总线网还可以设置传输优先级, 安排信息传输的先后, 这与变电站各类信息有不同传输响应时间的要求是相适应的。

三、变电站自动化技术发展趋势

变电站自动化系统国内外均是向全分散式系统发展, 并与计算机技术、网络技术和通信新技术紧密相连, 变电站自动化新技术动向主要表现在以下方面。

1系统结构

目前的变电站自动化系统中, 面向对象技术已成为一个十分流行的趋势, 即不单纯考虑某一个量, 而是为某一设备配备完备的保护和监控功能装置, 以完成特定的功能, 从而保证系统的分布式开放性。从技术的发展趋势看, 将来的测控设备还将和一次设备完全融合, 实现所谓的智能一次设备, 每个对象均会有保护、监控、计费、操作、闭锁等一系列功能及信息库, 面向自动化的仅是一对通信双绞线, 该双绞线以网络方式与计算机相连。原先的自动化系统基本只能集中配屏, 由于面向对象设计思想的深入以及一次设备的整体化设计, 系统结构将由集中式向部分分散式或全分散式发展, 变电站内不再有规模庞大的测控屏以及大量连接信号源和测控屏之间的铜芯电缆, 全部测控装置下放在就地, 实现所有功能, 而在控制室, 取而代之的是一个计算机显示器甚至仅为一台临时监视、操作使用的便携机。

完全分散式的实现依托当今飞速发展的计算机及网络技术, 特别是现场总线技术。这一技术的使用已使得自动化系统的实现简单得多, 性能上也大大优于以往的系统。

2通信及规约

典型的变电站综合自动化系统, 可分为三个层次。第一层为分布式的综合设备, 它们把模拟量、开关量数字化, 实现保护功能、上送测量和保护信息、接收控制命令和定值参数, 是系统与一次设备的接口。第二层次为站内通信网, 它的任务是搜集各综合设备的上传信息, 下达控制命令及定值参数等, 是信息流动的动脉。第三层次是变电站层的监控及通信系统, 它的任务是下与站内通信网相连, 使全站数据进入数据库, 并根据需要向上送往调度中心及控制中心, 实现远方通信功能, 同时, 通过人机界面、数据处理能力, 实现就地监控功能, 是系统与运行人员的接口。其中通信层在这里起着举足轻重的作用更使变电站自动化系统发生了根本的变化, 这些变化集中表现在以下几个方面。

(1) 在测控单元和通信单元之间

首先是引入现场总线技术, 现场总线技术不仅具有高速 (达1MHz及以上) 传输特征, 并且具备“多路侦听自动上送”的功能, 解决了多CPU系统的信息传输及突发事件的优先传输问题。变电站自动化已大规模推广并已有大量变电站实现无人值班, 作为“枢纽工程”的通信系统, 必须采用双网络来提高系统的可靠性。在通信媒介方面, 光纤是较为理想的通信媒介, 但由于价格及施工方便等方面的因素, 双绞线仍将被普遍采用。

(2) 在当地计算机和通信单元方面

由于利用变电站自动化来实现无人值班, 因此其传递的信息容量将很大 (不仅要传递监控、保护的信息, 还要传递数字电量、录波及其它安全自动装置的信息) 。由于计算机 (工作站) 及LAN技术已十分成熟, 利用LAN技术来传输信息已成为近距离计算机通信的优选方案。从系统整体的可靠性考虑, 应配各双通信单元, 双太网、双计算机来实现信息的传输及管理, 该方案的通信媒介大多采用双绞线。

(3) 与多个控制中心的连结

与控制中心 (远方计算机) 的连接突出表现在通道和通信协议上。在通信通道上, 有传统的微波、载波、光纤、卫星等传输链路, 这些通道基本上是专线或临时专线。而近年发展起来的网络技术可为其提供一个或多个虚拟通道, 尤其是国家电力一般数据网的建立, 为这种数据传输方式提供了强有力的手段。

由此可见, 变电站自动化的信息传输已逐渐向网络方向发展, 并将由局域网互联向广域网互联发展, 由此而带来的电力系统信息共享的益处将是巨大的。

3系统性能

早期的变电站自动化系统仅是实现基本“四遥”, 功能对基本的变电管理, 而将来的变电站自动化系统将赋予一些新的功能。如今的变电站自动化系统测控技术已基本成熟, 并且已使用网络技术将变电站之内的许多智能装置进行互联及实现信息共享。但系统之内的许多资源远没有充分利用 (如:用于测控的CPU速率都很高, 还远未发挥其作用。共享的资源十分丰富, 却仅作一些统计之用) 。因此, 充分利用资源将是今后努力的方向, 如在实时数据的基础上实现电压无功控制、小电流接地判别、防误操作、事故应急处理方案、多台主变的经济运行方案伏化、线路同期、设备寿命管理、录波等功能。另外, 随着城网、农网配电自动化的开展, 变电站自动化亦将辅以一些配电自动化的功能要求。

四、对目前变电站综合自动化系统的几点体会与看法

1由于变电站综合自动化系统不同于常规变电控制系统, 它涵盖了整个变电站的二次系统, 一个小小的改动, 会带来大范围的修改。除此之外, 原本希望保护信息尽量全面以便于事故分析, 故将微机保护所发出的信息全部发送至自动化系统, 这样使系统数据的容量大大增加, 浪费了宝贵的系统资源, 同时, 也使得有些并不重要的保护信息发送至自动化系统, 影响了运行人员的分析、判断。因此, 微机保护上传的信息量应根据用户的需要加以筛选。

2变电站综合自动化系统对变电站保护、测量、控制、远动通迅等功能高度微机化集成, 这样使得各专业之间的传统界限被彻底打破, 这就对现有的专业设置和管理提出了新的要求。因此, 应将继电保护和远动两个专业合并为一, 以便于系统规划、设备运行管理和运行维护时协调统一。

3多数操作管理系统没有把微机监控系统与“五防”, 闭锁系统有机地结合在一起, 二者分别设置, 在实际运行中不能有效地指导电器设备的闭锁操作。因此, 把操作管理系统融入微机五防闭锁系统, 又能和微机监控系统有机地融为一体, 应是变电站综合自动化监控系统的必备功能。

4网络结构还有待加强, 网络物理介质应自选光纤。

5应进一步改善数据接口的开放性和发展图形逻辑编辑功能。

6应具备电话访问功能, 在任何有电话的地方, 均能通过便携式电脑读取站内信息。

7向用户提供各种灵活方便的系统维护、开发工具软件。

8发展到现阶段的变电站综合自动化技术急需国家技术归口部门制订相关的规程、规范、标准, 以便产品遵循统一的、开放的数据接口标准。

9变电站综合自动化组态模式中另一最为关注的问题是保护是否下放的问题。变电站综合自动化是一个跨专业的课题, 它应该是调度自动化、保护、变电管理、通信等专业综合起来考虑问题, 尽量做到设备不重复, 资源能共享, 但由于专业管理的原因, 微机保护一般不与其他装置混在一起, 保持其独立性, 与监控系统通信采用网络通信方式, 尽量减少信号电缆的数量。至于保护装置安装的地点, 如直接安装在配电柜上, 装在室外开关场的保护小间内, 或仍放于控制室内, 则应视现场条件和保护装置本身的抗干扰、抗恶劣环境的能力而定。

10变电站自动化系统的选择

(1) 系统的组网结构

选择合理的系统组网结构型式, 是成功设计的前提。由于国内尚未制定出完善的变电站自动化系统的标准和相关的规程, 再加上研制、开发厂家的起点不同和基本指导思想的差异, 可以说目前市场上这一领域是“百花齐放”。尽管有些产品的系统构成和功能已达到比较理想的程度, 但作为工程实用产品, 还必须针对当地运行管理部门的实际情况, 进行一些适当的调整。目前仍以RS—485网络构造的分层分布式监控保护系统、“一对一”模式为主流, 虽然有的观点认为控制保护单元装置分散布置于被控对象上, 当监控系统死机或发生故障时, 可能会因为走错间隔而造成不必要的误操作或延误操作时间, 但这一问题可以通过完善综合操作系统得以解决。分层分布式系统结构模式的优点是: (1) 、可靠性高, 各个单元模块集测量、保护、控制、远传等功能于一体, 既相互独立, 又相互联系; (2) 、减少了设备的投资, 各个单元模块与上位机之间仅需屏蔽双绞线连接即可; (3) 、抗干扰能力强。

(2) 后台操作系统 (监控系统) 的选定

优秀的后台操作系统是变电站自动化系统成功的关键。随着自动控制技术、通信技术、多媒体技术的不断发展, 用户对后台操作系统的要求也越来越高、越来越多样化。选择时主要考虑以下几个方面。

a.先进性与继承性。在计算机技术日新月异的今天, 选择后台操作系统要有发展的眼光, 如DOS操作系统很快被Windows95取代, 而现在真正32位的Windows98却成为主流。这并不是说一味地追求升级, 而是要把系统的稳定性、可靠性和设备的安全性放在第一位, 这一点一定要谨慎。尽量选用一些已有运行经验和发展前景的成熟产品、新技术, 如防死锁和交流采样自适应同步等技术。

b.操作与维护。在我国, 现有运行、维护人员的经验均基于常规二次设备, 因此软件平台设计的界面是否简单、直观、易操作便成了考察的首要条件, 开发生产厂家也必须正视这一现实。在选择综合操作系统时, 应多考察已经投产的产品、征询运行维护人员的意见, 就其人机界面、功能模块的适应性、自检功能等进行全面的比较, 必要时可以请厂家进行软件的演示和讲解。

c.系统的完整性和开放性。选择后台综合操作系统时, 系统功能的完善性是重要的抉择条件之一, 如是否采用了先进的防死锁技术、是否留有与五防闭锁装置的接口、是否包含必要的通信软件、“四遥”软件等。随着变电站运行管理水平的不断提高, 在不影响监控系统可靠性的前提下, 还要求系统的管理功能比较完善, 如增加设备资料情况、运行日志管理, 继电保护定值及动作情况统计分析管理, 电能计量管理等管理模块。另外, 后台操作系统的开放性也是考察的重要条件之一, 因为任何一个变电站在建成之后并不是一成不变的。例如, 一些用户在运行一段时期之后会有增加一台变压器、母线变色、修改运行数据、报表修改等需要, 这就要求后台操作系统有很好的开放性。

(3) 系统的抗干扰能力和自诊断功能

变电站内一次设备很集中, 而开关、隔离刀闸的操作, 雷电波侵入等都是不可避免的干扰源。我们在总体设计时, 为了节约电缆、减少弱电信号的衰减、提高抗干扰能力, 尽量使控制、保护单元靠近被控设备。但从另一方面看, 同时也就把现地控制单元推向恶劣的工作环境。这就要求系统和设备本身对大电流、强磁场、振动等强干扰源有很好的抑制措施。虽然光纤网具有较好的抗干扰和隔离效果, 但其投资的昂贵和安装维护的复杂性, 又使用户难以接受, 目前仅在较为重要的变电站采用。后台操作系统本身还应具有较完善的自诊断功能, 对计算机、人机接口、通信接口、过程接口等设备的状况进行在线或离线诊断, 当出现故障时要及时登录报警, 对于冗余的设备还要能完成自动切换。

11变电站电气一次设计的配合

(1) 主接线型式和电气设备的选择

由于以先进的电气一次设备和计算机为主体的二次监控、保护系统构成的变电站可靠性越来越高, 功能越来越完善, 我们在确定主接线型式时, 应以可靠、简化、明了为原则。对室内中压侧 (35KV、10KV侧) , 宜采用单母线分段接线型式, 特别是铠装式手车柜, 其母线故障概率极低, 因此采用双母线接线型式来提高可靠性, 其实已无多大实际意义。对110KV (及以上) 电压等级的设备, 如条件允许, 也应优先考虑选用免维护或少维护产品 (如GIS、SF6系列) , 以提高整个变电站的安全可靠性。

(2) 总体布置观念的变化

变电站自动化系统综合考虑了变电站对数据采集、处理的要求, 以计算机技术实现测量、保护、监视、控制、信号等功能。一般通过两种方式, 即集中组屏方式和分散配置方式来实现。传统的设计模式是通过传感器、变送器等把所有被控设备的状态、电量、非电量等信号集中到中央控制室, 然后由计算机按照规定的数学模型进行计算、判断, 进而对被控设备进行控制。可这样给我们带来了很多问题:大量的变送设备;经常发生在由被控设备引至中央控制室的控制电缆故障;繁琐的安装调试工作;同时也使用户对系统的可靠性产生了疑问, 而设计方却只能通过增加投资设置冗余备份来提高其可靠性。用分层分布式系统结构将测量、保护、控制功能尽量分散安装到各开关柜上, 采用单一的光纤 (或屏蔽双绞线) 代替了连接开关柜与中央控制室的控制电缆, 大大减小了中央控制室的面积, 节约了电缆, 提高了可靠性。特别是对一些“无人值班、少人值守”的变电站, 有观点认为甚至可以不设置中央控制室。所以, 我们在进行变电站总体布置设计时, 应转变传统的观念, 合理考虑布置方案。

变电站自动化技术发展到现在, 已经比较完善、成熟和可靠。有关的管理部门也正在实施其标准化工作, 希望能实现产品的“四统一”, 即统一设计思想、统一设计模式、统一功能要求、统一通信规约。

五、结束语

变电站综合自动化系统正在发展, 在城农网建设改造工作中, 无论从其技术性、重要性、投资数和任务量都占有相当的地位, 市场前景十分广阔, 高新技术的应用和现场实际要求的有机结合, 将促进变电站综合自动化技术更加完善。

参考文献

[1]崔爱国:《变电站综合自动化系统技术分析》, 电厂电站设备, 2003, 1[1]崔爱国:《变电站综合自动化系统技术分析》, 电厂电站设备, 2003, 1