水电站综合自动化系统

水电站综合自动化系统（共12篇）

水电站综合自动化系统 篇1

摘要：文章针对龙源口水电站综合自动化监控系统的几个主要问题进行介绍,包括系统硬件结构与配置,机组LCU配置主要功能,LCU开入、开出等设计,可供中小型水电站综合自动化系统设计参考。

关键词：水电站,自动化,设计

0 引言

龙源口水电站装机容量3×1000k W,6.3k V母线为不分段单母线接线即三台发电机接二台主变的扩大单元接线。35k V侧两台主变(S11-2500/38.5/6.3k V)和一回35k V出线也结成单母线接线。一台近区变(S11-800/10.5/6.3k V)对大坝和生活区供电,35k V出线一回至牛狮岭变电站与系统联网。

水电站自动控制设计采用计算机综合自动化系统,按无人值班、少人值守方式设计。整个系统采用全开放的分层分布式系统结构,具备通讯调度的功能,同时预留远方调度、大坝测控系统等通信接口,可实现遥测、遥信、遥控、遥调功能。

1 系统结构及配置

1.1 系统结构方案设计与特点

按照水电站计算机监控系统的设计原则和功能设置,为保证计算机监控系统具有安全可靠、经济实用、技术先进功能齐全和便于扩充等技术性能,实现电站无人值班(少人值守)运行的目标,水电站计算机监控系统采用分布式系统总线式网络结构,各单元采用标准模块,既便于功能和硬件的更新和扩展,又方便日常运行的维护。

1.2 厂站层结构及配置

水电站计算机监控系统控制中心设备包括:两台主机兼操作员工作站,二机互为冗余热备用,作为电站的控制中枢;一台通讯工作站;一台A4黑白激光打印机;一套网络设备;一套语音报警设备。

(1)主机兼操作员工作站

电站控制级配置两台主机兼操作员工作站。两台主机兼操作员工作站负责全厂的安全监视、控制操作、自动发电控制、自动电压调整、对各LCU及外部系统实时数据的采集和历史数据的处理(包括运行报表、设备档案、运行参数等)、人机对话(包括对工干预及各种参数的修改和设置等)、时钟同步和通信管理功能。

(2)通讯工作站

用于调度通讯和水情预报,具体配置同操作员工作站。

(3)网络设备

包括TP-LINK公司8口1000/100M网络交换机、网络双绞线及配件、光纤电缆等。所有计算机设备都按IEEE 802.3标准连接到快速Ethernet局域网络上,网络上每个节点的数据传输速率为100Mbps,网络协议为TCP/IP。

(4)打印机

计算机监控系统提供一台A4黑白激光打印机。打印机用于报表、操作及报警历史记录以及一些文件和图纸等资料的打印。

(5)语音报警、电话报警及查询系统

语音报警装置,在电站设备发生事故或故障时可实现各种事故及故障的语音报警、重要事件和操作命令的语音报警,同时可启动电话或传呼系统报警。还具有电话查询功能,被呼叫的运行人员可通过电话查询当前电站设备的运行情况。

2 本地控制单元结构及配置

根据系统的设计原则,按照功能分布的特性和要求,现地控制单元按电站设备分布设置,共设有四套现地控制单元(LCU),其中:三套机组LCU(LCU1-LCU3),每套配置机柜一个;一套开关站及公用设备LCU(LCU4),配置机柜一个。现地控制单元完成监控系统与电站设备或装置的接口,数据采集与处理、控制与操作,实现人机接口、单元分布数据库与现地智能装置和电站控制级节点计算机通信处理等功能,完成监控系统对电站设备的监控。

现地控制单元可以作为所属设备的独立监控装置运行,当现地控制单元与电站控制级失去联系时,由它独立完成对所属设备的监控,包括在现地由操动监控。人机接口设备选用深圳威纶通工业标准的

龙

7寸彩色液晶触摸屏。PLC采用日本三菱公司源FX2N系列PLC。口水

2.1 现地控制单元站电现地控制单元控制级按控制对象性质分为机组综

合

LCU、开关站及公用LCU,实现对各生产对象的监自

动

控。化

系

每台机组配置一套LCU,全站共三套,每套配统置机柜一个,分别布置于发电机层机组的机旁。计设

每套机组LCU配置一台通信管理机,负责与本单元交流采样装置、同期装置、微机调速装置、微机励磁装置、微机保护装置及其他自动安全装置通讯,通讯采用光纤及Profibus通讯协议。

机组控制以可编程控制器(PLC)为核心,采用液晶触摸屏作为人机界面,监控界面采用菜单形式,并具有强度大的实时图形界面显示,可方便进行机组控制和参数设置,机组LCU主要完成机组及附属设备有关电流、电压、频率、有功无功、压力、流量、温度等实时运行数据的采集及预处理功能,同时也具有对机组的开停机、并网操作及监视功能。当它与监控主机通讯断开以后,仍然能独立地实现对机组实行正常的开、停机操作;机组有功、无功负荷的调整;机组运行状况及参数的监视。而当其与监控主机恢复通讯后,又能自动接受上位机系统的控制和管理。

(1)机组现地控制单元PLC采用日本三菱公司FX2N系列PLC。包括采集与处理、顺控、调节、过程输入/输出、数据处理和通信功能等。现地控制单元设置一台通讯服务器,与电站控制级通过以太网连接。

(2)为保证机组电气量采集与处理的实时性、可靠性,机组电气量采用交流采样方式,现地控制单元配置一台交流采样微机电量监测仪测量机组的电气量参数。该交流采样微机电量监测仪配备有RS-485接口与机组通讯管理机交换信息,这样可提高机组控制的实时性。

(3)机组现地控制单元配置一台转速信号装置,用于测控发电机组的转速、转速百分比、频率。

(4)机组现地控制单元配置一台8路温度巡检装置。

(5)机组现地控制单元具有自检功能,对硬件和软件进行经常监视。

(6)机组现地控制单元设有输出闭锁的功能。在维修、调试时,可将输出全部闭锁而不作用于外部设备。当处于输出闭锁状态时,有相应信息上送电站控制中心,以反映现地控制单元的工作状态。

(7)机组电气保护的输出信号和机组其他事件顺序记录SOE点中断量采集与处理,SOE中断处理分辨率不大于2ms。

(8)机组现地控制单元的PLC输出经中间继电器接至现场设备的执行元件。为提高可编程序控制器的输出控制能力,现地控制单元LCU的PLC输出经驱动能力大、具有多对转换接点的中间继电器接至现场设备的执行元件,中间继电器的接点容量满足现场设备执行元件的容量要求。

(9)现地控制单元上设有远方/现地切换开关、自动控制/手动控制切换开关和现地控制操作按钮和开关、测量表计等。所有转换开关的位置可显示。

(10)现地控制单元的电源采用交直流双供电电源供交流设备使用。开关量输入和开关量输出所用24V电源分别采用S-100-24开关电源实现。该装置电源端为220VAC输入,24VDC/10A输出。

2.2 开关站及公用控制单元(LCU4,共计一套)

开关站及公用LCU监控范围包括35k V出线、主变压器、近区变压器、6.3k V母线、直流系统、厂用电系统、厂内通信系统、公用辅机系统、消防系统等。开关站及公用地控制单元LCU4设置于中控室。

开关站及公用LCU向上通过快速以太网与厂站级上位机通讯,开关站LCU主要完成本单元的数据采集及预处理功能,同时也具有控制、操作及监视功能。其设计必须保证当它与系统脱离后仍然能实现对对象进行必要的监视和控制功能,这些功能包括对象的开、停操作,运行状况及参数的监视,而当其与系统恢复联系后又能自动地服从上位机系统的控制和管理。

(1)开关站现地控制单元PLC采用日本三菱公司FX2N系列PLC,包括采集与处理、顺控、调节、过程输入/输出、数据处理和通信功能等。现地控制单元PLC采用以太网与电站控制级以太交换机接口,完成与电站控制级计算机联网。

(2)同机组现地控制单元一样具有自检功能,对硬件和软件进行经常监视。控制单元设有输出闭锁的功能。在维修、调试时,可将输出全部闭锁,而不作用于外部设备。当处于输出闭锁状态时,有相应信息上送电站控制中心,以反映现地控制单元的工作状态。

(3)为保证电气量采集与处理的实时性、可靠性,电气量采用交流采样方式,现地控制单元配置四台交流采样微机电量监测仪测量35KV线路、主变和近区变的电气量参数。该交流采样微机电量监测仪配备有RS-485接口。

(4)开关站现地控制单元共用一套多点微机自动准同期装置,完成35k V线路开关及主变开关的同期操作。同时配置手动准同期一套作为备用。

(5)现地控制单元配置通讯转发装置,实现与35k V线路保护、主变保护、近区变保护、交流采样微机电量监测仪等智能设备的通信,同时通过以太网接口完成与电站控制级计算机通讯。

3 工程技术特点

(1)水电站采用全计算机监控系统,电站按无人值班(少人值守)运行方式设计。整个系统采用局部用开放的操作系统,主计算机工作站及LCU直接接入网络,可获得高速通讯和资源共享能力。

(2)系统冗余化的设计和开放式的系统结构,使系统可靠实用,其本身的局部故障不应影响现场设备的正常运行。

(3)在保证整个系统可靠性以及设备运行的安全稳定性、实时性、实用性和经济实用的前提下,在系统硬件及软件上充分考虑系统的开放性。

(4)为了满足系统实时性要求和保证系统具有良好的开放性和向后兼容性,系统硬件与软件平台采用现在具有成熟运行经验且严格遵守当今工业标准的具有较好资历的厂商的产品。

(5)软件采用模块化、结构化设计,保证系统的可扩性,满足功能增加及规模扩充的需要。系统具有冗余容错设计,不会因局部的故障而引起系统误操作或降低系统性能。各LCU能脱离电站控制级独立运行。

(6)电站监控系统将与机组联系紧密的辅机系统按功能直接接入监控系统,或具有与由独立控制器组成的辅机控制系统联网能力。

(7)电站监控系统将与励磁系统、调速器、保护装置、辅助设备等设备通信,监控系统应充分考虑与这些设备的通信,并应主动配合。

(8)系统网络结构设计和设备选型满足电站现场特点和要求,如抗干扰、防雷击、机旁高温环境,并保证监控设备所需电源的高可靠性和电压质量等。

(9)系统采用可靠性高、具有成熟应用和运行经验、抗病毒能力强的开放式UNIX技术工作站,运用动态多窗口图形显示技术,保证人机界面的友好;采用全分布开放式系统,包括分布式功能与开放分布式数据库。

抗干扰能力强、电站用经验成熟、实时性好、性能高、便于系统与功能扩充的高性能可编程序控制器(PLC)。

(11)在水电站和上级调度中心计算机系统之间进行通信,实现四遥功能。

(12)采用统一规约,实现电站监控系统与电子式电能表的通信,实现全站电能表的精确采集、统计及管理。

4 结束语

电站计算机监控系统的设计满足使运行值班人员可以通过监控系统对全厂各主要设备、公用设备、线路的运行状态和参数,厂用电运行方式,闸门的位置以及监控系统设备和通道状态进行实时监视。通过与大坝水情、水位的实时监控对数据的实时处理,通过自动发电(AGC)软件,改善了电能质量,实现了电站经济、安全、可靠运行的要求。

参考文献

[1]谢云敏.水电站计算机监控技术[M].北京:中国水利水电出版社,2006.

[2]徐锦才.小型水电站计算机监控技术[M].南京:河海大学出版社,2005.

[3]路文梅,李铁玲.变电站综合自动化技术[M].北京:中国电力出版社,2004.

[4]冯强.海里水力发电厂综合自动化技术改造[J].中国水能及电气化,2007,(02):86-88.

水电站综合自动化系统 篇2

刘欣宇

（开滦荆各庄矿业公司

河北唐山

063026）

摘要

随着计算机技术和网络技术的发展，变电站综合自动化技术也得到高速发展。变电站综合自动化技术实际上是利用计算机技术、现代通信技术，对变电站内的二次设备（包括继电保护、控制、测量、信号、故障滤波、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。它的出现为变电站的小型化、智能化、扩大设备的监控范围、提高变电站安全可靠、优质和经济运行提供了现代化的手段和基础保证。它的运用取代了运行工作中的各种人工作业，从而提高了变电站的运行管理水平。

【关键词】

自动化

优化设计

智能化

第一章、绪

论

变电站综合自动化技术实际上是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术，对变电站内的二次设备（包括继电保护、控制、测量、信号、故障滤波、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。1.1发展变电站综合自动化的必要性及意义

变电站作为整个电网中的一个节点，担负着电能传输、分配的监测、控制和管理的任务。变电站的继电保护、监控自动化系统是保证上述任务完成的基础，变电站自动化是电网自动系统的一个重要组成部分。另外，随着电网规模不断扩大，新增大量的发电厂和变电站，使得电网结构日趋复杂，这样就要求各级电网调度值班人员掌握、管理、控制的信息量也大量增长，电网故障处理和恢复却要求更为迅速和准确，发展变电站综合自动化已经是大事所趋，作为变电站自动化系统，它应确保实现以下要求；

（1）实时检测电网故障，尽快隔离故障部分。

（2）采集变电站运行实时信息，对变电站运行进行监视、计量和控制。

（3）采集一次设备运行状态数据，供维护一次设备参考。（4）实现当地后备控制和紧急控制。（5）确保通信要求。1.2变电站综合自动化系统状况

现有的变电站有三种形式：第一种是传统的变电站；第二种是部分实现微机管理、具有一定自动化水平的变电站；第三种是全面微机化的综合自动化变电站。我国是从20世纪60年代开始研制变电站自动化技术，到70年代初，先后研制出了电气集中控制装置和集保护、控制、信号为一体的装置。具有代表性的有：北京四方公司的CSC2000系列综合自动化系统、南京南瑞集团公司的BSJ—2200计算机监控系统、上海惠安PC2000变电站自动化监控系统、南京南瑞继电保护电气有限公司的RCS—9000系列综合自动化系统等。

目前变电站综合自动化技术在我国的应用范围，由电力系统的主干网、城市供电网、农村供电网扩展到企业供电网；其电压等级，由当初的35—110KV变电站，向上扩展到200—500KV变电站，向下延伸到10KV乃至0.4KV配电网络，几乎覆盖到全部供电网络。其技术涉及到自动控制、远动、通信、继电保护、测量、计量、在线监测、信号及控制等二次系统。

第二章、变电站自动化系统设计概述

自1987年我国自行设计、制造的第一个变电站综合自动化系统投入运行以来，变电站综合自动化技术已得到了突飞猛进的发展，结构体系也不断完善，技术日趋成熟。2.1变电站综合自动化的体系结构

变电站综合自动化采用自动控制和计算机技术实现变电站二次 系统的部分或全部功能。为达到这一目的，满足电网运行对变电站的要求，变电站综合自动化系统体系结构如图1所示。

调度控制中心变电站主计算机系统通信控制管理直流电源数据采集系统与控制电气计算自动装置继电保护辅助设施系统电量和非电量检测开关量信号采集操作控制线路保护主变和电容器保护母线保护图1 变电站综合自动化体系结构图

“数据采集和控制”、“继电保护”、“直流电源系统”三大块构成变电站自动化基础。“通信控制管理”是桥梁，联系变电站内部各部分之间、变电站与调度控制中心之间使其相互交换数据。“变电站主计算机系统”对整个综合自动化系统进行协调、管理和控制，并向运行人员提供变电站运行的各种数据、接线图、表格等画面，使运行人员可远方控制断路器分、合闸操作。“通信控制管理”连接系统各部分，负责数据和命令传递，并对这一过程进行协调、管理和控制。2.2变电站综合自动化的结构模式

变电站综合自动化系统的结构模式主要有集中式、集中分布式和分散分布式三种。本次优化设计采用的是分布分散式结构。分布分散式结构系统从逻辑上将变电站自动化系统划分为两层，即变电站层和间隔层。

该系统的主要特点是按照变电站的元件，断路器间隔进行设计。将变电站一个断路器间隔所需要的全部数据采集、保护和控制等功能集中由一个或几个智能化的测控单元完成。测控单元可直接放在断路器柜上或安装在断路器间隔附近，相互之间用光缆或特殊通信电缆连接。这种系统代表了现代变电站自动化技术发展的趋势，大幅度地减少了连接电缆，减少了电缆传送信息的电磁干扰，且具有很高的可靠性，比较好的实现了部分故障不相互影响，方便维护和扩展。分布分散式结构框图如图2所示。

打印机运行工作站以太网电网调度中心操作控制中心通信控制器现场总线保护测控单元1#保护测控单元公用信号单元保护测控单元1#保护测控单元图2 分布分散式系统框图分布分散式结构的主要优点有；

（1）间隔级控制单元的自动化、标准化使系统适用率较高。（2）包含间隔级功能的单元直接定位在变电站的间隔上。（3）逻辑连接到组态指示均可由软件控制。

（4）简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积。（5）简化了变电站二次设备之间的连线，节省了大量连接电缆。（6）分布分散式结构可靠性高、组态灵活、检修方便。2.3变电站自动化系统设计所具有的功能

根据实际应用需要，本次所设计的变电站自动化系统具有以下主要功能：

一、监控子系统的功能

监控子系统取代了常规的测量系统，取代针式仪表；改变常规的操作机构和模拟盘，取代常规的告警、报警、中央信号、光字牌等；取代常规的运动装置等等。监控子系统功能有： 1.数据采集

数据采集有两种。一种是变电站原始数据采集。原始数据直接来自一次设备，如：电压互感器、电流互感器的电压和电流信号、变压器温度以及断路器的辅助接点、一次设备状态信号。变电站原始数据包括模拟量和开关量。另一种是变电站自动化系统内部数据交换或采集，典型的如：电能量数据、直流母线电压信号、保护信号等。

2.数据库的建立与维护

监控子系统建立实时数据库，存储并不断更新来自I/O单元及通信接口的全部实时数据；建立历史数据库，存储并定期更新需要保存的历史数据和运行报表数据。3.顺序事件记录及事故追忆

顺序事件记录包括；断路器跳合闸记录，保护及自动装置的动作顺序记录，断路器、隔离开关、接地开关、变压器分接头等操 作顺序记录，模拟输入信号超出正常范围等。事故追忆功能，追忆范围为事故前1分钟到事故后2分钟的所有相关模拟量值，采样周期与实时系统采样周期一致。4.故障记录 5.操作控制功能

变电站运行人员可通过CRT屏幕对断路器、允许远方电动操作操作的隔离开关和接地开关进行分、合操作；对变压器及站用变压器分接头位置进行调节控制；对补偿装置进行投、切控制，为了防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计时，保留人工直接跳、合闸方式，即操作控制有手动和自动两种控制方式。6.安全监视功能

监控系统在运行过程中，对采集的电流、电压、主变压器温度、频率等量要不断进行超限监视，如发现超限，立刻发出告警，同时记录和显示越限时间和越限值，另外，还监视保护装置是否失电，自控装置是否正常。7.人机联系功能

（1）CRT显示器、鼠标和键盘是人机联系的桥梁。（2）CRT显示画面，实时显示各种技术数据。

（3）输入数据，指输入电流互感器和电压互感器变比、保护定值和越限报警定值、自动控制装置的设定值、运行人员密码等。

8.打印功能 9.在线计算及制表功能 10.运行管理功能

运行管理功能包括：运行操作指导、事故记录检索、在线设备管理、操作票开列、模拟操作、运行记录及交接班记录等。

二、微机保护系统功能

微机保护系统功能是变电站综合自动化系统的最基本、最重要的功能，它包括变电站的主要设备和输电线路的全套保护：高压输电线路保护和后备保护；变压器的主保护、后备保护；母线保护；低压配电线路保护；无功补偿装置保护；所用变压器保护等。

各保护单元，除具备独立、完整的保护功能外，还具有以下附加功能：

1.具有事件记录功能。2.具有与系统对时功能。3.具有存储多种保护定值功能。4.具备就地人机接口功能。5.具备通信功能。6.具备故障自诊断功能。

7.具有满足保护装置的快速性、选择性和灵活性要求。

第三章、变电站自动化系统设计方案

本设计采用RCS—9600系列分布变电站综合自动化系统，此系统是南瑞继保电气有限公司为适应变电站综合自动化的需要，在总结多年从事变电站综合自动化系统开发、研究经验的基础上，运用新 技术、新规约推出的新一代集保护、测控功能于一体的新型变电站自动化系统。实用于高压和超高压等级变电站，满足35—500KV各种电压等级变电站综合自动化需要。3.1 RCS—9600系统构成

RCS—9600综合自动化系统整体分三层，即变电站层、通信层、间隔层，硬件主要由保护测控单元、通信控制单元和后台监控系统组成。其系统结构图如图

3、图4所示

工作站1#打印机1#工作站2#打印机2#以太网通信控制器调度通信现场总线硬件对时通信控制器保护测控单元电流、电压开关信保护测控单元电流、电压开关信保护测控单元电流、电压开关信保护测控单元电流、电压开关信图3 RCS—9600系统结构图1

计算机监控系统打印机五防工作站以太网电网调度中心操作控制中心通信控制器保护测控单元1#保护测控单元公用单元保护测控单元1#保护测控单元图4 9600系统结构图23.2 RCS—9600后台监控系统一、硬件部分

系统结构采用双机配置，其中两个工作站用于变电站实时监控，相互备用。主计算机系统通过两台通信控制器与变电站内的保护、测量相连接，实现变电站数据采集和控制，两台通信控制器互为备用，任一台出现故障，可自动切换，接替故障设备工作。图

3、图4两种配置软硬件平台完全一样。用户可随着变电站规模的扩大，逐步发展扩充原有系统。保护测控单元是硬件的主要部分，保护单元主要有交流插件、CPU插件、继电器出口回路、显示面板和电源及开入插件等模块构成。RCS—9600系列保护测控单元硬件典型结构如图5所示。

通信接口液晶显示面板交流插件板板出口继电器板交流电压 输入交流电流 输入控制电源手动操作去跳合闸线圈电源与开入板直流电源空接点信号输入

图5 保护测控单元硬件结构框图

二、软件部分

软件部分包括WingdowsNT/2000操作系统、数据库、画面编辑和应用软件等几个部分，如图6所示。

数据库生成器前置实时数据库计算数据库 保 护 操作票历史数据库事件库事故追忆库滤波数据库 画 面 画面库报表曲线报警事件事故追忆滤波画面编辑器

图6 监空控系统软件结构图

软件平台为WingdowsNT/2000操作系统，提供数据库ANSI标准SQL接口，适用工业标准的TCP/IP网络构成分布网络结构，采用面向对 象的VC++语言编程，系统具有广泛的实用性和可移植性。三.保护测控单元装置

RCS—9600系列保护测控单元主要有：电源自投保护测控单元、变压器保护测控单元、线路保护测控单元、公用信号测控单元、通信控制单元等组成，完全可以满足整个电网系统的各类保护需要。电源自投保护装置适用于图

7、图8两种连接方式，假定两台主变压器分列运行或一台运行一台备用。

（1）若正常运行时，一台主变压器带两段母线并列运行，另一台备用，采用进线（变压器）备自投；若正常运行时，两段母线分列运行，每台主变压器各带一段母线，两段母线互为备用，采用分段备自投。

（2）若正常运行时，一条进线带两段母线并列运行，采用进线备自投；若正常运行时，两段母线分列运行，每条进线带一段母线，两段母线互为备用，采用分段备自投。

号主变号主变

图7 备自投接线方式1

号进线号进线

图8备自投接线方式2 以上是电源自投保护测控单元控制原理，其他保护单元在此不做详细叙述。

第四章、结 束 语

随着计算机技术、电子技术和网络技术的发展，变电站综合自动化技术将得到更快的发展。未来的变电站自动化系统也将更完善成熟，逐步实现变电站的小型化、智能化、无人职守化、提高变电站安全可靠、优质和经济运行；提高变电站的运行管理水平，更好的服务于社会经济建设。

参考文献

【1】王远章、徐继民等，《变电站综合自动化现场技术与运行维护》.第一版.北京.中国电力出版社、2004.9 【2】郑文波、阳宪惠等，《现场总线技术综述》第一版.北京.机械与电子出版社.1997 【3】胡穗延.《全矿井综合自动化控制系统》，第一版、北京、清华大学出版社、1998 【4】祝龙记、王汝琳等，《变电站分布式智能控制系统》.第一版.北京.工矿自动化.2003 【5】张全元.《工厂供电》.第一版.北京.机械与电子出版社.2003

浅谈变电站综合自动化系统 篇3

关键词：变电站综合自动化系统前景

0 引言

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。

1 变电站综合自动化系统基本特征

1.1 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。

1.2 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。

1.3 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。

1.4 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。

1.5 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。

1.6 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。

1.7 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。

2. 变电站综合自动化系统结构

2.1 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。这里所谈的‘分布’是按变电站资源物理上的分布（未强调地理分布），强调的是从计算机的角度来研究分布问题的。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、通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一系列问题，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。

2.2 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，是一个信息‘瓶颈’，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，另外仍不能从工程设计角度上节约开支，仍需铺设电缆，并且扩展一些自动化需求的功能较难。在此值得一提的是这种结构形成的原由，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。

2.3 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（站级）和就地单元控制级（段级）的二层式分布控制系统结构。 站级系统大致包括站控系统（SCS）、站监视系统（SMS）、站工程师工作台（EWS）及同调度中心的通信系统（RTU）。站控系统（SCS）应具有快速的信息响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、调试检验等功能，也可以用便携机进行就地及远端的维护工作。

3 变电站综合自动化系统维护管理

3.1 建立严格的运行管理体制，责任到人，并配备专职技术员，对设备进行定期巡检。

3.2 缺陷管理：建立缺陷管理制度和缺陷处理记录，值班人员通过每日巡视设备及时发现问题，通知有关人员及时处理。平时进行运行分析，事故预想和反事故演习，使事故和缺陷处理准确迅速。

3.3 防尘：该所邻路，灰尘较大，采取对设备定时清灰制度。

3.4 10kV地下室雨季多潮，规定在7～9月份打开加热器驱潮。

3.5 防寒：室外设备，如SF6断路器在低温下其SF6密度低，因此规定在12～2月份要打开加热器升温。

3.6 防雷：在远动箱与调度之间通讯线路上加装隔离变压器。

4 变电站综合自动化系统发展趋势

系统体系结构由传统的单一的集中模式向与相对分散式、分层分布分散式多种体系结构模式转变，由传统的面向单个测量、控制对象向面向电网元件（如进线、出线、变压器、母线、电容器等）转变，由各功能单独考虑向系统功能综合考虑转变，由一味强调功能全面向更强调功能实用和高可靠性转变。总线结构，无论是模块级、间隔级还是站级，均由专用、低速向通用、标准化、高速转变，原来采用的位总线、LonWorks、CAN、FF等现场总线统一向以太网转变，这从国际电工委员会（IEC）即将推出的IEC 61850系列正式标准中也可看到这个趋势。信息共享度，保护监控功能以及数据共享从逻辑上的结合越来越紧密，物理上的结合也将随着光电传感技术的不断发展和完善而更加紧密。防误功能逐步走向不再配备专门的“五防”闭锁硬件系统，而是把范围更广的综合防误操作功能结合在系统中，利用监控设备的智能逻辑来灵活实现网络级的防误操作。

5 结语

变电站自动化系统正在随着功能结构的标准化和开放度的提高而提高，系统安全问题也越来越得到足够的重视。近几年来，通信协议的通用化和标准化、通信通道的数字化和高速化、通信结构的网络化、设备抗干扰能力的提高等方面有了明显的进展。随着新技术的发展、新标准的制订、新应用需求的提出，还会出现与之相适应的新的系统结构模式。

参考文献：

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[7]赵祖康，徐石明，变电站自动化技术综述，电力自动化设备，2000年2月，20.(1).

作者简介：

孙文泽，男，(1975-)，湖北十堰人，学历本科，湖北工业大学2009级在职硕士研究生，研究方向:电气工程。

变电站综合自动化系统 篇4

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.

变电站综合自动化通信系统研究 篇5

摘要：介绍了变电站自动化系统中通信网络的作用、通信网络的性能要求、网络的结构模式和网络通信体系及报文分类，主要探讨了分层式变电站自动化系统通信网络方案选择和设计过程中需要遵循的原则，给出了电压等级和复杂程度不同的变电站自动化系统通信网络的具体方案。

关键字：变电站自动化

;通信技术

;嵌入式以太网

0 引言

随着计算机技术和通信技术的发展，尤其是网络技术的应用，变电站自动化系统在通信技术的推动下发展成为典型的分层分布式结构。该结构一般分为 3层:变电站层、间隔层和过程层。其中, 过程层包含变电站内的生产过程设施, 如变压器、断路器及其辅助接点、电流和电压互感器等, 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[1]。

变电站自动化系统的通信任务一方面是实现站内通信功能, 完成对全站一、二次设备和装置运行情况的数据信息采集和控制命令的传输;另一方面完成与上级调度或集控中心的通信, 向上传送变电站运行的实时信息, 接收和执行上级下达的控制命令。由于数据通信的重要性, 可靠的通信成为系统的技术核心, 加上变电站的特殊环境和系统要求, 对变电站自动化系统的通信提出了以下要求: 快速的实时响应, 即变电站自动化系统要求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都有严格的实时性指标, 网络必须很好地保证数据通信的实时性;高可靠性和抗干扰性, 即变电站内通信环境恶劣, 干扰严重, 网络的故障和非正常工作会影响整个系统的运行。因此, 变电站自动化系统的通信系统必须保证很高的可靠性。

1.通信在变电站综合自动化系统中的作用

通信技术的发展使变电站自动化系统较以往控制模式产生了巨大的变化，由早期集中式微机控制系统发展为分层分布式的系统结构，从而达到：（1）实现变电站无人值班或少人值班。（2）不仅完成变电站遥控、遥调、遥信、遥测的功能，而且主站可以通过通道传送图像信号，实现遥视功能。（3）数据传输更快，实时性更强。（4）系统工作可靠性高，间隔层与变电站层只通过通信网连接，任一层设备故障，不影响其它设备正常运行。（5）灵活性高，网上增加或减少触点非常方便。

由于数据通信在变电站综合自动化系统内的重要性，经济可靠的数据通信成为系统的技术核心，而由于变电站的特殊环境和综合自动化系统的要求，使变电站综合自动化系统内的数据网络具有以下特点和要求：（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都有严格的实时性指标，因此网络必须很好地保证数据通信的实时性。（2）很高的抗干扰性能及可靠性。变电站内通信环境恶劣，干扰严重，而电力系统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，因此，变电站综合自动化系统得通信子系统必须保证很高的可靠性[2]。

2.通信网络的性能要求及结构模式

变电站自动化系统通信网络是影响整个系统性能的重要因素。变电站自动化系统对内部信息数据传输的实时性、可靠性要求很高；另外，由于分期建设、设备改造、功能升级等原因，通信网络还必须具备很好的兼容性、开放性和灵活性。在1997年8月国际大电网会议上，WG34.03工作组提出了变电站站内通信网络传输的时间要求：(1)设备层和间隔层之间、间隔层内各设备之间、间隔层各间隔单元之间为100ms；(2)间隔层和变电站层之间为10000ms；(3)变电站层各设备之间、变电站和控制中心之间为1000ms；(4)各层之间的数据流峰值为：设备层和间隔层之间数据流大概为250 kb/s，取决于模拟量的采样速度，间隔层各单元之间数据流约为60 kb/s或130 kb/s，取决于是否采用分布母线保护；间隔层和变电站层之间及其他链路之间数据流大概在100 kb/s及以下。

长期以来变电站自动化的通信较多地采用串行总线，近年来现场总线在变电站自动化通信中的应用取得了巨大的成功。变电站自动化系统的通信网络结构一般是基于以太网／总线的分层的拓扑结构，通信技术主要有RS-422/485、CAN总线、LonWorks网、以太网等。随着计算机和通信技术的进步，系统网络化和体系开放性成为发展的趋势，以太网技术正被引入变电站自动化系统过程层的采集、测量单元和间隔层的保护、控制单元中，构成基于以太网的分层式变电站自动化通信网络系统，尤其是嵌入式以太网技术在电力系统中的应用越来越广泛[3]。

3．网络通信体系及报文分类

IEC TC57 按照变电站自动化系统所要完成的测量、控制和保护三大功能从逻辑上将系统分为3层，即变电站层、间隔层和过程层，并定义了9 种逻辑接口。如下图1 所示：④⑤用于过程层和间隔层之间通信，①③⑥⑨用于间隔层内部及与变电站层的通信，⑧是间隔层之间通信。对于该网络结构，决不是短期内就可以实现的，它需要电力一次、二次设备生产商共同努力才能实现。针对目前的情况，一次设备的智能化虽然已有学者开展研究，但还没有带网络接口的产品出现，所以建议采用两种渐进的方式，首先过程层仍采用硬线连接，而间隔和厂站采用以太网通信，另外可在一次设备和二次设备之间加入智能I/O 单元，来实现接口④⑤[4]。

变电站层①③⑥⑨⑧间隔层间隔层间隔层④⑤④⑤④⑤过程层过程层过程层

图1 基于以太网的变电站自动化系统结构

定义了7 种类型报文，即：快速报文、中速报文、低速报文、原始数据报文、文件传输报文、时间同步报文和具有访问控制的命令报文。通过分析和研究，笔者从时域的角度，把上述变电站自动化系统中7 种类型的报文分为3 种类型通信：周期性通信、随机性通信、突发性通信。（1）周期性通信原始数据报文属于周期性通信，主要是过程层通过接口④，周期性地向间隔层传递过程采样数据。根据设定采样频率的不同，传输一般要求在3ms 或10ms 内完成。（2）随机性通信低速报文、文件传输报文、时间同步报文和具有访问控制的命令报文属于随机性通信，这类通信一般符合负指数分布，传送报文的数据量大，但时间稍宽松。（3）突发性通信快速报文、中速报文属于突发性通信，报文数量少，但时限要求高。

4.通信控制器模式

通信控制器模式又称为4层模式，在这种模式中变电站自动化系统的通信网络共分为4个层次：过程层、间隔层、通信控制层、变电站层，如图2所示。在四层结构中，变电站层和通信控制层一般采用以太网通信，过程层和间隔层采用RS-422/485、CAN总线、LonWorks网。这种结构通过通信控制器可以快速实现站内网络通信，成本较低，早期应用非常广泛，目前仍在许多低压变电站和少量220 kV及以上高压变电站当中应用[5]。但是当间隔层设备较多时通信控制器就会成为影响系统性能的瓶颈，虽然可以通过双通信控制器来改善，仍然难以克服通信故障率增加、效率降低等问题。监控机1站控层监控机2 监控机m...远方调度以太网通信控制层值班通信控制器备用通信控制器RS232、RS485或现场总线间隔层智能电子装（IED）...智能电子装置（IED)过程层一次设备

图2通信控制器结构框图

4.1 嵌入式以太网在变电站自动化系统中的应用模式[6] 嵌入式以太网作为变电站自动化系统的内部通信网络, 有2 种应用模式:①每个智能电子装置(IED)配置1个嵌入式以太网接口,每个IED作为一个以太网节点直接连到以太网上;②几个IED通过RS485,MODBUS 或现场总线等方式连在一起,然后用嵌入式以太网接口作为一个以太网节点连到以太网上。从国外的应用情况来看, 这2种应用模式分别以GE 公司的GESA系统和GE-Harris 公司的PowerComm 系统为代表。在选择嵌入式以太网应用模式时, 本文主要考虑了如下因素:①超高压变电站系统的二次系统一般都是基于间隔(bay)设计的;②超高压变电站自动化系统内部通信网的可靠性要求很高, 要求可方便地构成双网结构;③成本问题;④产品向下兼容性问题。基于以上考虑, 本文提出了以太网与LonWork s现场总线相结合的方案。如图3所示。

变电站层后台机工程师站远方机10Mbit/s以太网监控网1 10Mbit/s以太网监控网210Mbit/s以太网录波网 间隔层测量单元1...测量单元n设备层装置11...1间隔层装置1n...装置n1...间隔层n装置nn 图3 以太网与LonWorks 网相结合的系统方案配置

以间隔为单元, 将站内通信网设计为2 层, 间隔以上用10Mbit/s嵌入式以太网构成站内通信的主干网络, 该网络负责后台机、远动机等PC 机和各间隔进行通信。在间隔内部用LonWorks现场总线把各保护装置连在一起。LonWorks网上的信息通过间隔层的测控单元上传到主干网上。测控单元是整个方案的核心和关键。测控单元完成两大功能: 通信功能和测控功能。这种方案实际上将嵌入式以太网与LonWorks现场总线技术相结合, 发挥了各自的优势。底层的各种保护设备可不做任何改动, 保持了产品的向下兼容性。

新型通信网络与CSC2000系统原有网络相比,具有以下一些优点:①网络带宽资源大大增加;②故障录波数据上传速度大大加快;③易于与PC机接口;④易于与广域网相连。

5.通信网络方案选择[7] 网络通信方案是构成变电站自动化系统至关重要的环节，由于变电站的特殊环境和自动化系统的要求，并且受到性能、价格、硬件、软件、用户策略等诸多因素的影响，其通信网络方案的选择很难一概而论，不同类型的变电站对自动化系统的通信网络有不同的要求，变电站自动化系统的网络通信方案选择和设计应遵循下列基本原则：通信网络具有合理的分层式结构；各层之间和层内选择适当的通信方式；高可靠性和快速实时响应能力；优良的电磁兼容性能。基于以上基本原则，给出电压等级和复杂程度不同的变电站自动化系统通信网络方案。

(1)低压变电站通信网络

对于35 kV变电站和110kV的终端变电站可采用RS-422/485的总线结构网络；若规模较大时则应考虑选择CAN总线、LonWorks网等现场总线网络。RS-422/485串口传输速率在1km内可达100kb/s，RS-422为全双工，RS-485为半双工，访问方式为主从问答式。RS-422/485网络的缺点是接点数目较少，不易实现多主冗余，通信有瓶颈问题，还有信号反射、中间节点问题。

(2)中压变电站通信网络

中型枢纽110kV变电站的多主冗余要求和节点数量增加使RS-422/485难以胜任。CAN总线、LonWorks网一般可以胜任。500 m时LonWorks网传输速率可达1 Mb/s，LonWorks网在监测网络节点异常时可使该节点自动脱网，媒介访问方式LonWorks网为载波监听多路访问/冲撞检测(CSMA/CD)方式，内部通信遵循Lon Talk协议，LonWorks网为无源网络，脉冲变压器隔离，抗电磁干扰能力很强，重要信息有优先级。CAN总线是是一种多主总线，通信介质可以是双绞线、同轴电缆或光纤，在小于40 m时通信速率可达l Mb/s。

CAN总线的一大特点是废除了传统的站地址编码，而对通信数据块进行编码。采用这种方法的优点可使网络的节点数在理论上不受限制，数据块的标识码可由11位或29位二进制数组成，数据段长度最多为8个字节，可满足工业领域中控制命令、工作状态及测试数据的一般要求，8字节不会占用总线时间过长，保证了数据通信的实时性。

(3)高压及超高压变电站通信网络

220kv及以上变电站节点数目多，站内分布成百上千个CPU，数据信息流大，对速率指标要求高(要求速率130kb/s)，现场总线网络的实时性、带宽和时间同步指标会力不从心，应当考虑基于以太网的通信网络。以太网为总线式拓扑结构，采用CSMA/CD介质访问方式，物理层和链路层遵循IEEE802.3协议，应用层采用TCP／IP协议,传输速率高达10Mb/s，可容纳1024个节点，距离可达2.5km。

由以上分析可见，具体采用何种方案应当在遵循有关基本原则的基础上根据变电站的电压等级、具体情况、成本等因素综合考虑。

6.结论

在设计变电站自动化系统通信网络方案的过程中，应遵循变电站自动化系统通信网络设计的基本原则，结合实际情况选择适当的网络结构和通信技术，针对不同电压等级和复杂程度的变电站有着不同的解决方案。在本文中提到基于嵌入式以太网的变电站自动化通信网络。这也是未来发展的趋势，为了实现变电站自动化通信系统更好的开放性、鲁棒性和互操作性，对基于嵌入式以太网的变电站自动化通信网络的优先级和实时性等问题需要重点考虑。

7.文献资料

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浅谈变电站综合自动化系统 篇6

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）.

水电站综合自动化系统 篇7

关键词：中小型水电站,综合自动化,应用实例

社会的不断进步, 经济、科技的不断发展, 电力设备得到大量普及应用, 使得人们对电力的需求量逐步增加, 对电能的质量要求也相应增加。为了提高水电站的发电效率和供电质量, 传统的主要以人工操作的控制模式已经难以满足人们对电能的需求, 使得基于计算机的监控系统的水电站综合自动化系统成为必然发展趋势, 这种新模式不仅减少了人力物力, 还有效提高了发电效率及发电质量。这种系统的运行可以达到无需人的干预、少人值班甚至无人值班的目的。

1 水电站综合自动化系统概述

综合自动化技术基于计算机基础发展而来, 目的是监控整个水电站, 包含水文测报, 辅助和公用设备、发电机组的启停控制、负荷分配、工况监视及输配电线路的全自动控制, 能够准确的与上级调度部门实时通信而实现全方位的自动监测控制系统。包含了以下几个子系统。

1.1 计算机监控系统

综合自动化技术以计算机监控技术作为基础和核心, 根据计算机应用与常规的监控设备之间的关系, 可分为三种模式: (1) 计算机辅助常规的监控系统模式。 (2) 以计算机监控系统为主, 辅以常规的控制设备。 (3) 完全依靠计算机技术的监控系统。水电站可根据实际情况进行选择, 现代化的水电站一般使用第三种模式的监控系统。

1.2 工业电视监视系统

水电站监控过程中应用工业电视进行辅助监控, 可实时操控设备, 提高水电站的自动化应用水平、生产效率及操作安全性, 且可独立于前一种监控系统进行使用。

1.3 消防监控系统

消防监控系统能够24 h对水电站的重要场所进行火情监控, 并在油库、主变区、主厂房、副厂房、重点建筑设施及核心机电设备位置放置探测器。火情信息通过监控系统进行信息处理后以异步通信的方式发送到计算机监控系统。此系统还能实现二氧化碳/水喷雾等灭火系统、排烟防火装置和通风系统的控制。

1.4 基础自动化元件和自动装置

(1) 前者主要用于监视、判断、处理和执行对水电站的主/辅设备的控制操作, 能够可靠执行对发电机组及其辅助设备的安全保护能力及自动控制能力。 (2) 自动装置为能够实现自动调节和控制的回路或装置的逻辑组合, 可独立作用于主监控系统。

1.5 自动水文测报系统

此系统不仅需要快捷、准确、及时的采集水情, 还应该通过计算机技术在规定的短时间内准确的做出预报。对水电站的发电、排沙、防洪、调峰意义重大。

2 水电站综合自动化控制技术的目的、意义

2.1 中小型水电站中应用综合自动化系统的目的

主要目的为通过监控系统采集水电站的各种设备的有关信息并进行信息处理, 实现系统的自动监视、保护、调节、控制, 保证发电机组的发电质量, 及发电机组本身的安全、可靠、稳定运行, 确保电网的安全稳定运行, 使水电站的发电机组能够加快调节速度并能够快速进行故障处理, 使水电站得以优化运行。

2.2 中小型水电站中应用综合自动化系统的意义

意义有以下几方面: (1) 有效提升水电站的相关设备及电网的稳定、可靠运行。 (2) 提升水电站及其机组的调节速度。 (3) 使水电站得以优化运行, 以获得最高发电效益。 (4) 有效简化系统设计工作。常规控制的电气设计较复杂, 需详细提供布置图、原理图, 而现代自动控制系统的设计、安装及调试工作可以大大得到简化。

水电站中应用综合自动化技术能够有效降低企业的成本, 尽管此系统的设计及实施成本较高, 但是所带来的经济效益大大降低了日后的维护、运行成本。

3 应用实例

本文所论述的综合自动化系统由管理主站, GPRS通信传输通道和监控终端组成。系统通过远距离的监控终端系统采集到开关量信号, 经GPRS传输至监控主机, 以完成水电站中各开关量的监控。其系统功能和系统架构简单介绍如下。

3.1 系统功能

(1) 数据采集。利用随机巡检、定时巡检及自动接受这三者相配合的方式进行水电站各综合监控系统历史数据和实时数据的采集。

(2) 校时。水电站各综合监测装置需统一时间基准, 实时管理监测系统定时校对各站的时间。

(3) 控制。实施监控和管理系统能够发送遥控命令至含遥控功能的子站监测装置, 进行远程遥控。

(4) 数据库查询。监测系统可查询系统运行以来的任何时间的报警记录、事件记录、历史数据等, 并提供数据的维护接口及允许的数据接口, 为DSM系统、线损分析和负荷预测提供数据源。

(5) 防盗、报警功能。系统含有开关变位和报警参数自动上传的功能。

3.2 系统架构

中小型水电站综合自动化系统具备卫星、短波、超短波等几种通信方式, 本案例的实时监测和管理系统中使用GPRS通信方式, 这种通信方式基于GSM的基础上发展恶来, 为一种实行分组交换的数据传输网络, 能够为水力、银行、交通、电力等行业提供许多无线接入的方式。

4 结语

总之, 水电站中应用综合自动化技术进行系统的监测, 为未来水电站监测系统的必然发展趋势, 它能够有效降低人力物力, 能够全天候的自动监测系统并实时发送监测数据和警报信息, 能够为水电站带来极大的经济效益。对水电站进行综合自动化控制改造是, 应该重点从自动装置和自动化元件着手, 最终实现无需人的干预实现系统自主安全运行的目的。

参考文献

[1]邱毅.变电站自动化系统技术及管理问题探讨[J].科技资讯, 2009 (11) :65, 6-7.

[2]黄益庄.变电站综合自动化技术[M].北京:中国电力出版社, 2000.

[3]杨辰, 贺剑锋.水电站无人值班综合自动化系统[J].自动化博览, 2001 (5) :18-1 9.

[4]孔德宁, 朱怀英, 李镇江, 等.龙滩水电站综合自动化系统应用[J].水电自动化与大坝监测, 2008, 32 (4) :25-29.

变电站综合自动化系统浅析 篇8

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

谈变电站综合自动化系统 篇9

关键词：变电站综合,自动化系统,结构,功能

1 概述

电网是一个不可分割的整体,综合利用整个电网的一、二次设备信息,对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。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,向用户提供高质量的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,综合自动化系统将取代或更新传统的变电站二次系统,同时让系统具有检查、故障录播、事件记录、运行监视和控制管理等更强的保护功能。发展和完善变电站综合自动化系统,是电力系统发展的新趋势。

2 系统结构

目前,从国内外变电站综合自动化的发展情况而言,变电站综合自动化系统大致存在以下几种结构。

2.1 分布式系统结构

按变电站被监控对象或系统功能的多台计算机单机功能设备,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,分布模式一般按功能设计,采用主从CBU系统工作方式,多CBU系统提高了处理并行多发事件能力,解决了CBU运算处理的瓶颈问题。各功能模块(通常是多个CBU)之间采用网络技术串行方式实现数据通信,选用具有优先级的网络系统较好地解决了数据传输的瓶颈问题,提高了系统的实时性。分布式结构方便于系统扩展与维护,局部故障不影响其他模块正常运行。该模式安装上可以形成集中组屏两种系统组态结构,较多地使用于中、低压变电站。分布式变电站综合自动化系统自问世以来显示出强大的生命力。不足之处就是:目前,还存在抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上等问题需要研究、解决。

2.2 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中的I/O接口,集中采集变电站的模拟和数量等信息,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、打印及远方通信等功能。目前,国内许多厂家采用的多属于这种结构方式,这种结构有以下不足。

(1)前置管理机任务繁重、引线多,降低了整个系统的可靠性,若前置机出现故障,将失去当地及远方的所有信息及功能。

(2)软件复杂,修改工作量大,系统调试烦琐。

(3)组态不灵活,对不同主接线或规模不同的变电站,软、硬件都必须另行设计,工作量大并且扩展一些自动化需求的功能较难。

2.3 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。

这种结构相比集中式处理的系统具有以下明显优点。

(1)可靠性高,任何一部分设备出现故障只会影响局部,即将“危险”分散。当站级系统和网络部分出现故障,只影响到监控部分,而最重要的保护、控制功能在段级仍可正常运行;段级的任一智能单元损坏不会导致全站的通信中断,比如,长期霸占全站的通信网络。

(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,既节约投资也简化了调试维护工作。

3 通信方式

目前,国内常采用以太网通信方式,在以太网出现之前,无论RS～232C、EIA+～422/485都无法避免通信系统烦琐、通信速度缓慢的缺陷。现场总线的应用在一定程度上满足了变电站自动化系统对通信的需求,但在系统容量较大时这种满足依然显得捉襟见肘,而以太网的应用,使通信问题迎刃而解。常见的通信方式有以下几种。

(1)监控机模式,主要是用于220～500 kV变电站,在实现上可以是双控机+双服务器方支撑/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。

4 变电站自动化系统应能实现的功能

4.1 微机保护

是指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1与备自投、低频减载等安全自动装置。各类保护应具下列功能。

(1)故障记录。

(2)储存多套定值。

(3)显示和当地修改定值。

(4)与监控系统通信。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,通信采用标准规约。

4.2 数据采集及处理功能

(1)状态量采集。采集的状态量包括:断路器状态、隔离开关状态、变压器分接头信号、变电站一次设备告警信号、事故跳闸总信号、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,也可以通过通信方式获得。

(2)模拟量采集。常规变电站采集典型模拟量包括:各段,母线电压,线路电压、电流和有功、无功功率值,馈线电流、电压和有功或无功功率值等。

4.3 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,即由微机保护装置作记录及测距计算,再将数字化波型及测距结果送监控系统有监控系统储存和分析。

4.4 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、电容器组头等进行远方操作。为了防止系统发生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。

4.5 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。同时,装置本身应具有实时自检功能,方便维护与维修,可对其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给出提示,指出故障位置。

4.6 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、,变电管理和保护中要求的数据,主要有以下几项。

(1)断路器动作次数。

(2)断路器切除故障时截断容量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。

4.7 人机联系系统的自诊断功能

系统内各插件应具有自诊断功能,自诊断信息也像被采集的数据一样,能够周期性地被送往后台机和调度中心或操作控制中心并与远方控制中心进行通信。.

4.8“四遥”功能

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功能,其信息量远大于传统远动系统,还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。

5 结语

通过以上分析,可以看到变电站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]杨奇逊．电站综合自动化技术发展趋势[J]．电力系统自动化，1995，19(10)．

变电站综合自动化系统改造 篇10

关键词：综合自动化系统,变电站,改造方案

引 言

近年来, 随着“两网”改造的深入和电网运行水平的不断提高, 大量采用远方集中控制等自动化技术的综合自动化变电站已投入运行。变电站综合自动化系统为实现电力生产的现代化、科学化、信息化和自动化管理及时提供了有效的网络信息和准确的数字, 为电网安全、经济运行提供了重要的依据。但目前仍有很多老的变电站正在运行中, 每年都需进行维护、整治, 不仅维护成本, 且管理效果并不理想每年都有新的问题出现。只有彻底进行改造, 建成能实现综合自动化无人值班变电站, 才能从根本上解决问题。本文以靖江供电公司为实例, 探讨了变电站综合自动化改造方案。

1 无人值班变电站应具备的技术条件

1.1 设计标准

对于无人值班变电站改造的设计应参照以下标准进行:

(1) 应根据GB50059-92《35-110 kV变电站设计规范》、GB50060-92《35-110 kV高压配电装置设计规范》、江苏省电力公司《无人值班变电站运行管理导则》进行改造。

(2) 无人值班变电站各种设备应具有高可靠性, 必须具备“四遥”功能, 即“遥测”、”遥信”信号准确无误, 并能反映变电站内各设备的运行工况;“遥控”、“遥调”功能准确可靠, 数据传送通道的质量达到规定指标。

1.2 设备条件

(1) 主变应采用有载调压低损耗三相电力变压器, 并能实现自动/手动调压, 也能实现远方/就地调压, 主变中性点应具备就地和远控分合闸功能。变电站主接线应满足运行可靠、操作方便, 易于维护检修, 利于远方监控和经济实用等要求;

(2) 变电站内的开关设备应实现无油化, 且采用弹簧储能的操动机构, 操作电源最好选用交流电源。各开关、刀闸应具有反应分合位置的辅助节点, 当采用SF6开关的必须装有反映气体压力的表计;

(3) 变电站应有可靠的所用电源, 所用电源应具备两个及以上, 且具有自动投切装置。直流电源应保证设备稳定可靠, 在交流失电后, 能持续稳定运行1h以上, 同时直流系统必须具备各自信号上传功能;

(4) 变电站“四遥”应按要求配置, 遥测量应包含各级母线相、线电压, 所变低压侧电压, 直流母线电压, 主变、线路、电容器电流、有功、无功、遥信量应包含所有开关、刀闸、主变分接头位置信号, 各种保护动作信号, 交直流系统、主变系统的各种异常信号, 火灾报警和周界报警信号等。遥控量主要包含变电站所有开关和主变中性点接地刀闸。遥调量主要是变电站的有载调压。

2 110 kV马洲变电站改造前情况

110 kV马洲变电站建于1999年2月, 作为靖江市城区北面的主供电源, 主要负责城区中、北片以及附近乡镇的工农业和居民生活用电。该变电站于2008年12月进行了综合自动化改造, 改造前设有一台主变, 容量为50 000 kVA, 后于2009年进行了扩建工程, 又增加了一台50 000 kVA容量的主变, 同时增加了2个10 kV间隔, 更换了10 kV正副母压变等设备, 并先后对其开关、闸刀等进行过零星的改造。

2.1 一次主接线运方

(1) 110 kV侧为单母线运行, 有两回进线, 一回出线, 两路进线正常运行的时候, 一路作主供电源, 一路作备用电源。

(2) 35 kV侧为单母线分段带旁路, 有7个出线间隔, 1个母联间隔, 旁路开关经一母向旁路充电。

(3) 10 kV侧为单母线分段带旁路, 有11个出线间隔, 2个电容器间隔, 1个母联间隔, 旁路开关经二母向旁路充电。

2.2 控制、保护及自动装置部分

2.2.1 全站公用部分

站内中央信号、低周减载、电压切换等采用电磁型继电器均集中在组屏上。

2.2.2 主变保护配置

采用国电南自WBZ-02型微机保护, 主保护包括主变差动保护和重瓦斯保护, 后备保护包括高中低压侧复合电压闭锁过流保护中性点接地、间隙零序保护等。

2.2.3 线路及电容器保护配置

110 kV线路保护均为国电南自的WXB-11号保护, 35, 10 kV线路及电容器保护均为过流、过电压、欠电压、零序过流保护等。

2.3 其 他

(1) 计量部分:变电站内有专用计量屏, 所用的电度表均安装在该屏后。

(2) 交直流部分:直流系统为整流型镉镍电池组, 额定容量为40 Ah, 所用电系统为传统的低压控制柜, 不能实现两路电源间的自动投切。

3 改造方案

变电站自动化技术是实现变电站无人值班的关键, 变电站无人值班自动化系统大致有两种配置模式:

(1) 由于微机技术不断发展, 站内继保、自动装置等相继更新换代, 对于此类变电站仅需对RTU等远动装置进行完善、技改, 就能基本具备“四遥”功能。此种通过改造RTU实现老站改造, 具有投资少见效快等优点。

(2) 对于运行时间较长的电磁型保护装置, 由于保护装置老化严重, 备品备件很难购置, 则应采用综合自动化装置进行彻底改造, 即站内二次设备均以计算机为核心而形成的具备控制、信号、测量、保护、自动装置、远动装置等功能的变电站综合自动化系统。可以实现站内每个单元监控保护一体化, 所有的信号、数据采集、数据处理等均由总控单元或后台主机承担, 并取消了传统的控制屏、表计等常规设备, 因而大大缩小了控制室面积、屏柜数量, 节省了大量的控制电缆。

根据马洲变电站电站继保和远动装置的现状, 经过充分调研和论证, 提出对马洲变电站进行综合自动化改造计划, 具体改造方案如下:

(1) 取消原有的中央信号控制屏及继保屏, 拆除所有线路、主变的控制屏;

(2) 取消原有的远动系统, 站内各类信息的采集、处理、控制均采用计算机监控系统, 通过数据传发器与各种职能仪表接口, 计算机监控系统通过后台机与各间隔保测装置接口。

(3) 新增变电站防火、防盗报警系统, 并这些系统与站内综合自动化系统相连, 并加装视频监控系统, 直接将信号上传至监控中心视频监控平台。

(4) 主变保护及110 kV线路保护更换为新型微机保护, 新增测控装置, 并改造主变温控测量回路, 实现主变及110 kV线路的“四遥”功能。

(5) 拆除站内所有35, 10 kV线路及电容器电磁型保护, 采用保护测控一体化装置, 实现“四遥”功能。

(6) 新增公用系统配置10～110 kV电压并列装置, 公用模拟量开关量采集装置, 通信服务器及后台主机。

(7) 拆除原先站内交直流设备, 新的直流系统采用高源开关模式, 蓄电池容量为100 AH, 并具备微机跟踪检测接地功能。新上所用电屏2顶, 所用电实现电源双向备自投。

4 改造过程中遇到的问题及改进措施

通过多方协调并经过充分调研, 技术人员制定了对马洲变电站的综合自动化的改造方案, 但在实施过程中遇到不少问题, 如变电站综合自动化系统的技术标准问题, 现行电力管理体制与变电站综合自动化系统关系问题等。

4.1 变电站自动化系统的技术标准问题

目前, 变电站自动化系统的设计还没有统一的标准, 变电站自动化系统的技术标准、自动化系统模式、管理标准等都亟待解决与完善。技术标准问题大致可以分为以下几种: (1) 产品生产厂家的问题; (2) 不同产品的接口问题; (3) 变电站自动化系统的抗干扰问题; (4) 变电站自动化系统的传输归约和传输网络选择的问题; (5) 变电站自动化系统的开放性问题。

措施:注意对各种自动化产品的特点进行选择, 以满足自身的使用要求。

4.2 变电站自动化系统组织模式选择的问题

变电站自动化系统实现的方案随着变电站的规模、复杂性、变电站在电力系统的重要地位、所要求的可靠性及变电层和过程层总线的数据流率的不同而变化。若一个变电站自动化系统模式选择合适, 不仅可以节省成本, 而且由于系统功能全、质量高、可靠性高, 更便于运行操作。目前应用较为广泛的变电站自动化系统的结构形式主要有集中式、分散式与集中相结合和全分散式, 变电站结构形式的选择应根据各种系统特点以及变电站的实际情况, 予以选配。

措施:综合考虑成本、性能以及改进后运行人员操作、监控的方便、简单性, 110 kV马洲变电站自动化系统的结构形式采用分散与集中相集合。

4.3 现行电力管理体制与变电站自动化系统关系的问题

变电站自动化系统的建设, 使得继保、远动、计量、变电运行等各专业相互渗透, 传统的技术分工、专业管理已经不能适应变电站综合自动化技术的发展需要。远动和保护专业虽有明确的设备划分, 但其内部联系已经成为不可分割体, 一旦出现问题可能会需要不同专业人员同时到现场处理, 这与传统的电力管理体制与人员结构不相符合。

措施:明确变电站自动化技术专业划分, 培养跨学科的复合型人才, 促进相关专业间的了解和交叉。

4.4 运行人员水平不高的问题

目前, 变电站自动化系统绝大部分设备的维护均依赖厂家进行, 在专业管理上几乎没有专业队伍, 缺陷处理不及时。

措施:成立专业化的运行管理队伍, 加强对运行人员专业素质的培训, 所有值班员在上岗之前都要进行严格的培训和考试, 并且每年都要再进行一次定岗考试。

5 改造效果

靖江供电公司按照上述构想对110 kV马洲变电站实施了综合自动化系统改造, 取得了良好的效果:

(1) 减少了二次接线和控制室占地面积, 将原先复杂繁冗的二次设备变得更加集中化, 减少了设备数量, 提高了设备质量, 降低了变电站的运行和维护成本, 大大提升了变电站供电的可靠性及运行的可控性;

(2) 改造后的马洲变电站完全具备了无人值班条件, 成为技术领先、设备可靠的先进变电站。

6 结束语

随着通信技术和计算机技术的不断发展, 变电站的综合自动化技术也正向网络化、综合智能化、多媒体化的方向发展, 传统的变电站通过技术改造可以提高变电站综合自动化系统水平, 且投资少, 见效快。

参考文献

[1]江苏省电力公司.江苏省电力公司无人值班变电站运行管理导则[S].DQL-SD-001-1999.

[2]朱大新.数字化变电站综合自动化系统的发展趋势[J].电工技术杂志, 2001, (4) :20—22.

[3]张继雄.变电站自动化系统选型中应注意的问题[J].内蒙古电力技术, 2005, 23 (2) :16—18.

变电站综合自动化系统的应用分析 篇11

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。

1.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。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。

（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。

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变电站單线图，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。

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。

（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。

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。

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。

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。

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。

3.结束语

变电站综合自动化系统现状分析 篇12

一、苏州供电公司变电站综合自动化系统的构成方式

1. 苏州供电公司变电站站内监控系统结构。

苏州市区无人值班变电站的站内监控系统采用了2种方式:一种是远动 (RTU) 方式, 即采用远动集中配屏方式, 分别由遥信屏、遥测屏、遥控屏和总控屏组成实现四遥功能;另一种方式是按照间隔采用遥信、遥测、遥控功能合为一体的测控装置实现四遥功能。

(1) 远动 (RTU) 方式。苏州市区220k V狮山变的站内监控系统采用分布式综合自动化系统结构。在间隔层, 保护装置通过串口与保护管理机相连, 由保护管理机实现上位机与保护装置之间的通信。由遥信屏、遥测屏、遥控屏组成的监控单元与远动主机D200完成上位机的通信。D200、当地后台监控 (操作员工作站) 和保护管理机通过单以太网相连组成变电站层的网络结构。

(2) 测控装置构成方式。苏州市区220k V寒山变就是采用这种方式的典型变电站, 这种结构与上一种的不同之处在于各测控单元直接与变电站层相连。变电站层采用双以太网的网络结构。

2. 苏州供电公司调度自动化系统结构。

变电站站内监控系统是综合自动化系统的子站部分, 与调度自动化系统相连才构成了完整的综合自动化系统。苏州供电公司无人值班变电站接入的调度自动化系统结构如图1所示。

二、变电站综合自动化系统中存在的问题及改进建议

随着苏州市区220k V变电站的无人值班改造的完成, 我们发现变电站综合自动化系统中存在的一些问题, 并提出改进建议。

1. 网络安全。

网络安全不可避免地成为综合自动化变电站最首要的问题。后台、总控以及网络设备有了很多方便的接口, 但也有了很多病毒感染的通道。调试和检修时会传染。不久以前本公司就发生过备份数据的移动硬盘感染病毒, 导致所有数据丢失的故障。

防范措施:禁止系统内任何设备与MIS、Internet连接;作为当地监控的微机也通过加密设置, 禁止了普通用户对USB接口、光驱、软驱的使用以及IP地址的更改;对维护笔记本电脑采取禁止与Internet连接, 以及及时更新病毒库的方法。

2. 数据接口应有统一的标准。

220k V变电站内的设备在种类和数量上都远远超过了110k V及以下变电站, 因此这些不同厂家的产品在数据接口沟通方面存在很大问题。由于缺乏统一的标准, 给系统的调试工作带来了困难, 往往成为工期延误的主要原因, 也容易出现先投产后消缺的尴尬情况。建议各厂家的综合自动化产品的数据接口应遵守统一的标准。

3. 克服信息传输的瓶颈问题。

在系统结构分析中已经指出, 通信主单元是整个监控系统的薄弱及瓶颈环节, 容易发生由于传送数据量大, 受通信速率和数据缓冲区容量等的限制使通道阻塞, 造成监控系统死机。通过硬件 (装置、通道、网络) 和软件2方面的双重功能是解决信息传输瓶颈问题的有效途径。

4. 当地后台监控系统的改进。

后台监控系统的重要性不言而喻, 几乎所有的功能都要通过后台监控系统方能得以实现。在硬件方面, 后台监控系统的计算机原采用DELL工作站, 但狮山变和寒山变相继出现无规律的死机现象, 并造成已保存的数据文件丢失。而厂家技术人员亦无法判定究竟是硬件故障还是软件兼容性问题, 后经过与厂方协调, 一度更换为COMPAQ的DESKPRO-EXD的PC机。由于是PC机而非工作站, 此时虽不再有上述现象发生, 为慎重起见, 最终采用的是HP NETSEVER系统服务器。

软件方面, 狮山变电站的后台监控软件为PS6000变电站自动化系统。PS6000系统提供的功能基本能满足实际运行的要求, 但是通过使用我们发现它在图形显示、报表数据管理功能部分较为薄弱。建议厂家可进行软件升级。

5. 研究并制定监控系统调试规程及功能、界面要求规范。

各无人值班改造站的后台监控系统在程序界面、功能设置、操作方法上都存在很大的差异, 这给运行和维护人员在日后的运行操作和维护工作中带来不便, 必须尽快制定相关的调试规程及功能、界面要求规范, 以保证系统的安全、稳定运行。

三、结论

我们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。大大加强了电网一次、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。从目前应用和运行的情况来看, 这种技术已经较为成熟可靠, 但难免有不足之处, 因此还有待进一步改造和升级。但我们相信, 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