变电站综合自动化综述

变电站综合自动化综述（精选12篇）

变电站综合自动化综述 篇1

1 变电站综合自动化的概述

变电站以服务于电力系统安全, 以经济运行为中心。通过先进的计算机技术、通信技术的应用, 为新的保护和控制技术采用提供技术支持, 替代传统电气设备解决变电站的监视、控制等技术问题, 在技术上和管理上为电网自动化发展提供基础, 进一步提高变电站安全性、可靠性和稳定性。如采集高压电器设备本身的监视信息、采集继电保护和故障录波器等装置完成的各种故障前后瞬态电气量和状态量的记录数据等。将这些信息传送给调度中心, 以便为电气设备的监视和制定检修计划、事故分析提供原始数据。对新建变电站取消常规的保护、测量监视、控制屏, 全面实现变电站综合自动化, 实现少人值班逐步过渡到无人值班, 对老变电站在控制、测量监视等进行技术改造, 以达到少人和无人值班的目的。提高供电安全与供电质量, 改进和提高用户服务水平。

2 变电站综合自动化要实现内容

2.1 随时在线监视电网运行参数、设备运行状态;

自检、自诊断设备本身的异常运行, 发现变电站设备异常变化或装置内部异常时, 立即自动报警并闭锁相应的出口, 以防止事态扩大。

2.2 电网出现事故时, 快速采样、判断、决策, 迅速隔离和消除事故, 将故障限制在最小范围。

2.3 完成变电站运行参数在线计算、存储、统计、分析报表和远传, 保证自动和遥控调整电能质量。

3 变电站综合自动化应包括两个方面:

3.1 横向综合:利用计算机手段将不同厂家的设备连在一起, 替代或升级老设备。

3.2 纵向综合:

在变电站层这一级, 提供信息、优化、综合处理分析信息和增加新的功能, 增加变电站内部和各控制中心间的协调能力。如借用人工智能技术, 在控制中心间的协调能力。如借用人工智能技术, 在控制中心实现对变电站控制和保护系统进行在线诊断和事件分析, 或在变电站当地自动化功能协调之下, 完成电网故障后自动恢复。

变电站综合自动化与一般自动化区别在于:自动化系统是否作为一个整体执行保护、检测和控制功能。

4 变电站综合自动化系统的特点

变电站综合自动化系统具有功能综合化、系统结构微机化、测量显示数字化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。同传统变电站二次系统不同的是:各个保护、测控单元既保持相对独立, (如继电保护装置不依赖于通信或其他设备, 可自主、可靠地完成保护控制功能, 迅速切除和隔离故障) , 又通过计算机通信的形式, 相互交换信息, 实现数据共享, 协调配合工作, 减少了电缆和没备配置, 增加了新的功能, 提高了变电站整体运行控制的安全性和可靠性。

4.1 功能综合化。

变电站综合自动化系统是各技术密集, 多种专业技术相互交叉、相互配合的系统。它是建立在计算机硬件和软件技术、数据通信技术的基础上发展起来的。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。微机监控子系统综合了原来的仪表屏、操作屏、模拟屏和变送器柜、远动装置、中央信号系统等功能;微机保护子系统代替了电磁式或晶体管式的保护装置;微机保护子系统和监控系统相结合, 综合了故障录波、故障测距、无功电压调节和中性点非直接接地系统等子系统的功能。

4.2 分级分布式微机化的系统结构。

综合自动化系统内各子系统和各功能模块由不同配置的单片机或微型计算机组成, 采用分布式结构, 通过网络、总线将微机保护、数据采集、控制等各子系统连接起来, 构成一个分级分布式的系统。一个综合自动化系统可以有十几个甚至几十个微处理器同时并行工作, 实现各种功能。

4.3 测量显示数字化。

用CRT显示器上的数字显示代替了常规指针式仪表, 直观、明了;而打印机打印报表代替了原来的人工抄表, 这不仅减轻了值班员的劳动强度, 而且提高了测量精度和管理的科学性。

4.4 操作监视屏幕化。

变电站实现综合自动化, 使原来常规庞大的模拟屏被CRT屏幕上的实时主接线画面取代;常规在断路器安装处或控制屏上进行的分、合闸操作, 被屏幕上的鼠标操作或键盘操作所取代;常规在保护屏上的硬连接片被计算机屏幕上的软连接片所取代;常规的光字牌报警信号, 被屏幕画面闪烁和文字提示或语言报警所取代, 即通过计算机上的CRT显示器, 可以监视全变电站的实时运行情况和对各开关设备进行操作控制。

4.5 运行管理智能化。

智能化的含义不仅是能实现许多自动化的功能, 例如:电压、无功自动调节, 不完全接地系统单相接地自动选线, 自动事故判别与事故记录, 事件顺序记录, 制表打印, 自动报警等, 更重要的是能实现故障分析和故障恢复操作智能化, 实现自动化系统本身的故障自诊断、自闭锁和自恢复等功能, 这对于提高变电站的运行管理水平和安全可靠性是非常重要的, 也是常规的二次系统所无法实现的。变电站综合自动化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。

变电站综合自动化是实现无人值班 (或少人值班) 的重要手段, 不同电压等级、不同重要性的变电站其实现无人值班的要求和手段不尽相同。但无人值班的关键是通过采取种种技术措施, 提高变电站整体自动化水平, 减少事故发生的机会, 缩短事故处理和恢复时间, 使变电站运行更加稳定、可靠。

简而言之, 变电站综合自动化的主要优点有以下几个方面:

a.控制和调节由计算机完成, 减少了劳动强度, 避免了误操作。

b.简化了二次接线, 整体布局紧凑, 减少了占地面积, 降低变电站建设投资。

c.通过设备监视和自诊断, 延长了设备检修周期, 提高了运行可靠性。

d.变电站综合自动化以计算机技术为核心, 具有发展、扩充的余地。

e.减少了人的干预, 使人为事故大大减少。

f.提高经济效益。减少占地面积, 降低了二次建设投资和变电站运行维护成本;设备可靠性增加, 维护方便;减轻和替代了值班人员的大量劳动;延长了供电时问, 减少了供电故障。

变电站综合自动化综述 篇2

1、引言

随着科学技术的不断发展，电力系统不可避免地进入了微机控制时代，变电站综合自动化系统取代传统的变电站二次系统，已成为当前电力系统发展的趋势。变电站综合自动化就是通过监控系统的局域网通信，将微机保护、微机自动装置、微机远动装置采集的信号，经过数据处理以及功能的重新组合，按照预定程序和要求，对变电站实现综合性的监视和调度。它的核心是自动监控系统，纽带是监控系统的局域网通信。

建峰化肥分公司一化装置301总变电站92年送电投入运行，运行最初几年现场设备的状态、报警由模拟盘集中报警，运行电流及相关参数需运行值班人员现场手动抄表记录，不能及时、快速的反应设备的运行状况和运行参数。2000年9月份301总变电站初步实施了微机监控系统改造，通过近10年的硬件改造和软件升级，目前监控系统具备遥测、遥信、保护监控以及UPS、直流电源装置的综合在线监控。二化装置的总变电站于2009年8月送电投入运行，建站之初已配套建立微机监控系统，以以太网方式对全站的设备实施在线监控控制和遥控操作。完善的综合自动化监控系统的投入为变电站的微机化管理、安全运行提供了可靠的保障，为电气值班、检修人员判断电气设备状态以及故障提供直观的依据，减少故障查找时间，提高事故处理效率具有重要的意义。

2、综合自动化系统基础知识

2.1 系统结构形式 2.1.1 分层分布式

1）分层式的结构，在分层分布式结构的变电站控制系统中，整个变电站的一、二次设备被划分为三层：过程层、间隔层、站控层。过程层主要指变电站内的一次设备，如线路、变压器、电容器、断路器、电流互感器、电压互感器等，它们是变电站综合自动化系统的监控对象；间隔层主要指各种智能电子装置，例如测控装置、保护装置等，它们利用电流电压互感器、变动器、继电器等设备获取过程层各设备的运行信息，如电流、电压、频率、温度等信息，从而实现对过程层进行监视、控制和保护，并于站控层进行信息的交换，完成对过程层设备的遥测、遥信、遥控、遥调等任务。站控层主要指计算机监控系统，它借助通信网络完成与间隔层之间的信息交换，从而实现对全变电站所有一次设备的当地监控功能以及间隔层设备的监控、变电站各种数据的管理及处理。

2）分布式的结构，间隔层的各种以微处理器为核心的智能电子设备，与站控层的计算机装置网络相连，构成分布式计算机系统——由多个分散的计算机经互联网络构成的统一计算机系统。间隔层各个智能电子设备与站控层的各计算机分别完成各自的任务，并且共同协调合作，完成对全变电站的监视、控制等。2.1.2 组屏及安装方式

这里所说的组屏及安装方式是指将间隔层各智能电子设备及站控层各计算机以及通信设备如何组屏和安装。一般情况下，在分层分布式变电站综合自动化系统中，站控层的各主要设备都布置在主控室内；间隔层的电能计量单元和一些公共单元也独立组屏安装在主控室里，间隔层的其他智能装置则根据需要安装在不同的地方，按间隔层中智能装置的安装位置，变电站综合自动化系统有以下三种不同的组屏及安装方

式：

1）集中式的组屏及安装方式

这种方式是将间隔层的各保护测控装置根据功能分别组装为变压器保护测控屏、线路保护测控屏等多个屏柜，把这些屏都集中安装在变电站的主控室内。2）分散与集中相结合的组屏及安装方式

这种方式是将配电线路的保护测控装置分散安装在所对应的开关柜上，而将高压线路的保护测控装置、变压器的保护测控装置均集中组屏安装在主控室内。3）全分散式组屏及安装方式

这种方式间隔层中所有间隔的保护测控装置，包括抵押配电线路、高压线路和变压器等间隔的保护测控装置均分散安装在开关柜上或距离一次设备较近的保护小间内，各装置只通过通信电缆与主控室内的变电站层设备之间交换信息。这种安装方式节省了大量的二次电缆，而且因为不需在主控室放置很多的保护屏，极大的简化了变电站面积。

目前变电站综合自动化系统的功能和结构都在不断地向前发展，全分散式的结构式是目前的发展方向，主要原因有：一方面分层分散式自动化系统的突出优点；另一方面，随着新设备、新技术的进展，使得原来只能集中组屏的高压线路保护装置和主变压器保护也可以考虑安装在高压场附近，并利用日益发展的光纤技术和局域网技术，将这些分散在各开关柜的保护和集成功能模块联系起来，构成一个全分散化的综合自动化系统。2.2 系统功能

变电站综合自动化的内容包括变电站电气量的采集和电气设备的状态监视、控制和调节，实现变电站正常运行的监视和操作，保证变电站的正常运行安全，当安全事故时，由继电保护等完成瞬间电气量的采集、监视和控制，并迅速切除故障，完成事故后的恢复操作，因此，它具有的基本功能应包括以下几个方面：

2.2.1 测量、监视、控制功能 2.2.2 继电保护功能

变电站综合自动化系统中的继电保护主要包括线路保护、电力变压器保护、母线保护、电容器保护等。微机保护是综合自动化的关键环节，它的功能和可靠性如何，在很大程度上影响了整个系统的性能。各类装置能存储多套保护定值，能远方修改整定值等。2.2.3 自动控制智能装置的功能

变电站综合自动化系统必须具有保证安全、可靠供电和提高电能质量的自动控制功能，一般有以下四个自动控制功能：电压、无功综合控制，低频减负荷控制，备用电源自投控制、小电流接地选线控制。2.2.4 远动及数据通信功能

2.2.5 自诊断、自恢复和自动切换功能

3、一化301总变电站综合自动化系统分析

一化总变电站在2000年9月份新增加了一套微机监控系统，在投用之初只能对现场电气低压电动机的运行状态以及部分电机电流进行时时监控。2008年301总变供电系统保护装置实施全面升级改造，采用施耐德sepam系列的微机保护装置后，才全面提升了301总变电站的微机化智能管理。下面针对一化总变 监

控系统进行分析。3.1 结构分析

301总变电站为90年代初设计的变电站，站内低压配电的电机保护仍采用LR2型热继电器保护，为了在保证这种老变电站的设备不做改造的基础上，能成功的引入微机自动化管理系统。它采用分层分布式的设计理念，将高压系统与低压系统独立两套监控系统，即将35KV、6KV设备及380V进线保护装置由一套监控系统进行时时监控，另一套监控系统作为380V低压负荷运行监控。同时均配有有源音箱实现音响报警，打印机进行变电站技术数据管理；软件方面采用PowerSCADA 3000电力监控系统，实现设备的事件记录查询、事故录波数据采集及分析、负荷管理及电量统计分析、运行报表管理等。3.2 组屏及安装方式

组屏及安装方式采用分散与集中相结合原则，低压设备监控信号采集至控制室遥信屏、遥测屏内。高压设备信号采集及35KV/6KV/380V保护信号由现场控制柜通过通讯电缆至控制室通讯管理机，通过RS-232端口与后台机实现在线监控。其中35KV、6KV、380V进线保护以及6KV高压电机保护均分散安装在现场控制开关柜上，通过通讯网络连接来完成保护、测量、控制功能的时时监测。3.3 功能特点

3.3.1 硬件设备方面，采用DSS-PRTU通信管理机及网络交换机（10/100Mbps）作为通信管理层主要设备。现场控制层设备由301区域微机保护装置，智能监控设备及其他具备智能通信功能的设备组成。AI量处理满足遥测处理误差＜0.1%，报表遥测数据合格率＞99.9％，完全满足301日报表要求。DI量处理满足DI正确率：100%，系统的SOE分辨率 <1ms，系统的数据扫描周期5s内。

3.3.2 软件系统方面，具有图形编辑软件、通讯管理软件、事件记录查询软件、故障录波数据采集及分析软件、负荷管理及电量统计分析软件、运行报表编辑及查询软件、各类变配电运行管理软件等功能。具备模拟量处理及限值监视功能，根据当前测量值的大小来判断是否越限，越限作为系统事件记录入事件库，以备查询并可以生成各种各样的统计报表。尤其在故障录波功能方面，在发生故障时保护测控装置能按设定条件启动故障录波，记录故障发生前、过程中、发生后的电压、电流波形数据，能自动上传自动化系统，并转存于系统主机硬盘，以便在主机上调用查看及打印。

3.3.3、其它方面，作为安全保护给系统管理员，301每一个值班小组分配一个用户名和口令，设置不同的管理权限。同时监控系统具有与GPS时钟对时的功能，可接受全球定位系统（GPS）的标准授时信号（IRIG-B）格式，误差小于1ms。

二化总变综合自动化系统探析

二化总变电站是厂总变电所，与单纯供配电功能的变电站，有所差别，比如无需与上级调度通信或远动，自成一独立的系统；无需增设低频减负荷装置、多出了很多电动机的微机保护等等。下面针对二化总变高中压监控系统进行探析。（具体结构参考附图）4.1 结构

它采用分层分布式设计。站控层的构成有后台监控系统、全站校时系统，后台监控系统在硬件方面有两台主机，互为备用。有源音箱实现音响报警，打印机进行变电站技术数据管理；软件方面为Farad200综合自动化系统以及相应网络附件，完成界面操作和使用。全站校时系统配置卫星时钟装置GPS,通过通信端口RS-485与通信服务器进行通信，进行网络层对时广播命令，保证全系统时钟统一。间隔层的各种微

机保护装置、自动控制装置通过以太网与站控层的设备进行通信。4.2 组屏及安装方式

组屏及安装方式采用分散与集中相结合的方式，110KV间隔部分有六屏构成，分别为两进线微机保护测控屏、两主变压器保护测控屏、母差保护屏和母联及PT保护测控屏，另加三通信屏，安装在主控室内。10KV间隔部分采用就地安装方式，10KV进线保护、母联保护以及电机微机保护等分散安装在10KV配电室相应的开关柜上，完成保护功能、测控功能、自动控制功能。4.3 功能

4.3.1 测量、监视、控制功能

在监控主机上能看到母线、电机等的电压、电流、有功及无功功率等参数，在运行过程中，监控系统对采集到的电压电流、频率、主变油温等量不断的进行越限监视，如有越限立即发出报警并记录和显示越限时间和越限值。操作人员可以通过计算机操作界面对断路器和隔离开关进行分、合闸操作，对变压器分接头位置进行调节控制。4.3.2 继电保护功能

110KV、10KV部分的进线保护、变压器保护、母联保护、电机保护都采用SEL产品，功能强大，具有可靠的保护性能。能在前台机、后台机和微机装置三部分对保护定值进行修改。4.3.3 自动控制功能

两台主变为有载调压变压器，能在监控系统上进行手动调压，设有无功补偿电容器，能进行局部的无功补偿调节；采用备用电源自控控制装置，在出现故障时自动装置能迅速将备用电源自动投入使用。结束语

建峰化肥分公司一化301总变和二化总变电站两套监控系统均采用分层分布式设计，符合当前变电站监控系统的主流技术。在先进技术不断发展的今天，变电站自动化系统以其系统化、标准化和面向未来的概念正逐步取代了繁琐而复杂的传统控制保护系统。

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。

变电站综合自动化技术综述 篇4

关键词：变电站自动化,监控,网络

一、概述

变电站自动化是将变电站的二次设备 (包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等) 经过功能的组合和优化设计, 再利用计算机技术、电子技术、通信和信号处理技术, 实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护, 以及与调度中心进行通信。

变电站自动化包括以下内容。

(1) 电气量的采集, 电气设备的状态监视、控制和调节。

(2) 变电站运行的监视和操作。

(3) 事故的瞬态电气量的采集、监视和控制, 并迅速切除故障, 及恢复操作。

(4) 将变电站所采集的信息传送给调度中心及检修中心。

变电站实现自动化的优越性:提高供电质量和电压合格率;提高变电站的安全性和可靠运行水平;提高电力系统的运行、管理水平;缩小变电站占地面积, 降低投资;减少维护工作量。

变电站自动化系统的发展过程与集成电路技术、微计算机技术、通信技术和网络技术密切相关。从国内外的技术发展来看, 变电站自动化系统的结构由早期的集中式微机控制系统发展为分层分布式的系统结构。在分层分布式系统结构中, 每一层由不同的子系统组成。整个变电站的一、二次设备可分为3层, 即变电站层 ( (2层) 、单元层 (1层) 和设备层 ( (0层) , 如图1所示。

设备层主要指变压器和断路器、隔离开关及其辅助触点, 电流、电压互感器等一次设备。

单元层一般按断路器间隔划分, 具有测量、控制部件或继电保护部件。

变电站层包括全站性的监控主机和负责全站信息汇总的通信控制机及全站范围的微机化自动控制装置等。它们之间通常采用现场总线或其他局域网络实现数据信息的交换。

二、变电站综合自动化系统的通信

变电站自动化系统的数据通信分为现场级间的通信和自动化系统与上级调度的通信两部分。现场级通信主要解决自动化系统内部各子系统与上位机 (监控主机) 和各子系统间的数据通信和信息交换问题, 它们的通信范围是变电站内部。系统与上级调度通信是指必须兼有远方终端接口 (RTU) 的全部功能, 应该能够将所采集的模拟和开关状态信息, 以及事件顺序记录等远传至调度端;同时应该能接收调度端下达的各种操作、控制、修改定值等命令。即完成新型RTU等全部四遥功能。

由于数据通信的重要性, 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。变电站自动化系统的数据网络要及时地传输现场的运行信息和操控信息, 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。

(2) 高抗干扰性及可靠性。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, 因此通信子系统必须保证很高的可靠性。

(3) 分层式结构。系统的各层都各具特殊的应用条件和性能要求, 因此每一层都要有合适的网络系统。

目前变电站自动化系统中的通信方式如下。

(1) 星型通信系统方案:

星型通信系统以安装于控制室的站级计算机为中心点, 通过通信介质与分散在每一开关柜上的监控I/O设备和保护设备连接, 形成1:N的连接形式。星型通信系统方案有以下特点。

(1) 通常使用光纤作为通信介质, 因此具有高抗干扰性、高安全性的特点, 适合变电站恶劣的电磁环境;

(2) 各I/O单元及保护单元都与站级计算机独立通信, 可靠性高, 维护性好;

(3) 采用串行通信实现互联, 比较简单;

(4) 星型连接连线较多, 施工复杂;

(5) 各I/O单元及保护设备之间的横向通信必须通过站级计算机进行, 复杂且效率不高。

(2) 总线型通信系统方案:

这种方式以一条总线连接各分散的保护、监控设备及站级计算机。考虑到系统的可靠性及维护等因素, 在变电站内部可以采用两条或多条总线连接各个单元。总线型通信系统因总线类型的不同有多种应用形式, 常见的有RS485方式、LonWorks现场总线方式以及CAN总线方式。

(1) 基于RS-485总线技术的方案:

国内基于RS485的通信方案在早期使用较多, 它们使用一个主站对多个从站, 在应用中存在以下缺陷。

a.无法实现多主站信息互为备份的冗余设计;

b.从站无法主动上送重要信息, 实时性较差;

c.各从站之间无法直接通信, 只能通过主站中继才能相互通信;

d.对较小规模的系统, 实时性可以得到保证, 但随着系统规模的扩大, 系统的实时性能将会急剧降低;

e.抗干扰及纠错能力较差, 一般只适合在控制室内部使用, 不能适用于分散安装的变电站自动化系统。

(2) 基于CAN总线技术的方案:

CAN (Controller Area Network) 是控制器局域网的简称, 是德国Bosch公司在1986年为解决现代汽车中测量控制部件之间的数据交换问题而开发的一种串行数据通信总线, 已被列入ISO国际标准。CAN总线在变电站自动化中应用较多, 与其他同类技术相比, 在可靠性、实时性和灵活性方面具有独特的技术优势。

a.CAN网络上任一节点均可在任一时刻主动向网络上其他节点发信而不分主从, 这样可构成真正的多主系统;

b.参考模型只包括物理层和数据链路层两层功能, 如数据打包、拆包、发送、接收、校验、编码、解码等, 应用层和用户层相应的软件需用户开发;

c.CAN网络上的节点信息分成不同的优先级, 可满足不同级别的实时要求, 高优先级的数据可在134μs内得到传输;

d.采用非破坏性仲裁技术, 当两个节点同时向网上发信时, 优先级低的信文主动停止发送, 而不影响优先级高的信文的发送, 这样网络负载很大时, 不会导致网络瘫痪;

e.CAN的通信介质可为双绞线、同轴电缆或光纤, 选择灵活。其直接通信距离最远可达10km (速率在5kbps以下) ;通信速率最高可达1Mbps (此时通信距离最长40m) ;

f.采用短帧结构, 传输时间短, 抗干扰能力强;

g.CRC校验及其他校验措施, 大大改善了网络纠错能力。

图2中使用CAN总线技术将一系列智能保护单元和主控I/O单元连成现场控制网, 其网络硬件包括智能保护单元模件和主控I/O单元及CAN总线通信接口卡的CAN网络平台。该总线通信接口卡完成ISO/OSI参考模型中的物理层和数据链路层两层功能, 如数据打包、拆包、发送、接收、校验、编码、解码等, 用户只需开发应用层和用户层相应的软件即可。此方案简单、组网方便、抗干扰能力强, 被电力自动化设备业界大量采用。

但由于其每一报文要有一个唯一的标识, 所以网络的规模不可能太大, 通常一个网络能容纳110个接点, 可满足35kV、110kV变电站级变电综合自动化系统的需求。

(3) 基于LonWorks网络技术的方案:

LonWorks总线是一个开放的控制网络平台技术, 其提供一个控制网络构架, 给各种控制网络提供端到端解决方案, 主要技术特点如下。

a.开放性、互操作性好。其通信协议LonTalk符合ISO定义的OSI模型, 对用户平等;

b.具有强大的通信控制接点。其提供的神经元芯片几乎包含了一个现场终端的大部分功能, 七层规约中六层固化。减少了二次开发的工作量;

c.通信可靠性高。其协议规定部分优先级, 使紧急数据优先传输, 保证了实时性;

d.容量大。其定义了子区、子网节点地址的分层逻辑寻址方式, 一个测控网上的接点数可达32 000个, 通信速率0.003～1.25Mbps, 直接通信距离可达2 700m;

e.LonTalk协议支持分散的点对点的通信。节点可以组成总线型、环型、树型等多种拓扑网络结构。此外还可以组成自由拓扑结构。它是各种常规拓扑结构的组合;

f.LonTalk协议支持多种传输介质。如双绞线, 电力线, 超声波、光纤、无线射频、红外线和信源线等。每一种介质称为一种信道, 每一种信道都有专用的收发器作为智能节点和通信介质之间的接口器件;

g.系统分散性好。Neuron芯片采用超大规模、低功耗集成电路、密封式结构, 防尘、防潮、防电磁干扰性能好, 适用于变电站现场的恶劣环境。

如图3所示, 变电站内部有两个LonWorks网络, 分别为监控网和录波网。监控网用来传送各种控制和状态信息, 录波网则传送电力系统故障录波信息。网络的通信速率为78kbps, 最大通信距离为2km, 通信介质为屏蔽双绞线或光纤。每个保护装置都带有LonWorks网络接口, 后台机、工程师站、远动机等PC机上均插有PCLTA卡, 保护装置和PC机可以联到LonWorks网上。此方案简单、方便可靠, 适合于中、低压变电站自动化系统。它已成功地用于很多35kV、110kV变电站。但当用于220kV及以上的大型高压变电站时, 由于网络节点增多, 网络流量增大, 78kbps网络带宽不够, 因此, 这种方案不适合于大型高压变电站。

三、变电站自动化系统中的通信发展的趋势及存在问题

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, 以太网技术正被引入变电站自动化系统过程层的采集、测量单元和间隔层保护、控制单元中, 构成基于网络控制的分布式变电站自动化系统。与其他通信控制网络相比, 以太网有以下优点。

(1) 可靠性高。它使用的是一种很简单又很可靠的传输机制, 这种机制每天在世界范围的各个站点之间可靠地传输数据。

(2) 通信速度快。从最初的l0M己经发展到现在的10G。

(3) 以太网技术的发展使其可作为工业控制网络应用, 它可以满足控制系统各个层次的要求, 使企业信息网络与控制网络得以统一。

(4) 技术成熟。受支持度最好, 可直接利用大量现有产品组网。由于以太网应用最广, 受多种编程语言支持 (如Java Visual、C++Visual、Basic等) , 也受到硬件开发商的高度重视, 使以太网系统的价格相对低廉。

(5) 互联性、开放性好。直接与PC等设备相连, 节点数量基本上无限制。

(6) 设备成本低。

(7) 可支持的传输介质多。有光纤、双绞线、同轴电缆等。

(8) 扩展性好、发展潜力大。以太网的传输速度有l0Mbps系统、100Mbps系统和1Gbps系统, 甚至I0Gbps系统。方便系统速度升级及扩展。

(9) 国际上已将以太网确立为工业控制的标准 (UCA、MMS、61850-104协议等) 。

目前国内的变电站自动化厂家大多选用TCP/IP作为通信网的高层协议, 采用TCP/IP协议的系统可以具有良好的可扩展性, TCP/IP模型的传输层定义了两个不同的协议:传输控制协议TCP (Transmission Control Protocol) 和用户数据报协议UDP (User Datagram Protocol) 。在大多数厂家的变电站自动化系统中, UDP得到了广泛的应用, 实践表明UDP在快速传输突发性数据方而是比较便捷的。

参考文献

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[2]阳宪惠.工业数据通信与控制网络[M].清华大学出版社, 2003.

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[6]Zacker Craig.TCPIP网络管理[M].北京:中国水利水电出版社.

[7]EPR IUCA Communication A rchitecture, 1997.

变电站综合自动化系统研究 篇5

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

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变电站综合自动化相关问题探究 篇6

关键词：变电站 综合自动化 系统特点 管理对策

中图分类号：TM6文献标识码：A文章编号：1674-098X（2012）12（b）-00-01

1 变电站综合自动化系统的特点

1.1 数字化

长期以来，变电站所使用的传统测量仪器主要是指针式的仪表，这种测量仪器不仅读数不够方便，而且准确度相对较差，在采用综合自动化系统之后，测量手段实现了巨大的改变，传统的指针式仪表基本上都被显示器的数字显示取代，数字化的显示方式不仅直观，而且一目了然。此外，传统人工抄表、人工记录的方式也逐渐被电子报表和数字打印所取代。可以说，综合自动化系统的数字化，不仅使工作人员从繁重、繁琐的劳动中解放出来，而且实现了变电站管理水平和测量技术的提升。

1.2 智能化

智能化是变电站综合自动化系统中最大的特点之一，它不仅指变电站的功能实现了智能化，而且还具备了自闭锁、自恢复以及故障自诊断等功能，变电站运行的安全性、可靠性实现了很大的提高。

1.3 功能化

变电站的综合自动化系统是建立在数据通信技术和计算机软硬件技术之上的，是一个涵盖多个学科、技术密集以及多种专业技术相互交叉与配合的系统，因此其功能也就更加丰富和完善，实现了传统变电站中操作屏、仪表屏、远动装置、模拟屏变送器柜以及中央信号系统等功能的有效融合，还能够根据用户的现实需要，对故障进行监测和排除。

1.4 可视化

在实现了综合自动化的变电站当中，工作人员可以不用在变电站内就能够对输电线路和变电设备进行全面的操控和监视，工作人员只有通过计算机上的显示器，就可以实现对变电所内部所有运行情况的实时监控和动态管理，能够对相关设备进行远程的操作与控制。

2 变电站运行过程中存在的主要问题

综合自动化变电站具有无可比拟的优势，不仅信息传输高效、迅捷，而且极大的提升了生产传输的效率。但是在运行过程中，目前主要存在以下几点问题。

2.1 二次设备存在误报、误跳

由于综合自动化变电站的整体性、集成性比较强，各个模块之间信息的传递快捷、简便，但是有的变电站在指令传递过程中经常出现问题，如二次设备在信号传递的过程中出现的误跳、信号误报、信息误传等，这就容易导致信息的失真，从而给工作人员带来误导和不便。

2.2 远动通道的可靠性问题

变电站综合自动化系统仍旧存在信号干扰的问题，其中，遥信系统的误动和误报是最主要的干扰因素，在一定程度上降低了远动通道系统信息的可靠性，这对变电站的安全运行是相对不利的。

2.3 设备安装质量有待进一步提高

通过调查不难发现，变电站运行中出现的很多问题都是由于设备产品质量以及安装质量引起的，如安装操作不规范，安装、调试不够严格等，容易导致变电站误发信号等问题。

2.4 运行模式未能及时转变

在综合自动化变电站在投入运行之后，运行模式基本实现了由传统值班模式向无人操作模式的转变，但是很多变电站在运行模式的转变过程中速度较慢，在无形中增加了人力资源等成本的支出。

3 加强综合自动化变电站管理的有效措施

3.1 坚持正确的变电站故障处理程序和规范

变电站综合自动化系统中的电子元件和相关设备作为变电站的重要载体，是实现信息科学、合理调度的重要保证，但事故故障的发生有时也是无法避免的，这时设备故障处理人员必须坚持正确的设备故障处理步骤，严重遵守故障处理的相关规范和技术要求，并做好相关记录。

3.2 提高变电站工作人员的安全意识和操作技能

安全是综合自动化变电站在运行过程中任何环节都不容忽视的，而工作人员素质的高低显然是影响变电站安全管理水平的重要因素。对此，相关部门一定要制定完善的培训计划和管理制度，一方面要对工作人员进行有针对性的教育和培训，提高工作人员的专业技能和安全管理意识，另一方面要通过制度的约束，促使工作人员要严格遵守相应的变电站安全管理制度和的日常维修检查制度，对于发现的安全隐患要进行及时的

处理。

3.3 选择科学的运行管理模式

综合自动化变电站实现了从人员值班模式向无人值班模式的积极转变，使得变电站在信息采集与发送、指令调度等工作的方式都发生了很大的变化，这时如何选择科学的管理模式就显得尤为重要。具体说来，目前高效、顺畅的管理模式主要有以地区电网调度为中心的集中控制模式、分层管理与分级控制的模式、集控站管理模式等，变电站管理部门应当结合当地的实际进行灵活的选择。

4 结语

综上所述，随着综合自动化系统技术的不断完善，其已经在我国的变电站综合自动化系统中取得了巨大的研究成果，这就要求电力调度以及运行管理人员要加强对变电站综合自动化系统的认识，不断提高自身的管理水平和专业素质，掌握更多的故障处理和运行管理技术，为我国变电站综合自动化系统的安全、可靠运行提供更多的保障。

参考文献

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[2]王建安.变电站综合自动化改造探讨[J]. 机电信息，2012（18）：9-10.

变电站综合自动化系统浅析 篇7

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

变电站综合自动化技术分析 篇8

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。

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.

浅析变电站综合自动化系统技术 篇11

【关键词】变电站；综合自动化系统；结构模式

0.概述

随着社会不断发展，电力行业也在飞速地发展，从而推动电网规模的不断扩大，新增大量的变电站，使得电网的结构多样化、复杂化。各级调度监控人员所需掌握、管理、控制的厂站信息量也日益庞大。为了提高对变电站更加有效的管控水平，变电站综合自动化系统技术的发展变得更为需要和重要。

变电站综合自动化系统指的是通过执行规定的功能来实现某一给定目标的一些相互关联单元的组合，具体地来说是指利用先进的计算机控制技术、网络技术、现代电子技术、通信技术、数据库技术以及信息处理技术等相关的技术实现对变电站的二次设备（包括继电保护、测量、控制、故障录波、信号、自动装置以及远动装置等） 的功能。进行重新的组合和优化设计，从而对变电站全部设备的运行情况执行测量、监视、控制和协调，进而来提高变电站的运行效率和管理水平的一种综合性的自动化系统，其能够保证变电站的安全和经济运行，它取代了常规的变电站中央信息系统、监视仪表、模拟屏柜、操作控制屏柜、变送器以及常规的远动装置等设备，在安全性能上和经济性能上有更好的保障。通过变电站综合自动化系统内各个设备间相互交换信息、数据共享，能够完成变电站运行的监视和控制任务，变电站综合自动化系统取代了变电站的常规二次设备，其取代或者更新传统的变电站二次系统设备是大势所趋，也是其发展趋势之一。

变电站自动化系统主要实现对变电站远动装置控制、故障录入控制、信号检测控制、继电保护控制等几个方面，并对变电站进行适当的组合和优化，实时监控变电站内部所有运行指标。

1.实现变电站综合自动化的优势

（1）提高了变电站的安全、可靠运行水平。

（2）实现变电站无人值班，减少变电站人员，合理应用人力资源。

（3）降低值班人员的工作力度，提高工作效率。

（4）缩小变电站面积，减少变电站资金投入。

（5）降低运行和维护成本，提高运行效益。

（6）提高电力系统的运行管理水平。

（7）保证了供电能的质量。

2.变电站综合自动化系统可分为集中式、分布式和分散分布式

2.1集中式系统结构

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、控制保护柜中，所有控制、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。

集中模式一般要用功能和配置很强的计算机系统，各功能模块与硬件无关，用模块化软件连接实现。在硬件方面，集中采集信息，集中处理运算，各个控制单元的信号都用控制电缆送到主控室。其主要优点是信号采集处理集中，这种模式扩充性和维护性都较差而且投资大。

2.2分布式系统结构

分层分布式在逻辑上将变电站自动化系统划分为三层，即管理层（所级监控单元）、站控层和间隔层（间隔单元）。间隔层中各数据采集单元、控制单元（I/O单元）和保护单元分散安装在开关柜上或其它一次设备附近，各单元设备相互独立，通过通信网络互连，并与管理层和站控层通信，能在间隔层完成的功能，一般不依赖通信网络（如保护功能本身不依赖通信网络）。采用装设前置机，专门处理由各功能模块采集的信息，并将处理好的信息送到主机，以提高整个系统的处理能力。各单元之间用网络电缆或光缆连接起来构成一个分散式的监控系统，各单元相互独立，互不影响。整个功能模块集中于一个装置内，各机箱之间仅有通讯电缆连接，机箱与开关柜的连接可在出厂前作为开关柜的元件之一进行安装。这种系统的优点是：节省电缆，有很强的抗干扰能力，压缩了二次设备的占地面积。该模式在安装配置上即可就地分散安装，也可在控制室集中组屏或分散组屏。分层分布式结构由于没有外部电缆引接，施工中二次电缆敷设工作量大为减少，消除了施工中的人为事故因素，也减少了相应的投资。

2.3分散分布式结构

分散分布式结构采用“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，此种系统结构采用的较多，主要原因是：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.变电站综合自动化系统应能实现的主要功能

3.1实时数据采集和处理

按电气间隔的分布配置和集中配置综合测试端，完成开关量、模拟量、脉冲量等信息的采集和处理并能将处理后的信息上传。

3.2操作控制功能

控制电气间隔的断路器、电动隔离开关的分合闸操作。控制方式分为：就地控制、站控层控制、远方控制。操作命令的优先级为：就地控制、站控层控制、远方控制。同一时间只允许一种控制方式有效。对于任何操作方式，只有本次操作步骤完成后，才能进行下一步操作。控制操作与“五防”工作站的接口，所有操作控制均经“五防”工作站防误闭锁逻辑的判断，若发现错误，闭锁该操作并报警。

3.3建立数据库

实时数据库：计算机监控系统采集的实时数据根据运行工况实时变化而不断的更新，记录被监控设备的当前状态。历史数据库：对于需要长期保存的重要数据将存放在历史数据库中。如事件顺序记录及事故历史记录、报警历史记录，以及保护定值记录等。用户数据库：根据用户的使用要求，在实时数据库中或网上选择所需的内容，建立用户专用数据库，完成各项应用功能。

3.4远动和通信功能

远动机与各间隔之间的通信功能，变电站与上级调度之间的通信功能。利用远动装置，从网络层采集间隔层和通信规约转换接口的数据，处理后，按照调度端的远动通信规约，实现变电站数据与调度自动化主站的数据交换。

4.变电站自动化系统的主要分层组成

4.1间隔层

现场运行的数据采集设备，保护和控制装置。比如：继电保护及自动控制装置，测控装置、站内直流电源管理设备、多功能电表等等。它们是和一次设备联系最紧密的设备，实际的数据采集，设备控制都是由它们来完成。

4.2网络层

间隔层和站控层的数据需要通过一些通讯电缆/光缆进行传输，中间还得有一些通信设备，比如通信管理机、交换机、接口设备、网络传输介质等等，用来负责数据的分发和传输，以及原始数据的存储等等。目前，变电站监控系统主要采用串行数据总线、现场总线和以太网等。

4.3站控层

包括站内监控后台，操作员站、工程师站、远动服务器等设备。在这一层要对采集上来的数据进行处理，以便显示在终端监控屏幕上。一些变电站遥控指令也可以从这一层发出去，通过网络层最后送到间隔层去执行。

5.变电站自动化系统要适应电力市场化的需求

变电站自动化系统要适应电力市场化的需求，电力工业的经营机制正在从行业垄断转向竞争的电力市场。电力经营变革的目标是降低电价，提高供电质量，改善服务，提高电力企业的自身经济效益。各级变电站自动化系统必须适应这种新经营机制变革的形势，以便更有效、更经济地运行。

6.结束语

变电站综合自动化系统是多专业综合技术，是变配电系统的一次革命。随着中国国民经济持续快速发展，社会对电力的需求与日俱增，各行各业对电力质量的要求越来越高，各种智能技术的普遍应用，使得变电站自动化管理和无人值守已是一种必然趋势和必然选择。

【参考文献】

[1]中华人民共和国国家标准.电力装置的继电保护和自动装置设计[S].（GB50062-2008）.

探讨变电站综合自动化系统 篇12

1 变电站综合自动化系统基本结构及特点

1.1 变电站综合自动化系统基本结构

1.1.1 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。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。

1.1.2 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。其结构的最大特点是采用主、从CPU协同工作方式, 各功能模块如智能电子设备之间采用网络技术或串行方式实现数据通信, 将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。各功能模块 (通常是多个CPU) 之间采用网络技术或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。

1.1.3 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。

1.2 变电站综合自动化系统特点

1.2.1 功能综合化

按变电站自动化系统的运行要求, 综合考虑二次系统的功能, 进行优化组合设计, 以简化变电站二次设备的硬件配置, 避免重复设计 (如计量、远动和当地监测系统功能的重复设计) , 以达到信息共享。以达到整个系统性能指标的最优化。表现在以下几点。

(1) 简化变电站二次设备的硬件配置, 尽量避免重复设计。如远动装置和微机监测系统功能的重复设置, 没有达到信息共享。

(2) 简化变电站各二次设备之间的互联线, 节省控制电缆, 减少PT、CT的负载。力争克服以前计量、远动和当地监测系统所用的变送器各自设置, 不仅增加投资而且还造成数据测量的不一致性。

(3) 保护模块相对独立, 网络及监测系统的故障不应影响保护功能的正常工作;对于110k V及以上电压等级变电站, 由于其重要程度, 应考虑保护、测量系统分开设置;而对于110k V以下低压变电站, 就目前的技术应用水平及工程应用角度而言, 可以考虑将保护与测控功能合为一体的智能单元, 这样不但利于运行管理及工程组合, 而且降低投资成本。

(4) 减少安装施工和维护的工作量, 减少总占地面积, 降低总造价或运行费用。

(5) 提高运行的可靠性和经济性, 保证电能质量。

(6) 有利于全系统的安全、稳定控制。

1.2.2 系统数字化及模块化

保护、控制、测量装置的数字化, 有利于通过通信网络将各功能模块连接起来, 便于接口功能模块的扩充及信息共享。

1.2.3 操作监视屏幕化

当变电站有人值班时, 人机联系在当地监控系统的后台机 (或主机) 上进行;当变电站无人值班时, 人机联系在远方的调度中心或操作控制中心的主机 (工作站) 上进行。但不管哪种方式, 操作维护人员面对的都是电脑屏幕。

1.2.4 运行管理智能化

智能化的含义不仅是能实现许多自动化的功能, 例如:电压、无功自动调节, 不完全接地系统单相接地自动选线, 自动事故判别与事故记录, 事件顺序记录, 制表打印, 自动报警等, 更重要的是能实现故障分析和故障恢复操作智能化, 实现自动化系统本身的故障自诊断、自闭锁和自恢复等功能, 这对于提高变电站的运行管理水平和安全可靠性是非常重要的, 也是常规的二次系统所无法实现的。

变电站综合自动化是实现无人值班 (或少人值班) 的重要手段, 不同电压等级、不同重要性的变电站其实现无人值班的要求和手段不尽相同。但无人值班的关键是通过采取种种技术措施, 提高变电站整体自动化水平, 减少事故发生的机会, 缩短事故处理和恢复时间, 使变电站运行更加稳定、可靠。

2 运行人员要求

运行人员应积极适应和学习综合自动化新技术, 并在日常运行和故障处理中熟练运用。要想维护、管理好变电站综合自动化系统, 要成立一支专业化的队伍, 培养出一批能跨学科的复合型人才, 加宽相关专业之间的了解和学习。

2.1 技能要求

目前, 综合自动化变电站通常包含计算机监控、保护和故障录波信息管理、微机“五防”和图像监控等子系统, 所以运行人员必须具备足够的计算机、网络知识, 能够熟练应用操作系统和相应软件, 并能进行简单的配置。

2.2 设备巡视要求

综合自动化变电站的设备巡视应包含“实设备”和“虚设备”的巡视, 即巡视中不仅要巡视查看每个具体的装置, 还要对监控后台系统中的全部信号 (光字牌或遥信表) 、遥测量、通信工况、历史报警信息、画面刷新等进行定期巡视检查。综合自动化变电站监视信号多, 一旦漏掉某一个报警信号, 该报警很可能长期存在, 直至酿成事故, 因此应定期进行全面报警信号巡视检查。

3 常见问题及系统设计改进

3.1 告警信息不直观

系统运行人员不能直观地从告警信息中看出动作原因, 往往需要从一连串信息中查找, 而告警信息窗口不断滚动, 运行人员不能迅速判断, 延误了事故原因查找和处理时间。对此, 解决措施是将所有模拟量和状态量变位进行分类, 并用颜色加以区分, 当变电站运行出现异常时, 监控系统将各量分类提供给运行人员, 便于其直观地查看各类告警信息。

3.2 抗干扰能力差

变电站电气设备的操作、雷电引起的浪涌电压、电磁波辐射以及输电线路故障所产生的瞬间过程等会对变电站综合自动化系统或其它电子设备产生电磁干扰, 从而引起自动化系统工作异常。因此应合理设计线路布局和制造工艺, 隔离模拟量和开关量的输入、输出;二次布线时, 采用隔离减少互感耦合, 避免由互感耦合侵入的干扰造成误发信号或微机工作出错。

3.3 信息传递不畅通

后台监控及界面接线图设备状态与现场实际不符, 不能及时随一次设备作状态变化, 从而阻碍运行人员正常操作。对此应完善系统定时自检、自诊断、自恢复处理功能, 保持通信畅通, 必要时设置并启动备用通道, 刷新遥信变位。

4 结语

变电站自动化是一个系统工程, 要实现变电站自动化的功能, 还有许多技术问题需要攻关解决, 我相信在不远的将来变电站自动化系统, 会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。

参考文献

[1]谢斌.变电站综合自动化系统的应用[J].电工技术, 2010, 1.