变电站自动技术

变电站自动技术（精选12篇）

变电站自动技术 篇1

1 引言

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

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

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

2 变电站综合自动化系统应能实现的功能

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

数据采集。包括状态数据, 模拟数据和脉冲数据

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

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

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

模拟量采集精度应能满足SCADA系统的需要。

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

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

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

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

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

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

3 变电站综合自动化的结构及模式

目前从国内、外变电达综合自动化的开展情况而言, 大致存在以下几种结构:

分布式系统结构。按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备, 将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。这是一种较为理想的结构, 要做到完全分布式结构, 在可扩展性、适用性及开放性方面都具有较强的优势, 然而在实际的工程应用及技术实现上就会遇到许多目前难以解决的问题, 如在分散安装布置时, 恶劣运行环境、抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上存在的问题等等, 就目前技术而言还不够十分成熟, 一味地追求完全分布式结构, 忽略工程实用性是不必要的。

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

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

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

这种结构相比集中式处理的系统其有以下明显的优点:

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

可扩展性和开放性较高, 利于工程的设计及应用。

站内二次设备所需的电缆大大减少, 节约投资也简化了调试维护。

基本的模式c

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

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

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

(2) 对于扩建及改造现有的按常规二次系统设计的自动化系统设计方式:

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

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

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

关键词：变电站,自动化

变电站自动技术 篇2

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

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

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

引言

变电站综合自动化系统实质上是由多台微机组成的分层分布式的控制系统，包括监控、继电器保护、电能质量自动控制系统等多个子系统。在各个子系统中，往往又由多个智能模块组成，例如微机保护子系统中，有变压器保护、电容器保护和各种线路保护等。因此在综合自动化系统内部，必须通过内部数据通信，实现各子系统内部和各子系统间信息交换和实现信息共享，以减少变电站二次设备的重复配置和简化各子系统间的互连，提高整体的安全性。[

2、5]

另一方面，变电站是电力系统中电能传输、交换、分配的重要环节，它集中了变压器、开关、无功补偿等昂贵设备。因此，对变电站综合自动化系统的可靠性、抗干扰能力、工作灵活性和可扩展性的要求很高，尤其是无人值班变电站。综合自动化系统中各环节的故障信息要及时上报控制中心，同时也要能接受和执行控制中心下达的各种操作和调控命令。[2] 因此，变电站综合自动化系统的数据通信包括两方面的内容：一是综合自动化系统内部各子系统或各种功能模块间的信息交换；而是变电站与控制中心的通信。

一、变电站内的信息传输[2、3、5]

现场的综合自动化系统一般都是分层分布式结构，传输的信息有以下几种：

（一）现场一次设备与间隔层间的信息传输

间隔层设备大多需从现场一次设备的电压和电流互感器采集正常情况和事故情况下的电压值和电流值，采集设备的状态信息和故障诊断信息，这些信息主要是：断路器、隔离开关位置、变压器的分接头位置、变压器、互感器、避雷针的诊断信息以及断路器操作信息。

（二）间隔层的信息交换

在一个间隔层内部相关的功能模块间，即继电保护和控制、监视、测量之间的数据交换。这类信息有如测量数据、断路器状态、器件的运行状态、同步采样信息等。

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

（三）间隔层与变电站层的信息

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

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

3、参数信息。微机保护和自动装置的整定值等。

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

二、综合自动化系统与控制中心的通信[

2、3]

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

图1

分布式综合自动化系统通信框图

为了保证与远方控制中心的通信，在常规远动“四遥”的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等，其信息量远大于传统的远动系统。一般根据现场的要求，系统应具有通信通道的备用及切换功能，保证通信的可靠性，同时应具备多个调度中心不同方式的通信接口，且各通信接口及MODEM应相互独立。保护和故障录波信息可采用独立的通信与调度中心连接，通信规约应满足调度中心的要求，符合国标和IEC标准。

三、变电站综合自动化系统通信的要求

（一）变电站通信网络的要求

由于变电站的特殊环境和综合自动化系统的要求，其数据网络具有以下要求：

1、快速的实时响应能力。变电站综合自动化系统的数据网络要及时地传输现场的实时运行信息和操作控制信息。在电力工业标准中对系统的数据传送有严格的实时性指标，网络必须很好地保证数据通信的实时性。[

2、5]

2、很高的可靠性。电力系统是连续运行的，数据通信网络也必须是连续运行的，通信网络的故障和非正常工作会影响整个变电站综合自动化系统的运行，设计不合理的系统，严重时甚至会造成设备和人身事故。因此，变电站综合自动化系统的通信子系统必须具有很高的可靠性。[1、2、5]

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

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

（二）信息传输响应速度的要求[2]

不同类型和特性的信息要求传送的时间差别很大，举例说明：

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

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

（三）各层次之间和每层内部传输信息时间的要求[2]

1、设备层和间隔层，1~100ms。

2、间隔层内各个模块间，1~100ms。

3、间隔层的各个单元之间，1~100ms。

4、间隔层和变电站层之间，10~1000ms。

5、变电站层的各个设备之间，≥1000ms。

6、变电站和控制中心之间，≥1000ms。

四、变电站综合自动化系统的通信功能

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

（一）微机保护的通信功能[3]

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

1、接受监控系统查询。

2、向监控系统传送事件报告，具有远传数据功能，失电后这些信息还能保留。

3、向监控系统传送自检报告，包括装置内部自检及对输入信号的检查。

4、校对时钟，与监控系统对时，修改时钟。

5、修改保护定值。

6、接受调度或监控系统值班人员投退保护命令。

7、保护信号的远方复归功能。

8、实时向监控系统传送保护主要状态。

（二）自动装置的通信功能[

3、4]

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

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

2、时间，开口三角形电压值等。

3、备用电源自投装置的通信功能。与微机保护通信功能类似。

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

（三）微机监控系统的通信功能[

3、4]

1、具有扩展远动RTU功能

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

2、具有与系统通信的功能

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

结束语

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

参考文献：

变电站自动化通信技术研究 篇3

[关键词]变电站自动化通信技术 研究

[中图分类号]TM411+.4

[文献标识码]A

[文章编号]1672-5158（2013）05-0359-01

1、变电站自动化通信技术

变电站的二次设备经过重新的组合和优化升级，进一步的应用计算机技术、通信技术以及信号处理技术从而对变电站设备以及其工作线路进行自动化的监视和控制，这就是变电站自动化，变电站自动化通信结合了计算机技术、自动化技术、通信技术等新型技术在变电站方面的最优结合应用。这样的结果带来的就是在变电站自动化通信的技术下可以收集到最全面的信息资料，将计算机的计算能力以及逻辑判断能力运用到监控这方面，这样就可以起到很好的监控和操作变电站内设备的作用。

变电站自动化通信技术的发展方向就国际国内来看是经历了一系列的改革，自从20世纪90年代变电站自动化通信技术开始发展起来到现在，变电站自动化系统的结构开始逐渐的用分层式的控制方法代替了早期的集中式控制，而且在以后的发展中变电站自动化通信技术也在不断的完善过程中。我国目前的所用的技术是变电站层以及间隔层的二层结构。所有与变电站有关的设备及其功能都在变电层里包括着，则变电站内运行的电器设备测控和保护功能等一系列的设备都是在间隔层里实现的。

为了实现信息的交换，然后把信息源发送给接受信息的人这就是在变电站自动化通信技术的核心。但是要实现这个信息的转换，就要有接受信息者、传输信息的通道、信息发布的源这三个组成要素。接受信息并且使用信息的地方是受信者，比如监控系统等。新信息产生与发送的地方就是信息发布源，比如测控单元等。这两者之间的传输要求就需要一个通道来满足，这就是传输信息的通道。在整个系统中，开始通信的时候信息源通过系统的信源编码以后会发送到系统设备，接下来在通过传输通道的时候进行信道的编码，最后传送给接受信息者。采集变电站的电气量及其监测电气设备的工作状态是变电站自动化的目的，这样就对变电站的运行设备进行监控与检测，以及系统化的调节其运行模式，因此在一定的基础上就可以保证变电站的安全运行。

在整个变电站自动化通信系统的运行中，通道作为信号传输的媒介多是以电话线、光纤等有线的形式存在，同时的话也可以以无线的形式存在，如卫星微波。在信息传输的过程中对于有些不可避免的外界影响来说信息的传输可能受到干扰，随着就会影响发送的信息，对此就要进行检查然后在通过接受设备进行信息的转换。变电站测控系统与变电站保护系统在我国的变电站自动化通信系统中是比较独立的，指的就是通过检测系统来收集保护信息，再通过保护管理设备与监控系统进行通信，这样就可以保护信息数字化。因为在变电站自动化系统中通信技术扮演着十分重要的角色，那么就对变电站自动化系统内的通信网络有着很高的要求，则在变电站自动化通信系统数据要及时的传递以及随时的操控信息，这就是实时的响应能力。还有就是在变电站内的通信时会受到恶劣环境的影响，所以变电站自动化通信技术必须要有抗干扰性，这样才能让信息的传递可靠。

2、变电站自动化通信技术的现状

随着国际通信技术的发展，变电站自动化技术的发展也突飞猛进。我国目前的很多变电站大多采用了自动化技术，而且对之前的旧型变电站也在进行相应的升级与改造。更强的站内通信技术是变电站自动化技术相比于传统的变电站系统最大的区别，在20实际90年代变电站的发展初始对点通信、RS485，总线以及很多的现场总线技术都应用了很多不同的通信方案。第一种就是把RS485的总线与设备联系在一起，这种以主辅方式进行通信的方式比较简单，但是还是保持着一种串联的点对点的通信技术，所有有很多的不足。我国在通信发展的过去将现场总线的技术大量的运用，总线技术的优点就是简单好用，以及组网便捷一次在变电站自动化系统中大范围的应用。但是现场总线的局限性随着我国变电站自动化的发展日益明显，很难的满足大型变电站自动化通信技术的要求，随着技术的发展嵌入式网络单片技术的出现带给了变电自动化通信新的技术改革。

3、变电站自动化通信技术中的新技术

变电站自动化内部通信常用的网络设备是嵌入式网络单片技术。首先给每个智能电子装置配备一个嵌入式以太网接口，这样就有可以让每个只能电子装置作为一个以太网节点自由的练到一台网上这是嵌入式网络的第一种常见的应用模式。还有一种就是把几个智能电子装置通过RS485或是现场的总线等方式连接在一起，然后把嵌入式用以太网接口作为一个以太网节点连接到以太网上。在变电站中厂商一般会提供具有直流监视和电能计量等功能的智能电子装置。但是这些智能电子装置可能只有RS485或者现场总线等的对外接口通信，相对于IP2022芯片的嵌入式网络单片机它不光要求有通信接口还要有嵌入式的以太网接口。这种设备的作用就是可以把变电站里面不能一次性连接到以太网上的智能电子装备直接的连接到以太网上。这种技术目前的缺陷就是之前采用的那种模式不能将全部的智能电子装置集合在一个网络上，而后一种模式就可以将全部的智能电子装置集合在一个网络上。就此以外，在IP2022芯片的自动适应频带对变电站自动化通信技术已经不能满足技术需求的基础上，虽然前一种模式的网络节点数量相对于第二种模式来说比较高，但是它对网络的流量并没有太大的影响。我国目前所正在筹建的高压及其超高压变电站自动化系统对后一种模式采用的比较普遍一些。因为作为间隔控制单元在完成自身本问隔单元的监测与控制上对通信功能的运行没有丝毫的影响。一种以分布的形式运行的无线网路中无线自组是有独立的节点组成并且是由的节点地位都是相同的这就是无线自组网。无线自组网节点之间的通信是可以通过多个中间节点进行转发的，它的每个节点都有着转发的能力。无线自组网是可以单独运行的，但是这也不妨碍它可以通过网关接人到有线网络。变电站层、间隔层、过程层是根据变电站自动化系统的功能来划分的三个层次。

结束语

在变电站自动化系统中其基础功能通信不光加强了对系统的监测与逻辑控制，更是实现了信息的交换，随着新科技的改革以及社会发展的趋势，变电站自动化的电网建设与改造是必然的。在我国当下的电网条件下，要在实际情况的基础上在变电站自动化通信中积极的采用新技术提高变电站自动化通信的水平，让其可以为人民的生活以及社会的发展起到促进积极的效果，为你社会主义的发展与建设打下良好务实的基础。

参考文献

[1]王朝刚，李平乐.变电站自动化通信技术研究[J]中国科技信息.2012（19）

[2]庞红梅，李淮海，张志鑫，周海燕.110KV智能变电站技术研究状况[J].电力系统保护与控制，2010（6）

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

[1]Tanenbaum A S.计算机网络[M].北京:清华大学出版社, 1998.

[2]阳宪惠.工业数据通信与控制网络[M].清华大学出版社, 2003.

[3]C IGRE WG35.07.T ransm ission of real2time data with aguaranteedQoS using IP technology[S].Electra, 1997, (173) .

[4]C IGRE WG35.07.Imp lementation of an IP network for thetransmission of power utility real2time data.Electra, 1997, (176) .

[5]邬宽明, CAN总线原理和应用系统设计[M].北京航空航天大学出版社, 1996.

[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.

变电站自动技术 篇5

电网调度自动化与变电站综合自动化的整合应用

作者：杨展翔

来源：《沿海企业与科技》2005年第09期

[摘要]文章针对当前各电力企业在提高劳动生产率，增加经济效益，不断改造和发展完善同时，综述了运用新一代模块化、分层式的电力远程监控设计原理和运行模式，来实现对远方变电站的遥信、遥测、遥控控制，满足新站建设和老站改造的需要。

[关键词]电网调度自动化；变电站综合自动化；后台监控

[中图分类号]TM63

变电站自动化控制技术应用研究 篇6

【关键词】变电站；自动化控制；控制技术；应用

自动化控制技术的诞生与广泛应用为社会各行业的生产管理带来了诸多好处，尤其是电力行业。变电站运行引入自动化控制技术，切实实现自动化控制以后，可以更好的对电力设备的运行状况进行管理，在一定程度上减少了变电站管理人员的工作量，提高了变电站的管理与运行质量，保证了电力系统的稳定运行。因此，变电站引进自动化控制技术，并在此基础上加以重视与改进，是提高变电站运行管理安全，保证变电运行质量的一个重要手段。下面就自动化控制技术在变电站中的应用情况进行分析。

1.变电站实现自动化控制管理的意义

首先，变电站自动化控制技术是保证电力系统安全运行的重要手段。变电站作为电力系统中的一项重要内容，其在电力系统运行中起到了极其重要的作用。将自动化控制技术应用到变电站中，并利用自动化控制技术来控制和管理变电站的运行，保证变电运行的安全性与可靠性是当前电力管理事业的壮举，这一举措成功提升了变电运行的管理质量，提升了电力系统运行的可靠性，为电网用户提供了高质量、高效率的供用电服务。

其次，变电站自动化控制是电力系统实现自动化控制管理的根本。随着我国电力事业的不断发展与进步，供用电管理与控制技术水平也有了很大程度上的提高，从整体上来看，这是我国电力事业综合管理水平的提高，同时也是国家经济建设水平的一次大跃进。而变电站作为电力系统运行管理中的一个主要环节，如果电力系统要实现自动化，其必然也是要引进自动化控制技术的。所以说变电站自动化控制是电力系统自动化控制的根本，如果变电站没有引进自动化控制技术，无法实现自动化控制管理，那么电力系统的运行必然也无法实现自动化管理。

2.自动化控制技术在变电站中的应用分析

将自动化控制技术引入并应用到变电站的管理运行中，利用变电站自动化控制技术来管理电力设备及电力系统的运行状况，控制电压、电能和电流，达到变电运行最优化的目的，是当前电力管理事业所关注，并且必须实现的一项重要任务，同时也是变电运行管理中所面临的一个最棘手的问题。为了更好的完成任务与解决问题，下面对变电站运行管理中可能会用到的自动化控制技术进行详细分析。

2.1变电站自动化控制技术的分类

变电站运行管理过程中可能会应用到的自动化控制技术很多，如通信、计算机控制、图像采集、信息处理、人工智能控制技术等等，种类繁多，具有很强的综合性。但如果将这些所涉及到的技术进行整理分类，从大面上看，主要可分为以下三类：通信技术、计算机控制技术、数据采集和处理技术。

2.1.1通信技术

通信是变电站自动化控制功能中的一种，具体工作是利用自动化控制系统来采集相关数据，然后将采集到的数据信息、测量信息以及状态、动作等信息传送给主控制中心，将电力系统运行中可能存在的故障信息也上报给控制中心，并如实接收和执行控制中心所下达的一切指令。在指令下达与操作执行这一整个环节中，都需要信息的传递与交换，而这种控制信息传递与交换的技术，便作“通信技术”。从这一点来看，作为系统指令的传达者与信息的反馈者，通信技术尤为重要。目前变电站自动化控制系统中，内部信息交换通常利用分布式网络来实现，用以实现设备层与间隔层间、间隔层内部功能模块间、间隔层与变电站层间的信息传输。包括现场设备的状态信息、故障诊断信息、模块采样信息、器件测量数据、操作信息、参数信息等等。

2.1.2计算机控制技术

计算机控制技术是变电站自动化控制技术的核心，包括计算机技术和控制技术两方面。控制技术如传统的PID控制技术、现代控制技术、人工神经网络技术、专家系统等等，计算机技术如单片机技术、PLC微机控制技术、DCS系统整体控制技术等。通过控制技术，来实现对变电站断路器、隔离开关、变压器分接头位置、继电保护装置、互锁闭锁保护装置、无功控制装置等的控制，来完成变电站各项功能的自动操作。

2.1.3数据采集处理技术

变电站自动化控制需要大量数据的采集，包括电压值、电流值、设备状态、故障信息等等数据的采集处理。目前常用的包括GPS技术、多媒体技术、网络数据库技术、数字处理技术等。GPS技术能够提供误差极小的秒脉冲信号，在变电站自动化控制系统的全网对时、频率监听、相位测量、故障检测、脉差保护等方面有重要应用。多媒体技术应用于语音报警、故障查询、语音控制、状态动画动能显示、视频监控等方面。网络数据库技术为变电站自动化提供庞大、成熟的数据库系统支持，实现变电站各项数据的共享和管理。

2.2变电站自动化控制系统结构

2.2.1现场生产过程

变电站承担着变换电压、交换功率、汇集分配电能的功能，其电气设备通常分为一次设备和二次设备。一次设备包括电压配电装置和电力变压装置，配电装置用以交换功率和汇集分配电能，如母线、断路器、电压互感器、电力变压器、电流互感器、补偿装置、调相机等等。二次设备是一次设备的辅助电气设备，对一次设备进行监视、测量和控制，包括各触点的继电器、集成电路、分立式电子元器件等，如二次电源、并列系统、测量系统、信号系统等，完成各设备的分合闸操作、状态监视、闭锁控制、信号测量、继电保护等任务。

2.2.2系统功能实现

变电站自动化控制系统，应当实现继电保护、数据通信、自动控制、安全监控、自诊断与自修复、信息采集与处理等功能。继电保护需要保证线路内部出现故障时能自动快速切除故障，保护电容器组、母线等。数据通信需要满足底层设备数据的交换和与控制中心的数据交换，包括设备状态信息、事故报告、自检数据、对时信号、保护定值、遥测信息、遥控信息、遥调信息等的交换。

2.2.3数据采集配置需求

数据采集涉及模拟数据和开关量数据的采集。模拟数据包括线路有功功率、电流、无功功率、三相电压，变压器有功功率、电量、电流，主变压器温度等。开关量数据采集包括断路器位置、隔离开关位置、分接开关位置、事故信号、保护信号、合闸动作信号、解列信号、异常信号、断线信号、故障信号、中断信号、开锁闭锁信号、失压信号、中断信号等等。数据配置主要是用于实现开关量的控制和模拟量的控制，包括变电站全部变压器、隔离开关、自发起动、闭锁复归、分接开关等的控制。

3.结束语

综上所述，变电站自动化控制技术对于提高电力系统运行质量，保证电力系统运行安全有着重要的作用。在变电站运行管理中引入自动化控制技术，并利用该技术来对电力系统的运行进行管理，不仅是保证电力系统运行安全，提高电力管理水平的重要手段，同时还是实现电力系统自动化控制，促进我国电力事业积极发展的关键。因此对于电力管理来说，实现变电站自动化控制，并大力推广和应用变电站自动化控制技术是具有重大意义的，理应得到重视。 [科]

【参考文献】

[1]周开颜，陈德洪.数字化变电站技术应用研究[J].电气传动自动化，2010（3）.

[2]许橙.数字化变电站自动化技术的应用[J].城市建设理论研究，2012（25）.

变电站自动技术 篇7

1 自动化技术在智能变电站中的应用意义

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

2 智能变电站的特点

2.1 智能化的一次设备

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

2.2 网络化的二次设备

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

2.3 运行管理系统自动化

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

2.4 网络技术自动化

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

3 智能变电站的自动化系统结构

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

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

3.1 过程层

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

3.2 间隔层

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

3.3 站控层

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

4 自动化技术在智能变电站系统发展中的难题

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

5 结束语

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

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

关键词：电力系统,智能变电站,自动化系统,自动化技术

参考文献

变电站的运行和自动化技术 篇8

1. 备用电源自动投入装置的作用

备用电源自动投入装置是当工作电源因故障断开以后, 能自动而迅速地将备用电源投入工作或将用户切换到备用电源上去, 从而使用户不至于被停电的一种装置 (简称为APD装置) 。

在变电所, 分段母线上可以由彼此无联系的线路或变压器供电, 正常情况下, 变电所两段母线分别由工作线路1和工作线路2供电, 分段断路器打开。当线路1发生故障时, 则由继电保护动作, 将线路1断开, 然后APD装置动作将分段断路器投入, 使接在1段母线上的用户由线路2重新得到供电。

变配电室内双电源全自动转换柜, 它可以实现两路电源的全自动转换, 即当主电源停电或发生故障时, 备用电源自动投入。主电源恢复正常时, 又自动恢复到主电源供电 (例如备用电源为发电机组, 则可以控制发电机组自动启动和自动停机) , 从而实现供电系统的快速恢复和无人值守等功能。

2. 对备用电源自动投入装置的基本要求

只有满足下列要求时, APD装置才能更好地发挥它的作用。

(1) APD装置必须在具有备用电源的工作母线因任何原因失去电压时动作。

(2) APD装置只应动作一次, 以免在母线或引出线上发生持续性故障时, 备用电源被多次投入到故障元件上去, 造成更严重的事故。

(3) APD装置应在工作电源确已断开后, 再将备用电源投入。其目的在于工作电源发生故障的情况下, 不致在备用电源投入后, 由备用电源经过母线来供给故障点电流。

(4) APD装置应该保证停电时间最短, 使电动机的自启动容易一些。

(5) 当电压互感器的熔断器熔断时, APD装置不应动作。

(6) 当备用电源无电压时, APD装置不应动作, 因为动作是没有效果的。

为了满足上述要求, APD装置必须有低电压启动机构与合闸机构。低电压启动机构用来当母线上因任何原因失去电压时, 断开工作的断路器。合闸机构用来在工作变压器断开以后, 立刻将备用变压器的断路器自动合上。

(二) 自动重合闸装置的分类

在电力系统中, 输电线路、架空线路是最易发生短路故障的元件。因此, 设法提高输电线路供电的可靠性是非常重要的, 而自动重合闸装置正是提高输电线路供电可靠性的有力工具。

当故障线路被迅速断开之后, 故障点电弧即自行熄灭, 绝缘强度重新恢复。这时, 如果把断开的线路再重新投入, 就能够恢复正常供电, 这类故障为暂时性故障。另外, 还有一些故障, 在故障线路被断开后, 故障点绝缘强度不能恢复, 这时, 即使再合上开关, 也要再次被断开, 这类故障为永久性故障。

由于输电线路上故障大多数是暂时性的, 因此在线路断开以后, 再进行一次重合闸, 就有可能大大提高供电的可靠性。为了自动地、迅速地将线路重新合闸, 在电力系统中, 广泛采用了自动重合闸装置 (简称ARD装置) 。ARD装置大致有如下几种:

(1) 按自动重合闸装置的结构原理分类有机械式和电气式两种类型。

(2) 按其运用于不同结构的线路分类有单侧电源供电线路的ARD装置和双侧电源供电线路的ARD装置;对于双侧电源供电线路的ARD装置又可分为捕捉同期重合闸、自同期重合闸、非同期重合闸、快速重合闸等。

(3) 按ARD装置与高压开关配合不同, 一般分为三相动作的ARD装置、单相动作的ARD装置、综合ARD装置。

各种不同类型的ARD装置, 又可以分为一次重合动作的ARD装置和多次重合动作的ARD装置。根据70%~90%的重合闸成功率的统计资料来看, 在不同的输、配、供电线路上加装不同的ARD装置是完全必要的。

(三) 对自动重合闸纳基本要求

1. 基本要求

(1) 从线路上发生短路时起直到断路器自动重新投入时止, 由这一线路供电的用户将停电。为了减少停电造成的损失, 要求ARD装置的动作要尽量快些, 以缩短停电的时间。但ARD的动作又必须考虑有一定的电压中断时间让短路点的介质恢复绝缘强度, 同时必须有一定的时间使断路器及其传动机构来得及准备重新合闸。

一般整定ARD装置的动作时间为0.5~1.5s。当采用空气断路器时, 可实现快速重合闸, 其动作时间还要短些。

(2) 线路正常运行时, ARD装置应投入, 当值班人员利用控制开关手动跳闸时, ARD装置不应该动作。

(3) 值班人员将断路器利用控制开关手动合闸合到故障线路上, 继而由继电器保护断开时, ARD装置不应动作。

(4) ARD装置只应动作一次, 不允许把断路器错误地多次重合到持续性故障上去。

(5) ARD装置动作后应能自动复归, 准备下次动作。

2. 自动重合闸后的加速保护

重合闸后加速保护是当线路上发生故障时, 首先按正常的继电保护动作时限有选择性地动作于断路器跳闸, 然后ARD动作将断路器重合, 同时ARD的动作将过流保护的时限解除。这样, 当断路器重合于永久性故障时, 电流保护将无时限地作用于断路器跳闸。

实现后加速的方法是在被保护各条线路上都装设有选择性的保护和自动重合闸装置。当线路故障时, 由于加速继电器尚未动作, 其触点断开, 电流继电器动作后, 启动时间继电器, 经一定延时后, 其触点闭合, 启动出口中间继电器使断路器跳闸。断路器跳闸后, ARD发出合闸脉冲。在发出合闸脉冲的同时, 启动继电器动作, 其触点闭合。

若故障为持续性故障, 则保护第二次动作时, 经启动继电器的触点直接启动中间继电器而瞬时跳闸。ARD动作后加速保护可以防止事故扩大, 但第一次保护动作仍有时限, 因而也影响了ARD的动作效果, 另外必须在每条线路上都装设一套ARD装置。

(四) 双侧电源电力线路的自动重合闸装置

在两侧电源的电力线路上采用自动重合闸装置时, 除了应满足上面各部分提到的对重合闸的要求外, 还必须考虑以下两点:

(1) 当线路发生故障时, 线路两侧的保护可以不同的实现动作与跳闸。例如, 以一侧为第Ⅰ段动作, 另一侧为第Ⅱ段动作。为了保证故障点电弧的熄灭和足够的区游离时间, 以使重合闸有可能动作成功, 线路两侧的重合闸必须保证在两侧断路器都跳开之后经0.5~1.5s再进行重合闸。

(2) 在某种情况下, 当线路发生故障, 断路器跳开之后, 线路两侧电源之间有可能失去同步, 所以必须考虑两侧电源是否同步及是否允许非同步的问题。

(五) 供配电系统的自动化

供配电系统的自动化, 包括场地照明自动控制、防盗、防火、图像监视等。

1. 场地照明自动控制

变电所虽无人值班, 但对于财产的治安防范必须有人看守。为节约用电和延长照明灯具的使用寿命, 场地照明一般采用自动控制而不采用遥控。

场地照明的自动控制有时间控制和亮度控制两种控制方式。时间控制即按当地天黑和天亮的时间来控制照明电源的合、分。时间控制器一般采用机械的定时开关钟或电子式专用时钟芯片, 可靠性较高。但由于一年四季的天黑和天亮时间有一定差异, 而且晴天与阴雨天的天黑、天亮时间也相差较大, 故在时间整定上不容易做到春夏秋冬、晴天与阴雨天都兼顾合适。

亮度控制主要靠光敏元件对于环境亮度的感受程度来决定照明电源的合与分。它弥补了时间控制方式上时间整定不尽合适的缺点, 但可靠性不及时间控制方式。为此, 较为理想的自动控制装置是将时间控制与亮度控制方式同时运用, 并采用单片机系统来完成。

2. 防盗

在变电所场地的适当位置安装一定数量的热释电红外线探测器, 当有人翻墙入所时即启动警报。为区分是电力职工在开门时正常进入所内, 大门处设有磁接近动作的干簧触点, 当大门打开时, 警报器回路自动切断, 即使有人进入所内也不再发出警报。

警报形式有三种:

(1) 警笛声。用以震慑翻墙入所的外人赶快离开, 一般声音电平应大于40dB, 可采用多次断续的声音, 前后持续lmin或更长时间。

(2) 语言警告。将类似“高压危险, 请赶快离开尸的警告语录入固体存储器, 当探测器启动后可自动反复播放, 这种方式实际应用效果较好。

(3) 遥信。除现场发出警笛声或语言告警之外, 探测器启动信号还可发送给调度端或集控端, 以提示远方值班员注意或采取相关措施。

3. 防火

无人值班变电所的防火应以预防为主, 变电所设计时应从土建、电气和自动消防系统等方面加以考虑。

土建方面必须遵循《建筑设计防火规范》和《变电所设计技术规程》。电力电缆和控制电缆宜选用阻燃产品。控制室内可采用离子感烟探测器, 用于火警感知发信, 该信号应能发送给看守人员, 同时, 也应发送给远方值班员。当主变压器容量较大或者有必要时, 可设计装设水喷雾自动灭火系统, 由电子感温和感烟两种控制方式动作于喷水, 其作用是隔离空气与降低温度。

4. 图像监视

图像监视系统基本工作原理是变电所现场安装的电视摄像机将现场情况变成电信号, 经过微机处理后由信号通道传送至主站端, 再经微机处理还原为CRT显示的可视图像。该系统分为两种:静止图像监视系统和活动图像监视系统。

静止图像监视系统只能传送静止图像, 通道上数据传输速率较低, 因而可通过已有的载波电话通道或电话电缆来传送;活动图像监视系统数据传输速率高, 必须采用高频同轴电缆或数字微波通道才能传送, 且需采用微机数据压缩和解压缩技术, 因而造价较高。

摘要：在变电站, APD装置用来自动投入厂用电备用变压器、备用线路及重要机械的电动机。正常情况下, 厂用电两段母线分别由两台工作变压器供电, 备用变压器正常时不投入工作。当其中一台工作变压器发生故障时, 继电保护动作, 使某断路器断开, 然后保护装置动作将断路器迅速合闸, 使接在该段母线上的元件由备用变压器重新得到供电。

变电站自动化控制技术建设探索 篇9

一、变电站的自动化控制技术

(一) 自动化控制技术的概念。现阶段, 很多行业已经逐步实现了自动化的发展。在电力系统中, 变电站的自动化控制系统应用广泛。其自动化的系统包括监控系统、自动装置、继电保护等, 将电力的保护、控制与测量功能进行整合, 使变电站的所有装置可以通过计算机与电子通信技术, 达到所有设备的综合应用。

(二) 变电站的自动化控制内容。变电站的自动化控制内容包括对电量以及电气设备的监控和调节, 技术人员可以对变电站进行实时的监控及调节, 保障设备的正常运行, 防止事故的发生。并能够在事故发生后, 进行故障的监控与排除, 保障变电站可以在短时间内迅速恢复正常。一般情况下, 变电站自动化控制技术包含通信技术、计算机控制技术以及数据采集处理技术等, 是现代综合技术的运用。

1.通信技术。在变电站的自动化控制过程中, 需要将系统采集的各种信息定时发送到控制中心, 进行故障信息报告, 在接收信息之后, 负责执行控制中心对其进行操作命令的传达。控制系统中的通信技术对于系统的正常运行十分重要。在目前的变电站自动化控制系统中, 分布式的网络是进行信息交换与传输的主要方式。而变电站在现场数据收集后, 还应与控制中心进行信息共享, 接受命令并及时传达。

2.计算机控制技术。在变电站的自动化控制技术中, 计算机技术和控制技术是系统正常运行的重要方面。通过对各种先进控制技术 (如现代控制技术、人工神经网络技术等) 与计算机技术进行整合, 实现变电站的断路器、隔离开关、分接头位置以及继电保护装置等的远程控制, 使变电站所具有的各项功能能够正常运行。

3.数据采集处理技术。对于变电站来说, 为了实现自动化的控制, 系统需要进行大量的数据收集, 现阶段主要采用多媒体技术, 可以实现准确的语音报警、故障查询和状态动画动能显示, 使变电站的所有数据都能够得到充分的共享, 实现系统的远程自动控制。

(三) 变电站内实施自动化控制的优势。一是可以提高自动化控制设备的安全性。目前, 我国的供电站所运用的自动化控制设备的材料多选用能够防火保温、防腐与抗电磁干扰功能的材料, 使设备能够应对各种不利条件, 安全性更高。二是系统的安装更为简单便捷。现阶段变电站使用的设备型号比较统一, 技术人员可以很简便地进行设备的安装与调试。三是系统自动化程度提高。目前变电站自动化控制系统的自动化程度不断提高, 能够基本实现全面远程控制, 进行远程参数设置。

二、变电站自动化控制系统中存在的问题

(一) 产品的接口接触不良。在变电站的自动化控制系统中, 系统之间的接口问题是现阶段最容易出现的问题。很多情况下, 由于调度自动化系统和变电站原有的自动化系统使用的是不同厂家的产品, 数据格式以及通讯规格不同, 导致信息不能正常传输, 致使系统出现错误。

(二) 产品的质量不过关。由于自动控制系统中涉及的零件较多, 有些厂家为了经济利益, 所生产的产品存在质量问题。在运行的过程中, 由于个别产品的质量问题, 导致整体系统出现问题, 使自动化系统的运行出现问题。

(三) 系统的抗干扰能力较差。由于变电站的自动控制系统经常处于比较恶劣的环境中, 通常会受到高温低温的影响, 雷电辐射的干扰, 使得自动化控制系统内的信号传输容易受到影响, 导致信号较差或者失真。

(四) 通讯通道出现问题。在变电站和通信调度之间, 存在特定的通信通道。但是, 现阶段国内的很多变电站与调度之间的通信方式还是通过载波信号进行传导的。由于在传输过程中会存在多个节点, 导致信号的可靠性大大下降, 信息的错误率增加。

三、变电站自动化控制系统的新举措

(一) 加大管理的力度。加强对变电站监控机的运行管理是保证设备正常运行的关键。在设备运行的过程中, 经常会出现由于对监控机的管理不到位或者监控机自身出现质量问题致使系统瘫痪的情况, 严重影响变电站的正常运行。为了防止上述情况的发生, 管理人员应该对变电站监控设备予以特别关注。对工作人员进行定期的培训, 保证其掌握正确的操作规范, 掌握先进的分析技术。设置专门人员对设备进行定期的检查, 并制定严格的工作管理制度。加强对值班人员的监督管理, 杜绝使用设备电脑玩游戏或者传播病毒的情况, 并对其采取必要的监控措施。对于监控机系统采用密码管理, 非工作人员不得随意打开系统进行监控系统的操作。对于工作人员因为不按流程操作或者违规操作产生机械设备瘫痪的情况, 管理人员给予适当的惩罚。

(二) 维护系统的安全性。传统的系统保护一般是采用继电保护装置, 此种系统只能够提供一套固定的数据, 容易出现自检的失误, 导致安全问题的出现。因此, 随着电力技术的快速发展, 现阶段采用基于计算机的保护装置, 可以为系统提供多个整定值, 在设备的运行方式改变的时候进行合理的调整, 使保护装置经常处于自检的状态, 出现异常情况可以立即报警, 保证了设备运行的安全可靠。因此, 技术人员应该对设备进行安全保护系统的升级, 使用更加先进的计算机系统进行设备的安全自检。

(三) 使用计算机局域网。在变电站中, 使用计算机局域网进行设备的管理, 可以实现工作的全面数字化。相关工作人员可以通过远程的管理控制, 对设备进行实时的操作, 保证设备运行的安全性。现阶段, 国内常用的局域网都按照国际标准化ISO所规定的7层模型进行设置, 对于不同厂家生产的设备均具有较好的兼容性。因此在所有的变电站中, 只要其设备的安装设计符合标准即可以使用。因此, 技术人员应该在变电站内进行局域网的安装, 利用先进的计算机网络实现信息的可靠传输, 提高工作的效率。

(四) 采取新技术进行变电站自动化控制的改进。为了提高自动化管理的水平, 现阶段很多技术人员进行了技术的创新探究, 发展了很多更为方便安全的新的控制技术, 变电站工作人员可根据自身情况进行合理选择。一是数字信号处理技术, 是一种通过对交流电直接采样进行计算机系统的保护与远程装置的控制技术。可以通过数字信号准确计算出电流的特征, 进行问题的精确分析, 实现对设备的保护。二是PLC软件技术的应用, 采取模块化的方式进行设备功能的操作, 使软件的运用更加方便, 而且自动化系统的运用, 可以实现实时的监控, 使变电站的管理更加现代化。三是综合自动化技术, 进行全面的监视控制与数据采集, 使远程监控管理更加方便。

四、结语

变电站综合自动化技术一直是我国电力行业的热点之一, 变电站综合自动化是将变电站一次设备经过功能优化组合, 利用先进的计算机通信技术和信息处理技术, 为了实现变电站的自动化控制, 技术人员应该进行不断的创新改革, 保证电力运行的安全, 促进电力行业的发展。

参考文献

[1]李双厚.浅析变电站自动化控制系统的现状及建议[J].中小企业管理与科技, 2010, 33:297~297

[2]侯兴涛.变电站自动化控制技术探究[J].现代制造, 2012, 36:118~119

变电站自动化技术的发展概述 篇10

“变电站自动化系统”这一名词, 国际电工委员会解释为“在变电站内提供包括通信基础设施在内的自动化系统”。在国内, 我们所说的变电站自动化系统, 包含传统的自动化监控系统, 继电保护、自动装置等设备, 是集保护、测量、控制、远传等功能为一体, 通过数字通信及网络技术来实现信息共享的一套微机化的二次设备及系统。

自20世纪90年代以来, 变电站自动化技术一直是我国电力行业的热点技术之一。每年都有千百座新建变电站投入电网运行, 新建变电站基本上都采用了自动化系统模式, 同时每年还有许多老变电站的技术改造, 也基本上以自动化系统模式为主。

在已采用自动化技术的变电站中, 早期采用较多的国外产品有:如ABB、SIEMENS、GE等公司的产品。但随着国内厂家的产品技术含量、工艺水平的提高, 国产产品可靠性得到了极大的提高。目前, 国产产品厂家主要有:南瑞集团、北京四方、许继电气、国电南自等。

2 变电站自动化技术现状

2.1 我国变电站自动化发展阶段

变电站二次部分传统按功能分为四大类产品:继电保护、故障录波、当地监控和远动。按系统模式出现顺序可将变电站自动化发展分为三个阶段:

第一阶段:面向功能设计的集中式RTU加常规保护模式。80年代及以前, 是以RTU为基础的远动装置及当地监控为代表。该类系统实际上是在常规的继电保护及二次接线的基础上增设RTU装置, 功能主要为与远方调度通信实现“四遥” (遥测、遥信、遥控、遥调) ;与继电保护及安全自动装置的联结通过硬接点接入或串行口通信较多。此类系统称为集中RTU模式, 目前在一些老站改造中仍有少量使用, 此阶段为自动化的初级阶段。

第二阶段:面向功能设计的分布式测控装置加微机保护模式。

第二阶段始于90年代初期, 单元式微机保护及按功能设计的分散式微机测控装置得以广泛应用, 保护与测控装置相对独立, 通过通信管理单元能够将各自信息送到后台或调度端计算机。特点是继电保护 (包括安全自动装置) 按功能划分的测控装置独立运行, 应用了现场总线和网络技术, 通过数据通信进行信息交换。此系统电缆互联仍较多, 扩展性功能不强。

第三阶段:面向间隔、面向对象设计的分层分布式结构模式。

第三阶段始于90年代中期, 随着计算机技术、网络及通信技术的飞速发展, 采用按间隔为对象设计保护测控单元, 采用分层分布式的系统结构, 形成真正意义上的分层分布式自动化系统。目前国内外主流厂家均采用了此类结构模式。

2.2 分层分布式技术成为潮流

若按变电站自动化系统二次设备分布现状可纵向分为三层:变电站层、网络层、间隔层;也有厂家或学者将网络层归入变电站层进行描述, 即纵向分为变电站层、间隔层两层。

变电站层横向按功能分布为当地监控、保护信息管理及远方通信。变电站层功能分布的形式取决于网络层的结构、变电站电压等级以及用户的实际需求。

当地监控功能作为当地运行人员的人机交互窗口, 以图形显示、报表打印、语音报警等各种方式实现当地的“四遥”。通过“五防”系统联锁控制开关的分合, 按VQC原理调节变压器档位或投切电容器组。

保护信息管理功能作为当地继保人员的人机交互窗口, 也可以图形显示、报表打印、语音报警等各种方式对继电保护及安全自动装置的运行状况以及故障发生后通过故障录波及保护动作信息进行故障分析和诊断。

远方通信功能是将当地监控和保护信息管理功能通过通信在远方实现, 是变电站实现无人值班的前提条件。远方监控和保护信息管理功能同样可以各自独立即通过不同的通道和规约分别接至调度中心和保护信息管理主站, 也可以合二为一即通过同一通道接至远方主站。

网络层完成信息传递和系统对时等功能。通过信息交换, 实现信息共享, 减化变电站的设备配置, 从整体上提高变电站自动化系统的安全性和经济性。目前国内外产品流行两种网络层结构:即双层网和单层网结构。

现场总线具有使用方便、简单、经济的特点, 以太网具有网络标准、开放性好、高速率、传输容量大的特点。但目前由于以太网在性能和应用特点上仍不能完全替代现场总线, 面向实时控制的工业以太网技术及标准正处于研究和制定过程中, 所以现场总线将会和以太网并存相当长时间。

间隔层主要是继保、监控设备层。可集中组屏也可分布在各继电保护小间内或安装在开关柜上。继保、监控既可以各自独立也可以合二为一。它对相关一次设备进行保护、测量和控制, 响应就地层、变电站层、远方主站的操作要求, 对采集的信息进行处理上传, 并在变电站层、远方主站控制失效的情况下仍能完成保护、测量和控制功能。

三层之间的关系。变电站层、网络层、间隔层既相互独立又相互联系。变电站层功能的实现依赖于网络层和间隔层的完好性;但是间隔层功能的实现, 特别是继电保护及安全自动装置的功能的实现决不能依赖于网络层和变电站层;远方主站监控功能的实现应不依赖于变电站层设备。

2.3 运行管理模式与变电站综合自动化

保护和远动专业管理模式对变电站综合自动化技术发展的影响。由于变电站综合自动化系统源于传统的“四遥”, 并在微机保护、远动基础上发展起来的, 保护和远动分属不同的部门和专业, 运行管理是分开的, 随着变电站自动化技术的发展, 特别是近阶段, 在中低压站已经采用保护和测控合一的综合装置, 许多厂家在研制高压和超高压站的装置时, 已经考虑将保护、测控、故障录波等功能综合在一个装置内。

无人值班的运行管理模式与变电站自动化技术的关系。目前已实现无人值班的变电站, 并不都是采用所谓的综合自动化系统。但是应该看到, 自动化技术的发展, 为无人值班或少人值班变电站提供了更先进的技术支持, 使变电站设计更加合理, 布局紧凑, 运行更加可靠, 更利于无人值班的管理。

2.4 继电保护技术的发展

谈到变电站自动化, 必须关注继电保护技术的发展, 关注保护与监控当前及今后在自动化技术发展中的相互融合关系。

继电保护技术的发展史。从90年代初至今, 不同原理、不同机型的微机线路和主设备保护各具特色, 为电力系统提供了一批性能优良、功能齐全、工作可靠的继电保护装置。随着微机保护装置的深入研究, 在微机保护软件、算法等方面也取得了很多理论成果。微机保护已成为电力系统保护、监控、通信、调度自动化系统的重要组成部分。

由于通信通道技术的限制, 早期的全线速动纵联保护主要由专用闭锁式或允许式纵联方向保护和纵联距离保护构成。随着通信技术的发展, 分相式光纤电流纵联差动保护由于原理简单可靠而广泛应用。主设备保护方面, 与线路微机保护相比, 虽然起步较晚, 经过多年的研究已克服了早期的元件微机型保护可靠性不高, 灵敏度低, 动作速度慢, TA饱和影响较大等缺点。

3 变电站自动化技术发展趋势

随着集成电路和计算机技术的飞速发展, 各种新型的大规模集成电路将会进一步应用在继电保护和测控装置上, 如32位CPU、数字信号处理芯片DSP、高速数据采集系统、嵌入式实时操作系统、大容量Flash、可编程逻辑器件CPLD、FPGA等。这些新器件的应用将使保护和测控装置的电路板更加小型集成化, 装置通信、数据存储及处理能力更强。将间隔的控制、保护、故障录波、事件记录和运行支持系统的数据处理等功能, 通过模块化设计集成在一个统一的多功能数字装置内是可行的, 间隔内部和间隔间以及间隔同站级间的通信可统一用一层网即光纤以太网来实现。高集成化系统的发展, 无疑能降低成本, 提高系统可靠性, 有利于实现统一的运行管理。目前在许多中低压站已实现。

4 总结

总之, 变电站自动化技术是伴随着现代科技技术发展, 尤其是网络技术、计算机软、硬件技术及超大规模集成电路技术的发展而不断进步, 自动化系统以按对象设计的全分层分布式为潮流, 朝着二次设备功能集成化, 一次设备智能数字化方向发展;运行管理朝着各专业协调统一和站内无人值班模式发展。同时经济性和可靠性也是变电站自动化技术发展所要考虑的实际问题。电能质量监测管理, 一次设备的在线监测, 网络安全技术, 数字式视频图像监控技术以及这些技术如何融入变电站自动化系统, 都是变电站自动化技术发展所要研究的课题。

摘要：回顾了我国变电站自动化技术发展的过程, 分析了国内变电站自动化系统现状和发展趋势, 强调了数字化变电站的发展。

变电站自动技术 篇11

[关键词]变电站自动化：数据通信：智能设备：系统集成：计算机网络

1、引言

近年来，计算机芯片及网络等新技术的不断采用，从根本上改变了传统变电站二次设备的基本面貌，全数字化的设备、以网络构成的系统，辅以成熟的调度自动化系统，正在不断地提高变电站运行的自动化程度和可靠性，从原来的分部分的变电站设备及运行状态的监测发展到整个变电站设备监控的集成的自动化系统，已基本做到了自动化应能实现的功能，即不再是好看不好用的花架子，而是真正可以解决和满足生产实际运行中出现的问题和需要，无人值班变电站及变电站自动化系统已基本被用户接受并使用。在实际应用中，国内、外不同的专业厂家分别推出了具有不同特点的系统，基本上都能满足系统的运行要求，但在不同程度上，由于开发的背景、运行经验及技术水平的限制，仍有相当一部分系统存在者功能重复设置，没有做到信息资源共享，从而导致了现场接线复杂、系统的各部分接口的通信规约不一致，增加了投资并影响了系统的可靠性，这就大大影响了整个系统的开放性及可扩展性。出现这些问题的主要原因便是缺乏系统设计及在系统设计思路指导下的各组成部分(智能单元)的开发。由于以往变电站二次部分的开发是分保护、测量、监控等各专业独立开发、功能相对独立设置的，由此为满足系统的功能配置要求而在“搭系统”，从而导致要么底层控制单元无法投入系统，信息传送不上来，就是系统要求的功能底层控制设备单元不具备。针对上述问题，本文试图从整体系统设计思想人手，讨论对变电站内智能化设备的基本要求及其构成、系统集成的基本思想，以供同行讨论参考。

2、变电站自动化的特点及智能设备的构成

国内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，随着技术的进步以及电力系统自动化的要求，变电站自动化工作的开展首先从远动、自动化及通信专业开始，初期开展的工作只是对站内的部分状态量及模拟量数据采集并处理的微机监视或监控系统，随着调度自动化及微机保护的成熟及应用，变电站自动化及无人值班运行模式便成为实际的需要和急待解决的课题。变电站自动化近几年的发展状况大致存在集中式及分布式两种系统结构，由于电力系统管理方式及二次产品开发的历史原因，大多数系统仍采用的是按功能“拼凑”的方式开展，没有按工程的实际需要及正确的系统设计指导思想进行，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。从对分布、开放性以及系统整体的发展趋势来看，采用分布式测控、保护、自动装置及计算机局域网的结构方式显然比较优越。采用分布、开放性的网络拓扑结构和计算机局域网技术的变电站自动化系统，各现场单元可完全脱离系统独立运行，单个装置的故障不影响系统的正常运行，从而达到“分散布置、集中管理”的目的，加强了系统的可靠性和可扩充性。这种构成模式正越来越被我国电力系统所接受，其最大特点就是尽可能地充分利用软、硬件资源，并尽可能地共享软、硬件和系统资源，并且利用通信网络代替大量的控制信号电缆，避免设备重复设置，多次投资。

根据IEC国际电工委员会电力系统控制与通信技术委员会的划分以及变电站自动化系统的特点，变电站内的设备可划分为如下三个层次。

设备层：包括各种一次设备象开关、线路、变压器、电容器、CT／PT等。

间隔层：是各种二次设备包括采集、测量、控制、保护、自动装置、故障滤波等，它们大多能独立完成某种功能，且具有与外部进行数据交换的能力。

变电站管理层：对整个变电站进行安全监视、控制、操作，并与变电站外部进行数据交换，如当地监控微机、与控制中心通信的网关等。

图1标示了变电站内的三个层次和它们之间的数据交换。从对变电站电能传输、分配进行检测、控制和管理的观点出发，可以认为变电站由母线、变压器、线路、电容器等基本元件组成；一个基本元件通过一个或多个间隔向二次系统提供数据，接收二次系统的控制命令。根据每一个基本元件自身的特性和检测、控制要求，并按照基本元件内部数据采集及故障检测和隔离由元件自身解决的原则，设计每一种基本元件对应一种硬件结构即智能电子设备(IED)。

从图中还可以看出，在设备层和间隔层之间的数据交换量不大，主要是设备间向间隔层提供运行中的各种I／O信号，间隔层向设备发出控制信号等。

在间隔层和变电站管理层之间，存在大量的数据交换，一方面，间隔层内的各种智能设备需要把采集到的信息及时上传至当地监控系统和通过通信处理机送到远方控制中心，不仅数据量大，而且要求具有很高的实时性，象站内的事件顺序记录需达到毫秒级，测量值及信号的刷新时间需在3秒之内完成。另一方面，变电站层的系统时钟、控制与调节命令、运行参数的整定命令，也要快速下发至各智能设备。

间隔层的各智能设备之间，也存在着部分数据交换，但这种交换量不大，对实时性要求也不高。而且由于保护设备大都是独立的设备，故与其它装置的数据交换很少。其它智能设备，也存在一定量的数据交换。

基于以上情况，设计中的变电站自动化系统考虑了在间隔层横向按站内一次设备分布式的配置，有条件时，还可将间隔层设备安装在开关柜上；各间隔设备相对独立，仅通过站内通信网互联，并同变电站层设备进行快速通讯。

在功能分配上，采用可以下放的功能尽量下放的原则。凡是可以在本间隔内就地完成的功能绝不依赖通讯网完成，这样构成的系统同以往的集中式系统相比有着明显的优点：可靠性提高、可扩展性和灵活性提高以及站内二次电缆简化、节省投资。

3、智能设备的集成

在变电站自动化中存在一些促使设备集成的动力。首先，变电站自动化要求采用较少的设备完成更多的功能，其解决方法之一是安装具有集成功能的智能电子设备。最基本的继电保护lED就是一个例子，它集成了保护、测量、控制、录波、事件顺序记录以及通信等功能。用一个设备完成所有这些功能，这样就实现了设备整体费用的优化，减少资金和运行维护费用。

另一个向集成化发展的动力是先进的自适应能力和系统控制性能。在这些先进的性能中系统知识是非常有用的，它允许继电保护IED动态改变运行参数。具有核心级的系统知识可以使系统的稳定性和潮流都得到控制。

技术进步也是向集成化发展的主要动力。微处理器、计算机通信及应用软件技术的飞速发展促成了集成系统的开发，将来的重点可能由硬件lED发展为“智能化”软件。还有一个动力是为客户服务。经济的快速发展要求越来越少的停电时间，电力公司内部也

经常为自身设定顾客电量利用率的目标。对于这个目标，系统集成给操作员和工程师提供了更多的信息，如在什么情况下允许系统快速恢复等。与有用的信息一起集成化的另一个好处是对误操作的辨认分析，对于由继电保护或系统设计带来的问题可以高效跟踪和修改，从而可以提高整个系统的可靠性和可用性。

4、局域网络通信技术

变电站内智能电子设备的集成化设计策略采用了分布式功能配置的概念，因为分布式体系结构可使任何规模的变电站具有可扩充性。通过共享冗余得到了高可靠性、简化的布线以及可选择的性能升级能力。

在设计信息及数据通信的策略中，几乎每一个制造商设计的IED都有以电气工业协会(EIA)的RS一232或RS-485标准为基础的物理层接口，并在数据链路层和应用层用软件完成系统与任何一个lED设备的连接，但随着计算机局部网络(LAN)技术的发展，越来越多的制造商把注意力集中在LAN上。采用计算机局域网技术可实现数据高速、可靠传输，可将过去集中处理的功能分散到各个节点去处理，并可以传送大批量的数据，如故障录波数据和图像数据等。在变电站自动化系统中，采用局域网技术，将变电站内的数据采集部分的各智能单元分别挂网运行，站内自动化系统通过变电站层控制中心与各IED进行数据通信，以取得对现场lED设备的控制权，如断路器的分／合、自动重合闸的开／闭、继电保护装置的参数设置、故障诊断、远程抄表等控制命令。这就要求IED设备满足局域网标准，I／O设备作为局域网上的一个节点。在实际采用计算机局域网的标准上，一般存在着采用“工业以太网”和“现场总线”两种不同的做法。

在90年代中期，国内外曾掀起一场声势不小的“现场总线热”，国家有关部门也拨款几千万元组成攻关课题。但在实际应用中，还有许多共同的疑问。其中最主要是其标准问题。现场总线有多种标准有两个原因，首先是技术上的原因，即适用场合和用户习惯原因。广义的现场总线包括传感器执行器总线，亦称I／0总线，其特点是信息简单但传输速度快，其典型代表有基于CAN的DeviceNet，interbus－s等；另外还有设备总线可用于控制，其信息量大而且复杂，传输较慢，如基金会总线FF、HART、LonWorks和Profibus。而狭义的现场总线仅指后者。除此外不同行业有其传统使用习惯。对价格和技术完善性有不同要求，再有是不同的总线标准往往和某些公司或公司集团有内在的商业利益关系。所以说最终现场总线标准也不会形成一统天下的局面。就目前情况来看，在过程控制领域，基金会总线FF将占有最大的份额，而在其它离散控制领域尚不十分明朗。

如何在众多的总线标准中，选择一种合适的总线，既能满足大数据量、传输速度快的要求，又要兼顾那些通讯相对少、实时性不很高的设备，以有效减少网络负载。LonWorks在可靠性和传输速率上显然达不到要求，HART用户支持较少，不宜选择；作为传输最快的总线Profibus在网络拓扑、数据吞吐量均表现出色，但其作为欧洲标准，在世界范围特别是中国的支持不够，尚不能普遍采用，FF虽然得到世界范围内的广泛认同，但所欠标准化进程仍遥遥无期。

以太网(Ethemet)经过若干年的发展，技术上已经十分成熟。随着适合于工业现场应用的嵌入式以太网微处理器的发展，以太网已可十分便利的应用于变电站自动化场合。首先10M以太网具有目前国内变电站自动化系统采用的网络不可比拟的高速特点，可将系统信息快速交换；同时以太网在长期发展中以公认的可靠性、安全性、灵活性著称，如网络节点均带耐高压的网络隔离变压器，网络拓扑结构灵活，支持多种通信媒介，可根据变电站的实际情况确定网络结构及选用通信媒介。在自动化系统升级时可将系统通信网络结构及媒介稍加改动甚至不改动的情况下平滑地使通信系统升级，节省开支，如升为100M快速以太网。

图2为美国和欧洲一些国家普遍采用的变电站自动化系统的通信结构。

传统的变电站自动化产品供应商们通过扩充他们的RTU的通信能力，即具有多个串行通信口的增强式RTU来接收各种形式的智能变电站设备(IED)，包括计量表计、故障记录和继电保护等设备。现代的变电站智能设备通过局域网建立了一个规模较大的变电站控制系统，以太网由于其优越的性能被用做变电站LAN，变电站内不同制造商的IED产品可以通过规约转换器(network interface modules NIM)进行连接，还有一部分IED产品可以直接挂网运行。NIM与底层的IED可以通过廉价的BS485方式相连，规约采用标准的IEC870-5-103变电站内继电保护配套规约，IEC870-5-103规约在欧洲和其他一些受IEC影响的国家被普遍采用，我国国家电力公司也把该规约作为变电站内的配套标准规约。

5、智能电子设备的发展目标和变电站自动化的趋势展望

变电站自动化系统与其它工业自动化领域一样，正沿着“分布化、智能化、集成化、可视化和协调化”的方向发展。这就给智能电子设备提出了更高的目标，这主要体现在以下几点：

5.1可互操作性：当前和将来都可以与任意一个生产厂家的IED进行通信。

5.2即插即用：所有连在LAN上的设备将由系统自动识别。

5.3可靠性／安全／可信性：这是基本的继电保护特性，目的是使整个系统达到同一水平。

5.4开放性：提供一个变电站自动化系统的平台。

5.5冗余度；任何单一的部件故障不会影响整体系统性能。

5.6智能化：提供一个人工智能的应用平台；通过这个功能实现故障分析、选择性的数据和电力系统配合。

5.7自动化：通过嵌入算法软件或按用户定义的控制顺序提供未来的自动控制功能。对于继电保护设备，可通过用户自定义的计算方法和动作次序支持未来的自适应继电保护功能。

5.8灵活性／可扩充性：对于当前的硬、软件系统设计要考虑到将来的扩充，应当易于修改。

智能电子设备的采用，将彻底改变常规继电保护、自动装置及测量仪表等的单一功能结构，变为包括继电保护、过程自动化、录波、计量、测控等多功能智能化设备的变电站自动化系统。由于现场设备的高智能、多功能，使得主控系统的负担得以分散，实现了彻底的分散控制保护及自动化，由此可极大提高控制、保护、自动化系统的可靠性、自治性、灵活性。

由分布式的智能设备构成的变电站自动化系统带来的另一个好处是可以取消常规变电站所使用的控制屏、中央信号屏等集中控制设备。对于35kV及以下的电压等级的现场智能设备可以集合安装于开关柜上；对于110kV及以上电压等级的现场智能设备可以按各个控制对象即变电站内一次电气设备元件按单元安装在各电压等级的开关场地内或“保护小间”。现代技术已解决了电磁干扰、振动、温度、灰尘等对lED的影响，只需用计算机通信网络把它们联起来再与变电站层的主系统连接，这样做可大量减少控制信号电缆，也减少了组屏建筑面积。

智能电子设备的采用还使得变电站一、二次设备结合成为现实。如果把现场智能设备的控制保护的一次设备对象的CT、PT，开关、刀闸等的操作机构箱、主变压器等设备也采用网络通信方式相连，就可以取消控制信号电缆，仅仅保留开关操作机构跳、合闸所需的高压交、直流电源的动力电缆，从而可以使现场智能设备采用低压电源，提高了设备的抗干扰能力；另外通信网还可以将设备丰富的信息及数据上传，便于事故分析和状态监视，还可构成网络式的防误闭锁和安全保障系统，从而提高整个分布式变电站自动化系统的可靠性、先进性和优越性。

计算机网络通信、交换技术的发展，还使得变电站内部的LAN可以与广域的WAN相连，WEB浏览技术使得电力系统的用户在任何地方可以监控变电站的运行情况。变电站自动化系统适应Intemet／Intranet网络技术的发展，就可以逐步实现开放式的通信体系结构。

智能变电站综合自动化技术分析 篇12

在我国城乡电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班, 而且在220k V及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术, 从而大大提高了电网建设的现代化水平, 增强了输配电和电网调度的可能性。

1 电力自动化

1.1 智能化一次设备被检测的信号回路

和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计, 简化了常规机电式继电器及控制回路的结构, 数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。换言之, 变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替, 常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。

1.2 网络化变电站内常规的二次设备, 如

继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造, 设备之间的连接全部采用高速的网络通信, 二次设备不再出现常规功能装置重复的I/0现场接口, 通过网络真正实现数据共享、资源其享, 常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。

1.3 运行治理系统变电站运行治理自动

化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化;数据信息分层、分流交换自动化;变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告, 指出故障原因, 提出故障处理意见;系统能自动发出变电站设备检修报告, 即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。

2 自动化系统的结构

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

数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类, 即智能化的一次设备和网络化的二次设备;在逻辑结构上可分为三个层次, 根据IEC6185A通信协议草案定义, 这三个层次分别称为“过程层”、“间隔层”、“站控层”。

2.1 过程层过程层是一次设备与二次设

备的结合面, 或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的主要功能分三类:

(1) 电力运行实时的电气量检测: (2) 运行设备的状态参数检测; (3) 操作控制执行与驱动。

2.1.1 电力运行的实时电气量检测与传统

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

2.1.2 运行设备的状态参数在线检测与统计变电站需要进行

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

2.1.3 操作控制的执行与驱动操作控制的

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

2.2 间隔层间隔层设备的主要功能是: (1)

汇总本间隔过程层实时数据信息; (2) 实施对一次设备保护控制功能; (3) 实施本间隔操作闭锁功能; (4) 实施操作同期及其他控制功能; (5) 对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制i (6) 承上启下的通信功能, 即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。必要时, 上下网络接口具备双口全双工方式, 以提高信息通道的冗余度, 保证网络通信的可靠性。

2.3 站控层站控层的主要任务是: (1) 通

过两级高速网络汇总全站的实时数据信息, 不断刷新实时数据库, 按时登录历史数据库; (2) 按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心; (3) 接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行; (4) 具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能; (5) 具有 (或备有) 站内当地监控, 人机联系功能, 如显示、操作、打印、报警, 甚至图像, 声音等多媒体功能; (6) 具有对间隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态, 在线修改参数的功能 (7) 具有 (或备有) 变电站故障自动分析和操作培训功能。

3 电力自动化网络

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

4 电力自动化的发展

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

5 小结

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

本文论述了数字化变电站自动化系统的特征、结构及功能划分等。

参考文献

[1]张建侠, 康鹏, 桂专.变电站综合自动化技术综述[J].2001.

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