变电综合自动化技术论文

变电综合自动化技术论文（精选12篇）

变电综合自动化技术论文 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

变电综合自动化技术论文 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：

变电站综合自动化技术的应用 篇3

【关键词】变电站；综合自动化；应用

1.变电站自动化发展历程

1.1传统变电站综合自动化

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

1.2综合自动化变电站

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

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

1.3智能变电站

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

2.综合自动化变电站的特征

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

3.综合自动化变电站技术的应用

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

4.变电站综合自动化发展方向

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

【参考文献】

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

变电站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.

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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.

变电站综合自动化总结2 篇5

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

这学期我们主要围绕着七个大知识点进行学习。

一、变电站综合自动化

二、变电站综合自动化的结构与配置

三、变电站综合自动化系统的保护与测控单元

四、变电站综合自动化系统的通信

五、变电站综合自动化系统的监控

六、变电站综合自动化的安全自动装置

七、变电站综合自动化二次回路举例

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

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

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

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

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

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

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

浅谈变电站综合自动化系统 篇6

关键词：变电站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：

[1]金午桥，洪宪平.变电站自动化新技术的应用研究.电网技术，2000年5月，24.(5).

[2]周长久.国内领先的数字变电站技术[J].云南电业.2006，11:7.

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[4]高翔，张沛超.数字化变电站的主要特征和关键技术[J].电网技术.2006，30(23):67.

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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的探讨 篇7

1.1 220kV及500kV变电站

目前, 我国220kV至500kV电压等级的变电站基本上为有人值班运行方式, 大多仅发遥测、遥信信息, 500kV变电站都具有站内监控系统。

几年前投运的变电站计算机监控系统与远动系统完全是彼此独立、互不相关的, 数据各自分别采集, 信息不能共享, 硬件设备重复设置、重复投资。近几年设计的站内监控系统已把站内监控与远动功能结合在一起, 可向几个不同级别的调度中心发送各自所需的远动信息, 所有遥测、遥信信息集中采集。

最近, 一些公司推出了完全分布式变电站自动化系统, 例如南瑞公司的DISA-2和DISA-3型系统, 可将各测控装置分散布置在设备小室, 对测控对象就地采集、控制。这种方式带控制功能, 可对断路器和电动操作隔离开关进行控制操作, 并可与数字保护交换信息, 为分析数字保护运行状态、动作行为、远方定值修改等提供了更加详细的信息资料, 方便了运行管理。采用完全分散分布的变电站自动化系统可节省大量的二次电缆和施工工程量, 缩小控制室空间, 其结构对计算机网络的可靠性也提出了更高的要求, 应采用双网结构或光纤通信。硬件、软件应加强冗余配置。分散式测控装置对模拟量的采集也由传统的直流采样变为交流采样。目前, 国内500kV变电站尚无这种监控系统的运行经验, 但这是今后500kV及220kV变电站自动化系统的发展方向。

1.2 110kV及以下等级的变电站

各地区, 特别是经济发达地区对新建110kV变电站大多要求按无人值班运行方式设计, 并将原有的有人值班变电站逐步改造为无人值班运行方式, 这也是电力部对创一流企业的要求。无人值班的变电站按实现的自动化水平可分为两类: (1) 远动R1TU方式; (2) 全新的综合自动化方式。

国内较早推广实行无人值班变电站的地区, 由于受当时自动化水平和经济能力的限制, 往往采用前一种方式。该方式仅在原常规有人值班变电站的基础上在RTU中增加了遥控、遥调功能, 站内仍保留传统的控制屏、指示仪表、光字牌等设备。所有信号由RTU集中采集, 遥控、遥调指令通过RTU装置硬接点输出, 由控制电缆引入二次回路控制, 与数字保护不能交换信息, 保护动作信号仍需通过继电器接点采集。采用这种方式所需二次电缆比常规有人值班变电站更多, 二次回路也更复杂。显然, 在现阶段, 新建无人值班变电站已不宜采用这种方式。第二种方式, 即现在广为流行的变电站综合自动化方式。其最大的特征是将站内当地监控功能、SCADA信号采集、远动功能以及数字保护信息结合为一个统一的整体, 完全取消了传统的集中控制屏, 二次回路极为简洁, 控制电缆大量减少, 既可有人值班运行, 亦可无人值班运行, 这是今后各种电压等级变电站自动化技术的发展方向。

2 变电站综合自动化系统主要产品概况

2.1 信号采集方式

对一个较先进的变电站综合自动化系统, 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。如ABB公司的SCSl00系统、l SCS200系统, 西门子公司的LSA678系统, 国内南瑞电网控制公司的DISA-2及DISA-3系统等, 均为分散分布式交流采集系统, 通过串EI或网络与后台监控主站相连。特别是10kV变电站, 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。值得一提的是, 长沙湘南电气设备厂的综合自动化系统利用某厂生产的全电子式静态电能表, 采集所有的电气模拟量、电能量, 并通过电能表的串口输出, 这不失为一种非常简单、经济且可行的方案。

2.2 低压保护的安装方式

l0kV等级低压保护应能直接装于开关柜, 且完全满足使用场合对保护装置电磁干扰、震动、温度、湿度的要求。ABB公司、西门子公司、四方公司以及电力自动化研究院的l0kV保护装置能满足就地安装要求, 但国内仍有许多生产厂家的10kV微机保护不能满足此要求。

2.3 控制指令执行方式

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, 这样的控制指令必然是通过计算机数字通信直接下达给分散安装的测控单元, 由其出口执行这些控制操作。对于集中方式, 遥控、遥调信号必然是通过集中的RTU遥控信号输出板, 再由遥控执行屏重动输出接点, 经二次控制电缆连接至受控单元的控制回路, 故这种方式比普通常规变电站控制电缆更多。集中方式的系统一般不具备无功一电压、主变分接头控制、同期检测等功能, 完成这些功能必须加装专门的装置。显然采用完全分布式系统更加简单、直接、明了。

2.4 数字通信方式

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。数字传送的方式可采用串口通信方式和局域网即网络传输方式。按物质材料分普通串行通信电缆、光纤、屏蔽双绞线等。拓扑结构有光纤环网、光纤星形网、总线式双绞线网。用星形光纤结构可靠性最高, 因为任何一支路断线仅会影响一个分支的信息交换, 且光纤具有非常好的抗干扰能力, 实时性亦非常好;而总线网结构虽较经济, 但总线上某处断开或接头松动时, 将影响断点所有单元的信息传输。南瑞电网控制公司的DISA系列产品采用星形光纤通信技术与总线型的CANBUS技术相结合实现系统的通信, 支持各种灵活的组合, 在IlOkV及35kV变电站内可以独立使用光纤技术或多条CANBUS技术实现完全分散的综合自动化, 在220kV及500kV变电站内可以使用光纤和CANBUS组合实现基于设备小室的分散监控及集中配屏的监控, 理想地解决了变电站内的通信问题。特别是采用CANBUS技术, 分散的单元主CPU与网络间直接使用高速CPU总线进行通信, 真正实现了高速总线连接, 性能大大优于使用串行接口的连接方式及通过串口与LON网的连接方式。

ABB产品采用光纤作为载体, 其网络可以是SPA网或LON网。采用SPA网时, 将各间隔单元用光纤串接起来形成闭环。以其最新的RE3500系列保护终端为例, 可以有1个或2个SPA-ZC21串行接口形成一路或两路SPA光纤环网;亦可采用星形连接方式, 当采用星形结构时, 须使用一个端口扩展器接入其SCS后台系统。四方公司的CSC一2000变电站综合自动化系统采用双绞线总线网, 各分散单元以串行接口方式与网络连接, 在提高抗干扰性与可靠性方面采取了一些措施, 如采用带屏蔽层的双绞线, 总线上每个接点采用耐高压的脉冲变压器隔离, 同时在每个接点同网络连接处设计了一个小型电磁继电器, 当该接点异常时自动脱离网络, 以保证其余接点的正常通信。为提高其系统可靠性, 220kV级间隔设备 (包括线路和主变) 的网络接点设置了双网络接口, 同时采用两个监控主网。

3 不同产品的接口问题

目前, 不同厂家的产品在同一个系统中使用时, 其数字交换接口始终是一个较难解决的问题。对于1l0kV及以下电压等级的系统矛盾并不突出, 一家厂商的产品基本都能满足1l0kV变电站的所有自动化功能和保护功能, 但对于220kV、甚至500kV变电站而言一个厂商可能只能满足自动化系统要求, 而220kV与500kV线路保护或变压器保护需选用其他厂家的数字保护设备。这些不同厂商的产品要在数据接口方面沟通, 需花费软件人员很大精力去协调数据格式、通信规约等问题。当不同厂家的产品、种类更多时, 这方面问题会更加突出。如果所有厂家的综合自动化产品的数据接口遵守一个统一的、开放的数据接口标准, 如国际标准化组织ISO的OSI开放系统标准模型, 则上述问题可以得到圆满解决, 用户可以根据各种产品的特点进行选择, 以满足自身的使用要求。

4 对变电站综合自动化系统的几点看法

4.1 部分系统仍缺乏完整的、组态灵活的全分布式变电站综合自动化系列产品。

4.2 产品工艺质量仍需进一步提高。

4.3 网络结构有待加强, 网络物理介质应首选光纤。

4.4 应改善产品数据接口的开放性。

4.5 应进一步发展图形逻辑编辑功能。

4.6 应完善分散式故障录波功能。

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

4.8 向用户提供各种灵活方便的系统维护、开发工具软件。

5 结语

用户对任何一类产品的认同程度直接影响到这类产品的发展取向。同样地, 变电站综合自动化这门新兴技术的发展方向也离不开广大用户的取舍意向。完全分散分布式变电站综合自动化系统的结构体系, 本着各功能模块尽量向间隔层分散下放的指导原则, 使后台系统极大简化。组态灵活、易于扩充的配置, 使二次设备与一次设备在物理距离上尽量缩小, 特别是10kV电压等级的产品, 已使二次设备与一次设备构成了一个有机的整体, 从设计、施工、运行、维护等各个方面都给用户提供了极大的便利, 发达的通信技术又使用户在任何地方随时可以监视、了解变电站的运行工况。我们希望广大用户对变电站综合自动化技术的发展趋向有共同的认识, 并选用真正技术先进、成熟可靠的产品。同时, 也应看到旧的技术管理、分工体制已不能适应变电站自动化技术的发展, 特别是继电保护与数字通信技术在界面上的相互渗透, 更要求进一步提高技术管理和运行、维护人员的自身素委质, 更新知识结构。有关旧的规程、规范也需随着自动化技术的发展重新修订。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出相关的规程、规范、标准, 以引导变电站综合自动化技术的健康发展。

参考文献

[1]霍利民, 孙丽华.无人值班变电站自动化系统设计方案的研究.河北工业科技.1998-12-15.

智能变电站综合自动化技术分析 篇8

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

1 电力自动化

1.1 智能化一次设备被检测的信号回路

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

1.2 网络化变电站内常规的二次设备, 如

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

1.3 运行治理系统变电站运行治理自动

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

2 自动化系统的结构

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

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

2.1 过程层过程层是一次设备与二次设

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

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

2.1.1 电力运行的实时电气量检测与传统

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

2.1.2 运行设备的状态参数在线检测与统计变电站需要进行

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

2.1.3 操作控制的执行与驱动操作控制的

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

2.2 间隔层间隔层设备的主要功能是: (1)

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

2.3 站控层站控层的主要任务是: (1) 通

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

3 电力自动化网络

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

4 电力自动化的发展

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

5 小结

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

本文论述了数字化变电站自动化系统的特征、结构及功能划分等。

参考文献

[1]张建侠, 康鹏, 桂专.变电站综合自动化技术综述[J].2001.

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

变电综合自动化技术论文 篇9

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

1 变电站综合自动化技术

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

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

2 我国变电站综合自动化的现状

2.1 目前的现状

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

2.1.1 集中式。

集中式结构的变电站自动化系统是指采用不同档次的计算机,扩展其外围接口电路,集中采集变电站的模拟量、开关量、脉冲量和数字量等信息,集中进行计算与处理,分别完成微机控制、微机保护和一些自动控制等功能。这种系统结构紧凑,体积小,可减少占地面积,造价低,适用于对35kV或规模较小的变电站,但运行可靠性较差,组态不灵活。

2.1.2 分散与集中相结合。

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

2.1.3 全分散式。

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

2.2 存在的问题[2]

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

2.2.1 变电站内继电保护功能的重要性和冗余设计问题未得到应有的重视。

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

2.2.2 变电站内继电保护等设备的自动测试及事件记录有待加强和完善。

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

2.2.3 变电站内通信网接口和协议的标准化问题。

变电站采用多个厂家的设备,因而存在网络互连和通信接口的问题。

2.2.4 变电站自动化系统的设计规范和验收标准问题。

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

3 综合自动化技术改进和发展的方向

3.1 新技术的运用

3.1.1 DSP技术。

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

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

3.1.2 面向现场的变电站综合自动化技术。

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

3.13 PLC技术。

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

3.2 整个系统的数字化、集成化、规范化

当前变电站自动化的发展趋势将会不断朝着高集成化、数字化、标准化方向发展。

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

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

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

总结

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

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

关键词：变电站,综合自动化技术,发展

参考文献

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

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

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

变电站综合自动化技术及发展历程 篇10

随着微电子技术、计算机技术和通信技术的发展, 变电站的综合自动化技术也得到了迅速提高。近几年来, 变电站综合自动化技术引起了电力工业各部门的重视, 并成为当前我国电力工业推行技术进步的重点之一。

变电站综合自动化是将变电站二次设备 (包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和运动装置等) 经过功能的组合和优化设计, 利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术, 实现对全变电站的主要设备和输、配线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护。变电站综合自动化系统可以采集比较齐全的数据和信息, 利用计算机的高速计算能力和逻辑判断能力, 可方便监视和控制变电站内各种设备的运行和操作, 具有功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。变电站综合自动化一直是我国电力行业的热点之一。目前我国投入电网运行的35~110 k V变电站约20 000座, 220 k V变电站约1000座, 500 k V变电站约60座。而且每年变电站的数量以3%~5%的速度增长, 同时根据电网要求, 又有不少变电站进行技术改造, 以提高自动化水平。

1. 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。

1.1 功能综合化

变电站综合自动化系统是技术密集, 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。

1.2 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。

1.3 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。

1.4 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;常规的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;常规的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。

1.5 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。

2. 提高变电站综合自动化系统可靠性的措施

变电站综合自动化系统具有功能强、自动化水平高、缩短维修周期及可实现无人值班等优越性, 但由于它是高技术在变电站的应用, 目前不少工作在变电站第一线的技术人员与运行人员, 对它的技术和系统结构还不了解, 对其可靠性问题还比较担心;另一方面, 变电站综合自动化系统内部各个子系统都为低电平的弱电系统, 但它们的工作环境是电磁干扰极其严重的强电场所, 确实会影响到各个元器件的正常工作。

2.1 抑制干扰源的影响

外部干扰源是变电站综合自动化系统外部产生的, 无法消除。但这些干扰往往是通过连接导线由端子串入自动化系统的。因此, 可采取屏蔽措施及减少强电回路的感应耦合等方法, 以抑制干扰源的影响。

2.2 接地和减少共阻抗耦合

接地是变电站综合自动化系统抑制干扰的主要方法。在变电站设计和施工过程中, 把接地和屏蔽很好地结合起来, 可以解决大部分干扰问题。行之有效的接地有一次系统接地、二次系统接地、变电站综合自动化系统的工作接地等。

2.3 隔离措施

采取良好的隔离和接地措施, 可以减小干扰传导侵入。在变电站综合自动化系统中行之有效的隔离措施有模拟量的隔离, 开关量输入、输出的隔离及其它隔离措施。

2.4 滤波

滤波是抑制自动化系统模拟量输入通道传导干扰的主要手段之一。模拟量输入通道受到的干扰有差模干扰和共模干扰两种。对于串入信号回路的差模干扰, 采用滤波的方法可以有效地滤除;对于共模干扰可采用双端对称输入来抑制。

2.5 计算机供电电源的抗干扰措施

大多数综合自动化系统的监控机或管理机的供电电源常采用交流220 V, 一般取自站用变压器, 这种情况下, 电网的冲击, 电压和频率的波动将直接影响到微机系统运行的可靠性和稳定性, 甚至会造成死机。对计算机交流供电系统可采用隔离变压器隔离、电源滤波器、不间断电源UPS及氧化锌压敏电阻等抗干扰措施。

3. 变电站综合自动化技术的发展历程

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。变电站自动化的发展可以分为以下三个阶段。

3.1 由分立元件构成的自动装置阶段 (传统的变电站运行方式) 。

20世纪80年代早期, 变电站的保护设备还是以晶体管、集成电路为主。变电站二次设备均按传统方式布置:控制屏实现站内监控, 保护屏实现电力设备保护, 远动设备实现实时数据采集。它们各司其职、互不相联。

3.2 以微处理器为核心的智能化自动装置阶段 (远动RTU方式) 。

20世纪80年代中、后期, 随着微处理器和通信技术的发展, 利用微型机构成的远动装置[简称RTU]的功能和性能有很大提高, 该方式在原常规有人值班变电站的基础上, 在RTU中增加了遥控、遥调功能, 站内仍保留传统的控制屏、指示仪表、光字牌等设备。所有信号由RTU集中采集, 遥控、遥调指令通过RTU装置硬接点输出, 由控制电缆引入控制回路, 与数字保护不能交换信息, 保护动作信号仍需通过继电器接点采集。采用这种方式使二次设备增加, 二次回路更复杂, 它适用于已建变电站的自动化改造。如桂林的旧雉山变电站等。

3.3 综合自动化方式

3.3.1 集中式自动化系统

20世纪90年代数字保护技术 (即是微机保护) 的广泛应用, 使变电站自动化取得实质性的进展。20世纪90年代初研制出的变电站自动化系统是在变电站控制室内设置计算机系统作为变电站自动化的心脏, 另设置一数据采集和控制部件用以采集数据和发出控制命令。微机保护柜除保护部件外, 每个柜有一个管理单元, 其串行口和变电站自动化系统的数据采集和控制部件相连, 传送保护装置的各种信息和参数, 整定和显示保护定值, 投/停保护装置。此类集中式变电站自动化系统结构紧凑、体积小、造价低, 尤其适合35 k V或规模较小的变电站, 如柳州箭盘变电站等。

3.3.2 分散式自动化系统

由于集中式结构存在软件复杂, 系统调试麻烦、精度低, 维护工作量大, 易受干扰, 扩容灵活性差等不足;随着计算机技术、网络技术及通信技术的飞跃发展, 同时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和投入运行。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, 也可以是现场的微机保护和监控部件分别保持其独立单元部件进行通信联系。通信方式大多数通过RS—422/RS—485通信接口相连。但近年来推出的分散式变电站自动化系统更多地采用了网络技术, 如LON WORKS和CAN等现场总线型网。至于变电站自动化的功能, 如遥测、遥信、采集及处理, 遥控命令执行和继电保护功能等均由现场单元部件独立完成, 并将这些信息通过网络送至后台主计算机, 而变电站自动化的综合功能均由后台主计算机系统承担。分散式面向对象的变电站综合自动化系统由于大大缩小了主控室的面积, 可靠性高, 组态灵活, 检修方便, 降低总投资, 目前已成为发展趋势。

4. 结束语

本文论述了数字化变电站综合自动化系统的特征、结构及其发展。数字化变电站自动化是一个系统工程, 要实现全部数字化变电站自动化的功能, 还有许多技术问题需要攻关解决, 笔者相信, 在不远的将来数字化的变电站自动化系统, 将会出现一个蓬勃的发展期。

参考文献

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

[2]董永, 戴庆涛, 于海娟.变电站综合自动化[J].黑龙江电力, 2001, (10) .

变电站综合自动化相关问题探究 篇11

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

[1]张耀春.数字化变电站综合自动化技术升级改造要点分析[J].科技与企业， 2012（15）：111.

[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.

变电站综合自动化技术应用探析 篇12

1、综合自动化系统干扰问题及对策

变电站自动化系统作为弱电系统, 在应用中有处于变电站这种强烈的电磁场覆盖之下, 这种强电磁场会对其正常运行产生严重的影响, 严重时有可能导致其无法正常运行。而对其产生干扰的干扰源主要是指产生于高压设备电磁辐射所形成的弱磁场和强电场, 以及来自于交流电源的工频电磁烦扰等。

在变电站综合自动化改造中对其可采取的抗干扰措施主要有以下几个方面:一是采取有效接地。接地方式主要分为地线系统和零线 (浮地) 系统, 地线系统是综合自动化系统的设备地线直接通过电阻与大地相连, 而零线系统只以“浮地”作为参考, 因此不受大地电流的影响, 但当高压设备的感应电压作用于该设备时, 其外壳容易产生较高的感应电压, 因此综合自动化设备的外壳必须可靠接地, 不管是采用接地系统还是浮地系统, 都必须遵循单地原则, 从而避免因地电位差而带来的噪声干扰, 比如如图1所示, 假定RC1、RC2为信号源到放大器的连接电阻, 其信号源A点和放大器B点同时接地, 这样就在两地之间形成电位差UG, 使放大器的输入端收到噪声的干扰;二是合理屏蔽。对于空间强电磁场的干扰, 可以采取屏蔽的措施予以消除, 综合自动化系统的监控系统输入/输出电缆必须做好屏蔽, 并且同样要遵循单点接地原则;三是合理布线。综合自动化系统中连接二次电缆和通讯电缆时要考虑相互的互感耦合作用, 应该尽可能避免其受到电磁场通过互感耦合所产生的干扰, 二次电缆和通信电缆应尽对打限度的原理一次高压设备、避雷器和电力变压器的中性接地点, 同时应尽可能减少强电线路的平行敷设长度。

2、GPS对时接口的匹配问题及对策

在变电站综合自动化改造中, 各种自动化设备及继电保护装置的时间同步, 是其进行事故分析和判断的基准, 我国的变电站综合自动化中大多以GPS时间信号作为对时基准。常用的GPS对时从接口形式上分有三种:一是脉冲同步信号, 即装置的同步脉冲用空接点方式输入, 主要有1PPS、1PPM、1PPH等方式。二是采用串行口对时。即变电站装置利用RS232或RS422等串行口, 对串行输出信号进行读取;三是IRIG-B对时。IRIG-B码是一种综合的对时方式, 它的报文中包含了秒、分、时、日期等时间信号, 每一帧报文的第一个跳变对应一个整秒。现场应用中, 变电站中采用的自动化装置由不同的生产商提供, 导致产品的接口形式多种多样。所以在会在现场改造中出现GPS对时接口不匹配或无法进行对时通信的问题。

GPS对时中接口不匹配的问题的解决和处理需要从变电站综合自动化设计之初就加以注意, 设计人员在前期的产品选择时, 要充分分析各厂商所生产设备的接口情况, 尤其是对保护测控装置等智能化装置的接口问题应该尤其注意。此外变电站自动化技术一般都以以太网方式进行组网, 而有些厂商生产的设备只具备单一的接口, 这样不同生产厂商的产品在进行网络构建时, 由于规约不同, 就会导致无法通信的情况发生, 这种情况需要提前防范, 设计人员需要在设备选择和订购时就对设备的插件重点考虑, 有必要时可以订购一定数量的转换器, 以避免类似的情况在改造过程中出现。

3、遥控功能的可靠性问题及对策

变电站综合自动化的遥控功能实现无人值守变电站的先决条件, 其准确性和可靠性对变电站稳定、安全运行起着至关重要的作用。而在变电站综合自动化系统中, 往往会受多方面因素的影响而导致其遥信功能出现可靠性问题, 针对这些问题, 可以采取如下措施予以应对:一是对综合自动化的遥控功能在软硬件方面都设置保护和闭锁机制;二是针对遥控操作设置合理的顺序保护, 当接受到的遥控信号不符合“对象—性质—执行”的顺序来时, 遥控操作则要做出保护闭锁;三是按照遥控指令每次只能对一个控制对象进行操作的原则, 当遥控对多个对象进行控制时, 对其进行闭锁;四是在遥控和现地控制两种方式之间设置互锁功能, 并且之间应该相互独立, 不应该有电联系。

4、结语

变电站综合自动化改造是未来电网建设和发展的必然要求, 同时我们也应该看到, 在综合自动化的发展和提升历程中, 必然由于其技术成熟度和稳定性的局限, 会出现很多问题, 这些问题的解决需要研究开发人员及设计实践人员进一步的研究和探索, 本文只就其中较为多见的三个问题进行了分析, 希望对提高综合自动化技术水平提供有益参考。

摘要：随着计算机、远程通信和信号处理等技术的发展, 以这些技术为支撑的变电站综合自动化系统成为对实现变电站自动化和无人值守的最优选择。近年来, 对常规变电站进行综合自动化改造已成为电力系统建设的发展趋势。但由于当前综合自动化技术还尚未完全成熟, 在变电站综合自动化改造中会出现一些问题。基于此, 本文对这些问题进行了分析, 并结合现场实践提出了切合实际的应对策略, 希望对推动综合自动化在变电站更为广泛而深入的应用起到积极的作用。

关键词：变电站,综合自动化,应对策略

参考文献

[1]吴念.变电站综合自动化系统综述[J].科技资讯, 2009, (17) .