变电站综合自动化探讨

变电站综合自动化探讨（通用8篇）

篇1：变电站综合自动化探讨

变电站综合自动化系统安全运行探讨

摘要:变电站综合自动化系统是电网自动化系统的一个重要组成部分,变电站综合自动化系统对变电站内的设备进行统一的监控、管理,与电网调度自动化系统进行实时信息交换、信息共享,提高了电网的安全稳定水平。因此,变电站综合自动化系统的安全运行直接决定了变电站的安全和稳定。本文论述了变电站监控系统的运行管理措施。

关键词:电力系统自动化;安全运行;管理对变电运行管理的重要性

变电站是电力系统发、输、配电工程不可缺少的环节。变电站的安全运行是电力系统安全运行的重要组成部分,如果变电站发生事故会直接影响电网的安全运行,迫使电力系统的运行方式发生变化,严重时会导致供电中断,造成大面积停电。变电运行工作平凡而责任重大,确保变电站设备的安全运行是变电运行工作的重中之重。变电站监控系统的运行管理

变电站监控系统是把变电站中的中央信号、事故音响、运行数据、倒闸操作等功能综合起来,进行统一管理,将各种信息进行分析、筛选和归类,以利于进行正常的监控和操作。变电站综合自动化监控系统的运行管理可分为日常管理、交接班、倒闸操作、验收和故障处理等。

2.1 日常管理

2.1.1 一般规定

a.定期核对“四遥”即遥测、遥信、遥控、遥调的正确性。进行通信网络测试、标准时钟校对等维护,发现问题及时处理并做好记录。

b.进行变电站例行遥控传动试验和对上级调度自动化系统信息及功能有影响的工作前,应及时通知有关的调度自动化值班人员,并获得许可。

c.一次设备变更(比如设备的增减、主接线的变更、互感器变比改变等)后,修改相应的画面和数据等内容时,应以经过批准的书面通知为准。

d.运行中严禁关闭监控系统报警音箱,应将音箱音量调至适中位置。

e.未经调度或上级许可,值班人员不得擅自将监控系统退出(除故障外),如有设备故障退出,必须及时汇报调度员。

f.五防解锁钥匙应统一管理,由站长授权使用。

g.每隔半年将主机历史数据进行备份,该工作应由站长联系远动班完成。

h.保持监督控制中心和周围环境的整齐清洁。

2.1.2日常监控

监控系统的日常监控,是指以微机监控系统为主、人工为辅的方式,对变电站内的日常信息进行监视、控制、以掌握变电站一次主设备、站用电及直流系统、二次继电保护和自动装置等的运行状态,保证变电站正常运行的目的。日常监控是变电站最基本的一项工作,每个运行人员都必须了解微机监控系统日常监控的内容并掌握其操作方法。监控系统的日常监视的内容:各子站一次主接线及一次设备;各子站继电保护及自动装置的投入情况和运行情况;电气运行参数(如有功功率、无功功率、电流、电压和频率等),各子站潮流流向;光字牌信号动作情况,并及时处理;主变分接开关运行位置;每小时查看日报表中各整点时段的参数(如母线电压,线路电流、有功及无功功率,主变温度,各侧电流、有功功率及无功功率等);电压棒型图、各类运行日志;事故信号、预告信号试验检查;五防系统网络的运行状态;UPS电源的运行情况;直流系统的运行情况。

2.1.3 操作监控

操作监控是指操作人员在变电站内进行倒闸操作、继电保护及自动装置的投退操作以及其他特殊操作工作时,监控人员对操作过程中监控系统的各类信息进行监视、控制,以保证各种变电设备及操作人员在操作过程中的安全。操作监控的内容有一次设备的倒闸操作,继电保护及自动装置连接片的投退操作。

2.1.4 事故处理异常监控

事故监控是指变电站在发生事故跳闸或其他异常情况时,监控人员对发生事故或异常情况前后某一特定时间段内的信息进行监视、分析及控制,以迅速正确地判断处理各类突发情况,使电网尽快恢复到事故或异常情况前的运行状态,保证本站设备安全可靠地运行,确保整个系统的稳定。

事故监视的内容一般有主变压器、线路断路器继电保护动作跳闸处理的监视;主变压器过负荷的异常运行监视;主变压器冷却器故障的处理;主变压器油温异常的监控;各曲线图中超出上、下限值的监视及处理;音响失灵后监控;系统发生扰动后的监控;光字牌信号与事故、异常监控等。

2.2 交接班和倒闸操作管理

监控中心交接班与原常规站交接班内容基本相同,要明确设备运行方式、倒闸操作、设备检修、继电保护自动装置运行情况、设备异常事故处理、工作票执行情况等方面的内容。需要特别注意的有两个事项:网络的测试情况和所有工作站病毒检查情况。通讯一旦中断或网络发生异常监控中心对各变电站将会束手无策。倒闸操作一般应在就地监控微机上进行,监控值班人员在就地监控微机上进行任何倒闸操作时,仍要严格遵守DL408-1991《电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)》的规定,一人操作,一人监护。监控值班人员必须按规定的权限进行操作,严禁执行非法命令或超出规定的权限进行操作。

2.3 验收管理

就地监控微机要求有与现场设备一致的一次主接线图,在图中可以调用和显示电压、负荷曲线、电压的棒图或保护的状态,能对断路器进行控制,投退保护压板,调整主变分接头,查看历史数据等功能。要在日常的运行中获得可靠的信息,初期的验收主要有遥测量(YC)、遥信量(YX)、遥控量(YK)、遥调量(YT)四个方面的内容。

2.3.1遥测量

遥测量指信息收集和执行子系统收集到的,反映电力系统运行状态的各种运行参数(基本上是模拟量)。

正常的遥测量数据包括:主变压器各侧的有功及无功功率、电流、变压器的上层油温;线路的有功及无功功率、电流(220kV以上线路三相电流);母线分段开关的有功功率、电流;母线电压、零序电压(3U0);电容器的无功功率、电流;消弧线圈的零序电流;直流系统的浮充电压、蓄电池端电压、控母电压、合母电压、充电电流;站用变的电压、系统频率。这些正常的遥测数据,测量误差应小于1%,在验收时要逐一核对,根据现场情况尽可能在送电前完成。

2.3.2 遥信量

遥信量指反映电力系统结构状态的各种信息,是开关量(需经隔离才能送入远动装置)。遥信量数据包括:开关位置信息;开关远方/就地切换信号;开关异常闭锁信号、操作机构异常信号、控制回路断线信号;保护动作、预告信号、保护装置故障信号;主变压器有载分头位置、油位异常信号、冷却系统动作信号、主变压器中性点接地隔离开关与运行方式改变有关的隔离开关位置信号;自动装置投切、动作、故障信号(即DZJZ,备用电源装置);直流系统故障信号,现场手动操作解除闭锁系统信号;全站事故总信号、预告总信号、各段母线接地信号、重合闸动作信号、远动终端下行通道故障信号、消防及安全防范装置动作信号(火灾报警)。

遥信量的选择不见得是越多越好,对重要的与不重要的加以区分,应选择重要的保护与开关量信息,当一次系统发生事故时,会有大量的数据,如果不进行选择会影响人对事故的正确判断及对事故的快速反应。也可增加相应的特殊信号或对一些遥信量进行合并,合并的信号运行人员应清楚是哪几个信号,如控制回路断线、机构异常、SF6气体压力低等。

2.3.3 遥控量

遥控量指改变设备运行状况的控制命令,包括开关分、合;变压器中性点地刀分、合;保护软压板的投、解。要求遥控量的传输可靠。验收时要核对正确性,还需做一些必要的措施,尤其是第一次控制开关(就地微机、监控微机数据库有变化时)现场要有防误控的措施,把运行设备的远方/就地开关切换至就地。设备只要有检修时,要对开关遥控进行分、合测试,以保证其正确性。

2.3.4 遥调量

遥调量是指连续或断续改变设备运行参数的有关信息,如变压器的分接头等。验收时分接头位置指示与实际相符,调升命令下达后变压器分接头应该升。

2.4 事故异常管理

监控系统的故障处理或事故抢修应等同于电网一次设备的故障处理或事故抢修。变电站现场事故处理预案中要加入监控系统部分。监控系统设备出现严重故障或异常,影响到电气设备操作的安全运行时,按事故预案处理,并加强对电网一次、二次设备的监视,以避免出现电网事故或因监视不力危及设备和电网安全。同时立即汇报调度和本部门分管领导确定抢修方案,统一安排处理。监控机发出异常报警时,监控人员应及时检查,必要时检查相应的一、二次设备。监控系统主机故障,备用机若不能自动切换时,应及时向调度和有关部门汇报,尽快处理。在监控系统退出期间,运行人员应加强对一、二次设备的巡视,及时发现问题。在处理事故、进行重要测试或操作时,有关二次回路上的工作必须停止,运行人员不得进行运行交接班。监控系统设备永久退出运行,设备维护单位需向上级调度自动化管理部门提出书面申请,经自动化主管领导批准后方可进行。存在的问题及对策

改造后的变电站综合自动化系统由于设备问题、电磁干扰、通道误码等原因,信息误发、漏发情况时有发生。往往在事故情况下有大量的信息上传,因此要求值班人员能迅速进行判断。简单可行的办法是一看时间,二看遥测量。无论什么保护动作,其启动都是由动作量值整定的,都有一个启动到动作出口的过程。计算机将保护动作的过程按时间顺序体现出来,通过遥信量的分、秒、毫秒在同一时间段内有不同的保护动作情况,可以判断为误遥信。再结合遥测量的变化、相应开关变位、事故总动作信号来判断。例如:主变有一侧开关变位,三侧电流、有功、无功正常,中、低压侧电压正常,这时应判断开关变位是误发或现场把控制电源断开所引起。

运行中经常出现的异常有通讯中断、监控微机死机、遥测值不刷新和遥控拒控制。异常或事故处理时应坚持以下处理步骤:记录掉闸开关名称及编号,在事故报警窗中查询开关的掉闸时间及保护动作情况、时间,做好记录后将变位设备对位。结束语

变电站综合自动化系统的运行管理需要结合现场实际不断探索,尤其在日常运行、交接班、倒闸操作、设备验收、异常事故处理等方面不断研究,加强每一个环节的管理,变电运行管理才能扎实有效,变电站的安全运行才能得以保证。

篇2：变电站综合自动化探讨

1、前言

近几年，综合自动化变电站在我国得到了飞速发展，大量微型计算机、计算机网络设备在综合自动化变电站计算机监控系统广泛应用。计算机监控系统承担着变电站内实时数据的采集处理、站内设备的监视控制及远动信息量的上传，是综合自动化变电站的神经和心脏。为了保证系统神经和心脏工作稳定，综合自动化变电站必需使用UPS不间断电源。UPS 电源可以解决电源断电、电压下陷、电源浪涌、减幅振荡、电源干扰、电源突波、电源波动、交换瞬变及谐波失真等由市电 电源质量差对设备造成的危害。为综合自动化变电站的安全稳定运行起到了保驾护航的作用。

2、UPS不间端电源的工作原理

UPS（uninterrupted power supply）电源包括两部分：主机和蓄电池，按工作方式可分为后备式和在线式两种。后备式 UPS电源在市电正常供电时，市电通过交流旁路通道直接向负载供电，此时主机上的逆变器不工作，只是在市电停电时，才由蓄电池供电，经逆变器驱

动负载。因此它对市电品质基本没有改变。

而在线式UPS电源却有所不同，在市电正常时，它首先将交流变成直流电，然后进行脉宽调制、滤波，再将直流电重新变成交流电源向负载供电；一旦市电中断，立即改为蓄电池逆变器对负载供电；因此,在线式UPS电源输出的是与市电网完全隔离的纯净的正弦波电源，大大改善了供电的品质，保证了负载安全、有效的工作。正是因为这些优点在线式UPS在综合自动变电站中得到了广泛应用。

3、UPS不间端电源的运行方式

DL/T5149-2001《220~500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》中规定： 10.1.1 间隔层设备采用UPS电源。

10.1.2 在条件许可时,应优先采用双套主机冗余配置方式，蓄电池和旁路系统可供用，主机容量可根据具体工程情况采用2×50%或2×100%，双套主机应并机运行。

UPS不间端电源双机常见运行方式有：并联冗余运行、串联热备份运行、双机分列运行（双总线）。从蒙西500kV综合自动化变电站UPS运行方式统计表中可以看出，并联冗余连接的运行方式无论是在理论上还是在实际应用中都占有很大优势。

篇3：变电站综合自动化系统的探讨

1 变电站综合自动化系统现状

目前, 国内多数变电站综合自动化系统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, 形成面向间隔、面向对象设计的分层分布式自动化系统。110k V以下电压等级变电站, 保护测控装置要求一体化、110k V几以上电压等级保护测控大多按间隔分别设计, 对超高压变电站的规模比较大的系统, 为减少中间环节, 避免通信瓶颈, 要求装置直接上以太网与监控后台通信, 由于采用了先进的网络通信技术和面向对象设计, 系统配置灵活、扩展方便。

若按变电站综合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、间隔层二层。

1) 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”系统联锁控制开关及刀闸的跳合, 并对断路器合闸操作自动检同期, 按VQC原理调节变压器档位或投切电容器组, 以及与MIS系统安全联接实现信息共享。

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如装置是否故障、定值是否改变、采样是否准确等进行实时监视, 根据运行需要决定保护投退和定值修改, 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。

2) 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。

目前采用的现场总线有:Lonworks、Canbus、World FIP、Profibus等, 速率为1~12Mbps;以太网通信方式, 速率大多为10Mbps/100Mbps自适应。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。

3) 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送, 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。

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 变电站运行管理模式对综合自动化系统发展的影响

1) 保护和远动专业管理模式对变电站综合自动化系统发展的影响。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。因此, 各自独立运行的管理、思维方式已经不能适应变电站综合自动化技术发展要求, 有些供电企业已将两专业合并为综合自动化专业, 在技术和管理上实现了保护和监控的统一。2) 无人值班的运行管理模式与变电站综合自动化系统的关系。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。3) 保护信息管理系统的出现是变电站当前运行管理的需求。随着微机保护、故障录波器在电网中的普遍使用, 在电力系统发生故障时使保护和故障录波器具备了以数据方式向电网调度中心传输故障信息的可能。为切实提高电网安全运行的调度系统信息化、智能化水平, 要求变电站综合自动化系统在电网发生故障时能为调度提供实时故障信息, 有效地快速恢复系统。

3 变电站综合自动化系统的发展趋势

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。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。

变电站自动化系统最终向数字化发展, 指的是智能化电气的发展, 如智能开关设备、光电式电压和电流互感器、智能电子装置 (IED) 等的出现, 使变电站自动化技术进入了数字化阶段。智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路逐渐取代传统的一次回路, 使变电站层、间隔层、过程层最终用网络联接起来, 并实现统一的通信标准。

4 结语

篇4：对变电站综合自动化系统的探讨

论文摘要:文章要介绍的是变电站综合自动化系统的发展趋势和重要性,提出了变电站综合自动化基本概念,并对系统结构、通讯方式和能实现的基本功能及变电站自动化的发展前景进行分析。

一、 概述

电网是一个不可分割的整体,对整个电网的一、二次设备信息进行综合利用,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,向用户提供高质量电能服务的一项措施。随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术等高科技的飞速发展,一方面综合自动化系统取代或更新传统的变电站二次系统,已经成为必然趋势。另一方面,保护本身也需要自检查、故障录波、事件记录、运行监视和控制管理等更强健的功能。发展和完善变电站综合自动化系统,是电力系统发展的新的趋势。

二、 系统结构

目前从国内、外变电站综合自动化的开展情况而言,大致存在以下几种结构:

(一)分布式系统结构

按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备,将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。分布式模式一般按功能设计,采用主从CPU系统工作方式,CPU系统提高了处理并行多发事件的能力,解决了CPU运算处理的瓶颈问题。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。分布式结构方便系统扩展和维护,局部故障不影响其他模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构,较多地使用于中、低压变电站。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。目前,还存在在抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上的问题等。

(二)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。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,若前置机故障,将失去当地及远方的所有信息及功能。

软件复杂,修改工作量大,系统调试烦琐。

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。

(三)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,当站级系统或网络故障,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。

三、常见通讯方式

目前国内常采用以太网通讯方式,在以太网出现之前,无论RS-232C、EIA-422/485都无法避免通信系统繁琐、通讯速度缓慢的缺陷。现场总线的应用部分地缓解了便电站自动化系统对通信的需求,但在系统容量较大时依然显得捉襟见肘,以太网的应用,使通讯问题迎刃而解。常见的通讯方式有:

双以太网、双监控机模式,主要是用于220-500kV变,在实现上可以是双控机+双服务器方式,支撑光/电以太网;单以太网,双/单监控机模式;双LON网,双监控机模式;单LON网,双/单监控机模式。

四、变电站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。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。

数据采集及处理功能: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、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,电流和有功、无功功率值。馈线电流,电压和有功、无功功率值。

事件记录和故障录波测距。事件记录应包含保护动作序列记录,开关跳合记录。

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

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

防误闭锁功能。系统的自诊断功能

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

数据处理和记录。历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容,它包括上一级调度中心,变电管理和保护专业要求的数据,主要有:

断路器动作次数;断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数;输电线路的有功、无功,变压器的有功、无功、母线电压定时记录的最大,最小值及其时间;独立负荷有功、无功,每天的峰谷值及其时间;控制操作及修改整定值的记录。

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。

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周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心与远方控制中心的通信。

本功能在常规远动“四遥”的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等,其信息量远大于传统的远动系统。还应具有同调度中心对时,统一时钟的功能和当地运行维护功能。

五、结语

篇5：变电站综合自动化技术

摘要：计算机技术的发展，推动了电力系统计算机自动化技术的发展，变电站综合自

化技术也日趋完善。本论文根据目前电力系统变电站综合自动化技术现状，从其设计原理、结构模式、功能及其发展基础上对变电站综合自动化系统进行分析和描述。并对今后的发展趋势做了总结，提出意见。

关键词：变电站 综合自动化 结构模式 基本过程 功能 发展趋势

变电站综合自动化系统是一种以计算机为主、将变电站的一、二次设备经过功能组合形成的标准化、模块化、网络化的计算机监控系统。变电站综合自动化，是将变电站的二次设备经过功能的重新组合和优化设计，利用先进的计算机技术、自动化技术和通信技术，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、控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。

一、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。

（一）集中式结构

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。集中式结构也并非指只由一台计算机完成保护、监控等全部功能。多数集中式结构的微机保护、微机监控和与调度等通信的功能也是由不同的微型计算机完成的，只是每台微型计算机承担的任务多些。例如监控机要担负数据采集、数据处理、断路器操作、人机联系等多项任务；担负微机保护的计算，可能一台微机要负责多回低压线路的保护等。

（二）分布式结构

该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。分布式模式一般按功能设计，采用主从CPU系统工作方式，多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了CPU运算处理的瓶颈问题。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。分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其它模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。

（三）分布分散（层）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（站级测控单元）和间隔层（间隔单元）。也可分为三层，即变电站层、通信层和间隔层。

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，大量现场工作可一次性地在设备制造厂家完成。

二、变电站综合自动化系统设计原理

（一）变电站综合自动化系统作为电网调度自动化的一个子系统，应服从电网调度自动化的总体设计，设计思想应采用以调度为中心的原则。其配置、功能及设备的配置应满足电网安全、优质、经济运行以及信息分层传输、资源共享的原则。

（二）分散式系统的功能宜采用下放得原则，凡可以在间隔层就地完成的功能无须通过网络和上位机去完成。

（三）按我国实际情况，目前大部分地区的变电站还不大可能实现完全的无人值守。因此，设计时应考虑远方与就地控制操作并存的模式。

三、实现变电站综合自动化的基本过程

（一）数字量的输入与输出

（二）模拟量的输入与输出

（三）交流采样常用算法分析

（四）数据通信

四、变电站综合自动化系统技术功能

（一）监控子系统

（二）继电保护子系统

（三）电压、无功综合控制子系统

（四）电力系统的低频减负荷控制子系统

（五）备用电源自投控制子系统

（六）通信子系统

五．发展趋势

变电站的综合自动化系统取得了良好的应用效果，但也有不足之处，主要体现在：

（一）一次和二次之间的信息交互还是延续电缆的接线模式，成本高，施工、维护不便。

（二）二次的数据采集部分大量的重复，浪费资源。

（三）细心标准化不够，信息共享度低多套系统并存，设备之间、设备与系统之间联系困难，形成信息弧岛，信息难以被综合应用。

（四）发生事故时，会出现大量的事件警告信息，缺乏有效地过滤机制，干扰值班运行人员对故障的正常判断。

因此，变电站的综合自动化技术的发展赢采用

（一）保护监控一体化

这种方式在35kV及以下的电压等级中已普遍采用，今后在110kV及以上的线路间隔和主变三侧中采用此方式也已是大势所趋。它的好处是功能按一次单元集中化，利于稳定的进行信息采集以及对设备状态进行控制，极大地提高了性能效率比。其目前的缺点也是显而易见的:此种装置的运行可靠性要求极高，否则任何形式的检修维护都将迫使一次设备的停役。可靠性、稳定性要求高，这也是目前110千伏及以上电压等级还采用保护和监控分离设置的原因之一。随着技术的发展，冗余性、在线维护性设计的出现，将使保护监控一体化成为必然。

（二）人机操作界面接口统一化、运行操作无线化

无人无建筑小室的变电站，变电运行人员如果在就地查看设备和控制操作，将通过一个手持式可视无线终端，边监视一次设备边进行操作控制，所有相关的量化数据将显示在可视无线终端上。

（三）防误闭锁逻辑验证图形化、规范化、离线模拟化

在220kV及以上的变电站中，随着自动化水平的提高，电动操作设备日益增多，其操作的防误闭锁逻辑将紧密结合于监控系统之中，借助于监控系统的状态采集和控制链路得以实现。而一座变电站的建设都是通过几次扩建才达到终期规模，这就给每次防误闭锁逻辑的实际操作验证带来难题，如何在不影响一次设备停役的情况下模拟出各种运行状态来验证其正反操作逻辑的正确性？图形化、规范化的防误闭逻辑验证模拟操作图正是为解决这一难题而作，其严谨性是建立在监控系统全站的实时数据库之上的，使防误闭锁逻辑验证的离线模拟化成为可能。

（四）就地通讯网络协议标准化

强大的通讯接口能力，主要通讯部件双备份冗余设计（双CPU、双电源等），采用光纤总线等等，使现代化的综合自动化变电站的各种智能设备通过网络组成一个统一的、互相协调工作的整体。

（五）数据采集和一次设备一体化

除了常规的电流电压、有功无功、开关状态等信息采集外，对一些设备的在线状态检测量化值，如主变的油位、开关的气体压力等等，都将紧密结合一次设备的传感器，直接采集到监控系统的实时数据库中。高技术的智能化开关、光电式电流电压互感器的应用，必将给数据采集控制系统带来全新的模式。

变电站综合自动化系统是近10多年发展起来的多专业综合技术，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。对常规人工控制为主的传统变电站，实施以微机监控为主的综合自动化系统建设，是新时期开创我国电力系统优质、安全、经济运行和全面提升电力自动化水平重大的举措，对巩固和加强电能在中国能源结构中的主导和战略地位，都具有十分迫切和深远意义。

参考文献

(1)张惠刚.变电站综合自动化原理与系统.北京：中国电力出版社

篇6：变电站综合自动化总结1

变电站综合自动化是我们这个学期刚接触的一门课程，在这一门课程中学到了许多变电站综合自动化的知识。下面就对这一门课程做一下总结，对以后的学习，发展将会有很大的帮助。

变电站综合自动化这一门课程我们学习的主要内容主要有以下七大部分：第一章变电站综合自动化。讲述什么是变电站综合自动化系统，采用综合自动化系统的必要性，新旧系统的差别，变电站综合自动化系统的特点。

其中我们主要掌握的内容有：变电站综合自动化系统的概念和特点，与常规变电站相比最大的优点，理解变电站综合自动化系统的“操作监视屏幕化”。第二章变电站综合自动化系统的结构与配置。讲述国内典型的变电站综合自动化系统的结构与配置，比较不同结构的优点与缺点。主要学习掌握的内容有：变电站综合自动化的结构形式，变电站综合自动化的五防系统中“五防”所包含的内容，小站模式与大站模式的特点。第三章变电站综合自动化系统的保护与测控单元。讲述继电保护装置的软件、硬件结构及计算方法。主要学习变电站的模拟量及开关量，保护测控单元的组成部分，插件。学会画出保护测控单元的硬件结构框图。第四章变电站综合自动化系统的通信。讲述变电站综合自动化系统中的通信，包括以太网、RS-485、RS-232等，介绍国内广泛使用的协议。主要学习的是RS-485、RS-232的接口特性，变电站综合自动化的“四遥”功能所包含的主要内容，变电站综合自动化数据通信网应具有的特点及要求。第五章变电站综合自动化系统的监控，讲述变电站综合自动化系统中的监控单元，监控单元的作用、监控单元的画面与操作。主要掌握变电站综合自动化系统对开关的两种操作方式及,就地操作与远方操作。第六章变电站综合自动化系统的安全自动装置，讲述变电站综合自动化系统中的自动装置，包括电压，无功综合控制和故障录波等。主要掌握的内容有故障录波器和有载调压的作用，电压无功控制的工作原理及调控方法，当电压及无功同时出现双越限情况时如何调控及调控的策略。第七章变电站综合自动化系统二次回路举例，以典型的变电站为例讲述变电站的二次回路，包括保护、测量、控制回路。主要需要掌握的内容有：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。

篇7：变电站综合自动化系统研究

刘欣宇

（开滦荆各庄矿业公司

河北唐山

063026）

摘要

随着计算机技术和网络技术的发展，变电站综合自动化技术也得到高速发展。变电站综合自动化技术实际上是利用计算机技术、现代通信技术，对变电站内的二次设备（包括继电保护、控制、测量、信号、故障滤波、自动装置及远动装置等）的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。它的出现为变电站的小型化、智能化、扩大设备的监控范围、提高变电站安全可靠、优质和经济运行提供了现代化的手段和基础保证。它的运用取代了运行工作中的各种人工作业，从而提高了变电站的运行管理水平。

【关键词】

自动化

优化设计

智能化

第一章、绪

论

变电站综合自动化技术实际上是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术，对变电站内的二次设备（包括继电保护、控制、测量、信号、故障滤波、自动装置及远动装置等）的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。1.1发展变电站综合自动化的必要性及意义

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

（1）实时检测电网故障，尽快隔离故障部分。

（2）采集变电站运行实时信息，对变电站运行进行监视、计量和控制。

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

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

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

第二章、变电站自动化系统设计概述

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

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

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

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

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

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

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

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

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

根据实际应用需要，本次所设计的变电站自动化系统具有以下主要功能：

一、监控子系统的功能

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

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

2.数据库的建立与维护

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

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

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

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

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

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

8.打印功能 9.在线计算及制表功能 10.运行管理功能

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

二、微机保护系统功能

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

各保护单元，除具备独立、完整的保护功能外，还具有以下附加功能：

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

7.具有满足保护装置的快速性、选择性和灵活性要求。

第三章、变电站自动化系统设计方案

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

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

3、图4所示

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

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

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

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

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

图5 保护测控单元硬件结构框图

二、软件部分

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

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

图6 监空控系统软件结构图

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

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

7、图8两种连接方式，假定两台主变压器分列运行或一台运行一台备用。

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

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

号主变号主变

图7 备自投接线方式1

号进线号进线

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

第四章、结 束 语

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

参考文献

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

篇8：变电站综合自动化技术探讨

变电站是电力系统中的一个重要环节, 它的运行情况直接影响到电力系统的可靠、经济运行。变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备 (包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等) 的功能进行重新组合、优化设计, 对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息, 数据共享, 完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备, 简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。

2 变电站二次系统的结构形式

目前, 国内外变电站综合自动化二次系统大体可分为三种结构:集中式、分散式以及集中与分散结合式。

2.1 集中式结构

初期的变电站自动化设计都是采用集中式结构。这种结构的设计方法是在原来设备配置的基础上, 增加计算机管理功能, 按变电站的规模配置相应容量、功能的微机保护装置和微机远动装置, 安装在变电站主控制室内;主变压器、各进出线路及站内所有设备的运行状态通过电流互感器、电压互感器或相应变送器, 经电缆传送到主控制室的微机保护装置和微机远动装置, 经初步处理后送到前置机预处理, 并与调度端的主计算机进行数据通信。上位计算机完成当地显示、控制和制表打印功能, 这样就构成了变电站综合自动化系统。这种结构方式的缺点是系统内信号采集后以模拟量传输为主, 系统精度低, 易受干扰信号的影响;集中式装置系统调试麻烦, 维护工作量大, 扩容灵敏性差且信息传输速度低, 系统信息过于集中, 中央控制计算机故障, 整个二次系统将瘫痪使运行的可靠性降低;且功能有限, 也不能大量节省电缆、屏柜和占地面积。

2.2 分散式结构

这种结构方式一般是按一次回路进行设计。首先将设备按一次安装单位划分成若干单元。将控制单元、微机保护单元、数据采集单元安装在户外高压开关附近或户内开关柜内。然后将各分散单元用网络电缆互连, 构成一个完整的分散式综合自动化系统。这种分散式结构具有很多优点:各个功能单元上即有通讯联系, 又相对独立, 便于系统扩展, 便于维护管理, 当某一环节发生故障时, 不致于相互影响。此外, 系统内装置间信息的传送均为数字信号, 所以系统抗干扰能力增强, 可靠性高;分布式系统为多CPU工作方式, 各装置均有一定的数据处理能力, 从而大大减轻了主位计算机的负担;系统可以把电度计量、测量表计、控制、保护、远动合为一体, 可使数据统一, 避免设备重复设置, 在二次设计上能最大限度地减少二次设备的占地面积和节省大量电缆及接线。

2.3 集中与分散结合式结构

这种结构方式介于集中式与分散式两种结构之间, 形式较多。但目前国内应用较多的是分散式结构集中式组屏。这种结构方式具有分散式结构的全部优点, 由于采用了集中式组屏, 非常有利于系统的设计、安装与维护管理。因为中低压变电所的一次设备比较集中, 所以此种结构方式比较适用于中低压变电站。

3 变电站综合自动化系统的主要功能

一般的来说, 变电站综合自动化主要包括数据采集及通讯、数据处理、安全监视、微机保护、开关操作、电压无功控制、远动及自诊断等功能。

3.1 数据采集及通讯功能

其中包括主变及各条线路的交流测量、温湿度等非电气量的直流测量、开关刀闸等遥信量的实时采集、保护信息的收集、与上级调度通讯、统一时钟等。

3.2 数据处理

主变及各条线路的功率及功率因数计算、电能计算及统计、事件顺序记录及事故追忆等。

3.3 安全监控

系统运行工况监视, 变电站一次系统运行状态监视, 遥测量的越限监视, 遥信变位的声光报警, 事故信号及预告信号的告警显示, 变压器分接头与电容器组人工、自动调节与投切, 保护测定值的显示与修改, 在线自诊断等。

3.4 运行记录

电力系统事故记录及运行记录, 系统历史数据记录, 设备运行记录, 以及各种记录的统计, 报表人工、自动打印, 屏幕拷贝等。

3.5 微机保护功能

包括变压器保护、线路保护、母线保护、电容器保护及其他设备的保护配置。

3.6 电压和无功控制功能

对有载调压变压器分接头和并联补偿电容器组进行综合调节控制, 从而控制电压和功率因数等指标, 保证电压质量和优化无功补偿。

3.7 远动功能

包括常规的遥测、遥信、遥控、遥调, 保护定值的远方监视与修改, 故障录波及测距的远方传输等功能。

3.8 人机联系功能

在线生成、修改各种报表及画面, 在线修改数据库参数, 控制闭锁与解除;多窗口显示, 画面可放大、缩小、漫游以及方便的画面调用, 远方和当地操作以及当地操作的防误操作等功能。

3.9 小电流接地自动选线功能

当小电流接地系统发生单相接地时, 具有自动报警并寻找故障线路的功能。

3.1 0 备用电源自投功能

可以保证单路供电的可靠性。

4 综合自动化系统的技术要求

4.1 微机保护功能要求

保护功能占据最重要的位置。要求综合自动化系统对电力系统中的一切故障都能正确地施行其保护功能, 且要在动作的快速性、可靠性及灵活性方面优于常规保护。

4.2 后台监控系统要求

监控功能在综合系统中也占有很重要的地位, 要求系统不但能对变电站的一次系统运行工作情况进行全方位的监视控制, 且对系统本身的工作异常应及时发现并显示告警。另外, 考虑到变电站的不断发展, 要求综合系统在功能上具有可开发性。

4.3 系统可靠性要求

系统可靠性主要包括两个方面, 即构成系统的硬件和软件。对于硬件的可靠性, 可以用设备的平均故障间隔时间MTBF及故障前平均运行时间MTTF以及设备的冗余度等指标来衡量。要求各设备本身具有足够的可靠性及冗余度。在任何情况下, 应确保可靠执行综合系统的主要功能。至于软件的可靠性, 是要求系统对软件故障具有较强检出能力、较高的响应速度、及合理的处理方式。

4.4 操作和维护的要求

操作和维护简单、方便性, 是运行人员对综合系统的普遍要求。综合系统的操作控制设计应尽可能简单明了。即便运行人员不懂计算机专业知识, 经过短期的训练, 也应能熟练地进行操作。另外, 系统故障后的维修问题, 要求在软件设计上使系统的自诊断功能完善, 且要求元件检修和更换方便简捷。

4.5 系统抗干扰性能要求

系统必须具有较强的抗干扰性能。在高压变电站内, 扰乱综合系统正常工作的干扰因素主要有:电磁干扰、射频干扰以及各种传导性暂态浪涌干扰, 为确保综合系统的可靠性、对于分散式结构的系统最好用光纤联接各分散单元。系统在投运前, 必须首先进行各种抗干扰性能实验。

结束语