变电站综合自动化系统解决方案

变电站综合自动化系统解决方案（精选8篇）

篇1：变电站综合自动化系统解决方案

变电站综合自动化解决方案

三旺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。

变电站综合自动化需求>>

> 测控装置的串口信号要求能连接到以太网，用于本地和远程控制站点高级管理和同步化

> 适应变电站恶劣环境

> 保证变电站重要数据传输的优先性和稳定 > 设备种类繁多，要求通信设备符合电力IEC61850规约，兼容变电站各种智能设备 方案优势>>

> 符合IEC61850标准的串口服务器与工业交换机完美结合

> 产品优于IEC61850-3标准的EMI抗性，工业四级设计能在严酷的环境下可靠、稳定工作

> 交换机支持QOS、VLAN等网络技术，保障变电站重要数据的传输优先性和独立性 > 设备设计符合IEC61850规约，能兼容变电站任何智能设备

<<关键产品>>

◎支持接口类型可根据需要搭配

◎支持SW-Ring环网冗余专利技术，网络故障自愈时间＜20ms ◎支持802.1X、密码管理、端口镜像、端口汇聚

◎支持支持DC110~220V或AC100~240V三位端子电源输入 ◎无风扇设计,工业级设计，-25~70℃温度工作范围 ◎IP30防护等级，19寸标准机架安装方式

IES5024系列

• 支持RS-232/RS-485/RS-422三种串口形式 • 支持300bps~115200bps线速无阻塞通信

• 支持虚拟串口驱动访问模式和网络中断自动恢复连接功能

NP316系列

篇2：变电站综合自动化系统解决方案

[系统概述]

电力系统是我国能源行业的最重要组成部分。突出特点是，电力的使用已渗透到社会经济、生活的各个领域。

电力系统，从理论上讲，具有统一性、同时性和广域性的特点，因此，全国性、区域性，以致于跨国性的电网互联早就受到各国电力部门的普遍重视。可以预见，21世纪的电网互联将会得到更快的发展，同时随着电力系统的不断扩大，将对电网的设备、控制手段、管理方式、电力市场支持技术、以及环保技术提出更高的要求。

电力系统自动化程度不断提高，要求越来越多的变电站达到无人值班站的标准，而二次设计简单、施工快捷、检修方便的变电站综合自动化系统的优势越发明显。本文主要介绍研祥智能EIP（嵌入式智能平台）产品在变电站综合自动化系统中的应用。

[系统结构]

该系统为分层、分布式综合自动化系统，整个系统由保护监控装置、通信管理机、SCADA监控系统组成，如下图一所示

[系统框图]

由图一可以看出，通信管理机完成的功能主要有如下几点：以RS-485方式完成与SCADA系统、保护监控装置的通信；接入MODEM/光端机/扩频电台完成与县调、地调的数据通信；完成与站内其他智能设备的数据通信，如直流屏、多功能电度表、小电流接地选线装置、其他厂家保护装置等。并且由于电力行业对于稳定性、可靠性的要求，系统选择性能出众、可靠性高的研祥智能EIP（嵌入式智能平台）产品作为通信管理机的核心操作平台，可以实现整个系统的稳定、可靠运行。

[应用图解]

根据110KV变电站的规模及站内运行设备的数量，该通信管理机在设计时按照实用性、稳定性及可扩性设计原则，通信基础平台采用研祥智能科技股份有限公司生产的IPC-810机箱，内置工业级底板IPC-6114P4A加工业级CPU卡FSC-1717VN采用Intel875P芯片组的高性能主板。通信扩展则可选用ISA总线RS-485/422工业通信四串口卡一块，为与以RS-232方式通信的设备接口，可选用ISA总线RS-232通讯四串口卡一块，以下即其实际应用方案图解。

[系统配置]

机箱：IPC-810A/6114P4A/7271AT

主板：FSC-1717VN（P4级长主板）

配件：P4 3.0/512M/80G

4串口卡

[系统总体评价]

1、高可靠性

研祥智能科技专心致力于EIP（嵌入式智能平台）的研制与生产，投入大量人力物力进行产品性能和可靠性的提升，在生产及测试方面，严格把关，确保每一出自研祥的产品都符合客户需要。

2、安装方便

根据研祥智能多年在工业级计算机领域的服务经验，一个好的嵌入式解决方案，除了性能方面能够傲然出众之外，还需要为客户考虑现场操作的简易性。研祥智能在产品的结构方面同样精益求精，您可以在紧凑的机箱内游刃有余的安装各种扩展模块，线缆分布井井有条。专业就是深知客户的心思，并提前考虑。

3、性价比优异

研祥作为国内最大的嵌入式智能平台生产供应商，在国内进行大规模生产测试，产品制造成本大大降低。遍布国内的分支机构就近为客户提供咨询和售后服务，有效减少日常的运营成本。因此我们产品的价格通常低于同类产品10%以上，具备优异的性能价格比。

4、服务一流

篇3：变电站综合自动化系统解决方案

1.变电站综合自动化系统的发展概况

我国的变电站自动化技术发展较为缓慢, 但随着自动化技术的发展, 在计算机网络、通信等信息技术的推动下, 我国的电网建设正处于快速发展的新时期, 变电站综合自动化技术也随之有了较大的发展, 而且得到广泛认同和大面积推广, 是电力系统现代化的必然趋势, 在功能上已由监视测量向测量控制发展, 在布置上由集中式向分散式发展, 在整体性能上从传统的单项自动化向综合自动化方向过渡。另外, 在变电站运行管理方式上也开始从有人值班向无人值班或少人值班的方向发展。

2.变电站综合自动化系统的发展趋势

在国际大电网会议《变电站内数据流的通信要求》中, 对变电站自动化的功能进行了分析与总结, 其功能如下:

(1) 远动功能;

(2) 计量功能;

(3) 继电保护功能;

(4) 自动控制功能;

(5) 系统功能, 如监控、调度通信等;

(6) 接口功能, 如微机防误、GPS等;

(7) 保护相关功能, 如故障滤波器、接地选线等。

由此可见, 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。从集中控制、功能分散型向分层网络型发展, 向增加遥视系统、蓝牙技术应用方向发展。

变电站自动化系统是电网调度的子系统, 其相关功能、配置应服从电网自动化的总体设计, 同时遵循电网优质、安全、经济运行以及资源共享、信息分层传输的原则。集微机保护、监控系统、故障录波等功能于一体, 同时实时监测各种测控和保护模块的状态信息, 并根据相关协议传送至上级部门。

具体的设计要求应满足以下几点:

(1) 变电站综合自动化系统应集保护、测量、监视、运行控制、当地功能于一体, 全面代替常规的二次设备。具备常规RTU的全部功能, 以满足有人和无人值班变电站的要求。

(2) 应具有高可靠性和高抗干扰能力。

(3) 系统与保护和测控单元的通信要保证实时性、准确性、可靠性。并且按照不同的优先级对各种测量量和状态量进行处理。

(4) 具有独立的故障自检功能。

(5) 站内和站间通信尽量选用国际标准规约, 这样可以方便用户的设备选型和系统的运行维护。

(6) 监控系统应具有简洁、方便的人机界面, 以便于运行人员对现场工况进行了解, 并且易于通过人机界面进行远程控制。

(7) 变电站综合自动化系统应满足开放性和可扩展性的要求, 可以根据不同的电压等级和现场的实际情况, 量体裁衣地组成规模不同的系统。

间隔层是指一个间隔内的全部功能和设备, 在间隔层内的设备有继电保护单元或测控单元, 或者两者都有。主要的保护和测控模块有:主变差动保护装置、主变测控保护装置、主变后备保护装置、测控装置、电容器测控保护装置、线路测控保护装置、所用变测控保护装置、备用电源自投保护装置等等。

间隔层是整个系统的基础, 间隔层的设备要完全按照一次设备的情况来配置的, 因此随着变电站的不同, 间隔层的设备也有很大的差异。

通讯网络是变电站的重要组成部分, 它完成变电站内各个保护和测控单元与变电站层的所有通讯, 一般通过网络或串口进行信息传输。

所有的变电站综合自动化功能最终通过变电站层来表现。这里设计了两种方案:

方案:通信管理机选用嵌入式工控机。

在有人值班或少人值班变电站中, 变电站层包括通信管理机和后台计算机, 有人机接口, 提供全站的实时数据信息、历史数据信息和统计信息, 完成数据处理和信息显示;在无人值班变电站中, 变电站层只需通信管理机即可, 提供全站的综合信息的分类处理、规约转换、和他方通信等。

这样情况下, 在无人值班的变电站中, 通信管理机与上级调度部门或集控站之间的通信可通过串行通信连接, 也可通过TCP/IP Ethernet网络连接, 以协调所有设备间的数据, 实现信息传输和交换, 完成变电所的各种功能。

后台计算机是系统和变电站运行人员的人机交互接口, 它的设计要能够提供友好的人机界面, 有大量的图表供用户使用和分析, 并可由当地运行人员完成遥控、遥调、信号复归、远方定值整定、在线维护等当地功能。

篇4：变电站综合自动化系统解决方案

【关键词】变电站;综合自动化;防误闭锁装置;问题;对策;管理措施

随着科学技术的不断发展，网络信息技术也得到了极大的发展，电力系统也逐渐向微机保护、自动化系统进行快速转变，目前变电站管理中已经达到了无人值班的水平。变电站综合自动化发展已经成为电网调度自动化及电力系统自动化的发展方向。在操作过程中为防止产生电网、设备等安全危害，或引发更大的损坏。在变电站中可以选用防误闭锁装置对此类问题进行有效防护。本文主要对综合自动化装置实现变电站防误闭锁系统存在的问题进行了分析，对其方案进行了探究，同时还提出了相应的管理措施，只有这样才能避免各种事故的出现，增加电力系统操作的安全性。

一、防误闭锁装置存在的问题

常规变电所“五防”程序在断路器分断中必须先遵循模拟图板上的红、绿翻板进行，再取出程序锁匙分断隔离开关的顺序进行。在综合自动化变电所主要选用微机保护，断路器分合中的控制开关转变为按钮开关，这种情况下，导致原有“五防”装置产生了一些问题，主要体现在两个方面：第一，分、合按钮开关在强制闭锁中根本无法实现，极可能产生断路器误分、误合故障;第二，按钮开关分、合第一把程序锁没有，导致隔离开关的程序锁和断路器的分、合状况不存在任何关系，因此隔离开关操作机构上的程序锁任何时间都可以开启，闭锁功能就消失了，则会出现带负荷拉隔离开关故障。这种情况下导致隔离开关以下的防误装置就没有任何功能性作用。基于此，在微机保护原有“五防”装置中其防误闭锁功能在变电所中不能对其作用进行充分发挥。

二、应对防误闭锁装置的对策

在面对自动化变电所防误闭锁装置存在的问题时，通过对35KV到500KV变电所防误闭锁装置的了解，有多种型号的变电设备在电网系统中得到了多种应用，因此防误闭锁配置的型式也越来越多，主要有常规的机械闭锁、电磁闭锁、程序闭锁等，近年来还出现了微机防误闭锁。各个防误闭锁作用各不相同，在变电站运行过程中其起到的作用也不尽相同，同时在运行过程中还存在诸多问题。电压等级不同，主结线结构不同的变电站防误闭锁装置则要进行不同类型的配置，主要分为以下几种：

（1）整机配套防误闭锁：这种防误闭锁装置目前广泛应用于500KV当中，这种装置在生产过程中就将其设置在变电设备微机保护中，在后期运行中则不需要进行安装。

（2）微机防误闭锁：这种防误闭锁装置主要应用于具有复杂主结线安装的110KV枢纽变电站及220KV、35KV的变电站。目前最常见的微机防误装置类型主要有两种：现阶段应用较为广泛的微机防误装置是将变电所一次模拟屏作为重点，在模拟屏工控机内预存了所有设备的倒闸操作程序。在操作过程中向电脑钥匙进行模拟预演的准确操作程序的传送，并对电气设备操作进行分析。现阶段在变电所内WBF型微机防误装置应用的很少，这种微机防误装置的主要执行元件为电磁锁，利用电磁锁闭合触点进行设备的顺利工作，其微機防误网络的组成成分主要有操作、执行、显示及打印。在实际操作过程中可以选用导线连接的方式进行网络各元件的连接，这种方式还可以进行电脑钥匙操作的替代。

（3）综合防误闭锁：这种防误闭锁装置目前广泛应用于较为简便35KV变电所的主结线安装中和110KV末端变电所。综合防误装置的主体为JSN型机械程序锁，同时有各种装置组合而成，其主要辅助机械为闭锁、电磁闭锁等。采用前面所提到的辅助防误装置可以对自动化变电所中选用的微机保护，出现的各种防误现象进行有效处理。这种“五防”装置在应用过程中具有功能齐全、质量高、操作简单及成本低的优势。

（4）机械防误闭锁：这种防误闭锁装置目前广泛应用于35KV户内变电所中。在生产过程中厂家已经设计了机械防误闭锁装置。“五防”装置的各个功能的闭锁工作主要有机械机构传动来有效运作，在设备正式运行后，用户则不用进行“五防”装置的安装。这种设备的优点主要体现在对尘、污染等具有极高的防护作用，比较适宜于环境污染严重的地区进行安装。其在操作过程中还存在一些缺陷，主要表现在这种设备主要依靠机械进行转动，具有较多联动环节，在操作当中往往会造成机械卡死等问题。

三、防误闭锁装置的管理措施

在电气系统操作过程中如发生事故，将对操作人员的安全、设备及电网的安全造成极大的威胁。操作不当、设备质量不达标是导致事故发生的主要原因。基于此，相关管理部门必须对事故原因进行深入分析与探究，及时找出相应的解决措施进行有效处理。完善防误闭锁装置管理体系，加强监管力度，是确保电力系统安全的重要保障。

（1）对电网防止电气误操作等安全管理规定进行认真执行，同时与变电站自身的具体情况充分结合，制度符合自身发展的规章制度，并严格按照相关规定进行作业。

（2）为确保电力系统的安全性，必须完善安全管理体系，对防误闭锁装置操作技术人员进行有效的专业知识及实践培训，帮助操作人员提升自身的专业素养，使他们能够对自身的工作更加熟练、准确把握各个系统之间的联系、设备的运作原理及功能等，起到规范操作，增加安全性的作用。

（3）在操作前工作人员必须严格遵循操作规范进行正确操作。当异常情况出现在操作过程中，严格禁止在原因没有确定之前进行强分及强合等违规作业。在进行解锁时，要对闭锁装置的异常情况进行准确确定，并在相关领导批准后进行解锁作业。与此同时，还要填写解锁记录，把解锁的各个环节、时间等都进行准确记录，确保其操作的规范性、正确性。

（4）完善防误装置管理体系，加大管理力度。实行责任制，明确划分各个部门及个人的责任，对防误负责人的责任及义务进行明确划分，并进行防误装置台账的建立，同时进行电气防误闭锁装置运行章程及维护规范的制定。在检查项目中检查人员必须将防误装置作为其主要项目进行科学有效地检查，并在相关设备检修项目内添加防误装置检修试验等项目。这样可以帮助工作人员及时地发现问题，并能进行及时有效地处理，确保防误装置的安全性及有效性。

（5）必须严格遵循国电公司的安全设施规范化要求进行现场设备的选择及安装。确保防误闭锁装置符合国家相关标准，做到质量达标。在规范化管理当中，相关部门可以将电动刀闸操作箱归入管理范围内，电动按钮可以有两个名称，同时将防误措施在电动按钮内进行设置，操作结束后则要将操作电源进行立即切断，刀闸操作电源的开关必须具有独立性。

四、结束语

综上所述，随着科学技术的不断进步，电力系统的容量增加的速度越来越快，同时随其增长的还有电压的等级。这种情况下，促使变电站综合自动化系统得到了极大的发展，通过防误闭锁装置在变电站综合自动化系统中的大量应用，将对变电站运行设备操作的准确性、有效性进行极大的提升。

参考文献

[1]梁晓兵，禤文健，张玲，宋占岭.一种在线式“五防”一体化系统的设计与实现[J].电力安全技术，2011年04期.

篇5：变电站综合自动化系统介绍

变电站综合自动化系统

第一章

变电站综合自动化技术基础 第一节

变电站综合自动化的基本概念

一、常规变电站状况

电力系统的环节：发、输、配、用 变电站的基本作用：配电 常规变电站的二次系统构成：

继电保护 就地监控 远动装置 录波装置 保护屏 控制屏 中央信号屏 录波屏

常规变电站的二次系统的缺点：

(1)安全性、可靠性不能满足现代电力系统高可靠性的要求。

(2)供电质量缺乏科学的保证。指标：U、F、谐波

(3)占地面积大，增加了征地投资。

(4)不适应电力系统快速计算和实时控制的要求。

(5)维护工作量大，设备可靠性差，不利于提高运行管理水平和自动化水平。

二、变电站综合自动化的基本概念

变电站综合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，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、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。

变电站综合自动化系统，即利用多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统，代替常规的测量和监视仪表，代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护屏，改变常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷。

三、变电站实现综合自动化的优越性

(1)提高供电质量，提高电压合格率。

(2)提高变电站的安全、可靠运行水平。

(3)提高电力系统的运行、管理水平。

(4)缩小变电站占地面积，降低造价，减少总投资。

(5)减少维护工作量，减少值班员劳动，实现减人增效。

第二节

变电站综合自动化的内容、主要功能及信息量

一、变电站综合自动化的内容 电气量的采集 电气设备(如断路器等)的状态监视、控制和调节。

由继电保护和故障录波等完成瞬态电气量的采集、监视和控制，并迅速切除故障和完成事故后的恢复正常操作。

高压电器设备本身的监视信息(如断路器、变压器和避雷器等的绝缘和状态监视等)。将变电站所采集的信息传送给调度中心外，还要送给运行方式科和检修中心，以便为电气设备的监视和制定检修计划提供原始数据。

二、变电站综合自动化的基本功能

监控子系统的功能

微机保护子系统的功能

自动控制装置的功能

远动及数据通信功能 2.1 监控子系统的功能(一)数据采集

(1)模拟量的采集

1）交流模拟量：U、I、P、Q、COS、F 2）直流模拟量： DC220V、DC5V、DC24V(2)开关量的采集(3)电能计量

1）电能脉冲计量法

2）软件计算方法

(二)事件顺序记录

包括断路器跳合闸记录、保护动作顺序记录

(三)故障记录、故障录波和测距

(1)故障录波与测距

微机保护装置兼作故障记录和测距 采用专用的微机故障录波器

(2)故障记录

记录继电保护动作前后与故障有关的电流量和母线电压

(四)操作控制功能

操作人员都可通过电脑屏幕界面对断路器和隔离开关进行分、合操作，对变压器分接开关位置进行调节控制，应保留人工直接跳、合闸手段，断路器操作应有闭锁功能

(五)安全监视功能

越限监视

监视保护装置是否失电 自控装置工作是否正常等

(六)人机联系功能

(1)人机联系桥梁：显示器、鼠标和键盘。

(2)显示画面的内容 ：

1)显示采集和计算的实时运行参数

2)显示实时主接线图 3)事件顺序记录

4)越限报警

5)值班记录

6)历史趋势

7)保护定值和自控装置的设定值

(3)输入数据：变比、定值、密码等 ①定时打印报表和运行日志； ②开关操作记录打印； ③事件顺序记录打印； ④越限打印； ⑤召唤打印； ⑥抄屏打印； ⑦事故追忆打印。

①主变和输电线路有功和无功功率每天的最大值和最小值以及相应的时间； ②母线电压每天定时记录的最高值和最低值以及相应的时间； ③计算受配电电能平衡率； ④统计断路器动作次数；

⑤断路器切除故障电流和跳闸次数的累计数； ⑥控制操作和修改定值记录。

(1)谐波源分析(2)谐波检测与抑制(七)打印功能

(八)数据处理与记录功能

(九)谐波分析与监视

2.2 微机保护子系统的功能

（一）保护功能：

①高压输电线路的主保护和后备保护； ②主变压器的主保护和后备保护； ③无功补偿电容器组的保护； ④母线保护； ⑤配电线路的保护；

⑥不完全接地系统的单相接地选线。

(1)它的工作不受监控系统和其他子系统的影响(2)具有故障记录功能

(3)具有与统一时钟对时功能

（二）辅助功能：

(4)存储多种保护整定值

(5)当地显示与多处观察和授权修改保护整定值

(6)设置保护管理机或通信控制机，负责对各保护单元的管理。

(7)通信功能

(8)故障自诊断、自闭锁和自恢复功能。

2.3 自动控制装置的功能

（1）电压、无功综合控制

（2）低频减负荷控制（3）备用电源自投控制（4）小电流接地选线控制（1）系统内部的现场级间的通信（2）自动化系统与上级调度的通信

（1）功能综合化

（2）分级分布式、微机化的系统结构（3）测量显示数字化（5）运行管理智能化

（1）其结构形式有集中式、分布式、分散（层）分布式；

（2）从安装物理位置上来划分有集中组屏、分层组屏和分散在一次设备间隔设备上安2.4 远动及数据通信功能

第三节

变电站综合自动化的基本特征

（4）操作监视屏幕化

第四节

变电站综合自动化的结构形式

装等形式。

一、集中式综合自动化系统

集中式结构的综合自动化系统，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、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理，分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能

集中式结构最大的缺点是：

1)每台计算机的功能较集中，如果一台计算机出故障，影响面大 2)软件复杂，修改工作量大，系统调试麻烦。3)组态不灵活，影响了批量生产，不利于推广。

4)集中式保护与长期以来采用一对一的常规保护相比，不直观，不符合运行和维护人员的习惯，调试和维护不方便，程序设计麻烦，只适合于保护算法比较简单的情况。

二、分层(级)分布式系统集中组屏的综合自动化系统

（一）分层分布式结构的概念

所谓分层式结构，是将变电站信息的采集和控制分为管理层、站控层和间隔层三个级分层布置。

间隔层按一次设备组织，一般按断路器的间隔划分，具有测量、控制和继电保护部分。

站控层的主要功能就是作为数据集中处理和保护管理，担负着上传下达的重要任务。

管理层由一台或多台微机组成，这种微机操作简单方便，界面汉化，使运行值班人员极益掌握。

（二）中、小型变电站的分层分布式集中组屏结构

（三）大型变电站的分层分布式集中组屏结构

（四）分层分布式集中组屏综合自动化系统结构特点

（1）可靠性高，可扩展性和灵活性高；

（2）二次电缆大大简化，节约投资也简化维护量。

（3）分布式系统为多CPU工作方式，各装置都有一定数据处理能力，从而减轻了主（4）继电保护相对独立。

（5）具有与系统控制中心通信功能。（6）适合于老站改造。主要缺点是安装时需要的控制电缆相对较多，增加了电缆投资。控制机的负担。

三、分散分布式系统与集中相结合的综合自动化系统结构

分层分散式结构的变电站综合自动化系统突出的优点如下：

(1)简化变电站二次部分配置，缩小控制室的面积。

(2)减少了施工和设备安装工程量。

(3)简化了变电站二次设备之间的互连线，节省了大量连接电缆。

(4)分层分散式结构可靠性高，组态灵活，检修方便。

以上几点都说明采用分层分散式的结构可以降低总投资，在今后的技术条件下，应该是变电站综合自动化系统的发展方向。

第二章

变电站综合自动化系统的硬件原理

第三章

变电站综合自动化系统的微机保护、监视与控制子系统 第一节

继电保护基本知识

一、继电保护应满足的要求（1）选择性

（2）快速性

（3）灵敏性

（4）可靠性

二、主保护、后备保护和辅助保护

（1）主保护是指满足系统稳定及设备安全要求，有选择地切除被保护设备和全线路故障的保护。

（2）后备保护指的是主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护。（3）辅助保护是为补充主保护和后备保护的不足而增设的简单保护。

三、继电保护的基本原理

（1）反映电流改变的，有电流速断、定时过流及零序电流等保护；（2）反映电压改变的，有低电压（或过电压）、零序电压保护等；（3）既反映电流又反映电流与电压间相角改变的，有方向过电流保护；

（4）反映电压与电流的比值，即反映短路点到保护安装处阻抗（或距离）的，有距离保护；（5）反映输入电流和输出电流之差的，有变压器差动保护等。第二节

输电线路的微机保护、监视与控制子系统一、输电线路继电保护原理

1、电网相间短路的三段式电流保护

（1）无时限（瞬时）电流速断保护 此种保护的动作电流是按躲过被保护输电线路末端最大短路电流整定的，它没有时限元件。

（2）带时限（限时）电流速断保护 保护范围限定在相邻线路无时限电流速断保护的保护区内，在无时限电流速断保护的基础上增加了一个时限元件△t=0.5s。

（3）定时限过电流保护

定时限过电流保护的动作是按躲过最大负荷电流整定。

定义：方向继电器又称为功率继电器，它的动作具有方向性，即规定当功率由母线流

2、电网相间短路的方向电流保护

向线路时它才动作，进而使整个方向电流保护动作切除故障。

二、输电线路的自动重合闸

定义：自动重合闸装置就是将跳闸后的断路器自动重新投入的装置，简称AAR装置。

1、单电源供电线路的三相一次自动重合闸

（1）当线路发生瞬时性故障或由于其他原因使断路器误跳闸时

（2）线路上发生永久性故障时

（3）手动跳闸及遥控跳闸时

（4）闭锁重合闸

（5）手动合闸到故障线路时

2、双电源供电线路的三相一次自动重合闸

（1）故障点断电时间问题

（2）同步问题

（3）重合闸实现方式：

①检无压 ②检同期

3、自动重合闸与继电保护的配合（1）重合闸前加速保护

（2）重合闸后加速保护

三、自动按频率减负荷 运行规程规定：电力系统的运行频率偏差为±0.2Hz，系统频率不能长时间运行在49.5～49Hz以下，事故情况下，不能较长时间停留在47Hz以下，系统频率的瞬时值绝不能低于45Hz。

1、自动按频率减负荷的基本工作原理

2、自动按频率减负荷的实现方法

①采用专用的自动按频率减负荷装置

②把自动按频率减负荷的控制分散设在每回馈线保护装置中 ①时限闭锁方式

②低电压带时限闭锁

③低电流闭锁方式 ④滑差闭锁方式

3、对自动按频率减负荷装置闭锁方式的分析

第三节

电力变压器的微机保护、监视与控制子系统一、概述

1、保护内容

（1）主保护配置：

①比率制动式差动保护

②差动速断保护 ③本体重瓦斯、有载调压重瓦斯和压力释放 ①三段复合电压闭锁方向过电流保护 ②三段过负荷保护

③冷控失电，主变压器过温报警 ④二段式零序过电流保护

⑤一段两时限零序电流闭锁过电压保护 ⑥一段两时限间隙零序过电流保护

（2）后备保护配置：

2、配置方案

（1）双绕组变压器

后备保护可以配置一套，装于降压变压器的高压侧（或升压变压器的低压侧）

后备保护可以配置两套： 一套装于高压侧

另一套装于中压侧或低压侧的电源侧

（2）三绕组变压器

二、变压器差动保护基本原理

用环流法构成的两绕组变压器电流差动保护的原理接线图

三、变压器差动保护的特殊问题

（1）两侧电流互感器的形式不同

（2）两侧电流互感器的变比不同

（3）变压器各侧绕组接线方式不同

（4）变压器空载合闸时的励磁涌流

（5）在运行中改变变压器的变比

四、变压器微机保护的电流平衡

（1）微机变压器保护电流互感器接线原则

（2）电流平衡的调整系数

五、电力变压器比率制动差动保护（1）比率制动式差动保护的基本原理

定义：

① 比率制动式差动保护的原理简单地说就是保护的动作电流（差动电流定值）随外部② 比率就是指差动电流与制动电流之比。

③ 制动电流这样选取：在不平衡电流较大的外部故障时有制动作用，而在内部故障时短路电流按比率增大，即能保证外部不误动，又能保证内部短路有较高的灵敏度。

制动作用最小。

（2）和差式比率制动的差动保护原理

（3）变压器励磁涌流的判断及二次谐波制动系数

励磁涌流的特点：

较

二次谐波制动比定值=0.15（4）变压器的差动速断保护 定义：差动速断保护是差动电流过电流瞬时速动保护。差动速断的整定值按躲过最大不平衡电流和励磁涌流来整定，其整定值可取正常运行时负荷电流的5～6倍。

（5）电流互感器断线监视

六、电力变压器后备保护

（1）复合电压闭锁方向过流保护

① 复合电压闭锁过流保护为三段式： I段动作跳本侧分段断路器（或桥断路器）Ⅱ段动作跳本侧断路器 Ⅲ段跳三侧断路器 ② 复合电压启动判剧： ① 最大值可达额定电流的6~8倍

② 波形是非正弦的，含有很大的非周期分量，特性曲线几乎全部偏在时间轴的一边 ③ 包含以二次谐波为主的高次谐波 ④ 波形之间出现间断

⑤ 励磁涌流开始瞬间，衰减很快

励磁涌流的闭锁条件：将二次谐波分量算出，作为制动分量，与基波分量进行比

关 母线线电压小于本侧母线线电压的低电压定值 负序电压超过负序电压定值 或的关系 ③

方向：

如果作为变压器相邻元件的后备保护，则变压器指向母线为正方向 如果作为变压器本身的后备保护，则母线指向变压器的正向为正方向 I段用于发警告信号 II段用于启动风扇冷却器 III段用于闭锁有载调压 ①

中性点直接接地保护方式

由两段式经零序电压闭锁的零序电流构成，每段设一个时限。I段时限跳母联（或分段）②

中性点不接地的零序保护方式

装设I段两时限的零序无流闭锁零序过电压保护，第一时限跳母联或分段开关，第二时③

中性点经放电间隙接地的零序保护方式（2）变压器过负荷保护

（3）变压器零序保护

断路器或跳三绕组变压器中压侧有源线路；II段时限跳本侧（或全跳）断路器

限跳本变压器各侧

I段两时限方式，第一时限跳高压侧母联开关（或分段开关），第二时限跳本变各侧开第四节

电力电容器的微机保护、监视与控制子系统一、电力电容器的内部和外部故障

（1）电容器内部故障的原因

（2）电容器的外部故障及系统异常

（3）电容器保护配置：

过电压和欠电压的电压保护 限时过电流保护

防止电容器内部故障的电容器组专用保护（1）与电容器串联的电抗器

（2）避雷器的过电压保护

（3）电容器组的电压保护。主要用于防止系统稳态过电压和欠电压。（4）电容器组的电流保护

二、并联补偿电容器组的通用保护

三、电容器组内部故障的专用保护

（1）单Y形接线的电容器组保护：

① 采用零序电压保护 ② 桥式差流的保护方式 ③ 电压差动保护方式

（2）双Y形接线的电容器组保护：采用不平衡电流或电压保护（3）三角形接线的电容器组保护：采用零序电流保护

第五节

电压、无功综合控制子系统一、变电站电压、无功综合控制的原理

在变电站主要的调压手段是调节有载调压变压器分接头位置和控制无功补偿电容器。有载调压变压器可以在带负荷的情况下切换分接头位置，从而改变变压器的变比，起控制无功补偿电容器的投切，可改变网络中无功功率的分布，改善功率因数，减少网

到调整电压和降低损耗的作用。损和电压损耗，改善用户的电压质量。

二、电力系统的电压、无功综合控制的方式

(1)集中控制：指在调度中心对各个变电站的主变压器的分接头位置和无功补偿设备进行统一的控制。

(2)分散控制：指在各个变电站或发电厂中，自动调节有载调压变压器的分接头位置或其他调压设备，以控制地区的电压和无功功率在规定的范围内。

(3)关联分散控制：指电力系统正常运行时，由分散安装在各厂、站的分散控制装置或控制软件进行自动调控，调控范围和定值是从整个系统的安全、稳定和经济运行出发，事先由电压、无功优化程序计算好的，而在系统负荷变化较大或紧急情况或系统运行方式发生大的变动时，可由调度中心直接操作控制，或由调度中心修改下属变电站所应维持的母线电压和无功功率的定值，以满足系统运行方式变化后新的要求。

(4)关联分散控制的实现方法 一是通过监控系统的软件模块实现；另一种是由独立的关联分散控制装置实现。第六节 变电站综合自动化系统的其他子系统一、备用电源自动投入装置 定义：备用电源自投装置是因电力系统故障或其他原因使工作电源被断开后，能迅速将备用电源或备用设备或其他正常工作的电源自动投入工作，使原来工作电源被断开的用户能迅速恢复供电的一种自动控制装置。

（1）备用电源的配置

① 明备用的控制

② 暗备用的控制

①工作电源确实断开后，备用电源才投入。

②备用电源自动投入切除工作电源断路器必须经延时。

③手动跳开工作电源时，备自投投入装置不应动作。

④应具有闭锁备自投装置的功能。

⑤备用电源不满足有压条件，备自投装置不应动作。

⑥工作母线失压时还必须检查工作电源无流，才能启动备自投投入。

（2）微机型的备用电源自投装置的基本特点 ⑦备自投装置只允许动作一次。

二、小电流接地系统单相接地故障的检测

（1）概述

根据系统中发生单相接地故障时接地电流的大小划分：

①

小电流接地系统：

中性点不接地 中性点经消弧线圈接地

② 大电流接地系统：中性点直接接地（2）小电流接地系统的接地电流 第六节 变电站综合自动化系统的其他子系统

①中性点不接地系统单相接地故障时的接地电流

特征：当电网发生单相接地故障后，非故障电路电容电流就是该线路的零序电流，故障线路首段的零序电流数值上等于系统非故障线路全部电容电流的总和，其方向为线路指向母线，与非故障线路中零序电流的方向相反，系统中性点电压发生较大的位移。

实现方法：基于基波零序电流方向的自动接地选线原理

②中性点经消弧线圈接地系统单相接地故障时的接地电流

特征：在单相接地时，故障线路首端的5次谐波电流在数值上等于系统非故障线路5实现方法：基于5次谐波零序电流方向的自动接地选线原理 次谐波电流的总和，其方向与非故障线路肿次谐波零序电流方向相反，由线路指向母线。第五章

数字化变电站简介

变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平，在我国城乡电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班，而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术，从而大大提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度的可能性，降低了变电站建设的总造价，这已经成为不争的事实。然而，技术的发展是没有止境的，随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，势必对已有的变电站自动化技术产生深刻的影响，全数字化的变电站自动化系统即将出现 数字化变电站自动化系统的特点

1.1智能化的一次设备

一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计，简化了常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。换言之，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。

1.2网络化的二次设备

变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。

1.3自动化的运行管理系统

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

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。

2.2 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；

(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。2 数字化变电站自动化系统的结构 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；

篇6：浅析变电站综合自动化系统

周玉杰

（鸿骏铝电公司动力一分厂，内蒙古 霍林郭勒市 029200）摘要：本文简要介绍了变电站综合自动化系统的重要性和发展趋势，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 关键词：变电站综合 自动化系统 结构 功能

1.概述

近几年全国电解铝行业发展讯速，生产规模不断扩大，从整个铝冶炼行业的安全生产特点来看，整流供电综合自动化系统越来越受到重视。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，向电解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。发展和完善供电整流综合自动化系统是今后整流供电发展的新的趋势。

2.系统结构

目前从国内整流供电综合自动化的开展情况而言，大致存在以下几种结构：

2.１分布式系统结构

按变电站被监控对象或系统功能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，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。

2.2集中式系统结构

集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其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：

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

（2）软件复杂，修改工作量大，系统调试烦琐。

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

２.3分层分布式结构

按变电站的控制层次和对象设置全站控制级——变电站层(站级测控单元)、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，即站控层、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：

2.3.1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。

2.3.2可扩展性和开放性较高，利于工程的设计及应用。

2.3.3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。目前全国各大铝厂供电系统均采用分层分布式结构，下面就这种方式展开讨论。

3.电解铝供电综自系统结构方式 3.1 系统结构

3.1.1变电站自动化系统由站控层、网络层和间隔层三部分组成，并用分层、分布、开放式网络系统实现连接。站控层设备及网络发生故障而停运时，不能影响间隔层的正常运行。

3.1.2 站控层由计算机网络连接的系统主机及操作员站和各工作站等设备构成，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并可与调度中心和集控站通信。站控层的设备可集中或分散布置。3.1.3网络层是站控层与间隔层联络的中枢，间隔层的信息通过网络层最后到达站控层，实现信息的收集功能；站控层的遥控和遥调指令通过网络层到达间隔，实现控制功能。随着通讯技术的快速发展，测控和保护装置对外通信接口基本都能实现双以太网口通讯，网络层架构按双网配置，主备网之间可以实现无扰动切换。由于网络层设备的发展，又赋予了网络层设备新的功能，既通讯协议的解析，这种设计理念正逐步在铝电解供电综自系统中得到应用，也是未来发展的趋势。由于间隔层设备的厂家较多，通讯规约没有一个统一的标准，整个通讯规约的解析主要由站控层来完成，这就增加了站控层设备的负荷，结果导致整个综自系统的反应速度提不上来。底层的协议由网络层具有高性能、高效率的硬件芯片来完成，大大提高的协议解析的速度和效率，同时又减轻了站控层设备的负担。3.1.4间隔层由测控单元、间隔层网络和各种网络、通信接口设备等构成，完成面向单元设备的监测控制等功能。间隔层设备按相对集中方式分散下放到各个继保小室。系统结构的分布性必须满足系统中任一装置故障或退出都不应影响系统的正常运行

3.2 网络结构

3.2.1 网络拓扑结构采用总线型、环形、星型方式。

站控层设备采用基于TCP/IP或UDP/IP协议的以太网方式组网，并具有良好的开放性，能满足与电力系统专用网络连接及容量扩充等要求。每一继保小室可设一子网，合理的控制整个网络的流量，防止网络风暴的产生。

3.2.2 站控层和间隔层均采用双重化监控网络，网络设备按双重化配置，双网按热备用方式运行。

3.2.3 具备合理网络架构和信息处理机制，能够保证在正常运行状态及事故状态下均不会出现因为网络负荷过重而导致系统死机或严重影响系统运行速度的情况。

3.3站控层设备及其功能

站控层设备包括主机、操作员工作站、远动通讯装置、故障及信息系统子站、微机五防系统、GPS对时系统以及其它智能接口。

3.3.1主机

具有主处理器及服务器的功能，为站控层数据收集、处理、存储及发送的中心，管理和显示有关的运行信息，供运行人员对变电站的运行情况进行监视和控制，间隔层设备工作方式的选择，实现各种工况下的操作闭锁逻辑等。大都采用两台主机互为热备用工作方式。

3.3.2操作员工作站

是站内自动化系统的主要人机界面，用于图形及报表显示、事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和参数的查询，操作指导，操作控制命令的解释和下达等。通过操作员站，运行值班人员能够实现全站设备的运行监视和操作控制。可以配置两台操作员站，操作员站间应能实现相互监视操作的功能。

3.3.3故障及信息系统子站

能在正常和电网故障时，采集、处理各种所需信息，并充分利用这些信息，为继电保护运行、管理服务，为分析、处理电网故障提供支持。工作站大都具备多路数据转发的能力，能够通过网络通道向多个调度中心进行数据转发，通信规约应符合当地电网继电保护故障信息系统通信与接口规范。支持根据调度中心命令对相应装置进行查询和远程维护，包括远程配置、可视化数据库维护、参数的上传下载、设备运行状态监视等。故障及信息系统子站双机配置，采用互为热备用工作方式，双机都能独立执行各项功能。当一台工作站故障时，系统实现双机无缝自动切换，由另一台工作站执行全部功能，并保证切换时数据不丢失，并同时向各级调度和操作员站发送切换报警信息。

3.3.4远动通讯装置

满足直采直送要求，收集全站测控装置、保护装置等设备的数据，将信息通过双通道（专线或网络通道）上传至上一级调度中心，调度中心下发的遥控命令向变电站间隔层设备转发。

远动通信装置双机配置，采用互为热备用工作方式，双机都能独立执行各项功能。当一台通信装置故障时，系统实现双机无缝自动切换，由另一台通信装置执行全部功能，并同时向各级调度和主机发送切换报警信息。也可采用双主机工作方式。

3.2.5微机五防系统

微机五防系统主要包含五防主机、五防软件、电脑钥匙、充电通信控制器、编码锁具等，实现面向全站设备的综合操作闭锁功能。微机五防系统应与变电站自动化系统一体化配置，五防软件应是变电站自动化系统后台软件的一个有机组成部分，独立配置一台微机五防工作站。

3.2.6 GPS对时系统

为故障录波装置、微机保护装置、测控装置和站控层设备等提供统一时间基准的系统。

4.结束语

随着计算技术、网络技术、通讯技术、视频技术的发展，整流供电综合自动化系统将赋予更强大的功能，其将为电解安全平稳供电发挥越来越重要的作用。

参考文献

篇7：变电站综合自动化通信系统研究

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

关键字：变电站自动化

;通信技术

;嵌入式以太网

0 引言

随着计算机技术和通信技术的发展，尤其是网络技术的应用，变电站自动化系统在通信技术的推动下发展成为典型的分层分布式结构。该结构一般分为 3层:变电站层、间隔层和过程层。其中, 过程层包含变电站内的生产过程设施, 如变压器、断路器及其辅助接点、电流和电压互感器等, 主要负责现场数据采集、提供 I /O 接口等;间隔层包含测量和控制单元, 负责该单元线路或变压器的参数测量和监控, 断路器的控制和连锁等。变电站层包含全站性的监控主机,通信及控制主机, 实现管理等功能的工程师站[1]。

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

1.通信在变电站综合自动化系统中的作用

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

由于数据通信在变电站综合自动化系统内的重要性，经济可靠的数据通信成为系统的技术核心，而由于变电站的特殊环境和综合自动化系统的要求，使变电站综合自动化系统内的数据网络具有以下特点和要求：（1）快速的实时响应能力。变电站综合自动化系统的数据网络要及时地传输现场的实时运行信息和操作控制信息，在电力工业标准中对系统的数据传送都有严格的实时性指标，因此网络必须很好地保证数据通信的实时性。（2）很高的抗干扰性能及可靠性。变电站内通信环境恶劣，干扰严重，而电力系统通信网络的故障和非正常工作会影响整个变电站综合自动化系统的运行，因此，变电站综合自动化系统得通信子系统必须保证很高的可靠性[2]。

2.通信网络的性能要求及结构模式

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

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

3．网络通信体系及报文分类

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

变电站层①③⑥⑨⑧间隔层间隔层间隔层④⑤④⑤④⑤过程层过程层过程层

图1 基于以太网的变电站自动化系统结构

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

4.通信控制器模式

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

图2通信控制器结构框图

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

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

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

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

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

(1)低压变电站通信网络

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

(2)中压变电站通信网络

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

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

(3)高压及超高压变电站通信网络

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

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

6.结论

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

7.文献资料

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[4]孙军平,盛万兴等.新一代变电站自动化网络通信系统研究[J].中国电机工程学报，2003,3(23):16-19.[5]王海峰,丁杰．对变电站内若干网络通信问题的探讨[J].电网技术,2004,28(24)：65-68,73．

篇8：变电站综合自动化系统解决方案

1 干扰源

1.1 高压断路器操作

高压变电站内, 不论是高压断路器进行跳闸, 大多负载为高感抗性负载, 还是合闸操作时, 高压电弧的产生和燃烧过程会发生高频振荡, 都会产生大量的电弧, 并产生大量的高频干扰信号。同时, 伴随着这些高频信号的振荡会产生大量的电磁波, 这些高频干扰信号通过LH、YH, 导致周围的设备受到电磁场的干扰, 二次电缆直接耦合到综合自动化设备上。

1.2 载流导线

高压变电站中的载流导线中通过大电流时, 这种大电流产生的电磁辐射, 在导线周围产生强电磁场, 当综自设备的通信电缆, 将对弱电通信信号产生影响。与之同槽盒敷设或者分槽盒敷设但距离很近时, 当变电站中的负荷较大时, 这种电磁场通过二次电缆会对综合自动化设备造成干扰, 流过高压导线上的电流也会增大, 若综合自动化设备的接地系统发生故障时, 使得导线周围的电磁场增强, 这种干扰将会影响设备的正常运行。

1.3 对讲机

于电力运行倒闸操作的需要, 扩建和检修任务, 这种高频信号产生的电磁辐射, 厂内经常使用对讲机。由于变电站内经常有改造, 以及站内的运行工作人员, 对讲机的使用过程中会产生高频信号。在倒闸操作时都要使用对讲机, 其工作频率为高频, 产生的高频电磁场也会对综自设备造成影响。相当于高频辐射源。在使用过程中, 会对综合自动化设备造成影响。

1.4 静电

在设备接地不良好的情况下, 或者在其附近与相邻物体间放电, 身体带静电的操作人员接触综自设备, 都会引起静电干扰。在综合自动化设备接地系统有故障时, 以及综合自动化设备本身附近, 检修和运行人员靠近综合自动化设备前未做防静电措施, 都会产生静电干扰。就有放电现象发生, 静电放电可能引起测量和控制系统失灵, 这种静电干扰可能使计算机数据丢失或程序出错, 情况严重时有可能击穿电路芯片, 也可能使计算机程序出错或者丢失数据, 损坏设备。也可能导致测量数据的精度产生误差, 情况严重时击穿电路芯片, 甚至导致控制系统失灵, 损坏设备。

2 抗电磁干扰措施

2.1 接地

浮地系统中, 高压设备的感应电压作用, 可能有一些通过电路输入端, 杂散电容耦合而产生的干扰, 浮地系统的优点是不受大地电流的影响。自动化设备的外壳就会产生较高的感应电压, 仅以“浮地”作为参考电平。“接地系统”, 必须遵循电路的单地原则。所以, 以防止由于地电位差产生的噪声干扰, 浮地系统综合自动化设备及监控系统的设备, 外壳必须可靠接地。这里特别指出是地线系统与零线 (浮地) 系统, 这是因为信号源在A点接地, 此时UG为两地之间电位差, 放大器在B点接地, 地线系统是指自动化设备, 或监控系统的地线系统与大地之间通过电阻相连接。所以在放大器输入端引入了噪声。

2.2 屏蔽

为了防止空间强电磁场的干扰, 电缆的屏蔽层要可靠接地, 对监控系统的输入, 输出电缆线必须做好屏蔽措施, 一个不接地信号源, 且应遵循单点接地原则。同理, 和一个接地的放大器相连时, 如果放大器和信号源均接地, 屏蔽的接地端应选择在放大器的地端。那么屏蔽线的两端也必须可靠接地, 按照单地原则, 一个接地信号源和一个不接地的放大器相连时, 这时电磁干扰的分流依靠屏蔽体本身。接地点的选择不同会导致接地效果的差异, 那么该方的屏蔽与地也得断开, 屏蔽的接地端应选择在信号源的地端。如果其中一方的接地断开, 阻断了干扰回路形成。地线断开变成了单点接地, 直接接屏蔽端。

2.3 合理布线

综合自动化系统, 尽可能避免综合自动化设备, 在连接二次电缆和通信电缆时, 要合理考虑互相之间的互感耦合, 则采用十字交叉型敷设电缆, 受到电磁场通过互感耦合产生的干扰。如果无法避免, 可有效降低互感耦合的强度。二次电缆和通信电缆, 同时尽可能减少与强电线路的平行敷设长度。尽最大程度地远离一次高压设备, 以及有可能产生电磁干扰的场所, 避雷器和电力变压器中性点的接地点。

2.4 设备电源

针对这种情况, 选用大功率高稳定性的UPS电源, 损害设备。保证输出电压的质量, 为综自系统供电, 我们采取UPS电源供电方式。综自系统设备的电源电路, 除直接影响电源电压稳定输出外, 是电磁干扰容易侵入的通道, 还通过输出电压侵入到设备内部。将综自设备与强电回路彻底隔离, 对电子元器件, 半导体芯片造成击穿, 从而有效抑制电网对综自系统的干扰。

3 抗电磁干扰系统效果分析

3.1 系统影响

对综自系统中微机存储的数据造成影响。微机长时间处于电磁干扰环境中, 根据平时的工作经验, 并通过与服务器厂家技术人员的交流, 这除了会造成监控数据错误外, 我们发现, 发生错误的几率将增加, 最直接的影响, 积累到一定程度, 就是破坏系统软件和应用软件, 将导致微机软件系统出错甚至崩溃。综自设备处理的信号电平仅为毫伏级, 导致综自系统传输数据误码率增加, 造成监控信息错误, 严重时误发信号, 通信中断, 它们对电磁干扰极为敏感。断路器分合闸、工频电磁场、大载流体产生的高频会对信号电平产生叠加或削减, 静电干扰会损坏绝缘, 使一次设备误动作, 造成巨大损失。对硬件设备产生永久性破坏, 击穿设备电子元器件, 导致系统不能工作。

3.2 实施效果

通过对变电站综合自动化系统实施上述各项技术措施, 各项指标均达到国家标准要求。电磁干扰现象明显减弱, 采集数据误码率0, 设备抗干扰能力提高, 监控“三遥“信息正确率100%, 设备运行无故障率99%。

4 结论

通过对产生干扰的原因进行分析, 经过实施以后, 收到了比较满意的效果。通过对设备运行状况的观察, 电磁干扰对综自系统的影响明显减弱, 变电站综合自动化系统, 采取上述各项防干扰措施设备的抗干扰能力有了显著提高, 所处环境受电磁场干扰较严重, 对一次设备的安全运行构成威胁, 采取上述各项防干扰措施, 系统来自电磁干扰的影响明显减弱, 各项指标均达到国家标准要求。

参考文献

[1]张邦宁.通信抗干扰技术[M].北京:机械工业出版社, 2006.[1]张邦宁.通信抗干扰技术[M].北京:机械工业出版社, 2006.

[2]孙可平.电磁兼容性与抗干扰技术[M].大连:大连海事大学出版社, 2005.[2]孙可平.电磁兼容性与抗干扰技术[M].大连:大连海事大学出版社, 2005.

[3]王远璋.变电站综合自动化现场技术与运行维护[M].北京:中国电力出版社, 2004:34-45.[3]王远璋.变电站综合自动化现场技术与运行维护[M].北京:中国电力出版社, 2004:34-45.

[4]申忠如, 郭福田, 丁晖.现代测试技术与系统设计[M].西安:西安交通大学出版社, 2008:173-174.[4]申忠如, 郭福田, 丁晖.现代测试技术与系统设计[M].西安:西安交通大学出版社, 2008:173-174.