变电站中的自动化系统

变电站中的自动化系统（精选12篇）

变电站中的自动化系统 第1篇

在高压智能变电站系统中, 大多数都是利用机电保护装置对电力系统中的自动化单元进行划分, 作为智能变电站设备系统。在低压变电站系统中, 自动化设备大部分都安装在开关柜上, 从而实现变电站的智能一体化, 从逻辑上按照“过程层”、“间隔层”、“所控层”几个阶段进行划分。

1.1过程层:这一层主要是一次设备和二次设备的结合, 也是智能化变电站中数字化技术的关键所在, 主要实现一下三个功能。

1.1.1电力运行的实时电气量检测与传统友谊的检测设备一样, 对变电站的电流, 电压和相位进行全时监控, 同时具备极强的抗干扰能力, 不但结构紧凑, 而且操作方便简单。

1.1.2运行设备的状态参数在线检测与统计变电站中所有设备的运转强狂数据采集都通过这个层面来完成包括各种变压器, 断路器, 母线, 电容器等等, 检测内容包括设备的工作温度, 压力, 机械特性等[1]。

1.1.3操作控制的执行与驱动这一功能主要是对变电站中的变压器进行接头调节控制。在过程层中, 这个控制动作都是被动的, 也就是按照上一层的指令来进行, 在动作的过程中, 必须进行前期的智能化处理, 判别动作指令的真伪及其合理性, 除此之外, 还有对设备进行精准的控制, 操作的时间也要求在参数的规定那个范围之内。

1.2间隔层:其主要功能是: (1) 汇总本层的传输信息数据; (2) 对电力系统设备实施一次性保护措施; (3) 对与其相关设备进行周期性设置; (4) 对本层内部实现间隔性自锁功能; (5) 做好通信功能, 完成变电站系统的网络通信; (6) 采集变电站系统的运行书记及控制模式, 一旦发生问题, 及时发出报警信号。

1.3所控层:其主要功能是: (1) 通过高速网络汇总所有的数据信息, 并且不断的刷新数据库存储的信息内容, 按照设定的周期登录到数据库进行更新和完善; (2) 对控制程序单元进行可操作性的闭所控制能能; (3) 具备内部监控和人机信息交换功能; (4) 按照约定的数据进行数据的信息传输和调度交换; (5) 对间隔层、过程层诸设备进行在线监测和维护, 一旦发生问题修改技术参数; (6) 对变电站发生的设备事故进行分析, 从而后续的相关培训形成资料。

二、数字化变电站自动化系统的特点

2.1智能化的一次设备被检测的信号回路和被控制的操作一般采用微机处理技术, 从而简化了常规的电气控制结构和原理, 让数字技术控制更为地方便, 取代了原有的传统导线连接的信号传输[2]。

2.2网络化的二次设备变电站的二次设备模式已经成为简化系统结构, 实现资源共享的主要模式, 利用这样的操作模式可以减小变电站的面积, 减少电缆的使用, 减低变电站建设的造价成本, 让新型的数字化变电站建设项目焕然一新。相关变电站之间都是采用高速的网络通信传输, 各个变电站的二次设备出现问题的时候都采用I/0现场接口实现装置的重复设置, 利用网络资源实现数据信息的共享, 常规的功能设置在现在的智能化数字变电站中实现逻辑功能的模块化设置。

2.3自动化的运行管理系统变电站自动化只能管理系统包括对电力系统运行的技术参数记录和状态记录, 利用存储的数据信息实现分层交流和信息中互交流, 当变电站在运行的过程中发生故障问题时, 可以准确地捕捉到事故数据信息, 对事故内容进行分析处理, 提出修改完善的意见, 同时对事故系统发出设备的检修报告, 把以往实施的变电站定期检修改变成为对变电站运行状态的检修。

三、结语

我国的电力系统经过几十年的发展, 自动化技术也得到了普遍的应用。不管是在城市电网还是农村电网的改造当中, 新型的智能变电站正在全面铺开。在科学技术发展如此迅猛的今天, 如何建设高性能的无人值守智能化变电站也是国家电网面临的一个新课题。无人值守的智能化变电站, 所有的监控和测量都依靠最前沿的自动化系统来实现, 实现对远程变电站的全方位状态监测和信息反馈。在未来的变电站自动化系统中, 注定要实现系统结构微机化、测量显示数字化、操作监视屏幕化、运行管理智能化。

摘要：电力技术的不断发展也带动了变电站综合自动化技术的提升, 在电力供电系统中正在打造一个全新的数字化时代。本文主要针对电力系统中变电站的综合自动化技术展开探讨, 分析了该技术在数字化变电站中的发展和应用。

关键词：综合自动化,电力系统,变电站

参考文献

[1]田皞.变电站自动化系统运行稳定性探讨[A].2011年云南电力技术论坛论文集 (入选部分) [C], 2011.

变电站综合自动化系统教案 第2篇

变电站综合自动化系统

第一节

变电站综合自动化系统概述

1)因此，变电站综合自动化是自动化技术、计算机技术和通信技术等高科技在变电站领域的综合应用。

2)只有通过变电站自动化系统才能向电力系统的调度中心提供完整和可靠的信息，调度中心才能了解和掌握电力系统实时的运行状态。同时，调度中心对电力系统要下发各种远方控制命令，这些命令只有通过变电站的自动化装置才能最终完成。也可以说没有一个完整、先进、可靠的基础自动化就不可能实现一个高水平的电网调度自动化。

3)变电站综合自动化系统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。

4)微机保护代替常规的继电保护屏，改变了常规继电保护装置不能与外界通信的缺陷。

5)变电站综合自动化系统可以采集到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功能，可方便的监视和控制变电站内各种设备的运行，取代了常规的测量和监视仪表、常规控制屏、中央信号系统和远动屏。6)变电站综合自动化系统具有功能自动化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。

-160-

7)它的应用为变电所无人值班提供了强有力的现场数据采集和监控支持。8)其主要功能为：①对变电所所管辖的配电网实行监视和自动操作，如通过投切配电网中的联络开关和分段开关，切除故障或者调整功率分布。②在系统频率下降时，切除负荷，或在电压变动时自动投切电容器或者调节变压器的分接头，调节系统的电压和无功，提高供电质量。③通过对负荷的直接控制来调节负荷曲线和保持电能的供需平衡。

9)传统变电站自动化系统和变电站综合自动化系统的优越性体现：

1、传统的变电站大多数采用常规设备。尤其是二次设备中的继电保护和自动装置、远动装置等，采用了电磁式或是晶体管形式，因此结构复杂、可靠性不高，本身没有故障自检功能，因此不能满足现代电力系统高可靠性的要求。

2、调节电压。电能质量逐渐的引起人们的关注，但是传统的变电站，大多数都不具备调节电压的手段，至于谐波污染造成的危害，还没有引起足够重视，更没有采取足够的措施，且缺乏科学的电能质量考核办法，不能满足目前发展的电力市场需求。

3、占地面积。传统的变电站和和二次设备大多采用电磁式和晶体管式，体积大、笨重，因此主控制室、继电保护室占地面积大，增大了征地投资。实现变电站综合自动化就会减少占地面积，对国家目前和长远利益是很有意义的。

4、“四遥”信息。传统的变电站不能满足向调度中心及时提供运行参数的要求，于是就不能适应电力系统快速计算和实时控制的要求。综合自动化系统能够和上级的调度中心实现信息共享，可以将现场的“四遥”信息及时准确地传递到

-161-

调度中心。因此，可以提高电力系统的运行和管理水平。

第二节

变电站综合自动化系统的基本功能

变电站综合自动化系统是多专业性的综合技术，它以微型计算机为基础，实现了电站传统的继电保护、控制方式、测量手段、通信和管理模式的全面技术改造。国际大电网会议WG34.03工作组在研究变电站时，分析了变电站自动化需完成的功能大概有63种，归纳起来可以分为以下几个功能组：①控制、监视功能；②自动控制功能；③测量表计功能；④继电保护功能；⑥与继电保护有关功能；⑥接口功能；⑦系统功能。

结合这五个不同的功能组，我们将系统自动化的基本功能体现在下面的五个子系统中。

一、监控子功能

变电站的监控子功能可以分为以下两个部分。

上位机的监视和控制功能以及下位机的监视和控制功能。下位机的监控功能主要包括电能量、母线电压和电流U、I和开关量的采集、故障录波等功能。上位机主要包含有人机界面和人机对话的功能，通信联络功能。

（一）数据采集

变电站的数据包括：模拟量、开关量和电能量

（1）模拟量的采集。变电站需采集的模拟量有：各段母线的电压、线路电压、电流有功功率、无功功率，主变压器电流、有功功率和无功功率，电容器的-162-

电流、无功功率，馈线电流、电压、功率以及频率、相位、功率因数等。此外，模拟量还有主变压器的油温，直流电源电压、站用变压器电压等。

（2）开关量的采集。变电站的开关量有：断路器的状态、隔离开关状态、有载调压变压器分接头的位置、同期检测状态。继电保护动作信号、运行告警信号等这些信号都以开关量的形式，通过光电隔离电路输入到计算机。对于断路器的状态，我们通常采用中断输入方式和快速扫描方式，以保证对断路器变位的采样分辨率能在5ms之内。对于给定开关状态和分接头位置等开关信号，可以用定期查询的方式读取。

（3）电能计量。电能计量即指对电能量（包括有功电能和无功电能）的采集。对电能的采集可以采用不同的方式。一种就是根据数据采集系统采集的各种不同的数据通过软件的方法进行不同的计算，得出有功电能和无功电能。这种方法不需要进行硬件的投资，但是作为实际的电能计费的方式，还不为大家所接受。另外的方法就是采用微机型电能计量仪表。这种仪表采用单片机和集成电路构成，通过采样数据进行有功电能和无功电能的计算。因为这种装置是专门为电能计算设计的，因此，可以保证计量的准确度。这种微机型的电能计量仪表是今后电能计量的发展方向。

（二）事件顺序记录（SOE）

事件顺序记录SOE（Sequence of Events）包括断路器合闸记录、保护动作顺序记录。微机保护或监控系统采集环节必须有足够的内存，能存放足够数量或足够厂时间的时间顺序记录，确保当后台监控系统或远方几种控制主站通信中断

-163-

时，不会丢失事件的信息，并记录事件发生的时间（应该精确到毫秒级）。

（三）故障记录、故障录波和测距

（1）故障录波与测距。110KV及以上的重要输电线路距离厂、发生故障的影响大。必须尽快查找故障点，以缩短修复时间，尽快恢复供电，减小损失。设置故障录波和各种测距是解决此问题的最好途径。变电站的故障录波和测距可采用两种方法实现，一是由微机保护装置兼作故障记录和测距，在将记录和测距结果送监控机存储和打印输出或是直接送调度主站，这种方法可节约投资，减小硬件投资，但故障记录的数量有限；另外的方法就是采用专门的微机故障录波器，并且故障录波器应具有串行通信功能，可以与监视系统通信。

（2）故障记录。35 KV、10 KV、6 KV的配电线路很少专门设置故障录波器，为了分析故障的方便，可以设置简单故障记录功能。

故障记录功能是记录继电保护动作前后与故障有关的电流量和母线电压，故障记录量的选择可以按照以下的原则：

对于大量中、低压变电站，没有配备专门的故障录波装置，而10KV出线数量大、故障率高，在监控系统中设置了故障记录功能，对分析和掌握情况、判断保护动作是否正确很有益处。

（四）操作控制功能

无论是无人值班还是少人值班变电站，操作人员都可以通过CRT屏幕对断路器和隔离开关（如果允许电动操作的话）进行分、合操作，对变压器分接头开关位置进行调节控制，对电容器进行投切控制，同时要能接受遥控操作命令，进行-164-

远方操作；为防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计时，应保留人工直接跳闸、合闸的手段。

断路器应该有闭锁功能，操作闭锁应包括以下内容：（1）断路器操作时，应闭锁自动重合闸装置。

（2）当地进行操作和远方控制操作要互相闭锁，保证只有一处操作，以免相互干扰。

（3）根据实时信息，自动实现断路器与隔离开关间的闭锁操作。

（4）无论当地操作或远方操作，都应有防误操作的闭锁措施，即要收到反校验信号，才执行下一项；必须有对象校核、操作性质校核和命令执行三步，以保证操作的正确性。

（五）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，要不断进行越限监视，如果发现越限，立刻发出告警信号，同时记录和显示越限时间和越限值，另外，还要监视保护装置是否失电，自动控制装置工作是否正常等。

（六）人机联系功能

（1）CRT显示器、鼠标和键盘。变电站采用微机监控之后，无论是有人值班还是无人值班的变电站，最大的特点之一是操作人员或调度员只要面对CRT显示器的屏幕，通过操作鼠标和键盘，就可对全站的运行工况和运行参数一目了然，可对全站的断路器和隔离开关等进行分、合操作，彻底改变了传统依靠指针式仪

-165-

表和依靠模拟屏或操作屏手段的操作方式。

变电站中的这种显示是和变电站综合自动化系统的具体功能紧密相连的。CRT的显示内容是变电站中前台机监视、控制和测量等具体功能的人性化体现。在这些可以显示的内容中，包括现场采集的各种数据和经过后台计算机计算得到的数据：U、I、P、Q、cos、有功电能、无功电能以及主变压器温度T、系统频率f等，都可以在计算机的屏幕上实时显示。同时，在潮流等运行参数的显示画面上，应显示出日期和时间。对变电站主接线图中的断路器和隔离开关的位置要与实际状态相适应。进行对断路器或隔离开关的操作时，在CRT的显示上，对要操作的对象应有明显的标记（如闪烁、颜色改变等措施）。各项操作都有汉字提示。

另外，变电站投入运行之后，随着送电量的改变，保护整定值、越限值等都需要修改，甚至由于负荷的增加，都需要更换原有的设备，例如更换TA的变化。因此在人机联系中，应该有良好的人机界面，以供变电站的操作人员对变电站的设备进行参数设定。

特别需要强调的是，针对无人值班变电站必须设置有必要的人机联系功能，在操作人员进行设备巡视和检修时，可以通过液晶显示器和七段显示器或者CRT显示器和便携式机到站内进行操作。

（七）后台数据统计和打印功能

监控系统除了完成上述的各项功能外，数据处理和记录也是很重要的环节。历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容。此外，为满足继电保护专业和变-166-

电站管理的需要，必须进行一些数据统计，其内容包括：主变和输电线路有功和无功功率每天的最大和最小值以及相应的时间；母线电压每天记录的最高值和最低值以及相应的时间；计算受配电电能平衡率；统计断路器动作次数；断路器切除故障电流和跳闸次数的累积时间；控制操作和修改整定值记录等。

对数据的记录之后，就可以通过系统的打印机进行数据打印，以供变电站管理和历史存档。对于无人职守的系统变电站，可以不配备打印机，不设当地打印功能，各变电站的运行报表集中在控制中心打印输出。

二、微机保护子系统

为保证电力系统运行的安全可靠，微机保护通常独立于监控系统，专门负责系统运行过程中的故障检测和处理，故要求微机保护具有安全、可靠、准确、快速等性能。低压配电所的继电保护比较简单，有主变瓦斯/差动保护、电流速断保护、低压闭锁过电压过电流保护等。在低压配电所中通常被设置为一个独立的单元。微机保护在我国已经投入运行10多年的历史，并且越来越受到继电保护人员和运行人员的普遍欢迎。对微机保护的原理和功能实现不作介绍。

三、无功／电压控制功能

变电站综合自动化系统能够必须具有保证安全可靠供电和提高电能质量的自动控制功能。电压和频率是电能质量的重要指标，因此电压、无功综合控制也是变电站综合自动化的一个重要组成部分。造成电压下降的主要原因是系统中的无功功率不足和无功功率分布不合理。所以，在变电站内，应该接有有载调压变压器和控制无功分布的电容器。

-167-

变电站内的有载调压变压器和无功补偿装置虽然都能对系统的无功和电压起到调节作用，但是，两种调节方式的作用是不相同的。有载调压变压器可以载带有负荷的情况下，切换分接头位置，从而改变变压器的变比，起到调节电压和降低损耗的作用。控制无功补偿电容器的投切，可以改变网络中无功功率的分布，改变功率因数，减少网络损耗和电压损耗，改善用户的电压质量。在系统的无功功率严重不足的情况下，单纯的调节有载调压变压器的抽头，使电网的电压水平较高，反而使得该地区的无功功率不足，导致恶性循环。因此，在系统无功缺乏的情况下，必须调节系统的无功功率。总之，在进行无功和电压的控制时，必须将调分接头和电容器的投切两者结合起来，进行合理的调控。才能起到改变电压水平，又降低网络损耗的效果。

电力系统中，电压和无功的调控对电网的输电能力、安全稳定运行水平和降低电能损耗有着极大影响。因此，要对电压和无功功率进行综合调控，保证实现电力部门和用户在内的总体运行技术指标和经济指标达到最佳。其具体的调控目标是：

1、维持供电电压在规定的范围内。

2、保持电力系统稳定和适当的无功平衡。

3、保证在电压合格的前提下使电能损耗最小。

四、低频减载功能

电力系统的频率是电能质量最重要的指标之一。在系统正常运行时必须维持电网的频率在50Hz±（0.1～0.2）Hz的范围内。系统频率不论是偏大还是偏小，-168-

对大量的用电设备和系统设备都是十分不利的。因此，在变电站内部，装设低频减载系统。低频减载系统的主要任务是，在系统发生故障，有功功率严重缺额时，需要切除部分负荷时，应尽可能作到有次序、有计划的切除负荷，并保证所切除的负荷数量必须合适，以尽量减少切除负荷后所造成的经济损失。

目前，较为常用的两种方法是：

（1）采用专门的低频减载装置实现。这种低频减载装置的控制方式在前面的章节里面已经做过介绍。采用不同的低频减载轮来实现低频减载功能。

（2）把低频减载的负荷控制分散装设在每回线路的保护装置中。现在微机保护几乎都是面向对象设置的，每回线路都有一套自己的保护设备。在线路保护装置中，增加一个测量频率的环节，就可以实现低频减载的控制功能了。其对每回线路轮次的安排原则同上所述。只要将第n 轮动作的频率和延时定值事前在某回路的保护装置中安排好，则该回路便属于第 n 轮切除的负荷。

五、备用电源自投控制

随着国民经济的迅猛发展，科学技术的不断提高及家用电器迅速走向千家万户，用户对供电质量和供电可靠性的要求日益提高。备用电源自投是保证配电系统连续可靠供电的重要措施。因此，备用电源自投已经成为变电站综合自动化系统的基本功能之一。

备用电源自投装置的任务是，当电力系统故障或者因为其他的原因使工作电源被断开后，能迅速将备用电源或备用设备自动投入工作，使原来的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。

-169-

一般来讲，变电站的备用电源自投有两种形式：明备用和暗备用。

第三节

变电站的基本结构

一、变电站综合自动化系统的基本要求

为了达到变电站综合自动化的总目标，自动化系统应该满足以下要求：（1）变电站综合自动化系统应能全面代替常规的二次设备。综合自动化系统应集变电站的继电保护、测量、监视、运行控制和通信于一个分级分布式的系统中，此系统由微机保护子系统、测量子系统、各种控制子系统组成。这些系统能代替常规的机电保护、仪表、中央信号、模拟屏、控制屏和运行控制装置。

（2）变电站微机保护的软件和硬件设置既要和监控系统相对独立，又要相互协调。微机保护是综合自动化系统中较为重要的环节，因此软件和硬件的配置要相对独立，即在系统运行中，继电保护的动作、行为仅和保护装置有关，不依赖监控系统的其他环节，保证综合自动化系统中，任何其他的环节故障只是影响局部功能的实现，不影响保护子系统的正常工作。但和监控系统要保持紧密的通信联系。

（3）微机保护装置应具有串行接口或现场总线接口，向计算机监控系统或RTU提供保护动作信息或保护定值等信息。

（4）变电站综合自动化系统的功能和配置，应该满足无人值班变电站的要求。系统中无人值班变电站的实施和推广是一个必然的趋势，是电网调度管理的发展方向。传统的四遥装置不能满足现代化电网调度、管理的要求。因此，变电-170-

站综合自动化系统不管从硬件或软件方面考虑，都必须具备和上级调度通信的能力，必须具有RTU的全部功能，以满足和促进变电站无人值班的实施。

（5）要有可靠、先进的通信网络和合理的通信协议。

（6）必须保证综合自动化系统具有较高的可靠性和较强的抗干扰能力。在考虑总体结构时，要主、次分明，对关键的环节，要有一定的冗余。综合自动化系统的各个子系统要相对独立，一旦系统中某个部分出现故障，应尽量缩小故障影响的范围并能尽量尽快修复故障。为此，各子系统应具有独立的故障诊断、自修复功能，任何一个部分发生了故障，应通知监控主机发出告警信号，并能迅速将自诊断信息发送到监控中心。

（7）系统的可扩展性和适应性要好。在对技术落后的老变电站进行技术改造时，变电站自动化设备应能根据变电站不同的要求，组成不同规模和不同技术等级的系统。

（8）系统的标准化程度和开放性要好。研究新的产品时，应尽量符合国家或部颁标准，使系统的开放性能好，也便于系统以后升级。

（9）必须充分利用好数字通信的优势，实现数据共享。数据共享应该是自动化系统发展的趋势，只有实现数据共享，才能简化自动化系统的结构，减少设备的重复，降低造价。

（10）变电站综合自动化系统是一项技术密集、涉及面广、综合性很强的基础自动化工程。系统的研究和开发，必须统一规划、协调工作。各个方面要相互配合，避免各自为战。避免不必要的重复和相互干扰。

-171-

二、综合自动化系统的体系结构

变电站综合自动化系统是和计算机技术、集成电路技术、网络通信技术密切相关的。随着这些技术的不断发展，综合自动化系统的体系结构也在不断的发生变化，功能和特性也在不断的提高。从变电站综合自动化的发展过程来看，它的体系结构经历了集中式、分布集中式、分散与集中相集合的方式和分散式等不同的发展类型和阶段。其中分层分散式的结构是今后的发展方向。它具有明显的优点。而且光电传感器和先进的光纤通信技术的出现，为分散式的综合自动化系统提供了有力的技术支持。

显示器各保护装置打印机键盘调度中心监控主机通信控制器输出接口模入接口开入接口输出接口A/D模块输入接口主变压器TVTA线路TVTA断路器分合状态保护出口模拟量输入断开继路关电器状保和态护隔输出口继电器信输入离入息图7-1 集中式结构的综合自动化系统框图

1、集中式系统结构（如图7-1所示）

集中式的变电站综合自动化系统是和当时计算机技术发展水平密切相关的。出现在70年代中、后期。在集中结构中，将自动化系统中的数据采集（包括模拟量和状态量）、继电保护和各种对变电站自动化设备的控制功能通过一定的接-172-

口交给系统的主监控机来管理和完成，为了实现和调度中心的通信联系，还要有相应的通信控制器来负责主控计算机和调度中心的通信工作。在有人值班的变电站中，主控计算机为了实现人机对话和管理功能，还必须负责管理大量的外围设备，以满足人机对话和数据报表的打印功能。

这种集中式的变电站综合自动化系统具有结构紧凑、体积小、占地面积小，可以减少投资、实用等特点。但是，随着技术地不断发展和新的变电站自动化结构的出现，它的劣势也就愈加明显：

1）每台计算机的功能较为集中，如果一台计算机出现故障。影响面是很大的。必须采用双机或者是并联运行的结构来提高系统的稳定性

2）集中式结构，软件复杂，修改的工作量大，而且系统的软件调试工作麻烦。

3）组态不灵活，对不同结主接线和规模不同的变电站，其软、硬件都必须另行设计，适应性较差，不利于推广。

4）集中式保护和长期以来采用的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，仅适合于保护算法简单的场合。

-173-

打印机（可选）人机接口当地调试或监控主控机（或双机）调度所/控制操纵中心光缆或电缆电能管理机485总线智能电能表智能电能表TV状出TA态口信回TV状出TA态口信回保护管理机现场总线或其他总线线路开关柜1保护与监控单元线路开关柜n保护与监控单元主变压器保护屏监控单元TV状出TA态口信回高压线路保护屏监控单元TV状出TA态口信回电压无功控制屏备用电源自投装置号路号路号路号路图7-2 分散与集中相结合的变电站综合自动化系统结构框图

2、分层式分布变电站自动化系统

随着自动化系统的发展，到了90年代，出现了不同的变电站综合自动化模式，归纳起来，都属于分层分布式的结构。将实际的变电站的一次、二次设备分为三个不同的结构层次。

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

单元层主要是按照断路器间隔划分的。单元层本身由各种不同的单元装置组成，这些独立的单元装置通过局域网或者是总线和主监控机进行通信。它具有测量、控制部件或继电保护单元。测量和控制部件负责该单元的测量、监视、断路-174-

器的操作控制和连锁及事件顺序记录等；保护部件负责该单元线路或变压器、电容器的保护、故障记录等。在这个层次中，还可能存在数据采集管理机和保护管理机，分别管理系统的数据采集和继电保护工作。所以说单元层本身是一个两级系统的结构。

变电站层包括全站性的监控主机、远动通信机等。变电站层设现场总线或是局域网，供各主机之间和监控主机之间的信息交换。

根据上面的变电站结构层次的划分，通常要采用按功能来分类的多CPU来实现。各种高压和低压线路的保护单元；电容器保护单元；主变压器保护单元；备用电源自投单元；低频减载控制单元；电压、无功综合补偿单元；数据采集单元；电能计量单元等。每个功能单元基本上由单独的一个CPU来完成，多采用单片机。

在系统的管理上面，数据采集管理机和保护管理机能完成系统赋予它们的任务，并且能协调监控机的工作。这样就可以大大的减轻监控机的负担。它们通过总线或是局域网和主控计算机进行通信。一旦各个管理机发生故障，就会向主控计算机发出告警信号。对于主控计算机，如果应用在无人值班的场合，主要负责与调度中心的通信，使变电站自动化系统具有RTU的功能，完成“四遥”的任务；在有人值班的场合，除了仍然负责和调度中心通信外，还要负责人机联系，使自动化系统通过监控计算机完成当地显示、制表打印等任务。

这种按照功能设计的分层分布式自动化结构，具有软件相对简单、调试相对方便、组态灵活、系统整体可靠性高等特点。但是，这种结构在安装的时候，需要的控制电缆相对较多，增加了电缆的投资。

-175-

3、分布分散式和集中式相结合的系统（如图7-2所示）

利用先进的局域网络技术和现场总线技术，就可以对变电站二次系统进行优化，使变电站综合自动化系统得到提高。一种发展趋势就是按照每个电网的元件为对象，集测量、保护、控制为一体，设计在同一个机箱内。例如，对于6～35Kv的配电线路，可以将这个一体化的保护、测量、控制单元分散安装在各个开关柜中，然后由监控主机通过光纤或电缆网络，对它们进行管理和交换信息，这就是分散式结构。而且对于高压线路的各种保护和变压器保护，仍然可以通过集中组屏安装在控制室内。这种将低压线路的保护和测控单元分散安装在控制室内，而高压线路保护和主变压器保护采用集中组屏的系统结构，称为分布和集中相结合的结构，这是当前综合自动化系统的主要结构。

分布分散式结构的优越性在于：

（1）简化了变电站内二次部分的配置，大大减小了控制室的面积。配电线路的保护和测控系统都是安装在各个开关柜当中，因此，主控室内就减少了常规控制屏、中央信号屏和站内模拟屏。减少了主控室的占用面积，也有利于实现无人值班。

（2）减小了施工和设备安装工程量。在开关柜中的保护和测控系统已经由厂家事先调整完毕，分布分散式系统的电缆敷设工程量小，因此施工和设备安装工程量就减小了。

（3）简化了变电站二次设备之间的互连线，节省了连接电缆。

（4）分层分散式结构将大量的实际工作分担到不同的单元去完成，因此可-176-

靠性高，组态灵活，检修方便。并且，各模块和主控计算机之间通过局域网或总线连接，抗干扰能力强，可靠性高。

（5）由于各个模块基本上是面向对象设计的，因此软件结构相对集中式的简单，并且调试方便，便于系统扩充。

第四节 变电站综合自动化系统的数据通信

变电站综合自动化系统实质上是由多台微机组成的分级分布式的控制系统，包括微机监控、微机保护、电能质量自动控制等多个子系统。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的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二次设备的互连，既减少了重复投资，又提高了整体的安全性，这是常规的变电站的二次设备所不能实现的问题。

另一个方面，变电站是电能传输、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、工作灵活和可扩展性要求很高，尤其是在无人值班变电站中，不仅要求综合自动化系统中所采集的测量信息和各断路器、隔离开关的状态信息等能传送给地区电网调度中心（简称地调）或县调或省调（为了叙述简单，下文将各级调度中心或集控站统称为控制中心）。综合自动化系统各环节的故障信息也要及时上报给控制中心。同时也要能接受和执行控制中心下达的各操作和调控命令。

-177-

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内部各子系统或各种功能模块间的信息交换；另一个是变电站和控制中心间的通信。

一、综合自动化系统与控制中心的通信

综合自动化系统应具有与电力系统控制中心通信的功能，不另外设独立的远动装置，而由综合自动化系统的上位机（或称集中管理机）或通信控制机执行远动功能。把变电站所需测量的模拟量、电能量、状态信息和SOE等类信息传送到控制中心，这些信息是变电站和控制中心共用的，不必专门为送控制中心专门单独采集。

变电站不仅要向控制中心发送测量和监视信息，而且要从上级调度接受数据和控制命令，例如接收调度下达的开关操作命令，在线修改保护定值、召唤实时运行参数。从全系统范围内考虑电能质量、潮流和稳定的控制等，这些功能如果实现，将给电力系统带来很大效益，这也是变电站综合自动化的优越性和要求的目标。

二、变电站内的信息传输

在具有变电站层—单元层（间隔层）—现场层（设备层）的分层式自动化系统中，要传输的信息有如下几种。

（一）设备层和间隔层（单元层）间的信息交换

间隔层的设备有控制测量单元或继电保护单元，或两者都有。

设备层的高压断路器可能有智能传感器和执行器，可以自由地与单元层的装-178-

置交换信息。间隔层的设备大多需要从设备层的电压和电流互感器采集正常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，这些信息包括：断路器和隔离开关位置、主变压器分头位置，变压器、互感器、避雷器的诊断信息和断路器的操作信息。

（二）单元层内部的信息交换

在一个单元层内部相关的功能模块间，即继电器保护和控制、监视、测量间的数据交换。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。

（三）单元层间的通信

不同单元层间的数据交换有：主、后继电保护工作状态、互锁，相关保护动作闭锁电压无功综合控制装置信息。

（四）单元层和变电站层的通信

单元层和变电站层的通信内容很丰富，概括起来有以下三类：

（1）测量及状态信息。正常和事故情况下的测量值和计算值，断路器、隔离开关、主变压器分接头开关位置、各单元层运行状态、保护动作信息等。

（2）操作信息。断路器和隔离开关的分、合命令，主变压器分接头位置的调节，自动装置的投入和退出等。

（3）参数信息。微机保护和自动装置的整定值等。

（五）变电站层的内部通信

变电站层的内部通信，要根据各设备的任务和功能特点，传输所需的测量信

-179-

息、状态信息和操作命令等。

三、变电站综合自动化系统通信的特点和要求

（一）、变电站通信网络的要求

由于数据通信在综合自动化系统的重要性，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的特点和要求。

（1）快速和实时响应的能力。变电站综合自动化系统的数据网络要求及时地传输现场的实时运行信息和控制信息。在电力工业标准中对系统的数据传输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。

（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连续运行，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、造成很大的损失，因此变电站综合自动化系统的通信子系统必须保证很高的可靠性。

（3）优良的电磁兼容性能。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，通信环境恶劣，数据通信网络必须注意采取相应地措施消除这些干扰的影响。

（4）分层式结构。这是由整个系统的分层式结构所决定的，也只有实现通信网络的分层，才能实现整个变电站综合自动化系统的分层分布式结构，系统的各层次又各自具有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。

-180-

（二）、信息传输响应速度的要求

不同类型和特性的信息要求传送的时间差异很大，具体内容如下：

（1）经常传送的监视信息。①为监视变电站运行状态，需要传输母线电压、电流、有功功率、无功功率、零序电压、频率等测量值，这类信息需要经常传送，响应时间需满足SCADA的要求，一般不宜大于1~2秒；②为计量用的信息，如有功电能量和无功电能量，这类信息传送的时间可以较长，传送的优先级可以较低；③为刷新变电站层的数据库，需定时采集断路器的状态信息，继电保护装置和自动装置投入和退出的工作状态信息，可以采用定时召唤方式，以刷新数据库；④为监视变电站的电气设备和安全运行所需的信息，例如变压器、避雷器等的状态监视信息，变电站保安、防火有关的运行信息。

（2）突发事件产生的信息。①系统发生事故的情况下，需要快速响应的信息，例如：事故时断路器的位置信号，这种信号要求传输时延小，优先级高；②正常操作时的状态变化信息（如断路器状态变化）要求立即传送，传输响应时间要小，自动装置和继电保护装置的投入和退出信息，要及时传送；③故障情况下，继电保护动作的状态信息和事件顺序记录，这些信息作为事故后分析事故之用，不需要立即传送。待事故处理完毕后在送即可；④事故发生时的故障录波，带时标的扰动记录的数据，这些数据量很大，传输时间长，也不必立即传送；⑤控制命令、升降命令、继电保护和自动设备的投入和退出命令。修改定值命令的传输不是固定的，传输的时间间隔比较长；⑥随着电子技术的发展，在高压电气设备内装设的智能传感器和智能执行器，高速地和自动化系统单元层的设备交换数

-181-

据，这些信息的传输速率取决于正常状态时对模拟量的采样速率，以及故障情况下快速传输的状态量。

（三）、各层次之间和每层内部传输信息时间的要求

（1）设备层和间隔层，1~100ms。（2）间隔层内各个模块间，1~100ms。（3）间隔层的各个间隔单元间，1~100ms。（4）间隔层和变电站层之间，1~1000ms。（5）变电站层的各个设备之间，≥1000ms。（6）变电站和控制中心间，≥1000ms。

第五节 现场总线在变电站综合自动化系统中的应用

一、概述

变电站数据通信可以采取并行通信或串行通信方式。并行通信方式除了需要数据线外还需要控制线和状态信号线，显然并行通信方式下需要的传输线路较多，成本高，因此常用在传输距离较短（通常小于10m），传输速率较快的场合。早期的变电站综合自动化系统，由于受到当时通信技术和网络技术等具体条件的限制，变电站内部通信大多采用并行通信，在综合自动化系统的结构上，多为集中组屏式。

串行通信方式是一位一位顺序传送。串行通信最大的优点是可以节约传输线路，特别是当位数较多的情况和远距离传输时，这个优点就更加明显，不仅节约-182-

了投资，还简化了接线。在变电站综合自动化系统的内部，各种自动装置之间，或继电保护装置与监控系统间，为了减小连接电缆，简化配线，常采用串行通信。

目前，在变电站综合自动化系统中，微机保护、微机监控和其他微机型的自控装置间的通信，大多通过RS-422/RS-485通信接口连接，实现监控系统与微机保护和自动装置间的相互交换数据和状态信息。这与变电站原来的二次系统相比，已有很大的优越性，可节省大量连接电缆，接线简单、可靠。

然而，在变电站综合自动化系统中。采用RS-422/RS-485通信接口，虽然可以实现多个节点（设备）的互连，但连接的数目一般不超过32个，在变电站规模较大时，不能满足综合自动化的要求；其次，采用RS-422/RS-485通信接口，其通信方式为查询方式，即由主计算机询问，保护单元或自控装置答，通信效率低，难以满足较高的实时性要求；再者，使用RS-422/RS-485通信接口，整个通信网上只能有一个主节点对通信进行管理和控制，其余皆为从节点，受节点管理和控制，这样主节点便成为系统的瓶颈，一旦主节点出现故障，整个系统的通信便无法进行；另外，对RS-422/RS-485通信接口的通信规约缺乏统一标准，使不同厂家生产的设备很难互连，给用户带来不便。

在变电站综合自动化系统中，也有采用计算机局域网的，比如Novell网，Ether网Token Ring网等。但这些局域网适用于一般做数据处理的计算机网络，其传输容量大，但实时性不高。

以上的种种问题不仅在电力系统中，在其他的工业控制领域也存在。基于上述原因，国际上在80年代就提出了现场总线，并制定了相应的标准。

-183-

并且出现了几种较为著名的现场总线技术。

根据国际现场总线基金会的定义，所谓现场总线是一种全数字的双响多站点通信系统。

现场总线是基于微机化的智能现场仪表，实现现场仪表与控制系统和控制室之间的一种全分散、全数字化的、智能、双向、多变量、多点、多站的通信网络。它按国际标准化组织ISO和开放系统互连OSI提供了网络服务，可靠性高、稳定性好、抗干扰能力强、通信速率快、造价低、维护成本低。

现场总线和一般的计算机局域网有些相似之处，但也有不少差别。局域网适合于一般数据处理的计算机网络，而现场总线是作为现场测控网络，要求方便地适应多个输入输出类型数据（突发性数据和周期性数据）的传输，要求通信的周期性、实时性、可确定性，并适应工业现场的恶劣环境。

现场总线除了具有局域网的优点外，最主要的是它满足了工业控制过程所要求的现场设备通信的要求，且提供了互换操作，使不同厂家和设备也可互连，并可统一组态，使所组成的系统的适应性更广泛。现场总线的开放性，使用户可方便地实现数据共享。

二、现场总线技术在变电站综合自动化系统中应用的优越性。

随着大规模集成电路技术和微型计算机技术的不断发展，变电站综合自动化系统从体系结构上面临着由原来面向功能往面向对象的方向发展。以往的变电站综合自动化系统是按照保护、监控、故障记录和其他的自动控制等功能分为若干个相对独立的子系统，每个子系统有自己的输入和输出设备，造成设施重复，联-184-

系复杂，这一方面是由于以前技术条件限制，另外一个方面也与各种功能发展过程中形成的管理体制和习惯有关。现在微机技术，尤其是单片机技术的发展，使人们认识到变电站综合自动化系统是按照其服务对象（一次设备）将保护、测量集成在一起，然后通过网络联系起来，可以使体积大大缩小，有很多优越性。

变电站的自动化设备采用面向对象的微机化产品后，应用现场总线是必然的趋势。

采用具有现场总线的自动化设备有以下几个方面的优越性。

（1）互操作性好。具有现场总线接口的设备不仅在硬件上标准化，而且在接口软件上也标准化。用户可优选不同厂家的产品集成为一个比较理想的自动化系统。

（2）现场总线的通信网络为开放式网络。以前，由于不同厂家生产的自动化设备通信协议不同，要实现不同设备间的互连比较困难。而现场总线为开放式的互连网络，所有技术和标准都是公开的，所有制造商必须遵守，使用户可以自由地组成不同制造商的通信网络，既可以与同层网络相连，也可以与不同层网络互连，因此现场总线给综合自动化系统带来了更大的适应性。

（3）成本降低。由于现场总线完全采用数字通信，其控制功能也可不下放到现场。由现场总线设备组成的自动化系统，减少了占地面积，简化了控制系统内部的连接，可节约大量的连接电缆，使成本大大降低。

（4）安装、维护、使用方便。使用现场总线接口技术，无需用很多控制电缆连接各控制单元，只需将各个设备挂接在总线上，这样就显著减少了连接电缆，-185-

使安装更方便，抗干扰能力更强。

（5）系统配置更灵活，可扩展性好。

正是因为现场总线有上述主要优点，因此今后变电站综合自动化设备采用现场总线是发展的方向。

变电站中的自动化系统 第3篇

关键词：同期合闸；VQC；备用电源自动投入；小电流接地系统的接地选线

中图分类号：TM76文献标识码：A文章编号：1007-9599 (2011) 07-0000-02

Several Security Issues in Transformer Substation Automation System

Wang Jun

(Tangshan Iron and Steel Iron Plant,Jiaohua Measurement and Controlling Workshop,Tangshan063000,China)

Abstract:The substation automation system automatic safety device of the four issues discussed and lists of some of the ideas and thinking,for your reference.

Keywords:Same closing period;VQC;BZT;Small current grounding system grounding line

一、同期合闸

（一）概要说明。同期合闸是变电站中经常遇到的操作，对减小冲击，提高系统稳定性具有重要作用。同期的条件有三点：频差、压差、角差合格。同期要求为安全、准确、快速。三个条件中安全最重要，同期装置必须有完善的闭锁功能，宁拒动不误动。对差频同期，在系统角差为0时合闸，对系统的冲击最小；电厂中作为发电机的并网，快速性也很重要，捕捉第一次0角度合闸可以节省大量能源。（二）环网并列与差频同期。差频同期是指两个没有电气联系的两个系统的并列，包括发电机的并网及两个无联系电网的并列；两侧的频率不同，有可能捕捉到0角度合闸时机。环网并列是指两个本已有电气联接的系统，再在该点增加一个联络开关；两侧频率相同，相角差即为系统在这两点之间的功角，该角度在网络拓扑及负荷没有大变动时基本保持不变。国内有的称之为检同期与捕捉同期，有的称之检同期与准同期，有的叫同频同期与差频同期。两个系统若频率相差在测量误差范围内，是同频，但却不能按同网来同期，为了物理概念上的清晰，本文定义这两种方式为环网并列与差频同期。差频同期的目标是捕捉第一次的零相角差时机合闸，即自动准同期；环网并列相角差为两端的功角，仅是一个压差和功角的闭锁功能。（三）同期遥控方式及自适应识别。环网并列和差频同期的要求不同。装置虽然可以自适应地判断出是同频还是差频，但对频差很小的系统，这样作意味着牺牲一些时间来判断，会对合闸的时机带来延误。而调度员是了解系统的运行结构的，知道欲合闸的断路器是处于同频还是差频同期的位置，在发命令的时候即区分开同频同期、差频同期、遥控合闸命令会更好。装置的自动识别功能，是指在合闸命令下发后，自动判断是差频、同频还是无压状态，并由不同的约束条件进行操作。

二、电压无功综合自动控制

（一）VQC控制特性及控制模式的思考。相对于同期合闸，VQC则是一个时刻运行的、以整个变电站为对象的、相对慢速的一个控制系统。其控制策略复杂，对出口的实时性要求不高，但对闭锁的响应要求快速、完备。现有站内VQC实现方式基本有3种：后台软件VQC、主控单元网络VQC、独立硬件的VQC。后台软件VQC：将控制策略全部放在后台监控主机中，通过间隔层的测控单元获取数据，微机中VQC软件根据实时数据判断并发控制命令，由相应测控单元执行。优点是人机界面友好，方便调试和维护。主控单元网络VQC系统：将控制核心下放到间隔层，由单独的CPU完成，但其IO的输入输出仍由间隔层IO测控模块完成。优点网络数据的得到更直接了一层，闭锁的速度较第一种方式快了一些。但界面一般较差，维护和设置不会太轻松。独立硬件VQC系统：不依赖其他装置，本身溶输入输出与策略判断为一体。好处是闭锁的速度最快，从闭锁的角度讲可靠性最高。但问题是需要重复铺设大量的电缆，信号重复采集。现在的问题是：用户选择时，既觉得独立硬件的VQC系统造价高、多拉电缆，又担心网络型VQC产品的可靠性：VQC对对闭锁的速度要求高。网络型VQC的问题是，当发出控制出口命令后，这时发生可主变保护或电容器保护动作等需闭锁的情况，无法弥补这个时间差。换一个思路思考：把控制策略放在PC机中，而把闭锁策略放在相应的测控单元中。即后台控制+闭锁，间隔层闭锁。通过软PLC功能将需要的闭锁条件输入IO装置中，对后台发来的控制命令不是即刻执行，而是通过自身的闭锁逻辑检查，出口条件满足才能出口，这样既保证了实时的闭锁速度，又保证了后台策略的丰富。对于以上三种方式是对电站内实现VQC的方法，但实际应用过程中有的局内不使站内单独VQC系统，因它是在站内单独的调节，往往满足不了系统要求，存在一定弊端，常使用系统综合电压无功自动调节，在调度自动化端实现，来调节整个系统的无功优化组合。（二）运行方式的自动识别。变电站运行方式会随着负荷和设备状况调整，这样就要求VQC要自适应跟随运行方式的改变，做出不同的控制策略。对不同的变压器组数、不同的一次接线方式，由母联、分段、桥开关、变压器的组合可以有多种接线方式，不同方式控制策略是不同的，这里面有一个模式识别的问题。本文提出的识别方法不仅应包括母联、分段等的辅助接点的开入量；还包括母联、分段上的电流、相角等交流量。（三）全网无功电压控制。无功调控从本质上说是个全网的问题，而不是变电站的问题。建立在破坏网中其他部分无功基础上的本站平衡并不正确。无功电压控制追求的应该是全网的最优解，而不是某个站的最优解。各自为政的VQC调节，会造成多次调节或同时调节。在通信可靠保证的前提下，应该配合将全网VQC作在地、县调度自动系统中，即节省投资，又符合电网实际情况。

三、备用电源自动投入

（一）可编程PLC功能的应用。由于备自投方式较多，不可能每种情况作一种装置，这就要采用相同硬件基础上的软件PLC功能：通过装置内嵌的PLC解释软件解释由外部对自投逻辑的重新编排，现场可设置。（二）厂用电快速备自投。在火电厂中具有大量大容量的厂用机械电动机的厂用电切换过程中，备投就是一个快速备自投的问题。在工作电源消失后，大容量的旋转机械使得母线上电压的衰减是个逐渐下降的过程，并不是立即消失。由于电动机群在惰性作用，残压的幅值和频率是变化的，备用电源投入中，也存在一个最佳合闸时机的问题。一般最佳投入时间为失电后第一次的30゜角差范围内，对装置来说快速的处理器DSP及快速出口继电器的选择就很重要了。在失去第一次快速备自投入的机会后，等待下一次合闸时机就又是同期的问题了。

五、结语

变电站中的自动化系统 第4篇

关键词：GPS,对时系统,变电站,IRIG-B

0 引言

当今,我国电网进入了大机组、超高压输电、高度自动控制的新时代。电网的运行情况瞬息万变,其中超高压变电站是我国目前主干电网的重要组成部分,发生事故后必须掌握实时信息,以便能及时对事故原因、不同专业设备的责任进行分析 和判断,从而及时地进行决策处理。为此,对变电站各 种自动化设备的时钟同步要求极为严格。全球卫星定位系统简称GPS系统,利用GPS系统,电力自动化设备可以精确地控制广域测量系统,分析故障录波的信息。采用GPS技术,可以实现站内甚至站间的准确对时,对时的精度达到了微秒级要求,目前已经成为最佳的对时方案。变电站内需要对时的设备有 计算机监控系统、电能计费系统、故障录波器、微机继电保护装置等。

1对时方式

利用GPS系统提供的世界协调时(UTC)对基准时钟源站内二次设备进行对时的方式主要有3种。

1.1硬对时

硬对时又分为利 用秒脉冲 信号和分 脉冲信号2种对时方式。

(1)秒脉冲对时。它利用GPS输出的1pps秒脉冲信号进行时间同步校准。1pps秒脉冲信号是指每秒钟内GPS输出的脉冲校准信号。利用GPS提供的1pps秒脉冲时间协调时,其时间准确度较高,精度可达到微秒级。同时,该脉冲的 上升沿时间准确度小于1μs。

(2)分脉冲对时。它是利用GPS输出的1ppm分脉冲信号进行时间同 步对时的。1ppm分脉冲信 号是指每 分钟内GPS输出的脉冲校准信号。利用GPS提供的1ppm分脉冲时间协调时,其时间准确度也较高,该脉冲的上升沿时间准确 度不大于3μs。

秒脉冲对时是在脉冲的上升沿到来时将被对时 装置的秒以下的毫秒数清零;分脉冲对时是在脉冲的上升沿到来时将被对时装置的分以下计数器清零。

1.2软对时

软对时也称为串口校时。属于串行同步输出方式,是将时钟信息以串行数据流的方式输出。串口校时的时间报文包 括年、月、日、时、分、秒信息,也可包含一些特定的内容,例如GPS运行状态、报警信号、接收GPS卫星数等。软对时报文的信息格式有十六进制码、ASKⅡ码或者BCD码等。当选择 传输速率合适的校准信号时,其对时准确度可达到毫秒级。

串口校时的缺点是受串口通道传输距离限制,距离短。如RS-232接口方式的传输最大距离约为30m,RS-422/485接口方式的传输最大距离约为150m,如果对时距离过长,会造成时延,串口对时精度无法得到保证。在变电站现场利用GPS的软对时一般采用网络对时,即采用通讯接口机串口接收GPS串口对时报文,然后由通讯接口机向连接在网络上的所有具有通讯功能的装置广播对时命令。网络对时报文一般包括年、月、日、时、分、秒、毫秒。

1.3编码对时

编码对时是通过将同步信号和标准时间信息 编成时间 序列码,然后输出到对时总线上,接收装置解析出时间信息 进行时间同步。编码时间信号有多种格式,目前我国变电站常采用的是IRIG-B码,常采用的 信号介质 是RS-422/485电平的双绞线。

IRIG-B为美国IRIG委员会的B标准,是专为时钟传输制定的时钟码,每秒输出一帧按年、月、日、时、分、秒等顺 序排列的时间信息。IRIG-B码有调制IRIG-B(AC)和非调制IRIG-B(DC)两种(即正弦调制输出和直流偏置输出)。IRIG-B(AC)码的对时同步精度一般为10~20μs,而IRIG-B(DC)码的对时同步精度可达亚微秒数量级。我国变电站自动化系统的智 能设备原则上要求采用IRIG-B(DC)码方式进行对时。

IRIG-B时间码每秒输出一次信息,每帧有100个代码,包含了日期段、小时段、分 段和秒段 等信号。信 息格式如 表1所示。

IRIG-B码对时具有以下主要特点:它兼顾了硬对时和软对时两者的优点,精度高,时间信息标准,接口标准化、易接入,对时环节简化,传输距离远等。基于以上诸多优点,IRIG-B码在当今变电站的各种测控、保护等智能设备上应用越来越广泛。

2SZ系列 GPS双机冗余系统

我国电力事业的迅猛发展对系统内的时间统 一提出了 更高的要求。以往,单台GPS同步时钟一旦出现故障则整个站内的对时系统就无法运行,这已经无法满足目前电力系统对时间统一的高标准要求。为了保证对时系统的可靠性和稳定性,SZ系列GPS双机冗余系统能够时刻保持时间的同步输出,大大保障增加了GPS系统无故障运行时间,使整个电力系统运行更加安全可靠。

2.1系统结构

SZ系列GPS系统结构如图1所示。

2.2工作原理

SZ-SW双机切换器A、B双机同时接收两台GPS同步时钟送来的信号,机内所带单片机对其串行数据进行接收检查,通过对比选择一台较好的GPS时钟信号 经数据选 择电路输 出。上电复位时,切换器A为主机,切换器B为备机:

(1)当SZ-DUAGPS1、SZ-DUAGPS2及SZ-SW双机切换器A、SZ-SW双机切换 器B均正常工 作时,则系统选 择SZ-DUAGPS1通过SZ-SWA机输出。

(2)当SZ-DUAGPS1或SZ-DUAGPS2其中一台 异常,SZ-SW双机切换器A、SZ-SW双机切换器B正常工作时,系统自动选择正常工作的那台GPS同步时钟通过当前的主切换器输出。

(3)当SZ-DUAGPS1、SZ-DUAGPS2正常工作,SZ-SW双机切换器A或SZ-SW双机切换器B其中一台异常时,系统自动选择SZ-DUAGPS1通过正常工作的那台切换器输出。

(4)当SZ-DUAGPS1或SZ-DUAGPS2其中一台 异常,SZ-SW双机切换器A或SZ-SW双机切换器B其中一台也异常时,系统自动选择正常工作的GPS通过正常工作的切换器输出。

(5)当SZ-SW双机切换器A和SZ-SW双机切换器B均异常工作时,则无输出。

(6)当SZ-DUAGPS1和SZ-DUAGPS2均异常但有时钟信号输出,SZ-SW双机切换器A和SZ-SW双机切换器B有一个正常工作时,系统仍有时钟信号输出。

(7)每隔24h(中午12:00)系统自动检测,切换器A、B轮流工作。

从上述GPS双机冗余系统的工作原理不难看出,它的双机双切换工作原理可以很好地保证对时系统的正常稳定工作。

3变电站对时方式的选择

为提高对时精度,变电站一般采用硬对时和软对时相结合的方式。该对时方式一方面利用软对时获取年、月、日、时、分、秒等相关信息,另一方面利用硬对时获取GPS提供的国际协调时(UTC)的对时脉冲信号,使对时信号的精度提高到毫秒和微秒数量级。

大多数变电站监控系统有一台接口管理机,同GPS系统进行串口通讯来实现软对时,然后该管理机通过网络报文对时的方式对全站局域网内的智能设备广播对时命令;部分没有上网的间隔层IED设备(包括保护装置、智能电能表等)如果只能提供串口通讯,则由保护管理机来完成对时,保护管理机接 收网络软对时命令后再同保护装置等IED设备进行通讯,根据通讯规约的要求定时向该保护装置等IED设备发送对时报文。由于智能设备的服务 器或CPU等存在接 收响应处 理的延时 问题,如果智能设备只接收软对时的话,其时钟同GPS系统的时钟一般会存在一定的误差,所以现场一般智能设备都有硬对时的输入接口,设备在实现软对时的同时再接入硬对时,这种软硬结合的接入方式大大提高了时间的精确度。

当各种智能设备配有IRIG-B对时码接 口时,应优先采 用编码对时。这种IRIG-B码对时方式在当前变电站综合自动化系统中也是大力推广的。如果智能设备采用B码对时,按道理就不需要现场总线的通信报文对时,也不用GPS输出大量脉冲信号对时。但目前变电站监控系统更趋向于采用监控系 统的网络通讯对时和GPS的IRIG-B码对时的复合对时方式,这种复合对时方式现场应用取得了更好的效果,保证了系统内所有设备对时的稳定性和可靠性。

4结语

变电站综合自动化系统的研究 第5篇

学生姓名：郑艳钊

课程名称：变电站综合自动化 所在院系：电气与信息学院 所学专业：电气工程及其自动化 所在班级：电气1404 学 号：A19140098

东北农业大学 2016年11月

摘 要

本次毕业论文通过对变电站自动化的概念和发展趋势，以及变电站综合自动化系统研究的意义和国内外现在发展的状况的论述，探讨了变电站综合自动化系统的功能，结构，保护配置，并且进一步讨论了微机保护硬件的结构和特点。通过对变电站综合自动化系统通信方面的研究，介绍了当前各种总线方式和最新的通信技术，将各种通信方式进行了详细的说明，并将他们的优缺点进行了详细的分析，比较了各种方式的性价比。并且对此前景进行了简介。最后将变电站综合自动化系统的继电保护和综自设备的设置进行了详细的介绍。

变电站是电力系统中不可缺少的重要环节，它担负着电能转换和电能重新分配的繁重任务，对电网的安全和经济运行起着举足轻重的作用。为了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服务，变电站综合自动化技术开始兴起并得到广泛应用。

变电站综合自动化是将变电站的二次设备应用计算机技术和现代通信技术，经过功能组合和优化设计，对变电站实施自动监视、测量、控制和协调，以及与调度通信等综合性的自动化系统。实现变电站综合自动化，可提高电网的安全、经济运行水平，减少基建投资，并为推广变电站无人值班提供了手段。计算机技术、信息技术和网络技术的迅速发展，带动了变电站综合自动化技术的进步。近年来，随着数字化电气量测系统、智能电气设备以及相关通信技术的发展，变电站综合自动化系统正朝着数字化方向迈进。

关键词：变电站综合自动化，微机保护，继电保护，系统配置，实时数据

一、变电站综合自动化系统的基本功能体现在下变电站综合自动化系统的主要功能 述6个子系统的功能中： 1监控子系统;2继电保护子系统;3电压、无功综合控制子系统;4电力系统的低频减负荷控制子系统;5备用电源自投控制子系统;6通信子系统。

二、传统变电站自动化系统 1.系统结构

目前国内外变电站综合自动化系统的结构，从设计思想分类有以下三种： 集中式

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，集中进行处理运算，分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能。其特点是：对计算机性能要求较高，可扩性、可维护性差，适用于中、小型变电站。

分布式

按变电站被监控对象或系统功能划分，多个CPU并行工作，各CPU之间采用网络技术或串行方式实现数据通信。分布式系统扩展和维护方便，局部故障不影响其他模块正常运行。该模式在安装上可以集中组屏或分屏组屏。

分散分布式

间隔层中各数据采集、控制单元和保护单元就地分散安装在开关柜上或其他设备附近，各个单元之间相互独立，仅通过通信网互联，并同变电站级测控主单元通信。能在间隔层完成的功能不依赖于通信网，如保护功能。通信网通常是光纤或双绞线，最大限度地压缩 二次设备和二次电缆，节省了工程建设投资。安装既可以分散安装于各间隔，也可以在控制室中集中组屏或分层组屏，还可以一部分在控制室中，另一部分分散在开关柜上。

2.存在的问题

变电站综合自动化系统取得了良好的应用效果参1，但也有不足之处，主要体现在：1一次和二次之间的信息交互还是延续传统的电缆接线模式，成本高，施工、维护不便;2二次的数据采集部分大量重复，浪费资源;3信息标准化不够，信息共享度低，多套系统并存，设备之间、设备与系统之间互联互通困难，形成信息孤岛，信息难以被综合应用;4发生事故时，会出现大量的事件告警信息，缺乏有效的过滤机制，干扰值班运行人员对故障的正确判断。

三、数字化变电站 数字化变电站是变电站自动化发展的下一个阶段，《国家电网公司“十一五”科技发展规划》已明确提出在“十一五”期间要研究数字化变电站并建设示范站，且目前已有数字化变电站建成并投入运行，如福州会展变110千伏数字化变电站。

1.数字化变电站的概念

数字化变电站指信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站，基本特征为设备智能化、通信网络化、运行管理自动化等。

数字化变电站有以下主要特点： 一次设备智能化

采用数字输出的电子式互感器、智能开关等智能一次设备。一次设备和二次设备间用光纤传输数字编码信息的方式交换采样值、状态量、控制命令等信息。

二次设备网络化

二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息，取消控制电缆。运行管理系统自动化

应包括自动故障分析系统、设备健康状态监测系统和程序化控制系统等自动化系统，提升自动化水平，减少运行维护的难度和工作量。

2.数字化变电站的主要技术特征 数据采集数字化

数字化变电站的主要标志是采用数字化电气量测系统采集电流、电压等电气量，实现了一、二次系统在电气上的有效隔离，增大了电气量的动态测量范围并提高了测量精度，从而为实现常规变电站装置冗余向信息冗余的转变以及信息集成化应用提供了基础。

系统分层分布化

变电站自动化系统的发展经历了从集中式向分布式的转变，第二代分层分布式变电站自动化系统大多采用成熟的网络通信技术和开放式互连规约，能够更完整地记录设备信息并显著地提高系统的响应速度。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;在逻辑结构上根据IEC61850通信标准定义，可分为“过程层”、“间隔层”、“站控层”三个层次。各层次内部及层次之间采用高速网络通信。

信息交互网络化与信息应用集成化

数字化变电站采用低功率、数字化的新型互感器代替常规互感器，将高电压、大电流直接变换为数字信号。站内设备之间通过高速网络进行信息交互，二次设备不出现功能重复的I/O接口，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块，以实现数据及资源共享。目前国际上已确定IEC61850为变电站自动化通信标准。

此外，数字化变电站对原来分散的二次系统装置进行了信息集成及功能优化处理，因此可以有效地避免常规变电站的监视、控制、保护、故障录波、量测与计量等装置存在的硬件配置重复、信息不共享及投资成本大等问题的发生。

设备操作智能化 新型高压断路器二次系统是采用微机、电力电子技术和新型传感器建立起来的，断路器系统的智能性由微机控制的二次系统、IED和相应的智能软件来实现，保护和控制命令可以通过光纤网络到达非常规变电站的二次回路系统，从而实现与断路器操作机构的数字化接口。

设备检修状态化

在数字化变电站中，可以有效地获取电网运行状态数据以及各种IED装置的故障和动作信息，实现对操作及信号回路状态的有效监视。数字化变电站中几乎不再存在未被监视的功能单元，设备状态特征量的采集没有盲区。设备检修策略可以从常规变电站设备的“定期检修”变成“状态检修”，从而大大提高系统的可用性。

LPCT的测量原理和检验仪的外型

如前所述，LPCT实际上是一种具有低功率输出特性的电磁式电流互感器，在IEC标准中，它被列为电子式电流互感器的一种实现形式，代表着电磁式电流互感器的一个发展方向，具有广阔的应用前景。由于LPCT的输出一般是直接提供给电子电路，所以二次负载比较小;其铁心一般采用微晶合金等高导磁性材料，在较小的铁心截面下，就能够满足测量准确度的要求。

电子式电流互感器校验仪的测试外型如图1所示。电流传感头由LPCT构成，高准确度电流互感器为0.1级，其二次输出信号作为标准信号与电子式电流互感器输出信号进行对比。

系统结构紧凑化和建模标准化

数字化电气量测系统具有体积小、重量轻等特点，可以将其集成在智能开关设备系统中，按变电站机电一体化设计理念进行功能优化组合和设备布置。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单元作为一次智能设备的一部分，实现了IED的近过程化设计;在中低压变电站可将保护及监控装置小型化、紧凑化并完整地安装在开关柜上。

IEC61850确立了电力系统的建模标准，为变电站自动化系统定义了统一、标准的信息模型和信息交换模型，其意义主要体现在实现智能设备的互操作性、实现变电站的信息共享和简化系统的维护、配置和工程实施等方面。

3.IEC61850标准

IEC61850是国际电工委员会TC57工作组制定的《变电站通信网络和系统》系列标准，是基于网络通信平台的变电站自动化系统唯一的国际标准，也将成为电力系统从调度中心到变电站、变电站内、配电自动化无缝连接的通信标准，还可望成为通用网络通信平台的工业控制通信标准。

与传统的通信协议体系相比，在技术上IEC61850有如下突出特点：1使用面向对象建模技术;2使用分布、分层体系;3使用抽象通信服务接口、特殊通信服务映射SCSM技术;4使用MMS技术;5具有互操作性;6具有面向未来的、开放的体系结构。

变电站自动化系统在我国的应用已经取得了非常显著的效果，对提高电网的安全经济运行水平起到了重要的作用。目前随着新技术的不断发展，数字化变电站正在兴起。与传统变电站相比，数字化变电站具有以下优势：减少二次接线，提升测量精度，提高信号传输的可靠性，避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题，解决设备间的互操作问题，变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免设备重复，自动化运行和管理水平进一步提高。数字化变电站是变电站自动化技术的发展方向。系统结构

变电站综合自动化系统应该从变电站的整体情况出发，同意考虑保护、监测、控制、远动、VQC和五防功能，在变电站自动化系统的管理上，采取分层管理的模式，即各保护功能单元由保护管理机直接管理。一台保护管理机可以管理多个单元模块，它们间可以采用双绞线用RS-485接口连接，也可以通过现场总线连接。而模拟量和开关量的输入/输出单元，由数采控制机负责管理。正常运行时，保护管理机监视各保护单元的工作情况，如果某一保护动作信息或保护单元本身工作不正常，立即报告监控机，再送往调度中心。调度中心或监控机也可通过保护管理机下达修改保护定值等命令。数采控制机则将各数采单元所采集的数据和开关状态送监控机，并由监控机送往调度中心。数采控制机接受由调度中心或监控机下达的命令。总之，保护管理机和数采控制机可明显地减轻控制机的负担，协助控制机承担对单元层的管理。

1.系统各部分功能

变电站综合自动化系统是应用较为成熟的、先进的分布式系统结构，按间隔配置测控单元。将保护功能和测控功能按对象进行设计，集保护/测控功能于一体，保护、测控既相互独立，又相互融合，保护、测控借助于计算机网络与变电站层计算机监控系统交换数据，减少大量二次接线，增加功能，节省了投资，提高了系统可靠性。

即变电站综合自动化监控系统采用分层分布式结构，系统分为三层：间隔层、单元层、监控管理层，其中单元层和管理层均属于站控层。系统各层之间是相互独立，主站层故障时，通过前端通信层控制间隔层，监控管理层和前端通信主站层全部故障时不会影响间隔层继电保护系统的政策运行。

2.间隔层单元功能

在变电站综合自动化系统中，主要根据一次设备间隔来划分间隔层的装置。在低压系统中，间隔层单元采用的是集测控保护于一体的微机型测控保护装置；而在高压系统中，保护和测控功能是独立设置，即分别采用测控监视单元与保护单元对系统进行监控与保护。

1）模拟量采集与输出

在变电站综合自动化系统中，间隔层单元采集的模拟量主要为交流电压、交流电流、有功功率以及无功功率等，一般通过间隔或元件的电流互感器、电压互感器的二次回路采样，以实现对间隔或元件的交流模拟量的测量。个别直流模拟量或温度量，一般通过传感器或变送器变为标准信号或传送给间隔层单元，或选择独立的直流系统监控装置。

2）状态量采集

变电站中的状态量信息主要包括传统概念的遥信信息和自动化系统设备运行状态信息等。在变电站综合自动化系统中，不仅要采集表征电网当前拓扑的开关位置等遥信信息，还要将反映测量、保护、监控等系统工作状态的信息进行采集、监视。间隔层中断路器、隔离开团和接地开关等一次设备的位置状态信号，在高压系统中一般采用双位置信号方式输入，在低压系统中，除了断路器的位置信号外，隔离开关和接地开关位置信号可以用单位置触点来采集。所谓双位置信号方式，是指利用间隔层装置中的两个状态输入点来采集一次设备的辅助接点的状态。双位置信号方式较为单位置信号方式可以大大提高状态信号的正确性，防止错误判断的发生。即用2位比特而不是1位比特来表征一个开关的开合状态，这时00，01,10,11的4种组合中只有2种正确的位置状态，而其余2种是不确定状态，不用0，1两种状态表示开合增加了码元的抗干扰性，从而提高了状态信号传输处理过程中的可靠性。

此外，在间隔层中海有断路器手车位置、电机储能、高压开关的异常告警信号、变压器瓦斯告警信号、保护状态和自动装置的动作信号、交直流屏的告警信号等一般都是单位置信号。

3）保护控制功能

在变电站综合自动化系统中，间隔层的设备要独立实现对被控对象的保护功能，在系统发生故障时能迅速起动并发出正确的控制命令。如切断断路器等。同时，间隔层在控制方面，还要实现对断路器、隔离开关、接地开关、变压器分接头调节、消弧线圈接头调节及保护复归、保护压板投退等的控制。其中对于断路器、变压器接头调节等是用双命令控制，而对于保护复归、保护投退、接地试跳等是通过单命令控制实现。双命令控制对象，是指被控对象一个完整控制过程(合闸、分闸过程)需要两个命令才能实现。而单命令控制则是指被控对象的控制过程只要一个命令就能完成。

4）通信功能

在变电站综合自动化系统中，间隔层单元要为实现与主控单元的通信设立与主控单元通信的接口，为了调试工作的方便进行设立用于参数上装、下装和信息读取的调试接口，为了系统时钟一致而设立对时接口，外此还有与其他间隔层单元通信的通信接口等。这些接口一般是设在间隔单元的前面板或后面板上，分为一般有工业以太网接口、RS232／485／422串行接口、现场总线接口等。在本系统中，间隔层与主控单元之间的连接方式是总线型，因此通信采用WorldFIP总线接口。而且为了提高控制系统可靠性，主控单元采用双机冗余结构。

5）防误联锁功能

为了提高变电站运行的安全可靠性，要求间隔层单元具有防误联锁功能。这种防误联锁功能主要表现在两个方面：一是本间隔内各元件之间的防误联锁功能，二是间隔之间的防误联锁功能。对于间隔层装置来讲，主要是通过其中的可编程逻辑控制功能来实现防误联锁功能。根据间隔中一次元件的防误联锁条件，间隔层单元一方面通过获取本间隔的断路器、隔离开关、接地开关等信号，实现

本间隔自身隔离开关、接地开关、断路器各元件之间的防误联锁要求，另一方面通过网络得到所需的其他间隔的防误联锁信息，利用本间隔中间隔单元的可编程逻辑控制功能来实现间隔之间防误联锁的要求。

6）人机界面功能

为了方便调试和实现参数显示、查询、修改在间隔层单元的前面板上还应用有LCD显示屏和按键。用于实现对间隔单的运行参数，如电流、电压、功率等进行显示，对通信参数如装置地址、通信规约、波特率等进行设置，对间隔内元件参数和继电保护整定值进行显示和修改，对遥信状态进行显示和查询，对异常现象进行显示报警等功能。

（1）人机联系的桥梁，包括CRT显示器、鼠标和键盘。变电站采用微机监控系统后，无论是有人值班还是无人值班，最大的特点之一是操作人员或调度人员只要面对CRT显示器的屏幕通过鼠标或键盘，就可以对全站的运行情况和运行参数一目了然，可对全站的断路器和隔离开关等进行分、合操作，彻底改变了传统的依靠指针式仪表和依靠模拟屏或操作屏等手段的监视、操作方式。

（2）CRT屏幕显示的内容。作为变电站人机联系的主要桥梁和手段的CRT显示器，不仅可以取代常规的仪器、仪表，而且可以实现许多常规仪表无法完成的功能。它可以显示的内容，归纳起来有以下几个方面：

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顺序记录显示。④值班历史记录。

⑤保护定值和自控装置的设定值显示。⑥故障记录，设备运行状况显示等。

（3）输入数据。变电站投入运行后，随着运行方式的变化，保护定值、越限值等需要修改，甚至由于负荷的增长，需要更换原有的设备，例如更换TA变化。因此在人机联系中，必须有输入数据、调整运行参数的功能。

3.变电站层单元功能

变电站层的有关自动化设备一般安装于控制室，而间隔层的设备最好安装于靠近现场设备，以减少控制电缆长度。变电层主要用于完成变电站内的间隔层的各种测控单元或测控保护单元以及各种职能电子装置与站控层的后台系统之间 的信息交换，起着通信控制器的作用。

1）实现和管理与间隔层的各种测控、保护和智能电子装置之间的通信。

2）实现和管理与变电站自动化系统中的后台系统和远方调度控制中心之间的通信。3）通过GPS实现对时功能，统一系统时间。4）实现对系统中各装置和设备的痛惜状态的监测。

变电站层通过控制设备实现运行监视空能，所谓运行监视，主要是指对变电站的运行工况和设备状态进行自动监视，即对变电站各种状态量变位情况的监视和各种模拟量的数值监视。

通过状态量变位监视，可监视变电站各种断路器、隔离开关、接地开关、变压器分接头的位置和动作情况、继电保护和自动装置的动作情况以及它们的动作顺序等。

模拟量的监视分为正常的测量和超过限定值的报警、事故模拟量变化的追忆等。当变电站有非正常状态发生和设备异常时 监控系统能及时在当地或远方发出事故音响或语音报警，并在 CRT 显示器上自动推出报警画面，为运行人员提供分析处理事故的信息，同时可将事故信息进行打印记录和存储。越限报警的各个参数，有一个允许运行时间限额，为此除越限报警外还应向上级调度（控制）人员提供当前极限远行时间，即允许运行时间减去越限运行的累计时间。异常状态报警的是：非正常操作时，断路器变位信号、保护故障动作信号、监控和保护设备异常状态信号以及数据采集的状态量中其他报警和异常信号。

报警方式主要有：自动推出画面、报警、音响提示（语音或可变频率音响）、闪光报警 信息操作提示，如控制操作超时等。

4.变电站电压无功控制的基本原理

变电站电压无功控制是保证电压质量和无功平衡、提高供电网可靠性和经济性的重要措施之一。

随着电网规模的不断扩大和超高压远距离输电系统的发展，一方面系统消耗的无功功率日益增多。另一方面无功补偿容量相对不足，导致一些配电网低谷时电压过高，而在高峰时期电压水平过低的状况，严重威胁着电网安全运行和用户 的正常生产生活。

从发电机和高压输电线供给的无功功率往往满足不了负荷的需要，因为从建设电网考虑，主要是以电网投资和运行费用最小为目标对无功电源的位置和容量进行优化，实现无功电源的合理规划与配置，即减少发、供电设备的设计容量，减少投资，以就地无功补偿减少无功功率在电网中的流动。在电网建成后，以无

功功率交换最少为目标对电网运行方式进行优化控制，所以在电网中要设置一些无功补偿装置来补充无功功率。以保证用户对无功功率的需要。

变电站电压无功控制的基本原理就是通过对变电站的电压、无功等运行数据的测最、分析，根据电网实际运行状态，动态地控制变压器分接头位置和电容／电抗器的投切，实现电压和无功的闭环控制，使得电压维持在合格范围内，提高电压合格率，无功动态补偿，降低无功损耗，最终实现提高经济效益的最终目标。

计算机监控系统进行电压无功控制的主要步骤如下：

第一步：采集电力系统实时运行参数，包括有功、无功、电流、电压，以及各种开关、设备的运行状态，如果系统运行未发生异常情况。则进行下列步骤。

第二步：进行电压调节分析。对于电压调节，其主要的判断依据是人为整定的正常电压的范围(限值)，超出这个范围．即认为电压越限不合格：

电压越上限，可能原因有以下两种：1)容性无功多，低压侧无功补偿过多，系统输送无功过少，变压器电压损耗过小；2）分接头低，系统与负荷之间的电器距离太近。

电压下限，可能原因有以下两种：1）容性无功少，低压侧无功补偿过少，系统输送无功过多，变压器电压损耗过大；2）分接头，系统与负荷之间的电气距离太远。

第三步：进行无功补偿判断，其主要的判断依据同样是人为整定的无功范围(限值)，超出这个整定值范围，意味着系统无功过多或过少：

无功越上限，说明系统送的无功过多，可能原因有以下两种：1)容性无功少，低压侧无功补偿过少；2)分接头高，系统向低压侧无功输送无功过多。无功越下限。说明系统送的无功过少．可能原因有以下两种：1)容性无功多，低压侧无功补偿过多；2)分接头低，系统向低压侧无功输送无功过少。

第四步：进行策略选择。在前两步分析判断基础，按照事先确定的策略模型，选择一个最优方案进行实施。并重新进入第一步骤。

计算机监控系统的自动控制，既可以降低人员的劳动强度，又可以更实时、更科学地控制电压及达到无功平衡。

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。备用电源自动投入是保证电力系统连续可靠供电的重要措施，是变电站综合自动化系统的基本功能之一。

备用电源自动投入装置的基本特点：

（1）工作电源确实断开后，备用电源才投入。工作电源失压后，无论其他

进线断路器是否跳开，即使已测定其他进线电流为零，但还是要先断开该断路器，并确定是已跳开后，才能投入备用电源。这时为了防止设备电源投入到故障元件上。例如工作电源故障保护柜动。但在其他地方被后备保护切除，备用自动投入装置动作后合于故障的工作电源。

（2）备用电源自动投入切除工作电源断路器必须经过延时。经延时切除工作电源进线断路器是为了躲过工作母线引出线故障造成的母线电压下降。延时时限应大于最长的外部故障切除时间。在有的情况下，可不经延时直接跳开工作电源进线断路器。加速合上备用电源。例如工作母线进线侧的断路器跳开，进线侧无重合闸功能时；手动合上备用电源时也不经过延时直接跳开工作电源进线断路器。

（3）手动跳开工作电源时，备用自动投入装置不需要动作。工作电源进线断路器的合后触点（指微机保护的操作回路输出的KKJ合后触点）作为备用自

动投入装置的输入开关量，在就地或遥控跳断路器时，其合后KKJ触点断开，备用自动投入装置自动化退出。

（4）有闭锁备用自动投入装置的功能。每套备用自动投入装置均设置有闭锁备用电源自动投入的逻辑回路，以防止备用电源投入到故障的元件上，造成事故扩大的严重后果。

（5）备用电源不满足有压条件，备用电源自动投入装置不动作。

（6）工作母线失压时还需要检查工作电源无流，启动备自动投入，以防止TV二次侧三相断线造成误投。

（7）备用电源自动投入装置只允许动作一次。微机型备用电源自动投入装置可以通过逻辑判断来实现只动作一次的要求，但为了便于理解，在阐述备用电源自动投入装置逻辑程序时广泛用电容器“充电”条件满足；延时启动的时间应理解为“充电”时间到后就完成了全部准备工作；当备用电源自动投入装置动作后或任何一个闭锁及推出备用电源自动投入电源条件存在时，立即瞬时完成“放电”。“放电”就是模拟闭锁备用电源自动投入装置，放电后就不会发生备用电源自动投入装置第二次动作。这种“充放电”的逻辑模拟与微机自动重合闸的逻辑程序相类似。

5.继电保护功能

变电站综合自动化系统中的微机继电保护主要包括输电线路保护、电力变压器保护、母线保护、电容器保护、小电流接地系统自动选线、自动重合闸。由于继电保护的特殊重要性，综合自动化系统绝不能降低继电保护的可靠性。因此要求：

1）系统的继电保护按被保护的电力设备单元（间隔）分别独立设置，直接由相关的电流互感器和电压互感器输入电气量，然后由触点输出，直接操作相应断路器的跳闸线圈。2）保护装置设有通信接口，供接入站内通信网，在保护动作后向变电站层的微机设备提供报告等，但继电保护功能完全不依赖通信网。

3）为避免不必要的硬件重复，以提高整个系统的可靠性和降低造价，特别是对35KV及以下设备，可以配给保护装置其他一些功能，但应以不因此降低保护装置可靠性为前提。

4）除保护装置外，其他一些重要控制设备，例如备用电源自动投入装置、控制 电容器投切和变压器分接头有载切换的无功电压控制装置等，也不依赖通信网，而设备专用的装置放在相应间隔屏上。

继电保护是变电站综合自动系统的关键环节 其最重要的功能就是要有独立的、完整的继电保护功能，在此基础上还必须具备下列附加功能：

（1）继电保护的通信功能及信息量。综合自动化系统中的继电保护对监控系统而言是相对独立的，因此，继电保护应具有与监控系统通信的功能。继电保护能主动上传保护动作时间、动作性质、动作值及动作名称，并按控制命令上传当前的保护定值和修改定值的返校信息。

（2）具有与系统统一时钟对时的功能。时间的精确和统一在电网运行中显得十分重要，尤其是当继电保护动作时，只有借助精确统一时间才能根据各套继电保护动作的先后顺序正确分析电网发生事故的原因。因此，1991 年 7 月原能源部在颁布《电力调度系统计算机网络规划大纲>》中，已明确建议在同一电网内采用统一的对时方式，以便准确记录发生故障和保护动作时间。

（3）存储各种保护整定值功能。

（4）当地显示与远处观察和授权修改保护整定值。对保护整定值的检查与修改要直观、方便、可靠。除了在各保护单元上要能显示和修改保护定值外，考虑到无人值班的要求，通过当地的监控系统和远方调度端，应能观察和修改保护定值。同时，为了加强对定值的管理，避免差错，修改定值要有校对密码措施，以及记录最后一个修改定值的密码。（5）设置保护管理机或通信控制机，负责对各保护单元的管理。保护管理机（或通信控制机）在自动化系统中起承上启下的作用。把保护子系统与监控系统联系起来，向下负责管理和监控保护子系统中各单元的工作状态，并下达由调度或监控系统发来的保护类型配置或整定值修改信息；如发现每一保护单元故障或工作异常，或有保护动作信息，应立刻上传给控制系统或上传至远方调度端。

（6）故障自诊断、自闭锁和自恢复功能。每个保护单元应有完善的故障自诊断功能，发现内部有故障，能自动报警，并能指明故障部位，以利于查找故障和缩短维修时间，对于关键部位故障，例如 A/D 转换器故障或存储器故障，则应自动闭锁保护出口。如果是软件受干扰，造成程序“出轨”的软故障，应有自启动功能，以提高保护装置的可靠性。

（7）自动重合闸功能。其功能和设置在输电线路保护内。110KV 及以下线

路一般采用三相一次重合闸，其同期检定方式重合闸延时时间应能整定。同期检定方式可选择不检定方式、检无压方式、检同期方式等。

结论

通过使用多种综自产品和多次现场服务，参考各种文献资料，对微机综合自动化系统的通讯略抒己见。随着自动化水平的提高，计算机技术、通讯技术等先进手段的应用已经成为电力发展的趋势。为了适应时代的发展，及时掌握电网和变电站的运行情况，提高变电站安全稳定运行的可靠性，以及采用先进的无人值班管理模式，减少人为误操作，对我们提出了高标准的要求。变电站自动化系统在我国的应用已经取得了非常显著的效果，对提高电网的安全经济运行水平起到了重要的作用。目前随着新技术的不断发展，数字化变电站正在兴起。与传统变电站相比，数字化变电站具有以下优势：减少二次接线，提升测量精度，提高信号传输的可靠性，避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题，解决设备间的互操作问题，变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免设备重复，自动化运行和管理水平进一步提高。数字化变电站是变电站自动化技术的发展方向。

参考文献：

变电站中的自动化系统 第6篇

【关键词】H9000 V3.0；水电厂改造；监控系统

0.引言

受改造电厂是70年代中期建成投产的老水电厂，在旧系统的工作方式下，效率低下，反应滞后，运行维护人员编制臃肿，该厂于2004年起逐步对全厂4台机组的监控系统进行改造，选用了中国水利水电科学研究院自动化所的H9000 V3.0系统。此前该系统已被应用于东北白山梯级等近百个大中小型水利水电自动化工程、三峡梯级调度中心及左岸电站计算机监控系统工程，其技术成熟性已经实践充分检验，本文主要介绍H9000 V3.0系统的主要技术特点以及在老电厂升级改造方面的应用。

1.H9000 V3.0系统的技术特色

1.1新型的系统结构

H9000 V3.0在系统结构上采用了LCU可编程控制器直接挂上以太网的方式，工业控制微机（简称IPC）仅作为现地的辅助控制人机联系设备，系统正常运行时，IPC可以退出运行，避免了其由于机械硬盘等造成的可靠性瓶颈，使LCU的可靠性大幅度提高，基本上可以满足水电厂无人值班运行的要求。

1.2 WEB浏览

H9000 V3.0具有WEB浏览功能，系统的使用及维护十分方便。为了确保系统的安全性，可设硬件或软件防火墙。同样，WEB浏览功能充分考虑了与H9000系统原有图形界面的兼容性，woix软件可完全识别原H9000系统数据库的图形文件，并且外观效果与oix完全一致，实现了百分之百兼容。

1.3系统集成工具软件

H9000 V3.0系统在原开发工具软件的基础上，进一步充实完善，不仅提供IPM交互图形开发系统、DBgen数据库开发系统、PDC综合计算工具软件、ControlLock控制闭锁工具软件、API接口、DEtool数据工程软件，进一步提高了系统开发集成效率和质量，也为设计部门和最终用户提供了有效的系统设计开发手段。

1.4国际标准通讯规约

通过与ABB、Alstom等公司在三峡工程的合作，H9000 V3.0系统在通讯规约方面获得进一步充实，不仅支持DL476-92、m4f、SC 、1801、CDC 8890 Type II、CDT及Polling等传统远动规约，而且研制开发了IEC 870-5、DNP3.0、TASE-2规约通讯软件，形成了较为完善的通讯软件包。

1.5 On-call技术

H9000系统可对系统数据库进行设置定义，当发生事故时，监控系统可进行电话自动报警或手机短信息报警。系统还提供电话查询功能，任何人只要拨查询电话，即可查询电站当前设备运行情况，如有无故障及故障报警信息，重要运行参数等。On-call技术已成为水电厂实现“无人值班”（少人值守）的重要设备。

2.H9000在旧厂改造中的应用

老电厂的升级改造面临的问题比较复杂，涉及到新旧系统的并列运行，和调速、励磁、保护系统以及各种辅机的兼容等等问题。现就H9000系统应用若干方面的一些心得和遇到的问题作一个小结，希望能对类似的升级改造工作提供参考。

2.1系统配置

改造中，系统的配置是首先要遇到的问题，在下位机LCU进行配置时，用户应明确自己的改造量大小，因为GE90-30系列PLC采用扩展槽加模块插件的扩展方式，而插件种类又比较丰富，如模拟量、开关量I/O模块就分别有8通道、16通道、32通道等几种，用户应根据自己情况和将来可能进行的升级计划需要来有目的的选择配置，以达到较好的利用率和经济性。

2.2兼容性和开放性

充分的开放性和强大的兼容性是H9000系统的重要特点之一。

H9000系统可以面对不同厂家、不同技术标准、不同新旧跨度的多种传感器、变送器，得益于H9000丰富的通信接口协议和所采用的PLC宽广的接入能力，新旧设备可以理想地整合，因此可以节省大量的资金，使原有设备发挥了更高的效率。另外在开放性方面，H9000系统强大的开发工具软件也为系统日常的维护和扩展提供了便利，使用时可以自主增加数据采集量，加入对新增设备的控制。

2.3可靠性

H9000系统的硬件可采用多层次的冗余措施，所有网络节点均可以支持冗余配置，由软件实现冗余设备的检测与故障诊断，实现冗余部件的无扰动切换，确保系统中某一部件的故障不影响系统的正常运行。

在上位机部分，H9000系统的软件总体设计技术采用了无主设计的概念，即系统中任何一个计算机节点的应用软件配置是完全相同的。当任何一个计算机节点出现故障时，其他节点可以无缝接管。因此，当一个系统具有多台计算机节点时，计算机出现全部故障的概率可以认为是零，系统永远是可控的。

在下位机部分，工业级的可编程逻辑控制器（PLC）几万小时的无故障工作时间与科学的程序设计保证了系统长期运行的稳定性，而且在PLC程序跑飞或与外界通讯故障时，系统能稳定在故障前状态， PLC依据自身的顺控流程维持机组运行，不会导致机组失控，并发出声光报警，提示维护人员消缺，在运行中这一点在老电厂相对恶劣的电磁环境以及承受系统冲击时作用显得尤为突出。

2.4网络与数据通信

H9000系统采用主干型局域网络拓扑结构，数据流在网内对等共享，基于此，只要通信协议支持，理论上可以无限制地加入网络节点，老厂升级时可以依托该结构将主控站的感知和控制范围大大扩展。但是，在多年的运行使用过程中，我们也发现系统对数据刷新的反应略显迟滞，我们认为这是硬件配置水平固定的前提下，程序规模的增大，顺控流程的执行方式以及串行排队通信特性造成的，但实践证明并不影响电站运行，而如何编制高效率的顺控流程以压缩软件规模，缩短执行时间，各种相关刊物都有不同程度的介绍，笔者在此不再阐述。

3.结束语

经过几年的运行与维护实践，中国水利水电科学研究院自动化所H9000 V3.0系统经受住了老厂较恶劣的电磁环境，区域性电网相对频繁的波动和冲击考验，满足了新老设备共存的严苛要求，使运行人员实现了精减，老机组提高了运行效率，为该厂取得了良好的经济效益，总体而言，H9000系统凭借自己强大的功能、丰富的接口、可靠的稳定性，在面对情况较为复杂的老一代水电厂升级改造时，依旧能游刃有余。

【参考文献】

[1]王德宽.“从H9000谈水电站计算机监控系统国产化问题”.水电厂自动化，1998（3）.

变电站中的自动化系统 第7篇

1我国变电站自动化系统应用现状

目前,我国的当地的监控功能主要是为了见识变电站内工作人员的行为和操作,通过图形显示或者语言提示等各种方式对变电站内的情况进行监督,然后再通过自定系统的控制实现与MIS系统的结合。除此之外,变电站内的保护信息管理功能也是一报表打印或者是数据波形记录的各种方式对我国的安全自动装置进行管理。第二方面,我国站内的通信网络层需要对信息进行传递和对信息系统进行保护,通过系统之间的变换,能够使信息处于共同使用的状态,提高我们变电站内自动化系统的安全性,节约资源。第三方面,我国的变电站内自动化系统的间隔层主要是保护装置和自动装置,这种类型的设备需要在各个继电保护小间内或在开关的柜子上进行安装。

2变电站自动化系统控制技术

在当前网络通信技术普及性运用的背景下,变电站也实施了分散分布式的管理模式,在分散分布式的模式下,可以实现对继电的保护和监管,在串行口的通信方式下,确保变电站各个部件的通畅和独立性运行。变电站自动化系统控制功能的实现主要体现在遥测和遥信两个方面,控制内容是实现对变电站部件的独立遥控,实施继电保护功能,并将网络采集信息与计算机系统进行连接通信,综合实现各项功能。

在变电站自动化系统中的控制技术应用中,主要表现为以下控制技术的应用:(1)数字信号处理技术的创新应用。数字信号处理技术也即DSP技术,它是实施计算机保护和远动装置的先进、智能技术,在对直接交流电进行采样的基础上,这一技术可以实施各个装置的自动测量,如:重合闸、故障测距、故障录波等,同时,它不仅可以对这些装置进行自动化的测量,还可以对它们实施有效的、远动的控制,在这个自动化控制的技术运用下,对变电器中电流的方向、电压数值以及故障电流等情况,都能够得到精准的测量和计量,在强大的自动化分析功能下,得出精准值,从而实施对变电站的保护。(2)PLC自动化控制技术的应用。PLC是一种软件式的模块化设计程序,它可以极大地增强数据的可读性和可移植性,在自动化无人看守的状态下,通过对PLC以及上位机的监控,对生产运行状态下的设备实施远程的实时监测和控制,通过对运行状态下的电气设备故障情况、事故记录、故障趋势分析图、故障分析报表等内容,使变电站处于PLC自动化控制技术的监控之下,从而极大地提高变电站运行的安全性和稳定性,不仅减少了变电系统的维护工作量,而且也最大化地提升了变电站的管理自动化水平。(3)综合自动化控制技术的应用。这是在变电站调度中心实施的遥控技术,它主要针对无人看守的工况状态下的自动化综合控制,综合自动化控制技术可以完全实现在无人状态下的保护投切和定值选择,调度中心的综合控制人员只需要对故障采集的测距数据、故障录波等进行保护和修改,再在计算机平台上将这些测距数据信息进行综合处理和分析,就可以实现面向现场的自动化控制,在这个大系统内,综合自动化控制技术要与其他工程设计技术相配合,在单元保护性控制和信息采集系统控制的条件下,全面实现自动化控制功能。

值得一提的是,变电站自动化控制技术要使用计算机局域网,普及计算机局域网技术培训是变电站自动化控制的未来发展趋势,尤其是在总线型的网络之中,计算机局域网可以完全通畅地接受信息,其通路时刻处于通畅状态,具有良好的安全性和稳定性。

3变电站自动化监视技术

我国变电站自动化系统的功能配置基本可以达到变电站运行的基本要求,但是根据现阶段我国计算机技术和通信技术的迅速发展,使得我国变电站自动化系统的运行提出更多的挑战,因此我们必须加大我国变电站自动化系统的完善,促进变电站自动化系统功能的不断丰富和发展。

(1)电能质量的在线监测。我国用电方对电能质量的要求不断地上升,所以我国的供电企业应该对电网的电能质量进行相应的检测和评估。为了有效的规范供用电双方质量达到有效共识,需要在加加强我国法律约束的基础上,对电网频率进行分析,避免供电电压数据出现偏差,对电压指标进行自动化监控,有效的提高了自动化技术的电能质量要求,我国正在逐步的应对不同等级的变电站建设电能质量安装在线监测装置。(2)电气设备的状态监测与故障诊断技术。随着我国科学技术的发展,我国已经在高电压等级变电站中应用电气设备的状态监测与故障诊断技术,可以运用科技手段,及时的计划性的对电气设备进行检查,避免出现故障。可以通过电容器设备的状态监测与诊断,通过变电站自动化系统的设置,根据不同的电气设备进行自动建设和判断。对于变压器的检测和判断,可以利用充油式变压器中的色谱分析,对变压器进行诊断。我国变电站内的电气设备的检测状态和故障诊断技术得到了快速的发展,使得我国变电站自动系统的应用和发展得到更多的机遇。因此,我国应该加大变电站的电气设备状态监测和诊断技术。(3)数字式视频图像监视技术。视频图像监视系统能够有效的解决了无人值班巡视的问题,通过数字式视频图像技术,通过监视及时的发现问题,进行远程控制。我国的变电站自动化系统没有融合进相应的视频监控等系统,因此我们应该充分利用数字式视频图像监视技术,使我国的数字式视频图像监视技术将融入变电站自动化系统,从而加强对变电站内各个设备运行及其人员的监控,从而有效的控制变电站内部的各种设备的有效性和安全性。

综上所述,我国的变电站自动系统仍然存在一些不足之处,但是我们要充分掌握这些问题,加大改革力度,对变电站内的自动系统进行设计和完善,从而保证变电站的安全运行。

参考文献

[1]夏明超,黄益庄,吴俊勇.变电站自动化技术的发展和现状[J].北京交通大学学报,2007,05:95-99.

[2]黄益庄.变电站自动化技术的发展方向[J].继电器,2008,06:1-4.

变电站中的自动化系统 第8篇

某500 k V变电站作为天广直流系统的配套工程,是西电东送的一座重要落点站,也是广州电网重要电源点之一,必须保证其运行的安全稳定性,因此这对其变电站自动化系统提出了更高的要求。该变电站于2000年建成投运,站内综合自动化系统自投运至今为该站的安全稳定运行做出了很大贡献,但由于其监控系统硬件已停产,无法满足扩建及备品备件的需要,同时运行时间已达自动化设备的运行年限,元件老化,精度及可靠性降低,因此以2007年#3主变扩建为契机,对站内自动化系统进行升级改造,采用新产品新技术,以提高系统运行的安全性、稳定性和可靠性。

同时由于该变电站在电网中的重要地位,停电施工困难,只能在运行中进行改造,对现场施工组织和安全控制提出了更高的要求。系统改造时自动化新旧设备的接入方式及自动化系统数据处理的方式均不同,但必须要保证站端及调度数据的完整性、实时性以及五防逻辑的严密性,需要从技术上保障过渡阶段的系统安全及功能完整。同时变电站自动化系统改造周期长,新旧系统切换次数多,存在较高的安全风险,需要更加严格的现场安全控制措施。通过本项目的实施提高了变电站自动化系统设备硬件性能,优化了系统通信网络,大大简化了二次接线,保障了500 k V运行中变电站综合自动化改造工作的安全、顺利进行。

1 现状及技术改造的必要性

该变电站原自动化系统采用南瑞科技BSJ2200计算机监控系统,全站自动化设备为分层分布式结构。保护和测控装置分散布置在4个保护小室,每个保护小室有两台互为热备用的前置机对本小室信息进行汇集处理,并通过光纤以太网与站控层交换机连接,实现与站控层操作员工作站、服务器、远动机等设备的信息交互。测控装置采用南瑞科技的SLC系列产品,以F-NET总线经网关转换为RS232方式与前置机进行通信;保护装置则由于生产厂家和型号的不同,其通信方式和现场总线类型也不同,通过保护管理机或RS485/RS232转换器转换为RS232方式与前置机进行通信。为了在保护小室进行操作和防误操作,测控装置遥控输出又经过PLC装置的五防逻辑判断,并在PLC屏上提供操作按钮;站内五防系统则由微机五防、监控系统后台五防和间隔层PLC五防构成,三层五防相互独立。

随着变电站综合自动化技术的发展,该变电站原自动化系统已落后于当前技术水平,且随着投运年限的增加,系统的设备稳定性和站内通信稳定性也随之下降,改造势在必行。原系统的不足之处有以下几个方面:(1)操作员工作站、服务器均为Alpha 500au工作站,远动机为HP vectra VE8PII/350远动通信工作站,其配置已大大落后于当前计算机发展水平,且已投入运行7年,稳定性下降,尤其是远动通信工作站远较目前变电站普遍采用的嵌入式远动装置稳定性低;(2)间隔层前置机与测控、保护装置的通信方式为现场总线,通过前置机串口进行系统信息接入,每条总线通信的装置数量多,通信速率低,并易受外界干扰,难以进行故障查找和隔离,而且前置机的串口通信本身故障率较高;(3)数据处理是通过每个保护小室的前置机实现的,为分布式实时数据库,操作员工作站从前置机获取实时数据,服务器只有简单的告警等功能配置,这样就增加了设备数量和中间环节,增大了故障几率;(4)间隔层五防通过独立于测控装置的PLC装置来实现,在测控装置采集各开关刀闸遥信位置之外,PLC装置本身还需另外采集各节点开关刀闸位置,PLC通过硬节点接收到测控装置对开关、刀闸的遥控命令后,经PLC五防逻辑判断再由其进行遥控开出,接线复杂且中间环节多,无法以通信的方式与监控系统完成信息共享。随着新技术的不断实用化,针对上述不足之处提出了系统整体改造方案。

2 系统技术改造方案

考虑变电站安全稳定性要求、当前自动化装置技术水平及与未来技术发展的兼容性,该变电站通过逐步改造,对自动化系统装置硬件、网络的组网方式、实时数据处理方式、间隔层五防逻辑闭锁等方面进行了改进。

(1)更换了监控系统站控层操作员工作站、服务器、远动机等自动化设备,并逐步将SLC测控装置更换为新一代NSD500测控装置,旧保护装置也更换为支持以太网通信的新型号保护装置。通过一系列的硬件更换,系统设备的性能得到很大提高。改造后系统操作员工作站和服务器采用Sun Altra45工作站,远动机则由HP工作站更换为嵌入式NSC300远动通信装置,稳定性和易维护性都得以大大提高;相比SLC系列测控装置,新一代NSD500测控装置的数据处理能力更强,并支持以太网通信。

(2)改进了站内自动化系统通信网络的组网方式。更换站控层交换机以提高其性能,并在各保护小室加装间隔层交换机,形成双100 M以太网为框架的星型站内监控网络,并在全站改造初期首先完成网络搭建工作,将站控层设备及间隔层前置机移入此网络运行;通过逐步改造,全部测控及保护装置也将直接通过以太网方式接入间隔层交换机。那么间隔层装置的通信方式由原来的现场总线改为以太网,减少了中间通信环节,提高通信可靠性和信息传输速率,而且此组网方式为变电站的分期改造、功能升级提供了良好的开放性、灵活性和兼容性;考虑测控和保护装置数量大,为避免相互间信息传输的干扰和提高可靠性,将网络分为监控双网和保护双网,间隔层监控网和保护网的交换机分别独立,站控层则通过交换机划分VLAN进行监控网和保护网的网络隔离,并在站控层加装两台互为热备用的保护管理机,每台管理机配置四块网卡分别与监控和保护网络进行连接,实现对保护信息进行汇集处理后,向监控系统转发。

(3)改变了站内实时数据处理方式。站内测控和保护装置采用以太网方式直接接入监控网络,提高了传输距离,使变电站的实时数据处理方式也随之发生改变,由原来每个保护小室前置机实现的分布式实时数据处理方式,改变为由站控层服务器和保护管理机实现的集中式实时数据处理方式。改造过程中,在服务器及保护管理机上逐步建立全站数据库及其应用系统,改造完成后退出全部前置机,减少设备数量,降低维护工作量及系统故障几率。

(4)改变了站内间隔层五防逻辑闭锁的实现方式。原系统间隔层五防通过与测控装置独立的PLC装置实现,改造后将由NSD500测控装置来实现完整的间隔层五防逻辑闭锁,节点遥信位置不需要重复采集,简化了二次接线,并减少了五防逻辑闭锁功能的装置数量和中间环节。

改造完成后,变电站自动化系统结构简洁,如图1所示。

3 改造过程中现场安全保障方案

500 k V运行中变电站自动化系统改造具有周期长、新旧系统联接界面大、安全风险高的特点,许多工作是在不停电的情况下进行的,更增加了施工的难度和危险性,因此必须建立安全保障方案,从技术上及实施过程上保证改造过程的安全有效。

3.1 现场安全技术保障方案

改造过程中,自动化新旧设备的接入方式及自动化系统数据处理的方式均不同,但必须要保证站端及调度数据的完整性、实时性以及五防的严密性,因此需要从技术上保障过渡阶段的系统安全及功能完整:

(1)站端数据的完整性

改造过程中必须保证遥测、遥信及保护信息的完整性。对于站内监控后台,未改造的测控及保护装置实时数据信息仍由前置机收集处理和转发。对于新NSD500测控装置,则通过在站控层监控服务器增加驱动程序,来完成实时信息的收集处理;由于改造后保护装置通过以太网直接接入监控系统,保护信息的完整性和实时性要求监控系统保护管理机和不同厂家的保护装置必须具备良好的互操作性,虽然保护的通信规约均采用103规约,但不同厂家对规约的理解和应用存在差异,就要求监控系统后台开发人员对各种类型保护装置的信息交互方式透彻理解,并编写相应通信程序,通过严格测试来保证各种保护装置无缝接入的稳定性、实时性和可靠性。

(2)调度数据的完整性

改造过程中必须保证调度数据的完整性。通过本次改造,该500 k V变电站的远动装置由工控机升级为应用嵌入式系统的插件式装置,而且新远动装置和NSD500测控装置具有良好的兼容性,通过远动装置的组态参数配置,可直接从监控网络中提取NSD500装置发出的实时信息,实现真正意义上的调度数据直采直送;但由于新远动装置不能识别前置机原有的通信报文,则必须在前置机中配置与远动信息相关的转发表并启动相应的程序,将前置机采集的旧SLC测控装置信息转发到监控网络中,实现向调度端传送旧测控装置采集的相关远动信息。

(3)间隔层五防逻辑闭锁的完整性

在改造过程中,首先,需考虑已改造部分的五防闭锁逻辑的完整性。已改造部分的间隔层五防功能由NSD500装置实现,其必须获取旧系统采集的某些开关刀闸位置信息后才能保证逻辑完整性,而旧五防系统PLC装置本身采集的开关刀闸位置信息无法向NSD500装置以通信方式发送,因此需要采取其他方式实现新系统完整的五防闭锁逻辑。由于未改造旧系统的SLC测控装置对位置信息的采集是准确完整的,且前置机可以收集到全部旧系统的遥信信息,而NSD500测控装置和前置机接入在同一监控网络中,可方便进行通信。为了完整NSD500装置的五防逻辑信息,采取在前置机增加新程序,以建立虚拟NSD500测控装置的方式实现,虚拟NSD500装置在前置机数据库中获取旧系统开关刀闸位置信息后,以网络103方式向监控网络发送,那么在网络中看来,如同有NSD500装置采集到了旧系统的开关刀闸信息并向网络发送,新系统中实际的NSD500装置通过简单组态配置即可获取该信息,从而实现新系统五防闭锁逻辑的完整性。

其次,需考虑旧系统五防逻辑的完整性。旧系统五防逻辑完全通过PLC装置实现,每个间隔配置相应的PLC装置,全站所有PLC互相通信,遥信位置通过与测控装置独立的硬接点方式接入。扩建和改造过程中PLC系统始终要采集到所需的全部开关刀闸位置信息才能保证逻辑完整性。为了解决旧系统逻辑完整性问题,采取了新增一套PLC装置和一套BSM插箱(闭锁逻辑插箱)的方式,并将新增的PLC装置接入站内PLC系统,BSM插箱接入站内监控网络;BSM插箱实际是一个NSD500插箱,内有CPU板和多个BSM板,该插箱支持以太网通信,通过一定的配置,可获取监控网中相关遥信点位置信息并输出到一个保持继电器上,若再将保持继电器的接点通过硬接线接入PLC的遥信点,可使得PLC系统在敷设少量二次电缆的情况下就能采集到新扩建及改造部分的相关开关刀闸位置信息,从而实现旧系统五防闭锁逻辑的完整性。

该500 k V变电站改造过渡阶段间隔层五防逻辑信息交换示意图如图2所示。

3.2 现场安全工程保障方案

运行中的变电站自动化系统改造,通过制定现场安全工程保障方案可有效保证改造过程中的安全性和可靠性,避免由于风险分析不足、实施过程不当或人为因素影响系统安全。

(1)制定严格合理的过渡方案

预先做好充足准备工作,制定严格合理的过渡方案。过渡方案应确立过渡阶段变电站自动化系统安全稳定的运行模式,充分分析改造过程中存在的潜在风险,提前制定相应对策,且需明确新老系统联接界面,避免改造过程中新老设备不兼容造成的相互影响,对需要新增的程序必须进行预先测试,保证其在改造和应用过程中能够实现所要求的功能并具备良好的稳定性。

(2)保证改造工作实施的安全性

每阶段改造工作开始前都应制定合理的改造实施方案,方案中明确工作步骤及工作范围,注意做好危险点分析和安全措施;改造过程中合理组织施工人员,提高工作效率和安全性;由于改造过程涉及多种设备,需要进行大量的参数配置和修改,在开工前应明确参数修改位置和相关联内容,修改和配置参数过程中注意做好检查核对,明确操作流程,对需要重复进行的工作尽量做到标准化流程操作,避免误修改和误配置对运行中设备造成不良影响;由于改造过程中,自动化设备厂家技术人员多参与其中,因此必须按照相关规定加强对外来人员的管理,明确其工作范围和规范其工作行为,提高安全意识,从而保证改造的顺利进行,避免人为因素威胁变电站运行的安全稳定。

(3)确保自动化系统数据备份和软件版本控制

500 k V变电站改造周期长,每阶段的调试过程中都需要对数据库、软件组态配置等进行修改,每次修改前要做好数据备份,不但能够对错误修改进行快速恢复,且有利于问题的查找;而做好版本控制,能有效避免不同阶段改造由于软件版本不一致造成对运行中系统的不良影响。

4 结论

该500 k V变电站综合自动化系统的改造过程中,从技术方案上,将SLC测控装置更换为NSD500测控装置;将现场总线通信方式改为冗余备用的以太网,加装了间隔层的交换机;测控及保护装置通过以太网直接接入监控系统,取消了前置机;将原PLC五防系统改为由NSD500测控装置实现。从数据安全方案上,保障了站端数据、调度端数据、五防闭锁逻辑的完整性。从施工方案上,制定了过渡方案,保证了改造工作的安全性,确保了自动化系统数据备份和软件版本控制。整个方案的实施,有效降低了改造的现场安全风险,保障了变电站综合自动化系统改造工作的顺利进行。

改造完成后,该500 k V变电站综合自动化系统运行稳定,缺陷发生率大大降低,相比改造前,设备硬件性能及易维护性大大提高,系统结构得到简化,调整了间隔层五防的实现方式,减少了设备数量及二次接线,且易于故障的排查,经过改造还优化了自动化系统通信网络,提高信息传递的速率和稳定性。

参考文献

[1]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.WANG Hai-feng,DING Jie.Research on Several Issues of Substation Network Communications[J].Power System Technology,2004,28(24):65-68,73.

[2]孙军平,盛万兴,王孙安.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,2003,23(3):16-19,145 SUN Jun-ping,SHENG Wan-xing,WANG Sun-an.Study on the New Substation Automation Network Communication System[J].Proceedings of the CSEE,2003,23(3):16-19,145.

变电站中的自动化系统 第9篇

关键词：变电站,综合自动化系统,现场总线控制系统

引言

为了保护、控制和测量的需要, 传统变电站设备的所有设备如变压器、线路的二次电压、电流及断路器开关量都必须用大量的控制电缆引到主控室, 投资大而且二次回路非常复杂, 维护很不方便。传统的变电站自动化系统是按保护、监控、故障记录和其他控制等功能分成若干个相对独立的子系统, 每个子系统都有自己的输入和输出设备, 造成设施重复、联系复杂, 开关量及模拟量采集可靠性差。近年来, 随着自动控制、计算机技术、网络、通讯技术的飞速发展, 当今变电站综合自动化系统已将保护、控制、测量等功能集成在一起, 通过网络联系起来, 大大节省投资, 尤其是自动化设备采用面向对象的微机化产品后, FCS现场总线型自动化系统的应用应运而生。

1 现场总线技术简介

1.1 现场总线概念

现场总线是应用在生产现场、在微机化测控设备之间实现双向串行多接点数字通信的系统, 也被称为开放式、数字化、多点通信的底层控制网络。它作为智能设备的联系纽带, 把挂接在总线上、作为网络节点的智能设备连接为网络系统, 并进一步构成自动化系统, 实现基本控制、补偿计算、参数修改、报警、显示、监控、优化及控制一体化的综合自动化功能, 这是一项以智能传感器、控制、计算机、数字通信、网络为主要内容的综合技术。

1.2 现场总线通信模型与OSI参考模型

OSI (Open System Interconnection) 参考模型是由国际标准化组织ISO建立的“开放系统互连基本参考模型”, 它提供了概念性和功能性结构, 并将开放系统的通信功能划分为7个层次。而对工业控制底层网络来说, 单个节点面向控制的信息量不大, 信息传输的任务相对比较简单, 但实时性、快速性的要求较高。为满足实时性要求, 也为了实现工业网络的低成本, 现场总线采用的通信模型大都在OSI模型的基础上进行了不同程度的简化。

1.3 现场总线控制系统FCS

现场总线是连接现场智能设备和自动化控制设备的双向串行、数字式、多接点通信网络, 它的关键标志是能支持双向多接点、总线式的全数字通讯, 随着现场总线技术的出现和成熟, 促使工业控制系统由集散控制系统 (DCS) 向现场总线控制系统 (FCS) 过渡。现场总线控制系统把各个分散的测量、控制设备变成网络节点, 以现场总线为纽带, 把它们连接成可以相互沟通信息、共同完成控制任务的网络控制系统, 真正实现了“信息集中、控制分散”的全分布式系统。比起传统变电站综合自动化系统和DCS系统, FCS系统大大减少现场敷线数量和相应的工作量, 大大减少了现场各种接口的数量和相应的工作量, 提供了网络的智能化程度和信息交换速度, 提高了系统的可靠性和抗干扰性。

2 现场总线的技术特点

2.1 系统的开放性。

开放系统是指通信协议公开, 各不同厂家的设备之间可进行互联并实现信息交换, 现场总线开发者就是要致力于建立统一的工厂底层网络的开放系统。这里的开放是指对相关标准的一致、公开性, 强调对标准的共识与遵从。

2.2 互可操作性与互用性。

这里的互可操作性, 是指实现互连设备间、系统间的信息传送与沟通, 可实行点对点、一点对多点的数字通信。而互用性则意味着不同生产厂家的性能类似的设备可进行互换而实现互用。

2.3 现场设备的智能化与功能自治性。

它将传感测量、补偿计算、工程量处理与控制等功能分散到现场设备中完成, 仅靠现场设备即可完成自动控制的基本功能, 并可随时诊断设备的运行状态。

2.4 系统架构的高度分散性。由于现场设备本身已可完成自动

控制的基本功能, 使得现场总线已构成一种新的全分布式控制系统的体系结构。从根本上改变了现有DCS集中与分散相结合的集散控制系统体系, 简化了系统结构, 提高了可靠性。

2.5 对现场环境的适应性。

工作在现场设备前端, 作为工厂网络底层的现场总线, 是专为在现场环境工作而设计的, 它可以支持双绞线、同轴电缆、光缆、射频、红外线、电力线等, 具有较强的抗干扰能力, 能采用两线制实现供电与通信, 并可满足本质安全防爆要求等。

现场总线既是一个开放的通信网络, 又是一种全分布式的控制系统, 它作为智能设备 (IED) 的联系纽带, 把挂在总线上作为网络节点的智能设备链接为网络系统, 并进一步构成自动化系统, 实现基本控制、补偿计算、参数修改、报警、显示、监控、优化及控管一体化的综合自动化功能。

3 变电站综合自动化系统中现场总线应用的发展趋势

变电站综合自动化系统中现场总线应用的发展趋势主要有以下几方面:

3.1 不断应用国外的先进技术, 进一步向高性能、高可靠性方向发展。

3.2 多种现场总线并存发展, 系统集成技术进一步融合。

由于各种现场总线协议互不兼容, 不同现场总线设备不能直接进行信息互访和交换, 这将促进电力自动化系统中多种现场总线系统集成技术的发展。这种集成技术包括3个方面, 即调度主站与变电站自动化系统的集成、变电站自动化系统各种现场总线之间的集成以及变电站自动化系统现场总线与站内相关子系统之间的集成。

3.3 高速以太网将得到更广泛的应用。

现场总线的不足让我们认识到变电站自动化系统的通信需要宽带通用和符合国际标准的网络技术。目前以太网已广泛应用于变电站自动化系统站控层, 并有向下延伸直接应用于间隔层的趋势。我国已开发拥有自主知识产权的高速以太网的现场总线控制设备, 使高速以太网广泛应用于工业自动化仪表与控制系统成为可能。现在调度主站通过光纤通信已实现了与变电站自动化系统数据通信的高速连接。

3.4 IEC61850将促进国内变电站自动化技术的变革。

IEC61850为不同厂商的设备提供互操作性, 这使得IEC61850将成为国内变电站自动化技术的发展的重要内容, 新的IEC61850系列标准也将随着国内变电站自动化技术的发展逐步得到批准实施。

4 结束语

变电站在实现无人值班后, 站内综合自动化系统的安全可靠运行直接影响变电站的安全运行。将现场总线技术应用于变电站的自动化系统中, 完全可以满足变电站现场快速、高效的数据通信要求, 使系统更可靠、更开放, 成本更低, 大大地提高变电站自动化系统的整体水平。

参考文献

[1]阳宪惠.现场总线技术及其应用[M].北京:清华大学出版社, 1999.[1]阳宪惠.现场总线技术及其应用[M].北京:清华大学出版社, 1999.

变电站中的自动化系统 第10篇

变电站实现综合自动化的主要目的有2个:一是在低中压变电站中应用自动化系统, 以便能够更好地实现无人值班;二是使220 k V及以上高压变电站设计和建设的控制方式更为先进, 从而解决各专业投资重复和技术分散的弊端。

1 变电站综合自动化系统的现状及发展

变电站综合自动化系统具有安全可靠、功能齐全、结构简单和技术先进的优点, 且这些优点通过一些新建变电站的运行得到了很好的证明。近年来, 变电站综合自动化系统的水平飞速发展, 在我国电力系统、城乡电网建设与改造中得到了越来越广泛的普及和应用。无论是220 k V及以上的超高压变电站的设计与建设, 还是中低压变电站的无人值班, 都应用了自动化新技术, 这一应用使得电网建设和电力系统的现代化水平大大提高, 并且使电网调度和配输电的可能性增强以及变电站的建设成本更为低廉。

2 变电站综合自动化系统的功能分析

2.1 继电保护功能

变电站综合自动化系统中的微机继电保护功能主要包括自动重合闸、小电流接地系统自动选线、电容器保护、母线保护、电力变压器保护以及输电线路保护。因为继电保护极其重要, 其可靠性绝对不可以被综合自动化系统降低, 因此要求做到: (1) 分别独立设置系统中继电保护的电力设备单元, 电气量由相关的电压互感器和电流互感器直接输入, 输出则由触点、相应断路器的跳闸线圈直接操作。 (2) 保护装置设有通信接口, 供接入站内通信网, 在保护动作之后向变电站层的微机设备提供报告, 但通信网并不是继电保护功能完全依赖的对象。此外, 保护装置之外的一些重要控制设备, 例如控制电容器、变压器分接头有载切换和投切的无功电压控制装置、备用电源自动投入装置等, 通信网同样并非是其完全依赖的平台, 应在相应的间隔屏上放置设备装用的装置。同时为了避免不必要的硬件重复, 使整个系统的造价降低、可靠性提高, 特别针对35 k V及以下设备, 可将一些其他功能配给给保护装置, 但其前提是不能使保护装置的可靠性将因此被降低。

作为变电站综合自动化系统中的关键环节, 继电保护最重要的就是拥有完整、独立的继电保护功能, 而在此基础上, 还必须具备下列附加功能: (1) 与监控系统的通信功能。监控系统与综合自动化系统中的继电保护是彼此独立的, 因此, 与监控系统的通信功能是继电保护所应具备的附加功能之一。继电保护功能会将动作名称、动作值、动作性质以及动作时间主动上传, 并将当前的修改定值和保护定值的信息按照控制命令上传。 (2) 与系统统一时钟对时的功能。在电网运行中, 时间的统一和精确是极其重要的, 当继电保护动作时, 对电网发生事故的原因进行正确分析的可靠依据, 即是各套继电保护动作的先后顺序, 而只有借助统一精确的时间才能判断其顺序的先后。因此, 1991年7月颁布的“大纲”已对同一电网内采用统一的对时方式做出了明确的建议, 以便将保护动作的时间和故障发生的情况进行准确记录。 (3) 对各种保护整定值进行存储的功能。 (4) 将授权修改和远处观察的保护整定值进行当地显示的功能。对保护整定值的修改与检查要做到可靠、方便、直观。对保护定值的修改除了能够在各保护单元上进行显示之外, 还应考虑到无人值班的因素, 通过远方调度端和当地的监控系统, 使得保护定值能够被修改和查看。同时为了对加强定值的管理, 避免出现差错, 应采取校对密码的措施对定值进行修改, 并对最后一个修改定值的密码进行记录。 (5) 故障自恢复、自闭锁、自诊断功能。完善的自诊断功能是每个保护单元都应具备的, 当内部发现故障时, 能够自动报警, 同时对故障部位予以指明, 使维修时间缩短以及故障的查更为方便。当故障出现在关键部位时, 保护出口则应自动闭锁。如果故障干扰到的是软件, 则通过自启动功能使保护装置的可靠性得以提高。 (6) 设置通信控制机和保护管理机, 使各保护单位得到管理。 (7) 自动重合闸功能。输电线路保护内为该设置和功能。三相一次重合闸一般为110 k V及以下线路所采用, 可整定其同期检定方式下重合闸延长的时间。同期检定方式包括检同期方式、检无压方式和不检定方式。

2.2 监视控制功能

2.2.1 数据处理与采集

对变电站设备的运行状态和电力运行的实时数据进行采集, 包括保护信号、数字量、脉冲量、模拟量和各种状态量等, 经过去伪存真的处理后, 将采集到的数据存于数据库, 为计算机处理提供信息基础。

(1) 采集模拟量。其内容包括功率、站用电电压、直流电源电压、变电站室温、主变压器的油温、功率因数、相位、无功频率及功率、电容器的电流、功率值、主变压器电流、功率值和电压、馈线电流、线路电流以及各段母线电压。 (2) 采集状态量。其内容包括运行告警信号、继电保护动作信号、同期检查状态、有载调压变压器分接头位置、隔离开关状态以及断路器状态。 (3) 采集脉冲量。脉冲电能表所输出的电能量即为变电站所采集到的典型脉冲量, 实质采集的是包括无功电能和有功电能在内的电能量。 (4) 采集数字量。主要指对自动装置的信息或计算机构成的保护进行采集。

2.2.2 运行监视功能

通过监视状态量变位, 可对变电站内机自动装置和继电保护的动作顺序及情况、变压器分接头的动作和位置情况、接地开关、隔离开关和各种断路器进行监视。监视模拟量分为事故模拟量变化的追忆、定值超限报警和正常的测量。当变电站设备异常或状态非正常时, 监控系统能够第一时间在远方或当地发出语音报警或事故音响, 同时在CRT显示器上自动推出事故情况的报警画面, 然后运行人员可以此为依据对事故进行分析和处理, 并存储和打印记录事故信息。

2.2.3 事故追忆及顺序记录功能

事故追忆是指对于主要母线电压、有功功率以及线路等一些主要模拟量, 连续测量并记录其在事故前后一段时间内的状态;事故顺序记录是指自动记录变电站内的断路器、自动装置和继电保护等在事故时动作的先后顺序。毫秒级为事故记录对时间要求的精确级别, CRT显示器上可以打印输出和显示自动记录下的报告。事故顺序记录功能所提供的报告非常有助于评价断路器、自动装置及继电保护的动作情况, 并对事故进行分析。

此外, 变电站综合自动化系统还拥有控制机安全操作闭锁功能、数据记录与处理功能、人机联系功能、打印功能和分析功能等, 这些功能在变电站的自动化实际应用中起到了非常重要的作用, 为进一步提高电力系统的运行状况提供了强有力的支持。

3 结语

迅猛发展的计算机技术和通信技术, 使综合自动化变电站的广泛应用成为了现实。变电站综合自动化系统和相关技术正在朝着多媒体化、综合智能化、网络化方向发展。变电站作为重要环节, 在电力系统中担负着电能的分配、传输任务, 变电站综合自动化系统是实现对电力系统进行监控和保护的有效手段。电力系统安全运行的水平, 只有通过结构合理、功能完善的综合自动化变电站系统才能得到有效的提高。

参考文献

[1]江智伟.变电站自动化及其新技术[M].北京:中国电力出版社, 2006

变电站自动化系统的研究 第11篇

【关键词】电力系统；变电站；自动化；结构形式

【中图分类号】TM76 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2012）09-0059-01

前言

变电站是电力系统的核心构成部分，随着用电量的增加，变电站的工作量也随之增大，传统的变电站需要人工24小时监控，尤其是边远地区的变电站管理工作更是难上加难。自从引进了自动化运行设备，变电站可以实现无人监控，不仅为电力系统节约了人力资金投入，同时也能够有效的解决边远地区变电站管理困难的问题。从目前的变电站自动化发展形势来看，自动化的生产厂家生产不同规格和操作程序的自动化设备，不同设备之间兼容性小，不利于用户的使用，对此，文章重点分析了变电站自动化系统的未来发展趋势和研究方向。

1、综合自动化系统的硬件结构形式

变电站自动化系统需要有软件和硬件的支撑，而通过对市场的综合数据调查我们发现目前国内市场上的自动化硬件系统的结构形式相对较为复杂，电力系统需要根据自身的输电量和变电站地理环境等因素，进行综合因素的考量，最终确定合理的方案。

1.1 结构形式

1.1.1 集中式综合自动化系统

该结构的自动化系统与电力系统的主控制中心密切联系，系统按照内部的规格和属性选择相应进算计设备系统，计算机的数据显示器与主控中心连接，这样，控制中心内能够对各变电站的实际运营情况综合把握。通过该系统的建立，变电站真正实现了无人操作管理和低规模高效率的运营模式。

1.1.2 分层分布式结构集中式组屏的综合自动化

1.1.2.1 分层分布式结构的概念所谓分布式结构，是在结构上采用主从CPU协同工作方式，各功能模块之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了集中式结构中独立CPU计算处理的瓶颈问题。

通过对实践数据的汇总分析，人们发现该系统模式不仅适合中小型的发展模式，同时也适合较大规模的电力系统，它将变电站的各个构成部件分割成不同的组屏，既减少了故障发生时对整体电路的影响，同时也方便各个构成部件的内部调整。

1.1.2.2 分层分布式集中组屏综合自动化系统结构。该系统结构具有如下优势，首先它的安全性更高，当电力系统出现故障时，该系统只影响到故障产生的局部，而对整体电路没有根本影响，这就一定程度上降低了对电路的整體影响；其次，该系统的电缆安排相对较为合理，电缆的使用量缩减，降低了电力系统的经费支出；第三，通过多种方式的分工处理，有效的缓解了控制中心的工作负荷量；第四，该系统能够与主控制中心建立密切的联系，故障发生时能够得到有效的控制。

1.2 分散分布式与集中相结合的综合自动化系统结构。

它采用“面向对象”即面向电气一次回路或电气间隔的方法进行设计的，间隔层中各数据采集、控制单元和保护单元做在一起，设计在同一机箱中，并将这种机箱就地分散安装在开关柜上或其他一次设备附近，这样各间隔单元的设备相互独立，仅通过光纤或电缆网络由站控机对它们进行管理和交换信息，这是将功能分布和物理分散两者有机结合的结果。

1.2.1 分散与集中相结合的变电站综合自动化系统结构框架。将配电线路的保护和测控单元安装在开关柜内，而高压线路保护和主变压器保护装置等采用集中组屏的系统结构称为分散和集中相结合的结构，适合应用在各种电压等级的变电站中。

1.2.2 优越性

首先，辅助设施数量减少，设备经费投资相对降低，为电力系统节约了经济成本，同时缩小了主控室的内部面积，有利于实现无人化操作；第二，设备数量减少的同时设备安装和维修工作量也降低，提高了工作效率；第三，分散的结构形式，减少了对整体的影响，方便检修人员分批分部件检修，有利于电力系统的稳定运行。

总之，随着变电站自动化系统软件和硬件设施的不断完善，未来我国电力系统实现无人自动化操作是具有现实意义的。

2、变电站综合自动化系统的硬件原理

目前变电站硬件设施的一个发展趋势是综合系统由若干小型系统组成，而各小型系统又分布为若干的内部模块，不同模块主要功能的实现主要依赖于内部软件。一个变电站综合自动化系统中各个子系统的典型硬件结构主要包括：模拟量输入/输出回路、微型机系统、开关量输入/输出回路、人机对话接口回路、通信回路、电源。

2.1 模拟量输入/输出回路变电站综合自动化系统采集的变电站的电流、电压、有功功率、无功功率、温度等都是属于模拟量。模拟量输入电路的主要作用是隔离规范输入电压及完成模/数变换，以便与CPU接口，完成数据采集任务。模拟量的作用是把微型机系统输出的数字量转换成模拟量输出，由数/模（D/A）变换器来完成。

3、传输线路的远程保护

目前，各电力系统为了提高线路运输的安全性和可靠性，都相继引进了继电保护装置，虽然远程继电保护能够对传输线路进行一定程度的保护，但是，由于继电保护的信息数据接收是受到限制的，所以数据分析不全面，尤其是受到储存器功能的限制，储存器的信息可能出现循环利用，这检验中干扰继电保护装置的判断。同时这种特性能做到连续监视传输线路负载，此外还能捕捉电力信号在正常一故障过渡时的预兆故障值和故障值。

4、结束语

变电站中的自动化系统 第12篇

现场总线通信方式在变电站自动化系统中应用获得了巨大的成功, 但其在速度、兼容性以及互操作性等方面的缺陷始终制约着它的发展。随着特高压技术以及计算机技术和通信技术的发展, 系统网络化和体系开放性成为变电站自动化系统发展的趋势。基于IEC61850标准的综自变, 数字变和智能变电站迅速发展, 以太网技术顺应这种趋势, 正越来越多的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, 构成基于网络控制的分布式变电站自动化系统。

1 基于IEC61850的变电站自动化系统结构和数据流

1.1 系统结构的划分

IEC61850标准提出了变电站内信息分层的概念, 按照所要完成的测量、保护、控制从逻辑上将系统分为三层, 即变电站层、间隔层和过程层。各层之间的通信方式全部采用以太网方式, 实现了变电站内通信“一网到底”。为了保证数据传输高可靠性, 采用双机双网冗余配置, 从系统结构看, 重要的自动化设备都直接接入以太网, 从而减少了通信处理及转换的中间环节, 增加了系统的可靠性。

1.2 自动化系统网络通信数据流分析

数据流是指在给定的时间内的数据交换, 这种数据交换可能是连续的或由事件驱动的, 实时应用程序必须处理不同种类的数据流。为了满足变电站自动化系统对于实时性的要求, 必须理解这些数据的类型和属性。在基于IEC61850的变电站中, 数据流可以归纳为信号量、命令量、状态量、事件量、查询量5种类型。

2 以太网通信协议讨论

2.1 TCP和UDP协议

以太网本质上是物理层和数据链路层符合IEEE802.3标准的一种总线型网络, 主要通信协议有TCP/IP、SNA、XNS等, 其中TCP/IP参考模型已经成为事实上的业界标准。

位于TCP/IP模型传输层上的协议有传输控制协议TCP和用户数据报协议UDP, 由于TCP协议需要建立握手信息, 仅支持点对点的通信, 而变电站设备间状态信息和互锁信息的交换, 则属于异步对等以及点对多点通信模式, 采用TCP是无法有效实现的。而且TCP不能保证数据在有限的、确定的时间期限内到达接收方, 如果接收方没有收到数据, TCP协议就会控制重发, 同时阻塞应用程序进程直到收到数据或发生超时。换句话说, 在数据的接收方必须在确定的时间范围内收到数据的情况下, 就不能使用TCP协议了, 而UDP是一种无连接的服务, 不需要建立握手信息, 速度快, 实时性好, 系统开销小且具有多播组播的能力, 采用UDP协议的数据报结构简单, 便于组织, 但数据容量较大时可靠性不能得到保证。

2.2 RTPS通信模型

RTPS通信模型是为了适应实时通信, 在继承Publish Subscribe模型优点的基础又进行了必要的扩展而来的。相对传统的发布订阅模式, RTPS提供了实时通信服务, 如传送时间控制、可靠性控制、可变带宽控制、容错能力和效率控制等。它定义了实时发布和定购的参数和特性, 通过设置这些参数, RTPS模型可以支持所有的数据流类型。RTPS模型发布方发布一个Publication, 每个Publication由Topic和Type作唯一标志, Publication无源地址位与目标地址位, 要接收数据仅需要识别Topic和Type。其模型本身的灵活性使得能够轻而易举地用它实现复杂的多对多, 多对一的应用。模型采用事件驱动, 对发送者, 当其准备好后就可以发送数据, 对定购方来说, 它将阻塞进程直到接收到数据。

3 变电站自动化系统RTPS通信模型实现

3.1 报文传输实时性和可靠性实现

为了保证多种类型报文的实时性和可靠性, RTPS为应用程序的Publish输出端引入5个参数, 即在输出数据流中插入数据流标示TOPIC, 标志数据类型TYPE, 数据序列号SEQ, 数据版本号V＿SEQ, 及数据存活时间DUR, 输入端Subscribe引入插入超时时间TIMEOUT, 不接收新数据的时间段MINISEPRATION及等待时间DEADLINE3个参数和数据序列号校验功能。

通过设定TOPIC和TYPE参数, 使RTPS模型可以方便地将站内各类数据流加以区分。每一个序列号SEQ赋予一个版本号V＿SEQ。SEQ用于将发送的数据按序编号以检测其是否丢失或重复, V＿SEQ使用SEQ初始化时的系统时标定义, 用于重新设定发送数据的SEQ, 例如当发送数据的SEQ初始化时产生V＿SEQ, 如果发布节点关闭后又重新启动时, SEQ会重新设定, 这时接收节点可能会误认为SEQ丢失, 为了防止这种情况发生, 为发送数据的SEQ加上V＿SEQ, 用来表示开始了新一轮数据发送, SEQ重新开始计数。

通过TYPE设置可以标明所发布的数据是否需要进行可靠性检查, 如需要, 则检查数据的传输序号和序列版本号, 否则, 直接接收数据并进行处理。MINISEPARATION参数定义接收方不接收新的数据的时间段, 防止发送方发送过快而导致接收方缓冲区溢出的情况, 保证了既有设备因硬件配置差别较大而导致的稳定性。如果需要数据在某个确定的时间内到达, 则可以用DEADLINE参数来处理, 超过DEADLINE的数据将被丢弃或重传。这样就保证了保护和监控系统不断变化的状态信息采样的实时性。

3.2 报文传输优先级实现

为了人为控制报文的优先级别, Publish输出端引入PRI参数, 将数据由低到高分为7个不同的优先级别。发送方在发送数据前首先要根据要发送数据的实时性分配1-7范围内的优先级, 然后将该数据传到输出缓冲区等待发送, 如果没有优先级要求则PRI设为0;对于接收方首先检查接收数据的PRI, 如果优先级在1-7的范围内, 则节点根据指定的优先级接收数据并传送给应用程序。如果节点接收到优先级为0的数据, 则使用最低的优先级处理。

PRI参数引入有效解决了系统中优先级问题, 比如实时性能最高的保护命令, 该命令发出, 其他所有数据自动被屏蔽, 等候处理完该命令后才能继续处理其他数据。在保证了优先级的情况下, 可靠性必然会受到影响。目前国内在220kV及以上的变电站可靠性要求较高, 采用备用节点来提高系统的可靠性, 这两个节点可以发布相同类型的数据, 但是备用节点的优先级比主节点的优先级低, 并且每个节点采用DUR参数指定数据的有效时间。当节点接收到TYPE相同的数据时, 如果已经存在一个高优先级的数据, 并且处于DUR参数指定的有效时间内, 则只处理优先级高的数据, 丢弃优先级低的数据, 如果主节点停止发送数据, 则备用节点可以正常接收。

通过在应用中不断改进和完善, 实时发布订阅通信模型已经很好的解决了分布式变电站智能电子设备之间的实时性、可靠性及优先级的机制, 克服了以太网在实时通信中的诸多弊病, 是变电站自动化系统通信的一个较好解决方案。随着变电站智能电子设备增多, 相互之间的联系也越来越复杂, 自动化通信系统的开放性, 互操作性等都是今后丞待进一步解决的问题。

摘要：介绍了实时发布订阅通信模式在基于IEC61850的变电站自动化系统的应用, 结合IEC61850标准, 分析了分布式变电站系统结构, 自动化网络通信系统数据流的特点以及以太网在变电站自动化系统的实时性和可靠性要求, 简述了实时发布订阅RTPS模型的基本概念和特点, 以及基于此模型的变电站自动化系统报文传输实时性、可靠性和优先级的解决方案。

关键词：IEC61850标准,以太网,通信协议,数据流,RTPS模型

参考文献

[1]陈轶玮.数字化变电站实用化研究[D].浙江大学, 2007.

[2]张沛超、高翔.数字化变电站系统结构[J].电网技术, 2006, 24.

[3]刘贺锋.基于RTPS的实时通讯中间件[D].西南交通大学, 2002.