变电站自动化监控系统

变电站自动化监控系统（精选12篇）

变电站自动化监控系统 第1篇

对变电站来讲, 其自动化和智能化建设是确保电网系统智能化、现代化建设目标得以顺利完成的关键因素。现阶段, 我国大部分变电站在智能化建设过程中采用的都是一次设备智能化建设方案, 其建设水平仍旧停留在设备状态监测和检修等方面, 对于监控功能系统的智能化和自动化建设力度相对较为薄弱。因此, 为了有效提升变电站输送电的安全稳定, 提升电网系统的服务管理质量, 做好变电站内部智能监控系统建设, 推动变电站自动化管理快速发展十分必要。

1 智能变电站的优越性

智能变电站较之于常规变电站与数字化变电站具有显著的优越性。智能变电站之中的各种电气设备都是智能设备, 这些设备大多应用了较为先进的技术, 具有集约程度较高、经济环保以及可靠性高等优点, 而且运行的速度较快, 运行的效率较高。据相关调查研究发现, 智能变电站的主要要求为:各变电站间实现信息共享的标准化、通信平台的网络化、信息交流的数字化等。在变电功能得以实现的过程中, 智能变电站系统可以自动的完成一些工作, 比如说:对各种信息进行采集、保护与测控等, 并且能够依照电网的设计运行状况, 实现一些高级的功能, 比如说:对电网开展实时的自动控制, 对电网予以智能化的调节, 将应对各种突发问题的决策给制定出来, 以及与附近变电站开展信息互动并且推动变电站对电网的控制作用得以实现。就运行与处理上, 智能变电站彻底实现了数字化功能, 其对所有数据的收集、处理以及输入、输出等都应用了完全数字化方式, 较之于过去, 数据的精确度得以有效的提高。智能变电站数据处理数字化的实现, 对于整个有效支撑整个电网具有非常重要的意义, 这远远超过数字化变电站的优越度。除此之外, 智能变电站可以在线对电网予以监测, 全部智能电气设备都能够实现体系化, 这种体系具有可靠以及紧密的优点。所以, 智能变电站是众多智能技术的重要集成体, 其能够实现高级的互动, 使得不同型号的而设备可以开展高效的连接, 从而使得电气的利用率得以有效提升。

2 智能综合监控系统结构

随着当前我国相关部门对建设变电站要求的提出, 使得变电站的智能综合监控系统已经成为了变电站建设工作中的必然要求。在阶段, 变电站的监控系统主要分为了省级主站系统、变电站终端系统以及地区级主站系统这三个级别。其中, 省级主站拥有查看其所辖省内所有变电站环境和视频信息、统计地区级主站实际运行和工作情况的权利;地区级主站拥有监控辖区内所有变电站视频环境信息, 以及统计其工作情况的权利。一般情况下, 省级与地区级的应急指挥平带主要是依靠Web客户方位这种方式来接入到与之相对应的主站之中, 其访问全面是由相应主站授权而获得的。与此同时, 变电站中终端监控单元内的战端传输工作主要应用的是TCP/IP的传输方式, 组网内所有设备采用的都是统一集中数据监控采集设备, 设备采集标准为IU机架式的设计方式, 其智能采集设备上方存有一个IP接口, 下方存有八个RS485/232接口, 十二路数字量输入以及八路数质量输出。此外, 监控采集设备本身的接入和转换功能十分的强大, 不仅能够作为水浸和温度等监控量, 借助传感器设备完成A/D转换, 还可以利用RS485/232接口同智能设备连接, 完成监控系统的综合智能建设。

3 智能变电站电气设备智能监控系统的硬件设计

变电站电气设备智能监控系统的硬件设计包括5个模块, 分别是声音信号处理模块、人机交互模块、声音信号采集模块、电源模块和故障判别模块。其总体结构图如图1所示。

在进行硬件设计中的声音部分硬件的时候要注意其处理速度要快, 并且要有比较强的数据库管理功能和人机交互功能, 同时可以在多种环境下保持其正常的性能, 还要具有很强的扩展性。

4 终端监控单元建设

4.1 温湿度监测

在安装温湿度监控设备时, 相关人员需要以变电站实际占地空间我依据, 在变电站内部完成温湿度传感器设备的安装工作, 以便确保站内各个时间段的温湿度变化可以得到实施的监控功能控制[1]。在变电站的智能检测系统中, 传感器设备发出的信号一般会被接入集中数据监控中心平台的采集器之中, 而后在依靠该采集器将收集到的温湿度变化值及时的传输到响应的监控中心平台上。这样一来, 变电站监控管理人员便能实时掌握站内各个位置实际的温度和湿度, 一旦站内实际温湿度超过了限定要求, 监控系统就会发出警报, 提示管理人员及时对系统进行条件, 从而保证变电站内部设备可以处于安全稳定的运行状态中。

4.2 漏水监测

就变电站本身来看, 其内部安装的空调设备周边会因为设备在安装过程中的一些施工点而出现漏水情况, 为变电站正常运行埋下安全隐患[2]。因此, 在建设智能监控系统时, 相关人员需要在空调的周边以及站内可能会出现漏水情况的位置安装漏水检测线路, 并在该线路中的合理位置安装标准的漏水信号传感器设备, 将此种传感器同集中数据监控系统中的采集器连接起来。这样一来, 当变电站内部出现漏水现象时, 其具体位置和情况就能够被及时传输到监控系统中, 触发警报, 从而得到及时的缓解和处理。

4.3 视频系统监测

在建设变电站智能监控系统时, 相关人员需要对监控范围内存在的所有设备进行实时的视频监控。按照我国地区级主站现象的视频监控系统建设要求, 在建设该监控系统的过程中需要将管理人员需要的视频以组播或者是IP单向播放的方式实时上传到相应监控中心平台上, 从而更好的满足多个用户同时方位同一视频的传输要求[3]。其次, 需要设定具体的监测时间, 管理人员要按照要求的时间间隔对变电站内部所有摄像机的运行情况进行视频巡视检查。具体的巡视检查对象, 管理人员可以随意设定, 但一定要保证视频巡检系统具有移动检测和自动跟踪的功能, 从而保证视频系统的监测质量和效果。

5 智能监控系统的实际应用

5.1 Lonworks通讯1系统网络建设

在变电站之中, Lonworks属于站内保护装置[4]。其中, 上位机属于Lonworks通讯, 而监控系统中使用的计算机则需要配置相应的Lonworks卡和CSE201远动。其具体应用如图2所示。

5.2 Lonworks通讯2常用系统网络图

在智能变电站系统中, 因为Lonworks通讯属于现阶段常用的保护装置, 而站内上位机主要是以太网作为通讯网络, CSE101负责转发当地的变电站监控, CSE201负责转发远距离变电站的监控信息。其具体的工作状态如图3所示。

6 保护测控系统在智能变电站中的作用

保护测控系统是组成智能变电站自动化系统的重要部分, 负责采集、处理变电站内数据, 控制断路器、隔离开关等一次设备。保护测控系统处于变电站自动化系统的间隔层中, 我们可以通过保护测控系统对变电站的现场信息进行收集、处理与分析。保护测控系统集保护、测控两个功能于一体, 保护和测控功能既相对独立, 又能融合工作。使用了保护测控系统的智能变电站的优势在于可以大量减少二次接线, 既提高了自动化系统的可靠性, 又能节省了资金投入。

相对于一般的微机保护装置, 保护测控装置有下列几个区别:

(1) 在功能方面, 保护测控装置把一般微机保护装置原本分开的微机保护装置和微机测控装置的功能合并。

(2) 在内部结构方面, 一般的微机保护装置采用单个CPU完成整个系统的管理, 而保护测控装置采用了多个不同的CPU, 分别负责完成保护、测控和通信管理功能。

(3) 在保护装置硬件方面, 保护测控装置比一般的微机保护装置增加了单独的测量CT、计量端子、测量端子、状态量端子。

7 结束语

总而言之, 计算机网络上技术的发展在一定程度上也推动了监控系统的快速发展, 而变电站内部的智能化综合监控系统又是变电站自动化发展的有一个新阶段。该监控系统的顺利建设, 不仅可以为电网系统的自动化、现代化、智能化建设奠定良好的基础, 还可以降低遥视用户时的工作成本, 提升变电站监控水平和质量, 促进我国社会经济健康稳定可持续发展。

参考文献

[1]郑剑云.35k V智能变电站综合自动化系统的设计与应用[J].电工电气, 2014, 07:62~64.

[2]徐艳松, 朱联联, 王玉博, 等.变电站综合自动化监控系统网络设计及应用[J].电器工业, 2014, 10:67~74.

[3]黄亮浩.基于IEC61850的智能变电站综合自动化系统研究[J].中小企业管理与科技 (下旬刊) , 2011, 10:289~290.

变电站综合自动化系统介绍 第2篇

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；

浅谈变电站自动化监控系统 第3篇

【摘要】本文首先对变电站自动化监控系统的结构和各部分的功能进行了介绍，又以实际工作经验为基础，对系统运行过程中出现的常见问题及解决措施进行了阐述，希望以此为我国变电行业做出贡献。

【关键词】变电站；自动化；监控系统

变电站自动化监控系统是对区域内各间隔层设备所采集的数据进行显示、分析、处理、控制等功能为一体的综合性控制系统，通过该系统可以彻底实现对变电站的正常运行进行实时监控，可有效降低运行过程中的人力和物力消耗，提高电网调控的安全性。本文将以实际经验为基础，对该系统的结构和各部分的功能进行介绍，论述变电站日常运行过程中出现的常见问题及其解决措施，以此希望给予同行业人员以有意义的借鉴。

1、基本结构及其功能

变电站自动化监控系统的设备配置，包括变电站层和间隔层两个层次。而站级工作站主要包含五防终端、工程师工作站、远动主站和操作员工作站。

1.1 变电站层

通常情况下，变电站层所包含的设备有五防工作站、监控主站、VQC/接地選线、远动主站、继保工程师站、打印机、网络通讯设备、UPS、报警等。具体可根据需要对主站设备进行选配。

五防工作站。其主要功能是确保遥控指令正确，避免误操作并自动出具操作票。另外，五防工作站还可提供电磁或编码锁具，防止手动操作出现失误。

监控主站。监控主站的主要功能是收集、处理并显示和记录间隔层所收集的实时数据信息，再依据操作员的指令对间隔层的设备进行控制；监控主站的信息显示形式包括曲线、棒图、单线图等，操作员可通过屏幕和鼠标键盘，对控制开关、压板等直接控制；当发生事故时，监控主站的控制显示屏幕出现声音、图形闪烁等形式，警示控制员及时处理事故；监控系统的重要数据保存形式，可分为报表曲线、历史报警数据查询、操作记录信息等；监控主站操作系统被赋予不同的管理权限，分为操作人员、维护人员、系统管理员等，不同人员只能执行权限内的操作，且其操作过程将储存于系统中。

VQC/接地选线。VQC的主要功能是对变电站的电压和无功状况进行监视。当电压或无功未达到要求时，将根据预设的调节方法，投切变压器的分接头和电容器组。当需要对主变分接头进行调节时，主站发出调节指令，再通过监控网络传输至测控装置；投切电容器时，则由电容器的保护装置来完成指令。变电站自动化监控系统可自行对整个变电站的运行状况进行识别，并根据客户所定义的时区范围，自行切换工作定值区域，并有效投切分接头或电容器组，达到调节变电站功率因数和母线电压的目的。

远动主站。变电站的远动功能是通过通讯处理机来实现的。通讯处理机包括多种通讯接口，如CAN、LonWorks、以太网等，还可以根据需求进行扩展；各种通讯接口可灵活配置，以满足不同系统的需求；通讯处理机支持多种通信规约，如内嵌了IEC60870-5-101等的通用协议，还可根据用户的要求增加新规约；其还可与隔层装置的GPS接收机进行通信，进行实时监控。

工程师站。工程师站主要是监视、查询并记录设备运行过程中出现的报警、历史记录和事故信息，对设备的定值进行重新设定或修改，记录并分析设备出现的分散录波数据，投切并保护设备的软压板等。

1.2 间隔层

间隔层属于继电保护和测控装置层。其主要功能是对有关设备进行实时控制、测量和保护，并提供和系统相配套的网络连接口。每个间隔单元都相互独立，且都设有紧急手动操作跳与合开关。另外，在间隔内，电压等级大于等于110kV的测控和继电保护装置都是互相独立的。电压等级小于110kV的，则需要集合控制、测量、保护三合一的装置。

2、运行过程中的问题及解决措施

2.1 后台监控机的常见问题及解决措施

监控系统在实际运行过程中，后台机有时无法正常显示系统的相电压，或I和II 段的母线电压出现混淆，对电压的正常监控、故障判断和排除造成影响。这主要是由于在改造变电站的自动化系统时，供货方未妥善处理这方面的工作，加之日常系统检修工作疏忽大意，给系统的日后运行和管理带来麻烦。

为杜绝此类事故的发生，变电站要制定一套针对后台监控机的日常运行与管理的制度，并严格执行。监控人员不得利用后台监控机上网、玩游戏等无关活动，更不得利用监控机使用个人光盘或软盘，以防监控机被病毒感染。如果发生上述事件导致后台监控机出现瘫痪的情况，要严格按照规章制度对其处罚并警告他人；在对监控系统的日常维护过程中，要强化对后台机的检查和检修力度，一旦发现问题，要立即并彻底处理，不得留下隐患；在后台监控机的设备、软件选型上，要尽可能的选择技术成熟且可靠的产品，同时要及时对监控人员的理论技能进行培训，提高监控人员的业务能力。

2.2 远动数据信息接收和发送的能力弱

变电站自动化监控系统，其远动数据信息的接收和发送能力欠缺，主要表现在以下几个方面：无法上传主变档位、保护定值等，无法正确的接收和操作主站内的遥控开关及主变调档等功能；远动数据信息常发生不正确的情况，或正确率和稳定性较差。以上系统故障会对变电站的自动化运行带来很大的影响，远程设备无法进行正常的监视和操作，因此需要与供货方进一步合作，对系统进行提高和完善。

2.3 未对变电站的主变温度实行自动化监控

对变电站的主变温度进行监控应是监控人员日常工作的重点，每日要定时对主变温度进行巡视并做好记录。当发现主变温度较高时，要及时将风机系统启动以增加散热速度，控制主变温度始终处于正常的温度范围内。当前，很多自动监控变电站系统的主变温度，没有执行后台机监控机制，即使有少数的实行了后台监控，其监控数据也不是很准确，仍然需要监控人员巡视检查。

2.4 未对直流和交流系统实行自动化监控

变电站的直流和交流系统包含直流屏、交流屏、蓄电池、控制元件等设施。直流和交流系统是确保变电站正常执行自动化控制、保护、照明、通信、监控等活动的电源，其质量和运行性能对变电站的稳定运行与设备安全有着直接影响。但是，现阶段变电站的直流和交流系统的所有测量、信号都未实现自动化监控，更无法实现信息的远传。一旦变电站无人看守，这些设备的运行情况将无法被及时监视，对变电站的正常和安全运行带来很大的安全隐患，因此，需尽快实现直流和交流系统的自动化改造。

3、结束语

随着变电站自动化监控系统的不断推广和应用，在变电站监控中心，即可通过电力通信网，对变电站内的设备运行情况进行实时远程监控，及时发现并处理设备的运行故障，可大幅降低变电站的运行与维护成本，提高电网调控的整体安全性和可靠性。

参考文献

[1]朱松林.变电站计算机监控系统及其应用[M].北京：中国电力出版社，2008.

[2]丁书文.变电站综合自动化原理及应用（2版）[M].北京：中国电力出版社，2010.

作者简介

1、林志辉（1983年8月）男，汉族，大学本科，助理工程师，从事电气工程及其自动化技术工作。

变电站自动化监控系统 第4篇

关键词：变电站,综合自动化监控系统,研究与实现

1 变电站综合自动化监控系统研究与实现概述

变电站的监控系统需要依赖自动化系统进行, 微处理技术是变电站自动化系统的重要组成部分, 运用自动化监控系统, 能够使电力系统在正常的规律下加快运行, 保证变电站的工作效率的提高, 促进电力能源供给的加快, 另外, 系统可以对变电站的运行效率进行全程的监督, 也能够提高变电站运行系统的控制效率, 并且延长控制系统的控制范围, 保证系统能够及时得到维护。

2 变电站综合自动化测控系统的综合要求

2.1 遥信功能

遥信功能是自动化检测系统的重要功能, 主要用于系统开关部位的信息调整, 变压器装置的故障率可以受到有效的控制, 维护变压器装置的动态指令以及信息设施运行过程中的信息资源, 变压装置的顶部接受信息装置都能够依靠遥信功能实现监控。监控系统还能够有效控制变压器装置的自动控制系统, 使系统的电力能源调控信息能够及时受到合理的控制, 保证系统的电源结构能够得到应有的调整。

2.2 遥测功能

变压器信息的控制需要依赖遥测功能实现, 无论变压器出于有功状态还是无功状态, 变压器运行系统的信息都能够被遥测中心准确采集, 变压器系统的干线功率信息和干线电压都能够通过测算得知, 并且电流量和系统温度等各项数据都能够通过核算获得, 干线的具体流量能够随着系统的频率调节而发生变化, 并且结合温度的调整情况依照遥测信号作出改变。

2.3 遥控功能

遥控功能是监测系统重要的功能之一, 系统的短路装置需要依赖遥控系统的支持才能得到正确的运行, 电容装置以及电抗装置的开关结构都需要遥控功能实现准确开关。另外, 变压器系统的继电器装置的调节原理同系统的遥控功能有诸多相似之处。

2.4 遥调功能

变压器系统中的调压变压器适合遥调功能的发挥, 这一变压器的抽头结构在上下方位的调控过程中, 遥调功能能够很好的对继电器装置实施控制, 因此, 可以将变压器的升降装置运用遥调功能实施控制。

3 变压器综合自动化监测系统具体设计研究

对变压器自动化检测系统进行研究必须考虑到系统的高压特点, 如果变压器自动化检测系统需要在电压很高的状态下运行, 必须保证系统的自动化设计与运行符合电压变化的实际特点。首先, 要结合电力系统的元件更新情况, 将更高级别的信息控制系统运用于变压器系统当中, 要保证系统的测控单元能够适应自动化监测系统的发展情况, 并且运用新型元件技术对变压器自动化系统的硬件设施进行改良。研究变压器线路单元的检测系统必须对各类系统模块实施分析, soc196kc模块是最为常见的模块之一, 另外, ad转换系统和多线路开关装置也对系统的运行有着至关重要的作用, 变压器监测系统和继电器装置必须要结合CAN系统的运行模块进行调整, 保证信息控制系统的准确运行。

3.1 8O C196KC系统运行

8OC196KC是当前变电站综合自动化监测系统运用较为广泛的单片机设施, 该设施不需要同普通的CPU结构一样配备相关累加装置, 即ACC装置, 一般情况下, CPU装置所配置的算数逻辑配件, 也就是ALU配件, 可以在8OC196KC系统中进行省略, 寄存器是8OC196KC系统中必备的组成构件也就是RALU构件, 该构件也被称作算数逻辑构件, OOH-1FFH单元负责对系统当中的信息阵列进行存储, 并且利用专业寄存装置的优势对256B的信息进行RAM信息的增加, OOH-017H装置是较为理想的信息存储装置, 该装置能够完整实现018H-OHHF信息的存储, 并且能够运用RALU系统对信息进行快速的提取和准确掌控。另外, 100H-1FFH系统可以实现256B以上信息的处理, 并同时具有RAM的一切功能, 信息可以通过直接存储的方式进行保存, 并且经由RALU系统进行信息的提取和管理, 要注意将100H1FFH系统作为程序的主要运行系统, 以便设计工作可以拥有更加完整的信息系统。信息存储装置要确保存储功能的健全, 要对信息控制的I/0系统实施信息管控, 保证信息数据能够规范的通过I/0系统实施输入和输出, 输入口的管控要从数量入手, 4个输入口必须能够保证能够将时间控制误差缩小至1μs, 并且能够对系统之外的信息变化实施全程频率控制, 时间频率必须控制在16MHz, 如果信息输入的端口数量为6个, 需要将系统之外的电路进行启动, 启动时间必须进行良好的控制, 保证能够在规定的时间内完成信息统计。

3.2 处理器系统调节

当监控系统的参数控制装置确定在16位以上时, 系统的时间控制装置能够快速的处理系统环境变化带来的情况, 并且保证系统内部的运行参数能够在定时装置的控制下得到准确调整。系统的时间控制装置需要依靠HSO系统进行编程, 并且将时间控制情况设置为系统的预定位置, 保证处理器能够高速运行, socl96Kc能够将频率控制在16MHz以上, 并且将运行效率提升至90C196kb以上, 保证效率百分比超出33%。要令频率在16MHZ的系统运行结果较12MHz的运行结果高一倍以上。并使用d/a转换装置对系统的调节频率实施控制, 调制的输出频率PWM要保证精准度在8以上, 信息输出情况要根据波形图进行控制, 保证调控方案具备足够的可变性。

3.3 系统测控单元的组成研究与应用

8oc196KC系统的运行必须加强对中央处理器的重视, 中央处理器的位数要控制在16位以上, 控制程序适宜采用128kbyte程序运行, 并且保证将存储装置eprom控制在16以上, 要保证通过互感器的电流能够将电压控制在100V以上, 并且保证稳定电压环境下, 5A的电流能够顺利的转变为2.5m A, 并且保证供电系统的转变能够促使开关装置的准确接受, 以便重要控制装置CPU能够实现4次及以上的转换, 要加快信息系统的运转效率, 保证不同电压情况下电流的正常输入, 确保电力系统的信息实现准确传递。

4结束语

变电站综合自动化监控系统的研究对提高变电站运行质量至关重要, 无论是采用调度的方式对变电站进行管理, 还是使用电气仪器对变电站进行调节, 都必须保证变电站运行效率和运行质量, 因此, 分析变电站综合自动化系统的监控机制, 并制定应用方案, 对提高变电站的运行质量, 具有十分重要的意义。

参考文献

[1]兰州石化60万吨/年乙烯改扩建工程110KV变电站综合自动化系统技术附件, 2014.

变电站综合自动化系统的应用 第5篇

作者：佚名 文章来源：不详 点击数：5 更新时间：5/18/2007 7:44:57 PM摘要：科学技术的不断发展，变电站综合自动化系统取代传统的变电站二次系统，已成为电力系统的发展趋势。本文就变电站综合自动化系统的概念，在工业项目中的应用进行了阐述。

关键词：变电站 综合自动化系统 应用

随着科学技术的不断发展，计算机已渗透到了世界每个角落。电力系统也不可避免地进入了微机控制时代，变电站综合自动化系统取代传统的变电站二次系统，已成为当前电力系统发展的趋势。变电站综合自动化系统的概念

变电站综合自动化系统以其简单可靠、可扩展性强、兼容性好等特点逐步为国内用户所接受，并在一些大型变电站监控项目中获得成功的应用。

1.1 系统概念

1.1.1系统设计思想

完整的变电站综合自动化系统除在各控制保护单元保留紧急手动操作跳、合闸的手段外，其余的全部控制、监视、测量和报警功能均可通过计算机监控系统来完成。变电站无需另设远动设备，监控系统完全满足遥信、遥测、遥控、遥调的功能以及无人值班之需要。从系统设计的角度来看有以下特点：

(1)分布式设计。

系统采用模块化、分布式开放结构，各控制保护功能均分布在开关柜或尽量靠近开关的控制保护柜上的控制保护单元，所有的控制、保护、测量、报警等信号均在就地单元内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机，各就地单元相互独立，不相互影响。

(2)集中式设计。

系统采用模块化、集中式立柜结构，各控制保护功能均集中在专用的采集、控制保护柜，所有的控制、保护、测量、报警等信号均在采集、控制保护柜内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机。

(3)简单可靠。

由于用多功能继电器替代了传统的继电器，可大大简化二次接线。分布式设计在开关柜与主控室之间接线；而集中式设计的接线也仅限于开关柜与主控室之间，其特点是开关柜内接线简单，其余接线在采集、控制保护柜内部完成。

(4)可扩展性。

系统设计可考虑用户今后变电站规模及功能扩充的需要。

(5)兼容性好。

系统由标准化之软硬件组成，并配有标准的串行通讯接口以及就地的I/O接口，用户可按照自己的需要灵活配置，系统软件也能容易适应计算机技术的急速发展。

1.1.2系统规范

采用目前最为流行的工业标准软件，UNIX操作系统，X窗口人机接口及TCP/IP网络通讯规约。为满足开放系统之要求，系统设计一般采用：可携性软件设计——容许硬件技术发展后之软件转换；标准计算机产品——容许整个系统高度兼容性能。

1.2 系统功能

系统与用户之间的交互界面为视窗图形化显示，利用鼠标控制所有功能键等标准方式，使操作人员能直观地进行各种操作。一般来说，系统应用程序菜单为树状结构，用户利用菜单可以容易到达各个控制画面，每个菜单的功能键上均有文字说明用途以及可以到达哪一个画面，每个画面都有报警显示。

所有系统之原始数据均为实时采集。

系统应用程序的每一项功能均能按用户要求及系统设计而改编，以符合实际需要，并可随变电站的扩建或运行需要而灵活地进行扩充和修改。一般情况下系统可按以下基本功能配置：(1)系统配置状况；(2)变电站单线图；(3)报警表；(4)事件表；(5)遥控修改继电器整定值；(6)操作闭锁；(7)电量报表；(8)趋势图。

1.2.1变电站单线图

单线图可显示变电站系统接线上各控制对象的运行状态并动态更新，例如：

(1)馈线开关之状态，开关的状态可用颜色区别。

(2)开关的操作由鼠标选择对应之开关或刀闸。

(3)每路馈线之测量值可在同一画面上显示。

(4)继电器整定值可修改。

1.2.2数据采集、处理

采集有关信息，如开关量、测量量、外部输入讯号等数据，传至监控系统作实时处理，更新数据库及显示画面，为系统实现其他功能提供必需的运行信息。

1.2.3运行监视

系统的运行状况可通过文字、表格、图像、声音或光等方式为值班人员及时提供变电所安全监控所必需的全部信息。

(1)报警。

按系统实际需要，用户可以指定在某些事件发生时或保护动作时自动发出报警，如一般可设置在以下情况发出报警：开关量突变(如保护跳闸动作)；断路器位置错位；模拟量超过整定值；变压器保护动作(如瓦斯、温度)。

模拟量之越限值可在线修改。每个报警均有时间、报警信息及确认状态显示。

(2)事件。

系统中所有动作事件，如继电保护动作，断路器、隔离开关、接地刀闸的操作等。均可自动打印及存入系统硬盘记忆，如设置对以下情况的事件进行记录：所有报警信息；操作人员确认有关报警；开关的操作；继电器动作和状态信息；系统通讯状况。

每个事件均有时间及有关信息文字说明，并可自动打印记录。

1.2.4调整继电器整定值

可通过系统主机或集中控制柜修改各继电器的保护功能和整定值。所有遥改功能均为在线方式，修改完成后的定值将直接传回对应的继电器储存。

1.2.5操作闭锁

系统对所有操作对象均可设定闭锁功能，以防止操作人员误操作。

1.2.6模拟量采集及报表产生

采集的数据储存於系统硬盘作为编辑报表的基础。按变电站实际输入的信号，可制作出不同的报表：有功电量日、月、年报表；馈线电流日、月、年报表。

1.2.7趋势图

趋势图提供操作人员快速及直观的数据统计，趋势图可分为图形式或表格式两种。2 变电站综合自动化系统在工业项目中的应用 2.1 国产化变电站综合自动化系统运用现状

国产化的变电站综合自动化系统在我院设计中用得并不多，其主要原因如下：(1)由于甲方、设计院对传统的继电器控制保护系统有长期的运行、设计和维护经验，故一般认为老系统的可靠性高；(2)国产化的变电站综合自动化系统目前在国内尚未普及，仅在个别地区供电部门的大力推荐下，在当地的一些变电站中开始尝试这一新技术；(3)进口的变电站综合自动化系统价格昂贵，只有部分大型新建的并由外资贷款的工程，由于外方对技术水平的要求，全套引进这部分的技术及设备；(4)目前操作人员的素质不高，对新系统缺乏了解。由于以上一些原因制约了变电站综合自动化系统在变电站的发展和运用。

2.2 变电站微机保护装置系统应用实例

在我院一个35kV变电所改造工程中，成功地将国产的变电站微机保护装置系统运用于终端变电站。施工图设计初期采用的是传统的电磁式继电器保护，并设置了信号屏。

2.2.1微机保护系统与传统保护系统的比较

传统的保护系统与微机保护装置系统的主要区别，在于用微机控制的多功能继电器替代了传统的电磁式继电器，并取消了传统的信号屏等装置，相应的信号都输入至计算机。为便于集中控制，采用集中式设计——将所有的控制保护单元集中布置，整个变电站二次系统结构非常简单清晰，所有设备由微机保护屏、微机采集屏、交直流屏和监控系统组成。屏柜的数量较传统的设计方式大量减少。由于各种微机装置均采用网络通讯方式与当地的监控系统进行通讯而不是传统的接点输出到信号控制屏，因此二次接线大量减少。同时由于采用了技术先进的当地监控系统来取代占地多、操作陈旧的模拟控制屏，使得所有的操作更加安全、可靠、方便。

2.2.2微机保护的系统配置及监控系统

系统保护由下列装置组成：

(1)线路保护装置。

(2)主变保护装置——可完成变压器的主、后备保护。

(3)综合保护装置。

(4)线路保护装置。

(5)电容器保护装置。

(6)备用电源自投装置。

(7)小电流接地检测装置。(8)综合数据采集装置。

(9)监控系统的基本功能——数据采集、控制操作、画面制作、监视显示、事故处理、制表与打印。

2.2.3设计微机保护系统时应注意的问题

(1)由于控制和保护单元都是采用微机装置，故一些必要的开关量和模拟量应从开关柜引至微机采集、保护屏。根据控制和保护要求的不同，输入的量也不同。

(2)开关柜与微机装置之间的端子接线较简单，大量的二次接线在微机采集控制单元和保护单元内部端子连接。

(3)传统的继电保护整定计算结果不能直接输入到计算机，须转换为计算机整定值。

该变电所投产运行后，除开始操作人员对微机系统不熟悉原因使用过控制保护单元的紧急手动按钮外，基本上都在微机装置和监控计算机上操作，整个系统运行良好。结束语

变电站自动化系统的研究 第6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

变电站自动化系统 第7篇

通常所说的变电站自动化系统, 包含传统的自动化监控系统、继电保护、自动装置等设备, 是集保护、测量、控制、远传等功能为一体, 通过数字通信及网络技术来实现信息共享的一套微机化的二次设备及系统。它取消了传统的控制屏、表计等常规设备, 因而节省了控制电缆, 缩小了控制室面积, 减少了维护的工作量。变电站自动化的内容包括电气量的采集和电气设备 (如断路器) 状态的监视、控制和调节, 实现变电站正常运行的监视和操作, 保证变电站的正常运行和安全;在发生事故时, 采集瞬态电气量、实施监视和控制, 迅速切除故障 (由继电保护、故障录波等所完成) , 完成事故后变电站恢复正常运行的操作;从长远的观点来看, 还应包括高压电气设备本身的监视信息 (如断路器、变压器、避雷器等的绝缘和状态监视等) 。

2、变电站综合自动化系统的现状及其存在的问题

2.1 变电站自动化系统的技术标准问题

目前变电站自动化系统的设计还没有统一标准, 变电站自动化系统的标准问题 (其中包括技术标准、自动化系统模式、管理标准等问题) 是当前迫切需要解决的问题。

2.2 不同产品的接口问题

接口是自动化系统中非常重要而又长期以来未得到妥善解决的问题之一, 包括RTU与通信控制器、保护与通讯控制器、小电流接地装置与通讯控制器、故障录波与通讯控制器、无功装置与通讯控制器、通讯控制器与主站、通讯控制器与模拟盘等设备之间的通讯。这些不同厂家的产品要在数据接口方面沟通, 需花费软件人员很大精力去协调数据格式、通讯规约等问题。当不同厂家的产品、种类很多时, 问题会很严重。如果所有厂家的自动化产品的数据接口遵循统一的、开放的数据接口标准, 则上述问题可得到圆满解决, 用户可以根据各种产品的特点进行选择, 以满足自身的使用要求。

2.3 变电站自动化系统的抗干扰问题

关于变电站自动化系统的抗干扰问题, 亦即所谓的电磁兼容问题, 是一个非常重要然而却常常被忽视的方面。传统上的变电站自动化设备出厂时抗干扰试验手段相当原始, 仅仅做一些开关电焊机、风扇、手提电话等定性实验, 到现场后往往也只加上开合断路器的试验, 一直没有一个定量的指标, 这是一个极大的隐患。变电站自动化系统的抗干扰措施是保证变电站自动化系统可靠和稳定运行的基础, 选择时应注意, 合格的变电站自动化产品, 除满足一般检验项目外, 主要还应通过高低温试验、耐湿热试验、雷电冲击电压试验、动模试验, 而且还要重点通过四项电磁兼容试验, 分别是:1MHz脉冲干扰试验;静电放电干扰试验;辐射电磁场干扰试验;快速瞬变干扰试验。

2.4 变电站自动化系统的传输规约和传输网络选择的问题

要实现变电站自动化系统标准化, 就要实现传输规约的标准化和传输网络的标准化, 做到传输规约和网络的统一, 才能实现变电站自动化系统内设备的互换性, 这一点对于制造厂商和用户都是非常有利的, 对于变电站自动化技术的发展也是非常重要的。因此, 为适应这种形势的发展, IEC逐步提出了传输规约技术标准。

2.5 变电站自动化系统的开放性问题

变电站自动化系统应能实现不同厂家生产的设备的互操作性 (互换性) ;变电站自动化系统应能包容变电站自动化技术新的发展要求;变电站自动化系统必须考虑和支持变电站运行功能的要求。而现有的变电站自动化系统却不能满足这样的要求, 各厂家的设备之间接口困难, 甚至不能连接, 从而造成各厂家各自为政, 重复开发, 浪费了大量的财力物力。另外, 各种屏体及设备的组织方式不尽相同, 为维护和管理带来许多问题。在我们现有的综合自动化设备中, 厂家数量较多, 各厂不同系列的产品造成产品型号复杂, 备品备件难以实现, 设备运行率低。

3、变电站自动化系统在我厂的应用

ABB公司的RS542综保和南瑞公司的后台组成的自动化系统在我厂gsngg公用工程变电所的应用。应用中的一些问题:综保和后台的兼容问题。由于兼容不好总是出现这样那样得问题.题nt这是由不同厂家的产品造成的;抗干扰能力比较差;数据传输比较慢;数据传输有时会发生拥挤现象。

4、结语

计算机、通讯技术和计算机技术的迅猛发展, 涉及的内容十分广泛, 我们应不失时机地抓好我国变电站综合自动化技术水平的提高。自动化系统的网络化是发展的大趋势, 现在网络技术日新月异, 发展十分迅猛, 变电站综合自动化技术正在朝着网络化、综合智能化、多媒体化的方向发展。

摘要：计算机技术被广泛应用于各行各业, 是近年来迅速发展起来的一种工业数据总线, 被誉为自动化领域的计算机局域网。软硬件水平的发展同样给变电站二次监视控制系统带来了一场革命。本文主要讲对变电站自动化系统的现状及存在的一些问题

关键词：变电站,综保,自动化系统,继电保护,自动装置

参考文献

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[2]杨彪, 张会东, 张玮.浅谈迁安市城市防洪排涝措施[J].南水北调与水利科技, 2009.

[3]李孝兵.连江中上游干支流洪水遭遇问题分析[J].广东水利水电, 2008.

[4]徐素清.变电站无功补偿装置[J].内蒙古科技与经济, 2008.

变电站综合自动化系统综述 第8篇

一、变电站自动化系统

变电站自动化系统是指应用自动控制技术、信息处理和传输技术, 通过计算机硬软件系统或自动装置代替人工进行各种运行作业, 提高变电站运行、管理水平的一种自动化系统。变电站自动化的范畴包括综合自动化技术。变电站综合自动化是指将二次设备, 利用微机技术经过功能的重新组合和优化设计, 对变电站执行自动监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。

二、变电站综合自动化系统的功能

1. 实时数据采集。

(1) 遥测。变电站运行的各种实时数据, 如母线电压、线路电流、主变温度、功率等。

(2) 遥信。断路器、刀闸位置、分接头位置、各种设备状态、瓦斯、各种信号等。

2. 数据统计和处理。

(1) 限值监视和报警处理。各种报警级别、多种报警方式 (声响、语音) 、告警闭锁和解除等。

(2) 遥信信号监视和处理。遥信变位次数统计、变位告警等。

(3) 运行数据计算和统计。电量累加, 分时统计, 运行日报、月报, 最大值, 最小值, 负荷率, 电压合格率统计等。

3. 操作控制。断路器及刀闸的分合, 变压器分接头调节。

4. 运行记录。遥测越限记录、遥信变位记录、SOE (事件顺序) 记录、设备投停记录、操作记录、保护定值修改记录等。

5. 报表和历史数据。变电站运行日报、月报、历史数据显示和保存等。

6. 人机界面。

系统电气主接线图、实时数据画面显示、实时数据曲线显示、画面调用方式菜单和导航图、各种参数在线设定和修改、画面拷贝和报表打印、各种记录打印、画面和表格生成工具等。

7. 保护信息。

保护定值显示及修改、保护运行状态监视、保护动作信息、自检信息、保护故障录波及事件记录。事件记录应包含保护动作序列记录、开关跳合记录。其SOE分辨率一般为1~10 ms, 以满足不同电压等级对SOE的要求等。

8. 控制和操作闭锁。

操作人员可通过CRT (阴极射线管) 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。为了防止系统出故障时无法操作被控设备, 在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。操作闭锁应具有以下内容。

(1) 电脑五防及闭锁系统。

(2) 根据实时状态信息, 自动实现断路器、刀闸的操作闭锁功能。

(3) 操作出口应具有同时操作闭锁功能。

(4) 操作出口应具有跳合闭锁功能。

(5) 独立负荷有功、无功, 每天的峰谷值及其时间。

(6) 控制操作及修改整定值的记录。

9. 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。

三、变电站综合自动化的结构及模式

本文, 笔者以分层分布式结构的系统为例, 该系统由间隔层自动化装置、中间层通信及后台监控系统3部分组成。

1. 间隔层自动化装置。

按照电压等级的不同将系统分成几个间隔层, 对不同的间隔层分别考虑。该自动化系统取消了传统的保护加集中式RTU的模式, 对35 k V及以下的间隔层设备用保护测控合而为一的方式, 其装置不仅有保护功能, 还具有遥测、遥信、遥控功能, 可以采用集中组屏, 也可分散到各间隔安装。

2. 中间通信层。

由通信总线和通信处理机组成 (前置机) , 由于系统内部采用命名管道, 可跨网运行。该综合自动化系统对一般的变电站取消通信处理机, 将此部分功能与后台监控合并在一起, 由一台上控机完成, 同间隔层自动化装置的通信由计算机内的不同插卡完成。

3. 后台监控系统 (人机工作站) 。

后台监控系统由工业微机组成, 可通过网络由一台或多台微机组成, 构成分布式监测控制系统, 负责整个系统的协调和管理, 显示各种画面、表格、告警信息和管理信息等。

四、变电站综合自动化站内通信网络的建立

变电站内传送或交换的基本信息有:测量及状态信息、操作信息、参数信息。根据信息传送的性能要求, 大致可分两类考虑, 一类要求实时响应较高的信息, 如事故的检出、告警、事件顺序记录和用于保护动作的信息, 要求传送速度快;另一类是对时间响应要求不高的信息, 如用于录波、记录及故障分析的信息, 可允许较长的传送时间。对于不同的数据亦有不同的安全性要求, 站内通信网联系站内各个智能单元、后台监控及远方通信装置, 是整个系统的关键。根据实际系统结构及工程实际需要, 大致按以下原则考虑:

1. 电力生产的连续性和重要性要求通信网的可靠性应放在第一

位, 一方面应具有较强的抗干扰能力, 以满足温度、湿度和电磁干扰等环境要求;另一方面应考虑备用设备。

2. 站内通信网应根据通信负荷的特点合理分配, 保证不出现“瓶颈”现象, 通信负荷不过载。

3. 站内通信网应组合灵活, 可扩展性好, 具有较好的开放性, 调试维修方便, 宜采用总线型网络。

4. 通信媒介的选用原则是尽量采用光纤, 考虑到工程的经济性,

仍可采用电缆作为主要的通信媒介, 但电缆接口一般设有隔离变压器, 以抑制共模干扰。

5. 站内通信网的协议及规约应符合国家及国际标准。

6. 站内通信网的站级。

浅谈变电站自动化系统 第9篇

完整的变电站自动化系统除在各控制保护单元保留紧急手动操作跳、合闸的手段外, 其余的全部控制、监视、测量和报警功能均可通过计算机监控系统来完成。变电站无需另设远动设备, 监控系统完全满足遥信、遥测、遥控、遥调的功能以及无人值班之需要。从系统设计的角度来看有以下特点:

(1) 分布式设计。系统采用模块化、分布式开放结构, 各控制保护功能均分布在开关柜或尽量靠近开关的控制保护柜上的控制保护单元, 所有的控制、保护、测量、报警等信号均在就地单元内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机, 各就地单元相互独立, 不相互影响。

(2) 集中式设计。系统采用模块化、集中式立柜结构, 各控制保护功能均集中在专用的采集、控制保护柜, 所有的控制、保护、测量、报警等信号均在采集、控制保护柜内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机。

(3) 简单可靠。由于用多功能继电器替代了传统的继电器, 可大大简化二次接线。分布式设计在开关柜与主控室之间接线;而集中式设计的接线也仅限于开关柜与主控室之间, 其特点是开关柜内接线简单, 其余接线在采集、控制保护柜内部完成。

(4) 可扩展性。系统设计可考虑用户今后变电站规模及功能扩充的需要。

(5) 兼容性好。系统由标准化之软硬件组成, 并配有标准的串行通讯接口以及就地的I/O接口, 用户可按照自己的需要灵活配置, 系统软件也能容易适应计算机技术的急速发展。

2、变电站自动化系统的设计原则

(1) 变电站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, 其配置、功能包括设备的布置应满足电网安全、优质、经济运行以及信息分层传输、资源共享的原则。

(2) 分散式系统的功能配置宜采用下放的原则, 凡可以在间隔层就完成的功能如保护、备用电源自投、电压控制等, 无须通过网络和上位机去完成。220k V枢纽站及220k V电压等级以上的变电站, 其网络层和站级层宜采用双重化、冗余配置, 以提高系统可靠性。

(3) 按我国的实际情况, 目前变电站还不大可能完全无人值守, 即使是无人值守, 也有一个现场维护、调试和应急处理的问题, 因此设计时应考虑远方与就地控制操作并存的模式。同样, 保护单元亦应具有远方、就地投切和在线修改整定值的功能, 以远方为主, 就地为铺, 并应从设计、制造上保证同一时间只允许其中一种控制方式有效。

(4) 站内自动化及无人值班站的接入系统设计应从技术上保证站内自动化系统的硬件接口满足国际标准。系统的支撑软件符合ISO开放系统规定, 系统的各类数据、通信规约及网络协议的定义、格式、编程、地址等与相应的电网调度自动化系统保持一致, 以适应电力工业信息化的发展要求。

(5) 要积极而慎重地推行保护、测量、控制一体化设计, 确保保护功能的相对独立性和动作可靠性。分布式系统的SOE分辨率通过保护单元来实现。保护、测量、控制原则上可合用电压互感器 (TV) , 对电量计费、功率总加等有精度要求的量可接量测电流互感器 (TA) , 供监测用的量可合用保护TA。

(6) 变电站自动化系统设计中应优先采用交流采样技术, 减轻TA, TV的负载, 提高测量精度。同时可取消光字牌屏和中央信号屏, 简化控制屏, 由计算机承担信号监视功能, 使任一信息做到一次采集、多次使用, 提高信息的实时性、可靠性, 节约占地空间, 减少屏柜, 二次电缆和设计、安装、维护工作量。

(7) 目前无论国内还是国外的分散式变电站自动化系统各部件之间的联系大部分采用串行口通信方式 (RS232C, RS422, RS485总线等) , 其通信速率和资源共享程度均受到限制, 故建议采用局域网 (LAN) 通信方式, 尤其是平等 (peer to peer) 网络, 如总线型网 (介质共享型) , 即网上每个节点都可与网上其他节点直接通信, 例CSC-2000型采用的Lon Works网, DISA-2, DISA-3型采用的CANnet (control area network) 网等。

(8) 变电站内存在强大的电磁场干扰。从抗电磁干扰角度考虑, 在选择通信介质时可优先采用光纤通信方式, 这一点对分散式变电站自动化系统尤为适用。例LSA678, DIS A-2, DISA-3型等均采用了光纤通信方式。但鉴于光纤安装、维护复杂及费用相对较高, 因此配电站宜以电缆为通信介质。

3、变电站自动化的发展方向

(1) 馈线自动化。变电站自动化的发展, 使供电可靠性有了很大的提高, 但是要进一步缩短故障停电时间, 很大一部分取决于馈线自动化的发展。馈线自动化必须在馈电线路上装设电动开关, 配置馈线终端设备FT U, 对一些分支线路, 还应装设故障指示器, 并利用通信系统, 向系统提供馈线运行数据和状态, 执行系统下达的馈线开关遥控操作命令非线性负载。电动机直接起动, 不平衡负载, 焊接设备以及家用电器设备增多, 降低了电压质量。电压质量对现代电子设备及计算机系统影响极大。为此, 提出系统应对电压进行连续测量和质量分析, 噪声越限告警, 同时要根据实际需要选择不同的无功补偿方式。

(2) 集成化、智能化和综合化。变电站自动化系统作为一个庞大、复杂的、综合性很高的系统性工程, 包含众多的设备和子系统, 个功能、子系统之间存在着不同程度的关联, 其本身及其所用技术又处于不断发展之中, 对任一家制造商而言, 根本不可能包揽一切。在馈线自动化方面显着降低了建设、运行和维护的综合成本, 为提高供电可靠性, 创造了有力的条件。故障定位和自动恢复送电可以明显地缩短停电时间。有效的解决这一问题, 必须以数字式继电保护、馈线自动化和DMS系统为基础。对于故障定位, 国外有人提出使用三种技术综合处理:故障距离计算法、线路故障指示器法以及不同线路区间故障概率统计法, 这些信息结合在一起进行模糊逻辑处理。

4、结语

随着科学技术的不断发展, 计算机已渗透到了世界每个角落。电力系统也不可避免地进入了微机控制时代, 变电站自动化系统取代传统的变电站二次系统, 已成为当前电力系统发展的趋势。

摘要：科学技术的不断发展, 变电站自动化系统取代传统的变电站二次系统, 已成为电力系统的发展趋势。本文阐述了变电站自动化系统的特点和设计原则, 并提出了发展方向。

变电站综合自动化系统设计 第10篇

1 变电站综合自动化系统的结构设计

1.1 分散式结构

这个系统是按照系统回路来设计的, 每个开关柜上直接安装单回路的数据采集和监控单元以及微机保护单元, 这样不但可以节省很多光缆也增强了其抵抗干扰的能力。单回路的数据采集与监控单元以及微机保护单元与I/O通信控制器用网络电缆连接起来, 其作用单一, 仅用来传送数据信息。

1.2 分层分布式结构

在采用分层分布式结构的变电站综合自动化系统中, 根据各设备部件和功能的不同, 可将变电站的设备分为三层, 即设备层、间隔层和变电站层。设备层包括电流互感器、电压互感器等设备, 也包括隔离开关及其辅助触点以及变压器和断路器等;变电站层主要包括负责远距离通信的远动通信机和负责监控变电站运行情况的站级监控主机等;间隔层是按照断路器间隔来划分, 具有测量、控制部件或继电保护部件等功能。

1.3 集中式结构

90年代初研制出的变电站自动化系统是在变电站控制室内设置计算机作为变电站自动化的心脏, 另外设置部件对数据进行采集并控制命令发布。微机保护柜中每一个柜位都有相应的管理单元, 它的串行口和变电站自动化系统的数据采集和控制部件相连接, 传送保护装置的各种信息和参数, 显示保护定值, 投/停保护装置。

2 变电站综合自动化系统的功能

2.1 保护系统功能

微机保护的优点很多, 不仅灵敏性和可靠性高, 而且使用也较为简单方便。其具体特点列举如下: (1) 用键盘和专业设备--八段显示器显示采样值和整定值, 并且可以对已获取的整定值进行修改。 (2) 具有事故追忆功能, 在变电站发生异常事故时, 能够详细记录下事故前后的线路电流和母线电压情况。 (3) 具备实时自检功能, 在任何时间都能够对保护柜包括主机在内的各元件进行实时在线检查。

2.2 监控系统功能

通过运行人员对键盘和显示器的操作, 综合自动化系统可以提供可靠的人机对话。操作方式分为手动操作和遥控执行两种, 具体的监控设备包括后台软件、监控PC机、远动通信接口和专业PC机以及专用的网络设备等。自动化系统完成全站检测后, 全面提供各运行数据, 完成对变压器、断路器等设备的控制并且还可记录并分析保护信息、运行报表、故障录波等。

2.3 远传系统功能

当变电站发生事故或者收到报警信息后, 远传机会立即实时上报该站信息, 使调度人员能第一时间接收到该变电站的情况, 对及时处理变电站事故起到极重要的作用。

3 变电站综合自动化系统微机保护的硬件结构

微机保护测控一体化装置在大部分变电站中得到了应用其可集中组屏, 开关柜也可就地安装, 各间隔保持相互独立, 通信互联网把其相互间与站控层间相互贯通, 这样在一定程度上减少了二次电缆的使用数量。并且随着微机保护的发展, 系统的可靠性也得到了较大幅度的提高。

4 变电站综合自动化系统的通信网络

现在国内变电站使用的主要是总线式通信网络, 这种网络系统虽普遍使用, 但也有其不便之处。如果现场总线通信网可以和现场设备相连接, 不仅能够大量减少信号电缆, 还能提高现场设备的抗干扰能力, 进一步使变电站的综合自动化系统更加稳定可靠, 减少相关工作人员二次设计的工作量。

5 结论

变电站综合自动化在一些新建变电站的运行情况表明其技术先进、结构简单、功能齐全、安全可靠, 但电力系统是个复杂的非线性系统, 目前仍然没有很好的方法同时满足电力系统继电保护的所有要求。变电站的综合设计与我国目前的标准还不是完全兼容, 随着我国设备制造业的发展以及计算机技术、通讯技术的迅速发展, 变电站综合自动化将不断发展完善。

参考文献

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[3]刘介才.工厂供电[M].北京:机械工业出版社, 2003.5-7.

浅述变电站综合自动化系统 第11篇

一、变电站的结构

（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。

（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。

（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;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。

二、变电站综合自动化存在的问题

（一）生产厂家的问题

一是变电站综合自动化设备的生产厂家过分重视经济利益，用户又过分追求技术含量，而不重视产品的性能及实用性，结构、可靠性很差，甚至有些产品生产过程中缺乏起码的质量保证措施，有些外购部件更是缺乏管理，因而导致部分投产的变电站问题较多。二是生产厂家对变电站综合自动化系统的功能、作用、结构及各项技术性能指标宣传和介绍不够，导致电力企业内部专业人员对系统认识不透彻，造成设计漏洞较多。

（二）不同产品的接口问题

不同厂家的产品要在数据接口方面沟通，需花费软件人员很大精力去协调数据格式、通信规约等问题。当不同厂家的产品、种类很多时，问题会很严重。

如果所有厂家的自动化产品的数据接口遵循统一的、开放的数据接口标准，则上述问题可得到圆满解决，用户可以根据各种产品的特点进行选择，以满足自身的使用要求。

（三）抗干扰问题

变电站综合自动化系统的抗干扰问题是一个非常重要然而却常常被忽视的方面。传统上的变电站综合自动化设备出厂时抗干扰试验手段相当原始，仅仅做一些开关、电焊机、风扇、手提电话等定性实验，到现场后往往也只加上开合断路器的试验，一直没有一个定量的指标，这是一个极大的隐患。

（四）有关监控程序稳定性的问题

变电站实现综合自动化后，无论是有人值班还是无人值班，操作人员不是在变电站内就是在主控站或调度室内，面对显示器进行变电站的全方位监视和操作。所以监控系统能否保持长时间稳定无故障的运行，对提高变电站的运行管理水平和安全可靠性是非常重要的。

变电站实现综合自动化后，很多的运行维护工作都需要通过微机装置来完成。但综合自动化装置的硬件更新换代非常快，所选用的设备可能很快就变成落后产品。监控软件有时会存在难以发现的缺陷，以至导致监控维护工作不能正常进行，影响变电站的安全运转。随着综合自动化技术的不断进步，这些问题都会逐步得到解决。这也提醒设计人员在选择综自产品及后台监控系统时，要综合考虑多方面因素，选出一种程序运行稳定、功能齐全、硬件配置相对超前的综自产品。

三、结语

随着国民经济的飞速发展，电力工业作为很重要的国家战略企业，十分重视电力系统综合自动化技术的发展。实现变电站综合自动化，是电力工业发展的趋势，对电力技术的发展来说，具有重要的意义，也是电力工业发展的显著标志。虽然变电站综合自动化技术在20世纪80年代后才被开发应用，但由于在技术性能上的潜在能力，必将被广泛地应用于国家各个城网和农网中，应用前景十分巨大。

浅析变电站的自动化系统 第12篇

经过十多年历史的变电站自动化技术已经达到一定的水平。城市电网和农村电网建设改造项目已全面铺开,在现代电力系统的各种技术发展十分迅速的情况下,建设高度可靠、有效可控的现代化无人职守变电站已势在必行。无人职守变电站的测量、控制及电量采集均应由自动化系统来完成,应能方便地在远方完成对变电站的自动监控。变电站综合自动化系统具有功能综合化、系统结构微机化、测量显示数字化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。

1 变电所自动化系统的结构

在高压或超高压变电所中,将保护装置,测控装置,故障录波及其它自动装置的I/0单元割裂出来,把它作为作为智能化一次设备的一部分。反之,智能化一次设备的数字化传感器,数字化控制回路代替了;而在中低压变电所则将保护、监控装置小型化、紧凑化,完整的安装在开关柜上,实现了变电所机电一体化设计。从逻辑上可分为“过程层”、“间隔层”、“所控层”三个层次。从物理上来说数字化变电所自动化系统的结构可分为智能化的一次设备和网络化的二次设备两类,其中在逻辑层的三个层次来看:

1.1 过程层:该层是一个一次设备和二次设备的结合面,换言之

过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的主要功能可以分为三类:

1.1.1 电力运行的实时电气量检测

它是与传统的功能一样,主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测,其他电气量入有功、无功、电能量可通过间隔层的设备运算得出。采集传统模拟量被直接采集了数字量所取代。这样做的优点式抗干扰性能强,绝缘和抗饱和特性好。开关装置实现了小型化、紧凑化。

1.1.2 运行设备的状态参数在线检测与统计

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

1.1.3 操作控制的执行与驱动

操作控制的执行与驱动包括变压器分接头调节控制,电容、电抗器投切控制,断路器、刀闸合分控制。直流电源充放电控制。过程层的控制执行与驱动大部分是被动的,即按上层控制指令而动作,在执行控制命令时具有智能性,能判别命令的真伪及其合理性,还能对即将进行的动作精度进行控制,能使断路器定相合闸,选相分闸,在选定的相角下实现断路器的开合和开断,要求操作时间限制在规定的参数内。

1.2 间隔层:其主要功能是:(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)实施操作同期及其他控制功能;(4)实施本间隔操作闭锁功能;(5)承上启下的通信功能,即同时高速完成与过程层及所控层的网络通信功能;(6)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。

1.3 所控层:其主要功能是:(1)通过两级高速网络汇总全所的

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)具有在线可编程的全所操作闭锁控制功能;(3)具有所内当地监控,人机联系功能;(4)按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心;(5)接受调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行;(6)具有对间隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态,在线修改参数的功能;(7)具有变电所故障自动分析和操作培训功能。

2 数字化变电站自动化系统的特点

2.1 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,使之数字程控器及数字公共信号网咯取代传统的导线连接。

2.1.1 网络化的二次设备

变电站内常规的二次设备,已改变了传统二次设备的模式,为简化系统,信息共享,减少电缆,减少占地面积,降低造价等方面已改变了变电站运行的面貌。使得设备之间的连接全部采用高速的网路通信,二次设备不再出现常规功能装置重复的I/0现场接口,通过网路真正实现数据共享,资源共享,常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。

2.1.2 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”。

3 变电站自动化发展的新动向

变电站的自动化发展,使供电可靠性有了很大的提高,但是要进一步缩短故障停电时间,很大一部分取决于馈线自动化的发展。必须在馈电线路上装设电动开关,配置馈线终端设备FTU,对一些分支线路,还应装设故障指示器,并利用通信系统,向系统提供馈线运行数据和状态,执行系统下达的馈线开关遥控操作命令非线性负载,电动机直接起动,不平衡负载,焊接设备以及家用电器设备增多,降低了电压质量。电压质量对现代电子设备及计算机系统影响极大。为此,提出系统应对电压进行连续测量和质量分析,噪声越限告警,同时要根据实际需要选择不同的无功补偿方式。集成化、智能化和综合化是一发展趋势。另外,变电站自动化系统作为一个庞大、复杂的、综合性很高的系统性工程,包含众多的设备和子系统,个功能、子系统之间存在着不同程度的关联,其本身及其所用技术又处于不断发展之中,对任一家制造商而言,根本不可能包揽一切。在馈线自动化方面显着降低了建设、运行和维护的综合成本,为提高供电可靠性,创造了有力的条件。故障定位和自动恢复送电可以明显地缩短停电时间。有效的解决这一问题,必须壹数字式继电保护、馈线自动化和DMS系统为基础。对于故障定位,国外有人提出使用三种技术综合处理:故障距离计算法、线路故障指示器法以及不同线路区间故障概率统计法,这些信息结合在一起进行模糊逻辑处理。