变电站自动化控制分析

变电站自动化控制分析（精选12篇）

变电站自动化控制分析 第1篇

1.1.1施工方案不全面、不具体，泛泛而谈。d

一份针对性强的施工方案往往能够使工作事半功倍，是各类参与人员熟悉工程进度、组织体系、改造思路、安全措施和可行性的窗口，施工方案是否编制到位、层层优化，将直接影响现场施工的安全管理和人员的责任意识。

1.1.2缺乏二次专项施工方案，尤其牵涉到具体的二次电缆及端子号。

改造工程涉及面广，几乎囊括全所所有一次、二次设备的关联部分，任何接入的电缆和需拆除的电缆应有的放矢，往往出现未考虑到的电缆等临时情况，而打乱既定计划，疲于应付，而致忙中出错。

1.1.3施工图纸的影响。

对于改造工程，无一例差错的施工图纸，几乎不可能，目前接触到的事实也是如此，涉及各级最新反措规定、运行要求、设计原理等，也是经常有变更的。如果现场施工人员忽视了或者不清楚这些要求，有可能造成返工、重复停电，严重的将直接影响电网运行。

1.1.4一次设备改造伴随的风险。

进行综自改造的变电站，往往都是80-90年代投入运行的，一次设备的运行年限和输电能力也有一定程度的局限，基本上也到了进行大刀阔斧改造的时候，同时，综合自动化系统对一次设备也有一些自动化、远方可控型等要求，因此往往在综自改造的同时，一次设备改造也同步进行。这不仅给施工方案的编排带来更大的难题，并且在施工交界面和工种配合上，带来新的安全风险。

1.1.5新屏位不足，拆除旧屏的风险。

以前的常规变电站一般仅设置一个保护室，空间较少，屏面基本上满足了当时的设计需求，但对于综自改造，在建网初始阶段，就需要4～6个必需预留的空屏位，因此不得不采取预留屏位的老旧设备先期改造的措施，整个改造工期将难以把握，而且衍生出一些临时过渡措施，例如前期如果涉及到拆除遥控屏、母差屏、控制屏、公用屏等，对安全运行和受控改造的影响将更大。

1.1.6二次电缆以及小母线的大量拆接工作。

二次拆接线不仅是综自改造最大的工作量，而且是最难受控、不太直观的部位，接入运行设备虽然有图纸，但准备不充分、施工上的失误可能导致严重问题，运行部位的二次拆除工作就更为棘手，施工图纸上一般不会涉及，尤其是细节，只能靠施工人员利用好几份老图纸，再结合现场实际情况进行修改，不同人员随意性很大。

1.1.7两套系统并存，引起监控困难。d

为了保证施工过程中，继续维持运行人员对所有设备运行情况的监控，一般都采用两套系统并存的方式，即新上的综合自动化系统监控已接入设备，未改造接入设备仍由分布式RTU系统进行监控的方式。这样的临时过渡方式，需要提供两个远传通道支持，技术上采用"先退后接"的形式，逐步将所有设备过渡到综合自动化监控系统中，运行部门需要分散力量，在过渡过程中对两套系统进行同时巡视，而新系统还在安装阶段，还需要经常进行调试和程序更改，给运行和施工交接造成极大不便。

1.2 变电站综自改造过程风险控制

1.2.1 严格工器具的使用与管理制度。

工作前, 对所需安全工器具、材料、备品备件、资料和其他用具进行全面检查, 确保数量充足、完善、合格、到位。

1.2.2 严格接地线使用与管理制度。

临时接地线应完好、编号清晰、数量充足, 按规定存放, 如有外借, 应做好有关记录。

1.2.3 严格防误闭锁装置的使用制度。

启用万用钥匙严格审批手续, 加强监护, 用后及时封存；操作过程中出现问题在未查明原因前, 未经许可, 不得随意解除运行。

1.2.4 严格执行现场看板管理制度。

看板上明示当日停电范围、工作内容、安全措施、运行方式及存在问题的可控、在控。

1.2.5 严格特殊危险点专人监护制度。

遇有特殊工作地点, 有关部门要派专人进行现场安全监督, 及时发现并制止违章现象。

1.2.6 严格操作票的管理与控制, 开展操作规范化活动。

操作任务的接令、发令要严格执行"核对复诵"制, 完善规范化操作标准, 开展"倒闸操作规范化评价"和"操作术语规范化"活动, 规范员工的操作行为。

1.2.7 严把工作票"四关" (收票、填票、发票、结票) 。

要接受正确的工作票, 并按标准填写安全措施, 安全措施栏对工作地点及设备的带电部分和安全要求要填写清楚、全面 (所有工作票的安全措施必须要到现场核对) 。发票时应向工作负责人详细交代工作地点、周围设备带电部分和安全措施情况。结票时应注意, 凡是检修后设备, 必须经"三级"验收合格。

1.2.8 严格现场安全措施标准化。

进一步完善室内、外高压设备和主控室内的安全措施, 做到检修区与运行区分明, 警示牌醒目, 安全通道畅通, 给检修人员创造一个安全的工作环境。

1.2.9 严格各级人员到位及监督检查制度。

凡大型操作, 管理人员提前一天到站, 参加操作准备会、开展安全风险分析, 审核"两票", 站队长提前组织好现场各项工作及措施, 监护到位等。对于小型停电工作, 要通过安全数字监控系统进行现场的监督检查, 及时发现问题, 做到"抓大不放小"。

1.2.1 0 加大反违章力度。

实行硬指标查违章, 不仅要查作业性违章, 同时也要查管理性、指挥性和装置性违章。要把查"万用钥匙的使用是否满足规定要求、设备验收和传动试验是否有人监护、交接班制度是否严格、运行人员是否明确操作任务、工作任务、运行方式、是否有超范围操作的现象、检修后的设备状态是否恢复到原始状态"作为反违章的重点。

1.3 工作后期的验收把关

1检修工作完毕对设备的验收也是至关重要的, 验收细致, 考虑周全, 试验合格, 则可以安全顺利送电, 否则, 不仅送电过程磕磕碰碰, 而且会影响到人身安全, 因此万不可掉以轻心。这就我们要求务必做好如下几点:

1.3.1 严把设备验收质量关。

设备验收要明确分工、责任到人, 要根据工作内容及性质, 明确验收项目和验收重点, 发现问题及时提出, 并督促处理。

1.3.1. 1 加强后台机系统、监控机系统的信息验收。

综自改造之后, 控制屏上所有的光字牌指示退出, 全部接入后台机系统, 如果信息接入有遗漏, 则会导致现场异常而不能及时判断处理；如果信息接入错误, 因此造成误判断。

1.3.1. 2 不符合验收条件的不予验收, 并不得终结工作票。

如设备防腐、消缺、清扫未达到要求者, 应拒绝验收；变电设备涂刷的RTV涂料不能出现"拉丝"现象等。

1.3.2 严把设备验收过程关。

验收过程一定要细致, 对综自改造来说, 一次设备的验收固然重要, 但二次保护的验收要更加注意, 因值班人员验收把关不严, 出现问题者, 工区按照经济责任制考核制度加倍考核。

1.3.3 加强设备送电前的检查。

检查开关、刀闸的实际位置已恢复检修前状态, 送电范围内 (站内控制) 的接地线全部拆除, 并存放归位, 接地刀闸全部拉开并经闭锁；检查模拟屏元件位置应与实际设备位置相符；检查各压板、插件、开关投切位置正确；检查检修记录等是否合格、保护定值是否交代, 并与调度核对正确。

1.3.4 加强设备送电后的巡查。

由当值值班负责人负责组织对设备运行情况进行巡查。一次设备应按规定巡视项目进行熄灯检查, 核实运行方式正确；二次设备要核对继电保护、自动装置的灯光、信号是否正常, 各压板、转换开关投切位置是否正确, 端子箱、机构箱是否关严、电度表运转是否正常等。

1.3.5 做好每次送电后的操作评价总结。

结合当天操作情况, 针对倒闸操作中暴露的问题和不安全倾向, 认真分析存在的问题, 总结评价好的经验, 有针对性的制定有效控制措施, 为下一次的顺利停送电奠定良好的基础。

结语

通过对工程危险源的辩析和预控，在组织实施上积累了丰富的管理经验和技术经验，对以后技改工程的组织落实提供了一些借鉴。

摘要：由于变电站综合自动化改造固有的特殊性, 施工难度大, 停电周期短, 临时改接量重, 交叉配合施工多, 因而存在较多的危险源, 而如何有效地进行风险预控及防范, 成为工程成败的关键课题。

关键词：变电站,改造,风险分析,控制对策

参考文献

[1]刘健, 倪建立, 邓永辉.配电自动化系统.中国水利电力出版社, 1999年1月.

变电站自动化控制分析 第2篇

1前言

电气工程是保证工业生产正常运行的基础保障。变电站电气自动化是将信息技术、传感器技术、自动化技术等与变电站的基础设施相结合的纽带，以此保证变电站安全、可靠运行。为了能为自动化运行创造有力的条件，需要变电站电气自动化有一个完整的电气系统作为保障。为了节省很人力资源，提高变电站的整体运行质量，需要加强电气自动化技术在变电站中的深入运用。为提高电力系统运行的准确性，并能够及时对系统故障进行处理，保证系统的安全、高效运行，主要采用电气自动化技术。文章分析了控制系统的控制方式、具体应用及其发展趋势对变电站电气自动化控制系统。

变电站自动化控制探析 第3篇

关键词：变电站自动化系统

0引言

随着科学技术的不断发展，电力系统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。

1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、保護、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，×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、测量置、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)i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i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。③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。④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。⑤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。⑥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微机自动保护装置的应用

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。

2.1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~.-I-

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。

2.3设计微机保护系统时应注意的问题

2.3.1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。

2.3.2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。

2.3.3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。

3小结

水电站综合自动化控制技术分析 第4篇

1 水电站综合自动化控制系统的结构

1.1 集中式监控系统

集中式监控系统是对整个水电站的运行进行集中监视与控制。所有的操作及控制命令都由计算机发出, 并进行水电站的信息处理, 由此可见, 计算机一旦发生故障, 则整个系统陷人瘫痪。目前, 该模式已不在大、中型水电站中采用。但对于在机组容量小、机组数量少、送变电设备较少、主接线简单的小型水电站, 该结构模式应作为参考模式, 可节省投资。

1.2 功能分散式监控系统

功能分散式监控系统的主要特征是功能分散, 能让控制系统实现功能、负载、危险、地域分散等, 能按不同的系统功能设立多套相应的设备, 这些设备能独立完成各自的功能。

1.3 分层分布式监控系统

分布式监控系统的主要特征是控制对象分散, 以控制对象为单元设置多套相应装置, 形成控制单元, 完成控制对象的数据采集和处理等。该监控方式与电厂分层控制结合应用, 形成水电厂分层、分布式控制系统。分层分布式监控系统结构如图1所示。其最大优势是系统扩展、升级更新方便, 具有开放性, 可保护用户的利益。这种模式已广泛应用于国内外水电厂。

分层分布式监控系统主要特点:

1.3.1 采用全分布、开放式结构, 各间隔层和站控级计算机之间相互独立, 任何单元的局部故障都不会影响其它单元或站控级设备的正常工作。

1.3.2 采用多CPU处理方式。严格遵循监控、保护相互独立配置的原则, 保证站控级计算机出现异常时, 保护功能仍能独立发挥作用。

1.3.3 保留独立于监控系统的简易强电直接监控功能, 保证监控系统故障和检修时电站的安全运行。

1.3.4 由标准化的软硬件组成, 组态灵活, 满足今后计算机高速发展的要求, 兼容性、扩充性、互换性好。

1.3.5 采用信号隔离技术, 具有软、硬件滤波, 防雷击、屏蔽接地等一系列抗干扰措施。

1.3.6 软件采用开放性的设计思想, 可通过规约转换等, 将通信协议不同的其它公司设备 (如调速器、励磁系统等) 的信息接入监控系统。

1.3.7 具有功能较强的人机接口、垒汉化的友好界面, 系统画面、打印格式组态方便。用户可自行生成新的I/O方式。

1.3.8 所有保护设有软、硬压板, 保护参数可就地/远方进行修改、查询, 间隔单元配有能显示各种电气参数的大屏幕液晶显示窗口和可供操作的键盘。

1.3.9 具备防误操作功能和完善的自诊断、自恢复功能, 保护装置设有防误闭锁设施以防止跳闸出口的误开放。

分层分布式监控系统的主要功能:

(1) 数据采集:主要完成对电站实时数据的采集工作, 包括电气量、开关量、非电量以及脉冲量等。

(2) 数据处理:包括对模拟量、状态量、脉冲量、事件顺序数据进行的处理以及主要参数趋势分析处理、事故追忆和相关量记录处理。

(3) 运行监视功能:包括状态变化监视、越限检查、过程监视、趋势分析。

(4) 控制调节功能:包括自动机组开机、停机控制、自动功率调节、同期并网等操作。

(5) 事件顺序记录功能:完成事件顺序排队、显示、打印及存档记录。

(6) 运行记录功能:主要对运行日志、月报表进行记录和管理。

(7) 人机联系:借助于显示器、鼠标、键盘等人机接口设备, 运行人员可以调用各种显示画面, 查询设备状态, 可发出机组开停、负荷增减、断路器分合、辅机启停等命令, 设定和修改各项给定值和限值。

(8) 系统诊断:监控系统硬件、软件故障诊断。

(9) 系统远程维护功能:系统中安装有远程维护软件, 通过电话线就能实现异地维护。

(10) 音响报警:各单元控制机LCU上装设有反映被控设备事故、故障的不同音响报警装置。

2 水电站综合自动化控制技术的目的、意义

水电站综合自动化控制技术的目的就是通过采集并处理水电站各种设备的信息, 实现自动监视、控制、调节、保护, 使水轮发电机组所发出电能的质量得到保证, 保证水电站水轮发电机组稳定、安全、可靠运行, 保证水电站所在区域及地区电网稳定、安全运行, 加快水电站机组调节速度及整个电站故障处理速度, 使水电站优化运行得以实现。

水电站综合自动化控制技术的意义主要体现在:

2.1 提高水电站设备、电网运行的可靠、稳定性。

2.2 加快水电站、机组的调节过程。

2.3 实现水电站优化运行, 力求最大的发电效益。

2.4 简化设计工作。在常规控制中, 电气设计复杂度高, 需向厂家提供原理图、布置图、各种继电器的选型后才能成功订货, 采用自动控制设备集成后, 设计者只需提供一次主接线、保护配置及自动化要求即可, 使设计、安装和调试工作得以简化。

3 结论

总之, 水电站综合自动化可以有效节约企业的用工成本、优化用工环境、提高效率、维护机器设备, 是水电站现代化管理的发展方向, 是科技进步的标志, 是我国电力管理部门对水电站现代化提出的要求, 在电力体制改革后也是水电站自身生存和发展的需要。对新建水电站, 应以一步到位的方式设计并实施综合自动化系统, 因水电站一般投资较大, 这部分增加的投资在电站总投资中所占比例不大, 但所起的作用和发挥的效益却是巨大的

参考文献

[1]谢云敏.水电站计算机监控技术[M].北京:中国水利水电出版社, 2006.

变电站自动化控制分析 第5篇

摘要：现阶段，随着我国变电站在全国大范围推广并兴建，110kv自动化变电站已经广泛应用于各个领域。这一变电站主要采用微型计算机技术，从而实现变电站中各控制功能自动化处理的目的。110kv自动化变电站推动了我国变电站的发展，取得了有目共睹的成绩。但是由于我国110kv变电站这一技术起步较晚，在发展过程中还存在技术方面的问题，尚未形成成熟的管理模式，故而在变电站正常运行中矛盾与冲突日益明显。因此，本文就110kv自动化变电站安全运行问题进行了分析与研究，并提出建议。

关键词：110kv；自动化；变电站；安全运行；影响因素

0 前言

传统的变电站运行系统主要包括防误系统与运行模式。随着科学技术的发展，传统的变电站运行系统已经难以满足现代化变电站建设的需求，故而引入110kv自动化变电站功能具有重要意义，它能够通过遥控功能切断电路从而实现远程控制的目的，同时还能实时监督变电站的运行动态，110kv变电站是一种新型的技术，它能够解决传统变电站中技术上无法解决的问题，具有功能齐全、适用性广、操作灵活等优势，非常符合现代化变电站安全运行的条件。因此，加强110kv自动化变电站的研究力度具有重要意义。

110kv自动化变电站运行中存在的问题

1.1 继电保护与监控系统通讯时有中断

在变电站正常运行过程中，由于存在一些合理性的故障，这就需要继电保护技术进行维护，一般保护装置是能够有效保障变电站的正常运行，但是由于遥控信号误动等原因，引发继电保护装置失灵，发送信号不正确或中断等现象。

1.2 双机系统切换存在问题

自动化变电站的双机系统主要采取以串口通信为主、太网为辅的运行模式，两者之间相辅相成，相互监控，理论知识上是没有问题的。但是在实际工作中，双机系统进行切换时会引发通信控制器死机，数据不连贯，遥控功能失灵等现象。

1.3 接地变压器保护装置误动

110kv自动化变电站中的接地变压器误动的原因来自于多方面，主要有电缆屏蔽层接地线的不正确、110kv馈线保护拒动从而引起接地变压器保护的误动等。

1.4 运行管理模式落后

现阶段，一些常规变电站实现自动化运行模式后，由于受传统运行管理模式的影响，现行管理中没有发挥出运行管理的作用。此外，一些变电站管理部门曲解了自动化变电站的含义，以为自动化变电站运行就是全自动化，不需要人员值班监管而采取无人值班的管理模式，给变电站的安全运行埋下了安全隐患，从而引发一些安全事故发生。

1.5 保护监控系统事故信号与预警音响信号

目前，自动化变电站运行过程中，监控系统能够起到保护监控系统事故信号与预警音响信号的作用，一旦发生故障，就会影响监控系统发出警报，无法及时通知值班人员，错过最佳解决问题的时间，给自动化变电站的安全运行埋下安全隐患，造成日后不必要的经济损失或者设备损坏等严重后果。

对110kv自动化变电站安全运行的几点建议

2.1 110kv自动化变电站的设计

110kv自动化变电站的设计应遵循“容量小、布局密、半径短”的建设原则，建设位置应设置在户外，还要结合规模小、工程造价低、先进的技术等因素综合考虑，尽量满足设计要求。此外，在对设计升级时，需要保证变电站的相关运行数据简单易懂，便于日后监控人员实施监控工作。在设计方案中仍沿用常规变电站中的部分功能，例如，预警信号以及事故信号，便于站内的值班人员发现运行故障，从而及时解决问题，进一步保障变电站的安全运行。

2.2 加强监控系统的维护

对于正在运行中的监控设备，一定要结合相关使用说明进行操作，定期对监控系统的相关设备进行维修与养护，例如，清理灰尘、更换滤网，防止由于灰尘积聚较多造成监控系统与继电保护装置通讯中断现象。此外，在维护过程中，一定要断电进行维修，从而保护自身安全，避免安全事故的发生。

2.3 加强接地变压器保护安全运行

针对电缆屏蔽层接地线的不规范安装问题，可以通过以下几点方面改进并完善：第一，电缆屏蔽接地线一定要遵循从上到下的原则通过零序CT，同时，做好电缆支架的绝缘工作，通过零序CT前不能够接触地面。当电缆屏蔽层接地线出现金属部位外露情况时，采取一次升流，用绝缘材质的修复措施进行安全缠绕。第二，加强安装人员的培训工作。各安装人员必须强化零序CT的安装技能。着重培训继电保护人员和电缆专业人员，要求他们必须落实零序CT的正确安装方法，规范安装过程。第三，严格把关安装质量，根据相关安装管理规定的要求，落实110kv变电站的电缆安装要求，提升继电保护人员与电缆人员的专业技能。此外，针对馈线保护拒动引起接地变压器保护误动的问题，可以通过高质量、运行稳定、技术成熟以及故障率少的保护设备，定期做好保护装置的检修工作，优化装置的运行环境，防止装置在高温环境下持续工作。

2.4 加强自动化变电站的运行管理

现阶段，变电站在运行模式中一般存在两种情况：一是，无人值班；二是，少数人值班。与常规变电站相比，少数人是指常规变电站值班人数的一半。无人值班就是不设置值班岗位，但是新设置了监控组、操作组等岗位。由此可见，110kv自动化变电站运行管理缺乏统一的管理模式，将自动化变电站理解为全自动，这一认识是错误的。因此，采取少数人值班的管理模式具有可行性。

结语

综上所述，随着110kv自动化变电站在全国大范围推广并应用，它的遥控功能主要是采取切断路器、刀闸实现远程遥控的，故而传统的变电站运行模式已经不再适用于现代化变电站的发展要求。110kv自动化变电站作为一项新型技术，具有功能齐全、适用性广、操作灵活等优势，能够切实有效的解决传统技术中无法解决的难题，给我国变电站指明了发展方向。在110kv自动化发展过程中，一定要遵循简单、实用、易操作的原则，从而实现其安全运行的目的。

参考文献：

变电站自动化控制分析 第6篇

电压/无功控制是我国电力系统运行急待解决的技术问题之一。变电站电压/无功微机自动控制系统要求能综合利用站内的有载调压变压器和并联补偿电容器组这些调控手段，控制系统电压在一定范围，改善功率因数，实现无功就地平衡，提高电压运行的合格率，减少线路上的有功损耗，达到提高电压质量和运行经济性的目的。

2、变电站电压/无功综合控制装置的现状

电压合格率是衡量电能质量的一项重要指标。为改善电压质量，提高电压合格率，供电部门在110KV及以下电压等级的电网中广泛采用有载调压变压器，许多供电企业在110KV及以下电压等级电网中已实现了100%一级有载调压覆盖盖，城网甚至达到了100%二级有载调压覆盖。为了使调压手段多样化，同时减少电网中输送的无功功率，降低电能损耗，各级变电站普遍配置了一定数量的并联无功补偿电容器组。

3、装置功能设计

3.1装置控制目标

装置的控制目标可以用三句话概述：保证电压合格，无功基本平衡，尽量减少调压次数。

3.2装置硬件结构

变电站电压/无功微机自动控制装置（以下简称VQAC装置），采用模糊控制技术和反时限方法，综合利用有载调压变压器和并联补偿电容器组的调控手段，达到最佳的电压控制效果，对负荷随机波动及突发事故具有在线修改控制策略的能力，同时系统具备运行异常的自动闭锁能力，防止误操作，保证系统运行的安全性和可靠性。

VQAC装置由硬件和软件两大部分组成。硬件以工业控制计算机（Pentium 233）为主体，辅以独立的可编程的模拟量采集板（YC模板）、开关量采集板（YX模板）、控制对象输出板（YK模板）、电压谐波分析模板（XB模板）以及I/O接口、彩色显示器、打印机、软驱、光驱、键盘、鼠标、电压、电流互感器、开关电源等一系列接口部件组成，整个装置的硬件可分为主机层、采样层及继电变送层三部分。

主机层、采样层及继电层均安装在VQAC装置中。装置背面为继电变送层，安装控制用的继电器和电压、电流信号变换用的电压、电流变送器。继电变送层与采样层通过遥控、遥信、遥测接线板连接。采样层中的电量采集板（YC模板）、开关量采集板（YX模板）、控制对象输出板（YK模板）、电压谐波分析模板（XB模板）置于工业控制计算机的插槽中，各功能模板与CPU主板通过I/O口交换数据，各功能模板的I/O口地址可通过跳线设置。

3.3软件总体框图

根据软件的功能模块及系统的数据库管理，软件总体结构框图如图2所示。

模拟量、开关量数据通过输入/输出接口读入数据输入缓冲区，由乘系数软件包将无量纲电量数据转换为有量纲的数据，格式转换软件包则将各开关量分解出来存入实时数据库。一些人工控制量、修改量也将存入实时数据库中。数据存档软件包定时将实时数据存档生成历史数据库。数据库通过显示、打印软件包实现显示、打印功能。算法与控制软件包从实时、历史数据库中读取所需的数据，进行分析、计算，得出分析计算结果。一方面，将结果反馈回实时、历史数据库；另一方面，将结果送入输出数据缓冲区，发出控制命令，调节变压器分接头和投切电容器组。

电压/无功智能控制在控制算法中实现。控制算法包括了六个环节：预处理、反时限、输入量模糊化、模糊规则、控制策略以及闭锁处理。

3.4软件功能分解说明

为了满足系统运行的实时性和可靠性，同时兼有友善的用户界面，软件按功能分为人机接口模块、打印模块、数据存档模块、I/O接口模块及算法与控制模块五个部分。

4.4.1人机接口模块 人机接口模块主要完成系统数据的显示及人工控制、修改等功能。

4.4.2打印模块 打印模块主要完成的功能有：分接头开关动作及电容器组投切操作的实时打印，遥信变位打印，各类参数报表及运行曲线的定时打印，召唤打印等。

4.4.3数据存档模块 数据存档模块主要完成重要的历史数据存档功能。这些数据包括：电压合格率，谐波含量分析数据，电压运行曲线数据，功率因数运行曲线数据，有功、无功功率运行曲线数据，分接头操作记录，电容器组操作记录，遥信变位记录等。

4.4.4 I/O接口模块

该模块实现主机与各功能模板间的数据通信（并行），VQAC装置与当地RTU或变电站综合自动化系统的通信（串行），以及通过MODEM与调度中心的通信（串行）。通信中的信息主要包括：模拟量信息、状态信息、控制信息、报文信息等。

4.4.5算法与控制模块

该模块是VQAC装置进行有效控制的核心部分，通过一系列控制算法的分析和计算，实现对电压无功的最佳控制。主要包括：在线负荷短期预测，电压运行曲线拟定，模糊控制算法，谐波分量分析算法，电量标度变换及格式转换，串行通信报文打包，电压控制策略的制定，电容器组三相电流不平衡度的分析，变压器分接头和电容器组的调控，事故闭锁控制，系统自诊断，系统自举，等功能。

4.控制流程

控制部分的设计包括人机接口和后台运行两部分。人机接口部分主要包括控制方式和控制手段的选择、控制参数及控制出口时间的设置、手动控制及监视控制的实时状态。后台运行部分则是依据运行人员所设置的控制参数实现实时控制。此处，根据控制方法设置了两个定时器，分别对电压和无功功率进行实时监测，当两个电量之一超出规定的范围，即开始进行反时限面积累积，当两个电量之一的反时限面积超出既定的面积限置，启动控制规则，根据控制规则产生相应的控制事件。

5、结束语

铜山供电局与四川联合大学共同研制的基于模糊控制理论的变电站电压/无功微机自动控制装置体现了90年代电力自动控制装置的技术水平，具有分布式的开放性体系结构，突坡了传统九区图的种种不便，完全可以满足变电站电压/无功综合自动控制的要求，为实现变电站真正意义上的无人值班和减员增效提供了技术条件，也为今后实现全网电压/无功自动控制奠定了理论基础，同时，也为国内其他兄弟单位提供了有益的经验和借鉴。

参考文献

[1]卢强，孙元章.（Lu Qiang，Sun Yuanzhang），电力系统非线性控制（Nonlinear Control of Power System）北京：科学出版社（Beijing Science Publishing Company），1993

作者简介

小水电站按水位自动控制方法分析 第7篇

本文所述水电站是一座引水式水电站, 装机容量为3×7 500 k W, 发电机的出口电压10.5 k V, 一机一变, 设有两条出线, 出线电压为35 k V。引水系统由前池、明渠和压力钢管组成。前池的总体容积相对较大, 而压力钢管和明渠则是引水系统的重要组成部分, 前池对于引水系统起到了调整水流、稳定水流的作用。同时, 它的主要工程建筑物包括电站厂房、引水渠道、泄水道、前池等。作为水电站的主要工程建筑物之一, 压力前池的作用包括以下几方面:①保障水压、水量的平稳和平衡。如果机组负荷有所变化, 相应的渠道中的水位就会有所变动, 对于由此产生的振幅, 前池能够有效地将其稳定住, 从而保障了发电水头的稳定。另外, 由于前池拥有存储作用, 就使得不足的水量能够得到暂时、及时的补充, 多余的水量也能被前池存储, 就能保障水轮机流量的稳定性。②能够使水流分配③能够在电站停机时, 放出多余的水到下游。④有效拦截泥沙等。

2 水电站系统组成

小水电站的计算机监控系统在功能上呈现分层分布的特点。在计算机监控为主的同时, 辅助采用常规设备, 将控制级别分为电站级和单元级。其中单元级控制包括一套公用LCU、三套机组LCU、一套开关站LCU、一套前池LCU以及一套溢洪门LCU。这些LCU相互直接借助光纤环网来进行数据交换。而作为电站的另外一个控制级———电站控制级, 其主要由一台通信服务器以及两台工业控制计算机组成, 电站控制级的主要功能就是通过收集并存储电站运行设备的数据信息, 达到时时监控水电站运营状态、时时控制设备的目的。

3 水电站按水位自动控制过程

首先是各LCU能够确保正常运行, 其次是上位机IPC能够正常运行, 另外要保证光纤环网能够正常通信、调速器能够按水头调节、前池水位计能够正常工作。

水电站按水位模式的开启程序如下, 即在中控室工作人员的操作下, 通过选择“按水位运行模式”来开启, 参与到运行中的机组数目、开机顺序等也需要人工来设置。在接到上位机的指示以后, 前池LCU根据前台水位值来具体确定机组的运行模式以及所开机的数量。还有一点需要注意, 那就是水电站按水位运行之后, 需要确保其中一台机组是按水头———开度模式运行的, 剩余机组则是按给定效率的最高点来运行。水电站按水位自动控制模式开启之后, 为实现机组LCU与前池LCU的直接控制, 必须借助光线环网来完成信息交换。

依据前池的水位, 在前池LCU运行一台机组的情况下, 该机组应选择优先级相对较高的。在接到前池LCU的开机命令后, 机组LCU开机完成并网发电, 与此同时要将并网消息及时反馈给前池LCU, 前池LCU则需要根据具体情况来判断需不需要再开机, 并使最终确定并网的机组采取水头———开度运行模式, 其余依据效率最高点给出的值来运行。

1) 如果前水位介于282.9~283.9 m之间, 并且经过前池LCU判定, 确定只需一台机组, 那么只需按照初始约定好的开机顺序来确定相应的机组, 相应的机组接收了前池LCU发出的开机命令后, 自动完成开机并网工作。而前池LCU在接收到机组发回的开机并网信息后, 及时向该机组回发“水头———开度”运行模式启动的信号, 之后, 收到信号的机组发出按水位运行的模式开启要求。

2) 如果第一台机组全开之后, 仍然存在前池水位上升的情况, 当水位达到283.9~284.15 m之间时, 前池LCU就会做出开启第二台机组的判断, 并按照顺序开启第二台机。第二台机开启以后, 第一台机将不再按照“水头-开度”曲线模式运行, 而是按照效率最高点的给定值来运转, 而开启的第二台机组则采用“水头-开度”的曲线模式来运行。

3) 如果水位依然在上升, 并最终超过了284.15 m, 那么前池LCU就会发出开启第三台机组的命令。第三台机经过选择并开启之后, 和第二种情况一样, 前两台开启的机组按照最高效率点的给定值来, 新开启的第三台机组则采用“水头-开度”曲线模式运行。

按水位判断所需的开机指令也就是, 在通过优先级确定出开机的机组的编号, 根据是否收到开机信号来判断机组是否需要开机, 如果机组没有收到继续开机的命令, 那么就紧接着看下一优先级开机与否;停机信号的发出也是依据前池LCU水位的下降, 如果前池水位出现下降, 那么LCU就会判断是否需要停机, 当前池LCU水位下降时, LCU判断是否停机, 发出的停机信号是按照优先级顺序的, 如果优先一级接收信息失败, 信息将被传给下一级。如果在停机之前不能及时终止水头-开度模式, 那么将会导致出现水电站的输出功率振动较大的情况, 在优先级组停机完毕之后, 再将优先级处于第二位的机组设置为水头-开度模式, 这样循序渐进地停机, 才能保障设施设备的安全以及输出功率的稳定。

4 水电站按水位自动控制系统的实际意义

按水位控制系统在水电站的自动控制系统中处于十分重要的位置, 对于水电站的生产运营有着十分重要的意义, 为水电站的控制调节工作提出了很大的帮助。

1) 按水位自动控制方法, 可以大大降低工作人员的劳动量, 提高工作效率。以前, 小水电站的运营主要是依靠人工, 工作人员每天都需要定点巡查, 并随时作好记录, 像控制调节这类较为复杂、繁琐的工作往往会严重影响工作者的工作效率;现在, 自动化控制系统的普及应用, 使得绝大多数的人工操作被机械所替代, 这就大大节省了人力成本, 减轻了工作人员的工作压力。自动控制系统的应用除了减少了人工劳动力, 还提高了水能与电能的转化率, 提升了水电站效益。

2) 按水位自动控制方法可在一定程度上提升水电站的及时性、有效性。按水位自动控制系统, 通过借助计算机以及相应的科学技术, 智能、灵活的通过判断前池水位来确定发电机组的运行情况, 其实际效果是人工操作所不能与之相较的。

3) 水电站按水位自动控制系统, 可有效提升水电站的发电安全。人工操作与自动控制系统相比, 其发现问题的速率、精准程度远不及监控系统。而且, 水位自动控制系统由于能够有效避免人工操作所存在的失误, 因此其在一定程度上提高了水电站的安全可靠性。

5 结语

目前在我国已经有上万家小水电站投入使用, 为我国的经济发展提供了强有力的支持, 在解决边远地区供电问题方面, 小水电站的贡献是十分突出的。自动控制方法尤其是按水位自动控制方法的使用, 使小水电站的运营更加安全、高效, 在降低成本投入的同时还有效提升了水电站的实际效率和效益, 因此, 按水位自动控制技术的运用对于小水电站具有十分重要的现实意义。

摘要：如何实现运行条件最优化, 如何实现综合效益最大化, 是关系到水电站发展的重要问题。对于小水电站, 自动控制技术是其必须有效把控的重要方面。自动控制技术作为计算机系统的重要技术支持部分, 已经受到了相关人士的普遍关注。通过对小水电站的概括分析, 加深水电机组计算机监控系统的研究, 引出关于小水电站按水位自动控制方法的探讨。

关键词：小水电站,按水位自动控制,控制方法

参考文献

[1]刘加英.小水电站按水位自动控制方法的研究[J].大坝与安全, 2011 (3) .

变电站自动化控制分析 第8篇

自动控制技术的范围很广,包括自动控制理论、控制系统设计、系统仿真、现场调试、可靠运行等从理论到实践的过程。由于被控对象种类繁多,所以控制技术的内容十分丰富,包括高精度定位控制、速度控制、自适应控制、自诊断、校正、补偿、示教再现、检索等控制技术。由于微型机的广泛应用,自动控制技术越来越多地与计算机控制技术联系在一起,成为光机电一体化中十分重要的关键技术[1]。

2 自控制原理划分

按控制原理划分可分为定时控制、感应控制和自适应控制三种类型。

2.1 定时控制

这种控制方式以历史的统计值为依据,用人工方法和计算机仿真方法预先准备好不同日凋不同时间区间(时段)所使用的配时方案(即一组周期长、绿信比和相位差所组成的控制参数组合),采用程序存储方式将这些配时方案存储在信号控制器或中心计算机中。在实施信号控制时可以用不同的方式调用这些配时方案。通常可用日历钟在规定的时间表的控制下选用对应的方案。

2.2 感应控制

这种方式比定时控制有更大的灵活性。感应控制源于单个交叉路口的车辆感应(“VA”)控制,后经发展,干线和交通网络也利用了类似的控制方法。由此可见,感应控制方式与定时控制方式一样是有条件限制的。预先要认真地分析其可行性和预期的效果。

2.3 自适应控制

3 自动控制技术目标

3.1 控制系统的稳定性

并不是随便选用一个传感器,驱动装置和控制器就能构成一个控制系统。现以一个机床上的用以控制刀具切削的给进装置为例来说明这一问题。

3.2 控制系统的糟度

控制系统的精度主要取决于传感器的精度。如果传感器发出的信号与实际量之间的偏差,控制系统一般是没节能力消除这种偏差的。因此,控制系统的精度一般不会高于传感器的精度。由于计算机技术的发展为自动控制技术提供了新的手段,设计人员有时利用计算机把传感器的误差曲线存贮起来,并加到控制信号中去补偿控制系统的误差。

除了传感器给控制系统带来的误差外,驱动部件也会给控制系统带来一些误差。因为,电机是需要有一定量值的驱动信号,才开始运动的。从理论上来讲这是机械系统的静磨擦,也称库仑摩擦。因此,在一些控制系统中小曲脑盖信号,产生汤驱动信号是不发生作用的。所以需要把控制器放大系搞得很高,而这又常使系统的稳定性受到影内介产生了设计中难以解决的矛盾。为此,在城密的机械系统的设计中,设计人员采用各种办法来减少库仑摩擦,不惜使用价格昂量的空气轴承。从自动控制技术本身也有一些手段来消除这类误差,例如采用积分环节来构造控制器有时也会带来一些动态性能等方面的问题[2]。

3.3 动态性能

动态性能是衡量自动化系统的重要技术要求之一。在位置控制系统中要求被控物体运动到某一点上,这是最为简单的要求,实现这一简单要求只需要一个行程开关就可实现。我们经常遇到的是连续位置控制的要求,也就是对被控对象的运动过程的进行要求。在全部运动过程中,被控对象的位置与不断输入的位置要求之间有偏差。由于控制系统具有一定的动态特性,所以输入信号的频率越高,被控对象的运动幅度就越小,并且发生相位滞后。可用这一频率~幅度、频率~相位移的坐标图表示控制系统的动态特性。在同样频率上幅度衰减小的,相位移小的控制系统其动态性能好,然而稳定性较差[1]。

4 原辅机控制系统存在的问题

(1)元件落后,施工质量差原辅机控制系统均采用常规继电器布线逻辑组成的控制方式,回路中大都采用老式的JS~11型电动机式时间继电器、DX~n型掉牌信号继电器等。这些元件准确动作率低、可靠性差,同时体积庞大,控制系统屏柜占用大量面积。

(2)环境因素造成元件损坏、老化及误动作投产后由于诸多原因,地下厂房潮湿和灰尘等问题未能得到合理解决,恶劣的工作环境大大影响了元件的使用寿命。

(3)设计中存在的问题。原设计压油装置、空压气机、水泵等均为单机单元控制方式,即一台处于主用位置,另一台处于备用位置。但这容易造成某一台电机长期处于主用自动运行状态,而另一台长期备用待启动。

(4)交流接触器、空气开关维护工作量大辅机控制系统中大量使用的CJ系列交流接触器,经常出现触头拉弧烧伤或烧毁,需定期维护、调整触头,工作量极大。

(5)综合影响对主设备安全造成危害。由于上面介绍的诸多问题,造成东风发电厂投产初期辅机系统运行相当不稳定,不仅投入大量人力物力对其维护,并且多次严重威胁到主设备的安全[3]。

5 改造方案与实施

5.1 更换控制元件,更新设计控制回路

1995年初设计出新的控制方案,经反复计算、摸拟试验后,开始实施:(1)新更控制元件;(2)尽可能使用交流电源元件;(3)行远方控制或定时自动控制。

通风系统等的设备分布较广,为了便于运行人员操作,增设了远方控制的方式。风机的运行设计为以定时自动启、停方式为主要控制方式。

5.2 辅机智能控制装置的应用

综上所述,可看出辅机设备应用智能化控制系统已成为一个必然趋势,东风发电厂正准备把这一技术应用到压油装置、进水口闸门、通风系统等自动控制系统中去,届时,东风发电厂逐渐走向少人值班(或无人值班)必将成为可能。因此辅机设备的自动控制水平是否跟得上监控系统的完善步伐,将成为实现少人值班的一个关键环节。

这样,既节省了现场占地面积,同时可避免现场环境条件较差带来的污染和干扰;甚至可集中安较于发电机层(便于运行人员巡视和维护人员维护检查),如能再与监控系统进行通讯联络,使水电站的综合自动化水平向一体化、标准化格局迈进,必将给水电站的少人值班(或无人值班)进程划上一个圆满的句号。

综上所述,将这一系列合成技术应用到水电站的辅机设备自动控制系统中,使这些系统的安全可靠程度日渐完善,极大地减少了运行、维护人员工作量,对于水电站实现少人值班(或无人值班)将起到积极的推动作用;同时对于打破我国水电站辅机设备的传统控制方式,使水电站辅机设备的控制自动化向更高水平发展有着重要的意义。

参考文献

[1]周强焱.现代水电厂综合自动化信息化改造的尝试[J].水电站设计,2004(4):24～29.

[2]徐茹,李为.水电站厂级监控信息系统设计方案研究[J].电力信息化,2006(7):72～75.

关于变电站自动化控制探析 第9篇

在二十一世纪的今天, 科技正在飞速的向前发展着, 电力系统也在进行着技术上的革新, 社会的不断进步, 我国变电站的自动化系统的实现, 完成了电站的科技进步, 替换了传统的变电模式, 应用了新型技术, 并且在变电站中得到了广泛的应用, 已经明显的呈现出了将来电力的走势。

1 变电站综合自动化系统的概念

变电站自动化系统在应用上的优点是在其的使用上操作简便, 使用稳定, 兼容性能好的相关优秀的性能, 在国内得到了大规模的应用, 也得到了广大人们的接受, 且在很大部分的变电站进行过应用。

1.1 系统概念

1.1.1 整个系统的设计理念是对整个的变电站进行自动化监控

等方面进行保护, 在必要时可进行手动跳闸、自动报警等相关工作, 以上这些都能够在其监控系统中来实现。变电站不需要在安其他的运行设备, 监控系统很大程度上的能够满足其的相关要求, 在没有人员进行值班的时候, 其进行遥测、遥控、遥调等相关工作都能够自动进行在系统的设计上来进行分析。其具有下面五点特性, 第一点是分布式的设计。其主要的形式是系统运用模块、立柜结构, 每个起到保护的功能都排列在开关柜附近, 全部的控制、保护等相关信息都是在其单元里面进行转化为数据信息, 并通过光纤线路传递给监控中心, 其每个单元都是单独出来的, 这样每个单元在同时工作的情况下, 是不会彼此发生影响的。第二点是集中式的设计。系统采用模块化、集中式立柜结构, 每个都会控制保护功能聚集在专业的采集、保护、测量等一系列相关的信息进行收集、全部的控制、保护柜等相关信息都是在里面进行转化为数据信息, 并通过光纤线路传递给监控中心。第三点是简便稳定。因为在采用了多功能的继电器替换了其传统形式的, 在很大程度上进行简单方式处理了二次接线。分布式的设计主要集中在开关柜和主控室中间的连线, 并且集中式的设计连线也只能在它们中间。主要的特性是其接线简捷, 剩下的接线都要在控制保护柜里面进行完结。第四点是可扩展性。在最初的系统设计的时候, 对所用的客户进行分析和制定相应的办法进行处理, 并对其以后的变电站的大小规模上可以进行扩充的必要, 从而使设计为了能够进行规模较大的时候进行扩充所用。第五点是其的兼容性较强, 在其对系统进行设计的时候同时也要对其系统所应用的软硬件进行综合考虑, 并使其能够满足很多种仪器的共同应用在此系统中, 且也设计了标准化普通话的通讯借口等, 其用户在其使用的过程中能够实现依照自己所要的程度进行自行的配置, 以及系统的软件能够极易的适用于其系统中。

1.1.2 系统规范。

应用当前较为优秀的工业软件, UNIX的操作系统, 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

系统和用户间的彼此互动的界面是以视图形式进行显示, 并且运用鼠标来进行选择相应的功能的准确方法能够让操作人员更加直接的简单的进行有关的操作, 总而言之, 系统的整个应用程是用树状结构为基础, 用户能够运用相应的菜单来完成每个视图的掌控, 在菜单中功能健都有对其相关的解释, 还能够对某一个画面进行掌控, 并且所有的画面都具有报警可视区。

所有系统之原始数据均为实时采集。系统所涉及到的每一个功能全都是依照用户所需要进行相关的设计制作的, 以现实中的需要为基准, 同时也能够根据变电站的扩建和相关的需求而进行扩充等相关的要求。总而言之, 系统能够依照下面的几项功能进行配置:

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:馈线开关之状态, 开关的状态可用颜色区别。开关的操作由鼠标选择对应之开关或刀闸。每路馈线之测量值可在同一画面上显示, 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。 (3) 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。 (4) 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。

2 微机自动保护装置的应用

一个35k V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。

2.1 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 设计微机保护系统时应注意的问题

2.2.1 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。

2.2.2 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。

2.2.3 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。

3 小结

在我国处在21世纪的当前, 随着社会不断的稳定发展, 其科技也相应的发生了巨大的变革, 我国各项行业所用到的技术也都向着自动化和智能化的方向进行着, 其变电站在其自动化方向也是将来必然的走势, 虽然对于现在来说所有变电站再其微机自动化系统的使用上, 还是很少数的, 在其社会不断的向前发展的过程中, 科学技术也在不停的进步着, 变电站的自动化系统用其自身的优点, 对其传统上的控制系统进行不断的冲击, 其传统的控制系统最终一定会被淘汰。

摘要：在我国当前的形势下, 随着社会不断的稳定发展, 其科技也相应的发生了巨大的变革, 我国各项行业所用到的技术也都向着自动化和智能化的方向进行着, 在其他行业是这样, 在我国变电站的自动化系统控制方面也是这样的, 社会的不断进步, 我国变电站的自动化系统的实现, 完成了电站的科技进步, 替换了传统的变电模式, 应用了新型技术, 并且在变电站中得到了广泛的应用, 已经明显的呈现出了将来电力的走势。笔者将对变电站的自动化系统方面进行相关的阐述, 并对需要注意的问题和事项进行相关说明。

变电站自动化控制技术探究 第10篇

变电站是电力系统变换电压, 接受、分配电能和控制电力流向并调整电压的一种电力设施, 可以通过变压器把各级电压电网进行联系。变电站对电力系统有着非常重要的影响。随着社会经济的迅速发展, 我国的变电站自动化控制技术也发展到比较高的水平。现阶段的新建变电站, 不管是电压等级的高低, 基本都实现了自动化[1]。当然, 要实现电力系统安全、可靠的供电, 变电站自动化技术仍需进一步的发展。

1 变电站自动化技术概念

计算机技术已经在各个行业中得到了广泛的应用, 特别是在电力系统中。变电站的自动化控制系统有自动化的监控系统、自动装置、继电保护等设备, 其将保护、控制、测量等功能结合在一起, 通过数字的通信和网络的技术达到实现信息共享系统的目的。变电站自动化技术摒弃了传统控制屏和表计等常规的设备, 将变电所的二次设备如测量仪表、继电保护、信号系统、远动装置、自动装置等, 通过组合与优化, 利用计算机、电子、通信和信号处理的技术, 使整个变电所中的重要设备、输电线路、监视、控制与保护等功能实现综合应用, 同时, 测量技术、通信技术、计算机技术、自动化技术等在电力领域也得到了综合应用。

2 变电站自动化控制的内容与功能

变电站自动化控制的内容有采集电气量和监视、控制以及调节电气设备的状态, 使变电站的监视及操作能够正常的运行, 确保变电站的运行安全。在事故发生时, 通过采集瞬态的电气量并实施监视与控制, 迅速地排除掉故障, 使事故发生后变电站能够及时地恢复正常操作, 且高压电气的设备本身也具有监视信息, 因此, 故障能够得到迅速有效的排除[2]。随着计算机、网络和通信等技术的广泛应用, 按照变电站具体情况, 各种分散分布式的变电站自动化系统把各现场在输入和输出的单元部件分别在中低压的断路器柜以及高压设备的附近进行安装, 现场单元部件和具有保护监控功能的装置, 可以用来处理各种继电的保护与监控的功能;或者可以让现场微机保护与监控部件保持相对的独立。在变电站的控制室里对计算机系统进行合理设置, 使各现场的单元部件能够进行畅通的通信联系, 通信一般都是串行口方式。

变电站的自动化控制功能主要是遥测与遥信, 通过现场的单元部件能够独立地完成遥控并执行命令及继电保护的功能等, 把这些收集到的信息通过网络和远程通信的控制单元与后台计算机的系统进行通信, 使传统RTU与变电站系统的各项功能得到综合应用。

3 变电站自动化控制系统存在的问题

3.1 产品质量的问题

产品质量容易产生问题是因为一些厂家一味追求经济利益, 而忽视产品质量, 产品结构设计很不合理、可靠性较差等, 基本质量得不到保证, 产品质量出现问题会导致投入使用的变电站自动化系统发生更多的问题。

3.2 产品接口的问题

产品接口是变电站和调度自动化系统间的连接应该正确解决的主要问题, 包含通讯规约和数据格式等技术的问题。当调度和变电站自动化系统使用不同厂家的产品时, 有可能会出现通讯规约、数据格式的不同而导致系统不能正常运行。

3.3 通讯通道的问题

通讯通道是指在一定条件下, 变电站和调度之间可能出现通讯的问题。因为很多变电站和调度之间通讯手段还是载波通讯, 途中有很多T接点, 载波信号在变电站到调度主站的传递中被严重的衰减, 信号可靠性严重降低, 造成远动信号出现很多误码, 因此, 通讯通道的问题显得非常突出。

3.4 远动数据与信息发送的问题

有部分变电站自动化系统在远动数据与信息发送、接收的处理方面能力不足, 表现主要在:无法将保护定值正常上传和主变档位等, 无法正常地接收、处理调度主站里的开关、修改定值和主变调档等。因为存在这些问题, 变电站自动化设备在远程操作上受到极大的影响[3]。

3.5 系统抗干扰能力的问题

系统的抗干扰能力是指变电站在高低温、耐湿、电磁辐射、雷电冲击、静电放电干扰等环境下, 变电站自动化系统是否还能正常的运行。

4 变电站自动化控制的新技术运用

4.1 数字信号处理 (DSP) 技术的应用

数字信号处理技术是通过对直接交流电进行采样的一种微机保护与远动装置的先进技术, 能够不同程度地把保护、重合闸、故障测距、故障录波等多个自动装置测量与控制相结合, 组成了自动化系统的基础。数字信号处理技术, 能够准确计算出电流和电流方向、电压以及故障电流, 精度达到0.21%。不但解决了测量、计量的问题, 还能够准确地分析计算出相关的计算值, 构成强大的保护功能。

4.2 PLC技术的应用

PLC软件的设计采取模块化, 程序开发的难度大幅度降低, 极大地增强了可读性与可移植性, 为变电站采取无人值班提供了有效的解决方案。变电站自动化系统的使用, 可以通过现场的程序控制PLC及上位机的监控, 使之具有实时监测和监控、事故的记录、趋势图、报表等方面的功能, 最终使变电站的管理实现现代化, 这不仅提高了变电站运行的可靠性、安全性, 而且还减少了系统维护的工作量, 提高了管理水平[4]。

4.3 综合自动化技术的应用

变电站的综合自动化技术实现了面向现场的目的, 使变电站完全可以做到无人值班, 保护工况则使用监视控制与数据采集进行系统监视, 保护投切与选择定值是由调度员在调度中心遥控。保护定值则修改、收集故障的测距数据、故障录波, 通过使用计算机的通信技术, 在管理信息的系统上由工作人员进行操作。变电站的综合自动化系统由于是面向市场的一个系统, 不再采用大控制室, 只需要与相关工程的设计互相配合, 与可控保护单元、监视控制与数据采集系统相结合, 与运行管理体制互相配合就可实现。

5 促进变电站自动化控制的发展措施

5.1 使用计算机局域网

随着计算机局域网的发展, 变电站自动化控制使用计算机局域网技术是必然的发展趋势。总线型网络、令牌总线网、令牌网是比较常见的计算机局域网。因为这些网络是按照国际标准化模型进行设计的, 所以在不同厂家都能够有良好的兼容性, 只需按标准进行设计就能共用。在常用网络, 特别是在总线型网络中更是得到了广泛应用, 任何一点只要把信息发送到公共通信的总线, 目的点都能够收到, 也能够接收其他同时发送的所有点, 信息通路不会出现阻塞, 具有很高的可靠性。由于传统变电站已经广泛使用计算机智能的电子器件, 现场的测控网络使用现场总线成为了发展的趋势。

5.2 加强监控机运行的管理

实践表明, 加强监控机运行的管理工作非常重要。变电站在实际的运行中, 经常发生监控机因人为或监控机本身等各种原因造成瘫痪无法正常工作的情况, 有些变电站发生故障多是人为原因造成, 极大地影响了变电站的正常运行[5]。所以, 为了防止故障发生, 变电站应该制订监控机运行管理的制度, 要严格执行, 约束值班人员, 防止违规操作监控机等。管理部门应该定期或不定期进行检查, 发现问题要及时处理, 如果是人为原因导致监控机瘫痪, 应该按制度进行处罚。同时操作系统与监控软件要设置密码, 只有管理负责人员能够使用密码, 防止值班人员随意地进入操作系统, 启动、停运监控软件, 随意使用监控机硬件资源, 使其遭到破坏。

6 结语

随着社会经济的发展, 自动化控制技术也得到了迅速发展与广泛的应用, 特别是在变电站中的应用更加普及。自动化控制技术应用于变电站, 不但能够保证整个系统的正常运行, 而且运行效率也得到了极大的提高, 同时也提升了变电站的综合效益, 取得了良好的社会声誉。

参考文献

[1]戴珍秀.浅析变电站自动化技术[J].广东科技, 2010 (24) :165～166

[2]丘林.变电站自动化控制分析概论[J].价值工程, 2010 (6) :50

[3]刘志强.综合自动化变电站技术探讨与分析[J].数字技术与应用, 2010 (10) :84

[4]庞军强.变电站综合自动化技术的发展动态[J].自动化应用, 2010 (4) :49～50

变电站自动化系统设计及问题分析 第11篇

【关键词】电网建设；变电站；自动化系统；硬件结构设计；软件结构设计；问题；研究

前言

现代社会对于电力资源的需求量不断提升，需要电力系统具有更大的输电容量，电力系统的良好的社会环境中得到了长足的发展，而社会对电力资源需求量的变化，使得电网的情况发生了较大的变化，包括电网的覆盖率提升、结构复杂化、接入的各种设备上数量多、种类繁杂等，对于其自动化系统提出了更高的要求。现代计算机技术的广泛应用及网络技术成熟等，使得变电站逐步转变为自动化、智能化。为活动提供准确、可靠的信息，也恩能够够实现电网的远程监督和管理，减少了人员的投入，减轻了工作量，也能够有效的保障电网的安全稳定的运行，对于变电站自动系统的设计进行深入的研究与探讨是十分有必要的。

1.变电站自动化系统的基本结构

高电压及以上的输配电自动化变电站中，其各个构成要素自动装置的I/O单元均均具有较强的独立性，包括保护装置、测控单元装置、故障录波装置等，以此作为智能化设备的一部分。如果是中低压系统变电站，其继电保护装置、测控装置等均十分小巧紧凑，并被完整的放置于开关柜内部，达到变电站一体化的设计目标。根据其结构的构成，可以将其分为三个不同的层次，包括过程层、间隔层、所控层，三者的特点、性质等均有较大的区别，具体情况如下：①过程层 过程层属于一次设备和二次设备的连接面，即变电站中智能化设备的智能化部分；②间隔层 间隔层主要是能够将进行间隔时生成的的数据信息及时进行总结，在保护及控制一次设备，不仅能够操作正在运行设备，也能控制其他设备；能够实现本间隔操作的闭锁功能，还能收集、计算各项运行数据，优先控制各项指令的发送，另外还可以迅速实现过程层和所控层之间的网络化通信；③所控层所控层主要功能是利用高速网络，及时更新汇总数据库中信息，并准点登录历史数据；根据规定事项把数据信息传输至控制中心；可以对全站进行监督与控制，实现人机联系，并对整个变电站实时在线可编程式闭锁控制；接受控制中心指令并将其转传输给间隔层和过程层进行执行；对变电站故障进行深入分析及部分操作培训，并能够对间隔层、过程层各项设备实施在线维护、组态、修改等[1]。

2.变电站自动化系统设计

2.1自动化系统软件结构设计。2.1.1通讯协议设计。变电站的自动化通讯协议把该通讯协议表示层中的各项协议数据，均转化为C语言结构表达出来，利用高效的ASN.1编解码函数对其实施分析及处理，使得协议的扩充等各个处理操作简单、方便，分配方式为动态的内存分配方式，有效的防止内存出现泄漏的情况，其变电站的自动化系统自身含有数据包的采集工具，调试操作也十分方便[2]。2.1.2间隔层保护装置设计。一般的变电站自动化系统中的保护装置，同一个CPU能够分别控制其的信息保护算法及采集活动，实现同步采样。其各种流程均十分便捷，包括A/D的转换、计算、控制命令的发出等。

2.2自动化系统硬件结构设计。2.2.1上位机通信接口设计。从本质上讲，自动化变电站中的智能变压器具备较多的功能模块，而自动化硬件系统仅仅是作为其中的数据采集模块。各种信号经过收集后还需要进行处理及打包后，输送至上位机，传输方式一般为简单的RS232，把所有的数据一次性输送给上位机，上位机将其再次实施打包处理后，再通过TCP/IP传输至监控中心，完成信息的通信。2.2.2合理选择多路开关。变电站自动化系统的需要采集大量的信息，而计算功率因数角和介损角必须为统一时间的电压及电流的相位差，基于该要求需要同时收集三相电压对应的三相电流值及三相末屏电流值。MAX125属于双通道8路数据采集系统，每一路均可以实现4路信号的收集，自动系统会控制其中3路的使用，而另一路则被空出来。2.2.3信号调理电路的设计。从变压器发出去的信号，需要经过各种不同的环境保护，过程较为复杂，才能再次输入传感器。从传感器输入0MAX125的信号，在传入的过程中也需要通过长线实现传输。一般情况下。控制单位无法直接接收到该信号，信号调理电路在该过程中能够充分展出其优势功能。差分输入端采用一系列转换方式，把20mA的标准电流信号变为1～5V的标准电压信号，信号调理电路对其进行再次处理，并传输至A/D转换器，其输出端电压相较A/D转换器输入端电压更高，最后对其实施分压采样[3]。

3.变电站自动化系统常见问题

3.1远动信息分流。一般情况下，自动化系统需要向上传输大量的信息，才能实现一次设备的远程操作及二次设备的状态监督控制，有效的降低了操作人员的劳动强度，尤其是微机监控站，不仅在保护设备通信中发出大量的信息，硬接点也有大量的信息输入。在自动化系用的运行过程中输入大量数据，会使得监控人员的工作量增加。如果出现事故，各种不同的信息均需要利用远动通道进行上传，其远动信息的全面性、真实性及可靠性無法得到保障，对信息进行处理也存在较大的困难。自动化变电站需要使用光纤或者是微波来作为通信通道。变电站条件允许的情况下，可以选择多通道的信号分流方式，防止由于事故警报信息量大而影响到及时维修[4]。

3.2远方数据终端的安全问题。监控系统及远方数据终端出现死机现象，是造成数据丢失，带来安全隐患的常见原因，而远方数据终端运行中出现死机的因素包括以远方数据终端为核心的数据收集和传输，没有采用控制屏操作，而是由微机综合操作，对整个变电站进行监控，远方数据终端主控模块CPU，而造成死机。在进行系统设计是也重点考察了负载问题，配置有数量不等的主要控制模块，但是企业设备均需要与远方数据终端模块相连，转换信息流量极大，加之奇特不稳定因素，就会造成远方数据终端模块负载过大，出现死机现象。在系统的设计中，应选择冗余配置方式。实施双机配置，并将远动通信双重化，使用两套设备运，并能够自动切换运行，且具有自检功能，一旦出现问题，可以发出警报提升，及时检修，保障系统的运行安全。

4.总结

现代社会的发展及科技的进步，变电站全面运用各项自动化技术，并逐步转变为智能化变电站，是变电站的发展的趋势，其不但适应社会的变化，也属于未来电网主要的发展的方向。在对其自动化系统进行设计的过程中，需要考虑到各个方面的因素，是一项系统的工程，也会受到不同要素的影响，出现许多问题，本文仅从一般的角度分析了现代变电站自动化系统的设计内容及存在的问题，实践的设计过程中，还需要设计人员全面把握变电站的实际情况，制定科学的设计方案，提升设计水平，设计更加合理，保障变电站运行的安全与稳定性，带来良好的经济效益与社会效益。

参考文献

[1]刘畅，赵玉林.66kV变电站综合自动化应用的研究与实现[J].黑龙江科技信息，2010（31）：50.

[2]胡晓娟.数字化变电站自动化技术的应用[J].科技资讯，2011（17）：124-127.

[3]苏占江.110kV智能变电站无人值班技术探讨[J].中国电力教育，2013（30）：195-196.

基于计算机控制的变电站自动化检测 第12篇

变电站自动化系统, 由主站 (调度端) 自动化装置、厂站 (变电站) 自动化装置以及提供两端装置传输的连接信道组成。目前变电站自动化系统信道有3种传输模式:模拟信道、数字信道和网络信道。

变电站自动化信道故障的及时判断, 对提高自动化系统的运行率, 起到了重要作用。针对自动化检测不及时的问题, 研制了计算机程序控制的信道检测装置, 可以随时在线检测自动化信道的好坏及指标。该装置使用如下方法, 即环路检测模拟信道;辅助检测数字信道;登陆服务器检测网络信道, 汇总到计算机上, 用程序指令控制, 采用高级语言编程, 可视化的操作界面。其检测方法简单、新颖, 检测数据准确。

2 变电站自动化检测方案

2.1 模拟信道检测

变电站自动化系统模拟信道, 是光纤数字通信设备中PCM的四线电路, 其通路频带为300～3400Hz, 远动传输频带是2600Hz以上, 通常是 (3000±150) Hz的2个频率。因此, 只要选用2400Hz低通滤波器, 作为“变电站检测装置”环回;主站端用800Hz正弦波检测信号从下行检测点送出, 到上行检测点用双踪示波器测量比较, 很快可以判断出信道的好坏。这种检测方法, 实质上是在300～3400Hz的远动冗余频带中, 利用2400Hz低通滤波器, 开辟了一条检测信道。

2.2 数字信道检测

对变电站自动化系统数字信道的检测, 就是RS-232的检测, 其原理很简单, 只要在变电站将数据接口的收与发环起来, 主站端接到PC机的COM口上, 用检测软件发出一批数据包, 接收后进行比较, 得出百分比, 就可顺利地对数字远动信道进行检测。RS-232的检测软件很多, 可以在网上下载。

利用数字电路作为辅助信道检测时, 才能做到在线检测, 检测过程中不影响变电站自动化系统的正常运行。

2.3 网络信道检测

网络远动信道一般由主站端路由器、光传输设备以及变电站网络交换机构成。为了使主站路由器、变电站交换机与光纤通信的 (2M) EI接口进行匹配连接, 在主站路由器和变电站网络交换机中, 必须使用2Mbps/10Mbps网桥板, 实现2Mbps E1接口与10Mbps以太网接口之间的转换。

网络信道的检测分为2个段落:一是对以太网口检测;二是对E1口检测。显然网络信道的检测是在线的, 检测过程对变电站自动化系统工作没有影响。

由于以太网口具有IP地址, 因此对以太口段落的检测, 可以在自动化主站服务器上, 使用 (如ping等) 网络检测命令检测;对于E1端口的检测, 可以在传输设备的网管服务器上用 (Show) 命令查看电路的工作状态, 从而判断信道的好坏。

3 检测汇总和语言编程

3.1 汇总电路

将3种检测电路, 经过适当的电路汇总于一体, 连接到计算机上, 通过计算机反映出结果。这3种模式的检测方法是:模拟信道检测为四线电路, 二线是发送, 另外二线作为接受;数字信道的检测为三线制, 即收、发和地;网络信道的检测为用网络线做成的水晶头, 做成的网络线是直连线, 顺序是:白橙、橙, 白绿、蓝, 白蓝、绿, 白棕、棕, 两端都是一样的做法, 如图1所示。该图由检测模块和汇总电路以及计算机组成, 有用于检测模拟信道的模拟四线, 直通电路用于检测数字信道, 485/RS-232转换用于检测网络信道。通过这些简单的接口协议, 把各种信号汇总后接到计算机的RS-232接口。

3.2 语音编程

用计算机集中控制, 选择高级语言编程。选用Visual Basic可视化语言编程, 界面简单清晰, 他为对话形式、易于操作。用计算机检测, 除了可检测故障, 还可以检测信道指标故障检测流程, 如图2所示。按照指令流程, 编写编程语句如下:

4 检测操作方法

整个使用过程全部是计算机界面按钮操作。

第1步:双击桌面图标, 启动系统主界面;

第2步:单击“进入”按钮进入到系统选择界面, 在下拉框里选择需要检测的一个变电站;再选择检测类型。如果接到通知某个变电站有信道故障, 就选择“故障检测”, 这项检测可以判断故障属性, 选择好以后按“开始检测”按钮。

第3步:接着会出现对话框, 告诉您 (信道故障属性) “故障检测结果”:即“远动装置故障”或“通信设备故障”。

如果您选择的示指标检测, 那么点击“开始检测”按钮后会显示出信道的各属性值。

不需要专业人员, 任何一人都可以在1分钟内完成故障检测。

5 结语

计算机自动化信道在线检测装置, 首先为变电站自动化系统的运行率, 提供了强有力的保证。同时大大节省了费用, 滤波器是从旧的电力线载波机拆的, 程序由自己亲手编制。接口协议简单, 如果计算机不是专用的, 是采用网管机等兼作检测, 那么其花费远不到厂家生产产品的1/800。

摘要：基于计算机控制的变电站自动化检测, 主要是针对模拟信道、数字信道和网络信道这3种传输方式进行汇总到计算机上, 通过高级语言编程, 采用程序指令控制的方法, 用简单的接口协议, 实现可视化界面操作, 其检测方法简单、新颖, 检测数据准确。它既为变电站自动化系统的运行率, 提供了强有力的保证, 又证明这种检测装置可节约成本。

关键词：计算机控制,变电站自动化,信道检测,程序语言

参考文献