变电站自动化系统发展

变电站自动化系统发展（精选12篇）

变电站自动化系统发展 第1篇

1、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、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测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”。

2、数字化变电站自动化系统的结构

在变电站自动化领域中, 智能化电气的发展, 特别是智能开关、光电式互感器机电一体化设备的出现, 变电站自动化技术进入了数字化的新阶段。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, 如A/D变换、光隔离器件、控制操作回路等将割列出来作为智能化一次设备的一部分。反言之, 智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路代替了常规继电保护装置、测控等装置的I/O部分;而在中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化, 完整地安装在开关柜上, 实现了变电站机电一体化设计。

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;在逻辑结构上可分为三个层次, 根据IEC6185A通信协议草案定义, 这三个层次分别称为“过程层”、“间隔层”、“站控层”。

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。

(1) 电力运行的实时电气量检测。

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, 其他电气量如有功、无功、电能量可通过间隔层的设备运算得出。与常规方式相比所不同的是传统的电磁式电流互感器、电压互感器被光电电流互感器、光电电压互感器取代;采集传统模拟量被直接采集数字量所取代, 这样做的优点是抗干扰性能强, 绝缘和抗饱和特性好, 开关装置实现了小型化、紧凑化。

(2) 运行设备的状态参数在线检测与统计。

变电站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、机械特性以及工作状态等数据。

摘要：在变电站自动化领域中, 智能化电气的发展, 特别是智能化开关、光电式互感器等机电一体化设备的出现, 变电站自动化技术即将进入数字化新阶段。本文论述了数字化变电站自动化系统的特征、结构及功能划分等。

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。

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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

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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

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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

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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。

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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。

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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。

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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。

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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。

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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。

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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

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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。

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（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

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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。

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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。

变电站自动化系统发展 第3篇

【关键词】变电站自动化系统工程设计

【中图分类号】TP27 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2012）09-0084-01

0、引言

随着各种高新技术在变电站管理系统中的应用，我国的变电站自动化的程度越来越高，变电站综合自动化系统也越来越完善。下文中笔者将结合自己的工作经验，对变电站综合自动化系统以及监控自动化系统的设计问题进行分析，因为良好的系统设计是系统应用的基础。以下仅为笔者拙见，诸多不足，还望批评指正。

1、设计原则

就目前我国的大型枢纽变电站综合自动化的有关设计规程来看，首先要符合初步的设计审定原则，然后要结合变电站以及运行部门的实际情况，采用计算机设备和信息技术将系统运行中所要应用的监控功能、数据采集和处理（SCADA）、远动功能等统一起来，实行综合的自动化管理，提高变电站的管理效率，这样一来，220kV以下的变电站就可以基本实现无人值班。

2、某220kV变电站综合自动化系统的设计详情

2.1 系统组成

2.1.1 系统基本形式的选择及配置情况①在变电站的综合自动化的系统设计的过程中，如果选择局部的分散式产品的组合形式，将会使得其管理过程中的各项功能独立行使，即监视、控制操作功能、RTU功能以及通信功能的独立运行。②在变电站的综合自动化系统的设计过程中，双机系统的实行可以有效的扩展系统总线的运行经验，并且可以有效的保障系统的稳定性。③在变电站的综合自动化的设计的过程中，继电保护以及相关的安全性的自动化系统的设置应该同其他的系统结构相分离，以保证其能够在系统的运行异常下及时的做出正确的处理措施。

2.2 监控系统的基本功能及设计标准

2.2.1 数据采集所谓数据采集，就是指在变电站的运行的过程中，对其运行过程中的工作数据和信息进行实时的搜集和储存，并对一些特殊的信息进行及时的处理和反应。下文中笔者将从几个方面对数据采集的设计要求和标准进行详细的论述：①状态量：状态量的设计过程中，包括对断路器、隔离开关以及各种分开关的接头的设置，设计的标准是将其故障的信号量按照光电隔离的标准输入系统。②模拟量：模拟量的设置不仅包括不同的系统电压等级线路的有功功率设置，还包括无功功率的设置和电流以及母线电压等级的频率。模拟量的设置标准要根据交流采样的结果来确定。

2.2.2 电度计量在电度计量的过程中，采用RS485串行口可以实现持续一个月的电量累计，并且能够按照不同的峰、平、谷等不同的形式进行统计分类。

2.2.3 控制操作所谓控制操作，就是指对各种变电设备的跳、合操作的控制，以及对主变压器的各种调压操作的控制，值得注意的是控制操作的设计，要注重对控制操作执行前的确认。控制操作的执行标准要注意的是：输出继电器线路直径不得大于0.09mm，并且容量应该控制在DC220V，5A的范围内。另外，要保证控制操作能够同220kV母联断路器相连，这样就可以保证隔离开关的，TN闭合，实现“五防”功能和双向通讯的功能的发挥。

2.4 隔离开关“五防”设备所谓隔离开关的“无防”设备，就是指在变电站运行的过程中，能够对工作人员强制执行安全防护程序，按照国家变电站的要求实现对五种特殊情况的预防：①首先，要防止对开关的误操作；②其次，要防止隔离开关在负荷状态下的拉合；③再次，要防止工作人员进入为断电的间隔区；④其四，要防止地线的拉闸时的带电；⑤最后，要地线合闸过程中的带电操作。

在隔离开关的“无防”设备的设计过程中，要注意的是对各个刀闸的开合状态和位置、性能等进行严格的区分，但是要统一在系统操作中，以便能够通过一把电脑钥匙来完成多种操作项目的控制。

2.5 计算功能数据库中应有按现场要求的二次计算量：主变压器高压侧负荷率及日平均负荷、最高负荷（年、月、日、时）、最低负荷。220kV及110kV各线路所采集模拟量的平均值、最高值、最低值。（年、月、日）各母线电压最高、最低值（年、月、日、时、分），月波动率及特定日期的电压合格率。电度量累计，失电时有保护措施，不丢失累计。（年、月、日）母线电压不合格累积时间及由此计算的电压合格率。电容器投切次数及可调率，变电所功率因数的合格率。有载调压装置调节次数累计和日最高调节次数记录及停运时间记录。实时数据可在线进行上下限值测点投退的修改，二次计算量的参数可由用户增加和修改。

2.6 历史数据的记录与处理日志报表数据库存一年半历史。可方便的形成各种历史数据点，并可方便的实现历史数据的报表打印和显示修改功能。

2.7 安全监视通过CRT对全所主设备、辅助设备的运行进行监视，并对各运行参数进行实时显示。系统定周期对模拟量检测，越限报警，并可记录和查阅。系统定周期对开关量状态进行检测。事件顺序纪录（SOE）点有变化立即报警。有报警信息可在CRT上以汉字显示，并在打印机上以汉字打印。事故音响报警功能。事故和预告报警音响应有区别，并有语音报警。系统具有定时、随机打印的功能。事件记录（数据修改、操作设备）存盘及打印。

2.8 事件处理当发生事故、故障、状态变化、越限等事件时，综合自动化系统应自动作一系列处理，如推出简报、登录一览表、发出音响、推出画面、自动事故追忆、画面变色闪烁、数据变色等，预告信号应按登记区别处理。

2.9 画面显示画面种类包括监控系统配置图、主接线图、棒状图、曲线图、操作显示、组态显示、报警及各种表格显示。①运行人员可方便的调出画面。②程序员可在CRT上修改和编辑画面。③趋势图可由用户在线定义所要显示模拟量、测点起始时间、采样周期。

2.10 自诊断功能系统本身具有对软硬件的自诊断功能。发生局部故障时CRT上以汉字显示及在打印机上以汉字

打印。自恢复功能。

2.11 运行人员操作记录系统记录运行人员所进行的操作项目和每次操作的精确时间。

2.12 操作票功能根据实时状态信息来编制操作票，满足各种操作要求，并可人工修改。

2.13 通信功能与省调及市调、县调的通讯要求如下：①与省中调调度自动化系统通讯采用制式、规约应统一。②与市调。县调调度自动化系统通讯采用部颁规约。③系统应能方便地开发出其它通信规约。④系统应具有将来实现数据网络通信（广域联网）的接口。⑤由市级调度应能实现远方遥控。

2.14 对时采用GPS卫星对时，能与变电站内所有微机装置实现软件对时。

2.15 电源监控系统应配备UPS不问断电源系统或者交直流切换器，站用电消失后保证供电时間不应小于1小时。

3、监控系统的主要技术指标

3.1 软件配置系统软件应提供开放式多任务的操作系统，多窗口的人机界面，友好的支持软件，数据库管理软件，有丰富运行经验的应用软件。

4、硬件配置

硬件配置的最基本的要求就是要能够满足变电站的系统的基本的功能和技术要求，并且要留有一定的设备备用空间，以便满足日后的系统功能的拓展。

5、结束语

浅谈变电站自动化系统的发展 第4篇

1 变电站自动化系统的特点

变电站自动化是指应用自动化控制技术, 信息处理和传输技术, 通过计算机软硬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。

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、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测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”。

2 实际应用

新一代变电站自动化系统PS6000变电站自动化系统已在系统内成功投入运行。该系统采用分层分布式结构, 从模式上看, 介于模式二和模式三之间, 间隔层设备均按分散放置考虑其抗恶劣运行环境能力。PS6000变电站自动化系统除具有一般分布式系统的高可靠性、灵活性和可扩展性以及系统构成和维护的简易性之外, 还具有以下特点:

2.1 完整的变电站自动化解决方案。

PS6000可提供10~220 k V及以上电压等级的输配电线路保护、主设备保护及测量控制系统等全套设备;并提供各个电压等级的变电站自动化系统的集成解决方案;该系统的实际运行和维护非常快捷和方便。

2.2 全以太网无瓶颈的快速响应系统。

PS6000从间隔层的单元设备到控制层的主网络均采用以太网的通信方式, 加之单元设备内部采用了高效率的平衡通信方式;从根本上克服了以往设备内部采用问答式通信方式导致的传输效率低、对外通信带宽不够等弱点, 使PS6000在信息的采集、传输、响应等方面都较以往的分布式系统有了质的飞跃。

2.3 开放性设计思想。

PS6000的开放性极大地提高了它与其它设备间的互操作性。PS6000除了保持其自身的系统性和完整性外, 还非常注重与其它智能设备间的互相连接。

PS6000提供PSX600系列规约接口转换器, 可方便地将其它智能设备接入PS6000系统;同时也可将PS系列装置接入其它系统。

2.4 人性化设计理念。

PS系列保护测控装置采用了“免调节”“即插即用”的设计方法及通用的软硬件平台, 并采用了全汉化显示/操作接口和图形化、表格化的输出接口。

2.5 高性能、可信赖的通用平台。

PS系列产品的核心模件使用了32位微处理器, 配置以大容量的RAM和Flash Memory, 并进行了全方位的可靠性设计。这些措施不仅提高了产品的性能, 更重要的是使产品在软硬件上通用化。

2.6 高标准的电磁兼容性能。

PS6000对提高产品的整体电磁兼容性能非常重视。单元设备的设计不再局限于某些部分满足某些抗干扰标准, 而是从单元设备的交流输入、直流电源、开关量输入及输出、通信等各个环节进行电磁兼容设计。

3 变电站自动化系统发展中的主要问题

目前, 变电站自动化系统的研究正在自下而上逐步发展。研究的主要内容集中在过程层方面, 诸如智能化开关设备、光电互感器、状态检测等技术与设备的研究开发。国外已有一定的成熟经验, 国内的大专院校、科研院所以及有关厂家都投入了相当的人力进行开发研究, 并且在某些方面取得了实质性的进展。但归纳起来, 目前主要存在的问题是: (1) 研究开发过程中专业协作需要加强, 比如智能化电器的研究至少存在机、电、光三个专业协同攻关; (2) 材料器件方面的缺陷及改进; (3) 试验设备、测试方法、检验标准, 特别是EMC (电磁干扰与兼容) 控制与试验还是薄弱环节。

4 发展策略

在变电站自动化系统的具体实施过程中, 由于受现有专业分工和管理体制的影响而有不同的实施方法:一种主张站内监控以远动 (RTU) 为数据采集和控制的基础, 相应的设备也是以电网调度自动化为基础, 保护相对独立;另一种则主张站内监控以保护 (微机保护) 为数据采集和控制的基础, 将保护与控制、测量结合在一起, 国内已有这一类产品, 如CSC-2000等。后者正在成为一种发展趋势和共识, 因此设计、制造、运行、管理部门要打破专业界限, 逐步实现一体化。这一点110k V及以下的变电站尤为必要。

从信息流的角度看, 保护 (包括故障录波等) 和控制、测量的信息源都是来自现场TA, TV二次测输出, 只是要求不同而已。保护主要采集一次设备的故障异常状态信息, 要求TA, TV测量范围较宽, 通常按10倍额定值考虑, 但测量精度要求较低, 误差在3%以上。而控制和测量主要采集运行状态信息, 要求TA, TV测量范围较窄, 通常在测量额定值附近波动, 对测量精度一定的要求, 测量误差要求在1%以内。

总控 (CPU) 单元直接接受来自上位机 (当地) 或远方的控制输出命令, 经必要的校核后可直接动作至保护回路, 省去了遥控输出、遥控执行等环节, 简化了设备, 提高了可靠性。

从无人值班角度看, 不仅要求简化一次主接线和主设备, 同时也要求简化二次回路和设备, 因此保护和控制, 测量的一体化有利于简化设备和减少日常维护工作量, 对110k V及以下, 尤其是10k V配电站, 除了电量计费、功率总加等有测量精度要求而须接量测TA, TV外, 其他量测仅作监视运行工况之用, 完全可与保护TA, TV合用。此外, 在局域网 (LAN) 上各种信息可以共享, 控制、测量等均不必配置各自的数据采集硬件。

变电站自动化系统和无人值班运行模式的实施, 在很大程度上取决于设备的可靠性。这里指的设备不仅是自动化设备, 更重要的是电气主设备。根据变电站自动化系统的特点, 建议主管部门制定出有关设备制造、接口的规范标准。自动化设备制造厂商应与电气主设备制造厂商加强合作, 提供技术合一的产品, 以方便设计、运行部门选型。

对数量较多的10k V配电站, 由于接线简单, 对保护相对要求较低, 为简化设备节省投资, 建议由RTU来完成线路保护及双母线切换 (备自投) 等保护功能。为此需在RTU软件中增加保护运行判断功能, 如备用电源自投功能, 可通过对相应母线段失压和相关开关状态信号的逻辑判断来实现。

今后变电站自动化的运行模式将从无人值班, 有人值守逐步向无人值守过渡。因此遥视警戒技术 (防火、防盗、防渍、防水汽泄漏及远方监视等) 将应运而生, 并得到迅速发展。

随着计算机和网络通信技术的发展, 站内RTU/LTU或保护监控单元将直接上网, 通过网络与后台 (上位机) 及工作站通信。取消传统的前置处理机环节, 从而彻底消除通信“瓶颈”现象。

结束语

变电站微机自动化系统目前运用得还不够广泛, 但在先进技术不断发展的今天, 变电站自动化系统以其系统化、标准化和面向未来的概念正逐步取代了繁琐而复杂的传统控制保护系统。

摘要：通过对变电站自动化系统的特点、实际应用的叙述, 提出了变电站自动化系统发展中的主要问题, 并给出相应的策略。

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：

分析变电站自动化系统故障 第6篇

关键词变电站；自动化系统；故障；改进措施

中图分类号TM文献标识码A文章编号1673-9671-(2011)041-0113-01

随着自动化变电站投入运行的时间逐渐增长，在现场实际工作中各类问题也慢慢出现。以下就自动化变电站常见的一些具有普遍代表性的问题进行分析探讨。

1自动化系统的结构

变电站自动化系统采用自动控制和计算机技术实现变电站二次系统的部分或全部功能。为达到这一目的，满足电网运行对变电站的要求，变电站自动化系统基础体系由数据采集和控制、继电保护、直流电源系统三大块构成。

变电站自动化系统目前有分布式、集中式、分层分布式3类系统结构。

1）分布式系统结构。其结构采用主从CPU协同工作方式，多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了CPU运算处理的瓶颈问题。各功能模块之间采用网络技术或串行方式实现数据通信。该模式在安装上有集中组屏和分层组屏2种方式，较适合于中低压变电站。

2）集中式系统结构。集中式系统结构按信息类型划分功能。采用这类结构的系统其功能模块与硬件无关，各功能模块的连接通过模块化软件实现，信息是集中采集、处理和运算的。受计算机硬件水平的限制，该结构在早期自动化系统中应用较多。此类结构对监控主机的性能要求较高，且系统处理能力有限，开发手段少，系统在开放性、扩展性和可维护性等方面较差，抗干扰能力不强。

3）分层分布式系统结构。分层分布式系统结构采用“面向对象”设计，系统结构的特点是功能分散、管理集中。所谓面向对象，就是面向电气一次回路设备或电气间隔设备，间隔层中数据、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一次设备附近，相互间通过通信网络相连，与监控主机通信。目前，此种系统结构在自动化系统中较为流行，现在的智能设备大多是按面向对象设计的。分层分布式系统结构代表了现代变电站自动化技术发展的趋势，大幅度地减少了连接电缆，减少了电缆传送信息的电磁干扰，且具有很高的可靠性，比较好地实现了部分故障不相互影响，也方便维护和扩展，扩展性与开放性较高，有利于工程设计及应用。

2常见故障及其处理

下面介绍常见的几类自动化系统故障，对发生原因进行分析并做出针对性处理。

2.1通信网络类故障

1）某保护小室内某单元保护装置或测控装置通信中断。出现该类故障，其原因多在于保护装置与自动化系统的通信出现问题，有可能是因为保护装置通信接口模块故障、通信接线松动。针对该类情况可以先查找保护装置至保护管理机之间的接线是否牢固、完好，保护管理机通信指示灯是否正常，保护装置面板显示是否正常，是否出现通信模块故障或是装置故障的告警，而后相应地进行紧固接线、重启装置、更换相关装置模块等处理。

2）某保护小室内所有保护装置通信中断。自动化系统与其他厂家的保护装置因为使用的通信规约不同，所以自动化系统采集保护信号需要经过保护管理机进行规约转换，一台保护管理机可以容纳多台保护装置的信号传输，一旦小室内的保护管理机出现死机或是故障，往往导致所接的所有保护装置信号无法正常传输，遥信信号无法更新，可能会错失重要信号报文。出现该类问题，可以通过观察保护管理机的通信指示灯是否正常来判断，并且检查其与交换机之间的接线是否松脱，而后相应地进行重启装置、紧固接线、更换装置等处理。

3）某保护小室内所有保护装置、测控装置通信中断。一旦出现整间保护小室内的所有保护装置、测控装置的通信全部中断，不论是单网络中断还是双网络中断，其故障原因大多在于该小室内的交换机、光电转换装置以及该小室在站控层所对应的光电转换装置等网络传输设备出现故障，所以可以首先对网络传输设备及其接线进行排查，而后进行相应处理。

4）所内双网络结构通信中的1个网络中断或是2个网络都中断。全所内的自动化系统网络出现单网络通信中断或是双网络的整体通信中断，可以先对站控层所属的交换机等网络设备及其接线进行检查。因为现场的所有通信信号，不论是测控采集的信号，还是保护管理机转换传输的遥信信号，最终都需经过站控层的交换机、光电转换装置等网络传输装置进行传输，所以出现该类问题，应该首先从站控层自上而下地查起。

2.2数据采集类故障

实际运行中，在网络连接正常的情况下，存在个别遥信信号量显示与现场实际状态不一致的问题。例如，某保护屏上压板投退后，监控主机却显示并未变位。该类情况往往还应参考SOE事件。信号进行综合分析判断。当SOE事件中也没有该压板投退的信号出现时，可以判断是属于保护装置与自动化系统间通信出现故障，或是保护管理机死机，此时只需对保护管理机重启便可恢复正常；也可能是因保护装置内部的通信出口模块损坏导致信号缺失，此时需要对相关模块进行修复、更换。当SOE事件中有该压板投退信号时，则说明保护装置与自动化系统的通信采集正常，此时需要对自动化系统数据库中该压板软节点的定义进行重新设置修定。

对于遥测硬节点开入的报文，如果某一硬节点开入信号丢失，或频繁动作、复位，而与现场实际运行情况不符时，则该节点的接线触点可能存在接头松脱、虚接的现象，需要对接线进行紧固处理。如果同属于一个测控装置的多个硬节点开入同时出现信号丢失、节点抖动的问题时，则应对该测控装置的开入模块加强检查，同时检查其管理插件配置是否存在不匹配现象。

2.3误报警故障

在自动化系统中，所有非自动化系统厂家的保护装置发出的软报文，均由保护管理机接入自动化系统后台数据库。当保护信号量非常大的时候，例如保护调试、系统事故等情况，保护装置发出的部分信号会堆栈在保护装置内存中，根据通信规约先入先出的原理，这部分堆积的信号会在下次保护管理机读取信号时，随着收发信告警信号一起被保护管理机读取上报至监控主机报文，对运行监视及信号判断造成干扰。此类因堆积而延迟上报的信号，其动作时间不是当前时间，而是其真实发信时间，此时需要结合现场实际保护动作情况进行分析判断，将其告警发生时间与相应保护装置内的历史记录进行对比，即可发现属于信号堆积延迟误报警，进而排除干扰。对于存在该类问题的变电站，可以在每次保护调试或事故处理后，对保护装置内存事件进行清空，即可解决该问题。

3问题发生的原因

通过对自动化系统常见问题的归纳分析，可发现以下几点是导致这些故障的主要原因。

1）产品质量问题。正常运行维护中对通信网络的操作并不多，而之所以会出现各类通信中断的问题，最主要的原因就是自动化系统的产品设备选型方面存在着所选系统不够全面、产品质量不过关、系统性能不达标等问题。一些产品出厂时能够正常调试使用，但在运行一段时间之后稳定性有所下降，厂家对现有设备改进更新的积极性不高，缺乏质量保证措施，对设备售后出现质量问题的反馈与改进不足，致使一些相同的问题重复出现。

2）不同厂家设备的接口通信问题。接口问题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、保护、五防、直流监测、故障录波、无功装置等与自动化系统设备之间的通信。这些不同厂家的产品要在數据接口方面沟通，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，与自动化系统通信时也需要通过加装保护管理机等中间设备进行沟通，既增加了投资成本，又因为中间环节设备的增加而导致故障发生概率的增大。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。

3）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），包容变电站自动化技术新的发展要求，还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不兼容，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，给运行维护和管理带来许多问题。并且在现有的变电站二次设备中，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、备件通用性差，储备繁多，设备运行率低。

4结论

综述变电站自动化系统的应用及发展 第7篇

变电站内二次设备传统按功能可分为6大类：继电保护、测控装置、自动装置、故障录波、当地监控和远动。6大类产品的不断发展及其功能相互渗透，推动了变电站自动化系统的发展，产生了多种多样的系统模式，按系统模式出现的时间顺序可将变电站自动化系统的发展分为3个阶段。

第1阶段：面向功能设计的集中式RTU加常规继电保护模式。20世纪80年代是以RTU为基础的远动装置及当地监控为代表。该类系统是在常规的继电保护及二次接线基础上增设RTU装置，完成与远方调度主站通信实现“四遥”(遥测、遥信、遥调、遥控)，继电保护及自动装置与系统联结采用硬接点状态接入。此类系统特点是功能简单、整体性能指标较低、系统联结复杂，不便于运行管理与维护，为自动化系统的初级阶段。

第2阶段：面向功能设计的分布式测控装置加微机保护模式。20世纪90年代初期，微机保护及按功能设计的分布测控装置得以广泛应用，保护与测控装置相对独立，通过通信管理单元能够将各自信息送到当地监控机或调度主站。此类系统的出现是由于当时国内电力系统保护和远动分属于不同部门和专业，另外对继电保护与测控装置在技术上如何融合没有达成一致的认识，故相当一部分尤其是110kV及以下电压等级自动化系统采用此类模式。该模式没有做到面向对象设计，信息共享程度不高，另外系统的二次电缆互联较多，扩展性不好, 不利于运行管理和维护。

第3阶段：面向间隔和对象的分层分布式结构模式。20世纪90年代中期，随着计算机技术、网络和通信技术的飞速发展，行业内对计算机保护与测控技术不断争论和探讨达成了一致的认识，采用面向设备或间隔为对象设计的保护及测控单元，采用分层分布式的系统结构，形成了真正意义上的分层分布式自动化系统。该系统特点是针对110kV以下电压等级的设备或间隔采用保护测控一体化设计的装置，故障录波功能下放至各间隔或设备的继电保护装置中去，针对110kV及以上电压等级的设备或间隔采用继电保护装置与测控装置分别独立设计但共同组屏的原则，采用先进的网络通信技术，系统配置灵活，扩展方便，非常方便运行管理和维护。

2 变电站自动化系统的应用现状

根据IEC关于变电站的结构规范，将变电站分为3个层次，即变电站层、间隔层以及过程层。在设计理念上不是以整个变电站作为设备确定目标，而是以间隔和设备作为设计对象。

目前，按变电站自动化系统二次设备分布现状可纵向分为3层：1)变电站管理层;2)站内通信网络层;3)间隔层。

(1)变电站管理层横向按功能可分为当地监控(含五防系统)、保护信息管理及远方通信。当地监控功能作为变电站内运行人员的人机交互窗口，以图形显示、报表打印、语言报警、事件记录等各种方式实现对变电站运行状况进行实时监视，通过“五防”系统控制开关及刀闸的分合，并实现与MIS系统连接。保护信息管理功能作为继电保护人员的人机交互窗口，可以根据运行需要决定保护功能的投退和保护定值的修改，故障发生后可通过故障录波及保护动作信息进行事故分析和判断。上述当地监控与保护信息管理功能可以各自独立，也可以合二为一。远方通信功能是借助独立的通道和规约将当地监控和保护信息管理分别接至调度中心和保护信息管理主站。

(2)站内通信网络层完成信息传递和系统对时功能。通过系统交换，实现信息共享，可减少变电站内二次设备配置，提高变电站自动化系统安全性和经济性。站内用的现场总线有：Lonworks, Canbus, Profibus等，最高速率可达12Mbit，以太网通信方式速率大多为10M/100M自适应。现场总线具有使用方便、简单、经济等特点，以太网具有网络标准、开放性好、高速率、传输容量大的特点。目前，以太网已经在变电站自动化系统得到大规模使用。

(3)间隔层主要是继电保护装置、测控装置、自动装置及智能装置，此类设备可集中组屏也可分散在各继电保护间隔内或安装于开关柜上。间隔层实现对相关一次设备进行保护、测量和控制;响应就地、变电站层和远方主站的操作要求;对采集的信息进行处理后上送，并在变电站层、远方主站控制失效的情况下仍能完成保护、测量和控制功能。对110kV以下电压等级设备，继电保护和测控合二为一。对110kV及以上电压等级的设备，继电保护装置和测控装置分别独立设置。

3 变电站自动化系统应用出现的问题

3.1 各类智能装置与自动化系统的接口通信

目前，220kV及以上电压等级的变电站采用多家制造厂提供的智能设备构成变电站自动化系统，监控系统与继电保护独立配置，各类继电保护装置也可能采用不同制造厂的设备。虽然各厂家也采用了IEC-60870-5-103继电保护设备站内通信协议，但对协议规约的理解存在着认识和水平的不一致，难以实现真正意义上的互联，达不到预期的效果。

110kV及以下电压等级的变电站自动化系统大多采用同一个厂家提供的设备为主，但仍需要接入其他厂家的智能设备，由于没有相应的国家标准或行业标准规范，不同厂家的智能设备物理接口和通信协议都不一致，需要在现场对各智能设备的接入进行调试，增加了现场调试的工作量，延长了系统调试时间。

有的设备厂家只关心设备的主体功能设计，在接口设计方面缺乏重视，对设备相关监测信息的输出要求不清晰，使得变电站自动化系统对站内运行设备的监测存在缺陷(如交流电源屏、直流电源屏、电压无功控制装置、消弧和小电流接地选线装置等)，变电站的安全运行受到威胁，尤其是针对无人值班变电站情况更加突出，值得关注。

3.2 进一步提高通信可靠性

站内通信网完成信息传递和系统对时功能，承担着变电站内间隔层装置与变电管理层之间信息的上传下达，保证站内通信的可靠性是实现变电站自动化系统的必要条件。目前变电站自动化系统站内通信还存在以下问题，需要正确对待、认真解决。

1)站内通信网多为以太网、LON网、CAN网、RS-485等网络进行通信，由于涉及到不同的网络，需要进行规约转换。那么，规约转换器、网关、交换机的性能直接影响到站内的通信质量，通信规约程序的优劣也直接影响到站内的通信质量。

2)恶劣的电磁环境极易损坏站内通信网内网络节点的通信接口，严重时甚至造成整个通信网通信中断而影响变电站的安全可靠运行。早期就出现过远动通道Modem受雷电波冲击而损坏的情况，为此我们可以进行了下面几方面的改进工作。

(1)改善变电站接地网，同时做好变电站的防雷措施。

(2)合理安排布置站内通信电缆的走向，避免通信电缆与电力电缆平行走线太长或靠得太近，影响通信网络的可靠性。

(3)站内通信网络加装防雷和抑制过电压的器件，但同时也需要考虑加装防雷和抑制过电压器件会否改变通信网络的电气参数，影响站内通信可靠性。

3.3 继电保护信息管理系统的要求

变电站自动化系统除了完成SCADA系统的功能外，还能提供较详细的保护信息。目前，220kV及以上电压等级的变电站要求继电保护装置配置专门的接口，为远程调度端的继电保护信息管理系统提供从远方监视、控制和管理保护装置的手段。

1)日常远程对继电保护装置运行情况的监视，包括模拟量有效值的检查、开关量输入状态与实际状态的核实、保护定值及保护压板的核对、保护软件版本的管理等。

2)电网事故时主站继电保护信息管理系统能及时对各变电站继电保护装置上送的保护动作信息进行推理分析，明确事故发生的区域和事故性质，便于调度员及时进行事故处理。

3)事故后主站继电保护信息管理系统通过调用各变电站保护动作信息和故障录波信息对保护装置的动作行为分析判断，对电网运行的安全性进行评估，制定相应的安全措施管理和反事故措施管理。

3.4 现场设备调试的模拟程序

变电站自动化系统的调试是分阶段进行的，间隔层设备的调试与监控机数据库对点及调度端数据库对点不是同时进行，如果设备制造厂家提供的产品具有模拟实际遥信和虚拟遥信的对点测试程序功能，将大大减少现场的调试工作量。目前，在没有模拟程序的情况下，变电站自动化系统的现场调试存在以下几个问题：

1)变电站站端监控系统调试完毕后，如需对调度端联调时，各“四遥”点的调试需重新做一次，增加近1倍的工作量。但对调度端的联调只是检验站端和调度端的通信规约及调度端数据库的正确性，如果间隔层装置具有各“四遥”点的模拟生成功能，将大大减少联调工作量。

2)现场调试时，如果一次设备不具备联调条件，站端和调度端的通信规约及数据库相关部分的正确性就无法得到检验，利用模拟程序进行调试，该项调试工作就不会延误。

3)站端或调度端的数据库修改后，要检验相应的“四遥”信息的正确性，需重新模拟故障和试验，工作量大且速度慢，有了模拟程序就可以轻松完成这项验证工作。变电站自动化系统的模拟生成“四遥”信息的程序能大大减轻现场调试的工作量，提高调试效率，但同时要注意对真实信息和模拟信息在站端及调度端显示的区分，以避免信息误导影响运行记录。

3.5 应用主站模拟程序进行自动化系统调试

为了缩短自动化系统的调试时间、减少自动化系统调试的人力，可以采用主站模拟程序进行自动化系统的调试。

1)主站模拟程序由远动规约模块和主站数据库模块组成，可以直接在站内的计算机上运行。

2)该计算机通过串口或者以太网口直接与远动通讯机通信，使得站内的“四遥”信息可以非常直观地在主站模拟程序中看到，同时又可以检验主站的数据库做得是否正确。

4 变电站自动化系统的发展

变电站自动化系统的功能配置在现阶段能满足变电站运行的基本要求，随着计算机技术和通信技术的发展，电网的运行和管理对变电站自动化系统将提出更多的要求，变电站自动化系统的功能将不断丰富和发展。

4.1 电能质量的在线监测

由于电力市场机制的形成与规范，用电方对电能质量的要求也在逐步提高。为了规范供、用电双方对电能质量的共识，国家有关部门相继颁布了5个与电能质量相关的国家标准，其中对电网频率允许偏差、供电电压允许偏差以及三相电压不平衡度三项指标的监测已在现有变电站自动化系统中作了要求，对于谐波和电压闪变这2项指标的监测也需要在变电站自动化系统的发展过程中加以考虑。目前，国家电网正逐步在220kV及以上等级的变电站建设电能质量在线监测装置。

4.2 电气设备的状态监测与故障诊断技术

近年来，电气设备的状态监测与故障诊断技术已在高电压等级变电站开始应用，它可以改变变电站电气设备的检修方式，由定期计划检修变为状态检修，减少不必要的设备检修，提高设备利用率。主要包括以下几方面的内容：

1)电容器设备的状态监测与诊断。监测电容型电气设备的电流值的变化率△I/I、绝缘的介质损耗因数tan以及电容量的变化△C/C，即可判断电容型电气设备是否存在绝缘问题。

2)变压器的监测与诊断。对充油式变压器采用油中溶解气体的色谱分析进行绝缘诊断已得到广泛应用，另外局部放电测量也是变压器监测诊断的重要手段。

3)高压断路器的监测与诊断，包括断路器的绝缘监测、灭弧时间监测、开关行程动作时间监测等。

4.3 数字式视频图像监视技术

视频图像监视系统既可以解决无人值班站的安全保卫、消防等方面问题，也可以让运行人员进行远程巡视。该系统融入变电站自动化系统后可以实现以下功能：

1)变电站自动化系统与视频监视系统传递信息，实现事故状态下对一次设备或相应环境的录像监视，也可以实现远程操作控制时对被控制的现场设备进行录像监视;

2)对移动物体的监视，当该区域有物体移动时，可自动录像，并在监控屏幕上提示有移动物体侵入。

摘要：变电站综合自动化一直是我国乃至国际电力系统行业的热点之一。我国的变电站综合自动化技术经过二十多年的发展, 已经到达了一定的水平, 更为高级或者先进的变电站综合自动化技术是该领域发展的必然趋势。本文分析了变电站自动化系统的应用现状, 指出了变电站自动化系统目前存在的一些问题, 并阐述变电站自动化系统的未来发展。

关键词：变电站,自动化系统,应用,发展

参考文献

[1]DL/T587-1996, 微机保护装置运行管理规程[S].

[2]程波.变电站自动化系统设计中的几个问题[J].电力自动化设备, 2002.

[3]何晓斌, 何李丽.变电站综合自动化系统问题浅析[J].山东电力高等专科学校学报, 2007.

数字化变电站自动化系统发展趋势 第8篇

数字化变电站是由智能化一次设备 (电子式互感器、智能化开关等) 和网络化二次设备分层 (过程层、间隔层、站控层) 构建, 建立在IEC61850通信规范基础上, 能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。数字化变电站的优点:

1.1 性能高

(1) 通信网络统一采用IEC61850规范, 无需进行转化, 能使通信速度有所加快, 系统的复杂性以及维护难度都有所降低, 由此通信系统的性能提高。 (2) 数字信号采用光缆进行传输, 传输过程中没有信号的衰减和失真。 (3) 电子互感器无磁饱和, 精度高。

1.2 安全性高

(1) 电子互感器的应用在很大程度上减少了运行维护的工作量, 同时提高了安全性。 (2) 电子互感器使得电流互感器二次开路、电压互感器二次短路可能危及人身安全等问题已经全部消失, 很大程度上提高了安全性。

1.3 可靠性高

合并器如果收不到数据, 就会判断通讯故障 (互感器故障) 而发出警告, 因此设备自检功能强, 提高了运行的可靠性以及减轻了运行人员的工作量。

1.4 经济性高

(1) 实现了信息共享, 兼容性高, 变电站成本减少; (2) 解决了电子互感器渗漏问题, 由此减少了检修成本; (3) 技术含量高, 具有环保、节能、节约社会资源的多重功效。

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, 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。

2.2 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、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测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、资源共享, 常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。

2.3 自动化的运行管理系统

变电站自动化运行管理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及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”。

3 数字化变电站自动化系统的结构

数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为智能化的一次设备和网络化的二次设备;在逻辑结构上可分为过程层、间隔层以及变电站层。

3.1 过程层

(1) 运行设备在线监测参数包括:压力、温度、密度、绝缘、机械特性等数据。 (2) 电流、电压、相位以及谐波分量的检测就是电力运行的实时电气量检测, 其他电气量可通过间隔层的设备运算得出。 (3) 电容、电抗器投切控制、变压器分接头调节控制、直流电源充放电控制以及刀闸合分控制是操作控制的执行和驱动的主要内容。在执行控制命令时能对即将进行的动作精度进行控制、能判别命令的真伪及其合理性, 能使断路器定相合闸、选相分闸, 要求操作时间限制在规定的参数内以实现断路器的关合和开断等。

3.2 间隔层

实施对一次设备保护控制功能;汇总本间隔过程层实时数据信息;实施本间隔操作闭锁功能;优先控制对数据采集、统计运算以及控制命令的发出;实施操作同期及其他控制功能;同时高速完成与站控层和过程层的网络通信功能。

3.3 变电站层

(1) 根据既定规约, 将相关数据送往调度中心。 (2) 利用两级高速网络对全站的实时数据信息进行汇总, 对实时数据不断进行刷新, 历史数据库要按时登录。 (3) 接收调度中心的相关控制命令, 转到间隔层、过程层进行执行。 (4) 具有站内当地监控、人际联系功能, 在线可编程的全站操作闭锁控制功能, 变电站故障自动分析和操作培训功能, 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。

4 数字化变电站自动化系统中的网络选型

网络系统的可靠性和信息化传输的快速性决定了系统的可用性, 它是数字化变电站自动化系统的命脉。数字化系统中网络上多个CPU协同完成全信息的采样、保护算法与控制命令的形成。网络的适应性是控制好采样的同步和保护命令的快速输出的最基本的条件, 网络通信速度的提高和合适的通信协议的制定是控制好采样的同步和保护命令快速输出的关键技术。数字化变电站自动化系统的两级网络全部采用100 MHz以太网技术。

5 数字化变电站自动化系统中的数据建模

变电站化系统及相关设备、功能和数据进行建模是通过采用面向变电站对象建模的方法, 其采用统一建模语言UML来进行描述, 并将这些模型在变电站层的计算机上、间隔层的IED上以及过程层的ECT/EVT和智能终端上软件实现, 以完成过程层、间隔层IED之间及IED与变电站层计算机之间的通信。以下几个步骤分别是实际IED的数据建模的过程。

5.1 功能建模

数字化变压器保护装置的每个功能都定义为相应逻辑节点类的一个实例, 如差动保护、瞬时过流保护、谐波制动功能分别用逻辑节点PDIF、PIOC、PHAR来表示;测量功能用MMXU表示;就地设定和手动操作功能用IHMI来表示;扰动纪录功能用RADR来表示;断路器控制功能用CSWI来表示;断路器用XCBR来表示;电流电压互感器用TCTR、TVTR来表示。然后根据实际情况, 在不同的物理装置内分配LN。

5.2 设备建模

设备建模主要是对IED的Server、LD、LN、DO及DA进行依次建模。一个IED可能包含一个或多个服务器, 服务器是物理设备中的一个通信实体, 是物理设备的外部通信接口, 包含从通信网络可视和可访问的内容。

5.3 信息交换服务建模

根据实际需要信息交换服务建模完成设置组控制块 (SGCB) 、报告控制块 (BRCB和URCB) 、纪录控制块 (LCB) 、通用变电站事件控制块 (GOCB和GSCB) 、采样值传输控制块 (MSVCB和USVCB) 和DATE-SET、文件、关联等的建模。

6 数字化变电站自动化系统发展中的主要问题

在过程层、间隔层、变电站层这3个层中, 数字化变电站自动化系统的研究正在自下而上逐步发展。过程层是目前主要集中研究的内容。在国外, 已经对过程层有了较成熟的经验;在国内, 许多大专院校、研究院等都对其进行了开发研究, 并且在某些方面还取得了较满意的成绩。我国目前在数字化变电站自动化系统的研究中还存在一定的问题, 首先, 需加强研究开发过程中专业协作;其次, 改进材料器件方面的缺陷;再次, 实验控制、检验标准、测试方法还处于弱势;最后, 一体化的通信协议。

7 数字化变电站自动化系统发展趋势

数字化变电站对电气设备行业影响巨大, 将导致二次设备行业、互感器行业甚至开关行业的洗牌, 并且以IEC61850为纽带将促进一次设备和二次设备企业的相互合作与渗透。未来数字化变电站将实现一次设备的智能化和二次设备的信息化, 通过在变电站的站控层、间隔层以及过程层采用全面的标准IEC61850通信协议, 避免设备的重复投入。在站控层方面, 除了继承传统的监控系统外, 应配置远动工作站, 目的是向调度实现远程数据传输;在间隔层方面, 由于多种IED的应用使的数字变电站产生多种不同的框架结构;在过程层方面, 一些高级设备的研发和应用, 例如智能化开关设备等。据行业内的分析报告显示, 每年都有上千座35 k V及以上等级的新建变电站投入运行, 新建变电站基本上都采用自动化系统模式, 因此预计未来几年电力系统变电站自动化市场规模每年将保持在50～80亿元。

随着国家电网公司坚持智能电网计划的实施, 变电站将向智能变电站发展, 一次设备要升级为智能电力设备, 二次设备则成为智能控制单元, 这是一个革命性的变化。

摘要：目前, 我国数字化变电站系统已经投运电网、核电、煤炭等领域的25个科技试点或工程建设重点项目。现从数字化变电站、数字化变电站自动化系统的特点、结构、网络选型、主要问题以及数字化变电站自动化系统发展趋势等方面进行了探讨分析。

关键词：数字化,变电站,自动化系统

参考文献

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[2]王晓芳.数字化变电站自动化系统的应用探讨[J].船电技术, 2008 (6)

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[5]王刚.浅谈数字化变电站自动化系统[J].科技创新导报, 2008 (30)

变电站自动化系统发展 第9篇

1 无人值班变电站的发展历程

总体来说无人值班变电站经历了三个主要的发展阶段, 也就是远动阶段、本地计算机控制与远动结合阶段、综合自动化阶段。

1.1 无人值班变电站的远动技术阶段

要实现变电站无人值班, 就必须实现变电站内的自动化和变电站外的远动化。在变电站无人值班真正实现之前, 变电站内已经开始出现了很多基础的自动化, 例如后备电源自动投入、自动重合闸、各种线路和元件的基点保护等等, 为变电站无人值班的实现奠定了基础。远动技术将先进的手段提供给电网集中调度, 促进了无人值班变电站的出现。

无人值班变电站在我国起步较晚, 虽然我国在上世纪五十年代就开始有频率式遥测和有接点遥信的远动技术研究, 沈阳供电局和郑州供电局还曾经进行过无人值班变电站的试点。然而由于种种原因, 我国的无人值班变电站试点被长期搁置。上世纪七十年代末, 随着改革开放政策, 我国才发现很多国家都已经开始普及无人值班变电站。

配电变电站是无人值班变电站中作为普及的一项。例如斯德哥尔摩的U ppsala市配电控制中心, 当地共有20/10k V和70/10k V变电站9个, 10/0.4k V配电站560个, 以及具有250千米架空线路和340千米电缆的10k V配电网络。其用电量达到了650G W h, 最大尖峰负荷140M W, 每个变电站都配备了远方终端装置和卫星终端装置, 这些变电站均属于无人值班变电站。U ppsala控制中心遥控操作, 共对400个遥测和4000个遥信进行收集, 控制中心控制所有的变压器抽头和断路器, 通过监控画面了解电网的运行情况。

1.2 无人值班变电站的本地计算机控制与远动相结合阶段

该阶段主要是受到了迅速发展的计算机技术的影响, 使无人值班变电站进入了一个新的发展阶段, 本文以上世纪八十年代瑞典某公司的500k V变电站自动化为例。该公司用D S—803取代了原有的D S—801远方终端装置, 其功能更加强大。由微机构成的8A R承担了无人值班变电站中的“自动恢复装置”, 用以进行布线逻辑[1]。

在后来的发展中, 本地装置和远动的计算机化得到了各自的发展, 造成了功能冗余的出现, 因此必须综合优化自动化系统。随着计算机技术的不断发展, 无人值班变电站逐渐向综合自动化技术阶段发展。

1.3 无人值班变电站的综合自动化技术阶段

免变送器R TU于上世纪九十年代初问世, 其技术基础是数字信号处理D SP技术。这样一来, 促进了分散式R TU的发展, 其随一次设备进行分散布置。不仅如此, 电度、功率和电压的测量等有效的功能综合优化手段也不断出现, 通过在PT、C T上进行电流电压波形的采样, 并进行计算和分析, 就可以将有功无功电度、有功无功率和电压的出来, 并计算出谐波值和基波, 对零序负序参数、功率、功率因数等进行计算。分散布置的R TU模块在无人值班变电站的综合自动化中又被称为I/O单元或测量控制单元[2]。

保护单元和I/O单元的出现使间隔级出现在了集中控制的变电站自动化系统中, 因此也被称为间隔级单元。采用光缆连接间隔级单元和中央单元, 并通过信息贡献进行软件闭锁, 对复杂对二次闭锁回路进行简化, 从而形成了变电站的综合自动化系统。该系统具有安全可靠、节约投资的优点, 而被无人值班变电站广泛的使用。

2 无人值班变电站的综合自动化

变电站无人值班的基础始终是远动, 随着通信技术、计算机技术的不断发展, 变电站的当地自动化技术和远动逐渐进行了综合优化, 直至形成了当前无人值班变电站的综合自动化系统, 并不断进行完善。变电站的综合自动化与无人值班设计并非完全等同, 无人值班设计并非一定是变电站综合自动化, 但变电站综合自动化一般都属于无人值班设计。

老站的改造与新站的设计都在无人值班变电站的范畴中, 是否采用了综合自动化系统并非其无人值班变电站选用自动化装置的根本前提, 对自动化装置的选择应该以降低投资成本、提高系统的可靠性与安全性为前提[3]。

采用和推广综合自动化系统的根本目的就在于降低投资、提高系统运行的可靠性。与传统的单项自动化不同的是, 变电站的综合自动化还涉及到了“自动”和“综合”的具体程度, 传统变电站在投运后如何与设计进行配合的问题。

随一次设备分散布置的间隔级单元是分散式综合自定化系统的基础, 必须保证间隔级单元能够在相对湿度95%和温度范围为零下40℃至零上70℃的户外环境中能够正常运行, 具备抗振动、耐腐蚀能力, 否则就只能进行室内布置。其次, 关于综合集成水平问题, 一些是自成系统的保护单元和I/O单元实现系统一级集成, 还有以保护单元和I/O单元独立工作为基础, 以间隔级来进行集成, 还有将保护单元和I/O单元在面广量大的10k V开关柜上进行综合集成, 并对综合保护、控制和测量单元进行开发。第三, 以微机为基础的间隔级单元, 其功能主要有打印制表、通信、故障和运行数据存储、保护对整定和远方投切、自检等等。最后, 随着综合自动化系统间隔级单元的出现, 变电站级的高精度SO E会变得越来越复杂, 对今后对间隔级通信协议标准的灵活性扩建带来影响。

通过使用极少量的通信电缆和软件闭锁, 综合自动化系统的应用可以节约电缆, 并简化电缆的调试和施工, 取消传统的大控制室, 缩小用地面积。供应厂家的软件组态将全面代替传统的现场对点调试工作, 从而使整个工程进度加快, 使工程造价得到节约。

保护单元能够进行经常性的在线自检, 并及时进行异常报警。保护单元还可以将多套整定值提供出来以供选择, 从而能够进行定值的动态修改。小电流接地系统的故障录波、故障测距和单相接地选线都能够在保护单元中实现, 综合自动化系统能够有效的实现安全可靠性提高这一目的。

3 结语

当前无人值班变电站的发展, 要以可靠性、安全性的提高以及投资成本的节约为基础, 区别对待新站设计和老站改造。在使用综合自动化系统时, 不仅要对设备的功能进行要求, 还要对其投运后与设计的配合问题进行考虑。

参考文献

[1]李鑫, 冯艳萍, 陈洋.提高无人值班变电站的安全应用[J].科技与企业, 2011.

[2]王中峰.关于无人值班变电站运行管理的研究[J].科技与企业, 2013.

变电站自动化系统发展 第10篇

变电站综合自动化系统是利用先进的电子技术、计算机技术、信号处理技术以及信息技术, 对变电站的测量仪、继电保护、信号系统和自动装置等二次设备进行优化设计与功能整合, 以实现变电站设备与输配电线路的自动测量、监控、微机保护、自动控制以及通信调度的综合自动化功能, 能够确保电网的安全稳定运行。

1 变电站综合自动化系统存在的问题

目前, 变电站综合自动化系统中存在着技术标准问题、不同产品的接口问题、抗干扰问题、传输规约和传输网络的选择问题、开放性问题、电力管理体制与变电站综合自动化系统关系问题、运行维护人员水平不高的问题等, 这些问题在变电站的实际运行中体现如下:

1.1 技术标准问题

目前, 变电站综合自动化系统的设计还没有统一标准, 因此, 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。另外, 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。

1.2 不同产品的接口问题

接口是综合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、保护、小电流接地装置、故障录波、无功装置等与通信控制器、通信控制器与主站、通信控制器与模拟盘等设备之间的通信。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。

1.3 抗干扰问题

关于变电站综合自动化系统的抗干扰问题, 亦即所谓的电磁兼容问题, 是一个非常重要但却常常容易被忽视的问题。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。变电站综合自动化系统的抗干扰措施是保证综合自动化系统可靠和稳定运行的基础, 选择时应注意合格的自动化产品, 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:1 MHz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。

1.4 传输规约和传输网络的选择问题

(1) 变电站和调度中心之间的传输规约。目前国内各个地方情况不统一, 变电站和调度中心之间的信息传输采用各种形式的规约, 如部颁CDT、SC-1801、DNP3.0等。1995年IEC为了在兼容的设备之间达到互换的目的, 颁布了IEC 60870-5-101传输规约, 为了使我国尽快采用远动传输的国际标准, 1997年原电力部颁布了国际101规约的国内版本DL/T 634-1997, 并在1998年的桂林会议上进行了发布。该规约为调度端和站端之间的信息传输制定了标准, 今后站端变电站综合自动化设备与远方调度传输协议应采用101规约。

(2) 站内局域网的通信规约。目前, 许多生产厂家各自为政, 造成不同厂家设备通信连接的困难和以后维护的隐患。1997年IEC颁布了IEC 60870-5-103规约, 国家经贸委在1999年颁布了国际103规约的国内版本DL/T 667-1999, 并在2000年的南昌会议上进行了发布, 103规约为继电保护和间隔层 (IED) 设备与变电站层设备间的数据通信传输规定了标准, 今后变电站综合自动化系统站内协议要求采用103规约。

(3) 电力系统的电能计量传输规约。对于电能计量采集传输系统, IEC在1996年颁布了IEC 60870-5-102标准, 即我国电力行业标准DL/T 719-2000, 是我们在实施变电站电能计量系统时需要遵守的。

上述的三个标准即常说的101、102、103协议, 运用于三层参考模型 (EPA) , 即物理层、链路层、应用层结构之上, 是相当一段时间里指导变电站综合自动化技术发展的三个重要标准。这些国际标准是按照非平衡式和平衡式传输远动信息的需要制定的, 完全能满足电力系统中各种网络拓扑结构, 将得到广泛应用。

IECTC57即将制定无缝远动通信体系结构, 具有应用开放和网络开放统一的传输协议IEC 61850。该协议将是变电站 (RTU或者变电站综合自动化系统) 到控制中心的唯一通信协议, 也是变电站综合自动化系统, 甚至控制中心的唯一的通信协议。目前各个公司使用的标准尚不统一, 系统互联和互操作性差, 因此, 在变电站综合自动化系统建设和设备选型上应考虑传输规约问题, 即在变电站和控制中心之间应使用101规约, 在变电站内部应使用103规约, 电能量计量计费系统应使用102规约。新的国际标准IEC 61850颁布之后, 变电站综合自动化系统从过程层到控制中心将使用统一的通信协议。

1.5 开放性问题

变电站综合自动化系统应能实现不同厂家生产设备的互操作性 (互换性) ;系统应能包容变电站自动化技术新的发展要求;还必须考虑和支持变电站运行功能的要求。而现有的变电站综合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, 给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, 设备运行率低的问题。

1.6 电力管理体制与变电站综合自动化系统关系问题

变电站综合自动化系统的建设, 使得继电保护、远动、计量、变电运行等各专业相互渗透, 传统的技术分工、专业管理已经不能适应变电站综合自动化技术的发展, 变电站远动与保护专业虽然有明确的专业设备划分, 但其内部联系已经成为不可分割的整体, 一旦有设备缺陷均需要两个专业同时到达现场检查分析, 有时会发生推诿责任的情况, 造成极大的人力资源浪费, 而且两专业衔接部分的许多缺陷问题成为“两不管地带”, 不利于开展工作。

1.7 运行维护人员水平不高的问题

目前, 变电站综合自动化系统绝大部分设备的维护依靠厂家, 在专业管理上几乎没有专业队伍, 出了设备缺陷即通知相应的厂家来处理, 从而造成缺陷处理不及时等一系列问题。要在解决好现行的变电站综合自动化系统管理体制和技术标准等问题的同时, 培养出一批高素质的专业队伍。要想维护、管理好变电站综合自动化系统, 首先要成立一只专业化的队伍, 培养出一批跨学科的复合型人才, 加宽相关专业之间的了解和学习。

2 变电站自动化系统发展的趋势

数字化是变电站综合自动化系统发展的新方向。随着智能化电气的逐步发展, 尤其是光电式互感器、智能化开关等机电一体化设备的应用, 使得变电站综合自动化系统朝向数字化新阶段迈进。数字化变电站自动化系统具有智能化的一次设备、网络化的二次设备以及自动化的运行管理系统。一次设备被控制的操作驱动回路与检测的信号回路全部采用光电技术和微处理器设计, 对常规的机电式继电器和控制回路结构进行了简化, 采用光电数字与光纤代替常规的模拟信号与控制电缆。变电站内的二次设备, 例如防误闭锁、继电保护等装置之间均采用网络通信, 通过网络实现资源共享、数据共享, 将常规功能装置转变成逻辑功能模块。自动化的运行管理系统包括了电力生产运行的数据、状态的记录统计的无纸化和运行数据信息分层、分流交换的自动化。

数字化变电站综合自动化系统在物理上可将其分为智能化的一次设备与网络化的二次设备, 在逻辑结构上可以分为过程层、间隔层与站控层。过程层是指一次设备和二次设备的结合面, 具有三大功能:运行设备状态参数检测、电力运行实时电气量检测、操作控制执行与驱动。间隔层具有的功能主要是:汇实时数据信息、保护控制一次设备、间隔操作闭锁功能、优先级别的控制功能以及承上启下的通信功能等。站控层的主要功能是:汇总变电站实时数据信息、刷新实时数据库、登录历史数据库、向调度或控制中心输送数据、站内当地监控、全站操作闭锁控制、在线维护设备以及故障分析等功能。

3 结语

综上所述, 应当根据变电站的实际情况, 以保证电网安全稳定运行为目的, 迎合自动化系统的数字化发展趋势来解决变电站综合自动化系统中现存的问题, 并对其加以改造, 从而真正地实现变电站运行管理的现代化和电网调度的自动化。

参考文献

[1]汪秀丽.数字化变电站综述[J].水利电力科技, 2007, 33 (2) .

浅谈变电站综合自动化系统 第11篇

关键词：变电站；自动化系统；结构；功能

前言： 变电站综合自动化系统是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、控制屏、中央信号处理系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护屏，避免了常规继电保护装置不能与外界通信的缺陷。变电站综自系统是一项降低运行维护成本，提高经济效益，提高变电站安全系数，提升变电站稳定运行水平，并向用户提供高质量电能服务的一项综合措施。目前，随着计算机技术、通信技术、自动化技术和网络技术等高科技的飞速发展，综合自动化系统技术有了很大的提升和发展，是目前电力系统发展的新的趋势。

一、变电站自动化的优点

（一） 控制和调节由计算机完成，减轻了劳动强度，避免了误操作；

（二） 简化了2次接线，整体布局紧凑，减少了占地面积，降低了变电站建设投资；

（三） 通过设备监视和自诊断，延长了设备检修周期，提高了运行可靠性；

（四） 减少了人的干预，因而人为事故大大减少；

（五） 降低了变电站运行维护成本；设备可靠性增加，维护方便；减轻和替代了值班人员的大量劳动；延长了供电时间，减少了供电故障。

二、变电站自动化系统的结构

变电站综合自动化系统的发展过程与计算机技术、集成电路技术、通信技术紧密相连。随着这些相关技术的不断进步与发展，综合自动化系统的体系结构及其性能、功能和可靠性等也不断随之发生变化。纵观国内外综自系统的发展，其结构形式主要分为三种，分别为集中式、分布式与分层分布式。

（一）集中式结构

集中式结构采用功能强大的计算机并扩展其I/O接口，采用此方式可对变电站的模拟量、开关量和数字量等信息进行集中采集，同时对所采集的数据进行集中计算和处理，并分别完成微机保护、微机控制和自动控制等功能。集中式系统的主要特点有：

1、能对变电站各种开关量、模拟量的信息进行实时采集。

2、完成对变电站主设备以及进线、出线的保护任务。

3、体积小、结构紧凑。

4、造价低，较适用于35KV及以下变电站。

（二）布式结构

采用分布式结构的综自系统是将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连接到能共享资源的网络上，实现分布式处理。此系统的主要特点有：

1、不同电气设备均单独安装对应的微机保护装置和微机型CPU，其任何一装置出现故障，均不影响系统的正常工作；

2、系统内装置间信息的传送均为数字信号，抗干扰能力强；

3、分布式系统为多CPU工作方式，各装置都具有一定的数据处理能力，大大减轻了主控制机的负担；

4、系统扩充灵活方便；

5、系统自诊断能力强，能自动对系统内所有装置巡检，发现故障能自动检出，并加以隔离；

6、具有事件顺序记录功能（SOE），分辨率可达1mS，为事故分析提供了有效的数据。

（三）分层分布式结构

采用此种结构的综自系统是按变电站的控制层次和对象设置全站控制级（站级）和就地单元控制级（段级）的二层分布控制系统结构。站控系统具有快速的信息响应能力及相应的信息处理分析功能，能够完成站内的运行管理及控制。这种结构相比集中式处理的系统具有以下明显的优点：

1、可靠性有了很大程度的提高，设备的部分故障只影响局部， 即段级的任一智能单元损坏不应导致全站的通信中断。

2、系统的可扩展性和开放性得到了很大的提高，因此便于工程的设计及应用。

3、站内2 次设备所需的电缆大大减少，降低了投资也简化了调试维护。

三、变电站自动化系统主要功能

（一）微机保护

（二）数据采集及处理功能

（三） 事件记录和故障录波测距

（四）控制和操作

（五）防误闭锁功能

（六）系统的自诊断功能

（七）数据处理和记录

（八）电压和无功控制功能

（九）远动功能

四、我国变电站综合自动化系统存在的一些问题

尽管变电站综合自动化技术在逐渐的推广，但综合自动化技术尚未完全成熟，其运行过程中难免出现一些不尽如人意的地方，主要表现在以下几个方面：

（一） 接口问题：接口的问题是综合自动化系统中非常重要的问题，包括RTU、保护、小电流接地装置、故障录波、无功装置等与通信控制器、通信控制器与主站、通信控制器与模拟盘等设备之间的通信。这些不同厂家的产品的数据要在同一个系统中使用时，其数字交换接口始终难以统一，在110KV及以下的电压等级的系统中问题不是很明显，但是在220KV和500KV的电压等级的变电站中，不同功能模块的数据接口就难以协调了。

（二）变电站综合自动化系统的传输规约问题：由于国内各个地区、县之间情况不统一，变电站和调度中心之间的信息传输采用各种形式的规约。不同厂家通信规约的不同，对软件的适应性提出了较高的要求。

（三）变电站综合自动化系统的抗干扰问题：变电站内高压电器设备的操作、低压交流、直流回路电气设备的操作、雷电引起的浪涌电压、电气设备周围静电场、电磁波辐射和输电线路故障所产生的瞬间过程等会产生电磁干扰，这些干扰进入变电站内的综合自动化统或其他电子设备，就可能引起自动化系统工作不正常，甚至损坏某些部件或元器件。

五、 对变电站综合自动化系统的建议

因目前部分变电站综合自动化系统存在的问题，使得某些功能不能得到充分发挥，这也反映出目前自动化系统依然需要进行进一步考虑各设备的质量和系统协调工作的能力：

（一）如果所有厂家的综合自动化产品的数据接口遵守一个统一的、开放的数据接口标准，这个问题就可以得到解决。

（二）关于变电站传输规约问题，在签订合同时就应该与厂家协商好，变电站综合自动化系统应向调度主站系统的接口技术靠拢，以免在设置安装后再需软件人员花费很大精力去协调数据格式、通信规约等技术问题。

（三）变电站综合自动化系统的抗干扰措施是保证综合自动化系统可靠和稳定运行的基础，选择产品时应注意，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，而且还要重点通过其他电磁兼容试验。在实际的物理介质选材上，应首选光纤，因为光纤可以避免电磁干扰。

六、结论

虽然变电站微机自动化系统目前得到了广泛的运用，但在先进技术不断发展的今天，变电站自动化系统以其系统化、标准化和面向未来的概念正逐步取代了繁琐而复杂的传统控制保护系统，正因为依托于计算机技术、通信技术、自动化技术和网络技术等技术的迅速发展，也促使了变电站综合自动化系统的发展，因此网络化、综合智能化和多媒体化将是变电站综合自动化技术的发展趋势。

参考文献：

[1] 王海猷，贺仁睦 变电站综合自動化监控主站的系统资源平衡[J] 电网技术，1999，23（3）

[2] 王显平，田勇 变电站综合自动化系统及其应用[J] 重庆电力高等专科学校学报；2002年04期

[3] 张惠刚 变电站综合自动化原理与系统[M] 北京 中国电力出版社，2004

[4] 丁书文 变电站综合自动化技术[M] 北京 中国电力出版社，2005

[5] 黄志球 浅谈变电站综合自动化系统[J] 科技信息；2008年33期

变电站自动化系统发展 第12篇

1 综合自动化系统特点

变电站综合自动化系统可以提高变电站的可靠性, 确保设备稳定、安全的运行, 减少日常的维修次数, 降低工作人员的工作强度。综合自动化系统的主要特点是不断电进行系统维护和系统的模块化设计, 它延长了设备带电运行的工作时间, 并在监控对象中使用网络化的通信方式确保数据传送的可靠性和及时性。利用电脑进行自动化的数据处理工作, 可以提高工作效率, 获得较为全面的数据, 进而为系统的维护和分析提供可靠的数据。另外, 一般故障的自我修复和自我诊断提升了设备运行的稳定性和可靠性, 再加上多规约功能, 大大提升了系统的通用性, 即使是不同企业的设备, 都可以在综合自动化系统下正常运行。

2 变电站综合自动化技术存在的问题

2.1 接口问题

在变电站综合自动化系统应用的过程中, 接口问题长期存在, 要想完全解决它存在较大的困难。这主要是因为厂家不同, 生产出的设备接口尺寸和类型也不相同, 这就给变电站工作的开展带来了一些困难。在变电站综合自动化系统中, 抗干扰问题是不能被忽视的。但是, 在综合自动化系统中, 人们常常会忽略电磁兼容的相关问题。这主要是因为传统的变电站综合自动化系统的抗干扰试验采取的措施比较原始, 缺少定量指标。

2.2 保护和监控系统中没有故障滤波装置

由相关资料可知, 在部分变电站的监控和保户系统中, 并没有故障滤波装置。在应用变电站综合自动化系统的过程中, 故障滤波装置已经成为了变电站的一个必要装备。当变电站的配出线出现故障, 引发电闸跳闸问题时, 故障滤波装置会发挥出其作用——当发生跳闸故障时, 故障前后 (10±2) s发生故障时, 瞬时形成的电流值和故障周围的电波内电力的变化情况便于分析故障原因。目前, 在变电站的综合自动化系统中, 滤波装置的应用并不普遍, 因此, 也就无法实时监控系统。

3 综合自动化系统的应用方向

3.1 系统结构的转变

变电站综合自动化系统的结构由之前的功能分散、集中控制转变为分散性网络的发展模式。传统系统结构的设计思想是功能分散, 发展趋势是多个电气单元和间隔单元由一个功能模块管理, 转变为一个电气单元、地理位置和间隔单元由一个模块管理。这种高度分散的发展趋势减少了自动化系统故障对电网造成的影响, 使自动化设备具备更高的适应性和独立性。监控系统的结构在使用了光感互感器后发生了变化——其使用光纤进行信号传递, 没有铁心, 因此, 也不会出现铁磁谐振和磁饱和的问题, 具有比较强的抗电磁干扰能力, 频率响应范围宽, 容量比较大。微机保护单元和测量单元可以共用互感器, 简化了二次设备, 这样就可以将保护单元和测量单元加以融合, 进而实现了一个电气单元和间隔单元由一个模块管理的想法, 并提供了技术支持, 帮助变电站综合自动化系统结构顺利实现分散式控制。

3.2 保护测控系统的作用

变电站综合自动化系统的主要组成部分是济源市保护测控系统, 其主要是负责收集、处理变电站内部的数据, 合理控制开关和断路器等设备。变电站综合自动化系统的间隔层是用来保护测控系统的。保护测控系统可以采集、处理和分析变电站的相关信息。保护测控功能中包括保护和测控2个功能, 它们既可以融合工作, 又相对独立。变电站综合自动化系统运用保护测控系统后, 可以大大减少二次接线, 既节省资金, 又提升了变电站综合自动化系统的可靠性。

3.3 蓝牙技术的发展应用

蓝牙技术具有成本低、微型化、功率小和与现代化的发展相适应的优势。它是一种开放性的语音通信和无线数据的全球规范, 其基础是以成本低的近距离无线连接, 然后为移动和固定设备的通信环境建立起一个短程的、特别连接的无线电技术, 从而解决了以太网在变电站综合自动化中难以布局的问题。虽然蓝牙技术目前还处于起步阶段, 是一项发展中的技术, 但是, 其标准获得了统一, 并且具有较为明显的共享知识产权的优势, 具有较好的发展前景。因此, 相信在不久的将来, 在变电站的设备之间使用无线通信方式是可以实现的。

4 结束语

综上所述, 变电站综合自动化系统受到了计算机网络技术的推动迅速发展, 而变电站自动化发展的新方向就是变电站内部综合自动化系统的应用。该系统的不断健全为其日后的应用奠定了坚实的基础, 能够实现电网系统的智能化、现代化和自动化, 而且还能在一定程度上提升变电站的控制质量和水平, 从而带动我国经济社会的稳定、健康发展。

参考文献

[1]李伟军.提高变电站微机综合自动化系统硬件可靠性的技术措施[J].水电站机电技术, 2014 (01) .

[2]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) .