变电站自动化发展方向

变电站自动化发展方向（精选12篇）

变电站自动化发展方向 第1篇

1 基本概念

1.1 变电站综合自动化体系的定义

变电站综合自动化体系是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备的功能进行重新组合、优化设计, 对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息、数据共享, 完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备, 简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。

1.2 变电站自动化体系的优越性

(1) 提高供电质量, 提高电压合格率。由于在变电站综合自动化体系中包括电压、无功自动控制功能, 故对于具备有载调压变压器和无功补偿电容器的变电站可大大提高电压合格率, 保证电力系统主要设备和各种电器设备的安全, 使无功潮流合理, 降低网损, 节约电能损耗。

(2) 提高变电站的安全、可靠运行水平。变电站综合自动化体系中的各子系统, 绝大多数都是由微机组成, 它们多数具有故障诊断功能。且微机保护装置和微机型自动装置具有故障自诊断功能, 这是当今综合自动化系统比常规的自动装置或四遥装置的突出特点, 使采用综合自动化系统的变电站一、二次设备的可靠性大大提高。

(3) 提高电力系统的运行、管理水平。变电站实现自动化后, 监视、测量、记录、抄表等工作都由计算机来完成, 既提高了测量的精度, 又避免了人为干预, 大大提高运行管理水平。

(4) 减轻了安装施工和维护工作量, 也降低了总造价。由于各子站之间没有互联线, 而每个子站都应在制造厂调试完毕, 再加上电缆数量大大减小, 显然安装施工和现场调试时间大大缩短, 控制室面积也大大减小, 实践证明总造价可以下降。实际上还应计及由于维护工作量下降 (可无人值班) 所降低的运行费用。

(5) 为运行管理自动化水平的提高打下了基础。

2 变电站综合自动化体系的主要功能

一般来说, 变电站综合自动化体系主要包括继电保护功能、数据采集、事件记录和故障录波测距、控制和操作闭锁、电压和无功就地控制、数据处理和记录、系统的自诊断和自恢复、与远方控制中心的通信等功能。

2.1 继电保护功能

继电保护是对站内所有的电气设备进行保护, 包括线路保护、变压器保护、母线保护、电容器保护等, 以及低频减载等安全自动装置。各类保护实现故障记录、存储多套定值、适合当地修改定值等功能。

2.2 数据采集功能

包括状态数据、模拟数据和脉冲数据。采集了所有断路器、隔离刀闸、接地刀闸的状态;主变的、分接头档位, 主变油温, 所有系统电气量 (电压、电流、频率、有功、无功、功率因数、电度等) ;直流系统的所有量, 所用变的电压、电流、功率;所有的保护动作信号、断路器、保护装置、自动化系统、公用系统的各类告警信号;全面完整地实现对整个变电所的监视, 能实时显示和实时打印各种信息。

2.3 事件记录和故障录波测距功能

事件记录应包含保护动作序列记录, 开关跳合记录。其SOE分辨率一般在1～10 ms之间, 以满足不同电压等级对SOE的要求。变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现, 一是集中式配置专用故障录波器, 并能与监控系统通信;另一种是分散型, 即由微机保护装置兼作记录及测距计算, 再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。

2.4 控制和操作闭锁功能

操作人员可通过CRT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功能。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。

2.5 电压和无功的就地控制功能

无功和电压控制一般采用调整变压器分接头、投切电容器组、电抗器组、同步调相机等方式实现。操作方式可手动可自动, 人工操作可就地控制或远方控制。无功控制可由专门的无功控制设备实现, 也可由监控系统根据保护装置测量的电压实现, 无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。

2.6 数据处理和记录功能

数据处理和记录历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容, 它包括上一级调度中心, 变电管理和保护专业要求的数据, 主要有: (1) 断路器动作次数; (2) 断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数; (3) 输电线路的有功、无功, 变压器的有功、无功、母线电压定时记录的最大、最小值及其时间; (4) 独立负荷有功、无功, 每天的峰谷值及其时间; (5) 控制操作及修改整定值的记录, 根据需要, 该功能可在变电站当地全部实现, 也可在远动操作中心或调度中心实现。

2.7 系统的自诊断和自恢复功能

系统内各插件应具有自诊断功能, 自诊断信息也象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。对装置本身实时自检功能, 方便维护与维修, 可对其各部分采用查询标准输入检测等方法实时检查, 能快速发现装置内部的故障及缺陷, 并给出提示, 指出故障位置, 要具有可维护性和可扩展性。

2.8 与远方控制中心的通信功能

本功能在常规远动“四遥”的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等, 其信息量远大于传统的远动系统。根据现场的要求, 系统应具有通信通道的备用及切换功能, 保证通信的可靠性, 同时应具备同多个调度中心不同方式的通信接口, 且各通信口及MODEM应相互独立。保护和故障录波信息可采用独立的通信与调度中心连接, 通信规约应适应调度中心的要求, 符合国标及IEC标准。

3 变电站综合自动化体系的发展方向

目前, 我国的变电站自动化技术已经很成熟, 并广泛地应用于高、中、低压变电站中, 这大大提高了变电站的运行效率及可靠性。但与国外先进的变电站自动化体系相比, 仍存在许多需要改进的地方。如国外无论是分层分布式的变电站自动化体系, 还是常规的RTU方式, 均能可靠地实现变电站的无人值班监控, 这对国内进行新、老变电站自动化体系的建设和改造很有启发。

变电站自动化体系包括两个方面:一方面利用计算机手段将不同厂家的设备连在一起, 替代或升级老设备的功能;另一方面在变电站层, 提供信息、优化、综合处理分析信息和增加新的功能, 增强变电站内部、各控制中心间的协调能力。如借用人工智能技术, 在控制中心可实现对变电站控制和继电保护系统进行在线诊断和事件分析, 或在变电站当地自动化功能协助之下, 完成电网故障后自动恢复。变电站综合自动化与一般自动化的区别关键在于, 自动化系统是否作为一个整体执行继电保护、检测和控制功能。

变电站综合自动化体系的发展方向, 应从以下几个方面考虑:日益增加电网复杂性;不断增加的成本、效益压力、市场竞争;技术发展;更高的电网运行标准;向状态检修方向过渡。促使变电站自动化体系领域不断引进新的技术, 为变电站和电网中一些问题的解决提供新的思路和解决方案, 开拓和推动电力系统自动化技术的发展。

摘要：随着我国大系统联网和电力市场的实现, 对变电站综合自动化要求越来越高, 自动化体系仍然有较大的发展空间。主要介绍了变电站综合自动化体系的基本概念、主要功能及基本结构, 并分析了变电站综合自动化体系的发展方向。

关键词：变电站,自动化,体系,结构,发展方向

参考文献

[1]林国栋, 陆志.浅谈变电站综合自动化系统[J].科学实践

[2]彭静.浅谈变电站综合自动化系统结构类型[J].农村电工, 2009 (12) :27

[3]许素玲.浅析变电站综合自动化系统[J].德宏师范高等专科学校学报, 2009 (2) :101～104

[4]刘程.变电站综合自动化技术探讨[J].黑龙江科技信息

[5]云锋.浅析变电站综合自动化系统[J].内蒙古石油化工, 2009 (21) :73～75

[6]覃芊.谈电力自动化的未来发展趋势[J].石家庄科学实践

变电站自动化发展方向 第2篇

我国变电站综合自动化技术的起步发展虽比国外晚, 但我国70年代初期便先后研制成电气集中控制装置和 “四合一”装置(保护、控制、测量、信号)。如南京电力自动化设备厂制造的 DJK 型集中控制装置, 长沙湘南电气设备厂制造的 WJBX 型“四合一”集控台。这些称之为集中式的弱电控制、信号、测量系统的研制成功和投运为研制微机化的综合自动化装置积累了有益的经验。70年代末80年代初南京电力自动化研究院率先研制成功以 Motorola 芯片为核心的微机 RT U 用于韶山灌区和郑州供电网, 促进了微机技术在电力系统的广泛应用。1987年, 清华大学在山东威海望岛35kV 变电站用3台微型计算机实现了全站的微机继电保护、监测和控制功能。之后, 随着1988年由华北电力学院研制的第1代微机保护(OI 型)投 入运行, 第 2代微机保护(WXB-11)1990年4月投入运行并于同年12月通过部级鉴定。较远动装置采用微机技术滞后且更为复杂的继电保护全面采用微机技术成为现实。至此,随着微机保护、微机远动、微机故障录波、微机监控装置在电网中的全面推广应用,人们日益感到各专业在技术上保持相对独立造成了各行其是, 重复硬件投资, 互连复杂, 甚至影响运行的可靠性。1990年,清华大学在研制鞍山公园变电站综合自动化系统时, 首先提出了将监控系统和 RT U 合而为一的设计思想。1992年5月,电力部组织召开的“全国微机继电保护可靠性研讨会”指出: 微机保护与 RT U, 微机就地监控, 微机录波器的信息传送, 时钟、抗干扰接地等问题应统一规划并制定统一标准, 微机保护的联网势在必行。由南京电力自动化研究院研制的第1套适用于综合自动化系统的成套微机保护装置 ISA 于1993年通过部级鉴定以后, 各地电网逐步开始大量采用变电站综合自动化系统。1994年中国电机工程学会继电保护及自动化专委会在珠海召开了 “变电站综合自动化分专业委员会”的成立大会,这标志着对变电站综合自动化的深入研究和应用进入了一个新阶段。

目前, 国内有关研制和生产单位推出的变电站自动化系统及产品很多, 根据该技术的发展过程及系统结构特点, 归纳起来可分为3种典型类型。第1种类型为基于 RT U、变送器及继电保护与自动装置等设备的变电站综合自动化系统, 一般称为增强型 RT U 方式, 也称集中式, 或第1代综合自动化系统。该类系统实际上是在常规的继电保护及二次接线的基础上增设 RT U 装置以实现 “四遥”。结构上仅是站级概念, 有关重要信息通过硬接点送给 RT U 装置, 变电所的监测量一般经变送器变换后送给 RT U。开关监测量是直接引至 RT U , RT U 的控制输出一般经遥控执行柜发出控制命令。该类系统的特点是: 系统功能不强, 硬件设备重复, 整体性能指标低, 系统联接复杂, 可靠性低, 但其成本低, 特别适合于老站的改造。实际上该类系统仅为变电站综合自动化的初级形式, 尚不能称为综合自动化系统。第2种类型为从硬件结构上按功能对装置进行了划分, 摒弃了集中式单 CP U 结构而走向分散, 系统由数据采集单元,主机单元、遥控执行单元、保护单元组成。各功能单元通过通信网络等手段实现有机结合, 构成系统。该类系统可替代常规的保护屏、控制屏、中央信号屏、远动屏、测量仪表等。它具有较强的在线功能。各种功能比较完善, 且人机界面较好。但系统仍然比较复杂, 联结电缆较多, 系统可靠性不太高。这类系统虽然做到了一定程度上的分散,但没有从整体上来考虑变电站综合自动化系统的结构, 一般仅是监控系统和保护系统简单的相加。由于我国保护和远动分属不同的部门和专业。故我国目前的大多数综合自动化系统均属此类结构系统。这类系统一般称为分散式系统或第2代综合自动化系统, 是一种过渡方案。第3种类型系统是采用国际上成熟的先进设计思想, 引入了站控级和间隔级概念, 系统采用分层分布式结构。设备分变电站层设备(站控级)和间隔层设备(间隔级)。间隔层设备原则上按一次设备组织, 例如1条线路、1台主变压器。每一间隔层设备包括保护、控制、测量、通信、录波等所有功能。设计的原则是: 凡是可以在本间隔层设备完成的功能, 尽量由间隔层设备就地独立处理, 不依赖于通信网和变电站层设备。变电站层设备是通过间隔层设备了解和掌握整个变电站实时运行情况, 并通过间隔层设备实现变电站控制, 它还负责站内信息收集、分析、存储以及与远方调度中心的联系, 这类系统实现了信息资源的共享以及保护、监控功能的综合化,大大简化了站内二次回路, 它完全消除了设备之间错综复杂的二次电缆。由于间隔层设备可放在开关柜上或放置在一次设备附近, 从而可大大缩小主控制室面积, 节省控制电缆, 减少 CT 负担。同时大大提高了整个系统的可靠性、可扩展性, 是综合自动化系统的发展方向。该类系统一般称为分层分布式系统, 也称为第3代变电站综合自动化系统。第1种技术观点认为: 变电站综合自动化系统主要考虑 “四遥量”的采集, 以点为对象, 面向 “功能设计”, 故变电站综合自动化系统应以传统 RT U 装置或在其基础上发展起来的数据采集装置、主控单元、遥控执行等装置组成的监控为基础组成, 它与微机保护的联系只要通过装置上的串行口收集信息即可, 并且特别强调保护的独立性, 即两者不能有任何硬件上的融合。由于变电站综合自动化系统源于传统的 “四遥”并且是在微机远动、微机保护基础上发展起来的, 且保护和远动分属不同的部门和专业, 故这种技术观点曾一度流行。而第2种技术观点认为: 综合自动化技术是以先进可靠的微机保护为核心, 以成熟的网络通信技术将测量控制与继电保护融为一体, 共享数据资源, 并十分强调系统的总体结构优化以及系统的可靠性。系统是以对应的一次设备为对象, 面向“对象设计”。当然它也强调保护的相对独立性, 主张在决不降低保护可靠性和功能的前提下, 目前至少可以在低压上采用保护与测控合一的综合装置。第2种技术观点是在微机保护技术成熟并向网络化多功能方向发展的基础上形成的。因此, 第2种技术观点正逐步成为大家的共识, 它也成为了目前综合自动化技术发展的趋势和潮流。

综观目前国内变电站综合自动化技术的发展轨迹, 我们可以看出如下发展趋势:在总体结构上引入国际上成熟的先进设计思想, 采用分层分布式结构, 并采用计算机局域网(L AN), 通信规约向国际标准靠拢;通信媒介普遍采用光纤, 因为光纤具有抗电磁干扰的突出优点;c.间隔层设备逐步采用保护与测控合一的综合装置, 对于配电线直接安装在开关柜上。

国外变电站综合自动化技术发展概况

国外从70年代末、80年代初就开始进行保护和控制综合自动化系统的新技术开发研究工作。其主要特点为: 系统一般采用分层分布式, 系统由站控级和元件/ 间隔级组成, 大部分系统在站控级和元件/ 间隔级的通信采用星形光纤连接,继电保护装置下放到就地, 主控制室与各级电压配电装置之间仅有光缆联系, 没有强电控制电缆进入主控制室, 这样节约了大量控制电缆, 大大减少对主控制室内计算机系统及其他电子元件器的干扰,提高了运行水平和安全可靠性。

RTU RTU（远程终端单元），英文全称RemoteTerminalUnit，中文全称为远程终端控制系统，负责对现场信号、工业设备的监测和控制。RTU(RemoteTerminalUnit)是构成企业综合自动化系统的核心装置，通常由信号输入/出模块、微处理器、有线/无线通讯设备、电源及外壳等组成，由微处理器控制，并支持网络系统。它通过自身的软件(或智能软件)系统，可理想地实现企业中央监控与调度系统对生产现场一次仪表的遥测、遥控、遥信和遥调等功能。RTU，是SCADA系统的基本组成单元。RTU是安装在远程现场的电子设备，用来监视和测量安装在远程现场的传感器和设备，负责对现场信号、工业设备的监测和控制。RTU将测得的状态或信号转换成可在通信媒体上发送的数据格式，它还将从中央计算机发送来得数据转换成命令，实现对设备的功能控制。

SCADA SCADA(Supervisory Control And Data Acquisition)系统，即数据采集与监视控制系统。SCADA系统是以计算机为基础的DCS与电力自动化监控系统；它应用领域很广，可以应用于电力、冶金、石油、化工、燃气、铁路等领域的数据采集与监视控制以及过程控制等诸多领域[1]。

变电站自动化发展方向 第3篇

【关键词】变电站；综合自动化系统；结构与功能；应用；发展趋势

0.前言

随着社会及电力工业的发展，电力自动化的重要性与日剧增。而一套成熟的变电站自动化产品，其监控系统冗余配置，控制与防误操作亦分层分级设置，控制与操作的可靠性及灵活性都很高。本文介绍了变电站综合自动化系统结构及功能特点，并对变电站综合自动化系统的应用与发展趋势进行了探析，以供同仁参考。

1.变电站综合自动化系统结构特点

目前从国内、外变电站综合自动化的开展情况而言，大致存在以下几种结构：

（1）分布式系统结构。按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备，将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。分布式模式一般按功能设计，采用主从CPU系统工作方式，多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了CPU运算处理的瓶颈问题。各功能模块（通常是多个CPU）之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，选用具有优先级的网络系统较好地解决了数据传输的瓶颈问题，提高了系统的实时性。分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。分布式变电站综合自动化系统自问世以来，显示出强大的生命力。目前，还存在在抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上的问题等。

（2）集中式系统结构。集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其I/O接口，集中采集变电站的模拟量和数量等信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。目前国内许多的厂家尚属于这种结构方式，这种结构有以下不足：①前置管理机任务繁重、引线多，降低了整个系统的可靠性，若前置机故障，将失去当地及远方的所有信息及功能；②软件复杂，修改工作量大，系统调试烦琐；③组态不灵活，对不同主接线或规模不同的变电站，软、硬件都必须另行设计，工作量大并且扩展一些自动化需求的功能较难。

（3）分层分布式结构。按变电站的控制层次和对象设置全站控制级——变电站层（站级测控单元）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，当站级系统或网络故障，只影响到监控部分，而最重要的保护、控制功能在段级仍可继续运行；段级的任一智能单元损坏不应导致全站的通信中断，比如长期霸占全站的通信网络。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。

2.变电站综合自动化系统的功能

（1）微机保护功能。微机保护功能是对变电站的设备进行保护，其包括母线保护、备用源自投、变压器保护、自动重合闸、线路保护等，如果各种保护系统出现故障，监控系统会及时发送故障信息，工作人员要合理地选择保护定制和类型，能够及时采取措施。

（2）对数据采集及处理。数据采集和处理主要由三部分组成。1）状态量采集；2）模拟量采集；3）脉冲量。状态量采集有隔离开关状态、保护动作信号、刀闸和开关位置、变压器分接头型号、事故跳闸信号、变电站设备投/切信号等组成。大多数信号采用输入系统方式是光电隔离且可以用通信方式获得。模拟量采集组要有电流、有功电能量、线路电压、有功功率、功率因数、频率、无功功率、无功电能量、相位、温度等组成。变电站综合自动化系统的脉冲电度表的输出脉冲是脉冲，脉冲量主要采用光电隔离方式且变电站自动化系统进行连接，用计数器可以统计它内部的脉冲个数，便于实现电能的测量。

（3）变电站系统的事故记录及故障录波测距事件记录包括两种记录。1）开关跳和记录；2）保护动作序列记录。且故障录波有分散型和集中式来实现，分散型的测距和记录计算是由微机保护装置来完成，然后把测距结果和数字化的波型送到監控系统，再有监控系统分析及存储。集中式配置专用的故障录波器且可以和监控系统通信。

（4）变电站的控制功能。变电站的控制功能主要对：有载调压开关、变电所各级电压等级断路器、消弧线圈、变中性点闸刀等控制，变电站的控制功能采用的是远方及就地控制。且变电所控制室的后台机键盘操作的控制室应用控制的方式，控制方式也可控制监控中心。根据变电站投切电容器的调节变压器开关或断路器，是微机监控系统实现电压无功自动控制与调节。

3.变电站综合自动化系统的应用

变电站数字信号处理的应用使设备分散布置的远程终端设备也迅速发展起来了，给变电站自动化系统提供了有力的优化功能。比如可以从TA、TV上交流采样且通过数字信号处理各相电压电流的波形进行连接，这就是电参数测量，然后再进一步计算就可以得出零序负序参数等值或谐波有效值，将得出这些值和相关I/0触点集成在模块中。因此，设备分散布置的远程终端设备模块称为测量控制单元。并且通过数字信号处理技术不但能完成各种测量单元的保护功能，还能和测距录波、小电流接地系统单相接地选线、重合闸等相关功能集合一起。这种技术的应用逐渐提高了自动化系统的通信容量。主要用于短距离及远距离大容量信息的传输就是通信光纤。通信光纤衰减小、频带宽、信道多等特点，它有除了有以上三个特点外，且还有不受各端间地位差、电磁干扰、太分量、浪涌等影响，它适合变电较强电磁干扰的环境也是综合自动化系统的通信信道目。

4.变电站综合自动化的发展

对变电站监控系统的发展。由于人工智能在故障诊断及遥视系统发展的不完善，所以变电站监控系统要在这两方面发展。

（1）人工智能技术的发展。现今人工智能不断地发展且对诊断智能或自动化的要求也越高了。相关工作人员根据神经网络技术具有自学能力、联想能力及并行计算机能力，并且适用于模式识别机故障分类，把它作为研究的重点且发展也比较快。从发展形势来看，人工智能技术在进行故障诊断时的发展方向有以下几点：①神经网络结构的改进；②诊断理论和神经网络紧密结合；③神经网络诊断系统要与知识的专家系统进行结合；④人工智能诊断系统的微型化；⑤信号处理与神经网络的结合。

（2）能够使对主站电气设备的运行环境监控，可以保证“无人值班”变电站的安全运行，主要是遥视系统将变电站内采用的摄像机拍摄的视频图象进行远距离传输到主站、调度中心。并且遥视系统的视频图像监控的本质是还属于图像获取系统，遥视系统的图像信息的理解和分析是运用计算机视觉技术，并且计算机视觉技术也可以实现变电站自动化系统图像信息的智能处理。

5.小结

综上所述，变电站综合自动化系统的控制与操作是可靠的，其不仅仅可以避免、减少误操作、缩短事故处理时间、达到减员增效、提高供电的可靠性等，还有利地提高自动化系统的水平。

【参考文献】

[1]梁素英.变电站的自动化系统方案[J].中国氯碱作，2010（8）：27.

[2]李仁其.变电所综合自动化系统应用分析与探讨，70～71.

变电站自动化发展方向 第4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) .

变电站综合自动化系统探析 第5篇

1、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。变电站综合自动化就是通过监控系统的局域网通信，将微机保护、微机自动装置、微机远动装置采集的信号，经过数据处理以及功能的重新组合，按照预定程序和要求，对变电站实现综合性的监视和调度。它的核心是自动监控系统，纽带是监控系统的局域网通信。

建峰化肥分公司一化装置301总变电站92年送电投入运行，运行最初几年现场设备的状态、报警由模拟盘集中报警，运行电流及相关参数需运行值班人员现场手动抄表记录，不能及时、快速的反应设备的运行状况和运行参数。2000年9月份301总变电站初步实施了微机监控系统改造，通过近10年的硬件改造和软件升级，目前监控系统具备遥测、遥信、保护监控以及UPS、直流电源装置的综合在线监控。二化装置的总变电站于2009年8月送电投入运行，建站之初已配套建立微机监控系统，以以太网方式对全站的设备实施在线监控控制和遥控操作。完善的综合自动化监控系统的投入为变电站的微机化管理、安全运行提供了可靠的保障，为电气值班、检修人员判断电气设备状态以及故障提供直观的依据，减少故障查找时间，提高事故处理效率具有重要的意义。

2、综合自动化系统基础知识

2.1 系统结构形式 2.1.1 分层分布式

1）分层式的结构，在分层分布式结构的变电站控制系统中，整个变电站的一、二次设备被划分为三层：过程层、间隔层、站控层。过程层主要指变电站内的一次设备，如线路、变压器、电容器、断路器、电流互感器、电压互感器等，它们是变电站综合自动化系统的监控对象；间隔层主要指各种智能电子装置，例如测控装置、保护装置等，它们利用电流电压互感器、变动器、继电器等设备获取过程层各设备的运行信息，如电流、电压、频率、温度等信息，从而实现对过程层进行监视、控制和保护，并于站控层进行信息的交换，完成对过程层设备的遥测、遥信、遥控、遥调等任务。站控层主要指计算机监控系统，它借助通信网络完成与间隔层之间的信息交换，从而实现对全变电站所有一次设备的当地监控功能以及间隔层设备的监控、变电站各种数据的管理及处理。

2）分布式的结构，间隔层的各种以微处理器为核心的智能电子设备，与站控层的计算机装置网络相连，构成分布式计算机系统——由多个分散的计算机经互联网络构成的统一计算机系统。间隔层各个智能电子设备与站控层的各计算机分别完成各自的任务，并且共同协调合作，完成对全变电站的监视、控制等。2.1.2 组屏及安装方式

这里所说的组屏及安装方式是指将间隔层各智能电子设备及站控层各计算机以及通信设备如何组屏和安装。一般情况下，在分层分布式变电站综合自动化系统中，站控层的各主要设备都布置在主控室内；间隔层的电能计量单元和一些公共单元也独立组屏安装在主控室里，间隔层的其他智能装置则根据需要安装在不同的地方，按间隔层中智能装置的安装位置，变电站综合自动化系统有以下三种不同的组屏及安装方

式：

1）集中式的组屏及安装方式

这种方式是将间隔层的各保护测控装置根据功能分别组装为变压器保护测控屏、线路保护测控屏等多个屏柜，把这些屏都集中安装在变电站的主控室内。2）分散与集中相结合的组屏及安装方式

这种方式是将配电线路的保护测控装置分散安装在所对应的开关柜上，而将高压线路的保护测控装置、变压器的保护测控装置均集中组屏安装在主控室内。3）全分散式组屏及安装方式

这种方式间隔层中所有间隔的保护测控装置，包括抵押配电线路、高压线路和变压器等间隔的保护测控装置均分散安装在开关柜上或距离一次设备较近的保护小间内，各装置只通过通信电缆与主控室内的变电站层设备之间交换信息。这种安装方式节省了大量的二次电缆，而且因为不需在主控室放置很多的保护屏，极大的简化了变电站面积。

目前变电站综合自动化系统的功能和结构都在不断地向前发展，全分散式的结构式是目前的发展方向，主要原因有：一方面分层分散式自动化系统的突出优点；另一方面，随着新设备、新技术的进展，使得原来只能集中组屏的高压线路保护装置和主变压器保护也可以考虑安装在高压场附近，并利用日益发展的光纤技术和局域网技术，将这些分散在各开关柜的保护和集成功能模块联系起来，构成一个全分散化的综合自动化系统。2.2 系统功能

变电站综合自动化的内容包括变电站电气量的采集和电气设备的状态监视、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安全，当安全事故时，由继电保护等完成瞬间电气量的采集、监视和控制，并迅速切除故障，完成事故后的恢复操作，因此，它具有的基本功能应包括以下几个方面：

2.2.1 测量、监视、控制功能 2.2.2 继电保护功能

变电站综合自动化系统中的继电保护主要包括线路保护、电力变压器保护、母线保护、电容器保护等。微机保护是综合自动化的关键环节，它的功能和可靠性如何，在很大程度上影响了整个系统的性能。各类装置能存储多套保护定值，能远方修改整定值等。2.2.3 自动控制智能装置的功能

变电站综合自动化系统必须具有保证安全、可靠供电和提高电能质量的自动控制功能，一般有以下四个自动控制功能：电压、无功综合控制，低频减负荷控制，备用电源自投控制、小电流接地选线控制。2.2.4 远动及数据通信功能

2.2.5 自诊断、自恢复和自动切换功能

3、一化301总变电站综合自动化系统分析

一化总变电站在2000年9月份新增加了一套微机监控系统，在投用之初只能对现场电气低压电动机的运行状态以及部分电机电流进行时时监控。2008年301总变供电系统保护装置实施全面升级改造，采用施耐德sepam系列的微机保护装置后，才全面提升了301总变电站的微机化智能管理。下面针对一化总变 监

控系统进行分析。3.1 结构分析

301总变电站为90年代初设计的变电站，站内低压配电的电机保护仍采用LR2型热继电器保护，为了在保证这种老变电站的设备不做改造的基础上，能成功的引入微机自动化管理系统。它采用分层分布式的设计理念，将高压系统与低压系统独立两套监控系统，即将35KV、6KV设备及380V进线保护装置由一套监控系统进行时时监控，另一套监控系统作为380V低压负荷运行监控。同时均配有有源音箱实现音响报警，打印机进行变电站技术数据管理；软件方面采用PowerSCADA 3000电力监控系统，实现设备的事件记录查询、事故录波数据采集及分析、负荷管理及电量统计分析、运行报表管理等。3.2 组屏及安装方式

组屏及安装方式采用分散与集中相结合原则，低压设备监控信号采集至控制室遥信屏、遥测屏内。高压设备信号采集及35KV/6KV/380V保护信号由现场控制柜通过通讯电缆至控制室通讯管理机，通过RS-232端口与后台机实现在线监控。其中35KV、6KV、380V进线保护以及6KV高压电机保护均分散安装在现场控制开关柜上，通过通讯网络连接来完成保护、测量、控制功能的时时监测。3.3 功能特点

3.3.1 硬件设备方面，采用DSS-PRTU通信管理机及网络交换机（10/100Mbps）作为通信管理层主要设备。现场控制层设备由301区域微机保护装置，智能监控设备及其他具备智能通信功能的设备组成。AI量处理满足遥测处理误差＜0.1%，报表遥测数据合格率＞99.9％，完全满足301日报表要求。DI量处理满足DI正确率：100%，系统的SOE分辨率 <1ms，系统的数据扫描周期5s内。

3.3.2 软件系统方面，具有图形编辑软件、通讯管理软件、事件记录查询软件、故障录波数据采集及分析软件、负荷管理及电量统计分析软件、运行报表编辑及查询软件、各类变配电运行管理软件等功能。具备模拟量处理及限值监视功能，根据当前测量值的大小来判断是否越限，越限作为系统事件记录入事件库，以备查询并可以生成各种各样的统计报表。尤其在故障录波功能方面，在发生故障时保护测控装置能按设定条件启动故障录波，记录故障发生前、过程中、发生后的电压、电流波形数据，能自动上传自动化系统，并转存于系统主机硬盘，以便在主机上调用查看及打印。

3.3.3、其它方面，作为安全保护给系统管理员，301每一个值班小组分配一个用户名和口令，设置不同的管理权限。同时监控系统具有与GPS时钟对时的功能，可接受全球定位系统（GPS）的标准授时信号（IRIG-B）格式，误差小于1ms。

二化总变综合自动化系统探析

二化总变电站是厂总变电所，与单纯供配电功能的变电站，有所差别，比如无需与上级调度通信或远动，自成一独立的系统；无需增设低频减负荷装置、多出了很多电动机的微机保护等等。下面针对二化总变高中压监控系统进行探析。（具体结构参考附图）4.1 结构

它采用分层分布式设计。站控层的构成有后台监控系统、全站校时系统，后台监控系统在硬件方面有两台主机，互为备用。有源音箱实现音响报警，打印机进行变电站技术数据管理；软件方面为Farad200综合自动化系统以及相应网络附件，完成界面操作和使用。全站校时系统配置卫星时钟装置GPS,通过通信端口RS-485与通信服务器进行通信，进行网络层对时广播命令，保证全系统时钟统一。间隔层的各种微

机保护装置、自动控制装置通过以太网与站控层的设备进行通信。4.2 组屏及安装方式

组屏及安装方式采用分散与集中相结合的方式，110KV间隔部分有六屏构成，分别为两进线微机保护测控屏、两主变压器保护测控屏、母差保护屏和母联及PT保护测控屏，另加三通信屏，安装在主控室内。10KV间隔部分采用就地安装方式，10KV进线保护、母联保护以及电机微机保护等分散安装在10KV配电室相应的开关柜上，完成保护功能、测控功能、自动控制功能。4.3 功能

4.3.1 测量、监视、控制功能

在监控主机上能看到母线、电机等的电压、电流、有功及无功功率等参数，在运行过程中，监控系统对采集到的电压电流、频率、主变油温等量不断的进行越限监视，如有越限立即发出报警并记录和显示越限时间和越限值。操作人员可以通过计算机操作界面对断路器和隔离开关进行分、合闸操作，对变压器分接头位置进行调节控制。4.3.2 继电保护功能

110KV、10KV部分的进线保护、变压器保护、母联保护、电机保护都采用SEL产品，功能强大，具有可靠的保护性能。能在前台机、后台机和微机装置三部分对保护定值进行修改。4.3.3 自动控制功能

两台主变为有载调压变压器，能在监控系统上进行手动调压，设有无功补偿电容器，能进行局部的无功补偿调节；采用备用电源自控控制装置，在出现故障时自动装置能迅速将备用电源自动投入使用。结束语

建峰化肥分公司一化301总变和二化总变电站两套监控系统均采用分层分布式设计，符合当前变电站监控系统的主流技术。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。

变电站自动化发展方向 第6篇

摘要：论述了变电站综合自动化系统及监控自动化系统设计问题、发展趋势和存在问题。

关键词：变电站自动化系统工程设计

0 引言

变电站综合自动化系统是一项比较成熟的技术，是在微机技术和网络通信技术的基础上发展起来的。变电站综合自动化技术使变电站的设计和建设成本降低。近年来，我国所有220kV变电站采用了远方终端装置加上当地装置(当地功能)再配上测控单元、通信装置、UPS等屏柜组成监控自动化系统，国内综合自动化技术已经相当成熟。

1 设计原则

依照大型枢纽变电站综合自动化相关的设计规程。在变电站初步设计审定原则的基础上，考虑运行部门的实际需要，将变电站内当地监控功能、数据采集和处理(SCADA)、远动功能及数字保护信息结合为一个统一的整体，使二次回路简单明了，即可有人值守，亦可实现无人值守。目前，220kV变电站基本实现无人职守。

2 某220kV变电站综合自动化系统的设计举例

2.1 系统构成

2.1.1 系统选择及配置 ①设计推荐采用局部分散分布式产品，实现变电站的所有监视、控制操作功能、RTU 功能及与远方的各种通信功能。②采用双机系统，35kV 测控单元下放到开关柜，总线技术先进且有成熟的运行经验，并具有可扩性。操作可靠、简单、灵活、方便，系统运行稳定。③变电站内继电保护及安全自动化装置均独立设置，微机保护装置数字信息通过串行通信口和监控系统进行通信，其它保护及安全自动化装置的信号通过开关量采集进入监控系统，监控系统能够将继电保护及安全自动化装置的信息传输到调度端。

2.2 监控系统的主要功能及技术要求

2.2.1 数据采集 对变电站的运行状态和参数自动实时或定时进行采集，并作必要的预处理。数据应同时满足调度和变电站内监控主站实时画面显示、制表、打印等功能要求。①状态量：包括所有断路器、隔离开关、接地刀、变压器分接头、主控制室空调等开关位置接点，继电保护及自动装置的开关量，断路器的各种故障及事故信号量。输入采用无源接点方式。输入回路应有光电隔离，光电隔离电压不小于2000V。②模拟量：包括各电压等级线路有功功率P，无功功率Q， 电流I，母线电压U，220kV母线频率Hz，主变压器高压侧的功率因数COSφ，主变压器油温，主控制室室温，直流系统的电压U、 电流I。交流采样，额定电流5A或1A。

2.2.2 电度计量 采用RS485串行口，能分时计费，按峰、平、谷要求实现电量累计，累计量应能超过1个月。

2.2.3 控制操作 包括所有电压等级断路器的跳、合操作和主变压器有载调压分接头升、降手动控制。控制操作在执行前，必须进行校核，确认后才能执行。装置故障应闭锁出口。控制输出继电器线径不小于0.09mm。控制输出采用无源接点方式，接点容量为DC220V，5A。正常控制输出在计算机上实现。同时在监控柜上设置就地/远方操作转换总开关，每台断路器设置紧急手动控制开关，可直接跳、合断路器，而不受计算机系统故障的影响。对操作员进行控制操作权限限制，操作人员应事先登录，并有密码及防止误操作措施。本系统能进行220kV母联断路器的同期操作。隔离开关操作应具备“五防”功能，“五防”与监控系统应能进行双向通讯。

2.4 隔离开关“五防”设备 能实现强制运行人员按照既定的安全操作程序，对电气设备进行操作，避免电气设备的误操作，执行部颁的规范“五防”要求。①防止误拉合开关；②防止带负荷拉合隔离开关；③防止误入带电间隔；④防止带电挂地线(接地刀闸)；⑤防止带地线(接地刀闸)合闸。

设计要求能鉴别各个刀闸合、分位置和网门开、闭位置的性能，并在操作中不需逐一倒换钥匙，只需一把电脑钥匙，按照指定的程序，能在一个回路中完成多项操作。

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。

要求与用电部门的通讯接口，与变电所内微机保护装置、直流系统、小电流接地装置及全电子电度表采用串口通讯。微机保护、直流设备及接地选线装置的规约符合运行部门要求。

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不间断电源系统或者交直流切换器，站用电消失后保证供电时间不应小于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

硬件配置应满足系统功能和技术要求，留有适当备用，设备选用标准化的成熟产品，并便于配套、扩充、运行维护以及方便与其它自动化系统交换信息。

5 结束语

目前，国内变电站的综合自动化技术已经相当成熟，随着计算机监控技术的不断发展，变电站综合自动化系统的稳定性、可靠性、科技性不断提高，为了适应科技的发展潮流，为了更好的实现变电站的自动化及数字化水平，数字化变电站是基于综合自动化变电站基础上的一个发展方向。

参考文献：

[1]变电站自动化——美国选定的长期目标.世界电力.1997(2).

[2]林晓东.无人值班变电站自动化系统的设计思路.电力自动化设备 1997(3).

[3]扬泽羽.变电站综合自动化系统技术设计探讨.电力系统自动化.1997(9).

[4]王明俊.无人值班变电站的发展与综合自动化系统.电网技术.1997(11).

变电站自动化发展趋势分析 第7篇

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。

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。

3 小结

随着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。

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。

变电站自动化系统的发展 第8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。

浅谈变电站自动化系统的发展 第9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。

浅析变电站综合自动化技术的发展 第10篇

1.1 自动装置阶段

自动装置相互之间独立运行, 而且缺乏智能, 没有故障自诊断能力, 在运行中若自身出现故障, 不能提供报警信息, 有的甚至会影响电网的安全运行, 因此需要有更高性能的装置代替。

1.2 智能自动装置阶段

随着微处理器技术的应用, 在变电站自动化方面, 开始采用大规模集成电路或微处理机, 由于采用了数字式电路, 统一了数字信号电平, 缩小了体积, 特别是装置本身的故障自诊断能力, 提高了自动装置自身的可靠性, 缩短了维修时间。但是, 这些微机型的自动装置, 多数仍然是各自独立运行, 不能相互通信, 不能共享资源, 实际上形成了变电站的自动化孤岛, 仍然解决不了前述变电站设计和运行中存在的所有问题。

1.3 变电站综合自动化阶段

第一套变电站自动化系统 (LSA678) 结构有全分散式和局部分散式两种, 均由测控系统、保护系统和开关闭锁系统三部分组成。随着微机保护、微机远动、微机故障录波、微机监控装置在电网中的全面推广应用, 各专业在技术上保待相对独立, 造成了硬件重复, 互连困难, 影响了系统运行的可靠性。对变电站综合自动化的研究在深入。

2 变电站综合自动化现状

目前变电站综合自动化技术在我国的应用范围由电力系统的主干网、城市供电网、农村供电网扩展到企业供电网;其电压等级, 由当初的35～110kV变电站, 向上扩展到220～500kV变电站, 向下延伸到10kV乃至0.4kV配电网络, 几乎覆盖到全部供电网络。其技术涉及自动控制、远动、通信、继电保护、测量、计量、在线监测、信号及控制等二次系统;专业涉及自动化、继电保护、变电运行等[1]。虽然变电站综合自动化技术取得了飞速地发展, 但仍有较多的不足之处, 主要体现在以下几个方面:

2.1 设计规范不一

尽管各级电网公司对变电站综合自动化系统的设计、设备的性能指标等都做了统一的规定, 但是设备生产厂家的元件筛选、硬件配置、电路结构、制造工艺、软件程序却差别很大, 这些差别导致了设备的寿命、性能、抗干扰能力以及管理与维护等相差甚远。所反映的问题主要表现为:

1) 变电站自动化系统设计存在问题。

2) 不同产品的接口问题:IED装置接口是变电站自动化系统中非常重要的问题之一, 包括RTU与通信控制器、保护与通信控制器、小电流接地装置与通信控制器、故障录波与通信控制器、无功装置与通信控制器、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。

3) 传输规约和传输网络选择问题:目前国内各个地方情况不一, 变电站和调度中心之间的信息传输采用各种形式的规约。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。

4) 产品型号复杂, 备品备件难以实现, 设备运行率低。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, 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。

2.2 组织模式选择

目前应用较广泛的变电站自动化系统的结构形式主要有集中式、分散与集中相结合和全分散式三种类型, 变电站结构形式的选择应根据各种系统的特点和变电站的实际情况选配。

2.3 专业管理责任不明确

变电站自动化系统的建设, 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。运行维护人员水平不高

2.4 装置硬件更新过快

变电站综合自动化产品的硬件不断更新, 运行几年的变电站综合自动化装置由于备品备件的不足而不得不更换新的装置。

3 数字化变电站技术

3.1 主要特点

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。它具有如下特点:

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了传统的导线连接。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) 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。

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”改为“状态检修”[3]。

3.2 对变电站综合自动化的影响

常规变电站综合自动化的一次设备采集模拟量, 通过电缆将模拟信号传输到测控保护装置, 装置进行模数转换后处理数据, 然后通过网线将数字量传到后台监控系统。同时监控系统和测控保护装置对一次设备的控制通过电缆传输模拟信号实现其功能[4]。

而数字化变电站一次设备采集信息后, 就地转换为数字量, 通过光缆上传测控保护装置, 然后传到后台监控系统, 而监控系统和测控保护装置对一次设备的控制也是通过光缆传输数字信号实现其功能。数字化变电站采用电子式互感器, 从根本上解决了CT动态范围小及饱和问题, 从源头上保证了保护的可靠性。信息传递全部采用光纤网络后, 二次回路设计极大简化, 接线大大减少, 显著降低了安装、调试、维护的工作量。光纤的应用也彻底解决了电缆老化问题, 系统可靠性得到了充分的保障。除此之外, 数字化变电站中IEC61850所支持的互操作性, 把用户从设备互联困难的限制中解脱出来, 提高了变电站选择产品的自由度。不仅如此, 通用的配置方式也提高了用户对设备的驾驭能力, 标准化的信息模型实现了变电站信息共享, 使原先必须由IED实现的某些保护功能可以由一个软件模块来实现了, 如母线保护、备自投等, 设备的减少同时也减少了变电站的占地面积, 节约了大量成本, 这使得数字化变电站在系统可靠性、经济性、维护方便性、性价比等方面均比综合自动化站有了大幅度提升。

4 结束语

以上介绍了变电站综合自动化技术的现状、发展历程及其存在的问题, 数字化变电站技术的发展从当前的实际应用来看也仅仅是解决了一部分问题, 数字化变电站是具有里程碑意义的一次变革, 对变电站综合自动化系统的各个方面必将产生深远的影响, 变电站综合自动化技术也一定会因数字化变电站技术的不断发展而迎来一个新的蓬勃发展的时期。

摘要：重点介绍了变电站综合自动化技术的现状及其发展历程, 分析了当前变电站综合自动化存在的诸多问题, 指出了数字化变电站技术的推广应用必将推动变电站综合自动化技术的不断发展。

关键词：变电站综合自动化,数字化变电站

参考文献

[1]邹炜.浅谈提高变电站电力系统自动化技术[J].中国新技术新产品, 2010 (17) .

[2]丁文书.综合自动化原理及应用[M].中国电力出版, 2010.

[3]曾庆禹.变电站自动化技术的未来发展 (一) [J].南京:电力系统自动化, 2000, 25 (9) :1-6.

浅析变电站综合自动化技术 第11篇

【关键词】变电站；综合自动化；数字化

电力网络随着社会持续发展取得了进一步的扩大，电力系统在稳定性上也面临了全新的挑战，变电站作为电力系统的重要组成部分之一，其运行情况将会对电力系统的各方面产生一定的影响，例如稳定性、经济性，通过此可反映出进一步完善变电站管理模式的重要性。其中，变电站中的综合自动化技术与变电站运行情况在稳定性、经济性以及可靠性上具有密切的关系，就此本文对变电站中的综合自动化技术展开了相关的研究。

1.变电站综合自动化技术发展情况分析

变电站综合自动化技术的发展可通过3个阶段来归纳，分别为自动装置、智能自动装置以及综合自动化。首先，在自动装置这一阶段，装置在运行上处于各自运行的状态，并且不具备智能效果，在故障检测上也尚未实现自动化。实际运行期间，装置若出现异常情况，不能及时进行报警，甚至影响到电网的安全运行；其次，在智能自动装置这一个阶段，微处理器已在实际的生活当中广泛应用，而变电站逐渐试行大型的微处理机。出于对数字式电路的考虑，装置在体积上有减小，更重要的是这一阶段装置在故障检测上已实现了自动化，这一点使得装置本身的可靠性有了明显的改善，在维修上所花费的时间也有明显缩短。在该阶段，自动装置虽具备了更多的优点，然而装置仍未能做到互相通信，分开运行的依旧不少，并且资源共享的目标在该阶段仍未实现；最后，在综合自动化这一个阶段，微机监控装置、微机保护、微机故障录波以及微机运动等已在电网系统中充分推广，从技术层面上看，每一个专业均是处于独立运行的状态，而硬件也有一定的重复情况，如此一来对系统的运行可靠性产生了极大的影响[1]。

2.变电站综合自动化技术的主要研究内容

以110kV以上的变电站来说，变电站必须要始终对电力系统在运行期间的经济性原则与安全性原则严格遵守。在计算机技术、信息技术的飞快进步下，为构建新型保护技术与控制技术提供了一定的帮助，并有效解决了不少过去变电站在运行上的问题。其次，从技术层面、管理层面上看，各项技术的不断进步对于不同专业之间的协调与配合具有一定的促进作用，有利于完善电网的自动化技术。同时，在此环境下，变电站在运行上的安全性、可靠性等也会受到一定的影响[2]。以新建变电站为例，变电站必定要实施综合自动化技术，如此一来则需要逐渐的消除当中的测量监视、控制等工作，其由最先需要一部分的工作人员值班发展到无人值班。而对于老变电站，其要实现无人值班，则必须要对测量监视、监控等相关技术进行改造。

以40kV以下的变电站来说，进一步提高与改善供电安全性、供电质量以及服务水平等都是变电站的关键。通过变电站中的综合自动化技术，对变电站二次设备进行改造，则需要消除控制屏、测量监视等，并且全面加强变电站中的监视水平与控制技术，从而实现无人值班的目标。

变电站要做到综合自动化，首先，变电站设备一旦出现异常情况，自动化系统需及时进行自动报警，并对相关出口采取关闭措施。其次，电网出现故障时，自动化系统可对故障情况及时判断，并作出适当的处理，以尽快消除或是隔离电网故障，将由于故障而引起的不良影响降低到最小。

3.变电站综合自动化技术的关键内容

3.1通信技术方面

现阶段，计算机的监控系统、间隔层装置等在通信方面均是采用TCP/IP协议这一种网络传输层协议，该协议为以IEC60870-5-103为基础的太网板，规约为NET103。

目前，变电站以及调度中间多是应用循环式与问答式的规约。其中，循环式规约的传输模式具有较强的独立性，个别数据在传输期间若是有差错，可通过下一个循环数据进行补救，但此种规约同时也具有3个缺点，分别为奇（偶）效检验错的能力不足，信道有效利用率低、传送数量大则时间长。另外，问答式规约对于通道的适应性较强，对于通道的占用率较高，且传送数据的速度十分快。同时，这一种规约也具有缺点。例如对通道具有较高的要求，并且响应事故的速度跟不上等，其中IEC60870-5-103规约、IEC60870-5-104规约等为目前较常应用的规约[3]。

3.2抗干扰技术方面

不少综合自动化系统均是以220V交流作为监控装置供电电源，在交流供电系统上，通过采取多项措施抵抗干扰。例如氧化锌压敏电阻、不间断电源UPS、电源滤波器、隔离变压器等。对于外部干扰，由于其产生于综合自动化系统的外部，所以在消除时可通过屏蔽与减少感应耦合来降低外部的干扰。

3.3采集数据、处理技术

变电站监控主站在数据采集上要求，在确保交流量不失真的前提下进行传递，并确保数据精确度。其中，监控主站所采集的相关数据有多个方面，其中包括有刀闸状态、断路器状态、母线电压低压侧的三相电流、继电保护（包括保护状态、保护信号等）等[4]。另外，在数据的处理上，包含了多项处理内容，例如分析计算变电站的运行参数等。

3.4人机联系、继电保护

保护装置属于自动化系统中的一个有机部分，在原则上，保护装置和自动化系统之间应处于相对独立的状态。通常需要确保电磁的兼容指标对于干扰具备较强的抵抗能力，通过独立控制电源与设置专有的熔断器进行保护，从而保护CT、测量CT之间的独立性。可在线对定值、参数等进行修改，并附上事故的采样报告、动作记录等。如此一来，变电站的工作人员便可借由屏幕掌握变电站运行的动态情况，并对信号复归、远方控制、当地控制、报警界限等进行实施设置，还可打印出相关的数据，对信息进行长期保存。

4.数字化变电站分析

数字化变电站主要是由智能化一次设备以及网络化二次设备构成，使变电站内部的智能电器设备之间可做到信息共享、互相操作，成为现代化变电站。

首先，在变电站的智能化一次设备方面，变电站一次设备中的受测信号回路、受控操作驱动回路等在设计上均是以微处理器以及光电技术作为依据，简化电式继电器，采用数字化的程控器与公共信号网络来取代过去的导线连接。由此可知，变电站中的常规继电器与继电器的逻辑回路在二次回路中被可编程序所取代，并且控制电缆、强点模拟信号等也被光纤、光电数字所取代。

其次，在变电站的网络化二次设备方面，以标准化微处理机、模块化微处理机为依据设计与处理变电站二次设备时，二次设备在连接方式上发生了改变，在改变后均是应用高速网络通信，通过对网络充分利用而转变传统的连接方式，切切实实做到了资源与数据的共享。

5.结束语

综上所述，变电站中的综合自动化长时间以来均属于国内电力行业上的一个热点，变电站中综合自动化这一项技术，通过优化组合变电站中一次设备的经过功能，对信息处理技术、计算机通信技术等多种先进技术加以利用，使得变电站中的配线路、输线路等多项主要设备在监视与控制上实现了自动化，并做到了微机保护。对于变电站而言，数字化变电站对其发展历程中具有十分重要的意义，其属于一项大型的系统工程，在数字化变电站实现自动化的这一个过程中，需要解决的关键技术有不少，所以应结合目前的实际情况，制定相应的实施方案，通过合理应用成熟技术，并对该领域的先进技术进行积极研究，最终促进综合自动化技术的良好发展。 [科]

【参考文献】

[1]史伟.初探变电站综合自动化系统的运行及维护[J].广东科技，2011（12）：118-119.

[2]刘晓春.浅谈变电站综合自动化系统[J].中国电力教育，2010（04）：254-255.

[3]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（04）：49-50.

浅谈变电站微机自动化系统的发展 第12篇

1 数字化变电站自动化系统的特点

1.1 一次设备智能化

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 二次设备网络化

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 运行管理微机化

变电站运行管理系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计实现微机化;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

目前从国内、外变电站综合自动化的开展情况而言, 大致存在以下几种结构:

2.1 分布式结构

分布式模式一般按功能设计, 采用主从CPU系统工作方式, 将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成, 多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力, 各功能模块 (通常是多个CPU) 之间采用网络技术或串行方式实现数据通信, 选用具有优先级的网络系统较好地解决了数据传输的瓶颈问题, 提高了系统的实时性。分布式结构方便系统扩展和维护, 局部故障不影响其他模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构, 较多地使用于中、低压变电站。分布式变电站综合自动化系统自问世以来, 显示出强大的生命力。目前, 还存在在抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上的问题等。

2.2 集中式结构

一般采用功能较强的计算机并扩展其I/O接口, 集中采集模拟量和数字量等信息, 集中进行计算和处理, 分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能, 后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。目前国内许多的厂家尚属于这种结构方式这种结构有以下不足:

2.2.1 前置管理机任务繁重、引线多, 降低了

整个系统的可靠性, 若前置机故障, 将失去当地及远方的所有信息及功能。

2.2.2 软件复杂, 修改工作量大, 系统调试烦琐。

2.2.3 组态不灵活, 对不同主接线或规模不

同的变电站, 软、硬件都必须另行设计, 工作量大并且扩展一些自动化需求的功能较难。

2.3 分层分布式结构

按变电站的控制层次和对象设置全站控制级——变电站层 (站级测控单元) 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:

2.3.1 可靠性提高, 任一部分设备故障只影

响局部, 即将“危险”分散, 当站级系统或网络故障, 只影响到监控部分, 而最重要的保护、控制功能在段级仍可继续运行;段级的任一智能单元损坏不应导致全站的通信中断, 比如长期霸占全站的通信网络。

2.3.2 可扩展性和开放性较高, 利于工程的设计及应用。

2.3.3 站内二次设备所需的电缆大大减少, 节约投资也简化了调试维护。

3 通讯方式

目前国内常采用以太网通讯方式, 在以太网出现之前, 无论RS-232C、EIA-422/485都无法避免通信系统繁琐、通讯速度缓慢的缺陷。现场总线的应用部分地缓解了便电站自动化系统对通信的需求, 但在系统容量较大时依然显得捉襟见肘, 以太网的应用, 使通讯问题迎刃而解。常见的通讯方式有:

3.1 双以太网、双监控机模式, 主要是用于

220-500k V变, 在实现上可以是双控机+双服务器方式, 支撑光/电以太网。

3.2 单以太网, 双/单监控机模式。

3.3 双LON网, 双监控机模式。

3.4 单LON网, 双/单监控机模式。

4 自动化系统实现的功能

4.1 微机保护:是对站内所有的电气设备进

行保护, 包括线路保护, 变压器保护, 母线保护, 电容器保护及备自投, 低频减载等安全自动装置。各类保护应具有下列功能:a.故障记录。b.存储多套定值。c.显示和当地修改定值。d.与监控系统通信。根据监控系统命令发送故障信息, 动作序列。当前整定值及自诊断信号。接收监控系统选择或修改定值, 校对时钟等命令。通信应采用标准规约。

4.2 数据采集及处理功能

包括状态数据, 模拟数据和脉冲数据

4.2.1 状态量采集

状态量包括:断路器状态, 隔离开关状态, 变压器分接头信号及变电站一次设备告警信号、事故跳闸总信号、预告信号等。目前这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统, 也可通过通信方式获得。

4.2.2 模拟量采集

常规变电站采集的典型模拟量包括:各段母线电压、线路电压, 电流和有功、无功功率值。馈线电流, 电压和有功、无功功率值。

4.3 事件记录和故障录波测距

事件记录应包含保护动作序列记录, 开关跳合记录, 变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现, 一是集中式配置专用故障录波器, 并能与监控系统通信。另一种是分散型, 即由微机保护装置兼作记录及测距计算, 再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。

4.4 控制和操作功能

操作人员可通过后台机屏幕对断路器, 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。

4.5 本功能在常规远动"四遥"的基础上

增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等, 其信息量远大于传统的远动系统。还应具有同调度中心对时, 统一时钟的功能和当地运行维护功能。

5 结论

通过以上分析, 可以看到变电所综合自动化对于实现电网调度自动化和现场运行管理现代化, 提高电网的安全和经济运行水平起到了很大的促进作用, 它将能大大加强电网一次、二次系统的效能和可靠性, 对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。随着技术的进步和硬件软件环境的不断升级改善, 它的优越性必将进一步得到发展。

摘要：简要介绍了变电站综合自动化系统的发展趋势, 提出了变电站综合自动化基本概念, 并对系统结构、通讯方式和能实现的基本功能及变电站自动化的发展前景进行分析。