变电站综合自动化系统结构与功能综述

变电站综合自动化系统结构与功能综述（6篇）

1.变电站综合自动化系统结构与功能综述 篇一

随着我国经济的快速发展、科学技术水平的提高,现代控制技术也得到了极大的发展,尤其是近几年来,电子技术、通信技术、计算机技术更是实现了跨越式的发展。这些技术的进步为我国电力系统自动化的实现打下了坚实的基础,从而奠定了我国变电站综合自动化系统发展的契机。如今,变电站综合自动化系统已经取代传统的变电站二次系统成为我国变电站主要的控制系统,其管理高效,信息传递、反应快速的特征使变电站设备实现了统一控制、协调、管理、监测,同时其高效的信息交换功能大大简化了电网的操作,保证了电网运行的安全性、 稳定性和经济性。

1变电站综合自动化系统结构的优缺点

变电站综合自动化系统结构的设计思路主要分为2种,即分布式和集中式。分布式设计与集中式设计的区别在于采用的是分布式还是集中式结构。两者在控制保护功能上的区别就在于分布式设计将各控制保护功能分散到开关柜上或者开关柜周边,而集中式设计则将各控制保护功能集中到专用的保护柜上。这就使得两者的信息处理、传输存在较大的区别,分布式设计的信息处理是在单元内进行,各个单元并无任何联系,属于独立的个体,处理完成后的信息通过光纤传输至监控计算机;集中式设计则将采集的各类信息在保护柜内处理完成后经光纤传输到主控制室计算机。分布式结构综自系统与集中式结构综自系统在处理信息时也有着很大的区别,分布式系统的信息处理是由多台计算机来进行,每台计算机都分管不一样的处理内容;而集中式系统则主要由一台功能强大的计算机来对所有的信息进行分类处理。这也使得分布式系统有着极强的扩展性、可维护性,局部的系统故障也不会影响到整个系统的运行,且对于未来的技术发展有着良好的适应性;而集中式系统虽然实现了信息的集中处理,却也使得整个系统的可靠性降低,扩展性不足,维护、调试难度加大,面对未来计算机技术的发展,略微表现出较差的适应性。

无论是分布式系统还是集中式系统,因为采用的是多功能继电器,可以说都在很大程度上简化了二次接线。而且这2种设计所采用的系统软件均具有极强的适应性、兼容性、扩展性, 能够满足客户未来的升级和功能扩展需求。

2变电站综合自动化系统现场调试及维护的常见问题

2.1综自系统现场调试需要注意的问题

要进行现场调试,首先就要清楚调试分为几个阶段:先期准备阶段、调试阶段、试运行阶段、收尾阶段。

2.1.1先期准备阶段

每个阶段需要进行的工作和注意的问题都不一样。在先期准备阶段中,主要工作就是了解和检查:了解整个系统的接线方式,了解所有设备的安装方式,了解整个系统各类保护装置及直流屏等的数量等;检查系统内的设备,包括外观是否存在破损,电子元件是否有损坏,接线有无损坏,安装是否正确, 通讯是否正常,传输是否顺畅,接线方法是否正确,等等。务必要保证对整个系统有一个全面深刻的了解,且检查到位、细致、 认真,绝不出现遗漏。

2.1.2调试阶段

调试阶段是整个现场调试中最关键也是涉及面最广的阶段,在这一阶段,我们不仅要对一、二次系统的电缆连接进行检查,还需要对直流屏控制电源、储能电源、操动机构、后台机在调试中的反应、主变压器、打印功能、声音报警功能、远动功能、 防雷保护等进行调试检查。其中需要注意以下几点:(1)在进行直流屏控制电源、储能电源调试时,需要注意,跳合闸继电器保持回路在与断路器操动机构跳合闸电流进行配合的时候,跳合闸继电器保持电流要与断路器操动机构跳合闸电流应相匹配,如继电器保持电流小于实际电流,其后果就是跳合闸保持继电器被烧毁;而如果继电器保持电流大过实际电流,那么跳合闸很可能出现不跳合现象。(2)在对二次交流部分进行现场调试检查时,主要是对一次和二次回路的完整性及有效值、相别进行检查,还需要注意的是,在对一次侧的A、B、C三相分别用加压器施加单相57V电压时,该段母线上应该能够测出电压,而其他母线上则没有电压,同时在进行相别检查时,相别应是正确的。(3)防雷保护。由于变电站综合自动化系统已经实现了高度的智能化管理,其构成中不可避免地也就存在大量检测设备,这些电子设备不仅价格昂贵而且极易受损,尤其是在受到雷击的时候。因此,防雷保护对于综自系统来讲是非常关键的一个环节。在进行防雷保护时,要注意的一点是接地,良好的接地是防雷的关键,而良好的接地就意味着要保证接地电阻达到设计标准要求,因为接地电阻越小,过电压也就越低。 在这里可以采用以下措施:通过在避雷针下增加垂直接地极, 防止二次电压的反击;优先选用方孔地网,要考虑地网表面电压分布的合理性,必须保证其适应于接触电压和跨步电压。

2.1.3试运行阶段

这一阶段主要通过观察来对系统的运行进行考量,在系统运行的过程中发现问题并及时进行纠正。系统试运行期间,要注意对系统的差动保护极性、带方向保护进行校验,另外,还要对后台机的显示电压、电流、电量数据等进行校验,务必保证每个数据和安装的正常。

2.1.4收尾阶段

在试运行结束后,要对整个试运行阶段出现的问题进行处理,并做好资料的收集、整理工作,保证变电站交接资料的完整性。

2.2综自系统维护需要注意的问题

综自系统的维护状态如何对于运行和管理变电站有着非比寻常的意义,良好、科学的维护工作不仅能够保证变电站的正常运行,还能够延长设备的生命周期,并且可以保证整个变电站的运行安全。

在进行综自系统维护的时候,首先要做的就是对新投变电站进行验收,验收是维护的基础,做好验收能够极大地减少后期的维护工作,并且为今后维护工作的开展打下良好的基础。 另外,进行综自系统的维护,不可忽视的就是对通讯设备的维护,这就需要我们维护人员掌握综自系统中通讯设备的参数设置及连接方式,并且了解系统内各个设备之间的网络连接方式,以便在通讯设备出现故障的时候,及时准确地判断故障发生的位置和原因,并快速地进行处理。除了以上2点外,在进行综自系统维护的时候,需要我们维护人员具备一定的数据库更改的能力,以减少对厂家的依赖。目前,对数据库的更改主要包括线路名、人员权限修改,运行人员增减等。

3结语

2.变电站综合自动化系统运行与管理 篇二

变电站综合自动化系统是电网自动化系统的一个重要组成部分, 变电站综合自动化系统对变电站内的设备进行统一的监控、管理, 与电网调度自动化系统进行实时信息交换、信息共享,提高了电网的安全稳定水平。某供电公司2003年实现了所辖11座110kV变电站的无人职守,2007年全面组织进行对220kV变电站进行综合自动化改造, 推行集中监控、分片操作的运行管理模式,2008年5座220kV变电站全部具备无人职守条件,最终目标是实现变电站无人职守。

1 对变电运行管理的重要性

变电站是电力系统中联系发电厂与用户之间不可缺少的环节。变电站的安全运行是电力系统安全运行的重要组成部分, 如果变电站发生事故会直接影响电网的安全运行, 迫使电力系统的运行方式发生变化, 严重时会导致供电中断, 造成大面积停电。变电运行工作平凡而责任重大, 确保变电站设备的安全运行是变电运行工作的重中之重。

2 变电站监控系统的运行管理

变电站监控系统是把变电站中的中央信号、事故音响、运行数据、倒闸操作等功能综合起来, 进行统一管理,将各种信息进行分析、筛选和归类,以利于进行正常的监控和操作。变电站综合自动化监控系统的运行管理可分为日常管理、交接班、倒闸操作、验收和故障处理等。

2.1日常管理

2.1.1一般规定

a) 定期核对 四遥 即遥测、遥信、遥控、遥调的正确性。进行通信网络测试、标准时钟校对等维护, 发现问题及时处理并做好记录。

b) 进行变电站例行遥控传动试验和对上级调度自动化系统信息及功能有影响的工作前, 应及时通知有关的调度自动化值班人员, 并获得许可。

c) 一次设备变更 ( 比如设备的增减、主接线的变更、互感器变比改变等) 后, 修改相应的画面和数据等内容时, 应以经过批准的书面通知为准。

d) 运行中严禁关闭监控系统报警音箱, 应将音箱音量调至适中位置。

e) 未经调度或上级许可, 值班人员不得擅自将监控系统退出(除故障外),如有设备故障退出,必须及时汇报调度员。

f) 五防解锁钥匙应统一管理, 由站长授权使用。

g) 每隔半年将主机历史数据进行备份,该工作应由站长联系公司远动班完成。

h) 保持监督控制中心和周围环境的整齐清洁。

2.1.2日常监控

监控系统的日常监控, 是指以微机监控系统为主、人工為辅的方式, 对变电站内的日常信息进行监视、控制、以掌握变电站一次主设备、站用电及直流系统、二次继电保护和自动装置等的运行状态, 保证变电站正常运行的目的。日常监控是变电站最基本的一项工作,每个运行人员都必须了解微机监控系统日常监控的内容并掌握其操作方法。

监控系统的日常监视的内容:各子站一次主接线及一次设备; 各子站继电保护及自动装置的投入情况和运行情况; 电气运行参数 ( 如有功功率、无功功率、电流、电压和频率等) , 各子站潮流流向;光字牌信号动作情况, 并及时处理;主变分接开关运行位置;每小时查看日报表中各整点时段的参数(如母线电压, 线路电流、有功及无功功率, 主变温度,各侧电流、有功功率及无功功率等);电压棒型图、各类运行日志; 事故信号、预告信号试验检查; 五防系统网络的运行状态;UPS电源的运行情况;直流系统的运行情况。

2. 1. 3 操作监控

操作监控是指操作人员在变电站内进行倒闸操作、继电保护及自动装置的投退操作以及其他特殊操作工作时,监控人员对操作过程中监控系统的各类信息进行监视、控制, 以保证各种变电设备及操作人员在操作过程中的安全。

操作监控的内容有一次设备的倒闸操作,继电保护及自动装置连接片的投退操作。

2.1.4事故处理异常监控

事故监控是指变电站在发生事故跳闸或其他异常情况时, 监控人员对发生事故或异常情况前后某一特定时间段内的信息进行监视、分析及控制,以迅速正确地判断处理各类突发情况,使电网尽快恢复到事故或异常情况前的运行状态,保证本站设备安全可靠地运行, 确保整个系统的稳定。

事故监视的内容一般有主变压器、线路断路器继电保护动作跳闸处理的监视; 主变压器过负荷的异常运行监视; 主变压器冷却器故障的处理; 主变压器油温异常的监控; 各曲线图中超出上、下限值

的监视及处理；音响失灵后监控;系统发生扰动后的监控;光字牌信号与事故、异常监控等。

2. 2 交接班和倒闸操作管理

监控中心交接班与原常规站交接班内容基本相同, 要明确设备运行方式、倒闸操作、设备检修、继电保护自动装置运行情况、设备异常事故处理、工作票执行情况等方面的内容。需要特别注意的有两个事项: 网络的测试情况和所有工作站病毒检查情况。通讯一旦中断或网络发生异常监控中心对各变电站将会束手无策。倒闸操作一般应在就地监控微机上进行, 监控值班人员在就地监控微机上进行

任何倒闸操 作时, 仍要严格遵守DL408—1991#电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)的规定,一人操作,一人监护。监控值班人员必须按规定的权限进行操作, 严禁执行非法命令或超出规定的权限进行操作。

2. 3 验收管理

就地监控微机要求有与现场设备一致的一次主接线图, 在图中可以调用和显示电压、负荷曲线、电压的棒图或保护的状态, 能对断路器进行控制,投退保护压板, 调整主变分接头, 查看历史数据等功能。要在日常的运行中获得可靠的信息, 初期的验收主要有遥测量 (YC) 、遥信量(YX)、遥控量(YK)、遥调量(YT)四个方面的内容。

2.3.1遥测量

遥测量指信息收集和执行子系统收集到的,反映电力系统运行状态的各种运行参数 ( 基本上是模拟量) 。

正常的遥测量数据包括: 主变压器各侧的有功及无功功率、电流、变压器的上层油温; 线路的有功及无功功率、电流 ( 220 kV 以上线路三相电流);母线分段开关的有功功率、电流; 母线电压、

零序电压(3U0);电容器的无功功率、电流; 消弧线圈的零序电流; 直流系统的浮充电压、蓄电池端电压、控母电压、合母电压、充电电流; 站用变的电压、系统频率。这些正常的遥测数据, 测量误差应小于 1%, 在验收时要逐一核对, 根据现场情况尽可能在送电前完成。

2.3.2遥信量

遥信量指反映电力系统结构状态的各种信息,是开关量 ( 需经隔离才能送入远动装置) 。

遥信量数据包括: 开关位置信息;开关远方/就地切换信号; 开关异常闭锁信号、操作机构异常信号、控制回路断线信号; 保护动作、预告信号、保护装置故障信号; 主变压器有载分头位置、油位异常信号、冷却系统动作信号、主变压器中性点接地隔离开关与运行方式改变有关的隔离开关位置信号; 自动装置投切、动作、故障信号 ( 即 DZJZ,备用电源装置) ; 直流系统故障信号, 现场手动操作解除闭锁系统信号; 全站事故总信号、预告总信号、各段母线接地信号、重合闸动作信号、远动终端下行通道故障信号、消防及安全防范装置动作信号(火灾报警)。

3.变电站综合自动化系统教案 篇三

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。

4.变电站综合自动化系统结构与功能综述 篇四

摘要:变电站综合自动化系统是电网自动化系统的一个重要组成部分,变电站综合自动化系统对变电站内的设备进行统一的监控、管理,与电网调度自动化系统进行实时信息交换、信息共享,提高了电网的安全稳定水平。因此,变电站综合自动化系统的安全运行直接决定了变电站的安全和稳定。本文论述了变电站监控系统的运行管理措施。

关键词:电力系统自动化;安全运行;管理对变电运行管理的重要性

变电站是电力系统发、输、配电工程不可缺少的环节。变电站的安全运行是电力系统安全运行的重要组成部分,如果变电站发生事故会直接影响电网的安全运行,迫使电力系统的运行方式发生变化,严重时会导致供电中断,造成大面积停电。变电运行工作平凡而责任重大,确保变电站设备的安全运行是变电运行工作的重中之重。变电站监控系统的运行管理

变电站监控系统是把变电站中的中央信号、事故音响、运行数据、倒闸操作等功能综合起来,进行统一管理,将各种信息进行分析、筛选和归类,以利于进行正常的监控和操作。变电站综合自动化监控系统的运行管理可分为日常管理、交接班、倒闸操作、验收和故障处理等。

2.1 日常管理

2.1.1 一般规定

a.定期核对“四遥”即遥测、遥信、遥控、遥调的正确性。进行通信网络测试、标准时钟校对等维护,发现问题及时处理并做好记录。

b.进行变电站例行遥控传动试验和对上级调度自动化系统信息及功能有影响的工作前,应及时通知有关的调度自动化值班人员,并获得许可。

c.一次设备变更(比如设备的增减、主接线的变更、互感器变比改变等)后,修改相应的画面和数据等内容时,应以经过批准的书面通知为准。

d.运行中严禁关闭监控系统报警音箱,应将音箱音量调至适中位置。

e.未经调度或上级许可,值班人员不得擅自将监控系统退出(除故障外),如有设备故障退出,必须及时汇报调度员。

f.五防解锁钥匙应统一管理,由站长授权使用。

g.每隔半年将主机历史数据进行备份,该工作应由站长联系远动班完成。

h.保持监督控制中心和周围环境的整齐清洁。

2.1.2日常监控

监控系统的日常监控,是指以微机监控系统为主、人工为辅的方式,对变电站内的日常信息进行监视、控制、以掌握变电站一次主设备、站用电及直流系统、二次继电保护和自动装置等的运行状态,保证变电站正常运行的目的。日常监控是变电站最基本的一项工作,每个运行人员都必须了解微机监控系统日常监控的内容并掌握其操作方法。监控系统的日常监视的内容:各子站一次主接线及一次设备;各子站继电保护及自动装置的投入情况和运行情况;电气运行参数(如有功功率、无功功率、电流、电压和频率等),各子站潮流流向;光字牌信号动作情况,并及时处理;主变分接开关运行位置;每小时查看日报表中各整点时段的参数(如母线电压,线路电流、有功及无功功率,主变温度,各侧电流、有功功率及无功功率等);电压棒型图、各类运行日志;事故信号、预告信号试验检查;五防系统网络的运行状态;UPS电源的运行情况;直流系统的运行情况。

2.1.3 操作监控

操作监控是指操作人员在变电站内进行倒闸操作、继电保护及自动装置的投退操作以及其他特殊操作工作时,监控人员对操作过程中监控系统的各类信息进行监视、控制,以保证各种变电设备及操作人员在操作过程中的安全。操作监控的内容有一次设备的倒闸操作,继电保护及自动装置连接片的投退操作。

2.1.4 事故处理异常监控

事故监控是指变电站在发生事故跳闸或其他异常情况时,监控人员对发生事故或异常情况前后某一特定时间段内的信息进行监视、分析及控制,以迅速正确地判断处理各类突发情况,使电网尽快恢复到事故或异常情况前的运行状态,保证本站设备安全可靠地运行,确保整个系统的稳定。

事故监视的内容一般有主变压器、线路断路器继电保护动作跳闸处理的监视;主变压器过负荷的异常运行监视;主变压器冷却器故障的处理;主变压器油温异常的监控;各曲线图中超出上、下限值的监视及处理;音响失灵后监控;系统发生扰动后的监控;光字牌信号与事故、异常监控等。

2.2 交接班和倒闸操作管理

监控中心交接班与原常规站交接班内容基本相同,要明确设备运行方式、倒闸操作、设备检修、继电保护自动装置运行情况、设备异常事故处理、工作票执行情况等方面的内容。需要特别注意的有两个事项:网络的测试情况和所有工作站病毒检查情况。通讯一旦中断或网络发生异常监控中心对各变电站将会束手无策。倒闸操作一般应在就地监控微机上进行,监控值班人员在就地监控微机上进行任何倒闸操作时,仍要严格遵守DL408-1991《电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)》的规定,一人操作,一人监护。监控值班人员必须按规定的权限进行操作,严禁执行非法命令或超出规定的权限进行操作。

2.3 验收管理

就地监控微机要求有与现场设备一致的一次主接线图,在图中可以调用和显示电压、负荷曲线、电压的棒图或保护的状态,能对断路器进行控制,投退保护压板,调整主变分接头,查看历史数据等功能。要在日常的运行中获得可靠的信息,初期的验收主要有遥测量(YC)、遥信量(YX)、遥控量(YK)、遥调量(YT)四个方面的内容。

2.3.1遥测量

遥测量指信息收集和执行子系统收集到的,反映电力系统运行状态的各种运行参数(基本上是模拟量)。

正常的遥测量数据包括:主变压器各侧的有功及无功功率、电流、变压器的上层油温;线路的有功及无功功率、电流(220kV以上线路三相电流);母线分段开关的有功功率、电流;母线电压、零序电压(3U0);电容器的无功功率、电流;消弧线圈的零序电流;直流系统的浮充电压、蓄电池端电压、控母电压、合母电压、充电电流;站用变的电压、系统频率。这些正常的遥测数据,测量误差应小于1%,在验收时要逐一核对,根据现场情况尽可能在送电前完成。

2.3.2 遥信量

遥信量指反映电力系统结构状态的各种信息,是开关量(需经隔离才能送入远动装置)。遥信量数据包括:开关位置信息;开关远方/就地切换信号;开关异常闭锁信号、操作机构异常信号、控制回路断线信号;保护动作、预告信号、保护装置故障信号;主变压器有载分头位置、油位异常信号、冷却系统动作信号、主变压器中性点接地隔离开关与运行方式改变有关的隔离开关位置信号;自动装置投切、动作、故障信号(即DZJZ,备用电源装置);直流系统故障信号,现场手动操作解除闭锁系统信号;全站事故总信号、预告总信号、各段母线接地信号、重合闸动作信号、远动终端下行通道故障信号、消防及安全防范装置动作信号(火灾报警)。

遥信量的选择不见得是越多越好,对重要的与不重要的加以区分,应选择重要的保护与开关量信息,当一次系统发生事故时,会有大量的数据,如果不进行选择会影响人对事故的正确判断及对事故的快速反应。也可增加相应的特殊信号或对一些遥信量进行合并,合并的信号运行人员应清楚是哪几个信号,如控制回路断线、机构异常、SF6气体压力低等。

2.3.3 遥控量

遥控量指改变设备运行状况的控制命令,包括开关分、合;变压器中性点地刀分、合;保护软压板的投、解。要求遥控量的传输可靠。验收时要核对正确性,还需做一些必要的措施,尤其是第一次控制开关(就地微机、监控微机数据库有变化时)现场要有防误控的措施,把运行设备的远方/就地开关切换至就地。设备只要有检修时,要对开关遥控进行分、合测试,以保证其正确性。

2.3.4 遥调量

遥调量是指连续或断续改变设备运行参数的有关信息,如变压器的分接头等。验收时分接头位置指示与实际相符,调升命令下达后变压器分接头应该升。

2.4 事故异常管理

监控系统的故障处理或事故抢修应等同于电网一次设备的故障处理或事故抢修。变电站现场事故处理预案中要加入监控系统部分。监控系统设备出现严重故障或异常,影响到电气设备操作的安全运行时,按事故预案处理,并加强对电网一次、二次设备的监视,以避免出现电网事故或因监视不力危及设备和电网安全。同时立即汇报调度和本部门分管领导确定抢修方案,统一安排处理。监控机发出异常报警时,监控人员应及时检查,必要时检查相应的一、二次设备。监控系统主机故障,备用机若不能自动切换时,应及时向调度和有关部门汇报,尽快处理。在监控系统退出期间,运行人员应加强对一、二次设备的巡视,及时发现问题。在处理事故、进行重要测试或操作时,有关二次回路上的工作必须停止,运行人员不得进行运行交接班。监控系统设备永久退出运行,设备维护单位需向上级调度自动化管理部门提出书面申请,经自动化主管领导批准后方可进行。存在的问题及对策

改造后的变电站综合自动化系统由于设备问题、电磁干扰、通道误码等原因,信息误发、漏发情况时有发生。往往在事故情况下有大量的信息上传,因此要求值班人员能迅速进行判断。简单可行的办法是一看时间,二看遥测量。无论什么保护动作,其启动都是由动作量值整定的,都有一个启动到动作出口的过程。计算机将保护动作的过程按时间顺序体现出来,通过遥信量的分、秒、毫秒在同一时间段内有不同的保护动作情况,可以判断为误遥信。再结合遥测量的变化、相应开关变位、事故总动作信号来判断。例如:主变有一侧开关变位,三侧电流、有功、无功正常,中、低压侧电压正常,这时应判断开关变位是误发或现场把控制电源断开所引起。

运行中经常出现的异常有通讯中断、监控微机死机、遥测值不刷新和遥控拒控制。异常或事故处理时应坚持以下处理步骤:记录掉闸开关名称及编号,在事故报警窗中查询开关的掉闸时间及保护动作情况、时间,做好记录后将变位设备对位。结束语

5.宝鸡供电局变电站综合自动化系统 篇五

[关键词]变电站综合自动化系统 建设 完善 建议

一、前言

近年来，随着宝鸡供电局电网建设的飞速发展，特别是在城农网改造建设中新技术的不断运用，变电站综合自动化系统发挥着越来越重要的作用，它为实现电力生产的现代化、科学化、信息化和自动化管理及时提供了有效的网络信息和准确数字，为电网的安全经济运行提供了重要依据。我局变电站自动化系统建设历经三个阶段[1]，不论是在设备选型及使用上，还是在变电站综自系统设计上，都存在许多共性的问题有待完善。本文针对变电站综合自动化系统目前的运行维护管理现状以及存在问题加以讨论并提出几点建议。

二、变电站综合自动化系统的电源

变电站综合自动化系统的可靠运行是保证电网发生异常故障时相关人员能及时准确判断处理的关键，变电站综自系统装置本身在软、硬件设计上采取了层层保险、相互闭锁、死机自启动方面的措施，因此由综自装置本身问题影响系统不稳定现象，已经得到了极大的改善，根据几年的运行统计，因装置故障引起的变电站综自系统异常情况已经基本消失，而由电源系统可靠性造成的电网故障时有发生，如造成远传功能中断、自动化信息记录不完整、无人值守变电站无法进行事故遥控抢送等，危害性极大。此外还有以下几种表现:

1、取自站用变低压侧的交流电源供电不可靠，在保护动作导致变电站低压侧母线失压时，电源供电中断，造成自动化远传装置或者当地监控系统失电停机。

2、电源瞬间突然停、送电，对自动化设备硬件（特别是装置电源）造成冲击损坏，导致设备停机。

3、当变电站一次设备发生近距离接地短路故障时，由于变电站接地网各点地电阻不一致，地电流造成主控室接地点电压突变，引起自动化设备电源品质（电压有效值、频率、波形）降低至不可用，甚至烧坏设备的工作电源。

鉴于上述情况，近年来变电站综合自动化系统的远传设备及其当地监控系统均要求配置UPS电源，从而显著提高设备的运行可靠性。但UPS电源也存在以下问题:

1、采用普通的UPS电源，蓄电池容量小，逆变供电时间有限。

2、UPS蓄电池损坏率高。由于变电站站用电源很少发生长时间停电，若不能定期对UPS蓄电池放电，而始终将蓄电池置于“浮充”充电状态会使蓄电池实际使用容量大大低于其额定容量（安时数）。这样，一旦在UPS的运行中真正遇到交流输入电源中断时，就会出现由于电池组失效而造成UPS在极短时间内或者立即进入由于电池组电压过低而自动关机保护状态，造成自动化远传设备或当地系统电源中断；另一方面长期处于“浮充”状态会导致免维护蓄电池过充漏液甚至腐蚀损坏UPS内部电路。而自动化工作人员又无法对UPS电池组进行有效的定期维护。

3、由于变电站所用电源电压普遍偏高（一般为~220-~260之间），且电压波动较大，白天负荷大时，可能UPS输入交流电压属于正常范围（UPS交流输入电压正常时为~220+10%V），入夜后轻负荷时，输入电压可能高达250V以上，UPS电源长期处于这种状态，会导致其逆变稳压电路损坏，使UPS电源失效停止对外供电。

因此，给自动化设备提供可靠的电源是提高自动化设备运行可靠性的一个关键问题。鉴于以上情况，建议变电站综合自动化系统的远传设备（使用交流输入工控机）或当地监控系统计算机及其辅助设备可采用以下供电方式:

首先，所用电输入至第一级交流稳压装置，对不间断稳压交、直流逆变电源的交流输入进行第一级稳压隔离。其次，将第一级稳压输出交流220V与变电站直流系统提供的+220V输出至第二级不间断稳压逆变电源，得到电压质量合格的不间断交流220V输出，当所用电源正常时，由主供稳压交流供给第三级电源，如遇所用交流输入电源失压或电压质量下降则可由备供直流系统+220V电源经第二级逆变输出至第三级。最后，第三级远传设备或当地监控系统辅助电源得到电能质量合格且不间断的交流220V输入，有效地保证了自动化系统的运行可靠性。以上供电系统的主要特点如下:

1、该供电系统能为自动化设备提供电能质量合格的不间断交流电源。

2、该供电系统由于采用两级稳压隔离，能有效的防止由于变电站事故异常或雷电导致的交流浪涌损坏远动设备的辅助电源。

3、该供电系统能妥善的解决自动化人员无法对UPS电池组进行有效的定期维护这一实际问题（综合自动化变电站有一套行之有效的变电站直流系统监控巡检制度）。

4、该供电系统能实现交、直流输入电源0秒自动切换功能。

三、提高遥信动作的可靠性

在综自变电站实际运行中，普遍存在遥信误动、误报现象，主要是由于遥信采集用的开关辅助接点或继电器接点拒动、误动、抖动及电磁干扰、遥信电源波动、遥信电源回路窜入交流电、远动通道误码及遥信接入设计方式等原因造成对自动化系统的干扰。根据几年来的实际经验，我觉得采用以下措施可大大提高遥信动作的正确率:

1、使用质量可靠的开关辅助接点以及信号采集继电器，使其能够真正反映相关一次设备的实际工作状态，作到一、二次设备动作同步。

2、在自动化设备上根据遥信量动作类型设置合适的遥信防抖时间，将遥信瞬间抖动现象滤除。

3、利用综合自动化设备分布式设计及网络通讯原则，消除老式RTU电缆引入主控室造成的电磁干扰，有效的避免了因此而造成的遥信误动。

4、综合自动化设备之间的网络通讯线采用屏蔽电缆，并将屏蔽层可靠接地（通讯电缆屏蔽层及自动化装置机壳可靠的与变电站接地网连接）。

5、遥信采集信号经光控继电器隔离后，引入自动化设备的遥信接入端子有效地隔离了强电干扰，提高了自动化设备遥信动作可靠性。

6、在远动载波通道设备上加装隔离器及防雷设备，远动设备机壳直接接地（接地电阻小于0.5Ω）。

7、给自动化设备电源加装滤波电容，防止由于电源波动造成的遥信误动作。

8、在有条件的情况下，自动化设备的遥信电源应当采用独立供电的隔离电源。

四、中央信号仿真

在传统的远动系统中，通常采集中央信号屏上的全站事故总信号（音响信号），这样在厂站事故跳闸时，事故总信号与开关分、合信号同时传送至主站系统，调度人员通常是以厂站事故总推图及两个信号相“与”处理得到相关厂站具体事故动作情况。随着电网改造的深入，变电站综合自动化系统得到了长足的发展，取消中央信号屏后，站内事故音响和告警功能仍需保留，并由监控系统实现，而自动化远传部分也要求该信号上传。因此，如何妥善处理该信号成为燃眉之急，在总结多家综自系统情况后，提出以下建议:

1、对于四方CSC2000系统及武汉国测等能够在远动主机屏上提供事故音响开出的综自系统，可采用与传统远动系统相近的方法，通过扩展事故总开出接点来采集全站发生的事故信号。

2、对于南瑞综自保护装置，由于其内部能够提供单个装置的事故信号，因此可通过在厂站远动主机上合并单装置事故信号的办法来组成一个 “或遥信”，虚拟事故总信号上传主站。

3、对于无法提供以上两种方式的综自系统可采用以下方法解决: 在不考虑“开关偷跳”情况下，事故跳闸是由于相关保护装置动作引起的，因此其必然导致保护动作信号与开关变位，这样我们可采用将综自设备的保护总动作信号（综自保护装置中央信号输出接点引出，具有磁保持特性），与相应开关辅助常闭接点或TWJ接点相串联或以上两者软件相“与”的方法，输出该装置事故信号，然后将事故信号（硬件或软件）逐一合并，形成厂站事故总信号上传，但考虑到如果变电站馈路保护装置较多，后者软件处理次数巨增，会直接影响到厂站事故总信号的产生，延缓事故总信号上传主站，故此我个人推荐以下硬件合并

方案:

4、对于使用多家保护设备的综合自动化系统，可采用以上三种方式相结合的方式处理。

5、对于厂站当地监控系统，由于其与保护装置的连接采用网络通讯方式，一般情况下当地系统报警库中对保护动作报警及事故信号均有具体描述，能够驱动相关音响设备可靠动作。

五、综合自动化变电站的通讯网络

通讯网络是综合自动化站区别与常规RTU站的明显标志之一，只有采用通讯网络，才能节省大量二次电缆，实现真正意义上的双向全双工信息通道，但通讯网络必须满足变电站综合自动化系统的要求，因此每个厂家都有一定的变电站内部网络组建方式，比如CANBUS总线结构、LONWORK总线结构等等，但都必须保证通信网络的安全、可靠，传输速度必须满足变电站综合自动化系统的要求。在综合自动化变电站长期的运行之中，我发现LONWORK总线结构具有以下特点，非常适合于变电站综合自动化系统。

1、采用LONGTALK通讯协议，网络协议开放，可以轻松的实现互操作。

2、可在任何介质下通信，包括双绞线、电力线、光纤、同轴电缆等以及多种传输介质并存混合使用。

3、网络操作系统结构可以是主从式、对等式、客户/服务式结构。

4、网络拓扑结构可以是总线型、星型、环型、以及多种混合型。

5、改善了CSMA、采用一种新的称之为PREDICTIVE P-PERSISTENT CSMA，可以在负载较轻时使介质访问延迟最小化，而在负载较重时使冲突的可能性最小化。

北京四方的CSC2000综合自动化系统采用LONWORK现场总线方式，在宝鸡供电局得到了广泛的应用，是理想的变电站综合自动化系统的测控网络。对于110kV及以上电压等级变电站，采用LON网络系统，间隔层配置两个独立的双重化LON监控网络，以及一个专用的故障录波网，站级工作站间配合以太网的使用，可充分发挥综合自动化系统的监控功能。

六、变电站综合自动化系统的运行维护管理

近年来，变电站自动化建设得到了飞速发展，其最大特点是将站内当地监控系统功能、信号采集、控制等远动功能以及微机保护信息、站用交、直流信息、厂站设备工况、变电站中央信号系统等多方面功能整合为一体，完全取消了传统的集中控制屏，二次回路极为简洁，减少了大量控制电缆，既可少人值班，亦能无人值守远方监控运行。

变电站综合自动化系统的建设，使得继电保护、远动、计量专业、变电运行等相互渗透，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，一但有设备缺陷均需要两个专业同时到达现场检查分析、有时会发生扯皮推诿责任的情况，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。

为适应变电站综合自动化系统的发展，急需对现有技术管理及专业分工体制进行改革，迫切要求进一步提高技术管理和运行维护人员的综合素质，更新知识结构，拓宽知识面，建立起一支高素质、具有综合判断处理综自问题能力的队伍。相关的一些旧的规程、规范也应该随着自动化技术的发展重新修订。应对少人值班变电站的值班员以及集控中心的运行维护人员，进行定期技术培训，使其能够对所辖变电站的综合自动化系统有一个全面的认识，能够分析处理一些简单的故障，有效地进行变电站日常监控。

七、结束语

在少人值班或无人值守的变电站，综合自动化系统运行的好坏，不仅取决于该系统本身的可靠性、先进性，而且与各种一、二次设备运行情况、智能设备的接口、现场实际情况密切相关。只有不断地发展完善综自系统，充分发挥其作用，才能保证电网安全、经济运行，才能更好为电网运行服务。[1]附: 我局变电站自动化系统建设历经三个阶段:

1、市区老站改造，使用老式LS-RTU进行遥信、遥测的采集，遥控、遥调的输出，站内设备信号的收集采用接点方式，遥测采用变送器直流采样，有集中的遥控屏进行遥控、遥调操作。

2、第一代综合自动化系统，取代了老式RTU，功能分布式设计，站内通讯采用网络方式，所有监控设备通过报文来传达信息，由于综自产品未成型，故此系统问题较多。

6.变电站综合自动化系统结构与功能综述 篇六

1 变电站综合自动化的结构

变电站综合自动化的结构有两种:集中式和分布式。

1.1 集中式结构

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。集中式结构也并非指只由一台计算机完成保护、监控等全部功能。多数集中式结构的微机保护、微机监控与调度等通信的功能也是由不同的微型计算机完成的, 只是每台微型计算机承担的任务多些。

集中式的特点:能实时采集各种模拟量和开关量, 完成对变电站的数据采集和实时监控;成本低, 占有空间小等。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, 所以一般采用双机并联运行。软件复杂, 修改工作量大, 系统调试繁琐。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。

1.2 分布式结构

分布式结构是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成, 一般按功能设计, 采用主从CPU系统工作方式, 多CPU提高了处理并行突发事件的能力, 解决了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, 选用具有优先级的网络系统较好的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, 局部故障不影响其它模块正常运行。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。这种结构相比集中式处理的系统具有以下明显的优点:

(1) 可靠性提高, 任一部分设备故障只影响局部, 即将危险分散。

(2) 可扩展性和开放性较高, 利于工程的设计及应用。

(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。

2 变电站自动化系统可以实现的功能

2.1 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: (1) 基本设置。 (2) 故障记录。状态数据、模拟数据和跳闸记录。 (3) 存储多套定值。便于定值之间切换。 (4) 显示和当地修改定值。 (5) 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。

2.2 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, 接地刀的分合闸操作, 变压器分接头控制调节, 电容器组投切进行远方操作, 并实现保护信号的远方复归。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, 并实现保护信号的远方复归。

2.3 数据采集及处理功能

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;全面完整地实现了对整个变电所的监视, 能实时显示和实时打印各种信息。

2.4 事件记录 (SOE)

事件记录应包含保护动作序列记录, 开关跳合记录。实现顺序事件记录, SOE历史数据库能在计算机查询并打印。

2.5 报警功能处理

自动化系统实现了事故告警预报信号和模拟量越限告警, 开关不同告警信号启动不同的音响和画面显示, 并能实现事后的检索。

2.6 故障录波测距

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。

2.7 系统的自诊断和自恢复系统

系统内各插件应具有自诊断功能, 并把数据送往后台机和远方调度中心。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 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。

2.9 GPS同步功能

用GPS卫星对时系统, 确保了系统内所有单元时钟的同步性和精确性, 有利于故障时对整个电网系统的全面分析。

2.10 人机联系系统的自诊断功能

系统内各插件应具有自诊断功能, 自诊断信息也像被采集的数据一样周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心与远方控制中心的通信。

3 提高变电站综合自动化系统可靠性的措施

变电站综合自动化系统具有功能强、自动化水平高、缩短维修周期及可实现无人值班等优越性, 但由于它是高技术在变电站的应用, 目前不少工作在变电站第一线的技术人员与运行人员, 对它的技术和系统结构还不了解, 对其可靠性问题还比较担心;另一方面, 变电站综合自动化系统内部各个子系统都为低电平的弱电系统, 但它们的工作环境是电磁干扰极其严重的强电场所, 确实会影响到各个元器件的正常工作。

3.1 抑制干扰源的影响

外部干扰源是变电站综合自动化系统外部产生的, 无法消除。但这些干扰往往是通过连接导线由端子串入自动化系统的。因此, 可采取屏蔽措施及减少强电回路的感应耦合等方法。

3.2 接地和减少共阻抗耦合

接地是变电站综合自动化系统抑制干扰的主要方法。在变电站设计和施工过程中, 把接地和屏蔽很好地结合起来, 可以解决大部分干扰问题。行之有效的接地有一次系统接地、二次系统接地、变电站综合自动化系统的工作接地等。

3.3 隔离措施

采取良好的隔离和接地措施, 可以减小干扰传导侵入。在变电站综合自动化系统中行之有效的隔离措施有模拟量的隔离、开关量输入、输出的隔离及其他隔离措施。

3.4 滤波

滤波是抑制自动化系统模拟量输入通道传导干扰的主要手段之一。模拟量输入通道受到的干扰有差模干扰和共模干扰两种。对于串入信号回路的差模干扰, 采用滤波的方法可以有效地滤除;对于共模干扰可采用双端对称输入来抑制。

3.5 计算机供电电源的抗干扰措施

大多数综合自动化系统的监控机或管理机的供电电源常采用交流220V, 一般取自站用变压器, 这种情况下, 电网的冲击, 电压和频率的波动将直接影响到微机系统运行的可靠性和稳定性, 甚至会造成死机。对计算机交流供电系统可采用隔离变压器隔离、电源滤波器、不间断电源UPS及氧化锌压敏电阻等抗干扰措施。

摘要：采用变电站综合自动化技术是计算机和通信技术应用的方向, 也是对整个电网的一、二次设备信息进行综合利用, 发展和完善变电站综合自动化系统, 是电力系统发展的新趋势, 就变电站综合自动化系统进行一些探讨。

关键词：变电站,综合自动化

参考文献

[1]黄益庄.变电站综合自动化技术[M].北京:中国电力出版社, 2000.

[2]董永, 戴庆涛, 于海娟.变电站综合自动化[J].黑龙江电力, 2001, (5) .