变电站自动化方案

变电站自动化方案（共8篇）

1.变电站自动化方案 篇一

基于IEC61850的变电站自动化系统整体方案设计.txt23让我们挥起沉重的铁锤吧！每一下都砸在最稚嫩的部位，当青春逝去，那些部位将生出厚晒太阳的茧，最终成为坚实的石，支撑起我们不再年轻但一定美丽的生命。本文由qiwenlong777贡献

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基于 IEC61850 的变电站自动化 系统整体方案设计

ECHNOLOGY

科技纵横

文/于 波

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【摘 要】 本文对基于 IEC61850 的变电 站自动化系统整体方案设计进行了论述 【关键词】 变电站； 自动化系统； 监控 系统； 容错能力； 主变保护 1.引言

基于 IEC61850 数字化变电站(以下简称 数字化变电站)中，智能一次设备的信号输出 和控制输入采用了数字技术，变电站二次回 路设计中常规的继电器及其逻辑回路被可编 程软件代替，常规的模拟信号被数字信号代 替，常规的控制电缆被光缆代替，简洁的二次 回路设计使变电站自动化系统的可靠性得到 了进一步提高。

2.系统总体要求

站级层后台和间隔层 IEO 装置(包括保 护装置和测控装置)的通信均应用 IEC61850 通信协议标准； ②间隔层测控单元之间采用 基于 GOOSE 快速报文机制的水平通信，实 现间隔层全站联闭锁功能； ③间隔层保护装 置之间采用基于 GOOSE 快速报文机制的水平通信，取消保护装置之间的屏间电缆； ④鉴 于站级层设备操作系统的安全性、稳定性的 要求，站级层设备操作系统应优先采用稳定 性较好的 Unix 操作系统平台； 自动化系 ⑤ 统优先采用!RIG 一 B 对时方式，同时预留 简单网络对时方式(SNTP)。

除。4.3 系统的可靠性 计算机监控系统在工程现场运行必须具 有很高的可靠性，其平均无故障时间 MTBF 要求为:主要设备大于 27000 小时，系统总体 大于 20000 小时;每个单元设备的平均维修 时间 M 丁下 R 小于 3.5 小时。对此，投标者 应提供有关证明资料，供买方认可。遥控动 作 正 确 率: 100%，遥 控 动 作 成 功 率 大 于 99.9%。4.4 系统的安全性 在任何情况下，硬件和软件设备的运行 都不能危及变电所的安全稳定运行和工作人 员的安全。4.5 系统的抗电磁干扰能力 系统应具有足够的抗电磁干扰能力，符 合 IEC、GB、标准，OL 确保在变电所中的稳 定运行。并提供型式试验报告。

主控楼配置两套交流不间断电源(逆变 分别组一面屏。逆变电源屏配置 电源)装置，总开关及足够数量的出线开关，额定电压 220VAC。逆变电源装置输入电源为市电交 流 22OV 和直流 220V，配备市电旁路供电回 路，输出电源为正弦交流 220V。两套交流不 间断电源独立输出，不配置输出电源合并回 路。逆变电源装置应配置常规告警的硬接点 输出和串口通信接口，为计算机监控系统提 供 UPS 系统告警信号。5.6 电能计量 各级各段母线电压互感器二次侧设电能 计量专用电压回路，其回路导线截面应保证 在最大负荷运行时，各电能表端的二次电压 降不大于 0.2%Ue。各级电压线路、主变压器 各侧的电度计量，采用多功能电子表;电容器 无功电度计量采用无功电度表。

6.屏位配置原则

6.1 自动化系统方案一 6.1.1 总体构架。总体构架主控楼配置 220kv 继电器小 两台工业级以太网交换机，室、110kV 继电器小室和 35kV 配电装置小 室分别配置两台工业级以太网交换机。以上 8 台交换机组成主干环网结构。站级层设备 单网卡配置，与主控楼的两台交换机分别单 独连接。6.1.2 系统可靠性分析。站级层设备单 网卡配置，没有备用通信通道。6.2 自动化系统方案二 6.2.1 总体构架。主控楼配置两台工业 级以太网交换机

和两台通信主机。220kv 继 电器小室、110kV继电器小室和 35kV 配电装 置小室分别配置两台工业级以太网交换机。6.2.2 系统可靠性分析。站级层设备单 网卡配置，没有备用通信通道。主机兼人机 工作站

1、互为冗余，2 在网络上地位相同，没 有主备区别，数据库保持一致，在操作界面上 有主备机制。6.3 方案比较 方案一中，间隔层设备按照继电器小室 分布分别组建光纤环网结构，依托环网自愈 技术具备一定的冗余性，但是每个间隔层设 备需要额外增加一台小交换机参与组建环网 结构，这将增加网络设备投资成本，同时也增 加了网络设备发生故障的概率。方案二中，间隔层设备按照继电器小室分布分别组建单 星型以太网，网络结构简洁明了，整个网络的 组建、扩展和维护都相对简单，但是间隔层网 络的冗余性相对较差。（下转 170 页）

5.继电保护系统

5.1 主变保护 有载、本体瓦斯保护: 轻瓦斯动作于信 号，重瓦斯动作跳三侧断路器。释压阀动作 保护:设跳闸和信号两个位置，跳闸出口接入 主变重瓦斯出口回路。纵差保护: 瞬时动作 跳三侧断路器。过电流保护: 作为主变的后 中压侧及 备保护。过负荷保护:装于高压侧、低压侧，动作于信号。主变保护采用双套微 机保护装置，采用满足 IEC61850 通信标准要 求的智能设备。5.2 故障录波器 故障录波器选用四台微机故障录波装 置，其中两台分别用于录取 220kV 电压、高 频量、电流量及事件记录和 110kV 电压、电流 量及事件记录量。另设两台主变录波器，用 于录取主变三侧的电压、电流量、直流量及事 件记录量。5.3 保护信息收集柜 在主控楼配置一台保护信息收集柜，用 于收集各保护装置的信息，并将保护信息送 往各调度端。5.4 直流系统 直流网络考虑采用辐射供电方式，在主 控楼继电器室、就地继电器室设置两面直流 分电柜，35kV 配电装置楼继电器室内设置

一 面直流分电柜，皆采用单母分段接线，两段母 线进线电源来自不同蓄电池组。间隔层网络 设备、测控和保护采用直流供电模式，直流系 统按辐射式供电方式，重要的设备如网络交 换机等按双回路直流供电。5.5 UPS 系统

3.后台计算机监控系统

计算机监控系统可分为二层: 站级监控 层和间隔级监控层，间隔级监控层将采集和 处理后的数据信号，经网络传输到站级监控 层。各单元测控装置相互独立，互不影响，功 能上不依赖于站级监控层设备。站级监控层 网络采用 100M或更高速度的冗余配置以太 网。站级层和间隔层测控装置的通信均采用 符合 IEC61850 标准的通信协议;间隔级网络 的传输速率满足系统的实时性要求。

4.系统性能

4.1 系统的可用性 计算机监控系统的设计应充分考虑在各 个工程环境中的不同因素，以保证在现场安 装后立即适用并稳定可靠运行，系统年可用 率应大于 99.9%。4.2 系统的可维护性 系统的硬件、软件设备应便于维护，各部 件都应具有自检和联机诊断校验的能力，应 为工程师提供完善的检测维护手段及工具软 件，包括在线的和离线的，以便于准确、快速 进行故障定位。一般性故障应能由工程师在 现场自行处理。同时，供货商应具有技术支 持条件保证即使发生严重故障也能及时排

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（上接 166 页）温度）进行连续采集，并与设定温度进行 比较。如果即时温度仍然大于设定温度，则 加大阀门开度，加快水流速度，以提高热交换 实现降温； 反之若环境温度小于设定温度，则 控制电机反向转动，减小阀门开度，减慢水流 速度，以减小

热交换实现升温； 如此，在不断 的调节，使实际环境温度逐步逼近设定温度，最终达到温度的控制精度。图 5 速度信号处理电路

定时器 4 中断，定时每秒执 行一次程序

3.汪敏生.LabVIEW基础教程.北京:电子 工业出版社，2002.作者简介： 第一作者：（1986-),男，周虎 安徽省人，浙江大学光电系信息工程（光电）专业学生。，教授、博导，1988 年 王晓萍（1962-）女，毕业于浙江大学科学仪器系，研究生学历。微机类课程组组长，承担微机类课程的教学 及实践工作； 从事分析检测技术与智能仪器 设计开发的科研工作。

（作者单位： 周虎/沈栋/苗青杰/王晓萍/闻春 敖均为浙江大学光电信息工程学系）

5.结论

对于霍尔元件-多极磁环式速度传感器/ 轴角编码器，可采用有限元法计算霍尔元件 所处圆弧面上的磁密分布，通过该面上磁密 最大值与霍尔元件最低动作值的比较，可得 到磁环极数的最大值。磁环极数的实际值，要根据计算结果，综合考虑系统的工作条件 和实际来确定。为了增加传感器每一转发出 的脉冲数，还可以在传感器的定子边安装互 差一定电角度的多个霍尔元件，再利用异或 门电路将多路信号综合在一起。

每秒 3 个 DS1 820 各采集 1 次数据，用数组 tepm [3] 记录，数组 sum [3 ] 记录每一路的，这一分钟的温度和

▲ ▲

计算机接受并自 动处理数据

（上接 167 页）

是 1分钟到否？ 否

通过232发送3个平均温度到PC

7.结束语

数字化变电站由于广泛地采用智能设 备，对现有地运行、维护和管理方法提出了挑 战。所以规划数字式变电站时应充分考虑运 行、维护和管理的因素，同时也应根据数字化 变电站的特点适当调整运行、维护和管理的 规程。

设定温度＜当前温度，未到最大步数 否 设定温度＜当前温度，未到最小步数是

开中断1，此 以 控 制 单 片机 正 转，大 水阀 增

是

开中断1，此 以 控 制 单 片机 反 转，小 水阀 减

参考文献：

1.邹继斌, 胡建辉, 徐永向,“High Temperature Brushless DC Motor System and Its Journal of Harbin InOperation Mode Control． stitute of Technology” 2001 年, 第 4 期., 2.P.Pillay, R.Krishnan, Modeling, simu“ lation and analysis of permanent-magnet motor drives, Part I: The Permanent-magnet Synchronous Motor Drive

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返回程序

参考文献：

1.吴锦 110kV变电站综合自动化系统设 计方案[J]湖北电力, 2001,(01)2.马淑丽,王

陆一 110kV综合自动化变电 站标准设计 [J] 科技情报开发与经济, 2000,(06)作者简介：（1982 ～）男，于波，汉族，宁 夏银川人，2004 年毕业于宁夏大学电气自动 化专业，获工学学士学位，助理工程师，现主 要从事变电站电气安装方面的工作。（作者单位： 宁夏电建送变电工程公司）

图 5 温度调节流程图

4.总结

该系统是在 2008 年 9 月参加浙江大学 电子设计竞赛期间完成的，包括总体设计、程 序编写、硬件设计与制作、系统性能测试等。系统通过步进电机控制水流速度，调节小型 风扇风速进行热交换，运用单片机的控制算 法进行温度调整，实现了环保节能型模拟空 调的功能。实际测试表明，系统具有接近实 际生活中的空调控制功能，取得了较为满意 的效果，因此也获得了竞赛一等奖第一名的 好成绩。

参考文献

1.丁伟雄,杨定安,宋晓光.步进电机的控 制原理及其单片机控制实现,煤矿机械, 2005 P127 － 129 No.06，2.王汀,沈相国,戴华平.微处理机原理与 接口技术.北京:化学工业出版社,2004.（上接 168 页）参考文献

1.FANUC 0i / 0i Mate C 系列编程说明书 2003 2.FANUC 0i / 0i Mate C 系列操作说明书 2003

（作者单位： 广东机电职业技术学院）

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2.变电站自动化方案 篇二

变电站是电力网络的节点,变电站的智能化运行是实现智能电网的基础环节之一[1]。2010年至今,智能变电站经历试点建设,进入推广阶段。截至2015年底,已建成智能变电站2 400多座。目前智能变电站技术方案日臻成熟,技术标准不断完善,关键研制成果显著[2]。

自动化系统作为智能变电站的核心环节,其功能分布、网络结构、与调度间的信息交换方式对于智能变电站的建设至关重要。智能变电站自动化系统普遍按照过程层、间隔层、站控层三层结构建设,同一层中横向功能的集成已有较多研究[3,4],间隔层多功能测控装置、110kV保护测控集成装置、过程层合并单元智能终端集成装置已在智能变电站工程中得到应用。但跨层的纵向整合研究较少,过程层和间隔层间基本采用直采直跳或网络方式进行传输,间隔保护或测控功能实现环节较多,延时略有增加,系统可靠性有待进一步提高。

自动化系统的网络冗余方式通常采用基于双星形独立子网的冗余通信[5,6],实现方式较灵活,硬件要求低,但标准化程度低,应用层处理复杂,难以实现无缝切换,亟待研究采用新的标准化网络冗余方式。

与主站通信方面,自动化系统目前主要通过基于转发点表的远动通信规约上送电网运行信息,难以满足信息全网共享和分布式应用支撑的需求,国内有研究采用IEC 61850标准作为变电站远传协议方式,以解决站内实时数据和信息模型的远传问题[7],但目前IEC 61850标准体系中缺少变电站与主站间的通信规范,也没有提出对分布式应用的支撑。

为适应智能电网的发展要求,有必要认真思考智能变电站自动化系统的功能分布、网络冗余、信息共享、远程交互等技术,探索新型智能变电站自动化系统体系架构,促进智能变电站技术的进一步发展。

1 需求分析

作为智能电网最为重要的基础运行参量采集点、管控执行点,智能变电站应满足电网安全、稳定、高效运行的需求,满足无人值守需求和设备全寿命周期内易于运行维护管理的需求,支撑调控一体化运行,提高整个电网运行可靠性及经济性。

1.1 系统安全可靠

保护、监控功能的安全可靠是变电站自动化系统的核心。目前智能变电站保护、测控功能实现环节较多,由过程层合并单元、智能终端,间隔层保护、测控装置,以及通信环节等共同完成,整体响应时间较长,可靠性和速动性相对于传统保护和测控略有下降。不同功能之间还存在部分横向耦合,如合并单元耦合了保护和测控数据采集功能,智能终端耦合了保护和测控开入和开出功能,若合并单元或智能终端故障,将同时影响保护和测控功能的实现。因此,需要从减少功能实现环节和功能解耦的角度出发,探讨装置和功能更加科学的分布方式,提高功能实现的可靠性和快速性。

通信环节可靠性直接影响着整个变电站自动化系统的稳定和安全运行。为提高智能变电站网络可靠性,常用方案是配置独立的双网实现冗余。目前,国内自动化系统双网冗余方式标准化程度低,不同厂家实现方式不同,且难以实现无缝切换,可靠性、互操作性等都有待提高。需要研究新的双网冗余机制,实现标准化的无缝网络切换。

1.2 信息全网共享

信息是实现电网运行控制的基础,作为信息源,智能变电站采集了大量的信息[8]。限于远动通信规约传输容量和调度系统数据容量,智能变电站无法远传所有数据。现有主子站信息交互方式已成为提高电网运行监视及控制水平的瓶颈,限制了调度运行人员对变电站设备的监控能力,难以进一步提高电网运行控制水平。如何实现智能变电站信息的按需传输,向调度主站提供更全面、更有效的变电站设备运行信息,是智能变电站自动化系统的核心需求之一。

1.3 分布式应用支撑

智能电网新技术的发展促进了电网分布式应用的发展[9,10]。目前国内外已开展了一些相关的研究,如分布式状态估计[11]能够更好地解决基础数据问题,提高电网应用的可靠性。分布式智能告警[12]应用能够更高效地处理电网故障,缩短故障恢复时间。由于调度与变电站长期以来一直分立建设,缺少统一设计,使得分布式应用的应用策略、交互接口等不统一,造成智能变电站的现有应用尚未与调度主站相应应用实现广域协同。电网分布式应用的核心需求是调度主站与智能变电站自动化系统之间应用的广域协同。

1.4 系统维护可视化

智能变电站将传统变电站大量的电缆回路转换为网络虚回路,简化了二次回路设计,但由于缺乏直观有效的展示手段,运行维护人员无法掌握全站的二次虚回路、物理链路和装置间的关联关系。当变电站进行改扩建或更换设备时,由于需要更新变电站配置描述(SCD)文件,不容易界定调试检修范围。二次回路故障定位也较困难,给紧急处理的快速性和检修的效率带来一定影响。因此,有必要从简化系统运行、维护和管理出发,适应现有的运行维护体系,减少装置数量和虚端子数量,降低虚端子关联复杂度,提高系统的易维护和易扩建能力,对现有变电站设备进行科学的整合和集成。

2 系统架构

2.1 体系架构

为实现上述需求,本文探讨了一种新型变电站自动化系统实现方案,其将线路间隔的部分间隔层设备和过程层设备进行了纵向集成整合,系统网络采用并行冗余协议(PRP)实现双网,监控功能实现面向服务统一设计。该方案可以减少功能实现环节和虚端子数量,提升网络冗余性能和变电站对各级调控主站的支撑能力。典型的220kV智能变电站自动化系统结构如图1所示。

间隔层和过程层功能进一步集成优化的显著优点是可以减少设备数量、功能实现环节、配置工作量以及保护、自动化专业的功能耦合,这些都会显著地提高系统可靠性、快速性、易维护性。

PRP是国际标准的网络冗余协议,可以实现双网信息的无缝切换,提高设备冗余实现的标准化和互操作性,保证智能变电站信息的实时传输,提升系统的安全可靠性。

站控层设备是面向主站提供支撑服务的关键设备,与调控主站整体采用面向服务的体系架构(SOA),基于智能电网调度控制系统的底层平台技术,可以解决信息交互手段匮乏、应用协同困难问题,有效提高变电站对主站的支撑能力。

2.2 纵向集成的间隔设备

纵向集成的间隔设备是将线路、母联等间隔的过程层合并单元、智能终端功能和间隔层保护、测控功能进行集成,在一套装置中实现采集、保护逻辑或测控计算、出口输出。该装置通过制造报文规范(MMS)协议和站控层设备进行通信,通过“点对点”或网络方式向变电站其他设备输出采样值(SV)报文和面向通用对象的变电站事件(GOOSE)报文,并接收变电站其他设备的GOOSE控制报文,进行出口控制。如此,可以减少保护、测控功能实现环节,提高就地保护速动性和可靠性。母线差动保护可以通过“点对点”方式通过GOOSE或SV报文和间隔纵向集成装置通信。站域保护、备用电源自动投入装置、安全稳定控制装置等跨间隔的二次设备,则可以通过网络方式接收由间隔纵向集成装置采集的开关量和模拟量,并通过过程层光口,以网络方式将控制输出传输至面向间隔的保护或测控装置中,实现对间隔的跳合闸和控制操作。

一个典型的110kV线路间隔纵向集成装置配置示意图如图2所示。其集成了本间隔合并单元、智能终端、保护、测控功能,实现保护、测控所需的电气量的采集,以及与保护和测控相关的开关量采集和控制输出,并通过过程层接口与其他装置通信,实现SV发送和GOOSE信息交互,站控层接口不变。

220kV及以上的高压线路间隔一般要求保护、测控在不同装置中实现。可以将保护、测控功能进行解耦,分别研制新型多功能保护装置和多功能测控装置。新型保护装置集成保护相关的合并单元和智能终端功能,测控装置集成自动化相关过程层功能。如此可以实现保护、测控功能解耦,便于运行维护管理。

2.3 并行冗余的通信网络

PRP是ABB公司首先提出,IEC 62439-3[13]规定它的实现方式,其使用遵从PRP的双连接节点(DANP)执行冗余。PRP的网络冗余是在链路层实现,可以实现双网的无缝切换,同时易于实现标准化,利于不同厂家设备的互操作。IEC 61850第2版核心标准[14]和技术报告[15]都推荐采用PRP实现双星形网冗余,ABB、西门子等国际知名公司已经进行了多次互操作试验。

2.4 面向服务的监控功能

面向服务的监控功能统一设计了标准化的底层平台,改变以往调度与变电站系统的单一性交互手段,设计了各种交互服务,并采用面向服务的广域服务总线,实现纵向的服务灵活调用和信息互联互通,为调度与变电站系统的各类分布式应用协同提供了支撑,提高了调度与变电站的标准化、一体化和互动化水平。在此架构基础上,对目前智能变电站的应用功能进行分析和总结,按照分布式一体化原则来设计和开发面向服务的变电站应用功能,实现调度与变电站之间广域协同的分布式一体化应用。系统架构具有良好的动态可伸缩性,既有能力支撑已有的应用,也可以方便地支撑新的业务功能,适应未来发展的新需求。

系统底层采用智能电网调度控制系统的平台技术,在变电站建立与调度统一标准、统一技术的统一平台,包括通信总线、历史数据库、实时数据库、基于文件的数据存储与管理、数据统一访问接口、系统管理、权限管理、模型管理、人机界面、安全防护等模块。统一平台具有标准、开放、可靠、安全的技术特征和良好的适应性,向监控系统上层各类应用提供支持和服务。

基于与调度统一标准、统一技术的平台,系统建立面向变电站监控业务的各类基本应用和分布式应用,它们在通信总线、数据总线和各种平台服务模块的支撑下完成各自的应用功能,并有机地集成在一起,形成一个功能齐全、可靠稳定的站内监控系统。基本应用模块是系统完成基本监控功能的一些应用模块,包含数据采集、数据采集与监控(SCADA)处理、远动通信等模块。分布式应用实现对系统采集的各类数据进行综合分析处理以及完成高级控制功能,并通过交互服务与调度主站进行信息交换,实现调度与变电站两级分布式应用功能。

系统面向调度与变电站之间的信息按需共享和分布式应用信息交互需求,建立了面向调度的变电站各类支撑交互服务,包括状态估计服务、顺序控制服务、智能告警服务、远程画面浏览服务、模型服务、历史数据查询服务、安全认证服务等,支撑调度主站全网状态估计、综合智能告警、远方顺序控制、远程浏览、历史数据查询等应用功能,为调度与变电站的广域应用协同奠定技术基础,支撑调度主站对变电站的全景观测。

3 关键技术

3.1 面向间隔的纵向集成装置实现技术

纵向集成装置集成了合并单元、智能终端、保护、测控等功能,对装置的硬件、软件提出了更高的要求。需要研究高性能微处理器和可编程逻辑器件,提高数据运算和处理速度。同时需要研究装置内部不同智能模块间高速数据交换技术,基于低压差分信号(LVDS)的同步传输技术、基于串行器/解串器(SERDES)的串行传输技术和基于标准以太网的交换式传输技术各具特色,可以根据实际需求选择其中一种方案。

针对220kV及以上纵向集成装置,需要解决220kV间隔的合并单元、智能终端、保护功能的整合方法,以及如何利用最短最优的信息流路径,充分提高采样和动作响应速度,提高装置可靠性和设备性能。

针对110kV及以下纵向集成装置,需要集成具有采集、控制、测量、计量、监测及保护功能,还需研究高精度量测算法的整合方法,以满足计量和监测的数据精度要求。

二次设备就地化技术也是技术难点。通常,纵向集成装置需要安装在一次设备附近,需要解决一系列就地下放的技术难题,包括研究强电磁场干扰环境、恶劣的气候环境及振动、粉尘条件下的防护措施。

3.2 基于PRP的网络冗余技术

对于装置类设备,需要研究基于PRP的网络接口模块,实现PRP的DANP功能;对于站控层服务器类设备,需要研制支持PRP的PCIe接口插卡。

在PRP网络中不易实现基于IEEE 1588的精确对时。IEC 62439-3给出了基于PRP的IEEE 1588实现原理,对于硬件及软件要求较高。需要研究基于PRP的IEEE 1588对时机理,研究基于现场可编程门阵列(FPGA)技术的精确对时实现方式。

目前国内的智能变电站中220kV及以上电压等级的过程层设备及网络广泛采用双套冗余方式,考虑建设成本不必采用PRP实现网络冗余。在站控层网络实现PRP只需改造间隔层设备的网络接口,同时将站控层服务器类设备的网卡改为基于PCIe的PRP插卡,对建设成本影响不大。

3.3 基于服务的主子站远程交互技术

区别于传统远动通信规约仅考虑传输效率,基于服务的主子站远程交互技术还需要考虑通信的扩展性和安全性,不仅要满足当前主子站间信息共享和应用协同问题,还需满足未来新的需求。

参考目前网省调主站之间的服务总线通信,主子站远程交互可采用基于SOA的广域服务总线,设计上需要满足调度主站与变电站之间电力实时监控环境要求,纵向上能够贯通各级调度和变电站系统,横向上能够贯穿变电站三个安全分区,以实现纵向和横向的服务灵活调用和信息互联互通,为各类一体化协同应用服务的研发提供支撑。基于服务的主子站远程交互如图3所示,在变电站侧要建立各种主站需要的基本服务和应用服务,而主站侧不仅要建立各种服务调用,还要建立各种服务管理,负责变电站各种服务的注册、定位以及监控的统一管理。

由于主站采用双网级联架构,子站采用双网不级联架构,广域服务总线需要同时满足两种架构的传输控制协议(TCP)通信机制,实现在调度与变电站间高效、可靠和安全的TCP通信。该机制采用基于组播的链路状态监测与TCP通信方法,包括组播报文监测、智能网卡选择、实时状态判断和未知节点过滤[16]。

此外,安全性也是主子站远程交互的重要方面,特别是远方操作与运行维护的安全能否保证已成为支撑变电站无人值班的关键问题。在传统纵向加密认证的基础上,需要进一步研究主子站一体化纵深安全认证策略,建立主子站间数字签名、权限认证等二次安全防护机制,保障主子站远程交互安全。

3.4 变电站远方全景观测技术

变电站无人值班以后,变电设备运行监视都在远方实现。理想条件下,变电设备远方运行监视应达到有人就地值班时运行监视水平,仅设备故障时去现场处理环节上有时延。但实际上,由于受变电站自动化程度和主子站信息交互限制,变电设备远方运行监视还达不到就地运行监视水平,已成为影响变电设备运行安全的重要因素。因此,研究变电站远方全景观测技术,提高变电设备远方运行监视水平,是保障变电设备运行安全的关键手段之一。

变电站远程全景观测技术可分为站端全景数据的统一采集、处理和分析,以及调度主站按需调阅方法和机制两方面。站端全景数据的统一采集、处理和分析是实现远方全景观测的基础,全景数据应包含变电站有人值班时运行监视相关的所有数据。随着智能变电站建设的深入发展,变电站全景数据将在站端实现统一采集和存储,但由于变电站全景数据量过大,还需要进一步研究站端一、二次设备状态监测技术,对全景数据进行统一的分析和预处理,平常只传输设备运行状态分析结果信息至远方,而不是直接传输全部的全景数据。

另一方面是研究设备故障时远方按需调阅变电站全景数据的方法。基于广域服务总线技术,研究变电站历史数据查询服务、远程画面浏览服务等各类支撑服务,支持远方按需调阅。

3.5 电网分布式应用技术

电网分布式应用是一种新型的应用架构,可以解决由于信息分布造成的调度集中式应用性能和可用性问题,有效提高电网运行控制水平。相比于传统的调度集中式应用,电网分布式应用实现上更为复杂,需要重点研究分布式应用策略和主子站应用交互机制。

分布式应用策略需要统一设计才能发挥优势,要既能利用变电站的数据冗余性和快速处理能力,又能利用调度主站的全局性和经济性,形成主子站应用的互补,而不是简单的重复处理。例如分布式状态估计,可以在变电站建立拓扑错误辨识服务,充分利用站内多源冗余的三相量测,快速辨识修正错误的开关位置遥信[17],为调度状态估计提供正确的网络拓扑,从而提高全网状态估计结果的可信度和准确性。

基于分布式应用策略,电网分布式应用还要重点研究建立主子站应用交互机制,通过建立子站端应用服务,与调度主站应用通过广域服务总线实现协同。根据具体策略进行应用信息交互接口设计,如订阅发布接口、请求响应接口等。

3.6 系统维护可视化技术

对变电站自动化系统实施在线可视化仿真调试技术研究,可加快设备调试和系统联调的进程。该技术研究包括以下内容:GOOSE报文在线监听、GOOSE报文在线仿真、SV报文在线监听和可视化调试等。

为了检查二次装置是否发出了GOOSE报文以及报文内容是否正确,需要对GOOSE报文进行在线监听。为提高调试的智能化水平,需要在解析报文的基础之上,根据模型数据,进行报文数据正确性的判断,并对错误数据给出提示,帮助调试人员快速查找错误。

有时在联调阶段会出现装置或调试仪器不能及时到位的情况,为了保证调试进度,可以利用计算机软件作为替代,仿真装置发送GOOSE报文。若是基于模型数据,则调试人员可根据调试需要,方便地设定需要仿真的若干装置所发送的报文内容。

在对SV9-2报文进行监听时,由于缺乏与模型数据等实际调试情况的关联性,现有计算机软件分析SV9-2报文的结果不够直观。为了更有利于调试人员观察数据,可以在解析报文的基础之上,结合模型数据和调试设置,显示报文数据,包括各个被监听通道的幅值、相位差、品质等信息。

为了方便调试人员对新型二次设备和系统进行调试操作,利于观察调试过程和结果,可视化技术需要运用在仿真调试的过程之中,让调试人员能够方便地启动调试、实时观察数据,以及调试过程中出现的异常情况。最终达到仿真调试操作步骤简单、各种显示效果简洁直观、功能实用的效果。

4 应用分析

目前,纵向集成装置已在中低压等级得到推广应用。在新一代智能变电站建设中,35kV及以下多合一装置已实现了面向间隔的纵向功能集成,融合了保护、测控、合并单元和智能终端功能,已在国家电网公司6座新一代智能变电站示范工程中应用,并将在国家电网公司50座新一代智能变电站扩大示范工程中推广应用。这些实践为110kV及以上面向间隔的装置实现纵向集成功能奠定了良好的实践基础。附录A图A1是北京110kV海鶄落智能变电站NSR-3641多合一保护测控装置接线示意图,该装置集成了低压保护、测控、合并单元、智能终端等功能,将采集的开关量、模拟量通过过程层交换机发送给站域保护装置,实现功能的纵向集成。

智能变电站与调度主站之间的信息共享和应用协同问题已引起广泛重视,国家电网公司正在制定相关的服务接口规范。随着相关标准规范的发布,监控面向服务的变电站二次系统将得到广泛应用,为调控一体提供坚实的技术支撑。附录A图A2是江苏某500kV变电站与调度主站间基于服务的主子站模型同步传输示意图。

设备的维护可视化目前已取得初步成果。间隔层和过程层设备的信息(包括保护设备状态和动作信息等)已可通过调试工具和监控系统进行实时展示,并已在新一代智能变电站试点工程中得到应用,为设备维护可视化提供了技术支撑和实践基础。附录A图A3是某220kV智能变电站虚端子可视化展示图。随着设备信息可视化程度不断提高,变电站网络信息可视化不断拓展,基于全站信息的可视化将最终实现,为全站设备维护智能化和可视化提供了良好条件。

5 讨论

本文提出的变电站自动化系统新方案的推广应用还需要探讨以下问题。

1)纵向集成装置的安装方式。集成装置的安装有户外柜、预制舱、小室等方式,各有利弊。户外柜占地少、电缆短,装置运行环境相对较差,运行维护不便。智能变电站合并单元、智能终端普遍采用户外柜安装方式,本文介绍的纵向集成装置和它们类似,可以采用该安装方式。预制舱占地较少,环境防护能力好,运行维护条件也相对好一些。小室安装电缆相对较长,装置运行条件最好,便于维护。考虑二次设备在全站的成本比重、重要程度及全寿命周期可用性,小室安装也值得考虑采用。目前,国家电网公司正在开展就地化无防护安装设备的关键技术研究,目标是实现二次设备的无防护安装与更换式检修,为纵向集成装置的就地化安装提供了一种新的解决方案。

2)母线差动保护和间隔纵向集成装置的关系。该方案母线差动保护依赖于间隔集成装置,其采样值输入和状态量输入来自集成装置,控制输出发给间隔集成装置执行。它们的关系类似于母线差动保护和合并单元、智能终端的关系。需要探讨的是间隔线路保护检修对于母线差动保护的影响。110kV线路通常采用保护单套配置,线路主保护检修一般会将线路停电,母线差动保护只需要将该间隔置检修标志即可。220kV线路通常采用保护双套配置,其中一套线路主保护检修时,如果不停线路,则需要退出对应的那套母线差动保护,另一套母线差动保护仍然可以正常运行。因此,纵向集成装置对于母线差动保护的影响和目前智能变电站合并单元、智能终端对于母线差动保护的影响类似。国内也有专家提出为母线差动保护设置独立的间隔子单元的方案,它和间隔集成装置独立,实现母线差动保护的过程层输入输出功能,可以实现母线差动和线路间隔保护功能的相互独立,但需要增加设备。

任何新技术的应用都会面对新的问题,智能变电站就是在不断应用新技术、解决新问题的过程中发展。本文面向智能电网发展需求,提出了智能变电站自动化系统纵向集成的间隔设备、并行冗余的通信网络、面向服务的监控功能等新技术,希望为未来智能变电站系统研究、设计、开发与建设提供参考。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

摘要：分析了智能电网对智能变电站自动化系统的需求,研究并提出了一种智能变电站自动化系统新方案,其应用间隔纵向集成技术减少保护、监控功能实现环节,提高系统可靠性和易维护性;采用网络并行冗余协议提升站内信息传输可靠性和标准化程度;应用面向服务的监控功能提升变电站和调控中心间的信息共享和协调互动水平。阐述了该系统的关键技术,并展望了其应用前景。最后,讨论分析了系统推广应用时可能存在的一些问题。

3.变电站自动化方案 篇三

关键词：变电站自动化监控系统功能技术方案

0引言

变电站自动化系统功能很多，在选择时，除了必须保证所选系统功能满足变电站的需要之外，而且要求技术有一定的先进性，防止由于功能欠缺影响系统以后的安全运行或很快过时。总的来说，变电站自动化监控系统应具备如下功能：①站内监控功能，②控制和调节功能，③电压无功控制，④对时系统，⑤故障录波，⑥小电流接地选线，⑦五防闭锁，⑧继电保护，⑨消防、保卫。

1变电站计算机监控系统技术方案

变电站自动化监控系统应采用分层分布式结构，由站控层和间隔层组成，其抗干扰能力、可靠性和稳定性要满足现场实时运行的要求，满足各调度端对实时数据的要求，且应具有较好的可扩充性。系统具有遥测、遥信、遥调、遥控、SOE功能，实时信息能以不同规约，通过专线通道或网络通道向有关调度中心传送，并接收指定调度中心的控制指令。由于各厂家的系统不尽相同，其建议的技术方案也不同，实施后的效果也有很大差别，有些则达不到设计要求，所以如何按照电网实时调度的要求，搞好技术方案的设计，并使数据得到快速、有效、合理的处理，这些都是系统设计和实施过程中需要解决的问题，下面谈谈变电站自动化监控系统的几种可行方案。

1.1方案1：此方案的主要特点是：①I／O测控单元支持网络功能，直接接入站控层的以太网上，实现采集数据直接上网，减少了中间转换环节，数据传输比较快，但要求数据同时向站控主机和远动通信工作站传送，远动通信工作站独立构建向有关调度中心传送的数据库；②与有关调度中心的数据通信采用专门的远动通信工作站完成，其实现方式有两种，一是通过专线利用串口实现数据传输，采用规约主要有DL／T634-1997，IEC870-5-101，μ4F，CDT，CDCTvpe II，SC1801等，二是通过路由器上网实现网络数据传输，底层采用TCP／IP，规约主要有DL476—92，IEC60870—6 TASE2，IEC870-5—104等。

1.2方案2：此种方案的特点是：①I／O测控单元通过现场总线链接，采集的数据通过数据处理单元接入站控层的以太网上，系统增加了一个中间数据处理环节，处理后的数据同时向站控主机和远动通信工作站传送，远动通信工作站独立构建向有关调度中心传送的数据库，此方案主要解决I／O测控单元不能直接上以太网的问题：另外，随着技术的发展，现场总线要逐步向以太网过渡：②各I／O测控单元与数据处理单元通过现场总线组成的网络传输实时数据；③与有关调度中心的数据通信采用专门的远动通信工作站完成，其实现方式与方案1相同。

1.3方案3此种方案的特点是①I／O测控单元采集的数据通过数据处理单元接八站控层的以太网上，系统增加了一个中间数据处理环节，处理后的数据同时向站控主机和远动通信工作站传送，远动通信工作站独立构建向有关调度中心传送的数据库，此方案主要解决I／O测控单元不能直接上以太网的问题；②各I／O测控单元与数据处理单元通过串行总线传输实时数据：⑨与有关调度中心的数据通信采用专门的远动通信工作站完成，其实现方式与方案1相同。

2某变电站自动化监控系统的实例分析

2.1系统组成按功能共分三个子系统：前端信号采集处理子系统、信号传输子系统、远程监控子系统，其中前端机房信号采集处理子系统主要包括：变电站的音、视频信号采集／处理设备、数字报警信息采集设备、数字／模拟环境变量采集设备等。

信号传输子系统主要包括传输控制设备、驱动设备、通讯接口等。远程监控子系统包括：远程监控软件系统、控制设备等。

2.2系统实现各监控点可根据所需功能、所处位置等具体情况，选择不同类型的监控产品。如：4路网络视频服务器、单路网络视频服务器、网络一体球，这几款产品均可在综合管理平台软件同时运行。如配置网络视频服务器可选用单路或四路网络视频服务器，放置在需要监控的各个地方，如控制机房、调度室、高压变电机房等。前端采集设备可搭配定点摄像机、智能高速球、匀速球云台，通过一小段同轴线缆与网络视频服务器相连，再接入局域网交换机。也可选择在各监控点安装一台网络一体球。网络一体球外型美观，内置了220倍480线一体化彩色摄像机，同时网络一体球内置解码器，并且可实现预置位功能。可以通过监控中心的中央监控软件系统，控制与摄像机相连的云台左右旋转、上下俯仰，可使摄像机做水平355度，垂直90度旋转，可将画面任意放大缩小，在监控范围内的活动情况都可清晰地传到监控网络中。网络一体球与网络视频服务器一样通过RJ45接口，接入网络。

该网络视频服务器、网络一体球采用MPEG4压缩方式，传输图像清晰、占用系统资源及网络带宽小。均可外置拾音头，实现音频信号的输入，再由网络视频服务器、网络一体球进行同步压缩、传输。另外，通过音频输出功能，可实现监控中心的语音反向传送。

在监控中心根据需要监控的路数配置多台监控PC机，安装远程综合控制软件，作为监控中心主控计算机，对下属若干的无人值守变电站进行监控、记录。领导或负责人在各自的办公室，通过接八内部局域网的计算机即可使用专用分控端软件或IE浏览器对任一前端机房的现场情况进行监控。

2.3系统特点安装方便：充分利用电力行业发达的网络环境，直接将视频服务器接入网络即可，不影响原来网络结构，易于日后系统扩展。监控前端可以灵活选用任何视频采集设备，经视频服务器压缩成数字信号后在网络中传输。同时它丰富的接口可以提供各种报警器材、温湿度探测、红外感应等设备接入功能。充分满足电力行业对环境各种指标的监测要求。它体积小，便于安装，采用嵌入式操作系统，无需人员管理，适于多种恶劣环境应用。

优势显著：电力行业系统复杂，需要监控的点数量比较多，位置比较分散，而又要实现统一的管理。如果按照传统的方式，则每一个监控点都需要专业人员，管理成本比较高，而不计其数的工程布线更是让人望而却步。该网络视频监控系统，成功解决了分散监控，集中管理的难题。通过网络将所有的监控点连成一个系统，在监控中心通过若干台监控主机实现统一管理。

3结束语

4.变电站综合自动化系统研究 篇四

刘欣宇

（开滦荆各庄矿业公司

河北唐山

063026）

摘要

随着计算机技术和网络技术的发展，变电站综合自动化技术也得到高速发展。变电站综合自动化技术实际上是利用计算机技术、现代通信技术，对变电站内的二次设备（包括继电保护、控制、测量、信号、故障滤波、自动装置及远动装置等）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。它的出现为变电站的小型化、智能化、扩大设备的监控范围、提高变电站安全可靠、优质和经济运行提供了现代化的手段和基础保证。它的运用取代了运行工作中的各种人工作业，从而提高了变电站的运行管理水平。

【关键词】

自动化

优化设计

智能化

第一章、绪

论

变电站综合自动化技术实际上是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术，对变电站内的二次设备（包括继电保护、控制、测量、信号、故障滤波、自动装置及远动装置等）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。1.1发展变电站综合自动化的必要性及意义

变电站作为整个电网中的一个节点，担负着电能传输、分配的监测、控制和管理的任务。变电站的继电保护、监控自动化系统是保证上述任务完成的基础，变电站自动化是电网自动系统的一个重要组成部分。另外，随着电网规模不断扩大，新增大量的发电厂和变电站，使得电网结构日趋复杂，这样就要求各级电网调度值班人员掌握、管理、控制的信息量也大量增长，电网故障处理和恢复却要求更为迅速和准确，发展变电站综合自动化已经是大事所趋，作为变电站自动化系统，它应确保实现以下要求；

（1）实时检测电网故障，尽快隔离故障部分。

（2）采集变电站运行实时信息，对变电站运行进行监视、计量和控制。

（3）采集一次设备运行状态数据，供维护一次设备参考。（4）实现当地后备控制和紧急控制。（5）确保通信要求。1.2变电站综合自动化系统状况

现有的变电站有三种形式：第一种是传统的变电站；第二种是部分实现微机管理、具有一定自动化水平的变电站；第三种是全面微机化的综合自动化变电站。我国是从20世纪60年代开始研制变电站自动化技术，到70年代初，先后研制出了电气集中控制装置和集保护、控制、信号为一体的装置。具有代表性的有：北京四方公司的CSC2000系列综合自动化系统、南京南瑞集团公司的BSJ—2200计算机监控系统、上海惠安PC2000变电站自动化监控系统、南京南瑞继电保护电气有限公司的RCS—9000系列综合自动化系统等。

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200—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。其技术涉及到自动控制、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。

第二章、变电站自动化系统设计概述

自1987年我国自行设计、制造的第一个变电站综合自动化系统投入运行以来，变电站综合自动化技术已得到了突飞猛进的发展，结构体系也不断完善，技术日趋成熟。2.1变电站综合自动化的体系结构

变电站综合自动化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，变电站综合自动化系统体系结构如图1所示。

调度控制中心变电站主计算机系统通信控制管理直流电源数据采集系统与控制电气计算自动装置继电保护辅助设施系统电量和非电量检测开关量信号采集操作控制线路保护主变和电容器保护母线保护图1 变电站综合自动化体系结构图

“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基础。“通信控制管理”是桥梁，联系变电站内部各部分之间、变电站与调度控制中心之间使其相互交换数据。“变电站主计算机系统”对整个综合自动化系统进行协调、管理和控制，并向运行人员提供变电站运行的各种数据、接线图、表格等画面，使运行人员可远方控制断路器分、合闸操作。“通信控制管理”连接系统各部分，负责数据和命令传递，并对这一过程进行协调、管理和控制。2.2变电站综合自动化的结构模式

变电站综合自动化系统的结构模式主要有集中式、集中分布式和分散分布式三种。本次优化设计采用的是分布分散式结构。分布分散式结构系统从逻辑上将变电站自动化系统划分为两层，即变电站层和间隔层。

该系统的主要特点是按照变电站的元件，断路器间隔进行设计。将变电站一个断路器间隔所需要的全部数据采集、保护和控制等功能集中由一个或几个智能化的测控单元完成。测控单元可直接放在断路器柜上或安装在断路器间隔附近，相互之间用光缆或特殊通信电缆连接。这种系统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，比较好的实现了部分故障不相互影响，方便维护和扩展。分布分散式结构框图如图2所示。

打印机运行工作站以太网电网调度中心操作控制中心通信控制器现场总线保护测控单元1#保护测控单元公用信号单元保护测控单元1#保护测控单元图2 分布分散式系统框图分布分散式结构的主要优点有；

（1）间隔级控制单元的自动化、标准化使系统适用率较高。（2）包含间隔级功能的单元直接定位在变电站的间隔上。（3）逻辑连接到组态指示均可由软件控制。

（4）简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积。（5）简化了变电站二次设备之间的连线，节省了大量连接电缆。（6）分布分散式结构可靠性高、组态灵活、检修方便。2.3变电站自动化系统设计所具有的功能

根据实际应用需要，本次所设计的变电站自动化系统具有以下主要功能：

一、监控子系统的功能

监控子系统取代了常规的测量系统，取代针式仪表；改变常规的操作机构和模拟盘，取代常规的告警、报警、中央信号、光字牌等；取代常规的运动装置等等。监控子系统功能有： 1.数据采集

数据采集有两种。一种是变电站原始数据采集。原始数据直接来自一次设备，如：电压互感器、电流互感器的电压和电流信号、变压器温度以及断路器的辅助接点、一次设备状态信号。变电站原始数据包括模拟量和开关量。另一种是变电站自动化系统内部数据交换或采集，典型的如：电能量数据、直流母线电压信号、保护信号等。

2.数据库的建立与维护

监控子系统建立实时数据库，存储并不断更新来自I/O单元及通信接口的全部实时数据；建立历史数据库，存储并定期更新需要保存的历史数据和运行报表数据。3.顺序事件记录及事故追忆

顺序事件记录包括；断路器跳合闸记录，保护及自动装置的动作顺序记录，断路器、隔离开关、接地开关、变压器分接头等操 作顺序记录，模拟输入信号超出正常范围等。事故追忆功能，追忆范围为事故前1分钟到事故后2分钟的所有相关模拟量值，采样周期与实时系统采样周期一致。4.故障记录 5.操作控制功能

变电站运行人员可通过CRT屏幕对断路器、允许远方电动操作操作的隔离开关和接地开关进行分、合操作；对变压器及站用变压器分接头位置进行调节控制；对补偿装置进行投、切控制，为了防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计时，保留人工直接跳、合闸方式，即操作控制有手动和自动两种控制方式。6.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超限监视，如发现超限，立刻发出告警，同时记录和显示越限时间和越限值，另外，还监视保护装置是否失电，自控装置是否正常。7.人机联系功能

（1）CRT显示器、鼠标和键盘是人机联系的桥梁。（2）CRT显示画面，实时显示各种技术数据。

（3）输入数据，指输入电流互感器和电压互感器变比、保护定值和越限报警定值、自动控制装置的设定值、运行人员密码等。

8.打印功能 9.在线计算及制表功能 10.运行管理功能

运行管理功能包括：运行操作指导、事故记录检索、在线设备管理、操作票开列、模拟操作、运行记录及交接班记录等。

二、微机保护系统功能

微机保护系统功能是变电站综合自动化系统的最基本、最重要的功能，它包括变电站的主要设备和输电线路的全套保护：高压输电线路保护和后备保护；变压器的主保护、后备保护；母线保护；低压配电线路保护；无功补偿装置保护；所用变压器保护等。

各保护单元，除具备独立、完整的保护功能外，还具有以下附加功能：

1.具有事件记录功能。2.具有与系统对时功能。3.具有存储多种保护定值功能。4.具备就地人机接口功能。5.具备通信功能。6.具备故障自诊断功能。

7.具有满足保护装置的快速性、选择性和灵活性要求。

第三章、变电站自动化系统设计方案

本设计采用RCS—9600系列分布变电站综合自动化系统，此系统是南瑞继保电气有限公司为适应变电站综合自动化的需要，在总结多年从事变电站综合自动化系统开发、研究经验的基础上，运用新 技术、新规约推出的新一代集保护、测控功能于一体的新型变电站自动化系统。实用于高压和超高压等级变电站，满足35—500KV各种电压等级变电站综合自动化需要。3.1 RCS—9600系统构成

RCS—9600综合自动化系统整体分三层，即变电站层、通信层、间隔层，硬件主要由保护测控单元、通信控制单元和后台监控系统组成。其系统结构图如图

3、图4所示

工作站1#打印机1#工作站2#打印机2#以太网通信控制器调度通信现场总线硬件对时通信控制器保护测控单元电流、电压开关信保护测控单元电流、电压开关信保护测控单元电流、电压开关信保护测控单元电流、电压开关信图3 RCS—9600系统结构图1

计算机监控系统打印机五防工作站以太网电网调度中心操作控制中心通信控制器保护测控单元1#保护测控单元公用单元保护测控单元1#保护测控单元图4 9600系统结构图23.2 RCS—9600后台监控系统一、硬件部分

系统结构采用双机配置，其中两个工作站用于变电站实时监控，相互备用。主计算机系统通过两台通信控制器与变电站内的保护、测量相连接，实现变电站数据采集和控制，两台通信控制器互为备用，任一台出现故障，可自动切换，接替故障设备工作。图

3、图4两种配置软硬件平台完全一样。用户可随着变电站规模的扩大，逐步发展扩充原有系统。保护测控单元是硬件的主要部分，保护单元主要有交流插件、CPU插件、继电器出口回路、显示面板和电源及开入插件等模块构成。RCS—9600系列保护测控单元硬件典型结构如图5所示。

通信接口液晶显示面板交流插件板板出口继电器板交流电压 输入交流电流 输入控制电源手动操作去跳合闸线圈电源与开入板直流电源空接点信号输入

图5 保护测控单元硬件结构框图

二、软件部分

软件部分包括WingdowsNT/2000操作系统、数据库、画面编辑和应用软件等几个部分，如图6所示。

数据库生成器前置实时数据库计算数据库 保 护 操作票历史数据库事件库事故追忆库滤波数据库 画 面 画面库报表曲线报警事件事故追忆滤波画面编辑器

图6 监空控系统软件结构图

软件平台为WingdowsNT/2000操作系统，提供数据库ANSI标准SQL接口，适用工业标准的TCP/IP网络构成分布网络结构，采用面向对 象的VC++语言编程，系统具有广泛的实用性和可移植性。三.保护测控单元装置

RCS—9600系列保护测控单元主要有：电源自投保护测控单元、变压器保护测控单元、线路保护测控单元、公用信号测控单元、通信控制单元等组成，完全可以满足整个电网系统的各类保护需要。电源自投保护装置适用于图

7、图8两种连接方式，假定两台主变压器分列运行或一台运行一台备用。

（1）若正常运行时，一台主变压器带两段母线并列运行，另一台备用，采用进线（变压器）备自投；若正常运行时，两段母线分列运行，每台主变压器各带一段母线，两段母线互为备用，采用分段备自投。

（2）若正常运行时，一条进线带两段母线并列运行，采用进线备自投；若正常运行时，两段母线分列运行，每条进线带一段母线，两段母线互为备用，采用分段备自投。

号主变号主变

图7 备自投接线方式1

号进线号进线

图8备自投接线方式2 以上是电源自投保护测控单元控制原理，其他保护单元在此不做详细叙述。

第四章、结 束 语

随着计算机技术、电子技术和网络技术的发展，变电站综合自动化技术将得到更快的发展。未来的变电站自动化系统也将更完善成熟，逐步实现变电站的小型化、智能化、无人职守化、提高变电站安全可靠、优质和经济运行；提高变电站的运行管理水平，更好的服务于社会经济建设。

参考文献

【1】王远章、徐继民等，《变电站综合自动化现场技术与运行维护》.第一版.北京.中国电力出版社、2004.9 【2】郑文波、阳宪惠等，《现场总线技术综述》第一版.北京.机械与电子出版社.1997 【3】胡穗延.《全矿井综合自动化控制系统》，第一版、北京、清华大学出版社、1998 【4】祝龙记、王汝琳等，《变电站分布式智能控制系统》.第一版.北京.工矿自动化.2003 【5】张全元.《工厂供电》.第一版.北京.机械与电子出版社.2003

5.变电站综合自动化系统探析 篇五

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。

6.浅谈变电站综合自动化系统 篇六

吴科续

（丰满发电厂，吉林

丰满

132108）

摘 要：本文简要介绍了变电站综合自动化系统的重要性和发展趋势，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。

关键词：变电站综合 自动化系统 结构 功能

1.前言

电网是一个不可分割的整体，对整个电网的一、二次设备信息进行综合利用，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。变电站综合自动化是一项提高变电站安全、可靠稳定运行水平，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的一项措施。随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术等高科技的飞速发展，一方面综合自动化系统取代或更新传统的变电站二次系统，已经成为必然趋势。另一方面，保护本身也需要自检查、故障录波、事件记录、运行监视和控制管理等更强健的功能。发展和完善变电站综合自动化系统，是电力系统发展的新的趋势。2.系统结构

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。

2.2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。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：

（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）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。3.常见通讯方式

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：

（1）双以太网、双监控机模式，主要是用于220-500kV变，在实现上可以是双控机+双服务器方式，支撑光/电以太网。

（2）单以太网，双/单监控机模式。

（3）双LON网，双监控机模式。

（4）单LON网，双/单监控机模式。4.变电站自动化系统应能实现的功能

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：

（1）故障记录。（2）存储多套定值。

（3）显示和当地修改定值。

（4）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

（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。

（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系统的自诊断功能

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。

4.6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。

4.7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。

4.8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.结束语

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改善，它的优越性必将进一步体现出来。■ 参考文献

1.杨奇逊.变电站综合自动化技术发展趋势.电力系统自动化，1995。

2.王海猷，贺仁睦.变电站综合自动化监控主站的系统资源平衡.电网技术，1999。

7.变电站自动化方案 篇七

对于无人值班的综合自动化变电站, 保护装置除具备保护一次设备的功能外, 还应具备向远方传送设备运行信息的功能。保护维护人员的工作任务是维护变电站二次设备的安全运行, 但是对于无人值班变电站, 除应对二次回路、保护功能做必要的维护测试外, 还应对遥信回路做必要的测试。

下面笔者分别从现场运行维护人员、现场检查检验方法、继电保护和自动装置及其工作环境4个方面对综合自动化变电站遥信量发送故障的原因进行分析, 并逐项提出相应的解决方案。

1 现场运行维护人员的技术水平不适应综合自动化变电站的要求

随着综合自动化技术的广泛应用, 运行维护人员未能及时提高自己的技术水平, 还停留在对传统常规变电站的维护技能水平上。

解决方案。要在人员方面打好坚实基础。 (1) 抽调有一定运行经验的人员到综合自动化变电站担任值班员。 (2) 选派人员到厂家学习, 掌握系统设计思想和设备原理。 (3) 让运行维护人员参与调试, 在安装调试中熟悉设备。 (4) 建立严格的档案管理体系, 包括设备技术说明书、使用说明书、合格证、出厂试验报告、施工图纸、各种规程等。

2 综合自动化变电站管理制度、检验规程不适应现场安全运行的需要

由于变电站综合自动化系统使传统意义的保护、远动、通信、运行工作人员的工作内容发生了变化, 容易出现死角。如数据采集装置既提供数据给监控主机, 又提供给远动主机, 而在设备管理上却易出现相互推诿、无人维护的情况, 为安全运行埋下隐患。要想划清几个专业的界限, 势必造成对变电站综合自动化系统的人为分割, 不利于整个系统的稳定。因此, 应打破专业界限, 建立针对变电站综合自动化系统的专业管理队伍, 以此来弥补管理制度的不足。

综合自动化变电站检验规程的制定还不够完善, 采用原传统变电站的检验规程已经不能适应现代的综合自动化变电站, 在保护的定期检验、全部检验的过程中存在漏项, 不能及时发现设备和二次回路中存在的隐患, 从而加大了遥信量发送故障的可能性。

解决方案。制定一整套适用于综合自动化系统的检验规程, 以很好地提高检验质量, 使保护装置和二次回路得到全面检验, 消除隐患。 (1) 依据综合自动化变电站遥信定值单, 对各遥信量逐项制定检验传动方法。利用设备定检机会, 与相关专业人员配合逐一对各遥信量进行传动。保证遥信回路完好。 (2) 新增设备的遥信检测量接入系统时, 及时通知相关专业人员采集并命名接收。 (3) 无人值班变电站的管理维护部门较多, 在工作中应加强各部门之间的协调一致。

3 保护装置与当地监控、远动系统的通信及保护装置与相应二次回路存在缺陷

由于保护双重化配置的要求, 保护装置往往与综合自动化系统不是同一厂家产品, 通信规约不同, 必须经过规约转换方可与综合自动化系统通信, 从而上传保护信息。从实际运行来看这是一个薄弱点, 由于各厂家对规约认识的差别, 经常出现不能通信的情况, 造成重要信号不能上传, 影响设备安全。尤其是直流设备、“五防”设备、火灾报警等系统问题更严重, 而直流接地、火灾报警等是消除事故萌芽的重要信号。

继电保护及安全自动装置自身缺陷 (如电源插件损坏、CPU插件损坏、通信插件损坏、电子元器件老化等) 和相应的二次回路缺陷 (如遥信触点压力低、断路器或隔离开关联动机构不灵活、网络线短路或开路等) , 同样会造成遥信量发送的故障。

解决方案。 (1) 把好设备选型关, 尤其是直流设备、“五防”设备、火灾报警等系统的选型, 既要注重主要功能, 也要关注通信问题。 (2) 把好设备安装关, 安装质量非常重要, 尤其是用于通信的光缆、尾纤、网线等, 一定要注意加工工艺, 避免留下内伤, 为以后的运行维护带来工作难度。 (3) 把好验收关, 克服“重保护功能, 轻信号上传”的倾向, 要二者兼顾, 为设备安全运行打好基础。 (4) 形成一整套严密的检验方法, 加强设备的运行巡视, 及时发现设备缺陷, 进一步提高设备检修水平。如在现场传动试验中, 通过实际操作一次设备, 检查断路器或隔离开关及辅助触点的联动机构与辅助触点自身转动是否灵活, 系统地测试有关遥信量的发送情况;将检查站内通信网络连接情况作为每年设备定检的主要项目;将网络连接端子分开接入, 检查网络连接处接触是否良好;利用每一次设备检修的机会, 加强检查端子排接线情况, 对接线松动的端子及时紧固。

4 继电保护及安全自动装置的运行环境恶劣

现阶段大量微机保护的应用使抗干扰问题变得异常重要, 造成干扰的原因有下列几种。 (1) 一次设备产生干扰, 如系统故障、倒闸操作等。 (2) 通信设备产生干扰, 如手机、对讲机的使用。 (3) 现场反措要求执行不到位。 (4) 设备的抗干扰能力差。

8.变电站自动化方案 篇八

关键词：变电站；综合自动化；管理；经济效益

中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2014）24-0145-01

1 变电站综合自动化的特点

所谓变电站综合自动化，主要是通过微处理器综合与统一处理变电站中各表征电力系统运行状态的模拟量和状态量，以对所有环节的功能加以合理协调。其供具有以下几方面的优势和特征：

①将交流采样运用于变电站综合自动化的保护信息串行通信中，使得信息总量得到了大大增强，信息及时有效的传递，精准性高，可以结合具体的事件及时优先的远传变电信息，这样就有效防止了直流变送器信息容量大的情况，提高其传送速率。

②充分运用相应的监控系统对变电站表征电力系统运行过程中产生的模拟量和状态量进行及时全面的采集，同时将这些模拟量和状态量传送至专门的调度中心，全面贯彻落实调度中心颁布的控制和调节命令，由于该监控单元是整个监控系统的前置I/O模块，和实际场所中的一次设备间属于不可分割的关系，在数据的采集、控制、操作环节中占据重要地位，大大提高了表征电力系统运行状态的模拟量和状态量传送速率与效率。

③变电站综合自动化系统通过微机采样、微机变送器输入由CT、PT提供，可以和输入计算机编码、与数据采集微机及时通信，能够对各种形式的计算量进行传送，传送速率快、精确性高，在现代数据采集过程中的应用十分理想。

④利用相应的微机对变电站综合自动化系统中部分通信进行有效保护与监控，以此在调度端中及时全面的获取一定的保护整定值。微机保护与监控部分串行通信除了能够及时有效的保护信息的传送外，还能够准确的传送保护整定值和测量值，同时可通过调度端对保护定值远程进行修改与下发。

⑤变电站综合自动化能够做到对装置的自检，为维修工作提供了便利，通过有效的方法如查询标准输入检测等，细致全面的检查各个部位，及时找出装置中的缺陷与故障，并明确发生故障的具体位置，有效处理各环节的技术重复投资以及防止对运行可靠性造成影响。

2 变电站综合自动化的优点

①通过计算机进行调节与控制工作，不仅缓解了操作人员的工作压力，还大大降低了操作失误率。

②将二次接线进一步简化，整体布局紧凑，无需占用太大的面积，很好的节约了变电站建设资金。

③实现了设备监视和自诊断目标后，使得设备的检修时间延长，运行效率提升显著。

④将先进的计算机技术作为变电站综合自动化的主要工具，能够进一步发展与扩充。

⑤避免了人的过多干涉，消除或降低了因人为因素带来的事故。

⑥經济效益最大化。用地面积的减少，有效节约了二次建设资金和变电站运行维护成本；设备运行实效性提高，维修与维护便捷；减轻了值班人员的劳动强度，供电时间相应延长，供电异常情况不再出现。

3 完善变电站综合自动化的具体对策

3.1 准确划分运行管理具体职责

结合现阶段采用的变电站运行管理模式，将以往变电站中的值班人员分为两大类：一类主要职责任务是实时监视变电站运行情况、进行抄表记录、正确操作断路器，调度运行人员利用自动化系统来全面实现；还有一类的职责任务是对设备加强巡视、有效维护变电站运行、隔离开关操作、安全措施、处理事故，专门的操作队在现场完成。

3.2 构建完善合理的运行管理制度

变电运行工作缺少不了相应的运行管理制度作为支撑。首先，将岗位责任制落实到实处。所有涉及变电运行工作的人员如运行值班人员、操作队队员、电气检修人员等都要按照规定的相应岗位责任制度办事，清楚自己担负的责任，各司其责。其次构建合理的设备专责制。对于无人值班的变电站中各一次设备与二次设备，通信设备、远动设备都要有专业的维护人员，同时对这些设备的运行情况详细的记录。最后落实运行值班制和交接班制。将二班制或者三班制落实到运行值班员中，不得出现连续工作。交接班时间必须准时，细致认真的记录好设备运行情况，做好分内之事。

3.3 加强变电运行技术维护管理

变电站运行的经济安全性及操作人员的身体健康至关重要，应切实做好变电运行的技术维护管理工作。国家颁布实施的《电业安全工作规程》中总结积累了变电运行过程中的经验和教训，必须将两票三制贯穿于变电运行全程中。这里所说的两票三制，涵盖了工作票、操作票，工作许可制度、工作监护制度、工作间断转移和终结制度。对变电运行过程中产生的资料进行全面收集和整理，比如设备台账、检修记录、大修周期等。加强维护设备，及时发现设备存在的故障并采取有效措施进行处理，保证变电设备正常安全的运行。

3.4 培养出一批高素质的专业队伍

纵观我国变电站综合自动化系统现状，多数设备的维护依旧依赖于厂家，不具备一批优秀专业的管理队伍，只要设备有异常情况就会立马告知相应的厂家进行处理，这影响了设备异常情况的处理及时性。为了对变电站综合自动化系统有效维护与管理，当务之急就是尽快构建一批高水平的专业人才队伍，培养一批各方面能力都很强的综合型人才，充分掌握了解相关专业知识。其次，准确划分变电站综合自动化专业，严防基层单位出现“谁都管但都不管”的局面。

3.5 强化思想政治工作和民主管理

不断强化思想政治工作和民主管理，能够有效激发变电运行人员的工作热情与积极性，大力宣传爱国、爱站精神，以这些人员为中心，培养他们的主人翁意识，提高责任感。对他们进行思想政治教育时，应全面贯彻落实党和国家颁布的方针、政策、路线，要让每位运行人员都充分了解国内外时事，认真做好自己的本职工作。思想政治工作中应密切联系实际进行说理，用真理说服人。此外，应积极举办变电站民主管理活动，活动的宗旨是提高所用变电运行人员参与变电站管理与治理工作的积极性，为变电运行安全生产做出应有的贡献，并提出科学的建议或意见。

还应与运行人员良好沟通交流，稳定他们的思想情绪，解决他们在实际生活中遇到的困难，时刻关心、关爱运行人员，给予其必要的温暖，促进其认真工作的态度。由于变电站运行人员年龄结构均较小，所以要求相关党员和共青团员应充分发挥自身的带头作用，创设有利于变电站发展的优良工作作风。

4 结 语

变电站实现综合自动化后，不仅带动了电网调度自动化，而且还使得现场运行管理朝着现代化方向快速发展，电网运行真正做到了安全经济，已经成为了目前电网发展中的必然趋势。我们坚信，在科技的不断进步与良好的硬件、软件环境形成下，变电站综合自动化将发挥更加显著的功能。

参考文献：

[1] 廖万斌.变电站综合自动化改造的问题分析[J].广西电业，2011，（2）.