变电站综合自动化工程

变电站综合自动化工程（共8篇）

1.变电站综合自动化工程 篇一

变电站综合自动化系统优化设计

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

作者简介：姓名：刘欣宇，性别：男，29岁，荆各庄矿业公司机运队机电副队长，电气助理工程师。

2.变电站综合自动化工程 篇二

变电站以服务于电力系统安全, 以经济运行为中心。通过先进的计算机技术、通信技术的应用, 为新的保护和控制技术采用提供技术支持, 替代传统电气设备解决变电站的监视、控制等技术问题, 在技术上和管理上为电网自动化发展提供基础, 进一步提高变电站安全性、可靠性和稳定性。如采集高压电器设备本身的监视信息、采集继电保护和故障录波器等装置完成的各种故障前后瞬态电气量和状态量的记录数据等。将这些信息传送给调度中心, 以便为电气设备的监视和制定检修计划、事故分析提供原始数据。对新建变电站取消常规的保护、测量监视、控制屏, 全面实现变电站综合自动化, 实现少人值班逐步过渡到无人值班, 对老变电站在控制、测量监视等进行技术改造, 以达到少人和无人值班的目的。提高供电安全与供电质量, 改进和提高用户服务水平。

2 变电站综合自动化要实现内容

2.1 随时在线监视电网运行参数、设备运行状态;

自检、自诊断设备本身的异常运行, 发现变电站设备异常变化或装置内部异常时, 立即自动报警并闭锁相应的出口, 以防止事态扩大。

2.2 电网出现事故时, 快速采样、判断、决策, 迅速隔离和消除事故, 将故障限制在最小范围。

2.3 完成变电站运行参数在线计算、存储、统计、分析报表和远传, 保证自动和遥控调整电能质量。

3 变电站综合自动化应包括两个方面:

3.1 横向综合: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。

3.2 纵向综合:

在变电站层这一级, 提供信息、优化、综合处理分析信息和增加新的功能, 增加变电站内部和各控制中心间的协调能力。如借用人工智能技术, 在控制中心间的协调能力。如借用人工智能技术, 在控制中心实现对变电站控制和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调之下, 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区别在于:自动化系统是否作为一个整体执行保护、检测和控制功能。

4 变电站综合自动化系统的特点

变电站综合自动化系统具有功能综合化、系统结构微机化、测量显示数字化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。同传统变电站二次系统不同的是:各个保护、测控单元既保持相对独立, (如继电保护装置不依赖于通信或其他设备, 可自主、可靠地完成保护控制功能, 迅速切除和隔离故障) , 又通过计算机通信的形式, 相互交换信息, 实现数据共享, 协调配合工作, 减少了电缆和没备配置, 增加了新的功能, 提高了变电站整体运行控制的安全性和可靠性。

4.1 功能综合化。

变电站综合自动化系统是各技术密集, 多种专业技术相互交叉、相互配合的系统。它是建立在计算机硬件和软件技术、数据通信技术的基础上发展起来的。它综合了变电站内除一次设备和交、直流电源以外的全部二次设备。微机监控子系统综合了原来的仪表屏、操作屏、模拟屏和变送器柜、远动装置、中央信号系统等功能;微机保护子系统代替了电磁式或晶体管式的保护装置;微机保护子系统和监控系统相结合, 综合了故障录波、故障测距、无功电压调节和中性点非直接接地系统等子系统的功能。

4.2 分级分布式微机化的系统结构。

综合自动化系统内各子系统和各功能模块由不同配置的单片机或微型计算机组成, 采用分布式结构, 通过网络、总线将微机保护、数据采集、控制等各子系统连接起来, 构成一个分级分布式的系统。一个综合自动化系统可以有十几个甚至几十个微处理器同时并行工作, 实现各种功能。

4.3 测量显示数字化。

用CRT显示器上的数字显示代替了常规指针式仪表, 直观、明了;而打印机打印报表代替了原来的人工抄表, 这不仅减轻了值班员的劳动强度, 而且提高了测量精度和管理的科学性。

4.4 操作监视屏幕化。

变电站实现综合自动化, 使原来常规庞大的模拟屏被CRT屏幕上的实时主接线画面取代;常规在断路器安装处或控制屏上进行的分、合闸操作, 被屏幕上的鼠标操作或键盘操作所取代;常规在保护屏上的硬连接片被计算机屏幕上的软连接片所取代;常规的光字牌报警信号, 被屏幕画面闪烁和文字提示或语言报警所取代, 即通过计算机上的CRT显示器, 可以监视全变电站的实时运行情况和对各开关设备进行操作控制。

4.5 运行管理智能化。

智能化的含义不仅是能实现许多自动化的功能, 例如:电压、无功自动调节, 不完全接地系统单相接地自动选线, 自动事故判别与事故记录, 事件顺序记录, 制表打印, 自动报警等, 更重要的是能实现故障分析和故障恢复操作智能化, 实现自动化系统本身的故障自诊断、自闭锁和自恢复等功能, 这对于提高变电站的运行管理水平和安全可靠性是非常重要的, 也是常规的二次系统所无法实现的。变电站综合自动化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。

变电站综合自动化是实现无人值班 (或少人值班) 的重要手段, 不同电压等级、不同重要性的变电站其实现无人值班的要求和手段不尽相同。但无人值班的关键是通过采取种种技术措施, 提高变电站整体自动化水平, 减少事故发生的机会, 缩短事故处理和恢复时间, 使变电站运行更加稳定、可靠。

简而言之, 变电站综合自动化的主要优点有以下几个方面:

a.控制和调节由计算机完成, 减少了劳动强度, 避免了误操作。

b.简化了二次接线, 整体布局紧凑, 减少了占地面积, 降低变电站建设投资。

c.通过设备监视和自诊断, 延长了设备检修周期, 提高了运行可靠性。

d.变电站综合自动化以计算机技术为核心, 具有发展、扩充的余地。

e.减少了人的干预, 使人为事故大大减少。

3.变电站综合自动化系统探析 篇三

关键词：变电站；自动化；技术

当代计算机技术、通讯技术等先进技术手段的应用，随着电网运行水平的提高，为了提高变电站的可控性，各级调度中心要掌握电网及变电站的运行情况，采用远方集中控制操作、反事故措施等，以提高劳动生产率，减少人为误操作的可能，提高运行的可靠性。

1综合自动化系统

1.1设计指导思想。在微机化以前，传统的变电站是面向功能的设计，将变电站分为继电保护、监控、故障录波、电能计费、通信、远动等不同种类的功能，分别设计自己的系统，几部分实现原理和技术也各不相同。随着集成电路和微机技术的发展，在应用中变电站的两项系统，一次系统主要完成电能的传输、分配和电压变换工作；二次系统则是完成对一次设备及其流经电能的测量、监视和故障的告警、控制、保护以及开关闭锁、厂站远动系统等工作。在应用中虽然微机型装置尽管功能不同，硬件结构大同小异，除微机系统自身外，对各种模拟量的数据采集回路和I/O回路组成，所采集的量和所控制的对象显得设备重复、互联复杂。为了从全局出发来考虑全微机化的变电站二次部分的优化设计，尽量使各二次回路部分硬件资源共享、信息共享，从而产生了变电站综合自动化。

1.2變电站综合自动化。随着科学技术的进步，变电站综合自动化系统是一种综合性的自动化系统，主要是应用计算机、现代电子、通信以及信息处理等各项技术，通过重新组合其功能，优化其应用功能，最终实现监视、测量、控制和协调变电站全部设备的运行情况。在应用中为了提高应用性能，变电站综合自动化简化了变电站的二次接线，从而有效的提高了变电站安全稳定运行水平与经济效益，降低变电站的运行维护成本。

1.3变电综合自动化系统的优势。变电站综合自动化以计算机技术为核心，通过应用变电综合自动化系统简化了二次接线，设备可靠性增加，强化设备监视和自诊断，延长了设备检修周期，有效的促进了整体布局紧凑，减少了占地面积，降低变电站建设投资，减少了人的干预，使人为事故大大减少，减少了供电故障。采用新的保护技术和控制方式，可以看到各电压等级的变电站，通过应用现代计算机和通讯技术，实现无人值班或减员增效，实现综合自动化，可以全面提高变电站的监控技术和运行管理水平，促进各专业在介绍上的协调。

2变电站自动化系统

2.1变电站自动化系统的分层组成。间隔层是现场运行的数据采集设备，保护和控制装置。如继电保护及自动控制装置，测控装置、站内直流电源管理设备、多功能电表等等。它们是和一次设备联系最紧密的设备，实际的数据采集，设备控制都是由它们来完成。间隔层和站控层的数据需要通过一些通讯电缆/光缆进行传输，中间还得有一些通信设备，比如通信管理机、交换机、接口设备、网络传输介质等等，用来负责数据的分发和传输，以及原始数据的存储等等。目前，变电站监控系统主要采用串行数据总线、现场总线和以太网等。 站控层包括站内监控后台，操作员站、工程师站、远动服务器等设备。在这一层要对采集上来的数据进行处理，以便显示在终端监控屏幕上。一些变电站遥控指令也可以从这一层发出去，通过网络层最后送到间隔层去执行。

2.2变电站综合自动化系统的主要功能。操作命令的优先级为：就地控制、站控层控制、远方控制。控制电气间隔的断路器、电动隔离开关的分合闸操作，计算机监控系统采集的实时数据根据运行工况实时变化而不断的更新，记录被监控设备的当前状态。按电气间隔的分布配置和集中配置综合测试端，完成开关量、模拟量、脉冲量等信息的采集和处理并能将处理后的信息上传。控制操作与“五防”工作站的接口，所有操作控制均经“五防”工作站防误闭锁逻辑的判断，若发现错误，闭锁该操作并报警。历史数据库对于需要长期保存的重要数据将存放在历史数据库中，如事件顺序记录及事故历史记录、报警历史记录，以及保护定值记录等。远动机与各间隔之间的通信功能，变电站与上级调度之间的通信功能。利用远动装置，从网络层采集间隔层和通信规约转换接口的数据，处理后，按照调度端的远动通信规约，实现变电站数据与调度自动化主站的数据交换。

3 对变电站综合自动化系统的维护

3.1日常管理与维护。变电站的维护工作分成日常维护管理与事故异常处理两种情况，日常管理主要是对遥控调试的准确度进行定期核对，定时维护通信网络，在管理中坚持每半年对变电站的数据进行一次备份。在变电站常态运行时，对电气设备进行数据记录、操作监控、数据验收等维护工作，各个工作人员都必须熟悉变电站综合自动化系统中的监控、调试的操作步骤，对变电站内的各个运行电气参数，如电压、电流、功率流向、事故信号等日常监控熟练，明晰工作内容以及严格规定其工作职责；事故异常处理则是在变电站出现了非正常工作状态时，为应对相应的事故状态而进行的一系列工作。

3.2系统维护。变电站综合自动化系统凭借着功能强大、高自动化水平、占地面积小、运行与维护工作简便的系统特点，在应用中可以实现无人值班远程控制等工作模式。变电站中使用的自动化技术是一种新的产物，是一个弱电系统，受环境电磁干扰现象非常严重，在运行与维护中要充分考虑到电磁干扰带来的可靠性问题。目前在实际应用过程中变电站工作的一些运行人员和技术人员，对变电站综合自动化系统的技术还不是很熟练，在操作应用过程中变电站的可靠性和安全性仍然还存在一些隐患。

4结束语

综上所述，随着中国国民经济持续快速发展，变电系统重要作用日益增加，各行各业对电力质量的要求越来越高，电力系统中各种智能技术的应用日益普遍，可以得知变电站综合自动化系统可以说是电力行业专业综合技术应用改革的一次革命，在今后的一个时期，使得变电站自动化管理和无人值守已是一种必然趋势和必然选择。

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，2013.

[2]王海猷，变电站综合自动化监控主站的系统资源平衡.电网技术，2012.

[3]河南电力技师学院，电力行业高技能人才培训系列教材.变电站值班员，2013.

4.变电站综合自动化教学大纲 篇四

一、课程名称：变电站综合自动化

课程负责人：

二、学时与学分：

三、适用专业：重庆大学城市科技学院电气学院

四、课程教材：

五、参考教材：《变电站综合自动化》，国家电网公司人力资源部，中国电力出版社;第1版(2010年5月1日)。

《变电站综合自动化原理及运用》，丁书文，中国电力出版社;第2版(2010年7月1日)。

《变电站综合自动化原理与系统》，张惠钢，中国电力出版社;第1版(2004年1月1日)。

六、开课单位：电气信息学院电气专业

七、课程的性质、目的和任务

《变电站综合自动化》，是电气工程及其自动化专业面向应用的一门专业课，是电力系统继电保护及自动化方向与发电厂及电力系统方向的核心专业课程。本课程以“变电站综合自动化系统”为载体，学生通过该门课的学习，使学生较全面地了解变电站综合自动化系统的用途、结构、原理和性能，初步掌握变电站综合自动化系统基本知识和技能，具备变电站综合自动化系统的安装调试、运行及事故处理的能力。

八、课程的基本要求

1、了解变电站站综合自动化的含义。

2、掌握变电站实现综合自动化的基本功能。

3、了解变电站实现综合自动化系统的结构形式。

4、掌握变电站综合自动化信息的测量和采集种类和方式方法。

5、了解变电站综合自动化中的通信技术。

6、了解变电站综合自动化系统运用的新技术。

7、掌握变电站综合自动化系统的智能装置的。

8、掌握变电站综合自动化系统的运行、维护及调试。

9、了解提高综合自动化系统可靠性的措施。

10、熟悉变电站综合自动化的监控系统相关知识。

九、课程的主要内容

第一章 变电站综合自动化系统概述 1.1 综合自动化的基本概念 1.2 综合自动化的优越性

1.3 综合自动化系统的主要内容和基本功能 1.4 综合自动化系统的设计原则与要求

1.5 综合自动化系统的硬件结构（结构形式和配置）1.6 变电站综合自动化与无人值班变电站 1.7 变电站综合自动化技术的发展方向 第二章 变电站综合自动化信息的测量和采集 2.1 变电站综合自动化信息

2.2 变电站综合自动化信息的体系结构 2.3 变电站模拟量信息的变送器测量及采集 2.4 交流采样技术及其应用 2.5 变电站油温的采集 2.6 变电站状态信息的采集 2.7 变电站实时时钟的建立和应用 第三章 变电站综合自动化系统中的通信技术 3.1 数据通信基础 3.2 数据交换技术 3.3 计算机网络基础知识

3.4 网络体系结构及OSI基本参考模型 3.5 计算机局域网络 3.6 现场总线技术

第四章 变电站综合自动化系统中的新技术应用 4.1 VQC知识 4.2 程序化操作 4.3 IEC 61850简介

第五章 变电站运行的自动控制与调节（变电站综合自动化系统的智能装置）5.1 变电站低频减负荷控制 5.2 变电站电压和无功功率控制

5.3 变电站“五防”的基本概念及实现方法 5.4 同期知识

5.5 备用电源自动投入装置 5.6 变电站主设备的遥控 5.7 微机故障录波原 5.8 微机故障录波实例

第六章 变电站综合自动化系统的运行、维护及调试 6.1 综合自动化系统人机联系与操作 6.2 综合自动化系统运行与维护 6.3 综合自动化系统的调试

第七章 提高综合自动化系统可靠性的措施 7.1 综合自动化可靠性概述 7.2 干扰来源和干扰的影响 7.3 抗干扰措施

7.4 综合自动化系统的自动检测技术 第八章 变电站综合自动化的监控系统 8.1 综合自动化监控系统的基本功能 8.2 综合自动化监控系统的基本结构 8.3 综合自动化监控系统基本要求及特点 8.4 综合自动化监控系统界面及监控操作 8.5 综合自动化监控系统的附属部分

十、课程教学重点

1、变电站实现综合自动化的基本功能。

2、变电站综合自动化信息的测量和采集种类和方式方法。

3、变电站综合自动化系统运用的新技术。

4、变电站综合自动化系统的智能装置的。

5、变电站综合自动化系统的运行、维护及调试。

6、提高综合自动化系统可靠性的措施。

7、变电站综合自动化的监控系统。

十一、考核方式

笔试考试

总成绩=笔试考试（70%）+平时考评（30%）

5.变电站综合自动化系统名词解释 篇五

自动：在一个限定任务内自行动作(无需操作人员)。

自动化：采用自动装置改进设备以减少人的干预。

控制：在系统中，为某一特定目的而执行的操作。在变电站中控制包括：断路器、隔离开关的操作，变压器分接头的调节、保护定值修改，特殊控制。

监控：通过对系统或设备进行连续或定期的监测来核实功能是否被正确执行，并使它们的工作状况适应于变化的运行要求。

自动控制：无需人去直接或间接操作执行装置的控制方式。

自动控制装置：由一个或多个继电器或逻辑元件组合在一起，预定完成某项规定自动化功能的设备。

自动切换装置：在变电站中按照规定的程序预定起动操作断路器和或隔离开关的自动控制装置。

信息：人们根据表示数据所用的约定而赋于数据的意义。

信息容量：调度中心、主站或子站可处理的各种远动信息的总和。

状态信息：双态或多态运行设备所处状态的信息。

监视信息：将子站设备的状态或状变传送到主站的信息。

事件信息：有关运行设备状态变化的监视信息。

遥信信息：指发电厂、变电站中主要的断路器和隔离开关的位置状态信号，重要继电保护与自动装置的动作信号，以及一些运行状态信号等。

遥控信息：指通过远程指令遥控发电厂或变电站中的各级电压回路的断路器、投切补偿装置、调节主变压器分头、自动装置的投入和退出、发电机的开停等。

通信：在信息源和受信者之间交换信息。

串行通信：两台设备之间(或称点对点之间)通过单一通道串行传输信息的一种方式

并行通信：两台设备之间(或称点对点之间)通过多个通道并行传输信息的一种方式

光纤通信：在光导纤维中传送信息的一种有线通信方式。

告警：当发生某些不正常状态，需提醒人们注意而使用的信息。

总告警：全部单独告警汇总成的告警。

成组告警：若干单独告警汇总成的告警。

遥测：指运用通信技术传输所测变量之值。

遥信：指对状态信息的远程监视。

遥控：指具有两个确定状态的运行设备进行的远程操作。

遥调：指对具有不少于两个设定值的运行设备进行的远程操作。

遥视：指运用通信技术对远方的运行设备状态进行远程监视。

遥脉：指运用通信技术对远方的运行设备的脉冲量(如电能量)进行远程累计。

监视：用比较的方法对系统或其某一部分的运行进行观察。在综合自动统中通过彩色显示器(大屏幕)上调看主接线图、系统图、棒图、表格等，查看变电站运行实时数据、设备状态、事件记录等。

帧：指含有信息、控制和校验区，并附有帧定界符的比特序列。

报文：以一帧或多帧组成的信息传输单元。

远动：应用通信技术，完成遥测、遥信、遥控和遥调等功能的总称。

远动系统：对广阔地区的生产过程进行监视和控制的系统。

远程命令：应用通信技术，完成改变运行设备状态的命令。

远动网络：若干远动站通过传输链路，彼此进行通信联系的整体。

通道：在数据传输中，传输信号的单一通路或其一段频带。

远动控制中心：控制远动网络的所在地。

远方控制端：指设置在与无人值班变电站相关的调度机构或某中心变电站一个独立的集中控制中心的远方控制装置。

远方监控终端：指设置在被监控变电站内的远方监控装置，包括信息采集、处理、发 送，命令接受、输出和执行的设备。

主站，控制站：对子站实现远程监控的站。

子站，被控站：受主站监视和控制的站。

远方终端(RTU)：指在微机远动装置构成的远动系统中，装在变电站内的远方数终端装置。在变电站综合自动化系统中指：由主站监控的子站，按规约完成远动数据采集、处理、发送、接收以及输出执行等功能的设备。

馈线远方终端：安装在配电网馈线回路的柱上和开关柜等处，并具有遥信、遥测、遥控和故障电流检测(或利用故障指示器检测故障)等功能的远方终端，称为FTU；安装在配电网馈线回路的开闭所和配电所等处，具有遥信、遥测、遥控和故障电流检测(或利用故障指示器检测故障)等功能的远方终端，称为DTU。

配电变压器远方终端；用于配电变压器的各种运行参数的监视、测量的远方终端，称为TTU。

配电自动化系统远方终端：用于配电网中的各种馈线远方终端、配电变压器远方终端以及中压监控单元(配电自动化及管理系统子站)等设备的统称。

前置机：对进站或出站的数据，完成缓冲处理和通信控制功能的处理机。

后台机：对本站设备的数据进行采集及处理，完成监视、控制、操作、统计、报表、管理、打印、维护等功能的处理机。

调制：为了使信号便于传输、减少干扰和易于放大，使一种波形(载波)参数按另一种信号波形(调制波)变化的过程。

解调：从调制的载波信号中复原原调制信号的过程。

调制解调器：对远动设备所传送的信号进行调制和解调的设备。

数据终端设备：数据站的一种功能单元，它具有向计算机输入和接收计算机输出数据的能力；与数据通信线路连接的通信控制能力。

采样(电气传动的)：在有限的时间间隔内(通常是相等的时间间隔)测量一个物理量的过程。

实时数据：指在线运行时实时记录和监视的物理量。

历史数据：指在线运行时按规定的间隔或时间点记录的物理量。在变电站中历史数据指按指定时间间隔或特殊要求保存下来的运行实时数据、各记录和报表、曲线等。

变电站运行实时参数：指为监测和控制变电站运行所需的各种实时数据。主要有：母线电压、系统周波；馈线电流、有功功率、无功功率、功率因数、电能量；主变压器电流、有功功率、无功功率、功率因数、电能量、温度；保护定值，直流电源电压；变电站设备运行状态等

变电站设备运行状态：指各馈线断路器、隔离开关的实际运行状态(合闸、分闸)；

主变压器分头实际位置、主变压器状态，压力、气体继电器是否报警；保护运行状态；被监控变电站系统状态；监控系统运行状态。

事件记录：指记录变电站运行过程中计算机监测的各种越限、异常、报警、断路器变位、设备状态变化以及通过计算机系统执行的各种控制操作事件。事件记录主要包含事件名称、相关设备名称、事件发生时间及内容等。事件记录类型有：事件顺序记录：断路器信号变位记录；变位断路器编号、变位状态、变位时间。操作记录，断路器控制：操作时间、操作性质、操作人、监护人；保护定值修改：保护名称、修改时间、操作人、监护人；越限记录，越限起止时间、越限值；设备运行记录，设备名称、设备状态启停时间等。

事件顺序记录：事件顺序记录又称SOE，特指在电网发生事故时，以比较高的时间精度记录的下列一些数据：发生位置变化的各断路器的编号(包括变电站名)、变位时刻，变位时刻，动作保护名称，故障参数、保护动作时刻等。

报警：变电站运行参数越限，断路器变位或保护动作时，计算机将弹出窗口(登录窗或报警窗口)显示事件内容并进行报警，报警类型分为：不报警、普通报警、预告报警、事故报警等。

不报警：正常拉合闸或人工禁止报警，遥信画面闪烁，遥测数值变色。

普通报警：计算机发出一次音响，其它与“不报警”相同

预告报警：计算机发出N次音响，其它与“不报警”相同

事故报警：打印机启动打印，计算机持续音响直至人工解除，其它与“预告报警”相同

打印：将计算机中储存的信息打印成文档。打印可分为：报表打印、事件打印、人工打印等。

报表打印：日报表、月报表、年报表等，打印时间可设定。

事件打印：遥信变位、保护投退／复归、遥测越限／复归、设备启停。

人工打印：人工选择(召唤)报表、画面、各种记录打印、拷贝。

双机切换：含义是在双机(主副机)配置的情况下，当主机(值班机)发生故障时,副机也可在人工干预下转为主机，主机转为副机。多机配置情况与双机类似，当主机发生故障时，任一副机可在人工干预下转为主机。

通道监视及切换：通道监视是指计算机系统通过通信控制器，统计与变电站测控装置、保护或其他变电站自动化系统、电网调度自动化系统通信过程中接收数据错误和长时间无应答的情况。根据通道监视情况，系统可以告警或采取相应控制措施。如果通道配置有冗余，即某厂站有双通道的情况下，当一个通道故障时，系统可自动转到另一个通道上进行通信。

前景点(图元)：前景点指的是可以在线运行时能发生变化的点，大部分的前景点都是和数据库里具体的点时对应的，即在线时随实时数据的变化而变化。

背景点(图元)：背景点是在线运行时不会发生变化，只是代表一些特定的物理意义。

数值量：能反映数据断续变化的量，如断路器、隔离开关分／合，保护动作等。

模拟量：能反映数据连续变化的量，通常可以反映到的小数点后的变化。在线运时可反映的物理量有电压、电流、温度、功率、频率等。

模拟信号：以连续变量形式出现的信号。

数字信号：在数字和时间上均是断续的电信号。

脉冲量：反映累计变化的量，物理上对应的是有功、无功等。

操作点：操作点是系统里一个特殊功能的图元，它可以调画面、作遥控、按钮功能等。．

人工置数：改变前景点现有的数值但并不下发这个命令，做一个模拟操作用。

复选框和单选框：复选框是指在一组选择里可以同时选择几个命令，而单选框只能选用一个。单选框通常是小圆圈，复选框通常是小正方形。

配置文件：配置文件用来规定一些程序在启动时读入设定，给用户提供了一种修改程序设置的手段。

导航图：在线运行时，每一个图都有设置导航图的功能，若当前图太大，就可以通过缩小了的导航图来寻找位置。

事故追忆：对事件发生前后的运行情况进行记录。

间隔层：由智能I／O单元、控制单元、控制网络和保护等构成，面向单元设备的就地控制层。

站控层：由主机或／和操作员、工程师站、远动接口设备等构成，面向全变电站进行运行管理的中心控制层。

数据采集：将现场的各种电气量及状态信号转换成数字信号，并存入计算机系统。

数据采集与监控系统(SCADA)：对广域生产过程进行数据采集、监视和控制的系统。

数据处理：对相关设备的各种数据进行系统化操作，用于支持系统完成监测、保护控制和记录等功能。

接口：指两个不同系统或实体间的界面或连接设备。由功能特征、通用的物理互联特征、信号特征和其他特征等定义。

规约：在通信网络中，为了通信双方能正确有效可靠的进行数据传输，在通信的发送和接收过程中有一系列的规定，以约束双方正确，协调的工作。

通信规约：启动和维持通信所必要的严格约定，即必须有一套信息传输信息格式和信息内容等约定。

链路：站与站之间的数据传输设施。

链路层：链路是开放系统互连参考模型的一个层次，借助链路规约执行并控制规定的传输服务功能。

协议转换器：．连接两个通信网络的智能电子装置。它能够按一种协议接收一个网络的信息，进行转换后，按第二个协议向另一个网络转发，或相反。

远方通信接口：经远方通信网络链路与远方控制中心相连的接口。

以太网：IEC TC57推荐使用的变电站通信网络，局域网的一种

IP：互联网协议，TCP／IP标准协议。IP定义了数据包，该数据包作为非连接数据包递交的基础。它包括控制和差错报文协议、提供与网络服务、ISO参考模型第三层等价的功能。

LAN局域网：一般限于一栋建筑物内或小型工业系统的一种通信网络。这里特指变电站区域内通信网。

同步传输：一种数据传输方式，代表每比特的信号出现时间与固定时基合拍。

异步传输：一种数据传输方式，每个字符或字符组可在任意时刻开始传输。

广播命令：向远动网络的部分或全部子站同时发出的命令。

地址：报文的部分，用以识别报文来源或报文目的地。

波特：数字信号的传输速率单位，等于每秒传输的状态或信号码元数。

电磁骚扰：使器件、设备或系统性能降低的任何电磁现象。

电磁干扰(EMI)：由电磁骚扰所引起的设备、传输通道或系统性能的降低。

抗扰性：器件、设备或系统在电磁骚扰存在时，不降低性能运行的能力。

电磁兼容（EMC）：设备或系统在其所处的电磁环境中正常工作，并要求不对该环境中其他设备造成不可承受的电磁骚扰的能力。

无人值班变电站：站内不设置固定运行、维护值班人员，运行监测、主要控制操作由远方控制端进行，设备采取定期巡视维护的变电站。

电气二次设备室：电气二次设备室是一个综合性房间，用于布置不宜设置在配电装置和主变压器现场的电气二次设备。如远动终端及相应设备、通信设备、交直流电源、不停电电源、继电保护、测控、计量和其他自动装置等。与控制室相比，主要差别是不适宜作为长期有人值班的监控场所。

继电小室：位于配电装置内或附近，安装继电保护、自动装置、变送器、电能计算及及录仪表、辅助继电器屏、就地控制层设备的独立小间。

工厂验收测试：包括用户认可的、使用特定应用的参数，特别制造的变电站自动化系统或变电站自动化系统部件的功能测试。

6.基于现场总线的变电站综合自动化 篇六

关键词：变电站综合自动化 电力系统自动化 现场总线CAN 监控系统

1． 引言

电力系统是一个特殊的系统，其安全性、可靠性要求高，为了实现系统的安全可靠运行，必须实现电力系统的调度、运营和管理的自动化。随着电力系统自动化程度的提高，现场总线技术的日臻完善，以及电力系统减员增效要求的提出，实现电站综合自动化，从而达到无人值班，已成为电力系统自动化发展的趁势。目前，采用符合现代工业控制技术方向的高性能微控制器，现场总线技术，实时多任务操作系统等多项先进技术，能实现对中低压输配电线路及主设备的综合自动化功能。而且能集保护、监控、调控、通信于一体，既可联网构成综合自动化系统，也可独立运行，既可适合有人监控中心，也可适合无人值班的要求。众所皆知，变电站综合自动化关键在于大量的现场采集信息和数据快速、准确，实时上传到监控中心，也能将监控中心下达的控制命令准确无误地发送到控制单元，及时采取措施避免事故发生，这就需要变电站综合自动化系统有可靠的通信保障。随着现场总线技术在电力系统自动化中的广泛应用，有效地解决了变电站综合自动化系统中的通信问题。

2． 变电站综合自动化系统

2.1 变电站综合自动化系统的构成

变电站综合自动化系统一般由站控层、通信管理层和间隔层构成的计算机监控系统，采用分布式结构，设备分为站控层、通信管理层及间隔层，间隔层原则上按一次设备组织，每一间隔层设备包括测量、控制、保护、信号、通信、录波等基本功能，并完成各自的特殊功能，系统能实现信息共享及保护、监控功能的综合化，极大简化二次回路，节省系统投资，由于间隔层设备可放在开关柜或一次设备附近，大为减少主控室面积，节约控制电缆，大大提高了整个系统的可靠性和可扩展性。通信管理层由于各间隔层设备通信协议的多样性，要实现不同装置的数据链接，可加入前置机（通信管理装置）完成通信控制和规约转化，使其在功能上实现通信接收、发送、规约转化等功能；通信协议采用电力行业标准协议，能实现不同厂家设备的互联，采用全球定位系统（GPS），支持硬件对时网络，减少GPS与设备间的连接，并保证对时精度，硬件上采用模块化设计以支持多种通信接口，包括以太网、串行通信接口、可扩充的其他现场总线接口等；软件上具有规约库以支持RS-232、RS-485、LONWORKS及标准网络协议（TCP/IP）等多种类型的标准通信接口，从而具备良好的软、硬件扩展性。站控层包括数据库服务器、Web服务器、运行工作站、维护工作站、监视工作站等。

2.2 变电站综合自动化系统功能

以某110KV变电站为例，根据变电站高压供电系统一次系统的整体要求，变电站综合自动化系统决定采用CL2000变电站综合自动化系统，在此，结合工程实践，介绍该系统用于变电站监控系统中的经验。

变电站综合自动化系统由WXH-322A/01微机线路保护装置，WBH-90系列微机变压器保护装置，ZBH-91A/05变压器本体保护装置，WBH-92A/02微机变压器后备保护装置，WMC-31A03微机母线差动保护装置，WBH-93A/02微机厂用电保护装置，WBT-31A/01微机备用电源自投装置，微控制器SAB-C167CR（SIEMENS公司产），工作站微机及相应设备组成。CL2000变电站综合自动化系统系列保护装置具有一般的主要功能，如开关量的变

位遥控，电压电流的模拟输入，断路器遥控分口，脉冲累加，遥控事件记录及顺序记录（SOE），逻辑闭锁等。

WXH-322A/01微机线路保护装置是多CPU并行设计，距离保护，零序保护及录波，测距分别由单独CPU完成，各CPU插件在电气及结构上相互独立，无依赖关系，它能实现以下功能：

（1）保护功能：a)三段式相间距离保护； b)三段式接地距离保护； c)四段式零序方向过流保护；d)故障测距； e)振荡闭锁； f)三段式反向及低压闭锁过流保护； g)检无压、检同期三相一次重合闸，手动同期合闸； h)低周低压减载保护； i)过负荷保护或报警； j)PT断线告警。

（2）测量功能：a)采集测量电压，三相或二相测量电流，计算有功功率，无功功率，功率因数； b)测量频率，每周波72点自适应采样； c)采用12路开关量； d)采用4路脉冲量（正负脉冲 均可）； e)远方及本地操作。

3． 由现场总线技术实现的通信功能

通信功能是综合自动化出别于常规站最明显的标志之一，通信网络变电站内间隔信息可充分共享，并通过通信接口与外界信息系统交换信息，同时节省大量电缆，构成一个快速、稳定、可靠的通信网络是变电站自动化系统的基本要求，也是电力系统运行管理功能的基本前提。

近年来，随着我国电力自动化的不断发展，电力系统通信方式也不断改进，现场在总线技术因其组网方便，抗干扰能力强等特点得到广泛应用。现场总线标准很多，电力自动化系统中最常用的是LONWORKS和CAN总线。

LONWORKS总线通信速率为78Kbps和1.25Mbps，CAN总线通信速率为1Mbps。CAN总线是一种有效支持分布控制和实时控制的串行通信网络，是一种通信速率可达1Mbps的多主总线[1]。具有优先抢占方式进行总线仲裁的作用机理，通信速率高，错误帧可自动重发，永久故障可自动隔离，不影响整个网络正常工作，可靠性高，而且协议简单，开放性强，组网灵活，成本低等特点，能为电力自动化提供开放性、全分布及可互操作性的通信平台。

CAN总线的主要特点：

（1）CAN为多主方式工作，网络上任意节点，任意时刻主动地向网络上其他节点发送信息，而不分主次，通信方式灵活，且无需站地址等节点信息；

（2）CAN采用短帧结构，数据最多8个字节，这样不仅满足控制领域中传递控制命令，工作状态和测量数据的一般要求，且保证了通信的实时性，CAN网络上的节点信息分为不同等级，可满足不同实时要求，高优先级最多可在134μS内得到传输；

（3）CAN采用非破坏性总线仲裁技术，当多个节点同时向总线发送信息时，优先级较低的节点主动退出发送，而优先级高的节点可不受影响地继续传输数据，从而大大节省了总线冲突时间。CAN的直接传输距离最远可达10Km/ 5Kbps，通信速率最高可达1Mbps/40m。可挂接设备最多可达110个。CAN节点在自身发生错误时具有自动关闭功能，以使总线上其他节点的操作不受影响。

本系统间隔层主要由保护单元和测控单元组成，每个测控单元监控多路馈进馈出，采用先进现场总线CAN，现场通信采用双绞线，总线速率达1 Mbps，快速、可靠、方便灵活，通信规约支持IEC-60870-5-101格式，克服RS485网络上只能有一个主节点而无法构成多冗余系统的缺陷，具有很高的价格比。另外，采用双CAN现场总线内部定期对备用CAN进行备用检测，提高了内部网络的冗余度。

站控层采用双10 Mbps双绞线以太网结构（能保证变电站自动化系统内部通信网络传输的实时性），由双服务器组成，站控层为值班人员提供全厂系统的监视、控制和管理功能，界面友好，容易使用。通过组件技术，软件功能能实现“即插即用”，能较好地满足电气监控系统的需要，软件系统采用模块化结构，开放性较好。站控层操作系统可采用Windows2000/NT，数据库选用SQL服务器，软件主要功能模块有前置、数据库生成器、数据库组态、报表管理、报警信息、曲线、棒图、动作告警、SOE、事故追忆、录波分析、人机界面、自动抄表、设备管理、定值管理、设备在线诊断、系统组态等。电气监控系统中提供了故障信息传输系统、各级调度中心、电能计量系统、直流系统通信等接口驱动软件。

总之，系统完成的主要功能有：实时数据采集与处理、数据库的建立与维护、控制操作、同步检测、报警处理、顺序记录（SOE）、事故追忆、画面生成及显示、在线计算及制表、电能量处理、远动功能、电气“五防”、时钟同步、人机接口、系统自诊断与自恢复、与其他智能设备接口、运行管理功能等。

4．主要软件设计

本系统中，微处理器SAB-C167CR的数据处理速度可达10 MHz，能完成所有测量、控制及通信等功能，其特点是任务较多，各任务之间协调较为复杂，为了便于个任务之间协调与功能扩充，CPU软件系统采用了实时多任务操作系统RTOS来优化和分配CPU时序和资源，保证程序的实时性和可靠性，以任务为对象进行资源管理，任务调度和异常处理，通过RTOS管理系统根据数据处理的轻重缓急来合理分配占有CPU，优化时序分时执行，使之不闲置，不拥挤，每个处理过程又有多个不同优先级别的任务组成，采用优先抢占操作方式有效保证任务执行的实时性，采用这一软件结构的突出特点是使程序实现了真正的模块化，各个任务单独编程，不受其他任务的影响，任务的增减，调度非常方便。

软件设计分为两部分：一部分是SAB-C167CR微处理器的软件设计，包括与间隔层设备间CAN总线数据传输及上位机UBS的数据通信（使用USB接口方便现场，即插即用，便于PC机的维护与升级，满足变电站数据通信的需要）；另一部分为PC机上位机软件的设计。这部分上位机软件设计较为复杂，若采用面向对象的语言编写程序，可使用ActiveX控制实现数据通信。对于微处理器和上位机的软件设计，考虑到将来间隔层设备结构的变化和硬件升级需要，程序设计分为两层，底层负责数据接收和发送；上层负责数据帧上午打包、解包及协议的解释。

5． 结论

随着现场总线技术的发展和电气设备微机化程度的提高，为数字化形式实现变电站自动化监控系统提供了技术保证。变电站自动化系统应具有开放性，应能实现不同厂家设备的互操性（互换性）。因此，现场总线技术的应用是变电站综合自动化发展的需要，运用现场总线技术，能解决变电站综合自动化系统的通信问题，能保证数据通信的速度、质量、抗干扰能力，从而保证了变电站综合自动化技术的有效实施。

变电站是一个电磁能量转换及能量再分配单元，电力系统中的许多保护装置、检测装置、辅助装置都是针对整个变电站设置的，因此变电站是输配电系统中的重要环节，也是电网的主要控制点。

随着电压等级和电网复杂程度的提高、供电半径和输配电容量的加大，采用传统的变电站一次和二次设备已越来越难以满足降低变电站造价、提高变电站运行安全可靠性两方面的要求。为了满足上述要求，必须大力发展和

推广变电站综合自动化系统。变电站综合自动化系统的概念及效益

1．1 概念

变电站综合自动化系统是集保护、测量、控制、远传等功能为一体，采用微机和网络技术，并充分利用数字通信的优势来实现数据共享的一套电力系统二次设备的综合自动化装置。

变电站自动化的内容包括：电气量的采集和电气设备（如断路器等）的状态监视、控制和调节，实现变电站正常运行时的监视和操作，保证变电站的正常运行和安全；在发生事故时，瞬态电气量的采集、监视和控制（由继电保护、故障录波等完成），迅速切除故障，以及在事故后完成恢复变电站正常运行的操作。从长远的观点看，还应包括高压电气设备本身的监视信息（如断路器、变压器、避雷器等的绝缘和状态监视等），除需要将变电站的信息传给调度中心、运行方式科、继电保护工程师之外，还需要传送到检修和维修中心，为电气设备的监视和维修计划的制定提供原始数据。

综上所述，变电站综合自动化系统将至少影响三个方面，即变电所无人值班，电网调度自动化系统的实用化和供电的可靠性。它涉及供电企业各个专业和部门，包括自动化、远动、通信、继电保护、测量、计量等二次系统的运行装置、工程及技术，甚至对一次设备也提出了新的要求。同时，它还涉及到包括变电检修、运行、调度在内的各个部门，还广泛涉及到规划、设计、标准化、质检、生产厂家、管理体制及其他相关部门和问题，是一项综合且复杂的系统工程，是现代科技和管理在电力企业中的综合应用。1．2 效益

1．2．1 降低变电站工程造价。

其主要途径是：

a）采用面向对象的分散分布式设计，用极少量的通信电缆所组成的通信网取代大量的点对点的长距离信号电缆，用软件闭锁取代或简化二次硬件闭锁回路，节约大量电缆和相应的施工、调试工作量。

b）由于采用分散分布式结构，可以取消传统的大控制室设计，节约用地和建筑面积。

c）分散分布式结构及通信网使得综合自动化系统将来的扩展非常方便、简单，不需要对原系统进行多大的改动，充分利用了原有的技术设备，节省了系统扩展时的投资。

d）综合自动化系统的软件模块化，使得传统上大量复杂的现场点对点调试工作将主要由供应厂家的软件组态来实现，此时现场基建和工厂验收即可并行进行，以加快工程的整体进度。1．2．2 提高变电站运行的安全可靠性

其主要途径是：

a）基于微机的保护单元经常处于在线自检状态（包括监视温度），一有异常立即报警，不象传统保护装置那样，每年只校验几次，实际动作正确与否只有故障后才知道。

b）传统的保护装置一般只提供一套整定值，而基于微机的保护单元可以提供多套整定值，可供运行方式改变时远方选用，并提供在动态过程中进行定值修改的可能性。

c）基于微机的保护单元较易实现小电流接地系统单相接地选线、故障测距、故障录波等功能。

d）故障处理完之后，综合自动化系统能使变电站恢复到事故前的原状态运行。

e）综合自动化系统应用了许多先进技术，提高了运行可靠性。如FACTS技术使电力系统动态性能得到很大改善，大幅度提高了输电线路输送能力和提高了电力系统稳定水平；GPS技术应用于

动态检测和控制中，使原来不可能做到的控制和测量精度以及故障分析、装置试验、特殊参数的采集都得以实现。现场总线技术

2．1 简介

现场总线（Fieldbus）是近年在各自动化领域中发展很快的互连通信网络，就其名称含义它包括两个方面的内容，“现场”是指工作环境中设备级（最低层）之间的联系，“总线”是指这一通信联系必须遵从统一的技术标准，可实现各设备间的互连、互操作。作为设备级间的基础通信网络，现场总线必须具有协议简单、容错能力强、安全性好、成本低的特点，具有较高的实时性，并能适于信息的频繁交换，因而不同于上层高速数据通信网。目前，国际上现场总线技术发展很快，形成了多种总线标准，较有影响和代表性的有Lonworks、CANbus、FFbus、Profibus等等，但至今尚未形成统一的国际标准。

现场总线以其全新的结构体系给各种控制系统带来了革命性的变革，由它构成的智能电器网络也表现出强大的优势。现场总线的网络拓扑结构目前多采用总线型。

在变电站综合自动化系统中，现场总线是连接智能现场设备和自动化系统的数字式、双向传输、多分支结构的通信网络，因此它是以智能电子设备（IED）的使用为前提的、现场通信网络与控制系统的集成。2．2 综合自动化系统的意义

在变电站综合自动化系统中，IED之间及其与主站之间的串行通信的物理层早期普遍采用了RS－232，随后许多装置采用了性能较好的RS－485（半双工）及RS－422（全双工）。在变电站层，有些系统采用了各种计算机局域网，如Novell网、以太网等。虽然硬件种类不多，但使用的通信协议很不一致，不同生产厂的设备一般不能互连及互操作，规约转换和或者说网关成了网络结构中最主要的设备，给用户带来极

大不便。现场总线则不仅具有开放性和互操作性，而且具有控制功能分散和可靠性高的优点，因此在变电站综合自动化系统中使用现场总线是必然趋势。国内外变电站综合自动化系统的现状

3．1 国外

国外产品以ABB公司的SCS100／200和西门子公司的LSA678为代表。

a）信号采集方式：在间隔层终端一般采用多DSP结构，集保护、录波、计量、远动功能于一体，并使得信号采集完全分散分布和下放，简化了二次回路。

b）数字通信方式：通信网主要以光纤为介质（如LSA678），光纤具有很高的通信速率和非常好的抗干扰能力。也有一部分变电站自动化系统的通信网采用了现场总线技术，如Lonworks及CAN总线。现场总线具有很高的抗干扰性能，网络传输速度适中，成本低、施工方便。

c）控制系统：站控单元采用高性能工作站或专用硬件，处理和存储能力较强，可靠性很高。监控保护单元均按一次设备安装单位划分，设于高压断路器附近和低压开关柜上，站控单元和监控保护单元通过串行口或网络连接。由于功能和组成分散，所以规模伸缩性好，能满足不同电压等级应用的需要。然而这些产品也存在价格昂贵、开放性不够理想、功能上不能完全满足国内对一次设备的使用及管理要求等问题。3．2 国内

目前我国220～500 kV电压等级的变电站基本上为有人值班运行方式，大多仅发遥测、遥信信息，但采用完全分散分布的变电站自动化系统仍是这类变电站自动化系统的发展方向。

kV及以下等级的变电站大多要求按无人值班运行方式设计，按实现的自动化水平可分为两类：一种为远动RTU方式，另一种为全新的综合自动化方式。一般意义下的远动RTU是集中式、单CPU的自动化设备，它具有“四遥”功能，而且也有统一的通信规约和技术标准，所有信号由RTU集中采集，遥控、遥调指令通过RTU装置的硬接点输出，由控制电缆引入二次控制回路。现在已经出现了多CPU协同工作的分散式远动RTU，可按功能或电器单元划分模块，其物理结构根据需要可配置成集中式或分层配屏式，交流采样技术业已广泛应用于RTU之中。而且，远动RTU模式也可通过串行口配置功能强大的人机联系子系统，变电所内其他智能设备一般通过串行口接入RTU。远动RTU一般不能与数字保护交换信息，保护动作信号仍需通过继电器接点采集。至于第二种方式在国内的使用情况如下：

a）信号采集方式：采用分散分布式交流采集系统，通过串行口或网络与后台监控主站相连。特别是10 kV变电站，将测控部分合并在10 kV保护装置内，根据模拟量对采样精度的不同要求，采用专用的电流输入口以接测量用TA。

b）控制系统：站控单元多采用工业PC，其性能价格比不及计算机工作站和计算机服务器。监控系统大都保留有RTU装置，将其作为信息采集和向各级调度传递信息，并通过它与监控系统交换信息。

c）数字通信方式：现场通信多采用RS串行通信总线，也有少数采用CAN、Lonw-orks现场总线，但是不同厂家设备的通信规约种类繁多，不仅浪费了大量的软硬件开发人力，也给用户的设备选型、运行维护等带来诸多不便。并且，因受制于通信规约及调度主站功能的不完备，综合自动化系统用作无人值班分站时不能实现其所能提供的丰富的变电站运行监控功能，浪费了用户的投资费用。

就总体而言，国内的变电站综合自动化系统主要是从国外购买硬件设备，系统软件的集成则由国内的科研开发单位提供，这样可以节省投资。综合自动化系统的功能及构成

4．1 功能

基于现场总线技术的变电站综合自动化系统具有以下主要功能：

a）控制、监视功能。承担数据采集（模拟量、开关量及脉冲量）和设备监视、操作控制功能（可由上级调度或当地通过键盘自动操作或选择操作，只有在返校无误后方可执行），并能实现“四遥”。

b）自动控制控能。如主变压器有载自动调压、电力电容器组自动投切、低频减载、备用电源自动投入接地自动检测等。

c）测量表计功能。向电网控制中心传送变电站的运行测量值，采用脉冲电度表累计电量。

d）继电保护功能。实现对变电所内各元件、线路、母线等的安全保护，并能与监控系统通信。

e）其他安全监控功能。通过操作与闭锁功能有效地防止电气误操作；当系统故障时，能完成事件顺序记录、事故追忆和故障录波；具有越限报警和异常状态报警功能。

f）接口功能。承担系统中各层之间的连接功能。

g）系统功能。实现变电站级的协调、优化控制，并实现与远方调控中心的通信。4．2 硬件系统设计

变电站综合自动化系统采用完全分散分布的系统，结构可分为三层即变电站层、间隔（单元）层和设备层，通信系统拟采用CAN总线技术，如图1所示。

设备层包括开关、变压器、TA／TV等一次设备。随着技术的发展，变电站的一次设备因带有电子设备的智能传感器和执行器而成为智能电子设备（IED），这些设备不仅把现场的数据数字化，同时具有计算机数据通信接口，可以自由地同其它设备交换信息。此外它还能根据直接测量的结果计算分析出很多其它难以直接测量的数据，如谐波分量、序电流、序电压；利用计算机的储存能力，智能设备还可以完成统计记录功能。

间隔单元层包括保护设备、数据采集及控制设备、指示仪表等，在分散式变电站综合自动化系统中由独立的保护及I／O单元组成。

变电站层通常是指站级计算机，可以采用基于工程工作站及TCP／IP网络的多功能SCADA系统，完成数据收集及处理、数据库管理、异常检测与告警、优化控制、人机接口等功能。4．3 通信方式的选择

分散式变电站综合自动化系统的总体结构主要取决于通信系统的选择，系统的总体性能在很大程度上也由通信系统的优劣来决定。变电站层与间隔单元层之间的通信网之所以采用基于CAN网络的总线型技术方案，是因为这种方案具有以下特点：

a）易于实现双网备用，易于通过多网络提高性能；

b）易于同I／O单元、保护单元集成，易实现高速数据交换；

c）网络仲裁效率高，信息优先级别丰富，可以确保紧急信息的实时性；

d）抗干扰能力强；

e）成本低，施工简便。

与远方调度自动化系统及集控中心的通信采用串行通信总线或专用远动通道，与远方诊断计算机通信可以通过MODEM与电话网的连接来实现。因此整个系统的通信系统是混合型的，能够为不同对象提供最合适的通信方式。

4．4 软件系统设计

系统的软件由两大部分组成：PC机软件部分和模块软件部分。

PC机软件部分运行在Windows系统平台上，由设备组态工具、网卡驱动程序以及人机界面（MMI）组成。设备组态工具用于对现场设备的组态及下装；网卡驱动程序是设备组态工具、人机界面与IED设备之间通信的桥梁；人机界面则使用户可以形象、实时地观察和控制现场设备的信息和状态。结束语

7.变电站综合自动化系统改造 篇七

关键词：综合自动化系统,变电站,改造方案

引 言

近年来, 随着“两网”改造的深入和电网运行水平的不断提高, 大量采用远方集中控制等自动化技术的综合自动化变电站已投入运行。变电站综合自动化系统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的数字, 为电网安全、经济运行提供了重要的依据。但目前仍有很多老的变电站正在运行中, 每年都需进行维护、整治, 不仅维护成本, 且管理效果并不理想每年都有新的问题出现。只有彻底进行改造, 建成能实现综合自动化无人值班变电站, 才能从根本上解决问题。本文以靖江供电公司为实例, 探讨了变电站综合自动化改造方案。

1 无人值班变电站应具备的技术条件

1.1 设计标准

对于无人值班变电站改造的设计应参照以下标准进行:

(1) 应根据GB50059-92《35-110 kV变电站设计规范》、GB50060-92《35-110 kV高压配电装置设计规范》、江苏省电力公司《无人值班变电站运行管理导则》进行改造。

(2) 无人值班变电站各种设备应具有高可靠性, 必须具备“四遥”功能, 即“遥测”、”遥信”信号准确无误, 并能反映变电站内各设备的运行工况;“遥控”、“遥调”功能准确可靠, 数据传送通道的质量达到规定指标。

1.2 设备条件

(1) 主变应采用有载调压低损耗三相电力变压器, 并能实现自动/手动调压, 也能实现远方/就地调压, 主变中性点应具备就地和远控分合闸功能。变电站主接线应满足运行可靠、操作方便, 易于维护检修, 利于远方监控和经济实用等要求;

(2) 变电站内的开关设备应实现无油化, 且采用弹簧储能的操动机构, 操作电源最好选用交流电源。各开关、刀闸应具有反应分合位置的辅助节点, 当采用SF6开关的必须装有反映气体压力的表计;

(3) 变电站应有可靠的所用电源, 所用电源应具备两个及以上, 且具有自动投切装置。直流电源应保证设备稳定可靠, 在交流失电后, 能持续稳定运行1h以上, 同时直流系统必须具备各自信号上传功能;

(4) 变电站“四遥”应按要求配置, 遥测量应包含各级母线相、线电压, 所变低压侧电压, 直流母线电压, 主变、线路、电容器电流、有功、无功、遥信量应包含所有开关、刀闸、主变分接头位置信号, 各种保护动作信号, 交直流系统、主变系统的各种异常信号, 火灾报警和周界报警信号等。遥控量主要包含变电站所有开关和主变中性点接地刀闸。遥调量主要是变电站的有载调压。

2 110 kV马洲变电站改造前情况

110 kV马洲变电站建于1999年2月, 作为靖江市城区北面的主供电源, 主要负责城区中、北片以及附近乡镇的工农业和居民生活用电。该变电站于2008年12月进行了综合自动化改造, 改造前设有一台主变, 容量为50 000 kVA, 后于2009年进行了扩建工程, 又增加了一台50 000 kVA容量的主变, 同时增加了2个10 kV间隔, 更换了10 kV正副母压变等设备, 并先后对其开关、闸刀等进行过零星的改造。

2.1 一次主接线运方

(1) 110 kV侧为单母线运行, 有两回进线, 一回出线, 两路进线正常运行的时候, 一路作主供电源, 一路作备用电源。

(2) 35 kV侧为单母线分段带旁路, 有7个出线间隔, 1个母联间隔, 旁路开关经一母向旁路充电。

(3) 10 kV侧为单母线分段带旁路, 有11个出线间隔, 2个电容器间隔, 1个母联间隔, 旁路开关经二母向旁路充电。

2.2 控制、保护及自动装置部分

2.2.1 全站公用部分

站内中央信号、低周减载、电压切换等采用电磁型继电器均集中在组屏上。

2.2.2 主变保护配置

采用国电南自WBZ-02型微机保护, 主保护包括主变差动保护和重瓦斯保护, 后备保护包括高中低压侧复合电压闭锁过流保护中性点接地、间隙零序保护等。

2.2.3 线路及电容器保护配置

110 kV线路保护均为国电南自的WXB-11号保护, 35, 10 kV线路及电容器保护均为过流、过电压、欠电压、零序过流保护等。

2.3 其 他

(1) 计量部分:变电站内有专用计量屏, 所用的电度表均安装在该屏后。

(2) 交直流部分:直流系统为整流型镉镍电池组, 额定容量为40 Ah, 所用电系统为传统的低压控制柜, 不能实现两路电源间的自动投切。

3 改造方案

变电站自动化技术是实现变电站无人值班的关键, 变电站无人值班自动化系统大致有两种配置模式:

(1) 由于微机技术不断发展, 站内继保、自动装置等相继更新换代, 对于此类变电站仅需对RTU等远动装置进行完善、技改, 就能基本具备“四遥”功能。此种通过改造RTU实现老站改造, 具有投资少见效快等优点。

(2) 对于运行时间较长的电磁型保护装置, 由于保护装置老化严重, 备品备件很难购置, 则应采用综合自动化装置进行彻底改造, 即站内二次设备均以计算机为核心而形成的具备控制、信号、测量、保护、自动装置、远动装置等功能的变电站综合自动化系统。可以实现站内每个单元监控保护一体化, 所有的信号、数据采集、数据处理等均由总控单元或后台主机承担, 并取消了传统的控制屏、表计等常规设备, 因而大大缩小了控制室面积、屏柜数量, 节省了大量的控制电缆。

根据马洲变电站电站继保和远动装置的现状, 经过充分调研和论证, 提出对马洲变电站进行综合自动化改造计划, 具体改造方案如下:

(1) 取消原有的中央信号控制屏及继保屏, 拆除所有线路、主变的控制屏;

(2) 取消原有的远动系统, 站内各类信息的采集、处理、控制均采用计算机监控系统, 通过数据传发器与各种职能仪表接口, 计算机监控系统通过后台机与各间隔保测装置接口。

(3) 新增变电站防火、防盗报警系统, 并这些系统与站内综合自动化系统相连, 并加装视频监控系统, 直接将信号上传至监控中心视频监控平台。

(4) 主变保护及110 kV线路保护更换为新型微机保护, 新增测控装置, 并改造主变温控测量回路, 实现主变及110 kV线路的“四遥”功能。

(5) 拆除站内所有35, 10 kV线路及电容器电磁型保护, 采用保护测控一体化装置, 实现“四遥”功能。

(6) 新增公用系统配置10～110 kV电压并列装置, 公用模拟量开关量采集装置, 通信服务器及后台主机。

(7) 拆除原先站内交直流设备, 新的直流系统采用高源开关模式, 蓄电池容量为100 AH, 并具备微机跟踪检测接地功能。新上所用电屏2顶, 所用电实现电源双向备自投。

4 改造过程中遇到的问题及改进措施

通过多方协调并经过充分调研, 技术人员制定了对马洲变电站的综合自动化的改造方案, 但在实施过程中遇到不少问题, 如变电站综合自动化系统的技术标准问题, 现行电力管理体制与变电站综合自动化系统关系问题等。

4.1 变电站自动化系统的技术标准问题

目前, 变电站自动化系统的设计还没有统一的标准, 变电站自动化系统的技术标准、自动化系统模式、管理标准等都亟待解决与完善。技术标准问题大致可以分为以下几种: (1) 产品生产厂家的问题; (2) 不同产品的接口问题; (3) 变电站自动化系统的抗干扰问题; (4) 变电站自动化系统的传输归约和传输网络选择的问题; (5) 变电站自动化系统的开放性问题。

措施:注意对各种自动化产品的特点进行选择, 以满足自身的使用要求。

4.2 变电站自动化系统组织模式选择的问题

变电站自动化系统实现的方案随着变电站的规模、复杂性、变电站在电力系统的重要地位、所要求的可靠性及变电层和过程层总线的数据流率的不同而变化。若一个变电站自动化系统模式选择合适, 不仅可以节省成本, 而且由于系统功能全、质量高、可靠性高, 更便于运行操作。目前应用较为广泛的变电站自动化系统的结构形式主要有集中式、分散式与集中相结合和全分散式, 变电站结构形式的选择应根据各种系统特点以及变电站的实际情况, 予以选配。

措施:综合考虑成本、性能以及改进后运行人员操作、监控的方便、简单性, 110 kV马洲变电站自动化系统的结构形式采用分散与集中相集合。

4.3 现行电力管理体制与变电站自动化系统关系的问题

变电站自动化系统的建设, 使得继保、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需要。远动和保护专业虽有明确的设备划分, 但其内部联系已经成为不可分割体, 一旦出现问题可能会需要不同专业人员同时到现场处理, 这与传统的电力管理体制与人员结构不相符合。

措施:明确变电站自动化技术专业划分, 培养跨学科的复合型人才, 促进相关专业间的了解和交叉。

4.4 运行人员水平不高的问题

目前, 变电站自动化系统绝大部分设备的维护均依赖厂家进行, 在专业管理上几乎没有专业队伍, 缺陷处理不及时。

措施:成立专业化的运行管理队伍, 加强对运行人员专业素质的培训, 所有值班员在上岗之前都要进行严格的培训和考试, 并且每年都要再进行一次定岗考试。

5 改造效果

靖江供电公司按照上述构想对110 kV马洲变电站实施了综合自动化系统改造, 取得了良好的效果:

(1) 减少了二次接线和控制室占地面积, 将原先复杂繁冗的二次设备变得更加集中化, 减少了设备数量, 提高了设备质量, 降低了变电站的运行和维护成本, 大大提升了变电站供电的可靠性及运行的可控性;

(2) 改造后的马洲变电站完全具备了无人值班条件, 成为技术领先、设备可靠的先进变电站。

6 结束语

随着通信技术和计算机技术的不断发展, 变电站的综合自动化技术也正向网络化、综合智能化、多媒体化的方向发展, 传统的变电站通过技术改造可以提高变电站综合自动化系统水平, 且投资少, 见效快。

参考文献

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[3]张继雄.变电站自动化系统选型中应注意的问题[J].内蒙古电力技术, 2005, 23 (2) :16—18.

8.浅谈变电站综合自动化系统 篇八

关键词：变电站 综合 自动化系统 结构 功能

1、概述

变电站综合自动化是指利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和数字信号处理（DSP）等技术，实现对变电站主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、控制、保护以及与调度通信等综合性自动化功能。它综合了变电所内除交直流电源以外的全部二次设备功能。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“两网”改造的深入和电网运行水平的提高，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，也是电网发展的趋势。

2、变电站自动化系统的基本结构及特点

2.1　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。

2.2　分布式系統结构　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。

2.3　分散（层）分布式结构　分散（层）分布式结构采用“面向对象”设计。所谓面向对象，就是面向电气一次回路设备或电气间隔设备，间隔层中数据、采集、控制单元（I/O单元）和保护单元就地分散安装在开关柜上或其他一次设备附近，相互间通过通信网络相连，与监控主机通信。目前，此种系统结构在自动化系统中较为流行，主要原因是：①现在的IED设备大多是按面向对象设计的，如专门的线路保护单元、主变保护单元、小电流接地选线单元等，虽然有将所有保护功能综合为一体的趋势，但具体在保护安装接线中仍是面向对象的；②利用了现场总线的技术优势，省去了大量二次接线，控制设备之间仅通过双绞线或光纤连接，设计规范，设备布置整齐，调整扩建也很简单，成本低，运行维护方便；③系统装置及网络鲁棒性强，不依赖于通信网和主机，主机或1台IED设备损坏并不影响其它设备的正常工作，运行可靠性有保证。系统结构的特点是功能分散，管理集中。

3、变电站综合自动化系统应能实现的功能

3.1　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。各类保护实现故障记录、存储多套定值、适合当地修改定值等功能。

3.2　数据采集　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。保护动作信号则采用串行口（RS-232或RS485）或计算机局域网通过通信方式获得。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，电流和功率值。馈线电流，电压和功率值，频率，相位等。此外还有变压器油温，变电站室温等非电量的采集。模拟量采集精度应能满足SCADA系统的需要。③脉冲量：脉冲量主要是脉冲电度表的输出脉冲，也采用光电隔离方式与系统连接，内部用计数器统计脉冲个数，实现电能测量。

3.3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。其SOE分辨率一般在1～10ms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。

3.4控制和操作闭锁　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手段。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。

3.5同期检测和同期合闸　该功能可以分为手动和自动两种方式实现。可选择独立的同期设备实现，也可以由微机保护软件模块实现。

3.6　电压和无功的就地控制　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，无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。

3.7　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。

3.8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。

3.9与远方控制中心的通信　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。

3.10防火、保安系统。从设计原则而言，无人值班变电站应具有防火、保安措施。

4、变电站综合自动化系统的现状及发展

变电站综合自动化在一些新建变电站的运行中表明其技术先进、结构简单、功能齐全、安全可靠，经过十多年的发展已经达到一定的水平，在我国城乡电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班，而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术，从而大大提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度的可能性，降低了变电站建设的总造价。

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]段日新.变电站自动化系统的前沿技术[J].西北电力技术.2005.3：1-3.

[2]陈素芳.变电站自动化系统的分析与应用[J].武汉理工大学学报.2004.26（5）.