第一篇：變電站自動化系統標準化驗收作業指導書(精)

編號：Q/ 孔目江500kV 變電站自動化設備竣工驗收標準化作業指導書 編寫： 年 月 日 審核： 年 月 日 批準： 年 月 日 作業負責人： 作業日期：20 年 月 日 時至20 年 月 日 時 國網江西省電力公司檢修分公司

1、范圍

本指導書適用于孔目江500kV 變電站自動化設備竣工驗收作業。

2、引用文件

國家經濟貿易委員會第30號令，2002年5月電網與電廠自動化系統及調度數據網絡安全防護規定 DL/T 860-2006 《變電站通信網絡和系統》 DL/T 1372 遠動終端設備

DL/T 5136 火力發電廠、變電所二次線設計技術規定 DL/T 5137 電測量及電能計量裝臵設計技術規定

DL/T 5149-2001 220-500kV變電所計算機監測系統設計技術規程 DL/T 621 交流電氣裝臵的接地

DL/T 630-1997 交流采樣遠動終端技術條件

DL/T 634.5101 遠動設備及系統第5部分:傳輸規約第101篇基本遠動任務配套標準

DL/T 634.5104 遠動設各及系統第5-104部分:傳輸規約采用標準協議子集的IEC 60870-5-101網絡訪問 DL/T 634 遠動設備及系統第5部分:傳輸規約第102篇電

力系統電能累計量傳輸配套標準 DL/T 667 遠動設備及系統第5部分:傳輸規約第103篇繼電保護設備信息接口配套標準 DL 451 循環式遠動規約

DL 476 電力系統實時數據通信應用層協議 DL/T 5003-2005 電力系統調度自動化設計技術規程

江西電網 DL/T 179-2000 電力系統電能量計量傳輸實施細則（試行）《電力二次系統安全防護總體方案》電監安全〔2006〕34號

IEEE Std 1344－1995（R2001）IEEE Standard for Synchrophasors for Power Systems Q/GDW 131-2006 電力系統實時動態監測系統技術規范 IEEE Std C37.118-2005 電力系統同步相量標準

Q/GDW 273-2009 繼電保護故障信息處理系統技術規范

3、驗收前準備 3.1 人員要求:

3.2 危險點分析:

3.3 安全措施:

3.4 驗收工器具及材料、資料:

3.5 作業分工:

4、作業卡

4.1 變電站自動化設備檢查 18 4.2 變電站遠動功能檢查 21

4.3 變電站自動化交接試驗項目 24 驗收結束 作業指導書執行情況評估

填寫時間： 年 月 日 填寫人：

填寫時間： 年 月 日 填寫人： 30

填寫時間： 年 月 日 填寫人：

附表 1-4：電能量管理系統硬件清單 序號 1 名稱 設備型號 設備參數 安裝位臵 數量（單位： 臺）2 3 4 5 6 7 8 9 10 31 11 填寫時間： 序號 1 年 名稱 月 日 設備型號 設備參數 填寫人： 安裝位臵 數量（單位： 臺）附表 1-5：同步時鐘系統硬件清單 2 3 4 5 6 7 8 32 9 10 11 填寫時間： 年 月 日 填寫人： 附表 1-6：五防系統硬件清單 序號 1 名稱 設備型號 設備參數 安裝位臵 數量（單位： 臺）2 3 4 5 33 6 7 8 9 10 11 填寫時間： 年 月 日 填寫人： 34

第二篇：淺談變電站綜合自動化系統

淺談變電站綜合自動化系統

吳科續

（豐滿發電廠，吉林

豐滿

132108）

摘 要：本文簡要介紹了變電站綜合自動化系統的重要性和發展趨勢，提出了變電站綜合自動化基本概念，并對系統結構、通訊方式和能實現的基本功能及變電站自動化的發展前景進行分析。

關鍵詞：變電站綜合 自動化系統 結構 功能

1.前言

電網是一個不可分割的整體，對整個電網的一、二次設備信息進行綜合利用，對保證電網安全穩定運行具有重大的意義。變電站綜合自動化是一項提高變電站安全、可靠穩定運行水平，降低運行維護成本，提高經濟效益，向用戶提供高質量電能服務的一項措施。隨著自動化技術、通信技術、計算機和網絡技術等高科技的飛速發展，一方面綜合自動化系統取代或更新傳統的變電站二次系統，已經成為必然趨勢。另一方面，保護本身也需要自檢查、故障錄波、事件記錄、運行監視和控制管理等更強健的功能。發展和完善變電站綜合自動化系統，是電力系統發展的新的趨勢。2.系統結構

目前從國內、外變電站綜合自動化的開展情況而言，大致存在以下幾種結構：2.1分布式系統結構

按變電站被監控對象或系統功能分布的多臺計算機單功能設備，將它們連接到能共享資源的網絡上實現分布式處理。系統結構的最大特點是將變電站自動化系統的功能分散給多臺計算機來完成。分布式模式一般按功能設計，采用主從CPU系統工作方式，多CPU系統提高了處理并行多發事件的能力，解決了CPU運算處理的瓶頸問題。各功能模塊(通常是多個CPU)之間采用網絡技術或串行方式實現數據通信，選用具有優先級的網絡系統較好地解決了數據傳輸的瓶頸問題，提高了系統的實時性。分布式結構方便系統擴展和維護，局部故障不影響其他模塊正常運行。該模式在安裝上可以形成集中組屏或分層組屏兩種系統組態結構，較多地使用于中、低壓變電站。分布式變電站綜合自動化系統自問世以來，顯示出強大的生命力。目前，還存在在抗電磁干擾、信息傳輸途徑及可靠性保證上的問題等。

2.2集中式系統結構

集中式一般采用功能較強的計算機并擴展其I／O接口，集中采集變電站的模擬量和數量等信息，集中進行計算和處理，分別完成微機監控、微機保護和自動控制等功能。由前置機完成數據輸入輸出、保護、控制及監測等功能，后臺機完成數據處理、顯示、打印及遠方通訊等功能。目前國內許多的廠家尚屬于這種結構方式，這種結構有以下不足：

（1）前置管理機任務繁重、引線多，降低了整個系統的可靠性，若前置機故障，將失去當地及遠方的所有信息及功能。

（2）軟件復雜，修改工作量大，系統調試煩瑣。

（3）組態不靈活，對不同主接線或規模不同的變電站，軟、硬件都必須另行設計，工作量大并且擴展一些自動化需求的功能較難。2.3分層分布式結構

按變電站的控制層次和對象設置全站控制級——變電站層(站級測控單元)和就地單元控制級——間隔層(間隔單元）的二層式分布控制系統結構。也可分為三層，即變電站層、通信層和間隔層。

這種結構相比集中式處理的系統具有以下明顯的優點：

（1）可靠性提高，任一部分設備故障只影響局部，即將“危險”分散，當站級系統或網絡故障，只影響到監控部分，而最重要的保護、控制功能在段級仍可繼續運行；段級的任一智能單元損壞不應導致全站的通信中斷，比如長期霸占全站的通信網絡。

（2）可擴展性和開放性較高，利于工程的設計及應用。

（3）站內二次設備所需的電纜大大減少，節約投資也簡化了調試維護。3.常見通訊方式

目前國內常采用以太網通訊方式，在以太網出現之前，無論RS-232C、EIA-422/485都無法避免通信系統繁瑣、通訊速度緩慢的缺陷。現場總線的應用部分地緩解了便電站自動化系統對通信的需求，但在系統容量較大時依然顯得捉襟見肘，以太網的應用，使通訊問題迎刃而解。常見的通訊方式有：

（1）雙以太網、雙監控機模式，主要是用于220-500kV變，在實現上可以是雙控機+雙服務器方式，支撐光/電以太網。

（2）單以太網，雙/單監控機模式。

（3）雙LON網，雙監控機模式。

（4）單LON網，雙/單監控機模式。4.變電站自動化系統應能實現的功能

4.1微機保護：是對站內所有的電氣設備進行保護，包括線路保護，變壓器保護，母線保護，電容器保護及備自投，低頻減載等安全自動裝置。各類保護應具有下列功能：

（1）故障記錄。（2）存儲多套定值。

（3）顯示和當地修改定值。

（4）與監控系統通信。根據監控系統命令發送故障信息，動作序列，當前整定值及自診斷信號，接收監控系統選擇或修改定值，校對時鐘等命令，通信應采用標準規約。

4.2數據采集及處理功能

包括狀態數據，模擬數據和脈沖數據

（1）狀態量采集

狀態量包括：斷路器狀態，隔離開關狀態，變壓器分接頭信號及變電站一次設備告警信號、事故跳閘總信號、預告信號等。目前這些信號大部分采用光電隔離方式輸入系統，也可通過通信方式獲得。

（2）模擬量采集

常規變電站采集的典型模擬量包括：各段母線電壓、線路電壓，電流和有功、無功功率值。饋線電流，電壓和有功、無功功率值。4.3事件記錄和故障錄波測距

事件記錄應包含保護動作序列記錄，開關跳合記錄。變電站故障錄波可根據需要采用兩種方式實現，一是集中式配置專用故障錄波器，并能與監控系統通信。另一種是分散型，即由微機保護裝置兼作記錄及測距計算，再將數字化的波型及測距結果送監控系統由監控系統存儲和分析。

4.4控制和操作功能

操作人員可通過后臺機屏幕對斷路器，隔離開關，變壓器分接頭，電容器組投切進行遠方操作。為了防止系統故障時無法操作被控設備，在系統設計時應保留人工直接跳合閘手段。

4.5系統的自診斷功能

系統內各插件應具有自診斷功能，并把數據送往后臺機和遠方調度中心。對裝置本身實時自檢功能，方便維護與維修，可對其各部分采用查詢標準輸入檢測等方法實時檢查，能快速發現裝置內部的故障及缺陷，并給出提示，指出故障位置。

4.6數據處理和記錄

歷史數據的形成和存儲是數據處理的主要內容，它包括上一級調度中心，變電管理和保護專業要求的數據，主要有：

（1）斷路器動作次數。

（2）斷路器切除故障時截斷容量和跳閘操作次數的累計數。

（3）輸電線路的有功、無功，變壓器的有功、無功、母線電壓定時記錄的最大，最小值及其時間。

（4）獨立負荷有功、無功，每天的峰谷值及其時間。

（5）控制操作及修改整定值的記錄。

根據需要，該功能可在變電站當地全部實現，也可在遠動操作中心或調度中心實現。

4.7人機聯系系統的自診斷功能

系統內各插件應具有自診斷功能，自診、斷信息也像被采集的數據一樣周期性地送往后臺機和遠方調度中心或操作控制中心與遠方控制中心的通信。

4.8本功能在常規遠動“四遙”的基礎上增加了遠方修改整定保護定值、故障錄波與測距信號的遠傳等，其信息量遠大于傳統的遠動系統。還應具有同調度中心對時，統一時鐘的功能和當地運行維護功能。

5.結束語

通過以上分析，可以看到變電所綜合自動化對于實現電網調度自動化和現場運行管理現代化，提高電網的安全和經濟運行水平起到了很大的促進作用，它將能大大加強電網一次、二次系統的效能和可靠性，對保證電網安全穩定運行具有重大的意義。隨著技術的進步和硬件軟件環境的改善，它的優越性必將進一步體現出來。■ 參考文獻

1.楊奇遜.變電站綜合自動化技術發展趨勢.電力系統自動化，1995。

2.王海猷，賀仁睦.變電站綜合自動化監控主站的系統資源平衡.電網技術，1999。

2008.05.08 吳科續（1978-），男，工程師，從事水輪發電機組值班員工作。郵 編：132108 通訊地址：吉林市豐滿發電廠發電部 聯系電話：*** 工作電話：0432-4604511

第三篇：淺析變電站綜合自動化系統

淺析整流供電綜自動化系統

周玉杰

（鴻駿鋁電公司動力一分廠，內蒙古 霍林郭勒市 029200）摘要：本文簡要介紹了變電站綜合自動化系統的重要性和發展趨勢，提出了變電站綜合自動化基本概念，并對系統結構、通訊方式和能實現的基本功能及變電站自動化的發展前景進行分析 關鍵詞：變電站綜合 自動化系統 結構 功能

1.概述

近幾年全國電解鋁行業發展訊速，生產規模不斷擴大，從整個鋁冶煉行業的安全生產特點來看，整流供電綜合自動化系統越來越受到重視。變電站綜合自動化是一項提高變電站安全、可靠穩定運行水平，降低運行維護成本，提高經濟效益，向電解提供高質量電能服務的一項措施。隨著自動化技術、通信技術、計算機和網絡技術等高科技的飛速發展，一方面綜合自動化系統取代或更新傳統的變電站二次系統，已經成為必然趨勢。另一方面，保護本身也需要自檢查、故障錄波、事件記錄、運行監視和控制管理等更強健的功能。發展和完善供電整流綜合自動化系統是今后整流供電發展的新的趨勢。

2.系統結構

目前從國內整流供電綜合自動化的開展情況而言，大致存在以下幾種結構：

2.１分布式系統結構

按變電站被監控對象或系統功能分布的多臺計算機單功能設備，將它們連接到能共享資源的網絡上實現分布式處理。系統結構的最大特點是將變電站自動化系統的功能分散給多臺計算機來完成。分布式模式一般按功能設計，采用主從CPU系統工作方式，多CPU系統提高了處理并行多發事件的能力，解決了CPU運算處理的瓶頸問題。各功能模塊(通常是多個CPU)之間采用網絡技術或串行方式實現數據通信，選用具有優先級的網絡系統較好地解決了數據傳輸的瓶頸問題，提高了系統的實時性。分布式結構方便系統擴展和維護，局部故障不影響其他模塊正常運行。該模式在安裝上可以形成集中組屏或分層組屏兩種系統組態結構，較多地使用于中、低壓變電站。分布式變電站綜合自動化系統自問世以來，顯示出強大的生命力。

2.2集中式系統結構

集中式一般采用功能較強的計算機并擴展其I／O接口，集中采集變電站的模擬量和數量等信息，集中進行計算和處理，分別完成微機監控、微機保護和自動控制等功能。由前置機完成數據輸入輸出、保護、控制及監測等功能，后臺機完成數據處理、顯示、打印及遠方通訊等功能。目前國內許多的廠家尚屬于這種結構方式，這種結構有以下不足：

（1）前置管理機任務繁重、引線多，降低了整個系統的可靠性，若前置機故障，將失去當地及遠方的所有信息及功能。

（2）軟件復雜，修改工作量大，系統調試煩瑣。

（3）組態不靈活，對不同主接線或規模不同的變電站，軟、硬件都必須另行設計，工作量大并且擴展一些自動化需求的功能較難。

２.3分層分布式結構

按變電站的控制層次和對象設置全站控制級——變電站層(站級測控單元)、就地單元控制級——間隔層(間隔單元）的二層式分布控制系統結構。也可分為三層，即站控層、通信層和間隔層。

這種結構相比集中式處理的系統具有以下明顯的優點：

2.3.1可靠性提高，任一部分設備故障只影響局部，即將“危險”分散，當站級系統或網絡故障，只影響到監控部分，而最重要的保護、控制功能在段級仍可繼續運行；段級的任一智能單元損壞不應導致全站的通信中斷，比如長期霸占全站的通信網絡。

2.3.2可擴展性和開放性較高，利于工程的設計及應用。

2.3.3站內二次設備所需的電纜大大減少，節約投資也簡化了調試維護。目前全國各大鋁廠供電系統均采用分層分布式結構，下面就這種方式展開討論。

3.電解鋁供電綜自系統結構方式 3.1 系統結構

3.1.1變電站自動化系統由站控層、網絡層和間隔層三部分組成，并用分層、分布、開放式網絡系統實現連接。站控層設備及網絡發生故障而停運時，不能影響間隔層的正常運行。

3.1.2 站控層由計算機網絡連接的系統主機及操作員站和各工作站等設備構成，提供站內運行的人機聯系界面，實現管理控制間隔層設備等功能，形成全站監控、管理中心，并可與調度中心和集控站通信。站控層的設備可集中或分散布置。3.1.3網絡層是站控層與間隔層聯絡的中樞，間隔層的信息通過網絡層最后到達站控層，實現信息的收集功能；站控層的遙控和遙調指令通過網絡層到達間隔，實現控制功能。隨著通訊技術的快速發展，測控和保護裝置對外通信接口基本都能實現雙以太網口通訊，網絡層架構按雙網配置，主備網之間可以實現無擾動切換。由于網絡層設備的發展，又賦予了網絡層設備新的功能，既通訊協議的解析，這種設計理念正逐步在鋁電解供電綜自系統中得到應用，也是未來發展的趨勢。由于間隔層設備的廠家較多，通訊規約沒有一個統一的標準，整個通訊規約的解析主要由站控層來完成，這就增加了站控層設備的負荷，結果導致整個綜自系統的反應速度提不上來。底層的協議由網絡層具有高性能、高效率的硬件芯片來完成，大大提高的協議解析的速度和效率，同時又減輕了站控層設備的負擔。3.1.4間隔層由測控單元、間隔層網絡和各種網絡、通信接口設備等構成，完成面向單元設備的監測控制等功能。間隔層設備按相對集中方式分散下放到各個繼保小室。系統結構的分布性必須滿足系統中任一裝置故障或退出都不應影響系統的正常運行

3.2 網絡結構

3.2.1 網絡拓撲結構采用總線型、環形、星型方式。

站控層設備采用基于TCP/IP或UDP/IP協議的以太網方式組網，并具有良好的開放性，能滿足與電力系統專用網絡連接及容量擴充等要求。每一繼保小室可設一子網，合理的控制整個網絡的流量，防止網絡風暴的產生。

3.2.2 站控層和間隔層均采用雙重化監控網絡，網絡設備按雙重化配置，雙網按熱備用方式運行。

3.2.3 具備合理網絡架構和信息處理機制，能夠保證在正常運行狀態及事故狀態下均不會出現因為網絡負荷過重而導致系統死機或嚴重影響系統運行速度的情況。

3.3站控層設備及其功能

站控層設備包括主機、操作員工作站、遠動通訊裝置、故障及信息系統子站、微機五防系統、GPS對時系統以及其它智能接口。

3.3.1主機

具有主處理器及服務器的功能，為站控層數據收集、處理、存儲及發送的中心，管理和顯示有關的運行信息，供運行人員對變電站的運行情況進行監視和控制，間隔層設備工作方式的選擇，實現各種工況下的操作閉鎖邏輯等。大都采用兩臺主機互為熱備用工作方式。

3.3.2操作員工作站

是站內自動化系統的主要人機界面，用于圖形及報表顯示、事件記錄及報警狀態顯示和查詢，設備狀態和參數的查詢，操作指導，操作控制命令的解釋和下達等。通過操作員站，運行值班人員能夠實現全站設備的運行監視和操作控制。可以配置兩臺操作員站，操作員站間應能實現相互監視操作的功能。

3.3.3故障及信息系統子站

能在正常和電網故障時，采集、處理各種所需信息，并充分利用這些信息，為繼電保護運行、管理服務，為分析、處理電網故障提供支持。工作站大都具備多路數據轉發的能力，能夠通過網絡通道向多個調度中心進行數據轉發，通信規約應符合當地電網繼電保護故障信息系統通信與接口規范。支持根據調度中心命令對相應裝置進行查詢和遠程維護，包括遠程配置、可視化數據庫維護、參數的上傳下載、設備運行狀態監視等。故障及信息系統子站雙機配置，采用互為熱備用工作方式，雙機都能獨立執行各項功能。當一臺工作站故障時，系統實現雙機無縫自動切換，由另一臺工作站執行全部功能，并保證切換時數據不丟失，并同時向各級調度和操作員站發送切換報警信息。

3.3.4遠動通訊裝置

滿足直采直送要求，收集全站測控裝置、保護裝置等設備的數據，將信息通過雙通道（專線或網絡通道）上傳至上一級調度中心，調度中心下發的遙控命令向變電站間隔層設備轉發。

遠動通信裝置雙機配置，采用互為熱備用工作方式，雙機都能獨立執行各項功能。當一臺通信裝置故障時，系統實現雙機無縫自動切換，由另一臺通信裝置執行全部功能，并同時向各級調度和主機發送切換報警信息。也可采用雙主機工作方式。

3.2.5微機五防系統

微機五防系統主要包含五防主機、五防軟件、電腦鑰匙、充電通信控制器、編碼鎖具等，實現面向全站設備的綜合操作閉鎖功能。微機五防系統應與變電站自動化系統一體化配置，五防軟件應是變電站自動化系統后臺軟件的一個有機組成部分，獨立配置一臺微機五防工作站。

3.2.6 GPS對時系統

為故障錄波裝置、微機保護裝置、測控裝置和站控層設備等提供統一時間基準的系統。

4.結束語

隨著計算技術、網絡技術、通訊技術、視頻技術的發展，整流供電綜合自動化系統將賦予更強大的功能，其將為電解安全平穩供電發揮越來越重要的作用。

參考文獻

1.胡建斌.《霍煤鴻駿鋁電公司二期鋁合金項目綜自系統技術協議》，2007年02月。作者簡介 周玉杰、1970、山東濟寧、中級程序員、大學、供電技術及其自動化、主要從事變壓站綜合自動化及遠動工作、E-mail：hlh_zhouyj@126.com、電話：（0475）7959106

第四篇：淺析變電站綜合自動化系統

淺析變電站綜合自動化系統 開封供電公司 齊明亮

摘 要：本文簡要介紹了變電站綜合自動化系統的重要性和發展趨勢，提出了變電站綜合自動化基本概念，并對系統結構、通訊方式和能實現的基本功能及變電站自動化的發展前景進行分析

關鍵詞：變電站綜合 自動化系統 結構 功能

一、概述

電網是一個不可分割的整體，對整個電網的一、二次設備信息進行綜合利用，對保證電網安全穩定運行具有重大的意義。變電站綜合自動化是一項提高變電站安全、可靠穩定運行水平，降低運行維護成本，提高經濟效益，向用戶提供高質量電能服務的一項措施。隨著自動化技術、通信技術、計算機和網絡技術等高科技的飛速發展，一方面綜合自動化系統取代或更新傳統的變電站二次系統，已經成為必然趨勢。另一方面，保護本身也需要自檢查、故障錄波、事件記錄、運行監視和控制管理等更強健的功能。發展和完善變電站綜合自動化系統，是電力系統發展的新的趨勢。

二、系統結構

目前從國內、外變電站綜合自動化的開展情況而言，大致存在以下幾種結構：

１．分布式系統結構

按變電站被監控對象或系統功能分布的多臺計算機單功能設備，將它們連接到能共享資源的網絡上實現分布式處理。系統結構的最大特點是將變電站自動化系統的功能分散給多臺計算機來完成。分布式模式一般按功能設計，采用主從CPU系統工作方式，多CPU系統提高了處理并行多發事件的能力，解決了CPU運算處理的瓶頸問題。各功能模塊(通常是多個CPU)之間采用網絡技術或串行方式實現數據通信，選用具有優先級的網絡系統較好地解決了數據傳輸的瓶頸問題，提高了系統的實時性。分布式結構方便系統擴展和維護，局部故障不影響其他模塊正常運行。該模式在安裝上可以形成集中組屏或分層組屏兩種系統組態結構，較多地使用于中、低壓變電站。分布式變電站綜合自動化系統自問世以來，顯示出強大的生命力。目前，還存在在抗電磁干擾、信息傳輸途徑及可靠性保證上的問題等。

２．集中式系統結構

集中式一般采用功能較強的計算機并擴展其I／O接口，集中采集變電站的模擬量和數量等信息，集中進行計算和處理，分別完成微機監控、微機保護和自動控制等功能。由前置機完成數據輸入輸出、保護、控制及監測等功能，后臺機完成數據處理、顯示、打印及遠方通訊等功能。目前國內許多的廠家尚屬于這種結構方式，這種結構有以下不足：

（1）前置管理機任務繁重、引線多，降低了整個系統的可靠性，若前置機故障，將失去當地及遠方的所有信息及功能。

（2）軟件復雜，修改工作量大，系統調試煩瑣。（3）組態不靈活，對不同主接線或規模不同的變電站，軟、硬件都必須另行設計，工作量大并且擴展一些自動化需求的功能較難。

３．分層分布式結構

按變電站的控制層次和對象設置全站控制級——變電站層(站級測控單元)和就地單元控制級——間隔層(間隔單元）的二層式分布控制系統結構。也可分為三層，即變電站層、通信層和間隔層。

這種結構相比集中式處理的系統具有以下明顯的優點：

（1）可靠性提高，任一部分設備故障只影響局部，即將“危險”分散，當站級系統或網絡故障，只影響到監控部分，而最重要的保護、控制功能在段級仍可繼續運行；段級的任一智能單元損壞不應導致全站的通信中斷，比如長期霸占全站的通信網絡。

（2）可擴展性和開放性較高，利于工程的設計及應用。

（3）站內二次設備所需的電纜大大減少，節約投資也簡化了調試維護。

三、常見通訊方式

目前國內常采用以太網通訊方式，在以太網出現之前，無論RS-232C、EIA-422/485都無法避免通信系統繁瑣、通訊速度緩慢的缺陷。現場總線的應用部分地緩解了便電站自動化系統對通信的需求，但在系統容量較大時依然顯得捉襟見肘，以太網的應用，使通訊問題迎刃而解。常見的通訊方式有： 1）雙以太網、雙監控機模式，主要是用于220-500kV變，在實現上可以是雙控機+雙服務器方式，支撐光/電以太網。2）單以太網，雙/單監控機模式。3）雙LON網，雙監控機模式。4）單LON網，雙/單監控機模式。

四、變電站自動化系統應能實現的功能

１.微機保護：是對站內所有的電氣設備進行保護，包括線路保護，變壓器保護，母線保護，電容器保護及備自投，低頻減載等安全自動裝置。各類保護應具有下列功能： １）故障記錄２）存儲多套定值

３）顯示和當地修改定值

４）與監控系統通信。根據監控系統命令發送故障信息，動作序列。當前整定值及自診斷信號。接收監控系統選擇或修改定值，校對時鐘等命令。通信應采用標準規約。

２.數據采集及處理功能

包括狀態數據，模擬數據和脈沖數據

１）狀態量采集

狀態量包括：斷路器狀態，隔離開關狀態，變壓器分接頭信號及變電站一次設備告警信號、事故跳閘總信號、預告信號等。目前這些信號大部分采用光電隔離方式輸入系統，也可通過通信方式獲得。

２）模擬量采集 常規變電站采集的典型模擬量包括：各段母線電壓、線路電壓，電流和有功、無功功率值。饋線電流，電壓和有功、無功功率值。

３.事件記錄和故障錄波測距

事件記錄應包含保護動作序列記錄，開關跳合記錄。

變電站故障錄波可根據需要采用兩種方式實現，一是集中式配置專用故障錄波器，并能與監控系統通信。另一種是分散型，即由微機保護裝置兼作記錄及測距計算，再將數字化的波型及測距結果送監控系統由監控系統存儲和分析。

４.控制和操作功能

操作人員可通過后臺機屏幕對斷路器，隔離開關，變壓器分接頭，電容器組投切進行遠方操作。為了防止系統故障時無法操作被控設備，在系統設計時應保留人工直接跳合閘手段。

５.防誤閉鎖功能

６.系統的自診斷功能

系統內各插件應具有自診斷功能，并把數據送往后臺機和遠方調度中心。對裝置本身實時自檢功能，方便維護與維修，可對其各部分采用查詢標準輸入檢測等方法實時檢查，能快速發現裝置內部的故障及缺陷，并給出提示，指出故障位置。7.數據處理和記錄

歷史數據的形成和存儲是數據處理的主要內容，它包括上一級調度中心，變電管理和保護專業要求的數據，主要有： １）斷路器動作次數；

２）斷路器切除故障時截斷容量和跳閘操作次數的累計數；

３）輸電線路的有功、無功，變壓器的有功、無功、母線電壓定時記錄的最大，最小值及其時間；

４）獨立負荷有功、無功，每天的峰谷值及其時間；

５）控制操作及修改整定值的記錄。

根據需要，該功能可在變電站當地全部實現，也可在遠動操作中心或調度中心實現。

８.人機聯系系統的自診斷功能

系統內各插件應具有自診斷功能，自診、斷信息也像被采集的數據一樣周期性地送往后臺機和遠方調度中心或操作控制中心與遠方控制中心的通信。

9.本功能在常規遠動“四遙”的基礎上增加了遠方修改整定保護定值、故障錄波與測距信號的遠傳等，其信息量遠大于傳統的遠動系統。還應具有同調度中心對時，統一時鐘的功能和當地運行維護功能。

五、結語

通過以上分析，可以看到變電所綜合自動化對于實現電網調度自動化和現場運行管理現代化，提高電網的安全和經濟運行水平起到了很大的促進作用，它將能大大加強電網一次、二次系統的效能和可靠性，對保證電網安全穩定運行具有重大的意義。隨著技術的進步和硬件軟件環境的改善，它的優越性必將進一步體現出來。

第五篇：變電站自動化系統驗收容易忽略問題分析

變電站自動化系統驗收容易忽略問題分析(1)北極星電力網技術頻道 作者: 2011-11-28 13:23:48(閱102次)

關鍵詞: 變電站 自動化系統

摘要：綜合自動化變電站中自動化系統是其重要組成部分，正確、完備的驗收是保證變電站順利投產的重要手段。本文針對變電站自動化系統驗收中容易被人忽略的問題進行分析，并根據筆者的工作經驗提出一些查找和解決問題的方法，為驗收人員作好投產前驗收提供參考。

一、引言

隨著電力工業的迅速發展，電力系統的規模不斷擴大，電網運行方式的日趨復雜，對自動化系統運行可靠性的要求也越來越高。把問題解決在投產前是保證設備穩定、高效運行，從而提高供電可靠性的重要途徑。“零缺陷”投產的提出對每位參加驗收的工作人員提出了更高的要求，它的實現不僅需要驗收者熟悉各項規程、有扎實的基礎知識，還必須具備一定的工作經驗能發現和解決一些隱性問題。然而，相對變電站一次、保護等專業自動化專業的起步較晚，各單位人員配置少，技術力量參差不齊，加之系統調試中常出現一些容易被忽略的問題。這些問題的主要特征是在相關工作條件正常時不出現異常，只有在運行環境出現異常，時它才發揮了“作用”，導致自動化系統失效，但這時正是最需要自動化穩定運行上報故障信息的時候，所以排查隱性問題是驗收中的一個重要環節。

變電站自動化系統投產前驗收大致步驟如下：先按系統構成逐一驗收外觀和個體性能，再根據自動化系統的總體實現功能對系統進行整體驗收。下面就對各組成部分驗收中容易忽略的問題進行分析，并結合自身工作經驗對問題查找和防范提出一些方法和建議。

二、站控層設備驗收容易忽略的問題

變電站自動化系統站控層設備驗收一般先驗后臺監控系統，再驗遠動通信服務器。后臺監控系統的基本工作原理是：從網絡層得到底層采集設備收到得實時數據，通過自身的I/O設備向運行維護人員提供信息，同時接收運行維護人員下發的控制指令，經網絡層轉發到控制出口設備去執行。遠動通信服務器的工作原理中采集數據和下發指令過程同后臺監控系統，不同的是它服務的對象是各級遠方集控或調度監控系統，所以后臺監控系統數據接收的正確性，可基本保證傳輸至遠動服務器數據的正確性。

以上設備驗收最常見的問題是錯、漏配置所處理的信息設置，所以驗收需要對系統采集處理的每個信息點進行核對和檢驗，也就是自動化維護人員常說的“對點”，對點最好方法就是制作、打印出全站所有的信息點表，結合圖紙從信息源頭挨個驗證，發現問題及時整改，除此之外還有以下一些易被忽略的問題。

1、后臺監控系統中各服務器的數據同步功能完善。

對于220kV或更高電壓等級的變電站，后臺監控系統要求配置多臺監控主機。然而，調試過程中一些廠家技術人員為調試方便，喜歡單開1臺或部分主機進行調試，直到驗收整改完成后才通過備份、拷貝、恢復的方式去配置其他的主機系統。如此以來，驗收人員容易忽略系統全部主機間的同步功能驗收，結果造成運行一段時間后各主機系統歷史數據查詢結果出現差異，或圖、庫維護時，幾臺主機間數據同步出錯。所以，在驗收中我們要對所有主機同時驗收，并實際測試圖、庫修改同步、歷史數據儲存同步功能。

2、雙機配置的遠動通信系統，單機運行時通道不穩定。

現場驗收時工作人員一般會對遠動服務器的雙機切換功能進行檢查，但多數裝置切換試驗可通過裝置復位或主備機切換按鍵來對主機進行切換，這使得一些驗收人員忽略了單機運行功能的測試，從而通道串口板電平幅值調制不好得隱患躲過檢查。這種問題主要存在于主備機串口直接并接輸出的通信服務器，雙機時通道工作正常，因為備機雖然不發送數據，但串口的空載電平仍然存在，從而提高了通道電平滿足了運行需求，但一旦將一臺服務器電源完全關閉會出現通道電平較低通道質量差的情況。

3、雙主機配置的后臺或遠動服務器“強主機”。

通道切換試驗若只進行掉電切換試驗，可能會出現單機運行時正常，雙機工作時不按開機先后順序做主機的現象，主要表象是某一臺服務器開機后立刻自動切換為主機。這種現象在監控系統和遠動服務器均會存在，該現象一般由服務器內部強制主機設置選項或跳線置“1”導致。運行中若設置為強制主機的服務器正常，則不會出現異常，但一旦強制主機出現供電不穩或其他原因的頻繁重啟時，會導致系統服務器間不停的切換，造成監控系統工作異常、遠傳數據的跳變或傳輸通道時斷時續的故障。所以，驗收時需對有強制功能設置的系統進行功能測試和配置檢查。

4、遠動通信服務器通信參數設置錯誤。

IEC870-5-101、IEC870-5-104遠動規約各廠家版本不一，加之規約本身的用戶設置項較多，許多參數設置錯誤在正常運行時不影響數據傳輸的正確性，如：品質描述設置為不啟用，只有在數據傳輸品質超差時才會出現異常;總召喚回復設置為只回復變位信息，只在總召喚數據命令下發后需要收集所有信息時才能反映出異常等。近年來，南方電網公司和云南電網公司自動化相關職能部門先后下發要求執行的反措項目，多是規約版本或配置項不滿足可靠性要求導致。所以，驗收時驗收人員需對選用的規約版本進行檢查，保證服務器提供的規約版本或設置符合相關規約要求。

變電站自動化系統驗收容易忽略問題分析(2)北極星電力網技術頻道 作者: 2011-11-28 13:23:48(閱103次)

關鍵詞: 變電站 自動化系統

三、站控層設備驗收容易忽略的問題

變電站自動化系統網絡層設備中的通信管理和協議轉換器通常是負責接收外廠家的設備發出的信息，再轉換為站控層設備能識別的信息供三層使用;同時，將站控層下發的控制命令轉換為對應設備能識別的控制令以便按要求執行。該裝置的驗收隱患主要存在于規約解析表中，特別是一些不易模擬的信號常常會出現錯誤解析，所以驗收時應對規約解析表進行檢查核對。

交換機以其使用簡單、連接方便成為目前變電站自動化系統最長用的通信連接設備。隨著交換機功能的不斷增強，一些廠家的交換機可以方便的配置虛擬網關、自適應網絡帶寬。然而，強大的功能也給我們的驗收增加了工作量，一些交換機可能會因為廠家在調試中雖然配置正確，但忘了固化配置，在交換機未掉電情況下無異常，一旦掉電可能會出現設置丟失，造成通信出現問題。所以，驗收時不能只簡單檢查交換機運行狀況，對有設置功能的交換機還需檢查其配置情況，進行掉電試驗。

四、采集和控制系統驗收容易忽略的問題

采集和控制系統屬變電站自動化系統邏輯結構中的間隔層，負責就地模擬量、開關量和脈沖量的數據采集、傳輸，保護和控制操作的出口，并完成數字量和模擬量輸入輸出功能。主要設備有：測控裝置、智能監控單元等。驗收中容易忽略的問題如下：

1、同期功能不能滿足運行要求

為保證系統運行的可靠性，云南電網公司對變電站中可能進行合環操作的斷路器要求具備檢同期合閘的功能。但在一些采用內橋接線方式的變電站中，由于同期功能用的不多，常出現功能配置不全的情況，如：某些進線斷路器配有專用具備檢同期合閘的測控裝置，然而一些設計人員認為內橋接線的進線斷路器受主變壓器保護的控制，其操作回路應接于主變測控裝置，但許多廠家配置的主變測控裝置卻不具備檢同期功能;還有就是一些測控裝置本身具備檢同期合閘功能，卻未引接或錯引接同期電壓;再者就是同期功能未按要求投入或整定。所有，現場驗收中檢同期合閘應作為一個必查項目不能簡單的只看調試報告。

2、設備供電不滿足設備運行要求

站內測控屏的測控裝置電源與遙信電源均來自直流屏的同一個空開，特別是一些設計直接從裝置不經空開輸出電壓至遙信回路的設備，一旦某一遙信回路短路或接地將造成整個測控裝置電源消失，加之遙信回路一般傳輸距離遠、數量多，所接輔助接地運行環境惡劣出問題的幾率較多。所以，驗收時需保證測控裝置電源和遙信電源確實分開引接電源。

3、回路配置、使用不合理

(1)主變溫度控制器內常有三個電壓等級的回路，一是溫度啟動和停止風冷的回路(現階段云南電網公司風冷控制常采用PLC控制器，控制電源一般為DC 24V)，二是超溫報警和跳閘回路(一般使用電源為DC 220V)，三是傳溫度值的回路(一般為電阻回路或4至20mA的弱電)，三種電壓等級的回路一旦共用電纜時常會造成擾動，特別是傳溫回路同報警和跳閘回路共用電纜時，在報警和跳閘回路動作時常會造成溫度跳變，加上溫度控制器所用電纜轉接多，一旦遇上圖省事的設計或施工方很容易出現強弱電。(2)一些低電壓等級的保護測控裝置會現信號的采集方式不合理的情況，如：控制回路斷線信號采用裝置自檢的告警信號，一旦斷路器裝置通信故障該信號將無法正常上送至監控系統，所以驗收時需對一些重要信號的采集的合理性進行檢查測試。

4、忽略外圍輔助設備的通信

外圍輔助系統由于同站內主設備聯系較少，所以它們的信息采集無論是在設計過程，還是在驗收中常被人忽略，如：防火、防盜等系統;但這些系統的報警信息是很重要的，特別是在無人值班變電站中，單靠保安很難隨時、快速的發現早期的火災和失盜，所以此類信息不僅在監控后臺系統要采集，還應傳送到遠方監控中心，驗收時必須對其正確性進行核對。

5、忽略采集、控制設備的對時功能的測試

時鐘同步系統：負責對系統進行時間同步，保證整改全站自動化系統的時鐘正確和統一。為保證站內設備時間同時鐘系統高度一致，一般對時回路會采用通信總控網絡加脈沖或B碼的方式，由于存在雙對時方式，驗收中需要分別對兩種對時方式進行檢查，若只簡單的經過修改裝置時間來驗證往往會忽略以下隱患：

1)B碼對時線接反或輸出口有問題

萬用表測量B碼電平可以檢查出輸出口是否正常(用0.5級的萬用表測量，正常電壓一般為DC 1.5V左右，且會跳變)，接線反接需要通過裝置拔出網線后檢查裝置的對時是否正確來檢查。

2)脈沖對時接線方式錯誤

設計時若忽略脈沖的供電設計，空節點脈沖可能會導致需對時裝置接收不到脈沖，若是秒脈沖不易通過修改時間來檢查正確性，往往會讓接線錯誤的問題躲過去。所以，驗收時對脈沖對時回路需要用萬用表測量裝置對時脈沖(脈沖到來時有電壓跳變)。

五、結語

在對變電站自動化系統進行驗收時，問題可能存在驗收中的每個環節或每個設備部位，它可能因為我們工作中的一個小小的疏忽而被忽略，也可能因為我們的測試技術不完備而被放走。要保證驗收質量，不僅需要我們負責的工作態度、嚴謹的工作作風，也需要強有力的測試技術和方法，更需要我們不斷的總結經驗和摸索、創新。