第一篇：變電站綜合自動化系統建設調試運行（小編推薦）

變電站綜合自動化系統建設調試運行

結課論文

論文題目 姓名 班級 學號

智能變電站的結構形式

摘要：智能變電站是我國智能電網建設的重要環節，國內已有多個智能變電站建成投產，根據其過程層設備和間隔層設備之間的通信方式不同，其典型結構形式主要有三種。本文簡要介紹了智能變電站的概念與系統結構，并分析闡述了三種不同結構形式之間的差別和優缺點。

智能變電站是智能電網建設在變電領域的重要內容，其主要作用就是為智能電網提供標準的、可靠的節點，目前已經在全國大面積鋪開建設。智能變電站的大規模建成投運，將會對電網的安全運行及電力企業的增效減耗提供更有力的支持。

一、智能變電站的概念

根據《智能變電站技術導則》的定義，智能變電站是采用先進、可靠、集成、低碳、環保的設備組合而成，以全站信息數字化、通信平臺網絡化、信息共享標準化為基本要求，自動完成信息采集、測量、控制、保護、計量和監測等基本功能，并可根據需要支持電網實時自動控制、智能調節、在線分析決策、協同互動等高級應用功能的變電站。

二、智能變電站的系統結構

目前，智能變電站系統結構從邏輯結構層面分析，主要包括過程層、間隔層和站控層三個層次。

1.過程層。過程層由獨立的智能電子裝置和一次設備及其所屬的智能組件構成，其中，一次設備主要包括隔離開關、斷路器、電流/電壓互感器、變壓器等。歸納起來，過程層的主要功能有：系統運行過程中實時檢測各種電氣量，主要是電流、電壓、相位以及諧波分量的檢測；運行設備的狀態參數檢測，如斷路器、隔離開關的位置信息等；設備操作的控制執行與驅動，如分、合斷路器，隔離開關等。

2.間隔層。間隔層設備主要由二次設備組成。這些二次設備主要有系統測控裝置、繼電保護裝置、計量裝置和故障錄波裝置等。間隔層只采用一個間隔的數據作用于該間隔一次設備的功能，也就是和控制器、傳感器以及遠方的輸入、輸出設備實現通信。歸納起來，間隔層的主要功能有：優先控制統計運算、數據采集等控制指令的發出；實時匯總本間隔過程層的數據；實現本間隔操作的閉鎖功能；實現上下結構的通信功能；保護并控制一次設備的運行；實現操作同期和其他控制功能。

3.站控層。站控層位于變電站自動化系統的最上層，包括自動化站級通信系統、對時系統、站域控制、監控系統、網絡打印服務器等，對整個變電站的設備進行監控、報警以及信息的傳遞，主要用于數據、同步相量和電能量的采集，負責管理保護信息，具有監控、操作閉鎖等功能。歸納起來，站控層的主要功能有：利用兩級高速網絡實全站數據信息的實時匯總，刷新實時數據庫，在設定的時間點登錄歷史數據庫；接收控制中心或調度中心的控制指令，同時將其傳輸至過程層和間隔層；在線維護過程層和間隔層的設備運行，對參數實施在線修改；具有在線可編程的全站操作閉鎖控制功能；自動分析變電站故障，可進行操作培訓；根據規定將相關數據傳輸至控制中心或調度中心；可實現站內監控和人機聯系；實現各種智能變電站高級應用。

三、智能變電站的不同結構形式

智能變電站從最初的試點工程階段到大規模建設階段，由于相關技術的發展水平和應用需求的不同，在智能變電站技術發展的不同階段出現了不同的結構形式，主要差別在于過程層設備和間隔層設備之間的通信方式。

1.“點對點”結構的智能變電站

常規變電站在結構上就是按照間隔劃分的“點對點”結構，每個間隔的底層設備信息，如電流、電壓、位置信息等，通過電纜硬接線直接接入到本間隔的二次設備上，因此“點對點”結構的智能變電站系統實現起來最為簡單。所謂“點對點”結構，就是指測量數據由合并單元通過光纖直接連接到需要數據的保護、測控、計量、錄波等裝置；設備的控制信號也是由保護、測控等裝置直接通過光纖連接到被控制設備的智能終端。其結構示意圖如圖1所示。

與常規變電站比較，“點對點”結構的智能變電站只是用光纖代替了電纜，并不能實現過程層信息的共享，沒能完全發揮出智能變電站應有的優勢。在實現母差等復雜保護功能時，仍然需要把每個間隔的信息通過光纖直接連接到母差保護裝置上，光纖接線仍較復雜和繁多。同時，全站故障錄波等自動化功能也未能得到很好的解決。因此，隨著智能變電站技術的發展，“點對點”模式必將被全站信息共享的模式所取代。

2.基于網絡交換機的分布式智能變電站

電子式互感器、智能一次設備和智能組件等技術的不斷成熟，以及計算機高速網絡在實時系統中的應用不斷成熟，為智能變電站系統以及基于全站信息共享的保護和自動化技術的研究提供了良好的機會。采用工業以太網交換機作為過程總線，取代“點對點”光纖直連的方式，可以實現過程層信息的網絡交換和共享。其方式系統結構如圖2所示。

此種結構形式的特點：采用網絡交換機實現網絡通信，簡化了大量的光纖直連接線，為過程層數據的交換和共享打下了堅實的基礎。在此結構的基礎上，實現母差保護等復雜保護功能將非常容易。這種結構更好地發揮了智能變電站在信息交換方面的優勢。

3.過程層分布采集、間隔層集中控制的智能變電站

過程層采用分布式結構，用合并單元和智能終端實現數據采集；間隔層集中處理，采用系統控制器實現全站保護和自動化功能；通信網絡采用網絡交換機實現信息的交換和共享。該系統結構如圖3所示。

過程層分布采集、間隔層集中控制的智能變電站系統包含兩類關鍵技術：

（1）保護、自動化功能整合技術。常規變電站的二次裝置主要有繼電保護、測控單元、故障錄波器、同步相量測量單元等裝置，這些裝置之間相互獨立，無法形成一體化的站控層應用系統。IEC61850標準為一體化平臺的實現提供了有力支持，可將測控、保護、錄波、同步向量測量等裝置整合成一體化的智能裝置，在站控層也提供集成應用后臺系統，為運行人員提供一體化功能環境。

（2）全站統一配置的集中式保護技術。集中式保護匯總了變電站每個設備的信息，在此基礎上可以實現母差保護等較復雜的保護功能。集中式保護技術不但可以利用變電站每個設備的信息，而且可以利用同一設備在不同時刻的信息，從而實現保護的快速性、選擇性、可靠性和靈敏性。并能實現一些變電站的站級控制功能，如無功補償、自動電壓控制等功能。

四、智能變電站不同結構形式方案比較 1.“點對點”結構的智能變電站方案

“點對點”結構形式的智能變電站，過程層設備和間隔層設備通過“點對點”的光纖直接連接，同一間隔內的過程層設備和間隔層設備存在對應關系。“點對點”結構模式的通信通道是相互獨立的，不會因網絡問題造成信息阻塞；“點對點”模式與常規變電站架構相似，可以遵循以往常規變電站的經驗進行配置，最為簡單，在通信方面出現問題的概率最小。“點對點”模式的智能變電站的主要缺點是不能實現數據的共享，且光纖接線復雜、繁多。由于“點對點”結構的智能變電站不僅技術上簡單可靠，而且比較實現容易，所以，這種方案在很多的智能變電示范工程中得到應用。

2.基于網絡共享的全分布式智能變電站方案

此方案采用網絡交換機實現全站信息的共享，過程層采用合并單元和智能終端實現數字化、信息化，間隔層按間隔和功能配置了保護和自動化裝置，這種方案的最主要優點就是實現了全站信息的共享，同時能夠降低單一間隔設備故障時產生的影響?；诰W絡共享的分布式方案還不能基于共享信息配置全站的保護和自動化功能，難以全面發揮智能變電站信息共享的主要優勢；同時，由于存在著大量的間隔層二次設備，使得網絡結構復雜，也增加了智能變電站二次系統的造價。此方案適合用在對變電站可靠性要求很高的高電壓等級樞紐變電站，可通過分布式間隔層設備承擔不同間隔的功能，以提高系統的可靠性。

3.基于網絡共享的集中式智能變電站方案 基于網絡共享的集中式智能變電站方案，完全采用以太網交換技術實現全站信息的共享，過程層同樣采用合并單元和智能終端實現數字化和信息化，與全分布式智能變電站方案不同的是，間隔層采用集中控制裝置實現全站的保護和自動化功能。該方案優點是基于共享信息配置全站的保護和自動化功能，提高了智能變電站的自動化水平；同時簡化了間隔層二次設備，大大降低了工程造價。利用集中控制裝置的同時，也產生了相關的可靠性風險，集中控制裝置如果出現故障，對智能變電站的安全運行將會造成非常大的影響，因此通常需要配置冗余系統。集中式的結構也給按間隔停電檢修帶來問題，適用于低電壓等級的智能化變電站或高電壓等級智能化變電站的低壓部分。

4.基于網絡共享的集中、分布相結合的智能變電站方案基于網絡共享的集中、分布相結合的智能變電站結構方案，綜合了集中式和分布式的優點，同時也克服了集中和分布式自身的缺點，根據變電站的實際情況配置集中、分布的功能，例如對高電壓等級采用分布功能，對低電壓等級采用集中功能，這種結構形式的智能變電站將是未來的發展目標。

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?，F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?？梢耘渲脙膳_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：淺析變電站綜合自動化運行管理

淺析變電站綜合自動化運行管理

時間:2010-10-11 16:29來源:電力知識在線 作者:網絡 點擊:次

1變電站監控系統的運行管理 變電站監控系統是把變電站中的中央信號、事故音響、運行數據、倒閘操作等功能綜合起來,進行統一管理,將各種信息進行分析、篩選和歸類,以利于進行正常的監控和操作。變電站綜合自動化監控系統的運行管理可分為日常管理、交接班、倒 1變電站監控系統的運行管理

變電站監控系統是把變電站中的中央信號、事故音響、運行數據、倒閘操作等功能綜合起來,進行統一管理,將各種信息進行分析、篩選和歸類,以利于進行正常的監控和操作。變電站綜合自動化監控系統的運行管理可分為日常管理、交接班、倒閘操作、驗收和故障處理等。

1.1日常管理

1.1.1一般規定

（1）核對“四遙”即遙測、遙信、遙控、遙調的正確性。進行通信網絡測試、標準時鐘校對等維護,發現問題及時處理并做好記錄。

（2）進行變電站例行遙控傳動試驗和對上級調度自動化系統信息及功能有影響的工作前,應及時通知有關的調度自動化值班人員,并獲得許可。

（3）一次設備變更（比如設備的增減、主接線的變更、互感器變比改變等）后,修改相應的畫面和數據等內容時,應以經過批準的書面通知為準。

（4）運行中嚴禁關閉監控系統報警音箱,應將音箱音量調至適中位置。

（5）未經調度或上級許可,值班人員不得擅自將監控系統退出（除故障外）,如有設備故障退出,必須及時匯報調度員。

（6）五防解鎖鑰匙應統一管理,由上級主管授權使用。

（7）每隔半年將主機歷史數據進行備份,該工作應由站長聯系公司遠動班完成，如條件允許，應采用磁盤陣列的方式進行備份。

（8）保持監督控制中心和周圍環境的整齊清潔。

1.1.2日常監控

監控系統的日常監控,是指以微機監控系統為主、人工為輔的方式,對變電站內的日常信息進行監視、控制、以掌握變電站一次主設備、站用電及直流系統、二次繼電保護和自動裝置等的運行狀態,保證變電站正常運行的目的。日常監控是變電站最基本的一項工作,每個運行人員都必須了解微機監控系統日常監控的內容并掌握其操作方法。

監控系統的日常監視的內容:各子站一次主接線及一次設備;各子站繼電保護及自動裝置的投入情況和運行情況;電氣運行參數（如有功功率、無功功率、電流、電壓和頻率等）,各子站潮流流向;光字牌信號動作情況,并及時處理;主變分接開關運行位置;每小時查看日報表中各整點時段的參數（如母線電壓,線路電流、有功及無功功率,主變溫度,各側電流、有功功率及無功功率等）;電壓棒型圖、各類運行日志;事故信號、預告信號試驗檢查;五防系統網絡的運行狀態;UPS電源的運行情況;直流系統的運行情況。

1.1.3操作監控

操作監控是指操作人員在變電站內進行倒閘操作、繼電保護及自動裝置的投退操作以及其他特殊操作工作時,監控人員對操作過程中監控系統的各類信息進行監視、控制,以保證各種變電設備及操作人員在操作過程中的安全。

操作監控的內容有一次設備的倒閘操作,繼電保護及自動裝置連接片的投退操作。

1.1.4事故處理異常監控

事故監控是指變電站在發生事故跳閘或其他異常情況時,監控人員對發生事故或異常情況前后某一特定時間段內的信息進行監視、分析及控制,以迅速正確地判斷處理各類突發情況,使電網盡快恢復到事故或異常情況前的運行狀態,保證本站設備安全可靠地運行,確保整個系統的穩定。

事故監視的內容一般有主變壓器、線路斷路器繼電保護動作跳閘處理的監視;主變壓器過負荷的異常運行監視;主變壓器冷卻器故障的處理;主變壓器油溫異常的監控;各曲線圖中超出上、下限值的監視及處理;音響失靈后監控;系統發生擾動后的監控;光字牌信號與事故、異常監控等。

1.2交接班和倒閘操作管理

監控中心交接班與原常規站交接班內容基本相同,要明確設備運行方式、倒閘操作、設備檢修、繼電保護自動裝置運行情況、設備異常事故處理、工作票執行情況等方面的內容。需要特別注意的有兩個事項:網絡的測試情況和所有工作站病毒檢查情況。通訊一旦中斷或網絡發生異常監控中心對各變電站將會束手無策。倒閘操作一般應在就地監控微機上進行,監控值班人員在就地監控微機上進行任何倒閘操作時,仍要嚴格遵守DL408-1991《電業安全工作規程（發電廠和變電所電氣部分）》的規定,一人操作,一人監護。監控值班人員必須按規定的權限進行操作,嚴禁執行非法命令或超出規定的權限進行操作。1.3驗收管理

就地監控微機要求有與現場設備一致的一次主接線圖,在圖中可以調用和顯示電壓、負荷曲線、電壓的棒圖或保護的狀態,能對斷路器進行控制,投退保護壓板,調整主變分接頭,查看歷史數據等功能。要在日常的運行中獲得可靠的信息,初期的驗收主要有遙測量（YC）、遙信量（YX）、遙控量（YK）、遙調量（YT）四個方面的內容。

1.3.1遙測量

遙測量指信息收集和執行子系統收集到的,反映電力系統運行狀態的各種運行參數（基本上是模擬量）。

正常的遙測量數據包括:主變壓器各側的有功及無功功率、電流、變壓器的上層油溫;線路的有功及無功功率、電流（220kV以上線路三相電流）;母線分段開關的有功功率、電流;母線電壓、零序電壓（3UO）;電容器的無功功率、電流;消弧線圈的零序電流;直流系統的浮充電壓、蓄電池端電壓、控母電壓、合母電壓、充電電流;站用變的電壓、系統頻率。這些正常的遙測數據,測量誤差應小于1%,在驗收時要逐一核對,根據現場情況盡可能在送電前完成。

1.3.2遙信量

遙信量指反映電力系統結構狀態的各種信息,是開關量（需經隔離才能送入遠動裝置）。

遙信量數據包括:開關位置信息;開關遠方/就地切換信號;開關異常閉鎖信號、操作機構異常信號、控制回路斷線信號;保護動作、預告信號、保護裝置故障信號;主變壓器有載分頭位置、油位異常信號、冷卻系統動作信號、主變壓器中性點接地隔離開關與運行方式改變有關的隔離開關位置信號;自動裝置投切、動作、故障信號（即DZJZ,備用電源裝置）;直流系統故障信號,現場手動操作解除閉鎖系統信號;全站事故總信號、預告總信號、各段母線接地信號、重合閘動作信號、遠動終端下行通道故障信號、消防及安全防范裝置動作信號（火災報警）。

遙信量的選擇不見得是越多越好,對重要的與不重要的加以區分,應選擇重要的保護與開關量信息,當一次系統發生事故時,會有大量的數據,如果不進行選擇會影響人對事故的正確判斷及對事故的快速反應。也可增加相應的特殊信號或對一些遙信量進行合并,合并的信號運行人員應清楚是哪幾個信號,如控制回路斷線、機構異常等。

1.3.3遙控量

遙控量指改變設備運行狀況的控制命令,包括開關分、合;變壓器中性點地刀分、合;保護軟壓板的投、解。要求遙控量的傳輸可靠。驗收時要核對正確性,還需做一些必要的措施,尤其是第一次控制開關（就地微機、監控微機數據庫有變化時）現場要有防誤控的措施,把運行設備的遠方/就地開關切換至就地。設備只要有檢修時,要對開關遙控進行分、合測試,以保證其正確性。

1.3.4遙調量

遙調量是指連續或斷續改變設備運行參數的有關信息,如變壓器的分接頭等。驗收時分接頭位置指示與實際相符,調升命令下達后變壓器分接頭應該升。

1.4事故異常管理

監控系統的故障處理或事故搶修應等同于電網一次設備的故障處理或事故搶修。變電站現場事故處理預案中要加入監控系統部分。監控系統設備出現嚴重故障或異常,影響到電氣設備操作的安全運行時,按事故預案處理,并加強對電網一次、二次設備的監視,以避免出現電網事故或因監視不力危及設備和電網安全。同時立即匯報調度和本部門分管領導確定搶修方案,統一安排處理。

監控機發出異常報警時,監控人員應及時檢查,必要時檢查相應的一、二次設備。監控系統主機故障,備用機若不能自動切換時,應及時向調度和有關部門匯報,盡快處理。在監控系統退出期間,運行人員應加強對一、二次設備的巡視,及時發現問題。在處理事故、進行重要測試或操作時,有關二次回路上的工作必須停止,運行人員不得進行運行交接班。監控系統設備永久退出運行,設備維護單位需向上級調度自動化管理部門提出書面申請,經自動化主管領導批準后方可進行。

2存在的問題及對策

改造后的變電站綜合自動化系統由于設備問題、電磁干擾、通道誤碼等原因,信息誤發、漏發情況時有發生。往往在事故情況下有大量的信息上傳,因此要求值班人員能迅速進行判斷。簡單可行的辦法是一看時間,二看遙測量。無論什么保護動作其啟動都是由動作量值整定的,都有一個啟動到動作出口的過程。計算機將保護動作的過程按時間順序體現出來,通過遙信量的分、秒、毫秒在同一時間段內有不同的保護動作情況,可以判斷為誤遙信。再結合遙測量的變化、相應開關變位、事故總動作信號來判斷。例如:主變有一側開關變位,三側電流、有功、無功正常,中、低壓側電壓正常,這時應判斷開關變位是誤發或現場把控制電源斷開所引起。

運行中經常出現的異常有通訊中斷、監控微機死機、遙測值不刷新和遙控拒控制。異?；蚴鹿侍幚頃r應堅持以下處理步驟:記錄跳閘開關名稱及編號,在事故報警窗中查詢開關的跳閘時間及保護動作情況、時間,做好記錄后將變位設備對位。

3結束語

變電站綜合自動化系統的運行管理需要結合現場實際不斷探索,尤其在日常運行、交接班、倒閘操作、設備驗收、異常事故處理等方面不斷研究,加強每一個環節的管理,變電運行管理才能扎實有效,變電站的安全運行才能得以保證。

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