1、变电站综合自动化在电力系统中的应用摘要：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 中图分类号： TP27 文献标识码： A 文章编号： 一、 概述 随着计算机技术的飞速发展，微机综合自动化装置在电力系统中得到了越来越广泛的应用，二次保护装置经历了常规的突出式和插件式电磁保护、机电式保护、晶体管保护、集电路保护到微机保护。常规控制、保护装置逐步从电力系统中退出历史舞台。取而代之的变电站综合自动化系统是一种全新概念的智能化成套装置，它是调
2、度自动化的变电所端设备 RTU 与变电所的微机保护装置发展到一定程度以后相互结合的产物，是在计算机技术、电子技术和网络通信技术的基础上发展起来的。它从变电所整体出发，将断路、变电、隔离开关等设备的保护、监视、控制、测量、信号、远动、通信、直流系统和五防闭锁操作功能集于一体的自动化模块装置，并按预定的程序和要求对变电站进行自动监视、测量、协调和控制的一种综合自动化系统，它是自动化在变电所应用的一种方法。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。 二、 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： 分布式系统结构 按变电站被监控对象或系统功能分布的
3、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
4、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。 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 IO 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
5、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。 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
6、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。 三、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、双监控机方式，主要是用于 220-500kV 变，在实现上可以是双控机+双服务器方式，支持光/电以太网。 2） 单以太网，双/单监控机方式。 3） 双 LON 网，双监控机方式。 4） 单 LON 网，双/
7、单监控机方式。 四、变电站自动化系统应能实现的功能 .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，母联保护，电容器保护及备自投的保护，低频低压减载等安全自动装置。各类保护应具有下列功能： ）故障录播记录 ）存储不同方案的定值 ）显示和当地修改定值 ）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。 .数据采集及处理功能 包括状态数据，模拟数据和脉冲数据 ）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
8、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。 ）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。 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，开关跳合闸记录。 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.控制和操作功能 操作人员可通过后台监控机屏幕对断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投切进行远方操作。为了
9、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。 5.防误闭锁功能 防误闭锁系统是变电站防止误操作的主要设备,确保变电站安全运行，防止人为误操作的重要设备，任何正常倒闸操作都必须经过五防系统的模拟预演和逻辑判断，所以确保五防系统的完好和完善，能大大防止和减少电网事故的发生。 6.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。 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
10、上一级调度中心，变电管理和保护专业要求的数据，主要有： ）断路器动作次数； ）断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数 ）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； ）独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间； ）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。 .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。 9.远动功能 本功能为电力系统调度服务的远距离监测、控制技术，能在常规 “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。 五、结语 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，1995，19(10)
