简述变电站综合自动化系统
时间：2020-12-13 08:04:03 来源：柠檬阅读网 本文已影响 人 
(华北电力大学，河北 保定 071003)
摘 要：文章主要介绍了变电站综合自动化系统的重要性 ，并对变电站综合自动化要求、结构及实现的功能进行了分析。
关键词：变电站；
综合自动化；
电网管理；
电网调度
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1007—6921(2009)16—0091—02
变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术 等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、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。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运 行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。
1 系统要求
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 电站继电保护、监控自动化系统是保证上述任务完成的基础。在电网调度统一指挥和协调下 ，电网各节点(如变电站、发电厂)具体实施和保障电网的安全、稳定、可靠运行。因此，变 电站自动化是电网自动系统的一个重要组成部分。作为变电站自动化系统，它应确保实现以 下要求：①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。
因此，要求变电站综合自动化系统运行高效、实时、可靠，对变电站内设备进行统一监 测、管理、协调和控制。同时，又必须与电网系统进行实时、有效的信息交换、共享，优化 电网操作，提高电网安全稳定运行水平，提高经济效益，并为电网自动化的进一步发展留下 空间。
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，还存在抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上的问题。
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 系统实现的功能
3.1 微机保护
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。
3.2 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。
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。
变电站故障录波可根据需要采用2种方式实现：①集中式配置专用故障录波器，并 能与监控系统通信。②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。
3.5 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。
3.6 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。
3.7 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。
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。
4 结束语
通过以上论述，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。
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