变电站自动化系统验收容易忽略问题分析

第一篇：变电站自动化系统验收容易忽略问题分析

变电站自动化系统验收容易忽略问题分析(1)北极星电力网技术频道 作者: 2011-11-28 13:23:48(阅102次)

关键词: 变电站 自动化系统

摘要：综合自动化变电站中自动化系统是其重要组成部分，正确、完备的验收是保证变电站顺利投产的重要手段。本文针对变电站自动化系统验收中容易被人忽略的问题进行分析，并根据笔者的工作经验提出一些查找和解决问题的方法，为验收人员作好投产前验收提供参考。

一、引言

随着电力工业的迅速发展，电力系统的规模不断扩大，电网运行方式的日趋复杂，对自动化系统运行可靠性的要求也越来越高。把问题解决在投产前是保证设备稳定、高效运行，从而提高供电可靠性的重要途径。“零缺陷”投产的提出对每位参加验收的工作人员提出了更高的要求，它的实现不仅需要验收者熟悉各项规程、有扎实的基础知识，还必须具备一定的工作经验能发现和解决一些隐性问题。然而，相对变电站一次、保护等专业自动化专业的起步较晚，各单位人员配置少，技术力量参差不齐，加之系统调试中常出现一些容易被忽略的问题。这些问题的主要特征是在相关工作条件正常时不出现异常，只有在运行环境出现异常，时它才发挥了“作用”，导致自动化系统失效，但这时正是最需要自动化稳定运行上报故障信息的时候，所以排查隐性问题是验收中的一个重要环节。

变电站自动化系统投产前验收大致步骤如下：先按系统构成逐一验收外观和个体性能，再根据自动化系统的总体实现功能对系统进行整体验收。下面就对各组成部分验收中容易忽略的问题进行分析，并结合自身工作经验对问题查找和防范提出一些方法和建议。

二、站控层设备验收容易忽略的问题

变电站自动化系统站控层设备验收一般先验后台监控系统，再验远动通信服务器。后台监控系统的基本工作原理是：从网络层得到底层采集设备收到得实时数据，通过自身的I/O设备向运行维护人员提供信息，同时接收运行维护人员下发的控制指令，经网络层转发到控制出口设备去执行。远动通信服务器的工作原理中采集数据和下发指令过程同后台监控系统，不同的是它服务的对象是各级远方集控或调度监控系统，所以后台监控系统数据接收的正确性，可基本保证传输至远动服务器数据的正确性。

以上设备验收最常见的问题是错、漏配置所处理的信息设置，所以验收需要对系统采集处理的每个信息点进行核对和检验，也就是自动化维护人员常说的“对点”，对点最好方法就是制作、打印出全站所有的信息点表，结合图纸从信息源头挨个验证，发现问题及时整改，除此之外还有以下一些易被忽略的问题。

1、后台监控系统中各服务器的数据同步功能完善。

对于220kV或更高电压等级的变电站，后台监控系统要求配置多台监控主机。然而，调试过程中一些厂家技术人员为调试方便，喜欢单开1台或部分主机进行调试，直到验收整改完成后才通过备份、拷贝、恢复的方式去配置其他的主机系统。如此以来，验收人员容易忽略系统全部主机间的同步功能验收，结果造成运行一段时间后各主机系统历史数据查询结果出现差异，或图、库维护时，几台主机间数据同步出错。所以，在验收中我们要对所有主机同时验收，并实际测试图、库修改同步、历史数据储存同步功能。

2、双机配置的远动通信系统，单机运行时通道不稳定。

现场验收时工作人员一般会对远动服务器的双机切换功能进行检查，但多数装置切换试验可通过装置复位或主备机切换按键来对主机进行切换，这使得一些验收人员忽略了单机运行功能的测试，从而通道串口板电平幅值调制不好得隐患躲过检查。这种问题主要存在于主备机串口直接并接输出的通信服务器，双机时通道工作正常，因为备机虽然不发送数据，但串口的空载电平仍然存在，从而提高了通道电平满足了运行需求，但一旦将一台服务器电源完全关闭会出现通道电平较低通道质量差的情况。

3、双主机配置的后台或远动服务器“强主机”。

通道切换试验若只进行掉电切换试验，可能会出现单机运行时正常，双机工作时不按开机先后顺序做主机的现象，主要表象是某一台服务器开机后立刻自动切换为主机。这种现象在监控系统和远动服务器均会存在，该现象一般由服务器内部强制主机设置选项或跳线置“1”导致。运行中若设置为强制主机的服务器正常，则不会出现异常，但一旦强制主机出现供电不稳或其他原因的频繁重启时，会导致系统服务器间不停的切换，造成监控系统工作异常、远传数据的跳变或传输通道时断时续的故障。所以，验收时需对有强制功能设置的系统进行功能测试和配置检查。

4、远动通信服务器通信参数设置错误。

IEC870-5-101、IEC870-5-104远动规约各厂家版本不一，加之规约本身的用户设置项较多，许多参数设置错误在正常运行时不影响数据传输的正确性，如：品质描述设置为不启用，只有在数据传输品质超差时才会出现异常;总召唤回复设置为只回复变位信息，只在总召唤数据命令下发后需要收集所有信息时才能反映出异常等。近年来，南方电网公司和云南电网公司自动化相关职能部门先后下发要求执行的反措项目，多是规约版本或配置项不满足可靠性要求导致。所以，验收时验收人员需对选用的规约版本进行检查，保证服务器提供的规约版本或设置符合相关规约要求。

变电站自动化系统验收容易忽略问题分析(2)北极星电力网技术频道 作者: 2011-11-28 13:23:48(阅103次)

关键词: 变电站 自动化系统

三、站控层设备验收容易忽略的问题

变电站自动化系统网络层设备中的通信管理和协议转换器通常是负责接收外厂家的设备发出的信息，再转换为站控层设备能识别的信息供三层使用;同时，将站控层下发的控制命令转换为对应设备能识别的控制令以便按要求执行。该装置的验收隐患主要存在于规约解析表中，特别是一些不易模拟的信号常常会出现错误解析，所以验收时应对规约解析表进行检查核对。

交换机以其使用简单、连接方便成为目前变电站自动化系统最长用的通信连接设备。随着交换机功能的不断增强，一些厂家的交换机可以方便的配置虚拟网关、自适应网络带宽。然而，强大的功能也给我们的验收增加了工作量，一些交换机可能会因为厂家在调试中虽然配置正确，但忘了固化配置，在交换机未掉电情况下无异常，一旦掉电可能会出现设置丢失，造成通信出现问题。所以，验收时不能只简单检查交换机运行状况，对有设置功能的交换机还需检查其配置情况，进行掉电试验。

四、采集和控制系统验收容易忽略的问题

采集和控制系统属变电站自动化系统逻辑结构中的间隔层，负责就地模拟量、开关量和脉冲量的数据采集、传输，保护和控制操作的出口，并完成数字量和模拟量输入输出功能。主要设备有：测控装置、智能监控单元等。验收中容易忽略的问题如下：

1、同期功能不能满足运行要求

为保证系统运行的可靠性，云南电网公司对变电站中可能进行合环操作的断路器要求具备检同期合闸的功能。但在一些采用内桥接线方式的变电站中，由于同期功能用的不多，常出现功能配置不全的情况，如：某些进线断路器配有专用具备检同期合闸的测控装置，然而一些设计人员认为内桥接线的进线断路器受主变压器保护的控制，其操作回路应接于主变测控装置，但许多厂家配置的主变测控装置却不具备检同期功能;还有就是一些测控装置本身具备检同期合闸功能，却未引接或错引接同期电压;再者就是同期功能未按要求投入或整定。所有，现场验收中检同期合闸应作为一个必查项目不能简单的只看调试报告。

2、设备供电不满足设备运行要求

站内测控屏的测控装置电源与遥信电源均来自直流屏的同一个空开，特别是一些设计直接从装置不经空开输出电压至遥信回路的设备，一旦某一遥信回路短路或接地将造成整个测控装置电源消失，加之遥信回路一般传输距离远、数量多，所接辅助接地运行环境恶劣出问题的几率较多。所以，验收时需保证测控装置电源和遥信电源确实分开引接电源。

3、回路配置、使用不合理

(1)主变温度控制器内常有三个电压等级的回路，一是温度启动和停止风冷的回路(现阶段云南电网公司风冷控制常采用PLC控制器，控制电源一般为DC 24V)，二是超温报警和跳闸回路(一般使用电源为DC 220V)，三是传温度值的回路(一般为电阻回路或4至20mA的弱电)，三种电压等级的回路一旦共用电缆时常会造成扰动，特别是传温回路同报警和跳闸回路共用电缆时，在报警和跳闸回路动作时常会造成温度跳变，加上温度控制器所用电缆转接多，一旦遇上图省事的设计或施工方很容易出现强弱电。(2)一些低电压等级的保护测控装置会现信号的采集方式不合理的情况，如：控制回路断线信号采用装置自检的告警信号，一旦断路器装置通信故障该信号将无法正常上送至监控系统，所以验收时需对一些重要信号的采集的合理性进行检查测试。

4、忽略外围辅助设备的通信

外围辅助系统由于同站内主设备联系较少，所以它们的信息采集无论是在设计过程，还是在验收中常被人忽略，如：防火、防盗等系统;但这些系统的报警信息是很重要的，特别是在无人值班变电站中，单靠保安很难随时、快速的发现早期的火灾和失盗，所以此类信息不仅在监控后台系统要采集，还应传送到远方监控中心，验收时必须对其正确性进行核对。

5、忽略采集、控制设备的对时功能的测试

时钟同步系统：负责对系统进行时间同步，保证整改全站自动化系统的时钟正确和统一。为保证站内设备时间同时钟系统高度一致，一般对时回路会采用通信总控网络加脉冲或B码的方式，由于存在双对时方式，验收中需要分别对两种对时方式进行检查，若只简单的经过修改装置时间来验证往往会忽略以下隐患：

1)B码对时线接反或输出口有问题

万用表测量B码电平可以检查出输出口是否正常(用0.5级的万用表测量，正常电压一般为DC 1.5V左右，且会跳变)，接线反接需要通过装置拔出网线后检查装置的对时是否正确来检查。

2)脉冲对时接线方式错误

设计时若忽略脉冲的供电设计，空节点脉冲可能会导致需对时装置接收不到脉冲，若是秒脉冲不易通过修改时间来检查正确性，往往会让接线错误的问题躲过去。所以，验收时对脉冲对时回路需要用万用表测量装置对时脉冲(脉冲到来时有电压跳变)。

五、结语

在对变电站自动化系统进行验收时，问题可能存在验收中的每个环节或每个设备部位，它可能因为我们工作中的一个小小的疏忽而被忽略，也可能因为我们的测试技术不完备而被放走。要保证验收质量，不仅需要我们负责的工作态度、严谨的工作作风，也需要强有力的测试技术和方法，更需要我们不断的总结经验和摸索、创新。

第二篇：变电站自动化系统标准化验收作业指导书(精)

编号：Q/ 孔目江500kV 变电站自动化设备竣工验收标准化作业指导书 编写： 年 月 日 审核： 年 月 日 批准： 年 月 日 作业负责人： 作业日期：20 年 月 日 时至20 年 月 日 时 国网江西省电力公司检修分公司

1、范围

本指导书适用于孔目江500kV 变电站自动化设备竣工验收作业。

2、引用文件

国家经济贸易委员会第30号令，2002年5月电网与电厂自动化系统及调度数据网络安全防护规定 DL/T 860-2006 《变电站通信网络和系统》 DL/T 1372 远动终端设备

DL/T 5136 火力发电厂、变电所二次线设计技术规定 DL/T 5137 电测量及电能计量装臵设计技术规定

DL/T 5149-2001 220-500kV变电所计算机监测系统设计技术规程 DL/T 621 交流电气装臵的接地

DL/T 630-1997 交流采样远动终端技术条件

DL/T 634.5101 远动设备及系统第5部分:传输规约第101篇基本远动任务配套标准

DL/T 634.5104 远动设各及系统第5-104部分:传输规约采用标准协议子集的IEC 60870-5-101网络访问 DL/T 634 远动设备及系统第5部分:传输规约第102篇电

力系统电能累计量传输配套标准 DL/T 667 远动设备及系统第5部分:传输规约第103篇继电保护设备信息接口配套标准 DL 451 循环式远动规约

DL 476 电力系统实时数据通信应用层协议 DL/T 5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规程

江西电网 DL/T 179-2000 电力系统电能量计量传输实施细则（试行）《电力二次系统安全防护总体方案》电监安全〔2006〕34号

IEEE Std 1344－1995（R2001）IEEE Standard for Synchrophasors for Power Systems Q/GDW 131-2006 电力系统实时动态监测系统技术规范 IEEE Std C37.118-2005 电力系统同步相量标准

Q/GDW 273-2009 继电保护故障信息处理系统技术规范

3、验收前准备 3.1 人员要求:

3.2 危险点分析:

3.3 安全措施:

3.4 验收工器具及材料、资料:

3.5 作业分工:

4、作业卡

4.1 变电站自动化设备检查 18 4.2 变电站远动功能检查 21

4.3 变电站自动化交接试验项目 24 验收结束 作业指导书执行情况评估

填写时间： 年 月 日 填写人：

填写时间： 年 月 日 填写人： 30

填写时间： 年 月 日 填写人：

附表 1-4：电能量管理系统硬件清单 序号 1 名称 设备型号 设备参数 安装位臵 数量（单位： 台）2 3 4 5 6 7 8 9 10 31 11 填写时间： 序号 1 年 名称 月 日 设备型号 设备参数 填写人： 安装位臵 数量（单位： 台）附表 1-5：同步时钟系统硬件清单 2 3 4 5 6 7 8 32 9 10 11 填写时间： 年 月 日 填写人： 附表 1-6：五防系统硬件清单 序号 1 名称 设备型号 设备参数 安装位臵 数量（单位： 台）2 3 4 5 33 6 7 8 9 10 11 填写时间： 年 月 日 填写人： 34

第三篇：浅谈变电站综合自动化系统

浅谈变电站综合自动化系统

吴科续

（丰满发电厂，吉林

丰满

132108）

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

1.前言

电网是一个不可分割的整体，对整个电网的一、二次设备信息进行综合利用，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。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。随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术等高科技的飞速发展，一方面综合自动化系统取代或更新传统的变电站二次系统，已经成为必然趋势。另一方面，保护本身也需要自检查、故障录波、事件记录、运行监视和控制管理等更强健的功能。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。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，还存在在抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上的问题等。

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.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、双监控机模式，主要是用于220-500kV变，在实现上可以是双控机+双服务器方式，支撑光/电以太网。

（2）单以太网，双/单监控机模式。

（3）双LON网，双监控机模式。

（4）单LON网，双/单监控机模式。4.变电站自动化系统应能实现的功能

4.1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。

4.2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。4.3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。

4.4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。

4.5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。

4.6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。

4.7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。

4.8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。

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.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。

2.王海猷，贺仁睦.变电站综合自动化监控主站的系统资源平衡.电网技术，1999。

2008.05.08 吴科续（1978-），男，工程师，从事水轮发电机组值班员工作。邮 编：132108 通讯地址：吉林市丰满发电厂发电部 联系电话：*** 工作电话：0432-4604511

第四篇：浅析变电站综合自动化系统

浅析整流供电综自动化系统

周玉杰

（鸿骏铝电公司动力一分厂，内蒙古 霍林郭勒市 029200）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

1.概述

近几年全国电解铝行业发展讯速，生产规模不断扩大，从整个铝冶炼行业的安全生产特点来看，整流供电综合自动化系统越来越受到重视。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，向电解提供高质量电能服务的一项措施。随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术等高科技的飞速发展，一方面综合自动化系统取代或更新传统的变电站二次系统，已经成为必然趋势。另一方面，保护本身也需要自检查、故障录波、事件记录、运行监视和控制管理等更强健的功能。发展和完善供电整流综合自动化系统是今后整流供电发展的新的趋势。

2.系统结构

目前从国内整流供电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。

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)、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，即站控层、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：

2.3.1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。

2.3.2可扩展性和开放性较高，利于工程的设计及应用。

2.3.3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。目前全国各大铝厂供电系统均采用分层分布式结构，下面就这种方式展开讨论。

3.电解铝供电综自系统结构方式 3.1 系统结构

3.1.1变电站自动化系统由站控层、网络层和间隔层三部分组成，并用分层、分布、开放式网络系统实现连接。站控层设备及网络发生故障而停运时，不能影响间隔层的正常运行。

3.1.2 站控层由计算机网络连接的系统主机及操作员站和各工作站等设备构成，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并可与调度中心和集控站通信。站控层的设备可集中或分散布置。3.1.3网络层是站控层与间隔层联络的中枢，间隔层的信息通过网络层最后到达站控层，实现信息的收集功能；站控层的遥控和遥调指令通过网络层到达间隔，实现控制功能。随着通讯技术的快速发展，测控和保护装置对外通信接口基本都能实现双以太网口通讯，网络层架构按双网配置，主备网之间可以实现无扰动切换。由于网络层设备的发展，又赋予了网络层设备新的功能，既通讯协议的解析，这种设计理念正逐步在铝电解供电综自系统中得到应用，也是未来发展的趋势。由于间隔层设备的厂家较多，通讯规约没有一个统一的标准，整个通讯规约的解析主要由站控层来完成，这就增加了站控层设备的负荷，结果导致整个综自系统的反应速度提不上来。底层的协议由网络层具有高性能、高效率的硬件芯片来完成，大大提高的协议解析的速度和效率，同时又减轻了站控层设备的负担。3.1.4间隔层由测控单元、间隔层网络和各种网络、通信接口设备等构成，完成面向单元设备的监测控制等功能。间隔层设备按相对集中方式分散下放到各个继保小室。系统结构的分布性必须满足系统中任一装置故障或退出都不应影响系统的正常运行

3.2 网络结构

3.2.1 网络拓扑结构采用总线型、环形、星型方式。

站控层设备采用基于TCP/IP或UDP/IP协议的以太网方式组网，并具有良好的开放性，能满足与电力系统专用网络连接及容量扩充等要求。每一继保小室可设一子网，合理的控制整个网络的流量，防止网络风暴的产生。

3.2.2 站控层和间隔层均采用双重化监控网络，网络设备按双重化配置，双网按热备用方式运行。

3.2.3 具备合理网络架构和信息处理机制，能够保证在正常运行状态及事故状态下均不会出现因为网络负荷过重而导致系统死机或严重影响系统运行速度的情况。

3.3站控层设备及其功能

站控层设备包括主机、操作员工作站、远动通讯装置、故障及信息系统子站、微机五防系统、GPS对时系统以及其它智能接口。

3.3.1主机

具有主处理器及服务器的功能，为站控层数据收集、处理、存储及发送的中心，管理和显示有关的运行信息，供运行人员对变电站的运行情况进行监视和控制，间隔层设备工作方式的选择，实现各种工况下的操作闭锁逻辑等。大都采用两台主机互为热备用工作方式。

3.3.2操作员工作站

是站内自动化系统的主要人机界面，用于图形及报表显示、事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和参数的查询，操作指导，操作控制命令的解释和下达等。通过操作员站，运行值班人员能够实现全站设备的运行监视和操作控制。可以配置两台操作员站，操作员站间应能实现相互监视操作的功能。

3.3.3故障及信息系统子站

能在正常和电网故障时，采集、处理各种所需信息，并充分利用这些信息，为继电保护运行、管理服务，为分析、处理电网故障提供支持。工作站大都具备多路数据转发的能力，能够通过网络通道向多个调度中心进行数据转发，通信规约应符合当地电网继电保护故障信息系统通信与接口规范。支持根据调度中心命令对相应装置进行查询和远程维护，包括远程配置、可视化数据库维护、参数的上传下载、设备运行状态监视等。故障及信息系统子站双机配置，采用互为热备用工作方式，双机都能独立执行各项功能。当一台工作站故障时，系统实现双机无缝自动切换，由另一台工作站执行全部功能，并保证切换时数据不丢失，并同时向各级调度和操作员站发送切换报警信息。

3.3.4远动通讯装置

满足直采直送要求，收集全站测控装置、保护装置等设备的数据，将信息通过双通道（专线或网络通道）上传至上一级调度中心，调度中心下发的遥控命令向变电站间隔层设备转发。

远动通信装置双机配置，采用互为热备用工作方式，双机都能独立执行各项功能。当一台通信装置故障时，系统实现双机无缝自动切换，由另一台通信装置执行全部功能，并同时向各级调度和主机发送切换报警信息。也可采用双主机工作方式。

3.2.5微机五防系统

微机五防系统主要包含五防主机、五防软件、电脑钥匙、充电通信控制器、编码锁具等，实现面向全站设备的综合操作闭锁功能。微机五防系统应与变电站自动化系统一体化配置，五防软件应是变电站自动化系统后台软件的一个有机组成部分，独立配置一台微机五防工作站。

3.2.6 GPS对时系统

为故障录波装置、微机保护装置、测控装置和站控层设备等提供统一时间基准的系统。

4.结束语

随着计算技术、网络技术、通讯技术、视频技术的发展，整流供电综合自动化系统将赋予更强大的功能，其将为电解安全平稳供电发挥越来越重要的作用。

参考文献

1.胡建斌.《霍煤鸿骏铝电公司二期铝合金项目综自系统技术协议》，2007年02月。作者简介 周玉杰、1970、山东济宁、中级程序员、大学、供电技术及其自动化、主要从事变压站综合自动化及远动工作、E-mail：hlh_zhouyj@126.com、电话：（0475）7959106

第五篇：浅析变电站综合自动化系统

浅析变电站综合自动化系统 开封供电公司 齐明亮

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

一、概述

电网是一个不可分割的整体，对整个电网的一、二次设备信息进行综合利用，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。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。随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术等高科技的飞速发展，一方面综合自动化系统取代或更新传统的变电站二次系统，已经成为必然趋势。另一方面，保护本身也需要自检查、故障录波、事件记录、运行监视和控制管理等更强健的功能。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：

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，还存在在抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上的问题等。

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。

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。

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、双监控机模式，主要是用于220-500kV变，在实现上可以是双控机+双服务器方式，支撑光/电以太网。2）单以太网，双/单监控机模式。3）双LON网，双监控机模式。4）单LON网，双/单监控机模式。

四、变电站自动化系统应能实现的功能

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。

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.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。

５.防误闭锁功能

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。

８.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.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。

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。