关于新柏煤矿综合自动化系统建设的经验

第一篇：关于新柏煤矿综合自动化系统建设的经验

新柏煤矿公司综合自动化系统建设经验

科学技术是第一生产力，随着以信息技术为中心的当代科技革命在全球的蓬勃兴起，科技水平越来越成为企业核心竞争力的重要体现。近年来，华亭煤业集团公司积极实施科技兴企发展战略，高度重视现代信息技术的引进和运用，为企业实现安全、科学、和谐发展提供了有力的技术支撑。新柏煤矿公司在集团公司的大力指导、支持和帮助下，结合企业实际，在科技创新、现代信息技术推广运用等方面做了大量工作，取得了一定的成效。其中，矿井综合自动化系统的建设，大力提高了企业的信息化管理水平，为建设本质、安全、高效的现代化矿井奠定了技术基础。

一、新柏煤矿信息化现状

新柏煤矿有限责任公司原为崇信县地方煤矿，1993年10月开工建设，1997年10月简易投产，设计生产能力45万吨/年。2003年3月10日入组华煤集团后进行了120万吨/年改扩建工程。2005年9月通过了竣工验收。2008年核定矿井生产能力为150万吨/年。2003年入组华煤集团以后，按照集团公司总体规划思路逐步发展完善。在监测监控系统方面，先后建成了视频监控系统、人员定位系统、采空区火灾束管监测系统、电子秤原煤计量系统、风机在线监测系统。建设了地面35千伏、6 千伏变 1 / 9

电所电力监测系统、基于PLC控制的主井皮带主提升系统，1050大巷皮带提升系统和三采区皮带提升系统，通过这些KJ类数据监测系统和基于PLC本地控制子系统的建设，实现了新柏煤矿各种数据的实时在线监测和主要大型设备和要害场所图形图像监控。

为了实现各类数据共享利用，2008年新柏煤矿探索性的研究建设了新柏煤矿调度与监测信息集成平台，实现了矿井监测监控系统的异构数据转换、统一存储、统一平台发布功能。2009年，为了促进和提高新柏煤矿安全生产、技术进步、装备升级和科学管理的水平，实现矿井信息共享和远程集中控制，提高劳动生产率和综合管理水平，实现新柏煤矿建设本质安全、高效、高产的矿井，特对矿井辅助生产自动化系统进行建设。

新柏煤矿矿井辅助生产自动化系统是2009年国债项目，由常州天地科技股份有限公司承建，整个项目分为新柏煤矿辅助生产系统自动化、视频监控系统完善、全矿井综合自动化项目配套工程三个方面建设，2010年主要完成新柏煤矿辅助生产系统自动化和视频监控系统完善的安装、调试和试运行，2011对全矿井综合自动化配套项目做了方案设计。其中第一期完成了软件平台的搭建、存储和发布，井下工业以太环网的建设和各个子系统的建设、接入工作。第二期进行了视频监控系统完善。视频监控系统完善主要内容为地面工业以太环网建设、场区视频监控系统建设，井下视频监控系统完善和工作面无线视频监控系统建设。2 / 9

第三期全矿井综合自动化项目配套是2011年专项工程，主要是新柏煤矿工业大屏的改造、中心机房后备供电建设、井下中央水泵房三台水泵远程集中控制改造三部分，现在方案正在审批。

通过一年多的建设，我们觉得辅助生产系统自动化的各种生产信息，安全信息数据都需要从矿井各自动化子系统采集，因此子系统集成是综合自动化系统建设的重点，在项目建设过程中我们遇到过各种问题，包括软件和硬件，通过仔细研究和与厂家协调合作大部分问题都得到了很好的解决，但有个别问题目前还无法立即解决。在此建设过程中我们也积累了一些经验和心得。

二、矿井辅助生产自动化系统的建设

1、系统建设规划方面

煤矿综合自动化系统，是一个集系统硬件、软件、子系统和各种关联信息设备于一体的综合性系统。因此在实施过程中，要综合考虑系统所涉及的各个方面。首先，作为综合自动化系统信息传输载体的工业以太网在建设前期需要根据矿井实际情况，重点考察网络交换机的安装位置，从安全、易维护、供电、线缆敷设、方便设备接入等方面确定交换机位置显得特别重要。其次，系统核心设备（如软件平台、各种服务器、存储设备、工作站等）在安装前要按各自承担的功能以及设备之间相互关系做好规划，然后按照拟定好的顺序逐个安装，这样方便系统设备的有序使用以及后期的识别和维护。

2、系统设备建设方面

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1）、工业以太网的应用

高速工业以太网为新柏煤矿各系统以及各种设备之间提供了统一的数据传输通道和传输平台。为综合自动化系统数据采集和整合创造了稳固的基础。以满足不同类型和距离的设备接入需要，实际使用效果较好。

2）、关键设备应用 2.1 IBM刀片式服务器

本次新柏煤矿综合自动化系统建设，我们首次尝试使用了IBM刀片式服务器。IBM刀片服务器体现了IBM在计算机技术上的最高成就，有着高度的集成性，其操作方便、维护简单、可扩展性强、安装空间小、设备性能、功能和效果好的特点，这是一次成功且有价值的尝试。使用过程中感受到了刀片服务器的各项优点。

2.2 赫斯曼模块化工业以太网交换机

作为综合自动化系统数据传输的关键设备，工业以太网交换机在实际使用中有如下优点：

2.2.1 千兆级主干传输网络

本次选用的工业以太网交换机采用千兆速率作为网络数据主干传输通道，保证网络内所有数据实时有效传输，尤其是对带宽和实时性要求较高的网络视频数据提供了良好的支持。

2.2.2 模块化设计

赫斯曼系列交换机是业界首个采用模块化设计的工业交换 4 / 9

机，它提供了灵活方便的定制功能，我们可以根据自己的实际需要选择不同的模块以满足个性化需求，其次，在以后的使用过程中随时可以增加功能模块以满足端口的扩容要求。它支持包括各种网络设备、PLC、RS485等各种数据的高速实时传输，且提供包括光口在内的千兆和百兆端口，RS485端口。第三、本安隔离功能，适合井下使用的隔爆兼本安交换机，特别为非本安设备设计了本安隔离模块，对所有接入交换机的数据信号进行本安处理，最大程度保证设备安全性能。

2.2.3 应选用具备3层交换功能的主干交换机

新柏煤矿选择的工业以太网交换机除核心交换机外，主干交换机不具备3层交换功能，这为划分Vlan措施和环网管理带来不便，因此应选用具备3层交换功能的主干交换机。

2.3 光缆交接箱

本次项目建设在各关键点使用了电信级的光缆交接箱，光缆交接箱放置在井下各变电所、地面各个设备机房等室内场所，其容量大、使用方便灵活、安全性高、便于维护，凭借着较大的容量，光缆内所有光纤都可以一次性熔接为光纤接口，插入光跳线即可使用，克服了传统光缆熔接盒对接后无法更改的缺点，更加便于调试和任意选择光纤，使用方便灵活。

3、系统软件建设方面 1)、系统接入所需的硬件条件

首先，各系统需具备完整的自动化结构，即子系统本身应自 5 / 9

成体系，能够提供综合自动化接入所需的数据来源和控制端口。例如，我矿在进行空压机系统接入时，对空压机系统进行了改造。由于之前每台空压机只具备一套就地控制的PLC设备，PLC采集数据用于对单台空压机进行控制，各空压机相对独立，无法实现联控，由于不具备标准的以太网接口，无法输出数据。为了完成空压机系统自动化控制，对空压机增加联控柜和集控主机，成功完善了空压机集控系统。从而具备了接入的条件。其次，设备标准不统一，给综合自动化改造带来很大麻烦。如我矿在对井下中央变电所和1050变电所进行电力监控系统建设过程中，发现部分高压开关综合保护器无远程数据传输接口，需要通过增加第三方的综合保护器才能够接入电力监控系统。同样在皮带运输系统改造过程中，系统本身都具有完善的本地控制系统，但在接入综合自动化平台时，1050大巷皮带PLC设备无远程数据传输接口，主井皮带无PLC设备数据配置点表，最后经改造1050皮带控制系统后接入综合自动化平台，但还存在一些数据（如变频器的电流、电压值）无法采取的问题，而主井皮带虽取得了PLC设备数据配置点表，但PLC本身未配置网关而无法建立通讯，且PLC数据配置点表本身也没有写入远程控制程序，现在主井皮带仍无法正常接入。因此在建设以PLC设备做控制系统时，需要对PLC设备进行完整的配置，且对PLC设备数据配置点表要有备份。

2)、系统接入所需的软件条件

综合自动化系统对各子系统进行数据采集同样需要基于一 6 / 9

定的软件传输协议，目前行业内通用的软件传输协议主要有OPC、FTP、DDE等。同时在系统软硬件接口具备后，综合自动化系统需要按照一定的规范对采集的数据进行分类存储和显示，此种规范须由原厂商提供，才能获取有效数据点表配置。

3)、系统接入需要系统原始厂商提供良好的支持

综合自动化系统对各子系统的接入不是用户和综合自动化系统厂商单方面的工作，同时需要子系统原始厂商提供良好的合作和支持。如在进行主井皮带控制系统接入过程中，由于涉及到修改主井皮带上位机的网络参数，需要皮带控制系统厂商提供技术支持，但由于一些特殊原因该厂家拒绝提供服务，导致目前无法接入该系统。因此，在以后建设子系统时，除了对系统厂商提出需要具备必要的软硬件要求外，还需要选择具有良好口碑及信誉的厂商。

四、辅助生产自动化项目建设中存在的问题及改进方向

1、存在的问题

新柏煤矿通过本次建设，我们感觉到在煤矿安全生产综合自动化建设上主要存在以下统一性问题：

（1）对综合自动化技术的发展认识不足，信息技术应用投入不足。

（2）综合自动化基础设施装备较落后，信息规模及涵盖范围较小。适用于煤矿井下的信息技术、电子信息产品和信息系统的研发及产业化水平非常落后。

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（3）目前适合煤矿行业特点和需求的软硬件与电子专用设备、仪器仍比较缺乏，难以满足煤矿安全生产的需求和技术升级的需要。

（4）安全监控系统采用的是分布式系统，开放性差，而且监多控少，系统之间信息不能共享，信息处于孤岛状态。虽然煤矿生产中大多机电一体化产品实现了设备的自动化，但没有通讯功能，处于自动化孤岛状态。

（5）我国传感器技术发展较慢，虽然根据煤矿生产的特殊性，研制了各种各样的传感器，但其使用寿命较短，产品质量和灵敏度与国际水平相比差距较大。

（6）缺乏高水平的安全生产和信息化管理复合型人才，缺乏规范的信息化安全生产管理业务流程。

（7）设备标准不统一，硬件厂家物理接口、通讯接口不统一，软件厂家建设标准不统一。各按各个的标准去推广，加上煤矿特殊性，没有统一标准去招标，先建的系统、后上的设备，标准不一。

2、煤矿综合自动化今后的建设方向

煤矿综合自动化系统是现代化煤矿建设的一个趋势和必要环节。也是一个长期的复杂过程，是在不断实践中不断完善的过程，对其本质掌握也是逐步获得。随着煤炭企业信息化的发展和信息技术的不断应用，将大大提高煤炭企业全方位的科技含量和生产效率，降低生产成本，大幅提高安全生产的保障水平，创造 8 / 9

可观的经济效益。新柏煤矿将从以下几方面进行建设：

（1）探索性的将对采、掘工作面进行数据采集、视频监控。

（2）网络的融合：监测、监视、监控、通讯等多网融和。建立统一的数据传输通道，实现双网、双环、双冗余结构，增加网络传输的可靠性。

（3）统一的软硬件平台 ：整合各生产子系统，建立系统纵向、横向间的联系。统一软件开发平台、人机界面、数据接口、通信协议等。融和系统间的功能，便于操作、查询、决策。

（4）数据的融合：统一数据库，合理数据结构，实现数据共享。简化了系统和网络结构，建立并协调了系统间的关系，统一了软件开发平台、通信协议、数据接口和数据库，使得系统间更易互联、信息更易共享，功能更易调用，在减少了系统投资的同时，也增强了系统的同一性、兼容性、可靠性、可扩展性。

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第二篇：城郊煤矿综合自动化系统设计与应用

城郊煤矿综合自动化系统环网设计与应用

侯占利[1]

(1 城郊煤矿调度室 河南永城 476600 ；)1概述

城郊煤矿是永煤公司建成投产的第三对大型现代化矿井，矿井位于河南省永城市老城东侧，交通便利，已经安装好了安全监控系统、矿压观测系统、水文观测系统、无线通信系统等，但每个系统都有相对独立数据传输系统，非常浪费资源。综合自动化系统环网形成以后，所有系统可以就近接入工业环网，保证系统传输快速稳定。城郊煤矿综合自动化系统总体设计 2.1煤矿综合自动化系统构成

煤矿综合自动化系统利用先进的网络技术、数据库技术、系统集成技术将企业管理、生产调度、安全监控等信息进行整合，实现企业数据采集和信息集成，达到监、管、控一体化，满足企业不同管理层面的需求。煤矿综合自动化系统的建成可实现全企业数据采集和信息集成，生产过程自动化、智能化，生产管理集约化，安全监控数据化，远程可控化。煤矿综合自动化系统是一个包括井下生产监控，井上综合信息管理于一体的大型控制系统，具体应包括综合自动化网络平台、提升在线监测系统、压风机在线监测监控、通风在线监测监控、主泵房排水系统、井下供电自动化系统（部分）、井下主煤流系统、无线通讯系统、煤矿应急救援网络广播系统（矿用IP广播系统）、调度指挥系统改造、工业数字视频系统等多个子系统。综合自动化系统将各自动化子系统在异构条件下进行有效的集成与整合，实现对生产状态的实时评估，以及业务数据的综合分析。并通过对生产和安全中主要设备的监测与控制，以达成全矿井生产调度、数据采集和决策指挥的信息化管理，提高矿井预防和处理各种自然灾害和突发事故的能力。

2.2综合自动化总体目标

城郊煤矿在永煤集团“装备现代化、生产自动化、管理信息化”的建设思想指导下，提出依靠先进的管理理念、采用多种信息管理与自动化技术，建立全矿井监测、控制、管理一体化、基于网络综合自动化的系统集成，以实现全矿井生产各环节的过程控制自动化、安全生产综合调度指挥信息化。城郊煤矿综合自动

化项目本着“统一设计、分步实施”的原则进行规划设计。系统总体传输网络采用1000M工业以太网。

2.3设计原则

立足于高标准、高起点、高要求，依据“国内先进、实用可靠、科学经济”的原则，实现“煤矿装备现代化、安全监测数字化、辅助设施自动化、管理过程信息化”，把各矿井建设成为国内一流的现代化、数字化矿山。

从装备现代化、生产自动化、管理信息化入手，提高工作效率，逐步实现除掘进工作面等少数子系统外实现无人值守操作的目标，在调度中心远程完成生产过程监控工作。

1、提高生产设备的自动化水平，满足生产需要

2、实现无人化、少人化的矿井自动化生产

3、实现管理实时化与生产自动化的结合 3综合自动化网络平台系统 3.1设计目标

综合自动化网络平台主要是建设统一的监测监控综合集成平台，建设具有技术先进、信息化程度较高、指挥灵活、处理能力强的安全生产自动化和调度指挥系统，将矿井的各监控子系统集成、汇聚到综合自动化控制网络平台，充分考虑子系统的接入与整合，节省投资、资源共享，提高系统功能，并可与矿信息管理网实现无缝联接，从而为信息化矿井建设奠定坚实的技术基础。

系统建成后，使各自动化子系统数据在异构条件下可进行有效集成和有机整合，实现相关联业务数据的综合分析，集控中心人员或相关专业部门人员通过相应的权限对安全和生产的主要环节设备实时监测和进行必要的控制，实现全矿井的数据采集、生产调度、决策指挥的信息化，为矿井预防和处理各类突发事故和自然灾害提供有效手段。

总之，系统运行后，设备稳定，传输可靠，系统安全，实现三网合一，达到监、管、控一体化及减员增效的目的，建成本质安全型的数字化矿井。3.2系统网络设计

综合工业传输网络平台的主要作用是为城郊煤矿建立运行安全可靠、容量大、功能强、便于维护、稳定可靠的数据传输网络，要求能够综合传输城郊煤矿

各生产自动化子系统监测监控数据、工业电视视频图像、数字语音、调度数据等信息，网络应具有以下特点：快速实时、稳定可靠、高安全性、保证服务质量、易于扩展、智能化网络管理。

网络走向：

调度中心机房内环网： 服务器网络机房-〉调度室机房-〉机电工位 井下北翼环网（双网）：服务器、网络机房-〉（井底变电所）北石门变电所-〉西风井底变电所-〉西风井底面-〉1西北石门变电所-〉16采区变电所-〉北1#变电所-〉北风井地面-〉服务器、网络机房

井下东翼环网（双网）：服务器、网络机房-〉井底变电所-〉东翼1#变电所-〉东南翼变电所-〉自动化综采工作面-〉二水平东翼泵房变电所-〉东南翼泵房变电所-〉东风井-〉中央变电所-〉南翼1#变电所-〉服务器、网络机房

地面环网： 服务器、网络机房-〉主办公楼-〉主井绞车房-〉副井绞车房-〉压风房-〉矸石山-〉服务器、网络机房

(地面环网改成单环网，不再分成２个环，交换机数量改成７个)相连：

主干光缆为2根 12 芯中心束管式矿用阻燃单模光缆，且下井路径都为副井井筒 2根。

网络交换机：

机房采用西门子XR324工业以太网核心千兆交换机，井下采用X414-3E工业以太网千兆交换机，对所有交换机进行VLAN划分，划分为5个VLAN，分别为自动化VLAN、视频VLAN、无线通讯VLAN、安全监控VLAN、矿压（水文）VLAN，各系统接入相应的端口实现数据的传输。4 综合自动化软件平台 4.1 软件功能和指标

整个系统具有如下特点：

 以具有双机热备的组态软件为核心  以OPC为主要通讯接口

 以WEB网页为信息发布的主要模式 4.2整套软件将实现如下功能：

1、冗余功能

冗余包含两个方面，服务器端和客户端。对于服务器端，两台服务器处于热备状态，一台工作，一台备份；当任何一台服务器失败的时候，另一台服务器能自动快速的切入工作状态。对于客户端，当其中一台计算机出现故障时，可自动切换到另一台计算机，以防止数据丢失或控制失控。

2、系统容量

系统输入/输出点位能够满足可采集100K个监控点；巡检周期符合行业规定。

3、实时运行参数监测

能显示各种实时数据；并实现当被测参数超限、保护动作及设备运行状态改变后发出语音、文字告警提示。各监控子系统实时采集其生产工况参数并上传至生产调度指挥中心，生产调度指挥中心操作员终端可以通过友好的HMI（人机界面：工艺流程图、趋势图和棒状图等方式）和报表的形式能实时监控全矿生产设备的运行状况，并可召唤打印，以便于报表分析。5 结论

城郊煤矿综合自动化系统使各自动化子系统数据在异构条件下得到有效集成和有机整合，集控中心人员通过相应的权限对安全和生产的主要环节设备进行实时监测和必要的控制，实现全矿井的数据采集、设备控制的集中自动化，为矿井预防和处理各类突发事故和自然灾害提供有效手段，对矿山安全生产以及减人提效有着重要意义。

参考文献 ：

[1] 李白萍，赵安新，卢建军 ．数字化矿山体系结构模型 [ J ]．辽宁工程技术大学学报，2008(12)[2] 宗立军 探析煤矿 自动化和通信 技术现状与发展趋势[ J ]．城市建设，2012(26)： 51 — 52．

[3] 李福勘，李硕，何绪 文，张春辉 煤矿矿 井水处理工程存在的 问题及对策[ J ] ．中国给水排水，2012(02)： 31 — 32 作者简介：

1.侯占利（1975-）女，助理工程师，现工作于河南能源城郊煤矿

第三篇：变电站综合自动化系统教案

第七章

变电站综合自动化系统

第一节

变电站综合自动化系统概述

1)因此，变电站综合自动化是自动化技术、计算机技术和通信技术等高科技在变电站领域的综合应用。

2)只有通过变电站自动化系统才能向电力系统的调度中心提供完整和可靠的信息，调度中心才能了解和掌握电力系统实时的运行状态。同时，调度中心对电力系统要下发各种远方控制命令，这些命令只有通过变电站的自动化装置才能最终完成。也可以说没有一个完整、先进、可靠的基础自动化就不可能实现一个高水平的电网调度自动化。

3)变电站综合自动化系统是将变电站的二次设备（包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置）等经过功能的组合和优化设计。

4)微机保护代替常规的继电保护屏，改变了常规继电保护装置不能与外界通信的缺陷。

5)变电站综合自动化系统可以采集到比较齐全的数据和信息，利用计算机的高速计算能力和逻辑判断功能，可方便的监视和控制变电站内各种设备的运行，取代了常规的测量和监视仪表、常规控制屏、中央信号系统和远动屏。6)变电站综合自动化系统具有功能自动化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。

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7)它的应用为变电所无人值班提供了强有力的现场数据采集和监控支持。8)其主要功能为：①对变电所所管辖的配电网实行监视和自动操作，如通过投切配电网中的联络开关和分段开关，切除故障或者调整功率分布。②在系统频率下降时，切除负荷，或在电压变动时自动投切电容器或者调节变压器的分接头，调节系统的电压和无功，提高供电质量。③通过对负荷的直接控制来调节负荷曲线和保持电能的供需平衡。

9)传统变电站自动化系统和变电站综合自动化系统的优越性体现：

1、传统的变电站大多数采用常规设备。尤其是二次设备中的继电保护和自动装置、远动装置等，采用了电磁式或是晶体管形式，因此结构复杂、可靠性不高，本身没有故障自检功能，因此不能满足现代电力系统高可靠性的要求。

2、调节电压。电能质量逐渐的引起人们的关注，但是传统的变电站，大多数都不具备调节电压的手段，至于谐波污染造成的危害，还没有引起足够重视，更没有采取足够的措施，且缺乏科学的电能质量考核办法，不能满足目前发展的电力市场需求。

3、占地面积。传统的变电站和和二次设备大多采用电磁式和晶体管式，体积大、笨重，因此主控制室、继电保护室占地面积大，增大了征地投资。实现变电站综合自动化就会减少占地面积，对国家目前和长远利益是很有意义的。

4、“四遥”信息。传统的变电站不能满足向调度中心及时提供运行参数的要求，于是就不能适应电力系统快速计算和实时控制的要求。综合自动化系统能够和上级的调度中心实现信息共享，可以将现场的“四遥”信息及时准确地传递到

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调度中心。因此，可以提高电力系统的运行和管理水平。

第二节

变电站综合自动化系统的基本功能

变电站综合自动化系统是多专业性的综合技术，它以微型计算机为基础，实现了电站传统的继电保护、控制方式、测量手段、通信和管理模式的全面技术改造。国际大电网会议WG34.03工作组在研究变电站时，分析了变电站自动化需完成的功能大概有63种，归纳起来可以分为以下几个功能组：①控制、监视功能；②自动控制功能；③测量表计功能；④继电保护功能；⑥与继电保护有关功能；⑥接口功能；⑦系统功能。

结合这五个不同的功能组，我们将系统自动化的基本功能体现在下面的五个子系统中。

一、监控子功能

变电站的监控子功能可以分为以下两个部分。

上位机的监视和控制功能以及下位机的监视和控制功能。下位机的监控功能主要包括电能量、母线电压和电流U、I和开关量的采集、故障录波等功能。上位机主要包含有人机界面和人机对话的功能，通信联络功能。

（一）数据采集

变电站的数据包括：模拟量、开关量和电能量

（1）模拟量的采集。变电站需采集的模拟量有：各段母线的电压、线路电压、电流有功功率、无功功率，主变压器电流、有功功率和无功功率，电容器的-162-

电流、无功功率，馈线电流、电压、功率以及频率、相位、功率因数等。此外，模拟量还有主变压器的油温，直流电源电压、站用变压器电压等。

（2）开关量的采集。变电站的开关量有：断路器的状态、隔离开关状态、有载调压变压器分接头的位置、同期检测状态。继电保护动作信号、运行告警信号等这些信号都以开关量的形式，通过光电隔离电路输入到计算机。对于断路器的状态，我们通常采用中断输入方式和快速扫描方式，以保证对断路器变位的采样分辨率能在5ms之内。对于给定开关状态和分接头位置等开关信号，可以用定期查询的方式读取。

（3）电能计量。电能计量即指对电能量（包括有功电能和无功电能）的采集。对电能的采集可以采用不同的方式。一种就是根据数据采集系统采集的各种不同的数据通过软件的方法进行不同的计算，得出有功电能和无功电能。这种方法不需要进行硬件的投资，但是作为实际的电能计费的方式，还不为大家所接受。另外的方法就是采用微机型电能计量仪表。这种仪表采用单片机和集成电路构成，通过采样数据进行有功电能和无功电能的计算。因为这种装置是专门为电能计算设计的，因此，可以保证计量的准确度。这种微机型的电能计量仪表是今后电能计量的发展方向。

（二）事件顺序记录（SOE）

事件顺序记录SOE（Sequence of Events）包括断路器合闸记录、保护动作顺序记录。微机保护或监控系统采集环节必须有足够的内存，能存放足够数量或足够厂时间的时间顺序记录，确保当后台监控系统或远方几种控制主站通信中断

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时，不会丢失事件的信息，并记录事件发生的时间（应该精确到毫秒级）。

（三）故障记录、故障录波和测距

（1）故障录波与测距。110KV及以上的重要输电线路距离厂、发生故障的影响大。必须尽快查找故障点，以缩短修复时间，尽快恢复供电，减小损失。设置故障录波和各种测距是解决此问题的最好途径。变电站的故障录波和测距可采用两种方法实现，一是由微机保护装置兼作故障记录和测距，在将记录和测距结果送监控机存储和打印输出或是直接送调度主站，这种方法可节约投资，减小硬件投资，但故障记录的数量有限；另外的方法就是采用专门的微机故障录波器，并且故障录波器应具有串行通信功能，可以与监视系统通信。

（2）故障记录。35 KV、10 KV、6 KV的配电线路很少专门设置故障录波器，为了分析故障的方便，可以设置简单故障记录功能。

故障记录功能是记录继电保护动作前后与故障有关的电流量和母线电压，故障记录量的选择可以按照以下的原则：

对于大量中、低压变电站，没有配备专门的故障录波装置，而10KV出线数量大、故障率高，在监控系统中设置了故障记录功能，对分析和掌握情况、判断保护动作是否正确很有益处。

（四）操作控制功能

无论是无人值班还是少人值班变电站，操作人员都可以通过CRT屏幕对断路器和隔离开关（如果允许电动操作的话）进行分、合操作，对变压器分接头开关位置进行调节控制，对电容器进行投切控制，同时要能接受遥控操作命令，进行-164-

远方操作；为防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计时，应保留人工直接跳闸、合闸的手段。

断路器应该有闭锁功能，操作闭锁应包括以下内容：（1）断路器操作时，应闭锁自动重合闸装置。

（2）当地进行操作和远方控制操作要互相闭锁，保证只有一处操作，以免相互干扰。

（3）根据实时信息，自动实现断路器与隔离开关间的闭锁操作。

（4）无论当地操作或远方操作，都应有防误操作的闭锁措施，即要收到反校验信号，才执行下一项；必须有对象校核、操作性质校核和命令执行三步，以保证操作的正确性。

（五）安全监视功能

监控系统在运行过程中，对采集的电流、电压、主变压器温度、频率等量，要不断进行越限监视，如果发现越限，立刻发出告警信号，同时记录和显示越限时间和越限值，另外，还要监视保护装置是否失电，自动控制装置工作是否正常等。

（六）人机联系功能

（1）CRT显示器、鼠标和键盘。变电站采用微机监控之后，无论是有人值班还是无人值班的变电站，最大的特点之一是操作人员或调度员只要面对CRT显示器的屏幕，通过操作鼠标和键盘，就可对全站的运行工况和运行参数一目了然，可对全站的断路器和隔离开关等进行分、合操作，彻底改变了传统依靠指针式仪

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表和依靠模拟屏或操作屏手段的操作方式。

变电站中的这种显示是和变电站综合自动化系统的具体功能紧密相连的。CRT的显示内容是变电站中前台机监视、控制和测量等具体功能的人性化体现。在这些可以显示的内容中，包括现场采集的各种数据和经过后台计算机计算得到的数据：U、I、P、Q、cos、有功电能、无功电能以及主变压器温度T、系统频率f等，都可以在计算机的屏幕上实时显示。同时，在潮流等运行参数的显示画面上，应显示出日期和时间。对变电站主接线图中的断路器和隔离开关的位置要与实际状态相适应。进行对断路器或隔离开关的操作时，在CRT的显示上，对要操作的对象应有明显的标记（如闪烁、颜色改变等措施）。各项操作都有汉字提示。

另外，变电站投入运行之后，随着送电量的改变，保护整定值、越限值等都需要修改，甚至由于负荷的增加，都需要更换原有的设备，例如更换TA的变化。因此在人机联系中，应该有良好的人机界面，以供变电站的操作人员对变电站的设备进行参数设定。

特别需要强调的是，针对无人值班变电站必须设置有必要的人机联系功能，在操作人员进行设备巡视和检修时，可以通过液晶显示器和七段显示器或者CRT显示器和便携式机到站内进行操作。

（七）后台数据统计和打印功能

监控系统除了完成上述的各项功能外，数据处理和记录也是很重要的环节。历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容。此外，为满足继电保护专业和变-166-

电站管理的需要，必须进行一些数据统计，其内容包括：主变和输电线路有功和无功功率每天的最大和最小值以及相应的时间；母线电压每天记录的最高值和最低值以及相应的时间；计算受配电电能平衡率；统计断路器动作次数；断路器切除故障电流和跳闸次数的累积时间；控制操作和修改整定值记录等。

对数据的记录之后，就可以通过系统的打印机进行数据打印，以供变电站管理和历史存档。对于无人职守的系统变电站，可以不配备打印机，不设当地打印功能，各变电站的运行报表集中在控制中心打印输出。

二、微机保护子系统

为保证电力系统运行的安全可靠，微机保护通常独立于监控系统，专门负责系统运行过程中的故障检测和处理，故要求微机保护具有安全、可靠、准确、快速等性能。低压配电所的继电保护比较简单，有主变瓦斯/差动保护、电流速断保护、低压闭锁过电压过电流保护等。在低压配电所中通常被设置为一个独立的单元。微机保护在我国已经投入运行10多年的历史，并且越来越受到继电保护人员和运行人员的普遍欢迎。对微机保护的原理和功能实现不作介绍。

三、无功／电压控制功能

变电站综合自动化系统能够必须具有保证安全可靠供电和提高电能质量的自动控制功能。电压和频率是电能质量的重要指标，因此电压、无功综合控制也是变电站综合自动化的一个重要组成部分。造成电压下降的主要原因是系统中的无功功率不足和无功功率分布不合理。所以，在变电站内，应该接有有载调压变压器和控制无功分布的电容器。

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变电站内的有载调压变压器和无功补偿装置虽然都能对系统的无功和电压起到调节作用，但是，两种调节方式的作用是不相同的。有载调压变压器可以载带有负荷的情况下，切换分接头位置，从而改变变压器的变比，起到调节电压和降低损耗的作用。控制无功补偿电容器的投切，可以改变网络中无功功率的分布，改变功率因数，减少网络损耗和电压损耗，改善用户的电压质量。在系统的无功功率严重不足的情况下，单纯的调节有载调压变压器的抽头，使电网的电压水平较高，反而使得该地区的无功功率不足，导致恶性循环。因此，在系统无功缺乏的情况下，必须调节系统的无功功率。总之，在进行无功和电压的控制时，必须将调分接头和电容器的投切两者结合起来，进行合理的调控。才能起到改变电压水平，又降低网络损耗的效果。

电力系统中，电压和无功的调控对电网的输电能力、安全稳定运行水平和降低电能损耗有着极大影响。因此，要对电压和无功功率进行综合调控，保证实现电力部门和用户在内的总体运行技术指标和经济指标达到最佳。其具体的调控目标是：

1、维持供电电压在规定的范围内。

2、保持电力系统稳定和适当的无功平衡。

3、保证在电压合格的前提下使电能损耗最小。

四、低频减载功能

电力系统的频率是电能质量最重要的指标之一。在系统正常运行时必须维持电网的频率在50Hz±（0.1～0.2）Hz的范围内。系统频率不论是偏大还是偏小，-168-

对大量的用电设备和系统设备都是十分不利的。因此，在变电站内部，装设低频减载系统。低频减载系统的主要任务是，在系统发生故障，有功功率严重缺额时，需要切除部分负荷时，应尽可能作到有次序、有计划的切除负荷，并保证所切除的负荷数量必须合适，以尽量减少切除负荷后所造成的经济损失。

目前，较为常用的两种方法是：

（1）采用专门的低频减载装置实现。这种低频减载装置的控制方式在前面的章节里面已经做过介绍。采用不同的低频减载轮来实现低频减载功能。

（2）把低频减载的负荷控制分散装设在每回线路的保护装置中。现在微机保护几乎都是面向对象设置的，每回线路都有一套自己的保护设备。在线路保护装置中，增加一个测量频率的环节，就可以实现低频减载的控制功能了。其对每回线路轮次的安排原则同上所述。只要将第n 轮动作的频率和延时定值事前在某回路的保护装置中安排好，则该回路便属于第 n 轮切除的负荷。

五、备用电源自投控制

随着国民经济的迅猛发展，科学技术的不断提高及家用电器迅速走向千家万户，用户对供电质量和供电可靠性的要求日益提高。备用电源自投是保证配电系统连续可靠供电的重要措施。因此，备用电源自投已经成为变电站综合自动化系统的基本功能之一。

备用电源自投装置的任务是，当电力系统故障或者因为其他的原因使工作电源被断开后，能迅速将备用电源或备用设备自动投入工作，使原来的工作电源被断开的用户能迅速恢复供电的一种自动控制装置。

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一般来讲，变电站的备用电源自投有两种形式：明备用和暗备用。

第三节

变电站的基本结构

一、变电站综合自动化系统的基本要求

为了达到变电站综合自动化的总目标，自动化系统应该满足以下要求：（1）变电站综合自动化系统应能全面代替常规的二次设备。综合自动化系统应集变电站的继电保护、测量、监视、运行控制和通信于一个分级分布式的系统中，此系统由微机保护子系统、测量子系统、各种控制子系统组成。这些系统能代替常规的机电保护、仪表、中央信号、模拟屏、控制屏和运行控制装置。

（2）变电站微机保护的软件和硬件设置既要和监控系统相对独立，又要相互协调。微机保护是综合自动化系统中较为重要的环节，因此软件和硬件的配置要相对独立，即在系统运行中，继电保护的动作、行为仅和保护装置有关，不依赖监控系统的其他环节，保证综合自动化系统中，任何其他的环节故障只是影响局部功能的实现，不影响保护子系统的正常工作。但和监控系统要保持紧密的通信联系。

（3）微机保护装置应具有串行接口或现场总线接口，向计算机监控系统或RTU提供保护动作信息或保护定值等信息。

（4）变电站综合自动化系统的功能和配置，应该满足无人值班变电站的要求。系统中无人值班变电站的实施和推广是一个必然的趋势，是电网调度管理的发展方向。传统的四遥装置不能满足现代化电网调度、管理的要求。因此，变电-170-

站综合自动化系统不管从硬件或软件方面考虑，都必须具备和上级调度通信的能力，必须具有RTU的全部功能，以满足和促进变电站无人值班的实施。

（5）要有可靠、先进的通信网络和合理的通信协议。

（6）必须保证综合自动化系统具有较高的可靠性和较强的抗干扰能力。在考虑总体结构时，要主、次分明，对关键的环节，要有一定的冗余。综合自动化系统的各个子系统要相对独立，一旦系统中某个部分出现故障，应尽量缩小故障影响的范围并能尽量尽快修复故障。为此，各子系统应具有独立的故障诊断、自修复功能，任何一个部分发生了故障，应通知监控主机发出告警信号，并能迅速将自诊断信息发送到监控中心。

（7）系统的可扩展性和适应性要好。在对技术落后的老变电站进行技术改造时，变电站自动化设备应能根据变电站不同的要求，组成不同规模和不同技术等级的系统。

（8）系统的标准化程度和开放性要好。研究新的产品时，应尽量符合国家或部颁标准，使系统的开放性能好，也便于系统以后升级。

（9）必须充分利用好数字通信的优势，实现数据共享。数据共享应该是自动化系统发展的趋势，只有实现数据共享，才能简化自动化系统的结构，减少设备的重复，降低造价。

（10）变电站综合自动化系统是一项技术密集、涉及面广、综合性很强的基础自动化工程。系统的研究和开发，必须统一规划、协调工作。各个方面要相互配合，避免各自为战。避免不必要的重复和相互干扰。

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二、综合自动化系统的体系结构

变电站综合自动化系统是和计算机技术、集成电路技术、网络通信技术密切相关的。随着这些技术的不断发展，综合自动化系统的体系结构也在不断的发生变化，功能和特性也在不断的提高。从变电站综合自动化的发展过程来看，它的体系结构经历了集中式、分布集中式、分散与集中相集合的方式和分散式等不同的发展类型和阶段。其中分层分散式的结构是今后的发展方向。它具有明显的优点。而且光电传感器和先进的光纤通信技术的出现，为分散式的综合自动化系统提供了有力的技术支持。

显示器各保护装置打印机键盘调度中心监控主机通信控制器输出接口模入接口开入接口输出接口A/D模块输入接口主变压器TVTA线路TVTA断路器分合状态保护出口模拟量输入断开继路关电器状保和态护隔输出口继电器信输入离入息图7-1 集中式结构的综合自动化系统框图

1、集中式系统结构（如图7-1所示）

集中式的变电站综合自动化系统是和当时计算机技术发展水平密切相关的。出现在70年代中、后期。在集中结构中，将自动化系统中的数据采集（包括模拟量和状态量）、继电保护和各种对变电站自动化设备的控制功能通过一定的接-172-

口交给系统的主监控机来管理和完成，为了实现和调度中心的通信联系，还要有相应的通信控制器来负责主控计算机和调度中心的通信工作。在有人值班的变电站中，主控计算机为了实现人机对话和管理功能，还必须负责管理大量的外围设备，以满足人机对话和数据报表的打印功能。

这种集中式的变电站综合自动化系统具有结构紧凑、体积小、占地面积小，可以减少投资、实用等特点。但是，随着技术地不断发展和新的变电站自动化结构的出现，它的劣势也就愈加明显：

1）每台计算机的功能较为集中，如果一台计算机出现故障。影响面是很大的。必须采用双机或者是并联运行的结构来提高系统的稳定性

2）集中式结构，软件复杂，修改的工作量大，而且系统的软件调试工作麻烦。

3）组态不灵活，对不同结主接线和规模不同的变电站，其软、硬件都必须另行设计，适应性较差，不利于推广。

4）集中式保护和长期以来采用的一对一的常规保护相比，不直观，不符合运行和维护人员的习惯，调试和维护不方便，程序设计麻烦，仅适合于保护算法简单的场合。

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打印机（可选）人机接口当地调试或监控主控机（或双机）调度所/控制操纵中心光缆或电缆电能管理机485总线智能电能表智能电能表TV状出TA态口信回TV状出TA态口信回保护管理机现场总线或其他总线线路开关柜1保护与监控单元线路开关柜n保护与监控单元主变压器保护屏监控单元TV状出TA态口信回高压线路保护屏监控单元TV状出TA态口信回电压无功控制屏备用电源自投装置号路号路号路号路图7-2 分散与集中相结合的变电站综合自动化系统结构框图

2、分层式分布变电站自动化系统

随着自动化系统的发展，到了90年代，出现了不同的变电站综合自动化模式，归纳起来，都属于分层分布式的结构。将实际的变电站的一次、二次设备分为三个不同的结构层次。

设备层主要指变电站内的变压器、断路器和隔离开关及其辅助触点，电流、电压互感器等一次设备。

单元层主要是按照断路器间隔划分的。单元层本身由各种不同的单元装置组成，这些独立的单元装置通过局域网或者是总线和主监控机进行通信。它具有测量、控制部件或继电保护单元。测量和控制部件负责该单元的测量、监视、断路-174-

器的操作控制和连锁及事件顺序记录等；保护部件负责该单元线路或变压器、电容器的保护、故障记录等。在这个层次中，还可能存在数据采集管理机和保护管理机，分别管理系统的数据采集和继电保护工作。所以说单元层本身是一个两级系统的结构。

变电站层包括全站性的监控主机、远动通信机等。变电站层设现场总线或是局域网，供各主机之间和监控主机之间的信息交换。

根据上面的变电站结构层次的划分，通常要采用按功能来分类的多CPU来实现。各种高压和低压线路的保护单元；电容器保护单元；主变压器保护单元；备用电源自投单元；低频减载控制单元；电压、无功综合补偿单元；数据采集单元；电能计量单元等。每个功能单元基本上由单独的一个CPU来完成，多采用单片机。

在系统的管理上面，数据采集管理机和保护管理机能完成系统赋予它们的任务，并且能协调监控机的工作。这样就可以大大的减轻监控机的负担。它们通过总线或是局域网和主控计算机进行通信。一旦各个管理机发生故障，就会向主控计算机发出告警信号。对于主控计算机，如果应用在无人值班的场合，主要负责与调度中心的通信，使变电站自动化系统具有RTU的功能，完成“四遥”的任务；在有人值班的场合，除了仍然负责和调度中心通信外，还要负责人机联系，使自动化系统通过监控计算机完成当地显示、制表打印等任务。

这种按照功能设计的分层分布式自动化结构，具有软件相对简单、调试相对方便、组态灵活、系统整体可靠性高等特点。但是，这种结构在安装的时候，需要的控制电缆相对较多，增加了电缆的投资。

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3、分布分散式和集中式相结合的系统（如图7-2所示）

利用先进的局域网络技术和现场总线技术，就可以对变电站二次系统进行优化，使变电站综合自动化系统得到提高。一种发展趋势就是按照每个电网的元件为对象，集测量、保护、控制为一体，设计在同一个机箱内。例如，对于6～35Kv的配电线路，可以将这个一体化的保护、测量、控制单元分散安装在各个开关柜中，然后由监控主机通过光纤或电缆网络，对它们进行管理和交换信息，这就是分散式结构。而且对于高压线路的各种保护和变压器保护，仍然可以通过集中组屏安装在控制室内。这种将低压线路的保护和测控单元分散安装在控制室内，而高压线路保护和主变压器保护采用集中组屏的系统结构，称为分布和集中相结合的结构，这是当前综合自动化系统的主要结构。

分布分散式结构的优越性在于：

（1）简化了变电站内二次部分的配置，大大减小了控制室的面积。配电线路的保护和测控系统都是安装在各个开关柜当中，因此，主控室内就减少了常规控制屏、中央信号屏和站内模拟屏。减少了主控室的占用面积，也有利于实现无人值班。

（2）减小了施工和设备安装工程量。在开关柜中的保护和测控系统已经由厂家事先调整完毕，分布分散式系统的电缆敷设工程量小，因此施工和设备安装工程量就减小了。

（3）简化了变电站二次设备之间的互连线，节省了连接电缆。

（4）分层分散式结构将大量的实际工作分担到不同的单元去完成，因此可-176-

靠性高，组态灵活，检修方便。并且，各模块和主控计算机之间通过局域网或总线连接，抗干扰能力强，可靠性高。

（5）由于各个模块基本上是面向对象设计的，因此软件结构相对集中式的简单，并且调试方便，便于系统扩充。

第四节 变电站综合自动化系统的数据通信

变电站综合自动化系统实质上是由多台微机组成的分级分布式的控制系统，包括微机监控、微机保护、电能质量自动控制等多个子系统。在各个子系统中往往又由多个智能模块组成。例如：微机保护子系统中，有变压器保护、电容器保护和各种线路保护等。因此在综合自动化系统内部，必须通过内部数据通信，实现各子系统内部和各子系统间的信息交换和实现信息共享，以减少变电站二次设备的重复配置和简化二次设备的互连，既减少了重复投资，又提高了整体的安全性，这是常规的变电站的二次设备所不能实现的问题。

另一个方面，变电站是电能传输、交换、分配的重要环节，它集中了变压器、开关、无功补偿等昂贵设备。因此，对变电站综合自动化系统的可靠性、抗干扰能力、工作灵活和可扩展性要求很高，尤其是在无人值班变电站中，不仅要求综合自动化系统中所采集的测量信息和各断路器、隔离开关的状态信息等能传送给地区电网调度中心（简称地调）或县调或省调（为了叙述简单，下文将各级调度中心或集控站统称为控制中心）。综合自动化系统各环节的故障信息也要及时上报给控制中心。同时也要能接受和执行控制中心下达的各操作和调控命令。

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因此，变电站综合自动化系统的数据通信，包括两方面的内容：一是综合自动化系统内内部各子系统或各种功能模块间的信息交换；另一个是变电站和控制中心间的通信。

一、综合自动化系统与控制中心的通信

综合自动化系统应具有与电力系统控制中心通信的功能，不另外设独立的远动装置，而由综合自动化系统的上位机（或称集中管理机）或通信控制机执行远动功能。把变电站所需测量的模拟量、电能量、状态信息和SOE等类信息传送到控制中心，这些信息是变电站和控制中心共用的，不必专门为送控制中心专门单独采集。

变电站不仅要向控制中心发送测量和监视信息，而且要从上级调度接受数据和控制命令，例如接收调度下达的开关操作命令，在线修改保护定值、召唤实时运行参数。从全系统范围内考虑电能质量、潮流和稳定的控制等，这些功能如果实现，将给电力系统带来很大效益，这也是变电站综合自动化的优越性和要求的目标。

二、变电站内的信息传输

在具有变电站层—单元层（间隔层）—现场层（设备层）的分层式自动化系统中，要传输的信息有如下几种。

（一）设备层和间隔层（单元层）间的信息交换

间隔层的设备有控制测量单元或继电保护单元，或两者都有。

设备层的高压断路器可能有智能传感器和执行器，可以自由地与单元层的装-178-

置交换信息。间隔层的设备大多需要从设备层的电压和电流互感器采集正常和事故情况下的电压值和电流值，采集设备的状态信息和故障诊断信息，这些信息包括：断路器和隔离开关位置、主变压器分头位置，变压器、互感器、避雷器的诊断信息和断路器的操作信息。

（二）单元层内部的信息交换

在一个单元层内部相关的功能模块间，即继电器保护和控制、监视、测量间的数据交换。这类信息有如测量数据、断路器状态、器件的运行状态、同步采样信息等。

（三）单元层间的通信

不同单元层间的数据交换有：主、后继电保护工作状态、互锁，相关保护动作闭锁电压无功综合控制装置信息。

（四）单元层和变电站层的通信

单元层和变电站层的通信内容很丰富，概括起来有以下三类：

（1）测量及状态信息。正常和事故情况下的测量值和计算值，断路器、隔离开关、主变压器分接头开关位置、各单元层运行状态、保护动作信息等。

（2）操作信息。断路器和隔离开关的分、合命令，主变压器分接头位置的调节，自动装置的投入和退出等。

（3）参数信息。微机保护和自动装置的整定值等。

（五）变电站层的内部通信

变电站层的内部通信，要根据各设备的任务和功能特点，传输所需的测量信

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息、状态信息和操作命令等。

三、变电站综合自动化系统通信的特点和要求

（一）、变电站通信网络的要求

由于数据通信在综合自动化系统的重要性，经济、可靠的数据通信成为系统的技术核心，而由于变电站的特殊环境和综合自动化系统的要求。使变电站综合自动化系统内的数据网络具有以下的特点和要求。

（1）快速和实时响应的能力。变电站综合自动化系统的数据网络要求及时地传输现场的实时运行信息和控制信息。在电力工业标准中对系统的数据传输都有严格的实时性指标，网络必须很好地保证数据通信的实时性。

（2）很高的可靠性。电力系统是连续运行的，数据通信网络也必须连续运行，通信网络的故障和非正常工作会影响整个变电站综合自动化系统的运行，设计不合理的系统，严重时甚至会造成设备和人身事故、造成很大的损失，因此变电站综合自动化系统的通信子系统必须保证很高的可靠性。

（3）优良的电磁兼容性能。变电站是一个具有强电磁干扰的环境，存在电源、雷击、跳闸等强电磁干扰，通信环境恶劣，数据通信网络必须注意采取相应地措施消除这些干扰的影响。

（4）分层式结构。这是由整个系统的分层式结构所决定的，也只有实现通信网络的分层，才能实现整个变电站综合自动化系统的分层分布式结构，系统的各层次又各自具有特殊的应用条件和性能要求，因此每一层都要有合适的网络系统。

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（二）、信息传输响应速度的要求

不同类型和特性的信息要求传送的时间差异很大，具体内容如下：

（1）经常传送的监视信息。①为监视变电站运行状态，需要传输母线电压、电流、有功功率、无功功率、零序电压、频率等测量值，这类信息需要经常传送，响应时间需满足SCADA的要求，一般不宜大于1~2秒；②为计量用的信息，如有功电能量和无功电能量，这类信息传送的时间可以较长，传送的优先级可以较低；③为刷新变电站层的数据库，需定时采集断路器的状态信息，继电保护装置和自动装置投入和退出的工作状态信息，可以采用定时召唤方式，以刷新数据库；④为监视变电站的电气设备和安全运行所需的信息，例如变压器、避雷器等的状态监视信息，变电站保安、防火有关的运行信息。

（2）突发事件产生的信息。①系统发生事故的情况下，需要快速响应的信息，例如：事故时断路器的位置信号，这种信号要求传输时延小，优先级高；②正常操作时的状态变化信息（如断路器状态变化）要求立即传送，传输响应时间要小，自动装置和继电保护装置的投入和退出信息，要及时传送；③故障情况下，继电保护动作的状态信息和事件顺序记录，这些信息作为事故后分析事故之用，不需要立即传送。待事故处理完毕后在送即可；④事故发生时的故障录波，带时标的扰动记录的数据，这些数据量很大，传输时间长，也不必立即传送；⑤控制命令、升降命令、继电保护和自动设备的投入和退出命令。修改定值命令的传输不是固定的，传输的时间间隔比较长；⑥随着电子技术的发展，在高压电气设备内装设的智能传感器和智能执行器，高速地和自动化系统单元层的设备交换数

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据，这些信息的传输速率取决于正常状态时对模拟量的采样速率，以及故障情况下快速传输的状态量。

（三）、各层次之间和每层内部传输信息时间的要求

（1）设备层和间隔层，1~100ms。（2）间隔层内各个模块间，1~100ms。（3）间隔层的各个间隔单元间，1~100ms。（4）间隔层和变电站层之间，1~1000ms。（5）变电站层的各个设备之间，≥1000ms。（6）变电站和控制中心间，≥1000ms。

第五节 现场总线在变电站综合自动化系统中的应用

一、概述

变电站数据通信可以采取并行通信或串行通信方式。并行通信方式除了需要数据线外还需要控制线和状态信号线，显然并行通信方式下需要的传输线路较多，成本高，因此常用在传输距离较短（通常小于10m），传输速率较快的场合。早期的变电站综合自动化系统，由于受到当时通信技术和网络技术等具体条件的限制，变电站内部通信大多采用并行通信，在综合自动化系统的结构上，多为集中组屏式。

串行通信方式是一位一位顺序传送。串行通信最大的优点是可以节约传输线路，特别是当位数较多的情况和远距离传输时，这个优点就更加明显，不仅节约-182-

了投资，还简化了接线。在变电站综合自动化系统的内部，各种自动装置之间，或继电保护装置与监控系统间，为了减小连接电缆，简化配线，常采用串行通信。

目前，在变电站综合自动化系统中，微机保护、微机监控和其他微机型的自控装置间的通信，大多通过RS-422/RS-485通信接口连接，实现监控系统与微机保护和自动装置间的相互交换数据和状态信息。这与变电站原来的二次系统相比，已有很大的优越性，可节省大量连接电缆，接线简单、可靠。

然而，在变电站综合自动化系统中。采用RS-422/RS-485通信接口，虽然可以实现多个节点（设备）的互连，但连接的数目一般不超过32个，在变电站规模较大时，不能满足综合自动化的要求；其次，采用RS-422/RS-485通信接口，其通信方式为查询方式，即由主计算机询问，保护单元或自控装置答，通信效率低，难以满足较高的实时性要求；再者，使用RS-422/RS-485通信接口，整个通信网上只能有一个主节点对通信进行管理和控制，其余皆为从节点，受节点管理和控制，这样主节点便成为系统的瓶颈，一旦主节点出现故障，整个系统的通信便无法进行；另外，对RS-422/RS-485通信接口的通信规约缺乏统一标准，使不同厂家生产的设备很难互连，给用户带来不便。

在变电站综合自动化系统中，也有采用计算机局域网的，比如Novell网，Ether网Token Ring网等。但这些局域网适用于一般做数据处理的计算机网络，其传输容量大，但实时性不高。

以上的种种问题不仅在电力系统中，在其他的工业控制领域也存在。基于上述原因，国际上在80年代就提出了现场总线，并制定了相应的标准。

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并且出现了几种较为著名的现场总线技术。

根据国际现场总线基金会的定义，所谓现场总线是一种全数字的双响多站点通信系统。

现场总线是基于微机化的智能现场仪表，实现现场仪表与控制系统和控制室之间的一种全分散、全数字化的、智能、双向、多变量、多点、多站的通信网络。它按国际标准化组织ISO和开放系统互连OSI提供了网络服务，可靠性高、稳定性好、抗干扰能力强、通信速率快、造价低、维护成本低。

现场总线和一般的计算机局域网有些相似之处，但也有不少差别。局域网适合于一般数据处理的计算机网络，而现场总线是作为现场测控网络，要求方便地适应多个输入输出类型数据（突发性数据和周期性数据）的传输，要求通信的周期性、实时性、可确定性，并适应工业现场的恶劣环境。

现场总线除了具有局域网的优点外，最主要的是它满足了工业控制过程所要求的现场设备通信的要求，且提供了互换操作，使不同厂家和设备也可互连，并可统一组态，使所组成的系统的适应性更广泛。现场总线的开放性，使用户可方便地实现数据共享。

二、现场总线技术在变电站综合自动化系统中应用的优越性。

随着大规模集成电路技术和微型计算机技术的不断发展，变电站综合自动化系统从体系结构上面临着由原来面向功能往面向对象的方向发展。以往的变电站综合自动化系统是按照保护、监控、故障记录和其他的自动控制等功能分为若干个相对独立的子系统，每个子系统有自己的输入和输出设备，造成设施重复，联-184-

系复杂，这一方面是由于以前技术条件限制，另外一个方面也与各种功能发展过程中形成的管理体制和习惯有关。现在微机技术，尤其是单片机技术的发展，使人们认识到变电站综合自动化系统是按照其服务对象（一次设备）将保护、测量集成在一起，然后通过网络联系起来，可以使体积大大缩小，有很多优越性。

变电站的自动化设备采用面向对象的微机化产品后，应用现场总线是必然的趋势。

采用具有现场总线的自动化设备有以下几个方面的优越性。

（1）互操作性好。具有现场总线接口的设备不仅在硬件上标准化，而且在接口软件上也标准化。用户可优选不同厂家的产品集成为一个比较理想的自动化系统。

（2）现场总线的通信网络为开放式网络。以前，由于不同厂家生产的自动化设备通信协议不同，要实现不同设备间的互连比较困难。而现场总线为开放式的互连网络，所有技术和标准都是公开的，所有制造商必须遵守，使用户可以自由地组成不同制造商的通信网络，既可以与同层网络相连，也可以与不同层网络互连，因此现场总线给综合自动化系统带来了更大的适应性。

（3）成本降低。由于现场总线完全采用数字通信，其控制功能也可不下放到现场。由现场总线设备组成的自动化系统，减少了占地面积，简化了控制系统内部的连接，可节约大量的连接电缆，使成本大大降低。

（4）安装、维护、使用方便。使用现场总线接口技术，无需用很多控制电缆连接各控制单元，只需将各个设备挂接在总线上，这样就显著减少了连接电缆，-185-

使安装更方便，抗干扰能力更强。

（5）系统配置更灵活，可扩展性好。

正是因为现场总线有上述主要优点，因此今后变电站综合自动化设备采用现场总线是发展的方向。

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第四篇：变电站综合自动化系统探析

变电站综合自动化系统浅析

1、引言

随着科学技术的不断发展，电力系统不可避免地进入了微机控制时代，变电站综合自动化系统取代传统的变电站二次系统，已成为当前电力系统发展的趋势。变电站综合自动化就是通过监控系统的局域网通信，将微机保护、微机自动装置、微机远动装置采集的信号，经过数据处理以及功能的重新组合，按照预定程序和要求，对变电站实现综合性的监视和调度。它的核心是自动监控系统，纽带是监控系统的局域网通信。

建峰化肥分公司一化装置301总变电站92年送电投入运行，运行最初几年现场设备的状态、报警由模拟盘集中报警，运行电流及相关参数需运行值班人员现场手动抄表记录，不能及时、快速的反应设备的运行状况和运行参数。2000年9月份301总变电站初步实施了微机监控系统改造，通过近10年的硬件改造和软件升级，目前监控系统具备遥测、遥信、保护监控以及UPS、直流电源装置的综合在线监控。二化装置的总变电站于2009年8月送电投入运行，建站之初已配套建立微机监控系统，以以太网方式对全站的设备实施在线监控控制和遥控操作。完善的综合自动化监控系统的投入为变电站的微机化管理、安全运行提供了可靠的保障，为电气值班、检修人员判断电气设备状态以及故障提供直观的依据，减少故障查找时间，提高事故处理效率具有重要的意义。

2、综合自动化系统基础知识

2.1 系统结构形式 2.1.1 分层分布式

1）分层式的结构，在分层分布式结构的变电站控制系统中，整个变电站的一、二次设备被划分为三层：过程层、间隔层、站控层。过程层主要指变电站内的一次设备，如线路、变压器、电容器、断路器、电流互感器、电压互感器等，它们是变电站综合自动化系统的监控对象；间隔层主要指各种智能电子装置，例如测控装置、保护装置等，它们利用电流电压互感器、变动器、继电器等设备获取过程层各设备的运行信息，如电流、电压、频率、温度等信息，从而实现对过程层进行监视、控制和保护，并于站控层进行信息的交换，完成对过程层设备的遥测、遥信、遥控、遥调等任务。站控层主要指计算机监控系统，它借助通信网络完成与间隔层之间的信息交换，从而实现对全变电站所有一次设备的当地监控功能以及间隔层设备的监控、变电站各种数据的管理及处理。

2）分布式的结构，间隔层的各种以微处理器为核心的智能电子设备，与站控层的计算机装置网络相连，构成分布式计算机系统——由多个分散的计算机经互联网络构成的统一计算机系统。间隔层各个智能电子设备与站控层的各计算机分别完成各自的任务，并且共同协调合作，完成对全变电站的监视、控制等。2.1.2 组屏及安装方式

这里所说的组屏及安装方式是指将间隔层各智能电子设备及站控层各计算机以及通信设备如何组屏和安装。一般情况下，在分层分布式变电站综合自动化系统中，站控层的各主要设备都布置在主控室内；间隔层的电能计量单元和一些公共单元也独立组屏安装在主控室里，间隔层的其他智能装置则根据需要安装在不同的地方，按间隔层中智能装置的安装位置，变电站综合自动化系统有以下三种不同的组屏及安装方

式：

1）集中式的组屏及安装方式

这种方式是将间隔层的各保护测控装置根据功能分别组装为变压器保护测控屏、线路保护测控屏等多个屏柜，把这些屏都集中安装在变电站的主控室内。2）分散与集中相结合的组屏及安装方式

这种方式是将配电线路的保护测控装置分散安装在所对应的开关柜上，而将高压线路的保护测控装置、变压器的保护测控装置均集中组屏安装在主控室内。3）全分散式组屏及安装方式

这种方式间隔层中所有间隔的保护测控装置，包括抵押配电线路、高压线路和变压器等间隔的保护测控装置均分散安装在开关柜上或距离一次设备较近的保护小间内，各装置只通过通信电缆与主控室内的变电站层设备之间交换信息。这种安装方式节省了大量的二次电缆，而且因为不需在主控室放置很多的保护屏，极大的简化了变电站面积。

目前变电站综合自动化系统的功能和结构都在不断地向前发展，全分散式的结构式是目前的发展方向，主要原因有：一方面分层分散式自动化系统的突出优点；另一方面，随着新设备、新技术的进展，使得原来只能集中组屏的高压线路保护装置和主变压器保护也可以考虑安装在高压场附近，并利用日益发展的光纤技术和局域网技术，将这些分散在各开关柜的保护和集成功能模块联系起来，构成一个全分散化的综合自动化系统。2.2 系统功能

变电站综合自动化的内容包括变电站电气量的采集和电气设备的状态监视、控制和调节，实现变电站正常运行的监视和操作，保证变电站的正常运行安全，当安全事故时，由继电保护等完成瞬间电气量的采集、监视和控制，并迅速切除故障，完成事故后的恢复操作，因此，它具有的基本功能应包括以下几个方面：

2.2.1 测量、监视、控制功能 2.2.2 继电保护功能

变电站综合自动化系统中的继电保护主要包括线路保护、电力变压器保护、母线保护、电容器保护等。微机保护是综合自动化的关键环节，它的功能和可靠性如何，在很大程度上影响了整个系统的性能。各类装置能存储多套保护定值，能远方修改整定值等。2.2.3 自动控制智能装置的功能

变电站综合自动化系统必须具有保证安全、可靠供电和提高电能质量的自动控制功能，一般有以下四个自动控制功能：电压、无功综合控制，低频减负荷控制，备用电源自投控制、小电流接地选线控制。2.2.4 远动及数据通信功能

2.2.5 自诊断、自恢复和自动切换功能

3、一化301总变电站综合自动化系统分析

一化总变电站在2000年9月份新增加了一套微机监控系统，在投用之初只能对现场电气低压电动机的运行状态以及部分电机电流进行时时监控。2008年301总变供电系统保护装置实施全面升级改造，采用施耐德sepam系列的微机保护装置后，才全面提升了301总变电站的微机化智能管理。下面针对一化总变 监

控系统进行分析。3.1 结构分析

301总变电站为90年代初设计的变电站，站内低压配电的电机保护仍采用LR2型热继电器保护，为了在保证这种老变电站的设备不做改造的基础上，能成功的引入微机自动化管理系统。它采用分层分布式的设计理念，将高压系统与低压系统独立两套监控系统，即将35KV、6KV设备及380V进线保护装置由一套监控系统进行时时监控，另一套监控系统作为380V低压负荷运行监控。同时均配有有源音箱实现音响报警，打印机进行变电站技术数据管理；软件方面采用PowerSCADA 3000电力监控系统，实现设备的事件记录查询、事故录波数据采集及分析、负荷管理及电量统计分析、运行报表管理等。3.2 组屏及安装方式

组屏及安装方式采用分散与集中相结合原则，低压设备监控信号采集至控制室遥信屏、遥测屏内。高压设备信号采集及35KV/6KV/380V保护信号由现场控制柜通过通讯电缆至控制室通讯管理机，通过RS-232端口与后台机实现在线监控。其中35KV、6KV、380V进线保护以及6KV高压电机保护均分散安装在现场控制开关柜上，通过通讯网络连接来完成保护、测量、控制功能的时时监测。3.3 功能特点

3.3.1 硬件设备方面，采用DSS-PRTU通信管理机及网络交换机（10/100Mbps）作为通信管理层主要设备。现场控制层设备由301区域微机保护装置，智能监控设备及其他具备智能通信功能的设备组成。AI量处理满足遥测处理误差＜0.1%，报表遥测数据合格率＞99.9％，完全满足301日报表要求。DI量处理满足DI正确率：100%，系统的SOE分辨率 <1ms，系统的数据扫描周期5s内。

3.3.2 软件系统方面，具有图形编辑软件、通讯管理软件、事件记录查询软件、故障录波数据采集及分析软件、负荷管理及电量统计分析软件、运行报表编辑及查询软件、各类变配电运行管理软件等功能。具备模拟量处理及限值监视功能，根据当前测量值的大小来判断是否越限，越限作为系统事件记录入事件库，以备查询并可以生成各种各样的统计报表。尤其在故障录波功能方面，在发生故障时保护测控装置能按设定条件启动故障录波，记录故障发生前、过程中、发生后的电压、电流波形数据，能自动上传自动化系统，并转存于系统主机硬盘，以便在主机上调用查看及打印。

3.3.3、其它方面，作为安全保护给系统管理员，301每一个值班小组分配一个用户名和口令，设置不同的管理权限。同时监控系统具有与GPS时钟对时的功能，可接受全球定位系统（GPS）的标准授时信号（IRIG-B）格式，误差小于1ms。

二化总变综合自动化系统探析

二化总变电站是厂总变电所，与单纯供配电功能的变电站，有所差别，比如无需与上级调度通信或远动，自成一独立的系统；无需增设低频减负荷装置、多出了很多电动机的微机保护等等。下面针对二化总变高中压监控系统进行探析。（具体结构参考附图）4.1 结构

它采用分层分布式设计。站控层的构成有后台监控系统、全站校时系统，后台监控系统在硬件方面有两台主机，互为备用。有源音箱实现音响报警，打印机进行变电站技术数据管理；软件方面为Farad200综合自动化系统以及相应网络附件，完成界面操作和使用。全站校时系统配置卫星时钟装置GPS,通过通信端口RS-485与通信服务器进行通信，进行网络层对时广播命令，保证全系统时钟统一。间隔层的各种微

机保护装置、自动控制装置通过以太网与站控层的设备进行通信。4.2 组屏及安装方式

组屏及安装方式采用分散与集中相结合的方式，110KV间隔部分有六屏构成，分别为两进线微机保护测控屏、两主变压器保护测控屏、母差保护屏和母联及PT保护测控屏，另加三通信屏，安装在主控室内。10KV间隔部分采用就地安装方式，10KV进线保护、母联保护以及电机微机保护等分散安装在10KV配电室相应的开关柜上，完成保护功能、测控功能、自动控制功能。4.3 功能

4.3.1 测量、监视、控制功能

在监控主机上能看到母线、电机等的电压、电流、有功及无功功率等参数，在运行过程中，监控系统对采集到的电压电流、频率、主变油温等量不断的进行越限监视，如有越限立即发出报警并记录和显示越限时间和越限值。操作人员可以通过计算机操作界面对断路器和隔离开关进行分、合闸操作，对变压器分接头位置进行调节控制。4.3.2 继电保护功能

110KV、10KV部分的进线保护、变压器保护、母联保护、电机保护都采用SEL产品，功能强大，具有可靠的保护性能。能在前台机、后台机和微机装置三部分对保护定值进行修改。4.3.3 自动控制功能

两台主变为有载调压变压器，能在监控系统上进行手动调压，设有无功补偿电容器，能进行局部的无功补偿调节；采用备用电源自控控制装置，在出现故障时自动装置能迅速将备用电源自动投入使用。结束语

建峰化肥分公司一化301总变和二化总变电站两套监控系统均采用分层分布式设计，符合当前变电站监控系统的主流技术。在先进技术不断发展的今天，变电站自动化系统以其系统化、标准化和面向未来的概念正逐步取代了繁琐而复杂的传统控制保护系统。

附图（二化变电站综合自动化系统网络及组屏图）

第五篇：变电站综合自动化系统介绍

变电站综合自动化系统介绍

变电站综合自动化系统

第一章

变电站综合自动化技术基础 第一节

变电站综合自动化的基本概念

一、常规变电站状况

电力系统的环节：发、输、配、用 变电站的基本作用：配电 常规变电站的二次系统构成：

继电保护 就地监控 远动装置 录波装置 保护屏 控制屏 中央信号屏 录波屏

常规变电站的二次系统的缺点：

(1)安全性、可靠性不能满足现代电力系统高可靠性的要求。

(2)供电质量缺乏科学的保证。指标：U、F、谐波

(3)占地面积大，增加了征地投资。

(4)不适应电力系统快速计算和实时控制的要求。

(5)维护工作量大，设备可靠性差，不利于提高运行管理水平和自动化水平。

二、变电站综合自动化的基本概念

变电站综合自动化是将变电站的二次设备(包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等)经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。

变电站综合自动化系统，即利用多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统，代替常规的测量和监视仪表，代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护屏，改变常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷。

三、变电站实现综合自动化的优越性

(1)提高供电质量，提高电压合格率。

(2)提高变电站的安全、可靠运行水平。

(3)提高电力系统的运行、管理水平。

(4)缩小变电站占地面积，降低造价，减少总投资。

(5)减少维护工作量，减少值班员劳动，实现减人增效。

第二节

变电站综合自动化的内容、主要功能及信息量

一、变电站综合自动化的内容 电气量的采集 电气设备(如断路器等)的状态监视、控制和调节。

由继电保护和故障录波等完成瞬态电气量的采集、监视和控制，并迅速切除故障和完成事故后的恢复正常操作。

高压电器设备本身的监视信息(如断路器、变压器和避雷器等的绝缘和状态监视等)。将变电站所采集的信息传送给调度中心外，还要送给运行方式科和检修中心，以便为电气设备的监视和制定检修计划提供原始数据。

二、变电站综合自动化的基本功能

监控子系统的功能

微机保护子系统的功能

自动控制装置的功能

远动及数据通信功能 2.1 监控子系统的功能(一)数据采集

(1)模拟量的采集

1）交流模拟量：U、I、P、Q、COS、F 2）直流模拟量： DC220V、DC5V、DC24V(2)开关量的采集(3)电能计量

1）电能脉冲计量法

2）软件计算方法

(二)事件顺序记录

包括断路器跳合闸记录、保护动作顺序记录

(三)故障记录、故障录波和测距

(1)故障录波与测距

微机保护装置兼作故障记录和测距 采用专用的微机故障录波器

(2)故障记录

记录继电保护动作前后与故障有关的电流量和母线电压

(四)操作控制功能

操作人员都可通过电脑屏幕界面对断路器和隔离开关进行分、合操作，对变压器分接开关位置进行调节控制，应保留人工直接跳、合闸手段，断路器操作应有闭锁功能

(五)安全监视功能

越限监视

监视保护装置是否失电 自控装置工作是否正常等

(六)人机联系功能

(1)人机联系桥梁：显示器、鼠标和键盘。

(2)显示画面的内容 ：

1)显示采集和计算的实时运行参数

2)显示实时主接线图 3)事件顺序记录

4)越限报警

5)值班记录

6)历史趋势

7)保护定值和自控装置的设定值

(3)输入数据：变比、定值、密码等 ①定时打印报表和运行日志； ②开关操作记录打印； ③事件顺序记录打印； ④越限打印； ⑤召唤打印； ⑥抄屏打印； ⑦事故追忆打印。

①主变和输电线路有功和无功功率每天的最大值和最小值以及相应的时间； ②母线电压每天定时记录的最高值和最低值以及相应的时间； ③计算受配电电能平衡率； ④统计断路器动作次数；

⑤断路器切除故障电流和跳闸次数的累计数； ⑥控制操作和修改定值记录。

(1)谐波源分析(2)谐波检测与抑制(七)打印功能

(八)数据处理与记录功能

(九)谐波分析与监视

2.2 微机保护子系统的功能

（一）保护功能：

①高压输电线路的主保护和后备保护； ②主变压器的主保护和后备保护； ③无功补偿电容器组的保护； ④母线保护； ⑤配电线路的保护；

⑥不完全接地系统的单相接地选线。

(1)它的工作不受监控系统和其他子系统的影响(2)具有故障记录功能

(3)具有与统一时钟对时功能

（二）辅助功能：

(4)存储多种保护整定值

(5)当地显示与多处观察和授权修改保护整定值

(6)设置保护管理机或通信控制机，负责对各保护单元的管理。

(7)通信功能

(8)故障自诊断、自闭锁和自恢复功能。

2.3 自动控制装置的功能

（1）电压、无功综合控制

（2）低频减负荷控制（3）备用电源自投控制（4）小电流接地选线控制（1）系统内部的现场级间的通信（2）自动化系统与上级调度的通信

（1）功能综合化

（2）分级分布式、微机化的系统结构（3）测量显示数字化（5）运行管理智能化

（1）其结构形式有集中式、分布式、分散（层）分布式；

（2）从安装物理位置上来划分有集中组屏、分层组屏和分散在一次设备间隔设备上安2.4 远动及数据通信功能

第三节

变电站综合自动化的基本特征

（4）操作监视屏幕化

第四节

变电站综合自动化的结构形式

装等形式。

一、集中式综合自动化系统

集中式结构的综合自动化系统，指采用不同档次的计算机，扩展其外围接口电路，集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理，分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能

集中式结构最大的缺点是：

1)每台计算机的功能较集中，如果一台计算机出故障，影响面大 2)软件复杂，修改工作量大，系统调试麻烦。3)组态不灵活，影响了批量生产，不利于推广。

4)集中式保护与长期以来采用一对一的常规保护相比，不直观，不符合运行和维护人员的习惯，调试和维护不方便，程序设计麻烦，只适合于保护算法比较简单的情况。

二、分层(级)分布式系统集中组屏的综合自动化系统

（一）分层分布式结构的概念

所谓分层式结构，是将变电站信息的采集和控制分为管理层、站控层和间隔层三个级分层布置。

间隔层按一次设备组织，一般按断路器的间隔划分，具有测量、控制和继电保护部分。

站控层的主要功能就是作为数据集中处理和保护管理，担负着上传下达的重要任务。

管理层由一台或多台微机组成，这种微机操作简单方便，界面汉化，使运行值班人员极益掌握。

（二）中、小型变电站的分层分布式集中组屏结构

（三）大型变电站的分层分布式集中组屏结构

（四）分层分布式集中组屏综合自动化系统结构特点

（1）可靠性高，可扩展性和灵活性高；

（2）二次电缆大大简化，节约投资也简化维护量。

（3）分布式系统为多CPU工作方式，各装置都有一定数据处理能力，从而减轻了主（4）继电保护相对独立。

（5）具有与系统控制中心通信功能。（6）适合于老站改造。主要缺点是安装时需要的控制电缆相对较多，增加了电缆投资。控制机的负担。

三、分散分布式系统与集中相结合的综合自动化系统结构

分层分散式结构的变电站综合自动化系统突出的优点如下：

(1)简化变电站二次部分配置，缩小控制室的面积。

(2)减少了施工和设备安装工程量。

(3)简化了变电站二次设备之间的互连线，节省了大量连接电缆。

(4)分层分散式结构可靠性高，组态灵活，检修方便。

以上几点都说明采用分层分散式的结构可以降低总投资，在今后的技术条件下，应该是变电站综合自动化系统的发展方向。

第二章

变电站综合自动化系统的硬件原理

第三章

变电站综合自动化系统的微机保护、监视与控制子系统 第一节

继电保护基本知识

一、继电保护应满足的要求（1）选择性

（2）快速性

（3）灵敏性

（4）可靠性

二、主保护、后备保护和辅助保护

（1）主保护是指满足系统稳定及设备安全要求，有选择地切除被保护设备和全线路故障的保护。

（2）后备保护指的是主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护。（3）辅助保护是为补充主保护和后备保护的不足而增设的简单保护。

三、继电保护的基本原理

（1）反映电流改变的，有电流速断、定时过流及零序电流等保护；（2）反映电压改变的，有低电压（或过电压）、零序电压保护等；（3）既反映电流又反映电流与电压间相角改变的，有方向过电流保护；

（4）反映电压与电流的比值，即反映短路点到保护安装处阻抗（或距离）的，有距离保护；（5）反映输入电流和输出电流之差的，有变压器差动保护等。第二节

输电线路的微机保护、监视与控制子系统一、输电线路继电保护原理

1、电网相间短路的三段式电流保护

（1）无时限（瞬时）电流速断保护 此种保护的动作电流是按躲过被保护输电线路末端最大短路电流整定的，它没有时限元件。

（2）带时限（限时）电流速断保护 保护范围限定在相邻线路无时限电流速断保护的保护区内，在无时限电流速断保护的基础上增加了一个时限元件△t=0.5s。

（3）定时限过电流保护

定时限过电流保护的动作是按躲过最大负荷电流整定。

定义：方向继电器又称为功率继电器，它的动作具有方向性，即规定当功率由母线流

2、电网相间短路的方向电流保护

向线路时它才动作，进而使整个方向电流保护动作切除故障。

二、输电线路的自动重合闸

定义：自动重合闸装置就是将跳闸后的断路器自动重新投入的装置，简称AAR装置。

1、单电源供电线路的三相一次自动重合闸

（1）当线路发生瞬时性故障或由于其他原因使断路器误跳闸时

（2）线路上发生永久性故障时

（3）手动跳闸及遥控跳闸时

（4）闭锁重合闸

（5）手动合闸到故障线路时

2、双电源供电线路的三相一次自动重合闸

（1）故障点断电时间问题

（2）同步问题

（3）重合闸实现方式：

①检无压 ②检同期

3、自动重合闸与继电保护的配合（1）重合闸前加速保护

（2）重合闸后加速保护

三、自动按频率减负荷 运行规程规定：电力系统的运行频率偏差为±0.2Hz，系统频率不能长时间运行在49.5～49Hz以下，事故情况下，不能较长时间停留在47Hz以下，系统频率的瞬时值绝不能低于45Hz。

1、自动按频率减负荷的基本工作原理

2、自动按频率减负荷的实现方法

①采用专用的自动按频率减负荷装置

②把自动按频率减负荷的控制分散设在每回馈线保护装置中 ①时限闭锁方式

②低电压带时限闭锁

③低电流闭锁方式 ④滑差闭锁方式

3、对自动按频率减负荷装置闭锁方式的分析

第三节

电力变压器的微机保护、监视与控制子系统一、概述

1、保护内容

（1）主保护配置：

①比率制动式差动保护

②差动速断保护 ③本体重瓦斯、有载调压重瓦斯和压力释放 ①三段复合电压闭锁方向过电流保护 ②三段过负荷保护

③冷控失电，主变压器过温报警 ④二段式零序过电流保护

⑤一段两时限零序电流闭锁过电压保护 ⑥一段两时限间隙零序过电流保护

（2）后备保护配置：

2、配置方案

（1）双绕组变压器

后备保护可以配置一套，装于降压变压器的高压侧（或升压变压器的低压侧）

后备保护可以配置两套： 一套装于高压侧

另一套装于中压侧或低压侧的电源侧

（2）三绕组变压器

二、变压器差动保护基本原理

用环流法构成的两绕组变压器电流差动保护的原理接线图

三、变压器差动保护的特殊问题

（1）两侧电流互感器的形式不同

（2）两侧电流互感器的变比不同

（3）变压器各侧绕组接线方式不同

（4）变压器空载合闸时的励磁涌流

（5）在运行中改变变压器的变比

四、变压器微机保护的电流平衡

（1）微机变压器保护电流互感器接线原则

（2）电流平衡的调整系数

五、电力变压器比率制动差动保护（1）比率制动式差动保护的基本原理

定义：

① 比率制动式差动保护的原理简单地说就是保护的动作电流（差动电流定值）随外部② 比率就是指差动电流与制动电流之比。

③ 制动电流这样选取：在不平衡电流较大的外部故障时有制动作用，而在内部故障时短路电流按比率增大，即能保证外部不误动，又能保证内部短路有较高的灵敏度。

制动作用最小。

（2）和差式比率制动的差动保护原理

（3）变压器励磁涌流的判断及二次谐波制动系数

励磁涌流的特点：

较

二次谐波制动比定值=0.15（4）变压器的差动速断保护 定义：差动速断保护是差动电流过电流瞬时速动保护。差动速断的整定值按躲过最大不平衡电流和励磁涌流来整定，其整定值可取正常运行时负荷电流的5～6倍。

（5）电流互感器断线监视

六、电力变压器后备保护

（1）复合电压闭锁方向过流保护

① 复合电压闭锁过流保护为三段式： I段动作跳本侧分段断路器（或桥断路器）Ⅱ段动作跳本侧断路器 Ⅲ段跳三侧断路器 ② 复合电压启动判剧： ① 最大值可达额定电流的6~8倍

② 波形是非正弦的，含有很大的非周期分量，特性曲线几乎全部偏在时间轴的一边 ③ 包含以二次谐波为主的高次谐波 ④ 波形之间出现间断

⑤ 励磁涌流开始瞬间，衰减很快

励磁涌流的闭锁条件：将二次谐波分量算出，作为制动分量，与基波分量进行比

关 母线线电压小于本侧母线线电压的低电压定值 负序电压超过负序电压定值 或的关系 ③

方向：

如果作为变压器相邻元件的后备保护，则变压器指向母线为正方向 如果作为变压器本身的后备保护，则母线指向变压器的正向为正方向 I段用于发警告信号 II段用于启动风扇冷却器 III段用于闭锁有载调压 ①

中性点直接接地保护方式

由两段式经零序电压闭锁的零序电流构成，每段设一个时限。I段时限跳母联（或分段）②

中性点不接地的零序保护方式

装设I段两时限的零序无流闭锁零序过电压保护，第一时限跳母联或分段开关，第二时③

中性点经放电间隙接地的零序保护方式（2）变压器过负荷保护

（3）变压器零序保护

断路器或跳三绕组变压器中压侧有源线路；II段时限跳本侧（或全跳）断路器

限跳本变压器各侧

I段两时限方式，第一时限跳高压侧母联开关（或分段开关），第二时限跳本变各侧开第四节

电力电容器的微机保护、监视与控制子系统一、电力电容器的内部和外部故障

（1）电容器内部故障的原因

（2）电容器的外部故障及系统异常

（3）电容器保护配置：

过电压和欠电压的电压保护 限时过电流保护

防止电容器内部故障的电容器组专用保护（1）与电容器串联的电抗器

（2）避雷器的过电压保护

（3）电容器组的电压保护。主要用于防止系统稳态过电压和欠电压。（4）电容器组的电流保护

二、并联补偿电容器组的通用保护

三、电容器组内部故障的专用保护

（1）单Y形接线的电容器组保护：

① 采用零序电压保护 ② 桥式差流的保护方式 ③ 电压差动保护方式

（2）双Y形接线的电容器组保护：采用不平衡电流或电压保护（3）三角形接线的电容器组保护：采用零序电流保护

第五节

电压、无功综合控制子系统一、变电站电压、无功综合控制的原理

在变电站主要的调压手段是调节有载调压变压器分接头位置和控制无功补偿电容器。有载调压变压器可以在带负荷的情况下切换分接头位置，从而改变变压器的变比，起控制无功补偿电容器的投切，可改变网络中无功功率的分布，改善功率因数，减少网

到调整电压和降低损耗的作用。损和电压损耗，改善用户的电压质量。

二、电力系统的电压、无功综合控制的方式

(1)集中控制：指在调度中心对各个变电站的主变压器的分接头位置和无功补偿设备进行统一的控制。

(2)分散控制：指在各个变电站或发电厂中，自动调节有载调压变压器的分接头位置或其他调压设备，以控制地区的电压和无功功率在规定的范围内。

(3)关联分散控制：指电力系统正常运行时，由分散安装在各厂、站的分散控制装置或控制软件进行自动调控，调控范围和定值是从整个系统的安全、稳定和经济运行出发，事先由电压、无功优化程序计算好的，而在系统负荷变化较大或紧急情况或系统运行方式发生大的变动时，可由调度中心直接操作控制，或由调度中心修改下属变电站所应维持的母线电压和无功功率的定值，以满足系统运行方式变化后新的要求。

(4)关联分散控制的实现方法 一是通过监控系统的软件模块实现；另一种是由独立的关联分散控制装置实现。第六节 变电站综合自动化系统的其他子系统一、备用电源自动投入装置 定义：备用电源自投装置是因电力系统故障或其他原因使工作电源被断开后，能迅速将备用电源或备用设备或其他正常工作的电源自动投入工作，使原来工作电源被断开的用户能迅速恢复供电的一种自动控制装置。

（1）备用电源的配置

① 明备用的控制

② 暗备用的控制

①工作电源确实断开后，备用电源才投入。

②备用电源自动投入切除工作电源断路器必须经延时。

③手动跳开工作电源时，备自投投入装置不应动作。

④应具有闭锁备自投装置的功能。

⑤备用电源不满足有压条件，备自投装置不应动作。

⑥工作母线失压时还必须检查工作电源无流，才能启动备自投投入。

（2）微机型的备用电源自投装置的基本特点 ⑦备自投装置只允许动作一次。

二、小电流接地系统单相接地故障的检测

（1）概述

根据系统中发生单相接地故障时接地电流的大小划分：

①

小电流接地系统：

中性点不接地 中性点经消弧线圈接地

② 大电流接地系统：中性点直接接地（2）小电流接地系统的接地电流 第六节 变电站综合自动化系统的其他子系统

①中性点不接地系统单相接地故障时的接地电流

特征：当电网发生单相接地故障后，非故障电路电容电流就是该线路的零序电流，故障线路首段的零序电流数值上等于系统非故障线路全部电容电流的总和，其方向为线路指向母线，与非故障线路中零序电流的方向相反，系统中性点电压发生较大的位移。

实现方法：基于基波零序电流方向的自动接地选线原理

②中性点经消弧线圈接地系统单相接地故障时的接地电流

特征：在单相接地时，故障线路首端的5次谐波电流在数值上等于系统非故障线路5实现方法：基于5次谐波零序电流方向的自动接地选线原理 次谐波电流的总和，其方向与非故障线路肿次谐波零序电流方向相反，由线路指向母线。第五章

数字化变电站简介

变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平，在我国城乡电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班，而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术，从而大大提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度的可能性，降低了变电站建设的总造价，这已经成为不争的事实。然而，技术的发展是没有止境的，随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，势必对已有的变电站自动化技术产生深刻的影响，全数字化的变电站自动化系统即将出现 数字化变电站自动化系统的特点

1.1智能化的一次设备

一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计，简化了常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。换言之，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。

1.2网络化的二次设备

变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。

1.3自动化的运行管理系统

变电站运行管理自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告，即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。数字化变电站自动化系统的结构

2.1 过程层

过程层是一次设备与二次设备的结合面，或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的主要功能分三类：(1)电力运行实时的电气量检测；(2)运行设备的状态参数检测；(3)操作控制执行与驱动。

2.2 间隔层

间隔层设备的主要功能是：(1)汇总本间隔过程层实时数据信息；(2)实施对一次设备保护控制功能；(3)实施本间隔操作闭锁功能；(4)实施操作同期及其他控制功能；

(5)对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制；

(6)承上启下的通信功能，即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。2 数字化变电站自动化系统的结构 2.3 站控层

站控层的主要任务是：

(1)通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；

(2)按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心；

(3)接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；(4)具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；

(5)具有(或备有)站内当地监控，人机联系功能，如显示、操作、打印、报警，甚至图像，声音等多媒体功能；

(6)具有对间隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态，在线修改参数的功能；(7)具有(或备有)变电站故障自动分析和操作培训功能。谢谢！