变电站综合自动化系统科研报告[★]

第一篇：变电站综合自动化系统科研报告

变电站综合自动化升级改造技术研究报告

变电站综合自动化是利用先进的计算机技术, 现代电子技术, 通信技术和数字信号处理(DSP)等技术, 实现对变电站主要设备和输配电线路的自动监视,测量,控制,保护以及与调度通信等综合性自动化功能.它综合了变电所内除交直流电源以外的全部二次设备功能.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“两网”改造的深入和电网运行水平的提高,采用变电站综合自动化技术是计算机和通信技术 应用的方向,也是电网发展的趋势.1、变电站自动化系统的基本结构及特点

分散(层)分布式结构采用“面向对象”设计.所谓面向对象,就是面向电气一次回路设备或电气间隔设备,间隔层中数据,采集,控制单元(I/O 单元)和保护单元就地分散安装在开关柜上或其它一次设备附近,相互间通过通信网络相连,与监控主机通信.目前,此种系统结构在自动化 系统中较为流行,主要原因是: ①现在的 IED 设备大多是按面向对象设计的,如专门的线路保护单元,主 变保护单元,小电流接地选线单元等,虽然有将所有保护功能综合为一体的趋势,但具体在保护安装接线中仍是面向对象的。②利用了现场总线的技术优势,省去了大量二次接线,控制设备之间仅通过双绞线或光 纤连接,设计规范,设备布置整齐,调整扩建也很简单,成本低,运行维护方便。

③系统装置及网络鲁棒性强,不依赖于通信网和主机,主机或 1 台 IED 设备损坏并不影响其它设备的正常工作,运行可靠性有保证.系统结构的特点是功能分散,管理集中。分散(层)分布有两层含义: 其一,对于中低压电压等级,无论是 I/O 单元还是保护单元皆可安装在相应间隔的开关盘柜上,形成地理上的分散分布。

其二,对于 110kV 及以上的电压等级,即使无法把间隔单元装在相应的开关柜上,也应集中组屏,在屏柜上明确区分相应间隔对应的单元, 在物理结构上相对独立,以方便各间隔单元相应的操作和维护。2、变电站综合自动化系统应能实现的功能

2.1 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.各类保护实现故障记录,存储多套定值,适合当地修改定值等功 能。2.2 数据采集

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.保护动 作信号则采用串行口(RS-232 或 RS485)或计算机局域网通过通信方式获得。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,电流和功率值.馈线电流,电压和功率值,频率,相位等.此

外还有变压器油温,变电站室温等非电量的采集.模拟量采集精度应能满足 SCADA 系统的需要。

③ 脉冲量:脉冲量主要是脉冲电度表的输出脉冲,也采用光电隔离方式与系统连接,内部用计数器统计脉冲个数,实现电能测量。2.3 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.其 SOE 分辨率一般 在 1~10ms 之间,以满足不同电压等级对 SOE 的要求.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。

2.4 控制和操作闭锁 操作人员可通过 CRT 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,在系统设计时保留了人工直接跳合闸手段，操作闭 锁具有以下功能: ①电脑五防及闭锁系统。

②根据实时状态信息,自动实现断路器,刀闸的操作闭锁功能。

③操作出口应具有同时操作闭锁功能。④操作出口应具有跳合闭锁功能。

2.5 同期检测和同期合闸 该功能可以分为手动和自动两种方式实现.可选择独立的同期设备实现,也可以由微机保护软件模块实现。2.6 电压和无功的就地控制 无功和电压控制一般采用调整变压器分接头,投切电容器组,电抗器组, 同步调相机等方式实现.操作方式可

手动可自动,人工操作可就地控制或远方控制.无功控制由专门的无功控制设备实现,同时也可由监控系统根据保护装置测量的电压,无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。

2.7 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。

2.8系统的自诊断功能:系统内各插件具有自诊断功能,自诊断信息也象被采集的数据一样周期性，就地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心。

2.9 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.根据现场的要求,系统应具有通信通道的 备用及切换功能, 保证通信的可靠性, 同时应具备同多个调度中心不同方式的通信接口, 且各通信口及 MODEM 应相互独立.保护和故障录波信息采用独立的通信与调度中心连接,通信规约适应调度中心的要求, 符合国标及 IEC 标准.2.10 防火,保安系统.从设计原则而言,无人值班变电站应具有防火,保安措施.3、变电站综合自动化系统的效益及发展

变电站综合自动化在一些新建变电站的运行中表明其技术先进,结构简单,功能齐全,安全可靠,经过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 110kV 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，减少电气设备故障损失，起到不可估量的作用。

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。

锡林郭勒盟山金阿尔哈达矿业有限公司

2012年11月

第二篇：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

第三篇：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

第四篇：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。

第五篇：变电站综合自动化系统名词解释

变电站综合自动化系统名词解释

 简介：遥信信息：指发电厂、变电站中主要的断路器和隔离开关的位置状态信号，重要继电保护与自动装置的动作信号，以及一些运行状态信号等。 关键字：变电站综合自动化系统 名词解释

系统 ：通过执行规定功能来实现某一给定目标的一些相互关联单元的组合。

自动：在一个限定任务内自行动作(无需操作人员)。

自动化：采用自动装置改进设备以减少人的干预。

控制：在系统中，为某一特定目的而执行的操作。在变电站中控制包括：断路器、隔离开关的操作，变压器分接头的调节、保护定值修改，特殊控制。

监控：通过对系统或设备进行连续或定期的监测来核实功能是否被正确执行，并使它们的工作状况适应于变化的运行要求。

自动控制：无需人去直接或间接操作执行装置的控制方式。

自动控制装置：由一个或多个继电器或逻辑元件组合在一起，预定完成某项规定自动化功能的设备。

自动切换装置：在变电站中按照规定的程序预定起动操作断路器和或隔离开关的自动控制装置。

信息：人们根据表示数据所用的约定而赋于数据的意义。

信息容量：调度中心、主站或子站可处理的各种远动信息的总和。

状态信息：双态或多态运行设备所处状态的信息。

监视信息：将子站设备的状态或状变传送到主站的信息。

事件信息：有关运行设备状态变化的监视信息。

遥信信息：指发电厂、变电站中主要的断路器和隔离开关的位置状态信号，重要继电保护与自动装置的动作信号，以及一些运行状态信号等。

遥控信息：指通过远程指令遥控发电厂或变电站中的各级电压回路的断路器、投切补偿装置、调节主变压器分头、自动装置的投入和退出、发电机的开停等。

通信：在信息源和受信者之间交换信息。

串行通信：两台设备之间(或称点对点之间)通过单一通道串行传输信息的一种方式

并行通信：两台设备之间(或称点对点之间)通过多个通道并行传输信息的一种方式

光纤通信：在光导纤维中传送信息的一种有线通信方式。

告警：当发生某些不正常状态，需提醒人们注意而使用的信息。

总告警：全部单独告警汇总成的告警。

成组告警：若干单独告警汇总成的告警。

遥测：指运用通信技术传输所测变量之值。

遥信：指对状态信息的远程监视。

遥控：指具有两个确定状态的运行设备进行的远程操作。

遥调：指对具有不少于两个设定值的运行设备进行的远程操作。

遥视：指运用通信技术对远方的运行设备状态进行远程监视。

遥脉：指运用通信技术对远方的运行设备的脉冲量(如电能量)进行远程累计。

监视：用比较的方法对系统或其某一部分的运行进行观察。在综合自动统中通过彩色显示器(大屏幕)上调看主接线图、系统图、棒图、表格等，查看变电站运行实时数据、设备状态、事件记录等。

帧：指含有信息、控制和校验区，并附有帧定界符的比特序列。

报文：以一帧或多帧组成的信息传输单元。

远动：应用通信技术，完成遥测、遥信、遥控和遥调等功能的总称。

远动系统：对广阔地区的生产过程进行监视和控制的系统。

远程命令：应用通信技术，完成改变运行设备状态的命令。

远动网络：若干远动站通过传输链路，彼此进行通信联系的整体。

通道：在数据传输中，传输信号的单一通路或其一段频带。

远动控制中心：控制远动网络的所在地。

远方控制端：指设置在与无人值班变电站相关的调度机构或某中心变电站一个独立的集中控制中心的远方控制装置。

远方监控终端：指设置在被监控变电站内的远方监控装置，包括信息采集、处理、发 送，命令接受、输出和执行的设备。

主站，控制站：对子站实现远程监控的站。

子站，被控站：受主站监视和控制的站。

远方终端(RTU)：指在微机远动装置构成的远动系统中，装在变电站内的远方数终端装置。在变电站综合自动化系统中指：由主站监控的子站，按规约完成远动数据采集、处理、发送、接收以及输出执行等功能的设备。

馈线远方终端：安装在配电网馈线回路的柱上和开关柜等处，并具有遥信、遥测、遥控和故障电流检测(或利用故障指示器检测故障)等功能的远方终端，称为FTU；安装在配电网馈线回路的开闭所和配电所等处，具有遥信、遥测、遥控和故障电流检测(或利用故障指示器检测故障)等功能的远方终端，称为DTU。

配电变压器远方终端；用于配电变压器的各种运行参数的监视、测量的远方终端，称为TTU。

配电自动化系统远方终端：用于配电网中的各种馈线远方终端、配电变压器远方终端以及中压监控单元(配电自动化及管理系统子站)等设备的统称。

前置机：对进站或出站的数据，完成缓冲处理和通信控制功能的处理机。

后台机：对本站设备的数据进行采集及处理，完成监视、控制、操作、统计、报表、管理、打印、维护等功能的处理机。

调制：为了使信号便于传输、减少干扰和易于放大，使一种波形(载波)参数按另一种信号波形(调制波)变化的过程。

解调：从调制的载波信号中复原原调制信号的过程。

调制解调器：对远动设备所传送的信号进行调制和解调的设备。

数据终端设备：数据站的一种功能单元，它具有向计算机输入和接收计算机输出数据的能力；与数据通信线路连接的通信控制能力。

采样(电气传动的)：在有限的时间间隔内(通常是相等的时间间隔)测量一个物理量的过程。

实时数据：指在线运行时实时记录和监视的物理量。

历史数据：指在线运行时按规定的间隔或时间点记录的物理量。在变电站中历史数据指按指定时间间隔或特殊要求保存下来的运行实时数据、各记录和报表、曲线等。

变电站运行实时参数：指为监测和控制变电站运行所需的各种实时数据。主要有：母线电压、系统周波；馈线电流、有功功率、无功功率、功率因数、电能量；主变压器电流、有功功率、无功功率、功率因数、电能量、温度；保护定值，直流电源电压；变电站设备运行状态等

变电站设备运行状态：指各馈线断路器、隔离开关的实际运行状态(合闸、分闸)；

主变压器分头实际位置、主变压器状态，压力、气体继电器是否报警；保护运行状态；被监控变电站系统状态；监控系统运行状态。

事件记录：指记录变电站运行过程中计算机监测的各种越限、异常、报警、断路器变位、设备状态变化以及通过计算机系统执行的各种控制操作事件。事件记录主要包含事件名称、相关设备名称、事件发生时间及内容等。事件记录类型有：事件顺序记录：断路器信号变位记录；变位断路器编号、变位状态、变位时间。操作记录，断路器控制：操作时间、操作性质、操作人、监护人；保护定值修改：保护名称、修改时间、操作人、监护人；越限记录，越限起止时间、越限值；设备运行记录，设备名称、设备状态启停时间等。

事件顺序记录：事件顺序记录又称SOE，特指在电网发生事故时，以比较高的时间精度记录的下列一些数据：发生位置变化的各断路器的编号(包括变电站名)、变位时刻，变位时刻，动作保护名称，故障参数、保护动作时刻等。

报警：变电站运行参数越限，断路器变位或保护动作时，计算机将弹出窗口(登录窗或报警窗口)显示事件内容并进行报警，报警类型分为：不报警、普通报警、预告报警、事故报警等。

不报警：正常拉合闸或人工禁止报警，遥信画面闪烁，遥测数值变色。

普通报警：计算机发出一次音响，其它与“不报警”相同

预告报警：计算机发出N次音响，其它与“不报警”相同

事故报警：打印机启动打印，计算机持续音响直至人工解除，其它与“预告报警”相同

打印：将计算机中储存的信息打印成文档。打印可分为：报表打印、事件打印、人工打印等。

报表打印：日报表、月报表、年报表等，打印时间可设定。

事件打印：遥信变位、保护投退／复归、遥测越限／复归、设备启停。

人工打印：人工选择(召唤)报表、画面、各种记录打印、拷贝。

双机切换：含义是在双机(主副机)配置的情况下，当主机(值班机)发生故障时,副机也可在人工干预下转为主机，主机转为副机。多机配置情况与双机类似，当主机发生故障时，任一副机可在人工干预下转为主机。

通道监视及切换：通道监视是指计算机系统通过通信控制器，统计与变电站测控装置、保护或其他变电站自动化系统、电网调度自动化系统通信过程中接收数据错误和长时间无应答的情况。根据通道监视情况，系统可以告警或采取相应控制措施。如果通道配置有冗余，即某厂站有双通道的情况下，当一个通道故障时，系统可自动转到另一个通道上进行通信。

前景点(图元)：前景点指的是可以在线运行时能发生变化的点，大部分的前景点都是和数据库里具体的点时对应的，即在线时随实时数据的变化而变化。

背景点(图元)：背景点是在线运行时不会发生变化，只是代表一些特定的物理意义。

数值量：能反映数据断续变化的量，如断路器、隔离开关分／合，保护动作等。

模拟量：能反映数据连续变化的量，通常可以反映到的小数点后的变化。在线运时可反映的物理量有电压、电流、温度、功率、频率等。

模拟信号：以连续变量形式出现的信号。

数字信号：在数字和时间上均是断续的电信号。

脉冲量：反映累计变化的量，物理上对应的是有功、无功等。

操作点：操作点是系统里一个特殊功能的图元，它可以调画面、作遥控、按钮功能等。．

人工置数：改变前景点现有的数值但并不下发这个命令，做一个模拟操作用。

复选框和单选框：复选框是指在一组选择里可以同时选择几个命令，而单选框只能选用一个。单选框通常是小圆圈，复选框通常是小正方形。

配置文件：配置文件用来规定一些程序在启动时读入设定，给用户提供了一种修改程序设置的手段。

导航图：在线运行时，每一个图都有设置导航图的功能，若当前图太大，就可以通过缩小了的导航图来寻找位置。

事故追忆：对事件发生前后的运行情况进行记录。

间隔层：由智能I／O单元、控制单元、控制网络和保护等构成，面向单元设备的就地控制层。

站控层：由主机或／和操作员、工程师站、远动接口设备等构成，面向全变电站进行运行管理的中心控制层。

数据采集：将现场的各种电气量及状态信号转换成数字信号，并存入计算机系统。

数据采集与监控系统(SCADA)：对广域生产过程进行数据采集、监视和控制的系统。

数据处理：对相关设备的各种数据进行系统化操作，用于支持系统完成监测、保护控制和记录等功能。

接口：指两个不同系统或实体间的界面或连接设备。由功能特征、通用的物理互联特征、信号特征和其他特征等定义。

规约：在通信网络中，为了通信双方能正确有效可靠的进行数据传输，在通信的发送和接收过程中有一系列的规定，以约束双方正确，协调的工作。

通信规约：启动和维持通信所必要的严格约定，即必须有一套信息传输信息格式和信息内容等约定。

链路：站与站之间的数据传输设施。

链路层：链路是开放系统互连参考模型的一个层次，借助链路规约执行并控制规定的传输服务功能。

协议转换器：．连接两个通信网络的智能电子装置。它能够按一种协议接收一个网络的信息，进行转换后，按第二个协议向另一个网络转发，或相反。

远方通信接口：经远方通信网络链路与远方控制中心相连的接口。

以太网：IEC TC57推荐使用的变电站通信网络，局域网的一种

IP：互联网协议，TCP／IP标准协议。IP定义了数据包，该数据包作为非连接数据包递交的基础。它包括控制和差错报文协议、提供与网络服务、ISO参考模型第三层等价的功能。

LAN局域网：一般限于一栋建筑物内或小型工业系统的一种通信网络。这里特指变电站区域内通信网。

同步传输：一种数据传输方式，代表每比特的信号出现时间与固定时基合拍。

异步传输：一种数据传输方式，每个字符或字符组可在任意时刻开始传输。

广播命令：向远动网络的部分或全部子站同时发出的命令。

地址：报文的部分，用以识别报文来源或报文目的地。

波特：数字信号的传输速率单位，等于每秒传输的状态或信号码元数。

电磁骚扰：使器件、设备或系统性能降低的任何电磁现象。

电磁干扰(EMI)：由电磁骚扰所引起的设备、传输通道或系统性能的降低。

抗扰性：器件、设备或系统在电磁骚扰存在时，不降低性能运行的能力。

电磁兼容（EMC）：设备或系统在其所处的电磁环境中正常工作，并要求不对该环境中其他设备造成不可承受的电磁骚扰的能力。

无人值班变电站：站内不设置固定运行、维护值班人员，运行监测、主要控制操作由远方控制端进行，设备采取定期巡视维护的变电站。

电气二次设备室：电气二次设备室是一个综合性房间，用于布置不宜设置在配电装置和主变压器现场的电气二次设备。如远动终端及相应设备、通信设备、交直流电源、不停电电源、继电保护、测控、计量和其他自动装置等。与控制室相比，主要差别是不适宜作为长期有人值班的监控场所。

继电小室：位于配电装置内或附近，安装继电保护、自动装置、变送器、电能计算及及录仪表、辅助继电器屏、就地控制层设备的独立小间。

工厂验收测试：包括用户认可的、使用特定应用的参数，特别制造的变电站自动化系统或变电站自动化系统部件的功能测试。

现场验收测试：现场验收测试是对变电站自动化系统的每一个数据、每个控制点、功能正确性进行验证。现场测试验收还包括对变电站自动化系统与其周围运行环境条件测试，使用最终参数对全部安装的设备的测试。现场验收为变电站自动化系统做运行准备。