第一篇：CSC-2000变电站综合自动化系统技术说明书资料
CSC-2000变电站综合自动化系统
技 术 说 明 书
编 制：杨常府 校 核：高峰 吴涤 标准化审查：梁路辉 审 定：张忠理
印刷版本号：V1.0 文件代号：0SF.452.006 出版日期：2004年6月
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重 要 提 示
感谢您使用北京四方继保自动化股份有限公司的产品。为了安全、正确、高效地使用本产品，请您务必注意以下重要提示： 1）本说明书仅适用于CSC－2000变电站综合自动化系统。
2）请仔细阅读本说明书，并参照说明书设计、配置系统。3）CSC－2000变电站综合自动化系统由多种装置、软件等构成，各具体装置、软件的详细技术性能和使用请参见相应产品的说明书。
4）本系统及其各组成部分如出现问题，请及时与本公司服务热线联系。
目
次
概述............................................................................................1 1.1
系统设计理念.......................................................................................1 1.2
总体功能特色.......................................................................................2 2
系统结构....................................................................................3 2.1
间隔层设备...........................................................................................4 2.2
变电站层设备.......................................................................................6 2.3
通信网络和协议.................................................................................10 3
系统主要功能..........................................................................11 3.1
数据采集与处理.................................................................................11 3.2
监视与报警.........................................................................................11 3.3
控制和操作.........................................................................................14 3.4
人机接口功能.....................................................................................16 3.5
统计计算.............................................................................................17 3.6
记录和制表打印.................................................................................17 3.7
时钟同步.............................................................................................17 3.8
用户权限管理.....................................................................................18 3.9
其它系统和设备的接口功能............................................................18 3.10
远动功能.............................................................................................18 3.11
五防闭锁及操作票.............................................................................18
图
表
图1CSC-2000系统典型结构.............................................................................3 图2CSC－2000系统典型结构（110kv及以下变电站）................................4 图3测控装置CSI－200E...................................................................................5 图4一个实际500kV变电站的控制室...............................................................7 图5CSM－200C的主界面................................................................................8 图6CSM－200C中的录波数据显示................................................................9 图7CSM－100C界面示例..............................................................................12 图8CSM－100C中的告警窗口示例..............................................................14CSC－2000变电站综合自动化系统
技术说明书 概述
CSC－2000变电站自动化系统（以下简称CSC－2000系统）是北京四方继保自动化股份有限公司（以下简称四方公司）开发的一套功能强大、性能优异的完整的变电站综合自动化监控系统（SAS）。在中国工程院首批院士、华北电力大学教授杨奇逊博士领导下，经过多年研究、试验和不断改进完善，于1994年正式推出。该系统是中国第一套分层分布式变电站综合自动化系统，适用于35kV～500kV各种电压等级变电站，将监视、控制、测量、录波、继电保护、安全自动装置、通讯、远动等多种功能综合于一体，构成变电站自动化系统，保证电力系统经济、安全、可靠、稳定运行，可实现变电站少人值班或无人值守。
CSC－2000系统以其创新的理念、先进的技术、强大的功能、可靠的性能以及完善的服务受到电力系统用户的广泛欢迎，成为国内变电站自动化的首选产品，在中国电力系统中广泛使用，据不完全统计，截止2002年底，全国有超过1800多套CSC－2000系统在可靠运行，其中330～500kV电压等级的超过30套。
CSC－2000系统多次荣获电力系统和省市部门的各种奖励，在2002年更荣获“国家科技进步二等奖”。
1.1 系统设计理念
CSC－2000系统是完全分层分布式的变电站监控系统，其主要设计理念和特色有：
·面向间隔
CSC－2000系统在国内变电站自动化系统设计中首先提出了“面向对象”的设计思想和采用按间隔设计的方法，变电站的一次设备如一条出线、一个变压器等就视为一个对象（一个间隔），针对该间隔配置测控、保护等二次设备，使变电站继电保护与控制系统功能按电力系统对象（间隔）重新组合与优化，大大提高了变电站运行管理、设备维护和自动化水平。
· 完全的分层分布方式
在CSC－2000系统中，变电站层和间隔层设备之间、间隔层设备与设备之间都是通过共享的通信网络联系起来的，这样系统的各个部分就能很容
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监控网络可采用双网热冗余配置以提高通信的可靠性。 实现远方、后台及就地三种控制方式，遥控正确率100％
一次设备的运行监视无需依赖变电站层设备，间隔测控装置CSI－200E相互之间可以通信，实现按电气单元的操作闭锁及不同电气单元之间的操作联锁，提高可靠性； 完备的AVQC功能（可选）；
灵活的变电站层五防功能接口（可选）； 简便灵活的工程设计；
成熟可靠、友好美观的人机接口； 长期的售后服务和质量保证。系统结构
CSC－2000的典型系统结构参见图1和图2。
图 1CSC－2000系统典型结构
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图3测控装置CS－200E CSI－200E的主要功能特色为（详见《CSI－200E数字式综合测量控制装置技术说明书》）：（1）开入量采集
可灵活配置为采集24路、48路或96路开入量。每组开入量可以定义成多种输入类型，如状态输入（重要信号可双位置输入）、告警输入、事件顺序记录（SOE）、脉冲累积输入、主变分接头输入（BCD或BIN）等，具有防抖动（滤波时间可调）功能。（2）交流量采集
根据不同电压等级要求能上送本间隔三相电压有效值、三相电流有效值、3U0、3I0、有功、无功、频率、2－13次谐波等。（3）直流、温度采集
本装置可采集多种直流量，如 DC220V、DCll0V、DC24V、DC1～5V、DC4～ 20mA等,还能完成主变温度的采集上送。（4）电度量采集
能完成脉冲电度量采集功能。（5）遥控和就地控制功能
可接受主站下发的遥控命令，完成控制断路器及其周围刀闸、复归收发信机、操作箱等操作。
装置还提供了一排就地操作按钮，有权限的用户可通过按钮直接对主
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站、五防工作站（可选）和／或 AVQC（可选）。
2.2.1 监控主站
监控主站是变电站内的主要人机交互界面。它收集、处理、显示和记录间隔层设备采集的信息，并根据操作人员的命令向间隔层设备下发控制命令，从而完成对变电站内所有设备的监视和控制。有时监控主站也叫作人机接口HMI。
CSC－2000系统中监控主站有两种产品：基于WINDOWS操作系统的监控主站CSM－100C和基于UNIX操作系统的监控主站CSC－2100。
CSM－100C运行于 WINDOWS NT／2000/XP系列操作系统，其图形工具采用 WIZCON，历史库软件一般采用SQL－SERVER。适用范围为35kV～500kV各级变电站。其硬件平台一般为高档次工业PC级，根据工程需要可以单机运行也可以双机冗余运行（参见《CSM－100C变电站监控主站使用说明书》）。
图4一个实际500kV变电站的控制室
CSC-2100运行于Sun Solaris操作系统，其图形工具采用四方自有产品，历史库软件一般采用ORACLE。适用范围为330／500kV等重要的高电压等级变电站。其硬件平台采用 SUN Blade 2000等高档工作站，根据工程需要可以单机运行也可以多机运行（参见《CSC－2100变电站监控主站使用说明书》）。
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查询、设定和修改保护设备的定值； 查询、记录和分析保护设备的分散录波数据。
详细信息请参见《CSM－200C继保工程师站使用说明书》。
图 6 CSM上00C中的录波数据显示
2.2.3 远动主站CSM－300EA
远动主站CSM－300EA完成变电站与远方控制中心RCC之间的通信，实现RCC对变电站的远程监控。
CSM－300EA的主要功能特色为：
提供多种通讯接口；LonWorks、以太网、RS一232／485/422，并可根据需要扩展；
支持多种常用的通信规约：IEC60870-5-101（Slave）、IEC60870-5-104（SlaVe）、DNP3.0（Slave）、DL451－91（部颁CDT）、DL／T 634-1997、DL／T 634.5104-2002、N4F、SC1801、CDC TYPE II、INDACTIC 2033、FERRANTI VN－COMM等，并可根据要求增加新的规约；
各种接口和规约可以根据需要灵活配置，遥信、遥测等信息点的容量基本没有限制；
与各种常用GPS接收机通信，实现对变电站间隔层装置的GPS对时；
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2.3.2 通信协议
采用LonWorks网络时，CSC-2000系统只支持四方公司自有的CSC-2000通信协议。
采用以太网时，CSC-2000系统默认使用四方公司自有的CSC-2000通信协议。
在特殊情况下，CSC-2000系统可以采用IEC60870-5-104等国际标准协议。系统主要功能
CSC-2000是一个功能完善的变电站自动化系统，它能完成当地监测和控制、远动信息交换和控制、变电站设备管理、系统配置等各种功能，其主要功能包括：
3.1 数据采集与处理
测控装置CSI-200E及其它间隔层IED采集电流、电压、温度等模拟量和断路器、开关、变压器分接头位置信号等状态量，并能检测出状态变位、模拟量越限、保护出口、装置异常等，生成事件／告警信息，并能把所有必要信息都发送给变电站层设备。
3.1.1 模拟量
间隔IED与一次CT和VT联接，测量出电压、电流并导出有功、无功、功率因数和频率。通过专用插件，CSI－200E可以测量温度和其它直流输入。模拟量一般以预定义间隔周期性上送，但在越限时则立即上送。
3.1.2 数字量
数字量采集包括断路器、隔离开关以及接地刀闸的位置信号、保护动作信号。运行监视信号及有载调压变压器分接头位置信号等。数字量采集功能一般包括数字信号整形、采样、滤波、消抖等处理，必要时还要确定高精度时标。实时数字量一般定时采集和上送，但在变位时则立即上送。CSI-200E能提供足够大的缓冲区以存储事件、告警报文。
3.1.3 脉冲量
脉冲量的采集包括有功电度和无功电度等。
当所采集的模拟量发生越限、数字量变位及计算机系统自诊断故障时，CSC－2000变电站综合自动化系统
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系统会立即处理并通过弹出告警窗口、画面颜色改变并闪烁、驱动电笛／电铃、语音等方式图形操作员尽快处理，一般事故时还自动启动事件记录打印机。
· 弹出式报警窗口
一旦收到事故／告警信息，监控主站就自动弹出告警窗口，颜色醒目并通常闪烁，通知操作员有情况发生。该窗口保持在最上层直到操作员处理后关闭。
告警窗口内的信息分类以不同颜色显示。· 事故列表
监控后台把事故信息保存在历史库中以备长期保存。事故列表以时间顺序列出发生过的事故，表中每条记录一般包括： 时标
对象名称（变电站、间隔、设备名称等） 事故描述文本
事故状态文本（是否确认等）· 告警列表
监控后台把告警信息保存在历史库中以备长期保存。告警列表以时间顺序列出发生过的告警，表中每条记录一般包括： 时标
对象名称（变电站、间隔、设备名称等） 告警描述文本
告警状态文本（是否确认等）· 声音/语音报警
通常通过电笛、电铃或者声卡／音箱提供声音／语音报警。· 报警确认
事故报警信息通过手动或自动方式确认。报警确认后，声音、闪光停止，弹出窗口关闭，但报警信息仍将长期保存。· 报警分类
事故报警信息按照其严重程度进行分类，不同分类以不同颜色显示，并可依据分类进行信息过滤和查询。
3CSC－2000变电站综合自动化系统
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· 间隔测控装置手动控制
当网络故障或计算机监控系统站级控制层停运时，在保护小室内的CSI－200E装置的面板上能对变电所内所有断路器实现一对一的操作，出口配置有压板。
· 自动控制调节（AVQC）
AVQC能根据相关的测量值和设备运行情况，结合设定的控制方案和各种参数指标（具体方案和指标由用户和厂家协商确定）进行判断计算后，自动调整变压器的分接头、投入或切除电抗器／电容器组，实现对电网电压和功率因数的自动调节，使其在允许的范围内变化。
注：AVQC是否使用以及具体的控制策略根据具体工程情况确定。· 遥控切换把手
通常，在同一时刻只允许有一个控制命令在执行。为此，系统设有把手以选择控制命令源，在主站级可以选择由“当地主站”控制还是“远动”控制（可以选择是远动
1、远动2，…），间隔级可以选择是通过网络的“遥控”还是“就地手动”控制。
3.2.2 选择一确认一执行模式
控制命令压板按以下步骤执行：
1）.选择控制对象（如在主接线图点击鼠标选取）； 2）.选定要执行的操作（如投入或退出）；
3）.当被选对象所属IED返回“选择成功”信息时，操作员确认即可告诉IED执行操作命令。
在第2）、3）步时可以随时撤销控制命令。
3.3.3 控制对象
控制命令的对象通常包括断路器、隔离开关、接地开关、变压器分接头等，还可以是各种软压板。
3.3.4 控制命令权限检查和安全性
用户在启动控制过程前必须先通过身份验证，只有合法用户才能对其权限范围内的控制对象进行操作。而且，一般都要求有“操作员”和“监
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模拟量限值的修改
对变电所可控设备发出控制操作命令 日期和时钟的设置 测点的投退
智能I／0模件、打印机等监控设备的投退 种参数的设置 报警确认和画面清闪
3.5 统计计算
在线方式下，能按照数值变换和规定时间间隔不断处理和计算下述各项内容：
有功、无功，功率因数计算、功率总加 电度量的累计，分时统计 开关，保护动作次数的统计 监控设备、无功装置投退率计算 变压器负荷率及损耗统计 主要设备运行小时数统计 所用电率计算统计
母线电能量平衡、母线电压运行参数不合格时间及合格率统计 日、月、年最大、最小值及出现时间 变压器、电容器、电抗器的停用时间及次数
能按用户要求生成周、月、季、年或用户自定义的统计时间段的上述所有统计功能
3.6 记录和制表打印
报表分成正常打印和异常打印，启动方式分为定时启动、人工启动和事件驱动。
定时启动：定时打印运行人员所需的各种报表，如按时、值、日、月报表打印等。打印时间可设定。
事件驱动：自动随事件处理结果输出，包括：系统设备运行状态变位、测量值越限、遥控操作记录、系统操作记录、遥信记录、事件顺序记录、事件追忆记录等。
召唤打印：由运行人员通过人机界面召唤启动打印己存的报表。
7CSC－2000变电站综合自动化系统
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锁的设备，五防系统将正确的操作顺序及内容写入电脑钥匙中，运行人员可拿电脑钥匙去现场操作。
间隔层闭锁：通过间隔层测控装置CSI-200E实现。CSI-200E装置具有不依赖于站级设备的全站级服务闭锁功能，即CSI－200E之间互相通信，获得与其操作相关的断路器、接地开关等的位置信息。这些位置信息可以是本间隔的，也可以是其它任何间隔的。CSI－200E的所有输出皆可编程控制，各相应遥控命令及各输入状态均可作为编程条件，用于条件控制断路器、刀闸及刀闸操作电源。所以，当有任何控制命令时，CSI-200E装置都可以根据命令相关信息进行防误闭锁逻辑检查，从而实现防误闭锁功能。就地硬闭锁：在就地安装就地五防锁具，只有当五防系统将正确的操作顺序及内容写入电脑钥匙中，运行人员才能拿电脑钥匙去现场进行相应的操作。
操作票通常由五防工作站提供。
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：变电站综合自动化技术
第一章
1、变电站综合自动化：是将变电站的二次设备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。
2、传统变电站的缺点：
（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。（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。
3、变电站自动化技术的发展过程。[P5内详] 第二章
4、二次设备的组成部分：继电保护、自动装置、测量仪表、操作控制屏和中央信号屏以及远动装置。
5、变电站综合自动化的优越性：
（1）变电站综合自动化系统利用当代计算机的技术和通信技术，提供了先进技术的设备，改变了传统的二次设备模式，信息共享，简化了系统，减少了连接电缆，减少占地面积，降低造价，改变了变电站的面貌。（2）提高了自动化水平，减轻了值班员的操作量，减少了维修工作量。（3）随着电网复杂程度的增加，各级调度中心要求各变电站能提供更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运行情况。（4）提高变电站的可控性，要求更多地采用远方集中控制、操作、反事故措施等。（5）采用无人值班管理模式，提高劳动生产率，减少人为误报操作的可能。（6）全面提高运行的可靠性和经济性。
6、变电站的数据包括：模拟量、开关量和电能量。
7、直流采样：即将交流电压、电流等信号经变送器转换为适合于A/D转换器输入电平的直流信号。交流采样：指输入给A/D转换器的是与变电站的电压、电流成比例关系的交流电压信号。
8、并联、串联有源电力滤波器的不同点及示意图。[P17内详]
9、电力系统的电压、无功综合控制的方式：集中控制、分散控制和关联分散控制。[P27内详]
10、电力系统频率偏移的原因：电力系统的频率与发电机的转速有着严格的对应关系，而发电机的转速是由作用在机组转轴上的转矩决定的，原动机输入的功率如果在扣除了励磁损耗和各种机械损耗后能与发电机输出的电磁功率保持平衡，则发电机的转速将保持不变，电力系统所有发电机输出的有功功率的总和，在任何时刻都将等于此系统包括各种用电设备所需的有功功率和网络的有功损耗的总和。但由于有功负荷经常变化，其任何变动都将立刻引起发电机输出电磁功率的变化，而原动机输入功率由于调节系统的滞后，不能立即随负荷波动而作相应的变化，此时发电机转轴上的转矩平衡被打破，发电机的转速将发生变化，系统的频率随之发生偏移。
11、电力系统频率降低的危害：
（1）系统的频率下降，使发电厂的厂用机械出力大为下降，结果必然影响发电设备的正常工作，使发电机的有功出力减少，导致系统频率的进一步降低。
（2）系统频率降低，励磁机的转速也相应降低，当励磁电流一定时，励磁机发出的无功功率就会减少。（3）系统频率长期处于49.5Hz或49Hz以下时，会降低各用户的生产率。
12、明备用和暗备用的原理和图。[P33内详] 系统正常运行时，备用电源不工作的称明备用。系统正常运行时，备用电源也投入运行的，称为暗备用。
备用电源自投（BZT）的作用：备用电源自投装置是因为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。
13、变电站综合自动化系统的特点：（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（4）操作监视屏幕化（5）运行管理智能化 第三章
14、光电传感器的优越性：
（1）优良的绝缘性能，造价低、体积小、质量轻。（2）不含铁心，消除了磁饱和、铁磁谐振等问题。（3）动态范围大，测量精度高。（4）频率范围宽。（5）抗干扰能力强。第四章
15、输入/输出的传送方式：并行和串行传送方式。
16、CPU对输入/输出的控制方式：同步传送方式、查询传送方式、中断控制输入/输出方式和直接存储器访问方式（DMA）[P50内详]
17、DMA控制器必须具备的功能：
（1）能接受外设的请求，向CPU发出总线请求信号HOLD；
（2）当CPU发出总线请求认可信号HLDA后，接管对地址线、数据线和控制线的控制，进入DMA方式；（3）发出地址信息，能对存储器寻址及能修改地址指针；（4）能向存储器和外设发出读或写等控制信号；
（5）能控制传送的字节数及判断DMA传送是否结束；
（6）在DMA传送结束以后，能发出DMA结束信号，释放总线使CPU恢复正常工作状态。
18、光电耦合器工作原理及原理图。[P62内详] 第五章
19、D/A转换器的工作原理、关系式、权电阻输入网络。[P67内详] 20、绝对精度和相对精度。[P74内详] 第六章
21、交流采样法：是直接对经过装置内部小TA，小TV转换后形成的交流电压信号进行采样，保持和A/D转换，然后在软件中通过各种算法计算出所需电量。第七章
22、小波分析在变电站综合自动化中的应用前景。[P103内详] 第八章
23、变电站内的信息传输：
（1）设备层与间隔层（单元层）间信息交换（2）单元层内部的信息交换（3）单元层之间的通信
（4）单元层和变电站层的通信（5）变电站层的内部通信
24、变电站通信网络的要求：快速的实时响应能力，很高的可靠性，优良的电磁兼容性能，分层式结构。
25、数据通信的传输的方式：并行数据通信和串行数据传输。
26、数据通信系统的工作方式：单工通信，半双工通信和全双工通信。原理及图示[P119内详]
27、网络的拓扑结构：点对点结构、星型结构、总线结构和环形结构。
28、移频键控原理。[P131内详]
29、差错检测技术：就是采用有效编码方法对咬传输信息进行编码，并按约定的规则附上若干码元（称监督码），作为信息编码的一部分，传输到接收端，接收端则按约定的规则对所收到的码进行检验。30、几种常用的监督码构成方法：奇偶校验、纵向冗余校验和循环冗余校验CRC。第九章
31、电磁兼容意义：电气或电子设备或系统能够在规定的电磁环境下不因电磁干扰而降低工作性能，它们本身发射电磁量不影响其他的设备或系统正常工作，从而达到互不干扰，在共同的电磁环境下一起执行各自功能的共存状态。
32、电磁干扰的三要素：干扰源、传播途径和电磁敏感设备。
33、解决电磁干扰问题的方法：
（1）抑制干扰源产生的电磁干扰（滤波、屏蔽和接地）；（2）切断干扰的传播途径；
（3）提高敏感设备抗电磁干扰的能力（降低对干扰的敏感度）。
34、干扰分类：
（1）差模干扰：是串联于信号源回路中的干扰，主要由长线路传输的互感耦合所致。（2）共模干扰：是由网络对地电位变化所引起的干扰，即对地干扰。
35、抑制干扰源影响的屏蔽措施：
（1）一次设备与自动化系统输入、输出的连接采用带有金属外皮的控制电缆，电缆的屏蔽层两端接地。（2）测量和微机保护或自控装置采用的各类中间互感器的一、二次绕组之间加设屏蔽层。（3）机箱或机柜的输入端子对地接一耐高压的小电容，可抑制外部高频干扰。（4）系统的机柜和机箱采用铁质材料。
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