变电站综合自动化概述.docx

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变电站综合自动化概述

毕业设计（论文）

题目变电站综合自动化

教学点

专业

年级

姓名

指导教师

定稿日期：

2011年6月1日

目录

摘要………………………………………………………………………I

1绪论………………………………………………………………

（1）

2变电站综合自动化系统应实现的功能………………………….

（2）

2.1微机保护…………………………………………………………

（2）

2.2数据采集…………………………………………………………

（2）

2.3事件记录和故障录波测距………………………………………

（2）

2.4控制和操作闭锁…………………………………………………（3）

2.5同期检测和同期合闸………………………………………………（3）

2.6电压和无功的就地控制…………………………………………（3）

2.7数据处理和记录……………………………………………………（3）

2.8系统的自诊断功能…………………………………………………（3）

2.9与远方控制中心的通信……………………………………………（4）

2.10防火、保安系统……………………………………………….…（4）

3变电站综合自动化的结构及模式…………………………………（4）

3.1集中式结构形式……………………………………………………（4）

3.2完全分布式系统结构……………………………………………（5）

3.3概述分层分布式结构………………………………………………（6）

4变电站综合自动化的发展………………………………………..（8）

4.1早期的远动设备…………………………………………………..（8）

4.2中期的变电站远动（监控）技术………………………………..（9）

4.3现在的变电站自动化技术………………………………………（10）

5变电站自动化系统的新发展……………………………………（10）

5.1智能化的一次设备………………………………………………（10）

5.2网络化的二次设备………………………………………………（11）

5.3自动化的运行管理系统……………………………………………（11）

6数字化变电站自动化系统的结构………………………………（11）

6.1过程层……………………………………………………………（11）

6.2间隔层……………………………………………………………（12）

6.3站控层……………………………………………………………（13）

7变电站自动化系统存在的问题…………………………………（13）

8结束语……………………………………………………………...（14）

致谢…………………………………………………………………..（15）

参考文献……………………………………………………………..（16）

1绪论

变电站综合自动化是指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。

近年来，随着电网运行水平的提高，各级调度中心要求更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运行情况，提高变电站的可控性，进而要求更多地采用远方集中控制，操作，反事故措施等，即采用无人值班的管理模式，以提高劳动生产率，减少人为误操作的可能，提高运行的可靠性。

另一方面，当代计算机技术，通讯技术等先进技术手段的应用，已改变了传统二次设备的模式，为简化系统，信息共享，减少电缆，减少占地面积，降低造价等方面已改变了变电站运行的面貌。

基于上述原因，变电站自动化由“热门话题”已转向了实用化阶段，电力行业各有关部门把变电站自动化做为一项新技术革新手段应用于电力系统运行中来，以满足电力系统中的要求。

90年代以来，世界各国新建变电站大部分采用了全数字化的二次设备；相应地采用了变电站自动化技术；我国开展变电站综合自动化的研究及开发相比世界发达国家较晚，但随着数字化保护设备的成熟及广泛应用，调度自动化系统的成熟应用，变电站自动化系统已被电力系统用户接受使用，但在电力部门使用过程中大致有两方面的原则：

一、中低压变电站采用自动化系统，以便更好地实施无人值班，达到减人增效的目的；

二、对高压变电站（220kV及以上）的建设和设计来说，是要求用先进的控制方式，解决各专业在技术上分散、自成系统，重复投资，甚至影响运行可靠性。

并且在实际的工程中尚存在以下主要问题：

（1）功能重复，表现在计量，远动和当地监测系统所用的变送器各自设置，加大了CT，PT负载，投资增加，并且还造成数据测量的不一致性；远动装置和微机监测系统一个受制于调度所，一个是服务于当地监测，没有做到资源共享，增加了投资且使现场造成复杂性，影响系统的可靠性；

（2）缺乏系统化设计而是以一种”拼凑”功能的方式构成系统，致使整个系统的性能指标不高,部分功能及系统指标无法实现。

（3）对变电站综合自动化系统的工程设计缺乏规范性的要求，尤其是系统的各部分接口的通信规约，如涉及到不同厂家的产品，则问题更多，从而导致各系统的联调时间长，对将来的维护及运行都带来了极大的不便，进而影响了变电站自动化系统的投入率。

2变电站综合自动化系统应能实现的功能

2.1微机保护

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，在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。

操作闭锁应具有以下内容：

（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。

无功控制可由专门的无功控制设备实现，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

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

系统内各插件应具有自诊断功能，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可采用独立的通信与调度中心相连。

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.变电站综合自动化的结构及模式

总结变电站综合自动化系统的发展过程，尽管它们所能实现的功能、综合程度、适应的场合各有差异，但大致可以分为以下几种：

3.1集中式结构形式

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，集中结构也并非由一台计算机完成保护、监控等全部功能。

多数集中式结构的微机保护、微机监控和与调度等通信的功能也是由不同的微型计算机守成的，只是每台微机承担的任务多一些。

这种结构形式主要出现在变电站综合自动化系统问世的初期。

这种结构有以下不足：

前置管理机任务繁重、引线多，是一个信息‘瓶颈’，降低了整个系统的可靠性，即在前置机故障情况下，将失去当地及远方的所有信息及功能，另外仍不能从工程设计角度上节约开支，仍需铺设电缆，并且扩展一些自动化需求的功能较难。

图3–1集中式变电站综合自动化系统结构框图

3.2完全分布式系统结构

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。

这里所谈的‘分布’是按变电站资源物理上的分布（未强调地理分布），强调的是从计算机的角度来研究分布问题的。

这是一种较为理想的结构，要做到完全分布式结构，在可扩展性、通用性及开放性方面都具有较强的优势，然而在实际的工程应用及技术实现上就会遇到许多目前难以解决的问题，如在分散安装布置时，恶劣运行环境、抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上存在的问题等等，就目前技术而言还不够十分成熟，一味地追求完全分布式结构，忽略工程实用性是不必要的。

图3-2完全分散式变电站综合自动化系统结构

3.3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（站级）和就地单元控制级（段级）的二层式分布控制系统结构。

站级系统大致包括站控系统（SCS）、站监视系统（SMS）、站工程师工作台（EWS）及同调度中心的通信系统（RTU）。

站控系统（SCS）：

应具有快速的信息响应能力及相应的信息处理分析功能，完成站内的运行管理及控制（包括就地及远方控制管理两种方式），例如事件记录、开关控制及SCADA的数据收集功能。

站监视系统（SMS）：

应对站内所有运行设备进行监测，为站控系统提供运行状态及异常信息，即提供全面的运行信息功能，如扰动记录、站内设备运行状态、二次设备投入/退出状态及设备的额定参数等。

站工程师工作台（EWS）：

可对站内设备进行状态检查、参数整定、调试检验等功能，也可以用便携机进行就地及远端的维护工作。

上面是按大致功能基本分块，硬件可根据功能及信息特征在一台站控计算机中实现，也可以两台双备用，也可以按功能分别布置，但应能够共享数据信息，具有多任务时实处理功能。

站级在横向按站内一次设备（变压器或线路等）面向对象的分布式配置，在功能分配上，本着尽量下放的原则，即凡是可以在本间隔就地完成的功能决不依赖通讯网，特殊功能例外，如分散式录波及小电流接地选线等功能的实现。

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。

图3–3中小型变电站分层分布式集中组屏结构形式事帮

TV、TA输入，断路器、隔离天关辅助触点输入，断路器控制等

图3-4大型变电站分层分布式集中组屏结构形式

4变电站综合自动化的发展

4.1早期的远动设备

早期的远动技术可以追溯到20世纪40年代至70年代期间，是在自动电话交换机和电子技术基础上逐步发展起来的，最早用于电力工业的远动设备便是由电话继电器、步进器和电子管为主要元器件组成的。

随着半导体技术的发展，60年代开始出现晶体管无触点式远动设备，70年代出现集成电路远动设备。

这一阶段的远动设备有如下主要特点：

不涉及软件，设备都是由硬件制造的，即非智能硬线逻辑方式；核心硬件是晶体管以及中小规模集成电路芯片，其中晶体管开始采用锗管，后来过渡到硅管，而集成电路芯片开始采用PMOS技术芯片，后来采用CMOS技术和TTL技术；其设计理念是面向全站，而不是面向元件或者间隔，因此都采用集中组屏方式；置于厂站端的终端设备与置于远方控制中心或调度中心的接收设备均为一对一方式；远动设备内部各部分之间以并行接口技术为主，很少或几乎不使用串行接口技术；与远方控制中心或调度中心之间的通信以电力线载波技术为主，且多为复用；大部分远动设备只完成遥测与遥信二遥功能，少部分具有遥控遥调的所谓四遥功能。

早期的远动设备由被控站远动设备及厂站远动设备、控制站远动设备、远动通道三部分组成：

（1）被控站远动设备及厂站的远动设备包括远动主设备、调制解调器和过程设备三部分。

过程设备又包括信息输入设备（如变送器等）、信息输出设备（如执行盘等）以及调节器，人们习惯上又将被控站远动设备称为远动终端，即RTU。

（2）控制站远动设备包括远动主设备、调制解调器以及人机设备三部分。

人机设备有模拟屏、数字显示设备、打印机、记录仪表及控制操作台等。

控制站远动设备又称主站，它接收被控站送来的遥测、遥信信息，经处理后反映到模拟屏、数字显示设备、打印机、记录仪表上，让调度员通过操作控制台发出命令，送往被控站，进行遥控、遥调操作。

（3）远动通道包括控制站和被控站的调制解调器（MODEM）和传输线路。

远动通道又称数据电路，通常通过远程通信系统来实现。

4.2中期的变电站远动（监控）技术

20世纪80年代到90年代，由于微处理器芯片（CPU）和各种作为外围电路的大规模集成电路的出现和应用，远动技术从早期方式进入了中期发展阶段。

同时它又与个人计算机（PC）相结合，出现了所谓数据采集与监控系统，即SCADA系统。

广义的SCADA系统不仅包括这里所述的远动设备，也包括调度自动化中完整的主站系统。

这意味着远动将向提高传输速度、提高编译码的检纠错能力、应用智能控制技术对所采集的数据进行预处理和正确性检验等方向发展，这样远动一词也逐渐为监控所取代。

中期远动技术有如下主要特点：

以单或多微处理芯片CPU（8/16/32位）和嵌入式软件为核心；PC的应用提高了远动设备的应用水平，拓宽了远动技术的应用空间；在采用多处理器设计时，设备内部逐渐从并行接口转向串行接口技术；设计理念仍然面向全厂或全站，所以仍然采用集中组屏方式；厂站端的终端设备与远方调度中心或控制中心的接收逐步从一对一方式发展为一对N方式，即一台或两台前置接收设备可以接收多达32个以上厂站端设备；与调度中心或远方控制中心之间的通信方式除了电力线载波之外还有了其它诸如微波、特高频、邮电线路、光纤等多种方式；远动功能由二遥发展到四遥且增加了若干附加功能。

4.3现在的变电站自动化技术

20世纪末到21世纪初，由于半导体芯片技术、通信技术以及计算机技术飞速发展，变电站自动化技术也已从早期、中期发展到当前的变电站自动化技术阶段。

其重要特点是：

以分层分布结构取代了传统的集中式；把变电站分为两个层次，即变电站层和间隔层，在设计理念上不是以整个变电站作为所要面对的目标，而是以间隔和元件作为设计依据，在中低压系统采用物理结构和电器特性完全独立，功能上既考虑测控又涉及继电保护这样的测控保护综合单元对应一次系统中的间隔出线，在高压超高压系统，则以独立的测控单元对应高压或超高压系统中的间隔设备；变电站层主单元的硬件以高档32位工业级模件作为核心，配大容量内存、闪存以及电子固态盘和嵌入式软件系统；现场总线以及光纤通信的应用为功能上的分布和地理上的分散提供了技术基础；网络尤其是基于TCP/IP的以太网在变电站自动化系统中得到应用；智能电子设备（IED）的大量应用，诸如继电保护装置、自动装置、电源、五防、电子电度表等可视为IED而纳入一个统一的变电站自动化系统中；与继电保护、各种IED、远方调度中心交换数据所使用的规约逐渐与国际接轨。

这个时期国内代表产品有CSC系列、NSC系列及BSJ系列。

5变电站自动化系统的新发展

近年来，ABB公司、三菱公司相继推出了智能化变电站系统。

数字化变电站是把一体化的GIS设备和变电站计算机监控系统综合在一起，采用新型的光电传感器取代传统的电流、电压互感器，由光纤接口替代了微机测控保护装置的输入输出回路，使变电站自动化系统向过程层延伸和发展。

数字变电站应用了计算机技术、现代通讯技术和光电技术，使变电站自动化得到进一步提高，其分层分布技术、智能化控制技术、光通讯技术使变电站控制电缆大幅度减少，安装周期缩短，运行维护工作量减少，可靠性大大提高，是变电站技术发展的必然方向。

5.1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。

5.2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、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测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。

5.3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”。

6数字化变电站自动化系统的结构

在变电站自动化领域中，智能化电气的发展，特别是智能开关、光电式互感器机电一体化设备的出现，变电站自动化技术进入了数字化的新阶段。

在高压和超高压变电站中，保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O单元，如A/D变换、光隔离器件、控制操作回路等将割列出来作为智能化一次设备的一部分。

反言之，智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路代替了常规继电保护装置、测控等装置的I/O部分；而在中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化，完整地安装在开关柜上，实现了变电站机电一体化设计。

数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类，即智能化的一次设备和网络化的二次设备；在逻辑结构上可分为三个层次，根据IEC6185A通信协议草案定义，这三个层次分别称为“过程层”、“间隔层”、“站控层”。

6.1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）电力运行的实时电气量检测

与传统的功能一样，主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测，其他电气量如有功、无功、电能量可通过间隔层的设备运算得出。

与常规方式相比所不同的是传统的电磁式电流互感器、电压互感器被光电电流互感器、光电电压互感器取代；采集传统模拟量被直接采集数字量所取代，这样做的优点是抗干扰性能强，绝缘和抗饱和特性好，开关装置实现了小型化、紧凑化。

（2）运行设备的状态参数在线检测与统计

变电站需要进行状态参数检测的设备主要有变压器、断路器、刀闸、母线、电容器、电抗器以及直流电源系统。

在线检测的内容主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。

（3）操作控制的执行与驱动

操作控制的执行与驱动包括变压器分接头调节控制，电容、电抗器投切控制，断路器、刀闸合分控制，直流电源充放电控制。

过程层的控制执行与驱动大部分是被动的，即按上层控制指令而动作，比如接到间隔层保护装置的跳闸指令、电压无功控制的投切命令、对断路器的遥控开合命令等。

在执行控制命令时具有智能性，能判别命令的真伪及其合理性，还能对即将进行的动作精度进行控制，能使断路器定相合闸，选相分闸，在选定的相角下实现断路器的关合和开断，要求操作时间限制在规定的参数内。

又例如对真空开关的同步操作要求能做到开关触头在零电压时关合，在零电流时分断等。

6.2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。

必要时，上下网络接口具备双口全双工方式，以提高信息通道的冗余度，保证网络通信的可靠性。

6.3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。

7变电站自动化系统存在的问题

目前国际上关于变电站自动化系统和通讯网络的国际标准还没有正式公布，国内也没有相应的技术标准出台。

标准和规范的出台远落后于技术的发展，导致变电站自动化系统在通讯网络的选择、通讯传输协议的采用方面存在很大的争议，在继电保护和变电站自动化的关系及变电站自动化的概念上还存在分歧。

市场竞争日益激烈，不同厂家的设备质量和技术（软硬件方面）差异甚大，各地方电力公司的要求也不尽相同，导致目前国内变电站自动化技术千差万别。

国内变电站自动化系统经过十几年的发展，虽然取得了不小的成绩，但目前还跟不上整个电力工业发展的步伐，真正实现自动化和无人值班的变电站并不多，其社会和经济效益不够显著，这说明我们的变电站自动化技术并不规范，市场发育也不成熟，这与研制、制造、规划、基建和运行等部门对变电站自动化的认识不同有很大的关系。

在三个层次中，数字化变电站自动化系统的研究正在自下而上逐步发展。

目前研究的主要内容集中在过程层