变电站综合自动化解析.docx

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变电站综合自动化解析

变电站综合自动化系统的研究与应用

学生姓名：

史豪坤

课程名称：

变电站综合自动化

所在院系：

电气与信息学院

所在专业：

电气工程及其自动化

所在班级：

电气1403

学号：

A19140126

东北农业大学

2016年11月

摘要

变电站是电力系统的重要组成部分，担负着电能转换、分配、控制和管理的重要任务，因此，保证变电站高效、稳定运行尤为重要。

本文提出一种新型综合保护与监控系统，分析了该系统的构成方案、功能应用、系统特点，并重点研究了站域保护原理及实现方案。

新型综合保护与监控系统采用分布分散式与集中相结合的结构形式，由高速数据同步采集装置、本地保护单元、光纤以太网、集中保护与控制单元、监控主机和远动主机构成，在全站数据同步采集的基础上，实现了测量、保护、控制、故障录波等功能。

提出基于序分量的站域后备保护原理，该原理利用负序分量反映不对称故障，首先利用负序电压信息定位故障区域，然后利用故障域内的负序方向元件定位故障元件。

利用正序分量反映对称故障，首先利用正序电压信息确定故障区域，然后利用故障域内的正序电流信息定位故障元件。

该原理简单可靠，故障定位准确、快速，可行性高。

关键词：

变电站；新型综合保护与监控系统；功能

1、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。

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。

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，可方便地监视和控制变电站内各种设备的运行和操作。

变电站综合自动化系统具有功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。

2、变电站综合自动化系统的发展过程

现有的变电站有三种形式：

第一种是传统的变电站；第二种是部分实现微机管理、具有一定自动化水平的变电站；第三种是全面微机化的综合自动化变电站。

变电站自动化的发展可以分为以下三个阶段：

（1）由分立元件构成的自动装置阶段

20世纪70年代以前，由研究单位和制造厂家生产出的各种功能的自动装置，（比如我公司采用的自动重合闸装置、低频自动减负荷装置、备用电源自动投入、直流电源和各种继电保护装置等），主要采用模拟电路，由晶体管等分立元件组成，对提高变电站和发电厂的自动化水平，保证系统安全运行，发挥了一定的作用。

但这些自动装置，相互之间独立运行，互不相干，而且缺乏智能，没有故障自诊断能力，在运行中若自身出现故障，不能提供告警信息，有的甚至会影响电网安全。

同时，分立元件的装置可靠性不高，维护工作量大，装置本身体积大，不经济。

（2）以微处理器为核心的智能化自动装置阶段

随着我国改革开放的发展，微处理器技术开始引入我国，并逐步应用于各行各业。

在变电站自动化方面，用大规模集成电路或微处理机代替了原来的继电器晶体管等分立元件组成的自动装置，利用微处理器的智能和计算能力，可以发展和应用新的算法，提高了测量的准确度和可靠性；能够扩充新的功能，尤其是装置本身的故障自诊断功能，对提高自动装置自身的可靠性和缩短维修时间是很有意义的；此外，由于采用了数字式，统一数字信号电平，缩小了体积等，其优越性是明显的。

由于这些微机型的自动装置，只是硬件结构由微处理器及其接口电路代替，并扩展了一些简单的功能，虽然提高了变电站自动控制的能力和可靠性，但基本上还是维持着原有的功能和逻辑关系，在工作方式上多数仍然是各自独立运行，不能互相通信，不能共享资源，变电站和发电厂设计和运行中存在的问题没有得到根本的解决。

（3）变电站综合自动化系统的发展阶段

我国是从20世纪60年代开始研制变电站自动化技术。

到70年代初，便先后研制出电气集中控制装置和集保护、控制、信号为一体的装置。

在80年代中期，由清华大学研制的35kV变电站微机保护、监测自动化系统在威海望岛变电站投入运行。

与此同时南京京自动化研究院也开发出了220kV梅河口变电站综合自动化系统。

此外，国内许多高等校及科研单位也在这方面做了大量的工作，推出一些不同类型、功能各异的自动化系统。

为国内的变电站自动化技术的发展起到了卓有成效的推动作用。

进入90年代，变电站综合自动化已成为热门话题，研究单位和产品如雨后春笋般的发展，具有代表性的公司和产品有：

北京四方公司的CSC2000系列综合自动化系统，南京南瑞集团公司的BSJ2200计算机监控系统，南京南瑞继电保护电气有限公司的RCS一9000系列综合自动化系统，上海惠安Powercomm2000变电站自动化监控系统，国电南自PS6000系列综合自动化系统，许继电气公司的CBZ一8000系列综合自动化系统等（以后我们注重讲解我们接触的变电站综合自动化系统如：

武汉国测GCSIA变电站综合自动化系统、南瑞城乡DSA变电站综合自动化系统、许继电气公司的CBZ一8000系列综合自动化系统）。

3、变电站综合自动化系统的结构及应能实现的功能

3.1系统结构特点

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。

3.2变电站综合自动化系统的基本功能

变电站自动化是多专业性的综合技术，它以微计算机为基础实现对变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，实现了电网运行管理的一次变革。

国际大电网会议WG34.03工作组在研究变电站的数据统时，分析了变电站自动化需完成多功能大概有63种，归纳起来可分为以下几种功能组：

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；⑤与继电保护有关功能；⑥接口功能；⑦系统功能。

变电站综合自动化系统是由各个子系统组成的。

在研制过程中，一个值得重视的问题，是如何把变电站各个单一功能的子系统（或称单元自控装置）组合起来，实际上是如何使上位机与各子系统或各子系统之间建立起数据通信后互操作。

在综合自动化系统中，由于综合、协调工作的需要，网络技术，通信协议标准、分布式技术、数据共享等问题。

必然成为研究综合自动化系统的关键问题。

微机保护合自动装置具有串行通信接口，它可以通过该接口与变电站监视控制系统交换信息。

危机保护合自动装置的这一特点为变电站的综合自动化提供了良好条件。

在变电站里，就是依靠通信网把基点保护、自动装置和监控系统紧密地联系在一起实现变电站综合自动化的。

在变电站综合自动化系统中，数据通信是一个重要环节，其主要任务体现在两个方面，一个方面是完成综合自动化系统内部各子系统或各种功能模块间的信息交换。

这是因为变电站综合自动化系统实际上是分级分布式的多他微机组成的控制系统。

在各个子系统中，往往又由各个智能模块组成。

因此，必须通过内部数据通信，实现各个子系统内部和各子系统之间的信息交换和实现信息共享；另一方面是完成变电站有控制中心的通信任务。

因为综合自动化系统中各个环节的故障信息要及时上报控制中心，如采集到的测量信息、断路器和隔离开关的状态信息、机电保护的动作信息等。

同时综合自动化系统也要接受和执行控制中心下达的各种操作和调控命令。

四、变电站综合自动化的必要性（优越性）：

4.1传统的变电站存在以下缺点：

（1）安全性、可靠性不能满足现代电力系统高可靠性的要求。

传统的变电站大多数采用常规的设备，尤其是二次设备中的继电保护和自动装置、远动装置等，采用电磁型或晶体管式，结构复杂，可靠性不高，本身又没有故障自诊断的能力，只能靠一年一度的整定值的校验发现问题，才能进行调整与检修或必须等到保护装置发生拒动或误动后才能发现问题。

（2）供电质量缺乏科学的保证。

随着国民经济的持续发展，人民生活水平和生活质量不断提高，家用电器、个人计算机越来越多地进入各家各户。

不仅各工矿企业，而且居民拥护对保证供电质量的要求越来越高。

衡量电能质量的主要指标是频率和电压。

目前还应考虑谐波问题。

频率主要由发电厂调节保证，而电压的合格不能单靠发电厂调节。

各变电站，特别是枢纽变电站也应该通过调节分接头位置和控制无功补偿，设备进行调整使其运行在合格范围内，但传统的变电站大多数不具备调压手段，至于谐波污染造成的危害，还没有引起足够的重视和采取有力的解决措施，且缺乏科学的电能质量考核方法，不能满足目前发展的电力市场需求。

（3）占地面积大，增加了征地投资，实现了综合自动化的变电站与传统的变电站相比。

在一次设备方面，目前还没有多大的差别，而差别较大的是二次设备。

传统的变电站，二次设备多数采用电磁式或晶体管式，体积大、笨重。

因此，主控制室，继电保护室占地面积大，这对于人口众多的我国，特别是对人口密集很大的城市来说是一个不可忽视的问题。

如果变电站实现综合自动化，则会大大减少占地面积，这对国家眼前和长远的利益是很有意义的。

（4）不适应的电力系统快速计算和实时控制的要求。

电力系统要做到优质、安全，经济运行，必须及时掌握系统的运行工况，才能采取一系列的自动控制和调节手段。

但传统的变电站不能满足的调度中心及时提供运行参数的要求；一次系统的实际运行工况，由于远动功能不全，一些遥测、遥信无法实时送到调度中心；而且参数采集不齐，不准确，变电站本身又缺乏自动控制和调控手段，因此设法进行实时控制，不利于电力系统的安全、稳定运行。

（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。

常规的保护装置多为电磁型或晶体管型。

例如晶体管型保护装置，其工作点易受环境温度影响。

因此其整定值必须定期停电校验，每年校验保护定值的工作量是相当大的，也无法实现远方修改保护或自动装置的定值。

4.2变电站实现综合自动化的优越性

由于传统的变电站存在以上缺点无法满足电力系统安全、稳定和经济优化运行的要求，解决这些问题的出路是用先进技术武装变电站。

对于老式的变电站，逐步进行技术改造；对于新建的变电站，要尽量采用先进的技术提高变电站的自动化水平，增加它遥功能逐步实现无人值班和调度自动化。

五、变电站综合自动化系统趋势

计算机网络通讯技术和微机实时技术在电力系统变电站自动化系统中的应用，为进一步提高变电站的自动化水平开辟了新途径。

建立一个监视控制自动化、管理信息化、实时信息共享的变电站综合自动化系统已成为发展趋势：

（1）系统从集中控制、功能分散型向分散网络型发展。

（2）设备安装就地化、户外化。

（3）测量、控制设备向通用化、规范化发展。

（4）通讯网络协议标准化。

（5）系统信息交换、共享范围进一步扩大。

（6）变电站综合自动化系统安全体系不断升级。

六、实例说明

常规变电站综合自动化系统的结构特点是，面向间隔，功能独立。

这种模式存在以下弊端：

①差动保护与其他保护不能共享信息，导致电压互感器、电流互感器多次重复采集信息；②功能独立、装置重复配置造成经济浪费；③二次电缆大量使用、成本高，而且二次电缆过多还会引入强电磁干扰；④二次接线十分复杂，增加了工作人员的负担。

数字化变电站为变电站综合自动化系统的发展带来新的契机，但是数字化变电站处于起步阶段，存在一系列待解决的问题：

①合并器的采样同步问题会影响差动保护的性能，尤其是线路纵联保护；②过程层采用了大量合并器，导致光纤网络数量多，影响二次系统的可靠性，增加成本；③对复杂的数据接收设备，如备自投装置要求具有多个过程层接口，造成接口数量多、使用效率低、系统复杂度增加。

微机性能的提高、通信技术的发展推动了变电站综合自动化系统硬件集成、功能集成以及信息集成的实现。

ZL-DAS100C高速数据同步采集装置就是利用PCIExpress技术、千兆以太网技术，实现了信息的高速同步采集，该装置是新型保护与监控系统的硬件基础，满足继电保护对数据实时性、同步性的要求。

本文提出的新型综合保护与监控系统采用分布分散式与集中相结合的结构形式，具有可靠性高、经济性好、信息集成及硬件集成的特点。

5.1ZL-DAS100C高速数据同步采集系统

ZL-DAS100C高速数据同步采集系统，主要用于分布式电气量的高速采集，系统结构如图2-1所示。

该系统由若干个数据采集单元和一个数据集中单元（同步触发单元）构成。

数据采集单元采用现场可编程门阵列FPGA（FieldProgrammableGateArray）进行模拟量和开关量的采集，采集的实时数据通过高速的PCI-E（PCIExpress）总线上送到集中单元，集中单元通过以太网上送到各服务器。

（1）数据采集单元

数据采集单元的每通道采样率可设置为6.4kHz或25.6kHz的频率采集数据，采集的数据实时不丢失的上传至服务器。

数据采集单元实时上传的6.4kHz速率的采样值保持严格同步，非实时上传的25.6kHz速率的数据按召唤模式传送连续采集的20秒的数据。

数据采集装置的结构如图2-2所示，装置采用高性能FPGA，保证程序长期运行的稳定性。

外置多通道同步采集的16Bit高速模数转换芯片，直流精度误差≤±1%。

该单元作为PCI-E总线的从设备，接收来自主设备的同步信号，并将采集到的模拟量、开关量信息至主

设备。

（2）数据集中单元（同步触发单元）

数据集中单元作为PCI-E总线的主设备，向从设备发送同步信号，并读取来自从设备的模拟量、开关量信息，该单元的结构如图2-3所示。

装置采用32位高性能嵌入式微处理器，保证程序长期运行的稳定性，内置看门狗和外部看门狗CPU的稳定运行进行双重监视。

外置FRAM（FerroelectricRandomAccessMemory），可靠保证装置的运行参数掉电不丢失。

装置具有双1000M电以太网接口，能够独立设置IP地址，保证实时数据传输的可靠性。

一个以太网接口采用UDP（UserDatagramProtocol）协议与服务器交换实时数据（6.4kHz采集的数据），一个以太网接口采用TCP（TransferControlProtocol）协议与服务器交换非实时数据（25.6kHz采集的数据和其它命令等）。

5.2变电站新型综合保护与监控系统

ZL-DAS100C高速数据同步采集装置，实现了分布式电气量的高速采集及严格同步实现变电站综合自动化系统的监测、保护与控制等功能，因此本文将ZL-DAS100C高速数据同步采集装置应用到变电站自动化系统中，提出了一种新型综合保护与监控系统，并对该系统的构成、系统特点、主要功能进行阐述。

新型综合保护与监控系统NIPCS（NovelIntegratedProtectionandControlSystem）是指在变电站中，通过互感器、数据采集单元DAU（DataAcquisitionUnit）、数据集中单元DCU（DataCollectionUnit）、千兆以太网、本地保护单元LPU（LocalProtectionUnit）、集中保护与控制单元IPCU（IntegratedProtectionandControlUnit）、监控主机MHC（MonitoringHostComputer）、远动主机RHC（RemoteHostComputer），实现对整个变电站保护与监控功能的综合自动化系统，结构框图如图2-4所示。

新型综合保护与监控系统采用了分布分散式与集中相结合的结构形式，该系统的硬件基础是ZL-DAS100C高速数据同步采集装置、本地保护装置、千兆以太网技术、高性能微机保控监控装置。

优化的结构形式和先进的硬件基础使该系统具有以下特征：

（1）本地保护单元采用分布分散式结构，就地安装，节约了控制电缆。

本地保护装置集保护、测控为一体，可实现变压器各侧的后备保护、35kV及以下配电线路的主后备保护、母联（分段）过流保护等基于本地信息的保护。

LPU安装在当地的开关柜中，由监控主机通过网络对LPU进行管理和交换信息。

（2）集中保护与控制单元，采用集中组屏安装于主控室内，实现基于站域信息的保护与控制功能。

包括母线差动保护、变压器差动保护、站域后备保护等保护功能，备自投等控制功能。

集中保护与控制单元采用集中组屏的方式，置于主控室内，使得重要的保护与控制装置处于比较好的工作环境，受到的干扰小，可靠性高。

（3）信息集成。

数据采集单元分散安装，采集各个电力元件的电气量信息、开关量信息；

数据集中单元将这些信息集中起来，根据需要上传信息；采集装置避免了信息的重复采集、资源浪费等弊端，真正实现了信息的集成与共享。

（4）硬件和功能集成。

新型综合保护与监控系统打破了间隔的限制，集中保护与控制单元可以装设单台或多台服务器。

一方面，单个电力元件的测量、保护、控制等全部功能可以集成在一台服务器中完成，多个电力元件配置多台服务器；另一方面，全部电力元件的单个功能集成在一台服务器完成，不同服务器完成不同类型的功能；此外，当微机技术达到要求时，也能够通过一台服务器实现全部电力元件所有功能的集成。

硬件集成和功能集成的实现，能够简化二次接线、简化硬件配置、提高装置利用率、降低投资成本。

5.3主要功能

本文提出的新型综合保护与监控系统通过增加软件模块，能够实现继电保护、就地监控、测量、录波、自动控制等基本功能，同时，能够扩展较高层次上的应用功能，包括故障诊断、电能质量检测等方面。

（1）实时数据采集及处理功能。

采集单元分散安装，完成开关量、模拟量等信息的采集及处理，并将处理后的信息上传。

（2）监测功能。

①测量功能，包括电压、电流、频率、有功、无功的测量；②电能质量监测，包括电能计算、谐波分析；③U、I波形显示、24h负荷变化曲线、事件记录等。

（3）各种保护功能。

①数据预处理，包括滤波、傅里叶计算等；②保护算法，包括启动判据、测量元件算法、选相判据等；③实现基于站域信息的继电保护算法，包括差动保护、域后备保护、纵联保护等；④实现基于本地信息的继电保护算法，包括电流保护、电压保护等。

（4）故障录波功能。

当系统发生故障时，能够准确记录故障时系统的模拟量、开关量，故障时的波形和故障点的距离，为调度人员判断提供依据。

（5）控制功能。

基于站域冗余信息制定安全控制措施，包括低频减载控制，电压、无功功率控制，电容器投切，电抗器投切，备自投等。

（6）小电流接地选线功能。

中性点不接地系统发生单相接地故障时，能准确及时地把发生接地故障的线路监测出来，为运行人员提供分析判断的依据。

（7）其他功能，包括系统实时信息显示、电能质量实时信息显示、系统管理、报告查询绘图、帮助等。

5.4小结

常规变电站综合自动化系统采用分层分布式结构，面向间隔、功能独立，各装置之间不能共享信息、保护与控制的性能受限制。

数字化变电站采用合并单元增加了交换机及光纤的数量、经济性差，采用IEC61850规约、存在网络安全问题。

相比之下，本文提出的变电站新型综合保护与监控系统具有多方面优势：

显著的经济效益、高可靠性、提高保护与控制的性能等。

参考文献：

【1】路文梅.变电站综合自动化技术.北京：

中国电力出版社，2011

【2】李火元.电力系统继电保护与自动装置.北京：

中国电力出版社，2003

【3】商国才.电力系统自动化.天津：

天津大学出版社，2006

【4】罗毅.配电网自动化实用技术.北京：

中国电力出版社，2000

【5】许正亚.电力系统自动装置.北京：

中国电力出版社，2006