综合自动化系统范文10篇

时间:2023-03-26 15:23:31

综合自动化系统

综合自动化系统范文篇1

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。电力系统进行的农网改造、城网改造对于变电站二次系统的改造主要是以综合自动化系统替换原有的常规二次系统。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。

2变电站自动化系统的基本结构及特点

2.1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。此类结构对监控主机的性能要求较高,且系统处理能力有限,开发手段少,系统在开放性、扩展性和可维护性等方面较差,抗干扰能力不强,该结构在早期自动化系统中应用较多,目前国内许多的厂家尚属于这种结构方式。

2.2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。其结构的最大特点是采用主、从CPU协同工作方式,各功能模块如智能电子设备(IntelligentElectronicDevice,IED)之间采用网络技术或串行方式实现数据通信,将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。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。

其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。但目前,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。

2.3分散(层)分布式结构分散(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他一次设备附近,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,如文献[2]所示的系统;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。

3变电站综合自动化系统应能实现的功能

3.1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。

3.2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。

3.3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。

3.4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。

3.5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。

3.6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。

3.7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。

3.8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。

3.9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连接,通信规约应适应调度中心的要求,符合国标及IEC标准。

3.10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。

4变电站综合自动化系统的现状及发展

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。

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]段日新.变电站自动化系统的前沿技术.西北电力技术.2005.3:1-3.

[2]陈素芳.变电站自动化系统的分析与应用.武汉理工大学学报.2004.26(5).

[3]金韬.变电站自动化系统设备及其标准化现状.ElectricPowerStandarization&Measurement.2004(48).

[4]陈升.网络化变电站自动化系统的应用.电力系统自动化.2002.5.

[5]金午桥.变电站自动化系统发展策略.中国电力报.2002.7.

[6]金午桥.变电站自动化系统的发展.中国机电日报.2002.6.26

综合自动化系统范文篇2

论文摘要:文章要介绍的是变电站综合自动化系统的发展趋势和重要性,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。

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:

(一)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。

(二)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:

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。

软件复杂,修改工作量大,系统调试烦琐。

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。

(三)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:

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。

可扩展性和开放性较高,利于工程的设计及应用。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:

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;单以太网,双/单监控机模式;双LON网,双监控机模式;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

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:故障记录;存储多套定值;显示和当地修改定值;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。

数据采集及处理功能:包括状态数据,模拟数据和脉冲数据

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。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。

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。

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。

防误闭锁功能。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。

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:

断路器动作次数;断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数;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;独立负荷有功、无功,每天的峰谷值及其时间;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。

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。

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。

综合自动化系统范文篇3

关键词:csc2000变电所综合自动化应用

1概述

新区110kv变电所座落在资兴市新市区境内,是即将兴建的程江口(装机2×1250kw的并网点),担负着城区生活及主要市办工矿企业负荷供电任务。从诸多因素来看,新区变电所的建设及所起的作用、意义都十分重大,因此,我们按无人值班变电所的要求,作为窗口变电所来建设。在设备无油化、布置清晰化、建筑美观化、场地绿化化等方面都进行了新的尝试,并采用了目前国内较先进的四方公司csc2000变电所综合自动化系统。

2变电所基本情况

主变压器两台总容量40000kva,型号为sfsz7-20000/110有载调压变压器;110kv间隔6个、35kv间隔8个、10kv间隔8个;工程分期实施,近期规模如下:

2.1设有载调压主变压器1台,容量为20000kva,型号为sfsz7-20000/110。三绕组电压等级为110kv/35kv/10kv,其容量比为100/100/110。

2.2主变压器35kv进线间隔一回,连接于主变压器和现有35kv变电所主母线之间,原有35kv出线4回。

2.3110kv间隔4个,其中110kv母线分段兼旁路母联间隔占2个,出线间隔2个,分别对应于联网和程江口电站。

2.4主变压器10kv进线1回连入现有10kv供电母线,10kv出线4回(现有)。

3变电所综合自动化实施的指导思想

通过模拟量,状态量的采集、管理、统计,准确真实地反映现场设备实际运行情况,以比较完善的“四遥”功能,为值班人员创造如临现场的运行条件,并达到各类设计技术规范的要求。

4csc2000变电所综合自动化系统

csc2000变电所综合自动化系统,按分层分布式的设计指导思想,把系统分为变电所层和间隔层,采用模块化结构,间隔层装置一一对应于所内一次设备(如一台主要变压器间隔、一条出间隔),对35kv及以下电压等级,装置分别安置在各开关柜上,且集保护、测量、控制、远动、通信等功能于一体,各装置相互独立,独立完成各自功能,仅仅通过所内通信网互连,以实现各装置相互间的通信以及同变电所层的当地监控装置,远方监控装置及工程师站的通信。

4.1新区变电所csc2000的系统配置

新区变csc2000的系统配置图1。

4.1.1所内通信网用双绞线敷设而成总线形网,考虑变电所二期工程及远期规模,能够很灵活地在网上增加各间隔层装置;

4.1.2当任一部分装置有故障时只影响局部的可靠性;

4.1.3所内二次电缆大大减少,使安装、维护工作量简化并节省投资;

4.2所内通信网

4.2.1ccs2000系统采用总线形网,其主要优点有:

4.2.1.1网内各楼层地位平等,任意两节点之间可以直接通信,可设置多个主站。新区110kv变电所设有当地监控主站1个,远动主站2个(扩频通信和载波通信各一个),工程师站1个。

4.2.1.2组态灵活、扩展性好、网上增加或减少接点非常方便,任一接点的投入或退出都不影响其他接点的正常通信;站增接点可以设在任意地点,原有接点移动集团不经网络初始化文件作任何改变;特别重要的是,对继电保护动作等重要信息设有优先权,在最短的时间内及时响应。

4.2.1.3可靠性高,总线形网不像星形网那样有一个中央控制接点而形成可靠性的瓶颈,也不像环形网那样,每一条信息都通过多个接点的转换,中间任一接点失效应会中断通信同时,总线形网对全网通信中断的两种可能情况也给予了充分考虑:

其一,每个接点都采用耐磨型的脉冲变压器隔离,使网络的总线为无源的电缆,从而大大降低了总线上的故障几率,同时也大大提高了通信网的抗干扰能力。

其二,每一接点网络连接处采用一小型继电器,能在检测到该接点异常时自动脱离网络,从而避免了由于该通信媒介而使全所通信中断的可能。另外,在双绞线敷设时,用pvc管穿管保护,避免了双绞线的侵蚀及小动物的损伤。

4.2.2网络的通信媒介

csc2000系统可用光缆和电缆作为通信媒介,新区110kv变电所采用了对称双绞线电缆,同光纤相比,电缆可任意支接而连成总线,且造价低,施工和维护方便,除110kv装置及公用部分安装在控制室内,35kv装置安装在各自的开关柜上,距离不是很远,完全能满足双绞线在300m范围内正常通信的要求,况且,双绞线在网络中仅仅是无源电缆,较好地解决了抗干扰问题。因此,双绞线用作通信媒介比较适中,从投运至今已近几个月,运行情况基本稳定。

4.2.3媒介占有控制方式

csc2000系统采用csma/cd(载波监听多路访问/冲撞检测)的控制方式,即各接点在发送信息之前先侦听总线是否空闲。如果空闲就发送的“先听后讲”的竞争方式,并采用随着网络的繁忙程度自动调整随机等待时间,使2个及以上等待发信的接点在发现网络空闲时发信,避免引起冲撞,同时,为了提高发现冲撞率,采用了若在某一接点发现网上不仅有自己的信息,还有别的信息时就停止发送。过一个随机时间后再竞争的方式。

csma/cd是网上各接点共同遵守的通信原则,它有效地减少了信息冲撞机会。

4.3装置功能及应用

4.3.1csl-216装置用于35kv及以下电压等级的出线间隔集保护、控制、测量、通信。在实施中,我们在该装置上安装了本出线间隔内断路器,隔离开关小车的位置状态,远方操作闭锁(开头柜上装有远方/就地切换开关)等遥信量6个;一相电流,有功、无功功率,有功、无功电能等遥测量5个;开关及各种保护压板的遥控量等(包括zch和dpjh)7个。

4.3.2csl-164b装置用于110kv线路保护,除具有距离、零序、三相一次重合闸外,还有共用的故障录波插件,并执行和反应保护压板的遥控、遥信及保护定值区切换的遥调命令。

4.3.3csl-231a装置用于110kv主变压器保护,其保护配置与常规保护相同。但它是一个多cpu保护、cpui用于主保护(差动),cpu2~4分别用于高、中、低侧后备保护,且配有专用的故障录波插件,能反映保护压板的投退状态,并执行保护压板的遥控和保护定值区切换的遥调命令。实施中,我们配置了两套cst-231a,一套用于主保护,另一套用于后备保护,这样,既满足了主保护与后备保护完全分开的反措要求,又能互为备用。

4.3.4csi-200a数字式断路器控制装置适用于单路器及其周围隔离开关的控制,具有遥信功能和对遥控对象的可编程控制,以满足断路器和隔离开关的顺序操作。实施中,我们在该装置上安排了15个遥信量,9个遥控量(每个110kv出线间隔)。

4.3.5csi-301a装置:数定式断路器控制装置用于主变压器各侧断路器及其隔离开关的控制,除具备csi-200a装置功能外,还能反应主要分接开关位置并执行主变压器有载调压的遥控命令。实施中,我们在该装置上安排了38个遥信量,19个遥控量。

4.3.6csd12a、csd21a、csd22a装置:数字式综合采集装置,用于各模拟量,开关量的采集,我们分别在装置安排了62个遥侧量,28遥信量。

4.3.7csm100a装置:当地监控网络主站,主要功能为:

a.收集各间隔层装置上送的网络信息;

b.将网络信息转换成与后台机约定协议所要求的格式;

c.与后台机配合完成“四遥”功能;

d.驱动事故音响和预告音响

实施中,在发出事故音响预告音响时,驱动语言报警系统,利用清晰明了的话语,告诉值班员当时发生的事件。

4.3.8csm300a远动网络主站主要功能为:

a.收集间隔层装置上送的网络信息;

b.将网络信息转换成标准远动规约所要求的格式,并传输到远方监控站;

c.接受远方监控站的命令,完成“四遥”功能;

d.驱动事故音响和预告音响。

实施中,我们采用了扩频、载波两个通道,利用cdt规约进行传输。

4.3.9工程师站主要用于保护定值的调整和修改,并对专用录波网送来的事故信息进行图形、波形、数据分析。

4.3.10当地监控站以清晰的画面和准确及时的数据、文字提示,告诉值班员设备的运行情况,同时,值班员通过键盘或鼠标完成各项操作,是整个变电所的枢纽和核心。

软件采用nspro1.2版本

4.3.11yqx-110装置的电压切换箱,用于110、35、10kv母线tv二次电压切换,本期未用。

4.3.12scx-11b装置:三相操作箱。

新区110kv变电所共设置“三遥”量676点,其中遥信387点,遥测160点(其中电能量30点),遥控129点,基本上准确而真实地反映了设备实际运行情况。

5评价

csc2000系统自投运四个多月以来,运行情况良好,各类技术数据基本满足要求。

具体指标为:

5.1模拟量测量精度:≥98.9%。

5.2遥信量正确动作率:≥98%。

5.3遥控正确率:≥99%。

5.4遥测传送延时:<2s。

5.5遥信变化传送时间:<2s。

5.6遥控、遥调命令传送时间:<4s。

5.7画面响应时间:<3s。

6下一步的工作

6.1建立消防报警及自动灭火系统。

6.2完善防误操作功能,csc2000系统的操作软件,利用遥信量和遥测量为判据,在人为地设置闭锁条件下,可对被操作对象加以控制,从而实现倒闸操作的顺序化。但操作对象仅限于具有遥控功能的操作元件,因而不能解决对所内所有一次设备的防误操作。应利用国内已有成功的运行经验的微机防误装置,有机地与csc2000系统结合起来,从而完善防误操作系统,达到“五防”功能要求。

6.3解决接点抖动问题:大量的遥信量取源于各种类型的开关接点,而这些开关接点基本上长时间处于“通”或“断”的某种状态,而使接触面滋生氧化膜。一旦从一种状态转入另一种状态,则极易出现状态不变的假像而造成严重后果,故应利用220v光耦取代现有24v光耦,以提高氧化的击穿电压,从而正确反映接点的位置状态。

综合自动化系统范文篇4

论文摘要:文章要介绍的是变电站综合自动化系统的发展趋势和重要性,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。

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:

(一)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。

(二)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:

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。

软件复杂,修改工作量大,系统调试烦琐。

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。

(三)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:

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。

可扩展性和开放性较高,利于工程的设计及应用。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:

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;单以太网,双/单监控机模式;双LON网,双监控机模式;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

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:故障记录;存储多套定值;显示和当地修改定值;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。

数据采集及处理功能:包括状态数据,模拟数据和脉冲数据

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。

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。

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。

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。

防误闭锁功能。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。

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:

断路器动作次数;断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数;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;独立负荷有功、无功,每天的峰谷值及其时间;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。

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。

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。

综合自动化系统范文篇5

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。■

(由咸阳供电局亨通电建公司供稿)

参考文献

综合自动化系统范文篇6

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。■

(由咸阳供电局亨通电建公司供稿)

参考文献

综合自动化系统范文篇7

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。■

(由咸阳供电局亨通电建公司供稿)

参考文献

综合自动化系统范文篇8

关键词:变电站;综合自动化技术;网络技术

在21世纪,国民生产生活均离不开电力资源的辅助,电力资源在国民生产、生活中发挥着不可替代的作用,必须大力加强电网建设工程。首先,和传统变电站管理系统相比,变电站综合自动化系统颇具先进性与高效性,能够借助本地计算机通信网络实现多个信号的替换,并使用新的基于微机的新二次设备进行替换。其次,变电站与电缆的连接有效推进了变电站的自动化发展,实现了变电站无人值守管理与无人值守运行,大幅度缩小了变电站占地面积,降低了变电站设计与维护管理成本,有效提升了变电站运行管理的安全性与可靠性。再次,变电站综合自动化系统兼具功能集成化、运行监管屏幕化、结构分布微机化以及运行管理信息化等特征,充分发挥该系统的作用不仅可以确保变电站管理工作的稳定性与安全性,而且有助于提升变电站运行的技术水平和管理质量。

1变电站综合自动化系统设计原则

1)将调度作为中心设计思想。设计完善的变电站综合自动化系统,必须将调度作为中心设计原则,使调度中心成为变电站综合自动化系统的重要子系统。从整体结构来分析,调度中心并非独立的系统,它需要和其他子系统相结合才能充分发挥电力资源调度作用。2)配置分散式系统原则。在配置变电站综合自动化分散式系统的过程中,必须恪守其配置原则,经过间隔层完成电能传输工作,切记使用网络或者上位机进行传输。3)恪守远方与就地控制原则。在国内,不少地方变电站均需工作人员值守,所耗费的人力资源成本较高,节约该成本,实现变电站综合自动化,则必须恪守远方与就地控制原则,构建远程自动化控制子系统与就地控制模式,以此加强变电站自动化管理。4)坚持无人值班管理原则。提升变电站自动化管理效果,组建无人管理变电站,必须坚持无人值班管理原则,设计无人值班站系统,全面优化系统软硬件。5)正确使用交流采样技术。设计完善的变电站综合自动化系统,必须正确使用交流采样技术,以此降低TA与TV的负载,全面提升测量精度。此外,应充分发挥交流采样技术的集成功能,取消控制屏,运用计算机做好信息监测工作,实现信号的一次采集与多次使用[1]。

2变电站综合自动化系统相关技术

1)信息采集处理技术。实现信息自动化采集与处理是变电站自动化管理系统的核心基础,构建完善的变电站综合自动化系统,必须充分引入信息采集处理技术,正确采集模拟数据、电压数据和变电站进线端与输出端的功率,准确获取脉冲量,做好电能统计与调整工作。2)自我保护技术。自我保护技术是确保变电站自动化系统安全运行的支撑技术体系,构建变电站自动化系统,必须充分运用自我保护技术,做好电能调度变更与控制电压的保护工作。变电站自动化系统自我保护技术通常被应用于自动开关与设备接收完系统信息之后,与此同时,自我保护技术能够辅助变电站自动化系统准确定位故障发生位置与类型,并及时做好修复工作。3)数据库技术。变电站自动化系统中所运用的数据库技术对数据存储管理工作所发挥的作用至关重要,简而言之,数据库技术不仅能做好数据资源的归档与整理工作,而且能够实现电流、电压与温度等相关数据信息的有效存储。目前,变电站自动化系统数据库所包含的数据主要包括三种类型,分别是基本数据、对象数据、归档数据,相对而言,更改前与更改后的电流、电压及其运行状态等相关数据均为基本数据,设备运行过程中所产生的各项数据结合成果则称作对象数据,实现基本数据与对象数据的统一整理所整合的数据属于归档数据。

3变电站自动化系统的结构模式

1)集中分布模式。目前,变电站自动化系统结构模式分为三种,集中分布模式为第一种,该结构模式主导下的自动化设备配有多个CPU处理器,能够辅助自动化设备同时操作多条指令。集中分布式结构模式可以实现不同设备在局域网管理体系下的有效连接,集合各类功能,使设备便于操控。而且,集中分布模式主导下的所有设备功能模块互不干扰,独立性极为良好,为设备的检修工作带来了诸多便利。2)集中式结构模式。与集中分布模式不同的是,变电站自动化系统中的结构集中式结构模式仅配有一个CPU处理器,因而,在数据采集、传输与处理工作中,只需要一台计算机就能完成这些作业。此外,集中式结构模式所主导的人工操作通常有多个任务,需要的人力成本较高,因此仅仅适用于小规模的变电站中,这样方能尽量节约人工成本。3)分散式分布结构模式。分散式分布结构模式的基础是集中式分布结构模式,在构建这种结构模式的过程中必须对变电站设备实施多层次划分,通常,需要将变电站设备划分为两层或者三层结构,一般情况下,两层结构主要包括变电站的主体层与间隔层,三层结构则是在主体层与间隔层之间添加了技术层。从狭义视角来看,间隔层大多用于测量自动化技术参数和存放监控设备,当前变电站设备中的所有技术单元均是通过局域网来实现连接,以此控制外部环境因素对电磁波的负面干扰。分散式分布结构模式可以全面提升数据信息的准确性,有效解决单一模块故障所带来的整体模块干扰问题,并充分融入各种先进的新型技术。

4变电站综合自动化技术的发展趋势

目前,变电站综合自动化技术已日臻成熟,政府部门应协同电力企业大力加强对高压设备的监测力度,以此确保变电站系统的安全运行。不仅要将变电站信息输送至调度中心,提交给继电保护工程师,而且要将这些信息准确传送至检修维护中心,这样方能从根本上解决变电站安全运行问题。虽然在传统管理模式下,各部门之间的交流次数偏少,但是随着变电站自动化管理技术的发展,必须充分运用信息技术搭建信息交流平台与信息交流系统,从而有效促进各部门的交流[2]。从微观视角来看,变电站综合自动化技术的发展趋势集中体现在以下四个方面:1)实现了数据的同步采集与处理。未来的变电站综合自动化技术可以实现数据信息采集与处理工作的同步进展,从而有效节约工作时间,提高数据管理工作的准确性。2)数据规划界面更为合理。未来的变电站自动化系统可以实现操作界面的规范化与标准化管理,对操作界面进行统一,以此减少维修工作量与设备维护成本。3)实现了在线监控。未来的变电站自动化系统能够有效实现在线监控,确保数据信息的高速传输,有效避免电磁波对设备的负面干扰。4)实现了可视化多媒体的监控系统。未来变电站综合自动化技术能够实现可视化多媒体监控系统,有效提升信息传输效率,满足变电站对系统紧急控制的需求,及时收集和反馈数据信息,并将所收集的数据信息准确存储到计算机系统之中,以方便各个工作部门与工作人员对数据进行评价和审核。

5结语

促进变电站综合自动化技术的良好发展,提升变电站安全管理效率,必须恪守变电站综合自动化系统设计原则,引入各种先进的技术因素,不断完善变电站综合自动化系统。

参考文献

[1]陈晨.对220kV综合自动化变电站电气二次设计的探讨[J].建材与装饰,2012(30):189-191.

综合自动化系统范文篇9

通过对配网自动化可行性的深入探讨,在总结前期配网自动化系统运行经验教训的基础上,经过近一年的努力,张店城区9个开闭所、121个配电室、52台柱上开关已实现配网自动化管理。

投运的****局DF9100型配电自动化系统是由烟台***股份有限公司与我局联合研制开发的。该配网自动化系统是国内最先进的系统之一。它主要有三大部分组成:主站系统、分站系统、自动化系统通道。

主站系统硬件由先进的COMPQ(XP1000)组成,设备先进、可靠性高,适合我部配网自动化系统工作环境和技术方面的要求。

分站系统设备由***公司生产的RL27型柱上开关和***有限公司生产的PZK1000型实时监控设备组成。

第二期配网自动化系统全部采用光缆通道。ADSS光缆与10KV配电线路同杆架设,结构合理,光缆覆盖**城区所有开闭所、配电室、及柱上开关,光缆线路长达120公里。配网监控终端(TTU、FTU)设备通过**电讯公司研制生产的ODT3000型(双口/四口)光线调制解调器与配网自动化主站系统连接。120公里光缆分布在6个大环之中。连接形式采用环行、和树行结构方式通信。组环方式灵活、方便。

DF9100型配网自动化系统是集GIS/GPS与SCADA系统于一体综合性的配网调度自动化系统:数据采集与处理、事故追忆与事故重演、馈线自动化(DA)、配网世界图追踪着色、配网设备快速定位、配网模拟操作改变运行方式处理等组成最基本的SCADA系统。

SCADA系统和GIS系统一体化设计,利用SCADA系统的实时数据,能够形成一套全新的**城区配电网电子地图。

配网自动化高级功能的基础是SCADA系统。高级功能的实际应用主要包括网络拓扑分析、状态估计、潮流计算、负荷预测、短路电流计算、电压/无功分析优化、静态安全分析、网络优化和配网规划等。

通过SCADA系统实现配电网络实时信息的采集与控制,实时监测配网的负荷状况,以及线路在故障情况下能够自动定位故障位置、自动隔离故障线路、保证非故障段自动恢复供电。大大提高了系统的供电可靠性和电压质量。

通过GIS系统,可以监测到张店城区所有开闭所、配电室及柱上开关准确的地理位置和附近的道路分布状况,实时监测设备的运行参数及设备的属性信息,对线路中各种设备、单线图、变电站供电示意图任意进行分层综合显示,与配网调度自动化系统、远程抄表系统、负控系统的连接,实现了实时数据共享以及电网三大指标的自动生成。

运用GPS全球定位系统,对配电线路杆塔、变压器、电缆头进行精确定位,在GIS地图中自动生成单线图,定位精度在±1米以内。利用GPS系统对对故障检修车实时跟踪,在事故情况下,根据检修车在GIS地图中的显示位置,及时调度检修车辆迅速到达事故现场,及时排除故障,大大提高用电客户的供电可靠性,减少了客户停电时间。

配网自动化系统覆盖范围内的110KV变电站、开闭所、柱上开关均实现了四遥功能,实现数据采集、处理、故障判断和控制。实现故障隔离等馈线自动化功能。可以对10KV线路分段上的小电流接地、两相、三相短路和断线故障进行故障区段定位、故障区段隔离、恢复非故障区段供电和网络重构。

配电室实现了实时数据采集、处理。能够对其电容器实现远方自动投切。

GIS/GPS功能的开发和应用,形成了一套综合的SACDA/GIS/GPS系统。从而更加完善了****局配网自动化系统的功能

配网自动化系统光缆通道中使用的ODT3000调制解调器,该调制解调器的组网方式为:双纤链网、双纤自愈环网、相切环网和树装网等

该调制解调器为客户同时提供多种类型的总线式数据接口和以太网接口,基于64K辅助信道的接入单元,能够极大满足客户的各种需求。公务员之家版权所有

提供双纤自愈功能。包括总线式数据接口接入双光纤网络和以太网接入的双光纤网络。

目前,我局充分利用通道资源,配网自动化系统以太网数据通信方式,电能远抄系统利用总线式串口通信方式。两种通信相互独立,数据通信畅通无阻。

综合自动化系统范文篇10

在无人值班变电站试运行初期,曾经发生过由于多日不进行遥控操作,当再次执行遥控操作时,却发现由于下行通道故障而发生“选择超时”继而发生拒动现象。因此掌握下行通道状况,及时发现下行通道的故障是十分重要的。在没有有效的下行通道测试手段之前,利用人工对下行通道进行定时测试,即每班的值班人员对各无人值班站分别作选择测试,测试成功,立即撤消操作,不成功即认为系统存在问题并立即处理,这样做虽可以暂时解决由于下行通道故障不能发现而造成的问题,但仍存在许多弊端:一是发现故障不及时,不利于及时处理故障;二是人工进行测试,容易发生误操作,带来事故隐患;三是加大了值班员的劳动强度和工作负担。所以寻求一种下行通道自动测试方法是当务之急。

一、关于电网调度自动化系统

电网调度自动化系统为双主机、双前置机、多工作站的开放式Client/Server网络结构。网络采用以太网结构,主机工作站、前置机和网络服务器均通过各自所配网卡RJ-45插座连至交换机上,电力调度自动化系统主站配置如图1所示:图1电力调度自动化系统主站配置图电网调度自动化系统数据库系统可划分成实时数据库和历史数据库。实时数据库包括模拟量数据库、数字量数据库、计算量数据库、系统配置数据库和离线模拟量数据库、离线数字量数据库。历史数据库:历史数据库定期从实时数据库中读取模拟量,按一定的结构顺序存入历史档案中。为了保证在历史数据库容量不断变化的情况下仍能正确存取历史数据,引入了版本号和索引数据库。无人值班变电站的操作是在调度自动化系统工作站上进行的。为保证遥控遥调操作的准确性和可靠性,遥控工作站上安装了条码刷卡机,操作人员每人一张卡片,上面记录每个人的编号,操作时根据计算机的提示分别刷入操作员和监护人的卡片,系统将操作过程、时间和人员自动记录下来。在遥控操作中,如要断开某一断路器,控制中心先发“断开”的性质码和该断路器的地址码,综合自动化装置收到命令后,并不马上执行,而是把这命令先寄存下来,同时向控制中心回送一个表示收到的回答信号,控制中心将这个回答信号与原发出的命令核对无误后,再向接收端发执行命令,去断开断路器。这就是遥控工作中的“返送校核方式遥控”。

二、关于下行通道自动测试方案

根据部颁CDT规约的规定和在“返送校核方式遥控”的工作方式中可以知道,要完成一个遥控操作,首先要由主站下发一个命令,即操作的性质码和开关的地址码,综合自动化装置收到命令后,再向主站返送一个表示收到的回答信号,然后主站再将这个回答信号与原发出的命令核对无误后,再向综合自动化装置发执行命令,去完成一个操作。这样,从信号的传送上为由主站到综合自动化装置,综合自动化装置到主站,主站再到综合自动化装置,如图2所示:主站厂站图2遥控过程示意图图3电力调度自动化系统远动通道结构图可以按照同样的工作流程,只要完成前两步即可知道下行通道的状况。这样可由主机按照设定的厂址及一定的遥控点地址码自综合自动化装置发送选择命令信号,当下行通道正常时综合自动化装置就能接收到此信号,并给主站一个应答。当主机收到此站的应答,即可以认为此站下行通道为正常,同时设置此站下行通道正常标记;否则即认定此站下行异常,同时发出报警。最后,发送撤消命令。这样,一个厂站的下行通道就测试完成,而且不会对遥控等功能造成影响。实现方式:定时下发遥控命令,如果返校成功,则认为下行通道正常;否则,则认为下行通道停止,并报下行通道停止事项,在下行通道正常时报下行通道恢复事项。调试方法:看需要下行检测的通道的发送数据区是否有遥控下行报文,如果有,则说明参数设置正常。当定时下发遥控预置命令后,只要有返校,无论返校正确还是错误,都认为下行通道正常。下行通道测试可由主机自动定时完成,测试周期可由用户定义,每个厂站选择的遥控点地址码可以按照用户设定分别自动选择完成。

三、关于下行通道自动测试功能的具体实现