摘 要:科学技术的不断发展,变电站自动化系统取代传统的变电站二次系统,已成为电力系统的发展趋势。本文阐述了变电站自动化系统的特点和设计原则,并提出了发展方向。
关键词:变电站 自动化
1、变电站自动化系统的特点
完整的变电站自动化系统除在各控制保护单元保留紧急手动操作跳、合闸的手段外,其余的全部控制、监视、测量和报警功能均可通过计算机监控系统来完成。变电站无需另设远动设备,监控系统完全满足遥信、遥测、遥控、遥调的功能以及无人值班之需要。从系统设计的角度来看有以下特点:
(1)分布式设计。系统采用模块化、分布式开放结构,各控制保护功能均分布在开关柜或尽量靠近开关的控制保护柜上的控制保护单元,所有的控制、保护、测量、报警等信号均在就地单元内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机,各就地单元相互独立,不相互影响。
(2)集中式设计。系统采用模块化、集中式立柜结构,各控制保护功能均集中在专用的采集、控制保护柜,所有的控制、保护、测量、报警等信号均在采集、控制保护柜内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机。
(3)简单可靠。由于用多功能继电器替代了传统的继电器,可大大简化二次接线。分布式设计在开关柜与主控室之间接线;而集中式设计的接线也仅限于开关柜与主控室之间,其特点是开关柜内接线简单,其余接线在采集、控制保护柜内部完成。
(4)可扩展性。系统设计可考虑用户今后变电站规模及功能扩充的需要。
(5)兼容性好。系统由标准化之软硬件组成,并配有标准的串行通讯接口以及就地的I/O接口,用户可按照自己的需要灵活配置,系统软件也能容易适应计算机技术的急速发展。
2、变电站自动化系统的设计原则
(1)变电站自动化系统作为电网调度自动化的一个子系统,应服从电网调度自动化的总体设计,其配置、功能包括设备的布置应满足电网安全、优质、经济运行以及信息分层传输、资源共享的原则。
(2)分散式系统的功能配置宜采用下放的原则,凡可以在间隔层就完成的功能如保护、备用电源自投、电压控制等,无须通过网络和上位机去完成。220kV枢纽站及220kV电压等级以上的变电站,其网络层和站级层宜采用双重化、冗余配置,以提高系统可靠性。
(3)按我国的实际情况,目前变电站还不大可能完全无人值守,即使是无人值守,也有一个现场维护、调试和应急处理的问题,因此设计时应考虑远方与就地控制操作并存的模式。同样,保护单元亦应具有远方、就地投切和在线修改整定值的功能,以远方为主,就地为铺,并应从设计、制造上保证同一时间只允许其中一种控制方式有效。
(4)站内自动化及无人值班站的接入系统设计应从技术上保证站内自动化系统的硬件接口满足国际标准。系统的支撑软件符合ISO开放系统规定,系统的各类数据、通信规约及网络协议的定义、格式、编程、地址等与相应的电网调度自动化系统保持一致,以适应电力工业信息化的发展要求。
(5)要积极而慎重地推行保护、测量、控制一体化设计,确保保护功能的相对独立性和动作可靠性。分布式系统的SOE分辨率通过保护单元来实现。保护、测量、控制原则上可合用电压互感器(TV),对电量计费、功率总加等有精度要求的量可接量测电流互感器(TA),供监测用的量可合用保护TA。
(6)变电站自动化系统设计中应优先采用交流采样技术,减轻TA,TV的负载,提高测量精度。同时可取消光字牌屏和中央信号屏,简化控制屏,由计算机承担信号监视功能,使任一信息做到一次采集、多次使用,提高信息的实时性、可靠性,节约占地空间,减少屏柜,二次电缆和设计、安装、维护工作量。
(7)目前无论国内还是国外的分散式变电站自动化系统各部件之间的联系大部分采用串行口通信方式(RS232C,RS422,RS485总线等),其通信速率和资源共享程度均受到限制,故建议采用局域网(LAN)通信方式,尤其是平等(peer to peer)网络,如总线型网(介质共享型),即网上每个节点都可与网上其他节点直接通信,例CSC-2000型采用的Lon Works网,DISA-2,DISA-3型采用的CANnet(control area network)网等。
(8)变电站内存在强大的电磁场干扰。从抗电磁干扰角度考虑,在选择通信介质时可优先采用光纤通信方式,这一点对分散式变电站自动化系统尤为适用。例LSA678,DISA-2,DISA-3型等均采用了光纤通信方式。但鉴于光纤安装、维护复杂及费用相对较高,因此配电站宜以电缆为通信介质。
3、变电站自动化的发展方向
(1)馈线自动化。变电站自动化的发展,使供电可靠性有了很大的提高,但是要进一步缩短故障停电时间,很大一部分取决于馈线自动化的发展。馈线自动化必须在馈电线路上装设电动开关,配置馈线终端设备FTU,对一些分支线路,还应装设故障指示器,并利用通信系统,向系统提供馈线运行数据和状态,执行系统下达的馈线开关遥控操作命令非线性负载。电动机直接起动,不平衡负载,焊接设备以及家用电器设备增多,降低了电压质量。电压质量对现代电子设备及计算机系统影响极大。为此,提出系统应对电压进行连续测量和质量分析,噪声越限告警,同时要根据实际需要选择不同的无功补偿方式。
(2)集成化、智能化和综合化。变电站自动化系统作为一个庞大、复杂的、综合性很高的系统性工程,包含众多的设备和子系统,个功能、子系统之间存在着不同程度的关联,其本身及其所用技术又处于不断发展之中,对任一家制造商而言,根本不可能包揽一切。在馈线自动化方面显着降低了建设、运行和维护的综合成本,为提高供电可靠性,创造了有力的条件。故障定位和自动恢复送电可以明显地缩短停电时间。有效的解决这一问题,必须以数字式继电保护、馈线自动化和DMS系统为基础。对于故障定位,国外有人提出使用三种技术综合处理:故障距离计算法、线路故障指示器法以及不同线路区间故障概率统计法,这些信息结合在一起进行模糊逻辑处理。
4、结语
随着科学技术的不断发展,计算机已渗透到了世界每个角落。电力系统也不可避免地进入了微机控制时代,变电站自动化系统取代传统的变电站二次系统,已成为当前电力系统发展的趋势。
论 文 摘 要:最近几年,国家电网正处于变电站综合自动化改造工程的密集阶段,结合阜阳供电公司在变电站综自改造工作中继电保护专业的经验和体会,同大家一起探讨,同时提出继电保护专业在改造工程中应注意的一些问题及采取的措施。
关 键 词:继电保护;自动化改造;安全运行
近年来,随着电网改造的深入开展,大量的变电站综合自动化改造工程(以下简称“综自改造”)的工作正在进行中。变电站的综自改造与继电保护及二次回路的改造关系密切,它主要表现在信号的传送方面。对于老变电站来说,就是把一次设备的信息状态通过二次回路和继电保护装置传递到网络监控后台机上,以达到减少运行人员对现场设备操作和巡视次数的目的。
一、变电站综合自动化改造工程概述
综自改造工程是一项复杂的工作。对于老变电站的改造来说,它牵扯到对用户的停电、运行人员的操作、一次专业设备改造的工作和二次专业技术改造的工作。为了保障对用户的可靠供电,电力生产者有义务对停电时间进行严格地规划和控制。应提前对要进行综自改造的变电站进行现场勘查工作,做好“三措一案”(组织措施、技术措施、安全措施和施工方案)后,对于需要停电的工作,就要制定停电计划并报上级生产部门审批,然后在规定的时间内向运行方式部门提交停电申请,提前在规定的时间内通知用户,并且与上级主管部门及相关专业进行沟通,确保施工过程中各专业工种之间的衔接配合,以最大化地缩短工期,减少停电时间,及时为用户供应优质的电能。
综自改造工程是一个需要多专业班组相互配合的复杂工作,以阜阳供电公司(以下简称“我公司”)为例,运行人员属运行工区管辖;一次人员由修试所管辖,又分属变压器、开关、试验和油化专业;二次专业人员由计量所和调度所管辖,在变电站的综自改造二次回路中,表计由计量专业负责,计量回路以外的二次回路由调度所负责,而调度所又分为保护专业、自动化专业和通信专业。众多的专业人员在同一个工作中同时出现,安全问题就成为了综自改造工程的关键所在。
二、做好变电站综合自动化改造工程的途径和方法
结合笔者作为继电保护工作者20年的工作经验和体会,主要从保证人身安全、确保继电保护装置安全运行的设备安全和杜绝继电保护“三误”发生的角度论述如何做好变电站综自改造工程工作。
1.防治人身触电,确保工作人员的人身安全
在综自改造工程施工开始前,为了确保工作人员的人身安全,必须按照《继电保护及安全自动装置现场保安规定》的要求做好开工前的各项准备工作,办理相关手续,制定具有可操作性的“标准化作业指导书”和符合实际的“现场操作票”,具备经过审核符合实际的施工图纸,工程施工所必需的设备、材料、施工风险分析,等确保人身安全和设备安全的措施。
工作负责人是现场工作的第一责任人。进入变电站实施变电站综自改造工程后,确保人身安全,就要充分履行工作负责人的安全职责。工作负责人在开工前应做好以下几点工作。
(1)开工前“三交待”:交待工作任务要清楚明了;交待安全措施要具体详尽;交待技术要求要全面细致。
(2)接受任务“三明确”:工作任务明确,安全措施明确,操作步骤明确。
(3)严格执行现场工作“八不准”,即精神不振不能工作、应办工作票而未办工作票不准工作、应停电不停电不准工作、应验电接地不验电接地不准工作、不经许可不准工作、安全距离不够不准工作、无人监护不准工作、安全措施不明确不准工作。
(4)要求对工作班成员进行“三查”,即查着装是否符合要求,查精神状态是否良好,查使用的安全工器具是否符合要求。
(5)工作许可人许可工作后,工作负责人要陪同工作许可人到现场再一次确认工作票所列安全措施是否符合现场实际和施工安全后,方可对工作班进行工作安全交底。待交待完现场工作任务、工作地点、人员分工、带电部位、现场安全措施和注意事项后,确保每一个工作班成员均已知晓并签字确认后方可对许可其工作。在施工过程中不准凭经验工作,不得擅自扩大工作范围和随意变更安全措施,必须改变安全措施或扩大工作范围的要重新办理工作票并重新履行许可手续。
为了确保施工过程中的人身安全,必须要有工作负责人在现场监护。但也不能完全依赖工作负责人对工作班成员的监护,现场施工地点分散、工作班组混乱、人员分散,工作负责人不可能监护到每一名工作班成员,因此分工作负责人在综自改造工作中是必不可少的。由各个专业设立本专业的工作小组负责人(为了有效区分工作负责人与分工作负责人,我公司的工作负责人穿印有“工作负责人”的红马甲,分工作负责人穿印有“专责监护人”的红马甲),该小组负责人对自己的专业工作任务和人员进行监护,工作人员之间互相提醒,以保证工作安全,由此达到人人有人监护的目的。
2.确保继电保护装置安全运行的设备安全
综自改造施工往往时间短、任务重,小组之间的配合工作一定要做好,合理地安排工作顺序是笔者总结出的重要经验。在我公司,工作许可手续完成后,首先由修试人员进行一次设备的改造工作,同时保护及计量人员分别到保护室和端子箱拆除的需要拆除二次回路接线,自动化人员进行后台调试,保护及计量拆除的二次线工作结束后,立即组织人员敷设电缆,大约修试所进行的一次设备工作结束,二次电缆基本敷设完成。一次人员撤离现场后,由二次人员在开关端子箱和保护室同时进行二次电缆工作,三个小组同时工作,互相配合,电缆头制作、对线工作完成后,三个小组又分开,各自完成所属专业的接线工作。最后进行调试和做传动工作。在做继电保护装置调试的过程中,自动化专业小组联系运行人员核对保护装置上传到后台的信号与保护装置发出的信号、集控站收到的信号是否一致,若不一致则再次更正。
为了保证在保护装置调试过程中不发生微机保护装置设备的损坏事故,结合笔者工作的实际经验,主要应做到以下几点。
(1)试验前应仔细阅读试验大纲及有关说明书 。
(2)尽量少拔插装置模件,不触摸模件电路,不带电插拔模件。
(3)使用的电烙铁、示波器必须与屏柜可靠接地。
(4)试验前应检查屏柜及装置在运输中是否有明显的损伤或螺丝松动。特别是CT回路的螺丝及连片,不允许出现丝毫松动的情况。
(5)校对程序校验码及程序形成时间。
(6)试验前对照说明书,检查装置的CPU插件、电源插件、出口插件上的跳线是否正确。
(7)试验前检查插件是否插紧。
(8)试验前检查装置规约设置是否与后台相匹配。
3.杜绝继电保护“三误”的发生
通过以上各点的严格执行,保护装置本身基本上不会发生人为原因造成的设备损坏事故,但是这还不能保证继电保护“三误”不发生。要杜绝继电保护“三误”,还必须从以下几个方面做好工作。
(1)防误传动:严禁使用短接出口接点的方法来传动保护装置,以防止不小心跑错位置而误动运行设备。插拔继电器和插件,应先断电,防止继电器和插件插错位置,严防继电保护“三误”事故的发生。
(2)防其它保护误动作:保护装置上电试验前,应检查接线是否正确,校验功能、出口压板是否正常。对交流回路加电流、电压时,要注意把外回路断开,防止反充电或引起其它保护装置误动。
(3)防误整定:因为试验的需要而修改定值,一定要牢记在调试工作结束时务必改回原定值。工作终结前会同运行人员对定值核对,确认无误,并打印、双方签名并交运行人员存档。
(4)防短路、短路和接地:在保护装置试验完毕后,将打开的二次回路、连片按照继电保护安全票和措施票进行逐项恢复,并要求第二人进行核对,保证其正确性,防止出现开路、短路、断路等可能影响安全运行的事故发生。
三、确保设备安全运行的具体措施
在变电站综自改造工作调试试验结束后,人身安全得到了保障,继电保护装置不会发生人为原因的设备事故。继电保护“三误”得到有效控制后,还应保证改造后的设备安全运行,工作人员还要进一步做一些工作,确保改造设备安全运行。
带负荷测向量工作在改造工作完成后,是必不可少的一道工作程序,电力设备投运后,必须进行保护的带负荷测向量检查,通过向量图分析交流回路接线,确认正确后,方可将保护投入运行。例如,笔者在进行110kV东平变电站综自改造时,由于10kV高压室内设备改造成保护测控装置与开关柜一体工作,承包给安装公司施工,在#1主变低压侧141开关改造结束后,#1主变保护投入运行前进行带负荷测向量的工作中发现,#1主变低压侧差动保护回路和低压侧后备保护回路中电流回路的向量为反极性,给保护设备的正确动作带来了隐患,因此保护班人员及时采取措施,将电流回路的极性及时调整回路,保证设备的安全稳定运行。
对设备运行后发现的缺陷和异常要及时消除;不能解决的,在经过分析后,在不影响运行的前提下,需要报请上级部门并做好记录向运行人员进行交底,运行中重点巡视,并尽快消除组织消缺验收时发现的缺陷和异常。例如,2004年我公司110kV阜南变综字改造工程中需要将原先为电磁型的变压器保护更换为南锐继保公司的RCS-9000型微机变压器保护。改造工作结束后,进行带负荷侧向量工作时,发现高压侧电流为反相序。阜南变是一座单电源终端变电站,由于历史原因,整个变电站都处在反相序的特殊电力系统下运行,由于很难把110kV进线线路和35kV、10kV出线全部停运,把反相序调整为正相序电力系统下运行。由于RCS-9000型微机主变保护是按照正相序电力系统进行设计的保护装置,可能造成保护装置的误动或拒动。在征得生产部门领导(总工程师)同意的前提下,将主变保护的定值11点钟接线方式强制改为1点钟接线方式,加强巡检力度,待条件允许后再将反向序调整为正相序,此项工作终于在220kV白果变投入运行后,于2009年7月完成。现在反相序已调整为正相序,为阜南变主变保护正常运行创造了合格的运行条件。工程中的反事故措施要严格按国家电网十八条反措的要求执行。
公用电压互感器的二次回路只允许在控制室内有一点接地,为保证接地可靠,各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器。已在控制室一点接地的电压互感器二次线圈,宜在开关场将二次线圈中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地,其击穿电压峰值应大于30·Imax伏(Imax为电网接地故障时通过变电站的可能最大接地电流有效值,单位为kA)。应定期检查放电间隙或氧化锌阀片,防止造成电压二次回路多点接地的现
摘要：文章主要介绍了变电站监控系统不同发展阶段的特点。着重介绍了计算机技术在监控系统中的应用。关键词：监控系统 遥测 遥信 遥控 微机监控系统
一、 变电站监控系统的发展
变电站是企业的动力心脏，其监控系统的发展经历了几个不同阶段。
在早期，变电站没有办法及时地了解和监视各个车间或线路的运行情况，更谈不上对各个车间和线路进行直接控制。全厂供电系统的设备运行情况，各个生产车间，各条线路的电流，电压，功率等情况调度中心都不能及时掌握，调度员和各个车间的联系主要是电话，每天由各车间值班人员定时打电话向调度员报告本车间的电流，电压，功率等数据，调度员需根据情况汇总，分析，花费很长时间才能掌握全厂供电系统运行状态的有限信息。严格说来，这些信息已经属于“历史”了。调度员只能根据事前通过大量人工手算得到的各种系统运行方式，结合这些有限的“历史”性信息，加上个人的经验，选择某种运行方式，再用电话通知各个车间值班人员进行调整控制。一旦发生事故，也不能及时了解事故现场情况，及时进行事故处理。需要较长的时间，才能恢复正常运行。显然，这种落后的状况直接影响企业的安全运行。
监控系统的第二个发展阶段，是远动技术的采用。安装于各个车间的远动装置，采集各车间的负荷情况，各线路电流，电压，功率等实时数据，以及各开关的实时状态，然后通过控制电缆传给调度中心并直接显示在调度台的仪表和模拟屏上。调度员可以随时看到这些运行参数和全系统运行方式，还可以立刻“看到”开关等设备的事故跳闸（模拟屏上相应的图形闪光）。调度中心可以有效地对全厂供电系统的运行状态进行实时的监控。调度员还可以在调度中心直接对某些开关进行投入和切除的操作。这种布线逻辑式的装置的采用，使变电站的监控系统可以实现遥测，遥信，遥控的功能。
监控系统的第三个发展阶段，是电子计算机在工业控制系统中的应用。现代企业生产规模越来越大，对电能质量及供电可靠性的要求越来越高，由于能源紧张，人们对系统运行的经济性也越来越重视。全面解决这些问题，就需要对大量数据进行复杂的分析和计算。监控系统需要装备类似人的“大脑”的设备，这就是电子计算机。
二、 微机监控系统的应用
该系统采用先进的WINDOWS98及WINDOWS NT窗口管理平台。系统软件提供良好的人机交互界面，操作简单易用，几乎所有的功能只需使用鼠标移动或单击即可完成。系统信息量大，主机采用一机双屏方式。系统配置灵活。作为分散型控制系能统的性，该系统是开放式的,可以实现在线编辑。在不退出实时系统的情况下，用户可编辑，修改，建立各种实时数据，图表报表，并可随时打印或实时观察所修改的内容。遥信各开关的状态，事故信号，电能脉冲的计量的等。可对任意一条线路的负荷进行控制和分析。系统设有事件浏览和系统日志功能，主要将整点数据存盘记录，对系统内发生的故障事件进行分类存档，对各项操作记录在案。画面管理功能由专人进行对模拟图、报表、操作票，数据显示的定义和生成。全厂的供电系统图，平面图以及各种操作票，管理图表均可在系统内生成并随时打印输出。该系统可对关键设备的负荷情况进行监控以便对设备运行情况和工艺执行进行分析。
三、 结束语
企业变电站安装微机监控系统后，可以利用计算机对变电站的各种动态参量加以组织分析，再以数据，图表，色彩及音响等形式形象直观地呈现在值班人员面前。借助于该系统，值班人员能提前发现事故隐患，作到防患于未然。万一发生事故也能迅速找出事故原因，及时处理缩短停电时间减少经济损失。还可对有限的电力资源合理分配使用，为科学管理，经济调度提供理论依据和现代化手段。
摘 要 以调度监控计算机网络系统的数据源为中心的继电保护信息管理系统，通过数据仓库技术集成各类继电保护二次系统信息数据源，使用方法库支持各个不同等级客户的分别应用，利用 intranet 实施数据交换，并且开放 MIS 的数据接口。可实现“三遥”数据的实时分析处理，各部门的信息交流，二次设备图形、试验的管理和事故、缺陷记录、运行状况的分析。该系统实用性强，可靠性高，具有开放性和先进性。
随着微机保护装置的应用普及，继电保护二次系统的自动化水平得到不断提高。许多当前由人工处理的模拟信息转化为大量的数字信息，而技术管理人员也有许多用计算机实现的资料和试验记录文档。信息的数字化使得我们可以将不同的数据源有机地结合起来，形成一个专业化的计算机应用系统。通过综合分析数据，对设备实际运行状况加强了解，消灭故障隐患，进一步保障系统安全运行。
1 继电保护信息管理系统的实现
1.1 信息数据源的分布
二次系统所具备的信息来源可大致分为3部分：
a)由变电站微机保护装置经 RTU 发送至调度端的实时运行数据；
b)继电保护管理端(生技部门和继电保护班组)所存放的设备管理资料、各类试验记录和运行制度等；
c)其他系统中需要了解继电保护数据或可以提供继电保护有关数据和参考资料的数据源接口。
1.2 系统结构
怎样有效地将信息数据源联系起来，而对于各级用户都能予以充分利用呢?我们可以考虑以调度监控计算机网络系统的数据源为中心，建立图1系统。
通过数据仓库技术集成各类数据源，使用方法库来支持各个不同等级客户的分别应用，利用网络功能实施数据交换，并且开放 MIS 的数据接口，基本实现对二次保护数据资源的充分利用。
1.3 系统方法与功能
1.3.1 数据仓库和方法库
a)数据仓库是比传统的关系数据库更高一级的数据组织形式，它不仅支持海量数据的处理，而且对于动态存储、应用程序接口、非结构化数据等方面都具有更强的性能。
b)方法库是封装了一系列分析处理方法的规则库，也是应用程序软件功能的集中表现，可通过设置各用户权限来限制其对数据仓库的查询和读、写操作，维护数据的完整性，同时也限定了客户的应用范围。
1.3.2 软件应用功能
a)“三遥”数据的实时分析处理：各类二次信息的查询，和以前定检、定试记录的比较，动作时间和次数的统计，故障、事故等报警事件的指示和响应等。
b)二次设备试验的记录管理、定试预告、定值单管理、材料管理等。主要由继电保护班组人员填写，其他部门共享查询。
c)二次设备图形管理系统具备 GIS 功能，支持图形和数据库相连，直接在图形上查询参数。
d)二次设备事故、缺陷记录分析，各保护装置运行状况分析。主要是继电保护技术专责完成，其他部门共享查询。
e)设立一次设备参数接口。如电流、电压、功率因素和高压设备试验记录等，配合一次主接线图查询，可作为二次系统的辅助分析数据来源。
f)可使用电子函件和新闻公告板方便各部门间的信息交流。
1.3.3 软件开发工具
采用 Microsoft(微软)公司系列工具软件进行开发，在实用性和兼容性上都可以体现应用的先进性及广泛性。
1.3.4 系统建立模式
随着 Internet 的广泛应用，信息资源的利用已成为企业发展的巨大动力。我们在建设继电保护信息管理系统时，也必须充分考虑这一点，要向大的外部空间提供可用的信息数据，也要从外部世界汲取各种综合信息，故考虑采用 intranet 模式。
2 系统特点
2.1 实用性强
针对生产运行中的实际问题，解决了二次部分各类数据源的共享和使用，特别对于继电保护技术工作人员，可以更有效地进行系统分析和数据统计工作，提高保护运行水平。
2.2 可靠性高
易于维护和升级。由于采用数据仓库和方法库。整个信息管理系统运行可靠性不再分散于各级用户之间，而集中于网络中心数据库和规则库，任一客户工作站的突然损坏，也不影响整个系统其他部分的工作性能，而且恢复非常简单。对于软件开发人员而言，升级换代只限于方法库的改变，快捷方便。
2.3 开放性和先进性
数据仓库技术使得数据源的来源更加广泛，使用更加方便，易于和 MIS 等系统接口。系统的构造结合了 Internet/intranet 模式，具有良好的应用前景。
3 结束语
现在各个发供电企业的 MIS 系统建设已普遍考虑采用 Internet/intranet 模式，因此在建设企业内各个专业子信息系统时也应采用这种模式，以统一系统的规划及数据的流动，使企业能充分利用各种信息资源推动自身的发展 。
作者：广州电力工业局 陈菁
摘要:为了保证变电站改造的顺利进行以及改造期间变电站安全运行,笔者具体分析了改造前、改造过程中和改造后期的验收出现的问题,并对如何控制上述问题提出了相应的对策。
关键词:变电站改造;问题分析;控制对策
随着用电量的加大以及近年来科技的发展和电网运行的需要,变电站设备改造工程势在必行。但改造过程中运行操作工作量大、方式多变、现场施工面多、施工人员交叉作业等存在很多问题。针对上述情况,为保证变电站改造的顺利进行,现将改造过程中可能出现的危险点分析如下,并就改造工程存在的问题提出相应对策。
1变电站改造前期的问题分析及对策
在变电站改造过程前,要做好改造人员的技术培训,掌握过硬的本领,同时改造人员的思想状态也很重要。这些准备做得妥当与否,直接决定着整个改造工作的进程和质量。
①工作人员安全意识薄弱问题。有的工作人员认为改造工程比较轻松,就是循环作业,从而在思想上麻痹大意,事实上,在改造过程中不小心谨慎,极容易出现纰漏。要让工作人员意识到改造操作比较频繁,工期长,人员劳动量大,同时,重复同一类型的操作极容易导致人员思想麻痹,造成工作人员安全意识淡薄。
针对这种情况要做好宣传发动,从思想上高度重视。要进教育工作人员千万不能思想麻痹,安全意识要放在首位。工作之前,我们要让工作人员明确整个工作的目的、意义、任务和总体目标,充分认识到此项工作的重要性、复杂性和危险性动员全体人员牢固树立“安全第一”的思想,从自身出发,依照工作实际,认真分析工作过程中容易导致人员思想麻痹、松懈的不安全因素。真正做到防患于未然。
②改造现场危险分析不足问题。对于改造现场,通常都是作业面多、人员散乱、车辆多、旧设备拆除、新设备安装、二次回路交叉接线等,存在很多危险性,对这些情况,如果分析不够到位,很容易有危险出现,从而影响整个改造过程,同时又可能带来不必要的损失。改造现场危险要素主要有: 机构箱门、端子箱、万用钥匙使用、电缆进出口经常打开,易进水及小动物;管理不善;接地线螺丝松动;现场施工电源使用不规范等情况。另外改造现场工作面复杂,工作人员任务不同,措施变化频繁,工作人员对改造站现场的措施、工作进展及运行情况不能熟练掌握,对现场危险因素不能及时控制等都存在危险性。
针对以上现象,要全面分析现场改造过程中存在的风险因素,并有针对性的制定完善的确保安全措施,并提前做好改造过程中的现场危险分析和应急预案。结合改造现场工作性质和系统方式变化参照变电站典型危险分析档案,全面了解,提前预测,并制定好相应的安全措施来防范。以全力保障改造工程的顺利进行,并将工作前所有的技术组织措施以及相应的控制措施,认真写入《变电站改造工程风险措施专题卡》和《倒闸操作风险分析与控制措施卡》中。
③改造物资、安全用具等准备不充足、不完善问题。关于安全用具的准备如果不充分、不完善的隐患也很多,例如:绝缘手套不合格则容易触电,给改造工作人员人身危害造成影响;物资和用具准备不充分,则影响工作进度,无法保证停、送电的及时性、有效性;物资和用具不合格,则容易导致操作过程中隐患重重,如验电器不合格,在验电时不能正确判断设备是否无压,而无法保证挂地线时的安全等。这些都是因为准备不充分和不完善造成的隐患问题。
针对这种情况,我们就要提前做好改造物资和安全用具的准备工作,要精细到位,工具设施类准备充分完善,做好所有物资和用具的全面检查。如安全工器具要合格、充分;备品备件充足;接地线完好等。并要求派专人负责检查、完善,填写记录并签名。做到个人负责制,哪个过程出问题,就有负责人员承担责任。
④新设备投运与培训不同步,工作人员未能及时熟练掌握新设备运行管理问题。随着科技的发展,变电站的新设备也在不断更新和更换,工作人员对新上设备的工作原理、操作要领的掌握以及异常情况的处理方面有些欠缺,不能在较短的时间内熟练掌握新设备的运行与维护。这都与工作人员没有进行岗前培训十分不开的,其问题的严重性不言而喻。
为了避免上述现象发生,就要加强工作人员的岗前培训,提高工作人员的业务素质和技能水平。随着新设备投人运行,对工作人员在业务技能方面提出了更高的要求,因此我们更要加强实践培训,使工作人员在时间较短的情况下,尽快掌握新设备的原理、运行维护和管理,保障新投入设备安全、可靠运行。
2改造过程中问题控制
在改造中工作人员万不可麻痹大意,为了保证吧问题消灭在萌芽状态,就要确保做到以下几点:①工器具的使用管理制度要明确。使用前要进行全面检查,确保万无一失。②万用钥匙使用要有严格的审批制度。按手续启用万用钥匙,加强监护,用后及时封存;操作过程如出现问题在未查明原因前,未经许可,不得随意解除运行。③现场看板管理制度要严格。当日看板上明示的问题要有专人负责。④风险处要有专人监护。各风险点都有人监护,如有问题,马上制止。⑤改造现场安全措施要到位。室内、外高压设备要完善,主控室内的安全措施要齐全,检修区与运行区责任明确,警示牌醒目,安全通道畅通,便于检修人员的工作质量。⑥制定齐全的监督检查制度。在进行大的改造时,管理人员提前到站,开好准备会、开展安全风险分析,审核“两票”,站队长提前组织好现场各项工作及措施,监督检查到位等。及时发现问题,做到“抓大不放小”。⑦违章处罚要加大。下大力度查违章,具体查作业性违章、查管理性、指挥性和装置性违章。重点查:新设备验收、传动试验是否有人监护、万用钥匙的使用是否符合规定、交接班制度是否准时、运行人员是否明确操作任务、检修后的设备状态是否恢复到原始状态”等。
3改造后期的验收问题
验收的重要之处就看检修工作完成质量。为了保证送电过程顺利,同时不会影响到人身安全,这就要我们在验收是工作细致考虑周全,试验合格。这就我们要求务必做好以下几项工作。
首先,设备验收质量要严格。设备验收要做到明确分工、责任到人,要根据工作内容及性质,明确验收项目和验收重点,发现问题及时提出,马上处理。
其次,设备送电前的检查要细致。要精确的检查开关、刀闸的状态,送电范围内(站内控制)的接地线全部拆除,并存放归位,接地刀闸全部拉开并经闭锁;检查各压板、插件、开关投切位置正确;检查模拟屏元件位置应与实际设备位置相符;检查检修记录等是否合格、保护定值是否交代,并与调度核对正确,作好记录。
最后,设备送电后要加强巡视。由当值值班负责人负责组织对设备运行情况进行巡查,做好记录。如出现问题却没有发现并按相关流程处理,将追究值班人员的责任。
总之,在变电站改造过程中,必须认真贯彻“安全第一,预防为主”的方针,做好危险因素的分析,制订严格的预防和控制措施,要不断总结经验、完善制度、加强管理,确保在改造期间变电站安全运行。
1变电站的主电磁干扰源
研究发现变电站一次回路处于暂态时期时必然会产生电磁干扰,这和呈开放状态的耦合途径有着重要关系,而一次回路到二次回路的过程也是产生干扰的因素之一。二次回路中要用到大量的控制或检测仪表,包括用于通信和继电保护的设备,从本质上来分析它们都具有弱电性,所以在抗干扰过程中难以形成有效的屏障。对电磁波的防范工作不到位会直接导致二次回路设备的非正常运行状态,一旦超过设备极限还会造成绝缘击穿损坏的严重后果,这种永久性的故障无法修复。为此我们详细分析了变电站主要出现的电磁干扰源以及其本质特征,为防干扰工作做好基础铺垫。
1.1谐波的干扰
高次谐波电流受变压器铁芯本身非线性特征的影响而产生电源电压波形畸变的现象,继而在电容耦合的帮助下接近二次设备并加大感应电流和电压的数值干扰,一旦超过二次设备的最大承受值即会发生损坏的结果。
1.2开关操作引起的干扰
开关操作引起的干扰巨大,当变电站微机综合自动化系统出现短路故障时断路器必然要通过跳闸动作来避免重大隐患的发生,而本身开关动触头和静触头断开的瞬间会引起电弧重燃的现象,这个过程的高频振荡电流和脉冲电压将达到很高数值。干扰的产生来源于高脉冲电压、振荡电流和脉冲量、开关量的重合,微机监控系统的两项参数也将处于同频段状态,此时正常运行的二次系统将得不到很好的保护,甚至对用于传递数字逻辑信号的计算机和微机也会产生重大的干扰,直接影响到信号传播和信息接收工作。
1.3雷击干扰
雷电对变电站的干扰和损害难以避免,当雷电产生的巨大电流经过接地点开始接触电网时电位会迅速飙升,此时二次回路接地点距离大电流入地点的距离至关重要,过短的距离会使得二次回路接地点电位随之同向升高,这种现象会直接导致二次回路过程中共模干扰的结果,电压的异常升高是发生二次设备绝缘击穿的主要因素。
2干扰耦合方式
依据耦合原理划分变电站电磁干扰类型,主要包括辐射耦合、电容耦合两种,还有常见的电感性耦合和电导耦合方式。通常来说电导耦合是单一电路干扰电流引起的,借助公共线路来操作阻抗流行为,继而对另一电路产生耦合作用;辐射耦合方式是在一次系统产生电磁干扰中衍生出来的,干扰对象是二次系统。变电站设备内部电路出现分布电容,所以当干扰电压发生微小变化时都会作用于分布电容,最终达到电磁波传导干扰的目的。电感耦合受众最广,只要依靠导线微小电流变化就能对旁边导线产生作用,使其发生感应电压干扰的情况,实际上在很多突发事件过程中只要一次回路电流发生了异常变化,此时感应电压也会随之变化,附近的一次系统必然会受到不良影响。二次回路的耦合方式和干扰源之间有着密切、复杂的关系,而多类耦合方式共同存在且互相干扰的现象并不罕见,在耦合方式的引导下研究消除干扰的方法有利于控制不同干扰源的负面作用。
3变电站的电磁干扰的抑制措施
3.1抑制二次干扰的措施
多类电磁干扰源的存在必然会影响二次回路的正常运行,而通过利用电磁兼容性来抑制二次干扰十分关键。一般来说互感器和二次交流回路的连接为耦合电容侵入设备内部提供了良好的条件,而采取滤波措施的第一步是用并联方式处理非线性电阻元件和滤波电容器,使其形成浪涌吸收器,对抑制差模和供模干扰有一定作用。对通信线路采取滤波措施也能很好的阻止电磁波的进攻。科学的接地方式既能将外部电磁阻挡在外,又能阻止变电站电子电气设备内部电磁波外泄,保持足够的距离来避免雷击感应电压作用于二次回路接入点的现象。
3.2计算机等弱电通信设备的抗干扰措施
变电站内部对电力系统的要求极高,各类通信设备、计算机、电子设备的使用导致了电磁交错传播的现象,而带电设备本身即是干扰源也是被干扰对象,承载了电流的导线会向四周发射电磁波。从设备的按照和使用问题处理解决抗干扰问题是必然趋势,对发挥核心作用的通信机房进行屏蔽处理,这一步是应对空中辐射耦合方式的重要环节。通常情况下使用不间断电源和直流开关电源也能很好的抑制交流干扰信号的作用。采取正确、有效的接地方式也是保护计算机等弱点通信设备的重要方法,例如分开接地和多点节点方式,都是分解感应电位的良好途径,或者采用公用接地或单点接地模型,降低电磁波击穿绝缘设备的概率。
摘要:随着电网的不断扩建和飞速发展,变电站不断投入运行,从而出现了运行人员数量不足的问题,实行集中监控,实施集约化管理,是解决这一突出问题的有效办法。同时,通过设备改造和完善,提高设备健康水平和运行可靠性,提高企业管理水平;依靠技术进步提高劳动生产率,实现减人增效。
关键词:变电站 安全 可靠性 增效
1 背景及意义
变电站实现无人值班和远方监控是变电站自动化技术发展和电网的不断扩建的必然趋势。无人值班变电站借助远动技术、通信技术、网络技术和监控技术由远方调度(监控)中心值班取代现场值班,变电站内一切操作和控制均有远方控制中心来实现。在集控站建立集控自动化系统,运行人员集中在集控站或由调度人员在调控中心对各受控站进行遥信、遥控、巡控、维护和事故处理等。
国外一些发达国家已在各种电压等级的变电站(35kV~750kV)实现了无人值班。美国绝大部分220kV变电站为无人值班;法国变电站内的所有信息全部集中在225kV变电站的RTU,通过RTU传到调度中心,变电站全部实现无人值守。日本97%的变电站为无人值班,275kV或以下电压等级的变电站均为无人值班,只有275kV枢纽变电站和超高压(500kV)变电站有人值班。
变电站无人值班的技术经济效益是非常明显的,集中体现在提高了电网运行可靠性,进一步保障了系统安全,减少了人员的误操作,减少了大量的运行值班人员,提高了劳动生产率,降低了成本,带动了企业科技进步。
2 衡水供电公司无人值守变电站的实施
衡水供电公司经过2006年和2007年变电站无人值班综合自动化改造,分别对220kV、110kV变电站进行了RTU改造,建设通信光缆,建设和改造通信设备,改造开关、CT、线路、主变、线路保护、直流充电装置、蓄电池组、五防装置,直流分环改造,安装变电站遥视系统等建设与改造,在220kV衡水、前铺、安平、景县、杨村站建立了5个中心,全区50座无人值班站分别接入相应监控中心;07年2月6日通过省公司组织验收,并开始集中监控—无人值班管理模式的试运行,历时7个月,转入正式运行。
无人值班改造工程汇集多专业、涉及面广、分布性强,是一个系统工程。
3 运行管理工作
3.1 无人值班变电站运行管理的过渡 根据衡水供电公司实际情况,值班方式采用监控和操作合一的方式,后改为操作队,监控工作由工区成立监控中心进行监控。操作队设置站长、副站长、技术员各一名,值班人员实行三值运转模式。
对110KV县局代管站,公司采用了“分段实施,平稳过渡”的措施。第一阶段:监控中心成立后,县局值班员留守至6月底,参与大型和事故紧急情况下的操作;第二阶段:监控中心运行稳定后,代管站值班员撤离,变电站雇佣保安公司人员看守。第三阶段:成立操作中心,只负责变电站的倒闸操作和日常维护等工作。监控工作由监控中心进行变电站设备运行监控。
3.2 无人值班变电站规章制度的制定 变电运行模式调整过程中,各级人员严格贯彻“精心谋划,稳步实施”的原则,确保变电运行工作的安全稳定局面和变电站无人值班工作的有效开展。
为了做到运行模式改变后各项工作管理标准规范,有章可循,公司成立了制度编写小组,由公司主管生产的副总任组长。建立一个高标准的、科学、规范、可行的制度体系,保证中心的安全稳定运行;公司修订了《变电站标准化管理规范》;运行工区把省公司、国网公司有关规程、制度、文件整理分类,编辑了《制度规程汇编》、《文件汇编》等4个分册,编写了《变电运行工区标准化管理规范》;各操作中心制订了自己的《操作中心管理规范》、《操作中心现场运行规程》和所辖无人值班站的《现场运行规程》等制度规程。内容涉及运行管理的方方面面,规范了新运行模式下的工作方法和职工行为,很好的保障了变电运行各项工作的安全、有序、规范开展。
3.3 积极调整观念,搞好岗位培训 ①监控和操作中心成立初期,多数职工还没能树立工区管理意识,谋划工作局限于一个监控中心站,造成监控中心工作一时的被动。对此工区指导各监控中心,利用一个月的时间,突击抓调整职工意识和开展岗位培训工作,取得了立竿见影的效果,监控中心运行管理变被动为主动,逐步走向正规。②运行工区为了满足监控和操作中心有关综自、自动化等知识的培训需求,及时购买发放了几十种相关书籍,并先后送84人次参加公司和省公司举办的综自培训班,同时还邀请厂家人员进行现场讲解、答疑,取得了很好的效果。
3.4 加强监控和操作中心管理,保证安全生产 为了保证监控和操作中心安全生产,在挑选高素质人员担任监控中心工作的基础上,不断强化业务培训,提高运行人员业务水平;每周设立一次大讲堂,休班人员到工区交流学习现场操作经验等。同时为保证监控中心各项工作和公司、工区工作紧密结合,协调一致,公司将视频会议系统,办公自动化系统都延伸到操作中心。上级的各项精神和要求都能在第一时间精准的传达到操作中心。
以上诸多措施的实行,有力保障了监控中心的安全运行。
4 集中监控—无人值守运行模式体会
4.1 领导重视是搞好监控中心工作的关键 模式确立初期,公司领导高度重视,班子成员先后到五个中心进行深入调研,了解基层存在的问题。引导值班员转变观念,树立正确工作目标;为职工排忧解难,鼓舞了职工工作干劲,稳定了职工思想。
4.2 减少运行人员数量,提高人力资源利用率 变电站集中监控、无人值班改造完成后,运行人员数量由过去的296人减少到现在的114人,约减少了61%,依靠科技进步提高了劳动生产 率和人力资源利用率,实现了减人增效的目标。
4.3 推进电网科技进步,提升公司驾御电网的能力 随着监控中心的成立和无人值班改造工作的不断推进,老旧设备逐步改造和完善,提高了设备健康水平和运行可靠性;监控中心大量的采用了先进的计算机网络通信技术,实现了110-220千伏变电站“遥测、遥信、遥控、遥调、遥视”。电网科技含量和系统通讯自动化程度得到提高,运行工作实现了远程化管理,提升了公司驾驭电网的能力。
4.4 创新运行管理体制,解除安全生产隐患 因变电运行人员不足,其中有三分之二的变电站实行双代管,值班员由县局派驻,专业管理由工区负责。造成多方管理,执行标准不一,给安全生产带来极大隐患。集中监控—无人值班运行模式的建立,改革创新了公司变电运行管理体制,理顺了管理关系。创出了科技创新、电网管理的新路子,彻底解除了由于体制问题带来的安全生产隐患。
至今衡水供电公司所有70座变电站实现了无人值班运行管理,中心相关规章制度制定齐全,查阅方便;图纸、资料和运行记录等按站放置,使用方便;值班员生活设施到位齐全。
无人值守变电站集中监控的的运行模式,开创了衡水电网变电站远程控制、无人值守的新篇章,促进了电网管理现代化发展,是河北省电力公司和衡水供电公司加快科技进步、提高电网科技含量、提升运行管理水平的重要体现。无人值守变电站采用先进的自动化系统和信息技术,运行工作实现了远程化,集约化管理。标志着衡水供电公司变电运行管理模式迎来了一个全新的转变。
作者简介:
武蒙,女,河北省衡水市人,生于1981年6月,电力工程技术助理工程师,变电运行技师,就职于河北省衡水市供电公司营销部。
孙勇强,男,河北省衡水市人,生于1980年3月,电力工程技术助理工程师,变电运行技师,就职于河北省衡水市供电公司人力资源部。
牛佳庆,男,内蒙古乌兰察布市人,生于1983年6月,电力工程技术助理工程师,变电运行高级工,就职于河北省衡水市供电公司变电运行工区。
论文摘要:最近几年,国家电网正处于变电站综合自动化改造工程的密集阶段,结合阜阳供电公司在变电站综自改造工作中继电保护专业的经验和体会,同大家一起探讨,同时提出继电保护专业在改造工程中应注意的一些问题及采取的措施。
论文关键词:继电保护;自动化改造;安全运行
近年来,随着电网改造的深入开展,大量的变电站综合自动化改造工程(以下简称“综自改造”)的工作正在进行中。变电站的综自改造与继电保护及二次回路的改造关系密切,它主要表现在信号的传送方面。对于老变电站来说,就是把一次设备的信息状态通过二次回路和继电保护装置传递到网络监控后台机上,以达到减少运行人员对现场设备操作和巡视次数的目的。
一、变电站综合自动化改造工程概述
综自改造工程是一项复杂的工作。对于老变电站的改造来说,它牵扯到对用户的停电、运行人员的操作、一次专业设备改造的工作和二次专业技术改造的工作。为了保障对用户的可靠供电,电力生产者有义务对停电时间进行严格地规划和控制。应提前对要进行综自改造的变电站进行现场勘查工作,做好“三措一案”(组织措施、技术措施、安全措施和施工方案)后,对于需要停电的工作,就要制定停电计划并报上级生产部门审批,然后在规定的时间内向运行方式部门提交停电申请,提前在规定的时间内通知用户,并且与上级主管部门及相关专业进行沟通,确保施工过程中各专业工种之间的衔接配合,以最大化地缩短工期,减少停电时间,及时为用户供应优质的电能。
综自改造工程是一个需要多专业班组相互配合的复杂工作,以阜阳供电公司(以下简称“我公司”)为例,运行人员属运行工区管辖;一次人员由修试所管辖,又分属变压器、开关、试验和油化专业;二次专业人员由计量所和调度所管辖,在变电站的综自改造二次回路中,表计由计量专业负责,计量回路以外的二次回路由调度所负责,而调度所又分为保护专业、自动化专业和通信专业。众多的专业人员在同一个工作中同时出现,安全问题就成为了综自改造工程的关键所在。
二、做好变电站综合自动化改造工程的途径和方法
结合笔者作为继电保护工作者20年的工作经验和体会,主要从保证人身安全、确保继电保护装置安全运行的设备安全和杜绝继电保护“三误”发生的角度论述如何做好变电站综自改造工程工作。
1.防治人身触电,确保工作人员的人身安全
在综自改造工程施工开始前,为了确保工作人员的人身安全,必须按照《继电保护及安全自动装置现场保安规定》的要求做好开工前的各项准备工作,办理相关手续,制定具有可操作性的“标准化作业指导书”和符合实际的“现场操作票”,具备经过审核符合实际的施工图纸,工程施工所必需的设备、材料、施工风险分析,等确保人身安全和设备安全的措施。
工作负责人是现场工作的第一责任人。进入变电站实施变电站综自改造工程后,确保人身安全,就要充分履行工作负责人的安全职责。工作负责人在开工前应做好以下几点工作。
(1)开工前“三交待”:交待工作任务要清楚明了;交待安全措施要具体详尽;交待技术要求要全面细致。
(2)接受任务“三明确”:工作任务明确,安全措施明确,操作步骤明确。
(3)严格执行现场工作“八不准”,即精神不振不能工作、应办工作票而未办工作票不准工作、应停电不停电不准工作、应验电接地不验电接地不准工作、不经许可不准工作、安全距离不够不准工作、无人监护不准工作、安全措施不明确不准工作。
(4)要求对工作班成员进行“三查”,即查着装是否符合要求,查精神状态是否良好,查使用的安全工器具是否符合要求。
(5)工作许可人许可工作后,工作负责人要陪同工作许可人到现场再一次确认工作票所列安全措施是否符合现场实际和施工安全后,方可对工作班进行工作安全交底。待交待完现场工作任务、工作地点、人员分工、带电部位、现场安全措施和注意事项后,确保每一个工作班成员均已知晓并签字确认后方可对许可其工作。在施工过程中不准凭经验工作,不得擅自扩大工作范围和随意变更安全措施,必须改变安全措施或扩大工作范围的要重新办理工作票并重新履行许可手续。
为了确保施工过程中的人身安全,必须要有工作负责人在现场监护。但也不能完全依赖工作负责人对工作班成员的监护,现场施工地点分散、工作班组混乱、人员分散,工作负责人不可能监护到每一名工作班成员,因此分工作负责人在综自改造工作中是必不可少的。由各个专业设立本专业的工作小组负责人(为了有效区分工作负责人与分工作负责人,我公司的工作负责人穿印有“工作负责人”的红马甲,分工作负责人穿印有“专责监护人”的红马甲),该小组负责人对自己的专业工作任务和人员进行监护,工作人员之间互相提醒,以保证工作安全,由此达到人人有人监护的目的。
2.确保继电保护装置安全运行的设备安全
综自改造施工往往时间短、任务重,小组之间的配合工作一定要做好,合理地安排工作顺序是笔者总结出的重要经验。在我公司,工作许可手续完成后,首先由修试人员进行一次设备的改造工作,同时保护及计量人员分别到保护室和端子箱拆除的需要拆除二次回路接线,自动化人员进行后台调试,保护及计量拆除的二次线工作结束后,立即组织人员敷设电缆,大约修试所进行的一次设备工作结束,二次电缆基本敷设完成。一次人员撤离现场后,由二次人员在开关端子箱和保护室同时进行二次电缆工作,三个小组同时工作,互相配合,电缆头制作、对线工作完成后,三个小组又分开,各自完成所属专业的接线工作。最后进行调试和做传动工作。在做继电保护装置调试的过程中,自动化专业小组联系运行人员核对保护装置上传到后台的信号与保护装置发出的信号、集控站收到的信号是否一致,若不一致则再次更正。
为了保证在保护装置调试过 程中不发生微机保护装置设备的损坏事故,结合笔者工作的实际经验,主要应做到以下几点。
(1)试验前应仔细阅读试验大纲及有关说明书。
(2)尽量少拔插装置模件,不触摸模件电路,不带电插拔模件。
(3)使用的电烙铁、示波器必须与屏柜可靠接地。
(4)试验前应检查屏柜及装置在运输中是否有明显的损伤或螺丝松动。特别是CT回路的螺丝及连片,不允许出现丝毫松动的情况。
(5)校对程序校验码及程序形成时间。
(6)试验前对照说明书,检查装置的CPU插件、电源插件、出口插件上的跳线是否正确。
(7)试验前检查插件是否插紧。
(8)试验前检查装置规约设置是否与后台相匹配。
3.杜绝继电保护“三误”的发生
通过以上各点的严格执行,保护装置本身基本上不会发生人为原因造成的设备损坏事故,但是这还不能保证继电保护“三误”不发生。要杜绝继电保护“三误”,还必须从以下几个方面做好工作。
(1)防误传动:严禁使用短接出口接点的方法来传动保护装置,以防止不小心跑错位置而误动运行设备。插拔继电器和插件,应先断电,防止继电器和插件插错位置,严防继电保护“三误”事故的发生。
(2)防其它保护误动作:保护装置上电试验前,应检查接线是否正确,校验功能、出口压板是否正常。对交流回路加电流、电压时,要注意把外回路断开,防止反充电或引起其它保护装置误动。
(3)防误整定:因为试验的需要而修改定值,一定要牢记在调试工作结束时务必改回原定值。工作终结前会同运行人员对定值核对,确认无误,并打印、双方签名并交运行人员存档。
(4)防短路、短路和接地:在保护装置试验完毕后,将打开的二次回路、连片按照继电保护安全票和措施票进行逐项恢复,并要求第二人进行核对,保证其正确性,防止出现开路、短路、断路等可能影响安全运行的事故发生。
三、确保设备安全运行的具体措施
在变电站综自改造工作调试试验结束后,人身安全得到了保障,继电保护装置不会发生人为原因的设备事故。继电保护“三误”得到有效控制后,还应保证改造后的设备安全运行,工作人员还要进一步做一些工作,确保改造设备安全运行。
带负荷测向量工作在改造工作完成后,是必不可少的一道工作程序,电力设备投运后,必须进行保护的带负荷测向量检查,通过向量图分析交流回路接线,确认正确后,方可将保护投入运行。例如,笔者在进行110kV东平变电站综自改造时,由于10kV高压室内设备改造成保护测控装置与开关柜一体工作,承包给安装公司施工,在#1主变低压侧141开关改造结束后,#1主变保护投入运行前进行带负荷测向量的工作中发现,#1主变低压侧差动保护回路和低压侧后备保护回路中电流回路的向量为反极性,给保护设备的正确动作带来了隐患,因此保护班人员及时采取措施,将电流回路的极性及时调整回路,保证设备的安全稳定运行。
对设备运行后发现的缺陷和异常要及时消除;不能解决的,在经过分析后,在不影响运行的前提下,需要报请上级部门并做好记录向运行人员进行交底,运行中重点巡视,并尽快消除组织消缺验收时发现的缺陷和异常。例如,2004年我公司110kV阜南变综字改造工程中需要将原先为电磁型的变压器保护更换为南锐继保公司的RCS-9000型微机变压器保护。改造工作结束后,进行带负荷侧向量工作时,发现高压侧电流为反相序。阜南变是一座单电源终端变电站,由于历史原因,整个变电站都处在反相序的特殊电力系统下运行,由于很难把110kV进线线路和35kV、10kV出线全部停运,把反相序调整为正相序电力系统下运行。由于RCS-9000型微机主变保护是按照正相序电力系统进行设计的保护装置,可能造成保护装置的误动或拒动。在征得生产部门领导(总工程师)同意的前提下,将主变保护的定值11点钟接线方式强制改为1点钟接线方式,加强巡检力度,待条件允许后再将反向序调整为正相序,此项工作终于在220kV白果变投入运行后,于2009年7月完成。现在反相序已调整为正相序,为阜南变主变保护正常运行创造了合格的运行条件。工程中的反事故措施要严格按国家电网十八条反措的要求执行。
公用电压互感器的二次回路只允许在控制室内有一点接地,为保证接地可靠,各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器。已在控制室一点接地的电压互感器二次线圈,宜在开关场将二次线圈中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地,其击穿电压峰值应大于30·Imax伏(Imax为电网接地故障时通过变电站的可能最大接地电流有效值,单位为kA)。应定期检查放电间隙或氧化锌阀片,防止造成电压二次回路多点接地的现象。
论文关键词：变电站综合自动化；装置；硬件结构；插件；培训
论文摘要：本文说明了各种变电站综合自动化装置的硬件具有相同的典型结构，讨论了模拟量的输入／输出回路，开关量输入及输出电路，微型机系统和变电站综合自动化算法，人机对话、、通信和电源插件，操作回路等各部分培训的内容、作用和培训方法，并具体介绍了测控装置。
在变电站综合自动化培训教学中，学员要熟悉变压器、线路、电容器等设备的保护装置、测控装置、保护测控装置及各种自动控制装置。若在每个具体装置中都全面介绍装置的结构和工作原理，不但重复太多，浪费时间，而且也不容易全面深人地介绍清楚，且不利于学员理解掌握。因此在培训中，都要对各种装置的共性部分进行统一介绍，即介绍装置的基本结构、原理与接线。下面就装置部分教学培训工作进行IV"结，与大家分享。
一、装置的典型硬件结构
装置部分教学培训中，首先要把装置的典型硬件结构弄清楚。成套的综合自动化系统中微机保护系统、监控系统、自动控制系统等装置都是由若干模块组成的，它们的硬件结构都是大同小异，所不同的是软件及硬件模块化的组合与数量不同。一个变电站综合自动化系统中各种子系统的典型硬件结构主要包括模拟量输人/输出回路、开关量输人/输出回路、微机系统、人机对话接口回路、通信回路和电源，如图1所示。
装置采用统一硬件平台，变电站综合自动化装置硬件采用整体面板、国际标准机箱。装置强弱电彻底分离，CPU板采用印刷板、表面装贴技术，提高了装置的可靠性。可自检和互检，同时减少各部分的关联性。通信接口方式选择灵活，与变电站自动化系统配合，可实现远方定值修改和切换、事件记录及录波数据上传、压板遥控投退和遥测、遥信、遥控跳合闸。可通过变电站监控系统对保护装置所具有的功能实施全遥控操作。装置采用统一软件平台，缩短了产品的研发周期，延长了产品的市场生命周期，从“作坊生产阶段”进人到“大规模生产阶段”。装置采用统一数据库处理，在设计装置功能模块时提炼不同功能应用信息的共性，建立一个统一的应用功能数据机构模块，包含每种功能所需的一切信息，形成功能程序的统一的开发平台，降低了功能模块程序开发的难度，提高了功能模块程序的可靠性。
二、模拟量的输入/输出回路
1.模拟量的输入电路
变电站综合自动化系统采集的一次设备的电流、电压、有功功率、无功功率、温度等都是属于模拟量，由于微机只能识别数字量，故模拟信号必须转换成数字信号才能输人到微机中进行处理。典型的模拟量输人电路的结构框图如图2所示，主要包括电压形成电路、低通滤波电路、采样电路、多路转换开关及A/D变换芯片五部执电压形成电路除了起电量变换作用外，另一个重要作用是将一次设备的电流互感器TA、电压互感器TV的二次回路与微机A/D转换系统完全隔离，提高抗干扰能力。通过低通滤波器与采样定理、采样保持器、模拟量多路转换开关、模/数变换(A/D)的详细讲解，使学员熟悉模拟量输人电路如何隔离、规范输入电压及完成模/数变换、与CPU接口，完成数据采集任务。
为了使学员更好地理解和掌握培训内容，讲变换器时向学员展示变换器插件实物，讲清楚变换器的输人信号和输出信号。讲解低通滤波时也将实物插件展示给学员，理论联系实际，可取得很好的培训效果。
2模拟量输出电路
培训中简要说明模拟量输出电路的组成、数/模(D/A)转换器工作原理。模拟量输出电路的作用是把微型机系统输出的数字量转换成模拟量输出，该任务主要由数/模(D/A)变换器来完成。由于D/A转换器需要一定的转换时间，在转换期间，输人待转换的数字量应该保持不变，而微型机系统输出
的数据在数据总线上稳定的时间很短，因此在微机系统与D/A换器间必须用锁存器来保持数字量的稳定，经过D/A转换器得到的模拟信号一般要经过低通滤波器，使其输出波形平滑，同时为了能驱动受控设备，可以采用功率放大器作为模拟量输出的驱动电践 D/A转换器的作用是将二进制的数字量转换为相应的模拟量，其主要部件是电阻开关网络和集成运算放大器。
三、开关量输入及输出电路
开关量输人、输出电路是非常重要的教学内容。学员只有明白了断路器、变压器分接头的位置状态是如何被采集和输出后才能更好地工作。
在变电站综合自动化系统的数据采集中，除模拟信号外，还有大量的以二进制数字变化为特点的信号，如隔离开关、断路器的状态，按钮、普通的开关、刀闸、断路器的触点以及人机联系的功能键的状态等，称为开关量。
1.开关量输入电路
开关量输入电路的基本功能就是将变电站内需要的状态信号引人微机系统，如断路器状态、继电保护信号等。开关量输人电路由消抖滤波电路、信号调节电路、控制逻辑电路、驱动电路、地址译码电路、隔离电路等组成。培训中讲清消抖滤波电路与信号调节电路、电隔离技术的应用、驱动控制与端口地址译码问题，特别是要了解简单的开关量输人电路。开关量信号都是成组并行输人(出)微机系统的，每组一般为微机系统的字节，即8, 16或32位，对于断路器、隔离开关等开关量的状态，体现在开关量信号的每一位上，如断路器的分、合两种工作状态，可用0, 1表示。简单的开关量输人电路包括断路器和隔离开关的辅助触点、跳合闸位置继电器触点、有载调压变压器的分接头位置等输入、外部装置闭锁重合闸触点输人、装置上连接片位置输入等回路。
2开关量输出回路
开关量输出电路主要是将CPU送出的数字信号或数据进行显示、控制或调节，如断路器跳闸命令和屏幕显示、报警信号等。开关量输出电路与输人电路基本一样。简单的开关量输出主要包括保护的跳闸出口以及本地和中央信号等，一般都采用并行接口的输出来控制有触点继电器(干簧或密封小中间继电器)的方法，但为提高抗干扰能力，最好也经过一级光电隔离。
四、微型机系统和变电站综合自动化算法
微型机系统的CPU是由一片大规模集成电路芯片制成，不仅能进行算法逻辑运算，还能执行各种控制功能。配备一定容量的存储器、输人/输出设备的接口电路及系统总线。计算机监控系统都应具有数据采集和输出控制部分，这两个部分构成了基本测控单元的主要内容。数字信号处理器(DSP)是一种经过优化后用于处理实时信号的微控制器。
在变电站综合自动化系统中，计算机对采样值进行分析、计算得到所需的电流、电压的有效值和相位以及有功功率、无功功率等量，或者算出它们的序分量，或者线路和元件的视在阻抗，或者某次谐波的大小和相位等，并根据这些参数的计算结果以及定值，通过比较判断决定装置的动作行为，而完成上述分析计算和比较判断以实现各种预期功能的方法就称为变电站综合自动化系统算法。其主要任务是如何从包含有噪声分量的输入信号中快速、准确地计算出所需的各种电气量参数。培训中要说明研究算法的目的主要是提高运算的精确度和提高运算的速度。算法的运算速度将影响自动化装置检测量的检测和自动化装置的动作速度。变电站综合自动化系统中保护和监控对算法有不同要求。
五、人机对话、通信和电源插件
1.人机时话
人机对话的主要内容有显示画面与数据(包括时间、日期);单线图的状态、潮流信息;报警画面与提示信息;事件顺序记录。事故记录;趋势记录;装置工况状态显示;保护整定值;控制系统的配置显示，包括退出运行的装置的显示以及信号流程图表;值班记录;控制系统的设定显示等。主要介绍人机对话微型机系统的硬件原理、键盘响应电路、屏幕(液晶)显示电路、打印机的接口电路、多机通信和巡检开关、人机对话插件等。重点讲清人机界面操作和命令菜单使用说明。
2.通信插件
通信插件承担着装置的管理和通信任务，是承接装置与夕卜界通信及交换信息的管理插件，如与面板、PC调试软件、监控后台、工程师站、远动、打印机等的联系，根据保护的配置组织上送遥测、遥信、SOE、事件报文和录波信息等。通信插件可根据需要设置有Lan网口、以太网口、RS485口和RS232口，满足不同监控和远动系统的要求。另外，还设置有GPS对时功能，可满足网络对时和脉冲对时方式的要求。
3.电源插件
每个装置均有一个独立的开关电源，向其他插件供电，此开关电源与插件面板构成电源插件(又叫电源模件)。培训中要重点说明输出电压的作用。输出电压十SV为CPU及其芯片提供工作电源;15V为模拟输人回路运放提供工作电源;+24V为开出、开人回路提供电源。
六、操作回路
培训中分两个方面介绍操作回路。一是介绍断路器操作回路的原理框图，让学员明白操作回路的基本原理;二是让学员看懂实际的操作回路。
1断路器操作回路的原理框图
首先介绍断路器操作回路总体上分为合闸回路和跳闸回路两大部分，介绍合闸回路和跳闸回路的工作过程。手动操作时可选择遥控操作或就地操作。当就地/遥控选择开关打至遥控”位置时在后台机上手动遥控操作;当就地/遥控选择开关打至“就地”位置时工作人员在装置上就地操作断路器。然后介绍自动操作时保护接点通过连接压板直接接人控制电源进行断路器操作，并介绍防跳回路的作用和原理。最后介绍位置信号、控制回路断线和事故信号。
2.断路器操作回路实例
断路器操作回路的原理框图与实际操作回路还有一些距离，为了学员更好地工作，还需要讲解断路器实例操作回路，如南瑞继保电气有限公司RSC-941A型装置操作回路和南自IOKV线路保护测控柜断路器操作回路。
七、测控装置
测控装置用于各种电压等级的变电站中，综合考虑变电站对数据采集、处理的要求，以微机技术实现数据采集、控制、信号等功能。采用现场测控网络与安装于控制室的中心设备连接，依靠变电站自动化系统的间隔测控单元实现全变电站的监控。装置完全按照间隔单元实现测量、记录、监视、控制等功能，能够满足各种电压等级的变电站综合自动化系统的要求。
1.测控装置硬件结构与功能
测控装置主要由交流变换插件、CPU插件、显示面板、通讯插件、开入开出插件、电源插件等模块构成。测控装置功能有开关量变位遥信;电压、电流的模拟量输入;断路器遥控分合，空接点输出，出口动作保持时间可程序设定;脉冲累加单元，空接点开入;遥控事件记录及事件SOE;支持行业标准通讯接口。
2.PSR650系列数字式综合测控装置
PSR650系列数字式综合测控装置适用于各电压等级变电站等测量控制领域，实现四遥及同期合闸等自动功能。
PSR650系列数字式综合测控装置为19英寸机箱装置配置，2一3块交流采集模件(AC)，共采集12路电流、12路电压、1块直流温度采集模件(DC, TDC)可选，共12路采集、2块数字量采集模件(DI)，共40路采集(包括脉冲量采集);2块智能控制模件(OUT)，共20路开接点输出;CPU模件、POWER模件各一块。该装置插件图如图3所示。
PSR652数字式综合测控单元面板由液晶显示屏、二级管指示灶复归按钮和键盘等四部分组成。PSR 650系列数字式综合测控装置的键盘操作和液晶显示界面采用对话框结合菜单式操作方式。
八、总结
培训过程中从一般到特殊，再由特殊到一般。先讲授一般装置的原理与组成，再讲一个具体的测控装置的组成、原理、特点、功能。针对受训人员所在的工作环境、所使用的设备及上述电路的实物插件，拍一些相关实物图片放在课件里，让学员摸得着、看得见，以便更好地实施培训。培训的目的是为了实现知识更新，知识更新包含两个内容:理论学习和实践技能学习。“读书是学习，使用也是学习，而且是更重要的学习。”“精通的目的全在于应用。”培训更是体现在应用中。职工培训注重实际及相关技能的培养是职工培训与传统学校教育最大的不同之处，也是职工培训的特性所在。培训内容的安排、培训过程的实施、培训方式的设计等都应充分体现这一理念。学习内容不是固定不变，而是根据公司的实际情况作相应的变化，即从标准模式到量身定做，直接使用实际案例，案例分析要与当前的业务相结合。在教学形式上，强调业务导向、结果导向和日常工作导向，现场培训采用团队学习、专题讨论等方式，很好地促进了技能的传播，使员工具有多种技能。
几年的培训实践表明，要做好培训，培训师的学习力要强，要不断更新知识和观念，在课程中充实新的理论和案例，理论联系实际，培训方法多样，案例教学效果会更好。通过培训使员工的理论水平和实践技能综合素质得到提升，从而进一步提升企业竟争力。
摘要： 近年来，随着“两网”改造的深入和电网运行水平的提高，大量采用远方集中监视、控制等变电站综合自动化系统，既提高了劳动生产率，又减少了人为误操作的可能。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，但同样也不可避免地带来了一些问题，如变电站综合自动化系统的技术标准问题，以及运行和检修的管理体制等问题。基于运行经验，该文介绍了变电站综合自动化系统，从技术、管理、人员素质等方面阐述了当前变电站综合自动化系统实际应用中存在的若干问题，并针对这些问题提出了一些建议。
关键词： 变电站综合自动化系统；站内监控功能；通信规约；设备选型
变电站综合自动化系统自20世纪90年代以来，一直是我国电力行业中的热点之一。它既是电力建设的需要也是市场的需要，我国每年变电站的数量以3%～5%的速度增长，每年有千百座新建变电站投入运行；同时根据电网的要求，每年又有不少变电站进行技术改造，以提高自动化水平。近几年来我国变电站综合自动化技术，无论从国外引进的，还是国内自行开发研制的系统，在技术和数量上都有显著的发展。
但工程实际当中，部分变电站综合自动化系统功能还不能充分发挥出来，存在问题较多，缺陷率很高，不能实现真正的无人值班。
1 变电站综合自动化系统的现状及其存在的问题
1.1 技术标准问题
目前变电站综合自动化系统的设计还没有统一标准，因此标准问题（其中包括技术标准、自动化系统模式、管理标准等问题）是当前迫切需要解决的问题。
1.1.1 生产厂家的问题
目前在变电站综合自动化系统选型当中存在着如所选系统功能不够全面，产品质量不过关，系统性能指标达不到要求等情况，主要有以下问题：
•由于变电站综合自动化设备的生产厂家过分重视经济利益，用户又过分追求技术含量，而不重视产品的性能及实用性，因而一批技术含量虽较高，但产品并不过关，甚至结构、可靠性很差的所谓高技术产品不断被使用。厂家只要有人买就生产，改进的积极性不高，甚至有些产品生产过程中缺乏起码的质量保证措施，有些外购部件更是缺乏管理，因而导致部分投产的变电站问题较多；
•有些厂家就某产品只搞技术鉴定，没搞产品鉴定；
•另外，生产厂家对变电站综合自动化系统的功能、作用、结构及各项技术性能指标宣传和介绍不够，导致电力企业内部专业人员对系统认识不透彻，造成设计漏洞较多。
1.1.2 不同产品的接口问题
接口是综合自动化系统中非常重要而又长期以来未得到妥善解决的问题之一，包括RTU、保护、小电流接地装置、故障录波、无功装置等与通信控制器、通信控制器与主站、通信控制器与模拟盘等设备之间的通信。这些不同厂家的产品要在数据接口方面沟通，需花费软件人员很大精力去协调数据格式、通信规约等问题。当不同厂家的产品、种类很多时，问题会很严重。
如果所有厂家的自动化产品的数据接口遵循统一的、开放的数据接口标准，则上述问题可得到圆满解决，用户可以根据各种产品的特点进行选择，以满足自身的使用要求。
1.1.3 抗干扰问题
关于变电站综合自动化系统的抗干扰问题，亦即所谓的电磁兼容问题，是一个非常重要然而却常常被忽视的方面。传统上的变电站综合自动化设备出厂时抗干扰试验手段相当原始，仅仅做一些开关、电焊机、风扇、手提电话等定性实验，到现场后往往也只加上开合断路器的试验，一直没有一个定量的指标，这是一个极大的隐患。
变电站综合自动化系统的抗干扰措施是保证综合自动化系统可靠和稳定运行的基础，选择时应注意， 合格的自动化产品，除满足一般检验项目外，主要还应通过高低温试验、耐湿热试验、雷电冲击电压试验、动模试验，而且还要重点通过四项电磁兼容试验，分别是：1 MHz脉冲干扰试验、静电放电干扰试验、辐射电磁场干扰试验、快速瞬变干扰试验。
1.1.4 传输规约和传输网络的选择问题
变电站和调度中心之间的传输规约。目前国内各个地方情况不统一，变电站和调度中心之间的信息传输采用各种形式的规约，如部颁CDT、SC-1801、DNP3.0等。
1995年IEC为了在兼容的设备之间达到互换的目的，颁布了IEC 60870-5-101传输规约，为了使我国尽快采用远动传输的国际标准，1997年原电力部颁布了国际101规约的国内版本DL/T 634-1997，并在1998年的桂林会议上进行了。该规约为调度端和站端之间的信息传输制定了标准，今后站端变电站综合自动化设备与远方调度传输协议应采用101规约。
站内局域网的通信规约。目前许多生产厂家各自为政，造成不同厂家设备通信连接的困难和以后维护的隐患。
1997年IEC颁布了IEC 60870-5-103规约，国家经贸委在1999年颁布了国际103规约的国内版本DL/T 667-1999，并在2000年的南昌会议上进行了，103规约为继电保护和间隔层（IED）设备与变电站层设备间 的数据通信传输规定了标准，今后变电站综合自动化系统站内协议要求采用103规约。
电力系统的电能计量传输规约。对于电能计量采集传输系统，IEC在1996年颁布的IEC 60870-5-102标准，即我国电力行业标准DL/T 719-2000，是我们在实施变电站电能计量系统时需要遵守的。
上述的三个标准即常说的101、102、103协议，运用于三层参考模型（EPA）即物理层、链路层、应用层结构之上，是相当一段时间里指导变电站综合自动化技术发展的三个重要标准。这些国际标准是按照非平衡式和平衡式传输远动信息的需要制定的，完全能满足电力系统中各种网络拓扑结构，将得到广泛应用。
IECTC57即将制定无缝远动通信体系结构，具有应用开放和网络开放统一的传输协议 IEC 61850。该协议将是变电站(RTU或者变电站综合自动化系统)到控制中心的唯一通信协议，也是变电站综合自动化系统，甚至控制中心的唯一的通信协议。目前各个公司使用的标准尚不统一，系统互联和互操作性差，因此，在变电站综合自动化系统建设和设备选型上应考虑传输规约问题，即在变电站和控制中心之间应使用101规约，在变电站内部应使用103规约，电能量计量计费系统应使用102规约。新的国际标准IEC 61850颁布之后，变电站综合自动化系统从过程层到控制中心将使用统一的通信协议。
1.1.5 开放性问题
变电站综合自动化系统应能实现不同厂家生产的设备的互操作性(互换性)；系统应能包容变电站自动化技术新的发展要求；还必须考虑和支持变电站运行功能的要求。而现有的变电站综合自动化系统却不能满足这样的要求，各厂家的设备之间接口困难，甚至不能连接，从而造成各厂家各自为政，重复开发，浪费了大量的财力物力。
另外，各种屏体及设备的组织方式不尽相同，给维护和管理带来许多问题。
在我们现有的综合自动化设备中，厂家数量较多,各厂不同系列的产品造成产品型号复杂，备品备件难以实现，设备运行率低的问题。
1.2 组织模式选择的问题
变电站综合自动化系统实现的方案随着变电站的规模、复杂性、变电站在电力系统的重要地位、所要求的可靠性以及变电层和过程层总线的数据流率的不同而变化。如果一个变电站综合自动化系统模式选择合适的话，不仅可以节省投资、节约材料，而且由于系统功能全、质量高、其可靠性高、可信度大，更便于运行操作。因此，把好变电站综合自动化系统的选择关，意义十分重大。
目前应用较广泛的变电站综合自动化系统的结构形式主要有集中式、分散与集中相结合和全分散式三种类型。现将三种结构形式的特点简述如下。
集中式：集中式结构的变电站综合自动化系统是指采用不同档次的计算机，扩展其接口电路，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，分别完成微机控制、微机保护和一些自动控制等功能。这种系统结构紧凑、体积小、可减少占地面积、造价低，适用于对35 kV或规模较小的变电站，但运行可靠性较差，组态不灵活。
分散与集中相结合：分散与集中相结合的变电站综合自动化系统是将配电线路的保护和测控单元分散安装在开关柜内，而高压线路和主变压器保护装置等采用集中组屏的系统结构。此结构形式较常用，它有如下特点：
•10～35 kV 馈线保护采用分散式结构，就地安装，可节约控制电缆，通过现场总线与保护管理机交换信息。
•高压线路保护和变压器保护采用集中组屏结构，保护屏安装在控制室或保护室中，同样通过现场总线与保护管理机通信，使这些重要的保护装置处于比较好的工作环境，对可靠性较为有利。
•其他自动装置中，如备用电源自投控制装置和电压、无功综合控制装置采用集中组屏结构，安装于控制室或保护室中。
全分散式：全分散式的变电站综合自动化系统是以一次主设备如开关、变压器、母线等为安装单位，将控制、I/O、闭锁、保护等单元分散，就地安装在一次主设备屏（柜）上。站控单元通过串行口与各一次设备相连，并与管理机和远方调度中心通信。它有如下特点：
•简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积。
•减少了施工和设备安装工程量。由于安装在开关柜的保护和测控单元在开关柜出厂前已由厂家安装和调试完毕，再加上铺设电缆的数量大大减少，因此现场施工、安装和调试的工期随之缩短。
•简化了变电站二次设备之间的互连线，节省了大量连接电缆。
•全分散式结构可靠性高，组态灵活，检修方便，且抗干扰能力强，可靠性高。
上述三种变电站综合自动化系统的推出，虽有时间先后，但并不存在前后替代的情况，变电站结构形式的选择应根据各种系统特点和变电站的实际情况，予以选配。如以RTU为基础的变电站综合自动化系统可用于已建变电站的自动化改造，而分散式变电站综合自动化系统，更适用于新建变电站。
由于微处理器和通信技术的迅猛发展，变电站综合自动化系统的技术水平有了很大的提高，结构体系不断完善，全分散式自动化系统的出现为变电站综合自动化系统的选型提供了一个更广阔的选择余地。伴随着变电站综合自动化系统应用的增多，无论是新建、扩建或技改工程，其综合自动化系统的选型都应该严格执行有关选型规定，力求做到选型规范化。经选用的变电站自动化系统不仅要技术先进、功能齐全、性能价格比高，系统的可扩展性和适用性好，而且要求生产厂家具有相当技术实力，有一定运行业绩和完整的质量保证体系、完善的售后服务体系。
1.3 电力管理体制与变电站综合自动化系统关系问题
变电站综合自动化系统的建设，使得继电保护、远动、计量、变电运行等各专业相互渗透，传统的技术分工、专业管理已经不能适应变电站综合自动化技术的发展，变电站远动与保护专业虽然有明确的专业设备划分，但其内部联系已经成为不可分割的整体，一旦有设备缺陷均需要两个专业同时到达现场检查分析，有时会发生推诿责任的情况，造成极大的人力资源浪费，而且两专业衔接部分的许多缺陷问题成为“两不管地带”，不利于开展工作。
在专业管理上，变电站综合自动化设备的运行、检修、检测，尤其是远动系统的实时性、遥测精度、遥信变位响应速度、信号复归和事故总信号等问题仍需要规范和加强；对传动实验及通道联测的实现、软件资料备份等问题提出了新的课题内容。
1.4 运行维护人员水平不高的问题
解决好现行的变电站综合自动化系统管理体制和技术标准等问题的同时，还要培养出一批高素质的专业队伍。
目前，变电站综合自动化系统绝大部分设备的维护依靠厂家，在专业管理上几乎没有专业队伍，出了设备缺陷即通知相应的厂家来处理，从而造成缺陷处理不及时等一系列问题。
要想维护、管理好变电站综合自动化系统，首先要成立一只专业化的队伍，培养出一批能跨学科的复合型人才，加宽相关专业之间的了解和学习。
其次，变电站综合自动化专业的划分应尽快明确，杜绝各基层单位“谁都管但谁都不管”的现象。变电站综合自动化专业的明确，对于加强电网管理水平，防止电网事故具有重大意义。
2 结束语
近年来，通信技术和计算机技术的迅猛发展，给变电站综合自动化技术水平的提高注入了新的活力，变电站综合自动化技术正在朝着网络化、综合智能化、多媒体化的方向发展。
鉴于变电站综合自动化系统当前还缺乏一个统一的国家标准，这就需要与之相关的各岗位的电力工作者 在实际操作过程中不断总结经验，找到其规律性，不能因循守旧，而应根据具体情况，遵循科学、严谨的工作原则，用发展的眼光来进行变电站综合自动化系统的建设，以保证电网安全、经济、优质地运行。
摘 要： 本文论述了一种变电站综合自动化系统通信网络的设计。该通信系统具有信息传送效率高，安全、可靠性好，可扩展性强的特点。通信软件应用RTOS开发平台，采用先进的、标准的和成熟的通信网络技术，充分考虑网络的开放性、可扩充性等相关问题，并已成功应用于多家变电站。
关键词： 变电站综合自动化 通信网 接口 实时多任务操作系统
0. 引言
变电站是输配电系统中的重要环节，是电网的主要监控点。近年来，随着我国经济高速发展，电压等级和电网复杂程度也大大的提高。传统变电站一次设备和二次设备已无法满足降低变电站造价和提高变电站安全与经济运行水平这两方面的要求。
而现在变电站所采用的综合自动化技术是将站内继电保护，监控系统，信号采集，远动系统等结合为一个整体，使硬件资源共享，用不同的模式软件来实现常规设备的各种功能。用局域网来代替电缆，用主动模式来代替常规设备的被动模式。具有可靠、安全、便于维护等特点。
分散分层分布式是变电站综合自动化系统的发展方向，这就对通信的可靠性提出了更高的要求，选择一个可靠、高效的网络结构，是解决问题关键。90年代中期，国内外曾掀起一场“现场总线热”，但是由于技术上的原因以及采用设备总线时信息量大且传输较慢的特点，造成了现场总线存在多种标准，阻碍了其发展。以太网经过若干年的发展，技术上日臻成熟。随着嵌入式以太网微处理器的发展，以太网已十分便利的应用于变电站综合自动化系统。以太网具有高速、可靠、安全、灵活的特点，使其在变电站综合自动化系统中有广阔的应用前景。
1. 变电站通信系统结构
系统结构示意图如图1所示。
从图上可以看出：
1）管理和控制一体化局域网将无可争议地选用以太网。
2）间隔级控制总线在FF-H2总线尚未成熟的情况下，工业级以太网和Profibus MMS（Manufacturing Messageing Specification制造厂信息规范）将是一个比较好的选择。
3）可编程逻辑控制器PLC被发展成PCC(Programable computer controller),即用智能模块实现逻辑及自动控制功能，它比常规的PLC具有可交流采样、通讯组态方便等优点。
2. 变电站综合自动化系统通信网的基本设计原则
通信在变电站综合自动化占有重要的地位。其内容包括当地采集控制单元与变电站监控管理层之间的通信，变电站当地与远方调度中心之间的通信。系统通讯网架的设计是十分关键的，本文从以下方面考虑变电自动化系统通信网的设计：
1）电力系统的连续性和重要性，通讯网的可靠性是第一位的。
2）系统通讯网应能使通讯负荷合理分配，保证不出现“瓶颈”现象，保证通讯负荷不过载，应采用分层分布式通讯结构。此外应对站内通讯网的信息性能合理划分，根据数据的特征是要求实时的，还是没有实时性要求以及实时性指标的高低进行处理。另外系统通信网设计应满足组合灵活，可扩展性好，维修调试方便的要求。
3）应尽量采用国际标准的通信接口，技术上设计原则是兼容目前各种标准的通信接口，并考虑系统升级的方便。
4）应考虑针对不同类型的变电所的实际情况和具体特点，系统通信网络的拓扑结构是 灵活多样的且具有延续性。
5）系统通信网络应采用符合国际标准的通信协议和通信规约。
6）对于通信媒介的选用，设计原则是在技术要求上支持采用光纤，但实际工程中也考虑以屏蔽电缆为主要的通信媒介。
7）为加速产品的开发，保持对用户持续的软件支持，对用户提出的建议及要求的快速响应，就要求摆脱小作坊式的软件开发模式，使软件开发从“小作坊阶段”进入“大生产阶段”， 采用先进的通信处理器软件开发平台实时多任务操作系统RTOS并开发应用与其之上的通信软件平台。
3. 通信网的软硬件安装
3.1.硬件的选择
为了保证通信网的可靠性，通信网构成芯片必须保证在工业级以上，以满足湿度、温度和电磁干扰等环境要求。通讯CPU采用摩托罗拉公司或西门子公司的工控级芯片，通讯介质选择屏蔽电缆或光纤。
3.2. 接口程序
采用国际标准的通信接口，技术上设计原则是兼容目前各种标准的通信接口，并考虑系统升级的方便。装置通信CPU除保留标准的RS232/485口用于系统调试维护外，其它各种接口采用插板式结构，设计支持以下三类共七种方式：标准RS485接口，考虑双绞线总线型和光纤星型耦合型；标准 Profibus FMS 接口，考虑双绞线总线型、光纤环网、光纤冗余双环网；标准Ethernet ，考虑双绞线星型和光纤星型（通信管理单元考虑以上两种类型的双冗余配置）。
3.3. 通信协议和通信规约
系统通信网络应采用符合国际标准的通信协议和通信规约，应建立符合变电站综合自动化系统结构的计算机间的网络通讯，根据变电站自动化系统的实际要求，在保证可靠性及功能要求的基础上，尽量注意开放性及可扩充性，并且所选择的网络应具有一定的技术先进性和通用性，尽量靠国际标准。长期以来，不同的变电站监控系统采用不同的通信协议和通信规约，如何实现不同系统的互连和信息共享成为一个棘手的问题，应采用规范化、符合国际标准的通信协议和规约。为此在系统中选用了应用于RS485网络的IEC61870-5-103规约、应用于Profibus 的MMS行规以及应用于TCP/IP上的MMS行规。它们都具有可靠性、可互操作性、安全性、灵活性等特点。
4.通信软件的设计与实现
通信软件的设计涉及到多种设备的配合问题，本文只以DF3003变电站综合自动化系统的通信网络为例，介绍变电站综合自动化系统通信软件设计与运行原理。
4.1. 软件功能与运行原理
在DF3003变电站综合自动化系统中，采用二级分层分布式网络。针对110KV中压变电站的要求，我们可采取图2所示的组网方式。后台与主站都是一种监控系统，其主要功能为监视各智能单元的运行状态，并能对各智能单元进行控制。而监控系统为完成其主要功能所需要的各种数据都是由通讯转换器DF3211或保护管理单元DF3210来提供的。因此，从数据流控制的角度来看，通讯程序主要完成智能单元运行状态信息的上报和监控系统控制信息的下发两种功能。智能单元的运行状态信息一般包括遥测数据、遥信数据、电度数据、突发数据等。监控系统的控制信息则包括遥控命令、对时命令、查询命令等。本文中的变电自动化系统通讯程序所要完成的数据结构与函数过程如图3所示。
4.2. 软件开发平台——RTOS
随着应用的复杂化，对控制精度、智能化程度的要求越来越高，一个微处理器往往要同时完成很多任务。体现在变电站自动化通信产品中，由于信息采集量越来越大，信息交换越来越频繁，简单地用单一任务来轮询，往往造成通信的“瓶颈”现象，如保护和测量设备采集到的实时信息无法及时向上传递。多任务编程的特点是：程序在功能上以任务的形式存在，
各个任务之间相对独立，可通过操作系统提供的资源，进行任务间的信息交换和相互控制，可通过优先级、时间片来控制各任务执行的顺序。多任务编程的特点打破了传统软件顺序执行的框架，便于程序的系统开发、调试及维护。实时多任务操作系统RTOS（Real Time Operating System）是面向21世纪嵌入式设计的基础和标准开发平台。高性能软件开发平台可以使嵌入式软件程序的开发进入规模化和产业化生产。有了高性能开发平台，可以极大的提高软件开发的效率，RTOS体现了一种新的系统设计思想和一个开放的软件框架，在此基础上，可以设计一种更为通用的通用软件平台，软件工程师可以在不大量变动系统其他任务的情况下增加或删除一个通信规约；一个大项目开发的过程中，可以有多个工程师同时进行系统的软件开发，各个人之间只要制订好规程和协议即可，既缩短了开发时间，又降低了最终通信软件产品对于具体某个人的依赖性。
4.3. 与因特网结合
通信管理单元提供内置的WEB-SERVER，可动态向外部系统数据，这部分可采用在RTOS之上外购WEB—SERVER模块来开发完成，更为方便的是，在设置各种系统参数和浏览现场实时数据时，只需要一个标准的浏览器软件，如Microsoft 的IE即可。
5. 改进的网架结构
当变电综合自动化系统中的通信可靠性要求进一步提高时，可采用图4所示的网架结构。即对通信管理单元和通道实行主备切换的模式，但这种模式对通信管理单元和通信切换器的要求较高。在这种模式下，当通信管理单元损坏或通道故障时均得到切换，因此这种模式更可靠、更安全。
6.结论
本文所述的变电站综合自动化通信系统采用代表国际技术发展潮流，先进的、标准的和成熟的通信网络技术。采用双网网络，双机热备用，光纤双环冗余自愈系统，采用国际标准通信规约协议，充分考虑网络的开放性、可扩充性及工程化的相关问题。本通信系统具有速度快，可靠性高，可扩展性强等特点，已经成功的应用于多家变电站。
摘要：本文讨论了变电站综合自动化有关的技术要求和基本的功能配置，结合我国变电站自动化的研究及应用现状，对其在工程应用中存在的问题进行了探讨，并提出相应的理解及认识。
关键词：变电站，综合自动化，功能，智能单元
1． 引言
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，各大专业厂家亦把变电站自动化系统的开发做为重点开发项目，不断地完善和改进相应地推出各具特色的变电站综合自动化系统，以满足电力系统中的要求。
国外从80年代初开始进行研究开发，到目前为止，各大电力设备公司都陆续地推出系列化的产品。如ABB，SIEMENS,HARRIS等公司，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：一是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；二是对高压变电站（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：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。
2．2 数据采集
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 人机联系
2．9 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。
2．10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。
变电站综合自动化系统应具有同调度中心对时，统一时钟的功能，还应具有当地运行维护功能。
2．11 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
3．1 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。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。
2）．集中式系统结构
系统的硬件装置、数据处理均集中配置，采用由前置机和后台机构成的集控式结构，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，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。在此值得一提的是这种结构形成的原由，变电站二次产品早期开发过程是按保护、测量、控制和通信部分分类、独立开发，没有从整个系统设计的指导思想下进行，随着技术的进步及电力系统自动化的要求，在进行变电站自动化工程的设计时，大多采用的是按功能‘拼凑’的方式开展，从而导致系统的性能指标下降以及出现许多无法解决的工程问题。
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。
段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。
3．2 基本的模式
1）．基本配置：
（1） 集中处理集中布置：将集控式屏、台都集中布置在主控制室。
（2） 分布处理集中布置：将分布式单功能设备集中组屏仍集中布置在主控制室。
（3） 分布处理分散布置：将分布式单功能设备布置在一次设备的机柜内或采用就地就近组屏分散设置的方式。
2）．基本模式：
（1） 对于新建变电站的自动化系统的设计方式：
A．对于容量较大、设备进出线回路数较多、供电地位重要且投资较好的变电站，可采用分层分布式结构的双机备用系统，辅之相应的保护、测量、控制及监测功能，并完成远方RTU的功能。
B．对于容量较小，主接线简单，供电连续性要求不高的变电站，宜取消常规的配置及前置机，采用单机系统，完成保护、测量、控制等功能的管理，并完成远方RTU的功能。
（2） 对于扩建及改造现有的按常规二次系统设计的自动化系统设计方式：
A．改造项目可采用新配置的具有三遥（或四遥）功能的RTU,完成对老站保护动作信息、设备运行状态及部分功能的测量，并对原有的常规二次设备进行必要的改造或RTU增加数据采集板，使之能与增设的自动化设备构成整体。
B．当扩建项目的范围较大，用户对自动化的要求较高，投资又允许时，通常采用自动化系统方案。
4． 几个问题的认识及探讨
4．1 变电站自动化的基本概念
变电站自动化是指应用自动控制技术、信息处理和传输技术，通过计算机硬软件系统或自动装置代替人工进行各种运行作业，提高变电站运行、管理水平的一种自动化系统。变电站自动化的范畴包括综合自动化技术；变电站综合自动化是指将二次设备（包括控制、保护、测量、信号、自动装置和远动装置）利用微机技术经过功能的重新组合和优化设计，对变电站执行自动监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统，它是自动化和计算机、通信技术在变电站领域的综合应用。其具有以下特征：
1）．功能综合化：是按变电站自动化系统的运行要求，将二次系统的功能综合考虑，在整个的系统设计方案指导下，进行优化组合设计，以达到协调一致的继电保护及监控系统。‘综合’（INTEGRATED）并非指将变电站所要求的功能以‘拼凑’的方式组合，而是指在满足基本要求的基础上，达到整个系统性能指标的最优化。表现在：
（1） 简化变电站二次设备的硬件配置，尽量避免重复设计。如远动装置和微机监测系统功能的重复设置，没有达到信息共享。
（2） 简化变电站各二次设备之间的互联线，节省控制电缆，减少PT、CT的负载。力争克服以前计量、远动和当地监测系统所用的变送器各自设置，不仅增加投资而且还造成数据测量的不一致性。
（3） 保护模块相对独立，网络及监测系统的故障不应影响保护功能的正常工作；对于110kV及以上电压等级变电站，由于其重要程度，应考虑保护、测量系统分开设置；而对于110kV以下低压变电站，就目前的技术应用水平及工程应用角度而言，可以考虑将保护与测控功能合为一体的智能单元，这样不但利于运行管理及工程组合，而且降低投资成本。
（4） 减少安装施工和维护的工作量，减少总占地面积，降低总造价或运行费用。
（5） 提高运行的可靠性和经济性，保证电能质量。
（6） 有利于全系统的安全、稳定控制。
2）．系统构成的数字化及模块化：保护、控制、测量装置的数字化（即采用微机实现，并具有数字化通信能力），利于把各功能模块通过通信网络连接起来，便于接口功能模块的扩充及信息的共享。另外方便模块的组态，适应工程的集中式、分布分散式和分布式结构集中式组屏等方式。
3）．操作监视屏幕化：当变电站有人值班时，人机联系在当地监控系统的后台机（或主机）上进行，当变电站无人值班时，人机联系功能在远方的调度中心或操作控制中心的主机或工作站上进行，不管那种方式，操作维护人员面对的都是CRT屏幕，操作的工具都是键盘或鼠标。
4）．运行管理智能化：体现在无人值班、人机对话及操作的屏幕化、制表、打印、越限监视和系统信息管理、建立实时数据库和历史数据库、开关操作及防误操作闭锁等方面，能够减轻工作人员的劳动及人无法做到的工作。
4．2 变电站综合自动化站内通信网络的建立
变电站内传送或交换的基本信息有：测量及状态信息；操作信息；参数信息。根据信息传送的性能要求，大致可分两类考虑，一类要求实时响应较高的信息，如事故的检出、告警、事件顺序记录和用于保护动作的信息，要求传送速度较高；另一类是对时间响应要求不高的信息，如用于录波、记录及故障分析的信息，可允许较长的传送时间。对于不同的数据亦有不同的安全性要求，站内通信网联系站内各个智能单元、后台监控及远方通信装置，是整个系统的关键，根据实际系统结构及工程实际需要，大致按以下原则考虑：
1）．电力生产的连续性和重要性，通信网的可靠性应放在第一位．一方面应具有较强的抗干扰能力，以满足温度、湿度和电磁干扰等环境要求，另一方面应考虑备用措施。
2）．站内通信网应根据通信负荷的特点合理分配，保证不出现‘瓶颈’现象，通讯负荷不过载，对于大型变电站考虑100~256个负载节点，一般中小型变电站考虑不超过60~100个负载节点。通讯距离设计考虑不超过1kM.。
3）．站内通信网应满足组合灵活、可扩展性好、具有较好的开放性以及调试维修方便的要求。宜采用总线形网络。
4）．通信媒介的选用原则是尽量采用光纤，考虑到工程的经济性，仍可采用电缆作为主要的通信媒介，但电缆接口一般设有隔离变压器，以抑制共模干扰．
5）．站内通信网的协议及规约应尽量符合国家及国际标准．
6）．站内通信网的站级通信网由于处于较佳的运行环境，其信息流较大（分布式集中布置），故可采用高速网；段级通信网根据实际工程需要，并且可能处于运行环境比较恶劣（分布式分散布置），因实际的信息量不是很大，可考虑慢速网（如现场总线或485通信方式）的环境。
4．3 实际工程设计的考虑
为了使实际工程工作可靠，维护方便，扩展灵活，易于用户操作和管理，在系统不同的层次，需解决不同的问题。
1）．前置智能单元
前置智能单元是系统的基层，执行系统最基本的功能，如保护、测量、控制等。我们希望这些基层模块尽量不受网络状态的影响，特别是继电保护装置，要求在无网络的状态下能完成保护的基本功能，因此在设计基层装置时，尽量采用自成一体的办法。
为了提高基层功能模块的质量，尽量采用通用化的模块，因此硬件平台的模块化设计，在基层尤为重要。本着这种思想设计出有限品种的模块，拼装成不同的功能装置，这对模块设计成本的降低、生产的组织等均具有好处。
在实际应用中，为了减少基层模块软件对工程的依赖性（即工程有关部分的软件），一种办法将与工程有关的软件改成系统配置文件存于可擦写的存储器内，另一种办法是将与工程有关的（例如通信规约）软件用一个独立的模块来实现。
2）．网络通信层
为了保证网络层的完好，应该注意对网络层的监视，这可以从后台和前置两个层次来实现，在硬件条件比较好的地方，可以采取两个独立通讯网络工作，或同时工作，或者互为备用。
3）．后台监控
后台监控的操作、管理、维护是系统中用户最关心的问题，为了减少用户对厂家的依赖，在后台软件的设计中特别要注意人机界面的友善性，操作要方便、易学、易懂，功能的开放性，当系统中功能模块的增加和减少或具有不同通信协议规约的设备加入，后台监控系统应能方便的增加及删除，操作也简单明了，不至于遇到上述问题时要修改后台软件。
摘要：科学技术的不断发展，变电站综合自动化系统取代传统的变电站二次系统，已成为电力系统的发展趋势。本文就变电站综合自动化系统的概念，在工业项目中的应用进行了阐述。
关键词：变电站 综合自动化系统 应用
随着科学技术的不断发展，计算机已渗透到了世界每个角落。电力系统也不可避免地进入了微机控制时代，变电站综合自动化系统取代传统的变电站二次系统，已成为当前电力系统发展的趋势。
1 变电站综合自动化系统的概念
变电站综合自动化系统以其简单可靠、可扩展性强、兼容性好等特点逐步为国内用户所接受，并在一些大型变电站监控项目中获得成功的应用。
1.1 系统概念
1.1.1系统设计思想
完整的变电站综合自动化系统除在各控制保护单元保留紧急手动操作跳、合闸的手段外，其余的全部控制、监视、测量和报警功能均可通过计算机监控系统来完成。变电站无需另设远动设备，监控系统完全满足遥信、遥测、遥控、遥调的功能以及无人值班之需要。从系统设计的角度来看有以下特点：
(1)分布式设计。
系统采用模块化、分布式开放结构，各控制保护功能均分布在开关柜或尽量靠近开关的控制保护柜上的控制保护单元，所有的控制、保护、测量、报警等信号均在就地单元内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机，各就地单元相互独立，不相互影响。
(2)集中式设计。
系统采用模块化、集中式立柜结构，各控制保护功能均集中在专用的采集、控制保护柜，所有的控制、保护、测量、报警等信号均在采集、控制保护柜内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机。
(3)简单可靠。
由于用多功能继电器替代了传统的继电器，可大大简化二次接线。分布式设计在开关柜与主控室之间接线；而集中式设计的接线也仅限于开关柜与主控室之间，其特点是开关柜内接线简单，其余接线在采集、控制保护柜内部完成。
(4)可扩展性。
系统设计可考虑用户今后变电站规模及功能扩充的需要。
(5)兼容性好。
系统由标准化之软硬件组成，并配有标准的串行通讯接口以及就地的I/O接口，用户可按照自己的需要灵活配置，系统软件也能容易适应计算机技术的急速发展。
1.1.2系统规范
采用目前最为流行的工业标准软件，UNIX操作系统，X窗口人机接口及TCP/IP网络通讯规约。为满足开放系统之要求，系统设计一般采用：可携性软件设计——容许硬件技术发展后之软件转换；标准计算机产品——容许整个系统高度兼容性能。
1.2 系统功能
系统与用户之间的交互界面为视窗图形化显示，利用鼠标控制所有功能键等标准方式，使操作人员能直观地进行各种操作。一般来说，系统应用程序菜单为树状结构，用户利用菜单可以容易到达各个控制画面，每个菜单的功能键上均有文字说明用途以及可以到达哪一个画面，每个画面都有报警显示。
所有系统之原始数据均为实时采集。
系统应用程序的每一项功能均能按用户要求及系统设计而改编，以符合实际需要，并可随变电站的扩建或运行需要而灵活地进行扩充和修改。一般情况下系统可按以下基本功能配置：(1)系统配置状况；(2)变电站单线图；(3)报警表；(4)事件表；(5)遥控修改继电器整定值；(6)操作闭锁；(7)电量报表；(8)趋势图。
1.2.1变电站单线图
单线图可显示变电站系统接线上各控制对象的运行状态并动态更新，例如：
(1)馈线开关之状态，开关的状态可用颜色区别。
(2)开关的操作由鼠标选择对应之开关或刀闸。
(3)每路馈线之测量值可在同一画面上显示。
(4)继电器整定值可修改。
1.2.2数据采集、处理
采集有关信息，如开关量、测量量、外部输入讯号等数据，传至监控系统作实时处理，更新数据库及显示画面，为系统实现其他功能提供必需的运行信息。
1.2.3运行监视
系统的运行状况可通过文字、表格、图像、声音或光等方式为值班人员及时提供变电所安全监控所必需的全部信息。
(1)报警。
按系统实际需要，用户可以指定在某些事件发生时或保护动作时自动发出报警，如一般可设置在以下情况发出报警：开关量突变(如保护跳闸动作)；断路器位置错位；模拟量超过整定值；变压器保护动作(如瓦斯、温度)。
模拟量之越限值可在线修改。每个报警均有时间、报警信息及确认状态显示。
(2)事件。
系统中所有动作事件，如继电保护动作，断路器、隔离开关、接地刀闸的操作等。均可自动打印及存入系统硬盘记忆，如设置对以下情况的事件进行记录：所有报警信息；操作人员确认有关报警；开关的操作；继电器动作和状态信息；系统通讯状况。
每个事件均有时间及有关信息文字说明，并可自动打印记录。
1.2.4调整继电器整定值
可通过系统主机或集中控制柜修改各继电器的保护功能和整定值。所有遥改功能均为在线方式，修改完成后的定值将直接传回对应的继电器储存。
1.2.5操作闭锁
系统对所有操作对象均可设定闭锁功能，以防止操作人员误操作。
1.2.6模拟量采集及报表产生
采集的数据储存於系统硬盘作为编辑报表的基础。按变电站实际输入的信号，可制作出不同的报表：有功电量日、月、年报表；馈线电流日、月、年报表。
1.2.7趋势图
趋势图提供操作人员快速及直观的数据统计，趋势图可分为图形式或表格式两种。
2 变电站综合自动化系统在工业项目中的应用
2.1 国产化变电站综合自动化系统运用现状
国产化的变电站综合自动化系统在我院设计中用得并不多，其主要原因如下：(1)由于甲方、设计院对传统的继电器控制保护系统有长期的运行、设计和维护经验，故一般认为老系统的可靠性高；(2)国产化的变电站综合自动化系统目前在国内尚未普及，仅在个别地区供电部门的大力推荐下，在当地的一些变电站中开始尝试这一新技术；(3)进口的变电站综合自动化系统价格昂贵，只有部分大型新建的并由外资贷款的工程，由于外方对技术水平的要求，全套引进这部分的技术及设备；(4)目前操作人员的素质不高，对新系统缺乏了解。由于以上一些原因制约了变电站综合自动化系统在变电站的发展和运用。
2.2 变电站微机保护装置系统应用实例
在我院一个35kV变电所改造工程中，成功地将国产的变电站微机保护装置系统运用于终端变电站。施工图设计初期采用的是传统的电磁式继电器保护，并设置了信号屏。
2.2.1微机保护系统与传统保护系统的比较
传统的保护系统与微机保护装置系统的主要区别，在于用微机控制的多功能继电器替代了传统的电磁式继电器，并取消了传统的信号屏等装置，相应的信号都输入至计算机。为便于集中控制，采用集中式设计——将所有的控制保护单元集中布置，整个变电站二次系统结构非常简单清晰，所有设备由微机保护屏、微机采集屏、交直流屏和监控系统组成。屏柜的数量较传统的设计方式大量减少。由于各种微机装置均采用网络通讯方式与当地的监控系统进行通讯而不是传统的接点输出到信号控制屏，因此二次接线大量减少。同时由于采用了技术先进的当地监控系统来取代占地多、操作陈旧的模拟控制屏，使得所有的操作更加安全、可靠、方便。
2.2.2微机保护的系统配置及监控系统
系统保护由下列装置组成：
(1)线路保护装置。
(2)主变保护装置——可完成变压器的主、后备保护。
(3)综合保护装置。
(4)线路保护装置。
(5)电容器保护装置。
(6)备用电源自投装置。
(7)小电流接地检测装置。
(8)综合数据采集装置。
(9)监控系统的基本功能——数据采集、控制操作、画面制作、监视显示、事故处理、制表与打印。
2.2.3设计微机保护系统时应注意的问题
(1)由于控制和保护单元都是采用微机装置，故一些必要的开关量和模拟量应从开关柜引至微机采集、保护屏。根据控制和保护要求的不同，输入的量也不同。
(2)开关柜与微机装置之间的端子接线较简单，大量的二次接线在微机采集控制单元和保护单元内部端子连接。
(3)传统的继电保护整定计算结果不能直接输入到计算机，须转换为计算机整定值。
该变电所投产运行后，除开始操作人员对微机系统不熟悉原因使用过控制保护单元的紧急手动按钮外，基本上都在微机装置和监控计算机上操作，整个系统运行良好。
3 结束语
变电站微机自动化系统目前运用得还不够广泛，但在先进技术不断发展的今天，变电站自动化系统以其系统化、标准化和面向未来的概念正逐步取代了繁琐而复杂的传统控制保护系统。
