时间：2022-03-06 16:23:20
关键词：变电站 自动化 系统
0 引言
随着科学技术的不断发展，电力系统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。③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。④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。⑤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。⑥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 微机自动保护装置的应用
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。
2.1 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 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。
2.3 设计微机保护系统时应注意的问题
2.3.1 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。
2.3.2 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。
2.3.3 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。
【关键词】自动化;控制与操作
1.控制可靠性
1.1多级多地点控制功能 自动化系统的控制操作方式有远方遥控、站控、就地(后备操作)3种方式
远方遥控：由调度人员在调度端发出下行控制命令。站控操作：运行人员在变电站层监控主机发出操作命令，通过交互式对话过程，选择操作对象、操作性质，完成对某一操作过程的全部要求。就地操作：作为后备控制方式，当监控系统故障或网络故障时，可在间隔层的测控单元的小开关手动控制或通过就地监控单元装置上的薄膜键盘进行就地控制。
上述3种操作方式通过软件或使能开关可相互切换，当切换到后备手动控制时，站控及遥控命令不被执行；当切换到站控操作时，后备手动控制不产生任何作用，计算机对一台设备同一时刻只能执行一条控制命令，当同时收到一条以上命令或预操作命令不一致时，应拒绝执行，并给出错信息。每个被控对象只允许以一种方式进行控制。
1.2操作过程中软件的多次返校
1.2.1操作员权限设密，以杜绝误操作及非法操作。目前成熟的监控系统的软、硬件设备都具有良好的容错能力，即便运行人员在操作过程中发生一般性错误，均不引起系统的任何功能丧失或影响系统的正常运行，对意外情况引起的故障，系统都具有恢复功能。
1.2.2操作员工作站发出的操作指令，都必须经过选择—校核—执行等操作步骤，返校通过后再送至该点执行下一步骤。当某一环节出错，操作指令中断，并告警提示。每次操作结束后，系统自动记录操作过程并存盘。
1.2.3监控系统的双机配置 220kV及以上电压等级变电站自动化系统多作双机双网配置，作为人机接口的监控主站冗余配置，热备用工作方式，可保证任意设备故障时对控制功能无影响。时下的做法，监控主站用以太网相联并以HUB作为该以太网的管理。该网上任一装置异常，可将热备机切换为主机工作。
监控系统硬件的冗余配置，系统分层分布式结构，为变电站的控制与操作的可靠性提供了保证。
2.操作实现方式
为保证变电站控制与操作系统的可靠性、准确性，变电站的防误操作的设计也是重要环节之一。因为是计算机监控，变电站不再采用繁琐的电气联锁，可方便地实现多级联锁。对于分层分布式自动化系统，其操作闭锁方式也为分层分级式闭锁而与该系统结构相适应。每个间隔的测控装置，已引入该间隔的交流电流、电压、断路器位置及刀闸辅助接点作为遥测、遥信之用，这也为实现本间隔内的断路器及刀闸操作的防误操作提供了必要条件。智能型装置可很方便地利用上述信息进行编程，实现该间隔的操作闭锁功能。
对于全站的涉及多个电气间隔和多个电压等级间的操作闭锁，目前有3种不同的实现方式。其一，用软件实现，即将全站的防误操作闭锁用软件编程置于监控主机之内。监控主机可从通信网上获得全站所有开关、刀闸的状态信息及每个间隔控制终端的操作信息，引入设备操作规则，进行软件编程即可实现全站的操作闭锁功能。该方式应该说是最简单经济可靠的方案之一。其二，硬件闭锁，即西门子公司的8TK模式。西门子公司的LSA-678变电站自动化系统的一个主要特点便是8TK操作闭锁装置的相对独立性，8TK纯粹作为控制及操作闭锁之用，每个间隔的刀闸信息进8TK1实现该间隔的操作闭锁，各间隔的刀闸信息经重动后都进入8TK2装置，母联刀闸及母线地刀等直接引入8TK2装置，8TK2装置实现间隔之间的操作闭锁功能。其三，软硬相结合的闭锁方式，间隔之间的闭锁采用8TK及类似装置实现闭锁功能，监控主机内做一套全站的软件操作闭锁。
以软件实现全站的操作闭锁，对于一套成熟的变电站自动化系统来说，也应该是高可靠性的；既然整个变电站的监控功能都由监控主机实现，那么操作闭锁软件功能做在监控主机内也应是安全可靠的。对于双机系统冗余配置，闭锁软件也为双套设置。笔者认为对于220 kV及以下自动化系统实现的无人值班站采用这种模式可靠、安全、经济适用。
上述三种模式都可高效可靠地实现变电站所有断路器及刀闸的控制。而且都具有顺控功能，例如：操作某条线路送/停电、旁母代/倒线路、母线切换等各种常规顺序操作，只需在监控主机的键盘上敲入相应指令，便可自动完成。常规站可能要花费几个小时的操作，在这里几分钟便可完成。
可见变电站自动化系统的防误操作分层分级考虑，其可靠程度明显优于常规站的防误设计。
3.自动化控制技术分析
分层分布式自动化系统从软硬件上分层分级考虑了变电站的控制与防误操作，提高了变电站的可控性及控制与操作的可靠性。综合自动化站可采用远方、当地、就地3级控制，而常规站只能通过控制屏KK把手控制；常规站电气联锁设计联系复杂，在实际使用中，设备提供的接点有限且各电压等级间的联系很不方便，使得闭锁回路的设计出现多余闭锁及闭锁不到的情况。综合自动化站可方便地实现多级操作闭锁，可靠性高。
常规站，人是整个监控系统的核心，人的感官对信息的接受不可避免地存在误差，其结果就会导致错误的判断和处理。人接受信息的速度有一定限制，对于变化快的信息，有时来不及反应，可能导致不正确的处理。而且个人的文化水平、工作经验、责任心等因素都会影响信息的处理，可以说常规站人处理信息的准确性和可靠性是不高的。运行的实践证明，值班人员的误判断、误处理常有发生。综合自动化站的核心为系统监控主机，用成熟可靠的计算机系统实现整个变电站的控制与操作、数据采集与处理、运行监视、事件记录等功能，可靠性高且功能齐全。
关键词：蓝牙无线通信数据变电站自动化
引言
蓝牙技术是用微波无线通信技术取代数据电缆来完成点对点或点对多点短距离通信的一种新型无线通信技术。利用蓝牙，可以将需要数据和语音通信的各个设备之间连成一个PICONET网（即微微网），或将几个PICONET网进一步互连，组成一个更大的SCATTERNET网（即分布式网络）。
在工业现场中，短程的无线连接有着广泛的应用需求，但一直没有一个很好的解决方案。红外无线连接，由于距离太短，且必须在同一直线上，中间不能有任何障碍物等不足，而限制了它的应用。将蓝牙技术应用于工业控制现场，用微波取代红外，既克服了红外缺点，又降低了施工的难度和建设成本，是一种有创造性的设想。下面我们就变电站自动化控制方面的现状，探讨引入蓝牙的可行性。
在变电站现场中，最下层是进行测量、转换和控制的仪表。它们采集各个变压器的数据，返回上位机进行处理，或接收上位机发送来的控制命令和控制参数。目前这些数据通信是由串口（RS232或RS245接口）通信实现的。但其麻烦的走线以及抵抗恶劣环境、电磁和无线电干扰所需要的物理保护和电磁屏蔽带来的诸多不便，使得工业环境中要求长时间、连续、可靠、完整地传送数据不能得到保证。对于这种多点对单点的数据通信网，完全可以用蓝牙PICONET网来替换。其优点表现在：
①取代了大量短程连接所用的电缆，尤其是电缆无法到达的地方，蓝牙具有更大的优势；
②以前的应用程序可以不做任何或很小的修改，升级成本小；
③降低变电站建造成本，这也是蓝牙技术的一个显著特点；
④由于蓝牙设备本身的功耗十分小（最大不过100mW），因此蓝牙设备的射频不会对其它设备造成影响。
1BC01芯片和开发工具BLUELAB介绍
BC01(BlueCore01)是CSR（CambridgeSiliconRadio）公司设计的一款单片蓝牙产品。它集无线设备、微处理器及其带电路于一体，采用标准的0.35μm的CMOS工艺。通过的存有蓝牙协议的FlashROM，可提供完全兼容的数据和语音通信。经过优化设计，所需的外部RF元件很少，允许主板的快速设计，因此能以最低的成本，实现最短的产品面市时间。
其主要特点如下：
①符合BluetoothV1.1规范；
②带有USB和UART主接口；
③可编程的PCM接口，支持13-Bit8kss-1双向串行的同步语音传输；
④内含的数字转换器，可进行线性PCM（脉冲编码调制）、A律PCM、μ律PCM和CBSD（连续变化斜率增量调制）间的相互转换，编解符合高至HCI层的蓝牙控制协议；
⑤采用3.15V单电源供电，支持PART、SNIFF、HOLD多种节电模式；
⑥支持所有的包类型以及多达7个从设备的微微网（Piconet）；
⑦芯片内含链路控制、链路管理、HCI以及可选的L2CAP、RFCOMM、SDP等多层软件协议栈，可以直接使用；
⑧提供VM（VirtualMachine）机制。内嵌16位的RISC微处理器，运行协议栈的同时还可以运行下载到FlashROM中的用户程序，实现真正意义上的单芯片。其结构框图如图1所示。
Bluelab是专门针对BlueCore的仿真开发系统，它在PC上模拟BlueCore01的环境，从而方便开发基于BlueCore01上运行的应用程序。它包括了Compiler、Emulator/Debugger、Documentation以及一些源代码例子。Bluelab还提供了蓝牙协议栈BlueStack，支持SDP、L2CAP和RFCOMM等高层协议。用户可以通过UART/USB接口来调用BlueStack，也可以通过虚拟机（VM）来访问BlueStack。
2系统方案设计
整个系统分为前端数据采集和PC端数据管理两大部分。
前端数据采集框图如图2所示。
由于BC01内部资源及引脚有限，因此前端的数据采集和控制由单片机80C196来完成，其串口与BC01的串口连接，BC01作为一个数据传送通道。这样做的优点是：不需要改动原来的程序，便于对基于RS232、RS245结构的老系统进行改造。变压器上的高电压大电流首先要转变成可供采集的安全电压（0～5V），经A/D变换后由16位的单片机80C196读入，进行相应的计算处理后，送入BC01。BC01将数据打包后，通过与MASTER建立的空中连接发送PC。同时，BC01也会接收PC发来的控制命令，送至单片机，由单片机分析后控制相应的闸刀做出动作。
整体的系统结构如图3所示。
连接PC的BC01作为主机，它会自动搜索其查询范围内的蓝牙设备，将所查询到的蓝牙设备作为从机加入PICONET网。因为每块从机都有唯一的BD_ADDR（BluetoothDeviceaddress），因此，主机可以区分识别每一个从机并对其进行控制。
3软件结构
软件设计是基于L2CAP层进行开发的，从机功能是接受主机的查询、连接请求，或者询到已存在的PICONET后，将自己加入PICONET。从机的功能简单，全部程序代码可以放在BC01的FlashROM中运行。主机由于要负责管理整个PICONET，并对各个从机进行控制和管理，这使BC01提供的资源已不能满足。因此将L2CAP协议层以上的软件放在PC上运行，并通过HCI接口与PC通信。软件结构如图4所示。
关键词： 变电站自动化系统； 控制与操作； 防误操作
Abstract： The functions and characteristics of control and operation are analyzed，which are realized in a hierarchical and distributed integrated substation automation system.Several modes against incorrect operation are summarized as well.The differences between conventional substation control system and integrated automation control system are listed and author’s viewpoint is proposed.
Keywords： substation automation system; control and operation; against incorrect operation
一套成熟的变电站自动化产品， 其可靠性决不会低于常规站的控制。如分层分布式变电站自动化系统， 其监控系统冗余配置， 控制与防误操作亦分层分级设置， 控制与操作的可靠性及灵活性都很高。现就其主要特点及与常规方式的差异进行分析与介绍。
1 控制与操作的高可靠性
变电站的设计首要考虑的便是控制与操作的高可靠性，采用自动化系统的变电站更要将计算机监控系统缜密设计。通常用于高压电力系统的变电站自动化产品都具有以下功能，以保证控制操作的高可靠性。
1.1 多级多地点控制功能
自动化系统的控制操作方式有远方遥控、站控、就地(后备操作)3种方式。
远方遥控：由调度人员在调度端发出下行控制命令。
站控操作：运行人员在变电站层监控主机发出操作命令，通过交互式对话过程，选择操作对象、操作性质，完成对某一操作过程的全部要求。
就地操作：作为后备控制方式，当监控系统故障或网络故障时，可在间隔层的测控单元的小开关手动控制或通过就地监控单元装置上的薄膜键盘进行就地控制。
上述3种操作方式通过软件或使能开关可相互切换，当切换到后备手动控制时，站控及遥控命令不被执行；当切换到站控操作时，后备手动控制不产生任何作用，计算机对一台设备同一时刻只能执行一条控制命令，当同时收到一条以上命令或预操作命令不一致时，应拒绝执行，并给出错信息。每个被控对象只允许以一种方式进行控制。
1.2 操作过程中软件的多次返校
1.2.1 操作员权限设密，以杜绝误操作及非法操作。目前成熟的监控系统的软、硬件设备都具有良好的容错能力，即便运行人员在操作过程中发生一般性错误，均不引起系统的任何功能丧失或影响系统的正常运行，对意外情况引起的故障，系统都具有恢复功能。
1.2.2 操作员工作站发出的操作指令，都必须经过选择—校核—执行等操作步骤，返校通过后再送至该点执行下一步骤。当某一环节出错，操作指令中断，并告警提示。每次操作结束后，系统自动记录操作过程并存盘。
1.3 监控系统的双机配置
220 kV及以上电压等级变电站自动化系统多作双机双网配置，作为人机接口的监控主站冗余配置，热备用工作方式，可保证任意设备故障时对控制功能无影响。时下的做法，监控主站用以太网相联并以HUB作为该以太网的管理。该网上任一装置异常，可将热备机切换为主机工作。
监控系统硬件的冗余配置，系统分层分布式结构，为变电站的控制与操作的可靠性提供了保证。
2 操作闭锁的实现方式
为保证变电站控制与操作系统的可靠性、准确性，变电站的防误操作的设计也是重要环节之一。因为是计算机监控，变电站不再采用繁琐的电气联锁，可方便地实现多级联锁。对于分层分布式自动化系统，其操作闭锁方式也为分层分级式闭锁而与该系统结构相适应。每个间隔的测控装置，已引入该间隔的交流电流、电压、断路器位置及刀闸辅助接点作为遥测、遥信之用，这也为实现本间隔内的断路器及刀闸操作的防误操作提供了必要条件。智能型装置可很方便地利用上述信息进行编程，实现该间隔的操作闭锁功能。
对于全站的涉及多个电气间隔和多个电压等级间的操作闭锁，目前有3种不同的实现方式。其一，用软件实现，即将全站的防误操作闭锁用软件编程置于监控主机之内。监控主机可从通信网上获得全站所有开关、刀闸的状态信息及每个间隔控制终端的操作信息，引入设备操作规则，进行软件编程即可实现全站的操作闭锁功能。该方式应该说是最简单经济可靠的方案之一。其二，硬件闭锁，即西门子公司的8TK模式。西门子公司的LSA-678变电站自动化系统的一个主要特点便是8TK操作闭锁装置的相对独立性，8TK纯粹作为控制及操作闭锁之用，每个间隔的刀闸信息进8TK1实现该间隔的操作闭锁，各间隔的刀闸信息经重动后都进入8TK2装置，母联刀闸及母线地刀等直接引入8TK2装置，8TK2装置实现间隔之间的操作闭锁功能。其三，软硬相结合的闭锁方式，间隔之间的闭锁采用8TK及类似装置实现闭锁功能，监控主机内做一套全站的软件操作闭锁。该模式即为浙江金华双龙500 kV变采用的操作闭锁方式。
软硬两级闭锁，其可靠性高，监控系统或网络故障不影响全站的安全可靠操作，但该模式接线复杂，且价格昂贵，金华500 kV变的该套8TK闭锁装置约花费人民币300万元。
以软件实现全站的操作闭锁，对于一套成熟的变电站自动化系统来说，也应该是高可靠性的；既然整个变电站的监控功能都由监控主机实现，那么操作闭锁软件功能做在监控主机内也应是安全可靠的。对于双机系统冗余配置，闭锁软件也为双套设置。笔者认为对于220 kV及以下自动化系统实现的无人值班站采用这种模式可靠、安全、经济适用。
对于一个半开关接线的500 kV变电站，笔者认为500 kV系统每个断路器及两侧刀闸的操作闭锁由相应测控装置实现以外，每串内的断路器及刀闸之间的闭锁采用专门一套硬件闭锁装置以提高其可靠性。至于220 kV系统为简化接线，节约资金，可不必配置用于间隔之间操作闭锁的专用硬件装置。
上述三种模式都可高效可靠地实现变电站所有断路器及刀闸的控制。而且都具有顺控功能，例如：操作某条线路送/停电、旁母代/倒线路、母线切换等各种常规顺序操作，只需在监控主机的键盘上敲入相应指令，便可自动完成。常规站可能要花费几个小时的操作，在这里几分钟便可完成。
这3种模式适用于全控(断路器及隔离刀闸采用电动操作)的变电站，当变电站的隔离刀闸采用手动操作时，站级的操作闭锁方式有所不同。方法一，类似上述的软件闭锁模式一，只是在主机上外挂一个电脑钥匙，手动操作的隔离刀闸配置相应的机械编码锁。方法二，配置专用五防PC机与监控主机串口或以太网络相联，该PC机完成全站的操作闭锁功能。监控主机通过系统网络接受来自间隔层测控单元采集的开关位置信息，也可通过电脑钥匙回送部分非实时开关状态，使主机一次系统运行图与当前的实际运行状况相一致。上述两种方法实现的功能如下：首先操作员在监控主站上预演操作，并对每一操作依据系统的防误规则进行检验。如果有错则立即报警，如果正确则生成操作票。内容包括动作、对象、结果、锁的编号或其它提示性的内容。预演结束后，打印机打印出操作票，并将正确的操作内容及顺序输入智能钥匙。操作人员拿智能钥匙，按照其显示的设备编号及操作顺序，操作相应的电气装置。这两种方式相比较，前者操作闭锁与监控主机融为一体联系紧密；后者防误操作装置相对独立，在监控系统停用或工作不正常的情况下，五防PC装置仍能正常运行。究竟选择哪种方式，可根据用户的习惯确定。
可见变电站自动化系统的防误操作分层分级考虑，其可靠程度明显优于常规站的防误设计。
3 操作过程
下面以浙江金华双龙500 kV变为例，介绍变电站自动化系统站控的一般操作流程。
金华500 kV变自动化系统的间隔层是LSA-678系统，变电站层是BSJ-200系统。该站实现了全站所有设备的计算机键盘控制，属站级软硬件两级闭锁模式，合计控制点424点，具体控制对象如下：
(1) 500 kV系统所有断路器、隔离刀闸、接地刀闸和母线地刀的分合；
(2) 220 kV系统所有断路器、隔离刀闸的分合；
(3) 35 kV系统所有断路器和主变35 kV总出口隔离刀闸的分合；
(4) 主变和所用变分接头调节控制。
该站典型的开关合闸操作过程如下：
(1) 输入密码，取得控制权限，进入控制主画面，选中控制对象；
(2) 监控主机起动控制顺控，软件检查站级闭锁逻辑，确认操作是否合法，若开关在合位或电气联锁条件不满足，提示后退出；
(3) 操作合法，则将命令传给通信前置管理机(这里包括规约转换器和主单元)返校正确后，再将命令传给相应的I/O测控单元；
(4) I/O单元通过双接点将命令传给8TK装置，8TK再一次进行电气连锁检查；
(5) 检查通过，则起动7VK同期装置，满足同期则出口合闸；
(6) 合闸成功，操作完毕后，将新的状态输入系统，重新回到控制主画面，释放控制权限。
该站投产试验时，站内全部操作在主控楼计算机键盘上进行，操作速度明显快于对侧的常规变电所，每分钟可以操作一个对象，且未发生误动作。该站自投产以来，运行良好。对于站级间软件闭锁的模式，控制指令下达间隔层测控单元时，仅进行本间隔的闭锁逻辑判断，没有传送至8TK2的再次判断环节。
4 变电站自动化控制与常规模式的比较
分层分布式自动化系统从软硬件上分层分级考虑了变电站的控制与防误操作，提高了变电站的可控性及控制与操作的可靠性。综合自动化站可采用远方、当地、就地3级控制，而常规站只能通过控制屏KK把手控制；常规站电气联锁设计联系复杂，在实际使用中，设备提供的接点有限且各电压等级间的联系很不方便，使得闭锁回路的设计出现多余闭锁及闭锁不到的情况。综合自动化站可方便地实现多级操作闭锁，可靠性高。
常规站，人是整个监控系统的核心，人的感官对信息的接受不可避免地存在误差，其结果就会导致错误的判断和处理。人接受信息的速度有一定限制，对于变化快的信息，有时来不及反应，可能导致不正确的处理。而且个人的文化水平、工作经验、责任心等因素都会影响信息的处理，可以说常规站人处理信息的准确性和可靠性是不高的。运行的实践证明，值班人员的误判断、误处理常有发生。综合自动化站的核心为系统监控主机，用成熟可靠的计算机系统实现整个变电站的控制与操作、数据采集与处理、运行监视、事件记录等功能，可靠性高且功能齐全。
变电站自动化系统简化了变电站的运行操作，可方便地实现各种类型步骤复杂的顺控操作，且操作安全快速，对于全控的变电站，线路的倒闸操作几分钟便可完成；而常规站实现同样的操作往往需要几个小时，且仍存在误操作的隐患。
常规变电站控制一般采用强电一对一的控制方式，信息及控制命令都是通过控制电缆传输。计算机监控系统控制命令的传输由模拟式变成数字指令，提高了信息传输的准确性和可靠性。特别是分层分布式自动化系统，各保护小间与主控室之间采用光缆传输，提高了信息传输回路的抗电磁干扰能力。分散式布置，控制电缆长度大为缩减，在相同控制电缆截面时，断路器控制回路的电压降减少，有利于断路器的准确动作。规划院最近将全国5个500 kV站作为综合自动化的试点，也从侧面反应电力系统业内人士对自动化监控系统可靠性的认同。
5 结束语
综上所述，变电站自动化系统的控制与操作是可靠的，它的成熟和进步还需在变电站的实际运行中不断得到完善。
参考文献
〔1〕 变电站综合自动化技术研讨会论文集［C］.中国电机工程学会，1995.南京
[关键词]综合自动化控制技术；智能变电站；电力调度
doi：10.3969/j.issn.1673 - 0194.2016.22.027
[中图分类号]TM63；TM76 [文献标识码]A [文章编号]1673-0194（2016）22-00-02
当前，自动化技术逐渐走进人们的视线，为人们的生活和生产工作带来了非常大的帮助，在电力系统中，通过自动化技术能够对智能变电站进行合理调度，使得电力分配更加合理，为了推动这项技术的进一步发展，以及提高其在实际工作中的作用，笔者结合自身的工作经验，阐述综合自动化控制技术的优势和应用情况，希望能够为电力系统工作提供一些参考。
1 综合自动化控制技术概述
综合自动化控制技术是由许多技术组合而成，这种技术的实现需要以计算机技术为基础，以网络技术为传播媒介，以分层结构为主要架构，从而实现自身的控制作用。综合自动化控制技术中的计算机一般工作效率较高，在电力调度过程中，能够进行准确的\算和分析，在短时间内能够提供准确的判断。自动化控制技术通过通信技术能够对整个电网进行管理，电力系统中的每一个项目、每一个环节都能包含在内，通过这种控制技术，可以对电力系统进行无人工操作，有效地解决了人工操作过程中一些常见的问题，例如信息传递效率低、判断不准确、反应较慢等。
综合自动化技术系统中的功能模块主要由计算机和单片机组成，这些设备在使用过程中，能够对使电力系统进行合理的保护，信息和数据获取的效率明显提高。此外，这种技术还能直接制作出变电站电压报表，对变电站进行自动控制，自动进行负荷调整，减少人工的干预。对于电力系统中的故障问题也能及时找出并解决，提高了电力系统运行的安全性。
2 综合自动化控制技术在智能变电站电力调度中的应用优势
2.1 供电服务质量优势
先进的自动化控制技术能够减少人工使用，而人工数量减少并不意味着服务质量的降低，通过自动化技术能够实现无功自动控制，这是其最大的优势之一，因为在智能变电站中，通过自动化技术可以对变电器和无功补偿变容器进行任意控制，顺畅度较高，电力调度的能力也就因此提高。同时，这种技术还能对变电站内的设备进行良好的维护，减少设备出现故障的可能性，提高设备的使用寿命，这也是提高供电服务质量的一种表现。由此可以发现，通过综合自动化控制技术能够显著提升供电能力，提高服务的质量。
2.2 管理效率优势
通过该技术还能提高变电站的管理效率，这是因为自动化技术依靠的是计算机和网络技术，这些设备在通电的情况下就可以自行工作，不会出现中断现象，工作人员的工作主要是面对屏幕进行检查，计算机设备处理问题和分析问题的能力较强，其在短时间内做出正确的判断，减少了人工思考、分析的时间，从而提高了变电站管理的效率。同时，调度员在观察数据的过程中，也可以结合自身的知识进行研究，发现其中一些不正确的问题，从而进一步保证变电站的效率性。
2.3 安全保障优势
自动化技术处理问题的速度较快，这也保证了电力系统的安全性，因为在传统的变电站工作中，故障发生之后，一般得不到及时发现，往往在问题比较严重之后才被发现，此时，电力调度和供应工作就会受到影响，而在综合自动化控制技术介入之后，细小的问题和故障能够及时被发现，从而采取措施进行断电保护，避免故障扩大化。此外，自动化技术能够对变电站进行有效监控，在发现问题之后，能够及时报警，通知工作人员，提醒其尽快处理，使得电力系统的安全性明显提升。
2.4 成本节约优势
自动化技术能够有效节约生产成本，这是因为自动化技术的投入并不高，而且，这种技术能够使用较长的时间，在这段时间内一般不需要工作人员介入，这样就减少了人力支出，使得变电站的运营成本大大降低，同时，随着技术的进一步提升，自动化技术的使用寿命和安全性会进一步提升，将来完全可以实现无人操作，这样生产的成本会降至最低。
2.5 人力节约优势
在自动化技术得到使用之后，人力使用数量会得到降低，通过自动化技术完全可以承担数据分析处理、变电站监控、电力调度等工作，工作人员仅需要对一些关键环节进行处理，这样人员的数量会大幅减少，实现了人力资源节约。
3 综合自动化控制技术在智能变电站电力调度中的具体应用
3.1 集中式结构应用
通过自动化技术能够对智能变电站进行集中式结构控制，这也是目前使用较多的一种控制形式，在控制过程中，通过计算机的强大功能，对接口进行拓展，从而获得准确的信息，例如获得当前的模拟量。同时，还能对获取的数据进行统计和分析，在获得分析结论之后，对微机进行自动保护和控制。集中式的控制模式并不是靠一台计算机完成，而是通过多台计算机共同工作，每台计算机有自身专有的任务，例如负责监控的计算机会更加注重监控方面的数据获取，注重电流断路器应急处理等。
3.2 分布式结构应用
分布式结构也是一种常用的自动化控制模式，这种模式与集中式结构存在较大的不同，其主要的特点是对原有的功能进行增加，使用的计算机数量更多，系统将功能和职责分配给各台计算机，让各个计算机进行独立工作，终端系统对各个计算机的情况进行汇总，但不进行干预，通过这种结构模式可以对同一时段的众多数据进行有效处理，处理的效率较高，避免系统出现数据卡死的问题。这一结构的自动化技术主要应用在低压变电站中，高压变电站则不适合使用这种模式。
3.3 分布分散式结构应用
这种模式的自动化控制技术主要应用在被分成变电站层、间隔层两层的双层次变电站系统，通过这种结构模式可以实现一定的创新，尤其是在原件与断路器间隔的设计上，系统能够对断路器间隔数据进行系统、全面的采集。并在此基础上，实现保护功能、控制功能等在小范围控制单元上的汇总，有效节约了大量电缆线路的运用，降低了电磁干扰，大大提升了信息传递的精准度，即使在某些部分之间出现故障，也不会使整体运行受到较大影响。同时，分布分散结构的设置十分简便，厂家能够提前组装，降低了智能变电站的建设中的施工难度，对其施工效率的提升也有重要作用。
选择使用何种结构模式的自动化技术，应当根据变电站的实际情况，不能盲目进行选择，因为如果选择不当，不仅会增加使用成本，还会降低管理的效率，增加故障发生率，所以，需要相关技术人员做好事前调研，在充分研究的基础上，选择最适合的自动化控制技术。
总之，综合自动化控制技术是未来社会非常重要的一种技术形式，在众多行业中都会得到广泛的应用，当前我国电力系统中已经开始使用这项技术进行变电站管理，并取得了一定的成效，通过这项技术可以有效提高电力系统的安全性和稳定性，能够减少人工的使用，降低生产的成本，是未来电力行业一个重要的发展趋势，希望相关电力部门能够重视这项技术，并进行进一步研究，提高技术的先进性，为电力事业发展做出新的贡献。
主要参考文献
[1]刘敏.综合自动化控制技术在智能变电站电力调度中的应用研究[J].中国科技信息，2014（17）.
介绍变电所自动化基本概念，结构形式，结合天津地铁110KV变电站和天津地铁35KV变电站介绍了分层模式和分布分散下的变电站综合自动化应用。
Abstract: Introduce basic concept of substation automation, structure form .In combination withTianjin subway 35 kv/110 kv substation introduces the hierarchical the application of model and scattered distribution of substation.
关键字：变电站 综合自动化 结构应用
Keywords: substationIntegrated automation Structureapplication
中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：
1.变电站综合自动化基本概念
变电站是电力网络的节点，它连接线路的输送能力，是电力系统的一个重要环节。变电站综合自动化是集变电站继电保护，控制，测量，信号和远动综合为一体的多微机自动化系统。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、配电线路的自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合自动化功能。
2.变电站综合自动化在电网管理的应用
电网管理系统是一盒多层控制系统，最高级管理整个电网，最低一级在变电站，其自动化控制网络节点。变电站的状态数据被收集到监视中心，用于维护和规划电网。变电站综合自动化支持从当地和远方获取电力系统信息；支持当地和手动功能；在变电站综合自动化和电力管理系统之间，提供与开关设备的通信连接接口。
3.变电站综合自动化系统结构形式
根据综合自动化系统设计思想和安装物理位置不同，就目前国内外变电站综合自动化发张过程来看，其结构形式大致可以分为集中结构形式；分层分布式系统集中组屏的结构形式，分散与集中相结合和分布分散结构形式几种。
集中式结构一般采用功能较强的计算机并扩展I/O接口，集中采集变电站的模拟量和数字量等信息，集中进行计算和处理，分别完成微机控制，微机保护和自动控制等功能。实时采集变电站各种模拟量、开关量，完成对变电站的数据采集和实时监控等功能，完成设备的保护功能。由于其结构紧凑占地面积小，造价低，适用于规模较小的变电站。但是由于其计算机功能较集中，可靠性受影响，软件复杂，组态不灵活，仅能使用于保护逻辑比较简单的情况。分层分布式，将整个变电站的一、二次设备分为三层。
从运行和物理设备的角度出发可以将划分为：变电站层，间隔层，过程层。
变电站层可以监视整个变电站的开关状态，通常位于中央控制室，包括了站级控制主机、远动通信等，变电站层设现场总线或局域网，实现主机之间以及监控主机与间隔层的之间的信息交换，为运行人员提供了人机接口（HIM），实现对变电站的监督管理。
间隔层通常紧靠开关设备，一个间隔层设备只允许对一个间隔进行操作；一般按照断路器间隔开划分，具有测量、控制部件或继电器保护部件。间隔层的控制设备允许对一个间隔进行就地控制。保护完成该单元线路或变压器的保护和故障记录等功能
过程层，过程层紧靠或与开关设备集成在一起，过程层只能对单一的开关进行设备操作，这一层的工作就是直接操纵设备，主要指变压器和断路器、隔离开关及其辅助触点，互感器等一次设备。
间隔层控制单元自动化、标准化使用系统较高，简化了变电站二次部分的配置，简化了二次设备之间的互相连接线，可靠性高，组态灵活，检修方便。
分布分散式是以变压器、断路器、母线等一次主设备为安装单位，将保护、控制、输入/输出、闭锁单元就地地分散安装在一次主设备的开关屏上，安装在主控室内的主控单元通过现场总线与这些分散的单元进行通信，主控单元通过网络与主机联系。这种结构保护部件完全主要依靠设备分散安装可以减少控制室面积，节约二次电缆，适用于地铁等对于控制可靠性，建筑面积有要求的工程项目。
4.变电站综合自动化应用实例
4.1天津地铁110KV变电站分层布置应用实例
天津地铁3号线建设有两座110KV变电站，变电站按无人值班变电站设计，采用分层分布式综合自动化系统实现控制、保护、测量及数据采集功能。
站级管理层由五防主机工作站、操作员工作站、继电保护工程师站、监控系统维护工程师站、GPS对时设备、打印机、音响报警装置等构成。
间隔层实现对现场一次设备进行保护、测量、控制、信号监视功能。间隔层设备主要包括主变系统各类保护测控装置、智能电能表、交/直流系统。
采用微机监控，设有远方（调度端及站内监控微机键盘上）、就地（在综合自动化屏或开关柜上）两种控制方式。在综合自动化屏或开关柜上均设置远方/就地切换开关。全站实现无人值班后，正常操作在站内后台机进行。保护装置采用微机保护，保护跳闸命令直接操作相应断路器的跳闸线圈，各保护装置相对独立，独立直流电源供电，能独立完成其保护功能。监控系统退出，保护能独立工作；保护用CT与测量用CT相对独立；保护装置逻辑判断回路所需开关量不和其他回路混用。
4.2天津地铁35KV变电站分布分散设计实例
天津地铁3号线正线共设置25个35KV变电站，并且设置控制中心。变电站自动化设计采用的是分布分散设计。
变电站综合自动化设三级控制，控制信号盘上集中操作、开关柜当地操作，三级控制方式相互闭锁，以达到安全控制的目的。在开关柜等设备配置保护，控制信号盘接受控制中心、后台监控计算机或维护计算机的控制命令，对所内被控对象进行集中控制。控制信号盘实现与控制中心的远程通信。
5.变电站综合自动化应用前景
变电站综合自动化实现了对电网的数字化控制，通过远动功能，故障录波可功能以得到实时数据，故障详细数据，便于工作人员对电网的操作。数字式保护功能更能动态的适应运行条件和网络拓扑的变化。自动控制可以在最短的时间对故障做出反应，改变网络拓扑，减少故障影响。
变电站无人值班随着变电站综合自动化的发展正在逐步实现，对于改善电网规划，优化网络性能等起着巨大的影响。随着变电站无人值班的进一步发展，电网规划可以突破地域，人员限制。
随着计算机技术，通信技术，信号采集技术以及新的分析计算技术的发展，尤其是一次电气设备的结构，被控程度和性能的提高，更多的控制方案可以实施，变电站综合自动化及的技术应用将会更加广泛。
参考文献
关键词:110kV 变电站 变电站自动化系统 设计
前言
变电站综合自动化采用自动控制和计算机技术实现变电站二次系统的部分或全部功能。为达到这一目的,满足电网运行对变电站的要求,变电站综合自动化系统体系由“数据采集和控制”、“继电保护”、“直流电源系统”三大块构成变电站自动化基础。“通信控制管理”是桥梁,联系变电站内部各部分之间、变电站与调度控制中心之间使其相互交换数据。“变电站主计算机系统”对整个综合自动化系统进行协调、管理和控制,并向运行人员提供变电站运行的各种数据、接线图、表格等画面,使运行人员可远方控制断路器分、合闸操作,还提供运行和维护人员对自动化系统进行监控和干预的手段。“变电站主计算机系统”代替了很多过去由运行人员完成的简单、重复和繁琐的工作,如收集、处理、记录、统计变电站运行数据和变电站运行过程中所发生的保护动作、断路器分、合闸等重要事件,还可按运行人员的操作命令或预先设定执行各种复杂的工作。“通信控制管理”连接系统各部分,负责数据和命令的传递,并对这一过程进行协调、管理和控制。
1 工程概况
110kV 某变电站位于城区,建设规模为50MVA 主变2 台及相应的无功补偿电容器组,110kV 出线2 回,10kV 出线20 回,110kV主接线采用线路- 开关- 变压器组接线方式,10kV 主接线为单母分段,采用全户内布置形式, 建筑面积为1081m 2, 征地面积仅845m2。全站利用了目前国内较成熟、先进的变、配电设备及变电站自动化技术成果,在设备先进与占地少、投资省、运行费用低和可靠性高之间取得较满意的平衡和统一。该工程采用综合自动化系统的110kV无人值守变电站,为将来110kV 无人值守变电站的建设提供了一种模式。
2 自动化系统
2.1 系统结构
变电站自动化系统选用的是南瑞系统控制公司的BJ － 3 型变电站综合自动化产品。该系统采用三层结构两层网模式,属分层分布式系统。三层结构即站控层、通讯层和间隔层: 站控层由监控工作站、继保工作站组成,完成变电站的监视、操作、控制及变电管理功能;通讯层采用TK3201通讯控制工作站, 它具有多个通信口与远方调度控制中心、站控层、间隔层及GPS连接, 建立起一套完整的通信网从而实现数据共享;间隔层即继电保护、智能测控装置层,它独立完成间隔层的保护、测量、控制和通信等功能。两层网即是通讯层分别与站控层、间隔层组成的以太网和RS422/485 及LonWorks 现场总线通信网。
2 . 2 系统组柜及布置
该变电站综合自动化系统采用分散与集中相结合的布置方式,10kV 部分的保护及测控装置、电能表分散安装于各间隔开关柜。这种分散布置既减少了二次设备室柜位, 又节省了控制电缆。主变保护及测控装置需专门组柜, 将组柜布置于主变变高GIS 就地柜旁是可以的, 但对减小占地面积及节省控制电缆不明显。考虑到二次设备室环境条件较优越及主变保护及测控装置的复杂性, 将主变保护柜及计量柜布置于二次设备室。主变及其两侧间隔的测控装置与全站公共设备的测量及信号采集插箱共组一柜, 通讯控制工作站及遥控输出插箱组一柜, 而监控工作站及继保工作站置于专用电脑台,连同交、直流柜和自动跟踪补偿消弧线圈控制柜一起布置于二次设备室。二次设备室总共只需布置10 柜1 台。
2 . 3 系统主要功能特点
2.3.1 通讯控制工作站
通讯控制工作站TK3201 是综合自动化系统通信层的核心,它由嵌入式PC104、网卡、智能通讯卡、调制解调器、GPS 及接口、电源模块等组成。它完成常规电气量、非常规电气量及微机保护信号的采集与处理; 传输与修改保护装置工作状态及定值;接收遥控命令,实施控制操作;接收对时命令进行对时; 向调度控制中心传送所采集的各种信息; 与通讯管理机R C S －9692、直流系统、小电流接地选线装置、多功能电能表等接口通讯等。TK3201 还具有必须的人机联系及维护手段。TK3201 经两路光纤通信通道接至当地调控制中心,通信规约为DNP3.0。
2.3.2 监控工作站
监控工作站采用一台CPU 为P Ⅲ 500的D E L L 计算机构成, 监控软件基于WindowsNT 操作系统平台。它替代了传统变电站控制屏的信号、表计及操作等功能。由它实现的SCADA 功能包括实时数据采集、安全监视、数据处理、报警处理、控制操作(包括VQC 功能)、运行记录、人机联系、制表及打印、设备自诊断及自动恢复、数据库维护等。
2.3.3 主变保护及测控
主变保护为LFP － 900 系列微机变压器保护装置,各装置通过RCS － 9692 通信控制单元与TK3201 通讯控制工作站通信。RCS － 9692 的功能是完成通信转接和规约转换。保护装置动作信号经通信口上送, 也可以在保护工作站对保护装置进行管理。考虑到保护装置直流电源掉电后,装置的通信功能将不能正常工作, 故将能反映直流电源消失的控制回路断线信号接点用电缆引至主变综合采集插箱, 作为遥信点之一。主变本体及高低压侧间隔的测控功能, 除了本体信号经主变保护转发至系统通信网外, 其余测量、信号及控制功能由主变综合采集插箱及线路测控插箱实现。
2.3.4 10kV 间隔保护及测控
10kV 间隔的保护及测控装置选用南瑞继保公司的RCS － 9000 系列分散式保护测控装置。该装置是具有保护、遥测、遥控、遥信功能的“四合一”装置,但其保护功能仍具有独立性,这体现在硬件上所具有的独立的输入输出回路及操作回路,软件上保护模块与其他模块完全分开,且程序安排先启动后测量。此外保护功能也完全不依赖通讯网,网络瘫痪与否不影响保护正常运行。变电站RCS － 9000 系列保护测控装置与RCS － 9692 通信控制单元经其通信口组成现场总线型通信网,RCS － 9692 的监控口再与TK3201 通讯控制工作站接口通信。通过所形成的通讯网实现保护及测控信息的传递,简化了二次电缆,减轻了CT、PT 的负荷及施工难度。此外采用现场总线型通信网络,简化了组态、设计和安装,提高了系统性能。
2.3.5 控制和闭锁
该变电站的断路器、主变OLTC 及中性点地刀的人工控制可在远方调度控制中心、站内监控主站、保护柜或开关柜执行控制操作, 但同一时间内只允许其中一种方式有效。监控主站实现的VQC 自动控制和人工控制在同一时间内也只能设定其中一种方式有效。监控主站软硬件具有闭锁逻辑判断和操作权限管理, 防止误操作断路器事故的发生。至于全站所有隔离刀闸、接地刀闸的防误操作闭锁, 则采用简单可靠的电气联锁或机械闭锁措施。
【关键词】变电站；电压；无功控制；策略；实现方式
在变电站的运行过程中，常常会因为各种因素的影响而产生无功功率，这些无功功率不但会降低变电站的运行效率，增大能耗，还会降低电压的稳定性，给变电站设备带来一定的损害。因此我们必须要正视起变电站的无功补偿和无功控制。那么应该采取哪些措施才能实现良好的电压无功控制呢？以下笔者就结合自身的工作经验来谈谈变电站电压无功控制策略及其实现方式，希望能够为有关人士提供借鉴。
1、变电站电压无功控制策略分析
变电站电压的无功控制，事实上就是一种多目标最优控制，也就是说，在很多种目标中要选出其中最优的那个目标，就是变电站需要采取的电压无功控制策略。目前在我国，变电站的变压器的自动控制形式主要有两种，一种为分接头调节方法，一种为电容器投切方法。在对其分别采取无功控制策略时，一般主要有以下几种形式：
1.1 在功率因素的基础上进行电压无功控制，这主要是针对电容器投切为自动控制方式的变压器而言，其会在运行中结合电网和变压器的功率因素来实现自动调节，这种电压无功控制策略较为容易实施，方法比较简单，也基本上能够满足电压功率调节的要求，但是其只能使用在一种变压器形式中，而在分接头调节中无法使用，因此无功补偿的效率相对较低，并不能满足相应要求。
1.2 在人工智能技术基础上进行的动态调节。这种方法主要是在人工智能技术的基础上，对变压器的自动控制调节的相关变量进行查找，并计算出其目标函数的最优解。也就是实现多目标的最优控制。这种电压无功补偿方法虽然效果较高，但是却很容易受到条件的限制。目前我国的相关科技水平都还不够发达，因此人工智能技术的应用也受到很大限制，目前并为在我国电网系统中大面积推广使用。
1.3 九区图控制。这种控制方法是一种相对较为传统的电压无功控制方法，但是在人工智能技术的不断发展和应用下，九区图控制法有了一定的改进与完善。其中传统的九区图控制阀就是以电压上下限值和无功的上下限值为划分依据，把电压-无功的平面分成9部分，并对这9部分分别采取不同的措施来进行控制。这种传统的九区图控制方法仅仅只注重了电压与无功的上下限值，而并没有全面考虑到其他方面对电压无功控制的影响，并且其控制方法在一定程度上存在着盲目性，不能进行明确的无功控制和调节。但是其原理较为简单明了，因此一般多在单片机中使用。而在当前较为复杂的多功能变压器自动控制系统中，可以采用人工智能技术改进后的九区图无功控制方法。其无功控制方法有三种形式，分别是基于专家系统的电压无功调节、基于模糊控制理论的电压无功调节、基于神经网络的电压无功调节。在具体的使用过程中，需要根据变电站变压器自动控制系统的实际情况来合理选择。并且由于人工智能技术水平还相对较低，因此该无功控制技术还需要在使用的过程中不断总结经验并加以改进。
2、电压无功控制（VQC）的实现方式
2.1 基于变电站自动化系统的VQC
在现代科技的推动下，电力技术水平有了飞速的提升，变电站也逐渐实现了无人值班变电站，且数量越来越多，这不但节省了大量的人力，还降低了变电站运行系统，提高了其自动化、智能化水平。但是正是因为无人值班变电站没有人员值班，因此其自动化调节系统才要更加完善。目前无人值班变电站都需要与远方的监控中心保持通畅联络，以实现远程控制。一般多借助RTU装置来实现电压无功控制。该装置也具备控制变压器分接开关、电容器开关动作的功能。因此在此装置的基础上添加相应的电压无功控制模块到变电站自动化系统软件中，将系统采集到的信息进行计算、分析，输出控制命令给被控对象，即可实现VQC控制目的。
2.2 VQC专用独立式成套装置
专门用于实现变电站VQC功能的成套装置在电力系统中应用广泛。这种装置的特点是集IO单元与分析判断功能于一体，相关闭锁信号由相应装置的硬接点输入，所需测量值由自带的IO单元采集，有关控制也由自带的IO输出。这种控制方式将各种VQC功能集中于一个装置中，不受其他系统或网络的影响，因而可靠性高。缺点是所需敷设电缆较多、安装调试麻烦，不能充分利用站内自动化资源，变电站运行方式改变时其功能改变与扩充困难。VQC专用装置主要适用于非自动化的变电站。国内目前这种装置型号较多。
2.3 半独立式新型VQC控制方式
根据电力系统的实际情况，很需要有一种介于VQC专用成套独立装置和基于变电站自动化系统的VQC之间的控制方式――“半独立式VQC控制”，即将变电站自动化装置所提供的信息经VQC专用装置运算处理后直接输出控制。该方式的输出部分是自带的，而输入部分基于自动化系统装置。这种半独立式VQC装置通过在自动化系统的上传口截取所需信息，经控制装置的分析处理得到控制信号，然后通过本身的输出回路控制相应的对象。变电站自动化系统中若投入这种VQC控制装置，只需接入少量的电缆和改动很少的回路。该方式安全、方便，有很高的实用价值。
3、结束语
在变电站的运行系统中，加强变电站的电压无功补偿控制是非常重要的。虽然目前我国的电力技术水平有了很大的提升，但是相对来讲，其中还有很多地方需要改进和完善。因此在实施电压无功控制的过程中国，必须要注重功能锁闭问题，并确保其与远方调度中心之间的通信状况保持良好，完善相应的人机界面，以最大程度的提高变电站电压无功控制系统。尤其是在无人值班变电站越来越多的情况下，若不尽快提高其电压无功控制水平，则将会给其运行和维护带来很大不便。本文中主要对变电站电压无功控制策略和实现方式分别进行了阐述，希望能够为相关人士提供一些帮助。
参考文献
[1]王瑞艳，梁志珊.变电站电压无功精确控制策略的研究[J].吉林电力，2003（01）
【关键词】变电站；自动化；发展；应用
“变电站自动化”是将变电站中的微机保护、微机监控等装置通过计算机网络和现代通信技术集成为一体化的自动化系统。这意味着未来变电站应用技术的发展可以建立在现有变电站自动化技术的基础上实现应用上的平稳发展和逐步突破，使新技术的应用能有机地结合电网的发展。
一、变电站自动化技术的涵义
变电站自动化技术是将变电所二次设备（测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置、远动装置等）经过功能的组合和优化，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，实现对全所的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、控制、保护以及远动信息传送等综合自动化功能的技术，是测量、自动化、计算机和通信等技术在变电所领域的综合应用。
目前，国内变电所综合自动化技术的研究、开发工作主要包括两个方面：一是110kV及以下中低压变电所，采用综合自动化系统，取消常规的继电保护、监视、测量、控制屏，提高技术水平和运行管理水平，向无人值班方向发展。二是220kV及以上高压、超高压变电所，采用计算机监控系统，同时采用新的继电保护技术和控制方式，促进各专业的融合及协调发展，以提高自动化水平和运行管理水平，向少人值守方向发展。
二、变电站自动化技术的发展
1、早期的变电站远动技术。早期变电站远动设备由3部分组成：（1）被控站远动设备，即厂站远动设备（RTU）。它包括远动主设备、调制解调器和过程设备三部分。（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。（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。
2、90年代中期，随着计算机技术、网络技术及通信技术的飞速发展，同时结合变电站的实际情况，各类分散式变电站自动化系统纷纷研制成功和投入运行。分散式系统的特点是各现场输入输出单元部件分别安装在中低压开关柜或高压一次设备附近，现场单元部件可以是保护和监控功能的二合一装置，用以处理各开关单元的继电保护和监控功能，亦可以是现场的微机保护和监控部件分别保持其独立性。
3、随时计算机技术的不断发展，站内通信网络层完成了信息传递和系统对时功能。通过系统交换，实现信息共享，可减少变电站内二次设备配置，提高变电站自动化系统安全性和经济性。目前，国内变电站自动化系统流行2种网络层结构：即双层网和单层网结构。双层网是指间隔层设备通过第1层网络（多为现场总线网）与通信控制单元通信，由通信控制单元与变电站层通过第2层网络（以太网）实现信息交换；单层网是指间隔层设备与变电站层之间通过一层网（多为以太网）联结，取消通信控制系统。二者各有优缺点，因视具体应用场合而定，不可一概而论。
目前，站内采用的现场总线有：Lonworks，Canbus，Wohdfip，Profibus等，最高速率可达12Mb/s，以太网通信方式速率大多为10M/100M自适应。现场总线具有使用方便、简单、经济等特点，以太网具有网络标准，开放性好，高速率，传输容量大的特点。随着技术和工业应用的发展，以太网进入工业控制和变电站自动化领域将成为必然。但目前由于以太网在某些性能和应用特点上仍不能完全取代现场总线，面向实时控制的工业以太网技术及标准正处于研究和制定过程中，所以现场总线与以太网将会并存相当长时间。
三、变电站自动化技术未来发展与应用
1、多媒体在变电站自动化系统中的应用
多媒体信息主要有4个形式：视频、音频、图形、文本。多年来，大多数变电站自动化系统的人机界面基本上是以图形和文本为主的静态媒体；语音报警用于变电站发生事故或异常时提醒运行人员注意。目前多媒体技术尚未在国内变电站普遍推广应用。少数已应用的变电站中，实际上以视频技术的应用为主，习惯上将这种实现以视频信息为主的多媒体信息演示系统称遥视系统。它可使主站运行人员以最佳的观察效果观察变电站各个角落和各种设备在现场的运行实况。应用多媒体技术可以对变电站的动力环境进行监控，例如变电站防盗、防火、防爆、防泄露、防水的监控等，使运行人员能及时发现变电站环境的异常变化。变电站音频信息包括现场设备运行声音、调度电话等。多媒体音频技术与视频技术配合，可以使运行人员“听见”变电站各种设备的声音，从声音的角度对设备的运行状况进行判断并及时发现设备的异常。总之，多媒体技术在变电站的综合应用，更有利于实现变电站真正的无人值班。
2、运行管理模式与变电站综合自动化
保护和远动专业管理模式对变电站综合自动化技术发展的影响。由于变电站综合自动化系统源于传统的“四遥”，并在微机保护、远动基础上发展起来的，保护和远动分属不同的部门和专业，运行管理是分开的，随着变电站自动化技术的发展，特别是近阶段，在中低压站已经采用保护和测控合一的综合装置，许多厂家在研制高压和超高压站的装置时，已经考虑将保护、测控、故障录波等功能综合在一个装置内。目前已实现无人值班的变电站，并不都是采用所谓的综合自动化系统，但是应该看到，自动化技术的发展，为无人值班或少人值班变电站提供了更先进的技术支持，使变电站设计更加合理，布局紧凑，运行更加可靠，更利于无人值班的管理。
3、数字化变电站自动化技术的实现
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：“过程层”、“间隔层”、“站控层”。各层次内部及层次之间采用高速网络通信，由过程总线和站级总线连接。过程总线处理间隔层装置和智能化一次设备，站级总线处理变电站和间隔层的装置之间的通信。虽然要实现全部数字化变电站自动化的功能还有许多技术问题需要攻关解决，但由于其具有信息充分共享、通信系统能可靠实时地交换所有设备的完整信息、降低变电站整个生命周期的费用等优点，数字化变电站的发展将对变电站的自动化运行和管理带来深远的影响，因此具有重大的技术和经济意义。
总之，随着测控、通信技术的发展，变电站自动化系统成为一个越来越密切相连、在技术和管理上不易分割的整体。系统中存在多方面日新月异的技术，在应用新技术的过程中，应该尽量多考虑产品的安全、可靠和通用性。同时加强自动化系统的科学管理，提高系统的维护效率。希望各有关方面共同努力切实改进各项工作，让变电站自动化技术得到更好的应用，为电网的安全和稳定运行发挥更大的作用。
参考文献
关键词 变电站 变电站自动化系统 系统结构 系统功能
中图分类号：TM63 文献标识码：A
1变电站及变电站自动化的概念
变电站是电力系统中变换电压、接受和分配电能、控制电力的流向和调整电压的电力设施，它通过变压器将各级电压的电网联系起来。变电站的主要设备是开关和变压器。变电站的主要工作是在发电端把电压升高，变为高压电，从而把发电厂生产出来的电能输送到较远的地方，再根据用户需要把电压降低，输送到用电端。
随着智能电网的不断发展，变电站已经进入了自动化发展的新阶段。变电站自动化是在变电站内应用自动控制技术、信息处理和传输技术、计算机管理技术实现变电站运行监测、协调、控制和管理任务，部分代替或取代变电站常规二次系统，减少和代替运行值班人员对变电站运行监视、控制的操作，使变电站运行更加安全、稳定、可靠。
2变电站自动化系统的结构
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”。
（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为电力运行实时的电气量检测；运行设备的状态参数检测；操作控制执行与驱动。
（2）间隔层：间隔层设备的主要功能是汇总本间隔过程层实时数据信息；实施对一次设备保护控制功能；实施本间隔操作闭锁功能；实施操作同期及其他控制功能；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；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。
（3）站控层：站控层的主要任务是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；按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心；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；具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；具有站内当地监控，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；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；具有变电站故障自动分析和操作培训功能。
3变电站自动化系统的功能配置
变电站自动化系统是一系列自动化技术的综合，它包括微机保护、故障录波与故障测距、小电流自动选线、电能计量、远动监控、电压无功综合控制等功能。
（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。
（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。
（3）事件记录和故障录波测距：事件记录包含保护动作序列记录和开关跳合记录。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。
（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，对装置本身实时自检功能，方便维护与维修。
（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。
（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。
4变电站自动化技术发展现状
变电站自动化系统在基本监控功能方面如遥测、遥信、遥控等方向的技术已经发展比较成熟，在较高层次上的应用功能，如变电站防误闭锁、电压无功控制方面，也取得了一定的发展。
目前，全面整体解决方案成为变电站自动化发展趋势。变电站自动化系统作为一个复杂的、综合性很高的系统性工程，包含众多的设备和子系统，各功能、子系统之间存在着不同程度的关联，随着计算机和电子技术的进步，通信技术的发展，变电站自动化的发展，已由单个孤立的装置自动化过渡到系统整体计算机化。
【关键词】变电站；自动化系统；数字化；设计
1 数字化变电站的内涵及意义
数字化变电站主要指将数字化操作及技术贯穿到变电站管理运行的全过程，实现对变电站的全面控制。在该过程中，操作人员要对数字化变电站自动化设备进行有效选取，对数字化变电站一次设备、二次设备等进行协调，确保从本质上提高数字化变电站的实际应用效果。
数字化变电站是当前变电站自动化进程中的关键步骤。数字化变电站通过对变电站一次设备智能化、二次设备网络化进行全面分析，以高速网络作为变电站的研究基础，对变电站信息实现数字化、标准化，在很大程度上提高了数字化信息的共享效果和操作效果，对我国数字化变电站信息交流具有至关重要的作用。除此之外，数字化变电站还将网络数据为基础，在很大程度上提高了继电保护、数据管理的效果，有效提高了数字化变电站的安全性、稳定性、经济性。当前数字化变电站主要符合IEC61850标准通信网络及系统等技术特征，在很大程度上促进了我国社会经济的进步。
2 数字化变电站特点
2.1 一次设备智能化
数字化变电站一次设备主要由智能型断路器、隔离开关、变压器等数字化设备组成，设备智能化效果大幅提高。当前的一次设备已经由传统的电磁式互感器转变为电压互感器和电子式电流互感器，开始使用能够直接向外界提供数字式光纤的以太网接口。通过光纤传输数字编码信息在很大程度上提高了一次设备和二次设备之间的信息交换采样值、状态量，有效提高了控制命令的控制效果。
2.2 二次设备网络化
数字化变电站二次设备通信统一采取EC61850标准，设置外光纤网络通信连接接口，通过光纤以太网代替传统控制电缆，在很大程度上提高了信号传输的效果。数字化变电站二次设备使用数字式传输，提高了网络化控制效果，有效实现了信息资源共享的灵活性，对当前二次设备互操作及功能灵活性具有非常重要的意义。
2.3 管理系统自动化
管理系统自动化主要指在进行变电站管理的过程中通过对变电站可能发生的故障进行预防、管理、控制，对出现的故障能够及时提供相关故障报告分析，对故障处理提供依据。常见管理系统自动化内容主要包括：电力生产运行数据、状态记录统计资料、数据信息分层内容、分流交换自动化操作等。在进行管理系统自动化的过程中，相关人员要对自动化设备进行定时检修，提高设备正常运行的效果。
3 数字化变电站自动化系统结构
智能化电气的发展过程中，智能一体化设备的出现，有效提高了数字化变电站系统自动化效果，在很大程度上促进了当前变电站结构发展。数字化变电站自动化系统结构在物理方面可以分为智能化一次设备和网络化二次设备两种结构，在逻辑方面可以分为过程层、间隔层、站控层三种层次。
3.1 过程层
3.1.1 电力运行的实时电气量检测
在进行数字化变电站自动化系统控制的过程中，过程层有效对数字化变电站系统管理的电流、电压、相位以及谐波分量进行分析，对电气量进行数据收集。该层通过使用光电电流互感器、光电电压互感器设备，采取直接采集数字量的方法对数字数据进行收集。当前过程层数字量采集方法在很大程度上提高了对变电站运行的抗干扰性，有效提高了数字量的准确性和实际应用效果。
3.1.2 运行设备的状态参数在线检测与统计
数字化变电站自动化系统在运行的过程中需要对温度、压力、绝缘效果、机械特性进行检测，确保提高设备运行状态参数统计的准确性。在进行检测时，数字化变电站自动化系统设备主要包括变压器、断路器、开关刀、母线、电抗器、电容器、直流电源系统等。
3.1.3 操作控制的执行及驱动操作
数字化变电站自动化系统操作控制执行及驱动操作主要包括变压器分接头的调节控制，断路器、开关刀分合控制，电容电抗器的投切控制，直流电源充放电控制等。数字化变电站自动化系统一般控制均为被动，主要是根据上层控制指令完成整体的控制操作，实现对系统的自动化管理。在进行控制的过程中，相关人员要对执行命令进行智能化精度调整，确保断路器能够敏感闭合，在相对时间和相角下实现自由闭合与断开。
3.2 间隔层
数字化变电站自动化系统间隔层主要可思议实现以下功能操作：（1）对间隔层信息和实时数据进行汇总；（2）对间隔层一次设备进行高效保护；（3）确保操作同期的控制功能有效实施；（4）对数据的优先级别进行控制，有效收集数据、统计运算结果、控制指令等；（5）实现对通信的调节，确保高速完成数字化变电站自动化系统的信息传输；（6）通过上下网络接口双口全双工方式实现对信息通道的控制，加强网络通信的可靠性；（7）对间隔层操作进行闭锁。
3.3 站控层
数字化变电站自动化系统站控层主要是通过将两级高速网络实时数据进行汇总，实现对数据库的不断刷新控制，确保从本质上提高数据信息的准确性。在该过程中，站控层还可以对历史数据库进行调用，确保将相关信息及时送达到调度及控制中心，在最短的时间实现间隔层、过程层控制执行，有效提高执行的效果。
数字化变电站自动化系统站控层可以有效实现全站操作闭锁控制，对全站内的监控功能及人机联系功能进行保护，有效提高了显示、打印、操作、多媒体功能等实际效果。站控层通过对间隔层、过程层设备的在线维护、在线参数修改，在很大程度上提高了对全站的维护控制效果。除此之外，站控层还具有故障自动分析功能和操作培训功能。
4 数字化变电站自动化系统发展方向
我国当前的变电站自动化技术水平较高，数字化变电站自动化发展速度较快，已经广泛应用到高、中、低压各类变电站中，整体变电站的运行效率大幅提高。但是在我国当前的数字化变电站自动化系统建设过程中，环境分析效果不合理、结构体系混乱、变电站人员管理效益差都在很大程度上影响了数字化变电站自动化系统的实际应用效果。
因此在进行数字化变电站自动化系统设计应用的过程中，相关人员要对变电站结构和功能进行准确定位，确保为高级调度中兴建设提供坚实基础。在今后的数字化变电站自动化系统建设过程中要对数字化变电站技术范围进行拓展，对设备的可靠性进行加强，确保实现有步骤、有重点、有层次的研究推进和深入，从本质上提高数字化变电站自动化系统实际应用效果。
要对智能化技术济宁合理运用，对计算机高速网络进行开发，将全数字化真正运用到数字化变电站自动化系统建设发展过程中，实现智能、数字、网络一体化。
5 总结
数字化变电站自动化是当前我国变电站设计研究的主要方向，数字化变电站自动化系统是我国变电站的主要系统工程。在进行数字化、自动化研究的过程中，相关人员要对数字化变电站自动化系统程层、间隔层、站控层三种层次进行合理把握，对存在的自动化问题进行及时处理，确保从本质上提高数字化变电站自动化的应用效果。
参考文献：
[1]彭静.浅谈变电站综合自动化系统结构类型[J].农村电工，2009，6（12）.
【关键词】变电站综合自动化系统 继电保护 运行现状分析 发展思路
1 变电站自动化系统的优越性
变电站综合自动化广泛采用微机保护和微机远动技术,对于变电站的模拟量、脉冲量、开关状态及部分非电量信号进行采集,经过功能的重新组合,并且按照预定的程序和要求对变电站实行自动化监控、测量、协调和控制的集合体和全过程。
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。
近几年来,甘肃省对于部分35kV常规变电站进行了自动化系统改造,使农网35kV变电站自动化水平上了一个新台阶。由于变电站综合自动化系统能够实现五遥功能:遥测、遥控、遥调(有载调压)、遥信、遥脉(脉冲电度表信息),从而实现了变电站无人值守或少人值守的目的,电网运行的安全性和经济性明显增强。
2 甘肃省35kV变电站自动化现状
2.1 传统模式
传统模式即目前国内应用最为普遍的远方终端装置(RTU)加上当地监控监视系统(又称当地功能),再配上变送器(当采用交流采样RTU时,可省去变送器屏柜)、遥信转接、遥控执行、UPS等屏柜。站内保护装置的重要信号通过硬接点方式输入RTU,其中微机型保护装置亦可通过串行口按约定的规约与RTU进行通讯。较为典型的产品有NARI系统公司的DISA―1、RD800系列等。
2.2 集中式
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。
目前大多数厂家的产品均属此类,在各地35kV无人值班变电站中应用也最广。与传统模式相比,最大的改进在于将RTU的遥控、信号、测量、电能计费、通信等功能分别组屏,并由1个或2个总控单元通过串行通信口(RS232,RS422,RS485)与各功能单元屏柜以及微机保护、故障录波、上位机(可选)等进行通讯。比较典型的产品有NARI系统公司的DISA-3型、BJ-1型等。
2.3 分布式
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。
(1)分散式(保护相对独立,控制和测量合一)
该模式主要特点是以一次主设备如开关、变压器、母线等为安装对象,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(在主控制室内)通过串行口(光纤通信)与各一次设备屏柜(在现场)相连,并与上位机(可选)和远方调度中心通信。较为典型的产品有NARI公司的BJ―F3A系列和甘肃银河电力自动化有限责任公司的YH―B2000系列产品。
(2)集中式(保护、控制和测量合一)
较为典型的产品有北京四方公司的CSC2000系列、NARI公司的DISA--2等。
(3)局部分散式
此模式综合了集中式与分散式的特点,采用了分散式的系统结构,而控制和保护仍集中配屏。较为典型的产品有DISA―3、FDK系列等。
3 35kV变电站自动化系统存在的问题
3.1 “四遥”远动设备误报、误跳
某些型号的自动化系统问题比较严重,这也是许多35kV自动化变电所长期不能正常运行的主要原因。究其原因,一方面与某些变电站自动化系统投运较早,自动化装置在技术和工艺上不成熟有关,另一方面,与设备的选型和厂家的安装调试水平及售后服务有较大关系。
3.2 10kV单相接地信号正确率低
小电流接地系统信号检测装置是根据单相接地故障特点进行设计和判别的,主要有反应工频电容电流大小和方向、零序电流有功分量、5次谐波分量以及故障电流暂态分量首个半波等几种。目前生产厂家采用较多的是接地时5次谐波分量。从已投运的自动化变电站的运行情况看,10kV单相接地故障发信正确率普遍较低。在配电网事故中,单相接地故障率很高,据有关资料统计约占80%,可见10kV单相接地故障发信正确率同变电站的安全运行关系极大。
3.3 防误操作装置的改造问题
常规变电站改为自动化变电站,原来的“三防”,“五防”装置失去了作用,如何进行防误改造,确保“五防”功能是一个问题。
“五防”功能可以由远动主站实现,也可由就地自动化装置完成。分散式就地安装于一次主设备(屏柜)上的综合自动化系统装置,在抗震、抗电磁干扰等方面的性能还有待进一步提高。震动源主要来自断路器的分、合操作带来的机械振动,对自动化装置的危害主要表现为节点接触不良及装置频繁死机。
电磁干扰源则主要是线路和电容器的断路器开关投、切以及雷电的冲击,产生的瞬时暂态过电压所引起的含多种频率分量的衰减振荡波,严重时会造成装置的误动、误报和拒动,酿成严重后果。根据国内外的一些资料来看,国外厂家在这方面做得比较充分,电磁兼容性在他们的产品中得到了足够的重视。而国内厂家则基本上都还没有明确提出其设备为满足电磁兼容性规定,仍然执行着比传统集控方式要求更高的技术标准。
3.4 设备安全隐患问题
随着越来越多的农村35kV变电站采用无人值班模式,这个问题也变得越来越突出和迫切。防火、防盗、防水以及一次设备故障(如变压器渗油、瓷瓶开裂、局部放电等)都需要能及早发现和处理,以免故障扩大变成事故。在这方面,工程设计人员已经进行了有益的尝试,即在一些变电站试点通过安装数字视屏监控系统实现对该变电站的遥视监控,并取得了较好的实际效果,有效地解决了这个问题。
与传统的模拟式图象监控系统不同,数字式视频监控以计算机技术、网络技术和视频压缩技术为核心,具有诸多模拟式图象技术所不具备的优点,并且与基于微机技术的变电站自动化系统接口良好,是未来视频技术发展的方向。
4 甘肃省35kV变电站自动化系统发展思路
4.1 配置和运行方式将趋于一致
随着计算机技术的快速发展和生产厂家的不断努力,变电站综合自动化系统的性能越来越高,可靠性也大大增强,价格却越来越低。因此近年来低电压等级变电站自动化系统配置有逐步向高电压等级变电站靠拢的趋势。不仅35kV和110kV变电站是如此,220kV和500kV变电站也是如此。
4.2 保护与控制、测量合二为一
虽然从目前的运行体制、人员配备、专业分工来看,保护与测控各自独立的自动化系统占了绝大多数,但从发展趋势、技术合理性及减少设备重复配置、简化维护工作量等方面考虑,保护、测控合一的模式具有很大的优越性。
