变电站自动化控制(6篇)
变电站自动化控制篇1
【关键词】变电站自动化系统;功能;智能电网;调度自动化系统
变电站综合自动化系统即变电站自动化系统，它是实现电力系统自动化的必要前提。近几年，我国对建设智能电网项目进行了大力推动，一次设备在线状态检测、智能化开关与光电式互感器等技术逐渐发展成熟，另外还开发应用了自动控制与信息通信技术，变电站实行数字化的采集、传输与处理信息，逐渐推动了变电站自动化技术的进步，变电站自动化系统因变电站的智能化而丰富了自身的应用功能。
1.变电站自动化系统
1.1变电站自动化系统概述与基本功能
作为综合性电力自动化系统，变电站自动化系统集中了网络通信、计算机与数据采集技术，利用变电站二次设备的功能对组合进行优化与归并，协调、自动控制。测量并实时监控变电站运行的情况。二次系统中的自动控制、计算机、远动、通信、计量与测量都属于其技术范畴，而变电站运行、继电保护与自动化等属于其专业范畴。变电站自动化系统以运行管理智能化、操作监视屏幕化、通信网络化、结构微机化、系统功能综合化为基本特征。
采集数据与控制站内设备的状态是变电站自动化系统的主要目的，其功能包括远动与数据通信、自动控制装置、微机保护子系统、监控子系统是其基本功能。首先相关开关的位置与互感器得到电网数据，接着命令设备进行操作。接着检测到故障时保护装置将跳闸命令发送给所在断路器。自动控制装置在变电站自动化系统中则能够完成电压无功自动控制、低周低压减载、系统继电保护等操作，提高供电的安全性可靠性与电能质量。远动与数据通信功能可以实现上级调度与自动化系统之间的通信和系统内部之间的通信。
1.2变电站自动化系统的发展
远方终端单元（RUT）是变电站自动化系统在早期的基础，基础设备包括自动装置、继电保护和变送器等。将RUT在二次接线与常规继电保护的基础上设置，可同上级控制中心共同形成系统，采集数据、监视控制运行情况，使远程管理与监控得以实现。当通信技术与微处理芯片技术进步后，传统的分立保护装置由微机保护所取代，RTU与二次控制屏也由微型计算机所取代，实现了变电站的综合自动化。
2.变电站自动化系统的不同结构
2.1集中式系统结构
集中式结构的变电站自动化系统一般使用的计算机都有许多I/O接口，对变电设备的模拟量与开关量信息进行集中采集，集中分析与处理数据，并进行自动控制、继电保护与信息报送等。运行集中式系统的平台应是具有强大功能的计算机，监测、保护、控制、输入和输出信息由前置计算机完成，显示、处理、打印和远方上传数据由后台计算机完成。该系统没有灵活的组态，如果变电站的规模或主接线不同时都要另行设计软、硬件。
2.2分布式系统结构
分布式的电站自动化系统是一种自动化系统，需通过网络由分散的若干二次装置构成，不同装置在工作是能相互协调还可以独立进行，以通信协调为前提自动监视与控制变电站。以变电站的控制对象与层次为依据有过程层、间隔层与站控层之分。该结构在维护与扩展系统时更加方便，其他模块的正常运行不会受到局部故障的影响。以安装间隔层设备的位置其形式可分为分散与集中式相结合、分散式和集中式。在变电站中目前分散与集中式相结合的形式的安装单位是一次主设。
3.电网调度自动化系统和变电站自动化系统
3.1电网调度系统自动化简介
变电站与发电厂之上的自动控制系统就是电网调度自动化系统，其管理和控制的对象就是电力系统的发输电，作为计算机控制系统，它的功能包括网络分析、控制和计划发电、采集和监视数据等。调度人员在运行正常的电网中利用调度自动化系统对电网参数进行控制与监视，使其与规定相符合，使电能质量与电力系统的运行正常得到保证。在安全监控电网的前提下，电网的经济调度能够利用调动自动化的途径达到，实现多发电与供电、节约能源、降低损耗的目标。当有故障发生于电网中时，应分析电网运行的安全性，针对性地提出对策处理事故并加以监控，避免发生事故，使事故造成的不良影响和损伤得以减少或避免。
3.2电网调度自动化系统和变电站自动化系统
变电站自动化系统是一个综合性的自动化系统，以变电站中的二次设备为基础，能够保护、自动控制、监视与实时测量电网与变电站设备的运行情况，将信号及时发送给电网调度中心。而电网调度自动化是管理电网的系统，对电网整体的运行状态进行监控。从狭义的角度来看，调度自动化系统需要对变电站自动化系统进行监控;从广义的角度来看，组成调度自动化系统的一个部分就是变电站自动化系统。利用电力调度数据网或专用通道调度自动化系统可和厂站自动化系统通信，一般以双以太网结构作为其前置数据采集网与主网络，以IEC61968与IEC61970系列标准为通信规约。变电站自动化系统使用以太网为基础的IEC61850系列标准作为间隔层与站层的通信总线，以扩展的IEC61850或IEC60870TASE.2系列标准用于变电站自动化系统和调度自动化系统间的通信。
4.智能电网中变电站自动化系统的应用
自我国提出推动智能电网的理念以来，已经逐渐将其归为一项发展战略。智能变电站是组成智能电网的核心部分，其采用的智能设备具有环保、低碳、可靠、集成、先进的特点，基本要求包括信息共享标准化、通信网络化和全站信息数字化，这也是智能变电站基本的发展目标。在智能变电站中，一些基本功能如采集、计量和控制数据等都能自动完成，且对于应用功能高级，如协同互动、在线分析决策、智能调节与电网实时自动监控等的变电站也是支持的。智能变电站的通信系统和网络和IEC61850系列标准中的规定相符合，也能使基础数据的一致性和完整性要求得到满足，实现其基本目标。变电站自动化系统开发互联、将模型和标准相统一的网络通信规范就是IEC61850系列标准，实现配电自动化和变电站、变电站和调度中心之间的无缝对接，使智能化变电站可以逐渐取代常规变电站。
5.结语
总而言之，使电力系统自动化水平提高与现代化的电网运行管理得以实现的必要前提就是变电站的自动化技术。在不断增加特高电网布点与不断推进的大背景下，电网的运行方式与结构也逐渐复杂化，自动化系统也因此得到广泛普及和应用，变电站自动化技术的发展也得到了很大程度的推动。
参考文献
[1]徐立子.再论变电站自动化系统的分析和实施[J].电网技术，2011，25（9）：12-15.
变电站自动化控制篇2
【关键词】变电站；电气自动化；系统设计
一、引言
随着科学技术的不断发展以及计算机技术在电力系统的应用，各地区电网都在建设和实现无人值班变电站，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，并已获得成功。在变电站自动化系统的具体实施过程中，目前有不同的方法：一种主张站内监控以远动（RTU）为数据采集和控制的基础，相应的设备以电网调度自动化为基础，保护相对独立；另一种则主张站内监控以保护（微机保护）为数据采集和控制的基础，将保护与控制、测量结合在一起。从我国目前的电力系统运行体制、人员配备、专业分工来看，前者占有较大优势。因为无论从规划设计、科研制造、安装调试、运行维护等各方面，控制与保护都是相互独立的两个不同专业，因此前者更符合我国国情，而后者因难以提供较清楚的事故分析和处理的界面而一时还不易被运行部门接受。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，后者又有其优越性。此实施方法正在成为一种发展趋势和共识。
二、方案设计思想
从信息流的角度看，保护（包括故障录波等）和控制、测量的信息源都是来自现场TA、TV二次侧输出，只是要求不同而已。保护主要采集一次设备的故障异常状态信息，要求TA、TV测量范围较宽，通常按10倍额定值考虑，但测量精度要求较低，误差在3%以上。而控制和测量主要采集运行状态信息，要求TA、TV测量范围较窄，通常在测量额定值附近波动，对测量精度有一定的要求，测量误差要求在1%以内。总控单元直接接收来自上位机或远方的控制输出命令，经必要的校核后可直接动作至保护操作回路，省去了遥控输出、遥控执行等环节，简化了设备，提高了可靠性。
从无人值守角度看，不仅要求简化一次主接线和主设备，同时也要求简化二次回路和设备，因此保护和控制、测量的一体化有利于简化设备和减少日常维护工作量，对110kV及以下，尤其是10kV配电站，除了电量计费、功率总加等有测量精度要求而需接量测TA、TV外，其他量测仅作监视运行工况之用，可以与保护用TA、TV合用。此外，在局域网上各种信息也可以共享，控制、测量等均不必配置各自的数据采集硬件，常规的控制屏、信息屏、模拟屏等亦可取消。
对于10kV配电站，由于接线简单，对保护相对要求较低，为简化设备节省投资，建议由RTU来完成线路保护及双母线切换等保护功能。因此需在RTU软件中增加保护运行判断功能，如备用电源自投功能，可通过对相应母线端失压和相关开关状态信号的逻辑判断来实现。
随着计算机和网络通信技术的发展，站内RTU/LTU或保护监控单元将直接上网，通过网络与上位机及工作站通信。取消传统的前置处理机环节，从而彻底消除通信“瓶颈”现象。变电站自动化系统和无人值班运行模式的实施，在很大程度上取决于设备的可靠性。这里指的设备不仅是自动化设备，更重要的是电气主设备。
三、设计说明
变配电站自动化对保证电网安全稳定运行具有重大意义，是实现电网调度自动化、运行管理现代化的重要保障，包括继电保护、变配电站集中监控以及远方调度管理三部分。继电保护有常规电磁型继电器保护、晶体管继电保护与微机保护三种形式。常规继电器保护仍在继续使用，晶体管保护是一种过渡型产品，现在已被先进的微机保护所替代。智能化开关与智能化开关柜，以及变配电站综合自动化系统集继电保护、数据监测及远方调度于一体，在变配电自动化设计中应根据工程实际情况选用上述产品。
1.系统选型
主要从继电保护及站内集中监测与远方调度几方面考虑。对于继电保护而言，35kV及以上的变配电站一般都有变压器保护，应优先考虑选用微机保护或变配电站综合自动化系统。10kV变配电所一般均为电力系统开闭所及用户变配电站，一次接线比较简单，应以常规继电保护为主。选用价格低、性能可靠的智能化开关，智能化开关柜或综合自动化系统之后，可以取消常规继电保护。对于站内集中监测与远方调度来讲，有集中式与分散于开关柜内的集散系统两种形式，变配电站综合自动化系统是一种最先进的分散安装于开关柜内的变配电站站内集中监测与远方调度系统。集中式变配电站计算机监测与远方调度系统需要安装各种电量变送器。测量、信号与控制电缆要由开关柜内引出，外部电缆数量多，设计与施工工作量大，一般不宜再推广使用。变配电站综合自动化系统的末端数据采集与控制单元直接安装于开关柜内，大都采用交流采样从电流或电压互感器直接进行测量，省掉了电量变送器，有些还可以省掉开关柜上的指示仪表。外部电缆只有一根通信电缆与供电电源电缆，设计与施工简单，所以应积极推广选用。智能化开关与智能化开关柜本身已经具备集中监测与远方调度功能。只要设计一根通信电缆引到调度值班室中央控制站计算机就可以实现集中监测与远方调度。但由于各厂家的通信协议不统一，不同厂家的产品实现联网比较困难，所以近期还难以推广应用。
2.电气设计原则
从一次系统与二次系统两方面考虑。对于一次系统设计而言，变配电站采用计算机监测与控制后对一次系统接线没有影响，一次系统接线方式及供电方案仍按有关要求与规定进行设计。变配电站采用计算机监测与控制后，应发挥计算机的图形显示功能，模拟盘可以简化或取消。变配电站采用计算机监测与控制后，可以实现无人或少人值班，值班室面积可以减小，分散值班可以集中于一处值班。
对于二次系统，其设计方案应该注意以下几点：开关柜内的继电保护，计量，信号与控制回路设计不变，值班室的继电保护屏与中央信号系统（信号屏、计量屏与控制屏）保持原设计不变，再设计一套重复的计量、信号与控制回路进入计算机监测与控制系统。开关柜内的继电保护，计量，信号与控制回路设计不变，值班室的中央信号系统（信号屏、计量屏与控制量）取消，集中保护的继电保护屏应保留，再将计量，信号与控制回路进入计算机监测与控制系统。开关柜内的继电保护、计量、信号与控制回路设计不变，值班室的中央信号系统（信号屏、计量屏与控制屏）只包括电源进线与母线联络开关柜，所有出线开关柜均不进入中央信号系统。电源进线，母线联络开关柜及所有出线开关柜的中央信号系统（信号、计量与控制）全部进入计算机监测与控制系统。
二次系统设计原则是：变配电站采用计算机监测与控制后值班室原有的中央信号系统（信号屏，计量屏与控制）应取消，采用集中保护的继电保护屏应保留，应优先选用第二方案。对于有特殊要求的单位或地区，可以选用第三方案，第一方案一般不宜设计选用。
3.电气设计
一次系统的电气主接线方式按原设计不变，在单线系统图的设备型号说明中应注明采用计算机监测与控制系统后所增加的设备数量与型号，如电量变送器，电力监控器等。对于需要通过计算机监测与控制系统进行远方遥控操作的开关，一定要选用能进行远方分、合闸功能的自动开关。开关运行状态要进入计算机监测与控制系统的开关，一般要有一对独立的常开接点引入计算机监测与控制系统。低压自动开关的型号设计时一定要注意满足这一要求，多选一对常开辅助接点。
对二次系统继电保护设计来讲，35kV及以上供电系统可以考虑选用微机保护，而且应优先考虑采用变配电站综合自动化单元。10kV供配电系统仍应以常规继电器型继电保护为主，可以再设计只有监控功能的变配电站综合自动化单元。220/380V低压配电系统，仍应以自动开关与熔断器作为保护，再设计只有监控功能的变配电综合自动化单元。
对于测量回路设计而言，需要进入计算机监测与控制系统的测量参数由设计者根据有关规定与用户实际需要来确定。需要进入计算机监测与控制系统的各种测量参数，首先经过电流互感器与电压互感器变为统一的交流。采用变配电站综合自动化系统之后，其监控单元均为交流采样，直接从电流或电压互感器取0A～5A或0V～100V测量信号，低压直接取220V或380V信号。不再需要各种电量变送器，开关柜上各种测量仪表可以取消。电能计量应选用带脉冲输出的电能表。其型号及一次接线与原电能表相同，只在备注中说明带脉冲输出，并注明与计算机监测与控制系统相匹配的直流电源电压，设计时应优先选用自带供电电源的有源型，输出为隔离型的脉冲电能表。计量柜电能表一般不进入计算机监测与控制系统，所以应在进线开关柜内增加有功与无功脉冲电能表各一块，作为内部统计用电量使用。
对于信号回路设计，所有需要计算机监测与控制系统进行监视的开关状态，均应有一对常开接点引到计算机监测与控制系统。所有常开接点可以共用一个信号地线，但不能与交流系统地线相连接。所有信号继电器均应有一对单独的常开接点引到计算机监测与控制系统。有中央信号系统时，信号继电器应再有一对常开接点引到中央信号系统，以下两种常开接点应分开，由于电压等级不同，不能共用地线。
控制回路设计中应该注意以下问题：计算机监测与控制系统都有合闸与分闸继电器输出接点，将其并连接到开关柜的合分闸开关或按钮上就可以进行远方合分闸操作。计算机监测与控制系统的合分闸继电器接点与开关柜上合分闸开关或按钮之间应设计手动与远方自动转换开关。10kV及以上的供配电系统需要计算机监测与控制系统进行远方合分闸操作时，其控制开关应取消不对应接线，可以选用自复位式转换开关，也可选用控制按钮。所有进入计算机监测与控制系统的远方操作开关的手动分闸操作开关或按钮应有一对独立的常开接点引到计算机监测与控制系统，以便在人工手动分闸时给计算机监测与控制系统一个开关量输入信号，以防止人工就地手动分闸时出现误报信号。
四、变配电站综合自动化系统
变配电站综合自动化系统是以一个配电间隔为单元，由一台电力监控器完成信号测量、继电保护与控制。测量为交流采样，直接从电流互感器或电压互感器取交流。--SA电流信号或交流。0V～100V电压信号，380/220V低压系统直接取交流0V～220V或0V～380V电压信号。所有电力监控器通过通信电缆引到计算机系统。
1.变配电站综合自动化系统外部电缆设计
变配电站综合自动化系统的外电缆设计非常简单，只有一根通信电缆与一根交流220V电源线。通信电缆一般选用计算用屏蔽电缆，线芯为两对两芯0.5m铜芯线，使用一对，备用一对。也可以选用双芯屏蔽双绞线。大型变配电站也可以考虑使用光缆。电力监控器应由专用电源集中供电，以保证供电可靠性，增加抗干扰能力。有些电力监控器可以用220V直流电源供电，此时可以由直流屏集中供电。变配电站数量少时，可以不设现场控制站，电力监控器的通信电缆可以直接引到中央控制站。供电电源可由变配电站内单独提供，距离中央控制站近时，也可以由中央控制站供电。通信距离可达3km。变配电站内开关柜数量少时，可以几个变配电站合用一个现场控制站，每个现场控制站可带犯个电力监控器。电力监控器到现场控制站及现场控制站之间的最远距离均为5km。
2.变配电站综合自动化系统的二次接线图设计
变配电站综合自动化系统的二次接线图设计按所选用的电力监控器种类分为只有监控功能与带保护功能两种。10kV及以下电压等级的供电系统一般应选用只有监控功能的电力监控器，其二次接线图见有关产品设计项或手册。
3.变配电站综合自动化系统的选用
变配电站综合自动化系统的成套设备生产厂商有很多，例如国内的鲁能、南瑞、南自、许继、思达、四通，国外的SIMENS、ABB等公司。应该根据实际设计要求与系统的功能，综合考虑选用，一般的变配电站综合自动化系统应该具有以下功能：SCADA功能、数据库系统、高级专家功能、运行管理功能、网络互联功能。选用的基本原则是：在满足要求的情况下，系统运行的可靠性好、性能价格比高。
五、结论
随着智能变电站建设的不断深化，变电站各系统将逐步优化和完善，实现高效、安全、可靠、经济的变电站建设，有力保证电网安全稳定运行。
参考文献
[1]电气工程电力设计手册[S].
[2]电力设计工程电气设备手册（电气一次部分上、下）[M].水利电力部西北电力设计院.
变电站自动化控制篇3
关键词：智能变电站；技术特点；
中图分类号：TM411+.4文献标识码：A
引言
为了更好的实现输变电过程中节能降耗的目标，智能变电技术也得到了更加广泛的推广和应用。先进的数控和自动化技术也逐步的在变电站管理工作中得到了创新式的应用。智能变电站的出现大大降低了工作人员的日常维护任务量，同时也改善了变电站工作质量，显著的提升了工作效率。在目前的智能电网中，采用技术含量高、可靠性好、节能环保效能强的智能化变电设备的理念已经被越来越多的电力行业管理者所接受。智能变电站通常以互联通信网络的信息传输平台为基础，自主高效的进行信息采集、管理控制、故障保护以及实时监测等基本功能。智能化变电站的特点是运用电子管理控制、信息通信、人工智能等先进技术，以智能化核心控制设备和网络化的信息平台为基础，完成变电站的运行情况进行实时监测、自动调整控制、设备故障分析、智能决策等工作目标，对智能电网体系的安全状态加以评估、预警和监控，优化智能变电站的运行，满足新能源的自由接入和退出等功能，并协调电网管理调度中心各个变电站之间的管理控制。
一、智能变电站概述
1、智能变电站的内涵
智能变电站由采用先进可靠、节能环保的集成设备组合而成，凭借高速网络通信平台传输信息，实现信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能的自动化和智能化。同时，智能变电站可以根据需要支持电网产时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级应用功能。
2、与数字变电站的区别
为更好地理解智能变电站的内涵，需要明确其与数字变电站的区别。与数字变电站相比，两者的主要区别有以下几点:(1)智能变电站可以实现一次智能监视与一次设备智能化。采用了状态监视智能组件和传感器的智能变电站可以实现一次设备状态监测，同时测量、控制、状态监测等智能组件与主设备就地安装，使智能变电站实现了一次设备智能化。(2)智能变电站建立起全景数据一体化的信息平台，在此基础上可以实现远端维护、顺序控制、智能告警及分析决策等智能高级应用功能。(3)智能变电站的站控层、间隔层设备采用标准化通信协议，取消协议互换设备，间隔层与过程层的设备通过电缆直接连接，辅助系统的相关信息可以通过智能接口机依照标准建立相应数据模型，从而实现信息建模和通信标准化。(4)智能变电站同时实现了辅助系统的智能化，如视频监视智能化、安防系统智能化、环境监视系统智能化。以视频监控为例，辅助系统的告警信号和测量数据通过站内智能接口机被转换为标准模型数据后进入一体化信息平台，便可实现视频监控与站内监控系统的协调联动。
二、智能变电站的基本结构
智能变电站中主要依靠GIS控制设备与计算机自动化控制系统为核心，运用传感器实时监控电流和电压变化情况。其信息传输渠道为光纤，信息传输端口设置有保护装置以及回路装置。智能变电站主要有站控层、间隔层和设备层三大部分组成。
1、站控层。站控层负责对智能变电站进行管理控制，主要包括计算机自动控制器与人机交互设备共同构成。站控层的主要功能在于对变电站进行实时监控，并能够对发现异常情况及时发出警报。
2、间隔层。间隔层作为站控层与设备层之间的连接层，由继电器以及测控设备等共同组成。间隔层主要发挥了连接、监控和管理核心设备。通过间隔层能够进行继电保护操作，完成设备故障的初步分析，保护电路等。
3、设备层。设备层对于智能变电站而言是设备布置的主要场所。设备层的主要功能在于能够锁闭电气设备，以避免电气设备在带电的条件下完成操作，造成线路安全事故。此外利用复合传感器还能够监控设备运行情况。设备层还包括一类变电站设备，例如断路器、电流电压互感器和变压器等。能够中转电流，调节变电站运行中的输电和配电参数。
三、智能变电站的技术特点分析
智能变电站中结合了先进的自动化监控和信息传输、数据处理技术，其最为突出的特点在于，智能变电站实现了信息的高度共享，基本完成了控制设备的智能化、集成化建设。
1、引入控制端
计算机控制终端的引入赋予了智能变电站智能大脑，计算机终端系统使智能变电站可以根据监控到的电能运行的实际情况在极短时间内完成判断处理，降低了变电站由于突发事件发生故障的风险，提高供电的稳定性和可靠性。
2、分级控制技术
符合目前国内电网输变电安全标准的分布式控制技术，在智能变电站内设置具备智能分析处理能力的系统，采用分级调控的方式，有效地降低了中央处理系统的管理控制负荷，改善了电力控制设备的工作效率，降低了电力控制中的安全风险。
3、光纤技术与电力设备集成化
目前，光纤传输领域技术在国内外获得了长足发展和推广应用，光纤技术在智能变电站中的应用也使其具备了局域网管理功能。变电站的设备层同控制系统能够更加迅速、稳定的进行信息传输。管理控制数据的跨层级传输的稳定性也在不断增强。在计算机自动化技术的支持下，变电站运行监管设备集成化发展也取得了一定的成效，在有限的区域内也能够保障设备的基本配置，显著的降低了设备占地空间，缩短变电站设备安装周期，削减了安装成本。
4、局部或全局智能控制的实现
智能变电站在控制设备的选择上满足了智能化的要求，通过在一、二控制设备中采用先进的光电技术，完成了控制柜、电流互感器、电流闭锁装置的智能化，实现了设备的全自动化和智能控制。
四、智能变电站技术在应用中的主要优势
1、变电站扩展和兼容性的增强
智能变电站技术中结合了计算机自动化技术、光纤信息传输技术、智能控制技术、分层管理控制技术，也强化了智能变电站的输变电能力。对于传统的自动化变电站以及数字化变电站而言，通常难以扩展变电站的二次变电功能，然而在智能变电站中，可以自由便利的在间隔层内完成集成式的填加。由于集成的方式并不需新增电缆，也就使得智能变电站变电能力得以显著的提升。此外，随着光纤传输技术推广，智能变电站监测信息传输和处理能力也有了显著的提升。高效稳定的信息处理系统，也为部分无法在传统变电站中完全发挥效能的电力控制设备提供了有力的技术支持。
2、变电站建设和运行成本的降低
智能变电站技术与传统的变电站建设和运行技术相比，采用了数字化、自动化的信号和数据处理控制设备，代替了机械仪表以及半自动化电力监测控制设备，极大的降低了变电站工作人员的日常管理控制工作量。同时也克服了变电站日常运行中的故障和问题处理不及时等不足之处。也在很大的程度上降低了变电站日常管理和运营中的成本投入。此外，在变电设备的配置中，智能变电站与传统的变电站的设备配置相比，减少了电缆控制层的使用。从建
设成本投入层面来看，削减了很大一部分的设备投资。据相关智能变电站建设经验和相关权威部门统计数据显示，现代化智能变电站建设投资成本与传统变电站相比降低了20%左右。
3、故障报警和分析功能
智能变电站其故障报警功能主要是由分析决策系统实现的。通过分析决策系统能够迅速的对变电站日常运行中监测的大量数据加以分析和总结，分析出可能的故障原因，降低了故障的误报率，改善了报警准确度。同时分析决策系统也会结合信号强度以及来源界定出线路和设备的故障级别，从而辅助自动控制终端对相关故障加以分析和排除。此外还能够将分析结果直观的显示出来，便于维修工作人员根据故障级别和处理意见更加有效的处理故障。
结束语
综上所述，变电站是电网的核心和枢纽，智能变电站凭借其良好的设备扩展和兼容性，在设备有效利用、对设备的监控以及故障检测等方面都有着很好的应用效果，提升了变电设备运行的稳定性、安全性，提高国内电网的输变电水平的同时，也控制了建设和日常维护成本。因此，智能变电站有着很高的推广价值。
参考文献：
[1]陆居周.智能变电站技术特点的研究[J].广东科技.2011(02)
[2]马仕海,荆志新,高阳.智能变电站技术体系探讨[J].沈阳工程学院学报(自然科学版).2010(04)
[3]胡晓娟.数字化变电站自动化技术的应用[J].科技资讯.2011(17)
变电站自动化控制篇4
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。
变电站自动化控制篇5
关键词：变电站；自动化系统；运行操作
中图分类号：TM73文献标识码：A文章编号：1006-8937（2012）26-0092-02
变电站的自动化水平经过多年的发展，已经达到了一定的水平。我国城乡电网建设与改造过程中不仅大量采用先进的自动化技术，同时逐步实现了中低压变电站的无人值班模式。在220kV及以上电压等级电网中也大量采用新的自动化技术，大大提高了整个电网的现代化水平，增强了电网调度、配电的可靠性，提高了电能质量。随着科学技术的发展，智能化开关、光电式电流电压互感器以及变电站运行操作模拟仿真等技术的日渐完善，借助高科技的计算机技术，全数字化的变电站自动化系统将成为未来电网运行的主要模式。
目前我国技术应用还不够成熟，运行管理模式仍然处于探索之中，母线采用的多为分层分布式结构，每一间隔的一次设备和二次设备是一致对应的。采用分布式机构，能够缩短传输距离和传输密度，能在一定程度上节省和简化二次电缆。
1变电站自动化系统运行中的问题
①双机系统切换问题。以串口通信为主、以太网为辅的双机相互监视状态，在理论上能够保证主设备的运行状态正确。但是，有时候在切换双机过程中会出现两台通信控制器同时转为备用的情况，会导致通信控制器死机，造成遥控失效。
②遥控信号错误。自动化变电站的通信控制器多是借助串口与MODEN相连接，MODEN与通道相连接，最后送到主站。主站保护规约多而复杂，在对主站的保护规约进行扩展，完成接口运行工作过程中会出现遥控信号误动的错误，这可能是规约问题，也可能是测控单元不稳定造成的。
③保护监控系统故障。在变电站的保护监控系统中，一些事故和预警信号受到后台监控系统的控制，当后台监控不能工作时，事故和预警信号不能够及时发出，往往使得值班人员不能及时对故障或事故进行处理，对变电站的安全造成严重威胁。
④运行管理模式落后。现阶段自动化技术还不够成熟，当自动化系统投入使用后，有些变电站仍然保持着常规站的管理模式，没有体现出减人增效的优点。而有些在使用过程中会出现一些失控情况。
2变电站自动化系统
在对变电站进行设计时，首先需要考虑的就是系统运行控制的可靠性，同时要将自动化系统与计算机监控系统紧密结合在一起。为了确保系统控制操作的高可靠性，一般用于高电压等级的变电站自动化系统的自动化产品都拥有多级多地点控制功能和软件多次返校的特点。
2.1多级多地点控制功能自动化系统操作方式
对于多级多地点控制功能的自动化系统，有三种操作方式：就地控制、站控、远方控制。
就地控制：就地控制又被成为后备控制方式，在电力网络出现故障或者监控系统发生故障时，可就近通过间隔层的测控单元中的小开关进行手动控制，或者借助就地监控单元中的薄膜键盘进行就地控制操作。站控：站控是指运行人员在变电站层的监控主机上向下发出操作指令，借助交互式的对话方式，对操作对象和操作性质进行选择，进而一步步完成某一个控制操作过程的全部要求。远方控制：远方控制就是远方遥控，调度人员在故障远处从调度端向下发出下行的控制指令。
多级多地点功能自动化系统的三种操作方式可以借助软件和使能开关进行相互切换，当切换到就地控制方式时，站控和远方控制不能执行。而相应的，当切换到站控方式时，就地控制的手动控制将不会产生任何作用，主要是因为在同一时刻一台计算机对一台设备只能执行一条控制指令，在计算机同时接受到超过一条的指令组或者是跟预操作指令不相符时，计算机拒绝执行指令，同时会发出错误警示信号。所以，每一个被控制对象只能以一种控制方式进行操作。
2.2软件多次返校特点
软件多次返校特点是指操作人员在工作站中发出操作指令后，每一条命令都需要经过一次校核一次执行等操作，在上一条命令的返校操作通过后再对下一步骤进行执行。返校过程中任何一个环节出现错误，操作指令都会被中断，系统会给出相应的警告提示信息。在每一次操作结束后，系统会对当次操作进行自动记录和存盘操作。
为了杜绝操作人员误操作或者进行非法操作，变电站自动化系统都有操作员权限设密功能。目前技术比较成熟的监控系统都有较好的容错能力，包括软件和硬件设备，即使操作人员在操作过程中产生了一些一般性的错误操作，都不会对系统产生任何不好的影响，或者引起系统某些功能丧失，而对于意外突况引起的故障，系统都具有一定的自我恢复功能。
220kV及以上电压等级的变电站自动化系统多是双机双网配置，监控主配置主要作为人机接口，采用热备用方式，确保在任何设备出现故障时对系统的控制功能不会产生影响。目前通常采用的是以以太网连接监控主站，并且借助HUB对以太网进行管理。在网络上任何一处出现异常状况时，都可以将热备用设备转换为主机替代主机进行工作。而变电站监控系统采用硬件冗余配置方式、系统分层分布式结构，能够为变电站的运行与控制提供可靠性保证。
3自动化系统操作闭锁实现
为了确保变电站控制和操作系统的可靠性和准确性，需要做好变电站防误操作的设计环节。变电站自动化系统采用计算机监控方式，可以轻松方便地实现多级联锁。在分层分布式自动化系统中，操作闭锁方式也是分层分级式闭锁，并且跟系统结构相适应。自动化系统中每一个间隔的测控装置都已经将间隔的交流电流、电压，断路器位置以及刀闸的辅助接点等引入，用于遥测、遥信，这同时为该间隔中的刀闸和断路器的防误操作提供了条件。现在的各种智能装置都能够利用以上各种信息进行快捷准确编程，实现该间隔内的各种操作闭锁功能。
在变电站自动化系统中可以通过三种方式实现多个电气间隔和多个电压等级间的操作闭锁功能。
3.1硬件实现闭锁
利用西门子公司的8TK模式可以方便地实现硬件闭锁。8TK操作闭锁装置的独立性是西门子公司的LSA变电站自动化系统的主要特色，该模式只用于控制和操作闭锁。当每个间隔的刀闸信号进入8TKt后，就可以实现该间隔的操作闭锁。而刀闸信息经过重动后进入8TK2，同时引入母联刀闸和母线地刀等，可实现间隔间的操作闭锁。
3.2软件实现
软件实现就是利用软件编程实现全站的防误操作闭锁，编程工作在监控主机内实现。软件实现应当是最经济可靠且简单的闭锁方案。监控主机能够通过通信网络提供全站的刀闸、开关状态信息和各个间隔控制终端的信号。软件实现利用监控主机提供的信息和设备操作规则，可以迅速准确地编程实现全站内的操作闭锁。
3.3软硬件结合的闭锁方式
软硬件结合方式兼顾了软件实现和硬件闭锁的优点，利用监控主机实现全站的软件闭锁，利用8TK等类似的装置实现间隔间的闭锁功能。
对于一套技术成熟的变电站自动化系统，软件实现全站的操作闭锁应该是最可靠方便的方式。整个变电站都是监控主机在进行监控，在监控主机中实现软件操作闭锁应该是安全可靠的。
对于220kV及以下电压等级的无人值班变电站自动化系统采用软件实现闭锁模式是经济可靠、安全的。而对于简化接线的220kV系统，考虑到资金问题，可以不配置间隔间的操作闭锁硬件装置。然而，500kV系统每个间隔和刀闸不仅需要利用相应的测控装置实现操作闭锁功能，还需要在每一串断路器和刀闸间加装一套硬件闭锁装置，专门用于该串内的操作闭锁，提高闭锁可靠性。
利用以上三种闭锁方式可有效地实现变电站中所有断路器和刀闸的操作闭锁，且可以实现顺控功能。
4变电站自动化技术优点
综上所述，分层分布式变电站自动化系统从软硬件两方面考虑了变电站的运行和防误闭锁操作，这大大提高了变电站运行管理的可靠性和可控性。
综合自动化变电站可以实现远方、当地和就地三级控制，而常规站却只能借助控制屏实现把手控制。变电站自动化系统可以方便地实现多级多地点控制，其可靠性较高，而常规站电气联系复杂，实际运行中设备提供的节点有限并且各级电压间联系困难，闭锁回路常常出现多余闭锁或者闭锁缺失等情况。
综合自动化变电站以系统监控主机为核心，利用技术成熟的计算机系统可方便实现整个变电站的操作和控制功能，包括数据采集与处理、事件记录等，其功能齐全、可靠性高。而常规站以人为核心，人的感官信息难免会受到各种因素的干扰，往往会导致判断错误。并且人类接受信息水平有限，不能很好地接收快速变化的信息。且每个人的知识水平、责任心、工作经验都有差异，信息处理的准确信和可靠性都不高。
综合变电站自动化系统可以方便地实现变电站的各种运行操作，快捷完成各种复杂的顺控操作，可以在几分钟内完成常规站需要几个小时才能完成的全站、全线路的倒闸操作，并且可以大大降低误操作的可能性。
综合自动化变电站一改常规变电站电缆传输信息及控制命令的形式，利用计算机系统将命令转换为数字指令，大大提高了信息传输的可靠性与准确性。在综合自动化系统中利用光缆联系各个保护小间与主控室，很大程度上提高了回路的抗电磁干扰能力。同时，利用分散式布置方式可以大大缩减控制电缆长度，降低回路电压降，提高断路器动作的准确性。
5结语
变电站自动化技术日趋完善，但目前运行中仍然存在一些问题，而综合自动化变电站将利用高科技技术降低误操作概率，提高变电站运行控制可靠性，为电网安全运行经济可靠性出力。综合自动化变电站将以全新的模式、完善的功能、灵活多样的手段解决常规站中出现的各种问题，满足电网安全运行的需要，也是我国电网未来发展的趋势。
参考文献：
变电站自动化控制篇6
【关键词】变电站电力系统自动化智能控制
1前言
随着我国经济的不断发展和进步，人们的生活质量不断的提高，由于电力是人们生活的必须能量，因此对电力的需求量不断的增加，电力系统的压力也因此不断增加。保障电力系统的科学化、稳定化已经成为了人们迫切需要解决的问题。事实上，传统模式下的电网管理系统已经不能够适应目前先进的技术管理。随着我国电网规模的不断扩大，随之而来的是大量的系统故障监测与信息反馈控制等方面的需求，这些问题和故障反而促进了电力系统的自动化智能控制技术的发展。
2我国变电站电力系统的发展现状
只有正确地认识到目前存在的问题和不足，才能够对这些问题进行有针对性的改进，进而有效地促进我国电力系统自动化智能控制的发展和进步。近几年来，我国电力行业正在快速的发展和进步，大量的自动化技术得到了广泛的应用。变电站电力系统自动化智能控制的应用对于推动我国电力发展有着重要的作用，便于内部的各类设备进行操控和管理，并实现有效进行监控，同时通过利用计算机的处理，实现对电网故障的分析和排除，有效提高电网的稳定性。
我国电力系统自动化控制的现状主要表现为：首先，我国大部分变电站已经基本可以实现对电网进行遥测、遥信、遥控以及遥调等传统四遥功能，其中更有一部分的网省公司的设备运行已经可以实现在线的检测和控制等技术，在国际上也处于领先地位，但仍有较大数量的传统保护设备存在。其次，传统的自动化系统架构存在着明显缺点，不同厂家通用性不强，应用程序必须处理大量不同的通信规约、数据格式和数据访问形式。而且采用的协议功能有限，经常需要扩充，在实际运行维护中，很难给其他厂家的应用提供标准接口，且在新添装置或功能时需要对整个自动化系统进行配置。最后，多数应急故障处置依旧依靠传统的人工决策，不能根据电网即时变化情况实施有效的处置措施，部分仅能实现简单的无功补偿或断路器投切，不能根据电网情况全面计算数据，提供备选方案供人员决策与处置，造成处置效率低，处置不及时等情况出现。
3变电站电力系统自动化智能控制的应用
谈到电力系统自动化智能控制就不得不谈到IEC61850，IEC61850是目前新一代变电站自动化系统的国际化标准，它规范了设备的行为、自描述特征以及数据的命名、定义和通用配置语言。它不再单纯是通信规约，而是成为数字化变电站的系统标准。
IEC61850标准致力于通过对对象的统一建模，增强设备间的互操作性，实现不同厂家设备的接入。但由于市场现状以及实际投资的影响，往往在理解与执行上有出入。因此在应用过程中依旧有着很多的问题，应用过程也因此受到了很多的阻碍。既便如此，电力系统自动化智能控制技术的发展作为必然趋势，很多厂商不断地寻找方法克服种种难题。目前，电力系统自动化智能控制技术主要的应用分为以下几个方面：
3.1集中式结构的应用
集中式结构控制作为目前智能变电站的主要控制形式，应用范围较为广泛。所谓集中式结构控制就是在对变电站进行控制的过程中，通过计算机功能的应用实现对数据接口的扩展，进而获得需要的准确的数据和信息。与此同时，集中式结构控制也能够有效地保证对已经获取的数据信息进行统计和分析，并对计算机进行自我保护和控制。事实上，集中式结构控制需要的往往不仅仅是一立的计算机，而是一个集群，集群中的每一部分都需要负责各自的算法任务，这就要求集群中各计算机需要确保分工明确。
3.2分布式结构的应用
分布式结构控制同样也是较为常见的自动化控制模式，但这种模式本身却和集中式结构控制有着很大的不同。这些不同主要表现在分布式结构控制需要对电网原有的功能进行增加，也就是说，当计算机群体越大时，相应的拥有的功能也就越多，终端系统通过信息传递将任务和功能分配到各个计算机中。实现了计算机的独立，同时终端的系统会对每一台计算机得到的数据情况进行统计汇总，然而并不需要针对这些信息做出干预和处理。这种模式的优点主要在于能够在同一时段实现对众多数据进行快速有效的处理，效率高，安全性好。但是这一种方法有自己的局限性，不适用于较高电压等级的变电站。
3.3分布分散式结构的应用
分布分散式结构模式中则主要被应用在仅分为变电站层、间隔层两种层级的变电站系统内。事实上，分布分散式结构模式在系统开发与现场应用时，能够在此基础上实现一定程度的创新和改进，其中以元件和断路器间隔的设计上可改动的地方尤其多，系统能够对断路器间隔的数据进行系统化的较为全面的采集和分析。在这些功能的基础上来实现对保护和控制功能的汇总，大大节约了电缆线路的运用，从而降低电磁干扰提升信息传递的精准度。与此同时，分布分散式结构模式设置过程较为简便，可实现部分功能预装，在现场施工时大大降低了施工的难度，也提高了现场的施工效率。
而事实上，无论选择什么模式的自动化智能控制技术都需要根据实际的需求来进行缜密的思考和判断，选择最为适合现状的模式进行应用。
4结语
随着我国经济的快速发展，作为基础能源的电力系统压力与日俱增，要想提高电网运行质量与水平，则需要对此实现电力系统快速的调整和控制。而电力系统自动化智能控制技术作为主流的控制手段，将带给电力系统更为广泛的发展空间。目前我国电力系统在系统的发展和应用上，已经取得了初步的成就。这些应用无不显示出智能控制技术的安全性和稳定性，降低了人力资源的消耗，是未来电力系统的主要发展形势。行业有关人员针对国鹊缤应用现状进行进一步的努力和研究，以此实现对电力输配电网的加强，给电网运行、经济发展提供更为可靠的支持和帮助。
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）.
[2]高翔.智能变电站技术应用探讨[J].供用电，2014（31）.
