刍议供电企业变电站综合自动化

【摘 要】变电站综合 ☹自动化系统是实现变电站数字化和智能化的重要途径。随着经济和科技的快速发展，变电站综合自动化技术得到快速的发展。文章主要对变电站综合自动化进行简要的分析，希望对同行有一定的参考意义。

【关键词】电力系统；变电站；自动化

1.综合自动化

随着计算机技术、控制技术、通信技术的快速发展，自动化技术得到快速发展。当前我国电力系统自动化的发展趋势：

（1）在追求目标和控制策略上日益向最优化、适应化、智能化、协调化、区域化发展。

（2）功能多样化。由单一功能向多功能发展，例如变电站综合自动化的发展。

（3）在理论工具上越来越多地借助国际现代化理论，提高运行的安全、经济、效率，完成向管理、服务的自动化扩展，例如MIS在电力系统中的应用。

（4）在监控手段上高新化，越来越多的普及微机、高新电子器件和远程通信工具。由单个元件向部分区域及全系统发展，例如SCADA（监测控制与数据采集）的发展和区域稳定控制的发展。

（5）设备装置向数字化、快速化、灵活化发展，如继电保护建设的演变。

现代电力系统已经成为一个计算机、通信、控制和电力装备及电力电子的统一体。电力系统综合自动化是一个集传统技术改造与现代技术进步于一体的技术总体推进过程。但是由于中国电力系统发展比较晚，经济发展对电力需求比较大，在学习和追赶国际先进技术的同时我们必须兼顾传统技术和设备的改进，只有这样我们才能保证电力系统综合自动化能够得以全面实现。

2.变电站综合自动化与电力系统自动化的关系

变电站作为电力系统的一个重要组成部分，是输电和配电的集结点，变电站主要分为：升压变电站，主网变电站，二次变电站，配电站。电力系统自动化的程度直接影响着变电站综合自动化的水平。

变电站自动化系统是变电站的核心系统，对变电站及电网的安全运行至关重要，变电站自动化系统包括变电站监控系统、保护与故障录波系统、电气二次设备、电量采集设备、主设备在线监控等变电站所有二次系统。自动化系统的稳定性与先进性对变电站及电网的影响深远。

随着电力系统自动化快速发展，对变电站保护和控制也提出了更高的要求，它必须要具有集中控ฏ制功能和有先进的继电保护和控制，并能远程控制、抗电磁干扰；能事件记录、可无人值班；能适应全系统统一控制的需要；满足分期建设的要求。配置的基本要求体现在：分层；数据分快、中、慢三种速度传递；保护系统通信高度优先，但又不经常占用；保护具有独立工作能力；功能处理器配置成群；数据采集装置设在开关站内；数据采集装置的数量和地点应具有灵活性；备用方式的选择具有灵活性。

变电站综合自动化，是数字式电子技术同强电技术全面相结合的综合体。它局限于自动控制理念，而是对整个变电站自动化系统的信息采集、处理、传输、监控进行全方位的考虑，从而达到资源信息共享、全面自动控制的目的。

变电站综合自动化的结构形式是多样的，如集中式、全分散式、集中与分散相结合式等。其功能也越来越强大，主要包括继电保护、信息采集、设备监控、远程通讯、数据处理等等。通过不断的改进和完善变电站自动化建设，我们能全面实施“四遥功能”，大大的提供了变电站运行的安全可靠性，更好的为实现电力系统自动化提供必要的保障。

3.变电站综合自动化技术应能实现的功能

♂3.1信息数据采集

（1）状态量采集：状态量包括：断路器状态，隔离开关状态，变压器分接头信号及变电站一次设备告警信号等。

（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。

（3）脉冲量采集：脉冲量主要是脉冲电度表的输出脉冲，也采用光电隔离方式与系统连接，内部用计数器统计脉冲个数，实现电能测量。

3.2微机保护

是对站内所有的电气设备进行保护，包括线路保护，变压器保护，母线保护，电容器保护及备自投，低频减载等安全自动装置。各类保护实现故障记录、存储多套定值、适合当地修改定值及同期检测和同期合闸等功能。

3.3事故录波和报警功能

事件记录应包含保护动作序列记录，开关跳合记录。变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。另一种是分散型，即由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。为了保证变电站持续正常运行，当出现故障使用备用设备时应及时报警尽快处理。

3.4设备监控和操作闭锁

操作人员可通过CRT❤屏幕对断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投切进行远方操作。为了防止系统故障时无法操作被控设备，在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。操作闭锁应具有以下内容：①电脑五防及闭锁系统②根据实时状态信息，自动实现断路器，刀闸的操作闭锁功能。③操作出口应具有同时操作闭锁功能。④操作出口应具有跳合闭锁功能。

3.5电压和无功的就地控制

无功和电压控制一般采用调整变压器分接头，投切电容器组，电抗器组，同步调相机等方式实现。操作方式可手动可自动，人工操作可就地控制或远方控制。无功控制可由专门的无功控制设备实现，也可由监控系统根据保护装置测量的电压，无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。

3.6数据记录和处理

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。

3.7系统反故障和自我诊断功能

系统装备反事故自动装置，防止事故危及系统和电气设备；同时系统内各插件应具有自诊断功能，自诊断信息也象被采集的数据一样周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心。

3.8远程通信

系统将站内运行的有关数据及信息远程传输至调度中心或设备运行管理单位。远程通信功能在电力系统中具有重要的地位，是远程监控的重要手段。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，根据现场的要求合理装备，保证通信的可靠性，以便管理人员了解变电站实时运行情况，如有故障及时处理。

4.变电站综合自动化的发展

伴随着DMS等系统的不断完善，大大提高了电气综合管理水平，使电气设备保护控制得到优化，解决了大面积停电故障的难题，提高了供电的安全可靠性；同时能够建立快速电力事故处理机制，大大缩短了停电的时间，降低了对电器设备的影响；另外可以随时掌握整个电力系统运行情况，如电流、电压、电量、功率等参数，实现电力平衡负荷监控、精确计量等多种功能。DMS系统的运用，实现了变电站无人值班的管理模式，达到了大幅度减员增效的目的。

现在国际上都争先研制新型电子式互感器，这类互感器包括连接传输器和二次变换器的一个或多个电流或电压传感器，将被测量按比例传送给测量仪器、仪表和保护或控制装置，用以完成数据的传输和控制。电子式互感器的研制和应用，将进一步提高变电站综合自动化的程度，它的应用将全面推动数字化变电站自动化系统的实现。

保护和监控集成系统的发展，数据共享是变电站综合自动化的一个主要特点，将保护和监控功能集成到同一装置是实现数据共享的主要手段，SCADA所想要的许多数据和继电保护锁处理的数据是一样的，因此将分布式的变电站SCADA集成۵到微机饱和中，使得保护和监控共用一个硬件平台，大大的节约了成本，提高了提高了变电站的经济效益。