求变电站自动化系统

Question

要的是解释～

Answer 1

1第一代（88—95）
1983年，世界上诞生第一套变电站自动化系统，由ABB公司提供。
1987年，世界上诞生第一套微机发电机保护，由ABB公司提供。
1）前期Z80单板机，后期8031（8位）；
2）应用范围：35KV、110KV，保护有220kv以上的微机保护。应用很少，并未普及，只有极少数变电站采用；
3）结构图
全部以硬接线上RTU。
4）在93、94年左右，这一代在变形：取消了变送器；增加了上位机数量。
2第二代（95—02、03）
1）前期8096，后期80C196（16位）；
2）低压侧保护开始时有一个机箱公用两个CPU保护几条线路的，到后来，都严格按对象分了。到98年，低压侧已全部采用保护、测控合一形式，并具备通信功能。这样，低压侧就不再需要集中式测控单元了，电缆少了、占地少了、就地安装，对变电站意义重大；直流电源已具备通信能力，数字式电度表出现；
3）由于通信设备大量增加，对当时的网络带来很大考验，其原因主要有两点：装置配合不好；网络本身没有到位（开始是485，接着是现场总线）；
对上位机的压力也很大，主要表现在实时性上，响应很慢。
4）开始应用冗余技术，做220KV等级；
5）开始出现双操作员站、远动站、工程师站，上层网通信出现双以太网。为了解决多后台问题，出现了前置机。为解决前置机瓶颈问题，出现了双前置机。
这一代在96、97年左右，相关部门下文，新建变电站必须采用综合自动化系统，开始大力推广。
工矿企业等用户也提出把电度积分做进保护测控装置的需求。有些公司在98年曾作过，但好多当时由于占用资源较多，没有采用。
这一代产品，在现有的一些小厂家，还有在推的。
3第三代（03—至今）
1）DSP（32位），16位A/D；
2）基于第二代混乱的自用通信规约问题，03年，国家颁发IEC-103、104，以进一步保证通信可靠性，并促进各厂家产品的对接。
3）由于第二代的大力推广，使得保护的可靠性问题，更为突出，许多厂家在如何保证微机保护的可靠性上，下了不少功夫，这是该代产品的普遍特点。
装置抗干扰措施完整，确保装置安装于条件恶劣的现场时仍具备高可靠性:
² 总线隔离。所有与外界的总线连接都先经过缓冲器处理；
² 光电隔离。装置的开入开出、串行通信接口部分均采用光电隔离；
² 使用高集成度的器件，减少了元器件的数量；
² 集成电路全部采用工业品或军品，MTBF提高约为原有2－3倍；
² 对整个硬件回路采取屏蔽，防导体间耦合干扰；
² 在AI输入回路采取电容滤波，外部回路无需再加设交、直流输入抗干扰模块；
² 采用多层板和表面贴装技术，电路板的抗干扰能力强；
² 后插拔、双连接器结构，真正实现强、弱电回路分开，输入、输出信号回路分开；
² 采用加强型单元机箱，按抗强振动设计；
² 电源加装抗干扰电容滤过器，防止尖峰脉冲和浪涌；
² 完善的软硬件自检功能，使得任何元器件损坏不会造成装置的误动作和拒动作：硬件可自检到出口线圈、电源；冗余自检功能，数据采集回路的累加和自检功能，解决出异常大数的问题；此外，软件还采用了看门狗、软件陷阱等措施。
此外，第三代保护产品在软硬件平台、双CPU冗余、主后共用CT、出口矩阵灵活整定、波形提取、事件记录容量、内嵌电度、交流操作回路、交流电源、FC回路保护功能、MODBUS等通信规约、MMI的接口友好、软件的模块化编制、自动测试装置、保护动作分析软件、装置生产工艺、装置外观、说明资料等方方面面都取得了快速发展。
4）第二代产品的前置机瓶颈问题较为突出，代之以分散式的前置机。
5）对网络通信和后台应用软件的重视。随着电力系统自动化领域特别是电网侧自动化的高速发展，各厂家所开发的监控系统软件都或多或少地暴露出了一些问题。其中，尤以后台死机、通讯不稳定最为突出。《国家电力公司国内500kV变电站自动化技术调研报告》中曾指出：

经过大量的试验和系统测试，上述站控层应用软件的主要故障是由于软件中隐藏的Bug所造成的。

4第四代——数字化变电站
2004年，世界上基于61850的第一套自动化系统，由ABB提供。
2005年，与61850完全兼容的保护装置诞生，由ABB提供。
有关此部分的文献较多，不作赘述。

Answer 2

摘 要：本文简要介绍了变电站综合自动化系统的重要性和发展趋势，提出了变电站综合自动化基本概念，并对系统结构、通讯方式和能实现的基本功能及变电站自动化的发展前景进行分析
关键词：变电站综合 自动化系统 结构 功能
一、 概述
电网是一个不可分割的整体，对整个电网的一、二次设备信息进行综合利用，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。变电站综合自动化是一项提高变电站安全、可靠稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，向用户提供高质量电能服务的一项措施。随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术等高科技的飞速发展，一方面综合自动化系统取代或更新传统的变电站二次系统，已经成为必然趋势。另一方面，保护本身也需要自检查、故障录波、事件记录、运行监视和控制管理等更强健的功能。发展和完善变电站综合自动化系统，是电力系统发展的新的趋势。
二、 系统结构
目前从国内、外变电站综合自动化的开展情况而言，大致存在以下几种结构：
1．分布式系统结构
按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备，将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。分布式模式一般按功能设计，采用主从CPU系统工作方式，多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了CPU运算处理的瓶颈问题。各功能模块(通常是多个CPU)之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，选用具有优先级的网络系统较好地解决了数据传输的瓶颈问题，提高了系统的实时性。分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。分布式变电站综合自动化系统自问世以来，显示出强大的生命力。目前，还存在在抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上的问题等。
2．集中式系统结构
集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其I／O接口，集中采集变电站的模拟量和数量等信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。目前国内许多的厂家尚属于这种结构方式，这种结构有以下不足：
（1） 前置管理机任务繁重、引线多，降低了整个系统的可靠性，若前置机故障，将失去当地及远方的所有信息及功能。
（2） 软件复杂，修改工作量大，系统调试烦琐。
（3） 组态不灵活，对不同主接线或规模不同的变电站，软、硬件都必须另行设计，工作量大并且扩展一些自动化需求的功能较难。
3．分层分布式结构
按变电站的控制层次和对象设置全站控制级——变电站层(站级测控单元)和就地单元控制级——间隔层(间隔单元）的二层式分布控制系统结构。也可分为三层，即变电站层、通信层和间隔层。
这种结构相比集中式处理的系统具有以下明显的优点：
（1）可靠性提高，任一部分设备故障只影响局部，即将“危险”分散，当站级系统或网络故障，只影响到监控部分，而最重要的保护、控制功能在段级仍可继续运行；段级的任一智能单元损坏不应导致全站的通信中断，比如长期霸占全站的通信网络。
（2） 可扩展性和开放性较高，利于工程的设计及应用。
（3） 站内二次设备所需的电缆大大减少，节约投资也简化了调试维护。
三、常见通讯方式
目前国内常采用以太网通讯方式，在以太网出现之前，无论RS-232C、EIA-422/485都无法避免通信系统繁琐、通讯速度缓慢的缺陷。现场总线的应用部分地缓解了便电站自动化系统对通信的需求，但在系统容量较大时依然显得捉襟见肘，以太网的应用，使通讯问题迎刃而解。常见的通讯方式有：
1） 双以太网、双监控机模式，主要是用于220-500kV变，在实现上可以是双控机+双服务器方式，支撑光/电以太网。
2） 单以太网，双/单监控机模式。
3） 双LON网，双监控机模式。
4） 单LON网，双/单监控机模式。
四、变电站自动化系统应能实现的功能
1. 微机保护：是对站内所有的电气设备进行保护，包括线路保护，变压器保护，母线保护，电容器保护及备自投，低频减载等安全自动装置。各类保护应具有下列功能： 1）故障记录
2）存储多套定值
3）显示和当地修改定值
4）与监控系统通信。根据监控系统命令发送故障信息，动作序列。当前整定值及自诊断信号。接收监控系统选择或修改定值，校对时钟等命令。通信应采用标准规约。
2. 数据采集及处理功能
包括状态数据，模拟数据和脉冲数据
1）状态量采集
状态量包括：断路器状态，隔离开关状态，变压器分接头信号及变电站一次设备告警信号、事故跳闸总信号、预告信号等。目前这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统，也可通过通信方式获得。
2）模拟量采集
常规变电站采集的典型模拟量包括：各段母线电压、线路电压，电流和有功、无功功率值。馈线电流，电压和有功、无功功率值。
3.事件记录和故障录波测距
事件记录应包含保护动作序列记录，开关跳合记录。
变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。另一种是分散型，即由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。
4.控制和操作功能
操作人员可通过后台机屏幕对断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投切进行远方操作。为了防止系统故障时无法操作被控设备，在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。
5.防误闭锁功能
6.系统的自诊断功能
系统内各插件应具有自诊断功能，并把数据送往后台机和远方调度中心。对装置本身实时自检功能，方便维护与维修，可对其各部分采用查询标准输入检测等方法实时检查，能快速发现装置内部的故障及缺陷，并给出提示，指出故障位置。
7. 数据处理和记录
历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，它包括上一级调度中心，变电管理和保护专业要求的数据，主要有：
1）断路器动作次数；
2）断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数；
3）输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功、母线电压定时记录的最大，最小值及其时间；
4）独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间；
5）控制操作及修改整定值的记录。
根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在远动操作中心或调度中心实现。
8. 人机联系系统的自诊断功能
系统内各插件应具有自诊断功能，自诊、断信息也像被采集的数据一样周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心与远方控制中心的通信。
9. 本功能在常规远动“四遥”的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等，其信息量远大于传统的远动系统。还应具有同调度中心对时，统一时钟的功能和当地运行维护功能。
五、结语
通过以上分析，可以看到变电所综合自动化对于实现电网调度自动化和现场运行管理现代化，提高电网的安全和经济运行水平起到了很大的促进作用，它将能大大加强电网一次、二次系统的效能和可靠性，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。随着技术的进步和硬件软件环境的改善，它的优越性必将进一步体现出来。

参考资料：http://www.chuandong.com/cdbbs/2008-1/15/081150EF4D4D45.html

Answer 3

变电站自动化系统
在变电站自动化领域中，智能化电气的发展，特别是智能开关、光电式互感器机电一体化设备的出现，变电站自动化技术进入了数字化的新阶段。在高压和超高压变电站中，保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O单元，如A/D变换、光隔离器件、控制操作回路等将割列出来作为智能化一次设备的一部分。反言之，智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路代替了常规继电保护装置、测控等装置的I/O部分；而在中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化，完整地安装在开关柜上，实现了变电站机电一体化设计。

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，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”。

2.1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三类：（1）电力运行实时的电气量检测；（2）运行设备的状态参数检测；（3）操作控制执行与驱动。

（1）电力运行的实时电气量检测。

与传统的功能一样，主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测，其他电气量如有功、无功、电能量可通过间隔层的设备运算得出。与常规方式相比所不同的是传统的电磁式电流互感器、电压互感器被光电电流互感器、光电电压互感器取代；采集传统模拟量被直接采集数字量所取代，这样做的优点是抗干扰性能强，绝缘和抗饱和特性好，开关装置实现了小型化、紧凑化。

（2）运行设备的状态参数在线检测与统计。

变电站需要进行状态参数检测的设备主要有变压器、断路器、刀闸、母线、电容器、电抗器以及直流电源系统。在线检测的内容主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。

（3）操作控制的执行与驱动。

操作控制的执行与驱动包括变压器分接头调节控制，电容、电抗器投切控制，断路器、刀闸合分控制，直流电源充放电控制。过程层的控制执行与驱动大部分是被动的，即按上层控制指令而动作，比如接到间隔层保护装置的跳闸指令、电压无功控制的投切命令、对断路器的遥控开合命令等。在执行控制命令时具有智能性，能判别命令的真伪及其合理性，还能对即将进行的动作精度进行控制，能使断路器定相合闸，选相分闸，在选定的相角下实现断路器的关合和开断，要求操作时间限制在规定的参数内。又例如对真空开关的同步操作要求能做到开关触头在零电压时关合，在零电流时分断等。

2.2间隔层

间隔层设备的主要功能是：（1）汇总本间隔过程层实时数据信息；（2）实施对一次设备保护控制功能；（3）实施本间隔操作闭锁功能；（4）实施操作同期及其他控制功能；（5）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；（6）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。必要时，上下网络接口具备双口全双工方式，以提高信息通道的冗余度，保证网络通信的可靠性。

2.3站控层

站控层的主要任务是：（1）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；（2）按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心；（3）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；（4）具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；（5）具有（或备有）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；（6）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；（7）具有（或备有）变电站故障自动分析和操作培训功能。