第一篇：关于变电站综合自动化
变电站综合自动化
一、课程的性质和目的
本课程是电气工程及其自动化、农业电气化与自动化和电气工程与管理专业本科生的专业选修课程。本课程的任务主要是讨论变电站综合自动化系统的功能、原理、理论基础以及相关的技术。为将来从事这方面工作打下基础。
二、课程教学内容
第一章绪论(3学时)
要求理解掌握的重点内容：变电站综合自动化基本概念;
要求一般掌握的内容：传统变电站存在的问题;变电站实现自动化的优越性;变电站自动化技术发展过程。
第二章 变电站综合自动化系统的内容、功能和基本要求。(6学时)
要求理解掌握的重点内容：变电站综合自动化系统的研究内容。变电站综合自动化系统的基本功能。
要求一般掌握的内容： 变电站综合自动化系统的特点。变电站综合自动化系统的基本功能。综合自动化通信任务。
难点：微机保护子系统;电压无功测试子系统电力系统低频减载;备用电源自投;
第三章 变电站综合自动化结构形式。(6学时)
要求理解掌握的重点内容： 变电站综合自动化系统的设计原则和要求。
要求一般掌握的内容：综合自动化系统的硬件结构;保护和控制集成系统。
第四章 开关量输入输出。(3学时)
要求理解掌握的重点内容：数字量的输入输出;CPU对输入输出的控制方式。
要求一般掌握的内容：系统输入、输出的端口地址译码;开关量输入、输出的抗干扰措施。
第五章 模拟量输入输出。(3学时)
要求理解掌握的重点内容：数模、模数转换器;多路转换器。采样保持器。
要求一般掌握的内容： 模拟量输入输出通道的组成;高度集成的数据采集系统DAS;采样方式。
第六章 交流采样常用算法分析。(6学时)
要求理解掌握的重点内容：采样定理;保护和监控的常用算法和选择。
要求一般掌握的内容：直流采样和交流采样;数字滤波算法分析与选择;
第七章 小波分析在变电站综合自动化中的应用及理论基础。(3学时)
只要求一般了解，其内容有：小波分析在变电站综合自动化中的应用前景;小波分析的理论基础。改进递归小波变换的研究;变压器励磁涌流的鉴别。
第八章 变电站综合自动化系统的数据通信。(3学时)
要求理解掌握的重点内容：数据通信概述;数据通信传输方式;串行数据通信接口;
要求一般掌握的内容：局域网络技术应用;现场总线在变电站中的应用;数字信号的调制解调;差错检测技术;远传信息传输。
第九章 提高系统可靠性的措施概述;(3学时)
只要求一般掌握： 站内电磁兼容;抗电磁干扰措施;故障自诊断和自纠错。
三、课程教学的基本要
第二篇：变电站综合自动化资料
1.变电站综合自动化实现哪些基本功能?
答:变电站自动化系统应实现的基本功能有:数据采集，运行监测和控制，继电保护，当地后备控制和紧急控制，与远方控制中心的通信。
(l)随时在线监视电网运行参数，设备运行状态;自检、自诊断设备本身的异常运行，发现变电站设备异常变化或装置内部异常时，立即自动报警并相应的闭锁出口动作，以防止事态扩大。
(2).电网出现事故时，快速采样、判断、决策，迅速隔离和消除事故，将故障限制在最小范围。
(3)完成变电站运行参数在线计算、存储、统计、分析报表，远传和保证电能质量的自动和遥控调整工作。
2.变电站微机保护子系统的功能包括哪些? 答:微机保护子系统的功能应包括全变电站主要设备和输电线路的全套保护。具体有: (l)高压输电线路的主保护和后备保护; (2)主变压器的主保护、后备保护及非电量保护; (3)无功补偿装置的保护; (4)母线保护; (5)配电线路的保护; (6)不完全接地系统的单相接地选线等。
3.简述RS一232接口的电气特性。
答:RS一232接口的电气特性是:逻辑“1”用负电平表示对应的直流电压范围是一3~一15V，逻辑“O”用正电平表示对应的直流电压范围是+3~+15V。
4.什么是VQC?
答:VQC即变电站综合自动化系统电压、无功综合调节装置，是变电站层电压、无功自动控制软件，适用于各种电压等级的变电站。它作为变电站综合自动化系统的一部分，通过站内监控网络获得系统信息，包括相关节点的电压、电流、有功、无功以及有关断路器的位置信息，然后按照预定的控制原则作出控制决定。
5.集控主站对无人值班变电站监控的主要内容有哪些?
答:集控主站监控的主要内容有:无人值班变电站的断路器分、合位置，隔离开关的分、合位置，主变压器挡位，主变压器三侧的有功、无功、电流，母线电压、相电压，各进出线的有功、无功、电流，主变压器温度，直流系统的有关信号，保护装置及自动装置动作信号，各种事故信号和预告信号，无人值班变电站的断路器、隔离开关、主变压器挡位的控制等。
6.什么是变电站综合自动化分级分布式微机化的系统结构?
答:综合自动化系统内各子系统和各功能模块由不同配置的单片机或微型计算机组成，采用分布式结构，通过网络，总线将微机保护、数据采集、控制等各子系统连接起来，构成一个分级分布式的系统。一个综合自动化系统可以有十几个甚至几十个微处理器同时并行工作，实现各种功能。
7.变电站综合自动化系统应满足哪些要求?
答:变电站综合自动化系统应满足以下要求:
(1)检测电网故障，尽快隔离故障部分;
(2)采集变电站运行实时信息，对变电站运行进行监视、计量和控制;
(3)采集一次设备状态数据，供维护一次设备参考;
(4)当地控制和紧急控制;
(5)确保通信要求。
8.变电站综合自动化系统功能设置应满足哪些要求?
答:其功能设置应满足: (1)具有很高的可靠性，包括安全性和可信赖性;基本功能的实现，不依赖通信网和主计算机系统。
(2)应能进行系统控制和集中控制。
(3)可为电网安全及事故分析，继电保护和自动装置在系统故障时的行为监视，研究和分析提供依据。
(4)以变电站无人或少人值班为目标。
(5)简化二次回路，节省电缆，避免和减少二次设备的重复配置。
9.变电站综合自动化系统对继电保护功能有哪些要求?
答:继电保护功能是变电站综合自动化系统的最基本、最重要的功能，它包括变电站的主设备和输电线路的全套保护，高压输电线路的主保护和后备保护、变压器的主保护和后备保护、母线保护、低压配电线路保护、无功补偿装置(如电容器组) 保护，站用变压器保护以及非电量保护等。
10.计算机同步通信与异步通信有何不同?
答;在同步通信传送时，发送方和接收方将整个字符组作为一个单位传送，数据传输的效率高。一般用在高速传输数据的系统中。异步通信方式实现比较容易，因为每个字符都加上了同步信息，每个字符需要多占2~3位的开销，适用于低速终端设备。由于这种方式的字符发送是独立的，所以，也称为面向字符的异步传输方式。
11.变电站自动化的基本功能有哪些? 答:基本功能有: (1控制、监视功能; (2)自动控制功能; (3)测量表计功能; 4)继电保护功能; (5)与继电保护有关的功能; (6)接口功能; (7)系统功能。
12.变电站自动化的基本功能体现在几大子系统中? 答:变电站自动化的基本功能体现在五个子系统中: (1)监控子系统功能; (2)微机保护子系统; (3)电压、无功综合控制子系统; (4)其他自动装置功能; (5)变电站自动化系统的通信。
13.什么是测控单元? 答:为适应一次设备分散布置现状，分散式RTU迅速发展起来，它利用数字信号处理技术，直接从输电线路、变压器等设备的电压互感器TV或电流互感器TA上交流采样，通过DSP得出电流、电压的数字波形，经过分析计算，可以得出各相电功、相电压的基波和谐波的有效值(均方根值)，以及有功、无、电压等量的实时数据，还可进一步计算出功率因数、频率、率功零序、负序参数等值，并和有关的输人/输出触点一道输人变电站综合自动化系统中。这种可分散分布的RTU模块，通称为测量测控单元或输人/输出单元，即1/0单元。
14.变电站自动化结构分层定义?
答:变电站自动化一般结构分为三层:
O层(过程层)，包括开关，变压器，仪用互感器等一次设备;
1层(间隔层)，包括继电保护、测量控制和其他电子智能设备;
2层(站控层)主要指现场总线以上系统总控单元和当地功能部分(按严格讲，上述间隔层应分为过程层和间隔层，但目前生产的间隔层设备已包含过程层，故统称间隔层)。
15.分散与集中相结合式变电站综合自动化系统的特点?
答:特点有:
(1)10~35kV馈线保护采用分散式结构，就地安装，节约控制电缆，通过现场总线与保护管理机交换信息。
(2)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。
(3)其他自动装置中，备用电源自投装置和电压、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。
(4)为了保证电能计量的准确性，电能计量可采用如下两种方法解决:
l)采用脉冲电能表，由电能管理机采集各电表的脉冲量，计算电能量，然后送给监控主机，再转发给控制中心。
2)采用带串行通信接口的智能型电能计量表，通过串行总线，由电能管理机将采集的各电能量送往监控机，再传送给控制中心。
(5)系统通过网络相连。
16.变电站综合自动化系统监控子系统的功能包括哪些? 监控子系统的功能包括:数据采集; 事件顺序记录SOE;故障记录;故障录波和测距; 操作控制功能;安全监视功能;人机联系功能;打印功能;数据处理与记录功能;谐波分析与监视等功能。
17.变电站综合自动化系统内部通常采用哪种通信方式? 答:在变电站综合自动化系统内部，各种装置或继电保护装置与接口系统间，为了减少连接电缆，简化配线，降低成本，通常采用串行通信.
18.综合自动化系统操作界面主要的命令工具条有哪些? 答:命令工具条按钮由报警浏览、报表管理、分类报警显示(弹出报警、事故跳闸、保护事件、断路器及隔离开关变位、模拟量越限、一般事件)、实时库参数修改、打印机、复位音响、报文监视、运行日志、曲线、人工置数列表组成。
19.如何在监控机上进行倒闸操作? 答:步骤如下: (1)开始操作时，由监护人记录操作开始时间。
(2)操作人手握鼠标坐在操作监控机前，监护人持票站在操作人右后侧，思想集中，正视监控画面。
(3)进行操作监护，唱票复诵:根据倒闸操作票的操作步骤，监护人发布操作命令，操作人按原命令复诵一遍(用鼠标指向要操作的设备图标进行核对)，核对无误后监护人发出“对，执行”的操作命令，操作人用鼠标单击该设备图标，在操作密码确认对话框上，操作人、监护人分别输入操作密码。
(4)微机在检验操作人，监护人操作密码正确后，将弹出遥控操作设备确认对话框，此时操作人应输人该设备的调度编号，并选择要对该设备进行的操作是分还是合，最后按“确认”按钮将远方遥控操作命令发出。
(5)操作一项完了，应在监控系统上认真检查操作质量和正确性，待现场人员检查完毕后由监护人在倒闸操作票上打“√”
(6)为了明确下一步操作内容，监护人要向操作人提醒下一步操作项目。
(7)操作终了后，监护人应记录操作终了时间。
20..现运行的变电站有几种模式? 答:有三种模式： (l)传统的变电站; (2)部分实现微机化管理、具有一定自动化水平的变电站; (3)全面微机化的综合自动化变电站。
第三篇：变电站综合自动化技术
第一章
1、变电站综合自动化：是将变电站的二次设备经过功能的组合和优化设计，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、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。
2、传统变电站的缺点：
(1)安全性、可靠性不能满足现代电力系统高可靠性的要求。 (2)供电质量缺乏科学的保证。 (3)占地面积大，增加了征地投资。
(4)不适应电力系统快速计算和实时控制的要求。
(5)维护工作量大，设备可靠性差，不利于提高运行管理水平和自动化水平。
3、变电站自动化技术的发展过程。[P5内详] 第二章
4、二次设备的组成部分：继电保护、自动装置、测量仪表、操作控制屏和中央信号屏以及远动装置。
5、变电站综合自动化的优越性：
(1)变电站综合自动化系统利用当代计算机的技术和通信技术，提供了先进技术的设备，改变了传统的二次设备模式，信息共享，简化了系统，减少了连接电缆，减少占地面积，降低造价，改变了变电站的面貌。 (2)提高了自动化水平，减轻了值班员的操作量，减少了维修工作量。 (3)随着电网复杂程度的增加，各级调度中心要求各变电站能提供更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运行情况。 (4)提高变电站的可控性，要求更多地采用远方集中控制、操作、反事故措施等。 (5)采用无人值班管理模式，提高劳动生产率，减少人为误报操作的可能。 (6)全面提高运行的可靠性和经济性。
6、变电站的数据包括：模拟量、开关量和电能量。
7、直流采样：即将交流电压、电流等信号经变送器转换为适合于A/D转换器输入电平的直流信号。交流采样：指输入给A/D转换器的是与变电站的电压、电流成比例关系的交流电压信号。
8、并联、串联有源电力滤波器的不同点及示意图。[P17内详]
9、电力系统的电压、无功综合控制的方式：集中控制、分散控制和关联分散控制。[P27内详]
10、电力系统频率偏移的原因：电力系统的频率与发电机的转速有着严格的对应关系，而发电机的转速是由作用在机组转轴上的转矩决定的，原动机输入的功率如果在扣除了励磁损耗和各种机械损耗后能与发电机输出的电磁功率保持平衡，则发电机的转速将保持不变，电力系统所有发电机输出的有功功率的总和，在任何时刻都将等于此系统包括各种用电设备所需的有功功率和网络的有功损耗的总和。但由于有功负荷经常变化，其任何变动都将立刻引起发电机输出电磁功率的变化，而原动机输入功率由于调节系统的滞后，不能立即随负荷波动而作相应的变化，此时发电机转轴上的转矩平衡被打破，发电机的转速将发生变化，系统的频率随之发生偏移。
11、电力系统频率降低的危害：
(1)系统的频率下降，使发电厂的厂用机械出力大为下降，结果必然影响发电设备的正常工作，使发电机的有功出力减少，导致系统频率的进一步降低。
(2)系统频率降低，励磁机的转速也相应降低，当励磁电流一定时，励磁机发出的无功功率就会减少。 (3)系统频率长期处于49.5Hz或49Hz以下时，会降低各用户的生产率。
12、明备用和暗备用的原理和图。[P33内详] 系统正常运行时，备用电源不工作的称明备用。系统正常运行时，备用电源也投入运行的，称为暗备用。
备用电源自投(BZT)的作用：备用电源自投装置是因为电力系统故障或其他原因使工作电源被断开后，能迅速将备用电源或备用设备或其他正常工作的电源自动投入工作，使原来工作电源被断开的用户能迅速恢复供电的一种自动控制装置。
13、变电站综合自动化系统的特点： (1)功能综合化
(2)分级分布式、微机化的系统结构 (3)测量显示数字化 (4)操作监视屏幕化 (5)运行管理智能化 第三章
14、光电传感器的优越性：
(1)优良的绝缘性能，造价低、体积小、质量轻。 (2)不含铁心，消除了磁饱和、铁磁谐振等问题。 (3)动态范围大，测量精度高。 (4)频率范围宽。 (5)抗干扰能力强。 第四章
15、输入/输出的传送方式：并行和串行传送方式。
16、CPU对输入/输出的控制方式：同步传送方式、查询传送方式、中断控制输入/输出方式和直接存储器访问方式(DMA)[P50内详]
17、DMA控制器必须具备的功能：
(1)能接受外设的请求，向CPU发出总线请求信号HOLD;
(2)当CPU发出总线请求认可信号HLDA后，接管对地址线、数据线和控制线的控制，进入DMA方式; (3)发出地址信息，能对存储器寻址及能修改地址指针; (4)能向存储器和外设发出读或写等控制信号;
(5)能控制传送的字节数及判断DMA传送是否结束;
(6)在DMA传送结束以后，能发出DMA结束信号，释放总线使CPU恢复正常工作状态。
18、光电耦合器工作原理及原理图。[P62内详] 第五章
19、D/A转换器的工作原理、关系式、权电阻输入网络。[P67内详] 20、绝对精度和相对精度。[P74内详] 第六章
21、交流采样法：是直接对经过装置内部小TA，小TV转换后形成的交流电压信号进行采样，保持和A/D转换，然后在软件中通过各种算法计算出所需电量。 第七章
22、小波分析在变电站综合自动化中的应用前景。[P103内详] 第八章
23、变电站内的信息传输：
(1)设备层与间隔层(单元层)间信息交换 (2)单元层内部的信息交换 (3)单元层之间的通信
(4)单元层和变电站层的通信 (5)变电站层的内部通信
24、变电站通信网络的要求：快速的实时响应能力，很高的可靠性，优良的电磁兼容性能，分层式结构。
25、数据通信的传输的方式：并行数据通信和串行数据传输。
26、数据通信系统的工作方式：单工通信，半双工通信和全双工通信。原理及图示[P119内详]
27、网络的拓扑结构：点对点结构、星型结构、总线结构和环形结构。
28、移频键控原理。[P131内详]
29、差错检测技术：就是采用有效编码方法对咬传输信息进行编码，并按约定的规则附上若干码元(称监督码)，作为信息编码的一部分，传输到接收端，接收端则按约定的规则对所收到的码进行检验。 30、几种常用的监督码构成方法：奇偶校验、纵向冗余校验和循环冗余校验CRC。 第九章
31、电磁兼容意义：电气或电子设备或系统能够在规定的电磁环境下不因电磁干扰而降低工作性能，它们本身发射电磁量不影响其他的设备或系统正常工作，从而达到互不干扰，在共同的电磁环境下一起执行各自功能的共存状态。
32、电磁干扰的三要素：干扰源、传播途径和电磁敏感设备。
33、解决电磁干扰问题的方法：
(1)抑制干扰源产生的电磁干扰(滤波、屏蔽和接地); (2)切断干扰的传播途径;
(3)提高敏感设备抗电磁干扰的能力(降低对干扰的敏感度)。
34、干扰分类：
(1)差模干扰：是串联于信号源回路中的干扰，主要由长线路传输的互感耦合所致。 (2)共模干扰：是由网络对地电位变化所引起的干扰，即对地干扰。
35、抑制干扰源影响的屏蔽措施：
(1)一次设备与自动化系统输入、输出的连接采用带有金属外皮的控制电缆，电缆的屏蔽层两端接地。 (2)测量和微机保护或自控装置采用的各类中间互感器的
一、二次绕组之间加设屏蔽层。 (3)机箱或机柜的输入端子对地接一耐高压的小电容，可抑制外部高频干扰。 (4)系统的机柜和机箱采用铁质材料。
第四篇：变电站综合自动化系统
iPACS-5000新型变电站综合自动化系统
iPACS-5000新型变电站综合自动化系统采用分层、分布式结构，是金智科技为适应变电站综合自动化的需要，在总结多年从事变电站综合自动化系统开发、研究及应用经验的基础上，基于变电站自动化整体解决方案，运用新的计算机技术、网络通信技术、芯片技术、电磁兼容技术，并结合最新国际标准，而推出的新一代集保护、测控、远动、电压无功控制(VQC)、微机五防功能及继电保护信息系统(FIS)于一体的新型变电站综合自动化系统。
iPACS-5000系统采用先进技术，精心设计，使变电站保护和测控既相对独立又相互融合，以先进的通讯技术实现变电站内外各子系统及装置的信息交换，保护装置工作不受测控和外部通信的影响，同时又可以在间隔层互通逻辑，确保保护独立的安全性和可靠性，同时又实现信息共享，为变电站综合自动化提供一个完整的解决方案。
本系统适用于35KV～750KV等各种电压等级变电站和发电厂网控自动化系统。 主要特点
优化设计的整体方案 系统实现了继电保护、当地监控、远动、电压无功控制、一体化在线五防、小电流接地选线、继电保护和故障录波信息管理、运行管理、设备管理等功能;
·基于全站网络通信及拓扑技术，由软件实现了任意主接线、任意变电站规模的电压无功综合控制(VQC);
·基于网络通讯的不依赖于后台的全站间隔层联锁功能; ·基于间隔层信息交换的全变电站程序化自动控制功能，将通过操作票的人工操作由计算机智能化实现，通过程序化来自动控制，减少了不必要的人为工作，提高了变电站的运行效率、并降低可能的失误概率;
·系统集成了微机五防系统的全部功能(一体化五防系统);
·系统集成了继电保护信息系统(FIS)子站的全部功能，包括全站故障信息的采集、统计、分析功能，为保护人员进行事故处理提供帮助。该功能通过嵌入式通讯控制器实现，可以直接与调度FIS主站网络相联。 强大灵活的通信手段
·站控层网络采用100M以太网，间隔层设备支持100M高速工业级以太网，并配以适应工业控制场合应用的高可靠性交换机、网关等网络通信设备，构成系统强大的通信平台; ·站控层、间隔层支持双网，实现竞争式双网热备运行方式。系统采用高效、新颖的算法同时收取双网数据并甄别数据的有效性，故障时不需切换网络，消除了由于网络切换而带来的数据丢失和重复问题，保证了数据传输的快速性和安全可靠性;
·自行开发的网络通信设备采用工业级芯片，直流供电，机架式安装结构，满足变电站二次设备电磁兼容标准;
·系统既可以采用IEC 60870-5-103继电保护设备信息接口配套标准传输规约，所有信息采用通用分类服务传送，最大限度地保证了系统的开放性;也可以适应智能电网技术规范要求采用IEC 61850标准构成智能变电站监控系统。
·配置了多CPU结构的iPACS-5790系列通信装置，提供各种标准接口，可方便地实现与其它设备的互联，保证用户对产品的灵活选择。 开放的后主站系统
·主站系统采用跨平台技术，支持Windows和Unix系统，支持混合平台; ·通过组件技术的使用，实现软件功能“即插即用”，可随时加入扩展功能，且不必修改或编译原有程序，能很好地满足综合自动化系统的需要。 直观的后台界面显示
·具备网络拓扑功能，直接在接线图上反映设备的带电、接地状况;
·具备动态着色功能，通过不同的颜色、图符直接反映一次设备或智能装置的运行情况; ·采用丰富的分层、分类、分级方式的智能报警，事件过滤方式;
·曲线、饼图、棒图的即时察看功能，不需事先编辑，可选择不同方式实时察看任一测点的变化趋势;
·Excel风格的报表，可方便地制作各种类型的报表，能显示各种类型的数据、曲线、棒图。可自动打印或召唤打印。 远动信息直采直送
远动主机、监控主机通信功能相互独立，远动信息从间隔层直采直送，杜绝了通信瓶颈，保证了远动信息的可靠传输。 面向对象的信息组织
·信息的组织面向对象。逻辑装置与物理装置一一对应，信息的组织直接基于逻辑装置，按照厂站、装置、测点(遥信、遥测、遥控、脉冲和档位)三个层次组织，单个变更的影响局限于某个逻辑装置的相关部分。便于扩展;
·信息的属性自我描述，支持设备的在线配置，实时校验功能。 安全可靠的测控装置
·所有保护与装置均基于高性能32位CPU和DSP硬件平台，采用vxWorks实时多任务操作系统,处理能力强大，能很好地适应变电站间隔层对数据采集、处理的需要; ·装置采用16位高精度模数转换器，所有交流输入信号同时采样，保证了模拟量测量精度; ·校时方案采用IRIG-B对时，对时精度达到1mS，保证了SOE的分辨率;
·控制回路的多种闭锁、开放、校验、检查措施，基于网络通讯间隔层横向联锁功能，保证了远方和就地控制操作的安全性;
·装置提供100M光纤/双绞线高速工业级以太网，方便系统组网; ·可编程逻辑控制，模块化设计，可满足用户个性化需求;
·提供创新的调试维护工具包iTools,极大地方便用户现场的调试与维护; ·装置采用整体面板，背插式结构，强弱电严格分开，具有良好的抗电磁干扰能力，功耗低，工作温度范围宽，可就地安装。 系统组成
该系统分为三层：间隔层站控层、网络层、站控层。 间隔层: 主要由各种智能保护、测控装置组成。iPACS-5000系列保护、测控装置解决了装置在恶劣环境下(高温、强电磁场干扰、潮湿)长期可靠运行的问题，并在整体设计上，通过保护、测控装置有机结合，信息交换，减少重复设备，简化了设计，减少了电缆。 间隔层: 支持单网或双网结构，支持100M全以太网;双网采用竞争式热备运行方式，有效地保证了网络传输的实时性和可靠性;通信协议采用电力行业标准规约，可方便地实现不同厂家的设备互连;可选用光纤组网，增强通信抗电磁干扰能力;利用GPS，支持硬件对时网络，减少了GPS与设备之间的连线，方便可靠，对时准确。 站控层: 采用分布式系统结构，提供多种组织形式，可以是单机系统，亦可多机系统。灵活性好，可靠性高，且方便系统扩展。变电站层为变电值班人员、调度运行人员提供变电站监视、控制和管理功能，界面友好，易于使用。通过组件技术的使用，实现软件功能“即插即用”，能很好地满足综合自动化系统的需要。提供远动通信功能，可以不同的规约向不同的调度所或集控站转发不同的信息报文。
典型结构说明
·数据服务器、操作员站、维护工作站、继电保护工作站、微机五防，可以配置多机，冗余配置，也可以将功能适当集中，甚至配置单机系统; ·后台操作系统可选择Windows 或者各种常规的Unix; ·远动通讯装置和保护管理装置均可采用单机或者双机配置，其中保护管理可以选择单独的保护管理装置，也可以同远动通讯装置合用。 系统功能
iPACS-5000变电站综合自动化系统，具有如下功能： ·实时数据采集与处理 ·数据库的建立与维护
·控制操作、同步检测、防误闭锁 ·程序化控制 ·报警处理
·事件顺序记录、事故追忆 ·画面生成及显示 ·在线计算及制表 ·电能量处理 ·远动功能
·电压-无功自动调节(VQC) ·小电流接地选线功能 ·一体化在线微机五防 ·时钟同步 ·人机接口
·系统自诊断与自恢复
·与其它智能电子设备(IED)的接口
·继电保护和故障录波信息管理(FIS子站)
第五篇：变电站综合自动化 论文
变电站综合自动化 电气与信息工程系
简介
在电力系统内，电力主设备继电保护主要经历了电磁式、晶体管式、集成电路式、微机式保护4个阶段。特别是21世纪以来，电力工业突飞猛进，整个电力系统呈现出往超高电压等级、单机容量增大、大联网系统方向发展的趋势,这就对电力设备保护的可靠性、灵敏性、选择性和快速性提出了更高的要求。电力系统相关部门已把变电站自动化作为一项新技术革新手段应用于电力电网，各大专业厂家亦把变电站自动化系统的开发作为重点研发项目，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，以满足电力系统发展的要求。
随着科学技术的不断发展，计算机控制技术广泛应用于电力系统的变电站自动化系统中，以微机控制为代表的变电站综合自动化系统取代传统的变电站二次系统，成为当前电力系统自动化发展的主流。变电站自动化系统以其系统功能强大、结构简单可靠、可扩展性强、兼容性好等特点逐步为市场所接受，在国内经济发达地区已经得到广泛应用。
变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。
功能的综合是其区别于常规变电站的最大两个原则
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。特点,它以计算机技术为基础, 以数据通讯为手段,以信息共享为目标.
最新变电站综合自动化 所谓最新的变电站综合自动化，就是广泛采用微机保护和微机远动技术，分别采集变电站的模拟量、脉冲量、开关状 态量及一些非电量信号，经过功能的重新组合，按照预定的程序和要求实现变电站监视、测量、协调和控制自动化的集合体和全过程，从而实现数据共享和资源共享，提高变电站自动化的整体效益。
随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真、液晶显示、远程监控等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，三化;改造和无人值班变电站的进一步发展，要求变电站综合自动化系统运行高效、实时、可靠，从而提高电网安全稳定运行水平。继电保护技术未来趋势将是向计算机化，网络化，智能化，保护、控制、测量和数据通信一体化的方向发展 新的变电站综合自动化系统，利用组屏取代了常规的仪表屏柜以及一些中央信号装置，经过优化组合成为系统，节省了变电站、控制室和配电室的占地面积，缩短建设工期，提高了变电站的自动化水平，减少人为事故，保证了供电质量，有利于电网安全稳定运行,实现了电力系统的减员增效目标，提高了企业的劳动生产率和经济效益。
现在市场上流通着有各种各样的自动化系统，并且在不断地改进和更新。我们所熟悉的有北京四方CSC2000变电站综合自动化系统、南瑞继科技BSJ-2200监控系统、国电南自PS6000变电站自动化系统、许继电气CBZ8000变电站自动化系统、深圳南自的ISA300变电站综合自动化系统等。电压等级不同又有一些功能不一致。 本文主要根据南瑞继保RCS9700变电站综合自动化系统在110kV变电站的最新应用情况进行分析。针对变电站综合自动化系统的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求，展开论述。 2.1 设计原则和特点 变电站一期工程包括：三卷变1台，绕组电压等级为110 kV /35kV/10kV;35kV线路2回，35kV旁路1回;110kV线路1回，110kV旁路1回;10kV部分出线11回,电容器组2组，10kV站用变一台。
综合自动化系统设计过程中始终贯穿着充分保证可靠性这一原则，采用分散分层分布式模块化结构，各保护、测量、控制、通信等各个模块之间既相互独立又互相联系。发展历程
全国第一套微机保护装置----1984国电南自 全国第一套分布式综合自动化系统----1994大庆 全国第一套就地安装保护装置----1995 CSL200A 全国第一套220kV综合自动化变电站----1996珠海南屏 全国第一套全下放式220kV综合自动化变电站----1999丹东 全国第一套全国产500kV综合自动化变电站----1999南昌 全国第一套将专家系统应用到变电站综合自动化系统中--2000 国内第一家引进现场总线LonWorks (四方公司引进,四方公司由华北电力大学教授,工程院院士杨奇逊老师创办) 随着IEC61850标准的诞生，变电站综合自动化系统又迎来了新一轮的发展机遇。变电站综合自动化系统的功能介绍
随着变电站综合自动化技术的不断更新和发展，现今变电站综合自动化技术所实现的功能越来越多，常见的有以下七大功能。
1.微机保护功能：系统能实现变电站内所有的电气设备的保护(如线路保护，变压器保护，母线保护，电容器保护及备自投，低频减载等)，各类保护应具有 故障记录、存储多套定值、显示和当地修改定值、与监控系统通信等功能。
2.数据采集及处理功能：它能采集状态数据，模拟数据和脉冲数据并根据需要进行数据处理。
2.1状态量采集
系统能够采集断路器状态，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、预告信号等状态量。
2.2模拟量采集
系统能够采集母线电压、线路电压，电流和有功、无功功率值、馈线电流，电压和有功、无功功率值等常规的典型模拟量。
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。变电站故障录波通常采用两种，一种是采用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处理与分析。
4.控制和操作功能
操作人员可通过后台人机界面进行断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投切等远方操作。同时在系统设计时保留了人工直接跳合闸手段，防止系统故障时无法远动操作。
5.系统的自诊断功能
系统内各插件应都具有自诊断功能，对装置本身实时自检功能，以便快速发现故障及故障位置、故障类型，快速维护和维修。
6.数据记录功能：系统对历史数据具有存储记录功能，方便调度人员、检修人员查询、数据分析，这些历史数据主要有：断路器动作次数;断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数;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;独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间;控制操作及修改整定值的记录等。
变电站综合自动化基本特征
1)功能实现综合化。变电站综合自动化技术是在微机技术、数据通信技术、自动化技术基础上发展起来。它综合了变电站内除一次设备和交、直流电源以外的全部二次设备，
2)系统构成模块化。保护、控制、测量装置的数字化(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，模块化的构成，方便变电站实现综合自动化系统模块的组态，以适应工程的集中式、分部分散式和分布式结构集中式组屏等方式。
3)结构分布、分层、分散化。综合自动化系统是一个分布式系统，其中微机保护、数据采集和控制以及其他智能设备等子系统都是按分布式结构设计的，每个子系统可能有多个CPU分别完成不同的功能，由庞大的CPU群构成了一个完整的、高度协调的有机综合系统。
4)操作监视屏幕化。变电站实现综合自动化后，不论是有人值班还是无人值班，操作人员不是在变电站内，就是在主控站内，就是在主控站或调度室内，面对彩色屏幕显示器，对变电站的设备和输电线路进行全方位的监视和操作。
5)通信局域网络化、光缆化。计算机局域网络技术和光纤通信技术在综合自动化系统中得到普遍应用。
6)运行管理智能化。智能化不仅表现在常规自动化功能上，还表现在能够在线自诊断，并将诊断结果送往远方主控端
7)测量显示数字化。采用微机监控系统，常规指针式仪表被CRT显示器代替。人工抄写记录由打印机代替。
变电站综合自动化技术的发展趋势
数字化、智能化是变电站自动化系统最终的发展趋势，数字化变电站的系统结构不仅继承并发展了分层分布式变电站结构的特点,同时随着电子式互感器、智能开关技术的应用,使得数字化变电站的系统结构又有了不同于常规变电站的革命性变化。
数字化变电站自动化技术特征:各类数据从源头实现数字化,真正实现信息集成、网络通信、数据共享。在电流、电压的采集环节采用数字化电气测量系统,如光电/电子式互感器,实现了电气量数据采集的数字化应用,并为实现常规变电站装置冗余向信息冗余的转变,为实现信息集成化应用提供了基础。打破常规变电站的监视、控制、保护、故障录波、量测与计量等几乎都是功能单
一、相互独立的装置的模式,改变了硬件重复配置、信息不共享、投资成本大的局面。数字化变电站使得原来分散的二次系统装置,具备了进行信息集成和功能合理优化、整合的基础。系统结构更加紧凑,数字化电气量监测系统具有体积小、重量轻等特点,可以有效地集成在智能开关设备系统中,按变电站机电一体化设计理念进行功能优化组合和设备布置。
结束语
变电站自动化技术的进步归功于现代科学技术，尤其是网络通信技术，计算机技术和大规模集成电路技术的发展。现代变电站自动化系统正朝着二次设备功能集成化，一次设备智能数字化方向迈进，这对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。
参考文献
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1995