变电站综合自动化系统的发展现状及功能分析

变电站综合自动化系统的发展现状及功能

分析

摘要：文章通过笔者的工作实践，阐述了变电站综合自动化系统的发展现状及组成，从中着重针对变电站综合自动化系统的主要功能进行了分析与研究，提出自己的看法，旨在为

变电站自动化工程的未来发展提供有利的参考。

关键词：变电站；综合自动化系统；现状；系统功能

中图分类号：K826.16 文献标识码：A 文章编号：

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。随着通信技术、计算机和网络技术等的迅速发展，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。本文就变电站综合自动化系统的现状及功能进行分析，以供大家参考。

一、变电站综合自动化系统的发展现状

变电站综合自动化系统具有安全可靠、功能齐全、结构简单和技术先进的优点，且这些优点通过一些新建变电站的运行得到了很好的证明。近年来，变电站综合自动化系统

的水平飞速发展，在我国电力系统、城乡电网建设与改造中得到了越来越广泛的普及和应用。无论是 220kV及以上的超高压变电站的设计与建设，还是中低压变电站的无人值班，都应用了自动化新技术，这一应用使得电网建设和电力系统的现代化水平大大提高，并且使电网调度和配输电的可能性增强以及变电站的建设成本更为低廉。

二、变电站综合自动化系统组成

在变电站综合自动化系统中，通常把继电保护、动重合闸、故障录波、故障测距等功能综合在一起的装置称为保护单元，而把测量和控制功能综合在一起的装置称为控制或I/0单元，两者通称为间隔级单元。各种类型的间隔级单元搜集到的状态量和测量值，通过软件来实现各种保护闭锁。它主要由以下几部分构成：微机保护单元主要完成信号的测量、传递、保护的计算和执行、接受上位机的指令并执行，通讯网络主要完成信号的传递，后台管理机主要完成对保护单元上传来的信号进行分析处理及显示、提供人机对话窗口、接受操作人员的指令、向上位管理机传递及时信息，为管理人员提供决策信息。

站控层的主要功能就是作为数据集中处理的保护管理，担负着上传下达的重要任务，对下它可以管理各种间隔单元装置，包括微机监控、保护、自动装置等，收集各种数据并发出控制命令，起到数据集中作用，还可以通过现场总

线完成对保护单元的自适应调整：对上则通过设立开放式结构的站级网络接口，与管理层建立联系。将数据传送给管理后台机或调度端，起到数据处理作用。

网络层支持单网或双网结构，支持100M高速工业级以太网，有效地保证了网络传输的实时性和可靠性;通信协议采用DL/T667-1999规约。

间隔层按一次设备组织，一般按断路器的间隔划分，具有测量、控制和继电保护部分。测量、控制部分负责单元的测量、监视、断路器的操作控制和联锁及事件顺序记录等：保护部分负责该单元线路或变压器或电容器的保护、各种录波等。因此，间隔层本身是由各种不同的单元装置组成，这些独立的单元装置直接通过总线接到站控层。

三、变电站综合自动化系统的功能分析

3.1 继电保护功能

变电站综合自动化系统中的微机继电保护功能主要包括自动重合闸、小电流接地系统自动选线、电容器保护、母线保护、电力变压器保护以及输电线路保护。因为继电保护极其重要，其可靠性绝对不可以被综合自动化系统降低，因此要求做到：

（1）分别独立设置系统中继电保护的电力设备单元，电气量由相关的电压互感器和电流互感器直接输入，输出则由触点相应断路器的跳闸线圈直接操作。

（2）保护装置设有通信接口，供接入站内通信网，在保护动作之后向变电站层的微机设备提供报告，但通信网并不是继电保护功能完全依赖的对象。此外，保护装置之外的一些重要控制设备，例如控制电容器、变压器分接头有载切换和投切的无功电压控制装置、备用电源自动投入装置等，通信网同样并非是其完全依赖的平台，应在相应的间隔屏上放置设备装用的装置。同时为了避免不必要的硬件重复，使整个系统的造价降低、可靠性提高，特别针对35 kV 及以下设备，可将一些其他功能配给给保护装置，但其前提是不能使保护装置的可靠性将因此被降低。

作为变电站综合自动化系统中的关键环节，继电保护最重要的就是拥有完整、独立的继电保护功能，而在此基础上，还必须具备下列附加功能：

（1）与监控系统的通信功能。监控系统与综合自动化系统中的继电保护是彼此独立的，因此，与监控系统的通信功能是继电保护所应具备的附加功能之一。继电保护功能会将动作名称、动作值、动作性质以及动作时间主动上传，并将当前的修改定值和保护定值的信息按照控制命令上传。

（2）与系统统一时钟对时的功能。在电网运行中，时间的统一和精确是极其重要的，当继电保护动作时，对电网发生事故的原因进行正确分析的可靠依据，即是各套继电保护动作的先后顺序，而只有借助统一精确的时间才能判断

其顺序的先后。因此，1991 年 7 月颁布的“大纲”已对同一电网内采用统一的对时方式做出了明确的建议，以便将保护动作的时间和故障发生的情况进行准确记录。

（3）将授权修改和远处观察的保护整定值进行当地显示的功能。对保护整定值的修改与检查要做到可靠、方便、直观。对保护定值的修改除了能够在各保护单元上进行显示之外，还应考虑到无人值班的因素，通过远方调度端和当地的监控系统，使得保护定值能够被修改和查看。同时为了对加强定值的管理，避免出现差错，应采取校对密码的措施对定值进行修改，并对最后一个修改定值的密码进行记录。

（4）故障自恢复、自闭锁、自诊断功能。完善的自诊断功能是每个保护单元都应具备的，当内部发现故障时，能够自动报警，同时对故障部位予以指明，使维修时间缩短以及故障的查更为方便。当故障出现在关键部位时，保护出口则应自动闭锁。如果故障干扰到的是软件，则通过自启动功能使保护装置的可靠性得以提高。

（5）自动重合闸功能。输电线路保护内为该设置和功能。三相一次重合闸一般为 110 kV及以下线路所采用，可整定其同期检定方式下重合闸延长的时间。同期检定方式包括检同期方式、检无压方式和不检定方式。

3.2 监视控制功能

3.2.1 数据处理与采集