对变电站自动化改造方案的思考

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1、对变电站自动化改造方案的思考摘要：变电站综合自动化是指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，实现对变电站主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、控制、保护以及与调度通信等综合性自动化功能。近年来，随着国民经济的快速增长，传统的变电站已经远远不能满足现代电力系统管理模式的需求。因此，将变电站由常规站改造为综自站已渐渐成为一种趋势。该文就综自改造中出现的问题做出相应分析，以寻找解决这些问题的合理方案。关键词：综合自动化原则事故信号GPS后台监控0引言近年来，将变电站由常规站改为综自站渐渐成为一种趋势。综自改造后的变电站

2、，其运行情况越来越依赖于自动化装置的实用性及成熟性。1自动化改造的原则　将一次设备在线监测系统与变电站自动化系统集成，可以提高高压电气设备的运行可靠性，且有望实现真正意义上的变电站无人值班；继续提高二次设备的智能化水平，引入PLC技术，实现变电站从多人值班到少人值班、从少人值班到无人值班有人巡视的平稳过渡；引入先进的WEBServer技术和防火墙技术，使运行管理人员可通过InterIntra实现远程访问和维护；结合通信工程，综合考虑变电站的调度通道问题。2变电站自动化改造方案2.1RTU兼做监控系统控制、测量模块方案该方案是在保留原远动

3、装置基础上进行的升级、扩容改造。系统一般采用双机冗余模式，分为站级层和间隔层2层。系统以微机监控系统为核心，与站级层构成双主机冗余备份系统，间隔层按功能单元划分，综合遥测、遥信、遥控、遥调、通讯于一体。2.2全监控方案该方案采用RCS－9000型分层布置方式，变电站保护和测控既相对独立，又相互融合。保护装置工作不受测控和外部通信的影响，确保保护的安全性和可靠性；同时可以实现信息共享，为变电站综合自动化提供了完整的解决方案。该系统可分为以下3层。2.2.1变电站层　采用分布式系统结构，由就地监控、远动、“五防”主站组成。就地监控及远动均采

4、用双机备用，增加可靠性。该层为变电值班人员、调度运行人员提供变电站监视、控制和管理功能。2.2.2通信层　支持全以太网双网结构。双网采用均衡流量管理，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。支持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。支持GPS硬件对时网络。2.2.3间隔层　保护单元、测控单元组屏布置于主控室。测控单元采用WorldFIP高速现场总线组网，保护单元采用485口接入保护信息管理系统。3改造中应注意的问题3.1有关事故信号的问题在常规控制方式的变电站，运

5、行中发生事故时变电站将产生事故报警音响并经过远动设备向调度自动化系统发出事故信号，调度自动化系统采用这个事故信号启动事故相应的处理软件（推出事故画面、启动报警音响等）。由此可见，变电站的事故信号是一个非常重要的信号，特别是对于无人值班的变电站，由于监控中心的运行人员需要同时监控多个变电站的运行状态，事故信号就成为监控中心运行人员中断其它工作转入事故处理的主要标志性的信号，非常重要。在110kV顿岗变电站综自改造竣工验收时，验收人员在操作35kV线路时，发现在后台和地调远方控制合开关时，都会触发“事故跳闸”信号。在采用常规的微机远动设备和

6、保留控制屏的无人值班变电站中，一般采用在控制回路中增加记忆继电器（双位置）的方法产生事故信号，这种方法已在以前的采用RTU进行无人值班改造工程项目中（110kV及以下电压变电站）应用多年，其技术依据与原控制屏操作KK开关与实际开关位置不对应相同。110kV顿岗变电站事故信号生成的原理与上述方法相同。其回路为将操作回路中的KKJ继电器（双位置继电器）的合后位置结点与断路器位置信号结点串联，形成一个电气单元的事故信号，监控系统中只须将各电气单元的事故信号进行软件或运算即可生成全站事故信号。因为35kV、10kV均为储能开关，当断路器合上时，

7、储能装置启动，与其相连的T，1PPH。串行口对时方式：装置通过串行口读取同步时钟每秒一次的串行输出的时间信息对时，串行口又分为RS232接口和RS422接口方式。IRIG-B方式对时：IRIG-B为IRIG委员会的B标准，是专为时钟的传输制定的时钟码。每秒输出一帧按秒、分、时、日期的顺序排列的时间信息。IRIG-B信号有直流偏置（TTL）电平、1kHz正弦调制信号、RS422电平方式、RS232电平方式四种形式。由于变电站内往往存在不同厂家的自动化装置，其接口类型繁多，装置数量也不等，所以在实际应用中经常遇到GPS对时接口与接受对时的设

8、备接口不能通信的问题。这个问题的出现，提醒了设计人员在前期订货时，应充分考虑各种设备的接口问题。尤其是保护测控装置及其它智能装置与后台监控设备的接口问题。因变电站综自改造多用以太网方式组网，而有些厂家的旧设