变电站综合自动化系统论文范文第1篇
1 变电站综合自动化系统基本结构及特点
1.1 变电站综合自动化系统基本结构
1.1.1 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。
1.1.2 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。其结构的最大特点是采用主、从CPU协同工作方式, 各功能模块如智能电子设备之间采用网络技术或串行方式实现数据通信, 将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。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。
1.1.3 分散 (层) 分布式结构
分散 (层) 分布式结构采用“面向对象”设计。所谓面向对象, 就是面向电气一次回路设备或电气间隔设备, 间隔层中数据、采集、控制单元 (I/O单元) 和保护单元就地分散安装在开关柜上或其他一次设备附近, 相互间通过通信网络相连, 与监控主机通信。目前, 此种系统结构在自动化系统中较为流行。
1.2 变电站综合自动化系统特点
1.2.1 功能综合化
按变电站自动化系统的运行要求, 综合考虑二次系统的功能, 进行优化组合设计, 以简化变电站二次设备的硬件配置, 避免重复设计 (如计量、远动和当地监测系统功能的重复设计) , 以达到信息共享。以达到整个系统性能指标的最优化。表现在以下几点。
(1) 简化变电站二次设备的硬件配置, 尽量避免重复设计。如远动装置和微机监测系统功能的重复设置, 没有达到信息共享。
(2) 简化变电站各二次设备之间的互联线, 节省控制电缆, 减少PT、CT的负载。力争克服以前计量、远动和当地监测系统所用的变送器各自设置, 不仅增加投资而且还造成数据测量的不一致性。
(3) 保护模块相对独立, 网络及监测系统的故障不应影响保护功能的正常工作;对于110k V及以上电压等级变电站, 由于其重要程度, 应考虑保护、测量系统分开设置;而对于110k V以下低压变电站, 就目前的技术应用水平及工程应用角度而言, 可以考虑将保护与测控功能合为一体的智能单元, 这样不但利于运行管理及工程组合, 而且降低投资成本。
(4) 减少安装施工和维护的工作量, 减少总占地面积, 降低总造价或运行费用。
(5) 提高运行的可靠性和经济性, 保证电能质量。
(6) 有利于全系统的安全、稳定控制。
1.2.2 系统数字化及模块化
保护、控制、测量装置的数字化, 有利于通过通信网络将各功能模块连接起来, 便于接口功能模块的扩充及信息共享。
1.2.3 操作监视屏幕化
当变电站有人值班时, 人机联系在当地监控系统的后台机 (或主机) 上进行;当变电站无人值班时, 人机联系在远方的调度中心或操作控制中心的主机 (工作站) 上进行。但不管哪种方式, 操作维护人员面对的都是电脑屏幕。
1.2.4 运行管理智能化
智能化的含义不仅是能实现许多自动化的功能, 例如:电压、无功自动调节, 不完全接地系统单相接地自动选线, 自动事故判别与事故记录, 事件顺序记录, 制表打印, 自动报警等, 更重要的是能实现故障分析和故障恢复操作智能化, 实现自动化系统本身的故障自诊断、自闭锁和自恢复等功能, 这对于提高变电站的运行管理水平和安全可靠性是非常重要的, 也是常规的二次系统所无法实现的。
变电站综合自动化是实现无人值班 (或少人值班) 的重要手段, 不同电压等级、不同重要性的变电站其实现无人值班的要求和手段不尽相同。但无人值班的关键是通过采取种种技术措施, 提高变电站整体自动化水平, 减少事故发生的机会, 缩短事故处理和恢复时间, 使变电站运行更加稳定、可靠。
2 运行人员要求
运行人员应积极适应和学习综合自动化新技术, 并在日常运行和故障处理中熟练运用。要想维护、管理好变电站综合自动化系统, 要成立一支专业化的队伍, 培养出一批能跨学科的复合型人才, 加宽相关专业之间的了解和学习。
2.1 技能要求
目前, 综合自动化变电站通常包含计算机监控、保护和故障录波信息管理、微机“五防”和图像监控等子系统, 所以运行人员必须具备足够的计算机、网络知识, 能够熟练应用操作系统和相应软件, 并能进行简单的配置。
2.2 设备巡视要求
综合自动化变电站的设备巡视应包含“实设备”和“虚设备”的巡视, 即巡视中不仅要巡视查看每个具体的装置, 还要对监控后台系统中的全部信号 (光字牌或遥信表) 、遥测量、通信工况、历史报警信息、画面刷新等进行定期巡视检查。综合自动化变电站监视信号多, 一旦漏掉某一个报警信号, 该报警很可能长期存在, 直至酿成事故, 因此应定期进行全面报警信号巡视检查。
3 常见问题及系统设计改进
3.1 告警信息不直观
系统运行人员不能直观地从告警信息中看出动作原因, 往往需要从一连串信息中查找, 而告警信息窗口不断滚动, 运行人员不能迅速判断, 延误了事故原因查找和处理时间。对此, 解决措施是将所有模拟量和状态量变位进行分类, 并用颜色加以区分, 当变电站运行出现异常时, 监控系统将各量分类提供给运行人员, 便于其直观地查看各类告警信息。
3.2 抗干扰能力差
变电站电气设备的操作、雷电引起的浪涌电压、电磁波辐射以及输电线路故障所产生的瞬间过程等会对变电站综合自动化系统或其它电子设备产生电磁干扰, 从而引起自动化系统工作异常。因此应合理设计线路布局和制造工艺, 隔离模拟量和开关量的输入、输出;二次布线时, 采用隔离减少互感耦合, 避免由互感耦合侵入的干扰造成误发信号或微机工作出错。
3.3 信息传递不畅通
后台监控及界面接线图设备状态与现场实际不符, 不能及时随一次设备作状态变化, 从而阻碍运行人员正常操作。对此应完善系统定时自检、自诊断、自恢复处理功能, 保持通信畅通, 必要时设置并启动备用通道, 刷新遥信变位。
4 结语
变电站自动化是一个系统工程, 要实现变电站自动化的功能, 还有许多技术问题需要攻关解决, 我相信在不远的将来变电站自动化系统, 会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。
摘要：本文就电站综合自动化系统的特点, 变电运行人员的要求及变电站综合自动化系统常见问题处理办法进行了简单的分析。
关键词：变电站,综合自动化系统,结构,故障
参考文献
[1] 谢斌.变电站综合自动化系统的应用[J].电工技术, 2010, 1.
变电站综合自动化系统论文范文第2篇
1 课程改革的必要性
《变电站综合自动化系统》在传统教学中主要是老师讲、学生听的教学模式, 课程体系中内容侧重于变电站综合自动化基本原理和工程理论的传授, 涉及的运行知识也是针对某个具体设备或系统, 内容分散。实践环节也基本上是演示性, 实验教学只是作为理论教学的辅助教学手段以促进对课程的理解和学习, 对学生动手能力的培养非常有限, 教学效果往往无法达到预期目的, 所培养的毕业生的职业能力与现场实际需求不能完全吻合。随着教育改革的发展, 这种教学模式渐渐不再适应新的教学形势, 必须全面推进课程体系改革, 彻底改革传统的学科体系课程模式, 构建基于工作过程的高职课程体系。笔者及课程组全体教师对基于工作过程的《变电站综合自动化系统》教学方法改革, 进行了探索与研究, 将学生以小组为单位组成团队, 以项目为主线组织教学内容, 在教学单元的组织上按照“资讯、决策、计划、实施、检查和评估”六步完整的行动过程 (六步法) 来进行教学, 形成了比较完善的综合实训体系和教学方法, 并取得了较好的效果。目前该课程被评为教育部高职高专电力教学指导委员会精品课。
2 课程改革思路
(1) 成立校企结合专业指导委员会。
由专业骨干教师、现场专家、企业技术人员组成专业指导委员会, 共同制定课程标准, 并根据人才市场、企业生产实际的变化进行动态修订。
(2) 以培养学生职业能力为主线构建课程标准。
在构建课程内容体系时, 深入企业与企业专家共同研讨分析专业覆盖岗位的典型工作任务及能力需求, 以使教学内容满足企业要求, 贴近生产实际。
(3) 基于工作过程和工作情景的教学过程。
课程组教师深入华北电网及河北省南部电网等多家供电企业, 结合变电站综合自动化生产实际设置了6个学习情景及12个典型工作任务, 在教学中基于工作过程, 以工作任务为载体, 以完成工作任务为目标, 通过资讯、决策、计划、实施、检查、评价“六步法”教学, 使学生掌握相关的知识和技能, 训练完整的思维过程, 培养良好的职业素养, 做到在工作过程中学习, 在学习中培养职业技能。每一个工作任务均由任务载体、教学目标、教学内容、知识链接、情景训练和内容拓展六部分组成, 并贯穿于理论实践一体化教学之中。
(4) 教学中强化职业技能培养。
教学中结合变电站运行工况、值长及值班员工作标准、班组运行日志等内容, 强化、加深学生的职业技能。
3 课程教学设计
传统的职业教育模式下教学与生产实际相互脱离, 理论学习与实践训练相互脱离。而工作过程导向的课程开发着眼于培养学生的职业技能, 教学内容指向具体职业的工作任务和工作过程, 在教学设计上注重分解、扬弃传统职业教育的学科体系, 以重构理论与实践相结合的一体化职业教育模式。
情景教学则是针对上述设计思想, 在学习领域课程实施中一种效果良好的教学设计方法。情景教学根据工作任务和工作过程, 对能力目标和学习内容进行分解, 将课程分解为若干相互关联的项目化、任务化学习单元, 将所有任务所包含的知识总量等于该学习领域的知识总量, 将知识、技能和环境紧密结合在一起, 真正实现了理论与实践的有机结合, 不但培养了学生的专业能力、方法能力、管理能力, 社会能力的培养也蕴含在其中, 使学生真正获得了综合职业能力。
因此在课程的教学实践中, 按照工学结合的要求, 充分体现“学习的内容就是工作, 通过工作完成学习的教学理念”, 设计了变电站综合自动化系统的学习情境和典型工作任务。
需要强调的是, 学习情景设计需要根据生产实际, 学生学习情况不断反馈、验证, 实施一段时间要对所设计的学习情景重新审视、设计, 检查所设计的学习情景是否达到了学习领域的目的要求并进行及时的修正。
4 课程教学实践
下面以“变电站综合自动化系统操作”为例简述课程教学设计理念、情景教学实践。
教师通过岗位调研、任务分析, 确定行动领域及学习领域, 构建变电站综合自动化系统操作的学习情境, 制定学习情境实施计划。学生以小组为单位, 根据学习情境实施计划, 获得针对工作任务的资料, 根据相关信息, 制定变电站综合自动化系统操作方案, 详细计划工作过程和施工步骤, 并进行变电站综合自动化系统操作的过程管理及质量评定, 任务完成后每组撰写一份技术报告。
变电站综合自动化系统操作项目完成后, 要求学生掌握的能力如下。
专业能力目标:培养学生规范的执行综合自动化变电站工作流程, 用监控系统进行倒闸操作、对保护及测控装置操作的工作能力。
方法能力目标:培养学生文件资料的收集与整理、制定工作计划、检查与评价、用所学知识分析问题解决问题的能力。
社会能力目标:培养学生沟通及团队协作、勇于创新的工作作风、质量意识、安全意识、环保意识和社会责任心。
项目实施过程中, 采用引导文教学法、项目教学法、角色扮演等, 真正做到教、学、做一体化。教学条件与资源主要有:图书馆资料室、实训室设备、教材与参考资料、学习情境实施计划、学习工作任务单、技术报告、小组及个人评价表。
基于“六步法”的变电站综合自动化系统操作教学过程, 具体实施如下。
(1) 资讯。
学生通过不同途径如说明书、校本教材、图书馆、学习情境实施计划、网络等对信息进行采集, 并对信息进行筛选和处理。学生分成4~6个小组, 教师下达变电站综合自动化的操作任务。 (综合自动化变电站操作的工作流程, 开工作票、操作票。自动出票系统的使用、五防系统的使用。用监控系统进行倒闸操作。对微机保护装置、测控装置投退操作。)
(2) 决策及计划。
在决策中教师提供帮助、建议, 保证决策的可行性。教师对学生制定的工作计划进行小组答辩, 确认每个学习小组的方案安全合理。 (讨论用变电站综合自动化系统倒闸操作、对保护及测控装置操作的工作步骤。小组人员分工及职责。用监控系统对线路停电检修操作的工作流程。用监控系统对线路保护装置投入、退出的操作流程。)
(3) 实施。
实施过程集中体现了学生自主学习、设计、综合运用知识的能力, 同时锻炼了团队协调合作及坚持不懈的工作态度。要求学生对其中作业进行组织管理, 根据实施过程出现的问题进行分析处理, 评定。 (线路停电操作。开工作票、操作票。遥控操作短路器。输入操作员名称及密码。输入监护人名称及密码。线路保护装置投入、退出的操作。在监控系统主接线图选取线路。选保护装置。选取保护投退连接片。输入操作员名称及密码。选择投、退保护功能操作步骤同上。)
(4) 检查和评估。
教师要对每个小组进行考核, 看每个小组是否完成了学习任务, 工作过程是否受到阻碍, 团队合作是否协调, 学习迁移是否实现。教学效果评估采用教师评价和学生互评、自评相结合, 基本思路是以综合实践技能考核为主线, 建立开放式、全程化考核体系。 (本次工作对任务规定的项目否按时完成?如有未完成的项目, 查找原因。根据任务完成的情况, 小组做出自评, 工作需要进一步改进的方面及措施。完成相同任务的其他小组对本小组的评价及建议。)
5 结语
情景教学、工作过程导向的课程标准的制订是体现职业教育特色的课程开发突破口, 其基本特点是以职业岗位工作过程为导向, 以职业技能中心, 以学生为主题, 实现知识传授与职业能力训练相结合, 重视专业技能和综合职业能力考核, 培养面向生产、建设、服务、管理一线的高技能应用型人才。
在教学方式上改变了以往教师讲授、示范, 学生被动接受的教学模式, 通过与生产实际相结合, 选取典型的工作任务, 让学生以现场工作小组的方式直接参与实训的全过程:从收集信息、制定计划、选择方案、实现目标、反馈信息到评价成果, 学生参与整个过程的每个环节。在工作小组内, 根据学生的兴趣和特长进行分工, 培养学生的管理协调能力、交流合作能力、分析问题和解决问题的能力、自主学习能力、创新能力等。
在教学内容上深入企业调研, 分析职业岗位任务与职业资格, 充分考虑实用性、典型性、可操作性等因素, 以工作对象为载体设计学习情境。以工作岗位大小为依据, 结合校内实践教学基础实训条件, 确定学习工作任务, 使教学与企业需求尽可能贴近。
情景教学, 工学结合体现了职业教育的特点, 在《变电站综合自动化系统》中进行教学实践, 有利于提高学生的职业技能, 培养学生团队精神及团结协作能力。为使这种教学模式发挥更大的作用, 还需广大职业教育工作者不断改进与完善。
摘要：结合情景教学对“变电站综合自动化系统”的教学体系、教学方法进行了探索与实践。以变电站综合自动化系统操作为例, 介绍了基于工作过程, 以工作任务为载体, 以完成工作任务为目标的变电站综合自动化系统情景教学实践。
变电站综合自动化系统论文范文第3篇
l自动化系统结构
35kV变电站综合自动化系统采用分层分布式结构, 各保护测控装置采用在开关案保护测控一体化组屏方式, 按综合自动化系统二次设备分布, 总体可分为间隔层和变电站层。
1.1间隔层
35kV变电站综合自动化系统我们推荐采用分散分布式与集中组屏相结合的综合自动化系统, 该结构采用“面向对象”, 即面向电气一次回路或电气间隔的方法进行设计的, 间隔层中各数据采集、监控单元和保护单元做在一起, 并将这种机箱就地分散安装在开关柜上或其它一次设备附近。这样各间隔单元的二次设备相互独立, 仅通过光纤或电缆网络由站控机对它们进行管理和交换信息, 最大限度地压缩了二次设备及其繁杂的二次电缆, 节省了投资, 又可减少二次回路调试工作量。
间隔层在站内按间隔分布式配置。各间隔设备相对独立, 通过通信网互联, 并同变电站层的设备通信, 取消了原本大量引入主控室的信号、测量、控制、保护等使用的电缆, 节省了投资, 提高了系统可靠性。
1.2变电站层
变电站层主要包括后台监控机、站控主单元和一些公共测控单元等, 站控主单元和后台监控机均为单机, 整个系统采用单网结构。
后台监控机是自动化系统的重要组成部分, 选用运行可靠的工控机。系统软件设计采用模块化和向下兼容的原则。配备完善的实时数据库管理系统, 数据查询方便、迅速、实时响应性好、系统配有多种支持软件, 如图形画面生成与修改软件、报表生成与修改软件等。
站控主单元是综合自动化变电站的核心单元, 配置有高性能主处理器模块和内存扩展板块, 共超过20个通信口, 同时采用不同规约对外通信。站控主单元主要负责完成变电站所有数据的收集和整理, 完成收集间隔层保护及测控单元的实叫信息, 向区调和后台监控机转发, 同时接收调度、后台的控制命令对现场开关等进行控制。
测控单元采用总线式结构具有遥测、遥信、遥控等几种模块。每个模块上使用自身的CPU处理器对数据实现预处理, 数据通过HDLC高速数据通信链路传输到站控主单元, 由软件实现当地远方两级控制。系统对站用电交流系统实时监测, 主变幅度、分接头档位等遥测量由公共测控单元采集。
2 系统调试验收
35kV综合自动化变电站能否可靠投运、能否长期稳定安全运行, 系统的调试验收是至关重要的, 调试验收工作要做实做细做严, 做到统筹规划、心中有数。
2.1 系统调试验收前准备工作
在对35kV综合自动化变电站二次调试验收之前, 一定要学报变电站中的所有二次设备。微机继电也保护装置、直流屏、主变电能表、小电流接地选线装置、消弧线圈等都用通信的方式来采集数据;电磁型保护装置等采用二次接线方式来采集数据。 (1) 要根据设计蓝图把所有的信息量汇总, 做到所有信号的来源都有一个详细的记录, 这样在调试的过程中可以做到对每一个信息点都心中有数。 (2) 对于要通信的智能设备, 一定要先拿到该设备的通信规约以及该设备的通信方式, 以便提供给监控系统。 (3) 要协调分工, 明确各部分工作人员的分工。在调试过程中难免会遇到通信不通或是规约不匹配, 此时应组织好各个厂家的协调工作。
2.2 调试验收重点
由于35kV综合自动化系统所采集的信息量大, 涵盖了变电站内所有的遥信、遥洲、遥控等信息, 所以它调试验收的重点是站控主单元信息的配置和后台所有信息量的核对调试工作。由于自动化厂家把站控主单元做得比较复杂, 它的信息配置需要一定的经验和技术, 需要经过专门的培训和实践经验, 对于站控主单元的调试验收工作暂时还不能胜任, 只能从后台监控机上所有信息核对的正确性来弥补对站控主单元的验收。后台信息核对工作需要耐心和细心, 在这个过程中要合理安排好人员, 可分派两组人员同时参与保护的校验工作和后台的信息核对工作。
2.3 调试验收难点
电压无功综合控制 (VQC) 功能的调试是综合自动化系统调试验收的难点之一。VQC是通过采集母线电压和无功量来进行综合调节主变有载和电容器的投切。在综合自动化系统中VQC有5种运行方式, 每种运行方式有17区, 调试验收时必须涵盖所有运行方式及所有运行区域, 如果每种方式每个区域都要通过调节电压、电流幅值及其角度来实现验收的话, 势必会影响验收速度。可以采用固定所加电压和电流及其角度, 通过后台过值的修改, 使其落在每个区域中实现验收结果的准确。再者, 各种闭锁条件的调试也不容忽视, 必须认真完成。
10kV馈线电能量与厂站端的核对也是调试验收中的难点。因为电能量的累计需要一定的时间, 而且电能量只有达到一定的数值才能上传到厂站端。这就需要在现场长时间的加三相电压和电流, 以使继电器内的电能量能够累加到一定的数值。主站端遥测系数和厂站端遥测系数的匹配问题也是调试验收中的一个难点。由于主站端和厂站端通信规约的不统一各保护测控装置、智能化设备与厂站端通信规约的不统一, 造成了两者之间遥测系数的不完全一致。这就需要主站端和厂站端的调试人员相互协调好, 确定各个遥测量的满码值, 再确应各自的遥测系数, 才能顺利地完成与主站端遥测量的核对工作。
3 自动化系统存在的问题
从目前现有的35kV综合自动化变电站的运行情况来看, 虽然综合自动化变电站相比于传统变电站有其优越的地方.比如简化了变电站的二次接线、提高了变电站整体技术水平、运行管理水平和调度自动化水平, 提高了变电站整体可靠性, 但还是暴露出许多缺陷和隐患。
3.1 技术管理上的不足
3.1.1 通信规约的不统一
如调度端主站和厂站通信规约的不统一, 变电站内的自动化设备和保护装置、电他表、小电流接地选线装置等一些智能化设备通信规约的不统一, 造成了不同厂商在数据接口方面的沟通花费现场调试人员很大的精力, 同时也给厂站自动化系统的安全稳定运行带来隐患。目前, 由于小电, 流选线装置和自动化设备通信规约的不统一, 引起了小电流选线装置日期显示的不准确。所以, 实现综合自动化系统通信规约的标准化和统一性, 才能提高变电站自动化系统运行的可靠性。
3.1.2 未能实现遥控的三级控制
变电站内设有唯一一个遥控总开关, 当运控总开关投入时只能主站端实现遥控, 当遥控总开关解除时只能厂站端实现遥控。但目前投运的综合自动化变电站来说, 只实现了两级控制, 即遥控总开关在投入时主站和厂站端都能遥控, 当遥控总开关解除时都不能实现遥控。所以, 还需要自动化设备厂家进行软硬件的升级来实现遥控的三级控制。
3.1.3 后台监控机运行的不稳定性校验, 而且受
虽然后台监控机使用的是稳定性很好的工控机, 但工控机和其一些外围设备的配合问题却在实际运行中屡屡出现。在运行过程中发现键盘、鼠标和液晶显示器等设备都曾出现过死机或者花屏的现象.这就需要自动化设备厂方选择好与工拉机相匹配的运行可靠的外用设备。
3.2 制度管理上的不足
35kV综合自动化变电站在这2, 3年里迅速发展, 但缺少其相同的管理制度。后台监控机运行管理工作十分重要。在实际运行中, 多次出现了后台监控机及其外围设备死机不能正常工作, 影响了变电站整体安全运行。建议制定变电站后台监护机的运行和管现制度并严格执行, 加强公司生产管理部门定期和不定期检查, 发现问题及时解决。建立设备的定期巡回检查及定期校验制度。厂站自动化系统要求不间断运行, 而且受外界干扰较多.为系统供电的电力专用UPS的定期巡回检查及定期校验制度的建立就显得非需重要, 通过定期巡回检查及应期检验, 以保证系统的正常运行。
4 合自动化系统的展望
随着通信技术的不断发展, 综合自动化系统必然成为一种趋势。如何能使综合自动化系统做得更加完善、更适于现场运行管理就成为其努力的方向。相信随着自动化的进一步深化, 系统的远和统护功能将得到更加充分的应用和发展, 保护边值、故障录波的远程下载核对, 利用多媒体视频进行遥视变电站现场等部将使综合自动化变电站的运行变得更加安全可靠。
摘要：随着科学快速发展, 35kV变电站综合自动化系统目前己得到广泛应用, 安求验收运行人员必须掌握相应的验收调试技术和运行经验。对35kV变电站综合自动化系统的结构和功能, 现场调试及日常运行维护时应采用的调试手段和注意问题作了简单介绍, 并对综合自动化系统的今后发展作了分析与展望。
变电站综合自动化系统论文范文第4篇
北京四方公司在总结了国内外变电站综合自动化系统的优缺点后, 通过自主研发形成了CSC2000变电站综合自动化系统, 在我国变电站中得到了广泛的应用。CSC2000系统在实现变电站继电保护功能的基础上, 通过不同的嵌入式模块和综合布线措施, 形成了集信号检测、故障诊断、自动跳闸保护为一体的综合自动化系统。
1 变电站综合自动化系统
随着变电站规模和容量的不断扩大, 传统的继电保护装置很难完成变电站综合自动保护功能。利用微机作为系统监控中心, 通过各类检测、监控、诊断、保护模块, 完成对变电站内部所有设备及系统的监控和保护。数据采集模块是系统与电气设备单元进行信息沟通的主要通道, 数据采集模块实时的采集变电站系统内部的各类模拟信号量、数字信号量、动态开关量等信号, 通过计算机内部的信号转换、收集单元将各类信号储存在计算机系统内部, 并通过通信系统传输到系统监控中心 (或中控室) 。上位机的数据信号处理单元通过内部设置的程序, 实时动态的对数据进行分析, 并与标准数据进行比对判断, 达到了变电站电气量实时动态监测、监控的目的。
2 CSC2000变电站综合自动化系统
2.1 系统逻辑通信结构
CSC200系统采取的分层、分布式综合通信结构系统, 可以充分利用系统的通信通道, 保证系统内部数据能够实时的进行传输共享。CSC2000系统在实时检测时, 主要把变电站所有运行设备分为间隔层和变电层两大单元, 实现对电气设备信号量的测量和监控。间隔层是系统中最基本的检测单元组成, 主要完成对设备实时数据检测和的现地操作保护功能, 并通过数据通信通道与监控中心进行实时数据、命令等信号的通信。变电层是整个系统的监控中枢, 首先将间隔层采集的数据进行分析判断, 通过遥控手段, 操作现地单元控制系统快速切除故障, 保证电气设备安全可靠运行。同时变电层通过人性化人机互通界面, 向运行管理人员提供各类数据、运行装置、仿真图形、历史数据图表等信息, 使运行人员能够实时动态的了解系统的整体运行工况, 提高故障处理效率[2]。
2.2 系统模块及功能
CSC2000系统由于其具有强大的检测、诊断、排查功能, 有效提高了变电站自动化运行水平, 加快了变电站“无人值守”进程, 且是我国独立自主研发的监控系统, 在我国35kV～500kV等大中型变电站中得到了广泛的应用, CSC2000系统在110kV变电站使用的典型结构如图1所示。
2.2.1 监控主站
监控主站是系统逻辑分析运算的大脑, 运行管理人员通过可视化液晶界面, 及时了解系统运行的整体工况。主界面上包括变电站实时运行的主接线图、设备运行工况、各间隔层单元等信息。在主界面的嵌套系统中, 可以调取电气设备运行的历史数据、各类异常的图形等信息。监控主机内部还具备自我故障检测功能, 并通过对应的声光报警措施, 提醒运行人员进行相关系统或设备进行检测, 保证系统所有设备安全高效的运行[3]。
2.2.2 工程师站
实现变电站“无人值守”是变电站综合自动化发展的必然趋势。CSC200系统通过采用现场控制总线结构, 将间隔层单元继电保护电压、电流等数据通过调制解调器转换为便于通信的信号后, 由通信屏蔽电缆或光缆传输到调度中心工程师站供工程师管理人员进行分析调度。在“四遥”系统中, 工程师可以在遥控中心通过监控数据实时掌握电气设备的运行情况, 并根据分节点处的负荷变化作正确的调度计划。当系统或电气设备出现故障时, 工程师可以通过通信系统发出对应的操作命令, 控制现地单元操作对应的操作机构实现远程操控电气设备进行跳闸保护, 防止事故的进一步扩大。
2.2.3 无功调节AVQC
变电站无功优化控制是变电站安全可靠运行的又一保障。通过无功调节 (AVQC) 模块, 可以实现自动检测系统中的无功功率补偿容量, 保证供电电压的稳定。AVQC站通过现地的监控单元, 将系统中的电压和电流信号传输会监控中心, 通过计算机内部预设程序判断系统实时需要补偿的无功容量, 并通过通信系统发出对应的操作命令, 通过远程操作无功补偿装置的切投开关和调节变压器的分接头实现动态的系统无功补偿, 保证变电站运行电压的综合水平。
3 CSSC2000系统不足
CSC2000变电站综合自动化系统通过计算机监控系统实现了自动数据检测、故障诊断、操作保护等功能, 有效提高了变电站综合运行水平。CSC2000系统由各类集成保护模块组成, 大大简化了变电站继电保护的二次回路接线, 取代了传统的各类监控操作柜盘, 缩小的系统占地面积。同时以数字信号处理为核心的内部结构在灵敏度、精确度等方面都比较优越。CSC2000系统在许多变电站实际运行中都取得了较为满意的结果。但在长期的运行保护工作中发现一些不足, 有待厂家进行更进一步的改进。
(1) 某些模块通信协约不一致, 导致与其他监控模块无法完成正常通信。特别是在变电站综合自动化系统改造中, 为了降低系统改造成本, 通常采用与原继电保护模块相结合选用相应的动态监控系统, 如果出现监控设备间特性不匹配情况, 就可能导致设备间无法通信。
(2) 冗余信号排查模块不全。CSC2000系统内部通过电子锁进行各类设备的监控保护, 而且各类数据通信的通道是相同的, 就会导致对间隔层单元设备进行检修试验时, 各类波动的非正常运行遥信信号和开关量就会遥传入监控主机, 导致调度运行人员出现故障的误判。同时大量波动的试验数据抢占了数据传输通道, 就会出现信号拥塞现象, 当系统出现故障时, 故障信号不能实时达到监控主站, 不能实时发出排障命令[4]。
4 改进控制措施
为了提高CSC2000变电站综合自动化系统的整体运行特性, 实现实时动态的变电监控、测量、保护, 保障变电站安全可靠的运行, 针对系统存在的上述不足, 结合实际工作经验提出相关的改进控制措施如下。
(1) 完善通信协约, 加强CSC2000系统与其它监控设备间的通信功能, 实现接口相互匹配、特性相互兼容的功能。 (2) 在系统内部加设冗余信号排查模块, 对于处于现场试验的间隔层单元, 应设立有效的闭锁模块, 将该单元的所有试验信号转换到其它模块中, 不经过通信通道传输到监控主机中, 提高调度人员的综合判断能力, 防止“误信号”导致“误动作”事故的发生。 (3) 建立安全有效的检修维护规程, 保证各类命令和操作的准确可靠性。同时加强运行人员的入岗培训, 充分了解CSC2000系统的结构和功能, 让运行人员在故障出现时做到心中有数, 提高事故处理速率, 防止事故的扩大, 提高变电站的综合供配电能力[5]。
5 结语
综合自动化技术是变电站继电保护研究的一个重要课题。CSC2000变电站综合自动化系统的成功投运后, 有效提高了我国变电站自动化运行的水平, 实现了“四遥”操作的高效可靠功能, 大大减轻了调度运行人员的系统工作量, 提高了变电站综合供配电水平。
摘要：变电站综合自动化系统是变电站安全经济可靠运行的基本保障。在分析了变电站综合自动化系统的基本原理和结构的基础上, 对CSC2000变电站综合自动化系统的组成模块和功能进行了深刻的阐述。结合自我工作经验, 对CSC2000系统在110kV变电站运行中出现的一些问题进行总结分析, 并提出了相关的改进控制措施, 有效提高系统在变电站运行中的可靠性。
关键词：变电站,CSC2000,自动化系统
参考文献
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[4] 孔召贤.综合自动化变电站微机五防系统应注意的问题[J].电气应用, 2007, 5 (4) :46～47.
变电站综合自动化系统论文范文第5篇
一.核电站仪控系统作用
经研究, 核电站仪控系统能发挥出一定作用, 对核电站运行起到一定促进效果。在核电站运行中, 仪控系统发挥了自动化功能, 基于这种情况下, 操作人员可对核电站运行系统加以监管, 一旦发生异常应立即改善。将安全仪控系统运用到核电站中, 可预防因系统故障导致的不良后果, 当核电站处于异常情况时, 该系统能确保其运行的安全。
与常规电站相比, 核电站所运行的系统更加复杂, 导致该现象产生的原因如下:相关部门在资金投入力度中相对较大, 对核电站利用率要求逐渐提升, 要求它的状态在一个集中地点实现, 且能确保自动安全停堆。
二.核电站仪控系统自动化应用隐患
核电站仪控系统涉及范围广阔, 具体的核电站仪控系统处理包括信息采集、发布、检索、传输、交流、储存等等环节, 其具体内容就是通过核电站仪控系统对各种数据进行加工处理, 进而使人们获得想要的信息或数据。其中的核电站仪控系统的安全隐患主要是由不法分子通过破坏核电站仪控系统处理的某一环节以获得信息, 从而造成数据流失、信息泄露等不良后果。核电站仪控系统自动化的发展提高了人们的工作效率, 缩短了工时, 从而节省了大量人力和物力成本。基于此, 运用核电站仪控系统已成为核电站运行必不可少的手段之一。
核电站仪控系统基于信息技术基础上建立, 在日常的实际应用中难免会出现各种安全隐患, 如:黑客攻击、蠕虫等, 笔者将对核电站仪控系统在实际应用中的各种安全隐患加以分析。
(一) 黑客攻击
黑客攻击对核电站仪控系统自动化应用产生了一定影响, 使核电站信息完整性、可靠性、保密性遭到破坏, 从而产生不可估量的损失。黑客攻击通常又分为内部攻击与外部攻击, 内部攻击通常是由操作人员自身技术以及经验的缺乏造成, 若不及时处理便会对系统安全产生不良影响。外部攻击通常包括:拒绝服务Dos攻击、非授权访问, 当系统受到外部攻击, 其设备运行便会出现故障, 最终导致系统发生瘫痪。
黑客攻击性质的严重性已逐渐由单纯娱乐拓展到恐怖主义、犯罪主义, 基于这种情况下, 核电站自动化系统应采取行之有效的预防手段确保系统运行的安全。
(二) 蠕虫
蠕虫病毒程序一般是利用系统缺陷进行繁殖, 通过系统可从一台设备传播到另一台设备, 在蠕虫病毒程序影响下, 系统系统地址不断自我复制, 最终导致系统阻塞, 严重者造成系统瘫痪发生。
三.促进核电站仪控系统自动化应用的有效对策
为促进核电站仪控系统自动化应用, 相关人员应解决其安全隐患问题, 从多个方面来阐述。如:识别关键资产、深入分析系统、加强系统故障检修, 详情如下。
(一) 识别关键资产
为促进核电站仪控系统的有效应用, 首先应对关键资产进行识别, 在核电数字仪控系统中有许多设备, 如:现场设备、实时服务器以及外围设备, 这些设备的运行情况都会对核电站仪控系统造成影响, 据此, 在数字仪控系统中任何与系统访问相关设备均应被识别为关键设备。
(二) 深入分析系统
为确保核电站仪控系统的运行效果, 系统管理者应对系统深入分析, 当DCS系统停止运行时, 首先, 工作人员需要清除系统中风扇、机柜滤网及主机的灰尘;其次, 工作人员仔细检查DCS系统与其他系统的接口, 将部分关键信号进行冗余处理。通过系统的深入分析及时发现系统运行中存在的问题, 并予以解决。
(三) 加强系统故障检修
对于系统故障的检修, 工作人员必须做好强制和隔离措施, 从而避免冒进抢修的现象发生;并结合DCS系统的自动诊断和报警情况, 分析故障原因, 进而解决故障;当DCS系统的硬件发生大规模故障时, 需要及时更换故障的部件, 并连续相关工作人员, 及时排除潜在故障。
(四) 及时检测病毒
核电站仪控系统的应用安全除了面临着系统入侵的威胁, 系统应用自身携带、网页浏览插入等有可能给系统系统主动引入病毒, 从而造成系统系统的安全漏洞, 产生安全事故。因此, 用户可以通过安装杀毒软件及时检测病毒, 并及时做好查杀工作, 以确保用户信息安全, 避免产生数据泄露等系统信息安全事故, 维护良好的系统运行环境。
结束语
综上, 笔者对核电站仪控系统作用进行了分析探究, 加深了人们对核电站仪控系统的了解, 为保证生产工作的顺利开展, 必须及时处理核电站运行故障, 这就需要核电站掌握系统故障的判断方法, 再依据相关步骤, 找出故障的原因, 从而及时处利用有效方法理故障, 保障系统的正常运行。此外, 核电站还需做好DCS系统的维护防范工作, 确保系统运行环境的良好, 保证系统运行能够安全可靠, 进而使DCS系统能够长期正常运行。
摘要：核电站仪控系统以数字处理技术为特点, 由微处理芯片构成, 具有较强的数据处理能力与通讯能力, 将其应用在核电站中能发挥一定应用效果。为促进核电站仪控系统的有效运行, 还应对系统加强管理, 使其优势更好地凸显出来。
关键词：核电站仪控系统,自动化,研究
参考文献
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变电站综合自动化系统论文范文第6篇
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。