变电站自动化控制分析论文范文第1篇
电力电子技术、通信技术、计算机技术等进一步发展, 加上各类电气设备智能化和数值化水平的不断提高, 推动变电站综合自动化系统不断向数字化、智能化方向发展, 进而解决了常规变电站综合自动化系统在实际调度运行过程中的很多问题。电网系统逐步向特高压、大容量、高参数、超大互联系统方向发展, 对变电站综合自动化系统安全稳定、经济可靠、精确控制、信息交互等特性方面也提出了更高更为迫切的技术要求。因此, 对数字化变电站综合自动化系统建设改造的研究和推广应用, 已成为提高变电站运行经济效益研究的重要课题。
1 数字化变电站建设改造的优势
智能开关设备、电子式电压 (电流) 互感器、高速可靠的数据信息网络通信技术、电气设备在线检测与集成智能保护技术、变电站IEC61850标准等在变电站综合自动化系统中的广泛推广使用, 使变电站调度运行模式由常规继电器保护进入了数字化集成智能保护时代。数字化变电站综合自动化系统的建设改造相比常规变电站在系统自动化水平、调度运行可靠性、管理经济性等方面具有多个方面的优势。
(1) 数字化变电站中的电子式电压 (电流) 互感器具有测量精确度高、测量范围大、响应快、数据信号抗干扰能力强等优点, 有效解决了常规变电站CT容易出现磁饱和等问题对变电站二次继电保护保护系统带来影响的弊端。
(2) 系统二次回路接线变得简单清晰用光纤电缆取代了常规二次控制信号电缆, 减少了变电站综合自动化系统实际安装调试和运行维护工作量。
(3) 数字化变电站二次系统具备自检等功能, 大大提高了系统运行安全可靠性, 使整个系统几乎没有安全问题。
(4) 基于统一通信规约标准的网络信息通信平台, 实现了各设备间数据信息的实时共享和互操作, 同时集成化功能系统, 有效避免了变电站综合自动化系统建设时功能单元的重复配置, 在保证变电站综合自动化系统调度运行自动化水平的基础上有效减少了变电站投资, 提高了变电站建设技术经济性能水平。
2 数字化变电站综合自动化系统改造技术支持
电气一次设备智能化、二次设备集成网络化、调度运行管理经济自动化是数字化变电站综合自动化系统建设改造的重要特征。利用高效精确的电子式互感器, 结合IEC61850变电站统一通信标准, 建设数字化变电站综合自动化系统, 不仅实现变电站内部各种数据信息高度实时共享, 同时智能集成化电子设备 (IED) 具备的即插即用集成运算分析功能, 构筑了集保护、实时测控、在线运行监视、以及状态检修等功能为一体的数字化变电站综合自动化系统。基于IEC61850标准的数字化变电站与基于IEC60870标准的常规变电站间逻辑拓扑架构对比如图1所示。
2.1 智能化电气一次设备
数字化变电站智能化电气一次设备是变电站高效经济调度运行的重要信息载体, 为变电站综合自动化系统提供系统运行的实时可靠数据信息, 主要包括电子式电压 (电流) 互感器、智能集成型断路器和隔离开关、智能型动态调压装置、以及其他辅助单元智能电气设备等。从图1可知, 数字化变电站综合自动化系统中电气一次设备与二次设备间的数据通信接口媒介由原来的继电器、电缆等模数转换数字通信接口模式转化为光纤光缆的光电数字直接通信接口模式, 且数字接口满足数字化变电站相关通信规约标准, 能够被变电站通用的保护、测控、以及其他IED智能电子设备访问。此外, 数字化变电站中智能化电气一次设备还能对设备自身运行工况特性进行实时自检, 拥有实时数据信息记录和运行状态检测等功能, 并把其运行的健康状态、运行工况模式等数据信息直接以数字信号形式传输给相关数据运算分析单元, 实现数据信息资源共享。在数字化变电站中, 电子式电流互感器一般遵循IEC60044-8通信规约标准, 而电子式电压互感器则遵循IEC60044-7通信规约标准, 经过数字化变电站综合自动化系统中智能设备合并单元 (MU) 进行通信规约转换后, 就能满足变电站二次继电保护系统IEC61850-9-2实时运行数据信息采样值的发送, 经GOOSE变电站通信过程总线与变电站层中的工作站、远动站等功能单元进行实时数据信息通信。
2.2 网络化电气二次装置
以变电站IEC61850标准形成的变电站各种二次装置, 不仅可以有效提高各装置间的集成自动化水平, 同时有效增强其相互间的互操作性。数字化变电站中的各类电气二次设备, 如:保护测控装置、防误闭锁功能设备、电压无功实时调节等设备装置不再像常规变电站那样相互间通过独立静态耦合方式进行简单数据信息互联, 而是通过具有数据信息传输速率大、传输精度高等特性的以太网形式进行平行互联, 且各二次设备间接口通信规约具有统一IEC61850标准, 不仅优化了变电站综合自动化系统网络结构, 减少了设备间电缆连线复杂性, 使整个系统变得简洁明了, 提高了系统调试维护、生产运行的综合效率;同时实现了数据信息资源间的高度实时共享互操作, 避免了常规变电站二次设备间功能重复设置、采集数据传输转换延时性等弊端。
2.3 变电站调度经济运行自动化管理
常规变电站在进行调度运行时, 需要运行管理人员对设备进行定期检修维护管理, 不仅会造成日常大量人力物力浪费, 同时还会由于运行维护措施不及时、不合理等影响系统精密仪器设备的综合使用性能, 严重时还可能造成设备内部一些隐性故障由于没有及时发现处理, 使故障演变为事故, 给变电站经济运行带来巨大损失。数字化变电站中的所有电气一次设备、二次设备均具备完善可靠的自检和互检功能, 不仅能够快速、可靠、准确的识别出各类设备系统中的轻微异常信息, 同时还能根据设备实时自检数据信息, 构筑科学合理的运行管理策略, 利用设备“状态检修”自检功能达到对整个数字化变电站设备的自动化调度管理。
3 数字化变电站综合自动化系统改造方案
某城市拟对一座220k V变电站进行数字化综合自动化系统改造, 以作为该区域变电站后期建设改造的典型示范变电站。在数字化变电站综合自动化系统改造设计过程中, 选用电子互感器和智能控制单元作为变电站过程层主要数据信息采集、现地操作功能设备;采用数字化电能表进行电能数据计量统计分析;采用符合变电站IEC61850标准的二次智能电子设备IED和具备在线智能分析运算的集成监控系统, 该变电站综合自动化系统改造方案如图2所示。
从图2可知, 在拟实施改造的220k V数字化变电站中, 整个综合自动化系统将完整采用变电站统一IEC61850标准通信规约。过程层合并单元MU将电子式电压 (电流) 互感器通过光纤通信媒介, 直接与间隔层的保护、测控装置进行互联, 同时采用光纤以太网点对点通信模式, 完成数字化变电站过程层交流数据信号的实时采集和远程传输。采用现地安装的智能控制保护单元和操作执行控制机构实现对智能开关、刀闸运行状态的采集和“分合闸”操作的动态控制。过程层中的智能控制单元和间隔层中的测控、保护等装置间的数据信息交换通过间隔层中的内组网方式 (GOOSE网) , 并按照双网冗余设计原则构筑数字化变电站综合自动化系统通信网络。间隔层中的保护、测控、以及其他智能电子设备IED通过系统总线式100M双以太网与变电站站控层中的工作站、服务器、工程师工作站进行互联。对于变电站中少数不支持IEC61850通信规约的智能设备单元而言, 可以通过相应规约转化器转换后接入到变电站站控层各功能单元中。
4 结语
常规变电站综合自动化系统在调度运行过程中存在的问题和不足, 其原因是多方面, 会直接或间接影响到变电站安全可靠、节能经济的高效运行。数字化变电站综合自动化系统的建设改造是变电站安全经济高效运行的重要技术平台, 同时也是真正实现智能电网远程调度运行的基本保障基础, 必将是国内变电站综合自动化以适应智能电网建设发展需求不断完善建设改造必然方向。
摘要：在分析了数字化变电站建设改造的优势后, 结合数字化变电站综合自动化系统改造技术支持, 对一座220kV数字化变电站综合自动化系统改造方案进行了详细分析研究。
关键词：数字化变电站,综合自动化系统,IEC61850
参考文献
[1] 高翔, 张沛超.数字化变电站的主要特征和关键技术[J].电网技术, 2006, 30 (23) :67～71.
变电站自动化控制分析论文范文第2篇
1 变电站设计阶段造价控制
变电站工程建设项目涉及面广, 工程投资大, 施工周期长, 政策性变化、设备和材料价格波动等不确定因素多, 使得工程造价具有许多不确定性。大量的资料分析表明, 技术设计工作阶段对工程造价的影响最为突出。至初步设计结束, 影响工程造价的程度为75%;至技术设计阶段, 影响工程造价的程度为35%;而至施工开始, 通过技术组织措施节约工程造价的可能性只有5%~10%。显而易见, 控制工程造价的关键在于施工以前, 投资决策和设计阶段, 而在项目做出投资决策后, 控制工程造价的关键应在设计。实践证明, 初步设计阶段对于工程项目建设工程、工程造价、工程质量以及建成后能否获得较好的经济效益, 都起着决定性的作用。因此, 在满足项目使用功能的前提下, 合理设计将使得工程造价大幅降低。因此在限额设计的基础上, 要求设计单位选择合理的设计方案及设备选型, 在采用先进技术、工艺设备的同时, 采取降低工程造价的多种手段或方案;通过对各项技术经济指标进行技术比较、经济分析及效果评价, 在扩初阶段选择最优化的总图方案及单项设计方案。目前关于变电站建设项目设计阶段成本控制理论研究较少, 因此, 本文中通过对变电站建设项目设计阶段成本控制进行研究, 探索改善设计阶段成本控制的有效途径, 研究如何引入科学合理的控制方法, 以提升变电站建设项目设计阶段成本控制能力, 减少国家电力变电站建设项目投资中的资金和资源的浪费。
2 国外变电站设计阶段造价控制应用实践
2.1 完善的工程设计阶段招投标制度
美国在变电站建设设计前期阶段, 要做多个方案比较, 在设计方案的研究、论证中有估价师参与, 估价建立在价值工程基础上, 估价师提出各方案的工料分析和主要技术经济指标, 使业主能够在进行全面比较的情况下, 选择一个满意的建站方案。通过技术比较、经济分析和效果评价, 力求选择在技术先进条件下经济合理, 在经济合理条件下确保技术先进, 在满足实用功能前提下注意造型别致美观, 以最少的投入创造最大经济效益的设计投标单位为中标单位。美国的变电站建设注重实效, 电站站前区小, 没有华丽的地面和墙面, 不追求豪华的工作间, 变站的大门标志仅用素红砖砌一幅几平方米墙写上变电站名。
2.2 采取限额设计及动态管理
德国日本等先进国家在变电站设计阶段会采取限额设计的方法, 在初步决定变电站的规模、建筑标准、结构形式以及使用功能后控制初步设计及概算, 然后按照初步设计概算造价限额进行施工图设计, 按施工图预算造价对施工图设计的各个专业设计文件做出决策。同时, 建立工程投资的计算机动态管理系统。及时将变电站工程进展、投资情况输入计算机, 掌握投资额与目标值对比情况, 以便采取相应的措施, 将投资控制在目标值以内。德国工程投资控制是动态的, 影响投资的因素有设计、市场供求价格和特殊情况等。关键在于建设前期的成本确定和控制。所以, 在德国凡从事工程管理的部门 (机构) 必须从事和参与设计审定。
3 国内变电站设计阶段造价控制应用实践
改革开放以来, 我国积极学习和引进国外在电力工程项目成本控制和管理方面的先进经验, 广大建筑施工企业积极参与国际竞争, 使我国在电力项目成本管理方法上缩短了与国外同行的差距, 但在传统的变电站建设项目成本控制研究中仍大都集中在施工阶段, 很少有针对设计阶段的成本控制研究。我国在变电站项目前期可研阶段也要求做多方案比较, 但由于前期费用和设计周期等原因, 在多方案中往往只做1~2个主方案, 其他方案由于深度不够, 往往只起陪衬作用, 且此时提不出工、料、机分析, 这对项目决策和建设费用影响很大。
4 变电站设计阶段造价优化方法
4.1 加强工程招投标管理
在保证工程质量的前提下合理控制工程造价。在国外许多国家, 对变电站等电力建设项目设计任务的委托为了达到方案最优成本最低的目的, 一般要通过竞争方式进行。David.J.Poffentberger在研究竞争委托中归纳主要的方式有设计竞赛协议评审两种。首先是坚持公开、公平、公正、诚实信用原则, 加强对投标的监督;二是要建立一套有效的工程造价和材料价格信息发布机制, 对相关造价指标加强监控;三是加强对标底和合同价的审查把关, 不干预交易各方的市场竞争。
4.2 积极推行限额设计
设计阶段的投资控制, 说到底就是编制出既满足设计任务书要求, 造价又受控于决策投资的设计文件。限额设计就是根据这一点要求提出来的, 所谓限额设计就是按照设计任务书批准的投资估算额进行初步设计, 按照初步设计概算造价限额进行施工图设计, 按施工图预算造价对施工图设计的各个专业设计文件做出决策。所以限额设计实际上是建设项目投资控制系统中的一个重要环节, 或成为一项关键措施。
5 结语
通过对变电站建设项目设计阶段成本控制的研究综述可以发现, 当前的变电站建设项目设计阶段成本控制研究主要集中在成本控制理论研究、电力设计部门人员管理、工作流程等方面。目前, 国内对变电站建设项目在设计阶段的成本控制尚处在探索阶段, 还有待进一步研究。将设计阶段的成本控制作为变电站建设项目的研究对象还很少见, 理论很不完善, 而对提升变电站建设项目设计阶段的成本控制的研究就更是存在着大量空白。
摘要：简要介绍了设计阶段造价管理在国内外的发展状况, 在详细阐述了设计阶段造价管理基本原理的基础上, 介绍了设计阶段造价管理目前在变电站建设方面的应用, 探索了在设计阶段成本控制的有效途径, 研究如何引入科学合理的控制方法, 以提升电力设计部门变电站建设项目设计阶段成本控制能力, 在减少国家电力变电站建设项目投资中的资金和资源的浪费的同时提高电力设计部门效益。
关键词：变电站,设计阶段,造价控制
参考文献
[1] 雷捷茗.造价控制管理初探[J].广西电业, 2010:34～35.
变电站自动化控制分析论文范文第3篇
摘 要：随着经济的发展，科学技术的进步，使得数字化变电站自动化控制成为可能，并且数字化自动化技术运用于变电站可以提高变电站运行的安全性。对此，文章通过阐述数字化变电站结构功能和数字化变电站自动化技术应用的意义，分析数字化变电站自动化技术应用存在的问题，同时提出实现数字化变电站自动化的措施，为数字化变电站自动化技术的应用提供参考。
关键词：自动化技术 数字化变电站 数字化管理
在我国，随着网络技术的不断发展，数字化变电站成为一种趋势，所谓数字化变电站是指变电站内的一次电气设备之间进行数字通信，并且数字化一次设备、二次智能设备均符合相应的行业标准。从某种意义上说，数字化变电站实现了电子式互感器、开关设备的智能化、二次设备的网络化，在一定程度上简化了二次接线系统，同时弥补了排查传统变电站故障的不足，有利于提高设备运行的可靠性、安全性。
一、数字化变电站结构功能分析
从逻辑结构的角度来说，数字化变电站可分为过程层、间隔层、站控层，各层之间通过高速网络实现通信，具体功能如下：
1.过程层。过程层的功能主要分为三部分：首先，对电气量进行实时的检测，检测内容主要包括电流、电压、相位等；其次，在线检测与统计运行设备的状态参数，例如温度、压力、密度、绝缘等；第三，执行、驱动操作控制，控制主要涉及直流电源的充放电、调节变压器分接头等。
2.间隔层。与过程层相比，间隔层的功能主要是汇总过程层的实时数据信息，对一次设备实施保护控制等。
3.站控层。通过对全站的实时数据信息进行两级高速网络汇总，对数据库进行实时刷新，同时对历史数据库实施按时的登陆，进而在一定程度上向调度、控制中心传送相關数据信息，并将相关指令传达给间隔层、过程层，可以说，站控层具有站内监控、人机联系的功能。
二、数字化变电站自动化技术应用的意义
随着科学技术的发展，为发展数字化变电站自动化技术提供技术保障，在发展数字化变电站自动化技术的过程中，一方面需要实现数字化变电站的自动化功能，另一方面还要解决诸多技术性问题。从当前数字化变电站实际运营情况来看，凭借共享信息、实时交换设备信息、降低变电站运营成本等优势，推广数字化变电站自动化技术具有重要的意义。
1.数字化变电站可以共享统一的信息平台。基于国标通信的数字化变电站自动化技术，颠覆了传统的变电站管理模式，在一定程度上实现了电网一次设备的智能化、二次设备的网络化。对于数字化变电站来说，借助同一个通信网络，对站内所有保护、测控、计量、监控等系统传送电流、 电压等信息。在当前的社会环境下，利用统一的信息模型、功能模型等，一方面可以共享变电站信息，提高系统的互操作性，另一方面在运行系统和其他支持系统之间共享信息，进一步降低变电站的运营成本。
2.有利于扩大变电站规模、更新变电站功能。对于数字变电站自动化来说，各设备之间通过通信网络交换信息，在这一过程中，如果要扩大变电站的规模或者更新变电站的功能，在这种情况下，只需将新的设备接入到通信网络中，不需要更换原有的设备，这种方式可以有效节约资源，同时减少了投资，降低了变电站的运营成本。
3.提高站内电气设备运行的安全性、可靠性。对于传统的变电站来说，大多数数据通信通过电缆传输、接收等，一方面需要投入大量的电缆、人力等资源，另一方面增加了对这些设备的检修难度。与之相对应，数字化变电站则使用光纤传递信息，弥补了传统电磁兼容的难题，在高低压系统之间实现了电气的隔离，提高站内电气设备运行的安全性、可靠性。
4.提高了测量的精度。对于传统变电站来说，无论是电缆传输互感器输出的模拟信号，还是二次设备采集数据信息，都会存在不同程度的误差，进一步影响数据信息的精度。但是，对于数字化变电站自动化来说，则采用电子式互感器输出数字信号，无形中提升了数字信息的准确度，同时提高了保护系统、测量系统，以及计量系统的精度，在一定程度上提高了变电站的工作质量。
三、数字化变电站自动化技术应用存在的问题
受技术等因素的影响和制约，在应用数字化变电站自动化技术的过程中，依然存在一些问题，主要表现为：
1.技术层面。从系统论的角度来说，数字化变电站属于一个系统工程，在这一系统工程中，要实现数字化变电站的功能，需要攻关解决诸多技术问题，例如电子式互感器，由于在数字化变电站自动化技术的应用涉及电子式互感器，会增加运营成本，同时会增加部分高电压等级的电流互感器的波动范围，进而难以满足现场运行的需要。
2.保护层面。在保护校验方面，与传统的变电站相比，数字化变电站较为复杂，尤其在变电站运行过程中，对部分间隔保护校验存在一定的难度。从当前的技术水平来看，数字化保护所需的电流量、电压量无法通过常规的继电保护校验装置来提供，在这种情况下，由于电流量、电压量必须经过合并器处理才能进入保护装置，并且要完成试验需要自备合并器提供模拟试验所需的电流量和电压量，而这类保护校验难以实现。
3.可靠性层面。对于数字化变电站自动化技术来说，过程层的数字化，必然要增加相应的设备，进而增加相应的合并器。在这种情况下，必然加剧合并器交换数据的频率，进而影响系统的可靠性。在数字化变电站中，由于采用数字化传输信息，进而带来误码、保护动作延时等问题。同时，由于互感器自身工作方式的特殊性，进一步增加了互感器角差、比差现场试验的难度，甚至制约极性试验的进行。
四、实现数字化变电站自动化的措施
在数字化变电站中，应用自动化技术需要经历一个长期的过程，在这一过程需要考虑数字化变电站自动化技术与常规变电站技术之间的兼容性。
1.在过程层接入常规设备。数字化变电站自动化技术的应用，需要在过程层接入常规设备，通常情况下，常规设备主要包括互感器、断路器等设备，涉及的技术主要包括非常规互感器技术、智能断路器技术、智能断路器控制器技术等。通常情况下，可以通过常规互感器和常规断路器、常规互感器和智能断路器、非常规互感器和常规断路器三种方式接入常规设备。
2.过程总线。在数字化变电站中应用自动化技术，通过分离控制和测量数据，可以将通信系统合并到一起，进而在一定程度上降低间隔接线的复杂性。但是，由于间隔层设备需要两个以太网口，一个连接过程总线，另一个连接变电站总线。所以，可以选用网速为100 Mbit/s的以太网，实时将过程总线保护装置的跳闸命令发送到断路器，实现相应的操作。
3.合并过程总线和变电站总线。在数字化变电站中，由于过程总线、变电站总线都使用了以太网（该以太网基于MMS应用层通信堆栈），随着以太网技术的发展，通过联接变电总线构成通信网，进一步提高数字化变电站站内的通信质量。
五、结语
综上所述，随着科学技术的发展，变电站的数字化必将推动电网自动化技术的发展，有利于推广应用自动化技术，同时有利于提高站内设备运行的可靠性，并且有利于优化电网运行方式。在未来，数字化变电站自动化技术将朝着以光电式互感器、智能化集成开关、 智能变压器等方向发展，并且，随着科学技术的发展，将会出现智能变电站自动化系统，进一步实现变电站站内各层之间的一站式通信。
参考文献：
[1]于林娜.数字化变电站电力自动化技术特点、应用及发展[J].中国新技术新产品，2011-08-25.
[2]晁曙光.数字化变电站自动化技术在变电站中的应用分析[J].广东科技，2013-08-25.
[3]谭政军.IEC61850标准在闻堰220kV变电站中的应用研究[D].华北电力大学（北京），2009-11-01.
变电站自动化控制分析论文范文第4篇
摘 要：变电站既是电网系统电力配送的核心环节，又是电力转换的重要枢纽，通过各级别的变压器优化组合对电力资源转换分配。本文先对110kV变电站电气自动化技术进行分析，并在此基础上就其应用实践谈一下个人的观点和认识，以供参考。
关键词：110kV变电站；自动化；技术要点；应用实践
变电站在整个电网中所起的作用不可小觑，尤其是110kV变电站尤为重要，其直接与用户终端连通，地广人多的国情现状决定了110kV变电站的数量众多。
一、电气自动化
（一）自动控制系统
对于110kV变电站而言，其电气自动控制系统的建立主要是为了实现“无人值班”的电网控制目标，对110kV变电站运行状态和数据的在线监控，而且可以对变电站运行过程中的重要信息数据予以收集和整理分析，将其中比较重要的信息数据和结果发送至控制终端，以便于为110kV变电站的安全运行提供数据参考，目前来看，现行的110kV变电站电气自动控制系统已经能够有效的对基地开关、通信设备以及自流UPS系统和电压断路器等重要的节点实现实时监控。对于自动化系统而言，其采用的是网络分布结构，信息传播的主要线路是光纤以及双绞线，而且其间隔层是以太网。
（二）二次设备的分布
对于110kV变电站电气自动化系统而言，其监控设备以及继电器均可布设在一起，实践中以集中布置为主。二次设备采用的是统一规格的外形以及颜色，并且对二次设备布设了测控系统以及检测设施。其中，非常重要的二次设备是变压器柜、监控设备以及故障录波器和系统检测柜等，而且继电设施放置室应当有备用屏位。同时，还要注意变电站电气自动化直流系统，其主要采用的是双套高频开关充电装置以及阀控制铅酸电池组，并以此为基础而提供的微机型直流接地自检设备。在布设直流系统时，布置的设备数量应当以110kV变电站的运行情况来优化测算。对于110kV变电站电气自动安全系统而言，实践中为了能够对变电站有效管控，确保其能够正常的运行，在变电站布设安全警卫系统可以实现对110kV变电站运行情况的视频监控；按照配置标准在变电站合理配制安全系统，尤其在关键通道以及重要的位置布设摄像头。
二、110kV变电站电气自动化技术应用
（一）数据采集与报警处理
110kV变电站电气自动化控制系统，可对测控设施中的直流屏数据量以及回流数据等实时采集，其中包括110kV变电站线路中的无功功率、电流量以及电压量等。在处理数据信息时，主要包括遥测量以及电压量和状态量。同时，还要进行报警显示以及有效处理，一旦变电站中出现了回路故障问题，则监测系统的画面中就会弹出界面，显示其具体的位置、故障成因并报警。对于继电保护报警设施而言，其采用画面形式予以展示，并且通过颜色的不同分类对报警情况予以有效的区分。当系统报警以后，只有工作人员确认故障处理完成以后，自动化控制系统的报警声才会停止。
（二）远程控制
自动化控制系统可对现场的开关柜实现远程控制，具体包含以下几个方面的内容。对自动化控制系统中的断路器分、合操作远程控制。同时，还可以对补偿电容器投、切远程控制，对保护操作远程管控。基于操作画面的遥控控制，可以基于系统具备的校正功能，对遥控操作指令予以复核以及及时的纠正，以此来保证遥控操作安全可靠。在遥控操作前，自动化控制系统会对遥控条件自动检查，符合条件时方可在其右上方输入操作代码或者指令，此时界面显示“确定”，按下该按钮才能进行后续操作。在输入监管人员对应操作指令以及代码并正确后，界面上就会显示“确定”，此时才能进行后续操作。该按钮按下以后，界面上会有“合闸”以及“分闸”等按钮，根据操作指令对其进行操作。若“取消”按钮按下以后，可取消正在进行的操作。
（三）事故追朔
自動化控制系统具备追朔功能，启动信号以后即可对设备模拟量、状态量等信息数据进行实时采集。第一，统一系统时钟。在此过程中，以ms为基本单位来记录数据信息，其中主要记录的内容时断路器以及保护动作信号，同时可进行打印或长时间的保存，从而为工作人员提供事故分析参考。 第二，记录事故发生前后14个周期的数据量，并将其显示出来，以便于分析事故。第三，对之前发生的相关事故予以高度重现，有利于观察事故发生时电气设备的运行状况。
（四）人机联系与系统安全管理
110kV变电站操作人员的全部工作均需借助计算机来实现，实践中根据实际需求对画面缩放和显示，并且该系统支持一机双屏显示功能，可显示多方面的图像信息，并对其进行同时观看和随时移动。自动化系统还具有安全管理功能，软件系统的安全保护功能非常的强大，其可根据用户的具体类型，如管理、维护以及基础用户等人员的身份对其权限予以限制。操作人员输入的口令如果正确，则可进入系统，以此来保证自动化控制系统的安全可靠性。
（五）继电保护
110kV变电站正常供电过程中，电力保护设备处在额定状态下，该系统仪器仪表和传感器等均正常运行。继电保护设备通过实时监控即可确保继电设备能够正常的运行，一旦电力系统发生供电故障问题，比如电气设备故障、输电电缆短路等，必然会影响电力系统的运行。在电气设备调试过程中，应当与“三遥”系统同时调试，这有利于尽快找寻问题所在，并及时采取妥善的处理措施。继电保护过程中，技术人员应当专业巡视，对关键点进行着重监测，定期对系统运行情况进行调整，以此来确保110KV变电站继电保护系统的正常运行。
三、结语
总而言之，变电站系统的运行状态会直接对整个电力系统以及电网的安全稳定性产生影响，在110kV变电站中应用电气自动化技术能够显著提升其经济性以及安全可靠性，该技术具有推广应用价值。
参考文献：
[1]李冰坚.浅析220kV变电电气自动化进程[J].电子制作，2016（12）：223.
[2]宋兴丽.110kV综合自动化变电站的电气二次设计分析[J].科技与企业，2015，（15）：477.
[3]许伟国.110kV智能变电站自动化系统关键技术应用研究[J].供用电，2016，28（5）：4045.
[4]王毅刚.秦皇岛窑河110kV智能变电站的设计[D].北京：华北电力大学，2013.
变电站自动化控制分析论文范文第5篇
1 数字化110k V燕南变电站关建技术
1.1 智能化的一次设备
智能化的一次设备包括光电/电子式互感器,智能化断路器等一次设备。
1.1.1 光电/电子式互感器
110kV燕南变电站按无人值守数字式变电站设计,按照数字式程控化变电站设计要求,一次设备配置光电式电流、电压互感器。
光电/电子式互感器的最大特点是可以输出低压模拟量和数字量信号,直接用于微机保护和电子式计量设备,特别是光电/电子式互感器的应用,克服了传统互感器绝缘复杂、体积大且笨重,CT动态范围小、易饱合且二次输出不能开路,电磁式PT易产生铁磁谐振等诸多缺点。光电/电子式互感器具有绝缘简单、体积小、重量轻等优点,特别是CT动态范围宽、无磁饱合、二次输出可以开路,PT无谐振现象,精度高,暂态特性好。
1.1.2 智能化断路器
110kV燕南变电站按数字化变电站的设计要求配置智能化断路器。110kV设备采用合资户内GIS装置,额定电流2000A,开断电流40kA,动稳定电流100kA;10kV开关柜选用合资厂中置柜,柜中配进口或合资厂真空断路器,电动弹簧操作机构,电动手车及电动机构接地开关。断路器同时配有微处理器、传感器和执行器,不仅具有开关设备的基本功能,还具有附加功能,尤其在监测和诊断方面。
智能化断路器代替常规机械结构的辅助开关和辅助继电器,实现按电压波形控制跳、合闸角度,精确控制跳、合闸时间,减少暂态过电压幅值;检测电网中断路器开断前一瞬间的各种工作状态信息,自动选择和调节操动机构以及灭弧室状态相适应的合理工作条件,以改变现有断路器的单一分闸特性;在轻载时以较低的分闸速度开断,而在系统故障时又以较高的分闸速度开断等,这样就可获得开断时电气和机构性能上的最佳开断效果;断路器设备的信息由微处理器直接处理,并独立执行当地功能。
1.2 网络化的二次设备
1.2.1 二次回路参数
直流电压110V,交流电压380V/220V。110kV电流、电压互感器采用光学电子式互感器(ECT,EPT),提供数字输出。10kV采用一体化模拟小信号输出的电子式一体化电流/电压互感器(ECT/EPT),提供模拟小信号输出。
1.2.2 继电保护
110kV燕南变电站继电保护按《继电保护和安全自动装置技术规程》GB 14285-2006的要求配置。110kV线路、分段及主变保护组屏安装于二次设备室,采用直接接入数字量输入的数字型保护装置。10kV部份采用保护与测控一体化并支持IEC 61850的常规模拟量输入保护装置,安装在开关柜上。
1.2.3 防误操作闭锁
10kV配电装置采用带五防功能的开关柜,110kV GIS部分采用带现场布线式电气闭锁的汇控柜。变电站自动化系统五防功能按照与变电站自动化系统一体化配置,并应满足《广东电网110kV~220kV变电站自动化系统技术规范》要求。变电站五防子系统应由站控层防误和间隔层防误两层构成,站控层防误包括防误闭锁软件系统、电脑钥匙及锁具,间隔层防误是由测控装置的软件逻辑闭锁来完成。
现场布线式电气闭锁也作为整个变电站五防的组成部分,并应满足《广东电网防止电气误操作闭锁装置技术规范》要求,实现本间隔内电动隔离开关(接地开关)、断路器之间的电气闭锁,以及为完成线路倒闸操作所必需的母线接地开关与线路隔离开关之间跨间隔的电气闭锁。现场布线式单元电气闭锁与变电站自动化系统五防子系统相互配合,共同完成刀闸闭锁,正常操作时,二者之间逻辑为“与”的关系。
1.2.4 测量
110kV燕南变电站由数字化综自系统实现电气测量,二次设备室及配电装置不设常规测量表计。110kV部分采用直接采集数字量输入的测控装置,于主控室集中组屏。10kV保护测控装置采用支持IEC 61850,按照点对点面向间隔配置的保护测控一体化装置,支持模拟小信号输入,采用下放10kV开关柜分散布置。
测量采集符合现行标准《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T 5137-2001,向地调传送的遥测量还应满足《广东电网110kV~220kV变电站自动化系统技术规范》及深圳供电局企业标准《调度和变电站监控系统信息规范》的要求。
1.2.5 同期
本站同期点为全站110kV断路器,同期功能由数字化综自系统间隔层测控单元完成。
1.2.6 继保信息管理子站
设继保信息管理子站一套,继电保护信息与监控系统共享,采用扩展103规约并经一路2M专用光纤通道将采集的保护及故障信息上送地调保护管理及故障信息主站。
1.2.7 GP S时间同步系统
全站设一套专用的GPS对时系统,系统独立组网,系统满足《广东电网变电站GPS时间同步系统技术规范》(Q/GD001.1154.3-2005)的要求。为全站微机保护装置、测控装置和站控层设备等提供统一的时间基准。全站设一套专用的数字采样同步对时系统,建立同步采样对时网络,用于过程层设备的同步采样对时满足要求。
1.3 IEC61850标准
IEC61850是关于变电站自动化系统结构和数据通信的国际标准,其目的是使变电站内不同厂家的电子设备(IED)之间通过一种标准(协议)实现互操作和信息共享。IEC61850标准主要围绕四个方面展开。
(1)功能建模。从变电站自动化通信系统的通信性能(PICOM)要求出发,定义了变电站自动化系统的功能模型(PART5)。
(2)数据建模。采用面向对象的方法,定义了基于客户机/服务器结构的数据模(PART7-3/4)。
(3)通信协议。定义了数据访问机制(通信服务)和向通信协议栈的映射,如在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到MMS(IEC61850-8-1),在间隔层和过程层之间的网络映射成串行单向多点或点对点传输网络(IEC61850-9-1)或映射成基于IEEE802.3标准的过程总线(IEC61850-9-2)(PART7-2,PART8/9)。
(4)变电站自动化系统工程和一致性测试工。定义了基于XML(Extensible Make up Language)的结构化语言(PAPT 6),描述变电站和自动化系统的拓扑以及IED结构化数据。变电站自动化系统工程和一致性测试工。定义了基于XML(Extensible Make up Language)的结构化语言(PAPT 6),描述变电站和自动化系统的拓扑以及IED结构化数据(如图2)。
IEC61850明确表示,支持互操性(interoperability)是其主要目标。EC61850互操性支持的是颁布在不同IED中的自动化子功能之间的信息互通和协调操作能力,为此IEC61850将常规的变电站自动化功能进行了分解(decomposition),分解后的最小单元称为LN(逻辑节点),它代表“能够进行信息交换的最小模块”,也就是可参与到应用集成中的最小模块。IEC61850互操作性定义中的“协同操作能力”正是由LN之间的协调配合完成的。
2 数字化110kV燕南变电站系统结构
根据IEC61850A通信协议定义,数字式自动化系统采用变电站功能分层方式,分为3层,即变电站站控层、间隔层和过程层。各层次内部及层次之间采用高速网络通信,通信媒介为网络线或光纤。三个层次的关系如图3所示。
2.1 站控层
站控层设备由主机/操作员站(双套,其中一套设置于变电站,1套设置于集控中心)、远动装置(双套)、五防工作站、继电保护信息子站等组成,按全站最终规模设置。站控层设备采用100M工业以太网(双星型),系统按照IEC61850通信标准进行建模和信息传输。监控网络设A/B双网及对时网。配置公用设备接口单元、公用测控单元各一台,用于接入其他非IEC61850规约的装置(如直流、站用电、视频等)。
站控层主要功能:(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)具有变电站故障自动分析和操作功能。
2.2 间隔层
间隔层设备包括保护装置、测控装置、备自投装置等设备,所有间隔层设备之间及间隔层对站控层的网络均采用100M工业以太网(双星型),系统按照IEC61850通信标准进行建模和信息传输,应支持GOOSE方式实现间隔层防误闭锁功能。
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式方式,以提高信息通道的冗余度,保证网络通信的可靠性。
2.3 过程层
过程层是一次设备与二次设备的结合面,或者说过程是指智能化电气设备的智能化部分。
过程层设备主要包括光电式/电子式互感器、智能一次设备等,现阶段智能化开关考虑由开关设备+智能终端方式来实现开关设备智能化。断路器、刀闸等一次设备,采用智能操作装置对一个完整电气单元(含断路器及相关刀闸)的遥控/遥信进行处理,并经过GOOSE网进行联系,从而在过程层、间隔层和站控层实现IEC 61850规约。间隔层设备与过程层MU之间的数字通信协议必须符合IEC 61850的要求。
合并单元(MU):基于IEC61850标准的合并单元是用于与数字/或模拟小信号输出的电子式互感器连接。其主要功能是同步采集多路(面向一个间隔、最多12路)ECT/EPT输出的数字信号后并按照规定的格式发送给保护、测控设备。因此,MU实际上是作为电子式互感器的一部份。根据本期电子式互感器的配置方案,本方案中使用两种MU。其一是支持接入数字输出110kV ECT及EPT的数字接口MU;其二是支持接入10kV及以下的传统互感器/或模拟小信号输出电子式互感器的模拟接口MU。
过层程的主要功能:(1)电力运行的实时电气量检测。(2)运行设备的状态参数在线检测与统计。(3)操作控制的执行与驱动。
3 数字化110kV燕南变电站的优势
3.1 以新型光电式/电子式互感器取代常规互感器,具有以下优点
(1)高低压完全隔离,安全性高,具有优良的绝缘性能。(2)不含铁芯,消除了磁饱和和铁磁谐振等问题。(3)抗电磁干扰性能好,解决低压侧开路引起的过电压问题。(4)动态范围大,测量精度高,频率响应范围宽。
3.2 智能断路器技术
智能操作断路器是配有电子设备、数字通讯接口、传感器和执行器,不但具有分合闸基本功能,而且在监测和诊断方面具有附加功能的开关设备。本站采用符合数据通信要求的断路器智能操作控制装置,主要实现目前操作箱的基本功能,并实现就地化布置。同时,由于智能操作箱引入了微电子技术、计算机技术,因此,除完成基本操作功能外,还可以有效地实现对于断路器状态的监视。这种方案的最大优点在于基于成熟的间隔层数字化技术,能在大量减少电缆、节约占地、提升数字化水平的同时,满足可靠性和稳定性的要求。
具体体现有:(1)节约了电缆等设备投资以及相应的施工投资。(2)节约了保护小室及二次设备室等的占地面积和投资。(3)GIS智能控制柜优化了二次回路和结构。(4)智能控制装置提供了系统的交互性。
3.3 网络通信技术
通信技术是变电站自动化系统信息传输的基础,所采用的技术必须满足变电站内通信网络传输时间要求,随着以太网技术不断成熟和改进,嵌入式以太网在工业控制领域地广泛应用,在网络负荷得到有效控制的情况下,变电站网络采用低廉、成熟的以太网可以满足变电站实时通信的要求。
对数字化变电站有重要影响的网络技术主要有:(1)交换式以太网技术。根据实验,在网络负荷小于25%情况下,以太网响应时间要比令牌总线网络快得多。(2)IEEE802.IP排队特性。该技术使得数字化变电站过程总线和变电站总线有可能合并为同一个物理网络。(3)虚拟局域网VLAN(Virtual Local Area Network)。VLAN使得变电站中控制网段和非控制网段可以从逻辑上划分,而不需依赖物理组网方式以及设备的安装位置,从而有效保证了控制网段的安全性。(4)快速生成树协议IEEE802.lw。在变电站网络中可以采用多种冗余链路设计,以保证网络的可靠性。
3.4 程序化控制技术
变电站程序化操作是指变电站内智能设备依据变电站操作票的执行顺序和执行结果校核要求,由站内智能设备代替操作人员,自动完成操作票的执行过程。实际操作时只需要变电站内运行人员或调度运行人员根据操作要求选择一条程序化操作命令,操作票的执行和操作过程的校验由变电站内智能电子设备自动完成。
本站考虑由间隔层设备和程序化操作服务器共同实现站内设备程序化操作,可以减少甚至杜绝因为人为原因导致的误操作,提高自动化水平,减员增效,缩短事故情况下电网的恢复时间,简化管理流程,提高管理效率。程序化操作是无人值班变电站展的必然。
总之,变电站采用数字化程控操作技术使变电站获得提高信息传输可靠性;简化二次接线;提高测量精度;共用统一信息平台,减少重复设备;便于功能扩充;操作管理自动化,提高生产可靠性,减员增效的优势。
4 结语
数字化110kV燕南变电站还将节约能源、降低能耗、保护环境全面融入电网规划、设计、建设、运营和管理全过程。数字化110kV燕南变电站以传统变电站不可比拟的绿色环保、节约土地、节约资源、节能降耗、安全生产、供电可靠等优点,引领了国内和国际科技发展的潮流,产生了良好的经济和社会效益。作者提昌在开展节能设计、环保设计,推行全过程和全寿命周期最优化设计的同时,建设数字化型、资源节约型、环境友好型绿色智能电网。
摘要：数字化变电站技术涉及计算机、通信网络、继电保护自动化等多个高端科研领域,随着智能化电气的发展,变电站自动化技术即将进入数字化时代。数字化变电站技术是变电站自动化技术发展中具有里程碑意义的一次变革。本文结合110kV燕南变电站论述了数字化变电站自动化技术特征、网络结构及系统组成等。
变电站自动化控制分析论文范文第6篇
1 人机一体化以及机械工程与自动化系统基础结构模型
在人机一体化以及机械工程与自动化系统中, 使用人群要和机械形成互动关系, 其内部存在角度的人机协同操作指令和程序, 自动化制造系统也发挥着自己特殊的作用[1]。人机一体化以及机械工程与自动化系统主要分为以下几个层级结构:
第一, 感知层, 系统的感知层中, 主要是机械信息显示系统以及人的五官感知系统, 能结合相关机械特征对这两方面予以分析和判断, 从而保证外界输入系统信息的感知效果贴合实际需求。其中, 机床的参数。机械作业的计划、机械指令以及技工零件的实际信息等, 都是重要的参数信息。另外, 在感知层中, 也要对系统传感器感知内外物理信息的单元予以关注, 主要是对机床加工精度、工作状态以及照明状态等进行数据分析和信息整合, 确保感知形式和处理效果的维护程度切实有效。
第二, 控制层, 在人机一体化以及机械工程与自动化系统中, 控制层要践行基本的控制策略。1) 机械主导人工辅助的运行模型, 在自动化系统处理相关信息和数据的过程中, 对随机性、非线性化以及非结构化的事件进行机械主导计算和分析, 确保控制活动能提升精确度, 减少相关的人工代价。2) 人工主导机械辅助的运行模式, 在智能控制策略中, 人类感知能完成的信息较多, 将逻辑推理和信息处理交予计算机, 而工艺环境分析、市场结构发展动态等则需要人工判断。3) 人工和机械耦合控制模式, 在人机联合体系建立的过程中, 要对单独决策和处理结构予以分析, 确保人机耦合效果的实时性, 也为系统自动化切换控制方式提供保障, 一定程度上提升控制系统的可靠性和完整程度。
第三, 执行层, 能对相关操作指令进行实时执行和管理, 确保配合效果的同时, 发挥人在系统中的主观能动性, 提升活动的完善效果和市场适应程度[2]。
2 人机一体化以及机械工程与自动化系统控制技术模型
在人机一体化以及机械工程与自动化系统中, 要对技术模型予以管理和控制, 从而保证控制技术能发挥其实际价值, 维护系统处理水平和整合效果, 实现整体技术结构的系统性优化目标。
2.1 分布式数字化控制技术模型分析
分布式数字化控制技术模型中, 最基本的功能主要包括以下几点:1) 现场驱动, 能有效对人机一体化以及机械工程与自动化系统过程量进行输入、输出操作。2) 有效完成人机一体化以及机械工程与自动化系统过程量进行预处理工作, 能借助真实的数值对现场值进行还原, 保证计算准备工作就绪。3) 有效采样现场数据, 并且及时进行处理和存储操作, 确保本地数据库信息的完整性, 有效实现管理目标和技术模型控制目标。4) 数据分析模块, 有效对相关数据信息进行整合和处理, 并且及时开展相应的计算和约量控制, 真正得出人机一体化以及机械工程与自动化系统的实际控制变量[3]。5) 结合驱动, 对输出控制量予以判定后直接指挥现场。
2.2 数控加工技术模型分析
第一, 开环控制系统, 在系统整合机制建立后, 借助伺服系统对相关输出指令的脉冲信号进行反馈信息收集, 从而控制精度。第二, 闭环控制系统, 在系统应用过程中, 要结合接收驱动指令以及检测元件实际位置反馈信息进行系统化处理, 并且结合差值项目和完善程度有效修正和管控, 确保系统稳定性和精确度能贴合实际需求, 能一定程度上提高系统控制的稳定性以及精确度。
结束语
总而言之, 在人机一体化以及机械工程自动化系统应用的过程中, 首先要对其基础结构模型予以判定, 确保相关因素能贴合实际水平。借助人机之间的协调作用完成相关系统, 确保功能和处理结构的完善程度符合标准, 为人机一体化项目的可持续发展奠定坚实基础。
摘要：伴随着科学技术的不断发展, 机械工程与自动化系统中应用人机一体化项目成为了社会各界关注的焦点, 相关部门要结合实际问题和管理机制进行整合, 确保处理措施和控制技术应用效果贴合实际需求。本文对人机一体化以及机械工程与自动化系统基础结构模型进行了简要分析, 并集中阐释了控制技术的实际情况, 以供参考。
关键词：人机一体化,机械工程,自动化系统,结构,控制技术
参考文献
