变电站自动化控制
变电站自动化控制范文第1篇
关键词：220KV；变电站；电气自动化
中图分类号：TM76 文献标识码：A
引言
电力作为我国的支柱产业，它是经济发展的重要基础。电网运行的可靠性和安全性将直接影响到我国的经济发展和工业现代化的步伐。变电站作为电网系统中的重要组成部分，变电站电气自动化系统能够为电力系统的安全运行提供安全的保障，提高电网的可靠性。220KV变电站电气自动化控制系统主要采用计算机进行相关的控制，不仅提高了工作效率而且总体提升了变电站的专业水平和管理水平。
一、变电站电气自动化系统的基本功能
随着科技的发展变电站电气自动化系统的功能逐渐的完善，其工作效率和工作质量均得到大幅度提升。在进行220KV变电站电气自动化系统设计时应当根据变电站对各项功能的实际需求进行相应的设计。下面将概述变电站自动化系统的几项主要功能。
计算机控制保护功能及自诊断功能。该保护能够对变电站内部的所有电气设备进行保护，比如线路保护，母线保护和变压器保护等诸多保护装置。计算机控制保护在进行保护动作时往往会生成相应的故障记录。在进行相关的保护动作时，其根据总控制室的命令对相关的设备进行操作和保护，并同时生成故障信息表和动作步骤记录表。计算机能够根据故障信息对故障进行相应的诊断处理，并将处理结果上传。系统的自诊断功能是指系统本身具有自检功能能够对相关的设备进行自检，及时发展相关故障进行报警提示并指出相应的故障位置。在信息传递方面，自诊断功能能够传递更多的数据，并能够实时的和调度中心对准时间，进行同时的维护功能。
另外，变电站自动化系统能够进行自动化控制和操作。变电站工作人员能够利用相关的控制设备对其他受控设备（变压器分接头、断路器、电容器等）进行远程控制操作。在变电站的实际运行过程中，为了防止系统出现失控现象，一般在变电站的设计过程中会依然保留人工直接跳合闸手段来保证变电站的正常运行。
二、220kV变电站电气自动化系统控制方式
220kV变电站电气自动化的实现依靠一个完整的电气系统，变电站的各项操作主要是借助于相关电气设备的动作，各个控制设备相互协调动作共同实现变电站的安全高效运行。220kV变电站电气自动化系统在运行时有以下几种控制方式：
1远程控制
随着科技的不断进步，远程控制技术可以实现远距离的数据传输，并且能够准确的将变电站中的信号实时显示出来，从而帮助操作人员能够对变电站进行控制。另外，采用远程控制技术具有降低建设成本，人员成本，减少电缆使用，节约材料等诸多优点。220kV变电站远程监控系统原理（如图1所示）。
2线路监控
220kV变电站电气自动化系统控制的实现主要通过各种线路传递控制信号来实施，线路作为连接各个变电设备的载体。不同类型的变电设备线路的连接方式是不同的，比如，断路器的连锁和隔离开关的闭锁操作均采用同一种的线路连接方式则容易引起误操作，相关的设计技术人员对变电站电气自动化系统线路设计时应当注意相关问题。
3现场控制
对变电站生产现场实施监控也是电气自动化的重点内容。220kV变电站在运行过程的所有方面都属于现场监控的范围，现场监控规范了变电站相关的作业顺序。现场监控能够有效的减少环网柜、端子柜、隔离设备、I/O端口等设备的数量，能够节约变电站的空间，从而使得整个变电站的功能更加的全面，为系统的升级提供充足的空间，放置新的设备。
4集中控制
变电站作为整个电力系统中的重要装置，它主要负责完成转换线路电压的重要工作。对变电站采取集中控制模式能协调好各个设备之间的运行，创建系统性的"自动化控制结构”既维护了电气设备的正常运行，又能加快系统处理器操作效率的提升。
三、220kV变电站电气自动化系统中的等电位连接
220kV变电站电气自动化系统中的等电位连接的等电位连接是指将对地具有相同电位的各个导电设备相互连接起来。220kV变电站电气自动化系统中是一个非常复杂的系统，等电位连接能够保证变电站的有效安全运行。
1网络控制
计算机网络是220kV变电站中最为主要的控制方式，通过网络的控制从而保证整个变电站的安全可靠高效的运行，从技术层面提高了变电站的现代化水平。网络的运用是现代电气技术不断发展的重要标志之一。变电站等电位控制网络的建立运用到电气自动化中很多的知识，例如变电设备的分配，人员的合理安排等等。通过网络控制优化连接网络，帮助维持变电站等电位连接系统的有效性。
2路径控制
路径控制是变电站等电位连接的重点也是一个难点。变电站的电气结构异常的复杂，一旦等电位体的连接过程中出现失误将可能导致整个变电站的自动化系统受损甚至出现失灵的后果。因此，在对220kV变电站电气设备进行等电位体连接时，应当首先仔细的熟悉变电站内部的电气结构，在此基础上将相关的电气设备进行等电位连接，保证变电站的自动化操作系统能够安全的运行，同时要合理的安排等电位连接路径尽量使其距离最短，从而增强整个220kV变电站电气自动化系统的抗干扰能力。
3设备控制
为了保证220kV变电站电气自动化系统运行的可靠性，对相关电气设备的选择必选按照相关的国家标准进行执行，在选择合适的电气设备的时要遵守以下几个准则，合理的经济性、技术的先进性、安全可靠性等等。选取合理的变电站控制设备能够更好的保证电力系统的安全运行，从更好的为我国各项事业的发展和人们生活提供可靠的保障。为保证变电站等电位连接的可靠性，在自动化系统中要通过相互匹配的设备进行连接。不同的等电位连接系统配备的电气装置也是不一样的，这就需要作业者在使用时根据性能对号入座，不能随便的使用设备的型号，者会给整体的结构性能带来影响。比如：在屏蔽电磁场时，屏蔽器的选择要根据当时电流的大小来选择。
4位置控制
位置控制是变电站电气自动化系统中最基础最重要的环节，由于220kV变电站电气结构复杂，这就使得变电站等电位置控制难度有所增加。但是另一方面，位置控制的设计环节的好坏将直接影响到等电位连接的工作效果，这便要求相关的设计者在进行等电位连接位置控制的设计时要综合各方面的因素认真设计，保证等电位连接的效果。
四、220kV变电站自动化控制系统发展展望
从控制系统的技术结构角度而言，220kV变电站的电气自动化技术有了很大的发展，其控制技术独立性强，且具有很好的抗干扰性和适应性。当然，它还有很大的技术发展空间，比如遥视技术和蓝牙技术的使用。
遥视技术是在图形处理系统中采用计算机中的视觉技术从而达到监控的目的。遥视技术能够将变电站现场的实际情况通过图像的形式传递到控制中心。在国外自动化技术比较先进的变电站中都普遍采用了遥视技术。遥视技术不仅能够将现场画面进行实时传输，并且具备自动识别功能能够对相关的作业人员进行实时的监视。因此，在220kV变电站中采用遥视技术能够更好的加强对变电站的控制，该技术具有很好的应用空间。
蓝牙技术是一种短程的无线电传输技术，例如我们手机中的“蓝牙”就是采用的这项技术实现近距离的数据传输。蓝牙技术具有成本低、功率小、微型化等诸多特点，在通信传输领域应用比较普遍，它往往以其他通讯设备为载体建立一个短程的无线通讯环境。现阶段蓝牙技术已经被广泛的使用，但是变电站自动化控制领域还没有采用该项技术。蓝牙技术作为一种新型的技术具有很大的发展空间，如果在变电站电气自动化系统中采用该项技术能实现各种电气设备之间的相互通讯，使得控制更加方便。
结语
综上所述，我国220kV变电站的电气自动化控制系统控制技术发展日趋成熟，于此同时社会对电网的安全性、可靠性提出了更高的要求。电网应当充分的利用220kV变电站电气自动化控制技术所具有的诸多优势和便捷性，提高变电站的效果和工作效率，最终实现“无人值守”的工作目标，并且提高电网的可靠性和安全性。
参考文献
[1]王培.变电站电气自动化控制系统分析及其应用.电工研究[J].2013，9，43-45.
变电站自动化控制范文第2篇
【关键词】 综合自动化 体系结构 测量控制
变电站综合自动化系统从其测量控制、安全等方面考虑，可划分为三个系统。（1）监控系统。监控系统是完成模拟量输入、数字量输入、控制输出等功能的系统，一般具有测量和控制器件，用于站内线路和变压器运行参数的测量、监视，以及断路器、隔离开关、变压器分接头等设备的投切和调整。（2）保护系统。在综合自动化系统中，继电保护宜相对独立，除输入量和跳闸要独立外，保护的启动、测量和逻辑功能也应独立，此时，保护装置需要通过串行通信接口送出的仅是某些保护动作的指示信号或记录数据;也可通过通信接口实现远方改变保护定值。此外，一般要求的故障录波及测距功能由保护系统附带完成，如有较高要求，则配置专用设备并有相应的通信接口。（3）断路器闭锁系统。变电站综合自动化系统应具有全方位的防误操作系统，以通过闭锁功能，有效地实现“五防”，从而保证电网和人身的安全。
1 关于后台监控机的几个问题
1.1 后台监控机运行管理
在实际运行中，已经多次出现了后台监控机由于人为和监控机本身等原因导致瘫痪不能工作，严重影响变电站的整体运行。为防止这种情况发生，一是要制定变电站后台监控机的运行和管理制度并严格执行，对值班人员进行约束，防止利用后台监控机玩游戏、上网，防止私自使用软盘和光盘使监控机感染病毒等。二是加强管理部门的定期和不定期检查，发现问题，立即处理，不留后患。三是设置操作系统和监控软件密码管理办法，只有管理部门和变电站站长掌握密码，普通值班人员不掌握密码，防止随意进入操作系统和启动、停运监控软件，防止使用后台监控机的软、硬件资源并遭到破坏。四是用监控软件封装操作系统，如东方电子生产的DF系列自动化系统的后台监控软件具有启动后封装操作系统的功能。监控软件封装操作系统是指当第一次启动后台监控机时，监控机自动启动操作系统后继续启动监控软件，直至启动到监控软件界面，如果停运监控软件，需要输入密码，只有掌握密码的人才能停运监控软件，进入到操作系统。
1.2 后台监控机机型的选择
由于后台监控机要求实时运行，处理的数据量比较大，响应速度快，而且处在强电磁环境，所以一般普通计算机无法满足要求，在选择时应选择高性能工控机。高性能工控机能够在强电磁环境工作，抗干扰性能强，能够实时运行，硬件设备工作稳定性好，能够满足变电站后台监控系统的要求。目前在一些变电站，由于后台监控机使用商用机、家用机和其它计算机，已经出现后台监控机损坏而不能工作情况。高性能工控机能够保证变电站后台监控系统的安全稳定运行。
1.3 后台监控机不间断电源的解决方案
在一些变电站中，没有为后台监控机配置不间断电源，使用的是站用变交流电源。使用站用变交流电源存在下列弊端：一是当系统停电时，后台监控机失去电源，不能工作;二是站用变交流电压波动较大，电压质量有时不合格，有时电压高，烧毁计算机，有时电压低，计算机不能工作，不能给后台监控机提供合格的电源;三是当站用变一次熔断器熔断时，后台监控机失去电源;四是当10 kV系统接地时，站用变交流电源受到严重的谐波干扰，影响后台监控机的正常工作。所以，综自变电站后台监控系统应配备不间断电源，以防止站用电出现故障时确保监控系统正常工作，特别是在发生事故后可以保证各种信息不至于丢失。
1.4 后台监控软件的备份问题
后台监控机无论使用质量多好的后台计算机，都有可能损坏，所以在变电站新投产时，都应该对后台监控软件进行备份，而且这种备份工作应随变电站设备的变更及时更新。虽然有些厂家备份了某些变电站的后台监控系统软件，但是厂家毕竟是面向全国市场，其备份不太完善、可靠，因此，还是建议继电保护管理部门做好各站后台监控软件的备份工作，并妥善保管，以防不测。后台监控软件的备份可以保存在移动硬盘或者光盘上。
2 保护监控系统事故和预警音响信号
一些变电站的保护监控系统的事故和预警音响信号受后台监控系统的控制，当后台监控机不能工作时，事故和预警音响信号则不能发出，不能提示值班人员处理事故或故障，严重影响变电站的安全运行，对于这种情况，应与厂家联系，共同处理，将保护监控系统的事故和预警音响信号独立出来，不受后台监控系统控制，防止发生后台监控机不工作时发不出保护事故和预警音响信号情况。
3 综合自动化系统的选型及定货问题
目前，综合自动化系统的生产厂家很多，各厂家的软件兼容性较差，然而现行的主要定货规则是：10kV保护与监控系统捆绑销售，即购买谁的10kV保护就得购买谁的后台监控系统。这就造成了一个变电站的保护五花八门，不同厂家的产品接入监控系统时都要进行规约转换或者接口转换。这不仅会造成综合自动化系统运行不可靠，同时还会造成许多应具有的功能不能实现。所以，在综合自动化系统的选型及定货问题上，一个变电站最好选用同一个厂家的产品，这样做的好处在于：同一个厂家的产品的通信规约是一样的，无须增加转换环节;厂家在售后服务上也不会产生互相推诿的现象。
4 结语
上述问题是变电站自动化系统在实际运行中出现的一些较为严重的问题，有的自己能够处理，而大部分需要厂家处理，而有的是厂家也无法处理的，而这些问题的存在，不利于变电站的安全、可靠和稳定运行。在选择变电站自动化系统时，应注意上述问题是否存在和变电站自动化系统的整体功能是否完备。变电站自动化系统是变电站的核心，选择一套高质量的变电站自动化系统对于变电站的安全、稳定运行十分重要。
参考文献
变电站自动化控制范文第3篇
[关键词]控制回路断线；微机保护装置；跳、合闸线圈
中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）08-0064-01
控制回路是连接一次设备和二次设备的桥梁，通过控制回路，可以实现二次设备对一次设备的操控，实现低压设备对高压设备的控制。控制回路完好与否，直接影响操作和保护命令能否正确执行，关系系统能否安全稳定运行。
一、控制回路断线
目前，微机保护装置广泛应用，该装置一个显著优点是能够自动监视控制回路是否完好，出现异常能够及时报警，这是常规保护无法相比的。
首先要明白控制回路断线信号是怎样报出来的，控制回路断线信号是由跳位继电器与合位继电器常闭触点串联构成的，不论什么原因引起跳位继电器与合位继电器同时失磁，控制回路断线信号都将报出。
导致控制回路断线的因素：
（1）控制回路电源保险熔断或空气开关没给（适合于保护装置电源和控制回路电源分立设置的情况）。 信息请登陆：输配电设备网
（2）手车开关电源插件没插好。
（3）手车开关没有推到预备位或工作位（合闸回路串有开关位置接点）。 信息请登陆：输配电设备网
（3储能电源开关没给（合闸回路串有开关贮能接点）。
（4）断路器汇控柜内的远/近控开关因检修等原因，打在就地位置，送电时忘记恢复。
（5）SF6低气压闭锁动作。
（6）开关自身合切回路中串联的辅助接点接触不良。
（7）合切闸线圈断线。
（8）开关操作机构内部二次线接插件因振动松脱。 信息来自：输配电设备网
以上是控制回路断线的常见原因，其中绝大部分是由于工作人员遗忘、失误和未按标准操作导致，只要仔细观察，头脑清醒，可迅速排除故障。
二、操作故障原因分析
控制回路断线信号并不能监视整个控制回路的完好性，在目前的情况下，基于厂家的设计，控制回路断线信号仅仅是监视保护屏外二次回路及开关机构箱内部回路的完好性。没有控制回路断线信号报出，并不能说明整个回路没有问题。在没有异常信号的情况下，我们从控制屏合闸，控制信号要经过以上图示途径，有时开关合不上，就说明回路有问题，或者开关有问题，可以根据经验逐级排查：
1.运行人员在控制屏（测控屏，后台机等）进行开关操作时，会启动保护屏内手合继电器（SHJ）、手跳继电器（STJ），继电器动作时会有很利索的“嚓嚓”的动作声音，如果在操作开关时，平常能在保护屏听到继电器动作的声音，这次操作时，不能听到继电器动作的声音，则说明保护屏内操作继电器没有启动，具体什么原因，可能是控制开关有问题；进行后台机操作时，也可能是测控屏内控制跳、合闸的继电器没有启动；或者二次回路接线有松动；也有可能是保护屏内操作继电器故障。
2.在以上操作过程中，如果操作箱内继电器能够启动，开关仍然不能合闸，就要到开关本体进行观察，一人在主控室操作，一人听开关合闸线圈的动作声音，如果平时能够听到开关合闸线圈的动作声音，这次听不到，则表明开关合闸线圈没有启动。如果当班运行人员对回路比较熟悉，一人操作，一人可以用万用表判断合闸脉冲是否到达开关端子箱，开关合闸脉冲在合闸时过不来，说明问题仍然在二次设备、二次回路。如果有合闸脉冲，则说明合闸线圈拒动，需要通知检修人员到现场进行处理。如果合闸时，合闸线圈能够进行正常启动，机构不动，运行人员要检查开关是否已储能（弹簧机构）；开关大合闸保险（电磁机构）是否完好；操作程序是否正确，有无相护关联的机械闭锁；开关的各种压力指标是否正常，有无闭锁信号，排查没有发现异常问题后，可以通知检修人员检查机构。
以上是进行开关操作时遇到的一些情况，根本点就是要判断保护屏操作箱继电器是否启动，开关跳、合闸线圈是否启动，据此来判断问题该由哪个专业来处理。
三、开关跳合闸线圈烧毁原因分析
在对高压开关的操作过程中，我们变电队每年都有跳、合闸线圈烧毁的情况发生，其中主要集中在10KV开关，尤其集中在合闸过程中。
（一） 引起线圈烧毁的原因
（1）间接原因
先说间接原因，目前的微机保护控制回路全部带有跳、合闸自保持回路，不论是手动操作，还是自动操作。只要合闸命令发出以后，合闸回路就一直处于自保持状态，直到开关合上以后，依靠断路器辅助接点的切换，断开合闸回路合闸电流。如果开关由于种种原因开关没有合上，或者是合上以后断路器辅助接点没有切换到位，则合闸保持回路将一直处于保持状态，这样一直持续下去，将会把合闸线圈烧毁，对于电磁机构，将会同时烧毁合闸接触器线圈与大合闸线圈，有时甚至会烧毁保护装置操作插件。
（2）直接原因
1、断路器辅助接点切换不到位
开关合上以后，断路器辅助接点切换不到位，没有及时断开合闸回路，致使合闸保持回路一直处于保持状态，引起严重后果。
2、开关在没有合闸能量情况下合闸
a） 对于弹簧机构，开关在未储能情况下合闸，特别是无人值守站的遥控操作，如果未储能信号不能及时传到远方，将会使操作人员误操作，造成合闸线圈烧毁，甚至于烧毁保护装置操作插件。
b）对于电磁机构，合闸能量为通过大合闸保险的100A电流，大合闸保险是否完好，现有传统的二次回路设计上没有监视回路，如果在合闸过程中，大合闸保险熔断，或是运行人员误操作，漏投大合闸保险，将会烧毁合闸接触器线圈。
3、开关操动机构内部问题
在外部回路正常的情况下，如果操动机构内部出现了问题，比如机构卡死，同样引起开关拒合，造成上述后果。
（二）运行人员在操作开关时应注意事项
通过以上分析，我们明白了引起开关线圈烧毁的原因，在操作过程首先要避免人为因素引起的线圈烧毁。有些站的10开关信号不是很完善，对于弹簧机构，开关未储能信号可能在主控制室看不到；另外，有些开关在未储能情况下，没有闭锁操作回路，我们在主控室看到红绿灯正常，没有异常信号，并不能说明没有问题。正确的做法是，即便是信号完善，回路完善，也要在操作前到开关本体进行检查，检查开关储能指示是否正常，检查储能电源是否正常。
在排除人为操作因素的情况下，如果在操作过程中遇到了开关拒合的情况，运行人员应该果断处理，及时断开操作保险，使合闸保持回路解除，终止设备损坏的继续发生。通知相关专业人员进行及时处理。因为合闸线圈只允许短时通电，如果在操作故障发生时，没有采取果断措施断开保险，而是停下来汇报调度，汇报部门领导，恐怕设备早已烧毁。
四、结束语
工作人员要想快速定位和排除故障，必须对控制回路十分熟悉，并且要养成“善于观察”的习惯。在操作有特殊工艺要求的开关前，应先按规程规定的步骤满足各种联锁条件，如条件已满足，仍无法操作，应采用“屏蔽接点”法，即用短路线，短接联锁条件来判断是否接点接触不良。
参考文献
变电站自动化控制范文第4篇
关键词： 变电站自动化系统； 控制与操作； 防误操作
abstract： the functions and characteristics of control and operation are analyzed,which are realized in a hierarchical and distributed integrated substation automation system.several modes against incorrect operation are summarized as well.the differences between conventional substation control system and integrated automation control system are listed and author’s viewpoint is proposed.
keywords： substation automation system; control and operation; against incorrect operation
一套成熟的变电站自动化产品， 其可靠性决不会低于常规站的控制。如分层分布式变电站自动化系统， 其监控系统冗余配置， 控制与防误操作亦分层分级设置， 控制与操作的可靠性及灵活性都很高。现就其主要特点及与常规方式的差异进行分析与介绍。
1 控制与操作的高可靠性
变电站的设计首要考虑的便是控制与操作的高可靠性，采用自动化系统的变电站更要将计算机监控系统缜密设计。通常用于高压电力系统的变电站自动化产品都具有以下功能，以保证控制操作的高可靠性。
1.1 多级多地点控制功能
自动化系统的控制操作方式有远方遥控、站控、就地(后备操作)3种方式。
远方遥控：由调度人员在调度端发出下行控制命令。
站控操作：运行人员在变电站层监控主机发出操作命令，通过交互式对话过程，选择操作对象、操作性质，完成对某一操作过程的全部要求。
就地操作：作为后备控制方式，当监控系统故障或网络故障时，可在间隔层的测控单元的小开关手动控制或通过就地监控单元装置上的薄膜键盘进行就地控制。
上述3种操作方式通过软件或使能开关可相互切换，当切换到后备手动控制时，站控及遥控命令不被执行；当切换到站控操作时，后备手动控制不产生任何作用，计算机对一台设备同一时刻只能执行一条控制命令，当同时收到一条以上命令或预操作命令不一致时，应拒绝执行，并给出错信息。每个被控对象只允许以一种方式进行控制。
1.2 操作过程中软件的多次返校
1.2.1 操作员权限设密，以杜绝误操作及非法操作。目前成熟的监控系统的软、硬件设备都具有良好的容错能力，即便运行人员在操作过程中发生一般性错误，均不引起系统的任何功能丧失或影响系统的正常运行，对意外情况引起的故障，系统都具有恢复功能。
1.2.2 操作员工作站发出的操作指令，都必须经过选择—校核—执行等操作步骤，返校通过后再送至该点执行下一步骤。当某一环节出错，操作指令中断，并告警提示。每次操作结束后，系统自动记录操作过程并存盘。
1.3 监控系统的双机配置
220 kv及以上电压等级变电站自动化系统多作双机双网配置，作为人机接口的监控主站冗余配置，热备用工作方式，可保证任意设备故障时对控制功能无影响。时下的做法，监控主站用以太网相联并以hub作为该以太网的管理。该网上任一装置异常，可将热备机切换为主机工作。
监控系统硬件的冗余配置，系统分层分布式结构，为变电站的控制与操作的可靠性提供了保证。
2 操作闭锁的实现方式
为保证变电站控制与操作系统的可靠性、准确性，变电站的防误操作的设计也是重要环节之一。因为是计算机监控，变电站不再采用繁琐的电气联锁，可方便地实现多级联锁。对于分层分布式自动化系统，其操作闭锁方式也为分层分级式闭锁而与该系统结构相适应。每个间隔的测控装置，已引入该间隔的交流电流、电压、断路器位置及刀闸辅助接点作为遥测、遥信之用，这也为实现本间隔内的断路器及刀闸操作的防误操作提供了必要条件。智能型装置可很方便地利用上述信息进行编程，实现该间隔的操作闭锁功能。
对于全站的涉及多个电气间隔和多个电压等级间的操作闭锁，目前有3种不同的实现方式。其一，用软件实现，即将全站的防误操作闭锁用软件编程置于监控主机之内。监控主机可从通信网上获得全站所有开关、刀闸的状态信息及每个间隔控制终端的操作信息，引入设备操作规则，进行软件编程即可实现全站的操作闭锁功能。该方式应该说是最简单经济可靠的方案之一。其二，硬件闭锁，即西门子公司的8tk模式。西门子公司的lsa-678变电站自动化系统的一个主要特点便是8tk操作闭锁装置的相对独立性，8tk纯粹作为控制及操作闭锁之用，每个间隔的刀闸信息进8tk1实现该间隔的操作闭锁，各间隔的刀闸信息经重动后都进入8tk2装置，母联刀闸及母线地刀等直接引入8tk2装置，8tk2装置实现间隔之间的操作闭锁功能。其三，软硬相结合的闭锁方式，间隔之间的闭锁采用8tk及类似装置实现闭锁功能，监控主机内做一套全站的软件操作闭锁。该模式即为浙江金华双龙500 kv变采用的操作闭锁方式。
软硬两级闭锁，其可靠性高，监控系统或网络故障不影响全站的安全可靠操作，但该模式接线复杂，且价格昂贵，金华500 kv变的该套8tk闭锁装置约花费人民币300万元。
以软件实现全站的操作闭锁，对于一套成熟的变电站自动化系统来说，也应该是高可靠性的；既然整个变电站的监控功能都由监控主机实现，那么操作闭锁软件功能做在监控主机内也应是安全可靠的。对于双机系统冗余配置，闭锁软件也为双套设置。笔者认为对于220 kv及以下自动化系统实现的无人值班站采用这种模式可靠、安全、经济适用。
对于一个半开关接线的500 kv变电站，笔者认为500 kv系统每个断路器及两侧刀闸的操作闭锁由相应测控装置实现以外，每串内的断路器及刀闸之间的闭锁采用专门一套硬件闭锁装置以提高其可靠性。至于220 kv系统为简化接线，节约资金，可不必配置用于间隔之间操作闭锁的专用硬件装置。
上述三种模式都可高效可靠地实现变电站所有断路器及刀闸的控制。而且都具有顺控功能，例如：操作某条线路送/停电、旁母代/倒线路、母线切换等各种常规顺序操作，只需在监控主机的键盘上敲入相应指令，便可自动完成。常规站可能要花费几个小时的操作，在这里几分钟便可完成。
这3种模式适用于全控(断路器及隔离刀闸采用电动操作)的变电站，当变电站的隔离刀闸采用手动操作时，站级的操作闭锁方式有所不同。方法一，类似上述的软件闭锁模式一，只是在主机上外挂一个电脑钥匙，手动操作的隔离刀闸配置相应的机械编码锁。方法二，配置专用五防pc机与监控主机串口或以太网络相联，该pc机完成全站的操作闭锁功能。监控主机通过系统网络接受来自间隔层测控单元采集的开关位置信息，也可通过电脑钥匙回送部分非实时开关状态，使主机一次系统运行图与当前的实际运行状况相一致。上述两种方法实现的功能如下：首先操作员在监控主站上预演操作，并对每一操作依据系统的防误规则进行检验。如果有错则立即报警，如果正确则生成操作票。内容包括动作、对象、结果、锁的编号或其它提示性的内容。预演结束后，打印机打印出操作票，并将正确的操作内容及顺序输入智能钥匙。操作人员拿智能钥匙，按照其显示的设备编号及操作顺序，操作相应的电气装置。这两种方式相比较，前者操作闭锁与监控主机融为一体联系紧密；后者防误操作装置相对独立，在监控系统停用或工作不正常的情况下，五防pc装置仍能正常运行。究竟选择哪种方式，可根据用户的习惯确定。
可见变电站自动化系统的防误操作分层分级考虑，其可靠程度明显优于常规站的防误设计。
3 操作过程
下面以浙江金华双龙500 kv变为例，介绍变电站自动化系统站控的一般操作流程。
金华500 kv变自动化系统的间隔层是lsa-678系统，变电站层是bsj-200系统。该站实现了全站所有设备的计算机键盘控制，属站级软硬件两级闭锁模式，合计控制点424点，具体控制对象如下：
(1) 500 kv系统所有断路器、隔离刀闸、接地刀闸和母线地刀的分合；
(2) 220 kv系统所有断路器、隔离刀闸的分合；
(3) 35 kv系统所有断路器和主变35 kv总出口隔离刀闸的分合；
(4) 主变和所用变分接头调节控制。
该站典型的开关合闸操作过程如下：
(1) 输入密码，取得控制权限，进入控制主画面，选中控制对象；
(2) 监控主机起动控制顺控，软件检查站级闭锁逻辑，确认操作是否合法，若开关在合位或电气联锁条件不满足，提示后退出；
(3) 操作合法，则将命令传给通信前置管理机(这里包括规约转换器和主单元)返校正确后，再将命令传给相应的i/o测控单元；
(4) i/o单元通过双接点将命令传给8tk装置，8tk再一次进行电气连锁检查；
(5) 检查通过，则起动7vk同期装置，满足同期则出口合闸；
(6) 合闸成功，操作完毕后，将新的状态输入系统，重新回到控制主画面，释放控制权限。
该站投产试验时，站内全部操作在主控楼计算机键盘上进行，操作速度明显快于对侧的常规变电所，每分钟可以操作一个对象，且未发生误动作。该站自投产以来，运行良好。对于站级间软件闭锁的模式，控制指令下达间隔层测控单元时，仅进行本间隔的闭锁逻辑判断，没有传送至8tk2的再次判断环节。
4 变电站自动化控制与常规模式的比较
分层分布式自动化系统从软硬件上分层分级考虑了变电站的控制与防误操作，提高了变电站的可控性及控制与操作的可靠性。综合自动化站可采用远方、当地、就地3级控制，而常规站只能通过控制屏kk把手控制；常规站电气联锁设计联系复杂，在实际使用中，设备提供的接点有限且各电压等级间的联系很不方便，使得闭锁回路的设计出现多余闭锁及闭锁不到的情况。综合自动化站可方便地实现多级操作闭锁，可靠性高。
常规站，人是整个监控系统的核心，人的感官对信息的接受不可避免地存在误差，其结果就会导致错误的判断和处理。人接受信息的速度有一定限制，对于变化快的信息，有时来不及反应，可能导致不正确的处理。而且个人的文化水平、工作经验、责任心等因素都会影响信息的处理，可以说常规站人处理信息的准确性和可靠性是不高的。运行的实践证明，值班人员的误判断、误处理常有发生。综合自动化站的核心为系统监控主机，用成熟可靠的计算机系统实现整个变电站的控制与操作、数据采集与处理、运行监视、事件记录等功能，可靠性高且功能齐全。
变电站自动化系统简化了变电站的运行操作，可方便地实现各种类型步骤复杂的顺控操作，且操作安全快速，对于全控的变电站，线路的倒闸操作几分钟便可完成；而常规站实现同样的操作往往需要几个小时，且仍存在误操作的隐患。
常规变电站控制一般采用强电一对一的控制方式，信息及控制命令都是通过控制电缆传输。计算机监控系统控制命令的传输由模拟式变成数字指令，提高了信息传输的准确性和可靠性。特别是分层分布式自动化系统，各保护小间与主控室之间采用光缆传输，提高了信息传输回路的抗电磁干扰能力。分散式布置，控制电缆长度大为缩减，在相同控制电缆截面时，断路器控制回路的电压降减少，有利于断路器的准确动作。规划院最近将全国5个500 kv站作为综合自动化的试点，也从侧面反应电力系统业内人士对自动化监控系统可靠性的认同。
5 结束语
综上所述，变电站自动化系统的控制与操作是可靠的，它的成熟和进步还需在变电站的实际运行中不断得到完善。
参考文献
变电站自动化控制范文第5篇
【关键词】 综合自动化 控制技术 变电站 电力调度
综合自动化控制技术是一种摆脱了人力机械操控，在大部分操作上都利用的当前的先进计算机电子技术，通过电子通信以及电子信息处理技术对变电站中的各种设备（一般指二次设备）进行相应的重组以及优化，并且对设备自身的运行情况进行进行相应的监视以及测量协调的自动化技术。下面，我们将结合综合自动化控制技术在变电站电力调度中的优点以及构成进行分析，希望能够抛砖引玉，对同行起到一个提点的作用。
1 非自动化变电站电力调度的缺点
在进行大规模技术改造之前，变电站一般都是采取人工值班的方法，有些工作都需要人工手动去完成，例如以前的抄表工作，就需要值班人员根据需要按时间去手动完成，由于进行抄表数据传输的方法一般为电话口头传输，没有可以依据的文字性材料或者电子材料，误差出现的概率极高，而且手动抄表也不能做到对数据的时间监控，甚至不排除一些值班人员为了某些原因而对数字进行虚假报告的情况。
除了人员的因素之外，常规的变电站一般以充油式的构建为主力军，这其中包括了变电站的主要部分，比如主变压器、断路器等核心部件。由于其技术自身的缺陷，油液渗漏就成为了一个不可避免的情况。同时由于常规电站的技术相比较现在的电站更加落后，因此在常规维护项目上，比如操作结构、直流电源、电缆以及其接头部位等处维护工作量很大，并且很容易出现拒动、误动事故。正是基于以上的因素，综合自动化控制技术在变电站电力调度中的应用已经成为了一种必然趋势。
2 综合自动化控制技术在变电站电力调度中的模式构成
2.1 集中式结构
在自动化电力调度结构中，集中式的应用是最为广泛的一种。在这方面，整个变电站中的强功能计算机对其I/O接口进行扩展，通过这些扩展接口来获取相应的精确信息，比如变电站的即时模拟量还有相应的数量，数据采集之后也可以进行对数据进行相应的处理，在数据统计的基础之上进行微机监控、保护以及按照设定程序进行自动控制的功能。在这里要明确一个概念，集中式结构并不意味着一台计算机独挑大梁，单独完成从监控到保护的全部过程，而是在单独的计算机承担相应的任务同时，对自己所负责的领域处理涉及的更多一点。在这里笔者举个例子，在综合化变电站中，负责监控的电脑——监控机——要对监控领域的数据关注更多一点，比如说数据采集和处理业务、电流断路器的应急处理、人机交互以及数据提供等任务。在这个基础上，另一台计算机则要负责比如说多回低压电路保护的任务。这样在分工有序的情境创设下，集中式的结构就成为了高效智能化自动变电站的主流构成。
2.2 分布式结构
这种结构和集中式结构的构成思路似乎是完全相反的。在这个系统里，变电站自身的功能一般会进行扩展，不再由一台计算机或者一个整体的计算机组成来完成相应的工作。与之相反，各个功能都会按照一定规律分散给个台计算机，这种规律一般情况下是按照功能设计思路的逻辑顺序来的。在这里，一般情况下都是通过主从cpu的系统工作思路来进行并联运算。在这种模式下，同时发生的多任务或者多突发事件能够被并行的cpu完美完成，解决了同一时刻大量数据涌入导致的数据卡死的瓶颈问题。与此同时，每一个cpu之间的网络产生串行的方式来进行数据间的交换以及通信，同时由于网络内部构架有着优先级别的区分，系统传输信息的实时性得到了解决。最为关键的问题是，单一模块出现了问题不会对其他模块构成太大的影响，功能在没有受到严重破坏的情况下还可以完整有序的继续运行。正是基于以上优点，分布式结构一般都被用在各种维护困难的变电站中，多以中低压变电站为主。
2.3 分布分散结构
这种结构的主要特点就是把变电站的结构系统从上述两种中的单纯分散式单层系统逻辑变成了双层次的逻辑，也就是被划分成了变电站层和间隔层。有的时候，这两层中间还会插入一个通信层，变成三层次结构。
和上面的两种不同结构相比，这种结构的创新之处就在于针对元件和断路器间隔进行重新的设计。当这个层次进行正常运作的时候，断路间隔所需要的数据进行全部采集，另外在此基础上，保护和控制的多项功能将完全集中到一个很小范围内的测控单元上，如一个或者多个单元进行集中处理。测控单元可以直接设置到断流器柜上或者根据实际需要放置到断路器的间隔旁边，相互之间通过特殊的光缆进行连接。这种技术最大的好处是尽可能的减少了电缆线路的连接，使得电磁干扰在理论上降到了一个低点，使得信息的传递准确性和可依赖性大幅度提高，最终使得各个部分之间即使出现故障或者事物也不会影响整体的运行。除此之外，最关键的一点就是这些设置都是流水化作业，可以在厂家进行提前组装，降低了现场施工的难度，提高了效率。
3 综合自动化控制技术在变电站电力调度中的优越性
3.1 提高供电服务的质量，对电压合格率的提高也有促进
变电站综合自动化服务系统是一个完整的功能组成，在这其中的一个重要功能就是无功自动控制。因此对于具有相应配置的变电站（有载调压变压器以及无功补偿电容器）来说，可以充分运用这些配置，来对电压进行稳定化并使得电压的合格率得到大幅度的提高。从安全角度考虑，这可以使得相应的用电设备和传输设备的耐久性得到大幅度的提升，保护了这些设备，对网络损耗的降低以及电能传输过程中的节能都有着非常好的帮助。
3.2 保护变电站的安全，提高运行水平
自动化运行系统是由电脑操控的，他们同时具有故障查找以及诊断的能力。同时由于电脑在反应速度上与人相比所具有的明显优势，他们能够十分迅速的发现针对性目标的故障并及时采取措施进行断电保护。有的装置可以无时无刻监视其保护对象，当保护对象的运行数值超出了正常范围的时候，监视器就可以迅速的发出其告警信息。正是这种无时无刻的监督，使得很多有可能会酿成大祸的事故被及时扼杀于无形当中，这也直接或者间接的促进了一次或者二次设备的运行可靠性提高。
3.3 提高管理水平
当变电站进行了全面的自动化改造之后，无论是数据监视、数据测量、数据记录还是最终的抄表活动都是通过电脑和互联网进行自动的执行。这样不仅提高了准确度，节约了时间和大量的人力物力，又避免了出于各种目的所造成的人为数据精确度干扰。在进行正常运作的时候，运行人员只需要观察屏幕，就可以对输电和变电的主要数据以及各项参数做到心中有数。同时数据可以通过互联网进行自动化的传输，处于枢纽的调度员也可以对这些数据随时做到心中有数，出现问题也可以在警报的提示下第一时间进行调节和控制。所有事件的先后顺序也有着明确的纪录，这样就使得管理水平得到了极大的提高。
3.4 减少工作量
因为电脑可以根据程序设定对监控系统进行远程的遥控和调整，因此只要在核心枢纽留有少量的值班人员就可以，减少人工劳动力的输出，避免人力浪费。
3.5 降低成本
新型的变电站综合自动化系统由于大量采用了计算机以及电子通信技术进行运行，因此在资源共享以及信息利用方面比人工要好很多。同时因为大规模集成电路的广泛运用，成本不断缩小降低，因此就整体改造而言施工和物料成本只会处于不断下降的程度，性价比也会逐步上升。在这种情况下，变电站的总投资只会达到一个很低的水平。
4 结论
综合自动化控制技术在变电站电力调度中的应用是一个新生事物，相对于过去的传统人力的耗时耗力，综合自动化控制技术更能适应当前的我国国情。随着我们国家的经济不断飞速发展，我们国家对电力的需求也在与日俱增。正是在这种条件下，高科技变电站必然会成为这个飞速发展时代的重要辅助工具。正是在这种高科技辅助的支援下，我们国家才能在电力领域逐步走向自主、安全、节能、低耗、廉价的更高目标。这样从宏观上说对我们国家的能源领域有着长远的进步和促进。
参考文献：
[1]张惠刚.变电站综合自动化原理与系统[M].北京：中国电力出版社，2009.
