變電站綜合自動化論文
變電站，改變電壓的場所。在變電站工作的技術人員，我們應該怎么書寫專業的論文呢？以下是小編精心準備的變電站綜合自動化論文，大家可以參考以下內容哦！
摘要：電網是一個不可分割的整體， 對整個電網的一、二次設備信息進行綜合利用， 對保證電網安全穩定運行具有重大的意義。變電站綜合自動化是一項提高變電站安全、可靠穩定運行水平， 降低運行維護成本，提高經濟效益， 向用戶提供高質量電能服務的一項措施。
關鍵詞：變電站 綜合自動化系統 結構
1、系統結構
1.1 面向間隔的分布式系統
將變電站的輸變電路線分為許多間隔，如進線間隔、變壓器間隔、出線間隔等。各間隔設備相對獨立，僅通過站內通信網絡互聯，并同站級計算機進行通信。每一間隔層按遙測、遙信、遙控、保護等多CPU分布配置，且在設計上引入計算機局域網絡技術，功能分配采用盡可能下放的原則，這種結構雖然可靠性大大提高，任一間隔故障不會影響其它間隔，但是對于每一間隔來說可靠性就比較低，如果間隔內任一個發生故障，則會影響整個間隔。
1.2 面向對象的分布式系統
即一個單元對一個對象，每一根進線、每一根出線、每臺變壓器、電容器等都可作為對象。這是一種真正的全分布式的變電站綜合自動化系統，它打破了原有二次設備的功能界限，根據變電站綜合自動化的要求重新組合。這種面向對象的分布式系統符合國際電工委員會的技術規范，是今后的發展方向。它具有以下特點：系統可靠性大大提高，局部故障不影響系統運行；模塊間相對獨立，互相影響小；數據共享性好；系統運行效率高；多功能的綜合控制方式，使得設備的運行管理十分簡單，維護量少；抗干擾能力強；可擴展性好；站內二次設備所需電纜大大減少，節約投資。
2、雙網絡與單網絡總線結構
站級管理層與保護監控層之間的數據及命令傳遞，可采用雙網絡或單網絡結構。對110 kV樞紐變電站，采用雙網絡結構便于在數據流量很大時保證能快速傳遞各類信號，并提高其可靠性。采用雙網絡方式時，通常將監控和保護獨立組網，在輸電線路或電氣設備故障保護動作后，可利用保護網快速傳遞錄波數據。由110kV及以下變電站規模較小，數據流量不大，110kV及以下變電站采用單網絡即可很好地滿足數據傳輸的要求。
3、RS485或CAN現場總線網
3.1 RS485 總線
RS2485 總線較早應用于變電站綜合自動化系統，目前仍為許多系統所采用，其缺點主要有：對于較小規模系統，有足夠的傳輸率，實時性有保證，但隨著系統規模的擴大，系統性能迅速降低�？垢蓴_及安全性較差，一般只適宜于在控制室內部使用，不能用于開關場及開關間隔內，即不適用于分散安裝的分布式系統。從結構網絡上只能有一個主節點，其余均為從節點，各I/O單元橫向通信必須經過站級計算機進行，系統靈活性差。數據通信方式是命令響應式，節點只有在收到主節點的命令后才能響應，一些重要的變位信息得不到及時上送，實時性較差。無檢錯糾錯功能。通信規約由各廠家自定，不同系統設備間難以互聯。
3.2 CAN 總線型網絡
采用短幀傳送，且每幀均有CRC 校驗和其它檢錯措施，抗干擾能力強，只需采用廉價的雙絞線傳輸就可保證誤碼率≤10-11。網絡直接通信距離最遠可達10km，此時傳輸速率為5kbit/s，而當傳輸距離為40m時，傳輸速率可達1Mbit/s。按多主方式工作，網絡上任一節點均可在任意時刻向網絡上其它節點發送信息，而且還可按點對點、一點對多點和全局廣播等方式傳送信息，通信方式靈活。網絡上的節點可以設置成不同的優先級別，并采用非破壞性總線裁決技術，當有兩個節點同時向網絡上傳送信息時，優先級低的節點會自行暫停發送，但優先級高的節點卻不受影響繼續發送，從而大大地節省了總線沖突裁決時間，以保證整個系統的實時性。網絡上某個節點異常時，有自動關閉總線的功能，切斷該節點與總線的聯系，以保證總線上其它操作不受影響。CAN網絡符合ISO11898技術規范，具有良好的開放性和硬件支持環境。
4、后臺操作系統
4.1 WindowsNT操作系統
硬件向上兼容性好，不需要人工進行硬件的優化配置。支持軟件多，可移植性強，易于二次開發和功能擴展。有全方位多功能的系統配置組態功能，包括系統配置、圖形、報表、曲線、事件處理方式等，使系統生成修改極為快捷、靈活、方便；多種報表配置生成及輸出，全部基于Excel 電子報表，便于管理并與其他工具接口；標準的大型數據系統SQL Server 或Sybase 作為實時及歷史數據庫，系統容量大，保證了數據完整性和一致性，易于維護并能與其它系統無縫連接。界面直觀，通用性強，用戶普遍會使用，減少培訓的工作量。系統運行的穩定性略差，有時由于任務多易發生死機。安全性不高，易受計算機病毒的'侵入�；谠摬僮飨到y的應用軟件有的具有識別碼，從保密的角度限制了它的使用范圍。
4.2 SCOUN IX 系統
硬件兼容較為嚴格， 一般的PC 機顯卡在圖形環境下不能兼容，即使兼容，其分辨率也較低，大多≤1024×768。需要對系統進行優化配置，這項工作一般使用人員難以勝任。支持軟件較少，應用系統組態軟件要自行編制。操作系統為英文環境，對國內用戶來說較難掌握。有較長時間的運行經驗及完善改進，穩定性好，安全性高，軍工、金融等行業對可靠性要求較高的網絡普遍采用。
5、變電站自動化系統應能實現的功能
5.1 微機保護
是對站內所有的電氣設備進行保護， 包括線路保護， 變壓器保護， 母線保護， 電容器保護及備自投， 低頻減載等安全自動裝置。各類保護應具有下列功能：
�。�1）故障記錄；（2）存儲多套定值； （3）顯示和當地修改定值；（4）與監控系統通信。根據監控系統命令發送故障信息， 動作序列。當前整定值及自診斷信號。接收監控系統選擇或修改定值， 校對時鐘等命令。通信應采用標準規約。
5.2數據采集及處理功能
5.2．1 狀態量采集
狀態量包括： 斷路器狀態， 隔離開關狀態， 變壓器分接頭信號及變電站一次設備告警信號、事故跳閘總信號、預告信號等。目前這些信號大部分采用光電隔離方式輸入系統， 也可通過通信方式獲得。
5.2.2 模擬量采集
常規變電站采集的典型模擬量包括： 各段母線電壓、線路電壓， 電流和有功、無功功率值。饋線電流，電壓和有功、無功功率值。
5．3 控制和操作功能
操作人員可通過后臺機屏幕對斷路器， 隔離開關， 變壓器分接頭， 電容器組投切進行遠方操作。為了防止系統故障時無法操作被控設備， 在系統設計時應保留人工直接跳合閘手段。
5.4 系統的自診斷功能
系統內各插件應具有自診斷功能， 并把數據送往后臺機和遠方調度中心。對裝置本身實時自檢功能，方便維護與維修， 可對其各部分采用查詢標準輸入檢測等方法實時檢查， 能快速發現裝置內部的故障及缺陷， 并給出提示， 指出故障位置。
5.5 人機聯系系統的自診斷功能
系統內各插件應具有自診斷功能， 自診、斷信息也像被采集的數據一樣周期性地送往后臺機和遠方調度中心或操作控制中心與遠方控制中心通信。本功能在常規遠動“四遙”的基礎上增加了遠方修改整定保護定值、故障錄波與測距信號的遠傳等， 其信息量遠大于傳統的遠動系統。還應具有同調度中心對時， 統一時鐘的功能和當地運行維護功能。
參考文獻
[1] 辛安國. 淺析變電站綜合自動化系統[J]. 內蒙古石油化工. 2009（24）
[2] 虞昉. 淺談數字化變電站自動化技術[J]. 潔凈煤技術. 2005（04）
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