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北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008/1/8 18:37:39
1前言
夹江三洞110kV变电站位于四川省乐山市夹江县三洞镇周冲三组。变电站装有两台容量为31500kVA、电压为110/38.5/11kV的降压变压器，初期装一台变压器，预留一台位置。110kV进线两回，35kV出线六回，10kV出线十一回。
为了提高变电站的运行管理水平，提高变电站设备可靠性和综合自动化水平，减少运行值班人员，为无人值班（少人值守）创造条件，变电站采用了综合自动化系统。
2变电站综合自动化系统结构
2.1综合自动化系统的设计原则
（1）有利于提高变电站的运行管理水平，减少运行值班人员，为无人值班（少人值守）创造条件；
（2）系统应在技术上先进，完全满足功能指标要求，并须具有开放、分布及冗于可靠的特点；
（3）系统配置和设备选型应符合计算机发展迅速的特点；
（4）实时性好，抗干扰能力强；
（5）人机接口界面友好，操作方便。
2.2系统网络结构
变电站综合自动化系统采用模块化、分层分布式网络结构。系统结构分为站控层主机、现地层微机保护装置和测控单元。站控层主要完成对变电站运行工况的监视、控制和管理功能，并实现与上级调度的远程通信。现地层微机保护装置主要完成对主变压器、35kV线路及母线、10kV线路及母线等的保护。现地层测控单元主要完成数据采集、状态监视和开关控制的功能。主机与各现地层微机保护装置和测控单元采用总线连接，而微机保护装置与测控单元彼此独立，互不影响，它们之间通过总线网络或串行口进行通信。
电气模拟量采用交流采样。全站各回路的电度量以脉冲量或串行通信方式接入变电站综合自动化系统。直流系统应能与变电站综合自动化系统通过串行接口通信，同时直流系统电流及电压通过变送器（4～20mA）接入变电站综合自动化系统。变电站综合自动化系统留有与乐山电力公司调度所数据通信的接口。
变电站综合自动化系统框图见图1。
3系统配置
3.1硬件配置
3.1.1站控层主机
(1)主机（1套）
主机应为高性能的工业控制机，配置如下：
CPU：IntelPentium1G
内存：256M（可扩）
硬盘：40G（可扩）
软驱：144M，标准配置
CRT：21英寸，彩色，分辨率为1280×1024，纯平
键盘：标准键盘，带鼠标
CD-ROM:40速
声卡：128位
音箱
(2)语音报警（1套)
语音报警系统应为真人声的中文语音报警系统。
(3)打印机（1台）
选用LQ-1600III。
(4)网络设备（1套）
网络设备应包括电缆、连接器、汇线盒、发送器、接收器、通信处理器和控制器，以及整个安装和运行系统所需的其它设备。
(5)GPS装置（1套）
一个高精度系统主时钟应包括所需的信号接收和译码设备、同轴电缆、接线器和天线等，准确度优于0.2微秒，系统主时钟提供与卫星时间同步的时钟信号，同步时钟信号被送到变电站综合自动化系统和其他有关的设备。
(6)UPS电源（1套）
采用一路220V交流输入、一路220V直流输入。正常时由交流供电，当交流电源故障时不间断切换到由直流供电。不间断时间应保证计算机所有数据不致丢失。UPS具有监视器、传感器和控制回路等，以及电源故障，UPS过压、过流，电池低电压等报警信号。容量为2kVA。
(7)控制台和打印机桌等（1套）
应根据系统配置提供相应的控制台和打印机桌等。
3.1.2现地层设备
现地层微机保护装置和测控单元分散安装在保护测控屏上、35kV开关柜上及10kV开关柜上。
·主变保护及测控装置屏1套
·35kV线路保护及测控装置３套
·35kV母线及分段保护测控装置1套
·10kV线路保护及测控装置6套
·10kV母线及分段保护测控装置1套
·微机故障录波屏1面
·变电站综合自动化公用屏1面
·电度表屏1面
·10kV并联电容器补偿保护装置屏1面
3.2软件配置
3.2.1系统软件
包括WINDOWSNT操作系统软件、三维动态图形操作平台软件等。
3.2.2支持软件
包括实时执行软件、高级编程软件、数据库管理软件、自诊断和自恢复软件、文件管理软件、档案(历史)管理软件、通信及管理软件（与其它系统通信）等。
3.2.3应用软件
包括数据采集、处理和监视控制（SCADA）软件、综合自动化系统各节点通信软
件包、网络软件、交互式图形生成、维护软件、事故记录软件、报警软件、人机接口软件、打印驱动软件及控制操作软件等。
4综合自动化系统主要功能
变电站控制的功能由站控层主机完成，主机主要功能如下：
4．1数据采集和处理
周期性和随机性地采集各监控单元和保护单元的实时数据；对采集的数据进行有效性检查、分析和处理，更新实时数据库；事件顺序记录及处理等。
4．2安全运行监视
对全站主要设备运行状态和运行参数进行实时监视、越限检查、综合自动化系统异常监视，并进行报警处理。
4．3事故和报警
站控层接受各测控单元的越限报警信号，响应各监控单元和保护单元确认后上送的模拟量越限、梯度越限、开关量状变和综合自动化系统自诊断故障等信息；发生事故时，自动推出相应事故画面和事故处理指导，画面闪光、变色，打印事故追忆记录。
当发生故障或事故时，应立即发出中文语音报警和显示信息，语音报警应将故障和事故区别开来，可手动或自动解除。
4．4人机联系
人员通过键盘、屏幕显示器、打印机等可显示变电站内主要设备的运行状态、事故和故障等，并可通过图形上的软功能键对变电站的运行过程发出控制命令。
4．5运行人员在主计算机上实时控制
4．5．1断路器、隔离开关投/切操作
在主计算机上通过专用操作控制画面，选择控制断路器或隔离开关，系统自动推出控制菜单，然后选择操作性质(投/切)，操作员确认后系统发出断路器、隔离开关投/切操作命令。为了保证控制操作的正确、可靠，综合自动化系统应有全方位的防误操作系统，具有断路器、隔离开关、接地刀闸之间操作闭锁，操作步骤按“选择－返校－执行/撤消”的方式进行，并且每一步骤都应有严格的软件校核、检错和安全闭锁逻辑功能，硬件方面也应有防误措施。同时，综合自动化系统对每次操作的执行过程应有记录，并可打印输出。
4．5．2参数、整定值、限值修改
运行人员通过各种监视画面、参数修改画面或表格进行运行参数、整定值、限值的修改。
4．6统计和制表打印
能方便地生成和修改表格，并能方便地查询、维护数据库，可自由生成过去任一时段的报表。
打印包括定时打印和召唤打印，召唤打印包括实时打印和历史打印，发生事故和故障时则自动打印。
4．7数据通信
(1)变电站综合自动化系统与乐山电力公司调度所通过电力载波线路进行数据通信。
(2)变电站综合自动化系统与直流系统以串行口的方式进行通信。
(3)变电站综合自动化系统与电度表以串行口的方式进行通信。
4．8系统自诊断和自恢复功能
4．8．1自诊断
系统具备完整的硬件和软件自诊断能力，包括在线诊断、离线诊断和请求诊断。在线运行时应对系统内的硬件及软件进行自诊断，并指出故障部位的模件。
4．8．2自恢复
系统具备自恢复功能，即当系统出现程序死锁或失控时，能自动恢复到原来正常状态。
4．9信号系统
变电站的所有事故信号、报警信号等应能在变电站综合自动化系统中自动打印、显示、记录，并可及时向乐山电力公司调度所发送。
4．10系统主时钟
接收GPS时钟同步信号，并向各保护和各测控单元发送有关时钟同步信息，实现全站的时钟同步。
夹江三洞变电站于2003年6月顺利投入运行，运行情况稳定、良好。总之，采用变电站综合自动化系统，有利于提高变电站的运行管理水平，提高变电站设备可靠性，减少运行值班人员，为无人值班（少人值守）创造条件。
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