變電所自動化系統運行論文

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摘要：變電所無人化監控系統于1998年6月運行以來到1999年9月，我們對該系統進行了詳細的運行記錄和檢修記錄，對系統的主要運行指標與設計指標進行了對比，我們認為該系統基本達到了設計標準

關鍵詞：變電所無人化監控系統自動化系統

1石景山局變電所自動化系統的情況介紹

1.1監控系統的基本結構(見圖1)

1.2子系統功能

(1)信息采集和命令執行子系統：監控系統廠站端通過信息輸入設備將測量量、狀態量等采集處理后經信息傳輸子系統發往主站端，并接受主站端發來的命令，作出響應，通過命令執行設備，執行遙控、遙調命令。

(2)信息傳輸子系統：廠站端與主站端通常相距較遠，采用通信技術，由通信機和信道組成的信息傳輸子系統實現兩端的信息交換。

(3)信息采集處理和控制子系統：主站端采集各廠站的信息，經加工處理后通過人機聯系子系統告知運行人員，并接受運行人員的命令。也可與上級調度部門交換信息，或給廠站下達命令，進行調節、控制。

(4)人機聯系子系統：監控系統通過人機聯系子系統為運行人員提供完整的電力系統實時運行狀態。人機聯系的手段可通過鍵盤、鼠標對整個系統的運行進行管理。

1.3監控系統中主要設備功能

(1)變電所設備：包括變壓器、開關柜、中央信號盤、保護裝置、TV、TA、母線等，提供遙測、遙信、遙控、遙調信號的接點。

(2)變送器：將采集的電壓、電流和功率等被測物理量轉換成額定值為0～5V的直流模擬電壓或0～20mA的直流電流。

(3)VQC：電壓無功自動調節裝置，用軟件模塊的控制來實現改變主變分接頭檔位和投切電容器組，以此達到改變所內的電壓和無功。

(4)RTU：是一種智能的遠方終端，將表征電力系統運行狀態和變電所的有關信息采集到主站監控系統，再將集控站的各種控制調節信號發往變電所。

(5)MODEM：調制解調器，采用1200bit/s，四線全雙工異步傳輸方式，將RTU送來的串行二進制數字信號，通過接口電路轉換成電平信號，再進行相應頻率的正弦波整定，經數模變換和模擬低通濾波器放大后送往通信通道。采用SCI1801規約。

(6)通道：提供良好的數據流通渠道，有足夠的傳出能量，較低的衰耗，信道誤碼率≤10-5，信噪比≥17dB，抗干擾，不失真。

(7)前置機：工控PC機，可接收多個RTU信息，采用智能通信處理實現遠動通道的自動切換。

(8)SCADA：是一個計算機工作站系統，對所管轄范圍內的變電所電氣設備的運行狀態及參數進行監測管理，并進行必要的控制。

1.4系統主要性能指標

(1)可靠性：監控系統的可靠性包括系統設備的可靠性和數據傳輸的可靠性兩個方面。

監控系統的可靠性是指它在規定的時間和條件下完成所要求功能的能力。一般用"平均故障間隔時間"和"可用率"來衡量。

可靠性級別MTBF(h)可用率級別A(%)

R1≥2000A1≥99.00

R2≥4000A2≥99.75

R3≥6000A3≥99.95

平均故障間隔時間(MTBF)是：設備或系統在規定壽命期限內相臨兩次故障之間工作時間的統計平均值。

可用率(A)是：設備或系統處于良好狀態的可使用時間所站的百分數。

(2)準確度：主站端所采集數據應根據實際需要滿足一定的準確度要求，監控系統中傳送的各種量值要經過各種環節，難免引入誤差。這是對遙測量的要求。

(3)實時性：電力系統對遠動信息傳輸的實時性要求，用容許的"總傳送時間"來表示。

總傳送時間是指從發送端的事件發生開始，到接受端顯示出相應的信息為止的總延時時間，包括發送站(如中間繼電器、電量變送器)和接受站相應外圍輸出設備(如顯示器、信號燈)產生的延遲時間。

模擬量的總傳送時間一般為3～10s。

遙信量的總傳送時間一般為小于3s。

遙控和遙調命令的總傳送時間一般不允許大于4s。

2系統運行分析

變電所無人化監控系統于1998年6月運行以來到1999年9月，我們對該系統進行了詳細的運行記錄和檢修記錄，對系統的主要運行指標與設計指標進行了對比，我們認為該系統基本達到了設計標準，

根據檢修記錄分析，可以看出系統也存在一些問題，主要問題有兩個：一個是通信通道，比較薄弱，遇到干擾、雷擊、設備事故、外力破壞等，都會影響通信的正常運行。另一個是SCADA機和MMI機，這主要是機器中安裝的軟件不兼容造成的。我們分別對兩個主要問題進行了改進。

調制解調器的失電問題，根據設計廠站端調制解調器是由變電所所內變交流供電，當站內進行正常倒閘操作時，所內變會暫時失電，引起通信中斷。解決的辦法：把調制解調器換成交直流兩用型，由單電源供電改成一路直流一路交流供電，就不會出現斷電現象。

電纜故障，由于雷擊、干擾或外力破壞，經常造成通信電纜中斷，直接影響數據傳輸。解決的辦法：在有條件的站將普通電纜通信改成光纖通信，不具備光纖通信的建備用通道。為了防止雷擊，在通信裝置上增加了線路連接器等防雷裝置，提高了通信設備可靠性。

對原來的APS2000系統進行了版本升級，加強了兼容性和判別功能，解決了兩臺SCADA爭搶主機的現象，也解決了SCADA機和MMI機之間的配合。

系統經過一年多時間的運行和改進，趨于穩定，故障率明顯的減少，但作為一個變電所綜合自動化系統，還應該更完善。

3系統的完善

(1)增加遙視警戒消防功能：

遙視應具備在集控中心能看到變電所的現場實景，而且還必須具備警戒甚至必要時能啟動安全設施的功能。只有這樣，我們才能實現真正意義上的無人值班。

(2)將實時數據引入信息管理系統：

目前這項技術正在進行試運行。它實現的主要方法是：將實施信息打包，做成多個數據庫，然后做接口，將數據轉換成管理信息系統能夠讀出的數據，完成轉換功能。這里不再詳細論述。

(3)利用拓撲技術增加監視系統的模擬功能：

在一個實體對象內部，存儲了其全部坐標信息(通過點坐標)和構成結構(通過點集和部分的排列順序和特性說明)，這也就完成了對其自身的拓撲模型的建立?？臻g點、線、面之間的拓撲關系建立方法有兩種：一種是通過人為分析手工建立拓撲關系；另一種則是通過計算機編程實現了拓撲關系的自動建立。

作為現實世界中的實體可以抽象為空間的數學模型，即空間的點、線和面，經過抽象后的空間數學模型，就可以通過拓撲軟件，自動建立該模型中的空間點、線和面之間的關系。作為電網系統可以按空間模型進行抽象，運用地理信息系統技術中的空間拓撲技術結合電網自動SCADA系統中的斷路器狀態的動態實時數據一起，對電網的操作進行模擬仿真，從而在系統的實際操作之前通過計算機電網模擬系統先對操作的步驟和結果進行模擬，核實操作無誤后再對實際電網進行操作，避免誤操作，降低事故的發生率，從而提高整個電網的安全可靠性。

(4)利用HFC網絡實現信息通信：

目前北京有線電視網絡已形成規模。我們可以利用有線網實現變電所信息通信，解決通道信道質量問題，而且可以節省大量資金，不用鋪設專用光纖網。目前我局正在進行這方面的試驗，已經初見成效。