变电站自动化系统控制与操作功能的分析

1、变电站自动化系统控制与操作功能的分析 摘要：介绍了分层分布式变电站自动化系统中控制与操作的功能及特点，总结了防误操作的几种模式，比较了常规站与自动化站控制与操作系统的差异，提出了作者自己的看法。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 authors viewpoint i

2、s 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

3、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

4、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

5、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 k

6、V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，

7、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

8、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

9、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1变电站综合自动化技术研讨会论文集C.中国电机工程学会

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