动力学与控制学报自动化论文范文

　　最新的变电站综合自动化微机保护监控系统――RCS9700运用新一代计算机技术、网络通信技术、最新国际标准，集保护、测控功能于一体，满足6～110kV各种电压等级变电站综合自动化的需要。现在市场上流通着有各利各样的自动化系统，并且在不断地改进和更新。本文主要根据南京南瑞继保电气有限公司生产的最新的RCS9700变电站综合自动化系统在110kV变电站的最新应用情况，对变电站综合自动化系统的功能设计、结构及配置、性能、安装和试验等方面的技术要求，进行论述。

　　2系统设计原则

　　兖矿新疆煤化工有限公司110kV／10kV降压总变电站一期工程包括：SFZ10-40000kVA／110kV／10kV三相油浸自冷有载调压电力变压器2台，接线方式为Y／△；110kV线路2回；10kV进线2回；电容器组2回；10kV／0.4kV站用变馈线2回；10kV三级变电站馈出线10回；10kV电动机馈出线10回；10kV／0.4kV厂用变馈线8回；备用回路馈线20回。

　　变电站综合自动化系统设计过程中始终贯穿着充分保证“可靠性”这一原则，采用分散分层分布式模块化结构，各保护、测量、控制、通信等各个模块之间既相互独立又互相联系。RCS-9700采用WorldFip工业总线经过智能网关RCS-9782、以太网网络交换机RCS-9882、RCS-9698D远动装置在后台监控机上实现全所电气设备的“四遥”功能，完全满足“可靠性”这一原则。

　　3系统硬件结构及配置

　　3.1系统硬件结构

　　RCS9700变电站综合自动化微机保护监控系统采用分散分层分布式结构，系统从整体结构上分为三层：站控层、网络通信层、间隔层。站控层由本地后台服务器、保护工程师站、五防系统等构成。通信采用100M工业以太网。间隔层主要由保护单元、测控单元等组成。网络通信层应支持单网或双网，支持全以太网，也提供其它网络，通信方式采用WorldFIP现场总线，支持双网通讯，通信层由WorldFIP网关、保护管理机、规约转换器等组成。

　　微机监控系统：分为站级控制层和间隔级控制层，网络按双网配置。站级控制层设备按远期规模配置，采用基于TCP／IP协议的自适应10／100M双以太网结构(A、B网)。间隔级控制层设备配置双以太网接口，将采集和处理后的数据信号，经双绞线传输到站级控制层，各间隔级单元相互独立，不相互影响。应用层协议使用IEC61850国际标准。

　　视频监控装置：将变电站的视频信号与音频信号传输到监控中心，监控中心接收视频信号与音频信号后进行监控、存储、管理。主要监控、记录变电站的安全以及设备的运行情况，监测电力设备发热程度，及时发现、及时处理事故情况，有助于提高电力系统自动化的安全性和可靠性，并提供事后分析事故的有关图像资料。同时它还具有防火、防盗等功能。RCS9700设置串行通信口与视频监视系统连接，视频监视系统智能设备的通信规约符合IECC61850国际标准通信规约，完成各种通信协议的转换，使计算机监控系统获得所需数据。

　　系统通讯能力：系统具备为双串口、双网络通讯能力，系统配备相关通讯接口及通讯设备。监控系统与调度SCADA系统能同时实现以串口方式及网络方式同时进行通讯，选用的通讯规约为DL／T634-5-101-2002、DL／T634-5-104-2002和新部颁CDT。远动通道具备2路数字串口通讯、2路数字模拟通讯、2路网络通讯。通道具有防雷、过压保护装置。

　　3.2系统硬件的配置

　　监控主机：用标准的、网络的、分布功能和系统化的开放式的硬件结构，满足IEEEPOSIX标准。测控装置面向对象设计，采用统一的硬件平台、统一的软件平台、统一的数据库管理。装置采用32位CPU和DSP硬件平台，14位以上高精度模数转换器，采用嵌入式实时操作系统。利用冗余硬件、自诊断和抗干扰等措施达到高可靠性。

　　操作员、工程师工作站：系统配置一台操作员工作站和继保工程师站。能在正常和电网故障时，采集、处理各种二次装置信息，并充分利用这些信息为继电保护运行、管理服务，为分析、处理电网故障提供支持。继保工程师站具备多路数据转发能力，能通过网络通道向调度中心进行数据转发。

　　微机五防工作站：系统配置一台微机五防系统，防误操作功能比较完备。

　　电源：系统站级控制层交流电源由在线式UPS供电。其他交流电源由站用变交流系统提供。二次设备室的设备由变电站直流系统220V电源供电。

　　3.3系统各装置优化组合

　　主变保护及测控装置、110kV线路保护装置采用分组屏方式，布置在301主控制室。10kV馈线、所用变、站用变、电容器组等间隔层设备采用嵌入式RCS-9000系列C型微机保护测控装置安装在高压开关柜上。其它智能设备可通过通信口接入监控系统。RCS-9700综合自动化系统具备为双串口、双网络通讯能力，系统配备相关通讯接口及通讯设备。监控系统与调度系统能同时实现以串口方式及网络方式同时进行通讯，选用的通讯规约符合IEC61850国际标准通信规约。远动通道具备2路数字串口通讯、2路数字模拟通讯、2路网络通讯。

　　4系统保护装置配置及功能

　　系统具备较强的故障软化与容错能力，具有系统动态重构能力和一定的冗余措施，在任一单个硬件或软件失效时，能防止系统信息的丢失或影响系统主要功能。

　　4.1微机保护及自动装置配置

　　110kV线路微机光纤纵联保护装置：由RCS943A-05型110kV线路保护装置和RCS97-22T型110kV线路保护测控装置组成。光纤分相电流差动保护包括电流分相差动保护、序电流差动保护、离保护和零序电流保护(后备)。

　　主变压器保护装置(RCS-9671C、9661C)：包括主保护装置+后备保护装置+本体非电量保护装置。主保护装置装设一套二次谐波制动原理的纵差保护。后

　　备保护装置包括复合电压起动的过流保护、零序过流保护、间隙零序过流保护、零序过压保护、过负荷保护、主变有载调压控制系统、主变风扇控制系统。非电量保护装置包括重瓦斯、轻瓦斯、压力释放、油温度、绕组温度，有载调压重瓦斯等。

　　10kV馈线保护装置(RCS-9611C)：包括三段时限过流保护、三段零序过流、三相一次重合闸、低周减载、接地保护及过负荷保护，每个保护通过控制字可投入和退出。

　　10kV电容器保护装置(RCS-9631C)：包括带有时限电流速断、定时过流保护、零序过流、过压和欠压保护、不平衡电压保护、不平衡电流保护，温度保护。

　　10／0.4kV站用变／厂用变保护装置(RCS-9621C)：包括三段复合电压闭锁过流保护、高压侧正序反时限保护、两段定时限负序过流保护、高压侧接地保护、低压侧接地保护、过负荷保护、低电压保护、非电量保护，每个保护通过控制字可投入和退出。

　　10kV异步电动机保护装置(RCS-9641C)：设置两段定时限过流保护、两段定时限负序过流保护、一段反时限负序过流保护、过负荷保护、过热保护、零序过流保护、定子零序电压保护、低电压保护、过电压保护及两路非电量保护，每个保护通过控制字可投入和退出。

　　10kV同步电动机保护装置(RCS-9643C)：设置纵差保护、两段定时限过流保护、不平衡保护、过负荷保护、过热保护、零序过流保护、定子零序电压保护、低电压保护、过电压保护、低频保护、失步保护及两路非电量保护，每个保护通过控制字可投入和退出。

　　低频低压减载装置：双CPU结构，强弱电严格分离，舍弃传统的背板配线方式，有很强的抗干扰和抗电磁辐射的能力。完善的事件记录报文处理，可保存最新128次动作报告，24次故障录波报告。有友好的人机界面、中文显示、打印。具备软件和硬件GPS脉冲对时功能。

　　4.2微机保护监控系统的功能

　　实时数据采集及处理功能。遥测：变电站运行的各种实时数据，如母线电压、线路电流、主变温度、功率、频率等；遥信：开关、刀闸位置、分接头位置、各种设备状态、瓦斯、气压信号等。通过间隔层I／O单元进行实时数据的采集和处理。根据CT、PT的采集信号，计算每一个电气单元的电流、电压、有功、无功和功率因数及电度量等，显示在CRT上。

　　限值监视和报警处理功能：多种限值、多种报警级别、多种告警方式、告警闭锁和解除，遥信变位次数统计、变位告警。报警处理分两种方式：一种是事故报警；另一种是预告报警。

　　事件顺序记录和事故追忆功能：开关和保护信号的动作顺序以ms级进行记录。SOE分辨率为2ms。能够在CRT上显示动作顺序，及时在打印机上打印。

　　控制功能：能通过当地或测度端微机的键盘或鼠标输入操作命令，对变电站的控制对象进行操作。包括开关及刀闸的分合、变压器分接头调节、PT并列信号复归等。为了防止误操作，在任何控制方式下都必须采用分步操作，即选择、校核、执行，并设置操作员和线路代码口令。

　　管理功能：对一些设备工况报告、设备档案的编制和调用。运行人员或工程师可以进行修改、检索、显示、打印设备工况报告；对各种运行记录及设备的资料进行档案管理；对于不同性质的工作人员，系统具有管理权限、操作权限分类设置的功能。

　　在线统计计算功能：具有统计计算和报表统计功能、用户自定义报表工具。根据采样的CT、PT实时数据，能够计算每一电气单元的有功、无功功率；各相电流、电压；功率因数；电压、功率因数合格率的分时段统计、变压器负荷率及损耗所用电率、开关正常及事故跳闸次数、变压器的停用时间及次数等。

　　画面显示和打印功能：在CRT上显示主接线图、直流系统图、站用电系统图、监控系统运行工况图、系统网络结构图、开关量状态表、各种实时测量值表、历史事件及某些重要数据表、主要设备参数表、继电保护定值表、有功、无功、电流、电压、频率、主变分接头、潮流方向、电压棒图、110kV母线相电压及3U0电压、10kV母线接地时电压3U0及母线相电压的趋势曲线等。能储存某些历史负荷曲线及包括某些历史事件画面。

　　与远方调度信息交换功能：能正确接收、处理、执行变电站SCADA或地区调度中心的遥控命令，但同一时刻只能执行一个主站的控制命令。

　　系统的自诊断和白恢复功能：微机监控系统能够在线诊断系统的软件、硬件运行情况，一旦发现异常能够发出报警信号。在微机监控系统诊断到软件运行出格时，能自动发出报警信号，并能自动恢复正常运行，且不丢失重要的数据。任何插件可带电插拔，而不会导致误动。

　　维护功能：工程师可以通过工程师站对该系统进行诊断、管理、维护、扩充等工作，能够用交互方式在线对数据库中的各个数据项进行修改和增删。对各种应用功能运行状态的监测，各种报表的在线生成和显示画面的在线编辑。还可以对计算机站控系统的各个设备进行状态检查。

　　GPS同步对时功能：在变电站内采用一套标准同步钟本体，在主控室集中组屏，天线安装在主控室屋顶。与GPS对时接口，GPS的对时精度为1ms，其与系统内各装置的对时采用硬对时。

　　电压无功自动控制：在线监控实现，VQC系统满足《变电站VQC系统功能技术要求》，同时在不同时段，能执行不同定值。

　　5存在的问题

　　该系统以其技术先进、结构简单、安全可靠、功能齐全、具备无人值班的技术条件等方面的优势，在电力系统内得到了较为广泛的应用。变电站综合自动化显出其优越性的同时，也具有以下几个缺点：

　　(1)在变电站巡检操作人员操作设备过程中，在主控室操作后，又必须到现场查看并验证一次设备的实际位置，跑来跑去，如果操作项目多的话，过程反复又浪费时间，自动化的程度还有待提高。假如操作人员在主控室或调度室就能查看一次设备的运行工况，则会大大减少操作人员的劳动量和时间。所以，未来的趋向将是在一次设备附近装设视频和声控系统，通过远动和通信系统进行数据采样和传输，运行操作人员在远方就能对设备的运行工况及状态变化情况了如指掌，同时又减少与高压设备危险接触的不定因素。

　　(2)微机保护装置插件容易损坏，比较典型的有电源板插件发热损坏导致保护失去作用，或通讯监控主插件通讯模块损坏导致通讯连接不上等，必须保证充足的维护抢修人员进行紧急抢修。

　　(3)该系统增加了继保工作人员作业量，继保工作人员作保护调试时，不仅要对保护对信号，还要对后台、调度核对信号，大量繁杂的信号对点工作增加了巨大的作业量，而且只能在检修状态时可以信号核对，否则不会准确。

　　(4)对运行维护技术培训不能及时跟上，大部分人员计算机技术能力有待提高，只能进行简单分合闸操作，以及线路改命名等简单的数据库编译工作等，遇到复杂问题仍需向厂家求助。

　　6结束语

　　实践证明，采用RCS-9700变电站综合自动化系统与以往采用常规继电保护相比，利用组屏取代了常规的仪表屏柜以及一些中央信号装置，经过优化组合成为系统，节省了变电站、控制室和配电室的占地面积，提高了变电站的自动化水平，易于操作、维护，减少人为事故，保证了供电质量，有利于供电系统安全、可靠、稳定运行，提高了企业的经济效益。RCS-9700自投运以来，设备运行一直非常稳定，保护动作反映准确可靠，同时管理上也实现了微机自动化管理。

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