变电站自动化控制篇1
变电站属于电力系统改变电压，分配电力能源以及调控电力流向的一种电力设备，变电站中的变压器能够将各级的电压电网联系起来，因此变电站对于整个电力系统来说具有十分重要的意义和作用。现阶段，我国已经投入电网运行的35kV到110kV的变电站大概有两万座左右，220kV变电站大概有1000多座左右，500kV变电站大约有50到100座左右，同时我国变电站的数量正在持续的增长，每一年都有成百上千座新建设的变电站投入使用。结合电网的需求，我国的变电站技术也在不断的进步，其自动化水平也逐渐提升，尤其是近几年来我国变电站的自动化控制技术都取得了很大的发展。
1 变电站自动化控制的内容与功能
变电站自动化控制技术的主要内容有采集和监测电气量、控制和调节各种电力设备的状态，让变电站的监视系统和各种操作可以正常运行，保证变电站中的电力设备能够稳定安全运行。当有故障发生的时候，我们可以对瞬态电气量进行采集并及时的进行监测和控制，第一时间找出故障源头并采取解决措施，让故障产生之后变电站可以快速的恢复到正常的状态下，同时高压电气设备自身也具备监视能力，所以电力故障可以得到及时的排除。随着计算机网络技术以及通信技术在变电站中的广泛运用，结合变电站的实际情况，变电站自动化控制系统可以将各个现场在输入以及输出的单元部件分别在中低压断路器柜和高压设备附近进行安装，现场单元部件以及具备保护监控能力的设备，能够用于处理各种继电的保护以及监控；或者能够让现场微机保护以及监控部件保持独立的状态。在变电站的控制器中对计算机进行科学的设置之后，可以让各个现场的单元部件展开畅通的通信联系，而通信通常都是串行口方式。
变电站的自动化控制技术的主要功能一般是用于遥测和遥信，通过现场的单元部件，我们可以独立的完成遥控并根据命令来执行各种功能，将这些收集到的各种信息再通过网络通信以及远程通信的控制单元之后和后台计算机控制系统进行联系，让传统的RTU和变电站系统的各种功能得以综合的运用。
2 变电站自动化控制的新技术运用
2.1数字信号处理（DSP）技术
数字信号处理技术（DSP）主要通过对直流交流电进行采样的一种远动装置技术，它可以将保护、重合闸、鼓掌测距等很多自动装置测量很好的结合在一起，共同构成自动化控制系统的基础。通过数字信号处理技术的运用，我们能够非常准确的计算出电流的方向以及故障电流，其准确率能够达到0.2%。数字信号处理技术不仅可以解决电能测量和计量的问题，还可以精确的对其数值进行分析，拥有极大的保护功能。
2.2PLC软件的应用
可编程逻辑控制器（PLC）软件通常采取模块化设计，其开发设计的难度极大的降低，同时提升了它的可读性以及可移植性，能够实现变电站无人值班。自动化控制系统的应用，能够通过现场的程序对PLC进行控制，让其拥有实时监测、故障记录、形成趋势图等功能，最大限度的让变电站管理工作变得现代化和智能化，这样不但可以提升变电站运行的稳定性以及安全性，同时还能够降低维护工作量，提升管理水平。
2.3综合自动化技术
在变电站自动化控制系统中运用综合自动化技术能够实现面向现场的目标，让变电站完全实现无人值班，保护工况采取监视控制和信息采集的手段进行监控，保护投切和选择定值是通过调度员在调度中心进行遥控实现的。变电站的综合自动化系统属于一种面向市场的系统，不再像过去那样使用大型控制室，而仅仅需要和相关工程设计进行配合就能够实现自动化控制。
3 推动变电站自动化控制的发展措施
3.1使用计算机局域网
随着计算机网络技术的发展，局域网已经在各行各业得到广泛的运用，变电站自动化控制技术也应该充分利用计算机局域网技术的优势来促进自身发展。总线型网络、令牌网等都是比较普遍的计算机局域网，由于这些局域网是根据国际标准化模型来进行开发设计的，因此在应用过程中的兼容性问题很少，我们只需要根据标准进行设计就可以实现共用。在常用网络中，总线型局域网得到了普遍的运用，任何一个端口只需要将信息数据发送到公共通信总线中，目标端都可以进行接受，同时还可以接收其他端口同步发送的信息，信息通道之间不会存在堵塞的问题，可靠性与稳定性非常高。
3.2加强监控机运行的管理
实践研究说明，做好监控机的管理工作是尤为重要的，变电站在运行过程中，常常会产生因为人为因素或者监控机自身因素而导致的故障现象，造成监控机不能正常工作，而在这些因素中，人为因素占据了很大的比例，这样就极大的影响了变电站的正常运转。因此，为了避免监控机发生故障，变电站必须要制定完善的管理条例并且严格执行，避免因为人员违规而导致的故障问题出现。相关管理部门要定期进行抽查，发现隐患应第一时间处理，如果监控机因为人为因素而瘫痪，要严格按照管理制度进行处罚。另外，监控软件必须设置密码，以避免值班人员随意进入系统中恶意使用监控软件，避免对监控机软硬件资源造成破坏。
4 结论
我国正处于社会经济飞速发展的浪潮中，各种科学技术也产生了极大的进步，我国各个社会行业中所运用到的各种科学技术也日益朝着自动化以及智能化的方向前进，变电站的自动化控制也是社会发展的需求，虽然就目前而言，让所有的变电站都完全实现的微机自动化控制系统，还需要很长的路要走，但是在科学技术不断前进的历史条件下，变电站自动化控制技术也会得到逐渐的完善，传统的控制系统会受到更大的阻碍和挑战，必将会被历史所淘汰。
参考文献
变电站自动化控制篇2
引言
电力作为我国的支柱产业，它是经济发展的重要基础。电网运行的可靠性和安全性将直接影响到我国的经济发展和工业现代化的步伐。变电站作为电网系统中的重要组成部分，变电站电气自动化系统能够为电力系统的安全运行提供安全的保障，提高电网的可靠性。220KV变电站电气自动化控制系统主要采用计算机进行相关的控制，不仅提高了工作效率而且总体提升了变电站的专业水平和管理水平。
一、变电站电气自动化系统的基本功能
随着科技的发展变电站电气自动化系统的功能逐渐的完善，其工作效率和工作质量均得到大幅度提升。在进行220KV变电站电气自动化系统设计时应当根据变电站对各项功能的实际需求进行相应的设计。下面将概述变电站自动化系统的几项主要功能。
计算机控制保护功能及自诊断功能。该保护能够对变电站内部的所有电气设备进行保护，比如线路保护，母线保护和变压器保护等诸多保护装置。计算机控制保护在进行保护动作时往往会生成相应的故障记录。在进行相关的保护动作时，其根据总控制室的命令对相关的设备进行操作和保护，并同时生成故障信息表和动作步骤记录表。计算机能够根据故障信息对故障进行相应的诊断处理，并将处理结果上传。系统的自诊断功能是指系统本身具有自检功能能够对相关的设备进行自检，及时发展相关故障进行报警提示并指出相应的故障位置。在信息传递方面，自诊断功能能够传递更多的数据，并能够实时的和调度中心对准时间，进行同时的维护功能。
另外，变电站自动化系统能够进行自动化控制和操作。变电站工作人员能够利用相关的控制设备对其他受控设备（变压器分接头、断路器、电容器等）进行远程控制操作。在变电站的实际运行过程中，为了防止系统出现失控现象，一般在变电站的设计过程中会依然保留人工直接跳合闸手段来保证变电站的正常运行。
二、220kV变电站电气自动化系统控制方式
220kV变电站电气自动化的实现依靠一个完整的电气系统，变电站的各项操作主要是借助于相关电气设备的动作，各个控制设备相互协调动作共同实现变电站的安全高效运行。220kV变电站电气自动化系统在运行时有以下几种控制方式：
1远程控制
随着科技的不断进步，远程控制技术可以实现远距离的数据传输，并且能够准确的将变电站中的信号实时显示出来，从而帮助操作人员能够对变电站进行控制。另外，采用远程控制技术具有降低建设成本，人员成本，减少电缆使用，节约材料等诸多优点。220kV变电站远程监控系统原理（如图1所示）。
2线路监控
220kV变电站电气自动化系统控制的实现主要通过各种线路传递控制信号来实施，线路作为连接各个变电设备的载体。不同类型的变电设备线路的连接方式是不同的，比如，断路器的连锁和隔离开关的闭锁操作均采用同一种的线路连接方式则容易引起误操作，相关的设计技术人员对变电站电气自动化系统线路设计时应当注意相关问题。
3现场控制
对变电站生产现场实施监控也是电气自动化的重点内容。220kV变电站在运行过程的所有方面都属于现场监控的范围，现场监控规范了变电站相关的作业顺序。现场监控能够有效的减少环网柜、端子柜、隔离设备、I/O端口等设备的数量，能够节约变电站的空间，从而使得整个变电站的功能更加的全面，为系统的升级提供充足的空间，放置新的设备。
4集中控制
变电站作为整个电力系统中的重要装置，它主要负责完成转换线路电压的重要工作。对变电站采取集中控制模式能协调好各个设备之间的运行，创建系统性的"自动化控制结构”既维护了电气设备的正常运行，又能加快系统处理器操作效率的提升。
三、220kV变电站电气自动化系统中的等电位连接
220kV变电站电气自动化系统中的等电位连接的等电位连接是指将对地具有相同电位的各个导电设备相互连接起来。220kV变电站电气自动化系统中是一个非常复杂的系统，等电位连接能够保证变电站的有效安全运行。
1网络控制
计算机网络是220kV变电站中最为主要的控制方式，通过网络的控制从而保证整个变电站的安全可靠高效的运行，从技术层面提高了变电站的现代化水平。网络的运用是现代电气技术不断发展的重要标志之一。变电站等电位控制网络的建立运用到电气自动化中很多的知识，例如变电设备的分配，人员的合理安排等等。通过网络控制优化连接网络，帮助维持变电站等电位连接系统的有效性。
2路径控制
路径控制是变电站等电位连接的重点也是一个难点。变电站的电气结构异常的复杂，一旦等电位体的连接过程中出现失误将可能导致整个变电站的自动化系统受损甚至出现失灵的后果。因此，在对220kV变电站电气设备进行等电位体连接时，应当首先仔细的熟悉变电站内部的电气结构，在此基础上将相关的电气设备进行等电位连接，保证变电站的自动化操作系统能够安全的运行，同时要合理的安排等电位连接路径尽量使其距离最短，从而增强整个220kV变电站电气自动化系统的抗干扰能力。
3设备控制
为了保证220kV变电站电气自动化系统运行的可靠性，对相关电气设备的选择必选按照相关的国家标准进行执行，在选择合适的电气设备的时要遵守以下几个准则，合理的经济性、技术的先进性、安全可靠性等等。选取合理的变电站控制设备能够更好的保证电力系统的安全运行，从更好的为我国各项事业的发展和人们生活提供可靠的保障。为保证变电站等电位连接的可靠性，在自动化系统中要通过相互匹配的设备进行连接。不同的等电位连接系统配备的电气装置也是不一样的，这就需要作业者在使用时根据性能对号入座，不能随便的使用设备的型号，者会给整体的结构性能带来影响。比如：在屏蔽电磁场时，屏蔽器的选择要根据当时电流的大小来选择。
4位置控制
位置控制是变电站电气自动化系统中最基础最重要的环节，由于220kV变电站电气结构复杂，这就使得变电站等电位置控制难度有所增加。但是另一方面，位置控制的设计环节的好坏将直接影响到等电位连接的工作效果，这便要求相关的设计者在进行等电位连接位置控制的设计时要综合各方面的因素认真设计，保证等电位连接的效果。
四、220kV变电站自动化控制系统发展展望
从控制系统的技术结构角度而言，220kV变电站的电气自动化技术有了很大的发展，其控制技术独立性强，且具有很好的抗干扰性和适应性。当然，它还有很大的技术发展空间，比如遥视技术和蓝牙技术的使用。
遥视技术是在图形处理系统中采用计算机中的视觉技术从而达到监控的目的。遥视技术能够将变电站现场的实际情况通过图像的形式传递到控制中心。在国外自动化技术比较先进的变电站中都普遍采用了遥视技术。遥视技术不仅能够将现场画面进行实时传输，并且具备自动识别功能能够对相关的作业人员进行实时的监视。因此，在220kV变电站中采用遥视技术能够更好的加强对变电站的控制，该技术具有很好的应用空间。
蓝牙技术是一种短程的无线电传输技术，例如我们手机中的“蓝牙”就是采用的这项技术实现近距离的数据传输。蓝牙技术具有成本低、功率小、微型化等诸多特点，在通信传输领域应用比较普遍，它往往以其他通讯设备为载体建立一个短程的无线通讯环境。现阶段蓝牙技术已经被广泛的使用，但是变电站自动化控制领域还没有采用该项技术。蓝牙技术作为一种新型的技术具有很大的发展空间，如果在变电站电气自动化系统中采用该项技术能实现各种电气设备之间的相互通讯，使得控制更加方便。
结语
综上所述，我国220kV变电站的电气自动化控制系统控制技术发展日趋成熟，于此同时社会对电网的安全性、可靠性提出了更高的要求。电网应当充分的利用220kV变电站电气自动化控制技术所具有的诸多优势和便捷性，提高变电站的效果和工作效率，最终实现“无人值守”的工作目标，并且提高电网的可靠性和安全性。
参考文献
变电站自动化控制篇3
1 变电站自动化中智能控制建设
首先是专家系统的建设，智能化处理非结构的信息，协调变电站自动化中的控制目标，促使智能控制可以识别并协调变电站自动化中的信息，保障变电站自动化能够广泛的运用到电力系统内[1]。专家系统为变电站自动化智能控制提供案例分析的基础，提高变电站自动化运行的专业性，以免影响变电站的运行状态。
然后是模糊逻辑处理的建设，以经典集合理论为基础，控制好变电站自动化的变量信息，推理并模拟变电站自动化的运行状态，输入数据后，进行模糊逻辑处理，直到系统输出最终的处理结果，为变电站的运行提供决策依据。模糊逻辑处理建设，是变电站自动化智能控制中不可缺少的建设项目，必须规范好模糊逻辑处理建设，才能完善智能控制在变电站自动化中的运用实况。
最后是智能控制建设中的综合处理，结合实时数据、防误操作，远程监督变电站自动化的运行，注重逻辑的监督，体现智能控制建设的效果，优化变电站自动化的环境，体现智能控制建设的作用。
2 变电站自动化中智能控制措施
变电站自动化中，智能控制主要体现在三个方面，即：设备层、间隔层与站控层，分析具体的智能控制措施，如下：
2.1 设备层
变电站自动化智能控制措施中，设备层主要管控变电站的设备，包括进线回路、电机回路等配置设计，以此来规范就地的运行操作，同时在智能控制的状态下，完成远程监督、控制的工作，保障智能控制措施的独立性。设备层内运行的对象非常多，包括一次设备、智能构件以及终端设备等，均要在智能控制的作用下，支持变电站的自动化[2]。例如：智能控制的设备层，引入计算机控制系统，推进智能控制的发展，满足变电站自动化的需求。目前，设备层的智能控制措施，可以完成电容器组、变压器、母线的自动化运行，利用智能保护的方法，规范变电站的自动化运行。智能控制措施中，结合变电站自动化的设备层运行，专门在变电站自动化的现场，实行数据计算，采集变电站的运行数据，根据模拟量、数字量以及脉冲量，维护智能控制的精准性和安全度。
2.2 间隔层
间隔层在智能控制策略方面，主体分为两个部分，分别是通信接口单元和保护测控单元，在设备层以及下文中的站控层两者间，起到中转、连接的作用，消除距离、设备数量对变电站自动化的干扰，保障间隔层能够在变电站自动化中，发挥重要的作用。间隔层的智能控制措施内，建立了长期、有效的信息通道，其可主动分流设备层的设备运行，充分体现出承上启下的作用，还能作用于变电站的自动化整体，体现变电站的结构状态。智能控制规范了间隔层的运行，更重要的是明确了间隔层的功能，非常注重电力系统变电站的自动化建设，提供了智能控制的条件和平台。
2.3 站控层
变电站自动化对站控层的智能控制，提出了实践性的要求。站控层在变电站中，运用到后台监控方面，辅助变电站完成远程监控。变电站自动化运行期间，站控层需收集相关的运行数据，同时收集并处理好后台的数据，提升站控层操作系统的实践能力[3]。站控层在智能控制上，提供异常与越限报警的提示，完成与设备层的智能化通信。站控层智能控制策略，运用数据分析并自动化监控的方式，形成自我诊断与修复，促使主机、工作站、远动设备，都能表现出智能化的运行特征。站控层是变电站自动化控制的中心，直接承担着变电站监控与调度工作。站控层在智能控制建设中，配置信息化软件，便于生成图像数据，拓宽变电站智能化的开发。
3 变电站自动化中智能控制运用
智能控制在变电站自动化中，表现出复杂、繁琐的特征，构建智能控制法，全面地控制变电站的运行。我国电力系统在变电站中，构建了智能控制体系，运用如下几项智能控制模块，完善变电站的智能化。
3.1 模糊控制器运用
模糊控制器结构中，运用逻辑芯片，针对变电站的自动化，进行智能化的控制和改进，以便满足模糊控制器的硬件需求，促使变电站的智能化，具有高精度、高准确性的特征。模糊控制器在实现智能控制的过程中，要充分考虑到硬件设备的影响，逐步提高模糊控制器的灵活性，以免影响模糊控制器的普及。例如：模糊控制器结构中的数字控制器，采用单片微机硬件系统，运用最基础的算法，改变传统变电站控制的方法，进而在此基础上引进模糊控制器，转变成更为新型的系统，及与数字控制的模糊控制器，要借助软件模糊化的推理依据，在变电站自动化中实现智能控制的目标。
3.2 接口装置的运用
智能控制在变电站自动化接口装置中，作用在控制对象上，以控制对象为研究目标，转换变电站内原有的控制量和状态量，最终将数据传输到智能控制系统内，得出最精准的数据结论[4]。接口装置将变电站自动化的数据进行转换，传输到执行机构领域内，获取指令后，就要有效控制对象，保障变电站自动化的稳定性。接口装置的智能运用，注重被控对象的选择与控制，既要维持变电站自动化的可靠性，又要完善变电站自动化的过程。
3.3 其他控制的运用
变电站自动化智能控制运用中，还包括其他类型的功能，如：执行机构和被控对象。分析如：（1）执行机构的智能化控制运用，体现在步进电动、伺服电动等方面，尤其是电力装置方面，各个执行机构呈现出对立的特征，比较常见的是线性与非线性，以此来提高执行机构的智能化水平，智能控制将非电量转化成传感器的变量，配置优质的变电站设备，维护智能控制的精确性，满足变电站自动化的需求；（2）被控对象对变电站自动化的影响很大，产生了直接的干预和影响，在智能控制运用中，优化智能控制的环境，避免影响被控对象的运行效果。
4 结束语
变电站自动化中的智能控制措施，是变电站建设与发展的需求，我国电力系统建设中，应该结合变电站自动化的实况，规划好智能控制策略，有效建设智能控制的策略，在此基础上实现智能控制，积极运用到变电站内，提升变电站自动化的水平，避免功能上发生问题，还要把控好智能控制的策略，以免干扰变电站的自动化。
参考文献
[1]任绍俊.220kV智能变电站继电保护及自动化系统设计[D].华北电力大学，2014.
[2]刘子成.智能变电站保护及自动化系统配置方案的设计[D].江苏科技大学，2014.
变电站自动化控制篇4
Key words: transformer substation;automation control;analysis panorama
中图分类号:TM63 文献标识码:A文章编号:1006-4311(2010)06-0050-02
0引言
当前“变电站自动化”是将变电站中的微机保护、微机监控等装置通过计算机网络和现代通信技术集成为一体化的自动化系统。它取消了传统的控制屏台、表计等常规设备,因而节省了控制电缆,缩小了控制室面积。传统的35kV以上电压等级变电站的二次回路部分是由继电保护、当地监控、远动装置、故障录波和测距、直流系统与绝缘监视及通信等各类装置组成的,以往它们各自采用独立的装置来完成自身的功能且均自成系统,由此不可避免地产生各类装置之间功能相互覆盖,部件重复配置,耗用大量的连接线和电缆,而变电站自动化控制系统很好的避免了这些问题的产生,下面就变电站自动化控制作分别的阐述分析:
1什么是变电站自动化控制
完整的变电站综合自动化系统除在各控制保护单元保留紧急手动操作跳、合闸的手段外,其余的全部控制、监视、测量和报警功能均可通过计算机监控系统来完成。变电站无需另设远动设备,监控系统完全满足遥信、遥测、遥控、遥调的功能以及无人值班之需要。从系统设计的角度来看有以下特点:①分布式设计。系统采用模块化、分布式开放结构,各控制保护功能均分布在开关柜或尽量靠近开关的控制保护柜上的控制保护单元,所有的控制、保护、测量、报警等信号均在就地单元内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机,各就地单元相互独立,不相互影响。②集中式设计。系统采用模块化、集中式立柜结构,各控制保护功能均集中在专用的采集、控制保护柜,所有的控制、保护、测量、报警等信号均在采集、控制保护柜内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机。③简单可靠。由于用多功能继电器替代了传统的继电器,可大大简化二次接线。分布式设计在开关柜与主控室之间接线;而集中式设计的接线也仅限于开关柜与主控室之间,其特点是开关柜内接线简单,其余接线在采集、控制保护柜内部完成。④可扩展性。系统设计可考虑用户今后变电站规模及功能扩充的需要。⑤兼容性好。系统由标准化之软硬件组成,并配有标准的串行通讯接口以及就地的I/O接口,用户可按照自己的需要灵活配置,系统软件也能容易适应计算机技术的急速发展。
2变电站自动化控制与传统模式的比较
2.1 综合自动化站可采用远方、站控、就地3级控制。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,提高了变电站的可控性及控制与操作的可靠性。常规站只能通过控制屏KK把手控制,其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位的情况。
2.2 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。常规站中,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,因而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,故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。
2.3 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。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。
2.4 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,断路器控制四路的电压降减少,有利于断路器的准确动作。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。
3变电站电压及无功的自动化控制方式
3.1 集中控制方式集中控制方式是指在调度中心对各个变电站的主变压器的分接头位置和无功补偿设备进行统一的控制。理论上,这种控制方式是维持系统电压正常,实现无功优化控制,提高系统运行可靠性和经济性的最佳方案。但它要求调度中心必须具有符合实际的电压和无功实时优化控制软件,而且对各变电站要有可靠性高的通道;在各变电站,最好要具有智能执行单元,但在我国目前各变电站的基础自动化水平层次不一的情况下,实现全系统的集中优化控制有较大的难度。
3.2 分散控制方式这是我国当前进行电压、无功调节控制的主要方式。分散控制是指在各个变电站或发电厂中,自动调节有载调压变压器的分接头位置或其他调压设备,以控制地区的电压和无功功率在规定的范围内。分散控制是在各厂、站独立进行的,它可以实现局部地区的优化,对提高变电站供电范围内的电压质量和降低局部网络和变压器的电能损耗、减少值班员的操作是很有意义的。
3.3 关联分散控制方式。所谓关联分散控制,是指电力系统正常运行时,由分散安装在各厂、站的分散控制装置或控制软件进行自动调控,调控范围和定值是从整个系统的安全、稳定和经济运行出发,事先由电压、无功优化程序计算好的,而在系统负荷变化较大或紧急情况或系统运行方式发生大的变动时,可由调度中心直接操作控制,或由调度中心修改下属变电站所应维持的母线电压和无功功率的定值,以满足系统运行方式变化后新的要求。
关联分散控制最大的优点是:在系统正常运行时,各关联分散控制器自动执行对各受控变电站的电压、无功调节,做到责任分散、控制分散、危险分散;紧急情况下,执行应急任务,因而可以从根本上提高全系统的可靠性和经济性。在正常运行情况下,能把控制结果向调度报告。系统需要时,能接受上级调度下达的命令,自动修改和调整整定值或停止执行自己的控制规律,而作为调度下达调控命令的智能执行单元。对调度中心而言,必须具备应急控制程序。
总述 变电站自动化是将变电站的二次设备利用计算机技术和现代通信技术,经过功能组合和优化设计,对变电站实施自动监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。变电站自动化系统可以收集较为齐全的数据和信息,利用计算机的高速计算能力和判断功能,方便监视和控制变电站内各种设备的运行和操作。目前,我国的变电站自动化技术已经很成熟,并广泛地应用于高、中、低压变电站中,这大大提高了变电站的运行效率及可靠性。但与国外先进的变电站自动化系统相比,仍存在许多需要改进的地方。如国外无论是分层分布式的变电站自动化系统还是常规的RTU方式,均能可靠地实现变电站的无人值班监控,这对国内进行新、老变电站自动化系统的建设和改造很有启发。
参考文献:
变电站自动化控制篇5
1 关于后台监控机的几个问题
1.1 后台监控机运行管理
在实际运行中，已经多次出现了后台监控机由于人为和监控机本身等原因导致瘫痪不能工作，严重影响变电站的整体运行。为防止这种情况发生，一是要制定变电站后台监控机的运行和管理制度并严格执行，对值班人员进行约束，防止利用后台监控机玩游戏、上网，防止私自使用软盘和光盘使监控机感染病毒等。二是加强管理部门的定期和不定期检查，发现问题，立即处理，不留后患。三是设置操作系统和监控软件密码管理办法，只有管理部门和变电站站长掌握密码，普通值班人员不掌握密码，防止随意进入操作系统和启动、停运监控软件，防止使用后台监控机的软、硬件资源并遭到破坏。四是用监控软件封装操作系统，如东方电子生产的DF系列自动化系统的后台监控软件具有启动后封装操作系统的功能。监控软件封装操作系统是指当第一次启动后台监控机时，监控机自动启动操作系统后继续启动监控软件，直至启动到监控软件界面，如果停运监控软件，需要输入密码，只有掌握密码的人才能停运监控软件，进入到操作系统。
1.2 后台监控机机型的选择
由于后台监控机要求实时运行，处理的数据量比较大，响应速度快，而且处在强电磁环境，所以一般普通计算机无法满足要求，在选择时应选择高性能工控机。高性能工控机能够在强电磁环境工作，抗干扰性能强，能够实时运行，硬件设备工作稳定性好，能够满足变电站后台监控系统的要求。目前在一些变电站，由于后台监控机使用商用机、家用机和其它计算机，已经出现后台监控机损坏而不能工作情况。高性能工控机能够保证变电站后台监控系统的安全稳定运行。
1.3 后台监控机不间断电源的解决方案
在一些变电站中，没有为后台监控机配置不间断电源，使用的是站用变交流电源。使用站用变交流电源存在下列弊端：一是当系统停电时，后台监控机失去电源，不能工作;二是站用变交流电压波动较大，电压质量有时不合格，有时电压高，烧毁计算机，有时电压低，计算机不能工作，不能给后台监控机提供合格的电源;三是当站用变一次熔断器熔断时，后台监控机失去电源;四是当10 kV系统接地时，站用变交流电源受到严重的谐波干扰，影响后台监控机的正常工作。所以，综自变电站后台监控系统应配备不间断电源，以防止站用电出现故障时确保监控系统正常工作，特别是在发生事故后可以保证各种信息不至于丢失。
1.4 后台监控软件的备份问题
后台监控机无论使用质量多好的后台计算机，都有可能损坏，所以在变电站新投产时，都应该对后台监控软件进行备份，而且这种备份工作应随变电站设备的变更及时更新。虽然有些厂家备份了某些变电站的后台监控系统软件，但是厂家毕竟是面向全国市场，其备份不太完善、可靠，因此，还是建议继电保护管理部门做好各站后台监控软件的备份工作，并妥善保管，以防不测。后台监控软件的备份可以保存在移动硬盘或者光盘上。
2 保护监控系统事故和预警音响信号
一些变电站的保护监控系统的事故和预警音响信号受后台监控系统的控制，当后台监控机不能工作时，事故和预警音响信号则不能发出，不能提示值班人员处理事故或故障，严重影响变电站的安全运行，对于这种情况，应与厂家联系，共同处理，将保护监控系统的事故和预警音响信号独立出来，不受后台监控系统控制，防止发生后台监控机不工作时发不出保护事故和预警音响信号情况。
3 综合自动化系统的选型及定货问题
目前，综合自动化系统的生产厂家很多，各厂家的软件兼容性较差，然而现行的主要定货规则是：10kV保护与监控系统捆绑销售，即购买谁的10kV保护就得购买谁的后台监控系统。这就造成了一个变电站的保护五花八门，不同厂家的产品接入监控系统时都要进行规约转换或者接口转换。这不仅会造成综合自动化系统运行不可靠，同时还会造成许多应具有的功能不能实现。所以，在综合自动化系统的选型及定货问题上，一个变电站最好选用同一个厂家的产品，这样做的好处在于：同一个厂家的产品的通信规约是一样的，无须增加转换环节;厂家在售后服务上也不会产生互相推诿的现象。
4 结语
上述问题是变电站自动化系统在实际运行中出现的一些较为严重的问题，有的自己能够处理，而大部分需要厂家处理，而有的是厂家也无法处理的，而这些问题的存在，不利于变电站的安全、可靠和稳定运行。在选择变电站自动化系统时，应注意上述问题是否存在和变电站自动化系统的整体功能是否完备。变电站自动化系统是变电站的核心，选择一套高质量的变电站自动化系统对于变电站的安全、稳定运行十分重要。
变电站自动化控制篇6
中国的变电站已实现了自动化技术，主要的功能是发挥系统运行的监控作用，并在显示器上将所监测到的各种信息呈现出来。自动化技术给变电站的运行带来了诸多的便利，而且还降低了运行成本。当变电站处于自动化运行状态的时候，继电保护装置所发挥的功能是值得关注的。随着微电子技术的发展，变电站自动化运行中，将微机自动化技术所具备的优势发挥出来。具体而言，就是应用先进的微型计算机组对电气系统的运行予以自动化控制，配合使用集成控制电路，使得通信技术被融入到自动化技术中，推动了变电站快速发展。
1 变电站采用微机自动化技术实施管理
在自动控制系统中，微机保护是系统运行中不可或缺的一部分，主要发挥的功能是对变电站所使用的主要设备实施保护，同时还要保护好配电线路。对这些保护采用微机自动化控制技术，可以对变电站实施全方位控制和保护。传统的电磁式设备被技术先进的具有高端科技含量的新型二次设备所取缔，使得变电站在运行中，各项配置都得以优化，所产生的信息资源都得以共享。原有的一些只有采用硬件技术才可以实现的变电站功能，通过软件开发就可以完成的，而且在软件开发之后，根据需要将可以发挥指定功能的软件模块构建起来。对于一些使用多个硬件经过组合之后才能够实现的功能，通过运行计算机网络，就可以将这些硬件的功能充分地发挥出来。当计算机进行局部通信的时候，所有的信号传输不再使用电缆作为载体，而是运用无线通信网络，由此而使得设备维修、维护工作量降低。当变电站经过自动化改造之后，不仅自动化程度有所提高，而且变电站运行的安全可靠性也有所提高。从技术的角度而言，变电站的自动化控制属于是集成控制。微机控制系统可以实现远程管理，对变电站的运行设备实施保护，同时还可以发挥测量的功能。微机控制系统不仅构造简单，而且使得电力系统能够更安全稳定地供电。微机控制系统的功能综合性特点，使其在元件的使用、设计结构、可以技术管理上都采用了通讯网络运行，操作人员多信息的变化可以随时掌握，并对变电站的运行实施有效控制。在对规定中自动化控制技术实施管理时，要将微机自动化技术的优越性充分地发挥出来，以其灵活、可靠、具有良好的保护性能等特点，使得微机保护装置具有维护上的优越性。
2 变电站中微机自动化控制技术的实际应用
某变电站不仅配网运行的规模大，而且电压等级相对较高，承担周边环境的村镇用电供应。多年来，变电站持续地运行中会暴露二次系统运行的问题，这就需要变电站要高度重视二次系统的改造工作，以使得变电站的运行状态良好。具体的改造内容为，对变电站配网上所安装的保护装置实施微机自动化改造。所有技术改造之后的设备都在开关柜中组屏安装，包括主机、变电站监控系统串行通讯卡、网卡等，都根据变电站自动化设备运行的需要而构建集成电路。具体操作中，是从变电站的主要控制室内向室外敷设屏蔽控制电缆，以链接各种配电设备，电缆的总长度大约为12公里。主要控制变压器保护屏所在位置，可以用通讯屏取而代之，从通讯屏开始敷设以太网线，一直延伸到后台工作站。在后台工作站的终端安装后台系统。对通讯线路的敷设，从技术的角度而言需要敷设两条，其中的一条通讯线路在6千伏高压柜中分布；另一条线路是与网卡链接。在变电站运行中，安装有6千伏高压柜，还要临时安装保护测控装置，以在微机自动化系统运行中，还可以随时调整，并针对调试过程中所存在的问题，采用实验的方法判断故障原因，并根据所获得的结果制定技术处理措施。为了保证电网能够持续而稳定地提供电能，在对变电站配网上所安装的保护装置实施微机自动化改造的过程中，要确保两个系统处于并列运行状态，原有的电缆以及保护屏都要予以拆除，对连接设备的电缆进行整理，对新的保护屏所需要安装的位置予以确定。
变电站经过技术改造之后，不仅自动化运行的水平提高，而且变电站处于运行状态的安全系数有所增加，以能够为电能用户可靠供电。当微机综合自动化控制系统处于运行状态的过程中，还建立了人机交互界面。计算机拥有强大的数据信息管理功能，甚至可以使用挖掘技术对所获得的信息进行处理，从而为变电站的管理人员和专业技术人员的变电站运行管理工作提供了支撑。
经过技术改造之后，二次系统故障得以有效解决，甚至使可能存在的安全隐患都得以消除，使得二次系统在运行中具有较高的安全系数。当变电站采用了新的微机自动化控制系统之后，使得变电站运行较为稳定，所获得的数据信息更为精确，使各个设备之间都能够协调运行，相应的，变电站二次保护系统的运行可靠性得以明显。从经济的角度而言，微机自动化控制系统接口为标准化通用接口，可以使系统能够与相关设备兼容，不仅使空间合理利用，还降低了人力、物力成本。
3 变电站自动化设备的维护管理技术要点
3.1 对真空重合器的维护
真空重合器的维护，就是对其油面和油色进行常规检查，看是否有破损。检查真空重合器的构架，要求不可以出现变形或者断裂的现象。要对真空重合器做好维护工作，要按照规定每隔5年就要对真空开关维修一次，包括运动部件是否有严重的磨损、分合闸的运作的灵敏度等。还要提取变压油样本进行试验，如果样本的耐压值没有达到1.5千伏，就要对变压器油进行更换。
3.2 对跌落熔断器的维护
跌落熔断器的维护要注重倒闸操作。注意检查熔丝，如果发现熔丝有损伤之处，就要及时更换。如果发现熔管已经出现变形，很有可能是由于受潮所引起的，更换熔管的同时，还要对作业环境进行检查，采取必要的防潮措施。如果跌落熔断器的绝缘子是瓷质的，要注意检查是否有放电的痕迹、是否出现裂纹等。熔管的鸭嘴夹要具备一定的压力，否则会在变压器运行的过程中脱落，因此松弛的鸭嘴夹要对螺钉进行调整，以加大其对熔管施加的夹力。
3.3 对六氟化硫重合器的维护
六氟化硫重合器的运行过程中，如果六氟化硫重合器没有配备压力表，可以采用气压检测法对其进行气压检测。将集线盒盖板拆卸下来，在下顶盖上面有一个轴，施加压力后松手，如果轴恢复到原来的状态，就表明气压正常。对配有压力表的六氟化硫重合器，将气门盖拧下来之后就可以进行气压检查。在环境温度为20℃时，气压为0.35兆帕，则为正常。如果气压没有超过0.25兆帕，就需要停止运行。
测量合闸和分闸速度的时候，所获得的数据超出了规定数值，就要调整弹簧的拉力，以使合闸和分闸的速度符合运行要求。六氟化硫重合器的电池每三个月检查一次，如果常电压还没有达到7.5伏，就需要换电池。按照电池的负极线拆、正极线的顺序拆下来。电池的安装则是先安装正极线，然后安装负极线。
4 结语
综上所述，科学技术的发展进程进入到信息通信技术阶段，使自动化技术在各个领域普及，不仅给变电站的运行带来了诸多的便捷，而且还会由于自动化技术的应用而使各种信息资源在计算机信息网络上实现了共享。变电站各种电气设备的连接，依赖于电缆并按照设计电路连接，将微机自动化技术应用其中，使电气系统自动化运行，并不断向智能化发展。
参考文献
[1] 袁佳.110kV变电站无人值班综合自动化控制系统改造研究[J].科技风，2014，（19）.
[2] 李爱玲，韩启华.微机综合自动化保护系统在110kV变电站中的应用[J].科技咨询，2015，（19）.
变电站自动化控制篇7
1.1 遥控试验的安全措施
2004年12月，变电站发生误跳710开关导致1号主变失电的不安全情况。当日工作内容为：变电站监控系统增加重合闸软压板远方投退功能，分析原因为：遥控试验710开关前漏脱710遥控压板。因此，在变电站对运行开关做遥控试验前，应做以下安全措施。
①对于闸刀和地刀，须在操作机构箱内将“远近控切换开关”切至“近控”或“就地”位置或将操作电源拉开（部分500kV开关不能将开关本体上“远近控切换开关”切至“近控”或“就地”位置，否则，开关将处于非自动状态）。
②测控装置远方就地切换开关打至就地位置（某些厂家产品打至就地位置后不接受遥控命令）。
1.2 遥控点号的验证方法
①在测控装置，保护测控一体化面板上查看分合动作信号灯。常规RTU变电站观察遥控继电器动作情况。
②查看测控装置，保护测控一体化装置内遥控执行报告情况（遥控试验前，将装置内遥控记录清除）。
③使用合格高内阻电压表查看遥控脉冲情况（此方法慎用）。
1.3 遥控试验范围
对遥控有影响的工作结束后必须进行遥控验证，以确保遥控的正确性。
①以下内容必须进行全部遥控验证：修改遥控数据库、修改遥控配置表、涉及到遥控的参数下装、涉及到遥控装置地址对照表、底层下装、修改具备遥控功能的规约。
②以下内容可不进行遥控验证：不具备遥控功能的规约调试；独立的遥测、遥信等参数文件的修改；系统软件的变动。
③以下内容必须进行变动部分遥控验证（分和合）：间隔层装置的地址变动；间隔层装置的参数修改；间隔层装置调换。
④以下内容必须挑选部分遥控验证（分和合）：应用软件的修改。
⑤对于底层下装的设备，涉及部分全部进行遥控验证（分和合），其余装置挑选部分遥控验证
1.4 遥控验证
①对于使用同一对象号或同一装置地址的遥控对象，可以仅进行一种性质的遥控验证（分或合）；对于同一遥控对象其遥控性质没有联系的必须进行两种性质的分别验证。
②对于使用不同对照表的规约，必须分别进行遥控验证。
2.关于数据库的修改
2.1 总控单元数据库修改
2.1.1 准备工作
①严格按照规定，执行通讯自动化安全措施卡，预先分析工作影响范围，所需安全措施，并报公司技术部门批准。
②按照有关规定执行自动化设备停役申请手续，申请变电站有人值班。
③备份总控装置中所有数据库、程序、配置文件，以防数据库崩溃时恢复；
2.1.2 数据库填写
①将现场运行总控中实时数据库导出。不能导出的严格核对设备检修记录，确保备份数据库实时正确。
②按照信息表正确填写，一人填写，一人监护，填库结束后，专人核对。
2.1.3 现场施工
①对远传点号进行主单元主通道完整试验，传动前核实站名、开关号及遥控顺序；对运行设备必须脱开遥控压板后方可进行试验。
②对远传点号进行主单元备通道遥控抽查试验。
③对主备总控单元数据库更新，必须在一台工作完全结束投入运行后，才允许对另一台总控进行更新，两台总控单元的数据库必须完全一致。对备单元进行主备通道的远传点号抽查。
2.1.4 备份及防病毒工作
①对数据库进行备份，履行设备修试记录，对于变电站整体综合自动化改造的工作，应每天进行备份并作好标记。
②便携式电脑应安装正版杀毒软件并定期升级查杀，使用专用调试电脑及相关配件数据线，并不得挪作他用。
2.2 后台机数据库修改
2.2.1 准备工作
①严格按照规定，执行通讯自动化安全措施卡，预先分析工作影响范围，所需安全措施，并报公司技术部门批准。
②按照有关规定执行自动化设备停役申请手续。
③备份所有后台数据库、图形画面、报表、五防逻辑，以防数据库崩溃时恢复；
2.2.2 现场施工
①按照信息表正确填写，一人填写，一人监护，填库结束后，专人核对。
②变电站有多台后台监控系统计算机时，当前修改计算机工作站应为自动化工程师工作站或站内备用工作站。
③三遥试验核对正确后，对在线其他运行工作站进行软件更新，严禁运用网络广播命令进行边修改边广播工作。
④对监控系统计算机改动部分进行试验，包括遥控试验核对。传动前核实站名、开关号及遥控顺序；必须先在停用遥控电源的情况下进行模拟传动，对运行设备必须脱开遥控压板后方可进行试验。
2.2.3 备份及防病毒工作
①对数据库进行备份，履行设备修试记录，对于变电站整体综合自动化改造的工作，应每天进行备份并作好标记。
②便携式电脑应安装正版杀毒软件并定期升级查杀，使用专用调试电脑及相关配件数据线，并不得挪作他用。
3.关于厂方人员参与二次设备工作
①厂家技术人员在协助本公司人员进行变电站改、扩建工作前，应提出方案，书面明确工作内容、影响范围、安全措施（防人身、防设备和防误操作）、注意事项和验收方法，并由该工作部门批准。
②工作部门与厂方技术人员签订通信、自动化设备检修安全措施卡，同时工作部门将厂方技术人员列入工作票工作成员之中。
③工作负责人在工作前应要求厂方人员按规定着装，佩戴个人安全防护用品。同时应向厂方技术人员交工作内容，交待工作现场情况、安全措施及注意事项，经双方签字，并带好审核批准的安全措施卡。
④厂方工作人员在工作中由监护人进行全程监护，并进行逐项检查，对处理的全过程负责；厂方人员在工作中，不能进行超出工作范围或超出技术方案的工作，一经发现，工作监护人员应立即制止。
⑤在工作结束后，工作负责人应根据处理方案中的验收方法，由运行人员、检修人员对验收项目进行逐项验收并签字，同时做好记录。
⑥所有工作，在开始前和结束后，均需及时向设备运行值班员和远动值班员汇报。
4.结束语
当前，早期综合自动化系统及少量电磁型变电站系统运行年限超期，存在安全隐患，纷纷进入设备升级换代期，自动化人员工作量剧增。在采取了严格的安全风险控制措施下，实现了500kVXXX变监控系统升级更换工作，是第一次实现500kV变电站不停电自动化系统升级改造工作，掀开了自动化改造工作安全在控、能控的新的一页。希望本文对自动化工作安全风险控制的总结，对现场实际工作有一定的借鉴意义。
变电站自动化控制篇8
控制回路是连接一次设备和二次设备的桥梁，通过控制回路，可以实现二次设备对一次设备的操控，实现低压设备对高压设备的控制。控制回路完好与否，直接影响操作和保护命令能否正确执行，关系系统能否安全稳定运行。
一、控制回路断线
目前，微机保护装置广泛应用，该装置一个显著优点是能够自动监视控制回路是否完好，出现异常能够及时报警，这是常规保护无法相比的。
首先要明白控制回路断线信号是怎样报出来的，控制回路断线信号是由跳位继电器与合位继电器常闭触点串联构成的，不论什么原因引起跳位继电器与合位继电器同时失磁，控制回路断线信号都将报出。
导致控制回路断线的因素：
（1）控制回路电源保险熔断或空气开关没给（适合于保护装置电源和控制回路电源分立设置的情况）。 信息请登陆：输配电设备网
（2）手车开关电源插件没插好。
（3）手车开关没有推到预备位或工作位（合闸回路串有开关位置接点）。 信息请登陆：输配电设备网
（3储能电源开关没给（合闸回路串有开关贮能接点）。
（4）断路器汇控柜内的远/近控开关因检修等原因，打在就地位置，送电时忘记恢复。
（5）SF6低气压闭锁动作。
（6）开关自身合切回路中串联的辅助接点接触不良。
（7）合切闸线圈断线。
（8）开关操作机构内部二次线接插件因振动松脱。 信息来自：输配电设备网
以上是控制回路断线的常见原因，其中绝大部分是由于工作人员遗忘、失误和未按标准操作导致，只要仔细观察，头脑清醒，可迅速排除故障。
二、操作故障原因分析
控制回路断线信号并不能监视整个控制回路的完好性，在目前的情况下，基于厂家的设计，控制回路断线信号仅仅是监视保护屏外二次回路及开关机构箱内部回路的完好性。没有控制回路断线信号报出，并不能说明整个回路没有问题。在没有异常信号的情况下，我们从控制屏合闸，控制信号要经过以上图示途径，有时开关合不上，就说明回路有问题，或者开关有问题，可以根据经验逐级排查：
1.运行人员在控制屏（测控屏，后台机等）进行开关操作时，会启动保护屏内手合继电器（SHJ）、手跳继电器（STJ），继电器动作时会有很利索的“嚓嚓”的动作声音，如果在操作开关时，平常能在保护屏听到继电器动作的声音，这次操作时，不能听到继电器动作的声音，则说明保护屏内操作继电器没有启动，具体什么原因，可能是控制开关有问题；进行后台机操作时，也可能是测控屏内控制跳、合闸的继电器没有启动；或者二次回路接线有松动；也有可能是保护屏内操作继电器故障。
2.在以上操作过程中，如果操作箱内继电器能够启动，开关仍然不能合闸，就要到开关本体进行观察，一人在主控室操作，一人听开关合闸线圈的动作声音，如果平时能够听到开关合闸线圈的动作声音，这次听不到，则表明开关合闸线圈没有启动。如果当班运行人员对回路比较熟悉，一人操作，一人可以用万用表判断合闸脉冲是否到达开关端子箱，开关合闸脉冲在合闸时过不来，说明问题仍然在二次设备、二次回路。如果有合闸脉冲，则说明合闸线圈拒动，需要通知检修人员到现场进行处理。如果合闸时，合闸线圈能够进行正常启动，机构不动，运行人员要检查开关是否已储能（弹簧机构）；开关大合闸保险（电磁机构）是否完好；操作程序是否正确，有无相护关联的机械闭锁；开关的各种压力指标是否正常，有无闭锁信号，排查没有发现异常问题后，可以通知检修人员检查机构。
以上是进行开关操作时遇到的一些情况，根本点就是要判断保护屏操作箱继电器是否启动，开关跳、合闸线圈是否启动，据此来判断问题该由哪个专业来处理。
三、开关跳合闸线圈烧毁原因分析
在对高压开关的操作过程中，我们变电队每年都有跳、合闸线圈烧毁的情况发生，其中主要集中在10KV开关，尤其集中在合闸过程中。
（一） 引起线圈烧毁的原因
（1）间接原因
先说间接原因，目前的微机保护控制回路全部带有跳、合闸自保持回路，不论是手动操作，还是自动操作。只要合闸命令发出以后，合闸回路就一直处于自保持状态，直到开关合上以后，依靠断路器辅助接点的切换，断开合闸回路合闸电流。如果开关由于种种原因开关没有合上，或者是合上以后断路器辅助接点没有切换到位，则合闸保持回路将一直处于保持状态，这样一直持续下去，将会把合闸线圈烧毁，对于电磁机构，将会同时烧毁合闸接触器线圈与大合闸线圈，有时甚至会烧毁保护装置操作插件。
（2）直接原因
1、断路器辅助接点切换不到位
开关合上以后，断路器辅助接点切换不到位，没有及时断开合闸回路，致使合闸保持回路一直处于保持状态，引起严重后果。
2、开关在没有合闸能量情况下合闸
a） 对于弹簧机构，开关在未储能情况下合闸，特别是无人值守站的遥控操作，如果未储能信号不能及时传到远方，将会使操作人员误操作，造成合闸线圈烧毁，甚至于烧毁保护装置操作插件。
b）对于电磁机构，合闸能量为通过大合闸保险的100A电流，大合闸保险是否完好，现有传统的二次回路设计上没有监视回路，如果在合闸过程中，大合闸保险熔断，或是运行人员误操作，漏投大合闸保险，将会烧毁合闸接触器线圈。
3、开关操动机构内部问题
在外部回路正常的情况下，如果操动机构内部出现了问题，比如机构卡死，同样引起开关拒合，造成上述后果。
（二）运行人员在操作开关时应注意事项
通过以上分析，我们明白了引起开关线圈烧毁的原因，在操作过程首先要避免人为因素引起的线圈烧毁。有些站的10开关信号不是很完善，对于弹簧机构，开关未储能信号可能在主控制室看不到；另外，有些开关在未储能情况下，没有闭锁操作回路，我们在主控室看到红绿灯正常，没有异常信号，并不能说明没有问题。正确的做法是，即便是信号完善，回路完善，也要在操作前到开关本体进行检查，检查开关储能指示是否正常，检查储能电源是否正常。
在排除人为操作因素的情况下，如果在操作过程中遇到了开关拒合的情况，运行人员应该果断处理，及时断开操作保险，使合闸保持回路解除，终止设备损坏的继续发生。通知相关专业人员进行及时处理。因为合闸线圈只允许短时通电，如果在操作故障发生时，没有采取果断措施断开保险，而是停下来汇报调度，汇报部门领导，恐怕设备早已烧毁。
四、结束语
工作人员要想快速定位和排除故障，必须对控制回路十分熟悉，并且要养成“善于观察”的习惯。在操作有特殊工艺要求的开关前，应先按规程规定的步骤满足各种联锁条件，如条件已满足，仍无法操作，应采用“屏蔽接点”法，即用短路线，短接联锁条件来判断是否接点接触不良。
变电站自动化控制篇9
1.电力系统的自动控制技术发展趋势
随着计算机技术、通信技术、控制技术的发展， 现代电力系统已成为一个计算机（Computer）、控制（Control）、通信（Communication）和电力装备及电力电子（Power System E quiqments and Power Electronics）的统一体，简称为“CCCP”。其内涵不断深入，外延不断扩展。电力系统自动化处理的信息量越来越大，考虑的因素越来越多，直接可观可测的范围越来越广，能够闭环控制的对象越来越丰富。在控制策略上日益向最优化、适应化、智能化、协调化、区域化发展。在设计分析上日益要求面对多机系统模型来处理问题。在理论工具上越来越多地借助于现代控制理论。在控制手段上日益增多了微机、电力电子器件和远程通信的应用。在研究人员的构成上益需要多“兵种”的联合作战。
2.自动化变电站存在的技术问题
变电站自动化是指应用自动控制技术、信息处理和传输技术，通过计算机硬软件系统或自动装置代替人工进行各种运行作业，提高变电站运行、管理水平的一种自动化系统。它在近些年来取得了很大进步和发展，但是它的整个运用过程还存在一些技术问题。数据和信息对于任何一个企业来说都是相当重要的，它关系到整个企业在决策，运行中的一些关键环节。而在变电站自动化系统中，远程数据和信息是通过后台监控系统发送到调度主站的，一旦后台监控系统出现故障时，远程数据和信息的发送收到限制。电力自动化系统不利于远动数据和信息的发送，而且由于变电站自动化系统的连贯性，一旦有后台监控系统出现故障，将还会影响到其他变电站的运行工作。目前变电站自动化系统一个最热点的技术就是可以实现无人监控，对此不同的人持有不同的观点，无法统一。但是由于我们变电站自动化系统一些设备状况上还存在问题，还无法直接的从人员值班过度到自动化系统无人值班的现状.所以我们目前新建和改造的变电站很多仍然设置值班人员。实现真正意义上的无人值班，在引进自动化系统的同时，还必须同步的订购后台监控机及相应监控软件的基础上，这将是是一个长期而又艰巨的过程。
3.电力系统智能控制的配置
变电站电力系统自动化智能控制的结构配置要求考虑企业供电网络的规模以及监控的管理方法来确定，一般而言，结构配置可分为设备层、间隔层、站控层三个部分。
3.1间隔层
主要有保护测控单元、通信接口单元等，具有联系设备层和站控层两者起中转作用的间隔层，其能有效解决因站控层与设备间的距离问题和设备层的设备数量较多无法直接与站控层建立通信的问题，间隔层的建立能有效的延长通信距离，并能分流设备层设备，在承上启下的中转作用体现下，让变电站电力系统自动化的整体结构变得更加清晰和明确。
3.2设备层
以进线回路、电机回路、馈线回路等回路进行设备配置设计，既能实现就地运行操作，又能实现远程监视和控制，其操作功能相对具有独立性，主要包括一次设备和智能组件构成的智能设备、合并单元、智能终端、光缆等。以计算机控制系统发展的快速及更新速度来看，我国在设备层强化功能的举措是必然的，现有的设备层能够完成的功能主要包括对电容器组、母线和变压器的保护与控制、保护微机通信、保护系统接地、保护现场整定数据计算，最为重要的是，其对于变电站的数据采集的保护，能够保障状态量、模拟量、脉冲量和数字量的实效、精确和安全。
3.3站控层
作为后台监控的站控层是实现远程监控的控制中心，通过对变电站大量数据进行收集处理不断完善后台操作系统，并且具备越限报警和异常状态报警系统，能够实现与设备层间的通信，并且在不断优化的人机界面上进行远程监视和控制，在通过相关数据的分析处理之后能自动进行监控系统的自我诊断以及自我修复，主要包括主机、操作员工作站、远）动通信设备等。总而言之，站控层作为控制中心，负责整个电力系统的调度和监控。此外，站控层还配置了数据库维护软件、图形库生成软件及开发应用软件。
4.电力系统智能控制建设建议
电力系统自动化的建设是一项庞大的长期的项目，在建设中要求有技术和专业人才作为支撑，尤其在设备配置上和技术设计上都要做到人性化设计，以便于后期实现自动智能化管理。从建设成本上来看，电力系统自动化建设时应该在保证电能质量的基础上以提高自动化运行的可靠性和经济性为根本目的，要实现电力系统的稳定和安全监控，因此在建设施工时要减少占地面积、降低工程造价和运行费用;在硬件配置上要简化，尽量培养一批能够熟练使用引进的国外设备的人才，以减少资源浪费;在后期维护工作中要通过制定详细的检修更新计划，以降低维护运行的成本。控制保护接口的标准制定，与国际标准制定的情况比较，我国在控制保护接口标准的制定上尚不完善，因此在电力系统的设计、运行中需要制定一个控制保护接口的标准，有效地解决由于外来引进保护设备和监控设备操控不当所引起的设备不知如何连接和如何通信等问题。控制保护接口标准的制定要符合国际化标准或者工业的行内标准，要制定相关标准，以保证设备的有效运行，减少设备资源不必要的浪费。技术型管理人才的培养，变电站电力系统自动化智能控制并不是真正意义上的无人管理，在整个监控链的终端依然是由人在掌控，这就是远程监控的真正涵义，因此对于人才的要求也就大大提高了。
变电站自动化控制篇10
一、变电站电气自动化应用的现状及发展趋势
（一）变电站电气自动化应用的现状
电气自动化技术主张计算机、电子通信系统以及信号处理系统的融合，从而实现对变电站进行第二次电气设备的自动化管理，这种自动化管理能够实时反映设备的运行情况。当系统出现故障时，能够及时发出故障信号，以便于工作人员做好故障的排查和处理工作，从而有效确保变电站的可靠性和安全性。将电气自动化技术应用要变电站之中，能够为维修和管理人员提供设备的原始数据，以便为维修和检修工作提供便捷。在变电站的安全生产中，电气自动化技术发挥了极为重要的作用，因此在变电站中电气自动化技术得到了广泛的应用。
（二）变电站电气自动化应用的发展趋势
变电站电气自动化技术在不断地发展和完善，全数字化时代已经到来，变电站电气自动化技术也即将迎来新的发展阶段。当前，计算机技术、网络技术、数字信息化技术发展在不断的改进走向成熟，将完全实现和电气自动化技术相融合，并且被应用到变电站的维护中。这些全新的高端的科学技术的融入可以大大提高变电站电气自动化技术的发展水平，可以更加科学合理地对变电站的电气设备进行监控，并且能够自动处理变电站在运行当中出现的各种问题，使变电站运行更具有可靠性。
二、电气自动化技术在变电站中的具体应用
（一）在计算机监控系统中的应用
当前，随着计算机技术的不断发展，社会各行业的发展都已经离不开计算机技术。在变电站的运转过程中，计算机技术同样也起到了非常重要的作用，通过该技术可以实现对变电站各个系统设备的及时监管，能够提升变电站运行的安全性。利用网络，采取远程监控可以对实行变电站自动化控制的物质基础进行控制，如可以减少电缆、节约材料等。作业人员通过对远程监控上传输的数据，能够很清晰的分析出变电的不足并及时对变电计划加以调整。
除此之外，还需配合线路监控以及现场监控的方式。线路是把所有变电设备连接起来的载体，每条线路根据不同的作用它的连接方法也是大不一样的，这就需要工作人员在自动化设计时充分考虑线路的连接方式；现场监控可以很全面的去查看电气自动化的生成，及时发现生成过程中的问题并及时采取补救措施，规范了整体的生产作业程序，促进了变电站电气自动化的优化改进。
（二）在变电站中等电位链接的应用
变电站都是复杂的电气结构，将具有相同对地电位的各个可导电部分做电气连接，就是等电气连接。对等变电连接实现自动化可以使变电站电气自动化控制系统有效的安全的运用。主要有以下几种途径：（1）路径控制：在变电站电气自动化控制系统中在严格的把握好变电站内部结构装置的基础上，合理的安排设计将路径控制在最短的范围内，保证自动化操作系统的正常使用，同时也为导电器件创造有利的条件；（2）网络控制：网络在变电站电气自动化中的运用和控制，能够使电气自动化更加的系统地控制电气结构的运行，一定程度上促进变电站自动化水平的提高；（3）位置控制：位置控制的设计好坏决定了连接作用的发挥，这就需要工业者根据具体的变电站需求来定；（4）设备控制：电气设备必须选择技术先进、经济合理、安全可靠等特点的设备，以此来满足电力系统能够安全经济的运行被人民所用。在使用过程中，也要严格按照型号匹配使用。
（三）在变电站数据收集中的应用
数据的收集在变电站自动化系统中起到了非常重要的作用，这是电气自动化技术应用于变电站的具体表现。变电站运行过程中的数字信号以及模拟信号是数据运行的基本形式，能够体现出变电站运行的各种数据。变电站的数据处理指的是对各项数据进行分析和处理，发出处理指令。具体的如对故障跳闸的处理，故障警告的处理以及隔离开关的处理等。
总结
能源是社会生产力的重要基础，随着生产的发展，人类对能源的需求不仅仅停留在数量上，在构成和管理上的要求也越来越大。电力是能源的核心工业的基础，在人民生活工业中都发挥着重要的作用，为了M足国民经济的发展，电力必须超前发展。变电站是我国电力行业的重要组成部分，在电力的传输中转变电压的大小过程中发挥着重要的作用。面对电力的改革，我们必须坚持在科技的道路上实现电气自动化系统的运用，以此来促进我国电力事业的发展。
参考文献：
变电站自动化控制篇11
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 kv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，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。
变电站自动化控制篇12
一、变电站调度自动化运行中的常见问题及其控制策略
（1）遥控拒动及其控制策略。第一，遥控序号算法或者定义区间不一致。首先，遥控序号算法不一致。此种问题主要发生在调度自动化系统的安装调试阶段，由于主站和厂站的遥控序号存在着算法方面的差异，常常会导致错号。例如，假设我们在定义现场的遥控信号的首个序号为“0”，但是主站可以将遥控信号的首个序号定位为“1”，进而出现错号问题。其次，遥控序号的定义区间不一致。例如，某场站的应用程序定义某点至另一点位开关设备遥控序号，剩余为档位遥控序号，此时如果出现遥控序号定义区间不一致的情况则便会出现遥控拒动问题。其控制策略是：针对遥控序号算法或者定义区间不一致导致的遥控拒动问题，则需要进行必要的更改，确保两者的高度一致。第二，遥控通道问题及其控制策略。首先，外界因素影响遥控通道导致遥控拒动。通常为了保证上行通道的传输畅通，而对其进行实时监控；但是遥控通常一般情况没有采取必要的监控措施，往往导致在需要遥控操作时出现拒动问题。影响遥控通道的因素较多，通常是某些恶劣的天气。其次，传统通道采用介质存在差异导致遥控拒动。变电站虽然采用了双通道，但是上行通道和下行通道所采的介质存在差异，例如，一个传统通道采用光纤作为通道介质，而另一个传输通道则采用了载波进行传输，虽然不会对上行通道产生影响，但是会影响下行通道，导致遥控拒动。其控制策略是：针对第一种问题，要求工作人员对载波机发送水平和接收电平进行定期的调试和检测，确保载波机拥有正常的工作状态；针对第二种问题，使上行通道和下行通道所采的介质保持一致，或者直接采用单通道。第三，主站调度自动化系统导致的遥控拒动。主站调度自动化系统是遥控命令的直接发出者，因此，主站调度自动化系统的运行状态直接关系到遥控指令的发送状态。一般情况是，主站调度自动化系统忙，如果第一次遥控拒动，通常多操作一次便会解决。（2）误遥信及其控制策略。第一，遥信误发及其控制策略。重启站端远动装置时导致的遥信误发。因为保护和测控远动装置与站内装置的数量较多，重启站端远动装置时，通常调度端的通信恢复速度快于现场的测控设置或者保护装置，这种通信恢复的滞后性容易导致测控设置或者保护装置恢复正常工作状态之前无法向调度端发送信号，导致现场本身处于“合”位的遥信就会在主站端产生由“合”到“分”与由“分”到“合”的报警事项，该类误发遥信不带SOE。其控制对策是：要求部分厂家对远动装置程序进行了修改，当远动装置重启时往调度端发送的报文存1min之内只发同步字，待收到各测控装置的实时数据后，往调度端发送的报文恢复正常。第二，遥信漏发。测控、保护装置或智能设备故障。在实际运行中，很多变电站智能小电流选线装置运行都不稳定，系统发生小电流接地时，不能正确发送线路接地信号。测控、保护装置故障情况也时有发生，开关、刀闸辅助接点接触不良，防抖时间设置过长。其控制对策是：利用主站调度自动化系统提供的一些功能来弥补分站端遥信采集的不足。调度自动化系统具备慢遥信功能，可在主站设置慢遥信的时间，即在定义的时间范围里该对象状态发生的变化被认为是抖动。开关跳闸时发送“控制回路断线”信号也可以通过该功能来屏蔽，而真正的“控制回路断线”报警信号又能正确反应。对RTU装置接保护信号对应的防抖时间全部修改为20ms～30ms，保证保护信号不再出现漏发。
二、结语
变电站调度自动化技术是顺应时展潮流、应用众多先进科学技术的实用性技术种类，尤其是对于大型的现代化电力系统而言，调度自动化技术的应用更是显得尤为必要。该系统通过高效的工作模式可以在最大程度上降低由于人为操作失误导致的电力系统故障以及大面积停电等事故的发生。有效解决变电站调度自动化系统运行当中存在的问题，并予以有效解决，能够为为电力系统的可靠安全运行提供重要保障。
参考文献
变电站自动化控制篇13
一、综合自动化控制技术概念
（一）综合自动化技术
综合自动化技术是以计算机技术为前提，网络技术作为介质，分层模式作为主要结构，从而进行自我控制来融合多种技术的一种综合性技术。计算机作为基础，在电力调度工作中，需要其进行准确的计算与数据分析，并迅速做出正确的判断，所以要求其功能强大且工作效率高。综合自动化控制技术的辅助技术之一就是通信技术，通过对其的运用来管理整个电网系统，其中包括电力系统的每一个细节，通过这样自动化的控制与管理，避免了人工操作过程中出现的一些情况，提高工作效率。
（二）综合自动化控制技术功能组成
综合自动化控制技术其功能组成包括了两个部分，分别是计算机和单片机两部分。主要作用是保护电力系统正常运行，提高电力系统的工作效率。同时可以自动化控制变电站，定期提交变电站电压报表，自动进行用电调整，尽量减少人工干扰，此外，能够对电力系统中出现的问题迅速寻找出来并解决掉，保证电力系统的安全。
二、智能变电站电力调度中综合自动化控制技术的应用优势
（一）提升供电能力，提高服务的质量的优势
综合自动化控制技术可以对变电器和无功补偿变容器进行流畅而随意的操作与控制，提高电力调度能力，同时为保证服务质量，综合自动化控制技术对变电站内的设备都会有定期的保养，保证其运行良好，降低其出现故障的频率，延长设备使用勖。而且由于变电站使用了自动化控制技术，所以减少了许多工作人员数量，但是同样的也避免了许多人工操作出现的错误，从而提高了服务质量，整体为变电站电力调度工作提高了供电能力。
（二）提升变电站的管理效率的优势
综合自动化控制技术的运用主要依靠计算机和网络，在电量充足的条件下，这些设备都是可以无人管理进行自动化的工作，而且可以24小时不间断的进行，变电站的工作人员主要的职责就是对这些设备进行定时的检查，确保设备无硬件故障问题出现，其管理模式分为两步，第一步是通过计算机迅速且自动化分析和处理出现的问题，提高变电站管理效率，避免出现人工操作时思考问题缓慢的问题。第二步，是在计算机分析结束后，管理人员通过对数据的观察与自身经验知识进行分析和探索，找出第一步的不足，保证变电站的工作质量，通过这两步，可以提升变电站的管理效率。
（三）确保电力系统安全性的优势
由于传统的变电站工作是由人工进行的，所以无法感知设备内部细节处的故障，使得故障没有被及时发现，随着故障越来越严重，最终导致变电站的电力调度和供电工作受到了很大的影响。然而自动化技术可以很好避免这样的事情发生，其寻找问题的速度很快，细微地区的故障都能及时发现并迅速做出最佳决策，采取一定的措施进行解决，避免了故障扩大，保证了电力系统的安全性。同时，综合自动化控制技术在变电站中进行实时监控，在发现问题时，可以迅速有效的通过警报来通知管理人员，使得电力系统的安全性得到进一步的提升。
（四）有效节约成本优势
由于综合自动化控制技术其投入成本不高，且工作时间长工作效率高，可自动进行工作，无需人员介入，所以大大减少了人力的支出，降低了变电站的运营成本，而且还节约了很大一部分的生产成本，随着技术的不断进步与发展，其使用寿命也在不断的延长，使用效率和安全性也在不断的提升，导致其成本一直处于降低趋势。
三、智能变电站电力调度中综合自动化控制技术的具体应用
（一）多台计算机集中式应用
多台计算机集中式应用是指综合自动化技术其对智能变电站的控制是采用多台计算机共同工作，利用计算机其强大的功能进行电力调度的运行和获取数据信息，并进行计算机间的各自分工，对获取的数据信息进行统计和分析，最后集中所有分析结果，并进行自动保护与控制的一种应用模式，这也是智能变电站经常使用的一种控制形式。
（二）分布式结构应用
分布式结构一般适用于低压智能变电站，其与多台计算机集中式结构最大的区别就是增加了计算机数量，在工作过程中，不会集中最后的分析结果进行应用，而是通过将功能与职责各自分工后进入互不干扰，独立完成相应的数据处理的模式，这种应用的优势就在于可以在同一时段处理许多数据而不出现卡死的问题，提升了处理数据的效率，在真个运行模式中，终端系统处于控制全局的位置，并将各个计算机的情况进行总结。
（三）分布分散式结构应用
分布分散结构模式应用在被分成变电站层和间隔层两层的双层次变电站系统中，是一种自动化控制技术，相较于传统的原件和断路器间隔的设计方面，具有一定的创新性，可以全面系统的收集断路器间隔数据。同时以此为前提，成功将保护和控制功能等汇总与于小范围控制单元中，大大节省了电缆线路，并且能减弱电磁干扰，提高传递信息的准确度，就算某些地方出现问题，对整体的运行情况也没有多大的影响。此外，分布分散结构的设置也比较简单，厂家可以提前组装好，有效提高智能变电站建设过程的施工效率，降低其施工难度。要根据变电站的实情来选择运用哪种结构模式，同时有关工作人员要提前做好充分的调研，以节约成本，提高管理效率，减少问题的产生。
四、总结
综上所述，自动化控制技术是未来极有发展前途的重要技术，其不仅可以有效的减少人力的使用降低生产成本，还可以提高电力系统的安全性，但是其在我国电力系统的应用还处于初步发展阶段，需要不断的进步与发展，目前较为广泛的应用于智能变电站电力调度工作中，本文重点分析了综合技术在智能变电站电力调度中的应用优势及其具体应用，旨在提高电力系统的运行效率，避免故障发生，保证变电站正常运营。
参考文献：
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[2]刘敏.综合自动化控制技术在智能变电站电力调度中的应用研究[J].中国科技信息，2014，17：93-94.
