变电站电脑系统类型,电力系统变电站在电力系统中的分类

1.变电站系统的系统组成

2.变电站计算机遥控系统的软件应由什么组成

3.变电站综合自动化系统

4.求变电站自动化系统

变电站自动化系统由间隔层综合自动化系统（包含监控单元和通讯总线）及变电站层监控系统构成；主要用于35KV/66KV电压等级的输配电线路保护，主设备保护和测量控制系统。

变电站系统的系统组成

变电站交流系统又称站用电系统。是保证变电站安全可靠地输送电能的一个必不可少的环节。站用电主要为了变电站内的一、二次设备提供电源。\x0d\作用：大型变压器的强迫油循环冷却系统\x0d\交流操作电源\x0d\直流系统用交流电源\x0d\设备用加热、驱潮、照明等交流电源\x0d\为UPS、6气体监测装置提供交流电源\x0d\正常及事故用排风扇电源\x0d\照明等生活电源。\x0d\变电站“直流系统”是应用于水力、火力发电厂，各类变电站和其它使用直流设备的用户，为给信号设备、保护、自动装置、事故照明、应急电源及断路器分、合闸操作提供直流电源的电源设备。直流系统是一个独立的电源，它不受发电机、厂用电及系统运行方式的影响，并在外部交流电中断的情况下，保证由后备电源—蓄电池继续提供直流电源的重要设备。

变电站计算机遥控系统的软件应由什么组成

图1 系统组成

按功能共分三个子系统：前端信号集处理子系统、信号传输子系统、远程监控子系统，其中前端机房信号集处理子系统主要包括：变电站的音、信号集/处理设备、数字报警信息集设备、数字/模拟环境变量集设备等。

信号传输子系统主要包括：传输控制设备、驱动设备、通讯接口等。

远程监控子系统包括：远程监控软件系统、控制设备等。

图2 变电站监控系统拓朴图

图3 监控中心监控系统拓朴图

变电站综合自动化系统

硬件系统和软件系统组成。变电站计算机遥控系统的软件应由硬件系统和软件系统组成，变电站是指电力系统中对电压和电流进行变换，接受电能及分配电能的场所。在发电厂内的变电站是升压变电站，其作用是将发电机发出的电能升压后馈送到高压电网中。

求变电站自动化系统

从上图可以看出这种变电站综合自动化系统是上海聚仁电力研发的，该系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备（包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等）的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量。

变电站综合自动化系统的基本特点：

■功能实现综合化：变电站综合自动化技术是在微机技术、数据通信技术、自动化技术基础上发展起来。它综合了变电站内除一次设备和交、直流电源以外的全部二次设备。

■系统构成模块化：保护、控制、测量装置的数字化（用微机实现，并具有数字化通信能力）利于把各功能模块通过通信网络连接起来，便于接口功能模块的扩充及信息的共享。另外，模块化的构成，方便变电站实现综合自动化系统模块的组态，以适应工程的集中式、分部分散式和分布式结构集中式组屏等方式。

■结构分布、分层、分散化：综合自动化系统是一个分布式系统，其中微机保护、数据集和控制以及其他智能设备等子系统都是按分布式结构设计的，每个子系统可能有多个CPU分别完成不同的功能，由庞大的CPU群构成了一个完整的、高度协调的有机综合系统。

■操作监视屏幕化：变电站实现综合自动化后，不论是有人值班还是无人值班，操作人员不是在变电站内，就是在主控站内，就是在主控站或调度室内，面对彩色屏幕显示器，对变电站的设备和输电线路进行全方位的监视和操作。

■通信局域网络化、光缆化：计算机局域网络技术和光纤通信技术在综合自动化系统中得到普遍应用。

■运行管理智能化：智能化不仅表现在常规自动化功能上，还表现在能够在线自诊断，并将诊断结果送往远方主控端。

■测量显示数字化：用微机监控系统，常规指针式仪表被CRT显示器代替。人工抄写记录由打印机代替。

变电站综合自动化系统实现的两个原则：

■第一条原则：中低压变电站用自动化系统，以便更好地实施无人值班，达到减人增效的目的。

■第二条原则：对高压变电站（220kV及以上）的建设和设计来说，是要求用先进的控制方式，解决各专业在技术上分散、自成系统，重复投资，甚至影响运行可靠性。

1第一代（88—95）

1983年，世界上诞生第一套变电站自动化系统，由ABB公司提供。

1987年，世界上诞生第一套微机发电机保护，由ABB公司提供。

1）前期Z80单板机，后期8031（8位）；

2）应用范围：35KV、110KV，保护有220kv以上的微机保护。应用很少，并未普及，只有极少数变电站用；

3）结构图

全部以硬接线上RTU。

4）在93、94年左右，这一代在变形：取消了变送器；增加了上位机数量。

2第二代（95—02、03）

1）前期8096，后期80C196（16位）；

2）低压侧保护开始时有一个机箱公用两个CPU保护几条线路的，到后来，都严格按对象分了。到98年，低压侧已全部用保护、测控合一形式，并具备通信功能。这样，低压侧就不再需要集中式测控单元了，电缆少了、占地少了、就地安装，对变电站意义重大；直流电源已具备通信能力，数字式电度表出现；

3）由于通信设备大量增加，对当时的网络带来很大考验，其原因主要有两点：装置配合不好；网络本身没有到位（开始是485，接着是现场总线）；

对上位机的压力也很大，主要表现在实时性上，响应很慢。

4）开始应用冗余技术，做220KV等级；

5）开始出现双操作员站、远动站、工程师站，上层网通信出现双以太网。为了解决多后台问题，出现了前置机。为解决前置机瓶颈问题，出现了双前置机。

这一代在96、年左右，相关部门下文，新建变电站必须用综合自动化系统，开始大力推广。

工矿企业等用户也提出把电度积分做进保护测控装置的需求。有些公司在98年曾作过，但好多当时由于占用较多，没有用。

这一代产品，在现有的一些小厂家，还有在推的。

3第三代（03—至今）

1）DSP（32位），16位A/D；

2）基于第二代混乱的自用通信规约问题，03年，国家颁发IEC-103、104，以进一步保证通信可靠性，并促进各厂家产品的对接。

3）由于第二代的大力推广，使得保护的可靠性问题，更为突出，许多厂家在如何保证微机保护的可靠性上，下了不少功夫，这是该代产品的普遍特点。

装置抗干扰措施完整，确保装置安装于条件恶劣的现场时仍具备高可靠性:

总线隔离。所有与外界的总线连接都先经过缓冲器处理；

光电隔离。装置的开入开出、串行通信接口部分均用光电隔离；

使用高集成度的器件，减少了元器件的数量；

集成电路全部用工业品或军品，MTBF提高约为原有2－3倍；

对整个硬件回路取屏蔽，防导体间耦合干扰；

在AI输入回路取电容滤波，外部回路无需再加设交、直流输入抗干扰模块；

用多层板和表面贴装技术，电路板的抗干扰能力强；

后插拔、双连接器结构，真正实现强、弱电回路分开，输入、输出信号回路分开；

用加强型单元机箱，按抗强振动设计；

电源加装抗干扰电容滤过器，防止尖峰脉冲和浪涌；

完善的软硬件自检功能，使得任何元器件损坏不会造成装置的误动作和拒动作：硬件可自检到出口线圈、电源；冗余自检功能，数据集回路的累加和自检功能，解决出异常大数的问题；此外，软件还用了看门狗、软件陷阱等措施。

此外，第三代保护产品在软硬件平台、双CPU冗余、主后共用CT、出口矩阵灵活整定、波形提取、记录容量、内嵌电度、交流操作回路、交流电源、FC回路保护功能、MODBUS等通信规约、MMI的接口友好、软件的模块化编制、自动测试装置、保护动作分析软件、装置生产工艺、装置外观、说明资料等方方面面都取得了快速发展。

4）第二代产品的前置机瓶颈问题较为突出，代之以分散式的前置机。

5）对网络通信和后台应用软件的重视。随着电力系统自动化领域特别是电网侧自动化的高速发展，各厂家所开发的监控系统软件都或多或少地暴露出了一些问题。其中，尤以后台死机、通讯不稳定最为突出。《国家电力公司国内500kV变电站自动化技术调研报告》中曾指出：

经过大量的试验和系统测试，上述站控层应用软件的主要故障是由于软件中隐藏的Bug所造成的。

4第四代——数字化变电站

2004年，世界上基于61850的第一套自动化系统，由ABB提供。

2005年，与61850完全兼容的保护装置诞生，由ABB提供。

有关此部分的文献较多，不作赘述。