数字化技术改造汇总十篇

序论：好文章的创作是一个不断探索和完善的过程，我们为您推荐十篇数字化技术改造范例，希望它们能助您一臂之力，提升您的阅读品质，带来更深刻的阅读感受。

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1.1广播电视行业目前现状

在社会经济高速发展的今天，广播电视行业虽然已经努力在转型产业结构，提供技术水平，但依然面临着国内外许多危机。由于网络电视、平板电脑的出现，很多人愿意以更舒适的状态用视频网络客户端选择自己喜欢的节目，再加上机顶盒收费，让更多人愿意观看网络免费资源，年轻人为了达到自己满意度，可以在网上随意搜索下载，不受电视频道、播放时间制约，这就导致我国电视开机率频繁降低，据数据统计2014年我国电视开机率仅达到30%。除此之外，电视节目收视率也令人担忧，春晚是传统中国年每家每户必看的节目之一，然而在网络时代的影响下，春晚的收视率频繁下降，在5年的统计中仅在2016年央视春晚多屏直播收视率达30.98%，略超过2015年央视春晚收视数据多屏收视率达29.60%。主要原因为各电视台都推行网络春晚、视频直播等内容，严重影响了电视的收视率，这对于很多人来说，网络直播更能满足消费者需求，电视机因其体积的限制，使得全家人围坐电视旁忙碌，而有了网络电视、平板电脑后，观众可以随时随地观看，这与年轻人个性更为适宜。

1.2广播电视数字化发展优势分析

2007年2月，国家广电总局根据《我国有线电视向数字化过渡时间表》的要求了相关规范性文件，要求2008年各省、市基本完成有线电视的整体数字化转换，2010年基本完成县级城市有线电视的数字化转换，2015年完成全国有线电视的整体数字化转换，关闭模拟电视信号。随着电视数字化节奏的加快，数字电视也开始向用户推广，电视节目正在由表情向高清转变，这将成为我国数字化电视历史的转折点，同时也是广播电视发展的必然趋势，已经进入一个全新的数字化时代。

2广播电视数字化前景

与传统电视相比，数字化电视在不断发展进步中，不仅限于为客户提供信息、节目，在不久的将来，还会为观众提供更多的文娱服务、教学指导、商业信息等内容。除了目前的公共节目、影视作品外，还有更专业的广播电视节目，表现为数字电视之间的交互功能，利用网络传播，以家用电视为载体，集互联网、多媒体、通讯为一体的传播技术。电视传统意义上是以电视频道为数字分类，采用单向传播，用户作为接受方只有换台选择的权利，但是针对播放内容和时间没有任何的选择余地，而在数字化发展过程中，用户可以主动选择喜爱的内容，选择播放时间。这种交互式数字电视改变了用户所处的角色，真正变成家庭电视机的主人，这正与观众的个性化相联系。在未来数字电视主要包括以下2个互动功能：

2.1视频点播

视频点播（VOD）是可对视频节目内容提前预约，自由选择所需播放的节目，并根据不同的功能分为三种客户端系统：2.1.1准点播电视（NVOD）是指节目视频按一定的时间间隔，重复性滚动，比如将最近热播电影以图文列表式方式在屏幕上重复滚动，用户看到自己喜欢的内容时可以进行点播，同时精彩片段可以反复收看，可以快进提前观看电视结局。

2.1.2真点播电视（TVOD）用

户可以拥有自己的一套节目台，可以随时对电视节目进行反馈，并可收藏所喜爱还未来得及观看的节目，这样在下次观看时不需要再重新查找，做到随意控制，即点即放。2.1.3交互式点播电视（IVOD）是指电视网络根据用户的点播指令，向用户提供单独的信息资源，并对这些资源进行整合推荐相同口味的信息。

2.2多功能使用

互动电视数字化功能远远不止这些，在信息化大数据时代高速发展的今天，电脑、电视、手机、平板的界限越来越模糊。用户可以根据数字电视发送邮件，分享视频信息，拨打电视电话，甚至可以将电视屏幕当做电脑使用，随意录入文字、网页浏览、远程教学、股票交易等内容。这样电视的使用功能得到了极大的提高，不再仅仅是电视节目的播放，更可以做到像手机、电脑看齐，进而提高用户体验感，同时也提高了家庭电视的使用效率。

3推进广播电视数字化技术改造的主要对策

3.1推进广播电视数字化技术改造，必须坚持统统一规划，推荐改革方针

当前正是广播电视行业转型的关键时期，虽然已完成了数字化转型的初级阶段，但依然还需要各省市广电总局的大力配合，按照“统一领导、统一规划、统一管理、统一标准、积极推进、分步实施”的方针政策，加强管理，保证信息安全，全面调动各方面的积极作用。做到加快电视数字化传输平台建设，大力推进免费机顶盒按照调试使用，帮助广大农村解决看电视难题、听广播难题，打开农村与外界的传播媒介，积极扩展多功能服务，新增电视服务功能，满足人民日益提高的电视需求，完善生活信息、电子服务等信息的推进，促进广电行业与人民生活、社会经济、家庭关系的紧密结合。

3.2推进广播电视数字化技术改造，必须以信息化为目标，以服务为根本

在广播电视数字化技术改造中，要时刻以信息化为目标，以服务为根本，建立城市农村一体化，现代家庭社会一体化，使数字电视成为政府工作与人民群众的新桥梁与纽带，成为家庭对社会期盼远景的新平台。改变传统的电视节目功能，改变付费电视的印象观念，让观众认识到数字化发展为广大人民带来更多的服务。数字化技术改造首先要取消机顶盒收费，做到资源免费贡献，其次要增加信息服务内容，通过电视媒介让家庭了解更多除新闻、影像资料外的其他信息，最后需要增加公共服务项目，让观众利用电视享受到多重服务，提高电视利用率，为观众带来更多的享受体验感。

作者:邓志华 蔡维坚 单位:江西省广播电视网络传输有限公司

参考文献:

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1、变电站数字化改造原则

为了确保数字化变电站改造工程具有较高经济性，原则上变电站内的一次电气设备包括断路器、隔离开关、变压器等大型设备，在性能满足数字化变电站需求时，一般不进行直接更换，而在过程层中采用电子式电压（电流）互感器完成整个变电站系统中电气量数据信息的实时采集。间隔层IED智能电子设备和站控层间采用IEC61850标准通信协议，实现数据信息交互共享和互操作。以智能自动化操作控制箱配套传统断路器，实现对断路器设备的数字化改造，完成控制、数据采集、操纵等功能的在线远程集控。随着电网系统向高参数、大容量、复杂结构等方向发展，变电站进行数字化改造过程中，其接线也变得越来越复杂，要实现在整站不停电的运行条件下进行技术升级改造，就需要进行统筹系统的规划设计，以确保改造工程安全可靠、高效稳定的进行。

2、数字化变电站技术改造优越性分析

数字化变电站综合自动化系统，具有数据信息充分共享、较强互操作功能、以及降低变电站日常检修维护周期费用等优点，其必将成为未来变电站自动化系统研究发展的重要方向。数字化变电站自动化系统中，以变电站一、二次系统信息数字化作为研究对象，按照统一建模规则将变电站中的物理设备虚拟信息化，并采用统一标准化的网络通信平台，实现智能IED设备间数据信息的实时通信共享和互操作，能够满足现代智能变电站调度运行安全、稳定、可靠、节能经济等功能需求。

3、数字化变电站技术升级改造方案

常规变电站进行数字化技术升级改造，主要包括过程层数字化改造、间隔层数字化改造、以及站控层数字化改造三大部分。但整个变电站数字化改造工程所涉及专业较多、工程量较大，因此，在实际变电站数字化改造过程中，应根据变电站现有一次、二次设备系统的现状，有针对性的制定阶段性改造方案。

在变电站数字化改造过程中，对于高压进出线、主变等均需要通过一套或数套支持IEC61850国际标准的集中式测控保护装置（每组均需按照冗余设计原则进行配置），组成基于IEC61850标准的数字化变电站间隔层系统高压部分；对于35kV及以下电压等级部分，由于在实际工程中通常采用开关柜布置形式，而其馈线线路中通常采用常规互感器，因此，可以采取支持IEC61850标准的间隔层IED智能电子设备，分散布设在开关柜内部，实现对35kV及以下部分的测控、保护等功能。对于规模较大、结构较为复杂的变电站系统而言，在进行数字化改造时，应采取分阶段逐步改造措施。如：对于一个220kV变电站系统而言，要实现全站数字化改造，应将其分为低压和高压两个改造阶段。第一个阶段是低压35kV和10kV部分的数字化技术升级改造；第二个阶段是对220kV、110kV以及主变等间隔的数字化技术升级改造。同时在整个数字化技术升级改造过程中，要严格按照IEC61850标准体系，对变电站系统中各保护、故障录波、远程操控、二次公用设备、以及计量设备等进行数字化技术升级进行改造。变电站数字化技术升级改造，实际上就是通过智能一次设备和集成网络化二次设备，按照一次设备数字化、二次装置网络集成化、以及通信数据平台标准规范化要求，实现变电站系统内部智能电气设备间数据信息的实时通信共享和互操作。

4、数字化变电站技术升级改造要点

4.1过程层数字化改造要点

智能终端是常规变电站一次设备实现数字化技术改造的重要保障基础。智能终端主要包括MU合并单元、主变智能单元、以及智能操作箱等智能终端。为了降低数字化改造综合成本，在变电站原一次设备中，通过智能终端将常规电信号转换为光信号，然后通过光纤网络完成变电站常规一次设备与间隔层测控保护装置间数据信息的交互共享。智能操作箱有效解决了常规变电站一次设备和数字化通信网络间通信协议转换接口问题。智能操作箱作为数字化变电站现地一次开关设备远程操作的智能终端，可以将常规一次设备与间隔层单元中的保护、测控等装置通过光纤网络进行有机互联，完成对现地断路器、隔离开关（接地开关）等刀闸的分合操作。智能操作箱在接收到间隔层测控保护装置通过GOOSE网络下发给断路器或刀闸对应分、合及闭锁命令后，就会转换成对应的脉冲信号驱动继电器硬接点完成对应远程操作。

4.2间隔层数字化改造要点

利用基于IEC61850标准具有GOOSE通信网络输入输出功能的测控保护装置，对常规变电站间隔层设备进行数字化升级改造。变电站综合自动化系统中间隔层测控保护装置间应按照双重以太网结构进行互联，各间隔层智能IED设备间通过双重网络共享系统中的模拟量和开关量信息，然后经过内部DSP数据处理单元分析运算后，完成保护操控的动作逻辑和间隔单元间的闭锁功能。数字化变电站系统中模拟量传输采用IEC61850标准中的单播采样值（SMV）服务，而开关量传输则采用IEC61850标准中的面向通用对象的变电站事件（GOOSE）服务来实现。IECC61850标准通过GOOSE通信服务机制实现变电站系统中数据信息的快速传递。通过GOOSE网络实现变电站系统中相关遥信、遥控、以及保护跳闸数据信息快速传输和交互共享，有效简化变电站二次系统，提高变电站综合自动化系统的集成可靠性。

4.3站控层数字化改造要点

站控层中监控主机、工程师站、远动机、保信子站、以及GPS网络则采用采用1000/100M工业以太网进行有机互联，网络采用双重化冗余设计原则进行配置，间隔层与站控层间按照报文规范格式MMS通过1000/100M工业以太网进行数据交互共享，完成对整个变电站系统的实时监视和控制。

5、结束语

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中图分类号：TM411文献标识码： A 文章编号：

电力生产满足了工业企业制造与加工的能源需求，为个体用户提供了持久的用电环境，促进了社会事业改革发展步伐的加快。新时期国民经济产业面临了新一轮的调整，以工业生产为中心的综合产业体系日趋形成，这更加显现出了电能资源的利用价值。发电厂生产出的电能并不能直接用户设备运行，而是要经过特定的电压等级处理才能保证良好的应用状态。变电站对原始电能具有优越的控压作用，实现变电站数字化改造是当代行业研究的重点课题。

一、变电站的核心功能

近年来国家增加了电力工程建设的投资力度，通过改造系统连接设施以创造优越的用电环境，推动了行业收益水平的持续增长。变电站在电力运行时的功能特点尤为显著，通过原始电能的全面调控处理，保障了电能资源的有效分配。结合实际工作情况，变电站具备的应用功能：一是调压功能，电能生产最终要提供给设备使用，以发挥出电能应有的利用价值[1]。但并非所有的原始电能均能直接用户生产运行，变电站按照不同设备的使用标准，对远点能进行调度控制，将电压、电流值控制在有效范围内，保障了用电设备的稳定运行；二是安全功能，原始电能经过调压处理，在使用过程中的安全系数更高，避免了过电压输送至设备造成的安全事故。

二、常规变电站运行的缺陷

长期以来，变电站在电力系统运行环节都发挥了重要的作用，可用于原始电压等级的调控处理，保证最终电压等级与用电设备规定的标准相互一致。发电厂电能产出量持续增加，变电站变换电压等级的工作荷载也持续上升，给变电系统造成了诸多不利的影响。这是由于我国现存的变电站多数为改革开放前期建成，大部分常规变电站在实际工作状态中都出现了异常状况，导致变电作业效率远达不到预期的成效。常规变电站缺陷的表现：

1、功能问题。试验发现，约40%变电站开始形成不可预测的事故状态，馈电线、母线、隔离开关等主要结构的功能减弱，制约了变电系统调压操作的质量。一旦变电功能受损，整个变电站内控压任务执行起来更加困难，大量电能蓄积而耽误了用户的正常用电。变电站功能缺失是由多方面因素引起的，不仅与站内控制系统的结构模块相关，也与现有的调度网络存在联系，这些都会持续性地干扰变电站调压功能的发挥。

2、耗损问题。原始电能经过变电处理后，电压值前后误差率较大，表明变电耗损量超出了规定范围。以中小型变电站为例，原始电能经过等级变换后，其耗损率在20%-30%范围内，每年浪费了大量的电能资源。造成变电耗损过度这一问题，多数与变电站站内基本设施功能不足有关，设备过于陈旧而限制了电压的变换效率[2]。此外，缺少先进的技术方案为支撑，操作人员控制变电设施的平台有限，也是造成电能转换耗损偏大的原因。

三、变电站数字化改造的对象与技术应用

数字化技术是当前信息科技发展的主流趋势，其把多种技术整合起来运用，调度中心提供了多元化的作业平台。考虑到常规变电站运行模式已无法适应实际操控的要求，未来变电站朝着数字化方向进行升级改造是必然的。数字化就是将许多复杂多变的信息转变为可以度量的数字、数据，再以这些数字、数据建立起适当的数字化模型，把它们转变为一系列二进制代码，引入计算机内部，进行统一处理，这就是数字化的基本过程。常规变电站数字化改造对象及其技术应用的情况：

1、互感器。变电系统功能实现多数依赖于互感器的选用，这种装置的核心功能是将电压、电流按照规定的比例进行变换，以满足用电设备的使用规格。电压电流互感器的数字化改造需利用罗哥夫斯基线圈，进行电阻分压、阻容分压和电容分压，以此替代传统电磁式的电流电压互感器。数字化变电站的电子式电流电压互感器采用了先进的电子元器件和电磁兼容等设计，可以更加直接的策略电流电压信息。并且通过和数字化的仪表等智能化的综合测量装置，用计算机技术对电流电压等信息的测量，并进行数字化处理使电气设备可以进行网上在线状态监控与保护，从多个角度提升了互感器自动化的运行功能。

2、一次设备。在电力系统中，一次设备是与电能直接接触的设施，如：变压器、断路器、隔离开关，这些装置不仅决定着变电站日常作业效率的高低，更是未来数字化升级改造的重点对象[3]。采用先进的数字化技术，不但具备普通传统变电站的开关设备的基本功能，数字化变电站的智能化的一次设备还可以进行在线监控、利用数字化接口及智能化电子开关来操作变电站中一系列的高级智能化设备。因此，数字化变电中的智能化的一次设备是数字化变电站的重要基础设备，可以提供被检测的信号回路及被控制的操作驱动回路。通过计算机进行微处理及光电技术的设计，简化了传统常规机电式的继电器和控制回路的结构。

3、二次设备。一个完整的变电系统，不仅设置了复杂的一次设备，同样也安装了与系统运行相配套的二次设备。尽管不与电能之间存在直接性的联系，但对于变电系统的可靠运行也具有较好的测量、控制、监测、保护等功能，数字化改造中也要考虑二次设备技术的灵活应用。传统变电站内的常规化二次设备，主要由继电保护装置、防误闭锁装置、测量测控装置等组成，这些网络化的二次设备可以标准化、模块化的进行计算机微处理机[4]。通过网络化二次设备之间的告诉网络通信通道的连接，真的达到数据的资源共享、信息传递的高速化。如：利用数字化技术建立数据处理平台，实时录入二次设备的状态数据，帮助技术人员分析变电站设施的工作情况，发现异常信号后及时采取措施处理。

四、数字化变电站持久性改造的要点

变电站是电力系统的重要组成部分，强化变电电压等级工作有着多方面的意义。技术人员要根据变电站运行的具体情况，制定切实可行的电压调控方案，营造安全持久的变电运行环境。除了对变电设备采取综合检修方案外，还要考虑变电系统的技术改造，创建高效率的变电作业模式。电力行业是国民经济产业的重要构成，其对于其它产业结构规划发展有着多方面的意义。供电单位不仅要坚持对变电站的数字化改造方向，还要注重“持久性”改造的先进思想。持久性改造是基于行业可持续发展的要求，保证变电站在较长时间内完成技术升级与优化。如：定期更换新的数字技术，为变电站运行提供良好的技术保障；实时安装多功能的数字设备，保证变电信号的对点传输；综合培训值班人员的工作技能，尽快适应数字化变电作业模式的操作规范。

结论

总之，变电站在电力系统中发挥着改变电压的功能，对维护电网稳定运行起到了关键性的作用。为了给广大客户提供良好的用电环境，降低供配电设施作业阶段的故障率，必须要对常规变电站进行数字化改造。选用数字技术应结合具体的改造对象，把变电站各个功能模块系统性地组合起来，借助计算机智能操作系统执行调控命令。

【参考文献】

[1]卢新.初探变电站在电力系统调度中的功能特点[J].华东电力科技，2010，12（4）：33-34.

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中图分类号：TM76 文献标识码：A

随着信息化时代的到来，数据采集、自动控制等技术日益成熟，推动了变电站建设与发展的技术革新，进一步实现了变电站运行的资源优化配置、有利于降低运行维护成本，提高效率指标。与此同时，国家电网对变电站的建设提出了“坚强、智能”的要求，基于变电站关键技术和过程控制进行综合自动化系统的技术改造是十分必要的。

一、500kV变电站的基本现状

就目前现状来看，我国的500kV变电站所使用的一次设备类型较为简单，在接线方式和典型设计上具有一定差距，且智能化投入比例较少。在二次设备的使用类型上主要包括3种，即常规保护+RTU监视模式、常规保护+计算机监控模式、数字化保护+智能监控系统模式。具体而言，常规保护+RTU监视模式的应用主要用于早期未完成计算机监控模式改造的变电站，其运行时间较长，但由于技术性较差、控制室空余屏位缺乏，大量使用长电缆、信号电缆，因此直流接地问题较多。而常规保护+计算机监控模式是现阶段变电站主要使用的类型，但是在主变、母差保护的配置上不足，不利于常规模式的改造。数字化保护+智能监控系统模式是基于DL/T860技术体系设计研发的，具有3层两网（站控层、间隔层、过程层，MMS网络和GOOSE网络）的配置，具有智能化功能。与此同时，该系统采用直采直跳的方式，且控制小室面积小，能够普遍地应用于光缆传输量测、信号控制等，扩展性较强。

二、技术改造工程中的运行监控

在变电站综合自动化技术改造的过程中，满足变电站正常运行所需的基本监视和控制，确保变电站安全、稳定的运营是改造实践的基本要求。首先，计算机网络控制具有数据共享的优势，在技术改造的过程中采用新旧系统并行运行的方式能够保证变电站的基本监视和控制。具体而言，在改造过程中不退出旧系统的运行，并通过站内监控网络的集线器接入CSC-2000V2版新系统控制网络，并采集监控网络内的数据完成系统的调试工作，如图1所示。其次，在改造的过程中需要对站内监控的网络设备进行更换，此时网络设备所传输的数据将暂时中断。为了减少由于网络更换造成监控数据的缺失，要求运行人员在现场监视设备的运营状态。除此之外，在技术改造的过程中各个间隔的测量控制装备不需要更换，此时测控信息将不受影响。

三、综合自动化改造实施的步骤与方法

在自动化系统技术改造的过程中需要做好准备工作，包括材料和工具的准备、设备配置和技术协议是否相一致，配件齐全，以及技术人员的技术能力检查等。在新设备的安装前需要对网络切换的顺序进行落实，按流程进行。在调试过程中需要用交换机组建独立的调试网络，其中一台电脑需安装旧的监控系统，另一台电脑安装模拟软件，逐步模拟遥信变位，核查新旧系统的反应是否无障碍。此外，制定过渡方案，明确新旧系统之间联接界面，避免不兼容造成的系统错误是十分必要的。

新旧系统并列运行前，需要将间隔的遥控把手切换到就地位置，遥控回路所有出口压板退出。在运行的过程中，通过各个间隔停电对遥控量进行验证。当需要对某一间隔进行控制时，需要将把手切换至远处，与相应遥控出口压板投入。新系统在对各个间隔进行遥控前需要对监控装置断电，进行遥控对点操作。在遥控对点无误的情况下再对新系统进行控制，防止意外情况发生。当全部间隔对点连接无异常后，方可对旧系统进行全面地拆除。值得一提的是，每个改造阶段需要制定实施方案，明确工作范围和步骤，对重难点问题进行分析，从而保证工作效率。

四、综合自动化系统的数据转换及正确性验证

CSC-2000综合自动化系统采用Microsoft的Visal Fox Pro数据库，而新系统采用的则是Sun的Oracle数据库，因此两大数据库在运行过程、数据库结构和字段的定义方面有所差异。如果数据库不能对上述问题进行正确地转换，将造成新系统的运行错误，引发系统故障。针对Visal Fox Pro数据库和Oracle数据库编写转换程序，在系统技术改造的过程中对数据库进行转变，并对转换后的系统进行验证检测，是解决该问题的首要步骤。

为了避免数据库数据有误和缺失等问题，进行数据库的正确性验证是否重要。通过模拟程序保证系统数据的正确性，对比遥测量、遥控量和遥信量，核对新旧系统的后台变化情况，能对转换后的数据进行有效地分析。但是，由于模拟程序本身对部分数据无法模拟，因此仅依靠模拟程序进行检测仍有部分漏洞，其难度性较大。因此，在数据转换之后需要对全站设备进行停电对点、现场数据的校对工作，并对一次设备和二次设备的监控数据进行核实，保证现场数据和后台数据的一致性，减少安全隐患。

最后，我们将对改造后系统的稳定性进行验证。具体而言，即针对500kV变电站综合自动化系统的检测画面的制作和监控程序的功能、数据的核对等方面进行补充和改善。采用双系统运行模式，有利于保证供电的稳定。对于改造后的综合自动化系统，仍需与旧系统并行运行一段时间，从而检测新系统的稳定性。防止由于系统隐藏问题引发的故障，无法对变电站设备进行监视与控制。其次，运行操作人员需要对新综合自动化系统进行细致地学习和了解，掌握新的运行技术，提高自身技能。

五、变电站智能化改造应用

变电站智能化改造需要坚持“向典型设计靠拢”的原则，与此同时，优化主接线和相关设备配置。在改造的过程中需要结合变电站扩建、改建工程的实际情况，全面贯彻寿命周期管理理念，遵循科学进步的要求，实现不同类型设备之间的技术兼容。全寿命周期管理理念要求我们提高工程改造的效益，在系统规划的前提下，进行设计、制造、安装、运行和维修几大环节，且降低改造成本，进行技术经济的综合性分析。除此之外，降低项目风险，兼顾技术进步，在设备的选型和施工方案上进行严格把关，有利于过程的优化。

智能化改造的目标应在结合电网运行方式的情况下，调节好接线配置，避免多次重复改造，降低成本。自动化系统应该建立一体化的智能平台，采用数字化、网络化的新科技，减少电缆的使用量。此外，支持大容量数据的实时传输，包括在线智能分析，程序化操作和一体化调控，有利于完善电网运行。其改造的关键点在于一次主接线优化和一次设备智能化改造。由于500kV网架出线少，在考虑供电可靠性需求时需要设置500kV出线及主变进线隔离开关和220kV旁路母线，且二次接线相对复杂。但是，现阶段200kV以上的电压等级配电装置已经形成了多环形供电，因此由于停电、检修造成母线解环的机率十分低，故而对变电站的影响较小。与此同时，智能组件是智能化改造的重要方面，包括断路器控制箱、变压器冷却系统汇控柜、有载调压开关控制器等，科学地改变组合架构，能够提高灵活性。

结语

500kV变电站综合自动化系统技术改造有效地提高了系统运行的可靠性和稳定性，在硬件性能和维护上面具有较好的优化，系统结构也进行了新的调整，包括设备数量和二次接线等。与此同时，改造后的自动化系统提高了信息传递的速度，在故障排查方面也更为便捷，完善了自动化系统的通信网络，对于该行业而言具有重要意义。

参考文献

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临泉县广播电视台现有两个频道的模拟硬盘播出系统需进行全数字播出升级改造。现阶段无线发射是模拟信号，有线传输是数字信号，临泉台的信号在无线和有线同步传输，中一和安徽卫视信号源是模拟信号。根据我台实际，现做以下改造技术方案：

一、.播出视频服务器升级改造部分。

1、采用国产服务器，单台服务器通道数必须达到1-5个通道，以保证后期我台节目的扩展。为了确保播出的指标，要求各投标方提供进口解码卡，服务器整机需提供国家广电总局检测报告。

2、我台现有2个频道播出系统，考虑到系统需求，采用视频服务器用于主备镜像播出。用于主备镜像的播出服务器的播出通道和硬盘阵列都必须保证镜像热备份。

3、根据我台现有播出频道数量，考虑到将来可方便增加频道与扩充系统，要求采用分布式、网络化异地上载多通道硬盘播出系统。

4、视频服务器的编解码压缩方式为MPEGII，支持基于IBBP帧方式的长GOP。支持4:2:0及4:2:2数字视频采样，压缩码率可调。视频服务器所有编解码通道输入、输出信号均为带嵌入音频的SDI信号方式。

5、视频服务器在硬件上需保证节目上载和播放达到零帧精度，同时能确保对短于5秒或接近5秒的各个节目连续播放时，不出现静帧或停顿等异常现象。

6、视频服务器关键部件应当采用冗余技术，包括主机、电源、风扇、硬盘等，关键部件（包括电源、硬盘、风扇等）均可带电热插拔，以方便维护，确保播出系统在正常运行时没有单一崩溃点。

7、要求具有尽可能高的系统带宽与存储带宽，以满足整个硬盘播出系统对带宽的要求。

8、要求服务器操作简单方便，监控界面简单明了；同时提供完善的图形化监控界面及远程调试接口，方便系统监控与维护。

二、网络设备

系统采用1000M以太网结构；非编系统、视频服务器、控制工作站、上载工作站、编单审片工作站等设备之间全部采用以太网连接，从而保证整个系统的数字化传输和资源共享。必须充分考虑到网络的安全性措施；要考虑到网络带宽的合理分配，既要确保网络数据传输的通畅，又要考虑网络资源的合理利用。

三. 播出工作站及控制系统

1、播出控制工作站采用2个频道循环备份播出方式。任意工作站在故障情况下，备机能够实时接替主机工作，对播出无任何影响。能通过RS422或RS232串行接口实现对视频服务器、切换开关、录像机、键混器和字幕机等设备的控制。

2、必须保证控制系统的完全备份，不得存在单一崩溃点，不得存在控制延时。

3、尽量减少控制系统的中间环节，保证控制系统的简洁，减少故障因素,要求串口点对点控制，不建议使用IP转串口的方式。

四、周边设备要求

周边设备技术指标必须达到国家广电总局相关标准。要求采用专业产品，设备技术成熟、应用广泛、指标高、稳定性好，有大量的应用实例，维修、维护方便，具有良好的售后服务。主要周边使用模块化设备，模块有较高的集成度，须具备同一机箱多种模块混插功能，所有设备满足220V供电，有良好的散热防尘功能。

1、三个播出频道SDI切换器及应急切换器：系统采用16X2 SDI播出切换器，切换器要求具备静音切换功能( 嵌入音频）,带均衡和时钟恢复，双RS232控制口，防止切换卡擦声；所使用的播出频道切换器必须具有切换锁定功能，防止误操作；必须具备断电直通功能。要求切换器具有双串口控制，保证播出的安全性。每个频道都要求使用主备双切换器，主备切换器进自动3选1切换，可实现自动互备功能，选用的3选1应急切换器必须具备断电直通功能。

2、数字时基技术要求：每个频道均需配置数字时基；要求：10bit、13.5MHz,采用／4:2:2数字格式处理／具备掉电直通功能，支持嵌入音频，

3、数字键混技术要求：每个频道均需配置数字键混合放大器，要求：支持嵌入音频，2路数字键混，PST、PGM模拟监视,双RS232遥控接口，支持掉电直通功能。

4、音频均衡处理器：每个频道配置一台数字音频处理器，要求：嵌入音频SDI输入输出 ，音频自动限幅 ，提供模拟监看监听，断电直通功能 ，使得满足整个频道的音频符合同一标准要求。

5、SDI数字视频分配板，SDI一分八。

6、SDI解嵌+D/A设备：数字信号转模拟信号，用于末级输出和数字信号电视墙的监看。

7、A/D+嵌入设备：模拟信号转数字信号，外来中央一套、安徽卫视两套主备模拟信号转数字后进播出切换器。

8、模拟分配，根据投标厂家方案要求足量配置。

9、数字模块设备机箱： 数字模块设备机箱要求双电源，可直接上标准19英寸机架,与周边模块设备同一品牌。

10、数字字幕台标机要求 （2台，其中1台作为2个频道字幕的备份）：具备网络字幕功能，字幕及台标的播出受控自动播出控制软件，字幕台标机应有广播级通道指标，采用全数字4：2：2信号处理方法，同屏支持多种字体，每种字的字体、字号、颜色、加边、倾斜、字间距可以分别定义。滚动方向可选，显示位置和窗口大小可调、可对窗口进行修饰。滚动速度及次数可调。可给滚动内容设置不同颜色的背景。滚动内容可实时修改。同屏支持多个不同方向的滚动文件。滚动的同时可出字幕。同屏应支持多个局部动画和32bit满屏动画播出，支持动画文件播出，动画播放位置可调整，时间和次数可选。在播动画的同时不影响其他操作，如：出字幕、滚动、调图等。

11、系统应充分考虑配置，GPS授时，5寸时钟、同步信号发生器等设备。

12、为了确保外来素材的交换安全及实现全台播出、制作、新闻和广告的联网安全，构成网络化、智能化的数字硬盘播控系统，系统要求配置一台IP硬件防火墙，用于制作网和播出网之间素材隔离确保播出安全，一台USB硬件防火墙，用于隔离各种外来移动硬盘的病毒。

六、技术标准

技术标准直接影响播出系统及全台网络的连接和质量，因此要采用国际通行的技术标准，系统总体要求达到广播级甲级标准，同时满足以下标准：

《4：2：2数字分量图像信号的接口》GB/T 17953-2000

《数字分量演播室接口中的附属数据信号格式》GY/T 160-2000

《数字电视附属数据空间内数字音频和辅助数据的传输规范》 GY/T 161-2000

《演播室串行数字光纤传输系统》GY/T 164-2000

《电视中心播控系统数字播出通路技术指标和测量方法》GY/T 165-2000

《数字分量演播室的同步基准信号》GY/T 167-2000

《民用建筑电气设计规范》JGJ/T 16-92

《建筑与建筑群综合布线系统工程设计规范》GB/T 50311-2000

《建筑与建筑群综合布线系统工程验收规范》GB/T 50312-2000

《出入口控制系统技术要求》GA/T 394-2002

《中华人民共和国公共安全行业标准》GA 38-92

《民用闭路监视电视系统工程技术规范》GB 50198-94

《工业电视系统工程设计规范》 GBJ 115-87

《彩色电视图像质量主观评估方法》 GB 7401-87

《彩色电视图像传输标准》 GB 1583-79

《有线电视系统工程技术规范》 GB 50200-94

篇（6）

对110KV变电站综合自动系统进行改造，主要是为了实现变电站的经济运行，同时也为了保证电力系统的安全。在技术改造过程中，通过计算机技术以及通信技术的合理运用，为新的控制技术提供支持，使变电站在监视以及控制方面的自动化水平得到进一步的提高。另外，还要在管理、技术等方面做好协调工作，提高变电站的综合运行水平。

一、综合自动化系统存在的问题

110KV变电站综合自动化系统主要存在以下三个方面的问题：第一，虽然国家电网公司已制定了变电站设计的相关典型规范，但在具体实施过程中还存在着一些问题。第二，变电站综合自动化系统未能与现行的电力管理体制形成一个有机的整体。由于没有将变电站综合自动化系统纳入电力管理的范畴，使得其在正规化以及标准化方面的发展十分缓慢，也没有可靠的制度保证，同时也不利于运行和维护工作的顺利开展。另一方面，与变电站自动化系统相关的专业划分过于生硬，忽视了专业之间的内在联系。一旦相应的设备出现缺陷，在检查分析时容易出现效率低下以及互相推卸责任的情况，不利于问题的解决。第三，变电站工作人员素质不高。要想充分发挥变电站综合自动化系统的作用，除了系统本身的完善与进步之外，还需要一批专业素质过硬、业务能力强的运行维护人员。

二、自动化改造的主要内容及相关技术要求

110KV变电站自动化系统改造的内容主要包括一次设备的改造和二次设备的改造等两个方面，现论述如下：

（一）改造一次设备及其技术要求

一次设备的改造包括以下四个方面的内容：第一，改造高压开关柜。为了防止误操作的发生，需要完善机械以及柜间距离，还要求隔离物具有良好的阻燃性能，同时要起到绝缘支撑作用。采用的方法是利用绝缘护套来增强相对地间和母线导体间的绝缘水平以及采用额定电压为12KV及最高工作电压为75KV的电流互感器，使其达到使用工况要求的绝缘水平。第二，改造断路器。通过改造可以实现无油化并完善遥控操作功能，同时还能提供准确的位置信号。另外，还要将断路器的辅助触点改造为双辅助触点接线，这样能有效的防止信号误发。第三，改造电压保护设备。要对10KV中性点加装自动跟踪以及调谐的消弧线圈，或者以小电阻接地；同时，还要将避雷器更换为无间隙金属氧化物避雷器。第四，改造主变压器辅助元件。为实现遥控操作，需要改造中性点隔离开关。同时，通过改造实现对分接开关的本地以及远程遥控。

（二）改造二次设备及相应的技术要求

对二次设备的改造主要有以下内容：第一，要使断路器控制回路简单化，增强其可靠性，同时杜绝迂回接线；使测控单元以及信号、控制等方面实现电源分离；一旦控制回路出现断线、无控制电源等情况，要及时进行远方报警，同时要保留相应的故障信号。第二，当变电站的保护回路设有单独的熔断器时，要加强保护。一旦保护回路直流消失，要及时远程报警。第三，重合闸要实现自动投退。在遥控和在当地合闸后应自动投入电源，同时其放电回路自动断开；在跳闸之后，要自动退出重合闸电源，同时重合闸要实现自动放电。另外，还要根据需要加速和一次重合闸，当系统稳定措施装置出现动作跳闸等情况时，要自动闭锁重合闸。第四，断路器位置信号灯具使用发光二极管等节能灯具，不仅节能环保，而且还可以提高可靠性。第五，要针对具体情况对中央信号装置进行必要的改造，另外还需要改造加装遥控与合闸闭锁回路等设施。

在进行二次设备改造时需要注意的事项有以下几个方面：首先，要确保变电站所接的电压互感器二次回路只有一个接地点，同时要在PT接口屏地排处设置接地位置。其次，要按照安全管理规定将电流互感器中性线的接地点设置于保护室之内，同时要确保一点接地。最后需要注意的是，要保证控制电缆屏蔽层为两点接地。

三、自动化改造中需要重点把握的问题

（一）改造一、二次设备

110KV变电站在无人值班时，对一、二次设备在稳定性和可靠性方面提出了更高的要求。只有设备稳定可靠，才能大大降低值班员的工作强度，使其能够有更充裕的时间用于监控和操作，对于设备出现的故障以及事故也能及时的进行处理，从而提高了工作效率。

（二）完善遥信、遥测、遥控以及遥调等动能

变电站在有人值班时只具有遥信和遥测功能，而不具备遥控功能。前两项功能主要是为调度自动化服务，因为调度关注的遥信量比较少，在变电站无人值班时监控值班人员主要依靠监控系统来了解变电站的运行情况。因此，在无人值班改造中所采集的信息要尽量做到全面，要达到一定的信息量要求。

（三）要努力提高数据通信处理的能力

110KV变电站对数据通信处理能力的要求很高，在实时性、可扩展性、可靠性和信息传输容量方面都要达到相应的标准。为了保证信息数据传输的可靠、唯一以及一致性，需要在自动化改造过程中应用电力实时数据传输规约，要在网络通信和常规串行这两种通信方式之间实现自动切换。由于自愈光纤通信网络具有可靠性强、速率高的特点，因此要充分加以利用。

（四）重视监控系统的作用

变电站装设安全视频监控系统具有防火、防盗的功能，同时还能在辅助巡视、事件记录和管理方面发挥作用，是无人值班变电站得以安全运行的重要技术手段。整个安全监控系统包括监视设备、防盗设备以及主机等部分，值班员可以利用安全监控系统实现对变电站的可视化监控。

（五）重视对计算机电源系统的改进

在改造工程实施的过程中，为了实现后台机、网络设备以及通信主机等设备的不间断供电，需要使用交流电源。如果以上这些设备断电的话，将会使变电站失去应有的监控，同时还会丢失历史数据。以往变电站使用的电源都是UPS的电池，但是在实践中我们发现，UPS的电池如果维护不及时其容量在使用两年之后会大幅度的降低，一旦失去市电的供应，一些重要设备在供电时间上将得不到有效的保证。因此，在进行自动化改造时，需要安装在线式逆变电源并只允许重要负荷进行连接，在电池容量配置方面应摒弃以往根据经验来选择电池容量的做法，应根据变电站的实际情况进行统计和分析，确定更合理的方案。

（六）提高防误操作系统的稳定性

变电站综合自动化防误操作系统主要由五防管理机及后台监控机组成，尤其是后台监控机防误闭锁功能的加入，可以与五防管理互为备用，这样就实现了双重防误闭锁管理。为了使五防系统能够更为准确、可靠并高度自动，应充分利用计算机网络技术与数字处理技术实现五防系统的数字化、网络化，将其与监控系统的“遥控”部分合为一体。同时，还应进一步完善五防系统和监视系统软件，实现在线监测和远程控制。

四、总结

综上所述，110KV变电站综合自动化系统在进行技术改造时还存在着很多问题，诸如缺乏统一的标准、管理水平低下以及工作人员素质不高等，这就需要电力部门和电力工作人员在实际的工作中采取一些有效的措施来加以改进，不断的总结工作经验，积极参与变电站综合自动化系统的建设，为电网安全、高效、经济的运行贡献自己的力量。

篇（7）

1 数字化增压点升级改造总体技术

数字化增压点改造技术将数字化控制技术与现场生产工艺结合，通过在管线及设备上增加远传仪表，流程上增加电动阀门，更换手动收球装置为自动收球装置，将离心泵更换为混输泵等改造，并且自主开发增压点改造自控系统PLC程序以及站控程序，在功能上实现了“油气混输、远程监控、流程自动切换”；在管理上实现了“将站点变成流程中的装置”，可以实现无人值守。通过该技术的运用，将原“基本生产单元（增压点）管理”升级为“生产管理单元（作业区）管理”，由作业区直接管理油水井，实现数据流与业务流的统形成“一级半布站”新型生产管理模式。

3.1 PLC程序结构划分

数字化增压点实现的控制功能可分为五大块，每个程序块功能区分有严格的界。主程序的结构清楚明了，主程序里直接调用功能模块，每个功能模块是一个整体，只留出了参数的输入和输出接口，主程序调用时只需进行参数传递，每个功能块被调用后对输入值进行计算，执行完后重新回到主程序继续执行下面的程序。模块化编写的程序结构清楚，但程序执行过程较复杂，程序的可读性很强。

3.2 PLC模块程序的设计3.2.1 模拟量采集模块

模拟量采集模块主要完成现场模拟量采集和计算工作，通过AI模块把现场仪表的电流数值（通常为4到20毫安电流）采集到模块中并转换为6400到32000的通道裸数据，CPU根据编写好的程序对裸数据进行计算，将裸数据转换为现场的工程值。

3.2.2 流量计算模块

站点瞬时流量的采集有三种方法，一是通过采集脉冲数计算瞬时流量，二是通过采集模拟量来计算流量（通过模拟量模块计算），三是通过RS-485通讯直接读取瞬时流量和累积流量（通过MODBUS模块计算）。不管采用哪种方法都可以通过对应模块实现。

3.2.3 泵的启停控制模块

泵的启停控制模块主要实现输油泵或注水泵远程启动和停止，通过DO模块和继电器联动操作实现远程启动和停止，继电器的线圈正极端接到DO通道上，常开触头并连到启动按钮，常闭触头串接到停止按钮上。工作时，通道发生高电位信号来驱动继电器，继电器线圈在得电后常开触头闭合泵启动，常闭触头断开泵停止。

3.2.4 泵的变频输油控制

标准站点要实现连续输油，也就是说输油泵的转速随着罐液位的变化而变化，当液位高于设定值输油泵转速加快，当液位低于设定值时泵的转速减小，调整泵的转速目的是尽可能的保证罐液位趋于设定值，使用PID算法可以实现此功能。

3.2.5 MODBUS通讯模块

Modbus 协议是应用于电子控制器上的一种通用语言。通过此协议，控制器相互之间、控制器经由网络（例如以太网）和其它设备之间可以通信。它已经成为一通用工业标准。有了它，不同厂商生产的控制设备可以连成工业网络，进行集中监控。

4 数字化增压点改造技术应用情况

数字化增压点改造技术在采油五厂麻黄山北作业区进行了该数字化新技术的先导性试验，实现了“油气混输、远程监控、流程自动切换”先进功能；姬六转已经完成数字化改造部分，数字化建设部分完成后即可接入姬五联中心管理。麻黄山北作作业区调控中心系统建设也已经完成，实现了姬五联所辖站点、油水井集中管理，同步运行，增加了标清远程视频会议系统的远程交互功能，生产与决策并举。通过以上改造，实现了采油厂员工从井场到增压点，最终到作业区的有序收缩，为优化劳动组织结构创造了条件。

参考文献

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中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2012）31-0082-03

1 概述

变电站作为电网系统中电能输送、分配调度的重要中枢，其技术水平的高低直接影响到电网系统运行的安全稳定。国内外电力用户和变配电设备制造商均普遍关注变电站综合自动化系统的研究，在充分结合各种先进技术的基础上，努力提高变电站的综合自动化技术水平。近几年，随着计算机技术、电力通信技术、电力电子技术、传感器技术等先进技术的进一步加深完善，尤其在IEC61850标准颁布以后，数字化变电站综合自动化系统已成为修建变电站和改造变电站首选的自动化方式。数字化变电站技术的出现，能够很好地解决常规变电站IED设备间不能完全兼容和数据信息不能实时通信互享间的缺陷，实现了变电站自动化技术优势的充分发挥。结合实际工作经验，对常规变电站数字化技术升级改造要点进行分析探讨就显得非常有工程实践和研究意义。

2 基于IEC61850标准的数字化变电站GOOSE组网方案

按照IEC61850综合自动化变电站标准要求，数字化变电站由过程层、间隔层和站控层组成。由于数字化变电站的数字信息通信网络集成化程度较高，IED设备间数据的传递与共享在很大程度上依赖网络通讯规约的统一转换。

为了确保数字化变电站网络通信的实时可靠性，站控层与间隔层间的网络组网方式应按照冗余以太网架构进行组网，且其数据传输速率应不低于100Mbps。整个数字化变电站网络宜采用双星型结构，并采取双网双工通信方式进行数据传输，通过富裕的网络冗余度，确保站控层各种监控工作站、五防工作站、远程调度、服务器数据库间数据信息的实时可靠通信。过程层与间隔层间数据信息通信网络主要采用GOOSE和SV两类信号进行传输，通过GOOSE信号网络的双网双工运行方式，确保同IED设备间数据信息资源的无缝通信共享。如某220kV变电站共有220kV、110kV、10kV三个电压等级，其站控层采用双网星形结构的组网模式，而间隔层分别以220kV和110kV两个部分的测控、保护、故障记录等IED设备装置进行子网组建，经GOOSE A网和GOOSE A网接入到站控层中。常用的220kV数字化变电站组网方案如图1所示。

3 常规变电站数字化升级改造技术要点

常规变电站数字化升级改造，主要是实现一次设备的智能化和二次设备的集成网络化，对数字化信息进行统一集成建模，将物理设备进行数字网络地址虚拟化，结合标准的IED61850标准通信规约建设规范的网络通信平台，实现不同IED设备间数据信息资源的远程传输和实时共享，建设满足调控运行安全可靠、节能经济的现代化智能变电站需求的完善数据通信网络。

3.1 基于IEC61850标准进行统一集成建模

建立基于IEC61850标准的集成统一通信网络，是常规变电站进行数字化升级改造的重要保障基础。各种支持IEC61850标准的IED电子设备将逐步取代常规非IEC61850通信规约的产品，进而实现间隔层中不同测控、保护、事件记录IED设备间数据信息资源的实时通信共享。站控层中，通过支持IEC61850标准的后台软件、监控工作站、五防工作站、远动工作站以及接入其他IED智能设备的统一通信规约转换，进而建立满足IEC61850标准的统一集成模型，建立基于IEC61850标准的变电站综合自动化系统，确保变电站调控运行安全可靠地进行。

3.2 设备操控的智能自动化功能实现

对于常规变电站自动化系统中的过程层设备，由于DL断路器、DS隔离刀闸等一次设备暂不具备自动数字化转换功能。因此，在进行变电站数字化升级改造过程中，对需要进行分散控制的过程层开关类设备，应在现地采用智能操作箱等对设备相关数据信息的数字化处理，并经过GOOSE数据通信网络与间隔层中的IED测控、保护、事件记录等电子设备进行实时通信。DL断路器系统、DS隔离刀闸系统等过程层开关设备的现地智能化处理，确保保护、测量、远程操控等命令可以通过光纤以太网网络准确到达变电站的二次继电保护系统中，进而实现与DL断路器、DS隔离刀闸等操作机构数字化网络接口的实时通信，实现站控层的远程智能自动化操控。

3.3 数据采集合并单元实现模拟量分散采样

常规变电站系统中均采用传统互感器，而数字化变电站则需要电子式互感器采集现地数据信息。因此，为了实现模拟量的分散采样，采用基于IEC61850标准的MU合并单元对常规互感器所采集的模拟量进行同步分布式采样，实时转换成对应的数据信号，且数字信号严格按照IEC61850-9-1或IEC61850-9-2标准要求输出并送往间隔层中相关的测控、保护、事件记录IED电子设备中，完成对应数据信息的实时采集。

3.4 数据信息及调控命令的集中式处理

集中分散式结构是变电站数字化升级改造的主要网络架构，采用支持IEC61850标准的站控层设备构成整个数字化变电站的运算分析核心，并通过满足IEC61850标准的网络通信与间隔层IED设备、过程层MU合并单元等进行实时数据信息通信共享。对于变电站系统中的220kV、110kV高压进出线、主变等通过一套或数套支持IEC61850通信规约标准的集中式测控、保护、记录装置（每组均按照冗余模式进行组网配置），构成完善的基于IEC61850标准的数字化变电站自动化系。对于35kV及以下的中低压单元，由于基本采用室内开关柜形式，因此可以在开关柜中分布装设满足IEC61850标准的间隔层IED电子设备，分散采集开关柜中的相关数据信息，并通过统一规约的通信通信网络，实现与站控层相关功能单元的实时通信，完成测控、保护、远程操控等数字网络化功能。

3.5 信息的安全性

由于数据信息通信的安全可靠性直接关系到整个数字化网络系统的调控运行的安全可靠性，因此，在变电站数字化升级改造过程中，必须考虑二次系统的安全防护问题。应结合变电站调控运行特征并结合IEC62351安全标准建立完善的数据信息安全防护策略，如采取闭环网络访问、密码权限访问、防火墙等来加强数据信息通信共享的安全防护性能，确保数字化调控系统安全稳定地

运行。

4 结语

数字化变电站技术升级改造工程是电力公司变电站升级改造建设中新的里程碑，同时也是变电站建设发展的重要方向。经大量工程实践改造效果表明，基于上述技术的变电站自动化系统数字化升级改造后，各个IED设备均能正常稳定运行，各类数据实时采集、远程传输、运算分析无误，继电保护和自动控制装置动作可靠正常。充分说明，基于上述技术的数字化变电站升级改造，能够满足电网系统调控运行的安全可靠、经济稳定运行的功能要求，相信在不久的将来，数字化变电站技术升级改造将会在我国变电站系统中蓬勃发展。

参考文献

[1] 鲁国刚，刘骥，张长银.变电站的数字化技术发展[J].电网技术，2006，30（S2）：517-522.

篇（9）

中图分类号：TP206 文章编号：1009-2374（2016）09-0022-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.09.010

储罐是化工企业生产、运输、储存过程中的重要设备，其具有储存量大、布置分散、占地面积广等特点。我国自20世纪90年代初引进液位仪表自动测量技术以来，在储罐参数测量的精度、保护人员安全、降低劳动强度等方面都有了明显的提升。但随着生产经营规模及油品种类的增加，罐区范围也越来越大，原有的罐区管理方式已不能满足实时性，升级和改造化工储罐的监控系统迫在眉睫。

1 化工储罐的改造技术要求

笔者所在单位共拥有21台不同储存容量的储罐，分别存放硫酸、液碱、硝酸、甲醇、甲苯等。在自动化技术改造前，罐区监控主要由人工巡检完成，机泵由人工启动，储罐存放的物料量无法实时准确地计算。罐区收付液管道大部分未安设质量流量计，人工储罐、地磅计量数据作为物料收付时的结算依据。在高危区，设有可燃气体检测探测器，在值班室安装报警柜，并由当值人员负责监督报警。

对化工储罐自动化改造技术的要求如下：由系统采集储罐的重要数据，如压力、温度、液位等，并在监控界面上实时地显示。机泵要求远程遥控，并具有紧急状态时就地操作的功能。由于生产任务紧迫，加之远程控制阀门的安装需要火焰切割、焊接等工序，因此暂定主要工艺管道上的远程控制阀门先预留安装位置，待后期二次改造。储罐的收付料流量暂以雷达液位计量、地磅计量为准，其数据要进入控制系统。后期二次改造时，在储罐加装物量流量计，实现全自动计量控制，并将可燃气体的实时采集报警信号，发送至PLC系统，在无人值守时，记录报警信息，并供日后查询，实现全自动化管理。

2 自动化系统改造的总体设计

2.1 储罐监控仪表的设置

根据储罐的改造技术要求，对储罐加装导波雷达、温度变送器、压力变送器等仪表，负责采集储罐内液体所有的数据。本次改造采用的MT-2000型导波雷达物位计，其流量计信号以4～20mA的模拟信号进入系统。在测量时，该装置几乎不受任何环境干扰，可以提供长期、稳定的数字量或模拟量的物位信号。

将机泵的开关回路改造成可供自动或人工控制的回路，并在泵房内安装自控/手动切换控制箱。可燃气体报警柜的报警输出信号，以24V开关量的形式输入系统。

2.2 控制网络的设置

控制网络采用的是基于远程I/O站点的现场总线控制网络，即远程I/O站点将以模拟信号的形式采集储罐仪表信号，并作为整套现场总线控制网络中的从站，负责与主控制器进行通讯。现场总线控制系统分为五个部分：第一部分是现场传统型的设备；第二部分是放置于危险区域的防爆远程I/O站点，负责直接采集储罐现场信号；第三部分是有现场总线接口（PLC的CPU单元）的控制器；第四部分是I/O站与主控制器的连接附件和现场总线；第五部分是I/O站与现场设备的连接附件和电缆。

2.3 人机交换界面的设置

本系统人机交换截面，是利用MCGS组态软件，在Windows环境下，快速构造和生成上位机监控系统。通过MCGS组态软件的驱动程序，其实现与外部设备的数据交换，包括采集数据的接受和发送指令。MCGS的驱动程序包括VB和VC程序设计语言，操作人员通过MCGS组态软件，可实现对PLC编程，调试、监控厂区内储罐的实际情况，并可通过该人机交换界面实现历史数据存储、查询、储罐容量计算、打印等操作。

2.4 PLC控制系统的构成

该系统采用的是西门子S7-200PLC控制系统，集成了一定数字I/O点的CPU（包括CPU221、CPU222、CPU224、CPU226、CPU226XM）。数字量扩展模块包含EM221、EM222、EM223；模拟量扩展模块包含EM231、EM232、EM235；通讯模块包含EM277、EM241等，可直接与现场I/O点从站连接，并接受从站输入或向从站输出0～5V的直流信号。

3 监控系统程序的设定

3.1 系统的控制程序

改造后的储罐监控系统分为自动和手动两种操作方式，具体采用哪种工作方式，要在系统启动前，通过安装于泵房内的切换按钮实现，并在切换的同时，将相应的信号输送到PLC，以调用相对应的子程序。在自动模式下，由S7-200PLC接收各从站采集现场储罐液位的数字信号，经过程序的计算并得出液位值后，再与主调节器给定的液位值做出比较，得出偏差。在通过两级PID的调节后，电动调节阀输出相应的控制量信号，驱动负载以实现液位的精确控制；手动操作，就是由人工来调节储罐的液位。

控制系统的控制箱内设置了3台PID控制器，分别控制甲类罐组、酸碱罐组及甲醇罐组。PID的回路采用的是回路表的组态信息和输入信息，简化了系统的PID运算。同时为了控制和监视PID的运算，该系统还采用了其中9个主要参数作为判断控制精确性的依据，这些参数为给定值SPN、过程变量当前值PVN、输出值MN、过程变量当前值PVN-1、增益KC、积分时间TL、采样时间TS、积分项前值MX、微分时间TD。PID参数先根据自设定的方式进行整定，再根据实际的情况做出调整。

3.2 数据的采集程序

导波雷达物位计MT-2000按照一定的扫描周期，连续采集有关的模拟量、开关量等数据信号，将运行过程中的参数、输入输出状态、操作信息、异常情况等，利用I/O从站并经过AD转换后，输入PLC得出一个16进制的数字，再经过系统的量程和十进制转换，才能在人机交换显示屏上显示出读数。

3.3 阀门的开关程序

在罐区所有重要管道上的气动阀门都要有状态回信，并能够通过继电器回路完成开关量输出点对气动阀门的开关控制。在上位机MCGS程序中，通过相同状态下的“不可用”设置，可防止出现与阀门的现有状态相同的重复性控制命令。例如：当上位机MCGS程序根据阀门的回讯，显示阀门的当前状态为“开启”时，“开阀门”按钮将显示失效状态，操作人员只能点击“关阀门”按钮。在每次的操作过程中，系统均会提示二次确认的对话框，以免误操作。

3.4 罐装平台的控制程序

考虑到生产任务紧迫，罐区易燃易爆，无法实施动火处理的原则，在主要工艺管道上，先预留远程控制阀门的安装位置，待后期生产淡季时予以二期改造。现阶段，浙江嘉兴嘉化物流有限公司罐装平台进、出料暂行高报（到达某一设定液位高度）、高切（到达设定最高液位高度时，切断主进料泵）、低报的办法，并发出声光报警信号的原则。

二期整改时，将彻底实行罐区的自动计量、自动灌装的设计。其主要设计思路如下：

在原罐装的管道上，安装远程控制阀门，再将质量累计信号和流量计的流量信号接入到监控系统中。同时，在槽车罐装管线上，还要安装一条管径稍小的管路并加装远程控制阀门，以保证计量更为准确，并将阀门的状态和控制信号接入到PLC系统中。在每次开始灌装前，都要同时将这两个阀门打开，当加装量至设定值时，关闭主阀门，灌装完毕时，再关闭小阀门。

在上位机MCGS系统中，操作人员可预设灌装预装量M0值。开始罐装前，监控系统将根据检测到的罐内现有的读数，与预装量M0相加得出储罐的目标值MX。如果设M为监控系统检测罐内的实时累计量读数，δ为距离目标值MX的特定值，则当M距离目标值MX为δ时，大阀门将会自动关闭，小阀门继续灌装，直到罐量为目标值MX，小阀门关闭，灌装完成。

3.5 SQL数据库的查询

MCGS组态系统提供了访问SQL数据库的控件，通过该控件可在MCGS画面中便捷地访问和编辑数据库。通过输入数据库的查询函数，可对筛选数据库中的相关数据，并由控件中的统计函数，计算最大值、最小值或平均

值等。

罐区监控系统的实时监控数据均储存在SQL数据库中，其数据变化是以动画的形式展现，当启动查询程序后，界面将弹出“查询条件对话框”，输入查询条件（自动生成SQL的查询语句）后，点击“确认”便可自动生成查询的数据信息。

3.6 系统的安全保障措施

该系统中的控制箱操作站，实现对整套系统的数据采集、控制操作、状态监视等功能操作。MCGS组态系统对超出储罐储存范围的量将发出报警，提醒技术人员适当地修改系统的参数。系统还对每一个操作人员进行了权限划分，实现了分级操作，避免现场操作人员的误动作。所有I/O模块都具有硬件和软件的自诊断功能，模块与端子分离，其通道与现场的信号相互隔离，以便现场能够及时更换，缩短监控系统的维护时间。当系统出现故障时，监测信号会持续输出，将事故的影响降至

最低。

4 结语

化工储罐监控系统在自动化改造完成后，操作人员可在监控室内实时地查看罐区现场的仪表情况，远程控制设备的自动开闭，减少了操作人员在重大危险源地检查的频率，缩短了停留的时间，降低了事故发生的概率。在现有的化工行业生产经营模式下，从降低成本和安全生产的角度来分析，对化工储罐自动化监控系统的改造，是一个利国、利民、意义深远的决策。

参考文献

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2控制系统

电力控制系统实现了电气设备运行的优化配置，为发电设备调度提供了多元化作业平台。电力信号是传输用电指令的主要载体，借助电力信号可实现系统调控的自动化模式，帮助企业解决发电设备调度运行的不足。基于自动化科技改良趋势下，电力企业开始把用电信号与智能系统联用，扩大了电信号工作范围及调控领域。对发电数据实施跟踪采集，及时收录于发电相关的数据信息，为控制室调度提供真实的参考。

3监控系统

对机组数据及时存储是信息系统的主控功能，机组控制室人员有选择地存储数据信息，为发电站发电使用与分配提供参考。水电站采用事故报警技术，实现故障的自动化报警与处理，这也是增容改造中不可缺少的一部分。例如，为了适应水电站自动化平台的传输要求，需做好水电站内部用电、用水、用气的安全监控，科学地利用智能化口令完成事故报警操作。

4水轮机增容综合改造方案

更换水轮机转轮及附属设备改造。将现有水轮机转轮更换为HLJF3017-LJ-120，更换原发电机原线圈，采用云母复合薄膜材料缠裹导线，复合绝缘纸作衬垫，占用空间较小。绝缘材料的更新不仅使绝缘等级提高到F级，增设机前蝶阀，型号为D941X－0.6，DN1800，对电站自动化控制系统改造。4.1水轮机参数水电站先用水轮机型号为HL240-LJ-120，依据HL240-LJ-120机组型谱图可知，发电机效率η电=95%，则水轮机单机出力为:N=N装/η电=1250/0.95=1316kW根据电站的设计水头及水头变化范围，查HL240-46模型综合特性曲线见图1。(1)确定水轮机转轮直径根据HL240系列转轮综合特性曲线上查得模型最优单位转速η11m=72.0γ/min，模型最高效率ηmax=91.5%，自η11m点作水平线与5%出力限制线相交，交点相应的单位流量Q11=1240L/s。(2)计算效率修正值对混流式水轮机，当H＜150m时，用下式计算，其中D1M=0.46m，ηM•max=91.5%，D1=1.20m，故:4.2替代水轮机转轮参数根据电站的设计水头及水头变化范围，查《反击式水轮机转轮暂行系列型谱》，选用HLJF3017系列。依据HLJF3017-35机组模型综合特性曲线可知，见图2，发电机效率η电=95%，则水轮机单机出力为:4.3更换新型转轮的型式增容比较根据电站现状及存在的主要问题，为充分利用水能和提高设备利用率，保证机组安全、稳定、高效运行，必须对水轮发电机组改造方案进行认真分析、论证。更换新型高效水轮机转轮的型式增容根据电站的具体条件与技改目标优化设计采用新型的水轮机转轮替代现状水轮机转轮，理论上可是电站增容20%左右。施工工期短，投资较低，对电站正常运行影响不大。(1)HL240与HLJF3017转轮的性能比较温泉县火炬电站HL240机组，在限制工况点单位转速为72r/min，额定出力时的单位流量912.0L/s，而改造后的转轮，限制单位流量期望值为1400L/s。经分析，在已有几何参数相近、性能较优的转轮筛选后，初选HLJF3017转轮，二者参数对比见表1。(2)机组预期最大出力根据HLJF3017综合特性曲线，在设计工况单位转速74.6r/min时，单位流量Q1'=1190L/s，效率η为89.35%，根据计算可知，机组出力可达到1600kW，增幅在3%左右，可使水轮发电机组得到比较充分的利用。(3)空化系数的比较一般来说，空化系数随着比转速的增加而增加，由表1可见，HLJF3017转轮与HL240转轮相比，HLJF3017的过流能力大于HL240，而空化系数σ却小于HL240，说明HLJF3017转轮的优越性。HL240机组的单位转速为73.3r/min，限制单位流量为1240L/s，空化系数为0.19;而HLJF3017的限制单位流量为1400L/s，空化系数为0.103。由此可见，HLJF3017转轮比HL240转轮，过流能力大为提高，空化系数不但没有增加反而有大幅度的下降。(4)效率特性比较根据HLJF3017转轮和HL240转轮模型特性曲线，得出两转轮在转速为74.3r/min时，模型效率对比表见表2。由表2可知，当1.095m3/s＜Q＜1.4m3/s的运行区域，HLJF3017的效率要比HL240的高出4%左右，在小流量运行时，HLJF3017能保证在枯水期的运行，也就是说，更换转轮后，除增加单位流量带来的发电量外，还能额外获得水力效率提高增加的发电量。单机流量由原设计7.5m3/s增加至8.0m3/s(上述计算含第三章水能计算均按单机流量8.0m3/s计算)。根据上述比较，可以看出采用HLJF3017转轮替代现有HL240转轮，可使机组出力从1250kW增加至1600kW。因此，根据电站现状及存在的主要问题，为充分利用水能和提高设备利用率，保证机组安全、稳定、高效运行，必须对水轮发电机组改造方案进行认真分析、论证。更换新型高效水轮机转轮的型式增容根据电站的具体条件与技改目标优化设计采用新型的水轮机转轮替代现状水轮机转轮，理论上可使电站增容20%左右。施工工期短，投资较低，对电站正常运行影响不大。