变电站综合自动化系统研究

1、 变电站综合自动化系统的研究上海电力学院成教院本科毕业设计（论文） 题目： 变电站综合自动化系统的研究 专业：电气工程及其自动化年级：2011上电 学生姓名：万勇 学号： 15110059 指导教师： 张永健 2013年10月1日变电站综合自动化系统的研究摘要 随着全国农村电网的改造建设，变电站的投运越来越多，一些老旧的常规变电站需要进行自动化改造升级，升级到无人值守综合自动化变电站。南昌县供电公司全县共有15座变电站，其中还有六座是老旧的常规综自设备变电站，他们的主变、保护设备基本都使用超过20年。由于许多变电站中地处偏远、负荷很小的，进行无人值守改造意义重大。所以如何在现有设备上，在保证合

2、理使用资金的情况下，对这些常规变电站进行无人值守改造，使其能够接入到南昌县调度自动化系统（EMS系统中），将是一个急要解决的问题。本文以南昌县徐罗变电站为例，在分析国内外调度自动化发展现状和南昌县电网实际情况的前提下，对如何对徐罗变电站进行无人值守改造进行了研究，并对各系统的性能、功能实现提出了设计要求和解决方案，同时也简单介绍调度主站如何接入其信号和相关人机交互功能。关键词 南昌县徐罗变 无人值守改造 设计目录第一章：引言11.1 概述11.2 常见自动化系统结构11.3 本文所要做的主要工作3第二章：徐罗变电站无人值守设计综合自动化改造原则及功能要求42.1 南昌县调度自动化简介42.2

3、设计原则52.3 功能要求62.4 无人值守变电站基本要求7第三章：徐罗变无人值守综合自动化改造方案83.1 系统结构83.2 通信规约方式103.3 遥信功能实现133.4 遥测功能实现163.5 遥控功能实现193.6 其他功能213.7 防雷21结论23参考文献24 变电站综合自动化系统的研究第一章：引言电力系统运行的可靠性及其电能的质量与电力系统的自动化水平有密切的联系。为了使电力系统安全经济运行，各种继电保护和自动装置组成了信息就地处理的自动化系统。1.1 概述县级电网是整个供电网的末端，其所属变电站一般存在电压等级低、容量相对小、供电范围大、出线较少、设备相对落后等问题,随着调度自

4、动化系统的建立,要求我们逐步实现各站自动化改造,以便接入调度系统,但在自动化改造方面,面临着各种各样的困难。以南昌县为例，影响变电站自动化改造的主要问题有：一，由于县域范围大，变电所分散，变电所设备陈旧。全县很多变电所都是七、八十年代投运的，不少设备早已归属淘汰之列，没有自动化相应的接口,无法实行无人值守。第二，专业技术人员匮乏。专业技术人员数量不够,培训力度还不够，影响正常的运行维护管理工作。第三，县级企业技术改造资金有限，在自动化系统工程改造必须因地制宜，应根据具体情况，采用不同步骤和方式，在保证设计具备安全性、可靠性、稳定性的同时要充分考虑到经济性。1.2常见自动化系统结构自动化系统一般

5、由远动子系统、计算机子系统和人机联系子系统组成，如图：图11 调度自动化系统结构图变电所的各种信息，通过远动子系统将其传送到调度中心，并完成对信息的预处理，同时也可将调度中心的控制命令传送到变电所。计算机子系统是以计算机为基础的信息处理系统，它对远动子系统收集到的基础数据作进一步加工处理、分析、计算，为调度人员监视、分析系统运行状态以及对系统运行进行控制提供依据。人机联系子系统包括屏幕显示器、打印机、键盘。鼠标、调度模拟屏等设备，用于向调度人员显示和输出信息，也可以输入调度人员的控制命令。从原理上将自动化系统按其功能又可以分成如下四个子系统。图12 自动化系统原理图1信息采集和命令执行子系统信

6、息采集和命令执行子系统是指设置在变电站中的运动终端（综自设备）。运动终端与主站配合可以实现四遥功能。2信息传输子系统信息传输子系统也就是通信系统，它为自动化系统提供传输通道，满足信息的上下传递的需要。通信系统按信道的制式不同，可分为模拟传输系统和数字传输系统两类，其具体的设备组成各不同。3信息的采集处理和控制子系统信息的采集处理和控制子系统是指主站调度自动化系统，它实现对整个电网的监视和控制，收集分散在变电站的实时信息，对这些信息进行分析和处理，并将结果显示给调度员或产生输出命令对系统进行控制。4人机联系子系统从自动化系统收集到的信息，经过计算机加工处理后，通过各种显示装置反馈给运行人员。运行

7、人员收到这些信息作出决策后，再通过键盘、鼠标、显示屏触摸等操作手段，对电力系统进行控制，这就是人机联系。1.3本文所要做的主要工作本文是在阅读了大量国内外有关文献资料的基础上，依据省、市公司文件精神，根据南昌县电网具体情况，以徐罗变电站为列，主要完成以下工作：1、根据应用需要，提出徐罗变无人值守综合自动化改造设计原则和功能要求。 2、从经济、实用、安全、可靠的原则出发，按照“三遥”功能的要求，提出徐罗变无人值守综合自动化改造方案。3、简单介绍徐罗变如何接入主站调度自动化系统（EMS系统）。第二章：徐罗变电站无人值守设计综合自动化改造原则及功能要求2.1 南昌县调度自动化简介南昌县县调自动化主站

8、系统是按省公司确定的大型县模式建设，其主站系统硬件配置、设备选型和主站系统软件功能要求严格按照省公司招标确定的配置方案和设备选型。考虑到县级调度的规模及应用，南昌县调工程使用的是EMS系统。南昌县变电站分布示意图：图21 南昌县变电站分布图全县共有35KV变电站15座（滁搓、太殿、幽兰、北山、红旗泵、新联、武阳、徐罗、黄湖、南新、蒋巷、富山、岗上、广福、东新），其中蒋巷、富山、黄湖、徐罗、北山、太殿6座为常规综自设备变电站。这6座常规站站内设备一般都已使用20年以上，大部分主变都不具备有载调压功能，无法实施无人值守，急需对他们进行无人值守综合自动化改造，以便接入调度自动化系统。在六座常规综自设

9、备站中，徐罗变处于电网末端，该站建于1988年，具备常规的差动，过流，速断保护，无安全自动装置，共有6条10kV出线，负责着南昌县三江镇、黄马乡供电，在全县各站中属于供电范围最大的几座变电站之一，2012年最大负荷达到11MW，且该站一次设备都是户外式，老化最为严重，故本文以徐罗变研究无人值守设计综合自动化改造。图22 徐罗变电站一次接线图2.2设计原则由于徐罗变电站设备陈旧，要将变电站的继电保护、测量、监视、控制和通信都集中于自动化系统中，应至少能满足以下设计原则。1、安全可靠性必须保证变电站自动化系统具有高的可靠性和安全性，能在强的干扰情况下、电磁环境下工作，尽可能保证自动化设备的独立性，

10、避免其干扰站内继保等设备，优先选择性价比高的、技术成熟先进且通过国家质量检测机构检测的。2、规范性变电站自动化系统的设计应执行国家、行业的有关标准、规范及规程、规定。符合35kV110kV无人值班变电所设计规程（DT/T 5103-2012）要求，应选择通过ISO9000质量体系认证的企业生产的变电站自动化设备。变电站自动化系统的各种接口规约应采用国家或行业标准，特殊的通信规约应具备详尽规约文本，能够接入现有EMS系统（支持104规约）。3、分层分布式优先选用分层分布式变电站自动化结构。充分应用现场总线或局域网等先进通信技术解决变电站内数据交换问题。4、开放性自动化系统必须具备灵活的平台结构，

11、扩展方便，以便今后扩充或升级。5、经济性在满足以上要求的同时，充分考虑改造的经济性，尽量选择性价比高的设备。2.3功能要求根据现有工作实际，我们对变电站自动化系统功能的主要要求是数据采集、安全监视，并与主站保持实时信息通信。具体功能要求如下：1.数据采集 ·主变有功功率、无功功率、电流、 ·母线电压 ·线路有功功率、无功功率、电流 ·直流母线电压 ·电气设备运行状态 ·主保护运行状态2.运行记录 ·事件顺序记录与存档 ·控制操作记录3.远动功能 ·与主站通信 ·当地人机接口 ·远方控制

12、操作 ·远方当地自动化控制系统操作切换 2.4无人值守变电站基本要求无人值守变电站的技术和设备选择应遵循“安全、高效、环保”原则，力求标准化、无人化、小型化、最优化，优先采用技术成熟先进、结构简单、自动化程度高、少维护、运行运行业绩优异的高可靠性产品。变电站设备的选型应满足节能、低噪音等环保要求。对于老旧设备以及事故频发、影响运行的设备，必须更换。在设备、规约方面宜考虑数字化变电站的技术要求，适应变电站发展趋势。在保证供电网络可靠运行的基础上，应适当简化接线方式。同一单位在同一电压等级上宜采用统一的接线方式和设备配置原则。一、二次设备的选型应规范统一，避免设备繁杂。无人值守变电站的继

13、电保护及安全自动装置应选用性能稳定、质量可靠的微机型产品，并应具备信息远传功能。无人值守变电站的自动化系统，应采用变电站计算机监控系统。变电站的信息采集应满足无人值守的运行要求。无人值守变电站的通信配置应能支撑无人值守站各分系统对通信的需要。无人值守变电站、调度、监控中心之间的通信配置应稳定可靠。无人值守变电站的交直流电源设备应根据无人值守站的实际地理和交通条件考虑适当提高配置，应具备远方监控和控制功能。无人值守变电站条件许可下建议配置相应的视频安防、消防、环境监测等系统，并应能够实现远方监视和控制。第三章：徐罗变无人值守综合自动化改造方案3.1系统结构变电站自动化系统的基本结构及特点

14、0; 1、集中式系统结构 集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其IO接口，集中采集变电站的模拟量和数量等信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。此类结构对监控主机的性能要求较高，且系统处理能力有限，开发手段少，系统在开放性、扩展性和可维护性等方面较差，抗干扰能力不强，该结构在早期自动化系统中应用较多，目前国内许多的厂家尚属于这种结构方式。  2、分布式系统结构 按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备，将它们连接到能共享资源

15、的网络上实现分布式处理。其结构的最大特点是采用主、从CPU协同工作方式，各功能模块如智能电子设备（Intelligent Electronic Device，IED）之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。各功能模块(通常是多个CPU)之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，选用具有优先级的网络系统较好地解决了数据传输的瓶颈问题，提高了系统的实时性。  其结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。分布式变电站综合自动化系统自问世

16、以来，显示出强大的生命力。但目前，还存在在抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上的问题等。  3、分层分布式结构。分层分布式结构采用“面向对象”设计。所谓面向对象，就是面向电气一次回路设备或电气间隔设备，间隔层中数据、采集、控制单元(I/O单元)和保护单元就地分散安装在开关柜上或其他一次设备附近，相互间通过通信网络相连，与监控主机通信。目前，分层分布式结构系统结构在自动化系统中较为流行，主要原因是：现在的IED设备大多是按面向对象设计的，如专门的线路保护单元、主变保护单元、小电流接地选线单元等，虽然有将所有保护功能综合为一体的趋势，但具体在保护安装接线中仍是面向对象的；利用

17、了现场总线的技术优势，省去了大量二次接线，控制设备之间仅通过双绞线或光纤连接，设计规范，设备布置整齐，调整扩建也很简单，成本低，运行维护方便；系统装置及网络鲁棒性强，不依赖于通信网和主机，主机或1台IED设备损坏并不影响其它设备的正常工作，运行可靠性有保证。系统结构的特点是功能分散，管理集中。为此我们在徐罗变改造中优先考虑采用分层分布式结构。图31 徐罗变电站分层分布式结构图系统按分层，分散，分布式原则由站控层、通讯层和间隔层三部分组成。站控层主要是监控主机以及后台监控软件；通讯层由通信接口（通讯管理机）和以太网构成；间隔层由分散分布安装在高压开关柜上的就地单元（保护测控综合装置以及现场其它的

18、智能装置）组成。 站控层（第一层）：主要由高档PC机或工控机构成。在有人值班的变电站，它实现变电站的当地监视，控制和管理功能对无人值班的变电站则用于巡视，检查，检修。对徐罗进行无人值班变电站改造建议配置多台监控机。站控层的主要功能是收集通讯层的有效信息，并将其在综合自动化主站系统进行数据处理和信息显示。变电站自动化系统分布式全微机综合自动化系统的站控层可采用以太网络结构，支持TCP/IP通信协议。通讯层（第二层）：通讯管理单元是变电站综合自动化系统的通讯枢纽，变电站综合自动化系统可采用局站中速网络(Lonworks及CAN技术)或以太网(Ethernet)进行数据传送。采用高可靠高稳

19、定的通讯管理机，其主要负责连接间隔层不同的就地单元（保护测控综合装置以及现场其它的智能装置）与站控层的TCP/IP Ethernet网络连接，协调所有设备间的数据，实现信息传输和交换，由此形成和完成变电所的控制功能；记录各种保护和事件记录信息，并转发后台监控系统对各备保护设备的控制信息，与站控层之间通过TCP/IP Ethernet网络连接；同时通讯管理机负责着将变电站各类信息按规约（如CDT、104规约）发至调度主站。间隔层（第三层）：主要有每个高压开关间隔内的间隔层的就地单元（保护测控综合装置以及现场其它的智能装置）组成，实现高压开关柜的保护、测量、信号和操作控制等功能

20、。就地单元装置应具备有状态量输入，控制量输出（DO）等多种测量功能。每台主变间隔配置的就地单元还应具备主变差动保护、重瓦斯、轻瓦斯等功能，具有比例制动谐波闭锁的差动过流保护和差动速断保护。同时应配置非电量保护，可从通讯管理机转发或以其他方式出口。在实际的工程应用中，间隔层的通信连接方法是一般采用星形通信网。3.2 通信规约方式主综自设备单元最主要的作用一是与各单元通讯，二是与调度主站通信。站内通信系统在变电站自动化系统中占有非常重要的地位。变电站自动化系统的功能在逻辑上可分配在三个层次：变电站层，间隔层或单元层，过程层。第一层为变电站层，它由间隔层得到实时数据，承担着站内本站操作员与远方监视和

21、维护工程师站的人机接口、监视、管理、控制等变电站主控室功能，并负责与远方调度中心通信。第二层为间隔层或单元层，负责对下层就地装置和智能电子设备进行通信管理、控制等任务，同时也承担着通信规约解释、转换工作。第三层是就地的模拟量、开关量和脉冲量数据采集、保护和控制操作出口，是数字量和模拟量I/O功能。三层之间靠站内通信系统联系。站内通信系统主要是指第一层与第二层之间，第二层与第三层之间进行数据交换的系统，它可通过传统的RS-422/485总线(虽然RS-485总线通信速度不高，但有些110kV及以下电压等级和非枢纽变仍采用这一传统的方式)、局站中速网络(Lonworks及CAN技术)或高速标准以太

22、网技术通信在各层之间进行数据交换。站内通信系统的组成方案有很多种，它的主流结构是分层分布式。常见几种站内通信系统结构：1、高速以太网：这种结构有两种不同的实现方式：一、第一种结构为变电站层与间隔层共享以太网，取消了传统的通信单元。主干网络结构采用光纤自愈环型以太网，间隔层与过程层设备直接采用双绞线以星型方式接入主干网，用TCP/IP网络协议通讯。对于其他智能电子设备，具有以太网接口可直接接入主干网，否则通过网关实现规约转换后接入系统。光纤双环自愈的原理就是将所有的设备分布在信号流向相反的两个环上，平时只有主环在工作，次环处于备份状态;当环上某处光纤断裂或某节点发生故障时，其相邻节点的主环、备环

23、自动环回，这时，环网仍然是一个闭环，通信链路保持畅通。故障点链路恢复后，备环回到备份状态。这种自愈型环网极大地提高了光纤通信的可靠性。二、第二种结构为变电站层与间隔层之间采用的是以太网结构，以TCP/IP网络协议通讯，间隔层与过程层设备采用的是485总线结构，以POLLING方式的厂家的内部规约进行数据交换。第一种结构一般用于220KV及以上枢纽变电站，光纤自愈环网在网络中任一点故障时，可快速切换通道，保证网络上设备的正常通信，其可靠性高于双总线网络，所有的环网接入设备可实时监视与之相连的网络通信状态以及直流电源供电情况，出现问题可通过输出触点及时反应，并能反应故障位置，极大地简化网络的维护。

24、并具有良好的灵活性和扩展性。间隔层与过程层设备直接采用以太网以TCP/IP网络协议通讯，实现数据的高速无瓶颈平衡式传输。第二种结构用于110KV变电站，它的特点是根据各层之间需传输的数据量和开放性要求而采用不同的网络结构和传输协议，变电站层与间隔层之间需要传输整个变电站间隔层设备及智能电子设备采集的数据，因此采用了传输速率较高的以太网结构。而在间隔层与过程层之间由于采用多个通信管理单元，传输的数据量不大，通讯速率要求不高，因而采用传输速率较低的485总线结构。2、CAN总线。这种结构结构为变电站层与间隔层之间采用的是CAN总线结构，以CAN国际标准ISO11898网络协议进行数据交换，间隔层与

25、过程层之间采用的是485总线结构，以POLLING方式的厂家的内部规约进行数据交换。CAN(ControllerAreaNetwork)-控制器局部网，属于现场总线的范畴，它是一种有效支持分布式控制或实时控制的串行通讯网络。CAN总线采用双线串行通信方式，检错能力强，可在高噪声干扰环境中合作。CAN具有优先权和仲裁功能，多个控制模块通过CAN控制器挂到CAN-bus上，形成多主机局部网络。CAN总线结构通讯速率比以太网慢，最高只能达到1MB/s，但基本能满足站内数据交换的要求。这种结构用于110KV变电站，它的其它特点与以太网第二种结构相同。通过对上述几种站内通信系统的结构分析，我们不难看出，

26、几种站内通信系统由于应用环境不同，设计思想的侧重点也有所不同，在实际运行中各自的性能也各有千秋，具体列表如下：性能高速以太网>以太网>LonWorksCANRS>485/422常见传输规约TCP/IP、TCP/IPLonTalk、ISO11898一般调度通信规约分为循环传送式规约、应答式规约。一、循环传送式规约循环传送式规约是一种以厂站端综自设备为主动端自发地不断循环向调度中心上报现场数据的远动数据传输规约。综自设备周而复始地按一定规则向调度中心传送各种遥测、遥信、数字量、事件记录等信息。调度中心也可以向综自设备传送遥控、遥调命令以及时钟对时等信息。循环方式下综自设备独占整个

27、通道。常见规约有部颁CDT规约。二、应答式规约应答式规约是一个以调度中心为主动的远动数据传输规约。综自设备只有在调度中心查询以后，才向调度中心发送回答信息。调度中心也可以按需要对综自设备发出各种控制综自设备运行状态的报文。综自设备正确接收调度中心的报文后，按要求输出控制信号；并向调度中心回答相应报文。常见规约有POLLING规约。由于在南昌县调度采用的是EMS系统要求，需要采用104应答式规约，故徐罗变接入调度104规约。并要求采用此规约可传送下列信息：（1）遥信。（2）遥测。（3）事件顺序记录（SOE）。（4）电能脉冲计数值。（5）遥控命令。（6）设定命令。（7）升降命令。（8）对时。（9）

28、广播命令。（10）复归命令。（11）厂站端工作状态。3.3 遥信功能实现3.3.1采集原理遥信信息一般有断路器、隔离开关的位置状态，继电保护、自动化装置的动作状态，系统、设备的运行状态，而这些信息按国际电工委员会的标准都可以用“0”和“1”表示，如断路器断开状态为“0”，闭合状态为 “1”。3.3.2采集方式由于徐罗站内断路器和继电器较为老旧，提供的触点有限，我们计划首先实现以下遥信信号的采集：1、断路器遥信的采集断路器的位置信号通过其辅助触点QF引出至遥信采集单元，当断路器动作时，辅助触点QF也会随之同步动作。2、继电保护动作的采集主要由过流、速断等保护回路中的信号继电器空接点引出至遥信单元

29、。3.3.3遥信采集原理因为断路器状态、继电保护动作信号最终都可以转化为辅助触点或信号继电器触点的位置信号，故只要将触点位置采集进遥信单元就完成了遥信的采集，其电路原理图如下：图3-1遥信原理图为了防止因辅助触点接触不良造成差错，我们输入较高的+220v直流电压，由于触点与综自设备相距较远，为避免干扰，采用光耦实现综自设备内外的电气隔离，在光耦至触点采用T型RC网络构成低通滤波电路，过滤回路的高频干扰。遥信触点吸合时，光耦接通，形成回路，由801输出的+24V直流电压直接输入之遥信单元，遥信单元判断电压，如果有+24V电压输入，即判断触点为“合”状态，表示开关闭合或保护动作。遥信触点分开时，光

30、耦断开，形成断路，由801输出的+24V直流电压直接无法输入至之遥信单元，因无电压输入即判断触点为“分”状态，表示开关断开或保护未动作。3.3.4微机保护功能实现1)微机保护的优点(1)可靠性高：一种微机保护单元可以完成多种保护与监测功能。代替了多种保护继电器和测量仪表，简化了开关柜与控制屏的接线，从而减少了相关设备的故障环节，提高了可靠性。微机保护单元采用高集成度的芯片，软件有自动检测与自动纠错功能，也有提高了保护的可靠性。(2)精度高，速度快，功能多。测量部分数字化大大提高其精度。cpu速度提高可以使各种事件以m s来计时，软件功能的提高可以通过各种复杂的算法完成多种保护功能。(3)灵活性

31、大，通过软件可以很方便的改变保护与控制特性，利用逻辑判断实现各种互锁，一种类型硬件利用不同软件，可构成不同类型的保护。(4)维护调试方便，硬件种类少，线路统一，外部接线简单，大大减少了维护工作量，保护调试与整定利用输入按键或上方计算机下传来进行，调试简单方便。(5)经济性好，性能价格比高，由于微机保护的多功能性，使变配电站测量、控制与保护部分的综合造价降低。高可靠性与高速度，可以减少停电时间，节省人力，提高了经济效益。2)微机保护装置的特点微机保护装置除了具有上述微机保护的优点之外，与同类产品比较具有以下特点：(1)品种齐全：微机保护装置，品种特别齐全，可以满足各种类型变配电站的各种设备的各种

32、保护要求，这就给变配电站设计及计算机联网提供了很大方便。(2)硬件采用最新的芯片提高了技术上的先进性，cpu采用80c196kb，测量为14位a/d转换，模拟量输入回路多达24路，采到的数据用dsp信号处理芯片进行处理，利用高速傅氏变换，得到基波到8次的谐波，特殊的软件自动校正，确保了测量的高精度。利用双口ram与cpu变换数据，就构成一个多cpu系统，通信采用can总线。具有通信速率高(可达100mhz，一般运行在80或60mhz)抗干扰能力强等特点。通过键盘与液晶显示单元可以方便的进行现场观察与各种保护方式与保护参数的设定。(3)硬件设计在供电电源，模拟量输入，开关量输入与输出，通信接口等

33、采用了特殊的隔离与抗干扰措施，抗干扰能力强，除集中组屏外，可以直接安装于开关柜上。(4)软件功能丰富，除完成各种测量与保护功能外，通过与上位处理计算机配合，可以完成故障录波(1秒高速故障记录与9秒故障动态记录)，谐波分析与小电流接地选线等功能。(5)可选用rs232和can通信方式，支持多种远动传输规约，方便与各种计算机管理系统联网。(6)采用宽温带背景240×128大屏幕lcd液晶显示器，操作方便、显示美观。(7)集成度高、体积小、重量轻，便于集中组屏安装和分散安装于开关柜上。3)微机保护装置的分层(1)微机保护装置共有四大类。(2)线路保护装置微机线路保护装置 微机电容保护装置

34、微机方向线路保护装置微机零序距离线路保护装置 微机横差电流方向线路保护装置(3)主设备保护装置微机双绕组变压器差动保护装置 微机三绕组变压器差动保护装置微机变压器后备保护装置 微机发电机差动保护装置 微机发电机后备保护装置微机发电机后备保护装置 微机电动机差动保护装置 微机电动机保护装置微机厂(站)用变保护装置(4)测控装置微机遥测遥控装置 微机遥信遥控装置 微机遥调装置 微机自动准同期装置微机备自投装置 微机pt切换装置 微机脉冲电度测量装置微机多功能变送测量装置 微机解列装置(5)管理装置单元通信单元 管理单元 双机管理单元4)微机保护装置功能微机保护装置的通用技术要求和指标(工作环境、电

35、源、技术参数、装置结构)以及主要功能(保护性能指标、主要保护功能、保护原理、定值与参数设定，以及外部接线端子与二次图)详见相关产品说明书。3.3.5遥信主要功能实现1 微机保护:是对站内所有的电气设备进行保护，包括线路保护，变压器保护，母线保护，电容器保护及备自投，低频减载等安全自动装置。各类保护实现故障记录、存储多套定值、适合当地修改定值等功能。  2 数据采集 状态量采集：状态量包括：断路器状态，隔离开关状态，变压器分接头信号及变电站一次设备告警信号等。目前这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统，也可通过通信方式获得。保护动作信号则采用串行口（RS-232或RS485）

36、或计算机局域网通过通信方式获得。脉冲量：脉冲量主要是脉冲电度表的输出脉冲，也采用光电隔离方式与系统连接，内部用计数器统计脉冲个数，实现电能测量。  3 事件记录和故障录波测距 事件记录应包含保护动作序列记录，开关跳合记录。其SOE分辨率一般在110ms之间，以满足不同电压等级对SOE的要求。变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。另一种是分散型，即由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。3.4 遥测功能实现遥测量一般包括母线电压、线路各项电流等，这些数据能够准确的反映电网

37、运行状态，所以遥测量采集是变电站自动化中很重要的一项内容。以徐罗变为例，其公用2台主变，1段母线，1台10kVPT，6条10kV出线，大概有几十个模拟量需要采集。3.4.1遥测量的输入及计算原理由于徐罗变整个一次系统较为简单，所以需要采集的遥测量不多，主要有：1、采集10KV母线PT的电压；2、6条出线的A、C相电流；3、2台主变的A、C相电流。同时根据以上采集数据可以计算出：1、6条出线的有功、无功、功率因数、频率；2、2台主变10kV侧的有功、无功、功率因数、频率（35KV侧未安装PT，故计算不出）。其计算有功、无功、功率因数的原理是：因为徐罗变10kV侧是三相不接地系统，所以可以采用二元

38、件法测量三相功率，具体关系如下：Ia+Ib+Ic=0Ia*Ua+ Ib*Ub+ Ic*Uc=S将Ia+Ib+Ic=0 转换成 Ia+Ic=-Ib将式代入中，得到：S =Ia*（Ua-Ub）+Ic*（Uc-Ub）化简后得到：S=Ia*Uab+Ic*Ucb设Uab与Ia、Ucb与Ic间的夹角分别为1、2，则：P= Ia*Uab*cos1+Ic*Ucb*cos2Q= Ia*Uab*sin1+Ic*Ucb*sin2由于采用交流采样，可以采用二点算法,即依据正弦交流电电压、电流量两点瞬间值的关系，推算出有功、无功、功率因数。U有效值= I有效值=Cos=（U= U有效值/ ；I= I有效值/ ）Sin=

39、 公式中t1时对应的电流、电压分别为i1、u1，t2时即t1+t时（t=T/N，T为信号周期，N为一个信号周期内等分数）对应的电流、电压分别为i2、u2，这些值都可以通过遥测系统实时采集到。采用二点法计算较为简单，但其是基于标准正弦信号计算的，当信号中有谐波是将引起误差，不过由于徐罗变测量的谐波极少，产生的误差几乎可以忽略不计。3.4.2遥测主要功能的实现1模拟量采集：采集的模拟量包括：各段母线电压，线路电压，电流和功率值。馈线电流，电压和功率值，频率，相位等。此外还有变压器油温，变电站室温等非电量的采集。模拟量采集精度应能满足EMS系统的需要。2 数据处理和记录历史数据的形成和存储是数据处理

40、的主要内容，它包括上一级调度中心，变电管理和保护专业要求的数据，主要有：输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功、母线电压定时记录的最大，最小值及其时间。负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间控制操作及修改整定值的记录，根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在远动操作中心或调度中心实现。   3.5 遥控功能实现3.5.1遥控操作执行原理遥控功能主要要求从调度中心发出的遥控命令能改变变电站运行设备状况。这种命令包括操作变电站各级电压回路的断路器、投切补偿电容器和电抗器等。因此，这种命令只取有限个离散值，通常只取两种状态命令，如断路器的“合”或“分”命令。遥控过

41、程中采用“遥控返校”的工作模式，即调度中心下达遥控指令后，综自设备在接收到后，为了保证命令的正确性对命令进行校核，并返送给调度中心。一般遥控过程中，调度遥控操作有三种命令形式：遥控选择命令、遥控执行命令、遥控撤销命令。整个遥控操作执行过程一般有以下几部分组成：(1) 调度中心向综自设备发送遥控命令。(2) 综自设备接收命令后，启动选择计时器，校核遥控命令的正确性，遥控单元内部选通，使遥控执行回路处于就绪状态。(3) 综自设备在适当延时后，读取开关等状态信息，并形成返校向调度中心发送。(4) 调度中心接收到返校信息后，计算机自动与原发命令核对，若正确调度员便可进入执行界面，可以发送遥控执行命令到

42、综自设备，反之进入撤销命令界面，撤销遥控操作。(5) 综自设备接收到遥控执行命令后，驱使遥控操作箱相关执行继电器动作，使遥控回路接通，开关随之动作。若接收到的为撤销命令，则自动选择清楚命令，使内部选通单元复位。若超时仍为接收到任何命令，则自动撤销。3.5.2变电站遥控接线以徐罗变三江线和电容器遥控接线为例（其他线路或主变与其接线方式相同），接线图见图3-7。由于徐罗变是所有开关和刀闸都在室外的小型变电站，所有开关的分合都是通过控制室内的KK（万能转换开关）进行操作的，室外开关距离综自设备专置布线距离超过150米，所以我们考虑直接从室内KK开关上取点，实现遥控功能。首先在综自设备柜上装设远方/就

43、地转换开关，其共有6个接点，分为3组，一对，、一对。接通时，、断开，、接通时，断开，以保证在进行本地操作时，遥控回路断路，无电压输出，进行遥控操作时，本地回路断路，无电压输出，以避免相互干扰。在遥控状态下，、相当于一根导线，遥控回路接通，遥控装置输出直流220v电压，于是203或233处便产生了直流220v电压，激发开关分或合。图3-2，变电站遥控接线图3.5.3遥控主要功能实现1 控制和操作闭锁 操作人员可通过CRT屏幕对断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投切进行远方操作。为了防止系统故障时无法操作被控设备，在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。操作闭锁应具有以下内容：电脑五防及闭锁系

44、统根据实时状态信息，自动实现断路器，刀闸的操作闭锁功能。操作出口应具有同时操作闭锁功能。操作出口应具有跳合闭锁功能。  2 电压和无功的就地控制 无功和电压控制一般采用调整变压器分接头，投切电容器组，电抗器组，同步调相机等方式实现。操作方式可手动可自动，人工操作可就地控制或远方控制。  无功控制可由专门的无功控制设备实现，也可由监控系统根据保护装置测量的电压，无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。3.6 其他功能3.6.1事件顺序记录功能当综自设备遥信单元检测到遥信状态变位时，会立即将所发生的信息记录到遥信单元的存储模块中，同时将记录到的发生遥信变位的时刻、变位状

45、态和变位开关或变位设备序号，组成事件记录信息向调度中心传送。由于综自设备遥信单元都是每隔时间T扫描一次所有遥信输入，所以一般事件顺序记录的分辨率会小于2T。3.6.2对时功能为了及时纠正综自设备时钟运行的误差，综自设备就必须具备同步时钟。其一般是主站系统发送对时命令，主综自设备单元接收到后，将会与主站对时。3.6.3当地功能为了综自设备维护，一般会让主综自设备单元具备相应的232串口以便将信息输入至当地的计算机设备，有的综自设备可以直接安装LCD屏显，直接将“三遥”信息、自检信息显示出来。3.6.4自检功能由于综自设备系统模块较多，如果发生故障一个一个排除较费时，所以每个单元内部应具备自检模块，