子站及站端系统的设计.docx

5子站及站端系统的设计51子站的设计子站作为配网自动化系统的中间层，与主站及所管辖区域内的配电终端通讯，实现遥测、遥信、遥控、遥调数据的搜集与转发，且可完成管辖区域内的馈线自动化。子站在整个配自系统中是一个承上启下的关键环节，首期工程中，子站设在五一路变、中兴路变、光明变、新华变和建设变。511子站系统功能配置 数据采集和传输1数据采集：数据采集量包括子站所管辖区域内所有配电终端的状态量、模拟量和脉冲量，数据采集容量应当满足子站所管辖区域内实时运行数据采集的要求；2数据传输：与主站和配电终端进行通讯，接收来自配电终端的实时运行数据并向主站转发，接收来自主站的遥控命令并向相关的配电终端转发；支持远方对时，并能将对时信息转发给配电终端；至少提供一个通讯接口与变电站的RTU通讯；支持以太网，具备较强的网络通讯能力，能够进行异种网络、异种协议的转换；支持目前流行的多种通讯规约如DNP3.0、IEC870.5-101等，支持RTU、FTU主动上报数据传输方式，能及时报告故障信息，支持任意类型的数据模块传输；子站能够处理的数据应由子站自己处理，不须传输给主站处理。 故障处理子站在所管辖的区域内实现故障识别、故障隔离和恢复非故障区域供电的功能，即故障识别、故障隔离和恢复非故障区域供电的功能不依赖于主站，当子站和主站之间通讯中断时，子站仍能依据从主站网络下载的拓扑数据独立地完成FA功能。子站具备以下两种故障隔离和恢复供电的方式：1交互方式子站的分析软件判断出故障发生地点，立刻进行故障隔离，并将相关信息传到主站，由主站分析后提供恢复供电方案，调度员对方案确认以后，发出恢复供电操作命令，以遥控的方式对开关进行集中控制。2自动方式子站的分析软件判断出故障发生地点，立刻进行故障隔离和恢复供电，并将处理信息传到主站。以上两种操作都应具有详细的记录，并记入数据库。 控制和通信监视功能1控制功能能够通过以下三种方式对变电站10KV出线开关进行控制：（1）通过变电站RTU进行控制；（2）通过主站调度自动化主站变电站RTU进行控制；（3）直接进行控制。2通信监视功能进行通信通道故障监视和故障上报。 其它功能具备自诊断功能；具备当地调试与维护工具；具备远程维护、调试和诊断能力；具有保存所管辖范围内数据的能力：当主站与子站通讯中断时，子站保存当前时刻至恢复通讯时的所有信息，一旦通道恢复，子站立即向主站发送所保存信息。512子站系统硬、软件配置 硬件配置1主机采用性能稳定、可靠性高的工业控制计算机并实现双机热备的运行方式，工控机的配置如下：l Pentium266 CPUl 32MB RAMl 144MB DOC（DISK ON CHIP）l 双机切换逻辑卡（PDEX 344）l 10/100M自适应以太网卡l 前置通讯控制卡（1：16可扩展）每组工控机通过前置通讯控制卡（可扩展）可监控16个环网的设备。工控机内置符合IEC-1131-3图形化的控制组态语言，以实现各种逻辑控制要求。2网络设备子站通过1台CISCO 2509路由器，采用SDH 2M+路由器的通信方式与主站进行通信。同时配置相应数量（与所监控的馈线光纤环网数相当）的光端机与配电终端进行通信。 软件配置1系统软件包括操作系统软件和相关硬件设备的驱动程序，操作系统软件为实时多任务操作系统，能够支持C、C+，支持TCP/IP及各种网络通信协议。2应用软件应用软件主要包括下列功能模块：（1）通信模块：支持子站的数据传输，驱动各种通信设备，如：串口、光纤、调制解调器、网卡、配电线载波，具体通信方式由维护模块设置；（2）数据库模块：为其它各任务提供统一的数据库接口和数据交换途径；（3）时钟管理模块：提供系统唯一时钟及标准的时钟接口；（4）文件管理模块：提供系统文件操作途径。其它模块对文件的操作均应通过它来运行，有效解决同时间文件访问冲突。（5）通信规约模块：完成子站的通信，主要包括：DNP3.0，IEC101、IEC104、CDT92、MB1801等通信规约。（6）DA模块：故障诊断、隔离及所管辖区域内的网络重构，并将故障处理结果上报主站；（7）维护模块：生成子站的各种运行参数、提供文件的上、下装及数据、运行工况显示。513子站系统性能指标 子站系统容量指标每台主机（双机冗余配置）可以采集的数据容量为：数字量64000个，模拟量64000个，若每个配电终端（FTU、TTU）的容量按数字量16个、模拟量16个来考虑，按一个环网上带有5个FTU、100个TTU来计算，一个子站最多可带的线路数为：数字量：主机数据容量（1条线路中FTU数字量总和+1条线路中TTU数字量总和）=64000（165+16100）38条模拟量：主机数据容量（1条线路中FTU模拟量总和+1条线路中TTU模拟量总和）=64000（165+16100）38条。可以满足监控所有变电站10kV出线的容量要求。 子站系统性能指标 平均无故障时间（MTBF）50,000小时 遥控准确率100% 遥信准确率100% 网络负荷率25% 故障判断准确率（相间短路）98% 故障隔离时间30秒 非故障区域自动恢复供电时间1分钟 多重故障区域自动恢复供电时间3分钟 CPU 负荷率：无故障时25%故障时50% 具有与RTU进行数据通讯的接口。52变电站10kV出线监测控制方案依据省局关于配网自动化总体方案设计原则及深度要求的通知的要求，原地调采集的10kV馈线出线开关的实时信息应向配网自动化系统转发或交换，其控制功能应转交给配网自动化系统。针对市配电网的现状，本案设计了三种变电站10kV出线的采集与控制方案： 直接方式：子站与变电站RTU直接通讯，子站向变电站RTU发出对10kV出线断路器的控制命令，同时接收RTU的遥测、遥信数据。 直接方式：变电站10kV出线断路器直接配置FTU，子站通过这些FTU实现对变电站10kV出线断路器的数据采集和控制，每台FTU最多可监控3个10kV断路器。 间接方式：通过配网自动化主站系统，将控制命令转发到调度自动化主站，由调度自动化主站系统向变电站RTU发控制命令，同时调度自动化主站要将控制返校信息和RTU其它信息转发给配网自动化主站系统。 方式比较 直接方式直接方式间接方式效率较高较高一般费用若RTU有备用通讯通道，则无须增加费用，否则需一定的改造费用。较高，适合于新建变电站或者没有RTU的老站。调度自动化主站系统要配合，增加两个系统的通讯软件和管理软件。实时性较高，受RTU通讯速率的限制高一般，不适合对10kV出线的快速控制稳定性较高高一般，如果中间环节出现问题，稳定性难以保证。可靠性较高高较高统一性有较好的统一性有较好的统一性需要不同系统共同参与，统一性不够。可维护性性易于运行、维护、管理易于运行、维护、管理需协同操作，不利于运行、维护、管理从以上比较可以看出，从满足配网自动化系统的可靠性和实时性要求的角度出发，应当采用直接方式和直接方式对变电站10kV出线断路器进行监控，如果增加新设备或对原有设备进行改造的费用过高，也可以采用间接方式对变电站10kV出线开关进行监控。如采用间接方式，在系统调试时应对针对相关的设备进行校对试验以保证控制的可靠性。鉴于首期实施配网自动化的五一路变、中兴路变、光明变、新华变和建设变都装设有具有通信接口的变电站综合自动化装置或RTU，所以应采用直接方式对变电站10kV出线断路器进行监控。53配电终端的设计531 FTU1功能配置 采用模块化结构，由多快可插拔的功能模块构成的，集保护、控制、数据测量、数据记录、远方通信等功能于一体； 核心的微处理器芯片采用高性能的DSP（数字信号处理器）芯片，具有高可靠性、高精度、高处理速度以及免维护等特性； 通过电流和电压互感器采集馈电线路的三相电压和电流等数据，完成电压、电流、有功功率、无功功率和电能从基波到高次谐波分量的量测和处理； 配有后备电池，保证在线路失电的情况下48小时内仍能检测负荷开关和电池的运行情况，接受遥控指令实现遥控操作； 监视开关的分合位置、开关储能信号、后备电池状态等状态量信号； 记录故障指示、故障持续时间、故障电流幅值和方向，用于事后配电网扰动分析和馈线自动化； 控制输出能够和各种柱上隔离开关、开关柜、无功投切和补偿调节器的控制操作机构连接； 支持多种通讯方式和多种通讯规约，接收子站的下行信息并向子站发送上行信息，还具备接收TTU或低压抄表集中器信息并向子站转发的功能； 具有时钟设置、远方整定参数和就地整定参数的能力。2技术指标A：状态量输入FTU至少具有16个点的输入容量，用于监视负荷开关位置、储能、电池等状态，并有足够的中间状态量，用于合成状态及事件报警等。B：模拟量输入每个FTU应有足够的交流采集容量（包括电脉冲量），并可以通过扩充交流采样模块实现遥测量的扩容。采样速率：应能满足满足事故判别要求和FFT计算的精度要求；分辨率：不低于12位加符号位；采样精度：0.2%，1度相角；过载率 电流：400的连续值，2000%不损坏；电压：200的连续值。C：模拟量计算每相电流、电压的有效值、相角、功率因数、电流方向；每条线路的无功功率（带方向）、有功功率（带方向）；功率因数、相角、零序电流、无功电度、有功电度。D：实时性指标事件顺序记录分辨率 2毫秒；相间短路电流检测时间 15毫秒。E：可靠性指标耐浪涌电压 1200V；平均无故障时间 20000小时。F：环境指标环境温度 40-+75；相对湿度 95%。G：控制输出量至少8个遥控输出量；接点参数：常开接点：最小200000次操作：5A、220V DC常闭接点：最小200000次操作：5A、220V DC。H：电源输入AC220V、DC24V。I：数据记录能记录并显示前1小时和72小时的馈线最大负荷值。532 TTUTTU主要用于对配电变压器的运行状态进行实时监测，为制定经济、安全运行方案及设备增容等工作提供科学依据。在城网改造过程中已经安装了具有通信接口的配变综合测试仪的部分公用配电变压器，可以不必再安装新的TTU装置，但要求这些配变综合测试仪的生产厂家必须提供装置所使用的通讯协议等技术资料，以实现对这部分公用配电变压器的监控。1功能配置A：模拟量监测与上报 变压器低压侧电流 变压器低压侧电压 有功功率 无功功率 变压器低压侧功率因数 变压器低压侧电能量总加 变压器温度B：状态量监测与上报 无功补偿装置投退状态 蓄电池状态C：无功补偿 远方/就地无功装置投切D：其它功能 记录每小时的各相电压、电流、有功功率 记录每天三相电压、电流的最高、最低值及出现时间 自动累计每天电压越上限、下限时间及计算电压合格率 累计小时电量或日电量 自动记录线路停电时间 累计记录时间不低于60天 提供自动抄表数据的转发功能（可选） 后备电源（可选） 失电数据保护（可选）2技术指标A：容量指标 交流采样 1回线路全量交流； 数字量输入 8路； 数字量输出 8路； 接点容量 AC277，5A；DC30V，10A。B：模拟量输入 电压输入范围 0260V； 电流输入范围 05V； 电压、电流采样精度 0.5%； 有功、无功采样精度 0.5%； 有功电量精度 1.5%。C：实时性指标 事件顺序记录分辨率 2毫秒D：可靠性指标 耐浪涌电压 1200V 平均无故障时间（MTBF） 20000小时E：环境指标 环境温度 40-+85 相对湿度 95%F：其它指标 功率因数控制范围 0.90.99533 DTU1功能配置 采用模块化结构，由多快可插拔的功能模块构成的，集保护、控制、数据测量、数据记录、远方通信等功能于一体； 核心的微处理器芯片采用高性能的DSP（数字信号处理器）芯片，具有高可靠性、高精度、高处理速度以及免维护等特性； 通过电流和电压互感器采集开关站内所有的电压和电流数据，完成电压、电流、有功功率、无功功率和电能从基波到高次谐波分量的量测和处理； 配有后备电池，保证在失去电源后48小时内仍能检测负荷开关和电池的运行情况，接受遥控指令实现遥控操作； 监视开关的分合位置、开关储能信号、保护动作信号和异常信号、通信状态、无功补偿装置投退状态、后备电池状态等状态量信号； 记录故障指示、故障持续时间、故障电流幅值和方向，用于事后配电网扰动分析和馈线自动化； 控制输出能够和开关站内的开关柜、无功投切和补偿调节器的控制操作机构连接，控制它们的分/合闸操作； 支持多种通讯方式和多种通讯规约，接收子站的下行信息并向子站发送上行信息，还具备接收TTU或低压抄表集中器信息并向子站转发的功能； 具有时钟设置、远方整定参数和就地整定参数的能力。2技术指标A：状态量输入至少具有32个接点的输入容量，用于监视负荷开关位置、储能、电池等状态，并有足够的中间状态量，用于合成状态及事件报警等。B：模拟量输入具备12回出线全量交流采集容量（包括电脉冲量），并可以通过扩充交流采样模块实现遥测量的扩容；采样速率：应能满足满足事故判别要求和FFT计算的精度要求；分辨率：不低于12位加符号位；采样精度：0.2%，1度相角；过载率 电流：400的连续值，2000%不损坏；电压：200的连续值。C：模拟量计算每相电流、电压的有效值、相角、功率因数、电流方向；每条线路的无功功率（带方向）、有功功率（带方向）；功率因数、相角、零序电流、无功电度、有功电度。D：实时性指标事件顺序记录分辨率 2毫秒；相间短路电流检测时间 15毫秒。E：可靠性指标耐浪涌电压 1200V；平均无故障时间 20000小时。F：环境指标环境温度 40-+75；相对湿度 95%。G：控制