35kv变电站综合自动化系统 毕业设计(论文)说明书

摘要电网系统运行的可靠性以及供应电能的质量，与其自动化系统的水平有着密切的联系。电力系统的自动化系统由两个系统构成，信息就地处理的自动化系统和信息集中处理的自动化系统。信息就地处理的自动化系统的特点是能对电力系统的情况作出快速的反应，如高压输电线上发生短路故障时，要求继电保护要在20MS左右动作，以便快速切除故障，而同步发电机的励磁自动控制系统，在电力系统正常运行时，可以保证系统的电压质量和无功出力的分配，在故障时可以提高系统的稳定水平，有功功率自动调节装置，能跟踪系统负荷的随机波动，保证电能的频率质量，按频率自动减负荷装置能在系统事故情况，电力系统出现严重的有功缺额时，快速的切除一些较为次要的负荷，以免造成系统的频率崩溃，以上这些信息就地处理装置，其重要的优点是能对系统中的情况作出快速的反应，尤其在电力系统发生故障时，其作用更为明显，但由于其获得的信息有局限性，因而不能从全局的角度来处理问题，例如通过自动频率调节，虽然可以跟踪负荷的变化，但总还存在与额定频率的偏差，更不能实现出力的经济分配。另外，信息就地处理自动装置，只能“事后”的处理出现的事件，而不能“事先”的对系统的安全性作出评价，因而有其局限性。信息集中处理的自动化系统（即电网调度自动化系统），可以通过设置在各发电厂和变电站的远动终端（RTU）采集电网运行的实时信息，通过信道传输到主站，主站根据全网的信息，随着微机保护，变电站综合自动化等技术的发展，两个信息处理系统之间互相渗透，更重要的是这些微机装置，如打破原来的二次设备柜框架。关键词变电所，防爆型，矿用变压器，采区供电，保护装置目录摘要1目录II第一章变电站综合自动化系统概况111国内外变电站综合自动化的发展及应用状况212变电站综合自动化系统的发展趋势513本文研究的主要内容5第二章35KV变电站综合自动化系统的功能和结构721变电站综合自动化系统的功能要求7211保护系统功能8212监控系统功能922变电站综合自动化系统的网络结构1323集中式结构1324分布式结构1425分散（层）分布式结构14第三章变电站综合自动化的通信1631通信的相关介绍1632变电站综合自动化系统的任务1733数据通讯系统的构成17331变电站综合自动化系统的网络连接18332变电站综合自动化系统常用的网络设备2034变电站内的信息采集传输内容21341变电站的数据模拟量、开关量和电能量22342安全监视功能23第四章以新建平煤八矿35KV变电站为研究对象2441概述2442设计原则和系统技术参数24421系统性能指标25422通信指标26423装置技术指标26424硬件平台2843系统实施方案2945小结30第五章综合自动化系统在实际应用中存在的问题32总结展望3561变电站综合自动化系统在实际应用中存在的共性问题3562变电站综合自动化系统的展望35致谢36参考文献37第一章变电站综合自动化系统概况随着国民经济的持续发展，电力用户对供电质量的要求愈来愈高，加强电网建设和改造成为电力系统新的工作重点，而依靠科技的进步，采用先进的技术和现代化的管理手段是电网建设和改造的出发点，实现电网自动化则是重要手段。变电站是电力系统中的一个重要环节，它的运行情况直接影响到电力系统的可靠、经济运行。要提高变电站运行的可靠性及经济性，一个最基本的方法就是要提高变电站运行管理的自动化水平，实现变电站综合自动化。变电站综合自动化是指变电站二次系统通过利用计算机技术、现代控制技术、网络通信技术和图形显示技术，实现将常规变电站的控制、测量、信号、保护、计量、安全自动装置、远动等功能整合于一体的计算机监控系统，这项技术涉及多个技术领域，是自动化技术、计算机技术和通信技术等高科技在变电站领域的综合应用。依据大电网会议WG3403工作组的分析，变电站自动化系统较为严格的定义为心（1）远动功能（四遥功能）；（2）自动控制功能（如有载调压变压器分接头和并联补偿电容器的综合控制（VOC）。电力系统低频减载、静止无功补偿器控制、配网系统故障分段隔离非故障段恢复供电与网络重组等）；3测量表计功能（如三相智能式电子电费计量表等）；4继电保护功能；5与继电保护有关的功能（如故障录波、故障测距、小电流接地选线等）6接口功能（如与微机五防、继电保护、电能计量、全球定位系统（GPS）等IED的接口）；7系统功能（与主站通信，当地SCADA等）。所有能实现这些功能的设备，目前统称为智能式电子仪表（IED）。变电站自动化的目的，就是实现这些IED的信息共享，由此可减少变电站使用的电缆数量和造价，提高变电站的运行和安全可靠性，并减少维护工作量和提高维护水平。随着计算机技术、网络技术和通信技术的发展及其在电力系统中的广泛应用，变电站综合自动化系统的技术水平也在不断提高。变电站自动化技术和变电站自动化系统的内涵还在不断的丰富之中。11国内外变电站综合自动化的发展及应用状况国际上对于变电站综合自动化的研究，已经进行了多年，并取得了令人瞩目的进展。早在七十年代末，日本就研制出了世界上第一套综合数字式保护和控制系统SDCSI。此后，美国、英国、法国、德国等一些发达国家也相继在此领域内取得不同程度的进展。在八十年代初，美国一家电力公司研制了IMPAC模块化保护和控制系统。PRI联合研制出了SPC美国西屋公司和ES变电站保护和控制综合自动化系统。到1984年，瑞士的BBC公司首次推出了他们的变电站综合自动化系统。1985年，德国的西门子公司又推出了他们研制的第一套变电站综合自动化系统LSA678。变电站综合自动化目前在国外已得到了较普遍的应用。例如美国、德国、法国、意大利等国家，在他们所属的某些电力公司里，大多数的变电站都实现了综合自动化及无人值班方式。我国的变电站自动化技术起步于50年代。1954年，我国从前苏联引进了RTU技术，东北安装了16套遥测遥信装置。此后，国内开始了系列远动产品的研制工作。到七十年代初，便先后研制出了电气集中控制装置和集保护、控制及信号为一体的”四合一”装置。在八十年代中期，国内许多高等院校及科研单位也在这方面做了大量的工作，推出一些不同类型、功能各异的自动化系统，为国内的变电站自动化技术的发展起到了卓有成效的推动作用。我国经历了以下几个发展阶段1传统的变电站运行方式20世纪80年代早期，传统的变电站自动化系统是由许多安装在控制室内的单项自动化装置组成，主要包括各种继电保护装置、自动重合闸、故障录波装置、变送器和远动装置、模拟盘和各类仪表，还需大量电缆将现场分合闸线圈以及位置信号触点一一对应地联到上述各种自动化装置。除保护动作信号、电能表脉冲信号送至远动装置外，各种保护、自动装置和仪表基本独立工作，微机保护和远动装置之间无计算机通信。保护定值的整定、故障录波和故障数据的收集，基本由现场人工进行。需要一个大控制室来放置各种自动装置和仪表，占地面积大，需要大量电缆管线，施工、安装和调试工作量大，远动装置的本地功能和测量仪表功能重复，各种自动装置和仪表种类、数量较多，工耗、备品备件及运行维护量大。变电站二次设备均按传统方式布置控制屏实现站内监控，保护屏实现电力设备保护，远动设备实现实时数据采集。它们各司其职、互不相联。2远动RTU方式20世纪80年代中、后期，随着微处理器和通信技术的发展，利用微型机构成的远动装置简称RTU的功能和性能有很大提高。该方式在原常规有人值班变电站的基础上在RTU中增加了遥控、遥调功能，站内仍保留传统的控制屏、指示仪表、光字牌等设备。所有信号由RTU集中采集，遥控、遥调指令通过RTU装置硬接点输出，由控制电缆引入控制回路，与数字保护不能交换信息，保护动作信号仍需通过继电器接点采集。采用这种方式使二次设备增加，二次回路更复杂。3综合自动化方式1）集中式自动化系统20世纪90年代数字保护技术（即是微机保护）的广泛应用，使变电站自动化取得实质性的进展。20世纪90年代初研制出的变电站自动化系统是在变电站控制室内设置计算机系统作为变电站自动化的心脏，另设置一数据采集和控制部件用以采集数据和发出控制命令。微机保护柜除保护部件外，每个柜有一个管理单元，其串行口和变电站自动化系统的数据采集和控制部件相连，传送保护装置的各种信息和参数，整定和显示保护定值，投停保护装置。此类集中式变电站自动化系统结构紧凑、体积小、造价低，尤其适合35KV或规模较小的变电站。2）分散式自动化系统由于集中式结构存在软件复杂，系统调试麻烦、精度低，维护工作量大，易受干扰，扩容灵活性差等不足；随着计算机技术、网络技术及通信技术的飞跃发展，同时结合变电站的实际情况，各类分散式变电站自动化系统纷纷研制成功和投入运行。分散式系统的特点是各现场输入输出单元部件分别安装在中低压开关柜或高压一次设备附近，现场单元部件可以是保护和监控功能的二合一装置，用以处理各开关单元的继电保护和监控功能，也可以是现场的微机保护和监控部件分别保持其独立单元部件进行通信联系。通信方式大多数通过RS232RS485通信接口相连。但近年来推出的分散式变电站自动化系统更多地采用了网络技术，如现场总线及以太网等。至于变电站自动化的功能，如遥测、遥信、采集及处理，遥控命令执行和继电保护功能等均由现场单元部件独立完成，并将这些信息通过网络送至后台主计算机，而变电站自动化的综合功能均由后台主计算机系统承担。分散式面向对象的变电站综合自动化系统由于大大缩小了主控室的面积，可靠性高，组态灵活，检修方便，降低总投资，目前已成为发展趋势。纵观我国七、八十年代的变电站自动化发展状况，可以看到，初期的变电站自动化，只是在常规二次设备配置的基础上增加了计算机管理功能。如CRT屏幕监视、数值计算、自动巡检打印及自动报表等。所增加的这些计算机功能并不能取代常规的操作监视设备，因而这种自动化方式只能称作计算机辅助管理。八十年代以后，由于微机技术的发展，使变电站自动化技术得到了进一步的提高，但是此时的自动化管理仍未涉及到继电保护、故障录波等功能。只是在原有基础上增加了以微机为控制中心的就地功能。这种初期的自动化管理方式，各专业在技术上相互独立，资源不能共享，设备设置重复，功能交叉覆盖，无论在技术上或是经济上都不尽合理。进入九十年代后，由于数字保护技术的发展，才使得变电站综合自动化技术产生了一个飞跃，使这项技术在我国进入了实质性发展阶段。12变电站综合自动化系统的发展趋势变电站自动化技术伴随着现代科学技术发展，尤其是网络技术、计算机软、硬件技术及超大规模集成电路技术的发展而不断进步，自动化系统以按对象设计的全分层分布式为潮流，朝着二次设备功能集成化，一次设备智能数字化方向发展同时经济性和可靠IC618性也是变电站自动化技术发展所要考虑的实际问题。E50标准的实施应用，电能质量监测管理，一次设备的在线监测，以及网络安全技术，变电站综合自动化将更多地融入当今流行的各种新观念、新技术，其发展结果也使整个系统更加安全、高效、经济和可靠。总的发展趋势可从以下几个不同角度来描述13本文研究的主要内容本论文将在总结本人从事变电站设计工作五年来的经验基础上，结合本课题完成如下工作1首先介绍变电站综合自动化的定义，对变电站综合自动化在国内外的发展及应用情况进行介绍。2提出变电站综合自动化系统的功能要求，对变电站综合自动化系统常用组网结构和各自特点进行分析研究。3变电站综合自动化的通信介绍。4以新建平煤八矿35KV变电站为研究对象5分析研究变电站综合自动化系统存在的共性问题，并提出改进意见。第二章35KV变电站综合自动化系统的功能和结构本章先提出了变电站综合自动化系统应满足的基本要求，接着从保护系统和监控系统两方面对其功能进行了详细介绍和研究。并对变电站综合自动化系统几种常用的组网结构集中式、分布式、分散分布式结构进行了介绍，对目前应用较广的分散分布式结构进行重点研究。21变电站综合自动化系统的功能要求变电站自动化系统的具体功能要求主要决定于变电站在电力系统中的地位、作用和变电站的规模、电压等级及一次设备状况。高压、超高压变电站自动化系统的主要功能要求，概括起来有个方面。控制系统运行人员监视与控制、自动控制、电力系统紧急控制与当地后备控制、故障录波与事件记录、测量与计量、自动数据分析；保护系统变压器保护、线路保护及自动重合闸、母线保护、电容器保护；运行支持系统设备维修支持、设备非正常状态的恢复支持、电力系统故障恢复支持、自动故障恢复。每个变电站自动化的功能将随原来系统的运行经验、成本和性能的要求不同而变化，但它们都要适应以下基本要求1当电力系统发生故障时，继电保护系统准确检测故障，跳开相应开关，迅速切除故障，不造成故障连锁反应，使故障造成的影响限制在尽可能小的范围；2收集、处理各种设备的运行信息和数据，按要求发送到集控中心和远方调度控制中心，满足调度部门对电力系统的监视、控制和运行操作；3收集设备的状态数据，支持设备的状态维修和可靠性为中心的维修系统，提高设备可用率和使用寿命；4在集控中心或调度控制中心对变电站失去监控的情况下，变电站的后备控制能对变电站进行控制；5收集并及时传送电力市场实时交易所需的技术数据，促进安全交易，减少交易风险。针对以上基本要求，在做变电站综合自动化系统设计时，可靠、实用、技术先进和利于推广是系统设计的基本指导思想。变电站综合自动化系统设计过程中，可靠性与系统总体设计及软硬件结构和工艺关系密切，考虑软硬件总体方案时，可靠性必须放在第一位。其次应强调性能价格比这个重要指标，机型选择、硬件配置上，应从应用对象实际情况出发，特别重视性能价格比。同时还应考虑操作方便，具有完备的防误提示和措施。211保护系统功能保护装置是综合自动化系统的重要组成部分，以被保护的一次设备为对象，直接由相关的和输入电气量，动作后由接点输出，直接作用于相应断路器的跳闸线圈。要求和自动化系统保持相对独立，一般要求保证电磁兼容指标，设置专用电源回路（电压等级以上），保护与测量分开，可远方投退压板和控制字，在线修改定值，带简短的事故采样数据和动作记录等。当监控系统异常或失去联系时，保护系统能够独立地完成它的使命，做电力系统的守护神。从功能上可分为线路保护、母线保护、变压器保护、电容器保护及备用电源自投、故障录波、低周低压减载等安全自动装置。微机保护应具有与监控系统通信的功能，包括接受监控系统查询，若返回正确应答信号，则表明保护装置通信接口完好；若超时无应答或应答错误，则表明通信接口或保护装置本身出现故障；传送事件报告，包括跳闸时间（分辨率）、跳闸元件、相别、测距、故障波形等，且掉电后信息能保留传送自检报告，包括装置内部自检和对输入信号的检查；修改时钟及对时，目前至少要有通信广播对时及分秒中断对时，并能GPS外部对时；修改保护定值，定值要经过上传、下装、反校、确认等环节后，保护装置才予以修改；接受投退保护命令，保护信号应具有掉电白保持，能够远方或就地复归；接受查询定值并送出定值；实行显示保护主要状态（功能投入情况输入量值等）。与监控系统通讯，主动上传故障信息、动作信息、动作值及自诊断信息，接受监控系统命令上传整定值及历史事件，与监控系统通讯应采用标准规约。212监控系统功能（1）数据采集系统由数据采集装置采集现场所有状态量、模拟量及脉冲量，并可从各保护装置采集保护运行状态、保护动作信息、保护定值信息、保护故障信息、保护电源及保护装置自检信息。1）状态量采集包括断路器状态、隔离开关状态、接地刀闸状态、变压器分接头位置等，这些信号大部分采用光电隔离方式的开关量中断输入。对重要的状态量（如断路器位置）采用双位置接点进行采集，即11,00分别表示二个状态，以保证正确无误地反映断路器位置，防止继电器触点的失效与抖动而引起的状态误报。2）模拟量采集采样各段母线电压、各进出线回路的电流和功率值；电网频率与相位等电量参数以及变压器的瓦斯值、温度、压力等非电量参数。目前各种电量参数在综合自动化系统中均采用交流采样，直接采集由电流互感器与电压互感器提供的交流参数，常规变送器加变换方式只用于对非电量参数如变压器油温、主控室温的采集。3）脉冲量采集采集由全电子电能表输出的电量脉冲值，也可直接采集电能量。4）继电保护数据采集包括保护动作信号、保护状态、保护定值等。（2）事件记录及故障录波事件记录包括保护动作序列记录SOE（SEUENCEOFEVENTS）开关跳合记录，事件分辨率可根据不同电压等级的要求确定，一般为13MS，能存放100个以上的事件顺序记录。当出现电网故障时00MS以及故障后3S的波形，（如接地短路故障），能记录故障前MIN供事故分析。对高压变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现一是配置专用微机故障录波器，并能与监控系统通讯；另一种则由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波形及测距结果送监控系统，由监控系统存储及打印波形。对低压变电站可给出故障报告，包括故障类型、动作类型及开关遮断电流大小。（3）远方整定保护定值对各保护装置，可在当地或远方设置一组或多组保护定值，并可在当地或远方显示、切换整定值。此功能应具有远方、当地闭锁，操作权限闭锁措施。（4）控制和操作闭锁可对断路器、隔离开关的分、合进行操作，对变压器分接头进行调节控制，对电容器组进行换切。这些控制和操作可在远方的调度中心或变电站内的后台监控系统的及键盘上发命令完成（具有操作密码和操作者及操作内容归档功能），也可在装置面板上进行操作，以保证系统的更高的使用灵活性。为确保操作的准确可靠，操作步骤按“选择一返送校核一执行”来进行，并具备逻辑闭锁功能，每次操作均有打印输出。操作闭锁应包括以下内容1）操作出口应具有跳、合闭锁功能。2）操作出口应具有并发性操作闭锁功能。3）根据实时信息，实现断路器、刀闸操作闭锁功能。4）CRT屏幕操作闭锁功能。只有输入正确的操作口令和监护口令才有权进行操作控制。（5）电压无功综合控制在上级调度直接控制时，变压器分接头调整和电容器组的投切直接接受上级调度的控制；当给定电压曲线的情况下，则由变电站自动化系统进行控制，按系统电压与功率因数变化自动调节变压器分接头位置或投切电容器，保证电压质量和优化无功补偿。（6）与远方调度中心通信实现远动装置的常规的遥测、遥信、遥控和遥调四遥功能，即将采集的数字量和状态量实时地送往调度中心，并接受上级调度中心的控制和调节操作命令。若有事故发生，如开关变位等事故发生或数字量越限时则插入优先发送，及时向调度中心报警。此外还将故障录波和其他继电保护信息送往调度中心，同时接受调度中心发来的修改继电保护整定值的命令等。传送通道可以是电力载波、微波、光纤或专用通道。通信波特率随所选用通信通道及通信方式来决定。通信规约可以采用远动标准规约或计算机通信规约，视调度中心的要求而定。（7）数据处理和统计记录系统将采集来的状态量、数字量和脉冲量按规定的要求进行处理，送往当地监控系统的后台机和上级调度中心。这些数据主要有线路、变压器的电流、有功和无功，母线电压定时记录的最大值、最小值及其时间等；整点数据的日报表；每日的峰值和谷值，并标以时间；断路器动作次数、断路器切除故障时的故障电流和跳闸操作次数统计；控制操作及修改整定值的记录及有关操作者；独立负荷有功无功每天的峰值、最大值及其时间，并保存归档。历史数据在监控系统的后台机内至少能保存年以上。（8）人机联系功能当变电站有人值班时，人机联系功能在当地监控系统的后台机上进行。当变电站无人值班时，。则在远方的调度中心或集控中心的调度或监视主机上进行。操作人员的人机联系界面是屏幕与键盘或鼠标器，可实现下列主要功能CRT屏幕上可显示各种画面、数据和表格，包括主接线图、开关状态、潮流信息、报警画面与提示信息、事故记录、负荷曲线、系统的配置和工作情况、保护整定值、日运行报表等，并可将显示画面和表格拷贝打印记录下来。实施远方控制和操作，包括保护装置的投入和退出、断路器以及隔离开关的操作、变压器分接头位置控制等。输入或修改数据，包括远方操作的密码、操作人员的代码及密码、保护定值的设置和修改、报警值设置和修改、远方当地操作的设置、控制闭锁与允许等。显示系统各设备的诊断自检结果。无人值班站应保留一定的人机联系功能，以保证变电站现场检修或巡视的要求，能显示站内各种数据和状态量；操作出口回路具有人工当地紧急控制设施；变压器分接头应备有当地人工调节手段。（9）系统的自诊断检测功能系统的各装置如保护装置、数据采集装置、控制装置等都具有自诊断功能，所有数据采集、控制、保护等主要单元模块故障，应能自诊断出故障部位；具有失电保护、失电自检、自复位至原运行状态的能力。当数据采集出现非法错误时，应能输出出错信息，进行报警和闭锁故障单元，保证其它部分的正常工作。当系统在线诊断出故障时，应能自动报警，并将故障内容及发生时间登录在事件一览表中。诊断结果周期性地送当地监控系统的后台机和远方调度中心，故系统中各装置的状态一目了然，无需定期检修。（10）对时系统对时要求是变电站自动化系统的最基本要求。110枢纽以上站要求系统具有GPS对时功能，能够对变电站层设备和间隔层）设备（包括全电子电能表等）实现GPS对时，并具有时钟同步网络传输校正措施。110终端站、35变电站不要求对时功能，但要求具有一定精度的站内系统对时功能，定时完成由系统主机或由调度端发出的对站内间隔层设备的对时功能。（11）同期检测和同期合闸由于实现电网互联是必然趋势，所以负责系统联络线联络变压器的枢纽变电站仍需配置自动同期装置，使待并列的两个系统在电压、频率、相位角都能满足条件的情况下能够进行并列操作，分为手动和自动两种方式实现，一般应具有两种方式供选择，这部分功能也应纳入自动化系统。22变电站综合自动化系统的网络结构变电站自动化系统的组成可分为个层次，即间隔级和变电站级，也称间隔层和站控层。间隔级的集成是构筑一个通用的硬件和软件平台，将间隔内的控制、保护、测量等功能集成在这个通用的平台上。通用的硬件平台指的是由一组元件组成一个多功能装置，用于各个间隔。通用的软件平台指的是在多功能装置内建立一个通用的功能软件库和数据库。通过通用的硬件和软件采集各功能需要的数据和状态量，实现数据共享。这样，原来控制、保护等功能将不再需要专用的硬件装置和专用的输入、输出通道，而是由合理的软件设计来实现。站级的集成是将变电站自动化需在站级处理的各个功能通过信息网络组合在一个系统中。这样，原来站级各个分隔的系统及其多个通信网络将不再需要，从而简化了网络结构和通信规约。目前，国内外变电站综合自动化系统大体可分为三种结构集中式、分布式以及分散（层）分布式。23集中式结构集中式的变电站综合自动化系统结构按信息类型划分功能。采用这类结构的系统其功能模块与硬件无关，各功能模块的连接通过模块化软件实现，信息是集中采集、处理和运算的。受计算机硬件水平的限制，该结构在早期自动化系统中应用较多，图是一种较典型的集中式结构。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。系统结构如图21所示图21集中式结构24分布式结构分布式结构则按功能设计，如按保护和监控等功能划分单元，分布实施。其结构采用主从协同工作方式，各功能模块如智能电子设备之间采用网络技术或串行方式实现数据通信。分布式结构有助于其它模块正常运行。安装方式有集中组屏和分层组屏两种方式，较适合于中低压变电站。系统结构如图22所示。图22分布式结构25分散（层）分布式结构分散（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，此种系统结构在自动化系统中较为流行，主要原因是现在的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；系统装置及网络性强，不依赖于通信网和主机，主机或台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。系统结构如图23所示图23分散（层）分布式结构系统结构的特点是功能分散，管理集中。分散（层）分布有两层含义其一，对于中低压电压等级，无论是单元还是保护单元皆可安装在相应间隔的开关盘柜上，形成地理上的分散分布；其二，对于及以上的电压等级，即使无法把间隔单元装在相应的开关柜上，也应集中组屏，在屏柜上明确区分相应间隔对应的单元，在物理结构上相对独立，以方便各间隔单元相应的操作和维护。第三章变电站综合自动化的通信31通信的相关介绍通信是变电站综合自动化系统中十分重要的基础功能。借助于通信，各开关间隔中保护测控单元、变电站计算机系统、电网控制中心自动化系统得以相互交换信息，信息共享，提高了变电站运行可靠性，减少了连接电缆和设备数量，实现变电站远方监视和控制。变电站自动化系统通信主要涉及各保护测控单元与变电站计算机系统通信；各保护测控单元之间相互通信；变电站自动化系统与电网自动化系统通信；其他智能化电子设备IED与变电站计算机系统通信；变电站计算机系统内部计算机间相互通信。通信控制单元在变电站自动化系统中，承担着保护测控单元、自动化设备和辅助设备与变电站计算机系统以及电网自动化系统通信的控制、协调、监视和管理作用。通过通信控制单元的控制和协调，使得各保护测控单元、其他智能化电子设备IED可实时、有序、可靠地与变电站计算机系统、电网自动化系统交换信息，传递变电站各种运行数据、设备状态、保护动作情况，接收各种控制命令，完成变电站计算机系统和电网自动化系统所要求的各种操作和控制。通过监视和管理，随时了解各设备、单元通信状态以及通信网络状态，对异常情况及时报警，甚至采取必要措施，如通道切换，以维持系统正常的通信。变电站综合自动化系统对通信控制单元要求1）具有较高的可靠性、稳定性；2）满足实时性的要求；3）支持多种、多路通信接口；4）支持多种通信方式，包括网络通信方式；5）提供通信信息编辑、修改手段；6）提供通信检查和维护手段32变电站综合自动化系统的任务变电站综合自动化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、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化系统是利用多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统，代替常规的测量和监视仪表，代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护，改变常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷。因此，变电站综合自动化是自动化技术、计算机技术和通信技术等高科技在变电站领域的综合应用。变电站综合自动化系统可以采集到比较齐全的数据和信息，利用计算机的高速计算能力和逻辑判断功能，可方便的监视和控制变电站内各种设备的运行和操作。它的出现为变电站的小型化、智能化、扩大控制范围及变电站安全可靠、优质经济运行提供了现代化手段和基础保证。33数据通讯系统的构成通讯系统的构成有通讯介质、通讯接口、通讯控制器、通讯规约等，如图31所示。通讯规约通讯控制器通讯接口通讯规约通讯控制器通讯接口通讯介质图31数据通讯系统综自系统常用的通讯接口标准主要有通用串行通讯接口、现场总线、以太网等。现场总线WORLDFIP、CANBUS、LONWORK等。以太网双绞线以太网、光纤以太网、同轴电缆以太网等。专用通讯控制器集基本功能与扩展功能与一体，通讯能力提高了，但通用性降低了，如以太网、现场总线的通讯控制器就属于此类。331变电站综合自动化系统的网络连接目前综合自动化系统所采用的均为分层分布式结构，站控层、间隔层之间的数据通信由网络层来实现，即网络层是站控层与间隔层的数据传输通道。如图32所示。网络层监控机监控机继保工程师站图32典型综合自动化系统结构首先应该明确，变电站站控层的后台机、继保工程师站等计算机所构成的是一个小型的局域网，把多台小型、微型计算机以及外围设备用通信线路互连起来，并按照网络通信协议实现通信的系统。在该系统中，各计算机既能独立工作，又能交换数据进行通信。构成局域网的四大因素是网络的拓扑结构、传输介质、传输控制和通信方式。八矿降压站用到的综合自动化系统的站控层网络采用以太网结构。即是由以太网构成的局域网。根据配置不同，可以分为单网和双网，如图33所示。单网结构简单，可靠性比双网结构低，多用于中小型110KV以下变电站。双网结构在A网故障时，后台机可以由B网继续进行通讯，可靠性高，多用于110KV及以上变电站。操作员站工程师站交换机1交换机2A网操作员站工程师站交换机1交换机2A网B网（A）单网结构（B）双网结构间隔层的网络主要完成对各电气单元之间的实时数据采集、处理、控制量的输出等功能。根据其设备不同，采用的网络方式也不尽相同。1直接接入以太网方式该方式是将微机保护测控单元直接接入以太网进行通信。该种方式的优点是结构简单、数据传送速度较快。2现场总线方式现场总线是应用在生产现场，在微机化测量控制设备之间实现双向串行多节点数字通信的系统，也被称为开放式、数字化、多点通信的底层控制网络。WORLDFIP现场总线，是现场总线技术中的一种，具有通信速度快、通信距离远、介质冗余以及良好的抗电磁干扰能力，是变电站自动化系统中一种十分理想的通信方式。WORLDFIP现场总线的特点1通信速率高，距离长2通信效率高，实时性强3通讯可靠性高4通讯接口不易损坏332变电站综合自动化系统常用的网络设备变电站综合自动化系统常用的网络设备有网卡、交换机、调制解调器、规约转换器、RTU、双绞线等。计算机通信如同两个人相互交流，必须说同一种语言。通信规约就是计算机通信的语言。数据通信中，计算机间传输的是一组二进制“0”、“1”代码串。这些代码串在不同的位置可能有不同的含义。有的用于传输中的控制，有的是通信双方的地址，有的是通信要传输的数据，还有些是为检测差错而附加上的监督码元。这些，在通信之前必须双方约定。通信规约定义为控制计算机之间实现数据交换的一套规则。电力系统常用通信规约主要有1按规约来源分国际标准规约、国内标准规约、企业标准规约。2按规约用途分远动规约、保护规约、电度表规约、智能设备互连规约。3远动规约101规约、104规约、CDT规约、SCI1801规约、4F规约。4保护规约103规约、61850规约、LFP规约。5电度表规约IEC102规约、部颁电度表规约、威盛电度表规约。智能设备互连规约MODBUS规约、保护规约、远动规约、企业自定义规约34变电站内的信息采集传输内容数据采集是变电站自动化系统得以执行其他功能的基础。变电站的数据采集有两种1变电站原始数据采集。原始数据指直接来自一次设备，如电压互感器（PT）、电流互感器（CT）电压电流信号、变压器温度以及开关辅助触点、一次设备状态信号。变电站的原始数据包括模拟量、开关量和电能量。1模拟量指控制系统量的大小是一个在一定范围内变化的连续数值，如电流、电压、温度等。比如电流的大小不可能由10A突变到100A，需要有一个连续变化的过程。2开关量指控制继电器的接通或者断开所对应的值，即“”和“”。进一步的说，就是一对触点，这一对触点之间有2个状态，要么是连通的，就是闭合状态（1），要么是断开的，就是断开状态（0），这对触点传达的信息就是一个开关量。如断路器的分合，隔离手车的位置、地刀的分合位置等。3电能量反映的是累计变化的量，物理上对应的是电度量等。2变电站自动化系统内部数据交换或采集。典型的如电能量数据、直流母线电压信号、保护动作信号等。这种方式，在变电站自动化系统中，已基本上被计算机通信方式所替代，或者说，可以看作系统内数据交换。341变电站的数据模拟量、开关量和电能量1模拟量的采集。变电站需采集的模拟量有各段母线电压、线路电压、电流、有功功率、无功功率，主变压器电流、有功功率和无功功率，电容器的电流、无功功率、馈出线的电流、电压、功率以及频率、相位、功率因数等。另外，还有少量非电量，如变压器温度等。模拟量采集有交流和直流采样两种形式。交流采样，即来自PT、CT的电压、电流信号不经过变送器，直接接入数据采集单元。直流采样是将外部信号，如交流电压、电流，经变送器转换成适合数据采集单元处理的直流电压信号后，再接入数据采集单元。在变电站综合自动化系统中，直流采样主要用于变压器温度、气体压力等非电量数据的采集。2开关量的采集。变电站的开关量有断路器的状态、隔离开关状态、有载调压变压器分接头的位置、同期检测状态、继电保护动作信号、运行告警信号等，这些信号都以开关量的形式，通过光电隔离电路输入至计算机。3电能量的采集。电能计量是对电能（包括有功和无功电能）的采集，并能实现分时累加、电能平衡等功能。下面介绍两种测量的方法。电能脉冲计量法。这种方法的实质是传统的感应式的电能表与电子技术结合的产物，即对原来感应式的电能表加以改造，使电能表转盘每转一圈便输出一个或两个脉冲，用输出的脉冲数代替转盘转动的圈数，计算机可以对这个输出脉冲数进行计数，将脉冲数乘以标度系数，便得到电能量。软件计算方法。软件计算方法并非不需要任何硬件设备，其实质是数据采集系统利用交流采样得到的电流、电压值，通过软件计算出有功电能和无功电能。342安全监视功能监控系统在运行过程中，对采集的电流、电压、主变压器温度、频率等量，要不断进行越限监视，如发现越限，立刻发出告警信号，同时记录和显示越限时间和越限值，另外还要监视保护装置是否失电，自动控制装置工作是否正常等。第四章以新建平煤八矿35KV变电站为研究对象以南瑞RCS9000系统为例，简介监控系统结构和功能。侧重于监控系统数据库、画面编辑以及应用软件的简介。41概述RCS9000计算机监控系统设计用于综合自动化变电站的计算机监视、管理和控制或用于集控中心对无人值班变电站进行远方监控。RCS9000计算机监控系统通过测控装置、微机保护以及变电站内其它微机化设备（IED）采集和处理变电站运行的各种数据，对变电站运行参数自动监视，按照运行人员的控制命令和预先设定的控制条件对变电站进行控制，为变电站运行维护人员提供变电站运行监视所需的各种功能，减轻运行维护人员的劳动强度，提高变电站运行的稳定性和可靠性。该计算机监控系统具有如下特点系统解决方案保护、监视和控制整体考虑，功能分布合理，设备之间无缝连接；分布式网络结构系统组织方式多样，可选用单机、多机或网络方式，扩展方便；商用数据库，ANSI标准SQL接口数据管理方便可靠，有利于数据进一步处理；WINDOWSNT/98环境全新32位多任务、多进程（设计），实时性更强，更为可靠；多媒体人机界面；画面完善明快、操作简单；电子表格易于使用，方便统计；语音报警，清晰、明嘹；在线帮助，系统开放支持不同厂商的设备，适应各种规模要求，保护用户投资。42设计原则和系统技术参数本站综自系统在设计和设备选型中要统遵循如下原则及技术参数。1）符合国家、所在地区及行业相关的规范。2）有利于全系统的安全、稳定运行和故障处理，提高运行的可靠性、经济性，进一步保证供电质量。3）简化变电站自动化设备及有关二次设备的硬件配置，避免重复，实现资源共享。4）减少变电站二次设备间互连线，节约控制电缆和减轻电流互感器、电压互感器的负载。421系统性能指标1）模拟量测量综合误差052）电网频率测量误差001HZ3）站内事件顺序记录分辨率（SOE）2MS4）遥测信息响应时间（从IO输入端至远动通信装置出口）3S5）遥信变化响应时间（从IO输入端至远动通信装置出口）2S6）控制命令从生成到输出的时间1S7）画面实时数据更新模拟量周期3S8）画面实时数据更新开关量周期2S9）控制操作正确率10010）遥控动作成功率999911）事故时遥信年正确动作率999912）系统可用率999913）系统平均故障间隔时间（MTBF）20000H,BF50000H）（其中IO单元模件MT14）间隔级测控单元平均无故障间隔时间40000H15）各工作站的CPU平均负荷率0H30正常时（任意3H内）电力系统故障（10S内）5016）监控系统网络平均负荷率正常时（任意30MIN内）30050电力系统故障（1S内）17）模数转换分辨率16位18）对时精度1MS19）非电气量变送器输出420MA或05V，可调20）历史曲线采样间隔1年21）历史曲线日报、月报储存时间22）事故追忆事故前后共追忆1200点23）系统支持灵活的组网，支持多通信机模式，输入输出的容量仅受硬件资源的限制，测点数不限。422通信指标1）通讯速率CAN网接口，波特率范围5K1MBPSRS232、RS485和RS422串口，波特率范围3P以太网，传输速率为10/100MBS。2）通讯管理机标准通信容量遥测量2048遥信量4096遥脉量1024遥控量1024423装置技术指标装置技术指标包括间隔层装置、通信接口设备等。1）环境参数正常工作温度1055极限工作温度2060贮存及运输40702）额定电气参数频率50HZ交流电流5A或1A（额定电流）交流电压100V或200V（额定电压）交流零序电流（不接地系统电容电流）03A直流工作电源220V/110V，允许偏差20数字系统工作电压5V允许偏差015V继电器回路工作电压24V，允许偏差2V交流电压回路UN577V，每相不大于05VA交流电流回路IN5A，每相不大于1VA交流电流回路IN1A，每相不大于05VAIN03A，每相不大于05VA直流电源回路正常工作时，不大于15W保护动作时，不大于25W保护回路过载能力交流电压回路12倍额定电压，连续工作交流电流回路2倍额定电流，连续工作10S0倍额定电源，允许140倍额定电流，允许1S直流电源回路80115额定电压，连续工作装置经受上述的过载电流电压后，绝缘性能不下降。3）主要技术指标定值精度电流电压定值误差5频率定值误差001HZ频率滑差定值误差01HZ/S检同期角度定值误差5。其他定值误差5方向元件边界条件角度下边界误差10。角度上边界误差5。激励量12倍定值时，瞬时动作段动作时间35MS延时动作段动作时间离散误差30MS各保护段返回时间25MS遥测量计量等级电流、电压、频率02级其他05级遥信量分辨率小于1MS信号输入方式无源接点输出接点容量装置出口和信号接点单接点最大允许接通功率不小于150W或1250VA绝缘试验装置绝缘耐压、耐湿热、抗振动、抗冲击、抗碰撞性能符合国际GBT7262000的有关标准（绝缘20M）4）通讯接口间隔层装置具有可选择的双网通信方式CAN网、485网或工业以太网，通信速率可整定424硬件平台1）系统硬件平台选择中高档工业控制计算机，指标如下INTEIP428G及以上1主变保护测控单元、变压器有载调压控制器、数显温度控制仪组屏一面，2主变保护测控单元、2变压器有载调压控制器、数显温度控制仪组屏一面，35KV线路保护测控装置、35KV分段保护测控装置、10KV分段保护测控装置、35KVPT电压并列装置、10KVPT电压并列装置、综合测控装置、通讯管理机组屏一面。10KV出线保护测控单元、电容保护测控单元分散安装在开关柜）通信层硬件平台32位。43系统实施方案根据本站工程实际情况并遵循设备选型原则，本站选用了深圳南瑞科技有限公司的ISA300变电站综合自动化装置心。本节将对间隔层部分设备和站控层设备进行介绍和研究。综自系统设备配置如表41所列。、变压器综合保护测控装置（378G）保护功能差动速断保护；复式比率差动保护；CT断线告警差动电流越限告警；高压侧低压侧各三段复合电压闭锁过流保护；三段过负荷保护；两侧母线断线告警；母线接地告警；两侧断路器控制回路断线告警；变压器本体保护。表12电容器柜参数表型号BW04143品牌山东电气结构形式并联自愈式低压电力电容器容量允差010额定电压04KV额定容量15KVA相数三相损耗正切值无励磁调压联接组别号低于01X耐电压极间175倍额定电压10秒钟3电容器实际补偿容量27797KVARCQ2CWUNQ4人工补偿后的功率因数QAC35816927797802KVARCSAC30608KVA2ACQPCOSAC0965ACSIAUC67107328测控功能6路通过操作回路采集的位置遥信；8路本体跳闸开入；35路空接点遥信开入，包括外部复归、差动速断压板、比率差动压板、本体轻瓦斯、有载轻瓦斯、非电量1、非电量2、检修开入；多路软遥信，包括事故总信号、保护软压板位置；IAH，IBH，ICH，UAH，UBH，UCH，IAL，IBL，ICL，UAL，UBL，UCL，UABH，UBCH，UCAH，UABL，UBCL，UCAL，PAH，PBH，PCH，PAL，PBL，PCL，PH，QH，SH，COSTPH，PL，QL，SL，COS（PL，FR，ZL1，ZL2，DW等36个遥测量；9路操作开关遥控和软压板遥控，并作遥控操作记录及统计；事件记录、SOE记录、自检记录、瞬时闭锁保护记录；谐波分析功能；具有和五防主机同规则的间隔五防闭锁遥控功能。45小结平煤八矿35KV变电站目前已经投运，经过实践表明，系统性能达到设计要求，并在快速性、安全性、可靠性三方面取得了良好效果。第五章综合自动化系统在实际应用中存在的问题随着现代科技的飞速发展，变电站综合自动化的发展变化也日新月异，然而相关的标准和规范却没有及时跟上，国家尚未出台详细统一的变电站综合自动化装置的制造设计标准及相关规程，各研发、应用部门的基本模式和指导思想之间的差异较大，在实际工程运用中存在较多问题心。本章通过分析变电站综合自动化系统在实际应用中存在的共性问题，提出相应的改进措施。1）综合自动化装置制造及设计的规范和统一综合自动化系统是一个庞大的系统，它包括继电保护和自动装置的功能配置，装置的组合、组屏方式及监控系统的结构、硬件设备组成、数据采集和处理方式等等。由于至今没有统一的制造设计标准和规程，目前不同自动化系统的继电保护和自动装置的功能配置不尽相同，装置的组合及组屏更是形式多样。不规范的综合自动化系统给设计安装及运行检修带来了极大的不便，也造成了备品备件的浪费。综合自动化系统若能做到功能配置及装置的外形尺寸、组屏方式的统一，并且做到装置背面接线方式及端子排的规范一致，综合自动化的各部分若能按照固定的模式做到模块化制造，设计与安装过程就能实现“流水线生产，这将为设计安装带来极大的便利，大大加快变电站建设的速度。而且运行维护起来也比较方便。2）电磁式电流互感器目前继电保护用的电磁式电流互感器在故障发生时，由于很大的直流分量，造成互感器饱和，以致传送到保护单元时信号