35kV变电站综合自动化系统分析与设计(共46页)

1、精选优质文档-倾情为你奉上 毕业设计（论文）题 目：35kV变电站综合自动化系统分析与设计 学生姓名： 学 号： 班 级: 专 业： 电气及自动化 指导教师： 目 录摘 要变电站自动化自20世纪90年代以来一直是我国电力行业中的热点之一，根据电网技术发展要求和市场经济的规律，变电站综合自动化有着飞速的发展速度和广阔的发展空间。特别是当前Internet技术日渐成熟和流行，应用快速以太网通信的Web技术在电网自动化方面得到了广泛的应用。基于Internet技术的和面向对象的分层通信、分散布置的变电站综合自动化技术成为当今领域的先进代表。本文以新建35kV南洋变电站的设计建设为背景，通过对国内外变

2、电站综合自动化发展情况的分析和总结，特别是对现在处于先进领域的分层布置、分散式结构的变电站综合自动化系统进行了全面的分析和阐述。在分析各种变电站综合自动化的模式和重点探讨先进技术领域的基础上，结合变电站的工程情况，提出采用面向对象技术的分散式综合自动化系统整体设计方案，现场智能单元采用南京电力自动化设备总厂的HSX 5010通信处理装置与保护装置配合使用，并对其监控系统数据采集与处理、监视与控制功能、报表输出模块、数据库查询等主要功能模块进行了设计。最后根据设计方案，结合现场实际工业条件，对监控系统功能做了实现。关键词：变电站，综合自动化、监控系统、二次回路 专心-专注-专业1 绪论1.1 变

3、电站自动化的意义 变电站自动化自20世纪90年代以来一直是我国电力行、IT中的热点之一。所以成为热点，是建设的需要，日前全国投入电网运行的35 - 110kV变电站18000座(不包括用户变)，220kV变电站有 1000多座，500kV变电站大约有70座。而且每年变电站的数量以3%-5%的速度增长，也就是说每年都有数千座新家建变电站投入电网运行。同时，根据电网的要求，特别是自上个世纪末在我国全范围内开始的大规模城乡电网改造，不但要新建许多变电站，现有将近一半以的建设于上世纪六、七 年代、甚至还有五年代的老旧变电站因设备陈旧老化而面临改造。二是市场的因素，采用综合自动化系统，可在远方设立集控站

4、，通过远方遥控、遥信、遥测、遥调、遥视等五遥功能集中监控若干个变电站，变电站现场实现无人值班，节约了大量的人力；它通过SCADA系统与MIS系统结合实现了办公自动化，提高了管理效率，为管理人员的决策提供了切实有力的依据某供电公司新建的35kV变电站是降压变电站，将35kV电压进行降压变为10kV，供给用户使用。1.2 变电站综合自动化发展概述35kV及以上电压等级的变电站的二次回路部分是由继电保护、当地监控、远动装置、故障录波和测距、直流系统与绝缘监视及通信等各类装置组成的，以各自采用独立的装置来完成自身的功能。80年代由于微机技术的发展，远动终端、当地监控、故障录波等装置相继更新换代，实现了

5、微机化，人们开始考虑集成变电站二次回路各种功能的综合自动化系统。但当时的变电站自动化系统实际传统的控制屏台仍予保留。这可以说是国内变电站自动化技术的第一阶段。 90年代数字保护技术(即微机保护)的广泛应用，使变电站自动化取得实质的进展。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控制命令。微机保护柜除保护部件外，每柜有一管理单元，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接，传送保护装置的各种信息和参数，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可以认为是变电站自动化系统的第二阶段。90年代

6、中期，随着计算机技术、网络技术及通信技术的飞速发展，同时结合变电站的实际情况，研制成功了各种变电站自动化系统并投入运行。系统的特点是将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，亦可以是现场的微机保护和监控部件，分别保持其独立性。在变电站控制室内设置内计算机系统 该系统也可布置在远方的集控站，对各现场单元部件进行通信联系。通信方式多采用常用的串行口如RS-232C,RS-422/485。但近年推出的分散式变电站自动化系统更多地采用了网络技术，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

7、场单兀部件独众完成，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。因此，现在的变电站综合自动化系统，概括起来，就是以计算机技术为基础，将传统变电站的测量、监控、保护等功能通过计算机网络综合在起，构成一个资源和信息共享的综合自动化系统，从而将传统的变电站控制屏、保护屏、控制台等结构进行了集成，可以实现远方监控，集中管理，进而实现变电站无人值班，并且实现了变电站管理的自动化。同时由于装置实现了高度的集成，大大节省了变电站占地。在当今土地资源和人力资源日趋紧张的情况下，实现变电站的综合自动化具有明显的经济和技术优势。1.3 变电站综合自动化系统分析变电站自动

8、化系统中，面向对象技术己成为一个十分流行的趋势，即不单纯考虑某一个量，而是为某一设备配备完备的保护和监控功能装置，以完成特定的功能，从而保证了系统的分布式开放性。从技术发展的趋势看，将来的测控设备还将和一次设备完全融合，即实现所谓的智能一次设备，每个对象均含有保护、监控、计费、操作、闭锁等一系列功能及信息库，面向自动化的仅是一对通信双绞线，该双绞线以网络方式和计算机相连。一个典型的变电站自动化系统，可分为三个层次，三个层次分别为: . 现场1/0层，用于和现场一次设备的信号和控制相连。 . 通信层，完成上位机(Workstation)和数据终端设备(DCU)的数据和命令传 输。 . 计算机管理

9、层，完成相应的SCADA及变电站管理功能以及其它相应的辅 助功能。(1)现场单元功能与性能 在变电站自动化系统中，特点是以变电站一次设备(如高低压开关等)为单位。现场单元可以是监控和保护二合一装置，亦可以保持相对独立，但有一点是共同的，就是现场单元要求能独立完成监控和保护的功能。 现场监控单元具有遥测量采集及计算，遥信采集及处理，电能脉冲采集及累计，遥控命令接收与执行，对关键芯片的定时自检，与保护单元的通信(当与保护单元保持相对独立时)，并在当地显示等功能。现场保护单元具有根据安装单位的继电保护配置完成保护功能，按收与执行后台机下发的保护定值修改，自检功能，发送保护装置的工作信息、告警信息、动

10、作信息、自检信息，与上级对时，接收与发送上级对保护装置整定值和测量值的查询。(2)网络结构与通信规约 网络结构在变电站自动化系统中，早期常用的串行通信接口RS-232、RS-422/485,不足之处是RS-232C通信有效距离短(15 m)，而RS-485总线为主从结构，主接点工作繁忙时，影响系统性能和可靠性。目前的变电站自动化所采用的通信方式多是由两级构成。在下层，采用现场总线技术实现间隔层的数据共享和监控信息的集中，在变电站层应用局域网技术。在变电站自动化向分散式系统发展时，采用计算机网络的优点来替代传统串口通信成为一种必然。计算机网络内计算机之间是相互独立的和平等的，目前系统普遍采用的是

11、现场总线型通信方式。现场总线网是一种多点共享的广播通信信道网，较点对点通信信道网(星形网)为优，各结点连在一条总线L(亦可采用冗余总线)，而应用快速以太网通信的Web技术能够做到在不减少当前的系统功能的前提下，实现信息资源的有效使用。通信规约目前，应用最为广泛和成熟的通信协议就是TCP/IP和HTTP协议。在现有的变电站自动化系统中，其监控调度系统还没有实现与管理信息系统的有效连接。只是实现了监控调度系统对管理信息系统的信息提供 (存在信息的转换)，其中为了保证监控调度系统的安全性，监控调度方不接受来自管理信息系统的任何信息，它仅负责提供信息，这一点从安全性上来考虑，当然是有道理的。但是它也限

12、制了监控系统信息的有效使用。当前国际上Internet技术日渐成熟和流行，基于该种技术的各种应用也显示出有别于传统技术的种种优点。应用快速以太网通信的Web技术能够做到在不减少当前的系统功能的前提下，实现信息资源的有效使用。Web技术应用于电力系统自动化主要采用快速以太网通信模式和TCP/1P, HTTP协议，具有很大的优点。1.4 本文的主要工作 1 设计任务要求：（1）设计内容：包括变电站供电系统简况；电气主接线优化设计，绘制电气主接线图；供电系统各处三相短路电流计算；主变压器继电保护及整定计算；中央信号装置的设计。（2）要求绘制电气主接线图、主变压器继电保护图、线路出线继电保护图和中央信

13、号装置接线图。2 根据某供电公司需要新建的35kV变电站的具体情况，完成变电站综合自动化的如下目标：(1) 实时数据采集与处理 (2) 计算数据的处理 (3) 数据库管理 (4 )实现顺序记录和事故追忆 (5) 报警(6) 绘图及显示 (7) 报表打印 (8) 控制操作和同期检测 (9) 远动功能(10) 系统自诊断与自恢复 (11) 远程监视与维护 (12) 各种保护功能 (13) 保护设备管理功能 (14) 故障录波分析功能 2 35kV变电站综合自动化系统概况主接线图如下2.1 变电站综合自动化分层配置的基本结构本变电站自动化是应用自动控制技术、信息处理和传输技术，通过计算机硬软件系统代

14、替人工对变电站进行监控、测量、运行操作的自动化系统。具体的说就是将变电站的二次设备（包括控制、信号、测量、保护、自动装置等），利用微机及网络技术，经过功能的重新组合和优化设计，对变电站执行自动监控、测量、运行和操作。本变电站位无人值班变电站，即无固定人员在所内进行日常监视和操作的变电站。本变电站自动化系统采用分层分布式结构，按纵向分为变电站层、网络层和间隔层。 变电站层即站级主站层。站级工作站一般主要由操作员工作站、五防终端、远动主站及工程师工作站组成，本变电站中有一台研祥工控机实现这些功能。变电站层设备也采用分布式、开放式的设计，组态完成站内监控功能，全面提供设备状态监视及控制、保护信息记录

15、与分析等功能。网络层主要完成变电站层和间隔层之间的通讯。本站间隔层在站内按间隔分布式配置。间隔层的设备均直接下放至开关场就地，减少大量的二次接线。各间隔设备相对独立，仅通过通信网互联，并同变电站层的设备通信，节省投资，提高系统可靠性。2.2 电气本体2.2.1 主变压器容量、台数的选择原则主变压器容量、台数直接影响主接线的的形式和配电装置的结构。它的确定应综合各种因素进行分析，做出合理的选择。主变压器台数的确定（1）从供电系统的可靠性的要求，对负荷较大的变电站来说，应选择采用两台变压器较为合适，以便当一台变压器发生故障或检修时，另一台变压器能对一、二级负荷继续供电。（2）对季节性负荷或昼夜负荷

16、变动较大而宜于采用经济运行方式的变电所，也可以考虑采用两台变压器。主变压器容量的确定变压器容量和它所在电网功能相适应，一般情况下单位容量（MVA）费用、系统短路容量、运输条件等都是影响选择变压器容量时的因素。具体选择时，可遵循以下原则：装有两台主变压器的变电所， 任一台变压器单独运行时，宜满足计算负荷的大约60%70%的需要，即 任一台变压器单独运行时，应满足全部一、二级负荷的需要，即 适当考虑今后5-10年电力负荷的增长，留有一定的余地。干式变压器的过负荷能力较小，更宜留有较大的裕量。电力变压器额定容量是在一定温度条件下（例如户外安装，年平均气温为20）的持续最大输出容量（出力）。如果安装地

17、点的年平均气温时，则年平均气温每升高1，变压器容量相应地减少1%。因此户外电力变压器的实际容量（出力）为： 因此户内电力变压器的实际容量（出力）为： 考虑到今后发展的需要，选择容量为6300KVA的变压器。2.2.2 短路电流的计算步骤1、把该变电站主接线图中去掉不参与短路电流计算的开关设备，得到短路电流计算图如2-1所示 =35kv =10 kV 图2-1电力系统 架空线路 变压器 2、求各元件的电抗标么值，取=100MVA，线路：变压器：1、 当在K1处发生三相短路时，作出等值电路图，如图2-2所示 0.175 图2-2 0.175 最大运行方式下电源至短路点的总电抗为：无限大容量电源短路

18、电流周期分量的标么值有名值冲击电流短路全电流最大有效值短路容量最小运行方式下电源至短路点的总电抗为:=0.175无限大容量电源=1短路电流周期分量的标么值有名值冲击电流短路容量2、 当在K2处发生三相短路时，作出等值电路图如下2-3所示 0.175 0.94 图2-3 0.175 0.94最大运行方式下电源至短路点的总电抗为无限大容量电源=1短路电流周期分量的标么值有名值冲击电流短路全电流最大有效值短路容量最小运行方式下电源至短路点的总电抗为无限大容量电源=1短路电流周期分量的标么值有名值冲击电流短路全电流最大有效值短路容量3、 短路电流计算结果表短路点运行方式电源至短路点电抗标么值短路电流周

19、期分量有名值（KA）冲击电流（KA）全电流（KA）短路容量S（MVA）K1最大0.087517.845.326.91140最小0.1758.922.713.4570K2最大0.569.824.914.8179最小1.1154.912.67.4902.3 变压器型式的选择原则2.3.1 相数的确定电力变压器按相数可分为单相变压器和三相变压器两类，三相变压器与同容量的单相变压器组相比较，价格低、占地面积小，而且运行损耗减少1215。因此，在330kV及以下电力系统中，一般都选用三相变压器。2.3.2 绕组数的确定变压器按其绕组数可分为双绕组普通式、三绕组式、自耦式以及低压绕组分裂式等型式。35kV

20、及以下电压的变电所，可选用双绕组普通式变压器。2.3.3 绕组接线组别的确定35kV采用“Y”联接，其中性点多通过消弧线圈接地；35kV以下高压电压，变压器三相绕组都采用“D”联接。因此，普通双绕组一般选用YN，d11接线，近年来，也有采用全星形接线组别的变压器，即变压器高、中、低三侧均接成星形。2.3.4 冷却方式的选择变压器的冷却方式主要有自然风冷却、强迫空气冷却、强迫油循环水冷却、强迫油循环风冷却、强迫油循环导向冷却、水内冷变压器、SF6充气式变压器等。综上所述，本变电站采用两绕组的三相变压器，有载调压， YNd11接线，强迫风冷。2.3.5 高压断路器的选择和分析高压断路器可在发生故障

21、时，自动而快速的将故障切除，以保证设备的安全运行。常用的高压断路器有油断路器、六氟化硫断路器和真空断路器。（1）高压断路器的主要参数：断路器正常工作时的线电压为额定电压（ 及35kV户外开关应选择额定电压为40.5kV，10kV户内断路器应选择额定电压12kV）；断路器允许长期通过的最大工作电流为额定电流(35KV额定电流应选择1600A, 10kV户内断路器应选择额定电流1250kV)；额定断开电流是断路器开断能力的标志，其大小与灭弧室的结构和介质有关 ，额定开断电流选择是应与额定动稳定电流、额定短路耐受电流选择的电流大小相同，校验高压断路器的动稳定性： ；校验高压断路器的热稳定性： It2

22、tI2tima；校验高压断路器的断流容量（或开断电流）：熔断断流容量按校验。； 根据上述分析并查资料：35KV高压断路器选择LW16-40.5型高压六氟化硫断路器；10KV高压断路器选择ZN63A(VS1)-12型选择户内高压真空断路器2.3.6 高压隔离开关的选择高压隔离开关的作用：高压隔离开关是在无载情况下断开或接通高压线路的输电设备，以及对被检修的高压母线、断路器等电器设备与带电的高压线路进行电气隔离的设备。根据设计条件，选择户外型高压隔离开关，它可用于户外有电压无负载时切断或闭合6-500KV电压等级的电气线路。户外型高压隔离开关一般由底座、支柱绝缘子、主刀闸、接地刀闸、动触头和操动机

23、构等组成，单相或三相连联动进行操作。户外隔离开关可安装在户外支架或支柱上，也可安装在户内。根据上述条件和要求并查表有：35kV高压隔离开关选择GW4-40.5/630型；2.3.7 高压熔断器的选择高压熔断器的选择：除按环境、电网电压、电源选择型号外，还必须按校验熔断器的断流容量；熔断器额定电流按 选，对保护变压器的熔件，其额定电流可按变压器额定电流的1.52倍选择35kV高压熔断器选择PXWO-35-0.5A型熔断器。2.3.8 电流互感器与电压互感器的选择电流互感器是一次电路与二次电路间的连接元件，用以分别向测量仪表和继电器的电压线圈与电流线圈供电。电流互感器一次侧匝数少，串接在主路中，二

24、次线圈与负载的电流线圈串联，接近短路状态。电流互感器的选择条件：（1）.额定电压大于或等于电网电压： （2）.原边额定电压大于或等于长时最大工作电流: （3）.二次侧总容量应不小于该精度等级所规定的额定容量: （4）.校验：内部动稳定按：: 电流互感器额定一次电流；：动稳定倍数外部动稳定按: 根据上述选择条件：35KV侧的电流互感器选择LCWB-35W2型零序电流互感器10KV侧的电流互感器选择LZZBJ9-10C2型零序电流互感器电压互感器的选择电压互感器一次侧是并接在高压侧，二次线圈与仪表和继电器电压线圈串联，一次侧匝数很多，阻抗很大，因而，它的接入对被测电路没有影响，二次线圈匝数少，阻抗

25、小，而并接的仪表和继电器的线圈阻抗大，在正常运行时，电压互感器接近于空载运行。电压互感器的类型及接线按相数分单相、三相三芯和三相五芯柱式；按线圈数来分有双线圈和三线圈；实际中广泛应用三相三线五柱式（YY）。2.4 继电保护及二次回路(1) 变压器保护 主保护:采用二次谐波制动的差动保护、瓦斯保护、不带延时的差流速断作为差动保护作为变压器的主保护。 后备保护:采用10.5kV相间低压闭锁的一次过电流保护，有选择跳分段或主变及电容器开关。 另外负荷保护延时作用于报警信号，轻瓦斯保护作用于报警信号，低压断线作用信号。(2) 变压器备自投装置启动条件:在二台主变一工一备的运行状态下，运行主变差动、瓦斯

26、保护动作跳变压器及电容器开关。运行主变二次无电压、一次无电流。自投备用主变两侧开关，并保证自投一次。(3) 10.5kV分段开关备自投装置启动条件:在二台主变二次侧分裂运行状态下，一台主变差动、瓦斯保护动作，跳变压器及本侧电容器开关。主变二次无电压、一次无电流。检另一台主变二次有电压，自投分段开关，并保证自投一次。(4) 10.5kV线路及侧路开关保护 二相式电流速断和反时限保护 三相一次重合闸 低频减载保护，具有三轮低频减载，当频率恢复正常时，按逆顺原则，自动恢复重要用户供电。(5) 10.5kV电容器保护 二相式电流速断和反时限保护 10.5kV相间过电压保护 10.5kV相间低电压保护

27、零序过电压保护电压取自电容器放电线圈开口三角电压2.5 监控系统要求(1)总体要求 测量及显示状态信息模拟量:实时采集1OkV各段母线电压,主变和各配出线有功功率P、无功功率Q和二相电流I，各变压器层油温度、室内温度T，1OkV各段母线3Uo，各配出线3I0，电容器无功功率Q和三相电流I，直流电压等.状态量数据:断路器状态、同期检测状态、锁定状态、一次设备运行告警信号、变电站分接头位置信号及接地信号等。并收集继电保护装置及各自动控制装置的运行/退出状态及装置内部各功能的投退状况，以及保护动作信息和事件报告信息，以供事故分析使用。可计算判断模拟量，具有越限报警功能操作信息:即操作人员在远端或当地

28、后台监控机中经通信网络对负责管理的断路器开合操作。参数信:保护及自动装置的设备号、额定参数及整定值等。 事件记录功能实时采集各线开关、继电保护、重合刚动作、主变分接开关位置，具有事故预告报警信号，并可远方传到调度端。 当地地显示功能可进行测量查看、故障检查、定值整定及显示系统信息等。 远传功能远方传送上行信息和下行信息，通道各自独立。 遥控功能调度端和集控站能对变电站开关和变压器分接开关分别进行遥控遥调。 控制方式和仪表监视功能正常情况下，无人值班，在调度端或集控站实现遥控操作，监视潮流和开关状态。在操作失败时，应用开关柜和保护装置上就地转换开关切至就地进行现场开关操作，并通过保护装置的显示器

29、进行监视。 小电流接地选线功能系统发生接地故障，当3U。大于20V及以上时，延时报警选出接地故障相别和线路，二相电压最低值的相为接地相，各配出线 3I0的增量最大者为接地线路，确认后并能显示。 备用电源自投可根据变电站运行方式和故障性质选择合适的自投方式，包括主变备自投和分段备自投. 无功补偿及电压自动控制功能可根据系统电压、有功功率、无功功率、电流来计算和实时判断是否投切电容器开关或调整变压器分接开关，以满足功率因数和电压要求。当变压器并列运行是能够实现变压器分接头位置白动跟踪，并将实时信息传递给调度端，该装置还应能够满足远方控制和手动调节。另外，变压器区外故障时，采用 A. C相过流动作，

30、瞬时闭锁变压器分按开关自动调节装置，并报警:电容器内部鼓涨跳闸或手动跳闸， 木组电容器不参与无功补偿，并报警和自保持。待电容器恢复正常运行后，恢复参加无功补偿。音响信号报警功能 分预告信号和事故信号两种。（2）通信系统由于变电站的控制层次和对象可分为站级监控层和就地设备层二级控制系统结构，变电站综合自动化系统的通信网络也采用二级分层分布式网络。站级通讯网由于信息流量大、开放性要求高，故采用以太网。通讯媒介采用光纤或电缆 (双绞线、同轴电缆)，通信网的通讯媒介占用控制方式采用载波监听多路访问/冲突检测 (CSMA/CD)方式，采用TCP/IP通信协议。 段级通讯网由于信息流量较小、通信速率要求小

31、高、投资费用要求低，故采用RS485网络(或现场总线)，通讯媒介采用光纤或屏蔽电缆，通信网的通讯媒介占用控制方式为主从问答方式，通信规约采用IEC870-5-103通信规约。站级监控层可配置成单机监控方式，采用以太网同段级设备相联，完成站内管理及远方调度功能。段级设备层在横向按内一次设备 (一台主变、一条线路等)分布式的配置，各保护、测量装置集中组屏。保护单元、综合测量单元等模块通过以太网直接与站级中央监控单元连按 (或分别组屏、屏内设立管理单元)。各段级设备相对独立，通过段级485串行通讯网络相联，由段级通讯管理机管理且通过以太网与站级设备连按。采用电缆为媒介的网络构成如图24 系统网络图所

32、示。 图24 系统网络图 3 变电站综合自动化系统设计3.1 设计目标 变电站微机监控和管理系统能对变电站的一次设备进行监视、测量、保护、控制和记录，并能与其他保护或智能设备等相连接，实现变电站综合自动化。变电站运行值班方式为少人或无人值班方式，在变电站级可通过监控系统对变电站高压设备进行监视、测量、控制并记录处理各种信息 并且可由位于远方的控制中心对该站高压设备进行监视、测量、控制并记录处理各种信息。变电站综合自动化系统主要由以下三部分组成:第一部分为间隔层的分布式保护；第二部分为站内通信网；第三部分为变电站层的监控与管理系统。本文主要进行第二部分的监控与管理系统设计。3.2 硬件系统设计综

33、合自动化系统中的计算机监控与管理部分采用标准化设计、灵活可靠的计算机网络体系，且功能分布、结构分布、开放性好的成熟产品。它所用的主要如计算机、打印机、计算机网络等应为在国际市场上著名的、占有一定市场产品，符合计算机产业的发展方向和适应电力工业应用环境，应具有较好的技术支持。3.2.1 智能单元与站级主控制计算机 本系统基本配置为一台标准的微型计算机作为站级控制计算机。现场智能单元采用南京电力设备总厂的HSX 5010通信处理装置与保护装置配合使用。 微型计算机应包括:主机1台，操作键盘1个，鼠标1个，彩色显示器1台，宽行针式打印机一台，调制解调器一台。3.2.2 音响报警装置 选AW E64系

34、列声卡，可安装在主控制计算机上，并配有高保真有源音箱，由计算机驱动音响报警，音量可调，语音文件可根据现场情况录制定义。3.2.3 计算机网络 综合自动化系统通过网络部件将控制设备、保护设备连成一个计算机局域网，它具有高速传输能力和极高的可靠性，包括网络通信的连接装置。通信媒介采用光缆、同轴电缆。3.3 计算机监控系统软件设计3.3.1 操作系统系统采用WINDOWS NT 32位实时多任务视窗操作系统,系统具有最适合SCADA应用的环境。32位系统具有占先式多任务和多线程处理能力，具有良好的实时性能。变电站监控和管理系统经常要同时执行几项任务，例如与通讯网管设备通信，系统登陆、为I/O点记录历

35、史信息、报警生成、画面更新、报表打印等多任务环境下，每项任务或线程都运行在自己的环境下，并有自己的优先级，由操作系统安排CPU来执行。实时的WINDOWS NT操作系统有能力在运行任务之间有效地分配CPU资源，以决定备装载的任务何时需要CPU，并能立即作出应答，这样就有效地保证了监控和管理系统的实时性。3.3.2 应用软件及支持软件环境设计（1）数据库及数据库管理系统系统采用标准的中文ACCESS 97做为历史数据库的存取和处理，同时系统也使用基于内存的实时数据库管理系统，具有以下特点: 实用性:即对数据库的快速访问，对数据库的访问时间短，即使在并发操作下也能满足实时功能要求。 灵活性:系统可

36、提供多种访问数据库的方式，系统SQL接口支持微软公司的开放数据库连接 (ODBC)接口，允许系统存取各种常用的数据库系统文件。 可维护性:提供数据库维护和转换工具，用户可在线监视和修改数据库内的各种数据，并能把历史数据库转存成其他数据格式。 可恢复性:系统数据库在计一算机监控系统事故消失后，可以通过工具迅速恢复到事故前的状态。 并发操作:系统允许不同应用程序对数据库内的同一数据进行并发访问，在并发形式下也可保持数据库的完整性和一致性。 在任一计算机对数据库中数据的修改，系统服务器能自动对相关数据进行修改，以保持数据库的一致性。 提供安全的远程系统数据库维护功能，在系统授权的情况下可在远端对变电

37、站端数据库进行查看和维护。（2）人机接口系统本系统采用VC+6. 0高级编程语言编制，便于维护和扩展，可以满足如下功能的要求: 电力对象和图形库：一个强大的组件库，包括大量预先定义好的变电站监控所需的字符对象 (如断路器、隔离开关等)和图符对象 如变压器)，每个对象不仅仅由图形显示，还包括与其相关的报警定义、动态显示、控点定义等，即该对象的状态应是动态的，与变电站实际状态相符。一旦在图形中设定了该对象，已会随着相关控点值及报警状态的改变而变化。 动态图形：可对绘出的图形对象加入一系列的动态功能，如移动、旋转、闪烁、改变颜色等，对象可根据系统的过程变化 (即相关的遥测、遥信、遥控量)和报警及事故

38、状态自动激活相应的动态功能。画面生成和修改提供作图和显示图形合一的功能，在编辑图形状态下能在线地、方便直观地在显示器生成和修改画面，在实时状态下即可观察该画面在线显示情况和实际工作状态。 打印表的生成和修改能在线地、方便直观地在显示器上生成和修改打印报表，报表宽度可为打印机的最大宽度。（3）报表输出打印由于ACCESS97自身的局限性，只能制作样式较为简单的报表，对于复的报表，系统就无法满足。采用Visual Company Ltd公司提供的Formal On ActiveX报表控件来实现系统的报表功能解决这个问题。（4）网络系统变电站级网络采用成熟可靠的以太网络，通讯协议选用标准TCP/IP

39、协议，管理综合自动化通讯处理装置之间的数据通信，保证它们地有效传送、不丢失。它支持光纤通讯网络和双总线网络，自动检测网络总线和各个节点的工作状态，并能自动选择、协调各个节点的工作和网络通信。Server端程序和Browser端的ActiveX控件均使用 Microsoft Visual C+6.0开发。Browser端开发工具还涉及:Microsoft Visual InterDev, Microsoft ActiveX ConPad, Microsoft FrontPage等。3.3.3 监视与控制模块设计（1）监控操作设计操作模块主要完成 RTU各种定值的设定及(遥控)断路器的开、合以及调

40、整无功补偿及电压调节及变压器有载分接开关的操作。遥控 (遥调)操作分以下几个步骤:集控站向RTU发出遥控(遥调)选择指令；RTU向集控站返回返校命令，以验证选择对象着却与否；如果选择正确，集控站向RTU发送遥控 (遥调)执行指令，RTU执行应操作。 RTU定值的读取与设定：根据通信规约，可以读取、设定RTU参数的通讯数据。当调度方或继电保护、远动工程师在远方 (本功能仅限定专业人员应用)实现成功记录后，系统自检命令缓冲区是否为空，读取缓冲区命令，然后检查命令是否发出。根据接收情况返回接收信号，远方确认命令指示无误后执行操作，当有确认打印的时候还可以实现打印等进行核对，确认无误后执行，并反馈执行

41、情况。 （2）报表输出模块设计报表是变电站后台机监控系统不可缺少的部分，利用ACCESS 97本身所具有的报表设计工具，结合相应的原始数据表，可以制作具有一定灵活性的报表。不过由于 ACCESS 97自身的局限性，只能制作样式较为简单的报表，对于复杂些的报表，系统就无法满足。 可以采用Visual Compnents Ltd公司提供的Formual One For ActiveX报表控件来实现系统的报表功能解决这个问题。此控件功能强大，其设计的报农和EXCEL兼容，并且带有一编辑器。利用此控件设计报表系统时，加入自己设定的规则，采用DAO技术实现与ACCESS 97数据库的接口，这样遵照规则，

42、可设计出许多样式的报表，在需要输出报表的时候，就可以显示或打印出报表。报表系统的开发语言选择Visual C+6.0，这是为了保持与整个系统开发的一致性。使用VCF132.OCX控件和VCFI.EXE控件编辑器作为系统的核心部件，来完成报表系统的主要功能。在用户召唤打印时，系统根据用户设定的自动打印时刻，比较当前系统时间从而确定是否需要自动打印，然后系统会将相应报表的原始信息表中每个单元格的信息取出，经过核心算法模块的计算得到每个单元格的SQL语句，然后据此从数据库中得到数据填充到召唤打印报表或者是自动打印报表中的相应单元格中。（3）Web查询模块设计 实现后台机的Web查询功能，可以通过In

43、ternet. Intranet、各类LAN, Mod拨号等方式建立起来的网络来实现对后台机的远程监控。可实现如下功能: 系统多级敬录 (Server端有详细记录)。 各类接线图、表图、棒图、曲线图、饼图的实时查看。 遥测、遥信、电能、RTU、通道属性库查看及修改。 遥控功能(含Server级权限设置)。 事故追忆。 事项显示。 用户管理。 历史事项查看。3.4 系统设备(1) 变电站层（站用控制层）站用控制层负责全站各主要电气设备的监视、测量和报警等功能，同时与调度系统进行通信，实现遥测、遥信、遥控、遥调等远动功能。变电站各设备布置在变电站主控制室内。 (2) 间隔层设备 间隔层负责对相应的

44、电气设备进行监控、控制和保护，它将所采集到的控制、保护、测量、报警等信号进行处理，然后将数据信息经现场总线网络传至站控层。当站用控制级故障或退出运行时，不影响各就地控制和保护单元的功能。间隔层各控制单元相互独立，互不影响，功能上不依赖与通信网和监控主机，增强整个系统的可靠性和可用性。间隔层所需要的阻隔成套设备如下：10kV组:10kV出线柜 24面10kV母联柜 1面10kV电容器柜 4面10kV站用变柜 2面35kV组:35kV进线柜 1面1主变保护测控柜 1面2主变保护测控柜 1面主控柜 1面组屏图如下： 图31 组屏示意图4 系统功能说明及性能指标4.1 成套设备功能说明4.1.1 35

45、KV 间隔保护功能：35KV 采用的是内桥接线方式，进线不需配置保护，由上一级线路保护完成或主变后备保护承担，具有防跳、压力闭锁等功能。 测控功能：针对 2 回35KV进线实现桥备投或进线备投功能变压器备投功能; 用户需求的多种备投方案。4.1.2 主变间隔共两面柜，分别对应于 2 台主变间隔。保护功能： 主保护：配置数字式变压器主保护装置，含有纵联差动保护（进线、桥、低压侧三侧差动）、过负荷告警、过负荷启动通风、过负荷闭锁调压等功能，同时7 路外部开入遥信的功能。 后备保护：按侧配置，高压侧配置一台HST5420 变压器后备保护装置，含有两段式复合电压方向过流保护（复合电压可取两侧电压），三

46、段式零序方向过流保护，间隙零流保护，间隙零压保护，过负荷告警等功能，同时具有高压侧的遥测、遥信等功能，低压侧配置一台 HST5320 变压器后备保护装置，含有三段式定时限相间过流保护，充电保护，过负荷发信，零序电压发信，低压侧操作回路等功能，同时具有高压侧的遥测、遥信、遥控等功能。4.1.3 10KV 间隔 采用就地安装方式，配置“四合一”保护测控装置.(1)10KV出线柜 针对 10KV 出线间隔配置一台 HSL5520 数字式线路保护测控装置。保护功能： 三段式定时限相间过流保护 反时限相间过流保护 小电流接地选线 独立的加速保护 过负荷发信或跳闸 低频减载 低压解列 三相一次重合闸 操作

47、回路 断路器失灵测控功能： 遥测量：Ia、Ib、Ic、P、Q、COS 遥信量：7组 220V/35V开入量 遥控量：本侧断路器的控制。 自动控制功能：HSL5520 装置具有接地选线功能，当 3U0>10V 时,装置会自动录下 3U0、3I0 向量与监控系统中的接地选线模块配合共同完成接地选线功能。 (2) 10KV母联柜针对 10KV母分间隔配置一台 HSB5610 数字式母分保护及备投装置。保护功能： 分段过流 I段 分段过流 II段 分段过流 II段 分段充电保护 分段操作回路测控功能： 遥测量：Ia、Ib、Ic、P、Q、COS 遥信量：7组 220V/35V开入量 遥控量：母分断

48、路器的控制自动控制功能： 实现母分备投或进线备投方案; 可实现过负荷联切功能。(3)10KV电容器柜针对 10KV电容器间隔配置一台 HSP5510 数字式电容器保护测控装置。保护功能： 两段式定时限相间过流保护 电流反时限保护 两段式定时限零序过流保护 零序反时限保护 过电压保护 低电压保护 不平衡保护（单相） 操作回路 断路器失灵 测控功能： 遥测量：Ia、Ib、Ic、Q遥信量：7组 220V/35V开入量 遥控量：本侧断路器的控制。自动控制功能： HSP5510 装置与监控系统中的 HSV5010 电压无功控制模块配合共同完成变电站的AVQC 功能。4.1.4 公用间隔测控功能：针对 3

49、5KV、10KV 两段母线 TV分别配置一台 HSD5140 数字式电压测控置电压自动并列功能或手动、远方并列功能。公用设备：主要采集变电站如直流系统故障信号；直流屏交流失压；所用电切换信号；所用电 I 段失压；所用电II段失压；控制电源故障；合闸电源故障；控制母线故障；合闸母线故障；通讯故障信号；通讯电源故障；火灾报警控制回路故障信号；火灾报警动作信号；保安报警信号等等。遥测量：电流，电压，用于测量两段所用电 Ia、Ib、Ic、Ua、Ub、Uc、Uab、Ubc、Uca、P、Q、COS遥控量：用于变电站如大门开启等须控制的量。全站校时系统：配置一台 GPS-I 卫星时钟装置，其功能如下： 接收

50、卫星时钟，通过其通讯接口 RS 232 与 HSX5010 通讯服务器进行通讯，经 HSX5010 装置转发进行网络层对时广播命令，以保证全系统时钟统一。远动功能：配置一台 HSX5010 通讯服务器，将网络上的数据进行筛选排序，并按调度方规约进行转发。 通讯口： 两路 RJ45（针对监控后台和调度系统） 8 路 RS232/485/422（针对调度及其他智能设备，每个通讯口可以以不同规约发送）一路BDM 口，供测试程序，配置下载用。 配置两台调制解调器（带双通道切换功能）与 HSX5010 的两路 RS232口配合，实现主备通道换功能。电源： 配置一台逆变电源，将直流电源逆变成交流 220V

51、，以供给后台监控主机用电。4.2 监控系统功能说明4.2.1 数据采集与处理通过间隔层单元采集来自生产过程的模拟量、数字量及温度量等，生产过程设备包括TA、TV、配电装置保护、直流系统、所用电系统等。对所采集的输入量进行数字滤波，有效性检查，工程值转换、故障判断、信号接点抖动消除、刻度计算等加工。从而产生出可供应用的电流、电压、有功功率、无功功率、电度、功率因数等各种实时数据，供数据库更新。系统形成分布式的数据库结构，在就地控制单元中保留本地处理的各种实时数据。模拟量的采集采用交流采样方式，输入回路具有隔离措施。开关量输入接口均采用光电隔离回路，具有防接点抖动的措施，但又不应影响事件记录的分辨

52、率。4.2.2 统计计算对实时数据进行统计、分析、计算，例如通过计算产生电压合格率、有功、无功、电流、总负荷、功率因数、电量日月年最大值最小值及出现的时间、日期、负荷率、电能分时段累计值、数字输入状态量逻辑运算值等，设备正常异常变位次数并加以区分等，并提供一些标准计算函数，用来产生用户可定义的虚拟测点进行平均值、积分值和其它计算统计。具体算法可按工程实际提出的要求制定。画面显示（1）概述通过站级控制机的一台人机联系工具显示变电所各种信息画面，显示内容主要包括全部设备的位置状态、变位信息、保护设备动作及复归信息、直流系统及所用电系统的信息各测量值的实时数据，各种告警信息、计算机监控系统的状态信息

53、。 在需要分区显示的画面中，可按要求分为：过程画面区、提示信息区、报警信息区，各区以相互不干扰的方式同步显示信息。（2）画面显示的形式 显示器上显示的各种信息以报告、图形、声光等形式及时提供给运行人员报告显示 :报告显示内容包括报警、事故和正常运行所必要的全部数据。具体项目和内容待设计联络会上最后确定。 报告分类 报告内容有状态变化、控制操作、测量值越限、计算机监控系统设备异常、就地控制单元异常，网络异常等。 显示格式 显示信息应按其发生的先后时序进行，显示条文的内容应包括检测时间、设备名称、状态变化内容、实时数据等。图形显示图形显示分为过程图形、趋势图形和表格等，图形由图形元素、对象标号、特性参数、文字和便笺等组成。电气主接线图 以移屏和分幅显示方式显示变电所电气主接线图或局部接线图，并可按不同的详略程度分两显示，内容包括出线、母线及其有关的断路器、隔离刀闸、主变压器、电容器、所用变等，并表出运行状态，测量参数：P、Q、COS、U、I、F、分接头档位位置等及所选择的“远方就地操作的位置。 以移屏和分幅显示方式显示变电所直流系统、所用电接线图