变电站实训报告

变电站综合自动化系统是指通过执行规定功能来实现某一给定目标的一些相互关联单元的组合，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。1变电站综合自动化基本特征1、功能实现综合化。变电站综合自动化技术是在微机技术、数据通信技术、自动化技术基础上发展起来。它综合了变电站内除一次设备和交、直流电源以外的全部二次设备，2、系统构成模块化。保护、控制、测量装置的数字化（采用微机实现，并具有数字化通信能力）利于把各功能模块通过通信网络连接起来，便于接口功能模块的扩充及信息的共享。另外，模块化的构成，方便变电站实现综合自动化系统模块的组态，以适应工程的集中式、分部分散式和分布式结构集中式组屏等方式。3、结构分布、分层、分散化。综合自动化系统是一个分布式系统，其中微机保护、数据采集和控制以及其他智能设备等子系统都是按分布式结构设计的，每个子系统可能有多个CPU分别完成不同的功能，由庞大的CPU群构成了一个完整的、高度协调的有机综合系统。4、操作监视屏幕化。变电站实现综合自动化后，不论是有人值班还是无人值班，操作人员不是在变电站内，就是在主控站内，就是在主控站或调度室内，面对彩色屏幕显示器，对变电站的设备和输电线路进行全方位的监视和操作。5、通信局域网络化、光缆化。计算机局域网络技术和光纤通信技术在综合自动化系统中得到普遍应用。6、运行管理智能化。智能化不仅表现在常规自动化功能上，还表现在能够在线自诊断，并将诊断结果送往远方主控端7、测量显示数字化。采用微机监控系统，常规指针式仪表被CRT显示器代替。人工抄写记录由打印机代替。2变电站综合自动化结构模式1、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的网络上实现分布式处理。这里所谈的‘分布’是按变电站资源物理上的分布（未强调地理分布），强调的是从计算机的角度来研究分布问题的。这是一种较为理想的结构，要做到完全分布式结构，在可扩展性、通用性及开放性方面都具有较强的优势，然而在实际的工程应用及技术实现上就会遇到许多目前难以解决的一系列问题，如在分散安装布置时，恶劣运行环境、抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上存在的问题等等，就目前技术而言还不够十分成熟，一味地追求完全分布式结构，忽略工程实用性是不必要的。2、集中式系统结构系统的硬件装置、数据处理均集中配置，采用由前置机和后台机构成的集控式结构，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。目前国内许多的厂家尚属于这种结构方式，这种结构有以下不足：前置管理机任务繁重、引线多，是一个信息‘瓶颈’，降低了整个系统的可靠性，即在前置机故障情况下，将失去当地及远方的所有信息及功能，另外仍不能从工程设计角度上节约开支，仍需铺设电缆，并且扩展一些自动化需求的功能较难。在此值得一提的是这种结构形成的原由，变电站二次产品早期开发过程是按保护、测量、控制和通信部分分类、独立开发，没有从整个系统设计的指导思想下进行，随着技术的进步及电力系统自动化的要求，在进行变电站自动化工程的设计时，大多采用的是按功能‘拼凑’的方式开展，从而导致系统的性能指标下降以及出现许多无法解决的工程问题。3、分层分布式结构按变电站的控制层次和对象设置全站控制级（站级）和就地单元控制级（段级）的二层式分布控制系统结构。自动化系统间隔层自动化系统主要由各种保护单元构成如线路保护装置、主设备保护、调压电容装置、小电流接地选线、微机五防装置和自动化装置组成。在横向方面，间隔层的设备或监控单元均可直接下放到开关柜就地安装，大大减少了二次接线，各间隔设备相对独立，只仅仅处于同一现场通讯总线上。在安装方式上，可采用分散、集中组屏等安装方式。间隔层完成电量和非电量的采集计算，实现对设备、线路等的保护或控制，并为变电站层监控系统提供可靠的通讯接口。监控系统变电站层自动化系统同样采用分布式结构，包括监控后台软件、当地监控PC机、远动通信接口和用于专业管理的工程师站PC机以及专用设备和网络设备等。变电站层自动化系统通过组态完成全站检测功能，全面提供线路、主设备等的电量、非电量等运行数据，完成对变压器、断路器等设备的控制等，并具有保护信息记录与分析、运行报表、故障录波等功能。测控系统在变电站综合自动化系统中肩负着测量与控制任务，随着电网电压等级的提高，变电站综合自动化对测控系统的要求不断提高。根据变电站综合自动化系统的设计思路．对一种由总线组成的新型现场总线型测控系统的硬件设计进行研究。变电站综合自动化是在微处理技术、自动控制技术和远动技术发展到一定程度的基础上，为使变电站二次设备更合理、有效地运行而提出的一种变电站自动化模式。变电站综合自动化系统除了实现对现场的监测、控制和保护之外。更重要的是能实现当地和远方对现场的监控、调节和保护。3变电站综合自动化系统的监控

1、遥信功能。遥信功能通常用于测量下列信号开关的位置信号、变压器内部故障综合信号保护装置的动作信号、设备运行状况信号、调压变压器抽头位置信号、自动调节装置的运行状态信号和其它可提供继电器方式输出的信号事故总信号及装置主电源停电信号等。

2、遥测功能。遥测功能常用于变压器的有功和无功采集、线路的有功功率采集、母线电压和线路电流采集、温度、压力、流量流速等采集、周波频率采集、主变油温采集和其它模拟信号采集。

3、遥控功能。遥控功能常用于断路器的合、分和电容器、电抗器的投切以及其它可以采用继电器控制的功能。

4、遥调功能。遥调常用于有载调压变压器抽头的升、降调节和其它可采用一组继电器控制的、具有分级升降功能的场合。针对测控单元存在的不足之处．考虑到高压、超高压变电站的自动化特点及变电站综合自动化的发展对测控单元的要求，结合元器件发展、通信技术的进步和其它新技术的出现，提出了新型线路测控单元的模块化硬件设计方案。

线路单元测控装置的硬件构成主要包括80C196KC基本处理模块、电流型互感器模块、滤波放大电路、多路模拟开关、A／D转换电路、频率检测电路、遥信输入光祸隔离电路、遥脉输入光藕隔离电路、控制输出继电器、双CAN总线通信模块、串行通信模块。

80C196KC基本处理模块主要由80C196KCl6位中央处理器、128Kbyte程序存储器EPROM，64Kbyte数据存储器RAM，16Kbyte的存储器EEPROM及译码电路组成；电流型互感器模块完成将100V，5A的电压电流信号转化为+2.5mA的弱电信号，经过信号变换．放大滤波变成标准信号送入多路模拟开关，在CPU的控制下依次A／D转抉，将现场输入的模拟量转变成数字量，供CPU处理。频率检测模块对输入的交流正弦信号进行整形变成主波信号，输入CPU的高速输入口，通过测量跳变的周期测量频率及进行频率跟踪。遥信、遥脉输入光藕隔离电路完成信号变换及隔离功能，支持220V／110V／24V直流电压信号输入。键盘显示模块提供人机交互功能．采用薄膜键盘和带背光的128*64的点阵式液晶．屏幕一屏可显示1678个英文字母或8×4个汉字。

为了满足不同应用的需要，本装置设计有5路接口：其中2路为冗余设计的CAN总线接口，用于与通信控制单元通信；1路光纤通信接口，用于与通信控制单元的通信或与智能设备通信；1路RS485接口，用于支持装置与总控单元的通信或与智能设各通信；l路为RS232接口．用于支持装置的组态功能，所有的通信接口均通过高速光藕进行光电隔离。

在继电器驱动电路中采用了一些保护措施，防止在分合直流电源时引起逻辑电路紊乱而造成继电器误动作，并在驱动电路与继电器之间加光电隔离，以提高抗干扰能力。本装置还采用自检闭锁功能和放电回路，防止由于硬件错误。4变电站综合自动化系统的安全自动装置1、环网并列与差频同期差频同期是指两个没有电气联系的系统的并列，包括发电机的并网及两个无联系电网的并列；两侧的频率不同，有可能捕捉到0角度合闸时机。环网并列是指两个本已有电气联接的系统，再在该点增加一个联络开关；两侧频率相同，相角差即为系统在这两点之间的功角，该角度在网络拓扑及负荷没有大变动时基本保持不变。国内有的称之为检同期与捕捉同期，有的称之检同期与准同期，有的叫同频同期与差频同期。两个系统若频率相差在测量误差范围内，是同频，但却不能按同网来同期，为了物理概念上的清晰，本文定义这两种方式为环网并列与差频同期。差频同期的目标是捕捉第一次的零相角差时机合闸，即自动准同期；环网并列相角差为两端的功角，仅是一个压差和功角的闭锁功能。2、同期遥控方式及自适应识别环网并列和差频同期的要求不同。装置虽然可以自适应地判断出是同频还是差频，但对频差很小的系统，这样作意味着牺牲一些时间来判断，会对合闸的时机带来延误。而调度员是了解系统的运行结构的，知道欲合闸的断路器是处于同频还是差频同期的位置，在发命令的时候即区分开同频同期、差频同期、遥控合闸命令会更好。装置的自动识别功能，是指在合闸命令下发后，自动判断是差频、同频还是无压状态，并由不同的约束条件进行操作。3、合闸导前时间的计算装置出口到断路器合上闸的动作时间准确获得直接关系到同期点角差的准确性。常规方法是通过开入量的方式，即通过接入断路器的辅助触点，来计算发出合闸命令到该信号变位的时间。该方法思路直接，容易实现；但是当断路器合上电流的时刻与辅助触点变位不一致的时差会引入误差，另外触点抖动也影响精度。若采样装置采样速率能达到64点/周波（DF1700模块采样速率），则时间分辨率约为0.3ms，可以满足要求。这种方法要求引入电流的检测，分布式的同期系统一般是将同期功能融合在断路器的测控单元中，能满足这种要求。从无流变为有流（而不是辅助触点变位）时，才算真正合闸成功。4、同期算法同期是一项可靠性要求极高的操作。误动时的大角度合闸会给发电机及系统带来很大的冲击，降低发电机的使用寿命，或是带来系统的振荡及解列。而延误第一次最佳同期时期也要尽量防止。因此必须考虑高可靠性、高精度、多级闭锁、快速的控制算法与措施。从装置可靠性上考虑，有的厂家采用双微机控制的方式，是一种好的思路。也可用硬件上的其它方法。算法上多重化计算及闭锁也很重要。计算方法大体有两种，一是硬件整形脉冲比相的方法，一是通过采样点比较幅值和相位的方法。两种方法各有利弊，互相配合能产生完善而稳定的效果。变电站安全自动装置结构图5、变电站综合自动化系统二次回路变电站二次回路包括：测量、保护、控制与信号回路部分。测量回路包括：计量测量与保护测量。控制回路包括：就地手动合分闸、防跳联锁、试验、互投联锁、保护跳闸以及合分闸执行部分。信号回路包括开关运行状态信号、事故跳闸信号与事故预告信号。一次设备是构成电力系统的主体，它是直接生产输送分配电能的电气设备。包括发电机、变压器、断路器、隔离开关、电力母线、电力电缆和输电线路等。二次设备是对一次设备进行监测、控制、调节和保护的电气设备。包括测量仪表、控制及信号器具、继电保护和自动装置等。二次设备是通过CT、PT同一次设备取得电的联系，二次设备及其相互连接的回路称为二次回路。二次回路是电力系统安全生产、经济运行可靠供电的重要保障。它是发电厂和变电站中不可缺少的重要组成部分。变电站综合自动化二次系统6、变电站综合自动化系统的通讯变电站是输配电系统中的重要环节，是电网的主要监控点。近年来，随着我国经济高速发展，电压等级和电网复杂程度也大大的提高。传统变电站一次设备和二次设备已无法满足降低变电站造价和提高变电站安全与经济运行水平这两方面的要求，而现在变电站所采用的综合自动化技术是将站内继电保护，监控系统，信号采集，远动系统等结合为一个整体，使硬件资源共享，用不同的模式软件来实现常规设备的各种功能。用局域网来代替电缆，用主动模式来代替常规设备的被动模式。具有可靠、安全、便于维护等特点。分散分层分布式是变电站综合自动化系统的发展方向，这就对通信的可靠性提出了更高的要求，选择一个可靠、高效的网络结构，是解决问题关键。以太网已十分便利的应用于变电站综合自动化系统。以太网具有高速、可靠、安全、灵活的特点，使其在变电站综合自动化系统中有广阔的应用前景。变电站综合自动化系统的通信结构高速以太网

这种结构有两种不同的实现方式：

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(IDEs)，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。

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。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。以太网结构示意图

LonWorks网络

这种结构也有两种不同的实现方式：

第一种结构为间隔层与过程层之间采用LonWork网络技术，以LonTalk协议进行数据交换，与站内智能电子设备(IDEs)的通讯经过规约转换直接挂在LonWork网上实现数据共享，而变电站层与间隔层之间采用直接串口通讯。

第二种结构为变电站层与间隔层之间采用直接串口与调度主站通讯、采用MOXA卡或直接串口经过规约转换与站内智能电子设备(IDEs)通讯，而间隔层与过程层之间采用LonWork网络技术，以LonTalk协议进行数据交换。

LonWorks(LocalOperatingNetworks)--局部操作网络是美国Echelon公司于1991年提出的。LonWorks有完整的7层协议,具备了局域网的基本功能，它采用双绞线通信速率为1.25Mbps/130m/每段64个节点。LonWorks的通讯介质访问控制方式采用了带预测的P-坚持CSMA（PrediciveP-Pe