变电站综合自动化原理及调试

变电站综合自动化原理及调试课程学习内容一、变电站综合自动化系统概述二、变电站综合自动化系统功能三、变电站综合自动化系统设计原则四、变电站综合自动化系统结构五、综自系统二次回路六、调控数据规范化七、综自系统常见故障八、变电站综合自动化系统现场调试一、变电站综合自动化系统概述二、变电站综合自动化系统功能三、变电站综合自动化系统设计原则四、变电站综合自动化系统结构五、综自系统二次回路六、调控数据规范化七、综自系统常见故障八、变电站综合自动化系统现场调试发电输电变电配电用电概述没有自动化系统时期：有人值班，手动抄报，人工操作，经验调度。。统计分析慢，故障定位慢，处理过程慢自动化系统发展初期：有人值班，自动统计（遥信，遥测），人工操作，经验调度。统计分析快，故障定位慢，处理过程慢无人值守初期：无人值班，自动统计，遥控操作（拉合断路器），经验调度。统计分析快，故障定位慢，处理过程快现代化电网时期：无人值班，自动统计，遥控操作，分析调度。统计分析快，故障定位快，处理过程快智能电网时期：无人值班，自动统计，智能遥控，智能调度。统计分析快，故障定位快，处理过程快，预警并具备安全监视、自动发电控制与经济运行、网络分析、调度管理和计划功能。变电站自动化系统发展历程概述80年代初期远方终端单元（RTU），实现两遥（遥信遥测）90年代末变电站无人值守改造，实现四遥2000年以来综合自动化数字化变电站智能变电站变电站自动化系统发展历程概述掌握变电站设备运行状态对有关电气量连续测量保障变压器、输电线路等一次设备安全运行实现过流、过压等故障的安全保护向调度提供电力系统运行状态采集并传送电网运行信息向用户提供合格电能进行有关控制调节变电站自动化系统的作用概述概述一次系统电能传输、分配和电压变换二次系统对一次设备及其流经电能的测量、监视和故障告警、控制、保护以及开关闭锁等。电力系统一二次系统划分概述按功能组屏，保护屏、控制屏、录波屏、中央信号屏一次设备信号通过电缆连接到二次设备二次设备通过操作回路对一次设备进行控制二次设备之间信号交换传统变电站二次系统概述安全、稳定性不够设备组成：电磁或晶体管等保护、自动装置及测量设备。结构复杂：连接电缆多，难以维护，故障点多无自检功能：设备故障无法及时发现，造成保护拒动、误动传统变电站二次系统的缺点概述安全、稳定性不够设备组成：电磁或晶体管等保护、自动装置及测量设备。结构复杂：连接电缆多，难以维护，故障点多无自检功能：设备故障无法及时发现，造成保护拒动、误动传统变电站二次系统的缺点概述难以保证供电质量缺少调压手段缺少遏制谐波污染的手段传统变电站二次系统的缺点概述占地面积大常规设备体积大电缆多传统变电站二次系统的缺点概述无法满足快速计算、实时控制的要求传输信息不足缺少远方调控手段传统变电站二次系统的缺点概述维护工作量大结构复杂维护检修都比较困难传统变电站二次系统的缺点概述随着计算机技术的发展，变电站二次系统得到很大的发展。人们充分利用计算机技术实现了装置的微机化，从技术管理的综合自动化来考虑全微机化的变电站二次系统的优化设计，合理共享软件和硬件资源。这就是变电站综合自动化名称的来源。概述变电站二次设备测量仪表信号系统继电保护自动装置远动装置功能组合优化设计概述二次设备继电保护自动装置仪器仪表测量控制远动当地监控二次设备按功能划分概述全站设备输配电线路监视测量控制保护通信概述将变电站的二次设备经过功能的组合和优化设计利用先进的计算机技术、通信技术、信号处理技术实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、控制、保护并与上级调度通信变电站自动化概述变电站自动化系统基本配置概述与传统的远动系统比较

与传统的远动系统相比较，变电站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，它代替了常规的测量和监视仪表、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，实现系统的网络化。概述二次设备智能化、微机化采集全面数据和信息变电站无人值守变电站自动化主要内容电气量采集和设备状态监控变电站运行监视和操作事故时发挥重要作用变电站自动化主要内容高压电气设备本身的监视信息绝缘和状态监视采集信息传送调度中心检修中心变电站自动化的目标变电站技术水平管理水平电网运行安全性可靠性稳定性促进智能电网的发展变电站自动化系统基本要求代替常规二次设备微机保护软、硬件设置相对独立微机保护具有通信接口功能和配置满足无人值班要求通信网络和通信协议高可靠性和强抗干扰能力扩展性和适应性标准化和开放性数据共享研究和开发须统一规划和指挥变电站自动化系统特点变电站综合自动化监视控制继电保护自动控制装置远动设备变电站自动化系统特点功能综合化结构分布、分层化测量显示数字化操作监视屏幕化通信网络化、光纤化运行管理智能化变电站自动化系统特点功能综合化结构分布、分层化测量显示数字化操作监视屏幕化通信网络化、光纤化运行管理智能化变电站自动化系统特点功能综合化结构分布、分层化测量显示数字化操作监视屏幕化通信网络化、光纤化运行管理智能化变电站自动化系统特点功能综合化结构分布、分层化测量显示数字化操作监视屏幕化通信网络化、光纤化运行管理智能化变电站自动化系统特点功能综合化结构分布、分层化测量显示数字化操作监视屏幕化通信网络化、光纤化运行管理智能化变电站综合自动化的优势1、提高变电站的安全、可靠运行水平2、提高供电质量，提高电压合格率3、简化了变电站二次部分的硬件配置4、提高了电力系统的运行、管理水平5、缩小变电站占地面积，较少总投资6、减少维护工作量，减少值班员劳动量课堂练习：简答题功能综合化结构分布、分层化测量显示数字化操作监视屏幕化通信网络化、光纤化运行管理智能化变电站自动化系统的特点有哪几个方面？小结变电站实现综合自动化提高变电站的技术水平和运行管理水平适应电力系统的需要—智能电网一、变电站综合自动化系统概述二、变电站综合自动化系统功能三、变电站综合自动化系统设计原则四、变电站综合自动化系统结构五、信息采集与控制技术六、综自系统二次回路七、调控数据规范化八、综自系统常见故障九、变电站综合自动化系统现场调试基本功能变电站综自系统继电保护监视控制自动控制装置远动及数据通信基本功能继电保护主要包括输电线路保护、电力变压器保护、母线保护、电容器保护、小电流接地系统自动选线、自动重合闸等。继电保护在电力系统运行中，其基本功能是起到实时隔离故障设备的作用。继电保护的基本功能基本功能1、通信功能。接受监控系统查询。向监控系统传送事件报告向监控系统发送自检报告修改时钟及与监控系统对时修改保护定值接受监控系统投退保护命令接受监控系统查询定值实时向监控系统发送保护主要状态继电保护功能基本功能2、具有与系统统一对时功能。3、存储各种保护整定值功能继电保护功能基本功能4、设置保护管理机或通信管理机，负责对保护单元的管理。承上启下的作用提高保护系统的可靠性5、故障自诊断、自闭锁和自恢复功能。继电保护功能通道告警基本功能继电保护单元按被保护的电力设备单元(间隔)分别独立设置保护装置设有通信接口，但继电保护功能完全不依赖于通信网。对35kV及以下设备，可以配给保护装置其他一些功能，但应以不降低保护装置可靠性为前提设备专用的装置放在相应间隔屏上由于继电保护在电力系统中具有非常重要作用，实现综合自动化不能降低继电保护的可靠性。基本功能监视控制的功能基本功能基本功能2、运行监视功能。状态量变位的监视模拟量的监视事故音响或语音报警监视控制的功能基本功能3、故障测距与录波功能。自动采集、存储电力系统故障信息对电气量进行录波和分析，记录故障和异常运行的变化过程监视控制的功能基本功能4、事件顺序记录和事故追忆。分析事故、评价继电保护和自动装置以及断路器的动作情况了解系统或某一回路在事故前后所处的工作状态监视控制的功能基本功能5、控制与安全操作闭锁。就地和远方控制自动和手动控制通过软硬件实现"五防"功能监视控制的功能断路器就地远方与测控就地远方的区别基本功能6、谐波的分析和监视。波形畸变、电压闪变和三相不平衡7、其他功能。数据处理与记录人机联系打印监视控制的功能基本功能自动控制装置是保证变电站甚至系统的安全、可靠供电的重要装置。电压/无功自动控制装置(VQC)低频减载装置备用电源自投装置小电流接地系统选线装置等。自动控制装置的功能投退电容器与母线电压的关系基本功能无功和电压自动控制。变电站无功和电压自动控制是利用有载调压变压器和无功补偿电容器及电抗器进行局部的电压及无功补偿的自动调节，使负荷侧母线电压在规定范围内，并使主变高压侧的无功分布在一个合理范围。自动控制装置的功能基本功能自动低频减载。按电力系统运行规程规定：电力系统的允许频率偏差为±0.1Hz；系统频率不能长时间运行在49.5～49Hz以下；事故情况下，不能较长时间停留在47Hz以下；系统频率瞬时值不能低于45Hz。

在系统发生故障，有功功率严重缺额，频率下降时，需要有计划、按次序切除负荷，并保证切除负荷量合适，这是低频减载的任务。自动控制装置的功能基本功能备用电源自投控制（BZT）。当工作电源因故障不能供电时，自动装置应能迅速将备用电源自动投入使用或将用户切换到备用电源上。典型的备用自投有单母线进线备投、分段断路器备投、变压器备投、进线及桥路备投、旁跳断路器备投。自动控制装置的功能基本功能备自投的两种工作方式：明备用：正常由1#变压器供电，1#变压器或1#开关故障断开后，BZT自动投入2#开关，由2#变压器供电。

暗备用：正常1#变压器、2#变压器都供电，1#变压器故障时，BZT自动投入3#开关或5#开关保持供电。采用微机实现BZT，可以实现灵活的自动投入控制方式，比如三种备用电源投入方式可以用一台微机设备实现。同时装置可以自诊断，并可以具有通信功能与其他自动化系统相联系。自动控制装置的功能基本功能现场级通信与上级调度的通信远动与数据通信功能一、变电站综合自动化系统概述二、变电站综合自动化系统功能三、变电站综合自动化系统设计原则四、变电站综合自动化系统结构五、综自系统二次回路六、调控数据规范化七、综自系统常见故障八、变电站综合自动化系统现场调试设计原则提高变电站安全生产水平和运行的可靠性，使系统维护简单、方便，降低劳动强度，实现减人增效减少二次设备间的连接，节约控制电缆减少变电站设备的配置，实现资源共享，避免设备重复设置减少变电站占地面积和建筑面积，降低工程造价节约建设成本、运行成本，提高营运效率变电站自动化系统的设计除执行本规定外，还应执行国家、行业的有关标准、规范和规程、规定变电站综合自动化系统在设计时，应遵循以下六个原则：设计原则1、变电站自动化系统作为电网调度自动化的一个子系统，应服从电网调度自动化的总体设计。其配置、功能包括设备的布置应满足电网安全、优质、经济运行以及信息分层传输、资源共享的原则。变电站综合自动化系统在设计中的总体要求：设计原则2、分散式系统的功能配置宜采用下放的原则。凡可以在间隔层就地完成的功能如保护、备用电源自投、电压控制等，无须通过网络和上位机去完成。变电站综合自动化系统在设计中的总体要求：设计原则3、应能全面替代常规二次设备。变电站综合自动化系统在设计中的总体要求：设计原则4、微机保护的软硬件与监控系统既相对独立，又相互协调。要积极而慎重地推行保护、测量、控制一体化设计，确保保护功能的相对独立性和动作可靠性。变电站综合自动化系统在设计中的总体要求：设计原则5、微机保护应有通信功能。变电站综合自动化系统在设计中的总体要求：设计原则6、应能满足无人值班的要求，设计时应考虑远方与就地控制操作并存的模式。变电站综合自动化系统在设计中的总体要求：远方就地操作把手设计原则7、有可靠的通信网络和通信协议。变电站综合自动化系统在设计中的总体要求：设计原则8、有良好的抗干扰能力。变电站综合自动化系统在设计中的总体要求：设计原则9、设备运行可靠性高。变电站综合自动化系统在设计中的总体要求：设计原则10、系统可扩展性好。变电站综合自动化系统在设计中的总体要求：变电站扩建设计原则11、系统的标准化和开放性能要好。应从技术上保证站内自动化系统的硬件接口满足国际标准。变电站综合自动化系统在设计中的总体要求：设计原则12、变电站自动化系统设计中应优先采用交流采样技术，减轻TA、TV的负载，提高测量精度。同时，可取消光字牌屏和中央信号屏，简化控制屏，由计算机承担信号监视功能，使任一信息做到一次采集、多次使用。变电站综合自动化系统在设计中的总体要求：设计原则通过以上设计，使得断路器、隔离开关、接地开关、变压器、电容器、电抗器、交直流站用电及其辅助设备、保护信号和各种装置状态信号都归入自动化系统的监视范围。对所有的断路器、电动隔离开关、电动接地开关、主变有载调压开关等实现远方控制。远方控制中心通过数据处理及通信装置，对继电保护的状态信息、动作报告、保护装置的复归和投退、定值的设定和修改、故障录波的信息等实现监视和控制。变电站综合自动化系统在设计中的总体要求：一、变电站综合自动化系统概述二、变电站综合自动化系统功能三、变电站综合自动化系统设计原则四、变电站综合自动化系统结构五、综自系统二次回路六、调控数据规范化七、综自系统常见故障八、变电站综合自动化系统现场调试综自系统结构根据变电站自动化系统设计思想和安装的物理位置不同，其硬件结构形式可以分为多种类型。从目前国内外的发展来看，从结构形式可以划分为集中式、分布式、分散（分层）分布式；从安装物理位置划分为集中组屏、分层组屏和分散在一次间隔设备上安装等形式。综自系统结构集中式结构的变电站自动化主要出现在早期，指采用不同档次的计算机及其外围接口电路，集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理，分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制功能。这里的集中也并非指由一台计算机完成所有任务，只是每台计算机承当的任务多一些，例如监控机要负担数据采集、数据处理、开关操作、人机联系等多项任务；担任微机保护的一台计算机可能要负责几回低压线路的保护等。集中式变电站自动化系统：综自系统结构这种结构形式是按变电站的规模配置相应容量、功能的微机保护装置和监控主机及数据采集系统，它们安装在主控室内。主变压器、各种进出线路及站内所有电气设备的运行状态过电流互感器、电压互感器经电缆送到主控室的保护装置或监控计算机上，并与调度中心的计算机通信。集中式变电站自动化系统：综自系统结构每台计算机的功能集中，如果一台计算机出故障，影响面大，因此必须采用双机热备用模式集中式结构、软件复杂，修改困难、调试麻烦。组态不灵活，对不同主接线或规模不同的变电站，软、硬件必须另行设计，工作量大。集中式保护与长期以来采用一对一的常规保护相比，不直观，不符合运行和维护人员的习惯，调试和维护不方便，程序设计麻烦，只适合保护算法比较简单的情况。集中式变电站自动化系统主要缺陷：综自系统结构随着微机技术和通信技术的发展，特别是20世纪80年代后期单片机的性能价格比越来越高，使研制者有条件将微机保护和数据采集单元按一次回路进行设计。所谓分布式结构，是在结构上采用主从CPU协同工作方式，各功能模块（通常是各个从CPU）之间采用网络技术或串行方式实现数据通信。分布式系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了集中式结构中独立CPU计算处理能力的瓶颈问题，方便系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块的运行。分层分布式结构集中组屏的变电站自动化系统：综自系统结构保护单元继电保护自动重合闸故障录波故障测距分层分布式结构集中组屏的变电站自动化系统：综自系统结构测量控制控制或I/O单元分层分布式结构集中组屏的变电站自动化系统：综自系统结构变电站自动化系统可以划分为管理层、站控层和间隔层三级。分层分布式结构集中组屏的变电站自动化系统：综自系统结构这是目前最流行的结构。它面向高压设备间隔（如一条出线、一台变压器、一组电容器等）的方法设计的，间隔层中集测量、控制、保护于一体，设计在同一个机箱中。各间隔单元的设备单元相互独立，仅通过光纤或电缆网络由站控机对它们进行管理和交换信息。能在间隔层完成的功能一般不依赖于通信网络，如保护功能本身不依赖于通信网络。分散分布式与集中相结合的变电站自动化系统：综自系统结构这样的组态模式集中了分布式系统的全部优点，此外还最大限度地压缩了二次设备及其繁杂的二次电缆。从安装配置上除了能分散安装在间隔开关柜上外，还可以实现在控制室内集中组屏或分组组屏，即一部分集中在低压开关室内分别组屏（如10-35kV的配电线路）。这种将配电线路的保护和测控单元分散安装在开关柜内，而高压线路保护和主变保护装置等采用集中组屏的系统结构称为分散和集中结合的结构。分散分布式与集中相结合的变电站自动化系统：综自系统结构10-35kV馈线保护采用分散式结构,就地安装,节约控制电缆,通过现场总线或以太网与保护管理机通信。高压线路保护和变压器保护采用集中组屏，保护屏安装在控制室或保护室中，同样通过现场总线或以太网与保护管理机通信。使这些重要的保护装置处于比较好的工作环境，有利于提高可靠性其他自动装置，备用电源自投和电压、无功自动控制装置采用集中组屏安装于控制室或保护室内。电能量计量系统单独组网，这主要是考虑专业分工。分散分布式与集中相结合的变电站自动化系统的特点：综自系统结构目前变电站自动化系统的功能和结构都在不停地发展，全分层、分散式的结构一定是今后的发展方向。主要原因是：1.分层、分散式的系统优点突出；2.随着新设备、新技术的进展如光电传感器和光纤通信技术的发展，使得原来只能集中组屏的高压线路保护和主变压器保护装置可以考虑安装在高压场附近，并利用日益发展的光纤技术和网络技术，将这些分散在个开关柜上的保护和测控模块联系起来，构成一个全分散的自动化系统。分散分布式与集中相结合的变电站自动化系统：一、变电站综合自动化系统概述二、变电站综合自动化系统功能三、变电站综合自动化系统设计原则四、变电站综合自动化系统结构五、综自系统二次回路六、调控数据规范化七、综自系统常见故障八、变电站综合自动化系统现场调试综自系统二次回路变电站自动化系统的发展从无到有，从传统型到数字化，以及现在大力推行的智能化。二次系统在其中的作用一直没有削弱，而且不论变电站的代际，典型二次回路都是被大量投用的。从功能上讲，我们可以将变电站自动化系统中的微机型二次设备分为微机保护、微机测控、操作箱（目前一般与微机保护整合为一台装置内，以往多为独立装置）、自动装置、远动设备等。按照这种分类方法，可以将二次回路的分析更加详细，易于理解。二次回路重要性综自系统二次回路采集电流量、电压量及相关状态量数据，按照不同的算法实现对电力设备的保护功能，根据计算结果做出判断并发出针对断路器的相应操作指令。微机保护综自系统二次回路主要功能是测量及控制，可以采集电流量、电压量及状态量并能发出针对断路器及其它电动机构的操作指令，取代的是常规变电站中的测量仪表（电流表、电压表、功率表）、就地及远传信号系统和控制回路。微机测控综自系统二次回路用于执行各种针对断路器的操作指令，这类指令分为合闸、分闸、闭锁三种，可能来自多个方面，例如本间隔微机保护、微机测控、强电手操装置、外部微机保护、自动装置、本间隔断路器机构等。操作箱综自系统二次回路自动装置与微机保护的区别在于，自动装置虽然也采集电流、电压，但是只进行简单的数值比较或“有、无”判断，然后按照相对简单的固定逻辑动作发出针对断路器的相应操作指令。这个工作过程相对于微机保护而言是非常简单的。自动装置综自系统二次回路微机保护是根据所需功能配置的，也就是说，不同的电力设备配置的微机保护是不同的，但各种微机保护的工作方式是类似的。一般可概括为“开入”与“开出”两个过程。事实上，整个变电站自动化系统的所有设备几乎都是以这两种模式工作，只是开入与开出的信息类别不同而已。微机测控与微机保护的配置原则完全不同，它是对应于断路器配置的，所以，几乎所有的微机测控的功能都是一样的，区别仅在于其容量的大小而已。如上所述，微机测控的工作方式也可以概括为“开入”与“开出”两个过程。微机保护与测控的工作方式综自系统二次回路微机保护需要采集电流和电压两种模拟量进行运算，以判断其保护对象是否发生故障。变电站配电装置中的大电流和高电压必须分别经电流互感器和电压互感器变换成小电流、低电压，才能供微机型保护装置使用。微机测控开入的模拟量除了电流、电压外，有时还包括温度量（主变压器测温）、直流量（直流电压测量）等。微机测控开入模拟量的目的主要是获得其数值，同时也进行简单的计算以获得功率等电气量数值。开入—模拟量开入综自系统二次回路数字量也称为开关量，它是由各种设备的辅助接点通过“开/闭”转换提供，只有两种状态。微机测控对数字量的采集主要包括断路器机构信号、隔离开关及接地开关状态信号等。这类开关量的触发装置（即辅助开关）一般在距离主控室较远的地方，为了减少电信号在传输过程中的损失，通常采用电压为直流220V的强电回路进行传输。同时，为了避免强电系统对弱电系统形成干扰，在进入微机运算单元前，需要使用光耦单元对强电信号进行隔离、转变成弱电信号。开入—数字量开入综自系统二次回路综自系统二次回路对微机测控而言，开出指的是对断路器及各种电动机构（隔离开关、接地开关）发出的操作指令。与微机保护不同的是，微机测控不会产生信号，而且其操作指令也是手动行为的，即人工发出的。开出综自系统二次回路一般来讲，微机保护只针对断路器发出操作指令，对线路保护而言，这类指令只有两种：“跳闸”或者“重合闸”；对主变保护、母差保护而言，这类指令只有一种：“跳闸”。开出—操作指令综自系统二次回路在某些情况下，微机保护会对一些电动设备发出指令，如“主变温度高启动风机”会对主变风冷控制箱内的风机控制回路发出启动命令；对其它微机保护或自动装置发出指令，如“母线差动保护动作闭锁线路重合闸”、“母差动作闭锁备自投”等。微机保护发出的操作指令属于“自动”范畴。开出—操作指令综自系统二次回路微机测控发出的操作指令可以针对断路器和各类电动机构，这类指令也只有两种，对应断路器的“跳闸”、“合闸”或者对应电动机构的“分”、“合”。微机测控测控发出的操作指令属于“手动”范畴，也就是说，微机测控的操作指令必然是人为作业的结果。开出—操作指令综自系统二次回路微机保护输出的信号只有两种：“保护动作”、“重合闸动作”。线路保护同时具备这两种信号，主变压器保护只输出保护动作一种信号。至于“装置断电”等信号属于装置自身故障，严格意义上不属于“保护”范畴。微机测控不产生信号。严格意义上讲，它会将自己采集的开关量信号进行模式转换后通过网络传输给监控系统，起到单纯的转接作用。这里所说的“不产生信号”，是相对于微机保护的信号产生原理而言的。开出—信号输出综自系统二次回路操作箱内安装的是针对断路器的操作回路，用于执行微机保护、微机测控对断路器发出的操作指令。操作箱的配置原则与微机测控是一致的，即对应于断路器，一台断路器有且只有一台操作箱。一般来讲，在同一电压等级中，所有类型的微机保护配备的操作箱都是一样的。在110kV及以下电压等级的二次设备中，由于操作回路相对简单，目前已不再设置独立的操作箱，而是将操作回路与微机保护整合在一台装置中。但是需要明确的是，尽管在一台装置中且有一定的电气联系，操作回路与保护回路在功能上仍是完全独立的。操作箱的工作方式综自系统二次回路变电站内最常见的自动装置就是备自投装置和低周减载装置。自动装置的功能主要是为了维护整个变电站的运行，而不是象微机保护一样针对某一个间隔。例如备自投主要是为了防止全站失压而在失去工作电源后自动接入备用电源，低周减载是为了防止因负荷大于电厂出力造成频率下降导致电网崩溃，按照事先设定的顺序自动切除某些负荷。自动装置的工作方式综自系统二次回路对一个含断路器的设备间隔，其二次系统需要三个独立部分来完成：微机保护、微机测控、操作箱。这个系统的工作方式有三种。微机保护、测控与操作箱的联系综自系统二次回路方式一在后台机上使用监控软件对断路器进行操作时，操作指令通过网络触发微机测控里的控制回路，控制回路发出的对应指令通过控制电缆到达微机保护里的操作箱，操作箱对这些指令进行处理后通过控制电缆发送到断路器机构的控制回路，最终完成操作。动作流程为：微机测控——操作箱——断路器。微机保护、测控与操作箱的联系综自系统二次回路方式二在测控屏上使用操作把手对断路器进行操作时，操作把手的控制接点与微机测控里的控制回路是并联的关系，操作把手发出的对应指令通过控制电缆到达微机保护里的操作箱，操作箱对这些指令进行处理后通过控制电缆发送到断路器机构的控制回路，最终完成操作。使用操作把手操作也称为强电手操，它的作用是防止监控系统发生故障时（如后台机“死机”等）无法操作断路器。所谓“强电”，是指操作的启动回路在直流220V电压下完成，而使用后台机操作时，启动回路在微机测控的弱电回路中。动作流程为：操作把手——操作箱——断路器。微机保护、测控与操作箱的联系综自系统二次回路方式三微机保护在保护对象发生故障时，根据相应电气量计算的结果做出判断并发出相应的操作指令。操作指令通过装置内部接线到达操作箱，操作箱对这些指令进行处理后通过控制电缆发送到断路器机构的控制回路，最终完成操作。动作流程为：微机保护——操作箱——断路器。微机保护、测控与操作箱的联系综自系统二次回路220kV变电站主设备典型测控回路图220kV线路保护测控相关回路示意图综自系统二次回路220kV变电站主设备典型测控回路图220kV主变保护测控相关回路示意图综自系统二次回路220kV变电站主设备典型测控回路图公共测控相关回路示意图一、变电站综合自动化系统概述二、变电站综合自动化系统功能三、变电站综合自动化系统设计原则四、变电站综合自动化系统结构五、综自系统二次回路六、调控数据规范化七、综自系统常见故障八、变电站综合自动化系统现场调试调控数据规范化《变电站调控数据交互规范（试行）》，是根据公司《关于全面推进大运行体系建设的工作意见》(国家电网调〔2012〕263号)的要求，按照“调控一体化”建设模式，梳理调控业务需求、优化数据处理流程、明晰监控数据接入方式，已经成为当务之急，遵照“告警直传，远程浏览，数据优化，认证安全”技术原则提出的。背景调控数据规范化实时数据是调控一体化和调度一体化功能应用的主要数据来源，要求及时、准确和可靠。调控实时数据可分为电网运行数据、电网故障信号、设备监控数据三大类，由厂站端远动通信工作站完成直采直送，以DL/T634.5101、DL/T634.5104通信规约实现数据传输，直接关联调度主站系统电网结构设备模型、实时数据库和图形画面等。优化调控实时数据调控数据规范化电网运行数据以满足电网调度指挥与电网运行分析需求为主，在原调度远动数据基础上补充变电运行监视数据电网故障信号电力调度值班员判断电网故障及分析处理的依据，主要反映站内开关或继电保护动作的结果设备监控数据包括调控中心监控值班员遥控、遥调操作和设备运行状态信号优化调控实时数据调控数据规范化告警信息格式标准的告警条文按照“级别、时间、设备、事件、原因”五段式进行描述，各段之间用空格分隔。告警直传方式一是变电站侧不增加设备，在原有的远动工作站上新建一条通信链路，向主站传送告警条文；二是变电站侧增加设备，由该设备建立与主站的通信链路，向主站传送告警条文。告警技术要求近期先对变电站现有告警信息进行适应性处理，通过筛选或合并，生成符合标准格式的告警条文；远期应充分利用站端一、二次设备完整模型与信息全覆盖的优势，开展数据校核和综合分析，实现智能告警。直传设备告警信息-告警直传调控数据规范化提供远程浏览的手段实现变电站全景信息监视。调度监控值班员或大检修运维人员需要详细检查变电站运行信息时，可以通过“KVM、远方终端、图形网关”等方式直接浏览变电站内完整的图形和实时数据。远程浏览远景画面调控数据规范化控制命令安全认证为加强控制命令的安全性，需要在控制类命令的传输过程加强和增加安全认证机制。安全认证涉及控制命令的全过程，包括人机、SCADA应用、采集模块以及变电站等环节。主站与变电站之间通信，采用纵向加密传输的安全防护方式。远程浏览安全认证主站与变电站通过纵向加密认证装置进行图形文件传输及实时数据刷新；主站请求浏览变电站画面，先建立TCP/IP链接，通过DL476规约过程完成安全认证；基于远程浏览方式的控制命令通过控制报文实现安全认证。强化调控指令安全认证调控数据规范化目前，调控数据规范化正在各网省公司铺开，在规范化工作完成后，调控信息将不会因采自不同的网省公司而无法共享，将根据不同的电压等级和不同的工作间隔采集并传输规范化了的数据。调控数据规范化进展情况一、变电站综合自动化系统概述二、变电站综合自动化系统功能三、变电站综合自动化系统设计原则四、变电站综合自动化系统结构五、综自系统二次回路六、调控数据规范化七、综自系统常见故障八、变电站综合自动化系统现场调试综自系统常见故障这里的电源指的是将220V/110V直流电源逆变、变压、整流为+5V，+12V，-12V，24V的装置、芯片的工作电源。1、电源故障综自系统常见故障CPU板是测控装置的核心，管理各板件，采集、处理、上送数字信息。CPU一旦出现了故障，故障现象通常为：运行灯显示不正确、液晶无显示、按键无反应、四遥故障和通讯故障。一般的故障处理方案为更换CPU板，使用原来的程序或者重新设置定值。2、CPU板故障综自系统常见故障其发生故障的现象为在数据库正确情况下，遥信无上送。故障点位于遥信板，CPU板，外部无信号，遥信电源或者电源板和端子中。3、YX故障综自系统常见故障故障现象为示不正确、不刷新、值为0。故障点常存在于交流插件，PT、CT板，CPU板，外部无信号（电源板，端子）。4、YC故障综自系统常见故障1）某一个装置通讯故障装置通讯故障都可以直观的看出。DISA：主菜单地址轮寻，稍停留，即此地址单元通讯退出。故障单元轮寻地址不变化。BJ：异常灯。2）总线上所有装置通讯故障，包括总控问题、某一单元故障影响整个总线。5、通信故障--总线方式与测控单元通讯综自系统常见故障故障点存在于总控、两侧的网卡、网络线、HUB。5、通信故障--网络方式与后台通讯综自系统常见故障故障点存在于总控、SIO板、设置波特率校验、跳线、232板或者配置问题。5、通信故障--串口方式与保护等智能设备通讯一、变电站综合自动化系统概述二、变电站综合自动化系统功能三、变电站综合自动化系统设计原则四、变电站综合自动化系统结构五、综自系统二次回路六、调控数据规范化七、综自系统常见故障八、变电站综合自动化系统现场调试1.前期准备阶段主要是对变电站一次设备、二次设备进行初步了解，全面掌握综自系统性能、具体装置、保护屏功能，达到进行系统调试的要求。首先对整个站二次综自系统设备进行全面的了解，包括综自装置的安装方式、控制保护屏、公用屏、电能表屏、交流屏、直流屏的数量和主要功能；了解一次主结线，各间隔实际位置及运行状态；进行二次设备外观检查，主要有装置外观是否损坏，屏内元件是否完好，接线有无折断、脱落等；检查各屏电源接法是否准确无误，无误后对装置逐一接电，注意观察装置反应是否正确，然后根据软件组态查看、设置装置地址；连好各设备之间通讯线，调试至所有装置通讯正常，在后台机可观察装置上送数据。2.调试阶段结合设计要求和系统功能进行全面细致的试验，以满足变电站的试运行条件。包括一次、二次系统的电缆连接、保护、监控等功能的全面校验和调试。首先检查调试一次、二次系统的电缆连接。2.1开关控制回路的调试合上直流屏控制电源、储能电源或合闸电源，检查一次开关侧储能电源或合闸电源保险是否合上，以免合闸时烧毁合闸线圈。合上装置电源开关和控制回路开关，手动逐一分合断路器，检查控制回路、断路器位置指示灯颜色是否正确（合上断路器后为红色，跳开断路器后为绿色），反应是否正常。如发现控制断路器时位置指示灯熄灭或红绿灯全亮，要立即关闭控制直流电源，查找原因。应注意，如果装置跳合闸保持回路需要与断路器操动机构跳合闸电流配合时，继电器保持电流是否与断路器控制回路实际电流值匹配。如果不匹配，当继电器保持电流比实际电流小时，将烧毁跳合闸保持继电器；当比实际电流大时，跳合闸不可靠或跳合不成功。2.2

断路器本身信号和操动机构信号在后台机上的反映

关于弹簧操动机构，弹簧未储能信号及报警音响是否正确。弹簧未储能信号应接在装置的正确位置，且要求在未储能时，接点闭合用以闭锁线路重合闸，同时电铃响。若正确，断路器合上后装置面板应有重合闸充电标志显示。关于液压操动机构，压力信号是否齐全，后台机SOE事件名称、时间反应是否正确，音响报警应正确（电铃响）。关于SF6断路器气体压力信号，应在后台机上显示SOE事件名称、时间正确，音响报警正确（电铃响）。

2.3开关量状态在后台机上的反映逐一拉合一次侧断路器、隔离开关，查看后台机SOE事件名称、时间是否正确，断路器、隔离开关状态显示是否正确。若状态与实际相反，必是断路器、隔离开关辅助触点常开、常闭接反。此时，可通过更改电缆接线或后台机遥信量组态改正，但改后台机遥信量特性组态“常开”为“常闭”时，在调度端也应做相应改动。2.4

主变压器本体信号的检查

主变压器本体瓦斯、温度、压力等信号在后台机上显示的SOE事件名称、时间是否正确；重瓦斯信号、压力信号应响电笛并跳主变各侧断路器，轻瓦斯、温度高信号应响电铃。查主变压器分接头档位和调节分接头过程在后台机显示是否正确。查变压器温度在后台机显示是否正确。一般主变压器测温电阻应有三根出线，一根接测温电阻一端，另两根共同接测温电阻另一端用以补偿从主变压器到主控室电缆本身的电阻，提高测温的精度。在测温装置上也应按此方式连接，否则测出的温度不准。2.5二次交流部分检查用升流器在一次侧对A、B、C三相分别加单相电流，对二次电流回路进行完整性检查。不应开路或串到其它回路，有效值、相别应正确。在装置面板查看保护电流回路数值、相别和测量回路电流数值、相别；在电能表屏用钳型表测量计量电流，最后在后台机查看电流显示。

用升压器在一次侧对A、B、C三相分别加单相或用调压器在TV二次侧A、B、C三相分别加单相电压57

V。注意观察该母线段所有保护、测量、计量电压回路应都有电压，其它母线段设备无电压，相别反映正确。万用表量电能表屏计量电压，查看装置面板、后台机电压显示值是否正确。加三相电压，用相序表测计量、测量、保护电压相序。启动TV切换功能，本电压等级一二段母线均应有正确电压显示，而其它母线段二次侧无电压。2.6监控部分功能调试遥控功能的检查，后台遥控断路器、主变压器分接头、电动隔离开关应正确无误。若遥控断路器不成功，主要有如下原因：测控装置或控制回路未上电；直流屏合闸