变电站的毕业设计.doc

摘 要本次毕业设计通过对变电站自动化的概念和发展趋势，以及变电站综合自动化系统国内外现在发展的状况的论述，探讨了变电站综合自动化系统的功能，结构，保护配置。并且进一步讨论了微机保护硬件的结构和特点。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。它是一项提高变电站安全、可靠稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，向用户提供高质量电能服务的一项措施。随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术等高科技的飞速发展，变电站综合自动化技术得到了迅速发展。 目前，广泛采用的变电站综合自动化系统是通过后台监控机对变电站全部一次设备及二次设备进行监视、测量、记录、并处理各种信息，对变电站的主要设备实现远方控制操作功能。然而，在实际使用过程中也随之出现了一些问题，通过对各个综合自动化系统进行归纳总结，探讨分析，就目前变电站综合自动化系统在实际工作中出现的共性问题进行综合分析。 关键词：变电站综合自动化； 微机保护；硬件配置；继电保护目录摘 要1第一章 变电站综合自动化系统的概述31.1变电站综合自动化的发展过程31.1.1国外变电站综合自动化系统的发展31.1.2我国变电站综合自动化技术的发展31.2变电站自动化系统的基本概念及现状41.2.1变电站自动化系统的基本概念：41.2.2传统变电站二次系统概况及变电站综合自动化系统41.2.3变电站综合自动化系统现状51.3变电站综合自动化研究的内容及特点81.4 变电站实现综合自动化系统的优越性和特点91.4.1优越性91.4.2变电站综合自动化系统特点91.5 变电站综合自动化系统的发展前景91.6 小结10第二章 变电站综合自动化系统原理分析112.1变电站的分类及概述变电站综合自动化系统的分类112.2.1监控子系统122.2.2微机保护系统功能142.2.3后备控制和紧急控制功能142.3变电站综合自动化的配置及硬件结构14第三章 变电站综合自动化的通信163.1通信的相关介绍163.2 变电站综合自动化系统通信的任务163.3数据通信的传输方式173.3.1 并行数据通信方式173.3.2 串行数据通信173.3.3 局域网络通信173.5变电站远传信息的内容183.5.1开关量信息YX183.5.2 控制量信息YK193.5.3 遥测193.5.4 遥信203.5.5遥控20参考文献21致 谢22第一章 变电站综合自动化系统的概述1.1变电站综合自动化的发展过程微机分布式变电站综合自动化系统在我国已有近十几年的历史，随着时间的证明，它越来越受到电力系统的认可和欢迎，具有极强的生命力，我们平煤集团也在不断引进。变电站综合自动化是将变电站的二次设备（包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置）经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对变电站的设备自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。1.1.1国外变电站综合自动化系统的发展70年代末80年代初，国外开始了对于ISA技术的研究，这是由于电网规模不断扩大，要求电网及变电站的控制和保护系统必须运行安全、可靠、经济。因此，各级调度中心需要更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运行情况。同时，采用无人值班管理模式，进行远方控制，减少人为误操作的可能性，提高运行可靠性，降低变电站的造价和运行维护费用。随着微处理器技术、计算机网络技术、数字通信技术的发展，人们可以利用现代先进的技术和设备来组成一个自动化的控制和保护系统，改变传统二次设备模式，做到设备简化，信息共享，减少变电站的造价和运行维护费用。世界发达国家率先研制出成熟系统，并推广应用，大大提高了变电站管理的自动化水平，实现电力系统的安全、可靠、经济运行。目前，日本日立、三菱、东芝公司，德国西门子公司（SIEMENS）、AEG公司，瑞士ABB公司，美国通用电气公司（GE）、西屋电气公司（Westing house），法国阿尔斯通公司（ALSTHOM），瑞士Landis&Gyr公司等国际著名大型电气设备制造公司都开发和生产了变电站综合自动化系统（或称保护与控制一体化装置），并取得了较为成熟的运行经验.1.1.2我国变电站综合自动化技术的发展我国变电站自动化系统的发展阶段：变电站内二次设备传统按功能可分为五类：继电保护，自动装置, 故障录波，当地监控和远动。五大类产品的不断发展及其功能相互渗透，推动了变电站自动化系统的发展，产生了多种多样的系统模式，按系统模式出现的时间顺序可将变电站自动化系统的发展分为三个阶段： 第一阶段：面向功能设计的集中式RTU加常规继电保护模式80年代是以RTU为基础的远动装置及当地监控为代表。该类系统是在常规的继电保护及二次接线基础上增设RTU装置，功能主要为完成与远方调度主站通信实现“四遥”(遥测，遥信，遥调，遥控)，继电保护及自动装置与系统联结采用硬接点状态接入。此类系统特点是功能简单，整体性能指标较低，系统联结复杂，不便于运行管理与维护，为自动化系统的初级阶段。 第二阶段：面向功能设计的分布式测控装置加微机保护模式90年代初期，微机保护及按功能设计的分布测控装置得以广泛应用，保护与测控装置相对独立，通过通信管理单元能够将各自信息送到当地监控计算机或调度主站。此类系统的出现是由于当时国内电力系统保护和远动分属于不同部门和专业，另外对继电保护与测控装置在技术上如何融和没有达成一致的认识，故相当一部分尤其是110KV及以下电压等级自动化系统采用此类模式。该模式没有做到面向对象设计，信息共享程度不高，另外系统的二次电缆互联较多，扩展性不好，不利于运行管理和维护。 第三阶段：面向间隔和对象(object-oriented)的分层分布式结构模式90年代中期，随着计算机技术、网络和通信技术的飞速发展，行业内对计算机保护与测控技术不断争论和探讨达成了一致的认识，采用面向设备或间隔为对象设计的保护及测控单元，采用分层分布式的系统结构，形成了真正意义上的分层分布式自动化系统。该系统特点是针对110KV以下电压等级的设备或间隔采用保护测控一体化设计的装置，针对110KV及以上电压等级的设备或间隔采用继电保护装置与测控装置分别独立设计但共同组屏的原则，故障录波功能下放至各间隔或设备的继电保护装置中去，采用先进的网络通信技术，系统配置灵活，扩展方便，非常方便运行管理和维护。1.2变电站自动化系统的基本概念及现状1.2.1变电站自动化系统的基本概念： 变电站综合自动化技术是随着现代科学技术进步而发展起来的一门新型交叉学科。它利用先进的计算机技术、控制技术、信息处理技术、网络通信技术，对变电站内的继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等二次设备的功能进行优化重组，通过其内部通信网络相互交换信息，共享数据，实现对变电站内电气设备及线路等运行状况的监视、测量、控制及保护。 变电站综合自动化系统是以组成全站的各控制单元微机化为基础，加上相互之间的通信联络，构成的全站二次控制整体自动化系统。它改变了变电站传统的二次系统模式，实现了信息共享，可以简化二次系统，减少电缆，节省占地面积，降低造价，是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。1.2.2传统变电站二次系统概况及变电站综合自动化系统传统变电站二次系统的设备是按功能分别组织和设置的，主要包括继电保护、自动装置、测量仪表、控制系统和信号系统以及远动装置等，相应的有中央信号屏、控制屏、保护屏、录波屏等。这些二次设备不仅功能不同，实现的原理和技术也不同，它们之间互不兼容，彼此独立且自成体系。因此，逐步形成了自动、远动和保护等不同的专业和相应的技术部门。这种传统的变电站主要有以下缺点：（1）电能质量难以控制。只有及时掌握系统的运行工况，才能采取迅速、有效的控制和调节措施，消除不利因素，保证电力系统优质、安全、经济的运行。但常规变电站的远动功能不够完善，提供给调度中心的信息量少、精度差，而且变电站内自动控制和调节手段不全，远方集中控制、操作的手段较少，不能远方修改保护及自动装置的定值和检查其工作状态可控性不高，难以满足电网实时监测和控制的要求，不利于电网的优质、安全、稳定运行。(2)安全性、可靠性不高。传统的变电站二次系统中的继电保护、自动装置和远动装置等大多为晶体管或小规模集成电路形式，结构及接线复杂，二次设备主要依靠电缆，主要通过模拟信号来交换信息，信息量小，可靠性不高。而且这种二次系统是一个被动系统，没有自检和自诊断的能力，不能及时发现自身的故障，因此需定期进行测试和校验，增加了工作量，若两次校验之间出现了故障而没有发现，则系统不能安全可靠地工作，例如可能会造保护拒动或误动等。(3)监控以人为主。传统的变电站二次系统中，主要由人来处理信息，人处于核心位置，但人在处理大量信息时的准确性和可靠性不高，尤其是传统的变电站二次系统提供给人的关于事故发生情况的具体信息不全面，往往要靠人的经验来判断，这不利于正确处理事故。(4)电缆用量多，调试和维护工作量大。传统变电站的控制，保护、测量等都是由电缆连接的，功能受到限制，扩展困难，标准也很难统一。每个一次设备都与所有这些二次设备有关，因而每个一次设备的电流互感器的二次侧，都需要分别引到这些屏卜，断路器的跳、合闸回路也需要连到保护屏、控制屏、远动屏及其他自动装置屏上，因此变电站内的电缆错综复杂。这既增加了投资，又要花费大量的人力去从事众多装置之间的连接设计、配线、安装、调试、维护等工作。(5)二次设备冗余配置多，占地面积大。传统变电站的二次没备冗余配置多，体积大，笨重，因此主控室、继电保护室等占地面积大。综合自动化变电站不同于传统的变电站， 是以高科技的现代化技术为基础， 通过有效的 设计，结合当地的环境而制成的机电一体化式的变电站，它有自身的特点：（1） 采用新技术与当时比较前沿的科技相结合，应用新技术，使得变电站摆脱了传 统变压器的弊端，安全性和可靠性更高。例如，采用新技术的综合自动化变电站，一次断路 器设备呈现出无油化，无污染。二次控制元件也表现出了集成的模块化，使得变电站工作更 加精确，减少了设备维修工作。（2）设备调度方便、快捷现代化的自动化变电站在调整电压负荷、报表传送等方面 具有比较强的优势，指令操作简洁，并且误操作的次数大大降低，使得变电站的设备工作起 来更加的放心。而且，相互连接的各个测控单元既独立，也保持相对比较高的集成性，相互 之间可以通过模块化进行信息共享，实现数据和信息的传递，有利于结合当地的环境，变换 主体值班室的结构和值守的方式等。（3）成本低综合自动化变电站所占地面积比较少，空间利用率高，摆脱传统的土地 建设投资大的劣势，充分发挥了其自动化的突出特点，降低了整个变电站的生产投入成本， 使得变电站更加趋于低廉、高效。1.2.3变电站综合自动化系统现状 变电站综合自动化系统利用先进的计算机技术、控制技术、通信技术和信号处理技术，对微机化的变电站的二次没备进行功能的组合和优化设计，以实现对变电站内电气设备及线路的自动监视、测量、控制、保护以及与调度通信等综合性的自动化功能。它是由多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统，在二次系统具体装置和功能实现上，微机化的二次设备代替和简化了非计算机设备，在信号传递上，数字化信号传递代替了电压、电流等模拟信号传递，数字化的处理和逻辑运算代替了模拟运算和继电器逻辑。综合自动化系统集测量、监视、控制、保护于一体，采用信息共享代替硬件重复配置，可以全面替代常规的二次设备，具有功能综合化、结构分层分布化、测量显示数字化、操作显示屏幕化、通信手段多元化、运行管理智能化等特征。与传统变电站二次系统相比，它数据采集更精确、信号传递更方便、处理方式更灵活、运行维护更可靠、扩展更容易。1技术标准问题 目前变电站综合自动化系统的设计还没有统一标准，因此标准问题（其中包括技术标准、自动化系统模式、管理标准等问题）是当前迫切需要解决的问题。 （1）生产厂家的问题 目前在变电站综合自动化系统选型当中存在着如所选系统功能不够全面，产品质量不过关，系统性能指标达不到要求等情况，主要有以下问题： 由于变电站综合自动化设备的生产厂家过分重视经济利益，用户又过分追求技术含量，而不重视产品的性能及实用性，因而一批技术含量虽较高，但产品并不过关，甚至结构、可靠性很差的所谓高技术产品不断被使用。厂家只要有人买就生产，改进的积极性不高，甚至有些产品生产过程中缺乏起码的质量保证措施，有些外购部件更是缺乏管理，因而导致部分投产的变电站问题较多； 有些厂家就某产品只搞技术鉴定，没搞产品鉴定；另外，生产厂家对变电站综合自动化系统的功能、作用、结构及各项技术性能指标宣传和介绍不够，导致电力企业内部专业人员对系统认识不透彻，造成设计漏洞较多。 （2） 不同产品的接口问题 接口是综合自动化系统中非常重要而又长期以来未得到妥善解决的问题之一，包括RTU、保护、小电流接地装置、故障录波、无功装置等与通信控制器、通信控制器与主站、通信控制器与模拟盘等设备之间的通信。这些不同厂家的产品要在数据接口方面沟通，需花费软件人员很大精力去协调数据格式、通信规约等问题。当不同厂家的产品、种类很多时，问题会很严重。 如果所有厂家的自动化产品的数据接口遵循统一的、开放的数据接口标准，则上述问题可得到圆满解决，用户可以根据各种产品的特点进行选择，以满足自身的使用要求。 （3 ）抗干扰问题 关于变电站综合自动化系统的抗干扰问题，亦即所谓的电磁兼容问题，是一个非常重要然而却常常被忽视的方面。传统上的变电站综合自动化设备出厂时抗干扰试验手段相当原始，仅仅做一些开关、电焊机、风扇、手提电话等定性实验，到现场后往往也只加上开合断路器的试验，一直没有一个定量的指标，这是一个极大的隐患。 变电站综合自动化系统的抗干扰措施是保证综合自动化系统可靠和稳定运行的基础，选择时应注意， 合格的自动化产品，除满足一般检验项目外，主要还应通过高低温试验、耐湿热试验、雷电冲击电压试验、动模试验，而且还要重点通过四项电磁兼容试验，分别是：1 MHz脉冲干扰试验、静电放电干扰试验、辐射电磁场干扰试验、快速瞬变干扰试验。 （4）传输规约和传输网络的选择问题 变电站和调度中心之间的传输规约。目前国内各个地方情况不统一，变电站和调度中心之间的信息传输采用各种形式的规约，如部颁CDT、SC-1801、DNP3.0等。 1995年IEC为了在兼容的设备之间达到互换的目的，颁布了IEC 60870-5-101传输规约，为了使我国尽快采用远动传输的国际标准，1997年原电力部颁布了国际101规约的国内版本DL/T 634-1997，并在1998年的桂林会议上进行了发布。该规约为调度端和站端之间的信息传输制定了标准，今后站端变电站综合自动化设备与远方调度传输协议应采用101规约。 站内局域网的通信规约。目前许多生产厂家各自为政，造成不同厂家设备通信连接的困难和以后维护的隐患。 1997年IEC颁布了IEC 60870-5-103规约，国家经贸委在1999年颁布了国际103规约的国内版本DL/T 667-1999，并在2000年的南昌会议上进行了发布，103规约为继电保护和间隔层（IED）设备与变电站层设备间 的数据通信传输规定了标准，今后变电站综合自动化系统站内协议要求采用103规约。 电力系统的电能计量传输规约。对于电能计量采集传输系统，IEC在1996年颁布的IEC 60870-5-102标准，即我国电力行业标准DL/T 719-2000，是我们在实施变电站电能计量系统时需要遵守的。 上述的三个标准即常说的101、102、103协议，运用于三层参考模型（EPA）即物理层、链路层、应用层结构之上，是相当一段时间里指导变电站综合自动化技术发展的三个重要标准。这些国际标准是按照非平衡式和平衡式传输远动信息的需要制定的，完全能满足电力系统中各种网络拓扑结构，将得到广泛应用。 IECTC57即将制定无缝远动通信体系结构，具有应用开放和网络开放统一的传输协议 IEC 61850。该协议将是变电站(RTU或者变电站综合自动化系统)到控制中心的唯一通信协议，也是变电站综合自动化系统，甚至控制中心的唯一的通信协议。目前各个公司使用的标准尚不统一，系统互联和互操作性差，因此，在变电站综合自动化系统建设和设备选型上应考虑传输规约问题，即在变电站和控制中心之间应使用101规约，在变电站内部应使用103规约，电能量计量计费系统应使用102规约。新的国际标准IEC 61850颁布之后，变电站综合自动化系统从过程层到控制中心将使用统一的通信协议。 （5 ）开放性问题 变电站综合自动化系统应能实现不同厂家生产的设备的互操作性(互换性)；系统应能包容变电站自动化技术新的发展要求；还必须考虑和支持变电站运行功能的要求。而现有的变电站综合自动化系统却不能满足这样的要求，各厂家的设备之间接口困难，甚至不能连接，从而造成各厂家各自为政，重复开发，浪费了大量的财力物力。 另外，各种屏体及设备的组织方式不尽相同，给维护和管理带来许多问题。 在我们现有的综合自动化设备中，厂家数量较多,各厂不同系列的产品造成产品型号复杂，备品备件难以实现，设备运行率低的问题。2组织模式选择的问题 变电站综合自动化系统实现的方案随着变电站的规模、复杂性、变电站在电力系统的重要地位、所要求的可靠性以及变电层和过程层总线的数据流率的不同而变化。如果一个变电站综合自动化系统模式选择合适的话，不仅可以节省投资、节约材料，而且由于系统功能全、质量高、其可靠性高、可信度大，更便于运行操作。因此，把好变电站综合自动化系统的选择关，意义十分重大。 目前应用较广泛的变电站综合自动化系统的结构形式主要有集中式、分散与集中相结合和全分散式三种类型。现将三种结构形式的特点简述如下。 集中式：集中式结构的变电站综合自动化系统是指采用不同档次的计算机，扩展其外围接口电路，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，分别完成微机控制、微机保护和一些自动控制等功能。这种系统结构紧凑、体积小、可减少占地面积、造价低，适用于对35 kV或规模较小的变电站，但运行可靠性较差，组态不灵活。 分散与集中相结合：分散与集中相结合的变电站综合自动化系统是将配电线路的保护和测控单元分散安装在开关柜内，而高压线路和主变压器保护装置等采用集中组屏的系统结构。此结构形式较常用，它有如下特点： 635 kV 馈线保护采用分散式结构，就地安装，可节约控制电缆，通过现场总线与保护管理机交换信息。 高压线路保护和变压器保护采用集中组屏结构，保护屏安装在控制室或保护室中，同样通过现场总线与保护管理机通信，使这些重要的保护装置处于比较好的工作环境，对可靠性较为有利。 其他自动装置中，如备用电源自投控制装置和电压、无功综合控制装置采用集中组屏结构，安装于控制室或保护室中。 全分散式：全分散式的变电站综合自动化系统是以一次主设备如开关、变压器、母线等为安装单位，将控制、I/O、闭锁、保护等单元分散，就地安装在一次主设备屏（柜）上。站控单元通过串行口与各一次设备相连，并与管理机和远方调度中心通信。它有如下特点： 简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积。 减少了施工和设备安装工程量。由于安装在开关柜的保护和测控单元在开关柜出厂前已由厂家安装和调试完毕，再加上铺设电缆的数量大大减少，因此现场施工、安装和调试的工期随之缩短。 简化了变电站二次设备之间的互连线，节省了大量连接电缆。 全分散式结构可靠性高，组态灵活，检修方便，且抗干扰能力强，可靠性高。 上述三种变电站综合自动化系统的推出，虽有时间先后，但并不存在前后替代的情况，变电站结构形式的选择应根据各种系统特点和变电站的实际情况，予以选配。如以RTU为基础的变电站综合自动化系统可用于已建变电站的自动化改造，而分散式变电站综合自动化系统，更适用于新建变电站。 3、变电站综合自动化采用自动控制和计算机技术实现变电站二次系统的部分或全部功能。为达到这一目的，满足电网运行对变电站的要求，变电站综合自动化系统体系由“数据采集和控制”、“继电保护”、“直流电源系统”三大块构成变电站自动化基础。“通信控制管理是桥梁，联系变电站内部各部分之间、变电站与调度控制中心之间使其相互交换数据。“变电站主计算机系统”对整个综合自动化系统进行协调、管理和控制，并向运行人员提供变电站运行的各种数据、接线图、表格等画面，使运行人员可远方控制断路器分、合操作，还提供运行和维护人员对自动化系统进行监控和干预的手段。“变电站主计算机系统”代替了很多过去由运行人员完成的简单、重复和繁琐的工作，如收集、处理、记录、统计变电站运行数据和变电站运行过程中所发生的保护动作、断路器分、合闸等重要事件，还可按运行人员的操作命令或预先设定执行各种复杂的工作。“通信控制管理连接系统各部分，负责数据和命令的传递，并对这一过程进行协调、管理和控制。 与变电站传统电磁式二次系统相比，在体系结构上，变电站综合自动化系统增添了“变电站主计算机系统”和“通信控制管理”两部分；在二次系统具体装置和功能实现上，计算机化的二次设备代替和简化了非计算机设备，数字化的处理和逻辑运算代替了模拟运算和继电器逻辑；在信号传递上，数字化信号传递代替了电压、电流模拟信号传递。数字化使变电站自动化系统与传统变电站二次系统相比，数据采集更精确、传递更方便、处理更灵活、运行维护更可靠、扩展更容易。4、变电站综合自动化系统结构体系较为典型的是：(1)在低压无人值班变电站里，取消变电站主计算机系统或者简化变电站主计算机系统。(2)在实际的系统中，更为常见的是将部分变电站自动化设备，如微机保护、RTU与变电站二次系统中电磁式设备(如模拟式指针仪表、中央信号系统)揉和在一起，组成一个系统运行。这样，即提高了变电站二次系统的自动化水平，改进了常规系统的性能，又需投入更多的物力和财力。1.3变电站综合自动化研究的内容及特点变电站综合自动化是一项提高变电站安全、稳定和可靠运行水平，降低运行、维护成本，提高经济效益和向用户提供高质量电能的一项技术措施。变电站综合自动化的发展，为电网综合自动化的发展奠定了基础。变电站综合自动化最主要的特征表现在以下几个方面：（一）功能综合化。变电站综合自动化技术是在计算机技术、数据通信技术、软件模块化基础上发展起来的。它集保护、测量、监控功能于一体，替代了常规变电站的保护、仪表、中央信号系统、RTU等二次设备。（二）结构微机化。综合自动化系统内主要部件是微机化分布式结构，网络总线连接，将微机保护、数据采集、监视控制等环节的中央处理器(CPU)同时并行运行。（三）操作监视屏幕化。常规方式下的指针表计读数被屏幕数据取代。对变电站设备运行的监视、操作、控制都可以在计算机屏幕上进行。（四）运行管理智能化。智能化不仅表现在常规的自动化功能上，如自动报警、自动报表、电压无功自动调节、小电流接地自动选线、事故判断与处理等方面，还表现在能够在线自诊断，并能将自诊断结果向远方传送。也就是说，常规二次系统只能监测一次设备，而本身的故障必须靠维护人员去检查发现，综合自动化系统不仅能检测一次设备，还每时每刻检测自己是否有故障，充分体现出其智能性。1.4 变电站实现综合自动化系统的优越性和特点1.4.1优越性（1）：提高供电质量，提高电压合格率（2）：提高变电站的安全，可靠运行水平。（3）：减少维护工作时间，减少值班人员的劳动强度，并达到减员增效（4）：缩小变电站占地面积，减少总投资。5：提高电力系统的运行管理水平1.4.2变电站综合自动化系统特点1、系统分网络层和间隔层、监控层:间隔层按站内一次设备分布式配置，一个一次单元对应一个保护监控装置。它采用一个元件（一个间隔）对应一个装置的分布式设计，可直接安装在开关柜上，各间隔功能独立，各装置之间仅通过网络联结，网络组态灵活，使整个系统的可靠性得到很大提高，任一装置故障仅影响到相对应的元件。网络层采用安全可靠的现场控制总线-RS485/工业以太网技术作为站内通讯层，各装置的信息在通讯层共享，取消了大量的控制电缆，简化二次接线，减轻CT、PT负荷，减少施工难度及维护工作量，节省了大量的人力物力资源，从而大大降低了综合成本。2、硬件设计模块化、标准化 间隔层的保护监控装置采用先进的的32位高性能嵌入式处理器作为主CPU，在软件上保护模块与其他模块完全分开、分时完成测量功能，通讯CPU完成人机对话及通讯功能，“四合一”装置中保护部分功能独立，而且保护功能不依赖通讯网，网络瘫痪与否不影响保护的正常运行。各装置硬件上相同，装设相应软件构成不同保护监控功能，减少了备品备件的数目和种类，且方便现场维护。3、装置采用全密封设计，加上多种抗干扰措施，使抗震能力、抗电磁干扰能力大大加强。4、开放式系统设计,采用国内、国际公认的标准通信电缆规约和接口方式，可以和国内外厂家设备进行互连和通信。系统扩展方便，可依据变电站建设需要随意配置。全汉化WindowsXP系统软件，用户可依要求对画面进行修改和制表等。数据存储采用流行通用型数据库。5、性能可靠，维护方便 高可靠性 易操作性 易扩展性 易维护性1.5 变电站综合自动化系统的发展前景随着国民经济的飞速发展，电力工业作为很重要的国家战略企业，十分重视电力系统综合自动化技术的发展，实现变电站综合自动化，这是电力工业发展的趋势。对电力技术的发展来说，具有重要的意义，也是电力工业发展的显著标志。虽然变电站综合自动化技术在80年代后才被开发应用。但由于在技术性能上的潜在能力，必将被广泛的应用于祖国各个城网和农网中。应用前景十分的巨大。1.6 小结本章先是介绍了什么是电力系统综合自动化，以及变电站综合自动化系统的研究内容和发展过程。下来介绍了国内外变电站综合自动化的优越性和巨大的前景应用。第二章 变电站综合自动化系统原理分析2.1变电站的分类及概述变电站综合自动化系统的分类变电站的分类有如下几种： 按照变电站在电力系统中的地位和作用可划分 (1)系统枢纽变电站。 枢纽变电站位于电力系统的枢纽点，它的电压是系统最高输电电压，目前电压等级有220kv、330kV(仅西北电网)和500kv，枢纽变电站连成环网，全站停电后，将引起系统解列，甚至整个系统瘫痪，因此对枢纽变电站的可靠性要求较高。 枢纽变电站主变压器容量大，供电范围广。 (2)地区一次变电站。 地区一次变电站位于地区网络的枢纽点，是与输电主网相连的地区受电端变电站，任务是直接从主网受电，向本供电区域供电。全站停电后，可引起地区电网瓦解，影响整个区域供电。电压等级一般采用220kv或330kv。 地区一次变电站主变压器容量较大，出线回路数较多，对供电的可靠性要求也比较高。 (3)地区二次变电站。 地区二次变电站由地区一次变电站受电，直接向本地区负荷供电，供电范围小，主变压器容量与台数根据电力负荷而定。 全站停电后，只有本地区中断供电。 (4)终端变电站。 终端变电站在输电线路终端，接近负荷点，经降压后直接向用户供电，全站停电后，只是终端用户停电。 2按照变电站安装位置划分 (1)室外变电站。 室外变电站除控制、直流电源等设备放在室内外，变压器、断路器、隔离开关等主要设备均布置在室外。这种变电站建筑面积小，建设费用低，电压较高的变电站一般采用室外布置。 (2)室内变电站。 室内变电站的主要设备均放在室内，减少了总占地面积，但建筑费用较高，适宜市区居民密集地区，或位于海岸、盐湖、化工厂及其他空气污秽等级较高的地区。 (3)地下变电站。 在人口和工业高度集中的大城市，由于城市用电量大，建筑物密集，将变电站设置在城市大建筑物、道路、公园的地下，可以减少占地，尤其随着城市电网改造的发展，位于城区的变电站乃至大型枢纽变电站将更多的采取地下变电站。这种变电站多数为无人值班变电站。 (4)箱式变电站。 箱式变电站又称预装式变电站，是将变压器、高压开关、低压电器设备及其相互的连接和辅助设备紧凑组合，按主接线和元器件不同，以一定方式集中布置在一个或几个密闭的箱壳内。箱式变电站是由工厂设计和制造的，结构紧凑、占地少、可靠性高、安装方便，现在广泛应用于居民小区和公园等场所。 箱式变电站一般容量不大，电压等级一般为3kv35kv，随着电网的发展和要求的提高，电压范围不断扩大，现已经制造出了132kv的箱式变电站。 箱式变电站按照装设位置的不同又可分为户外和户内两种类型。 (5)移动变电站。 将变电设备安装在车辆上，以供临时或短期用电场所的需要。 3按照值班方式划分 (1)有人值班变电站。 大容量、重要的变电站大都采用有人值班变电站。 (2)无人值班变电站。 无人值班变电站的测量监视与控制操作都由调度中心进行遥测遥控，变电站内不设值班人员。 4.根据变压器的使用功能划分 (1)升压变电站。 升压变电站是把低电压变为高电压的变电站，例如在发电厂需要将发电机出口电压升高至系统电压，就是升压变电站。 (2)降压变电站。 与升压变电站相反，是把高电压变为低电压的变电站，在电力系统中，大多数的变电站是降压变电站。 40万千瓦是功率，不是电压，它可以是10KV.110KV.220KV.330KV.550KV等2.2变电站综合自动化实现的功能变电站综合自动化功能由电网安全稳定运行和变电站建设、运行维护的综合经济效益要求所决定。变电站在电网中的地位和作用不同，变电站自动化系统有不同的功能。变电站综合自动化系统的管理计算机通过通信电缆与安装在现场的所有微机保护与监控单元进行信息交换。管理计算机可以向下发送遥控操作命令与有关参数修改，随时接受微机保护与监控单元传上来的遥测、遥信与事故信息。管理计算机就可通过对信息的处理，进行存盘保存，通过记录打印与画面显示，还可以对系统的运行情况进行分析，通过遥信可以随时发现与处理事故，减少事故停电时间，通过遥控可以合理调配负荷，实现优化运行，从而为实现现代化管理提供了必须的条件。2.2.1监控子系统 监控子系统应取代常规的测量系统，取代指针式仪表；改变常规的操作机构和模拟盘，取代常规的告警、报警、中央信号、光字牌等；取代常规的远动装置等等。监控子系统功能有： 1数据采集 数据采集有两种。一种是变电站原始数据采集。原始数据直接来自一次设备，如：电压互感器、电流互感器的电压和电流信号、变压器温度以及断路器辅助触点、一次设备状态信号。变电站的原始数据包括模拟量和开关量。另一种是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。变电站的数据包括模拟量、开关量和电能量。 (1)模拟量的采集。各段母线电压、母联及分段断路器的电流、线路及馈线电压、 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，电容器和并联电抗器电 流、直流系统电压、站用电电压、电流、无功功率以及频率、相位、功率因数等。另外，还有少数非电量，如变压器温度保护、气体保护等。模拟量的采集有交流和直流两种形式。交流采样是将电压、电流信号不经过变送器，直接接人数据采集单元。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，再接人数据采集单元。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。断路器、隔离开关和接地开关的状态，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，通过光隔离电路输入至计算机。 (3)电能计量。电能计量指对电能(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。数据采集及处理是变电站综合自动化得以执行其他功能的基础。 2.数据库的建立与维护 监控子系统建立实时数据库，存储并不断更新来自IO单元及通信接口的全部实时数据；建立历史数据库，存储并定期更新需要保存的历史数据和运行报表数据。 3顺序事件记录及事故追忆 顺序事件记录包括：断路器跳合闸记录，保护及自动装置的动作顺序记录，断路 器、隔离开关、接地开关、变压器分接头等操作顺序记录，模拟输入信号超出正常范围等。事故追忆功能。事故追忆范围为事故前1min到事故后2min的所有相关模拟量值，采样周期与实时系统采样同期一致。 4故障记录、录波和测距功能变电站的故障录波和测距采用两种方法，一是由微机保护装置兼作故障记录和测距，再将记录和测距的结果送监控系统存储及打印输出或直接送调度主站；另一种方法是采用专用的微机故障录波器，并且故障录波器应具有串行通信功能，可以与监控系统通信。对35kv及以下的配电线路，很少设置专门的故障录波器，为了分析故障的方便，可设置简单故障记录功能。对于大量中、低压变电站，没有配置专门的故障录波装置。而对10kv出线数量大、故障率高的，在监控系统中设置了故障记录功能，这对正确判断保护的动作情况及正确分析和处理事故是非常必要的。 5操作控制功能。无论是无人还是少人值班的变电站，运行人员都可通过CRT屏幕对断路器、允许远方电动操作的隔离开关和接地开关进行分、合操作；对变压器及站用变压器分接头位置进行调节控制；对补偿装置进行投、切控制，同时，要能接受遥控操作命令，进行远方操作；为了防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计时，应保留人工直接跳、合闸方式。操作控制有手动和自动控制两种控制方式。手动控制包括调度通信中心控制、站内主控制室控制和就地控制，并具备调度通信中心站内主控室、站内主控制室就地手动的控制切换功能；自动控制包括顺序控制和调节控制。 6.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，自控装置是否正常等。7.人机联系功能 (1)CRT显示器、鼠标和键盘是人机联系桥梁。变电站采用微机监控系统后，无论是有人值班还是无人值班，最大的特点之一是操作人员或调度员只要面对CRT显示器的屏幕，通过操作鼠标或键盘，就可以对全站的运行工况、运行参数一目了然，可对全站断路器和隔离开关等进行分、合操作，彻底改变了传统的依靠指针式仪表和模拟屏或操作屏等进行操作。 (2)CRT显示画面。作为变电站人机联系的主要桥梁手段的CRT显示器，不仅可以取代常规的仪器、仪表，而且可实现许多常规仪表无法完成的功能。其可显示采样和计算的实时运行参数(U、I、P、Q、cosv、有功电能、无功电能及主变压器温度、系统频率，等)、实时主接线图、事件顺序记录、越限报警、值班记录、历史趋势、保护定值自控装置的设定值、故障记录和设备运行状态等。 (3)输入数据。指输入电流互感器和电压互感器变比、保护定值和越限报警定值、测控装置的设定值、运行人员密码等。 8打印功能。定时打印报表和运行日志；断路器、隔离开关操作记录；事件顺序记录；越限；召唤；抄屏；事故追忆等。 9，数据处理与记录功能。在监控系统中，数据处理和记录也是很重要的环节。历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容。此外，为了满足继电保护专业人员和变电站管理的需要，必须进行一些数据统计，主要有：记录母线电压日最高值和最低值以及相应的时 间；主变压器及各条线路的功率、功率因数及电能的计算和统计；计算配电电能的平衡率；统计断路器、避雷器、重合闸的动作次数；统计断路器切除故障电流和跳闸次数的累计数；记录控制操作和定值的修改；事件顺序记录及事故追忆等。 10.谐波的分析与监视。电能质量的一个重要指标是其谐波要限制在国标规定的范围内。随着非线性元件和设备的广泛使用，使电力系统的谐波成分明显增加，并且其影响程度越来越严重，目前，谐波“污染”已成为电力系统的公害之一。因此，在综合自动化系统中，必须重视对谐波含量的分析和监视。对谐波“污染”严重的变电站，要采取适当的抑制措施，降低谐波含量。 11报警处。报警处理内容包括：设备状态异常、故障；测量值越限及计算机监控系统的软硬件、通信接口及网络故障等。 12画面生成及显示。画面显示的信息包括：日历时间、经编号的测点、表示该点的文字或图形、该点实时数据或历史数据、经运算或组合后的各种参数等。由画面显示的内容包括：全站生产运行要的电气接线图、设备配置图、运行工况图、电压棒形图、实时参数曲线图、各种信息报告、操作票、工作票及各种运行报表等。 13在线计算及制表功能 (1)对变电站运行的各种常规参数进行统计及计算，如：日、月、年中的最大值、最小值及其出现的时间、电压合格率、变压器负荷率、全站负荷及电能平衡率等。 (2)对变电站主要设备的运行状况进行统计及计算，如：断路器正常操作及事故跳闸次数、变压器分接头调节的档次、次数、停运时间等。 (3)利用以上数据生成不同格式的生产运行报表。并按要求方式打印输出。 14电能量处理。电能量处理包括变电站各种方式采集到的电能量进行处理、对电能量进行分时段的统计计算以及当运行方式的改变而自动改变计算方法并在输出报表上予以说明等。 15远动功能 监控子系统能实现DL 50021991地区电网调度自动化设计技术规程、DL 50031991电力系统调度自动化设计技术规程中与变电站有关的全部功能，满足电网电能实时性、安全性和可靠性。 16运行管理功能。运行管理功能包括：运行操作指导、事故记录检索、在线设备管理、操作票开列、模拟操作、运行记录及交接班记录等。 除上述功能外还具有：时钟同步、防误闭锁、同步、系统自诊断与恢复以及与其他设备接口等功能。 2.2.2微机保护系统功能微机保护系统功能是变电站综合自动化系统的最基本、最重要的功能，它包括变电站的主设备和输电线路的全套保护：高压输电线路保护和后备保护；变压器的主保护、后备保护以及非电量保护；母线保护；低压配电线路保护；无功补偿装置保护；站用变保护等。各保护单元，除应具备独立、完整的保护功能外，还应具有以下附加功能： (1)具有事件记录功能。事件记录包括发生故障、保护动作出口、保护设备状态等重要事项的记录。 (2)具有与系统对时功能。以便准确记录发生事故和保护动作的时间。 (3)具有存储多种保护定值功能。 (4)具备当地人机接口功能。不仅可显示保护单元各种信息，还可通过它修改保护定值。 (5)具备通信功能。提供必要的通信接口，支持保护单元与计算机系统通信协议。 (6)具备故障自诊断功能。通过自诊断，及时发现保护单元内部故障并报警。对于严重故障，在报警的同时，应可靠闭锁保护出口。 (7)各保护单元满足上述功能要求的同时，还应满足保护装置的快速性、选择性和灵敏性要求。2.2.3后备控制和紧急控制功能当地后备控制和紧急控制功能包括人工操作控制、低频减负荷、备用电源自投和稳定控制等。 2.3变电站综合自动化的配置及硬件结构变电站综合自动化系统的结构模式主要有集中式、集中分布式和分散分布集中式结构集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其IO接口，集中采集变电站的模拟量和数量等信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。集中式结构也并非指只由一台计算机完成保护、监控等全部功能。多数集中式结构的微机保护、微机监控和与调度等通信的功能也是由不同的微型计算机完成的，只是每台微型计算机承担的任务多些。例如监控机要担负数据采集、数据处理、断路器操作、人机联系等多项任务；担负微机保护的计算，可能一台微机要负责多回低压线路的保护等。集中式系统的主要特点有：（1）能实时采集变电站各种模拟量、开关量，完成对变电站的数据采集和实时监控、制表、打印、事件顺序记录等功能。（2）完成对变电站主要设备和进、出线的保护任务。（3）结构紧凑、体积小，可大大减少站地面积。（4）造价低，尤其是对35kV或规模较小的变电站更为有利。（5）实用性好。集中式的主要缺点有：（1）每台计算机的功能较集中，若一台计算机出故障，影响面大，因此，必须采用双机并联运行的结构才能提高可靠性。（2）软件复杂，修改工作量大，系统调试烦琐。（3）组态不灵活，对不同主接线或规模不同的变电站，软、硬件都必须另行设计，工作量大。（4）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，只适合于保护算法比较简单的情况。分布式结构 该系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。分布式模式一般按功能设计，采用主从CPU系统工作方式，多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了CPU运算处理的瓶颈问题。各功能模块（通常是多个CPU）之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，选用具有优先级的网络系统较好地解决了数据传输的瓶颈问题，提高了系统的实时性。分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其它模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。分布分散（层）式结构分布分散式结构系统从逻辑上将变电站自动化系统划分为两层，即变电站层（站级测控单元）和间隔层（间隔单元）。也可分为三层，即变电站层、通信层和间隔层。该系统的主要特点是按照变电站的元件，断路器间隔进行设计。将变电站一个断路器间隔所需要的全部数据采集、