变电站综合自动化系统的研究与设计.doc

辽宁工程技术大学毕业设计（论文）0 引言变电站自动化自20世纪90年代以来一直是我国电力、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，现有将近一半以上的建设于上世纪六、七十年代、甚至还有五十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，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；系统实现了办公自动化，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。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该领域的先进代表。1 变电站综合自动化1.1变电站综合自动化发展1传统的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，以往它们各自采用独立的装置来完成自身的功能，而且均自成系统，由此不可避免地产生各类装置之间功能相互覆盖，部件重复配置，耗用大量的连接线和电缆。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，研制成功了各种分散式变电站自动化系统并投入运行。分散式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，也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。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。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。1.1.1国外变电站综合自动化的发展概况国外变电站综合自动化的研究开始于70年代。根据1981年5月在英国召开的第六届国际供电会议资料报道，英国、意大利、法国、西德、澳大利亚等国，于70年代末，新装的远动装置都采用了微计算机，个别有用16位小型计算机的。布线逻辑的远动装置已开始淘汰，当时仅英国南威尔士电网还在使用（该地区当时也计划用微机远动装置代替），同时，第六届国际供电会议的有关文章资料还指出，监控系统的功能有扩大的趋势，供电网的监控功能正以综合自动化为目标迅速发展，除三遥外，一般还有： 寻找并处理单相故障； 作为保护拒动或断路器拒动的补充保护； 负荷管理； 成组数据记录，其中包括负荷曲线、最大需量、运行数据、事故及事件顺序记录等； 自动重合闸及继电保护。这些资料报导，证明了国际上随着微计算机技术的发展，变电站综合自动化的研究工作已于70年代中、后期开始。由此可见，国外研究变电站综合自动化系统，始于70年代后期，80年代发展较快。著名的制造厂商较多，但他们彼此间一开始就十分注意这一领域的技术规范和标准的制定与协调，避免各自为政造成不良后果，这是很值得我们学习的。德国电力行业协会（VDEW）为电子制造商协会（EVEI）制定的关于数字式变电站控制系统的推荐草案于1987年公布，成为IEC TC57在起草保护与控制之间标准的参考，内容非常丰富。德国的三大电气公司（Siemens 、ABB、AEG ）基本上是按这一推荐规范设计和开发自己的产品。美国电力科学研究院EPRI委托西屋电气公司研究起草的变电站控制与保护项目的系统规范，于1983年8月发表了（EL1813），它涉及到基于微处理器的一整套变电站控制与保护的设计与实施，1989年又对1983年发表的报告进行最终修改与增补。国际电工委员会第57次技术委员会（IEC TC 57）为了配合变电站综合自动化方面的进展，成立了“变电站控制和保护接口”工作组，负责起草该接口的通讯标准，该工作组共12个国家（主要集中在北美和欧洲，亚洲有中国，非洲有南非）2000位成员参加。从1994年3月到1995年3月举行了四次讨论会，于1995年2月向IEC秘书处提交了保护通讯伙伴标准IEC8705103，为控制和保护之间通讯提供了一个国际标准。1.1.2 我国变电站综合自动化的发展过程我国变电站综合自动化的研究工作开始于80年代中期。1987年，清华大学电机工程系研制成功第一个符合国情的变电站综合自动化系统，在山东威海望岛变电站成功的投入运行。该系统主要由3台微机及其外围接口电路组成，其原理结构图见图1.1望岛变电站是一个35kV的城市变电站，具有两回35kV进线，两回35kV出线，两台主变压器，8回10kV馈电线路和两组无功补偿电容器。该变电站的综合自动化系统主要由三台微机组成，分成三个子系统，担负了变电站安全监控、微机保护、电压无功控制、中央信号等全部任务。TV TA 变电站设备 TV TA模拟量输入动作信号输出开关量输入模拟量输入动作信号输出开关量输入模拟量输入动作信号输入出开关量输入光电隔离光电隔离监控机光电隔离光电隔离主保护机 光电隔离光电隔离控制机集控台图11 变电站微机监测、保护综合控制系统框图Fig.11 The figure of computer monitoring substation and the protection of integrated control system该系统于1987年成功的投入运行，1988年通过技术鉴定。鉴定结论为国内首创，填补了国内一项空白，并达国际80年代先进水平。其运行结果表明：微机技术可以全面、系统、可靠的应用于变电站地自动化工程中。同时也证明了变电站综合自动化对提高变电站的运行、管理水平及技术水平、缩小占地面积、减少值班员抄表和记录，以及减少维护工作量等方面有显著的优越性。虽然由于当时计算机水平和投资水平的限制，又是全国第一个实现综合自动化的变电站，研制者没有可借鉴的，因此在功能和结构方面，不如90年代的同类产品，但当时它确实吸引许多电力系统的同行和科研工作者，连续5、6年内，全国各地不少人前往参观，并得到有益的启发。它的运行成功，也证明中国完全可以自行研究、制造出符合国情的综合自动化系统。因此80年代后期，投入变电站综合自动化研究的高等院校、研究单位和产品如雨后春笋般蓬勃发展。规模比较大的有南瑞公司、四方公司等。变电站综合自动化系统的研究和生产工作之所以会引起这么多的科研工作者和生产厂家的注意，其根本原因在于变电站实现综合自动化，能够全面提高变电站的技术水平，提高运行的可靠性和管理水平。近几年来，大规模集成电路技术和通讯技术的迅猛发展，给变电站综合自动化技术水平的提高，注入了新的活力。16位、32位单片机及Pentium微处理器的问世，活跃了计算机市场；网络技术、现场总线等的出现，给广大科技工作者创造大显才能的条件。因此，近几年来研究变电站综合自动化进入了高潮，其功能和性能也不断完善。变电站综合自动化将成为今后新建变电站的主导技术。1.2变电站综合自动化研究的主要内容对110kv及以上电压等级变电站，以服务于电力系统安全、经济运行为中心。通过先进的计算机技术、通信技术的应用，为新的保护和控制技术采用提供技术支持，解决过去能解决的变电站监视、控制问题，促进各专业在技术上、管理上配合协调，为电网自动化进一步发展提供基础，提高变电站安全、可靠和稳定运行水平。如，采集高压电器设备本身的监视信息，断路器、变压器和避雷器等的绝缘和状态等；采集继电保护和故障录波器等装置完成的各种故障前后瞬态电气量和状态量的记录数据，将这些信息传送给调度中心，以便为电气设备的监视和制定检修计划、事故分析提供原始数据。对新建变电站取消常规的保护、测量监视、控制屏，全面实现变电站综合自动化，实现少人值班逐步过渡到无人值班；对老变电站在控制、测量监视等进行技术改造，以达到少人和无人值班的目的。对35KV及以下电压等级变电站，以提高供电安全与供电质量，改进和提高用户服务水平为重点。侧重于利用变电站综合自动化系统，对变电站的二次设备进行全面的改造，取消的保护、测量、监视和控制屏，全面实现变电站综合自动化，以提高变电站的监视和控制技术水平，改进管理，加强用户服务，实现变电站无人值班。变电站综合自动化要实现：1) 随时在线监视电网运行参数、设备运行状态；自检、自诊断设备本身的异常运行，发现变电站设备异常变化或装置内部异常时，立即自动报警并闭锁相应的出口，以防止事态扩大。 2) 电网出现事故时，快速采样、判断、决策，迅速隔离和消除事故，将故障限制在最小范围。3) 完成变电站运行参数在线计算、存储、统计、分析报表和远传，保证自动和遥控调整电能质量。变电站综合自动化应包括两个方面：1) 横向综合：利用计算机手段将不同厂家的设备连在一起，替代或升级老设备。2) 纵向综合：在变电站层这一级，提供信息、优化、综合处理分析信息和增加新的功能，增加变电站内部和各控制中心间的协调能力。如借用人工智能技术，在控制中心间的协调能力。如借用人工智能技术，在控制中心实现对变电站控制和保护系统进行在线诊断和事件分析，或在变电站当地自动化功能协调之下，完成电网故障后自动恢复。变电站综合自动化与一般自动化区别在于：自动化系统是否作为一个整体执行保护、检测和控制功能。1.2.1变电站综合自动化系统的特点 2变电站综合自动化系统具有功能综合化、系统结构微机化、测量显示数字化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。同传统变电站二次系统不同的是：各个保护、测控单元既保持相对独立，(如继电保护装置不依赖于通信或其他设备，可自主、可靠地完成保护控制功能，迅速切除和隔离故障)，又通过计算机通信的形式，相互交换信息，实现数据共享，协调配合工作，减少了电缆和没备配置，增加了新的功能，提高了变电站整体运行控制的安全性和可靠性。1) 功能综合化。变电站综合自动化系统是各技术密集，多种专业技术相互交叉、相互配合的系统。它是建立在计算机硬件和软件技术、数据通信技术的基础上发展起来的。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。微机监控子系统综合了原来的仪表屏、操作屏、模拟屏和变送器柜、远动装置、中央信号系统等功能；微机保护子系统代替了电磁式或晶体管式的保护装置；微机保护子系统和监控系统相结合，综合了故障录波、故障测距、无功电压调节和中性点非直接接地系统等子系统的功能。2) 分级分布式微机化的系统结构。综合自动化系统内各子系统和各功能模块由不同配置的单片机或微型计算机组成，采用分布式结构，通过网络、总线将微机保护、数据采集、控制等各子系统连接起来，构成一个分级分布式的系统。一个综合自动化系统可以有十几个甚至几十个微处理器同时并行工作，实现各种功能。3) 测量显示数字化。用CRT显示器上的数字显示代替了常规指针式仪表，直观、明了；而打印机打印报表代替了原来的人工抄表，这不仅减轻了值班员的劳动强度，而且提高了测量精度和管理的科学性。4) 操作监视屏幕化。变电站实现综合自动化，使原来常规庞大的模拟屏被CRT屏 幕上的实时主接线画面取代；常规在断路器安装处或控制屏上进行的分、合闸操作，被屏 幕上的鼠标操作或键盘操作所取代；常规在保护屏上的硬连接片被计算机屏幕上的软连接片所取代；常规的光字牌报警信号，被屏幕画面闪烁和文字提示或语言报警所取代，即通过计算机上的CRT显示器，可以监视全变电站的实时运行情况和对各开关设备进行操作控制。5) 运行管理智能化。智能化的含义不仅是能实现许多自动化的功能，例如：电压、无功自动调节，不完全接地系统单相接地自动选线，自动事故判别与事故记录，事件顺序记录，制表打印，自动报警等，更重要的是能实现故障分析和故障恢复操作智能化，实现自动化系统本身的故障自诊断、自闭锁和自恢复等功能，这对于提高变电站的运行管理水平和安全可靠性是非常重要的，也是常规的二次系统所无法实现的。变电站综合自动化的出现为变电站的小型化、智能化、扩大设备的监控范围、提高变电站安全可靠、优质和经济运行提供了现代化的手段和基础保证。它的运用取代了运行工作中的各种人工作业，从而提高了变电站的运行管理水平。变电站综合自动化是实现无人值班(或少人值班)的重要手段，不同电压等级、不同重要性的变电站其实现无人值班的要求和手段不尽相同。但无人值班的关键是通过采取种种技术措施，提高变电站整体自动化水平，减少事故发生的机会，缩短事故处理和恢复时间，使变电站运行更加稳定、可靠。2 变电站综合自动化系统的结构设计 2.1 变电站自动化系统的分层国际电工委员会（IEC）TC 57技术委员会（电力系统控制和通术委员会）在制定IEC 61850（变电站通信网络和系统）标准时，把变电站自动化系统的功能在逻辑上分配在3个层次（变电站层、间隔层或单元层、过程层）。图 21 分层结构图Fig.2-1 The figure of stratification constructer synthesizing automation substation system1) 过程层（Process level）功能 过程层的功能实际上是与变电站一次设备断路器、隔离开关和电流互感器TA、电压互感器TV接口的功能。2) 间隔层（Bay level）功能 变电站自动化系统在间隔层的设备主要有各种微机保护装置、自动控制装置、数据采集装置和RTU等等。3) 变电站层（Station level） 变电站的功能有2类：与过程有关的站层功能；与接口有关的站层功能。2.2 自动化系统的硬件结构模式2.2.1 集中式的结构形式集中式结构的综合自动化系统，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，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能，集中式结构也并非指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、微机监控和调度等通信的功能也是由不同的微机完成的，只是每台微计算机承担的任务多些。这种结构形式，主要出现在变电站综合自动化问世的初期。其结构如图2.2。这种集中式的结构是根据变电站的规模，配置相应容量的集中式保护装置和监控主机及数据采集系统（也有的采用集中式微机型RTU）,它们安装在变电站中央控制室内。各进出线及站内所以电气设备的运行状态，通过TA、TV经电缆传送到中央控制室的保护装置和监控主机（或远动装置）。继电保护动作信息往往取保护装置的信号继电器的辅助触点，通过电缆送给主机。显示器打印机监控主机通信控制器各保护装置模入接口开入接口输出接口A/D模版输入接口输出接口主变压器TATv输电线路TATv开关状态输入保护出口模拟量输入脉冲量输入监控动作信号图22 集中式结构的综合自动化系统框图Fig.2-2 The figure of the concentrating constructer synthesiszing automation substation system2.2.2 分层分布式系统集中组屏的结构模式随着单片机技术和通信技术的发展，科技工作者有条件将微机保护单元和数据采集单元按回路设计。于是出现了分层分布式多CPU的体系结构。每一层完成不同的功能，每一层由不同的设备或不同的子系统组成。一般，整个变电站的一、二次设备可分为三层，即变电站层、单元层（或称间隔层）和设备层。变电站层称为2层，单元层为1层，设备层为0层。设备层主要指变电站内的变压器和断路器、隔离开关及辅助触点，电流、电压互感器等一次设备。变电站综合自动化系统主要位于1层和2层。单元层一般按断路器间隔划分，具有测量、控制部件和继电保护部件。测量、部件负责该单元的测量、监视、断路器的操作控制和连锁及事件顺序记录等；保护部件负责该单元的线路或变压器或电容器的保护、故障记录等。因此，单元层本身是由各种不同的单元装置组成，这些独立的单元装置直接通过局域网或串行总线与变电站层联系；也可能设有数采管理机或保护管理机，分别管理各测量、监视单元和保护单元，然后集中由数采管理机或保护管理机与变电站层通信。单元层实际上本身就是两级系统的结构。其分层结构如图2.3。图2.3 变电站的一、二次设备分层结构示意图Fig.2-3 The constructer layering figure of primary and second facilities in substation变电站层包括全站性的监控主机、远动通讯机等。变电层设现场总线或局域网，供各主机之间和监控主机与单元层之间交换信息。变电站层的有关自动化设备一般安装于控制室内，而单元层的设备最好安装于靠近现场设备，以减少控制电缆长度。分层分布式系统集中组屏的结构是把整套综合自动化系统按其不同的功能组装成多个屏（或称柜），例如：主变压器保护屏（柜）、线路保护屏、数据采集屏、出口屏等。一般来说，这些屏都集中安装在主控室中，为简单起见，我们把这种结构形式简称为“分布集中式结构”。分层分布式系统集中组屏结构特点1) 分层分布式的配置为了提高综合自动化系统整体的可靠性，系统采用按功能划分的分布式多CPU系统，其功能单元有：各种高、低压线路保护单元；电容器保护单元；主变压器保护单元；备用电源自投控制单元；低频减负荷控制单元；电压、无功综合控制单元；数据采集与处理单元；电能计量单元等等。每个功能单元基本上由一个CPU组成，多数据采集用单片机，也有一个功能单元由多个CPU完成的。这种按功能设计的分散模块化结构具有软件相对简单、调试维护方便、组态灵活、系统整体可靠性高等特点。在综合自动化的管理上，采取分层（级）管理模式，即各保护单元由保护管理机直接管理。一台保护管理机可以管理32个单元模块。它们间可以采用双绞线用RS485接口连接，也可通过现场总线连接；而模拟量和开入/开出单元模块，由数据采集控制机负责管理。保护管理机和数据采集控制机是处于变电站级和功能单元间的第二层结构。这第二层管理机的作用是可明显地减轻监控机的负担，协助监控机承担对单元层的管理。变电站层的监控机或称上位机，通过局域网络与保护管理机和数采控制机通信。监控机的作用在无人值班的变电站，主要负责与调度中心的通讯，使变电站综合自动化系统具有RTU的功能，完成四遥任务；在有人值班的变电站，除了负责与调度中心通信外，还负责人机联系，使综合自动化系统通过监控机完成当地显示、制表打印、开关操作等功能。2) 继电保护相对独立继电保护装置是电力系统中对可靠性要求非常严格的设备，在综合自动化系统中，继电保护单元易相对独立，其功能不依赖通信网络或其他设备。各保护单元要有独立的电源，保护的输入仍由电流互感器和电压互感器通过电缆连接，输出跳闸命令也要通过常规的控制电缆送至断路器的跳闸线圈，保护的启动、测量和逻辑功能独立实现，不依赖通信网络交换信息。保护装置通过通讯网络与保护管理机传输的只是保护动作信息或记录数据。为无人值班的需要，也可通过通讯接口实现远方读取和修改保护定值。3) 具有与系统控制中心通信功能综合自动化系统本身已有对模拟量、开关量、电能脉冲量进行数据采集和数据处理的功能，也具有收集继电保护动作信息、事件顺序记录等功能，因此不必另设独立的RTU装置，不必为调度中心单独采集信息，而将综合自动化系统采集的信息直接传送给调度中心，同时也接受调度中心下达的控制、操作命令和在线修改保护定值命令。4) 模块化结构，可靠性高由于各功能模块都由独立的电源供电，输入/输出回路都相对独立，任何一个模块故障，只影响局部功能，不影响全局，而且由于各功能模块基本上是面向对象设计的，因而软件结构相对集中式简单，因此调试方便，也便于扩充。5) 室内工作环境好，管理维护方便分级分布式系统采用集中组屏结构，全部屏安放在室内，工作环境好，电磁干扰相对开关柜附近较弱，而且管理和维护方便。但分布集中式结构的主要缺点是安装时需要的控制电缆相对较多，增加了电缆投资。2.2.3 分布分散式与集中相结合的结构1) 分布分散式与集中相结合的结构特点随着单片机技术和通信技术的发展，特别是现场总线和局部网络技术的应用，以及变电站综合自动化技术的不断提高，有条件考虑全微机化的变电站二次系统的优化设计问题。一种发展趋势是按每个电网元件（例如：一条出线、一台变压器、一组电容器等）为对象，集测量、保护、控制为一体，设计在同一机箱中。对于635kV的配电线路，可以将这个一体化的保护、控制单元分散安装在各个开关柜中，然后由监控主机通过光纤或电缆网络，对他们进行管理和交换信息，这就是分散结构。至于高压线路保护装置和变压器保护装置，仍可采用集中组屏安装在控制室内。这种结构就称为分布和集中相结合的结构。其结构如图3.3。监控主机工程师机通信控制机调制解调器数采控制机开关量输出开关量输入测量单元故障录波器电压无功控制保护管理机变压器保护单元电容器保护单元线路保护单元备用电源自动投入图2.4 分层分布式系统集中组屏的综合自动化系统结构框图Fig.2-4 the figure of the layering constructer synthesizing automation substation system图2.4所示的系统结构有如下特点：a) 1035kV馈线保护采用分散式结构，就地安装，节约控制电缆，通过现场总线与保护管理机交换信息。b) 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。c) 其他自动装置中，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。d) 为了保证电能计量的准确性，电能计量可以采用两种方法解决。采用脉冲电能表，由电能管理机采集各电表的脉冲量，计算出电能量，然后送给监控主机，再转发给控制中心。采用带串行通信接口的智能型电能计量表，通过串行总线，由电能管理机将采集的各电能量送往监控机，再传送给控制中心。2) 分层分散式结构的优越性分层分散式结构的变电站综合自动化系统突出的优点如下：a) 简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积。由于配电线路的保护和测控单元，分散安装在各开关柜内，因此主控室内减少了几面保护屏，加上采用综合自动化系统后，原先常规的控制屏、中央信号屏和站内模拟屏可以取消，因此使主控室面积大大缩小，也有利于实现无人值班。b) 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，再加上敷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。c) 简化了变电站二次设备之间的互连线，节省了大量的连接电缆。d) 分层分散式结构可靠性高，组态灵活，检修方便。分层分散式结构，由于分散安装，减小了TA的负担。各模块和监控主机间通过局域网络或现场总线连接，抗干扰能力强，可靠性高。以上几点都说明采用分层分散式结构可以降低总投资，在今后技术条件下，应该是变电站综合自动化系统的发展方向。3) 分层分散式自动化系统中一体化模块的类型目前研究和生产变电站综合自动化系统的单位和厂家比较多，其结构有所不同，但从系统的配置和原来上，归纳起来可分为以下3种类型。a) 数据完全共享型。数据完全共享型继电保护所需输入的信息和测量信息完全共享，即取自同一个电流互感器TA和同一个电压互感器TV的信号。其优点是：保护和测量可以共用同一个CPU和共用相同的模拟量输入通道，即同一个功能单元既完成保护功能，也完成测量功能，因此体积小，造价可以降低。其缺点是：测量的准确度得不到保证，这是因为，目前我国的变电站大多安装两种类型的电流互感器，即保护TA和测量TA，众所周知，保护TA主要要求通过短路电流时不饱和，即要求它通过大电流时，线性度好，则其在小电流时，准确度保证不了；而对于测量TA，要求正常负荷时，线性度好，以保证计量的准确度，至于短路电流流过时，它们可能早已饱和了，因此如果将保护和测量的模拟量完全统一，只能将电流量的采样选择接在保护TA上，这样必然影响测量的准确度，虽然可以用软件补偿的办法作些补偿，但由于TA特性的分散性，用软件补偿只能补偿厂家生产的一体化功能模块里的小TA的非线性委托，而对于产生误差的主要根源变电站保护TA在小量程时非线性问题，就难以补偿了，因此，在目前国内还没有新型的TA替换原来的测量TA和保护TA之前，这种数据完全共享型的应用还存在不足。b) 数据独立处理型。数据独立处理型的一体化模块具有上述数据完全共享型共有的特点。主要的区别是保护和测量的数据采集分别由不同的模拟量输入通道负担，各自取自保护TA和测量TA的信号，这样可以克服共用保护TA的矛盾。对于开关状态的信息，保护与测量可以共享，这样即保证测量的精度，又保持一体化模块的特点。目前，这种数据独立处理型的综合保护单元也有两种类型：一种是保护和测量共用一个CPU，只是对电流量的采样取自不同的TA和不同的模拟量输入通道。另一种是保护和测量不仅模拟量输入通道分开，CPU也分开，只是两者共同装在一个机箱内，这种硬件配置，虽然体积大些，成本也较高，但可靠性较好。 c) 保护和测量完全独立型。这种类型的硬件配置是保护和测量单元完全分开，构成两个完全独立的装置。这样在每个配电线路开关柜或电容器开关柜上均分别安装一套保护装置和一台RTU单元，由两组双绞线或光缆分别连接所有的保护装置和所以的RTU，各种装置均独立运行，互不影响，这种结构的可靠性最好，只是比前两种投资相对大些。总之，目前变电站综合自动化系统的功能和结构都不断地向前发展和完善。变电站综合自动化系统要想实现其控制功能，数据通讯是不可缺少的环节。而且对于煤矿变电站综合自动化数据采集的实时性、快速性、准确性的要求更加必要。随着计算机网络的不断发展，更好的满足了变电站综合自动化系统的通讯要求。目前，变电站综合自动化装置多采用分布式结构，即利用现场测控单元完成现场的信号采集、控制等功能，利用计算机通信技术、局域网络技术将现场单元连接在一起，在上位机上实现管理与监控，故计算机网络是变电站综合自动化的支架。因此，计算机网络对于变电站综合自动化装置工作性能的影响是十分关键的。通过上述分析与比较并结合东庞矿实际情况，本设计的东庞矿变电站综合自动化系统决定采用分层分布式系统集中组屏结构。2.3 东庞矿变电站综合自动化系统结构设计东庞矿变电站综合自动化装置采用典型的分层分布式结构，系统由三层构成，一层为单元层，一层为变电站层(主控层)，一层为通信层。单元层根据一次系统设备来选定不同功能的自动化保护和测控装置，就地直接安装在中央控制室集中屏柜上，现地单元层就地保护和测控装置能够实现各种不同要求的变配电设备的保护与监测功能，既可独立运行也可组网成综合自动化系统。通信层采用电力行业标准协议，可方便地与不同厂家的设备进行协议转换的现场总线来完成，并可实现现场总线与网络的转换及解决多串口问题。通信层采用双通信管理机结构，保证了系统通信的可靠性，它的核心设备是通信管理机。主控层也称为变电站层，其主要任务是收集和处理来自各现地单元的信息，另外还担负自适应保护、故障事记录和变电站开关控制等辅助功能。它能够提供友好的人机操作界面，对设备进行各种操作、测量、管理，它的主要设备有:监控主机、打印机等。整个变电站二次保护系统按功能配置，所有设备由各单元装置构成对应一次系统的保护测控单元层，由通信管理设备构成通信层，后台设备构成主控层，是一个完全的分层分步式控制系统。即把整个生产过程的控制功能、管理功能分散开，让控制系统由不同规模、不同功能的控制计算机连接起来，为每个被控制设备配备专用的现场单元层前置控制计算机，并把它们安装在被控设备旁，统一设置一台上位控制计算机来进行人机联系及信息传送。层与层之间通过国际先进的CAN一BUS或RS485/232网络连接起来，屏柜的数量较传统继电保护方式大大减少，各装置同时具有独立的保护和监测功能软件，因此二次接线也大为减少。采用技术先进的当地通信管理机，后台机取代了占地多、操作陈旧的模拟控制屏，使得所有的操作更加安全、可靠、方便。另外取消了中央信号控制屏，并在相应单元装置上装有相应的操作开关和开关位置指示灯，作为开关的后备(应急)操作与监视。2.3.1 东庞矿综合自动化系统单元层1) .单元层的结构单元层是仪表箱式结构，通过将保护、测控、扩展继电器集成在小小的仪表式机箱内，使装置结构紧凑、设计简化、大大缩小了安装空间，节省了大量二次接线。现地单元层采用保护功能和测控功能相互独立的软件，单元装置内没有增加保护装置硬件的复杂性，并通过站内通信网供监控和远动使用，这样做决不会影响保护的速动性。现地单元层装备带背光汉字液晶显示器及薄膜式按键，显示清楚、操作方便，操作人员可不用手提电脑即可对设备进行调试和维护。2) .单元层的特点单元层的主要任务是获取由变电站各一次系统互感器送来的模拟量以及断路器、隔离开关等状态信号，并将这些信号处理后转换成数字量送到计算机CPU中，由存储在计算机内保护程序执行保护算法来完成保护功能和测控任务，单元层主要特点如下: a) 完成多种保护功能现地单元装置根据国家有关技术标准及各种线路、设备的要求，完成线路、变压器、电动机、电容器、分段开关、发电机等设备保护要求。b) 完成多种测信功能现地单元装置能完成电流、电压、功率、电度、频率、功率因数等电量的测量要求，具有计算电度或脉冲电度计量功能，可提供多种遥信量和遥测量。c) 完成多种控制功能现地单元装置所带的操作回路插件相当于传统的操作箱，具有跳合闸保持、防跳闭锁、压力监视、开关位置指示等功能。自产合位/跳位接点供装置内部使用，免去引入断路器辅助接点。插件能自行产生合后接点，代替传统的控制开关合闸后位置。装置可通过接入远方的跳合闸接点，实现远方操作功能。d) 多路开关输入/输出量现地单元装置各模块具有一定数量的输入/输出信号，可给有人值班变电站的中央信号屏用，从而照顾那些传统设备改造中由老管理模式向现代模式过渡的用户。e) 现地单元层还具有运行事件记录、运行自检、故障录波功能。2.3.2 东庞矿综合自动化系统通信层3综合自动化通信层由通信网络与通信管理机组成，下面分别介绍它们组成和功能。1) 通信网络综合自动化系统各装置之间，采用国际先进的现场总线CAN一BUS技术以及Rs一485/RS一232现场总线技术组成通信网络，现地各单元均为独立的综合自动化保护和测控单元，通过通信网络实现各个现地单元之间的互相通信和数据共享，使综合自动化系统保护和测控既互相独立又互相融合，保证了系统安全可靠高效的运行。2) 通信管理机通信管理机是变电站综合自动化系统的通信枢纽，协调系统各设备装置间的数据通信、命令交换、信息采集和规约转换。它负责以不同的通信方式收集来自变电站各保护、测控模块及其它智能设备的实时信息，并分类、筛选、转换、存储，同时还以不同的规约经不同的通信媒体向各主站转发。同时它也负责中转来自主控层与间隔装置间的操作命令，如遥控、整定值等。2.3.3东庞矿综合自动化系统主控层主控层是变电站综合自动化系统的心脏，系统的各种指令都经主控层工作站发出，运行维护人员根据主控层的信息，对设备进行维护。对于无人值班的变电站，系统信息的来源以计算机网络为主。6Vk变电站综合自动化装置的主控层主要设备为一台工业控制机，称主控机或站级管理机。1) 站级管理机基本功能a) 数据采集功能:可实现对全站各现地单元所有电量、非电量、模拟量、状态量、脉冲量的数据采集。b) 数据处理功能:可进行数据防干扰处理;将数据分类，形成各种报表; 越限复限检测及报警记录;状态异常变位报警及记录;事件顺序记录(包括事故、故障、重要操作、保护定值修改、重要参数限值修改等)。c) 控制与调节功能:可完成各断路器的分、合闸操作;功率因数自动无功补偿控制;自动有载调压控制;自动低周减载及小电流接地故障报警及跳闸:操作防误控制。d) 显示功能:站级管理级在其显示器可显示全站主接线图及各设备运行状态、运行参数:显示保护采样值、闭值;显示实时测量数据，同期采样数据;显示运行时间的保护事件记录和运行事件记录;每半小时存贮分时电度;支持脉冲电度表计度方式及单元实时积算电度量;显示保护定值表;显示各种报表;显示各种典型曲线(如电压、电流曲线、功率曲线、频率曲线等);操作票显示。e) 打印功能:站级管理机通过外设打印可打印运行报表:打印操作事件;打印事故数据和情况;打印务种组态画面。2) 站级管理机与调度系统通信支持电力部颁布的循环式远动规范要求(可进行遥信、遥测、测控、遥调即四遥功能);能对单元进行通信复位、信号复归及通信校时;保证现地单元的实时时钟与上位机同步;上位机能以通信方式对现地单元层整定值作整定修改(保护定值整定、监控定值整定):另外站级管理机还可设定报警及预报警复归时间。3) 站级管理机的系统管理站级管理机系统可供高级用户增删操作人员、更名、修改密码;供操作人员修改自己的密码;供高级用户退到WINDOWS系统下;供操作人员重新启动系统和正常关机。4) 有载调压与无功补偿如变压器带有载调压，IOkV母线接有补偿电容，则其综合自动化装置的自动有载调压及无功补偿控制有两种方式，一种采用主控机来完成，一种采用专用调压、补偿综合控制单元来完成。下面介绍利用主控机来完成自动有载调压及无功功率补偿的方式:a) 有载调压采用主控机完成自动有载调压时，主控机需增加一块开关量输入卡和一块开关量输出卡，开关量输入卡读入调压开关的档位信号，开关量输出卡输出升、降压控制信号。主控机经通信由综合自动化装置各单元输入系统运行信息(如变压器低压侧母线电压、变压器运行方式等)，经开关量输入卡读入档位信号，根据这些信息判别是否需进行升、降压操作，如需进行操作，则由开关量输出卡输出升、降压控制信号，完成调压操作。b) 自动无功补偿采用主控机完成自动无功补偿不需增加任何设备，主控机经通信由综合自动化装置，各现地单元读入系统无功，主变和电容运行状态等信息，判别是否需进行无功补偿，如需进行无功补偿，则经通信命令相应的电容单元进行分、合闸操作，实现自动无功补偿。3 东庞矿综合自动化系统的站内通信选择对于分布式变电站综合自动化系统，站内通信网联系各智能装置，分散安装时横跨开关场和控制室，是整个系统的关键，在很大程度上影响着系统的总体性能。因此，在进行总体方案设计之前，有必要在此对站内通信网进行重点讨论，以选择合适的通信网。3.1 站内信息流分析4要选择适合于变电站综合自动化的通信网，首先必须对站内的信息流进行分析。对于分布式变电站综合自动化系统，1层的设备直接安装于0层的设备附近，实现就地保护、信息采集及控制功能。而2层的站级计算机，通常安装于控制室。站内通信网则连接这些从地域上分布较广的保护、珊单元及站级计算机，使独立的各自分散的智能设备形成一个协同工作的有机整体，用一套完整的信息系统实现信息的采集、处理、就地控制、信息的传送与管理、系统的协调与优化等功能。变电站内的数据有三个流向。第一流向是从1层到2层，反映一次系统进行状态的信息。如，需不断测量的模拟量有三相电压(V)、二相电流(I)、有功功率(P)、无功功率(Q)、电网频率(F)、相位以及变压器油温等;状态量包括断路器，刀闸的状态、运行设备状态等;脉冲量为电能表输出的电度量，此外还需传送保护信息和定值以及分散录波插件的录波数据。这类数据信息最大，有的实时性要求较高。第二个流向是从2层到1层，通常为站级计算机下达或转发对0层设备的控制、调节命令以及对l层设备本身的修改、整定参数命令。这个方向的数据传送量较小，但要求传输可靠、安全，应有多种检查、确认手段。第三个流向是1层设备之间的横向数据交换。例如，分散式录波及母线保护要求1层中各设备同步采样、闭锁或联锁跳闸，必须实时发送变电站间隔之间的数据。这就使支持对等约定的LAN在变电站得到广泛的应用。3.2 典型通信方案比较3.2.2 星型通信系统方案星型通信系统以安装于控制室的站级计算机为中心点，以分散的方式分别通过通信线缆与分散在开关场的间隔级设备连接，形成1:N的连接方式，其特点为:1) 可采用光纤媒介，具有光通信的自然隔离、高抗干扰性、高安全性的特点，适合变电站的恶劣环境;2) 各间隔级单元与站级计算机之间独立通信，独立通信线路，自我完备，互不影响，一个分支的损坏不至影响全局;3) 采用串行通信实现互联，简便易行;4) 星型拓朴连线多，所需介质多，尤其是站级计算机端接线多，施工复杂;5) 各间隔级单元之间的横向通信必须通过站级计算机进行，复杂且效率不高-，易于形式成可靠性的“瓶颈”。3.2.3 总线型通信系统方案总线型通信系统克服了星型连接的不足，以一条总线连接各间隔级单元与站级计算机.因其总线类型的不同在变电站中有不同的应用形式，觉见的有:采用传统的RS422/485实现低速总线连接;采用局部控制网络实现中等速度的总线连接;7 1) 基本传统RS422/485低速总线，这种方案较早用于变电站综合自动化系统，具有如下特点:易于实现，成本低廉;对较小规模系统，具有足够的传达室信率，实时性可以得到保证，但随着系统规模的扩大，系统性能急剧下降;通常由于其抗干扰性能较差，一般只适宜于在控制室内部使用，不能用于开关场或开关间内。通信速率较低，且一般为主从结构，各I/0单元之间的通信仍需经站级计算机进行。2) 采用局部控制网络实现的总线局部控制网络是将LAN技术应用于控制系统中而产生的一种网络技术，具有很高的抗干扰性能，网络传输速度适中，一般为数万比特每秒到数兆比特每秒，能满足工业控制系统的需要。目前，常见的有PROFIBUS、HART、Lonworks、CAN等，而在变电站中得到应用的主要是CAN这种总线。3.3 基于CAN总线的东庞矿变电站综合自动化系统由本章的研究可以得出以下结论:总线型通信系统更适合于变电站综合自动化系统,DV600系统为主的综合自动化系统，通过分析比较，本系统采用控制局域网CAN与上位机进行通讯，进行数据交换和共享，系统可以通过以太网或RS232与调度或其他主系统通讯。下面对CAN进行全面介绍。3.3.1 CAN的工作原理8CAN通讯协议主要描述设备之间的信息传递方式。CAN层的定义与开放系统互连模型(OSI)一致。每一层与另一设备上相同的那一层通讯。实际的通讯发生在每一设备上相邻的两层，而设备只通过模型物理层的物理介质互连。CAN的规范定义了模型的最下面两层:数据链路层和物理层。CAN能够使用多种物理介质，例如双绞线、光纤等。最常用的就是双绞线。信号使用差分电压传送，两条信号线被称为“CAN_H和AN_L，静态时均是2.5V左右，此时状态表示为逻辑1，也可以叫做“隐性”。用CAN_H比CAN_L高表示逻辑0，称为“显形”，此时，通常电压值为:CAN_H=3.5V和CAN_L=1.5V。CAN具有十分优越的特点，使人们乐于选择。这些特性包括:1) 低成本2) 极高的总线利用率3) 很远的数据传输距离(长达10K力1)4) 高速的数据传输速率(高达IMbit/s)5) 可根据报文的ID决定接收或屏蔽该报文6) 可靠的错误处理和检错机制7) 发送的信息遭到破坏后，可自动重发8) 节点在错误严重的情况下具有自动退出总线的功能9) 报文不包含源地址或目标地址，仅用标志符来指示功能信息、优先级信息CSMA/CD CSMA/CD是“载波侦听多路访问/冲突检测”，(Carrie:Sense Multiple Access with Collision Detect)利用CSMA访问总线，可对总线上信号进行检测，只有当总线处于空闲状态时，才允许发送。利用这种方法，可以允许多个节点挂接到同一网络上。当检测到一个冲突位时，所有节点重新回到监听总线状态，直到该冲突时间过后，才开始发送。在总线超载的情况下，这种技术可能会造成发送信号经过许多延迟。为了避免发送时延，可利用CSMA/CD方式访问总线。当总线上有两个节点同时进行发送时，必须通过“无损的逐位仲裁”，方法来使有最高优先权的的报文优先发送。在CAN总线上发送的每一条报文都具有唯