变电站自动化系统中石化培训

1、变电站自动化系统主讲人：刘太华 一、变电站自动化系统基本要求变电站自动化系统应能全面替代常规的二次设备；变电站微机保护软硬件配置与站控监控系统相互独立，又要相互协调；微机保护装置、微机测控装置具有通信接口，如现场总线；变电站自动化系统的保护功能配置、监控功能的配置、通信功能等，必须满足有关的行业标准、运行规范的要求，实现无人值班；变电站自动化系统的设计必须满足有关设计规范；通信网络应采用总线式网络， 如CANLonwork工业以太网；网络协议标准，规约选用标准规约；变电站自动化系统采用分层分布式的结构；满足“四遥”功能和管理功能；自动化系统具有较高的可靠性和抗干扰能力；自动化系统可扩展性和适应

2、性好；系统的标准化程度和开放性能要好；充分利用数字通信的优势，实现数据共享；监控软件性能必须满足国家的有关标准；二、变电站通信网络和系统第3部分：总体要求DL/T860.3-20042004-06-01实施 变电站通信网络和系统的总体要求05.doc三、变电站自动化系统结构变电站自动化系统分三层： 间隔设备层 通信网络层 站控监控层三层有机结合，可靠运行，方可构成分层分布式自动化系统，具体结构有以下几种模式： 模式模式1:1:站控监控层设单机系统,通过监控主机同调度端/DCS系统相连。其它智能设备包括：多功能电度表、直流屏、模拟屏等。模式模式2:2:站控监控层设单机系统带通信管理单元,通过通信

3、管理单元同调度端/DCS系统相连，监控主机数据信息直接从间隔设备层获取。其它智能设备包括：多功能电度表、直流屏、模拟屏等。模式模式3:3:通信管理单元作为前置机，监控单元接于通信管理单元，通过通信管理单元同调度端/DCS系统相连。其它智能设备包括：多功能电度表、直流屏、模拟屏等。 模式模式4:4:站控监控层设双机系统,通过监控主机同调度端/DCS系统相连。其它智能设备包括：多功能电度表、直流屏、模拟屏等。模式模式5:5:站控监控层设双机系统带通信管理单元,通过通信管理单元同调度端/DCS系统相连。其它智能设备包括：多功能电度表、直流屏、模拟屏等。模式模式6:6:站控监控层不设监控主机,通过通信

4、管理单元同调度端/DCS系统相连。其它智能设备包括：多功能电度表、直流屏、模拟屏等。模式模式7:7:集控站综合自动化系统结构图。模式模式8:8:调度自动化系统结构图。 模式9： 调度自动化结构（通过光缆实现以太网互联） 湖南链钢项目 关于结构的几点说明： 其他智能设备一般为RS485/RS232接口，通信协议一般为公司 规定，实现系统联调有一定难度、电子式电度表接口规约有标准，为IEC60870-5-102,选择供货商时宜选择技术力量较强的公司； 通信网络可选择单网/双网； 向集控站/调度发送信息选择标准规约；四、变电站自动化的基本功能数据采集及处理功能数据采集及处理功能控制操作功能控制操作功

5、能报警及事件记录功能报警及事件记录功能历史记录功能历史记录功能显示打印功能显示打印功能保护设备管理功能保护设备管理功能 实现遥控、遥信、遥测、遥调四大基本功能；五、自动化系统几个专用功能 1、小电流接地选线功能 原理：零序谐波电流方向 自动化系统如何处理，主要有两种思路： 一种思路：微机保护监控装置独立计算出谐波电流的大小和方向或者计算零序功率有功方向/无功方向，送向监控主机或通信单元集中比较，实现此功能； 另一种思路：选用专用的小电流接地选线装置，原理较多，需要比较：目前主要有-零序谐波电流方向原理，注入低频交流信号原理，故障分量原理等； 两种思路各有千秋。 关于小电流接地选线零序电流互感器

6、选型问题： 是选专用零序电流互感器/普通零序电流互感器？ 参考：小电流接地故障监测技术050829N.ppt 2、变电站电压无功综合控制功能： 两种思路：一种在站控监控系统加VQC软件，一种是选用专用的电压无功综合控制装置（有两种：集中式，分散式），都必须考虑到如下条件： 能自动对变电站的运行方式和运行状态进行监视并加以识别； 对目标电压、电压允许偏差范围、功率因数的上下限能进行灵活的整定； 变压器的分接头控制和电容器组的投切考虑各种条件的限制； 控制命令发出后应能自动检验以确定动作是否成功；若不成功，应能做出相应的处理，并具有详细记录； 对变电站运行状况具有很强的监测功能如：断路器的状态、变

7、压器分接头的位置等；CCVQC的调节原理：UQ区域 1区域 2区域 3区域 7区域 9区域 8区域 4区域 5区域 6 电压无功综合控制条件和要求 基本原则：先投切电容器、再调变压器 变压器分接头调整应遵循以下条件和要求 多台变压器并列运行时必须保证同步调档； 确保有载调压分级进行，每次只能调一档，前后两次调档应有一定延时； 档位上下应有限位措施； 人工闭锁或主变压器保护动作时闭锁调挡； 调档命令发出后要进行效验，发现拒动、滑档闭锁调档机构 变压器过负荷时应自动闭锁调压功能。电容器组的投切操作应满足以下条件和要求 电容器组的投切应实行轮原则，即保证最先投入者最先切除、最先切除者最先投入； 电容

8、器组轮换投切应考虑运行方式的影响，当多台主变压器既有关联又有独立性时，应各自投入本身的电容器； 人工投切的电容器组也应参加排队； 变电站低压侧电压过高或过低应闭锁电容器的投切； 电容器检修或保护动作应闭锁投切； 电压、无功综合控制闭锁 系统发生故障、变电站母线发生故障； 变压器发生故障、变压器异常运行； 补偿电容器本身发生故障； 变压器、电容器正常退出运行； 每次发出动作命令后进行校验，出现拒动闭锁； 母线电压太低时应闭锁调压功能； 变压器的档位已达极限或出现滑档等； VQC功能的实现 利用变电站监控软件实现； 利用集中式的VQC装置实现； 利用公用管理单元实现（如阿尔斯通等）； 利用电容器保

9、护监控同VQC管理单元配合实现；电容器保护电容器保护主变压器挡位VQC管理总线 VQC 设计对监控系统的要求： 全面的数据采集（变压器分接头的位置、保护装置的动作信号等） 适应无人值班 采样精度及信号响应速度快 遥控、遥调的自动返校执行 数据再处理能力强（对遥信取反等） 保留手调功能 电力系统电压、无功综合控制 集中控制方式：由调度中心完成； 分散控制方式：变电站独立完成； 关联分散控制：由调度中心和变电站 共同完成，实际电力系统无功优化； 3、微机防误装置 微机“五防”包括：防止误合、误跳断路器； 防止带负荷拉合隔离开关；防止带电挂接地；防止带接地线合隔离开关；防止人员误入带电间隔等五个方面

10、。 其基本原理如下：五防计算机（防误软件）多功能适配器电脑钥匙电编码锁开关编码锁挂式编码锁断路器、电动操作合隔离开关、电动操作接地开关断路器（闭锁KK把手）隔离开关、接地开关、接地线、网门、柜门等操作机构 多功能适配器：存储五防计算机中的关键数据，当机算机软件遭破坏时，可以讯速恢复防误系统； 五防计算机：运行微机防误软件； 电编码锁：电脑钥匙用于在操作过程中接收五防计算机发出的操作票，然后，按照操作票的内容依次对编码锁进行开锁操作； 电编码锁：电编码锁用于断路器、电动隔离开关和接地开关的闭锁；电编码锁的工作原理：当电编码锁串入到闭锁设备的分合闸电气操作回路时，在电气原理上相当于一个动合触点，由

11、于原来的操作回路被断开，因此操作前必须通过电脑钥匙识别电编码锁编码正确后，电脑钥匙才接通操作回路进行分合闸操作； 挂式编码锁：挂式编码锁适用于隔离开关、接地开关、临时接地线、网门、柜门等； 开关编码锁：开关编码锁通过锁住断路器的“kk” 把手实现对断路器的操作闭锁。 微机防误装置闭锁实现方法 设备闭锁方法闭锁对象闭锁方式断路器电编码锁或开关编码锁电动隔离开关、接地开关电编码锁或挂式编码锁手动隔离开关、接地开关、网门挂式编码锁临时接地线挂式编码锁、接地头、地线桩线路侧验电加装验电器 断路器闭锁 采用电编码锁 采用开关编码锁 临时接地线闭锁 线路侧验电 用于合线路侧接地刀闸时需要验明对侧无电后方允

12、许操作； 4、微机防误系统同自动化系统接口 主要有两种方案： 独立体系运行； 融入变电站自动化系统监控软件； 4、变电站自动化系统微机防误 变电站自动化系统的微机防误，主要是在监控软件实现防误；要实现完整的防误，要求变电站自动化系统监控软件必须具有网络拓扑高级模块和防误规则库（知识经验库）。基于网络拓扑结构和防误规则库，可以生成操作票，实现模拟预演；如防误规则如“若出线挂地线，则禁止合闸”;“若出线挂试验牌,则禁止合闸”等;5.变电站自动化系统具有微机五防功能,后,是否需要专用的微机五防装置?有两种处理思路:对于有人值班的变电所,在经济条件允许的条件下,可以单独设立;对于无人值班的变电所,无需

13、考虑; 6、变电站自动化系统的管理功能 在变电站自动化系统应用的过程中，管理人员综合利用自动化系统的优势的需求十分明显：如开关动作次数统计、断路器开短容量统计，负荷分析等； 7、高级分析功能 网络拓扑、最优潮流、短路电流计算、负荷预测、 无功优化、网损优化等 8 8、其他功能、其他功能 提供保护定值管理功能 提供扰动后记忆（PDR）功能 提供电量结算功能（另加） 设备管理功能 对象录音功能 自动准同期功能 六、变电站自动化间隔设备层变电站自动化系统间隔层设备的配置原则 对于110kV及以下变电站自动化系统： 间隔层：宜选用“ 四合一”保护监控装置；110kV线路、主变压器保护监控宜组柜安装，3

14、5kV/10kV/6kV保护监控装置宜安装于开关柜上。 220kV及以上变电站自动化系统： 间隔层：220kV及以上宜选用保护监控分开装置；220kV线路、主变压器保护监控宜组柜安装，35kV/10kV/6kV保护监控装置宜安装于开关柜上； 根据DL/T769-2001电力系统微机继电保护技术导则 对使用3-35 kV微机保护装置宜采用厂站自动化一体化单元，即包含：保护、测量、控制、信号为一体的四合一单元； 高压变电所的自动化系统，因保护配置复杂及安全性的要求，保护监控必须分离；七、通信网络 7.1、 CAN 总线7.1.1特点【1】支持任一种PC机,直接构成分布式综合自动化系统;【2】符合I

15、SO11898国际标准，CAN 20 PART A 规范;【3】可以多主方式工作，网络上任意一个接点均可在任意时刻主动向网络上其它接点发送信息，不分主从,这一特点可以方便地构成多机系统;【4】网络上接点可分成不同的优先级，满足不同的实时要求,高优先级的数据最多可在134us内得到传输;【5】采用非破坏性总线裁决技术，当两个接点同时向网络上传送传送信息时，低优先级接点主动停止发送，高优先级接点不受影响地继续传输数据,从而大大的节省总线冲突仲裁时间,尤其在网络重载的情况下,不会出网络瘫痪; 【6】可以点对点，一点对多点及全局广播几种方式传送接收数据;【7】直接通讯距离最远可达10KM/5KBPS;

16、【8】通讯速率最高可达1MBPS/40M;【9】网络接点可达110个 ;【10】采用短帧结构，每帧有效字节数为八个，传输时间短，受干扰概率低，重发时间短;【11】有自动校验及检错措施，保证数据出错率极低;未检出的已损报文的剩余错误概率为报文出错率的4.7*/1011;【12】采用廉价的双绞线即可，无特殊要求;【13】接点在严重错误情况下具有自动关闭总线功能，切断它与总线的联系，保证总线上其它接点不受影响 【14】接口电路采用光电隔离，提高抗干扰能力及可靠性【15】CSMA/CD技术【16】主机通讯卡自动完成通讯协议，同主机使用大容量双端口RAM交换数据，不增加主机负担 7.1.2CAN总线的分

17、层结构 遵循ISO/OSI标准模型,分为数据链路层和物理层;数据链路层逻辑链路子层接收滤波超载通知恢复管理媒体访问控制层数据封装/拆装帧编码(填充/解除填充)媒体访问管理错误监测/出错标定应答串行化/解除串行化物理层位编码/解码位定时/同步(驱动器/接收器特性）故障界定总线故障管理监控器 7.2以太网 （1 1）概述）概述 以太网（Ethernet）的名称是由加利福尼亚Xenx公司的Parc研究中心的Bob Metcalfe于1973年5月首次提出的。利用以太局域网使许多计算机之间能够进行通信和信息共享，是计算机应用方面最主要的变化。发展到今天，以太网是使用最广泛的局域网技术，在所有的网络连接

18、中，80都是基于以太网的。 （2 2）扩展性好）扩展性好 以太网传输速度有10MbpS系统、100MbpS系统及1000MbpS系统；当从10MbpS系统提高至100010MbpS系统时，可以直接互联，扩展非常容易； （3 3）可靠性高）可靠性高 以太网是一种可靠的网络系统，它使用的是一种很简单的，但又很可靠的传输机制，这种传输机制每天在世界范围的各个站点之间可靠地传输数据。近期以太网技术进步的发展，使其作为工业控制网络已开始得到应用。 （4 4）成本低）成本低 以太网技术的广泛应用产生了一个巨大的而又充满竞争的以太网市场，并导致了网络设备价格的进一步下降。市场上有许多价格合理的以太网部件供人

19、挑选。 （5 5）网络管理）网络管理 已经开发出大量的以太网管理和故障排除工具 是以太网被广泛接受的另一个重要原因。基于标准的管理工具，使网络管理员能在中心站点管理以太网的所有设备。内嵌在以太网中继器、交换式集线器和计算机接口中的网络管理功能提供了强有力的网络监控和故障排除能力。 （6 6）多播地址和广播地址）多播地址和广播地址 多播地址（multicast address）允许各站点接收同一个以太网信息帧。网络软件可以设置站点的以太网接口以监听特定的多播地址，这就使一组站点能够被合并成一个具有特定多播地址的多播组。一个发往这个多播地址的包就能够被该组中所有的站点接收。多播地址的一个特例是广播

20、地址（broadcast address）。 （7 7）CSMA/CDCSMA/CD协议协议 CSMA/CD协议工作起来有点象在黑屋子里举行的晚餐会，参加者只能互相听到别人的声音。桌旁的每个人在说话前必须先倾听，以便等到一段安静的时间（载波侦听）。一旦出现安静的时间，则每个人都有平等的机会话（多重访问）。如果两个人在同一时刻开始说话，他们就会发现这一情况，并停止讲话（冲突检测）。 （8 8）冲突）冲突 如果不止一个站点同时在以太网信道上传输数据，信号就会发生冲突。冲突是以太网中很普通的事件，它只表示CSMA/CD协议按设计在正常地工作着，但冲突会很快地被解决。例如，在一个 典型的 10MbpS

21、以太网上，CSMA/CD协议的设计保证了大部分冲突都可在微秒即百万分之一秒内被解决，以太网接口回退（等待）几微秒，然后自动地重新传送帧。只有在传送尝试通至次连续的冲突后，接口才会最终丢弃以太网帧。这种情况只有在以太网信道过载很长一段时间或网络瘫痪时才会发生。 （9 9）如何避免冲突）如何避免冲突 以太网具有较高的带宽，但由于其协议为CSMA/CD方式，故当带宽占用率过高时可能会引起冲撞而降低通过率。由于这种技术特点，当带宽占用率低于37时，可以基本避免冲撞，充分满足实时要求。 应用层7654321 控制与信息协议 CIP表示层 会话层传输层UDPTCP网络层 IP数据链路层以太网媒体访问控制物

22、理层以太网 物理层OSI模型 Ethernet/IP模型八、自动化系统有关行业标准 1、远动设备及系统:性能要求GB/T17463-19982、远动设备及系统:工作条件电源和电磁兼容性GB/T15153.1-19983、远动终端通用技术条件DL/T13729-924、地区电网数据采集与监控系统通用技术条件DL/T13730-925、基本远动任务配套标准DL/T634-1997=IEC608705101:1995 6、电力系统电能累计量传输配套标准DL/T719-2000=IEC608705102:19967、继电保护设备信息接口配套标准DL/T667-1999=IEC608705103:199

23、78、远动设备及系统：传输规约采用标准传输协议子集的IEC608705104:2000DL/T634.5104-20029、循环式远动规约CDT:DL451-9110、其他规约u4F、DNP3.0、Moubus等；11、远动终端通用技术条件DL/T13729-92九、系统检测报告举例检测项目名称技术要求实测结果结论输入对机壳绝缘电阻测试5M欧500M欧合格输出对机壳绝缘电阻测试5M欧500M欧合格01 绝缘电阻测试 环境温度：23 湿度：68检测项目名称技术要求实测结果结论交流遥测回路绝缘强度测试加2000V无击穿无击穿合格遥信回路绝缘强度测试加500V无击穿无击穿合格VW1级加500V无击穿

24、VW2级加1000V无击穿加1500V无击穿合格VW3级加2500V无击穿光电隔离一二次之间绝缘强度测试加500V无击穿无击穿合格电源回路绝缘强度测试继电器线圈和接点之间绝缘强度测试加500V无击穿加1500V无击穿（中间）加500V无击穿02 绝缘强度测试 环境温度：20 湿度：68合格检测项目名称技术要求实测结果结论遥信动作正确性动作10次全部正确正确合格03 遥信动作正确性测试 环境温度：20 湿度：48检测项目名称技术要求实测结果结论站内分辨率10ms12ms合格两次事件处理能力100ms11ms合格雪崩处理能力可正确反应16个开关同时动作正确装置只有8个开关合格04 时间记录顺序测试

25、 环境温度：20 湿度：48检测项目名称技术要求实测结果结论遥控输出测试执行100次动作均正确正确合格检测项目名称技术要求实测结果结论脉冲量输入计数正确性计数正确正确合格05 遥控输出测试 环境温度：20 湿度：4806 脉冲量输入测试 环境温度：20 湿度：48检测项目名称技术要求实测结果结论SOE站内分辨率10ms2ms合格脉冲输入测试计数正确正确合格遥信动作正确性动作10次全部正确正确合格检测项目名称技术要求实测结果结论接收同步字接受正确CDT规约，正确合格接收遥信接受正确CDT规约，正确合格接收遥测接受正确CDT规约，正确合格对时接受正确CDT规约，正确合格07 电源影响测试（交流18

26、0V260V） 环境温度：20 湿度：4808 通信规约测试 环境温度：20 湿度：58结论1级0.25KV2级0.5KV34级1.25KV1级0.25KV2级0.5KV34级1.25KVSOE站内分辨率10ms10ms10ms2ms合格结论1级0.25KV2级0.5KV34级1.25KV1级0.25KV2级0.5KV34级1.25KVSOE站内分辨率10ms10ms10ms2ms合格结论1级0.25KV2级0.5KV34级1.25KV1级0.25KV2级0.5KV34级1.25KVSOE站内分辨率/10ms24ms合格11 电源内加串模高频干扰测试（1MHz） 环境温度：20 湿度：45检测

27、项目名称技术要求实测结果10 抗共模高频干扰测试（1MHz） 环境温度：21 湿度：58检测项目名称技术要求实测结果技术要求实测结果09 抗串模高频干扰测试（1MHz） 环境温度：21 湿度：58检测项目名称结论1级0.25KV2级0.5KV34级1.25KV1级0.25KV2级0.5KV34级1.25KVSOE站内分辨率/10ms24ms合格结论C0级45C1级55C2级70C0级45C1级55C2级70SOE站内分辨率10ms10ms10ms2ms合格结论C0级5C1级25C2级40C0级5C1级25C2级40SOE站内分辨率测试10ms10ms10ms2ms合格14 低温测试 环境温度：

28、21 湿度：50检测项目名称技术要求实测结果13 高温测试 环境温度：21 湿度：50检测项目名称技术要求实测结果12 电源内加共模高频干扰测试（1MHz） 环境温度：20 湿度：45检测项目名称技术要求实测结果检测项目名称技术要求实测结果结论脉冲输入测试计数正确正确合格SOE站内分辨率10ms2ms合格检测项目名称技术要求实测结果结论SOE站内分辨率10ms24ms合格15 稳定性测试 环境温度：21 湿度：6016 工频磁场影响测试 环境温度：20 湿度：45强度：400A/m 方向：垂直、水平17、基本误差检测（1）电压基本误差检测输入电压V允许误差 实际误差 100.000.500.1

29、080.000.50-0.1060.000.50-0.1040.000.50-0.1020.000.50-0.100.000.500.00（2）电流基本误差检测输入电流A允许误差 实际误差 5.000.50-0.204.000.50-0.203.000.50-0.202.000.500.001.000.500.000.000.500.00电源 220V 频率：50Hz 环境温度：21 湿度：60结论： 合格电源 220V 频率：50Hz 环境温度：20 湿度：56结论： 合格（3）遥测响应时间测试检测项目名称技术要求实测结果结论检测项目名称3s1.23s合格 遥测响应时间测试 环境温度：20

30、湿度：45功率因素输入电压V允许误差 有功功率实际误差 备注1.005.001.00-0.231.004.001.00-0.081.003.001.000.071.002.001.00-0.131.001.001.000.031.000.001.000.000.5L5.001.000.310.5L2.001.000.180.5C5.001.00-0.820.5C2.001.00-0.33(4)有功功率基本误差检测电源 220V 频率：50Hz 输入电压 UAB=UCB=100V 环境温度：20 湿度：56结论： 合格功率因素输入电压V允许误差 有功功率实际误差 备注1.005.001.00-0

31、.091.004.001.000.051.003.001.000.071.002.001.000.101.001.001.000.021.000.001.000.000.5L5.001.000.680.5L2.001.000.240.5C5.001.001.000.5C2.001.000.39(5)无功功率基本误差检测电源 220V 频率：50Hz 输入电压 UAB=UCB=100V 环境温度：20 湿度：56结论： 合格检测项目输入标称值检测要求允许变差实际变差允许变差实际变差允许变差实际变差允许变差实际变差10045HZ0.50-0.100.500.001.000.031.000.1120

32、45HZ0.500.000.500.001.000.001.000.0010055HZ0.500.000.500.001.00-0.041.000.112055HZ0.50-0.100.500.001.00-0.011.000.00100180V0.25-0.200.250.200.500.330.500.3320180V0.250.000.250.000.50-0.060.500.06100260V0.25-0.200.250.200.500.350.500.3320260V0.25-0.100.250.000.50-0.050.500.0610020%01.00-0.771.000.002

33、.00-0.062.00-0.1210020%901.00-0.771.000.002.00-0.062.00-0.110串模1250V1.000.001.000.002.000.002.000.000共模2500V1.000.001.000.002.000.002.000.00100IC=OA1.000.101.00-0.46100IA=OA1.00-0.121.000.37超量限测试100120%0.250.100.250.250.500.500.500.3618、影响量的检测不平衡影响频率影响的测试电源电压的影响谐波的影响高频干扰影响电压电流有功无功检测项目输入标称值 检测要求允许变差实

34、际变差允许变差实际变差允许变差实际变差允许变差实际变差100AB相电压 C相电流0.500.000.500.0020AB相电压 C相电流0.500.000.500.0010000.5感性1.000.451.000.582000.5容性1.00-0.591.00-0.46100串模1250V1.000.100.101.000.400.202.001.200.522.000.960.4120共模2500V1.000.200.101.000.600.002.001.330.432.001.090.32100水平400A/m0.500.400.300.500.400.201.001.000.281.0

35、01.000.2820垂直400A/m0.500.500.200.500.400.201.001.000.281.001.000.2810030min0.50-0.100.500.201.000.151.000.342030min0.500.000.500.001.00-0.011.000.11工频磁场的干扰自热影响无功测量线路间的影响功率因素影响电源加高频干扰电压电流有功检测项目允许值检测要求电压检测结果电流检测结果有功检测结果无功检测结果结论0.50VA A相电压回路0.07VA合格0.50VA C相电压回路0.07VA合格0.75VA A相电流回路0.03VA合格0.75VA C相电流回

36、路0.03VA合格 连续过输入等级指数 120标称值满足等级指数要求满足等级指数要求满足等级指数要求满足等级指数要求合格 短期过输入等级指数按标准规定满足等级指数要求满足等级指数要求满足等级指数要求满足等级指数要求合格 稳定性测试等级指数72h满足等级指数要求满足等级指数要求满足等级指数要求满足等级指数要求合格 冲击电压后测试等级指数5kv1.2/50us冲击波形满足等级指数要求满足等级指数要求满足等级指数要求满足等级指数要求合格19、通用特性检测功耗测试检测项目名称技术要求实测结果结论遥信动作报警正确性测试显示正确正确合格检测项目名称技术要求实测结果结论遥测动作报警正确性测试显示正确正确合格

37、检测项目名称技术要求实测结果结论响应时间3s0.89s合格20 遥信动作报警正确性测试 环境温度：21 湿度：58变电站主战性能测试21 遥测动作报警正确性测试 环境温度：21 湿度：5822 遥信响应时间测试 环境温度：21 湿度：58检测项目名称技术要求实测结果结论响应时间3s2.98s合格检测项目名称技术要求实测结果结论读取保护定值读取定值正确读取速断定值读取负序过流定值正确合格下装保护定值下装保护定值正确 负序过流定值下装速断定值下装正确合格检测项目名称技术要求实测结果结论85的画面响应时间3s1.12s合格其他画面响应时间5s1.20s合格检测项目名称技术要求实测结果结论动作正确性跳

38、闸正确正确合格23 遥测响应时间测试 环境温度：23 湿度：6824 保护定值测试 环境温度：21 湿度：5825 画面显示性能测试 环境温度：21 湿度：5826 保护动作测试 环境温度：21 湿度：58十、通信协议1 1、概述、概述 随着现代计算机技术、通信技术和微电子技术的迅速发展，互相渗透和结合，形成了信息技术的革命，其中一个重要的方面是计算机网络的产生和发展为各行各业提供了广泛的信息服务，共享计算机网络的资源，以及在网中交换信息，就需要实现不同系统中的实体的通信，一般说来实体是能发送和接收信息的任何东西，而系统是物理上明显的物体，它包含一个或多个实体，两个实体要想成功地通信，它们必须

39、具有同样的语言，交流什么，怎样交流及何时交流，都必须遵从有关实体间某种互相都能接受的一些规则，这些规则的集合称为协议，它可以定义为在两实体间控制数据交换的规则的集合。 由于不同系统中的实体间通信的任务十分复杂，相互不可能作为一整体来处理。一种替代的办法是使用结构式的设计和实现技术，用分层或层次结构的协议集合，较低级别的，更原始的功能在较低级别的实体上实现，而它们又向较高级别的实体服务。 国际标准化组织IS0在1977年建立了一个委员会来专门研究这样一种体系结构，提出了开放系统互连OSI模型，OSI采用分层的结构化技术，模型共有七层：物理层、数据链路层、网络层、传输层、会话层、表示层、应用层。l

40、 物理层：1.提供为建设维护和撤除物理链路所需的机械的.电气的.功能的和规程的特性.2.有关在物理链路上传输非结构的位流以及故障检测指示 l 数据链路层： 1.在网络层实体间提供传送输数据的功能和过程。 2.提供数据链路的流控。 3.检测和较正物理链路产生的差错。 l 网络层： 1.控制分组传送系统的操作，即路由选择、拥挤控制、网络互连等功能，它的特性对高层是透明的。 2.根据传送层的要求来选择服务质量。 3.向传送层报告未恢复的差错。 l传送层： 1.提供建立、维护和拆除传送连接的功能。2.选择网络层提供的最合适的服务。 3.在系统之间提供可靠的数据传送，提供端到端的错误恢复和流控制。 l

41、会话层： 1.提供两个进程之间建立、维护和结束会话连接的功能。 2.提供交互会话的管理功能，有三种数据流方向的控制模式，即一路交互、两路交替和两路同时会话模式 l 表示层： 1.代表应用进程协商数据表示。 2.完成数据转换、格式化和文本压缩。 l 应用层： 提供OSI用户服务，例如事务处理程序、文件传送协议和网络管理等。 协议的关键成分是： 1.语法（包括数据格式，编码及信号电平等） 2.语义（包括用于协调和差错处理控制信息） 3.定时（包括速度迅配和排序） 由于计算机网络在电力系统行业中深入的应用，从90年代以来，国际电工委员会TC57技术委员会为适应电力系统(包括EMS,SCADA和配电自

42、动化系统)及其公用事业的需求，以开放系统互连OSI模型为基础,根据电力系统要求在有限传输带宽下需要特别短的反应时间,满足实时 性要求的特点, 采用了增强性能结构模型,这种模型仅用三层(物理层.链路层.应用层),制定了一系列远动传输规约的基本标准,统称IEC60870-5系列标准。 这些协议共分5篇： 第一篇：传输帧格式（IEC60870-5-1标准） 第二篇：链路传输规则（IEC60870-5-2标准） 第三篇：应用数据的一般结构（IEC60870-5-3标准） 第四篇：应用数据的定义和编码（IEC60870-5-4标准） 第五篇：基本应用功能（IEC60870-5-5标准） IEC60870

43、-5系列涵盖了各种网络配置（点对点，多个点对点，多点共线，多点环型，多点星形），各种传输模式（平衡式，非平衡式），网络的主从传输模式和网络的平衡传输模式，电力系统需要的应用功能和应用信息，是一个完整的集合，可以适应电力自动化系统中各种网络配置和各种传输模式的需要。 为了在兼容的设备之间达到互换的目的，国际电工委员会在IEC60870-5系列标准的基础上，根据各种应用情况下的不同要求制定了一系列的配套标准。 1.IEC60870-5-101基本远动任务的配套标准（1995年）（通常所说的101规约） 2.IEC60870-5-101得到了广泛应用以后，为适应以 太网传输，制定了IEC60870-

44、5-104远动设备与系统（104规约） 3.IEC60870-5-103继电保护设备信息接口配套标准（103规约）。2.CDT2.CDT、101101、104104、103103四种协议比较：四种协议比较： 一、不同的通信实体 CDT、101、104协议定义的两个实体是一样的，它们是电网数据采集与监视控制系统（调度主站）与远动终端（变电站、配电所）两个实体之间进行数据交换的所依据的准则。 103是在一个变电站内继电保护设备与监视控制系统（综合自动化系统）这两个实体之间进行数据交换所依据的准则,是变电站内的通信网络和系统的标准。二、分层的结构化技术 101、104、103都采用了通信体系分层结构

45、化技术，对物理层、链路层、应用层,用户进程作了大量具体的规定和定义。 三、电力通信的国际标准化 101、103、104协议的制定更多是为了适应电力系统(包括EMS,SCADA和配电自动化系统)通信国际标准化的统一，这些电力通信标准又遵循了计算机网络通信的国际标准。 3.CDT3.CDT、101(104)101(104)二类协议比较：二类协议比较： CDT、101、104同属远动传输规约 1. CDT规约属于电力部颁规约： l适用于点对点的网络拓扑结构，它具有 数据传输规则简单，国内应用比较普及。 l能够满足电网调度安全监控系统对远动信息的实时性和可靠性的要求： l 传送的信息容量有限（如：遥信

46、不能多于512个，遥测不能多于256个）。 l数据差错处理的控制方法比较简单，电网采集数据质量不高。 l 通信未采用分层的结构化技术. l不符合国际标准，电力行业与国际接轨存在困难。 2. 101和104属于国际电工委员会制定的远动传输规约： l应用面广，适用于多种网络拓扑结构(点对点，多个点对点，多点共线，多点环型，多点星形). l数据传输的容量和方式得到了扩展(如：一个应用数据服务单元 (遥信数1024个，遥测数量512个) , 一个站可以有几个应用数据服务单元)。 l能很好地处理数据传输差错检测和校正，保证了电网数据采集的质量。 l 通信采用分层的结构化技术. l 符合国际标准, 电力行

47、业与国际接轨容易. 3. 101和104区别 l104是101的应用层与TCP/IP传输功能的结合. l104在TCP/IP的框架内,可以运用不同的网络类型,FR(帧中继),ATM(异步传输模式)和ISDN(综合服务数据网络) 通过对规约的产生,发展和演变过程进行分析, 我们不难发现，101.104.103是计算机网络通信与电力通信相结合的产物,它不仅仅是在兼容设备之间达到互换而制定的统一标准，更重要的是体现了我国的电力行业正在加快与国际合作, 国际接轨,以此推动电力事业进一步发展的思想. 4、远动接口 CDT、101均为串口； 104为以太网接口；十一、监控系统指标 1系统可用99.99 2

48、系统平均无故障时间（MTBF） 50000小时 2.1.I/O单元平均无故障时间（MTBF） 50000小时 2.2.外部设备平均无故障时间（MTBF） 50000小时 2.3.各设备单元平均维修保养时间(MTTR) 3.5小时 3.遥测精度 电流、电压，直流测量误差 1.0 有功、无功功率误差1.0 频率精度0.01HZ 4.数据更新时间 状态变化位置 2s 重要遥测量更新 2s 一般遥测量更新 3s 次要遥测量更新 5s 5.站内时间顺序记录分辨率（SOE） 2ms 6.画面调用响应时间 1 S 7.画面实时数据更新周期 1-60 S 8.告警产生时间 1 S 9.控制命令（遥控）传送至主

49、站的时间1 10.控制命令（遥调）传送至主站的时间1 S 11.开关量变位传送至主站的时间 1 12.遥测量越区传送时间 2 13.遥控正确率 10014.遥信正确率 10015.同远动相连规约 CDT/101/10416.远动传送速度（MODEM速率）300-9600bps17.远动通讯介质 光纤/双绞线/载波18.监控网 正常情况下 25%19.负载率 电力系统故障情况下 50%20.监控站 正常情况下 20% CPU负载率电力系统故障情况下40%21.事故追忆 事故前30s，事故后1min十二、监控系统结构嵌嵌 入入 程程 序序数数 据据 维维 护护调调 试试 工工 具具监监 控控 界界

50、 面面嵌嵌 入入 模模 块块A AP PI I接接 口口打打 印印 管管 理理规规 约约 解解 释释事事 件件 记记 录录历历 史史 记记 录录数数 据据 处处 理理网 络 共 享内 存NSM软软 总总 线线 S SO OF FT TB BU US S网网 络络 传传 输输 T TC CP P/ /I IP P监控系统的软件结构如下： M MI IS S 应应 用用E EM MS S( (P PA AS S) )应应 用用D DM MS S应应 用用D DV VP PS S- -3 30 00 00 0支支 撑撑 系系 统统 （ 数 据 采 集 、 数 据处 理 、 事 件 、 实 时 环 境

51、 、 数 据 库 、 任 务管 理 、 实 时 通 信 管 理 、 网 络 拓 扑 、 操 作闭 锁 、 数 据 操 作 接 口 、 控 制 操 作 接 口 、操 作 界 面 、 报 表 、 数 据 工 程 工 具 ）系系 统统 软软 件件 （ 操 作 系 统 、 数 据 库 、网 络 、 通 信 、 开 发 环 境 ）硬硬 件件 （ 计 算 机 、 网 络 、 通信 、 远 动 ） 实时数据库 模拟数据库 历史数据库典型操作票管理系统生成数据采集及转发图形编辑典型票所用票 操作界面（操作票）历史数据统计数据综合分析系统 事件记录库一次数据处理二次数据处理运行方式及防误操作界面（系统告警）数据装载历史数据记录 原始采样库 系统定义库网络任务管理网络通信管理遥控操作 操作票档案库一 级 历 史 库公 用 库对 象 定 义 库 实 时 数 据 库日记录库事件库日 转 储 库月 转 储 库