变电站综合自动化的研究与设计

毕业设计（论文）题目变电站综合自动化的研究与设计班级姓名指导教师摘要随着高新技术的发展和应用，对电能质量和供电可靠提出了新的要求，高压、超高压变电站的控制和保护系统必须适应这种新形势，因此，改善电网结构，提高供电能力与可靠性以及综合自动化程度，以满足日益增长的社会需求是电力企业的首要目标。变电站综合自动化系统是在计算机和网络通信技术基础上发展起来的，在我国近几年发展迅速，产品的更新换代及定型也越来越快。从这几年应用和实践看，变电站综合自动化给变电站设计安装、调试和运行、维护、管理等方面都带来了一系列自动化技术的变革。但是，目前国内还没有出台变电站综合自动化系统的详细要求和制造标准，国内市场上变电站综合自动化产品的类型及系统结构也各不相同，因此，选择一种理想的自动化系统，合理组态是工程设计和应用的重点。本文通过对一重点电力工程的全过程设计，提出了一系列满足现场实际和工程需要的技术要求，分析了变电站综合自动化所具备的功能以及发展过程和方向，在对市场和产品充分调研下，提出了基于总线型的分散分布式综合自动化系统是一种比较成熟和实用的系统，并进行了合理选型和组态，改良了产品中不符合现场需要的部分，完成了该变电站综合自动化系统的设计和实施。关键词：变电站综合自动化，通信协议，微机保护，硬件配置。目录目录 3第1章绪论 51.1变电站综合自动化系统的研究 51.1.1变电站综合自动化系统的研究意义 51.1.2变电站综合自动化系统的发展趋势 61.2国外变电站综合自动化系统的发展 71.3我国变电站综合自动化技术的发展 71.4变电站实现综合自动化的优越性 81.5变电站综合自动化系统的发展前景 81.6小结 8第2章变电站综合自动化系统的结构，功能与保护配置 92.1变电站综合自动化系统的结构 92.1.1集中式综合自动化系统 92.1.2分散式综合自动化系统 102.1.3分布集中式综合自动化系统 112.1.4集中和分散结合式综合自动化系统 112.2变电站综合自动化系统的功能 122.2.1监测 122.2.2监控 122.2.3远传 132.2.4保护 132.3变电站综合自动化系统的硬件配置 132.3.1综合自动化系统变电站主控室的结构分为三类 132.3.2硬件的配置原则 152.3.3变电站综合自动化系统微机保护的硬件结构 162.4小节 19第3章继电保护设备和综自设备的设置 203.135KV开关柜智能保护单元 203.210KV开关柜智能保护单元 203.2.1变压器后备保护 203.2.2电容器保护 213.2.3配电变压器保护 263.2.4馈线保护 273.2.5备自投保护 273.2.6测控及自检功能的配置 273.3小结 28第4章变电站综合自动化设计 294.1变电站自动化的功能设计原理 304.1综合自动化变电所调试 38第1章绪论1.1变电站综合自动化系统的研究1.1.1变电站综合自动化系统的研究意义电力系统变电站的安全，可靠和经济运行再很大程度上依赖于变电站继电保护，控制和监控技术的完善程度以及它们的可靠性，技术特性指标和经济性等多方面的因素。计算机技术的发展，推动了电力系统计算机自动化技术的发展，变电站综合自动化技术也日趋完善。它为调度中心提供了厂站端的运行情况，通过控制操作和闭锁，可以实现变电站当地和远方的监视和控制；为远方的遥调，遥测，遥控，遥信和反事故措施提供了可靠的技术保障；无人职守的变电站提高了供电的可靠性又实现了减员增效。通过对变电站综合自动化系统的研究，对于电力系统的运行可靠，保护和控制以及对变电站的设计更加的合理，布局更加紧凑都有很重要的意义。变电站综合自动化系统是一种以计算机为主，将变电站的一，二次设备经过功能组合形成的标准化，模块化，网络化的计算机监控系统。变电站的综合自动化，是将变电站的二次设备经过功能的重新组合和优化设计，利用先进的计算机技术，自动化技术和通信技术，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，控制和微机保护，以及调度通信等综合性的自动化功能。变电站综合自动化系统代替了常规的测量和监视仪表，代替了常规控制屏，中央信号系统和远动屏，用微机保护代替了常规的继电保护屏，解决了常规的继电保护装置不能与外界通信的问题。变电站综合自动化系统可以采集到比较齐全的数据和信息，利用计算机的高速计算能力和逻辑判断功能，可以方便的监视和控制变电站内的各种设备的运行和操作，它具有功能综合化，结构微机化，操作监视屏幕化，运行管理智能化等显著特点。通过利用先进的综合自动化技术，提高了供电质量，提高了电压合格率，提高了变电站的安全可靠性和系统的运行管理水平，缩小了变电站占地面积，降低了造价，减少了总投资，减少了维护工作量，减少了值班员劳动强度。变电站综合自动化系统是在计算机技术和网络通信技术的基础上发展起来的。与传统的继电保护相比较，微机保护具有许多优点：（1）改善和提高了继电保护的动作特性和性能，动作正确率高。（2）可以方便的扩充其他的辅助功能。（3）工艺结构条件优越。体现在硬件比较通用，制造容易统一标准。（4）可靠性提高。（5）使用灵活方便。（6）可以进行远方监控。微机保护装置具有串行通信功能，与变电所微机监空系统的通信联络使微机保护具有远方监控特性。1.1.2变电站综合自动化系统的发展趋势（1）保护监控一体化这种方式在35KV及以下的电压等级中已普遍采用，它的好处是功能按一次单元集中化，利于稳定的进行信息采集以及对设备状态进行控制。极大的提高了性能效率比。它的缺点是对运行的可靠性要求极高，任何形式的检修维护都将迫使一次设备的停止。可靠性和稳定性要求很高。(2)设备安装就地化，户外化综合自动化装置将和一次设备整合在一起，其电气的抗干扰性能，设备抗热，抗寒，抗雨雪，防腐蚀等各项环境指标将达到极高的地步。目前的综合自动化装置都是安装在低电压的中置柜上和室内的开关室内，户外的仅是一些实现简单功能的柱上设备。随着高电压等级的推广，其设备都将就地安装在户外的端子箱上，对环境条件要求高。这种方式最终将带来无人值班变电站没有建筑小室或仅设一个控制小室，它最多也就是一台控制显示终端。这将极大的减少整个变电站的二次电缆，使变电站的建设简化，快速，设备调试简单。同时也极大的提高了变电站的运行稳定性，可靠性。(3)人机操作界面接口统一化，运行操作无线化无人无建筑小室的变电站，变电运行人员如果在就地查看设备和控制操作，将通过一个手持式可视无线终端，边监视一次设备边进行控制操作，所有相关的量化数据将显示在可视无线终端上。(4)就地通讯网络协议标准化强大的通讯接口能力，主要通讯部件双备份冗余设计（双CPU，双电源等），采用光纤总线等等，使现代化的综合自动化变电站的各种智能设备通过网络组成一个统一的，互相协调工作的整体。(5)全站数据标准化变电站的智能监控装置将无电压等级划分，只是下载参数设置版本不同。全站统一数据库，统一维护组态工具软件，分类分单元下载参数设置数据。其实时运行数据库可通过严密的安全防护措施与整个电力系统实时数据连在一起(6)数据采集和一次设备一体化除了常规的电流电压，有功无功，开关状态等信息采集外，对一些设备的在线状态检测量化值，直接采集到监控系统的实时数据库中。高技术的智能化开关。光电式电流电压互感器的应用，必将给数据采集控制系统带来全新的模式。1.2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（Westinghouse），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1.3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。1.4变电站实现综合自动化的优越性（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1.5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麽是电力系统综合自动化，以及变电站综合自动化系统研究的意义和发展趋势。下来介绍了国内外变电站综合自动化的发展过程和巨大的前景应用。第2章变电站综合自动化系统的结构，功能与保护配置2.1变电站综合自动化系统的结构变电站综合自动化系统的组成在结构上主要可以分成：集中式，分布集中式，集中和分散式，分散式四种。2.1.1集中式综合自动化系统它是按功能要求配置相应的继电保护装置和远动装置并安装在变电站的中央控制室内。变压器。各进出线以及其他电气设备的运行状态通过ct,pt，开关辅助触点有电缆传送到变电站的中央控制室的保护装置和远动装置内。经初步处理后送到I/O通信控制器进行数据格式的变换，并将变电站所有保护，测量，信号和控制信息统一处理，与当地的后台机和远方调度中心进行信息交换。它的特点是将变电站中所有的信息统一集中处理，形成一个系统，并符合传统的变电站运行模式。它实际上是微机保护和微机远动的系统集成。缺点是组屏多，占地面积大，而且需要铺设大量的电缆，投资量和工程量大，接线复杂，独立单元较多，维护工作量大，运行不可靠。如图所示：2.1.2分散式综合自动化系统该系统按回路进行设计，每一个开关柜上或其他一次设备上就地安装微机保护单元和单回路的数据采集和监控单元，这样不但可以节省大量的光电缆，同时也提高了抗干扰能力。微机保护单元和单回路的数据采集和监控单元与I/O通信控制器相互之间用网络电缆连接起来，仅做数据信息的传送。分布式综合自动化系统的优点除了减少了大量的电缆，抗干扰能力增强，并大大的简化了二次设备，减小了占地面积。缺点是运行时仍不是很稳定。2.1.3分布集中式综合自动化系统整个变电站的一，二次设备分为三层，变电站层，单元层和设备层。设备层为0层，单元层为1层，变电站层为2层。设备层主要是指变电站内的变压器，断路器，隔离开关以及辅助接点，电流，电压互感器等一次设备。单元层一般按断路器间隔划分，具有测量，控制部件或继电保护部件。单元层本身是有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络或串行总线与变电站层联系，也有可能设有数据采集管理机或保护管理机，分别管理各测量，监视单元和各保护单元，然后集中由数采管理机和保护管理机与变电站层通信。单元层本身就是两级系统的结构。变电站层包括全站性的监控主机，远动通信机等。变电站层设现场总线或局域网，供各主机之间和监控主机和单元层之间交换信息。变电站综合自动化系统主要集中在单元层和变电站层。2.1.4集中和分散结合式综合自动化系统随着单片机技术和通信技术的发展，特别是现场总线和局域网络技术的应用，一种发展趋势是按每个电网元件，比如一台变压器，一台断路器等为对象，集测量，保护，控制为一体，设计在同一机箱内。至于高压线路保护装置和变压器保护装置，仍然可以按照集中组屏安装在主控室内。这种结构方式介于集中式和分散式之间。目前国内应用较多的是分散式结构集中式组屏。这种结构方式具有分散式结构的全部优点，并且由于采用了集中式组屏，有利于系统的设计，安装以及维护管理。但是这种结构比较适合用于中低压变电站。2.2变电站综合自动化系统的功能变电站综合自动化系统的功能主要包括监测，监控，远传，保护四部分。2.2.1监测综合自动化系统通过对变电站的数据进行采集，处理，显示和打印，使运行人员了解变电站的运行工况，并采取相应的措施。所采集的数据分为三大类：模拟量，开关量和脉冲量。(1)模拟量：变电站需要监测的各种模拟量包括主变一次，二次和各线路的电流，各段母线及重要线路的电压，各线路零序电流，母线零序电压，主变温度和室温。(2)开关量：变电站内需要监测的各种开关量，包括各个开关，刀闸，变压器分接头，继电保护动作信息，开关机构运行状态，交直流电源运行状态，各微机运行状态等。(3)脉冲量：变电站需要监测的各种脉冲量，包括线路，主变一次和二次的有功电度量和无功电度量，电容器的无功电度量，所用电的有功电度量等。2.2.2监控综合自动化系统提供方便可靠的人机对话，运行人员利用键盘和显示器操作开关，刀闸和变压器分接头。该系统还可以根据电网运行情况自动控制开关或变压器分接头。所有操作的可靠性在软硬件设计中都应符合双重化原则。操作方式分为手动操作和遥控执行。手动操作分为三种方式：键盘操作，把手操作，保护柜操作。正常时利用键盘操作，非正常时通过模拟屏把手操作或保护柜操作。保护柜操作可通过保护机键盘或柜上按扭实现。遥控执行：当调度端发出遥控开关或遥调变压器分接头的命令后，该系统能可靠的执行。变电站监控的内容主要有以下几个方面：(1)跳闸统计：统计开关跳闸次数。分为有事故跳闸次数和手动跳闸次数两种。(2)接地选相：对于中性点不接地系统，当电网出现单相接地故障时利用零序电压，零序电流增量以及压降可判断接地线路及相别，也可以利用功率方向等其它方法来判别。也可利用功率方向法等其他方法来判别。为了保证可靠性，应多次采样后才能确定。确定后，主机报警，并显示和打印。运行人员按照提示，用人工检除方法跳开开关自动重合，验证主机的判断。(3)无功电压自动控制：根据电网无功，电压计算和判断是投切电容器，还是调节变压器分接头位置。以使无功和电压满足要求。在变压器。电容器。或电网故障时不应该误动。当电容器检修时，不应参与控制。2.2.3远传当变电站正常运行或发生事故及报警等事件时，远传机会实时的向上级调度传送该站信息，使调度人员了解该站的运行情况。2.2.4保护微机保护不仅有较高的可靠性和灵敏性，而且使用方便。其特点：(1)用键盘和八段显示器（LED）显示采样值（电流，电压，和开关状态）和整定值，并可修改整定值。(2)具有事故追忆功能。能够记录事故前后的线路电流和母线电压。(3)具备实时自检功能。能够对保护柜包括主机在内的各元件进行在线检查。变电站保护分为以下几种类型：(1)线路保护：包括电流速断保护，定时限过电流保护，方向性电流保护，零序电压，电流及方向保护，反时限过流保护，高频保护，距离保护。双回线方向横差保护和低周减载保护。(2)变压器保护：包括差电流速断保护，带二次谐波制动的比例差动保护。本体保护（重瓦斯，轻瓦斯，有载重瓦斯，有载轻瓦斯等），过流保护（包括低压启动，复合电压启动），过负荷保护。零序保护，高压侧备用电源自投和低压侧备电源自投。(3)电容器保护：包括电流速断保护，过流保护，反时限过流保护，相间过电压保护，相间低电压保护和零序过电压保护。4：母线保护：包括完全电流差动母线保护和电流比相式2.3变电站综合自动化系统的硬件配置2.3.1综合自动化系统变电站主控室的结构分为三类(1)模拟屏式：在主控室模拟屏前设微机台，台内装微机及UPS电源，台上放主机显示器CRT，键盘和打印机。模拟屏主接线图上安装仪表和操作把手。其他如保护柜，变送器柜，电度表柜，监控柜，交直流电源柜等均放在模拟屏后，或分置于其他房间。

(2)控制台式：再主控室前部设控制台，无模拟屏。在控制台对面设保护柜，变送器柜，监控柜，电度表柜和交直流电源柜等设备。控制台上或旁边放主机显示器CRT。打印机和键盘。模拟主接线，操作把手，必要的仪表和光字均安装在控制台面上。(3)微机台式：在主控室前部设微机台，无模拟凭，无控制台。主控室后部设保护柜，变送器柜，监控柜，电度表柜，交直流电源柜等设备。微机台内装主机和微机电源，微机台上放CRT，打印机和键盘。2.3.2硬件的配置原则综合自动化系统硬件配置应遵循下列原则：(1)各自独立，相互配合。不同功能的硬件之间只能有信息交换，不应有电的直接联系。采用光电隔离和继电器接点闲离的方法实现。保护柜内各单元应有独立的交流输入，独立电源，独立出口，应有可靠的抗干扰措施。监控部分在监控机，电度机，采样机，远传机任一故障情况下，应不影响其他机正常工作。(2)软硬件模块化，方便维护和扩展。各单元应具有模块化的主机板，开出板。开入板，模入板等，方便维护，并可在此基础上进一步开发。(3)具有较强的抗干扰能力。满足在强电场，高频影响和谐波冲击等环境下可靠工作，并能防止雷电冲击。微机保护装置的发展大致可以分为以下几个阶段：第一阶段是以单cpu的硬件结构为主，数据采集系统由逐次逼近式A/D模数转换器构成，硬件和软件的设计符合四统一设计标准，其代表产品为微机高压输电线路保护装置。第二阶段以多单片机构成的多cpu硬件结构为主，数据采集系统为电压频率转换原理的计数式数据采集系统，硬件软件的设计吸取了第一代微机保护装置的成功运行经验，利用多cpu的特点，强化了自检和互检功能，使硬件故障可以定位，对保护的跳闸出口回路，具有完善的抗干扰措施以及防止拒动和误动的措施。第三阶段以高性能的16位单片机构成的硬件结构为主，具有总线不需引出芯片，电路结构简单的特点，抗干扰能力进一步加强，并且完善了通信功能，为实现变电站自动化提供了方便。再现阶段，在一些微机继电保护装置中，个别产品也采用了性能更好，功能更强大的工业控制计算机。2.3.3变电站综合自动化系统微机保护的硬件结构(1)处理器分为单片机和数字信号处理器两种单片机通过大规模集成电路技术将CPU,ROM,RAM,和I/O接口电路封装在一块芯片中，具有可靠性高，接口设计简单，运行速度快，功耗低，性价比高的优点。使用单片机的微机保护具有较强的针对性，系统结构紧凑，整体性能和可靠性高，但通用性和可扩展性相对较差。而且某些保护算法需要使用乘法，除法或是开平方运算，而早期的片内资源有限，实际应用时常常需要对其功能进行补充和外部扩展。新型高性能的单片机性能得到了很大的提高。运行能力也得到了大大的加强，出现了无须进行外部扩展的所谓总线不出芯片的新型微机保护。此保护采用了高集成度16位单片机，其内部包含了124KEPROM，4KRAM，接近10个内部计数器，定时器和中断口，2个全双工的串行口，以及整个内部A/D转换器。其高效丰富的指定系统使得编程及其应用即灵活又简洁。高性能单片机包含了微机保护所需要的各种硬件功能，使新型微机保护的电路设计异常简单可靠。由于单片机价格低廉，因此，微机保护由当初的单CPU的硬件结构为主发展到为多单片机构成的多CPU硬件结构为主。大量使用单片机的微机保护在电力系统中得到了成功的应用，也由于新型单片机的卓越性能，现阶段使用单片机的微机保护仍将是我国微机保护的主流产品。数字信号处理器DSP：它与目前通用的CPU不同，是一种为了达到快速运算而具有特殊结构的微处理器。DSP具有强大的处理功能，在相同的主频率下，甚至比目前最先进的个人计算机快10—50倍。快速的指令周期，哈佛结构，流水操作，专用的乘法器，特殊的指令，加上集成电路优化设计，可以使DSP的指令周期达到200ns。DSP的突出特点是计算能力强，精度高，总线速度快，吞吐量大，尤其是采用专用硬件实现定点和浮点加乘运算，速度非常的快。将数字信号处理器应用于微机继电保护，极大的缩短了数字滤波。滤序和傅立叶变换算法的主要时间，不但可以完成数据采集，信号处理的功能，还可以完成以往主要由COU完成的运算功能，甚至完成独立的继电保护功能。随着数字信号处理器芯片和开发工具的价格下降，可以预期数字信号处理器将会在微机继电保护装置中发挥重要的作用。(2)数据采集系统变电站综合自动化的数据采集系统分为三种：逐次逼近式A/D转换器构成的数据采集系统，电压频率转换原理的计数式数据采集系统，高速数据采集系统①逐次逼近式A/D转换器构成的数据采集系统早期的微机保护线路中，考虑到A/D转换器价格昂贵，因此采用多个通道共用一个A/D转换器的方案。每个通道各有一个采样保持器，其采样脉冲输入端并联后联到CPU插件上的定时器输出端，以实现对各通道的同时采样。模拟量多路转换开关采用硬件电路控制记数自动进位切换通道号。为了节省CPU的工作时间，数据采集系统在变化完成后的得到的数字输出不需要经过CPU控制，而经DMA控制直接存入本插件的RAM中。再同一时刻采样的全部通道转换完成并存入RAM后，才由DMA请求中断，由CPU做出相应的处理。这种数据采集系统使用的芯片比较多，电路复杂，抗干扰能力差，因此，在其改进型产品中使用了电压频率转换原理的计数式数据采集系统。②电压频率转换原理的计数式数据采集系统第2代微机线路保护的VFC(电压频率保护)数据采集系统中，为了提高数据采集系统的采集速度，每个模拟输入通道都需要使用单独的电压频率转换/光耦合器，其输出频率信号送至可编程计数器8255进行频率测量，在每个数据采集周期由CPU读取可编程计数器的计数值，并进行标度变换以获得实际的采样植。主要优点是：通过光电耦合器与CPU接口，因此抗干扰能力强，容易实现多单片机系统的多CPU接口。③高速数据采集系统近几年来。以ANN为代表的人工智能技术和小波分析理论，以及行波保护，暂态保护等概念逐步引入继电保护领域，对采样速度提出了更高的要求。在变电站的母线保护，变压器保护和发电机保护中，由于需要进行采样的电流通道很多，对采样的速度也有很高的要求。采样率的提高导致了采样间隔的缩短，从而留给CPU进行采样数据预处理，保护启动计算，主保护计算的时间大大缩短。因此，必须大大的压缩数据采集的时间。保护装置使用公控机时，通常采用工控机智能同步数据采集模板完成采样，再将采样数据通过双口RAM，FIFO等方式传送给主CPU进行处理，因此并不占用主CPU的处理时间。当保护装置使用单片机时，目前使用的VFC数据采集系统难以满足要求，必须对此单独进行考虑。为了进一步简化电路设计和调试，一些半导体厂家将完整的数据采集系统集成到一块芯片中，能够自动完成所有输入通道的数据采集而无须CPU干预。采用这种专用数据采集芯片，将极大简化单片机型微机保护装置数据采集系统的设计，生产，调试方式，大大的提高其数据采集系统的数据采集能力。(3)微机保护硬件的一般结构微机保护的硬件类型分为三种：高压线路微机保护，微机元件继点保护，低压线路的微机保护.①高压线路微机保护目前我国的高压线路微机保护装置的原理，性能，主要指标以及制造工艺方面以达到了国际先进水平，微机保护的动作正确率也已经超过了常规保护。对于高压和超高压输电线路微机保护装置，多单片机构成的多CPU硬件结构已成为现行的实际标准。这种类型的微机保护装置的基本特点是：电压频率转换原理的数据采集系统为整套装置的公共部分,其频率输出信号分别传送给各个保护插件，再由各个保护插件完成相应的测频，采样值标度变换，保护功能计算。3个保护CPU分别完成高频保护，距离保护，零序保护功能。监控CPU主要负责人机接口，保护定值管理。通信控制，保护CPU运行状态监控等功能。3个保护插件启动元件按三取二的原则启动各套保护装置的出口回路，从而大大的提高了保护装置的可靠性。但是这种多CPU微机保护装置采用了不完全冗余技术。保护输入和输出通道不采用冗余技术，而只是在信号处理器部分采用。如果模拟输入通道和数据采集系统发生故障，那麽输入3个CPU插件的故障数据将不在准确，整套装置不能正确工作；跳闸出口通道发生故障，整套装置同样不能正确工作。因此整个保护装置并不因为采用了多CPU技术而使可靠性大幅度的提高。多CPU微机保护装置除完成本线路的继电保护功能外，同时还必须完成相邻线路的远后备保护功能。广泛的使用多CPU微机保护装置中，距离保护三段和零序保护三段，都具有远后备的功能。在距离保护CPU插件或者零序保护CPU插件发生故障时，即使线路的主保护可以正常工作，仍将失去远方后备保护的功能。由于以上的原因，在高压和超高压输变电线路中，不但主保护必须双重化配置，后备保护也必须双重化配置。②微机元件继电保护微机元件保护的种类很多，硬件结构也各有特色，基本的类型有单片机型和工控机型微机元件保护。许多厂家得宜于线路微机保护的成功开发和应用中的成功经验，推出了许多与微机线路保护硬件结构相似的单片机型微机元件保护。比如采用了高压线路保护类似的VFC数据采集系统和高性能单片机构成的双CPU系统，变压器主保护与变压器各侧的后备保护分别采用不同的CPU完成保护功能。为适合变电站自动化的发展，新型微机变压器保护也提供了基于现场总线的通信接口功能。采用工控机实现的微机保护，具有小型化，低成本，高可靠性等优点。工控机总线接口简单，模块化程度高，容易结合，使用维护方便，系统功能容易扩展。可以大大缩短微机保护装置的开发周期，实现微机继电保护装置的系列化和标准化，便于运行部门的运行维护，必将在微机保护的发展中发挥重要的作用。③低压线路的微机保护这种类型的保护装置可以分为两种：一种为“一对一”方式，即一套装置实现一条线路的保护；另一种为“一对N”方式，即一套装置实现多条线路保护。采用“一对一：实现时，一套装置负责一条线路或一台变压器的测量，保护和控制。使用“一对N”方式实现时，一套装置负责多条线路或变压器的测量，保护和控制。它具有分布式结构的全部优点而且又便于设计安装及运行维护。为中低压变电站广为采用。2.4小节本节介绍了变电站综合自动化系统的结构形式，并介绍了各种结构形式的特点；变电站综合自动化系统主要包括监测，监控，远传和保护四部分，介绍了各部分的主要功能。介绍了综合自动化系统的硬件结构以及主要的配置，为下一章的通信协议做好了第3章继电保护设备和综自设备的设置3.135KV开关柜智能保护单元本变电站中35KV开关柜采用的是ABB公司的SF6开关柜ZX2，它的保护和控制单元柜为柜上安装的REF542plus.它由主机和作为控制单元的人机接口HMI两部分组成，HMI可于一个运行WINDOWSNT的PC机相连接。REF542plus具有保护，测量，控制，监测的功能。REF542plus中的数字处理器DSP执行测量和保护的功能，电流传感器适用于距离保护和差动保护。3.210KV开关柜智能保护单元本变电站10KV开关柜选用的是LG公司的LV1真空开关，配置的是SIEMENS系列产品NSP7系列保护及测控装置。3.2.1变压器后备保护(1)：三段式复压闭锁过流保护配有三段共九时限（每段三时限）的复压闭锁过流保护，每段都有独立的电流定值，时间定值和方向定值。通过定植的整定，每段过流保护可以选择是否经过复压元件闭锁，是否经过方向元件闭锁以及方向元件的设定。复压闭锁过流保护的复压闭锁元件，有本侧复压闭锁和外部接入的复压开入闭锁或门构成。外部接入的复压开入闭锁方式配合复压出口功能，可实现各侧复合电压的并联方式。在PT断线期间，可以选择复压闭锁或不闭锁。(2):三段式零压闭锁零序过流保护配有三段共九时限（每段三时限）的零压闭锁零序过流保护，作为变压器中性点接地运行方式下的接地保护。每段可独立投退，并且保护可以选择是否经过零压元件闭锁，是否经过方向元件闭锁以及方向元件的设定。零压闭锁元件的零序电压，采用三相电压计算自产零序电压3Uz零序电流可选择取自变压器中性点零序电流或三相电流计算自产零序电流。(3):二段式间隙零序过流保护配有二段两时限间隙零序电流保护。作为变压器中性点接地运行方式下的接地保护，每段都可以独立投退。(4):过复合保护包括过复合警告，启动风冷，闭锁有载调压，各一段一时限。每个时限都可独立投退，采用最大相电流判别。启动风冷，过负荷告警触点为常开触点。闭锁有载调压可选择常开或常闭触点。(5)复合电压出口功能：为实现各侧复合电压并联的方式，本装置配有复合电压出口功能，有独立的低电压和负序电压定值，当复合电压满足条件，接通复压出口触点，并异常告警。(6):PT断线告警：三相电压均小于16V，某相电流大于0。2A，判为三相失压。三相电压和大于8V，最大线电压小于16V，判为二相PT断线。三相电压和大于8V，最大线电压和最小线电压差大于16V，判为单相PT断线。恢复正常以后，告警自动消失。3.2.2电容器保护(1)三相式相间电流保护装置设三段相间电流保护，每段均可独立投退。三段相间电流保护可以反映的故障类型有：电容器组引接母线，电流互感器，放电线圈电压互感器，串联电抗器等回路发生相间短路。或者电容器本身元件全部击穿形成相间短路。(2)过电压保护为避免使用相电压在单相接地时引起过电压保护误动，过电压保护采用相电压。过电压保护取母线电压是为了防止母线电压过高时损坏电容器，且切除电容器可降低母线电压。为防止电容器未投时误发信号或保护动作后装置不复归，过电压保护中加有断路器位置判断(3)欠电压保护如果母线失去电源而造成失压，当母线电压恢复时，可能因电容器组未放完电而使电容器承受过电压，为此设置低电压保护，发现母线电压低于定值后带延时，切除电容器组。在电容器组中过电压和欠电压保护均可通过延时来判别稳态过电压和欠电压。(4)不平衡电流保护反映了电容器组内部的故障。做为双星性接线电容器组的内部故障保护。当同相的两电容器组C1和C2中发生多台电容器故障时，即C1的电抗不等于C2的电抗，此时流过C1和C2的电流不相等，因此流过不平衡电流Iund，而当Iunb>Iset时保护系统动作。(5)不平衡电压保护当双星型接线采用不平衡电压保护时，可用电压互感器的一次绕组串在中性线中，当某电容器组发生多台电容器故障时，故障电容器组所在星型的中性点电位发生偏移，从而产生不平衡电压，当Uunb>Uset时，保护动作。(6)两段式零序过流保护配有两段式零序过流保护，可选择投退。当Iunb>Iset时，保护动作。(7)桥差电压保护三相桥差电压保护为反映桥式接线电容器组中电容器内部短路而设置。如图所式：TV的一次绕组可以兼做电容器组的放电回路，二次绕组接成压差式即反极性相串联。正常运行时C1=C2，压差为0。当电容器组C1或C2中有多台电容器组被损坏时，由于C1和C2容抗不等，因此两只TV的一次绕组分压不等，压差接线的二次绕组中将出现差电压，当压差超过定值时，保护动作。(8)桥差电流保护三相桥差电流保护为反应桥式接线电容器内部短路而设置。电容器组为单星型接线，而每相接成四个平衡臂的桥路时，可以采用桥差接地保护方式。当正常运行时四个桥臂容抗平衡，Xc1=Xc2,Xc3=Xc4因此M和N之间无电流通过。当有一个电容器组存在多个电容器损坏时，桥臂之间因此不平衡，再桥差接线MN之间流过不平衡差电流。当差流超过定值时，保护系统动作。(9)PT断线告警保护三相线电压均小于16V，某相电流大于0.2A，判断为三相失压。三相电压和大于8V，最大线电压小于16V，判断为二相PT断线。三相电压和大于8V，最大线电压和最小线电压差大于16V，判断为单相PT断线。恢复正常后，告警自动消失。3.2.3配电变压器保护(1)三段式相间电流保护设有三段相间电流保护，每段均可独立投退，电流和时间定值也分别整定，且均可带复合电压闭锁，可分别投退。(2)两段式零序过流保护各段均可独立投退，主要考虑在小电阻接地系统中发生的单相接地故障。(3)过负荷保护和上面的电容器过负荷保护相同。(4)：充电保护设有一段充电相过流保护和一段充电零序过电流保护，可选择投退。(5)小电流单相接地保护中性点不接地系统：零序电压启动，零序电流的方向和大小判别接地线路。经消弧线圈接地系统：零序电压启动，零序电流的五次偕波方向和大小判别接地系统。(6)PT断线告警三相电压均小于16V，某相电流大于0.2A，判断为三相失压。三相电压和大于8V，最大线电压小于16V，判断为二相PT断线。三相电压和大于8V，最大线电压和最小线电压的压差大于16V，判断为单相PT断线恢复正常后，告警自动消失3.2.4馈线保护(1)三段电流保护方向元件采用90度接线，按相启动。方向元件具有记忆功能用来消除近处三相短路时方向元件的死区。低电压元件检测三个线电压的值，过流1，2，3段来判断逻辑是否一致。(2)三相二次重合闸启动方式：保护启动重合闸以及开关位置不对应启动重合闸。抽取电压：线电压和相电压。检同期和检无压：闭锁条件：控制回路断线确认后/弹簧未储能信号/外部闭锁重合闸信号/低周减载元件动作/手合后加速动作/过负荷跳闸动作(3)充电保护设有充电相电流和充电零序电流保护，充电相过流可带低压闭锁以及方向闭锁。(4)小电流单相接地保护中性点不接地系统：零序电压启动，零序电流的方向和大小判别接地回路。经消弧线圈接地系统：零序电压启动，零序电流的五次偕波的方向和大小判别接地线路。3.2.5备自投保护装置引入两段母线电压，用于进行有压，无压判别以及启动备用电源自投装置，每个进线开关各引入任一相电流，是为了防止PT全相断线后造成备自投装置误投，也是为了更好的确认进线开关已断开，如果需要自投后联切负荷，则利用进线该相电流判别是否超过过负荷定值，以实现联切功能。装置引入单相电压，是为了在进线互投时判别备用进线电压是否合格；装置引入开关和母联位置，作为系统运行方式判别以及自投准备和选择自投方式，装置还引入闭锁备自投开入量以及各开关的合后位置和允许备自投开入量，以便手跳时闭锁，以及变压器后备保护动作时闭锁自投装置。装置具有多种备投方案，并有PT断线告警功能。3.2.6测控及自检功能的配置A：自诊断及故障记录功能当CPU自检到硬件故障（定值RAM故障，内部RAM故障，外部RAM故障，ROM校验出错，EPROM定值出错，采样异常等）时，故障告警灯亮，告警继电器触点闭合，并闭锁保护，同时信息远传。(1)遥控记录（远方，当地），定值修改记录等(2)故障记录(3)可存储四套定值。(4)可记录256个SOE报文纪录。B：测控功能(1)遥测功能：对于相电压输入的接线方式，装置可以完成一条线路的测量，总共有15条线路。(2)遥信功能：共有15路开入量，可采集2路脉冲电度。(3)遥控功能：正常断路器遥控开合。C：通讯功能(1)一个标准的RS485接口。(2)一个可选的CANBUS接口，通信速率可选。(3)一个可选的以太网接口。(4)一个RS232调试串行接口。(5)系统可以方便的拓展为双RS485网络D：特点(1)采用了先进的工业级芯片，各装置内部含保护CPU和管理CPU，保护CPU为32位DSP芯片，存储定值安全可靠；管理CPU为RCM3200，硬件系统具有高的抗干扰能力和工作可靠性。(2)采用16位A/D采集芯片，提高了数据采集的分辨率和测量精度。(3)主要芯片采用表面贴装技术(4)装置电气隔离和屏蔽按国际标准电磁兼容设计。(5)所采用的保护原理成熟可靠，并且已经有丰富的运行经验。(6)装置保护功能相对独立。(7)具有丰富的通信接口。(8)采用大屏幕液晶显示。(9)具有GPS硬件对时功能。(10)装置配有大容量掉电保持的NVRAM芯片，可保存事件报文及故障滤波报文。(11)具有看门狗和电源监测电路，系统安全，可靠。3.3小结本章通过对变电站二次设备的配置要求，以及变电站各种保护装置功能。实现了变电站综合自动化的硬件保护及配置功能。第4章变电站自动化的功能设计原则变电站综合自动化的功能继电保护功能变电站综合自动化系统要具备常规变电站系统保护及元件保护设备的全部功能，而且要独立于监控系统，即当该系统网各软、硬件发生故障退出运行时，继电保护单元仍然正常运行。微机保护除了所具有的继电保护功能外，还需具有其它功能。

1）模拟量的显示功能。系统应能显示电流、电压、有功、无功、电度等模拟量参数，当通信网退出运行时仍能满足运行监视。

2）故障记录功能。系统应能显示故障时间、电流、电压大小、开关变位、保护动作状态等。

3）能储存多套定值，并能当地修改定值和显示定值。

4）与监控系统通信，能接收监控系统命令，选择并修改定值，发送故障信息、保护动作情况、当时整定值及自诊断信号等。

除当地外，还需能实现远方查询和整定保护定值，此功能还具有远方/就地闭锁，操作权限闭锁等措施。

5）系统内各插件具有自诊断功能。信息采集功能分布式自动化系统的变电站，信息由间隔层I/O单元采集。常规四遥功能的变电站，信息由RTU采集。电能量的采集宜用单独的电能量采集装置。系统对安全运行中必要的信息进行采集，主要包括以下几个方面。

遥测量

(1)主变压器：各侧的有功功率、无功功率、电流，主变压器上层油温等模拟量，模拟量均采用交流采样，以提高精度。主变压器有载分接开关位置(当用遥测方式处理时)。(2)线路：有功功率、无功功率、电流。

(3)母线分段断路器相电流。

(4)母线：母线电压、零序电压。

(5)电容器：无功功率、电流。

(6)消弧线圈零序电流。

(7)直流系统：浮充电压、蓄电池端电压、控制母线电压、充电电流。

(8)所用变：电压。

(9)系统频率，功率因数，环境温度等。

遥信量

(1)断路器闸刀位置信号。

(2)断路器远方/就地切换信号。

(3)断路器异常闭锁信号。

(4)保护动作、预告信号，保护装置故障信号。

(5)主变压器有载分接开关位置(当用遥信方式处理时)，油位异常信号，冷却系统动作信号。

(6)自动装置(功能)投切、动作、故障信号，如：电压无功综合控制、低周减载、备用电源装置等。

(7)直流系统故障信号。

(8)所用变故障信号。

(9)其它有全站事故总信号、预告总信号；各段母线接地总信号；各条出线小电流接地信号；重合闸动作信号；远动终端下行通道故障信号；消防及安全防范装置动作信号等。

根据设备特点及确保安全运行需要，可增加相应的特殊信号或对一些遥信量进行合并。

遥控量

(1)断路器分、合。

(2)主变压器有载分接开关位置调整。

(3)主变压器中性点接地闸刀分、合。

(4)保护及安全自动装置信号的远方复归。

(5)有条件的变电站高压侧备用电源远方投停。

(6)有条件的变电站电压无功综控的远方投停。

(7)有条件的变电站直流充电装置的远方投停。

电能量

(1)主变压器各侧有功电能量、无功电能量及其分时电能量。

(2)各馈电线有功电能量、无功电能量。

(3)用户专用线有功电能量、无功电能量及其分时电能量和最大需量。

(4)所用变有功电能量。设备控制及闭锁功能1）对断路器和刀闸进行开合控制。

2）投、切电容器组及调节变压器分接头。

3）保护设备的检查及整定值的设定。

4）辅助设备的退出和投入(如空调、照明、消防等)。

以上控制功能可以由运行人员通过CRT屏幕进行操作。在设计上保留了手动操作手段，并具有远方/就地闭锁开关，保证在微机通信系统失效时仍能够运行和操作，包括可手动准同期和捕捉同期操作。在各间隔的每个断路器设置按钮或开关式的一对一“分”、“合”操作开关和简易的强电中央事故和告警信号。

为了防止误操作，操作闭锁主要包括：

(1)操作出口具有跳、合闭锁功能和具有

(3)当站内通信网退出运行时，能满足非CRT屏幕操作、五防闭锁功能和适应一次设备现场维修操作的五防闭锁功能。

(4)根据一次设备的实际运行状态，自动实现断路器、隔离开关操作闭锁功能。4.1.4 自动装置功能1）根据系统潮流进行无功自动调节控制，也可人工控制(人工操作可就地、可远方)。自动控制时可根据电压、潮流和无功负荷、变压器抽头位置信号由装置进行自动控制调节变压器抽头位置或投退电容器组。

2）低周减载。110kV、10kV线路可由各自的保护装置实现，不用单独配置低周减载装置。整定值由各条线路装置自行整定。

3）同期检测和同期分闸。同步检测断路器两侧电压的幅值、相位和频率，并发出同期合闸启动或闭锁信号。此功能可进行检无压同期，亦能进行手动准同期和捕捉同期。既能满足正常运行方式下的同期，亦能满足系统事故时的同期。

同期功能有手动和自动两种方式供选择，同期装置与通信网相互独立。

4）小电流接地选线功能。可通过采取3I0、3U0及其增量来判断是否有接地故障，也可用5次谐波方式分析接地故障，小电流接地选线功能与通信网相互独立，不依赖通信网的后台机检测。否则当通信网故障时该功能即失去检测报警功能。而规程规定小电流系统当单相接地后允许2h带故障运行，2h后要立即切除故障线路。

据有关综合自动化站的运行记录，在雷雨季节时雷击曾击坏过站内的通信网。若此时雷击又同时造成10kV线路单相接地，则运行人员不能及时发现线路单相接地故障。时间长了，若不及时处理，则有可能造成故障线路由单相接地发展成为两相或三相接地短路故障。因此，小电流接地选线功能要独立于通信网。

5）事故录波。对于220kV变电站的主变、220kV线路除了保护装置自带故障录波外，还设置了一套独立的微机录波屏，而110kV线路则用本身装置记录。4.1.5报警功能对站内各种越限，开关合、跳闸，保护及装置动作，上、下行通道故障信息，装置主电源停电信号，故障及告警信号进行处理并作为事件记录及打印。输出形式有：音响告警、画面告警、语音告警、故障数据记录显示(画面)和光字牌告警(光字牌报警回路采用编码设计，主要是为了保证当通信网故障退出时站内仍能正常运行。光字牌数量控制在20多只)。4.1.6 设备监视功能其中包括一次设备绝缘在线监测、主变油温监测、火警监测、环境温度监测等内容。当上述各参量越过预置值时，发出音响和画面告警，并作为事件进行记录及打印。4.1.7 操作票自动生成功能根据运行方式的变化，按规范程序，自动生成正确的操作票，以减轻运行人员的劳动强度，并减少误操作的可能性。4.1.8数据处理及打印功能中调、地调、市调、运行管理部门和继保专业要求的数据可以以历史记录存档，包括:

1）母线电压和频率、线路、配电线路、变压器的电流、有功功率、无功功率的最大值和最小值以及时间。

2）断路器动作次数及时间。

3）断路器切除故障时故障电流和跳闸次数的累计值。

4）用户专用线路的有功、无功功率及每天的峰值和最小值以及时间。

5）控制操作及修改整定值的记录。

6）实现站内日报表、月报表的生成和打印，可将历史数据进行显示、打印及转储，并可形成各类曲线、棒图、饼图、表盘图，该功能在变电站内及调度端均能实现。4.1.9 人机接口功能具有良好的人机界面，运行人员可通过屏幕了解各种运行状况，并进行必要的控制操作。人机联系的主要内容包括：

1）显示画面与数据。

2）人工控制操作。

3）输入数据。

4）诊断与维护。

当有人值班时，人机联系功能在当地监控系统的后台机上进行，运行人员利用CRT屏幕和键盘或鼠标器进行操作。当无人值班时，人机联系功能在上级调度中心的主机或工作站上进行。程通信功能将站内运行的有关数据及信息远传至调度中心及设备运行管理单位，其中包括正常运行时的信息和故障状态时的信息，以便调度中心人员及时了解设备运行状况及进行事故处理。

可实现四遥和远方修改整定保护值、故障录波与测距信号的远传等。变电站自动化系统可与调度中心对时或采用卫星时钟GPS。他功能1）具有完整的规约库，可与各种RTU通信，满足开放性系统的要求。

2）可在线设置各设备的通信参数及调制解调器参数。

3）可进行多种仿真(遥信变位、事件记录、远动投退)。

4）在线诊断功能、在线帮助。

5）强大的数据库检索功能。4.2 二次设计原则变电站二次设备按功能分为四大模块：①继电保护及自动装置。②仪器仪表及测量控制。③当地监控。④远动。四大模块功能的各自不同的发展及其功能的相互渗透，为变电站自动化提供了多种多样的实现模式，可概括为两种基本实现模式：①保护加集中RTU模式，面向功能。②保护加分散RTU模式，面向对象。4.2.1 电器设备控制方式主变压器、站用变压器各侧断路器以及10kV、110kV、220kV断路器一般情况下均集中在控制室，通过就地监控主站的就地监控计算机进行控制操作(但网络中远动主站亦可留有接口给地调进行遥控，根据系统运行规程而定)，当网络中就地监控主站退出运行时则应能分别在各元件的保护屏处进行人工控制操作。

就地监控计算机在操作时应显示该站的配电装置的运行状态、通道状态和各种电气量，在每个操作步骤前应给操作者提示，待确认后方能操作。

主变压器、站用变压器、220kV线路、110kV线路、10kV设备及其母线设备保护和10kV母联的控制保护均采用集中保护方式，10kV开关柜上加一个“就地/远动”选择开关，10kV母联断路器的控制保护放在控制室，与10kV自投装置放在一起(当10kV装置能可靠地抗震、抗高温、抗电磁干扰时，也可以将10kV装置装配在10kV开关柜上，以减少电缆联接)。

10kV隔离开关采用就地手动操作(除变低处的10kV隔离开关外)。主变变低10kV隔离开关、110kV，220kV隔离开关采用就地电动操作方式，可进行就地和遥控操作，并设置“就地/遥控”选择开关，同时设有操作闭锁措施。专用母线接地刀闸装设母线有电闭锁操作装置(采用微机五防装置，应能与综合自动化装置接口)。用键盘或鼠标操作断路器、刀闸时靠后台机内的五防系统闭锁，现场人工操作或维护操作时则靠另一套微机五防系统闭锁。测量综合自动化的电气测量均按部颁《电气测量仪表设计技术规程》(SDJ9—87)的要求选择测量点及测量内容、测量精度。在主变220kV侧增加电流方向接法相反的分时计量的脉冲式有功电度表和无功电度表各2只，供关口表用。

全站的电气量测量除了通过监控主站及远动主站读取和记录存盘外，在各元件的保护装置上的液晶显示器上也应能读取有关的电气量，主要是为了保证当网络或监控、远动主站退出运行时该站所有设备的测量仍能满足安全运行。同期并列点和同期方式220kV线路断路器、220kV旁路兼母联断路器、110kV线路断路器、110kV旁路断路器、110kV母联断路器及主变220kV侧断路器、110kV侧断路器处设同期并列点，同期方式为集中式和分布式手动准同期，正常情况下采用就地监控计算机分布式手动准同期，当网络监控、远动主站退出运行时，上述各元件的同期并列操作应能在各自的保护屏处(或中央信号屏处)手动进行。中央监控设事故信号及预告信号。断路器事故跳闸启动事故音响，其它通道故障和装置故障启动预告音响，信息除了能在就地监控主站和远动主站读取及存盘外，还能在中央信号屏上读取及记录。各装置的故障信号应能在各装置上反映出来。4.3综合自动化变电所的现场调试前期准备阶段一般应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、电度表屏、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，无误后对装置逐一上电，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。调试阶段这个阶段包括一次、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，主要有以下内容：开关控制回路的调试给直流屏控制电源、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。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开关气体压力信号，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）。4.3.5 开关量状态在后台机上的反映逐一拉合一次侧断路器、刀闸，查看后台机SOE事件名称、时间是否正确，断路器、刀闸状态显示是否正确。若状态与实际相反，必是断路器、刀闸辅助触点常开、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。4.3.6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，接错时是个死值。4.4 二次交流部分的检查4.4.1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；在电度表屏用钳型表测量计度电流，最后在后台机查看电流显示。

4.4.2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PT二次侧A、B、C三相分别加单相电压57V。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。万用表量电度表屏计度电压，查看装置面板、后台机电压显示值是否正确。加三相电压，用相序表测计度、测量、保护电压相序。启动PT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。4.5 其他需要微机监控的量(如直流系统)遥信量及音响报警正确,遥测量显示正确4.5.1直流系统保护功能的调试

对保护装置做试验，检验装置精度及传动断路器，在后台机上应报保护动作信息、开关变位信息和显示动作时刻数据。若装置带同期功能时，应找准线路侧电压和母线侧电压基准点，即当同期电压取相电压或线电压时线路侧UXN与母线侧UN或Ub（当PT的B相接地时）短接。

4.5.2监控部分功能的调试

遥控功能的检查后台遥控断路器、主变压器分接头、电动刀闸应正确无误。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；直流屏合闸电源未合或一次开关处合闸保险未给上；测控装置未通讯；装置远方/就地切换开关在就地位置；装置未采到远方/就地切换开关位置；断路器位置不能在后台机上正确反映；控制回路接线不正确。

按最终完整一次系统图纸做好监控一次系统图，详细核对开关、刀闸编号，PT、CT变比，将模拟量、脉冲量系数设置正确。系统图、网络图、棒图、实时报表、历史报表等图表应按要求进行设计、组态，做到完整准确。

4.5.3打印功能的调试

要求打印机设置正确，打印图形、报表完整美观，大小合适。自动打印功能（告警信息自动打印、保护信息自动打印、和日报表、月报表的自动打印）及时准确，完整美观；手动打印功能（保护动作数据的打印；保护定值的打印；系统图、网络图、棒图、曲线、实时报表、历史报表的打印）完整美观，符合运行管理要求。

4.5.4声音报警功能

对断路器、刀闸等开关量加声音报警功能；对保护动作信息加声音报警功能。与智能直流屏、智能电度表、GPS、五防等装置的通讯应正确，功能正常发挥。

4.5.5远动功能的调试

国内目前应用较多的部颁CDT规约DL451—91为例说明调试过程及注意事项。

投运远动首先要和调度端协调以下技术内容：通道为模拟方式或数字方式；通讯方式为同步或异步；准确的通讯速率；如通道为模拟方式，调制解调器中心频率；调度端站址和本站站址；帧功能码（一般按标准CDT规约即可）；调度端遥控序号为十进制或16进制；遥测量数量、顺序及名称，频率数据采用格式（普通模拟量或BCD码）；遥信量数量、顺序及名称；遥控量数量、顺序及名称；电度量数量、顺序及名称；向调度端提供遥测、遥信、遥控、遥脉信息表。以上各项协调内容应与调度端完全一致，否则数据传送有误，严重时就不能进行通讯。

在调试过程中，对变电所上行信息和下行信息分别进行调试。上行信息包括调度端反映遥信量应正确，SOE量、遥信变位能正确捕捉，模拟量反映正确，电度量正确。下行信息有调度端遥控断路器、刀闸正确，遥调主变档位正确；需要调度端校时，校时正确。

关于远动通道、报文调试的方法，远动调试时，用串口调试软件来看远动报文。对于数字通道，直接将笔记本232口插在远动通讯口，可直接观察到数据报文。对于模拟通道，查看远动信号是否上送，可采用以下方法：用交流电压表测量应在0.4~1.3V之间，最好在0.7V左右（电压过低信号接收不好，电压过高则干扰载波相临话音通道）；用数字频率表测量时，频率表后几位应在MODEM中心频率范围内不断变化；用示波器观察波形时，应有两个清晰的波形，稳定住一个波形，另一个则在不断变化。若波形静止不动，只是在不断发“1”或“0”，调度端将解调不出信息；用喇叭听信号，可听到清晰而有规律的嘈杂音。

调试的最后阶段是对整个综自系统进行以下完善工作。

(1)综自系统的防雷抗干扰处理通讯线屏蔽层可靠接地；各通讯端口可靠保护；交流电源接地正确。

(2)屏上各标签框完整准确，任一元件应有明显标识：控制保护屏上压板、开关、指示灯及装置名称标签框；控制保护屏后C45N开关标签；电度表屏上标签框；交流屏上开关标签框；直流屏上开关标签框；各屏后端子排按单位做标识；在计算机通讯线的插头上做标识标明用途。4.6 试运行阶段要详细观察系统的运行状态，以便及时发现存在的隐患4.6.1 差动保护极性校验主变压器带一定负荷之后，才能判断出主变压器差动极性。在监控后台机上，调主（差动）保护装置采样值，将能看到某一时刻主变电流采样数据。可参看采样数据中的差流相数据的大小判断差动极性，也可通过对各相电流的波形分析差动极性。正常状态下，对于两圈变压器在同一时刻，主变压器高低压侧A-a，B-b，C-c相电流波形应正好相反，即高侧为正半波数据，则低侧应为负半波数据，且最值相加应得零。对于三圈变压器，送电侧各相电流波形与受电侧各相波形相反，且最值相加得零。4.6.2带方向保护的方向校验线路带一定负荷之后，在后台机上调采样值，通过观察同一时刻相电压与同相电流之间的电压电流数据分析。例如：线路输送功率