35kV变电站综合自动化系统分析及设计

-.z.毕业设计（论文）题目：35kV变电站综合自动化系统分析与设计学生：学号：130763234班级:专业：电气及自动化指导教师：目录摘要IV1绪论11.1变电站自动化的意义11.2变电站综合自动化发展概述11.3变电站综合自动化系统分析21.4本文的主要工作4235kV变电站综合自动化系统概况62.1变电站综合自动化分层配置的基本结构62.2电气本体72.2.1主变压器容量、台数的选择原则72.2.2短路电流的计算步骤82.3变压器型式的选择原则132.3.1相数的确定132.3.2绕组数的确定132.3.3绕组接线组别的确定132.3.4冷却方式的选择142.3.5高压断路器的选择和分析142.3.6高压隔离开关的选择142.3.7高压熔断器的选择152.3.8电流互感器与电压互感器的选择152.4继电保护及二次回路163变电站综合自动化系统设计203.1设计目标203.2硬件系统设计203.2.1智能单元与站级主控制计算机203.2.2音响报警装置203.2.3计算机网络213.3计算机监控系统软件设计213.3.1操作系统213.3.2应用软件及支持软件环境设计213.3.3监视与控制模块设计233.4系统设备244系统功能说明及性能指标264.1成套设备功能说明264.1.135KV间隔264.1.2主变间隔264.1.310KV间隔264.1.4公用间隔284.2监控系统功能说明29数据采集与处理294.2.2统计计算304.2.3报警处理324.2.4保护功能344.2.6与远程调度中心的接口354.2.7与其他设备的接口354.2.8维护功能354.3性能及指标364.3.1系统性能的具体实现364.3.2主要的技术指标37结论40辞41参考文献42摘要变电站自动化自20世纪90年代以来一直是我国电力行业中的热点之一，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技术的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领域的先进代表。本文以新建35kV南洋变电站的设计建设为背景，通过对国外变电站综合自动化发展情况的分析和总结，特别是对现在处于先进领域的分层布置、分散式结构的变电站综合自动化系统进行了全面的分析和阐述。在分析各种变电站综合自动化的模式和重点探讨先进技术领域的基础上，结合变电站的工程情况，提出采用面向对象技术的分散式综合自动化系统整体设计方案，现场智能单元采用电力自动化设备总厂的HS*5010通信处理装置与保护装置配合使用，并对其监控系统数据采集与处理、监视与控制功能、报表输出模块、数据库查询等主要功能模块进行了设计。最后根据设计方案，结合现场实际工业条件，对监控系统功能做了实现。关键词：变电站，综合自动化、监控系统、二次回路-.z.1绪论1.1变电站自动化的意义变电站自动化自20世纪90年代以来一直是我国电力行、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家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围开始的大规模城乡电网改造，不但要新建许多变电站，现有将近一半以的建设于上世纪六、七年代、甚至还有五年代的老旧变电站因设备旧老化而面临改造。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；它通过SCADA系统与MIS系统结合实现了办公自动化，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*供电公司新建的35kV变电站是降压变电站，将35kV电压进行降压变为10kV，供给用户使用。1.2变电站综合自动化发展概述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，以各自采用独立的装置来完成自身的功能。80年代由于微机技术的发展，远动终端、当地监控、故障录波等装置相继更新换代，实现了微机化，人们开始考虑集成变电站二次回路各种功能的综合自动化系统。但当时的变电站自动化系统实际传统的控制屏台仍予保留。这可以说是国变电站自动化技术的第一阶段。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，研制成功了各种变电站自动化系统并投入运行。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，亦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如RS-232C,RS-422/485。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兀部件独众完成，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。1.3变电站综合自动化系统分析变电站自动化系统中，面向对象技术己成为一个十分流行的趋势，即不单纯考虑*一个量，而是为*一设备配备完备的保护和监控功能装置，以完成特定的功能，从而保证了系统的分布式开放性。从技术发展的趋势看，将来的测控设备还将和一次设备完全融合，即实现所谓的智能一次设备，每个对象均含有保护、监控、计费、操作、闭锁等一系列功能及信息库，面向自动化的仅是一对通信双绞线，该双绞线以网络方式和计算机相连。一个典型的变电站自动化系统，可分为三个层次，三个层次分别为:.现场1/0层，用于和现场一次设备的信号和控制相连。.通信层，完成上位机(Workstation)和数据终端设备((DCU)的数据和命令传输。.计算机管理层，完成相应的SCADA及变电站管理功能以及其它相应的辅助功能。(1)现场单元功能与性能在变电站自动化系统中，特点是以变电站一次设备(如高低压开关等)为单位。现场单元可以是监控和保护二合一装置，亦可以保持相对独立，但有一点是共同的，就是现场单元要求能独立完成监控和保护的功能。现场监控单元具有遥测量采集及计算，遥信采集及处理，电能脉冲采集及累计，遥控命令接收与执行，对关键芯片的定时自检，与保护单元的通信(当与保护单元保持相对独立时)，并在当地显示等功能。现场保护单元具有根据安装单位的继电保护配置完成保护功能，按收与执行后台机下发的保护定值修改，自检功能，发送保护装置的工作信息、告警信息、动作信息、自检信息，与上级对时，接收与发送上级对保护装置整定值和测量值的查询。(2)网络结构与通信规约网络结构在变电站自动化系统中，早期常用的串行通信接口RS-232、RS-422/485,不足之处是RS-232C通信有效距离短(15m)，而RS-485总线为主从结构，主接点工作繁忙时，影响系统性能和可靠性。目前的变电站自动化所采用的通信方式多是由两级构成。在下层，采用现场总线技术实现间隔层的数据共享和监控信息的集中，在变电站层应用局域网技术。在变电站自动化向分散式系统发展时，采用计算机网络的优点来替代传统串口通信成为一种必然。计算机网络计算机之间是相互独立的和平等的，目前系统普遍采用的是现场总线型通信方式。现场总线网是一种多点共享的广播通信信道网，较点对点通信信道网(星形网)为优，各结点连在一条总线L(亦可采用冗余总线)，而应用快速以太网通信的Web技术能够做到在不减少当前的系统功能的前提下，实现信息资源的有效使用。通信规约目前，应用最为广泛和成熟的通信协议就是TCP/IP和HTTP协议。在现有的变电站自动化系统中，其监控调度系统还没有实现与管理信息系统的有效连接。只是实现了监控调度系统对管理信息系统的信息提供(存在信息的转换)，其中为了保证监控调度系统的安全性，监控调度方不接受来自管理信息系统的任何信息，它仅负责提供信息，这一点从安全性上来考虑，当然是有道理的。但是它也限制了监控系统信息的有效使用。当前国际上Internet技术日渐成熟和流行，基于该种技术的各种应用也显示出有别于传统技术的种种优点。应用快速以太网通信的Web技术能够做到在不减少当前的系统功能的前提下，实现信息资源的有效使用。Web技术应用于电力系统自动化主要采用快速以太网通信模式和TCP/1P,HTTP协议，具有很大的优点。1.4本文的主要工作1设计任务要求：（1）设计容：包括变电站供电系统简况；电气主接线优化设计，绘制电气主接线图；供电系统各处三相短路电流计算；主变压器继电保护及整定计算；中央信号装置的设计。（2）要求绘制电气主接线图、主变压器继电保护图、线路出线继电保护图和中央信号装置接线图。2根据*供电公司需要新建的35kV变电站的具体情况，完成变电站综合自动化的如下目标：(1)实时数据采集与处理(2)计算数据的处理(3)数据库管理(4)实现顺序记录和事故追忆(5)报警(6)绘图及显示(7)报表打印(8)控制操作和同期检测(9)远动功能(10)系统自诊断与自恢复(11)远程监视与维护(12)各种保护功能(13)保护设备管理功能(14)故障录波分析功能235kV变电站综合自动化系统概况主接线图如下2.1变电站综合自动化分层配置的基本结构本变电站自动化是应用自动控制技术、信息处理和传输技术，通过计算机硬软件系统代替人工对变电站进行监控、测量、运行操作的自动化系统。具体的说就是将变电站的二次设备（包括控制、信号、测量、保护、自动装置等），利用微机及网络技术，经过功能的重新组合和优化设计，对变电站执行自动监控、测量、运行和操作。本变电站位无人值班变电站，即无固定人员在所进行日常监视和操作的变电站。本变电站自动化系统采用分层分布式结构，按纵向分为变电站层、网络层和间隔层。变电站层即站级主站层。站级工作站一般主要由操作员工作站、五防终端、远动主站及工程师工作站组成，本变电站中有一台研祥工控机实现这些功能。变电站层设备也采用分布式、开放式的设计，组态完成站监控功能，全面提供设备状态监视及控制、保护信息记录与分析等功能。网络层主要完成变电站层和间隔层之间的通讯。本站间隔层在站按间隔分布式配置。间隔层的设备均直接下放至开关场就地，减少大量的二次接线。各间隔设备相对独立，仅通过通信网互联，并同变电站层的设备通信，节省投资，提高系统可靠性。2.2电气本体主变压器容量、台数的选择原则主变压器容量、台数直接影响主接线的的形式和配电装置的结构。它的确定应综合各种因素进行分析，做出合理的选择。主变压器台数的确定（1）从供电系统的可靠性的要求，对负荷较大的变电站来说，应选择采用两台变压器较为合适，以便当一台变压器发生故障或检修时，另一台变压器能对一、二级负荷继续供电。（2）对季节性负荷或昼夜负荷变动较大而宜于采用经济运行方式的变电所，也可以考虑采用两台变压器。主变压器容量的确定变压器容量和它所在电网功能相适应，一般情况下单位容量（MVA）费用、系统短路容量、运输条件等都是影响选择变压器容量时的因素。具体选择时，可遵循以下原则：装有两台主变压器的变电所，Ⅰ任一台变压器单独运行时，宜满足计算负荷的大约60%－70%的需要，即Ⅱ任一台变压器单独运行时，应满足全部一、二级负荷的需要，即Ⅲ适当考虑今后5-10年电力负荷的增长，留有一定的余地。干式变压器的过负荷能力较小，更宜留有较大的裕量。电力变压器额定容量是在一定温度条件下（例如户外安装，年平均气温为20℃）的持续最大输出容量（出力）。如果安装地点的年平均气温℃时，则年平均气温每升高1℃，变压器容量相应地减少1%。因此户外电力变压器的实际容量（出力）为：因此户电力变压器的实际容量（出力）为：考虑到今后发展的需要，选择容量为6300KVA的变压器。短路电流的计算步骤1、把该变电站主接线图中去掉不参与短路电流计算的开关设备，得到短路电流计算图如2-1所示=35kv=10kV图2-1电力系统架空线路变压器2、求各元件的电抗标么值，取=100MVA，线路：变压器：当在K1处发生三相短路时，作出等值电路图，如图2-2所示0.175图2-20.175最大运行方式下电源至短路点的总电抗为：无限大容量电源短路电流周期分量的标么值有名值冲击电流短路全电流最大有效值短路容量最小运行方式下电源至短路点的总电抗为:==0.175无限大容量电源=1短路电流周期分量的标么值有名值冲击电流短路容量当在K2处发生三相短路时，作出等值电路图如下2-3所示0.1750.94图2-30.1750.94最大运行方式下电源至短路点的总电抗为无限大容量电源=1短路电流周期分量的标么值有名值冲击电流短路全电流最大有效值短路容量最小运行方式下电源至短路点的总电抗为无限大容量电源=1短路电流周期分量的标么值有名值冲击电流短路全电流最大有效值短路容量短路电流计算结果表短路点运行方式电源至短路点电抗标么值短路电流周期分量有名值（KA）冲击电流（KA）全电流（KA）短路容量S（MVA）K1最大0.087517.845.326.91140最小0.1758.922.713.4570K2最大0.569.824.914.8179最小1.1154.912.67.4902.3变压器型式的选择原则相数的确定电力变压器按相数可分为单相变压器和三相变压器两类，三相变压器与同容量的单相变压器组相比较，价格低、占地面积小，而且运行损耗减少12～15％。因此，在330kV及以下电力系统中，一般都选用三相变压器。绕组数的确定变压器按其绕组数可分为双绕组普通式、三绕组式、自耦式以及低压绕组分裂式等型式。35kV及以下电压的变电所，可选用双绕组普通式变压器。绕组接线组别的确定35kV采用“Y”联接，其中性点多通过消弧线圈接地；35kV以下高压电压，变压器三相绕组都采用“D”联接。因此，普通双绕组一般选用YN，d11接线，近年来，也有采用全星形接线组别的变压器，即变压器高、中、低三侧均接成星形。冷却方式的选择变压器的冷却方式主要有自然风冷却、强迫空气冷却、强迫油循环水冷却、强迫油循环风冷却、强迫油循环导向冷却、水冷变压器、SF6充气式变压器等。综上所述，本变电站采用两绕组的三相变压器，有载调压，YNd11接线，强迫风冷。高压断路器的选择和分析高压断路器可在发生故障时，自动而快速的将故障切除，以保证设备的安全运行。常用的高压断路器有油断路器、六氟化硫断路器和真空断路器。（1）高压断路器的主要参数：断路器正常工作时的线电压为额定电压（及35kV户外开关应选择额定电压为40.5kV，10kV户断路器应选择额定电压12kV）；断路器允许长期通过的最大工作电流为额定电流(35KV额定电流应选择1600A,10kV户断路器应选择额定电流1250kV)；额定断开电流是断路器开断能力的标志，其大小与灭弧室的结构和介质有关，额定开断电流选择是应与额定动稳定电流、额定短路耐受电流选择的电流大小相同，校验高压断路器的动稳定性：；校验高压断路器的热稳定性：It2t≥I∞2tima；校验高压断路器的断流容量（或开断电流）：熔断断流容量按校验。；根据上述分析并查资料：35KV高压断路器选择LW16-40.5型高压六氟化硫断路器；10KV高压断路器选择ZN63A(VS1)-12型选择户高压真空断路器高压隔离开关的选择高压隔离开关的作用：高压隔离开关是在无载情况下断开或接通高压线路的输电设备，以及对被检修的高压母线、断路器等电器设备与带电的高压线路进行电气隔离的设备。根据设计条件，选择户外型高压隔离开关，它可用于户外有电压无负载时切断或闭合6-500KV电压等级的电气线路。户外型高压隔离开关一般由底座、支柱绝缘子、主刀闸、接地刀闸、动触头和操动机构等组成，单相或三相连联动进行操作。户外隔离开关可安装在户外支架或支柱上，也可安装在户。根据上述条件和要求并查表有：35kV高压隔离开关选择GW4-40.5/630型；高压熔断器的选择高压熔断器的选择：除按环境、电网电压、电源选择型号外，还必须按校验熔断器的断流容量；熔断器额定电流按选，对保护变压器的熔件，其额定电流可按变压器额定电流的1.5～2倍选择35kV高压熔断器选择P*WO-35-0.5A型熔断器。2.3.8电流互感器与电压互感器的选择电流互感器是一次电路与二次电路间的连接元件，用以分别向测量仪表和继电器的电压线圈与电流线圈供电。电流互感器一次侧匝数少，串接在主路中，二次线圈与负载的电流线圈串联，接近短路状态。电流互感器的选择条件：（1）.额定电压大于或等于电网电压：（2）.原边额定电压大于或等于长时最大工作电流:（3）.二次侧总容量应不小于该精度等级所规定的额定容量:（4）.校验：部动稳定按：:电流互感器额定一次电流；：动稳定倍数外部动稳定按:根据上述选择条件：35KV侧的电流互感器选择LCWB-35W2型零序电流互感器10KV侧的电流互感器选择LZZBJ9-10C2型零序电流互感器电压互感器的选择电压互感器一次侧是并接在高压侧，二次线圈与仪表和继电器电压线圈串联，一次侧匝数很多，阻抗很大，因而，它的接入对被测电路没有影响，二次线圈匝数少，阻抗小，而并接的仪表和继电器的线圈阻抗大，在正常运行时，电压互感器接近于空载运行。电压互感器的类型及接线按相数分单相、三相三芯和三相五芯柱式；按线圈数来分有双线圈和三线圈；实际中广泛应用三相三线五柱式（Y－Y）。2.4继电保护及二次回路(1)变压器保护主保护:采用二次谐波制动的差动保护、瓦斯保护、不带延时的差流速断作为差动保护作为变压器的主保护。后备保护:采用10.5kV相间低压闭锁的一次过电流保护，有选择跳分段或主变及电容器开关。另外负荷保护延时作用于报警信号，轻瓦斯保护作用于报警信号，低压断线作用信号。(2)变压器备自投装置启动条件:在二台主变一工一备的运行状态下，运行主变差动、瓦斯保护动作跳变压器及电容器开关。运行主变二次无电压、一次无电流。自投备用主变两侧开关，并保证自投一次。(3)10.5kV分段开关备自投装置启动条件:在二台主变二次侧分裂运行状态下，一台主变差动、瓦斯保护动作，跳变压器及本侧电容器开关。主变二次无电压、一次无电流。检另一台主变二次有电压，自投分段开关，并保证自投一次。(4)10.5kV线路及侧路开关保护=1\*GB3①二相式电流速断和反时限保护=2\*GB3②三相一次重合闸=3\*GB3③低频减载保护，具有三轮低频减载，当频率恢复正常时，按逆顺原则，自动恢复重要用户供电。(5)10.5kV电容器保护=1\*GB3①二相式电流速断和反时限保护=2\*GB3②10.5kV相间过电压保护=3\*GB3③10.5kV相间低电压保护=4\*GB3④零序过电压保护—－电压取自电容器放电线圈开口三角电压2.5监控系统要求(1)总体要求=1\*GB3①测量及显示状态信息模拟量:实时采集1OkV各段母线电压,主变和各配出线有功功率P、无功功率Q和二相电流I，各变压器层油温度、室温度T，1OkV各段母线3Uo，各配出线3I0，电容器无功功率Q和三相电流I，直流电压等.状态量数据:断路器状态、同期检测状态、锁定状态、一次设备运行告警信号、变电站分接头位置信号及接地信号等。并收集继电保护装置及各自动控制装置的运行/退出状态及装置部各功能的投退状况，以及保护动作信息和事件报告信息，以供事故分析使用。可计算判断模拟量，具有越限报警功能操作信息:即操作人员在远端或当地后台监控机中经通信网络对负责管理的断路器开合操作。参数信:保护及自动装置的设备号、额定参数及整定值等。=2\*GB3②事件记录功能实时采集各线开关、继电保护、重合刚动作、主变分接开关位置，具有事故预告报警信号，并可远方传到调度端。=3\*GB3③当地地显示功能可进行测量查看、故障检查、定值整定及显示系统信息等。=4\*GB3④远传功能远方传送上行信息和下行信息，通道各自独立。=5\*GB3⑤遥控功能调度端和集控站能对变电站开关和变压器分接开关分别进行遥控遥调。=6\*GB3⑥控制方式和仪表监视功能正常情况下，无人值班，在调度端或集控站实现遥控操作，监视潮流和开关状态。在操作失败时，应用开关柜和保护装置上就地转换开关切至就地进行现场开关操作，并通过保护装置的显示器进行监视。=7\*GB3⑦小电流接地选线功能系统发生接地故障，当3U。大于20V及以上时，延时报警选出接地故障相别和线路，二相电压最低值的相为接地相，各配出线3I0的增量最大者为接地线路，确认后并能显示。=8\*GB3⑧备用电源自投可根据变电站运行方式和故障性质选择合适的自投方式，包括主变备自投和分段备自投.=9\*GB3⑨无功补偿及电压自动控制功能可根据系统电压、有功功率、无功功率、电流来计算和实时判断是否投切电容器开关或调整变压器分接开关，以满足功率因数和电压要求。当变压器并列运行是能够实现变压器分接头位置白动跟踪，并将实时信息传递给调度端，该装置还应能够满足远方控制和手动调节。另外，变压器区外故障时，采用A.C相过流动作，瞬时闭锁变压器分按开关自动调节装置，并报警:电容器部鼓涨跳闸或手动跳闸，木组电容器不参与无功补偿，并报警和自保持。待电容器恢复正常运行后，恢复参加无功补偿。音响信号报警功能=10\*GB3⑩分预告信号和事故信号两种。（2）通信系统由于变电站的控制层次和对象可分为站级监控层和就地设备层二级控制系统结构，变电站综合自动化系统的通信网络也采用二级分层分布式网络。站级通讯网由于信息流量大、开放性要求高，故采用以太网。通讯媒介采用光纤或电缆(双绞线、同轴电缆)，通信网的通讯媒介占用控制方式采用载波监听多路访问/冲突检测(CSMA/CD)方式，采用TCP/IP通信协议。段级通讯网由于信息流量较小、通信速率要求小高、投资费用要求低，故采用RS－485网络(或现场总线)，通讯媒介采用光纤或屏蔽电缆，通信网的通讯媒介占用控制方式为主从问答方式，通信规约采用IEC870-5-103通信规约。站级监控层可配置成单机监控方式，采用以太网同段级设备相联，完成站管理及远方调度功能。段级设备层在横向按一次设备(一台主变、一条线路等)分布式的配置，各保护、测量装置集中组屏。保护单元、综合测量单元等模块通过以太网直接与站级中央监控单元连按(或分别组屏、屏设立管理单元)。各段级设备相对独立，通过段级485串行通讯网络相联，由段级通讯管理机管理且通过以太网与站级设备连按。采用电缆为媒介的网络构成如图2－4系统网络图所示。图2－4系统网络图3变电站综合自动化系统设计3.1设计目标变电站微机监控和管理系统能对变电站的一次设备进行监视、测量、保护、控制和记录，并能与其他保护或智能设备等相连接，实现变电站综合自动化。变电站运行值班方式为少人或无人值班方式，在变电站级可通过监控系统对变电站高压设备进行监视、测量、控制并记录处理各种信息并且可由位于远方的控制中心对该站高压设备进行监视、测量、控制并记录处理各种信息。变电站综合自动化系统主要由以下三部分组成:第一部分为间隔层的分布式保护；第二部分为站通信网；第三部分为变电站层的监控与管理系统。本文主要进行第二部分的监控与管理系统设计。3.2硬件系统设计综合自动化系统中的计算机监控与管理部分采用标准化设计、灵活可靠的计算机网络体系，且功能分布、结构分布、开放性好的成熟产品。它所用的主要如计算机、打印机、计算机网络等应为在国际市场上著名的、占有一定市场产品，符合计算机产业的发展方向和适应电力工业应用环境，应具有较好的技术支持。智能单元与站级主控制计算机本系统基本配置为一台标准的微型计算机作为站级控制计算机。现场智能单元采用电力设备总厂的HS*5010通信处理装置与保护装置配合使用。微型计算机应包括:主机1台，操作键盘1个，鼠标1个，彩色显示器1台，宽行针式打印机一台，调制解调器一台。音响报警装置选AWE64系列声卡，可安装在主控制计算机上，并配有高保真有源音箱，由计算机驱动音响报警，音量可调，语音文件可根据现场情况录制定义。计算机网络综合自动化系统通过网络部件将控制设备、保护设备连成一个计算机局域网，它具有高速传输能力和极高的可靠性，包括网络通信的连接装置。通信媒介采用光缆、同轴电缆。3.3计算机监控系统软件设计操作系统系统采用WINDOWSNT32位实时多任务视窗操作系统,系统具有最适合SCADA应用的环境。32位系统具有占先式多任务和多线程处理能力，具有良好的实时性能。变电站监控和管理系统经常要同时执行几项任务，例如与通讯网管设备通信，系统登陆、为I/O点记录历史信息、报警生成、画面更新、报表打印等多任务环境下，每项任务或线程都运行在自己的环境下，并有自己的优先级，由操作系统安排CPU来执行。实时的WINDOWSNT操作系统有能力在运行任务之间有效地分配CPU资源，以决定备装载的任务何时需要CPU，并能立即作出应答，这样就有效地保证了监控和管理系统的实时性。应用软件及支持软件环境设计（1）数据库及数据库管理系统系统采用标准的中文ACCESS97做为历史数据库的存取和处理，同时系统也使用基于存的实时数据库管理系统，具有以下特点:=1\*GB3①实用性:即对数据库的快速访问，对数据库的访问时间短，即使在并发操作下也能满足实时功能要求。=2\*GB3②灵活性:系统可提供多种访问数据库的方式，系统SQL接口支持微软公司的开放数据库连接(ODBC)接口，允许系统存取各种常用的数据库系统文件。=3\*GB3③可维护性:提供数据库维护和转换工具，用户可在线监视和修改数据库的各种数据，并能把历史数据库转存成其他数据格式。=4\*GB3④可恢复性:系统数据库在计一算机监控系统事故消失后，可以通过工具迅速恢复到事故前的状态。=5\*GB3⑤并发操作:系统允许不同应用程序对数据库的同一数据进行并发访问，在并发形式下也可保持数据库的完整性和一致性。=6\*GB3⑥在任一计算机对数据库中数据的修改，系统服务器能自动对相关数据进行修改，以保持数据库的一致性。=7\*GB3⑦提供安全的远程系统数据库维护功能，在系统授权的情况下可在远端对变电站端数据库进行查看和维护。（2）人机接口系统本系统采用VC++6.0高级编程语言编制，便于维护和扩展，可以满足如下功能的要求:=1\*GB3①电力对象和图形库：一个强大的组件库，包括大量预先定义好的变电站监控所需的字符对象(如断路器、隔离开关等)和图符对象〔如变压器)，每个对象不仅仅由图形显示，还包括与其相关的报警定义、动态显示、控点定义等，即该对象的状态应是动态的，与变电站实际状态相符。一旦在图形中设定了该对象，已会随着相关控点值及报警状态的改变而变化。=2\*GB3②动态图形：可对绘出的图形对象加入一系列的动态功能，如移动、旋转、闪烁、改变颜色等，对象可根据系统的过程变化(即相关的遥测、遥信、遥控量)和报警及事故状态自动激活相应的动态功能。画面生成和修改提供作图和显示图形合一的功能，在编辑图形状态下能在线地、方便直观地在显示器生成和修改画面，在实时状态下即可观察该画面在线显示情况和实际工作状态。=3\*GB3③打印表的生成和修改能在线地、方便直观地在显示器上生成和修改打印报表，报表宽度可为打印机的最大宽度。（3）报表输出打印由于ACCESS97自身的局限性，只能制作样式较为简单的报表，对于复的报表，系统就无法满足。采用VisualpanyLtd公司提供的FormalOnActive*报表控件来实现系统的报表功能解决这个问题。（4）网络系统变电站级网络采用成熟可靠的以太网络，通讯协议选用标准TCP/IP协议，管理综合自动化通讯处理装置之间的数据通信，保证它们地有效传送、不丢失。它支持光纤通讯网络和双总线网络，自动检测网络总线和各个节点的工作状态，并能自动选择、协调各个节点的工作和网络通信。Server端程序和Browser端的Active*控件均使用MicrosoftVisualC++6.0开发。Browser端开发工具还涉及:MicrosoftVisualInterDev,MicrosoftActive*ConPad,MicrosoftFrontPage等。监视与控制模块设计（1）监控操作设计操作模块主要完成RTU各种定值的设定及(遥控)断路器的开、合以及调整无功补偿及电压调节及变压器有载分接开关的操作。=1\*GB3①遥控(遥调)操作分以下几个步骤:集控站向RTU发出遥控(遥调)选择指令；RTU向集控站返回返校命令，以验证选择对象着却与否；如果选择正确，集控站向RTU发送遥控(遥调)执行指令，RTU执行应操作。=2\*GB3②RTU定值的读取与设定：根据通信规约，可以读取、设定RTU参数的通讯数据。当调度方或继电保护、远动工程师在远方(本功能仅限定专业人员应用)实现成功记录后，系统自检命令缓冲区是否为空，读取缓冲区命令，然后检查命令是否发出。根据接收情况返回接收信号，远方确认命令指示无误后执行操作，当有确认打印的时候还可以实现打印等进行核对，确认无误后执行，并反馈执行情况。（2）报表输出模块设计报表是变电站后台机监控系统不可缺少的部分，利用ACCESS97本身所具有的报表设计工具，结合相应的原始数据表，可以制作具有一定灵活性的报表。不过由于ACCESS97自身的局限性，只能制作样式较为简单的报表，对于复杂些的报表，系统就无法满足。可以采用VisualpnentsLtd公司提供的FormualOneForActive*报表控件来实现系统的报表功能解决这个问题。此控件功能强大，其设计的报农和E*CEL兼容，并且带有一编辑器。利用此控件设计报表系统时，加入自己设定的规则，采用DAO技术实现与ACCESS97数据库的接口，这样遵照规则，可设计出许多样式的报表，在需要输出报表的时候，就可以显示或打印出报表。报表系统的开发语言选择VisualC++6.0，这是为了保持与整个系统开发的一致性。使用VCF132.OC*控件和VCFI.E*E控件编辑器作为系统的核心部件，来完成报表系统的主要功能。在用户召唤打印时，系统根据用户设定的自动打印时刻，比较当前系统时间从而确定是否需要自动打印，然后系统会将相应报表的原始信息表中每个单元格的信息取出，经过核心算法模块的计算得到每个单元格的SQL语句，然后据此从数据库中得到数据填充到召唤打印报表或者是自动打印报表中的相应单元格中。（3）Web查询模块设计实现后台机的Web查询功能，可以通过Internet.Intranet、各类LAN,Mod拨号等方式建立起来的网络来实现对后台机的远程监控。可实现如下功能:=1\*GB3①系统多级敬录(Server端有详细记录)。=2\*GB3②各类接线图、表图、棒图、曲线图、饼图的实时查看。=3\*GB3③遥测、遥信、电能、RTU、通道属性库查看及修改。=4\*GB3④遥控功能(含Server级权限设置)。=5\*GB3⑤事故追忆。=6\*GB3⑥事项显示。=7\*GB3⑦用户管理。=8\*GB3⑧历史事项查看。3.4系统设备(1)变电站层（站用控制层）站用控制层负责全站各主要电气设备的监视、测量和报警等功能，同时与调度系统进行通信，实现遥测、遥信、遥控、遥调等远动功能。变电站各设备布置在变电站主控制室。(2)间隔层设备间隔层负责对相应的电气设备进行监控、控制和保护，它将所采集到的控制、保护、测量、报警等信号进行处理，然后将数据信息经现场总线网络传至站控层。当站用控制级故障或退出运行时，不影响各就地控制和保护单元的功能。间隔层各控制单元相互独立，互不影响，功能上不依赖与通信网和监控主机，增强整个系统的可靠性和可用性。间隔层所需要的阻隔成套设备如下：10kV组:10kV出线柜24面10kV母联柜1面10kV电容器柜4面10kV站用变柜2面35kV组:35kV进线柜1面1＃主变保护测控柜1面2＃主变保护测控柜1面主控柜1面组屏图如下：图3－1组屏示意图4系统功能说明及性能指标4.1成套设备功能说明35KV间隔保护功能：35KV采用的是桥接线方式，进线不需配置保护，由上一级线路保护完成或主变后备保护承担，具有防跳、压力闭锁等功能。测控功能：针对2回35KV进线实现桥备投或进线备投功能变压器备投功能;用户需求的多种备投方案。主变间隔共两面柜，分别对应于2台主变间隔。保护功能：主保护：配置数字式变压器主保护装置，含有纵联差动保护（进线、桥、低压侧三侧差动）、过负荷告警、过负荷启动通风、过负荷闭锁调压等功能，同时7路外部开入遥信的功能。后备保护：按侧配置，高压侧配置一台HST5420变压器后备保护装置，含有两段式复合电压方向过流保护（复合电压可取两侧电压），三段式零序方向过流保护，间隙零流保护，间隙零压保护，过负荷告警等功能，同时具有高压侧的遥测、遥信等功能，低压侧配置一台HST5320变压器后备保护装置，含有三段式定时限相间过流保护，充电保护，过负荷发信，零序电压发信，低压侧操作回路等功能，同时具有高压侧的遥测、遥信、遥控等功能。4.1.310KV间隔采用就地安装方式，配置“四合一”保护测控装置.(1)10KV出线柜针对10KV出线间隔配置一台HSL5520数字式线路保护测控装置。保护功能：三段式定时限相间过流保护反时限相间过流保护小电流接地选线独立的加速保护过负荷发信或跳闸低频减载低压解列三相一次重合闸操作回路断路器失灵测控功能：遥测量：Ia、Ib、Ic、P、Q、COSΨ遥信量：7组220V/35V开入量遥控量：本侧断路器的控制。自动控制功能：HSL5520装置具有接地选线功能，当3U0>10V时,装置会自动录下3U0、3I0向量与监控系统中的接地选线模块配合共同完成接地选线功能。(2)10KV母联柜针对10KV母分间隔配置一台HSB5610数字式母分保护及备投装置。保护功能：分段过流I段分段过流II段分段过流II段分段充电保护分段操作回路测控功能：遥测量：Ia、Ib、Ic、P、Q、COSΨ遥信量：7组220V/35V开入量遥控量：母分断路器的控制自动控制功能：实现母分备投或进线备投方案;可实现过负荷联切功能。(3)10KV电容器柜针对10KV电容器间隔配置一台HSP5510数字式电容器保护测控装置。保护功能：两段式定时限相间过流保护电流反时限保护两段式定时限零序过流保护零序反时限保护过电压保护低电压保护不平衡保护（单相）操作回路断路器失灵测控功能：遥测量：Ia、Ib、Ic、Q遥信量：7组220V/35V开入量遥控量：本侧断路器的控制。自动控制功能：HSP5510装置与监控系统中的HSV5010电压无功控制模块配合共同完成变电站的AVQC功能。公用间隔测控功能：针对35KV、10KV两段母线TV分别配置一台HSD5140数字式电压测控置电压自动并列功能或手动、远方并列功能。公用设备：主要采集变电站如直流系统故障信号；直流屏交流失压；所用电切换信号；所用电I段失压；所用电II段失压；控制电源故障；合闸电源故障；控制母线故障；合闸母线故障；通讯故障信号；通讯电源故障；火灾报警控制回路故障信号；火灾报警动作信号；保安报警信号等等。遥测量：电流，电压，用于测量两段所用电Ia、Ib、Ic、Ua、Ub、Uc、Uab、Ubc、Uca、P、Q、COSΨ遥控量：用于变电站如大门开启等须控制的量。全站校时系统：配置一台GPS-I卫星时钟装置，其功能如下：接收卫星时钟，通过其通讯接口RS232与HS*5010通讯服务器进行通讯，经HS*5010装置转发进行网络层对时广播命令，以保证全系统时钟统一。远动功能：配置一台HS*5010通讯服务器，将网络上的数据进行筛选排序，并按调度方规约进行转发。通讯口：两路RJ45（针对监控后台和调度系统）8路RS232/485/422（针对调度及其他智能设备，每个通讯口可以以不同规约发送）一路BDM口，供测试程序，配置下载用。配置两台调制解调器（带双通道切换功能）与HS*5010的两路RS232口配合，实现主备通道换功能。电源：配置一台逆变电源，将直流电源逆变成交流220V，以供给后台监控主机用电。4.2监控系统功能说明数据采集与处理通过间隔层单元采集来自生产过程的模拟量、数字量及温度量等，生产过程设备包括TA、TV、配电装置保护、直流系统、所用电系统等。对所采集的输入量进行数字滤波，有效性检查，工程值转换、故障判断、信号接点抖动消除、刻度计算等加工。从而产生出可供应用的电流、电压、有功功率、无功功率、电度、功率因数等各种实时数据，供数据库更新。系统形成分布式的数据库结构，在就地控制单元中保留本地处理的各种实时数据。模拟量的采集采用交流采样方式，输入回路具有隔离措施。开关量输入接口均采用光电隔离回路，具有防接点抖动的措施，但又不应影响事件记录的分辨率。统计计算对实时数据进行统计、分析、计算，例如通过计算产生电压合格率、有功、无功、电流、总负荷、功率因数、电量日／月／年最大值／最小值及出现的时间、日期、负荷率、电能分时段累计值、数字输入状态量逻辑运算值等，设备正常／异常变位次数并加以区分等，并提供一些标准计算函数，用来产生用户可定义的虚拟测点进行平均值、积分值和其它计算统计。具体算法可按工程实际提出的要求制定。画面显示（1）概述通过站级控制机的一台人机联系工具显示变电所各种信息画面，显示容主要包括全部设备的位置状态、变位信息、保护设备动作及复归信息、直流系统及所用电系统的信息各测量值的实时数据，各种告警信息、计算机监控系统的状态信息。在需要分区显示的画面中，可按要求分为：过程画面区、提示信息区、报警信息区，各区以相互不干扰的方式同步显示信息。（2）画面显示的形式显示器上显示的各种信息以报告、图形、声光等形式及时提供给运行人员报告显示:报告显示容包括报警、事故和正常运行所必要的全部数据。具体项目和容待设计联络会上最后确定。报告分类报告容有状态变化、控制操作、测量值越限、计算机监控系统设备异常、就地控制单元异常，网络异常等。显示格式显示信息应按其发生的先后时序进行，显示条文的容应包括检测时间、设备名称、状态变化容、实时数据等。图形显示图形显示分为过程图形、趋势图形和表格等，图形由图形元素、对象标号、特性参数、文字和便笺等组成。电气主接线图以移屏和分幅显示方式显示变电所电气主接线图或局部接线图，并可按不同的详略程度分两显示，容包括出线、母线及其有关的断路器、隔离刀闸、主变压器、电容器、所用变等，并表出运行状态，测量参数：P、Q、COSφ、U、I、F、分接头档位位置等及所选择的“远方／就地操作的位置。以移屏和分幅显示方式显示变电所直流系统、所用电接线图。运行人员或工程师以在线键盘输入的交互方式可编辑各设备的运行、测试、接地、锁定等工况报告，对这些报告可以进行修改、检索、显示、打印。定时报表站运行的实时信息按运行需要的时间间隔记录并按报表格式显示。日报表按变电所要求的日报表格式表示全天运行的实时数据的统计值，并能查一周的报表。月报表以全月变电所的负荷数据记录及断路器操作记录构成月报表。月报表在月末形成，并能查询一年的月报表。年报表按全年变电所的分月报表数据记录构成年报表,年报表在年末形成,并能查询二年的年报表。各种计算统计结果的显示用图形方式显示出计算机监控系统设备的配置和连接，应用不同颜色表示出设备状态的变化，如打印机处于脱机或联机，通信通道处于故障或正常等。显示画面的调用运行人员在工作站上通过控制键盘、鼠标实现对监视画面的调用，调用方式简单。并按要求的报告形式打印输出。记录功能指计算机站控系统通过打印机将各种要求的信息按指定的格式输出到打印纸上。（1)状态变化记录状态变化记录包括事故状态变化记录，响应状态变化记录和计算机监控系统异常状态记录状态发生变化时，应立即打印出变化时间和变化信息。(2)数据记录将测量值按随机、定时、日报、月报等不同形式打印输出。(3)画面记录在工作站上显示的画面可按运行人员的要求，用打印机打印出相应画面。(4)事故追忆记录事故追忆记录用于分析在事故前后的一段时间里，重要实时参数及SOE,在特定时刻的变化情况，并存入追忆报告文本中，按用户要求打印输出。(5)其他记录其他还有一些记录，如保护动作记录，控制操作记录等，将在相应叙述中提到，可打印输出。(6)事件顺序记录事件顺序记录的容为快速发生的事故状态变化记录，包括主变事故前后相关的模拟量追忆表时间分辨率不大于1毫秒，报警处理事故状态发生时，事故报警器立即发出音响报警（报警音量可调），CRT画面上用颜色改变和闪烁表示该设备变位，同时显示红色报警条文，，数据转发装置向远方控制中心发送报警信息。事故报警通过手动或自动方式确认，每次确认一次报警，自动确认时间可调，报警一旦确认，声音、闪光立即停止，报警条文颜色变色，声音、闪烁停止，向远方控制中心发送信息，报警信息保存。1式；集控中心/调度控制方式第一次事故报警发生阶段，若发生第二次报警，同样处理，不覆盖第一次。报警装置可在任何时间进行手动试验，试验信息不予传送、记录。报警处理可以在工作站上予以定义或退出，这种改变可以查询，并予以打印记录。控制功能(1)对变电所各电压等级断路器，有载调压开关，主变中性点闸刀等采用就地和远方控制方式。就地控制方式：10kV开关柜上可进行断路器分，合操作；保护操作屏上可对35KV线路、桥及主变10KV侧断路器进行分，合操作；主变有载调压开关机构箱上可进行升，降，停操作；主变中性点闸刀在闸刀机构箱上进行分、合操作远方控制方式：后台机控制方就地和远方操作选择开关：对于10KV开关柜，装设在柜上；对于35KV配电装置，装设在保护操作屏上(2)操作控制操作控制指运行人员在二次设备室工作站上调出操作相关的设备图后，通过操作键盘或鼠标，就可对需要控制的电气设备发出操作指令，实现对设备运行状态的变位控制。计算机应提供必要的操作步骤和足够的软、硬件校核功能，遥控分步执行（包括选对象、执行等步骤），以确保操作的合法性、合理性、安全性和正确性。(3)远方控制计算机站控系统接收到远方控制中心发出的命令后，执行对各种设备的操作控制。(4)就地控制不依赖计算机站控系统，在就地单元中进行一对一的手动控制。四种控制功能的工作方式为：前三种属于计算机操作，它与后备手动控制的切换依靠就地/远选择开关进行。当切换到后备手动控制时，计算机对控制不产生任何作用，当切换到计算机操作时手动控制不产生任何作用，计算机对一台设备同一时刻只能执行一条控制命令，当同时收到一条上控制命令或与预操作命令不一致时，拒绝执行，并给出错信息。每个被控对象只允许以一种方进行控制。(5)操作权限具有操作权限等级管理，当输入正确操作口令和监护口令才有权进行操作控制，参数修改，并将信息给予记录。并具有记录操作修改人，操作修改容的功能。保护功能保护功能因为变压器时变电站最重要的设备，所以对变压器保护做重点介绍。差动保护：采用二次谐波制动原理，带TA断线检测和闭锁功能，具有涌流制动功能。该保护动作与跳开变压器两侧断路器并发出信号35kV测复合电压闭锁过流保护：复合电压元件取10kV测电压（可退投），该保护设三段独立可调的电流元件和独立可调的动作时限。第一段时限动作于跳开35kV分段断路器并发信号，第二段时限动作于跳开变压器35kV测断路器并发信号，第三段动作于跳开变压器断路器并发信号。10kV测复合电压闭锁过流保护：设两段独立可调的电流元件和独立可调的时间元件，第一时限跳10kV分段开关发信号，第二段时限跳主变10kV测开关并发信号。35kV测中性点零序电压闭锁过流保护：该保护设三个时段，第一时限跳段动作于跳开中性点不接地变两侧断路器并发信号，第二时限跳段动作于跳开中性点接地变压器高压侧断路器并发信号，第三时限跳段动作于跳开中性点接地变压器两侧断路器并发信号。零序过压保护整定电压最大可达300V，经后备延时后动作于主变各侧开关。35kV过负荷：35kV侧过负荷保护具有二段独立可调的电流动作值和独立动作时限，第一段动作闭锁主变有载调压，第二段动作发信号瓦斯保护：重瓦斯、调压重瓦斯保护动作于跳开变压器两侧断路器并发信号，也可改投至只发信号。轻瓦斯、调压轻瓦斯保护动作发信号。压力释放保护：改保护动作跳主变两侧断路器并发信号，也可改投至只发信号。主变油位异常保护：当主变油位过高或过低时，改保护动作于发信号。温度保护：根据变压器厂家的要求，改保护可动作于跳开变压器两侧断路器并发出信号，也可改投至只发信号。调压闭锁保护：当变压器35kV侧有故障电流时，闭锁有载调压装置。此故障电流及时间可整定。TV、TA断线保护；TA、TV断线时发信号。10kV限时电流速断保护，该独立可调的电流元件和独立可调的时间元件。主保护、后备保护、非电量保护采用不同的CPU能实现10kV断路器的操作控制、断路器位置状态及控制回路和断路器的完好性能监视等信息采集。10kV部分保护和监控不公用CPU，保护设有独立的CPU和独立的电流回路。时钟同步计算机监控系统在中心控制室接收全球卫星定位系统（GPS）的标准授时信号，对各个间隔层单元及站级计算机等,具有时钟的设备进行同步的时钟校正，保证各部件时钟同步率达到精度要求。当GPS系统故障时，可实现与地调的时钟同步。与远程调度中心的接口系统可与区调、县（市）调同时进行信息交换（1）与地区调度中心提供两个独立的通信口。（2）与县（市）调度中心提供两个独立的通信口。通信规约：DL/T634-1997（由用户提供）CDT规约扩展CDT规约μ-4F规约所采用的通信规约及连接方式由用户提供文本，用户可在线在工作站上自行定义编辑与远方通信的数据集(包括控制点设置)。所提供的调制解调器及参数与各调度端相适应，采用全双工通信方式，遥控按“选择－返校－执行”程序运行。能正确接收、处理、执行变电所、区调、县（市）调的遥控命令，但同一时刻只能接收一个主站的遥控命令。与其他设备的接口系统提供与直流屏、小电流接地装置、防盗、消防等设备的接口，并完成接入。维护功能维护功能指变电所负责管理计算机监控系统的工程师通过工作站对该系统进行的诊断、管理、维护、扩充等工作。（1）数据库维护工程师用交互方式在线对数据库中的各个数据项进行修改和增删，可修改的容为：各数据项的编号各数据项的文字描述对数字量的状态描述各输入量报警处理的定义测量值的各种限值测量值的采集周期测量值越限处理的死区测量值转换的计算系数数字输入量状态正常、异常的定义电能量计算的各种参数输出控制的各种参数（2）功能维护自动控制功能的启动停止，对各种应用功能运行状态的监测，各种报表的在线生成和显示画面的在线编辑。（3）站控系统的故障诊断对计算机站控系统的各个设备进行状态检查，通过在线自诊断确定故障发生的部位，并发出告警信号，检查、诊断的结果可显示、打印出来。4.3性能及指标系统性能的具体实现(1)系统的可用性计算机站控系统的设计充分考虑在各个工程环境中的不同因素，以保证在现场安装后立即适用并稳定可靠运行，系统年可用率应大于99.98％。(2)系统的可维护性系统的硬件、软件设备便于维护，各部件都具有自检和联机诊断校验的能力，为工程师提供完善的检测维护手段，包括在线的和离线的，以便于准确、快速进行故障定位。软件有备份，便于工程师安装启动，应用程序易于扩充，数据库存取为用户程序留有接口并供开发平台的源程序和界