第三章 变电站综合自动化.ppt

1、变电站综合自动化,主讲 乔明,本章内容要点： 1、变电站综合自动化能够实现的功能 2、变电站综合自动化的硬件结构 3、变电站综合自动化数据通信 4、变电站综合自动化VQC系统,第一节 变电站综合自动化,一、常规变电站的控制 1、常规变电站二次系统组成 按功能进行组屏， 按保护、远动、 就地监控、测量、 录波等功能组织。 各功能见下图：,线路控制屏、发变组控制屏、同期屏,保护屏,电度表屏,光字牌屏,直流充电屏,2、常规变电站存在的问题 安全性、可靠性不够高 电能质量可控性不高 占地面积大 实时性和可控性差 维护工作量大 二、变电站综合自动化 1、基本概念 将变电站的二次设备经过功能的组合和优化,

2、三、变电站综自的特点 参下图结构分析,1、功能综合化 2、结构分布、分层化 3、操作监视屏幕化 4、通信系统网络化、光缆化 5、运行管理智能化 6、测量显示数字化 四、变电站综自与无人值班变电站 1、无人值守变电站的发展历程 20世纪50年代出现，技术条件落后，故障后由用户通知供电局才出动检修。 20世纪60年代，具备YC、YX,进入远方监视的无人值班阶段。, 20世纪80年代，出现由CPU构成的RTU，具备四遥功能，实现远方监控 95年，要求35KV和110KV的变电站，具备条件时改造成无人值班，新建按无人值班设计。 2、无人职守与综合自动化的关系,第二节 变电站综自系统的功能,国际大电网会

3、议WG34.03工作组分析，变电站综自系统完成的功能大约63种，按其功能分类可归纳为： 控制与监视功能 自动控制功能 测量表计功能 继电保护功能 与继电保护相关的功能 接口功能 系统功能,一、监控子系统功能 监控子系统功能有： 1、数据采集 2、数据库的建立与维护 3、SOE和事故追忆 4、故障记录、录波和测距 5、操作监控功能 6、安全监视功能 7、打印功能 8、人机联系功能,9、数据处理与记录功能 10、谐波的分析与监视 11、报警处理 12、画面生成及显示 13、电能量处理 14、在线计算及制表功能 15、远动（RTU）功能 16、运行管理功能 17、控制及安全操作闭锁功能,二、微机继电

4、保护功能 主设备和输电线路的全套保护，包括： 1、高压输电线路保护和后备保护 2、变压器的主保护和后备保护及非电量保护 3、母线保护 4、低压配电线路保护 5、无功补偿装置保护 6、所用变保护 各保护单元，除应具备独立、完整的保护功能外，还应具备以下附加功能：,具备事件记录功能 具有与系统对时功能 具有储存多种保护定值的功能 具备当地人机接口功能 具备通信功能 具备故障自诊断功能 三、自动装置的功能 1、电压无功综合控制功能 2、低频减载装置功能 3、备用电源自动投入装置,4、小电流接地选线装置 中性点不接地系统的正常运行状态,单相接地故障时接地电流与零序电压特点,分析： 结论： 不接地系统，

5、中性点位移电压为Eph 非故障线路电容电流就是该线路零序电流 故障相首段零序电流等于系统所有非故障线路对地电容电流之和，方向由线路流向母线，与非故障相相反,经消弧线圈接地时的接地电流特点 结论： U0=-EA 零序电流的方向与补偿度有关 五次谐波电流得不到补偿,接地选线的原理 零序功率方向原理 谐波电流方向原理 五次谐波判别原理 微机型小电流接地 选线装置的硬件构 成,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，

6、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,四、数据通信功能 1、现场级通信功能 2、远方通信,第三节 变电站综自的硬件结构形式,补充： 数字化变电站的主要特征是“一次设备智能化，二次设备网络化”。在数字化变电站中，一次设备的信号输出和控制输入均被数字化，利用网络通信技术进行传输，变电站二次回路设计中常规的继电器及其逻辑回路被可编程软件代替，常规的模拟信号被数字信号代替，常规的控制电缆被光缆代替，节约了大量资源，简洁的二次回路设计使变电站自动化系统的可靠性得到进一步提高。数字化变电站中信息统一建模，实现了信息共享，可以是变电站控制功能更

7、加优化。一次设备智能化也节约了大量变电站建设用地。因此，建设数字化变电站无论从技术上还是经济上都很有意义。,网络通信技术是实现数字化变电站的关键技术，IEC61850为数字化变电站提供了完整的网络通信解决方案。目前国内外数字化变电站都是遵循IEC61850标准进行设计的。IEC61850标准将变电站从网络通信角度分为三层：变电站层、间隔层和过程层。,变电站自动化系统的分层和逻辑接口国际电工委员会（IEC）TC 57技术委员会（电力系统控制和通信技术委员会）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），

8、这3个层次分别通过逻辑接口19建立通信，如下图所示。,（1）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,变电站的智能电子设备 变电站自动化系统的设备统称为智能电子设备IED（Intelligent Electronic Devices）。IEC 61850

9、协议对智能电子设备IED的定义是：由一个或多个处理器组成，具有从外部源接收和传送数据或控制外部源的任何设备（例如：电子多功能仪表、数字继电器、控制器）的功能。这些IEDs在物理位置上，可安装在3个不同的功能层（即变电站层、间隔层/单元层、过程层）上。,一、传统变电站改造模式 构成：远方终端，当地监控系统，变送器，UPS 保护独立配置，与RTU通信,二、集中式变电站综自系统 1、概念：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，分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能。,集中式结构（1）,集中式结构（2）,2、优缺点 优点：结

10、构简单，价格低廉 缺点：a.功能集中，须采用双机并联提高可靠性 b.软件复杂，调试难度大，修改工作量大 c.组太不灵活，不利于推广 d.容易产生数据瓶颈问题，可扩性及可维护性差 e.不直观，不符合运行和维护人员的习惯，调试和维护不方便 3、适用：适合中小型变电站的新建或改造,三、分层分布结构集中组屏变电站综自系统 分层分布式自动化系统的功能在逻辑上仍可分为过程层、间隔层和变电站层三层结构。分层分布式自动化系统的最大特点体现在“功能的分布化”上，即对智能电子设备的设计理念上由以前在集中式自动化系统中的面向厂、站转变为面向对象，即面向一次设备的一个间隔。 分层（级）分布式系统集中组屏的结构模式实质

11、上是把这些面向间隔设计的变电站层和间隔层的智能电子设备，按它们的功能组装成多个屏（柜），例如：主变保护屏（柜）、线路保护屏（柜）、数据采集屏等等，这些屏（柜）一般都集中安装在主控室中，我们把这种结构模式简称为“分布集中式”结构模式。,1、分布式基本概念：结构上采用主从CPU协同工作方式，各功能模块之间采用网络技术或串行方式实现数据通信,2、通信体系 3、中小型变电站的分层分布集中组屏结构 基本概念：把整套综自系统按其功能组装成多个屏（柜），一般情况下，这些屏安装在主控室。 结构（参见下图）,4、大型变电站分层分布式集中组屏结构,5、分层分布集中组屏式结构的特点 模块化结构，可靠性高 继电保护相

12、对独立 功能尽可能的下放，可靠性高、组态灵活可扩性好 具有与调度通信的功能 需要大量二次电缆 四、分散分布与集中相结合的结构 1、概念：面向电气一次回路或电气间隔进行设计，间隔层中各数据采集、监控单元和保护单元做在一起，并分散安装在开关柜上或其它一次设备附近。,2、结构形式,3、优越性 简化二次部分的配置，缩小控制室的面积 减少施工和设备安装工作量 简化了二次设备之间的连线，节省电缆 可靠性高，组态灵活，检修方便 五、完全分散式结构 1、基本概念：以一次设备为安装单位，将保护、控制、输入/输出、闭锁等单元就地分散地安装在一次主设备的开关柜上，通过通信与监控主机联系.,2、结构形式 两种模式：保

13、护相对独立，测量和控制合二为一 保护、测量、控制完全合一,第四节 变电站电VQC子系统 一、电压、无功综合控制的重要性 二、电压、无功综合控制目标 （1）维持供电电压在规定的范围内 500kV(330kV)变电站的220kV母线正常时，0 +10%；事故时，-5%+10%。 220kV变电站的35 110kV母线正常时，-3% +7%；事故时， 10%。 配电网的10kV母线，电压合格范围：10.0 10.7kV,（2）保持电力系统稳定和合适的无功平衡。无功分 区、就地平衡的原则 电压、无功综合控制的手段 调分接头位置 控制无功补偿设备 两者综合考虑 三、变电站电压、无功综合控制的原理 1、调

14、整分接头位置，即改变变比Kn，使UL -ULN = min,2、改变无功补偿，如上图所示的网络，高压网络上的损耗（包括变压器损耗）为,投入无功补偿Qc后： 在保证电压满足要求的前提下，根据无功功率 QB的大小，合理的控制投、切无功补偿的容量Qc， 使变电站与系统所交换的无功（QB -Qc）最小，就可 以使高压网络损耗最小.,四、VQC综合控制策略（九区图法） （1）原则 调节一项时保证另一项趋于正常 单项越限调单项，不满足要求时再调另一项 （2）原理,五、MVR-III型微机电压、无功综合控制装置硬件结构,六、 电力系统的电压、无功综合控制的方式 1. 集中控制 2. 分散控制 3. 关联分散

15、控制 4. 关联分散控制的实现方法 （1）软件实现的方法 （2）硬件实现的关联分散控制,第六节 变电站微机故障录波装置,一、故障录波装置的主要作用 (1)正确分析事故原因并研究对策，同时可正确清楚地了解系统的情况，及时处理事故。 (2)根据所录取的波形图，可以正确评价继电保护和自动装置工作的正确性。 (3)根据录波图中示出的零序电流值，可正确地给出故障地点范围，便于查找故障点。 (4)分析研究振荡规律。 (5)分析录波图可发现继电保护和自动装置、一次设备缺陷，及时消除隐患。 (6)借助录波装置，可实测系统参数以及监视系统的运行状态。,利用故障录波装置可以正确地分析事故，评价保护，发现保护和断路

16、器存在的问题，最大限度地减少原因不明事故。,微机故障录波装置主要包括前置机和主机两大部分。一台微机故障录波装置由一台主机和多台互为独立的前置机组成分布式结构。 这种结构有两大优点：一是避免局部故障而引起整套录波装置退出工作，便于维护和管理；二是对任一台前置机进行校验和维修，不会影响整套录波装置的运行。 前置机的主要功能是交流数据采集。它对所接入的电流、电压、开关量进行数据采样，并同预先设置的定值进行比较，一旦发现越限、有增量或开关变位，立即发信给主机，启动录波装置录波。,二、微机故障录波装置的组成,主机主要由三大部分构成：工控机、半导体电子盘和接口系统。分析软件全部用菜单制作，汉字提示，从而使

17、分析、打印事故波形及报告十分方便、直观。计算机的串行口可实现数据的远传，它将故障录波装置的数据远传给所辖调度部门，供分析事故之用。 录波装置使用半导体电子盘，将操作系统及应用软件固化。 主机中接口系统主要有以下功能：与前置机通信，向前置机发送定值、同步脉冲，检查前置机工作状态，读取录波装置记录的数据；对于装置异常，装置启动信号通过继电器输出到中央信号屏上，提示值班人员注意。,二、微机故障录波装置的组成,1故障录波装置的启动方式,微机故障录波装置正常情况下只作数据采集，只有当它的启动元件动作时才进行录波。除高频信号外，所有信号均可作为启动量，任一路输入信号满足定值给出的启动条件，均可启动录波。为

18、了保证故障录波装置可靠动作，要求故障录波装置有良好的灵敏度。,三、微机故障录波装置的启动方式,对故障录波装置通常采用如下的启动方式：,(1)突变量启动判据。突变量启动的实质是故障分量启动 (2)零序电流启动判据 (3)正序、负序、零序电压启动判据。 (4)母线频率变化启动判据。故障时频率下降且变化率较快。 (5)外部启动判据。,为了清晰地反应故障发生、发展、切除以及重合闸的全过程，要求所记录的模拟量的波形应从故障发生前的某个时刻开始，并在故障切除及重合闸动作后才能停止录波。因此，模拟量的采样方式随着故障发生发展的不同阶段而不同。,2录波数据记录方式,2录波数据记录方式,系统大扰动开始时刻t=0

19、s，各时段的记录时间、采样速率均可人工设定，按图315所示顺序执行。采样方式和记录时间如表32所示，记录方式如表33所示。,目前，我国电厂、变电站所使用的故障录波装置，通信部分主要包括：上下位机之间、上位机与远方调度中心的故障数据和控制命令的传输。由于故障录波装置作为电网暂态过程的监测系统，应该将故障信息传送到有关部门，因此，故障录波装置与电力管理信息系统的互联就成为必须解决的问题。 在上下位机之间，由于传输距离较近，且传输数据量较大，通常用10100M网卡及网线直接连接，以保证传输的快速性。在上位机可设定数据包检测机制，一旦发现错误数据包即可要求下位机重新发送，这样就可以提高向上位机传输数据

20、的可靠性。 由于上位机与远方调度中心之间的距离较远，通常可利用电力系统内部微波电话网络采用调制解调器点对点(Point to Point)协议进行通信。 我国各电厂都有自己的内部局域网，因此可以将故障录波装置上位机接入电厂内部局域网，从而实现与电力MIS的互联。,四、故障录波装置通信网络,第七节 变电站综自系统的数据通信,变电站自动化系统的通信分两大部分： 1) 变电站内的信息传输。 2) 变电站自动化系统与调度中心或控制中心的通信。,一、变电站的信息传输内容 在具有变电站层间隔层（单元层）过程层（设备层）的分层分布式自动化系统中，需传输的信息有以下几部分: 1、过程层与间隔层的信息交换 过程

21、层提供的信息主要有两种： 模拟量 状态信息，主要为断路器或间隔刀闸的辅助触点。 2、间隔层内设备间的通信 间隔层设备间内部通信，主要解决两个问题： 数据共享 互相闭锁,3、间隔层与变电站层的通信 间隔层和变电站层的通信内容很丰富，概括起来有以下4类： 测量信息 状态信息 操作信息 参数信息 4、变电站层的内部通信 变电站层不同设备间的通信，根据各设备任务和功能的特点，传输所需的测量信息、状态信息和操作信息等。,二、综自系统与控制中心的通信内容 1、遥测信息 变电站遥测信息很多，主要包括下列部分： （1）三绕组变压器两侧有功功率、有功电能、电流及第三侧电流，二绕组变压器一侧有功功率、有功电能、电

22、流。 （2）35KV及以上线路及旁路开关的有功（或电流）及有功电能量；35KV以上联络线的双向有功电能量，必要时测无功。 （3）各级母线电压；所用变低压侧电压；直流母线电压。 （4）10KV线路电流；母线分段、母联开关电流；并联补偿装置的三相电流；消弧线圈电流。 （5）用遥测处理的主变有载分接开关位置；计量分界点的变压器增测无功功率。 （6）主变温度；保护设备的室温。,2、遥信信息 （1）所有开关位置信号；开关控制回路断线总信号；开关操作机构故障总信号。 （2）35KV及以上线路及旁路主保护信号和重合闸信号；母线保护动作信号；主变保护动作信号；轻瓦斯动作信号；距离保护闭锁总信号；高频保护收信信

23、号。 （3）调节主变分接开关的位置信号；反映运行方式的刀闸位置信号 （4）电站事故总信号；变压器冷却系统故障信号；继保、故障录波装置故障总信号；直流系统异常信号；低频减负荷动作信号。 （5）小电流系统接地信号；变压器油温过高信号；TV断线信号。 （6）继保及自动装置的电源中断信号；遥控操作电源消失信号；远动及自动装置用UPS交流电源消失信号；通信系统电源中断信号。,3、遥控信息 （1）变电站全部开关及能遥控的隔离开关 （2）可进行电控的主变中性点接地开关 （3）高频自发信启动 （4）距离保护闭锁复归 4、遥调信息 （1）有载调压主变分接头位置调节 （2）消弧线圈抽头位置调节,三、变电站自动化系

24、统通信的要求 1、变电站自动化系统通信网络的要求 （1）快速的实时响应能力 （2）高的可靠性 （3）优良的电磁兼容性能 （4）分层式结构 2、信息传输响应速度的要求 （1）经常传输的监视信息 （2）突发事件产生的信息,3、各层次之间和每层内部传输信息时间的要求 （1）设备层和间隔层，1100ms （2）间隔层各模块之间， 1100ms （3）间隔层的各个间隔单元之间， 1100ms （4）间隔层和变电站层之间， 101000ms （5）变电站层的各个设备及电站与调度之间，1000ms 四、数据通信的传输方式 1、并行数据通信与串行数据通信 并行数据通信指数据的各位同时传送 特点：速度快；数据线

25、多，成本高； 线间干扰大；传输距离短。 适用：集中组屏的综自内部通信。,串行数据通信指数据一位一位顺序地传送 特点：速度慢；数据线少，成本低； 软件复杂；传输距离长。 适用：继保或自动装置与监控系统间。 2、异步数据传输和同步数据传输 串行数据通信中，有异步和同步两种基本的通信方式 (1) 异步通信方式 在异步通信方式中，发送的每一个字符均带有起始位、停止位和可选择的奇偶校验位。帧格式如下图,(2)同步通信方式 在同步通信方式中，数据的开始处使用同步字符来作传送的指示。帧格式如下图 我国1991年发布的电力行业标准的循环式远动传输规约（简称CDT）是采用同步传输方式，同步字符为EB90H。同步

26、字符连续发3个，共占6个字节，按照低位先发、高位后发，每字的低编号字节先发你、高字节后发的原则顺序发送。,3、数据通信的工作方式 （1）单工方式 （2）半双工方式 （3）全双工方式,4、网络的拓扑结构 （1）点对点 （2）星形 星型拓扑结构也称“集中式拓扑结构”， 是因集线器或交换机连接的各连接节点 呈星状分布而得名。,星型结构主要优点 （1）网络传输数据快 （2）实现容易，成本低 （3）节点扩展、移动方便 （4）维护容易 星型结构主要缺点（1）核心交换机工作负荷重（2）网络布线较复杂（3）广播传输，影响网络性能,（3）环形 环型网络拓扑结构主要应用于采用同轴电缆（也可以是光纤）作为传输介质的

27、令牌网中，是由连接成封闭回路的网络节点组成的。,环型结构的主要优点 （1）网络路径选择和网络组建简单 （2）投资成本低 环型结构的主要缺点 （1）传输速度慢 （2）连接用户数非常少 （3）传输效率低 （4）扩展性能差 （5）维护困难,（4）总线形 总线型拓扑结构网络中所有设备通过连接器并行连接到一个传输电缆（通常称之为“中继线”，“总线”“母线”或“干线”）上，并在两端加装一个称之为“终接器”的组件 。,令牌总线的主要优点 （1）网络结构简单，易于布线 （2）扩展较容易 （3）维护容易 令牌总线的主要缺点 （1）传输速率低（2）故障诊断困难（3）故障隔离比较困难（4）网络效率和传输性能不高（5

28、）难以实现大规模扩展,5、常用通信介质 （1）双绞线 （2）同轴电缆,（3）光纤,五、串行数据通信及接口 综自系统中，特别是微机保护、自动装置与监控系统相互通信电路中，主要是使用串行通信。 1、EIA-RS-232C接口标准 EIA-RS-232接口标准是早期串行通信接口标准。是美国电子工业协会（EIA）于1973年制定的数据传输标准接口。因接口简单，因此也广泛应用于变电站综合自动化系统内部的通信，但其主要缺点是易受干扰，故传输距离短，速率低，最大传输距离为15米。而在距离15米时，最大传输速率为20Kbps。,RS-232C的特性 （1）功能特性 （2）机械特性 （3）电气特性,2、EIA-

29、RS422/485 接口标准 RS422对RS232C的电路进行改进，采用了平衡差分的电气接口，RS422加强了抗干扰能力，使传输速率和距离比RS232有很大的提高。由RS422标准变形为RS485。RS422用4根传输线，工作于全双工，RS485只有两根传输线，工作于半双工，它们的传输距离可到1200M，传输速度100K。,RS422/485的优点： 接口简单，仅需一根信号电缆（双绞线、同轴电缆），便可实现多节点互联。 可采用标准传输规约，例如：IEC60870-5-103协议（我国行标为DL/T 667-1999） 由于以上优点，间隔层设备间的通信常采用RS-232或RS-485串行接口。

30、 RS422/485缺点： 能连接的通信点数32个。 通信多为查询方式,4.3.3几种常用的串行通信标准接口的主要性能,六、以太网（Ethernet） 以太网（Ethernet）的名称是由加利福尼亚Xenx公司于1973年5月首次提出的。 以太网是当今使用最广泛的局域网，在所有的网络连接中，80%都是基于以太网的。 1、以太网的优越性 (1) 传输速度快，可扩展性好 以太网的传输速度有10Mbps系统、 100Mbps系统和1000Mbps系统。 (2) 可靠性高 (3) 成本低 (4) 网络管理 由于以上原因，以太网应用于变电站自动化系统已成为发展的趋势。,2、以太网的结构,七、现场总线通信

31、网络 1、现场总线定义 根据国际电工委员会IEC（International Electro-technical Commission）标准和现场总线基金会FF（Fieldbus Foundation）的定义：现场总线是连接智能现场设备和自动化系统的数字式、双向传输、多分支结构的通信网络。 以现场总线构成的控制系统，结构上是分散的。从而彻底改变了传统的控制系统的体系结构，提高了控制系统的安全、可靠和经济性能。,2、现场总线的优点 现场总线按ISO的OSI标准提供了网络服务，可靠性高，稳定性好，抗干扰能力强，通信速率快，造价低，维护成本低。 具体有以下几方面特点： (1) 现场设备互连网络化 (

32、2) 信号传输数字化 (3) 系统和功能分散化 (4) 现场总线设备有互操作性 (5) 现场总线的通信网络为开放式互连网络,3、几种常用的现场总线 (1) LONWorks 现场总线 它的核心部件是Neuron神经元通信处理芯片，收发器模块和LONtalk通信协议。 LONWorks的节点相互独立，从硬件结构上保证当任何一节点出现故障，不会影响整个网络的工作。 LONWorks的技术特点： 高可靠性 支持多种传输介质 响应时间块 安全性好 互换性,(2) CAN现场总线 CAN（Controller Area Network）控制局域网是一种具有很高可靠性、支持分布式控制。 CANbus的技术

33、特点是： 技术多主结构。 可以与各种微处理机连接。 提供优先级控制、实时性强。 具有很强的错误识别和处理能力。 支持点对点发送和广播发送功能。 CAN主要用于 小型、实时性要求比较高的过程控制系统。 LONWorks主要适用于 大型的、对响应时间要求不太高的分布式控制系统。,4、综自系统采用LONWorks网络的通信系统 CSC2000型变电站综合自动化系统 （1）变电站层、主站通信功能,（2）主站总线网卡原理,八、变电站信息传输规约 1、IEC 60870-5系列国际标准 IEC60870-5系列国际标准, 是为变电站和调度中心之间传输远动信息的传输规约。 2、调度中心之间的计算机网络通信标

34、准 IEC 60870-6 TASE.2,它适用于调度中心之间的计算机网络通信。,IEC 60870-5 系列国际标准,3、当前IEC TC57已有协议存在的问题 IEC TC57为电力系统通信已制定许多协议,常用的有以下几类： （1）用于变电站内继电保护信息传输标准：IEC 60870-5-103 （2）用于变电站到调度中心间的远距离通信协议有:IEC 60870-5-101和IEC 60870-5-102 （3）变电站和调度中心通过网络传输标准：IEC 60870-5-104 （4）调度中心通过网络传输的协议有：IEC 60870-6 TASE.1和IEC 60870-6 TASE.2 以

35、上协议不能兼容或不能完全兼容。,第八节 变电站综合自动化系统的组态软件,智能化电气设备、现场总线和组态软件三者的紧密结合，使具备通信功能的、传输信号全数字化的智能化电力监控系统的出现成为可能。,1组态软件的概念 “组态”有设置、配置等含义，一般是指通过对软件采用非编程的操作方式，使得软件乃至整个系统具有某种指定的功能。即具有一定通用性的软件开发平台、硬件模块，然后再根据用户的要求在软件开发平台上进行二次开发，以及进行硬件模块的连接，这种软件的二次开发工作就称为组态。相应的软件开发平台就称为组态软件。,一、组态软件的概念与现状,2、组态软件的设计思想,主要目的是即满足需要又最少编制源代码。要解决

36、以下问题：1)如何与采集、控制设备间进行数据交换。2)使来自设备的数据与计算机图形画面上的各元素关联起来。3)处理数据报警及系统报警。4)存储历史数据并支持历史数据的查询。5)各类报表的生成和打印。 6)为使用者提供灵活、多变的组态_工具，可适应不同领域的要求。7)最终生成的应用系统运行稳定可靠。8)具有与第三方程序的接口，方便数据共享。,3.组态软件的构成：,图形界面系统 构成现场各过程图形的画面被划分成3类简单的对象，即线、色、填充颜色、高度、宽度、取向、位置移动等。这些属性可以是静态的，也可以是动态的。 实时数据库系统 第三方程序接口组件 是开放系统的标志，是组态软件与第三方程序交互及实

37、现远程数据访问的重要手段之一。它有下面三个主要作用： 1)用于双机冗余系统中，主机与从机间的通信。2)用于构建分布式HMISCADA应用时多机间的通信。3)在基于Internet或BrowerServer(BS)应用中实现通信功能。 控制功能组件 以基于PC的策略编辑生成组件(也有人称之为软逻辑或软PLC)为代表，是组态软件的主要组成部分。,4几种典型的组态软件,(1)Fix组态软件。美国Intellution 的工业控制组态软件FIX32 DMACS是一个真正模块的工控软件，它提供了10多个基本功能模块和扩展功能模块，支持多种软件平台，如Windows2000、WindowsNT、OpenV

38、MS os2等。 (2)INtouch组态软件。Wonderware公司的Intoueh组态应用软件提供了面向对象的图形开发功能、动画链接功能、分布式报警功能、分布式历史数据存储功能，支持ActiveX、ODBC、DDE、NETDDE等开放技术。,4几种典型的组态软件,(3)Synall组态软件。Synall组态软件是一种比较优秀的国产组态软件，适用于从单一设备的生产运营管理和故障诊断，到网状结构的分布式大型集中监控管理系统的开发，可以在Windows 98、Windows 2000、WindowsXP等多种操作系统上运行。 Synall组态软件特点：1)基于IE风格的窗口管理的可视化组态开发

39、环境。2)丰富的设备库和图库管理功能。3)按设备管理的变量词典，可进行快速的变量查找和分类管理。4)分布式的组态、集中编译，使得多个系统组态人员可以分别工作在一个子系统的不同部分。5)独特的AetiveX控件使组态和运行系统的使用更为简单和可靠。6)过程控制模块。7)开放的数据接口，可与常用的MIS数据库系统等直接接口。 除此外，国内较为流行的组态软件还有：组态王、世纪星、MCGS等。,技术要求如下： (1)信息采集量大：要求厂站自动化系统有足够的信息吞吐量。 (2)电能量的采集：管理要求电能量的数据采集必须准确无误，。 (3)采集数据的实时性要求非常高：网络拓扑、状态估计、安全监控、网络分析

40、、自动发电控制等。 (4)模拟培训等能量管理功能对数据的实时性要求非常高，只有保证实时性，才能保证安全性。,二、电力监控组态软件,北京亚控科技发展有限公司的组态王60电力版为用户提供了大量的电力专用控件、电力图库、电力通信规约驱动等，并支持数百种硬件设备、各种常用电力通信规约以及Windows操作系统。组态王60电力版软件由开发系统、运行系统、工程管理器和信息窗口等组成。开发系统用于设备的配置、画面的组合、报警配置、数据库服务器和报警服务器等。运行系统根据用户在开发系统中的定义和配置运行，自动采集用户现场设备信息，响应用户的操作命令并向现场设备发布控制命令，对传送上来的数据进行报警判别，并将采

41、集到的数据送到数据库服务器中。,三、基于组态软件的监测监控系统,1监测监控系统的功能,利用组态软件实现的变电站监测监控系统包括以下几个界面窗口： 1)系统主接线。 2)报警窗口。 3)通信窗口。 4)实时曲线、历史曲线。 5)操作记录、事件记录。 6)数据浏览、历史报表及打印。,系统实现的主要功能有： 1)实时数据采集功能。 2)实时监控功能。实时显示变电站运行工况图，可直观看到各电气设备的运行状态、异常情况，实时显示当前通信工作状态、开关状态等。 3)实时报警处理。 4)记录功能。 5)实时曲线显示。 6)历史曲线显示。 7)报表显示。,本系统采用后台PC机、单片机及总线构成分布式监控系统，

42、硬件构成如图324所示。,2 监控系统的硬件构成,采用小型单片机作为下位机，完成现场数据采集任务，采集的数据通过RS-485总线按一定协议传送给苗片机主机。单片机主机承担数据采集与处理任务，并将下位单片机组成主从形式的通信网络。单片机主机再通过接口电路连接到后台PC机的RS-232口，将数据传送到后台PC机。后台PC机利用组态软件对数据进行二次处理，实现监测监控功能。 单片机主机与后台PC机的通信可采用CDT循环式远动规约。组态王60电力版支持该通信规约，利用组态王的驱动程序开发包开发通信驱动程序，可直接实现单片机主机与组态王60串行通信。,后台PC机利用组态软件实现对变电站的监控，显示断路器

43、等设备的运行状态，记录有关参数，通过鼠标对断路器进行开合控制，具有人机界面友好、操作直观等特点。 (1)图形组态：需要组态的图形有一次图、潮流图等，一次图中有断路器、隔离开关、电容器等，需要通过组态软件把这些器件图形化。组态王60电力版专用的电力图库控件，可方便地实现器件图形化。 (2)报表组态：按时间统计故障、操作内容、查询历史数据等。 (3)通信组态：通信组态可设定串口的波特率、每一帧数据中各个字节代表的物理意义等。 (4)实时运行：实时运行部分是为操作人员设计的，用已经组好的文件和从单片机传来的实时数据对画面进行更新，并负责查询数据、打印报表等。用户需要时可通过鼠标点击某个单元，即可显示

44、出设备的基本数据。,3监控组态软件的构成,第九节 变电站综自系统实例北京四方 CSC-2000变电站综合自动化系统（V2）许继电气股份有限公司CBZ-8000变电站综合自动化系统,CSC-2000变电站综合自动化系统（V2） CSC2000综合自动化系统是四方公司自1994年起研制和应用于变电站保护和控制的综合自动化系统。 CSC-2000变电站自动化系统2002年荣获国家科技进步二等奖。 CSC-2000是四方公司推出的中国第一个分布式变电站自动化系统。在获得国家级科技进步二等奖后，公司继续对其进行再开发和升级，使该系统在国内率先达到了国际IEC61850标准，成功与国际该领域产品系列接轨。

45、,新一代CSC-2000变电站自动化(V2)系统特点 全面支持IEC61850，具有良好的互操作性，还可以兼容现有通信技术; 当地SCADA适用于多操作系统、多硬件系统的混合平台； 率先在UNIX系统上支持IEC61850标准，也可以在Windows/UNIX混合系统上应用，具有良好兼容性 变电站层使用了通用嵌入式通信平台，实现了电站层通信平台的通用化和装置化； 间隔层使用了可灵活组态的网络化硬件平台； 监控系统采用分布式实时库设计，可灵活进行功能组态； 监控系统采用图库一体化设计，实现了智能化报警系统； 监控系统集成五防操作票专家系统功能。,一、适用范围 该系统适用于各种电压等级的变电站，满

46、足35kV1000kV各种电压等级变电站自动化的需要，也可以用作发电厂的网控自动化系统。 二、系统结构 V2系统为两层式结构，由变电站层和间隔层两部分组成。变电站层和间隔层间采用双网冗余以太网连接，传输速率100Mbps。,系统结构如下图,变电站层 变电站层主要包括远动装置与当地监控系统。 独立设置的远动装置从网络上采集变电站的数据，并通过各种介质和协议与上级调度中心通信，远动信息直采直送。 当地监控系统实现的功能包括数据采集与监视（SCADA）、自动电压无功调节（AVQC）、五防与操作票等，各种功能可以根据客户的不同需求，在计算机上灵活配置。 当地监控系统具有良好的可裁剪性，对于110kV及

47、以下的变电站，所有功能均可采用一台计算机实现。,间隔层 V2系统的间隔层包括测控装置和各种保护装置。所有装置均支持双以太网，并直接连接到站控层网络。 在间隔层还可设置保护管理机（CSM-320E）用于接入其他厂家的保护信息。推荐接入协议为DL/T667-1999(idt IEC60870-5-103)，也支持其他的国际/国内标准协议和国内主要设备厂家的各种私有协议。,构成特点： （1）分布式间隔层设备 （2）站内通信网 （3）变电站层的监控及通信体系 （4）监控工作站 （5）远动工作站,监控系统的硬件组成 （1）监控计算机（采用工控机） （2）PCLTA/PCNSI卡 （3）PCL725卡（8

48、路智能I/O卡） （4）以太网卡 （5）其它外设（显示器、打印机、音箱）,软件结构 （1）通信层 （2）数据库层 （3）应用层,后台监控主画面,三、系统功能,四、系统主要特点 1)采用分层分布、面向对象的设计思想。 2)支持IEC61850标准，间隔层装置全面通过中国电科院RTU检测中心IEC61850一致性测试和荷兰KEMA公司IEC61850一致性测试及认证。 3)具备很高的安全级别，通过了国家电网公司信息安全实验室的安全性测试。 4)当地监控系统适用于多操作系统(Windows/UNIX),多硬件系统（32位/64位）的混合平台。 5)当地监控系统采用图库一体化设计，并内嵌了AVQC、操作票和一体化五防等功能。 6)采用嵌入式软/硬件设计技术，实现了变电站层通信平台的通用化和装置化，可以方便地满足不同应用场合的需要。 7)间隔层测控/保护装置采用了网络化硬件平台，实现了硬件的标准化、模块化，方便配置和扩展。 8)间隔层测控/保护装置全面支持IRIG-B码对时方式。,五、CSC-2000的通信网络 系统的网络分两层，即间隔层和主站通信层。间隔层采用ECHLON公司的LonWorks网络构成，它是全站的实时数据交换通道。 220 kV及主变部分为增加通信的可靠性采用双网络配置，而110 kV及10