变电站综合自动化系统设计方案
1.1.2 研究现状
变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。
如今变电站综合自动化已成为热门话题，研究单位和产品也越来越多，国具有代表性的公司和产品有：四方公司的CSC 2000系列综合自动化系统，南瑞集团公司的BSJ2200计算机监控系统，南瑞继电保护电气的RCS一9000系列综合自动化系统，国电南自PS 6000系列综合自动化系统、国测GCSIA变电站综合自动化系统、许继电气公司的CBZ一8000系列综合自动化系统。国外具有代表性的公司和产品有：瑞典ABB的MicroSCADA自动化系统等。现在的变电站自动化系统将站间隔层设备（包括微机继电保护及自动装置、测控、直流系统等）以互联的方式与主机实现数据交换与处理，从而构成一种服务于电网安全与监测控制，全分散、全数字化和可操作的自动控制系统。
本系统站控层用的软件工具是瑞典ABB公司开发的用于变电站自动化系统的MicroSCADA和COM500，COM500作为前置机，它是整个系统数据采集的核心，MicroSCADA用于后台监控；间隔层测控装置用的主要是芬兰ABB公司生产的是REF54_系列和瑞典ABB公司生产的REC561等自动化产品，远动装置用的是创维自动化工程自主研发CWCOM200。
1.3 研究容及要求
1.3.1 设计题目：220kV临海变电所综合自动化系统
1.3.2 设计容及要求
（1）定制整个系统信息表；
（2）系统自动化部分的数据库配置；
（3）设计合理的系统网络拓扑图；
（4）确定合理的设计方案，确定整个系统的结构；
（5）220kV变电所综合自动化系统一次接线图的设计；
（6）选择前置机，后台，远动机和测控和保护装置等设备的型号；（7）完成毕业设计说明书1份。
第二章系统概述
2.1计算机监控系统的工作条件
2.1.1环境
海拔高度：≤1000m
相对湿度：≤95％（相对湿度为95％时，环境温度25℃，设备应无结露。）
大气压力：80~110kPa
最高环境温度：＋50℃
最低环境温度：－15℃
最大日温差： 20℃
抗地震能力：水平加速度：0.2g
垂直加速度：0.1g
装置安装于无屏蔽机房
2.1.2电源
交流电压：220V±20%
直流电压：220V DC(-20%～+15%，直流电源纹波系数小于5%)
频率：50Hz±0.5Hz
2.1.3额定值
额定交流电压：220V
额定直流电压：220V DC
额定频率：50Hz
CT二次侧额定电流：5A
PT二次侧额定电压：100V、100/V
所用电母线电压输入： 0~450V
变送器输出：4~20mA
2.1.4接地
计算机监控系统不设置单独的接地网，接地线与变电所主接地网连接。变电所主接地网的工频接地电阻≤1Ω。
2.1.5装置的温度特性
环境温度在－5℃～＋45℃时，装置应能满足规书所规定的精度，环境温度在－15℃～＋50℃时，装置应能正确工作，不误动不拒动。
2.1.6在雷电过电压、一次回路操作、开关场故障及其它强电干扰作用下，在二次回路操作干扰下，所有设备均不应误动作，并应该能在静电、高频、强磁场干扰的环境中工作，而不降低精度和处理能力。考虑的措施由卖方确定，如光电隔离、高共模抑制比、接地和屏蔽等，卖方应提供这些技术的详细说明，并应遵守IEC255-22-1～4、IEC61000-4-2～5标准所规定的下列试验标准：
耐冲击电压试验：5kV，1.2/50μs冲击波；
绝缘强度试验：2kV/50Hz，1min；
高频干扰试验：Ⅲ级；
快速瞬变干扰：Ⅲ级；
辐射电磁场：Ⅲ级；
静电：Ⅲ级。
2.1.7 单元测控装置电源采用220V DC，各装置应具有直流快速小开关保护，并与装置安装在同一面柜上。应对监控屏上的整个直流回路进行监视，当在该直流回路中任何一处发生断线或短路故障时，都应发告警信号。
直流电源电压在80～115％额定值围变化，直流电源波纹系数≤5％时，装置应正确工作。
拉合直流电源以及插拔熔丝发生重复击穿火花时，装置不应误动作。直流电源回路出现各种异常情况（如短路、断线、接地等）时装置不应误动作。
各装置的逻辑回路应由独立的直流/直流变换器供电，在直流电源电压缓慢上升或电压上升到80%时，装置的直流变换电源应能可靠自起动。
2.1.8当交流电源电压在80％～120％额定值围，谐波含量不大于5％时，设备应能正常工作。
2.1.9所有面对操作员的人机界面均应汉化。
2.1.10计算机监控系统中任一设备故障时，均不应影响其他设备的正常运行工作；站级控制层发生故障而停运时，不能影响间隔级控制层设备的正常运行工作。装置中任一元件损坏时，装置不应误动作。
2.2系统结构
2.2.1 概述
计算机监控系统采用分散分层分布式系统。计算机监控系统分为二层：站级监控层和间隔级监控层，间隔级监控层将采集和处理后的数据信号，经网络传输到站级监控层。各单元测控装置相互独立，互不影响，功能上不依赖于站控计算机。站级监控层网络采用10M/100M自适应的双重化以太网。
网络结构按分布式开放系统配置。
网络通信介质：室外部分采用铠装光缆，室部分采用软光缆。
系统软硬件产品采用标准化、模块化的冗余配置。
220kV临海变监控系统改造规模为：两台主变，3个电压等级。220kV部分为五条线路、两段母设、及母联、旁路间隔测控， 110kV部分为六条线路、两段母设、及母联、旁路间隔测控及两个接地变的测控，主变部分为三侧及本体测控，35kV部分的母设及母联都采用REF系列装置。其余的35kV部分为南瑞RCS系列保护测控装置的通信接入改造。所有的间隔设备已投入运行。我们的监控系统完成全站的测控，监视和综合保护功能。该系统是采用我们公司220kV变电站计算机监控系统的典型方案，间隔层由LON现场总线把测控装置REC、REF装置连接成网络，35kV部分通过现场484总线方式，通过两台冗余的前置机转发给后台主机实现站级监控。同时两台公用信息工作站采用CWCOM200系统，每台配置8个RS485通信接口与保护装置、直流系统、直流绝缘检测装置、直流电池巡检装置等通信，两台REC561公用测控装置采集保护及公用设备的硬接点信号。并且还安装了CWCOM200的微机版实现和远动的通讯。目前接入的远动主站有集控主站、地调和省调及电力数据网。
下面分间隔层和后台作个介绍。
2.2.2 站级监控层
站级监控层包括2台主机兼人机工作站、1台工程师工作站、1套以常规远动通道与各调度中心通信的远动数据处理及通信装置、1套电力数据网络通信服务器、1台可读写光盘驱动器以及1套卫星时钟接收和时钟同步系统。
两台前置机是主备冗余hot-standby方式。当工作机（应用状态为Hot）出现故障时，备用机的应用状态会自动升为Hot，而故障机的应用状态则降为Cold。我们通常将应用状态为Hot的计算机称为主机，而把应用状态为Cold的计算机称为备机，在主备机都正常运行的情况下，主机会实时的把数据映射（Shadowing）到备机，使主备机的数据库一致。
后台机采用双Hot模式，工作时互相独立运行但又同时获取信息，数据通过MicroSCADA的数据镜像（Mirroring）功能从前置主机中获取。
远方终端单元设备，即我们常说的RTU，常用的有RTU560和CWCOM200，是将前置机的数据通过规约转换发送到网络控制中心。
前置机与站控层的后台主机以及与远动的通讯都是网络TCP/IP来实现的。后台机数据通过MicroSCADA数据镜像功能从前置主机中实时获取。远动设备与前置主机的通讯一般采用IEC-104规约，然后再将数据转发给远动主站。
前置机是整个变电所信息的汇集，起着核心的作用。该系统的网络拓扑图见附件图。
2.2.3 间隔级监控层
MicroSCADA系统间隔层的智能设备与前置机的通讯一般有两种方式：LON 总线和SPA总线。LON总线是一种对等的总线，即系统中的智能设备可以互相通讯。LON总线的结构是星型结构，整个系统通过星型耦合器RER111将间隔层的智能设备连接起来相互通讯。SPA总线是异步串形通讯规约，支持一个master 和多个slave的通讯，SPA总线的结构是环行：鉴于通讯速度的考虑，一个环原则上不多于5个智能设备，环通过专用设备SPA-ZC22来连接。在220kV计算机监控系统中，间隔层的智能设备一般采用LON总线方式，因为它较SPA总线而言更加可靠，有更好的实时性。
另一方面，公用信息管理机通过RS232/RS485串口，一般采用IEC 60870-5-103规约接收保护设备的公用信息，并将数据转发给前置机。公用信息管理机与前置机的通讯是通过MicroSCADA系统自带的CPI规约实现的。
间隔级监控层主要由测控保护装置和前置采集子系统组成。测控保护装置均采用相对集中组屏。每台主变设置1面测控屏，屏上安装主变的各侧测控单元。
其他220kV、110kV测控装置应按每两个电气单元组一面屏的原则。35kV测控保护装置按每四个电气单元组一面屏的原则。
测控保护装置按电气单元即线路、母联、母设等对象进行一对一配置，并保留电气单元测控容量扩充的需要。单元测控装置的数据分别直接传送给站级监控层中的主机、远动数据处理及通信装置和电力数据网络通信服务器。
间隔级监控层包含公用信息工作站配置8个RS485通信接口与买方提供的保护信息收集柜、直流系统、直流绝缘检测装置、直流电池巡检装置、小电流接地选线装置等通信。计算机监控系统的公用信息工作站应组屏。
站级监控层设备的交直流逆变电源装置单独组屏，并配置足够数量的总开关及出线开关。
第三章 MicroSCADA系统
3.1 MicroSCADA系统概述
整个变电站的监控可分为以下三层：1、间隔层；2、站控层；3、调度层。而MicroSCADA系统就是站控层的主系统，它囊括了整个监控系统的数据流量，更是衔接着间隔层和调度层的系统平台。见图3.1：
图3.1 变电站监控系统结构
而整个MicroSCADA系统按功能划分的话，可划分为二大功能模块：通讯和人机操作界面二大模块。对于站控层，通讯是其主要的功能模块，它承接着间隔层、第三方装置以及远方调度的通讯；而人机界面是基于通讯构架，提供给运行人员实际操作使用的终端应用，简称为后台监控系统。本章节将重点介绍人机界面这一模块的操作使用以及维护。
3.2 站控层数据采集模式
3.2.1 设备简介
首先我们可以对后台监控系统的数据来源建立概念，从而建立整个结构的初步模型。
这里先对下面所要提到的设备作下名词解释：
●LONWORKS 网络
LONWORKS网络是点对点的总线型网络结构。
LONTALK规约是LONWORKS网络的通讯协议。该规约为控制网络通讯而设计，控制网络的特点是高速数据传送、短报文、点对点通讯等。以光纤为通讯媒介，最高速度可达1.25Mbits/s。
LON网络连接不同的保护和控制系统，上层系统可接收测量值、状态及事件等消息，可读及写整定值，及其它定值数据。
其中，所有连接到网络的设备都可以互相通讯，每个节点由子网和节点号定义(最多有255子网，每个子网最多有127个节点)。这就是我们现在广泛应用的单元互相通讯以实现间隔层闭锁的功能。
LON网络耦合的设备，就是RER111。
●星型耦合器RER111
对于每个装置，RER111指派了一对通讯口，即发送与接收。其通讯的光纤物理距离最大为1000米。
同时，RER111还可分层安装。从设备发出的消息最多可经过3个星型耦合器到达另外一个设备，如果超过3个星型耦合器，需要将星型耦合器分层安装。见图1.2:
图 3.2 RER111耦合结构
●LON卡
LON卡为LONWORKS网络中的一种设备，硬件采用PCI板卡设计，通过PCI总线兼容于PC机，其通讯接口为一对发送与接收的光纤口。可单独连接至装置或者RER111。在接入LONWORKS网络时，PC机可以通过LON卡对该LONWORKS网络中的每个节点的模块进行请求。
●SPA-ZC22和SPA环网
SPA环网是以SPA规约为数据采集模式组建成的环状总线型结构，终端聚合于SPA-ZC22，SPA-ZC22是光信号转成串口信号的装置，即以光纤为通讯载体向装置采集数据，采集的终端输入为一对收发光纤口，输出为串口模式。
3.2.2 后台数据采集
间隔层中的REF、REC等类型装置以LON或SPA模式光纤组网，LON光纤耦合到RER111星型耦合器上，SPA环聚合于SPA-ZC22。这样，间隔层的数据采集已经完成。那么数据通过什么样的方式传递到后台界面呢？传递方式分为直接采集和网络镜像二种：
1、屏柜上的前置机安装LON卡通过一对收发口连接到RER111光耦合器上或者
串口连接到SPA-ZC22进行数据采集，然后，数据通过前置机和后台所做的数据镜像配置，实时、同步的将数据通过网络传递给后台界面。该模式被220kV变电所广泛采用。
2、后台PC机安装LON卡，同样，光纤连接到RER111上，直接从光集线器上
读取数据显示于后台界面。SPA环网原理相同，用串口连接即可。
这样我们可以简化成表3.1：
表 3.1 数据采集模式
直接采集的模式2结构虽然简单，但当站控层的其它模块请求间隔层数据的时候，整体结构就显得非常冗余，数据流量也骤然增大，本系统采用的是网络数据镜像的模式。该模式的结构示例，如图3.4和图3.5所示：
图3.3
模式图例
独立采集模式
网络镜像模式
图3.4 网络镜像实例
该模式中用于数据采集的前置机采用主备机模式，主机为运行状态，备机为待命状态。前置机中运行MicroSCADA的COM500通讯程序。
同时，主备双机各安装二块LON卡，不同的LON卡连接到不同的RER111上，多台RER111之间则通过级联或者路由卡进行通讯。
对于后台的网络通讯，采用双网容错模式组网，网卡通过软件容错，共用一个IP地址，双网卡中一块为运行，另一块为待命，当运行的网卡出现网络中断或者硬件错误时，待命的网卡自动承接网络通讯，转为运行状态。
另外，后台双机可相互独立。前置机中的运行主机向后台双机实时、同步的发送数据。后台主机运行MicroSCADA的SYS500图形显示程序。
前置机中结合双LON卡以及双以太网，确保了数据有较高的安全性。任一层次中的单一设备出现通讯问题时，都不会导致数据的盲点。
逐层分析，前置机虚拟为网络结构中的数据终端，向同一个网络结构中请求数据的不同模块发送数据，包括下节要提到的远动主机以及数据网的数据请求。
另外，当第三方厂家的装置信号需要接入时，网络中的公用信息机通过RS485串口将公用信息机收集到的数据通过网络传送到前置机。
因此，前置机在整个站控层的通讯中，起了核心作用，所有请求或者上传的数据流都将通过前置机，而后再传递给后台界面或者远方调度层。
3.2.3 远动数据
远动数据在站控层中有其独立的设备，目前使用的有RTU560和CWCOM200这二种装置，本系统采用CWCOM200，我们在这里统称为远动装置。远动装置通过网络与前置机组网，并通过特定的网络规约（如IEC-104网络通讯规约）与前置机中的COM500通讯模块建立主从关系的连接，从而得到现场数据并临时缓存于装置中，即远动主机数据源。其模型可见图3.5：
图3.5 远动数据源
前置主机同时向二台远动装置发送数据，保持数据库的一致性，而远动装置则可根据远方主站要求，或独立收发，或互为主备。
远方数据的传送是在特定的通讯规约基础上（如IEC-101），通过调制解调器即Modem，将信号调制转换成音频信号，远方主站再将音频信号解调成数字信号的过程。整个主站数据采集过程可见图例3.6。
图3.6 远动数据采集过程
3.2.4 电力数据网
电力数据网在站控层中类似于一个独立的后台PC机，其数据采集的原理与后台机相同，是通过网络数据镜像从前置机读取数据。但目前也有通过CWCOM200转发的模式应用于工程，这样电力数据网简化成远动装置中的一条从规约通讯，数据源为远动装置的缓存数据库，通过路由器传送至省数据网终端。
3.3 MicroSCADA系统的基本功能
站级测控采用各种通讯协议与装置通讯，并通过装置对现场设备进行控制操作和数据采集监视的平台。其功能由人机界面实现。主要功能如下：
3.3.1 界面组成
由全站主接线图、各电压等级总接线图、分间隔图以及其它模块图组成监控系统。如图3.7:
图2.8 监控系统界面
图2.8 监控系统主画面
图3.7
3.3.2 数据监视与控制操作
人机界面以间隔为显示单位，画面集合实时数据监视和控制操作功能模块。其中数据监视包括各间隔的遥测模拟量、遥脉数字量、刀闸位置状态、信号告警状态、装置工况等。
控制操作包括刀闸位置的遥控操作、遥调命令、压板投退命令、保护定值召唤操作。
操作需输入用户和密码进行确认。
3.3.3 告警列表
监控系统能对遥信动作、模拟量越限、刀闸位置变化、事故跳闸进行告警处理。在画面中告警栏显示具体告警容的同时，另用告警音提示运行人员，在告警画面进行纪录。不同级别的告警容可分级设定，支持语音告警。3.3.4 事件列表
监控系统中提供事件列表的功能，事件列表记录了监控系统所有的动作事件，其另一重要功能是事故的追忆，运行人员可以使用事件过滤器，输入查询条件，即可追忆某个间隔的事故过程中发生的动作记录。支持
3.3.5 防误功能
控制模块根据闭锁情况模拟防误功能，当闭锁逻辑不满足操作时，操作界面灰化，无法进行操作，同时提供闭锁列表，显示闭锁原因。
3.3.6 用户管理
系统提供不同用户不同等级的操作权限。管理员用户有添加/删除用户、修改维护密码的权限。
用户交接班须更换用户登录。
3.3.7 事故推画面
事故信号是整个系统最为重要的告警信号，所以监控系统提供事故推画面功能，当某个间隔发生事故跳闸，人机界面会即时跳转到该分间隔的监控画面，第一时间判断事故原因。
3.3.8 运行报表、趋势图
系统可根据各站的要求对不同模拟量提供运行报表，可分为日报表、周报表、月报表、年报表。同时各种报表能满足多种时间间隔记录的要求，可按每十五分钟制记录或每小时制记录。另外，根据运行报表数据监控系统衍生了趋势图，用坐标和曲线直观的标明各间隔的模拟量趋向。
3.3.9 故障录波
用于观察继电保护装置在监测到电力事故时的电力波形，以及负载设备在某状态时期的电力波形变化。在后台监控画面中提供直观波形。
3.3.11 峰值负荷报警
针对线路所带的负荷峰值，系统提供峰值负荷设置界面，运行人员可根据
不同主变档位、不同时间段（冬、夏令时）来设置各条线路的负荷。当越限时，系统告警，并在事件列表中进行记录。
3.4 MicroSCADA使用介绍
3.4.1 操作使用模式
220kV变电所的后台监控系统一般采用双HOT运行的模式，即两台主机互相独立运行且显示同步的信息。但是，为了防止操作冲突，原则上应分为主备机，且日常的操作都要求在主机上进行，备机平时只作为监视用途，只有当主机停机或故障的时候才可在备机进行操作。
3.4.2 操作权限
对于MicroSCADA后台监控系统来讲，提供给用户的共有四种操作权限：
●View (0) = 浏览权限，只能浏览，不能控制；
●Control (1) = 操作员权限，可以控制和浏览。值班员拥有操作员权限；
●Engineering (2) = 工程师权限，除了操作员权限外，还可以修改数据
库和系统配置。值长拥有工程师权限；
●System manager (5) = 系统管理员权限，可以进行任何操作，包括管理
他人的密码。系统工程师以及变电所所长（若有必要）拥有此权限。
3.4.3 监控单元图形示例
(1) 常见颜色指示
绿色——为正常状态的指示颜色；
红色——为报警状态的指示颜色；
粉色——为装置未连接等通讯异常状态的显示颜色；
褐色——刀闸被闭锁状态的显示颜色。
(2) 监控基本图形
监控系统中除了光字以及测量信号，监控画面的刀闸状态用几个基本图形进行指示：
1、断路器：分位；合位闭锁
2、闸刀：分位；合位闭锁
其它类型请参照监控系统的工具栏中的“帮助”“显示图素”。
(3) 信号报警指示类型
报警信号的颜色指示有不同含义。主要分为四种：
●红闪：信号报警，在无自动复归无确认的情况下显示红闪；
●绿闪：信号报警，自动复归但无确认的情况下显示绿闪。其中有一种特
殊，是事故信号，也就是说即使出现自动复归的情况但光字牌仍显示红
闪，确认后恢复静态绿色（重要信号的保持功能）；
●静态红色：确认后仍处于报警状态的信号；
●静态绿色：正常状态。
3.5 监控系统的启动与关闭
3.5.1 监控系统的启动与登录
计算机正常启动后会弹出登录对话框（如图所示），值班人员只要输入用户名和密码即可进入MicroSCADA系统。如图2.9:
图3.8 系统登录画面
同时历史事件会对用户的登录情况做出记录,包括退出登录以及密码错误等信息。如图2.10：
图2.10 登录纪录
在监控软件启动后系统有部分时标更新的信号做报警处理并伴有警铃，这只要在报警栏对其确认即可，同时，在主界面上有“停止语音报警”的功能按钮能停止启动时队列中报警铃声。
如果需要新开一个监视窗口，只需双击桌面上的图标即会弹出新的登入界面。
3.5.2 监控系统的关闭
如果需要关闭监控系统，请按以下步骤操作：
●当前画面为登录界面，只需直接点退出即可。
●当前画面为操作界面，点击画面左上“主菜单”，选择“结束对话期”，
在弹出的确认窗口里选择“是”进行确认。
3.6 系统主要功能
3.6.1 主界面
在用户登录后会出现监控系统的主界面，值班员可以通过主界面进行各个功能模块的操作和使用，主界面上除了工具栏和系统当前时间外，在界面的右上方分别有四个功能按钮，从左到右顺序依次是：1、打印；2、事件列表；3、警铃消除；4、报警列表。最后一个红色实心圆表示是否存在报警信号，如果闪动则说明存在报警信号。如图3.9：
220kV智能变电站继电保护及自动化分析吴宗俞 发表时间：2018-06-27T09:41:38.153Z 来源：《电力设备》2018年第6期作者：吴宗俞吕日龙 [导读] 摘要：智能变电站是集先进、可靠、集成和环保于一体的智能设备，能实现信息数字化、通信平台网络化和信息共享标准化的要求。 内蒙古电力（集团）有限责任公司巴彦淖尔电业局内蒙古自治区巴彦淖尔市 015000 摘要：智能变电站是集先进、可靠、集成和环保于一体的智能设备，能实现信息数字化、通信平台网络化和信息共享标准化的要求。从智能变电站继电保护相关介绍入手，重点阐述分析220kV智能变电站继电保护及自动化。220kV智能变电站继电保护高效、有效，在满足供电需求的同时，逐步完善电力系统。 关键词：220kV智能变电站；继电保护；自动化 1、220kV智能变电站的继电保护及自动化系统设计实例 变电站是国家电网建设的一个重要组成部分，如今我国的智能变电站建设工作已经得到了快速地发展。在变电站的建设过程中，想要实现系统的稳定运行，提升系统建设效率，就需要制定一个继电保护和自动化系统的设计方案。文章以某市的智能变电站为例，对智能变电站的系统设计方案进行探讨。 1.1工程基本情况概述 L市计划建设一个智能变电站，既有220kV变电站的情况是有3台主变，每台主变的容量为180MVA；其中220kV出线4回、66kV出线10回。L市打算进行智能变电站的建设，变电站建成之后有4台主变，并且它们每台的容量要达到240MVA；并且要求220kV出线8回、66kV出线26回。 1.2智能变电站继电保护及自动化系统设计方案分析 进行设计方案确定之前，要求工作人员明确该智能变电站的设计原则，在实际的工作中需要坚持标准一致、安全第一、技术过硬等原则。在工作开展中需要按照设计方案开展工作，并且要注重各类先进技术的使用，保障智能变电站的智能化程度。 L市智能变电站在设计中首先明确的就是变电站的总体结构。该220kV的智能变电站主要分为三个结构层次：①过程层。这一部分的结构主要负责三个工作，分别是设备的运行状态监测、电器运行实时监测以及控制操作的驱动和执行。这是智能变电站设备实现自动化运行的基础和前提；②间隔层。该机构的设计运行后的功能主要是对于各类数据进行收集，并且对系统的运行数据进行收集和控制。实际上，这一结构的就是承上启下，接受各类系统信息，然后进行设备的指挥操作；③变电层。变电层的工作任务就是将整体变电站的信息进行总汇之后，将其发送到电网指挥中心。同时变电层还可以接收各类指令，完成人们给系统下达的工作。这个系统主要应用的是电子信息技术、电气自动化技术、以及网络通信技术等。 2、220kV智能变电站的继电保护 2.1要求 例举220kV智能变电站中，继电保护的基本要求，如： 2.1.1可靠性 继电保护的范围内，准确、可靠的检测220kV智能变电站的运行，辅助规划出故障的范围及故障点。 2.1.2灵敏性 继电保护检测220kV智能变电站的故障时，要具备足够的灵敏度，围绕故障特征，给与及时的保护反馈，预防220kV智能变电站失控。 2.1.3检测性 220kV智能变电站的继电保护，其检测性的特征，目的是可以合理的判断系统故障，缩小故障影响的范围，以便准确的切除故障。 2.2原理 220kV智能变电站继电保护的运行原理方面，表现出综合性的特征，继电保护全面检测智能变电站的运行，通过点流量、电压以及功率等特征，判断智能变电站的故障信息，及时提示报警信息，识别相关的故障。例如：220kV智能变电站运行期间，继电保护分析智能变电站的点流量，进而执行相关的跳闸保护，也就是反时限保护，智能变电站的电流量增大，跳闸的速度越快，除此以外，继电保护还可以实行定时间保护，检测超出规范标准的电流量，特定的时间中，有跳闸动作，220kV智能变电站继电保护，在温度、瓦斯方面的保护，汇总为非电量保护。变电站继电保护原理中，设置了比较固定的可靠性系统，其为继电保护的经验值，按照系数计算，决定继电保护的动作值。 2.3职能 220kV智能变电站中的继电保护，负责故障维护，变电站正常运行期间，继电保护没有任何动作，如有故障问题，继电保护及时、快速的动作，反馈智能变电站系统、元件等的故障信息，表现为跳闸的状态，提示管理人员对智能变电站进行检修。继电保护的断路器迅速断开，防止220kV智能变电站的电气元件损坏，避免影响其它的元件应用。 2.4分类 例举220kV智能变电站继电保护的分类，如： 2.4.1变压器保护 继电保护检测变压器的接线、接地灯，利用电流、电压以及负荷检测，完成保护工作，进而解决了变压器的风险问题。 2.4.2电容器保护 此项结构容易发生内部故障，导致连线短路，继电保护在电容器组内，通过过电压检测，实行保护工作。 2.4.3电动机保护 运行时容易有低电压、过负荷的故障，同步电动机的继电保护中，运用非同步冲击电流等方法进行保护。 2.4.4线路保护 继电保护根据220kV智能变电站的电压等级、接地方式以及运输过程，展开接地类型的故障维护。
该系统是一种结合变电站自动化最新技术和发展方向，采用先进的计算机技术、嵌入式微处理器技术、DSP数字信号处理技术、以太网技术，研发出的新一代高度集成、结构紧凑、功能强劲并充分优化的变电站自动化系统。 系统适用于220kV及以下各种电压等级的升压或降压变电站，通过系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站自动化系统以计算机技术为基础, 以数据通讯为手段,以信息共享为目标，提供了测量、控制、监视、保护、录波、通信、报表、小电流接地选线、电压无功自动补偿、五防、故障分析及其他自动化功能，在提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能等方面发挥了重要作用。 变电站综合自动化系统由站控层、通信层和间隔层组成。 1.站控层：包括操作员工作站、工程师工作站、五防工作站、Web工作站、GPS卫星对时系统，站控层设备采用100M工业以太网连接，根据厂站规模和用户需求可以增加工作站或减少部分工作站。 2.通信层：主要由光纤网线双绞线等通信介质、以太网交换机、通信管理机等设备组成，根据不同的厂站规模和用户需求，可自由选择RS485工业总线、星型以太网、双以太网、
光纤环网等不同的组网模式，系统开放性好，组网灵活。 3.间隔层：以一次设备为对象，采用单元式配置，根据厂站规模和用户需求，可选择采用保护测控一体化设备，或者选择采用保护和测控相互独立的设备。各单元独立性强，系统组态灵活，具有高可靠性、高扩展性。装置维护简单方便。 变电站综合自动化系统拥有如下优点： 1、完整的变电站自动化系统解决方案，以高性能的子系统构造优异的变电站自动化系统; 2、系统扩展方便、功能灵活，满足变电站设备的增加及系统功能增加的需求; 3、面向变电站的整体设计，将保护、测量、控制、通讯融为一体，全方位思维，大大减少了用户现场的调试量; 4、采用先进的现场总线通信方式，标准的IEC60870-5-103通讯规约，大大提高了通讯速率及系统的可靠性; 5、间隔层可集中组屏也可按站内一次设备分布式布置，直接安装于开关柜上，既相对独立，又节省投资; 6、间隔层采用32位DSP技术，使产品的稳定性和运算速度得到保证; 7、继电保护功能独立，完全不依赖于通讯网，仅通过通信层交换信息; 8、友好的人机界面，全汉化菜单操作，使用户操作更简单。
1 前言变电站是电力网中线路的连接点，承担变换电压、变换功率和汇集、分配电能的作用，它的运行情况直接影响到整个电力系统的安全、可靠、经济运行。然而一个变电站运行情况的优劣，在很大程度上是取决于其二次设备的工作性能。现有的变电站有三种形式：一种是常规变电站；一种是部分实现微机管理、具有一定自动化水平的变电站：再有另一种就是全面微机化的综合自动化变电站。对于常规变电站其致命弱点即不具有自诊断能力、故障记录分析、能力和资源共享能力，对二次系统本身的故障无法检测，也不能全面记录和分析运行参数和故障信息。而全面微机化的综合自动化变电站，是以微机化的二次设备取代了传统使用的分立式设备。集继电保护、控制、监测及远动等功能为一体，实现了设备共享，信息资源共享，使变电站的设计简捷、布局紧凑，实现了变电站更加安全可靠的运行。同时系统二次接线简单，减少了二次设备占地面积，使变电站二次设备以崭新的面貌出现。 1.1变电站综合自动化概论 1.1.1变电站综合自动化基本概念 变电站综合自动化是将变电站的二次设备（包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等）经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，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、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。变电站综合自动化系统，即利用多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统，代替常规的测量和监视仪表，代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护屏，改变常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷。因此，变电站综合自动化是自动化技术、计算机技术和通信技术等高科技在变电站领域的综合应用。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，可方便地监视和控制变电站内各种设备的运行和操作。变电站综合自动化系统具有功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。 变电站综合自动化系统的出现是电网运行管理中的一次变革。它为变电站实现小型化、智能化、扩大监控范围以及为变电站的安全、可靠、合理、经济运行提供了数据采集及监控支持，同时为实现高水平的无人值班变电站管理打下了基础。此外，变电站综合自动化也是电网调度自动化基础，只有通过厂站自动化装置和系统向调度自动化系统提供电网中各个变电站完整可靠的信息，调度控制中心才可能了解和掌握整个电力系统的实时运行状态和变电站设备工况，也才能对
变电站综合自动化概述 变电站综合自动化，也就是我们常说的综自系统，是二次系统的一个组成部分。也是保证变电站安全。经济运行的一种重要技术手段。随着智能站的推广，综自系统和保护的界限越来越模糊，其的重要性越来越高。近几期就和大家一起来学习一些综自方面的相关知识。本期介绍一些总体的概念。 1.综自的概念 变电站综合自动化就是将变电站的二次设备（包括测量仪表、保护装置、信号系统、自动装置和远东装置等）的功能综合于一体，实现对变电站主要设备的监视、测量、控制、保护以及与调度通信等自动化功能。 综自系统包括微机监控、微机保护、微机自动装置、微机五防等 子系统。它通过微机化保护、测控单元采集变电站的各种信息（如 母线电压、线路电流、断路器位置、各种遥信等）。并对采集到 的信息进行分析处理，并借助通信手段，相互交换和上传相关信
综自所谓的综合，既包括横向综合，即讲不同间隔、不同厂家的 设备相互连接在一起；也包括纵向综合，即通过纵向通信，将变 电站与控制中心、调度之间紧密集合。 2.综自的布局 综自系统按照设备的布局来划分，可以分为集中式、局部分散式、 分散式三种。 (1)集中式 通过集中组屏的方式采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，并同时完成保护、控制、通信等功能。这种布局形式早期应用的比较多，因为早期综自设备技术不成熟，对运行现场的条件要求比较高，所以只能在环境比较良好的主控室中安装。 集中式布局的主要缺点是，所有与综自系统相连的设备都需要拉 电缆连接进入主控室，电缆的安装敷设工作量很大，周期长，成 本高，也增加了CT的二次负载。随着综自设备技术的成熟，已经用的很少。
变电站综合自动化解决方案 三旺变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、 现代电子技术、 通信技术和信息 处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装 置及远动装置等)的功能进行重新组合、 优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、 测量、 控制和协调的一种综合性的自动化系统。 通过变电站综合自动化系统内各设备间相互 交换信息、数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常 规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、 降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。
变电站综合自动化需求>> > 测控装置的串口信号要求能连接到以太网， 用于本地和远程控制站点高级管理和同 步化 > 适应变电站恶劣环境 > 保证变电站重要数据传输的优先性和稳定 > 设备种类繁多， 要求通信设备符合电力 IEC61850 规约， 兼容变电站各种智能设备 方案优势>> > 符合 IEC61850 标准的串口服务器与工业交换机完美结合 > 产品优于 IEC61850-3 标准的 EMI 抗性，工业四级设计能在严酷的环境下可靠、 稳定工作 > 交换机支持 QOS、 VLAN 等网络技术， 保障变电站重要数据的传输优先性和独立性 > 设备设计符合 IEC61850 规约，能兼容变电站任何智能设备
<<关键产品>> ◎支持接口类型可根据需要搭配 ◎支持 SW-Ring 环网冗余专利技术，网络故障自愈时间＜20ms ◎支持 802.1X、密码管理、端口镜像、端口汇聚 ◎支持支持 DC110~220V 或 AC100~240V 三位端子电源输入 ◎无风扇设计,工业级设计，-25~70℃温度工作范围 ◎IP30 防护等级，19 寸标准机架安装方式 IES5024 系列
? 支持 RS-232/RS-485/RS-422 三种串口形式 ? 支持 300bps~115200bps 线速无阻塞通信 ? 支持虚拟串口驱动访问模式和网络中断自动恢复连接功能
NP316 系列
变电站综合自动化系统设计方案 1.1.2 研究现状 变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。 如今变电站综合自动化已成为热门话题，研究单位和产品也越来越多，国内具有代表性的公司和产品有：北京四方公司的CSC 2000系列综合自动化系统，南京南瑞集团公司的BSJ2200计算机监控系统，南京南瑞继电保护电气有限公司的RCS一9000系列综合自动化系统，国电南自PS 6000系列综合自动化系统、武汉国测GCSIA变电站综合自动化系统、许继电气公司的CBZ一8000系列综合自动化系统。国外具有代表性的公司和产品有：瑞典ABB的MicroSCADA自动化系统等。现在的变电站自动化系统将站内间隔层设备（包括微机继电保护及自动装置、测控、直流系统等）以互联的方式与主机实现数据交换与处理，从而构成一种服务于电网安全与监测控制，全分散、全数字化和可操作的自动控制系统。 本系统站控层用的软件工具是瑞典ABB公司开发的用于变电站自动化系统的MicroSCADA和COM500，COM500作为前置机，它是整个系统数据采集的核心，MicroSCADA用于后台监控；间隔层测控装置用的主要是芬兰ABB公司生产的是REF54_系列和瑞典ABB公司生产的REC561等自动化产品，远动装置用的是浙江创维自动化工程有限公司自主研发CWCOM200。
变电站综合自动化系统的组成和主要功能； 系统概述； 本次设计采用YH-B2000变电站综合自动化系统，其系统是面向110KV及以下电压等级变电站的成套自动化设备其是陕西银河网电科技有限公司开发研制的新型设备，该系统是在总结我国微机变电站运行经验基础上，根据国内外新的发展趋势，以提高电网的安全经济运行为宗旨，以方便现场安装调试、无人值守为目的，向智能化迈进的全新概念综合自动化系统。 其设备从变电站整体出发，统一考虑保护、监测、控制、远动、直流和五防等功能，避免了功能装置重复备置等弊病，及减少投资，又有利于变电站运行管理和维护。 YH-B2000变电站综合自动化系统组成结构如下图；
该系统在我国首次集微机保护和远动为一体，并率先把这种装置直接安装于高压开关柜上，系统总体结构设计是以单元分散型嵌入式为指导思想，系统装置中每个单元的结构、外观和尺寸是完全一致的。其可把各个单元分散安装在一次设备上，或集中组屏按装。相比两者具有明显的优点；可以大大减少连接开关柜控制屏及控制室的各种电缆，减少控制室面积，从而节省了变电站综合造价，简化了施工，方便了维护，并且提高了变电站的可控性，可扩展性和灵活性有了很大提高。消除了因设备之间错综复杂的二次电缆引线接错造成的问题，提高可靠性 YH-B2000变电站综合自动化系统是面向对象设计的。系统中每一种单元都面向变电站内的各种一次设备。如线路单元，就是面向开关柜设计的，它包含了对该开关柜的控制、测量、事故记录和线路的各种保护等；电容器单元也像线路单元一样，它是面向电容器组的；变压器是变电站的核心设计，YH-B2000型变电站综合自动化系统对变压器设计了三种面向它的完全独立的功能单元。第一是主保护单元，它主要完成变压器差动保护等。第二是后备保护，它主要完成变压器的过流保护等。第三是变压器的测控单元，主要完成主变的有载调压控制和电气量的测量。备自投单元是完成变电站两路电源的自动投切功能的。直流子系统也被YH-B2000型变电站综合自动化系统纳入了整体成套范围，作为系统的一个单元整体规划设计。 YH-B2000型变电站综合自动化系统无论是以何种方式安装，所有单元均通过一梗三芯通讯电缆同后台总控单元实现实时数据交换。
变电所综合自动化总复习题 一、填空题 1、常规变电所的二次系统主要由继电保护、当地监控、远动装置、滤波装置所组成。 2、变电所综合自动化应能全面代替常规的二次设备。 3、变电所微机保护的软、硬件装置既要与监控系统相互对立,又有相互协调。 4、变电所综合自动化是自动化技术、计算机技术和通信技术等高科技在变电所领域的综合应用。 5、变电所综合自动化系统中的微机继电保护主要包括接触网线路保护、牵引变压器保护、母线保护、电容器保护、小电流接地系统自动选线、自动重合闸。 6、一个变电所综合自动化系统中各个子系统（如微机保护）的典型硬件结构主要包括：模拟量输入/输出回路、微型机系统、开关量输入/输出回路、人机对话接口回路、通信回路、电源。 7、人机对话接口回路。主要包括打印、显示、键盘及信号灯、音响或语言告警，主要功能用于人机对话。 8、牵引变电所综合自动化系统中的微机继电保护主要包括接触网线路保护、牵引变压器保护、母线保护、电容器保护、自动重合闸。 9、变压器过负荷保护一般取两相电流。Ⅰ段用于发警告信号，Ⅱ段用于启动断路器跳闸。 10、根据继电器动作电流整定原则和继电保护装置动作时限的不同，
过电流保护可分为定时限过流保护、带时限电流速断保护，把它们组成一套电流保护装置称为两段式电流保护。 11、为了补充牵引系统无功功率的不足，提高功率因数，改善供电质量，在各个变电所广泛采用无功补偿并联电容器组。 12、对于瞬时自消性故障，利用重合闸避免不必要的停电。 13、微机保护的一大特色当是利用基本相同的硬件结构和电路。通过不同的软件原理完成不同的功能。 14、在变电所综合自动化系统中，数据通信是一个重要环节。 15、微机保护子系统的功能应包括全变电站主要设备和输电线路的全套保护。 16、变电站的数据包括模拟量、开关量和电能量。 17、电力系统的电压、无功综合控制的方式有集中控制、分散控制和关联分散控制。 18、变电站通信网络的要求都有快速的实时响应能力，很高的可靠性，优良的电磁兼容性能，分层式结构。 19、数据通信系统的工作方式有单工通信，半双工通信和全双工通信。 20、差模干扰是串联于信号源回路中的干扰，主要由长线路传输的互感耦合所致。 21、常规变电站的二次系统主要包括继电保护，故障录破，当地监控和远动四个部分。 22、直流采样是指将交流电压、电流等信号经变送器转换为适合于A/D转换器输入电平的直流信号。
变电站综合自动化概述 摘要 :本文简要介绍了变电站的组成、工作原理及作用,变电站综合自动化系统的结构模式和基本功能,进一步叙述了变电站综合自动化系统的特点以及存在的问题,提出了变电站综合自动化基本概念,并变电站自动化的发展前景进行分析。 关键词 :变电站变电站综合自动化系统 1. 概述 电网是一个不可分割的整体,对整个电网的一、二次设备信息进行综合利用,对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。 变电站是电力系统中变换电压、接受和分配电能、控制电力的流向和调整电压的电力设施,它通过其变压器将各级电压的电网联系起来。 变电站综合自动化系统是利用计算机系统、网络、数据库现代通讯技术等将变电站的二次设备(包括控制、测量、保护、自动装置等 ,经过功能组合和优化设计,对变电站实行自动监控,测量和协调来提高变电站的运行效率和稳定性。他完全取代了常规的监控仪表,中央信息系统,变送器及常规远动装置。不仅提高了变电站的可控性,而且由于采用了无人值班的管理模式,更有效地提升了劳动生产率,减少了人为误操作的可能,最大程度提高了变电站的可靠性和经济性。 2. 变电站 变电站 (Substation改变电压的场所。是把一些设备组装起来,用以切断或接通、改变或者调整电压。在电力系统中,变电站是输电和配电的集结点。 2.1 变电站组成 变电站主要是有设备及安装工程、建筑工程(土建、其他项目工程等。设备及安装工程包括两部分 :既一次部分(设备、二次部分(设备。
变电站是把一些设备组装起来,用以切断或接通、改变或者调整电压,在电力系统中,变电站是输电和配电的集结点,变电站的设备有变压器、开闭电路的开关设备,汇集电流的母线,计量和控制用互感器、仪表、继电保护装置和防雷保护装置、调度通信装置等,有的变电站还有无功补偿设备。 2.2 变电站工作原理 变压器是变电站的主要设备, 分为双绕组变压器、三绕组变压器和自耦变压器即高、低压每相共用一个绕组,从高压绕组中间抽出一个头作为低压绕组的出线的变压器。电压高低与绕组匝数成正比,电流则与绕组匝数成反比。 电压互感器和电流互感器。它们的工作原理和变压器相似,它们把高电压设备和母线的运行电压、大电流即设备和母线的负荷或短路电流按规定比例变成测量仪表、继电保护及控制设备的低电压和小电流。在额定运行情况下电压互感器二次电压为 l00V , 电流互感器二次电流为 5A 或 1A 。电流互感器的二次绕组经常与负荷相连近于短路 , 请注意 :绝不能让其开路, 否则将因高电压而危及设备和人身安全或使电流互感器烧毁。开关设备包括断路器、隔离开关、负荷开关、高压熔断器等都是断开和合上电路的设备。断路器在电力系统正常运行情况下用来合上和断开电路;故障时在继电保护装置控制下自动把故障设备和线路断开,还可以有自动重合闸功能。在我国, 220kV 以 上变电站使用较多的是空气断路器和六氟化硫断路器。 隔离开关的主要作用是在设备或线路检修时隔离电压,以保证安全。它不能断开负荷电流和短路电流,应与断路器配合使用。在停电时应先拉断路器后拉隔离开关, 送电时应先合隔离开关后合断路器。如果误操作将引起设备损坏和人身伤亡。 负荷开关能在正常运行时断开负荷电流没有断开故障电流的能力, 一般与高压熔断丝配合用于 10kV 及以上电压且不经常操作的变压器或出线上。 2.3 变电站作用
智能变电站自动化系统 1 智能变电站简介 智能变电站作为智能电网的物理基础，同时作为高级调度中心的信息采集和命令执行单元，是智能电网的重要组成部分。作为智能电网当中的一个重要节点，智能变电站以变电站一、二次设备为数字化对象，以高速网络通信平台为基础，通过对数字化信息进行标准化，实现站内外信息共享和互操作，并以网络数据为基础，实现测量监视、控制保护、信息管理等自动化功能的变电站。智能变电站既是下一代变电站的发展方向，又是建设智能电网的物理基础和要求。为了实现智能化电网的目标，智能变电站的研究和建设具有重要的意义。 1.1智能变电站的特点及功能 随着智能电网的提出和建立，变电站将由数字化演变为智能化，更突出“智能”的特点。智能化变电站在数字化变电站的基础之上，赋予了以下十二个“智能特征”或“智能化功能”。 1.1.1 一次设备智能化 与数字化变电站描述的一次设备智能化相比，智能变电站加大了一次设备信息化，可监测更多自身状态信息，也可通过网络获知系统及其他设备的运行状态等信息。自动化程度更高，具有比常规自动化设备更多、更复杂的自动化功能。具备互动化能力，与上级监控设备、系统及相关设备、调度及用户等及时交换信息，分布协同操作。 1.1.2 信息建模统一化 除了基于 IEC61850 标准的建模外，智能变电站能实时监测辖区电网的运行状态，自动辨识设备和网络模型，从而为控制中心提供决策依据。 1.1.3 数据采集全景化 智能变电站利用对时系统，同步区域和站内时钟，完善和标准化站内设备的静态和动态信息模型，向智能电网提供统一断面的全景数据。采用新型传感技术、同步测量技术、状态检测技术等逐步提高数字化程度，逐步实现潮流数据的精确时标，实时信息共享、支撑电网实时控制和智能调节，支撑各级电网的安全稳定运行和各类高级应用。 1.1.4 设备检修状态化 全面采集能够反映系统主设备运行的电脉冲、气体生成物、局部过热等各种特征量。智能变电站配置用于监测系统主设备的传感器，或者由智能一次设备直接提供其功能。利用 DL/T860 提供的建模方法，建立设备状态检修的信息模型，构建具备较为可靠实用的状态监测预警算法和机制、支撑状态检修实践的专家系统。 1.1.5 控制操作自动化 程序化操作。智能变电站具备程序化操作功能，除站内的一键触发，还可接收和执行监控中心、调度中心和当地后台系统发出的操作指令，自动完成相关运行方式变化要求的设备操作。程序化操作具备直观的图形界面，在站层和远端均可实现可视化的闭环控制和安全校验，且能适应不同的主接线和不同的运行方式，满足无人值班及区域监控中心站管理模式的要求。
变电站综合自动化结业论文变电站综合自动化系统通信 系部：电力工程系 班级：供用电12-4 姓名：豆鹏程 学号：2012231026
【摘要】 变电站综合自动化功能的实现，离不开站内工作可靠、灵活性好、易于扩展的通信网络，以来满足各种信息的传送要求。在变电站综合自动化系统中，通信网络是一个重要的环节。本文对通信网络的要求和组成、信息的传输和交换及通信的功能作了有详细的介绍。 【关键字】 变电站综合自动化系统；信息传输；数据通信
变电站综合自动化系统的通信 引言 变电站综合自动化系统实质上是由多台微机组成的分层分布式的控制系统，包括监控、继电器保护、电能质量自动控制系统等多个子系统。在各个子系统中，往往又由多个智能模块组成，例如微机保护子系统中，有变压器保护、电容器保护和各种线路保护等。因此在综合自动化系统内部，必须通过内部数据通信，实现各子系统内部和各子系统间信息交换和实现信息共享，以减少变电站二次设备的重复配置和简化各子系统间的互连，提高整体的安全性。[2、5] 另一方面，变电站是电力系统中电能传输、交换、分配的重要环节，它集中了变压器、开关、无功补偿等昂贵设备。因此，对变电站综合自动化系统的可靠性、抗干扰能力、工作灵活性和可扩展性的要求很高，尤其是无人值班变电站。综合自动化系统中各环节的故障信息要及时上报控制中心，同时也要能接受和执行控制中心下达的各种操作和调控命令。[2] 因此，变电站综合自动化系统的数据通信包括两方面的内容：一是综合自动化系统内部各子系统或各种功能模块间的信息交换；而是变电站与控制中心的通信。 一、变电站内的信息传输[2、3、5] 现场的综合自动化系统一般都是分层分布式结构，传输的信息有以下几种： （一）现场一次设备与间隔层间的信息传输 间隔层设备大多需从现场一次设备的电压和电流互感器采集正常情况和事故情况下的电压值和电流值，采集设备的状态信息和故障诊断信息，这些信息主要是：断路器、隔离开关位置、变压器的分接头位置、变压器、互感器、避雷针的诊断信息以及断路器操作信息。 （二）间隔层的信息交换
变电站监控系统调试方案 批准： 审核： 编制： 正泰电气股份有限公司 海南矿业110kV铁矿变电站工程 2014年7月13日
目录 1. 工程概况及适用范围 (1) 2. 编写依据 (1) 3. 作业流程 (2) 5. 作业方法 (3) 6. 安健环控制措施 (7) 7. 质量控制措施及检验标准 (8)
1. 工程概况及适用范围 本作业指导书适应于变电工程监控系统调试作业。 2. 编写依据
3. 作业流程 3.1 作业（工序）流程图 4. 作业准备
5. 作业方法 5.1开始 5.1.1检查屏柜安装完毕，符合试验条件。 5.1.2检查工作票完善，工作安全措施完善，二次措施单编写内因符合作业安全标准。 5.1.3试验人员符合要求，熟悉相关资料和技术要求。 5.2通电前检查： 5.2.1核对各屏柜配置的连片、压板、端子号、回路标注等，必须符合图纸要求。 5.2.2核对保护装置的硬件配置、标注及接线等，必须符合图纸要求。 5.2.3保护装置各插件上的元器件的外观质量、焊接质量应良好，所有芯片应插紧，型号正确, 芯片放置位置正确。 5.2.4检查保护装置的背板接线有无断线、短路和焊接不良等现象，并检查背板上抗干扰元件的焊接、连线和元器件外观是否良好。 5.2.5检查试验设备是否符合要求，试验设备是否完好。 5,2,6检查回路接线是否正确。 5.2.7检查保护装置电压是否与实际接入电压相符。 5.2.8检查保护装置所配模块与实际配置的PT、CT相符合。
5.2.9保护屏接地是否符合要求。 5.3绝缘检查 5.3.1分组回路绝缘检查：将装置CPU插件拔出，在屏柜端子排处分别短接交流电压回路，交流电流回路、操作回路、信号回路端子；用1000V兆欧表轮流测量以上各组短接端子间及各组对地绝缘。其阻值应大于10MΩ。 5.3.2整组回路绝缘检查：将各分组回路短接，用1000V兆欧表测量整组回路对地绝缘。其阻值应大于1MΩ。 5.4通电检查 5.4.1核对屏柜元件配置是否与设计图纸和技术规范相符。 5.4.2检查保护装置版本信息经厂家确认满足设计要求。 5.4.3按键检查：检查装置各按键，操作正常。 5.4.4装置自检正确，无异常报警信号。 5.4.5打印机与保护装置的联机试验：进行本项试验之前，打印机应进行通电自检。 5.5单机校验 5.5.1零漂检查 进行零漂检查时，应对电压端子短接,电流回路断开防止感应引起误差，应在装置上电10min以后，零漂值要求在一段时间（几分钟）内保持在规定范围内；电流回路零漂在-0.05~+0.05A范围内(额定值为5A)，电压回路在0.05V以内。 5.5.2通道采样及线性度检查 在各模拟量通道分别按规范加量，装置采样应正确，同时加入三相对称电流、三相对称电压，查看装置采样，检查电流、电压相角正常。功率显示正确。 5.5.3 时钟的整定与核对检查：调整时间，装置正常，GPS对时已完善，核对各装置时间显示一致，并与后台计算机显示相符。 5.5.4装置自检正确，无异常报警信号。 5.5.5遥信输入检查：短接开关量输入正电源和各开关量输入端子，对照图纸和说明书，核对开关量名称，装置显示屏显示各开关量名称与实际一致。 5.5.6遥控、遥调接点检查：在监控装置模拟遥控、遥调信号，用万用表测量各输出接点正确。 5.5.7监控系统同期功能检查：分别按检同期、检无压和不检方式进行模拟调试，在检同期方式下输入母线电压和线路电压，分别改变两电压间的相角、幅值、频率使之
智能变电站自动化系统体系结构探索 摘 要：智能变电站一体化监控系统是按照全站信息 数值化、通信平台网络化、信息共享标准化的基础要求，通 过系 统集成优化，实现全站信息的统一接入、统一存储和统 展示，实现运行监视、操作与控制、综合信息分析与智能 告 警、运行管理和辅助应用等高级应用功能。是大运行体系 建设的 基础，是备用调度体系建设的基础。本文通过全面解 析智能变电 站一体化监控系统，为日后的运行管理提供借 鉴。 关键词：智能电网；变电站；一体化系统；体系结构 1674-7712 （ 2014） 06-0000-02 智能电网是当今世界电力乃至能源产业发展变革的最 新动向，代表着未来发展的方向和社会的进步。智能变电站 是智能电网的重要环节，随着变电站自动化系统技术的发展 和硬件水平的不断提高，变电站自动化系统，一直朝设备集 成度越来越多，模拟电缆越来越少的过 程。智能变电站自动 化系统是变电站的核心部分，它由一体化监控系统和输变电 设备状态监测、辅助设备、时钟同步、计算等共同构成，它 是运行、保护和监视变电站一次设备系统，完成变电站的设中图分类 t=r. 号： TM63 ；TM76 文献标识码： A 文章编号：
备及其反馈线监视、控制、保护等功能。一体化监控系统是智能电网调度控制和生产管理的基础。 、智能变电站自动化系统结构一）网络总体结构 变电站自动化系统是运行、保护和监视变电站一次设备 的系统，完成变电站的设备及其馈线监视、控制、保护等功能。变电站自动化系统采用开放式分层分布结构，由“三层 网”构成。 二）站控层 站控层德主要功能是为变电站提供运行、管理、工程配 置的界面，并记录变电站内的所有相关信息，具体如下：（1） 汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登陆、填写历史数据库。（2）按既定规约将有关数据信息送向调度 或控制中心，接受调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行。（3）监控系统和远动通信服务器采用一体 化数据库配置方式，生成监控数据库的同时即可完成远动通信服务器的数据库、功能及逻辑的配置，提高变电站的维护效率。（4）具体在线可编程的全站操作闭锁控制功能；站控层、间隔层共用一套防误规则库，防误规则库可由后台监控生成并通过网络下载到测控装置，并可在后台监控上模拟、预演、校验测控装置的防误逻辑，有效的提高了系统的可靠性与维护效率。（5）具体站内当地监控，人机联系功能，如
变电站综合自动化系统结构与功能综述 关键词：变电站综合自动化系统结构功能 ---综合自动化系统的硬件结构 变电站综合自动化系统的发展过程与集成电路技术、微计算机技术、通信技术和网络技术密切相关。随着这些高科技的不断发展，综合自动化系统的体系结构也不断发生变化，其性能和功能以及可靠性等也不断提高。从国内外变电站综合自动化系统的发展过程来看，其结构形式有集中式、分层分布式、和全分散式等三种类型。 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、开关俩个和数字量等信息，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，集中式结构也并非指由一天计算机完成保护、监控等全部功能。多数集中式结构的微机保护、微机监控和与调度等通信的功能也是由不同的卫星计算机完成的，只是每台微计算机承担的任务多些。例如监控机要负担数据采集、数据处理、开关操作、人机联系等多项任务：担负微机保护的计算机，可能一台微机要负责几回低压线路的保护等。随着微处理器的发展、微型计算机的性能价格比迅速优于小型机后，才开
图2.1 集中式结构的综合自动化系统框图 这种集中式的结构式更具变电站的规模，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，它们安装在变电站中央控制室内。 主便延期和各进出线及站内所有电器设备的运行状态，通过TA、TV经电缆传送到忠言控制室的保护装置和监控主机。继电保护动作信息往往是取保护装置的信号继电器的辅助触点，通过电缆送给监控主机。 这种系统的主要功能即特点是： 1）能实时采集变电站中各种模拟量、开关量，完成对变电站的数据采集和 实时监控、制表、打印、事件顺序记录等功能。 2）完成对变电站主要设备和进出线的保护任务 3）集中式结构紧凑、体积小、可大大减少占地面积。 4）造价低，尤其是对35kV或规模较少的变电站更为有利。 集中式结构最大的缺点是： 1）每台计算机的功能较集中，如果一台计算机出故障，影响面打，因此必须采用双机并联运行的结构才能提高可靠性。 2）集中式结构，软件复杂，修改工作量大，系统调试麻烦。 3）组态不灵活，对不同主线或规模不同的变电站，软硬件都必须另行设计，工作量大，因此影响了批量生产，不利于推广。 4）集中式保护与长期以来采用一对一的常规保护相比，不直观，不符合运行和维护人员的习惯，调试和维护不方便，程序设计麻烦，只适合于保护算法比较简单的情况。 2.分层分布式的机构形式 在分层分布式结构的变电站综合自动化系统中，将整个变电站的一次、二次设备分为3层，即变电站层、间隔层、和设别层。在所分的3层中，变电站层称为2层，间隔层为1层，设备层位0层。每一层由不同的设备或不同的子系统组成，完成不同的功能。图2.2所示为变电站一、二次设备分层结构示意图。 设备层主要指变电站内的变压器和断路器、隔离开关及其辅助触点，也包括电流互感器、电压幅干起等一次设备。 间隔层一般按断路器间隔来划分，具有测量、控制部件或继电保护部件。测量、控制部分完成该单元的测量、监视、操作控制、联锁及事件顺序记录等功能；保护部分完成该单元线路或变压器或电容器的保护、故障记录等功能。因此，间
智能变电站继电保护及自动化系统 发表时间：2019-03-26T11:07:03.680Z 来源：《电力设备》2018年第28期作者：辛虎军 [导读] 摘要：随着社会的快速发展以及技术水平的提升，信息化、智能化技术得到了广泛的应用。 （南瑞集团有限公司（国网电力科学研究院有限公司）江苏南京 210000； 国电南瑞科技股份有限公司江苏南京 210000） 摘要：随着社会的快速发展以及技术水平的提升，信息化、智能化技术得到了广泛的应用。对于变电站来说，随着智能化技术的应用已经从常规的变电站转变成为了智能变电站。而继电保护是智能变电站系统中最为重要的组成部分之一，对于确保整个电力系统安全运行起着非常关键的作用。相对于常规变电站来说，智能变电站在软硬件方面都有了很大的改变，所以继电保护方面也存在着很大的差异，需要通过更加自动化的措施来确保其正常运行。所以为了能够有效适应新技术在智能变电站中的应用，对于智能变电站继电保护和自动化技术进行研究具有非常现实的意义。 关键词：智能变电站；继电保护；自动化系统 1智能变电站继电保护的特点 智能变电站是基于光电信息、微电子集成和网络通信技术的智能化自动管理的变电站。变电站中的继电保护装置自动化主要是针对电力故障、线路设备等异常行为进行及时自动预警的一种系统装置。通过及时自动断电、故障分离和切除，有效对变电站进行保护。智能变电站继电保护系统构成主要有:电子式互感设备+合并单元+交换机+网络接口等。智能变电站继电保护装置使数据信息提供的来源变得更加广阔，同时灵活性不断提高，因此技术人员可以通过对继电保护的特点进行分析，实现智能变电站继电保护装置能力的最大化。智能变电站继电保护系统操作相比传统变电站，更加灵活，操作方便。 2智能变电站继电保护系统 2.1智能变电站继电保护系统结构 基于智能变电站不同的采样与跳闸方式，可以将其分为以下几种较为典型的系统结构：①直采直跳。这种模式主要是继电保护设备能够通过光纤直流的方式来实现跳闸与采样，但是大多存在于部分的电网支路中。②网采直跳。所谓网采直跳主要是有SC和GOOSE两者共同或者独立形成的组网。③直采网跳。智能变电站继电保护系统的设备可以进行直接式的采样，然后经由GOOSE的方式来实现网络跳闸。 ④网采网跳。这种模式是打破了传统的采样与跳闸方式，而是将两者目标皆由Goose以及SV来完成，实现网络自动化的控制。 2.2智能变电站继电保护的元件 智能变电站继电保护系统中的构成元件主要会涉及到交换机、电子互感器、合并单元等。①互感器方面，传统的模式是通过电磁互感器来实现，而现在则是使用电子互感器来进行替代。它具有测量准确、小巧轻便等特点，可以根据传感电源的差异将其分为无源型与有源型。②合并单元则是实现过程层的信息传输，以接收时间的方式来标记电子互感器传输的信息，并将其转移到继电保护设备中，这样不仅精简了过去复杂的接线工作，也达到了节约成本的目的，并最终实现数据信息的网络共享。另外，交换机主要是将其作为智能以太网络的运行节点，在链路层中实现数据帧的交换。在当前交换机设备以及相关技术逐步更新的背景下，信息传递的效率在逐步提高，使得相互通信的效率也在不断的更新，确保了智能电网运作的稳定性。 3智能变电站继电保护分析 从智能变电站继电保护的情况来看，站控层和过程层网络稳定程度以及所具有的实效性起着最为重要的作用，其中站控层网络主要对整定值以及文件实施传输，并且需要修改、录播以及召唤相应文件；过程层网络主要对采样值、开关运行情况、跳闸信号等信息进行传输。智能变电站在运行过程中，尤其是在进行继电保护采样值或者命令信号进行传输过程中，大都会通过以太网数据帧的方式进行，所以对于智能变电站继电保护来说最为重要的就是过程层网络。因此，一定要对其进行合理的规划和调度，从而保证智能变电站继电保护的正常运行。 过程层继电保护主要配置快速跳闸的主保护功能，例如线路纵联保护、变压器差动保护、母线差动保护等等，而将后备保护功能转移到变电站层的集中式保护装置当中。此种配置方式能够简化过程层的保护设计，对于主保护功能进行主要设置，而后备保护简化配置即可，这样就能够对硬件设计进行简化。同时，主保护的定值整定较为固定，并不会随着电力系统运行方式的转变而改变。但是受到保护独立方面的制约，在对继电保护功能和一次设备进行集成之后，如果需要同时进行线路保护以及母线保护，那么需要将硬件进行单独设置，可以设计成为独立的功能模件形式。 （1）线路保护。线路保护直接采样、直接跳断路器；通过GOOSE网络重新实现断路器失灵以及重合闸等方面的功能；对于线路间隔内保护测控装置来说，不但要和GOOSE网络实现信息的交换，同时也可通过点对点连接以及传输方式直接连接合并单元以及智能终端；对于保护测控装置和合并单元的连接以及数据传输来说，不需要利用GOOSE网络就能够实现直接的采样，同时保护测控装置和智能终端的连接也可以不同GOOSE网络就能够实现直接跳闸的功能；设置在线路以及母线之上的电子式互感器在得到电流电压信号之后，首先要接入到合并单元，完成数据的打包之后可以通过光纤传输到SV网络以及保护测控装置当中；可以通过GOOSE网络传输的方式将跨间隔信息接入到保护测控装置。 （2）变压器的保护。智能变压器保护装置的过程层主要采用的是分布式配置，可以实现差动保护的功能，而后备的保护可以采取集中式的安装方式。对于非电量保护来说，可以进行单独的安装，利用电缆等直接引入断路器跳闸，并且可以利用光缆将跳闸命令引入到采样和GOOSE的共同网络之上。 （3）母联（分段）的保护。分段保护的实施方案和线路保护的方案类似，但是具有更加简单的结构。将分段保护装置和合并单元以及智能终端进行连接就能够分别实现直接采样（不利用网络数据）以及直接跳闸的功能。另外，相应设备（例如合并单元、保护装置、智能终端等）都可以利用相对独立的GOOSE网络以及SV网络实现信号的跨间隔传输。 4智能变电站继电保护自动化分析 4.1接线技术注意事项 设备间的接线以及设备内部接线工作尤为重要，接线工作是继电保护自动化施行前必须做好的工作，决定着继电保护设施能否正常运作。在接线时必须保证接点的准确，使用方式科学合理，操作流程要符合相关行业规范。接线过多不利于智能变电站的运行，也不利于实