1、 變電站綜合自動化系統的研究上海電力學院成教院本科畢業設計（論文） 題目： 變電站綜合自動化系統的研究 專業：電氣工程及其自動化年級：2011上電 學生姓名：萬勇 學號： 15110059 指導教師： 張永健 2013年10月1日變電站綜合自動化系統的研究摘要 隨著全國農村電網的改造建設，變電站的投運越來越多，一些老舊的常規變電站需要進行自動化改造升級，升級到無人值守綜合自動化變電站。南昌縣供電公司全縣共有15座變電站，其中還有六座是老舊的常規綜自設備變電站，他們的主變、保護設備基本都使用超過20年。由于許多變電站中地處偏遠、負荷很小的，進行無人值守改造意義重大。所以如何在現有設備上，在保證合

2、理使用資金的情況下，對這些常規變電站進行無人值守改造，使其能夠接入到南昌縣調度自動化系統（EMS系統中），將是一個急要解決的問題。本文以南昌縣徐羅變電站為例，在分析國內外調度自動化發展現狀和南昌縣電網實際情況的前提下，對如何對徐羅變電站進行無人值守改造進行了研究，并對各系統的性能、功能實現提出了設計要求和解決方案，同時也簡單介紹調度主站如何接入其信號和相關人機交互功能。關鍵詞 南昌縣徐羅變 無人值守改造 設計目錄第一章：引言11.1 概述11.2 常見自動化系統結構11.3 本文所要做的主要工作3第二章：徐羅變電站無人值守設計綜合自動化改造原則及功能要求42.1 南昌縣調度自動化簡介42.2

3、設計原則52.3 功能要求62.4 無人值守變電站基本要求7第三章：徐羅變無人值守綜合自動化改造方案83.1 系統結構83.2 通信規約方式103.3 遙信功能實現133.4 遙測功能實現163.5 遙控功能實現193.6 其他功能213.7 防雷21結論23參考文獻24 變電站綜合自動化系統的研究第一章：引言電力系統運行的可靠性及其電能的質量與電力系統的自動化水平有密切的聯系。為了使電力系統安全經濟運行，各種繼電保護和自動裝置組成了信息就地處理的自動化系統。1.1 概述縣級電網是整個供電網的末端，其所屬變電站一般存在電壓等級低、容量相對小、供電范圍大、出線較少、設備相對落后等問題,隨著調度自

4、動化系統的建立,要求我們逐步實現各站自動化改造,以便接入調度系統,但在自動化改造方面,面臨著各種各樣的困難。以南昌縣為例，影響變電站自動化改造的主要問題有：一，由于縣域范圍大，變電所分散，變電所設備陳舊。全縣很多變電所都是七、八十年代投運的，不少設備早已歸屬淘汰之列，沒有自動化相應的接口,無法實行無人值守。第二，專業技術人員匱乏。專業技術人員數量不夠,培訓力度還不夠，影響正常的運行維護管理工作。第三，縣級企業技術改造資金有限，在自動化系統工程改造必須因地制宜，應根據具體情況，采用不同步驟和方式，在保證設計具備安全性、可靠性、穩定性的同時要充分考慮到經濟性。1.2常見自動化系統結構自動化系統一般

5、由遠動子系統、計算機子系統和人機聯系子系統組成，如圖：圖11 調度自動化系統結構圖變電所的各種信息，通過遠動子系統將其傳送到調度中心，并完成對信息的預處理，同時也可將調度中心的控制命令傳送到變電所。計算機子系統是以計算機為基礎的信息處理系統，它對遠動子系統收集到的基礎數據作進一步加工處理、分析、計算，為調度人員監視、分析系統運行狀態以及對系統運行進行控制提供依據。人機聯系子系統包括屏幕顯示器、打印機、鍵盤。鼠標、調度模擬屏等設備，用于向調度人員顯示和輸出信息，也可以輸入調度人員的控制命令。從原理上將自動化系統按其功能又可以分成如下四個子系統。圖12 自動化系統原理圖1信息采集和命令執行子系統信

6、息采集和命令執行子系統是指設置在變電站中的運動終端（綜自設備）。運動終端與主站配合可以實現四遙功能。2信息傳輸子系統信息傳輸子系統也就是通信系統，它為自動化系統提供傳輸通道，滿足信息的上下傳遞的需要。通信系統按信道的制式不同，可分為模擬傳輸系統和數字傳輸系統兩類，其具體的設備組成各不同。3信息的采集處理和控制子系統信息的采集處理和控制子系統是指主站調度自動化系統，它實現對整個電網的監視和控制，收集分散在變電站的實時信息，對這些信息進行分析和處理，并將結果顯示給調度員或產生輸出命令對系統進行控制。4人機聯系子系統從自動化系統收集到的信息，經過計算機加工處理后，通過各種顯示裝置反饋給運行人員。運行

7、人員收到這些信息作出決策后，再通過鍵盤、鼠標、顯示屏觸摸等操作手段，對電力系統進行控制，這就是人機聯系。1.3本文所要做的主要工作本文是在閱讀了大量國內外有關文獻資料的基礎上，依據省、市公司文件精神，根據南昌縣電網具體情況，以徐羅變電站為列，主要完成以下工作：1、根據應用需要，提出徐羅變無人值守綜合自動化改造設計原則和功能要求。 2、從經濟、實用、安全、可靠的原則出發，按照“三遙”功能的要求，提出徐羅變無人值守綜合自動化改造方案。3、簡單介紹徐羅變如何接入主站調度自動化系統（EMS系統）。第二章：徐羅變電站無人值守設計綜合自動化改造原則及功能要求2.1 南昌縣調度自動化簡介南昌縣縣調自動化主站

8、系統是按省公司確定的大型縣模式建設，其主站系統硬件配置、設備選型和主站系統軟件功能要求嚴格按照省公司招標確定的配置方案和設備選型。考慮到縣級調度的規模及應用，南昌縣調工程使用的是EMS系統。南昌縣變電站分布示意圖：圖21 南昌縣變電站分布圖全縣共有35KV變電站15座（滁搓、太殿、幽蘭、北山、紅旗泵、新聯、武陽、徐羅、黃湖、南新、蔣巷、富山、崗上、廣福、東新），其中蔣巷、富山、黃湖、徐羅、北山、太殿6座為常規綜自設備變電站。這6座常規站站內設備一般都已使用20年以上，大部分主變都不具備有載調壓功能，無法實施無人值守，急需對他們進行無人值守綜合自動化改造，以便接入調度自動化系統。在六座常規綜自設

9、備站中，徐羅變處于電網末端，該站建于1988年，具備常規的差動，過流，速斷保護，無安全自動裝置，共有6條10kV出線，負責著南昌縣三江鎮、黃馬鄉供電，在全縣各站中屬于供電范圍最大的幾座變電站之一，2012年最大負荷達到11MW，且該站一次設備都是戶外式，老化最為嚴重，故本文以徐羅變研究無人值守設計綜合自動化改造。圖22 徐羅變電站一次接線圖2.2設計原則由于徐羅變電站設備陳舊，要將變電站的繼電保護、測量、監視、控制和通信都集中于自動化系統中，應至少能滿足以下設計原則。1、安全可靠性必須保證變電站自動化系統具有高的可靠性和安全性，能在強的干擾情況下、電磁環境下工作，盡可能保證自動化設備的獨立性，

10、避免其干擾站內繼保等設備，優先選擇性價比高的、技術成熟先進且通過國家質量檢測機構檢測的。2、規范性變電站自動化系統的設計應執行國家、行業的有關標準、規范及規程、規定。符合35kV110kV無人值班變電所設計規程（DT/T 5103-2012）要求，應選擇通過ISO9000質量體系認證的企業生產的變電站自動化設備。變電站自動化系統的各種接口規約應采用國家或行業標準，特殊的通信規約應具備詳盡規約文本，能夠接入現有EMS系統（支持104規約）。3、分層分布式優先選用分層分布式變電站自動化結構。充分應用現場總線或局域網等先進通信技術解決變電站內數據交換問題。4、開放性自動化系統必須具備靈活的平臺結構，

11、擴展方便，以便今后擴充或升級。5、經濟性在滿足以上要求的同時，充分考慮改造的經濟性，盡量選擇性價比高的設備。2.3功能要求根據現有工作實際，我們對變電站自動化系統功能的主要要求是數據采集、安全監視，并與主站保持實時信息通信。具體功能要求如下：1.數據采集 ·主變有功功率、無功功率、電流、 ·母線電壓 ·線路有功功率、無功功率、電流 ·直流母線電壓 ·電氣設備運行狀態 ·主保護運行狀態2.運行記錄 ·事件順序記錄與存檔 ·控制操作記錄3.遠動功能 ·與主站通信 ·當地人機接口 ·遠方控制

12、操作 ·遠方當地自動化控制系統操作切換 2.4無人值守變電站基本要求無人值守變電站的技術和設備選擇應遵循“安全、高效、環保”原則，力求標準化、無人化、小型化、最優化，優先采用技術成熟先進、結構簡單、自動化程度高、少維護、運行運行業績優異的高可靠性產品。變電站設備的選型應滿足節能、低噪音等環保要求。對于老舊設備以及事故頻發、影響運行的設備，必須更換。在設備、規約方面宜考慮數字化變電站的技術要求，適應變電站發展趨勢。在保證供電網絡可靠運行的基礎上，應適當簡化接線方式。同一單位在同一電壓等級上宜采用統一的接線方式和設備配置原則。一、二次設備的選型應規范統一，避免設備繁雜。無人值守變電站的繼

13、電保護及安全自動裝置應選用性能穩定、質量可靠的微機型產品，并應具備信息遠傳功能。無人值守變電站的自動化系統，應采用變電站計算機監控系統。變電站的信息采集應滿足無人值守的運行要求。無人值守變電站的通信配置應能支撐無人值守站各分系統對通信的需要。無人值守變電站、調度、監控中心之間的通信配置應穩定可靠。無人值守變電站的交直流電源設備應根據無人值守站的實際地理和交通條件考慮適當提高配置，應具備遠方監控和控制功能。無人值守變電站條件許可下建議配置相應的視頻安防、消防、環境監測等系統，并應能夠實現遠方監視和控制。第三章：徐羅變無人值守綜合自動化改造方案3.1系統結構變電站自動化系統的基本結構及特點

14、0; 1、集中式系統結構 集中式一般采用功能較強的計算機并擴展其IO接口，集中采集變電站的模擬量和數量等信息，集中進行計算和處理，分別完成微機監控、微機保護和自動控制等功能。由前置機完成數據輸入輸出、保護、控制及監測等功能，后臺機完成數據處理、顯示、打印及遠方通訊等功能。此類結構對監控主機的性能要求較高，且系統處理能力有限，開發手段少，系統在開放性、擴展性和可維護性等方面較差，抗干擾能力不強，該結構在早期自動化系統中應用較多，目前國內許多的廠家尚屬于這種結構方式。  2、分布式系統結構 按變電站被監控對象或系統功能分布的多臺計算機單功能設備，將它們連接到能共享資源

15、的網絡上實現分布式處理。其結構的最大特點是采用主、從CPU協同工作方式，各功能模塊如智能電子設備（Intelligent Electronic Device，IED）之間采用網絡技術或串行方式實現數據通信，將變電站自動化系統的功能分散給多臺計算機來完成。各功能模塊(通常是多個CPU)之間采用網絡技術或串行方式實現數據通信，選用具有優先級的網絡系統較好地解決了數據傳輸的瓶頸問題，提高了系統的實時性。  其結構方便系統擴展和維護，局部故障不影響其他模塊正常運行。該模式在安裝上可以形成集中組屏或分層組屏兩種系統組態結構，較多地使用于中、低壓變電站。分布式變電站綜合自動化系統自問世

16、以來，顯示出強大的生命力。但目前，還存在在抗電磁干擾、信息傳輸途徑及可靠性保證上的問題等。  3、分層分布式結構。分層分布式結構采用“面向對象”設計。所謂面向對象，就是面向電氣一次回路設備或電氣間隔設備，間隔層中數據、采集、控制單元(I/O單元)和保護單元就地分散安裝在開關柜上或其他一次設備附近，相互間通過通信網絡相連，與監控主機通信。目前，分層分布式結構系統結構在自動化系統中較為流行，主要原因是：現在的IED設備大多是按面向對象設計的，如專門的線路保護單元、主變保護單元、小電流接地選線單元等，雖然有將所有保護功能綜合為一體的趨勢，但具體在保護安裝接線中仍是面向對象的；利用

17、了現場總線的技術優勢，省去了大量二次接線，控制設備之間僅通過雙絞線或光纖連接，設計規范，設備布置整齊，調整擴建也很簡單，成本低，運行維護方便；系統裝置及網絡魯棒性強，不依賴于通信網和主機，主機或1臺IED設備損壞并不影響其它設備的正常工作，運行可靠性有保證。系統結構的特點是功能分散，管理集中。為此我們在徐羅變改造中優先考慮采用分層分布式結構。圖31 徐羅變電站分層分布式結構圖系統按分層，分散，分布式原則由站控層、通訊層和間隔層三部分組成。站控層主要是監控主機以及后臺監控軟件；通訊層由通信接口（通訊管理機）和以太網構成；間隔層由分散分布安裝在高壓開關柜上的就地單元（保護測控綜合裝置以及現場其它的

18、智能裝置）組成。 站控層（第一層）：主要由高檔PC機或工控機構成。在有人值班的變電站，它實現變電站的當地監視，控制和管理功能對無人值班的變電站則用于巡視，檢查，檢修。對徐羅進行無人值班變電站改造建議配置多臺監控機。站控層的主要功能是收集通訊層的有效信息，并將其在綜合自動化主站系統進行數據處理和信息顯示。變電站自動化系統分布式全微機綜合自動化系統的站控層可采用以太網絡結構，支持TCP/IP通信協議。通訊層（第二層）：通訊管理單元是變電站綜合自動化系統的通訊樞紐，變電站綜合自動化系統可采用局站中速網絡(Lonworks及CAN技術)或以太網(Ethernet)進行數據傳送。采用高可靠高穩

19、定的通訊管理機，其主要負責連接間隔層不同的就地單元（保護測控綜合裝置以及現場其它的智能裝置）與站控層的TCP/IP Ethernet網絡連接，協調所有設備間的數據，實現信息傳輸和交換，由此形成和完成變電所的控制功能；記錄各種保護和事件記錄信息，并轉發后臺監控系統對各備保護設備的控制信息，與站控層之間通過TCP/IP Ethernet網絡連接；同時通訊管理機負責著將變電站各類信息按規約（如CDT、104規約）發至調度主站。間隔層（第三層）：主要有每個高壓開關間隔內的間隔層的就地單元（保護測控綜合裝置以及現場其它的智能裝置）組成，實現高壓開關柜的保護、測量、信號和操作控制等功能

20、。就地單元裝置應具備有狀態量輸入，控制量輸出（DO）等多種測量功能。每臺主變間隔配置的就地單元還應具備主變差動保護、重瓦斯、輕瓦斯等功能，具有比例制動諧波閉鎖的差動過流保護和差動速斷保護。同時應配置非電量保護，可從通訊管理機轉發或以其他方式出口。在實際的工程應用中，間隔層的通信連接方法是一般采用星形通信網。3.2 通信規約方式主綜自設備單元最主要的作用一是與各單元通訊，二是與調度主站通信。站內通信系統在變電站自動化系統中占有非常重要的地位。變電站自動化系統的功能在邏輯上可分配在三個層次：變電站層，間隔層或單元層，過程層。第一層為變電站層，它由間隔層得到實時數據，承擔著站內本站操作員與遠方監視和

21、維護工程師站的人機接口、監視、管理、控制等變電站主控室功能，并負責與遠方調度中心通信。第二層為間隔層或單元層，負責對下層就地裝置和智能電子設備進行通信管理、控制等任務，同時也承擔著通信規約解釋、轉換工作。第三層是就地的模擬量、開關量和脈沖量數據采集、保護和控制操作出口，是數字量和模擬量I/O功能。三層之間靠站內通信系統聯系。站內通信系統主要是指第一層與第二層之間，第二層與第三層之間進行數據交換的系統，它可通過傳統的RS-422/485總線(雖然RS-485總線通信速度不高，但有些110kV及以下電壓等級和非樞紐變仍采用這一傳統的方式)、局站中速網絡(Lonworks及CAN技術)或高速標準以太

22、網技術通信在各層之間進行數據交換。站內通信系統的組成方案有很多種，它的主流結構是分層分布式。常見幾種站內通信系統結構：1、高速以太網：這種結構有兩種不同的實現方式：一、第一種結構為變電站層與間隔層共享以太網，取消了傳統的通信單元。主干網絡結構采用光纖自愈環型以太網，間隔層與過程層設備直接采用雙絞線以星型方式接入主干網，用TCP/IP網絡協議通訊。對于其他智能電子設備，具有以太網接口可直接接入主干網，否則通過網關實現規約轉換后接入系統。光纖雙環自愈的原理就是將所有的設備分布在信號流向相反的兩個環上，平時只有主環在工作，次環處于備份狀態;當環上某處光纖斷裂或某節點發生故障時，其相鄰節點的主環、備環

23、自動環回，這時，環網仍然是一個閉環，通信鏈路保持暢通。故障點鏈路恢復后，備環回到備份狀態。這種自愈型環網極大地提高了光纖通信的可靠性。二、第二種結構為變電站層與間隔層之間采用的是以太網結構，以TCP/IP網絡協議通訊，間隔層與過程層設備采用的是485總線結構，以POLLING方式的廠家的內部規約進行數據交換。第一種結構一般用于220KV及以上樞紐變電站，光纖自愈環網在網絡中任一點故障時，可快速切換通道，保證網絡上設備的正常通信，其可靠性高于雙總線網絡，所有的環網接入設備可實時監視與之相連的網絡通信狀態以及直流電源供電情況，出現問題可通過輸出觸點及時反應，并能反應故障位置，極大地簡化網絡的維護。

24、并具有良好的靈活性和擴展性。間隔層與過程層設備直接采用以太網以TCP/IP網絡協議通訊，實現數據的高速無瓶頸平衡式傳輸。第二種結構用于110KV變電站，它的特點是根據各層之間需傳輸的數據量和開放性要求而采用不同的網絡結構和傳輸協議，變電站層與間隔層之間需要傳輸整個變電站間隔層設備及智能電子設備采集的數據，因此采用了傳輸速率較高的以太網結構。而在間隔層與過程層之間由于采用多個通信管理單元，傳輸的數據量不大，通訊速率要求不高，因而采用傳輸速率較低的485總線結構。2、CAN總線。這種結構結構為變電站層與間隔層之間采用的是CAN總線結構，以CAN國際標準ISO11898網絡協議進行數據交換，間隔層與

25、過程層之間采用的是485總線結構，以POLLING方式的廠家的內部規約進行數據交換。CAN(ControllerAreaNetwork)-控制器局部網，屬于現場總線的范疇，它是一種有效支持分布式控制或實時控制的串行通訊網絡。CAN總線采用雙線串行通信方式，檢錯能力強，可在高噪聲干擾環境中合作。CAN具有優先權和仲裁功能，多個控制模塊通過CAN控制器掛到CAN-bus上，形成多主機局部網絡。CAN總線結構通訊速率比以太網慢，最高只能達到1MB/s，但基本能滿足站內數據交換的要求。這種結構用于110KV變電站，它的其它特點與以太網第二種結構相同。通過對上述幾種站內通信系統的結構分析，我們不難看出，

26、幾種站內通信系統由于應用環境不同，設計思想的側重點也有所不同，在實際運行中各自的性能也各有千秋，具體列表如下：性能高速以太網>以太網>LonWorksCANRS>485/422常見傳輸規約TCP/IP、TCP/IPLonTalk、ISO11898一般調度通信規約分為循環傳送式規約、應答式規約。一、循環傳送式規約循環傳送式規約是一種以廠站端綜自設備為主動端自發地不斷循環向調度中心上報現場數據的遠動數據傳輸規約。綜自設備周而復始地按一定規則向調度中心傳送各種遙測、遙信、數字量、事件記錄等信息。調度中心也可以向綜自設備傳送遙控、遙調命令以及時鐘對時等信息。循環方式下綜自設備獨占整個

27、通道。常見規約有部頒CDT規約。二、應答式規約應答式規約是一個以調度中心為主動的遠動數據傳輸規約。綜自設備只有在調度中心查詢以后，才向調度中心發送回答信息。調度中心也可以按需要對綜自設備發出各種控制綜自設備運行狀態的報文。綜自設備正確接收調度中心的報文后，按要求輸出控制信號；并向調度中心回答相應報文。常見規約有POLLING規約。由于在南昌縣調度采用的是EMS系統要求，需要采用104應答式規約，故徐羅變接入調度104規約。并要求采用此規約可傳送下列信息：（1）遙信。（2）遙測。（3）事件順序記錄（SOE）。（4）電能脈沖計數值。（5）遙控命令。（6）設定命令。（7）升降命令。（8）對時。（9）

28、廣播命令。（10）復歸命令。（11）廠站端工作狀態。3.3 遙信功能實現3.3.1采集原理遙信信息一般有斷路器、隔離開關的位置狀態，繼電保護、自動化裝置的動作狀態，系統、設備的運行狀態，而這些信息按國際電工委員會的標準都可以用“0”和“1”表示，如斷路器斷開狀態為“0”，閉合狀態為 “1”。3.3.2采集方式由于徐羅站內斷路器和繼電器較為老舊，提供的觸點有限，我們計劃首先實現以下遙信信號的采集：1、斷路器遙信的采集斷路器的位置信號通過其輔助觸點QF引出至遙信采集單元，當斷路器動作時，輔助觸點QF也會隨之同步動作。2、繼電保護動作的采集主要由過流、速斷等保護回路中的信號繼電器空接點引出至遙信單元

29、。3.3.3遙信采集原理因為斷路器狀態、繼電保護動作信號最終都可以轉化為輔助觸點或信號繼電器觸點的位置信號，故只要將觸點位置采集進遙信單元就完成了遙信的采集，其電路原理圖如下：圖3-1遙信原理圖為了防止因輔助觸點接觸不良造成差錯，我們輸入較高的+220v直流電壓，由于觸點與綜自設備相距較遠，為避免干擾，采用光耦實現綜自設備內外的電氣隔離，在光耦至觸點采用T型RC網絡構成低通濾波電路，過濾回路的高頻干擾。遙信觸點吸合時，光耦接通，形成回路，由801輸出的+24V直流電壓直接輸入之遙信單元，遙信單元判斷電壓，如果有+24V電壓輸入，即判斷觸點為“合”狀態，表示開關閉合或保護動作。遙信觸點分開時，光

30、耦斷開，形成斷路，由801輸出的+24V直流電壓直接無法輸入至之遙信單元，因無電壓輸入即判斷觸點為“分”狀態，表示開關斷開或保護未動作。3.3.4微機保護功能實現1)微機保護的優點(1)可靠性高：一種微機保護單元可以完成多種保護與監測功能。代替了多種保護繼電器和測量儀表，簡化了開關柜與控制屏的接線，從而減少了相關設備的故障環節，提高了可靠性。微機保護單元采用高集成度的芯片，軟件有自動檢測與自動糾錯功能，也有提高了保護的可靠性。(2)精度高，速度快，功能多。測量部分數字化大大提高其精度。cpu速度提高可以使各種事件以m s來計時，軟件功能的提高可以通過各種復雜的算法完成多種保護功能。(3)靈活性

31、大，通過軟件可以很方便的改變保護與控制特性，利用邏輯判斷實現各種互鎖，一種類型硬件利用不同軟件，可構成不同類型的保護。(4)維護調試方便，硬件種類少，線路統一，外部接線簡單，大大減少了維護工作量，保護調試與整定利用輸入按鍵或上方計算機下傳來進行，調試簡單方便。(5)經濟性好，性能價格比高，由于微機保護的多功能性，使變配電站測量、控制與保護部分的綜合造價降低。高可靠性與高速度，可以減少停電時間，節省人力，提高了經濟效益。2)微機保護裝置的特點微機保護裝置除了具有上述微機保護的優點之外，與同類產品比較具有以下特點：(1)品種齊全：微機保護裝置，品種特別齊全，可以滿足各種類型變配電站的各種設備的各種

32、保護要求，這就給變配電站設計及計算機聯網提供了很大方便。(2)硬件采用最新的芯片提高了技術上的先進性，cpu采用80c196kb，測量為14位a/d轉換，模擬量輸入回路多達24路，采到的數據用dsp信號處理芯片進行處理，利用高速傅氏變換，得到基波到8次的諧波，特殊的軟件自動校正，確保了測量的高精度。利用雙口ram與cpu變換數據，就構成一個多cpu系統，通信采用can總線。具有通信速率高(可達100mhz，一般運行在80或60mhz)抗干擾能力強等特點。通過鍵盤與液晶顯示單元可以方便的進行現場觀察與各種保護方式與保護參數的設定。(3)硬件設計在供電電源，模擬量輸入，開關量輸入與輸出，通信接口等

33、采用了特殊的隔離與抗干擾措施，抗干擾能力強，除集中組屏外，可以直接安裝于開關柜上。(4)軟件功能豐富，除完成各種測量與保護功能外，通過與上位處理計算機配合，可以完成故障錄波(1秒高速故障記錄與9秒故障動態記錄)，諧波分析與小電流接地選線等功能。(5)可選用rs232和can通信方式，支持多種遠動傳輸規約，方便與各種計算機管理系統聯網。(6)采用寬溫帶背景240×128大屏幕lcd液晶顯示器，操作方便、顯示美觀。(7)集成度高、體積小、重量輕，便于集中組屏安裝和分散安裝于開關柜上。3)微機保護裝置的分層(1)微機保護裝置共有四大類。(2)線路保護裝置微機線路保護裝置 微機電容保護裝置

34、微機方向線路保護裝置微機零序距離線路保護裝置 微機橫差電流方向線路保護裝置(3)主設備保護裝置微機雙繞組變壓器差動保護裝置 微機三繞組變壓器差動保護裝置微機變壓器后備保護裝置 微機發電機差動保護裝置 微機發電機后備保護裝置微機發電機后備保護裝置 微機電動機差動保護裝置 微機電動機保護裝置微機廠(站)用變保護裝置(4)測控裝置微機遙測遙控裝置 微機遙信遙控裝置 微機遙調裝置 微機自動準同期裝置微機備自投裝置 微機pt切換裝置 微機脈沖電度測量裝置微機多功能變送測量裝置 微機解列裝置(5)管理裝置單元通信單元 管理單元 雙機管理單元4)微機保護裝置功能微機保護裝置的通用技術要求和指標(工作環境、電

35、源、技術參數、裝置結構)以及主要功能(保護性能指標、主要保護功能、保護原理、定值與參數設定，以及外部接線端子與二次圖)詳見相關產品說明書。3.3.5遙信主要功能實現1 微機保護:是對站內所有的電氣設備進行保護，包括線路保護，變壓器保護，母線保護，電容器保護及備自投，低頻減載等安全自動裝置。各類保護實現故障記錄、存儲多套定值、適合當地修改定值等功能。  2 數據采集 狀態量采集：狀態量包括：斷路器狀態，隔離開關狀態，變壓器分接頭信號及變電站一次設備告警信號等。目前這些信號大部分采用光電隔離方式輸入系統，也可通過通信方式獲得。保護動作信號則采用串行口（RS-232或RS485）

36、或計算機局域網通過通信方式獲得。脈沖量：脈沖量主要是脈沖電度表的輸出脈沖，也采用光電隔離方式與系統連接，內部用計數器統計脈沖個數，實現電能測量。  3 事件記錄和故障錄波測距 事件記錄應包含保護動作序列記錄，開關跳合記錄。其SOE分辨率一般在110ms之間，以滿足不同電壓等級對SOE的要求。變電站故障錄波可根據需要采用兩種方式實現，一是集中式配置專用故障錄波器，并能與監控系統通信。另一種是分散型，即由微機保護裝置兼作記錄及測距計算，再將數字化的波型及測距結果送監控系統由監控系統存儲和分析。3.4 遙測功能實現遙測量一般包括母線電壓、線路各項電流等，這些數據能夠準確的反映電網

37、運行狀態，所以遙測量采集是變電站自動化中很重要的一項內容。以徐羅變為例，其公用2臺主變，1段母線，1臺10kVPT，6條10kV出線，大概有幾十個模擬量需要采集。3.4.1遙測量的輸入及計算原理由于徐羅變整個一次系統較為簡單，所以需要采集的遙測量不多，主要有：1、采集10KV母線PT的電壓；2、6條出線的A、C相電流；3、2臺主變的A、C相電流。同時根據以上采集數據可以計算出：1、6條出線的有功、無功、功率因數、頻率；2、2臺主變10kV側的有功、無功、功率因數、頻率（35KV側未安裝PT，故計算不出）。其計算有功、無功、功率因數的原理是：因為徐羅變10kV側是三相不接地系統，所以可以采用二元

38、件法測量三相功率，具體關系如下：Ia+Ib+Ic=0Ia*Ua+ Ib*Ub+ Ic*Uc=S將Ia+Ib+Ic=0 轉換成 Ia+Ic=-Ib將式代入中，得到：S =Ia*（Ua-Ub）+Ic*（Uc-Ub）化簡后得到：S=Ia*Uab+Ic*Ucb設Uab與Ia、Ucb與Ic間的夾角分別為1、2，則：P= Ia*Uab*cos1+Ic*Ucb*cos2Q= Ia*Uab*sin1+Ic*Ucb*sin2由于采用交流采樣，可以采用二點算法,即依據正弦交流電電壓、電流量兩點瞬間值的關系，推算出有功、無功、功率因數。U有效值= I有效值=Cos=（U= U有效值/ ；I= I有效值/ ）Sin=

39、 公式中t1時對應的電流、電壓分別為i1、u1，t2時即t1+t時（t=T/N，T為信號周期，N為一個信號周期內等分數）對應的電流、電壓分別為i2、u2，這些值都可以通過遙測系統實時采集到。采用二點法計算較為簡單，但其是基于標準正弦信號計算的，當信號中有諧波是將引起誤差，不過由于徐羅變測量的諧波極少，產生的誤差幾乎可以忽略不計。3.4.2遙測主要功能的實現1模擬量采集：采集的模擬量包括：各段母線電壓，線路電壓，電流和功率值。饋線電流，電壓和功率值，頻率，相位等。此外還有變壓器油溫，變電站室溫等非電量的采集。模擬量采集精度應能滿足EMS系統的需要。2 數據處理和記錄歷史數據的形成和存儲是數據處理

40、的主要內容，它包括上一級調度中心，變電管理和保護專業要求的數據，主要有：輸電線路的有功、無功，變壓器的有功、無功、母線電壓定時記錄的最大，最小值及其時間。負荷有功、無功，每天的峰谷值及其時間控制操作及修改整定值的記錄，根據需要，該功能可在變電站當地全部實現，也可在遠動操作中心或調度中心實現。   3.5 遙控功能實現3.5.1遙控操作執行原理遙控功能主要要求從調度中心發出的遙控命令能改變變電站運行設備狀況。這種命令包括操作變電站各級電壓回路的斷路器、投切補償電容器和電抗器等。因此，這種命令只取有限個離散值，通常只取兩種狀態命令，如斷路器的“合”或“分”命令。遙控過

41、程中采用“遙控返校”的工作模式，即調度中心下達遙控指令后，綜自設備在接收到后，為了保證命令的正確性對命令進行校核，并返送給調度中心。一般遙控過程中，調度遙控操作有三種命令形式：遙控選擇命令、遙控執行命令、遙控撤銷命令。整個遙控操作執行過程一般有以下幾部分組成：(1) 調度中心向綜自設備發送遙控命令。(2) 綜自設備接收命令后，啟動選擇計時器，校核遙控命令的正確性，遙控單元內部選通，使遙控執行回路處于就緒狀態。(3) 綜自設備在適當延時后，讀取開關等狀態信息，并形成返校向調度中心發送。(4) 調度中心接收到返校信息后，計算機自動與原發命令核對，若正確調度員便可進入執行界面，可以發送遙控執行命令到

42、綜自設備，反之進入撤銷命令界面，撤銷遙控操作。(5) 綜自設備接收到遙控執行命令后，驅使遙控操作箱相關執行繼電器動作，使遙控回路接通，開關隨之動作。若接收到的為撤銷命令，則自動選擇清楚命令，使內部選通單元復位。若超時仍為接收到任何命令，則自動撤銷。3.5.2變電站遙控接線以徐羅變三江線和電容器遙控接線為例（其他線路或主變與其接線方式相同），接線圖見圖3-7。由于徐羅變是所有開關和刀閘都在室外的小型變電站，所有開關的分合都是通過控制室內的KK（萬能轉換開關）進行操作的，室外開關距離綜自設備專置布線距離超過150米，所以我們考慮直接從室內KK開關上取點，實現遙控功能。首先在綜自設備柜上裝設遠方/就

43、地轉換開關，其共有6個接點，分為3組，一對，、一對。接通時，、斷開，、接通時，斷開，以保證在進行本地操作時，遙控回路斷路，無電壓輸出，進行遙控操作時，本地回路斷路，無電壓輸出，以避免相互干擾。在遙控狀態下，、相當于一根導線，遙控回路接通，遙控裝置輸出直流220v電壓，于是203或233處便產生了直流220v電壓，激發開關分或合。圖3-2，變電站遙控接線圖3.5.3遙控主要功能實現1 控制和操作閉鎖 操作人員可通過CRT屏幕對斷路器，隔離開關，變壓器分接頭，電容器組投切進行遠方操作。為了防止系統故障時無法操作被控設備，在系統設計時應保留人工直接跳合閘手段。操作閉鎖應具有以下內容：電腦五防及閉鎖系

44、統根據實時狀態信息，自動實現斷路器，刀閘的操作閉鎖功能。操作出口應具有同時操作閉鎖功能。操作出口應具有跳合閉鎖功能。  2 電壓和無功的就地控制 無功和電壓控制一般采用調整變壓器分接頭，投切電容器組，電抗器組，同步調相機等方式實現。操作方式可手動可自動，人工操作可就地控制或遠方控制。  無功控制可由專門的無功控制設備實現，也可由監控系統根據保護裝置測量的電壓，無功和變壓器抽頭信號通過專用軟件實現。3.6 其他功能3.6.1事件順序記錄功能當綜自設備遙信單元檢測到遙信狀態變位時，會立即將所發生的信息記錄到遙信單元的存儲模塊中，同時將記錄到的發生遙信變位的時刻、變位狀

45、態和變位開關或變位設備序號，組成事件記錄信息向調度中心傳送。由于綜自設備遙信單元都是每隔時間T掃描一次所有遙信輸入，所以一般事件順序記錄的分辨率會小于2T。3.6.2對時功能為了及時糾正綜自設備時鐘運行的誤差，綜自設備就必須具備同步時鐘。其一般是主站系統發送對時命令，主綜自設備單元接收到后，將會與主站對時。3.6.3當地功能為了綜自設備維護，一般會讓主綜自設備單元具備相應的232串口以便將信息輸入至當地的計算機設備，有的綜自設備可以直接安裝LCD屏顯，直接將“三遙”信息、自檢信息顯示出來。3.6.4自檢功能由于綜自設備系統模塊較多，如果發生故障一個一個排除較費時，所以每個單元內部應具備自檢模塊，