变电站自动化监控系统监控的研究mineWord文档下载推荐.docx
《变电站自动化监控系统监控的研究mineWord文档下载推荐.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《变电站自动化监控系统监控的研究mineWord文档下载推荐.docx（34页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
第1章绪论1
1.1选题背景和意义1
1.2国内外研究现状1
1.3本文的主要内容3
第2章变电站监控系统的结构4
2.1系统结构4
2.2网络结构5
2.3软件结构5
第3章变电站监控系统功能7
3.1数据采集和监控系统（SCADA）功能7
3.2继电保护及故障管理信息功能8
3.3变电站监控系统功能发展趋势9
第4章变电站监控系统的开发12
4.1概述12
4.2开发原则12
4.3组网方式12
4.4通信规约13
4.5变电站监控系统开发流程15
第5章故障诊断功能的实现20
5.1短路故障20
5.2变电站监控系统的故障诊断20
结论及展望23
参考文献24
致谢26
第1章绪论
全球气候变化，能源短缺，经济发展，电网安全运行问题……诸多社会关注问题都成了当前电力行业发展所面对和亟需解决的问题。
随着电力工业的自身不断发展，尤其近年来通信、计算机、自动化等技术在电网中得到广泛深入的应用，同时能与传统电力技术有机融合，为电力系统的自动化运转建立了基础，提供了进一步发展的先决条件。
1.1选题背景和意义
智能变电站是坚强智能电网的重要组成部分，变电站自动化监控系统的进一步开发和完善也成为了智能变电站建设的重要前提和可靠保障。
不断凝结核心技术和尖端科技，实现变电站监控系统的更加自动化、信息化、智能化，提高变电站的安全稳定运行水平，提升变电站自断、自愈、自优化水平，降低运营成本，促进节能减排。
所以变电站自动化监控系统的研究具有重要的意义，所以我在本科毕业设计中选择了这个课题。
1.2国内外研究现状
1、国外自动化监控系统研究现状
能源革命正在世界范围内蓬勃兴起，全球能源格局正在发生着重大而深刻的变化，而这一轮世界能源变革的焦点是新能源，核心是电力。
所以电网的创新发展已成为世界各国的共识。
一些发达国家纷纷将电网的智能化建设提升到国家战略高度，并纳入到能源发展规划之中，加大建设力度，投入大量公共资金予以扶持，其发展均较为迅速，同时各国又根据各国的国情的差异具有不同的侧重点。
目前，国外发达国家自动化变电站监控系统的概念还不太完备。
SIEMENS公司认为变电站应该具有较高的自动化程度和自愈能力，可减少操作和维修工作，进而提高电力网络的盈利能力，其重点也放在高度自动化和自愈能力；
ABB公司认为自愈功能是智能电网的主要功能之一，其关注的重点在于电网运行状态的采集，目前ABB公司已开始研究电网运行状态与设备状态一体化采集技术，但未综合考虑变电站环境等信息的采集和处理。
在变电站设备方面，ABB、SIEMENS、GE、AREVA等公司具有一次设备、二次设备的生产能力，形成了一次设备和二次设备不断融合的科研产业。
目前其大型一次设备与二次设备融合的同时正逐步向智能化方面发展，其中一些设备已实现智能化，实现对开关状态在线监测和状态评估；
很多设备在进行智能化设计的同时，充分考虑了过程层设备的通信接口要求，为控制领域的发展提供了新的思路和借鉴模式。
在变电站自动化系统的建设方面，国外主要是IEC61850标准的应用。
2004年底，国外第一个应用IEC61850的变电站在瑞士投运，目前国外主要厂家，如ABB、SIEMENS、GE、AREVA等公司均已有成熟的工程建设经验。
另外，这几个主要公司均参与了IEC61850的制定，因此该标准就成为实际工程建设的指导的唯一标准和规范。
目前，由于IEC61850第二版已有部分内容发布，在IEC61850第一版基础上进行了修改完善，同时也将其应用领域扩展到变电站之外，设计水电厂、分布式能源、站间、变电站和控制中心之间，因此，IEC61850第二版标题名称已经从CommunicationNetworksandSystemsinSubstations（变电站通信网络和系统）变成CommunicationNetworksandSystemsforPowerUtilityAutomation（公用电力事业自动化的通信网络和系统）。
可以预见，国外变电站未来发展仍然将是以IEC61850为基础，并将其应用于电网建设的各个领域。
2、我国自动化监控系统研究现状
我国自20世纪80年代开始，经过30多年的发展，国内变电站自动化技术已经具有较高水平，基本实现了间隔层和站空层间的数字化，在我国得到了广泛的应用，已经成为电网安全可靠运行的必选手段，但也存在一些问题，例如变电站存在多套系统、信息共享困难、设备之间互操作性差、系统可扩展性差、系统可靠性受二次电缆影响、厂站设计复杂等诸多不足，严重制约了变电站可靠性、实时性、经济性的进一步提升。
大电网安全稳定运行对变电站向电网高级功能应用提供数据的支撑能力提出了更高的要求。
传统变电站越来越不能满足当前的发展需求，为此迫切需要对其进行改进完善，以满足我国电力行业发展。
在一次设备智能化技术方面，有变压器综合智能组件研究、智能断路器研究、变电站电抗器智能化研究项目，使得变电站在核心技术、关键设备、标准制定等方面都有了较大发展。
国内厂家通过在一次设备上外挂或内嵌监测传感器，实现对变压器、开关设备、避雷器等的状态监测，为变电站自动化监控提供发展支撑。
在变电站自动化技术方面，我国等同采用了IEC61850，并将其转化为DL/T860《变电站通信网络和系统》，用于指导变电站自动化智能化建设。
国内厂家虽然在标准的理论研究方面和国外存在差距，但工程实践方面步伐很快，从2005年开始在国家电力调度通信中心的组织下，进了6次大规模的DL/T860互操作试验，随着DL/T860在国内的日益推广，目前应用DL/T860的工程数量已达数百个，特别是在几个高电压等级的试点工程中，集成了多个厂家的多种产品，较深入地应用了DL/T860，取得了可贵的工程实际经验。
我国智能变电站工程相对国外基于IEC61850的变电站，不仅在于等同采用了IEC61850，而且比ABB、SIEMENS、AREVA等公司应用得更加深入、全面。
且对IEC61850中的相关内容结合我国国情特点进行了扩展应用，在建设规模上也远超国外。
同时，由于在设备要求和操作习惯方面存在的较大的差异，DL/T860并不能完全适应我国智能变电站的发展需求，为解决此问题，我国组织制定了一系列标准，如DL/T1146《DL/T860实施技术规范》，用于指导国内IEC61850的工程应用。
1.3本文的主要内容
本文是以国电南瑞NS2000变电站监控系统等其他变电站监控系统在西南某城市运行为实地了解对象，以深圳南瑞ISA300+和PRS-700监控系统等变电站监控系统为参考对象研究成文。
纵观世界变电站自动化监控系统发展格局，认识现有变电站监控系统结构和通用功能，了解“空白”变电站监控系统的开发流程和核心技术，实现变电站故障类型和故障元件的诊断功能。
第一章绪论，阐述选题的背景和意义，论述变电站自动化监控系统在国内外的发展现状，最后陈述本文的主要内容。
第二章在了解国电南瑞NS2000变电站系统和深圳南瑞PRS-700监控系统等最新监控系统的基础上，结合实地考察情况，对变电站自动化监控系统分层结构和通用功能介绍，同时针对现有变电站自动化监控系统的运行情况，研究未来变电站自动化监控系统技术发展趋势。
第三章着重研究了变电站自动化监控系统的开发过程，完成对于一个“空白”110kV变电站其自动化监控系统的建立流程的研究。
其中包括开发的思路，平台的搭建，通信方式及通信规约的使用以及基于组态软件的监控系统配置过程等等。
第四章在完成对变电站短路故障时监控系统监测方法、分析原理和故障定位的学习基础上，完成一个110kV变电站的故障诊断逻辑判定。
第五章是对全文主要研究结果的总结以及对变电站自动化监控系统的展望。
第2章变电站监控系统的结构
2.1系统结构
变电站自动化监控系统多为分布式系统组成，具有开放式系统结构。
结构层次可分为站控层和间隔层。
变电站监控系统结构典型配置图如图2-1所示。
图2-1变电站监控系统典型配置图
1、站控层
站控层设备相对集中设置，支持分层分布式结构，包括SCADA服务器、操作员工作站、五防工作站、管理工作站、保护工程师站、WEB服务器、远动工作站等设备和功能模块，是系统的监视控制中心。
站控层完成对整个系统的数据采集、处理、显示和监视功能，并在满足权限和逻辑时，对相应的设备进行控制。
1）SCADA服务工作站
SCADA服务工作站多采用双机热备用，完成网络数据同步功能。
（其他主网节点，依据重要性和应用需要，选用双节点备用或多节点备用方式运行。
）主网的双网配置是完成负荷平衡及热备用双重功能，在双网正常情况下，双网以负荷平衡工作，一旦其中一网络故障，另一网就完成接替全部通信负荷，保证实时系统的100%可靠性。
SCADA服务工作站负责整个系统的协调和管理，保持实时数据库的最新最完整备份；
负责组织各种历史数据并将其保存在历史数据库服务器。
当某一SCADA工作站故障时，系统将自动进行切换。
任何单一硬件设备故障和切换都不会造成实时数据和SCADA功能丢失，主备机也可通过人工进行切换。
2）操作员工作站
完成对电网的实时监控和操作功能，显示各种图形和数据，并进行人工交互，可选用双屏。
它为操作员提供了所有功能的入口；
显示各种画面、表格、告警信息和管理信息；
提供遥控、遥调等操作界面。
3）远动工作站
负责与调度自动化系统进行通信从系统监控网获取数据，并支持省调、地调、控制中心传送信息及接收调度命令；
远传信息即采即送确保实时性。
4）五防工作站
五防工作站主要提供操作员对变电站内五防操作进行管理。
5）保护工程师站
保护工程师站主要提供保护工程师对变电站内的保护装置及其故障信息进行管理维护的工具，保护工程师指运行管理、维护人员以及保护设计、调试人员。
保护工程师站关心的信息包括保护设备（故障录波器）的参数、工作状态、故障信息、动作信息。
故障录波综合分析提供保护工程师故障分析的工具，作为事故处理、运行决策的依据。
故障录波综合分析不仅分析录波数据，还综合考察故障时的其他信号、测量值、定值参数等，提供多种分析手段，产生综合性的报告结果。
6）管理工作站
根据用户指定的设备管理方法，设备管理程序对系统中的电力设备进行监管，比如根据断路器的跳闸次数提出检修要求，根据主变的运行情况制定检修计划，并自动将这些要求通知用户。
7）Web服务器
Web服务器为远程工作站提供SCADA系统的浏览功能。
安装配置防火墙软件，确保访问安全性。
8）远程工作站
通过企业内Intranet方式和公众数据交换网Internet方式，使用explore或其他商用浏览器，实现远程浏览实时画面、报表、事件记录、保护定值、波形和系统自诊断情况。
2、间隔层
间隔层主要由各种保护装置、测控装置和保护测控一体化装置组成。
主元件保护及测控装置、线路保护及测控装置、公用测控装置可集中组屏安装在主控室；
馈线、电容器保护测控装置可分散安装在开关柜。
通常变电站监控系统设计的开放式结构具有强大的接入能力，间隔层可接入各电压等级的保护测控装置。
2.2网络结构
站控层和间隔层都具有各自独自的网络通信系统，每一个网络通信都遵守各自的通信协议。
站控层和间隔层通过特定的通道（以太网）通信，遵守特定的通信协议。
2.3软件结构
变电站监控系统多为开放式系统结构，功能模块可自由组合。
其中，只有数据库组件是必须的，其余应用组件可以根据应用需要任意组合。
数据库组件是一个使用ATL产生的多线程公寓模式的进程内和进程外COM服务器，提供一致的读写接口。
应用组件包括系统控制台、数据库组态、图元编辑、图形编辑、图形调用和操作界面、报表管理、实时数据浏览、告警窗、事件浏览、保护操作界面等。
第3章变电站监控系统功能
3.1数据采集和监控系统（SCADA）功能
1、数据采集
SCADA系统实时采集各厂站RTU及子系统的遥测、遥信、电度、保护信号及综合自动化等信息。
向各厂站RTU及子系统发送各种数据信息及控制命令。
可采集的模拟量（有功功率、无功功率、电流、电压、周波值及其它测量值）、状态量（断路器位置、事故跳闸总信号、预告信号、刀闸位置、变压器抽头位置等）、脉冲量（各厂站RTU脉冲电度量或微机电度量等）、保护及综合自动化信息等。
可在后台接入标准天文时钟，向全网播统一对时，并定时与各RTU远方对时。
2、数据处理
系统实时采集系统中的遥测、遥信、电度等数据，同时发送各种数据信息及控制命令。
可对模拟量进行工程量转换，零漂处理，检查数据合理性，设定梯度限值，实现越限报警等；
可对状态量采用事件驱动方式，一有事件就进行处理；
对电度量通过三种方式（一是由对应的有功功率和无功功率进行积分累计、二是对脉冲信号进行累计、三是接收智能电度表的电量或装置的计算电量）进行累计；
可对档位进行处理；
具有控制和调节功能；
对事件进行处理，将系统运行的各种信息按时间先后顺序，明确分类登录到相应的事件一览表中；
具有计算功能；
对设备对象处理；
对天文时钟（GPS）时间处理。
3、脚本计算
为实现计算功能，设计一套方便、功能强大的公式系统，公式系统的引用量可以是常量、实时量、历史量、时间量，支持数值计算和逻辑计算符，支持函数，可用鼠标输入，也可手动输入，进行错误检查。
对历史量可统计某测点在某段时间内按补偿统计的最大、最小、平均、总和，某测点在某段时间内出现的最大、最小值的时间。
公式只在定义时分析编译，计算时直接使用。
4、报警系统
当在系统范围内发生需要引起操作员注意的情况时，系统产生一系列报警信息。
报警方式包括图形、文字、语音和打印。
报警类型包括越限报警、变位报警、事故报警、工况告警、系统本身告警。
5、历史数据处理
系统提供一种历史数据查询手段，可以方便地查询各种设备、各种类型、各个时间段的历史数据，提供数据编辑修改功能，并在数据库中置上人工修改的标志。
数据的显示，以表格方式提供。
可按类型对历史数据分类统计。
6、控制操作
通过开关量输出（控制）实时对断路器和开关操作。
7、事故追忆
事故追忆功能是电力系统发生事故时，自动将故障前M分钟，故障后N分钟内的有关数据供事后分析用（M/N可设定）。
事故追忆的文件内容自动存入历史数据库。
事故追忆由重要开关事故跳闸时自动启动。
8、保护描述
本站在整个系统的位置，本站的一次接线图，全站的保护配置图，全站的保护屏屏号及位置图，全站及继电保护设备的交流回路联系图和直流回路联系图及全站直流小母线系统图。
3.2继电保护及故障管理信息功能
1、故障录波器描述
主要描述故障录波器的容量（模拟量输入数、开关量输入数）、故障录波器输入量的名称、采样频率和其他一些技术参数。
2、数据采集
数据采集来数据采集分为每套保护装置各个模拟量采样值（包括采样波形）的采集、保护运行工况（包括运行工况、检修工况、投退工况等）信息的采集、故障录波数据的采集等。
变电站系统具备容纳各种保护装置、故障录波设备和其它一些智能装置的能力，能够同时与多套保护装置进行通信，各种信息（事件）同时发生时，系统能按照各类信息优先级进行登录和生成告警信息，在事故或故障时重要信息不会因其它后续事件的发生或者操作而造成丢失。
3、控制能力
在系统的人机界面上能够对各种保护装置进行操作，具体内容包括保护定值的召唤、整定；
保护运行定值区的召唤、切换；
保护控制字（软压板）的召唤、投退。
4、告警功能
在接收到保护事件或者是保护故障等信息后，告警模块依据预先定义的信息来确定告警级别。
告警级别一般分为事故告警、严重异常告警和一般异常告警三个级别。
每种告警信息采用不同的颜色、不同的音响（或语音）自动告警。
5、数据处理与转发
变电站系统只对运行中的保护装置和故障录波装置的数据进行采集和处理，对于退出运行的装置，可以通过一定的方法来屏蔽系统对该套装置数据、信息的采集和处理。
对于采集到的各种数据，尤其是发生事故时的各类数据、信息变电站系统应能对这些数据进行分析、分类、过滤、分级等处理，在存入数据库的同时，故障（事件）信息按照优先级向主站端发送，也就是说把与事故有直接关系的重要信息和数据优先向主站端发送，把与事故有直接关系的次要信息和数据放在第二级向主站端发送，把与事故有间接关系的信息和数据放在最后向主站端发送。
6、管理和报表功能
变电站系统必须具备一定的继电保护日常管理功能。
且每一种管理功能中所使用的数据均能灵活地按照各种要求和格式形成报表，通过打印机输出。
7、分析功能
保护动作越析。
能够依据对变电站的保护描述和相互关系以及系统实时采样数据、故障录波数据、保护动作信息等，生成和显示故障报告（包括动作类型、动作值、故障相别、故障测距）、波形等图形，提供矢量分析、谐波分析、序向量分析的界面，并可以打印输出。
8、远程诊断与修改功能
远方通过网络与电力故障信息系统连接，可以访问数据库，可以修改数据库，具有较强的远程维护能力。
3.3变电站监控系统功能发展趋势
随着变电站综合自动化能力的提高，系统的采样精度与信号响应速度均有很大的改善，各种方式接入的信号范围较以往系统有很大的扩展，因此在现有的当地监控系统中，AVC、高级软件应用和PMU将成为变电站监控系统功能发展趋势。
1、变电站自动电压控制AVC
电压的稳定对于保证国民经济的生产，延长生产设备的使用寿命有着重要的意义，而减少无功在线路上的流动，降低网损经济供电有事每一供电部门的目标，因此变电站随着负荷的波动对其电压和无功调节往往很频繁。
无功电压控制的手段主要有发电机无功、电容、电抗、有载调压、调相机等，控制的方式有预先设定电压曲线、人工控制、分散调整等。
无论是人工控制还是自动控制，调节的手段是不变的，只是方式不同。
人工控制时，预先设定电压曲线，就地控制逻辑比较简单，但是同时也具有以下问题：
1）无功分层平衡问题。
各个变电站的电压等级不一样，归属于不同的调度管理如网调、省调、地调等，常常会出现分层无功交换过大或者母线电压不合理的现象。
2）厂站间协调控制问题。
变电站在进行控制时，很难考虑到对附近电厂的协调，造成变电站低抗投入过多，且不及时切除，导致附近发电厂机组发出大量无功，并无谓地消耗在变电站的低抗上。
3）站内控制不合理。
在一些变电站内部进行电容电抗投切时，投入的电容或电抗器都集中在一个主变，而不是尽可能均分在两个主变，导致主变间出现无功不平衡甚至无功环流，增加主变损耗。
以上的问题大部分都是由于人工控制不合理造成的，人工控制从本地出发，只关心本地的合格，看不到区域与全局，缺少协调的概念，所以AVC从全局出发时必由之路。
AVC
升级会员 