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综合变电站自动化读书报告

《变电站综合自动化技术》读书报告

220KV变电站综合自动化系统

专业：

供用电技术

班级：

2004

（2）

学号：

0432238

姓名：

杨晓杰

河南机电高等专科学校电气工程系

2007年1月25日

前言

   变电站综合自动化是当今电网调度自动化领域的必然趋势，其发展势头正方兴未艾。

无人值班是电力工业随着科学技术的发展而产生的新型的变电站运行方式，在这种运行方式里，先进技术成分含量大，它集中包含了工业自动化，人工智能分析，通讯等多学科先进技术的结晶，这是科学发展一般规律所直接导致的必然结果。

对原有变电站利用变电站综合自动化技术进行改造势在必行，其原因有两点：

第一，它能更好地适应工业对电能质量的要求。

现代工业，尤其是高新技术产业，对电能的电压水平、频率、纹波系数、供电连续性等指标都有较高的要求,我们电力企业就要适应这种要求，工业自动化以及与之相应的变电站自动化有着信息加工量大、信息反馈快等人力不能超越的优点。

因此，在变电站中引入工业自动化，实现无人值班是科学的选择；第二，它是电力企业安全运行的要求，统计表明电力行业的事故中，由人为因素造成的占有一定的比重，实践证明人容易受环境、情绪、疾病等诸多因素影响，因此本身就是一个不可靠因素。

确实有不少事故是由人为误操作引起的，无人值班却可以提高运行可靠性。

因此，我们现在不应该再讨论无人值班该不该上，而应该讨论无人值班该怎样上；第三，从经济效益的角度看，当无人值班变电站达到一定数量时，就可以实现减人增效。

变电站综合自动化是在自动化技术、计算机技术、网络通讯技术的基础上发展起来的，我国大约在20世纪90年代才大规模推广变电站自动化和无人值班这项工作，经过10多年的发展基本形成了新建变电站全部采用综合自动化技术，逐步向变电站自动化和无人值班过渡。

目录

第1章变电站综合自动化系统的功能

1.1引言………………………………………………………………

1.2变电站综合自动化系统的实现的功能…………………………

1.2.1微机保护…………………………………………………….

1.2.2数据采集……………………………………………………

1.2.3事件记录和故障录波测距…………………………………

1.2.4控制和操作闭锁……………………………………………

1.2.5同期检测和同期合闸………………………………………

1.2.6电压和无功的就地控制……………………………………

1.2.7数据处理和记录……………………………………………

1.2.8人机联系……………………………………………………

1.2.9系统的自诊断功能…………………………………………

1.2.10与远方控制中心的通信………………………………………………

1.2.11防火、保安系统………………………………………………………

第二章变电站自动化系统的硬件结构与工作原理2.1引言………………………………………………………2.2变电站通信系统结构…………………………………………2.3变电站综合自动化系统通信网的基本设计原则………………2.4通信网的软硬件安装…………………………………………2.4.1硬件的选择……………………………………………………

2.4.2接口程序………………………………………………………

2.4.3通信协议和通信规约……………………………………………

2.4.4通信软件的设计与实现………………………………………2.4.5软件功能与运行原理…………………………………………2.4.6软件开发平台——RTOS………………………………………第三章保护和监控常用算法……………………………………………3.1引言………………………………………………………3.2两点乘积算法………………………………………………………

3.3故障检测算法………………………………………………………

第四章变电站综合自动化系统结构图的设计……………………………

4.1引言………………………………………………………4.2确立变电站二次系统的设计原则………………………………………………………4.3用电力综合监控仪，弃变送器及RTU……………………………4.4应用计算机局域网………………………………………………………4.5上位监控机的运行可靠性……………………………………………

第五章展望………………………………………………………

第1章变电站综合自动化系统的功能

1.1引言

   近年来，随着电网运行水平的提高，各级调度中心要求更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运行情况，提高变电站的可控性，进而要求更多地采用远方集中控制，操作，反事故措施等，即采用无人值班的管理模式，以提高劳动生产率，减少人为误操作的可能，提高运行的可靠性。

另一方面，当代计算机技术，通讯技术等先进技术手段的应用，已改变了传统二次设备的模式，为简化系统，信息共享，减少电缆，减少占地面积，降低造价等方面已改变了变电站运行的面貌。

基于上述原因，变电站自动化由“热门话题”已转向了实用化阶段，电力行业各有关部门把变电站自动化做为一项新技术革新手段应用于电力系统运行中来，各大专业厂家亦把变电站自动化系统的开发做为重点开发项目，不断地完善和改进相应地推出各具特色的变电站综合自动化系统，以满足电力系统中的要求。

   国外从80年代初开始进行研究开发，到目前为止，各大电力设备公司都陆续地推出系列化的产品。

如ABB，SIEMENS,HARRIS等公司，90年代以来，世界各国新建变电站大部分采用了全数字化的二次设备；相应地采用了变电站自动化技术；我国开展变电站综合自动化的研究及开发相比世界发达国家较晚，但随着数字化保护设备的成熟及广泛应用，调度自动化系统的成熟应用，变电站自动化系统已被电力系统用户接受使用，但在电力部门使用过程中大致有两方面的原则：

一是中低压变电站采用自动化系统，以便更好地实施无人值班，达到减人增效的目的；二是对高压变电站（220kV及以上）的建设和设计来说，是要求用先进的控制方式，解决各专业在技术上分散、自成系统，重复投资，甚至影响运行可靠性。

并且在实际的工程中尚存在以下主要问题：

（1）功能重复，表现在计量，远动和当地监测系统所用的变送器各自设置，加大了CT，PT负载，投资增加，并且还造成数据测量的不一致性；远动装置和微机监测系统一个受制于调度所，一个是服务于当地监测，没有做到资源共享，增加了投资且使现场造成复杂性，影响系统的可靠性。

（2）缺乏系统化设计而是以一种”拼凑”功能的方式构成系统，致使整个系统的性能指标不高,部分功能及系统指标无法实现。

   （3）对变电站综合自动化系统的工程设计缺乏规范性的要求，尤其是系统的各部分接口的通信规约，如涉及到不同厂家的产品，则问题更多，从而导致各系统的联调时间长，对将来的维护及运行都带来了极大的不便，进而影响了变电站自动化系统的投入率。

1.2 变电站综合自动化系统应能实现的功能

1.2.1微机保护：

是对站内所有的电气设备进行保护，包括线路保护，变压器保护，母线保护，电容器保护及备自投，低频减载等安全自动装置。

各类保护应具有下列功能：

（1）故障记录

（2）存储多套定值

   （3）显示和当地修改定值

   （4）与监控系统通信。

根据监控系统命令发送故障信息，动作序列。

当前整定值及自诊断信号。

接收监控系统选择或修改定值，校对时钟等命令。

通信应采用标准规约。

1.2.2数据采集

包括状态数据，模拟数据和脉冲数据

（1）状态量采集

状态量包括：

断路器状态，隔离开关状态，变压器分接头信号及变电站一次设备告警信号等。

目前这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统，也可通过通信方式获得。

保护动作信号则采用串行口（RS-232或RS485）或计算机局域网通过通信方式获得。

（2）模拟量采集

常规变电站采集的典型模拟量包括：

各段母线电压，线路电压，电流和功率值。

馈线电流，电压和功率值，频率，相位等。

此外还有变压器油温，变电站室温等非电量的采集，模拟量采集精度应能满足SCADA系统的需要。

 （3） 脉冲量

脉冲量主要是脉冲电度表的输出脉冲，也采用光电隔离方式与系统连接，内部用计数器统计脉冲个数，实现电能测量。

1.2.3事件记录和故障录波测距

   事件记录应包含保护动作序列记录，开关跳合记录。

其SOE分辨率一般在1~10ms之间，以满足不同电压等级对SOE的要求。

   变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。

另一种是分散型，即由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。

1.2.4控制和操作闭锁

   操作人员可通过CRT屏幕对断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投切进行远方操作。

为了防止系统故障时无法操作被控设备，在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。

操作闭锁应具有以下内容：

（1）电脑五防及闭锁系统

（2）根据实时状态信息，自动实现断路器，刀闸的操作闭锁功能。

（3）操作出口应具有同时操作闭锁功能（4）操作出口应具有跳合闭锁功能1.2.5同期检测和同期合闸

   该功能可以分为手动和自动两种方式实现。

可选择独立的同期设备实现，也可以由微机保护软件模块实现。

1.2.6电压和无功的就地控制

   无功和电压控制一般采用调整变压器分接头，投切电容器组，电抗器组，同步调相机等方式实现。

操作方式可手动可自动，人工操作可就地控制或远方控制。

   无功控制可由专门的无功控制设备实现，也可由监控系统根据保护装置测量的电压，无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。

1.2.7数据处理和记录

   历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，它包括上一级调度中心，变电管理和保护专业要求的数据，主要有：

（1） 断路器动作次数

（2）断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数（3）输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功、母线电压定时记录　

的最大，最小值及其时间。

（4）独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间（5）控制操作及修改整定值的记录

　根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在远动操作中心或调度中心实现。

1.2.8人机联系1.2.9系统的自诊断功能：

系统内各插件应具有自诊断功能，自诊断信息也像被采集的数据一样周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心。

1.2.10与远方控制中心的通信

   本功能在常规远动‘四遥’的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等，其信息量远大于传统的远动系统。

   根据现场的要求，系统应具有通信通道的备用及切换功能，保证通信的可靠性，同时应具备同多个调度中心不同方式的通信接口，且各通信口及MODEM应相互独立。

保护和故障录波信息可采用独立的通信与调度中心连接，通信规约应适应调度中心的要求，符合国标及IEC标准。

   变电站综合自动化系统应具有同调度中心对时，统一时钟的功能，还应具有当地运行维护功能。

1.2.11防火、保安系统

从设计原则而言，无人值班变电站应具有防火、保安措施。

第二章变电站自动化系统的硬件结构与工作原理

2.1 引言

变电站是输配电系统中的重要环节，是电网的主要监控点。

近年来，随着我国经济高速发展，电压等级和电网复杂程度也大大的提高。

传统变电站一次设备和二次设备已无法满足降低变电站造价和提高变电站安全与经济运行水平这两方面的要求。

    而现在变电站所采用的综合自动化技术是将站内继电保护，监控系统，信号采集，远动系统等结合为一个整体，使硬件资源共享，用不同的模式软件来实现常规设备的各种功能。

用局域网来代替电缆，用主动模式来代替常规设备的被动模式。

具有可靠、安全、便于维护等特点。

    分散分层分布式是变电站综合自动化系统的发展方向，这就对通信的可靠性提出了更高的要求，选择一个可靠、高效的网络结构，是解决问题关键。

90年代中期，国内外曾掀起一场“现场总线热”，但是由于技术上的原因以及采用设备总线时信息量大且传输较慢的特点，造成了现场总线存在多种标准，阻碍了其发展。

以太网经过若干年的发展，技术上日臻成熟。

随着嵌入式以太网微处理器的发展，以太网已十分便利的应用于变电站综合自动化系统。

以太网具有高速、可靠、安全、灵活的特点，使其在变电站综合自动化系统中有广阔的应用前景。

2.2变电站通信系统结构

系统结构示意图如图1所示。

从图上可以出：

（1）管理和控制一体化局域网将无可争议地选用以太网。

（2）间隔级控制总线在FF-H2总线尚未成熟的情况下，工业级以太网和ProfibusMMS（ManufacturingMessageingSpecification制造厂信息规范）将是一个比较好的选择 。

  （3）可编程逻辑控制器PLC被发展成PCC（Programablecomputercontroller）,即用智能模块实现逻辑及自动控制功能，它比常规的PLC具有可交流采样、通讯组态方便等优点。

2. 3变电站综合自动化系统通信网的基本设计原则

    通信在变电站综合自动化占有重要的地位。

其内容包括当地采集控制单元与变电站监控管理层之间的通信，变电站当地与远方调度中心之间的通信。

系统通讯网架的设计是十分关键的，本文从以下方面考虑变电自动化系统通信网的设计：

（1） 电力系统的连续性和重要性，通讯网的可靠性是第一位的。

（2）系统通讯网应能使通讯负荷合理分配，保证不出现“瓶颈”现象，保证通讯负荷不过载，应采用分层分布式通讯结构。

此外应对站内通讯网的信息性能合理划分，根据数据的特征是要求实时的，还是没有实时性要求以及实时性指标的高低进行处理。

另外系统通信网设计应满足组合灵活，可扩展性好，维修调试方便的要求。

    （3）应尽量采用国际标准的通信接口，技术上设计原则是兼容目前各种标准的通信接口，并考虑系统升级的方便。

    （4）应考虑针对不同类型的变电所的实际情况和具体特点，系统通信网络的拓扑结构是灵活多样的且具有延续性。

  （5） 系统通信网络应采用符合国际标准的通信协议和通信规约。

    （6）对于通信媒介的选用，设计原则是在技术要求上支持采用光纤，但实际工程中也考虑以屏蔽电缆为主要的通信媒介。

    （7）为加速产品的开发，保持对用户持续的软件支持，对用户提出的建议及要求的快速响应，就要求摆脱小作坊式的软件开发模式，使软件开发从“小作坊阶段”进入“大生产阶段”，采用先进的通信处理器软件开发平台实时多任务操作系统RTOS并开发应用与其之上的通信软件平台。

2.4 通信网的软硬件安装

2.4.1硬件的选择

    为了保证通信网的可靠性，通信网构成芯片必须保证在工业级以上，以满足湿度、温度和电磁干扰等环境要求。

通讯CPU采用摩托罗拉公司或西门子公司的工控级芯片，通讯介质选择屏蔽电缆或光纤。

2.4.2接口程序

    采用国际标准的通信接口，技术上设计原则是兼容目前各种标准的通信接口，并考虑系统升级的方便。

装置通信CPU除保留标准的RS232/485口用于系统调试维护外，其它各种接口采用插板式结构，设计支持以下三类共七种方式：

标准RS485接口，考虑双绞线总线型和光纤星型耦合型；标准ProfibusFMS接口，考虑双绞线总线型、光纤环网、光纤冗余双环网；标准Ethernet，考虑双绞线星型和光纤星型（通信管理单元考虑以上两种类型的双冗余配置）。

2.4.3通信协议和通信规约

    系统通信网络应采用符合国际标准的通信协议和通信规约，应建立符合变电站综合自动化系统结构的计算机间的网络通讯，根据变电站自动化系统的实际要求，在保证可靠性及功能要求的基础上，尽量注意开放性及可扩充性，并且所选择的网络应具有一定的技术先进性和通用性，尽量靠国际标准。

长期以来，不同的变电站监控系统采用不同的通信协议和通信规约，如何实现不同系统的互连和信息共享成为一个棘手的问题，应采用规范化、符合国际标准的通信协议和规约。

为此在系统中选用了应用于RS485网络的IEC61870-5-103规约、应用于Profibus的MMS行规以及应用于TCP/IP上的MMS行规。

它们都具有可靠性、可互操作性、安全性、灵活性等特点。

2.4.4通信软件的设计与实现

通信软件的设计涉及到多种设备的配合问题，本文只以DF3003变电站综合自动化系统的通信网络为例，介绍变电站综合自动化系统通信软件设计与运行原理。

2.4.5软件功能与运行原理

在DF3003变电站综合自动化系统中，采用二级分层分布式网络。

针对110KV中压变电站的要求，我们可采取图2所示的组网方式。

后台与主站都是一种监控系统，其主要功能为监视各智能单元的运行状态，并能对各智能单元进行控制。

而监控系统为完成其主要功能所需要的各种数据都是由通讯转换器DF3211或保护管理单元DF3210来提供的。

因此，从数据流控制的角度来看，通讯程序主要完成智能单元运行状态信息的上报和监控系统控制信息的下发两种功能。

智能单元的运行状态信息一般包括遥测数据、遥信数据、电度数据、突发数据等。

监控系统的控制信息则包括遥控命令、对时命令、查询命令等。

本文中的变电自动化系统通讯程序所要完成的数据结构与函数过程如图3所示。

2.4.6软件开发平台——RTOS

    随着应用的复杂化，对控制精度、智能化程度的要求越来越高，一个微处理器往往要同时完成很多任务。

体现在变电站自动化通信产品中，由于信息采集量越来越大，信息交换越来越频繁，简单地用单一任务来轮询，往往造成通信的“瓶颈”现象，如保护和测量设备采集到的实时信息无法及时向上传递。

多任务编程的特点是：

程序在功能上以任务的形式存在，

各个任务之间相对独立，可通过操作系统提供的资源，进行任务间的信息交换和相互控制，可通过优先级、时间片来控制各任务执行的顺序。

多任务编程的特点打破了传统软件顺序执行的框架，便于程序的系统开发、调试及维护。

实时多任务操作系统RTOS（RealTimeOperatingSystem）是面向21世纪嵌入式设计的基础和标准开发平台。

高性能软件开发平台可以使嵌入式软件程序的开发进入规模化和产业化生产。

有了高性能开发平台，可以极大的提高软件开发的效率，RTOS体现了一种新的系统设计思想和一个开放的软件框架，在此基础上，可以设计一种更为通用的通用软件平台，软件工程师可以在不大量变动系统其他任务的情况下增加或删除一个通信规约；一个大项目开发的过程中，可以有多个工程师同时进行系统的软件开发，各个人之间只要制订好规程和协议即可，既缩短了开发时间，又降低了最终通信软件产品对于具体某个人的依赖性。

以上所述的变电站综合自动化系统采用代表国际技术发展潮流，先进的、标准的和成熟的通信网络技术。

采用双网网络，双机热备用，光纤双环冗余自愈系统，采用国际标准通信规约协议，充分考虑网络的开放性、可扩充性及工程化的相关问题。

本通信系统具有速度快，可靠性高，可扩展性强等特点，已经成功的应用于多家变电站。

第三章保护和监控常用算法

3.1引言

继电保护的种类很多，按保护对象分，有元件保护，线路保护等，按保护原理分有差动保护，距离保护，电压电流保护等。

然而，不管哪一类保护的算法，其核心问题归根结底为不外乎是算出可表征被保护对象运行特点的物理量，如电压、电流等有效值和相位以及视在阻抗等，或者算出它们的序分量或基波分量或某次谐波分量的大小和相位等，有了这些基本的电气量的计算值，就可以很容易构成不同原理的保护。

所以这些基本电气量的算法研究一直以来是人们研究的重点。

微机保护装置根据模数转换器提供的输入电气量的采样数据进行分析运算和判断，以实现各种继电保护的功能和方法称为算法。

按算法的目标可分为两大类，一类是根据输入电气量的若干点采样值，通过一定数学公式方程式计算出保护所反映的量值，然后与定值进行比较；另一类是根据动作方程式来判断是否在动作区内，而不计算具体量值，其计算工作量略有减少，评价算法优劣的标准是精度和速度。

现一般采用较多的是两点乘积算法，傅里叶级数算法以及解微分方程算法（仅用于计算阻抗），前二者算法常用于元件保护（如发电机，变压器的差动保护）后备电源电压保护以及一些相序分量组成的保护，后者只能用于计算阻抗，多用于线路保护中如距离保护。

3.2两点乘积算法

采样算法采用两点乘积法。

两点乘积法利用1/4周波的时间就可计算出正弦波信号的最大值。

从而缩短采样时间，加快保护的响应。

设电压信号两个采样值为：

u1=Umsinωt

u2=Umsin（ωt+π/2）

由此可以计算出电压信号的幅值。

u12+u22＝Um2

保护算法采用反时限保护。

在数据存储器内预先存入反时限动作曲线的电流值和相应的动作时间。

当采样算法计算出电流值后，将该值和额定值相比，然后查表，求出动作时间，通过定时器延时后发出跳闸信号。

在定时过程中，仍然对信号进行采样。

如果电流值发生变化，则根据发热效应相等的原则随时调整动作时间。

设原来电流I1，已定时t1。

列采样电流为I2，查表得定时间为T2。

则实际定时间应为

t2=（I22*T2－I12*t1）/I22

对于短路的保护采用软件和硬件相结合的原则，由硬件比较后直接驱动跳闸，由软件同时采集电压和电流故障值，从而实现了瞬时跳闸和记录故障参数的双重目的。

3.3故障检测算法

故障检测算法要尽量简单并且运算量小，又要能对所监视范围内的故障做出灵敏的反应。

电力系统正常运行与故障状态的区别，特别体现在故障前后电流的变化上。

因此采用电流故障分量来检测故障具有足够的灵敏度[3]。

电流故障分量的提取可采用以下算法：

△i（t）=i（t）-（-1）ni（t-nT/2）   （3）

式（3）中：

△i（t）为电流故障分量；i（t）为实测电流；T工频周期；n=±1,±2,…

将式（3）离散化可得：

△i（k）=i（k）-（-1）ni（k-nN/2）   （4）

其中N为每工频周期采样点数。

这种算法虽不精确，但基本上能满足要求，且简单易行。

采用电流故障分量作为故障检测方法时，具有下列优点：

（1）在稳定状态下电流中的谐波分量被自然滤出，△i（t）中不平衡输出小；

（2）输出△i（t）存在时间是固定的，不随故障电流的大小而变化；

（3）输出△i（t）的波形没有衰减。

第四章变电站综合自动化系统结构图的设计

4.1引言

所谓变电站综合自动化，就是广泛采用微机保护和微机远动技术，分别采集变电站的模拟量、脉冲量、开关状态量及一些非电量信号，经过功能的重新组合，按照预定的程序和要求实现变电站监视、测量、协调和控制自动化的集合体和全过程，从而实现数据共享和资源共享，提高变电站自动化的整体效益。

变电站综合自动化系统能够大大地提高整个电网运行的安全性和经济效益已经形成共识。

并且目前变电站综合自动化系统的研究和开发已经形成热潮。

在此热潮中，由于庞大的市场需求，各种新技术、新产品大量涌现，在产品的设计、开发中应重视变电站综合自动化系统的特殊问题，不然会影响产品的性能和电力自动化的发展。

为此对变电站综合自动化系统的几个主要问题进行了分析、讨论，提出了相应的处理方法。

4.2确立变电站二次系统的设计原则

由于受变电站现场实际运行设备的限制，许多人的思想观点是：

在原来设备配置的基础上，增加计算机管理功能，按变电站的规模配置相