35KV变电站综合自动化系统 毕业设计(论文)说明书.doc

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1、 I 摘 要 电网系统运行的可靠性以及供应电能的质量，与其自动化系统的水平有着密切的 联系。电力系统的自动化系统由两个系统构成，信息就地处理的自动化系统和信息集 中处理的自动化系统。 信息就地处理的自动化系统的特点是能对电力系统的情况作出快速的反应，如高 压输电线上发生短路故障时，要求继电保护要在 20ms 左右动作，以便快速切除故障， 而同步发电机的励磁自动控制系统，在电力系统正常运行时，可以保证系统的电压质 量和无功出力的分配，在故障时可以提高系统的稳定水平，有功功率自动调节装置， 能跟踪系统负荷的随机波动，保证电能的频率质量，按频率自动减负荷装置能在系统 事故情况，电力系统出现严重的有功

2、缺额时，快速的切除一些较为次要的负荷，以免 造成系统的频率崩溃，以上这些信息就地处理装置，其重要的优点是能对系统中的情 况作出快速的反应，尤其在电力系统发生故障时，其作用更为明显，但由于其获得的 信息有局限性，因而不能从全局的角度来处理问题，例如通过自动频率调节，虽然可 以跟踪负荷的变化，但总还存在与额定频率的偏差，更不能实现出力的经济分配。另 外，信息就地处理自动装置，只能“事后”的处理出现的事件，而不能“事先”的对 系统的安全性作出评价，因而有其局限性。 信息集中处理的自动化系统（即电网调度自动化系统） ，可以通过设置在各发电厂 和变电站的远动终端（RTU）采集电网运行的实时信息，通过信道

3、传输到主站，主站根 据全网的信息，随着微机保护，变电站综合自动化等技术的发展，两个信息处理系统 之间互相渗透，更重要的是这些微机装置，如打破原来的二次设备柜框架。 关键词：变电所，防爆型，矿用变压器，采区供电，保护装置 II 目 录 摘 要 1 目 录 .II 第一章 变电站综合自动化系统概况 .1 1.1 国内外变电站综合自动化的发展及应用状况.2 1.2 变电站综合自动化系统的发展趋势.5 1.3 本文研究的主要内容.5 第二章 35KV 变电站综合自动化系统的功能和结构 .7 2.1 变电站综合自动化系统的功能要求.7 2.1.1 保护系统功能 .8 2.1.2 监控系统功能 .9 2.

4、2 变电站综合自动化系统的网络结构13 2.3 集中式结构13 2.4 分布式结构14 2.5 分散（层）分布式结构14 第三章变电站综合自动化的通信 .16 3.1 通信的相关介绍16 3.2 变电站综合自动化系统的任务17 3.3 数据通讯系统的构成17 3.3.1 变电站综合自动化系统的网络连接 18 3.3.2 变电站综合自动化系统常用的网络设备 20 3.4 变电站内的信息采集传输内容21 3.4.1 变电站的数据模拟量、开关量和电能量 22 3.4.2 安全监视功能 23 III 第四章 以新建平煤八矿 35KV 变电站为研究对象 .24 4.1 概述24 4.2 设计原则和系统技

5、术参数24 4.2.1 系统性能指标 25 4.2.2 通信指标 26 4.2.3 装置技术指标 26 4.2.4 硬件平台 28 4.3 系统实施方案29 4.5 小结30 第五章 综合自动化系统在实际应用中存在的问题 32 总结展望 .35 6.1 变电站综合自动化系统在实际应用中存在的共性问题35 6.2 变电站综合自动化系统的展望35 致 谢 .36 参考文献 .37 第 1 页 第一章 变电站综合自动化系统概况 随着国民经济的持续发展，电力用户对供电质量的要求愈来愈高，加强电网建设 和改造成为电力系统新的工作重点，而依靠科技的进步，采用先进的技术和现代化的 管理手段是电网建设和改造的

6、出发点，实现电网自动化则是重要手段。变电站是电力 系统中的一个重要环节，它的运行情况直接影响到电力系统的可靠、经济运行。要提 高变电站运行的可靠性及经济性，一个最基本的方法就是要提高变电站运行管理的自 动化水平，实现变电站综合自动化。 变电站综合自动化是指变电站二次系统通过利用计算机技术、现代控制技术、网 络通信技术和图形显示技术，实现将常规变电站的控制、测量、信号、保护、计量、 安全自动装置、远动等功能整合于一体的计算机监控系统，这项技术涉及多个技术领 域，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。 依据大电网会议 WG34.03 工作组的分析，变电站自动化系统较为严

7、格的定义为心： （1）远动功能（四遥功能） ； （2）自动控制功能（如有载调压变压器分接头和并联补偿电容器的综合控制 （voc） 。电力系统低频减载、静止无功补偿器控制、配网系统故障分段隔离非故障 段恢复供电与网络重组等） ； (3)测量表计功能（如三相智能式电子电费计量表等） ； (4)继电保护功能； (5)与继电保护有关的功能（如故障录波、故障测距、小电流接地选线等）： (6)接口功能（如与微机五防、继电保护、电能计量、全球定位系统（Gps）等 IED 的接口） ； (7)系统功能（与主站通信，当地 SCADA 等） 。 所有能实现这些功能的设备，目前统称为智能式电子仪表（IED） 。变电

8、站自动化 第 2 页 的目的，就是实现这些 IED 的信息共享，由此可减少变电站使用的电缆数量和造价， 提高变电站的运行和安全可靠性，并减少维护工作量和提高维护水平。 随着计算机技术、网络技术和通信技术的发展及其在电力系统中的广泛应用，变 电站综合自动化系统的技术水平也在不断提高。变电站自动化技术和变电站自动化系 统的内涵还在不断的丰富之中。 1.1 国内外变电站综合自动化的发展及应用状况 国际上对于变电站综合自动化的研究，已经进行了多年，并取得了令人瞩目的进 展。早在七十年代末，日本就研制出了世界上第一套综合数字式保护和控制系统 SDCS- I。此后，美国、英国、法国、德国等一些发达国家也相

9、继在此领域内取得不同程度的 进展。在八十年代初，美国一家电力公司研制了 IMPAC 模块化保护和控制系统。PRI 联 合研制出了 SPC 美国西屋公司和 ES 变电站保护和控制综合自动化系统。到 1984 年， 瑞士的 BBC 公司首次推出了他们的变电站综合自动化系统。1985 年，德国的西门子公 司又推出了他们研制的第一套变电站综合自动化系统 LSA678。变电站综合自动化目前 在国外已得到了较普遍的应用。例如美国、德国、法国、意大利等国家，在他们所属 的某些电力公司里，大多数的变电站都实现了综合自动化及无人值班方式。 我国的变电站自动化技术起步于 50 年代。1954 年，我国从前苏联引进

10、了 RTU 技术， 东北安装了 16 套遥测遥信装置。此后，国内开始了系列远动产品的研制工作。到七 十年代初，便先后研制出了电气集中控制装置和集保护、控制及信号为一体的”四合 一”装置。在八十年代中期，国内许多高等院校及科研单位也在这方面做了大量的工 作，推出一些不同类型、功能各异的自动化系统，为国内的变电站自动化技术的发展 起到了卓有成效的推动作用。我国经历了以下几个发展阶段： (1)传统的变电站运行方式 20 世纪 80 年代早期，传统的变电站自动化系统是由许多安装在控制室内的单项自 动化装置组成，主要包括各种继电保护装置、自动重合闸、故障录波装置、变送器和 第 3 页 远动装置、模拟盘和

11、各类仪表，还需大量电缆将现场分合闸线圈以及位置信号触点一 一对应地联到上述各种自动化装置。除保护动作信号、电能表脉冲信号送至远动装置 外，各种保护、自动装置和仪表基本独立工作，微机保护和远动装置之间无计算机通 信。保护定值的整定、故障录波和故障数据的收集，基本由现场人工进行。需要一个 大控制室来放置各种自动装置和仪表，占地面积大，需要大量电缆管线，施工、安装 和调试工作量大，远动装置的本地功能和测量仪表功能重复，各种自动装置和仪表种 类、数量较多，工耗、备品备件及运行维护量大。变电站二次设备均按传统方式布置： 控制屏实现站内监控，保护屏实现电力设备保护，远动设备实现实时数据采集。它们 各司其职

12、、互不相联。 (2)远动 RTU 方式 20 世纪 80 年代中、后期，随着微处理器和通信技术的发展，利用微型机构成的远 动装置简称 RTU的功能和性能有很大提高。该方式在原常规有人值班变电站的基础 上在 RTU 中增加了遥控、遥调功能，站内仍保留传统的控制屏、指示仪表、光字牌等 设备。所有信号由 RTU 集中采集，遥控、遥调指令通过 RTU 装置硬接点输出，由控制 电缆引入控制回路，与数字保护不能交换信息，保护动作信号仍需通过继电器接点采 集。采用这种方式使二次设备增加，二次回路更复杂。 (3)综合自动化方式 1）集中式自动化系统 20 世纪 90 年代数字保护技术（即是微机保护）的广泛应用

13、，使变电站自动化取得 实质性的进展。20 世纪 90 年代初研制出的变电站自动化系统是在变电站控制室内设置 计算机系统作为变电站自动化的心脏，另设置一数据采集和控制部件用以采集数据和 发出控制命令。微机保护柜除保护部件外，每个柜有一个管理单元，其串行口和变电 站自动化系统的数据采集和控制部件相连，传送保护装置的各种信息和参数，整定和 显示保护定值，投停保护装置。此类集中式变电站自动化系统结构紧凑、体积小、 造价低，尤其适合 35KV 或规模较小的变电站。 第 4 页 2）分散式自动化系统 由于集中式结构存在软件复杂，系统调试麻烦、精度低，维护工作量大，易受干 扰，扩容灵活性差等不足；随着计算机

14、技术、网络技术及通信技术的飞跃发展，同时 结合变电站的实际情况，各类分散式变电站自动化系统纷纷研制成功和投入运行。分 散式系统的特点是各现场输入输出单元部件分别安装在中低压开关柜或高压一次设备 附近，现场单元部件可以是保护和监控功能的二合一装置，用以处理各开关单元的继 电保护和监控功能，也可以是现场的微机保护和监控部件分别保持其独立单元部件进 行通信联系。通信方式大多数通过 rs232rs485 通信接口相连。但近年来推出的分散 式变电站自动化系统更多地采用了网络技术，如现场总线及以太网等。至于变电站自 动化的功能，如遥测、遥信、采集及处理，遥控命令执行和继电保护功能等均由现场 单元部件独立完

15、成，并将这些信息通过网络送至后台主计算机，而变电站自动化的综 合功能均由后台主计算机系统承担。分散式面向对象的变电站综合自动化系统由于大 大缩小了主控室的面积，可靠性高，组态灵活，检修方便，降低总投资，目前已成为 发展趋势。 纵观我国七、八十年代的变电站自动化发展状况，可以看到，初期的变电站自动 化，只是在常规二次设备配置的基础上增加了计算机管理功能。如 CRT 屏幕监视、数 值计算、自动巡检打印及自动报表等。所增加的这些计算机功能并不能取代常规的操 作监视设备，因而这种自动化方式只能称作计算机辅助管理。八十年代以后，由于微 机技术的发展，使变电站自动化技术得到了进一步的提高，但是此时的自动化

16、管理仍 未涉及到继电保护、故障录波等功能。只是在原有基础上增加了以微机为控制中心的 就地功能。这种初期的自动化管理方式，各专业在技术上相互独立，资源不能共享， 设备设置重复，功能交叉覆盖，无论在技术上或是经济上都不尽合理。进入九十年代 后，由于数字保护技术的发展，才使得变电站综合自动化技术产生了一个飞跃，使这 项技术在我国进入了实质性发展阶段。 第 5 页 1.2 变电站综合自动化系统的发展趋势 变电站自动化技术伴随着现代科学技术发展，尤其是网络技术、计算机软、硬件 技术及超大规模集成电路技术的发展而不断进步，自动化系统以按对象设计的全分层 分布式为潮流，朝着二次设备功能集成化，一次设备智能数

17、字化方向发展：同时经济 性和可靠 IC618 性也是变电站自动化技术发展所要考虑的实际问题。E50 标准的实施应用， 电能质量监测管理，一次设备的在线监测，以及网络安全技术，变电站综合自动化将 更多地融入当今流行的各种新观念、新技术，其发展结果也使整个系统更加安全、高 效、经济和可靠。总的发展趋势可从以下几个不同角度来描述： 1.3 本文研究的主要内容 本论文将在总结本人从事变电站设计工作五年来的经验基础上，结合本课题完成 如下工作： 1首先介绍变电站综合自动化的定义，对变电站综合自动化在国内外的发展及应 用情况进行介绍。 2提出变电站综合自动化系统的功能要求，对变电站综合自动化系统常用组网结

18、 构和各自特点进行分析研究。 3变电站综合自动化的通信介绍。 4以新建平煤八矿 35KV 变电站为研究对象 5分析研究变电站综合自动化系统存在的共性问题，并提出改进意见。 第 6 页 第二章 35KV 变电站综合自动化系统的功能和结构 本章先提出了变电站综合自动化系统应满足的基本要求，接着从保护系统和监控 系统两方面对其功能进行了详细介绍和研究。并对变电站综合自动化系统几种常用的 组网结构：集中式、分布式、分散分布式结构进行了介绍，对目前应用较广的分散分 布式结构进行重点研究。 2.1 变电站综合自动化系统的功能要求 变电站自动化系统的具体功能要求主要决定于变电站在电力系统中的地位、作用 和变

19、电站的规模、电压等级及一次设备状况。高压、超高压变电站自动化系统的主要 功能要求，概括起来有个方面。控制系统：运行人员监视与控制、自动控制、电 力系统紧急控制与当地后备控制、故障录波与事件记录、测量与计量、自动数据分析； 保护系统：变压器保护、线路保护及自动重合闸、母线保护、电容器保护；运行 支持系统：设备维修支持、设备非正常状态的恢复支持、电力系统故障恢复支持、自 动故障恢复。每个变电站自动化的功能将随原来系统的运行经验、成本和性能的要求 不同而变化，但它们都要适应以下基本要求： 1)当电力系统发生故障时，继电保护系统准确检测故障，跳开相应开关，迅速切 除故障，不造成故障连锁反应，使故障造成

20、的影响限制在尽可能小的范围； 2)收集、处理各种设备的运行信息和数据，按要求发送到集控中心和远方调度控 制中心，满足调度部门对电力系统的监视、控制和运行操作； 3)收集设备的状态数据，支持设备的状态维修和可靠性为中心的维修系统，提高 设备可用率和使用寿命； 4)在集控中心或调度控制中心对变电站失去监控的情况下，变电站的后备控制能 对变电站进行控制； 5)收集并及时传送电力市场实时交易所需的技术数据，促进安全交易，减少交易 第 7 页 风险。 针对以上基本要求，在做变电站综合自动化系统设计时，可靠、实用、技术先进 和利于推广是系统设计的基本指导思想。变电站综合自动化系统设计过程中，可靠性 与系统

21、总体设计及软硬件结构和工艺关系密切，考虑软硬件总体方案时，可靠性必须 放在第一位。其次应强调性能价格比这个重要指标，机型选择、硬件配置上，应从应 用对象实际情况出发，特别重视性能价格比。同时还应考虑操作方便，具有完备的防 误提示和措施。 2.1.1 保护系统功能 保护装置是综合自动化系统的重要组成部分，以被保护的一次设备为对象，直接 由相关的和输入电气量，动作后由接点输出，直接作用于相应断路器的跳闸 线圈。要求和自动化系统保持相对独立，一般要求保证电磁兼容指标，设置专用电源 回路（电压等级以上） ，保护与测量分开，可远方投退压板和控制字， 在线修改定值，带简短的事故采样数据和动作记录等。当监控

22、系统异常或失去联系时， 保护系统能够独立地完成它的使命，做电力系统的守护神。从功能上可分为线路保护、 母线保护、变压器保护、电容器保护及备用电源自投、故障录波、低周低压减载等安 全自动装置。 微机保护应具有与监控系统通信的功能，包括：接受监控系统查询，若返回正确 应答信号，则表明保护装置通信接口完好；若超时无应答或应答错误，则表明通信接 口或保护装置本身出现故障；传送事件报告，包括跳闸时间（分辨率） 、跳闸元 件、相别、测距、故障波形等，且掉电后信息能保留：传送自检报告，包括装置内部 自检和对输入信号的检查；修改时钟及对时，目前至少要有通信广播对时及分秒中断 对时，并能 GPS 外部对时；修改

23、保护定值，定值要经过上传、下装、反校、确认等环 节后，保护装置才予以修改；接受投退保护命令，保护信号应具有掉电白保持，能够 远方或就地复归；接受查询定值并送出定值；实行显示保护主要状态（功能投入情况 输入量值等） 。与监控系统通讯，主动上传故障信息、动作信息、动作值及自诊断信息， 第 8 页 接受监控系统命令上传整定值及历史事件，与监控系统通讯应采用标准规约。 2.1.2 监控系统功能 （1）数据采集 系统由数据采集装置采集现场所有状态量、模拟量及脉冲量，并可从各保护装置 采集保护运行状态、保护动作信息、保护定值信息、保护故障信息、保护电源及保护 装置自检信息。 1）状态量采集 包括断路器状态

24、、隔离开关状态、接地刀闸状态、变压器分接头位置等，这些信 号大部分采用光电隔离方式的开关量中断输入。对重要的状态量（如断路器位置）采 用双位置接点进行采集，即 11,00 分别表示二个状态，以保证正确无误地反映断路器 位置，防止继电器触点的失效与抖动而引起的状态误报。 2）模拟量采集 采样各段母线电压、各进出线回路的电流和功率值；电网频率与相位等电量参数 以及变压器的瓦斯值、温度、压力等非电量参数。目前各种电量参数在综合自动化系 统中均采用交流采样，直接采集由电流互感器与电压互感器提供的交流参数，常规变 送器加变换方式只用于对非电量参数如变压器油温、主控室温的采集。 3）脉冲量采集 采集由全电

25、子电能表输出的电量脉冲值，也可直接采集电能量。 4）继电保护数据采集 包括保护动作信号、保护状态、保护定值等。 （2）事件记录及故障录波 事件记录包括保护动作序列记录 soe（seuenceofevents）开关跳合记录，事件分 辨率可根据不同电压等级的要求确定，一般为 1.3ms，能存放 100 个以上的事件顺序记 录。当出现电网故障时 00ms 以及故障后 3s 的波形， （如接地短路故障） ，能记录故障 前min 供事故分析。对高压变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现：一是配置 第 9 页 专用微机故障录波器，并能与监控系统通讯；另一种则由微机保护装置兼作记录及测 距计算，再将数字化

26、的波形及测距结果送监控系统，由监控系统存储及打印波形。对 低压变电站可给出故障报告，包括故障类型、动作类型及开关遮断电流大小。 （3）远方整定保护定值 对各保护装置，可在当地或远方设置一组或多组保护定值，并可在当地或远方显 示、切换整定值。此功能应具有远方、当地闭锁，操作权限闭锁措施。 （4）控制和操作闭锁 可对断路器、隔离开关的分、合进行操作，对变压器分接头进行调节控制，对电 容器组进行换切。这些控制和操作可在远方的调度中心或变电站内的后台监控系统的 及键盘上发命令完成（具有操作密码和操作者及操作内容归档功能） ，也可在装 置面板上进行操作，以保证系统的更高的使用灵活性。为确保操作的准确可靠

27、，操作 步骤按“选择一返送校核一执行”来进行，并具备逻辑闭锁功能，每次操作均有打印 输出。操作闭锁应包括以下内容： 1）操作出口应具有跳、合闭锁功能。 2）操作出口应具有并发性操作闭锁功能。 3）根据实时信息，实现断路器、刀闸操作闭锁功能。 4）CRT 屏幕操作闭锁功能。只有输入正确的操作口令和监护口令才有权进行操作 控制。 （5）电压无功综合控制 在上级调度直接控制时，变压器分接头调整和电容器组的投切直接接受上级调度 的控制；当给定电压曲线的情况下，则由变电站自动化系统进行控制，按系统电压与 功率因数变化自动调节变压器分接头位置或投切电容器，保证电压质量和优化无功补 偿。 （6）与远方调度中

28、心通信 实现远动装置的常规的遥测、遥信、遥控和遥调四遥功能，即将采集的数字量和 第 10 页 状态量实时地送往调度中心，并接受上级调度中心的控制和调节操作命令。若有事故 发生，如开关变位等事故发生或数字量越限时则插入优先发送，及时向调度中心报警。 此外还将故障录波和其他继电保护信息送往调度中心，同时接受调度中心发来的修改 继电保护整定值的命令等。传送通道可以是电力载波、微波、光纤或专用通道。通信 波特率随所选用通信通道及通信方式来决定。通信规约可以采用远动标准规约或计算 机通信规约，视调度中心的要求而定。 （7）数据处理和统计记录 系统将采集来的状态量、数字量和脉冲量按规定的要求进行处理，送往

29、当地监控 系统的后台机和上级调度中心。这些数据主要有：线路、变压器的电流、有功和无功， 母线电压定时记录的最大值、最小值及其时间等；整点数据的日报表；每日的峰值和 谷值，并标以时间；断路器动作次数、断路器切除故障时的故障电流和跳闸操作次数 统计；控制操作及修改整定值的记录及有关操作者；独立负荷有功无功每天的峰值、 最大值及其时间，并保存归档。历史数据在监控系统的后台机内至少能保存年以上。 （8）人机联系功能 当变电站有人值班时，人机联系功能在当地监控系统的后台机上进行。当变电站 无人值班时， 。则在远方的调度中心或集控中心的调度或监视主机上进行。操作人员的 人机联系界面是屏幕与键盘或鼠标器，可

30、实现下列主要功能： CRT 屏幕上可显示各种画面、数据和表格，包括主接线图、开关状态、潮流信息、 报警画面与提示信息、事故记录、负荷曲线、系统的配置和工作情况、保护整 定值、日运行报表等，并可将显示画面和表格拷贝打印记录下来。 实施远方控制和操作，包括保护装置的投入和退出、断路器以及隔离开关的操作、 变压器分接头位置控制等。 输入或修改数据，包括远方操作的密码、操作人员的代码及密码、保护定值的设 置和修改、报警值设置和修改、远方当地操作的设置、控制闭锁与允许等。 第 11 页 显示系统各设备的诊断自检结果。 无人值班站应保留一定的人机联系功能，以保证变电站现场检修或巡视的要求， 能显示站内各种

31、数据和状态量；操作出口回路具有人工当地紧急控制设施；变压器分 接头应备有当地人工调节手段。 （9）系统的自诊断检测功能 系统的各装置如保护装置、数据采集装置、控制装置等都具有自诊断功能，所有 数据采集、控制、保护等主要单元模块故障，应能自诊断出故障部位；具有失电保护、 失电自检、自复位至原运行状态的能力。当数据采集出现非法错误时，应能输出出错 信息，进行报警和闭锁故障单元，保证其它部分的正常工作。当系统在线诊断出故障 时，应能自动报警，并将故障内容及发生时间登录在事件一览表中。诊断结果周期性 地送当地监控系统的后台机和远方调度中心，故系统中各装置的状态一目了然，无需 定期检修。 （10）对时系

32、统 对时要求是变电站自动化系统的最基本要求。110枢纽以上站要求系统具有 GPS 对时功能，能够对变电站层设备和间隔层）设备（包括全电子电能表等）实 现 GPS 对时，并具有时钟同步网络传 输校正措施。110终端站、35变电站不要求对时功能，但要求具有一 定精度的站内系统对时功能，定时完成由系统主机或由调度端发出的对站内间隔层设 备的对时功能。 （11）同期检测和同期合闸 由于实现电网互联是必然趋势，所以负责系统联络线联络变压器的枢纽变电站仍 需配置自动同期装置，使待并列的两个系统在电压、频率、相位角都能满足条件的情 况下能够进行并列操作，分为手动和自动两种方式实现，一般应具有两种方式供选择，

33、 这部分功能也应纳入自动化系统。 第 12 页 2.2 变电站综合自动化系统的网络结构 变电站自动化系统的组成可分为个层次，即间隔级和变电站级，也称间隔层和 站控层。间隔级的集成是构筑一个通用的硬件和软件平台，将间隔内的控制、保护、 测量等功能集成在这个通用的平台上。通用的硬件平台指的是由一组元件组成一个多 功能装置，用于各个间隔。通用的软件平台指的是在多功能装置内建立一个通用的功 能软件库和数据库。通过通用的硬件和软件采集各功能需要的数据和状态量，实现数 据共享。这样，原来控制、保护等功能将不再需要专用的硬件装置和专用的输入、输 出通道，而是由合理的软件设计来实现。站级的集成是将变电站自动化

34、需在站级处理 的各个功能通过信息网络组合在一个系统中。这样，原来站级各个分隔的系统及其多 个通信网络将不再需要，从而简化了网络结构和通信规约。 目前，国内外变电站综合自动化系统大体可分为三种结构：集中式、分布式以及 分散（层）分布式。 2.3 集中式结构 集中式的变电站综合自动化系统结构按信息类型划分功能。采用这类结构的系统 其功能模块与硬件无关，各功能模块的连接通过模块化软件实现，信息是集中采集、 处理和运算的。受计算机硬件水平的限制，该结构在早期自动化系统中应用较多，图 是一种较典型的集中式结构。此类结构对监控主机的性能要求较高，且系统处 理能力有限，开发手段少，系统在开放性、扩展性和可维

35、护性等方面较差，抗干扰能 力不强。系统结构如图 2-1 所示： 第 13 页 图 2-1 集中式结构 2.4 分布式结构 分布式结构则按功能设计，如按保护和监控等功能划分单元，分布实施。其结构 采用主从协同工作方式，各功能模块如智能电子设备之间采用网络技术或串行 方式实现数据通信。分布式结构有助于其它模块正常运行。安装方式有集中组屏和分 层组屏两种方式，较适合于中低压变电站。系统结构如图 2-2 所示。 图 2-2 分布式结构 2.5 分散（层）分布式结构 分散（层）分布式结构采用“面向对象设计。所谓面向对象，就是面向电气一 次回路设备或电气间隔设备，间隔层中数据、采集、控制单元（I/O 单元

36、）和保护单元 就地分散安装在开关柜上或其他一次设备附近，相互间通过通信网络相连，与监控主 机通信。 。目前，此种系统结构在自动化系统中较为流行，主要原因是：现在的 设备大多是按面向对象设计的，如专门的线路保护单元、主变保护单元、小电 流接地选线单元等，虽然有将所有保护功能综合为一体的趋势，但具体在保护安装接 第 14 页 线中仍是面向对象的；利用了现场总线的技术优势，省去了大量二次接线，控制设 备之间仅通过双绞线或光纤连接，设计规范，设备布置整齐，调整扩建也很简单，成 本低，运行维护方便；系统装置及网络性强，不依赖于通信网和主机，主机或台 IED 设备损坏并不影响其它设备的正常工作，运行可靠性

37、有保证。系统结构如图 2-3 所 示： 图 2-3 分散（层）分布式结构 系统结构的特点是功能分散，管理集中。分散（层）分布有两层含义：其一，对 于中低压电压等级，无论是单元还是保护单元皆可安装在相应间隔的开关盘柜 上，形成地理上的分散分布；其二，对于及以上的电压等级，即使无法把 间隔单元装在相应的开关柜上，也应集中组屏，在屏柜上明确区分相应间隔对应的单 元，在物理结构上相对独立，以方便各间隔单元相应的操作和维护。 第 15 页 第三章变电站综合自动化的通信 3.1 通信的相关介绍 通信是变电站综合自动化系统中十分重要的基础功能。借助于通信，各开关间隔 中保护测控单元、变电站计算机系统、电网控

38、制中心自动化系统得以相互交换信息， 信息共享，提高了变电站运行可靠性，减少了连接电缆和设备数量，实现变电站远方 监视和控制。变电站自动化系统通信主要涉及： 各保护测控单元与变电站计算机系统通信； 各保护测控单元之间相互通信； 变电站自动化系统与电网自动化系统通信； 其他智能化电子设备 IED 与变电站计算机系统通信； 变电站计算机系统内部计算机间相互通信。 通信控制单元在变电站自动化系统中，承担着保护测控单元、自动化设备和辅助 设备与变电站计算机系统以及电网自动化系统通信的控制、协调、监视和管理作用。 通过通信控制单元的控制和协调，使得各保护测控单元、其他智能化电子设备 IED 可 实时、有序

39、、可靠地与变电站计算机系统、电网自动化系统交换信息，传递变电站各 种运行数据、设备状态、保护动作情况，接收各种控制命令，完成变电站计算机系统 和电网自动化系统所要求的各种操作和控制。通过监视和管理，随时了解各设备、单 元通信状态以及通信网络状态，对异常情况及时报警，甚至采取必要措施，如通道切 换，以维持系统正常的通信。 变电站综合自动化系统对通信控制单元要求： 1）具有较高的可靠性、稳定性； 2）满足实时性的要求； 3）支持多种、多路通信接口； 第 16 页 4）支持多种通信方式，包括网络通信方式； 5）提供通信信息编辑、修改手段； 6）提供通信检查和维护手段 3.2 变电站综合自动化系统的任

40、务 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。 变电站综合自动化系统是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

41、代替常规的继电保护，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，可方便的监视和控制变电站内各种设备的运行和操作。 它的出现为变电站的小型化、智能化、扩大控制范围及变电站安全可靠、优质经济运 行提供了现代化手段和基础保证。 3.3 数据通讯系统的构成 通讯系统的构成有：通讯介质、通讯接口、通讯控制器、通讯规约等，如图 3-1 所示。 第 17 页 通 讯 规 约 通 讯 控制器 通 讯 接 口 通 讯 规 约 通

42、 讯 控制器 通 讯 接 口 通讯介质 图 3-1 数据通讯系统 综自系统常用的通讯接口标准主要有：通用串行通讯接口、现场总线、以太网等。 现场总线：WorldFip、CanBus、LonWork 等。 以太网：双绞线以太网、光纤以太网、同轴电缆以太网等。 专用通讯控制器集基本功能与扩展功能与一体，通讯能力提高了，但通用性 降低了，如以太网、现场总线的通讯控制器就属于此类。 3.3.1 变电站综合自动化系统的网络连接 目前综合自动化系统所采用的均为分层分布式结构，站控层、间隔层之间的数据 通信由网络层来实现，即网络层是站控层与间隔层的数据传输通道。如图 3-2 所示。 网络层 监控机监控机继保

43、工程师站 图 3-2 典型综合自动化系统结构 首先应该明确，变电站站控层的后台机、继保工程师站等计算机所构成的是一个 小型的局域网，把多台小型、微型计算机以及外围设备用通信线路互连起来，并按照 第 18 页 网络通信协议实现通信的系统。在该系统中，各计算机既能独立工作，又能交换数据 进行通信。构成局域网的四大因素是网络的拓扑结构、传输介质、传输控制和通信方 式。 八矿降压站用到的综合自动化系统的站控层网络采用以太网结构。即是由以太网 构成的局域网。根据配置不同，可以分为单网和双网，如图 3-3 所示。单网结构简单， 可靠性比双网结构低，多用于中小型 110KV 以下变电站。双网结构在 A 网故

44、障时，后 台机可以由 B 网继续进行通讯，可靠性高，多用于 110KV 及以上变电站。 操作员站工程师站 交换机 1交换机 2 A 网 操作员站工程师站 交换机 1交换机 2 A 网 B 网 （a）单网结构 （b）双网结构 间隔层的网络主要完成对各电气单元之间的实时数据采集、处理、控制量的输出 等功能。根据其设备不同，采用的网络方式也不尽相同。 1)直接接入以太网方式 该方式是将微机保护测控单元直接接入以太网进行通信。该种方式的优点是结构 简单、数据传送速度较快。 2)现场总线方式 现场总线是应用在生产现场，在微机化测量控制设备之间实现双向串行多节点数 字通信的系统，也被称为开放式、数字化、多

45、点通信的底层控制网络。 WorldFIP 现场总线，是现场总线技术中的一种，具有通信速度快、通信距离远、 介质冗余以及良好的抗电磁干扰能力，是变电站自动化系统中一种十分理想的通信方 式。 WorldFip 现场总线的特点： 第 19 页 (1)通信速率高，距离长 (2)通信效率高，实时性强 (3)通讯可靠性高 (4)通讯接口不易损坏 3.3.2 变电站综合自动化系统常用的网络设备 变电站综合自动化系统常用的网络设备有：网卡、交换机、调制解调器、规约转 换器、RTU、双绞线等。 计算机通信如同两个人相互交流，必须说同一种语言。通信规约就是计算机通信 的语言。数据通信中，计算机间传输的是一组二进制

46、“0” 、 “1”代码串。这些代码串 在不同的位置可能有不同的含义。有的用于传输中的控制，有的是通信双方的地址， 有的是通信要传输的数据，还有些是为检测差错而附加上的监督码元。这些，在通信 之前必须双方约定。通信规约定义为控制计算机之间实现数据交换的一套规则。 电力系统常用通信规约主要有： 1.按规约来源分：国际标准规约、国内标准规约、企业标准规约。 2.按规约用途分：远动规约、保护规约、电度表规约、智能设备互连规约。 3.远动规约：101 规约、104 规约、CDT 规约、SCI1801 规约、4F 规约。 4.保护规约：103 规约、61850 规约、LFP 规约。 5.电度表规约：IEC

47、102 规约、部颁电度表规约、威盛电度表规约。 智能设备互连规约：MODBUS 规约、保护规约、远动规约、企业自定义规约 3.4 变电站内的信息采集传输内容 数据采集是变电站自动化系统得以执行其他功能的基础。变电站的数据采集有两 种： 1)变电站原始数据采集。原始数据指直接来自一次设备，如电压互感器（PT） 、电 流互感器（CT）电压电流信号、变压器温度以及开关辅助触点、一次设备状态信号。 第 20 页 变电站的原始数据包括：模拟量、开关量和电能量。 (1)模拟量：指控制系统量的大小是一个在一定范围内变化的连续数值，如电流、 电压、温度等。比如电流的大小不可能由 10A 突变到 100A，需要

48、有一个连续变化的过 程。 (2)开关量：指控制继电器的接通或者断开所对应的值，即“”和“” 。进一 步的说，就是一对触点，这一对触点之间有 2 个状态，要么是连通的，就是闭合状态 （1） ，要么是断开的，就是断开状态（0） ，这对触点传达的信息就是一个开关量。如 断路器的分合，隔离手车的位置、地刀的分合位置等。 (3)电能量：反映的是累计变化的量，物理上对应的是电度量等。 2)变电站自动化系统内部数据交换或采集。典型的如：电能量数据、直流母线电 压信号、保护动作信号等。这种方式，在变电站自动化系统中，已基本上被计算机通 信方式所替代，或者说，可以看作系统内数据交换。 3.4.1 变电站的数据模

49、拟量、开关量和电能量 (1)模拟量的采集。变电站需采集的模拟量有：各段母线电压、线路电压、电流、 有功功率、无功功率，主变压器电流、有功功率和无功功率，电容器的电流、无功功 率、馈出线的电流、电压、功率以及频率、相位、功率因数等。另外，还有少量非电 量，如变压器温度等。 模拟量采集有交流和直流采样两种形式。交流采样，即来自 PT、CT 的电压、电流 信号不经过变送器，直接接入数据采集单元。直流采样是将外部信号，如交流电压、 电流，经变送器转换成适合数据采集单元处理的直流电压信号后，再接入数据采集单 元。在变电站综合自动化系统中，直流采样主要用于变压器温度、气体压力等非电量 数据的采集。 (2)开关量的采集。变电站的开关量有：断路器的状态、隔离开关状态、有载调压 变压器分接头的位置、同期检测状态、继电保护动作信号、运行告警信号等，这些信 号都以开关量的形式，通过光电隔离电路输入至计算机。 第 21 页 (3)电能量的采集。电能计量是对电能（包括有功和无功电能）的采集，并能实现 分时累加、电