1、变电站综合自动化技术,一、变电站综合自动化的基概念,1、变电站自动化是技术发展的必然趋势全国联网的发展方向，对电力系统可靠性提 出更高的要求；常规变电站存在的问题；科学技术的发展为发展变电站自动化提供了有利条件；无人值班。,一、变电站综合自动化的基概念,2、变电站综合自动化的发展过程国外变电站综合自动化的早期发展概况：国外变电站自动化的研究工作始于20世纪70代，70年代末，英、西德、意大利、澳大利亚等国新装的远动装置都是微机型的。变电站综合自动化的研究工作，于70年代中、后期开始的。1975年由西门子公司和三菱电气有限公司合作研究配电变电站数字控制系统。1979年完成样机，称为SDCS-1型
2、，12月在变电站安装运行，1980年开始商品化生产。SDCS-1型由13台微机组成。如下图，它具有对一个77kV/6.6kV的配电变电站的全部保护和控制功能。该变电站具有3台主变，4回77kV出线，36回6.6kV馈线电路。,SDCS-1结构方框图,一、变电站综合自动化的基概念,SDCS-1按功能分为三个子系统：继电保护子系统测量子系统控制子系统80年代研究变电站综合自动化的国家和公司越来越多德国西门子公司、ABB公司、AEG公司、GE公司、西屋公司、阿尔斯通公司都以自己的变电站综合自动化产品。1995年西门子公司变电站自动化系统LSA678在我国已有十多个工程国外研究工作突出的特点是他们彼此
3、间一开始就十分重视这一领域的技术规范和标准的制定和协调。,我国变电站自动化的发展过程我国变电站综合自动化的研究工作始于80年代中期。1987年清华大学电机工程系研究成功国内第一个符合国情的综合自动化系统。该系统由3台微机组成，系统结构如图。1987年在山东威海望岛变电站成功投入运行。望岛变电站是一个35kV/10kV城市变电站。按功能分为3个系统：安全监控子系统、微机保护子系统、电压无功控制子系统。90年代中期后，综合自动化系统飞速发展。随着微机技术的不断发展和已投入运行的变电站综合自动化系统取得的经济效益和社会效益，吸引全国许多用户、科研单位和高等院校，因此变电站综合自动化系统，在90年成为
4、热门话题,一、变电站综合自动化的基概念,变电站微机监测、保护综合控制系统,一、变电站综合自动化的基概念,综合自动化： 就是将变电站的二次设备（包括仪表，信号系统，继电保护，自动装置和远动装置）经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术，现代电子技术和通信设备及信号处理技术，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。,二、综合自动化的结构形式,1、从发展过程：集中式分布式分散式 2、从安装的物理位置：集中组屏分层组屏分散在一次设备间隔设备上,集 中 式,集中式结构的变电站综合自动化系统是指采用不同档次的计算机，扩展其外围接口电
5、路，集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理，分别完成微机控制、微机保护和一些自动控制等功能。,集中式的结构形式,全集中式方案,集中式优点,该种方式结构紧凑，体积小，造价低，尤其是对35KV或规模较小的变电站更为有利，能完成综合自动化式变电站的各种要求。,集中式的缺点,每台机器的功能较集中，一旦机器发生故障，会有较大的影响，所以最好采用双机并联运行的结构才能提高可靠性。 软件复杂，修改工作量大，调试麻烦。 组态不灵活，对不同的主结线或是不同规模的变电站，软硬件都必须另行设计，工作量大，影响批量生产，不利于推广。 保护不直观，不符合运行和维护的习惯，程序设计麻烦，只适合保
6、护算法比较简单的情况,分层分布式集中组屏结构,所谓分布式结构，是在结构上采用主从CPU协同工作方式，各个从CPU之间采用网络技术或串行方式实现数据通信。 所谓分层式结构的体系结构，是将变电站信息的采集和控制分为管理层、站控层和间隔层三个级分层布置。,各层的设备,间隔层：按断路器的间隔分，具有测量、控制和保护部件。 站控层：中央处理器、通讯管理机、MODEM。 管理层：一台或多台微机组成,分层分布式集中组屏结构特点,可靠性高，任一部分设备有故障时，只影响局部； 分布式系统为多CPU工作方式，各装置都有一定数据处理能力，从而大大减轻了主控制机的负担； 继电保护相对独立，不依赖于通讯网络； 具有功能
7、强大的后台监控系统； 具有与系统控制中心通信的功能。,分散分布式与集中相结合结构,采用面向对象的方式进行设计的，按每个电网元件（一条出线、一台变压器等）为对象，集测量、保护、控制为一体，设计在一个机箱内。安装在各个开关柜上。由监控主机通过网络对他们进行管理和交换信息。但主变压器和高压线路保护装置仍集中组屏安装在控制室内。因此称为分布和集中相结合的结构，是当前综合自动化系统的主要结构形式。,分散分布式与集中相结合的结构形式特点,10-35kV馈线保护采用分散式结构，就地安 装，节约控制电缆，通过现场总线与保护管理机交换信息。 重要保护集中安装在控制室内，对其可靠性较为有利。 其他自动装置（低周减
8、载，备自投，无功综合控装置）采用集中组屏。 减少电缆，减少占地面积。 可靠性高，组态灵活，检修方便。,全分散式,全分散式的变电站综合自动化是以一次主设备如开关、变压器、母线等为安装单位，将控制、I/O、闭锁、保护等单元分散，就地安装在一次主设备（屏柜）上。站控单元通过网络与各一次设备相连，并与远方调度中心通信。今后综合自动化变电站的发展方向。,三、变电站综合自动化系统基本特征,1、具有功能综合化 2、分层分布结构化 3、操作监视屏幕化 4、通信局域网络化、光纤化 5、运行管理智能化 6、测量显示数字化,具有功能综合化,变电站综合自动化系统综合了变电站内除一次设备和交、直流电源以外的全部二次设备
9、。其中监控系统综合了原来的仪表屏、控制操作屏、模拟屏和变送器屏、远动装置、中央信号系统等功能；微机保护（和监控系统一起）综合了故障录波、故障测距、小电流接地选线、自动重合闸等自动装置功能。,结构分布、分层化,典型的变电站综合自动化系统分为两层，即变电站层和间隔层。,汇总本间隔实时数据信息； 实施对一次设备保护控制功能； 实施本间隔操作闭锁功能； 实施操作同期及其他控制功能； 承上启下的通信功能，即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。必要时，上下网络接口具备双口全双工方式，以提高信息通道的冗余度，保证网络通信的可靠性。,间隔层设备的主要功能,站控层的主要功能,通过两级高速网络汇总全站的实
10、时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库； 将有关数据信息送向调度或控制中心； 接收调度或控制中心有关命令并转间隔层执行； 具有站内当地监控、人机联系功能，如显示、操作、打印、报警以及图像、声音等多媒体功能； 具有对间隔层在线维护、在线组态，在线修改参数的功能；,操作监视屏幕化,变电站实现综合自动化后，常规庞大的模拟屏、指针式仪表等均被CRT屏幕上的主接线图、各种数据显示所代替；常规在断路器安装处或控制屏上进行的跳、合闸操作被鼠标、键盘操作所代替；常规的光字牌、电笛、电铃等被屏幕画面闪烁图形和语音报警所代替。,通信局域网络化、光纤化,光纤通信抗干扰大大增强，传输速度快。,运行管理智能
11、化,变电站综合自动化可以实现许多自动化功能，如电压、无功自动调节、小电流接地选线、自动事故判别和事故记录、事件顺序记录（SOE）、自动报警等，还实现了本身的故障自诊断、自闭锁、自调节和自恢复等功能，大大提高变电站运行管理水平和安全可靠性。,测量显示数字化,长期以来变电站采用指针式仪表作为测量仪器，其准确度低、读数不方便。采用微机监控后，指针式仪表被CRT显示器上的数字所代替，直观、明了。而原来的人工抄表记录则完全由打印机打印、报表所代替。,四、综合自动化各子系统及其功能,1、当地监控系统 2、远动系统 3、微机保护系统 4、电压、无功综合控制系统功 5、故障录波 6、小电流接地选线 7、同期
12、8、对时,当地监控系统功能,1、数据采集和处理 2、运行监视 3、事件顺序记录及事故追忆功能 4、开关量控制操作和同期检测 5、在线计算和制表功能 6、图像显示和显示打印功能 7、系统自诊断和自恢复功能,1、数据采集和处理,监控采集的数据包括模拟量、开关量和电度量。监控系统采取定时采集和主动上送的方式进行采集数据，对数据进行存储。 模拟量有：电流、电压、有功功率、无功功率、频率、功率因数、温度。 开关量有：DL位置及刀闸状态信号、事故信号、预告信号、中央信号、主变分接头位置、公用信号（所有变、电源保险等）。 电度量有：有功电度、无功电度。,2、运行监视功能,运行监视主要是对变电站的运行工况和设
13、备状态进行监视。报警功能分为两种，一种是事故报警，另一种是预告报警。 报警方式：自动推出画面、音响提示、闪光提示、信息操作提示。,3、事件顺序记录及事故追忆功能,事件顺序记录是对变电站内继电保护、自动装置、断路器等在事故时动作的先后顺序自动记录。 事故追忆是指对变电站内的一些主要的模拟量，在事故前后一段时间内连续测量记录。,4、开关量控制操作和同期检测,开关量控制操作对象为断路器、隔离开关、变压器分接头。对要求作同期检测的断路器应具有检同期功能（如四方公司的CSI200E）。,5、在线计算和制表功能,根据交流采样后在线计算出电气量一次值I、U、P、Q、f、COS以及Wh、Varh，并计算出日、
14、月、年最大、最小值及出现的时间；统计日、月、年电压合格率、断路器的正常及事故跳闸次数、停用时间及年运行率以及安全运行天数累计等。 能提供各种报表，运行日志表、电能量表、向上级调度汇报表、事件顺序记录一览表、报警记录一览表、微机保护配置定值一览表、主要设备参数表、开关量、模拟量、电度量实时值汇报表、自诊断报告及用户自定义的其他报表。,6、图像显示和显示打印功能,后台设备应能显示以下内容：全所电气主接线图、分区及单元接线图、光字牌图、实时曲线及趋势曲线、历史曲线、电压和负荷监视棒图、实时和历史报警图、表格显示、报告显示、系统配置及运行工况图、手控/程控/同期开关位置、二次保护配置图以及各套保护设备
15、的投切情况、整定值等、直流系统图、所用电系统图、显示时间和安全运行天数等。,7、系统自诊断和自恢复功能,计算机监控系统能在线诊断系统全部软件和硬件的运行工况，当发现异常及故障时能及时显示和打印报警信息，并在运行工况图上用不同颜色区分显示。系统自诊断的内容包括：各工作站、测控单元、I/O采集单元等的故障、电源故障、系统时钟同步故障、网络通信及接口设备故障、软件运行异常和故障、与远方调度中心数据通讯故障、远动通道故障。 系统自恢复的内容包括：当软件运行异常时，自动恢复正常运行；当软件发生死锁时，自启动并恢复正常运行；当系统发生软、硬件故障时，备用设备能自动切换（双机热备功能）。,远动系统,所谓远动
16、，就是调度端的四遥功能，应用远程通信技术，对远方的运行设备进行监视和控制，以实现远程测量、远程信号、远程控制和远程调节等各项功能。,远动系统功能,遥测：即远程测量； 遥信：即远程信号； 遥控：即远程命令； 遥调：即远程调节； 遥脉：电能量的脉冲信号量转换后定时发送给调度中心； 事件顺序记录(SOE)； 电力系统统一时钟； 调度规约转换。,微机保护系统功能,近年来，继电保护领域出现了巨大的变化，这就是反应数字量的微机保护的出现，它除了满足对继电保护选择性、快速性、可靠性、灵敏性基本要求外，在原有保护功能的基础上，还增加了很多新的功能和要求，如：通信功能、远方整定功能、远方投切保护功能、保护信号可
17、以就地复归和远方复归；界面显示、存储和打印功能；自动校时功能、自检智能化。,电压、无功综合控制系统功能,一般是在监控系统中设有专用的自动调分接头和自动投切电容器的控制软件(VQC软件)，也有 VQC装置单独组屏的设备。 维持供电电压在规定的范围内； 保持电力系统的稳定和合适的无功平衡 保证在电压合格的前提下使电能损耗最小,标准9区图如下：横轴为无功(功率因数)，纵轴为控制电压。电压的上下限值和无功(功率因数)的上下限值将平面图分成9个区域。第九区电压合格，无功(功率因数)也合格，是调节的目标区域。上下两个深色部分为强投强切的动作区域。U为强投强切的电压越限程度。这样将主变运行状态映射到如下图中
18、，总共划成11个区域。,故障录波,故障录波的数据和波形是电网事故运行分析的重要参数。35kV变电站和一般的110kV终端站可以不要求安装故障录波，一些分析信息可从保护装置的简短记录和SOE中提取（如四方低压装置的准录波）。但220kV以上电压等级的变电站要求具有故障录波功能。,装置原理分散录波,录波接收 分析后台,分散录波 CSL101B,分散录波 CST221A,分散录波 CSL169C,MODEM,LON-以太,LONWORKS,LON-以太,LON-以太,以太网络,RS232,公用电话网络,远方录波 数据分析,1：分散元件，启动设置方便，保证录波的可靠性 2：以太网络集中数据，将分散元件
19、的允许数目大大提高 3：数据以IEEE标准二进制格式存放在录波后台中，可再现故障。,返回,小电流接地选线,该功能要求配备三相CT或专用零序CT，一般通过IED检出母线开口三角电压越限，主站在收到信号后调该母线各出线在接地瞬间记录的零序电压电流资料，汇总分析后作出判断。对于有35kV和10kV馈电线路的变电站，应装设分布的通过网络来实现的小电流接地选线系统。,装置原理接地选线,接地选线 判别后台,电压监视 CSD12A,向量采集 CSL169C,向量采集 CSL169C,1,2,3,4,1：电压监视装置报告3U0值及越限或返回信号 2：后台向向量采集装置发送召唤命令 3：向量采集装置相应3U0，
20、3I0向量 4：接地选线判别结果报告调度 5：判别后台向控制装置下达试跳命令,5,返回,同期,由于实现电网互联是必然趋势，故负责系统联络线联络变压器的枢纽变电站仍需配自动同期装置，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对进行并列操作，这部分功能也在综合自动化系统测控装置上实现（CSI200E)。,对时,对时要求是变电站自动化系统的最基本要求。110kV枢纽站和220kV站要求系统具有GPS对时功能，要求对变电站层设备和间隔层设备（包括智能电度表等）均实现GPS对时。并具有时钟同步网络传输校正措施（如脉冲对时功能）。110kV终端站、35kV变电站不要求GPS对时功能，但要求
21、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。,CSC2000对时,CSC2000的软对时方案 GPS秒脉冲对时方案 GPS分脉冲对时方案,返回,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，另一种是变电站与调度控制中心的通信。,五、变电站综合自动化的数据通信,模拟通信和数字通信,信道中传输的电信号是模拟信号的系统称为模拟通信系统。如电话机送出的语音信号、电视摄像机输出的图像信号等。 信道中传输的电信号是数字信号的系统称为数字通信系统。如电报信号、计算机输入/输出信号。,串行通信和并行通信,并行数据通信是指数
22、据的各位同时传送，传输速度快，但距离短，早期变电站内部通信采用此方式。 串行数据通信是指数据一位一位的传送，传输速度慢，但可以远距离传送。,基于RS485的传输,传输信息量大，可以联成网络，但网络的节点数减少，且为主从式通讯方式，限制了传输的效率。,设备小间1,监控1,监控2,五 防,工程师站,设备小间n,485网,以太网,基于485网络的变电站典型配置图,返回,基于现场总线的传输,信息量较大，网络传输，结点数较多，可靠性大大提高，平等式的结构，和优先级的机制保证了重要信息的实时性,但信息传输的速度相对于录波数据（数据量大）传输等要求有差距.适用于中等规模的分层分布式阶段（110kV变电站）,
23、什么是现场总线,现场总线是用于现场仪表与控制系统和控制室之间的一种全分散、全数字化、智能、双向、互联、多变量、多点、多站的通信系统。可靠性高、稳定性好、抗干扰能力强、通信速率快，系统安全符合环境保护要求 ，造价低廉，维护成本低是现场总线的特点。,现场总线技术的主要特点,完全替代420mA模拟信号，实现传输信号数字化，从而易于现场布线，且降低了电缆安装和保养费用，增加了可靠性。控制、报警、趋势分析等功能分散在现场仪表和装置中，简化了上层系统。各厂家产品的交互操作和互换使用，给用户进行系统组织提供了方便。实现自动化仪表技术从模拟数字技术向全数字技术的转化，自动化系统从封闭式系统向开放式系统的转变。
24、,返回,现场总线与RS485的本质区别,RS485设备联成的设备网中，如果设备数量超过2台，就必须使用RS485做通信介质,采用半双工方式。RS485网的设备间通信只能采用主从式网络或环形网络。采用主从式网络只允许有一台主设备。采用环形网络的设备通过令牌形式获得总线控制权,影响通讯速度。 采用RS485接口通信抗干扰性能差，传输速率不高，如果不加中继放大器,其可靠传输距离不超过200米。 现场总线：设备自动成网，无主从设备之分或允许多主存在(双主机热备成为可能）。 现场总线在带宽、抗干扰性、传输距离等方面均优于RS485总线。,基于以太网络的传输,传输信息量及速度极大，网络连接，平等的结构，随
25、着近年基于芯片的系统和光纤传输技术逐渐成熟，在变电站控制领域得到日益广泛的应用。适用于大规模的分层分布式控制系统,以太网与现场总线的比较,1、以太网的优点： 通用性强。TCP/IP通讯协议成为国际通用标准。 成本效益。软硬件价格低廉。 速度“快”，带宽10M-1000M。 资源共享。网络连接与开发环境与主流市场相同，货源无虑，人力资源容易取得。 TCP/IP应用于Internet，因此Ethernet使得“远程维护”成为可能。 2、以太网缺点： 没有优先上送机制,但大带宽可以弥补此项不足。 与其它现场总线相比，抗干扰能力有限。采用光纤传输使这一问题大大改善。,变电站自动化系统通信规约,在通信网
26、中，为了保证通信双方能正确、有效、可靠的进行数据传输，在通信的发送和接收过程中有一系列的规定，以约束双方进行正确、协调的工作，我们将这些规定称为数据传输控制规程，简称为通信规约。,CSC2000通信规约,CSC2000规约是一组协议的总称，其中包括网络通信协议、装置内部通信协议和装置与MMI(面板）通信协议三大类。,装置与主站之间 通讯,装置与主站之间交换信息通过网络规约进行 装置（间隔层设备）和主站（站控层设备）联接在网络总线上，装置一般情况下主动向主站上送信息，也可以响应主站的召唤。根据用途的不同，信息分成不同的报文类型 。,装置 与MMI（面版）通讯,用于面板操作、显示和通过面板PC软件
27、对装置进行调试，MMI接口上的信息遵从MMI规约。,新品装置的通讯,在较新的装置中，内部插件较多，功能复杂，还设有一个主控插件MASTER插件，负责管理其它功能插件和网络通信。MASTER插件与其它功能插件之间通过内部规约通信 较新装置的录波插件还有录波打印接口，信息直接输出打印机。,我国电力通信网常用传输规约,循环式远动规约（主动上送）和问答式传输规约（响应主站召唤回答）,装置常规信息主动上送,装置的四遥等常规信息周期性主动循环上送（一般周期为10秒）。 当有保护动作、遥信变位等变化信息出现时，装置立即发送遥信变位、SOE（30报文）、和事件、告警（37H、38H、39H）等相关报文并重复发
28、送4次。,主站召唤回答信息,遥控 设定 定值召唤及下传,遥控命令执行过程,遥控操作（如断路器的分合操作）按照“选择执行”过程进行,遥控操作,（1） 遥控一般由主站遥控预选，子站遥控返校，主站遥控执行，子站确认等操作来完成。 （2） 遥控预选：1EH报文。子站收到后返回遥控返校，预选成功为3CH报文，预选失败为15H报文。 （3） 遥控执行：1AH报文。收到后子站确认，操作成功返回26H报文，失败为15H。,六、变电站综合自动化系统故障处理原则,1、因变电站微机监控程序出错、死机及其它异常情况产生的软故障一般处理方法是“重新启动”。 2、系统中某个测控单元通信网络发生故障时，监控后台不能对其操作
29、，此时如有调度的操作命令，值班人员应到保护小间进行就地手动操作，同时应立即汇报调度通知专业人员检查处理。 3、微机监控系统中发生设备故障不能恢复时应将该设备从网络中退出，并汇报调度部门。 4、当两台监控机以主备方式运行，当主机死机时备用机自动切换为主机运行，此时应检查备机是否切换成功。 5、装置通讯中断的处理原则：（1）应判断该装置通信中断是由保护装置异常引起的，还是由于站内网络异常引起的（网络线是否有断头的地方）。（2）检查该装置是否有直流消失的信号。（3）：在对变电站网络中断进行检查时，不得对保护装置进行断电复位等操作。,监控系统的故障检查,1、采集单元的故障检查在监控系统遥测表画面下，如
30、果发现某一间隔的所有遥测数据不更新，且站内网络通信正常，即可判断该间隔的测控装置已“死机”或已损坏。 2、在监控机上不能对一次设备进行操作时，应检查以下项目： （1）检查发出的命令是否符合五防逻辑，是否为误操作。 （2）检查五防计算机是否运行正常，五防程序是否正常。 （3）检查远方/就地选择转换开关是否切换至远方。 （4）检查被操作设备的控制电源是否已经送上。 （5）检查被操作设备的测控装置是否运行正常，在装置的面板上进行遥控操作的开出，看是否正常。,220kV线路保护,220kV线路保护,35kV保护小间,线路电度表,LON网,设备1,设备2,LON口,设备n,LON口,信号远方复归实现方法,1、通过报文的方法进行复归：从后台监控发出复归信息，该信息能够被需要复归的装置所识别。 2、通过CSI200E接点与复归按钮并联,开关量输入,断路器辅助接点光隔远控位置+24vCSI200E（感受到高电位），将该信息以报文的形式传给后台监控,9600系统结构,RCS9700系统的分层分布模式,遥控环节,
