110kV变电站自动化系统方案设计(共50页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上毕业设计(论文)课 题 名 称 110kV变电站自动化系统方案设计 学 生 姓 名 曾欢悦 学 号 系、年级专业 电气工程系07级电气工程及其自动化 指 导 教 师 王晓芳 职 称 副教授 2011年 5月20日专心-专注-专业内容提要变电站综合自动化是在变电站常规二次系统的基础上发展起来的，它是将变电站的二次设备利用现代计算机技术、通信技术、网络技术经过功能的重新组合和优化设计，从而实现变电站的综合自动化系统。它是一个复杂的系统工程,涉及通信、测量、保护、控制等诸多方面。本文结合一个新建110kV变电站工程，首先对国内外变电站综合自动化系统的基本概念，现状及发展的几

2、个阶段进行了初步总结；然后详述了分散分布式结构的变电站综合自动化系统的设计，如应用了IEC60870-5-103规约和IEC60870-5-104规约对在变电站综合自动化数据通信进行设计；还对变电站的监视系统进行了设计，以满足变电站自动化系统的远程监控等功能；对变电站抗电磁干扰的措施做了设计，可以保证变电站的正常工作；再对遥视系统方案进行了设计，它是实现无人值班的必备条件；针对IEC60870系列规约在变电站自动化系统中不可互操作的缺点，最后介绍了IEC61850系列规约制定的背景、特点、内容，并对IEC61850标准在变电站综合自动化系统过渡阶段的应用进行了初步的探讨。关键词：110kV变电

3、站；自动化；数据通信；103规约；IEC61850规约Summary The transformer substation integrated substation automation is on the basis of the conventional second system,it is the second equipment utilization substation modern computer technology, communication technology, network technology after function and the optimizat

4、ion design of the new combination, thus realize substation integrated automation system.It is a complicated system engineering, involve communication, measurement, protection, control, and other aspects. This article with a new project 110 kv substations,first of all,sum up preliminarythe substation

5、 integrated automation system at home and abroad, the current situation and the basic concept of the several development stages;Then cover the decentralized distributed structure of substation integrated automation system design, such as applied IEC60870-5-103 statute and IEC60870-5-104 statute in s

6、ubstation integrated automation data communication design;Also devise the substation surveillance system, in order to satisfy the design of substation automation system of remote monitoring, and other functions;The substation of anti-electromagnetism interference measures, can assure substation desi

7、gn to work properly;Again to remote viewing system scheme design, it is to realize nobody on-duty prerequisite;Beacause IEC60870 series stipulation for substation automation system in not interoperable shortcomings, at last, the paper introduces the statute of IEC61850 series background, features, f

8、ormulated IEC61850 standards and content of substation integrated automation system in the application of transitional stage are primarily discussed.Keywords:110kV substation; automation; Data communication; 103 stipulation; IEC61850 stipulation目录内999041绪论变电站是电力系统的一个重要环节，其安全优质经济运行要求变电站实行综合的调度控制和管理的自

9、动化。变电站综合自动化系统是由多个子系统组成的有机整体，缺一不可，它将变电站的继电保护、控制、测量、信号和远动等综合为一体，是一项涉及范围广、实现难度大的系统工程。变电站实现综合自动化，由计算机完成运行监视、控制、保护、正常操作和顺序事件记录等功能,由通讯网络实现信息交换,近年来已成为提高变电站自动化水平的发展方向。变电站能否正确运行关系到整个生产的运行和安全问题。因此变电站的监控和保护具有十分重要的意义。1.1 变电站自动化的基本概念变电站综合自动化系统是一项多专业性综合技术，是电网运行管理中的一次变革。它是将变电站的二次设备（包括控制、测量、保护、自动装置及远动装置等）经过功能组合和优化设

10、计，利用计算机技术、现代通信技术，对变电站执行自动监视、测量、控制和协调及微机保护的一种综合性的自动化系统。变电站综合自动化可以采集比较齐全的数据和信息，利用计算机的高速计算能力和判断能力，监视和控制变电站内各种设备的运行及操作。变电站综合自动化将现代微机保护技术、基于网络的遥测、遥控、遥信技术、视频技术、数据库技术、光电子技术等紧密结合，利用网络化的通用硬件平台和层次化的结构软件平台，把变电站综合自动化系统打造成一个基于分层分布式网络的实用化、简易化、智能化系统，从而实现广范围深层次的信息集成，以及对各层次数据资源的充分挖掘利用。它的出现为变电站的小型化、智能化、扩大监控范围及变电站安全可靠

11、、优质、经济运行提供了数据采集及监控支持，在其基础上可以实现高水平的无人值班变电站管理。可以说，一个完整、先进、可靠的变电站综合自动化系统，是实现一个高水平的电网调度自动化的基础。1.2 变电站自动化的现状国外变电站综合自动化系统的研究工作始于70年代，最早是用微机型远动装置代替布线逻辑型的远动装置；同时供配电系统监控系统的功能在扩大，供电网的监控功能正以综合自动化为目标迅速发展。如1975年日本用于供配电系统的SDCS-1数字控制系统。80年代以后，研究变电站综合自动化系统的国家和公司越来越多，如德国西门子公司研制生产的LSA678系统；美国ABB公司研制生产的SCS100、SCS200供配

12、电系统综合自动化系统。国内供配电系统微机保护及综合自动化的研究始于80年代中期，但真正意义上的综合自动化系统的研究还刚起步，在实际工程应用中还存在很多问题，主要表现在：缺乏统一化、全局化的系统设计，以一种“拼凑”功能的方式构成系统，使整个系统性能指标不高，部分功能及系统指标无法实现；功能重复建设，增加了投资，使现场造成复杂性，影响系统的可靠性；工程设计缺乏规范性的要求，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。对于系统硬件的组织结构，变电站综合自动化的发展分为三个阶段：第一阶段：面向功能设计的集中式RTU加常规保护模式，第二阶段：面向

13、功能设计的分布式测控装置加微机保护模式，第三阶段：面向间隔、面向对象(Object-Oriented)的分层分布式结构模式。现在普遍趋于采用分层分布式结构，该结构一般采用工业现场总线RS-485及CAN工业局域网，对工业现场、执行机构实现分级控制管理，使数据采集与机械控制实现集散控制集中管理，真正做到控制过程的实时在线，完成柔性化管理。并且分层分布式系统有很好的兼容性、可靠性和可观测性，且互换性强，容易优化。国内供配电系统综合自动化的现状是：从全局来看，发展水平不尽相同，在国内各地区，供配电系统自动化水平也参差不齐。总的看来，沿海经济开放地区发展速度较快。内陆地区虽比不上沿海经济区的发展速度，

14、但在自动化方而也取得了很大进展。为了进一步提高电力自动化水平，各省局目前也在逐步扩大无人值守二次变和220kV供配电系统综合自动化试点范围，这些都将推动各省供配电系统自动化的迅猛发展。从有关供配电系统自动化产品方面看，国内目前己有众多厂家能生产微机远动、微机保护等设备，绝缘在线监测及微机故障处理设备也不断涌现，大部分都己达到能投入实际运行的水平，有些产品如微机保护己跻身国际先进行列。综上所述，目前国内供配电系统自动化工作正处于飞速发展、蒸蒸日上阶段。但目前的自动化水平还远远不能满足要求，我们还必须考虑电力系统自动化今后的发展趋势。根据对国内有关此方面材料介绍及调查所掌握的情况，供配电系统自动化

15、今后应向综合化方向发展，即所谓供配电系统微机保护及综合自动化。目前国内己有相当多的生产厂家着手做这方而的工作，普遍认为适合我国国情发展方向，是提高配电系统自动化水平的有效途径，同时也是实现无人值守二次变的基础。因为供配电系统综合自动化包含整个供配电系统的所有监测、监控信息，所以它能满足无人值守供配电系统的要求。1. 3变电站自动化的发展趋势数字化变电站是变电站自动化发展的下一个阶段，科技数字化变电站指信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站，基本特征为设备智能化、通信网络化、运行管理自动化等。数字化变电站有以下主要特点：一次设备智能化：采用数字输出的电子式互感器、智能开关（或配智能终端

16、的传统开关）等智能一次设备，一次设备和二次设备间用光纤传输数字编码信息的方式交换采样值、状态量、控制命令等信息；二次设备网络化：二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息，取消控制电缆；运行管理系统自动化：应包括自动故障分析系统、设备健康状态监测系统和程序化控制系统等自动化系统，提升自动化水平，减少运行维护的难度和工作量。数字化变电站的主要技术特征：(1)数据采集数字化：数字化变电站的主要标志是采用数字化电气量测系统（如光电式互感器或电子式互感器）采集电流、电压等电气量，实现了一、二次系统在电气上的有效隔离，增大了电气量的动态测量范围并提高了测量精度，从而为实现常规变电站装置冗余向

17、信息冗余的转变以及信息集成化应用提供了基础。(2)系统分层分布化：变电站自动化系统的发展经历了从集中式向分布式的转变，第二代分层分布式变电站自动化系统大多采用成熟的网络通信技术和开放式互连规约，能够更完整地记录设备信息并显著地提高系统的响应速度。数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类，即智能化的一次设备和网络化的二次设备；在逻辑结构上根据IEC61850通信标准定义，可分为“过程层”、“间隔层”、“站控层”三个层次。各层次内部及层次之间采用高速网络通信。(3)信息交互网络化与信息应用集成化：数字化变电站采用低功率、数字化的新型互感器代替常规互感器，将高电压、大电流直接变换为数字信号。站

18、内设备之间通过高速网络进行信息交互，二次设备不出现功能重复的I/O 接口，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块，以实现数据及资源共享。目前国际上已确定IEC61850 为变电站自动化通信标准。此外，数字化变电站对原来分散的二次系统装置进行了信息集成及功能优化处理，因此可以有效地避免常规变电站的监视、控制、保护、故障录波、量测与计量等装置存在的硬件配置重复、信息不共享及投资成本大等问题的发生。(4)设备操作智能化：新型高压断路器二次系统是采用微机、电力电子技术和新型传感器建立起来的，断路器系统的智能性由微机控制的二次系统、IED 和相应的智能软件来实现，保护和控制命令可以通过光纤网络到达非常规变电

19、站的二次回路系统，从而实现与断路器操作机构的数字化接口。(5)设备检修状态化：在数字化变电站中，可以有效地获取电网运行状态数据以及各种IED 装置的故障和动作信息，实现对操作及信号回路状态的有效监视。数字化变电站中几乎不再存在未被监视的功能单元，设备状态特征量的采集没有盲区。设备检修策略可以从常规变电站设备的“定期检修”变成“状态检修”，从而大大提高系统的可用性。(6)系统结构紧凑化和建模标准化：数字化电气量测系统具有体积小、重量轻等特点，可以将其集成在智能开关设备系统中，按变电站机电一体化设计理念进行功能优化组合和设备布置。在高压和超高压变电站中，保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的

20、I/O 单元作为一次智能设备的一部分，实现了IED 的近过程化（process- close）设计；在中低压变电站可将保护及监控装置小型化、紧凑化并完整地安装在开关柜上。目前随着新技术的不断发展，数字化变电站正在兴起。与传统变电站相比，数字化变电站具有以下优势：减少二次接线，提升测量精度，提高信号传输的可靠性，避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题，解决设备间的互操作问题，变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免设备重复，自动化运行和管理水平进一步提高，数字化变电站是变电站自动化技术的发展方向。2 110kV变电站自动化系统构成及设计总体要求和原则2.1变电站自动化系统构成及功能

21、变电站综合自动化系统是以通信网络为基础，由变电站数据采集系统和变电站控制保护系统构成。每个系统又由许多功能完全独立的子系统组成，用一台（或几台）工业控制机作为主机来统一管理全站各子系统。各子系统通过通信端口，按一定的协议进行通信，从而连接成一个完整的计算机局域网，在这个网络中，任何一个子系统既可独立运行又有相互连锁，构成了一个相互依托、有机结合的整体。2.1.1变电站数据采集系统主要实现处理模拟量测量值、信号及测量、保护和调整功能的整定值；完成电网在线计算、存储、统计、分析报表，远传和保护电能质量的自动监控调整工作。系统一般包括：(1)微机数据通信监控装置。一般有实现网络上不同设备之间的数据交

22、换、完成全站数据汇总并调度系统按标准通信规约进行联网等功能。(2)人机接口（HMI）及其监控软件。一般有数据采集与显示、电能计量、实时电网安全控制功能；有强大的交互式图形功能，提供电网系统画面及信号显示，提供各种单线图、波形图、实时图、历史图以及趋势图；有事件记录、报警、事故跳闸过程参数自动记录和自动录波、事故按时排序、事故处理提示、快速事故处理、报表及打印输出功能；数据分析功能，协波分析及各种用于分析的工具软件包。此外，应提供任务设定，操作控制，在线自检、自诊断、自恢复，动态数据交换及网络通信等功能。2.1.2变电站控制保护系统主要实现随时在线监视正常运行情况的运行参数及设备运行状况；自检、

23、自诊断设备本身的异常运行；发现电网设备异常变化或装置内部异常时，立即自动报警并相应的闭锁出口动作，以防事态扩大；电网出现事故时快速采样、判断、决策，迅速消除事故，使故障限制在最小范围内。系统一般包括：(1)微机线路保护：有定时限与反时限电路保护、电流速断保护、接地保护、电压偏移保护、过频与欠频保护以及录波等功能；(2)微机变压器保护：有高低压侧定时限与反时限电流保护、电流速断保护、高低压侧零序电流保护、过电压与欠电压保护、过热保护、接地保护，还有轻瓦斯报警、重瓦斯跳闸以及温度保护等功能；(3)微机电容器保护：有定时限与反时限电流保护、电流速断保护、中性点电流不平衡保护、过电压与欠电压保护、零序

24、电压保护、还有电抗器瓦斯动作联锁跳闸、电容器组自动投切以及自动调整等功能；(4)微机电动机保护：有定时限与反时限电流保护、电流速断保护、热过载保护、不平衡保护、过电压与欠电压保护、负序保护、堵转保护、接地保护、差动保护、还有旋转方向判断、温度保护、反向有功功率以及无功功率过大保护等功能；(5)微机备用电源自投监控装置：有分段断路器速断过流保护、检同期、备用电源自动投入、自动同期合闸及跳闸等功能；(6)微机电压互感器监控：有单相接地保护、过电压与欠电压保护等功能。2.1.3 通信网络系统网络拓扑型式主要采用总线型式，也有采用环形或星型。一般来说环形和星形网络要较总线型网络更安全可靠，但总线型的网

25、络结构更为简单，易于实现；根据变电站综合自动化得规模、功能、通信速率要求，网络型式一般可以采用Modbus、Canbus、Profibus或Ethernet等；对于通信协议不同得网络型式也不同，主要有令牌环协议（IEEE802.5）、FMS协议，TCP/IP协议，与自动化仪表兼容得hart协议等，现场总线网络接口大多采用RS485接口，也有部分采用RS232、RS422等接口；对于小型的网络其通信介质一般选用细同轴电缆（细缆），而较为大型、通信速率要求较高的网络可选用粗同轴电缆（粗缆），当网络规模较小且采用星型拓扑时，较多采用非屏蔽双绞线（UTP）作为网络的通信介质，对于要求高或网络传输距离较

26、远的场合越来越多的采用光缆。2.2 变电站自动化系统设计总体要求由于继电保护的重要性及无人值班变电站设计规程的严格要求, 应意识到变电站综合自动化系统不单单是为了实现无人值班,更主要是为了提高变电站的技术水平、运行管理水平及调度自动化水平。据此, 设计变电站综合自动化系统应满足以下要求:（1）采用先进的继电保护和自动控制技术, 满足电网及变电站安全稳定运行的要求, 装置具有很高的可靠性；（2）满足集中监视和控制的要求, 尽可能提供变电站内来自电气一次及二次设备的各种信息, 提高保护和控制功能的辨别能力,满足电网监控和管理信息化、智能化的要求；（3）简化一次回路, 节省电缆；（4）保护测控装置可

27、以灵活安装；（5）具有良好的抗电磁干扰能力；（6）利用网络通信, 高速、安全、可靠地传输数据；（7）以实现无人值班为目标, 可快速进行控制和操作；（8）可扩充, 方便维护, 最大限度减少扩建工作和投资, 降低维护费用。2.3 变电站自动化系统设计的原则（1）变电站自动化系统作为电网调度自动化的一个子系统，应服从电网调度自动化的总体设计，其配置、功能包括设备的布置应满足电网安全、优质、经济运行以及信息分层传输、资源共享的原则；（2）分散式系统的功能配置宜采用下放的原则，凡可以在间隔层就地完成的功能如保护、备用电源自投、电压控制等，无须通过网络和上位机去完成；（3）对于无人值守的变电站，有一个现场

28、维护、调试和应急处理的问题，因此设计时应考虑远方与就地控制操作并存的模式；（4）站内自动化及无人值班站的接入系统设计应从技术上保证站内自动化系统的硬件接口满足国际标准，系统的支撑软件符合ISO(International Organization for Standardization)开放系统规定，系统的各类数据、通讯规约及网络协议的定义、格式、编程、地址等与相应的电网调度自动化系统保持一致，以适应电力工业信息化的发展要求；（5）要积极而慎重地推行保护、测量、控制一体化设计，确保保护功能的相对独立性和动作可靠性，分布式系统的事故顺序记录SOE分辨率可通过保护单元来实现，保护、测量、控制原则上

29、可合用电压互感器（TV），对电量计费、功率总加等有精度要求的量可接量测电流互感器（TA），供监测用的量可合用保护TA；（6）变电站自动化系统设计中应优先采用交流采样技术，减轻TA，TV的负载，提高测量精度，简化控制屏，由计算机承担信号监视功能，使任一信息做到一次采集、多次使用，提高信息的实时性、可靠性，节省占地空间，减少屏距，二次电缆和设计、安装、维护工作量。3 110kV变电站自动化系统设计具体方案3.1 变电站规模概况主变：SFSZ8-2*31500kVA(110/35/10kV三圈有载调压变压器)，本期上一台，中性点运行方式为110kV直接接地，35kV经消弧圈接地，10kV不接地。进出

30、线：110kV馈线3回，本期2回，配电装置选择常规设备，户外中型布置，开关为六氟化硫断路器，单母分段；35kV馈线6回，本期4回，配电装置选择常规设备，户外中型布置，开关为六氟化硫断路器，双母线接线；10kV馈线12回，本期6回，配电装置为户内开关柜，开关为真空断路器，单母分段接线。所用电：S7-100/35一台，SC-50/10一台，本期都上，低压侧备用自投。直流系统：智能型产品，有数据通讯接口，带一组免维护蓄电池的220V直流系统。图3.1 系统主接线图3.2 变电站保护配置 根据电力行业相关标准规程，及本变电站的规模、装机容量等相关信息，决定给本变电站选用以下保护配置。主变部分保护配置：

31、(1) 间断角原理闭锁的比率差动保护；(2) 差动速段保护；(3) 主变瓦斯保护；(4) 复合电压闭锁过流保护；(5) 间隙零序电流保护；(6) 零序电压保护；(7) 过负荷保护；(8) 10kV侧定时过流保护。110kV线路保护配置：(1) 设有光纤闭锁高频距离保护，后备保护为三段式相间距离，三段式接地距离、四段式零序方向保护，并具有同期三相一次重合闸功能；(2) 110kV母线电压并列装置，可在就地或远方实现TV并列或分开运行。35kV母线分段保护配置：(1) 限时速切保护；(2) 定时过流保护。 35kV出线保护配置：(1) 电流速断保护；(2) 限时速切保护；(3) 定时过流保护；(4

32、) 三相一次自动重合闸；(5) 低周减载。10kV母线分段保护配置：定时过流保护。10KV出线保护配置：(1) 限时速切保护；(2) 定时过流保护；(3) 三相一次自动重合闸；(4) 低周减载。3.3 变电站自动化系统结构设计本套变电站综合自动化系统按无人值班站设计, 采用面向间隔的分层分布式模块化结构, 扩展方便，系统具有很好的可扩展性和维护性，适合在各种电压等级的变电站中应用，而且在高压变电站中应用将合理，经济效益更好，最大限度地压缩了二次设备及电缆，节省投资，整个系统分为2层: 站级层和间隔层。3.3.1. 系统的构建110kV变电站综合自动化系统结构如图3.2所示： 图3.2 系统结构

33、图（1） 间隔层的构成及功能间隔层由各种保护装置和智能设备构成，他们都具有485接口。主变保护屏、线路保护屏、母差保护屏等保护装置通过屏蔽双绞线接入智能通讯装置。他们主要完成各种模拟量的采集，比如电压、电流、有功电度、无功电度等；遥信量的采集，比如断路器位置、地刀位置、变压器温度等和完成各种保护控制功能。（2）变电站层的构成及功能变电站层由一台工程师站和一台后台监控机构成了双机热备的后台结构，通过网络交换机与以太网相连。后台监控机负责与通讯管理机的数据交换，并对数据进行处理和分析，并根据需要存储历史数据接收工作站的指令，根据工作站的要求传送实时数据和历史数据。同时还提供系统的网络管理功能。工程

34、师站完成综合自动化系统所要求的人机界面功能。提供遥测、遥信、遥脉数据、接线图、曲线的显示；实现遥控、遥调、召唤查看修改保护定值及保护压板投退，并对执行结果进行监视；事故时声光报警；查询历史数据，查看、打印报表；查询、分析故障数据等功能。通讯管理机在这里起到了承上启下的作用，具备多种通讯规约的并发采集与转发功能，可以从通讯规约级实现串口（包括RS232/485/422）、以太网等通讯网络的相互转换，与其它设备进行实时的数据交换，同时完成各个网络上所有测量、控制、保护、信号等数据汇总工作。（3）通讯系统方案变电站从控制层次和对象上可以可分变电站层和间隔层二级系统结构，变电站综合自动化系统的通信网络

35、也采用二级分层分布式网络。变电站层通讯网由于信息流量大、开放性要求高故采用以太网。通讯媒介采用光纤或电缆双绞线、同轴电缆，通信网的通讯媒介占用控制方式采用载波监听多路访问/冲突检测（CSMA/CD）方式，采用TCP/IP通信协议。间隔层通讯网由于信息流量较小、通信速率要求不高、投资费用要求低，故采用485网络，通讯媒介采用光纤或屏蔽电缆，通信网的通讯媒介占用控制方式为主从问答方式，通信规约采用103通信规约。3.4 变电站自动化系统功能变电站自动化需完成的功能大概有63种，归纳起来可分为以下几种功能组：控制、监视功能；自动控制功能；测量表记功能；继电保护功能；与继电保护有关功能；接口功能；系统

36、功能。综合我国的情况，具体来说，变电站综合自动化系统的基本功能体现在下述5个子系统的功能中。3.4.1 监控系统的功能 监控系统应取代常规的测量系统，取代指针式仪表；改变常规的操作机构和模拟盘，取代常规的告警、报警、中央信号、光字牌等；取代常规的远动装置等等。总之，其功能应包括以下几部分内容（1）数据采集 变电站的数据包括：模拟量、开关量和电能量模拟量的采集。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。此外，模拟量还有主变压器油温、直流电源电压、站用变压器

37、电压等。对模拟量的采集，有直流采样和交流采样两种方式。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、同期检测的状态、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。电能计量。电能计量即指对电能（包括有功电能和无功电能）的采集。下面介绍两种测量的方法。a. 电能脉冲计量法。这种方法的实质是传统的感应式的电能表与电子技术结合的产物，即对原来感应式的电能表加以改造，使电能表转盘每转一圈便输出一个或两个脉冲，用输出的脉冲数代替转盘转动的圈数，计算机可以对这个输出脉冲数进行计数，将脉冲数乘以标度系数，便得到电能量。b.

38、软件计算方法。软件计算方法并非不需要任何硬件设备，其实质是数据采集系统利用交流采样得到的电流、电压值，通过软件计算出有功电能和无功电能。（2）事件顺序记录SOE 事件顺序记录SOE包括断路器跳合闸记录、保护动作顺序记录。微机保护或监控系统采集环节必须有足够的内存，能存放足够数量或足够长时间段的事件顺序记录，确保当后台监控系统或远方集中控制主站通信中断，不丢失事件信息，并记录事件发生的时间。（3）故障记录、故障录波和测距 故障录波与测距。110kV及以上的重要输电线路距离长、发生故障影响大，必须尽快找出故障点，以便缩短修复时间，尽快恢复供电，减少损失。设置故障录波和故障测距是解决此问题的最好途径

39、。变电站的故障录波和测距可采用两种方法实现，一是由微机保护装置兼作故障记录和测锯，再将记录和测距的结果送监控机存储及打印输出或直接送调度主站；另一种方法是采用专用的微机故障录波器，并且故障录波器应具有串行通信功能，可以与监控系统通信。故障记录。故障记录是记录继电保护动作前后与故障有关的电流量和母线电压。对于大量中、低压变电站，没有配备专门的故障录波装置，而10kV出线数量大、故障率高，在监控系统中设置了故障记录功能，对分析和掌握情况、判断保护动作是否正确很有益处。（4）操作控制功能 无论是无人值班还是少人值班变电站，操作人员都可以通过CRT屏幕对断路器和隔离开关进行投、切控制，同时要能接受遥控

40、操作命令，进行远方操作；为防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计时，应保留人工直接跳、合闸手段。（5）安全监视功能 监控系统在运行过程中，对采集的电流、电压、主变压器温度、频率等量，要不断的进行越限监视，如发现越限，立刻发出告警信号，同时记录和显示越限时间和越限值，另外，还要监视保护装置是否失电，自控装置是否正常等。（6）人机联系功能人机联系桥梁。CRT 显示器、鼠标和键盘。操作人员或调度员只要面对CRT显示器的屏幕，通过操作鼠标或键盘，就可以对全站的运行情况和运行参数一目了然，可以对全站的断路器和隔离开关等进行分、合操作，彻底改变了传统的依靠指针式仪表和依靠模拟屏或操作屏等手段的操作方

41、式。CRT显示画面的内容。归纳起来，显示的内容有：采集和计算的实时运行参数；实时主接线图；事件顺序记录；越限报警显示；值班记录显示；历史趋势显示；保护定值和自控装置的设定显示；其他（故障记录显示、设备运行状况显示）输入数据。变电站投入运行后，随着送电量的变化，保护定值、越限值等需要修改，甚至由于负荷的增长，需要更换原有的设备。因此在人机联系中，必须有输入数据的功能。（7）打印功能 对于有人值班的变电站，监控系统可以配备打印机，完成下列记录功能：定时打印报表和日志；开关操作记录打印；事件顺序记录打印；越限打印；召唤打印；抄屏打印；事故追忆打印。（8）数据处理与记录功能 历史数据的形成和存储是数据

42、处理的主要内容。此外，为满足继电保护专业和变电站管理的需要，必须进行一些数据统计，其内容包括：主变和输电线路有功功率和无功功率每天的最大值和最小值以及相应的时间；母线电压每天定时记录的最高值和最低值以及相应的时间；计算受配电电能平衡率；统计断路器动作次数；断路器切除故障电流和跳闸次数的累计数；控制操作和修改定值记录。(9)谐波分析与监视 目前，谐波污染已经成为电力系统的公害之一。、因此，在变电站自动化系统中，要重视对谐波含量的分析和监视。对谐波污染严重的变电站采取适当的抑制措施，降低谐波含量，是一个不容忽视的问题。3.4.2 微机保护系统的功能 微机保护应包括全站主要设备和输电线路的全套保护，

43、具体有：高压输电线路的主保护和后备保护；主变压器的主保护和后备保护；无功补偿电容器组的保护；母线保护；配电线路的保护；不完全接地系统的单相接地选线。3.4.3 电压、无功综合控制系统的功能 变电站综合自动化系统必需具有保证安全、可靠供电和提高电能质量的自动控制功能。电压和频率是电能质量的重要指标，因此电压、无功综合控制也是变电站综合自动化系统的一个重要组成部分。4 110kV变电站自动化系统的数据通信4.1 概述数据通信的内容很广，计算机与计算机、一个系统与另一个系统、计算机内部各部件间、CPU与存储器、硬盘及人机接口设备之间的信息交换都是数据信息的范畴。变电站综合自动化系统实质上是多台微机组

44、成的分级分布式的控制系统，包括微机监控、微机保护、电能质量自动装置等多个子系统。在各子系统中，往往又由多个智能模块组成。例如：微机保护子系统中，有变压器保护、电容器保护和各种线路保护等。因此在综合自动化系统内部，必须通过内部数据通信，实现各子系统内部和各子系统间的信息交换和实现信息共享，以减少变电站二次设备的重复配置和简化各子系统间的互连，既减少重复投资，又提高了整体的安全性，这是常规的变电站的二次设备所不能实现的问题。另一方面，变电站是电力系统中电能传输、交换、分配的重要环节，它集中了变压器、开关、无功补偿等昂贵设备。因此，对变电站综合自动化系统的可靠性、抗干扰能力、工作灵活性和可扩展性要求

45、很高，尤其是在无人值班变电站中，不仅要求综合自动化系统中所采集的测量信息、各断路器、隔离开关的状态信息、继电保护动作信息、各环节的故障信息及时上报控制中心，同时，也要接受和执行控制中心下达的各种操作和调控命令。因此，变电站综合自动化系统的数据通信，包括两方面的内容：一是综合自动化系统内部各子系统间的信息交换；另一个是变电站与控制中心间的通信。4.2 110kV变电站数据通信系统的通信内容及特点根据设计要求，变电站自动化系统数据传输应完成以下功能：(1)和上级调度系统通信和数据转发；(2)通信规约的转换，并适应多种通信规约；(3)数据传输通道故障统计和报警；(4)数据传输具备上下行双向通道。4.

46、2.1通信内容(1) 间隔层单元的信息通讯内容 在一个间隔层内部相关的功能模块间，有继电保护和控制、监视、测量之间的数据交换。不同间隔层之间的数据交换，有主、后备继电保护工作状态、相关保护动作闭锁等信息的交换。(2)间隔层与变电站层的通信内容测量及状态信息：正常及事故情况下的测量值和计算值，断路器、隔离开关、主变分接头位置、各间隔层运行状态、保护动作信息等。操作信息：断路器和隔离开关的分、合闸命令，主变分接头位置的调节、自动装置的投入与退出等。参数信息：微机保护和自动装置的整定值等。另外，还有变电站层的不同设备之间的通信，要根据各设备的任务和功能特点，传输所需要的测量信息、状态信息和操作命令等

47、。(3)变电站层与上级调度的通信内容综合自动化系统具有与控制中心的通信功能，不另设独立的远动装置，由综自系统的监控主机执行远动功能，把所相关信息传送到上级调度中心，同时，接受上级调度的数据和控制命令。该110kV变电站可通过通信系统向远方调度中心上传各种遥测、遥信、遥脉数据，并可接受上级发送的遥控命令。4.2.2 通信的特点与要求(1)通信网络的要求：由于数据通信在综自系统内的重要性，经济、可靠的数据通信成为系统的技术核心，由于变电站特殊环境和综合自动化的要求，使变电站综合自动化系统内的数据网络具有以下特点和要求。快速的实时响应能力：变电站综合自动化系统的数据网络要及时地传输现场的实时运行信息和操作控制信息。在电力工业标准中对系统数据传送都有严格的实行性指标要求，因此网络必须很好地保证数据通信的实时性；很好的可靠性：电力系统是连续运行的，数据通信网络也必须连续运行，通信网络的故障和非正常工作会影响整个变电