变电站综合自动化系统.doc

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1、 设计（论文）专用纸第 1 章 绪论1.1 变电站综合自动化系统的基本概念在现代化科技手段不断演进的基础上产生的自动化变电站综合技术作为一门具有强烈交叉性质的新型科学，将目前最为前卫的微机、信息处理、网络通信以及控制技术进行了犹记得融合，其目的在于实现对变电站内部的继电保护和控制，电路信号及其故障信号的监测，控制和录波。并且优化重组站内的各类型远动或自动设备工作，实现基于内网的数据信息共享和交换，以求对站内的各类设备线路的运作情况进行检测，维护和控制。这一套自动化的变电站综合控制系统基于站内的各个微机控制单元和彼此之间互通的信息网络构成。系统本身具有对整个变电站的二次控制特性，实现了基于信息共

2、享和系统简化为目的的，对已有变电站二次系统控制形式的变革。这样的系统既可以实现对占地面积和电缆长度的节约化，从而在稳定和提升变电站安全运作水准的同时提升运行维护工作所能产生的效益剪刀差，这一改革措施能够更好地为客户提供电能的输出服务。基于微机，电子通信和信息处理等多个领域的现代化相关技术的融合所产生的自动化变电站综合系统，该系统的主要功能在于实现对诸如继电保护、测量控制、信号和故障录波以及自动或远动装置等多类型变电站二次设备所具备的功能的优化组合，并对变电站内的全部设备运转状态进行自动化的全局监测和协调控制。所谓综合的变电站自动化，就是指：将诸如模拟量、脉冲量、开关状态等电量信号和一些非电量信

3、号通过基于微机的保护和远动技术来加以收集，通过重组后的功能，根据事先设定好的一些程序和指标来对变电站的自动化集群及其运作过程加以监测，控制和协调。以求通过共享资源和运行数据来提升自动化的变电站运作所带来的全局性效益的过程。变电站综合自动化产品：是采用现代工业计算机技术、网络通信技术，针对变电站的变压器、线路、开关等输供电设备，完成实时监视、测量、控制、调整、保护和信息管理等功能的装置。1.2 变电站综合自动化系统的主要特征/*-功能综合化：微机，网络数据传输和子系统化软件设计都是综合化变电站自动技术的发展根基。这样的综合变电站自动化系统，将通过融合化的保护和监控功能彻底替代以往变电站内的一连串

4、诸如保护和显示装置，信号中枢和RTU等设备彻底替代。结构微机化：综合自动化系统内主要部件是微机化分布式结构，网络总线连接，将微机保护、数据采集、监视控制等环节的中央处理器(CPU)同时并行运行。操控监视屏幕化：综合的自动化变电站系统将以屏显数据的模式取代以往的表盘数据指针设备，所有对变电站设备的监控和操控都可以通过微机屏幕实现控制。运行管理智能化：自动化的报警、显示和电压无功率调节、小规模电流地线筛选以及故障判定处理等常规功能并非智能化操控的全部内容。自动化还包括了对系统自身的在线故障判定和远距离判定结果的传输。1.3 变电站综合自动化系统的基本要求应用于变电站的综合自动化控制水平及其结构体系

5、在长期的探索和应用指导下有了长足的完善和进步。而对变电站综合自动化系统的运作标准，从全局来看主要包括以下几项内容：（1）较高的可靠性。在对变电站综合自动化系统进行设计时所要满足的首要标准就是系统本身日常运作的安全可靠性。因此就必须通过诸如在每个关键点留有一定余地，通过网络来实现各部分连接来为扩充接口做准备等模式来实现这一需求。系统内部的网络可以以星形，总线型或者环状结构来搭建。且在选择网络介质的时候，可以重点选择通信光缆来保证网络传输的可靠程度。（2）技术的先进性。以往使用的二次变电站控制系统在国家电力工业迅速腾飞的大环境下，在保证当前电网运作的可靠性方面已经显得捉襟见肘。而全新的变电站综合自

6、动化系统在二次系统的基础上微机保护，自动化的监控和信息处理以及网络通信等领域的最顶尖研究成果融为一体，让这些最顶尖的技术应用通过在变电站系统内部的实际运行，来彻底实现变电站管理运作水准的全面提升。（3）明显的综合性。变电站运作过程中所涉及的继电保护、自动化的监控和测量、信号远动控制和传输功能通过综合自动化系统多项合一，基于数据通信网络实现了分别承担保护、测量、效用控制和通信等职责的各个子系统之间的网络综合系统的搭建。在彻底取代传统二次设备的基础上，实现了多种操控功能的体现。（4）系统拥有的更高标准化和开放度。国家或者电力部出台的一系列标准是研制开发综合自动化系统所必须要达到的要求，开发过程必须

7、尽量符合标准化要求，包括：不同种类的设备开关和继电器传输子系统必须呈现相同的硬件规格且尽量实现子系统的简单化以方便维修保护。系统本身要具备可以互联于多种智能设备及不同出产商产品的开放程度和互动成都，便于系统未来的升级工作。（5）系统必须具备良好的扩充性和环境适应性。电力系统网络内的各类变电站会对综合自动化的应用情况提出多种类型的标准。事实上，也存在着具备多种规格和技术水准的高性价比综合化系统让各类变电站可以根据自身在全网的地位和功能高低来进行选择和适应，并以此为基础实现拓展，例如：变电站可以在其扩建和扩容的过程中将对应的监控保护装置加入系统之中。（6）共享信息功能。综合化系统要充分利用网络通信

8、模式来实现信息和数据的传输共享，这也是出于精简自动化系统机构，避免冗余设备配置的考虑，以求得对多重信息测量短板和成本较高问题的实际解决。（7）多样化的人机互动手段和简单的使用维护方法。变电站综合自动化系统必须拥有多样化的人机互动手段，让操控者可以用最简洁的方式接收和判断信息并完成相关控制步骤。1.4 变电站综合自动化系统的结构模式1、集中式结构：这样的结构主要应用于变电站自动化的初始设计过程之中。具体的方式是将系统内部的各类设备按照一定的类别进行相应化归并以此实现若干独立运作系统的存在，这些独立的运作系统的相应功能都分别通过集中化的设备来体现的。但这一结构有着很严重的短板：过于冗余繁复的设备安

9、装占用了大量变电站面积，屏柜和电缆。既无法实现对资源数据的共享，也拉低了设备及其功能的运作发挥的范围及其可靠性。所以无法实现大规模的实际应用。图 1-1 集中式结构变电站综合自动化系统2、分散式结构：该机构的设计过程是基于一次回路来实现的。在具体的设计过程中。设备基于自身的一次安装位置按照功能单元进行化归。其中，负责控制，微机保护和数据收集工作的相关单元设备被安装在室外的高压开关周围或者室内开关屏柜里。用网络电缆将每一个独立安装的单元加以连接，从而实现一个散布式综合自动化系统的搭建。这样系统结构优势明显：各个设备功能单元有着独立的运行空间但是也可以通过光缆实现统一运作，这样就降低了扩容和维修的

10、难度，避免了设备冗余安装，即使需要二次配置，也可以让新增加的设备占地面积和电缆线的使用长度得到最有效地节约。图 1-2 分散式结构变电站综合自动化系统3、分层分布结构：基于逻辑设计的该结构，将整个变电站自动化系统进行了分别为“站级测控单元（又称电站层）”和“间隔单元（又称间隔层）”这样的两层划分。在某些变电站还存在着“电站层”，“通信层”和“间隔层”这样的三层划分。这种机构属于集中式和分散式的中间状态，且存在多种形态变化。但其主要设计特点无非是基于元件和断路器进行间隔设计。通信光缆实现了层级之间的连接，这样就可以同时降低电缆使用长度和信息传输遭受的电磁干扰程度。即使在某一层级出现了故障也不会影

11、响其他层级，厂商可以在现场一次性地完成现场装配，长期的维护修理工作也会因此变得简单。这些都赋予这一结构较高的可靠程度，也确定了其未来变电站技术革新潮流的地位。图 1-3 分层分布式结构变电站综合自动化系统第 2 章 清龙潭变电站电气主接线分析2.1 电气主接线概述电气主接线图就是通过国家颁布出台的限定电气图形和文字符号来表现主接电线中每个电气元件之间的相连次序所形成的图形。主要表现模式为单位线，一根线就代表着实际的三相接线，但是在三相接线不同的局部位置要用三根线表示。2.1.1电气主接线图的特点通常情况下的电力主接线图主要包括按照限定顺序连接，集中并分配电能的一系列的一次电气设备所组成的电路组

12、合体。这些一次设备包括主变压器、母线、多类型闸刀和断路开关以及载荷开关、空中进出电线电缆和各类并联电容器。这张图的作用在于为选择和确定电气或配电装置，并进行从安装到调试再到运作，以及进行故障维修等一系列活动提供参考依据。2.1.2电气主接线的类型有母线和无母线是变电站主接线图的两个分类。收集和分配点能量的导线就是母线，这也被称为汇流排。按照制作材料的异同可以将母线划分为“铜排”和“铝排”两类。与各类电路输入输出线路相连的母线即被称作主母线，反之均为支路母线。黑色粗线是电气主接线图中母线的表示方法。而电器主接线的核心模式问题就在与结构中是否存在母线。2.1.3电气主接线的基本形式图 2-1 电气

13、主接线的基本形式2.1.4电气主接线的基本要求（1）可靠性。用户能够以可靠的途径使用电能是电气接线要满足的首要需求，因此在接线方式的选择上必须按照负载类型的重要与否来进行安排。这样才能够让多类型的措施能够同时保证电气接线的可靠程度。（2）灵活性。多类型的运行模式会对电气系统接线提出许许多多的要求。接线必须要完全适应和满足这些要求，并且保证给用电者输送高质量的电能资源。（3）安全性。在全天候和多种可能并存的运转状态下，设备和操控人员的安全都必须得到电力系统接线的充分保障。（4）经济性。这一点主要是年度投资规模和运转成本的最低化。扩容和发展的可能性。在设计电气主接线的过程中，必须要将未来五到十年的

14、电网发展可能性加以考量。在装机容量，安装和接线模式及其富余空间的设计过程必须考虑未来五到十年内可能达到的装机容量，并留出相应空间。2.2 110KV清龙潭变电站的主接线分析110kV 清龙潭变电站位于马关县马白镇，设 110/35kV/ 10kV 三个电压等级，最终容量为 250MVA，本期建成 150MVA，预留#2 主变安装位置。其中110kV 配电装置采用户外 GIS 设备，位于站区南面；主变压器位于 110kV GIS 设备与 10kV 预装式配电装置之间；10kV 预装式配电装置布置于变电站中央，紧邻两台主变布置于两台主变的 北侧；35kV 预装式配电装置与 10kV 配电装置平行布

15、置，布置与 10kV 配电室的 北侧；电容补偿装置布置于变电站东南角，站用变分别布置于 10kV 和 35kV 预装箱体内；警传室布置于变电站北侧进站大门口处，主控制室及生辅间布置于变电站东侧。清龙潭变电站布置形式详见110KV清龙潭变平面图（YT12-B0016S-D0101-04）。110kV 采用单母线分段接线方式,最终进出线 6 回，本期新增 3 回进线，I 段上 1 回进线、II 段母线上 2 回进线；I段上预留2回进线、II段母线上预留1回进线。35kV终期采用单母线分段接线方式，本期建成I段母线，预留II段母线进出线间隔，终期35kV出线8回，本期建成4回（即35kV小天中线、3

16、5kV金欣铁合金线和2回备用间隔）。35kV出线采用电缆敷设至站内终端构架后转架空的方式。10kV终期采用单母线分段接线方式，本期建成两段母线，终期10kV出线20回，本期建成14回（本期出线10回，电气备用4回，预留6回），即10kV下寨线、10kV文华线、10kV坡脚线、10kV雨波线、10kV清龙潭I回、10kV清龙潭II回、10kV清龙潭III回、10kV清龙潭回、10kV清龙潭V回和10kV清龙潭VI回。10kV出线均采用电缆敷设至站内终端塔后转架空的方式。此外，本期新建24008kvar10kV无功补偿装置，预留两组无功补偿装置安装位置；全站设置两台站用变压器（容量均为160KVA

17、），一台接于10kVII段母线上，另一台接于35kVI段母线上。主变压器选用了具有有载调压功能的SFSZ11-50000/110GYW（天威云变）变压器，接线组别为Yn/Yn0/d11，主变中性点接地方式：110kV为不死接地；35kV和10kV为不接地（35kV侧预留消弧线圈位置）。110KV侧采用断路器为2000A 40KA CT30弹簧操作机构一台，隔离接地开关2000A带CJB手动/电动操作机构，五组LRD-126 400/800 1A的电流互感器和一组JDQXH-126（A相）型号的电压互感器，母线PT为JSQXF-126。35KV配电装置采用预装式设备KYN-40.5，其中，断路器

18、为VD4-40.5型号的固封式真空断路器，隔离开关为GW14-40.5GYW，每组出线共使用四组干式电流互感器（LZZBJ9-35D），母线PT为JDZX12-35。10KV配电装置采用预装式设备KYN28A-12，其中，断路器为3AE1-12型号的固封式真空断路器，隔离开关为GW4-12，四组型号为LZZBJ9-10K2的干式电流互感器，母线PT为JDZX19-10G2。第 3 章 变电站综合自动化系统设计方案3.1 变电站综合自动化系统的设计原则在以往存在的变电站自动化系统中，基于微机的监控和继电保护以及远动装置的设定，执行都是相互独立的，设备及工作流程的设定也是各自独立存在的。显而易见，

19、这样的分离设置既让设备的配置和联系变得十分冗余和复杂，也无法将微机的相关作用彻底发挥。而且配置基本相似的三种设备却执行着完全不同的功能。所以，未来的变电站综合自动化更新趋势将会存在于对自动化设备及其系统的优化课题领域。目前认为，对于变电站综合自动化系统的设计，应遵循以下几个基本设计原则：（1）固有的二次设备应彻底被变电站综合自动化系统全面取代。对变电站的继电保护，监测控制和通信在综合自动化系统内部将处于一个层级分布系统内，这一系统将由分别负责微机保护，测量以及多种控制职责的子系统构成。用以实现对原有继电保护、显示仪表、信号中枢、各种模拟控制屏幕和运转设备实现全面取代。（2）多类型接口通过兼容设

20、计构成保护测控单元接口，按照外部环境需要选择并使用合适的网络通信规则，使得保护性的定值或者动作数据可以通过微机监控或者RTU系统进行发送。（3）变电站内部的保护用微机软硬件在设置时必须要同时考虑自身的独立性和与监控系统之间的配合性。综合自动化系统内部的最重要部分即为微机保护，所以必须实现软硬件搭配的相对独立，不管是哪一个运行部分出现问题都只会造成局部性功能障碍，整个子系统不会因此受到干扰。但是软硬件设备必须要和监控系统之间保持不断通信。（4）不管变电站是否有人值守，综合自动化系统的作用及其设备配置都必须满足全局上的相关要求。系统中无人值班变电站的实施和推广是一个必然的趋势，是电网调度管理的发展

21、方向。传统的四遥装置不能满足现代化电网调度、管理的要求。因此，不管是从硬件还是从软件配置上来讲，变电站综合自动化系统都必须能够实现上级调度通信和全面的RTU作用，从而在无人看守的情况下满足和提升变电站管理水平。（1） 系统的可扩展性和适应性要好。变电站的自动化设备必须要根据不同的电站实际情况，实现对不同规格和科技水准的系统的组装，以满足对老旧变电站的改扩建要求。（2） 高度的可靠性和抗干扰性能在综合自动化系统内部必须得到充分保障。在进行全局结构设计的过程中必须考虑环节之间的主次关系，要给较为关键的部分留出足够的流转空间。组成综合自动化系统的各个子系统必须存在一定程度的独立性，让因为部分环节运行

22、故障所造成的影响能够尽量被控制在最小范围并且能够得到最快速度的解决。所以，必须为每个子系统设置单独的故障判断和自修复功能，任何一个部分发生了故障，应通知监控主机发出告警信号，并能迅速将自诊断信息发送到监控中心。（3） 系统的标准化程度和开放性要好。研究新的产品时，应尽量符合国家或部颁标准，使系统的开放性能好，也便于系统以后升级。（4） 数据共享的功能必须基于数字通信的巨大优势得到最大限度的发挥。作为未来自动化系统的革新走向的数据共享，是实现对自动化系统的结构及其设备的精简，从而降低成本的必由之路。（5） 统必须有足够前卫可靠的网络通信协议作为支撑，以求得简单化的维护操控步骤和多样化的人机互动类

23、型。存在于变电站综合自动化系统内的人机互动必须实现多样化，从而让操控人员可以快速接受并判断处理相关信息，实现相关的操控。（6） 变电站综合自动化系统本身的科技含量高，综合性和多领域涉猎程度也比较强。因此全套的开发流程，必须统一规划、协调工作。各个方面要相互配合，避免各自为战。避免不必要的重复和相互干扰。3.2 110KV清龙潭变电站综合自动化系统结构模式的选择变电站综合自动化系统结构模式有集中式、分散式、分层分布式。集中式结构的系统设备搭配重复冗杂，功能多样性程度和运转可靠性都很低，数据资源不能实现共享传输，占用过多线缆、屏柜和占地面积，被舍弃这种模式。分散式与分层分布式相比较，分层分布式不仅

24、具有分散式结构的全部优点，还采用了集中式组屏,非常有利于系统的设计、安装与维护管理。故110KV清龙潭变电站综合自动化系统采用分层分布式结构模式。在这之中，中央控制室内部通过组屏模式安装的主要设备测控和保护设备、针对110KV电缆及其母线和针对公共位置的测控设备，这是由于集中组屏安装可以让在电网内担负重要角色的110KV的管理可靠程度有所提升。至于回路较为繁杂且重要性较低的10KV和35KV线路选择散布安装更为适宜。因此针对35KV和10KV的一体化保护测控装置（线路、母线、电容组）都可以直接安装在对应的开关柜内。从而节省投放在电缆上的相应成本。3.3 110KV清龙潭变电站综合自动化系统的主

25、要功能基于微机的变电站综合自动化系统是多个专业领域顶尖技术的融合。这一系统全面革新了变电站固有的通信，管控和保护模式。现存于变电站内部的自动化管理目标一共有63个，这些目标可以按照以下功能组别进行划分：控制、监视功能；自动控制功能；测量表计功能；继电保护功能；与继电保护有关功能；接口功能；系统功能。结合这几个不同的功能组，可以通过以下四个子系统分别实现变电站综合自动化系统的各项基础作用。3.1.1 监控子功能担负监控职责的变电站子功能可以被划分为针对上位机的监控功能和针对下位机的监控功能两大部分。针对下位机的监控主要内容为：电能量、母线电压和电流U、I和开关量的采集、故障录波等功能。上位机主要

26、包含有人机界面和人机对话的功能，通信联络功能。（1）数据监控模拟量、数字量、开关量和电能量是变电站数据的四个部分。1）采集模拟量：这里的模拟量包括变电站的母线电压、有功或无功下的电线功率、电容器内部的电压电流、有无功功率和频率、主变压器的油箱温度以及直流电源和站内变压器的电压指数。2）采集开关量：这里的开关量包括断路器和隔离开关的相关状态，各个载荷调压变压器接头的位置和即时检测状态。继电器保护和运作警告等多种型号头可以经过光电隔离电路通过开关量的模式实现到微机的输入。采集电能量。这里的电能量包括有功和无功下产生的电能量。在采集电能量时可以按照两种不同的模式进行：第一种就是基于各类计算软件来对系

27、统采集到的多种类数据进行分析和运算分别得出有功和无功下所产生的电能量。另外就是通过微机电能计量仪来采集。这种以单片机和集成电路简单构成的一起可以根据采样数据来分别直接计算有功和无功下所产生的电能量。因为其电能计算的功能指向性可以让计量结果足够精确。这种微机型的电能计量仪表是今后电能计量的发展方向。4）采集数字量：这里的数字量包括监控系统在于保护系统进行通信的时候产生的各类型保护信号，诸如保护测量值或定制、故障动作、自我故障判断和GPS等信息、断电保护和运转波形以及通过计费系统通信收集到的电能量数字讯息等等。（2）事件顺序记录与追忆功能对事件顺序的记录内容主要包括对断路器闭合，启动保护机制和自动

28、化装置的运行的相关记录。在微机软件的系统保护和监控收集部分必须空出足够的存储空间，这样事件记录信息才不会因为后台监控或者多个远程控制点的通信断线而遗失。所谓的事故追忆，就是通过对事故爆发前后变电站内的一些主要的模拟量和母线电压数据进行持续检测和记载。这样可以为事故的判断处理提供帮助。（3）故障录波和测距输送路途较长的110KV以及以上的重要干线输电线路一旦发生故障将会波及很大的一篇范围。因此必须要在最短的时间内找到发生故障的原因并尽快予以修复，让停电带来的损失降到最低。有两种手段可以做到变电站对电线故障的录波和距离测算：一种方法是将基于微机的保障设备作为故障测距和记录的主要仪器，将具体的距离和

29、事故记录测定结果直接发送到主控机构或者是通过监控设备进行储存并打印成文；另一种方法就是直接将具备串行能力的微机故障录波仪加以使用，并让其和监控系统之间实现通联。本站为重要枢纽变电站，重要线路发生故障时影响范围广，但因距离远，查找故障点较为困难，不利于及时检修和恢复供电，所以对故障的录波和距离测定是这一变电站必须拥有的能力，这一点可以通过具有专属功能的故障录波测距装置来实现对主变电线路和110KV线路的故障录波和测距。（4）操作控制功能本变电站虽然有人值守但并未设置值班岗，所以对诸如断路器和隔离开关的具体开合，调节变压器各个接口开关的位置以及电容器的投切操控等一系列过程将由电站工作人员借助CRT

30、显示屏实现操控，而且这些操控命令也可以通过远程遥控实现长距离执行；但是在设计系统的时候，出于防止微机跳闸而造成的设备失控状态的考虑必须将人工的跳闸合闸把柄加以保留。断路器必须拥有的闭锁控制能力的具体内涵如下：1）断路器操作时，应闭锁自动重合闸装置。2）实地操控还是远程操控之间的闭锁要有相互性，以保证有效操控只有一类，防治扰动。3）断路器和隔离开关之间要根据实际情况触发自动闭锁。4）不管操控过程是实地实现还是远程实现都必须具备失误保险措施了，必须有反向验证信号出现才能够继续操控；为了保证操控无误必须存在三步流程：效验操作对象、验证操作属性和具体操作实施。（5）运转监控和警示功能。在变电站的正常运

31、转过程中，系统内的监控子系统会随时监控整个电站及其设备的运转状态，也就是随时监控站内每一个状态量和模拟量的数值变化情况。警示处理的方式包括针对非操作造成的断路器跳闸，触发保护子系统或电路偷跳这样的事故报警，和针对设备，微机控制系统和间隔层的状态异常的事故报警两种。（6）人机联系功能CRT屏幕和外接键鼠是电站控制人员和监控系统之间进行互动的媒介。不管变电站本身是否有人值班，只要采用微机监控，操作或调度人员只需要看着显示屏通过键鼠操作就可以对整个变电站的运作状态及其各种参数全面掌握，并且实现对整个变电站断路器和隔离开关的开闭口控制，从而实现了对以往依靠指针仪表或模拟屏幕的控制模式的颠覆。变电站中的

32、这种显示是和变电站综合自动化系统的具体功能紧密相连的。CRT的显示内容是变电站中前台机监视、控制和测量等具体功能的人性化体现。在这些可以显示的内容中，包括现场采集的各种数据和通过微机运算之后得到的数据：U、I、P、Q、cos、有功电能、无功电能以及主变压器温度T、系统频率f等，都能在第一时间显示在微机显示屏上。而且对诸如潮流等运作数据的现实过程中，必须加上时间日期现实。断路器以及隔离开关在变电站主接线图基于微机屏幕上的部位和状态现实要符合真实的状态。CRT显示屏在工作人员操控断路器或隔离开关的时候必须要有对应的标注来展现对象变化（例如闪动、颜色改变等措施）。各项操作都有汉字提示。除此以外，投入

33、运作的变电站的额定保护值和超越限定值都必须随着送电量的变化而做出修改，甚至会因为超载而进行旧设施的更换，例如TA变换。所以必须给人机互动创造好的条件，以供变电站的操作人员对变电站的设备进行参数设定。这里专门补充一点，以无人值班变电站为对象的专属性人机互动功能，在相关巡逻人员巡逻和保养设备时，可以通过液晶显示器和七段显示器或者CRT显示器和便携式机到站内进行操作。（7）后台数据统计与数据记录和打印功能除了上文所提到的各类作用以外，监控系统的另一个重要职责就是对数据进行录入和处理。生成和储存历史数据是这一环节的主要工作内容。而且基于某一角度的数据统计也是保护和管控变电站乃至继电专业所必须拥有的环节

34、。所需要具体记录的数据主要有：主变电线路和输电线路每天达到的有功或无功功率上的峰值及其产生时间；每天记录的母线电压峰值及其产生时间；将受配电电能平衡概率和断路器触发次数进行统计计算；累计断路器对故障电流的切除及由此引发跳闸的具体市场；对整定值进行操控和修改等等。对数据的记录之后，可以通过系统的打印机进行数据打印，以供本变电站管理和历史存档。（8）运行技术管理功能所谓的运行技术管理有以下内容：主要的变电站设备技术参数备案以及故障的发生和检修记录，触发断路器，微机保护和自动设备的相关动作次数记录以及其他类型的运作所需要的统计等等。（9）系统自诊断和自恢复功能所谓的系统自诊断：就是自动化系统内部的监

35、控子系统可以在网络环境下对所有系统内部的软硬件运作状态进行监测和诊断，一旦在系统软硬件内部发现运转异常，则会在第一时间呈现和打印相关的警示消息，同时用另外一种颜色在主运作接线图上将相应区域加以表示。所谓的系统自恢复，是指系统在遭遇异常状态后可以迅速重新正常运转；软件本身死锁故障可以通过自恢复功能重启；备用设备也可以在系统各个子系统出现异常状态时及时转换使用。3.1.2 微机保护子系统出于保障电力系统运作安全系数的考虑，监控以及其他子系统无法影响微机保护子系统的运转，这一子系统的作用在于专门对系统运转过程中所产生的各类故障进行排查，记录和处理，故要求微机保护具有安全、可靠、准确、快速等性能。在本

36、变电站所运用的微机保护子系统中，主要有对变电站主设备和电能输送缆线的全面保护，也就是针对高压电能输送线、主变压器、无功补充电容器组、母线以及配电线路等部分的主保护和备用保护。3.1.3 安全自动控制子系统出于维护和提升电网运转的安全性和可靠性以及电能输出质量的考虑，应该根据实际的情况在变电站综合自动化系统内部加装对应的下属安保系统，包括：电压无功自动综合控制，低频减载，备用电源自投，小电流接地选线，故障录波和测距，同期操作，五防操作和闭锁，声音图像远程监控等功能。其中，本站较为关键的有以下三种：（1）无功/电压控制对供电活动及其供电质量的自动化控制和保障是变电站综合自动化系统必须拥有的基本能力

37、。而对这一能力的重要判断标准就是电压和频率，所以变电站的综合自动化控制进程必须要将对电压和无功的综合把控放在重要位置。而系统内部的无功功率较低和分配不均匀会让电压降低。因此在变电站内，应该接有有载调压变压器和控制无功分布的电容器。变电站内的有载调压变压器和无功补偿装置虽然都能对系统的无功和电压起到调节作用，但是，两种调节方式的作用是不相同的。可以将尚有载荷的又在调压变压器分接头进行转换来调整变压器变压比例，从而调整电压和减少能耗。在对无功补偿电容器的投切进行控制时可以将电网内无功功率的分布和相关因子加以改变从而降低电网和电压的相应消耗，提升用户电能水平。在系统的无功功率严重不足的情况下，单纯的

38、调节有载调压变压器的抽头，提升网上的电压水准，但也同时拉低了整个地区的无功功率并产生不良反复。所以针对系统内部的无功较低必须对系统内部的无功功率进行调整。电力系统内部电网的输电效果，运行安全和能耗水准都会因为电压和无功的调整力度而发生变化。所以要以电力部门和用电客户的综合经济和技术运转标准的最优化来调整电压和无功功率。具体来讲就是：1）维持供电电压在规定的范围内。2）保持电力系统稳定和适当的无功平衡。3）保证在电压合格的前提下使电能损耗最小。（2）低频减载功能判断电能的质量水平可以通过电力系统频率这一指标来进行。而对于大规模的用电和系统运转装置而言，这个频率的过高或者过低都不会有好处。所以，必

39、须在变电站系统内加装低频减载子系统。这一子系统的主要作用在于，可以在遭遇系统故障或者出现严重有功功率缺失状态的时候在第一时间按照一定的预期规划和顺序对符合进行削减，并且保证削减负荷量以及负荷削减带来的损失两者的最优化。目前，较为常用的两种方法是：1）采用专门的低频减载装置实现。采用不同的低频减载轮来实现低频减载功能。2）每一个线路回路的保护设备内都加装一部分的低频减载负荷控制子系统。对象化是当前微机保护的主要特点，且每一个回路都有独立的保护装置。在这些保护装置内部加装频率测试子系统以求实现对低频减载的管控。而且上面所提到的安排选择适用于每一轮次的回路。在第n轮回路的相关保护装置内部设定相应的动

40、作频率和时间延后定值，则该回路便属于第n轮切除的负荷。本站采用第二种方法。（3）备用电源自投控制国家经济和科技水平的不断腾飞推动着日用家电的普及化，这样带动了用电客户对电能质量及其提供过程可靠性的要求提升。这里所提到的自动化备用电源自投控制装置的主要作用在于：一旦主要的电源因为供电系统故障或者其他因素断电，则可以在第一时间触发后备电源或设备进入工作状态，从而使得遭遇断电的用户可以很快地恢复正常的电能供应。一般来讲，变电站的备用电源自投有两种形式：明备用和暗备用。本站采用明备用。3.1.4 远动及通信子系统本变电站所使用综合自动化控制系统的通信子系统包括实现系统和上级之间的通信的子系统和系统内部

41、各子系统之间通信的自动化系统两个组成部分。变电站综合自动化系统与上级的调度通信，指的是以调度端为目标实现的对诸如模拟量，开关量和事件次序记录等采集自变电站的信息的传输，并同时接受调度端下发的各类操控或定值修改指令，以及远程终端操控等四遥功能。变电站综合自动化系统的各个子系统的现场通信的目的是为了将子系统和监控上位主机之间的信息数据传输共享问题加以处理，且变电站就是通信活动的全部范围。通信规约必须完全符合部颁的规定，目前最主流的通信规约有IEC 60870 101/103/104和CDT等规约。3.2 110KV清龙潭变电站综合自动化系统设计方案3.2.1 远动及计算机监控系统清龙潭变电站的综合

42、自动化系统结构为分层分布结构。所谓分层，就是基于逻辑层面将变电站内部的信息收集管控流程划分为控制层，间隔层和执行层三个结构。其中，执行层即为设备层（0层），间隔层即为单元层（1层），控制层即为变电层（2层）。所谓分布指的是系统功效的分布化，多个可以投入运转的CPU并联于整个分布结构之中，彼此之间按照网络或者串行模式实现连接互动，这样就给后期的系统扩容和维修提供保障，而且模块的运行不会受到其他模块异常状态的干扰。基于现行普及的很多变电站自动化系统并未完成对一次设备的智能改造，执行层的大多数功能的实现透视通过间隔层代为执行。所以，清龙潭变电站综合自动化系统的逻辑结构实际上划分为间隔层和站控层。（1

43、）间隔层基于一次设备来设计的间隔层在具体划分时都是按照断路器来进行的，其主要功能都是通过测控保护设备，间隔层网络架构以及相应的站控层网络端口设备来完成的。这一层级的主要设备有多类型的微机保护和测控装置、保护测控装置、电能计量装置及各种自动装置，统一被认为是智能电子装置IED，任一装置的故障或退出都不应当影响系统的正常运行。间隔化配置的间隔层可以完成第一时间的监控和对所有间隔单元内部的智能化I/O设备之间的桥接。其中，公用部分、主变、110kV部分集中组屏安装在主控室中，35kV、10kV部分分散安装在相应的开关柜上。（2）站控层基于互联网桥接的系统内部主机，操作员客户端和工作设备共同组成了站控

44、层。在这一层内存在着控制变电站间隔层设备的人机互动界面，通过这一界面可以实现对整个变电站的监控和全局管理，以及与总调度机构和总控站之间的联系。在布置这一层的设备时必须集中布置。划入这一层的主要系统设备由中央和五防主机、操控端，远程遥控工作端口和执行继电保护和记录故障录波的保信子站、智能化的网络端口以及相应配置等等。这些设备主要集中在主控室内，并通过拥有单独组屏于同一位置的网络交换设备和协议转换器来实现和保护测控装置之间的连接。中央主机/操控端：这些设备可以当做整个系统的中央CPU和服务器，是整个层级内负责收发，整理和储存数据的主要部位。变电站运转过程中所产生的各种数据在这一层内将显示给变电站运

45、行人员以帮助他们实时监控变电站的运转状态。保信子站（继电保护及故障录波信息子站）：能在正常和电网故障时，采集、处理各种必要的数据信息，并通过这些信息实现高效的继电保护和运转管理，同时支援对电网异常的判断和排除工作。这一子系统可以实现数据的多路径同时发送，可以在互联网平台下实现基于多个调度中心为目标的数据同步传送。远动工作站：主要完成本地变电站和远程控制枢纽之间的直采直送式通信互动，通过网络平台以调度中心或者总控枢纽为主要目标实现全变电站测控和保护装置所发送数据的相关传输，同时转发调度中心或总控枢纽发出的远程控制或调整命令。这一工作站采取双机器配置模式，可以根据实际情况实现双主机同时运行或者单机

46、待机备用模式。五防子系统：主要包括五防主机、五防软件、电脑钥匙、充电通信控制器、编码锁具等，实现面向全站设备的综合操作闭锁功能。其中五防主机主要用于检查遥控指令是否存在闭锁错误的问题，并通过操作票的模式保证指令无误。同时这一台主机内部还存在有配置密码或电磁锁具来保证人工操作无误。在本变电站内，一台个人电脑就是所设置五防操作系统功能的实现设备，而且基于可靠性考虑，将相应间隔的闭锁回路和被控制设备的操控回路加以串联。（3）网络结构100兆以太模式冗余通信网络结构是整个变电站双网监控的主要依托，数据的通信过程在两套网络上同时使用，且实现主机和操控段的合并硬件配置，两台主机互为待机备用机。而且将开关柜

47、和散布配置的10-35KV反馈线的一体化测控保护装置一一对应，在主控室内配置主变电线路和高压线路的保护测控装置和其他必要自动设备。（4）软件系统软件的总体要求是操作系统采用Windows，应用软件便于补充、修改、移植、生成或裁剪。变电站综合自动化系统所使用的软件由系统软件，支撑软件和具体应用软件三部分构成。其中系统软件内部存在着完备成熟的操作和自检程序。支撑软件内部提供了专属和公共两套相关的程序编译软件及其配套的环境和管理通信软件。系统所有配置的相关作用需求都可以通过模块化设计结构存在的应用软件加以满足，功能模块和任务模块之间都必须做到必要的完整，即时和独立。3.2.2 GPS对时系统电网的正

48、常运行必须通过变电站综合自动化系统的准确统一时间设置来实现，特别对于继电保护动作更是如此，精准同步的时间设置可以让各个继电保护动作可以按照次序来帮助分析电网异常根源。本变电站内存在一套GPS统一时间系统，用以站内变电站自动化系统，各保护装置及站内其他需对时的装置。另外，采取了基于两台同步化标准时钟的冗余化时间配置，两部时钟互为补充。当本身的标准同步中产生的同步时间信号较弱时，扩展化的时标信号装置可以将必要的扩充单元加以使用来满足多环境需要。3.2.3 电能计量装置本变电站的电能计量装置内含电流和电压互感器以及电能表等。计量站用电流互感器准确度等级为0.2级，计量站用的电压互感器可以达到0.2级的精准度，在每一条回路上以及变压器的每一册都配有电能表。电能表选用电子式电能表，具备网络通信功能，用于与变电站综合自动化系统连接，其中，有功电能表准确度为0.2级，无功电能表准确度为0.1级。110kV 清龙潭变电站综合自动化系统配置见图册（2014118508137-03）