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综合自动化系统培训变电站综合自动化系统 授课教师：李春锋 2010年7月教学目标:1、了解保护的基本构成2、了解变电站综合自动化系统的构造3、理解综自系统的工作原理4、掌握综自系统常见故障处理方法5、了解我厂采用不同综自厂家的特点教学重点:1、综自系统的通讯联接关系2、保护原理的逻辑关系教学难点：各种装置故障的分析和处理电力系统概述一、电力系统继电保护的概念和作用故障:包括各种短路（d(3)、d(2)、d(1)、d(1.1)）和断线（单相和两相），其中最常见同时也最危险的故障是发生各种型式的短路。在发生短路时可能产生以下的后果: (1)通过故障点的很大的短路电流和所燃起的电弧，使故障元件损坏。 (2)短路电流通过非故障元件，由于发热和电动力的作用，引起它们的损坏或缩短它们的使用寿命。 (3)电力系统中部分地区的电压大大降低，破坏用户工作的稳定性或影响工厂产品质量。 (4)破坏电力系统并列运行的稳定性，引起系统振荡，甚至使整个系统瓦解。 不正常运行状态:电力系统中电气元件的正常工作遭到破坏，但没有发生故障的运行状态。如：过负荷、频率降低、过电压、电力系统振荡等。 事故：系统或其中一部分的正常工作遭到破坏，并造成对用户少送电或电能质量变坏到不能容许的地步，甚至造成人身伤亡和电气设备的损坏。 二、 电力系统继电保护 电力系统继电保护是继电保护技术或继电保护装置的统称。 继电保护技术是一个完整的体系，它主要由电力系统故障分析、继电保护原理及实现、继电保护配置设计、继电保护运行及维护等技术构成。 继电保护装置是能反应电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。三、 继电保护的基本任务 (1)自动、迅速、有选择性地将故障元件从电力系统中切除，使故障元件免于继续遭到 破坏，保证其他无故障部分迅速恢复正常运行。 (2)反应电气元件的不正常运行状态，并根据运行维护的条件(例如有无经常值班人员)，而动作于发出信号、减负荷或跳闸。3.1 继电保护的基本原理 利用正常运行与区内外短路故障电气参数变化的特征构成保护的判据，根据不同的判据就构成不同原理的继电保护。例如: 电流增加（过电流保护）:故障点与电源直接连接的电气设备上的电流会增大； 电压降低（低电压保护）:各变电站母线上的电压也将在不同程度上有很大的降低， 短路点的电压降低到零； 电流电压间的相位角会发生变化（方向保护）:正常20左右，短路：6085； 电压与电流的比值会发生变化； (距离保护或阻抗保护):系统正常运行是负荷阻抗，其值较大，系统短路时Z是保护安装处到 短路点之间的阻抗，其值较小； 电流差动保护:正常运行时 I入=I出，短路时I入I出； 分量保护:出现 I2 、I0分量。 另外非电气量保护：瓦斯保护，过热保护。3.2 继电保护装置的组成 一般由测量部分、逻辑部分和执行部分组成。（1）测量部分 测量部分是测量从被保护对象输入的有关电气量，并与已给定的整定值进行比较，根据比较的结果，从而判断保护是否应该起动。 （2）逻辑部分 逻辑部分是根据测量部分各输出量的大小、性质、输出的逻辑状态、出现的顺序或它们的组合，使保护装置按一定的逻辑关系工作，最后确定是否应该使断路器跳闸或发出信号，将有关命令传给执行部分。继电保护中常用的逻辑回路有“或”、“与”、“否”、“延时起动”、“延时返回”以及“记忆”等回路。 （3）执行部分 执行部分是根据逻辑部分输出的信号，最后完成保护装置所担负的任务。如故障时，动作于跳闸；不正常运行时，发出信号；正常运行时，不动作等。动作于跳闸的继电保护，在技术上一般应满足四个基本要求，即选择性、速动性、灵敏性和可靠性四、 继电保护的分类 （1）按被保护的对象分类： 输电线路保护、发电机保护、变压器保护、电动机保护、母线保护等； （2）按保护原理分类： 电流保护、电压保护、距离保护、差动保护、方向保护、零序保护等； （3）按保护所反应故障类型分类： 相间短路保护、接地故障保护、匝间短路保护、断线保护、失步保护、失磁保护及过励磁保护等； （4）按继电保护装置的实现技术分类： 机电型保护（如电磁型保护和感应型保护）、整流型保护、晶体管型保护、集成电路型保护及微机型保护等； （5）按保护所起的作用分类： 主保护、后备保护、辅助保护等； 主保护满足系统稳定和设备安全要求，能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护。 后备保护 主保护或断路器拒动时用来切除故障的保护。又分为远后备保护和近后备保护两种。 远后备保护：当主保护或断路器拒动时，由相邻电力设备或线路的保护来实现的后备保护。 近后备保护：当主保护拒动时，由本电力设备或线路的另一套保护来实现后备的保护；当断路器拒动时，由断路器失灵保护来实现后备保护。 辅助保护：为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而增设的简单保护。第一节：电压互感器1.1 电压互感器原理 电压互感器（TV）是隔离高电压，供继电保护、自动装置和测量仪表获取一次电压信息的传感器。是一种特殊型式的变换器。 特点： 容量小（通常只有几十伏安或几百伏安） 一次电压（即电网电压）不受二次电压的影响 正常运行时近似空载，二次电压基本上等于二次感应电动势。 二次侧严禁短路，一次、二次一般接有熔断器保护 1.2 结构形式： 分为电磁式电压互感器、电容式电压互感器、光电式互感器 （1）电磁式电压互感器 优点：结构简单，暂态响应特性较好。 缺点：因铁芯的非线性特性，容易产生铁磁谐振，引起测量不准确和造成电压互感器的损坏。 典型接线： （2）电容式电压互感器（CVT） 优点：没有谐振问题，装在线路上时可以兼作高频通道的结合电容器。缺点：暂态响应特性较电磁式差。 带载波附件的电容式电压互感器原理接线如图所示，电容分压后的电压经T变换输出。 （3）光电式互感器 特点：无饱和，高精度，线性度好，体积小，重量轻，可靠性、安全性高等。 光电互感器的采集器单元（包括电流电压传变和信号处理等）与电力设备的高电压部分等电位，高低压之间连接全部使用光纤，将一次电流电压传变为小电压信号，就地转换为数字量，通过光纤传输给保护、测量和监控等设备使用。1.3 误差(1）变比误差 定义：用电压互感器测出的电压nTVU2与实际电压U1之差与实际电压U1之比的百分值表示。 (2）角误差 角误差是指电压互感器一次电压向量与反向二次电压向量之间的夹角。 (3）电压互感器的准确度级 a: 对于测量用电压互感器的标准准确度级有：0.1、0.2、0.5、1.0、3.0五个等级 b：继电保护用电压互感器的标准准确度级有3P和6P两个等级 第二节：电流互感器原理2.1 工作原理 电流互感器（TA）就是把大电流按比例降到可以用仪表直接测量的数值，以便用仪表直接测量，并作为各种继电保护的信号源。且其一、二次绕组之间有足够的绝缘，从而保证所有低压设备与高电压相隔离。 特点 : 二次测接的是仪表和继电器的电流线圈，阻抗很小，接近于短路工作状态； 二次侧阻抗很小，N1N2也很小，故对一次侧的电流几乎无影响，一次侧电流取决于电网负载； I1= N1N2I2，如测得I2，而N1，N2已知，就可得到I1。 电流互感器运行时，应特别注意防止二次绕组开路。 2.2 电流互感器极性 在继电保护中按“减极性”原则标示。即一次电流由“*”端流入电流互感器作为它的假定正方向，而二次电流由“*”端流出电流互感器作为它的假定正方向。如下图所示： 2.3 电流互感器接线方式 两相不完全星形接线用于35kV及以下电压等级小电流接地系统 。可以获得A、C相电流。 三相完全星形接线用于110kV及以上电压等级大电流接地系统，可以获得三相相电流。 三相完全星形接线的中线上可以获得三相电流之和，即3倍的零序电流。 1.2.4 电流互感器的误差 如上图所示：TA的误差主要来自于励磁电流，一次电流中有一部分流入励磁支路而不变换至二次侧。影响TA误差的主要因素是二次负载及一次电流大小。 二次负载励磁电流TA误差一次电流TA铁芯趋向饱和励磁阻抗下降励磁电流增大TA误差增大 (1)10误差曲线 继电保护使用 TA在误差为10情况下二次阻抗与一次电流倍数的关系曲线称为10曲线。如下图所示： 图中mI1/I1N为一次电流倍数，ZLMax为允许的最大二次阻抗。 (2)电流互感器的准确度级 a：测量用电流互感器的准确度级为：0.1、0.2、0.5、1、3、5等六个标准 b：保护用电流互感器的准确度级有5P和10P两个准确度级第一章：保护的基本构成一 继电保护的任务电力系统是由发电机，变压器，输电线路和负荷组成的总体，其运行过程是同时进行的。运行过程中的状态有正常运行状态、故障状态和不正常运行状态三种，通常处于正常运行状态。电力系统可能发生的各种短路，断线或同时出现短路和断线，属于故障状态，介于正常工作和故障状态之间的各种过负荷、发电机突然甩负荷引起的过电压、低压电网一点接地以及电力系统振荡等属于不正常运行状态。故障和不正常运行状态将对电力系统造成危害，最常见也是最危险的的故障是电力系统的各种短路。1. 短路可能产生以下后果：故障点通过的短路电流很大，将产生电弧烧毁设备；短路电流经过非故障设备，产生热效应，电动力，损坏或缩短非故障设备寿命；短路点附近电压下降，破坏用户正常工作，影响用户的电能质量；短路时，电压下降，破坏系统并列运行稳定性，扩大事故甚至造成系统解裂或瓦解；2. 不正常运行状态的主要影响有：长时过负荷，电气元件和绝缘材料温升超过允许值，绝缘老化，产生故障系统功率缺额频率下降影响系统稳定运行；发电机突然甩负荷使电压上升，造成过电压；低压电网一点接地使非故障相对地电压升高危及非故障相的安全。故障和不正常运行状态将引起事故。事故是指系统正常各种遭到破坏，并产生停电或少送电的停电事故和造成伤亡的人生事故以及使设备损坏的设备事故。产生故障和不正常运行状态的主要原因除客观因素(地震、雷击、倒杆、洪灾等不可预测与抗拒因素)造成外，一般都是由于设备制造缺陷，设计、安装不合理，检修、运行维护不当，误操作等主观因素造成。故须提高电力系统的工作能力，针对性加强管理，采取各相积极措施，才能防患于未然。在电力系统中，一旦发生故障或不正常运行状态，应将故障元件及时切除，无故障部分继续运行，减小危害影响程度，确保电力系统安全运行。通常要求在十分之几或百分之几的时间内切除故障，实践证明，只有借助一种自动装置继电保护装置来完成此项任务。因此，继电保护的任务是：故障时，自动、迅速、有选择的将故障元件从系统中切除，无故障部分继续运行；系统处于不正常工作状态时，动作于信号、减负荷或跳闸。继电保护装置是系统维持正常运行的必备手段，是电力系统的电“医生”。二 对继电保护的基本要求（1）选择性：选择性是要求继电保护装置仅将故障元件从系统中切除，保证无故障部分继续运行，停电范围最小（即继电保护应指令最靠近故障的断路器动作于跳闸）。选择性是对继电保护的基本要求。如图1-1所示，每个断路器的位置都是继电保护安装处。当 K1点短路时，保护装置指令最靠近故障的断路器4QF动作于跳闸，而1、3QF不应动作，A、B、C母线继续供电，停电范围最小；同理，K 2点短路时，3QF处的保护装置动作于3QF跳闸，A、B母线继续供电；K 3点短路时，1、2QF处的保护装置动作于1、2QF跳闸，A、B、C母线继续供电，如此，便认为保护装置具有选择性。（2）速动性：速动性是要求继电保护装置快速切除故障，减小短路电流对设备的损坏，对用户的影响，提高系统运行的稳定性。电力系统电压等级的不同，对继电保护装置速动性的要求也不同，继电保护装置应满足不同电压等级系统对故障切除时间的要求。（3）灵敏性：灵敏性是指继电保护装置在保护范围内，对各种故障或不正常运行状态的反应能力。灵敏性与短路的位置、类型、系统的运行方式有关，通常以灵敏度（Ksen）衡量，如过量保护的动作电流为，保护范围内最小短路电流为，则灵敏系数，欠量保护的动作电压为，保护范围内的最低短路电压为，则灵敏系数。这些均涉及到继电保护的最大、最小运行方式，所谓继电保护的最大运行方式是指流过保护安装处短路电流为最大的系统运行方式，即系统所有元件均投入的运行方式；继电保护的最小运行方式是指流过保护安装处短路电流为最小的系统运行方式，即相邻元件处于检修或停用，本元件故障时的运行方式。系统中，通常发电厂按最大容量的一台机组故障、一台机组检修考虑，变电站按最大容量的一台变压器检修考虑，双回线路按停用一条考虑，环网按闭环运行考虑。（4）可靠性：可靠性是指在保护范围内，该动作的保护装置不拒动（又称为可信赖性），不该动作的保护装置不误动（又称为安全性）。可靠性是选择保护的根本条件。满足以上四个基本要求的继电保护，即具有了“四性”。继电保护的“四性”之间存在矛盾，常常为保证选择性降低速动性、灵敏性，为满足灵敏性牺牲速动性，为了提高速动性而牺牲选择性。第二章：变电站综合自动化系统微机分布式变电站综合自动化系统在我国已有近十几年的历史，随着时间的证明，它越来越受到电力系统的认可和欢迎，具有极强的生命力，我们平煤集团也在不断引进。变电站综合自动化是将变电站的二次设备（包括测量仪表、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、通信技术和信号处理技术，实现对变电站的设备自动监视、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。第一节：变电站综合自动化系统基本概念及现状一、 变电站综合自动化系统的基本概念：变电站综合自动化技术是随着现代科学技术进步而发展起来的一门新型交叉学科。它利用先进的计算机技术、控制技术、信息处理技术、网络通信技术，对变电站内的继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等二次设备的功能进行优化重组，通过其内部通信网络相互交换信息，共享数据，实现对变电站内电气设备及线路等运行状况的监视、测量、控制及保护。 变电站综合自动化系统是以组成全站的各控制单元微机化为基础，加上相互之间的通信联络，构成的全站二次控制整体自动化系统。它改变了变电站传统的二次系统模式，实现了信息共享，可以简化二次系统，减少电缆，节省占地面积，降低造价，是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。二、传统变电站二次系统概况及变电站综合自动化系统 传统变电站二次系统的设备是按功能分别组织和设置的，主要包括继电保护、自动装置、测量仪表、控制系统和信号系统以及远动装置等，相应的有中央信号屏、控制屏、保护屏、录波屏等。这些二次设备不仅功能不同，实现的原理和技术也不同，它们之间互不兼容，彼此独立且自成体系。因此，逐步形成了自动、远动和保护等不同的专业和相应的技术部门。这种传统的变电站主要有以下缺点：(1)电能质量难以控制。只有及时掌握系统的运行工况，才能采取迅速、有效的控制和调节措施，消除不利因素，保证电力系统优质、安全、经济的运行。但常规变电站的远动功能不够完善，提供给调度中心的信息量少、精度差，而且变电站内自动控制和调节手段不全，远方集中控制、操作的手段较少，不能远方修改保护及自动装置的定值和检查其工作状态可控性不高，难以满足电网实时监测和控制的要求，不利于电网的优质、安全、稳定运行。(2)安全性、可靠性不高。传统的变电站二次系统中的继电保护、自动装置和远动装置等大多为晶体管或小规模集成电路形式，结构及接线复杂，二次设备主要依靠电缆，主要通过模拟信号来交换信息，信息量小，可靠性不高。而且这种二次系统是一个被动系统，没有自检和自诊断的能力，不能及时发现自身的故障，因此需定期进行测试和校验，增加了工作量，若两次校验之间出现了故障而没有发现，则系统不能安全可靠地工作，例如可能会造保护拒动或误动等。(3)监控以人为主。传统的变电站二次系统中，主要由人来处理信息，人处于核心位置，但人在处理大量信息时的准确性和可靠性不高，尤其是传统的变电站二次系统提供给人的关于事故发生情况的具体信息不全面，往往要靠人的经验来判断，这不利于正确处理事故。(4)电缆用量多，调试和维护工作量大。传统变电站的控制，保护、测量等都是由电缆连接的，功能受到限制，扩展困难，标准也很难统一。每个一次设备都与所有这些二次设备有关，因而每个一次设备的电流互感器的二次侧，都需要分别引到这些屏卜，断路器的跳、合闸回路也需要连到保护屏、控制屏、远动屏及其他自动装置屏上，因此变电站内的电缆错综复杂。这既增加了投资，又要花费大量的人力去从事众多装置之间的连接设计、配线、安装、调试、维护等工作。(5)二次设备冗余配置多，占地面积大。传统变电站的二次没备冗余配置多，体积大，笨重，因此主控室、继电保护室等占地面积大。三、变电站综合自动化系统现状变电站综合自动化系统利用先进的计算机技术、控制技术、通信技术和信号处理技术，对微机化的变电站的二次没备进行功能的组合和优化设计，以实现对变电站内电气设备及线路的自动监视、测量、控制、保护以及与调度通信等综合性的自动化功能。它是由多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统，在二次系统具体装置和功能实现上，微机化的二次设备代替和简化了非计算机设备，在信号传递上，数字化信号传递代替了电压、电流等模拟信号传递，数字化的处理和逻辑运算代替了模拟运算和继电器逻辑。综合自动化系统集测量、监视、控制、保护于一体，采用信息共享代替硬件重复配置，可以全面替代常规的二次设备，具有功能综合化、结构分层分布化、测量显示数字化、操作显示屏幕化、通信手段多元化、运行管理智能化等特征。与传统变电站二次系统相比，它数据采集更精确、信号传递更方便、处理方式更灵活、运行维护更可靠、扩展更容易。1、技术标准问题 目前变电站综合自动化系统的设计还没有统一标准，因此标准问题（其中包括技术标准、自动化系统模式、管理标准等问题）是当前迫切需要解决的问题。 1.1生产厂家的问题 目前在变电站综合自动化系统选型当中存在着如所选系统功能不够全面，产品质量不过关，系统性能指标达不到要求等情况，主要有以下问题： 由于变电站综合自动化设备的生产厂家过分重视经济利益，用户又过分追求技术含量，而不重视产品的性能及实用性，因而一批技术含量虽较高，但产品并不过关，甚至结构、可靠性很差的所谓高技术产品不断被使用。厂家只要有人买就生产，改进的积极性不高，甚至有些产品生产过程中缺乏起码的质量保证措施，有些外购部件更是缺乏管理，因而导致部分投产的变电站问题较多； 有些厂家就某产品只搞技术鉴定，没搞产品鉴定；另外，生产厂家对变电站综合自动化系统的功能、作用、结构及各项技术性能指标宣传和介绍不够，导致电力企业内部专业人员对系统认识不透彻，造成设计漏洞较多。 1.2 不同产品的接口问题 接口是综合自动化系统中非常重要而又长期以来未得到妥善解决的问题之一，包括RTU、保护、小电流接地装置、故障录波、无功装置等与通信控制器、通信控制器与主站、通信控制器与模拟盘等设备之间的通信。这些不同厂家的产品要在数据接口方面沟通，需花费软件人员很大精力去协调数据格式、通信规约等问题。当不同厂家的产品、种类很多时，问题会很严重。 如果所有厂家的自动化产品的数据接口遵循统一的、开放的数据接口标准，则上述问题可得到圆满解决，用户可以根据各种产品的特点进行选择，以满足自身的使用要求。 1.3 抗干扰问题 关于变电站综合自动化系统的抗干扰问题，亦即所谓的电磁兼容问题，是一个非常重要然而却常常被忽视的方面。传统上的变电站综合自动化设备出厂时抗干扰试验手段相当原始，仅仅做一些开关、电焊机、风扇、手提电话等定性实验，到现场后往往也只加上开合断路器的试验，一直没有一个定量的指标，这是一个极大的隐患。 变电站综合自动化系统的抗干扰措施是保证综合自动化系统可靠和稳定运行的基础，选择时应注意， 合格的自动化产品，除满足一般检验项目外，主要还应通过高低温试验、耐湿热试验、雷电冲击电压试验、动模试验，而且还要重点通过四项电磁兼容试验，分别是：1 MHz脉冲干扰试验、静电放电干扰试验、辐射电磁场干扰试验、快速瞬变干扰试验。 1.4 传输规约和传输网络的选择问题 变电站和调度中心之间的传输规约。目前国内各个地方情况不统一，变电站和调度中心之间的信息传输采用各种形式的规约，如部颁CDT、SC-1801、DNP3.0等。 1995年IEC为了在兼容的设备之间达到互换的目的，颁布了IEC 60870-5-101传输规约，为了使我国尽快采用远动传输的国际标准，1997年原电力部颁布了国际101规约的国内版本DL/T 634-1997，并在1998年的桂林会议上进行了发布。该规约为调度端和站端之间的信息传输制定了标准，今后站端变电站综合自动化设备与远方调度传输协议应采用101规约。 站内局域网的通信规约。目前许多生产厂家各自为政，造成不同厂家设备通信连接的困难和以后维护的隐患。 1997年IEC颁布了IEC 60870-5-103规约，国家经贸委在1999年颁布了国际103规约的国内版本DL/T 667-1999，并在2000年的南昌会议上进行了发布，103规约为继电保护和间隔层（IED）设备与变电站层设备间 的数据通信传输规定了标准，今后变电站综合自动化系统站内协议要求采用103规约。 电力系统的电能计量传输规约。对于电能计量采集传输系统，IEC在1996年颁布的IEC 60870-5-102标准，即我国电力行业标准DL/T 719-2000，是我们在实施变电站电能计量系统时需要遵守的。 上述的三个标准即常说的101、102、103协议，运用于三层参考模型（EPA）即物理层、链路层、应用层结构之上，是相当一段时间里指导变电站综合自动化技术发展的三个重要标准。这些国际标准是按照非平衡式和平衡式传输远动信息的需要制定的，完全能满足电力系统中各种网络拓扑结构，将得到广泛应用。 IECTC57即将制定无缝远动通信体系结构，具有应用开放和网络开放统一的传输协议 IEC 61850。该协议将是变电站(RTU或者变电站综合自动化系统)到控制中心的唯一通信协议，也是变电站综合自动化系统，甚至控制中心的唯一的通信协议。目前各个公司使用的标准尚不统一，系统互联和互操作性差，因此，在变电站综合自动化系统建设和设备选型上应考虑传输规约问题，即在变电站和控制中心之间应使用101规约，在变电站内部应使用103规约，电能量计量计费系统应使用102规约。新的国际标准IEC 61850颁布之后，变电站综合自动化系统从过程层到控制中心将使用统一的通信协议。 1.5 开放性问题 变电站综合自动化系统应能实现不同厂家生产的设备的互操作性(互换性)；系统应能包容变电站自动化技术新的发展要求；还必须考虑和支持变电站运行功能的要求。而现有的变电站综合自动化系统却不能满足这样的要求，各厂家的设备之间接口困难，甚至不能连接，从而造成各厂家各自为政，重复开发，浪费了大量的财力物力。 另外，各种屏体及设备的组织方式不尽相同，给维护和管理带来许多问题。 在我们现有的综合自动化设备中，厂家数量较多,各厂不同系列的产品造成产品型号复杂，备品备件难以实现，设备运行率低的问题。 2组织模式选择的问题 变电站综合自动化系统实现的方案随着变电站的规模、复杂性、变电站在电力系统的重要地位、所要求的可靠性以及变电层和过程层总线的数据流率的不同而变化。如果一个变电站综合自动化系统模式选择合适的话，不仅可以节省投资、节约材料，而且由于系统功能全、质量高、其可靠性高、可信度大，更便于运行操作。因此，把好变电站综合自动化系统的选择关，意义十分重大。 目前应用较广泛的变电站综合自动化系统的结构形式主要有集中式、分散与集中相结合和全分散式三种类型。现将三种结构形式的特点简述如下。 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。这种系统结构紧凑、体积小、可减少占地面积、造价低，适用于对35 kV或规模较小的变电站，但运行可靠性较差，组态不灵活。 分散与集中相结合：分散与集中相结合的变电站综合自动化系统是将配电线路的保护和测控单元分散安装在开关柜内，而高压线路和主变压器保护装置等采用集中组屏的系统结构。此结构形式较常用，它有如下特点： 635 kV 馈线保护采用分散式结构，就地安装，可节约控制电缆，通过现场总线与保护管理机交换信息。 高压线路保护和变压器保护采用集中组屏结构，保护屏安装在控制室或保护室中，同样通过现场总线与保护管理机通信，使这些重要的保护装置处于比较好的工作环境，对可靠性较为有利。 其他自动装置中，如备用电源自投控制装置和电压、无功综合控制装置采用集中组屏结构，安装于控制室或保护室中。 全分散式：全分散式的变电站综合自动化系统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。站控单元通过串行口与各一次设备相连，并与管理机和远方调度中心通信。它有如下特点： 简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积。 减少了施工和设备安装工程量。由于安装在开关柜的保护和测控单元在开关柜出厂前已由厂家安装和调试完毕，再加上铺设电缆的数量大大减少，因此现场施工、安装和调试的工期随之缩短。 简化了变电站二次设备之间的互连线，节省了大量连接电缆。 全分散式结构可靠性高，组态灵活，检修方便，且抗干扰能力强，可靠性高。 上述三种变电站综合自动化系统的推出，虽有时间先后，但并不存在前后替代的情况，变电站结构形式的选择应根据各种系统特点和变电站的实际情况，予以选配。如以RTU为基础的变电站综合自动化系统可用于已建变电站的自动化改造，而分散式变电站综合自动化系统，更适用于新建变电站。 3、变电站综合自动化采用自动控制和计算机技术实现变电站二次系统的部分或全部功能。为达到这一目的，满足电网运行对变电站的要求，变电站综合自动化系统体系由“数据采集和控制”、“继电保护”、“直流电源系统”三大块构成变电站自动化基础。“通信控制管理是桥梁，联系变电站内部各部分之间、变电站与调度控制中心之间使其相互交换数据。“变电站主计算机系统”对整个综合自动化系统进行协调、管理和控制，并向运行人员提供变电站运行的各种数据、接线图、表格等画面，使运行人员可远方控制断路器分、合操作，还提供运行和维护人员对自动化系统进行监控和干预的手段。“变电站主计算机系统”代替了很多过去由运行人员完成的简单、重复和繁琐的工作，如收集、处理、记录、统计变电站运行数据和变电站运行过程中所发生的保护动作、断路器分、合闸等重要事件，还可按运行人员的操作命令或预先设定执行各种复杂的工作。“通信控制管理连接系统各部分，负责数据和命令的传递，并对这一过程进行协调、管理和控制。 与变电站传统电磁式二次系统相比，在体系结构上，变电站综合自动化系统增添了“变电站主计算机系统”和“通信控制管理”两部分；在二次系统具体装置和功能实现上，计算机化的二次设备代替和简化了非计算机设备，数字化的处理和逻辑运算代替了模拟运算和继电器逻辑；在信号传递上，数字化信号传递代替了电压、电流模拟信号传递。数字化使变电站自动化系统与传统变电站二次系统相比，数据采集更精确、传递更方便、处理更灵活、运行维护更可靠、扩展更容易。4、变电站综合自动化系统结构体系较为典型的是：(1)在低压无人值班变电站里，取消变电站主计算机系统或者简化变电站主计算机系统。(2)在实际的系统中，更为常见的是将部分变电站自动化设备，如微机保护、RTU与变电站二次系统中电磁式设备(如模拟式指针仪表、中央信号系统)揉和在一起，组成一个系统运行。这样，即提高了变电站二次系统的自动化水平，改进了常规系统的性能，又需投入更多的物力和财力。 变电站综合自动化的结构模式：变电站综合自动化系统的结构模式主要有集中式、集中分布式和分散分布 （一） 集中式结构 集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其IO接口，集中采集变电站的模拟量和数量等信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。集中式结构也并非指只由一台计算机完成保护、监控等全部功能。多数集中式结构的微机保护、微机监控和与调度等通信的功能也是由不同的微型计算机完成的，只是每台微型计算机承担的任务多些。例如监控机要担负数据采集、数据处理、断路器操作、人机联系等多项任务；担负微机保护的计算，可能一台微机要负责多回低压线路的保护等。 5、集中式系统的主要特点有： (1)能实时采集变电站各种模拟量、开关量，完成对变电站的数据采集和实时监控、制表、打印、事件顺序记录等功能。(2)完成对变电站主要设备和进、出线的保护任务。(3)结构紧凑、体积小，可大大减少站地面积。(4)造价低，尤其是对35kV或规模较小的变电站更为有利。(5)实用性好。 6、集中式的主要缺点有： (1)每台计算机的功能较集中，若一台计算机出故障，影响面大，因此，必须采用双机并联运行的结构才能提高可靠性。(2)软件复杂，修改工作量大，系统调试烦琐。(3)组态不灵活，对不同主接线或规模不同的变电站，软、硬件都必须另行设计，工作量大。(4)集中式保护与长期以来采用一对一的常规保护相比，不直观，不符合运行和维护人员的习惯，调试和维护不方便，程序设计麻烦，只适合于保护算法比较简单的情况。分布式结构：该系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。分布式模式一般按功能设计，采用主从CPU系统工作方式，多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了CPU运算处理的瓶颈问题。各功能模块(通常是多个CPU)之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，选用具有优先级的网络系统较好地解决了数据传输的瓶颈问题，提高了系统的实时性。分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其它模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。7、分布分散(层)式结构： 分布分散式结构系统从逻辑上将变电站自动化系统划分为两层，即变电站层(站级测控单元)和间隔层(间隔单元)。也可分为三层，即变电站层、通信层和间隔层。该系统的主要特点是按照变电站的元件，断路器间隔进行设计。将变电站一个断路器间隔所需要的全部数据采集、保护和控制等功能集中由一个或几个智能化的测控单元完成。测控单元可直接放在断路器柜上或安装在断路器间隔附近，相互之间用光缆或特殊通信电缆连接。这种系统代表了现代变电站自动化技术发展的趋势，大幅度地减少了连接电缆，减少了电缆传送信息的电磁干扰，且具有很高的可靠性，比较好的实现了部分故障不相互影响，方便维护和扩展，大量现场工作可一次性地在设备制造厂家完成。7.1分布分散式结构的主要优点有：(1)间隔级控制单元的自动化、标准化使系统适用率较高。(2)包含间隔级功能的单元直接定位在变电站的间隔上。(3)逻辑连接到组态指示均可由软件控制。(4)简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积。 (5)简化了变电站二次设备之间的互连线，节省了大量连接电缆。(6)分布分散式结构可靠性高，组态灵活，检修方便。8、微机保护简要介绍：采用微机来实现的保护称为微机保护，具有如下优点： （1）可靠性高； （2）灵活性强； （3）性能改善，功能易于扩充； （4）维护调试方便； （5）有利于实现变电站综合自动化 微机保护装置从功能上可以分为六个部分，如图所表示：各部分的功能如下： 8.1.模拟量输入系统（数据采集系统 ）采集由被保护设备的电流电压互感器输入的模拟信号，将此信号经过滤波，然后转换为所需的数字量。8. 2.CPU主系统包括微处理器CPU，只读存储器（EPROM）、随机存取存储器（RAM）及定时器（TIMER）等 。CPU执行存放在EPROM中的程序，对由数据采集系统输入至RAM区的原始数据进行分析处理，并与存放于E2PROM中的定值比较，以完成各种保护功能 。 8.3.开关量输入/输出回路由并行口、光电耦合电路及有接点的中间继电器等组成，以完成各种保护的出口跳闸、信号指示及外部接点输入等工作。 8.4.人机接口部分包括打印、显示、键盘、各种面板开关等，其主要功能用于人机对话，如调试、定值调整等。 8.5.通讯接口用于保护之间通讯及远动。8. 6电源提供整个装置的直流电源。8.1.1数据采集系统与微机接口数据采集系统就是将模拟量转为数字量的系统。 根据模数转换的原理不同，微机保护装置中模拟量输入回路方式，一是基于逐次逼近型A/D转换方式，二是利用电压/频率变换（VFC）原理进行A/D变换的方式 。为保证定时采样，数据采集系统与微机接口一般采用中断方式。实时时钟到达一方面向采样保持器发出采样保持信号，另一方面向CPU发出外部中断请求信号。CPU收到中断请求 后，转入采样中断服务程序，并通过总线发出让多路转换开关MPX接通第一路采样通道的信号，同时起动A/D转换。A/D转换器完成模数转换后向CPU发出转换结束信号，CPU查询到转换结束信号后通过数据总线读取转换数据，并起动第二路的AD转换，直到所有通道的AD转换完成。 如下图所示： 8.3.1开关量输入、输出系统原理所谓开关量，就是只有两种状态的量，包括不带电位的接点位置（接通或断开）及只有高低两种电位的逻辑电平。8.3.3.1开关量输入回路 开关量输入大多数是接点状态的输入，可以分成两类：一是安装在装置面板上的接点,另一类是从装置外部经过端子排引入装置的触点。8.3.3.2开关量输出回路 开关量输出主要包括保护的跳闸出口以及本地和中央信号等。9、微机保护的软件构成微机保护的程序由主程序与中断服务程序两大部分组成。在中断服务程序中有正常运行程序模块和故障处理程序模块。 正常运行程序中进行采样值自动零漂调整、及运行状态检查，运行状态检查包括交流电压断线、检查开关位置状态、变化量制动电压形成、重合闸充电、准备手合判别等。不正常时发告警信号，信号分两种，一种是运行异常告警，这时不闭锁装置，提醒运行人员进行相应处理；另一种为闭锁告警信号，告警同时将装置闭锁，保护退出。 故障计算程序中进行各种保护的算法计算，跳闸逻辑判断以及事件报告、故障报告及波形的整理等。 9.1主程序 主程序按固定的采样周期接受采样中断进入采样程序，在采样程序中进行模拟量采集与滤波，开关量的采集、装置硬件自检、交流电流断线和起动判据的计算，根据是否满足起动条件而进入正常运行程序或故障计算程序。硬件自检内容包括RAM、E2PROM、跳闸出口三极管等。 9.2中断服务程序 9.2.1故障处理程序根据被保护设备的不同，保护的故障处理程序有所不同。对于线路保护来说，一般包括纵联保护、距离保护、零序保护、电压电流保护等处理程序。 9.2.2正常运行程序正常运行程序包括开关位置检查、交流电压电流断线判断、交流回路零点调整等。检查开关位置状态：三相无电流，同时断路器处于跳闸位置动作，则认为设备不在运行。线路有电流但断路器处于跳闸位置动作，或三相断路器位置不一致，经10秒延时报断路器位置异常。交流电压断线：交流电压断线时发TV断线异常信号。TV断线信号动作的同时，将TV断线时会误动的保护（如带方向的距离保护保护等）退出，自动投入TV断线过流和TV断线零序过流保护或将带方向保护经过控制字的设置改为不经方向元件控制。三相电压正常后, 经延时发TV断线信号复归。交流电流断线：交流电流断线发TA断线异常信号。保护判出交流电流断线的同时，在装置总起动元件中不进行零序过流元件起动判别，且要退出某些会误动的保护，或将某些保护不经过方向控制。 电压、电流回路零点漂移调整：随着温度变化和环境条件的改变，电压、电流的零点可能会发生漂移，装置将自动跟踪零点的漂移。10、提高微机保护的可靠措施可靠性包括两方面含义，即不误动和不拒动。影响保护的可靠性的因素：干扰和元件损坏。 干扰主要是由端子排从外界引入的浪涌电压和装置内部继电器切换等原因造成的 。对微机保护来说干扰的后果往往表现为由于数据或地址的传送出错而导致计算出错或程序出格 。 为了防止由于干扰使保护的可靠性下降，微机保护通常在硬件及软件方面采取了如下防范措施10.1硬件方面 10.1.1隔离和屏蔽 为防止外部浪涌影响微机工作，必须保证端子排任一点同微机部分无电的联系。 模拟量输入回路所涌入的共模干扰信号可以由电压形成回路中的 变换器进行隔离，通常在线圈间加屏蔽层以更好地防止干扰信号的侵入。 差模信号利用数据采集系统中的前置低通滤波器能很好地吸收差模浪涌。 对于不能用变换器隔离的直流电压，可以用光电隔离。 开关量输入不能直接接在接口芯片引脚上，应经过光电隔离。 开关量输出包括跳闸出口、中央信号等接点输出。继电器接点通过端子排引出，线圈则由弱电逻辑驱动。驱动继电器线圈的弱电电源和微机所用电源之间不应有电的联系，也要进行光电隔离，以防止线圈回路切换产生的干扰影响微机工作。 第二节：变电站综合自动化系统主要功能变电站综合自动化系统的管理计算机通过通信电缆与安装在现场的所有微机保护与监控单元进行信息交换。管理计算机可以向下发送遥控操作命令与有关参数修改，随时接受微机保护与监控单元传上来的遥测、遥信与事故信息。管理计算机就可通过对信息的处理，进行存盘保存，通过记录打印与画面显示，还可以对系统的运行情况进行分析，通过遥信可以随时发现与处理事故，减少事故停电时间，通过遥控可以合理调配负荷，实现优化运行，从而为实现现代化管理提供了必须的条件。 变电站综合自动化系统 系统特点 分层分布式设计 实现了网络层的信息共享 间隔层配置灵活方便 继电保护功能完全独立 采用先进的局域网通讯方式 模块化、标准化设计变电站综合自动化系统 系统优点 减少二次电缆，节省投资 取消光字牌屏和中央控制屏，简化控制屏，减少屏柜，节省占地空间 大大减少硬件重复设置（一处采集，全网共享） 减少设计、安装、调试和维护工作量 系统实时性、可靠性高，灵活性、可扩展性好 性能/价格比高 提高自动化水平和管理水平变电站综合自动化系统系统功能 模块化、标准化、分布式设计 SCADA功能 全中文汉化图形功能 远程数据交换功能 保护设备管理功能 “五防”功能 小电流接地选线功能 故障录波和事故追忆功能 电压和无功调节功能v 强大的通讯功能（IEC870-5-103规约、CAN、RS485、RS232等）v 电能监测功能v 完整的自适应操作箱功能v 故障录波功能v 全汉化树状菜单v 坚固的抗震结构设计v 高抗干扰、耐高（低）温性能测量功能 模拟量：U、I、P、Q、COS、f、电度 遥信量：32路开入（有、无源） 直流量：直流电压、主变温度 其他：谐波量、故障录波控制功能 远方/就地分闸、合闸 远方闭锁 执行前返校 远方定值修改 远方定值区切换 远方保护投/退 自保持及防跳功能 跳合闸电流自动适应 控制回路断线告警 综自系列保护、测量、控制一体化装置 保护功能线路保护测控装置： 三段式相间电压闭锁方向电流保护 三段式零序过流保护 独立的加速保护 过负荷保护 低频减载 三相一次重合闸 小电流接地告警变压器主保护装置： 二次谐波原理制动的比率差动保护 差动速断保护 CT断线检测和闭锁功能 过负荷保护 过电流启动通风 过电流闭锁有载调压 本体保护变压器后备保护测控装置： 两段式相间过流保护 每段两时限、出口方式可选 方向元件闭锁 低电压元件闭锁 负序电压元件闭锁 两段式零序过流保护 每段两时限、出口方式可选 间隙零序电流保护 零序过压保护 零序电流闭锁电容器保护测控装置: 两段相间电流保护 过电压保护 失压保护 不平衡电压保护 不平衡电流保护 瓦斯保护(电容器中性点带电容器补偿）备用电源自投装置： 进线备自投 分段备自投 两段式分段电流保护 充电保护厂用变压器保护测控装置： 相间电流保护 速断保护 定时限过流保护 反时限过流保护 过负荷保护 高压侧零序过流保护 低压侧零序过流保护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。2.数据采集及处理功能 包括状态数据，模拟数据和脉冲数据 ）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、事故跳闸总信号、预告信号等。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。 ）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，电流和有功、无功功率值。馈线电流，电压和有功、无功功率值。 .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。 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。 .控制和操作功能 操作人员可通过后台机屏幕对断路器，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。5.防误闭锁功能6.系统的自诊断功能 系统内各插件应具有自诊断功能，并把数据送往后台机和远方调度中心。对装置本身实时自检功能，方便维护与维修，可对其各部分采用查询标准输入检测等方法实时检查，能快速发现装置内部的故障及缺陷，并给出提示，指出故障位置。 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:）断路器动作次数； ）断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数； ）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； ）独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间； ）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。8.人机联系系统的自诊断功能 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与远方控制中心的通信。 9.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。还应具有同调度中心对时，统一时钟的功能和当地运行维护功能。第三节：微机保护装置简介1、微机保护的优点（1）可靠性高：一种微机保护单元可以完成多种保护与监测功能。代替了多种保护继电器和测量仪表，简化了开关柜与控制屏的接线，从而减少了相关设备的故障环节，提高了可靠性。微机保护单元采用高集成度的芯片，软件有自动检测与自动纠错功能，也有提高了保护的可靠性。（2）精度高，速度快，功能多。测量部分数字化大大提高其精度。CPU速度提高可以使各种事件以m s来计时，软件功能的提高可以通过各种复杂的算法完成多种保护功能。（3）灵活性大，通过软件可以很方便的改变保护与控制特性，利用逻辑判断实现各