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1、变电站综合自动化系统变电站综合自动化系统第第3章章 变电站的综合自动化系统变电站的综合自动化系统 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对变电站二次设备(包括控制设备、信号传输、故障录波、继电保护及自动装置、远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计和信息共享，对变电站的主要设备的运行情况进行自动监控、测量、控制和保护的一种综合性的自动化系统。 变电站综合自动化系统除了实现对现场的监测、控制和保护之外，更重要的是能实现当地和远方对现场的监控、调节和保护，概括起来即为遥测、遥信、遥控、遥调的“四遥”功能和对保护定值的远方整定，最终达到变电站少人值班或无人
2、值班的目的。 无人值班变电站综合自动化系统的功能和配置，应满足无人值班的总体要求，利用优化的结构和强大的自动化功能，及时向集控中心、操作队和调度人员提供详细的信息，同时满足正常的运行操作、安全监视和自动控制等功能。第一节第一节 变电站综合自动化系统的基本功能变电站综合自动化系统的基本功能三、自动控制装置的功能三、自动控制装置的功能无人值班变电站综合自动化系统必须具有保证安全、可靠供电和提高电能质量的自动控制功能，主要有电压、无功综合控制功能；低频减载控制功能；备用电源自投控制功能；小电流接地选线控制功能等。四、远动及数据通信功能四、远动及数据通信功能无人值班变电站综合自动化的通信功能包括系统内
3、部的现场级间的通信和自动化系统与上级调度、集控中心的通信两部分。1、综合自动化系统的现场级通信，主要解决自动化系统内部各子系统与监控主机和各子系统间的数据和信息交换问题，通信范围在变电站内部。2、综合自动化系统必须兼有RTU的全部功能，应该能够将采集的模拟量和状态量信息，以及事件顺序记录等远传至调度端或集控中心，同时能够接收调度端或集控中心下达的各种操作、控制、修改定值等命令。所用通信规约符合电力部颁布标准。五、视频监视及安防功能五、视频监视及安防功能独立的视频监视及安防系统做为无人值班变电站新增的自动化项目，是切实提高实行无人值班之后的变电站安全水平的重要手段。独立的视频监视及安防系统是把变
4、电站现场的监视图像、声音、报警信号和各种安全防范设备的数据进行采集处理，采用先进的图像编解码压缩技术和传输技术，集设备监控、图像采集、闭路监视、图像监视预报联动和视频图像等功能于一体的自动化系统，主要用于安全防范、环境状况和对付自然灾害以及在集控站端对变电站表计和室外设备进行直观监视。安防系统包括脉冲电网、红外周界监视、电子门窗、防盗措施等。视频系统与安防系统应紧密集成，组成无人值班站的完善的图像监视系统，即图像监视系统应包变电站安全警卫的全部功能。作为集控中心图像监视子站（遥视子站）须实现与远方集控中心图像监控主站系统通信的功能，使图像能够传至集控中心，并能够进行远方控制，使集控中心（操作队
5、）人员可以全方位地掌握无人值班变电站的运行、安全防范和消防等情况。第二节第二节 变电站综合自动化系统的基本原则变电站综合自动化系统的基本原则变电站有人值班和无人值班是变电站运行管理的两种不同模式，而变电站综合自动化是自动化技术在变电站应用的一种集中体现，是实现变电站无人值班的必要技术条件。变电站综合自动化系统可以收集到非常齐全的数据信息。有强大的计算机计算能力和逻辑判断功能，可以极方便地监视和控制变电站的各种设备，如监控系统的抄表、记录自动化，值班人员可不必定期抄表、记录，可实现少人值班，配置了与上级调度和集控中心的通信功能，能实现遥测、遥信、遥控、遥调，不仅可以全面提高无人值班站的技术水平，
6、也为变电站安全稳定运行提供了可靠保证。无人值班变电站综合自动化系统与一般自动化的区别关键在于自动化系统是否作为一个整体执行保护、监测和控制功能，其应满足的基本原则如下：一、能全面代替常规的二次设备的原则一、能全面代替常规的二次设备的原则综合自动化系统通过运用先进的技术，将变电站继电保护、远动、控制、测量、信号系统和当地监控综合为一体，提高系统集成度，110kV及以上系统，考虑系统的稳定运行及冗余设计，远方RTU功能与就地监控功能分开组屏设计，缩小占地面积。综合自动化系统应能替代常规的继电保护、仪表、控制屏和中央信号屏，使用工控机的汉化人机联系软件(其主要功能与调度端SCADA人机功能类似)，将
7、各种实时数据、事件、文件以各种形式（如图形、表格、曲线、棒图等）显示出来，实现变电站综合自动化管理、监视、测量、保护、控制、远传及打印记录功能，提高变电站的技术水平和可靠性。二、变电站微机保护的软、硬件设置与监控系统既要相对独立，二、变电站微机保护的软、硬件设置与监控系统既要相对独立，又要相互协调的原则又要相互协调的原则微机保护是无人值班变电站综合自动化系统中的关键环节，因此微机保护系统作为单独的功能单元，其软、硬件配置要相对独立，其动作行为仅与保护装置有关，不受监控系统的其他环节影响，与监控分别设置跳闸、合闸、执行继电器和采样系统，以保证保护动作的可靠性、灵敏性和稳定性。任何其他环节故障只影
8、响局部功能的实现，不影响保护子系统的正常工作，但微机保护系统要与监控系统保持紧密通信联系。三、微机保护装置的配置原则三、微机保护装置的配置原则1、继电保护及安全自动装置应选用性能稳定、质量可靠的微机型产品，保护装置及通道具备自动检测功能。2、继电保护和安全自动装置应通过标准规约与监控系统通信，继电保护设备应具备远方召唤定值、远方复归信号等功能。条件允许的应采用利用自动化系统远方切换保护定值区，远方投退的常用功能压板等。3、对实现远方召唤功能的继电保护和安全自动装置，其所有保护动作信息、定值（定值区号）、控制字、压板状态、切换把手状态、通道告警信息等运行状态和故障信息均应能够传送集控中心（或调度
9、中心）。具备远方投退功能的保护功能压板应采用软压板方式。 4、保护及安全自动装置宜具备检修信息闭锁功能，装置检修时可通过对相关报文屏蔽或其他机制避免对集控中心和调度的干扰。5、继电保护设备应具备保护方式自适应功能。纵联保护应具备通道监视功能；高频保护应具备通道手动、自动测试功能，并具备向远方发送告警信息的功能。6、所有继电保护装置均应装设直流电源监视信号。当直流电源消失时，告警信息均应能够传送至集控中心。7、220kv及以上无人值班变电站宜利用保护信息子站将较详细的保护信息送往调度和集控中心，较低电压等级的无人值班变电站应将保护动作信号传送至变电站监控系统。四、监控系统的配置原则四、监控系统的
10、配置原则1、应具备完善的“四遥”远动功能。与调度、集控中心的通信规约优先采用IEC60870-5-101、104等标准规约。2、站内自动化设备间优先采用标准规约通信，为促进自动化技术进步，可考虑采用基于IEC61850标准建模和通信的设备。保护测控一体化装置也应以标准规约、串口或网口方式与站内后台等进行信息交换。3、站内后台或当地功能的配置应在满足现场运行和检修操作的前提下简化配置。220KV变电站无人值班变电站主机兼操作人员工作站按双机配置，双机配置时两机并行运行，任何一台机故障，另一台自动承担所有负载；110KV变电站主机兼操作人员工作站按单机配置。 4、监控系统中的远动服务器采用双机配置
11、，双机热备或并行工作方式，一台故障时，实现无扰动自动切换。远动装置能够独立工作，具备直采直送功能。系统网络故障不影响其正常工作。通信服务器故障信息应送至调度端和集控中心。5、系统的前置采集通道采用主备数字双通道，可采用数字/数字通信方式或网络/网络通信方式。通信通道应满足通道防雷要求，并能根据通道状态自动判优与自动切换。站内自动化系统与调度和集控中心的通信应采用主备或冗余方式，并具备网络通信功能。6、监控系统后台可安装程序化控制等站内高级应用功能，集控中心须能够控制当地高级应用功能的启停。7、站内监控系统采用网络与站内外其他设备相联的，应满足二次安全防护的相关要求，并配置完善的隔离设备和防火墙
12、等。8、监控系统应建立远程维护，并具有自诊断功能及告警功能。9、监控系统中所采集的开关量、模拟量、报文信息等应满足无人值班的需要。变电站内110kv及以上部分以设备的电气间隔为单元进行连续采集，隔离和接地开关的位置采集宜采取双接点方式。 10、监控系统应能进行电量采集，并具有远传功能。能满足远方抄表要求，各种影响电能计量正确性的故障和异常应有告警输出，防止电量计费的缺失。11、无人值班站监控系统远方和就地操作均应具备完善的防误闭锁措施，新建无人值班站优先采用单元电气闭锁回路加微机“五防”方案，变电站改造加装防误装置时，应优先采用微机防误装置。12、无人值班变电站的操作控制应具备远方集控操作、综
13、合自动化系统后台操作、设备就地操作三种方式，其优先级为当地后台集控中心模式。无论采用哪一层操作控制，均应具备完善的防误闭锁功能。无人值班变电站配置程序化控制功能时，并不取消原有的常规单命令控制。五、保证综合自动化系统具有较高的可靠性和较强的抗干扰能五、保证综合自动化系统具有较高的可靠性和较强的抗干扰能力的原则力的原则在考虑系统的总体结构时，对关键环节，要有一定的冗余。各子系统应具有独立的故障自诊断和自恢复功能，任一部分发生故障时，应通知监控主机发出警告指示，并能迅速将自诊断信息送往控制中心。六、系统的可扩展性和适应性强的原则六、系统的可扩展性和适应性强的原则随着电网规模的不断扩大，无人值班变电
14、站建设的加快，每年有不少新建无人值班变电站要设计、建设和投产，需要有技术先进、功能齐全、性价比高的综合自动化系统。此外，还有大量各种形式的老站需要改造，这些老站由于投资水平不同，原来采用的设备各不相同，因此，要求无人值班变电站综合自动化系统应能根据变电站的不同要求，组成不同规模和不同技术等级的系统。七、系统的标准化程度和开放性能要好的原则七、系统的标准化程度和开放性能要好的原则研究新产品时，应符合国家或部颁标准，使系统开放性能好，也便于升级。八、充分利用数字通信的优势，实现数据共享的原则八、充分利用数字通信的优势，实现数据共享的原则数据共享应该是无人值班综合自动化系统发展的趋势，只有实现数据共
15、享，才能简化自动化系统的结构，减少设备的重复，才能降低造价。如近期快速发展的数字化变电站技术。第三节第三节 变电站综合自动化系统的构成变电站综合自动化系统的构成随着国内外自动化技术水平的不断提高，无人值班变电站综合自动化体系也在不断改进。根据无人值班变电站综合自动化系统设计思想和安装的物理位置不同，其结构形式主要有集中式、分层分布式、分散式三种模式。一、变电站综合自动化系统的硬件构成一、变电站综合自动化系统的硬件构成1、集中式综合自动化系统集中式综合自动化系统是早期产品及老站改造采用的结构形式。这种结构形式是按变电站的规模配置相应容量、功能的微机保护装置和监控主机及数据采集系统，安装在变电站主
16、控室内。一般采用功能较强的计算机并扩展其I/O接口，集中采集变电站的模拟量和数字量等信息，集中进行数据计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能，其系统结构如图2-1所示。系统的硬件装置、数据处理均集中配置，采用由前置机和后台机构成的集控式结构，由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通信等功能。全站信息要通过通信管理机或前置机进行处理。智能单元 1智能单元 2智能单元 3智能单元 监测控制单元嵌入式DWK装置打印机便携机后台机通信管理机远方调度站MODEM红外接口现场总线图2-1 集中式变电站综合自动化系统结构框图集中式结构是变电二次
17、产品早期开发过程形成的设计思想，存在前置管理机任务繁重、引线多，是一个信息“瓶颈”，降低了整个系统的可靠性，即在前置机故障情况下，将失去当地及远方的所有信息机功能，另外仍不能从工程设计角度上节约开支，仍需大量铺设电缆，并且很难再扩展一些自动化需求的功能。2、分层分布式综合自动化系统分层分布式结构的无人值班变电站综合自动化系统主要分为间隔层、站控层、管理层以及各层之间的连接网络通信层。其主要特点是按照变电站的元件、开关间隔进行设计。将变电站的一个开关间隔所需的全部数据采集、保护和控制等功能集中由一个或几个智能化的测控单元（IED）完成。其系统结构如图2-2所示：保护测控保护测控保测护控保测护控规
18、转约换脉冲对时软件对时远动主站当地监控工程师主站MODEM远方工程师GPS远动110KV间隔1110KV间隔n10KV-35KV间隔1-m以太网RS485RS232其他IED设备图2-2 中小型变电站分层分布式综合自动化系统结构图变电站综合自动化系统的管理采取分层管理模式，各功能单元由对应的管理机直接管理，各单元之间通过现场总线连接，构成间隔层。按照不同的电压等级，不同的电气间隔单元，不同的控制对象配置相应的功能单元。如保护装置、测控装置、自动装置、操作切换装置以及其他的智能设备和附属设备。在站控层或通信网络故障的情况下，间隔层仍能独立完成间隔层的监测和控制功能。站控层中的所有设备和间隔层的所
19、有装置直接连接在以太网上。站控层与间隔层设备间直接采用以太网通信。值班人员、调度人员提供变电站监视、控制和管理的功能，是整个变电站监视、测量、控制和管理的智能化中心。包括操作员站、继保工程师站、远动主站、电压与无功综合控制（VQC）和小电流接地检测等。具备微机五防系统网络接口，并预留设备在线监测与诊断系统和遥视系统网络接口。变电站层是指同整个变电站有关的功能和设备，包括当地监控的计算机和通信管理机以及远方终端接口。分层分布式综合自动化系统变电站各层次的硬件组成如下：(1)间隔层各变电站综合自动化系统在间隔层不同的设备、不同的功能都对应有软硬件统一的标准装置。主要包括针对不同电压等级、不同对象的
20、保护装置、测控装置（I/O单元）、保护、测控合一的装置、间隔层网络与站控层网络的接口和保护通信接口等。1）保护装置保护装置在各间隔独立配置，直接由相关的电流互感器和电压互感器输入电气量，然后由触点输出，直接操作相应断路器的跳闸线圈。具备规定的网络通信规约和通讯口，能够和后台及远动主站通信，能够在本间隔发生异常或故障时做出正确相应动作，并把异常或动作信息上送至后台及远动，但继电保护功能完全不依赖通信网，网络瘫痪与否不影响保护正常运行。具有分散式故障录波，并能实现故障波形的远传。主要包括线路保护，变压器保护，母线保护，电容器保护及备自投等。220kV及其以上电压等级线路和主变间隔采用不同保护原理的
21、双保护配置。2）测控装置（I/O单元） 测量和控制综合在一起的装置，是监控系统各项功能的执行者。一般采用面向间隔的设计思路。应综合考虑变电站对数据采集、处理的要求，以计算机技术实现数据采集、控制、信号等功能。负责间隔单元的测量、监视、断路器及隔离开关的操作控制和联锁及时间顺序记录、遥信、遥脉、遥调等。通常按电压等级有不同的单元装置。装置除完成常规的数据采集外，还必须实现测量、记录、监视、控制功能，取代了其他常规的专门测量仪表。满足对变电站的监控和无人值班的要求。3）保护测控一体化装置 保护测控一体化装置主要用于测量和保护相对简单的一次设备。对于35 kV及其以下等级一般采用保护测控一体化装置，
22、实现本间隔的保护功能及测控功能。提供两组交流信号输入端子，分别接入保护、测量电流互感器的电流信号，程序设计上保护、测量独立运行，保护运行不受测量的影响，也不依赖网络通信。在保证可靠性的情况下，通过保护、测控功能信息共享，但不共享资源，保持相对独立又相对融合，实现减少装置数目、减少外部接线的作用。4）辅助保护装置 辅助保护装置主要指与变电站运行配套的相应的公共、辅助装置及一些重要的控制设备，如直流系统、消谐装置、UPS、电度表、抄表器等智能设备，其装置信号通过规约转换装置，实现在监控和远动的上送。(2)站控层站控层一般是一个双光纤网的计算机监控系统，安装在主控室，包括监控主机（工程师站和操作员站
23、）、远动主站，站控层设现场总线或局域网，供主机之间和监控主机与间隔层通信。各主站功能是对数据集中处理和保护管理，对下进行管理和发出控制指令，对上通过设立开放式结构的站级网络接口与管理层建立联系，担负着上传下达的重要任务。1）操作员站操作员站为变电站内的运行维护人员与变电站综合自动化人机交互的工作主站，用于图形及报表显示、事件记录、报警状态显示和查询，设备状态和参数查询，操作控制命令的解释与下达等，是变电站计算机系统的主要人机界面，运行/维护人员通过授权和口令进行全站设备的运行监视和操作控制，具备完善的逻辑闭锁功能。当集控中心或者调度主站出现问题不能对无人值班站进行操作或者监视时，可安排运行人员
24、对本站值班，对操作员站进行操作，完成变电站正常的操作和监视。 2）工程师站工程师站是利用现代计算机和网络技术，实时收集变电站运行和故障信息，并通过对变电站的故障信息进行综合分析，为事故分析、故障定位和计算整定工作提供科学依据，帮助专业技术人员及时了解电网运行情况，以做出正确的分析和决策，来保证电网更稳定地运行。通过工程师站系统可以进行数据库的定义、修改；系统参数的定义、修改；报表的制作、修改，网络维护、系统诊断；保护及录波器的定值管理；装置运行状态监视；用户权限管理；各种装置及断路器运行情况统计等功能；定值维护，并对变电站的故障信息进行综合分析，为事故分析、故障定位和计算整定工作提供科学依据。
25、它具备操作员站的全部功能和工程师站独有的维护开发功能，可与操作员站共用一个主站，通过权限加以区分。3）远动主站通过CAN-BUS总线或者以太网进行现场通信，实现变电站内各子系统和远动主机间的数据和信息交换，直接与间隔层设备通信，通过串行接口与调度主站和当地主站通信。收集全部间隔层测控、保护等智能装置的数据，以标准的远动规约，通过模拟通道、数字通道上传到调度主站和集控中心，同时接收调度主站或集控中心的遥控、遥调命令。 远动主站是独立系统，与调度主站和集控中心的信息采用直采直送方式，和站控层其他设备互相独立，站控层其他设备故障不会影响远方调度和集控中心对站内设备的监视和控制。作为无人值班站与上级通
26、信设备，根据变电站现场要求，系统具有通道备用冗余及通信主备切换功能，保证通信的可靠性，同时具备多个调度中心不同通信规约方式的通信接口，各通信通道及MODEM相互独立，各通道设置相应的防雷设备，满足防雷要求。远动主站具备的通信规约适应调度和集控中心的要求，符合IEC标准，可灵活配置远动规约及相关通道参数。远动主站具备接收调度中心对时，并进行全站智能设备和站控系统对时功能，或者接入本站对时系统进行全站智能设备和站控系统对时，全变电站综合自动化系统只能有一个对时源进行对时。4）辅助控制部分辅助控制部分具有电压、无功综合控制功能，低频减载控制功能，备用电源自投控制功能，小电流接地选线控制功能、五防机等
27、，这些功能有相应软件模块实现，或者是专用装置单元，可以是变电站系统厂家自行开发，也可以外购专门设备或软件，其告警或者动作信息通过规约转换或者硬节点开入与监控和远动通信。微机五防操作系统是嵌入式的操作票专家系统，可完成自动或手动开出倒闸操作票，倒闸操作模拟预演的操作。同时操作票专家系统还对遥控操作实现五防逻辑把关，当通过监控系统进行操作时，首先通过给操作票专家系统发出请求，由该系统进行命令处理，判断是否满足操作逻辑条件。微机五防操作系统通过数据接口与变电站综合自动化连接，实现信息共享。(3)通信层可靠稳定的网络构成了变电站内间隔层设备和站控层通信的通道，通过网络连接装置、光/电转换装置、通信管理
28、机、接口设备、网络连线、光缆电缆等，把全站的间隔层智能设备和站控层设备连接起来，实现变电站综合自动化和调度/集控的远方监视、操作，最终实现无人值班。站控层和间隔层通过通信网络连接，通常是220KV及以上主干网为光纤以太网，110KV及以下为纯以太网，用电缆将站控层与间隔层联为以太网通信。通信网络传输层采用开放性好的TCP/IP协议，应用层采用国际标准的通行规约。变电站对外通信采用远动主站直接连接到以太网上，同间隔层的测控和保护直接通信，将保护、测控元件信息传送至调度，也将调度或集控命令下发给控制元件，以满足调度主站、集控中心对数据的实时性要求。随着网络技术的不断发展，站控层与间隔层设备也可直接
29、采用以太网通信，通信网络采用光纤自愈环网，间隔层与站控层设备直接以星形方式接入主网，实现平衡高速无瓶颈数据传输。通信层通常支持单网和双网结构，通信协议应采用电力行业标准规约，以方便不同厂家的设备互联。(4)管理层国调、网调、地调、县调、集控多级调度系统，根据重要性等级接入不同调度系统，通过远动主站和相应调度、集控系统连接，实现模拟量和开关量状态信息的采集以及事件顺序记录等，同时能够接收调度端、集控中心下达的各种操作、控制等命令。随着微机技术和通信技术的发展，分层分布式综合自动化系统逐步取代了集中式综合自动化系统。3、完全分散式综合自动化系统完全分散式综合自动化系统是按照面向电气一次回路或电气间
30、隔单元的方法进行设计，在结构上完全分散的变电站综合自动化系统，间隔层中各数据采集、监控单元和保护单元做在一起，设计在同一机箱中，并将这种机箱就地分散安装在开关柜或其他一次设备附近。这样各间隔单元的设备相互独立，仅通过光纤或通信网络由站控机对它们进行管理和交换信息。将功能分布与物理分散两者的有机结合，实现间隔层各单元的功能不依赖通信网而相对独立。如图2-3所示，这种结构代表了现代变电站自动化技术发展的趋势，它的主要特点是功能单元安全按一次设备间隔分散安装；节约控制室面积和二次电缆；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
31、次性地在设备制造厂家完成。显示、打印监控主机1号开关柜1号开关柜1号开关柜总控一总控二测量控制保护保护控制测量保护控制测量调度或控制中心远方诊断图2-3 完全分散式变电站综合自动化系统结构图完全分散式综合自动化系统其优越性主要体现在：（1）简化了变电站二次部分配置，有利于实现无人值班；（2）减少了施工和设备安装工作量；（3）简化了二次设备之间的互连线，节省了大量的连接电缆；（4）可靠性高，组态灵活，检修方便。随着新设备、新技术和光纤通信技术的发展，使得原来只能集中组屏的高压线路保护和主变压器保护装置也可以考虑安装在高压场附近，并利用日益发展的光纤技术和局域网技术，将这些分散在各开关柜的保护和集
32、成功能模块联系起来，构成一个分散化的综合自动化系统，为变电站实现高水平、高可靠性和低造价的无人值班创造更有利的技术条件。二、无人值班变电站综合自动化系统的软件构成及功能二、无人值班变电站综合自动化系统的软件构成及功能变电站综合自动化系统软件按照安装的物理位置不同可分为后台系统软件和前置机软件。后台系统软件主要包括操作员工作站及工程师站使用的网络管理、数据库管理、图形管理等系统支持软件及SCADASCADA(Supervisory Control And Data Acquisition)系统，即数据采集与监视控制系统、运行管理、智能操作票管理等应用软件。前置机软件主要包括远动及前置通信工作站通
33、信软件。1、后台系统软件完成对电网的实时监视和操作功能,它为操作员提供了所有功能的入口；显示各种画面、表格、告警信息和管理信息；提供遥控、遥调等操作/监护界面并进行人机交互；保护设备(故障录波器)的参数，工作状态，故障信息，动作信息的查询；故障录波功能；根据用户制定的设备管理方法，设备管理程序对系统中的电力设备进行监管，比如根据断路器的跳闸次数提出检修要求，根据主变的运行情况制定检修计划，并自动将这些要求通知用户。防误闭锁功能。软件结构如2-4图所示： 参数库五防规则库历史数据库图形界面SCADA报表保护信息管理图形组态操作闭锁WEB遥视系统组态操作票管理VQC高级应用软件图2-4后台系统软件
34、结构图后台系统软件主要有SCADA软件、数据采集与处理软件、报警及事件记录软件、历史数据记录软件、显示及打印模块、图形处理软件、网络管理软件、数据库管理软件、报表管理软件、通信软件、高级应用软件、事故追忆软件、电压无功自动调节软件、小电流接地选线软件、操作票及防误闭锁软件、系统诊断与自恢复软件、远程监视与维护软件。2、前置机软件接收间隔层及保护、直流、电能表等智能设备的实时数据，进行相应的规约转换和预处理，通过网络广播给后台机系统；对间隔层发送相应的遥控、遥调控制命令。主要包含以下部分:(1)间隔层测控单元通信软件；(2)保护、直流、电表、五防等智能设备通信软件；(3)调度自动化及集控站通信处
35、理软件（IEC104、IEC101、部颁CDT、SCI1801、DISA等规约处理软件）。第四节第四节 变电站的微机综合保护装置变电站的微机综合保护装置在电力系统中继电保护装置是系统安全稳定运行的哨兵。继电保护装置迅速而又有选择性地切除故障元件，是保证电力系统安全运行的最有效方法之一。它可以做到在系统出现故障时，自动迅速有选择性地将故障元件从电力系统中切除，使故障元件免于遭到继续破坏，保证其他无故障部分迅速恢复正常运行，并且可以反映电器元件的不正常工作状态，并根据运行维护条件，动作于发出信号、减载或跳闸。一、无人值班变电站的微机综合保护装置的特点一、无人值班变电站的微机综合保护装置的特点无人值
36、班变电站的微机综合保护装置是以计算机为核心，利用计算机的智能化信息处理功能，对检测到的反映电力系统运行状态的电气量进行分析和计算，根据计算结果来实现对电气元件的保护。与常规保护相比，可靠性进一步提高，在很多方面具有不可比拟的优越性。1、具有很高的可靠性微机保护的逻辑判断功能是靠软件来实现的，逻辑判断清楚正确，而常规保护的逻辑判断功能则需要搭接线路来实现，在实现复杂的保护功能时，由于装置本身的元件多，接线复杂而使出故障的概率增大，降低了可靠性。同时保护软件可在线自检，常规保护无法自检，所以装置的故障易导致保护错误动作。2、具有很高的正确动作率因为计算机的软件计算具有实时性的特点，所以微机保护装置
37、能保证在任何时刻均不断迅速地采样计算，反复准确的校核。在电力系统发生故障的暂态时期内，就能正确判断故障，如果故障发生了变化或进一步发展也能及时作出判断或自纠。运行实践证明微机保护的正确动作率是很高的。3、使用灵活，维护调试方便随着计算机技术的发展，微机保护的人机界面做得越来越好，主要运行参数一目了然，方便用户调试及运行。微机保护的查询、修改定值及运行方式变化等灵活方便。保护功能均可根据需要直接投退，保护定值输入操作简单。主要调试项目在出厂前完成，现场的试验、调试简单。4、具有远方监控特性 微机综合保护装置都具有串行通信功能，可与无人值班变电站微机监控系统进行通信联络，发送故障信息，动作序列，接
38、收监控系统选择或修改定值，校对时钟等命令。 二、无人值班变电站的微机综合保护装置配置原则二、无人值班变电站的微机综合保护装置配置原则 1、110kV及其上电压等级线路保护和测控功能分开，有2个各自独立装置完成；35kV及其下电压等级采用保护和测控一体化装置。 2、220kV及其上电压等级线路保护采取不同原理的双保护配置。 3、变压器主保护、后备保护和非电量保护模块分开，重要的变压器和220kV及其以上电压等级采用不同原理的双保护配置。 4、保护装置至少有2个或2个以上的通信口，供不同主站使用，保护装置使用的规约采用国际通用标准规约（IEC60870-5-103、IEC60870-5-104），
39、参数便于设置，便于不同厂家联调。 5、保护装置具备存储器和液晶显示屏，可长期保存运行数据、事件报告，可以在液晶上显示动作保护和告警信息，可以调取录波报文用于分析故障，在不与站控层主机通讯时保持保护功能的独立性。三、无人值班变电站的微机综合保护装置主要功能及分类三、无人值班变电站的微机综合保护装置主要功能及分类 微机保护测控单元是无人值班变电站综合自动化系统的一个最基本、最重要的功能部分，它以变电站基本元件为对象，完成数据采集、保护和控制等功能。它包括变电站的主设备和输电线路的全套保护；高压输电线路的主保护和后备保护；变压器的主保护、后备保护以及非电量保护；母线保护；低压配电线路保护；无功补偿装
40、置如电容器组保护、所用变压器保护等。 按照功能应用分为测控装置，保护装置，辅助保护装置三大部分。 1、测控装置 （1）完成间隔单元的测量、记录、监视、控制等功能，支持RS232/RS485/Ethernet等多种通信接口，采用国际通用标准规约与操作员站和远动主站进行数据交互，同时可以灵活配置规约参数，方便不同厂家互连。 （2）人机界面采用液晶显示器，人机交互简单，显示直观，操作方便。 （3）设计模块化，采用大规模可编程逻辑芯片CPLD，软硬件升级方便；使用大容量FLASH存储器，可长期保存运行数据、事件报告。 （4）开关量采用直流220V/110V光电隔离输入，强、弱电路完全隔离。 （5）机箱
41、结构采用整体面板，全封闭结构，插件插拔方式，端子直接出线，便于调试和维护。 （6）测控和保护各自独立，测控装置不影响保护装置保护功能的实现。 2、保护装置 保护装置具备独立的、完整的继电保护功能；具备当地人机接口功能，不仅可以显示保护单元的各种信息，且可以通过它修改保护定值；存储多套保护定值；具有故障自诊断功能，通过自诊断及时发现保护单元内部故障并报警。对于严重故障，在报警同时应可靠闭锁保护出口。具有国际通用标准规约和通信接口，可以直接或者通过保护管理机、监控机和远动机进行通信。 各保护单元在满足功能要求的同时，还应满足保护装置快速性、选择性、灵敏性和可靠性的要求。 根据被保护的设备的不同可以
42、分为： （1）电力变压器微机保护装置 1）主保护配置 变压器差动保护装置 通常采用带二次谐波闭锁原理的比率制动差动保护，差动速断保护，作为变压器的主保护用以反映变压器绕组内部相间短路故障、高压侧单相接地短路、匝间层间短路故障、套管及引出线上的故障。保护采用二次谐波制动原理，用以躲过变压器空投时励磁涌流造成的保护误动。 变压器的非电量保护装置 瓦斯保护（包括本体重瓦斯、有载调压重瓦斯、本体轻瓦斯、有载调压轻瓦斯）用以反映变压器油箱内部故障。压力释放保护，用以反映变压器及油箱内压力的升高。冷控失电保护，反映变压器冷却系统的故障。油温高报警，用以反映变压器的油温不正常。 2)后备保护配置 主变压器后
43、备保护按侧配置，各侧后备保护之间，各侧主保护与后备保护之间软、硬件均相互独立。 高压侧后备保护装置的配置 复合电压闭锁（方向）过流保护，作为由于外部短路引起的变压器过电流时的后备保护；接地零序保护（三段零序过流保护），对于中性点直接接地电力系统，由外部接地短路引起过电流时，应装设此保护；不接地零序保护，其中零序电流闭锁过电压保护，用于反映变压器可能接地运行时外部的接地故障；间隙零序过流保护，用于反映变压器中性点经间隙接地时的外部接地故障；过负荷保护，反映主变的过负荷情况，I段过负荷报警，II段过负荷启动主变压器风冷，III段过负荷闭锁有载调压；非全相保护、失灵启动保护、母线充电保护、过励磁保护
44、等。 中、低侧后备保护装置的配置 四段复合电压闭锁（方向）过流保护；过负荷保护，反映主变的过负荷情况，I段过负荷报警；零序电流闭锁过电压保护、间隙零序过流保护。 另外还包括以下异常告警功能：过负荷告警、有载调压闭锁、通风启动、零序过压告警、TA异常告警、TV异常告警（2）输电线路微机保护装置110kV及其以上等级线路保护装置的配置有：反映被保护线路两侧电气量的高频和光纤纵差保护；相间、接地距离保护；接地零序保护；不对称相继速动保护、双回线相继速动保护；自动重合闸；低周减载、低压减载等。另外还包括以下异常告警功能：TV断线告警、控制回路异常告警、装置故障告警等。（3）微机母线保护装置主要配置母线
45、差动保护、母联充电保护、母联失灵(或死区保护)、母联过流保护(可选)、母联非全相保护(可选)以及断路器失灵保护(可选)。（4）低压线路测控保护一体化装置1）35kV及其以下等级线路保护测控装置的配置 35kV及其以下等级线路保护测控装置的配置包括二段电流保护、三段电流电压方向保护、过流加速保护、三相一次重合闸、低频减载保护、零序电流保护、过负荷保护、低电压保护、TV断线告警、控制回路异常告警、装置故障告警等。2）电容器组及电抗器组保护装置的配置 电容器组及电抗器组保护装置的配置包括二段过流保护、过电压保护、低电压保护、不平衡电流保护、不平衡电压保护、桥差电流保护、差电压保护、零序电流保护/小电
46、流接地选线、TV断线告警、控制回路异常告警、装置故障告警等。3）电抗器保护装置的配置 电抗器保护装置的配置包括差动保护、过流保护、反时限过流保护、过负荷保护、零序过流保护、零序过压告警、非电量保护、TV断线检测、装置故障告警等。4）站用变保护装置的配置 站用变保护装置的配置包括二段定时限电流保护、三段二时限复压闭锁电流保护、高压侧反时限过流保护、过负荷保护、高压侧三段零序过流保护、低压侧三段零序过流保护、零序过压保护、低电压保护、二段定时限负序过流保护、低压侧零序反时限过流保护、非电量保护、TV断线告警、控制回路异常告警、装置故障告警等。（5）备用电源自动投入装置备用电源自动投入装置是在工作电
47、源由于故障或其他原因断开后，能将备用电源自动投入代替工作电源，继续保持负荷供电的一种自动控制装置。备用电源自动投入装置是保证电力系统连续可靠供电的重要措施，是变电站综合自动化系统的基本功能之一。该装置具备以下功能：1）保护功能实现各种运行方式（环境）所要求的备用电源自投逻辑。主要有变压器备自投方式；桥备自投方式；分段备自投方式；进线备自投方式；典型备自投方式的组合方式；合闸后加速保护功能；备自投动作后，过负荷联切功能等。2）辅助功能TV断线闭锁及TV断线告警、控制回路异常告警、装置故障告警等。3）通信功能具备标准的RS485接口、以太网接口等通信接口，通信规约建立在国际标准的TCP/IP协议之
48、上。3、辅助保护装置（1）小电流接地选线装置在1035KV电网中，普遍采用中性点不接地或中性点经消弧线圈接地方式，在这些电网中单相接地故障是最常见的故障之一。当小电流接地系统中发生单相接地故障时，故障电流很小，对供电设备不致造成很大的危害。此时，故障相电压降低，非故障相电压升高，但线电压仍然保持对称，此时允许电网继续运行一段时间，而不影响正常供电。但单相接地故障如果不作及时处理，很有可能发展成为两相接地短路故障，就危及到电网运行的安全性，因此正确而及时地把单相接地故障检测出来，对提高供电可靠性具有重要的实际意义。对于单相接地故障，传统的检测方法是利用二次侧接成开口三角形的三相五柱式电压互感器。
49、当系统发生单相接地故障时，开口三角形端将出现较大的零序电压，使过电压继电器动作，报信号至监控系统，即可反映出是哪一级电网发生了单相接地故障。但这种方法并不能确定究竟是哪一条线路发生了故障，通常还需要通过“顺序拉闸法”寻找故障线路，不仅操作复杂，对断路器寿命有影响，会造成不必要的停电损失。而且不利于无人值班变电站运行。目前，各无人值班变电站综合自动化系统均配置有小电流接地选线装置，用于在不停电的情况下寻找故障线路。常用的选线方法有功率方向法、谐波分析法、信号注入法、首半波分析法、小波分析法等多种方法。无人值班变电站小电流接地选线功能的实现有两种形式，一种是在变电站监控系统中内含小电流接地选线功能
50、，工程师站通过以太网，从35KV、10KV线路保护测控装置上，得到各条线路的零序电流、零序电压的幅值和方向数据，由系统进行计算和逻辑判断，确定单相接地线路，并发出单相接地信号。另一种是单独配置小电流接地选线装置，从现场零序电流互感器和电压互感器取得每条出线的零序电流或零序电压，装置经过不同的方法进行计算、判断，确定单相接地线路，并发出单相接地信号。（2）低频减载装置频率是衡量电能质量的主要指标之一，当电网发生短路故障、大型发电机组突然切除或用电负荷突然大幅度增加时，电网频率将显著降低，致使大量用电设备不能正常运行，甚至造成电力系统崩溃。1）主要功能电力系统自动按低频减载装置的功能就是在系统发生