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1、湖南水利水电职业技术学院2012届毕业设计课题名称：110KV变电站综合自动化技术专 业：电力系统自动化学生姓名：孙伟学 号：200922030020班 级：电力三班指导老师：朱雪雄时 间：2011年12月前 言变电站是电力系统中不可缺少的重要环节，它担负着电能转换和电能重新分配的繁重任务，对电网的安全和经济运行起着举足轻重的作用。为了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服务，变电站综合自动化技术开始兴起并得到广泛应用。变电站综合自动化技术应用计算机技术，通信技术，检测技术和控制技术等，将变压器中传统的继电保护系统，测量系统，控制系统，调试系统，信号
2、系统和运动系统等多个独立的功能系统，经济化，组合为一套智能化的综合系统。这一技术的应用，提高了对变电站电气设备和电力系统进行监视，控制和保护的自动化，智能化水平，提高保护，控制的可靠性和电力系统的安全运行水平，社会经济效益十分显著。此论文是以变电站综合自动化系统主体的变电站综合自动化系统的研究。限于作者水平有限，论文中难免存在错误和不当之处，敬请专家和读者批评指正，作者不胜感激。 设计者：孙伟 2011年12月第1章 变电站综合自动化概论1.1 变电站综合自动化基本概念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等）经过功能的组合和优化设计，利用先
3、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。变电站综合自动化系统，即利用多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统，代替常规的测量和监视仪表，代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护屏，改变常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷。 1.2 变电站综合自动化基本现状变电站是电力系统中不可缺少的重要环节，随着电压等级的提高，供电范围的扩大，输电容量的增大，采用传统的变电站及其控制技术越来越难满足电力系统降低投资、提高效益的发展要求。研制和开发以计算
4、机技术和网络通信技术为基础的、各种电压等级的变电站综合自动化系统，取代、更新和改造传统的变电站二次系统，逐步实现无人值班和调度自动化，以适应现代电力系统管理模式的需求。 今后变电站自动化的运行模式将从无人值班，有人值守逐步向无人值守过渡。因此遥视警戒技术(防火、防盗、防渍、防水汽泄漏及远方监视等)将应运而生，并将得到迅速发展。随着计算机和网络通信技术的发展，站内RTU几TU或保护测控单元将直接上网，通过网络与后台机(上位机)及工作站通信。取消传统的前置处理机环节，从而彻底消除通信“瓶颈”现象。1.3 变电站综合自动化发展趋势计算机网络通讯技术和微机实时技术在电力系统变电站自动化系统中的应用，为
5、进一步提高变电站的自动化水平开辟了新途径。建立一个监视控制自动化、管理信息化、实时信息共享的变电站综合自动化系统已成为发展趋势：（1） 系统从集中控制、功能分散型向分散网络型发展。（2） 设备安装就地化、户外化。（3） 测量、控制设备向通用化、规范化发展。（4） 通讯网络协议标准化。（5） 系统信息交换、共享范围进一步扩大。（6） 变电站综合自动化系统安全体系不断升级。第2章 变电站综合自动化系统结构设计2.1 变电站综合自动化系统结构电气主接线本文以电压等级为110KV为例进行变电站综合系统的设计，一次电气主接线总体设计方案如下：2.2 综合自动化系统的硬件结构变电站综合自动化系统的发展过程
6、与集成电路技术、微计算机技术、通信技术和网络技术密切相关。随着这些高科技的不断发展，综合自动化系统的体系结构也不断发生变化，其性能和功能以及可靠性等也不断提高。从国内外变电站综合自动化系统的发展过程来看，其结构形式有集中式、分层分布式、和全分散式等三种类型。2.2.1 集中式的结构形式集中式结构的综合自动化系统，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、开关俩个和数字量等信息，集中进行计算与处理，分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能，集中式结构也并非指由一天计算机完成保护、监控等全部功能。这种系统的主要功能即特点是：1）能实时采集变电站中各种模拟量、开关量，
7、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）集中式结构紧凑、体积小、可大大减少占地面积。4）造价低，尤其是对35kV或规模较小的变电站更为有利。集中式结构最大的缺点是：1）每台计算机的功能较集中，如果一台计算机出故障，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）集中式结构，软件复杂，修改工作量大，系统调试麻烦。3）组态不灵活，对不同主线或规模不同的变电站，软硬件都必须另行设计，工作量大，因此影响了批量生产，不利于推广。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
8、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。2.2.2分层分布式的结构形式在分层分布式结构的变电站综合自动化系统中，将整个变电站的一次、二次设备分为三层，即变电站层、间隔层、和设备层。在所分的三层中，变电站层称为2层，间隔层为1层，设备层位0层。变电站综合自动化系统主要位于1层和2层，即间隔层和变电站层。 设备层主要指变电站内的变压器和断路器、隔离开关及其辅助触点，也包括电流互感器、电压幅干起等一次设备。间隔层一般按断路器间隔来划分，具有测量、控制部件或继电保护部件。测量、控制部分完成该单元的测量、监视、操作控制、联锁及事件顺序记录等功能；保护部分完成该单元线路或变压器或电容器的
9、保护、故障记录等功能。变电站层包括站级监控主机、远动通信机等。变电站层设现场总线或局域网，供各主机之间和监控主机与间隔层之间交换信息。变电站综合自动化系统主要位于1层和2层。变电站层的有关自动化设备一般安装于控制室，而单元层的设备宜安装于靠近现场，以减少控制电缆长度。分层分布式系统的特点如下：1） 分层分布式的配置，系统采用按功能划分的分布式多CPU系统。这种分散模块化结构具有软件相对简单、调试维护方便、组态灵活、系统整体可靠性高等特点；2） 继电保护相对独立； 3）具有与控制中心通信功能； 4）可靠性高； 5）维护管理方便； 6 ) 需要电缆较多。2.2.3 全分散式的结构形式 硬件结构为完
10、全分散式的综合自动化系统，是指以变压器、断路器、母线等一次主设备为安装单位，将保护、控制、输入/输出、闭锁等单元就地分散安装在一次主设备的开关屏上，安装在主控制室内的主控单元通过现场总线与这些分散的单元进行通信，主控单元通过网络与监控主机联系。这种完全分散型结构的综合自动化系统的主要特点是：（1）系统部件完全依主设备分散安装。（2）节约控制室面积。（3）节约二次电缆。（4）综合性强。 综上所述，经过三种综合自动化结构形式的对比，本设计选择分层分布式的结构形式进行详细阐述，并充分利用其优点来满足系统的要求。2.3 变电站综合自动化系统的硬件配置2.3.1 综合自动化系统变电站主控室的结构分为三类
11、：(1) 模拟屏式：在主控室模拟屏前设微机台，台内装微机及UPS电源，台上放主机显示器CRT，键盘和打印机。模拟屏主接线图上安装仪表和操作把手。其他如保护柜，变送器柜，电度表柜，监控柜，交直流电源柜等均放在模拟屏后，或分置于其他房间。(2) 控制台式：再主控室前部设控制台，无模拟屏。在控制台对面设保护柜，变送器柜，监控柜，电度表柜和交直流电源柜等设备。控制台上或旁边放主机显示器CRT。打印机和键盘。模拟主接线，操作把手，必要的仪表和光字均安装在控制台面上。 (3)微机台式：在主控室前部设微机台，无模拟凭，无控制台。主控室后部设保护柜，变送器柜，监控柜，电度表柜，交直流电源柜等设备。微机台内装主
12、机和微机电源，微机台上放CRT，打印机和键盘。2.4 变电站综合自动化系统的功能 变电站综合自动化系统的功能主要包括监测，监控，远传，保护四部分。2.4.1 监测：综合自动化系统通过对变电站的数据进行采集，处理，显示和打印，使运行人员了解变电站的运行工况，并采取相应的措施。所采集的数据分为三大类：模拟量，开关量和脉冲量。(1) 模拟量：变电站需要监测的各种模拟量包括主变一次，二次和各线路的电流，各段母线及重要线路的电压，各线路零序电流，母线零序电压，主变温度和室温。(2) 开关量：变电站内需要监测的各种开关量，包括各个开关，刀闸，变压器分接头，继电保护动作信息，开关机构运行状态，交直流电源运行
13、状态，各微机运行状态等。(3) 脉冲量：变电站需要监测的各种脉冲量，包括线路，主变一次和二次的有功电度量和无功电度量，电容器的无功电度量，所用电的有功电度量等。2.4.2 监控： 综合自动化系统提供方便可靠的人机对话，运行人员利用键盘和显示器操作开关，刀闸和变压器分接头。该系统还可以根据电网运行情况自动控制开关或变压器分接头。所有操作的可靠性在软硬件设计中都应符合双重化原则。操作方式分为手动操作和遥控执行。手动操作分为三种方式：键盘操作，把手操作，保护柜操作。正常时利用键盘操作，非正常时通过模拟屏把手操作或保护柜操作。保护柜操作可通过保护机键盘或柜上按扭实现。遥控执行：当调度端发出遥控开关或遥
14、调变压器分接头的命令后，该系统能可靠的执行。变电站监控的内容主要有以下几个方面：(1) ：跳闸统计：统计开关跳闸次数。分为有事故跳闸次数和手动跳闸次数两种。(2) ：接地选相：对于中性点不接地系统，当电网出现单相接地故障时利用零序电压，零序电流增量以及压降可判断接地线路及相别，也可以利用功率方向等其它方法来判别。也可利用功率方向法等其他方法来判别。为了保证可靠性，应多次采样后才能确定。确定后，主机报警，并显示和打印。运行人员按照提示，用人工检除方法跳开开关自动重合，验证主机的判断。(3) : 无功电压自动控制：根据电网无功，电压计算和判断是投切电容器，还是调节变压器分接头位置。以使无功和电压满
15、足要求。在变压器。电容器。或电网故障时不应该误动。当电容器检修时，不应参与控制。2.4.3 远传： 当变电站正常运行或发生事故及报警等事件时，远传机会实时的向上级调度传送该站信息，使调度人员了解该站的运行情况。2.4.4 保护： 微机保护不仅有较高的可靠性和灵敏性，而且使用方便。其特点：(1) : 用键盘和八段显示器（LED）显示采样值（电流，电压，和开关状态）和整定值，并可修改整定值。(2) : 具有事故追忆功能。能够记录事故前后的线路电流和母线电压。(3) : 具备实时自检功能。能够对保护柜包括主机在内的各元件进行在线检查。变电站保护分为以下几种类型：(1): 线路保护：包括电流速断保护，
16、定时限过电流保护，方向性电流保护，零序电压，电流及方向保护，反时限过流保护，高频保护，距离保护。双回线方向横差保护和低周减载保护。(2): 变压器保护： 包括差电流速断保护，带二次谐波制动的比例差动保护。本体保护（重瓦斯，轻瓦斯，有载重瓦斯，有载轻瓦斯等），过流保护（包括低压启动，复合电压启动），过负荷保护。零序保护，高压侧备用电源自投和低压侧备电源自投。(3): 电容器保护：包括电流速断保护，过流保护，反时限过流保护，相间过电压保护，相间低电压保护和零序过电压保护。(4):母线保护：包括完全电流差动母线保护和电流比相式2.4 分层分布式变电站综合自动化工程应用2.4.1 本文所采用的变电站综
17、合自动化系统的结构形式： 变电站综合自动化系统分为变电站层和间隔层，这两层之间建立了基于以太网的站内通信网，间隔层设备间建立CAN总线通信网。如图2-5所示，变电站层包括前置机通信单元和后台监控主机单元，这些构成了上位机系统。间隔层也就是下位机系统，按断路器间隔划分，包括主变监控保护单元、主变后备保护单元、线路监控保护单元、电容器保护单元等。 变电站综合自动化系统变电站层间隔层前置通信单元后台监控主机上位机系统主变监控保护单元线路监控保护单元主变后备保护单元下位机系统 图2-5 变电站综合自动化系统分层结构框图2.4.2 RCS-9000变电站综合自动化系统 RCS-9000是新一代的，集保护
18、、控制、监视、测量和其他自动化功能于一体的35kV-500kV 变电站综合自动化系统。它分为三层的体系结构。RCS-9000是分布式系统，配置有一系列单元监控装置。这些装置可以安装在变电站的间隔里，长期稳定地运行在高温、强电磁干扰和潮湿的恶劣环境中。通信层采用标准通信规约，可以方便地实现不同厂家的设备互连。为保证通信可靠性采用双网通信方式。变电站层主要是位于变电站控制室里的总控单元。可以同时用不同的规约向两个或多个调度所或集控站发送报文。系统功能强大，用户界面友好，可以很好地满足变电站自动化的要求。单元监控装置将保护、测控和其他功能按对象进行设计，可以就地安装在开关柜里，通过通信电缆或光缆和总
19、控单元联系，从而取消了接往控制室的大量信号、测量、控制、保护和其他电缆，提高了系统的可靠性，也节约了投资。RCS总线采用电力行业标准DL/T 667-1999（IEC 60870-5-103）通信规约，用于站内保护和测控的综合通信，实时性强，可靠性高，具有不同厂家同种规约产品的互操作性。为所有装置提供两个独立的通信网。两网可以都用于通信，从而提高通信的可靠性。也可以将两网分别用于通信和故障录波。以GPS对时网络为系统内所有设备进行时间同步。为此，GPS装置只需提供一副触点，避免了以往为每台设备提供一副触点和一对接线的麻烦。监控系统采取开放式、模块化设计；基于Windows NT；通过不同设置实
20、现各种监控功能，工作可靠，安全；可以提供保护和录波分析的全部信息。RCS-9000变电站综合自动化系统主要功能有：数据采集和处理、超高压线路和低压馈线保护及测控、备自投、低频减载、自动同期、电压无功控制等自动控制功能；数据统计和处理，例如电量统计、电压合格率统计以及主变负荷率计算等；异常和事故报警及处理、保护及故障信息管理和处理。2.4.3 上位机系统上位机系统相对于下位机系统来说相当于主站，主要是对下位机各测控、保护单元进行监控；相对于远方的调度部门来说，又相当于子站，上传变电站的运行信息，同时执行该调度的控制和调节命令，完成相应的功能。2.4.6 后台监控主机后台监控主机主要作用是完成当地
21、监控的功能。除了要完成变电站正常运行时主设备的运行参数和状态数据实时采集和处理的任务外；还要对不正常运行状态和事故状态运行的数据进行分析和处理与数据收集（SCADA）；同时还要完成保护定值的修改与下发、调度命令的随时解释和下达执行等等。具体说来其功能可以分成以下几个方面: （1）收集并存储变电站下位机各检测保护单元采集的现场数据，录入并保存反映变电站和各一次设备运行状态的离线数据。（2）运行系统软件和应用软件，处理实时数据，下发控制、调节命令，对历史数据进行运算、统计、绘图、打印和输出等处理，为系统运行管理提供科学依据。（3）提供报警提示。报警分为计算机图形报警、文字报警和语音告警三种；报警类
22、型分为事故告警、变位报警和越限报警三种。当各设备出现故障，包括断路器跳闸、保护装置动作等故障，以及各种不正常事件，如设备变位、状态异常、模拟量越限以及下位机各间隔单元状态异常的情况时，后台监控主机会发出相应的提示。（4）给操作人员提供各种形式的信息显示界面，其中包括以地图为背景的实时系统运行工况图。（5）事故记录和事故追忆。变电站运行的各种事件被分别登录到状态变化、遥测越限和SOE（事件顺序记录仪）登录表中。将事故前M分钟和事故后N分钟的重要运行数据自动存入历史数据库。本方案中上位机的后台主机为监控主机。作为调度、运行及保护等各个专业人员的人机交互窗口，该监控主机以图形显示、报表打印、语音报警
23、等各种方式对系统运行状况进行实时监控、对可控装置进行控制调节等，并协助调度中心完成“四遥”功能。2.4.7 下位机监测、控制和保护单元单元可分为以下几种装置：通用测控装置NSD200，线路测控装置NSD100，保护测控装置NSR600下位机监测、控制和保护单元由三个功能模块组成：采集保护模块、主CPU 模块和通信模块。为了提高系统的运行速度，减轻单个CPU 运行负荷，每个模块单元均采用双CPU 结构：一片CPU 完成模拟量采集和处理、开关量输入输出和人机接口等功能；另一片CPU 完成与CAN 总线接口的通信任务。应用双口RAM ，以便使两CPU 之间的数据顺利交换。 电力系统的保护单元装置中，
24、现场数据在进入保护功能处理程序之前，要进行一系列的预处理。从电力系统中输入到继电保护装置的模拟信号主要有两类：来自PT 或CT 的交流电压、电流信号，来自分压器或分流器的直流电压电流信号。这些信号首先被转换成与微型计算机相匹配的电平，通过模拟滤波削去其中的高频成分，然后由采样保持环节将连续信号离散化。由于输入的信号往往不止一个，不可能要A/D 转换器与这些输入信号一一对应。所以，设置一台多路转换器，由它逐一控制输入信号的采集，并把它们按一定规律传给A/D 转换器，A/D 转换器接着把它们一一转换成数字量。这些数字量还应在存储器中按先后顺序排列，以方便处理程序的调用。通信模块主要负责测控保护单元
25、与CAN总线的接口的：包括从CAN总线接收数据和向CAN 总线发送数据。为了保证系统的可靠性和运行独立性，通信模块由一片专门的CPUZ(80C196）负责，与测控保护模块分开，互不影响。任何一个模块出错不会影响另一模块的正常运行。下位机与CAN总线接口的通信，总线控制器可完成CAN 通信协议所要求的大部分功能，包括数据的组帧、解帧、帧校验等。在本系统中，选用PHILIPS公司生产的独立CAN总线控制器SJA1000；总线收发器是CAN控制器与物理总线间的接口，系统中选用PHILIPS公司生产的芯片PCA82C25O，它可以提供对总线的差动收发能力。各测控保护单元采用双CPU结构，一块用于保护，
26、另一块用于通信。这两个CPU都选用为80C196KB。它拥有一套效率高、执行速度快的指令系统。2.5 微机保护硬件的一般结构：微机保护的硬件类型分为三种：高压线路微机保护，微机元件继点保护，低压线路的微机保护. 高压线路微机保护：目前我国的高压线路微机保护装置的原理，性能，主要指标以及制造工艺方面以达到了国际先进水平，微机保护的动作正确率也已经超过了常规保护。对于高压和超高压输电线路微机保护装置，多单片机构成的多CPU硬件结构已成为现行的实际标准。这种类型的微机保护装置的基本特点是：电压频率转换原理的数据采集系统为整套装置的公共部分,其频率输出信号分别传送给各个保护插件，再由各个保护插件完成相
27、应的测频，采样值标度变换，保护功能计算。3个保护CPU分别完成高频保护，距离保护，零序保护功能。监控CPU主要负责人机接口，保护定值管理。通信控制，保护CPU运行状态监控等功能。3个保护插件启动元件按三取二的原则启动各套保护装置的出口回路，从而大大的提高了保护装置的可靠性。 但是这种多CPU微机保护装置采用了不完全冗余技术。保护输入和输出通道不采用冗余技术，而只是在信号处理器部分采用。如果模拟输入通道和数据采集系统发生故障，那麽输入3个CPU插件的故障数据将不在准确，整套装置不能正确工作；跳闸出口通道发生故障，整套装置同样不能正确工作。因此整个保护装置并不因为采用了多CPU技术而使可靠性大幅度
28、的提高。多CPU微机保护装置除完成本线路的继电保护功能外，同时还必须完成相邻线路的远后备保护功能。广泛的使用多CPU微机保护装置中，距离保护三段和零序保护三段，都具有远后备的功能。在距离保护CPU插件或者零序保护CPU插件发生故障时，即使线路的主保护可以正常工作，仍将失去远方后备保护的功能。由于以上的原因，在高压和超高压输变电线路中，不但主保护必须双重化配置，后备保护也必须双重化配置。 微机元件继电保护：微机元件保护的种类很多，硬件结构也各有特色，基本的类型有单片机型和工控机型微机元件保护。许多厂家得宜于线路微机保护的成功开发和应用中的成功经验，推出了许多与微机线路保护硬件结构相似的单片机型微
29、机元件保护。比如采用了高压线路保护类似的VFC数据采集系统和高性能单片机构成的双CPU系统，变压器主保护与变压器各侧的后备保护分别采用不同的CPU完成保护功能。为适合变电站自动化的发展，新型微机变压器保护也提供了基于现场总线的通信接口功能。采用工控机实现的微机保护，具有小型化，低成本，高可靠性等优点。工控机总线接口简单，模块化程度高，容易结合，使用维护方便，系统功能容易扩展。可以大大缩短微机保护装置的开发周期，实现微机继电保护装置的系列化和标准化，便于运行部门的运行维护，必将在微机保护的发展中发挥重要的作用。 低压线路的微机保护：这种类型的保护装置可以分为两种：一种为“一对一”方式，即一套装置
30、实现一条线路的保护；另一种为“一对N”方式，即一套装置实现多条线路保护。采用“一对一：实现时，一套装置负责一条线路或一台变压器的测量，保护和控制。使用“一对N”方式实现时，一套装置负责多条线路或变压器的测量，保护和控制。它具有分布式结构的全部优点而且又便于设计安装及运行维护。为中低压变电站广为采用。2.4.4 110KV变电站综合自动化系统保护测控装置详细配置2.4.4（1） 110kv侧保护测控装置配置 本设计采用RCS-9700C系列测控装置1. 系统概述RCS-9700C系列测控装置是为将测控功能分散实现而设计开发的，在设计的过程中充分考虑了装置恶劣的运行条件。装置具有良好的电磁兼容性能
31、，抗电磁干扰能力强，功耗低，工作温度范围宽。RCS-9700C系列测控装置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。该装置完全按照分布式系统的设计要求，在信息源点安装小型的高可靠性的单元测控装置，采用工业测控网络与安装于控制室的中心设备相连接，实现全变电站的监控。该系列装置除完成常规的数据采集外，还可实现丰富的测量、记录、监视、控制功能，取代了其它常规的专门测量仪表。因此，这种系统充分满足各种电压等级的变电站对实现综合自动化和无人值班的要求。装置在设计的过程中充分考虑了运行的安全性，控制系统中的各种闭锁、开放控制电路的设置，高可靠性连接元件的选用，通信技
32、术的应用，新型大节点容量继电器的使用，出口继电器检验，保证了装置能更安全可靠的接地运行。RCS-9700C系列测控装置采用新型的ARM+DSP硬件平台，14位并行AD转换器，160*240图形点阵液晶，100M以太网双网，工业用实时多任务操作系统，实现了大容量、高精度的快速、实时信息处理，装置支持主接线图显示图形可网络下载，装置具备完善间隔层联锁功能，联锁逻辑可网络下装。RCS-9702C、RCS-9703C、RCS-9705C、RCS-9706C、RCS-9709C、RCS-9701C可提供硬件逻辑闭锁接点输出。2.主要功能RCS-9700C系列测控装置主要包括交直流测量单元、独立遥控单元、
33、状态量采集单元、脉冲累计计算单元、网络接口。各部分功能如下：1) 测量单元现场CT、PT来的5A和1A、100V的交变波形经高精度的变换器转换成适合计算机采集的小信号，经滤波后送入A/D变换成数字信号，最后进入CPU进行计算。本装置按每个周波采集32点，对CT、PT和直流变送器进行交直流采样，并按N次等间隔采样的离散表达式计算电流、电压、有功、无功、有功电度、无功电度、功率因素、频率等交流值和温度、电流、电压等直流测量值。2) 遥信单元 信号以空节点方式引入，经过光电隔离后转换成数字信号进入装置，从而取得状态信号，变位信号。信号量的采集带有滤波回路，装置每0.625毫秒查询一次信号状态，有变位
34、即进行记录，信号采集具有防止接点抖动的能力。此外每一信号的采集带有现场可整定的时限，以确保信号功能的准确性。3) 控制单元控制操作由调度或当地监控下达命令，装置接收此命令并返回校核无误，即输出此命令对开关进行跳/合操作。该控制受开放控制电路的限制，每一对象的遥控输出都受双CPU的控制，操作步骤为：选择、返校、执行三部分，实现继电器出口校验，保证了遥控能安全、可靠地执行。4) 脉冲计数功能 脉冲电度表发出的脉冲信号经光电隔离转换成数字信号，经去抖过程后进入脉冲计数功能。5) 通讯接口装置支持电力行业标准DL/T667-1999（IEC60870-5-103标准的通讯规约，配有以太网，双网，100
35、Mbps,超五类线或光纤通讯接口。6) 人机接口160*240大屏幕点阵液晶显示及薄膜式键盘，能方便地实现人机对话。图形化人机接口，主接线图、开关、刀闸及模拟量的显示，菜单及图形界面可编辑，并可通过系统网络直接下载。7) 当地操作可在主接线图上，直接对开关、刀闸进行就地操作，减少误操作的可能性。8) 逻辑闭锁功能当装置逻辑闭锁功能投入时，装置能够接受逻辑闭锁编程，当远方遥控或就地操作时，装置自动启动逻辑闭锁程序，以决定是否允许操作。CPU板主要功能主CPU板以32位ARM+DSP为核心，CPLD，EPROM,RAM及外围接口芯片支持，构成-最基本的单片机系统，主管一下任务：A. 遥测数据采集及
36、计算；B. 遥信采集及处理（变位及SOE信息的记录及发送）；C. 遥脉采集及计算（累计）；D. 遥控命令的接受与执行；E. 检同期合闸；F. 逻辑闭锁；G. 与显示板通讯，支持人机界面；H. 通过网络接口将信息读入或发出；I. GPS对时；J. 对关键芯片的定时自检。遥测采集及计算遥测量通过PT/CT将强电压、电流量转换成相应的弱电电压信号后，由A/D转换进入主CPU,可输入四个电压和三个电流。本装置测量采用32点采样。本装置对频率进行跟踪计算，调整采样周期后进行等间隔采样。遥测采用三表法。遥信测量遥信输入采用光耦进行隔离，以避免外部干扰的闯入。CPU对遥信的扫描时间为0.625ms,并加有软
37、件去抖动算法，其时序如图，遥控输出控制单元主要负责完成接受命令并根据命令输出相应的控制信息，为了保证遥控输出的可靠性，每一对象的遥控都由三个继电器完成，输出都由两个CPU执行，并增加了一闭锁控制电路，由控制电路来控制遥控的输出。对象操作严格按照选择、校核、执行三步骤，实现出口继电器校验。另外本装置具有硬件自检闭锁功能，以防止硬件损坏导致误出口。GPS对时本装置可与GPS对时，实现装置时钟与天文时钟同步。通信通信规约符合电力行业标准DL-T677-1999（IEC60870-5-103标准），配有以太网，双网，100Mbps，超五类线或光纤通讯接口。3.测控装置结构和安装图 RCS-9700系列
38、C型测控装置均为后插式结构，110KV侧变压器本体保护采用RCS-9703C测控装置，它是二分之一的6U机箱。4.RCS-9703C测控装置典型应用及功能 RCS-9703C测控装置主要用于站内主变本体及低压侧测控，装置拥有单断路器测控、分接头的调节、地刀的控制及与用于温度、直流系统测量的常规变送器的接口。1.主要功能有：1) 56路开关量变位遥信，开工量输入为220V/110V光电隔离输入 ；2) 一组电压、一组电流的模拟量输入，其基本内容有电流、电压、电度计算、频率、功率及功率因素；3) 8路变送器接口单元； 4) 15次谐波测量；5) 遥控输出可配置为16路遥控分合，遥控出口为空接点，遥
39、控分合闸无公共点，出口动作保持时间可程序设定；6) 1路检同期合闸；7) 分接头测量与调节；8) 4路脉冲累加单元，空接点开入；9) 遥控事件记录及事件SOE10) 支持电力行业标准DL/T667-1999（IEC60870-5-103标准）标准的通讯规约，配有以 太网，双网，100Mbps，超五类线或光纤通讯接口；11) 逻辑闭锁功能，闭锁逻辑可编程；12) 大屏幕液晶，图形化人机接口，主接线图、开关、刀闸及模拟量的显示，菜单及图形界面可编辑，并可通过系统网络直接下载。 2. 硬件结构本装置主要包括：1) AC板，交流输入；2) CPU板；3) DC板：电源，遥信输入；4) Yx接口板：遥信
40、；5) ZL板：变送器接口、遥信输入；6) Yk1接口板：遥控；7) Yk2接口板：遥控；3. 技术指标1) 容量 测量： 8路变送器 一组CT加一组PT 遥信： 56路 遥控： 16路 脉冲量： 4路2) 测量 输入信号范围 0-120%Un Un=100V 0-120%In In=5A/1A 输入方式 CT、PT隔离3) 信息速率 测量刷新周期 1秒 信号刷新周期 1秒4) 信号 事件分辨率 2Ms 信号输入方式 无源节点5) 网络接口 接口标准 以太网支持DL/T667-1999（IEC60870-5-103标准）6) 工作电源 输入电压 220V,110V 允许偏差 +15%,-20%
41、 功耗 25W7) 交流参数 电压 100V或100/1.732 V 电流 5A，1A 频率 50Hz 电压功耗 0.5VA/相 电流功耗 1VA/相 （Is=5A) 0.5VA/相 （Is=1A)8) 物理特性 正常工作温度 -2560 抗干扰 满足IEC255224 湿度和压力 满足DL478以太网接口双绞线以太网或光纤以太网可选择支持IEC61850、DL/T 667-1999（idt IEC60870-5-103：1997）对时接口标准EIA-RS-485接口，支持秒脉冲和IRIG-B差分信号输出形式空接点接点抖动时间1ms事件分辨率2ms信号输入方式无源接点电流输入范围4-20mA电
42、压输入范围010V或0-250V精度 0.2%满刻度值U、I测量误差 0.2%P、Q、S、CosF测量误差 0.5%系统侧频率测量误差 0.01Hz线路侧频率测量误差 0.01Hz相角差测量误差1输入信号范围0120%Un Un=100V0200%In In=5A/1A输入方式PT、CT隔离采样频率1600Hz额定电压(Un)110V，220V输入范围80 Un 120 Un静态功耗 15W动作时功耗 25WC型测控装置同期参数的设置一、 测控装置同期和无压具体实现过程1. 检同期关键过程：首先，需要指令启动同期检测过程。其次，装置没有发现母线电压PTDX，线路电压PTDX不会影响同期检测过程
43、。最后，等参与同期的两侧电压的压差、相角、频差均小于定值并且两侧电压均不低于低压闭锁定值时，合闸出口。否则，将在同期复归时间之后，退出同期检测过程，宣告检同期失败。2. 检无压关键过程：首先，需要指令启动无压检测过程。其次，装置没有发现母线或者线路电压PTDX。最后，参于检无压的两侧电压中任何一侧电压小于无压定值，合闸出口。否则，将在同期复归时间之后，退出无压检测过程，宣告检无压失败。二、 RCS9700C 型测控同期定值序号 定值名称定值序号 定值名称定值1低压闭锁值Ubs7同期复归时间Trs2压差闭锁值DelU8线路电压类型Utyp3频差闭锁值DelF9线路补偿角03604频差加速度闭锁D
44、fdt10不检方式Bj5开关动作总时间Tdq11检无压方式Jwy6允许合闸角Dazd12检同期方式Jtq13 检无压比率0100%说明：1 线路电压类型中“05”分别代表所用线路电压采用 Ua，Ub，Uc，Uab，Ubc，Uca。例: 线路电压类型整定为 0，即参于同期的电压相别是A相，所有与电压有关的定值如低压、压差、无压都以相电压为基准。如果线路电压类型整定为3，即参于同期的电压相别是AB相，所有与电压有关的定值如低压、压差、无压都以线电压为基准。2 低压闭锁值：当参与检同期判别的两个电压中任一个电压小于该定值时，不允许合闸。 3 压差闭锁值：当参与检同期判别的两个电压的差值大于该定值时，不允许合闸。4 频差闭锁值 ：当参与检同期判别的两个电压的频率差值大于该定值时，不允许合闸。5 频差加速度闭锁：当参与检同期判别的两个电压的频率差的速度大于该定值时， 不允许合闸。6