变电站综合自动化系统结构设计(报告)

1 前言变电站是电力网中线路的连接点，承担变换电压、变换功率和汇集、分配电能的作用，它的运行情况直接影响到整个电力系统的安全、可靠、经济运行。然而一个变电站运行情况的优劣，在很大程度上是取决于其二次设备的工作性能。现有的变电站有三种形式：一种是常规变电站；一种是部分实现微机管理、具有一定自动化水平的变电站：再有另一种就是全面微机化的综合自动化变电站。对于常规变电站其致命弱点即不具有自诊断能力、故障记录分析、能力和资源共享能力，对二次系统本身的故障无法检测，也不能全面记录和分析运行参数和故障信息。而全面微机化的综合自动化变电站，是以微机化的二次设备取代了传统使用的分立式设备。集继电保护、控制、监测及远动等功能为一体，实现了设备共享，信息资源共享，使变电站的设计简捷、布局紧凑，实现了变电站更加安全可靠的运行。同时系统二次接线简单，减少了二次设备占地面积，使变电站二次设备以崭新的面貌出现。

1.1变电站综合自动化概论

1.1.1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。因此，变电站综合自动化是自动化技术、计算机技术和通信技术等高科技在变电站领域的综合应用。变电站综合自动化系统可以采集到比较齐全的数据和信息，利用计算机的高速计算能力和逻辑判断功能，可方便地监视和控制变电站内各种设备的运行和操作。变电站综合自动化系统具有功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。

变电站综合自动化系统的出现是电网运行管理中的一次变革。它为变电站实现小型化、智能化、扩大监控范围以及为变电站的安全、可靠、合理、经济运行提供了数据采集及监控支持，同时为实现高水平的无人值班变电站管理打下了基础。此外，变电站综合自动化也是电网调度自动化基础，只有通过厂站自动化装置和系统向调度自动化系统提供电网中各个变电站完整可靠的信息，调度控制中心才可能了解和掌握整个电力系统的实时运行状态和变电站设备工况，也才能对

其控制、调整做出决策；同样，也只有依靠变电站的自动化装置才能完成调度控制中心发出操作命令，实现远方控制。因此，可以说一个完整的、先进的、可靠的变电站综合自动化，是建立一个先进的、高水平的电网调度自动化的前提和基础。

1.1.2变电站综合自动化现状

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。

60年代，由于远动技术的发展，在变电站开始应用遥测、遥信技术，从而进入了远方监视的无人值班阶段。但是，如果要对开关进行操作，还必须到变电站现场才行。国外变电站综合自动化的研究工作始于70年代。80年代以后，研究变电站综合自动化系统的国家和大公司越来越多。例如：西门子公司、ABB 公司、AEG公司、GE公司、西屋公司、阿尔斯通公司等都有各自的综合自动化系统产品。我国对变电站综合自动化系统的研究工作起始于80年代中期。研究与开发的内容归纳起来有两个方面：其一是中低压变电站采用综合自动化系统，以便更好地实施无人值班，达到减人增效的目的；其二是对高压大型枢纽变电站的建设和设计来说，采用新的控制方式，解决各专业在技术上保持相对独立而造成的互相脱节、重复投资，甚至影响运行可靠性的弊端。国内的变电站综合自动化系统在IlOKV或35KV系统的变电站中，目前已投入了相当数量，在电力系统中发挥了积极的作用，提高了安全运行水平和管理水平。

目前，变电站综合自动化系统的硬件的组织结构，分为集中式、分层分布式两大类。近年来随着网络技术的发展，分层分布式结构已成为变电站综合自动化系统的主流。该结构是将集测量、保护、远动等于一体的微机型测控保护装置分别安装在变电站一次设备间隔中，如开关柜内，这样二次线路大大减少，只有用于通信的网络线缆或光缆。其最大的优点就是减少了二次线缆抗干扰能力提高，

同时二次设备数量大大降低，减少了变电站的占地面积。此外，分布式分层结构对工业现场、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，有很好的兼容性、可靠性和可观测性，且互换性强，容易优化。

变电站综合自动化系统使用分层分布式结构后，对网络通信功能提出了更高的要求。各间隔层装置与站控层之间所有的控制命令、数据传递、信息交换都要

通过数字通信来实现。因此通于网络通信的实时性要求，可靠性要求就更高更强。

传递方式主要可分为星形式、总线式以及环形网三种。星形的优点是可靠性高，任何一支路断线仅会影响一个分支的信息交换，但是布线较多。总线式的特点是经济、连线简便、抗干扰能力强。但是，在总线上某处出现断开或接头松动时，将影响该断点以下的信息通信。环网通信的优点是，当环形网上产生断点时，可以从反向通信，从而提高了可靠性。

在变电站自动化系统中，变电站运行参数、运行状态、事件记录等数据信息都存放在数据库中，数据库是变电站实现测量、控制、远动、管理自动化的基础。因此，优良的数据库体系，对提高整个变电站自动化系统的工作效率，保证系统的稳定运行起到至关重要的作用。变电站综合自动化系统中的数据库结构一般由实时数据库和历史数据库两部分构成，现在出现的内存数据库以其存储速度上的优势也逐渐被应用到电力自动化系统的数据存储体中，与实时数据库和历史数据库配合使用。

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。

1.1.3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。测控与保护功能的集成已在中低压系统的综合自动化化装置中得已应用。但是对高ll0kV以上的系统，

监测和控制还是分散考虑的。因此发展趋势是进一步实现监测、控制及远动的一体化。同时，目前，故障录波、小电流选线等等设备和系统是按功能分散考虑的，也将进一步向一个模块管理一个电气单元或间隔单元方向发展。这样，在自动化系统发生故障时，对于整个电网可能造成的影响大大减小。

（2）设备安装就地化、户外化。目前，只有中低压测量控制单元与一次设备安装在一起，对于110kV以上的设备还是在主控室进行组屏安装。提高测量控制单元的抗干抗性、环境适应性和搞腐蚀性，实现测量控制设备的就地安装和户外安装，将大大的减少变电站二次线缆的利用率，减少占地面积，同时提高了变电站的运行可靠性，降低了维护劳动强度。

(3)测量、控制设备向通用化、规范化发展。目前，测控保护装置，种类繁多，通用性差。随着计算机技术的发展，开发通用、标准、灵活的硬、软件平台，能够适用于所有保护和控制。使变电站自动化系统具有开放性和数据一致性，实现不同厂家设备的通信、维护和操作。

(4)通讯网络协议标准化。目前，国内各变电站自动化装置生产厂的通讯协议不一致，通用性差。使综合自动化变电站的各种智能设备通过网络组成一个统一的、互相协调工作的整体是发展的必然趋势。

(5)系统信息交换、共享范围进一步扩大。在调度自动化系统中，变电站自动化系统并不是一个孤立系统，需要与其他系统如：火电厂系统、水电厂系统和配线网自动化系统相互交换信息、共享数据。在企业动力能源管理中，变电站自动化系统需要与锅炉系统、压缩空气系统、给排水系统等的自动化系统一起建立动力能源调度系统。因此，如何使信息资源得到更为充分地利用已成为整个电力行业发展所关心的重要问题。

(6)变电站综合自动化系统安全体系不断升级。安全体系是整个电力自动化系统运行的保障。随着对电力信息访问越来越公开化以及Intranet／Intemet接入，强大的安全管理机制就显得越发的重要。因此，电力自动化系统的安全体系需要不断升级和完善。

1.2 设计范围

微机保护和控制在电力系统中德奥了广泛的应用，变电站综合自动化系统取代传统变电站二次系统，以及成为了当前电力系统发展趋势。本设计要求对小型的变电站综合自动化系统，了解变电站综合自动化系统的结构和组成方式。对变

电站综合自动化现状及存在的问题进行基本阐述，通过对比使用分层分布式结构进行变电站综合自动化系统部分的设计。

2变电站综合自动化系统的结构形式

1.2变电站综合自动化系统的设计原则

近年来由于计算机技术和通信技术迅猛发展，变电站综合自动化系统的技术水平有了很大的提高，体系结构也不断改进，目前已有不少变电站实现了不同程度的自动化，也有不少高校、研究单位和制造厂投入到变电站综合自动化系统的研究和制造工作中，对它的设计原则、要求和看法，也积累了不少成功的经验。

为了达到变电站综合自动化的总目标，自动化系统应满足一下要求。

（1）变电站综合自动化系统应能全面代替常规的二次设备。综合自动化系统应集变电站的继电保护、测量、监视、运行控制和通信于一个分级分布式的系统中，此系统由多个微机保护子系统、测量子系统、各种功能的控制子系统组成，应能代替常规的继电保护、仪表、中央信号、模拟屏、控制屏和运行控制装置，才能提高变电的技术水平和可靠性。

（2）变电站微机保护的软、硬件设置既要与监控系统相对独立，又要相互协调。微机保护是综合自动化系统中很重要的关键环节，因此其软、硬件配置要相对独立，即在系统运行中，继电保护的动作行为仅与保护装置有关，不依赖于监控系统的其他环节，保证综合自动化系统中，任何其他环节故障只影响局部功能的实现，不影响保护子系统的正常工作。但与监控系统要保持紧密通信联系。（3）微机保护装置应具有串行接口或现场总线接口，向计算机监控系统或RTU 提供保护动作信息或保护定值等信息。

（4）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。随着我国电力工业进入大电网、大机组的时代，无人值班变电站的实施已成为电网调度自动化深入发展的必然趋势，是电网调度管理的发展方向。传统的四遥装置，无论从可靠性、测量精度、传输速率和技术水平等方面，都不能满足现代化电网调度、管理的要求。变电站综合自动化系统的功能设计，要从电力系统的安全、稳定运行、提高经济效益等综合指标和提高电网基础自动化水平的综合要求出发，其软、硬件的配置必须考虑具备与上级调度通信的能力，必须具备RTU的全部功能，以便满足和促进变电站无人值班的实施。

（5）有可靠、先进的通信网络和合理的通信协议。

（6）必须保证综合自动化系统具有高的可靠性和强的抗干扰能力。变电站安全运行是变电站设计的基本要求，为此，在考虑系统的总体结构时，要注意主、次分清。对关键环节，要有一定的冗余。综合自动化系统中的各个子系统要相对

独立，一旦系统中某部分出现故障应尽量缩小故障影响的范围并能尽快修复故障。为此，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。（7）系统的可扩展性和适应性要好。随着我国经济建设的发展，每年有不少新建变电站要设计、建设和投产，它们需要有技术先进、功能齐全、性能价格比高的自动化系统提供选用。此外，每年有大量各式各样的老站需要改造，这些老站由于其投资水平不同，在系统中的地位和原来采用的设备以及基础各不相同，因此要求自动化设备应能根据变电站不同的要求，组成不同规模和不同技术等级的系统。

（8）系统的标准化程度和开放性能要好。研究新产品时，应尽量符合国家或部频标准，使系统开放性能好，也便于升级。

（9）必须充分利用数字通信的优势，实现数据共享。数据共享应该是综合自动化系统发展的趋势，只有实现数据共享，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。

（10）变电站综合自动化系统的研究和开发工作，必须统一规划，统一指挥。变电站综合自动化系统是一项技术密集，涉及面广、综合性很强的基础自动化工程。在研究、开发和应用过程中，各专业要互相配合，避免各自为战，整个系统才能协调工作，对系统的信息才能集中管理和共享，避免不必要的重复和相互的干扰。

1.3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。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卫星计算机完成的，只是每台微计算机承担的任务多些。例如监控机要负担数据采集、数据处理、开关操作、人机联系等多项任务：担负微机保护的计算机，可能一台微机要负责几回低压线路的保护

等。随着微处理器的发展、微型计算机的性能价格比迅速优于小型机后，才开始

图2.1 集中式结构的综合自动化系统框图

这种集中式的结构式更具变电站的规模，配置相应容量的集中式保护装置和监控主机及数据采集系统，它们安装在变电站中央控制室内。

主便延期和各进出线及站内所有电器设备的运行状态，通过TA、TV经电缆传送到忠言控制室的保护装置和监控主机。继电保护动作信息往往是取保护装置的信号继电器的辅助触点，通过电缆送给监控主机。

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，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或规模较少的变电站更为有利。

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，影响面打，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分层分布式的机构形式

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3层，即变电站层、间隔层、和设别层。在所分的3层中，变电站层称为2层，间隔层为1层，设备层位0层。每一层由不同的设备或不同的子系统组成，完成不同的功能。图2.2所示为变电站一、二次设备分层结构示意图。

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保护、故障记录等功能。因此，间隔层本身是由各种不同的单元装置组成的，这系统独立的单元装置直接通过局域网络或串行总线与变电站层联系；也可能设有数采管理机或保护管理机，分别管理各测量、监视单元和各保护单元，然后集中由数采管理机和保护管理机与变电站层通信。间隔层本身实际上就是两级系统的结构。

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。至现场通信技术在变电站的成熟使用前，单元层的设备仍宜安装在变电站控制室，从而形成了分层分布是系统集中组屏的机构。

分层分布式系统集中组屏结构的变电站综合自动化系统有特点如下：

1）分层分布式的配置

为了提高综合自动化系统整体的可靠性，系统采用按功能划分的分布式多CPU系统。系统的功能单元包括：各种高低压线路保护单元；电容器保护单元；主变压器保护单元；备用电源自投控制单元；低频减负荷控制单元；电压无功控制单元；数据采集与处理单元；电能计量单元等等。每个功能单元基本上由一个CPU组成，多数CPU采用单片机。主变压器保护等少数功能单元由多个CPU完成。这种按功能设计的分散模块化结构具有软件相对简单、调试维护方便、组态

变

电

图2.2 变电站一、二次设备的分层结构

2）继电保护相对独立

继电保护装置是电力系统中可靠性要求非常高的设备。根据国际大电网会议要求，在综合自动化系统中，继电保护单元宜相对独立，其功能不依赖于通信网络或其他设备。在分层分布式系统集中组屏结构的变电站综合自动化系统中，各保护单元由独立的电源，保护的输入仍由电流互感器和电压互感器通过电缆连

接，输出跳闸命令也通过常规的控制电缆送至断路器的跳闸线圈，保护的启动、测量和逻辑功能独立实现，不依赖通信网络交换信息。保护装置通过通信网络与保护管理机传输的只是保护工作信息或记录数据。为了无人值班的需要，也可通过通信接口实现远方读取和修改保护整定值。

3）具有与控制中心通信功能

合自动化系统本身已具有对模拟量、开关量、电能脉冲量进行数据采集和数据处理的功能，也具有收集继电保护动作信息、事件顺利记录等功能，因此，不需要独立的RTU装置为调度中心采集信息，而将综合自动化系统采集的信息直接传送给调度中心，同时也可接受调度中心下达的控制、操作命令和在线修改保护定值命令，并加以执行。

4）可靠性高

由于采用模块化结构，各功能模块都由独立的电源供电，输入/输出回路都相互独立，任何一个模块故障，只影响局部功能的实现，不影响全局，系统的可靠性得到提高。

5）维护管理方便

分层分布式系统采用集中组屏机构，全部安装在控制室内，工作环境较好，

电磁干扰相对开关柜附近较弱，维护和管理方便。

6)需要电缆较多

对于规模较大的变电站，由于设备分布较广，安装时需要的控制电缆相对较多，增加了电缆投资。

2.2.3 全分散式的结构形式

硬件结构为完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，如图2.3所示。

这种完全分散式结构的综合自动化系统在实现模式上可分为两种：一种是保护相对独立，测量和控制一体，例如SIEMENS的LSA678，国内的DISA-2、BJ-F3型等系统；另一种是保护、测量、控制完全合一，实现变电站自动化的高度综合，例如ABB公司的SCS100、SCSS200等系统。

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。

图2.3 完全分散式变电站综合自动化系统结构

（2）节约控制室面积。

（3）节约二次电缆。

（4）综合性强。

3 变电站综合自动化系统的设计

3.1 系统结构

变电站综合自动化系统应该从变电站的整体情况出发，同意考虑保护、监测、控制、远动、VQC和五防功能，其结构框图如下：

变

站

层

间

隔

层

设

TA TV

备

层

图3.1 综合自动化系统框图

在变电站自动化系统的管理上，采取分层管理的模式，即各保护功能单元由保护管理机直接管理。一台保护管理机可以管理多个单元模块，它们间可以采用双绞线用RS-485接口连接，也可以通过现场总线连接。而模拟量和开关量的输入/输出单元，由数采控制机负责管理。正常运行时，保护管理机监视各保护单元的工作情况，如果某一保护动作信息或保护单元本身工作不正常，立即报告监

控机，再送往调度中心。调度中心或监控机也可通过保护管理机下达修改保护定值等命令。数采控制机则将各数采单元所采集的数据和开关状态送监控机，并由监控机送往调度中心。数采控制机接受由调度中心或监控机下达的命令。总之，保护管理机和数采控制机可明显地减轻控制机的负担，协助控制机承担对单元层的管理。

3.2 系统各部分功能

变电站综合自动化系统是应用较为成熟的、先进的分布式系统结构，按间隔配置测控单元。将保护功能和测控功能按对象进行设计，集保护/测控功能于一体，保护、测控既相互独立，又相互融合，保护、测控借助于计算机网络与变电站层计算机监控系统交换数据，减少大量二次接线，增加功能，节省了投资，提高了系统可靠性。

即变电站综合自动化监控系统采用分层分布式结构，系统分为三层：间隔层、单元层、监控管理层，其中单元层和管理层均属于站控层。系统各层之间是相互独立，主站层故障时，通过前端通信层控制间隔层，监控管理层和前端通信主站层全部故障时不会影响间隔层继电保护系统的政策运行。

3.2.1 间隔层单元功能在变电站综合自动化系统中，主要根据一次设备间隔来划分间隔层的装置。在低压系统中，间隔层单元采用的是集测控保护于一体的微机型测控保护装置；而在高压系统中，保护和测控功能是独立设置，即分别采用测控监视单元与保护单元对系统进行监控与保护。

1）模拟量采集与输出

在变电站综合自动化系统中，间隔层单元采集的模拟量主要为交流电压、交流电流、有功功率以及无功功率等，一般通过间隔或元件的电流互感器、电压互感器的二次回路采样，以实现对间隔或元件的交流模拟量的测量。个别直流模拟量或温度量，一般通过传感器或变送器变为标准信号或传送给间隔层单元，或选择独立的直流系统监控装置。

2）状态量采集

变电站中的状态量信息主要包括传统概念的遥信信息和自动化系统设备运行状态信息等。在变电站综合自动化系统中，不仅要采集表征电网当前拓扑的开关位置等遥信信息，还要将反映测量、保护、监控等系统工作状态的信息进行采集、监视。间隔层中断路器、隔离开团和接地开关等一次设备的位置状态信号，在高压系统中一般采用双位置信号方式输入，在低压系统中，除了断路器的位置信号外，隔离开关和接地开关位置信号可以用单位置触点来采集。所谓双位置信号方式，是指利用间隔层装置中的两个状态输入点来采集一次设备的辅助接点的状态。双位置信号方式较为单位置信号方式可以大大提高状态信号的正确性，防止错误判断的发生。即用2位比特而不是1位比特来表征一个开关的开合状态，这时00，01,10,11的4种组合中只有2种正确的位置状态，而其余2种是不确定状态，不用0，1两种状态表示开合增加了码元的抗干扰性，从而提高了状态信号传输处理过程中的可靠性。

此外，在间隔层中海有断路器手车位置、电机储能、高压开关的异常告警信号、变压器瓦斯告警信号、保护状态和自动装置的动作信号、交直流屏的告警信号等一般都是单位置信号。

3）保护控制功能

在变电站综合自动化系统中，间隔层的设备要独立实现对被控对象的保护功能，在系统发生故障时能迅速起动并发出正确的控制命令。如切断断路器等。同时，间隔层在控制方面，还要实现对断路器、隔离开关、接地开关、变压器分接头调节、消弧线圈接头调节及保护复归、保护压板投退等的控制。其中对于断路器、变压器接头调节等是用双命令控制，而对于保护复归、保护投退、接地试跳等是通过单命令控制实现。双命令控制对象，是指被控对象一个完整控制过程(合闸、分闸过程)需要两个命令才能实现。而单命令控制则是指被控对象的控制过程只要一个命令就能完成。

4）通信功能

在变电站综合自动化系统中，间隔层单元要为实现与主控单元的通信设立与主控单元通信的接口，为了调试工作的方便进行设立用于参数上装、下装和信息读取的调试接口，为了系统时钟一致而设立对时接口，外此还有与其他间隔层单元通信的通信接口等。这些接口一般是设在间隔单元的前面板或后面板上，分为一般有工业以太网接口、RS232／485／422串行接口、现场总线接口等。在本系统中，间隔层与主控单元之间的连接方式是总线型，因此通信采用WorldFIP总线接口。而且为了提高控制系统可靠性，主控单元采用双机冗余结构。

5）防误联锁功能

为了提高变电站运行的安全可靠性，要求间隔层单元具有防误联锁功能。这种防误联锁功能主要表现在两个方面：一是本间隔内各元件之间的防误联锁功能，二是间隔之间的防误联锁功能。对于间隔层装置来讲，主要是通过其中的可编程逻辑控制功能来实现防误联锁功能。根据间隔中一次元件的防误联锁条件，间隔层单元一方面通过获取本间隔的断路器、隔离开关、接地开关等信号，实现

本间隔自身隔离开关、接地开关、断路器各元件之间的防误联锁要求，另一方面通过网络得到所需的其他间隔的防误联锁信息，利用本间隔中间隔单元的可编程逻辑控制功能来实现间隔之间防误联锁的要求。

6）人机界面功能

为了方便调试和实现参数显示、查询、修改在间隔层单元的前面板上还应用有LCD显示屏和按键。用于实现对间隔单的运行参数，如电流、电压、功率等进行显示，对通信参数如装置地址、通信规约、波特率等进行设置，对间隔内元件参数和继电保护整定值进行显示和修改，对遥信状态进行显示和查询，对异常现象进行显示报警等功能。

（1）人机联系的桥梁，包括CRT显示器、鼠标和键盘。变电站采用微机监控系统后，无论是有人值班还是无人值班，最大的特点之一是操作人员或调度人员只要面对CRT显示器的屏幕通过鼠标或键盘，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监视、操作方式。

（2）CRT屏幕显示的内容。作为变电站人机联系的主要桥梁和手段的CRT 显示器，不仅可以取代常规的仪器、仪表，而且可以实现许多常规仪表无法完成的功能。它可以显示的内容，归纳起来有以下几个方面：

①显示采集和计算的实时运行参数。

②显示实时主接线图。

③顺序记录显示。

④值班历史记录。

⑤保护定值和自控装置的设定值显示。

⑥故障记录，设备运行状况显示等。

（3）输入数据。变电站投入运行后，随着运行方式的变化，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，例如更换TA变化。因此在人机联系中，必须有输入数据、调整运行参数的功能。

3.2.2 变电站层单元功能

变电站层的有关自动化设备一般安装于控制室，而间隔层的设备最好安装于

靠近现场设备，以减少控制电缆长度。变电层主要用于完成变电站内的间隔层的各种测控单元或测控保护单元以及各种职能电子装置与站控层的后台系统之间

的信息交换，起着通信控制器的作用。

1）实现和管理与间隔层的各种测控、保护和智能电子装置之间的通信。

2）实现和管理与变电站自动化系统中的后台系统和远方调度控制中心之间的通信。

3）通过GPS实现对时功能，统一系统时间。

4）实现对系统中各装置和设备的痛惜状态的监测。

变电站层通过控制设备实现运行监视空能，所谓运行监视，主要是指对变电站的运行工况和设备状态进行自动监视，即对变电站各种状态量变位情况的监视和各种模拟量的数值监视。

通过状态量变位监视，可监视变电站各种断路器、隔离开关、接地开关、变压器分接头的位置和动作情况、继电保护和自动装置的动作情况以及它们的动作顺序等。

模拟量的监视分为正常的测量和超过限定值的报警、事故模拟量变化的追忆等。

当变电站有非正常状态发生和设备异常时监控系统能及时在当地或远方发出事故音响或语音报警，并在CRT 显示器上自动推出报警画面，为运行人员提供分析处理事故的信息，同时可将事故信息进行打印记录和存储。

越限报警的各个参数，有一个允许运行时间限额，为此除越限报警外还应向上级调度（控制）人员提供当前极限远行时间，即允许运行时间减去越限运行的累计时间。

异常状态报警的是：非正常操作时，断路器变位信号、保护故障动作信号、监控和保护设备异常状态信号以及数据采集的状态量中其他报警和异常信号。

报警方式主要有：自动推出画面、报警、音响提示（语音或可变频率音响）、闪光报警信息操作提示，如控制操作超时等。

3.3 变电站电压无功控制的基本原理

变电站电压无功控制是保证电压质量和无功平衡、提高供电网可靠性和经济性的重要措施之一。

随着电网规模的不断扩大和超高压远距离输电系统的发展，一方面系统消耗的无功功率日益增多。另一方面无功补偿容量相对不足，导致一些配电网低谷时电压过高，而在高峰时期电压水平过低的状况，严重威胁着电网安全运行和用户

的正常生产生活。

从发电机和高压输电线供给的无功功率往往满足不了负荷的需要，因为从建设电网考虑，主要是以电网投资和运行费用最小为目标对无功电源的位置和容量进行优化，实现无功电源的合理规划与配置，即减少发、供电设备的设计容量，减少投资，以就地无功补偿减少无功功率在电网中的流动。在电网建成后，以无功功率交换最少为目标对电网运行方式进行优化控制，所以在电网中要设置一些无功补偿装置来补充无功功率。以保证用户对无功功率的需要。

变电站电压无功控制的基本原理就是通过对变电站的电压、无功等运行数据的测最、分析，根据电网实际运行状态，动态地控制变压器分接头位置和电容／电抗器的投切，实现电压和无功的闭环控制，使得电压维持在合格范围内，提高电压合格率，无功动态补偿，降低无功损耗，最终实现提高经济效益的最终目标。

计算机监控系统进行电压无功控制的主要步骤如下：

第一步：采集电力系统实时运行参数，包括有功、无功、电流、电压，以及各种开关、设备的运行状态，如果系统运行未发生异常情况。则进行下列步骤。

第二步：进行电压调节分析。对于电压调节，其主要的判断依据是人为整定的正常电压的范围(限值)，超出这个范围．即认为电压越限不合格：电压越上限，可能原因有以下两种：1)容性无功多，低压侧无功补偿过多，系统输送无功过少，变压器电压损耗过小；2）分接头低，系统与负荷之间的电器距离太近。

电压下限，可能原因有以下两种：1）容性无功少，低压侧无功补偿过少，系统输送无功过多，变压器电压损耗过大；2）分接头，系统与负荷之间的电气距离太远。

第三步：进行无功补偿判断，其主要的判断依据同样是人为整定的无功范围(限值)，超出这个整定值范围，意味着系统无功过多或过少：

无功越上限，说明系统送的无功过多，可能原因有以下两种：1)容性无功少，低压侧无功补偿过少；2)分接头高，系统向低压侧无功输送无功过多。

无功越下限。说明系统送的无功过少．可能原因有以下两种：1)容性无功多，低压侧无功补偿过多；2)分接头低，系统向低压侧无功输送无功过少。

第四步：进行策略选择。在前两步分析判断基础，按照事先确定的策略模型，选择一个最优方案进行实施。并重新进入第一步骤。

计算机监控系统的自动控制，既可以降低人员的劳动强度，又可以更实时、更科学地控制电压及达到无功平衡。

3.3.1 无功补偿对功率因素的影响

视在功率表示给负载的功率，也就是总功率。电感性负载的电压和电流的相

量间存在着一个相位差（电感电流总是滞后电压，电阻电流与电压同相，电容电流超前电压），通常用相位角的余弦来表示，也称为功率因数。在数值上，功率因数是有功功率和视在功率的比值。功率因数反映总功率中有功功率所占的比例，功率因数的大小与电路的负荷性质有关，是随负荷的性质和有功功率在视在功率中所占的比例决定。如白炽灯泡、电阻炉等电阻负荷的功率因数为1，一般具有电感或电容性负载的电路功率因数都小于1。

在一定的电压、电流下，提高功率因数，其输出的有功功率就越大，因此提高设备的利用率。如果有功功率一定，功率因数越高，所需要的视在功率就越小，说明提高了电网的传输能力。线路的有功损失和功率因数及电压的平方成反比，功率因数越高，有功功率的损失就越小。影响电压损失的因数有四个：有功功率、无功功率、电阻、电抗。

功率因数是电力系统的一个重要的技术数据。功率因数是衡最电气设备效率高低的一个系数。功率因数低，说明电路用于交变磁场转换的无功功率大，从而降低了设备的利用率，增加了线路供电损失。所以，供电部门对用电单位的功率因数有一定的标准要求。

用电设备不但要从电源取得有功功率．同时还需要从电源取得无功功率。如果电网中的无功功率供不应求，用电设备就没有足够的无功功率来建立正常的电磁场，这些用电设备就不能维持在额定情况下工作，用电设备的端电压就要下降，从而影响用电设备的正常运行。

如果用户负荷所需的无功功率(包括变压器的无功功率损耗)都能就地补偿，就地供应，供电可变损失就可以大为降低，电压质量也相应得到改善。

因此，无功补偿可以改善电能质量、使功率因数提高，总电流减小、降低电能损耗、挖掘发供电设备潜力、减少用户电费支出，是一项投资少，收效快的节能措施。

3.4 备用电源自投入装置

速将备用电源或备用设备或其他正常工作的电源自动投入工作，使原来工作电源被断开的用户能迅速恢复供电的一种自动控制装置。备用电源自动投入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。

备用电源自动投入装置的基本特点：

（1）工作电源确实断开后，备用电源才投入。工作电源失压后，无论其他进线断路器是否跳开，即使已测定其他进线电流为零，但还是要先断开该断路器，

并确定是已跳开后，才能投入备用电源。这时为了防止设备电源投入到故障元件上。例如工作电源故障保护柜动。但在其他地方被后备保护切除，备用自动投入装置动作后合于故障的工作电源。

（2）备用电源自动投入切除工作电源断路器必须经过延时。经延时切除工作电源进线断路器是为了躲过工作母线引出线故障造成的母线电压下降。延时时限应大于最长的外部故障切除时间。在有的情况下，可不经延时直接跳开工作电源进线断路器。加速合上备用电源。例如工作母线进线侧的断路器跳开，进线侧无重合闸功能时；手动合上备用电源时也不经过延时直接跳开工作电源进线断路器。

（3）手动跳开工作电源时，备用自动投入装置不需要动作。工作电源进线断路器的合后触点（指微机保护的操作回路输出的KKJ合后触点）作为备用自动投入装置的输入开关量，在就地或遥控跳断路器时，其合后KKJ触点断开，备用自动投入装置自动化退出。

（4）有闭锁备用自动投入装置的功能。每套备用自动投入装置均设置有闭锁备用电源自动投入的逻辑回路，以防止备用电源投入到故障的元件上，造成事故扩大的严重后果。

（5）备用电源不满足有压条件，备用电源自动投入装置不动作。

（6）工作母线失压时还需要检查工作电源无流，启动备自动投入，以防止TV二次侧三相断线造成误投。

（7）备用电源自动投入装置只允许动作一次。微机型备用电源自动投入装置可以通过逻辑判断来实现只动作一次的要求，但为了便于理解，在阐述备用电源自动投入装置逻辑程序时广泛用电容器“充电”条件满足；延时启动的时间应理解为“充电”时间到后就完成了全部准备工作；当备用电源自动投入装置动作后或任何一个闭锁及推出备用电源自动投入电源条件存在时，立即瞬时完成“放

电”。“放电”就是模拟闭锁备用电源自动投入装置，放电后就不会发生备用电源自动投入装置第二次动作。这种“充放电”的逻辑模拟与微机自动重合闸的逻辑程序相类似。

3.5 继电保护功能

变电站综合自动化系统中的微机继电保护主要包括输电线路保护、电力变压器保护、母线保护、电容器保护、小电流接地系统自动选线、自动重合闸。由于继电保护的特殊重要性，综合自动化系统绝不能降低继电保护的可靠性。因此要求：

1）系统的继电保护按被保护的电力设备单元（间隔）分别独立设置，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。

2）保护装置设有通信接口，供接入站内通信网，在保护动作后向变电站层的微机设备提供报告等，但继电保护功能完全不依赖通信网。

3）为避免不必要的硬件重复，以提高整个系统的可靠性和降低造价，特别是对35KV及以下设备，可以配给保护装置其他一些功能，但应以不因此降低保护装置可靠性为前提。

4）除保护装置外，其他一些重要控制设备，例如备用电源自动投入装置、控制电容器投切和变压器分接头有载切换的无功电压控制装置等，也不依赖通信网，而设备专用的装置放在相应间隔屏上。

继电保护是变电站综合自动系统的关键环节其最重要的功能就是要有独立的、完整的继电保护功能，在此基础上还必须具备下列附加功能：（1）继电保护的通信功能及信息量。综合自动化系统中的继电保护对监控系统而言是相对独立的，因此，继电保护应具有与监控系统通信的功能。继电保护能主动上传保护动作时间、动作性质、动作值及动作名称，并按控制命令上传当前的保护定值和修改定值的返校信息。

（2）具有与系统统一时钟对时的功能。时间的精确和统一在电网运行中显得十分重要，尤其是当继电保护动作时，只有借助精确统一时间才能根据各套继电保护动作的先后顺序正确分析电网发生事故的原因。因此，1991 年7 月原能源部在颁布《电力调度系统计算机网络规划大纲>》中，已明确建议在同一电网内采用统一的对时方式，以便准确记录发生故障和保护动作时间。

（3）存储各种保护整定值功能。

（4）当地显示与远处观察和授权修改保护整定值。对保护整定值的检查与修改要直观、方便、可靠。除了在各保护单元上要能显示和修改保护定值外，考虑到无人值班的要求，通过当地的监控系统和远方调度端，应能观察和修改保护定值。同时，为了加强对定值的管理，避免差错，修改定值要有校对密码措施，以及记录最后一个修改定值的密码。

（5）设置保护管理机或通信控制机，负责对各保护单元的管理。保护管理机（或通信控制机）在自动化系统中起承上启下的作用。把保护子系统与监控系统联系起来，向下负责管理和监控保护子系统中各单元的工作状态，并下达由调度或监控系统发来的保护类型配置或整定值修改信息；如发现每一保护单元故障或工作异常，或有保护动作信息，应立刻上传给控制系统或上传至远方调度端。

（6）故障自诊断、自闭锁和自恢复功能。每个保护单元应有完善的故障自诊断功能，发现内部有故障，能自动报警，并能指明故障部位，以利于查找故障

和缩短维修时间，对于关键部位故障，例如A/D 转换器故障或存储器故障，则应自动闭锁保护出口。如果是软件受干扰，造成程序“出轨”的软故障，应有自启动功能，以提高保护装置的可靠性。

（7）自动重合闸功能。其功能和设置在输电线路保护内。110KV 及以下线路一般采用三相一次重合闸，其同期检定方式重合闸延时时间应能整定。同期检定方式可选择不检定方式、检无压方式、检同期方式等。

4 变电站综合自动化系统数据采集

4.1 模拟量输入及输出电路

变电站综合自动化系统采集的电流、电压、有功功率、无功功率、温度等都属于模拟量。模拟量的输入电路是综合自动化系统中很重要的电路，综合自动化装置的动作速度和测量精度等性能都与该电路密切相关。模拟量输入电路的主要作用是隔离、规范输入电压及完成模/数变换，以便于CPU接口，完成数据采集任务。

根据模/数变换原理的不同，综合自动化装置中模拟量的输入电路有两种方式：一是基于逐次逼近型A/D转换方式（ADC），直接将模拟量转换为数字量的变换方式；二是利用电压/频率变换(VFC)原理进行模/数变换方式，将模拟量电压先转换为频率脉冲量，通过脉冲计数变换为数字量的一种变换形式。

计算机输出的信号以数字的形式给出，而有的执行元件要求提供模拟的电流或电压，因此采用模拟量输出通道来实现。

（一）基于逐次逼近式A/D转换的模拟量输入电路

一个模拟量从变电站的主回路到微机系统的内存，中间要经过多个转换环节和滤波环节。模拟量输入电路的结构框图如图3.2所示。主要包括电压形成电路、