变电站综合自动化技术培训PPT文稿 247页

'变电站综合自动化技术培训 变电站综合自动化技术培训提纲1、变电站综合自动化系统概述2、变电站综合自动化系统设计原则和结构形式3、变电站综合自动化监控系统的功能和实例介绍4、变电站IED设备硬件介绍5、变电站IED设备软件和算法6、变电站保护元件的常规配置7、变电站综合自动化系统其它IED设备8、变电站综合自动化系统的数据通信9、提高综合自动化系统可靠性的措施10、变电站综合自动化系统的故障及排除方法11、变电站综自系统的运行管理、维护和调试等知识 1、变电站综合自动化系统概述1.1、变电站综合自动化系统的定义1.2、变电站综合自动化系统的基本特征1.3、变电站自动化技术的发展历程1.4、变电站综合自动化系统的功能描述1.5、变电站综合自动化系统当前发展特点1.6、变电站综合自动化系统今后发展趋势 1.1综自系统概述—定义变电站综合自动化系统，是利用多台微处理器及嵌入式CPU和大规模集成电路组成的分层分布式的自动化系统，它以计算机技术为基础，实现对变电站传统的继电保护、测量手段、控制方式、通信结构和管理模式的全面改造和升级。该系统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，经过功能的重新组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、信号处理技术和通信技术、实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的综合性的自动化功能。这些包括：自动监视、远程测量、自动控制、微机保护，以及与调度通信等。 1.1综自系统概述—定义在国内，变电站综合自动化系统从通俗意义上讲，指的是包含传统的自动化监控系统、继电保护、自动装置等各种数字式设备，是集保护、测量、监视、控制、远传等功能为一体，通过数字通信及网络技术来实现信息共享的一套微机化的二次设备及系统.该系统之所以冠名综合自动化系统，是为了区别于以往只实现了局部功能的变电站自动化系统，例如采用常规保护加RTU构成的变电站自动化系统。国外也有文章称综合自动化系统为“一体化的变电站控制与保护系统”。 1.1综自系统概述—定义从国际上看，在1997年的国际大电网会议（CIGRE）上，国际电工委员会（IEC）WG34.03工作组根据变电站自动化系统发展的情况，在“变电站内数据流的通信要求”报告中，提出了“变电站自动化”（SA，SubstationAutomation）和“变电站自动化系统”（SAS，SubstationAutomationSystem）两个名词。此名词被国际电工委员会的TC57技术委员会（即电力系统通信和控制技术委员会）在制定的IEC61850变电站通信网络和系统标准中采纳。在IEC61850标准中，对变电站自动化系统（SAS）的定义为：变电站自动化系统就是在变电站内提供包括通信基础设施在内的自动化。 1.2综自系统概述—基本特征变电站综合自动化系统具有如下特征：系统功能综合化综合了除交直流电源外的全部二次系统，综合不是简单的拼凑，而是功能的重新划分和性能指标的最优。（不是简单的1+1）系统构成的模块化和数字化面向被控对象，形成模块化设计，并以模块化为基础实现系统的灵活组态（例如出线按间隔配置，规模可大可小）。而模块化内部又实现了微机化。系统结构分布、分层、分散化系统结构从功能上采用分层设计（分三层），从物理位置上分散就近安装（中压安装在高压柜上，可靠性远高于集中式）。各子系统分布设计、并列运行、协调工作。 1.2综自系统概述—基本特征操作监视屏幕化以往的模拟屏被显示器上实时刷新的主接线图取代，以往的把手控制操作被键盘鼠标操作取代，以往的光字牌告警被计算机上的数字光字牌、文字提示及语音告警取代，以往的指针显示被显示器的数字显示替代通信网络化以往用于传输设备信息的是传输模拟量或硬接点状态量的电缆，且数量庞大，现在采用以传输串行数字信号用的少量通讯电缆或光缆。网络化的通讯方式使得施工更为简单、组态和扩容更为灵活。运行管理智能化运行管理的自动化不仅表现在常规功能（抄表、VQC、接地试拉、故障隔离和恢复）的自动化上，更体现在在线自动诊断、状态检修和智能告警上。 1.3综自系统概述—发展历程80年代中期90后-00年代70年代国内变电站综合自动化系统的发展历程分立的保护和自动化设备微机RTU设备和纯微机保护分散的微机测控和分散的微机保护80后-90年中真正实现综合自动化 1.3综自系统概述—发展历程影响变电站综合自动化系统的发展的关键技术计算机技术计算机尤其是微处理器技术的发展，决定着变电站自动化系统模块集成度的提高和功能的优化。例如早期的8位机产生了功能简单的微机保护和RTU设备，现在的32位机及DSP实现了功能强大的中压保护测控一体化设备和高压主后备一体化保护，也实现了保护和控制逻辑的PLC编程，同时也催生了IEC61850标准研究应用。串行通讯技术通讯技术尤其是以太网技术的发展，决定着变电站自动化系统信息的融合和共享。例如早期的载波技术低速通讯产生了CDT规约实现有限信息的上传，现在的光纤以太网通讯促成了IEC61850的标准体系的建立，实现了变电站各设备间的无缝接入和信息的全面共享。 1.4综自系统概述—功能描述基本功能：测量、监视、控制功能设备保护和安稳保护功能BZT、VQC、程序化操作等自动控制等功能远动及数据通信功能自诊断、自恢复和自动切换功能高级功能：特征量突变捕捉和断点再续视频联动和故障区域成像在线监视和设备故障早期预警电能质量监视和谐波治理电网故障辅助分析和设备缺陷的统计 1.5综自系统概述—当前发展特点从集中控制，功能分散型向全分散网络型发展核心思想在于通过I/O单元的就地化减少传统电缆的敷设集中的RTU设备面向电气间隔分散安装的单元测控集中的母差保护面向电气间隔分散安装的分布式母差集中的故障录波面向电气间隔分散安装的故障录波系统IO单元的就地化也催生了一次设备的智能化从专用设备的开发到标准的软硬件平台开发核心思想在于生产的简单化和规模化采用标准机箱结构（1/3、1/2、全宽），相同的核心模件，灵活配置的I/O模件（插件），实现硬件平台开发和生产的标准化，产品从定制化走向标准化，大大减少了备件的数量和安装维护工作量。在功能强劲硬件平台上，采用由嵌入式操作系统和PLC技术构建的软件平台，通过植入多种保护元件和逻辑块，实现功能的灵活组态（不同的保护相同的软件如、软硬件升级各自完全独立） 1.5综自系统概述—当前发展特点从集中控制向综合智能控制发展采集和控制单元的就地化引发了跨专业综合智能化发展。典型的如中压间隔管理单元，实现了继电保护、故障录波、电气测量、自动控制、电度计量、状态监视、设备维护、自我诊断等功能于一体，真正实现了综合化和智能化从屏幕数据监视到多媒体多维度监视发展得益于视频监控和在线监测技术的发展，现代变电站计算机监控从原先的画面、文字和实时数据的刷新转为语音告警、视频联动、故障点成像、健康指数显示等多媒体多维度可视化监视，即“四遥”->“六遥”（增加遥视和遥诊） 1.5综自系统概述—当前发展特点实现系统纵向和横向的综合通讯协议的标准化促进了智能设备间的互操作性和无缝融合，既实现横向设备及子系统间的信息共享和电气互闭锁，也实现了纵向层面的数据的交互和数据源的一致性。（由纵向为主->横纵结合） 1.6综自系统概述—今后发展趋势变电站的全面数字化和智能化是变电站综合自动化系统的发展方向。数字化、智能化变电站的基本目标是：一次设备智能化二次设备网络化运行管理自动化数字化、智能化变电站的核心标准是：IEC61850(DL/T860)变电站网络与通信协议（Communicationnetworksandsystemsinsubstations） 1.6综自系统概述—今后发展趋势1.6.1一次设备的智能化前置的信号采集系统后移的智能控制回路一次设备的状态监视（CT、PT、变压器、开关）典型特征：一次设备采集和控制的核心采用了微处理器和光电通讯技术设计，与二次设备的连接的常规强电模拟信号和控制电缆被以光纤为媒介的数字网络所代替，也就是数字信号网络取代传统的导线连接。 1.6综自系统概述—今后发展趋势一次设备的智能化的关键技术：非常规互感器的应用OCT、OPT、LPCT、LPPT和MU的应用智能化开关柜的应用通过就地配置智能控制单元，实现控制操作和状态传输的数字化，具备就地电气闭锁和自适应分合闸操作等功能，通过对开关在线监测和诊断，实现状态检修。其它智能化一次设备通过就地配置智能控制单元，实现控制操作和状态传输的数字化，完成对变压器、电抗器油中气体监视、避雷器绝缘性能监视和高压设备的局放监测，实现状态检修。 1.6综自系统概述—今后发展趋势1.6.2二次设备的网络化二次设备的网络化包括两个方面：传输媒介网络化信息交互网格化典型特性：变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块 1.6综自系统概述—今后发展趋势 1.6综自系统概述—今后发展趋势1.6.3运行管理的自动化电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；故障诊断自动化，故障时能即时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；自动发出变电站设备检修报告，即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。 1.6综自系统概述—今后发展趋势1.6.4IEC61850标准:变电站IED通向国际标准之路一个世界一种技术一个标准IEC61850IEC60870-5IEC60870-6经验只有IEC61850能提供变电站IT的全面解决方案所有主要的变电站技术的供货商都是IEC61850成员US委员会USTAG的IECTC57工作组10,11和12明确申明IEC作为变电站自动化的唯一标准国际认同标准IEC61850US通过UCA™2 第2章变电站自动化系统的结构和配置2.1变电站自动化系统的分层和逻辑接口2.2变电站的智能电子设备定义2.3变电站自动化系统的硬件结构模式2.4变电站自动化系统的配置原则2.5变电站自动化系统的典型配置 2.1变电站自动化系统的分层和逻辑结构IEC国际电工委员会TC57技术委员会（电力系统控制和通信技术委员会）在制定IEC61850系列标准时，把变电站自动化系统的功能在逻辑上划分为3个层次:站控层(stationlevel)间隔层(baylevel)过程层(processlevel)各层次间采用高速网络通讯。站控层间隔层过程层高压一次设备 （1）过程层设备过程层实际上是指与变电站一次设备断路器、隔离开关和电流互感器TA、电压互感器TV接口设备。（2）间隔层设备变电站自动化系统在间隔层的设备主要有各种微机保护装置、自动控制装置、数据采集装置和RTU等等。(3）站控层设备变电站层的设备包括计算机、打印机、天文钟、通讯管理机或远动工作站等设备。2.1变电站自动化系统的分层和逻辑结构 过程层的功能描述过程层是一次设备与二次设备的结合面，或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的功能划分：(1)实时的电气量检测主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测。(2)运行设备的状态参数检测主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性及工作状态等数据。(3)操作控制执行与驱动包括变压器分接头调节控制，电容、电抗器投切控制，断路器、刀闸合分控制，直流电源充放电控制。在当前大量应用的变电站综合自动化系统中，由于一次设备的智能化尚未实现，过程的功能实际全部由间隔层的设备来实现。因此有时也将变电站综合自动化系统的逻辑结构划分为两层。2.1变电站自动化系统的分层和逻辑结构 间隔层的功能描述间隔层的设备主要有各种微机保护装置、自动控制装置、数据采集装置和RTU等设备，间隔层设备的主要功能是：(1)汇总本间隔过程层实时数据信息；(2)实施对一次设备保护控制功能；(3)实施本间隔操作闭锁功能；(4)实施操作同期及其他控制功能；(5)对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制；(6)承上启下的通信功能，即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。2.1变电站自动化系统的分层和逻辑结构 站控层的功能描述(1)通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；(2)按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心；(3)接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；(4)具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；(5)具有(或备有)站内当地监控的人机联系功能，如显示、操作、打印、报警，实现视频、声音等多媒体功能；(6)具有对间隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态，在线修改参数的功能；(7)具有(或备有)变电站故障自动分析和操作培训功能。2.1变电站自动化系统的分层和逻辑结构 2.1变电站自动化系统的分层和逻辑结构变电站自动化系统各项功能的逻辑接口 变电站自动化系统各项功能的逻辑接口①间隔层和变电站层之间保护数据交换；②间隔层与远方保护（不在本标准范围）之间保护数据交换；③间隔层内数据交换；④过程层和间隔层之间采样等瞬时数据交换；⑤过程层和间隔层之间控制数据交换；⑥间隔和变电站层之间控制数据交换；⑦变电站层与远方工程师办公地数据交换；⑧间隔之间类似联锁等直接数据交换；⑨变电站层内数据交换。2.1变电站自动化系统的分层和逻辑结构 2.2变电站的智能电子设备定义变电站自动化系统的设备统称为智能电子设备IED（IntelligentElectronicDevices）。IEC61850协议对智能电子设备IED的定义是：由一个或多个处理器组成，具有从外部源接收和传送数据或控制外部源的任何设备（例如：电子多功能仪表、数字继电器、控制器）。这些IEDs在物理位置上，可安装在3个不同的功能层（即变电站层、间隔层、过程层）上。 2.3变电站自动化系统的硬件结构模式2.3.1早期的集中式系统结构模式这种系统集中采集变电站的模拟量、开关量和脉冲量等信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、保护和一些自动控制功能。集中结构并非指由单一的计算机完成保护和监控的全部功能。作为变电站自动化系统，这种结构模式已被淘汰，但是RTU作为集中式系统的一个子系统产物，得到了独立发展，目前仍然在国内发电厂中大量使用。集中式系统的缺点：功能过于集中，设备故障影响面大软件复杂，修改和维护工作量大组态不灵活，影响批量生产保护未按对象配置，维护不便 集中式结构2.3变电站自动化系统的硬件结构模式 2.3变电站自动化系统的硬件结构模式2.3.2分层分布式系统结构模式特点：采用分层式结构设计（2~3层结构）采用分布式结构（各设备相互协调、独立工作）采用面向间隔的结构（每个电气间隔配置一个或多个IED设备）优点：各设备独立完成部分功能，系统故障影响小，可靠性高不同的电气间隔，IED软硬件相似，便于批产和组态实现间隔层IED的就地布置，节省大量电缆，方便检修减少了现场施工和设备安装的工程量，调试和维护方便显著地缩小了变电站主控室的面积。变电站扩建时，系统扩展方便 2.3变电站自动化系统的硬件结构模式分层分布式系统结构模式 2.3变电站自动化系统的硬件结构模式2.3.3当前变电站综合自动化系统的几种模式站控监控层仅设监控主机,通过监控主机实现与远方系统信息交互。站控监控层设监控主机，通信管理单元作为前置机，监控主机及远方系统仅与通信管理单元信息交互。当间隔层设备与自动化系统只能采用单一非以太网通信接口进行信息交互时，常采用该模式。站控监控层设监控主机和通信管理单元,远方系统通过通信管理单元与间隔层设备信息交互。而监控主机主机则独立从间隔设备层获取数据信息。IED设备采用以太网通讯后，该模式被大量使用。站控监控层设监控主机带双通信管理单元,双通信管理单元通过双机互备和自动切换实现与远方系统信息交互，监控主机主机和通信管理机各自独立从间隔设备层获取数据信息，如前图。该模式常用于对通讯可靠性要求较高的高电压等级变电站中。 2.3变电站自动化系统的硬件结构模式2.3.3当前变电站综合自动化系统的几种模式各种模式的区别：上述模式的共同特点是采用了分层分布式系统结构，间隔层的配置也基本相同。主要的不同在于站控层与远方调度系统的接口设备上。由于通信管理机作为网关，较常规计算机设备更为稳定和可靠，因此模式3、4被大面积推广。 2.4变电站自动化系统的配置原则影响系统配置的主要因素变电站综合自动化系统的配置，是根据变电站一次系统的电压等级、主变台数、进出线多少、变电站的重要程度等多方面综合考虑的。综合自动化系统配置的指导思想（一）通讯网络首选采用以太网通讯监控主机应直接与间隔层IED交互信息采用独立的嵌入式设计的通讯管理机与远方系统通讯除骨干网外，应采用星型拓扑降低网络复杂度。 2.4变电站自动化系统的配置原则综合自动化系统配置的指导思想（二）IED采用面向电气间隔配置，且应提升IED集成度以简化接线。同一站采用同一系列的产品以降低系统的调试维护工作量。（减少多方协调）暂不实施IEC61850标准时，站内设备推荐使用IEC103协议。单主机系统采用Windows或Linux操作系统（简单），多机系统采用UNIX操作系统（可靠），历史数据库应采用商用数据库（开放）。监控系统的监控软件除能实现常规SCADA功能外，还应能实现站内保护设备故障信息显示和分析。（功能集成，很强的实用性） 变电站自动化系统间隔层设备配置原则根据电力系统微机继电保护技术导则，对使用3-35kV微机保护装置宜采用保护、测量、控制、通讯为一体的四合一单元；高压变电所的自动化系统，因保护配置复杂及安全性的要求，保护与监控必须分离。据此，宜采取如下配置：电压等级为35kV/10kV/6kV的间隔层，宜选用保护测控综合装置，并安装于开关柜上。电压等级为110kV线路、主变压器保护监控宜组屏安装于中控室或保护室内。电压等级220kV及以上的电力设备，保护监控应独立配置；并组屏安装于中控室或保护室内。2.4变电站自动化系统的配置原则 2.4变电站自动化系统的典型配置 2.4变电站自动化系统的典型配置典型变电站配置举例：某110KV降压变电站，设置两台110/10KV变压器，110KV侧采用内桥接线，10KV侧采用单母线分段，每段母线配一组双Y接线电容器和一组消弧变。基本思想：采用分层分布的综合自动化系统，将110KV间隔相关二次设备、主变相关二次设备、公用二次设备、网络设备及通信管理机集中组屏，布置在中控室内，其余设备则就地安装在高压柜中。 2.4变电站自动化系统的典型配置一、主控室布置：后台计算机系统配置PC机或工控机、打印机、音响各一套，安装监控系统软件，完成变电站当地监控、自动控制、故障分析、设备维护等功能。第一面屏：110KV线路屏配置两台测控装置（含110KV线路操作箱）、一台备自投装置（含桥开关操作箱），两测控装置各完成一条进线的测控，备自投装置完成进线互投、桥开关自投以及桥开关自身的保护测控。 2.4变电站自动化系统的典型配置一、主控室布置：第二、三面屏：变压器保护测控屏每台主变配置一套主变测控装置，另外独立配置变压器主保护、后备保护和非电量保护。主变测控装置同时完成档位和温度采集，以及档位调节和接地刀的遥控）第四面屏：公共信息屏配置一台通信管理机、一台公共测控装置、一台GPS装置、一台逆变电源，一台网络交换机。通讯管理机完成于远方系统的信息交互，公共测控装置完成直流屏、交流屏、火灾、保安等设备的信号采集。GPS以IRIG-B码完成全站IED设备的对时，以网络或串行通信完成监控主机的对时。网络交换机，完成站控层设备的通讯。 2.4变电站自动化系统的典型配置二、10KV高压室布置10KV出线间隔（16套）16套馈线保护测控一体化装置，就地安装在开关柜上，完成相关的保护、测控、录波、远传等功能10KV电容器间隔（2套）2套电容器保护测控一体化装置，就地安装在开关柜上，除完成常规的保护、测控、录波、远传等功能外，每套还需实现完成两路零序过压保护。10KV消弧接地间隔（2套）2套接地变保护测控一体化装置，就地安装在接地柜上，除完成常规的保护、测控、录波、远传等功能外，还需提供消弧消谐功能。 2.4变电站自动化系统的典型配置二、10KV高压室布置10KVPT间隔（2套）2套PT测控装置，就地安装在PT柜上，除完成常规测控和电压谐波、母线绝缘监视、PT自动并列等功能。10KV分段间隔（1套）1套备用电源自投及分段保护测控一体化装置，就地安装在母联柜上，实现分段自投、分段开关的保护测控等功能。间隔层网络交换机16口两套，布置在引线柜，完成10KV两段母线各间隔的通讯集成。 第3章　监控系统的操作和使用3.1监控系统的任务和要求3.2监控系统的基本功能3.3监控系统软件的体系结构和运行环境3.4监控系统实例介绍 3.1监控系统的任务和要求监控系统的任务：完成一次设备的监视、控制、数据采集、事件顺序记录及显示、使值班人员把握安全控制、事故处理的主动性，减少和避免误操作，缩短事故停电时间，提高运行管理水平，减少变、配电损失。监控系统的基本要求：实时性强（及时获得关注的数据，并显示出来）可靠性高（满足全天候实时监视和控制）维护性好（方便参数修改，增删间隔，系统组态）人机交流方便（友好的界面，人性化的设计）通讯可靠（通讯可靠是系统正常运行的保障）信息接入容量庞大（不限变电站规模，扩建方便）可编程资源丰富（提供一系列工具实现特殊要求） 3.2监控系统的基本功能实时数据的采集和处理模拟量、数字量或状态量、电能量的采集、折算回一次值、显示并保存到历史库人机界面功能主接线、数据、报文、报表、曲线、记录显示运行监视和报警越限报警、事故报警、设备状态监视和记录、工况监视操作控制功能开关分合、电容投退、档位调节、保护投退。具备多级权限管理和电气闭锁、防误操作等功能数据处理和统计需量记录、电压合格率、主变负载率、开关动作次数、事故状况统计、操作记录等 3.2监控系统的基本功能事故记录和追忆保护报文、SOE记录、开关变位记录、事故前后的电压电流采样值故障分析故障录波波形显示、运算、分析、故障电压、电流显示、故障测距制表打印对报表、报文、定值、曲线、日志等进行手动或自动打印数据查询对历史数据、统计数据、历史报文、操作记录等检索系统维护参数定义、设备增删、限值设置、报表制作 3.3监控系统的体系结构和运行环境 硬件体系结构3.3监控系统的体系结构和运行环境 HistoricDatabasePASClientWebServerRealtimeDatabaseSuper-2000RTDBMSServerSuper-2000ServerCommunicationInterfaceSPAgentDTSClientBrowserODBC/OCIDBClientAppclient/WebclientnodeTCP/IPBasedSPBusDataprocessAPPServerSamplingprocessAlarmprocessControlprocess…DataLayerAppLayerClientLayerCCMprocessDriverManageCCMServerSPAgentSCADAClientFESClient…软件体系结构3.3监控系统的体系结构和运行环境 操作系统Unix（Solaris,AIX,HPUX,Tru64）Linux（多种发行版本）Windows（XP/2003/Vista/2007）数据库Oracle（9i/10g/11g）MicrosoftSQLServer（2000/2005/2008）MysqlWEBApachePHP3.3监控系统的体系结构和运行环境 3.4监控系统实例介绍Super-2000SCADA/EMS自动化系统规模可裁剪：最高用于省调系统，最低用于变电站单机监控系统，灵活的硬件配置要求。系统跨平台：适用于各种主流硬件、各种主流操作系统、主流数据库平滑升级：软件设计向上兼容，用户可自行完成平滑升级，最大限度保护用户投资功能强大：集成了SCADA、EMS、PAS、RMS、DTS、AVC等功能，实现“六遥”功能 AVC控制显示界面3.4监控系统实例-AVC界面 遥控和视频联动3.4监控系统实例-视频联动界面 保护定值管理3.4监控系统实例-保护定值调用 保护录波回放3.4监控系统实例-故障录波显示 3.4监控系统实例-可视化界面 生命线示例，红色代表重载线路3.4监控系统实例-生命线在SCADA中的应用 操作票界面3.4监控系统实例-集成两票管理 SCADA视图CIM视图3.4监控系统实例-对象编辑界面 对象字典定义3.4监控系统实例-对象字典定义 从画面上调对象操作面板3.4监控系统实例-无处不在的对象操作面板 从告警中调对象操作面板3.4监控系统实例-无处不在的对象操作面板 从公式编辑中调用对象操作面板3.4监控系统实例-无处不在的对象操作面板 遥信对象操作面板断路器对象操作面板3.4监控系统实例-无处不在的对象操作面板 从对象操作面板查询事件3.4监控系统实例-无处不在的对象操作面板 保护对象操作面板3.4监控系统实例-无处不在的对象操作面板 变压器图元的参数3.4监控系统实例-参数化图元 开关挂牌3.4监控系统实例-参数化图元 变压器图元绑定到设备，图元参数自动设定3.4监控系统实例-超级绑定 建模时自动关联设备和测点3.4监控系统实例-关联和拷贝和自动粘连 拓扑着色采用混色3.4监控系统实例-拓扑着色 事故推缩略图画面，按告警优先级排序3.4监控系统实例-事故推画面 棒图、饼图和光字牌3.4监控系统实例-即插即用的图元组件 系统控制台组件3.4监控系统实例-可扩展系统控制台 在线报文翻译3.4监控系统实例-在线报文自动翻译 公式编辑3.4监控系统实例-强大的数据加工能力 主变经济运行曲线3.4监控系统实例-变压器经济运行分析 负荷管理，限电跟踪控制3.4监控系统实例-负荷管理 基于WEB的综合统计查询3.4监控系统实例-WEB服务 3.4监控系统实例-省调应用 3.4监控系统实例-电解铝厂应用 第4章　变电站IED的硬件介绍4.1变电站IED的硬件的组成4.2模拟量采集回路4.3开关量采集回路4.4继电器输出回路4.5CPU核心系统回路4.6IED的电源系统4.7保护装置操作回路4.8IED机箱设计 4.1变电站IED的硬件的组成变电站IED的硬件的基本组成模拟量采集回路开关量采集回路继电器输出回路CPU核心系统回路液晶显示和键盘通讯接口开关电源 4.1变电站IED的硬件的组成一个IED的硬件原理框图 4.2模拟量采集回路两种不同的模拟量采集和比较1.直流量采样直流采样是指将现场不断连续变化的模拟量先转换成直流电压信号，再送至A／D转换器进行转换；即A／D转换器采样的模拟量为直流信号。直流量采样适用于低速、缓慢变化的信号。直流量采样实现电气隔离困难、易受高频干扰、零漂检测和消除困难。对快速变化的信号，实现高精度采样难度高。2.交流采样交流采样是相对直流采样而言，即指对交流电流和交流电压采集时，输入至A／D转换器的是与电力系统的一次电流和一次电压同频率，大小成比例的交流电压信号。在交流采样方式中，对于有功功率和无功功率，是通过采样所得到的u，i,计算出P，Q。交流量采样尤其适用于电力系统工频变化信号。可采用互感器实现隔离，容易消除检测到直流零漂并实现软件，需要采取措施实现双极性采样，对工频信号易实现高精度采样。 4.2模拟量采集回路模拟量采集回路的组成1.传感器2.信号处理环节3.多路模拟开关4.采样保持器5.模/数（A/D）转换器现代实际IED设计时，往往采用模拟开关、采样保持、A/D转换为一体的A/D器件，以提升硬件的可靠性。例如AD7865、MAX125、AD7656、ADS8364等 4.2模拟量采集回路两种直流模拟量采集方式回路VFC光隔计数器CPU系统信号源隔离运放采样保持A/DCPU系统信号源 交流电压电流输入通道结构框图4.2模拟量采集回路 采样定理一个随时间连续变化的物理量f(t)，下图a，经过采样后，得到一系列的脉冲序列f*(t)，它是离散的信号，被称为采样信号，如图c。根据香农（Shannon）定理：如果随时间变化的模拟信号（包括噪声干扰在内）的最高频率为fmax，只要按照采样频率f≥2fmax进行采样，那么所给出的样品系列,，…就足以代表（或恢复）f(t)了，实际应用中常采用f≥(5～10)fmax。4.2模拟量采集回路 采样保持器的作用和原理（1）保证转换时的误差在A/D转换器的量化误差内（2）实现多个模拟量的同步采样（功率计算、差动保护）4.2模拟量采集回路 A/D转换器的主要技术性能（1）分辨率：分辨率反映A/D转换器对输入模拟信号微小变化响应的能力，通常以数字量输出的最低位（LSB）所对应的模拟输入电平值表示。N位A/D转换能反映1/2n满量程的模拟量输入电压。一般用A/D转换器输出数字量的位数来表示分辨率。A/D位数分辨率8101214161/28=1/2561/210=1/10241/212=1/40961/214=1/163841/216=1/655364.2模拟量采集回路 A/D转换器的主要技术性能（2）准确度：①绝对误差：对应一个数字量的实际模拟量的值和模拟量的理论值之差，为绝对误差。用数字量的最小有效位表示。例如：±1/2LSB,±1LSB②相对误差：(相对误差/满量程的模拟量）×100%（3）转换时间：完成一次A/D转换所需的时间。对变电站IED而言，即便每周波200点密集采样，全部通道转换周期也只要小于100μs即可。例如：AD7865的每通道转换时间为2.4μs（4）量程：A/D转换器所能转换的模拟输入电压的范围①单极性：0～＋5V，0～＋10V，0～＋20V，②双极性：－2.5～＋2.5V,－5～＋5V,－10～＋10V影响性能的关键因素在于AD分辨率和信号的信噪比。由于变电站IED内部噪音约为1~5mV。提升信噪比即提升量程，故在最大±10V量程下，14位AD精度已接近信噪比极限，采用更高AD位数效果并不明显。4.2模拟量采集回路 4.3开关量采集回路开关量的采集的几个注意事项1、信号输入推荐采用DC110/220V高电压输入以提升抗干扰能力2、输入端提供低通滤波和反向旁路抑制高频干扰3、应实现内外信号电气隔离4、应设定合适的开关量动作检出阈值，例如DC220V输入的开关量，阈值设定在110V。5、从时间或阀值上具备一定的迟滞特性来过滤抖动 采用光电隔离的开关量输入方式4.3开关量采集回路采用继电器隔离的开关量输入方式 两种输入方式的优缺点对比1、采用光耦隔离的开关量输入方式节省空间、功耗低(一般设定2mA)、速度快(几十us)、成本低廉、抗扰动性能不如继电器，但电气隔离能力优于继电器2、采用继电器隔离的开关量输入方式具有天然的迟滞特性，抗扰动能力强。但所占空间大、功耗大（一般至少为5~10mA）、速度慢（几ms）,成本高4.3开关量采集回路 4.3开关量采集回路开关量、数字量输入的后续输入回路一种开关量光耦输入前置抗扰动处理回路 4.3开关量采集回路 CPU对开关量、数字量采集的处理方式1、状态变化申请中断方式采样实时性极高（us级响应），采样电路复杂，丢失中断时将监测不到变化的信号，故仅用于高速信号捕捉时才使用。2、采用定时扫描方式采样采样电路简单，采集方式性能可靠，可与交流采样中断中顺带实现，实时性也能满足一般遥信量的需要。例如在每周波24点下，时间分辨率为0.833ms。但高于扫描周期高速变化信号则无法捕捉。常用于遥信量采集。4.3开关量采集回路 软件的防抖处理软件处理时应捕捉第一次状态变化时间，但应延时判别后才能确认状态是否变化4.3开关量采集回路判有变位，记录事件放于暂存中复杂滤波时间到，变位有效，正式记录此事件T 4.4开关量输出回路开关量输出回路的几个注意事项1、继电器线圈去激励时的瞬变干扰抑制2、多重闭锁措施防止误出口3、根据控制对象的特点设计印制板走线4、应实现内外信号电气隔离5、推荐两级隔离抑制源于输出回路的传导干扰 常用数字量输出接口电路输出接口电路可直接由CPUIO引脚内部寄存器锁存输出，也可由外部控制总线锁存输出。两则的区别仅仅在于锁存器在CPU片内还是片外。显然片内锁存可靠性更高些，但CPUIO资源往往有限，无法满足大规模开关量输出需要。4.4开关量输出回路 继电器输出电路设计继电器线圈并列续流二级管抑制瞬变干扰动作于开关的出口继电器，其工作电源必须经装置自诊断输出和装置启动输出控制推荐采用光耦将CPU逻辑电源与继电器工作电源进行隔离动作于开关的出口继电器，其印制板走线应满足额定10A的载流能力，相应的继电器接点容量也应满足大容量负载要求所有出口和信号输出印制板走线长度应尽量短，减少外部干扰信号进入IED内部的辐射空间4.4开关量输出回路 继电器输出回路设计4.4开关量输出回路VCC24VQDQDJVCC24VBSBSJVCC24VTZTZJ CPU核心系统基本组成CPU芯片（8~32位，DSP、ARM、COLDFIRE、PPC、51/96）RAM及容量（SRAM或SDRAM、带电池SRAM，1~16M字节)可编程ROM及容量（FLASH，1~16M字节）地址译码电路（CPLD、FPGA等）RTC(实时日历时钟)硬件WATCHDOG及电源监视回路4.5CPU核心系统介绍CPU核心系统可选模块大容量存储单元（SD卡、CF卡、U盘）以太网络（32位自带以太网接口、外挂网络接口）串行接口（RS485/232） 关于三种总线选择方式的技术评价总线不出CPU特点：所需器件最少，受干扰面积最小，可靠性最高缺点：资源有限，软硬件升级困难，仅用于代码量小的IED设备总线不出模块特点：易共享软硬件平台，升级方便，易规模化生产缺点：集成度高，布线密集总线不出CPU板特点：布线容易缺点：针对特别的IED开发，易造成板件种类增多，受干扰面积最大，可靠性最低。4.5CPU核心系统介绍 4.5CPU核心系统实例 电源系统-IED的“心脏”完成高电压小电流输入到低压大电流输出的转换完成外部电源系统与IED内部系统的隔离抑制外部高频干扰信号对IED内部系统的扰动抑制内部高频信号对外部电源系统的干扰实现过流、过压、过热保护在电源输入较大波动下，仍然维持输出稳定4.6IED电源系统介绍 电源系统设计准则元器件等降额使用（整流器件、电容、MOSFET）电源输出功率降额使用电解电容原理发热器件优化散热条件考虑EMI和EMS寿命计算和等寿命法则运用4.6IED电源系统介绍 电源系统工作原理4.6IED电源系统介绍X-Y滤波及共模抑制全桥整流高频振荡及过载检测高频变压器隔离高频整流及滤波电压反馈电源输入多路低压电源输出 4.6IED电源系统介绍 操作回路的基本功能电气防跳动作保持以保证出口接点不拉弧断路器异常闭锁操作（压力、储能）断路器操作回路断线监视断路器位置监视实现人工远方或就地分闸闭锁重合闸4.7保护操作回路介绍 4.7保护操作回路介绍 机箱的基本要求美观、实用提供人机操作界面实现对外部干扰的屏蔽4.8变电站保护、测控及自动化装置机箱两种插件布置结构前插件结构维护方便、强弱电分离困难、抗干扰差后插件结构每块插件就地实现内外隔离和屏蔽、弱电走线远离强电区域、抗干扰强、组屏方式不易维护 4.8变电站保护、测控及自动化装置机箱采用后插件结构的机箱实例 第5章　变电站IED设备软件和算法5.1有效值的计算方法5.2功率和电度量计算方法5.3定时限过量保护元件的实现5.4定时限欠量保护元件的实现5.5定时限矢量保护元件的实现5.6反时限保护的实现5.7复杂保护的实现 5.1有效值计算方法有效值计算方法主要有三种正弦函数的半周积分法周期函数的傅立叶滤波算法周期函数的真有效值计算法 5.1有效值计算方法正弦函数的半周积分法一个正弦函数的半周期面积为S，而S可由离散采样点通过梯形法近似求得。半波绝对值算法常用用于过流保护等场合 5.1有效值计算方法周期函数的傅立叶滤波算法一个周期函数可用傅立叶级数展开为：该函数的基波表达式为：其中a1、b1分别为基波相量的实部和虚部，可由傅立叶逆变换求得： 5.1有效值计算方法周期函数的傅立叶滤波算法a1、b1用离散采样点梯形法求和近似可得：该函数对应相量表达式为：I1=a1+jb1该相量表达式在基波功率计算、方向保护、阻抗保护、序分量计算中极为有用 5.1有效值计算方法周期函数的真有效值(RMS)计算方法真有效值计算方法也称均方根算法，常用于监控设备中 5.2功率和电度计算方法采用离散采样值近似计算，也可得P、Q等计算表达式三表计法功率计算方法如下：功率因数的计算方法如下：两表计法功率计算方法如下： 5.3定时限过量保护的实现定时限过量保护种类：过流保护、过负荷保护、过压保护、零序接地保护、差动保护、过功率保护等定时限过量保护的基本判据：动作时间判别的实现方法t>Tzd=>N>Tzd/Ts=Nzd其中Ts为保护流程计算周期在每一次保护流程计算中，有效值满足条件则+1，不满足条件则将整个计数器清零。累加值达到整定值则动作返回系数的处理：返回系数理论可为1，但一般设定0.95~0.98，目的在于：被测量在动作边界时有一个明确的输出结果保证输出接点不抖动以延长接点寿命 5.4定时限欠量保护的实现定时限欠量保护种类：低电压保护、电机失载保护、全阻抗距离保护、低频减载等定时限欠量保护的基本判据：动作时间和返回系数的处理与过量保护类似，所不同的是，对欠量保护而言，返回系数常设为1.02~1.05 5.5矢量保护的实现矢量保护以判别角度是否满足动作范围为主，矢量保护的种类包括：方向继电器、姆欧继电器等姆欧继电器动作方程：正方向继电器动作方程：显然，上述两个判别式可以简化其特征矢量的实部的极性判别。 5.6反时限保护的实现以IEC规定的几种反时限过流保护为例：一般反时限标准方程为：非常反时限标准方程为：极端反时限标准方程为：上述表达式中，Tp、Ip为整定值，Ts为保护流程间隔时间 5.7复杂保护的实现对逻辑相对复杂的保护，往往是对多个过量判别元件、欠量判别元件和矢量判别元件的”与或非”逻辑和优先级逻辑组合。以复合电压闭锁方向过流保护为例，其动作判据如下：只有上述几个判据同时满足时，保护才出口。复合电压判据又是一个欠量元件和一个过量元件的或逻辑：UφφminU2zd采用序分量判别方向元件时，方向元件又是一个复合判据：负序判据：θ+90°I2q）零序判据：θ+90°I0q）正序判据：θ-90°50.5Hz,df/dt>0.1Hz/s系统振荡启动0.5s内I波动大于10%In保护跳闸接点启动人工启动 7.1故障录波器故障录波器的记录格式分时段记录至少为扰动前、扰动初期、扰动中期、扰动后期、恢复期五个时段，前2个时期为原始波形，后3个时期可为有效值波形不定长录波录波长度由启动次数和故障性质决定故障录波器的数据输出格式符合暂态数据交换格式---COMTRADE格式 7.2电压无功自动控制器变电站调压的主要手段有载调压变压器UL=UH/Kt调节变比Kt实现调压补偿电容器U=US-U=[P*RS+(Q-QC)*XS]/U投退电容器，改变系统压降VQC的目标维持供电电压在规定范围内保持系统稳定和无功平衡保证电压合格前提下网损最小 7.2电压无功自动控制器VQC装置的基本要求自动识别运行方式，并采取相应的控制策略能灵活设定电压允许偏差和功率因素上下限能闭环检测控制输出，不成功则采取相应对策，并保存记录变压器的分接头控制和电容器组的投切考虑各种条件的限制； 7.2电压无功自动控制器cosφ0UU0cosφHcosφLQ0区目标区8区先切电容再降压1区，只降压2区先降压再投电容3区只投电容7区只切电容6区先升压再切电容4区先投电容再升压5区，只升压UHULVQC九区控制策略为达到更加优化的控制策略，可从九区控制演化为27区控制 7.2电压无功自动控制器主变调档应遵循以下条件和要求多台变压器并列运行时必须保证同步调档；确保有载调压分级进行，一次调一档，前后两次调档应有一定延时；人工闭锁或主变保护动作或主变停运闭锁调挡；调档命令发出后要进行校验，发现拒动、滑档闭锁调档机构主变过负荷、母线电压太低闭锁调档。主变故障、母线故障闭锁调压；主变的档位已达极限或出现滑档等闭锁调压 7.2电压无功自动控制器电容投切操作应满足以下条件和要求电容器组的投切应实行轮流原则，即保证先投者先切、先切者先投；电容器组轮换投切应考虑运行方式的影响，当多台主变既有关联又有独立性时，应各自投入本身的电容器；人工投切的电容器组也应参加排队；主变低压侧电压过高或过低应闭锁电容的投切；电容器检修或保护动作应闭锁投切；母线故障、电容器正常退出运行是闭锁投切； 7.3测控装置变电站测控装置应用范围110KV及以上断路器需单独配置测控主变宜单独配置测控变电站公共设施需配置公共量测控装置变电站测控的功能提供常规“四遥”功能实现必要的电气逻辑闭锁功能能接入本间隔其它IED设备的信息和状态 7.4总控装置或通讯管理机总控装置或通讯管理机的主要功能担当变电站自动化系统与调度系统间的网关设备，实现双方的物理隔离。提供多个网口和各种串行通讯接口支持同时与多个主站系统交互数据支持各种常规通讯协议，可接入站内各IED设备支持双机协同工作，实现系统冗余配置内置大容量非易失性存储器，能够保持一段时期内的全站重要历史数据 7.5在线监测设备现行高压设备定期检修制度的弊端停电试验，减少设备的可用时间不能真实反映设备的运行状况。“过剩维修”，有时试验甚至引发维修故障试验时间集中，工作量大，造成巨大浪费 7.5在线监测设备在线监测技术的优点：不停电进行，测量准确性高以设备的当前运行状态为依据可识别故障早期征兆确定设备的最佳维修时机，实现“状态修”减少停机时间，延长设备的使用寿命变电站综合自动化系统第六遥--“遥诊”：通过在变电站安装在线监测设备，实现对电力设备的远程诊断。 7.5在线监测设备在线监测对象及参数一览表监测对象监测内容电力变压器铁芯接地电流、油中溶解气体互感器、耦合电容器、套管末屏电流、等值电容、介损tanδMOA避雷器泄漏电流、阻性电流、容性电流开关柜及母线接头、地下电缆、隧道电缆、高压进线在线测温断路器动作时间、累计次数、累计的触头磨损量、开关动作时刻的电流波形等母线PT母线电压、谐波电压、系统频率现场环境污秽电流、环境温度、环境湿度 7.5在线监测设备在线油色谱分析通过安装在线监测设备，采用与电力油化验室相同的气相色谱原理，检测出混合气体（H2、CO、C2H2、C2H4）浓度或直接得到国标规定的六组分气体（H2、CO、CH4、C2H2、C2H4、C2H6）的浓度，将以往变压器油最短半年化验一次，提升为约1小时自动检测一次，真正实现对变压器等设备的全程监视。 7.5在线监测设备绝缘性能在线检测通过对CT、CVT、MOV、耦合电容器、套管、主变铁芯的末屏电流或接地电流的在线监测，在线获得设备泄露电流、阻性电流、阻容电流比、介质损耗角、等值电容等反应设备绝缘性能的特征值、实现对高压设备绝缘性能的在线自动分析。 7.5在线监测设备设备温度的在线监测通过在高压开关柜、电力电缆及电缆头、电缆沟道、电力变压器、发电机、隔离开关、母线、电力电容器等高压电力设备的内部或表面，安装各种温度传感器，实现对这些设备温度的实时测量和监视。 第8章变电站综合自动化系统的数据通信8.1数据通信内容和要求8.2数据通信的传输方式8.3远距离通讯技术8.4数据通信的物理接口8.5数据通信常用的网络拓扑结构8.6数据通信常用协议8.7变电站无缝通信体系-IEC61850 8.1数据通信内容和要求变电站数据通信任务与内容对外任务：完成变电站与控制中心之间信息的信息交互上传：四遥信息、故障信息、电度信息、设备诊断信息等下达：控制命令、信息查询、参数查询和修改等对内任务：过程层与间隔层的信息传输—数据采集、命令执行间隔层间的信息交互—数据共享，横向操作、控制与闭锁间隔层与站控层信息交互—信息上传、参数修改、命令下达 8.1数据通信内容和要求变电站数据通信对网络的要求快速的实时响应能力对计量信息、录波信息、SOE信息、正常测量和状态信息、参数修改、常规控制命令、状态变位信息、快速跳闸指令、原始采样数据、时钟同步命令等应按优先级从低到高进行排列，实现对带宽资源的合理利用。很高的可靠性功能的分散化和采样与执行模块的就地化，导致对通讯网络的依赖性越来越高，要求保护动作应不依赖于通讯网络的规定已不符合最新技术标准，因此通讯的可靠性显得更加重要。优秀的电磁兼容性能电磁兼容性能直接影响通讯网络的可靠性，必须采取措施以面对强电磁干扰、高地电位差干扰。采用分层式网络结构只有分层式的网络结构，才能满足分层分布式的综合自动化系统分层式网络结构既使过程层通讯成为相对独立的子网，又使站控层网络流量大大降低，从而显著提升通讯网络的可靠性。 8.2数据通信的传输方式并行通信和串行通讯并行通信数据各位以字或字节为单位并行传输，同时接收并行传输速度优于传统串行通讯，但需要提供多根数据线和控制线。仅能用于超短距离通讯。随着串行通讯技术的快速发展，设备间通讯很少使用并行通信。串行通讯数据按一位一位的顺序传送，将一个字节的不同位，分时在同一数据线上传送。数据传输虽然慢，却可节约传输线，尤适用于远距离传输。千兆网的出现，使得串行通信传输速度已优于普通并行传输。 8.2数据通信的传输方式异步通信和同步通讯异步通信每一个字节传输均带有起始位、停止位和可选择的奇偶校验位。在不带校验位的情况下，一个字节共占10位。停止位保证了相邻两字节间的间隙，并与下一个字节起始位构成下降沿，用于下一字节通讯同步。RS232/485即采用同步传输。同步通讯数据块内部每个字节无停止位和起始位，而在数据块传输开始前使用同步字符作为传输指示。接收方先搜索同步字符，找到后根据帧长接收数据。同步通讯要求收发双方必须采取措施保证时钟同频率同相位运转。一般地，同步通讯在数据传输过程中，包含着时钟信息，接收者根据该时钟接收数据，实现同步传输。电信常用的64K、2M等通讯就是采用同步传输的。 8.2数据通信的传输方式串行通讯的差错控制数据传输过程中经常会遇到干扰，使数据的一位或几位发生变化，或则，同步通讯中时钟的丢失造成数据滑码，因此必须及时检测到差错并在一定程度上纠正。奇偶校验在串行通讯中，常在数据位后增加一个奇偶校验位，奇校验保证所有数据位和校验位相加为奇数，偶校验则反之。循环冗余校验（CRC）一组信息码元后面附加一组监督码，组成一组循环码序列，并作为一帧信息发送出去，使得该序列能被某个预定的生产多项式整除。CRC校验具有很强的检错能力。 8.3数据通信的远距离传输原码传输和数据调制传输原码传输原码传输指数据通信时，不做处理而直接传输原始数据位。原码传输只能用于近距离通讯。RS232/485即采用原码传输方案。调制传输为增加通讯抗干扰能力，数据远距离传输中，必须经过一定调制或编码传输。例如数据采用模拟方式通讯时，可以使用ASK、FSK和PSK调制，然后在接收端再进行解调，即通过调制的逆过程，将数据还原。而在采用光纤通信时，往往还需将数据编码后才传输，例如将数据进行脉冲编码调制（PCM）后再进行传输。 8.3数据通信的远距离传输数据远传常用媒介明线或电缆信道敷设简单，易受干扰，适用于近距离通讯。例如电话线电力线载波信道将0.3~2.7kHz电话信号与已调制成2.7~3.4kHz的远动信号叠加成音频信号后调制放大耦合到高压线路上，并在接收端经解调分离出话路和远动信号。微波中继信道采用300MHz~300GHz的无线电波进行传输。因其采用直线传播，绕射能力弱，必须进行中继。优点在于容量大，可同时传输几百~几千个话路。且发射功率小，性能稳定。光纤信道以激光为载体，以光导纤维为传输媒介进行通讯。具有很强的抗电磁干扰能力，保密性高，容量大，安装维护简单。 8.4数据通信的物理接口UART常用接口EIA-RS232接口标准EIA-RS-232接口标准是早期串行通信接口标准。由美国电子工业协会（EIA）制定。因接口简单，因此也广泛应用于变电站综合自动化系统内部的通信，缺点是易受干扰，故传输距离短，速率低，最大传输距离为15米。EIA-RS422/485接口标准RS422是对RS232电路的改进，采用了平衡差分的电气接口，RS422加强了抗干扰能力，使传输速率和距离比RS232有很大的提高。RS422用4根传输线，工作于全双工。RS485由RS422变形而来，RS485采用两线传输，工作于半双工，它们的传输距离可到1200M，传输速度100K。 几种常用UART通信标准接口的主要性能RS232CRS-422RS-485操作方式单端差分差分最大电缆距离15m1200m1200m不同距离下的最大传输速率(bps)12m20K(15m)10M10M120m-1M1M1200m-100K100K8.4数据通信的物理接口 RS422/485的优点：①接口简单，仅需一根信号电缆（双绞线、同轴电缆），便可实现多节点互联。②可采用标准传输规约，例如：IEC60870-5-101/103、DNP协议等）由于以上优点，间隔层设备一般均能提供RS-232/485串行接口，以方便设备互联。RS422/485缺点：①一般能直接相连节点数≤32。②通信多为查询方式8.4数据通信的物理接口 现场总线通信网络根据国际电工委员会IEC标准和现场总线基金会FF（FieldbusFoundation）的定义：现场总线是连接智能现场设备和自动化系统的数字式、双向传输、多分支结构的通信网络。以现场总线构成的控制系统，结构上是分散的，从而提高了系统的安全、可靠和经济性能。现场总线按ISO的OSI标准提供网络服务，特点如下：(1)现场设备互连网络化(2)信号传输数字化(3)系统和功能分散化(4)现场总线设备有互操作性(5)现场总线的通信网络为开放式互连网络8.4数据通信的物理接口 电力系统常用的现场总线LonWorks现场总线LonWorks的核心部件是Neuron神经元通信处理芯片，收发器模块和Lontalk通信协议。LonWorks的节点相互独立，从硬件结构上保证当任何一节点出现故障，不会影响整个网络的工作。LonWorks可接入上万个节点，主要适用于大型的、对响应时间要求不太高的分布式控制系统。CAN现场总线CAN（ControllerAreaNetwork）控制局域网是一种具有很高可靠性、支持分布式控制。CAN总线节点接入数量一般不大于110个，主要用于小型、实时性要求比较高的过程控制系统。8.4数据通信的物理接口 现场总线的使用现状现场总线由于具备较高的实时性、以及其标榜的开放性和互操作性，所以曾在电力系统中得到过大规模应用。例如：采用LonWorks的厂家有：ABB、北京四方、上海申瑞等；采用CAN的厂家有：深圳南瑞等。但上述厂家在最新推出的产品中已基本停止使用（CAN总线在IED内部仍存在一定应用）。现场总线存在问题大信息量传输时实时性一般LonWorks支持长报文传输，但实时性能大大降低。CAN的实时性能高，但只能用于短报文传递，长报文必须分拆，大大增加软件复杂度。开放性与互操作性远低于RS485或以太网由于电力系统没有一个针对各种现场总线的标准协议，导致各个厂家均自行定义一套传输协议，两个不同厂家间无法直接互联互通。生产成本高，工程配置不便LonWorks的器件成本远高于RS485及以太网，工程每增删一个节点或还需要专用工具配置。CAN的成本也略高于RS485，且在系统传输大量数据时还存在诸多不变。8.4数据通信的物理接口 以太网（Ethernet）以太网（Ethernet最早在美国军方使用，但随其在民用系统中的普及，已成为当今使用最广泛的局域网，在所有的网络连接中，80%都是基于以太网的。以太网的优越性传输速度快（支持10-1000M），可扩展性好生产和组网成本低网络维护和管理简单基于以上原因，以太网近几年在变电站自动化系统中已得到大量应用，且必将成为IED互联的必然选择。另外，受变电站强电磁场、高电位差干扰，以及存在数百米的传输距离，光纤以太网得到大量的应用。8.4数据通信的物理接口 在网络中，多个站点相互连接的方法和形式称为网络拓扑。通讯网络的拓扑结构的基本形态主要有星形、总线形和环形等，变电站自动化系统实际应用时，往往是上述几种拓扑结构的组合应用。8.5数据通信常用的网络拓扑结构星形总线形环形 几种拓扑结构的性能对比8.5数据通信常用的网络拓扑结构星形拓扑总线形拓扑环形拓扑传输机制点对点传输轮询或总线仲裁令牌环或总线仲裁关键部件中心节点传输总线环上每一点普通点故障的影响低低高冗余方式中心节点备份无双环自愈施工成本高低较低可靠性评价较高一般实现双环自愈时最高 变电站网络拓扑结构的灵活应用采用RS485或现场总线时，易采用总线形结构，当系统接入规模大时，可采用分层分级总线网络结构，即干线的每个节点都是一个网桥或网关，担当支线的主接点。采用以太网络时，易采用星形结构，当系统接入规模大时，可采用分层分级网络结构，干线采用双环自愈结构，而支线仍采用星形网络。干线的每个节点都是一个网桥或网关，担当支线的主接点。8.5数据通信常用的网络拓扑结构 什么是通讯协议变电站自动化系统作为一个整体，包含多个子系统和大量的IED设备，这些子系统或IED要实现信息共享，就必须借助于通讯网络交换数据。而两个相对独立的设备或系统要想成功地通信，它们借助哪种语言，交流什么，怎样交流及何时交流，都必须遵从一系列互相都能接受的规则，这些规则的集合称为协议，它可以定义为在两实体间控制数据交换的规则的集合。8.6变电站数据通信常用协议 由于不同系统中的实体间通信的任务十分复杂，相互不可能作为一整体来处理。一种替代的办法是使用结构式的设计和实现技术，用分层或层次结构的协议集合，较低级别的，更原始的功能在较低级别的实体上实现，而它们又向较高级别的实体服务。国际标准化组织IS0在1977年建立了一个委员会来专门研究这样一种体系结构，提出了开放系统互连OSI模型，OSI采用分层的结构化技术，模型共有七层：物理层、数据链路层、网络层、传输层、会话层、表示层、应用层。8.6变电站数据通信常用协议 l物理层：提供为建设维护和撤除物理链路所需的机械的.电气的.功能的和规程的特性.有关在物理链路上传输非结构的位流以及故障检测指示l数据链路层：在网络层实体间提供传送输数据的功能和过程。提供数据链路的流控。检测和较正物理链路产生的差错。l网络层：控制分组传送系统的操作，即路由选择、拥挤控制、网络互连等功能，它的特性对高层是透明的。根据传送层的要求来选择服务质量。向传送层报告未恢复的差错。8.6变电站数据通信常用协议 l传送层：提供建立、维护和拆除传送连接的功能。选择网络层提供的最合适的服务。在系统之间提供可靠的数据传送，提供端到端的错误恢复和流控制。l会话层：提供两个进程之间建立、维护和结束会话连接的功能。提供交互会话的管理功能，有三种数据流方向的控制模式，即一路交互、两路交替和两路同时会话模式l表示层：代表应用进程协商数据表示。完成数据转换、格式化和文本压缩。l应用层：提供OSI用户服务，例如事务处理程序、文件传送协议和网络管理等。8.6变电站数据通信常用协议 90年代以来，国际电工委员会TC－57技术委员会为适应电力系统(包括EMS,SCADA和配电自动化系统)及其公用事业的需求，以开放系统互连OSI模型为基础,根据电力系统要求在有限传输带宽下需要特别短的反应时间,满足实时性要求的特点,采用了增强性能结构模型,这种模型仅用三层(物理层.链路层.应用层),制定了一系列远动传输规约的基本标准,统称IEC60870-5系列标准。8.6变电站数据通信常用协议 IEC60870-5系列标准协议共分5篇：第一篇：传输帧格式（IEC60870-5-1标准）第二篇：链路传输规则（IEC60870-5-2标准）第三篇：应用数据的一般结构（IEC60870-5-3标准）第四篇：应用数据的定义和编码（IEC60870-5-4标准）第五篇：基本应用功能（IEC60870-5-5标准）IEC60870-5系列涵盖了各种网络配置（点对点，多个点对点，多点共线，多点环型，多点星形），各种传输模式（平衡式，非平衡式），网络的主从传输模式和网络的平衡传输模式，电力系统需要的应用功能和应用信息，是一个完整的集合，可以适应电力自动化系统中各种网络配置和各种传输模式的需要。8.6变电站数据通信常用协议 为了在兼容的设备之间达到互换的目的，国际电工委员会在IEC60870-5系列标准的基础上，根据各种应用情况下的不同要求制定了一系列的配套标准。IEC60870-5-101基本远动任务的配套标准（1995年）（通常所说的101规约）在IEC60870-5-101基础上，为适应以太网传输，制定了IEC60870-5-104远动设备与系统（104规约）IEC60870-5-103继电保护设备信息接口配套标准（103规约）。8.6变电站数据通信常用协议 CDT、101、104、103四种协议比较不同的通信实体CDT、101、104协议定义的两个实体是一样的，它们是电网调度主站（SCADA）与远动终端（变电站、配电所RTU或变电站自动化系统）两个实体之间进行数据交换的所依据的准则。103是在一个变电站内继电保护设备与监视控制系统（综合自动化系统）这两个实体之间进行数据交换所依据的准则,是变电站内的通信网络和系统的标准。分层的结构化技术101、104、103都采用了通信体系分层结构化技术，对物理层、链路层、应用层,用户进程作了大量具体的规定和定义。电力通信的国际标准化101、103、104协议的制定更多是为了适应电力系统(包括EMS,SCADA和配电自动化系统)通信国际标准化的统一，这些电力通信标准又遵循了计算机网络通信的国际标准。8.6变电站数据通信常用协议 远动传输规约CDT与101/104协议比较1.CDT规约属于电力部颁规约适用于点对点的网络拓扑结构，它具有数据传输规则简单，国内应用比较普及。能够满足电网调度安全监控系统对远动信息的实时性和可靠性的要求：传送的信息容量有限（如：遥信不能多于512个，遥测不能多于256个）。数据差错处理的控制方法比较简单，电网采集数据质量不高。通信未采用分层的结构化技术.不符合国际标准，电力行业与国际接轨存在困难。8.6变电站数据通信常用协议 2.101和104属于国际电工委制定的远动传输规约应用面广，适用于多种网络拓扑结构(点对点，多个点对点，多点共线，多点环型，多点星形).数据传输的容量和方式得到了扩展(如：一个应用数据服务单元(遥信数1024个，遥测数量512个),一个站可以有几个应用数据服务单元)。能很好地处理数据传输差错检测和校正，保证了电网数据采集的质量。通信采用分层的结构化技术.符合国际标准,电力行业与国际接轨容易.8.6变电站数据通信常用协议 3.101和104区别104是101的应用层与TCP/IP传输功能的结合.104在TCP/IP的框架内,可以运用不同的网络类型,FR(帧中继),ATM(异步传输模式)和ISDN(综合服务数据网络)8.6变电站数据通信常用协议 8.7变电站无缝通信体系-IEC61850当前IECTC57为电力系统通信已制定如下多种协议标准，但各协议不能兼容或不完全兼容。序号IEC配套标准我国对应电力行业标准名称和作用应用场合1IEC60870-5-101DL/T634-1997基本远动任务配套标准变电站和调度中心间2IEC60870-5-102DL/T719-2000电能累计量传输配套标准变电站和调度中心间3IEC60870-5-103DL/T667-1997变电站继电保护信息接口配套标准变电站内4IEC60870-5-104通过网络传输变电站和调度中心5IEC60870-6TASE.1调度中心之间计算机网络通信6IEC60870-6TASE.2调度中心之间计算机网络通信 8.7变电站无缝通信体系-IEC618502000年6月6日在德国召开SPAG（StrategicpolicyAdvisoryGroup）会议。讨论了制定唯一的通信协议和统一对象建模的必要性。会议提出了无缝远动通信体系结构（SeamlessTelecontrolCommunicationArchitecture,SCA）的概念，并赞成制定统一的传输通信协议。从变电站的过程层至调度中心之间采用统一的通信协议，克服目前诸多协议之间无法完全兼容，必须经过协议转换才能互相连接起来的弊病。会议决定无缝远动通信体系结构以IEC61850变电站通信网络和系统为基础。会议描绘了未来电力系统的无缝远动通信体系结构如下图所示： 8.7变电站无缝通信体系-IEC61850 从无缝远动通信体系结构图可看出：①IEC60870-6TASE.2用于控制中心之间通过网络进行通信。②变电站内的网络采用IEC61850。③控制中心和变电站之间采用IEC61850＋进行通信。这样从控制中心到变电站的过程层可以采用统一的通信协议。④变电站和控制中心的配置、事故追忆、特殊应用计算机之间，采用IEC61850＋。8.7变电站无缝通信体系-IEC61850 IEC61850变电站通信网络和系统的特点①应用层传输协议是面向对象自我描述的，数据对象是分层的，定义了收集这些信息的方法，数据对象，逻辑结点和逻辑设备的代号，并规定了名字的造句法，使任何对象的标识成为唯一的。②IEC61850可根据电力系统的特点来归纳所需的服务类，定义抽象通信服务接口且与所采用的网络无关。③根据数据对象分层和数据传输有优先级的特点定义了一套收集和传输数据的服务。④涵盖了IEC60870-5-101和IEC60870-5-103的数据对象。8.7变电站无缝通信体系-IEC61850 ConfigurationPart6:ConfigurationLan-guageforelectricalSubstationIED’sTestingPart10:Conform.TestingMappingtorealComm.Networks(SCSM)Part8-1:MappingtoMMSandISO/IEC8802-3Part9-1:SampledValuesoverSerialUnidirectionalMultidropPoint-to-PointlinkPart9-2:SampledValuesoverISO/IEC8802-3DataModelsBasicCommunicationStructureforSubstationsandFeederEquipmentPart7-4:CompatibleLogicalNodeClassesandDataClassesPart7-3:CommonDataClassesAbstractComm.ServicesBasicCommunicationStructureforSubstationsandFeederEquipmentPart7-2:AbstractCommunicationServices(ACSI)Part7-1:PrinciplesandModelsSystemAspectsPart1:IntroductionandOverviewPart2:GlossaryPart3:GeneralRequirementsPart4:SystemandProjectManagementPart5:CommRequirementsforFunctionsandDeviceModelsIEC61850标准相关内容8.7变电站无缝通信体系-IEC61850 通过SNTP时间同步系统构建IEC61850间隔与间隔之间的通信采用Comtrade格式的故障录波使用TCP-IP的标准通信基于以太网的标准变电站中最好的互操作性和竞争性的全球使用的标准目标变电站组态语言定义保护和控制功能8.7变电站无缝通信体系-IEC61850 第9章提高综合自动化系统可靠性的措施9.1提高设备可靠性的概述9.2变电站的主要干扰来源9.3干扰对变电站自动化系统的影响9.4变电站自动化系统的抗干扰措施9.5提升IED可靠性的其它措施9.6变电站自动化系统的自诊断技术 9.1提高设备可靠性的概述可靠性是变电站自动化系统的基本要求之一。对变电站自动化设备而言，可靠性通常用平均无故障时间来表述，因此，这主要是一个产品的稳定性问题。但对微机保护而言，可靠性还包括了设备不拒动、不误动的问题。提高可靠性主要需要解决设备的电磁兼容性能和元器件的老化问题。这其中，提高IED的抗干扰能力是关键的。变电站高压设备操作、低压交直流电气设备操作、雷电波、高压设备电磁场和电网短路故障均会造成对IED的电磁干扰。。 9.2变电站的主要干扰来源变电站干扰源的分类：变电站交直流设备受低频振动扰动电压波动（大负荷变化造成）、电压突降和中断（短路、故障切除及重合闸造成）、谐波污染（整流设备及发变设备造成）、间谐波（电弧焊、换流器、变频器）、电力载波。传导瞬变和高频干扰浪涌（雷击、操作、短路）、快速瞬变的（断开小电感负载）、阻尼振荡波（开关操作和短路）、衰减振荡波（阻抗不匹配引起多次发射造成）场的干扰工频磁场（导体带电或设备漏磁）、脉冲磁场（雷电、操作和短路）、阻尼振荡磁场（阻尼振荡引发）、辐射电磁场（无线电设备引发） 9.2变电站的主要干扰来源干扰信号的侵入模式侵入模式分差模干扰和共模干扰两类。差模干扰：串联方式侵入信号源回路的干扰。主要源自互感和电容耦合。共模干扰：引起回路对地电位发生变化的干扰。主要源自不同设备间和接地点选择和接地电阻大小。干扰信号的耦合途径电磁干扰侵入IED的途径可分为辐射和传导两类,两者可相互转换。其耦合途径包括：电容性耦合—两回路间的分布电容造成，属于电场耦合电感性耦合—两回路间的电感造成，属于磁场耦合共阻抗耦合—两回路共用主回路或共用接地回路造成辐射耦合—高频电磁波通过空间辐射作用在导体上，感应出电动势。 9.3干扰对变电站自动化系统的影响干扰具有频率高、幅度大、前沿陡，可顺利的通过分布电容或电感耦合到变电站自动化系统中，影响系统及其相关设备的正常工作。这种影响分以下几个方面作用：影响电源回路-造成电源工作不正常或器件受损影响模拟量输入通道-造成采样错误或IED误动作影响开关量输入通道-造成状态误判影响开关量输出通道-造成IED误动作影响CPU及数字回路-造成数据错误，逻辑紊乱 9.4变电站自动化系统的抗干扰措施干扰源、耦合通道和敏感回路称为电磁干扰的三个要素。提高IED的硬件抗干扰能力可以从抑制干扰源、阻塞耦合通道、提高敏感回路的抗干扰能力、设计释放回路等多个方面着手。通过外部手段提高系统抗干扰能力的措施：布设良好的接地网，降低系统的接地电阻各IED采用多股线一点接地，且接地线径足够粗通讯网络采样双绞线、屏蔽线、同轴电缆、光纤等通讯电缆远离控制电缆，二次电缆远离一次设备减少二次电缆与一次电缆并行布置的长度二次电缆采用屏蔽线，且屏蔽层两端良好接地二次电缆采用金属穿管布设，且金属管两端良好接地 9.4变电站自动化系统的抗干扰措施变电站IED设备的硬件抗干扰措施：保证IO的隔离和屏蔽模拟量采用小CT、PT隔离，且铁芯和屏蔽层接地开关量输入采用光耦隔离，电平使用DC220V或110V开关量输出采用继电器隔离，最好实施两级隔离采用优秀的结构设计采用金属机箱屏蔽干扰信号采用后插件结构或类似后插结构的机箱合理布置个插件，避免插件间的互相干扰保证各插件接地点与机箱间良好连接提高板件的抗干扰能力印制板布线功能区域清晰，各区域应有明显空隙，减少互感耦合加强电源输入端滤波回路的性能各插件提供高频干扰泄放通道充分应用多层板技术和大面积覆铜技术采用多CPU系统，各自完成相互独立的功能 9.4变电站自动化系统的抗干扰措施变电站IED设备的软件抗干扰措施：输入数据的检查采用高性能数字滤波，识别和剔除坏数据前置低通滤波和A/D芯片双重化，两者数据实时比对高速A/D在每个采样间隔采用多次高速读入数据比对开关量输入采用多次读入比对对运算结果进行比对在时间允许的前提下，采用延时和多采样点计算加强出口的闭锁逻辑结合硬件，对输出结果进行监视结合硬件，实现一次出口需要多条指令或算法与逻辑才能输出对出口寄存器，在每次计算流程中均进行快速重复写入操作软硬件Watchdog的应用结合硬件Watchdog，制定软件Watchdog，实现对软件功能模块的全检测。 9.5提升IED可靠性的其它措施影响IED可靠性的因素包括：产品EMC性能、产品发热分布和老化性能、产品生产工艺和防护等产品的发热分布和老化性能寻找IED的发热区，尽量保证发热器件分散化对温升较大区域，提高器件的允许工作温度合理使用各种电解电容采用等寿命准则设计IED产品的生产工艺和防护使用SMT等先进的生产工艺加强各插件的自动检测（光学、电气）加强生产过程的静电防护加强潮敏器件储存过程的湿度控制对成品件，采用三防漆涂覆 9.6变电站自动化系统的自诊断技术变电站自动化装置的自诊断指对装置的内部各元件或各功能区是否有损坏或异常进行检测。IED的自诊断是提升其可靠性的重要措施。IED的自检分为上电自检、实时自检和周期性自检三种方式。上电自检仅在装置重启时进行，上电自检一般要求装置进行全面自检实时自检指在装置采样和保护流程计算的每一个周期内，对其核心器件或功能区进行自检周期性自检指利用装置的空闲时间，在其低优先级的流程中对一些次要性能进行自检。 9.6变电站自动化系统的自诊断技术变电站自动化装置的几种常用检测方法CPU系统级自检—由硬件和软件Watchdog组合完成。采样数据的自检—通过对参考通道的采样来自检或通过多通道的电气关联性判别某一通道的异常状态。采样零漂自检-通过将模拟量整周期相加，判别通道零漂状况。RAM的自检-通过写入正反两个数字来判别RAM的完整性ROM的自检-通过对ROM中的内容进行累加和或CRC校验，判别异常。开关量输入自检-通过开出的返校回路，检查开出是否正常。定值自检-通过对保护定值备份存放和CRC校验，实现对保护定值的纵向和横向自检。 第10章变电站综合自动化系统的故障及排除方法10.1概述10.2通讯故障10.3装置异常10.4对时不正确10.5计算机系统不正常 10.1故障及排除方法-概述变电站自动化系统的故障具有多样的，故障原因主要有设备老化、接触不良、设计缺陷、工程配置不正确或不完整、病毒侵入、外部强干扰等，总的来说，常见故障现象有：通讯中断、装置异常、测量值异常、遥信误报、遥控不执行、保护不正确动作、信息表上下不一致、后台计算机系统运行缓慢、事件记录时间不正确等 10.2故障及排除方法-通讯故障通讯故障：地址配置不正确规约配置不对串口参数配置不对（波特率、校验位）以太网参数配置不对（子网掩码、端口号、主从配置）通讯回路接触不良通讯线极性错误接口芯片损坏通讯设备故障 10.3故障及排除方法-装置异常装置异常：液晶无显示（内外电源、插件不到位、液晶模块、CPU板）装置老复位（内外电源、插件不到位、CPU板）装置不出口（外接线、插件不到位、出口逻辑）采样不正确（外接线、插件不到位、器件）通讯不上（外接线、参数配置、器件）开关量状态错误（外接线、插件不到位）保护不正确动作（定值、软硬件设计缺陷） 10.4故障及排除方法-对时不正确对时不正确：接线不对协议或参数配置不对丢星或时钟源故障软件设计缺陷（通过多装置联合测遥信判别） 10.5故障及排除方法-计算机系统不正常计算机系统不正常：通讯网络故障点表配置不正确（调试不到位）图形关联错误(调试不到位)设备老化（尤其是风扇、硬盘、内存）病毒侵入（管理不严）软件缺陷造成内存资源丢失（越用越慢） 第11章变电站综自系统的调试、维护和运行11.1变电站综自系统装置的调试11.2变电站综自系统当地监控系统调试11.3变电站综自系统的运行管理11.4变电站综自系统的维护 11.1变电站综自系统装置的调试装置调试既包括装置自身功能和性能的测试也包括现场开关传动测试和遥信等接入正确性检查：装置外观和人机操作检查模拟量测量精度检查开关量输入正确性检查遥控传动功能检查脉冲量计数正确性检查保护动作逻辑检查保护CT的暂态特性测试装置多次开关电源的状况检查 11.2变电站综自系统装置后台监控系统调试后台监控系统调试侧重于点表校对、功能测试和系统整体性能测试。软件配置和组态、画面曲线及报表制作和参数关联、通讯规划与各IED装置间的通讯连接检查通过与各IED装置的四遥联合测试，检查点表的正确性保护定值的查询和修改，故障录波调用和分析单节点压力测试（对同一IED做连续性试验）多节点联合测试（多个IED并联测试）时钟同步性测试（多个IED同时检测同一遥信量） 11.3变电站综自系统的运行管理变电站自动化系统的运行管理分：日常管理、交接班管理、设备巡视管理、现场验收管理、测试与维护故障处理及事故抢修管理等明确调度和运行人员职责制定完善的运行管理制度认真执行运行规程做好技术管理工作 11.4变电站综自系统的维护变电站综自系统维护工作可以从几个方面入手：健全相关制度，做好维护基础工作主要是保证设备的台账、缺陷和检修记录完备加强技术培训工作熟悉系统和基本原理、熟悉检修知识、熟悉岗位制度、熟练排除故障、看懂图纸、掌握设备性能正确分析和判断系统的异常情况结合电力系统基础知识，采用系统分析法、排除法、接线检查法、信号跟踪法、设备或插件互换法等方法，快速定位故障点，恢复系统正常运行。 变电站二次回路技术培训 变电站二次回路培训提纲1、变电站二次回路的基本概念2、阅读二次回路图的基本方法3、6～35kV开关柜的二次回路；4、110kV主变压器和线路的二次回路；5、变电站二次回路接线正确性的检验；6、变电站二次回路运行中常见异常及处理。 1、变电站二次回路的基本概念1.1、一次回路与二次回路的区别1.2、二次回路的重要性 1.1一次回路与二次回路的区别一次设备：直接用于生产、输送和分配电能的生产过程的高压电气设备。包括：发电机、变压器、输配电线路、断路器、刀闸、母线、电抗器、电容器、电动机等一次回路：由一次设备相互连接，构成发电、输电、配电或进行其它生产过程的电气回路称为一次回路或一次接线系统 1.1一次回路与二次回路的区别二次设备：对一次设备的工作进行监视、控制、调节、保护以及为运行、维护人员提供运行工况或生产指挥信号所需的低压电气设备。包括：熔断器、控制开关、继电器、控制电缆等二次回路：由二次设备相互连接，构成对一次设备进行监测、控制、调节、保护的电气回路称为二次回路或二次接线系统 1.1一次回路与二次回路的区别二次回路主要内容：控制回路、信号回路、测量监察回路、调节回路、直流电源回路、保护和自动装置回路。以保护装置为例说明二次回路：互感器的二次侧端子箱->保护装置接线端子直流分路空开->保护装置二次回路保护装置->控制屏或中央信号屏的直流回路保护装置->断路器操作箱端子排 1.2二次回路的重要性二次回路的重要性二次回路虽非主体，但它在保证电力生产的安全、向用户提供合格的电能等方面起着极其重要的作用。二次回路的故障经常会破坏或影响电力生产的正常运行。例如：保护装置或其接线错误将可能造成拒动或误动计量回路有误将可能造成多收或少收电费 2、阅读二次回路图的基本方法2.1、二次回路标号及其基本原则2.2、二次回路标号的基本方法2.3、直流回路的标号细则2.4、交流回路的标号细则 2.1、二次回路标号及其基本原则标号目的：为便于安装、运行、维护，在二次回路中的所有设备间的连线都要进行标号，这就是二次标号。标号一般采用数字与文字的组合，它表明了回路的性质和用途。基本原则：凡各设备间要用控制电缆经端子排进行联系的，都要按回路原则进行标号，屏顶设备与屏内设备的连接线，同样需要按回路编号原则标号。直流回路和交流回路采用不同的标号方法，且同样交直流回路中，不同的回路用不同的数字符号。 2.2、二次回路标号的基本方法基本方法：用3位或3位以下的数字组成需要标明回路的相别或某些主要特征时，可在数字标号的前面或后面增注文字符号。按等电位的原则标注即在电气回路中，连于一点的所有导线（包括接触连接的可折线段）需标以相同的回路标号。线段标号的分界点电气设备的触点、线圈、电阻、电容等元件所间隔的线段，视为不同的线段，一般予以不同的标号；屏内不经端子的连线处理对于在接线图中不经端子而在屏内直接连接的回路，可不标号。 2.3、直流回路的标号细则不同的直流回路采用不同的数字范围控制与保护：001~099及100~599励磁回路：601~699控制、保护回路分组和极性编号方式控制和保护回路使用的数字标号，按熔断器所属的回路进行分组，每一百分为一组，如101~199，201~299。每段里面先按正极性回路（奇数）由小到大，再编负极性回路（偶数）由大到小，如101、103。。。，150，148。。。信号回路的分组信号回路的数字标号，按事故、位置、预告、指挥信号分组，按数字大小排列 2.3、直流回路的标号细则按开关的数字序号选取标号组开关设备、控制回路的数字标号组，按开关设备的数字序号选取。例如3个控制开关1KK,2KK,3KK，则1KK对应的控制回路数字编号选101~199，2KK为201~299。。。正负极性的分界正极回路的线段按奇数标号，负极回路线段按偶数标号，每经过回路主要压降元件后，应改变极性，其奇偶顺序随之改变。对不能标明极性或极性在工作中可变的线段，奇偶任选。特定回路的专用标号对某些特定主回路给予专用标号组，例如正电源101，201，负电源102，202，合闸回路绿灯回路105、205、305、405，跳闸回路红灯编号35，135，235。。。 2.4、交流回路的标号细则交流回路按相别顺序标号，它除用3位数字编号外，还加有文字标号以示区别。例如A411,B411,C411。如下所示：A相B相C相中性零开口任一相文字标号ABCNLX角注标号abcnlx 2.4、交流回路的标号细则对不同用途的交流回路，使用不同的数字组，其中控制保护信号回路用1~399，电流400~599，电压600~799，电流、电压一般均以10位数为一组，供一套电流互感器使用。几组相互并联的电流互感器并联回路，取数字最小的一组数字标号。电流或电压互感器的回路，均须在分配给它的数字标号范围内，自互感器引出端开始，按顺序编号。例如2TV的回路标号用621~629等某些特定的交流回路（如母线差动保护公共回路、绝缘监察电压表的公共回路）予以专用的标号组。 3、6~35KV开关柜二次回路10KV典型二次回路图介绍（盐城电力设计院设计）VD4开关备注： 4、110KV主变及线路二次回路110KV典型的二次回路介绍(天津电力设计院设计)LW25-126开关备注：52a/b:断路器常开、常闭接点52Y：电气防跳继电器88M：弹簧储能电机运转33hb：弹簧未储能49M：储能电机过流动作48T：断路器三相不一致63GL：SF6低气压KVVP:控制用聚氯乙烯绝缘屏蔽电缆 5、二次回路接线正确性检查5.1检查接线是否正确合理5.2保证接入装置的二次模拟量的正确性5.3保证装置开入开出量的接线正确性5.4做好二次回路的抗干扰措施5.5加强二次回路的绝缘检测5.6正常运行时加强检测接入模拟量的正确性5.7做好设备检修后的二次回路检查工作 5.1检查接线是否正确合理检查接线是否正确合理包括：导线的电气连接应牢固可靠盘柜内的导线不应有接头导线芯线应无损伤电缆芯线端部标明回路编号，编号正确清晰且不易脱色配线应整齐、清晰、美观，导线绝缘应良好、无损每个接线端子的每侧接线宜为一根，最多不得超过两根交直流端子应布置在端子排不同区域，且相距一定的距离开关或刀闸辅助接点同一盘面两副不同的接点不能分别用在交流和直流回路，防止辅助接点切换时造成交直流瞬时混联，防止直流接地或交直流混联造成电网事故。不用的二次线要拆除、不明白的二次线要查清，防止二次回路存在寄生回路和裕绕回路电缆敷设排列整齐 5.2保证接入装置的二次模拟量的正确性从几个方面保证装置接入模拟量的正确性1、互感器的极性必须正确要保证极性的正确，在检测极性时必须注意互感器的实际安装位置，判断清楚一次电流的规定方向。通过点极性来判别。2、从互感器二次端子引至装置的接线必须正确接线图纸必须正确、图实相符接线的各处端子接触必须良好检查的方法除检查接线螺丝的紧固外，应该在运行前进行二次回路通电实验，即从互感器二次端子处加入实验电流或电压，在装置中检测加入的模拟量是否正确。电流测回路阻抗，电压测压降。注意：二次加压时，必须断开PT，避免反冲电的危险。一次侧升压升流检测、高压侧通380V低压侧短路检测、六角图检测。 5.3保证装置开入开出量的接线正确性保证装置开入开出量的接线正确性包括以下手段：模拟试验加电压点开入量观察装置显示的开入状态逐个投退保护功能压板，观察压板状态万用表量通断检查装置开出量的状态传动试验通过传动试验检查断路器是否正常分合闸以及耗时通过传动试验检查相关开入量是否对应变化通过传动试验逐个检查保护跳闸压板是否正确 5.4做好二次回路的抗干扰措施从如下几个方面做好二次回路的抗干扰措施1、二次电缆采用屏蔽线，且屏蔽层两端良好接地2、做好模拟输入回路的抗干扰措施严格执行反事故措施。对电压互感器二次绕组(星形)，三次绕组(开口三角形)的N相必须分开，由开关场引入控制室，在保护柜上由一点接地。对于几台同一电压等级电压互感器的N相分别引入控制室，并接到同一零相电压小母线经一点接地。对电流互感器的二次回路应有一个接地点，并在配电装置附近经端子排接地。对于有几组电流互感器连接在一起的保护装置，分别引入保护柜，在保护柜上经端子排一点接地。 5.4做好二次回路的抗干扰措施从如下几个方面做好二次回路的抗干扰措施3、做好输入输出回路的抗干扰措施输入输出回路的走线必须强弱分离采用开关量输出引线电源线分开控制电缆不允许强弱电回路混合在同一电缆中尽量采用双绞线 5.5加强二次回路的绝缘检测加强二次回路的绝缘检测　　二次回路点多面广，和户外开关场的电气设备相连，运行环境差，很容易发生绝缘下降的情况。因而在定期校验中，必须坚持做二次回路绝缘检测的实验项目。在实验前一定按规程要求，将需要短连的回路连接起来，需要拆开的端子拆开，这样就可以避免实验高电压损坏电子元器件。 5.6正常运行时加强检测接入模拟量的正确性通过负荷电流电压检测接入模拟量的正确性现代IED设备的显示窗口往往可以观察有功功率、无功功率、各项电流电压的有效值和相位值，也可以手动启动故障录波，通过波形观察各路模拟量的幅值和相位关系。综合利用这些参数可以准确判断分析接入保护装置的模拟量是否正确。　　在对IED设备的巡视中、在系统运行方式改变时、负荷发生变化时、系统出现故障时、保护动作或拒动时都可以利用功率、有效值、相位以及故障录波图来判断装置的测量准确性。 5.7做好设备检修后的二次回路检查工作做好设备检修后的二次回路检查工作一次设备检修后可能造成二次回路变动，必须加强检查。例如电流电压互感器每年要做预防性试验，试验前必须将二次端子引线拆掉，试验后再恢复其接线。往往由于疏忽，恢复接线中发生错误，如果未能及时发现，将可能带来严重后果。因此当电气设备检修涉及到二次回路的，都应在检修工作结束后，核对接线正确性。通过传动试验检查直流和信号回路，交流模拟量输入回路必须在一次设备带负荷后，通过观察测量值或其它试验手段，确证交流电流电压回路的极性、相位及变比的正确性。 第6章变电站二次回路常见异常及处理6.1控制回路断线6.2分合闸指示灯异常6.3开关拒动6.4直流接地 6.1控制回路断线控制回路断线原因分析和处理：控制保险熔断或接触不良—量回路电压及某点对正负极电压控制回路接触不良或分合闸线圈烧毁—测回路阻抗，查线控制回路或不保护回路有短路故障—测对地绝缘、回路阻抗 6.2分合闸指示灯异常分合闸指示灯异常原因及处理分合闸指示灯不亮：控制保险熔断或接触不良-量回路电压及某点对正负极电压灯泡损坏或串联电阻损坏-量相应的元件两端电压或更换分合闸回路断线-方法同控制回路断线分合闸指示灯均亮：分闸指示灯造成防跳误动作-连续试合与断电再合指示灯回路出现短路-查线或断开电源一端接线，量电压 6.3开关拒动开关拒动原因及处理只能合闸一次-防跳动作，可连续试合与断电再合判断机械能操作，电动不行-同控制回路断线处理机械不能合闸-机构卡涩、定位螺丝位置过高、合闸行程过短、合闸顶杆太短机械不能分闸-机构卡涩、定位螺丝位置过低、分闸行程过大，固定止钉松动 6.4直流接地直流接地或正负极电压明显不对称可能原因直流回路有人触碰保护或控制盘有设备接地户外端子箱、机构箱、开关或刀闸转换接点受潮查找顺序停止二次工作选出接地极瞬停不重要直流回路查找接地区域检查户外各设备是否受潮仍未找到，可顺序选择电池、充电设备、直流母排查找注意事项接地时禁止二次回路工作，查找时严防发生两点接地，两人以上一起进行'