110KV变电站综合自动化系统结构设计毕业论文

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1、110KV变电站综合自动化系统结构设计毕业论文第一章 原始资料1.设计有关原始资料1、变电所的类型：地方降压变电站；2、电压等级：110/35/10KV；3、负荷情况：10KV电压等级：14km架空出线6回,每回平均输送容量1.5MW ,8km电缆出线4回,每回平均输送容量1MW,10KV最大负荷18MW,最小负荷12MW,cos=0.9,Tmax=6000h,为类负荷。35KV电压等级：20km架空出线4回,每回平均输送容量8MW。35KV最大负荷35MW,最小负荷30MW,cos=0.9, Tmax=5500h,为类、类负荷。110 KV电压等级：130km架空进线2回4、系统情况：1系统

2、经双回路给变电站供电2系统110KV母线短路容量为2500MVA5、电气主接线 电气主接线方案如图1-1所示：图1-1 电气主接线方案6、变压器及输电线路型号：SFS7-31500/110型三绕组无励磁调压电力变压器。其主要参数如下：表1-1 变压器主要参数额定容量额定电压连接组标号空载损耗空载电流%阻抗电压高压中压低压高中高低中低3150011022.538.522.511YN,yn0,d11 461.0210.5186.5表1-2 输电线路主要参数名称导线型号110kVLGJ-150/835kVLGJ-35/610kVLGJ-16/3第二章 110KV 变电站综合自动化设计的构想与功能设计

3、2.1变电站综合自动化基本概念常规变电站的二次系统主要由继电器、就地控制、远动控制、录波装置所组成。在实际应用中,按继电保护、远动、就地监控、测量、录波等功能组织,构成保护屏、控制屏、录波屏、中央信号屏等。每一个一次设备,例如一台变压器、一组电容器等,它们的电流互感器二次侧,分别引到这些屏上；断路器的跳、合闸操作回路,连到保护屏、控制屏、远动屏、及其他运动设备之间有许多连线。加之各设备安装在不同地点,使得变电站内电缆错综复杂。常规站还存在着如下缺点。如表2-1所示。表2-1 常规站存在的缺点序号缺点1安全性、可靠性不高2电能质量变电站内电缆错综复杂3占地面积大4实时计算和控制性不高5维护工作量

4、大变电站综合自动化是将变电站的二次设备如表2-2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是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,

5、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。表2-2 变电站的二次设备序号设备1测量仪表2信号系统3继电保护4自动装置和远动装置等2.2变电站自动化系统的设计意义和内容计算机技术的发展,推动了电力系统计算机自动化技术的发展,变电站综合自动化技术也日趋完善。它为调度中心提供了厂站端的运行情况,通过控制操作和闭锁,可以实现变电站当地和远方的监视和控制；为远方的遥调,遥测,遥控,遥信和反事故措施提供了可靠的技术保障；无人职守的变电站提高了供电的可靠性又实现了减员增效。通过

6、对变电站综合自动化系统的设计,对于电力系统的运行可靠,保护和控制以及对变电站的设计更加的合理,布局更加紧凑都有很重要的意义。变电站综合自动化系统是一种以计算机为主,将变电站的一,二次设备经过功能组合形成的标准化,模块化,网络化的计算机监控系统。变电站的综合自动化,是将变电站的二次设备经过功能的重新组合和优化设计,利用先进的计算机技术,自动化技术和通信技术,实现对全变电站的主要设备和输配电线路的自动监视,测量,控制和微机保护,以及调度通信等综合性的自动化功能。变电站综合自动化系统代替了常规的测量和监视仪表,代替了常规控制屏,中央信号系统和远动屏,用微机保护代替了常规的继电保护屏,解决了常规的继电

7、保护装置不能与外界通信的问题。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,可以方便的监视和控制变电站内的各种设备的运行和操作,它具有功能综合化,结构微机化,操作监视屏幕化,运行管理智能化等显著特点。通过利用先进的综合自动化技术,提高了供电质量,提高了电压合格率,提高了变电站的安全可靠性和系统的运行管理水平,缩小了变电站占地面积,降低了造价,减少了总投资,减少了维护工作量,减少了值班员劳动强度。变电站综合自动化系统是在计算机技术和网络通信技术的基础上发展起来的。对110kv及以上电压等级变电站,以达到少人和无人值班的目的。对35KV及以下电压等级变

8、电站,实现变电站无人值班。与传统的继电保护相比较,微机保护具有许多优点：如表2-3所示。表2-3 微机保护优点序号优点1改善和提高了继电保护的动作特性和性能,动作正确率高。2可以方便的扩充其他的辅助功能。3工艺结构条件优越。体现在硬件比较通用,制造容易统一标准。4可靠性提高。变电站综合自动化要实现功能：如表2-4所示。表2-4 变电站综合自动化要实现功能序号功能1随时在线监视电网运行参数、设备运行状态；自检、自诊断设备本身的异常运行,发现变电站设备异常变化或装置内部异常时,立即自动报警并闭锁相应的出口,以防止事态扩大。2电网出现事故时,快速采样、判断、决策,迅速隔离和消除事故,将故障限制在最小

9、范围。3完成变电站运行参数在线计算、存储、统计、分析报表和远传,保证自动和遥控调整电能质量。变电站综合自动化与一般自动化区别在于：自动化系统是否作为一个整体执行保护、检测和控制功能。变电站综合自动化应包括两个方面：如表2-5所示。表2-5 变电站综合自动化的种类序号种类横向综合利用计算机手段将不同厂家的设备连在一起,替代或升级老设备。纵向综合在变电站层这一级,提供信息、优化、综合处理分析信息和增加新的功能,增加变电站内部和各控制中心间的协调能力。如借用人工智能技术,在控制中心间的协调能力。如借用人工智能技术,在控制中心实现对变电站控制和保护系统进行在线诊断和事件分析,或在变电站当地自动化功能协

10、调之下,完成电网故障后自动恢复。2.3设计及基本的原则与构想1.设计的原则与构想设计的基本原则是建立新型的中央集中控制系统,实现全站自动化；降低设计成本,尽可能增强各项功能。110KV 变电站最终实现综合自动化。2基本原则及基本构想1基本原则经过设计,实现全站自动化技术。 尽可能降低改造成本,同时尽可能增强四遥等各项功能。2. 基本构想全面分析变电站的实际情况,结合目前国内自动化技术的发展水平,基于上述基本原则,提出以下基本构想：如表2-6所示。表2-6 变电站的基本构想序号构想1将两套110kV 进线线路及母联开关的保护装置设计为微机型,要求其具备通信功能2主变保护全部设计为微机保护,并组屏

11、2 面3建立全站统一的自动化控制系统,并在各开关对应的控制回路中增加就地操作功能4组建站内自动化系统以及相应的分布式通信网络5购置2 面微机线路保护屏用于35kV 线路,要求其具有低周减载等辅助功能6购置2 面微机线路保护屏用于10kV 线路,要求其具有低周减载等辅助功能7设计2 台主变的温度测量回路,以适应测温的需要8采集站内隔离开关位置信号9采集站内微机小电流接地装置开关量信号10采集站内微机消谐装置开关量信号11将站内设计的智能直流电源系统接入综合自动化系统,实现远程监测12利用GPS 卫星对时系统进行全站统一时间2.4 110KV 变电站自动化系统结构形式的选择目前应用较广泛的变电站自

12、动化系统的结构形式主要有集中式、分层分布式和全分散式三种类型。现将三种结构形式的特点简述如下。2.4.1 集中式集中式结构的变电站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,集中采集变电站的所有模拟量、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35kV 或规模较小的变电站,但运行可靠性较差,组态不灵活。图2-1集中式结构的综合自动化系统框图2.4.2 分层分布式分层分布式的变电站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

13、的系统结构。此结构形式较常用,它有如下特点：11035kV 馈线保护采用分散式结构,就地安装,可节约控制电缆,通过以太网与保护管理机交换信息。2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。3其他自动装置中,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。图2-2变电站一、二次设备的分层结构2.4.3 全分散式全分散式的变电站自动化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

14、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：1简化了变电站二次部分的配置,大大缩小了控制室的面积。2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,再加上敷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。3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。4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,根据110KV 变电站的实际情况,在确保安全的前提下综合比较决定采用分层分布式系统、集中式布

15、置,其设计形式采用在集控室集中组屏,即将全站110KV、主变、35KV、10KV 所有的微机保护和测控装置集中组屏,统一接线的方案。集中通过以太网与通讯管理机通讯,通讯管理机另与直流系统、卫星对时系统,五防系统通讯,然后经过以太网传输数据到后台。图2-3完全分散式变电站综合自动化系统结构2.5 110KV 变电站综合自动化设计后实现的功能2.5.1 继电保护及信息采集功能1.继电保护功能变电站综合自动化系统要具备常规变电站系统保护及元件保护设备的全部功能,主变保护要有主保护即差动保护,有本体保护瓦斯、油温、压力释放,后备保护复合电压闭锁方向过流保护等；线路保护有速断、过负荷、接地、重合闸等基本

16、保护；电容器保护的基本功能；并且有PT 监测并列功能；所用变监测功能而且要独立于监控系统,即当该系统各软、硬件发生故障退出运行时,继电保护单元仍然正常运行。2信息采集功能分布式自动化系统的变电站,信息由间隔层I/O 单元采集。电能量的采集宜用单独的电能量采集装置。系统对安全运行中必要的信息进行采集,主要包括主变、线路母线、电容器、低压及直流系统等的功率、电压、电流等遥测量的采集；断路器刀闸位置信号、各种故障信号、事故预告信号、异常报警信号、保护动作信号等遥信量的采集；断路器分合、保护及安全自动装置信号的远方复归等遥控量的采集；全站有功无功电能量的采集等。2.5.2设备控制及闭锁功能 对断路器进

17、行分合控制。 投、切电容器组。 保护设备的检查及整定值的设定。为了防止误操作,操作闭锁主要包括：操作出口具有跳、合闭锁功能和具有并发性操作闭锁功能。CRT屏幕操作闭锁功能,输入正确的操作命令和监控命令,才有权进行操作控制。当站内监控后台系统退出运行时,能满足非CRT 屏幕操作、五防闭锁功能和适应一次设备现场维修操作的五防闭锁功能。2.5.3报警及设备监视功能1.报警功能对站内各种越限,开关合、跳闸,保护及装置动作,上、下行通道故障信息,装置主电源停电信号,故障及告警信号进行处理并作为事件记录及打印。2.设备监视功能其中包括主变油温监测、环境温度监测等内容。当上述各参量越过预置值时,发出音响和画

18、面告警,并作为事件进行记录及打印。2.5.4操作票自动生成功能根据运行方式的变化,按规范程序,自动生成正确的操作票,以减轻运行人员的劳动强度,并减少误操作的可能性。2.5.5数据处理及打印与人机接口及远程通信功能1.数据处理及打印功能运行管理部门和继保专业要求的数据可以以历史记录存档,实现站内日报表、月报表的生成和打印,可将历史数据进行显示、打印及转储,并可形成各类曲线、棒图、饼图、表盘图,该功能在变电站内能实现。2.人机接口功能具有良好的人机界面,运行人员可通过屏幕了解各种运行状况,并进行必要的控制操作。3.远程通信功能具备条件时将站内运行的有关数据及信息远传至调度中心及设备运行管理单位,其

19、中包括正常运行时的信息和故障状态时的信息,以便调度中心人员及时了解设备运行状况及进行事故处理。第三章110KV 变电站综合自动化设备选型与功能实现3.1 110KV 变电站自动化设备选型遵循的原则按照运行可靠、功能实用、技术先进、价格合理、维护方便、易于推广的选型原则来确定采用的综合自动化系统厂家。运行可靠体现在：1本身各模块能稳定协调地工作；2关键部分一定要有冗余、备份等措施,不因单个模块的故障而影响整个系统的正常运行；3抗干扰能力强。 功能实用体现在：1基本功能、日常操作所需的功能必须完备、简明；2信息分流,哪一层需要的信息才送往哪一层。技术先进体现在：1采用当前的主流技术；2符合开放、分

20、布分散分层的标准。一定要改变可靠的必然在技术上落后、技术先进的必然不可靠的观念。要把握好设计开发、生产制造、安装投运的各个环节,做到先进性与可靠性相统一。维护方便体现在：1设备的质量可靠稳定；2设备之间插件的通用性；3运行人员对系统操作的易掌握性。综合以上原则, 110KV 变电站综合自动化系统设计通过比较XX南自控制系统工程XX的NAS900 系列、XX西瑞公司XR2000 系列和许继系列综合自动化系统的优缺点后,觉得许继系列综合自动化系统均符合上述的选型原则,能够实现所有预期的功能,经综合比较后,许继系列综合自动化监控系统从整体造价方面更为合理,因此决定采用许继CBZ-8000系列综合自动

21、化变电站自动化监控系统,其总体设备配置及通讯网络图见图3-1所示。图3-1 系统配置及通讯网络图3.2 CBZ-8000 型变电站自动化系统概述CBZ-8000变电站自动化系统遵循开放、先进、可靠、统一的设计理念,面对变电站需具备的功能和未来变电站自动化系统必然发展方向全面考虑,优化功能配置和简化系统结构,用分层、分布式的系统结构实现了面向对象的变电站自动化设计思想,完全兼容UNIX/Windows/Linux不同的操作系统。可以根据不同电压等级的变电站自动化系统对监控主站软件的需求选择不同的操作系统。系统实现了变电站功能的综合化、操作监视的屏幕化和运行管理的智能化。3.2.1CBZ-8000

22、变电站自动化系统构成CBZ-8000变电站自动化系统适用于35kV1000kV各种电压等级变电站或开关站。系统在物理和功能上均采用分层分布式结构,保证了系统组态的灵活性和功能配置的方便性,系统整体上分为站控层和间隔层两层,站控层和间隔层之间通过通信网络相连。站控层为全站设备监视、测量、控制、管理的中心,通过光缆与间隔层相连。间隔层按照不同的电压等级和电气间隔单元,以相对独立的方式分散在各个保护室中,在站控层及网络失效的情况下,间隔层仍能独立完成间隔层的监测和断路器控制功能。3.2.2微机五防接口及其它设备或系统的接口1.微机五防接口CBZ-8000变电站自动化系统有开放的专用微机五防装置接口。

23、系统通过设置专用的微机五防装置,完成对全站操作的闭锁确认。目前CBZ-8000采用与国内五防厂家集成的方式。当在五防主站上进行操作时,由五防主机向监控主机申请执行确认；当在监控主站上进行操作时,由监控主机向五防主机申请闭锁确认；当从调度端通过远动主站进行操作时,由远动主机通过网络向五防主机申请闭锁确认可通过设置确定是否经站内五防执行防误闭锁确认。CBZ-8000变电站自动化系统通过设置专用微机五防装置,配合站控层的逻辑闭锁和间隔层设备的自锁与互锁配合,构成完备的全站操作三级防误闭锁控制,保证系统任何操作都是在防误闭锁功能的监视下执行。五防服务器1监控监护执行调度图3-2专用微机五防功能实现示意

24、图2.其它设备或系统的接口CBZ-8000变电站自动化系统是一个开放的系统,站内通信规约在严格采用国际标准规约的同时,也提供了完备的与其它系统或智能装置的通信接口。各类信息由公用接口装置统一接收、处理、上网传送,实现对这些设备进行监测、控制。目前提供以下两种系统接入方式：1对于提供网络通信接口,应用层通信规约严格等同采用IEC60870-5-104/IEC61850规约的系统或智能装置,可以直接接入CBZ-8000变电站自动化系统。2对于提供标准RS 232/485通信接口的系统或智能装置,通过CBZ-8000变电站自动化系统配套的规约转换器接入系统。RS485232 103、104TCP 6

25、1850 以太网口RJ45图3-3规约转换器功能示意图3.2.3通信网络设计通信网络是站控层和间隔层之间数据传输的通道,通信网络的性能直接影响着整个变电站自动化系统的性能。根据变电站电压等级和变电站规模的不同,通信网络可灵活配置。光纤自愈环型以太网适用于110kV及以上电压等级的变电站；单双星型以太网适用于110kV及以下电压等级的变电站；本设计选用单星型以太网通信网络采用的通信方案有以下2种：1通信网络传输层协议采用TCP/IP协议,应用层通信规约严格等同采用国际标准IEC60870-5-103规约和IEC60870-5-104规约,IEC60870-5-103规约仅用于传送变电站继电保护信

26、息,监控信息由IEC60870-5-104规约传送。2采用IEC61850通信规约。本设计选用1通信方案3.2.4 CBZ-8000操作员站主要功能简介1数据采集与统计计算：通过现场I/O测控单元采集有关信息,检测出事件,故障,状态,变位信号及模拟量正常,越限信息等,进行包括对数据合理性校验在内的各种预处理,实时更新数据库,其范围包括模拟量,数字量和脉冲量等。1模拟量包括电流、电压、有功、无功、频率、功率因数等电量和温度等非电量,并具有如下采集功能a定时采集：按扫描周期定时采集数据并进行相应转换、滤波、精度校验及数据库更新等。b越限报警：按设置的限值对模拟量进行死区判别和越限报警,其报警信息应

27、包括报警条文、参数值及报警时间等内容。c 追忆记录：对要求追忆的模拟量,可以追忆记录事故前1分钟至事故后5分钟的采集数据。2数字量采集包括断路器,隔离开关以及接地刀闸的位置信号,保护动作信号、运行监视信号及有载调压变压器分接头位置信号等,并实现如下功能：a定时采集：按扫描周期定时采集输入量并进行光电隔离,状态检查及数据库更新等。b设备异常报警：当状态发生变化时,立即进行设备异常报警,报警信息包括报警条文、事件性质及报警时间等内容。c事件顺序记录SOE和操作记录：对断路器位置信号、继电保护动作信号等需要快速反应的开关量采用中断方式,并按其变位发生时间的先后顺序进行事件顺序记录。d逻辑运算：当电网

28、发生事故时,可以自动生成事故总信号。2报警处理：报警处理分两种方式,一种是事故报警,另一种是预告报警。前者包括非操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号。后者包括一般设备变位、状态异常信息、模拟量越限/复限、计算机站控系统的各个部件、间隔层单元的状态异常等。报警发生时,立即推出报警条文,伴以声、光提示；对事故信号和预告信号其报警的声音可选择不同的语音,且音量可调。报警发生、消除、确认使用不同的颜色表示加以区分。报警点可人工退出/恢复,报警信息可分时、分类、分组管理,报警信息具有消抖、记时、记次处理功能,可有效避免信息误报、多报。1 报警事故报警发生时,公用事故报警器将立即发出音响报警报警间量可调

29、,CRT画面上用颜色改变和闪烁表示该设备变位,同时显示红色报警条文,打印机打印报警条文,数据转发装置向远方控制中心发送报警信息。事故报警通过手动或自动方式确认,每次确认一次报警,系统提供按照对象、单个报警以及全部报警进行确认的报警确认方式。自动确认时间可调,报警一旦确认,声音、闪光立即停止,报警条文颜色变色,声音、闪烁停止,向远方控制中心发送信息,报警信息保存。第一次事故报警发生阶段,若发生第二次报警,可以同样处理,不会覆盖第一次报警。具有相同级别的报警信息可进行报警投退设置和报警屏蔽、使能设置。报警信息可以定义为光子牌,并可按照不同报警级别分别定义光子颜色。2预告报警预告报警发生时,其处理方

30、式除与事故报警处理相同外,音响和提供信息颜色可区别于事故报警。能有选择地向远方发送信息。3 报警查询 方便的报警查询功能,可以按设备、事件类型、事件级别、发生时间等条件进行综合查询,也可以根据自定义的报警类型进行分类查询。4事故追忆当发生事故告警信息时,触发事故总信号,并按照配置进行相关事故追忆,事故追忆信息包括事故前后配置时间段内的所有状态变位及及模拟量信息。事故追忆前后时间段最长事故前5分钟、事故后10分钟、追忆模拟量的数量、追忆数据取值间隔时间1秒到10秒均可灵活配置。事故追忆数据全部保存在历史数据库中,并提供事故追忆分析工具进行事故追忆数据的分析。3控制操作：具备就地/间隔层/站控层/

31、远方,多级控制,带必要的安全检查和防误闭锁。完成对开关、刀闸的控制；对主变分接头的调节；保护功能压板的投退；信号复归以及设备的启停等控制功能。监控系统在站控层提供两种防误闭锁功能,一种是与专用微机防误系统配合完成全站的防误闭锁功能；另一种是系统内嵌的软件防误闭锁功能,用户可通过友好的软件闭锁逻辑定义工具完成站控层闭锁逻辑的设计,两种功能可以配合使用,共同完成站控层的防误闭锁。监控系统具有操作监护功能,允许操作人员在一台工作站工作时,监护人员可在另一台工作站上进行监护；当一台工作站发生故障时,操作人员和监护人员可在同一台工作站上进行操作和监护。为防止误操作,在任何控制方式下都采用分步操作,即选择

32、、返校、执行,并在站级层设置操作员、监护员口令及线路代码,以确保操作的安全性和正确性。系统具有以下控制切换功能：调度中心远方/站内控制室控制；站内控制室控制/就地手动控制切换,任何时候只允许有一种控制方式进行控制。在同一时间内,可将站内各受控设备分别置于站内控制、调度中心远方控制、就地手动控制方式。 监控系统在间隔层可以通过在测控装置上设置间隔互锁逻辑实现间隔层操作闭锁。监控主站与测控装置配合完成同期功能。每个控制单元的测控装置将每条母线的电压及线路电压都接入装置,在整个检测期间,当同期断路器两侧的电压、相位角与频率差值保持在整定的范围内时。同期检测功能就处于允许合闸状态；当监控主站发出遥控合

33、闸命令后,控制单元测控装置同时进行同期、闭锁条件、远方/就地控制状态等条件来判定,若条件成立,则执行相应的控制操作,否则闭锁。4GPS时钟同步 变电站自动化系统通过配置卫星时钟接收设备接收GPS标准授时信号,以对站控层各个工作站及间隔层各智能设备进行时钟同步。监控系统同时具备通过远动装置接收调度主站端的时钟同步的功能。对间隔层设备的采用网络对时硬脉冲对时或IRIG-B的对时方式,整个系统各装置时差不大于0.5ms。以保证事件顺序分辨率在1ms之内。5人机界面 能通过显示器对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视,画面支持双屏显示,画面操作支持无级缩放,可以平滑漫游,具有导游图功能。具有网络拓扑

34、分析功能,能对设备进行动态着色,确定带电设备的颜色。支持动态潮流和模拟仪表显示,并可通过客户端脚本制作生动的动画表示。主要显示画面包括：电气主接线图,包括显示设备运行状态、潮流方向、各主要电气量等的实时值直流系统图交流不停电电源系统图计算机监控系统运行工况图：用图形方式及颜色变化显示出计算机监控系统的设备配置、连接状态。各种保护信息及报表二次保护配置图,反映各套保护投切情况、整定值等所用电系统状态图火灾报警系统控制操作过程记录及报表事故追忆记录报告或曲线事故顺序记录报表操作指导及操作票、典型事故处理指导及典型事故处理画面操作变电所某一设备时,能够自动推出画面。趋势曲线图：对指定测量值,按特定的

35、周期采集数据,并予以保留。保留范围30天,并可按运行人员选择的显示间隔和区间显示趋势曲线。同时,画面上还应给出测量值允许变化的最大、最小范围。每幅图可按运行人员的要求显示某四个测量值的当前趋势曲线。棒状图各种统计及功能报表,包括电量表、各种限值表、运行计划表、操作记录表、系统配置表、系统运行状况统计表、历史记录表和运行参数表等定时报表、日报表、月报表系统调度通道分配简图主要设备参数表6电压无功自动控制调节功能AVQC 计算机监控系统根据电压和功率因数无功越限情况,将控制策略化分为19个区域,每个区域依据不同的调节方式,采取相应的控制策略。适用于各种电压等级的变电站,可同时控制13台有载调压变压

36、器的分接头和148组无功补偿电容器或电抗器的投切,在保证电压质量的前提下尽量减小供电网络的线路损耗。7数据库建立和管理维护现场实时数据经过类型处理后存储于实时数据库,根据用户设置的周期对实时数据库中相应的点进行记录,形成历史数据库。数据库的管理和维护包括存取控制、一致性保护、数据库的备份和恢复等功能。根据运行的需要,数据库可灵活地进行扩充和修改,I/O点相关参数可通过数据库进行在线编辑和定义。各种在线操作不影响系统正常运行。8历史记录处理历史记录处理功能将预先定义与历史曲线有关的历史数据从相应的数据库中取出,显示其实际运行曲线,供用户显示和打印。记录周期以5分钟为间隔,全站的数据至少能保存一年

37、。每屏至少显示4幅画面,每幅画面可任意显示5个变量的曲线。显示量程座标和时间由用户任意设置。9双机、双网切换监控系统设计采用完全冗余的双服务器主机热备用工作方式,可以确保任意一台主机故障时的无扰切换,监控以太网采用负载自动平衡式双网,保证数据服务的可靠性。系统正常时,主备服务器均保持与间隔层设备的正常通信和实时数据处理,但只有主服务器向各客户机发送信息,保证数据的唯一性,备用服务器处于侦听状态,随时监视主服务器的工作状态,一旦主机故障,则备用服务器立即切换成为主机,接替主机的工作向客户传送数据。由于备用服务器平时是处于完全热备的状态,主备机的切换不会造成任何数据的丢失,是一种无扰切换。系统支持

38、站控层和间隔层的双网互为备用。并采用硬件与软件互相配合的方式实现双网切换。站控层采用硬件方式完成双网切换。间隔层双网采用软件完成主备网络的在线切换。10系统自诊断与自恢复系统具有自诊断功能,对整个系统的硬件和软件运行状况实时监视。关键进程由于某种原因死锁或终止运行,系统的自恢复功能能杀死失控和死锁程序并自动恢复到原来的正常状态。11报表功能系统提供功能强大、灵活自如的报表编辑工具。所见即所得,并可自动生成。能够满足各类用户的需求,并提供典型报表模板,以方便用户使用。支持定时和召唤打印两种方式,定时时间及打印输出报表可由用户任意设置。12运行管理运行管理包括交接班记录、运行记录、操作票管理、检修

39、维护记录、技术资料管理记录、设备管理记录、继电保护定值管理记录、系统双机管理、任务调度的定义与修改等。13小电流接地选线根据馈线保护装置上送的各条线路的零序基波分量的幅值和方向进行综合分析,确定单相接地线路,并可根据用户需要对接地线路进行试跳选线以消除单相接地故障。同时监控系统提供接地选线后的自动试跳功能,可由用户根据需要决定是否投入此功能。14网络拓扑分析功能主要实现网络动态拓扑着色,用不同颜色识别故障区域。在网络拓扑分析基础上完成事故反演功能。15功能强大的图形生成功能除了提供供能强大的编辑、排版、组态工具外,图表系统还提供模版库、实体类库的概念,更加方便用户快速生成各类图形、报表。3.3

40、 110KV 变电站综自动化设计保护测控装置详细配置3.3.1 110KV 侧线路保护测控装置配置110KV 变电站110KV母线为单母分段,设计准备配置保护功能：三段相间及接地距离、四段零序电流、三相一次重合闸、TV 断线后过流、双回线相继速动、不对称故障相继速动、手合同期、低周减载、低压减载、变压器低压侧相间短路、无故障快速复归、断路器失灵启动过负荷、电压切换回路、操作回路回路。所以选用许继WXH-811系列线路保护装置才能满足设计要求.许继WXH-811系列线路保护装置基本电气参数如下：1.额定交流数据：额定交流电流In：5 A或1 A；额定频率fn：50 Hz 。2.额定直流数据：22

41、0 V 或110 V,允许变化范围：80%115%。3打印机辅助交流电源：220 V,0.7 A,50 Hz/60 Hz,允许变化范围：80%115%。4功率消耗：交流电压回路：不大于0.5 VA/相额定电压下；交流电流回路：不大于1 VA/相In=5 A；不大于0.5 VA/相In=1 A；直流回路：保护装置不大于50 W正常进行；保护装置不大于100 W保护动作；每路开入回路不大于0.5 W。5. 过载能力:交流电压回路：1.5 Un-连续工作；交流电流回路：2 In -长期运行；10 In -10 s；40 In -1 s；通信接口以太网通信口：2 个；RS-485 通讯接口：2 个。通

42、信规约可选择电力行业标准DL/T667-1999IEC60870-5-103规约或IEC61850 规约。1 打印口,可选RS-485 或RS-232。2 调试口,RS-232。装置整体结构保护装置采用基于新一代32 位DSP 的通用硬件平台。整体大面板,全封闭机箱,硬件电路采用后插拔的插件式结构,CPU 电路板采用6 层板,并采用表面贴装技术,提高了装置可靠性。装置包含一块CPU板,具有独立的采样、A/D 变换、逻辑计算及启动功能。.另有一块人机对话板,由一片DSP 专门处理人机对话功能。人机对话担负键盘操作和液晶显示功能。正常时,液晶显示当前时间、电流、电压。人机对话中所有的菜单均为简体汉

43、字。通过本公司提供的软件,可对保护进行更为方便、详尽的监视与控制。装置的一块交流变换插件完成将TA、TV二次电气量转换成小电压信号的功能,一块开入插件完成输入开关量的变换功能,两块出口插件完成CPU 插件的开关量输出功能。此外,装置由两块电压切换插件完成电压切换功能,由两块操作插件完成断路器的跳合闸功能。装置的整体结构图见附图一。4结构与安装装置的外形尺寸如图3-4所示。图3-4装置机箱的外形尺寸装置的安装尺寸如图3-5所示。图3-5装置机箱的安装尺寸装置的端子图如图3-6所示图3-6装置机箱的端子图其中：1#、2#为备用插件；3#、4#为电压切换插件,5#为交流插件,6#为采样保持插件,7#

44、 为DSP 主板；8#、9#、A#为备用插件；B#为开入插件；C#、D#为出口插件；E#、F#为操作插件；G#为备用插件；H#为通讯插件；I#为稳压电源。3.3.235KV10KV 侧保护测控装置配置110KV 变电站35KV 母线为单母分段,设计准备配置保护功能1、过流方向或低电压保护过流元件按相装设过流元件可由控制字选择是否带方向或低电压闭锁。方向过流I、段方向固定。误差小于5,动作范围150接线,按相起动。为消除死区,方向元件带有记忆功能3周。动作的最大灵敏角固定为-30方向元件采用90低电压元件在三个线电压的任意一个低于低电压定值时动作,开放被闭锁过流元件,保证装置在电机反充电等非故障

45、情况下不出现误动作。过流保护除段定时限保护外,还有一段反时限保护。反时限提供三种标准反时限：一般反时限、非常反时限、极端反时限。反时限对于任何相间故障,包括接近电源的线路发生故障都可以在较短时间内切除,但保护的整定配合比较复杂,主要用于单电源供电的终端线路。反时限过流保护可以通过控制字投退。2、过流加速保护对线路保护装置设置了独立的过流加速保护,可通过定值前加速/后加速选择前加速还是后加速。前加速一般用于35kV及以下的具有几段串连的辐射形线路上,能快速切除故障,然后靠重合闸纠正这种非选择性动作。后加速方式是线路上均装有选择性的保护和重合闸,线路故障时保护按有选择性的方式动作跳闸,再重合,当重

46、合于故障或者手合于永久性故障时,后加速保护不带时限无选择性的动作跳闸,加速故障的切除。装置的手合加速回路不需由外部手动合闸把手的触点来启动,此举主要是考虑到目前许多变电站采用综合自动化系统后,已取消了控制屏,在现场不再安装手动操作把手,或仅安装简易的操作把手。装置设置了独立的过流加速段电流定值及相应的延时时间定值,与传统的保护相比,使保护的配置更加灵活。3、过负荷保护装置设有过负荷保护,可以由定值过负荷跳闸/告警选择动作于跳闸还是告警。投跳闸时,跳闸后闭锁重合闸。4、零流方向电流保护本装置应用于小电流接地系统时,当系统中发生接地故障时,其接地故障点零序电流基本为电容电流,且幅值很小,用零序过流

47、继电器来保护接地故障很难保证其选择性。本装置通过网络互联,与其他装置信息共享,通过上位机采用网络小电流接地选线的方法来获得接地间隔。用于接地选线的零序电流必须外加,即必须给装置提供外部输入的零序电流,不能使用装置自产的零序电流；在某些不接地系统和经小电阻接地系统中,接地零序电流相对较大,可能采用直接跳闸方法,装置中设三段零序过流保护,其中零序段可整定为报警或跳闸,用于跳闸或报警的零序电流可以选用自产的零序电流,也可从装置的零序CT引入装置参数中的零序电流自产控制字整定为0表示装置所用零序电流为外加,整定为1表示装置所用零序电流为自产所得；三段零序也可由控制字选择经零序电压方向闭锁即选择零序功率

48、方向闭锁,对于不接地系统,方向灵敏角为90,对于小电阻接地系统,灵敏角为-135以上角度指自产3U0。装置参数设置中性点接地方式一项0为中性点不接地系统,1为中性点经小电阻接地。,误差小于5和3I0之间的夹角。5、低周减载保护本装置作为线路保护装置时,在断路器处于合位时或任一相有流时投入低周减载保护。低周减载设有电压闭锁、滑差闭锁。当系统发生故障,频率下降过快超过滑差闭锁定值时瞬时闭锁低频减载保护。低周减载保护动作同时闭锁重合闸。保护设有硬压板控制投退功能。母线TV断线时闭锁低周减载保护。6、低压减载保护在系统故障时电压降低,可配置低电压保护来甩掉部分负荷。本保护在断路器处于合位时投入,在母线

49、TV断线时可选择是否闭锁如果母线TV断线的相关保护设置为投入,则母线TV断线时,不闭锁低电压保护；否则,相关保护设置退出时,则闭锁低电压保护。本保护设有硬压板。低电压保护动作时闭锁线路重合闸。7、三相一次重合闸装置设有三相一次重合闸功能。模拟自动重合闸中电容器的充放电功能,在充电完成后才能投入重合闸,以避免发生多次重合闸,重合闸当开关位于合位,且无外部闭锁时充电,充电时间为15s。当开关由合位变为跳位时重合闸启动。启动后,若2秒内不满足重合闸条件则放电。重合闸充电完成时,液晶显示屏显示充电完成标志。8、三相三次重合闸装置设有三相三次重合闸功能,通过设置重合闸压板控制投退,重合次数可以通过定值整

50、定,最大可整定为三次重合闸。重合成功后,在重合闸闭锁时限内,如果保护跳闸,则重合闸放电,其它放电条件同三相一次重合闸。考虑到配网系统中柱上开关的延时较长,故增加重合闸复归延时,超过重合闸复归时限以后,如果发生了重合,则判定为又一次重合闸动作。重合闸的放电条件同三相一次重合闸。重合闸充电完成时,液晶显示屏中央显示充电完成标志。9、TV断线检测TV断线后发告警信号。TV断线检测可以用控制字进行投退。当过流保护启动时,闭锁TV断线检测。10、控制回路异常告警装置采集断路器的跳位和合位,当电源正常、断路器位置辅助接点正常时,必然有一个处于断开状态,否则报控制回路异常告警信号,同时闭锁重合闸。11、弹簧

51、未储能告警装置设有弹簧未储能开入,为适应不同弹簧机构储能延时的情况带有延时定值,装置收到开入后经延时报弹簧未储能告警信号,同时闭锁重合闸和遥控合闸。12、遥测、遥信、遥控、遥脉功能遥测：装置的测量回路有独立的交流输入CIA、CIC接仪表TA,与保护回路的交流输入分开。测量IA、IB、IC、P、Q、f、COS等；遥信：各种保护动作信号及断路器位置遥信、开入遥信等；遥控：远方控制跳/合闸、压板投退、修改定值等；遥脉：累计电度表的脉冲。13、录波装置记录保护跳闸前4周波,跳闸后6周波每周波24点的采样数据。14、GPS对时装置通过与变电站自动化主站通信,得到年月日时分秒的信息,并配置一个GPS对时开

52、入,连接到站内GPS接收器的秒脉冲输出,实现毫秒的对时,对时精度小于1ms。15、打印功能可以通过装置的后RS-232接口进行就地打印,也可配置网络共享打印机,使用装置RS-485接口,可打印定值及动作报告、自检报告、开入量变化、录波等；16、网络通信可以直接与微机监控或保护管理机通信,通信接口为RS-485,规约采用DL/T667-1999IEC-60870-5-103或MODBUS规约可选。网络通信波特率可设置：1200,2400,4800,9600,19200,38400；网络通信有、无校验位可设置有校验位时配置为偶校验,不可选择。17、自检功能装置设置了完善全面的自检功能,包括对数据采

53、集回路、数字回路及输出回路的自检,可自检到出口继电器线圈。若发生故障,装置的液晶显示器可以显示出故障信息并闭锁相应的保护,同时发告警信号选用WXH-821A系列微机线路保护测控装置用于35kV及10KV电压输电线路的保护及测控。WXH-821A系列微机线路保护测控装置接线图见附图二。3.3.3 主变压器保护测控装置配置110KV 变电站2 台主变压器为110KV/38.5KV/10.5KV 三圈变压器设计准备配置主保护,后备保护与测控,非电气量保护。主保护功能：比率差动、差流速断、差流越限、TA异常、中低压过流保护。后备保护与测控功能：复压方向过流,零序方向过流,间隙过流,不接地选跳,有载调压

54、,启动风扇,TV断线,过负荷,母线充电,限时速断,接地告警。非电气量保护功能：本体重瓦斯,本体轻瓦斯,调压重瓦斯,调压轻瓦斯,压力释放,冷却器全停,油位异常,油温异常,绕组温度,温度过高,有载油位。根据上述配置,设计选用许继WBH-812微机变压器保护装置作为主变的主保护,选用许继WBH-813微机变压器保护装置作为主变的后备保护与测控,选用许继WBH-814微机变压器保护装置作为主变的非电气量保护。3.3.3.1主变压器主保护装置的详细配置1.事故分析透明化通过分层、模块化、元件化的设计,装置内部实现了元件级、模块级、总线级三级监视点,可以监视装置内部任一个点的数据,发生事故后通过透明化事故

55、分析工具,可以对故障进行快速准确的定位。图3-7图3-8 110kV变压器主保护的应用配置2.通信接口a. 以太网通信口：2个。通信规约可选择电力行业标准DL/T667-1999IEC60870-5-103规约或IEC61850规约。b. 打印口,可选RS-485或RS-232。c. 调试口,RS-232。3.额定电气参数额定交流数据额定交流电流：5A或1A；额定交流电压：线电压 100V,相电压 100/ V；额定频率： 50Hz。额定直流数据220V或110V,允许偏差 +15,-20。打印机辅助交流电源220V,0.7A,50Hz/60Hz,允许变化范围80%110%。采样频率微机保护采

56、样及录波频率1200Hz。功率消耗交流电压回路：当为额定电压时,每相不大于0.5 VA；交流电流回路：当额定电流为1 A时,每相不大于0.5 VA；当额定电流为5 A时,每相不大于1 VA；直流回路： 正常运行时,每个保护箱逻辑回路不大于35 W,开入回路每路不大于1.5W；保护动作时,每个保护箱逻辑回路不大于50 W,开入回路每路不大于1.5 W。热稳定性电流下,长期运行；电流下,允许运行10 s；电流下,允许运行1 s。4.主要技术指标动作时间差流速断：不大于20 ms；比率差动：不大于30 ms。保护定值整定范围和定值误差以下中指变压器二次侧额定电流,指TA二次侧额定电流。差动最小动作电

57、流整定范围：0.21.0,误差不超过2.5%或0.01 ；差动最小制动电流整定范围：0.51.2 ,误差不超过2.5%或0.01 ；比率制动系数整定范围：0.30.7,误差不超过5%；二次谐波制动系数整定范围：0.100.30,正误差不超过+0.03,负误差不超过0；差流速断整定范围：2.015.0,误差不超过2.5%或0.01 ；记录容量故障录波内容和故障事件报告容量保护跳闸记录跳闸前4个周波、跳闸后6个周波所有电流电压波形；保护装置可循环记录100次故障事件报告。正常波形记录容量正常时保护可记录10个周波所有电流电压波形,以供记录或校验极性。异常记录容量可循环记录200次事件记录和装置自检

58、报告。事件记录包括软、硬压板投退、开关量变位等；装置自检报告包括硬件自检出错报警、装置长期起动等。对时方式IRIG-B码对时；GPS脉冲对时分脉冲或秒脉冲；监控系统绝对时间的对时命令；输出触点信号触点容量允许长期通过电流：5 A；切断电流：0.3 A。跳闸出口触点容量允许长期通过电流：10 A；切断电流：0.3 A。辅助继电器触点容量允许长期通过电流：5 A；切断电流：0.3 A。绝缘性能绝缘电阻：装置所有电路与外壳之间的绝缘电阻在标准实验条件下,不小于100MW；介质强度：装置的额定绝缘电压小于60 V的电路与外壳的介质强度能耐受交流50Hz,电压500 V,历时1min试验,其它电路与外壳

59、的介质强度能耐受交流50Hz,电压2kV,历时1min试验,而无绝缘击穿或闪络现象。冲击电压装置的导电部分对外露的非导电金属部分外壳之间,在规定的试验大气条件下,能耐受幅值为5kV的标准雷电波短时冲击检验。寿命电寿命：装置输出触点电路在电压不超过250V,电流不超过0.5A,时间常数为5ms0.75ms的负荷条件下,产品能可靠动作及返回1000次；机械寿命：装置输出触点不接负荷,能可靠动作和返回10000次。抗干扰能力辐射电磁场干扰试验：符合GB/T 14598.9规定的严酷等级的辐射电磁场干扰。快速瞬变干扰试验：符合GB/T 14598.10规定的严酷等级为IV级的快速瞬变干扰。脉冲群干扰试

60、验：符合GB/T 14598.13规定的频率为1 MHz及100 kHz衰减振荡波第一个半波为电压幅值共模为2.5 kV,差模为1 kV脉冲群干扰。抗静电放电干扰试验：符合GB/T 14598.14规定的严酷等级为III级的抗静电放电干扰。工频磁场抗扰度试验：符合GB/T 17626.8-1998中第5章规定的严酷等级为级的工频磁场干扰。脉冲磁场抗扰度试验：符合GB/T 17626.9-1998中第5章规定的严酷等级为级的脉冲磁场干扰。浪涌抗扰度试验：符合IEC 60253-22-5:2002中第4章规定的严酷等级为级的浪涌骚扰。射频场感应的传导骚扰抗扰度试验：符合IEC 60253-22-6

61、:2001中第4章的规定。工频干扰试验：符合IEC 60253-22-7:2003规定的工频干扰。机械及环境参数机械结构机箱结构尺寸：259.3mm266mm256.2mm 安装方式：嵌入式机械性能工作条件：能承受严酷等级为I级的振动响应,冲击响应检验；运输条件：能承受严酷等级为I级的振动耐久,冲击及碰撞检验。环境条件工作温度：10 +55 ,24h内平均温度不超过35；贮存温度：-25+70在极限值下不施加激励量,装置不出现不可逆变化,温度恢复后,装置应能正常工作；大气压力：80kPa110kPa；相对湿度：最湿月的月平均最大相对湿度为90%,同时该月的月平均最低温度为25且表面无凝露。最高温度为40时,平均最大相对湿度不超过50%。3.3.3.2主变压器后备保护装置的详细配置 WBH-813装置完成变压器一侧的后备保护和测控功能。人机接口采用大屏幕、图形化、汉化、彩色液晶,十进制定值在线整定,实时显示运行参数等