220kV变电站综合自动化设计

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1、XX大学电气工程学院 毕业设计论文设计（论文）题目：220kV变电站自动化研究学生姓名： xxx学 院： 电气工程学院专 业： 电气工程及其自动化年 级： 2008级指导教师： xxx2010年9月1日摘要随着我国科学技术的发展，特别是计算机技术的进步，电力系统对变电站的更要求也越来越高。所谓最新的变电站综合自动化，就是广泛采用微机保护和微机远动技术，分别采集变电站的模拟量、脉冲量、开关状态量及一些非电量信号，经过功能的重新组合，按照预定的程序和要求实现变电站监视、测量、协调和控制自动化的集合体和全过程，从而实现数据共享和资源共享，提高变电站自动化的整体效益。本设计讨论的是220kV变电站综合

2、自动化的设计。首先对原始资料进行分析，在采用电力数据数据网系统作为整个变电站的通讯支撑的基础上进行监控系统、继电保护保护信息管理系统的设计，选择设备，然后进行防雷接地以及信息安全的设计。关键字：计算机监控；继电保护信息管理；远动通信。目录第一章 综合自动化概述及其特点5第一节 变电站综合自动化的结构形式5第二节 变电站综合自动化系统的主要功能6第二章 变电站监控系统的设计8 第一节 概述8 第二节 综合自动化技术应用8 第三节 系统功能介绍10第四节 系统主要技术参数12第五节 存在问题12第六节 总结13第三章 继电保护及故障信息管理系统14第一节 概述14第二节 系统设计目标14第三节 硬

3、件平台14第四节 软件系统设计16第五节 典型系统简介21第六节 主要技术特点22致谢24参考文献25前言变电站对电力的生产和分配起到了举足轻重的作用，学习和了解变电站的结构和运行对电力资源的可持续发展垫下了基础。随着经济的快速发展，我国电力需求迅速增长，由于产业结构调整和居民生活水平的提高，第三产业和居民生活用电比重上升，制冷制热负荷大幅度增加，使得电网规模不断扩大，高电压、大机组、长距离输电、电网互联的趋势，使电网结构越来越复杂。常规变电站的二次部分主要由四大类装置组成：继电保护、故障录波、就地监控和远动。在微机化以前，这些装置不仅功能不同，实现的原理和技术也完全不同，因而长期以来形成了不

4、同的专业和相应的技术管理部门。近年来，开始采用微机型继电保护装置、微机型故障录波器、微机监控和微机远动装置。这些装置尽管功能不一样，其硬件配置却大体相同，除微机系统本身以外，无非是对各种模拟量的数据采集以及I/O回路，并且装置所采集的量和要控制的对象还有许多是共同的，因而显得设备重复，互联复杂。人们自然提出这样一个问题，是否应该从全局出发来考虑全微机化的变电站二次部分的优化设计，提高变电站的可控性，更多的采用远方集中控制、操作、反事故措施等，提高劳动生产率，减少人为误操作的可能，提高运行可靠性，这就是变电站综合自动化的来历。变电站的综合自动化由电脑继电保护和监控系统组成。最明显的特征有以下四个

5、方面：1、功能综合化。2、结构电脑化。3、操作监视屏幕化。4、运行管理智能化。变电站的总体结构采用分布式结构，引入计算机局域网（LAN）技术，将站内所有的智能化装置（IED）连接起来。变电站综合自动化应该改变常规的保护装置不能与外界通信的缺陷，取代常规的测量系统，如变送器、录波器、指针式仪表等；改变常规的操作机构，如操作盘、模拟盘、手动同期及手控无功补偿等装置；取代常规的告警、报警装置，如中央信号系统、光字牌等；取代常规的电磁式、机械式防误闭锁设备；取代常规的远动装置等。计算机技术、通信技术、信息技术惊人的发展，为变电站综合自动化开辟了广阔的前景。变电站综合自动化系统能够大大地提高整个电网运行

6、的安全性和经济效益已经形成共识，其目标应实现变电站的小型化、无人化的高可靠性。综合自动化技术始终追随着计算机技术的发展而发展，计算机和通信技术发展中的任何一种新技术都很快会在变电站综合自动化中找到它的位置。第一章 综合自动化概述及其特点现代变电站综合自动化是二次设备完全用计算机实现对一次设备的安全运行监视与记录、安全操作监视、系统故障记录、故障分析、继电保护等多方面自动化的综合。其结构可以是一个功能一套设备，也可以是一体的或多机一体分层分布的。从某种角度上可以说，变电站的综合自动化由计算机继电保护和监控系统两大部分组成。变电站综合自动化最明显的特征有以下四个方面：(1)功能综合化.变电站综合自

7、动化技术是从建立在计算机硬件技术、数据通信技术、模块化软件技术的基础上发展起来的。它综合了变电站内除交直流以外的全部二次设备。计算机保护代替了电磁式保护，监控装置综合了仪表屏、操作屏、模拟屏、变送器、远动装置、有载调压无功补偿、中央信号系统和光字牌；计算机保护和监控系统一起还综合了故障录波和故障测距、小信号接地等装置。(2)结构电脑化。分布式、多CPU综合自动化系统内各主要插件全是计算机化的，采用分布式结构，网络总线连接。计算机保护、数据采集、监视控制等环节的CPU群构成了一个有机整体，以实现各种功能。一个系统往往有几个甚至几十个电脑同时并行运行。(3)操作监视屏幕化。不管有人值班还是无人值班

8、，操作人员不是在变电站内就是在远方调度室或操作中心内面对屏幕显示器进行变电站的全方位监视与操作。常规方式下的指针仪表读数被屏幕数据所代替；常规庞大的模拟屏被CRT屏幕上的实时接线画面所取代；常规在操作屏上进行的跳合闸操作被计算机键盘或鼠标操作所取代；常规光字牌报警被CRT屏幕画面闪光和文字提示所取代。简而言之，面对计算机的彩色可以窥视若大变电站内的瞬变万化。(4)运行管理智能化。变电站综合自动化另一个特征是运行管理智能化。智能化不仅表现在常规的自动化功能上，如自动报警、自动报报表、电压无功自动调节、小信号接地自动选线、事故判别与处理等方面，还表现在能够在线自诊断并不断将自诊断的结果送向远方的主

9、控端。这是区别常规二次系统的重要特征。简言之，常规二次系统只能检测一次设备，而对自己本身的故障诊断困难，必须更多的靠维护人员去检查发现；综合自动化系统不仅检测一次设备还时刻检查自己是否有故障，这就充分体现了其智能化。1、 变电站综合自动化的结构形式归纳起来，变电站综合自动化系统的结构模式有集中式、分布分散式和分布式结构集中式组屏三种类型。集中式的一般采用功能较强的计算机扩展其I/O及外围接口，集中采集信息、集中处理与计算，有的甚至将保护功能也做在一起，如下图所示。这种方式提出得较早，主要受条件限制，当时计算机技术、网络通信技术还没有发展，这种方式可靠性差，功能也有限，很难推广应用。人机联系I/

10、O接口主计算机打印机调度所/控制操作中心 入 出 控制回路随着计算机特别是单片机技术、网络技术特别是位总线技术的问世，用于变电站所控制的分布式结构装置与系统相继出现，一般按回路进行设计。将数据采集、控制单元和计算机保护单元就地装在开关柜内或其他一次设备附近就地安装，相互之间有网络电缆或光缆连接起来，构成一个分布分散式的综合自动化系统，如下图所示。这种系统最大的优点就是节省电缆，并避免了电缆传送信息的电磁干扰，其次是最大限度地压缩了二次设备的占地面积。这种模式在高压变电站应用可能更为适合。 另一种形式是分布式结构集中式组屏，这种方式在中低压变电站用得最多，。这种系统具有分布式结构全部的优点，系统

11、便于扩充、便于维护，一个环节故障不影响其他部件的正常运行。考虑到中低压变电站的一次设备都比较集中，有不少是组合式设备，分布面不广，所用信号电缆不长，因而采取集中组屏方式，比分散式就地安装多不了多少电缆，优点在于集中组屏后便于设计、安装与维护管理。人机联系主控机(或双机)线路开关柜保护与控制单 元馈线开关柜保护与监控单 元变压器保护单 元单元电容器保护打印机或调度所/控制操作中心其它接口 光缆或电缆TV/TA 操作 TV/TA 操作 TV/TA 保护 TV/TA 保护状态信号 回路 状态信号 回路 状态信号 出口 状态 出口 油温分布分散式综合自动化系统结构2、 变电站综合自动化系统的主要功能变

12、电站综合自动化主要包括安全监控、计算机保护、开关操作，电压无功控制、远动、低频减载以及自诊断等功能。1. 监控系统功能监控系统功能包括数据采集、安全监视、事件顺序记录、电能计算、控制操作、与计算机保护装置通信等。(1)数据采集与显示。采集变电站电力运行实时数据和设备运行状态并通过当地或远方的显示器将运行工况以数据和画面两种方式反映给运行人员。其中，工频模拟量采用计算机交流采样，状态触点方式接入监控系统。(2)安全监视。对采集的模拟量、状态量及保护信息进行自动监视。当有被测量越限、保护动作、非正常状态变化、设备异常时，能及时在当地或远方发出音响或语音报警、推出报警画面、显示异常区域，为运行人员提

13、供处理故障所需的全部信息，事故信息还可存贮和打印记录，供事后分析故障原因用。(3)事件顺序记录。变电站发生故障时，对异常状态变化的时间顺序进行自动记录、存贮、远传。时间顺序记录分析率一般小于5ms,高压变电站可提高到小于1ms.(4)电能计算。系统可实现对采集的电能量分时统计，旁路代送时可自动实现电量的累加。(5)控制操作。系统可实现对断路器、隔离开关的开、合控制和变压器分接头的调整控制，具有防误操作措施，为防止系统故障时无法操作被控设备，在设计上应保留人工直接跳合闸手段。(6)与保护装置通信、交换数据。向保护装置发出对时、召唤数据命令，传送新的保护定值；保护装置向监控系统报告保护动作参数（动

14、作时间、动作性质、动作值、动作名称等），响应召唤命令回报当前保护定值以及修改定值的返校信息等。2. 计算机保护功能(1)变压器保护。利用二次谐波制动的电流差动保护、过电流保护、重瓦斯保护等。(2)进线线路保护。一般按用户要求配置。(3)馈电线路保护。一般有电流速断保护、定/反时限过电流保护、三相自动重合闸功能。(4)母线保护。(5)电容器保护。包括过压保护和欠压保护、过电流保护、电流差动保护。(6)用户提出的其他合理的保护配置。3. 电压和无功综合控制以保证电压合格和优化无功补偿为控制目标，实现对有灾调压变压器分接头和并联补偿电容器组的综合调节和控制，既可提高供电质量，又具有节能的功效，同时具

15、有自动统计电压合格率的功能。4. 远动功能综合自动化系统具有很强的远动功能，不仅具有实现常规的遥测、遥信遥控遥调、事件记录远传功能，而且还具有保护定值远方监视与修改、故障录波与测距的远方传输功能。一般综合自动化具有多个远方接口功能，必要时还可服从主站端的通信规约进行非常规的数据通信。5. 系统在线自诊断功能系统的在线自诊断功能，能自诊断到各设备的插件级。第二章 变电站监控系统的设计1、 概述在电力系统内，电力主设备继电保护主要经历了电磁式、晶体管式、集成电路式、微机式保护4个阶段。特别是21世纪以来，电力工业突飞猛进，整个电力系统呈现出往超高电压等级、单机容量增大、大联网系统方向发展的趋势,这

16、就对电力设备保护的可靠性、灵敏性、选择性和快速性提出了更高的要求。电力系统相关部门已把变电站自动化作为一项新技术革新手段应用于电力电网，各大专业厂家亦把变电站自动化系统的开发作为重点研发项目，不断地完善和改进，相应地推出各具特色的变电站综合自动化系统，以满足电力系统发展的要求。所谓最新的变电站综合自动化，就是广泛采用微机保护和微机远动技术，分别采集变电站的模拟量、脉冲量、开关状态量及一些非电量信号，经过功能的重新组合，按照预定的程序和要求实现变电站监视、测量、协调和控制自动化的集合体和全过程，从而实现数据共享和资源共享，提高变电站自动化的整体效益。随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行

17、设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真、液晶显示、远程监控等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，“三化”改造和无人值班变电站的进一步发展，要求变电站综合自动化系统运行高效、实时、可靠，从而提高电网安全稳定运行水平。继电保护技术未来趋势将是向计算机化，网络化，智能化，保护、控制、测量和数据通信一体化的方向发展。新的变电站综合自动化系统，利用组屏取代了常规的仪表屏柜以及一些中央信号装置，经过优化组合成为系统，节省了变电站、控制室和配电室的占地面积，缩短建设工期，提高了变电站的自动化水平，减少人为事故，保证了供电质量，有利于电网安全稳定运行,实现了电力系统的减员增效目标，提高了

18、企业的劳动生产率和经济效益。现在市场上流通着有各种各样的自动化系统，并且在不断地改进和更新。我们所熟悉的有北京四方CSC2000变电站综合自动化系统、南瑞继科技BSJ-2200监控系统、国电南自PS6000变电站自动化系统、许继电气CBZ8000变电站自动化系统、深圳南自的ISA300变电站综合自动化系统等。电压等级不同又有一些功能不一致。本文主要根据南瑞继保RCS9700变电站综合自动化系统在110kV变电站的最新应用情况进行分析。针对变电站综合自动化系统的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求，展开论述。2、 综合自动化技术应用1. 设计原则和特点变电站一期工程包括：三卷变1台，

19、绕组电压等级为110 kV /35kV/10kV；35kV线路2回，35kV旁路1回；110kV线路1回，110kV旁路1回；10kV部分出线11回,电容器组2组，10kV站用变一台。综合自动化系统设计过程中始终贯穿着充分保证可靠性这一原则，采用分散分层分布式模块化结构，各保护、测量、控制、通信等各个模块之间既相互独立又互相联系。2. 系统结构2.1 微机监控系统采用分散分层分布式系统。变电站运行管理为无人值班值守方式。微机监控系统采用分散分层分布式系统。(见图1)。2.2 各装置优化组合主变保护及测控装置、110kV线路保护装置采用分别组屏方式，布置在二次设备室。35kV馈线、10kV馈线、

20、电容器组站用变等设备采用微机型保护测控一体化装置组屏安装在二次设备室。其它智能设备可通过通信口接入监控系统。2.3微机监控系统微机监控系统分为站级控制层和间隔级控制层，网络按双网配置。间隔级控制层设备配置双以太网接口。将采集和处理后的数据信号，经双绞线传输到站级控制层，各间隔级单元相互独立，不相互影响。站级网络采用基于TCP/IP协议的自适应10/100M双以太网结构（A、B网）。应用层协议使用DL/T 667-1999标准。2.4系统通讯能力综合自动化系统具备为双串口、双网络通讯能力，系统配备相关通讯接口及通讯设备。监控系统与调度SCADA系统能同时实现以串口方式及网络方式同时进行通讯，选用

21、的通讯规约为DL/T 634-5-101-2002、DL/T 634-5-104-2002和新部颁CDT。远动通道具备2路数字串口通讯、2路数字模拟通讯、2路网络通讯。通道具有防雷、过压保护装置。调制解调器满足CCITT标准的要求，传送电平020db可调，接受电平-400db，低于-40db发告警信号，通道误码率小于10-5时，调制解调器能正常工作。其调制方式为FSK。同步方式为同步或异步可设置，与调度通信方式为异步方式。3. 硬件的配置3.1监控主机用标准的、网络的、分布功能和系统化的开放式的硬件结构，满足IEEE POSIX标准。测控装置面向对象设计，采用统一的硬件平台、统一的软件平台、统

22、一的数据库管理。装置采用32位CPU和DSP硬件平台，14位以上高精度模数转换器，采用嵌入式实时操作系统。利用冗余硬件、自诊断和抗干扰等措施达到高可靠性。3.2 操作员工作、继保工程师工作站系统配置一台操作员工作站兼作继保工程师站。能在正常和电网故障时，采集、处理各种二次装置信息，并充分利用这些信息为继电保护运行、管理服务，为分析、处理电网故障提供支持。继保工程师站具备多路数据转发能力，能通过网络通道向多个调度中心进行数据转发，通信规约符合中国南方电网继电保护故障信系统通信与接口规范。2.3.3 系统配置一台微机五防工作站微机五防工作站为珠海共创电气有限公司微机五防系统，防误操作功能比较完备。

23、4. 电源 系统站级控制层交流电源由在线式UPS供电。其他交流电源由站用变交流系统提供。二次设备室的设备由变电站直流系统220V电源供电。5. 设计规划站级控制层设备按远期规模配置。3、 系统功能介绍1. 系统功能系统具备较强的故障软化与容错能力，具有系统动态重构能力和一定的冗余措施，在任一单个硬件或软件失效时，能防止系统信息的丢失或影响系统主要功能。2. 微机保护及自动装置2.1 10kV、35kV馈线保护装置包括三段时限电流保护、零序过流，三相一次重合闸、低周减载及操作回路。能够上传保护定值、故障报告、动作信息、采样数据等，能够在线修改定值。2.2 10kV电容器保护装置包括装设带有时限电

24、流速断、定时过流保护，零序过流，过压和欠压保护，不平衡电压保护不平衡电流保护，温度保护，远方管理等功能。2.3 主变压器保护装置主变压器保护装置=主保护后备保护+本体非电量保护。主保护装置与后备保护装置相互独立，硬件上完全分开。主保护装设一套二次谐波制动原理的纵差保护。后备保护包括复合电压起动的过流保护、零序过流保护、间隙零序过流保护、零序过压保护、过负荷保护、主变有载调压控制系统、主变风扇控制系统。非电量保护包括重瓦斯、轻瓦斯、压力释放、油温度高、绕组温度高, 有载调压重瓦斯。2.4 110kV线路微机光纤纵联保护光纤分相电流差动保护三相电流分相差动保护零序电流差动保护距离保护和零序电流保护

25、（后备）。主保护和后备保护CPU各自独立。装置具有电流电压保护功能和低周保护功能。光纤分相电流差动保护用专用光纤作为通道，传送模拟量和开关量。具有通道监测功能，通道故障时自动闭锁差动保护。距离保护有重合闸功能。2.5 低频低压减载装置双CPU结构，强弱电严格分离，舍弃传统的背板配线方式，有很强的抗干扰和抗电磁辐射的能力。完善的事件记录报文处理，可保存最新128次动作报告，24次故障录波报告。有友好的人机界面、中文显示、打印。具备软件和硬件GPS脉冲对时功能。3. 微机监控系统的功能3.1实时数据采集及处理功能遥测：变电站运行的各种实时数据，如母线电压、线路电流、主变温度、功率、频率等；遥信：开

26、关、刀闸位置、分接头位置、各种设备状态、瓦斯、气压信号等。通过间隔层I/O单元进行实时数据的采集和处理。模拟量信息的采集采用交流采样方式，输入回路采用隔离变压器进行隔离。模拟量数据处理包括模拟数据的滤波、数据合理性检查、工程单位变换、数据变化及越限检测、精度及线性度测试、零漂校正、极性判别等。微机监控系统根据CT、PT的采集信号，计算每一个电气单元的电流、电压、有功、无功和功率因数及电度量等，显示在CRT上。3.2限值监视和报警处理功能 多种限值、多种报警级别、多种告警方式（声响、语音）、告警闭锁和解除, 遥信变位次数统计、变位告警。报警处理分两种方式，一种是事故报警，包括非操作引起的开关跳闸

27、和保护装置动作信号；另一种是预告报警，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。3.3事件顺序记录和事故追忆功能开关和保护信号的动作顺序以ms级进行记录。SOE分辨率为2ms。能够在CRT上显示动作顺序，及在打印机上打印。顺序事件进行存档，存档保存时间可由用户确定。事故追忆表的容量能记录事故前1分钟至事故后2分钟全站的模拟量。 3.4控制功能能通过当地或调度端微机的键盘、鼠标输入操作命令，对变电站的控制对象进行操作。包括开关及刀闸的分合、变压器分接头调节、PT并列信号复归等。就地测控单元可实现一对一的操作以保证计算机系统瘫痪时的最低监控手

28、段。为了防止误操作，在任何控制方式下都必须采用分步操作，即选择、校核、执行，并设置操作员和线路代码口令。3.5管理功能管理功能主要指对一些设备工况报告、设备档案的编制和调用。运行人员或工程师可以进行修改、检索、显示、打印设备工况报告；对各种运行记录及设备的资料进行档案管理；对于不同性质的工作人员，系统具有管理权限、操作权限分类设置的功能。3.6在线统计计算功能 具有统计计算和报表统计功能、用户自定义报表工具。根据采样的CT、PT实时数据能够计算：每一电气单元的有功、无功功率；各相电流、电压；功率因数；电压、功率因数合格率的分时段统计、变压器负荷率及损耗所用电率、开关正常及事故跳闸次数、变压器的

29、停用时间及次数等。3.7画面显示和打印功能在CRT上显示主接线图、直流系统图、站用电系统图、监控系统运行工况图、系统网络结构图、开关量状态表、各种实时测量值表、历史事件及某些重要数据表、主要设备参数表、继电保护定值表、有功、无功、电流、电压、频率、主变分接头、潮流方向、电压棒图、110kV母线相电压及3U0电压、10kV母线接地时3U0电压及母线相电压的趋势曲线等。能储存某些历史负荷曲线及包括某些历史事件画面。3.8与远方调度的信息交换功能能正确接收、处理、执行变电站SCADA或地区调度中心的遥控命令，但同一时刻只能执行一个主站的控制命令。厂站号标志位不对应不允许遥控。与市调分别有主备两个通道

30、。采用全双工通信方式，遥测越死区传送、遥信变位传送，电度量定时冻结传送，遥控按“选择返送校核执行”程序运行，结构组态和处理参数由调度端下装。传送速率为：300bps9600bps，可调。能传送模拟量、开关量、各种信号。3.9系统的自诊断和自恢复功能微机监控系统能够在线诊断系统的软件、硬件运行情况，一旦发现异常能够发出报警信号。在微机监控系统诊断到软件运行出格时，能自动发出报警信号，并能自动恢复正常运行，且不丢失重要的数据。任何插件可带电插拔，而不会导致误动。3.10维护功能工程师可以通过工作站对该系统进行诊断、管理、维护、扩充等工作，能够用交互方式在线对数据库中的各个数据项进行修改和增删。对各

31、种应用功能运行状态的监测，各种报表的在线生成和显示画面的在线编辑。还可以对计算机站控系统的各个设备进行状态检查。3.11 GPS同步对时功能在变电站内采用一套标准同步钟本体，在主控室集中组屏，天线安装在主控室屋顶。与GPS的对时接口，GPS的对时精度为1ms，其与系统内各装置的对时采用硬对时。3.12电压无功自动控制在监控实现，VQC系统满足变电站VQC系统功能技术要求，同时在不同时段，能执行不同定值。4、 系统主要技术参数44.1 频率:50Hz0.5Hz4.2 直流电压：DC220V，允许偏差-20%+10%，波纹系数5%4.3 交流电压： AC220V，允许偏差-15%+10%，波形畸变

32、系数5%4.4 电流电压误差：0.2%4.5 有功无功计量误差：0.5%4.6 遥控准确率：100%4.7 微机保护正确投入率；100%5、 存在问题变电站综合自动化显出其优越性的同时，也有以下几个缺点：5.1在变电站巡检操作人员操作设备过程中，在主控室操作后，又必须到现场查看并验证一次设备的实际位置，跑来跑去，如果操作项目多的话，过程反复又浪费时间，自动化的程度还有待提高。假如操作人员在主控室或调度室就能查看一次设备的运行工况，则减少操作人员的劳动力和时间。所以，未来的趋向将是在一次设备附近装设视频和声控系统，通过远动和通信系统进行数据采样和传输，运行操作人员在远方就能对设备的运行工况及状态

33、变化情况了如指掌，同时又减少与高压设备危险接触的不定因素。5.2微机保护装置插件容易损坏，比较典型的有电源板插件发热损坏导致保护失去作用，或通讯监控主插件通讯模块坏导致通讯连接不上等，必须保证充足的维护抢修人员进行紧急抢修。5.3该系统增加了继保工作人员作业量，继保工作人员作保护调试时，不仅要对保护对信号，还要对后台、调度核对信号，大量繁杂的信号对点工作增加了巨大的作业量，而且只能在检修状态时可以信号核对，否则不会准确。5.4对运行维护技术培训不能及时跟上，大部分人员计算机技术能力有待提高，只能进行简单分合闸操作，以及线路改命名等简单的数据库编译工作等，遇到复杂问题仍需向厂家求助。5.5未能引

34、入先进的WEB Server技术和防火墙技术，运行管理人员还不能通过Internet或Intranet实现远程访问和维护。这个基于结合通信工程，综合考虑变电站的调度通道问题，为运行和维护带来更大的方便，将是未来综合自动化系统的发展方向。6、 总结 本文论述了数字化变电站综合自动化系统的特征、结构及其发展情况，接着论述了自动化技术应用、系统功能介绍、技术参数情况，对存在的问题进行了探讨，对今后的发展趋势作了总结。数字化变电站自动化是一个系统工程，要实现全部数字化变电站自动化的功能，还有许多技术问题需要攻关解决，作者相信在不太远的将来数字化的变电站自动化系统，将有一个蓬勃的发展期。第三章 继电保护

35、及故障信息管理系统1、 概述目前，电力系统调度自动化（SCADA/EMS）系统及相关技术已经非常成熟，电力网络一次系统运行监控、管理、分析的自动化水平已经得到空前的发展和进步。继电保护、安全自动装置和故障录波器等（以下称“二次装置”）作为实现电网自动化系统的智能终端装置，其本身的信息化、智能化水平也很高，但从调度运行管理的角度讲，对于二次装置的设备管理、运行状态监视、动作定值整定、以及对二次装置所记录的电网异常或故障信息的综合有效运用分析等，仍然较普遍处于较低的自动化水平，无法满足调度运行管理自动化的要求鉴于上述原因，原国家电力部早在94年在关于开展电力系统继电保护管理工作的决定文件中，就提到

36、了要建立继电保护管理信息系统的要求。此后，国电公司在一流电网调度机构考核实施细则、国家电力公司电网二次系统“十五”规划等一系列文件中也对继电保护运行信息管理系统的建立、实施及考核提出了明确的要求。 目前，国家电力公司委托山东电网调度中心组织制定的继电保护及故障信息管理系统技术规范（以下简称PRFIS技术规范）亦将很快定稿。继电保护及故障信息管理系统（Power System Relay and Fault Information Management System，简称PRFIS）旨在解决下述主要问题： 保护、故障录波器等二次设备的设备管理 二次设备的运行工况监视管理 二次设备所记录的电网异常

37、或故障信息的综合有效管理 二次装置的动作值整定计算 二次装置的动作行为分析评价根据电力系统本身的结构特点，PRFIS 系统应具有层次化的系统体系结构特点，其结构应包括：1. 监控管理中心主站系统2. 置于变电站内的子站系统（简称PRFIS子站系统）3. 保护、录波器等二次装置（智能设备）考虑到大量保护、录波器等二次装置的多样性和复杂性，在变电站内设置继电保护及故障信息子站系统（以下简称PRFIS子站系统）将是PRFIS系统实施成功的关键，为此，我们根据PRFIS技术规范（讨论稿）、IEC 61850等相关技术标准，采用OMG的分布式系统标准和技术webservice设计并实现了高性能的PRFI

38、S子站系统。2、 系统设计目标该系统作为构成继电保护及故障信息系统的变电站层的子站系统，其主要设计目标功能概括如下：1. 数据汇集和转发： 作为变电站内保护、录波器等二次设备与PRFIS主站系统互联的“通信网关”，可以在节省通信资源、减小通信处理瓶颈的前提下，实现主站与二次设备之间的有效数据通信。2. 数据缓冲： 其内部配有小型数据库系统，可以实现故障数据的缓冲处理，从而，增强整个PRFIS系统的安全可靠性。3. 数据预处理： 可实现部分信息预处理功能（如信息过滤等），一方面，减轻主站系统的负担，同时可以提高数据处理的效率。4. 屏蔽设备的多样性，提高整个PRFIS系统的可维护性和可扩充性：

39、该系统配有通讯规约库，可以“即插即用”式地接入不同厂家、不同型号的二次设备，同时对主站屏蔽接入二次设备的多样性，以保证整个PRFIS系统的可维护性、可扩充性及开放性。5. 远程维护： 在充分授权的条件下，远程维护就如身处现场一样。给系统的维护与管理带来极大的便利，尤其适应无人值守的要求。6. 对时： 具有硬对时和软对时功能，能够作为二次装置的时钟源。7. 子站系统具有自检能力 能产生自检报告，向主站系统上报。8. 强大的就地功能： 8.1维护方面： 1 提供维护接口和维护软件，用户可以使用便携式计算机、子站后台、站内监控后台等方式对系统进行维护。2 维护内容为子站系统运行参数，包括：信息过滤原

40、则、分级上送原则、数据存储原则、主动上送原则、通信连接配置、资源配置等。3 维护软件能够形成子站配置文件供主站系统使用，子站配置文件的内容包括资源配置和通信连接配置。4 资源配置的内容包括：该厂站所包含的一二次设备的资源标识、一次设备的拓扑关系、二次装置的信息描述、一二次设备之间的关系等方面。5 通信连接配置的内容包括：通信网络标识、类型以及二次装置、接入单元、保护通信集中器、子站管理机的标识、通讯地址和通讯端口等方面。6 可对装置的投入、退出状态进行设置，装置运行状态的改变可通知主站系统。7 可对子站系统的投入、退出状态进行设置，状态的改变可通知主站系统。8 子站系统应具有软件升级能力，升级

41、后原有数据仍然有效。 8.2后台方面：子站系统可以配备各种工具软件以实现子站系统管理。3、 硬件平台该系统主机硬件系统的设计系统采用了当今最流行的嵌入式硬件系统的设计思想，整个硬件系统不仅小巧，而且可靠，耐用。它具有以下特点：主机装置化，整个系统只有2U高度，具有典型的装置化特点。外形尺寸符合标准机柜要求，可直接安装在机柜上。1. 功耗低。整个装置功耗不超过15W，无需任何风扇进行散热。2. 可接键盘、显示器。根据需要使用标准的显示器和PS2键盘。3. 支持220V交直流电。4. 422/485/232多种通讯方式兼容。通过不同的连接方式，可在一个端口中实现多种通讯方式兼容，无需任何跳线。5.

42、 光电隔离设计。所有的通讯端口均采用了光电隔离技术，保证了该系统主机运行时不会收到外界的干扰，同时关键的芯片采用防静雷芯片，可抵御高达1500V的静电。6. RJ45接口，方便可靠。RJ45接口 是一种专门用于高速以太网连接的接口，使用该种接口方式，不仅能保证连接的可靠性，同时也能提供了连接的方便性。7. 可扩充性。可通过装置本身自带的USB口和网口，可接各种标准扩展设置。4、 软件系统设计1. 体系结构图1 该系统软件系统体系结构主处理进程端口处理线程可配置规约处理端口处理线程可配置规约处理端口处理线程可配置规约处理子站 （基于IEC 61850 信息模型的） webservice 对象组件

43、IEDLDLNIEDLDLN端口处理线程可配置规约处理DBMS端口处理线程可配置规约处理至事件处理服务器webservice 服务器（支持分布式系统结构）事件处理 抽象通信接口服务映射（支持基于IEC 60870 103等的通信服务）物理IED物理IED物理IED物理中间设备PRFIS主站系统子站应用软件向上通信服务界面信服务界面向下通信服务界面该系统软件体系结构如图所示，其关键软件构件包括：u 端口处理线程（含可配置的通信规约处理程序）u 主处理进程u 数据库管理系统u 事件处理程序u 基于IEC 61850 的 webservice 服务器2. 操作系统平台 该系统子站主机系统采用嵌入式l

44、inux操作系统。该操作系统运稳定、可靠、高效、安全，易于维护，提供了强大的网络功能，便于远程管理。 采用安全、稳定、高效与开放的内置标准数据库管理系统，为故障信息的处理、管理与使用提供了有力保障。 具备防火墙和路由功能，可通过人机界面在线配置，从根本上杜绝了病毒和人为的入侵。 提供各种标准网络服务，如HTTP、FTP、SSH等等。3. 端口处理线程与“即插即用” 端口处理线程由主处理进程在系统启动时，根据系统配置信息（存贮在数据库中）自动启动，每一个通信端口对应于一个该端口处理线程，负责处理连接在相应端口上的所有的智能二次设备的通信任务，端口处理线程将根据已配置的好的信息确定相应端口的通信规

45、约，并配置相应的规约处理程序。对下的端口处理线程将处理与所有保护、录波器等二次装置的通信任务， 其通信规约处理程序的可配置性使得该系统在软件体系结构上可以很好地支持二次装置的“即插即用“；对上的端口处理程序将负责对主站或子站应用软件的的数据通信服务，其所配置的规约处理程序可以实现 IEC61850 标准中“抽象通信服务接口”（ACSI）在IEC 60870 103或其他标准规约上的映射。4. 主处理进程 主处理进程是该系统软件系统的复位启动时的入口程序之一，其主要功能包括：根据系统配置信息自动启动和管理端口处理线程。 分别实现和各端口处理线程、数据库管理系统、webservice 服务器、事件

46、处理器之间的异步通信，同时可以作为核心调度程序实现信息中转。5. 数据库系统 端口处理线程收集并处理的数据均交由数据库统一管理，并由数据库提供统一的访问与安全管理机制，便于故障信息的处理与共享。同时通过数据库集中管理产品的系统参数配置，可提高产品的运行与维护的便捷、稳定、可靠与高效。由于电网故障时会产生大量的故障信息，该系统主机数据库具备了突发性的大容量数据处理能力，同时具备历史存档功能，确保了各类信息的完备性。该数据库系统提供标准的SQL访问接口和安全的访问机制，便于信息的进一步处理与共享。6. 事件处理程序 当电网发生故障时，该系统一方面自动收集相关设备的故障信息，另一方面将收集到的信息上

47、传到主站系统，形成了完整的事件处理流程。 事件处理程序基于 IEC 61850 标准中“通用变电站事件模型”（General Substation Event Model, GSE）和 “面向对象的通用变电站事件”（General Object-oriented Substaion Event, GOOSE） 信息结构定义而设计。 事件处理程序负责实时收集子站系统所连接的二次装置所产生的事件记录信息，并将其转换生成如 GOOSE 所定义的事件信息结构，然后采用webservice技术标准中的“事件通知服务”技术，以标准的webservice “事件通知服务”接口调用运行在PRFIS 主站系统的

48、事件通知服务器的接口服务，将事件“推”到主站系统，从而实现二次装置的所产生的事件信息的主动上送。 分布式系统技术标准webservice 中的“事件通知服务”原理及技术为独立的应用系统（或组件）之间进行数据通信及传输提供优秀的、通用（标准）的解决方案，其特点包括： 一个通知服务器包含任意数量的事件通道。每个事件通道连接着任意数量的代理提供者、代理消费者；每个代理提供者都可以连接到一个具体的事件消费者，同样，每个代理消费者都可以连接到一个具体的事件提供者。一个代理提供者（或代理消费者）也可以连接到其它事件通道的代理消费者（或代理提供者），这样就构成了事件通道的联邦（或称之为级联）。比较典型的应用

49、就是可以将各个基层的事件逐级汇总，形成一个与组织结构相同的事件通道联邦。图 2 webservice 事件通知服务技术标准中的结构化的事件体事件由事件提供者产生，通过与其相连的代理消费者送往代理消费者所在的事件通道，事件通道通过可配置的调度策略将事件通过它的代理提供者提供给每个与之相连的事件消费者。事件可以是结构化的，也可以不是。一个事件可以携带任意类型（包括自定义类型）的数据。结构化的事件可以被代理提供者和代理消费者根据条件进行过滤，仅传递感兴趣的事件。事件可以被定义成持久的或临时的。持久的事件会被保证传到每一个事件消费者那里，即使中间经历过系统崩溃、网络故障等因素。事件通道提供QoS支持。

50、结构化的事件可以设置在通道中的生存期，或截至时刻。事件通道可以按先进先出、先进后出、优先级、随机等策略来分发事件。事件提供者和消费者（含代理提供者和代理消费者）可以采用推或者拉的方式来发送或接收事件。每个事件通道的所有代理提供者和代理消费者的推拉方式可以任意组合。一个推类型（或拉型）代理消费者（或代理提供者）只能连接与自己相同类型的提供者（或消费者）。图 3 事件的“出版”与 “订阅”采用上述“事件通知服务”技术，可在PRFIS 主站系统内任意一台计算机节点上，运行一个通用的“事件通知服务器”产品， 如TAO的 RealTime Notification Service，而子站系统只是作为一个

51、事件出版者，当有事件要主动上送时，只需调用通用的事件通知服务器接口即可将事件信息主动上发到PRFIS 主站系统。如上所述， 采用webservice 标准的“事件通知服务”技术，可以方便地设置实现事件优先级、事件信息过滤（按某种策略）等事件信息传递的策略。7. 基于 IEC 61850的 webservice 服务器7.1 关于 IEC 61850IEC 61850 作为变电站通信与系统（Communication Networks and Systems in Substations）的技术标准, 其核心内容是规定了变电站系统的“信息模型”（information model）以及建立在该信

52、息模型之上的“抽象通信接口服务”（Abstract Communication Service Interface, ACSI）。而其实质性目的是为了实现变电站自动化系统内部智能设备（IED）之间开放的信息互操作及变电站系统与其他自动化系统（如SCADA/EMS主站系统）开放地互联及互操作。IEC 61850 所规定变电站系统的“信息模型”及“抽象通信接口服务”，并非完全采用面向对象的思想构建，因此，需要进行映射处理。7.2 分布式系统概念及webservice 技术规范我们的软件系统建立在网络化的硬件环境之上，而网络环境下的应用程序应该也必须是分布的。所谓分布式应用程序，是指构成整个软件系统

53、的各个组成部分分别运行在网络内不同计算机平台上，并能同时协调运行。分布式系统可使网络及计算机资源得到充分的有效的运用。但这些分布的计算机，就象本系统的开发背景一样，往往具有不同的硬件平台及操作系统，在这种分布式网络环境下，采用传统的软件思想开发分布式软件系统非常困难且易于出错，并且可能不可避免的进行很多重复工作。因为，我们必须考虑很多通讯协议、出错监测及恢复等底层的细节问题，这样开发的系统，效率低且不可靠，又难以保证其可扩展及可维护性。对象管理组织（Object Management Group, OMG,，一个大型国际组织）推出的公共请求代理结构（Common Object Request

54、Broker Architecture, webservice）提供了优秀的、并经X/Open（具有全球影响力的开放系统组织）认可的的分布式系统解决方案，其核心是采用对象请求代理（Object Request Broker，ORB）的分布式计算模型，ORB可以认为是分布式对象系统中对象之间发送和接收消息的“软总线”，可以简化本地与远地对象之间的通信，使之以“透明”的方式实现互连、互通与互操作，免去繁琐宜于出错的底层工作，提高大型分布式系统的开发效率及可靠性。这里所谓“透明”是指：ORB提供关于对象位置的透明性：对象可以运行于网络内的任一台计算机上，当然也可以运行在同一台计算机上。ORB 提供了

55、关于通讯协议的透明性：ORB 完全隐藏了通信协议的细节，对象之间的互操作就是互相调用各自的接口函数。ORB 可以跨操作系统平台：分布式对象服务器可以运行在不同的操作系统平台之上。ORB 建立在TCP/IP 基础之上，而包括拨号网络，光纤，数字微波等物理通讯媒介之上都可以建立TCP/IP 网络通讯协议，因此ORB 提供对通讯物理媒介的无关性。 ORB Core (ORB核)IDL Stubs(存根) Object Adapter（对象适配器）Client（客户端）Object Implementation(对象具体实现)图4 webservice 体系示意图如图4所示，当客户端与远地计算机上的对

56、象（具体实现）进行交互操作时，客户端实际上直接操作的是对象在本机上的一个代理对象，该代理对象再通过 ORB 实现与远程对象的交互操作。当对象置于同一台计算机上时，就不再需要代理对象的存在。webservice 是一种国际标准和规范，只要遵循这个标准，任何厂家，采用任何语言开发的对象组件都能实现交互操作。 7.3 IEC 61850 模型 映射到webservice 服务器webservice SERVER IEC 61850 ACSI面向对象的信息模型（UML）信息模型映射图5 IEC 61850 模型 映射到webservice 服务器要以webservice 技术实现 IEC 61850

57、标准，需要作以下工作：将IEC 61850 所规定的信息模型映射成面向对象的信息模型（表现为UML）；将ACSI映射成webservice 服务器的接口（以IDL进行描述）考虑到现场二次装置的复杂性和多样性，该系统的webservice 服务同时实现了ACSI以外的很多接口，以支持过渡性的系统构造方案。5、 典型系统简介1. 综自系统如何变电站中已有综自系统，综自系统与保护及录波器的通讯可通过该系统进行中转，同时该系统在收到保护或录波器事件后，可根据综自系统的需要，实时将这些数据转发到综自系统中。网络结构示意图如下：子站系统省调中心MODEM或路由器 远远程网 RS232/485国外录波器站内

58、自动化系统以太网或串行线国内录波器以太网或串行线 国内保护光纤转换器国外保护 转换器地调中心GPSRS-2322. 非综自系统对应变电站中有非微机保护装置或其他被管理但又不具备通讯的接点信号装置，可通过接点汇总装置汇总后，传输到该系统中，有该系统进行统一的管理。网络结构示意图如下：子站系统省调中心MODEM或路由器 远远程网 RS232/485国外录波器站内自动化系统以太网或串行线国内录波器以太网或串行线 国内保护光纤转换器国外保护 转换器地调中心GPSRS-232非微机保护接点汇总6、 主要技术特点系统根据山东电网继电保护级故障信息管理系统技术规范、IEC 61850 等其他相关标准设计,

59、并采用webservice技术映射其抽象通信服务接口，使得该系统完全可以以分布式系统结构“即插即用”式的接入继电保护及故障信息系统或其他分布式电力自动化系统；考虑到对其他非分布式系统体系结构的继电保护及故障信息系统的适应性，系统也实现了抽象通信服务接口在 IEC 60870-5-103及其扩展规约上的映射；系统通过独立的端口处理线程及可配置的规约处理程序（动态库），可以支持任意通信规约与主站系统或其他电力自动化系统连接。该系统本身采用层次化的体系结构，对任意通信端口可以通过人机界面交互地配置其相应通信规约，可以实现任意厂家、任意型号的保护等二次设备的“即插即用”式的接入。事件处理采用webservice的“通知服务”技术，支持智能信息过滤。整个系统可作为一个“智能网关”，其面向对象的组件化、层次化软件体系结构，既支持以先进的分布式体系结构、也支持以普通的层次化体系结构构建继电保护及故障信息管理系统。采用该系统构建继电保护及故障信息系统，可以真正意义上解决系统的可维护性、可扩充性及开放性问题。其他关键技术及特点子站主机软件采用嵌入式lin