关键词: 综合自动化、四遥、总线、
1 系统概况
公司变电所投运时间较长，其中部分设备老化、性能落后，特别是老式继电保护，供电可靠性方面存在着以下缺陷：
1、误动作
因老式继电保护，精度差，动作滞后，机械式触点，振动、尖峰电流干扰等，会造成越级跳闸。仅今年因突然跳闸使全厂停车3次，每次开停车损失几十万元 。
2、跳闸原因不明
因无事故数据记录，事故难追忆，跳闸原因难以准确分析。
3、需有人值班
现变电所需有人白天值班，一旦跳闸，需及时处理恢复送电。
根据目前公司变电所现实情况，若采用变电所综合自动化系统，可以大幅度提高供电可靠性，即使突然跳闸，也可立即自动重合闸试送电，并且在跳闸后可以查阅相关数据分析原因，有针对性地采取措施，防止同类事故再次发生，另外，可以实现无人（少人）值班。该方案实施时间约两周，其中需短时停电（一、二天），因2#变公用工程多，要求供电可靠性较高，故建议2#变先实施综合自动化方案，费用约50万元，预计每年避免损失100多万元。
综合自动化系统采用分层、分布、分散开放式多CPU全微机结构，包括微机保护、控制、监测、中央处理、远动传送、后台监控等功能，可实现四遥（遥控、遥信、遥测、遥调）达到无人值班目的。系统为全中文Windows操作平台，标准数据库系统，具有性能可靠、功能齐全、操作直观、维护方便等特点。
1.1系统结构
图中给出了完整的分层分布式SPC变电站保护和控制系统，这个系统从结构上可划分为两部分，其一是SD2000变电站后台控制系统，由1台PC机和MODEM及打印机构成，提供人机界面；其二是SPC100系列变电站保护测控系统，包括通讯管理机和各类保护测控终端。
系统中通讯管理机与各装置之间的接口采用CANBUS总线网方式。
1.2 系统特点
(1) 完全汉化接口
整个系统人机界面友好，保护测控模块提供了全汉化的大屏幕液晶显示接口，可以方便地进行保护定值整定、遥测量的观察等。
(2) 现场工业总线网络结构
管理机与各保护测控装置之间采用现场工业总线网络结构，所有装置背板设置独立的网络接口直接接入现场总线，连接灵活方便。
(3) 第三代通用单片机核心结构，全CMOS器件构成
装置核心采用第三代通用单片机，速度更快，抗干扰能力强；整机元器件全部采用CMOS低功耗器件，大大降低了功耗，加上全金属密闭结构，使装置能适应更严酷的环境条件。
(4) 交流采样
交流采样由于去掉了传统的变送器这一环节，具有免维护、智能化程度高、长期稳定性好等特点。
(5) 标准化独立结构
所有的装置外型结构、尺寸一致，硬件接线一致，具有互换性，维护方便。电气结构独立，所有的装置能独立运行，对外联系有互感器、光耦隔离，提高了运行时的可靠性。
(6) 对开关的控制由保护完成
传统的系统中对开关的手动控制是由控制屏完成的，这样对开关的控制接线重复，增加了现场的电缆接线。在本系统中对开关的手动控制是由各开关所接的保护完成的，控制命令直接从现场总线发送到保护，保护接到命令后，根据预先整定的程序，如检无压、检同期等完成对开关的控制。系统中对没有安装保护的开关和刀闸，仍由控制模块完成。
(7) 对用户分级管理
系统分为管理员（能修改系统参数，能访问系统任何资源）、操作员（能修改运行参数，控制运行对象）、缺省级（只能调看画面，不能修改任何参数，不能控制任何对象），并设置访问控制权限和用户密码管理，使系统安全得到保证。
(8) 实现完善的自诊断和在线自检功能
系统中与保护功能相关的任务均由工业等级的通讯管理模块承担。系统中的PC机仅作为良好的人机界面。系统可以脱离PC机工作。故PC机、适配卡等对系统整体可靠度的影响大大减小。
1.3 方案设计原则
a. 本站按无人值班（少人值守）设计，采用综合自动化实现控制、保护、测量、远动等功能；
b. 遵循开放系统的原则，采用分层分步式结构，符合IEC关于变电站自动化系统的技术规范。整个系统分为两个部分：
站控层：由通信保护管理器、MODEM等构成，负责完成整个变电站的控制和监视以及远程维护。所有模拟量、数据量、开关量、脉冲量的实时采集、处理，按照通信规约的要求，上传给各个上级调度端，并对间隔层的设备进行管理和下发各种命令。
现地层：按站内一次设备（一台主变、一条线路等）分布式配置。保护全部采用微机保护，保护测控装置全部集中在主控制室内。各保护单元相对独立，能独立完成其保护功能，并通过通讯接口向监控系统传送保护信息；
c. 计量、保护采用不同的电流互感器，分别是测量CT和保护CT，保护的功能独立于监控系统的功能；
d. 本微机综合自动化系统具备数据采集与监控功能；
e. 保护装置全部具有多套定值；
f. 各种动作及告警信号均有就地显示和远传双重功能；
g. 每个保护装置都设有就地出口硬压板和保护出口软压板；
h. 所有保护和安全自动装置系统的定值可独立整定（包括就地和远方），所有的断路器设有就地/远方切换和就地/远方分、合操作，各现地层的设备相对独立地完成保护及测控功能，仅通过站内通讯网互联，并同站控层的设备通讯；
i. 时钟同步方式：系统可通过GPS对钟，实现全网的时钟同步；
j. 操作方式具备站内微机、调度中心远方操作、站内设备的就地操作相互闭锁功能；
k. 系统具有远方维护功能，当地监控主站和通信转换器都有标准的RS232口可外接笔记本电脑，通过维护软件对其进行维护，也可通过公用电话网对其进行远程维护；
l. 保护具有自检测功能，当保护装置任一元件故障或损坏时，保护会被闭锁，不会引起误动，保护装置发告警信号；
m. 自动化设备在失电后，当电源恢复时，设备能够自动启动；在接受主站下达的重启动命令后，设备自动执行初始化程序进行重新启动；对设备进行RESET开关操作，也可进行设备重新启动；
n. 每套保护直流逻辑输入回路都是通过光耦合元件或转换继电器以便与外部回路相隔离以防干扰引入保护内；
o. 通讯管理机提供与其他厂家智能设备的通讯接口（需对方提供详细的规约文本）；
1.4 保护测控层的主要功能
(1) 继电保护功能；
(2) 所接开关的跳、合及就地与远方手动控制；
(3) 交流电量的采集、处理（测量CT）；
(4) 直流电量的采集、处理；
(5) 电度脉冲量的采集、处理；
(6) 开关量的的采集、处理；
(7) 开关、刀闸的控制；
(8) 事故报警与事故记录；
1.5 后台测控层的主要功能
(1) 数据采集；
(2) 保护及变电站自动化信息的采集；
(3) 数据预处理；
(4) 数据统计、计算和采样；
(5) 控制和调节功能；
(6) 事件顺序记录和事故追忆；
(7) 运行报警；
(8) 画面显示及人机交互操作；
(9) 报表的制作、显示和打印；
(10) 时钟校正；
(11) 网页浏览器。
2 保护测控装置技术条件
2.1 运行环境
2.1.1 正常工作的大气条件
(1) 额定的环境温度：-20～+70℃；
(2) 相对湿度95%（继电器内无凝结及冰形成）；
(3) 大气压力 80～110kPa
2.1.2 基准的标准大气条件
(1) 环境温度 20±2℃；
(2) 相对湿度 45%～75%；
(3) 大气压力 86～106kPa.
2.1.3 周围环境要求
(1) 装置不承受雨和水的冲洗，适应室内的有气候防护的环境。
(2) 大气中有不含有导致金属或绝缘损坏的腐蚀性气体。
(3) 周围不允许有较严重的霉菌存在。
(4) 外磁场影响强度的允许值满足中华人民共和国电力行业标准：DL478-92附录I中所规定的严酷等级Ⅳ的要求。
2.2.电源
2.2.1 交流电源
(1) 交流电源电压范围380/220V±20%
(2) 交流电源频率为50HZ，允许偏差为±10HZ 。
(3) 交流电源波形为正弦波，畸变系数不大于5% 。
2.2.2 直流电源
(1) 直流电源电压纹波系数不大于5% 。
(2) 直流电源电压波动范围为额定电压80%～115% 。
2.2.3电源功耗：＜10VA
2.3 额定参数
2.3.1 二次额定电压：
直流额定电压：110V、220V。
交流额定电压：100/57.7V（对35KV线路保护）；
220V（400V测控保护）。
2.3.2 二次额定电流：5A。
2.3.3 额定频率： 工频交流额定频率为50HZ。
2.3.4交流输入回路功耗：
电流回路：通入额定电流时，每相功耗不大于1VA；
电压回路：通入额定电压时，每相功耗不大于0.5VA。
2.4. 保护测控装置主要功能
2.4.1 通讯管理机（含主变有载调压）SPC101Z
(1) 自动调节变压器分接头或远方控制。
(2) 信管理单元完成信息收集处理、通信转发等功能。
(3) 支持RS-485和CANBUS网络。采用带隔离的双绞线总线型网络，实现高达1Mbps的网络通信方式，可以支持双网方式。
(4) 通信协议支持部颁CDT等通讯规约。数据通讯速率300BPS 到9600BPS任意设定。
(5) 对各单元的组态、监视可以通过诊断口完成。并支持远方诊断功能。
(6) 可配置一个完整的站内监控系统，通过以太网或MODEM通讯与远端计算机实现高速网络通信。
2.4.2 35kV线路保护测控SPC111
35KV过电流保护，过负荷发信号。两相电流测量及P、Q、Cosф等电量测量，遥测测量误差：0.5%，10路开关量输入，2路脉冲量输入。DC220V供电。
2.4.3 主变测控保护SPC116
三相两段式过电流保护，三相一次重合闸，低周减载，低压减载。3路电压、3路电流（测量CT）及P、Q、Cosф等电量测量，遥测测量误差：0.5%，6路开关量输入，2 路脉冲量输入。AC220V供电。
本体重瓦斯跳闸。
本体重/轻瓦斯信号、变压器超温信号。
2.4.4 400V出线测控保护SPC111
三相两段式过电流保护，三相一次重合闸，低周减载，低压减载。3路电压、3路电流（测量CT）及P、Q、Cosф等电量测量，遥测测量误差：0.5%，6路开关量输入，2 路脉冲量输入。AC220V供电。
2.4.5 400V电容器保护测控SPC131
三相两段式过电流保护，三相一次重合闸，低周减载，低压减载。3路电压、3路电流（测量CT）及P、Q、Cosф等电量测量，遥测测量误差：0.5%，6路开关量输入，2 路脉冲量输入。AC220V供电。
2.4.6 公共测控SPC107
所用变的3路电压、3路电流（测量CT）及P、Q、Cosф等电量测量，遥测测量误差：0.5%，6路开关量输入。
直流量采集功能，完成对主变温度和DC220的测量。
3 后台监控系统--SD2000变电站自动化系统功能
建立在SD2000平台之上的变电站综合自动化系统是平台支撑应用软件的一个典型，通过对平台提供功能的利用，并增加特定于电网调度的功能和软件模块，实现了部颁标准中对地调和县调电网监控系统的功能要求,并根据多年现场经验和用户在实际工作中提出的要求进行了完善和提高。
3.1数据采集
负责实时采集各厂站RTU的遥测量、遥信量、电度量、数字量等数据。
遥测量（测量量、模拟量）主要包括：
•主变及输电线有功功率、无功功率
•主变及输电线电流
•线路P、Q、I
•母线电压
•所用变电压
•直流操作电压
•其它测量值
遥信量(状态量)主要包括:
•断路器位置
•事故总信号
•预告警信号
•刀闸位置信号
•有载调压变压器分接头位置信号
•保护自动装置动作信号
•其它状态量信号
•事件顺序记录（SOE）
脉冲是指脉冲电度表的脉冲累计值，包括主变压器、输电线的有功、无功电能，配电线有功电能。
数字量包括水库水位、系统周波等。
非电量包括主变压器的油压、油温等。
3.2 保护及变电站自动化信息的采集
在变电站安装微机保护装置或变电站自动化系统的前提下，系统提供以下功能支持：
1.接收变电站自动化系统上送的运行信息及站内的其它变化信息。
2.接收处理厂站主动上送的微机保护装置的运行及动作信息。
3.查询保护开关型状态量。
4.查询保护测量值。
5.查询并远方整定微机保护装置定值。
6.查询微机保护装置的自检信息。
7.查询微机保护装置的动作信息。
8.保护信号远方复归。
3.3 数据预处理
对经过远动通道上传的数据，在收到后，经过以下处理，将其转变为系统可用的数据。
1.规约转换，根据厂站所采用的不同远动规约，将有效信息从中提取出来。
2.对模拟量等首先进行系数处理，将生数据转换为工程量。然后可根据相应设备的类别和状态，检查数据的合理性，同时检查数据跃变,剔除无效数据。
3.对接收到的状态量首先进行极性转换，然后进行变位检查。
4.对脉冲量在进行系数处理后，将脉冲计数转换为电度量。
5.将处理结果保存到系统数据库中供进一步处理。
3.4 数据统计、计算和采样
可以使用系统默认计算方法或者定义特殊的计算公式完成以下计算：
1.电压等测量值的越限判别基础上的合格率计算。
2.电网有功、无功功率的总加、电网有功电能量总加及功率因素计算。
3.有功、无功功率的电度积分。
4.线路运行率统计。
5.任意测量值在一段时间内最大、最小、平均值的统计，并记录最大、最小值出现的时间。
6.系统及线路负荷率统计。
7.计算中的自动旁路代换。
8.积分或脉冲方式下的电量计算，根据峰谷时段的定义计算各时段电量。
9.其它用户定义的计算。
10.报表、曲线、事故追忆数据的采样和保存。
3.5 控制和调节功能
包括对断路器的分合、有载调压器分接头位置的调整，以及电抗器、电容器的投切。
1.遥控功能。控制过程包括以下几个步骤，遥控操作人员的身份及权限检查、选择控制对象、遥控预发、系统内部校核、通讯管理机校核、通讯管理机返送校核结果、遥控执行或撤消，记录操作过程。在遥控进行的过程中若收到遥信变位，则自动撤消控制。
2.遥调功能。调节过程包括以下几个步骤，遥调操作人员的身份及权限检查、选择调节对象、修改遥调值、发送遥调值、通讯管理机校核、通讯管理机返送校核结果、确认执行或撤消，记录打印操作过程。
3.6 事件顺序记录和事故追忆
在电网运行设备发生事故时，系统可以在通讯管理机的配合下，记录继电保护、自动装置和断路器动作的精确时间并按顺序记录下来，保存到数据库中，供事故分析用。
在定义有关参数的前提下，系统可以记录下事故发生前3帧、后5帧事故有关数据的变化，并在事故发生后打印事故追忆报表，供事故分析用。事故追忆既可按厂站进行，亦可对整个电网运行。系统对需追忆相关量的数量没有限制。
3.7 运行报警
在SCADA系统运行过程中，在系统使用者预先定义的情况下，如果系统中发生了某些变化，则会立即提示出来，告知调度人员。
1.提示信息的类别包括事故、遥信变位、遥测越限、远动投退、保护动作、遥控操作、系统运行等等。
2.不同类别的信息具有不同的告警优先权，在系统中同时有多个信息需要提示时，优先提示优先级别较高者。
3.对不同类别的信息可以设定不同的告警方式，如闪光、变色、鸣叫、语音、打印、推画面等，多种告警方式可结合使用。
4.分类保存告警信息，且保存时间没有限制，用户可随时检索保存的这些信息。
5.需要强调的是在发生事故时，首先是在告警提示窗中给出提示信息，然后推出事故相关画面，其中相关遥信处于闪烁状态，如果定义了事故弹标题功能，则会在屏幕中出现一对话框，强调事故。在定义语音告警之后，还会以语音方式说明发生事故的设备。
3.8 画面显示及人机交互操作
系统提供的图形工具可以制作的画面包括功率总加图、画面索引图、电网潮流图、地理信息图、系统主接线图、各厂站一次接线图、负荷曲线图（采样周期用户自定）、电压棒图（单、双、叁棒均可）、表格图、系统工况图、保护配置图等，用以完成对电网及自动化系统本身的监视和控制。
图形工具可以编辑任意大小尺幅的画面；可对画面进行缩放（变焦）、滚动（漫游）等操作；提供图元操作和引用功能；提供多种画面调用方式；如按名调用、单键调用、索引调用等。
在画面上可以完成的交互操作主要包括：
1.挂牌操作。根据设备具体情况，可给设备挂上或撤消工作牌和接地牌。
2.人工置数。修改测量量的值和状态量的状态，相关的还有潮流方向、远动工况等等。
3.控制调节。从画面上表示断路器和变压器的图符上直接引出对相应设备的控制和调节功能。
4.保护操作。从画面表示保护单元的图符上可直接引出对保护设备查询、调整和复归操作。
5.厂站及站内主设备参数检索。
其它交互操作主要有：
1.召唤打印报表，或交互设定定时报表打印功能后，自动打印报表。
2.操作运行日志（包括遥控、遥调、挂牌、更改配置等）的浏览和检索。
3.9 报表的制作、显示和打印
该部分涉及最终的数据检查和记录，包括以下功能：
1.使用报表工具提供的丰富功能完成所需日报和月报的制作。
2.召唤打印特定时间段的报表。
3.设置定时打印的时间和打印的内容，自动打印报表。
4.所有报表均可汉化。
5.表中具有简单的统计和计算功能，便于在修改报表数据后自动更新统计、计算结果。
3.10 时钟校正
提供全系统对时的功能，包括系统对微机保护装置等。系统可以接收标准时钟源，如GPS时钟、电视信号时钟等，无外接时钟以计算机系统内部时钟为准。
3.11 网页浏览器（可选）
系统中可以包括WEB服务器，用户可以使用网络浏览器（IE、NetScape等）通过局域网或拨号网络完成对自动化系统保存数据的查看，包括画面、报表、系统运行信息等。
4 硬件和软件
4.1 微机后台监控部分
4.1.1 硬件清单
(1) 研华 P4 1.8G计算机（含显示器、打印机等） 1套
(2) 监控软件 1套
(3) UPS不间断电源 1套
4.1.2 软件清单
(1) 诊断和监控程序
(2) 自动化系统数据库管理软件
(3) 计算机辅助工程工具软件
(4) 后台通讯软件
(5) 动态资料交换服务器软件
(6) 后台机显示操作软件
(7) 后台机历史数据库管理软件
(8) 后台机报表编辑软件
4.2 微机保护测控部分
(1) 35kV两相线路保护测控装置SPC111 1套
(2) 变压器的400V保护测控装置SPC116 2套
(3) 400V出线保护测控装置SPC111 16套
(4) 400V电容器保护测控装置SPC131 3套
(5) 通讯管理机SPC101Z 1套
(6) 公共测控装置SPC107 1套
(7) 直流变送器 1套
4.3 组屏方案
微机保护测控装置共有24套，35kV进线SPC111、主变出线SPC116、电容器SPC131、通讯管理机SPC101Z及公共测控装置SPC107共8套装置组成1面综合屏，其余16套出线保护测控装置SPC111组成2面线路屏。
5 需要特别注意的两个问题
5.1电源及控制输出
分为两种情况：
35kV进线开关
保护测控装置SPC111的工作电源及操作电源均为DC220V，控制输出直接接入开关本体的操作回路。
400V出线开关（含主变低压侧开关）
保护测控装置SPC111/116/131的工作电源为AC220/380V，控制输出仅为无源空接点，由此无源空接点控制开关本体的操作回路。
5.2工程施工
由于化工行业的特殊性，不能长时间停电，因此在施工过程中要充分做好准备，合理安排时间，在尽量短的时间内完成工作。
综合屏在允许停电的一天时间内完成进线SPC111和主变SPC116、公共测控SPC107的调试工作，投入运行；
电容器SPC131和通讯管理机SPC101Z不影响停电计划；
2面线路屏采取逐一停电的方法：停电1条，调试1条，投运1条。
参考文献
[1]略
2003年10月18日
（转载）
