南瑞NS2000变电站综合自动化系统研究

1.1研究背景

变电站综合自动化系统主要是借助于微机技术，把变电站在掌控、检测、处理信号传递、继电保护、故障录波以及远动等诸项功能整合于一体的数项机分享系统。变电站综合自动化系统承担的功能有：继电保护、运作掌控、故障性录波测距、事件记录、数据搜集、参量监测、信息远传、事故报警、智能化电压无功控制与低周减载以及系统智能化检测等。变电站综合自动化系统主要在于强化变电站的安全可靠性，使其处于横稳的运作状态，减少运作的维护开支、加强经济实效、提供用户高质量的电能服务项目及其综合性的方案。在计算机与网络信息技术、智能化技术以及通信技术等高新科技日益发达的背景下，一则综合自动化系统对传统型的变电站二次系统加以代替或更新已变成整个发展的趋向；二则保护系统亦需要配置诸如故障录波、运行监控、自检测、事件记录与控制管理等多项更为完善的功能，因而发展与改进变电站综合自动化系统也是整个电力行业发展的必然走向。

当下变电站综合自动化技术基本上被广泛地运用在变电站系统内，通过现实的运作流程及其结果证实它具有构造简易、技术领先、功能完善、安全可靠等优点。在计算机网络技术、信号搜集、通信技术、信号处置与新型分析计算技术等发展之际，特别是一次电气设备的构造、被控程度运用性能的加强，这更加有利于国内的变电站综合自动化的进一步提升，其发展前景看好。

1.2研究意义

在国民经济日益发展的背景下，电力工业在装机容量与社会生活用电负荷方面都呈现出明显递增的态势，同时也在拓宽电网的系统，输电的电压亦在提高。相应地，在用电的质量及其可靠性方面所提出的要求也在日益强化。变电站的安全、经济性运作已经变为电力体系中的一个核心组成。因而，对于综合自动化方面所提出的要求也愈来愈高。相应地，在技术领域，因为微机保护技术的广泛性运用，多种多样的硬件设备所需成本也在减少，测控设备类型呈现出极大的丰富性，再因为现场总线技术呈现出迅猛的发展态势，进而满足它能够在并不理想化

的工业环境中应用，尤其是变电站自动化程度。这促使变电站综合自动化技术能够深入地发展与提高。

从组成上而言，变电站主要由一次系统与二次系统2个部分。其中，一次系统所承担的是有关传递、配置电能以及改变电压的任务，而二次系统则主要是对一次设备与流经的电能进行检测、监控与故障警示、维护与开关闭锁等任务。把变电站的二次设备(主要是信号系统、自动设备、测量仪表、继电保护以及远动设备等)通过功能上的组合与优化设置后，借助于领先的现代电子技术、信号处理技术、计算机技术与通信技术等，完成变电站核心设备以及输、配电路线的智能化监控、检测与微机保护等任务，同时对通信等综合自动化功能加以调度，取代一次性检测与监视仪表与常规型的远动屏、控制屏与中央信号系统等设备。变电站综合自动化系统能够搜集到比较完善的数据与信息，借助于计算机的计算与逻辑判断等功能，便捷地监控变电站中多种多样的设备运作与操作情况。就目前的实现功能与技术水平角度而言，变电站综合自动化系统本身凸显出结构微机化、运行管理智能化、功能综合化与操作监视屏幕化等数项特征。

国家电网公司针对性地提出了自主性创新的提议（2009年），其宗旨是“三个统一”，即统一规划、统一标准与统一建设。打造的电网骨架是特高压电网，确保各级电网能够和谐发展，发展的目标在于关键起互动式、信息化与智能化的电网体系。智能化的变电站在整个强健型智能电网中占据着核心的地位，也起着节点的支撑作用，是整个电网建设中不可或缺的一个组成。因而须加快执行此项战略部署与打造强健型智能化电网的脚步，从而强化智能化变电站的构建效率与实效。

广东省约50个代管式县级供电局归属于广东电网公司旗下后（2008年），广东电网公司开始就原先供电局在管理上所存在的诸多问题展开了整治，包括基础差、电网的骨架不牢、电气设备陈旧、供电的稳固性薄弱等，拨冗一部分资金针对性地改造电网，实现升级的目的。其后，在县级供电局日渐地完成变电站无人值班与调度智能化的任务之后，从而能够满足现代电力体系的管理方式之所需。

南瑞NS2000变电站综合自动化系统工程在110KV城南变电站中的运用过程中，由于采用的是微机综合自动化的相关技术，从而不单单能够完成此变电站的

电力体系运作监控和维护，同时通过通信的渠道完成不同级别变电所运作的状态与相关数据的监控与调度，从而得到无人值班的目的，强化变电站的高效运作技术与管理水平，确保电网及其设备处于安全、横稳而又可靠的运行状态中，减少运行的维护费用，强化相关电网工程的供电质量。可见，研究此课题意义重大。

1.3研究目的

通过本论文的研究，设计出具有如下功能的变电站综合自动化系统：能够搜集比较完备的数据及其信息，借助于计算机网络的计算与判断能力，监控变电站中不同设备具体的运行与操作情况。变电站综合自动化有机地融入了网络化遥测、遥信技术、视频技术、光电子技术、现代微机保护技术、遥控以及数据库技术等多种技术元素，通过计算机网络通用硬件平台与具有层次化的构造软件平台，将变电站综合自动化系统打造为根据分层分布式的网络系统，并使其具有自动化、实用化与简易化等特点，进而完成较广领域、深层次化的公司信息集成目标，同时也能够充分地挖掘并使用各层次的数据资源。变电站由此得以产生小型化与自动化的基础，同时能够拓宽监控的领域，确保变电站的可靠性、经济性、安全性与优质性等，同时提供了有关数据的搜集与监控的支持功能，在此基础上能够完成高程度的无人值班变电站管理目标。通过本论文的研究，建设起功能完备、技术领先、安全可靠经济的变电站综合自动化系统，构建起高水平程度的电网调度智能化系统。

1.4国内外研究现状

1.4.1国内研究现状

国内有关变电站综合自动化系统的研究起于上个世纪80年代。1987年清华大学电机工程系的相关人员在山东威海成功地投入望岛变电站的运作，此系统包括3台微机与相应的外围接口电路部分，一年之后通过了相关技术的鉴定，即它是我国的首创，从而弥补了我国在该领域的空白，同时也与全球20世纪80年代的领先水平相吻合。在上个世纪的90年代，研究变电站综合自动化的机构与生产商家迅速发展起来，具有代表性的诸如清华大学的紫光公司、南京的南瑞公司以及上海的申瑞等，尤其是最近几年中，变电站综合自动化技术更是发展迅猛，

出现了大规模的集成电路与通信技术，在它的研究范围中被广泛地加以推广使用，不断地完善自身的功能与性能，变为未来变电站及其技术改进的核心技术。

在变电站综合自动化体系环境下，一般将自动重合闸、故障测距、继电保护与故障录波等多项功能整合起来的设备称之为保护单元，将检测与控制功能等整合起来的设备称之为控制或是I／0单元，二者统一称之为间隔级单元。不同种类的间隔级单元和变电站的中央(主控)单元整合后，通过间隔级单元所整理到的状态量与测量值，经由软件的方式完成不同保护闭锁的功能，取消或是在很大程度上精简传统设计中为完成闭锁功能相应的二次回路，从而实现变电站综合自动化系统的构建任务。

变电站综合自动化系统所包括的内容主要是变电站在搜集电气量与电气装置(诸如断路器)的情况加以监制与及时地调整。变电站综合自动化技术可以完成有关变电站的正常性运作的监控与操作，确保变电站处于安全、正常的运作状态中。若出现事故时，继电保护与故障录波主要负责搜集、监控瞬态的电气量任务，同时快速地排除故障，做好事故之后的修复工作。

在通信技术、计算机网络技术与电子技术迅捷发展的背景下，变电站综合自动化技术同样保持着前进的态势，有关变电站综合自动化系统的系统结构产生了对应的改变，无论是运作的安全可靠性、系统性能与实现功能等方面都在日益地完善。变电站自动化正由原先的集中化掌控、功能零散化状态进入到分散(层)网络体系的新阶段。其中，分散式的变电站综合自动化日益地代替了传统的集中式的变电站综合自动化系统结构。以往的保护、远动与站级监控体系以及故障录波等设施与系统主要是基于功能的零散化进行分析的。发展走向为从单个功能板块管理进入到数个电气化或是间隔式的单元，完成地理方位的高度化分散式的趋势，确保自动化系统出现故障后削减对电网所产生的影响，加强智能化设备的适应性与独立性等特点。

集中式结构的综合自动化系统指的是集中性地搜集有关变电站的数字量、模拟量与开关量等多种信息，从而展开集中性的计算和处理工作，依次实现智能化控制、微机监控及其保护等多项功能技术。此技术已经广泛地运用于电力智能化体系内。至于传输媒介的运用方面，由于光纤通信本身具备频带宽、抵抗电磁干扰性能优、耗能少与数据传递速率快等优势，广泛地运用在变电站中。从发展趋

势来看，采用光纤局域网是大势所趋。它能够在很大程度上强化计算机网络的抵抗电磁与射频介入的性能，同时也与大容量的数据传递需求相吻合。

厂站综合自动化系统的代表产品，国内的有北京四方的csc系列、南京中德的Nsc系列及国电南瑞的BsJ系列(监控系统)等，这些产品均为分散式结构，并不断适应新技术发展的需要。目前由于国内微机监控技术发展较快，使用较为成熟，因此对于国内设计的变电站，一般均采用国内的微机监控系统，而其间隔层保护测控单元则广泛采用西门子公司的PROTEcT 4系列产品(有的也采用ABB、Schneider产品)。南京中德保护控制系统有限公司开发的Nsc系列的厂站综合自动化系统，正是采用以上的典型配置方式，性能可靠，运行经验丰富，性价比较高，尤其是南京中德公司的产品在石化公司已有较好的使用业绩，因此在大乙烯110KV变电站也采用该公司的变电站综合自动化系统一NSC2000综合自动化系统监控系统(以下简称NSC2000系统)。

1.4.2国外研究现状

国外有关变电站综合自动化的起始于上个世纪的70年代。早在1981年5月，英国举行了第六届全球供电会议，意大利、西德、法国、英国与澳大利亚等国在20世纪70年代末，逐渐废弃了新装变电站的远动装置，只有英国南威尔的电网仍旧在应用外(此区域逐步地规划应用微机远动的装置)，此外，该全球供电会议上还指出，监控系统功能程序出拓展的走向。供电网的监控功能的发展目标主要综合自动化，除却三遥之外，还包括如下的几点：（1）寻觅且处置有关单相接地过程中所出现的事故；（2）当做保护拒动或是断路器拒动的方式加以补充式的保护类型；（3）推行荷载式的管理；（4）以组别式数据进行记录；（5）涵盖荷载曲线、故障、运作数据以及事件秩序等多维记录等；（6）智能化的重台闸与继电保护。

日本研究微处理器运用在电力领域的时间要比欧美等发达国家晚，然而发展后劲十足。日本通过关西电工企业与三菱电气有限公司共同的作用，于1975年逐渐地将数字控制系统（即SDCS—1)运用在配电变站中，并在4年后研制出样机。1979年年末，在那须其竹里变安置电站，同时展开现场的调试工作。1980年则逐渐地进行商业化的生产营销。在20世纪80年代，分析变电站综合自动化系统的国家地区与大企业愈来愈多。具有代表性的企业有：ABB企业、美国GE

企业、法国阿尔斯通企业、德国西门子公司、AEG企业以及西屋企业等，均有相应的变电站综台自动化产品。其中，西门子早在1985年便于德国的汉诺威运作首套变电站自动化系统LSA678，迄今为止，约有近百套相同种类的系统，并广泛地运用在德国本地与欧洲等多个国家中各类用电级别的变电站中运作，并获得了不菲的成绩。1995年，该企业也到中国投资运营，迄今也建成几十余座110kV的城市变电站，并也已经成功得运作变电站综合自动化系统。

综上所述，国外研究变电站综合自动化起始于上个世纪的70年代末，80年代则已经比较成熟地投入运作之中，同时就技术规范与准则的确定领域，也替中国80年代引入并研究变电站综合自动技术提供了珍贵的借鉴价值与经验。

1.5论文内容与构架

本论文的内容主要包括以下的5个方面：

（1）阐述变电站综合自动化的定义及内涵，对变电站综合自动化在国内外的发展及应用情况进行简单介绍。

（2）提出变电站综合自动化系统的功能要求，对各组成部分的功能进行分析研究。对变电站综合自化系统常用组网结构和各自特点进行分析研究。 （3）研究微机保护测控一体化装置采用的微机保护算法和软硬件构成及功能实现。

（4）以110kV城南变电站综合自动化改造及应用为研究对象，采用南瑞NS2000的系列产品，对该站的综合自动化系统进行分析研究。

（5）分析研究变电站综合自动化系统在实际应用中存在的共性问题，并提出改进意见。

本论文的构架如下：

第一章，绪论。本章主要对论文的研究背景、研究意义、研究目的、国内外研究现状等加以介绍，最后简介本论文的内容及其构架。

第二章，变电站综合自动化的基础理论。首先，本章对变电站综合自动化的定义加以界定；其次，本章分析变电站综合自动化的几个主要的特征；再次，本章分析变电站综合自动化的结构；接着，本章阐述变电站综合自动化的若干关键功能；最后，本章探讨变电站综合自动化的保护设置。

第三章，NS2000综合自动化系统在110 kV变电站中的实现与应用。首先，

本章对NS2000综合自动化系统加以概述；其次，本章分析保护测控装置情况；再次，本章分析的是微机监控信息的搜集与处置；然后，本章从多个方面分析系统的硬件设计；接着，本章对系统的软件展开设计；最后，本章分析系统的应用。 第四章，NS2000综合自动化系统在110 kV变电站中的优化。本章依次进行如下的优化设计及其分析：调度机的改进、强化后台机运作的平稳性、完善监控界面、加强报警功能、改进统计与报表体系、优化SOE功能等。

第五章，结论。即对全文内容做一个简单的总结。

1.6论文的创新点

从当前的发展走向来看，变电站综合自动化技术日益朝向标准化、高集成化与数字化等。在集成电路与计算机网络技术发达的背景下，不同类型的大型规模集成电路则会深入运用在继电保护与测控设备上，上述新型技术的运用会确保保护与测控装置所对应的电路板变得更为小型化与集成化。而高集成化则能够让设备、通信数据的储存与处理性能更为成熟完善，减少成本开支，降低故障率，从而推动完成电力系统运作的统一化管理。可见，变电站自动化系统会逐渐地过渡至产品的标准化趋势，即体现在：产品的主要功能设计及其要求、产品的对外接口与通讯协议都在逐步地标准化，变电站中各个厂家的装置能够达到相连的目的，插上就可以使用，递增了用户挑选变电站中不同装置及其更新装置的自由度，而与标准化设置需求并不吻合的商家则会被日益地淘汰，从而确保变电站智能化专业日益趋于良性化的发展趋势。上述也正是本论文的创新点，即设计并研究变电站的综合自动化技术及其运用情况，挖掘出现现实运用时所暴露出的共同症结，从而提出针对性的改进方案，从而针对性地就综合自动化系统的深入发展提出创意性的意见与建议。

2变电站综合自动化的基础理论

2.1变电站综合自动化的定义

变电站综合自动化融合了数项的专业性综合技术，借助于领先的现代电子技术、信息处理技术、计算机网络技术与通信技术等，完成变电站二次设备（涵盖监控、信号、智能化设备继电保护、检测、故障录波与远动设备等）相关功能的重组、优化与设计，从而有效地监控、检测、调整整座变电站所有装置的具体运作状况，构建起综合化的自动化体系结构。

变电站综合自动化本身具备运作管理自动化、检测显示数字化、功能综合化与结构分层化以及设备监控与操作微机化等多元特点。它的问世成为了变电站自动化、小型化与拓宽监控领域的保证，同时也确保变电站处于安全、经济、横稳、可靠与优质等状态。它的广泛应用代替了以往运作时不同类型的人工作业模式，进而强化了变电站的运作与管理情况。它让变电站减少了运作与维护的费用，强化经济实效性，替用户能够使用高质量的电能。

此外，变电站综合自动化让电网调度智能化，即从原先必须经过厂站的自动化设备与系统过渡至调度智能化系统，同时提供更为准确的数据内容，调度控制中心基于此更为全面地获取电力系统的同步运行情况与厂站装置的运作情况，进而提出具有实质性的决策方案。相类似地，要完成调度控制中心的远程掌控操作，必须经过变电站智能化设备才可以完成才能相关的操作指令目标。因而，稳定的、完整的与技术领先的变电站综合自动化，是确保实现电网调度处于高水平与智能化的前提。

总而言之，变电站综合自动化的流程能够归结成如下：

第一时期：基于功能设置的集中式RTU以及常规性的保护装置（上个世纪的80年代）；

第二时期：基于功能设置分布式的测控设备以及微机保护设备（上个世纪的90 年代）；

第三时期：基于间隔化、对象设置的分层布局式的结构方式（上个世纪的90 年代末），此为目前使用最为广泛的范式。当下，变电站综合自动化技术过渡至数字化的新阶段。

2.2变电站综合自动化的特征

2.2.1 功能的综合化

变电站综合自动化系统本身凸显出技术密集性以及数类专业技能相交叠与配合的体系。其前提条件是计算机硬件与软件技术以及数据通信技术等。它有机地综合了全部变电站中除却一次设备和交流与直流电源之外的所有二次性设备。微机监控分体系综合了原先的操作屏、仪表屏、模拟屏，而远动装置、中央信号系统、变送器柜等功能微机保护分体系取代了电磁式或是晶体管式的保护设备，同时还能够基于用户所需，微机保护分体系与监控分体系相结合，融合了小电流接地、故障录波以及故障测距等属于分系统的多种功能。

2.2.2 分级化的分布式以及微机化的体现构造

综合自动化体现在不同分系统与各功能板块的构成主要是多种相异的配备单片机或是微型计算机，采用的构造为分布式，在网络与总线的作用下，把控制、微机保护与数据搜集等不同的分体现加以联接，组建为分级化的分布式体系。综合自动化系统主要包括至少十几个微处理器，从而确保它们能够同时并行运作,完成各项功能。

2.2.3 检测呈现数字化

长期迄今，变电站在检测方面所采用的仪器主要是指针式仪表，但存在着精确度低以及读数不够便利等缺点。借助于微机监控体系后，基本上改变了以往的检测方式，常规指针式仪表基本上均被显示器所呈现的数字显示所取代，从而变得更为直观与明晰。至于以往的人工抄表记基本上被报表与打印机取代。从而削减了值班员的劳动量，并加强了检测的精度与科学性。

2.2.4 操作与监控的屏幕化

在新型的变电站综合自动化系统下，有人或无人值班情况下，操作人员并不属于变电站，即位于主控站或是调度室中。彩色屏幕显示器则能够全面地监控并操作变电站的相关设备及其输电线路。一般规格不小的模拟屏被屏幕的同步主接线画面所代替之后，以往断路器所安置或是控制屏处的跳闸与合闸等操作被相应取代，同时采用的是屏幕鼠标或是键盘等方式进行操作而不再使用传统的光字牌

报警信号方式，通过新型的屏幕画面闪烁与文字来传递提示或是语言的报警模式，也就是采用计算机显示器工具监控整个变电站的同步运作状况与实时操控不同的开关设备。

2.2.5 运作管理的智能化

这也是变电站综合自动化系统的一个最为突出的特征。智能化指的是不单单可以完成诸项智能化的功能，包括电压与无功智能化协调，非彻底性接地体系单相接地智能化选线，智能化地对事故进行判断与记录，记录事件秩序，制作表格并进行打印，智能化报警等，同时，还指的是可以进行智能化的故障分析及其恢复操控，同时还可以完成智能化系统自身所存在的故障分析，包括自判断、自封闭与自恢复等项目功能。它非常有利于加强变电站的运行管理与确保其处于安全的运作状态中，也是以往二次体系难以完成的。一般二次设备主要采用的是对一次设备进行监视，自身所存在的故障必须借助于维护人员展开检测的工作，因其自身并不存在着自判断的功能。

可见，变电站综合自动化能够全方位地加强变电站的技术水准与运作管理水平，确保它可以更好地适合现代化的大规模电力体系运作的所需。

2.3变电站综合自动化的结构

变电站综合自动化主要有以下的4类结构：

2.3.1集中式结构

集中式变电站综合自动化结构主要是基于功能需求配备对应的继电保护设备与远动设备，同时将其安置于变电站综合自动化系统的中央控制室中。电气化设备、变压器与各种进出线等在具体运作适主要通过的是cT、PT以及开关辅助触点等，通过电缆设备传递至变电站综合自动化系统的中央控制室所对应的保护设备与远动设备中，通过最初的处置后传递到UI／O通信控制器展开数据格式的变更(规约改换)，同时把将变电站全部的信号与操控信息进行检测、保护等处置，和当地的后台机与远方调度中心展开信息的交换。它的特征在于对变电站内全部的信息展开统一化的集中性处理，构建起完整的系统，使其和传统的变电站运作方式相吻合。此类模式事实上是当下微机保护和微机远动体系的集成。其不足在

于组屏数量繁多，占地的面积不少，同时需敷设的电缆数量多，无论是投资还是工程量都不少，因此，它的运用日益减少。

2.3.2分布式结构

在单片机技术以及网络技术尤其是总线技术日益完善的背景下，运用在变电站综合自动化的分布式结构也应运而生。此结构基于回路展开设计，每个开关柜或是其他一次性的设备就地安置微机保护单元以及单回路的数采／监控单元，因此，开关与其他一次性的设备和单回路的数采／监控单元以及微机保护单元均处于相同的柜中，从而省却不必要的电缆联接数量，也加强了抵抗外界影响的功能。微机保护单元、单回路的数采／监控单元和I／0通信控制器内部通过网络电缆或是光缆加以联系，只是当做传递数据信息的媒介。此结构的优点除却省却电缆与加强的抵抗外界干扰的功能之外，不必额外地设计继电保护与远动装置屏等设备，从而在很大程度上减少了一次性的设备，同时也省却了一部分的占地面积。因此，此结构的变电站综合自动化系统从其诞生迄今，凸显出可观的发展生命力。国外SIEMENS企业所生产的LSA678(继电保护7S／7u系列以及监控单元6MB系列)，ABB企业所生产的SCSl00、以及SCS200(包括SPAC系列与RE系列)，GE企业的DFP—100以及SEG企业所生产的CSN均为此类变电站综合自动化结构的设备，我国也有很多的商家制造相同类型的装置和系统。

2.3.3分布集中式结构

此结构主要是把整座变电站中的一次性设备与二次性设备主要包括3层：（1）设备层。此层主要指的是变电站中的断路器、辅助接点、电流电压互感器、变压器以及隔离开关等一次性的设备。变电站综合自动化系统大多数处在l层与2层处。（2）单元层。大多数基于断路器进行间隔式的区别，主要有检测、控制器件或是继电保护器件等。此层的构成主要包括各类相异的单元设备，它们一般处于独立的状态，这种类型的单元设备主要是通过局域网或是串行总线和变电站层加以连接；同时也许设置数采管理机或是保护管理机，依次管理的是检测、监视并维护单元，再集中性地通过数采管理机、保护管理机等设备，从而和变电站层进行通信。此层本质为两级化的系统构造。（3）变电站层。此层涵盖了全站监控主机以及远动式通信机设备。此层设置现场总线或是局域网，从而实现不

同主机内部、监控主机以及单元层等不同内部的信息交换。

2.3.4集中式和分布式相结合的结构

在通信技术与单片机技术不断发展、成熟的背景下，尤其是现场总线与局部网络技术得到推广使用后，整体的发展为基于每个电网组件(包括电容器、出线与变压器等)展开控制、检测与维护等多种功能融为一体的工作流程，并将其设置于相同的机箱内。有关高压线路保护设备与变压器保护设备则能应用集中性的组屏安置于主控室中。此类构造模式主要处在集中式结构和分布式结构间，有着多元化的形式。当下，国内一般使用频率较高的正是此类结构。因为它集中了集中式结构与分散式结构的所有优点，从而有助于设置系统、安置、维护与管理，大体而言，该结构主要具有如下的特征：(1)即使性的安装，省却控制电缆的数量，经由现场总线和保护交换机等工具展开信息的交换过程。(2)无论是高压线路保护还是变压器保护，使用的是都是集中组屏式的构造，从而确保屏安置于控制室或是保护室中，相类似地，经由现场总线和保护管理机进行通信，从而确保关键的保护设备处在良好的工作状态中，有益于可靠性。(3)其余智能化的设备中，无功综合控制设备、备用电源自投设备等主要也是使用了集中组屏式的构造，安置于控制室或是保护室内。(4)计算电能。借助于电能管理机搜集不同脉冲电表所显示的脉冲量，从而计算出相应的电能量，再传递至监控主机，然后传送至控制中心处；或是使用智能型电能计量表（附有串行通信接口），经由串行总线，从电能管理机处把搜集获得的不同电能量传递至监控机处，接着传递至控制中心处。由于中低压变电站的一次性设备并不分散化，因而该类型的结构形式更适合中低压规格的变电站。从整体的发展趋势来看，分散式也是大势所趋。

2.4变电站综合自动化的功能

2.4.1监控测试

变电站综合自动化系统经由搜集、处置、显示与打印有关变电站中的数据，从而让相关的运作人员获取变电站的具体运行情况，同时采用了针对性的对策。具体又包括如下的3个类型： （1）模拟量

变电站综合自动化系统须对各类的模拟量加以监控测试，主要涵盖了主变一

次性、二次性以及各类线路中的电流等，不同段的母线与关键线路所对应的电压；母线零序电压、变压器分接头方位、不同线路的零序电流以及主变温度与室温等。 （2）开关量

变电站综合自动化系统中须对各类开关量进行监视测试，诸如微机的运作运行情况、电保护动作信息以及开关机构运行情况等，涵盖刀闸、继变压器运作情况、开关量输进的模式、多种开关类型、变压器分接头、交直流电源运作情况、有接点输进以及微机串行口输进等。至于开关等比较关键的监控测试对象主要应用的是状态相互不同的双接点输进，目的在于强化它的可靠性。 （3）脉冲量

变电站综合自动化系统须对各类脉冲量进行监控测试，涵盖主变一次性与二次性的有功电度量与无功电度量、电容器的无功电度量、线路以及所用电的有功电度量等采样模式。

2.4.2变电站综合自动化系统的监视控制

变电站综合自动化系统可以提供便捷可信赖的入机对话，运作工作者借助于键盘与显示器等来对变压器分接头、开关与刀闸等进行操作。此系统还能够基于电网的运作时间情况智能化地控制变压器分接头与开关。全部操控的可靠性能够体现在软硬件的设计中，且均与双重化的原则相吻合。

操作模式：人工操作的开关主要包括3类方式：保护柜操作、键盘操作与把手操作等。一般借助于键盘加以操作。在非正常的状况下，能够经由模拟屏进行保护柜操作或是把手操作。其中，保护柜操作能够经由保护机键盘或是柜上的按钮加以完成。在执行遥控时，若调度端所发出的遥控开关或是遥调变压器分接头的命令后，此系统即可以稳定地进行执行任务。

变电站综合自动化系统的关键监测内容包括以下的几点：

①对跳闸进行统计：即对开关的跳闸次数进行统计。主要有人工跳闸次数与事故跳次数2类。

②接地选相：至于中性点无法接地的系统，若电网产生单相接地事故时，借助于零序电压及其电流的递增量与降低相电即能够推断接地线路与相别情况，也能够基于功率方向法等其余的方法加以判断。为了确保可靠性，须数次进行采样之后再加以界定。界定之后，用户的主机报警，同时显示并加以打印。运作工作

者基于相关的提示，采用人工检测排除法跳开开关智能化重合，检验主机推断的结果。

③无功电压智能化控制：基于电网无功、电压演算与推断，从而确定投切电容器，还是调节变压器分接头位雹，从而满足无功与电压的所需。在电网、变压器与电容器产生故障时不允许误动。在检修电容器之际，不可以进行控制。

2.4.3变电站综合自动化系统的远传

变电站处于正常运作或是出现故障以及出现报警等情况时，远传机会同步地向上级调度传递至相关的信息，从而让调度工作者及时地获取此站的运作状况。远传规约主要包括3类：特殊性规约、CDT规约以及Polling规约等。

2.5变电站综合自动化的保护设置

2.5.1变电站综合自动化系统的保护

微机保护不单单具有良好的可靠性与灵敏性，同时使用起来也比较地便捷。它的核心特征有以下的几点：①通过键盘与八段显示器(LED)来显示出采样值(开关情况、电流与电压等)以及整定值，同时能够对整定值加以修改；②拥有事故的追忆性能。可以记录下事故发生前后路线电流与母线电压等数值情况；③拥有同步自检性能，可以实时地检测保护柜（含有主机）的多种组件。

变电站的保护主要有以下的几种，可根据实际情况加以选用：①保护路线：保护的具体对象有定时限过电流、零序电压与电流、反时限过流、电流速断保护、距离、低周减载、方向性电流、方向、高频以及双回线方向横差等。②保护变压器：对象有带二次谐波制动的比例差动、过流(包括低压启动、复合电压启动)、零序、低压侧备电源自投、差电流速断、本体(重瓦斯、轻瓦斯、有载重瓦斯、有载轻瓦斯等)、过负荷以及高压侧备用电源自投等。③保护电容器：对象有过流、相间过电压、零序过电压、电流速断、反时限过流以及相间低电压等。④保护母线：对象有电流比相式母线与完全电流差动母线等。

3NS2000综合自动化系统在110 kV变电站中的实现与应用

3.1NS2000综合自动化系统概述

变电站综合自动化系统一般可分变电层、间隔层、设备层3级。变电层主要有监控主机以及远动通信机等；间隔层基于断路器间隔进行归类，包括检测、控制组件以及继电保护等成分；设备层主要有变电站中的断路器、变压器、隔离开关与相关的辅助触点等，同时也包括CT等一次性设备。

NS2000综合自动化系统在110kV城南变电站所涉及到的以太网、服务器与通信控制器等核心组件与设备，都采用的是主备冗余的设备，从而在很大程度上强化整个系统的稳固性。它所采用的是多主机分散式的结构，依从的是开放系统的准则，采用的的分层分布式结构，具有较好的人机界面和开放性，涵盖多类的通信接口，可以实现资源的最大化共同分享，确保供电系统处于安全的运作状态中。

NS2000系统结构基于纵向角度划分主要有如下的3个部分：站控层、通讯单元和间隔层。

（1）站控层主要是为电气设备监控、检测、控制与管理的轴心，使用的是双太网进行构建，网络传送协议使用的TCP/IP，整个设备在设置时相对比较集中化，支持分层式分布结构，通过一些拥有确定功能的服务器或工作站加以组建，被视作系统的监控中心。此110kV城南变电站包括SCADA服务器，并以此当做主机实现变电站综合自动化系统的高压变电站的主要途径，同时实现包括搜集数据、处理、屏显与监控等功能，且把各类信息经由归类、存储、管理等方式之后，尽量地满足相关的权限与逻辑要求，同时针对有关的设备加以监控。若某个SCADA的服务器出现事故后，系统会智能化地加以切换，且时间不超过30s。所有单一性的硬件设施出现事故以及切换过程中均不会导致同步数据与SCADA性能的故障，主备机亦能够采用手工的方式加以切换。

（2）通信单元在全部系统中处于核心的地位，实现站控层与间隔层内部间的信息交换，并接入用户当下各类智能化的设备，从而完成转换式接入通信规约，该变电站的通信单元经由RS485现场总线型或是CAN网络技术，分散化于不同开关柜的保护测控设备通信中，通过南瑞NSC301通信管理机与BX5024S网络交换

机等不同的通信网络所构成，完成电能量信息、模拟信息以及数字信息等方面的搜集，同时把数据转发传递至后台。

（3）间隔层基于电气进行间隔配置，主要由如下的设备所构成：保护监测、保护设备与测控设备等。网络中不同节点的设备处于独立的状态，此110kV站进线主保护的110 kV的南瑞RCS9613CS微机综保，110 kV主变压器测控设备是南瑞NSR600RF系列的测试控制设备，110 kV规格的测控设备是南瑞NSR600RF系列的测试控制设备，各类保护测试控制设备分散地安置于开关柜内。间隔层通过RS485或是CAN总线和通信管理机加以通信，而站控层则经由通信管理层媒介管理并通信间隔层的相关装置，接收且下发各类监测命令，且经由高速以太网和通信单元的信管理机加以连接，拥有良好的抵抗干扰的性能，基本上能够满足监视控制系统的相关功能所需。可参见下图3-1所示：

以太网 以太网 PC485通信接口 总控1柜 总控2柜 远动柜 双CAN网 485总线 监控柜I/O 监控柜I/O 监控柜I/O 保护测控 保护测控 通信管理机 汽机DCS 锅炉DCS 网络交换机-B网 网络交换机-A网 操作员站1 操作员站2 工程师站1 工程师站2 值长调度机 五防工作站

CAN总线

保护测控 保护测控 图3-1 NS2000变电站综合自动化系统通讯网络体系的内部结构图

NS2000系统的数据搜集与处理功能方面，该变电站综合自功化系统的监控系统能够同步、精确并有效地实现监控整座变电站，从而使其处于安全的状态中。110 kV变电站的站控层把监控运作时所涉及到的各类同步数据基于种类划分为以下4类：①遥测量，包括电压与电流、主变温度、有功与无功功率以及功率的因数等。②遥信量，包括故障总信号、断路器以及刀开关方位等各类一次性的设施情况。③电能量。包括脉冲电能量与数字电能量。④保护数据。包括保护测量值、保护自诊断信息、保护定值与保护事件等。

站控层的监控装置在收到现场监控单元所搜集的设施运作情况、运作参量与检测值，储存至同步数据库中，当做报警、控制与制表等的根据。

(1)搜集模拟量。基于交流采样的模式测试三相电压与三相电流，演算出有功无功功率以及功率因数等指标。

(2)检测开关量。关键是事件秩序记录(SOE)以及普通开关量(DI)。其中，监控系统所应用的是中断模式响应的相关信号数据，基于它产生变位的先后秩序基于毫秒级单位的时间分辨率展开秩序的记录，并记下相关的遥信量(包括故障信号与断路器分合闸等)。在系统接收上述量时，会马上中断目前所实施的程序，并迅捷地转移至事件处理程序并记录下相关的事件SOE。而DI则一般应用的是定时的扫查模式记录下遥信量(如设备状态、故障信号和隔离开关位等)，若出现变位现象，须马上传递至上位机，通过系统附加时间戳。

(3)搜集电能量。此变电站使用的是通信模式，完成电能(涵盖有功与无功电能)方面的搜集，并可以完成分时式累加以及平衡电能等功能。

在变电站的数据库管理方面，NS2000系统运作的是Microsoft SQL Serve数据库，由于SQL Serve数据库的功能完善而又强大，且提供了有关SCADA系统所规范的主要数据表。通常用户仅仅基于同步数据库展开数据的交换，而同步数据库在需要时则能够储存内存的数据，即将其储存至SQL数据库内。监控分体系构建同步数据库，储存并持续性地更新源自于I／O单元与通信接口的所有同步

数据，通过多样化的图表、报表与走势曲线图等表示变电站全部的状态信息，并构建起相应的历史数据库，储存且定期地更新所需储存的历史数据以及运作报表数据。采用SQL技术确保整个体系可以快捷、高效而又安全地处理好容量不小的数据，从而确保变电站综合自动化系统处于稳定的状态，强化了数据储存的时效性。

NS2000变电站综合自动化系统在显示功能方面，主要显示的是变电站的电气主接线，涵盖母线与线路带电状况、不同断路器情况与刀开关状态等，电压级别不同，显示的颜色自然也并不相同，现实检测值显示于相应的方位。在变电站产生故障之际，同步事件窗口智能化地打开，列表也会显示出产生事故的时间、报警值、信号的名称与变量名与等，同时显示出对变电站进行浏览的各种历史数据及其报表等。

NS2000变电站综合自动化系统还具有事故的追忆性能，即开启预定性事件，而触发事件则一般为设备的状态出现了变化，该触发事件及其发条件均能够加以界定，且可以和有关的数据能够被储存至历史库内。记下事件产生前后不同时间段的相关数据，而追忆内容则能够进行自定义，同时能够调整故障前后的追忆时间段。

基于系统中事故整体信号的出现情况，及时地记下此点前后时间所搜集的模拟量与遥信量数值，同时在追忆时间的间隔中出现一系列的运作事件，包括保护事件、命令操作记录、越限告警、装置自检以及SOE信息等。

3.2保护测控装置

NS2000变电站综合自动化系统在110kV 城南变电站中的保护测控装置组成主要如下：母线为双母线、2个进线间隔、2个出线间隔等——以上均为110kv规格；1个母联间隔、2个电压互感器间隔等。其中，110kV进线与母联间隔所采用的保护设备是PSL629 保护装置。规格为110kV的母线测控与相应的保护配置见下：首先，通过3台PSR662规格的测控装置实现测控110kV规格的进线与母线的目的，同时使用1 台PSR662型的测控装置实现测控110kV 母联的目的；其次，通过1台PSP691型的备用电源进行自投式的测控装置。

3.3微机监控信息的搜集与处置

3.3.1 110kV变电站的远动相关信息与配置

110kV变电站在监控系统方面需搜集不少的信息，主要应用在当地的监控，同时基于所需传递有关的信息至上级的监控系统或是调度中心处，这类信息即称之为远动信息，涵盖遥信、遥控、遥测、遥调、计数脉冲、系统时钟、时间秩序记录与数字值等。NS2000变电站综合自动化系统在城南110kV变电站中的电压等级各不相同，由于在整个电网中所发挥的效果相异，因而所需搜集的远动信息亦存在着差异性。监控系统所搜集的信息主要有：搜集模拟量(即遥测)与搜集状态量(即遥信)等。基于搜集的遥测与遥信信息、操作者控制指令与计算研究的结果等，发出遥调与遥控的指令，并实施输出内容，也就是通常所说的“四遥”。

3.3.2变电站远动信息内容

根据110KV变电站的相关要求，llOKV变电站的远动信息配置主要有以下的几个方面：

（1)遥测量。包括110KV线路包括有功功率与无功功率以及有功电能与电流。110无功补偿设备无功功率以及主变油温等非电参量。主变高压侧主要包括有功功率与无功功率。110KV母联断路器有功功率、无功功率和电流，各母线电压，馈出线有功功率和电流等。

（2)遥信量。包括通信设备工况信号、隔离开关方位信号、母联保护动作信号、中性点接地隔离开关方位信号、110KV线路关键保护动作信号、变电站事故总信号，断路器方位信号、110kv线路断路器重合闸动作信号、110KV母线保护动作信号以及主变保护动作信号等。

（3)遥控量。包括隔离开关的投切以及断路器分与合控制等。 3.3.3远动信息的技术要求

（1)遥测量。模拟量在遥测综合方面的误差为不超过1.5，而遥测的合格率必须不低于98％，遥测的精度为0.2级，A／D的转换精度不超过0.2％，模拟量的输入值在4～20mA或是±5V。

（2)遥信量。其正确率不可低于98％，输入的方式是不存在着源接点。 （3)遥控量。其误动作率不得超过0.01，输出方式是源接点(接点的容量为

Dc220V，2．5A)

（4)通信。传递模式为CDT或是POLLING，而通信规约则是：部颁问答式规约、IEc60870-5-101～104规约DNP3.O规约以及部颁循环式规约等。

3.3.4远动信息的配置宗旨

第一，远动信息搜集须考虑到信息的完整度与同步性等要求； 第二，信息的搜集须满足调度管理和监控所需；

第三，远动信息的搜集须严格地遵从相关的规定内容，尽可能地削减上传的信息量，规避因为太多地占据网络与数据库等资源。

3.3.5变电站综合自动化系统对电量的模拟性遥测

首先对遥测信息的配置与搜集模式的界定。基于以上分析，110KV变电站综合自动化系统在微机监控方面所应用的是间隔层单元NSC681，主要是对现场装置模拟量进行监控与测量，其中，测控的保护单元7SJ62主要负责的是被保护设施的模拟量进行检测，同时将通讯与后台连接。基于初设的条件，监控系统所需的模拟量关键有：交流电压（标记为U）、交流电流（标记为I）、有功功率（标记为P）以及无功功率（标记为Q）等。本论文中所涉及到的遥测仅仅检测的是线路以及母线电压与电流，然后基于电压与电流来得出对应的功率数值等。在最初设计要求的前提下，基于变电站所呈现的状况及商家的配置情况，变电站现实中的遥测量配置主要有：（1)110kV进线的三相电流与零序电流、母联三相电流与零序电流。（2)110KV电压母线的相电压与开口的三角式电压。（3)变压器高压与低压的侧电压与电流。（4)并联式补偿设备的电压与电流。（5)出线与馈出线电流(其电压已通过母线加以检测)。（6)变压器的油温等。

其次，直流母线电压主要通过直流电源设备展开智能化的检测，同时经由通信传递至到监控体系中。模拟量和温度量的搜集和处理的原则为：这二者实际为一类同步改变的量，是基于一定扫查周期展开搜集的。基于被检测的现实改变速度而应用相应的扫查周期。至于改变速度并不明显的量，诸如温度量等，则能够应用有一定规模的扫查周期。至于须展开故障追忆、改变速度偏大的量，所应用的扫查周期须偏小。基于电力体系有关变电所微机监测体系所设置的相关规定，就监控体系内对电气量所应用的扫查周期须在3s之内；非电气量须在10s之内。

具体运作时，能够设置并对扫查周期加以改变。为了强化精确度，使用至少十二位的A／D加以改变，同时须通过有效性检测、隔离与数字滤波等方式储存至数据库内。另外，搜集模拟量还应设置检测量在限值修改、投入与退出控制等方面的情况。搜集模拟量的准确度一般不超过0.5％，且整定值的改变范围保持在O一5％之间。

3.4系统的硬件设计

3.4.1SCADA系统硬件

（1）PM212K测控设备

PM212K数字测控设备拥有测控性能的辅助式设备，能够检测交流电压与电流以及直流电压等，拥有2路O-5V直流、12路的遥信开关量输进以及5个遥控输出等装置，同时还附有断路器相关的回路。

PM212所拥有的功能如下：搜集有功与无功功率，功率因数，三相电压与电流，频率，搜集脉冲电能，分、合断路器，搜集设备的数字信号，搜集隔离刀闸、断路器与储能等方位信号以及其余控制的功能。

PM212K应用的是128X64点LCD汉字的大规格显示器，6个按键，良好的界面，便捷的操作；应用的是CANBUS或是MODBUS 2．Ob的总线式进行通信。PM212K应用的是32点同步交流进行采样，软件智能化进行补偿；面板上安置了警示、合位、运作与跳位等多种指示灯。

在进行研发时，须注意到用户的使用信现象，PM212K在设计硬件时添置了一些功能板块，设置了定值越限控制警示输出、统计复费率、内部时钟以及事件记录仪等多项功能。配置了现场所特意应用的配套软件，用户能够经由可编程性的控制体系，智能化地界定PM212K的运作方式。在演算电流与功率时，主要应用的是比较领先的小波变换算法，从而能够就小电流规模的接地体系线路产生接地事故时针对性地提出预告。 （2）PM204光纤集线器

PM204规约转换设备所采用的传递媒介是单模光纤，且其标准接口数量是18个，设置RJ45的以太网端口2个。RS-485接口为1个。同时把PM204规约转换设备设置成职能化装置，在应用时无需外界的任何设备与驱动软件等。

3.4.2继电保护系统硬件

（1）SR489发电机保护设备

该设备所提供的监控、检测与保护等功能比较地经济与实用，大多数应用在25、50或是60等不同赫兹的实时或是感应式的发电机中，一般被应用于主保护或是后备保护。监控功能主要有负序电流、三相功率、INS电流与电压等，经由12个RTD展开温度的测试。此外还可以监测并记录下VT熔断器与断路器的情况。能够输进4个模拟量以监控振动或是控制传感器。模拟量的输出通道能够体现出任一被检测的参量，能够被应用于代替价格不菲的传感器。输进数字能够应用在把远方的信号传递至SR489，从而应用诊治、保护与控制等方面。

用户界面主要是键盘与显示屏。位于前面板的12个双LED指示灯能够显示出输出继电器、SR489与发电机等工作情况。其中，前面板则的RS232接口能够便捷地将本地计算机加以连接。而后面板中的2个RS485接口主要是连接远程，数据通信速度则由300进入至19200bps。全部数据能够实时地经由3个通信的接口传递至提供了基于Windows平台软件的PLC、DCS、个人计算机或是SCADA。

SR489拥有相差动的保护功能，全部都定子接地，而接地的方向则过流定子超温，较高地对过流值加以调整，包括欠压过压、失励、电压相序颠倒、限压相间过流、定子超温、负序过流、过激励、VT熔断器事故测试、断路器事故测试过速与跳闸线圈监控等保护性功能。SR489本身拥有如下的功能：有功与无功功率、CoS、检测电压与电流、频率与电度遥测搜集等。拥有4个模拟量的输进与输出、遥控控制功能，7位的数字输入，12个RTD输进信号遥信搜集功能，拥有最新的40个事件以及64点／周波的事故录波性能等。

SR489设置了键盘1个，字符显示屏（40位），RS485口2个，DNP3．0通信协议，RS232口1个以及Mod Bus RTU。SR489发电机所安置的管理继电器并不具备转子一点与两点的接地式保护功能，基于现实所需能够添置电磁式转子一点与两点的接地保护功能。 （2）SEL-387发变组保护设备

此设备主要应用在数个绕组变压器或是数分支式系统保护功能，拥有独立性、能够选择性的制动与无制动特点的双比率电流差动保护；同时安置二次或五次式的谐波闭锁组件以规避差动组件在没有事故时出现错误的动作。瞬时差动能

够迅速地剔除高值内在性的事故。不同侧方比较完整的定时限与反时限相过电流以及零序过电流保护组件，被用于变压器的后备性保护。

SEL-387拥有三相式的差动电流快捷式切断保护功能。其中，三相双斜率比例差动具有保护性能，定时限相、零序与负序过电流组件，继电器能够补偿各类设施，相和零序过电流组件，反时限相、零序与负序过电流组件以及CT相连获取来精准的差动制动量保护性能。

SEL-387具备测试主变llOkV侧相关的频率、电压与电流，同时，有关的零序电流与三相电流具有遥测搜集的功能。可以进行远方式控制的接点则能够经由组态方式应用在遥控领域。 （3）PM207发变组后备保护设备

应用此装置并以此当做发变组后备保护功能。整体而言，此设备主要含有遥测、遥信、保护与遥控等多种功能。它具备二段式零序电压闭锁零序过流保护，二段过负荷（开启通风与闭锁调压），三段式复合电压闭锁过流功能，一段二时限零序电流闭锁零序过压保护以及本体保护等。

此外，该设备还拥有以下的遥测功能：电压、电流、频率、主变温度、脉冲电能搜集、测试主变的有功与无功功率、零序电压、零序电流、功率因数以及计算量等。拥有分与合断路器与储能等功能，规避跳闭锁等遥控方面的功能。拥有对以下对象的监视功能：断路器状态，完整的跳闸与合闸回路以及遥控操作的“防带刀闸接地合闸”安全闭锁等。它还具有以下的功能：储能，主变本体轻瓦斯，主变温度过高，保护动作及告警，主变分接头位置，就地／远方控制，设备不正常警示，断路器，隔离刀闸，主变本体重瓦斯，主变压力释放，弹簧未储能，过负荷报警，控制回路断线以及直流失电等信号的遥信搜集等。 （4）PM201的路线保护设备

此设备主要含有遥测、遥信、保护与遥控等诸项功能，完成llOkV的以下进线以及馈出线路的任务，同时具有分段式断路器的遥信、遥测与遥控等多项功能。它的每一段低电压闭锁走势过电流的保护能够独立地投退，而零序过电流能够出现警示或是跳闸的标记。低周减载功能拥有如下的功能：滑差闭锁、低电压闭锁与无流闭锁，跳闸或是警示选择，三相一次智能化重合闸(不对应起动与保护起动)，重合闸(检无压与检同期)，在线查看运作参量与相应的情况，在线对定值

或是投退的部分保护等加以修改。此设备拥有如下的功能，即检测电压与电流、功率因数、无功功率、频率、计算量以及脉冲电能搜集等。拥有储能以及分与合断路器，规避跳闭锁等遥控方面的功能。拥有跳闸与合闸设备，同时有较为完整的回路监视系统，同时还有对断路器加以监视，切换当地与远控(调度端)的控制权，同时监控遥控的“防带接地线合刀闸”的安全闭锁等情况。简言之，PM201拥有如下的功能：储能、过负荷警示、控制回路断线、直流失电等信号的遥信搜集、断路器、隔离刀闸、就地／远方控制以及设备非正常化警示等。

研发时关注用户的应用状况，无论是PM201的硬件还是软件均添置功能板块，设置了事件记录仪及复费率统计、内部时钟以及定值越限控制报警输出等。用户能够基于可编程化的控制体系智能化地界定PM201的工作方式。能够经由开放式的通讯协议智能化地编程有关控制方面的系统；配置现场针对性使用的配套软件。在演算电流与功率的维度上使用的是比较领先的小波变换算法，若小电流接地体系线路产生接地事故时即能够预示事故警示。 （5）PM207D配电变电器保护设备

采用PM207D作为6kV厂用变压器的主保护，PM207变压器保护装置集保护、遥测、遥控、遥信等功能于一体。PM207D具有三段式复合电压闭锁方向过流，二段式零序电压闭锁零序过流保护，一段二时限零序电流闭锁零序过压保护，二段过负荷、启动通风、闭锁调压，本体保护，PT断线监测，在线查看运行参数及状态，在线修改定值或投退某些保护等保护功能。

PM207D具有测取变压器的有功功率，无功功率，电压，零序电压，电流，零序电流，频率，功率因数，变压器温度，计算量，脉冲电能采集等遥测功能。PM207D具有分、合断路器及储能，防跳闭锁等遥控功能。当地或远控断路器的跳、合闸等功能。

PM207D具有跳闸、合闸回路完好性监视，断路器状态监视，当地和远控(调度端)控制权的切换，遥控操作的“防带刀闸接地合闸’’安全闭锁等监视功能。PM207D具有断路器，储能，隔离刀闸，变压器本体轻瓦斯，本体重瓦斯，温度过高，压力释放，分接头位置，过负荷报警，就地／远方控制，控制回路断线，装置异常告警，直流失电等信号的遥信采集功能。

研发时考虑到用户使用情况，PM207D的硬件和软件做了功能模块的增加，

设计了内部时钟、定值越限控制报警输出、事件记录仪及复费率统计的功能。用户还可以通过可编程的控制系统，可以自行定义PM207D的工作模式。可以通过开放的通讯协议，自行编程控制系统；配备了现场专用的配套软件。在计算电流、功率的方向上运用了较为先进的小波变换算法，对于小电流接地系统线路出现接地故障时可以做出故障预告。

3.5系统的软件设计

后台监控体系：NS2000中能够应用软件Windows 2000+SP4，此软件拥有软件升级的功能，同时能够确保软件在升级之后，让硬件有一定的适应性。NS2000系统软件承继了原先在智能化控制范围完善技术和丰富的工程经验。

NS2000所设计的软件系统如下所述：

构建起全新而又灵活的系统：能够于智能现场仪表装置、控制系统、企业资源管理系统以及变电站智能化等不同内部的无缝信息流进行传递，从而轻易地完成自动化与管控的一体化。

采用最新的信息与控制技术：根据Internet以太网络与CANBUS光纤网络的系统化设计，应用嵌入式的控制体系，设计分布式的数据库，构建起C／S与B／S的系统。

设计开放式的系统：采用OPC的集成，使其与工业标准相吻合、便于相互之间的联系，根据Internet的相关技术设置远程数据的访问及其浏览。

突出以人为本的设计理念：软件系统的设计思路应直接与易懂，源自于工程的实践，也和本国人的工作思维与习惯相吻合，容易掌握与学习。

直观而又便捷的用户页面：使用的是用最为流行的微软资源管理器相似的用户页面。

采用丰富的联机辅助：主要有在线运行帮助、工程应用指导与系统组态辅助等，从而使得工程的执行变得迅捷有效，减少工期时间。

同步性：在设计控制器CPU时，应用的是Pentium级的芯片，确保控制更为准确、同步与高效。

可靠性：应用数类冗余的结构(控制器、I／O模件、网络与电源模件等)，确保整个系统的安全性与可靠性。

领先性：构建灵巧的C1ient／Server结构。主要应用在大规模体系的

Alarms、Trends、I／O、Reports与Time服务器等，进行分散式的设计，确保各个数据的内在吻合，同时也能够使得负荷处于平均的状态。

构建功能多样化的HMl人机页面，灵巧扎实的控制软件，从而利于离线式仿真的展开。

经济性：设计现场总线系统时，应尽量地节省总体项目的投资金额，减少运作维护的成本。

好用性：设计的系统软件应具有自动化的管理特点(包括带电插拔、事故诊治与精度校正等)，操作与维护便捷简易。

连续性：操作站应用通用型的系统平台，能够实时地基于计算机的情况而持续性地强化而得到升级。

系统软件的功能：系统软件的人机页面良好，主要负责的是系统的实时监视、控制、维护、操作与调试等。

制作图形：系统软件附加有多种立体图库，能够支持用户构建图库、可以进行反复的调用、强化画图的效率、有助于工程的积累、HMI图形编辑器能够自如地制作出多样性的工艺图案。

静态特点：实现点、线、弦与弧等基本组成单位以及椭圆、多边形、矩形与椭圆等多种基本图形的有机融合，能够顺利地进行各类图形的旋转、复制、填充、拉伸与粘贴等操作。

动态特点：实现数值的屏显、平移、闪烁、曲线追踪、旋转、缩放与各类动画性能。

交互特点：对各类操作按钮加以设定，实现弹出窗口、图形改换、修改数值与各类控制性能等任务；支持三维动画和立体式图形，绘制曲线棒图、实时遥测量波形图、变电站设备示意图、变电站主接线、谐波分析图、故障分析波形图与变电站系统结构图等。

搜集数据：变电站电气模拟量的同步搜集，主要包括(V、Q、I、P、COSF等)；开关与刀闸情况与保护动作的相关信息进行同步搜集，开关量的输进模式是光电耦合、继电器空接点与BCD码；监视点相关的电度表的演算数据搜集(途径主要是脉冲量或是通讯)。

处理数据：有功电能与无功电能的演算，监视量的越限监测和警示，设置开

关方位改变的处置与警示，记下事件秩序，追忆事故的能力；设施出现不正常的情况时发出警示，包括报警事件、报警条文与时间性质等；运作参量的统计性能，演算电压的合格率数值，平衡母线的电量，维护定值当地或远方加以修改；远程获取不同监视点计量的电度表数据，同时把历史数据通过文件的途径加以储存，且至少存为1年。

打印报表与事件：打印的对象如下：运作的相关参量、运作同志和报表(打印定时与召唤)、越限同步或是定时、操作记录、事件秩序记录、事故追忆、画面复制拷贝、值班表召唤、智能化定时打印、计算开关的动作量等。

处置警示：警示系统基于运作的界面主要有以下的类型：系统警示、同步警示与警示摘要等；基于信息种类划分成高级警示、模拟量警示与数字量警示；警示模拟量，包括高高限、高限、低低限与低限等警示，设置死区；数字警示，包括故障警示与预告警示，同时在CRT所对应着各异的声光信号，能够人工式的进行开关声响的操作。系统警示，主要有第三方通讯设备通讯中断、工作站事故、间隔层设施通讯终止以及上层通讯控制器等。全部警示信号都会被及时地加以记录。在故障状态出现后，计算机则会发出多种警示的声音，而CRT画面内则会通过色泽与闪烁的方式来显示对应设施的变位情况，实时地显示出红色警示条文，故障打印机能够同步地打印警示条，亦能够定时地进行打印。警示能够通过人工进行确认，亦能够智能化地加以确定，之后警示条的色泽产生了改变，同时有系统智能化地记下确定的时间值。在警示信号处于常态时，警示系统会智能化地记下对应的恢复时间。如再一次或数次产生警示时，整个系统则会记下对应的时间，同时将其储存于硬盘内。全部的记录储存于警示摘要内。音响警示、画面闪烁警示、全部的提示信息均以中文的方式加以显示。系统具有较强的可扩展性，拥有一发多收的远动性能，相关信息传递至远端主站，还能够同步地接纳且实施远端主站的远方操作与控制，同时执行维护定值的修改指令。

CRT监视：屏显发电站一次系统的接线图、电压流与电流、有功与无功以及频率等多种运作的参量；实时地显示出潮流的走势；显示二次的维护配置图，同时体现不同套的保护投切信息与整定值等；故障智能化地屏显画面，屏显开关的变位情况，设施参量、站号以及运作的时间等情况，显示出设置的额定数值。无论是电压电流还是负荷走向的曲线，均能够进行采样周期的调试，同时对画面进

行一定比例的放缩与打印，查看历史的曲线以及设定储存时间等。电压、电流以及棒图直接地实时屏显模拟量的改变，通过电压合格率的越限警示以及母线电量的平衡警示，遥测与遥信整合为一览表，且屏显出遥测的约束性数值。经由目录界面整合画面与数据表格等；同步显示时钟与安全运作的天数；全部的显示与记录进中文化，同时设定密码加以保护。

监控性能：监视控制的对象是母线电压，当接地的电流设施出现改变时，基于搜集的相关数值(诸如310与3UO等)，通过接地选线软件的挑选出接地的设施。

事件秩序记录与追忆故障：记录的对象主要是断路器、保护设备与智能化设备的改变情况与时间秩序，拥有事故录波、操作日志等性能，记下操作者的姓名、时间及其内容。故障记录的时间主要包括用户设定、人工导出、智能化覆盖初始数据等。硬盘容量决定储存的最大化时间，最少的保留时间长度是1年。

事件触发的要求：包括模拟量、数字量、逻辑演算等方式，同时支持C与PASCAL进行编程。

控制性能：控制断路器，同时应用的途径为模拟性的控制屏与微机键盘，其中，模拟屏所应用的是马赛克屏，其屏上安设数字化的表计与信号灯与控制开关等。为了规避失误性的操作，在任一控制模式下均使用的是分步式的操作，包括挑选、反校与执行等。在键盘所掌控的环境下，系统会经由动态着色与闪烁的模式屏显操作对象所产生的变位状态，同时操作记录日志步骤。至于各不相同地区的设施能够设置成多样性的权限，目的在于确保用户的多元化需求。在任一操作模式下，均可以确保下一步操作的实施必须基于上一步完全的操作的基础上所展开。在相同的时间内，输出设备仅仅能够接纳单个主站所发出的指令。规避其他主站指令的输进，优先级主要是硬手操。而主控制室主要操作的对象是键盘。

实时统计演算：演算的对象主要包括：每个电气单元相应的各个相电流、电压，有功与无功功率，功率因数与电度；年月日的最大值与最小值，及其它们所产生的具体时间值；统计年月日时段下电压与功率因数的合格率数值，包含最大/最小值、超上限/超下限比例与相应的合格率数值；变压器的符合率与耗损数值；统计断路器处于正常与故障跳闸的次数，终止应用时间与处于年、月、日等不同时段下运作的合格率等数据。变压器终止使用的时间与次数；统计演算与报表基于用户所需产生年、季度、月份与周等或是用户自主性界定的时间段完成以上的

功能。

NS2000软件系统应用软件：智能化抄表软件、故障信息管理软件、诊断软件、INTERNET浏览软件、电气设备管理软件、定值管理软件以及规约转换软件。

3.6系统的应用

3.6.1操作与控制

NS2000系统的实现主要是突出计算机的监控作用，而就地则为辅助性的手段，是一种两级式的控制模式结构。其中，第一级的计算机所监控的范围需处于主控制室操作者的监督下。通常全部的监控、检测与报警功能都须基于此加以完成，经由屏幕显示出设施的运作状态，经由键盘或是鼠标工具展开人机对话的操作。而第二级就地控制则主要是装置在不同间隔层的监控单元，通过人工对开关进行控制的方式来完成的，此模式是一种后备式的方式，应用在计算机监控系统处于崩溃的紧急状况下对断路器加以操纵，而这两级的控制主要是通过切换装在不同间隔层的监控单元的切换开关所展开的。

3.6.2 调整发电机的负荷

调节发电机的有功负荷主要是基于计算机监控体系的硬接线来执行汽机主阀伺服电动机。因为所应用的是NSD260系列微机测控设备无法掌控输出接点的具体闭合时问，当下出口的闭合时间通常超出1S，因而，经由监控体系难以完成微量式的调整发电机的有功情况，难以满足现场的汽电均衡需求，改成手动按钮方式来协调发电机的有功负荷情况。发电机电压与无功调整主要的执行主体是计算机监控系统和发电机微机励磁AVR通信接口。

3.6.3 相互传递机炉电化的信息

发电机的一汽轮机指挥的信号主要是通过计算机监控体系和汽机DCS通信接口来加以执行。当下，经由DCS与NS2000内部的串口通讯来开展相互之间指挥信号的传递，主要的问题在于信号的传递速率偏慢，无法获得快捷响应之效。

完成监控系统和DCS系统接口的通讯，监控系统经由串口通讯接纳DCS体系的汽量、压力、温度与水量等有关热工的信息内容，在监控体系内进行同步显示与记录报表。接纳DCS系统的关键性警示信号，在监控体系内会出现警示及其相

关的记录。传送监控体系的电气量信号至DCS，从而能够和DCS体系完成双向互动的数据沟通要求。

有关南瑞NS2000变电站综合自动化系统的计算机网络可参见下图3-2所示：

光纤 光纤 RS485 光纤

图3-2 南瑞NS2000变电站综合自动化系统的计算机网络图示

110kv变电站NS2000系统 RS485 16#NS2000系统 CPB锅炉片区 光纤 DCS系统 汽车片区 DCS系统 110kv变电站 DCS系统值长调度机 6#变电所 厂用通讯管理机 3.6.4 对计量进行统计

计算机监控体系拥有模拟量的搜集和处理性能(涵盖全部的有电气量与一些非电气量，诸如变压器温度等)，从而能够通过屏幕的方式同步在线地监视检测各类电气量和非电气量，可以定时与越限地打印相关的制表。在不同间隔层的监控单元同样存在着数字显示，能够可观测到每个回路相应的电气参量，从而取消原先常规型的检测表计。

为确保计量与考核的精确性，在110kV线路的变电所的馈线等独立性设计的

有功与无功脉冲电度表，经由串口通讯方式把脉冲信息传递至计算机的监控体系内。

3.6.5 同期控制

南瑞NS2000变电站综合自动化系统在110kV城南变电站的不同开关所应用的是NSD260测控设备并配备有同期性能，有的开关应用的是MLPR．10H3(2)型微机保护设备本身即具有同期的性能，多个开关采用深圳智能SID-2CM型的同期设备展开同期的操控。

3.6.6 通讯配置

通过总控单元设备媒介，监控体系能够和发电机微机式AVR、电气5防、故障录波、汽机DCS、同期、备用电源自投、6kV接地补偿、保护设备、UPS设备、厂用6kV与380V、直流系统以及电度表等智能设备完成通讯任务。

4NS2000综合自动化系统在110 kV变电站中的优化

4.1调度机的改进

值长应用的值长调度机归属为操作员站，而电气操作工作站存在操作情况时，会同步地把调度机所蹦出的监视保护菜单于电气操作尚没有完成之前被监视页面所冻结，如此即造成阻碍值长同步查看相关的数据、判别故障与调度指挥，基于生产所需，把值长调度机从操作工作站更替成监视机，经由必要的调整之后，电气的操作工作站相关的操作并不会影响调度机的工作。

4.2强化后台机运作的平稳性

为了规避病毒流程闯进监控体系的计算机网络系统中，可以将USB端口、若干台后台机与5防工作站与大屏幕机电脑的光驱等黏上封条。删除5防机上Windows自带的无关流程、操作工作站与调度机等。此外，为了规避操作工作者员改动Windows的模式及其系统文件以及设定电脑的开启流程，因此，在开启Windows流程之后，智能化地添加NS2000的主程序，在其正常性地开启之后，系统智能化地步入工作范式，此时，操作工作者不允许经由热键的途径步入至Windows模式。

4.3完善监控界面

不同电压级别的母线颜色基于全球展开统一性的修改。在不同的画面中添置链接点，便于运作工作者自如地切换画面。在原先页面的前提下新添加“l6 变电所”、“老厂用变电所”、“35kV接地”“二级变电所”、“6 变电所”以及“6kV出线电缆接地选线”等页面。为了便于更好地进行生产调度的指挥，在南瑞NS2000变电站综合自动化体系内，对热力系统机组与煤锅炉的关键运作页面展开组态，同步地显示出各类热工参量，完成电力与热力不同类型的实时监控。

4.4加强报警功能

添置35kV系统绝缘监控页面与6kV绝缘监控页面、发电机三相机端电压相电压与另序电压页面后，也须调整变电站的相关系统进行了调整。监控体系的默

认一级警示报文所应用的是红色，同时须界定之后才可以变成常态的色泽，其他所有的报文采用的是蓝色，同时进行智能化的界定。基于现场的现实情况，在展开平常性的报文时，有诸多模式须加以处置，因而应对一、二、三级警示应采用红色的报文，且须通过确定之后才能够加以解除色泽。此外，在界定时，监控体系能够智能化地记下此报文所传递的与确定的时问，从而利于事后研究。警示模式主要包括4级。具体的分级警示的设计可参见下表4-1所示：

表4-1 不同级别警示设定表

一级警示 警示方式 强制性警示画面+喇叭警异常事故状况 110kv线路、主变保护、示+红色报文+手动确定 煤锅炉一、二次风机与引风机跳闸母线维护与发电机维护动作跳闸等 二级警示 强制性主接线页面+喇叭警示+红色报文+手动确定 三级警示 警铃警示+红色报文+手动确定 开关“操作回路失电、断线”、“设备事故”、“直流系统馈线空开跳闸”、“保护设备闭锁”与“GIS警示” 四级警示 警铃警示+黑色报文+智能化确定 汽机、DCS系统报文与CFB锅炉 主6KV全部的馈线开关跳闸 对厂用6kV母线电压、转子电流、杨纳线周波、主6kV母线电压、发电机定子电流、安纳线、主变上层油温等有关。主变进线功率因子展开越限警示的设定现象可参见下表4-2所示：

表4-2 越限警示设定表

警示设定 主6kv、厂用母线电压（kv） 上上限 6.65 上限 6.45 下限 5.85 下下限 5.75 杨纳线与安纳线频率（Hz） 杨纳线与安纳线功率因数 3#、4#机定子电流（A） 3#、4#机定子电流（A） 3#、4#机定子电流（A） 1#、2#主变上层油温（0C） - 50.5 49.5 - - - 0.85 - - 1375 - - - 250 - - - 15 - - - 80 - - 4.5改进统计、报表体系

在基于原先电度与遥测报表的前提下，新添置“开关跳合闸累计次数统计表”、“发供用电明细报表”、“GIS开关跳合闸统计表”、“生产调度13报”、“变电站开关跳合闸统计表”、“热力系统13报”以及“6kV系统绝缘监视日报”等多种实用型报表。

4.6优化SOE功能

南瑞NS2000变电站综合自动化监控体系事件秩序记录SOE主要含有断路器跳合闸记录、保护动作秩序记录，此功能为分析并推断事故的一个核心根据。就变电站投运迄今，监控体系与主6kV西门子开关在SOE记录搜集时间并不精确，无法当做事故分析与判别的根据，从而严重地影响了变电站发生故障缘由的界定。经由技术的分析之后，对南瑞NS2000变电站涉及到保护通讯协议的若干问题加以分析，并促使当下监控体系的SOE在记录功能方面恢复常态性。

5结论

变电站综合自动化体系主要围绕着计算机这个轴心所展开的系统结构，它把变电站的一、二次设施通过性能的组合构建起网络化、标准化与模块化的计算机监体系。完成变电站综合自动化系统是整个电力工业企业的必然性发展走向。本论文主要分析的课题对象是南瑞NS2000变电站综合自动化系统在110kv 城南变电站的应用研究。从本论文的研究成果来看，主要可以归纳为如下的几点： （1）系统化地梳理了变电站综合自动化的基础理论。包括变电站综合自动化的定义、变电站综合自动化的几个主要特征、变电站综合自动化的结构、变电站综合自动化的若干关键功能以及变电站综合自动化的保护设置。

（2）分析并构建NS2000综合自动化系统在110 kV变电站中的实现和应用情况。概述NS2000综合自动化系统，分析保护测控装置情况，分析微机监控信息的搜集与处置，从多个方面分析系统的硬件设计，设计系统的软件展开设计，最后分析系统的应用情况。

（3）对NS2000综合自动化系统在110 kV变电站进行优化。改进调度机、强化后台机运作的平稳性、完善监控界面、加强报警功能、改进统计与报表体系以及优化SOE功能等。

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