【正文】 的強電中央事故和告警信號。　　(4) 根據(jù)一次設備的實際運行狀態(tài)，自動實現(xiàn)斷路器、隔離開關操作閉鎖功能。自動控制時可根據(jù)電壓、潮流和無功負荷、變壓器抽頭位置信號由裝置進行自動控制調節(jié)變壓器抽頭位置或投退電容器組。110kV、10kV線路可由各自的保護裝置實現(xiàn)，不用單獨配置低周減載裝置。3 ）同期檢測和同期分閘。此功能可進行檢無壓同期，亦能進行手動準同期和捕捉同期?！　⊥诠δ苡惺謩雍妥詣觾煞N方式供選擇，同期裝置與通信網(wǎng)相互獨立?？赏ㄟ^采取3I0、3U0及其增量來判斷是否有接地故障，也可用5次諧波方式分析接地故障，小電流接地選線功能與通信網(wǎng)相互獨立，不依賴通信網(wǎng)的后臺機檢測。而規(guī)程規(guī)定小電流系統(tǒng)當單相接地后允許2h帶故障運行，2h后要立即切除故障線路。若此時雷擊又同時造成10kV線路單相接地，則運行人員不能及時發(fā)現(xiàn)線路單相接地故障。因此，小電流接地選線功能要獨立于通信網(wǎng)。對于220kV變電站的主變、220kV線路除了保護裝置自帶故障錄波外，還設置了一套獨立的微機錄波屏，而110kV線路則用本身裝置記錄。輸出形式有：音響告警、畫面告警、語音告警、故障數(shù)據(jù)記錄顯示(畫面)和光字牌告警(光字牌報警回路采用編碼設計，主要是為了保證當通信網(wǎng)故障退出時站內仍能正常運行。 設備監(jiān)視功能其中包括一次設備絕緣在線監(jiān)測、主變油溫監(jiān)測、火警監(jiān)測、環(huán)境溫度監(jiān)測等內容。 操作票自動生成功能根據(jù)運行方式的變化，按規(guī)范程序，自動生成正確的操作票，以減輕運行人員的勞動強度，并減少誤操作的可能性。2 ）斷路器動作次數(shù)及時間。4 ）用戶專用線路的有功、無功功率及每天的峰值和最小值以及時間。6 ）實現(xiàn)站內日報表、月報表的生成和打印，可將歷史數(shù)據(jù)進行顯示、打印及轉儲，并可形成各類曲線、棒圖、餅圖、表盤圖，該功能在變電站內及調度端均能實現(xiàn)。人機聯(lián)系的主要內容包括：1 ）顯示畫面與數(shù)據(jù)。3 ）輸入數(shù)據(jù)。　　當有人值班時，人機聯(lián)系功能在當?shù)乇O(jiān)控系統(tǒng)的后臺機上進行，運行人員利用CRT屏幕和鍵盤或鼠標器進行操作。 程通信功能將站內運行的有關數(shù)據(jù)及信息遠傳至調度中心及設備運行管理單位，其中包括正常運行時的信息和故障狀態(tài)時的信息，以便調度中心人員及時了解設備運行狀況及進行事故處理。變電站自動化系統(tǒng)可與調度中心對時或采用衛(wèi)星時鐘GPS。2 ）可在線設置各設備的通信參數(shù)及調制解調器參數(shù)。4 ）在線診斷功能、在線幫助。 二次設計原則變電站二次設備按功能分為四大模塊：①繼電保護及自動裝置。③當?shù)乇O(jiān)控。四大模塊功能的各自不同的發(fā)展及其功能的相互滲透，為變電站自動化提供了多種多樣的實現(xiàn)模式，可概括為兩種基本實現(xiàn)模式：①保護加集中RTU模式，面向功能。 電器設備控制方式主變壓器、站用變壓器各側斷路器以及10kV、110kV、220kV斷路器一般情況下均集中在控制室，通過就地監(jiān)控主站的就地監(jiān)控計算機進行控制操作(但網(wǎng)絡中遠動主站亦可留有接口給地調進行遙控，根據(jù)系統(tǒng)運行規(guī)程而定)，當網(wǎng)絡中就地監(jiān)控主站退出運行時則應能分別在各元件的保護屏處進行人工控制操作。　　主變壓器、站用變壓器、220kV線路、110kV線路、10kV設備及其母線設備保護和10kV母聯(lián)的控制保護均采用集中保護方式，10kV開關柜上加一個“就地/遠動”選擇開關，10kV母聯(lián)斷路器的控制保護放在控制室，與10kV自投裝置放在一起(當10kV裝置能可靠地抗震、抗高溫、抗電磁干擾時，也可以將10kV裝置裝配在10kV開關柜上，以減少電纜聯(lián)接)。主變變低10kV隔離開關、110kV，220kV隔離開關采用就地電動操作方式，可進行就地和遙控操作，并設置“就地/遙控”選擇開關，同時設有操作閉鎖措施。用鍵盤或鼠標操作斷路器、刀閘時靠后臺機內的五防系統(tǒng)閉鎖，現(xiàn)場人工操作或維護操作時則靠另一套微機五防系統(tǒng)閉鎖。在主變220kV側增加電流方向接法相反的分時計量的脈沖式有功電度表和無功電度表各2只，供關口表用。 同期并列點和同期方式220kV線路斷路器、220kV旁路兼母聯(lián)斷路器、110kV線路斷路器、110kV旁路斷路器、110kV母聯(lián)斷路器及主變220kV側斷路器、110kV側斷路器處設同期并列點，同期方式為集中式和分布式手動準同期，正常情況下采用就地監(jiān)控計算機分布式手動準同期，當網(wǎng)絡監(jiān)控、遠動主站退出運行時，上述各元件的同期并列操作應能在各自的保護屏處(或中央信號屏處)手動進行。斷路器事故跳閘啟動事故音響，其它通道故障和裝置故障啟動預告音響，信息除了能在就地監(jiān)控主站和遠動主站讀取及存盤外，還能在中央信號屏上讀取及記錄。 綜合自動化變電所的現(xiàn)場調試 前期準備階段一般應首先對整個站二次綜自系統(tǒng)設備進行全面的了解。 調試階段這個階段包括一次、二次系統(tǒng)的電纜連接、保護、監(jiān)控等功能的全面校驗和調試。合上裝置電源開關和控制回路開關，手動逐一分合斷路器，檢查控制回路、斷路器位置指示燈顏色是否正確（合上斷路器后為紅色，跳開斷路器后為綠色），反應是否正常。應注意如果裝置跳合閘保持回路需要與斷路器操動機構跳合閘電流配合時，繼電器保持電流是否與斷路器控制回路實際電流值匹配。 斷路器本身信號和操動機構信號在后臺機上的反映，彈簧未儲能信號及報警音響是否正確。若正確，斷路器合上后裝置面板應有重合閘充電標志顯示。 關于SF6開關氣體壓力信號，應在后臺機上顯示SOE事件名稱、時間正確，音響報警正確（電鈴響）。若狀態(tài)與實際相反，必是斷路器、刀閘輔助觸點常開、常閉接反。 主變壓器本體信號的檢查 主變壓器本體瓦斯、溫度、壓力等信號在后臺機上顯示的SOE事件名稱、時間是否正確；重瓦斯信號、壓力信號應響電笛并跳主變各側斷路器，輕瓦斯、溫度高信號應響電鈴。 查變壓器溫度在后臺機顯示是否正確。在測溫裝置上也應按此方式連接，否則測出的溫度不準，接錯時是個死值。不應開路或串到其它回路，有效值、相別應正確。 用升壓器在一次側對A、B、C三相分別加單相或用調壓器在PT二次側A、B、C三相分別加單相電壓57V。萬用表量電度表屏計度電壓，查看裝置面板、后臺機電壓顯示值是否正確。啟動PT切換功能，本電壓等級一二段母線均應有正確電壓顯示，而其它母線段二次側無電壓。若裝置帶同期功能時，應找準線路側電壓和母線側電壓基準點，即當同期電壓取相電壓或線電壓時線路側UXN與母線側UN或Ub（當PT的B相接地時）短接。若遙控斷路器不成功，主要有如下原因：測控裝置或控制回路未上電；直流屏合閘電源未合或一次開關處合閘保險未給上；測控裝置未通訊；裝置遠方/就地切換開關在就地位置；裝置未采到遠方/就地切換開關位置；斷路器位置不能在后臺機上正確反映；控制回路接線不正確。系統(tǒng)圖、網(wǎng)絡圖、棒圖、實時報表、歷史報表等圖表應按要求進行設計、組態(tài)，做到完整準確。自動打印功能（告警信息自動打印、保護信息自動打印、和日報表、月報表的自動打?。┘皶r準確，完整美觀；手動打印功能（保護動作數(shù)據(jù)的打??；保護定值的打印；系統(tǒng)圖、網(wǎng)絡圖、棒圖、曲線、實時報表、歷史報表的打?。┩暾烙^，符合運行管理要求。與智能直流屏、智能電度表、GPS、五防等裝置的通訊應正確，功能正常發(fā)揮。 投運遠動首先要和調度端協(xié)調以下技術內容：通道為模擬方式或數(shù)字方式；通訊方式為同步或異步；準確的通訊速率；如通道為模擬方式，調制解調器中心頻率；調度端站址和本站站址；幀功能碼（一般按標準CDT規(guī)約即可）；調度端遙控序號為十進制或16進制；遙測量數(shù)量、順序及名稱，頻率數(shù)據(jù)采用格式（普通模擬量或BCD碼）；遙信量數(shù)量、順序及名稱；遙控量數(shù)量、順序及名稱；電度量數(shù)量、順序及名稱；向調度端提供遙測、遙信、遙控、遙脈信息表。 在調試過程中，對變電所上行信息和下行信息分別進行調試。下行信息有調度端遙控斷路器、刀閘正確，遙調主變檔位正確；需要調度端校時，校時正確。對于數(shù)字通道，直接將筆記本232口插在遠動通訊口，可直接觀察到數(shù)據(jù)報文。若波形靜止不動，只是在不斷發(fā)“1”或“0”，調度端將解調不出信息；用喇叭聽信號，可聽到清晰而有規(guī)律的嘈雜音。 (1) 綜自系統(tǒng)的防雷抗干擾處理 通訊線屏蔽層可靠接地；各通訊端口可靠保護；交流電源接地正確。 試運行階段要詳細觀察系統(tǒng)的運行狀態(tài)，以便及時發(fā)現(xiàn)存在的隱患 差動保護極性校驗主變壓器帶一定負荷之后，才能判斷出主變壓器差動極性?？蓞⒖床蓸訑?shù)據(jù)中的差流相數(shù)據(jù)的大小判斷差動極性，也可通過對各相電流的波形分析差動極性。對于三圈變壓器，送電側各相電流波形與受電側各相波形相反，且最值相加得零。例如：線路輸送功率為從變電站向線路送電，則A相電壓正半波最大值應超前A相電流正半波最大值一定角度（最大不超過180度），即同半波數(shù)據(jù)內電流最大值落后電壓最大值幾個采樣點，否則線路保護方向錯誤。 1 ）后臺機顯示電壓、電流是否準確。 2 ）后臺機顯示線路、主變各側功率是否準確?，F(xiàn)場最好有功率測量裝置，可直接通過測量二次電流電壓相位即可算出功率。如不一致，則用相序表測裝置電壓相序是否正確，如電壓相序正確，則某相電流相序或極性必不正確。若電流相序正確， 應查電流極性正確否；各電壓等級母線上進出有功功率應平衡：各母線上所有受電間隔有功功率之和與送電間隔有功功率之和應相等。 需要注意的是：主變送電側、受電側有功功率、無功功率不一定完全相等，由于主變傳輸?shù)氖且曉诠β?，只要送電側視在功率等于受電側視在功率即可（視在功率計算公式為S=√3*U*I）。 最后，做好計算機監(jiān)控軟件的數(shù)據(jù)備份和變電所資料的整理交接。第5章 總結 變電站綜合自動化系統(tǒng)是一種以計算機為主，將變電站的一，二次設備經(jīng)過功能組合形成的標準化，模塊化，網(wǎng)絡化的計算機監(jiān)控系統(tǒng)。 論文通過對變電站綜合自動化系統(tǒng)的發(fā)展過程以及發(fā)展趨勢的介紹，論述了變電站綜合自動化系統(tǒng)的優(yōu)越性，針對變電站綜合自動化系統(tǒng)的四種結構形式，即集中式，分布集中式，集中和分散式以及分散式進行了比較和分析。分布集中式是變電站的一，二次設備分為3層，既變電站層，單元才層和設備層。變電站層包括全站監(jiān)控主機，遠動通訊機等，通過現(xiàn)場總線或局域網(wǎng)交換信息。分散式是按回路就地安裝微機保護單元和單回路的數(shù)采/監(jiān)控單元，提高了抗干擾能力，減化了二次設備，減小了占地面積。 論文提出了綜合自動化系統(tǒng)硬件配置應遵循的原則，各自獨立，相互配合，軟硬件模塊化，方便維護和擴展，具有較強的抗干擾能力。LONWORKS總線以及CANBUS現(xiàn)場總線的優(yōu)缺點，并介紹了光纖通信技術，現(xiàn)場總線技術，無線通信技術等各自的特點。參考文獻1. 劉功. 合肥供電公司, 變電站綜合自動化系統(tǒng)的發(fā)展2. 曹海鷗. 東南大學電氣工程系,基于CAN總線的通信方式3. 秦立軍 .華北電力大學四方研究所,變電站自動化系統(tǒng)中內部通信網(wǎng)的研究 4. 閻貴勤. 遼寧電機工程報,變電站綜合自動化系統(tǒng)的功能及配置 5. 劉健. 西安科技大學, 配電網(wǎng)自動化新技術 6. 王麗娟. 華中科技大學 , 現(xiàn)代繼電保護理論 7. 趙燕平. 北京供電公司, 變電站綜合自動化系統(tǒng)中的智能通信8. 周勇. 寧夏電力 ,變電站自動化系統(tǒng)通信與結構 9. 楊嘩. 湖南大學學報, 變電站綜合自動化系統(tǒng)10. 田顯. 《電力建設》期刊, 變電站綜合自動化系統(tǒng)及其研究11. 鄧曉燕. 廣東肇慶供電公司, 自動化變電站微機保護若干問題的探討 12. 王博雅. 東北電力大學 , 微機繼電保護發(fā)展的歷史及趨勢 13. 陳皓. 繼電保護技術〉期刊, 微機保護裝置硬件結構 14. 李建釗. 廣西電網(wǎng), 變電站綜合自動化系統(tǒng)的分析與討論 15. 王蘭 . 貴州電力公司, 微機保護系統(tǒng)在變電站中的應用 16. 余鶴鳴. 蘭州大學學報, 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