企业35kv10kv变电站监控系统设计说明书


    企业35kv10kv变电站监控系统设计说明书 摘 要 变电所计算机监控系统是采用面向对象的设计思想,并依托计算机技术、网络通信技术、现代控制技术及图形显示技术等将变电所集控制、测量及现代综合管理等功能集为一体的综合自动化系统。 与常规的监控系统相比,运行人员通过主控室的人机接口装置便可实现对整个变电所运行数据的监控与记录,并将有关信息通过远动设备向各级调度中心传送,运行可靠性大大提高,综合效益显著。 本论文针现场实际存在的问题和当前变电站监控系统的发展趋势及变电所监控的特殊工艺,提出了分层监控的计算机解决方案。使用的是组态软件组态王,论文介绍了组态软件的基本特点及一些使用要求。 讲述了设计监控界面的详细步骤及制作中的注意事项,对控制系统的硬件配置也进行了选择和设计。 关键词:组态王; 监控系统; 变电所综合自动化 ABSTRACT Substation's computer supervision system is ecological design of object oriented and relies on computer technique, network communication technique, modern control technique, graphic display technique, which gathers control, measure and modern comprehensive manage into one comprehensive automation. Compares with the conventional supervisory system, operator can make monitoring and noting of the whole substation by human-computer interface device of main monitoring house, and transmit relative information to all levels attempering center, running dependability improves greatly and comprehensive benefit is marked. The present paper needle scene actual existence question and the current transformer substation supervisory system development tendency and the transformer substation monitoring special craft, proposed the lamination monitoring computer solution in the configuration software design monitoring contact surface manufacture detailed step and the manufacture matters needing attention, have also carried on the choice and the design to the control system hardware disposition. Key words: Configuration software ; Supervisory system; Transformer- substation synthesis automation 目 录 第1章 设计说明 1 1.1 设计的技术背景和设计依据 1 1.2 设计任务 1 1.3 变电站综合自动化系统的发展历史 1 第2章 电气主接线的设计 3 2.1 电气主接线概述 3 2.2 35KV侧主接线的设计 3 2.3 10KV侧主接线的设计 3 2.4 主接线方案的比较选择 4 2.5 主接线中的设备配置 5 第3章 主变压器的选择 7 3.1负荷分析 7 3.2 主变压器台数的确定 8 3.3 主变压器相数的确定 8 3.4 主变压器容量的确定 8 第4章 短路电流的计算 10 4.1 短路电流计算的目的及规定 10 4.2 短路电流的计算结果 10 第5章 主要电气设备的选择 15 5.1 电气设备选择概述 15 5.2 高压断路器及隔离开关的选择 16 5.3 母线的选择 18 5.4 绝缘子和穿墙套管的选择 22 第6章 继电保护知识简介 24 6.1 变电站继电保护的发展 24 6.2 继电保护装置的基本要求 24 6.3 继电保护整定 24 6.4本系统故障分析 25 6.5线路继电保护装置 25 6.6主变继电保护装置 25 6.7本设计继电保护原理概述 26 第 7章 主变压器继电保护整定计算 27 7.1 概述 27 7.2 瓦斯保护 27 7.3 差动保护 28 7.4 过电流保护 28 第8章 线路继电保护整定计算 34 8.1 概述 34 8.2 线路继电保护原理 35 8.3 35kv线路保护整定计算 35 8.4 10kv线路保护整定计算 38 第9章 变电站综合自动化简介 40 9.1 发展变电站综合自动化的意义 40 9.2 变电站综合自动化的发展过程 41 第10章 变电站综合自动化的概述 43 10.1 变电站综合自动化的基本原理 43 10.2 变电站综合自动化系统的结构形式 44 第11章 变电站监控系统的总体设计原则 46 11.1 变电站总体布局和监控要求 46 11.2 变电站监控系统额定组态软件 47 第12章 变电站综合自动化系统的设计实现 50 12.1 监控界面功能 50 12.2 监控功能的实现 52 参考文献 53 外文翻译和译文 54 致谢 75 附录 77 结束语 79 第1章 设计说明 1.1 设计的技术背景和设计依据 本变电站为35kv地方变电站,35kv架空进线两回(约20km),属于两个独立电源,10kv馈出现8回。安装主变两台(2×4000KVA),有载调压。变电所10kv母线上共有8回出线,期中800KVA、500KVA和630KVA各二回,20000KVA和1600KVA各一回。预留800KVA和630KVA各一回。10kv系统采用单母分段接线方式,系统按照无穷大考虑。 1.2 设计任务 本设计要求最终的设计结果能实时显示变电站综合自动化系统的运行参数(包括电压、电流、功率、频率、COSφ等参数)和运行趋势图,故障报警显示,建立实时和历史数据库,实现SCADA功能。实现无人值守变电站综合自动化给你 。同时,要求其功率因数不低于0.95,可靠性和经济性满足变电站综合自动化要求。 1.3 变电站综合自动化系统的发展历史 变电所综合自动化系统是80年代才开始应用的一个新课题。常规变电所的二次部分主要由继电保护、故障录波、就地监控和远动装置所组成。 在微处理器应用之前,这些装置不仅功能不同,实现的原理和技术也不同,80年代由于微处理器的普遍应用,因而长期以来形成了不同的专业和相应的技术管理部门。这些装置都开始采用微机技术而成为微机型继电保护装置、微机监控和微机远动装置。这些微机型的装置尽管功能不同,其硬件配置都大体相同,除微机系统本身外,无非是对各种模拟量的数据采集,以及输入输出接口电路,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,互连复杂。很自然的就提出了用综合自动化来优化设计全微机化的变电所二次部分。从控制、测量、信号及遥信角度考虑,要求微机控制管理的集中性越高越好,数据事件信息的集中度、实时性越高越好,但从保护动作特性和快速维护角度来考虑,要求微机管理的独立性、物理空间单一性越明确越好,即微机出现故障时,影响面越小越好。 变电所综合自动化系统的特点是:远动、保护、监控、安全自动装置和经济自动装置融为一体:控制集中、布置分散;控制方案灵活,由用户自行设计;硬件标准化;简化了变电站的运行操作。综合自动化系统对一些功能分散的过程,实行集中监视和控制。即以分散的控制适应分散的过程对象,以集中的监视、操作和管理达到掌握全局的目的。随着自动控 制装置的和被控设备可靠性的提高,变电所的控制可由就地操作过渡到远方操作和自动操作。 变电所综合自动化方式的特征,就是将站内当地监控功能SCANDA信号采集、远动功能以及数字保护信息结合为一个统一的整体,以全微机化的新型二次设备取代传统的机电式的二次设备,用不同模块化软件实现机电式设备的各种功能,用计算机局部网络通信来替代大量信号的连接,通过人机设备,实现变电所的综合自动化管理、监视、测量、控制及打印记录等功能。由此取消了传统的集中控制屏。  目前,变电所综合自动化技术发展迅速,已进入大面积推广应用阶段。各项新技术的发展为综合自动化系统的实现奠定了技术基础。目前,在变电站综合自动化系统中广泛使用的新技术主要有下述几个方面。 1.数字信号处理(DSP)技术的应用 20世纪80年代末90年代初,DSP技术的应用,使得随一次设备布置的分散式测控单元很快发展起来,而且还提供了强有力的功能综合优化手段,如电压、功率和电能的测量,可以直接从输电线路、变压器等设备上直接交流采样,通过DSP得出各相电流、电压的数字波形,经过分析计算不仅可计算出各相电流、相电压的基波和谐波有效值,以及各相有功、无功、电压主、在功电量等测量的实时数据,还能进一步计算出功率因数入、频率以及零序、负序参数等值,并和有关的输入、输出触点一起集成在变电站综合自动化系统中。 2.数字通信技术和光纤技术的应用 20世纪80年代以来,数字通信设备的发展应用,大大提高了通信系统的通信容量和可靠。同时,通信技术中光纤通信技术正在迅速取代金属电缆和同轴电缆,并用于远距离通信和短距离大容量信息的传输。光纤通信除具有频带宽、信道多和衰减小的特点外,还具有抗强电磁干扰的最大优点。由于光纤通信实际上几乎不受电磁干扰、浪涌、暂态分量和各端间地位差的影响,非常适用于变电站强电磁干扰的环境,是保护和监控装置最佳的通信信道。. 3.计算机网络技术和现场总线技术的发展 20世纪80年代以来计算机网络技术和现场总线技术得到了很大的发展,特别是局域网(LAN)技术的迅速发展和应用成为一种潮流。由于它们能很好地满足电力系统一些特殊要求,因此该项技术在变电站综合自动化中得到广泛的应用。 随着计算机技术、控制技术、通信技术和显示技术的不断提高和有机结合,变电所综合自动化系统正朝着功能综合化,结构微机化,操作监视屏幕化,运行智能化的方向发展,这必将使综合自动化系统进入新的起点。从变电所综合自动化系统的发展方向来看,它的最终目标是最大限度的提高变电所的自动化水平,利用计算机来代替人的手工操作,最终实现变电所无人值班。 第2章 电气主接线的设计 2.1 电气主接线概述 发电厂和变电所中的一次设备、按一定要求和顺序连接成的电路,称为电气主接线,也成主电路。它把各电源送来的电能汇集起来,并分给各用户。它表明各种一次设备的数量和作用,设备间的连接方式,以及与电力系统的连接情况。所以电气主接线是发电厂和变电所电气部分的主体,对发电厂和变电所以及电力系统的安全、可靠、经济运行起着重要作用,并对电气设备选择、配电装置配置、继电保护和控制方式的拟定有较大影响。 2.1.1 在选择电气主接线时的设计依据 (1)发电厂、变电所所在电力系统中的地位和作用 (2)发电厂、变电所的分期和最终建设规模 (3)负荷大小和重要性 (4)系统备用容量大小 (5)系统专业对电气主接线提供的具体资料 2.1.2 主接线设计的基本要求 (1)可靠性 (2)灵活性 (3)经济性 2.2 35KV侧主接线的设计 35KV侧是以双回路与系统相连。 由《电力工程电气一次设计手册》第二章第二节中的规定可知:35—110KV线路为两回以下时,宜采用桥形,线路变压器组线路分支接线。 故35KV侧采用桥形的连接方式。 2.3 10KV侧主接线的设计 10KV侧出线回路数为8回。 由《电力工程电气设计手册》第二章第二节中的规定可知:当6—10KV配电装置出线回路数为6回及以上时采用单母分段连接。 故10KV采用单母分段连接。 2.4 主接线方案的比较选择 由以上可知,此变电站的主接线有两种方案 方案一:35KV侧采用外桥接线的连接方式,10KV侧采用单母分段连接,如图2-1所示 图2-1 35KV电气主接线方案一 方案二:35KV侧采用内桥形的连接方式,10KV侧采用单母分段连接,如图2-2所示 图2-2 35kv电气主接线方案二 此两种方案的比较 方案一 35KV侧采用单母分段的连接方式,便于变压器的正常投切和故障切除,10KV采用单母分段连线,对重要用户可从不同段引出两个回路,当一段母线发生故障,分段断路器自动将故障切除,保证正常母线供电不间断,所以此方案同时兼顾了可靠性,灵活性,经济性的要求。 方案二虽供电更可靠,调度更灵活,但与方案一相比较,设备增多,配电装置布置复杂,投资和占地面增大,而且,当母线故障或检修时,隔离开关作为操作电器使用,容易误操作。 由以上可知,在本设计中采用第一种接线,即35KV侧采用内桥形的连接方式,10KV侧采用单母分段连线。 2.5 主接线中的设备配置 2.5.1接地刀闸或接地器的配置 为保证电器和母线的检修安全,35KV及以上每段母线根据长度宜装设1—2组接地刀闸或接地器,每两接地刀闸间的距离应尽量保持适中。母线的接地刀闸宜装设在母线电压互感器的隔离开关和母联隔离开关上,也可装于其他回路母线隔离开关的基座上。必要时可设置独立式母线接地器。 2.5.2电压互感器的配置 (1) 电压互感器的数量和配置与主接线方式有关,并应满足测量、保护、同期和自动装置的要求。电压互感器的配置应能保证在运行方式改变时,保护 装置不得失压,同期点的两侧都能提取到电压。 (2) 旁路母线上是否需要装设电压互感器,应视各回出线外侧装设电压互感器的情况和需要确定。 (3) 当需要监视和检测线路侧有无电压时,出线侧的一相上应装设电压互感器。 (4) 当需要在330KV及以下主变压器回路中提取电压时,可尽量利用变压器电容式套管上的电压抽取装置。 (5) 发电机出口一般装设两组电压互感器,供测量、保护和自动电压调整装置需要。当发电机配有双套自动电压调整装置,且采用零序电压式匝间保护时,可再增设一组电压互感器。 2.5.3电流互感器的配置 (1) 凡装有断路器的回路均应装设电流互感器其数量应满足测量仪表、保护和自动装置要求。 (2) 在未设断路器的下列地点也应装设电流互感器:发电机和变压器的中性点、发电机和变压器的出口、桥形接线的跨条上等。 (3) 对直接接地系统,一般按三相配置。对非直接接地系统,依具体要求按两相或三相配置。 (4) 一台半断路器接线中,线路—线路串可装设四组电流互感器,在能满足保护和测量要求的条件下也可装设三组电流互感器。线路—变压器串,当变压器的套管电流互感器可以利用时,可装设三组电流互感器。 2.5.4避雷器的装置 (1) 配电装置的每组母线上,应装设避雷器,但进出线装设避雷器时除外。 (2) 旁路母线上是否需要装设避雷器,应视在旁路母线投入运行时,避雷器到被保护设备的电气距离是否满足要求而定。 (3) 220KV及以下变压器到避雷器的电气距离超过允许值时,应在变压器附近增设一组避雷器。 (4) 三绕组变压器低压侧的一相上宜设置一台避雷器。 (5) 下列情况的变压器中性点应装设避雷器 ① 直接接地系统中,变压器中性点为分级绝缘且装有隔离开关时。 ② 直接接地系统中,变压器中性点为全绝缘,但变电所为单进线且为单台变压器运行时。 ③ 接地和经消弧线圈接地系统中,多雷区的单进线变压器中性点上。 ④ 发电厂变电所35KV及以上电缆进线段,在电缆与架空线的连接处应装设避雷器。 ⑤ SF6全封闭电器的架空线路侧必须装设避雷器。 ⑥ 110—220KV线路侧一般不装设避雷器。 第3章 主变压器的选择 3.1 负荷分析 3.1.1 负荷分类及定义 (1) 一级负荷:中断供电将造成人身伤亡或重大设计损坏,且难以挽回,带来极大的政治、经济损失者属于一级负荷。一级负荷要求有两个独立电源供电。 (2) 二级负荷:中断供电将造成设计局部破坏或生产流程紊乱,且较长时间才能修复或大量产品报废,重要产品大量减产,属于二级负荷。二级负荷应由两回线供电。但当两回线路有困难时(如边远地区),允许有一回专用架空线路供电。 (3) 三级负荷:不属于一级和二级的一般电力负荷。三级负荷对供电无特殊要求,允许较长时间停电,可用单回线路供电。 3.1.2 负荷计算的内容和目的 1) 计算负荷又称需要负荷或最大负荷。计算负荷是一个假想的持续性的负荷,其热效应与同一时间内实际变动负荷所产生的最大热效应相等。在配电设计中,通常采用30分钟的最大平均负荷作为按发热条件选择电器或导体的依据。 2) 尖峰电流指单台或多台用电设备持续1秒左右的最大负荷电流。一般取启动电流上午周期分量作为计算电压损失、电压波动和电压下降以及选择电器和保护元件等的依据。在校验瞬动元件时,还应考虑启动电流的非周期分量。 3) 平均负荷为一段时间内用电设备所消耗的电能与该段时间之比。常选用最大负荷班(即有代表性的一昼夜内电能消耗量最多的一个班)的平均负荷,有时也计算年平均负荷。平均负荷用来计算最大负荷和电能消耗量。 3.1.3 负荷计算的方法 负荷计算的方法有需要系数法、利用系数法及二项式法等几种。 需要系数法公式简单,计算方便,适用于各类变、配电所和供配电干线以及长期运行而且负载平稳的用点设备和生产车间(如锅炉引风机、水源泵站、集中空压站)的负荷计算。但不适合用电设备台数少,各台间容量悬殊且工作制度不同时的电力负荷计算。 二项式法将负荷分为基本部分和附加部分,后者系考虑一定数量大容量设备的影响。适用于机修类用电设备的计算,其他各类车间和车间变电所设计亦常采用。二项式法所得计算结果一般偏大。 利用系数法以概率论为基础,根据设备利用率并考虑设备台数以及各台间功率差异的影响确定计算负荷与平均负荷间的偏差量(这反映在最大系数中大于1的部分),从而求得最大负荷。这种计算方法更具客观性和普遍性,适用于各种类型负荷的计算,所求得的结果更接近实际。但由于国内对利 用系数缺乏切实的工作和数据的积累,计算方法本身也较上述两种方法复杂,故尚未得到广泛采用。 在本次设计中采用需要系数法确定 最大综合计算负荷的计算可按照公式: (3-1) 求得。 式中 —同时系数,出线回数较少时,可取0.9~0.95,出线回数较多时,取0.85~0.9; —线损,取5% =0.85×{×2+}×(1+5%) =7377.34KVA (3-2) 3.2 主变压器台数的确定 对企业用电的一次变电所,在低压侧已构成环网的情况下,变电所以装设两台主变压器为宜。此设计中的变电站符合此情况,因此选择两台变压器即可满足负荷的要求。 3.3 主变压器相数的确定 (1) 主变压器采用三相或是单相,主要考虑变压器的制造条件、可靠性要求及运输条件等因素。 (2) 当不受运输条件限制时,在330KV及以下的发电厂和变电所,均应采用三相变压器。社会日新月异,在今天科技已十分进步,变压器的制造、运输等等已不成问题,故有以上规程可知,此变电所的主变应采用三相变压器。 3.4 主变压器容量的确定 装有两台及以上主变压器的变电所中,当其中一台主变压器停运时,其余主变压器的容量一般应满足60%的全部最大综合计算负荷。即 (n-1) (3-4) 由上可知,此变电站单台主变压器的容量为: ×60%=7377.34×60%=4426.4 KVA (3-5) 所以应选容量为4000KVA的主变压器,综合以上分析计算,选择变压器型号为S9-4000/35型,其参数如表3-1所示。 外形尺寸: 2890×2305×298 油重、器身、总重: 2050、4687、8850 空载损耗 4600 电源相数: 三相 负载损耗: 28500 阻抗电流: 7.0 冷却形式: 液/油浸式 负载电流: 0.7/0 容量: 4000KVA 联接组别: Yd11 额定功率: 4000(KVA) 冷却方式: 油浸自冷式 型号: S9-4000/35 绕组形式: 双绕组 表3-1 变压器S9-4000/35参数表 第4章 短路电流的计算 4.1 短路电流计算的目的及规定 4.1.1 短路电流计算的目的 在变电所的电气设计中,短路电流计算是其中的一个重要环节。在选择电气设备时,为保证在正常运行和故障情况下都能安全、可靠地工作,需要进行全面的短路电流计算。例如:计算某一时刻的短路电流有效值,用以校验开关设备的开断能力和确定电抗器的电抗值;计算短路后较长时间短路电流有效值,用以校验设备的热稳定值;计算短路电流冲击值,用以校验设备动稳定。 4.1.2 短路电流计算的一般规定 (1) 电力系统中所有电源均在额定负荷下运行; (2) 短路种类:一般以三相短路计算; (3) 接线方式应是可能发生最大短路电流的正常方式(即最大运行方式),而不能用仅在切换过程中可能并列运行的接线方式; (4) 短路电流计算点:在正常接线方式时,通过电气设备的短路电流为最大的地点。 4.2 短路电流的计算 取基准容量为,基准电压为,又依公式:;。计算出基准值如下表4-1所示: 表4-1 基准值 37 10.5 1.56 5.50 13.69 1.10 4.2.1 计算变压器和线路的等值电抗 本次设计选取的变压器为S9系列的双绕组变压器,因此变压器的电抗值只有一个,计算如下: (4-1) 线路的等值电抗计算如下(35KV进线侧的电线长约20km,取线路标准电抗参数为0.4), (4-2) 4.2.2 系统等值网络图 系统等值网络图如下图4-1所示: 图4-1 系统等值网络图 4.2.3 短路计算点的选择及短路电流的计算 选择等值电抗图中的d1、d2、d3点为短路点,如上图(4-1)所示。 (1) 点短路时(如图4-2所示) 图4-2 d1点短路等值电抗图 次暂态短路电流标幺值的计算: (4-3) 次暂态(0s)和4s时的短路电流相等,三相短路电流有名值为: (4-4) 两相短路电流为:0.866×5.34=4.62KA (4-5) 冲击电流为: (4-6) 短路容量为: (4-7) (4-8) (2) 点短路时(如图4-3所示): 图4-3 点短路时的系统网络等值简化 次暂态短路电流标幺值的计算: (4-9) 次暂态(0s)和4s时的短路电流相等,三相短路电流有名值为: (4-10) 两相短路电流为:0.866×2.69=2.33KA (4-11) 冲击电流为: (4-12) 短路容量为: (4-13) (4-14) (3)点短路时(如图4-4所示): 图4-4 点短路时的系统网络等值简化 次暂态短路电流标幺值的计算: (4-15 ) 次暂态(0s)和4s时的短路电流相等,三相短路电流有名值为: (4-16) 两相短路电流为:0.866×4.71=4.08KA (4-17) 冲击电流为: (4-18) 短路容量为: (4-19) 第5章 主要电气设备的选择 5.1 电气设备选择概述 5.1.1 选择的原则 (1) 应满足正常运行、检修、短路、和过电压情况下的要求,并考虑远景发展。 (2) 应按当地环境条件校核。 (3) 应力求技术先进和经济合理 (4) 与整个工程的建设标准应协调一致。 (5) 同类设备应尽量减少种类。 (6) 选用的新产品均应具有可靠的实验数据。 (7) 设备的选择和校验。 5.1.2 电气设备和载流导体选择的一般条件 (1) 按正常工作条件选择 ① 额定电压:所选电气设备和电缆的最高允许工作电压,不得低于装设回路的最高运行电压UN≥UNs ② 额定电流:所选电气设备的额定电流IN,或载流导体的长期允许电流Iy,不得低于装设回路的最大持续工作电流I max 。计算回路的最大持续工作电流I max 时,应考虑回路在各种运行方式下的持续工作电流,选用最大者。 (2) 按短路状态校验 。 ① 热稳定效验: 当短路电流通过被选择的电气设备和载流导体时,其热效应不应超过允许值,It2t> Qk,tk=tin+ta,校验电气设备及电缆(3~6KV厂用馈线电缆除外)热稳定时,短路持续时间一般采用后备保护动作时间加断路器全分闸时间。 ② 动稳定校验: ies>ish,用熔断器保护的电气设备和载流导体,可不校验热稳定;电缆不校验动稳定; (3) 短路校验时短路电流的计算条件: 所用短路电流其容量应按具体工程的设计规划容量计算,并应考虑电力系统的远景发展规划;计算电路应按可能发生最大短路电流的正常接线方式,而不应按仅在切换过程中可能并列的接线方式;短路的种类一般按三相短路校验;对于发电机出口的两相短路或中性点直接接地系统、自耦变压器等回路中的单相、两相接地短路较三相短路更严重时,应按严重情况校验。 5.2 高压断路器及隔离开关的选择 5.2.1 35KV电压等级的断路器及隔离开关的选择 (1) 出线侧断路器、母联断路器的选择 流过断路器的最大持续工作电流: 额定电压选择: 额定电流的选择: 开断电流选择: (点短路电流) 选用SW3-35型断路器,其技术参数如下表2-3所示: 表2-3 型断路器的技术参数 断路器型号 额定电压KV 额定电流A 最高工作电压KV 额定断流容量KA 极限通过电流KA 热稳定电流KA 固有分闸时间S 峰值 4S 35 2000 40.5 6.6 17 6.6 0.06 热稳定效验: 电弧持续时间取0.04s,热稳定时间为: 因此需要计入短路电流的非周期分量,查表得非周期分量的等效时间T=0.05S, 所以,满足热稳定效验。 动稳定效验: 满足动稳定效验。 因此所选断路器合适。 (2) 主变压器侧短路器的选择 额定电压选择: 额定电流的选择: 开断电流选择: (点短路电流) 由上表可知,同样满足主变压器侧断路器的选择。 其动稳定,热稳定计算与母联相同。 满足动稳定和热稳定要求,因此所选隔离开关合适。 5.2.2 10KV电压等级的断路器及隔离开关的选择 (1) 出线侧断路器、母联断路器的选择 流过断路器的最大持续工作电流: 额定电压选择: 额定电流的选择: 开断电流选择: (点短路电流) 选用型断路器,其技术参数如下表2-5所示: 表2-5 型断路器的技术参数 断路器型号 额定电压KV 额定电流A 最高工作电压KV 额定断流容量KA 极限通过电流KA 热稳定电流KA 固有分闸时间S 峰值 1S 10 12500 500 28.9 71 43.2 0.06 热稳定效验: 电弧持续时间取0.04s,热稳定时间为: 因此需要计入短路电流的非周期分量,查表得非周期分量的等效时间T=0.05S, 所以,满足热稳定效验。 动稳定效验: 满足动稳定效验。 因此所选断路器合适。 (2) 主变压器侧断路器的选择 额定电压选择: 额定电流的选择 开断电流选择: (d3点短路电流) 由上表可知,同样满足主变压器侧断路器的选择。 其动稳定,热稳定计算与母联相同。 5.3 母线的选择 5.3.1 35KV母线选择 (1) 按经济电流密度选择导体截面 选用LGJ-70铝绞线, 满足长期发热条件的要求 (2)热稳定效验 用插值法得: 查表可知: 所选截面,能满足热稳定要求。 (3)共振效验 取3.56,L=1.2m, 则 当固有频率在30~160HZ以外时,有β≈1或p<1,在此情况下,可不考虑共振的影响,取β=1 (4) 动稳定效验 相间电动力的数值为: 相间应力的数值为: 根据, 可以查得形状系数 条间电动力为: 最大允许衬垫跨距: 铝双条导体的取1003,则衬垫临界跨距为: 由于和均大于1.2m,因此不需装设衬垫。 可以满足动稳定要求 所选母线符合要求 5.3.2 10KV母线选择 (1) 按经济电流密度选择导体截面 查槽形铝导体长期允许载流量表,选用的 槽形铝导体,平放。 (2) 热稳定效验 用插值法得: 查表可知: 所选截面,能满足热稳定要求。 (3) 共振效验 导体一阶固有频率 当固有频率在30~160HZ以外时,有β≈1或p<1,在此情况下,可不考虑共振的影响,取β=1 (4) 动稳定效验 相间电动力的数值为: 相间应力的数值为: 对于双槽型导体,计算相间和条间电动力时,均取 条间电动力为: 最大允许衬垫跨距: 铝双条导体的取1003,则衬垫临界跨距为: 由于和均大于1.2m,因此不需装设衬垫。 条间计算应力: 所以 可以满足动稳定要求 所选母线符合要求 5.4 绝缘子和穿墙套管的选择 5.4.1 35KV母线的绝缘子的选择 初选 型支柱式绝缘子,机械负载为,在跨距为1.2m时有 受到机械荷载为: 满足动稳定性要求 所选母线符合要求 5.4.2 10KV母线的绝缘子的选择 初选 型支柱式绝缘子,机械负载为,在跨距为1.2m时有 受到机械荷载为: 满足动稳定性要求 所选母线符合要求 5.4.3 10KV母线的穿墙套管的选择 初选型穿墙套管,机械负载为,5S时的热稳定电流为75KA 。 热稳定效验: 满足热稳定要求 在跨距为1.2m时有 受到机械荷载为: 满足动稳定性要求 所选母线符合要求 第6章 继电保护的设计基础 6.1 变电站继电保护的发展 变电站是电力系统的重要组成部分,它直接影响整个电力系统的安全与经济运行,是联系发电厂和用户的中间环节,起着变换和分配电能的作用。电气主接线是发电厂变电所的主要环节,电气主接线的拟定直接关系着全厂(所)电气设备的选择、配电装置的布置、继电保护和自动装置的确定,是变电站电气部分投资大小的决定性因素。  继电保护发展现状,电力系统的飞速发展对继电保护不断提出新的要求,电子技术、计算机技术与通信技术的飞速发展又为继电保护技术的发展不断地注入了新的活力,因此,继电保护技术得天独厚,在40余年的时间里完成了发展的4个历史阶段。随着电力系统的高速发展和计算机技术、通信技术的进步,继电保护技术面临着进一步发展的趋势。国内外继电保护技术发展的趋势为:计算机化,网络化,保护、控制、测量、数据通信一体化和人工智能化。 继电保护的未来发展,继电保护技术未来趋势是向计算机化,网络化,智能化,保护、控制、测量和数据通信一体化发展。微机保护技术的发展趋势: ① 高速数据处理芯片的应用 ② 微机保护的网络化 ③ 保护、控制、测量、信号、数据通信一体化 ④ 继电保护的智能化。 6.2 继电保护装置的基本要求 继电保护及自动装置属于二次部分,它对电力系统的安全稳定运行起着至关重要的作用。 对继电保护装置的基本要求有四点:即选择性、灵敏性、速动性和可靠性。 6.3 继电保护整定 继电保护整定的基本任务就是要对各种继电保护给出整定值,而对电力系统中的全部继电保护来说,则需要编出一个整定方案。整定方案通常可按电力系统的电压等级或者设备来编制,并且还可按继电保护的功能划分小方案分别进行。例如:35kV变电站继电保护可分为:相间短路的电压、电流保护,单相接地零序电流保护,短线路纵联差动保护等。 整定计算一般包括动作值的整定、灵敏度的校验和动作时限的整定三部分。并且分为: ① 无时限电流速断保护的整定。 ② 动作时限的整定。 ③ 带时限电流速断保护的整定。 6.4本系统故障分析 设计35/10kV系统为双电源35kV内桥接线,10kV侧单母线分段接线,所接负荷属一二类负荷居多。 1) 本设计中的电力系统具有非直接接地的架空线路及中性点不接地的电力变压器等主要设备。就线路来讲,其主要故障为单相接地、两相接地和三相接地。 2) 电力变压器的故障,分为外部故障和内部故障两类。 ① 变压器的外部故障常见的是高低压套管及引线故障,它可能引起变压器出线端的相间短路或引出线碰接外壳。 ② 变压器的内部故障有相间短路、绕组的匝间短路和绝缘损坏。 3) 变压器的不正常运行过负荷、由于外部短路引起的过电流、油温上升及油位过低。 6.5 线路继电保护装置 根据线路的故障类型,设置相应的继电保护装置如下: 1) 10kV负荷侧单回出线保护,采用两段式电流保护,即电流速断保护和过电流保护。其中电流速断保护为主保护,不带时限,0s跳闸。 2) 35kV 线路的保护,采用三段式电流保护,即电流速断保护、带时限电流保护与过电流保护。其中电流速断保护为主保护,不带时限,0s跳闸。 6.6主变压器继电保护装置 变压器为变电所的核心设备,根据其故障和不正常运行的情况,从反应各种不同故障的可靠、快速、灵敏及提高系统的安全性出发,设置相应的主保护、异常运行保护和必要的辅助保护如下: 1) 主保护:瓦斯保护(以防御变压器内部故障和油面降低)、纵联差动保护(以防御变压器绕组、套管和引出线的相间短路)。 2) 后备保护:过电流保护(以反应变压器外部相间故障)、过负荷保护(反应由于过负荷而引起的过电流)。 3) 异常运行保护和必要的辅助保护:温度保护(以检测变压器的油温,防止变压器油劣化加速)和冷却风机自启动(用变压器一相电流的70%来启动冷却风机,防止变压器油温过高)。 6.7本设计继电保护原理概述 1) 10kV线路电流速断保护:是根据短路时通过保护装置的电流来选择动作电流的,以动作电流的大小来控制保护装置的保护范围;有无时限电流速断和延时电流速断,采用二相二电流继电器的不完全星形接线方式,本设计选用无时限电流速断保护。 2) 10kV线路过电流保护:是利用短路时的电流比正常运行时大的特征来鉴别线路发生了短路故障,其动作的选择性由过电流保护装置的动作具有适当的延时来保证,有定时限过电流保护和反时限过电流保护;本设计与电流速断保护装置共用两组电流互感器,采用二相二继电器的不完全星形接线方式,选用定时限过电流保护,作为电流速断保护的后备保护,来切除电流速断保护范围以外的故障,其保护范围为本线路全部和下段线路的一部分。 3) 变压器瓦斯保护:是利用安装在变压器油箱与油枕间的瓦斯继电器来判别变压器内部故障;当变压器内部发生故障时,电弧使油及绝缘物分解产生气体。故障轻微时,油箱内气体缓慢的产生,气体上升聚集在继电器里,使油面下降,继电器动作,接点闭合,这时让其作用于信号,称为轻瓦斯保护;故障严重时,油箱内产生大量的气体,在该气体作用下形成强烈的油流,冲击继电器,使继电器动作,接点闭合,这时作用于跳闸并发信,称为重瓦斯保护。 4) 变压器纵联差动保护:是按照循环电流的原理构成。在变压器两侧都装设电流互感器,其二次绕组按环流原则串联,差动继电器并接在回路壁中,在正常运行和外部短路时,二次电流在臂中环流,使差动保护在正常运行和外部短路时不动作,由电流互感器流入继电器的电流应大小相等,相位相反,使得流过继电器的电流为零;在变压器内部发生相间短路时,从电流互感器流入继电器的电流大小不等,相位相同,使继电器内有电流流过。但实际上由于变压器的励磁涌流、接线方式及电流互感器误差等因素的影响,继电器中存在不平衡电流,变压器差动保护需解决这些问题,方法有: ①靠整定值躲过不平衡电流 ②采用比例制动差动保护。 ③采用二次谐波制动。 ④采用间歇角原理。 ⑤采用速饱和变流器。 本设计采用较经济的BCH-2型带有速饱和变流器的继电器,以提高保护装置的励磁涌流的能力。 第7章 主变继电保护整定计算及继电器选择 7.1概述 按GB50062—92《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》规定:对电力变压器的下列故障及异常运行方式,应装设相应的保护装置: ①绕组及其引出线的相间短路和在中性点直接接地侧的单相接地短路; ②绕组的匝间短路; ③外部相间短路引过的过电流; ④中性点直接接地电力网中外部接地短路引起的过电流及中性点过电压; ⑤过负荷; ⑥油面降低; ⑦变压器温度升高或油箱压力升高或冷却系统故障。 对于高压侧为35kV及以上的总降压变电所主变压器来说,也应装设过电流保护、电流速断保护和瓦斯保护;在有可能过负荷时,也需装设过负荷保护。在本设计中,根据要求需装设过电流保护、电流速断保护、过负荷保护和瓦斯保护。 ①主保护和后备保护: 35kV供电系统中的电气设备和线路应装设短路故障保护。短路故障保护应有主保护、后备保护,必要时可增设辅助保护。 当在系统中的同一地点或不同地点装有两套保护时,其中有一套动作比较快,而另一套动作比较慢,动作比较快的就称为主保护;而动作比较慢的就称为后备保护。即:为满足系统稳定和设备的要求,能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护,就称为主保护;当主保护或断路器拒动时,用以切除故障的保护,就称为后备保护。 后备保护不应理解为次要保护,它同样是重要的。后备保护不仅可以起到当主保护应该动作而未动作时的后备,还可以起到当主保护虽已动作但最终未能达到切除故障部分的作用。除此之外,它还有另外的意义。为了使快速动作的主保护实现选择性,从而就造成了主保护不能保护线路的全长,而只能保护线路的一部分。也就是说,出现了保护的死区。这一死区就必须利用后备保护来弥补不可。 ②近后备和远后备: 当主保护或断路器拒动时,由相临设备或线路的保护来实现的后备称为远后备保护;由本级电气设备或线路的另一套保护实现后备的保护,就叫近后备保护; ③辅助保护: 为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而增设的简单保护,称为辅助保护。 7.2瓦斯保护 作用:用来反映变压器内部故障和油面降低,它反应于油箱内部故障所产生的气体或油箱漏油而动作,其中重瓦斯保护动作于跳开变压器各电源侧断路器,轻瓦斯保护动作于信号。 轻瓦斯保护的动作于信号的轻瓦斯部分,通常按产生气体的容积整定:对于容量为10MVA以上的变压器,整定容积为250~300cm2 。 瓦斯保护动作于跳闸的重瓦斯部分,通常按气体继电器的油流速度整定。(油流速度与变压器的容量、接气体继电器导管的直径、变压器冷却方式、气体继电器形式有关)。 轻瓦斯保护的动作值按气体容积为250~300cm2整定,本设计采用280 cm2。 重瓦斯保护的动作值按导油管的油流速度为0.6~1.5cm2整定,本设计采用0.9 cm2。 瓦斯继电器选用FJ3-80型 。 瓦斯保护的接线原理图如下: 图7.1瓦斯保护的接线原理图 7.3差动保护:(主保护) 作用:用来反映变压器绕组和引出线上的相间短路、中性点直接接地系统中系统侧绕组和引出线的单相接地短路以及绕组匝间短路、容量在10000kVA及以上的变压器应装设纵差动保护。 变压器差动保护动作电流应满足以下三个条件 1) 应躲过变压器差动保护区外出现的最大短路不平衡电流 2) 应躲过变压器的励磁涌流 3) 在电流互感器二次回路端线且变压器处于最大负荷时,差动保护不应动作 结合设计要求和实际条件只对其做纵差动保护的整定,所选继电器型号为BCH—2型差动继电器。 计算变压器各侧的一次及二次电流值(在额定容量下)并选择电流互感器的变比,可按下表计算。 由于35 kV侧二次电流大,因此以35kV侧为基本侧。 7.3.1 计算Ie及电流互感器变比 S =4000kVA U1e = 35kV U2e=10 kV 表7.1 变压器纵差动保护用互感器变比选择 名 称 各侧数据 高压(H) 低压(L) 额定电压 Y(35kV) Δ(10kV) 变压器各侧额定电流 变压器接线方式 Y Δ CT接线方式 Δ Y 选择CT一次电流 的计算值 230.94A CT计算变比 实选CT变比nl 25 50 CT二次回路额定电流 不平衡电流Ibp 平衡系数 1 确定基本侧 基本侧 非基本侧 由上表可以看出,35kV侧电流互感器的二次回路额定电流大于10kVA侧。因此35kV为基本侧。 7.3.2 确定基本侧动作电流: 1) 躲过外部故障时的最大不平衡电流 (7.1) 利用实用计算式: (7.2) 式中:Kk—可靠系数,采用1.3; Kfzq—非同期分量引起的误差,采用1; Ktx— 同型系数,CT型号相同且处于同一情况时取0.5,型号不同时取1,本设计取1。 ΔU—变压器调压时所产生的相对误差,采用调压百分数的一半,本设计取0.05。 Δfza—继电器整定匝书数与计算匝数不等而产生的相对误差,暂无法求出,先采用中间值0.05。 f I —电流互感器的最大相对误差,取0.1。 代入数据得: (7.3) 2) 躲过变压器空载投入或外部故障后电压恢复时的励磁涌流 (7.4) 式中:Kk—可靠系数,采用1.3; Ie—变压器额定电流: 代入数据得: (7.5) 3) 躲过电流互改器二次回路短线时的最大负荷电流 (7.6) 式中: Kk—可靠系数,采用1.3; Idz1—正常运行时变压器的最大负荷电流;采用变压器的额定电流。 代入数据得: (7.7) 比较上述的动作电流,取最大值为计算值, 即: 7.3.3确定基本侧差动线圈的匝数和继电器的动作电流 将两侧电流互感器分别接于继电器的两组平衡线圈,再接入差动线圈,使继电器的实用匝数和动作电流更接近于计算值;以二次回路额定电流最大侧作为基本侧,基本侧的继电器动作电流及线圈匝数计算如下: 基本侧(35kV)继电器动作值 (7.8) 代入数据得: (7.9) 基本侧继电器差动线圈匝数 (7.10) 式中:Awo为继电器动作安匝,应采用实际值,本设计中采用额定值,取得60安匝。 代入数据得 (7.11) 选用差动线圈与一组平衡线圈匝数之和较WcdjsI小而相近的数值,作为差动线圈整定匝数WcdZ。 即:实际整定匝数(匝) (7.12) 其中差动线圈实用匝数Wc.sυ = 4匝, 平衡线圈I实用匝数WI.ph. sυ= 1匝。 继电器的实际动作电流 (7.13) 7.3.4确定非基本侧平衡线圈和工作线圈的匝数 平衡线圈计算匝数 (7.15) 故,取平衡线圈实际匝数 (7.16) 工作线圈计算匝数 (7.17) 7.3.5计算由于整定匝数与计算匝数不等而产生的相对误差Δfza (7.18) 由于小于原定值0.05,取法合适,不需重新计算。 7.3.6初步确定短路线圈的抽头 根据前面对差动继电器的分析,考虑到本系统主变压器容量较小,励磁涌流较大,故选用较大匝数的“C-C”抽头,实际应用中,还应考虑继电器所接的电流互感器的型号、性能等,抽头是否合适,应经过变压器空载投入试验最后确定。 7.3.7保护装置灵敏度校验 差动保护灵敏度要求值 本系统在最小运行方式下,10kV侧出口发生两相短路时,保护装置的灵敏度最低。 本装置灵敏度 (7.19) 满足要求。 7.4过电流保护:(后备保护) 7.4.1过电流继电器的整定及继电器选择: 1) 保护动作电流按躲过变压器额定电流来整定 (7.20) 式中:Kk—可靠系数,采用1.2; Kh—返回系数,采用0.85; 代入数据得 (7.21) 继电器的动作电流 (7.22电流继电器的选择:DL-21C/10,电流整定值为7A。 2) 灵敏度按保护范围末端短路进行校验,灵敏系数不小于1.2。 灵敏系数: (7.23) 故灵敏度满足要求。 第8章 线路保护整定计算 8.1 概述 根据《电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB50062-92》可知: 3~63kV 中性点非直接接地电力网中线路的保护 对 3~63kV 线路的下列故障或异常运行,应装设相应的保护装置: 1) 相间短路; 2) 单相接地; 3) 过负荷。 对 3~10kV 线路装设相间短路保护装置,应符合下列要求: 1) 由电流继电器构成的保护装置,应接于两相电流互感器上,同一网络的所有线路均应装在相同的两相上; 2) 后备保护应采用远后备方式; 3) 当线路短路使发电厂厂用母线或重要用户母线电压低于额定电压的60%时,以及线 路导线截面过小,不允许带时限切除短路时,应快速切除故障; 4) 电流保护的时限不大于 0.5~0.7s 时,且没有第三款所列的情况,或没有配合上 的要求时,可不装设瞬动的电流速断保护。 在 3~10kV 线路装设的相间短路保护装置,应符合下列规定: 1) 对单侧电源线路可装设两段过电流保护:第一段为不带时限的电流速断保护;为带时限的过电流保护。可采用定时限或反时限特性的继电器。对单侧电源带电抗器的线路, 当其断路器不能切断电抗器前的短路时,不应装设电流速断保护,此时,应由母线保护或其 它保护切除电抗器前的故障。保护装置仅在线路的电源侧装设。 2) 对双侧电源线路,可装设带方向或不带方向的电流速断和过电流保护。对1~2km 双侧电源的短线路,当采用上述保护不能满足选择性、灵敏性或速动性的要求时,可采用带辅 助导线的纵差保护作为主保护,并装设带方向或不带方向的电流保护作后备保护。对并列运行的平行线路宜装设横联差动保护作为主保护,并应以接于两回线电流之和的电流保护,作为两回线同时运行的后备保护及一回线断开后的主保护及后备保护。 对 35~63kV 线路,可按下列要求装设相间短路保护装置: 1) 对单侧电源线路可采用一段或两段电流速断或电流闭锁电压速断作主保护,并应以带时限过电流保护作后备保护。当线路发生短路,使发电厂厂用母线电压或重要用户母线电压 低于额定电压的 60%时,应能快速切除故障。 2) 对双侧电源线路可装设带方向或不带方向的电流电压保护。当采用电流电压保护不能 满足选择性、灵敏性和速动性要求时。可采用距离保护装置。双侧电源或环形网络中,不超 过 3~4km 的短线路,当采用电流电压保护不能满足要求时,可采用带辅助导线的纵差保护作主保护,并应以带方向或不带方向的电流电压保护作后备保护。 3) 并列运行的平行线路,可装设横联差动保护作主保护,并应以接于两回线电流之和阶段式保护或距离保护作为两回线同时运行的后备保护及一回线断开后的主保护及后备保护。 8.2 线路保护的原理: 1) 10kV线路电流速断保护:是根据短路时通过保护装置的电流来选择动作电流的,以动作电流的大小来控制保护装置的保护范围;有无时限电流速断和延时电流速断,采用二相二电流继电器的不完全星形接线方式,本设计选用无时限电流速断保护。 2) 10kV线路过电流保护:是利用短路时的电流比正常运行时大的特征来鉴别线路发生了短路故障,其动作的选择性由过电流保护装置的动作具有适当的延时来保证,有定时限过电流保护和反时限过电流保护;本设计与电流速断保护装置共用两组电流互感器,采用二相二继电器的不完全星形接线方式,选用定时限过电流保护,作为电流速断保护的后备保护,来切除电流速断保护范围以外的故障,其保护范围为本线路全部和下段线路的一部分。 3) 35kV线路相间短路的电流保护35kV线路继电保护的主体。电流保护多采用三段式,即由电流速断保护、限时电流速断保护和过电流保护组成。电流速断保护(也称为Ⅰ段)动作时间短,速动性好,但其动作电流较大,某些情况下不能保护线路全长;限时电流速断保护(也称为Ⅱ段)有较短的动作时限,而且能保护线路全长,却不能作为相邻线路的后备保护;定时限过电流保护(也称为Ⅲ段)的动作电流较前两段小,保护范围大,既能保护本线路全长又能作为相邻线路的后备保护。 4) 6~10kV线路的电流保护由电流速断(Ⅰ段)与过电流保护(Ⅲ段)构成,而35kV线路电流保护增加了限时电流速断保护。因为也被称为三段式电流保护。 8.3 35kV线路三段式电流保护整定计算 8.3.1 第一段 无时限电流速断保护 1) 应躲过d3点的最大短路电流整定。 (8.1) 其中: Iact保护装置的动作电流,又叫做一次动作电流 Krel——可靠系数,一般取1.25~1. 5 2) 继电器的动作电流为: (8.2) 其中:Kco——接线系数,本设计中取1 Ki——电流互感器TA的变流比 考虑到系统发展时仍能适应,选用DL-11/50型电流继电器,其动作电流的整定范围为12.5~50A,故动作电流整定值为16A。 3) 第一段的灵敏性通常用保护范围的大小来衡量,根据本设计的数据,按线路首端(d1点)短路时的最小短路电流校验灵敏系数。 (8.3) 其中:Ksen——灵敏系数 不满足要求,因此必须进一步延伸电流速短的保护范围,使之与下一条线路的限时电流速断相配合,这样其动作时限就应该选择得比下一条线路限时速断的时限再高一个所以动作时限整定为: =+2=1.0 s (8.4) 故应装设带时限电流速断保护。 4) 由于其动作时间为0s,为防止其在线路上管型避雷器放电时误动,电流速断保护的动作时间带有0.06~0.08秒的延时。 8.3.2 第二段 带时限电流速断保护 1) 保护的动作电流为: (8.5) 2) 计算10kV电缆第二段的动作电流 (8.6) 3) 在线路首端(d2点)短路时,第二段的灵敏系数为: (8.7) 灵敏系数满足要求。 4) 继电器的动作电流为: (8.8) 考虑到系统发展时仍能适应,选用DL-11/20型电流继电器,其动作电流的整定范围为5~20A,故动作电流整定值为6A。 5) 保护的动作时限应与配合,即: =+2=1.0 s (8.9) 8.3.3 第三段 过电流保护 1) 过电流保护的动作电流为: (8.10) 其中: Il.max——最大的负荷电流。 ——可靠系数,取1.2 ——返回系数,取0.85 ——考虑电动机自起动使电流增大的自起动系数,取1.5 = (8.11) (线路负荷电流取电流互感器额定一次侧电流) (8.12) 2) 继电器的动作电流为: (8.13) 3) 过电流保护应分别按本线路末端(d2点)及下一线路末端(d3点)短路时的最小短路电流校验灵敏系数。 作为本线路后备保护时的灵敏系数为: (8.14) 灵敏系数满足要求。 4) 保护的动作时限应与配合,即: (8.15) 选用DS-112型时间继电器,其时间调整范围为0.25~3.5s 8.4 10kV线路保护整定计算 8.4.1 电流速断保护的整定 1) 躲配变低压侧母线最大三相短路电流,具体做法是选择一个最大容量配变,如有多个最大容量配变则选择距出线断路器最近者。其动作电流整定为: ≥1.3× (8.16) (8.17) (8.18) 式中: ——配变低压侧母线故障时本线路最大三相短路电流; Xs.min——10kV母线等值系统最大运行方式阻抗标么值; XL1——织布厂、胶木厂、印染厂线路正序阻抗标么值; 其中:1.3为可靠系数,5498为按100MVA为基准容量计算而得的10kV侧基准电流;所有阻抗的标么值都100MVA为基准容量而获得。 继电器的动作电流为: (8.19) 考虑到系统发展时仍能适应,选用DL-11/50型电流继电器,其动作电流的整定范围为12.5~50A,故动作电流整定值为30A。 2)保证系统最大运行方式下开关出口三相短路时灵敏度不小于1 (8.20) (8.21) (8.22) 满足灵敏度的要求。 式中 ——系统最大运行方式下开关出口三相短路时的电流; Xs.min——10kV母线等值系统最大运行方式阻抗标么值。 其中:1为灵敏度,5498为10kV侧基准电流。 3) 由于其动作时间为0s,为防止其在线路上管型避雷器放电时误动,电流速断保护的动作时间带有0.06~0.08秒的延时。 8.4.2 过电流保护的整定 1) 过电流保护又称为电流保护III段,其整定原则为躲过最大的负荷电流,其动作电流为: (8.30) (8.31) (8.32) 式中 Il.max——最大的负荷电流。 其中:1.25为可靠系数;0.85为返回系数 2) 保护的动作时限t2应与t1配合,过电流保护的动作时间通常设为0.5s,即: (8.33) 考虑到变电所10kV出线保护最长动作时间为1.5s,故选用DS-111型时间继电器,其时间调整范围为0.1~1.5 s。 第9章 变电站综合自动化简介 9.1 发展变电所综合自动化系统的意义 变电所是电力生产过程的重要环节,作用是变换电压、交换功率和汇集、分配电能。变电所中的电气部分通常被分为一次设备和二次设备。属于一次设备的有不同电压等级的电力设备,包括电力变压器、母线、断路器、隔离开关、电压互感器、电流互感器、避雷器等。有些变电站中还由要满足无功平衡、系统稳定和限制过电压等要求,装有同步调相机、并联电抗器、静止补偿装置、串联补偿装置等。 为了保证变电所电气设备安全、可靠、经济运行,装有一系列的辅助电气设备,如监视测量仪表、控制及信号器具、继电保护装置、自动装置等,上述这些设备被称为二次设备。 常规变电所的二次系统主要由继电保护、就地监控、远动装置、录波装置等组成。在实际应用中,是按继电保护、远动、就地监控、测量、录波等功能组织的,相应的就有保护屏、控制屏、录波屏、中央信号屏等。每一个一次设备,都与这些屏有关,因而,每个设备的电流互感器的二次侧,都需要分别引到这些屏上;同样,断路器的跳、合闸操作回路,也需要连到保护、控制屏、远动屏及其他自动装置屏上。此外,对同一个一次设备,与之相应就的各二次设备(屏)之间,保护与远动设备之间都有许多连线。由于各设备安装在不同地点,因而变电所内电缆错综复杂。 由于常规变电所的上述情况,决定了常规变电所存在着不少缺点: 1.传统二次设备、继电保护、自动和远动装置等大多采取电磁型或小规模集成电路,缺乏自检和自诊断能力,其结构复杂、可靠性低。 2.二次设备主要依赖大量电缆,通过触点、模拟信号来交换信息,信息量小、灵活性差、可靠性低。 由于上述两个原因,传统变电所占地面积大、使用电缆多,电压互感器、电流互感器负担重,二次设备冗余配置多。远动功能不够完善,提供给调度控制中心的信息量少、精度差,且变电所内自动控制和调节手段不全,缺乏协调和配合力量,难以满足电网实时监测和控制的要求。 而变电所作为整个电网中的一个节点,担负着电能传输、分配的监测、控制和管理的任务。在电网统一指挥和协调下,电网各节点( 如变电所、发电厂)具体实施和保障电网安全、稳定、可靠运行。变电所综合自动化是电网自动系统的一个重要组成部分。作为变电所自动系统,应该确保实现以下要求: (1).检测电网故障,尽快隔离故障部分。 (2).采集变电所运行实时信息,对变电所运行进行监视、计量和控制。 (3).采集一次设备状态数据,供维护一次设备参考。 (4).实现当地后备控制和紧急控制。 (5).确保通信要求。 因此,要求变电所综合自动化系统运行高效、实时、可靠,对变电站内设备进行统一监测、管理、协调和控制。同时,又必须与电网系统进行实时、有效的信息交换、共享,优化电网操作,提高电网安全稳定运行水平,提高经济效益,并为电网自动化的进一步发展留下 了空间。 9.2变电所综合自动化系统的发展过程 变电所综合自动化系统是80年代才开始应用的一个新课题。常规变电所的二次部分主要由继电保护、故障录波、就地监控和远动装置所组成。 在微处理器应用之前,这些装置不仅功能不同,实现的原理和技术也不同,80年代由于微处理器的普遍应用,因而长期以来形成了不同的专业和相应的技术管理部门。这些装置都开始采用微机技术而成为微机型继电保护装置、微机监控和微机远动装置。这些微机型的装置尽管功能不同,其硬件配置都大体相同,除微机系统本身外,无非是对各种模拟量的数据采集,以及输入输出接口电路,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,互连复杂。很自然的就提出了用综合自动化来优化设计全微机化的变电所二次部分。从控制、测量、信号及遥信角度考虑,要求微机控制管理的集中性越高越好,数据事件信息的集中度、实时性越高越好,但从保护动作特性和快速维护角度来考虑,要求微机管理的独立性、物理空间单一性越明确越好,即微机出现故障时,影响面越小越好。 变电所综合自动化系统的特点是:远动、保护、监控、安全自动装置和经济自动装置融为一体:控制集中、布置分散;控制方案灵活,由用户自行设计;硬件标准化;简化了变电站的运行操作。综合自动化系统对一些功能分散的过程,实行集中监视和控制。即以分散的控制适应分散的过程对象,以集中的监视、操作和管理达到掌握全局的目的。随着自动控制装置的和被控设备可靠性的提高,变电所的控制可由就地操作过渡到远方操作和自动操作。 变电所综合自动化方式的特征,就是将站内当地监控功能SCANDA信号采集、远动功能以及数字保护信息结合为一个统一的整体,以全微机化的新型二次设备取代传统的机电式的二次设备,用不同模块化软件实现机电式设备的各种功能,用计算机局部网络通信来替代大量信号的连接,通过人机设备,实现变电所的综合自动化管理、监视、测量、控制及打印记录等功能。由此取消了传统的集中控制屏。  目前,变电所综合自动化技术发展迅速,已进入大面积推广应用阶段。各项新技术的发展为综合自动化系统的实现奠定了技术基础。目前,在变电站综合自动化系统中广泛使用的新技术主要有下述几个方面。 1.数字信号处理(DSP)技术的应用 20世纪80年代末90年代初,DSP技术的应用,使得随一次设备布置的分散式测控单元很快发展起来,而且还提供了强有力的功能综合优化手段,如电压、功率和电能的测量,可以直接从输电线路、变压器等设备上直接交流采样,通过DSP得出各相电流、电压的数字波形,经过分析计算不仅可计算出各相电流、相电压的基波和谐波有效值,以及各相有功、无功、电压主、在功电量等测量的实时数据,还能进一步计算出功率因数入、频率以及零序、负序参数等值,并和有关的输入、输出触点一起集成在变电站综合自动化系统中。 2.数字通信技术和光纤技术的应用 20世纪80年代以来,数字通信设备的发展应用,大大提高了通信系统的通信容量和可靠。同时,通信技术中光纤通信技术正在迅速取代金属电缆和同轴电缆,并用于远距离通信和短距离大容量信息的传输。光纤通信除具有频带宽、信道多和衰减小的特点外,还具有抗强电磁干扰的最大优点。由于光纤通信实际上几乎不受电磁干扰、浪涌、暂态分量和各端间地位差的影响,非常适用于变电站强电磁干扰的环境,是保护和监控装置最佳的通信信道。. 3.计算机网络技术和现场总线技术的发展 20世纪80年代以来计算机网络技术和现场总线技术得到了很大的发展,特别是局域网(LAN)技术的迅速发展和应用成为一种潮流。由于它们能很好地满足电力系统一些特殊要求,因此该项技术在变电站综合自动化中得到广泛的应用。 随着计算机技术、控制技术、通信技术和显示技术的不断提高和有机结合,变电所综合自动化系统正朝着功能综合化,结构微机化,操作监视屏幕化,运行智能化的方向发展,这必将使综合自动化系统进入新的起点。从变电所综合自动化系统的发展方向来看,它的最终目标是最大限度的提高变电所的自动化水平,利用计算机来代替人的手工操作,最终实现变电所无人值班。 第10章 变电所综合自动化系统的概述 10.1 变电所综合自动化的基本原理 变电所综合自动化是将变电所的二次设备(包括测量仪表、控制系统、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置)经过功能组合和优化设计,利用先进的计算机技术、电子技术、通信技术和信号处理技术实现对全变电站电气设备输配电线路的自动控制、自动监视、测量和保护,以及实现与运行和调度通信相关的综合性自动化功能。变电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,替代了常规的控制设备、远动设备、信号设备和测量监视仪表。用微机保护装置替代了由分列元件组成的继电保护屏,取消了常规的控制屏、远动屏和中央信号系统,变电站的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所的综合应用,变电所的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,方便地监视和控制变电站内各种设备的运行和操作。变电所综合自动化系统具有功能综合化、系统结构微机化、测量显示数字化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特点。简言之,变电所综合自动化是集保护、测量、控制、远运等为一体通过数字通信及网络技术来实现信息共享的一套微机化的二次设备及系统。 1.功能综合化 变电所综合自动化系统是各技术密集,多种专业技术相互交叉、相互配合的系统。它是建立在计算机硬件和软件技术、数据通信技术的基础之上发展起来的。它综合了变电所内除一次设备和交、直流电源以外的全部二次设备。微机监控子系统综合了原来的仪表屏、操作屏、模拟屏和变送器柜、远动装置、中央信号系统等功能;微机保护子系统代替子电磁式或晶体管式的保护装置;微机保护子系统和监控系统相结合,综合了故障录波、故障测距、无功电压调节和中性点非直接接地系统等子系统的功能。 2.结构分布、分层化 综合自动化系统是一个分布式系统,其中微机保护、数据采集和控制以及其他智能设备等子系统都是按分布式结构设计的,每个子系统可能有多个 CPU同时并列运行,以实现变电站自动化的所有功能,这样一个由庞大的CPU群构成了一个完整的、高度协调的有机综合(集成)系统。这样的综全系统往往有几十个甚至更多的CPU同时并列运行,以实现变电站自动化的所有功能。另外,按照变电站物理位置和各子系统功能分工的不同,综合自动化系统的总体结构又按分层原则来组织。典型的分层原则是将变电站自动化系统分为两层,即变电层和间隔层,也可分为三层,即变电站层、通信层、和间隔层。由此可构成分散(分布)式综合自动化系统。 3.操作监视屏幕化 变电所实现综合自动化后,不论是有人值班还是无人值班,操作人员不是在变电所内就是在主控室或调度室,面对彩色显示器,对变电站的设备和输电线路进行全方位的监视与操作。常规庞大的模拟屏被显示器屏幕上的实时主接线画面取代;常规的在断路器安装处或控制屏进行的跳、合闸操作,被显示器屏幕上的鼠标操作或键盘操作所取代;常规的光字牌报警信号,被显示器屏幕画面闪烁和文字提示或语言报警所取代,即通过计算机的显示器屏幕显示,可以监视全变电站的实时运行情况和对各开关设备进行操作控制。 4.通信系统网络化、光缆化 计算机局域网络技术、现场总线技术及光纤通信技术在综合自动化系统中得到普遍应用。因此,系统具有较高的抗电磁干扰的能力,能够实现高速数据传送、满足实时性要求,容易扩展,可靠性大提高,而且大大简化了常规变电站繁杂的各种电缆连接,方便施工。 5.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、自动报表、电压 无功自动调节、小电流接地选 线、事故判别与处理方面,还表现在能够在线自诊断,并不断将诊断的结果送往远方的主控端。这是区别与常规二系统的重要特征。简而言之,常规二次系统只能监测一次设备,而本身的故障必须靠维护人员去检查、去发现;而综合自动化系统不仅能监测一次设备,还能每时每刻检测自己是否有故障,充分体现了其智能性。综合自动化系统打破了传统二次系统各专业界限和设备划分原则,改变了常规保护装置不能与调度中心通信的缺陷。 6.测量显示数字化 长期以来,变电所采用指针式仪表作为测量仪器,其准确度低、读数不方便。采用微机监控系统后,彻底改变了原来的测量手段,常规指针式仪表全被显示器上的数字显示所代替,直观、明了。而原来的人工抄表记录则完全由打印、报表所代替。这不仅减轻了值班人员的劳动,而且提高了测量精确度和管理的科学性。 正是由于变电所综合自动化系统具有的上述明显特征,使其发展具有强劲的生命力。因此,变电所综合自动化将成为今后新建变电主导技术,同时也是变电所改造的首选产品。 10.2变电所综合自动化系统的结构形式 从变电所综合自动化系统的发展过程来看,其结构形式有集中式、分层分布式、分散集中式、完全分散分布式;从安装物理位置上来划分有集中组屏、分层组屏和分散在一次设备间隔上安装等形式。 10.2.1集中式变电所综合自动化系统 这种结构形式是按变电所的规模配置相应容量、功能的微机保护装置和监控主机及数据采集系统,它们安装在变电所主控室内。主变压器、各种进出线路及所内所有电气设备的运行状态经电缆传关到主控制室的保护装置或监控计算机上,并与调度中心的主计算机进行数据通信。当地监控计算机完成当地显示、控制和制表打印等功能。集中式综合自动化系统的缺点是 1.台计算机的功能较集中,如果一台计算机出故障,影响面大,因此必须采用双机并联运行的结构才能提高可靠性。 2.中式结构,软件复杂,修改工作量大,调试难度大。 3.态不灵活,对不同主接线或规模不同的变电所,软、硬件都必须另行设计,工作量大,因此影响了批量生产,不利于推广。 4.集中式保护与长期以来采用一对一的常规保护相比,不直观、不符合运行和维护人员的习惯,调试和维护不方便,程序设计麻烦。 因此,集中式综合自动化系统,适合于小型变电所的新建或改造。 10.2.2 分层分布结构集中组屏的变电所综合自动系统 随着微机技术和通信技术的发展,特别是在20世纪80年代后期,单片机的性能价格比越来越高,给变电站综合自动化系统的研究和开发工作注入了新的活力,使研制者有条件将微机保护单元和数据采集单元按一次回路进行设计。所谓分布式结构,是在结构上采用主从CPU协同工作方式,各功能模块之间采用网络技术或串行方式实现数据通信,多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力、解决了集中式结构独立CPU计算处理的瓶颈问题,方便系统扩展和维护,局部故障不影响其他模块正常运行。 按照IE61850变电所通信网络和系统协议,变电所能通信体系分为三层:变电站层、间隔层、设备层:这就是所谓的分层式结构。在变电所综合自动系统中,通常把继电保护、自动重合闸、故障录波、故障测距等功能综合在一起的装置称为保护单元,而把测量和控制功能综合在一起的装置称为保护单元,两者通称为间隔单元。设备层主要是指变电所内的变压器和断路器、隔离开关及辅助触点,电流互感器、电压互感器等一次设备,图2-2是变电所综合自动化系统的分层构示意图 间隔层按一次设备组织,一般按断路器的间隔划分,包括测量、控制和继电保护部分。测量、控制部分负责单元的测量、监视、断路器的操作控制和连锁及事件顺序记录等;保护部分负责该单元线路或变压器或电容器的保护、各种录波等。因此,间隔层本身是由各种不同的单元装置组成,这些独立的单元装置直接通过总线接到变电站层。 第11章 变电所监控系统的总体设计原则 11.1变电所总体布置和监控要求 11.1.1变电站监控系统的基本要求及设计原则 该35KV变电所综合自动化系统负责对整个一次系统进行保护和监控。 变电所自动化系统应充分考虑系统用于进行变电所监控的环境,所采用的技术应满足安全性、可靠性、先进性、实用性的原则。而监控系统应可以使值班人员把握安全控制、事故处理的主动性,减少和避免误操作、误判,应用微机系统完成一次设备监视、控制、数据采集、事件顺序记录和屏显、打印功能,提高电网的运行管理水平,减少变配电损失。 变电所监控系统的基本要求有:实时性(系统对事件及时作出响应的能力、系统在所要求的时间内完成规定任务的能力)、连续运行的可靠性、维护方便快捷、信息采集和输出技术先进、人机交流方便、通信可靠、信息处理和控制算法先进等。 该35KV变电所监控系统的站控层设备包括主控单元和当地后台监控系统,主控单元采用集中组屏方式安装,布置在变电所主控室内。间隔层的测控设备由电气单元组屏的I/O测控部件组成,具有交流采样、测量、防误闭锁、同期检测、就地断路器紧急操作和单接线图状态及测量数字显示 等功能,对全所运行设备的信息进行采集、转换、处理和传送。间隔层设备包括35kV线路及母线、主变压器、10KV馈线的保护和测控设备,间隔层设备完全按一次设备中的回路间隔配置间隔层保护测控单元设备。35kV和主变压器的保护设备和测控设备为各自独立配置,采用单独组屏方式,同主控单元以及当地后台系统一起安装在主控室。间隔层的低压侧10KV设备采用保护测控一体化单元,直接分散安装在开关柜上,并通过数据通信的方式直接接入到自动化系统中。 站控层通信系统的设备可以是双以太网、单以太网,通信介质可以是光纤或网络电缆线,以完成相互之间的通信。本次设计的CBZ-8000系统间隔层设备与主控单元之间采用RS485通信接口连接,进行信息、数据交换,实现计算机监控以及继电保护等功能,通信媒介为非屏蔽双绞线(UTP),通信规约为IEC 60870-5-103,IEC 60870-5-104传输规约,主控单元通过以太网接口与当地后台监控系统、集控中心、远方调度控制中心通信,进行信息、数据交换,采用TCP/IP通信协议,光纤组网。后台监控系统亦布置在主控室内,配置两台操作员工作站并列运行,互为热备用。所有的信息数据均存放在工作站的数据库中,通过权限设置任一台工作站都可将采集来的实时数据进行分析运算、分类和处理,并可进行功能组态、软件设置及网络管理。同时对变电所全部一次设备及二次设备进行监视、测量、记录并处理各种信息,对变电所的主要电气设备实现远方控制。 11.1.2系统体系结构 CBZ-8000变电站自动化系统基于Windows2000操作系统,采用面向对象的分层分布式设计思想,纵向分为站控层和间隔层(从整体上分为三层,即变电站层、通信层和间隔层),主要由保护测控单元、通信控制单元及监控系统组成。 该35KV变电所CBZ-8000变电所监控系统采用分散方式分层布置,为集中与分散相结合的系统结构,系统分为三层:现场间隔层、前置主控单元层、监控管理层(计算机后台系统),其中前置主控单元层和管理层均属于站控层。系统三层之间相互独立。 11.2 变电所监控系统组态软件 11.2.1 组态软件概述 “组态”是伴随着计算机软件技术在控制领域的广泛应用而发展起来的。把软件模块化,对象化,便于工程人员调用,从而获得目标工程项目的监控和控制软件系统。这种开发环境就是“组态软件。” 然而变电站综合自动化系统的站控层监控组态软件的开发属于工控组态的范畴。所谓工控组态是由图形、报表、元件及数据库组成,并能够与外部设备相连进行通信,交换数据的统一系统。其由驱动软件和硬件设备两部分构成。结合计算机技术,驱动软件一般包含直观丰富的操作界面。一方面,用户根据需要进行一定的操作,施发指令,通讯设备收集和整理外部所要控制对象的信息,在组态软件进行数据的处理之后,以报表、统计图等直观的形式传达给用户,这样用户达到了了解控制对象情况的目的。另一方面,用户依据所了解到的情况,再通过组态软件控制外部设备的运行。 “组态”的概念是伴随着集散型控制系统(Distributed ControlSystem, DCS)的出现开始被广大生产过程自动化技术人员熟知的。由于每套DCS都是比较通用的控制系统,可以应用到很多领域,为了使用户在不需要编代码的情况下,便可生成适合自己需求的应用系统,每个DCS厂商在DCS中都预装了系统软件和应用软件,而其中的应用软件,实际上就是组态软件,但一直没人给出明确的定义,只是将使用这种应用软件生成日标应用系统的过程称为“组态”。 组态的概念最早来自英文Configuration,含义是使用软件工具对计算机及软件的各种资进行配置,达到使算机或软件按照预选设置,自动执行特定任务,满足使用者要求的组态软件是面向监控与数据采集 (supervisory control and data acquisition, SCADA)的软件平台工具,具有丰富的设置项目,使用灵活,功能强大。组态软件最早出现时,HMI (HumanMachine Interface)或MMI (Man Machine Interface)是其主要内涵,具主要是解决人机图形界面问题。随着它的快速发展,实时数据库、实时控制、SCADA、通信及联网、开放数据接口设备的广泛支持已成为它的主要内容。 组态软件主要的组成包括:图形界而系统、实时数据库系统、第三方程序 接口组件、控制功能组件。组态软件的主要特点: (1).时多任务。组态软件最突出的特点就是实时多任务。例如,数据 采集与输出、数据处理与算法实现、图形显示及人机对话、实时数据的存储、检索管理、实时通信等多个任务在同一台计算机上同时运行。 (2).高可靠性。高可靠性是工业自动化软件的一项重要性能指标。组态 软件利用冗余技术构成双机乃至多机备用系统,从而获得很高的可靠性技术指标。 (3).延续性和可扩充性,用通用组态软件开发的应用程序,当现场(包 括硬件设备或系统结构)或用户需求发生改变时,不需作很多修改而方便地完成软件的更新和升级。 (4).封装性(易学易用)。通用组态软件所能完成的功能都用一种方便用 户使用的方法包装起来,对于用户,不需掌握太多的编程语言技术(甚至不需 要编程技术),就能很好地完成一个复杂工程所要求的所有功能。 (5).通用性。每个用户根据工程实际情况,利用通用组态软件提供的底层设备(PLC、智能仪表、智能模块、板卡、变频器等)的I/0驱动、开放式的数据库和画面制作工具,就能完成一个具有动画效果、实时数据处理、历史数据和曲线并存、具有多媒体功能和网络功能的工程,在某一领域内使用不受限制。 早先的组态软件(如:Onspec, Paragon 500、早期的FIX)大多是运行在DOS环境下,图形界面功能不强。随着90年代中后期微软的windows视窗系统的推广,具有丰富人机界而的组态软件得到迅速发展并领导着工控软件的主流。应用比较广的组态软才牛有:Wonderware公司的Intouch, Intellution的iFix,西门子的WinCC等。国内组态软件起步不算晚,但在最近几年才有较大的发展,具有代表性的产品有:亚控的组态王、大庆三维科技股份有限公司的ForceControl、太力信息产业有限公司的FpSynall等。 随着计算机硬件的迅速发展,组态软件也有很大发展,大量的新技术被应用到其中。组态软件的技术门趋成熟,功能亦日趋完善。就当前的硬件技术和软件技术,完全有可能把组态应用于电力综合自动化领域,解决电力系统对软件的特殊需求。 11.2.2监控组态软件的选择 在本设计中选用由美国Wonderware公司开发InTouch组态监控软件,该软件是人机界面生成程序,该软件的最大特点是开发者不用写长的程序,仅需作图,建立动态连接然后运行即可。它包括许多个应用程序,其中有两个关键序:WindowMaker和WindowViewer。前者用来开发用户应用系统,后者用来运行用户系统。 1. InTouch是美国Wonderware公司开发的世界上第一个集成的、基于组件的MM I系统-FactorvSuite 2000中的一个核心组件.和其他下控软件相比.有如下主要特点: ( 1)先进性和易用性。InTouch软件率先引入Micmsolv} inflow、操作系统.有多种绘图下具、强大动画功能和丰富的图形元件库.能快速建立和部署实时生产过程的图形显示方案.组态灵话方便.减少开发时间和费用.提高下作效率。 ( 2)无可匹敌的连接能力。InTouch支持最新的设备(如A BB、西门子、Mod icon、 0pto22等)通信协议.包括Wondderware的SuiteLink协议、OPC ( OLE Ior Process Contml)标准、动态数据交换(Dvn)un is Data Exchange DDE) 、FastDDE和NetDDE:还允许安装第三方ActiveX控件井通过配置应用到程序中.组网方便简单。 ( 3)稳定性和可靠性。InTouch软件经过技术人员的多次测试,性能超群。Wonderware公司已经在世界范围内安装了20万个InTouchHMI就足以证明这点。 2. 其主要功能介绍: (1)作图功能齐全 WindowMaker所提供的作图工具箱有20余种作图工具、10余种编辑工具和Wizard图形库。 (2)动态图画功能 利用WindowMaker将画面制作好后,即可对画面中的实物进行动态连接。所谓动态连接就是将画面上的实物(Object )与实际设备在数据上建立联系,当设备的状态发生改变时,画面上的实物也作相应的变化或示意性的变化。整个画面生动、逼真。 (3)报警功能 InTouch、有多种报警优先级和多种报警手段,配合多种报警算法,为工程实际提供了极大的便利。 (4)内部控制逻辑 InTouch允许用户编制简短的内部控制逻辑程序,InTouch 5. 0有6种控制逻辑,即系统逻辑、窗口逻辑、键逻辑、条件逻辑、数据改变逻辑、软按键逻辑。这些逻辑使InTouch的功能更加强大,使编程人员运用自如。 (5)历史数据记录 InTouch标记名词典里允许用户将标记名设置成可记录的数据,利用这种功能,用户可方便地将有关数据记录下来,以备进行统计分析或存档。 (6)动态数据交换功能(DDE ) 动态数据交换是InTouch运作的基础。InTouch的DDE是建立在Windows的DDE基础上的单独开发的快速DDE软件,该软件比Windows的DDE快3^-4倍。 (7) 网络功能 InTouch支持目前常用的局域网络,包括以太网、lOBASE-T、令牌环等结构。适用于WinSock,NetBIOS, DECnet, FTP TCP/IP, NetManage TCP/IP等网络接口。 第12章 变电所综合自动化系统的设计实现  站控层监控系统的设计在保护可靠性的基础上,采用由Wonderware公司的Intouch组态软件,实现变电所综合自动化系统站控层的监控、监视功能;通信层采用星型以太网分层分布式系统结构,直接通过以太网与间隔层的测量和保护设备进行通信。 12.1 监控界面的功能 站控层中监控界面做为上位机系统对下位机送来的数据和信息进行实时处理,对变电所的运行进行安全监视与控制,其主要功能如下: 1.人机联系功能 (1).屏幕显示。               这是变电所综合自动化系统进行人机联系的重要手段之一,通过屏幕可使值班人员随时、全面的了解供电系统及变电所运行情况,内容包括:系统主接线,系统实时运行参数,包括各开关的运行状态、电压、电流等;各种报表和负荷曲线;如电压和负荷曲线等,这些显示要求能不断刷新。报警画面及提示信息;事件的顺序记录、事故记录、保护定值及控制系统配置显示;退出运行的设备和装置的显示;值班记录;系统发生故障时,能显示与故障有关的信息及故障处理的有关规程程序和操作指令等,以帮助值班人员能妥善迅速处理事故。 (2)通过键盘输入数据。 如运行操作人员的代码及密码,运行操作人员密码的更改,保护类型的选择及定值的更改,报警的界线、保护装置的投入与退出,手动/自动设置,设备运行/检修的设置,信号复归等。 2.记录查看、打印功能 运行日志定时打印,根据系统运行的需要在确定的时间进行打印,如间隔30分钟打印一次系统的运行参数,每天定时打印负荷报表及负荷曲线等。召唤打印,根据值班员需要和指令随时打印指定的内容。事故、故障、越限、操作均随机打印,亦可召唤打印各种报表的查看打印 3.遥控功能及防误闭锁功能 (1).断路器的遥控操作 (2)电动隔离开关的遥控操作 (3)控制闭锁的设定,保护的投入和退出,设备运行/检修的设置,信号复归等。所内各高压断路器、隔离开关可通过综合自动化系统CRT屏幕进行操作,对电容器投切、对变压器分接头进行调节控制,为防止计算机系统故障时无法操作被控设备,在设计上预留人工跳闸手段。系统的操作是一项主要而经常的任务。由于操作规程要求严格,手续复杂,劳动强度大,因此尽管在电力系统的运行管理过程中,人们不断总结实际运行经验,采取了许多行之有效的措施(如操作票制度,操作预演,机械程序闭锁装置,电磁闭锁装置等),电气误操作事故始终未能得到根本消除,这在一定程度上危及电力系统的安全运行和操作人员的生命安全。随着计算机的发展,微型计算机成为电力系统防止电气误操作的新手段之一。变电站综合自动化系统自动识别条件从而实现闭锁、连续、顺序等协调操作,减少误操作。综合自动化系统操作闭锁内容主要有: (1).操作出口具有跳、合闭锁功能。 (2).操作出口具有并发性操作闭锁功能。 (3).根据实时信息,实现断路器和隔离开关的操作闭锁功能。 (4).适应一次设备现场维修操作的“电脑五防操作及闭锁系统”。即:防止带负荷拉合隔离开关,防止误入带电间隔,防止误分合断路器,防止带电挂接地线,防止带地线合隔离开关。 (5).CRT屏幕操作闭锁功能。只有输入正确的操作口令和监护口令才有权进行操作控制。 4.报警功能: 报警种类: (1).事故报警。 (2).故障报警。 (3).越限报警。运行中发生异常情况,如过负荷、过电压或低电压等要能及时发出声光报普并显示和打印越限的参数和时间。 (4)系统内部故障报警。 报警方式: (1).语音报警 (2).屏幕显示报警 (3).打印报警 5.报表管理功能: 日报、月报、年报的查看和打印功能 6.通信功能 上位机与下位机实时通信,以实现数据采集功能,主要有:模拟量、状态量和脉冲量。 主要模拟量有:进线电压、电流、功率值,各段母线电压、电流,各馈电回路的电流及功率值。状态量有:各高压断路器及隔离开关的位置状态,变电所内一次设备运行及报警信号、无功补偿电容器的投切状态等。脉冲量是以脉冲信号表示的电度量。预留与远方调度中心的通信接口。 12.2监控系统功能的实现 1.监控系统的界面 人机界面主要由监控程序模块组成,它由8个子程序组成,各自程序模块的功能是: (1) 主页子界面:用于首次登录监控系统。显示监控系统各个界面的链接按钮,实现超链接。 (2) 一次接线图子界面:为监控系统的主监控界面,在屏幕上显示变电所的主接线,各断路器分、合闸信号,各线路设备的电流、功率等,各段的母线电压等实时参数。 (3)实时报警系统子界面:自动记录并在屏幕上列表显示所有线路设备的报警情况。 (4)通讯状态监视子界面:用于监视301母联、1#主变的通讯状态,显示电流、电压、有功、无功及显示其历史曲线。 (5)事件记录查寻子界面:自动记录并在屏幕上列表显示每台设备切断故障电流的次数,以便安排检修。检修后可清零。 (6)中央信号屏子界面;显示与继电保护有关的各种保护报警、复归。 (7)实时曲线子界面:在屏幕上列表显示各种设备有关的电流、电压、有功、无功、等参数的曲线图。 (8)通讯网络图子界面:显示变电所整体网络体系结构及实时通讯状态。 (9)实时模拟屏子界面:以数字模拟屏的形式显示设备的电流、电压、有功、无功的多少。 2.各项数据报表窗口 实时报警系统子界面和事件记录查寻子界面: 能根据采样的TV, TA实时数据,时实采集每个电气单元的有功、无功、电流、电压、功率因数及电量。自动记录并在屏幕上列表显示每台设备切断故障电流的次数,以便安排检修和历史查寻。检修后可清零。   参考文献 [1]朱松林.变电站计算机监控系统:中国电力出版社,2010 [2]丁书文.变电站综合自动化原理及应用.第三版:中国电力出版社,2011 [3]许珉、杨宛辉、孙丰奇.发电厂电气主系统[M].北京:机械工业出版社,2011 [4]能源部西北电力设计院.电力工程电气设计手册[M].电气一次部分.北京:水利电力出版社,2010 [5]周文俊.电气设备实用手册(上、下册)[M].北京:中国水利水电出版社,2011 [6]陈珩.电力系统稳态分析[M].第三版.北京:中国电力出版社,2011 [7]李光琦.电力系统暂态分析[M].第三版.北京:中国电力出版社,2011 专业相关文献翻译 翻译部分 英文原文 IED Modelling for IEC61850 Based Substation Automation System PerformanceSimulation T.S. Sidhu, Fellow, IEEE and Yujie Yin, Student Member, IEEE Abstract –This paper introduces the modeling of Intelligent Electronic Device (IED) on OPNET modeler, a communication network modeling and simulation tool developed by OPNET TECHNOLOGIES. These configurable IED models allow to easily build Substation Automation System (SAS) network model with different topologies for all kinds of substations so that the dynamic performance issues could be studied during the planning stage and network performance problem could be caught ahead of the deployment stage. An example of using those models to construct SAS network on OPNET Modeller as well as the network performance simulation results is also included in this paper. Index Terms---Generic models, IEC 61850, OPNET Moeller, Intelligent Electronic Device (IED), Substation Automation System (SAS). I. INTRODUCTION SUBSTATION Automation System (SAS), established using multifunctional Intelligent Electronic Devices (IEDs) and advanced network communication technologies, could provide us with the effective substation monitoring, local & remote control, protection, primary equipment condition monitoring and many other functions that couldn’t be realized with conventional protection and control devices. The key objectives for designing substation automation architecture are interoperability between IEDs, satisfaction of communication performance, and extensibility of the architecture. IEC 61850, the global communication standard for Substation Automation System, defines the communication between IEDs and not only solves the interoperation problem but also specifies other system requirements like message performance, information security in SAS network. According to the IEC 61850-5, the message transmission time requirements for SAS network must be ensured under any operating conditions and contingencies inside the substation. Dynamic performance of the SAS network must bestudied during the planning stage in order to catch network performance problem ahead of the deployment stage. In IEC 61850-5, clause 13 specifies the message performance requirements for all type of substation automation systems and clause 15 states two approaches that could be used to study the SAS network performance—PICOM model and simulation of LAN performance. The calculation method and sample calculation for PICOM model is introduced in IEC 61850-5 I.1. Since this method doesn’t consider the overhead, message structure and the background dataflow, it is only used for determining the total data rates of the network. For the dynamic performance of a physical SAS network, LAN simulation tools must be used. In IEC 61850-5 I.2, a SAS network’ s dynamic performance is studied using COMNET III simulation program without stating how the IEDs are modeled. Because it is based on the number of messages that flows at the specific scenario, the user needs to determine the number of messages flowing on the network for a given testing point. Therefore, the simulation result is compromised by the accuracy of the message estimation. Skeie et al. [5] have proved that Ethernet has the sufficient performance characteristics to meet the real time demand of SA system. Kern et al [6] have done the feasibility investigations and shown that IEC61850 communication approach satisfies the real time requirements for substation control and protection. The research presented here, however, differs from the above researches in the following aspects: The purpose of this research is to create IEC 61850 based IED models and setup a platform for substation communication network performance study, which could be used by engineers to answer the questions such as if a 220kV substation SAS network with 16 bays, expanded to 20 bays five years later, can still satisfy the performance requirements or not? In [5], UDP/IP is used for time critical messages, which is not the case for the IEC 61850 standard. However, the proposed OPNET models in this paper are constructed based on the IEC 61850 standard which means the data (GOOSE message, raw data, and client-server message) will pass the communication stack specified in IEC 61850. The proposed OPNET models, aim to simulate the various SAS network under different scenarios, allowing the user to set the raw sample rate, fault time, number of faults, background traffic and other configuration parameters. Substation Automation System consists of multiple components. Each component serves multiple functionalities. In order to simulate the dynamic performance of SAS network, OPNET IED models are constructed to represent the specific characteristics of SAS network. The study of SAS network on OPNET is separated into two levels—process level and station level. The message types that flows on the network are based on IEC 61850 standard. Background traffic such as file transfer can also be created by adding extra work stations. II. IED MODELS IN SAS NETWORK Figure 1 shows a typical power system transformer bay unit for protection and control in SAS. The secondary devices consist of Breaker IEDs, Merging Unit (MU) IEDs, and combined Protection & Control IEDs. The MU IED first processes and combines the signals from field CT and PT. Then it transmits the digital voltage and current output to the process bus (a high speed field Ethernet bus). The Breaker IED, which not only controls the breaker’s open/close but also monitors the state and condition of circuit breaker, receives the trip/close command from the protection IEDs or HMI and sends state change event to HMI and corresponding protection IEDs through the process bus. The combined protection & control IED, a universal device, integrates all substation protection & control functionalities. OPNET models for those IEDs are simplified for the performance simulation pu rposes. Priority tagging is not supported, however, in future work the IED modeling will be improved to support priority tagging. The procedures to construct the Fig. 1. 69kV substation single line diagram A. OPNET Model of Merging Unit IED The Merging Unit IED is to merge three phase current and voltage and then transmit the raw data sampled values to the LAN network as described in the IEC 61850-5. For SAS network performance simulation purpose, it in fact serves as a traffic generator. The raw data sample rate could be configured according to IEC 61850 based on the substation performance type (Table 1). TABLE 1 RAW DATA FOR PROTECTION AND CONTROL The current and voltage raw data will be put into an Ethernet packet and then sent to the corresponding protection devices through multicast messages. The user can configure the sample rate, start time, stop time, packet size, address, multicast group address and transmission type (P2P, multicast, broadcast). OPNET modeler constructs the models using objectoriented modeling approach. Network devices like IEDs, switches and workstations are called node models in OPNET modeler. Node model consists of Modules connected by packet streams or static wires. Each module is assigned to a process module to achieve the required behaviors. Figure 2 shows the node model diagram for MU IED. The model in Figure 2(a) is for bus topology and the one in Figure 2(b) is for star topology. The small squares in the model represent the process models. OPNET modeler has the node model editor and process model editor that facilitate the model design. Fig. 2. MU IED OPNET models The raw data source module allows the user to define the packet format, packet size, and packet rate the user wants to generate. The sink module will first calculate the packet transferring time, collect other statistical data for all the packets that come from the network and then destroy them so that memory space could be freed. The eth_mac_intf, defer and mac modules implement the Ethernet protocols and algorithms. This is the place where OPNET processes the incoming and outgoing packets. The hub_rv0 and hub_tx0 are OPNET symbol for point to point receiver and transmitter. And the bus_rv0 and bus_tx0 are bus receiver and bus transmitter. They are used for nodes to be connected to the switch or bus. OPNET’s process model uses finite state machine (FSM) approach to support the implementation of protocols, resources, applications, algorithms, and queuing policies. States and transitions graphically define the progression of a process in response to events. Each state of a process model contains embedded C/C++ code, supported by an extensive library of functions designed for network programming. Figure 3 shows the process model for the raw data source in MU IED model. Fig. 3. Raw data generation process model B. OPNET Model of Circuit Breaker IED and Protection IED The functionalities of Circuit Breaker IED are to receive the trip message, calculate the end to end delay [ETE delay], and send a multicast GOOSE/GSSE event to other protection IEDs. Similarly as the MU IED, user can configure the event packet size, address and transmission type (P2P, multicast, broadcast). The Protection IED could be configured as Normal or Fault mode. If it is in Normal mode, it generates constant rate packet and send it to the station PC. If it is in Fault mode, it will send trip message at a specified time. The trip message will be multicast to the corresponding breaker IEDs. For it to work properly, the user also needs to configure its address, multicast group address, destination address and other parameters according to the simulation requirements. The Node Models (Figure 4(a)) for breaker IED and protection IED (Figure 4(b)) in Normal/Fault mode are similar with MU IED. Besides sending out fast and medium speed message such as trip, process state, r.m.s. value, they also receives the message from the network. Therefore, the behaviors of those IEDs are different with MU IED, the process modules with embedded C/C++ code, which are used to define those behaviors, are different. Fig. 4. Breaker IED and protection IED for star topology Since the aim is to observe the transferring time delay or ETE delay for the trip message, raw data samples and other time critical messages in SAS network, OPNET will collect the statistics and draw an ETE delay diagram, which could be used to create a simulation report. Figure 5 is a raw data sample ETE delay diagram obtained from one of the protection IED. From this diagram, it can be clearly observed that maximum message delay is around 0.048s which happened at around 2 seconds. Fig. 5. Sample ETE delay diagram generated by OPNET C. Station PC, Switches and Network Link The SAS network based on OPNET Modeler uses the standard Ethernet workstation model, switch and links. The details of those models could be obtained either from OPNET modeler or its user manual [3]. III. TRAFFIC FLOW ON SAS NETWORK According to IEC 61850, messages are classified into 7 categories. Table 2 summarizes those messages and transfer time requirement range. The messages with critical transferring time requirement such as type 1, type 2, type 4 and type 7 are the focus of research reported in this paper. TABLE 2 MESSAGE TYPE AND PERFORMANCE REQUIREMENT IN SAS NETWORK [1] The amount of traffic on the LAN network and the network throughput could be two factors that affect the network performance. Therefore, upon completion of the SAS network modeling on OPNET, correct analysis of network flow at a given scenario is critical to the performance simulation. The amount of traffic could be decided by investigating the SAS network at a given scenario and asking the following questions: what are the sample rates or polling rates? What is the packet size? How many messages need to be sent out for a fault? Are there any other messages that could flow at this testing point? Once this is done, the IED models could be easily setup to generate those messages and determine their transfer times. IV. SAMPLE SUBSTATION AUTOMATION SYSTEM CONSTRUCTED ON OPNET MODELER The selected substation is a standard 69kV distribution station. There are two 69 kV lines connected through an isolator bridge and six 13.8 kV lines connected into a sectionalized straight bus. There are two 69/13.8 kV transformers. The station’s single line diagram is shown in Figure 6. The IED configuration for each bay unit in the substation is given in Table 3. The simulation networks are configured as follows: For 13.8kV line, the raw data, GOOSE messages are transmitted among the MU IED, protection IED and breaker IED using P2P. For Transformer bay and 69kV line bay, MU IED multicasts raw data message to 2 protection IEDs. The transformer bay protection IEDs also multicast trip messages to two breaker IEDs. Protection IEDs and breaker IEDs are configured to send polling messages such as metered values, breaker status to station PC. Fig. 6. 69kV substation single line diagram For the bus topology (see Figure 7), 15 protection and control IEDs, 11 MU IEDs, 13 Breaker IEDs are connected with the process bus (divided into two segments). IEDs related with the two 69 kV lines and two transformer bays share one process bus segment. The six 13.8kV feeders and 13.8kV bus-section share another process bus. This arrangement can minimize the data to b e transferred between the segments. The station bus will connect 15 protection IEDs and a Station PC. CSMA/CD (Carrier Sense Multiple Access with Collision Detection) is implemented in each IED connected to the communication bus. With this technique, each IED listens to the bus and sends message when it has detected that the bus is idle. If a collision occurs with another IED, the transmission will be stopped, and after a random time period of time, the IED will retry. Collisions are a normal part of CSMA/CD networks. It will slow down the system significantly when excessive collisions happen. And this could also be observed in the following simulation results. Fig. 7. SAS network with process bus and station bus For the star topology (Figure 8), three switches are used. The IEDs connected to Process Bus 1 in bus topology (Figure 7) are now connected to switch 1. Other IEDs are connected to switch 2. Switch 3 connects station switch 1, switch 2 and station PC. Fig. 8. SAS network with star topology Other topologies such as ring topology could also be constructed using the proposed OPNET IED models. V. SIMULATION RESULTS Simulations are performed for the LAN speed of 10MBits/sec, 100MBits/sec for both bus topology and star topology under the following scenario. It is worth noticing that this scenario may not be the worst case scenario for the given substation. The worst case scenario, however, could be decided during the planning or design stage based on the substation operating environment, protection and control scheme, and other factors that could affect the substation and communication network. There is no bay controller in the SAS network. The protection IED actually means the protection & control IED. It is assumed that the fault causes two protection IEDs to send trip messages to corresponding breaker IEDs. The message size is 256 bits. Each trip message is sent four times to ensure correct delivery of message. Other protection IEDs and Breaker IEDs are sending polling response message to station PC at a rate of 50 ms so that station PC could acquire all the data from those IEDs in 2 seconds. These messages are type 2 messages related with process values such as r.m.s. voltage & current and breaker status. The message size is 256 bits. Each polling message is sent once to the network. First, the networks shown in Figure 7 and Figure 8 were simulated. Then, the situation of using one process bus and one switch for all 39 IEDs was simulated. This was done to observe the effect on performance with the increasing of IEDs for the bus and star network. The trip message ETE delay and raw data message ETE delay under this scenario for both the Bus and Star topology for the sample SAS network were determined. Tables 4 and 5 show the results for bus topology, and Tables 6 and 7 show the results for star topology. TABLE 4 MESSAGE DELAYS ON BUS NETWORK (TWO PROCESS BUSES) *Those network configuration should be avoided as some message ETE delays violate the IEC 61850 standard. **The time is not shown as the messages jammed and the ETE delay went crazy. From the results, it can be observed that the bus topology is viable for small and low sample rate SAS network in P1 or P2 class as defined in IEC 61850-5 [1]. Sampling rate will affect the performance when the network LAN speed is low for bus topology. With the number of IEDs increasing, the network performance will also decrease sharply for 10MB bus. Therefore if process bus is to be used especially for 10MB bus, to satisfy the performance requirement, an analysis of the network and proper segmentation of the process bus is needed. Star topology offers a better performance than bus topology. The sampling rate of raw data doesn’t have obvious affect to the ETE delays. The network performance is only slightly affected by increasing of IEDs. VI. CONCLUSIONS The use of IED models based on OPNET modeler to build the SAS network and simulate network performance has been shown to be an effective tool for solving critical performance problems in SAS network. Through the simulation, the protection & communication engineers could observe the message delay inside the network so that network performance specified in IEC 61850 could be achieved by selecting proper topology and network configurations. 1、 forouzan.B.Tcplzp Protocpl Suite.New York NY:McGraw-Hill,2006 2、G.j.1977.“A Reduced state Variant of Maximum Likel:hood Sequencde Detection Attaining Optimum Performance for High Signal –to-Noise Ratios ,IEEE Trans” 3、R.1968.“Maximal Recursive Sequences .With 3-VALNED Recursive Cross Correlation Functions” IEE Trans .Inform Theory Vol It-14 中文译文 IED的造型基于IEC61850的变电站自动化系统性能模拟t.s. sidhu,研究员的IEEE和玉阶尹学生会员,ieee 摘要-本文介绍了建模的关于OPNET模拟器的智能电子装置(IED), 通信网络仿真建模开发的工具OPNET的技术. 这些IED的结构模型让人们能够轻易建立变电所自动化系统(SAS)的网络模型与不同拓扑的各类变电所等动力性能问题是可以研究的,在规划阶段和网络性能问题处于提前规划阶段. 例如,使用OPNET模拟器建立SAS网络的那些模型以及网络性能的仿真结果,也将在本文章中介绍。 索引目录---通用模型,IEC61850,opnet默勒,智能电子装置(ied),变电站自动化系统(SAS)的测试. 一.导言 变电所自动化系统(SAS)系统,建立了利用多功能智能电子装置(研究所)和先进的网络通信技术, 可以为我们提供有效的变电站本地监控及远程控制,保护设备、主要设备状态监测以及许多传统的保护和控制装置无法实现的其他功能。 设计变电站自动化的主要目标是IED、通信形式的适用性和结构扩展性的共用。满意的通信性能, 和延展性的架构. IEC61850为全球通信标准的变电站自动化系统, 定义了IED和在SAS网络中不仅解决了互通问题,而且还规定其他系统的要求、信息安全的通信。 根据IEC61850-5, 对于SAS信息传输时间的要求必须在任何操作条件及突发变电站内被确定。 SAS网络的电动机特性必须在规划阶段,为了捕捉网络性能问题须提前处于部署阶段. 在IEC61850-5, 第13条明确了对所有类型的变电站自动化系统的信息性能要求和可以用来研究SAS网络性能:PICOM模型和LAN仿真性能的两种连接方法的15种状态。 在IEC61850-5i.1中介绍了PICOM模型的计算方法及抽样计算。由于这种方法不考虑开销,信息结构和背景数据, 它只是用来确定网络的总数据传输速率. 对于一个物理性质的SAS网络的动态特性,局域网仿真工具必须使用. 在IEC61850-5中, 一个SAS动态性能是用没有说明IED是如何模拟的COMNET III仿真程序来研究的。 因为它是基于一些数据量,在 特定的情况下, 用户需要确定对于某个测试点在网络上的一些信息流量。 因此,模拟结果是由信息估计的准确性来组成的。SKEIE al [5]证明以太网具有足够的特性,以满足SA系统的实时需求. Kern etal[6]所做的可行性调查表明IEC61850的通信方式满足变电站控制和保护的实时性要求.然而这里有不同于上述的研究,在以下几个方面: •本研究的目的,是为了创造以IED模型和设置一个变电所通信网络特性研究为基础的IEC61850MMS,可以被工程师用来回答问题,例如如果一个220kV变电所自动化系统网络与16 槽,扩展到20个槽,五年后,是否仍能满足性能要求? •[5]UDP/IP是用于时间关键的评价,而实际并不是IEC61850标准. 不过, 在本文中的OPNET的模型基于IEC61850标准,它包含数据(GOOSE,信息的原始数据和用户端伺服器的信息)将通过通信栈规定在IEC61850. •OPNET模型的产生,目标在于模拟不同情况下的各种SAS网络, 允许使用者设定的原始采样率,故障时间,减少失误,背景流量和其他配置参数. 变电站自动化系统由多个部件。每个组件具有多种功能. 为了模拟SAS网络的动态性能OPNED IED模型以表现SAS网络的基本特性而建立的。 关于OPNET的SAS网络的研究被分为两个层次:过程阶段和状态阶段.以网络流向的信息类型是基于IEC61850标准. 背景流量等档案传输也可通过增加额外的工作站来产生。 二. 在SAS网络中的IED模型 电流电压原始数据会被放到一个以太网包,然后通过多广播通道送到相应的保护仪器. 用户可配置采样率、开始时间,停止时间,封包大小,地址 多广播组地址和传送类型(P2P,多播,广播). OPNET模拟器的构造模型是采用面向对象的建模方法. 像IED网络设备,交换机与工作站在OPNET中被称为节点模型. 节点模型包括由栈地址相连的模拟器或固定对口. 每一单元都分配到一个程序模块来实现所需的行为. 图2显示了MU IED的节点模型示范图。2(a)是用于总线拓扑和一个在图2(b)是星形拓扑. 小正方形的模型是过程模型. OPNET模拟器有方便的模型设计:节点模型和过程编辑模型编辑器. 原始数据来源模块允许用户定义包格式、包大小, 和用户想要用的包速率。连接模拟器将先计算包的传递时间, 收集其他来自网络的所有的包的统计资料, ,然后摧毁它们,使记忆空间可以释放. 该eth_mac_intf,延迟和MAC单元实行以太网协议和算法.这是OPNET输入和输出包的地方. 该hub_rv0和hub_tx0是OPNET的点对点的接收和发送器. 而bus_rv0和bus_tx0是总线的接收和发送器. 他们是用节点连接到交换机或总线。 OPNET 的处理模型使用有限状态机(FSM) 接近于支持协议的实施, 资源、应用、算法, 和排队的政策。状态和转折图解定义进步过程以回应事件。处理模型的各个状态包含嵌入C/C++ 代码, 由作用一个广泛的图书馆支持被设计为网络编程。图3 显示处理 模型在MU IED 模型原始数据来源。 B. OPNET 模拟器的IED电路断路器 和IED保护 IED断路器的功能是所接受访问信息、计算端到端延迟[ ETE 延迟], 并且发送一个多广播的 GOOSE/GSSE 事件到其它IEDs保护。同样作为MU IED,,用户可以配置事件包大小,地址及传输类型(点对点,多播,广播). IED保护可配置为正常或故障模式. 如果是正常模式,它产生恒定速率包,并传送到PC站。. 如果是故障模式,则将此访问电文在一个特定的时间发送. 访问讯息将广播到相应的IED断路器。对于它正常工作,用户也需要根据仿真的要求,配置地址,广播组地址, 收件地址和其他参数, 节点模式(见图4(a))的IED断路器和IED保护,(见图4(b))在正常/故障模式类似于MU IED。. 除了快速发送和中速信息例如行程,进程状态,r.m.s.价值,它们还收到了来自网络的信息. 因此,这些IDE的行为也不同于MU IED,过程模块嵌入式C/C++代码, 它是用来定义这些行为,是不一样的. (a) (b) 图4. 星形拓扑结构的IED断路器和IED保护 既然目的是观察SAS网络中的传递时间延迟或访问信息的延迟, 原始数据的样本及其它关键访问信息,那么OPNET将收集统计并得出一个 ETE延迟表 它可以用来产生仿真报告. 图5是从IED保护中得到的一个原始数据样本ETE延迟图, 从这里,可以清楚地观察到最大信息延迟大约是0.048s 到2钞内。 图5. 样品ETE 延迟图由OPNET 引起 C. 驻地个人计算机、开关和网络链接 SAS 网络根据OPNET 模拟器使用标准以太网工作站模型、开关和链接。那些模型细节从OPNET模拟器或者从它的用户手册[ 3 ]中得到。 三 在SAS 网络的传输流量 根据IEC 61850 ,信息被分为七类. 表2总结了这些信息和移交时间需要的范围.。关键传输时间需要的信息如,如1型, 2型, 4型和7型,这是本篇文章的中心。 表2 SAS 网络[ 1 ]的消息类型和性能要求 局域网的传输量和网络通过量可能有两个因素影响网络特性. 因此,在关于OPNET完成的SAS网络建模中, 在一个特定的情况下正确分析网络流量是关键的性能仿真. 传输量可以由检测在一个特定的情况下的SAS 网络,并提出以下问题:什么是抽样率或得票率? 什么是封包的大小? 许多信息是怎样发送出故障的? 还有没有其他的信息流可以在这个测试点? 一旦这样做, IED模式可轻易地产生了这些信息,并决定其传输时间 四. 关于OPNET 模拟器的样品分站自动化系统修建 选择的分站是标准的69kV变电站。有二条69千伏线被连接通过绝缘物桥和六条13.8 千伏线连接到部分平直总线。有二个69/13.8 千伏变压器。单线路的变电站线路图被显示图6 。在分站中每个单元的IED 配置在表3中给出。模仿网络是配置如下: .   1.13.8kV 线路, 原始数据, GOOSE信息传送到MU IED,IED 保护使用点对点的 IED断路器. 2.变压器槽和69kV 线路槽, MU IED广播原始数据消息到2路IEDs保护中。变压器槽IEDS保护还广播访问信息到两个IED断路器. . IEDs保护器和IED断路器被配置发送到收线信息如测量的价值, 断路器位置到个人计算机站。 图6. 69kV 分站唯一线路图 表3 IED配置为69KV 分站 对于总线网络结构(参见图7), 15 个IEDs保护控制器, 11个 MU IEDs, 13 个IED断路器连接到过程总线(分成两个部分) . 。ieds与两条69千伏线路和2台变压器槽共享一个进程总线段. 六路13.8kv馈线及13.8kv部分总线共享另一个进程总站.。这样安排可能使数据减到最小转移间段。总线站将连接15个 IEDs保护器和一台个人计算机。CSMA/CD (载波检测多路访问以冲突检测) 被用每个IED 连接到通信总线。以这个技术, 各个IED 监听主站并且发送信息当它有发现总线是空闲时。如果与另一个 IED发生碰撞, 传输将被停止, 而经过一段随机时间, IED会再重新使用。碰撞是CSMA/CD 网络的一般部分。当过多地发生碰撞时.它只会拖慢系统过程。并且也显示在以下模仿结果中。 图7. 带有过程总站和主站的SAS 网络 下面为星形拓扑(见图8 ) ,三个交换机是被使用。在总线拓扑中IED连接到过程总站(图7 )现在被连接到交换机1。其他IED连接到交换机2 . 交换机3连接到主站的交换机1 ,交换机2和个人计算机站. 图8. 以星拓扑结构的SAS 网络 其他的拓扑如环形拓扑也可建成使用于OPNET IED模型. 五.模拟结果 模拟器以10MBits/sec的以太网速度,和以总线网络结构和星形拓扑的100MBits/sec的方式形成。它值得注意这个情节不能是最坏的情况对于指定的分站。不过最坏的情况,可以决定在规划或设计阶段期间根据分站操作环境、保护和控制策划, 以及其他因素,可能影响分站和通信网络. 在SAS 网络中没有槽控制器。 IED保护器其实就是IED保护控制器。它假设, 错误导致两个IEDs保护器发送访问消息到相应的IEDs断路器。信息大小是256 位。各访问信息被发送四次以保证消息正确交付。 其它IEDs保护和IEDs 断路器以每秒50的速率发送应答信息到个人计算机站如此个人计算机站能在2秒内得到来IED的所有数据。这些消息是2型信息与处理价值有关,譬如r.m.s. 电压& 潮流和断路器状态。消息大小是256 位。每个应答信息是发送一次到网络。 MU IEDs 送原始数据信(型4) 在指定的采样率。消息大小是256 位。每个原始数据消息寄发一次到网络。大小消息消息和转播任意地被选择。但是, 在未来工作, 最近出版实施指南至于对IEC 61850-9-2 的使用决定大小原始数据消息将被评估。 首先, 在图7 和图8被显示网络是仿真的。然后, 使用过程站的模拟和一个交换器被所有的39个IEDs 模仿了。这样做观察了在总线和星形网络上IEDs递增性能的反应。 在总线型和星拓扑结构为样品的SAS 网络的情况下,访问信息ETE 延迟和原始数据消息ETE延迟是确定的。表4 和5 显示结果为总线网络结构, 和表6 和7 展示结果为星拓扑结构 * 那些网络布局应该避免作为一些消息ETE 延迟违反IEC 61850 标准。 ** 时间不被显示作为消息被阻塞和 ETE 延迟是疯狂的。 从结果, 它可能被观察总线网络结构是可实行的为小和低样品率SAS 网络在P1或 P2 级别中被定义在IEC 61850-5 [ 1 ] 。当局域网速度对于总线网络结构是降低的时候,采样率将反应特性。随着IEDs 的数量增加, 网络特性将锐减为10MB总站。所以如果进程站将被特别使用于10MB总站, 满足性能要求, 对网络的分析和适当的分割进程总站是需要的。 星拓扑结构比公共汽车拓扑结构提供更好的特性。原始数据的采样率没有明显影响对ETE 延迟。网络性能只轻微地影响了IEDs的增加。 六. 结论 对IED 模型的用途根据OPNET 模拟器建立SAS 网络和模仿网络特性显示在SAS 网络为了解决关键性能问题的一个有效的工具。通过模仿, 保护& 通信工程师能观察网络中的信息延迟从而网络特性在IEC 61850中被指定,通过选择适当的拓扑结构和网络布局来实现。 致谢 我的毕业论文是在导师XX老师的悉心指导下完成的。我在完成论文期间得到了XX老师的精心指导和热情帮助,为我提供了良好的学习环境和不可多得的锻炼机会。特别是XX老师渊博的学识、实事求是的工作作风和对待问题精益求精的学术态度使我受益非浅,使我逐渐培养起严谨细心的学习作风。XX老师细心、全面的审阅了全文,并提出了许多宝贵意见,对提高论文的水平和研究方向上的把握起到了重要的作用。至此论文完成之际,特别向导师表示我最诚挚的谢意!也感谢在论文完成过程中帮助过我的老师和同学,同时向评阅论文和参加答辩的各位专家表示衷心的感谢! 附录:组态调试图 结束语 经过两个多月的时间,我顺利的完成了这次毕业设计。从总体上来说,我对自己的成果还是比较满意的,也基本上达到了老师的要求。这段时间我翻阅了许多的书籍,从对变电站的生疏,到了解,再到深入研究,第 一次完成了一件实际应用的设计。不过由于本人经历、阅历、实际操作能力有限。难免存在一些不近人意的地方,请各位老师指点。 通过本次设计,不仅丰富了我的专业知识,还让我深深体会到了认识事物的过程。从拿到题目,再查阅资料,对题目进行设计、论证、修改到设计的完成。体现了理论联系实际的重要性。更重要的是这次设计让我学会了让自己独立完成一件事情,为将来参加工作做好基础。本设计的顺利完成,自己付出了许多劳动,但与老师的细心指教是分不开的。在过程中体现出老师的渊博专业知识,更体现出了老师的宽厚待人的品质。我在设计过程中不但学会了勤奋求实的工作精神,更懂得了待人的品质。这一切将在我以后的工作生涯中起着重要的作用。借此机会,向帮助过我的老师,表示衷心的谢意! 在此过程中,我还要特别感谢给予我帮助的同学、朋友们,是在他们的鼓励、支持下我才会有今天的成绩。 本文档由香当网(https://www.xiangdang.net)用户上传

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