第一章 變電站監(jiān)控概述

1、第一章 變電站監(jiān)控技術(shù)概述第一節(jié) 電網(wǎng)調(diào)度自動化系統(tǒng)概述一、電力系統(tǒng)調(diào)度自動化綜合利用計算機、遠(yuǎn)動技術(shù)和遠(yuǎn)程通信技術(shù)，監(jiān)視、控制和協(xié)調(diào)電力系統(tǒng)的運行狀態(tài)，及時處理影響整個系統(tǒng)正常運行的事故和異?，F(xiàn)象，實現(xiàn)電力系統(tǒng)調(diào)度管理自動化。1.電力系統(tǒng)調(diào)度自動化系統(tǒng)原理框圖廠站系統(tǒng) 1人機聯(lián)系子系統(tǒng)廠站系統(tǒng)2計算機網(wǎng)絡(luò)子系統(tǒng)廠站系統(tǒng)i前置機系統(tǒng)廠站系統(tǒng)n調(diào)度中心主站系統(tǒng) 遠(yuǎn)動通道 廠站端系統(tǒng)2.電力系統(tǒng)調(diào)度自動化系統(tǒng)組成（1)信息收集和執(zhí)行子系統(tǒng)。在各發(fā)電廠、變電所收集各種信息（遙測信息、遙信信息、事件信息等），向調(diào)度控制中心發(fā)送。在廠站(所)端，設(shè)有微型計算機為核心的遠(yuǎn)方終端(Remote Termin

2、al Unit, RTU)或綜合自動化系統(tǒng)，所傳送的信息已經(jīng)過預(yù)處理。同時，這個子系統(tǒng)接受上級控制中心發(fā)來的操作、調(diào)節(jié)或控制命令，例如開關(guān)操作，起停機組，調(diào)節(jié)功率等等命令。在接到命令后，或者直接作用于控制機構(gòu)，或者按一定的規(guī)律將命令轉(zhuǎn)發(fā)給各被控設(shè)備。（2)信息傳輸子系統(tǒng)。廠站端將收集到的信息通過傳輸媒介送到調(diào)度控制中心；調(diào)度中心的命令也通過傳輸媒介發(fā)送到廠站端。傳輸媒介有電力載波、微波、光纖、同軸電纜、公共話路等。（3)信息處理子系統(tǒng)。以計算機網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)為核心，對收集到的信息進行加工、處理，為監(jiān)視和分析計算電力系統(tǒng)運行狀態(tài)提供正確的數(shù)據(jù)。分析計算的結(jié)果為運行人員提供控制決策的依據(jù)，或者直接實現(xiàn)自

3、動控制。這種分析計算主要有： 為調(diào)節(jié)系統(tǒng)頻率和電壓的電能質(zhì)量計算； 經(jīng)濟調(diào)度計算； 安全監(jiān)視和安全分析計算。計算機還可用于完成日發(fā)電計劃編制、檢修計劃編制、統(tǒng)計計算等工作。（4)人機聯(lián)系子系統(tǒng)。用以向運行人員顯示和輸出信息，同時也接受運行人員的控制和操作命令。通過這一子系統(tǒng)，使運行人員與電力系統(tǒng)及其控制系統(tǒng)構(gòu)成一個整體。人機聯(lián)系設(shè)備包括圖形顯示器及其控制臺和鍵盤、模擬盤、制表或圖形打印機、記錄器(儀)、調(diào)度模擬屏等。二、電力系統(tǒng)調(diào)度自動化的主要功能和技術(shù)指標(biāo)1數(shù)據(jù)采集和監(jiān)視控制 SCADA（Supervisory Control And Data Acquisition）（1）監(jiān)視：對電力系統(tǒng)

4、運行信息的采集、處理、顯示、告警和打印，也包括對異?；蚴鹿实淖詣幼R別。（2）控制：通過人機聯(lián)系工具，對斷路器、隔離開關(guān)、靜電電容器組等設(shè)備進行遠(yuǎn)方操作的開環(huán)性控制。（3）監(jiān)視和控制的主要內(nèi)容：1）數(shù)據(jù)采集：信息測量；信息傳輸；數(shù)據(jù)檢查；下行命令信息（系統(tǒng)對時、遠(yuǎn)動參數(shù)下裝、遠(yuǎn)方診斷、控制和調(diào)節(jié)）；信息壓縮。2）數(shù)據(jù)預(yù)處理：測量量處理；狀態(tài)量處理；數(shù)據(jù)計算；監(jiān)視點狀態(tài)標(biāo)記。3）安全監(jiān)視和告警處理：信息展現(xiàn)；越限判斷；報警處理；失電元件處理；故障判斷和定位。4）氣象信息的接收和處理。5）制表打印。6）人工遠(yuǎn)方操作：單個開關(guān)的操作；預(yù)定義控制序列成長；操作決策指導(dǎo)。7）故障過程信息記錄：事件順序記錄

5、；事故追憶記錄；故障波形記錄。8）統(tǒng)計計算（負(fù)荷率，電壓合格率等）。9）計算機網(wǎng)絡(luò)數(shù)據(jù)交換。10）人機聯(lián)系。11）數(shù)據(jù)管理：實時數(shù)據(jù)庫；歷史數(shù)據(jù)庫。2自動發(fā)電控制/經(jīng)濟調(diào)度控制 AGC/EDC（Automatic Generation Control / Economic Dispatching Control）（1）AGC SCADA功能 控制發(fā)電機組出力，跟蹤負(fù)荷變化，使頻率不變。 控制發(fā)電機組出力，使聯(lián)絡(luò)線交換功率恒定不變。 同時滿足、。（2）EDC在給定的電力系統(tǒng)運行方式中，在保證頻率質(zhì)量的條件下，以全系統(tǒng)的運行成本最低為目標(biāo)，將有功負(fù)荷需求分配于各可控機組，并在調(diào)度過程中考慮安全可靠

6、運行的約束條件。例如：電力負(fù)荷變化 負(fù)荷分布變化 網(wǎng)損變化 發(fā)電出力調(diào)整 （網(wǎng)損最小等指標(biāo)達最優(yōu)）3能量管理系統(tǒng) EMS（Energy Management System）在SCADA基礎(chǔ)上，增加電力系統(tǒng)功能更強的應(yīng)用軟件。其主要內(nèi)容為：（1） AGC/EDC；（2） 電力系統(tǒng)狀態(tài)估計SE：根據(jù)冗余的測量值，估計電網(wǎng)的實際狀態(tài)，獲得完備的數(shù)據(jù)，提供給高級應(yīng)用軟件使用。（3） 電力系統(tǒng)安全分析SA：靜態(tài)安全分析；動態(tài)安全分析。（4） 電力系統(tǒng)安全控制；（5） 電力系統(tǒng)穩(wěn)定控制；（6） 電力系統(tǒng)潮流優(yōu)化；（7） 電力系統(tǒng)實時負(fù)荷預(yù)報：長期預(yù)報；中長期預(yù)報；短期預(yù)報；超短期預(yù)報。（8） 調(diào)度員模擬培

7、訓(xùn)DTS。4電力系統(tǒng)調(diào)度信息及實時性要求（1）實時信息1） 遙信信息：斷路器分合狀態(tài)；隔離開關(guān)分合狀態(tài)；變壓器分接頭位置；繼電保護動作和自動裝置動作狀態(tài)；事故總信號等2） 遙測信息有功功率P無功功率Q母線電壓U線路電流I系統(tǒng)頻率F電能脈沖M變壓器油溫T等3） 遙控命令斷路器合閘/分閘命令發(fā)電機開機/停機命令電容器投入/切除命令其他命令4） 遙調(diào)命令發(fā)電機有功出力調(diào)整變壓器分接頭位置調(diào)整其他電力設(shè)備的調(diào)整（2）批次信息：運算結(jié)果；管理服務(wù)數(shù)據(jù)等。（3）水情信息：水情氣象信息等。（4）信息傳輸?shù)膶崟r性要求（調(diào)度等級不同，時間指標(biāo)也不同）1） 斷路器變位信息：1秒內(nèi)送到主站，3秒內(nèi)上顯示器顯示。2）

8、 遙測量采集周期：重要量3秒；次要量6秒；一般量20秒；慢變量若干分鐘。3） 事件順序記錄SOE：站內(nèi)10ms（通常要求2ms為周期進行遙信狀態(tài)檢測）；站間20ms。4） 遙測總誤差：E1.5%。5） 畫面響應(yīng)時間：T35秒（80%以上畫面小于3秒）。6） 遠(yuǎn)動設(shè)備的平均故障間隔時間：MTBF8760小時。7） 系統(tǒng)可用率：99.8%。8） 比特差錯率：P10-4 （海明距離d4）。第二節(jié) 變電站監(jiān)控的基本功能要求隨著電子技術(shù)、通信技術(shù)和計算機技術(shù)的迅速發(fā)展，使變電站的監(jiān)視和控制發(fā)生了根本的變化，傳統(tǒng)的監(jiān)視和控制方式已被現(xiàn)代化的監(jiān)視和控制技術(shù)所取代。變電站監(jiān)視和控制的功能可分為以下幾個方面。一

9、、數(shù)據(jù)采集變電站綜合自動化系統(tǒng)采集的數(shù)據(jù)主要包括模擬量、狀態(tài)量和脈沖量等。1模擬量的采集。變電站綜合自動化系統(tǒng)需采集的模擬量主要是：變電站各段母線電壓、線路電壓、電流、有功功率、無功功率，主變壓器電流、有功功率和無功功率，電容器的電流、無功功率，饋出線的電流、電壓、功率以及頻率、相位、功率因數(shù)等。此外，模擬量還包括主變壓器油溫、直流電源電壓、站用變壓器電壓等。對模擬量的采集，有直流采樣和交流采樣兩種方式。直流采樣即將交流電壓、電流等信號經(jīng)變送器轉(zhuǎn)換為適合于A/D轉(zhuǎn)換器輸入電平的直流信號；交流采樣則是指輸入給A/D轉(zhuǎn)換器的是與變電站的電壓、電流成比例關(guān)系的交流電壓信號。由于交流采樣方式的測量精度

10、高，免調(diào)校，已逐漸被廣泛采用。2狀態(tài)量的采集。變電站監(jiān)控系統(tǒng)采集的狀態(tài)量有：變電站斷路器位置狀態(tài)、隔離開關(guān)位置狀態(tài)、繼電保護動作狀態(tài)、同期檢測狀態(tài)、有載調(diào)壓變壓器分接頭的位置狀態(tài)、變電站一次設(shè)備運行告警信號、網(wǎng)門及接地信號等。對于采用無人值班的綜合自動化系統(tǒng)來說，除了一次系統(tǒng)以外的二次系統(tǒng)設(shè)備運行狀態(tài)也是遙信狀態(tài)量的重要來源。這些狀態(tài)信號大部分采用光電隔離方式輸入，系統(tǒng)通過循環(huán)或周期性掃描采樣獲得，其中有些信號可通過“電腦防誤閉鎖系統(tǒng)”的串行口通信而獲得。對于斷路器的狀態(tài)采集，需采用中斷輸入方式或快速掃描方式，以保證對斷路器變位的采樣分辨率能在5ms（甚至2ms ）之內(nèi)。對于隔離開關(guān)位置狀態(tài)和

11、分接頭位置等開關(guān)信號，不必采用中斷輸入方式，可以用定期查詢方式讀入計算機進行判斷。至于繼電保護的動作狀態(tài)往往取自信號繼電器的輔助觸點，也以開關(guān)量的形式讀入計算機。微機繼電保護裝置大多數(shù)具有串行通信功能，因此其保護動作信號可通過串行口或局域網(wǎng)絡(luò)通信方式輸入計算機，這樣可節(jié)省大量的信號連接電纜，也節(jié)省了數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)的輸入、輸出接口量，從而簡化了硬件電路。3脈沖量的采集。脈沖量指電能表輸出的一種反映電能流量的脈沖信號，這種信號的采集在硬件接口上與狀態(tài)量的采集相同。眾所周知，對電能量的采集，傳統(tǒng)的方法是采用感應(yīng)式的電能表，由電能表盤轉(zhuǎn)動的圈數(shù)來反映電能量的大小。這些機械式的電能表，無法和計算機直接接口

12、。為了使計算機能夠?qū)﹄娔芰窟M行計量，開發(fā)了電能脈沖計量法。這種方法的實質(zhì)是傳統(tǒng)的感應(yīng)式的電能表與電子技術(shù)相結(jié)合的產(chǎn)物，即對原來感應(yīng)式的電能表加以改造，便電能表轉(zhuǎn)盤每轉(zhuǎn)一圈便輸出一個或兩個脈沖，用輸出的脈沖數(shù)代替轉(zhuǎn)盤轉(zhuǎn)動的圈數(shù)，這就是脈沖電能表。計算機可以對這個輸出脈沖進行計數(shù)，將脈沖數(shù)乘以標(biāo)度系數(shù)（與電能常數(shù)r/kWh、電壓互感器TV和電流互感器TA的變比有關(guān)），便得到電能量。脈沖電能表的改進就是機電一體化電能計量儀表。它的核心仍然是感應(yīng)式的電能表和現(xiàn)代電子技術(shù)相結(jié)合構(gòu)成的，但它克服了脈沖電能表只輸出脈沖，傳輸過程抗干擾能力差的缺點，這種儀表就地統(tǒng)計處理脈沖成電能量并存儲起來，將電能量以數(shù)字雖

13、形式傳輸給監(jiān)控機或?qū)Ｓ秒娔苡嬃繖C。對電能量的采集還可采用軟件計算方法。軟件計算方法并非不需要任何硬件設(shè)備，其實質(zhì)是數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)利用交流采樣得到的電流、電壓值，通過軟件計算出有功電能和無功電能。目前軟件計算電能也有兩種途徑：在監(jiān)控系統(tǒng)或數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)中計算；用微機電能計量儀表計算。微機電能計量儀表是電能量的采集又一種方法。它徹底打破了傳統(tǒng)感應(yīng)式儀表的結(jié)構(gòu)和原理，全部由單片機和集成電路構(gòu)成，通過采樣交流電壓和電流量，由軟件計算出有功電能和無功電能。因這種裝置是專門為計量電能量而設(shè)計的，計量的準(zhǔn)確度比較高，它還能保存電能值，方便地實現(xiàn)分時統(tǒng)計。它不僅具有串行通信功能，而且能同時輸出脈沖量。因此，微機電

14、能計量儀表從功能、準(zhǔn)確度和性能價格比上都大大優(yōu)于脈沖電能表，是發(fā)展的方向。二、事件順序記錄SOE事件順序記錄SOE（Sequence Of Events）包括斷路器跳合閘記錄、保護動作順序記錄。微機保護或監(jiān)控系統(tǒng)必須有足夠的存儲空間，能存放足夠數(shù)量或足夠長時間段的事件順序記錄信息，確保當(dāng)后臺監(jiān)控系統(tǒng)或遠(yuǎn)方集中控制主站通信中斷時，不丟失事件信息。事件順序記錄應(yīng)記錄事件發(fā)生的時間（精確至毫秒級）。三、故障記錄、故障錄波和故障測距1故障錄波與故障測距。110kV及以上的重要輸電線路距離長、發(fā)生故障影響大，必須盡快查找出故障點，以便縮短修復(fù)時間，盡快恢復(fù)供電，減少損失。設(shè)置故障錄波和故障測距是解決此問

15、題的最好途徑。變電站的故障錄波和故障測距可采用兩種方法實現(xiàn)，一是由微機保護裝置兼作故障記錄和故障測距，將記錄和測距的結(jié)果送監(jiān)控機存儲、打印輸出或直接送調(diào)度主站。這種方法可節(jié)約投資，減少硬件設(shè)備，但故障記錄的量有限；另一種方法是采用專用的微機故障錄波器，這種故障錄波器具有串行通信功能，可以與監(jiān)控系統(tǒng)通信。2故障記錄。35kV、10kV和6kV的配電線路很少專門設(shè)置故障錄波器，為了分析故障的方便，可設(shè)置簡單故障記錄功能。故障記錄就是記錄繼電保護動作前后與故障有關(guān)的電流量和母線電壓。故障記錄量的選擇可以按以下原則考慮：如果微機保護子系統(tǒng)具有故障記錄功能，則該保護單元的保護啟動同時，便啟動故障記錄，這

16、樣可以直接記錄發(fā)生事故的線路或設(shè)備在事故前后的短路電流和相關(guān)的母線電壓的變化過程；若保護單元不具備故障記錄功能，則可以采用保護啟動監(jiān)控機數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，記錄主變壓器電流和高壓母線電壓。記錄時間一般可考慮保護啟動前2個周波(即發(fā)現(xiàn)故障前2個周波)和保護啟動后10個周波，以及保護動作和重合閘等全過程，在保護裝置中最好能保存連續(xù)3次的故障記錄。對于大量中、低壓變電站，沒有配備專門的故障錄波裝置，而10kV出線數(shù)量大、故障率高，在監(jiān)控系統(tǒng)中設(shè)置了故障記錄功能，對分析和掌握情況、判斷保護動作是否正確，很有益處。四、操作控制功能變電站運行人員可通過人機接口（鍵盤、鼠標(biāo)和顯示器等）對斷路器、隔離開關(guān)的開合進行

17、操作，可以對變壓器分接頭進行調(diào)節(jié)控制，可對電容器組進行投切。為防止計算機系統(tǒng)故障時無法操作被控設(shè)備，在設(shè)計上應(yīng)保留人工直接跳合閘手段。操作閉鎖應(yīng)包括以下內(nèi)容： （1）操作出口具有跳、合閉鎖功能。 （2）操作出口具有并發(fā)性操作閉鎖功能。 （3）根據(jù)實時信息，自動實現(xiàn)斷路器、刀閘操作閉鎖功能。（4）適應(yīng)一次設(shè)備現(xiàn)場維修操作的電腦“五防”操作及閉鎖系統(tǒng)。五防功能是：防止帶負(fù)荷拉、合刀閘；防止誤入帶電間隔；防止誤分、合斷路器；防止帶電掛接地線；防止帶地線合刀閘。（5）盤操作閉鎖功能。只有輸入正確的操作口令和監(jiān)護口令才有權(quán)進行操作控制。（6）無論當(dāng)?shù)夭僮骰蜻h(yuǎn)方操作，都應(yīng)有防誤操作的閉鎖措施，即要收到返校

18、信號后，才執(zhí)行下一項；必須有對象校核、操作性質(zhì)校核和命令執(zhí)行三步，以保證操作的正確性。五、安全監(jiān)視功能監(jiān)控系統(tǒng)在運行過程中，對采集的電流、電壓、主變壓器溫度、頻率等量，要不斷進行越限監(jiān)視。如發(fā)現(xiàn)越限，立刻發(fā)出告警信號，同時記錄和顯示越限時間和越限值。另外，還要監(jiān)視保護裝置是否失電，自控裝置工作是否正常等。六、人機聯(lián)系功能當(dāng)變電站有人值班時，人機聯(lián)系功能在當(dāng)?shù)乇O(jiān)控系統(tǒng)的后臺機（或稱主機）上實現(xiàn)；當(dāng)變電站無人值班時，人機聯(lián)系功能在遠(yuǎn)方的調(diào)度中心或操作控制中心的主機或工作站上實現(xiàn)。無論采用哪種方式，操作維護人員面對的都是CRT屏幕，操作的工具都是鍵盤或鼠標(biāo)。人機聯(lián)系的主要內(nèi)容是：（1）顯示畫面與數(shù)據(jù)

19、。其中包括時間日期；單線圖的狀態(tài)；潮流信息；報警畫面與提示信息；事件順序記錄；事故記錄；趨勢記錄；裝置工況狀態(tài)；保護整定值；控制系統(tǒng)的配置（包括退出運行的裝置以及信號流程圖表）；值班記錄；控制系統(tǒng)的設(shè)定值等。（2）輸入數(shù)據(jù)。運行人員代碼及密碼；運行人員密碼更改；保護定值的修改值；控制范圍及設(shè)定的變化；報警界限；告警設(shè)置與退出；手動自動設(shè)置；趨勢控制等。（3）人工控制操作。斷路器及隔離開關(guān)操作；開關(guān)操作；變壓器分接頭位置控制；控制閉鎖與允許；保護裝置的投入或退出；設(shè)備運行檢修的設(shè)置；當(dāng)?shù)剡h(yuǎn)方控制的選擇；信號復(fù)歸等。（4）診斷與維護。故障數(shù)據(jù)記錄顯示；統(tǒng)計誤差顯示；診斷檢測功能的啟動。對于無人值班

20、站，應(yīng)保留一定的人機聯(lián)系功能，以保證變電站現(xiàn)場檢修或巡視的需求。例如能通過液晶或小屏幕CRT，顯示站內(nèi)各種數(shù)據(jù)和狀態(tài)量；操作出口回路具有人工當(dāng)?shù)鼐o急控制設(shè)施；變壓器分接頭應(yīng)備有當(dāng)?shù)厝斯ふ{(diào)節(jié)手段等。七、打印功能對于有人值班的變電站，監(jiān)控系統(tǒng)可以配備打印機，完成以下打印記錄功能：（1） 定時打印報表和運行日志。（2） 開關(guān)操作記錄打印。（3） 事件順序記錄打印。（4） 越限打印。（5） 召喚打印。（6） 抄屏打印。（7） 事故追憶打印。對于無人值班變電站，可不設(shè)當(dāng)?shù)卮蛴」δ?，各變電站的運行報表集中在控制中心打印輸出。八、數(shù)據(jù)處理與記錄功能監(jiān)控系統(tǒng)除了完成上述功能外，數(shù)據(jù)處理和記錄也是很重要的環(huán)節(jié)。

21、歷史數(shù)據(jù)的形成和存儲是數(shù)據(jù)處理的主要內(nèi)容。它包括上級調(diào)度中心、變電管理和繼電保護要求的數(shù)據(jù)，這些數(shù)據(jù)主要包括：（1） 斷路器動作次數(shù)。（2） 斷路器切除故障時故障電流和跳閘操作次數(shù)的累計數(shù)。（3） 輸電線路的有功功率、無功功率，變壓器的有功功率、無功功率，母線電壓定時記錄的最大值、最小值及其時間。（4） 獨立負(fù)荷有功功率、無功功率每天的最大值和最小值，并標(biāo)以時間。（5） 指定模擬點上的趨勢、平均值、積分值和其它計算值。（6） 控制操作及修改整定值的記錄。根據(jù)需要，該功能可在變電站當(dāng)?shù)貙崿F(xiàn)（有人值班方式），也可在遠(yuǎn)方操作中心或調(diào)度中心實現(xiàn)（無人值班方式）。九、諧波分析與監(jiān)視諧波是電能質(zhì)量的重要指

22、標(biāo)之一，必須保證電力系統(tǒng)的諧波在國標(biāo)規(guī)定的范圍內(nèi)。隨著非線性器件和設(shè)備的廣泛應(yīng)用，電氣化鐵路的發(fā)展和家用電器的不斷增加，電力系統(tǒng)的諧波含量顯著增加。目前，諧波“污染”已成為電力系統(tǒng)的公害之一。因此，在變電站綜合自動化系統(tǒng)中，要對諧波含量的分析和監(jiān)視。對諧波污染嚴(yán)重的變電站采取適當(dāng)?shù)囊种拼胧档椭C波含量，是一個不容忽視的問題。 （1）諧波源。電力系統(tǒng)的電力變壓器和高壓直流輸電中的換流站是系統(tǒng)本身的諧波源；電力網(wǎng)中的電氣化鐵路、地鐵、電弧爐煉鋼、大型整流設(shè)備等非線性不平衡負(fù)荷是負(fù)載注入電網(wǎng)的大諧波源；此外，各種家用電器，例如單相風(fēng)扇、紅外電器、電視機、收音機、調(diào)光日光燈等均是小諧波源。 （2）諧

23、波的危害。對電力系統(tǒng)本身的影響主要表現(xiàn)在以下幾方面：增加輸電線損耗；消耗電力系統(tǒng)的無功儲備；影響自動裝置的可靠運行；更為嚴(yán)重的是影響繼電保護的正確動作。對接入電力系統(tǒng)中的設(shè)備的影響主要是：測量儀表的測量誤差增加；電動機產(chǎn)生額外的熱損耗；用電設(shè)備的運行安全性下降。對電力系統(tǒng)外的影響主要是對通信設(shè)備的飽磁干擾。 （3）諧波檢測與抑制。由于諧波對系統(tǒng)的污染日趨嚴(yán)重并造成危害，因此在變電站綜合自動化系統(tǒng)中，需要考慮監(jiān)視諧波是否超過部頒標(biāo)準(zhǔn)問題，如果超標(biāo)，必須采取相應(yīng)的抑制諧波的措施。 消除或抑制諧波主要應(yīng)從分析產(chǎn)生諧波的原因出發(fā)，去研究不同的解決方法。一般來說，抑制諧波有如下兩種途徑： 1）主動型。從

24、產(chǎn)生諧波的電力電子裝置本身出發(fā)，設(shè)計不產(chǎn)生諧波的裝置。2）被動型。即外加濾波器來消除諧波，通常濾波器有兩種：無源濾波器；有源濾波器。十、通信功能變電站綜合自動化系統(tǒng)是由多個子系統(tǒng)組成的。在綜合自動化系統(tǒng)中，如何使監(jiān)控機與各子系統(tǒng)或各子系統(tǒng)之間建立起數(shù)據(jù)通信或互操作，如何通過網(wǎng)絡(luò)技術(shù)、通信協(xié)議、分布式技術(shù)、數(shù)據(jù)共享等技術(shù)，綜合、協(xié)調(diào)各部分的工作，是綜合自動化系統(tǒng)的關(guān)鍵之一。綜合自動化系統(tǒng)的通信功能包括兩個部分，系統(tǒng)內(nèi)部的現(xiàn)場級間的通信，自動化系統(tǒng)與上級調(diào)度的通信。（1）現(xiàn)場級通信綜合自動化系統(tǒng)的現(xiàn)場級通信，主要解決自動化系統(tǒng)內(nèi)部各子系統(tǒng)與監(jiān)控主機的數(shù)據(jù)通信和信息交換問題；各子系統(tǒng)間的數(shù)據(jù)通信和信

25、息交換問題。它們的通信范圍是在變電站內(nèi)部。對于集中組屏的綜合自動化系統(tǒng)來說，實際是在主控室內(nèi)部；對于分散安裝的自動化系統(tǒng)來說，其通信范圍擴大至主控室與子系統(tǒng)的安裝地，最大的可能是開關(guān)柜間，即通信距離加長了。綜合自動化系統(tǒng)現(xiàn)場級的通信方式有局域網(wǎng)絡(luò)和現(xiàn)場總線等多種方式。（2）與上級調(diào)度通信綜合自動化系統(tǒng)兼有RTU的全部功能，能夠?qū)⑺杉哪M量和開關(guān)狀態(tài)信息，以及事件順序記錄等遠(yuǎn)傳至調(diào)度中心；同時應(yīng)該能接收調(diào)度中心下達的各種操作、控制、修改定值等命令。即完成新型RTU等全部“四遙”功能。（3）符合部頒的通信規(guī)約。支持最常用的Polling和CDT兩類規(guī)約。十一、變電站綜合自動化應(yīng)具有與調(diào)度中心對

26、時，統(tǒng)一時鐘的功能。十二、自診斷功能系統(tǒng)內(nèi)各插件應(yīng)具有自診斷功能，與采集系統(tǒng)數(shù)據(jù)一樣，自診斷信息能周期性地送往后臺機（人機聯(lián)系子系統(tǒng)）和遠(yuǎn)方調(diào)度中心或操作控制中心。第三節(jié) 廠站端監(jiān)控系統(tǒng)(除保護以外的綜合自動化系統(tǒng))的基本組成一、集中組屏式集中組屏式結(jié)構(gòu)的綜合自動化系統(tǒng)指采用不同檔次的計算機，擴展其外圍接口電路，集中采集變電站的模擬量、開關(guān)量和數(shù)字量等信息，集中進行計算和處理，分別完成微機保護、自動控制等功能。在這種結(jié)構(gòu)的系統(tǒng)中，按功能劃分為高壓保護單元、低壓保護單元、遙測單元、遙信單元、遙控單元、電度單元、電壓無功單元、交流和直流電源等單元，這些單元由一個總控單元加以控制，總控單元以串行通信

27、（RS-232，RS-422，RS-485）方式與各單元以及故障錄波、監(jiān)控計算機進行通信。如圖1-3所示。圖1-3集中組屏型變電站綜合自動化系統(tǒng)結(jié)構(gòu)這種集中組屏式的結(jié)構(gòu)是根據(jù)變電站的規(guī)模，配置相應(yīng)容量的集中式保護裝置和監(jiān)控主機及數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，它們安裝在變電站中央控制室內(nèi)。主變壓器和各進出線及站內(nèi)所有電氣設(shè)備的運行狀態(tài)，通過TA、TV經(jīng)電纜傳送到中央控制室的保護裝置和監(jiān)控主機。繼電保護動作信息往往是取保護裝置的信號繼電器的輔助觸點，通過電纜送給監(jiān)控主機。這種系統(tǒng)的主要功能及特點是：這種機構(gòu)系統(tǒng)的基本特點是：（1） 按功能劃分單元。（2） 功能單元間相互獨立，互不影響。（3） 可集中也可分散安裝。

28、（4） 擴充性好。（5） 綜合性能較強。集中組屏式結(jié)構(gòu)最大的缺點是： （1）每臺計算機的功能較集中，如果一臺計算機出故障，影響面大，因此必須采用雙機并聯(lián)運行的結(jié)構(gòu)才能提高可靠性。（2）軟件復(fù)雜，修改工作量大，系統(tǒng)調(diào)試麻煩。（3）組態(tài)不靈活，對不同主接線或規(guī)模不同的變電站，軟、硬件都必須另行設(shè)計，工作量大。（4）集中式保護與長期以來采用一對一的常規(guī)保護相比，不直觀，不符合運行和維護人員的習(xí)慣，調(diào)試和維護不方便，程序設(shè)計麻煩，只適合于保護算法比較簡單的情況。 二、分層分布式在分層分布式結(jié)構(gòu)的變電站綜合自動化系統(tǒng)中，將整個變電站的一次、二次設(shè)備分為3層，即變電站層、單元層 （或稱間隔層）和設(shè)備層。在

29、所分的3層中，變電站層稱為2層，單元層為1層，設(shè)備層為0層。每一層由不同的設(shè)備或不同的子系統(tǒng)組成，完成不同的功能。圖1-4為變電站一次、二次設(shè)備分層結(jié)構(gòu)示意圖。圖1-4 變電站一次和二次設(shè)備的分層結(jié)構(gòu)設(shè)備層主要指變電站內(nèi)的變壓器和斷路器、隔離開關(guān)及其輔助觸點，也包括電流互感器、電壓互感器等一次設(shè)備。單元層一般按斷路器間隔劃分，具有測量、控制部件或繼電保護部件。測量、控制部分完成該單元的測量、監(jiān)視、操作控制、聯(lián)鎖及事件順序記錄等功能；保護部分完成該單元線路或變壓器或電容器的保護、故障記錄等功能。因此，單元層本身是由各種不同的單元裝置組成，這些獨立的單元裝置直接通過局域網(wǎng)絡(luò)或串行總線與變電站層聯(lián)系

30、；也可能設(shè)有數(shù)采管理機或保護管理機，分別管理各測量、監(jiān)視單元和各保護單元，然后集中由數(shù)采管理機和保護管理機與變電站層通信。單元層本身實際上就是兩級系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)。變電站層包括站級監(jiān)控主機、遠(yuǎn)動通信機等。變電站層設(shè)現(xiàn)場總線或局域網(wǎng)，供各主機之間和監(jiān)控主機與單元層之間交換信息。變電站綜合自動化系統(tǒng)主要位于1層和2層。 變電站層的有關(guān)自動化設(shè)備一般安裝于控制室，而單元層的設(shè)備宜安裝于靠近現(xiàn)場，以減少控制電纜長度。直到現(xiàn)場通信技術(shù)在變電站的成熟使用前，單元層的設(shè)備仍安裝在變電站控制室，形成了分層分布式系統(tǒng)集中組屏的結(jié)構(gòu)。圖1-5和圖1-6分別為適用于中小規(guī)模和較大規(guī)模變電站的分層分布式集中組屏的綜合自動化

31、系統(tǒng)示意圖。圖1-5 適用于中小規(guī)模的分層分布式集中組屏綜合自動化系統(tǒng)框圖圖1-6 適用于較大規(guī)模的分層分布式集中組屏綜合自動化系統(tǒng)框圖分層分布式系統(tǒng)集中組屏結(jié)構(gòu)的變電站綜合自動化系統(tǒng)有特點如下。（1）分層分布式的配置為了提高綜合自動化系統(tǒng)整體的可靠性，系統(tǒng)采用按功能劃分的分布式多CPU系統(tǒng)。系統(tǒng)的功能單元包括：各種高、低壓線路保護單元；電容器保護單元；主變壓器保護單元；備用電源自投控制單元；低頻減負(fù)荷控制單元；電壓、無功綜合控制單元；數(shù)據(jù)采集與處理單元；電能計量單元等等。每個功能單元基本上由一個CPU組成，CPU多數(shù)采用單片機。主變壓器保護等少數(shù)功能單元由多個CPU完成。這種按功能設(shè)計的分散

32、模塊化結(jié)構(gòu)具有軟件相對簡單、調(diào)試維護方便、組態(tài)靈活、系統(tǒng)整體可靠性高等特點。在綜合自動化系統(tǒng)的管理上，采取分層管理的模式，即各保護功能單元由保護管理機直接管理。一臺保護管理機可以管理多個單元模塊，它們間可以采用雙絞線用RS485接口連接，也可通過現(xiàn)場總線連接。而模擬量和開關(guān)量的輸入/輸出單元，由數(shù)采控制機負(fù)責(zé)管理。正常運行時，保護管理機監(jiān)視各保護單元的工作情況，如果某一保護單元有保護動作信息或保護單元本身工作不正常，立即報告監(jiān)控機，再送往調(diào)度中心。調(diào)度中心或監(jiān)控機也可通過保護管理機下達修改保護定值等命令。數(shù)采控制機則將各數(shù)采單元所采集的數(shù)據(jù)和開關(guān)狀態(tài)送監(jiān)控機，并由監(jiān)控機送往調(diào)度中心。數(shù)采控制機還接受由調(diào)度中心或監(jiān)控機下達的命令。總之，保護管理機和數(shù)采控制機可明顯地減輕監(jiān)控機的負(fù)擔(dān)，協(xié)助監(jiān)控機承擔(dān)對單元層的管理。變電站層的監(jiān)控機通過局部網(wǎng)絡(luò)與保護管理機和數(shù)采控制機通信。在無人值班的變電站，監(jiān)控機主要負(fù)責(zé)與調(diào)度中心的通信，使變電站綜合自動化系統(tǒng)完成四遙的任務(wù)，具有RT