水电站微机监控（精选十篇）
水电站微机监控 篇1
水电站监控系统，使得水电站实现自动化，不但减轻工作人员的劳动强度和减少电站运行人员数量甚至可能实现少人或无人值班，而且使水电站运行费用和发电成本大大降低。自动监控系统既可以准确迅速地反映水电站设备的正常运行状态和参数，也可以及时反映设备的不正常状态和异常情况，并且自动实施安全处理。正因水电站自动控制从而减少了人为直接操作步骤，进而极大地降低发生误操作的可能，有效避免操作人员在处理事故紧急时刻，发生失误。
1 关于微机综合自动化技术
微机型保护装置是一种经济型保护，它将测量、保护、控制、通讯融为一体，其核心是三段式无方向电流保护，配备电网参数的监视及采集功能，不再用以前的电流表、电压表等，测量数据及保护信息可以通讯口为媒介传到上位机上，使得电站配网监控运行的自动化不再麻烦。保护类型包括定时限/反时限保护、零序电流保护、零序电压保护、低周减载保护、启动时间过长保护、非电量保护等。微机综合保护自动化监控技术广泛适用与变电站综合自动化，配电室综合自动化，泵站综合自动化以及综合自动化等其它自动控制系统领域，本文仅分析讨论其水电站自动监控中的使用。
2 工程实例的应用分析
最开始的微机技术在水电站自动控制领域中使用了硬件“软化”技术简化系统硬件接线，使得系统工作的可靠性大大增强。这个技术取代了水电站常规电气设备要完成的任务，而是用微机的软件控制完成。但计算机的各功能单元之间整体上无法替代数据通讯，功能单元间协调工作是以硬件的接口电路为媒介完成的。
2.1 工程基本概况
金华水电站位于宝库河，为坝后引水式电站，是一座大Ⅱ型综合水利枢纽工程，库容1.82亿m3，大坝为混凝土面板砂砾石坝，坝高127.5m。装机容量为本文讨论的二级电站为3×3200KW。金华水电站的监测自动化系统有许多的特征，如有不少测点、分布比较广泛，监测仪器类型多等，而且得处理数据信号传输距离较远和采集数据的速度等情况。按照DL/T5178 2003《混凝土坝安全监测技术规范》，该水电站安全监测项目可分为3大类：专项、常规及坝址区环境量监测项目。
2.2 计算机监控系统配置
电站的操作人员进行一个在线修改，他们主要是通过人机接口对数据库和画面在主控制室进行这一操作，还要进行修改限值、人工设置监控状态、事故的处理和恢复操作指导等，而且可以下传到电站的LCU。仅当监控的主机取得控制权的工作时，方能执行输出的监控命令，实时的跟踪和判断系统软件根据监控主机的运行状态，当运行状态不正常时，系统将自行改变主机运行信号，很快的换用其他的工作站来完成主机正在进行的工作。把主机修好后重启，主机便重新接受自动监测，数据重新输入其中。
电站现地控制层的配置现地控制层包括机组LCU和公共LCU两部分，主要设备构成包括八个部分：液晶触摸屏、输入、输出模块、输出继电器、温度的测量装置、数字式测量表再加上交直流双供电源。机组的LCU的作用就是对进水口主阀、水轮机、发电机以及机组附属设备的工作状态进行监控。水轮发电机组、电气一次以及公用设备是此控制层监控的核心设备。
2.3 电站监控系统的通讯网络和设备配置
我们现在要研究的水电站监控系统以太网为络结构，以多模光纤形式和屏蔽双交电缆线为信介质。通信的传输协议为Mudbugs，网络上的任一节点可以实时地接收其它的节点的信息。而不正常的节点就会从网络自行退出，这样也不会使网络上其它节点的信息发送遭受影响。水电站监控的网络系统需要做到：电站的控制层工作站与工作站间以及现地控制层所有数据的传输和各种访问请求。
2.4 监控系统的软件配置
水电站的自动监控系统的系统操作软件为WINDOWS 2000，其综合管理整个微机系统的所有资源，别的软件在此环境下运行，它是别的软件与系统资源的接口。系统的数据库采用SQL Server，工业监控软件用的是Intouch7.11组态软件，其原因是此软件的系统开发效率比较高，软件的开发和维护也不麻烦，而且用户不用编写语句指令程序就可以开发软件，现地控制PLC的编程采用的是Compact-Logic-1769支持的自带编程软件。
2.5 水电站继电保护系统的配置
微机的自动保护装置的功能是很先进的，例如有故障录波和操作记录等。接入保护装置的输入信号，通过的网络接口其内所有数据都可传送到网络上的其它设备。本电站的继电保护装置采用的不是国产的，而是进口的微机综合继电保护装置。发电机、变压器和线路的保护装置都有9个开关量输入和8个开关量输出，1个是用来变化自查转换接点的输出。这里的输入输出能够编程一些信号，这些信号能够控制断路器分合闸和施发。
2.6 微机自动监控的防雷击系统配置
避雷设施对于水电站的自动监系统而言十分重要，尤其是对于处于深山河谷位置的水电站而言。为了以防雷电侵入配电监控系统，电站的监控系统主电源配电柜内需要各相安装Ⅰ级避雷器，分柜安装Ⅱ级防雷器；为了预防直击雷损坏后续设备中控室的UPS，需要在入线处安装65kA防雷器；系统的网络交换机安装电源避雷器；现场的仪器和仪表电源的入线处，此外作用较大的设备的配电箱位置都安有电源Ⅱ级防雷器，各信号端安装了信号防雷器。
2.7 监控中心的视频监控系统
该电站系统的监控中心设有采用多媒体计算机组成的主控制主控制设备，它具备很多的功能，例如处理多路视频，对紧急情况进行报警，双路显示画面。该系统主要是运用硬盘录象技术，可以通过鼠标直接来控制摄像机。本电站的厂房、办公管理生活等重要的区域和重要设备现场布置摄像机。
3 电站微机自动监控的功能概述
3.1 数据采集处理的功能
电站的控制层自动实时地采集处理来自各现地控制层及调度系统的包括电气模拟量、开关量、非电气模拟量和脉冲量等数据。
发电机的机组现地层LCU可以自动实时的准确采集并地处理电气模拟量、脉冲量、和开关量。查询解决主要设备运行的工况，并且可以一定的格式存入实时数据库，数据封装各类信息进行后，将其存放在现地控制单元的存储单元内，上传到控制层。
3.2 监控系统的各参数统计、计算与分析功能
故障提示能够及时的发现，大大提高了电站机组运行的安全性。LCU可以周期性获得并预处理温度测量装置采集到的数据，我们可以通过把计算后的数据存入LCU专有的数据库的方法，来共享整个系统的数据。监控系统对全电站的有功和无功电度量做周期性的按照项目和时间累加后存入数据库。对重要的动力设备如机组、断路器以及机组油压装置，还有不常运行的辅助性设备的即时运行工况进行统计，对继电保护及自动装置运行的情况进行统计。
4 水电站微机综合自动化主要特点总结
本水电站的自动化系统采用电站控制及现地控制层分层分布式结构。水电站的网络化结构设计开放、易扩展性而且能进行远程访问服务，如局域网、以太网和现地总线等，通过通信服务器能把实时数据传输到远程计算机；硬件环境和系统软件的开放设计理念考虑了世界最先进的面向对象技术，如此设计极大方便了使用和维护；不仅有标准的SCADA功能，而且配置自动发电和电压控制，设备维护管理和防误操作，电话语音报警以及GPS等多种先进且高级的功能。
5 结论
日新月异的科学技术使得微机综合自动化技术发展非常快，水电站设备的各种自控早就很容易解决了。计算机能够远程控制水电站的主要以及辅助设备的控制，不用考虑地域的因素。各地的计算机被通讯网络合并到统一的网络保证数据的时效性传递。计算机自动监控系统的集成度很高，设备体积小而且外部连接电缆的不多，这使得系统工作更加可靠。计算机综合自动技术监控改善了水电站的调峰能力，越来越快的并网发电的过程的速度，高质量的供电为水电站自动化调度提供了便利。
参考文献
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[2]方辉钦.现代水电厂计算机监控技术与试验[M].北京:中国电力出版社,2004.
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[4]唐涛,诸伟楠等.发电厂与变电站自动化技术及其应用[M].中国电力出版社,2005.
[5]董朝霞.中小型水电站计算机监控保护技术[M].武汉:华中理工大学出版社,2000.
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[7]刘勇.水电站微机监控、保护系统设计的经典案例-富金坝水电站工程[J].电站设备自动化,2006,(02).
水电站微机监控 篇2
产
品
使
用
说
明
书
1.安装
安装前：检验产品在运输途中是否受到机械性碰撞。确定主回路电压和控制回路电压等级是否正确。
安装：不要把保护器安装在靠近热源的地方。
保护器应远离灰尘和腐蚀性的环境。
运行：保护器可在-10ºC
(14ºF)至+
50ºC
(122ºF)的温度环境以及相对湿度小于95%的湿度环境中正常运行。若在海拔2000米以上地区使用保护器时，请通知厂家。
2.显示面板及端子
2.1
显示面板
WZB-6GT馈电保护装置采用128*64点阵液晶及指示灯作为人机交互界面。在正确的供电状态下，馈电保护装置的电源指示灯常亮；在正常的工作状态下，馈电保护装置的工作指示灯在不间断的闪烁；在保护状态下，相应的指示灯常亮，以指示对映的电网故障。
2.2
端子
WZB-6GT端子名称表
序号
代号
名称
序号
代号
名称
CZ01
K03K
继电器03
R0N
漏电闭锁电阻地
K03
继电器03
CZ04
+12V
12V电源正
K01B
继电器01
GND
12V电源地
K01K
继电器01
-12V
12V电源负
K01
继电器01
NC
空
K02B
继电器02
+5V
5V电源正
K02K
继电器02
GND
5V电源地
K02
继电器02
CZ05
485+
485正
CZ02
XJ0
分闸信号
RX
RS232
RX
XJ1
合闸信号
TX
RS232
TX
XJ2
速断信号
485-
485负
XJ3
风电瓦斯闭锁信号
GND
RS232
GND
24V
24V电源正
NC
空
24V
24V电源正
CZ06
ICN
C相电流输出
24V
24V电源正
IC
C相电流输入
24VGND
24V电源地
IBN
B相电流输出
F0
＼
IB
B相电流输入
F0N
＼
IAN
A相电流输出
CZ03
UA
A相电压
IA
A相电流输入
UB
B相电压
↓
上下键
UC
C相电压
→
左右键
UN
三相电压中性点
＋
修改键
U0
监视电压
ESC
取消键
U0N
监视电压
ENT
确认键
I0
监视电流
FG
复位键
I0N
监视电流
COM
按键公共端
R0
漏电闭锁电阻
注意：┃UA┃=┃UB┃=┃UC┃=57.7V，┃UAB┃=┃UBC┃=┃UCA┃=100V。
例如：1140V电网系统中，引入保护装置的UA，UB，UC相电压为57.7V，三相电抗器的变比为：1140V/100V。
引入保护装置的U0经过电压互感器变换，变比为：660V/36V；
引入保护装置的I0经过电流互感器变换，其中红色线和黑色线接入I0N；
引入保护装置的IA，IB，IC电流额定值为5A；
例如：630的开关，电流互感器变比为630A/5A规格。
引入保护装置的R0，其外部必须有10KΩ的限流电阻，功率为10W。（具体请参考电气原理图）
3.保护特性
3.1
反时限过载保护特性
过载电流/整定电流
动作时间
起始状态
1.05
2h不动作
冷态
1.2
0.2~1h
热态
1.5
90~180s
热态
2.0
45~90s
热态
4.0
14~45s
热态
6.0
8~14s
冷态
3.2
断相保护特性
序号
过载电流/整定电流
动作时间
起始状态
任意两相
第三相
＞1.0
＜0.9
＞1h(Ie≤63A)
＞2h(Ie＞63A)
冷态
＞1.15
0
＜20s
热态
3.3
不平衡保护特性
序号
过载电流/整定电流
动作时间
起始状态
任意两相
第三相
＞1.0
＜0.9
＞1h(Ie≤63A)
＞2h(Ie＞63A)
冷态
＞1.05
＜0.5
＜20s
热态
3.4
速断保护特性
保护器将IA,IB
和IC中的最大电流与速断设定值比较来判断系统中是否存在短路故障。当实际电流达到所整定的“速断定值”后，保护器将立即动作，动作时间小于30ms。速断的动作值是额定电流一次侧的倍数。
3.5
选漏保护特性
保护器基于设定的监视电压和监视电流的灵敏度以及监视电流与监视电压的相位角（根据电网对地的分布电容自动跟踪补偿）来判断系统是否存在漏电故障。
3.6
漏电闭锁保护特性
当开关负荷侧绝缘电阻低于40KΩ+20%（1140V）、22KΩ+20%（660V）时总开关、分支开关均能可靠地实现漏电闭锁功能。
漏电闭锁保护动作值见下表：
额定电压(V)
漏电闭锁值(KΩ)
1KΩ动作时间(无延时)
1140V
≤50ms
660V
≤80ms
380V
≤80ms
3.7
欠压保护特性
开关具有欠压保护功能。欠压定值设定时：①当系统电压为1140V时，若欠压定值设定为0.6，则欠压保护动作值为684V（即1140*×0.6）②当系统电压为660V
时，若欠压定值设定为0.4，则欠压保护动作值为263（即1140*/1.732×0.4），（1140*为系统设定值，若用户使用系统电压为660V，则在整定欠压定值前务必搞清楚这一点）。
欠压定值可以任意设定：0.0～1.0Ue，精度：±3％；
欠压动作延时用户可以任意设定，单位S，精度：0.01s。
3.8
风电瓦斯闭锁保护特性
用户可以选择瓦斯断电仪接点的跳变方式。共有两种方式：
A:常开接点闭合，延时2s，保护动作，显示风电瓦斯闭锁报警。
B:常闭接点打开，延时2s，保护动作，显示风电瓦斯闭锁报警。
3.9
相敏保护特性
当系统发生下列情况时，保护装置将进行相敏保护：
1)
三相电流同时大于设定值；
2)
功率因数大于0.98。
3.10
末端短路保护特性
当系统发生下列情况时，保护装置将进行相敏保护：
1)
三相电流同时大于设定值；
2)
IA和IB相位差为180度；
3)
IA和IC相位差为180度；
4)
IB和IC相位差为180度。
4.保护参数
下表为馈电保护装置的保护参数，用户可查询和修改这些参数。
序号
定值名称
默认值
整定参考说明
额定电流
0100A
依据系统的负荷大小设定额定电流，通常不应超过铭牌所示的最大电流。
范围:
0
~
700A。
速断定值
05.00
额定电流一次侧的倍数。
范围:
0
~
9。
欠压定值
0.500Ue
范围:
30%
~
100%
Ue。
欠压延时
01.00s
范围:
0
~
20s。
漏电检测电阻
22.00KΩ
指漏电动作允许上限值。
漏电检测延时
00.35s
作总开关时一般设定0.35秒，此值对分开关无效。
监视电压
05.00V
调节监视电压的灵敏度。
监视电流
30.00mA
调节监视电流的灵敏度。
风电瓦斯闭锁延时
00.00s
范围:
0
~
20。
电压等级
1140V/100V
系统电压，用户请勿改动。
电流等级
0500A/5A
此值与铭牌对应，用户请勿改动。
操作密码
0000
出厂值为0000，未经主管同意请勿改动。
装置地址
0001H
保护器的通讯地址。
范围:
~
127。
末端短路定值
02.00Ie
末端短路保护的判定值。
相敏保护定值
02.00Ie
相敏保护的判定值。
5.显示描述
5.1
LCD显示
四行，每行8个中文字符。
液晶显示屏可向用户显示系统参数，参数定值，操作记录以及保护记录等信息。
UAB
****.*
V
UBC
****.*
V
UCA
****.*
V
10/12
15:03:40
例如:
首行显示的是系统UAB电压；
第二行显示的是系统UBC电压；
第三行显示的是系统UCA电压；
最后一行显示的是当前的日期及时间。
5.2
主循环界面
保护器开机时，将显示开机初始化界面。
正在初始化……
请稍后！
保护器成功初始化后，将实时测量电力系统的各项参数，如系统电压，三相电流，有功功率，无功功率，电缆绝缘电阻，有功电度量，无功电度量，监视电压，监视电流等。这些参数将在五个页面中以自动循环的方式显示，若用户想锁定某一页面，可按上下键，再次按上下键，可解除锁定。
UAB
****.*
V
UBC
****.*
V
UCA
****.*
V
10/12
15:03:40
正有功
********
正无功
********
负有功
********
负无功
********
COSφ
*·***
**·**
A
***·**
V
合闸次数
****
P
*******
kW
Q
*******
kVar
Rg
∞
KΩ
合闸次数
****
IA
****.*
A
IB
****.*
A
IC
****.*
A
合闸次数
****
五页面循环显示
6.菜单描述
6.1
主菜单
在五页面循环显示过程中，如果用户按确定键，将进入保护器的主菜单。主菜单内有八个子菜单，显示屏以两个页面显示。
按上下键，光标将向下依次选中各个子菜单；
按退出键，返回循环显示页面；
按确定键进入选中的子菜单。
√事件记录
信号复归
清除计数
软件版本
√定值查询
参数修改
软件选择
现场测试
上下键
主菜单
6.2
定值查询菜单
在定值查询子菜单中，用户可以查询保护参数的定值。按确定键可依次查询，共有15个参数定值，每个定值只能查询不可修改。
☆☆No.1☆☆
额定电流
Ie
****
A
确定键
√定值查询
参数修改
投退选择
现场测试
☆☆No.3☆☆
欠压定值
*.***
Ue
☆☆No.2☆☆
速断定值
**.**
☆☆No.1☆☆
额定电流
Ie
****
A
☆☆No.6☆☆
漏电检测延时
**.**
s
☆☆No.5☆☆
漏电检测电阻
**.**
KΩ
☆☆No.4☆☆
欠压延时
**.**
s
☆☆No.9☆☆
风电瓦斯闭锁延时
**.**s
☆☆No.8☆☆
监视电流
**.**A
☆☆No.7☆☆
监视电压
**.**
V
☆☆No.12☆☆
操作密码
----
☆☆No.11☆☆
电流等级
****/5A
☆☆No.10☆☆
电压等级
*****/100V
☆☆No.15☆☆
相敏保护定值
**.**
Ie
☆☆No.14☆☆
末端短路定值
**.**
Ie
☆☆No.13☆☆
装置地址
****
6.3
参数修改子菜单
在参数修改子菜单中，用户可以修改保护参数的定值及设置时间。
在进行修改操作前，应输入授权密码。
注意:
默认的授权密码为0000。在未得到主管人员的允许的情况下，请不要擅自更改密码。
定值查询
√参数修改
软件选择
现场测试
确认键
☆☆☆☆☆☆
请输入密码
****
在输入密码或修改定值过程中，按左右键，可向右移动光标的位置。
☆☆☆☆☆☆
请输入密码
0000
☆☆☆☆☆☆
请输入密码
0000
左右键
在输入密码或修改定值过程中，按修改键，代表加一操作，光标所选中的数字将依次加一，数字范围为0到9。
☆☆☆☆☆☆
请输入密码
1000
☆☆☆☆☆☆
请输入密码
0000
修改键
用户输入正确的密码，将进入参数修改子菜单，否则将显示“密码错误”，用户需再次输入密码。
☆☆
！☆☆
密码错误
按确认键返回
√定值修改
时钟修改
在参数修改菜单下，有两项条目，分别是定值修改和时钟修改。
按确定键选择“定值修改”条目，条目中的内容与定值查询中的内容相同。
设置定值
按上下键选择“时钟修改”条目，用户按确定键进入可设置保护装置的日期和时钟时间。
设置时间
6.4
软件选择菜单
在进入菜单前，需要输入密码。在软件选择子菜单下，有保护投退，规约选择，风电瓦斯闭锁和背光设置四个子菜单。
保护装置将把在投退选择下的操作，称为“修改控制字”。
保护投退
用户可根据系统需要，选择内部规约，外部规约或MODBUS
2.0通讯规约。
规约选择
当存在风电瓦斯闭锁信号时，用户可选择保护装置中继电器的跳变方式。
风电瓦斯闭锁
用户可以选择液晶显示屏的屏幕保护是否开启。选择“屏保开”，则在十分钟内，若对保护装置无任何操作，保护器将自动取消液晶屏背光。
背光设置
6.5
现场测试菜单
在测试子菜单中，用户可以做速断测试，过负荷测试，远方分励测试和漏电测试。所有的测试均是保护器的模拟动作，在系统中并未发生。所有操作会被保护器记录。在进行测试之前，用户需输入密码。
现场测试
6.6
事件记录菜单
在事件记录菜单中，用户可以查询事件记录，也可以清除事件记录。
查询记录
在清除记录条目中，用户可以清除所有的存储记录，但是在清除操作之前，用户需要输入正确的密码。
6.7
信号复归菜单
在复归条目下没有子菜单。若用户选择“信号复归”条目，保护器的所有信号将复归，取消当前的保护操作，同时显示屏将返回循环显示页面的第一页，但是被修改的数据和事件记录不会丢失。“信号复归”条目的功能与复归按键一致。
事件记录
√信号复归
清除记数
软件版本
6.8
清除记数菜单
在进入菜单前，用户要输入正确的密码。在清除子菜单下，用户可以进行清除操作，如清除合闸次数及清除电度量。
清除记数
6.9
软件版本菜单
在该子菜单下，可以查看到保护装置的软件版本。
软件版本
7.默认设置
默认设置表1
定值
额定电流
0100A
速断定值
05.00
欠压定值
0.500Ue
欠压延时
01.00s
漏电检测电阻
22.00KΩ
漏电检测延时
00.35s
监视电压
05.00V
监视电流
30.00mA
风电瓦斯闭锁延时
00.00s
电压等级
1140V/100V
电流等级
0500A/5A
操作密码
0000
装置地址
0001
末端短路定值
02.00Ie
相敏保护定值
02.00Ie
默认设置表2
保护投退
跳闸投退
跳闸
相敏保护投退
相敏保护退出
末端保护投退
末端保护退出
规约选择
外部规约
风电瓦斯闭锁
常开接点
背光设置
屏保开
35kV变电站微机继电保护探析 篇3
【关键词】35kV变电站；微机继电保护；优点；构成；应用
35kV变电站继电保护的作用是在电力系统发生故障时，通过继电保护自动消除故障或是发出警告，以便电力工作人员及时处理故障，从而达到保证35kV变电站正常运行的目的。微机继电保护是一种新型的继电保护结构，相较于传统继电保护结构，具有较多优点，在35kV变电站中应用微机继电保护，具有十分重要的意义。
1.微机继电保护的优点概述
第一，性能稳定，可靠性高。微机继电保护是以微型计算机强大的运算能力作为基础，对对电力系统是否正常运行进行判据，其数字元件所具有的特性受各种因素影响较小，例如温差变化、使用年限、电源波动等，具有性能稳定，可靠性高的优点。
第二，动作正确率高。相较于传统的继电保护，微机继电保护具有一定的特性，能够实现故障分量保护、状态预测、自动控制等手段，将这些手段应用到继电保护中，能够极大的提高动作正确率。
第三，容易获取附加功能。微机继电保护即是利用微型计算机来实现对继电的保护，通过配置相关辅助设备，例如打印机、显示屏等，并进行联网，能够轻松获取有关电力系统故障的信息情况，例如故障录波、波形分析等，从而为电力部门处理电力系统故障提供了重要的依据。
第四，灵活性较强。微机继电保护能够对电力系统故障状态进行预测并进行自动控制，实现了人机界面，不仅为维护调试提供了便利，还减少了故障处理时间，提高了故障处理效率。通过对微机继电保护的运行情况进行长期观测表明，能够利用微机中的相关软件在现场改变继电保护的特性以及结构。此外，微机继电保护还具有串行通信功能，能够通过网络连接实现远程监控[1]。
2.传统电磁式继电保护的弊端
（1）占的空间大，安装不方便。
（2）采用的继电器触点多，大大降低了保护的灵敏度和可靠性。
（3）调试、检修复杂，一般要停电才能进行，影响正常生产。
（5）使用寿命太短，由于继电器线圈的老化直接影响保护的可靠动作。
（6）继电器保护功能单一，要安装各种表计才能观察实时负荷。
（7）数据不能远方监控，无法实现远程控制。
（8）继电器自身不具备监控功能，当继电器线圈短路后，不到现场是不能发现的。
（9）继电器保护是直接和电器设备连接的，中间没有光电隔离，容易遭受雷击。
（10）常规保护已经逐渐淘汰，很多继电器已经停止生产。
3.结合某变电站改造实例分析35kV变电站微机继电保护应用
某变电站改造传统电磁式继电保护时，两台主变的差动电流速断保护选用CAT221微机保护装置，两台主变的高、低压后备保护装置选用CAT211微机保护，两路35kV电源进线选用RCS—9613微机继电保护，监控平台选用iES—SL300微机保护监控，具体改造过程如下。
3.1主变保护装置的改造
3.1.1主变的差动电流速断保护
CAT221微机保护装置的工作方式为两个CPU（一个测控CPU，一个保护CPU）共同运行的方式。由于是两个CPU共同运行，所以采集数据的CPU插件也有两个，且是独立回路，利用串行通信的方式实现信息交换，即便发生通信故障，也不会对保护动作产生影响。测控CPU的功能较多，主要包括实现网络通讯、完成人机界面、对开关量进行采集、控制主变中性点接地等。保护CPU的主要功能就是进行保护。CAT221微机保护装置中的显示屏幕为液晶显示屏，通过液晶显示屏能够实现在线对所有开关量、输入交流量、整定值以及历史记录进行查看的功能。利用相关软件能够合理调整交流量精度，具体操作由微机装置中的键盘以及显示界面来完成。
3.1.2主变高、低压侧后备保护
选用CAT211微机保护装置，具有主变高、低压侧速断、过负荷、过流等保护功能。其主要功能是准确提供交直流模拟量、采集脉冲量、开关量，为主变高、低压后备保护提供便利。其保护功能还可以为主变单侧断路器提供手动和遥控分合控制。主变高、低压后备保护中，CAT211微机保护装置所具有的保护功能还能针对主变单侧断路器情况分别提供手动和遥控分合控制两种手段。主变高、低压侧后备保护中，CAT211微机保护装置的保护功能不仅表现为对复合电压闭锁的三段过流保护、母线充电保护以及三段过负荷保护功能，还能表现为对零序过压发信、母线PT断线判别以及控制回路断线判别的功能。
3.2电源线微机继电保护
RCS—9613微机继电保护的主要功能是同时对两路35kV电源光纤纵差、过流、过负荷以及定时限速断进行保护。在35kV变电站电源线继电保护方面选用RCS—9613微机继电保护具有众多优点：性能稳定、可靠性高、动作快速；操作回路灵活、适应机构广；选配插件充分满足现场需要；全封闭机箱有效隔离强弱电；抗干扰能力强；对外电磁辐射符合标准；事件报告处理功能完善等。RCS—9613微机继电保护功能主要表现为以下方面：对短线路光纤纵差进行保护；对零序过流进行保护；对三段式的定时限方向过流进行保护；对一段定值分别独立整定的合闸加速进行保护；对低周减载进行保护等。
3.3监控平台的微机继电保护
iES—SL300微机继电保护中的软件系统包括5种模块：数据库编辑模块、通讯服务器模块、图形绘制模块、数据库服务器模块、人机对话模块。其中数据库编辑模块和通讯服务器模块相配合能够完成网络RTU；而其余三种模块相配合能够为实现保护功能提供重要的支持。以上5种模块共同配合就具备变电站监控通讯和保护功能。在35kV变电站中iES—SL300微机继电保护具有明显的优点：第一，硬件处理能力强、运行速度快、稳定性高；第二，软件运行稳定、功能扩展性好；第三，完备的通讯功能，支持多种通讯方式，例如串行通讯、总线通讯、以太网通讯等方式；第四，满足现代化变电站运行要求，能实现无人值班变电站正常运行。第五，传统电磁式继电保护装置接线繁琐、机械触点多的问题得到解决。
4.结语
综上所述，本文对35kV变电站微机继电保护进行了分析与探讨，具有非常重要的意义。35kV变电站是否正常运行对于我国国民经济发展及人民日常生产生活有着严重的影响，加强35kV变电站继电保护，并大力引进先进科学技术、设备，能够为35kV变电站的正常运行提供可靠的保障。
参考文献
[1]郝文新.35kV变电站微机继电保护设计[J].山西建筑，2008，32：182-183.
[2]刘亚辉.35kV变电站微机继电保护研究[J].中国电业（技术版），2013，03：14-16.
浅谈变电站微机监控系统及应用 篇4
1.1 硬件
1.1.1 模拟量输入系统的主要功能是采集被保护设备的电流电压互感器输入的模拟信号, 并将此信号经过适当的预处理, 然后转换为所需的数字量, 经过计算机计算、分析和判断后, 再向生产过程输出模拟量和开关量的控制命令, 通过执行机构对生产过程进行操作和控制。微机只能接受数字量, 而实际生产过程使用的是模拟量, 所以必须经过模-数或数-模转换。
1.1.2 CPU主系统包括微处理器CPU, 只读存储器、随机存取存储器及定时器等, 是监控器的核心。通过总线向系统各个部分发出相关命令, 并对系统的各参数进行巡回检测、数据处理、逻辑判断以及报警处理等。CPU执行存放在只读存储器中的程序, 对由数据采集系统输入至随机存取存储器区的原始数据进行分析处理, 以完成各种继电保护功能。
1.2 软件
软件是指完成各种功能的程序, 一般分为应用软件、操作系统软件和数据库。
1.2.1 应用软件是用户根据实际需要编制的程序。主要包括数据采集和显示程序, 监视、控制和计算程序。
1.2.2 操作系统软件是厂家提供的基本服务性程序和管理程序, 主要包括:语言汇编、编译和解释程序;对微机进行管理调度的操作系统及服务性程序, 如调试程序、故障诊断程序;用于系统开发的操作系统。
1.2.3 数据库。数据库是建立数据表格和型式的数据管理程序, 用于显示、查询、修改和调用程序。
2 下面对济南某地500KV变电站的微机监控系统为例对微机监控系统及其应用进行说明
2.1 采用东方电子DF1000型分层分布式变电站计算机监控系统, 满足500KV变电站的要求, 满足电力自动化系统分层开放要求, 尤其是面向用户的开放性要求, 满足对自动化系统可持续发展等企业发展策略的要求 (系统示意图如下) 。
2.2 站控层集实时监控 (SCADA) 、智能倒闸操作票及预演培训 (OTS) 、微机防误闭锁 (WFBS) 、保护通讯与操作管理等功能一体化设计, 全面面向电力系统, 支持从软件支撑平台至应用层的开放, 应用软件平台全面建立在开放的国际工业标准基础上, 采用通用商业数据库, 应用层的开放能适合于不同程度的拓展要求, 为系统功能扩展和多开发厂家纵横互连提供了方便。
2.3 系统在软硬件的选择上严格遵循可靠性、先进性、通用性和实用性的原则, 系统的软硬件配置完全符合国际工业标准和国家电力工业标准, 紧密跟踪国际最新的硬件设备和最新的软件产品, 本系统的操作系统和硬件配置为:
硬件平台:SUN BLADE150工作站
操作系统内核:Windows 2000;
网络环境:遵循ISO-OSI七层网络参考模型、TCP/IP;
窗口:Windows 95/98/NT;
图形:Open GL, Windows 95/98/NT;
语言:C++及C语言系列, Power Builder 5.0;
数据库:关系型/SQL/CLIENT-SERVER体系结构SYBASE。
系统采用全分布式体系结构, 把各个功能模块分配到系统的各个网络节点上, 保证了系统的可扩充性。系统的网络结构为:系统主网采用分流/冗余的双局域网结构 (双网冗余热备用) , 所有计算机均连接到两个以太网上。网络设备由10/100MB交换机组成。该网连接的节点有前置/实时库/历史库/SCADA服务/值班员为一体的冗余备份的工作站。当两个通信节点间的两个网的状态发生变化时, 系统将根据变化后的网络状态重新设置其通信路径。
数据采集采用双通道冗余方式, 选用网络交换机方式的数据采集方案;采用网络规约方式 (即TCP/IP上走各种规约) ;在通讯通道上选择光纤通信接入。
2.4 系统可适应未来规模伸缩的要求, 进行不同规模的系统配置。目前整个系统加载到二台工作站 (冗余备份) 上, 规模变大时可增加节点将相应软件模块移植即可。
间隔层系统采用分布式测控模块, 各测控模块均具有FDK-bus及CAN两种现场总线接口, 各测控模块通过双现场总线互连, 两种不同性质的现场总线优势互补, 充分发挥FDK-bus数据传输速度快、对钟精度高和CAN异常数据响应快的特点, 提高了系统的可靠性和实时性。测控模块中的软件设计采用嵌入式实时多任务操作系统, 稳定性高, 功能全面, 支持TCP/IP等多种协议, I/O监控单元可以通过双以太网方式接入站控层, 通讯介质可采用双绞线或光纤。
2.5 结合实际要求, 采用面象对象配置测控模块的方式, 配置了DF1710A通信管理模块和DF1725面向对象设计的各种综合测控模块。
DF1710A主处理器模块具有丰富的通信规约库, 几乎囊括了各种流行规约, 出厂的基本配置包括CDT85、新部颁CDT (DL451-91) 、POLLING、SCI1801、MB88、Telephone、FDK、u4F规约等, 还包括一些与微机保护、智能电度表通信的规约。并可以根据用户提供的通信协议, 编写协议转换程序, 对规约库随时进行扩充或修改, 因此可方便地与站内智能设备 (智能电源、消防报警等) 接口。DF1725面向对象设计的各种综合测控模块完成各种一次对象的测量控制。I/O模块组态灵活, 可以按照实际容量在网络驱动允许的情况下任意配置, 扩充灵活防变。
间隔层设备均采用高性能的微处理器, 所有测控单元均采用32位工业级处理器为CPU。DF1710A通讯管理模块采用军品级的PC104模板作为处理核心, DF1725各种功能模块采用MOTOROLA嵌入式高性能32位单片通信管理器68332作为处理核心, (DF1725A采用68360+32位带浮点运算DSP芯片) , 具有很高的稳定性和强大的处理能力。所有模块的软件操作系统均采用高可靠性的嵌入式实时多任务操作系统PSOS系统。
DF1710A既是间隔层主处理器模块又可作为远动通讯工作站完成直采直送和网络分层功能, 作为网络分层桥接工作站, 它把站控层主网和间隔层子网进行隔离, 汇集间隔层采集数据, 一方面向系统服务器提供实时数据, 同时向调度主站发送数据, 完成直采直送功能。
为了提高系统的可靠性, 系统采用了多重冗余设计:在网络结构上间隔层采用了冗余的双以太网与站控层连接。并且在每个间隔测控模块之间组成了独立的双现场总线网, 以DF1710A作为主处理器模块, 可以在站控层及网络失效的情况下, 每个间隔仍能独立完成间隔内的监测和断路器控制功能;手动操作通过电气编码锁完成防误闭锁功能。
2.6 测控模块全面采用多种抗电磁干扰措施, 采用多层电路板设计, 采用表面贴装工艺, 全金属屏蔽外壳, 所有测控模块均通过IEC61000-4的Ⅳ级 (最严酷等级) 多项标准, 各测控模块均可安装于开关柜上等强电磁干扰现场。
3 结束语
由上可知, 变电站由于有了微机监控系统已向无人值守的领域发展, 这已成为未来变电站发展的潮流和趋势。微机监控系统具有良好的可靠性和抗干扰能力, 且维护起来很简单, 适合电气自动化领域的发展进程。
摘要：近年来, 变电站微机监控技术得到了迅速的发展, 微机监控系统的介入, 在很大程度上改善了变电站的供电质量及供电安全, 不仅提高了供电的服务水平, 还节约了变电站的运行成本。所以为了更好的保证计算机监控系统的安全可靠运转, 对变电所附近还应努力提高其抗电磁干扰能力, 已保证微机监控系统的更好发挥。
关键词：变电站,微机,监控系统
参考文献
[1]毕胜春.电力系统远动及其自动化.[1]毕胜春.电力系统远动及其自动化.
[2]徐玉琦.工厂与高层建筑供电[M].北京:机械工业出版社, 2004.[2]徐玉琦.工厂与高层建筑供电[M].北京:机械工业出版社, 2004.
水电站微机监控 篇5
关键词：实时数据采集监控系统组态软件。
1变电所微机组态监控系统的优点
变电所在通信和数据采集过程，就是远动技术的运用过程。
电力系统远动就是利用远程通信系统进行信息传输，实现对远方运行设备的监视和控制。它主要包括“四遥”，即遥测、遥信、遥控、遥调。然而，现有的传统变电所监控系统主要由值班人员来处理信息变换，设备是传统的电磁仪表和灯光音响设备装置信息传输通道增加了电流的控制电缆因此这种监控系统不可避免的存在以下主要问题与缺陷：①信息变换检测依靠传统测量仪表继电器等模拟式设备数量多测量误差大。②不能记录事件发生的准确时间和顺序。③仪表继电器体积庞大功耗大占地面积大运行人员不易观察监视。④依靠人的感官和判断对信息处理准确性有很大影响。⑤信息传输采用强电流信号直接传输，虽然抗干扰性能好但通道损耗大造成误差大，传输距离有限且用作通道的控制电缆截面大数量多造成一次性投资较大。
针对以上问题和缺陷，采用组态王对变电站系统、电力负荷等实现远距离测量、监视与操作，它可以随时发现与处理事故，减少停电时间，各种遥测数据、分合闸操作，开关检修及系统事故均可存盘保存，并可打印记录，从而减轻了值班人员的劳动强度
组态王运行于windows操作系统，包括windows98、windowsNT、windows2000等windows系列操作系统，亚控科技在组态王6.0X系列版本成功应用后，广泛征询数千家用户的需求和使用经验，采取先进软件开发模式和流程，由十多位资深软件开发工程师历时一年多的开发，及四十多位试用户一年多的实际现场考验后，又成功推出了组态王6.5，它的使用更方便，功能更强大，性能更优异，软件更稳定，质量更可靠。
组态王完全基于网络的概念，是一个完全意义上的工业级软件平台，现已广泛应用于化工、电力、国属粮库、邮电通讯、环保、水处理、冶金和食品等各行业，并且作为首家国产监控组态软件应用于国防、航空航天等关键领域。组态王最突出的特点是实时多任务、高可靠性和标准化，正是由于组态王的特点，它才得以在控制领域得到越来越多的应用。
2变电所微机组态监控系统实现的功能
基于组态王的变电所微机实时监控系统具有强大的监视控制和管理功能。①实现模拟量(电压，电流，功率)，开关量的实时监控。②监控画面设计。③数据查询及报表打印功能(包括电网运行的日报表，月报表，年报表等历史报表)。④历史趋势曲线显示及打印。⑤历史数据存储。⑥开关量及越限报警，报警产生时，可同时进行声光，语音等报警，可实时打印报警记录，也可随后打印报警信息。
同时利用组态王的网络功能使变电所的现场和管理部门建立起联系，现场操作人员和工厂管理人员都可以看到各种数据。管理人员不需要深入生产现场，就可以获得实时和历史数据，优化控制现场作业，提高生产率和产品质量。
随着社会进步和信息化速度的加快，工业自动化的要求越来越高，种类繁多的控制设备和过程监控装置在工业领域的应用，使得传统的工业控制软件已无法满足用户的各种需求，因此，性能优越、功能强大的组态软件得到了广泛应用。
运用组态王为工具的变电所监控系统，能降低变电所造价、提高变电所的供电质量和可靠性、减少值班人员操作和避免误操作、缩短事故处理时间，该系统集数据采集、微机监控、微机保护于一体，实现遥测、遥信，其具有监视、管理、协调、控制能力，提高变电所的保护、控制功能，使变电所运行更可靠，从而提高供电效率，确保输变电系统安全、优质、经济运行。
3系统抗干扰措施
在硬件选型上严格考虑干扰因素，元器件的选择，采用了具有抗干扰能力的电器元件，同时加强元器件的防护，从而避免了敏感元件的干扰因素。但是，仅仅这样是不够的，下面是几种常用的硬件抗干扰措施：①布线时，尽量减少回路环的面积，以降低感应噪声：电源线和地线要尽量粗，可以减少压降和降低偶合噪声。②闲置的I/O口，不要悬空，要接地或电源。③装置故障自动检测技术。④加强对监控装置出口回路的监视和闭锁。
下面从切断干扰传播途径来实现抗干扰。
3.1隔离交流量经中间电压互感器和电流互感器隔离送入微机，或采用隔离开关量输入板，系统之中均有体现。
变电所综合自动化系统开关量的输入，主要是断路器、隔离开关的辅助触点等。开关量的输出，大多数也是对断路器、隔离开关的控制。这些断路器和隔离开关都处于强电回路中，如果与自动化系统直接相连，必然会引起强的电磁干扰。因此要通过光耦合隔离或继电器隔离，这样会取得比较好的效果。开关量输入回路前及信号变换部分应考虑采用滤波，开关量输入信号送给CPU之前，必须进行隔离处理，可采用光电隔离，而且两级光电隔离的效果会比较好，在开关量输入板的出口处和CPU板的入口处各设置一级光电隔离。
3.2接地接地在变电所中，一次系统接地是以防雷和保证安全(系统中性点接地)为目的的，但它对二次回路的电磁兼容有重要的影响。如果接地合适，可以减少所内的高频瞬变电压幅值，特别是减少电网中各点的瞬变电位差，减低了电网中的瞬变电位升高。这对二次设备的电磁兼容很有好处。
二次系统的接地，从电磁兼容的角度来说，应做到：①多个电路共用接地线时，其阻抗应尽量减少；②由多个电子器件组成的系统，各电子器件的工作接地应连在一起，通过一点与安全接地网相连：③工作接地网各点的电位应尽量保持一致。
电磁干扰可能进入综合自动化系统弱电部分的主要途径是通过微机电源。因为电源与干扰源的联系比较紧密，同时电源线直接连接至系统各部分，因此来自电源的干扰很容易引起死机。所以对微机电源的地线处理问题是很重要的。微机电源地线与机壳的连接方法有一点连接、多点连接和不连接三种。针对电源地线与机壳不连接的缺点，我们可采用一些方法来尽量减少微机电源地线对机壳的耦合：①尽量减少地线长度，在允许的情况下加粗线径j②微机系统的印刷电路板周围都用电源线封闭起来：③印刷电路板上的要害部分不要走线过长，特别是不要引至面板。
3.3微机电源的抗干扰①在电源的输入侧安装电源滤波器，可以滤去交流电源输入的高频干扰和高次谐波。②在电源的输入侧安装隔离变压器，有隔离变压器的输出端直接向微机供电；③通过UPs电源向微机系统供电，可有效地抑制电网低频正常状态下的干扰。
此外，抑制干扰源的措施就是要尽量减小干扰源的du/dt、di/dt。减小干扰源的du/dt主要是在干扰源两端并联电容来实现：减小di/dt则是在干扰源回路串联电感或电阻以及增加续流二级管来实现。
4结论
组态软件监控系统可以对变电所、电力负荷等实现距离测量、监视与操作。它可以随时发现与处理事故，对运行信息的采集、处理、显示、报警和打印以及对变电所异常或事故的自动识别。从而减少停电时间，减轻了值班人员的劳动强度。
参考文献：
[1]黄明琪，李善奎，文方.工厂供电.重庆：重庆大学出版社.1996.4.
[2]王明俊，刘广一，于尔铿.配电系统自动化及其发展.北京：中国电力出版社.1998.
[3]刘健，倪建立配电网自动化新技术北京：中国水利水电出版社2004.1
水电站微机监控 篇6
关键词：电站,锅炉汽包水位控制
电站投运初期,锅炉的汽包水位控制,由于存在着种种问题,微机自动控制系统始终不能正常运行,只能手动控制。既增加了运行人员的劳动量,也对安全生产不利。针对这个问题我根据分厂领导的要求,进行了大量的现场调查,研究了问题的起因,走访了兄弟单位,吸取了外厂的经验。带领全班同志,结合具体问题,在其他工种的配合下,对系统进行了多项改进。较圆满地解决了这个问题。为叙述方便,下面分四个方面进行介绍:
1 基本概况
1.1 系统的组成。
由20T/H燃煤链条炉排锅炉、一次仪表、二次仪表(DDZⅡ系列电动仪表),微机(DMC-502工业燃煤锅炉微机监控系统),手动、自动切换操作器、执行器及给水调解阀等部分组成。如下图所示。
1.2 锅炉汽包水位自动控制流程图。
如下图所示:
水位自动控制的主信号为水位差压变送器的输出,并采用两个前馈信号,即主气流量和给水流量为前馈信号。该回路采用自整定型PID控制算法。并在水位越限前,施行轮安全限位控制。
1.3 水位的测量。
锅炉运行中,汽包水位是极为重要的检测值。除直接用玻璃管显示水位(就地安装),还装有电接点双色水位计,进行水位检测与报警。
微机控制系统,采用测量筒、差压变送器来测量水位进行监控。
1.4 蒸汽流量和给水流量的测量。
锅炉运行中要随时测量给水流量和蒸汽流量。所采用标准孔板,产生差压信号送入差压变送器,转换为0~10m ADC电信号,送入微机,经过运算换成流量值进行监控。
1.5 执行器与调解阀
执行器是锅炉控制中的执行单元。微机输出0-10m ADC控制信号。经过伺服放大器和手、自动切换操作器输出到执行器,执行器带动给水调解阀进行自动控制。
1.6 水位自动控制参数表:
SV-给定值。定义为一个线性方程,即:
SV=A*(I/O NO)+BA-给定系数
PV-测量值B-偏置值
PV=A*(I/O,NO)+B线性方程
F1、F2、F3前馈量。
ACT-正反作用;VH,VL-阀位上、下限值;
VD-阀位死区;VS-阀位最大步长;
DB-偏差死区;PB比例带;TI-积分时间;TD-微分时间;DL-档位。
根据具体情况,设定控制参数,以达到最优控制效果。
2 改进前存在的问题
锅炉正常运行的极为重要的参数之一就是汽包水位。必须严格地控制在规定的范围内,以保证锅炉的安全正常运行,杜绝重大事故的发生。
新建电站初期,锅炉的汽包水位控制由于存在着种种问题,始终处于手动控制运行。主要问题如下:
(1)测量误差。水位的测量实际上是由测量筒经差压变送器将0~440mm H2O(0~440毫米水柱)差压信号变为0~10m ADC电信号送入微机,在微机上显示0~440mm水位的变化。锅炉正常运行时,水位应控制在±30mm范围内为佳。这样小的差压值,导压管路、测量筒、针型阀、变送器有一处轻微漏气或堵塞都将导致测量偏差。致使微机系统不能投入自动控制运行。
(2)微机在各路输入准确信号,进行一系列运算后,发出控制指令信号,经伺服放大器、操作器、执行器及给水调解阀来控制给水量的大小。这中间有一个环节动作不及时或动作不到位,也将导致系统不能投入自动控制运行。
(3)微机运行必须稳定、可靠。各种干扰及微机故障都将导致微机不能正常运行,也将导致系统不能投入自动运行。
(4)一次仪表、电费都安装在现场及炉体上、下部位。随时受到水、汽、火及灰尘的威胁,曾发生过由于正压燃烧,火焰烧毁电费落灰膛口处高温烤坏变送器,管路漏水浇到执行器,造成短路等故障。导致系统不能投入正常运行。
(5)由于煤质的不同,燃烧状况变化,用汽量变化,都将直接影响系统的自动投运。
(6)锅炉微机监控系统,由电气、自动化仪表、微机等方面构成,维修技术难度大。其中有一个环节出现问题不能解决,都将直接影响整个系统的正常运行。
3 问题分析和解决的方法
由于以上问题,锅炉汽包水位未能投入自动控制运行,运行人员必须随时监视水位的变化,手动操作控制给水量。这样水位波动大,不利于锅炉的安全正常运行。带着这些问题,我调研了有同类型电站锅炉微机监控系统的单位,如哈药厂、一工具、化纤厂等。结果都是由于前述种种原因,汽包水位的控制都是出于手动控制状态。
为了实现锅炉汽包水位微机监控系统的自动运行,必须针对现存问题逐一解决。具体做法如下:
(1)测量误差的解决
导压管路中的针型阀,原来安装在测量筒前面,长期处在高温蒸气状态下,漏气问题突出,现将针型阀安装位置下移,改装在测量筒下面,使它工作在常温水的状态。解决了针型阀漏气问题。
原来安装的针型阀是碳钢的,易生锈腐蚀,导致管路不畅通,引起测量误差。现采用不锈钢针型阀代换了,保证了管路畅通,延长使用寿命。
导压管内的水,时间一长生成锈水,必须经常排污。针型阀经常开关易造成关闭不严,影响测量的准确。现采取用由变送器排污孔排污,避免了针型阀关闭不严漏气问题。从以上三个方面解决了测量误差的问题。
(2)给水阀漏量大问题的解决
给水调节阀原采用锥形阀,这种阀使用中漏水量大,导致小蒸发量时,水位控制不住。吸取一工具厂的经验。现更换为球型调节阀,重新安装,调整了电动执行器,现运行情况表明给水量控制良好。
(3)微机故障及干扰问题的解决
微机投运初期,经常用出现参数紊乱、失控情况。经反复查找,一是由于打印机接地不正确造成。微机系统必须单独接地,不可与电网共地。二是微机信号缆屏蔽层接铁造成。这个问题解决后,排除了微机出现的故障。
(4)针对锅炉环境差问题的解决
将电缆重新选择安全路线改道铺设。焊装保护框架铁板,将落灰膛高温与变送器隔离开。执行器将其包扎、封闭好,避免水浇坏,灰尘影响。
(5)与运行人员相互配合,根据不同煤质,燃烧状况,不同蒸发量,反复摸索修改微机控制参数。参阅控制参数表。
(6)学习有关方面的知识,掌握其控制过程,参阅有关说明书,熟悉具体电路原理,及时地排除故障,保证了系统的正常运行。
4 改进后的效果
改进后运行两年多来,整个系统运行稳定可靠。汽包水位控制在±30mm以内,提高了锅炉的安全性能,延长了锅炉的使用寿命,减轻了运行人员的劳动强度,有更多的精力投入到最佳节煤、节水燃烧。
避免因停炉而造成的损失,保证了生产,发电及采暖,直接或间接节约资金,创造财富。
水电站微机监控 篇7
工程师工作站作为变电站微机监控系统的一个组成部分,主要服务于监控系统的软件工程师,为监控系统软件的调试、维护和完善提供了方便的手段[4]。
为了使变电站监控系统软件维护工作不再局限在主控制室内,提高工作效率,现提出移动工程师站的概念,并采用KVM over IP技术构建移动工程师站,实现对监控系统跨地点、跨平台的管理维护。
1 移动工程师站的需求分析
移动工程师站设计的目标是在便携式计算机设备上实现工程师站的功能,这就给移动工程师站提出了4点要求。
a.安全性和可靠性。移动工程师站的使用不能影响变电站微机监控系统的功能和性能,不能给原系统带来安全隐患。
b.便携性。移动工程师站作为维护终端可采用笔记本电脑等便携式计算机设备实现,便于随时在不同的设备调试区域之间移动。
c.开放性。移动工程师站应建立在开放性网络平台上。可使用已在变电站自动化系统中有成熟应用的以太网技术,这样不仅易于与原系统接口,以太网还具有网络结构灵活、支持多种通信介质的优点。
d.强适应性。移动工程师站应能适于任意操作系统,与设备类型无关,能对不同厂家的监控系统软件进行维护。
为此,采用KVM over IP技术构建移动工程师站。
2 KVM over IP技术
2.1 KVM over IP技术概述
KVM是键盘(Keyboard)、显示器(Video)、鼠标(Mouse)的缩写。KVM最初的用途是通过对KVM模拟信号进行切换来实现用一套键盘、鼠标和显示器管理多台计算机设备。由于模拟信号受到传输距离的限制,控制距离一般不能超过300 m,但随着管理需求的不断提高,KVM发展到了数字信号时代,出现了KVM over IP技术。KVM over IP技术能从计算机键盘、显示器和鼠标的接口中捕获模拟信号,将这些模拟信号数字化转换成数字信息包,并经过加密和压缩,在网络中利用TCP/IP连接进行安全传输,从而实现对计算机设备的远程控制[5鄄6]。
2.2 KVM较远程管理软件的优势[7]
目前,在变电站监控系统中,可以采用远程管理软件如PC Anywhere、Real VNC等组建移动工程师站,远程管理软件可以实现远程管理和控制,但与这些软件方式相比,KVM over IP技术有4点优势。
a.KVM over IP对设备的管理控制更底层。由于KVM是直接截获的计算机外部设备的信号,因此可以对系统进行基本输入、输出系统(BIOS)级的维护,而远程管理软件必须在BIOS、操作系统和应用程序都成功运行后才能实现远程管理。
b.KVM over IP不会占用被控计算机的系统资源。相比之下远程管理软件不仅需要占用系统资源,而且还依赖于被控设备的运行情况,若服务程序不能正常运行,就会影响到远端的管理。
c.KVM over IP可以实现带外管理。对计算机设备的控管可独立于被控设备所连接的网络之外。
d.KVM over IP可以实现跨平台的操作。无论被控端的硬件配置和操作系统如何,在主控端通过Web浏览器就可以方便地对远端设备进行管理。
3 移动工程师站的实现
3.1 实现方法
分层、分布式微机监控系统按安装地点和其功能分为主控制楼内的变电站级控制层和保护室的间隔控制层2个部分。站控层包括监控系统的主备服务器、操作员工作站和工程师站,用于完成数据处理、监视、控制和系统维护等功能[8]。移动工程师站的作用是将站控层工程师站的功能下移,在保护室的间隔层或一次设备区实现系统监视和软件维护功能。
这样,可将站控层工程师站接入KVM over IP设备,通过在TCP/IP网络上对站控层工程师站的远方控管来实现移动工程师站。
3.2 设备接口[9]
设备接口如图1所示,KVM over IP设备包括1个本地控制接口,1组本地键盘、鼠标、显示器接口和1个网络接口。
计算机通过连接模块与KVM over IP设备的本地控制接口相连。连接模块将计算机的KVM信号进行转变,与KVM over IP设备之间通过非屏蔽双绞线(UTP)线缆连接。连接模块有多种规格,可适应不同种类的机型和接口类型(如PS2接口和USB接口),实现多平台的兼容操作。计算机原有显示器和键盘、鼠标可接到KVM over IP设备的本地VGA(显示绘图阵列)、PS2或USB接口上,在不被远端控管时,不影响计算机的本地操作。在远方控制端通过与KVM over IP设备的网口建立连接,就可利用Web浏览器实现对计算机的控管。
3.3 网络构建
对于综合自动化变电站,监控系统目前广泛采用以太网进行数据传输。在主控制楼和各保护小室分别设有以太网交换机,它们之间的距离较远,一般使用光纤连接,组成监控系统网络。为节省成本,可直接利用现有的网络,KVM over IP设备接入监控系统站控层以太网交换机。在对保护室内的设备维护时,可将移动工程师站接入保护室内间隔层交换机,通过KVM over IP设备实现对工程师站的控管。
监控系统网络担负传输变电站实时数据和控制命令的重要任务,必须保证其安全性和可靠性。如果直接将移动工程师站接入监控系统网络,可能会由于移动工程站中存在病毒、木马程序等原因,而给整个网络带来安全隐患。为满足既要减少投资,又要保障网络的安全性的要求,可应用虚拟局域网(VLAN)技术解决上述问题。虚拟局域网是一种将局域网内的设备逻辑地划分成一个个网段从而实现虚拟工作组的技术。当划分了VLAN后,各个VLAN之间不能直接进行数据通信,相当于一个独立的局域网,安全性可得到较大程度的提高[10]。因此,可将系统原有的监控网络和用于移动工程师站的维护网络划分到不同的VLAN,而共用同一套网络设备。
对于一次设备区内的维护工作,可利用无线局域网(WLAN)技术实现变电站一次设备区的网络覆盖,达到网络延伸的目的[11]。移动工程师站通过无线网卡与无线接入点AP(Access Point)建立网络连接。这在系统调试、验收、设备定检中会有很好的应用。自动化专业人员在一次设备区就可以进行信号核对、检查工作,甚至可以直接修改监控系统数据库、画面和报表及进行试验等,这给系统的运行维护工作带来了很大便利。系统网络结构图如图2所示。
3.4安全机制[12,13,14,15]
移动工程师站将KVM over IP技术应用于变电站的实时控制系统,所以必须采取相应的安全机制保证监控系统运行的可靠性和数据传输的安全性。
a.鉴权。鉴权是系统安全的基础,用于确定对象的合法性,即在移动工程师站和KVM设备建立通信和服务之前,相互之间进行身份确认。KVM over IP设备支持用户管理员、设备管理员和普通用户的3层用户权限设置,通过鉴权对不同用户实现不同的许可和访问权限。
b.数据加密。移动工程师站和KVM over IP设备间的数据不用明文直接传输,而是将键盘、鼠标及视频信号进行数据加密标准(DES)或128位安全套接字(SSL)加密,实现两端信息的全程通信保密,保障系统数据传输的安全性。
c.访问控制。通过KVM over IP设备的访问控制列表ACL(Access Control List)控制端口进出的数据包,仅对与ACL中匹配的IP地址,允许进行KVM控制,提高系统的安全性。网技术,2003,27(10):48鄄51.
d.日志记录和审计。日志记录功能可以记录用户登录及退出系统的相关信息,以及对系统进行设备备份、升级等操作的信息,该功能便于用户根据日期、用户名称等条件进行查询和审计。
e.信号仿真。工程师站与KVM设备之间使用的连接模块中内置检测程序,检测程序可以自动检测所连接工程师站的信号类型,采用信号仿真技术KA(Keep Alive)模拟工程师站正常运行所需要的键盘、鼠标信号。当KVM设备意外掉电或UTP线缆脱落的情况下,连接模块通过信号仿真技术可确保服务器的正常运行,从而维护了工作站运行的稳定性和数据的安全性。
f.网络隔离。通过VLAN实现网络隔离,使不必要的数据流量减至最少,减少了网络延迟,网络的安全性能得到显著提高。
4 结论
广播电台微机实时监控系统 篇8
1 广播电台微机实时监控系统的主要特点
1.1 安全性高
对广播电台而言,其在进行微机实时监控系统的应用与操作时,从事者只能是相关的负责人。同时还需要对相关的责任人进行身份识别与标识,对各自管理与控制的权限做出明确规定。这样能在很大程度上提升运行操作中的安全性。其次,在节目播出时,绝不允许执行关机操作,以避免人为操作失误而造成停播,在一定程度上保障了节目播出的安全性。
1.2 智能化程度强
微机实时监控系统的应用需要极强的自动化系统来予以支持,进而能使其在运行的过程中完全脱离人工化的操作与管理。对广播电台的微机实时监控系统而言,其在相关的设备、倒机、越限、硬故障以及开关机等操作上都实施了自动化分析与处理的管理模式,进而使整个实时监控系统形成了一种智能化的管理与控制模式,减轻了人工操作的负担。
1.3 通用性较强
广播电台的微机实时监控系统中的相关硬件设备要求与标准比较高,需要满足不同设备在进行更新与优化时的转播需求[2]。因此,需要对这些硬件设备进行全面、综合性设计,使其能满足不同层次与程度的需求。同时,还需要对发射机的接口进行规范与标准化处理,保证其能够进行二次开发与利用,增强其通用性。
2 微机实时监控系统的设计原则
2.1 先进性
在进行微机实时监控系统设计时,需要始终遵照“国际先进,国内一流”的相关目标与要求来开展,进而使所设计出的微机实时监控系统能在国内甚至是国际上得到广泛应用。
2.2 稳定性
在进行微机实时监控系统设计时,最先需要考虑的就是系统在运行时的安全稳定与可靠性。其在运行过程中不能够对广播电台的发射机造成影响,要能保持其正常运行与运转。同时,微机实时监控系统在运行过程中要能持续稳定地对其进行精确控制,对相关的数据进行精确处理与运算,使整个系统一直处于一种平衡、稳定的状态中。
3 广播电台微机实时监控系统的设计研究
3.1 系统硬件设计
微机实时监控系统在硬件设计方面,其要求与标准就是所应用的硬件设施结构简单、安装操作的程序简单方便。同时,所应用的硬件需要具备较强的稳定性以及抗电干扰的性能。据此,在进行微机实时监控系统的硬件设计时,采用了分布式的网络结构。在这个网络结构中,主要就是由主控机、四部前端机、无线语音报警系统及打印机等硬件构成。[3]其中,主控机与前端机是最主要的硬件设施,是进行实时现场连线的主要设备。主控机是整个监控系统的中心环节,通过对相应的菜单进行操作,同时以表格或数据的形式来进行详细的工作部署,进而来对整个系统及相关的参数进行控制。
3.2 系统软件设计
在微机实时监控系统中应用的是分布式计算机控制结构,其在软件的设计上依据不同的硬件设备编写了不同的程序结构。一般而言,软件的编写都采用的是C语言,进行人机界面的操作、通信、故障诊断等一系列的程序编写与操作。同时,还需要在微机实时监控系统中加入多任务的模块,以便同时进行两项及以上的操作,进而实施更好的检测与控制,提升广播电台的发射传输质量。
4 结语
传统广播电台的检测需要人工手控操作,随着科学技术的进步与发展,现已逐渐实现了微机实时监控。该系统在应用的过程中需要注重稳定性,保障其不会对其他系统产生干扰,进而有效提升系统运行的稳定性,同时增强发射与传播的质量,促使我国的广播电台更好地发展。
参考文献
[1]王祥忠.广播发射台微机实时监控系统[J].广播与电视技术,2012(22).
[2]曹金泉.广播发射台站自动化监控系统建设[J].电子世界,2012(10).
微机保护装置远方监控系统的应用 篇9
为了提高变电站供电可靠性, 进一步减少电网故障次数, 充分发挥继电保护装置作用, 最大程度地提高变电站内继电保护及安全自动装置的利用率, 减少变电人员工作量, 可以对继电保护装置的相关功能进行远方控制。远方控制按电压等级的高低实行, 本方案主要研究110k V变电站继电保护远方监控功能。
1 变电站监控系统模式研究
变电站综合自动化系统的组成在结构形式上主要分为集中式、分布集中式、集中和分散结合式3种。
1.1 集中式变电站综合自动化系统
集中式变电站综合自动化系统是按功能要求配置相应的继电保护装置及远动装置, 并安装在变电站的中央控制室内。变压器、各进出线及其他电气设备的运行状态通过TA、TV、开关辅助触点由电缆传送到变电站的中央控制室的保护装置和远动装置内, 经初步处理后送到I/O通信控制器进行数据格式的变换, 并将变电站所有保护、测量、信号和控制信息统一处理, 与当地的后台机和远方调度中心进行信息交换。此种方式实际上是现有微机保护与微机远动的系统集成, 但其组屏多, 占地面积大, 而且需敷设大量电缆, 投资和工程量大, 实际应用越来越少。
1.2 分布式 (分散式) 综合自动化系统
分布式综合自动化系统按回路进行设计, 每一个开关柜上或其他一次设备上就地安装微机保护单元和单回路的数据采集/监控单元, 故开关和其他一次设备与单回路的数据采集/监控单元和微机保护单元在同一柜内, 可免去大量的电缆连接, 同时也提高了抗干扰能力, 它无须再设置继电保护和远动装置屏, 大大减化了二次设备, 并减小了占地面积。
1.3 分布集中式综合自动化系统
分布集中式综合自动化系统将整个变电站的一、二次设备分为3层, 即变电站层、单元层和设备层。变电站层称为2层, 单元层为1层, 设备层为0层。变电站综合自动化系统主要位于1层和2层。
1.4 方案确定
通过分析比较, 沈阳工程学院110k V变电站项目确定为分布集中式综合自动化系统, 微机保护装置就地安装分布式监控主机, 就地整个变电站设中央监控主机, 可以远方接收继电保护装置变位和告警信号, 它综合了集中式和分布式综合自动化系统的优点。
2 远方监控系统的网络结构
微机保护装置本身具有通讯功能, 通过其插件上串行通讯口和CAN网接口, 实现分布式监控主机与微机保护装置进行通信, 采集所需要的信息。
计算机监控系统由2层网络构成, 2层网络为站控层的计算机网络和间隔层数据通信网络。
站控层网络为双以太网, 它负责站控层各个工作站之间和来自间隔层的全部数据的传输和各种访问请求。其网络协议应符合国际标准化组织0SI模型。硬件设备、数据链路用以太网构成, 网络传送协议采用TCP/IP和UDP网络协议, 网络传输速率为100Mb/s, 站控层网络按双网配置, 网络配置规模需满足工程远期要求间隔层设备通过交换机与站控层以太网连接, 其网络协议应成熟可靠, 符合网络标准。
间隔层至站控层网络通讯介质采用光纤连接, 间隔层各继电保护室内采用屏蔽双绞线连接。站控层、间隔层网络必须安全可靠, 具有足够的抗电磁干扰能力。且应具有基本的管理能力, 对网络所有设备的工作状态能自动选择、协调、以及自动监测。
110k V变电站远方监控系统采用图1中的单网结构, 所有设备集中组屏安装, 同时向以太网1、以太网2发送数据, 设备处于双网热备用状态。全站采用GPS网络脉冲对时。
3 硬件设备及应用软件
微机保护监控系统采用了技术先进的电力系统通用的、可靠的、符合工业标准的硬件设备。
3.1 分布式监控主机
分布式监控主机所内计算机监控系统的主要人机界面, 用于图形及报表显示、事件记录及报警状态显示和查询, 设备状态和参数的查询, 操作指导, 操作控制命令的解释和下达等等。通过主机, 运行值班人员能实现对全所生产设备的运行监测和操作控制。
3.2 中央监控主机
中央监控主机具有远动数据处理及通信功能, 满足远动专业要求, 并具有可与路出器连接的接口, 以适应将来远动信息通过电力调度数据网上传。中央监控主机应直接与间隔层I/O测控单元通过光缆通信而不需经转换环节, 满足直采直送的要求。远动工作站的功能为将I/O测控单元上传的信息归类、集中和处理, 根据各调度中心的要求, 经软件组态后按各自的需求传送信息, 中央监控主机采用交换机冗余配置。
3.3 以太网关
测控单元按电气设备间隔配置, 各测控单元相对独立, 通过以太网关直接采集处理现场的原始数据, 转换成符合IEC61850的标准协议通过网络传送给站级计算机, 同时接收站控层发来的控制操作命令, 经过有效性判断、闭锁检测等, 最后对设备进行操作控制。
3.4 网络路由器
网络路由器是和以太网相关配合的接收中央监控主机发往远程网络的数据包, 选择最佳路径, 在广域网链路上传输数据至目标计算机的网络上。网络路由器具有在各网络分支之间充当安全防护层, 防止广播风暴, 有效隔离坏数据的作用。
3.5 应用软件
应用软件采用许继集团的CBZ-8000变电站自动化系统, 为电力系统自动装置实验室前期购置, 在此基础上进行功能开发。系统的软、硬件设计基于开放式系统规范要求, 软件采用客户/服务器结构, 它可以减少网络负荷, 提高系统配置的灵活性, 监控系统即可配置为独立的服务器、客户机, 也可配置为客户、服务器合二为一的模式。服务器模块采用互为热主备的双冗余模式, 监控系统可以运行在支持Windows NT/2000操作系统的任意硬件平台, 包括PC、ALPHA或其它任何类型的工作站。
4 远方监控系统的功能
4.1 通信功能
通信接口是微机保护用于变电站综合自动化的必要条件, 具备有RS-232, RS-422/485等标准接口。RS-232接口可以方便地转化为光信号, 方便与远动装置的光纤连接, 结合分布式的RTU实现保护远动的就地安装, 将大大节省电缆投资。RS-422/485的抗干扰能力强, 且传输距离较长, 同时可以挂网, 使微机保护既可分散安装也可集中组屏。一般微机保护通信规约具有基本命令和报文功能, 在正常的通信行为中应处于被动的状态, 接收来自远方的各下行询问命令, 在发生异常及保护动作后, 主动上报相关报文。
4.2 装置软压板的远方投退功能
随着变电站综合自动化及无人值班变电站技术的发展, 在远方完成保护功能的投退显得愈为迫切。本研究方案中微机保护装置可以实现远方对装置软压板的投退。
4.3 自动校时功能
信号传输采用数字通信方式, 事件报文含发生时刻, 计算机时钟的准确是事件排序正确的基础。微机保护若用于多个变电站综合自动化系统, 其校时方法至少应具备2种, 即通信广播校时及分、秒中断校时。变电站综合自动化主站在接到上级等时钟信号后, 对站内所有微机保护的分布式监控机进行时钟分校时或秒校时, 保证全站所有智能设备时钟一致, 最好精确到毫秒。
4.4 信号复归功能
通过中央监控主机对变电站内所有微机保护装置进行总复归, 分布式监控主机对就地的微机保护装置进行装置复归。
水电站微机监控 篇10
【关键词】变电站；微机综合自动化保护系统；设计
随着我国经济的快速发展，工业技术也在快速的发展，这对电网的可靠性也提出了更高的要求；同时市场经济新形势下，对电网建设也提出了许多新的要求；电网规模不断壮大的今天，电网结构更加复杂。综合这三方面的情况，传统的控制保护系统以及远远的不能满足新形势下的电网要求，因此变电站微机综合自动化保护系统的研究和设计具有很大的意义。
一、变电站微机综合自动化保护系统的作用
变电站微机综合自动化保护系统能够保证变电站之间的分配控制、分配检查以及电能传输等任务顺利的完成，变电站自动化保护系统具有下面几个方面的作用：通过自动化保护系统能够满足变电站的通信要求；通过自动化保护系统能够及时、准确的监测出电网中存在的问题，并且将出现问题的部分隔离；通过自动化保护系统能够对当地紧急情况进行控制；通过自动化保护系统能够自动的采集变电站的所有信息，对变电站的情况进行控制。
二、变电站微机自动化保护系统设计的原理
1.充分综合性，变电站自动化保护系统必须完全的代替原来的二次设备，把变电站的控制、保护、坚实、测量等功能全部分在一个系统中。通过其灵活适应性强的运行模式，进行标准化工作，保证其能够适应各种不同类型、电压的变电站环境。
2.需要满足系统对技术先进与安全性的要求，并且能够保证通信信息的共享，各种模块与部件之间应该采用网络模式，便于自动化系统中不断的从外界获取信息，实现站内所有资源的共享。此外，微机保护硬件与软件应该能够满足监控系统这种相对独立的环境。
3.运行系统必须可靠，具备较强的抗干扰能力，所以在进行整体设计的时候，应该综合保证整体系统中的各个子系统相对独立，此外，还需要其具有独立的问题诊断以及自我修复能力。
三、变电站微机综合自动化保护系统的设计
在进行变电站微机综合保护自动化保护系统设计的时候，应该研究变电站的实际情况，根据一次配电设备的布置情况，二次微机继电保护设备的设计，在按照整体的设计原理，实现微机综合自动化保护系统。
1.一次变配電设备的设计
首先选择变压器，变压器分主次之分，一般的主变压器采用户内布置干式变压器，例如SG10-1250KVA变压器，主要有过流保护、高压零测序过保护、低压侧反时限零序过流保护、小电流接地保护、F-C过流闭锁出口、负序过流保护、瓦斯等非电保护等功能，并且能够同时进行10路外部开入遥信的功能；其次是选择高压开关柜，变电站的高压开关柜通常都是安装在真空断路器中，因此常选用真空气体剧院金属封闭开关，例如KYN28-12型真空气体绝缘金属封闭开关柜；最后是选择低压配电屏，低压配电屏通常是安装在全封闭金属铠装移开式开关柜中的，如低压GCS型开关柜。
2.机电保护装置的配置与二次回路
根据变电站的微机综合自动化保护系统的整体设计原则，以及对设备类型的要求，然后对我国多家生产变电站微机综合自动化保护装置的性能，充分的考虑设备的价格、前瞻性、经济性以及售后服务等方面的因素，再结合相关的关键技术指标，进行微机综合自动化保护装置的设计，例如XK2000系列综合自动化保护测控装置的硬件组成有：
（1）微处理器模块，微处理器模块简称CPU，是机电保护装置的核心，其作用就是：监控、自检、通信以及保护的功能，然后对有源低通与带通滤波回路、出口驱动电路、信号驱动电路等，这种模块的端子有：外部复归接点输出、对时脉冲输出、电度脉冲输出以及开关输出、一个CAN串行通道信息接口、一个RS485串行通道信号接口。
（2）电源模块，装入电源模件输入220V直流电压，然后输出24V（2）、24（1）、12V、5V四组直流电压。其中24（2）是开关量输入无源脉冲量，24（1）是机电驱动电源，12V是模拟系统工作电源，5V是处理器工作电源。
（3）交流信号输出模块，X2、X3输入模块通过输入TA、TV交流电，然后通过交流电压信号转化为弱点信号，这样就能起到将弱电隔离的作用，不同的装置在输入与输出交流电的回路接线端子的定义也不相同。
（4）保护测控装置操作回路模块。该模块的内容有：6路独立的动作出口继电器能够传出8个接点，“主合开关”继电器HJ与“跳主开关”继电器TJ是通过第二接点输出；“遥控合闸”与“遥控跳闸”的主要作用就是遥控操作，第3路独立的信号继电器总共输出4个接点，输出“保护动作1”与“保护动作2”，此外，为了保证“装置故障”与“警告信号”，将他们分别接在不同的接点上。
（5）综合测控装置直流模拟及开关量输入模块。该模块的内容有：4路无源开关电源输入，此电源接点通过光耦隔离端子接入；12路有源开关量输出，电压一般选用220V/110V直流电流，同时也可以为220V交流电，对四路电流模拟量进行DC1-DC4测量，将其控制在0-6V/5-20mA范围之内。
3.通信子网构成
微机综合自动化保护系统通信子网，现在通常应用的是以太网，在变电站层一般采用100M以太网，间隔层使用10M以太网。间隔层的保护装置、测控装置、自动装置等具备以太网接口的设备直接接入间隔层以太网，其他分部布置的设备通过规约转换、测控装置或低压保护装置接入间隔层以太网，根据设备所属的间隔和物理位置链接到适当的间隔层集线器，然后再将所有间隔层集线器接入变电站层集线器。对于可靠性要求高的变电站的自动化系统，可采用双重化的以太网来确保单一故障时不损失任何功能。对于站点较多的变电站，变电站层可采用交换性集线器，将间隔分成若干子网，限制每个冲突域的站点数量不致过多，以确保系统响应速率。
四、结束语
变电站微机综合自动化保护系统作为一种蓬勃发展的新兴技术，其设计原理还有许多需要完善的地方，随着广大电力科研人员不断的研究，以及在实践中积累经验，不断对综合自动化系统进行改进，使我国变电站微机综合自动化保护技术得到了不断的提高。
参考文献
[1]黄盛超.变电站微机保护系统的若干问题分析[J].中国高新技术企业，2012（19）：98-100.
[2]郭莉.变电站微机综合自动化保护系统的应用[J].城市建设理论研究，2013（28）：54-57.
[3]蔡春海.浅析变电站微机综合自动化系统运行的可靠性[J].民营科技，2012（2）：52.
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