毕业设计(论文)说明书范例(展示效果)

毕业设计（论文）
（说明书）
题目：XXXXXX
姓名：XXXXXX
学号：XXXXXX
平顶山工业职业技术学院
2013年5月20日
平顶山工业职业技术学院毕业设计（论文）任务书
姓名XXXXX
专业班级 XXXXXXX
任务下达日期2013年3月4日设计（论文）开始日期2013年3月10日设计（论文）完成日期2013 年 5 月20 日
设计（论文）题目： XXXXXXXXXX
指导教师 XXX
系（部）主任郭宗跃
2013年5月20日
平顶山工业职业技术学院
毕业设计（论文）答辩委员会记录电力工程学院XXXXX专业，学生XXXX 于2013年 6月10日
进行了毕业设计（论文）答辩。

设计题目： XXXXXXXXXXXX
专题（论文）题目： XXXXXXXXXX
指导老师： XXX
答辩委员会根据学生提交的毕业设计（论文）材料，根据学生答辩情况，经答辩委员会讨论评定，给予学生XXX 毕业设计（论文）成绩为。

答辩委员会人，出席人
答辩委员会主任（签字）：
答辩委员会副主任（签字）：
答辩委员会委员：，，，
，， ,
平顶山工业职业技术学院
毕业设计（论文）评语
第页
毕业设计（论文）及答辩评语：
摘要
电网系统运行的可靠性以及供应电能的质量，与其自动化系统的水平有着密切的联系。

电力系统的自动化系统由两个系统构成，信息就地处理的自动化系统和信息集中处理的自动化系统。

信息就地处理的自动化系统的特点是能对电力系统的情况作出快速的反应，如高压输电线上发生短路故障时，要求继电保护要在20ms左右动作，以便快速切除故障，而同步发电机的励磁自动控制系统，在电力系统正常运行时，可以保证系统的电压质量和无功出力的分配，在故障时可以提高系统的稳定水平，有功功率自动调节装置，能跟踪系统负荷的随机波动，保证电能的频率质量，按频率自动减负荷装置能在系统事故情况，电力系统出现严重的有功缺额时，快速的切除一些较为次要的负荷，以免造成系统的频率崩溃，以上这些信息就地处理装置，其重要的优点是能对系统中的情况作出快速的反应，尤其在电力系统发生故障时，其作用更为明显，但由于其获得的信息有局限性，因而不能从全局的角度来处理问题，例如通过自动频率调节，虽然可以跟踪负荷的变化，但总还存在与额定频率的偏差，更不能实现出力的经济分配。

另外，信息就地处理自动装置，只能“事后”的处理出现的事件，而不能“事先”的对系统的安全性作出评价，因而有其局限性。

信息集中处理的自动化系统（即电网调度自动化系统），可以通过设置在各发电厂和变电站的远动终端（RTU）采集电网运行的实时信息，通过信道传输到主站，主站根据全网的信息，随着微机保护，变电站综合自动化等技术的发展，两个信息处理系统之间互相渗透，更重要的是这些微机装置，如打破原来的二次设备柜框架。

关键词：变电所，防爆型，矿用变压器，采区供电，保护装置
目录
摘要 (1)
目录 (II)
第一章变电站综合自动化系统概况 (1)
1.1国内外变电站综合自动化的发展及应用状况 (2)
1.2变电站综合自动化系统的发展趋势 (5)
1.3本文研究的主要内容 (5)
第二章35KV变电站综合自动化系统的功能和结构 (6)
2.1变电站综合自动化系统的功能要求 (6)
2.1.1保护系统功能 (7)
2.1.2监控系统功能 (8)
2.2变电站综合自动化系统的网络结构 (12)
2.3集中式结构 (12)
2.4分布式结构 (13)
2.5分散（层）分布式结构 (13)
第三章变电站综合自动化的通信 (15)
3.1通信的相关介绍 (15)
3.2变电站综合自动化系统的任务 (16)
3.3数据通讯系统的构成 (16)
3.3.1变电站综合自动化系统的网络连接 (17)
3.3.2变电站综合自动化系统常用的网络设备 (19)
3.4变电站内的信息采集传输内容 (19)
3.4.1变电站的数据模拟量、开关量和电能量 (20)
3.4.2安全监视功能 (21)
第四章以新建平煤八矿35KV变电站为研究对象 (22)
4.1概述 (22)
4.2设计原则和系统技术参数 (22)
4.2.1系统性能指标 (23)
4.2.2通信指标 (24)
4.2.3装置技术指标 (24)
4.2.4硬件平台 (26)
4.3系统实施方案 (27)
4.5小结 (28)
第五章综合自动化系统在实际应用中存在的问题 (29)
总结展望 (32)
6.1变电站综合自动化系统在实际应用中存在的共性问题 (32)
6.2变电站综合自动化系统的展望 (32)
致谢 (33)
参考文献 (34)
第一章变电站综合自动化系统概况
随着国民经济的持续发展，电力用户对供电质量的要求愈来愈高，加强电网建设和改造成为电力系统新的工作重点，而依靠科技的进步，采用先进的技术和现代化的管理手段是电网建设和改造的出发点，实现电网自动化则是重要手段。

变电站是电力系统中的一个重要环节，它的运行情况直接影响到电力系统的可靠、经济运行。

要提高变电站运行的可靠性及经济性，一个最基本的方法就是要提高变电站运行管理的自动化水平，实现变电站综合自动化。

变电站综合自动化是指变电站二次系统通过利用计算机技术、现代控制技术、网络通信技术和图形显示技术，实现将常规变电站的控制、测量、信号、保护、计量、安全自动装置、远动等功能整合于一体的计算机监控系统，这项技术涉及多个技术领域，是自动化技术、计算机技术和通信技术等高科技在变电站领域的综合应用。

依据大电网会议WG34.03工作组的分析，变电站自动化系统较为严格的定义为心：
（1）远动功能（四遥功能）；
（2）自动控制功能（如有载调压变压器分接头和并联补偿电容器的综合控制（voc）。

电力系统低频减载、静止无功补偿器控制、配网系统故障分段隔离／非故障段恢复供电与网络重组等）；
(3)测量表计功能（如三相智能式电子电费计量表等）；
(4)继电保护功能；
(5)与继电保护有关的功能（如故障录波、故障测距、小电流接地选线等）：
(6)接口功能（如与微机五防、继电保护、电能计量、全球定位系统（Gps）等IED的接口）；
(7)系统功能（与主站通信，当地SCADA等）。

所有能实现这些功能的设备，目前统称为智能式电子仪表（IED）。

变电站自动化的目的，就是实现这些IED的信息共享，由此可减少变电站使用的电缆数量和造价，提高变电站的运行和安全可靠性，并减少维护工作量和提高维护水平。

随着计算机技术、网络技术和通信技术的发展及其在电力系统中的广泛应用，变电站综合自动化系统的技术水平也在不断提高。

变电站自动化技术和变电站自动化系统的内涵还在不断的丰富之中。

1.1国内外变电站综合自动化的发展及应用状况
国际上对于变电站综合自动化的研究，已经进行了多年，并取得了令人瞩目的进展。

早在七十年代末，日本就研制出了世界上第一套综合数字式保护和控制系统SDCS-I。

此后，美国、英国、法国、德国等一些发达国家也相继在此领域内取得不同程度的进展。

在八十年代初，美国一家电力公司研制了IMPAC模块化保护和控制系统。

PRI联合研制出了SPC美国西屋公司和ES变电站保护和控制综合自动化系统。

到1984年，瑞士的BBC公司首次推出了他们的变电站综合自动化系统。

1985年，德国的西门子公司又推出了他们研制的第一套变电站综合自动化系统LSA678。

变电站综合自动化目前在国外已得到了较普遍的应用。

例如美国、德国、法国、意大利等国家，在他们所属的某些电力公司里，大多数的变电站都实现了综合自动化及无人值班方式。

我国的变电站自动化技术起步于50年代。

1954年，我国从前苏联引进了RTU 技术，东北安装了16套遥测／遥信装置。

此后，国内开始了系列远动产品的研制工作。

到七十年代初，便先后研制出了电气集中控制装置和集保护、控制及信号为一体的”四合一”装置。

在八十年代中期，国内许多高等院校及科研单位也在这方面做了大量的工作，推出一些不同类型、功能各异的自动化系统，为国内的变电站自动化技术的发展起到了卓有成效的推动作用。

我国经历了以下几个发展阶段：
(1)传统的变电站运行方式
20世纪80年代早期，传统的变电站自动化系统是由许多安装在控制室内的单项自动化装置组成，主要包括各种继电保护装置、自动重合闸、故障录波装置、变送器和远动装置、模拟盘和各类仪表，还需大量电缆将现场分合闸线圈以及位置信号触点一一对应地联到上述各种自动化装置。

除保护动作信号、电能表脉冲信号送至远动装置外，各种保护、自动装置和仪表基本独立工作，微机保护和远动装置之间无计算机通信。

保护定值的整定、故障录波和故障数据的收集，基本由现场人工进行。

需要一个大控制室来放置各种自动装置和仪表，占地面积大，需要大量电缆管线，施工、安装和调试工作量大，远动装置的本地功能和测量仪表功能重复，各种自动装置和仪表种类、数量较多，工耗、备品备件及运行维护量大。

变电站二次设备均按传统方式布置：控制屏实现站内监控，保护屏实现电力设备保护，远动设备实现实时数据采集。

它们各司其职、互不相联。

(2)远动RTU方式
20世纪80年代中、后期，随着微处理器和通信技术的发展，利用微型机构成的远动装置［简称RTU］的功能和性能有很大提高。

该方式在原常规有人值班变电站的基础上在RTU中增加了遥控、遥调功能，站内仍保留传统的控制屏、指示仪表、光字牌等设备。

所有信号由RTU集中采集，遥控、遥调指令通过RTU装置硬接点输出，由控制电缆引入控制回路，与数字保护不能交换信息，保护动作信号仍需通过继电器接点采集。

采用这种方式使二次设备增加，二次回路更复杂。

(3)综合自动化方式
1）集中式自动化系统
20世纪90年代数字保护技术（即是微机保护）的广泛应用，使变电站自动化取得实质性的进展。

20世纪90年代初研制出的变电站自动化系统是在变电站控制室内设置计算机系统作为变电站自动化的心脏，另设置一数据采集和控制部件用以采集数据和发出控制命令。

微机保护柜除保护部件外，每个柜有一个管理单元，其串行口和变电站自动化系统的数据采集和控制部件相连，传送保护装置的各种信息和参数，整定和显示保护定值，投／停保护装置。

此类集中式变电站自动化
系统结构紧凑、体积小、造价低，尤其适合35KV或规模较小的变电站。

2）分散式自动化系统
由于集中式结构存在软件复杂，系统调试麻烦、精度低，维护工作量大，易受干扰，扩容灵活性差等不足；随着计算机技术、网络技术及通信技术的飞跃发展，同时结合变电站的实际情况，各类分散式变电站自动化系统纷纷研制成功和投入运行。

分散式系统的特点是各现场输入输出单元部件分别安装在中低压开关柜或高压一次设备附近，现场单元部件可以是保护和监控功能的二合一装置，用以处理各开关单元的继电保护和监控功能，也可以是现场的微机保护和监控部件分别保持其独立单元部件进行通信联系。

通信方式大多数通过rs232／rs485通信接口相连。

但近年来推出的分散式变电站自动化系统更多地采用了网络技术，如现场总线及以太网等。

至于变电站自动化的功能，如遥测、遥信、采集及处理，遥控命令执行和继电保护功能等均由现场单元部件独立完成，并将这些信息通过网络送至后台主计算机，而变电站自动化的综合功能均由后台主计算机系统承担。

分散式面向对象的变电站综合自动化系统由于大大缩小了主控室的面积，可靠性高，组态灵活，检修方便，降低总投资，目前已成为发展趋势。

纵观我国七、八十年代的变电站自动化发展状况，可以看到，初期的变电站自动化，只是在常规二次设备配置的基础上增加了计算机管理功能。

如CRT屏幕监视、数值计算、自动巡检打印及自动报表等。

所增加的这些计算机功能并不能取代常规的操作监视设备，因而这种自动化方式只能称作计算机辅助管理。

八十年代以后，由于微机技术的发展，使变电站自动化技术得到了进一步的提高，但是此时的自动化管理仍未涉及到继电保护、故障录波等功能。

只是在原有基础上增加了以微机为控制中心的就地功能。

这种初期的自动化管理方式，各专业在技术上相互独立，资源不能共享，设备设置重复，功能交叉覆盖，无论在技术上或是经济上都不尽合理。

进入九十年代后，由于数字保护技术的发展，才使得变电站综合自动化技术产生了一个飞跃，使这项技术在我国进入了实质性发展阶段。

1.2变电站综合自动化系统的发展趋势
变电站自动化技术伴随着现代科学技术发展，尤其是网络技术、计算机软、硬件技术及超大规模集成电路技术的发展而不断进步，自动化系统以按对象设计的全分层分布式为潮流，朝着二次设备功能集成化，一次设备智能数字化方向发展：同时经济性和可靠
IC618性也是变电站自动化技术发展所要考虑的实际问题。

E50标准的实施应用，电能质量监测管理，一次设备的在线监测，以及网络安全技术，变电站综合自动化将更多地融入当今流行的各种新观念、新技术，其发展结果也使整个系统更加安全、高效、经济和可靠。

总的发展趋势可从以下几个不同角度来描述：1.3本文研究的主要内容
本论文将在总结本人从事变电站设计工作五年来的经验基础上，结合本课题完成如下工作：
1．首先介绍变电站综合自动化的定义，对变电站综合自动化在国内外的发展及应用情况进行介绍。

2．提出变电站综合自动化系统的功能要求，对变电站综合自动化系统常用组网结构和各自特点进行分析研究。

3．变电站综合自动化的通信介绍。

4．以新建平煤八矿35KV变电站为研究对象
5．分析研究变电站综合自动化系统存在的共性问题，并提出改进意见。

第二章35KV变电站综合自动化系统的功能和结构
本章先提出了变电站综合自动化系统应满足的基本要求，接着从保护系统和监控系统两方面对其功能进行了详细介绍和研究。

并对变电站综合自动化系统几种常用的组网结构：集中式、分布式、分散分布式结构进行了介绍，对目前应用较广的分散分布式结构进行重点研究。

2.1变电站综合自动化系统的功能要求
变电站自动化系统的具体功能要求主要决定于变电站在电力系统中的地位、作用和变电站的规模、电压等级及一次设备状况。

高压、超高压变电站自动化系统的主要功能要求，概括起来有３个方面。

①控制系统：运行人员监视与控制、自动控制、电力系统紧急控制与当地后备控制、故障录波与事件记录、测量与计量、自动数据分析；②保护系统：变压器保护、线路保护及自动重合闸、母线保护、电容器保护；③运行支持系统：设备维修支持、设备非正常状态的恢复支持、电力系统故障恢复支持、自动故障恢复。

每个变电站自动化的功能将随原来系统的运行经验、成本和性能的要求不同而变化，但它们都要适应以下基本要求：
1)当电力系统发生故障时，继电保护系统准确检测故障，跳开相应开关，迅速切除故障，不造成故障连锁反应，使故障造成的影响限制在尽可能小的范围；
2)收集、处理各种设备的运行信息和数据，按要求发送到集控中心和远方调度控制中心，满足调度部门对电力系统的监视、控制和运行操作；
3)收集设备的状态数据，支持设备的状态维修和可靠性为中心的维修系统，提高设备可用率和使用寿命；
4)在集控中心或调度控制中心对变电站失去监控的情况下，变电站的后备控制能对变电站进行控制；
5)收集并及时传送电力市场实时交易所需的技术数据，促进安全交易，减少
交易风险。

针对以上基本要求，在做变电站综合自动化系统设计时，可靠、实用、技术先进和利于推广是系统设计的基本指导思想。

变电站综合自动化系统设计过程中，可靠性与系统总体设计及软硬件结构和工艺关系密切，考虑软硬件总体方案时，可靠性必须放在第一位。

其次应强调性能价格比这个重要指标，机型选择、硬件配置上，应从应用对象实际情况出发，特别重视性能价格比。

同时还应考虑操作方便，具有完备的防误提示和措施。

2.1.1保护系统功能
保护装置是综合自动化系统的重要组成部分，以被保护的一次设备为对象，直接由相关的ＣＴ和ＰＴ输入电气量，动作后由接点输出，直接作用于相应断路器的跳闸线圈。

要求和自动化系统保持相对独立，一般要求保证电磁兼容指标，设置专用电源回路（３５ｋＶ电压等级以上），保护ＴＡ与测量ＴＡ分开，可远方投退压板和控制字，在线修改定值，带简短的事故采样数据和动作记录等。

当监控系统异常或失去联系时，保护系统能够独立地完成它的使命，做电力系统的守护神。

从功能上可分为线路保护、母线保护、变压器保护、电容器保护及备用电源自投、故障录波、低周低压减载等安全自动装置。

微机保护应具有与监控系统通信的功能，包括：接受监控系统查询，若返回正确应答信号，则表明保护装置通信接口完好；若超时无应答或应答错误，则表明通信接口或保护装置本身出现故障；传送事件报告，包括跳闸时间（分辨率２ｍＳ）、跳闸元件、相别、测距、故障波形等，且掉电后信息能保留：传送自检报告，包括装置内部自检和对输入信号的检查；修改时钟及对时，目前至少要有通信广播对时及分秒中断对时，并能GPS外部对时；修改保护定值，定值要经过上传、下装、反校、确认等环节后，保护装置才予以修改；接受投退保护命令，保护信号应具有掉电白保持，能够远方或就地复归；接受查询定值并送出定值；实行显示保护主要状态（功能投入情况输入量值等）。

与监控系统通讯，主动上传故
障信息、动作信息、动作值及自诊断信息，接受监控系统命令上传整定值及历史事件，与监控系统通讯应采用标准规约。

2.1.2监控系统功能
（1）数据采集
系统由数据采集装置采集现场所有状态量、模拟量及脉冲量，并可从各保护装置采集保护运行状态、保护动作信息、保护定值信息、保护故障信息、保护电源及保护装置自检信息。

1）状态量采集
包括断路器状态、隔离开关状态、接地刀闸状态、变压器分接头位置等，这些信号大部分采用光电隔离方式的开关量中断输入。

对重要的状态量（如断路器位置）采用双位置接点进行采集，即11,00分别表示二个状态，以保证正确无误地反映断路器位置，防止继电器触点的失效与抖动而引起的状态误报。

2）模拟量采集
采样各段母线电压、各进出线回路的电流和功率值；电网频率与相位等电量参数以及变压器的瓦斯值、温度、压力等非电量参数。

目前各种电量参数在综合自动化系统中均采用交流采样，直接采集由电流互感器与电压互感器提供的交流参数，常规变送器加Ａ／Ｄ变换方式只用于对非电量参数如变压器油温、主控室温的采集。

3）脉冲量采集
采集由全电子电能表输出的电量脉冲值，也可直接采集电能量。

4）继电保护数据采集
包括保护动作信号、保护状态、保护定值等。

（2）事件记录及故障录波
事件记录包括保护动作序列记录soe（seuenceofevents）开关跳合记录，事件分辨率可根据不同电压等级的要求确定，一般为1.3ms，能存放100个以上的事
件顺序记录。

当出现电网故障时00ms以及故障后3s的波形，（如接地短路故障），能记录故障前１min供事故分析。

对高压变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现：一是配置专用微机故障录波器，并能与监控系统通讯；另一种则由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波形及测距结果送监控系统，由监控系统存储及打印波形。

对低压变电站可给出故障报告，包括故障类型、动作类型及开关遮断电流大小。

（3）远方整定保护定值
对各保护装置，可在当地或远方设置一组或多组保护定值，并可在当地或远方显示、切换整定值。

此功能应具有远方、当地闭锁，操作权限闭锁措施。

（4）控制和操作闭锁
可对断路器、隔离开关的分、合进行操作，对变压器分接头进行调节控制，对电容器组进行换切。

这些控制和操作可在远方的调度中心或变电站内的后台监控系统的ＣＲＴ及键盘上发命令完成（具有操作密码和操作者及操作内容归档功能），也可在装置面板上进行操作，以保证系统的更高的使用灵活性。

为确保操作的准确可靠，操作步骤按“选择一返送校核一执行”来进行，并具备逻辑闭锁功能，每次操作均有打印输出。

操作闭锁应包括以下内容：
1）操作出口应具有跳、合闭锁功能。

2）操作出口应具有并发性操作闭锁功能。

3）根据实时信息，实现断路器、刀闸操作闭锁功能。

4）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。

（5）电压无功综合控制
在上级调度直接控制时，变压器分接头调整和电容器组的投切直接接受上级调度的控制；当给定电压曲线的情况下，则由变电站自动化系统进行控制，按系统电压与功率因数变化自动调节变压器分接头位置或投切电容器，保证电压质量和优化无功补偿。

（6）与远方调度中心通信
实现远动装置的常规的遥测、遥信、遥控和遥调四遥功能，即将采集的数字量和状态量实时地送往调度中心，并接受上级调度中心的控制和调节操作命令。

若有事故发生，如开关变位等事故发生或数字量越限时则插入优先发送，及时向调度中心报警。

此外还将故障录波和其他继电保护信息送往调度中心，同时接受调度中心发来的修改继电保护整定值的命令等。

传送通道可以是电力载波、微波、光纤或专用通道。

通信波特率随所选用通信通道及通信方式来决定。

通信规约可以采用远动标准规约或计算机通信规约，视调度中心的要求而定。

（7）数据处理和统计记录
系统将采集来的状态量、数字量和脉冲量按规定的要求进行处理，送往当地监控系统的后台机和上级调度中心。

这些数据主要有：线路、变压器的电流、有功和无功，母线电压定时记录的最大值、最小值及其时间等；整点数据的日报表；每日的峰值和谷值，并标以时间；断路器动作次数、断路器切除故障时的故障电流和跳闸操作次数统计；控制操作及修改整定值的记录及有关操作者；独立负荷有功无功每天的峰值、最大值及其时间，并保存归档。

历史数据在监控系统的后台机内至少能保存１年以上。

（8）人机联系功能
当变电站有人值班时，人机联系功能在当地监控系统的后台机上进行。

当变电站无人值班时，。

则在远方的调度中心或集控中心的调度或监视主机上进行。

操作人员的人机联系界面是ＣＲＴ屏幕与键盘或鼠标器，可实现下列主要功能：CRT屏幕上可显示各种画面、数据和表格，包括主接线图、开关状态、潮流信息、报警画面与提示信息、事故记录ＳＯＥ、负荷曲线、系统的配置和工作情况、保护整定值、日运行报表等，并可将显示画面和表格拷贝打印记录下来。

实施远方控制和操作，包括保护装置的投入和退出、断路器以及隔离开关的操作、变压器分接头位置控制等。

输入或修改数据，包括远方操作的密码、操作人员的代码及密码、保护定值。