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电流及本串相关单相同期电压，实现对本间隔全相运行的监视及检同期、捕捉同期电压、频率的测量。 2）本间隔状态量监视、遥信及遥脉功能
装置具有一定数量的开关量输入回路，可根据定义实现接入开关状态量遥信、脉冲量遥脉等功能，满足间隔单元的状态量监视要求。 3）自动检同期、捕捉同期合闸
CSC2000综合自动化系统采用分布式同步系统。对于一个半断路器接线方式，可按近区优先原则取得同期电压，可分别实现手动检同期和捕捉同步功能。 ? 同期电压
a) 对母线接线的连接元件，如果其断路器合闸时有同期要求，可通
过该断路器培植的端控单元或本测控装置来实现。同期电压取自该断路器两侧电压互感器的二次电压。
b) 一个半断路器的连接元件，通过该串中间、母线断路器的测控装
置实现该串上三个断路器的同期功能。
? 手动检同期
手动检同期合闸可通过两种方式实现。如果该断路器只有手动检同期要求，可通过该断路器培植的断控单元（CSI101A、CSI121A）来实现，该装置设有“手合”开关，可以进行手动检同期合闸。监控主站的控制命令首先通过网络发给断路器的测控装置，断控单元在收到测控装置来的“手合”命令时，首先检查断路器两侧时候有电压，如果任意一侧无压就合闸；若两侧均有电压，则自动转为检同期方式。 当该断路器不但有手动检同期要求，而且有捕捉同期要求时，通过本测控装置来实现手动同期原理同上。 ? 捕捉同期
对变电所中经常解列和并列的线路有捕捉同期要求时，同样通过本测控装置实现相关断路器的捕捉同期合闸。
第5.5节 系统数据通信
5.5.1概述
变电站自动化系统实质上是由多台微机组成的分层分布式控制系统，包括微机监控、
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微机保护、电能质量自动控制等多个子系统。在各个子系统中，往往又由多个智能模块组成。例如：在微机保护子系统中，有变压器保护、电容器保护、各种线路保护等。因此在变电站自动化系统内部，必须通过内部数据通信，实现各子系统内部和各子系统之间的信息交换和信息共享，以减少变电站二次设备的重复配置并简化各子系统的互连，既减少了重复投资，又提高了系统整体的安全性和可靠性。
由于数据通信在变电站自动化系统内的重要性，经济、可靠的数据通信成为系统的技术核心，而由于变电站的特殊环境和自动化系统的要求，变电站自动化系统内的数据网络应满足下列要求： ① 快速的实时响应能力； ② 很高的可靠性； ③ 优良的电磁兼容性能； ④ 分层式结构。
1997年8月国际大电网会议上，WG34.03工作组提出了变电站内通信网络传输时间要求：设备层和间隔层之间、间隔内各设备之间、间隔层各间隔单元之间为1~100ms，间隔层和变电站层之间为10~1000ms，变电站层各设备之间、变电站和控制中心之间为1000ms。各层之间的数据流峰值为：设备层和间隔层之间数据流大概250kb/s，取决于模拟量的采样速度，间隔层各单元之间数据流大概60kb/s或130kb/s，取决于是否采用分布母线保护；间隔层和变电站层之间及其他链路之间数据流大概在100kb/s及以下。
220--500kV变电站节点数目多，站内分布成百上千个CPU，数据信息流大，对速率指标要求高（要求速率130kb/s），LonWorks网络的实时性、宽带和时间同步指标会力不从心。应考虑 Ethernet网或Profibus网。Ethernet网为总线式拓扑结构，采用CSMA/CD介质访问方式，传输速率高达10Mb/s，可容纳1024个节点，距离可达2.5km。物理层和链路层遵循IEEE802.3协议，应用层采用TCP/IP协议。 5.5.2远动信息传送
目前各个地方情况不一，现场大多采用各种形式的规约如CDT、SC-1801、u4F、DNP3.0等一些规约，1995年IEC为了在兼容的设备之间达到互换的目的，颁布了IEC60870-5-101传输规约，为了使我国尽快采用远动传输的国际标准，1997年原电力部颁布了国际101规约的国内版本 DL/T634-1997，并在1998年的桂林会议上进行了宣贯。该规约为调度端和站端之间的信息传输制定了标准，今后变电站自动化设备的远方调度传输协议上应采用101规约。
随着技术的发展，再过几年，光电CT、PT逐步取代电磁CT、PT，过程层开始出现，网络结构分成3层，即变电站层、间隔层和过程层。变电站自动化和国际标准接轨，系统结构更趋合理。过程层完成I/O、模拟量采集和控制命令的发送等，并完成与一次设备有
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关的功能，间隔层是利用本间隔数据对本间隔的一次设备产生作用，越来越多的间隔层功能下放到过程层；替代模拟传统保护原理的自适应保护将出现；变电站功能将扩展到设备在线监测、电能计费系统、部分配电自动化、无功自动补偿和遥视等，符合IEC61850标准的变电站自动化体系结构将逐步建立。
IEC61850将变电站通信体系分为3层：变电站层（第2层）、间隔层（第1层）、过程层（第0 层）。在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到制造报文规范（MMS）、传输控制协议/网际协议（TCP/IP）以太网或光纤网。在间隔层和过程层之间的网络采用单点向多点的单向传输以太网。IEC61850标准中没有继电保护管理机，变电站内的智能电子设备（IED）、测控单元和继电保护均采用统一的协议，通过网络进行信息交换。
关于远动信息的网络访问已经有比较容易实现的IEC60870-5-104，它是目前唯一可供选择的网络访问协议。IEC TC57即将制定无缝远动通信体系结构，具有应用开放和网络开放统一的传输协议IEC61850。该协议将是变电站（RTU或者变电站自动化系统）到控制中心的唯一通信协议，也是变电站自动化系统甚至过程到控制中心的唯一的通信协议。
系统可靠性和工程造价方面的建议
针对变电站综合自动化系统的设计，就目前我国实际状况，在选用新技术、新设备的同时，还应从系统的可靠性和工程造价等方面综合考虑。
如何降低变电站综合自动化系统的工程造价，建议从三个途径入手：① 采用面向现场的分散布置设计，用极少量的通信电缆取代大量的长距离信号电缆，用软件闭锁取代或简化二次闭锁回路，节约大量电缆和相应的施工及调试工作量；② 采用分散布置，可以取消传统的大控制室设计，节约用地和建筑面积；对35kv及以下变电站可采用箱式变电站③ 综合自动化设计的软件化，使得传统上大量复杂的现场点对点调试工作主要由供应厂家的软件组态来代替，此时，现场基建和工厂验收可并行进行，以加快工程的整体进度，降低工程造价。
如何提高变电站综合自动化系统安全可靠性，建议从三个途径入手：① 微机保护装置替代传统的继电保护装置单元，使保护装置经常处于在线自检状态(包括监视温度)，一有异常立即报警。不象传统的保护装置那样，只能定期校验，实际动作正确与否只有故障后才知道。② 传统的保护装置一般只提供一套整定值，而基于微机的保护单元可以提供多套整定值，可供运行方式改变时远方选用，并提供在动态过程中定值修改的可能性，而这种定值修改既可靠又安全。③ 基于微机的保护单元，较易实现小电流接地系统单相接地选线、故障测距、故障录波、无功优化等功能。
当然，变电站综合自动化系统是否能降低投资成本和提高安全可靠性，除设备本身的
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水平和变电站二次系统的合理设计外，还与投运后的运行机制有关。
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结论
在设计时，又很好的看了课本，加深了对理论知识的理解，更深刻地理解了理论与实践结合并不是一件容易的事，它需要你一次次的实践，一次次的吸取教训，再一次次的提高，是一个循序渐进的过程，也是一个需要耐性的过程。
在本次设计当中，本次设计的主要内容是主接线设计、无功补偿、短路点计算、电气设备的选择与校验。本次设计主接线有可靠性高，经济性好等优点，基本能满足原则。短路点的计算也是基本准确的，电气设备的选择和效验也严格按照规程进行。在设备无油化，小型化，高参数，不检修，尽量压缩占地，满足较高的环保，消防及城市规划要求，具有较高的供电可靠性和运行安全性，并提高变电站用地的综合利用率等一系列要求下，本站充分考虑这些要求并结合实际设计，也结合了一部分新技术的使用；所以，我想它是新东西与老理论的最好结合的体现。
在设计中我遇到了一些的困难，但在辅导老师的帮助和我自己的努力下，我克服了这些困难，最终把这次设计的任务完成了。，但其中很可能会出现一些的疏漏，望老师在评阅的过程中给我指出这些错误，我将努力加以改正并加以掌握，以便更好的理解这些理论
知识，便于今后更好的工作和学习。
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