变电站综合自动化系统介绍

变电站综合自动化系统介绍
变电站综合自动化系统
第一章变电站综合自动化技术基础
第一节变电站综合自动化的基本概念
一、常规变电站状况
电力系统的环节：发、输、配、用
变电站的基本作用：配电
常规变电站的二次系统构成：
继电保护保护屏
就地监控控制屏
远动装置中央信号屏
录波装置录波屏
常规变电站的二次系统的缺点：
(1)安全性、可靠性不能满足现代电力系统高可靠性的要求。

(2)供电质量缺乏科学的保证。

指标：U、F、谐波
(3)占地面积大，增加了征地投资。

(4)不适应电力系统快速计算和实时控制的要求。

(5)维护工作量大，设备可靠性差，不利于提高运行管理水平和自动化水平。

二、变电站综合自动化的基本概念
变电站综合自动化是将变电站的二次设备(包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等)经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。

变电站综合自动化系统，即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，代替常规的测量和监视仪表，代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护屏，改变常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷。

三、变电站实现综合自动化的优越性
(1)提高供电质量，提高电压合格率。

(2)提高变电站的安全、可靠运行水平。

(3)提高电力系统的运行、管理水平。

(4)缩小变电站占地面积，降低造价，减少总投资。

(5)减少维护工作量，减少值班员劳动，实现减人增效。

第二节变电站综合自动化的内容、主要功能及信息量
一、变电站综合自动化的内容
电气量的采集
电气设备(如断路器等)的状态监视、控制和调节。

由继电保护和故障录波等完成瞬态电气量的采集、监视和控制，并迅速切除故障和完成事故后的恢复正常操作。

高压电器设备本身的监视信息(如断路器、变压器和避雷器等的绝缘和状态监视等)。

将变电站所采集的信息传送给调度中心外，还要送给运行方式科和检修中心，以便为电气设备的监视和制定检修计划提供原始数据。

二、变电站综合自动化的基本功能
监控子系统的功能
微机保护子系统的功能
自动控制装置的功能
远动及数据通信功能
2.1 监控子系统的功能
(一)数据采集
(1)模拟量的采集
1）交流模拟量：U、I、P、Q、COS、F
2）直流模拟量：DC220V、DC5V、DC24V
(2)开关量的采集
(3)电能计量
1）电能脉冲计量法2）软件计算方法
(二)事件顺序记录
包括断路器跳合闸记录、保护动作顺序记录
(三)故障记录、故障录波和测距
(1)故障录波与测距
微机保护装置兼作故障记录和测距
采用专用的微机故障录波器
(2)故障记录
记录继电保护动作前后与故障有关的电流量和母线电压
(四)操作控制功能
操作人员都可通过电脑屏幕界面对断路器和隔离开关进行分、合操作，
对变压器分接开关位置进行调节控制，
应保留人工直接跳、合闸手段，
断路器操作应有闭锁功能
(五)安全监视功能
越限监视
监视保护装置是否失电
自控装置工作是否正常等
(六)人机联系功能
(1)人机联系桥梁：显示器、鼠标和键盘。

(2)显示画面的内容：
1)显示采集和计算的实时运行参数
2)显示实时主接线图3)事件顺序记录
4)越限报警5)值班记录6)历史趋势
7)保护定值和自控装置的设定值
(3)输入数据：变比、定值、密码等
(七)打印功能
①定时打印报表和运行日志；
②开关操作记录打印；
③事件顺序记录打印；
④越限打印；
⑤召唤打印；
⑥抄屏打印；
⑦事故追忆打印。

(八)数据处理与记录功能
①主变和输电线路有功和无功功率每天的最大值和最小值以及相应的时间；
②母线电压每天定时记录的最高值和最低值以及相应的时间；
③计算受配电电能平衡率；
④统计断路器动作次数；
⑤断路器切除故障电流和跳闸次数的累计数；
⑥控制操作和修改定值记录。

(九)谐波分析与监视
(1)谐波源分析
(2)谐波检测与抑制
2.2 微机保护子系统的功能
（一）保护功能：
①高压输电线路的主保护和后备保护；
②主变压器的主保护和后备保护；
③无功补偿电容器组的保护；
④母线保护；
⑤配电线路的保护；
⑥不完全接地系统的单相接地选线。

（二）辅助功能：
(1)它的工作不受监控系统和其他子系统的影响
(2)具有故障记录功能
(3)具有与统一时钟对时功能
(4)存储多种保护整定值
(5)当地显示与多处观察和授权修改保护整定值
(6)设置保护管理机或通信控制机，负责对各保护单元的管理。

(7)通信功能
(8)故障自诊断、自闭锁和自恢复功能。

2.3 自动控制装置的功能
（1）电压、无功综合控制
（2）低频减负荷控制
（3）备用电源自投控制
（4）小电流接地选线控制
2.4 远动及数据通信功能
（1）系统内部的现场级间的通信
（2）自动化系统与上级调度的通信
第三节变电站综合自动化的基本特征
（1）功能综合化
（2）分级分布式、微机化的系统结构
（3）测量显示数字化
（4）操作监视屏幕化
（5）运行管理智能化
第四节变电站综合自动化的结构形式
（1）其结构形式有集中式、分布式、分散（层）分布式；
（2）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设备上安装等形式。

一、集中式综合自动化系统
集中式结构的综合自动化系统，指采用不同档次的计算机，扩展其外围接口电路，集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理，分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能
集中式结构最大的缺点是：
1)每台计算机的功能较集中，如果一台计算机出故障，影响面大
2)软件复杂，修改工作量大，系统调试麻烦。

3)组态不灵活，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，只适合于保护算法比较简单的情况。

二、分层(级)分布式系统集中组屏的综合自动化系统
（一）分层分布式结构的概念
所谓分层式结构，是将变电站信息的采集和控制分为管理层、站控层和间隔层三个级分层布置。

间隔层按一次设备组织，一般按断路器的间隔划分，具有测量、控制和继电保护部分。

站控层的主要功能就是作为数据集中处理和保护管理，担负着上传下达的重要任务。

管理层由一台或多台微机组成，这种微机操作简单方便，界面汉化，使运行值班人员极益掌握。

（二）中、小型变电站的分层分布式集中组屏结构
（三）大型变电站的分层分布式集中组屏结构
（四）分层分布式集中组屏综合自动化系统结构特点
（1）可靠性高，可扩展性和灵活性高；
（2）二次电缆大大简化，节约投资也简化维护量。

（3）分布式系统为多CPU工作方式，各装置都有一定数据处理能力，从而减轻了主控制机的负担。

（4）继电保护相对独立。

（5）具有与系统控制中心通信功能。

（6）适合于老站改造。

主要缺点是安装时需要的控制电缆相对较多，增加了电缆投资。

三、分散分布式系统与集中相结合的综合自动化系统结构
分层分散式结构的变电站综合自动化系统突出的优点如下：
(1)简化变电站二次部分配置，缩小控制室的面积。

(2)减少了施工和设备安装工程量。

(3)简化了变电站二次设备之间的互连线，节省了大量连接电缆。

(4)分层分散式结构可靠性高，组态灵活，检修方便。

以上几点都说明采用分层分散式的结构可以降低总投资，在今后的技术条件下，应该是变电站综合自动化系统的发展方向。

第二章变电站综合自动化系统的硬件原理
第三章变电站综合自动化系统的微机保护、监视与控制子系统
第一节继电保护基本知识
一、继电保护应满足的要求
（1）选择性
（2）快速性
（3）灵敏性
（4）可靠性
二、主保护、后备保护和辅助保护
（1）主保护是指满足系统稳定及设备安全要求，有选择地切除被保护设备和全线路故障的保护。

（2）后备保护指的是主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护。

（3）辅助保护是为补充主保护和后备保护的不足而增设的简单保护。

三、继电保护的基本原理
（1）反映电流改变的，有电流速断、定时过流及零序电流等保护；
（2）反映电压改变的，有低电压（或过电压）、零序电压保护等；
（3）既反映电流又反映电流与电压间相角改变的，有方向过电流保护；
（4）反映电压与电流的比值，即反映短路点到保护安装处阻抗（或距离）的，有距离保护；（5）反映输入电流和输出电流之差的，有变压器差动保护等。

第二节输电线路的微机保护、监视与控制子系统
一、输电线路继电保护原理
1、电网相间短路的三段式电流保护
（1）无时限（瞬时）电流速断保护
此种保护的动作电流是按躲过被保护输电线路末端最大短路电流整定的，它没有时限元件。

（2）带时限（限时）电流速断保护
保护范围限定在相邻线路无时限电流速断保护的保护区内，在无时限电流速断保护的基础上增加了一个时限元件△t=0.5s。

（3）定时限过电流保护
定时限过电流保护的动作是按躲过最大负荷电流整定。

2、电网相间短路的方向电流保护
定义：方向继电器又称为功率继电器，它的动作具有方向性，即规定当功率由母线流向线路时它才动作，进而使整个方向电流保护动作切除故障。

二、输电线路的自动重合闸
定义：自动重合闸装置就是将跳闸后的断路器自动重新投入的装置，简称AAR装置。

1、单电源供电线路的三相一次自动重合闸
（1）当线路发生瞬时性故障或由于其他原因使断路器误跳闸时
（2）线路上发生永久性故障时
（3）手动跳闸及遥控跳闸时
（4）闭锁重合闸
（5）手动合闸到故障线路时
2、双电源供电线路的三相一次自动重合闸
（1）故障点断电时间问题
（2）同步问题
（3）重合闸实现方式：
①检无压
②检同期
3、自动重合闸与继电保护的配合
（1）重合闸前加速保护
（2）重合闸后加速保护
三、自动按频率减负荷
运行规程规定：电力系统的运行频率偏差为±0.2Hz，系统频率不能长时间运行在49.5～49Hz以下，事故情况下，不能较长时间停留在47Hz以下，系统频率的瞬时值绝不能低于45Hz。

1、自动按频率减负荷的基本工作原理
2、自动按频率减负荷的实现方法
①采用专用的自动按频率减负荷装置
②把自动按频率减负荷的控制分散设在每回馈线保护装置中
3、对自动按频率减负荷装置闭锁方式的分析
①时限闭锁方式
②低电压带时限闭锁
③低电流闭锁方式
④滑差闭锁方式
第三节电力变压器的微机保护、监视与控制子系统
一、概述
1、保护内容
（1）主保护配置：
①比率制动式差动保护②差动速断保护
③本体重瓦斯、有载调压重瓦斯和压力释放
（2）后备保护配置：
①三段复合电压闭锁方向过电流保护
②三段过负荷保护
③冷控失电，主变压器过温报警
④二段式零序过电流保护
⑤一段两时限零序电流闭锁过电压保护
⑥一段两时限间隙零序过电流保护
2、配置方案
（1）双绕组变压器
后备保护可以配置一套，装于降压变压器的高压侧（或升压变压器的低压侧）
（2）三绕组变压器
后备保护可以配置两套：
一套装于高压侧
另一套装于中压侧或低压侧的电源侧
二、变压器差动保护基本原理
用环流法构成的两绕组变压器电流差动保护的原理接线图
三、变压器差动保护的特殊问题
（1）两侧电流互感器的形式不同
（2）两侧电流互感器的变比不同
（3）变压器各侧绕组接线方式不同
（4）变压器空载合闸时的励磁涌流
（5）在运行中改变变压器的变比
四、变压器微机保护的电流平衡
（1）微机变压器保护电流互感器接线原则
（2）电流平衡的调整系数
五、电力变压器比率制动差动保护
（1）比率制动式差动保护的基本原理
定义：
①比率制动式差动保护的原理简单地说就是保护的动作电流（差动电流定值）随外部短路电流按比率增大，即能保证外部不误动，又能保证内部短路有较高的灵敏度。

②比率就是指差动电流与制动电流之比。

③制动电流这样选取：在不平衡电流较大的外部故障时有制动作用，而在内部故障时制动作用最小。

（2）和差式比率制动的差动保护原理
（3）变压器励磁涌流的判断及二次谐波制动系数
励磁涌流的特点：
①最大值可达额定电流的6~8倍
②波形是非正弦的，含有很大的非周期分量，特性曲线几乎全部偏在时间轴的一边
③包含以二次谐波为主的高次谐波
④波形之间出现间断
⑤励磁涌流开始瞬间，衰减很快
励磁涌流的闭锁条件：将二次谐波分量算出，作为制动分量，与基波分量进行比较
二次谐波制动比定值=0.15
（4）变压器的差动速断保护
定义：差动速断保护是差动电流过电流瞬时速动保护。

差动速断的整定值按躲过最大不平衡电流和励磁涌流来整定，其整定值可取正常运行时负荷电流的5～6倍。

（5）电流互感器断线监视
六、电力变压器后备保护
（1）复合电压闭锁方向过流保护
①复合电压闭锁过流保护为三段式：
I段动作跳本侧分段断路器（或桥断路器）
Ⅱ段动作跳本侧断路器
Ⅲ段跳三侧断路器
②复合电压启动判剧：
母线线电压小于本侧母线线电压的低电压定值
负序电压超过负序电压定值
或的关系
③方向：
如果作为变压器相邻元件的后备保护，则变压器指向母线为正方向
如果作为变压器本身的后备保护，则母线指向变压器的正向为正方向
（2）变压器过负荷保护
I段用于发警告信号
II段用于启动风扇冷却器
III段用于闭锁有载调压
（3）变压器零序保护
①中性点直接接地保护方式
由两段式经零序电压闭锁的零序电流构成，每段设一个时限。

I段时限跳母联（或分段）断路器或跳三绕组变压器中压侧有源线路；II段时限跳本侧（或全跳）断路器
②中性点不接地的零序保护方式
装设I段两时限的零序无流闭锁零序过电压保护，第一时限跳母联或分段开关，第二时限跳本变压器各侧
③中性点经放电间隙接地的零序保护方式
I段两时限方式，第一时限跳高压侧母联开关（或分段开关），第二时限跳本变各侧开关
第四节电力电容器的微机保护、监视与控制子系统
一、电力电容器的内部和外部故障
（1）电容器内部故障的原因
（2）电容器的外部故障及系统异常
（3）电容器保护配置：
过电压和欠电压的电压保护
限时过电流保护
防止电容器内部故障的电容器组专用保护
二、并联补偿电容器组的通用保护
（1）与电容器串联的电抗器
（2）避雷器的过电压保护
（3）电容器组的电压保护。

主要用于防止系统稳态过电压和欠电压。

（4）电容器组的电流保护
三、电容器组内部故障的专用保护
（1）单Y形接线的电容器组保护：
①采用零序电压保护
②桥式差流的保护方式
③电压差动保护方式
（2）双Y形接线的电容器组保护：采用不平衡电流或电压保护
（3）三角形接线的电容器组保护：采用零序电流保护
第五节电压、无功综合控制子系统
一、变电站电压、无功综合控制的原理
在变电站主要的调压手段是调节有载调压变压器分接头位置和控制无功补偿电容器。

有载调压变压器可以在带负荷的情况下切换分接头位置，从而改变变压器的变比，起到调整电压和降低损耗的作用。

控制无功补偿电容器的投切，可改变网络中无功功率的分布，改善功率因数，减少网损和电压损耗，改善用户的电压质量。

二、电力系统的电压、无功综合控制的方式
(1)集中控制：指在调度中心对各个变电站的主变压器的分接头位置和无功补偿设备进行统一的控制。

(2)分散控制：指在各个变电站或发电厂中，自动调节有载调压变压器的分接头位置或其他调压设备，以控制地区的电压和无功功率在规定的范围内。

(3)关联分散控制：指电力系统正常运行时，由分散安装在各厂、站的分散控制装置或控制软件进行自动调控，调控范围和定值是从整个系统的安全、稳定和经济运行出发，事先由电压、无功优化程序计算好的，而在系统负荷变化较大或紧急情况或系统运行方式发生大的变动时，可由调度中心直接操作控制，或由调度中心修改下属变电站所应维持的母线电压和无功功率的定值，以满足系统运行方式变化后新的要求。

(4)关联分散控制的实现方法
一是通过监控系统的软件模块实现；另一种是由独立的关联分散控制装置实现。

第六节变电站综合自动化系统的其他子系统
一、备用电源自动投入装置
定义：备用电源自投装置是因电力系统故障或其他原因使工作电源被断开后，能迅速将备用电源或备用设备或其他正常工作的电源自动投入工作，使原来工作电源被断开的用户能迅速恢复供电的一种自动控制装置。

（1）备用电源的配置
①明备用的控制
②暗备用的控制
（2）微机型的备用电源自投装置的基本特点
①工作电源确实断开后，备用电源才投入。

②备用电源自动投入切除工作电源断路器必须经延时。

③手动跳开工作电源时，备自投投入装置不应动作。

④应具有闭锁备自投装置的功能。

⑤备用电源不满足有压条件，备自投装置不应动作。

⑥工作母线失压时还必须检查工作电源无流，才能启动备自投投入。

⑦备自投装置只允许动作一次。

二、小电流接地系统单相接地故障的检测
（1）概述
根据系统中发生单相接地故障时接地电流的大小划分：
①小电流接地系统：
中性点不接地
中性点经消弧线圈接地
②大电流接地系统：中性点直接接地
第六节变电站综合自动化系统的其他子系统
（2）小电流接地系统的接地电流
①中性点不接地系统单相接地故障时的接地电流
特征：当电网发生单相接地故障后，非故障电路电容电流就是该线路的零序电流，故障线路首段的零序电流数值上等于系统非故障线路全部电容电流的总和，其方向为线路指向母线，与非故障线路中零序电流的方向相反，系统中性点电压发生较大的位移。

实现方法：基于基波零序电流方向的自动接地选线原理
②中性点经消弧线圈接地系统单相接地故障时的接地电流
特征：在单相接地时，故障线路首端的5次谐波电流在数值上等于系统非故障线路5次谐波电流的总和，其方向与非故障线路肿次谐波零序电流方向相反，由线路指向母线。

实现方法：基于5次谐波零序电流方向的自动接地选线原理
第五章数字化变电站简介
变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平，在我国城乡电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班，而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术，从而大大提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度的可能性，降低了变电站建设的总造价，这已经成为不争的事实。

然而，技术的发展是没有止境的，随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，势必对已有的变电站自动化技术产生深刻的影响，全数字化的变电站自动化系统即将出现
1数字化变电站自动化系统的特点
1.1智能化的一次设备
一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计，简化了常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。

换言之，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。

1.2网络化的二次设备
变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置等全部基于标准化、模块化的微处理
机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。

1.3自动化的运行管理系统
变电站运行管理自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告，即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。

2数字化变电站自动化系统的结构
2.1 过程层
过程层是一次设备与二次设备的结合面，或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。

过程层的主要功能分三类：
(1)电力运行实时的电气量检测；
(2)运行设备的状态参数检测；
(3)操作控制执行与驱动。

2.2间隔层
间隔层设备的主要功能是：
(1)汇总本间隔过程层实时数据信息；
(2)实施对一次设备保护控制功能；
(3)实施本间隔操作闭锁功能；
(4)实施操作同期及其他控制功能；
(5)对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制；
(6)承上启下的通信功能，即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。

2数字化变电站自动化系统的结构
2.3 站控层
站控层的主要任务是：
(1)通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；
(2)按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心；
(3)接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；
(4)具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；
(5)具有(或备有)站内当地监控，人机联系功能，如显示、操作、打印、报警，甚至图像，声音等多媒体功能；
(6)具有对间隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态，在线修改参数的功能；
(7) 具有(或备有)变电站故障自动分析和操作培训功能。

谢谢！。