电网监控与调度自动化 第四章.docx

1、电网监控与调度自动化 第四章第四章 变电站自动化主要内容：1.变电站自动化概述2.变电站自动化系统的基本功能3. 变电站自动化的基本结构4.变电站的电压无功综合控制5. 变电站防误操作闭锁系统6.变电站自动化系统其他控制功能及应用7.遥视与检测重点：1、2、4、5难点：4、6第一节 变电站自动化概述一、变电站自动化的研究内容常规变电站的二次设备组成 一般由以下几部分组成：继电保护、自动装置、测量仪表、操作控制屏和中央信号屏及远动装置(许多变电站没有远动装置)。变电站专业与管理 在微机化以前，这几大部分不仅功能不同，实现的原理和技术也各不相同，因而长期以来形成了不同的专业和管理部门。集成电路与微

2、机技术带来的变革 20世纪80年代以来，由于集成电路技术和微机技术的发展，上述二次设备开始采用微机型的，例如：微机继电保护装置、微机型自动装置、微机监控系统和微机RTU等。功能不同，但其器件结构大同小异除微机系统本身外，一般都是由对各种模拟量的数据采集回路和I/O回路组成，而且所采集的量和所控制的对象还有许多是共同的。变电站自动化的优化与组合 促使研制者思考如何打破原来常规的二次设备的框框从变电站的全局出发，着手研究全微机化的变电站二次部分的优化设计问题，这就是”变电站自动化系统”的由来。1. 变电站自动化的基本概念变电站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

3、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，实现全变电站的主要设备和输、配电线路的自动测量、监控和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。改变了传统的测量和监视仪表、常规控制屏、中央信号屏、远动屏、继电保护屏，实现了与外界的通信。变电站自动化是自动化技术、计算机技术和通信技术等高科技技术在变电站领域的综合应用。变电站自动化系统可以采集到比较齐全的数据和信息，利用计算机的高速计算能力和逻辑判断功能，可方便地监视和控制变电站内各种设备的运行和操作。变电站自动化系统具有功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。2.变电站

4、自动化主要内容变电站自动化系统主要包括如下两方面的内容: （1）对220KV及以下中、低压变电站，采用自动化系统利用现代计算机和通信技术，对变电站的二次设备进行全面的技术改造，取消常规的保护、监视、测量、控制屏，实现综合自动化，以全面提高变电站的技术水平和运行管理水平，并逐步实行无人值班或减人增效. (2)对220KV以上的变电站，主要是采用计算机监控系统以提高运行管理水平，同时采用新的保护技术和按制方式，促进各专业在技术真的协调，达到提高自动化水平和运行、管理水平的目的。 总体上就是实现电气量的采集和电气设备的状态监视、控制和调节。 二、变电站自动化的优越性其优越性主要表现在如下几个方面：(

5、1)变电站自动化系统利用当代计算机技术和通信技术，提供了先进技术的设备，改变了传统的二次设备模式，信息共享，简化了系统，减少了连接电缆，减少占地面积，降低造价，改变了变电站的面貌。(2)提高了自动化水平，减轻了值班员的操作量，减少了维修工作量。(3)随着电网复杂程度的增加，各级调度中心要求各变电站能提供更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运行情况。(4)提高变电站的可控性，要求更多地采用远方集中控制、操作、反事故措施等。(5)采用无入值班管理模式，提高劳动生产率，减少人为误操作的可能。(6)全面提高运行的可靠性和经济性三、变电站自动化的发展过程 从变电站自动化的发展过程来看，可分为以下几个阶

6、段。 1变电站分立元件的自动装置阶段 为了保证电力系统的正常运行，研究单位和制造厂，长期以来陆续生产出各种功能的自动装置，例如：自动重合闸装置、低频自动减负荷装置、备用电源自投和各种继电保护装置等。电力部门可根据需要，分别选择配置。20世纪70年代以前，这些自动装置主要采用模拟电路，内晶体管等分立元件组成，对提高变电站的自动化水平，保证系统的安全运行，发挥了一定的作用。但这些自动装置，相互之间独立运行，互不相干，面且缺乏智能，没有故障自诊断能力，在运行中若自身出现故障，不能提供报警信息，有的其至会影响电网运行的安全，同时，分立元件的装置可靠性不高，经常需要维修，且体积大，不利于减少变电站的占地

7、面积，因此需要有更高性能的装置代替 。2. 微处理器为核心的智能自动装置阶段 20世纪80年代，随着微处理器技术的应用，许多电力行业的科技工作者，把汗意力放征如何将大规模集成电路技术和微处理器技术应用于电力系统各个领域厂在变电站自动化方面，首先将原来出晶体管等分立元件组成的自动装置逐步由大规模集成电路或微处理机替代。由于采用了数字式电路，统一数字信号电平，缩小了体积，明显地显示出优越件，特别是由微处理器构成的自动装置，利用微处理器的智能和计算能力，可以应用和发展新的算法，提高了测量的准确度利控制的可靠件，还扩充了新的功能。尤其是装置本身的故障口诊断能力，对提高自动装置自身的可靠件和缩短维修时间

8、是很有意义的。 这些微机型的自动装置，虽然提高了变电站自动控制的能力和可靠性，但多数仍然是各自独立运行，不能互相通信，不能共享资源，因此仍然解决不了前述变电站设计和运行中存在的所有问题。随着数字技术和微机技术的发展，变电站内自动化孤岛问题引起了国内外科技工作者的关注，并对其开展研究和寻求解决的途径。因此变电站自动化是科学技术发展和变电站自动控制技术发展的必然结果。3变电站自动化阶段 国际上随着微型计算机技术的发展，20世纪70年代末开始变电站自动化的研究工作，20世纪80年代开始进入实际应用。如日本关西电子公司的用于配电变电站的数字控制系统(称为SDCS1)在20世纪80年代初开始投入运行，该

9、系统是以13台微处理机为基础的系统，具有变电站全部保护、测量和控制功能。西门子公司于1985年在德国汉诺威投入其第一套变电站自动化系统(LSA678)，该系统的结构有全分散式和局部分散式两种均由测控系统、保护系统和开关闭锁系统三部分组成，到1993如年已有300多套同类型的系统投人运行，在我国也有一些110kv变电站在运行该系统。ABB公司的变电站自动化系统有用于中低变电站的SCS100和用于高压变电站的SCS200两种系统，其系统功能和特点与西门子公司的LSA类似，只是硬件配置有差异，它的间隔级将保护、测量控制和闭锁功能集成在起，便于实现分散式安装，在我国也有应用。 国内变电站自动化系统从2

10、0世纪80年代末开始研制和开发，别世纪90年代进入应用阶段。如清华大学电机系研制成功的变电站微机监测、保护综合控制系统。变电站自动化的真正投入实用则是在中低压微机保护投入实用并能实现同监控系统交换数据之后。特征是将保护和测量控制综合考虑配置，监控系统除了完成远动四遥功能外，还能同微机保护和小电流接地装置交换信息。站内需要通信系统，站端要有上位计算机作为监控之用。随着微计算机相通信技术的进一步发展，变电站自动化技术还在不断发展和完善。四、变电站自动化系统的基本要求1.变电拈自动化系统应能全面代替常规的二次设备，应集变电站的继电保护、测量、监视、运行控制和通信于一个分级分布式的系统中。2.变电站微

11、机保护的软、硬件设置既要与监控系统相对独立，又要相互协调。微机保护是综合自动化系统中很重要的关键环节，因此其软、硬件配置要相对独立，即在系统运行中，继电保护的动作行为仅与保护装置有关不依赖于监控系统的其它环节，保证综合自动化系统中，任何其它环节故障只影响局部功能的实现，小影响保护子系统的正常工作。但与监控系统耍保持紧密通信联系。3.微机保护装置应具有串行接口或现场总线接口，向计算机监控系统或RTU提供保护动作信息或保护定值等信息。4.变电站自动化系统的功能和配置，应满足无人值班的总体要求。5.要有可靠、先进的通信网络和合理的通信协议。6.必须保证综合自动化系统具有高的可靠性和强的抗干扰能力。

12、一旦系统中某部分出现故障，应尽量缩小影响范围并能尽快修复故障。7.系统的可扩展性、适应性要好。8.系统的标准化程度和开放性能要好。应尽量符合国家或部颁标准。9.数据共享应该是综合自动化系统发展的趋势，必须充分利用数字通信的优势，实现数据共享，才能简化自动化系统的结构，减少设备的重复，降低造价。10.变电站自动化系统的研究和开发工作，必须统一规划，统一指挥。变电站自动化系统是一项技术密集、涉及面广、综合性很强的基础自动化工程。在研究、开发和应用过程小，各专业要互相配合，避免各自为战，整个系统才能协调工作，对系统的信息才能集中管理和共享，避免不必要的重复和相互的干扰。五、变电站自动化系统的特点 变

13、电站综合自动化将变电站的监视控制，继电保护、自动控制和远动等所要完成的功能组合在一起，通过计算机硬件、软件和数据通信网而构成的一个综合系统。其最明显的特征表现在一下几个方面。 1.功能综合化 2.结构分布，分层化 3.测量显示数字化 4.操作监视屏幕化 5.通信网络化、光缆化 6.运行管理智能化第二节 变电站自动化的基本功能 变电站自动化是多专业性的综合技术，它以微机为基础，实现了对变电站传统的继电保护、控制方式、测量手段、通信和管理模式的全面技术改造，实现了电网运行管理的一次变革。变电站自动化需完成的功能大概有63种，归纳起来可分为以下几种功能： (1)控制、监视功能； (2)自动控制功能；

14、 (3)测量表计功能； (4)继电保护功能； (5)与继电保护有关的功能； (6)接口功能； (7)系统功能。 结合我国的情况来说，变电站自动化系统的基本功能体现在下述五个子系统：一、监控子系统的功能 (一)数据采集 1模拟量的采集 变电站器采集的模拟量有各段母线电压、线路电压、电流、有功功率、无功功率，主变压器电流、有功功串和无功功率，电容器的电流、无功功率，馈出线的电流、电压、功率及频率、相位、功率因数等。此外，模拟量还有主变压器油温、直流电源电压、站用变压器电压等。对模拟量的采集，可根据技术需要采用直流采样成交流采样方式。 2开关量的采集 变电站的开关量有：断路器的状态、隔离开关状态、有

15、载调压变压器分接头的位置、同期检测、继电保护动作信号、运行告警信号等。 3电能计量 电能量包括对进线、变压器和各条出线的电能量(包括有功电能和无功电能)的采集。众所周知，对电能量的采集，传统的方殆是采用机械式的电能表，由电能表盘转动的因数来反映电能量的大小。这些机械式的电能表，无法和计算机直接接口。计算机对电能量进行计量的常用方法有两种： (1)电能脉冲计量法。常用的有两种仪表类型脉冲电能表; 机电一体化电能计量仪表。 (2)软件计算方法。软件计算方法其实质是数据采集系统利用交流采样得到的电流、电压值，通过软件计算出有功电能和无功电能。 专用的微机型电能表，彻底打破了传统机械式仪表的结构和原理

16、全部由单片机和集成电路构成，通过采样电压和电流量，由软件计算出有功电能和无功电能。因为这种装置是专门为计算电能量而设计的，因而可以保证计量的准确度比较高，而且不仅能保存电能值，方便地实现分时统计，还具有串行通信功能也可同时输出脉冲量。因此，微机电能表从功能、准确度和性能价格比上都大大优于脉冲电能表，是今后发展的方向。(二)事件顺序记录SOE 事件顺序记录SOE ( Sequence of Events )包括断路器跳合闸记录、保护动作顺序记录。微机保护或监控系统采集环节必须有足够的内存，能存放足够数量或足够长时间段的事件顺序记录，确保当后台监控系统或远方集中校制主站通信中断时，不丢失事件信息，

17、并贞记录事件发生的时间(精确至毫秒级)。通过这一记录可了解系统或某一回路在事故前后所处的工作状态，对于分析和处理事故其辅助作用。(三) 故障录波和测距 (1)故障录波与测距。110kv及以上的重要输电线路距离长、发生故障影响大，必须尽快查找出故障点，以便缩短修复时间，尽快恢复供电，减少损失。变电站的故障录波和故障测距可采用两种方法实现， 一是由微机保护装量兼作故障记录和测距，这种方法可节约投资，减少硬件设备，但故障记录的量有限；另一种方法是采用专用的微机故障录波器，并且故障录波器应具有串行通信功能，可以与监控系统通信。(四)操作控制功能 无论是无人值班还是少人值班变电站，操作人员都可通过CRT

18、屏幕对断路器和隔离开关(若有电动操作机构)进行分、合操作对变压器分接开关位置进行调节控制，对电容器进行投、切控制，同时要能接受遥控操作命令，进行远方操作。为防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计时，应保留人工直接跳、合闸手段。(五)安全监视功能 监控系统在运行过程中对采集的电流、电压、主变压器温度、频率等量，要不断进行越限监视，如发现越限，立刻发出告警信号，同时记录和显示越限时间和越限值，另外，还要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 人机联系桥梁：CRT显示器、鼠标和键盘。变电站采用微机监控系统后，无论是有人值班还是尤人值班，最大的特点之一是操作人员或调度员

19、只要面对CRT显示器的屏幕，通过操作鼠标或键盘，就可对全站的速行工况和运行参数一目了然，可对全站的断路器和隔离开关等进行分、合操作彻底改变了传统购依靠指针式仪表和依靠模拟屏或操作屏等手段的操作方式。1.显示内容 （1）显示采集和计算的实时远行参数。 (2)显示实时主接线图。 (3)事件顺序记录(SOE)显示。 (4)越限报警显示。 (5)值班记录显示。 (6)历史趋势显示。显示主变压器负荷曲线、母线电压曲线等。 (7)保护定值和自控装置的设定值显示： (8)其它。包括故障记录显示、设备运行状况显示等。2输入数据 变电站投入运行后，随着送电量的变化，保护定值、越限值等需要修改，甚至由于负荷的增长

20、，需要更换原有的设备，例如更换TA变比。因此在人机联系中，必须有输人数据的功能。需要输入的数据至少有以下几种内容： (1)TA和TV变比。 (2)保护定值和越限报警定值。 (3)自控装置的设定值。 (4)运行入员密码。 特别要强调指出的是：对无人值班变电站也必须设置必要的人机联系功能，以便当巡视或检修人员到现场时，能通过液晶显示或七段显示器或CRT显示器或便携机观察到站内各设备的运行状况和运行参数对断路器等的控制应具有人工当地紧急操作的设施。(七)打印功能 对于有入值班的变电站，监控系统可以配备打印机，完成以下打印功能： 定时打印报表和运行日志； 开关操作记录打印； 事件顺序记录打印； 越限打

21、印； 召唤打印、抄屏打印； 事故追忆打印。 对于无人值班变电站可不设当地打印功能，各变电站的运行报表集中在控制中心打印输出。(八)数据处理与记录功能 监控系统除了完成上述功能外，数据处理和记录也是很重要的环节。历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容。此外，为满足继电保护和管理的需要，必须进行一些数据统计，其内容包括： 主变压器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； 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； 计算受配电电能平衡率； 统计断路器动作次数； 断路器切除故障电流和动作次数的累计数； 控制操作和修改定值记录。(九)谐波分析与监视 保证电力系统的谐波在国

22、标规定的范围内，也是电能质量的重要指标。随着非线性器件和设备的广泛应用，电力系统的谐波含量显著增加，并且有越来越严重的趋势。目前，谐波“污染”也成为电力系统的公害之一：因此，在变电站自动化系统中，要重视对谐波含量的分析和监视。对谐波污染严重的采取适当的抑制措施降低谐波含量，是一个不容忽视的问题：电力系统的电力变压器和高压直流输电中的换流站是系统本身的谐波源；电网中的电气化铁路、地铁、电弧炉炼钢、大型整流设备等非线性不平衡负载是注入电网的人谐波源；此外，各种家用电器，例如单相风扇、红外电器、电视机等均是小谐波源。二、微机保护子系统 (一)微机保护的优越性 (1)灵活性强。硬件可以一样，不同程序即

23、可实现不同继电器功能。如：三段式的电流保护、重合闸和后加速跳闸等功能，可以通过同一套保护装置实现，只要保护软件具备这些功能即可，这是常规继电器很难做到的。 (2)综合判断能力强。利用微机的逻辑判断能力，很容易解决常规继电保护中考虑的因素太多时，用模拟电路很难实现的问题，因而可以使继电保护的动作规律更合理。 (3)性能稳定，可靠性高。微机保护的功能主要取决于算法和判据，也即由软件决定。对于同类型的保护装置，只要程序相同，其保护性能必然一致，所以性能稳定。而晶体管型的继电器的元器件受温度影响大，机械式的继电器运动机构可能失灵，触点性能不良，接触不好等。而微机保护采用了大规模集成电路，所以装置的数目

24、、连接线等都大大减少，因而可靠性高。 (4)利用微机保护的记忆功能，可明显故善保护性能，提高保护的灵敏性。例如，由微机软件实现的功率方向元件，可消除电压死区，同时有利于新原理保护的实现。 (5)微机保护可实现故障自诊断、自闭锁和自恢复。这是常规保护装置所不能比拟的。 (6)体积小、功能全。由软件实现多种保护功能，可大大简化硬件，可在事故后，打印出数据。例如故障前后电压值、电流值、故障点距离、保护的动作过程和出口时间等。 (7)利用串行通信口可实现与中心计算机及其它微机保护通信。 （二)微机保护子系统的功能微机保护应包括全变电站主要设备和输电线路的全套保护。具体有： 高压输电线路的主保护和后备保

25、护： 主变压器的主保护和后备保护； 无功补偿电容器组的保护； 母线保护； 配电线路的保护： 不完全接地系统的单相接地选线等。(三)对微机保护子系统的要求 微机保护是综合自动化系统的关键环节它的功能和可靠性如何，在很大程度上影响整个系统的性能，因此设计时必须给予足够的重视。 微机保护子系统中的各保护单元，除了具有独立、完整的保护功能外，还必须具备以下附加功能： (1）继电保护的通信功能及信息量。继电保护应具有与监控系统通信的功能。 (2)具有故降记录功能。以利于分析故障。 (3)具有与统一时钟对时功能，以便准确记录发生故障和保护动作的时间。 (4)存储多种保护整定值。 (5)当地显示与多处观察和

26、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。 由于保护管理机负责监控系统与各保护单元问的联系，因而隔开了各保护单元与监控系统的直接联系，不仅可以减少连接电缆，降低成本，而且可以减少相互间的影响相干扰，有利于提高保护系统的可靠性。 (7)故障自诊断、自闭锁和自恢复功能。 每个保护单元应有完善的故障自诊断功能，发现内部有故障，能自动报警。并能指明故障部位，以利于查找故障和缩短维修时间，对于关键部位故障，例如AD转换器故障或存储器故障，则应自动闭锁保护出口。如果是软件受干扰，造成“飞车”的软故障，应有自启动功能，以提高保护装置的可靠性。三、电压、无功综合控制子系统

27、变电站自动化系统必须具有保证安全、可靠供电和提高电能质量的自动控制功能。电压和频率是电能质量的重要指标，因此电压、无功综合控制也是变电站自动化系统的一个重要组成部分。 电压是衡量电能质量的一个重要指标，保证用户的电压接近额定值是电力系统运行调整的基本任务之一。对电压和无功进行合理的调节，不仅可以提高电能质量提高电压合格率，而且可以降低网损。电压和无功功率的调整对电网的输电能力、安全稳定运行水平和降低电能损耗有极大影响。因此，要对电压和无功功率进行综合调控，保证实现包括电力部门和用户在内的总体运行技术指标和经济指标最佳.四、其它自动装置功能 1.低频减负荷控制 2.备用电源自投入控制 3.小电流

28、接地选线控制五、远动及数据通信 变电站自动化系统是由各个子系统组成。必须把变电站各个单一功能的子系统(或称单元内控装置)组合起来。实际上是如何使上位机与各子系统或各子系统之间建立起数据通信或互操作。 另一方面，先进的自动化系统应该能替代RTU的全部功能，也即与调度主站应具有铰强的通信功能。 因此，自动化系统的通信功能包括系统内部的现场级间的通信和自动化系统与上级调度的通信两部分。 1.自动化系统的现场级间的通信 现场级通信主要解决自动化系统内部各子系统与上位机(监控主机)和各子系统间的数据通信和信息交换问题，通信范围是变电站内部。对于集中组屏的综合自动化系统来说，实际是在主控室内部：对于分散安

29、装的自动化系统来说，其通信范围扩大至主控室与子系统的安装地。综合白动化系统现场级的通信方式有并行通信、串行通信、局域网络和现场总线等多种方式。2自动化系统与上级调度的通信 综合自动化系统必须兼有RTU的全部功能，应该能够将所采集的模拟量和开关状态信息，以及事件顺序记录等与调度有关的信息远传至调度端；同时应该能接收调度端下达的各种操作、控制、修改定值等命令。第三节 变电站自动化系统的结构一、变电站自动化系统的结构形式 变电站自动化技术随着集成电路技术、微机技术、通信技术和网络通信技术的发展，其体系结构也不断变化，性能和功能以及可靠性等也在不断提高。根据目前在变电站中的具体应用，其结构形式可以分为

30、集中式、分布式、分散（层）分布式，从安装位置来划分：集中组屏、分散组屏与全分散式。1. 集中式变电站自动化结构模式 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。 可采用一台计算机完成，也可采用多台计算机分散完成，但各自任务不同。如图4-1为具有多台机的结构示意图。如图4-2为传统集中式RTU实现变电站结构示意图缺点：（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，因此必须采用双机并联运行的结构才能提高可靠性。（2）、软件复杂，修改工作员大系统调试麻烦。（3）、组态不灵

31、活对不同主接线或规模不同的变电站软、硬件都必须另行设计量大，因此影响了批量生产，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。2.分布式系统集中组屏的变电站系统结构模式 特点：微机保护单元和数据采集单元按一次回路对象设计，分别配置。二次回路设计大为简化。 通常将变电站分为：变电站层、间隔层和过程层等三层。 过程层主要就是指变电站内的变压器、断路器、隔离开关及辅助触点，电流互感器、电压互感器等一次设备。 间隔层一般按照断路器间隔划分，具有测量、控制部件或继电保护部件。测量、控制部件负责该单元的测量、监视、断路器的操作控制和连锁及事件顺序记录等；保护部件负责该单元线路或变压器或电容器的保护、故障记录等。间隔层主要由各种不同的单元装置组成，这些独立的单元装置直接通过局域网络或串行总线与变电站层联系。如图4-3所示为采用RS-485星形结构构成的分布式测控单元代替传统的RTU模式。一般在主控室。 变电站层包括全站性的监控主机、远动通信机等。设有现场总线或局域网，供各主机之间和监控主机与间隔层之间交换信息。均安装在控制室。优点：（1）分层式布置，结构、软件相对简单、调试维护方便、组态灵活