变电站综合自动化设备应用规划.docx

变电站综合自动化设备应用规划.docx

《变电站综合自动化设备应用规划.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《变电站综合自动化设备应用规划.docx（14页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。

变电站综合自动化设备应用规划

变电站综合自动化设备使用规划

1前言

1.1编制规划的依据

本规划编制的主要依据包括：

。

。

。

。

。

。

。

。

。

。

。

。

。

。

1.2规划编制年限及范围

本次规划的年限为近期2011-2015年。

本规划范围为####市所辖区域35kV变电站综合自动化系统。

1.3规划思路

本次规划遵循以下原则：

（1）应符合。

。

。

。

。

。

。

。

。

；

（2）安全第一，适时、适度超前经济社会的发展；

（3）以市场为导向、坚持可靠性准则、各级电网协调发展、提高经济效益，符合电力行业自身发展要求；

（4）坚持可持续发展和环境友好原则，有利于环境保护；

（5）近、远期相结合，正确处理近期建设和远期发展的关系，提高规划的可操作性。

本次规划主要有以下内容：

（1）完善####市电网主网结构，解决单电源供电的问题；

（2）解决####市城区的供电结构不合理问题，提高####市城区电网的安全性、可靠性；

（3）提高农村10kV电网的安全性、可靠性、经济性，降低10kV供电线路的损耗；

（4）进一步提高低压电网的电压质量以及供电可靠性、安全性、经济性。

2、变电站综合自动化概述

2.1、变电站综合自动化的概念

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）经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、通信技术、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、控制、保护、和上级调度通信的综合性自动化功能。

2.2、传统变电站存在的问题

（1）安全、稳定性不够

常规的电磁或晶体管保护、自动装置、测量设备接线复杂，连接电缆多，设备结构复杂，难以维护，无自检功能，设备故障无法及时发现，会造成保护的拒动、误动。

（2）难以保证供电质量

缺少调压手段，缺少遏制谐波污染的手段。

（3）占地面积大

常规设备体积大，电缆多，需占用较大土地面积

（4）无法满足快速计算、实时控制的要求

传输信息不足，缺少远方调控手段

（5）维护工作量大

常规设备结构复杂，维护、检修都比较困难。

2.3、综合自动化的特点

（1）利用微机和大规模集成电路组成的自动化系统代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏。

（2）利用微机保护代替常规保护。

（3）能采集完整的运行信息，利用计算机的高速计算和逻辑判别能力实现监视、控制、运行报告等功能。

（4）功能综合化、结构微机化、监视屏幕化、运行管理智能化。

2.4、变电站综合自动化的优越性

（1）提高安全、稳定性

设备可以自检，整定值根据运行方式容易调整，提高保护和自动装置动作正确性。

设备接线简化，减少扰动窜入的影响。

（2）提高电压合格率

有自动调压功能，可自动控制变压器分接头和投切无功补偿器。

（3）提高运行管理水平

所有测量、控制、保护、运行报告、统计均实现自动化。

调度中心可在远方监视和控制变电站运行情况。

事故条件下可利用自动记录的运行数据进行分析。

（4）缩小占地面积

采用先进的通信技术，实现分布式采集和控制，大大减少了连接电缆。

采用大规模集成电路，设备体积小，从而可以缩小占地面积，设置可以安装在地下。

（5）提高设备可靠性、减少维护工作量

设备模块化，可以自检，容易发现设备故障，维修简便。

2.5、变电站自动化的发展过程

（1）分立元件阶段

为自动化开发和生产了大量的自动化设备，比如测量仪表，保护，自动装置等。

以电子元件为主，设备体积大、构造复杂。

最主要的问题是设备间互无联系，各自独立运行。

比如母线电压，测量仪表、保护、自动装置都要测量，每个元件都要单独装设连接电缆。

（2）微机化的智能元件阶段

微机化的测量系统取代传统的测量仪表，不再需要中央控制屏和仪表盘，监视、控制均可通过屏幕、键盘等完成。

微机化的保护，数字化的保护原理实现，可以实现更多、更灵活的保护算法，保护的正确性提高，常见的负序、零序滤过不再需要专门的变送器，可利用程序实现。

但仍未解决设备间互无联系，各自独立运行的问题。

（3）综合自动化阶段

不仅能实现自动化，而且设备间能够互相通信、共享运行信息，使整个变电站自动化系统成为一个完整的系统，而不是多个自动化的孤岛。

2.6、综合自动化和无人值班

（1）无人值班是管理模式，综合自动化是技术水平。

（2）在常规保护和常规控制的时代，对不重要的变电站就可以实现无人值班。

不掌握运行信息，需要运行操作时派人到现场执行。

（3）达到两遥功能，可以监视变电站运行信息，但操作仍需派人到现场执行。

（4）达到四遥功能，不仅可以监视，也可以远方操作和控制。

只有设备故障或检修需要派人到现场，已经实现了真正有效意义上的无人值班。

（5）综合自动化比四遥功能在技术水平上有很大提高，体现在减少连接电缆，减少二次设备，增加传送信息量，运行管理智能化（比如自动故障诊断）。

3、变电站综合自动化的功能

国际大电网会议WG34.03工作组分析了变电站自动化的功能共63种，分7个大类：

控制和监视

自动控制

测量

继电保护

和继电保护有关的功能

接口功能

系统功能

结合我国情况，将功能分为5类

3.1、监视和控制

3.1.1、数据采集：

模拟量、数字量、电能量

（1）模拟量：

各段母线电压、频率

线路电压、电流、有功功率、无功功率

主变电压、电流、有功、无功、油温、分接头位置

电容器电流、无功

馈线电压、电流、有功功率、无功功率

直流电源电压

站用变电压

（2）数字量

断路器状态

隔离刀闸状态

同期检测状态

继电保护动作信号

自动装置动作信号

（3）电能量

关口的电能计量。

一般采用累计电度脉冲的方法。

3.1.2、故障记录和事件顺序记录SOE

故障记录记录发生故障前2个周波和故障后10个周波的各主要模拟量的变化过程，如母线电压、线路电流等。

SOE记录断路器跳合闸记录，保护动作记录。

3.1.3、控制和操作

利用鼠标、键盘、显示屏对断路器合隔离刀闸进行操作，对变压器分接头位置进行调节，对补偿电容进行投切操作。

可根据上级调度命令执行远程控制合调节命令。

防误操作：

断路器操作自动闭锁重合闸

当地/远方操作互相闭锁

断路器和隔离开关的操作闭锁

操作序列必须得到上一步的返校之后才能进行。

3.1.4、安全监视

电压、电流、功率、频率等越限报警。

跳闸、保护动作报警。

设备正常工作监视、设备电源监视。

3.1.5、人机界面

主接线图显示、运行数据显示、报警显示、SOE显示、运行报表显示、历史数据曲线显示、保护和自动装置整定值显示、设备工作状态显示等。

报表打印、事故打印、图形打印等

3.1.6、数据处理和统计

记录运行报表，运行数据统计、故障统计和分析

3.2、微机保护

3.2.1、变电站微机保护的种类

高压输电线的主保护和后备保护

馈线的保护

主变的主保护和后备保护

补偿电容的保护

母线保护

不完全接地系统的单相接地选线

故障录波

3.2.2、微机保护的优点

（1）实现算法灵活。

算法用程序实现，可以实现电磁继电器无法实现的保护算法，同时可避免死区，提高灵敏度。

同一套保护装置可以完成多个保护功能。

（2）性能稳定，可靠性高。

采用大规模集成电路和程序实现，元件和连接线减少，可靠性提高。

（3）设备自检和自恢复。

（4）运行维护工作量小，现场调试和整定方便。

3.2.3、对微机保护的要求

（1）满足保护的4性要求：

选择性、速动性、可靠性、灵敏性。

（2）具有故障记录功能。

被保护对象发生故障时，能记录故障前后有关模拟量值和保护动作出口信息。

（3）通信功能和统一校对时钟。

增加通信功能和其他设备联系以共享数据。

利用通信功能统一全站各保护时钟，使得故障记录有同样的时间基准。

（4）能存贮多种保护定值。

（5）当地或远程修改保护定值。

（6）设置保护管理机或通信控制机。

采用专用的通信控制机实现和监控系统的联系。

（7）故障自诊断、自闭锁、自恢复功能。

保护应能对模块是否正常运行进行自检，自检不通过则报警并闭锁。

若软件受到干扰而飞车，应设置看门狗自启动。

3.3、电压和无功自动控制

3.3.1、调控目标

（1）维持供电电压在规定范围内。

各级供电母线电压的运行波动范围，（以额定电压为基准），

500（330）kV变电站的220kV母线，正常时0％～＋10％，事故时－5％～＋10％

200kV变电站110kV母线，正常时－3％～＋7％，事故时±10％

配电网10kV母线，10.0～10.7kv

（2）保持电力系统稳定和合适的无功平衡。

主输电网络，实现无功分层平衡，地区供电网络实现无功分区就地平衡。

（3）在电压合格的条件下实现使电能损耗最小。

必须充分利用现有的补偿设备和调压设备（调相机、静止补偿器、补偿电容器、电抗器、有载调压变压器）。

进行合理优化调度。

3.3.2、调控措施

（1）调整变压器的分接头位置。

改变电压和无功分布，但它并不产生无功功率，所以如果系统无功功率不足导致电压偏低，此方法不宜使用。

（2）补偿电容器。

补偿电容器相当于无功电源，可以用来调整电压和无功分布。

3.3.3、控制方式

（1）集中控制。

调度中心对下属变电站的主变和无功补偿设备进行统一控制。

是优化的最佳方案，但要求调度中心有无功优化软件，变电站有较高的自动化水平和良好的信道。

（2）分散控制。

在各厂、站进行调压，控制地区的电压和无功在规定水平。

只能局部优化。

（3）关联分散控制。

在正常运行时由各厂、站自动调控，调控范围由调度中心的无功优化软件计算得到。

在负荷变化较大或系统运行方式发生大的变化时由调度中心直接控制。

3.4、自动低频减载

3.4.1、控制目标

运行规程规定：

电力系统的允许频率偏差为±0.1Hz；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；系统频率瞬时值不能低于45Hz。

3.4.2、自动低频减载及其控制方式

在系统发生故障，有功功率严重缺额，频率下降时，需要有计划、按次序切除负荷，并保证切除负荷量合适，这是低频减载的任务。

自动低频减载分为基本轮和特殊轮。

一般负荷的馈线放在基本轮中，按重要程度分5～8轮。

频率降到第一轮启动值且延时时间到则出口断开第一轮规定的线路开关。

若频率不能恢复，降到第二轮启动值且延时时间到则出口断开第二轮规定的线路开关，如此直至所有轮次全部切除。

基本轮全部切除后，若系统频率仍不能恢复到额定值，经过较长时间延时后，启动特殊轮切除负荷。

一般基本轮第一轮整定频率为48.5～47.5Hz，最末轮46.5～46Hz，相邻两轮频率整定差0.25～0.5Hz，时间差0.5s。

特殊轮整定频率一般在49～47Hz间，动作时限15～20s。

3.4.3、实现方法

（1）采用专用的低频减载装置。

该装置进行测频并按设置的轮次出口动作，出口继电器接到每条线路的开关上。

（2）分散到每条线路的保护装置中。

现有微机保护一般对一条线路一套保护，在保护中加设测频环节，将低频减载的轮次整定值和延时设置到保护中即可。

3.4..4、对低频减载装置的要求

（1）在各种运行方式下和功率缺额条件下，有计划地切除负荷，有效防止系统频率降到危险点以下。

（2）切除负荷尽可能少，防止超调和悬停现象。

（3）馈线或变压器故障跳闸造成失压时，应可靠闭锁，不误动。

（4）电力系统发生低频振荡时不能误动。

（5）电力系统受谐波干扰时不能误动。

3.4.5、新型低频减载装置的技术关键

（1）采用原理先进、准确度高、抗干扰能力强地测频电路。

取母线电压信号，经二次变送得到±5v的电压信号，经过滤波电路滤除谐波、非周期分量和干扰信号，，再经低通滤波和整形，得到和输入同频率的矩形波，对矩形波脉冲计数可得到频率。

（2）采用频率下降速率做启动条件提高动作的快速和灵敏性；做闭锁条件可防止误动。

其他常用的闭锁条件有带时限的低压闭锁，低电流闭锁，双测频回路串联闭锁。

（3）故障自诊断和自闭锁。

3.5、备用电源自动投入

明备用：

正常由1B供电，1B或1DL故障断开后，BZT自动投入2DL，由2B供电。

暗备用：

正常1B、2B都供电，1B故障时，BZT自动投入3DL或5DL保持供电。

采用微机实现BZT，可以实现灵活的自动投入控制方式，比如三种备用电源投入方式可以用一部微机设备实现。

同时装置可以自诊断，并可以具有通信功能和其他自动化系统相联系。

4、变电站综合自动化系统的结构

4.1、变电站综合自动化的设计原则和要求

4.1.1、变电站自动化系统作为电网调度自动化的一个子系统，应服从电网调度自动化的总体设计。

其配置、功能包括设备的布置应满足电网安全、优质、经济运行以及信息分层传输、资源共享的原则。

4.1.2、分散式系统的功能配置宜采用下放的原则。

凡可以在间隔层就地完成的功能如保护、备用电源自投、电压控制等，无须通过网络和上位机去完成。

4.1.3、应能全面替代常规二次设备。

4.1.4、微机保护的软硬件和监控系统既相对独立，又相互协调。

要积极而慎重地推行保护、测量、控制一体化设计，确保保护功能的相对独立性和动作可靠性。

4.1.5、微机保护应有通信功能

4.1.6、应能满足无人值班的要求，设计时应考虑远方和就地控制操作并存的模式。

。

4.1.7、有可靠的通信网络和通信协议。

4.1.8、有良好的抗干扰能力。

4.1.9、设备运行可靠性高。

4.1.10、系统可扩展性好。

4.1.11、系统的标准化和开放性能要好。

应从技术上保证站内自动化系统的硬件接口满足国际标准。

4.1.12、变电站自动化系统设计中应优先采用交流采样技术，减轻TA、TV的负载，提高测量精度。

同时，可取消光字牌屏和中央信号屏，简化控制屏，由计算机承担信号监视功能，使任一信息做到一次采集、多次使用。

4.1.13、建议采用局域网通信方式，尤其是平等网络，如总线型网。

从抗电磁干扰角度考虑，在选择通信介质时可优先采用光纤通信方式，这对分散式变电站自动化系统尤为适用。

4.2、硬件结构

4.2.1、传统模式这种模式就是目前国内使用最普遍的远方终端装置（RTU）加上当地监控（监视）系统（又称当地功能），再配上变送器、遥信转接、遥控执行、UPS等屏柜。

当采用交流采样RTU时，可省去变送器屏柜。

站内保护装置的信息，可通过遥信输入回路（即硬件方法）进入RTU，亦可通过串行口按约定的规约通信（即软件方法）进入RTU。

此模式适合35～500千伏各种电压等级、不同规模的变电站。

4.2.2、分层集中组屏模式

一般分单元层和变电站层。

单元层按功能划分，开关量输入、输出，模拟量输入、输出，元件保护、自动装置各为单独模块。

变电站层包括监控主机和远动主机。

变电站层通过现场总线或局域网和单元层通信。

所有保护屏、数据采集屏、控制出口屏全部安装在中央控制室内，需要较多的控制连接电缆。

上图是目前常见的结构。

4.2.3、分层分散模式

单元层按高压间隔划分，以每个电网元件为对象，集测量、控制、保护于一体，设计在同一个机箱中，将这种模块单元安装在元件的开关柜中。

各模块单元和监控主机通过网络联系。

高压线路保护，变压器保护，自动装置（备自投、电压无功控制，低频减载）仍可安装在中央控制室内。

结构可靠性高，可扩展性好，控制连接电缆少，维护简便，是目前较新的结构形式。

主要问题是保护和监控数据是否共享，有三种方式：

（1）完全共享。

用同一CPU和采集通道采集保护和测量需要的电量。

结构简单，造价低。

但是由于一次保护CT和测量CT特性不同，所以不能保证测量准确度。

使用难度较大。

现在已经在研究新的测量方法使得大小电流可共用同一组CT。

（2）各自处理。

用各自的采集通道，可以共用或不共用CPU，解决以上问题。

（3）完全分离。

各自构成模块，完全不相关，只是安装在同一开关柜内。

5、####供电公司变电站综合自动化设备使用规划

5.1现状

截止到2010年底，####电网有1座220kV变电站,主变1台，容量为；变电站综合自动化率为100%。

我公司县调自动化系统于1995年11月开始建设，1996年1月竣工，1996年1月进入实用化考核期，1996年7月通过实用化验收。

调度主站采用双机双网互为热备用的运行方式，主站软件为东方电子WDZ-10系统，2009年升级为DF8900系统，调度自动化主站DF8900系统基本功能的升级，主要包括安装数据Web发布软件、高级使用软件和物理隔离装置等。

提供了统一的支撑环境，包括网络、数据库（商用数据库、实时数据库）、绘图工具、报表、WEB等所有使用。

高级使用软件其功能主要是利用电力系统的各种信息，在实时型和研究型模式下，对电力系统的运行状态进行分析，帮助调度员了解和掌握电力系统的运行状态、实现了调度潮流、负荷预测、无功优化，并提供分析决策，保证电网运行的安全性并提高其经济性。

DF8900调度一体化系统完全能够满足我公司调度自动化系统的先进性、开放性、可维护性、可扩展性等要求，为配网自动化系统留有扩展借口。

子站系统部分进行了综自和双电源改造，具体统计如下统计:

35kV变电站保护统计表

5、电网自动化规划目标

5.1实现调度自动化系统和配网自动化系统、管理信息自动化系统联网。

5.2继电保护实现全面微机化。

5.3新建变电站，选用测量、监视、控制、保护、通讯一体化的分层分布式变电站综合自动化系统。

5.4全面实现变电站图像监控功能。

5.5全面实现变电站控制室环境监测、门禁、消防监控功能。

5.6全面实现变电站在线防盗系统

6、电网自动化系统规划建设项目

……………………….