变电站综合自动化.docx

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变电站综合自动化

前言

变电站是电力网中的线路连接点，是用以变换电压、交换功率和汇集。

分配电能的设施。

变电站中有不同的配电装置。

电力变压器、控制、保护、测量、信号和通信设施以及二次回路电源等。

有些变电站中还由于存在无功平衡、系统稳定和限制过电压等因素，需要装设同步调相机、并联电容器、并联电抗器、静止补偿装置、串联补偿装置等。

另外，随着用电负荷的不断增长和负荷密度的加大，变电站的电压等级和容量不断提高，对供电可靠性的要求也越来越高，为此需要提高变电站的自动化水平。

变电站综合自动化技术应用计算机技术、通讯技术、检测技术和控制技术等，将变电站中传统的继电保护系统。

测量系统、控制系统、调节系统、信号系统和运动系统等多个独立的功能系统，经优化。

组合为一套智能化的综合系统。

这一技术的应用，提高了对变电站电气设备和电力系统进行监视、控制盒保护的自动化、智能化水平，提高了保护、控制的可靠性和电力系统的安全运行水平，社会经济效益十分显著。

第1章变电站综合自动化系统概述

1.1变电站在电力系统中的地位与作用

1.1.1变电站分类

变电站的类型按不同的分类方法有以下几种：

按变电站在电力系统中的地位和作用分类

1）系统枢纽变电站。

枢纽变电站位于电力系统的枢纽点，它的电压是系统最高输电电压，目前枢纽变电站电压等级有220kv、330kV、500kv、750KV和1000KV，1000kV晋东南－南阳－荆门特高压交流试验示范工程于2009年1月正式投运。

通常，电力网通过枢纽变电站连成环网，其特点是主变压器容量大，供电范围广，全站停电后，将引起系统解列，甚至整个系统瘫痪，因此对枢纽变电站的可靠性要求较高。

2）地区一次变电站。

地区一次变电站位于地区网络的枢纽点，是与输电主网相连的地区受电端变电站，任务是直接从主网受电，向本供电区域供电。

全站停电后，可引起地区电网瓦解，影响整个区域供电。

电压等级一般采用220kv或330kv。

地区一次变电站主变压器容量较大，出线回路数较多，对供电的可靠性要求也比较高。

3）地区二次变电站。

地区二次变电站受电于地区一次变电站，直接向本地区负荷供电，供电范围小，主变压器容量与台数根据电力负荷而定。

全站停电后，只有本地区中断供电。

4）终端变电站。

终端变电站在输电线路终端，接近负荷点，经降压后直接向用户供电，全站停电后，只是终端用户停电。

（2）按变压器的使用功能分类

1）升压变电站。

升压变电站是把低电压变为高电压的变电站，例如在发电厂需要将发电机出口电压升高至系统电压，就是升压变电站。

2）降压变电站。

与升压变电站相反，是把高电压变为低电压的变电站，在电力系统中，大多数的变电站是降压变电站。

按变电站安装位置可分为室外变电站、室内变电站、地下变电站、箱式变电站、移动变电站；按照值班方式分为有人值班变电站和无人值班变电站。

1.1.2变电站主要一次电气设备

变电站主要设备有：

起变换电压作用的设备是变压器、开闭电路的开关设备，汇集电流的母线，计量、控制用互感器和防雷保护装置，有的变电站还有无功补偿设备。

变电站的主要设备和连接方式，按其功能不同而有差异，变电站的基本接线方式有单母线及单母线分段接线、双母线及双母线分段接线、单母线或双母线带旁路接线、一个半断路器接线、多角形接线、桥形接线等。

变压器是变电站的主要设备，分为双绕组变压器、三绕组变压器和自耦变压器。

变压器按其作用可分为升压变压器和降压变压器，前者用于电力系统送端变电站，后者用于受端变电站。

变压器的电压需与电力系统的电压相适应。

为了在不同负荷情况下保持合格的电压，有时需要切换变压器的分接头。

按分接头切换方式变压器分为有载调压变压器和无载调压变压器。

有载调压变压器主要用于受端变电站。

电压互感器和电流互感器，它们的工作原理和变压器相似。

它们把高电压设备和母线的高电压、大电流按规定比例变成测量仪表、继电保护及控制设备的低电压和小电流。

在额定运行情况下电压互感器二次线电压为l00V，电流互感器二次电流为5A或1A。

开关设备，它包括断路器、隔离开关、负荷开关、高压熔断器等都是断开和合上电路的设备。

断路器在电力系统正常运行情况下用来合上和断开电路，故障时在继电保护装置控制下自动把故障设备和线路断开，还可以有自动重合闸功能。

在我国，220kV以上断路器使用较多的是空气断路器和六氟化硫断路器。

隔离开关的主要作用是在设备或线路检修时隔离电压，以保证安全。

它不能断开负荷电流和短路电流，应与断路器配合使用。

在停电时应先拉断路器后拉隔离开关，送电时应先合隔离开关后合断路器。

如果误操作将引起设备损坏和人身伤亡。

负荷开关能在正常运行时断开负荷电流没有断开故障电流的能力，一般与高压熔断器配合用于10kV及以上电压且不经常操作的变压器或出线上。

为了减少变电站的占地面积近年来积极发展六氟化硫全封闭组合电器（GIS）。

它把断路器、隔离开关、母线、接地开关、互感器、出线套管或电缆终端头等分别装在各自密封间隔中，集中组成一个整体外壳充以六氟化硫气体作为绝缘介质。

这种组合电器具有结构紧凑体积小重量轻不受大气条件影响，检修间隔长，无触电事故和电噪声干扰等优点。

变电站还装有防雷设备，主要有避雷针和避雷器，避雷针是为了防止变电站遭受直接雷击将雷电对其自身放电把雷电流引入大地。

在变电站附近的线路上落雷时雷电波会沿导线进入变电站，产生过电压。

另外，断路器操作等也会引起过电压。

避雷器的作用是当过电压超过一定限值时，自动对地放电降低电压保护设备，放电后又迅速自动灭弧，保证系统正常运行。

目前，使用最多的是氧化锌避雷器。

1.1.3变电站在电力系统中的地位与作用

电力系统是生产、输送、分配和消费电能的各种电气设备连接在一起而组成的整体。

在电力系统中，变电站是联系发电厂和用户的中间环节，起着变换和分配电能的作用，它是控制电力的流向和调整电压的电力设施，通过其变压器将各级电压的电网联系起来形成联合电力网，变电站在电力系统中具有十分重要的地位，它的安全运行对电力系统具有十分重要的意义。

1.2变电站运行要求

为确保变电站安全、经济运行，保证电能质量，必须对变电站设备的运行工况进行监视、控制、调节和保护。

1.2.1变电站运行监视范围

（1）变电站模拟量运行监视范围

变电站的电气设备，应运行在它们允许的额定参数范围内，长期偏离它们允许的额定参数范围将缩短其使用寿命，甚至引发事故。

变电站运行监视的模拟量主要有：

6~10KV线路的单相电流，35KV及其以上电压等级线路的三相电流，三相电压、有功功率、无功功率，与电气设备或线路非直接连接的断路器的三相电流，各级电压系统的母线电压和频率，主变压器的油温、绕组温度，主变压器各侧的三相电流、三相电压、三相有功功率、三相无功功率，站用变高压侧及低压侧三相电流、三相电压，35kV/10kV电抗器三相电流、无功功率，补偿电容器三相电流、无功功率，直流系统的母线电压，充电进线电流、电压、蓄电池进线电流和电压，浮充电进线电流、电压，直流绝缘监视：

正对地电压、负对地电压，UPS系统的输出电压、电流及频率，室外温度、一次配电室和二次设备间温度。

变电站开关量运行监视范围

各级电压断路器、隔离开关和接地刀闸的位置信号，主变压器分接头位置信号，站用变高压侧及低压侧断路器状态信号，380V母线分段断路器状态信号，380V馈出回路状态信号，变电站各电气间隔的继电保护、自动装置动作及报警信号，直流系统状态异常信号，UPS系统状态异常信号，就地/远方（含主控室和调度端）切换开关位置信号，通信系统报警信号（包括载波机、光端机及PCM（如果需要））。

1.2.2变电站控制操作

变电站控制操作包括：

自动调节控制，人工操作控制。

（1）自动调节控制

自动调节控制，可由站内操作员站或远方控制中心设定其是否采用。

它可以由运行人员投入/退出，而不影响手动控制功能的正常运行。

1）电压—无功自动调节控制（AVQC）

电力工业部安全生产司于1997年颁布的关于《电力行业一流供电企业考核标准》（试行）的通知中，明确提出一流供电企业必备条件之一是供电电压合格率大于等于98％，其中A类电压大于等于99％。

根据前能源部颁发的《电力系统电压和无功电力技术导则》规定，各级供电母线电压的允许波动范围（以额定电压为基准）如下：

500（330）kV变电所的220kV母线：

正常时0%~+10%；事故时－5%～+10%。

220kV变电所的35～110kV母线：

正常时－3%～+7%；事故时－10%～+10%。

配电网的10kV母线：

10.0~10.7kV。

电力系统长期运行的经验和研究、计算的结果表明，造成系统电压下降的主要原因是系统的无功功率不足或无功功率分布不合理。

对电压和无功进行合理的调节，可以提高电能质量、提高电压合格率、降低网损。

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。

通过实时采集母线电压、变压器无功功率和变电站运行方式，结合设定的各种参数进行判断计算后，根据调度下达的电压曲线或AVQC控制策略自动对电容器或电抗器断路器发出投入或切除的指令，从而控制电容器、电抗器等无功设备的投运或停运或调节主变分接头，实现对控制目标值（电网电压和无功）的自动调节和闭环控制，使其在允许的范围内变化。

AVQC功能可在站级监控系统中用软件实现或采用电压—无功自动调节装置实现。

2）自动按频率减负荷控制

电力系统的频率是电能质量重要的指标之一。

电力系统正常运行时，必须维持频率在50±（0.1~0.2）Hz的范围内。

系统频率偏移过大时，发电设备和用电设备都会受到不良的影响。

轻则影响工农业产品的质量和产量；重则损坏汽轮机、水轮机等重要设备，甚至引起系统的“频率崩溃”，致使大面积停电，造成巨大的经济损失。

当系统出现有功缺额时，系统频率将下降，为抑制系统频率下降，应自动按频率降低减负荷控制。

备用电源自动投入

对于终端变电站内有备用变压器或有互为备用的母线段，为提高供电可靠性，,应装设备用电源和备用设备的自动投入装置。

人工操作控制

操作员可对需要控制的断路器、隔离开关进行控制操作。

监控系统应具有操作监护功能，允许监护人员在不同的操作员站上实施监护，避免误操作；当一台工作站发生故障时，操作人员和监护人员可在另一台工作站上进行操作和监护。

操作控制分为四级：

第一级控制，设备就地检修控制。

具有最高优先级的控制权。

当操作人员将就地设备的远方/就地切换开关放在就地位置时，将闭锁所有其他控制功能，只能进行现场操作。

第二级控制，间隔层后备控制。

其与第三级控制的切换在间隔层完成。

第三级控制，站控层控制。

该级控制在操作员站上完成，具有调度中心/站内主控层的切换。

第四级控制，远方控制，优先级最低。

原则上间隔层和设备层只作为后备操作或检修操作手段。

为防止误操作，在任何控制方式下都需采用分步操作，即选择、返校、执行，并在站级层设置操作员、监护员口令及线路代码，以确保操作的安全性和正确性。

对任何操作方式，应保证只有在上一次操作步骤完成后，才能进行下一步操作。

同一时间只允许一种控制方式有效。

为防止误操作，人工操作控制应具备全站防误闭锁功能。

对于同期检测点的断路器，应能实现同期检测及操作。

合闸检测分为检无压合闸和检同期合闸。

同期检测部件检测来自断路器两侧的母线TV及线路TV的输入电压的幅度、相角及频率的瞬时值，实行自动同期捕捉合闸。

1.2.3变电站的电气保护

变电站的电气设备在运行中可能出现故障和不正常工作状态，应根据继电保护和安全自动装置技术规程配置相应的电气保护系统。

1.2.4变电站的远方监视与控制

变电站的远方监视与控制包括遥测、谣信、遥控、遥调和遥视。

它是电力系统调度自动化的重要组成部分，也是无人值班变电站运行管理的重要手段。

1.2.5变电站的信号系统

变电站信号系统应具有事故报警和预告报警信号系统，当发生非正常操作引起的断路器跳闸和保护装置动作时，应发出事故报警信号；当发生一般设备变位、状态异常信息、模拟量或温度量越限时，应发出预告报警，以便运行人员及时处理。

1.3变电站综合自动化系统概述

变电站综合自动化系统就是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和数字信号处理等技术，实现对变电站主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、控制、保护以及与调度通信等综合性功能的自动化系统。

变电站综合自动化系统是多专业的综合技术，对变电站运行所要求的功能进行优化组合，具有高度协调、统一的、全数字化、智能的变电站自动化系统，它包括了除变电站一次系统、操作电源和站用交流电源之外的电气二次系统。

1.3.1变电站综合自动化系统的基本功能和要求

变电站综合自动化系统的基本功能和要求，从不同的角度有不同的描述，例如国际大电网会议WG34.03工作组在研究变电站的数据流时，分析了变电站自动化需完成的功能大概有63种，但从变电站运行要求的角度可归纳为以下几种子系统功能组：

①监控子系统功能；②微机继电保护及安全自动装置子系统功能；③通信管理子系统功能。

（1）监控子系统功能

监控子系统完成对变电站一次系统的运行监视与控制，应具有如下功能：

1）数据采集和处理功能

变电站综合自动化系统通过I/O测控单元实时采集变电站运行监视所需要的模拟量、开关量等信息量，并对所采集的实时信息进行数字滤波、有效性检查，工程值转换、信号接点抖动消除、刻度计算等加工。

从而提供可应用的电流、电压、有功功率、无功功率，功率因数等各种实时数据，并将这些实时数据带品质描述传送至站控层和各级调度中心。

2）操作控制功能

无论是无人还是少人值班的变电站，运行人员都可通过计算机CRT屏幕对断路器、允许远方电动操作的隔离开关和接地开关进行分、合闸操作；对变压器分接头位置进行调节控制；对电容器、电抗器补偿装置进行投、切控制，同时要能接受遥控操作命令，进行远方操作，满足变电站操作控制的运行要求。

3）报警处理功能

监控系统应具有事故报警和预告报警功能。

事故报警包括非正常操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号；预告报警包括一般设备变位、状态异常信息、模拟量或温度量越限等。

当发生事故时，事故报警立即发出音响报警（报警音量可调），运行监控主机的显示画面上应改变颜色并闪烁表示该设备变位，同时显示红色报警条文，报警条文可以选择随机打印或召唤打印。

事故报警通过手动或自动方式确认，每次确认一次报警，自动确认时间可调。

报警一旦确认，声音、闪光即停止。

第一次事故报警发生阶段，允许下一个报警信号进入，即第二次报警不应覆盖上一次的报警内容。

报警装置可在任何时间进行手动试验，试验信息不予传送、记录。

报警处理可以在主计算机上予以定义或退出。

事故报警应有自动推画面功能。

预告报警发生时，除不向远方发送信息外，其处理方式与上述事故报警处理相同（音响和提示信息颜色应区别于事故报警）。

部分预告信号应具有延时触发功能。

对每一测量值（包括计算量值），可由用户设置四种规定的运行限值（低低限、低限、高限、高高限），分别可以定义作为预告报警和事故报警。

四个限值均设有越/复限死区，以避免实测值处于限值附近频繁报警。

开关事故跳闸到指定次数或开关拉闸到指定次数，应推出报警信息，提示用户检修。

4）事件顺序记录（SOE）及事故追忆功能

当变电站一次设备出现故障时，将引起继电保护动作、开关跳闸，事件顺序记录SOE（SequenceOfEvents）功能应将事件过程中各设备动作顺序，带时标记录、存储、显示、打印，生成事件记录报告，供查询。

系统保存1年的事件顺序记录条文。

事件分辨率：

测控单元≤1ms，站控层≤2ms。

事件顺序记录应带时标及时送往调度主站。

事故追忆范围为事故前1min到事故后2min的所有相关运行数据，采样周期与实时系统采样周期一致。

系统可生成事故追忆表，可以实现重演及显示、打印方式输出。

5）画面生成及显示功能

监控系统应具有电网拓扑识别功能，实现带电设备的颜色标识。

所有静态和动态画面应能存储，并能以jpeg、bmp、gif等图形格式输出。

应具有图元编辑图形制作功能，使用户能够在任一台主计算机或人机工作站上均能方便直观的完成实时画面的在线编辑、修改、定义、生成、删除、调用和实时数据库连接等功能，并且对画面的生成和修改应能够通过网络广播方式给其他工作站。

在主控室运行工作站CRT上显示的各种信息应以报告、图形等形式提供给运行人员。

画面显示内容应有：

全站电气主接线图（若幅面太大时可用漫游和缩放方式）；分区及单元接线图；实时及历史曲线显示；棒图（电压和负荷监视）；间隔单元及全站报警显示图；监控系统配置及运行工况图；保护配置图；直流系统图；站用电系统图；报告显示（包括报警、事故和常规运行数据）；表格显示（如设备运行参数表、各种报表等）；操作票显示；日历、时间和安全运行天数显示；

输出方式及要求：

电气主接线图中应包括电气量实时值，设备运行状态、潮流方向，断路器、隔离刀闸、地刀位置，“就地/远方”转换开关位置等；图形和曲线可储存及硬拷贝；用户可生成、制作、修改图形；在一个工作站上制作的图形可送往其它工作站；电压棒图及曲线的时标刻度、采样周期可由用户选择；每幅图形均标注有日历时间；图形中所缺数据可人工置入。

6）在线实时计算及制表功能

在线计算应具有加、减、乘、除、积分、求平均值、求最大最小值和逻辑判断，以及进行功率总加、电量分时累计等计算功能。

供计算的值可以是采集量、人工输入量或前次计算量，这些计算从数据库取变量数据，并把计算结果返送数据库。

计算结果应可以处理和显示，并可以对计算结果进行合理性检查。

应可以由用户用人机交互方式或编程方式定义一些特殊公式，并按用户要求的周期进行计算。

监控系统应能生成不同格式的生产运行报表，提供的报表包括：

实时值表；正点值表；开关站负荷运行日志表（值班表）；电能量表；交接班记录；事件顺序记录一览表；报警记录一览表；微机保护配置定值一览表；主要设备参数表；自诊断报告；其他运行需要的报表。

输出方式及要求：

实时及定时显示；召唤及定时打印；生产运行报表应能由用户编辑、修改、定义、增加和减少；报表应按时间顺序存储，报表的保存量应满足运行要求。

7）时钟同步功能

监控系统设备应从站内时间同步系统获得授时（对时）信号，保证I/O数据采集单元的时间同步达到1ms精度要求。

当时钟失去同步时，应自动告警并记录事件。

监控系统站控层设备优先采用NTP（NetworkTimeProtocol是用来使计算机时间同步化的一种网络时间协议）对时方式，间隔层设备的对时接口优先选用IRIG-B对时方式。

8）人-机联系功能

人-机联系是值班员与计算机对话的窗口，值班员可借助鼠标或键盘方便地在屏幕上与计算机对话。

人-机联系包括：

调用、显示和拷贝各种图形、曲线、报表；发出操作控制命令；数据库定义和修改；各种应用程序的参数定义和修改；查看历史数值以及各项定值；图形及报表的生成、修改、打印；报警确认，报警点的退出/恢复；操作票的显示、在线编辑和打印；日期和时钟的设置；运行文件的编辑、制作；主接线图人工置数功能；主接线图人工置位功能；监控系统主机上应有系统硬件设备配置图，该配置图能反映所有连接进系统的硬件设备的运行状态。

9）系统自诊断和自恢复功能

远方或变电站负责管理系统的工程师可通过工程师工作站对整个监控系统的所有设备进行的诊断、管理、维护、扩充等工作。

系统应具有可维护性，容错能力及远方登录服务功能。

系统应具有自诊断和自恢复的功能。

系统应具有自监测的功能，应提供相应的软件给操作人员，使其能对计算机系统的安全与稳定进行在线监测。

系统应能够在线诊断系统硬件、软件及网络的运行情况，一旦发生异常或故障应立即发出告警信号并提供相关信息。

应具有看门狗和电源监测硬件，系统在软件死锁、硬件出错或电源掉电时，能够自动保护实时数据库。

在故障排除后，能够重新启动并自动恢复正常的运行。

某个设备的换修和故障，应不会影响其他设备的正常运行。

10）与其他设备的通信接口功能

a.监控系统与继电保护的通信接口

监控系统以串口或网口的方式与保护装置信息采集器或保护信息管理子站连接获取保护信息。

监控系统与保护装置、保护及故障信息管理子站的联网方案如下：

①如果不考虑在监控系统后台实现继电保护装置软压板投退、远方复归的功能，则监控系统仅采集与运行密切相关的保护硬接点信号，站内所有保护装置与故障录波装置仅与保护及故障信息管理子站连接；保护及故障信息管理子站向监控系统转发各保护装置详细软报文信息。

②如果考虑在监控系统后台实现继电保护装置软压板投退、远方复归的功能，则保护及故障信息管理子站系统与监控系统分网采集保护信息。

保护装置可按照子站系统和监控系统对保护信息量的要求，将保护信息分别传输至子站系统和监控系统。

b.监控系统与保护测控一体化装置（35kV/10kV）的通信接口监控系统以串口或网口的方式与保护测控一体化装置（35kV/10kV）通信，采集测控信息。

c.监控系统与其他智能设备的通信接口其他智能设备主要包括直流电源系统、交流不停电系统、火灾报警装置、电能计量装置及主要设备在线监测系统等。

监控系统智能接口设备采用数据通信方式（RS-485通讯口）收集各类信息，经过规约转换后通过以太网传送至监控系统主机。

11）运行管理功能

监控系统根据运行要求，应实现如下各种管理功能：

a.事故分析检索：

对突发事件所产生的大量报警信号进行分类检索；

b.操作票：

根据运行要求开列操作票、进行预演，并能进行纠错与提示；

c.模拟操作：

提供电气一次系统及二次系统有关布置、接线、运行、维护及电气操作前的实际预演，通过相应的操作画面对运行人员进行操作培训。

d.变电站其它日常管理，如操作票、工作票管理，运行记录及交接班记录管理，设备运行状态、缺陷、维修记录管理、规章制度等。

e.管理功能应满足用户要求，适用、方便、资源共享。

各种文档能存储、检索、编辑、显示、打印。

f.测控单元宜具有当地维护、校验接口，满足交流采样运行检验管理的要求。

（2）微机继电保护及安全自动装置子系统功能

微机保护及安全自动装置子系统功能是变电站综合自动化系统的最基本、最重要的功能，它包括变电站的主设备和输电线路的全套保护：

高压输电线路保护和后备保护；变压器的主保护、后备保护以及非电量保护；母线保护；低压配电线路保护；无功补偿装置保护；站用变保护；为了保障电网的安全可靠经济运行，和提高电能质量，变电站综合自动化系统中根据不同情况设置有相应安全自动控制子系统，主要包括以下功能：

①电压无功自动综合控制；

②低周减载；

③备用电源自投；

④小电流接地选线；

⑤故障录波和测距；

⑥同期操作；

⑦五防操作和闭锁；

⑧声音图象远程监控。

各保护及安全自动装置单元，除应具备独立、完整的保护及安全自动装置功能外，还应具有以下附加功能：

①具有事件记录功能。

事件记录包括发生故障、保护动作出口、保护设备状态等重要事项的记录。

②具有与系统对时功能。

以便准确记录发生事故和保护动作的时