变电站综合自动化.docx

变电站综合自动化.docx

《变电站综合自动化.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《变电站综合自动化.docx（28页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

变电站综合自动化

《变电站综合自动化》

——长沙理工大学穆大庆

§1变电站综合自动化系统介绍

§1-1概述

变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备（包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等）的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。

通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。

变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线，是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。

国外变电站综合自动化公司主要有：

德国：

西门子、ABB、AEG

美国：

GE、西屋

瑞士：

BBC

法国：

阿尔斯通

日本：

三菱电气、关西

1975年，日本关西、三菱公司开始研究，1979年12月SDCS-1在那须其竹克里变电站投运。

1985年德国西门子公司的LSA678在德国汉诺威投运。

国内主要有：

北京四方：

CSC2000

南京南瑞集团：

BSJ-2200

南瑞继保：

RCS-9000

国电南自：

PS6000

许继集团：

CBZ-8000

烟台东方电子：

DF3000

上海惠安：

PowerComm2000

北京德威特：

DVPS-600

湖南主要有：

华能自控：

MTC-3

湖南紫光：

DCAP5000

1987年由清华大学电机工程系研制的我国第一套变电站综合自动化系统在山东威海的望岛变电站（35KV城市变）投运。

90年代我国的变电站综合自动化蓬勃发展。

目前技术已比较成熟。

§1-2变电站综合自动化的优越性

1、提高变电站的安全、可靠运行水平。

2、提高供电质量，提高电压合格率。

3、提高电力系统运行、管理水平。

4、缩小占地面积，减少总投资。

5、减少维护工作量，减少值班人员劳动量。

§1-3变电站综合自动化的基本功能

一、监视和控制功能

1、数据采集（模拟量、状态量、脉冲量采集。

在厂站端的遥测信息按重要程度分别在3~20s内在调度中心实现更新）。

2、事件顺序记录（SOE，断路器及保护动作顺序记录）。

3、故障记录（35KV以下配电）、故障录波和测距（110KV以上输电）。

4、操作控制（操作防误、操作权限控制。

五防：

①防带负荷拉、合隔离开关；②防误入带电间隔；③防误分、合断路器；④防带电挂接地线；⑤防带地线合隔离开关）。

5、安全监视（测量越限告警、越限记录，装置异常监视）。

6、人机联系（显示数据及画面、输入数据、人控操作、诊断与维护）。

7、打印功能。

8、数据处理与记录。

9、谐波分析与监视。

二、微机保护功能

微机保护功能是变电站综合自动化系统最基本、最重要的功能。

高压输电线主保护、后备保护

主变压器主保护、后备保护

母线保护

配电线路保护

无功补偿电容器组保护

小电流接地系统单相接地选线

三、其他安全自动装置控制功能

1、电压、无功综合控制（有载调压变分接头调整，无功补偿装置）。

2、低频减载控制。

3、备用电源自动投入控制（明备用，暗备用）。

4、时钟对时功能

5、各种装置的自诊断功能

四、通信功能

1、现场级通信：

系统内部的现场级通信。

解决监控主机与各子系统及各子系统之间的数据通信、信息交换问题。

2、与上级调度通信：

综合自动化系统兼有RTU（远程终端单元）全部功能，可将采集的模拟量、开关量等信息及事件记录等上传至调度中心，同时接受调度中心下达的各种操作、控制、定值修改等命令。

（国际电工委员会IEC建议允许的远动传输最大允许时延：

命令信息0.1~2s，状态变化及事件信息1~5s，正常遥测遥信1~5s，存储数据1~5min。

我国一般规定：

变位信息及厂站端工作状态变化信息1s，电能等存储信息几分钟到几十分钟）

§1-4变电站综合自动化系统的发展及结构形式

一、变电站综自系统发展的基本趋势

1、集中控制结构→分层分布式网络结构

2、功能分割、集中组屏式→功能综合、分散安装式

（功能分割指：

保护、测量监控、控制调节等功能各自硬件独立；功能综合指：

测量监控、保护、自动装置等硬件一体化：

LCU。

集中组屏：

在中控室或保护室或控制小间集中组屏；分散安装：

按电气一次设备间隔（单元）分散安装）

二、具体的发展及结构形式

1、集中控制结构

（1）集中控制结构之一（早期具有RTU的结构）

（2）集中控制结构之二

2、分层分布式控制结构（流行趋势）

间隔层按变电站电气设备间隔进行设计，将一个电气间隔（如某断路器间隔或断路器屏柜）的数据采集、保护、测控等功能由一个或多个分散安装在电气间隔附近（或直接分散安装在电气一次屏柜上，或在中控室集中组屏，或部分集中组屏、部分分散安装）的智能化测控单元IED（Intelligentelectronicdevice）或称就地控制单元LCU（即下位机）完成，各LCU由现场总线相连，并由连接在现场总线上的通信管理机连接到站控层，站控层由网络总线连接各工作站（上位机）并由调度通讯站负责与上级调度中心（主站）通信。

§1-5目前变电站综合自动化系统的结构

数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两大类：

智能化的一次设备

网络化的二次设备

在逻辑结构上可分为三个层次：

“过程层（设备层）”、“间隔层”、“站控层”。

各层次内部及层次之间采用高速网络通信。

1、过程层（设备层）

过程层是一次设备与二次设备的结合面。

主要功能分三类：

①电力运行的实时电气量检测。

②运行设备的状态参数在线检测与统计。

③操作控制的执行与驱动（执行与驱动包括变压器分接头调节控制，电容、电抗器投切控制，断路器、刀闸合分控制，直流电源充放电控制等）。

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（上、下层之间）的高速双口全双工工作方式的通信功能。

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。

§1-6目前变电站综合自动化系统中的网络选型

网络系统是数字化变电站自动化系统的命脉，它的可靠性与信息传输的快速性决定了系统的可用性。

其中网络的适应性是最基本的条件，网络通信速度的提高和合适的通信协议的制定是关键技术。

网络所选用的一般方式有：

①RS485接口（有主站、从站之分，主站存在瓶颈现象；无统一标准）

②局部操作网Lonworks（Localoperatingsystem）

③控制局域网CAN（ControllerAreaNetwork）

④现场总线基金会网FF（FieldsFoundations）

⑤局域网LAN：

以太网（ethernet）等

目前以太网异军突起，已经进入工业自动化过程控制领域，有进入间隔层而取代现场总线的趋势。

基于TCP/IP协议（传输控制协议/网际协议），速率达到100MHz的嵌入式以太网控制与接口芯片已大量出现，数字化变电站自动化系统的两级网络全部采用100MHz以太网技术已是流行趋势。

（国际标准化组织ISO的开放系统互连OSI七层模型协议：

物理层、数据链路层、网络层、传输层、会话层、表示层、应用层）

§1-7数字化变电站综合自动化系统发展的新技术

1、智能化的一次设备（一次设备的智能检测及控制与设备的一体化）

2、网络化的二次设备

3、分层分布式系统结构（尤其是以太网的应用）

4、自动化的运行管理系统

5、数字式视频图象及音频监视技术

6、状态检测与故障诊断技术

7、光纤通讯技术的应用

8、光电互感器的应用OCT——opticalcurrenttransducer、OVT——opticalvoltagetransducer）

9、电能质量在线检测技术

10、新硬件技术的应用（如32位微处理芯片、数据采集芯片DSP、高速高精度的A/D、FLASH闪存等）

11、软件新算法应用（如小波算法用于微机保护、故障定位、设备状态监视与故障诊断、谐波检测；模糊数学用于同期装置的均频控制、机组振动及故障诊断；神经网络用于解决非线性复杂系统的控制等）

§1-8数字化变电站自动化系统发展中的主要问题

1、研究开发过程中专业协作需要加强，比如智能化电器的研究至少存在机、电、光三个专业协同攻关。

2、材料器件方面的缺陷及改进。

3、试验设备、测试方法、检验标准，特别是EMC（电磁兼容）控制与试验还是薄弱环节。

§1-9变电站综合自动化系统采集的主要信息

一、模拟量信息

1、联络线有功功率、无功功率、有功电能

2、线路及旁路的有功功率、无功功率、电流

3、不同电压等级母线各段的线电压、相电压

4、三绕组变三侧或高压、中压侧以及两绕组变两侧或高压侧的有功功率、无功功率、电流

5、直流母线电压

6、所用变低压侧电压

7、母联电流、分段电流、分支断路器电流

8、出线的有功功率或电流

9、并联补偿装置电流

10、变压器上层油温等

二、开关量信息

1、变电站事故总信号

2、线路、母联、旁路和分段断路器位置信号

3、变压器中性点接地隔离开关位置信号

4、线路及旁联重合闸动作信号

5、变压器的断路器位置信号

6、线路及旁联保护动作信号

7、枢纽母线保护动作信号

8、重要隔离开关位置信号

9、变压器内部故障综合信号

10、断路器失灵保护动作信号

11、有关过压、过负荷越限信号

12、有载调压变压器分接头位置信号

13、变压器保护动作总信号

14、断路器事故跳闸总信号

15、直流系统接地信号

16、控制方式由遥控转为当地控制信号

17、断路器闭锁信号等

三、设备异常和故障预告信息

1、有关控制回路断线信号

2、有关操动机构故障总信号

3、变压器油温过高、绕组温度过高总信号

4、轻瓦斯动作信号

5、变压器或调压装置油温过低总信号

6、继电保护系统故障总信号

7、距离保护闭锁信号

8、高频保护闭锁信号

9、消防报警信号

10、大门打开信号

11、站内UPS交流电源消失信号

12、通信线路故障信号

§2变电站的自动控制与调节装置（功能）

§2-1低频减载控制

一、概述

突然退出电源容量或突增负荷容量→有功缺额→系统频率f↓

措施（规程规定允许频率偏差为±0.2Hz,偏差超限，则需采取措施）：

*各发电厂机组调速器按调节特性调节→增大出力（一次调频）

*系统中所设置的调频电厂的调频器按有差方式、无差方式或积差方式等上移机组调节特性曲线→增大出力，投入系统热备用容量（二次调频）。

*若系统热备用容量全部投入后仍不能使频率稳定在允许范围内，则分级切除系统中非重要负荷，恢复频率。

二、负荷频率特性

1、静态特性

系统有功缺额ΔPS→f↓→负荷实际吸收的有功PL↓

负荷调节效应：

KL=ΔPL/Δf

2、动态特性

系统有功缺额ΔPS→频率逐渐下降（按指数规律下降），最后稳定在一个较低的频率水平。

若在t1时刻（即f

当减负载量ΔPL=ΔPS时，曲线b，f由f1升到额定值fn

当减负载量ΔPL<ΔPS时，曲线c、d，f回升，但达不到额定值fn

三、减载负荷量的确定

减载后一般不需要f恢复到fn，允许存在Δf

设：

总的最大有功缺额为：

ΔPS.max

所需减载量为：

ΔPL.max

则：

ΔPS.max－ΔPL.max=KLΔf即：

ΔPL.max=ΔPS.max－KLΔf

四、分级减载

按负荷重要程度分级减载。

第一级启动频率：

f1=48~48.5Hz

末级启动频率：

fm=46~46.5Hz

例如（各级频差Δf取0.5Hz，各级动作延时的时差Δt取0.5s）：

第一级：

启动频率f1=48.5Hz，动作延时t1=0.5s

第二级：

启动频率f2=f1−Δf=48Hz，动作延时t2=t1+Δt=1s

第三级：

启动频率f3=f2−Δf=47.5Hz，动作延时t3=t2+Δt=1.5s

第四级：

启动频率f4=f3−Δf=47Hz，动作延时t4=t3+Δt=2s

第五级（末级）：

启动频率f5=f4−Δf=46.5Hz，动作延时t5=t4+Δt=2.5s

特殊级：

启动频率f=47.5~48.5，动作延时t=15~25s

五、闭锁功能

1、闭锁的作用：

①防止本母线上其他线路短路等原因造成的频率降低导致本线路低周减载误动；

②防止本母线进线电源瞬时消失（例如进线的重合闸过程中），由于电动机的反馈作用，本母线电压不会立即消失，导致本线路低周减载误动；

③防止本线路轻载时本线路低周减载误动（轻载时，切除该支路对频率恢复无意义）

2、常用三种闭锁：

①滑差过大闭锁

②低电压闭锁

③低电流闭锁

§2-2电压及无功控制

系统感性无功缺额→系统电压U↓

一、变压器分接头调压

可改善本局部区域内的电压质量，但不能解决整个系统无功缺额问题。

（相当于抢别人的无功，其他区域的无功缺额更大，导致其他区域的电压下降更严重）

分有载调压（具有防开路的切换装置）和无载调压

为使分接头上电流较小、对地电压较低、安装方便，分接头一般设在变压器电压等级较高侧、靠近中性点端、外侧套筒绕组上。

有载调压调压原理图：

K1,K2：

用于调节的可动分接头；

KM1,KM2：

为防止可动分接头在调压过程中产生的电弧使变压器绝缘油劣化，在单独油箱中设置切换电流的2个接触器（例如分接头要由位置2换到位置1时，先将KM1断开，再将K1调到位置1，再合上KM1，再将KM2断开，再将K2调到位置1，再合上KM2）

LC：

用于限制调整分接头过程中切换装置中的环流。

变压器分接头调压适用于系统无功不缺，而由于线路较长、压降较大导致本区域电压较低的情况。

三种调整方式：

*遥控升压（减少高压绕组匝数）

*遥控降压（增加高压绕组匝数）

*遥控急停（分接头调整出现滑档时，立即停止滑档）

二、并联电容器

并联电容器可发出感性无功，改善局部区域无功缺额，减少线路无功传输，有利于节点电压的提高与稳定。

并联电容器一般安装在变压器低压侧或线路末端，可按负荷变化分组投切。

由于补偿容量Qc=U2/Xc，当电压下降时，补偿的无功反而减少，因此调压能力较差。

并联电容器费用低、安装简单、调控方便，广泛用于配电系统以提高负荷侧功率因数，减少负荷端电压波动、减少线损。

三、静止无功补偿器

并联电容仅仅是补偿感性无功，若系统中感性无功富余，可通过并联电抗器吸收感性无功。

静补（SVC）：

将电容器和电抗器结合起来，并对其容量加以控制，以调整系统中的无功。

组成：

电容器、电抗器、控制部分。

常用静补器件：

*固定电容器（FC）、自饱和电抗器（SR）、直流励磁饱和电抗器（DCMSR）。

*晶闸管控制电抗器（TCR）、晶闸管控制电容器（TSC）。

常用静补方式：

FC+SR型；FC+TCR型；TCR+TSC型

四、变压器调压与电容器投切联合控制（九区图）

U+、U—：

本节点的电压上、下限

Q+、Q—：

系统送入本节点的无功上、下限

0区：

不越限，不调整

1区：

电压越上限，调分接头降压

5区：

电压越下限，调分接头升压

3区：

送入无功越上限，投电容器

7区：

送入无功越下限，切电容器

2区：

电压、无功皆越上限，应先降压进3区再投电容到0区

（若先投电容，将使电压进一步升高）

4区：

电压越下限、无功越上限，应先投电容进5区再升压到0区

6区：

电压、无功皆越下限，应先升压进7区再切电容到0区

8区：

电压越上限、无功越下限，应先切电容进1区再降压到0区

（2，4，6，8调整皆需从两方面调，调整的先后顺序按“顺时针”策略）

§2-3断路器的控制回路

1SA：

遥控转就地开关（就地位置：

1-2接通；遥控位置：

5-6接通）

2SA：

就地控制开关（合闸位置：

：

3-4接通；分闸位置：

1-2接通）

TS1：

LCU的出口接点，用于遥控合闸

TS2：

LCU的出口接点，用于遥控分闸

TS3：

LCU的出口接点，用于保护分闸

TS4：

LCU的出口接点，用于自动重合闸

TBJ：

防跳跃继电器

HWJ：

合闸位置继电器

TWJ：

分闸位置继电器

HC：

合闸接触器

TQ：

分闸线圈

*防跳跃继电器TBJ作用：

若手动合闸于永久故障上，保护动作，出口接点TS3闭合

→

假设2SA的③,④接点未返回，TBJ的电压线圈由TBJ1自保持，TBJ2保持在断开位置，断开合闸回路，防止了“跳跃”。

TBJ3闭合，防止保护出口接点TS3先于QF常开辅助接点断开造成TS3接点烧毁（切断容量过大）。

§2-4备用电源自投

一、概述

1、需装设AAT的情况：

①发电厂的厂用电、变电所的所用电

②由双电源供电的变电所，其中一个电源经常断开为备用

③降压变电所内装有备用变或互为备用的母线段

④电力生产过程中某些重要的备用机组，如给水泵、循环泵等

2、备用方式

①明备用：

正常情况下有明显断开的专用备用电源、备用设备或备用线

②暗备用：

正常情况下无明显断开的专用备用电源或设备，由运行中的设备互为备用。

3、对AAT的基本要求

①只有当工作电源确保断开后，备用电源才能投入（防止投入到故障元件上）

②工作母线无论何原因失压时，AAT皆应动作

③AAT只允许动作一次（不能反复投）

④AAT应能同时满足几个工作电源的备用要求

⑤AAT投入应满足切换方式的要求。

可采用检定同步的快速切换（母线失压时间在0.3s以内，此时母线上尚有较大残压）；也可采用母线残压闭锁的慢速切换（母线失压时间在1~1.5s以内，要等残压消失时才切换）及长延时切换方式。

⑥备用电源无压时，AAT不应动作（退出）

⑦应校验备用电源和设备的过负荷情况及电动机自启动情况（过负荷或电动机不能自启动时，应自动减部分非重要负荷）

⑧AAT投于故障应加速保护动作

二、备自投装置ATT构成与实现

1、典型的四种备自投方式

方式1（T2作T1的暗备用）：

T1、T2分列运行。

I母失电后5QF自动投入。

方式2（T1作T2的暗备用）：

T1、T2分列运行。

II母失电后5QF自动投入。

方式3（T2明备用）：

2QF合、5QF合、4QF分。

母线失电后，4QF自动投入。

方式4（T1明备用）：

4QF合、5QF合、2QF分。

母线失电后，2QF自动投入。

2、方式1备自投逻辑构成（方式2与方式1类似）

①2QF的跳闸（确保工作电源退出）：

当工作母线I失压且其进线支路无流（例如电力系统内故障导致工作母线失压），而备用母线II有压时，经延时top跳开2QF，切断工作电源。

另外T1故障，T1保护动作后跳开2QF，切断工作电源。

②备自投的充电

正常运行时，2QF合闸状态、4QF合闸状态、5QF分闸状态，且两条母线皆有压，经Y4、Y5使充电元件“充电”，经tCD（15秒左右）充满（输出高电平），为Y10动作作好准备。

③备自投的动作

2QF在跳位且母线I进线无流（即确认工作电源已退出），而备用母线II有压，经Y9启动备自投，在Y10作好准备（“充电”完毕）的前提下合5QF。

另外：

*备自投动作后，启动5QF保护的后加速功能，一旦投到故障母线上则加速跳开5QF；若投入成功，则退出后加速功能。

但5QF上一般仍配有两段式过流保护。

*备自投动作后，短时投入联切负荷功能（一般投入100s左右），若出现过负荷，则联切预定的非重要负荷支路。

④备自投的闭锁（放电）

*若两条母线同时无压则放电闭锁（即工作电源失压时备用电源也无压，则禁止备自投）。

*5QF在合位（即备自投已动作）则放电闭锁（确保备自投只投一次）。

*有其他对方式1备自投进行闭锁的外部闭锁信号时则放电闭锁（例如：

手动断开工作电源时即手动跳2QF时；5QF合闸回路未准备好时；等等）

3、方式3备自投逻辑构成（方式4与方式3类似）

4、参数整定

①低电压元件动作值（无压判别）

原则：

应低于工作母线出线短路故障切除后电动机自启动时的最低母线电压；且工作母线上电抗器或变压器后发生短路故障时，低电压元件不应动作。

低电压元件动作值一般取额定电压的25%。

②过电压元件动作值（有压判别）

备用母线（暗备用）上的出线故障被出线断路器断开后，母线上电动机自启动时母线上出现的最低电压Umin应使过电压元件动作。

过电压元件动作值一般不低于70%的额定电压。

③工作母线受电侧断路器跳闸的动作延时top

系统内发生会使备自投中的低电压元件动作的短路故障时，由于切除短路的保护的动作可能存在延时，为确保此时备自投不会误动作，备自投中跳闸的动作延时top应躲过系统中切除该短路的保护的最大延时。

④低电流元件动作值（进线无流判别）

动作值取二次额定电流的8%。

§2-5线路的自动重合闸

一、概述

1、故障性质（按存在的时间分）

瞬时性故障：

供电电源断开后，故障自行消失，重新供电后可恢复正常。

永久性故障：

供电电源断开后，故障仍然存在，重新供电后保护会再次跳闸。

2、重合闸主要作用及不利影响

（1）作用

①对于瞬时性故障（占线路故障的80%以上），保护跳闸后，利用重合闸重合，可提高供电可靠性，减少线路停电次数（对单侧电源供电线路尤为显著）；并可提高电力系统并列运行稳定性（由于解列时间很短，两侧系统功角尚未摆开便重新并列恢复运行）。

②可纠正继保误动、断路器本身机构不良以及误碰引起的误跳闸（断路器偷跳）。

（2）不利影响

①若重合于永久性故障，电力设备将再次受到故障冲击，且容易造成系统振荡，破坏系统稳定。

②使断路器工作条件恶化。

3、重合闸分类

（1）按动作次数分：

一次重合闸（普遍采用）；

二次重合闸（很少采用）

（2）按重合相分：

①三相重合闸：

各种故障时保护跳开三相，然后进行三相重合，若为永久性故障保护再跳三相。

②单相重合闸：

单相故障时，保护只跳开故障相，然后进行单相重合，若为永久性故障保护再跳三相（不允许长期非全相运行时）；相间故障时，保护跳开三相并不进行重合。

③综合重合闸：

相间故障时：

采用三相重合闸（保护跳三相，重合闸重合三相）

单相故障时：

采用单相重合闸（保护跳单相，重合闸重合单相）

4、重合闸启动方式

（1）位置不对应启动（控制开关与断路器实际位置不对应）：

控制开关在合后位置，而断路器实际在跳闸位置（跳闸位置继电器TWJ反映）。

（2）保护启动（不能纠正断路器偷跳）：

利用保护跳闸出口来启动重合闸。

5、重合闸配置的基本原则

①1kV及以上架空线路及电缆与架空混合线路，在具有断路器的条件下，如用电设备允许且无备用电源自动投入时，应装设重合闸。

②旁路断路器和兼作旁路的母联断路器或分段断路器，应装设重合闸。

③低压侧不带电源的降压变压器，可装设重合闸。

④必要时，母线故障也可采用重合闸。

（电缆线路故障几率小，且故障往往是电缆绝缘