1第一章 变电站监控概述.docx

1、1第一章 变电站监控概述第一章 变电站监控技术概述第一节 电网调度自动化系统概述一、电力系统调度自动化综合利用计算机、远动技术和远程通信技术，监视、控制和协调电力系统的运行状态，及时处理影响整个系统正常运行的事故和异常现象，实现电力系统调度管理自动化。1.电力系统调度自动化系统原理框图厂站系统 1人机联系子系统厂站系统2计算机网络子系统厂站系统i前置机系统厂站系统n调度中心主站系统 远动通道 厂站端系统2.电力系统调度自动化系统组成（1)信息收集和执行子系统。在各发电厂、变电所收集各种信息（遥测信息、遥信信息、事件信息等），向调度控制中心发送。在厂站(所)端，设有微型计算机为核心的远方终端(R

2、emote Terminal Unit, RTU)或综合自动化系统，所传送的信息已经过预处理。同时，这个子系统接受上级控制中心发来的操作、调节或控制命令，例如开关操作，起停机组，调节功率等等命令。在接到命令后，或者直接作用于控制机构，或者按一定的规律将命令转发给各被控设备。（2)信息传输子系统。厂站端将收集到的信息通过传输媒介送到调度控制中心；调度中心的命令也通过传输媒介发送到厂站端。传输媒介有电力载波、微波、光纤、同轴电缆、公共话路等。（3)信息处理子系统。以计算机网络系统为核心，对收集到的信息进行加工、处理，为监视和分析计算电力系统运行状态提供正确的数据。分析计算的结果为运行人员提供控制决

3、策的依据，或者直接实现自动控制。这种分析计算主要有：1 为调节系统频率和电压的电能质量计算；2 经济调度计算；3 安全监视和安全分析计算。计算机还可用于完成日发电计划编制、检修计划编制、统计计算等工作。（4)人机联系子系统。用以向运行人员显示和输出信息，同时也接受运行人员的控制和操作命令。通过这一子系统，使运行人员与电力系统及其控制系统构成一个整体。人机联系设备包括图形显示器及其控制台和键盘、模拟盘、制表或图形打印机、记录器(仪)、调度模拟屏等。二、电力系统调度自动化的主要功能和技术指标1数据采集和监视控制 SCADA（Supervisory Control And Data Acquisit

4、ion）（1）监视：对电力系统运行信息的采集、处理、显示、告警和打印，也包括对异常或事故的自动识别。（2）控制：通过人机联系工具，对断路器、隔离开关、静电电容器组等设备进行远方操作的开环性控制。（3）监视和控制的主要内容：1）数据采集：信息测量；信息传输；数据检查；下行命令信息（系统对时、远动参数下装、远方诊断、控制和调节）；信息压缩。2）数据预处理：测量量处理；状态量处理；数据计算；监视点状态标记。3）安全监视和告警处理：信息展现；越限判断；报警处理；失电元件处理；故障判断和定位。4）气象信息的接收和处理。5）制表打印。6）人工远方操作：单个开关的操作；预定义控制序列成长；操作决策指导。7）

5、故障过程信息记录：事件顺序记录；事故追忆记录；故障波形记录。8）统计计算（负荷率，电压合格率等）。9）计算机网络数据交换。10）人机联系。11）数据管理：实时数据库；历史数据库。2自动发电控制/经济调度控制 AGC/EDC（Automatic Generation Control / Economic Dispatching Control）（1）AGCSCADA功能控制发电机组出力，跟踪负荷变化，使频率不变。控制发电机组出力，使联络线交换功率恒定不变。同时满足、。（2）EDC在给定的电力系统运行方式中，在保证频率质量的条件下，以全系统的运行成本最低为目标，将有功负荷需求分配于各可控机组，并在

6、调度过程中考虑安全可靠运行的约束条件。例如：电力负荷变化 负荷分布变化 网损变化 发电出力调整 （网损最小等指标达最优）3能量管理系统 EMS（Energy Management System）在SCADA基础上，增加电力系统功能更强的应用软件。其主要内容为：（1） AGC/EDC；（2） 电力系统状态估计SE：根据冗余的测量值，估计电网的实际状态，获得完备的数据，提供给高级应用软件使用。（3） 电力系统安全分析SA：静态安全分析；动态安全分析。（4） 电力系统安全控制；（5） 电力系统稳定控制；（6） 电力系统潮流优化；（7） 电力系统实时负荷预报：长期预报；中长期预报；短期预报；超短期预报

7、。（8） 调度员模拟培训DTS。4电力系统调度信息及实时性要求（1）实时信息1） 遥信信息：断路器分合状态；隔离开关分合状态；变压器分接头位置；继电保护动作和自动装置动作状态；事故总信号等2） 遥测信息有功功率P无功功率Q母线电压U线路电流I系统频率F电能脉冲M变压器油温T等3） 遥控命令断路器合闸/分闸命令发电机开机/停机命令电容器投入/切除命令其他命令4） 遥调命令发电机有功出力调整变压器分接头位置调整其他电力设备的调整（2）批次信息：运算结果；管理服务数据等。（3）水情信息：水情气象信息等。（4）信息传输的实时性要求（调度等级不同，时间指标也不同）1） 断路器变位信息：1秒内送到主站，3

8、秒内上显示器显示。2） 遥测量采集周期：重要量3秒；次要量6秒；一般量20秒；慢变量若干分钟。3） 事件顺序记录SOE：站内10ms（通常要求2ms为周期进行遥信状态检测）；站间20ms。4） 遥测总误差：E1.5%。5） 画面响应时间：T35秒（80%以上画面小于3秒）。6） 远动设备的平均故障间隔时间：MTBF8760小时。7） 系统可用率：99.8%。8） 比特差错率：P10-4 （海明距离d4）。第二节 变电站监控的基本功能要求随着电子技术、通信技术和计算机技术的迅速发展，使变电站的监视和控制发生了根本的变化，传统的监视和控制方式已被现代化的监视和控制技术所取代。变电站监视和控制的功能

9、可分为以下几个方面。一、数据采集变电站综合自动化系统采集的数据主要包括模拟量、状态量和脉冲量等。1模拟量的采集。变电站综合自动化系统需采集的模拟量主要是：变电站各段母线电压、线路电压、电流、有功功率、无功功率，主变压器电流、有功功率和无功功率，电容器的电流、无功功率，馈出线的电流、电压、功率以及频率、相位、功率因数等。此外，模拟量还包括主变压器油温、直流电源电压、站用变压器电压等。对模拟量的采集，有直流采样和交流采样两种方式。直流采样即将交流电压、电流等信号经变送器转换为适合于A/D转换器输入电平的直流信号；交流采样则是指输入给A/D转换器的是与变电站的电压、电流成比例关系的交流电压信号。由于

10、交流采样方式的测量精度高，免调校，已逐渐被广泛采用。2状态量的采集。变电站监控系统采集的状态量有：变电站断路器位置状态、隔离开关位置状态、继电保护动作状态、同期检测状态、有载调压变压器分接头的位置状态、变电站一次设备运行告警信号、网门及接地信号等。对于采用无人值班的综合自动化系统来说，除了一次系统以外的二次系统设备运行状态也是遥信状态量的重要来源。这些状态信号大部分采用光电隔离方式输入，系统通过循环或周期性扫描采样获得，其中有些信号可通过“电脑防误闭锁系统”的串行口通信而获得。对于断路器的状态采集，需采用中断输入方式或快速扫描方式，以保证对断路器变位的采样分辨率能在5ms（甚至2ms ）之内。

11、对于隔离开关位置状态和分接头位置等开关信号，不必采用中断输入方式，可以用定期查询方式读入计算机进行判断。至于继电保护的动作状态往往取自信号继电器的辅助触点，也以开关量的形式读入计算机。微机继电保护装置大多数具有串行通信功能，因此其保护动作信号可通过串行口或局域网络通信方式输入计算机，这样可节省大量的信号连接电缆，也节省了数据采集系统的输入、输出接口量，从而简化了硬件电路。3脉冲量的采集。脉冲量指电能表输出的一种反映电能流量的脉冲信号，这种信号的采集在硬件接口上与状态量的采集相同。众所周知，对电能量的采集，传统的方法是采用感应式的电能表，由电能表盘转动的圈数来反映电能量的大小。这些机械式的电能表

12、，无法和计算机直接接口。为了使计算机能够对电能量进行计量，开发了电能脉冲计量法。这种方法的实质是传统的感应式的电能表与电子技术相结合的产物，即对原来感应式的电能表加以改造，便电能表转盘每转一圈便输出一个或两个脉冲，用输出的脉冲数代替转盘转动的圈数，这就是脉冲电能表。计算机可以对这个输出脉冲进行计数，将脉冲数乘以标度系数（与电能常数r/kWh、电压互感器TV和电流互感器TA的变比有关），便得到电能量。脉冲电能表的改进就是机电一体化电能计量仪表。它的核心仍然是感应式的电能表和现代电子技术相结合构成的，但它克服了脉冲电能表只输出脉冲，传输过程抗干扰能力差的缺点，这种仪表就地统计处理脉冲成电能量并存储

13、起来，将电能量以数字虽形式传输给监控机或专用电能计量机。对电能量的采集还可采用软件计算方法。软件计算方法并非不需要任何硬件设备，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。目前软件计算电能也有两种途径：在监控系统或数据采集系统中计算；用微机电能计量仪表计算。微机电能计量仪表是电能量的采集又一种方法。它彻底打破了传统感应式仪表的结构和原理，全部由单片机和集成电路构成，通过采样交流电压和电流量，由软件计算出有功电能和无功电能。因这种装置是专门为计量电能量而设计的，计量的准确度比较高，它还能保存电能值，方便地实现分时统计。它不仅具有串行通信功能，而且能同时输

14、出脉冲量。因此，微机电能计量仪表从功能、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必须有足够的存储空间，能存放足够数量或足够长时间段的事件顺序记录信息，确保当后台监控系统或远方集中控制主站通信中断时，不丢失事件信息。事件顺序记录应记录事件发生的时间（精确至毫秒级）。三、故障记录、故障录波和故障测距1故障录波与故障测距。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。设置故障录

15、波和故障测距是解决此问题的最好途径。变电站的故障录波和故障测距可采用两种方法实现，一是由微机保护装置兼作故障记录和故障测距，将记录和测距的结果送监控机存储、打印输出或直接送调度主站。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，这种故障录波器具有串行通信功能，可以与监控系统通信。2故障记录。35kV、10kV和6kV的配电线路很少专门设置故障录波器，为了分析故障的方便，可设置简单故障记录功能。故障记录就是记录继电保护动作前后与故障有关的电流量和母线电压。故障记录量的选择可以按以下原则考虑：如果微机保护子系统具有故障记录功能，则该保护单元的保护启动同时，便启动故障记录，这样可以直接记录发生事故的线路或设备在事故前后的短路电流和相关的母线电压的变化过程；若保护单元不具备故障记录功能，则可以采用保护启动监控机数据采集系统，记录主变压器电流和高压母线电压。记录时间一般可考虑保护启动前2个周波(即发现故障前2个周波)和保护启动后10个周波，以及保护动作和重合闸等全过程，在保护装置中最好能保存连续3次的故障记录。对于大量中、低压变电站，没有配备专门的故障录波装置，而10kV出线数量大、故障率高，在监控系统中设置了