第一章变电站自动化基础1.ppt

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1、变电站综合自动化技术,2011年6月,变电站综合自动化技术基础,变电站间隔层装置,变压器的保护与测控,输电线路的保护与测控,电力系统数据通信,主要内容,本课程的主要内容,第一章 变电站综合自动化系统技术基础,第一节 变电站综合自动化的概念,常规变电站,常规变电站的继电保护、自动装置、远动装置等大多采用电磁型设备或小规模集成电路； 使用的指示性表计绝大多数是模拟式的； 信号装置大多数都是通过音响、灯光或光子牌来表示事件的发生。,常规变电站的缺点,信息不共享。 缺乏自检和自诊断能力； 二次设备依靠大量电缆，通过触点、模拟信号交换信息； 使用模拟式的表计，误差大 实时计算和控制性不高； 远动功能信息

2、量小，精度差； 设备占地面积大； 维护工作量大。,近年来微机在电力系统自动化中得到了广泛的应用，先后出现了微机型继电保护装置、微机型故障录波器、微机监控和微机远动装置。 用计算机化的二次设备代替和简化了非计算机设备；数字化的处理和逻辑运算代替了模拟运算和继电器逻辑。,一、变电站综合自动化概念 将变电站的二次设备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、控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。,综自站优点,信息通过网络共享； 简化二次接线、占地面积小； 信息量大，精度高，提高运行的安全

3、稳定性； 监控系统综合了多屏功能（控制、中央、监视）； 功能综合化、分层分布结构化、操作监视屏幕化、运行管理智能自动化 。,监控主机,监控主机,五防机,第二节变电站综合自动化系统的基本功能,测量、监视、控制功能（监控子系统）,继电保护功能,自动控制智能装置功能,远动及数据通信功能,自诊断、自恢复和自动切换功能,4）事故顺序记录与事故追忆功能 事故顺序记录就是对变电站内的继电保护、自动装置、断路器等在事故时动作的先后顺序自动记录。顺序记录的报告对分析事故、评价继电保护和自动装置以及断路器的动作情况是非常有用的。 事故追忆是指对变电站内的一些主要模拟量，在事故前后一段时间内作连续测量记录。对于分析

4、和处理事故起辅助作用。追忆的时间越长，需要的数据库容量越大。,5)画面生成及显示功能,7）GPS时钟对时功能 在变电站综合自动化系统中.几个断路器的跳闸顺序、继电保护动作顺序，需要精确统一的时间来辨识，为事故分析提供正确的依据。 GPS系统时间精度高，接收方便，在变电站综合自动化系统中应用厂泛。,9.自诊断和自恢复功能 系统自诊断是计算机监控系统能在线诊断系统全部软件和硬件的运行工况，当发现异常及故障时能及时显示和打印报警信息，并在运行工况图上用不同颜色区分显示。 系统自恢复的内容包括:当软件运行异常时，自动恢复正常运行;当软件发生死锁时，自启动并恢复正常运行;当系统发生软、硬件故降时，备用设

5、备能自动切换。,三、自动控制智能装置的功能,(1)电压、无功综合控制。变电站电压、无功综合控制是利用有载调压变压器和母线无功补偿电容器及电抗器进行局部的电压及无功补偿的自动调节，使负荷侧母线电压偏差在规定范围以内。在调度(控制)中心直接控制时，变压器的分接头开关调整和电容器组的投切直接接受远方控制，当调度(控制)中心给定电压曲线或无功曲线的情况下，则由变电站综合自功化系统就地进行控制。,(2)低频减负荷控制。当电力系统因事故导致功率缺额而引起系统频率下降时，低频率减载装置应能及时自动断开一部分负荷，防止频率进一步降低，以保证电力系统稳定运行和重要负荷(用户)的正常工作。当系统频率恢复到正常值之

6、后，被切除的负荷可逐步远方(或就地)手动恢复，或可选择延时分级自动恢复。,(3)备用电源自投控制。当工作电源因故障不能供电时.自动装置应能迅速将备用电源自动投入使用或将用户切换到备用电源上去。 (4)小电流接地选线控制。小电流接地系统中发生单相接地时，接地保护应能正确的选出接地线路(或母线)及接地相，并予以报警。,5.故障录波与测距功能 110kV及以上的重要输电线路距离长、发生故障影响大，必须尽快查出故障点，以便缩短维修时间，尽快恢复供电，减少损失。110kV以下电压等级的配电线路一般只设置简单的故障记录功能。 变电站的故障录波和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测距.

7、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，并且录波器应具有串行通信功能.可以与监控系统通信。,防止误分、误合开关,防止带负荷拉、合刀闸,防止带电挂接地线(合接地刀闸),防止带地线（接地闸刀）合闸送电,防止误入带电设备间隔,五 防,四、远动及数据通信功能,变电站综合自动化的通信功能包括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)综合自动化系统的现场级通信，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和信息交换问题，它们的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

8、散安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。,(2)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状态量信息，以及事件顺序记录等远传至调度端;同时应该能够接收调度端下达的各种操作、控 制、修改定值等命令，即完成新型RTU等全部四遥功能。,五、自诊断、自恢复和自动切换功能,自诊断功能是指对变电站综合自动化监控系统的硬件、软件(包括前置机、主机、各种智能模件、通道、网络总线、电源等)故障的自动诊断，并给出自诊断信息供维护人员及时检修和更换. 在监控系统中设有自恢复功能。当由于某种原因导致系统停机时。能自动产生自恢复信号，将对外围接口重新初始化.保留历史数据，

9、实现无扰动的软、硬件自恢复，保障系统的正常可靠运行. 自动切换指的是双机系统中，当其中一台上机故障时.所有工作自动切换到另一台主机，在切换过程中所有数据不能丢失.,第三节变电站综合自动化系统的结构形式,目前，变电站综合自动化的结构体系由早期的集中式发展为分层分布式。在分层分布式结构中，按照继电保护与测量、控制装置安装位置的不同，可分为集中组屏、分散安装、分散安装与集中组屏相结合等几种类型。结构形式正向完全分散式发展。,一、集中式结构形式 集中式结构的综合自动化系统，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。集中结构也并非指

10、由一台计算机完成保护、监控等全部功能。只是每台微计算机承担的任务多一些。,集中式综合自动化系统的缺点: 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。 集中式结构，软件复杂，修改工作量大，调试麻烦。 组态不灵活，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，工作量大。因此影响了批量生产，不利于推广。 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，只适合保护算法比较简单的情况。,二、分层分布式结构形式 分层分布式结构的变电站综合自动化系统是以变电站内的电气间隔和元

11、件(变压器、电抗器、电容器等)为对象开发、生产、应用的计算机监控系统。,(一)分层分布式结构的变电站综合自动化系统的结构 结构特点主要表现在以下三个方面: 1.分层式的结构 按照国际电工委员会(IEC)推荐的标准，在分层分布式结构的变电站控制系统中，整个变电站的一、二次设备被划分为三层，即过程层(process level)、间隔层(bay level)和站控层(station level)。其中，过程层又称为0层或设备层，间隔层又称为1层或单元层，站控层又称为2层或变电站层。,过程层主要包含变电站内的一次设备及其操作机构，如母线、线路、变压器、电容器、断路器、隔离开关、电流互感器和电压互感器

12、等，它们是变电站综合自动化系统的监控对象。 过程层的主要功能分三类: (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。,间隔层各智能电子装置(IED)利用电流互感器、电压互感器、变送器、继电器等设备获取过程层各设备的运行信息，实现对过程层进行监视、控制和保护.并根据运行需要将有关信息传送到监控主站或调度中心。同时还接收来自监控主站或上一级调度中心根据运行需要而发出的操作、调节和控制命令. 。,站控层借助通信网络完成与间隔层之间的信息交换，从而实现对全变电站所有一次设备的当地监控功能以及间隔层设备的监控、变电站各种数据的管理及处理功能；同时

13、，它还经过通信设备，完成与调度中心之间的信息交换，从而实现对变电站的远方监控。,站控层的主要任务可列为: (1)汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库。 (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)具有站内当地监控，人机联系功能。 (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)具有变电站故障自动分析和操作培训功能。,在大型变电站内，站控层的设备要多一些，有1-2个监控工作站、1-2个远动工作站、工程师工作站等，但在中小型的变电站内，站控层的

14、设备要少一些，通常由一台或两台互为备用的计算机完成监控、远动及工程师站的全部功能。 在变电站监控系统中采用GPS时钟对时，并将时钟信息通过通信电缆送到变电站综合自动化系统各有关装置.对它们进行时钟校正，从而实现各装置与电力系统统一时钟。,监控主站是直接提供给操作员进行监控和各种操作的界面;是站内计算机监控系统的人机接口设备，完成对变电站内所有设备的监视和控制。,继保工程师站(又叫保护管理机系统)，供专业技术人员使用。主要用于监视全厂的继保装置的运行状态，收集保护事件记录及报警信息，收集保护装置内得故障录波数据并进行显示和分析，查询保护配置，按权限设置修改保护定值，进行保护信号复归，投退保护等。

15、,远动主站，负责变电站监控系统和站外监控中心、各级调度中心进行数据通信，实现远方实时监控的通信功能。远动主站直接连接到以太网上，同间隔层的测量和保护设备直接通信，通过周期扫描和突发上送等方式采集变电站数据。,“四遥”范围,遥控,遥测,遥调,遥信,所有500kV开关及刀闸、 220kV开关及刀闸、35kV开关及刀闸, 500kV接地刀闸； AVC远程控制；同期压板的投退 。,所有开关、刀闸、地刀的位置接点（双位置），主变、所用变的有载调压开关档位，所用变低压侧开关位置，保护动作及保护装置故障信号，控制回路断线，火灾报警、水喷雾系统报警信号，开关机构报警信号，主变及有载开关本体报警信号，故障录波装

16、置启动及报警，监控设备电源消失信号等。,主变分接头调节；,所有主变三侧、线路的电压、电流，母线电压及开口三角电压，所用电的电压、电流，直流系统母线的电压，主变的油温、绕组温度。,微机五防工作站的主要功能是对遥控命令进行防误闭锁检查，实现操作防误和闭锁功能;根据用户定义的防误规则，进行规则校验，并闭锁相关操作;根据操作规则和用户定义的模板开列操作票.并可在线模拟校核;此外，“五防”工作站通常还提供编码/电磁锁具。确保手动操作的正确性。大型变电站一般都要配置微机“五防”工作站。中小型变电站一般不单独配锻，与操作员工作站或工程师工作站合用。,锁具及其附件,验电器,锁销,地线桩 地线头,固定锁,状态

17、检测器,闭锁盒,机械 编码锁,电编码锁,防空锁,门把手,计算机式,电脑钥匙,监控系统,防误主机,监控接口,电脑钥匙回传,送至集控控中心或上级调度,五误工控机,防误主机负责存储一次系统图以及闭锁逻辑关系， 对模拟过程进行逻辑判断， 形成合乎逻辑要求的操作步骤， 通过传输适配器将正确的操作步骤传输给电脑钥匙进行操作。,传输适配器是防误主机跟电脑钥匙之间的枢纽， 一面负责将防误主机的正确步骤传输给电脑钥匙， 一面负责将电脑钥匙的回传信息返回给防误主机， 另外还负责给电脑钥匙充电。,电脑钥匙负责严格按照防误主机下发的操作步骤进行逐步解锁操作， 还负责将最终的操作结果通过传输适配器回传到防误主机。,锁具

18、及附件是最终的闭锁元件， 负责使用机械或者电气的方式对各种一次设备实施有效闭锁，可以通过获得了正确操作步骤的电脑钥匙开启,GPS时钟同步部分由时钟接收器、主时钟等组成，负责接收GPS等天文时钟的时钟同步信号，完成全站各智能装置的时钟同步功能。500kV变电站要求双主时钟配置;220kV及以下变电站一般配置单个主时钟，负责接收时钟接收器发来的标准时钟，并通过各种接口与各站控层及间隔层各设备通信及对时。,网络结构选型 国内500kV等高电压级变电站主要采用分层分布式结构的计算机监控系统。其站控层通常采用双以太网结构，且主要设备均为双重化配置;而间隔层的网络拓扑结构则有多种，主要包括光纤星型网、双环

19、自愈型网络、总线网及测控装置直接上网等。,在分层分布式结构的变电站综合自动化系统中，间隔层各lED与站控层的各计算机分别完成各自的任务，并且共同协调合作，完成对全变电站的监视、控制等任务。分布式系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。,2.分布式的结构,(二)分层分布式变电站自动化系统的组屏及安装方式 这里所说的组屏及安装方式是指将间隔层各IED及站控层各计算机以及通信设备如何组屏和安装。按照间隔层中IED的安装位置，变电站综合自动化系统有以下三种不同的组屏及安装方式。,1.集中式的组屏及安装方式 集中式的组l和安装方式是将间隔层中各个保护测控装置机箱根据其功能分别

20、组装为变压器保护测控屏、各电压等级线路保护侧控屏(包括10kV出线)等多个屏柜，把这些屏都集中安装在变电站的主控室内。 集中式的组屏及安装方式的优点是:便于设计、安装、调试和管理，可靠性也较高。不足之处是:需要的控制电缆较多，增加了电缆的投资。,2.分散与集中相结合的组屏及安装方式 这种安装方式是将配电线路的保护测控装置机箱分散安装在所对应的开关柜上，而将高压线路的保护测控装置机箱、变压器的保护测控装置机箱，均采用集中组屏安装在主控室内。,3.全分散式组屏及安装方式 这种安装方式将间隔层中所有间隔的保护测控装置，包括低压配电线路、高压线路和变压器等间隔的保护测控装置均分散安装在开关柜上或距离一

21、次设备较近的保护小间内，各装置只通过通信(如光缆或双纹线等)与主控室内的变电站层设备之问交换信息。,这种安装方式的优点是: (1)由于各保护测控装置安装在一次设备附近，不需要将大量的二次电缆引入主控室，简化了变电站二次设备之间的互连线，同时节省了大量连接电缆。 (2)由于主控室内不需要大量的电缆引接，也不需要安装许许多多的保护屏、控制屏等.这就极大地简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积。 (3)减少了施工和设备安装工程量。由于安装在开关柜的保护和测控单元等间隔层设备在开关柜出厂前已由厂家安装和调试完毕.再加上铺设电缆的数量大大减少.因此可有效缩短现场施工、安装和调试的工期。,但是

22、在使用分散式组屏及安装方式，由于变电站各间隔层保护测控装置及其他自动化装置安装在距离一次设备很近的地方，且可能在户外，因此需解决它们在恶劣环境下长期可靠运行问题和常规控制、测量与信号的兼容性问题等，对变电站综合自动化系统的硬件设备、通信技术等要求较高. 目前变电站综合自动化系统的功能和结构都在不断地向前发展，全分散式的结构一定是今后发展的方向。,第四节变电站综合自动化与无人值班变电站,无人值班变电站是指无固定值班人员在当地进行日常监视与操作的变电站。站内简单、单项的操作由基础自动化装置自动完成，而复杂和涉及系统运行的操作则由远方调度(控制)中心来控制。,一、无人值班变电站的作用 变电站无人值班

23、使电网运行获得最大的可靠性和经济性。 (1)遥控具有较高的可靠性，是保证电网安全运行的有效措施。许多单位多年遥控和无人值班的运行情况表明.由于遥控操作由调度员直接执行，无中间环节，不易发生误操作，使现场误操作事故几率大大减少。统计表明电力行业的事故中，由人为因素造成的占有相当大的比重。,(2)提高了操作速度，缩短事故处理时间。在电力系统事故状态下，无人值班变电站，能够及时、迅速地为调度人员提供运行工况，为调度人员对事故处理和决策提供了直观的依据，大大地缩短了事故处理的时间，减少了事故造成的经济损失。应用遥控调整负荷，可比调度员命令现场操作缩短时间。,(3)减少了运行值班人员，提高了劳动生产率。

24、无人值班变电站不仅减少了运行值班人员的各项开支，而且提高了调度值班人员的素质，为实现电力调度自动化奠定了良好的基础。 (4)降低了变电站的综合投资。由于实现了全站自动化，可大大减小了变电站建筑而积。减小了新建的无人值班变电站的综合实际投资。无人值班变电站整体布局紧凑，控制室小，不建生活设施，可少占土地。,(5)促进了电力工业的科技进步，提高了整体管理水平。通过调度自动化系统及无人值班变电站的投入运行，能够监视全网发供电的状况，促进了计划用电，减少了无计划地、盲目地拉闸限电。,二、变电站无人值班与变电站综合自动化的关系,无人值班与有人值班是两种不同的管理模式，与变电站一、二次系统水平的发展，与变

25、电站是否实现自动化没有直接关系。一、二次设备可靠性的提高和先进技术，可以为无人值班提供更为有利的条件，但不是必须具备的条件。变电站有人值班与无人值班是变电站运行管理采用“当地”还是“远方”哪种管理模式的问题，而变电站综合自动化是指变电站的技术水平问题。,采用常规的二次设备，没有实现自动化，只要有RTU远动设备，便可以实现无人值班。但变电站自动化技术的发展和自动化水平的提高，对无人值班无疑将起很大的推动作用，它可以明显地提高无人值班变电站运行的可靠性和技术水平。,第五节 变电站综合自动化技术的发展方向,一、变电站综合自动化系统的现状及其存在的问题,变电站综合自动化系统取得了良好的应用效果，但也有

26、不足之处、主要体现在:一次和二次之间的信息交互还是延续传统的电缆接线模式；二次的数据采集部分大量重复，浪费资源;信息标准化不够，信息共享度低，形成信息孤岛，信息难以被综合应用;发生事故时，会出现大量的事件告警信息，缺乏有效的过滤机制，干扰值班运行人员对故障的正确判断。,1.非常规互感器的发展及应用 电力系统高电压、大容量的发展趋势，使电磁式电流互感器越来越难以满足这一发展态势的要求，暴露出许多缺点:绝缘结构复杂、造价高;故障电流下铁芯易饱和;动态范围小;频带窄;易遭受电磁干扰;二次侧开路易产生高电压;易产生铁磁谐振;易燃易爆，占地面积大等。电磁式电流互感器正常输出为5A或1A，故障情况可增大2

27、0倍，电压互感器输出为100V，而正在兴起与发展的变电站自动化的主要部件微机保护与监控只要求弱电信号的输入。为此不得不在测控和保护装置中增加电流和电压变换器以对TA或TV信号进行调理。,一、变电站综合自动化系统的发展趋势,与传统电磁式电流互感器相比，非常规互感器具有如下优点:输出信号电平低，易于与变电站自动化系统接口;不含铁芯，无磁饱和及磁滞现象;测量范围大.可准确测量从几十安到几千安的电流，故障条件下可反映几万甚至几十万安的电流;频率响应范围宽，可从直流至几万赫兹;抗电磁。抗二扰能力强;信号在光纤中传输，无二次侧开路产生高压的危险;结构简单，体积小，质量轻，易于安装;不含油，无易燃易爆危险;

28、距离一次侧大电流较近的OCT光路部分由绝缘材料组成，绝缘性能良好。,非常规互感器有两种基本类型:一种是电子式互感器;一种是电光效应的互感器。其最大特点就是可以输出低电平模拟量和数字量信号.直接用于微机保护和电子式计备，去除了许多中间环节，适应电力系统数字化、智能化和网络化的需要，而且由于动态范围I比较大，能同时适用于测量和保护两种功能。因此，非常规互感器对于变电站自动化系统的发展将其有革命性意义。,3. IEC 61850标准的应用 IEC 61850变电站网络与通信协议标准是新一代的变电站网络通信体系，适应分层的IED和变电站自动化系统。IEC 6185标准使变电站信息建摸标准化成为可能，信

29、息共享具备了可实施的基础前提。也将成为电力系统中从调度中心到变电站、变电站内、配电自动化无缝自动化标准.,4.网络通信技术发展与应用 网络技术的发展是变电站自动化技术从集中式向分布式发展的基础。通过网络真正实现数据共享、资源共享。以太网技术正被广泛引入变电站自动化系统过程层的采集、测量单元和间隔层保护、控制单元中，构成基于网络控制的分布式变电站自动化系统，系统的通信具有实时性、优先级、通信效率高等特点。现场总线主要解决现场的智能电子装置、控制器、执行机构等现场设备间的数字通信及这些现场控制设备与后台系统或高级控制系统之间的信息传递问题。,5.电气设备状态监测与故障诊断技术的发展与应用 电气设备

30、状态监测与故障诊断技术包括:电容型设备的监测与诊断。变压器的监测与诊断.断路器的监测与诊断。 故障预报是根据故障征兆，对可能发生故障的时间、信号和程度进行预测. 故降诊断是根据故障特征.对已发生的故障进行定位及对故障发生程度进行判断。 状态监测是对设备的运行状态进行记录，分类和评估，为设备维护、维修提供决策。,6.视频图像监视技术的发展与应用 通常，变电站自动化系统并不包括视频图像监视系统，由于无人值班的要求以及对一些现场情景例如控制机房，重要一次设备现场视觉的需要，导致了视频图像监视技术在变电站自动化中的应用与发展，越来越成为系统的一个重要组成部分。它不仅解决了无人值班站内对于安全保卫、消防等方面出现的问题。更为重要的是它可以使远方运行控制人员能亲眼看到现场的实际情况。,7.电能质量的在线监测技术的发展与应用 由于电力市场机制的形成与规范，用电方对作为商品的电能质最的要求也在逐步提高，导致对电网电能质量的监测与评估的重视.国家有关部门对电能质量相继颁布了5个相关的国家标准，其中对电网频率允许偏差，供电电压允许偏差以及三相电压不平衡度等的监测实际上在传统的变电站自动化系统中已有所涉及。然而对于谐波和电压闪变这两项指标的监侧则需配置附加的设备来完成。,