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1、第四章 变电站自动化,张永健,第一节 变电站自动化概述 常规变电站概述 继电保护多个机械式继电器的组合 体积大、分散、接线多、功能不全、无通信 自动装置模拟式、无通信 远动装置(许多变电站没有远动装置)模拟式 操作控制屏多屏、模拟式显示仪表、无远方操作功能 中央信号屏光字牌 通信-各种装置间无通信,变电站自动化系统的基本要求 （1）全面代替常规的二次设备，采用分级分布式的系统。 （2）继电保护的动作行为仅与保护装置有关，不依赖于监控系统的其他环节，与监控系统保恃紧密通信联系。,变电站自动化系统的基本要求 （3）可靠、先进的通信网络和符合IEC 61850系列通信协议。 （4）必须保证综合自动化
2、系统具有高的可靠性和强抗干扰能力。关键环节有一定冗余。各个子系统相对独立，有独立的故障自诊断和自恢复功能，发生故障时，能迅速将自诊断信息送往控制中心。,变电站自动化系统的基本要求 （5）系统的可扩展性、适应性、标准化程度和开放性能要好。 老站改造要求自动化设备应能够根据变电站不同的要求，组成不同规模和不同技术等级的系统。 （6）数据共享。,第二节 变电站自动化的基本功能 一监控子系统 二微机保护子系统 三电压、无功综合控制子系统 四其它自动装置 五变电站微机防误系统 六、通信子系统 七、变电巡视系统 八、遥视监控系统,第二节 变电站自动化的基本功能 一监控子系统 （一）数据采集 模拟量的采集电
3、压、电流、功率 开关量的采集断路器状态，循环中断方式 隔离开关状态，定时查询方式 继电保护，问答式通信 电能计量 （二）事件顺序记录SOE （三）故障录波（事故追忆）和测距,第二节 变电站自动化的基本功能 一监控子系统 （四）操作控制功能 CRT、键盘操作 接受遥控操作命令，进行远方操作 保留人工直接跳、合闸 操作闭锁-自动重合闸闭锁、当地进行操作和远方控制操作切换、防误操作的闭锁 对象校核、操作性质校核和命令执行三步骤,第二节 变电站自动化的基本功能 一监控子系统 （五）安全监视功能 CRT显示与大屏幕显示系统实时状态 越限监视与告警信号 事故告警 （六）人机联系功能 （七）数据处理与记录功
4、能,第二节 变电站自动化的基本功能 二微机保护子系统 微机综合保护 各装置间的通信 开关量、状态量的接入 保护功能的远方投退 保护整定值的远方设置 装置自检,三电压、无功综合控制子系统 四其它自动装置 接地故障选线和测距 低频减负荷控制 备用电源自投控制,五防误操作系统 六、通信子系统 以太网、现场总线、IEC 61850 通信规约 七、变电巡视系统 八、遥视监控系统,第三节 变电站自动化系统的结构形式 一传统站改造模式 1常规结构 2。分布式结构,第三节 变电站自动化系统的结构形式 二集中式结构模式,第三节 变电站自动化系统的结构形式 三分布式结构模式,第六节 变电站的无功-电压综合控制 一
5、电压无功综合控制的手段 （1）投切电力电容器 投入电容器可以减少变电所高压侧输入的无功功率，实现无功就地平衡；可以减少流经变压器的电流，即减少变压器的压降，从而提高变电所低压侧电压；提高变压器容量利用率。切除则相反。 （2）改变变压器分接头位置，改变变压器变比，从而改变低压侧电压。 （3）SVG (静止无功发生器) 、Statcom,第六节 变电站的无功-电压综合控制 二、电压无功综合控制的实现方法 就地VQC调节方法 在变电站内实现无功电压综合调节 系统无功优化 采集系统中各个电压及无功功率，运用无功优化程序，从网损最小化出发，以电压限制及无功平衡求电压、无功功率分布。,就地VQC控制策略
6、一个变电所的电压与无功控制通常用九区图来描述： 取变压器低压侧电压U2和高压侧的无功功率为调整对象，调整目标是从其他区域回到正常运行区（第九区），控制策略根据运行所处区域及调节后电压和无功的变化趋势确定。,VQC控制策略,例如：第一区电压低、无功多，应投入电容，可以减少无功输入，同时减少无功造成的压降，相应升高电压。而先调变比则会增加无功输入。只有在电容全部投入后电压仍不符合要求时再调变比，以首先满足电压质量。其它区域的控制策略相应可以综合考虑确定。,VQC电压与无功控制九区图的改进十七区图：,由于电压和无功功率的相互影响，在临界区域，由于电压和无功的波动，按九区图调节往往效果不佳。,十七区图
7、控制策略,四、系统综合无功、电压优化控制 从无功功率经济分配出发，依靠从各个变电所、线路采集的实时运行参数，通过综合分析，以使配电网有功功率损耗为目标，按无功网损等微增率计算进行。并对变压器分接头调节及电容器的投切次数给予次数/时间的限制。,第八节 中性点不直接接地系统的单相接地选线方法 一、中性点不接地系统的单相接地选线 （1）中性点位移电压为相电压，母线电压互感器开口三角形出现3U0电压。 （2）非故障线路电容电流为该线路的零序电流。 （3）故障线路首端的零序电流数值上等于系统非故障线路全部电容电流的总和，其方向为线路指向母线。,（二）经消弧线圈接地系统单相接地故障时的选线 1。五次谐波判
8、别法 对于五次谐波来说，由于消弧线圈的电抗（5L）增大五倍，通过消弧线圈的电感电流减小五倍；而线路容抗（1/5C）减小五倍， 电容电流增加五倍。所以消弧线圈的五次谐波电流相对于非故障相五次谐波接地电容电流来说是非常小的， 可以认为对于五次谐波而言， 相当于中性点不接地系统， 并不起补偿作用。,（二）经消弧线圈接地系统单相接地故障时的选线 1。五次谐波判别法 （1）中性点经消弧线圈接地系统，在发生单相接地故障时， 故障线路首端的五次谐波零序电流在数值上等于系统非故障线路五次谐波电容电流的总和。 （2）故障线路首端的五次谐波零序电流其方向与非故障线路中五次谐波零序电流方向相反。,（二）经消弧线圈接
9、地系统单相接地故障时的选线 2。有功分量判别法接地选线的原理 消弧线圈采用自动跟踪消弧线圈并经阻尼电阻接地。 基波有功分量判别法的原理是：单相接地时， 故障线路通过接地点与消弧线圈和阻尼电阻构成串联回路。该回路在中性点零序电压U0作用下，产生的基波零序电流必然流经阻尼电阻，因而基波零序电流含有有功分量。,（二）经消弧线圈接地系统单相接地故障时的选线 2。有功分量判别法接地选线的原理 有功分量在消弧线圈的电感电流对接地电容电流补偿中不会被补偿消失，该有功分量电流将全部流回故障线路的首端，被零序电流互感器测量出来。而非故障线路没有与消弧线圈阻尼电阻构成回路，没有流过消弧线圈的有功电流分量，只有本线
10、路的零序电容电流，其中包含的有功电流为线路对地泄漏电流，数值很小。可测量各线路基波零序电流中的有功电流分量值，最大者即为接地线路。,二、输电线路故障测距 根据测距原理的不同，输电线路故障测距方法可分为： 阻抗法，根据故障时测量到的电压、电流量而计算出故障回路的阻抗。由于路线长度与阻抗成正比，因此便可以求出由装置装设处到故障点的距离。 行波法，利用高频故障暂态电流电压的行波或故障后用脉冲频率调制雷达系统等间接判定故障点的位置。,二、输电线路故障测距 行波法 利用高频故障暂态电流电压的行波或故障后用脉冲频率调制雷达系统等间接判定故障点的位置。 由故障点产生的、运动到达检测母线的初始行波波头和经母线
11、反射回故障点、再由故障点反射到检测母线的第2个行波波头间的时间差为t、波速度为，则故障距离XL可由下式给出。 XLt2,五防误操作系统 防误闭锁装置： 机械连锁、 电气闭锁、 电磁锁、 电脑钥匙 、 微机防误闭锁.,1） 机械闭锁,2） 电气闭锁装置 电气回路闭锁 辅助接点串联闭锁,3）微机防误闭锁：主要分测控装置微机防误闭锁和后台微机防误闭锁两类。测控单元对采集的遥信信息进行判断，当条件满足时发出其控制的闭锁接点才能闭合，操作才能进行。监控后台中的软件对遥信信息进行判断，当条件满足时，监控后台的控制命令才能下达，否则，监控后台将拒绝下达命令并弹出不满足条件的信息。,六、通信系统 1。星型网,
12、六、通信系统 2。总线网,BUS总线,3。以太网,七、变电巡视系统 巡视人员、设备编码、设备台帐信息来自于生产MIS，同时又将巡视记录、缺陷记录回传到MIS中，显示在变电值班记录中，实现了与生产MIS系统无缝连接。 标准缺陷库管理。 用巡视器进行卫星定位。,七、变电巡视系统,八、遥视监控系统,八、遥视监控系统 由图像采集系统将摄像机摄取的变电站内监控对像的视频图像按序列连续捕捉下来并数字化，存入内存或帧缓存中。 将这些采集到的序列数字图像进行预处理（滤波除噪，图像锐化，对比度增强）。,八、遥视监控系统 对预处理后的图像进行分割，并对分割后的目标图像进行特征提取（图像描述，差影分析）。 用提取的
13、特征进行分类识别。通过相应的算法进行计算，做出报警判断。,图像分割方法的差景法图像检测,红外热像仪检测,数字化变电站 数字化变电站自动化系统的基本特点是二次设备的数字化和网络化。 用电子式或光电式互感器替代了变电站内传统的电磁式互感器，它能直接向外提供经转换后的数字量。通过合并单元（MU）将若干个信息采集设备的数字量进行集中，提供光纤以太网接口，二次信号传输基于光纤以太网实现信息共享。 IEC61850标准化智能化的一次设备的应用。数字式测控装置及数字公共信号网络取代传统的导线连接。,通信网络采用过程层SV网络、过程层GOOSE网络、站控层MMS网络结构，各网完全独立，各种信息分网传输。SV网
14、络传输遥测数据和公共报文。 GOOSE网作为间隔层之间及间隔层与过程层之间通信桥梁，其主要功能包括：传递遥信信息、间隔闭锁信息、保护跳闸及遥控操作信息。,智能变电站 （smart substation） （1） 电子式、光电式电流电压互感器的应用，MU的应用，保护与测控设备之间的信息共享。 （2）一次设备的模块化与互换：更多的设备采用接插式。 （3）自治：数字式保护、数字式测控设备的自我诊断和备份恢复。,智能变电站 （smart substation） （4）全面实现IEC61850标准；根据国网公司发布的智能变电站技术导则、330750 kV智能变电站设计技术规定、智能变电站继电保护技术规范
15、和智能高压一次设备技术导则等规范性文件要求， 智能变电站的自动化系统必须遵循IEC61850规约，实现通信的网络化信息的数字化。采用基于三态数据(稳态数据、暂态数据、动态数据)综合测控技术，进行全站数据的统一采集及标准方式输出。,智能变电站 （smart substation） （5）智能操作单元的应用。 在执行控制命令时具有智能性，能判到命令的真伪及其合理性，自动地识别操作时断路器所处的电网工作状态，得出相适应的分合闸运动特性，对执行单元的整操动机构参数进行调整，能对即将进行的动作精度进行控制，能使断路器定相合闸，选相分闸，在选定的相角下实现断路器的关合和开断，要求操作时间限制在规定的参数内
16、。,智能变电站 （smart substation） （6）自动化的运行管理系统。能根据运行要求发出整批指令，由系统根据设备状态信息变化情况判断每步操作是否到位，确认到位后自动执行下一指令，直至执行完所有指令。实现顺序控制。,智能变电站 （smart substation） 数据采集全景化，向监控系统提供统一断面的全景数据。利用对时系统，同步区域和站内时钟，完善和标准化站内设备的静态和动态信息模型，逐步实现潮流数据的精确时标，实时信息共享、支撑电网实时控制和智能调节，支撑各级电网的安全稳定运行和各类高级应用。 变电站运行发生故障时，能及时提供故障分析报告，指出故障原因及辅助决策。,智能变电站
17、（smart substation） 电网络重构。在电网正常运行状态下，进行下属电网的经济运行分析与评估，智能决策控制电网络构成。综合利用FACTS、变压器调压、无功补偿设备投切等手段，控制和优化潮流分配，提高输送能力和运行效率。在电网紧急运行状态下，与相邻变电站和调度中心协调配合，动态改变继电保护和稳定控制的策略和参数，适应电网拓扑和潮流分布的改变，扩展运行边界，提高实际可用稳定裕度，保障电网稳定运行。,智能变电站 （smart substation） 电能质量评估与决策。基于变电站电能质量监测系统，实现电能质量分析与决策的功能，为电能质量的评估和治理提供依据与决策。 对下属配电网状态进行检
18、测，建立实时模型。综合出线实时和历史信息及下属配电网网络结构，建立负荷P-f模型、Q-V模型，跟随负荷的变化做到智能化的预测与控制调整。,智能变电站 （smart substation） （7）数字化综合保护的应用 综合利用变电站内各侧的电压和电流关系对各侧的故障进行定位以实现全站的快速后备保护。 电网运行状态自适应。根据站内收集和站间交换的信息以及调度的指令，识别并自适应电网的运行状态，实现保护定值的自适应调整。,智能变电站 （smart substation） （7）数字化综合保护的应用 具有与相关变电站之间实时传送继电保护、备用电源自动投入装置等信息，实现负荷的合理分配的协调运行。 在下
19、属配电网有分布式电源时能够综合实时潮流信息、气象信息等进行分析判断，合理提供保护和采取合适的控制调节。,智能变电站 （smart substation） （7）数字化综合保护的应用 实现重合闸的智能操作，根据监测系统的信息判断故障是永久性的还是瞬时性的，确定断路器是否重合，提高重合闸的成功率，减少对于断路器的短路合闸冲击和对于电网的冲击。,智能变电站 （smart substation） （8）设备实现状态检修 把常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。对变电设备状态参数自动采集，整合预试信息、缺陷信息，在线对设备进行综合的状态分析和评估，自动发出变电站设备检修报告，并能采取相应的应对措施。,