变电站综合自动化

2020-03-03 00:10:28 来源：范文大全收藏下载本文

变电站综合自动化结课论文

变电站综合自动化

姓名：牛铭学号：1082201087 班级：研电0802班

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变电站综合自动化1.变电站综合自动化系统

1.1什么是变电站综合自动化

所谓变电站综合自动化，就是广泛采用微机保护和微机远动技术，分别采集变电站的模拟量、脉冲量、开关状态量及一些非电量信号，经过功能的重新组合，按照预定的程序和要求实现变电站监视、测量、协调和控制自动化的集合体和全过程，从而实现数据共享和资源共享，提高变电站自动化的整体效益。[1]

1.2变电站自动化系统的功能需求

根据变电站综合自动化系统的特点，即监视与控制，变电站综合自动化系统应满足以下要求：

 变电站综合自动化系统与其它自动化系统间应有接口

变电站内反映系统运行状况的实时信息应能通过变电站综合自动化系统采集并传送到调度自动化系统，调度中心要向变电站发遥控和遥调命令以及修改各种定值。都要求变电综合自动化系统与其它自动化系统建立通信。

 变电站综合自动化系统应能采集多种类型的信息

包括正常运行和操作时供操作人员了解的一些稳态信息，它反映的是工频量的有效值，采样周期相对较长；继电保护，用于事故分析和故障检测需要的暂态信息，它反映的是工频量的波形变化和瞬时值，其中含有负序、零序和高次谐波分量，采样频率和

精度高；另外，还有一些温度、瓦斯、压力、流量等信号。

 变电站综合自动化系统应能简化运行

操作

通过变电站综合自动化系统简化控制命令，识别必要条件从而实现闭锁、连续和顺序等协调操作，减少误操作，加速和简化事故处理，提高运行的安全性和可靠性。  变电站综合自动化系统应能灵活地改

变控制策略

由于一次设备或二次设备的变更，运行方式发生变化，需要改变操作规则和保护配置方案等。

 系统的某些环节故障对变电站进行有

效控制的影响程度要小

设计控制方案应顾及某个环节失效而自动采取相应对策，允许人工干预。  变电站综合自动化系统应具有先进性

基本功能应能满足现场提出的检测、控制及通信的要求，在确定功能时要结合需要与可能两个方面，在技术容许的条件下力求达到先进水平，充分发挥微机的作用和潜力。[2]

1.3变电站综合自动化系统的功能设计

a、微机保护功能

包括馈线保护、母线保护、线路保护、电容器保护、变压器保护、备用电源自投等等。高压系统则包括主保护和后备保护。这是220kv变电站综合自动化系统首要实现的功能，对于保障变电站正常运行有着重要的

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作用。各类保护具有下列功能：

1)故障记录(分辨率1ms) 2)存储多套定值 3)显示及当地修改定值

4)与监控系统通信，根据监控系统命令发送故障信息、动作序列(重合闸)、当地整定值以及自诊断信号，接收监控系统选择或修改整定值的命令等。 b、数据采集

变电站数据采集包括状态量、模拟量、脉冲量等。 1) 状态量数据

状态量的数据采集有：断路器状态，隔离开关状态，同期检测状态，锁定状态，变电站一次设备运行告警信号，变压器分接头位置信号，接地信号等。这些信号大部分采用光电隔离方式的开关量中断输入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。 2）模拟量采集

变电站采集的典型模拟量有：各段母线电压，线路电压、电流和功率值，馈线电流、电压及功率值，频率，相位等，此外还有变压器油温，变电站室温，直流电源电压，所用电电压和功率等。这些量的采集一般采用交流采样方式。 3）脉冲量

脉冲量指电能表输出的电度值，这种量的采集在硬件接口上与状态量的采集相同。 c、事件记录及故障录波

事件记录包括保护动作序列记录S O E (Sequence o f event，一般由微机保护产生)，开关跳合记录(一般由监控系统记录)。分辨率可根据不同电压等级的要求确定，一

般在1-5ms之间选择。微机保护或监控采集环节必须有足够的内存，能存放100个事件记录，确保当后台监控系统或远方监控主站通信时不丢失事件信息。

变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是配置专用微机故障录波器，并能与监控系统通信；另一种则由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波形及测距结果送监控系统，由监控系统存储及打印波形。 d、控制和操作闭锁

操作人员可通过CRT屏幕对断路器、隔离开关的开合进行操作，可以对变压器分接头进行调节控制，可对电容器组进行投切。为防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计上应保留人工直接跳合闸手段。操作闭锁包括一下内容:

1)操作出口具有跳、合闸闭锁功能 2)操作出口具有并发性操作闭锁功能 3)根据实时信息，自动实现断路器、刀闸操作闭锁功能

4)适应一次设备现场维修操作的“电脑五防操作及闭锁系统”。五防功能是:防止带负荷拉、合刀闸；防止误入带电间隔；防止误分、合断路器；防止带电挂接地线；防止带地线合刀闸。

5) CRT屏幕操作闭锁功能。只有输入正确的操作口令和监护口令才有权进行操作控制。

e、同期检测和同期合闸

同步检测断路器两侧电压的幅值和相位，并发出同期合闸启动和停止信号。此功能分为手动和自动两种方式实现，具有两种方式供选择。同期装置可以是独立的设备，

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也可以由微机保护的软件模块实现。 f、远方整定保护定值

对各种微机保护装置，可在当地或远方设置一组或多组保护定值，并可在当地或远方显示、切换整定值。并具有远方、当地闭锁，操作权限措施。

g、电压和无功潮流的就地控制

为了将电压和无功潮流调整到预定值，通常通过调整变压器组的一相或所有相，投运或断开某条输电线路以及切换电容器组、电抗器组、同步调相器实现。该功能由一个专用软件包实现，输入的参数有:变压器抽头位置信号，电压、潮流和无功负荷值以及电压值设置，控制参量(频带宽度、偏差时延、允许偏差等)设置等运行方式可手动可自动；人工操作可就地可远方。 h、数据处理与记录

历史数据的形成与存储是数据处理的主要内容，它包括上级调度中心、变电管理和保护专业要求的数据，这些数据主要有: 1)断路器动作次数；

2)断路器切除故障时故障电流和跳闸操作次数的累计数；

3)输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功，母线电压定时记录的最大值、最小值及时间；

4)独立负荷有功、无功每天的峰值和最小值，并标以时间；

5)指定模式点上的趋势，平均值、积分值和其他计算值；

6)控制操作及修改整定值的记录；

根据需要，该功能可在变电站当地全部实现(有人值班方式)，也可以在远动操作中心或调度中心实现(无人值班方式)。

i、与远方调度中心通信

实现远动装置的常规的遥测、遥信、遥控功能，即将采集的数字量和状态量实时地送往调度中心，并接受上级调度中心的控制和调节操作命令。若有事故发生，如开关变位等事故发生或数字量越限时则插入优先发送，及时向调度中心报警。此外还将故障录波和其他继电保护信息送往调度中心，同时接受调度中心发来的修改继电保护整定值的命令等。

变电站综合自动化具有与调度中心对时，统一时钟的功能。 j、人机联系功能

当变电站有人值班时，人机联系功能在当地监控系统的后台机(或称主机)上进行，当变电站无人值班时，人机联系功能在远方的调度中心或操作中心的主机或工作站上进行，不管哪种方式，操作人员面对的都是CRT屏幕，操作的工具都是键盘或鼠标器。人机联系的主要功能是:

1)显示画面与数据时间日期；单线图的状态，潮流信息；报警画面与提示信息；事件顺序记录；事故记录；趋势记录；装置工况状态显示；保护整定值；控制系统的配置显示，包括退出运行的装置显示以及信号流程图表；值班记录；控制系统的设定值显示等。 2)输入数据运行人员代码及密码；运行人员密码更改；保护定值的改设；控制范围及设定的变化；报警界限，告警设置与退出；手动/自动设置；趋势控制等。

3)人工控制操作断路器及隔离开关操作；开关操作顺序；分接头位置控制；控制闭锁与允许；保护装置的投入或退出；设备运行/检修的设置；当地/远方控制的选择；信号

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复归等。

4)诊断与维护故障数据记录显示；统计误差显示；诊断检测功能的启动。

5)无人值班站在检修或巡视中应具有的最低限度的人机联系功能。无人值班站保留一定的人机联系功能，以保证变电站现场检修或巡视的需求，能通过液晶或小屏幕CRT显示站内各种数据和状态量；操作出口回路具有人工当地紧急控制设施；变压器分接头备有当地人工调节手段。 k、自诊断功能

系统内各插件具有自诊断功能，自诊断信息也像采集的数据一样周期性地送往后台机(人机联系子系统)和远方调度中心或操作控制中心。包括：

(1)对系统内各插件进行诊断和检测。 (2)对通信通道进行检测。

(3)对数据、通信误码进行检测以发现非法数据。[1] 1.4 变电站综合自动化的特性

1）可靠性

变电站是一个既高度复杂，又高度相关的系统，一个局部的故障可能带来整个系统的崩溃，所以必须具备高度的可靠性。目前，由于容错技术的采用，硬件故障的概率已缩小到很小的范围内。而软件规模越来越大，结构越来越复杂，因此其可靠性在计算机系统中的地位显得更加重要。而且，系统软件是在现场连续不间断的运行，所以对系统的可靠性有很高的要求。 2）实时性

变电站综合自动化系统的实时性要求表现在两个方面:在正常监视时，要求能尽快而准确的反映变电站的运行状态；在异常

情况下，要求及时的把反映事件本质的信息报告给运行人员，使运行人员能够及时对异常情况做出必要的处理，以防止事态扩大，把损失减少到最小范围。如要求：①电压、电流、功率等模拟量数据更新的周期不大于2秒；②开关变位等开关量数据反应速度小于50毫秒；③对故障记录等突发性的事件记录的时间分辨率为小于1毫秒；④控制命令响应时间小于3毫秒；⑤告警产生时间小于2秒；⑥画面调用响应时间小于2秒 3）通用性

现在，软件的通用性已经成为开发者的设计目标，体现在变电站综合自动化系统软件上，具体要求有:

①具有硬件抽象的特性.在增加新的二次设备时，不需要修改已有的设计模型和软件模型，只需编写或加载相应的二次设备通讯协议的驱动模块，在通过配置程序加入到原有系统中即可使系统正常运行。②具有开放、灵活的数据接口。系统能够提供多种方式给其他应用程序来从系统中获取数据。③要求

设计不针对某一具体的变电站，即能够适应不同配置的变电站，通过配置程序能够在不修改软件的前提下快速的构造一个新的系统。 4）并行性

现在的计算机系统拥有强大的处理能力，而二次设备为了提高其通讯的可靠性和稳定性一般都采用较低的通讯速度。因此计算机与二次设备的通讯速度成了影响系统性能的瓶颈。系统拥有多个通讯的通道，在采集数据时，为了提高通道扫描的效率必须对多个通道进行并行扫描。 5）分布性

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分布性是现在变电站综合自动化系统的一个基本要求，上级变电站经常会进行调用下级变电站的实时数据、发布控制命令等操作。

1.5主要保护配置及功能

在220kV变电站综合自动化系统中，由于继电保护的特殊性与重要性，要求系统绝对保证继电保护的可靠性。因而在设计时继电保护按电力设备间隔单元分别独立设置，保护装置设有通讯接口，可以接入站内通讯网，但保护功能完全不依赖通讯网，这样确保了继电保护的高性能要求和快速动作的特点。

220kV变电站主接线图

主要承担下列保护功能： 1）出线主要承担以下保护：

 距离保护:由三段式相间距离和三段式接地距离构成，该保护动作跳断路器并发信号。

 零序保护:由反映全相运行的四段式零序保护构成，该保护动作跳断路器并发信号。各段均带方向且可投入或退出。  三相重合闸装置动作后将断路器进行一次重合并发信号。 2）主变主要承担下列保护：

 差动保护、差流速断保护：保护动作跳

主变二侧断路器并发信号(设计时已经将两者信号分开)。差动保护具有电流回路断线闭锁功能，可经功能控制字进行投退。差动保护、差流速断保护都加上了硬压板。

 220kV侧复合电压闭锁过流保护：保护

动作第一段时限跳主变低压侧母联断路器并发信号，第二段时限跳主变低压侧断路器并发信号，第三段时限跳主变二侧断路器并发信号。其中复合电压元件可投入退出，保护带方向且方向元件可投入退出。过流保护各段加上了硬压板。

 220kV侧零序过电流保护：保护动作第

一段时限跳中性点不接地变压器各侧断路器并发信号，第二段时限跳中性点接地变压器(本主变)二侧断路器并发信号，保护带方向且方向元件可投入退出。零序过电流保护加上了硬压板。  220kV侧过负荷保护：该保护具有三段独立可调的电流动作定值和独立动作时限。第一段动作启动冷却器，第二段动作闭锁主变有载调压，第三段动作发信号。过负荷保护只能在后备保护CT上采样。

 110/10kV/侧复合电压闭锁过流保护：保

护动作第一段时限跳主变低压侧母联断路器并发信号，第二段时限跳主变低压侧断路器并发信号，其中复合电压元件可投入退出，过流保护各段加上了硬压板。

 110/10kV侧限时速断保护：保护动作第

一段时限跳110kV母联断路器并发信

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号，第二段时限跳主变低压侧断路器并发信号，第三段时限跳主变二侧断路器并发信号。保护不经复合电压元件闭锁。保护各段分别加上了硬压板。  本体重瓦斯、调压重瓦斯保护动作均跳主变二侧断路器并发信号，本体轻瓦斯、调压轻瓦斯保护动作只发信号。  CT, PT断线保护仅当CT, PT断线时才闭锁其它保护。也可改投不闭锁其它保护而使保护动作直接跳断路器并发信号。

 调压闭锁:220kV侧主变套管CT有故障电流时闭锁有载调压装置。故障电流及时间可以整定。

 温度保护:当主变温度超过某一整定值时该保护动作发信号，当主变保护超过另一整定值时，该保护动作跳主变二侧断路器并发信号。

 压力释放保护跳主变二侧断路器并发信号。

 主变油位异常保护:当主变油位过高或过低时，该保护动作发信号。

1.6系统分布结构

不同的变电站综合自动化系统分布结构意味着不同的通信网组态，它们在通信速度、可靠性、可维护性和可扩展性上的指标都不同。

目前变电站综合自动化基本上采用两种结构:

1、集中控制系统

2、分散(分层分布式)控制系统。

集中控制系统:按变电站的规模配置相应容量、功能的微机保护装置和微机远动装置，安装在变电站主控制室内。主变压器、各进出线路及站内所有设备的运行状态通

过电流互感器、电压互感器或相应变送器，经电缆传送到主控制室的微机保护装置和微机远动装置，经初步处理后送到前置机预处理，并与调度端的主计算机进行数据通信。上位计算机完成当地显示、控制和制表打印功能，这样就构成了变电站综合自动化系统。

集中控制系统具有许多缺点:系统信息过于集中处理问题、中央控制计算机故障、整个二次系统瘫痪问题、需要敷设大量电缆问题、投资和工程量大问题、系统内信号采集后以模拟量传输为主、系统精度低、易受干扰信号的影响问题。集中式装置系统调试麻烦、维护工作量大问题，扩容灵敏性差且信息传输速度低等问题。所以越来越多的系统开始采用分散控制系统。

分散控制系统:整个生产过程的控制功能、管理功能分散开，让控制系统由不同规模、不同功能的控制计算机连接而成；为每个被控制设备配备专用的底层前置控制计算机，并把它们安装在被控设备旁。统一设置一台上位控制计算机来进行人机联系及信息向上级调度远传。分散控制系统下图所示。由于采用分散安装技术，大大节省了控

制室面积，节省了大量电缆和安装费用，降低系统造价，提高系统可靠性，使分布式变电站综合自动化系统的优点明显地体现出来:第

一、不同电气设备均单独安装对应的前置机，其任一装置出现故障，均不影响系统其它部分正常运行。第

二、系统内装置间信息的传送均为数字信号，所以系统抗干扰能力增强。第

三、分布式系统为多CPU工作方式，各装置均有一定的数据处理能力，从而大大减轻了主位计算机的负担。第

四、系

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统扩充灵活、方便。因此，为了提高变电站综合自动化系统的可靠性和性能价格比，在设计时应采用分布式的变电站综合自动化系统配置模式。

CRT及各种配件至调度MIS语音报警监控主机MODEM打印机HUB（局域）网络RS232电度计量通讯控制机总线保护管理机保护管理机低备电RS 485周用压减电无载源功保保自控护护投制控控制单„„制单元元1#...n#1#...n#

变电站分散控制系统框图

2.全数字化变电站的母线保护和故障录波

2.1数字化变电站的特点

（1）智能化的一次设备

变电站一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路，采用微处理器和光电技术设计，简化了常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。在变电站二次回路中，常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。它是采用晶体材料的光电效应原理取代传统的电磁感应原理，用光子取代传统的电子作为传输信号的载体，用光纤取代传统的电线作为信息传输的工具，由电光元件、光学元件、光纤系统以及IC电路、单片计算机系统组成。[4]

（2）网络化的二次设备

变电站二次设备，不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现

数据共享、资源共享。常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动

装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等，全部基于标准化、模块化的微处理

机设计制造，设备之间的连接全部采用高速

的网络通信。

（3）自动化的运行管理系统

变电站运行管理自动化系统，包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化，数据

信息分层、分流交换自动化。变电站运行发生故障时，能即时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告，即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。

[5]

在变电站自动化领域中，智能化电气的发展，特别是智能开关、光电式互感器机电一体化设备的出现，变电站自动化技术进人了数字化的新阶段。在高压和超高压变电站中，保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O单元，如A/D变换、光隔离器件、控制操作回路等，将割裂出来作为智能化一次设备的一部分，用智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路代替了常规继电保护装置、测控等装置的I/O部分。而在中低压变电站，则将保护、监控装置小型化、紧凑化，完整地安装在开关柜上，实现了变电站机电一体化设计。

2.2母线保护方案

这里以10kV为例，10 kV母线网络保护的核心思路是利用母线上各回路的综合保护装置和保护专用网络构成。如下图：

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依据。 10kV母线保护管理单元跳进线开关（装于进线开关柜）跳分段开关保护专用数字通讯网（光纤或双绞线）线电所接分路容用地段单器变变单元单单单元元元元数字网络母线保护方案

各回路的综合微机保护需增加一个保护专用数字通讯接口，同时在保护程序中增加一段配合母线保护的服务程序。采用数字通信网络技术来构成变电站的综合自动化功能是已经非常成熟的技术，如采用LONWORK、Profibus、CAN网等。目前在变电站综合自动化技术方案里，数字通讯网络主要用来传送控制命令和监视、测量数据，不用作实现继电保护功能，原因是继电保护对可靠性的要求高，必须设置独立的、专用的装置和数字通道。

正常运行时，母线保护管理单元循环向网络上每个10 kV就地综合保护单元发出询问信息，其目的有两个：一是实时掌握本段母线上各回路的运行状态，即运行方式，作为母线保护条件满足时的出口依据，即在分段断路器处断开，电源进线带本段母线运行时，保护去跳进线断路器，而由分段断路器带本段运行时，保护去跳分段断路器；第二个目的是在母线保护管理单元感受到系统发生了故障时，要询问各回路的综合保护是否感受到有短路电流流过本保护单元，以作为母线保护管理单元发出动作跳闸命令的

母线保护管理单元是本保护方案的核心，可以安装在进线断路器开关柜上。它是

信息搜集和处理的中心，也是保护动作的执行者。为了提高本保护的可靠性，在母线保护管理单元中还可以引入本段母线电压互感器的电压，作为保护出口的闭锁条件，降

低保护误动的风险。

2.3故障录波

变电站故障录波可根据需要采用两种方式：一种方式是配置专用录波器，即集中式录波；另一种方式是由微机保护兼作故障波形的数字化记录和测距计算，再通过通信网络上送监控系统，即分散式录波。分散式录波既可省去集中式录波的大量电缆，也节省了另外投资配置专用录波器的资金。后一种方式为越来越多的变电站尤其是110 kV及以下电压等级变电站自动化系统所采用。

分散式录波，当发生保护动作或某一事件发生时（可通过逻辑方程编程实现），相应保护就触发事故录波报告，并存储在ROM中，由用户设定时间，通过SEL－2020自动传送到继保工程师站，或由继保工程师站直接连通任一保护单元读取事故录波报告。在继保工程师站上利用专用软件对事故录波数据进行波形显示和保护动作情况分析。

[8]

数字化变电站故障录波最大的特点是数据采集级采用了以太网传输方式，突破了传统的总线和串口传输方式，显著地提高了数据的传输速度和数据的可靠性。

故障录波系统的分析管理单元设有GPS的 RS–232 C接口可以接收时钟报文（年、月、日、时、分、秒），然后将其广播给各个采集控制单元。同时为了实现各个采集控

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制单元的同步采样，实时输出同步的相量数据，采集装置内置GPS接受模块，可接受GPS的秒脉冲信号，保证采集控制单元的采样脉冲信号可以在每个整秒被 GPS的秒脉冲信号同步1次，这有利于系统稳定性分析和保护动作特性分析，也有利于提高双端测距的精度，另外对于故障录波系统用于分散式系统也特别有用。 [9]参考文献：

[1] 伍小刚.变电站综合自动化系统软件工程及实现.天津大学：硕士学位论文.2002 [2] 涂汉江.变电站综合自动化系统后台软件的研究与实现.重庆大学：硕士学位论文.2005 [3] 高翔.数字化变电站应用展望.华东电力，2006，34（8）

[4] 朱大新.数字化变电站综合自动化系统的发展.电工技术杂志，2001，4（20-22）

[5] 李建，邓四俊.数字化变电站自动化系统浅谈.四川水利，2005，6（19-20）

[6] 朱子坤.数字化变电站白动化系统.西北水电.2005，3（46-48）

[7] 李韶涛，常胜.高压变电站10 kV母线保护的分析和研究.继电器.2003，31（8）

[8] 丁浩杰.SEL微机保护在变电站综合自动化系统中的应用.广东省电力试验研究所.[9] 骆健，丁网林，王汉林，金乃正，沈水明.一种新型故障录波系统的实现.