《变电站综合自动化原理与系统入门培训教材课件.ppt》由会员分享，可在线阅读，更多相关《变电站综合自动化原理与系统入门培训教材课件.ppt（32页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、,变电站综合自动化原理与系统,一、概念 变电站综合自动化系统是将变电站的二次设备（包括仪器仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等）经过功能的重新组合和优化设计，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，实现对变电站的全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调，以及与调度通信等综合性的自动化系统。变电站综合自动化系统可以采集到比较齐全的数据和信息，利用计算机的高速计算能力和逻辑判断功能，可方便地监视和控制变电站内各种设备的运行和操作。变电站综合自动化系统具有功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特点。,二、综合自动化变电站与常规站相比其优点：1提高变
2、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简化了变电站二次部分的硬件配置。4提高电力系统的运行管理水平。5缩小变电站占地面积，减少总投资。6减少维护工作量，减少值班员劳动量。7.有利于提高变电站无人值班管理水平。,三、作为变电站自动化系统应确保实现以下要求：1检测电网故障，尽快隔离故障部分。2采集变电站运行实时信息，对变电站运行进行监视、计量和控制。3采集一次设备状态数据，供维护一次设备参考。4实现当地后备控制和紧急控制。5确保通信要求。变电站实现综合自动化的基本目标是提高变电站的技术水平和管理水平，提高电网和设备的安全、可靠、稳定运行水平，降低运行维护成本，提高供电质量，并
3、促进配电系统自动化。,四、变电站综合自动化系统的基本功能：1监视与控制功能 2事件顺序记录、事故追忆 3故障记录、故障录波和故障测距功能 4 操作及安全操作闭锁功能 5安全监视功能 6人机联系功能 7报表和运行日志打印 8.数据处理与记录功能 9自诊断、自恢复和自动切换等功能,变电站监视和控制功能分为以下几个方面：1数据采集 模拟量的采集：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、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。模拟量的采集，有直流采样和交
4、流采样两种方式。直流采样,直流采样与交流采样优缺点比较：交流采样是直接将二次回路的CT、PT接入采样单元进行数据处理，取消了变送器转换环节，减少了故障点、提高了可靠性、采集数据类型丰富、提高了无功数据的准确性、节省了投资和运行维护的工作量；直流采样稳定性强、配置简单、容易掌握，但随着交流采样技术的发展，变送器单一、不可编程扩展功能的缺点日趋明显，数据开发和深度挖掘基本不可能，可观测性差，维护环节多。目前模拟量的采集除主变温度、直流量外均采用交流采样方式。,状态量的采集：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状态
5、告警信号、网门及接地信号等。这些状态信号大部分采用光电隔离方式输入或周期性扫描采样获得。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之内。对于隔离开关状态和分接头位置等信号，则采用定期查询方式。继电保护动作状态往往是取自信号继电器辅助接点的硬接点信号以开关信号形式输入。保护动作信号则通过串行口以报文形式上送。,其中变电站断路器位置状态、隔离开关位置状态多采用双位置遥信。其他一些保护动作、一次设备运行状态告警信号等多采用单位置遥信。单位置遥信信息量少，采集、处理和使用简单，但是无法判断该遥信结点状态正常与否；双位置遥信采集信息量比但位置遥信多一
6、倍，利用两个状态的组合表示遥信状态，可以发现1个遥信接点故障，达到遥信接点状态监视的作用，但是信息的采集、处理较复杂，一般在站端将双位置遥信转换为单位置遥信状态后再上传到调度和集控主站。,脉冲量的采集：指电能表输出的一种反应电能流量的脉冲信号。2.事件顺序记录SOE 事件顺序记录SOE包括断路器跳合闸记录、保护动作顺序记录。3.故障记录、故障录波和故障测距 4.操作控制功能 变电站运行人员可通过操作员对断路器、隔离开关进行操作，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。操作中具有安全操作闭锁功能。,操作闭锁应包括以下内容：A.操作出口具有跳、合闸闭锁功能。B.操作出口具有并发性操作
7、闭锁功能。C.根据实时信息，自动实现断路器、隔离开关操作闭锁功能。E.适应一次设备现场检修维护操作的微机五防操作及闭锁系统。目前变电站的五防闭锁已经不再采用传动的电气节点闭锁，而是采用微机五防闭锁。微机五防是一种采用计算机技术，用于高压开关设备防止电气误操作的装置，具备传统电气防误装置的功能。,五防系统主要由主机、模拟屏(电脑显示屏)、电脑钥匙、机械编码锁等功能元件组成。现行微机防误闭锁装置闭锁的设备有断路器、开关、地线(地线开关)、遮栏网门(开关柜门)，上述设备是通过微机锁具(电编码锁和机械编码锁)实现闭锁的，对上述设备须由软件编写操作闭锁规则。五防功能是：防止带负荷拉、合隔离开关；防止误入
8、带电间隔；防止误分、合断路器；防止带电挂接地线；防止带地线合隔离开关。目前新建的变电站已经不再设立独立的五防系统，而是采用监控五防一体化的模式。此模式具备以下优点：监控、五防界面、数据一体化；系统无需与五防装置软件接口，解决了通讯问题；电动遥控的操作过程简便；不独立设置五防主机，投资相对较省。,5.安全监视功能 在监控系统运行过程中，对采集的电压、频率等量，要不断进行越限监视。如发现越限，立即发出告警信号，同时记录和显示月线时间和越限值。另外还监视保护装置是否失电，安自装置工作是否正常等。6.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 后台实现。无人值班时，人机联系功能在远方调度
9、中心实现。人机联系的主要功能：显示画面和数据、输入数据、人工控制操作、诊断与维护。,7.打印功能 打印记录功能包括：A.定时打印报表和运行日志 B.开关操作记录打印 C.时间顺序记录打印 D.越限打印 E.召唤打印 F.抄屏打印 G.事故追忆打印,8数据处理与记录功能 监控系统历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容。9.自诊断、自恢复和自动切换等功能 监控系统的硬件、软件一般都具备故障的自诊断，并给出自诊断信息方便了故障处理。监控系统大多具有自恢复能力，特别是监控系统的服务器、远动装置等在失电后河系统通信故障后均可以恢复到正常可靠运行状态。,五综合自动化系统的硬件结构形式 500kV变电站综
10、合自动化系统的硬件结构形式基本采用分层分布分散式。即分成站控层、间隔层和设备层，按500kV小室（1、2），220 kV小室（1、2），主变及无功小室。220kV变电站综合自动化系统的硬件结构形式大多采用集中组屏式。传统改造式结构在110kV及以下早期的变电站中比较常见多见。一般是在传统站的基础上，改进测控方式，增加监控部分而组成的一类变电站综合自动化系统。,六.变电站综合自动化系统的通信：在变电站自动化系统中数据通信是一个重要环节，其主要任务体现在两个方面，一方面是完成自动化系统内部或各功能模块间的信息交换。这是因为，变电站自动化系统实际上是分级分布式的多台微机组成的控制系统。包括监控子系统
11、、微机保护子系统、自动控制子系统等。在各个子系统中往往又由多个智能模块组成。因此必须通过内部数据通信实现各子系统内部和各子系统之间的信息交换和实现信息共享。另一方面是完成变电站与控制中心的通信任务。变电站自动化系统应具有与电力系统控制中心通信的功能，把变电站所需测量的模拟量、电能量和状态信息等类信息传送至控制中心。,七站内通信的网络结构形式 500kV变电站综合自动化监控系统的网络结构形式目前多采用双光纤以太网。目前蒙西电网16座500kV变电站仅永圣域站采用光纤环网。光纤环网在很大程度上节约了资金投入，但是在安全可靠性上有很大欠缺，且在数据传输上易造成瓶颈现象，使得报文的上传速度比较缓慢。双
12、光纤以太网在资金投入上相对较大，但系统运行更为安全可靠，当某一网络故障时，系统会自动无间断切换到另一网络。且双光纤以太网多采用104协议或TPC/IP协议，数据传输速度快，不会造成报文上传的拥堵。,八与调度中心的通信 变电站是电力系统的重要组成部分，为了监视和控制电力系统的运行，需要将变电站的重要信息及时采集，并传送到调度中心，调度中心的控制命令也需要及时送到变电站，并加以执行。现在变电站与调度中心的通信均采用光纤通信，传送的信息除了远动信息、还有电力故障远传信息、电度量和功角测量装置的信息等。远动信息包括遥信、遥测、遥控和遥调。对于集控站还包括遥视信息，即五遥。电力故障远传信息、电度量和功角
13、测量装置的信息通过调度数据网完成信息的上传。,九通信协议 IEC60870-5-101通信协议一般用于远动系统通信。IEC60870-5-102通信协议一般用于监控系统与电度表通信。IEC60870-5-103通信协议一般用于监控系统与保护装置的通信。IEC60870-5-104通信协议属于网络通信协议，一般监控子远动系统通信，和远动广域网的网络通信协议。,十.监控系统的同期功能 同期的概念：严格地说，数十年前提出“同期”这一概念是指两个完全独立电源的同期。例如发电机与系统同期、两独立系统之间同期都需进行此种操作，这个操作过程就是进行“同期”的过程。并网、同期、同步、并列等是一个同一含义的词汇
14、。然而今天的电力系统已不是几十年前的那样了，我们很少碰到因一条线路停运或跳闸而引起系统解列的情况，也就是说我们很少碰到需要进行两个解列电源的同期操作，而更多碰到的是一个环网开环点的再合环操作。它也是通过断路器将其两侧的电源联接起来，这就是并网操作的另一种形式。我们可以将前一形式称为差频并列，即并网前断路器两侧存在频率差。将后一形式称为同频合环，即并网前断路器两侧的频率相同。,十一.同频合环操作的特征 在图1的一个简单环网接线图中可以看到三个电源G1、G2、G3通过三条输电线L1、L2、L3联接，任何一条线路停运或跳闸都会导致开环，例如断路器A（或F）就是一个开环点。此时在开环点两侧的电压数值不
15、相同，但频率都是一样，而且,两电压间存在一个角差，这个角差实质上是正在运行线路L1和L2等值电路的功角，的取值范围为0-90，线路传输的功率越大、线路的阻抗越大，值就越大，如F点在合闸状态，则可以在开环点A测量到L1、L2等值电路的功角，显然，在A点测到的越大，则在A点进行合环操作后线路L3将分流L1、L2更多的功率。通过系统不同运行方式的潮流计算，可以获得各开环点的测量功角与合环后潮流重新分配功率值的关系。,十二.差频并列操作的特征并网前同期点断路器两侧是两个独立的电源,如图2中如在联络线L的断路器2DL进行并网操作,其两侧的电源电压U1、U2在并网前因存在频率差f=f1-f2，因此，U1及
16、U2之间的相角差不断在00-3600间变化。如以U1为参考轴，则U2将以角频率s=2f相对U1旋转，最理想的并网时机应发生在f=f1-f2及U=U1-U2小于给定值时的=00处。过大的f、U及将导致并网时产生不能容忍的有功和无功冲击。由于在电站进行并网操作，运行人员无法控制f和U，因此必需借助调度员的调度解决，在变电站唯一能做到的是限制并网时的相角差，运行人员能娴熟地捕捉到较小的时合闸。,十三.断路器的合闸操作 1.断路器在操作合闸时分为无压合闸和有压合闸，无压合闸即检无压合闸，一般规定单侧/两侧电压小于30%Uen为无压。有压合闸又分为检同期合闸和准同期合闸。2.那么什么时候用检同期合闸，什
17、么时候用准同期合闸呢？当开关合闸前，两侧的电压是同一个系统，合上后只是在系统内又增加一个联结点，这种合闸方式，就是检同期合闸，也称同频合环。当开关合闸前，两侧的电压不是同一个系统，合上后将两个不同的系统连接在一起，这种合闸方式，就是准同期合闸，也称并网、差频并列。如发电机并网，两个系统经联络线并网等。简单说,检同期适用于同频系统合环,准同期适用于差频系统并列。,3、同期并列装置：手动准同期装置、手动捕捉同期装置、自动准同期装置、自动捕捉同期装置、具有同期功能的微机测控装置。4、现场微机测控装置是具备自动捕捉同期功能的同期装置，它不具备调节f、U的能力，在变电站唯一能做到的是限制并网时的相角差，
18、在f、U满足条件的情况下捕捉到较小的时合闸。说到同期大家很容易联想到检定同期重合闸。当线路发生故障后,保护有选择性的动作切除故障,重合闸进行一次重合以恢复供电。检定同期重合闸是当线路一侧无压重合后,另一侧在两端电压满足定值要求的情况下才进行重合的。目前我局所辖变电站检定同期重合闸只在三跳三重的220kV线路保护中投入。检定同期重合闸定值也只是对合闸角度进行了规定。,十四.UPS的运行维护 UPS(Uninterruptible Power System)，是一种含有储能装置，以逆变器为主要组成部分的恒压恒频的不间断电源。可以解决电源断电、电压下陷、电源浪涌、减幅振荡、电源干扰、电源突波、电源波
19、动、交换瞬变及谐波失真等由市电电源质量差对设备造成的危害。是计算机、通信系统以及要求提供不能中断场合所必须的一种高可靠、高性能的电源。变电站 计算机监控系统供电电源必须配备专用的不间断电源装置（UPS）。配备的UPS电源应为双UPS热备用且具备无扰动自动切换功能。提供的UPS电源交流供电电源须采用两路来自不同电源点的供电电源。,UPS电源的容量在带满系统全部设备后，应留有40%以上的供电容量。UPS在交流失电后，不间断供电维持时间主站不小于1小时。厂站端远动设备不间断供电维持时间主站不小于20分钟。UPS的双机运行接线方式：双机并列运行方式、双机串备运行方式、双机分列运行方式。,十五.WAMS
20、广域测量系统 广域测量系统是基于同步相量测量和现代通信技术，对地域广阔的电力系统运行状态进行监测和分析，为电力系统实时控制和运行服务的系统。广域测量系统由三部分组成：分布在各厂、站的同步相量测量装置（PMU），覆盖全网的通信网络和安装在调度端的监测中心。同步相量测量技术是把远方各点电压波形的过零时刻或相对于某一时刻的初相角传送到调度中心,通过比较波形过零时刻或初相角而得到各母线的电压相角。,十六.同步相量测量 同步相量在电力系统分析、监测、控制等领域具有重要的作用。同步相量是分析交流电网的重要工具，它可以精确描述电力系统运行状态的变化。基于全球卫星定位系统GPS的相量测量单元（PhasorMe
21、asurementUnit，PMU）将电网各点的相量测量值送到控制中心的数据集中器，把绝对时标下的相量测量值折算到某个时间参考点的坐标下，从而得到整个电网的同步相量。PMU还具有连续记录功能，可以连续记录长达半个月的动态数据，而且可以触发记录暂态数据。,目前的电力系统通常都建立了用于测量和监视系统稳态运行的SCADA系统和测量电磁暂态过程的故障录波系统。SCADA系统侧重于监测系统稳态运行情况，测量周期通常是秒级，而且SCADA数据不带时标，不同地点之间缺乏准确的共同时间标记。故障录波数据的采样频率一般都在几千Hz以上，并带有时标信息，但是只在发生故障时采集故障点附近的数据，记录数据只是局部有效，并且持续时间较短，通常在数秒之内，难以用于对全系统动态行为的监视和分析。同步相量测量PMU能以数千Hz速率采集电流、电压信息，通过计算获得测点的功率、相位、功角等信息，并以每秒几十帧的频率向主站发送。同步相量测量PMU通过GPS对时，能够保证全网数据同步性，时标信息与数据同时存储并发送到主站。电网内的变电站和发电厂安装PMU后，就能够使调度人员实时监视到全网的动态过程。,
