变电站综合自动化设备应用规划

变电站综合自动化设备应用规划

1前言

1.1编制规划的依据

本规划编制的主要依据包括：

00000000000300

1.2规划编制年限及范围

本次规划的年限为近期2011-2015年。

本规划范围为####市所辖区域35kV变电站综合自动化系统。

1.3规划思路

本次规划遵循以下原则：

(1)彳牛oooooooooj

(2)平安第一，适时、适度超前经济社会的发展；

(3)以市场为导向、坚持牢靠性准则、各级电网协调发展、

提高经济效益，符合电力行业自身发展要求；

(4)坚持可持续发展和环境友好原则，有利于环境爱惜；

(5)近、远期相结合，正确处理近期建设和远期发展的关系，

提高规划的可操作性。

本次规划主要有以下内容：

(1)完善####市电网主网结构，解决单电源供电的问题；

(2)解决####市城区的供电结构不合理问题，提高####市城

区电网的平安性、牢靠性;

(3)提高农村10kV电网的平安性、牢靠性、经济性，降低

10kV供电线路的损耗；

(4)进一步提凹凸压电网的电压质量以及供电牢靠性、平安

性、经济性。

2、变电站综合自动化概述

2.1、变电站综合自动化的概念

变电站综合自动化是将变电站的二次设备(包括测量仪表、

信号系统、继电爱惜、自动装置和远切装置)经过功能的组合和

优化设计，利用先进的计算机技术、通信技术、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、

限制、爱惜、与上级调度通信的综合性自动化功能。

2.2、传统变电站存在的问题

(1)平安、稳定性不够

常规的电磁或晶体管爱惜、自动装置、测量设备接线困难，

连接电缆多，设备结构困难，难以维护，无自检功能，设备故障

无法刚好发觉，会造成爱惜的拒动、误动。

(2)难以保证供电质量

缺少调压手段，缺少遏制谐波污染的手段。

(3)占地面积大

常规设备体积大，电缆多，需占用较大土地面积

(4)无法满足快速计算、实时限制的要求

传输信息不足，缺少远方调控手段

(5)维护工作量大

常规设备结构困难，维护、检修都比较困难。

2.3、综合自动化的特点

(1)利用微机和大规模集成电路组成的自动化系统代替常规

限制屏、中心信号系统和远动屏。

(2)利用微机爱惜代替常规爱惜。

(3)能采集完整的运行信息，利用计算机的高速计算与逻辑

判别实力实现监视、限制、运行报告等功能。

(4)功能综合化、结构微机化、监视屏幕化、运行管理智能

化。

2.4、变电站综合自动化的优越性

(1)提高平安、稳定性

设备可以自检，整定值依据运行方式简洁调整，提高爱惜和

自动装置动作正确性。设备接线简化，削减扰动窜入的影峋。

(2)提高电压合格率

有自动调压功能，可自动限制变压器分接头和投切无功补偿

器。

(3)提高运行管理水平

全部测量、限制、爱惜、运行报告、统计均实现自动化。调

度中心可在远方监视和限制变电站运行状况。事故条件下可利用

自动记录的运行数据进行分析。

(4)缩小占地面积

接受先进的通信技术，实现分布式采集与限制，大大削减了

连接电缆。接受大规模集成电路，设备体积小，从而可以缩小占

地面积，设置可以安装在地下。

(5)提高设备牢靠性、削减维护工作量

设备模块化，可以自检，简洁发觉设备故障，修理简便。

2.5、变电站自动化的发展过程

(1)分立元件阶段

为自动化开发和生产了大量的自动化设备，比如测量发表，

爱惜，自动装置等。以电子元件为主，设备体积大、构造困难。

最主要的问题是设备间互无联系，各自独立运行。比如母线电压,

测量仪表、爱惜、自动装置都要测量，每个元件都要单独装设连

接电缆。

(2)微机化的智能元件阶段

微机化的测量系统取代传统的测量仪表，不再须要中心限制

屏和仪表盘，监视、限制均可通过屏幕、键盘等完成。

微机化的爱惜，数字化的爱惜原理实现，可以实现更多、更

灵敏的爱惜算法，爱惜的正确性提高，常见的负序、零序滤过不

再须要特地的变送器，可利用程序实现。

但仍未解决设备间互无联系，各自独立运行的问题。

(3)综合自动化阶段

不仅能实现自动化，而且设备间能够相互通信、共享运行信

息，使整个变电站自动化系统成为一个完整的系统，而不是多个

自动化的孤岛。

2.6、综合自动化与无人值班

(1)无人值班是管理模式，综合自动化是技术水平。

(2)在常规爱惜和常规限制的时代，对不重要的变电站就可

以实现无人值班。不驾驭运行信息，须要运行操作时派人到现场

执行。

(3)达到两遥功能，可以监视变电站运行信息，但操作仍需

派人到现场执行。

(4)达到四遥功能，不仅可以监视，也可以远方操作和限制。

只有设备故障或检修须要派人到现场，已经实现了真正有效意义

上的无人值班。

(5)综合自动化比四遥功能在技术水平上有很大提高，体现

在削减连接电缆，削减二次设备，增加传送信息量，运行管理智

能化(比如自动故障诊断)。

3、变电站综合自动化的功能

国际大电网会议WG34.03工作组分析了变电站自动化的功能

共63种，分7个大类：

限制和监视

自动限制

测量

继电爱惜

与继电爱惜有关的功能

接口功能

系统功能

结合我国状况，将功能分为5类

3.1、监视和限制

3.1.1、数据采集：模拟量、数字量、电能量

(1)模拟量：

各段母线电压、频率

线路电压、电流、有功功率、无功功率

主变电压、电流、有功、无功、油温、分接头位置

电容器电流、无功

馈线电压、电流、有功功率、无功功率

直流电源电压

站用变电压

⑵数字量

断路器状态

隔离刀闸状态

同期检测状态

继电爱惜动作信号

自动装置动作信号

⑶电能量

关口的电能计量。一般接受累计电度脉冲的方法。

3.1.2,故障记录与事务依次记录SOE

故障记录记录发生故障前2个周波和故障后10个周波的各主

要模拟量的变更过程，如母线电压、线路电流等。

S0E记录断路器跳合闸记录，爱惜动作记录。

3.1.3,限制与操作

利用鼠标、键盘、显示屏对断路器合隔离刀闸进行操作，对

变压器分接头位置进行调整，对补偿电容进行投切操作。

可依据上级调度叮嘱执行远程限制合调整叮嘱。

防误操作：

断路器操作自动闭锁重合闸

当地/远方操作相互闭锁

断路器和隔离开关的操作闭锁

操作序列必需得到上一步的返校之后才能进行。

3.1.4、平安监视

电压、电流、功率、频率等越限报警。跳闸、爱惜动作报警。

设备正常工作监视、设备电源监视。

3.1.5、人机界面

主接线图显示、运行数据显示、报警显示、SOE显示、运行

报表显示、历史数据曲线显示、爱惜和自动装置整定值显示、设

备工作状态显示等。

报表打印、事故打印、图形打印等

3.1.6,数据处理与统计

记录运行报表，运行数据统计、故障统计与分析

3.2、微机爱惜

3.2.1、变电站微机爱惜的种类

高压输电线的主爱惜和后备爱惜

馈线的爱惜

主变的主爱惜和后备爱惜

补偿电容的爱惜

母线爱惜

不完全接地系统的单相接地选线

故障录波

3.2.2,微机爱惜的优点

(1)实现算法灵敏。算法用程序实现，可以实现电磁继电器无

法实现的爱惜算法，同时可避开死区，提高灵敏度。同一套爱惜

装置可以完成多个爱惜功能。

(2)性能稳定，牢靠性高。接受大规模集成电路和程序实现，

元件和连接线削减，牢靠性提高。

(3)设备自检和自复原。

(4)运行维护工作量小，现场调试和整定便利。

3.2.3、对微机爱惜的要求

(1)满足爱惜的4性要求：选择性、速动性、牢靠性、灵敏性。

(2)具有故障记录功能。被爱惜对象发生故障时，能记录故障

前后有关模拟量值和爱惜动作出口信息。

⑶通信功能与统一校对时钟。增加通信功能与其他设备联系

以共享数据。利用通信功能统一全站各爱惜时钟，使得故障记录

有同样的时间基准。

(4)能存贮多种爱惜定值。

(5)当地或远程修改爱惜定值。

(6)设置爱惜管理机或通信限制机。接受专用的通信限制机实

现与监控系统的联系。

(7)故障自诊断、自闭锁、自复原功能。爱惜应能对模块是否

正常运行进行自检，自检不通过则报警并闭锁。若软件受到干扰

而飞车，应设置看门狗自启动。

3.3、电压和无功自动限制

3.3.K调控目标

(1)维持供电电压在规定范围内。各级供电母线电压的运行波

动范围，(以额定电压为基准)，

500(330)kV变电站的220kV母线，正常时0%〜+10%,事

故时一5%〜+10%

200kV变电站110kV母线，正常时一3%〜+7%,事故时土

10%

配电网10kV母线,10.0-10.7kv

(2)保持电力系统稳定和合适的无功平衡。主输电网络，实现

无功分层平衡，地区供电网络实现无功分区就地平衡。

(3)在电压合格的条件下实现使电能损耗最小。必需充分利用

现有的补偿设备和调压设备(调相机、静止补偿器、补偿电容器、

电抗器、有载调压变压器)。进行合理优化调度。

3.3.2.调控措施

(1)调整变压器的分接头位置。变更电压和无功分布，但它并

不产生无功功率，所以假如系统无功功率不足导致电压偏低，此

方法不宜运用。

(2)补偿电容器。补偿电容器相当干无功电源，可以用来调整

电压和无功分布。

3.3.3、限制方式

(1)集中限制。调度中心对下属变电站的主变和无功补偿设备

进行统一限制。是优化的最佳方案，但要求调度中心有无功优化

软件，变电站有较高的自动化水平和良好的信道。

(2)分散限制。在各厂、站进行调压，限制地区的电压和无功

在规定水平。只能局部优化。

(3)关联分散限制。在正常运行时由各厂、站自动调控，调控

范围由调度中心的无功优化软件计算得到。在负荷变更较大或系

统运行方式发生大的变更时由调度中心干脆限制。

3.4、自动低频减载

3.4.1、限制目标

运行规程规定：电力系统的允许频率偏差为±0.1Hz；系统

频率不能长时间运行在49.5〜49Hz以下；事故状况下，不能较长

时间停留在47Hz以下；系统频率瞬时值不能低于45Hz。

3.4.2,自动低频减载及其限制方式

在系统发生故障，有功功率严峻缺额，频率下降时，须要有

支配、按次序切除负荷，并保证切除负荷量合适，这是低频减载

的任务。

自动低频减载分为基本轮和特殊轮。一般负荷的馈线放在基

本轮中，按重要程度分5〜8轮。频率降到第一轮启动值且延时时

间到则出口断开第一轮规定的线路开关。若频率不能复原，降到

其次轮启动值且延时时间到则出口断开其次轮规定的线路开关，

如此直至全部轮次全部切除。

基本轮全部切除后，若系统频率仍不能复原到额定值，经过

较长时间延时后，启动特殊轮切除负荷。

一般基本轮第一轮整定频率为48.5~47.5Hz,最末轮46.5〜

46Hz,相邻两轮频率整定差0.25〜0.5Hz,时间差0.5s。特殊轮

整定频率一般在49〜47Hz间，动作时限15〜20s。

3.4.3,实现方法

(1)接受专用的低频减载装置。该装置进行测频并按设置的轮

次出口动作，出口继电器接到每条线路的开关上。

(2)分散到每条线路的爱惜装置中。现有微机爱惜一般对一条

线路一套爱惜，在爱惜中加设测频环节，将低频减载的轮次整定

值和延时设置到爱惜中即可。

3.4..4、对低频减载装置的要求

(1)在各种运行方式下和功率缺额条件下，有支配地切除负

荷，有效防止系统频率降到紧急点以下。

(2)切除负荷尽可能少，防止超调和悬停现象。

(3)馈线或变压器故障跳闸造成失压时，应牢靠闭锁，不误动。

(4)电力系统发生低频振荡时不能误动。

(5)电力系统受谐波干扰时不能误动。

3.4.5,新型低频减载装置的技术关键

(1)接受原理先进、精确度高、抗干扰实力强地测频电路。

取母线电压信号，经二次变送得到±5v的电压信号，经过滤

波电路滤除谐波、车周期重量和干扰信号，，再经低通滤波和整形,

得到与输入同频率的矩形波，对矩形波脉冲计数可得到频率。

(2)接受频率下降速率做启动条件提高动作的快速与灵敏性；

做闭锁条件可防止误动。其他常用的闭锁条件有带时限的低压闭

锁，低电流闭锁，双测频回路串联闭锁。

(3)故障自诊断与自闭锁。

3.5、备用电源自动投入

\IDL\2DL

3DL

>1B；<">2B

5Di.

•・

明备用：正常由1B供电，1B或1DL故障断开后，BZT自动投

入2DL,由2B供电。

暗备用：正常IB、2B都供电，1B故障时，BZT自动投入3DL

或5DL保持供电。

接受微机实现BZT,可以实现灵敏的自动投入限制方式，比

如三种备用电源投入方式可以用一部微机设备实现。同时装置可

以自诊断，并可以具有通信功能与其他自动化系统相联系。

4、变电站综合自动化系统的结构

4.1、变电站综合自动化的设计原则和要求

4.1.1、变电站自动化系统作为电网调度自动化的一个子系

统，应听从电网调度自动化的总体设计。其配置、功能包括设备

的布置应满足电网平安、优质、经济运行以及信息分层传输、资

源共享的原则。

4.1.2、分散式系统的功能配置宜接受下放的原则。凡可以在

间隔层就地完成的功能如爱惜、备用电源自投、电压限制等，无

须通过网络和上位机去完成。

4.1.3、应能全面替代常规二次设备。

4.1.4,微机爱惜的软硬件与监控系统既相对独立，又相互协

调。要主动而慎重地推行爱惜、测量、限制一体化设计，确保爱

惜功能的相对独立性和动作牢靠性。

4.1.5、微机爱惜应有通信功能

4.1.6、应能满足无人值班的要求，设计时应考虑远方与就地

限制操作并存的模式。。

4.1.7、有牢靠的通信网络和通信协议。

4.1.8.有良好的抗干扰实力。

4.1.9、设备运行牢靠性高。

4.1.10.系统可扩展性好。

4.1.11.系统的标准化和开放性能要好。应从技术上保证站

内自动化系统的硬件接口满足国际标准。

4.1.12、变电站自动化系统设计中应优先接受沟通采样技术,

减轻TA、TV的负载，提高测量精度。同时，可取消光字牌屏和中

心信号屏，简化限制屏，由计算机担当信号监视功能，使任一信

息做到一次采集、多次运用。

4.1.13、建议接受局域网通信方式，尤其是同等网络，如总

线型网。从抗电磁干扰角度考虑，在选择通信介质时可优先接受

光纤通信方式，这对分散式变电站自动化系统尤为适用。

4.2、硬件结构

4.2.1、传统模式这种模式就是目前国内应用最普遍的远方终

端装置（RTU）加上当地监控（监视）系统（又称当地功能），再

配上变送器、遥信转接、遥控执行、UPS等屏柜。当接受沟通采

样RTU时，可省去变送器屏柜。站内爱惜装置的信息，可通过遥

信输入回路（即硬件方法）进入RTU,亦可通过串行口按约定的

规约通信（即软件方法）进入RTUo此模式适合35~500千伏各

种电压等级、不同规模的变电站。

4.2.2,分层集中组屏模式

一般分单元层和变电站层。

单元层按功能划分，开关量输入、输出，模拟量输入、输出，

元件爱惜、自动装置各为单独模块。

变电站层包括监控主机和远动主机。变电站层通过现场总线

或局域网与单元层通信。

全部爱惜屏、数据采集屏、限制出口屏全部安装在中心限制

室内，须要较多的限制连接电缆。

单元级▼

数据采集机保护管理机

开

测

关■交压级略

里

单器保保护.

输

元护球小元［

出1元1

1

上图是目前常见的结构。

4.2.3、分层分散模式

单元层按高压间隔划分，以每个电网元件为对象，集测量、

限制、爱惜于一体，设计在同一个机箱中，将这种模块单元安装

在元件的开关柜中。各模块单元与监控主机通过网络联系。高压

线路爱惜，变压器爱惜，自动装置（备自投、电压无功限制，低

频减载）仍可安装在中心限制室内。

调

我

电站监控主机工程师机中

心

级fF

电能管理机保护管理机

现场总线或网络

战

路保

电容

备用

变

器

线路保电压

与监

护

器保

源

电

智能智能故

稣

保

监

护与监n:无功

护

华元

控

业

护单

动

白

电度电度液

控

元

控制

控单元单

元元

入

表表投

n

结构牢靠性高，可扩展性好，限制连接电缆少，维护简便，

是目前较新的结构形式。主要问题是爱惜与监控数据是否共享，

有三种方式：

(1)完全共享。用同一CPU和采集