第一篇：110kv變電站綜合自動化系統的現狀及改進設計

專版 電力建設

110kV 變電站綜合自動化系統的現狀及改進設計

鄧業剛

（張家界電業局輸變電管理所）

摘 要：電力設備飛速發展，變電站綜合自動化系統得到了廣泛的應用。本文詳細分析了 110kV 變電站綜合自動化系統的含義、優點、應用現狀以及存在的問題等基本概況，進而從繼電保護、監控系統、抗干擾裝置等幾個不同方面對我國 110kV 變電站綜合自動 化系統的優化設計提出改進建議。

關鍵詞：110kV 變電站；自動化系統；改進設計

上個世紀 90 年代以來，變電站自動化系統就沿著變電站的綜合自動化方向發展。隨著近年來科學技術和人民生活水平的不斷提高，電力設備也得到飛速發展，110kV 變電站的綜合自動化系統的應用越來越廣泛，也面臨著諸多問題

。1 110kV 變電站綜合自動化系統基本概況 110kV 變電站綜合自動化系統就是指利用先進的計算機自動化技術、信息信號處理技術、現代電子通信技術，將包括測量儀、信號系統、繼電保護、自動裝置等在內的變電站二次設備經過功能的優化組合，以實現對整個變電站以及輸電配電線路的主動監控、自動測量、自動控制、微機保護和調度通信等綜合性的自動化控制。110kV 變電站綜合自動化系統的具體結構如下圖所示：

變電站綜合自動化系統結構示意圖

110kV 變電站綜合自動化系統具備的功能綜合化、結構微機化、操作監視視頻化、運行管理智能化等特征。其廣泛應用一方面實現了電網的現代化管理，提高了勞動生產率，提高了變電站正常運行的可靠性；另一方面也通過對變電站二次系統的優化設計，節約了變電站的建設造價；同時，變電站的綜合自動化系統利用計算機的高速計算能力和超強邏輯判斷能力更方便地采集到齊全的數據和信息，提高了調度中心的全局監控和控制能力。目前，110kV 變電站的綜合自動化系統在我國的運用已經比較普遍，但是其使用中存在不少的問題： 目前國家對110kV 變電站綜合自動化系統的設計還沒有統一的標準，因此不同廠家生產的產品在技術、自動化模式、自動化管理等方面都沒有統一規范的指標，產品設計漏洞較多，產品質量存在很大的問題； 傳統的二次設備如繼電保護、自動裝置、遠動裝置等幾乎都采取電磁型或者小規模的集成電路，其結構復雜，自檢和自診能力都很缺乏，可靠性低； 傳統的110kV 變電站使用了較多的電纜，電壓互感器和電流互感器的負擔較重，二次設備的冗余配置較多，占地面積較大； 變電站二次設備的遠動功能不夠完善，不能為調度中心提高那個大量、高精度的信息，導致其內部自動控制和調節滯后，協調和配合能力較差；變電站綜合自動化系統還不能實現不同廠家生產的設備間的互相操作，且抗干擾能力較差。

廣東科技 2011.11.第 22 期 對 110kV變電站綜合自動化系統繼電保護設備實施大量的微機保護

眾所周知，常規的變電站自動化系統的二次部分主要由繼電保護、故障錄波、就地監控和遠動四大類裝置組成。隨著近年來微機繼電保護裝置、微機故障錄波器、微機監控以及微機遠動裝置的逐步運用，這些功能各異但硬件裝置卻大抵相同的裝置，都要對各種模擬的數據量進行采集以及對 I/O 回路進行控制，而且裝置所需采集的量和需要控制的對象都有著很多共同點，因此出現設備重復、互聯復雜等現象。因此，110kV 變電站綜合自動化系統的創新設計的一個重點就是對變電站的二次部分進行全微機化的優化設計，建立繼電保護裝置、防誤鎖裝置、測量控制的裝置、遠動裝置、故障錄波的裝置、電壓無功測量裝置、同期操作裝置、在線狀態檢測裝置等基于標準化和模塊化的微機處理和設計制造，在設備之間采用高速的網絡通信，以實現真正意義上的數據資源的共享。而在上述優化設計措施中繼電保護設備的微機保護則是重中之重。

一般的，變電站的綜合自動化系統都采用三層分布式的結構，由綜合的保護裝置組成的間隔保護層是其關鍵部位，通過各個裝置相對獨立的工作，起著隔離變電站一次設備故障，保護設備的重要作用。110kV 變電站綜合自動化系統的間隔層要實現其對被控對象的保護功能，就要在系統發生故障時自動采取切斷線路等措施，對繼電斷路器、隔離開關、變壓器分接頭調節、保護壓板的投退等進行實質性的控制，使得各類保護裝置具備故障記錄、多套定值的存儲、與監控系統及時通信等功能。改造設計 110kV變電站綜合自動化系統的監控系統

110kV 變電站的綜合自動化系統的優化設計另一個主要方面就是對其監控系統進行改造。系統的監控系統數據采集主要通過數據量、模擬量和脈沖量三種方法進行，對斷路器狀態、隔離開關狀態、有功功率、無功補償電容的無功功率、電能表輸出的電能量等進行采集。對其進行改進后，應該加強數據記錄和處理的形成并且存儲歷史數據的功能，為變壓器內部的調度、管理以及故障分析等提供方便：引入人機聯系的功能，使得各種畫面的顯示、實時數據的顯示、人工控制操作、事故報警、診斷和維護等功能得到實現，為現場的維修或巡視提供方便；設置兩條以上可以互為備用的遠方通信通道，更方便地傳輸遙測、遙控、遙調等常規的遠動數據，加強遠動系統數據傳輸的實

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電力建設

2.3 加強供用電合同管理的建議及對策

（1）健全供用電合同管理機制，配備專職管理人員，避免因合同管理缺失引發的法律糾紛發生。

（2）實行分級審核制、分項簽字制、專工審查制、責任追究制等四制，規范高壓供電合同和低壓供電合同的管理，提高合同修簽質量。

（3）建立合同內部會簽流轉分級審核責任，嚴把合同簽約質量關，降低和杜絕合同修簽錯誤和遺漏。

（4）建立合同計算機管理系統平臺，統一模式，提升供用電合同管理水平。

析標準，形成科學的線損指標統計及考核體系。

（6）深入開展反竊電專項活動，建立反竊電常態化管理機制；加大稽查力度，注重用緝查分析成果指導營業檢查和用電檢查，提高稽查工作成效，確保經營效益提高。

2.6 加強營銷信息系統管理的建議及對策

（1）要通過調查研究，摸清當前電力營銷管理信息系統安全管理各個環節的狀況和存在的問題集思廣益對可能的風險進行研究和判別，采取相應的防范措施。

（2）建立預警機制，提前防范風險要落實專門的機構和人員，負責對電力營銷管理信息系統的安全進行不間斷跟蹤和監控，以便及時發出風險預警。

（3）開展事故演練，提高應變能力。

2.4 加強農電工管理的建議及對策

（1）完善用人機制，嚴格招聘紀律和制度，穩妥做好農電工招聘工作。

（2）完善薪酬體系，合理提高農電工待遇。（3）健全完善培訓機制，采取個人自學和舉辦各種培訓班相結合的工作方式，提升農電工的整體素質。

（4）引進競爭機制，嚴格業績考核，實行末位淘汰，增強農電工危機感和責任感。

2.7 加強供電服務的建議及對策

（1）加強需求側管理，深入開展用電市場的調查，了解供電區域內經濟發展的走勢，準確預測電力供應的需求現狀。

（2）規范用電報裝工作流程，強化報裝環節時限考核。逐步開放電話報裝、網上報裝、上門報裝，提供多渠道、多層次的優質服務方式。

（3）在營業窗口公布設計、施工、電力設備供應的候選單位名單，讓用戶自由選擇，以杜絕“三指定”現象的發生。規范并統一工程報價，建立工程預算模板系列。2.5 加強線損管理的建議及對策

（1）明確工作責任，強化考核管理。將各單位線損管理工作納入單位負責人年度業績考核，重點是強化對縣（市）公司、基

層供電所線損管理工作的考核。

（2）完善 TMR（電能量計量管理）系統，強化過程管理，實現 結束語

電力營銷服務作為電網企業的重要業務內容和落實國網公司“四個服務”的窗口，不僅關系到電網企業本身發展，而且對其他行業和各類用戶有巨大影響。它不僅與建設節約型社會密切有關，而且與建立和諧社會密不可分。因此必須轉變觀念，開拓思路，堅持“三抓一創”，堅持以人為本，加強電力營銷理論方法學習，提高營銷技術水平，強化電力營銷管理，開創電力營銷工作新局面。“分壓、分線、分臺區”統計分析及各變電站母線電量平衡分析。（3）加快改造步伐，打造降損硬平臺；加快“三高”臺區改造及后續管理；加大變電站無功補償設備項目及重損變壓器線路 改造；嚴格計量裝置改造計劃管理，嚴格輪換制度的執行與考核；嚴格抄表日程，消除因抄表時間差出現的線損波動。（4）加強地調、縣調兩級網損管理；加強無功設備的投運管理，確保無功設備的高可用率和投運率；抓計劃檢修管理，統籌計劃檢修，合理安排檢修時間。

（5）建立縣公司一把手負責的線損分析例會制度，規范分

！！！！！！！！！！！！！！！！！！！！！！！!

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時性、遙測的精度以及遙信變位的響應速度。

進行警報提醒。其次裝置還有斷電保護措施以及熱恢復功能，即使發生斷電現象數據也不會丟失。

裝置的操作界面友好，在運行維護以及擴充方面操作方便。并且各功能相對獨立，對后臺主機無依賴性，這樣即使后臺主機產生故障，變電站仍舊可以正常運行。

參考文獻： 4 改造設計 110kV變電站綜合自動化系統的抗干擾能力

針對安裝在 110kV 變電站中的二次設備抗干擾能力較差 的現狀，我們必須考慮在系統中實施加強抗干擾能力的措施。

通過建設能抗擊各種干擾的電路，需要對四級靜電放電干擾、[1]曾一凡，毛立新.變電站 RTU 及遠動信道故障診斷監測系統設計[M]．三級射頻的電磁場輻射干擾、[2] 蔡穎時，周 萍，劉桂莎．變電站綜合自動化原理及應用[M]．北京：中國 四級電快速瞬變的脈沖群干擾、北京：清華大學出版社，2008．

三級浪涌沖擊的干擾、三級射頻感應的傳導干擾、五級脈沖磁場的電力出版社．2007．

干擾等設置專屬的抗擊設備；同時，在綜合保護自動化系統裝置[3]楊風玲．110kV變電站自動化技術原則[J]．江西電力學院學刊，的工作電源結構中加裝對電源電壓具備吸收、緩解和釋放功能的2008，[4]張 笠．淺談發電廠變電站變電裝置設計的幾點要求[J].中國

電力電網月刊，2007，3（2）：71~88． 電路及技術，以克服變電站直流電源波動較大的缺陷。110kV變電站綜合自動化系統改進后的特點

置具有自動診斷的功能，一旦檢查出故障便可

要求，同時其采用了交流采樣，對采樣精度有大幅度的提高，并且裝

[5]楊奇遜，李雪梅．變電站綜合自動化技術發展趨勢[J]．電力系統自動裝置能夠達到電力系統幾點保護發事故處理手段與調度自動化的化，2008，12：36~45．[6]蔣年德，馬康柯．變電站綜合自動化系統

體系結構研究[J]．中國電網技術，2006，12：22~29．

廣東科技 2011.11.第 22 期

第二篇：變電站綜合自動化系統教案

第七章

變電站綜合自動化系統

第一節

變電站綜合自動化系統概述

1)因此，變電站綜合自動化是自動化技術、計算機技術和通信技術等高科技在變電站領域的綜合應用。

2)只有通過變電站自動化系統才能向電力系統的調度中心提供完整和可靠的信息，調度中心才能了解和掌握電力系統實時的運行狀態。同時，調度中心對電力系統要下發各種遠方控制命令，這些命令只有通過變電站的自動化裝置才能最終完成。也可以說沒有一個完整、先進、可靠的基礎自動化就不可能實現一個高水平的電網調度自動化。

3)變電站綜合自動化系統是將變電站的二次設備（包括測量儀表、信號系統、繼電保護、自動裝置和遠動裝置）等經過功能的組合和優化設計。

4)微機保護代替常規的繼電保護屏，改變了常規繼電保護裝置不能與外界通信的缺陷。

5)變電站綜合自動化系統可以采集到比較齊全的數據和信息，利用計算機的高速計算能力和邏輯判斷功能，可方便的監視和控制變電站內各種設備的運行，取代了常規的測量和監視儀表、常規控制屏、中央信號系統和遠動屏。6)變電站綜合自動化系統具有功能自動化、結構微機化、操作監視屏幕化、運行管理智能化等特征。

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7)它的應用為變電所無人值班提供了強有力的現場數據采集和監控支持。8)其主要功能為：①對變電所所管轄的配電網實行監視和自動操作，如通過投切配電網中的聯絡開關和分段開關，切除故障或者調整功率分布。②在系統頻率下降時，切除負荷，或在電壓變動時自動投切電容器或者調節變壓器的分接頭，調節系統的電壓和無功，提高供電質量。③通過對負荷的直接控制來調節負荷曲線和保持電能的供需平衡。

9)傳統變電站自動化系統和變電站綜合自動化系統的優越性體現：

1、傳統的變電站大多數采用常規設備。尤其是二次設備中的繼電保護和自動裝置、遠動裝置等，采用了電磁式或是晶體管形式，因此結構復雜、可靠性不高，本身沒有故障自檢功能，因此不能滿足現代電力系統高可靠性的要求。

2、調節電壓。電能質量逐漸的引起人們的關注，但是傳統的變電站，大多數都不具備調節電壓的手段，至于諧波污染造成的危害，還沒有引起足夠重視，更沒有采取足夠的措施，且缺乏科學的電能質量考核辦法，不能滿足目前發展的電力市場需求。

3、占地面積。傳統的變電站和和二次設備大多采用電磁式和晶體管式，體積大、笨重，因此主控制室、繼電保護室占地面積大，增大了征地投資。實現變電站綜合自動化就會減少占地面積，對國家目前和長遠利益是很有意義的。

4、“四遙”信息。傳統的變電站不能滿足向調度中心及時提供運行參數的要求，于是就不能適應電力系統快速計算和實時控制的要求。綜合自動化系統能夠和上級的調度中心實現信息共享，可以將現場的“四遙”信息及時準確地傳遞到

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調度中心。因此，可以提高電力系統的運行和管理水平。

第二節

變電站綜合自動化系統的基本功能

變電站綜合自動化系統是多專業性的綜合技術，它以微型計算機為基礎，實現了電站傳統的繼電保護、控制方式、測量手段、通信和管理模式的全面技術改造。國際大電網會議WG34.03工作組在研究變電站時，分析了變電站自動化需完成的功能大概有63種，歸納起來可以分為以下幾個功能組：①控制、監視功能；②自動控制功能；③測量表計功能；④繼電保護功能；⑥與繼電保護有關功能；⑥接口功能；⑦系統功能。

結合這五個不同的功能組，我們將系統自動化的基本功能體現在下面的五個子系統中。

一、監控子功能

變電站的監控子功能可以分為以下兩個部分。

上位機的監視和控制功能以及下位機的監視和控制功能。下位機的監控功能主要包括電能量、母線電壓和電流U、I和開關量的采集、故障錄波等功能。上位機主要包含有人機界面和人機對話的功能，通信聯絡功能。

（一）數據采集

變電站的數據包括：模擬量、開關量和電能量

（1）模擬量的采集。變電站需采集的模擬量有：各段母線的電壓、線路電壓、電流有功功率、無功功率，主變壓器電流、有功功率和無功功率，電容器的-162-

電流、無功功率，饋線電流、電壓、功率以及頻率、相位、功率因數等。此外，模擬量還有主變壓器的油溫，直流電源電壓、站用變壓器電壓等。

（2）開關量的采集。變電站的開關量有：斷路器的狀態、隔離開關狀態、有載調壓變壓器分接頭的位置、同期檢測狀態。繼電保護動作信號、運行告警信號等這些信號都以開關量的形式，通過光電隔離電路輸入到計算機。對于斷路器的狀態，我們通常采用中斷輸入方式和快速掃描方式，以保證對斷路器變位的采樣分辨率能在5ms之內。對于給定開關狀態和分接頭位置等開關信號，可以用定期查詢的方式讀取。

（3）電能計量。電能計量即指對電能量（包括有功電能和無功電能）的采集。對電能的采集可以采用不同的方式。一種就是根據數據采集系統采集的各種不同的數據通過軟件的方法進行不同的計算，得出有功電能和無功電能。這種方法不需要進行硬件的投資，但是作為實際的電能計費的方式，還不為大家所接受。另外的方法就是采用微機型電能計量儀表。這種儀表采用單片機和集成電路構成，通過采樣數據進行有功電能和無功電能的計算。因為這種裝置是專門為電能計算設計的，因此，可以保證計量的準確度。這種微機型的電能計量儀表是今后電能計量的發展方向。

（二）事件順序記錄（SOE）

事件順序記錄SOE（Sequence of Events）包括斷路器合閘記錄、保護動作順序記錄。微機保護或監控系統采集環節必須有足夠的內存，能存放足夠數量或足夠廠時間的時間順序記錄，確保當后臺監控系統或遠方幾種控制主站通信中斷

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時，不會丟失事件的信息，并記錄事件發生的時間（應該精確到毫秒級）。

（三）故障記錄、故障錄波和測距

（1）故障錄波與測距。110KV及以上的重要輸電線路距離廠、發生故障的影響大。必須盡快查找故障點，以縮短修復時間，盡快恢復供電，減小損失。設置故障錄波和各種測距是解決此問題的最好途徑。變電站的故障錄波和測距可采用兩種方法實現，一是由微機保護裝置兼作故障記錄和測距，在將記錄和測距結果送監控機存儲和打印輸出或是直接送調度主站，這種方法可節約投資，減小硬件投資，但故障記錄的數量有限；另外的方法就是采用專門的微機故障錄波器，并且故障錄波器應具有串行通信功能，可以與監視系統通信。

（2）故障記錄。35 KV、10 KV、6 KV的配電線路很少專門設置故障錄波器，為了分析故障的方便，可以設置簡單故障記錄功能。

故障記錄功能是記錄繼電保護動作前后與故障有關的電流量和母線電壓，故障記錄量的選擇可以按照以下的原則：

對于大量中、低壓變電站，沒有配備專門的故障錄波裝置，而10KV出線數量大、故障率高，在監控系統中設置了故障記錄功能，對分析和掌握情況、判斷保護動作是否正確很有益處。

（四）操作控制功能

無論是無人值班還是少人值班變電站，操作人員都可以通過CRT屏幕對斷路器和隔離開關（如果允許電動操作的話）進行分、合操作，對變壓器分接頭開關位置進行調節控制，對電容器進行投切控制，同時要能接受遙控操作命令，進行-164-

遠方操作；為防止計算機系統故障時無法操作被控設備，在設計時，應保留人工直接跳閘、合閘的手段。

斷路器應該有閉鎖功能，操作閉鎖應包括以下內容：（1）斷路器操作時，應閉鎖自動重合閘裝置。

（2）當地進行操作和遠方控制操作要互相閉鎖，保證只有一處操作，以免相互干擾。

（3）根據實時信息，自動實現斷路器與隔離開關間的閉鎖操作。

（4）無論當地操作或遠方操作，都應有防誤操作的閉鎖措施，即要收到反校驗信號，才執行下一項；必須有對象校核、操作性質校核和命令執行三步，以保證操作的正確性。

（五）安全監視功能

監控系統在運行過程中，對采集的電流、電壓、主變壓器溫度、頻率等量，要不斷進行越限監視，如果發現越限，立刻發出告警信號，同時記錄和顯示越限時間和越限值，另外，還要監視保護裝置是否失電，自動控制裝置工作是否正常等。

（六）人機聯系功能

（1）CRT顯示器、鼠標和鍵盤。變電站采用微機監控之后，無論是有人值班還是無人值班的變電站，最大的特點之一是操作人員或調度員只要面對CRT顯示器的屏幕，通過操作鼠標和鍵盤，就可對全站的運行工況和運行參數一目了然，可對全站的斷路器和隔離開關等進行分、合操作，徹底改變了傳統依靠指針式儀

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表和依靠模擬屏或操作屏手段的操作方式。

變電站中的這種顯示是和變電站綜合自動化系統的具體功能緊密相連的。CRT的顯示內容是變電站中前臺機監視、控制和測量等具體功能的人性化體現。在這些可以顯示的內容中，包括現場采集的各種數據和經過后臺計算機計算得到的數據：U、I、P、Q、cos?、有功電能、無功電能以及主變壓器溫度T、系統頻率f等，都可以在計算機的屏幕上實時顯示。同時，在潮流等運行參數的顯示畫面上，應顯示出日期和時間。對變電站主接線圖中的斷路器和隔離開關的位置要與實際狀態相適應。進行對斷路器或隔離開關的操作時，在CRT的顯示上，對要操作的對象應有明顯的標記（如閃爍、顏色改變等措施）。各項操作都有漢字提示。

另外，變電站投入運行之后，隨著送電量的改變，保護整定值、越限值等都需要修改，甚至由于負荷的增加，都需要更換原有的設備，例如更換TA的變化。因此在人機聯系中，應該有良好的人機界面，以供變電站的操作人員對變電站的設備進行參數設定。

特別需要強調的是，針對無人值班變電站必須設置有必要的人機聯系功能，在操作人員進行設備巡視和檢修時，可以通過液晶顯示器和七段顯示器或者CRT顯示器和便攜式機到站內進行操作。

（七）后臺數據統計和打印功能

監控系統除了完成上述的各項功能外，數據處理和記錄也是很重要的環節。歷史數據的形成和存儲是數據處理的主要內容。此外，為滿足繼電保護專業和變-166-

電站管理的需要，必須進行一些數據統計，其內容包括：主變和輸電線路有功和無功功率每天的最大和最小值以及相應的時間；母線電壓每天記錄的最高值和最低值以及相應的時間；計算受配電電能平衡率；統計斷路器動作次數；斷路器切除故障電流和跳閘次數的累積時間；控制操作和修改整定值記錄等。

對數據的記錄之后，就可以通過系統的打印機進行數據打印，以供變電站管理和歷史存檔。對于無人職守的系統變電站，可以不配備打印機，不設當地打印功能，各變電站的運行報表集中在控制中心打印輸出。

二、微機保護子系統

為保證電力系統運行的安全可靠，微機保護通常獨立于監控系統，專門負責系統運行過程中的故障檢測和處理，故要求微機保護具有安全、可靠、準確、快速等性能。低壓配電所的繼電保護比較簡單，有主變瓦斯/差動保護、電流速斷保護、低壓閉鎖過電壓過電流保護等。在低壓配電所中通常被設置為一個獨立的單元。微機保護在我國已經投入運行10多年的歷史，并且越來越受到繼電保護人員和運行人員的普遍歡迎。對微機保護的原理和功能實現不作介紹。

三、無功／電壓控制功能

變電站綜合自動化系統能夠必須具有保證安全可靠供電和提高電能質量的自動控制功能。電壓和頻率是電能質量的重要指標，因此電壓、無功綜合控制也是變電站綜合自動化的一個重要組成部分。造成電壓下降的主要原因是系統中的無功功率不足和無功功率分布不合理。所以，在變電站內，應該接有有載調壓變壓器和控制無功分布的電容器。

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變電站內的有載調壓變壓器和無功補償裝置雖然都能對系統的無功和電壓起到調節作用，但是，兩種調節方式的作用是不相同的。有載調壓變壓器可以載帶有負荷的情況下，切換分接頭位置，從而改變變壓器的變比，起到調節電壓和降低損耗的作用。控制無功補償電容器的投切，可以改變網絡中無功功率的分布，改變功率因數，減少網絡損耗和電壓損耗，改善用戶的電壓質量。在系統的無功功率嚴重不足的情況下，單純的調節有載調壓變壓器的抽頭，使電網的電壓水平較高，反而使得該地區的無功功率不足，導致惡性循環。因此，在系統無功缺乏的情況下，必須調節系統的無功功率。總之，在進行無功和電壓的控制時，必須將調分接頭和電容器的投切兩者結合起來，進行合理的調控。才能起到改變電壓水平，又降低網絡損耗的效果。

電力系統中，電壓和無功的調控對電網的輸電能力、安全穩定運行水平和降低電能損耗有著極大影響。因此，要對電壓和無功功率進行綜合調控，保證實現電力部門和用戶在內的總體運行技術指標和經濟指標達到最佳。其具體的調控目標是：

1、維持供電電壓在規定的范圍內。

2、保持電力系統穩定和適當的無功平衡。

3、保證在電壓合格的前提下使電能損耗最小。

四、低頻減載功能

電力系統的頻率是電能質量最重要的指標之一。在系統正常運行時必須維持電網的頻率在50Hz±（0.1～0.2）Hz的范圍內。系統頻率不論是偏大還是偏小，-168-

對大量的用電設備和系統設備都是十分不利的。因此，在變電站內部，裝設低頻減載系統。低頻減載系統的主要任務是，在系統發生故障，有功功率嚴重缺額時，需要切除部分負荷時，應盡可能作到有次序、有計劃的切除負荷，并保證所切除的負荷數量必須合適，以盡量減少切除負荷后所造成的經濟損失。

目前，較為常用的兩種方法是：

（1）采用專門的低頻減載裝置實現。這種低頻減載裝置的控制方式在前面的章節里面已經做過介紹。采用不同的低頻減載輪來實現低頻減載功能。

（2）把低頻減載的負荷控制分散裝設在每回線路的保護裝置中。現在微機保護幾乎都是面向對象設置的，每回線路都有一套自己的保護設備。在線路保護裝置中，增加一個測量頻率的環節，就可以實現低頻減載的控制功能了。其對每回線路輪次的安排原則同上所述。只要將第n 輪動作的頻率和延時定值事前在某回路的保護裝置中安排好，則該回路便屬于第 n 輪切除的負荷。

五、備用電源自投控制

隨著國民經濟的迅猛發展，科學技術的不斷提高及家用電器迅速走向千家萬戶，用戶對供電質量和供電可靠性的要求日益提高。備用電源自投是保證配電系統連續可靠供電的重要措施。因此，備用電源自投已經成為變電站綜合自動化系統的基本功能之一。

備用電源自投裝置的任務是，當電力系統故障或者因為其他的原因使工作電源被斷開后，能迅速將備用電源或備用設備自動投入工作，使原來的工作電源被斷開的用戶能迅速恢復供電的一種自動控制裝置。

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一般來講，變電站的備用電源自投有兩種形式：明備用和暗備用。

第三節

變電站的基本結構

一、變電站綜合自動化系統的基本要求

為了達到變電站綜合自動化的總目標，自動化系統應該滿足以下要求：（1）變電站綜合自動化系統應能全面代替常規的二次設備。綜合自動化系統應集變電站的繼電保護、測量、監視、運行控制和通信于一個分級分布式的系統中，此系統由微機保護子系統、測量子系統、各種控制子系統組成。這些系統能代替常規的機電保護、儀表、中央信號、模擬屏、控制屏和運行控制裝置。

（2）變電站微機保護的軟件和硬件設置既要和監控系統相對獨立，又要相互協調。微機保護是綜合自動化系統中較為重要的環節，因此軟件和硬件的配置要相對獨立，即在系統運行中，繼電保護的動作、行為僅和保護裝置有關，不依賴監控系統的其他環節，保證綜合自動化系統中，任何其他的環節故障只是影響局部功能的實現，不影響保護子系統的正常工作。但和監控系統要保持緊密的通信聯系。

（3）微機保護裝置應具有串行接口或現場總線接口，向計算機監控系統或RTU提供保護動作信息或保護定值等信息。

（4）變電站綜合自動化系統的功能和配置，應該滿足無人值班變電站的要求。系統中無人值班變電站的實施和推廣是一個必然的趨勢，是電網調度管理的發展方向。傳統的四遙裝置不能滿足現代化電網調度、管理的要求。因此，變電-170-

站綜合自動化系統不管從硬件或軟件方面考慮，都必須具備和上級調度通信的能力，必須具有RTU的全部功能，以滿足和促進變電站無人值班的實施。

（5）要有可靠、先進的通信網絡和合理的通信協議。

（6）必須保證綜合自動化系統具有較高的可靠性和較強的抗干擾能力。在考慮總體結構時，要主、次分明，對關鍵的環節，要有一定的冗余。綜合自動化系統的各個子系統要相對獨立，一旦系統中某個部分出現故障，應盡量縮小故障影響的范圍并能盡量盡快修復故障。為此，各子系統應具有獨立的故障診斷、自修復功能，任何一個部分發生了故障，應通知監控主機發出告警信號，并能迅速將自診斷信息發送到監控中心。

（7）系統的可擴展性和適應性要好。在對技術落后的老變電站進行技術改造時，變電站自動化設備應能根據變電站不同的要求，組成不同規模和不同技術等級的系統。

（8）系統的標準化程度和開放性要好。研究新的產品時，應盡量符合國家或部頒標準，使系統的開放性能好，也便于系統以后升級。

（9）必須充分利用好數字通信的優勢，實現數據共享。數據共享應該是自動化系統發展的趨勢，只有實現數據共享，才能簡化自動化系統的結構，減少設備的重復，降低造價。

（10）變電站綜合自動化系統是一項技術密集、涉及面廣、綜合性很強的基礎自動化工程。系統的研究和開發，必須統一規劃、協調工作。各個方面要相互配合，避免各自為戰。避免不必要的重復和相互干擾。

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二、綜合自動化系統的體系結構

變電站綜合自動化系統是和計算機技術、集成電路技術、網絡通信技術密切相關的。隨著這些技術的不斷發展，綜合自動化系統的體系結構也在不斷的發生變化，功能和特性也在不斷的提高。從變電站綜合自動化的發展過程來看，它的體系結構經歷了集中式、分布集中式、分散與集中相集合的方式和分散式等不同的發展類型和階段。其中分層分散式的結構是今后的發展方向。它具有明顯的優點。而且光電傳感器和先進的光纖通信技術的出現，為分散式的綜合自動化系統提供了有力的技術支持。

顯示器各保護裝置打印機鍵盤調度中心監控主機通信控制器輸出接口模入接口開入接口輸出接口A/D模塊輸入接口主變壓器TVTA線路TVTA斷路器分合狀態保護出口模擬量輸入斷開繼路關電器狀保和態護隔輸出口繼電器信輸入離入息圖7-1 集中式結構的綜合自動化系統框圖

1、集中式系統結構（如圖7-1所示）

集中式的變電站綜合自動化系統是和當時計算機技術發展水平密切相關的。出現在70年代中、后期。在集中結構中，將自動化系統中的數據采集（包括模擬量和狀態量）、繼電保護和各種對變電站自動化設備的控制功能通過一定的接-172-

口交給系統的主監控機來管理和完成，為了實現和調度中心的通信聯系，還要有相應的通信控制器來負責主控計算機和調度中心的通信工作。在有人值班的變電站中，主控計算機為了實現人機對話和管理功能，還必須負責管理大量的外圍設備，以滿足人機對話和數據報表的打印功能。

這種集中式的變電站綜合自動化系統具有結構緊湊、體積小、占地面積小，可以減少投資、實用等特點。但是，隨著技術地不斷發展和新的變電站自動化結構的出現，它的劣勢也就愈加明顯：

1）每臺計算機的功能較為集中，如果一臺計算機出現故障。影響面是很大的。必須采用雙機或者是并聯運行的結構來提高系統的穩定性

2）集中式結構，軟件復雜，修改的工作量大，而且系統的軟件調試工作麻煩。

3）組態不靈活，對不同結主接線和規模不同的變電站，其軟、硬件都必須另行設計，適應性較差，不利于推廣。

4）集中式保護和長期以來采用的一對一的常規保護相比，不直觀，不符合運行和維護人員的習慣，調試和維護不方便，程序設計麻煩，僅適合于保護算法簡單的場合。

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打印機（可選）人機接口當地調試或監控主控機（或雙機）調度所/控制操縱中心光纜或電纜電能管理機485總線智能電能表智能電能表TV狀出TA態口信回TV狀出TA態口信回保護管理機現場總線或其他總線線路開關柜1保護與監控單元線路開關柜n保護與監控單元主變壓器保護屏監控單元TV狀出TA態口信回高壓線路保護屏監控單元TV狀出TA態口信回電壓無功控制屏備用電源自投裝置號路號路號路號路圖7-2 分散與集中相結合的變電站綜合自動化系統結構框圖

2、分層式分布變電站自動化系統

隨著自動化系統的發展，到了90年代，出現了不同的變電站綜合自動化模式，歸納起來，都屬于分層分布式的結構。將實際的變電站的一次、二次設備分為三個不同的結構層次。

設備層主要指變電站內的變壓器、斷路器和隔離開關及其輔助觸點，電流、電壓互感器等一次設備。

單元層主要是按照斷路器間隔劃分的。單元層本身由各種不同的單元裝置組成，這些獨立的單元裝置通過局域網或者是總線和主監控機進行通信。它具有測量、控制部件或繼電保護單元。測量和控制部件負責該單元的測量、監視、斷路-174-

器的操作控制和連鎖及事件順序記錄等；保護部件負責該單元線路或變壓器、電容器的保護、故障記錄等。在這個層次中，還可能存在數據采集管理機和保護管理機，分別管理系統的數據采集和繼電保護工作。所以說單元層本身是一個兩級系統的結構。

變電站層包括全站性的監控主機、遠動通信機等。變電站層設現場總線或是局域網，供各主機之間和監控主機之間的信息交換。

根據上面的變電站結構層次的劃分，通常要采用按功能來分類的多CPU來實現。各種高壓和低壓線路的保護單元；電容器保護單元；主變壓器保護單元；備用電源自投單元；低頻減載控制單元；電壓、無功綜合補償單元；數據采集單元；電能計量單元等。每個功能單元基本上由單獨的一個CPU來完成，多采用單片機。

在系統的管理上面，數據采集管理機和保護管理機能完成系統賦予它們的任務，并且能協調監控機的工作。這樣就可以大大的減輕監控機的負擔。它們通過總線或是局域網和主控計算機進行通信。一旦各個管理機發生故障，就會向主控計算機發出告警信號。對于主控計算機，如果應用在無人值班的場合，主要負責與調度中心的通信，使變電站自動化系統具有RTU的功能，完成“四遙”的任務；在有人值班的場合，除了仍然負責和調度中心通信外，還要負責人機聯系，使自動化系統通過監控計算機完成當地顯示、制表打印等任務。

這種按照功能設計的分層分布式自動化結構，具有軟件相對簡單、調試相對方便、組態靈活、系統整體可靠性高等特點。但是，這種結構在安裝的時候，需要的控制電纜相對較多，增加了電纜的投資。

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3、分布分散式和集中式相結合的系統（如圖7-2所示）

利用先進的局域網絡技術和現場總線技術，就可以對變電站二次系統進行優化，使變電站綜合自動化系統得到提高。一種發展趨勢就是按照每個電網的元件為對象，集測量、保護、控制為一體，設計在同一個機箱內。例如，對于6～35Kv的配電線路，可以將這個一體化的保護、測量、控制單元分散安裝在各個開關柜中，然后由監控主機通過光纖或電纜網絡，對它們進行管理和交換信息，這就是分散式結構。而且對于高壓線路的各種保護和變壓器保護，仍然可以通過集中組屏安裝在控制室內。這種將低壓線路的保護和測控單元分散安裝在控制室內，而高壓線路保護和主變壓器保護采用集中組屏的系統結構，稱為分布和集中相結合的結構，這是當前綜合自動化系統的主要結構。

分布分散式結構的優越性在于：

（1）簡化了變電站內二次部分的配置，大大減小了控制室的面積。配電線路的保護和測控系統都是安裝在各個開關柜當中，因此，主控室內就減少了常規控制屏、中央信號屏和站內模擬屏。減少了主控室的占用面積，也有利于實現無人值班。

（2）減小了施工和設備安裝工程量。在開關柜中的保護和測控系統已經由廠家事先調整完畢，分布分散式系統的電纜敷設工程量小，因此施工和設備安裝工程量就減小了。

（3）簡化了變電站二次設備之間的互連線，節省了連接電纜。

（4）分層分散式結構將大量的實際工作分擔到不同的單元去完成，因此可-176-

靠性高，組態靈活，檢修方便。并且，各模塊和主控計算機之間通過局域網或總線連接，抗干擾能力強，可靠性高。

（5）由于各個模塊基本上是面向對象設計的，因此軟件結構相對集中式的簡單，并且調試方便，便于系統擴充。

第四節 變電站綜合自動化系統的數據通信

變電站綜合自動化系統實質上是由多臺微機組成的分級分布式的控制系統，包括微機監控、微機保護、電能質量自動控制等多個子系統。在各個子系統中往往又由多個智能模塊組成。例如：微機保護子系統中，有變壓器保護、電容器保護和各種線路保護等。因此在綜合自動化系統內部，必須通過內部數據通信，實現各子系統內部和各子系統間的信息交換和實現信息共享，以減少變電站二次設備的重復配置和簡化二次設備的互連，既減少了重復投資，又提高了整體的安全性，這是常規的變電站的二次設備所不能實現的問題。

另一個方面，變電站是電能傳輸、交換、分配的重要環節，它集中了變壓器、開關、無功補償等昂貴設備。因此，對變電站綜合自動化系統的可靠性、抗干擾能力、工作靈活和可擴展性要求很高，尤其是在無人值班變電站中，不僅要求綜合自動化系統中所采集的測量信息和各斷路器、隔離開關的狀態信息等能傳送給地區電網調度中心（簡稱地調）或縣調或省調（為了敘述簡單，下文將各級調度中心或集控站統稱為控制中心）。綜合自動化系統各環節的故障信息也要及時上報給控制中心。同時也要能接受和執行控制中心下達的各操作和調控命令。

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因此，變電站綜合自動化系統的數據通信，包括兩方面的內容：一是綜合自動化系統內內部各子系統或各種功能模塊間的信息交換；另一個是變電站和控制中心間的通信。

一、綜合自動化系統與控制中心的通信

綜合自動化系統應具有與電力系統控制中心通信的功能，不另外設獨立的遠動裝置，而由綜合自動化系統的上位機（或稱集中管理機）或通信控制機執行遠動功能。把變電站所需測量的模擬量、電能量、狀態信息和SOE等類信息傳送到控制中心，這些信息是變電站和控制中心共用的，不必專門為送控制中心專門單獨采集。

變電站不僅要向控制中心發送測量和監視信息，而且要從上級調度接受數據和控制命令，例如接收調度下達的開關操作命令，在線修改保護定值、召喚實時運行參數。從全系統范圍內考慮電能質量、潮流和穩定的控制等，這些功能如果實現，將給電力系統帶來很大效益，這也是變電站綜合自動化的優越性和要求的目標。

二、變電站內的信息傳輸

在具有變電站層—單元層（間隔層）—現場層（設備層）的分層式自動化系統中，要傳輸的信息有如下幾種。

（一）設備層和間隔層（單元層）間的信息交換

間隔層的設備有控制測量單元或繼電保護單元，或兩者都有。

設備層的高壓斷路器可能有智能傳感器和執行器，可以自由地與單元層的裝-178-

置交換信息。間隔層的設備大多需要從設備層的電壓和電流互感器采集正常和事故情況下的電壓值和電流值，采集設備的狀態信息和故障診斷信息，這些信息包括：斷路器和隔離開關位置、主變壓器分頭位置，變壓器、互感器、避雷器的診斷信息和斷路器的操作信息。

（二）單元層內部的信息交換

在一個單元層內部相關的功能模塊間，即繼電器保護和控制、監視、測量間的數據交換。這類信息有如測量數據、斷路器狀態、器件的運行狀態、同步采樣信息等。

（三）單元層間的通信

不同單元層間的數據交換有：主、后繼電保護工作狀態、互鎖，相關保護動作閉鎖電壓無功綜合控制裝置信息。

（四）單元層和變電站層的通信

單元層和變電站層的通信內容很豐富，概括起來有以下三類：

（1）測量及狀態信息。正常和事故情況下的測量值和計算值，斷路器、隔離開關、主變壓器分接頭開關位置、各單元層運行狀態、保護動作信息等。

（2）操作信息。斷路器和隔離開關的分、合命令，主變壓器分接頭位置的調節，自動裝置的投入和退出等。

（3）參數信息。微機保護和自動裝置的整定值等。

（五）變電站層的內部通信

變電站層的內部通信，要根據各設備的任務和功能特點，傳輸所需的測量信

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息、狀態信息和操作命令等。

三、變電站綜合自動化系統通信的特點和要求

（一）、變電站通信網絡的要求

由于數據通信在綜合自動化系統的重要性，經濟、可靠的數據通信成為系統的技術核心，而由于變電站的特殊環境和綜合自動化系統的要求。使變電站綜合自動化系統內的數據網絡具有以下的特點和要求。

（1）快速和實時響應的能力。變電站綜合自動化系統的數據網絡要求及時地傳輸現場的實時運行信息和控制信息。在電力工業標準中對系統的數據傳輸都有嚴格的實時性指標，網絡必須很好地保證數據通信的實時性。

（2）很高的可靠性。電力系統是連續運行的，數據通信網絡也必須連續運行，通信網絡的故障和非正常工作會影響整個變電站綜合自動化系統的運行，設計不合理的系統，嚴重時甚至會造成設備和人身事故、造成很大的損失，因此變電站綜合自動化系統的通信子系統必須保證很高的可靠性。

（3）優良的電磁兼容性能。變電站是一個具有強電磁干擾的環境，存在電源、雷擊、跳閘等強電磁干擾，通信環境惡劣，數據通信網絡必須注意采取相應地措施消除這些干擾的影響。

（4）分層式結構。這是由整個系統的分層式結構所決定的，也只有實現通信網絡的分層，才能實現整個變電站綜合自動化系統的分層分布式結構，系統的各層次又各自具有特殊的應用條件和性能要求，因此每一層都要有合適的網絡系統。

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（二）、信息傳輸響應速度的要求

不同類型和特性的信息要求傳送的時間差異很大，具體內容如下：

（1）經常傳送的監視信息。①為監視變電站運行狀態，需要傳輸母線電壓、電流、有功功率、無功功率、零序電壓、頻率等測量值，這類信息需要經常傳送，響應時間需滿足SCADA的要求，一般不宜大于1~2秒；②為計量用的信息，如有功電能量和無功電能量，這類信息傳送的時間可以較長，傳送的優先級可以較低；③為刷新變電站層的數據庫，需定時采集斷路器的狀態信息，繼電保護裝置和自動裝置投入和退出的工作狀態信息，可以采用定時召喚方式，以刷新數據庫；④為監視變電站的電氣設備和安全運行所需的信息，例如變壓器、避雷器等的狀態監視信息，變電站保安、防火有關的運行信息。

（2）突發事件產生的信息。①系統發生事故的情況下，需要快速響應的信息，例如：事故時斷路器的位置信號，這種信號要求傳輸時延小，優先級高；②正常操作時的狀態變化信息（如斷路器狀態變化）要求立即傳送，傳輸響應時間要小，自動裝置和繼電保護裝置的投入和退出信息，要及時傳送；③故障情況下，繼電保護動作的狀態信息和事件順序記錄，這些信息作為事故后分析事故之用，不需要立即傳送。待事故處理完畢后在送即可；④事故發生時的故障錄波，帶時標的擾動記錄的數據，這些數據量很大，傳輸時間長，也不必立即傳送；⑤控制命令、升降命令、繼電保護和自動設備的投入和退出命令。修改定值命令的傳輸不是固定的，傳輸的時間間隔比較長；⑥隨著電子技術的發展，在高壓電氣設備內裝設的智能傳感器和智能執行器，高速地和自動化系統單元層的設備交換數

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據，這些信息的傳輸速率取決于正常狀態時對模擬量的采樣速率，以及故障情況下快速傳輸的狀態量。

（三）、各層次之間和每層內部傳輸信息時間的要求

（1）設備層和間隔層，1~100ms。（2）間隔層內各個模塊間，1~100ms。（3）間隔層的各個間隔單元間，1~100ms。（4）間隔層和變電站層之間，1~1000ms。（5）變電站層的各個設備之間，≥1000ms。（6）變電站和控制中心間，≥1000ms。

第五節 現場總線在變電站綜合自動化系統中的應用

一、概述

變電站數據通信可以采取并行通信或串行通信方式。并行通信方式除了需要數據線外還需要控制線和狀態信號線，顯然并行通信方式下需要的傳輸線路較多，成本高，因此常用在傳輸距離較短（通常小于10m），傳輸速率較快的場合。早期的變電站綜合自動化系統，由于受到當時通信技術和網絡技術等具體條件的限制，變電站內部通信大多采用并行通信，在綜合自動化系統的結構上，多為集中組屏式。

串行通信方式是一位一位順序傳送。串行通信最大的優點是可以節約傳輸線路，特別是當位數較多的情況和遠距離傳輸時，這個優點就更加明顯，不僅節約-182-

了投資，還簡化了接線。在變電站綜合自動化系統的內部，各種自動裝置之間，或繼電保護裝置與監控系統間，為了減小連接電纜，簡化配線，常采用串行通信。

目前，在變電站綜合自動化系統中，微機保護、微機監控和其他微機型的自控裝置間的通信，大多通過RS-422/RS-485通信接口連接，實現監控系統與微機保護和自動裝置間的相互交換數據和狀態信息。這與變電站原來的二次系統相比，已有很大的優越性，可節省大量連接電纜，接線簡單、可靠。

然而，在變電站綜合自動化系統中。采用RS-422/RS-485通信接口，雖然可以實現多個節點（設備）的互連，但連接的數目一般不超過32個，在變電站規模較大時，不能滿足綜合自動化的要求；其次，采用RS-422/RS-485通信接口，其通信方式為查詢方式，即由主計算機詢問，保護單元或自控裝置答，通信效率低，難以滿足較高的實時性要求；再者，使用RS-422/RS-485通信接口，整個通信網上只能有一個主節點對通信進行管理和控制，其余皆為從節點，受節點管理和控制，這樣主節點便成為系統的瓶頸，一旦主節點出現故障，整個系統的通信便無法進行；另外，對RS-422/RS-485通信接口的通信規約缺乏統一標準，使不同廠家生產的設備很難互連，給用戶帶來不便。

在變電站綜合自動化系統中，也有采用計算機局域網的，比如Novell網，Ether網Token Ring網等。但這些局域網適用于一般做數據處理的計算機網絡，其傳輸容量大，但實時性不高。

以上的種種問題不僅在電力系統中，在其他的工業控制領域也存在。基于上述原因，國際上在80年代就提出了現場總線，并制定了相應的標準。

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并且出現了幾種較為著名的現場總線技術。

根據國際現場總線基金會的定義，所謂現場總線是一種全數字的雙響多站點通信系統。

現場總線是基于微機化的智能現場儀表，實現現場儀表與控制系統和控制室之間的一種全分散、全數字化的、智能、雙向、多變量、多點、多站的通信網絡。它按國際標準化組織ISO和開放系統互連OSI提供了網絡服務，可靠性高、穩定性好、抗干擾能力強、通信速率快、造價低、維護成本低。

現場總線和一般的計算機局域網有些相似之處，但也有不少差別。局域網適合于一般數據處理的計算機網絡，而現場總線是作為現場測控網絡，要求方便地適應多個輸入輸出類型數據（突發性數據和周期性數據）的傳輸，要求通信的周期性、實時性、可確定性，并適應工業現場的惡劣環境。

現場總線除了具有局域網的優點外，最主要的是它滿足了工業控制過程所要求的現場設備通信的要求，且提供了互換操作，使不同廠家和設備也可互連，并可統一組態，使所組成的系統的適應性更廣泛。現場總線的開放性，使用戶可方便地實現數據共享。

二、現場總線技術在變電站綜合自動化系統中應用的優越性。

隨著大規模集成電路技術和微型計算機技術的不斷發展，變電站綜合自動化系統從體系結構上面臨著由原來面向功能往面向對象的方向發展。以往的變電站綜合自動化系統是按照保護、監控、故障記錄和其他的自動控制等功能分為若干個相對獨立的子系統，每個子系統有自己的輸入和輸出設備，造成設施重復，聯-184-

系復雜，這一方面是由于以前技術條件限制，另外一個方面也與各種功能發展過程中形成的管理體制和習慣有關。現在微機技術，尤其是單片機技術的發展，使人們認識到變電站綜合自動化系統是按照其服務對象（一次設備）將保護、測量集成在一起，然后通過網絡聯系起來，可以使體積大大縮小，有很多優越性。

變電站的自動化設備采用面向對象的微機化產品后，應用現場總線是必然的趨勢。

采用具有現場總線的自動化設備有以下幾個方面的優越性。

（1）互操作性好。具有現場總線接口的設備不僅在硬件上標準化，而且在接口軟件上也標準化。用戶可優選不同廠家的產品集成為一個比較理想的自動化系統。

（2）現場總線的通信網絡為開放式網絡。以前，由于不同廠家生產的自動化設備通信協議不同，要實現不同設備間的互連比較困難。而現場總線為開放式的互連網絡，所有技術和標準都是公開的，所有制造商必須遵守，使用戶可以自由地組成不同制造商的通信網絡，既可以與同層網絡相連，也可以與不同層網絡互連，因此現場總線給綜合自動化系統帶來了更大的適應性。

（3）成本降低。由于現場總線完全采用數字通信，其控制功能也可不下放到現場。由現場總線設備組成的自動化系統，減少了占地面積，簡化了控制系統內部的連接，可節約大量的連接電纜，使成本大大降低。

（4）安裝、維護、使用方便。使用現場總線接口技術，無需用很多控制電纜連接各控制單元，只需將各個設備掛接在總線上，這樣就顯著減少了連接電纜，-185-

使安裝更方便，抗干擾能力更強。

（5）系統配置更靈活，可擴展性好。

正是因為現場總線有上述主要優點，因此今后變電站綜合自動化設備采用現場總線是發展的方向。

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第三篇：變電站綜合自動化系統探析

變電站綜合自動化系統淺析

1、引言

隨著科學技術的不斷發展，電力系統不可避免地進入了微機控制時代，變電站綜合自動化系統取代傳統的變電站二次系統，已成為當前電力系統發展的趨勢。變電站綜合自動化就是通過監控系統的局域網通信，將微機保護、微機自動裝置、微機遠動裝置采集的信號，經過數據處理以及功能的重新組合，按照預定程序和要求，對變電站實現綜合性的監視和調度。它的核心是自動監控系統，紐帶是監控系統的局域網通信。

建峰化肥分公司一化裝置301總變電站92年送電投入運行，運行最初幾年現場設備的狀態、報警由模擬盤集中報警，運行電流及相關參數需運行值班人員現場手動抄表記錄，不能及時、快速的反應設備的運行狀況和運行參數。2000年9月份301總變電站初步實施了微機監控系統改造，通過近10年的硬件改造和軟件升級，目前監控系統具備遙測、遙信、保護監控以及UPS、直流電源裝置的綜合在線監控。二化裝置的總變電站于2009年8月送電投入運行，建站之初已配套建立微機監控系統，以以太網方式對全站的設備實施在線監控控制和遙控操作。完善的綜合自動化監控系統的投入為變電站的微機化管理、安全運行提供了可靠的保障，為電氣值班、檢修人員判斷電氣設備狀態以及故障提供直觀的依據，減少故障查找時間，提高事故處理效率具有重要的意義。

2、綜合自動化系統基礎知識

2.1 系統結構形式 2.1.1 分層分布式

1）分層式的結構，在分層分布式結構的變電站控制系統中，整個變電站的一、二次設備被劃分為三層：過程層、間隔層、站控層。過程層主要指變電站內的一次設備，如線路、變壓器、電容器、斷路器、電流互感器、電壓互感器等，它們是變電站綜合自動化系統的監控對象；間隔層主要指各種智能電子裝置，例如測控裝置、保護裝置等，它們利用電流電壓互感器、變動器、繼電器等設備獲取過程層各設備的運行信息，如電流、電壓、頻率、溫度等信息，從而實現對過程層進行監視、控制和保護，并于站控層進行信息的交換，完成對過程層設備的遙測、遙信、遙控、遙調等任務。站控層主要指計算機監控系統，它借助通信網絡完成與間隔層之間的信息交換，從而實現對全變電站所有一次設備的當地監控功能以及間隔層設備的監控、變電站各種數據的管理及處理。

2）分布式的結構，間隔層的各種以微處理器為核心的智能電子設備，與站控層的計算機裝置網絡相連，構成分布式計算機系統——由多個分散的計算機經互聯網絡構成的統一計算機系統。間隔層各個智能電子設備與站控層的各計算機分別完成各自的任務，并且共同協調合作，完成對全變電站的監視、控制等。2.1.2 組屏及安裝方式

這里所說的組屏及安裝方式是指將間隔層各智能電子設備及站控層各計算機以及通信設備如何組屏和安裝。一般情況下，在分層分布式變電站綜合自動化系統中，站控層的各主要設備都布置在主控室內；間隔層的電能計量單元和一些公共單元也獨立組屏安裝在主控室里，間隔層的其他智能裝置則根據需要安裝在不同的地方，按間隔層中智能裝置的安裝位置，變電站綜合自動化系統有以下三種不同的組屏及安裝方

式：

1）集中式的組屏及安裝方式

這種方式是將間隔層的各保護測控裝置根據功能分別組裝為變壓器保護測控屏、線路保護測控屏等多個屏柜，把這些屏都集中安裝在變電站的主控室內。2）分散與集中相結合的組屏及安裝方式

這種方式是將配電線路的保護測控裝置分散安裝在所對應的開關柜上，而將高壓線路的保護測控裝置、變壓器的保護測控裝置均集中組屏安裝在主控室內。3）全分散式組屏及安裝方式

這種方式間隔層中所有間隔的保護測控裝置，包括抵押配電線路、高壓線路和變壓器等間隔的保護測控裝置均分散安裝在開關柜上或距離一次設備較近的保護小間內，各裝置只通過通信電纜與主控室內的變電站層設備之間交換信息。這種安裝方式節省了大量的二次電纜，而且因為不需在主控室放置很多的保護屏，極大的簡化了變電站面積。

目前變電站綜合自動化系統的功能和結構都在不斷地向前發展，全分散式的結構式是目前的發展方向，主要原因有：一方面分層分散式自動化系統的突出優點；另一方面，隨著新設備、新技術的進展，使得原來只能集中組屏的高壓線路保護裝置和主變壓器保護也可以考慮安裝在高壓場附近，并利用日益發展的光纖技術和局域網技術，將這些分散在各開關柜的保護和集成功能模塊聯系起來，構成一個全分散化的綜合自動化系統。2.2 系統功能

變電站綜合自動化的內容包括變電站電氣量的采集和電氣設備的狀態監視、控制和調節，實現變電站正常運行的監視和操作，保證變電站的正常運行安全，當安全事故時，由繼電保護等完成瞬間電氣量的采集、監視和控制，并迅速切除故障，完成事故后的恢復操作，因此，它具有的基本功能應包括以下幾個方面：

2.2.1 測量、監視、控制功能 2.2.2 繼電保護功能

變電站綜合自動化系統中的繼電保護主要包括線路保護、電力變壓器保護、母線保護、電容器保護等。微機保護是綜合自動化的關鍵環節，它的功能和可靠性如何，在很大程度上影響了整個系統的性能。各類裝置能存儲多套保護定值，能遠方修改整定值等。2.2.3 自動控制智能裝置的功能

變電站綜合自動化系統必須具有保證安全、可靠供電和提高電能質量的自動控制功能，一般有以下四個自動控制功能：電壓、無功綜合控制，低頻減負荷控制，備用電源自投控制、小電流接地選線控制。2.2.4 遠動及數據通信功能

2.2.5 自診斷、自恢復和自動切換功能

3、一化301總變電站綜合自動化系統分析

一化總變電站在2000年9月份新增加了一套微機監控系統，在投用之初只能對現場電氣低壓電動機的運行狀態以及部分電機電流進行時時監控。2008年301總變供電系統保護裝置實施全面升級改造，采用施耐德sepam系列的微機保護裝置后，才全面提升了301總變電站的微機化智能管理。下面針對一化總變 監

控系統進行分析。3.1 結構分析

301總變電站為90年代初設計的變電站，站內低壓配電的電機保護仍采用LR2型熱繼電器保護，為了在保證這種老變電站的設備不做改造的基礎上，能成功的引入微機自動化管理系統。它采用分層分布式的設計理念，將高壓系統與低壓系統獨立兩套監控系統，即將35KV、6KV設備及380V進線保護裝置由一套監控系統進行時時監控，另一套監控系統作為380V低壓負荷運行監控。同時均配有有源音箱實現音響報警，打印機進行變電站技術數據管理；軟件方面采用PowerSCADA 3000電力監控系統，實現設備的事件記錄查詢、事故錄波數據采集及分析、負荷管理及電量統計分析、運行報表管理等。3.2 組屏及安裝方式

組屏及安裝方式采用分散與集中相結合原則，低壓設備監控信號采集至控制室遙信屏、遙測屏內。高壓設備信號采集及35KV/6KV/380V保護信號由現場控制柜通過通訊電纜至控制室通訊管理機，通過RS-232端口與后臺機實現在線監控。其中35KV、6KV、380V進線保護以及6KV高壓電機保護均分散安裝在現場控制開關柜上，通過通訊網絡連接來完成保護、測量、控制功能的時時監測。3.3 功能特點

3.3.1 硬件設備方面，采用DSS-PRTU通信管理機及網絡交換機（10/100Mbps）作為通信管理層主要設備。現場控制層設備由301區域微機保護裝置，智能監控設備及其他具備智能通信功能的設備組成。AI量處理滿足遙測處理誤差＜0.1%，報表遙測數據合格率＞99.9％，完全滿足301日報表要求。DI量處理滿足DI正確率：100%，系統的SOE分辨率 <1ms，系統的數據掃描周期5s內。

3.3.2 軟件系統方面，具有圖形編輯軟件、通訊管理軟件、事件記錄查詢軟件、故障錄波數據采集及分析軟件、負荷管理及電量統計分析軟件、運行報表編輯及查詢軟件、各類變配電運行管理軟件等功能。具備模擬量處理及限值監視功能，根據當前測量值的大小來判斷是否越限，越限作為系統事件記錄入事件庫，以備查詢并可以生成各種各樣的統計報表。尤其在故障錄波功能方面，在發生故障時保護測控裝置能按設定條件啟動故障錄波，記錄故障發生前、過程中、發生后的電壓、電流波形數據，能自動上傳自動化系統，并轉存于系統主機硬盤，以便在主機上調用查看及打印。

3.3.3、其它方面，作為安全保護給系統管理員，301每一個值班小組分配一個用戶名和口令，設置不同的管理權限。同時監控系統具有與GPS時鐘對時的功能，可接受全球定位系統（GPS）的標準授時信號（IRIG-B）格式，誤差小于1ms。

二化總變綜合自動化系統探析

二化總變電站是廠總變電所，與單純供配電功能的變電站，有所差別，比如無需與上級調度通信或遠動，自成一獨立的系統；無需增設低頻減負荷裝置、多出了很多電動機的微機保護等等。下面針對二化總變高中壓監控系統進行探析。（具體結構參考附圖）4.1 結構

它采用分層分布式設計。站控層的構成有后臺監控系統、全站校時系統，后臺監控系統在硬件方面有兩臺主機，互為備用。有源音箱實現音響報警，打印機進行變電站技術數據管理；軟件方面為Farad200綜合自動化系統以及相應網絡附件，完成界面操作和使用。全站校時系統配置衛星時鐘裝置GPS,通過通信端口RS-485與通信服務器進行通信，進行網絡層對時廣播命令，保證全系統時鐘統一。間隔層的各種微

機保護裝置、自動控制裝置通過以太網與站控層的設備進行通信。4.2 組屏及安裝方式

組屏及安裝方式采用分散與集中相結合的方式，110KV間隔部分有六屏構成，分別為兩進線微機保護測控屏、兩主變壓器保護測控屏、母差保護屏和母聯及PT保護測控屏，另加三通信屏，安裝在主控室內。10KV間隔部分采用就地安裝方式，10KV進線保護、母聯保護以及電機微機保護等分散安裝在10KV配電室相應的開關柜上，完成保護功能、測控功能、自動控制功能。4.3 功能

4.3.1 測量、監視、控制功能

在監控主機上能看到母線、電機等的電壓、電流、有功及無功功率等參數，在運行過程中，監控系統對采集到的電壓電流、頻率、主變油溫等量不斷的進行越限監視，如有越限立即發出報警并記錄和顯示越限時間和越限值。操作人員可以通過計算機操作界面對斷路器和隔離開關進行分、合閘操作，對變壓器分接頭位置進行調節控制。4.3.2 繼電保護功能

110KV、10KV部分的進線保護、變壓器保護、母聯保護、電機保護都采用SEL產品，功能強大，具有可靠的保護性能。能在前臺機、后臺機和微機裝置三部分對保護定值進行修改。4.3.3 自動控制功能

兩臺主變為有載調壓變壓器，能在監控系統上進行手動調壓，設有無功補償電容器，能進行局部的無功補償調節；采用備用電源自控控制裝置，在出現故障時自動裝置能迅速將備用電源自動投入使用。結束語

建峰化肥分公司一化301總變和二化總變電站兩套監控系統均采用分層分布式設計，符合當前變電站監控系統的主流技術。在先進技術不斷發展的今天，變電站自動化系統以其系統化、標準化和面向未來的概念正逐步取代了繁瑣而復雜的傳統控制保護系統。

附圖（二化變電站綜合自動化系統網絡及組屏圖）

第四篇：變電站綜合自動化系統介紹

變電站綜合自動化系統介紹

變電站綜合自動化系統

第一章

變電站綜合自動化技術基礎 第一節

變電站綜合自動化的基本概念

一、常規變電站狀況

電力系統的環節：發、輸、配、用 變電站的基本作用：配電 常規變電站的二次系統構成：

繼電保護 就地監控 遠動裝置 錄波裝置 保護屏 控制屏 中央信號屏 錄波屏

常規變電站的二次系統的缺點：

(1)安全性、可靠性不能滿足現代電力系統高可靠性的要求。

(2)供電質量缺乏科學的保證。指標：U、F、諧波

(3)占地面積大，增加了征地投資。

(4)不適應電力系統快速計算和實時控制的要求。

(5)維護工作量大，設備可靠性差，不利于提高運行管理水平和自動化水平。

二、變電站綜合自動化的基本概念

變電站綜合自動化是將變電站的二次設備(包括測量儀表、信號系統、繼電保護、自動裝置和遠動裝置等)經過功能的組合和優化設計，利用先進的計算機技術、現代電子技術、通信技術和信號處理技術，實現對全變電站的主要設備和輸、配電線路的自動監視、測量、自動控制和微機保護，以及與調度通信等綜合性的自動化功能。

變電站綜合自動化系統，即利用多臺微型計算機和大規模集成電路組成的自動化系統，代替常規的測量和監視儀表，代替常規控制屏、中央信號系統和遠動屏，用微機保護代替常規的繼電保護屏，改變常規的繼電保護裝置不能與外界通信的缺陷。

三、變電站實現綜合自動化的優越性

(1)提高供電質量，提高電壓合格率。

(2)提高變電站的安全、可靠運行水平。

(3)提高電力系統的運行、管理水平。

(4)縮小變電站占地面積，降低造價，減少總投資。

(5)減少維護工作量，減少值班員勞動，實現減人增效。

第二節

變電站綜合自動化的內容、主要功能及信息量

一、變電站綜合自動化的內容 電氣量的采集 電氣設備(如斷路器等)的狀態監視、控制和調節。

由繼電保護和故障錄波等完成瞬態電氣量的采集、監視和控制，并迅速切除故障和完成事故后的恢復正常操作。

高壓電器設備本身的監視信息(如斷路器、變壓器和避雷器等的絕緣和狀態監視等)。將變電站所采集的信息傳送給調度中心外，還要送給運行方式科和檢修中心，以便為電氣設備的監視和制定檢修計劃提供原始數據。

二、變電站綜合自動化的基本功能

監控子系統的功能

微機保護子系統的功能

自動控制裝置的功能

遠動及數據通信功能 2.1 監控子系統的功能(一)數據采集

(1)模擬量的采集

1）交流模擬量：U、I、P、Q、COS、F 2）直流模擬量： DC220V、DC5V、DC24V(2)開關量的采集(3)電能計量

1）電能脈沖計量法

2）軟件計算方法

(二)事件順序記錄

包括斷路器跳合閘記錄、保護動作順序記錄

(三)故障記錄、故障錄波和測距

(1)故障錄波與測距

微機保護裝置兼作故障記錄和測距 采用專用的微機故障錄波器

(2)故障記錄

記錄繼電保護動作前后與故障有關的電流量和母線電壓

(四)操作控制功能

操作人員都可通過電腦屏幕界面對斷路器和隔離開關進行分、合操作，對變壓器分接開關位置進行調節控制，應保留人工直接跳、合閘手段，斷路器操作應有閉鎖功能

(五)安全監視功能

越限監視

監視保護裝置是否失電 自控裝置工作是否正常等

(六)人機聯系功能

(1)人機聯系橋梁：顯示器、鼠標和鍵盤。

(2)顯示畫面的內容 ：

1)顯示采集和計算的實時運行參數

2)顯示實時主接線圖 3)事件順序記錄

4)越限報警

5)值班記錄

6)歷史趨勢

7)保護定值和自控裝置的設定值

(3)輸入數據：變比、定值、密碼等 ①定時打印報表和運行日志； ②開關操作記錄打印； ③事件順序記錄打印； ④越限打印； ⑤召喚打印； ⑥抄屏打印； ⑦事故追憶打印。

①主變和輸電線路有功和無功功率每天的最大值和最小值以及相應的時間； ②母線電壓每天定時記錄的最高值和最低值以及相應的時間； ③計算受配電電能平衡率； ④統計斷路器動作次數；

⑤斷路器切除故障電流和跳閘次數的累計數； ⑥控制操作和修改定值記錄。

(1)諧波源分析(2)諧波檢測與抑制(七)打印功能

(八)數據處理與記錄功能

(九)諧波分析與監視

2.2 微機保護子系統的功能

（一）保護功能：

①高壓輸電線路的主保護和后備保護； ②主變壓器的主保護和后備保護； ③無功補償電容器組的保護； ④母線保護； ⑤配電線路的保護；

⑥不完全接地系統的單相接地選線。

(1)它的工作不受監控系統和其他子系統的影響(2)具有故障記錄功能

(3)具有與統一時鐘對時功能

（二）輔助功能：

(4)存儲多種保護整定值

(5)當地顯示與多處觀察和授權修改保護整定值

(6)設置保護管理機或通信控制機，負責對各保護單元的管理。

(7)通信功能

(8)故障自診斷、自閉鎖和自恢復功能。

2.3 自動控制裝置的功能

（1）電壓、無功綜合控制

（2）低頻減負荷控制（3）備用電源自投控制（4）小電流接地選線控制（1）系統內部的現場級間的通信（2）自動化系統與上級調度的通信

（1）功能綜合化

（2）分級分布式、微機化的系統結構（3）測量顯示數字化（5）運行管理智能化

（1）其結構形式有集中式、分布式、分散（層）分布式；

（2）從安裝物理位置上來劃分有集中組屏、分層組屏和分散在一次設備間隔設備上安2.4 遠動及數據通信功能

第三節

變電站綜合自動化的基本特征

（4）操作監視屏幕化

第四節

變電站綜合自動化的結構形式

裝等形式。

一、集中式綜合自動化系統

集中式結構的綜合自動化系統，指采用不同檔次的計算機，擴展其外圍接口電路，集中采集變電站的模擬量、開關量和數字量等信息，集中進行計算與處理，分別完成微機監控、微機保護和一些自動控制等功能

集中式結構最大的缺點是：

1)每臺計算機的功能較集中，如果一臺計算機出故障，影響面大 2)軟件復雜，修改工作量大，系統調試麻煩。3)組態不靈活，影響了批量生產，不利于推廣。

4)集中式保護與長期以來采用一對一的常規保護相比，不直觀，不符合運行和維護人員的習慣，調試和維護不方便，程序設計麻煩，只適合于保護算法比較簡單的情況。

二、分層(級)分布式系統集中組屏的綜合自動化系統

（一）分層分布式結構的概念

所謂分層式結構，是將變電站信息的采集和控制分為管理層、站控層和間隔層三個級分層布置。

間隔層按一次設備組織，一般按斷路器的間隔劃分，具有測量、控制和繼電保護部分。

站控層的主要功能就是作為數據集中處理和保護管理，擔負著上傳下達的重要任務。

管理層由一臺或多臺微機組成，這種微機操作簡單方便，界面漢化，使運行值班人員極益掌握。

（二）中、小型變電站的分層分布式集中組屏結構

（三）大型變電站的分層分布式集中組屏結構

（四）分層分布式集中組屏綜合自動化系統結構特點

（1）可靠性高，可擴展性和靈活性高；

（2）二次電纜大大簡化，節約投資也簡化維護量。

（3）分布式系統為多CPU工作方式，各裝置都有一定數據處理能力，從而減輕了主（4）繼電保護相對獨立。

（5）具有與系統控制中心通信功能。（6）適合于老站改造。主要缺點是安裝時需要的控制電纜相對較多，增加了電纜投資。控制機的負擔。

三、分散分布式系統與集中相結合的綜合自動化系統結構

分層分散式結構的變電站綜合自動化系統突出的優點如下：

(1)簡化變電站二次部分配置，縮小控制室的面積。

(2)減少了施工和設備安裝工程量。

(3)簡化了變電站二次設備之間的互連線，節省了大量連接電纜。

(4)分層分散式結構可靠性高，組態靈活，檢修方便。

以上幾點都說明采用分層分散式的結構可以降低總投資，在今后的技術條件下，應該是變電站綜合自動化系統的發展方向。

第二章

變電站綜合自動化系統的硬件原理

第三章

變電站綜合自動化系統的微機保護、監視與控制子系統 第一節

繼電保護基本知識

一、繼電保護應滿足的要求（1）選擇性

（2）快速性

（3）靈敏性

（4）可靠性

二、主保護、后備保護和輔助保護

（1）主保護是指滿足系統穩定及設備安全要求，有選擇地切除被保護設備和全線路故障的保護。

（2）后備保護指的是主保護或斷路器拒動時，用以切除故障的保護。（3）輔助保護是為補充主保護和后備保護的不足而增設的簡單保護。

三、繼電保護的基本原理

（1）反映電流改變的，有電流速斷、定時過流及零序電流等保護；（2）反映電壓改變的，有低電壓（或過電壓）、零序電壓保護等；（3）既反映電流又反映電流與電壓間相角改變的，有方向過電流保護；

（4）反映電壓與電流的比值，即反映短路點到保護安裝處阻抗（或距離）的，有距離保護；（5）反映輸入電流和輸出電流之差的，有變壓器差動保護等。第二節

輸電線路的微機保護、監視與控制子系統一、輸電線路繼電保護原理

1、電網相間短路的三段式電流保護

（1）無時限（瞬時）電流速斷保護 此種保護的動作電流是按躲過被保護輸電線路末端最大短路電流整定的，它沒有時限元件。

（2）帶時限（限時）電流速斷保護 保護范圍限定在相鄰線路無時限電流速斷保護的保護區內，在無時限電流速斷保護的基礎上增加了一個時限元件△t=0.5s。

（3）定時限過電流保護

定時限過電流保護的動作是按躲過最大負荷電流整定。

定義：方向繼電器又稱為功率繼電器，它的動作具有方向性，即規定當功率由母線流

2、電網相間短路的方向電流保護

向線路時它才動作，進而使整個方向電流保護動作切除故障。

二、輸電線路的自動重合閘

定義：自動重合閘裝置就是將跳閘后的斷路器自動重新投入的裝置，簡稱AAR裝置。

1、單電源供電線路的三相一次自動重合閘

（1）當線路發生瞬時性故障或由于其他原因使斷路器誤跳閘時

（2）線路上發生永久性故障時

（3）手動跳閘及遙控跳閘時

（4）閉鎖重合閘

（5）手動合閘到故障線路時

2、雙電源供電線路的三相一次自動重合閘

（1）故障點斷電時間問題

（2）同步問題

（3）重合閘實現方式：

①檢無壓 ②檢同期

3、自動重合閘與繼電保護的配合（1）重合閘前加速保護

（2）重合閘后加速保護

三、自動按頻率減負荷 運行規程規定：電力系統的運行頻率偏差為±0.2Hz，系統頻率不能長時間運行在49.5～49Hz以下，事故情況下，不能較長時間停留在47Hz以下，系統頻率的瞬時值絕不能低于45Hz。

1、自動按頻率減負荷的基本工作原理

2、自動按頻率減負荷的實現方法

①采用專用的自動按頻率減負荷裝置

②把自動按頻率減負荷的控制分散設在每回饋線保護裝置中 ①時限閉鎖方式

②低電壓帶時限閉鎖

③低電流閉鎖方式 ④滑差閉鎖方式

3、對自動按頻率減負荷裝置閉鎖方式的分析

第三節

電力變壓器的微機保護、監視與控制子系統一、概述

1、保護內容

（1）主保護配置：

①比率制動式差動保護

②差動速斷保護 ③本體重瓦斯、有載調壓重瓦斯和壓力釋放 ①三段復合電壓閉鎖方向過電流保護 ②三段過負荷保護

③冷控失電，主變壓器過溫報警 ④二段式零序過電流保護

⑤一段兩時限零序電流閉鎖過電壓保護 ⑥一段兩時限間隙零序過電流保護

（2）后備保護配置：

2、配置方案

（1）雙繞組變壓器

后備保護可以配置一套，裝于降壓變壓器的高壓側（或升壓變壓器的低壓側）

后備保護可以配置兩套： 一套裝于高壓側

另一套裝于中壓側或低壓側的電源側

（2）三繞組變壓器

二、變壓器差動保護基本原理

用環流法構成的兩繞組變壓器電流差動保護的原理接線圖

三、變壓器差動保護的特殊問題

（1）兩側電流互感器的形式不同

（2）兩側電流互感器的變比不同

（3）變壓器各側繞組接線方式不同

（4）變壓器空載合閘時的勵磁涌流

（5）在運行中改變變壓器的變比

四、變壓器微機保護的電流平衡

（1）微機變壓器保護電流互感器接線原則

（2）電流平衡的調整系數

五、電力變壓器比率制動差動保護（1）比率制動式差動保護的基本原理

定義：

① 比率制動式差動保護的原理簡單地說就是保護的動作電流（差動電流定值）隨外部② 比率就是指差動電流與制動電流之比。

③ 制動電流這樣選取：在不平衡電流較大的外部故障時有制動作用，而在內部故障時短路電流按比率增大，即能保證外部不誤動，又能保證內部短路有較高的靈敏度。

制動作用最小。

（2）和差式比率制動的差動保護原理

（3）變壓器勵磁涌流的判斷及二次諧波制動系數

勵磁涌流的特點：

較

二次諧波制動比定值=0.15（4）變壓器的差動速斷保護 定義：差動速斷保護是差動電流過電流瞬時速動保護。差動速斷的整定值按躲過最大不平衡電流和勵磁涌流來整定，其整定值可取正常運行時負荷電流的5～6倍。

（5）電流互感器斷線監視

六、電力變壓器后備保護

（1）復合電壓閉鎖方向過流保護

① 復合電壓閉鎖過流保護為三段式： I段動作跳本側分段斷路器（或橋斷路器）Ⅱ段動作跳本側斷路器 Ⅲ段跳三側斷路器 ② 復合電壓啟動判劇： ① 最大值可達額定電流的6~8倍

② 波形是非正弦的，含有很大的非周期分量，特性曲線幾乎全部偏在時間軸的一邊 ③ 包含以二次諧波為主的高次諧波 ④ 波形之間出現間斷

⑤ 勵磁涌流開始瞬間，衰減很快

勵磁涌流的閉鎖條件：將二次諧波分量算出，作為制動分量，與基波分量進行比

關 母線線電壓小于本側母線線電壓的低電壓定值 負序電壓超過負序電壓定值 或的關系 ③

方向：

如果作為變壓器相鄰元件的后備保護，則變壓器指向母線為正方向 如果作為變壓器本身的后備保護，則母線指向變壓器的正向為正方向 I段用于發警告信號 II段用于啟動風扇冷卻器 III段用于閉鎖有載調壓 ①

中性點直接接地保護方式

由兩段式經零序電壓閉鎖的零序電流構成，每段設一個時限。I段時限跳母聯（或分段）②

中性點不接地的零序保護方式

裝設I段兩時限的零序無流閉鎖零序過電壓保護，第一時限跳母聯或分段開關，第二時③

中性點經放電間隙接地的零序保護方式（2）變壓器過負荷保護

（3）變壓器零序保護

斷路器或跳三繞組變壓器中壓側有源線路；II段時限跳本側（或全跳）斷路器

限跳本變壓器各側

I段兩時限方式，第一時限跳高壓側母聯開關（或分段開關），第二時限跳本變各側開第四節

電力電容器的微機保護、監視與控制子系統一、電力電容器的內部和外部故障

（1）電容器內部故障的原因

（2）電容器的外部故障及系統異常

（3）電容器保護配置：

過電壓和欠電壓的電壓保護 限時過電流保護

防止電容器內部故障的電容器組專用保護（1）與電容器串聯的電抗器

（2）避雷器的過電壓保護

（3）電容器組的電壓保護。主要用于防止系統穩態過電壓和欠電壓。（4）電容器組的電流保護

二、并聯補償電容器組的通用保護

三、電容器組內部故障的專用保護

（1）單Y形接線的電容器組保護：

① 采用零序電壓保護 ② 橋式差流的保護方式 ③ 電壓差動保護方式

（2）雙Y形接線的電容器組保護：采用不平衡電流或電壓保護（3）三角形接線的電容器組保護：采用零序電流保護

第五節

電壓、無功綜合控制子系統一、變電站電壓、無功綜合控制的原理

在變電站主要的調壓手段是調節有載調壓變壓器分接頭位置和控制無功補償電容器。有載調壓變壓器可以在帶負荷的情況下切換分接頭位置，從而改變變壓器的變比，起控制無功補償電容器的投切，可改變網絡中無功功率的分布，改善功率因數，減少網

到調整電壓和降低損耗的作用。損和電壓損耗，改善用戶的電壓質量。

二、電力系統的電壓、無功綜合控制的方式

(1)集中控制：指在調度中心對各個變電站的主變壓器的分接頭位置和無功補償設備進行統一的控制。

(2)分散控制：指在各個變電站或發電廠中，自動調節有載調壓變壓器的分接頭位置或其他調壓設備，以控制地區的電壓和無功功率在規定的范圍內。

(3)關聯分散控制：指電力系統正常運行時，由分散安裝在各廠、站的分散控制裝置或控制軟件進行自動調控，調控范圍和定值是從整個系統的安全、穩定和經濟運行出發，事先由電壓、無功優化程序計算好的，而在系統負荷變化較大或緊急情況或系統運行方式發生大的變動時，可由調度中心直接操作控制，或由調度中心修改下屬變電站所應維持的母線電壓和無功功率的定值，以滿足系統運行方式變化后新的要求。

(4)關聯分散控制的實現方法 一是通過監控系統的軟件模塊實現；另一種是由獨立的關聯分散控制裝置實現。第六節 變電站綜合自動化系統的其他子系統一、備用電源自動投入裝置 定義：備用電源自投裝置是因電力系統故障或其他原因使工作電源被斷開后，能迅速將備用電源或備用設備或其他正常工作的電源自動投入工作，使原來工作電源被斷開的用戶能迅速恢復供電的一種自動控制裝置。

（1）備用電源的配置

① 明備用的控制

② 暗備用的控制

①工作電源確實斷開后，備用電源才投入。

②備用電源自動投入切除工作電源斷路器必須經延時。

③手動跳開工作電源時，備自投投入裝置不應動作。

④應具有閉鎖備自投裝置的功能。

⑤備用電源不滿足有壓條件，備自投裝置不應動作。

⑥工作母線失壓時還必須檢查工作電源無流，才能啟動備自投投入。

（2）微機型的備用電源自投裝置的基本特點 ⑦備自投裝置只允許動作一次。

二、小電流接地系統單相接地故障的檢測

（1）概述

根據系統中發生單相接地故障時接地電流的大小劃分：

①

小電流接地系統：

中性點不接地 中性點經消弧線圈接地

② 大電流接地系統：中性點直接接地（2）小電流接地系統的接地電流 第六節 變電站綜合自動化系統的其他子系統

①中性點不接地系統單相接地故障時的接地電流

特征：當電網發生單相接地故障后，非故障電路電容電流就是該線路的零序電流，故障線路首段的零序電流數值上等于系統非故障線路全部電容電流的總和，其方向為線路指向母線，與非故障線路中零序電流的方向相反，系統中性點電壓發生較大的位移。

實現方法：基于基波零序電流方向的自動接地選線原理

②中性點經消弧線圈接地系統單相接地故障時的接地電流

特征：在單相接地時，故障線路首端的5次諧波電流在數值上等于系統非故障線路5實現方法：基于5次諧波零序電流方向的自動接地選線原理 次諧波電流的總和，其方向與非故障線路腫次諧波零序電流方向相反，由線路指向母線。第五章

數字化變電站簡介

變電站自動化技術經過十多年的發展已經達到一定的水平，在我國城鄉電網改造與建設中不僅中低壓變電站采用了自動化技術實現無人值班，而且在220kV及以上的超高壓變電站建設中也大量采用自動化新技術，從而大大提高了電網建設的現代化水平，增強了輸配電和電網調度的可能性，降低了變電站建設的總造價，這已經成為不爭的事實。然而，技術的發展是沒有止境的，隨著智能化開關、光電式電流電壓互感器、一次運行設備在線狀態檢測、變電站運行操作培訓仿真等技術日趨成熟，以及計算機高速網絡在實時系統中的開發應用，勢必對已有的變電站自動化技術產生深刻的影響，全數字化的變電站自動化系統即將出現 數字化變電站自動化系統的特點

1.1智能化的一次設備

一次設備被檢測的信號回路和被控制的操作驅動回路采用微處理器和光電技術設計，簡化了常規機電式繼電器及控制回路的結構，數字程控器及數字公共信號網絡取代傳統的導線連接。換言之，變電站二次回路中常規的繼電器及其邏輯回路被可編程序代替，常規的強電模擬信號和控制電纜被光電數字和光纖代替。

1.2網絡化的二次設備

變電站內常規的二次設備，如繼電保護裝置、防誤閉鎖裝置、測量控制裝置、遠動裝置、故障錄波裝置、電壓無功控制、同期操作裝置等全部基于標準化、模塊化的微處理機設計制造，設備之間的連接全部采用高速的網絡通信，二次設備不再出現常規功能裝置重復的I/O現場接口，通過網絡真正實現數據共享、資源其享，常規的功能裝置在這里變成了邏輯的功能模塊。

1.3自動化的運行管理系統

變電站運行管理自動化系統應包括電力生產運行數據、狀態記錄統計無紙化；數據信息分層、分流交換自動化；變電站運行發生故障時能即時提供故障分析報告，指出故障原因，提出故障處理意見；系統能自動發出變電站設備檢修報告，即常規的變電站設備“定期檢修”改變為“狀態檢修”。數字化變電站自動化系統的結構

2.1 過程層

過程層是一次設備與二次設備的結合面，或者說過程層是指智能化電氣設備的智能化部分。過程層的主要功能分三類：(1)電力運行實時的電氣量檢測；(2)運行設備的狀態參數檢測；(3)操作控制執行與驅動。

2.2 間隔層

間隔層設備的主要功能是：(1)匯總本間隔過程層實時數據信息；(2)實施對一次設備保護控制功能；(3)實施本間隔操作閉鎖功能；(4)實施操作同期及其他控制功能；

(5)對數據采集、統計運算及控制命令的發出具有優先級別的控制；

(6)承上啟下的通信功能，即同時高速完成與過程層及站控層的網絡通信功能。2 數字化變電站自動化系統的結構 2.3 站控層

站控層的主要任務是：

(1)通過兩級高速網絡匯總全站的實時數據信息，不斷刷新實時數據庫，按時登錄歷史數據庫；

(2)按既定規約將有關數據信息送向調度或控制中心；

(3)接收調度或控制中心有關控制命令并轉間隔層、過程層執行；(4)具有在線可編程的全站操作閉鎖控制功能；

(5)具有(或備有)站內當地監控，人機聯系功能，如顯示、操作、打印、報警，甚至圖像，聲音等多媒體功能；

(6)具有對間隔層、過程層諸設備的在線維護、在線組態，在線修改參數的功能；(7)具有(或備有)變電站故障自動分析和操作培訓功能。謝謝！

第五篇：變電站綜合自動化系統解決方案

變電站綜合自動化解決方案

三旺變電站綜合自動化系統是利用先進的計算機技術、現代電子技術、通信技術和信息處理技術等實現對變電站二次設備(包括繼電保護、控制、測量、信號、故障錄波、自動裝置及遠動裝置等)的功能進行重新組合、優化設計，對變電站全部設備的運行情況執行監視、測量、控制和協調的一種綜合性的自動化系統。通過變電站綜合自動化系統內各設備間相互交換信息、數據共享，完成變電站運行監視和控制任務。變電站綜合自動化替代了變電站常規二次設備，簡化了變電站二次接線。變電站綜合自動化是提高變電站安全穩定運行水平、降低運行維護成本、提高經濟效益、向用戶提供高質量電能的一項重要技術措施。

變電站綜合自動化需求>>

> 測控裝置的串口信號要求能連接到以太網，用于本地和遠程控制站點高級管理和同步化

> 適應變電站惡劣環境

> 保證變電站重要數據傳輸的優先性和穩定 > 設備種類繁多，要求通信設備符合電力IEC61850規約，兼容變電站各種智能設備 方案優勢>>

> 符合IEC61850標準的串口服務器與工業交換機完美結合

> 產品優于IEC61850-3標準的EMI抗性，工業四級設計能在嚴酷的環境下可靠、穩定工作

> 交換機支持QOS、VLAN等網絡技術，保障變電站重要數據的傳輸優先性和獨立性 > 設備設計符合IEC61850規約，能兼容變電站任何智能設備

<<關鍵產品>>

◎支持接口類型可根據需要搭配

◎支持SW-Ring環網冗余專利技術，網絡故障自愈時間＜20ms ◎支持802.1X、密碼管理、端口鏡像、端口匯聚

◎支持支持DC110~220V或AC100~240V三位端子電源輸入 ◎無風扇設計,工業級設計，-25~70℃溫度工作范圍 ◎IP30防護等級，19寸標準機架安裝方式

IES5024系列

? 支持RS-232/RS-485/RS-422三種串口形式 ? 支持300bps~115200bps線速無阻塞通信

? 支持虛擬串口驅動訪問模式和網絡中斷自動恢復連接功能

NP316系列