您现在的位置： >>
>> 浏览文章
配电系统自动化规划及应用原则
作者：佚名 &&&&文章来源：不详&&&&更新时间：日 &&&&
配电系统自动化规划及应用原则
Planning and Implementation Principle for PowerDistribution Network Automation
　　林元绩
（浙江省电力公司，浙江杭州310007）
摘要：文章阐述了配电系统自动化的主要目标、功能及技术发展的趋势，提出统一规划、分步实施、注重实效、追求效益的规划原则，并讨论了配电网结构、实时信息采集的规模、计算机系统选型、信道建设及配电网设备选型原则。
关键词：配电网；自动化；功能；规划；实施原则
　　配电系统自动化是城市电网规划建设的重要内容，实施配电系统自动化，应当在规划和建设好城市配电网网架的基础上，紧紧围绕提高供电可靠性和电能质量、改善对用户的服务、提高供电企业的经济效益三大目标。
　　经过“九五”大规模的城市电网改造，许多大中城市的电网已经基本具备实施配电系统自动化的条件，但我国配电系统自动化的实践时间不长，许多技术问题有待运行实践的考验，功能有待于逐步完善。为此，我们必须制定好本地区配电系统自动化的发展规划和实施计划，期望配电系统自动化在我国有一个较大的发展。
配电自动化的主要功能
　　配电系统自动化的主要功能应包括：
&&& （1）调度自动化（SCADA）。
&&& （2）变电站自动化系统。
&&& （3）馈线自动化（FA）、配网自动化（DA）。
&&& （4）配电网自动制图／设备管理／地理信息系统（AM／FM／GIS）。
&&& （5）用户故障电话投诉（报修）系统（TCM）。
&&& （6）配电工作管理系统（DJM）。
&&& （7）配电网应用软件。
&&& （8）用电营业自动化系统。
&&& （9）负荷管理系统。
&&& （10）远方自动抄表系统。
&&& （11）配电变压器在线监测装置。
&&& （12）中、低压侧无功补偿的自动控制。
　　在以上功能中，（1）～（7）为当前要重点开发的功能，其他为已经和正在实施的相关子功能。其中调度SCADA，其常规功能与现有产品相同，但为实现配网自动化，还必须进行功能的扩展和开发。
2& 10 kV馈线自动化
2．1 馈线自动化的分类
　　按照实施的原理分：电压型或称电压－时间型（日本模式）馈线自动化，电流型（美国模式）馈线自动化，改进的电压型馈线自动化，远方控制型馈线自动化。
　　按照有无信道分：无信道的馈线自动化，有信道的馈线自动化。
　　按照远方控制类型分：由变电站控制的馈线自动化（二级主站），由调度控制中心控制的馈线自动化（一级主站）。
2．2 电压型馈线自动化（无信道）
&&& 图1表示了一个电压型馈线自动化，当在区段2发生故障时的动作过程示意图。
&&& 变电站A侧的10kV馈线分为4段，通过联络开关LD与对侧变电站的馈线联络。线路断路器CB1上配置继电保护装置，用来切除故障电流。线路分段开关FD1-FD3采用负荷开关，其动作特征为：（1）当分段开关两侧失压时，分段开关瞬时自动分闸。（2）当分段开关一侧带电时，经x秒时间自动合闸。（3）合闸后有电检出时间整定为y秒，当y＞x时，判断为正常状态。当y＜x时，判断为合闸永久故障，在第二次失压后将永久闭锁重合闸。（4）联络开关LD可以手动或自动方式。在自动方式，当一侧有电另一侧失电时，经过大于线路一侧断路器切除永久故障两次重合的全部周期的延时自动合闸。
&&& 电压型馈线自动化的特点为：（1）采用负荷开关作为分段开关，成本比采用断路器低（约低20％）。（2）主要靠事先设定的逻辑配合完成规定的动作程序，避免了复杂的继电保护整定配合。（3）对不具备信道条件的配电网，有其推广价值。
　　其缺点主要有：（1）恢复供电的时间相对较长。（2）对切除永久故障，主供线路侧重合两次受短路电流冲击两次（与没有实现馈线自动化情况相同），备供线路侧也要重合一次并受到一次短路电流的冲击，且波及线路对侧的用户不必要的短时间陪停电。（3）要对变电站馈线现有的保护及重合闸装置进行改进，使之与动作逻辑相适应，或另加重合器。
2．3 电流型馈线自动化（无信道）
　　这种类型主要在美国城市配电网中应用。在图1中的分段开关、联络开关均采用带重合功能的断路器，并且配置继电保护装置，当在FD1－FD2之间的区段发生故障时，由靠近故障点的分段开关FD1和FD2的继电保护装置动作将故障切除。
　　电流型馈线自动化的优点是逻辑关系简单，可以快速隔离故障，一个区段故障不影响其他区段的供电。其缺点是断电保护配置和整定复杂。以下对采用定时限和反时限电流保护的两种配置方式进行分析：
&&& （1）采用定时限电流保护
　　瞬时或限时电流速动保护――由于城网10 kV线路供电半径短，仅3～5 km，再经过分段以后，每段线路始端和末端的短路电流水平变化不大，电流速动保护几乎没有保护范围。
　　过电流保护――由于10kV馈线过电流保护已经是电网中最末一级的后备保护，其动作时限一般取1～1．5s。要保证与馈线上几个分段开关保护装置在时间上的逐级配合，考虑分段开关的固有分闸时间（约200 ms），时间级差至少要0．3～0．5s，用定时限过流保护也是无法配合的。
&&& （2）采用反时限过流保护
　　利用保护装置的反时限动作特性取得配合。在美国取得了成功的运行经验，但反时限过流保护的整定配合十分复杂。
　　国内城市电网不宜采用电流型馈线自动化方案。在农村电网中是否可以采用电流型馈线自动化方案，也需要针对具体电网进行分析后确定。
2．4 改进的电压型馈线自动化
　　国内针对电压型馈线自动化的上述缺点正在开发电压型馈线自动化的改进产品，下面介绍两种方案：
&&& （1）分段开关具有检测短脉冲（脉冲电压≥30％额定电压，持续时间≥150 ms）闭锁反向来电合闸功能。
&&& 图2表示在区段2发生永久故障时的动作过程（说明略）。当FD1合闸于故障时，FD2已检测到一个极短的带电脉冲，对反向来电其合闸回路被永久闭锁，故障区段被隔离。
　　该方案有新的思路，对不对称故障均可实现反向来电闭锁。缺点是当发生三相短路时，故障点以远侧的分段开关可能检测不到短脉冲信号，因而无法实现反向来电闭锁。
&&& （2）分段开关、联络开关带后加速保护
　　在图1的基础上，做了以下改进：分段开关和联络开关全部采用断路器，在分段开关和联络开关上配置带重合闸后加速的保护装置，该装置仅在重合闸启动后投入。后加速保护动作延时t2小于变电站馈线断路器的限时速动保护的动作延时t1。由于后加速保护仅在重合闸动作后与变电站馈线保护配合，一般易于整定。
　　图3表示在区段2发生故障时的动作过程（说明略）。当分段开关FD1、FD2重合到永久故障时，则加速跳闸并闭锁重合闸，故障被隔离。
以上两个改进方案的主要不同点在于：方案（1）的分段开关可采用负荷开关，而方案（2）的分段开关则必须采用断路器。
2．5 具有远方遥控功能的馈线自动化
&&& 远方遥控的方案有三种：　　
　　（1）在确定故障区段的基础上，对图1远离故障区段中的联络开关LD、分段开关FD3进行遥控操作。以加快恢复非故障区段的供电。
　　（2）在二级主站，进行故障的定位、隔离和恢复供电。
　　（3）在一级主站，进行故障的定位、隔离和恢复供电。
　　第一种适用于馈线自动化发展的初期，在建设信道的基础上增加下行的遥控功能，由调度中心人工发出操作指令。第二种适用于网络结构简单、规模较小的配电网，它只是简单的网络结构的重组，实现负荷转移。第三种适用于多分段多联络的复杂配网的馈线自动化，它具备更强也更合理的网络优化和网络结构重组的功能。这实际上已超出了单条馈线自动化（FA）的范畴，而构成配网自动化（DA）。
　　由一级或二级主站实现的远方遥控型馈线自动化是基于“面保护”的原理。即各个分段开关不配置单独的继电保护装置，而是利用信道将各个分段开关的故障电流信息上报到主站，主站据此来综合判断故障区段。图4表示区段3发生多相故障时的实例：当一个区段的两侧分段开关，都流过故障电流（如1、2区段），或都没有故障电流流过（如4区段），则判断为非故障区段。当一个区段的一侧分段开关（靠近电源侧）流过故障电流，而另一侧分段开关（远电源侧开关）没有故障电流流过时，则判断为故障区段，如图4中的3区段。显然，由于故障区段的确定需要数s或更多时间，故障电流的切除必须仍由变电站馈线断路器来完成。故障区段确定后，主站发出指令，将FD2、FD3分段开关跳闸，并按一定的程序将变电站馈线断路器和联络开关LD合闸，恢复对非故障区段的供电。　
　　远方遥控型配网自动化（DA）的优点是：（1）加快故障区域的隔离，缩短了故障处理过程。（2）加快非故障区域的恢复供电。（3）减少对系统的冲击次数。（4）网络的重构和优化可以在满足多约束条件的情况下，改善电压质量和降低网损。
3& 用户故障电话投诉系统
　　配电网内有大量的分支线和配电变压器及相应的保护器具和操作闸刀，通过这些设备与广大用户紧密联系在一起。对于分支线、配电变压器及其低压侧故障造成对部分用户停电时，不具备实时控制的手段。用户故障电话投诉系统正是在这种背景下产生的。该系统建成后，根据停电用户的投诉电话，确定停电用户的电网位置，按照网络拓扑结构来判别配电网的故障范围。以图5为例，当故障停电的用户都属于配电变压器2的供电范围，则可判定是在配电变压器2供电的范围内发生故障；当停电的用户分散在分支线1供电的两个或几个配电变压器的供电范围，则可判定为分支线1发生故障；如果停电的用户分散在几条分支线的范围，则可能为主干线发生故障，依次类推。反之，若仅仅只有一个停电用户来投诉本用户停电，则很可能是用户内部的线路发生故障。
　　显然，带有地理背景的配电网接线图，以及从用电营业管理系统获取有关用户历史信息，是处理故障投诉电话的基础。该系统的采用，不仅可弥补配电网实时信息量的不足，还可建立电力部门和用户间的良好关系，及时回答用户最关心的停电原因、恢复送电时间等热点问题，进一步改善对用户的服务质量。
4 调度SCADA系统
　　调度SCADA系统除了采集变电站内属于配网的实时信息外，还应通过馈线远方终端（FTU）采集10kV柱上开关、环网开关柜等设备的实时信息，开发必要的应用软件，建设通信通道。调度SCA－DA不仅应具有一般常规的功能，还应根据实现配电系统自动化的要求、配电网的特点，实现以下一些新的功能：
　　（1）人机界面友好，操作方便，采用全图形显示和多窗口技术。
&&& （2）线路的动态着色和局部追踪功能。
&&& （3）设备故障诊断、隔离和恢复。
&&& （4）设备定位。
5 配电网分析应用软件
　　配电网分析应用软件主要包括：（1）网络建模，（2）网络拓扑，（3）状态估计，（4）负荷建模和校准，（5）配电网潮流，（6）故障定位、隔离和恢复，（7）网络结构重构和优化。
　　对三相不平衡度大于5％的配电网，希望开发适应三相不平衡配电系统的配电网潮流软件。
　　网络结构重构和优化的约束条件为：（1）对用户停电范围最小；（2）设备及线路不过载；（3）电压质量合格；（4）开关操作次数较少；（5）网络损耗较小；（6）各馈线之间负荷尽可能均匀分配。
　　国内对配电网应用软件已经进行了许多的研究工作。但适用于配电网的网络结构重构和优化的软件，还须要继续积累运行经验并不断加以改进。
6& 配电网地理信息系统
　　城市配电网地理信息系统是在城市地理图的背景上，对城市配电网的结构用地理图形加以描述。最终形成一个具有配电网网络特征、用户特征和地理特征的地理信息系统。该系统是建设配电系统自动化的一项关键技术。要在这个系统平台上，将配电网在线数据和离线数据、配电网数据和用户数据、电网图形和地理图形有效地集成起来，主要应用于下列方面（见图6）。
　　（1）为调度SCADA提供地理背景画面，为调度员提供一个有效的、符合实际的、直观的具有地理信息的网络模型。
&&& （2）作为处理故障投诉电话的基础。
&&& （3）向用电营业管理系统提供多种形式的信息，对用户进行申请报装接电、负荷管理等业务营运工作。查询有关用户地理位置，自动生成几种供电方案，有效地减少现场查勘工作量，加快新用户用电报装的速度，直至实现电话报装。
&&& （4）向配电工作管理系统提供地理背景，作为配电网设备运行、检修、设计和施工管理的基础。
&&& （5）为城市电网规划提供地理背景，确定合理可行的线路（电缆）路径和变电站、开闭所的所址。
7 配电工作管理
　　配电工作管理是在GIS提供的地理背景图形界面上，对配电网络的日常工作进行全面的运行管理。包括：配电网的运行工作管理，设备检修管理，档案和统计管理，统计报表，配电工程设计、竣工图和竣工报告的管理。
　　根据国外成功的实践，对配电系统自动化的数据进行有效率的维护，是十分关键的管理工作。即配电网改造工程的施工图纸，必须在同一个地理信息系统上完成，保证施工图符合当前实际。当施工完成后，必须及时将符合实际的竣工图返回到地理信息系统，使该系统始终保持和现场情况的一致。
8 开发应用的主要原则
　　配电系统自动化是配电网、变电所、用户的自动化综合体系，具有监视、控制和保护、设计施工和维护、管理和服务等基本功能，涉及的管理面广，专业部门多，数据量大，资金投入高，周期长，在开发和应用中，应遵循以下几个主要原则。
8．1 加强领导，统一规划，分步实施
　　配电系统自动化的开发和应用，是从传统的手工管理方式向现代化管理方式的转变，能否完成这次转变，取决于多方面的因素：
　　（1）配电系统自动化是个投入较高的产业，因此一个地区配电系统自动化技术的应用，首先取决于该地区的经济发展水平，对供电可靠性要求的程度，必须注意投入产出的效益。
　　（2）配电系统自动化涉及到多个专业部门的协调行动，各级领导对该项技术应用的认识程度是关键。只有领导层的协调行动才能解决诸如资金、管理、体制、人才等许多必须解决的问题。
　　（3）在规划好建设好城市配电网的基础上，进行配电系统自动化的规划和建设。做好统一规划，分步实施，包括功能的逐步完善和应用范围的逐步扩展。
&&& （4）人才储备是根本。
　　（5）加强基础数据的收集和整理，使之适应现代化管理的需要。例如电子地图的建立就必须尽早筹划和准备。
8．2 规划和建设好城市配电网
　　城市配电网要按以下原则建设，这也是实施配电自动化的基本条件：
　　（1）保证在110 kV电网发生事故情况下，110kV的变电容量、10 kV主干线有足够的转移负荷的能力。
　　1）有两个及以上可靠的独立电源（220 kV变电站－110 kV变电站）向中压配电网供电。中压配电网形成环网接线、开环运行的供电方式。
　　2）相互联络的馈电线路应有足够的备用容量，来承担故障线路所转移的负荷电流。因此，主干线应采用大截面导线，正常运行方式下的负荷电流，应为按发热允许输送电流的2／3到1／2。
　　国外发达国家的中压配电网已发展成所有馈线都具有转移负荷的能力，国内许多大城市的配电网也正在向这个方面努力。
　　（2）将10 kV馈线适当合理的分段。馈线分段并不是越多越好，过多的分段将使供电成本急剧增加，而供电可靠性并不成比例地提高。一般应按负荷密度的高低，经过技术经济比较，来决定段数。
　　浙江省城市电网规定：每条10 kV线路正常负荷电流控制在200 A，最大负荷电流为300 A。一般以3～4段为宜。每条10 kV线路装接变压器总容量宜≤1万kVA，每分段装接变压器总容量宜控制在 kVA以内。
　　（3）实施馈线自动化的效益。若将变电站所有馈线按照环网方式实现“环网接线、开环运行”供电，其供电可靠率可以达到99．96％～99．98％。而实施馈线自动化可以再提高供电可靠率约0．02个百分点。对供电可靠率处于较低水平的配电网，实施馈线自动化虽然也能使可靠率提高，但无疑是舍本逐末的方法。
8．3 经济效益的原则
　　影响配电系统自动化经济效益的因素很多，如线路分段的段数、分段开关的选型（负荷开关或断路器）、调度主站的选型、通信通道方式的选择、实时信息量的采集、对业主方的投资保护等等，都应在做好技术经济比较的基础上，因地制宜地做出决策。
　　关于实时信息量的采集规模，是一项重要指标，直接影响主站的规模和对软件功能的设计，对投资影响的敏感度最高。国外每个国家的做法不同，这与每个国家的国情国力有关：
　　（1）美国纽约配电网，至1997年约对1／3配电变压器和1／2～2／3的开关实行遥控。日本东京电力公司则是在电压型馈线自动化的基础上，开始向远方遥控和集中控制的方向发展。西班牙IBER－DROLA电力公司曾就配电网实时量的采集与控制专门请咨询公司咨询，结论是实时数据的采集量和控制量约占全部对象总量的8％较合适，在实际工程实施中可能还不到8％，有的国家认为可以到10％。采用多大的比例适合我们的国情应进行专题论证。
　　（2）配电变压器实时信息量的采集。首先，要规划和建设好低压配电网的供电方案，确定合理的供电半径和配电变压器容量，保证小区变压器在经济状态下运行和用户的电压质量，形成比较规范的供电模式。为此，有必要对不同类型的用户进行典型的配电变压器的实时状态的监测，为低压网的规划提供足够的基础资料。但从长远看，当低压网的规划和建设到位后，并不需要也没有可能对所有配电变压器进行实时监测。
&&& （3）其他可替代的方案。
　　通过建立各种类型的配电变压器的负荷模型，把变电所馈线实测的负荷电流分配到相连接的配电变压器上或对各分段负荷电流按比例分配。使网络负荷点的负荷或分段负荷与所在变电所馈线端口记录的实测负荷相匹配。
　　关于对业主方投资的保护，具有下列含意：（1）与业主方已经开发的计算机应用子系统做好接口，避免资源的浪费。（2）提供不同子系统、不同制造商产品之间数据格式转换的技术手段，避免大量原始数据的重复输入。（3）注意不同制造商产品之间的连接。
8．4 关于系统选型
　　在分析功能需求的基础上，做好系统总体设计，提出详细的技术指标。本文重点对集成性、开放性加以阐明。
　　目前国内外制造商还是基于两个主要平台：调度SCADA平台和地理信息系统（GIS）平台。平台的集成要求有一个统一的数据环境，对配电网和用户的数据的维护、修改和更新是唯一的，以适应配电网及用户的数据变化的频度很高的特点，并能保证：（1）调度操作的安全，（2）现场检修施工作业的安全，（3）用户业扩报装的准确和及时，（4）配电管理工作效率的提高。
　　就当前技术发展水平和产品情况看，系统有以下几种类型：
　　（1）由于历史发展的原因，先有调度SCADA，后有GIS，这两个系统平台完全独立，各不相关。
　　（2）在GIS平台上实施SCADA功能。制造商必须明确该系统可适用的电网规模和范围。
&&& （3）在两个平台上实现数据集成，有三个阶段：
　　1）单方向性地将SCADA的实时数据传送到GIS平台，但在SCADA上无法看到GIS的数据和图形，调度台上要有SCADA和GIS两个工作站。
　　2）图形交换，在同一个工作站既可以看SCA－DA的内容也可以看到GIS的内容。
&&& 3）同一数据环境，此时不仅在同一个工作站既可以看SCADA的内容也可以看到GIS的内容，而且统一的数据环境下对配电网设备数据进行维护，保证了数据的一致性和唯一性。
　　（4）将SCADA数据和GIS数据“揉合”在同一个数据库中。这仅是设想，还没有看到运行的实践。　　关于系统开放性，有很多具体的要求，但归结起来就是要优化系统资源配置，系统硬件尽可能地使用标准化通用产品，应用软件应能在主要的计算机机型上运行，使用商业化的通用数据库作为历史数据库，采用标准的TCP／IP网络协议，支持多种RTU（FTU）规约，采用API应用程序接口，具备用户应用软件的开发环境等。
8．5 做好相应的通信通道规划和建设
　　实施配电系统自动化必须有一个完善的通讯规划，应将通信通道规划和建设作为配电系统自动化建设的一个重要组成部分。
　　配电系统自动化的信息通道的设计，应考虑其自身的特点：(1)配电通讯网中的节点很多，且分散、交叉。（2）各节点的距离较近。（3）各监控点的信息量较少，且应具有信息量主动上报的功能。（4）通讯路由要适应配电网结构的经常变化，具有路由选择的多样化。
　　可选的通讯方式有：音频有线通讯，无线通讯，光纤通讯，配电网中压载波。在选择通讯方式时，应根据传送信息量的多少、可靠性、传输速率、抗干扰能力、衰耗等因素，因地制宜，经技术经济比较，综合确定。一般宜采用混合方式，提倡通讯通道的综合利用，避免重复投资。
8．6 配电系统自动化一次／二次设备的选型
　　配电系统自动化的实施将使配电网的一二次设备数量成倍地增加。此外增加了大量高科技的杆上产品（智能化的杆上开关、FTU等），由于室外运行条件的恶劣，将有可能扩大高空作业的范围，这将会大大增加运行维护的成本。为此必须采用高可靠性、免维护的产品，否则供电企业将不堪重负。与开关配套的CT、PT等附属设备宜采用内置式。
　　对室外设备必须满足防锈蚀、防结露、防泄漏、耐受的温度变化范围广、操作机构低功耗、长寿命电池等一系列技术要求。
【】【】【】【】【】
上一篇文章：
下一篇文章：
顶客DIGG排行
最新电力书籍
赞助商链接
建议使用分辨率浏览本站，本站网络实名：中国电力资料网
客服QQ： |
网站500人超级QQ群：
|变电群号：|投稿信箱：
Copyright &
All Rights Reserved.陕ICP备号文档贡献者
该文档贡献者很忙，什么也没留下。
下载此文档
正在努力加载中...
国家电网公司输变电工程初步设计内容深度规定(变电站工
文档星级：
内容提示：国家电网公司输变电工程初步设计内容深度规定(变电站工
文档格式：DOC|
浏览次数：6|
上传日期： 18:16:37|
下载积分：
该用户还上传了这些文档
官方公共微信
下载文档:国家电网公司输变电工程初步设计内容深度规定(变电站工.DOC您现在的位置： >>
>> 浏览文章
变电站综合自动化设备应用规划及年度建设计划
作者：刘一诺 &&&&文章来源：&&&&更新时间：日 &&&&
一、变电站综合自动化的主要内容
　　　　 对35KV及以下电压等级变电站，以提高供电安全与供电质量，改进和提高用户服务水平为重点。侧重于利用变电站综合自动化系统，对变电站的二次设备进行全面的改造，取消的保护、测量、监视和控制屏，全面实现变电站综合自动化，以提高变电站的监视和控制技术水平，改进管理，加强用户服务，实现变电站无人值班。
　　变电站综合自动化要实现：
　　 (1)随时在线监视电网运行参数、设备运行状态；自检、自诊断设备本身的异常运行，发现变电站设备异常变化或装置内部异常时，立即自动报警并闭锁相应的出口，以防止事态扩大。
　　 (2)电网出现事故时，快速采样、判断、决策，迅速隔离和消除事故，将故障限制在最小范围。
　　 (3)完成变电站运行参数在线计算、存储、统计、分析报表和远传，保证自动和遥控调整电能质量。
　　变电站综合自动化应包括两个方面：
　　(1)横向综合：利用计算机手段将不同厂家的设备连在一起，替代或升级老设备。
　　(2)纵向综合：在变电站层这一级，提供信息、优化、综合处理分析信息和增加新的功能，增加变电站内部和各控制中心间的协调能力。如借用人工智能技术，在控制中心间的协调能力。如借用人工智能技术，在控制中心实现对变电站控制和保护系统进行在线诊断和事件分析，或在变电站当地自动化功能协调之下，完成电网故障后自动恢复。
　　变电站综合自动化与一般自动化区别在于：自动化系统是否作为一个整体执行保护、检测和控制功能。
　　二、变电站综合自动化系统的特点
　　 变电站综合自动化系统具有功能综合化、系统结构微机化、测量显示数字化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。同传统变电站二次系统不同的是：各个保护、测控单元既保持相对独立，(如继电保护装置不依赖于通信或其他设备，可自主、可靠地完成保护控制功能，迅速切除和隔离故障)，又通过计算机通信的形式，相互交换信息，实现数据共享，协调配合工作，减少了电缆和没备配置，增加了新的功能，提高了变电站整体运行控制的安全性和可靠性。
　　(1)功能综合化。变电站综合自动化系统是各技术密集，多种专业技术相互交叉、相互配合的系统。它是建立在计算机硬件和软件技术、数据通信技术的基础上发展起来的。它综合了变电站内除一次设备和交、直流电源以外的全部二次设备。微机监控子系统综合了原来的仪表屏、操作屏、模拟屏和变送器柜、远动装置、中央信号系统等功能；微机保护子系统代替了电磁式或晶体管式的保护装置；微机保护子系统和监控系统相结合，综合了故障录波、故障测距、无功电压调节和中性点非直接接地系统等子系统的功能。
　　(2)分级分布式微机化的系统结构。综合自动化系统内各子系统和各功能模块由不同配置的单片机或微型计算机组成，采用分布式结构，通过网络、总线将微机保护、数据采集、控制等各子系统连接起来，构成一个分级分布式的系统。一个综合自动化系统可以有十几个甚至几十个微处理器同时并行工作，实现各种功能。
　　(3)测量显示数字化。用CRT显示器上的数字显示代替了常规指针式仪表，直观、明了；而打印机打印报表代替了原来的人工抄表，这不仅减轻了值班员的劳动强度，而且提高了测量精度和管理的科学性。
　　(4)操作监视屏幕化。变电站实现综合自动化，使原来常规庞大的模拟屏被CRT屏 幕上的实时主接线画面取代；常规在断路器安装处或控制屏上进行的分、合闸操作，被屏 幕上的鼠标操作或键盘操作所取代；常规在保护屏上的硬连接片被计算机屏幕上的软连接片所取代；常规的光字牌报警信号，被屏幕画面闪烁和文字提示或语言报警所取代，即通过计算机上的CRT显示器，可以监视全变电站的实时运行情况和对各开关设备进行操作控制。
　　(5)运行管理智能化。智能化的含义不仅是能实现许多自动化的功能，例如：电压、无功自动调节，不完全接地系统单相接地自动选线，自动事故判别与事故记录，事件顺序记录，制表打印，自动报警等，更重要的是能实现故障分析和故障恢复操作智能化，实现自动化系统本身的故障自诊断、自闭锁和自恢复等功能，这对于提高变电站的运行管理水平和安全可靠性是非常重要的，也是常规的二次系统所无法实现的。变电站综合自动化的出现为变电站的小型化、智能化、扩大设备的监控范围、提高变电站安全可靠、优质和经济运行提供了现代化的手段和基础保证。它的运用取代了运行工作中的各种人工作业，从而提高了变电站的运行管理水平。
　　变电站综合自动化是实现无人值班(或少人值班)的重要手段，不同电压等级、不同重要性的变电站其实现无人值班的要求和手段不尽相同。但无人值班的关键是通过采取种种技术措施，提高变电站整体自动化水平，减少事故发生的机会，缩短事故处理和恢复时间，使变电站运行更加稳定、可靠。
　　变电站综合自动化的优点有：
　　（1）控制和调节由计算机完成，减少了劳动强度，避免了误操作。
　　（2）简化了二次接线，整体布局紧凑，减少了占地面积，降低变电站建设投资。
　　(3)通过设备监视和自诊断，延长了设备检修周期，提高了运行可靠性。
　　(4)变电站综合自动化以计算机技术为核心，具有发展、扩充的余地。
　　(5)减少了人的干预，使人为事故大大减少。
　　(6)提高经济效益。减少占地面积，降低了二次建设投资和变电站运行维护成本；设备可靠性增加，维护方便；减轻和替代了值班人员的大量劳动；延长了供电时问，减少了供电故障．
三、变电站综合自动化的功能
　（一）、监控子系统的功能
　　监控子系统应取代常规的测量系统，取代指针式仪表；改变常规的操作机构和模拟盘，取代常规的告警、报警、中央信号、光字牌等；取代常规的远动装置等等。监控子系统功能有：
　　1数据采集
　　数据采集有两种。一种是变电站原始数据采集。原始数据直接来自一次设备，如：电压互感器、电流互感器的电压和电流信号、变压器温度以及断路器辅助触点、一次设备状态信号。变电站的原始数据包括模拟量和开关量。另一种是变电站自动化系统内部数据交换或采集。典型的如：电能量数据、直流母线电压信号、保护动作信号等。变电站的数据包括模拟量、开关量和电能量。
　　(1)模拟量的采集。各段母线电压、母联及分段断路器的电流、线路及馈线电压、电流、有功功率、无功功率，主变压器电流、有功功率和无功功率，电容器和并联电抗器电 流、直流系统电压、站用电电压、电流、无功功率以及频率、相位、功率因数等。另外，还有少数非电量，如变压器温度保护、气体保护等。模拟量的采集有交流和直流两种形式。交流采样是将电压、电流信号不经过变送器，直接接人数据采集单元。直流采样是将外部信号，如交流电压、电流，经变送器转换成适合数据采集单元处理的直流电压信号后，再接人数据采集单元。在变电站综合自动化系统中，直流采样主要用于变压器温度、气体压力等非电量数据的采集。
　　(2)开关量的采集。断路器、隔离开关和接地开关的状态，有载调压变压器分接头的位置，同期检测状态、继电保护动作信号、运行告警信号等，这些信号都以开关量的形式，通过光隔离电路输入至计算机。
　　(3)电能计量。电能计量指对电能(包括有功和无功电能)的采集，并能实现分时累加、电能平衡等功能。数据采集及处理是变电站综合自动化得以执行其他功能的基础。
　　 2..数据库的建立与维护
　　 监控子系统建立实时数据库，存储并不断更新来自I／O单元及通信接口的全部实时数据；建立历史数据库，存储并定期更新需要保存的历史数据和运行报表数据。
　　3．顺序事件记录及事故追忆
　　 顺序事件记录包括：断路器跳合闸记录，保护及自动装置的动作顺序记录，断路器、隔离开关、接地开关、变压器分接头等操作顺序记录，模拟输入信号超出正常范围等。事故追忆功能。事故追忆范围为事故前1min到事故后2min的所有相关模拟量值，采样周期与实时系统采样同期一致。
　　4．故障记录、录波和测距功能变电站的故障录波和测距采用两种方法，一是由微机保护装置兼作故障记录和测距，再将记录和测距的结果送监控系统存储及打印输出或直接送调度主站；另一种方法是采用专用的微机故障录波器，并且故障录波器应具有串行通信功能，可以与监控系统通信。对35kv及以下的配电线路，很少设置专门的故障录波器，为了分析故障的方便，可设置简单故障记录功能。对于大量中、低压变电站，没有配置专门的故障录波装置。而对10kv出线数量大、故障率高的，在监控系统中设置了故障记录功能，这对正确判断保护的动作情况及正确分析和处理事故是非常必要的。
　　5．操作控制功能。无论是无人还是少人值班的变电站，运行人员都可通过CRT屏幕对断路器、允许远方电动操作的隔离开关和接地开关进行分、合操作；对变压器及站用变压器分接头位置进行调节控制；对补偿装置进行投、切控制，同时，要能接受遥控操作命令，进行远方操作；为了防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计时，应保留人工直接跳、合闸方式。操作控制有手动和自动控制两种控制方式。手动控制包括调度通信中心控制、站内主控制室控制和就地控制，并具备调度通信中心／站内主控室、站内主控制室／就地手动的控制切换功能；自动控制包括顺序控制和调节控制。
　　6．安全监视功能。监控系统在运行过程中，对采集的电流、电压、主变压器温度、频率等量要不断进行越限监视，如发现越限，立刻发出告警信号，同时记录和显示越限时间和越限值，另外还要监视保护装置是否失电，自控装置是否正常等。
　　7人机联系功能
　　(1)CRT显示器、鼠标和键盘是人机联系桥梁。变电站采用微机监控系统后，无论是有人值班还是无人值班，最大的特点之一是操作人员或调度员只要面对CRT显示器的屏幕，通过操作鼠标或键盘，就可以对全站的运行工况、运行参数一目了然，可对全站断路器和隔离开关等进行分、合操作，彻底改变了传统的依靠指针式仪表和模拟屏或操作屏等进行操作。
　　(2)CRT显示画面。作为变电站人机联系的主要桥梁手段的CRT显示器，不仅可以取代常规的仪器、仪表，而且可实现许多常规仪表无法完成的功能。其可显示采样和计算的实时运行参数(U、I、P、Q、cos~v、有功电能、无功电能及主变压器温度、系统频率，等)、实时主接线图、事件顺序记录、越限报警、值班记录、历史趋势、保护定值自控装置的设定值、故障记录和设备运行状态等。
　　(3)输入数据。指输入电流互感器和电压互感器变比、保护定值和越限报警定值、测控装置的设定值、运行人员密码等。
　　8．打印功能。定时打印报表和运行日志；断路器、隔离开关操作记录；事件顺序记录；越限；召唤；抄屏；事故追忆等。
　　9，数据处理与记录功能。在监控系统中，数据处理和记录也是很重要的环节。历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容。此外，为了满足继电保护专业人员和变电站管理的需要，必须进行一些数据统计，主要有：记录母线电压日最高值和最低值以及相应的时间；主变压器及各条线路的功率、功率因数及电能的计算和统计；计算配电电能的平衡率；统计断路器、避雷器、重合闸的动作次数；统计断路器切除故障电流和跳闸次数的累计数；记录控制操作和定值的修改；事件顺序记录及事故追忆等。
　　10谐波的分析与监视。电能质量的一个重要指标是其谐波要限制在国标规定的范围内。随着非线性元件和设备的广泛使用，使电力系统的谐波成分明显增加，并且其影响程度越来越严重，目前，谐波&污染&已成为电力系统的公害之一。因此，在综合自动化系统中，必须重视对谐波含量的分析和监视。对谐波&污染&严重的变电站，要采取适当的抑制措施，降低谐波含量。
　　11报警处。报警处理内容包括：设备状态异常、故障；测量值越限及计算机监控系统的软／硬件、通信接口及网络故障等。
　　12．画面生成及显示。画面显示的信息包括：日历时间、经编号的测点、表示该点的文字或图形、该点实时数据或历史数据、经运算或组合后的各种参数等。由画面显示的内容包括：全站生产运行要的电气接线图、设备配置图、运行工况图、电压棒形图、实时参数曲线图、各种信息报告、操作票、工作票及各种运行报表等。
　　13．在线计算及制表功能
　　(1)对变电站运行的各种常规参数进行统计及计算，如：日、月、年中的最大值、最小值及其出现的时间、电压合格率、变压器负荷率、全站负荷及电能平衡率等。
　　(2)对变电站主要设备的运行状况进行统计及计算，如：断路器正常操作及事故跳闸次数、变压器分接头调节的档次、次数、停运时间等。
　　 (3)利用以上数据生成不同格式的生产运行报表。并按要求方式打印输出。
　　14．电能量处理。电能量处理包括变电站各种方式采集到的电能量进行处理、对电能量进行分时段的统计计算以及当运行方式的改变而自动改变计算方法并在输出报表上予以说明等。
　　15远动功能
　　监控子系统能实现DL 《电网调度自动化设计技术规程》、DL 《电力系统调度自动化设计技术规程》中与变电站有关的全部功能，满足电网电能实时性、安全性和可靠性。
　　16．运行管理功能。运行管理功能包括：运行操作指导、事故记录检索、在线设备管理、操作票开列、模拟操作、运行记录及交接班记录等。
　　除上述功能外还具有：时钟同步、防误闭锁、同步、系统自诊断与恢复以及与其他设备接口等功能。
　　(二)、微机保护系统功能
　　微机保护系统功能是变电站综合自动化系统的最基本、最重要的功能，它包括变电站的主设备和输电线路的全套保护：高压输电线路保护和后备保护；变压器的主保护、后备保护以及非电量保护；母线保护；低压配电线路保护；无功补偿装置保护；站用变保护等。各保护单元，除应具备独立、完整的保护功能外，还应具有以下附加功能：
　　(1)具有事件记录功能。事件记录包括发生故障、保护动作出口、保护设备状态等重要事项的记录。
　　 (2)具有与系统对时功能。以便准确记录发生事故和保护动作的时间。
　　(3)具有存储多种保护定值功能。
　　(4)具备当地人机接口功能。不仅可显示保护单元各种信息，还可通过它修改保护定值。
　　 (5)具备通信功能。提供必要的通信接口，支持保护单元与计算机系统通信协议。
截止目前，我单位只有三陵变电所基本具备综合自动化的基本条件
变电所二次系统采用的是北京四方公司的CSC2000变电站综合自动化系统，其系统配置分为两个层次，间隔层采用集中组屏方式，组屏方案如下：
&& 1．主变保护一面屏
&& 2．35kV线路保护测控一面屏
&& 3．10kV线路及分段保护测控一面屏
&& 4．电容器保护测控一面屏
&& 5．公用屏一面（通讯部分、主变测控、集中遥信采集、小电流接地选线装置）
&& 6．智能电度表屏一面
&&&&& 上述保护测控屏再加上直流屏共计9块，设置在主控制室，完成整个变电所数据采集、监视控制、自动装置、保护及计量工作。变电站层设在所内微机室,监控主机能以图形显示、报表打印、语言报警、定值整定、数据处理、等多种方式对变电所运行状态实时监控，对可控装置进行控制、调节以及将本系统远动信息向调度传送且接受调度的信息。
&& 变电所内通讯网为监控主机和通信转换器、保护管理单元及部分智能模块之间采用网络接口和高速以太网通信，遵循国际上标准的TCP/IP通信协议，内嵌IEC870-5-103通信规约；间隔内各智能模块采用RS485通信方式，遵循IEC870-5-103通信规约，采用主从问答方式。该变电所自动化系统自2010年8月投运以来，性能稳定，运行可靠，保护动作正确，接地选线装置灵敏。
作为县农电企业，由于资金和技术等条件的制约，变电站综合自动化建设和改造还有待时日，我们将利用中央投资农网改造升级建设这一契机，对沙兰变电所、镜泊变电所、马河变电所进行自动化改造，使其具备综合自动化的基本功能
年度建设计划
【】【】【】【】【】
上一篇文章：
下一篇文章：
顶客DIGG排行
最新电力书籍
赞助商链接
建议使用分辨率浏览本站，本站网络实名：中国电力资料网
客服QQ： |
网站500人超级QQ群：
|变电群号：|投稿信箱：
Copyright &
All Rights Reserved.陕ICP备号