第3章变电站综合自动化

1、 电网电网调度自动化调度自动化发电厂自动化发电厂自动化火电厂自动化火电厂自动化水电厂自动化水电厂自动化配电网自动化配电网自动化变电站综合自动化变电站综合自动化电力系统自动化电力系统自动化 变电站综合自动化是自动化技术、计算机技术和通信技变电站综合自动化是自动化技术、计算机技术和通信技术在变电站领域的综合应用。术在变电站领域的综合应用。 只有通过变电站自动化系统才能向电力系统的调度中心只有通过变电站自动化系统才能向电力系统的调度中心提供完整和可靠的信息，调度中心才能了解和掌握电力系统提供完整和可靠的信息，调度中心才能了解和掌握电力系统实时的运行状态。实时的运行状态。 同时，调度中心对电力系统要下

2、发各种远方控制命令，同时，调度中心对电力系统要下发各种远方控制命令，这些命令只有通过变电站的自动化装置才能最终完成。这些命令只有通过变电站的自动化装置才能最终完成。 也可以说没有一个完整、先进、可靠的基础自动化就不也可以说没有一个完整、先进、可靠的基础自动化就不可能实现一个高水平的电网调度自动化。可能实现一个高水平的电网调度自动化。常规变电站的二次系统主要由继电保护、就地监控、远动常规变电站的二次系统主要由继电保护、就地监控、远动装置、录波装置等组成。装置、录波装置等组成。 在实际应用中，是按继电保护、远动、就地监控、测量、录在实际应用中，是按继电保护、远动、就地监控、测量、录波等功能组织的。

3、相应的就有保护屏、控制屏、录波屏、中央波等功能组织的。相应的就有保护屏、控制屏、录波屏、中央信号屏等。信号屏等。 每一个一次设备，例如每一个一次设备，例如1 1台变压器、台变压器、 1 1组电容器等，都与这组电容器等，都与这些屏有关，因而，每个设备的电流互感器的二次侧，都需要分些屏有关，因而，每个设备的电流互感器的二次侧，都需要分别引到这些屏上。别引到这些屏上。 同样，断路器的跳、合闸操作回路，也需要连到保护屏、控同样，断路器的跳、合闸操作回路，也需要连到保护屏、控制屏、制屏、 远动屏及其他自动装置屏上。远动屏及其他自动装置屏上。 此外，对同一个一次设备，与之相应的各二次设备此外，对同一个一次

4、设备，与之相应的各二次设备( (屏屏) ) 之之间，保护与远动设备之间都有许多连线。间，保护与远动设备之间都有许多连线。 由于各设备安装在不同地点，因而变电站内电缆错综复杂。由于各设备安装在不同地点，因而变电站内电缆错综复杂。 随着大规模集成电路和微处理器技术的应用，在变电站自动化阶段，将随着大规模集成电路和微处理器技术的应用，在变电站自动化阶段，将原来由晶体管等分立元件组成的自动装置逐步由大规模集成电路或微处原来由晶体管等分立元件组成的自动装置逐步由大规模集成电路或微处理器替代。理器替代。微机监控、微机保护、微机远动装置分别设置，分别完成各自的功能。微机监控、微机保护、微机远动装置分别设置，

5、分别完成各自的功能。 优点优点: 由于采用了数字电路，缩小了体积，明显的显示出优越性。由于采用了数字电路，缩小了体积，明显的显示出优越性。 利用微处理器的智能和计算能力，可以应用和发展新的算法，提高了利用微处理器的智能和计算能力，可以应用和发展新的算法，提高了测量的准确度和控制的可靠性，还扩充了新的功能。测量的准确度和控制的可靠性，还扩充了新的功能。 装置本身的故障自诊断能力，对提高装置自身的可靠性是很有意义的。装置本身的故障自诊断能力，对提高装置自身的可靠性是很有意义的。 缺点：缺点： 各自动化装置仍是独立运行，不能互相通信，不能共享资源。各自动化装置仍是独立运行，不能互相通信，不能共享资源

6、。微机化后的设备体积缩小、可靠性提高。这些微机型的装微机化后的设备体积缩小、可靠性提高。这些微机型的装置尽管功能不一样，其硬件配置都大体相同。除微机系统本置尽管功能不一样，其硬件配置都大体相同。除微机系统本身外，无非是对各种模拟量、开关量的数据采集，以及输身外，无非是对各种模拟量、开关量的数据采集，以及输 入入/ /输出接口电路，并且装置要采集的量和要控制的对象还有输出接口电路，并且装置要采集的量和要控制的对象还有许多是共同的，因而显得设备重复、数据不共享、通道不共许多是共同的，因而显得设备重复、数据不共享、通道不共用、电缆依旧错综复杂等问题依然存在。用、电缆依旧错综复杂等问题依然存在。变电站

7、综合自动化是将变电站的二次设备变电站综合自动化是将变电站的二次设备(包括测量仪包括测量仪表、信号系统、继电保护、自表、信号系统、继电保护、自 动装置和远动装置等动装置和远动装置等)经过功能经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技的组合和优化设计，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，实现对全变电站的一次设备术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的一次设备和输、配电线路的自动监视、和输、配电线路的自动监视、 测量、控制和保护、以及与调测量、控制和保护、以及与调度中心进行信息交换等功能。度中心进行信息交换等功能。 因此，变电站综合自动化是自动化技术、计

8、算机技术和通因此，变电站综合自动化是自动化技术、计算机技术和通信技术等高科技在变电站领域的综合应用。信技术等高科技在变电站领域的综合应用。 变电站综合自动化系统可以采集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，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。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利用多台微机子系统组成自动化系变电站综合自动化系统利用多台微机子系统组成自动化系统，代替常规的测量和监视统，代替常规的测量和监视 仪表，代替常规控制屏、中央

9、信仪表，代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护，改变常号系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护，改变常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷。规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷。因此，综合自动化的核心是自动监控系统，而综合自动化因此，综合自动化的核心是自动监控系统，而综合自动化的纽带是监控系统的局域通信网络，它把微机继电保护、微机的纽带是监控系统的局域通信网络，它把微机继电保护、微机自动装置、微机远动功能综合在一起形成一个具有远方功能的自动装置、微机远动功能综合在一起形成一个具有远方功能的自动监控系统。自动监控系统。 三、变电站综合自动化的基本特征三、变电站综合

10、自动化的基本特征 变电站综合自动化就是通过监控系统的局域网或现场总变电站综合自动化就是通过监控系统的局域网或现场总线，将微机保护、微机自动装置、微机远动装置采集的模拟量、线，将微机保护、微机自动装置、微机远动装置采集的模拟量、开关量、脉冲量及一些非电量信号，经过数据处理及功能的重开关量、脉冲量及一些非电量信号，经过数据处理及功能的重新组合，按照预定的程序和要求，新组合，按照预定的程序和要求， 对变电站实现综合性的监视对变电站实现综合性的监视和调度。和调度。 变电站无人值班与有人值班是两种不同的管理模式，与变变电站无人值班与有人值班是两种不同的管理模式，与变电站一、二次系统技术水平，电站一、二次

11、系统技术水平， 是否实现自动化没有直接关系。是否实现自动化没有直接关系。 一、二次设备可靠性的提高和采用先进技术，可以为无人一、二次设备可靠性的提高和采用先进技术，可以为无人 值班提供更为有利的条件，但不是必须具备的条件。值班提供更为有利的条件，但不是必须具备的条件。 变电站综合自动化为无人值班的管理模式，提供了技术保变电站综合自动化为无人值班的管理模式，提供了技术保证，提高了安全运行的可靠性。证，提高了安全运行的可靠性。 1995 1995年，国家电力调度通信中心要求现有年，国家电力调度通信中心要求现有35kV35kV和和110kV110kV变电变电站，在条件具备时逐步实现无人值班，新建变电

12、站可根据调度站，在条件具备时逐步实现无人值班，新建变电站可根据调度和管理需要以及规划要求，按无人值班设计。和管理需要以及规划要求，按无人值班设计。 为保证电力系统运行的安全可靠，微机保护通常独立于为保证电力系统运行的安全可靠，微机保护通常独立于监控系统，专门负责系统运行过程中的故障检测和处理。监控系统，专门负责系统运行过程中的故障检测和处理。变电站综合自动化系统中的微机保护主要包括：变电站综合自动化系统中的微机保护主要包括： 输电线路保护；输电线路保护； 电力变压器保护；电力变压器保护； 母线保护；母线保护； 电容器保护；电容器保护； 小电流接地系统自动选线；小电流接地系统自动选线； 自动重合

13、闸等。自动重合闸等。 变电站需采集的模拟量有：变电站需采集的模拟量有： 各段母线的电压电流、有功功率、无功功率、频率、相各段母线的电压电流、有功功率、无功功率、频率、相位、功率因数等。位、功率因数等。 主变压器电压、电流、有功功率和无功功率、油温等。主变压器电压、电流、有功功率和无功功率、油温等。 馈线电流、电压、有功功率、无功功率，功率因数等。馈线电流、电压、有功功率、无功功率，功率因数等。 直流电源电压、站用变压器电压等直流电源电压、站用变压器电压等。 电容器的电流、无功功率，电容器的电流、无功功率，1 1）模拟量的采集。）模拟量的采集。 对变电站的运行工况和设备状态进行自动监视，即对变电

14、对变电站的运行工况和设备状态进行自动监视，即对变电站各种开关量变位情况和各种模拟量进行监视。站各种开关量变位情况和各种模拟量进行监视。 通过开关量变位监视，可监视变电站中断路器、隔离开关、通过开关量变位监视，可监视变电站中断路器、隔离开关、接地开关、变压器分接头的位置和动作情况。接地开关、变压器分接头的位置和动作情况。 继电保护和自动装置的动作情况以及它们的动作顺序等。继电保护和自动装置的动作情况以及它们的动作顺序等。 模拟量的监视分为正常的测量和超过限定值的报警、事故时模拟量的监视分为正常的测量和超过限定值的报警、事故时模拟量变化的追忆等。模拟量变化的追忆等。 当变电站有非正常状态发生和设备

15、异常时，监控系统能及时当变电站有非正常状态发生和设备异常时，监控系统能及时在当地或远方发出事故音响或语音报警，并在显示器上自动推在当地或远方发出事故音响或语音报警，并在显示器上自动推出报警画面，为运行人员提供分析处理事故的信息，同时可将出报警画面，为运行人员提供分析处理事故的信息，同时可将事故信息进行存储和打印。事故信息进行存储和打印。 报警方式主要有报警方式主要有: : 自动推出画面、报警、语音或音响提示、闪光报警、信息自动推出画面、报警、语音或音响提示、闪光报警、信息操作提示操作提示 ( (如控制操作超时如控制操作超时) )等。等。 母线电压报警，即当电压偏差超出允许范围且越限连续累母线电

16、压报警，即当电压偏差超出允许范围且越限连续累计时间达一定值计时间达一定值( (例如例如30s)30s)后报警后报警; ; 线路负荷电流越限报警，即按设备容量及相应允许越限时线路负荷电流越限报警，即按设备容量及相应允许越限时间来报警间来报警; ; 主变压器过负荷报警，按规程要求分正常过负荷、事故过主变压器过负荷报警，按规程要求分正常过负荷、事故过 负荷报警负荷报警; ; 系统频率偏差报警，当其频率监视点超出允许值时的报警系统频率偏差报警，当其频率监视点超出允许值时的报警; ;消弧线圈接地系统中性点位移电压越限及累计时间超出允许消弧线圈接地系统中性点位移电压越限及累计时间超出允许值时报警值时报警;

17、 ; 母线上的进出功率及电能量不平衡越限报警母线上的进出功率及电能量不平衡越限报警; ; 直流电压越限报警。直流电压越限报警。对于一个典型的变电站，应报警的参数有对于一个典型的变电站，应报警的参数有: :110KV110KV及以上的重要输电线路发生故障的影响大。必须尽及以上的重要输电线路发生故障的影响大。必须尽快查找故障点，以缩短修复时间，尽快恢复供电，减小损失。快查找故障点，以缩短修复时间，尽快恢复供电，减小损失。 设置故障录波和各种测距是解决此问题的最好途径。设置故障录波和各种测距是解决此问题的最好途径。 变电站的故障录波和测距可采用两种方法实现，一是由微变电站的故障录波和测距可采用两种方

18、法实现，一是由微机保护装置兼作故障记录和测距，在将记录和测距结果送监机保护装置兼作故障记录和测距，在将记录和测距结果送监控机存储和打印输出或是直接送调度主站，这种方法可节约控机存储和打印输出或是直接送调度主站，这种方法可节约投资，减小硬件投资，但故障记录的数量有限；另外的方法投资，减小硬件投资，但故障记录的数量有限；另外的方法就是采用专门的微机故障录波器，并且故障录波器应具有串就是采用专门的微机故障录波器，并且故障录波器应具有串行通信功能，可以与监视系统通信。行通信功能，可以与监视系统通信。故障录波器用于电力系统，可在系统发生故障时，自故障录波器用于电力系统，可在系统发生故障时，自动地、准确地

19、记录故障前、后过程的各种电气量的变化情动地、准确地记录故障前、后过程的各种电气量的变化情况，通过对这些电气量的分析、比较、对分析处理事故、况，通过对这些电气量的分析、比较、对分析处理事故、判断保护是否正确动作、提高电力系统安全运行水平有着判断保护是否正确动作、提高电力系统安全运行水平有着重要作用。重要作用。此装置由3部分组成：检测部分、计算部分、上位机控制部分D7656将6路模拟量转换成数字量，DSP利用FFT算法对电压电流的数字量进行分析，提取出基波和各次谐波分量，并算出有功功率、无功功率等值，再传递给C8051单片机和终端计算机；外接于单片机的键盘控制LCD显示波形。 计算机波形数据的显示

20、、存储和打印等。系统运行情况如下：利用霍尔电流传感器和霍尔电压传感器采集电网的各项电压电流，通过滤波器滤去高、低频干扰，对电网三相电压、电流等基本参数进行实时检测，所测的6路模拟量传递给AD7656； 35KV 35KV、10KV10KV、6KV6KV的配电线路很少专门设置故障录波的配电线路很少专门设置故障录波器，为了分析故障的方便，可以设置简单故障记录功能。器，为了分析故障的方便，可以设置简单故障记录功能。 故障记录功能是记录继电保护动作前后与故障有关的电故障记录功能是记录继电保护动作前后与故障有关的电流量和母线电压。流量和母线电压。 故障记录量的选择可以按照以下的原则：故障记录量的选择可以

21、按照以下的原则： 对于大量中、低压变电站，没有配备专门的故障录波装对于大量中、低压变电站，没有配备专门的故障录波装置，而置，而10KV10KV出线数量大、故障率高，在监控系统中设置故障出线数量大、故障率高，在监控系统中设置故障记录功能，对分析和掌握情况、判断保护动作是否正确很有记录功能，对分析和掌握情况、判断保护动作是否正确很有益处。益处。 在电力系统输电线上经常发生各种短路故障，在故障点在电力系统输电线上经常发生各种短路故障，在故障点有些故障现象比较明显，比较好辨认，有些故障则现象有些故障现象比较明显，比较好辨认，有些故障则现象不太明显，如在中性点不接地系统发生单相接地故障时，不太明显，如在

22、中性点不接地系统发生单相接地故障时，由于接地电流小，所以在故障点造成的损害小，当保护由于接地电流小，所以在故障点造成的损害小，当保护切除这一故障后，故障点有时很难查找，但这一故障点切除这一故障后，故障点有时很难查找，但这一故障点由于绝缘已经发生变化，相对整条线路而言比较薄弱，由于绝缘已经发生变化，相对整条线路而言比较薄弱，所以很可能是下一次故障的发生地，因此，仍然需要尽所以很可能是下一次故障的发生地，因此，仍然需要尽快找到。快找到。 当前故障测距方法可以分为两大类，一类是利用线路故障当前故障测距方法可以分为两大类，一类是利用线路故障时由录波装置得到的各种电气量信息（电压、电流等），时由录波装置

23、得到的各种电气量信息（电压、电流等），通过建立合适的线路模型，运用电力系统分析的手段得到通过建立合适的线路模型，运用电力系统分析的手段得到故障点。故障点。 另一类测距方法与雷达的原理相似，在输电线发生故障时，另一类测距方法与雷达的原理相似，在输电线发生故障时，通过物理手段（测距装置）向线路上施加一定的信号，这通过物理手段（测距装置）向线路上施加一定的信号，这一信号在故障点会发生反射和折射，分析得到的反射信号一信号在故障点会发生反射和折射，分析得到的反射信号即可计算出十分准确的测距结果。即可计算出十分准确的测距结果。 一般第一类方法的测距精度为线路长度的一般第一类方法的测距精度为线路长度的2-3

24、%2-3%，第二类方，第二类方法的测距精度可达一个杆塔行距以内（法的测距精度可达一个杆塔行距以内（500500米），由此可米），由此可见第二类方法的测距精度之高。见第二类方法的测距精度之高。 事故顺序记录就是对变电站内的继电保护、自动装置、断路事故顺序记录就是对变电站内的继电保护、自动装置、断路器等在事故时动作的先后顺序自动记录。器等在事故时动作的先后顺序自动记录。 微机保护或监控系统采集环节必须有足够的内存，能存放足微机保护或监控系统采集环节必须有足够的内存，能存放足够数量或足够长时间的时间顺序记录，确保当后台监控系统够数量或足够长时间的时间顺序记录，确保当后台监控系统或远方几种控制主站通信

25、中断时，不会丢失事件的信息。或远方几种控制主站通信中断时，不会丢失事件的信息。 记录事件发生的时间应该精确到毫秒级。记录事件发生的时间应该精确到毫秒级。 自动记录的报告可在显示器上显示和打印输出。顺序记录的自动记录的报告可在显示器上显示和打印输出。顺序记录的报告对分析事故、评价继电保报告对分析事故、评价继电保 护和自动装置以及断路器的动作护和自动装置以及断路器的动作情况是非常有用的。情况是非常有用的。 操作人员能通过屏幕对断路器和隔离开关（如果允许操作人员能通过屏幕对断路器和隔离开关（如果允许电动操作的话）进行分、合操作。电动操作的话）进行分、合操作。 对变压器分接头开关位置进行调节控制。对变

26、压器分接头开关位置进行调节控制。 对电容器进行投切控制。对电容器进行投切控制。 能接受遥控操作命令，进行远方操作。能接受遥控操作命令，进行远方操作。 为防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计为防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计时，应保留人工直接跳闸、合闸的手段。时，应保留人工直接跳闸、合闸的手段。 所有的操作控制均能就地和远方控制、就地和远方切所有的操作控制均能就地和远方控制、就地和远方切换相互闭锁，自动和手动相互闭锁。换相互闭锁，自动和手动相互闭锁。 操作闭锁包括以下内容操作闭锁包括以下内容: : 操作系统出口具有断路器跳闸、合闸闭锁功能。根据实操作系统出口具有断路器跳闸、合

27、闸闭锁功能。根据实时信息，自动实现断路器、隔离开关操作闭锁功能，适应一时信息，自动实现断路器、隔离开关操作闭锁功能，适应一次设备现场维护操作的次设备现场维护操作的“电脑五防电脑五防 操作及闭锁系统。操作及闭锁系统。 “五防五防”功能功能： 防止带负荷拉、合隔离开关，防止误人带电间隔，防止防止带负荷拉、合隔离开关，防止误人带电间隔，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误分、合断路器，防止带电挂接地线，防止带地线合隔离开关。关。 显示器屏幕操作闭锁功能是指只有输入正确的操作口令显示器屏幕操作闭锁功能是指只有输入正确的操作口令和监护口令后才有权进行操作控制。和监护口令后才有权进行

28、操作控制。 （6 6）人机联系功能）人机联系功能 其内容包括：其内容包括：主变和输电线路有功和无功功率每天的主变和输电线路有功和无功功率每天的最大和最小值以及相应的时间；母线电压每天记录的最高最大和最小值以及相应的时间；母线电压每天记录的最高值和最低值以及相应的时间；计算受配电电能平衡率；统值和最低值以及相应的时间；计算受配电电能平衡率；统计断路器动作次数；断路器切除故障电流和跳闸次数的累计断路器动作次数；断路器切除故障电流和跳闸次数的累积时间；控制操作和修改整定值记录等。积时间；控制操作和修改整定值记录等。 记录的数据可以通过系统的打印机进行数据打印，以记录的数据可以通过系统的打印机进行数据

29、打印，以供变电站管理和历史存档。供变电站管理和历史存档。 各变电站的运行报表可就地打印，也能集中在控制中各变电站的运行报表可就地打印，也能集中在控制中心打印输出。心打印输出。（7 7）后台数据统计和打印功能）后台数据统计和打印功能 变电站综合自动化系统必须具有保证安全、可靠供电和提变电站综合自动化系统必须具有保证安全、可靠供电和提高电能质量的自动控制功能。高电能质量的自动控制功能。 为此，典型的变电站综合自动化系统都配置了相应的自动为此，典型的变电站综合自动化系统都配置了相应的自动控制装置，如电压、无功综合控制装置、低频率减负荷控控制装置，如电压、无功综合控制装置、低频率减负荷控制装置、备用电

30、源自投控制装置、小电流接地选线装置等制装置、备用电源自投控制装置、小电流接地选线装置等 变电站电压、无功综合控制是利用有载调压变压器和母线变电站电压、无功综合控制是利用有载调压变压器和母线无功补偿电容器及电抗器进行局部的电压及无功补偿的自动调无功补偿电容器及电抗器进行局部的电压及无功补偿的自动调节，使负荷侧母线电压偏差在规定范围以内。节，使负荷侧母线电压偏差在规定范围以内。 在调度在调度 ( (控制控制) )中心直接控制时，变压器的分接头开关调中心直接控制时，变压器的分接头开关调整和电容器组的投切直接接受远方控制，整和电容器组的投切直接接受远方控制， 当调度当调度( (控制控制) )中心中心给

31、定电压曲线或无功曲线的情况下，则由变电站综合自动化系给定电压曲线或无功曲线的情况下，则由变电站综合自动化系统就地进行控制。统就地进行控制。 电力系统的频率是电能质量最重要的指标之一。在系统电力系统的频率是电能质量最重要的指标之一。在系统正常运行时必须维持电网的频率在正常运行时必须维持电网的频率在50Hz50Hz（0.10.10.20.2）HzHz的的范围内。范围内。 当电力系统因事故导致有功功率缺额而引起系统频率下当电力系统因事故导致有功功率缺额而引起系统频率下降时，低频率减负荷装置应能及时自动断开一部分负荷，防降时，低频率减负荷装置应能及时自动断开一部分负荷，防止频率进一步降低，以保证电力系

32、统稳定运行和重要负荷的止频率进一步降低，以保证电力系统稳定运行和重要负荷的 正常工作。正常工作。 当系统频率恢复到正常值之后，被切除的负荷可逐步远当系统频率恢复到正常值之后，被切除的负荷可逐步远方手动恢复或可选择延时分级自动恢复。方手动恢复或可选择延时分级自动恢复。 小电流接地系统（我国小电流接地系统（我国3KV-66KV3KV-66KV配电网大多采用小电流接配电网大多采用小电流接地方式既中性点非有效接地方式）发生单相接地时，接地地方式既中性点非有效接地方式）发生单相接地时，接地点接地电流不大，三相电压的对称性和线电压不变，用电点接地电流不大，三相电压的对称性和线电压不变，用电设备仍可继续运行

33、。所以允许继续运行一段时间（一般为设备仍可继续运行。所以允许继续运行一段时间（一般为2 2个小时）。由于这时如果再发生另一点（特别是另一相）个小时）。由于这时如果再发生另一点（特别是另一相）接地，将会出现较大的短路电流而跳闸。为了防止由此而接地，将会出现较大的短路电流而跳闸。为了防止由此而产生的较大面积停电和由单相接地引发的其他问题，要求产生的较大面积停电和由单相接地引发的其他问题，要求带发生单相接地后，尽快查找接地点，并将其隔离（进而带发生单相接地后，尽快查找接地点，并将其隔离（进而排除接地），保证系统其它部分安全运行。排除接地），保证系统其它部分安全运行。 这种查找接地点（线路）的过程称为

34、单相接地故障选线，通这种查找接地点（线路）的过程称为单相接地故障选线，通常可用手动逐条线路拉闸的方式来选线。若拉开某条线路后常可用手动逐条线路拉闸的方式来选线。若拉开某条线路后接地现象消失，说明接地点在该线路上，则停用该线路进一接地现象消失，说明接地点在该线路上，则停用该线路进一步检查并排除接地故障，故障排除后再恢复该线路的运行；步检查并排除接地故障，故障排除后再恢复该线路的运行；若拉开某条线路后接地现象没消失，说明节点不在该线路上，若拉开某条线路后接地现象没消失，说明节点不在该线路上，可马上合上开关恢复该线路供电，逐条线路查下去，直到查可马上合上开关恢复该线路供电，逐条线路查下去，直到查找到

35、接电线路为止。找到接电线路为止。 单相接地故障选线也可用故障选线自动装置来实现。单相接地故障选线也可用故障选线自动装置来实现。 根据单相接地时中性点不接地系统的特点，目前选线装根据单相接地时中性点不接地系统的特点，目前选线装置主要基于零序功率方向原理，零序电流的幅值原理等。置主要基于零序功率方向原理，零序电流的幅值原理等。 综合自动化变电所设备中，小电流接地选线功能是由接综合自动化变电所设备中，小电流接地选线功能是由接于母线上的配出线保护装置、开口三角电压监测点和主站于母线上的配出线保护装置、开口三角电压监测点和主站共同完成的。当系统发生接地后，零序电压共同完成的。当系统发生接地后，零序电压(

36、3U0)(3U0)抬高，装抬高，装置感受到电压有突变且幅值超过置感受到电压有突变且幅值超过10 V10 V时，由集中测量装置时，由集中测量装置检出向主站报送，再由主站向配出线的保护装置广播，并检出向主站报送，再由主站向配出线的保护装置广播，并计算当前零序电压计算当前零序电压3U3U0 0及零序电流向量。再根据接在该母线及零序电流向量。再根据接在该母线上所有线路的零序电流的方向判断接地点所在线路，从而上所有线路的零序电流的方向判断接地点所在线路，从而使装置判断出故障所在，并分别向就地监控计算机及远方使装置判断出故障所在，并分别向就地监控计算机及远方控制中心报告，通知维护人员及时处理故障点控制中心

37、报告，通知维护人员及时处理故障点 。 小电流接地故障选线自动装置工作原理小电流接地故障选线自动装置工作原理中性点不接地系统发生单相接地后，可得出如下结论：中性点不接地系统发生单相接地后，可得出如下结论： a) a) 电网中会出现零序电流和零序电压，零序电压大小等于电网中会出现零序电流和零序电压，零序电压大小等于 电网正常工作时的相电压。电网正常工作时的相电压。 单相接地时中性点不接地系统的特点单相接地时中性点不接地系统的特点 中性点不接地系统正常运行时，各相对地电压是对称中性点不接地系统正常运行时，各相对地电压是对称的，中性点对地电压为零，电网中无零序电压。的，中性点对地电压为零，电网中无零序

38、电压。 b)b)故障线路与非故障线路出现零序电流，故障线路零序电流故障线路与非故障线路出现零序电流，故障线路零序电流大小等于所有非接地线路零序电流之和，电容性无功功率大小等于所有非接地线路零序电流之和，电容性无功功率的方向为线路流向母线；非故障线路零序电流大小等于本的方向为线路流向母线；非故障线路零序电流大小等于本线路对地电容电流，其电容性无功功率的方向为母线流向线路对地电容电流，其电容性无功功率的方向为母线流向线路。线路。c)c)非故障线路零序电流超前零序电压非故障线路零序电流超前零序电压9090，故障线路的零序，故障线路的零序电流滞后零序电压电流滞后零序电压9090，故障线路的零序电流与非

39、故障线，故障线路的零序电流与非故障线路的零序电流方向相反。路的零序电流方向相反。 d)d)接地故障处电流的大小等于所有线路接地故障处电流的大小等于所有线路( (包括故障线路和非包括故障线路和非故障线路故障线路) )的接地电容电流的总和，并超前零序电压的接地电容电流的总和，并超前零序电压9090。 变电站综合自动化的通信功能包括系统内部的现场级的变电站综合自动化的通信功能包括系统内部的现场级的通信和自动化系统与上级调度的通信两部分。通信和自动化系统与上级调度的通信两部分。现场级通信，主要解决自动化系统内部各子系统与上位机现场级通信，主要解决自动化系统内部各子系统与上位机( (监监 控主机控主机)

40、 )和各子系统间的数据和信息交换问题，它们的通和各子系统间的数据和信息交换问题，它们的通信范围是变电站内部。信范围是变电站内部。综合自动化系统必须兼有综合自动化系统必须兼有RTURTU的全部功能，应该能够将所采的全部功能，应该能够将所采集的模拟量和开关量集的模拟量和开关量 信息，以及事件顺序记录等远传至调度信息，以及事件顺序记录等远传至调度中心中心; ;同时应该能够接收调度中心下达的各种操作、同时应该能够接收调度中心下达的各种操作、 控制、修控制、修改定值等命令。改定值等命令。结结 构构 传统变电站自动化改造模式由应用最普遍的远方终端加传统变电站自动化改造模式由应用最普遍的远方终端加上当地监控

41、系统组成。上当地监控系统组成。 这种结构方式是在保留常规的电气二次设备的基础上，这种结构方式是在保留常规的电气二次设备的基础上，利用普遍运用的利用普遍运用的 RTURTU再配以变送器、不间断电源再配以变送器、不间断电源 (UPS)(UPS)等等构成。构成。一、传统变电站改造模式一、传统变电站改造模式此模式完全保留了此模式完全保留了RTURTU的的 功能和常规二次回路的设功能和常规二次回路的设计，适合于各种电压等级计，适合于各种电压等级的变电站利用传统的的变电站利用传统的RTURTU实现自动监控功能。实现自动监控功能。 集中式，是在控制室进行集中测控的集中式结集中式，是在控制室进行集中测控的集中

42、式结构。构。 即将变电站所有设备以遥测、遥信、遥脉、遥控、即将变电站所有设备以遥测、遥信、遥脉、遥控、遥调及保护功能划分为不同的子系统。遥调及保护功能划分为不同的子系统。综合自动化系统集中式结构的框图综合自动化系统集中式结构的框图集中式结构形式图集中式结构形式图 局域网系统局域网系统LAN适配器适配器站级测控主单元站级测控主单元35kV、110kV主 变 压主 变 压器器断路器、断路器、隔离开关及其他隔离开关及其他触点的开关信号触点的开关信号出线出线保护保护电电能能表表一次侧一次侧 TATV温度、压力温度、压力直流、交流直流、交流等模拟量等模拟量RS232或或RS485或其它或其它 远方远方

43、调度中心调度中心GPS 后台后台 监控系统监控系统 模拟盘模拟盘遥信遥信单元单元遥控遥控单元单元保护保护单元单元电度电度单元单元遥测遥测单元单元遥测遥测单元单元变压器变压器保护保护集中式结构集中式结构 集中式，是在控制室进行集中测控的集中式结构。集中式，是在控制室进行集中测控的集中式结构。 即将变电站所有设备以遥测、遥信、遥脉、遥控、遥调即将变电站所有设备以遥测、遥信、遥脉、遥控、遥调及保护功能划分为不同的子系统。及保护功能划分为不同的子系统。间隔层又称为间隔层又称为1层，主要包括按间隔布置的继电层，主要包括按间隔布置的继电保护装置，测量控制装置，及保护装置，测量控制装置，及PT切换装置、公共

44、切换装置、公共信号装置、故障录波装置、电压无功控制装置等信号装置、故障录波装置、电压无功控制装置等. 数采控制机和开关量采集处理机将数采单元和数采控制机和开关量采集处理机将数采单元和开关单元所采集的数据和开关状态送给监控机和送开关单元所采集的数据和开关状态送给监控机和送往调度中心，并接受由调度或监控机下达的命令往调度中心，并接受由调度或监控机下达的命令 用于大型变电站的综合自动化系统在变电站管用于大型变电站的综合自动化系统在变电站管理层可设有通信控制机，专门负责与调度中心理层可设有通信控制机，专门负责与调度中心通信，并设有工程师机，负责软件开发与管理通信，并设有工程师机，负责软件开发与管理功能

45、，其结构图如图功能，其结构图如图3-53-5所示。所示。 另外在功能间隔层可有各种录波装置等。另外在功能间隔层可有各种录波装置等。 局域网系统局域网系统LAN适配器适配器站级测控主单元站级测控主单元3 5 k V 、110kV主变压器主变压器开关状态、开关状态、电量检测、电量检测、出线保护出线保护等等RS232或或RS485或其它或其它 远方远方 调度中心调度中心GPS 后台后台 监控系统监控系统 模拟盘模拟盘变压器变压器保护保护RTU分布式结构分布式结构出线出线保护保护RTU开关状态、开关状态、电量检测、电量检测、进线保护进线保护等等进线进线保护保护RTU母线电压、母线电压、温度、压力温度、

46、压力等等测量测量保护保护RTU开关状态、开关状态、电量检测、电量检测、出线保护出线保护等等出线出线保护保护RTU 分层分布式结构，即将测控单元就地下放，安装于一分层分布式结构，即将测控单元就地下放，安装于一次设备上或其附近，以间隔为划分，每一个间隔的测量、次设备上或其附近，以间隔为划分，每一个间隔的测量、信号、脉冲、控制、保护综合在一个测控单元上。信号、脉冲、控制、保护综合在一个测控单元上。 这是目前国内外最为流行、结构最为合理的、比较先进的这是目前国内外最为流行、结构最为合理的、比较先进的一种综合自动化系统。一种综合自动化系统。 它是采用它是采用“面向对象面向对象”即面向电气一次回路或电气间

47、隔即面向电气一次回路或电气间隔( (如如1 1条出线、条出线、1 1台变压器、台变压器、1 1组电容器等组电容器等) )的方法进行设计的，的方法进行设计的，间隔层中各数据采集、监控单元和保护单元做在一起，设计在间隔层中各数据采集、监控单元和保护单元做在一起，设计在同一机箱中，并将这种机箱就地分散安装在开关柜上或其他一同一机箱中，并将这种机箱就地分散安装在开关柜上或其他一次设备附近。次设备附近。 各间隔单元的设备相互独立，仅通过光纤或电缆网络由站各间隔单元的设备相互独立，仅通过光纤或电缆网络由站控机对它们进行管理和交换信息，这是将功能分布和物理分散控机对它们进行管理和交换信息，这是将功能分布和物

48、理分散两者有机结合的结果两者有机结合的结果。 通常，能在间隔层内完成的功能一般不依赖通信网络，如通常，能在间隔层内完成的功能一般不依赖通信网络，如保护功能本身不依赖于通信网络，这就是分散式结构。保护功能本身不依赖于通信网络，这就是分散式结构。 这种结构形式配置灵活，从安装配置上除了能这种结构形式配置灵活，从安装配置上除了能分散安装在间隔开关柜上以外，还可以实现在控制分散安装在间隔开关柜上以外，还可以实现在控制室内集中组屏或分层组屏，即一部分集中在低压开室内集中组屏或分层组屏，即一部分集中在低压开关室内分别组屏关室内分别组屏( (如如6kV-35kV6kV-35kV的配电线路的配电线路) )等。

49、等。 这种将配电线路的保护和测控单元分散安装在这种将配电线路的保护和测控单元分散安装在开关柜内，而高压线路保护和主变压器保护装置等开关柜内，而高压线路保护和主变压器保护装置等采用集中组屏的系统结构称为分散和集中相结合的采用集中组屏的系统结构称为分散和集中相结合的结构。如图结构。如图3-63-6所示。所示。 对于配电线路，可以将这个一体化的保护、测量、控制单对于配电线路，可以将这个一体化的保护、测量、控制单元分散安装在各个开关柜中，然后由监控主机通过光缆或电缆元分散安装在各个开关柜中，然后由监控主机通过光缆或电缆网络，对这些单元进行管理和交换信息，这就是分散式的结构。网络，对这些单元进行管理和交

50、换信息，这就是分散式的结构。 对于高压线路保护装置和变压器保护装置，仍采用集中组对于高压线路保护装置和变压器保护装置，仍采用集中组屏安装在控制室内。屏安装在控制室内。 这种将配电线路的保护和测控单元分散安装在开关柜内，而这种将配电线路的保护和测控单元分散安装在开关柜内，而高压线路保护和主变压器保护装置等采用集中组屏的系统结构，高压线路保护和主变压器保护装置等采用集中组屏的系统结构，称为分散和集中相结合的结构。称为分散和集中相结合的结构。 这是当前综合自动化系统的主要结构形式。这是当前综合自动化系统的主要结构形式。 分散安装与集中组屏相结合的结构分散安装与集中组屏相结合的结构（a）电气主接线）电

51、气主接线 （b）主控制室布置）主控制室布置 （c）安装于开关柜的）安装于开关柜的10kV保护测量控制一体化装置保护测量控制一体化装置 硬件结构为完全分散式的综合自动化系统，是指以变压硬件结构为完全分散式的综合自动化系统，是指以变压器、断路器、母线等一次主设备为安装单位，将保护、控制、器、断路器、母线等一次主设备为安装单位，将保护、控制、输入输入/ /输出、闭锁等单元就地分散安装在一次主设备的开关柜输出、闭锁等单元就地分散安装在一次主设备的开关柜上。上。 安装在主控制室的主控单元通过现场总线与分散的单元进安装在主控制室的主控单元通过现场总线与分散的单元进行通信，主控单元通过网络与监控主机联系。行

52、通信，主控单元通过网络与监控主机联系。 其结构示意图如图其结构示意图如图3-73-7所示。所示。五、完全分散式的综合自动化系统结构五、完全分散式的综合自动化系统结构图3-7完全分散式的综合自动化系统结构示意图第四节变电站电压无功综合控制子系统第四节变电站电压无功综合控制子系统 在电力系统的正常运行中，随着用电负荷的变化和系统在电力系统的正常运行中，随着用电负荷的变化和系统运行方式的改变，网络中的电压损耗也随之发生变化。运行方式的改变，网络中的电压损耗也随之发生变化。 要保证用户在任何时刻都能在其额定电压下工作是不现要保证用户在任何时刻都能在其额定电压下工作是不现实的。但其电压偏移必须限制在允许

53、的范围内实的。但其电压偏移必须限制在允许的范围内电压对电力用户的影响电压对电力用户的影响电压对电力系统的影响电压对电力系统的影响 电力系统电压偏离额定值过大不仅影响电力用户的正常工电力系统电压偏离额定值过大不仅影响电力用户的正常工作，同时也会影响电力系统本身。作，同时也会影响电力系统本身。 电压降低，使网络中的功率损耗和能量损耗加大，电压过电压降低，使网络中的功率损耗和能量损耗加大，电压过低还可能危及电力系统运行的稳定性。低还可能危及电力系统运行的稳定性。 在系统中无功功率不足，电压水平低下的情况下，某些枢在系统中无功功率不足，电压水平低下的情况下，某些枢纽变电所在母线电压发生微小扰动的情况下

54、，会造成电压大幅纽变电所在母线电压发生微小扰动的情况下，会造成电压大幅度下降的度下降的“电压崩溃电压崩溃”现象，其后果是相当严重的，可能导致现象，其后果是相当严重的，可能导致发电厂之间失去同步，造成整个系统瓦解的重大停电事故。发电厂之间失去同步，造成整个系统瓦解的重大停电事故。（1 1）同步发电机）同步发电机同步发电机目前是电力系统中惟一的有功功率电源，它又是同步发电机目前是电力系统中惟一的有功功率电源，它又是基本的无功功率电源。基本的无功功率电源。（2 2）同步调相机及同步电动机）同步调相机及同步电动机同步调相机是特殊运行状态下的同步电动机，可视为不带有同步调相机是特殊运行状态下的同步电动机

55、，可视为不带有功负荷的同步发电机或是不带机械负荷的同步电动机。功负荷的同步发电机或是不带机械负荷的同步电动机。（3 3）静电电容器）静电电容器（4 4）静止无功功率补偿器（）静止无功功率补偿器（SVCSVC）（5 5）高压输电线路的充电功率）高压输电线路的充电功率同步调相机同步调相机静电电容器静电电容器静止无功补偿装置静止无功补偿装置变电站电压控制的装置变电站电压控制的装置 同步调相机相当于空载运行的同步电动机。当它的转子励磁电流刚同步调相机相当于空载运行的同步电动机。当它的转子励磁电流刚好为某一特定值时，它发出的无功功率恰好为零。这时仅从电网中吸收好为某一特定值时，它发出的无功功率恰好为零。

56、这时仅从电网中吸收少量的有功功率用来克服机械旋转阻力，维持同步速度空转，当转子励少量的有功功率用来克服机械旋转阻力，维持同步速度空转，当转子励磁电流大于此特定值时，称为过励磁。在过励磁运行时，磁电流大于此特定值时，称为过励磁。在过励磁运行时， 它向系统供给它向系统供给感性无功功率起无功电源的作用；在欠励磁运行时，它从系统吸取感性感性无功功率起无功电源的作用；在欠励磁运行时，它从系统吸取感性无功功率起无功负荷作用。无功功率起无功负荷作用。 装有自动励磁调节装置的同步调相机，能根据装设地点电压的数值装有自动励磁调节装置的同步调相机，能根据装设地点电压的数值平滑改变输出平滑改变输出( (或吸取或吸取

57、) )的无功功率，进行电压调节。特别是有强行励磁的无功功率，进行电压调节。特别是有强行励磁装置时，在系统故障情况下，还能调整系统的电压，有利于提高系统的装置时，在系统故障情况下，还能调整系统的电压，有利于提高系统的稳定性。稳定性。同步调相机同步调相机 电容器只能向系统供给无功功率。所供无功功率电容器只能向系统供给无功功率。所供无功功率Q QC C 与所与所在节点的电压在节点的电压U U的平方成正比，即的平方成正比，即QC =U 2 QC =U 2 * *CUCU (7-1)XC (7-1)XC 式中式中XCXC电容器的容抗。当节点电容器的容抗。当节点压下降时，它供给系统的无功功率也将减小。因此

58、，当系压下降时，它供给系统的无功功率也将减小。因此，当系统发生故障或由于其他原因而导致系统电压下降时，电容统发生故障或由于其他原因而导致系统电压下降时，电容器的无功功率输出反而比平常还少，这将导致电压继续下器的无功功率输出反而比平常还少，这将导致电压继续下降。显然，电容器的无功功率调节能力较差。为了在运行降。显然，电容器的无功功率调节能力较差。为了在运行中能够调节电容器供给的无功功率，可根据需要按三角形中能够调节电容器供给的无功功率，可根据需要按三角形接法或星形接法成组地连接到变电站的母线上。根据负荷接法或星形接法成组地连接到变电站的母线上。根据负荷变化分组投入或切除。因此，静电电容器组的容量

59、可大可变化分组投入或切除。因此，静电电容器组的容量可大可小，既可集中使用，又可分散使用，使用起来比较灵活。小，既可集中使用，又可分散使用，使用起来比较灵活。静电电容器在运行时的功率损耗较小，约为额定容量的静电电容器在运行时的功率损耗较小，约为额定容量的0.3%0.3%0.5%0.5%， 电容器每单位容量的投资费用较小且与总容电容器每单位容量的投资费用较小且与总容量的大小无关。此外由于它没有旋转部件，维护方便，因量的大小无关。此外由于它没有旋转部件，维护方便，因而在实际中仍被广泛使用。而在实际中仍被广泛使用。 电容器电容器 由静止器件构成的并联、可控、无功补偿装置。由静止器件构成的并联、可控、无

60、功补偿装置。 通过改变其容性和通过改变其容性和( (或或) )感性等效阻抗来调节输出以维持感性等效阻抗来调节输出以维持或快速控制电力系统的特定参数或快速控制电力系统的特定参数( (典型参数是电压、无功典型参数是电压、无功功率功率) )。 包括晶闸管控制电抗器、晶闸管投切电容器和晶闸管投包括晶闸管控制电抗器、晶闸管投切电容器和晶闸管投切电抗器等。切电抗器等。 静止无功补偿装置静止无功补偿装置变电站电压控制的措施变电站电压控制的措施（1 1）维持监视点电压为设定值；）维持监视点电压为设定值；（2 2）联络线无功潮流在给定值或偏离给定值最小，应尽）联络线无功潮流在给定值或偏离给定值最小，应尽力使无功