供电技术课件ch供电系统变电所的自动化

内容提要：本章介绍了供电系统的基本功能以及变电所综合自动化系统的结构，还介绍了备用电源投入装置，最后介绍了自动重合闸装置。第7章供电系统变电所的自动化第7章供电系统变电所的自动化第一节概述第二节变电所自动化系统的基本功能第三节变电所综合自动化系统的结构第四节备用电源自动投入装置第五节自动重合闸装置第一节概述

变电所的自动化系统就是将变电所的二次设备（包括：继电保护装置、控制装置、测量装置、信号装置）通过计算机网络和现代通信技术综合集成为一体，实现变电所运行管理自动化的系统。

一、变电所的自动化系统的定义二、变电所的自动化系统的主要功能

具有微机保护，数据、信号采集与测量，自动控制，运行监视，打印记录，故障录波与测距，信息储存与分析，自诊断，与调度所通信以及接受、处理和传送来自线路需经变电所传送的信号等功能。三、变电所的自动化系统的目的

1）在中、低压变电所中采用自动化系统，取消常规的保护、监视、测量、控制屏，以全面提高变电所的技术水平和运行管理水平，并逐步实行无人值班，达到减员增效的目的。

2）对于高压大型枢纽变电所的建设和设计来说，采用自动化系统，解决了各专业在技术上保持相对独立而造成的互相脱节、重复投资，甚至影响运行可靠性的弊端。达到提高自动化水平和运行管理水平的目的。

第二节变电所自动化系统的基本功能

一、

监视控制功能

变电所综合自动化系统的监控功能，应包括变电所模拟量、状态量、脉冲量的数据采集，时间顺序记录，故障录波，谐波监测与分析，变电站操作控制，人机联系，变电所内通信以及与上级调度通信的全部功能。1.数据采集:对供电系统运行参数的在线实时采集是变电所自动化系统的基本功能之一，运行参数可分为模拟量、状态量和脉冲量等。2.数据处理与记录:数据处理的内容为电力部门和用户内部生产调度所要求的数据。(1)变电所运行参数的统计、分析与计算(2)变电所内运行参数和设备的越限报警及记录(3)变电所内的事件记录3.运行监视:运行监视即对采集到的反映变电所运行状况和设备状态的数据进行自动监视。4.故障录波:10kV及以上的重要配电线路距离长、发生故障影响大，当配电线路故障时必须尽快查出故障点，以便缩短维修时间，尽快恢复供电，减少损失。

5.事故顺序记录与事故追忆

事故顺序记录就是对变电所内的继电保护、自动装置、断路器等在事故时动作的先后顺序自动记录。事故追忆是指对变电所内的一些主要模拟量，如线路、主变压器的电流、有功功率、母线电压等，在事故前后一段时间内作连续测量记录。6.控制及安全操作闭锁：操作人员可通过显示器屏幕对断路器、隔离开关进行分、合闸操作；对变压器分接头进行调节控制；对电容器组进行投、切控制。并且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。操作闭锁包括以下内容：操作系统出口具有断路器分、合闸闭锁功能。二、微机继电保护功能

微机继电保护是变电所自动化系统中的关键环节，主要包括线路保护、电力变压器保护、母线保护、电容器保护、小电流接地系统自动选线、自动重合闸。由于继电保护的特殊重要性，自动化系统绝不能降低继电保护的可靠性、独立性。

微机继电保护应满足的要求：

1.系统的微机继电保护按被保护的电力设备单元(间隔)分别独立设置，直接由相关的电流互感器和电压互感器输入电气量，保护装置的输出，直接作用于相应断路器的跳闸线圈。

2.保护装置设有通信接口，供接入站内通信网，在保护动作后向变电所层的微机设备提供报告，但继电保护功能完全不依赖通信网。

3.为避免不必要的硬件重复，以提高整个系统的可靠性和降低造价，对35kV及以下的变（配）电所，在不降低保护装置可靠性的前提下，可以配给保护装置其他一些功能。4.除保护装置外，其他一些重要控制设备，例如备用电源自动投入装置、控制电容器投切和变压器分接头有载切换的无功电压控制装置等，也不依赖通信网，设备专用的装置放在相应间隔屏上。三、自动控制装置的功能变电所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。因此，典型的变电所自动化系统都配置了相应的自动控制装置，如备用电源自动投入控制装置、自动重合闸装置、电压、无功综合控制装置、小电流接地选线装置等。1.备用电源自投控制：当工作电源因故不能供电时，备用电源自动投入装置应能迅速及时将备用电源自动投入使用或将用电负荷切换到备用电源上去。2.自动重合闸装置：在供电系统的架空线路发生“瞬时性故障”被继电保护迅速断开后，由于故障的瞬时性，故障点的绝缘强度会自动恢复。利用这一特点，采用自动重合闸装置能够自动将断路器重新合闸，恢复供电，提高供电的可靠性。4.小电流接地选线装置：在中性点不接地系统中发生单相接地时，接地保护应能正确地选出接地线路及接地相，并予以报警。3.电压、无功综合控制：变电所电压、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功率补偿的自动调节控制，使负荷侧母线电压偏差在规定范围以内以及用户供电系统的功率因数达到电力部门的要求。四、远动及数据通信功能变电所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。1)自动化系统的现场级通信，主要解决变电所内部自动化各子系统间和各子系统与上位机(监控主机)间的数据和信息交换问题。它们的通信范围是变电站内部。对于集中组屏结构的自动化系统来说，实际上是在变电所主控室内部；对于分散分层结构的自动化系统来说，其通信范围扩大至主控室与现场单元的安装地。

2)自动化系统必须兼有远动终端（RemoteTerminalUnit,RTU）的全部功能，应该能够将所采集的模拟量和开关量信息，以及事件顺序记录等远传至上级调度中心；同时应该能够接收调度中心下达的各种操作、控制、修改定值等命令。第三节变电所综合自动化系统的结构一、变电所综合自动化系统设计的原则

根据变电所在供电系统中的地位和作用，对变电所自动化系统的结构设计应考虑可靠、实用、先进的原则。

可靠性是变电所自动化系统结构设计的基础，系统本身应有较强的抗干扰能力和自检恢复功能，在系统运行中，继电保护的动作行为仅与保护装置有关，不依赖于监控系统和其他环节，保证自动化系统中某一环节故障只影响局部功能的实现，不影响保护子系统的正常工作。且都应设有手动跳、合闸功能及防跳功能。变电所自动化系统的实用性是要求对自动化系统的结构和功能设计从实际应用的对象出发。从而提高变电所自动化系统性能价格比，减少投资。同时系统本身在结构配置上应有可扩充余地、通用性要强、操作使用要方便、便于修改和增删。变电所自动化系统的先进性通常是以系统的整体结构、功能水平及其可靠性、实用性等综合指标为衡量依据的。变电所自动化系统的整体结构和功能水平设计，要求安全可靠、运行稳定、经济效益等综合指标好，并为变电所的进一步自动化和人工智能应用提供平台，满足和促进变电所无人值班的实施。同时应符合国家或部颁标准，使系统开放性能好，便于升级。二、变电所综合自动化系统的结构变电所自动化系统的结构可分为集中式、分布分散式和分散集中组屏式三种类型。图7-1集中式变电所自动化系统结构示意图

1、集中式变电所自动化系统

1）结构简单，投资少。2）功能简单，综合性能差，通常要采用双机并联运行的结构才能提高可靠性。3）程序设计复杂，调试和维护不方便。4）组态不灵活，对不同主接线或规模不同的变电站，软、硬件都必须另行设计，不利于推广。

集中式变电所自动化系统，一般适合于小型变电所的新建或改造。集中式变电所自动化系统的基本特点是：2、分布集中组屏式变电所自动化系统图7-2分布集中组屏的变电所自动化系统结构示意图这种按功能设计的分散模块化结构具有软件相对简单、调试维护方便、组态灵活、系统整体可靠性高，便于扩充和维护，而且其中一个环节故障，不会影响其他部分的正常运行。适用于主变电所的回路数相对较少，一次设备比较集中，从一次设备到数据采集柜和控制柜等所用的信号电缆不长，易于设计、安装和维护管理的10~35kV供电系统变电所。分布集中组屏式变电所自动化系统的基本特点:3、分布分散式变电所自动化系统图7－3分布分散式变电所自动化系统结构示意图

减少了所内的二次设备及信号电缆，避免了电缆传送信息时的电磁干扰，节省了投资，简化了维护，同时最大限度地压缩了二次设备的占地面积。由于装置相互独立，系统中任一部分故障时，只影响局部，因此提高了整个系统的可靠性，也增强了系统的可扩展性和运行的灵活性。分布分散式变电所自动化系统特点:第四节备用电源自动投入装置

一、备用电源自动投入装置的作用与类型

作用：用于两路及以上电源进线的变配电所中，提高供电可靠性。

工作电源与备用电源的接线方式可分为两大类：明备用:在正常时，备用电源不投入工作，只有在工作电源发生故障时才投入工作。暗备用:在正常时，两电源都投入，互为备用。在正常情况下，QF1闭合，QF2断开，负荷由工作电源供电。当工作电源故障时，APD动作，将QF1断开，切除故障电源，然后将QF2闭合，使备用电源投入工作，恢复供电。图7－4备用电源接线方式示意图a)明备用正常情况下，QF1,QF2闭合，QF3断开，两个电源分别向两段母线供电。若电源A(B)发生故障，APD动作，将QF1(QF2)断开，随即将QF3闭合，此时全部负荷均由B(A)电源供电。图7－4备用电源接线方式示意图

b)暗备用1）不论什么原因失去工作电源，APD都能迅速起动并投入备用电源；2）必须在工作电源确已断开、而备用电源电压也正常时，才允许投入备用电源；3）APD应只动作一次，以免将备用电源重复投入永久性故障回路中；4）当电压互感器二次回路断线时，APD不应误动作。二、对备用电源自动投入装置的基本要求第五节自动重合闸装置

一、自动重合闸的作用和类型

运行经验表明，电力系统的故障特别是架空线路上的故障大多是暂时性的，多数能很快地自行消除。因此，采用自动重合闸装置（ARD），迅速恢复供电，从而大大提高供电可靠性。自动重合闸装置分三相一次重合闸、二次重合闸和三次重合闸三种形式

二、对自动重合闸装置的基本要求

1)线路正常运行时，自动重合闸装置（ARD）应投入，当值班人员利用控制开关或遥控装置将断路器断开时，ARD不应动作。当值班人员手动合闸，由于线路上有永久性故障而随即由保护装置将断路器断开时，ARD亦不应动作。

2)除上述情况外，当断路器因继电保护装置或其他原因跳闸时，ARD均应动作。

3)ARD可采用控制开关位置与断路器位置不对应原则启动重合闸装置，即当控制开关处在合闸位置而断路器实际上处于断开位置的情况下，使ARD启动动作。4)ARD的动作次数应符合预先的规定（如一次重合闸只应动作一次）。无特殊要求时对架空线路只重合一次，而对电缆线路一般不采用ARD，因其瞬时性故障极少发生。5）ARD的动作时限应大于故障点灭弧并使周围介质恢复绝缘强度所需时间和断路器及操作机构恢复原状，准备好再次动作的时间，一般采用0.5～1s。6)ARD动作后，应能自动复归，为下一次动作做好准备。

7)应能和保护装置配合，使保护装置在ARD前加速动作或ARD后保护加速动作。1、自动重合闸前加速保护：重合闸前加速保护一般又简称“前加速”。图7-6重合闸前加速保护方式的构成原理示意图（a）网络接线图（b）时间配合关系三、重合闸与继电保护的配合

2、自动重合闸后加速保护：每段线路相应均装设重合闸装置，当线路第一次出现故障时，利用线路上设置的保护装置按照整定的动作时限动作。然后相应的ARD动作，使断路器重合一次。图7－7自动重合闸装置后加速保护动作原理图

变电所电压、无功综合控制装置的控制对象是有载调压变压器的分接头和在低压母线上设置的并联补偿电容器组。控制的目的是保证主变压器低压侧母线电压在允许范围内，且尽可能提高进线的功率因数，故一般选择电压和进线处的功率因数（或无功功率）作为状态变量。

电压、无功综合控制装置实质上是一个多输入多输出的闭环自动控制系统。从控制理论的角度上来说，它又是一个多限值电压上下限、功率因数(无功)上下限、主变分接头断路器调节次数、并联电容器组日投切次数及用户特殊要求等多目标(电压及功率因数合格)的最优控制问题。第六节变电站的电压、无功综合控制根据状态变量的大小，可将变电所的运行状态划分为九个区域，如图所示。图中纵坐标为变电所低压侧的母线U，横坐标为变电所进线的功率因数。根据控制要求划分，1、5区间是单纯的调压区，3、7区间是单纯调无功区，2、4、6、8四个区间是综合调控区。当运行参数值进入1～8区间时，为了使其返回到“0”区间，控制器依控制要求应发出如下指令：

1区间——进线功率因数满足要求，但母线电压超越上限，控制器发出指令调节变压器分接头降压。如分接头已调到极限而电压仍高于上限，则强切补偿电容器组以调节电压。

2区间——母线电压和进线功率因数均超越上限，此时往往电力负荷较小，控制器发出指令应先切补偿电容器组，一方面改善进线功率因数使其在正常值范围内，另一方面降低母线电压。如电压仍超越上限，则再调节变压器分接头降压。3区间——母线电压正常，但进线功率因数超越上限，控制器发出指令逐步切除补偿电容器组，以调节进线功率因数。

4区间——电压低于下限，但进线功率因数超越上限。此时若先切补偿电容器调节进线功率因数，则母线电压会更低，所以指控制器指令先调节变压器分接头升压，待电压满足运行要求后，再切补偿电容器组来调节进线的功率因数。5区间——该区间的母线电压低于下限，而进线功率因数在要求范围内，则控制器指令调节变压器分接头升压。如果变压器分接头已调至极限位限时，则强制投入补偿电容器组来改善母线电压。6区间——进线功率因数和母线电压均低于下限值，此时，控制器优先发出投入补偿电容器组的指令。这样一方面提高进线功率因数；另一方面可改善母线电压，若母线电压仍低于下限，则再调节变压器分接头升压，使母线电压水平满足要求。7区间——电压正常，但进线功率因数低于下限要求，则指令投入补偿电容器组，以提高进线功率因数。8区间——运行参数是电压越上限，而进线功率因数低于下限值，如果此时，仅投入补偿电容器组来提高进线功率因数，会使母线电压进一步升高。因此，控制器指令先调节变压器的分接头降压，然后再投入补偿电容器组来提高进线的功率因数。除正常运行方式外，还应考虑系统的异常运行状态，如：

1)当电容器组因故障保护动作切除后，应能自动闭锁控制在未排除故障前不能再发出投入电容器组的指令。

2)当电压太低时(如低于额定电压的80%)，应自动闭锁调压功能。

3)在变压器过负荷时，应自动闭锁调压功能。

4)为了避免控制器过于频繁动作，除在电压限值的上、下限范围内设置一定的调节死区处，还应在控制动作一次后，有一定的延时，在此时间内只监视运行情况，而不发出新的控制命令。在用户供电系统中，一般10（6）kV变电所大都采用无载调压变压器改变其变比，使低压母线电压在最大负荷时出现的负偏差与最小负荷时出现的正偏差调整到允许的范围内，但不能缩小电压正负偏差之间的范围。对于一些35kV变电所因其用电负荷变化特殊或距地区变电所较远的原因，电压偏差不能满足电压质量的要求，经常采用有载调压变压器和并联补偿电容器组进行电压和无功功率补偿容量的自动调节，以保证变电所低压侧母线电压偏差在允许的范围及进线的功率因数满足电力部门的要求。如果系统中不缺乏无功功率，采用有载调压变压器就可以达到预期的调压要求。若供电系统中无功功率不足造成电压较低时，并联在变压器低压母线上的补偿电容器组可以补偿用户内部的无功，有利于母线电压的提高和稳定。在10～35kV供电系统中，普遍采用中性点不接地或中性点经消弧线圈接地方式。单相接地故障是这种运行方式的系统中最常见的故障之一。此时由于线电压仍然保持对称，允许系统继续运行一段时间，而不影响正常的供电。但单相接地故障如果不作及时处理，很有可能发展成为两相接地短路故障，因此正确而及时地把单相接地故障点检测出来，对提高供电可靠性具有重要的实际意义。对于单相接地故障，传统的检测方法是利用设置在变电所低压母线上的三相五柱式电压互感器进行绝缘监视。

第七节中性点不接地系统单相接地自动选线装置图7-9中性点不接地系统单相接地时零序电流分布示意图

在中性点不接地系统中发生单相接地时，可得如下结论：（1）由于单相接地故障，全系统将出现零序电流。（2）非故障回路（包括电源变压器回路）中的零序电流有效值等于正常情况下该回路每相对地的电容电流的3倍，其方向由母线指向线路。（3）故障回路上的零序电流为全系统非故障回路对地电容电流之总和，其方向由线路指向母线。（4）变电所低压母线上出线回路越多，则故障回路上反映的零序电流就越大。越有利于单相接地自动选线装置的故障选线判断。上述结论，就是中性点不接地系统基于基波零序电流方向单相接地自动选线装置的工作原理。当中性点采用经消弧线圈接地后，在某一出线回路发生单相接地时，由于消弧线圈支路的感性电流作用使整个系统的零序电流分布发生变化，如图所示。线路上A相接地以后，电容电流的大小和分布与不接消弧线圈时是一样的，不同的是电源（变压器）中性点消弧线圈支路有一电感电流经接地点流回消弧线圈。此时，流过非故障回路的零序电流与中性点不接地系统发生单相接地故障的情况相同；但对于故障回路，其始端所反应的零序电流为：

为消弧线圈上的电压，为消弧线圈电抗。在工程实际应用中通常采用过补偿的方式（一般选择过补偿度为5％～10％），即补偿后的残余电流是感性的。此时流经故障点的零序电流是流过消弧线圈的零序电流与非故障线路零序电流之差，而流经故障线路和非故障线路始端的电容电流都是本线路的，其方向都是由母线流向线路。在这种情况下，由于过补偿度不大，无法利用故障回路的电流大小和方向来区别故障线路和非故障线路作为自动接地选线的依据。电力负荷管理从整体上讲，应包括负荷特性调查与管理决策、负荷分析与预测、负荷调整及直接控制等内容：1）负荷特性调查与管理决策不同类型的电力消费，有其不同的负荷特性。负荷特性调查的目的在于了接其特有的用电规律，以便为科学地管理负荷提供决策依据。2）负荷分析与预测研究各类用电负荷的构成以及随时间的变化规律，了解用电负荷的均衡程度，从中分析用电负荷调整的潜力。而正确预测负荷的增长，是确定电网建设发展规划，拟定系统运行方式，确定市场营销策略的基本依据。3）负荷调整及直接控制负荷调整是用电负荷管理的一项主要内容。在电力系统合理调度、及时调整发电厂发电出力的同时，合理调整用户供电系统的电力负荷，减小系统运行的负荷峰谷差，促使用电负荷曲线趋向平坦。负荷直接控制是指当电网发生事故或出现电力供应不足时，为保证电网的安全运行和重要负荷的用电，利用技术手段限制某些具有可控性、可替代性的负荷的运行；或在负荷高峰时段，对某些用电进行削峰或避峰施行的中断供电措施。第八节电力负荷管理

我国的用电负荷管理工作起始于50年代初期，当时主要借鉴了前苏联通过开展用电监察进行用电负荷管理的办法。60年代末，由于国家经济的发展和电源建设的不足，电力短缺与日剧增，从1970年开始，电力供应被迫采用计划用电方式对用电负荷进行管理。主要措施有：（1）在用户端安装电力负荷管理装置，直接对用户用电进行控制。先后安装的电力负荷管理装置有电力定量器，定时开关钟，音频或无线电、载波电力负荷管理装置。（2）规定轮流周休日制度，必要时还采用了减少每周供电天数的办法。（3）对超过分配指标用电的，采用扣减电量或实行罚款。80年代初，开始试行了峰谷分时电价和丰、枯水电价。综合利用计算机技术、控制技术和通信技术，对用电负荷实施广泛的监测、控制和管理的技术手段即为电力负荷管理系统。按其工作方式可分为分散负荷管理和远方集中负荷管理两种模式：1）分散型负荷管理装置：一般安装在电力用户的供电线路或需监控的大型设备上，按预先整定的时间或分时段定值对用电状况进行监控。

2）集中型负荷管理系统集中型负荷管理系统由电力负荷管理中心、数据传输信道及安装在被监控侧的控制终端构成。分散型负荷管理装置如电力时控开关钟和电力定量器等。分散型负荷管理装置功能有限，不灵活，但价格便宜，常用于一些简单的负荷管理控制。1.电力定量器电力定量器以感应式三相有功电能表作为功率和电能的取样源，将采样值通过功率转换或实时电能累加与设定的功率定值进行比较，当用电负荷未超出给定的各时段用电指标时，电力定量器不动作；超过用电指标时，电力定量器即发出报警；在限定的延时内，如用电负荷未减到限定的用电指标内，即启动跳闸输出电路，实施跳闸，限制用户超指标用电。跳闸后，装置自动闭锁，经一定手续由人工复位后，方可合闸供电。2.电力时控开关电力时控开关按预定时间启闭电路控制用电负荷。它是利用时钟按预置时间程序，定时控制其输出继电器的接通和切断，作用于供电系统的一次开关设备以控制需要定时运行的供电回路或用电设备等。我国曾主要将电力时控开关用于控制用户或部分大型用电设备，使这些用户或设备避开电网高峰负荷时段用电；控制电能计量装置的计量时段，以适应用电负荷调整或实行分时电价的需要。

集中型负荷管理系统的主要功能有：监测变电所馈电线路负荷、变电所馈电线路断路器、馈电线路末端电压和用户各种表计；在正常和紧急情况下，进行过负荷减载，削峰、填谷，调整负荷曲线，改善负荷率，包括降压减负荷、用户负荷周期控制和用户负荷切除；通过控制终端，将用户各种负荷信息传送给负荷管理中心，使供电部门掌握用户的负荷情况，进行跟踪处理。包括设备管理、负荷预计、负荷管理方案研究和评价等。根据所采用的信息传输方式有三种：1）无线电负荷管理：无线电负荷管理系统采用特高频（我国为230MHz频段）无线电信号传送信息和数据，系统的特点是远方终端数量多，但每个终端的实时信息量不大，而且对实时性的要求