变电所的监控系统和自动装置.ppt

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1、第7章 变电所的监控系统和自动装置,7.1 变电所的操作电源7.2 变电所的控制回路7.3 变电所的信号回路 7.4 绝缘监察装置和测量仪表7.5 变电所常用自动装置7.6 变电站综合自动化简介,7.1 变电所的操作电源,操作电源是用来对断路器的分、合闸回路，继电保护装置以及其它信号回路供电的电源。,一、概述,可分为直流操作电源和交流操作电源两大类。,二、直流操作电源,1.由蓄电池供电的直流操作电源,优点：蓄电池的电压与被保护的网络电压无关。缺点：需修建有特殊要求的蓄电池室，购置大量的充电设备和蓄电池组，辅助设备多，投资大，运行复杂，维护工作量大，可靠性低。,2.由硅整流器供电的操作电源,硅整

2、流电容储能式直流操作电源（图7-1）,硅整流器U1：采用三相桥式整流。硅整流器U2：采用单相桥式整流。,正常运行时由整流器供电，当系统发生故障时，交流电源电压大大降低，利用电容器C1和C2的储能使断路器跳闸。,复式整流装置（图7-2）,正常运行时由整流器供电，当系统发生故障时，利用短路故障电流经过整流作为操作电源。,整流装置既可由“电压源”（所用变压器或电压互感器）供电，也可由“电流源”（电流互感器）供电。,图7-1 硅整流电容储能式直流操作电源,三、交流操作电源,图7-2 复式整流装置接线示意图,直接动作式（见图7-3）利用继电器常闭触点去分流跳闸线圈方式（图7-4）,图7-3 直接动作式的

3、交流操作保护接线图,图7-4 去分流跳闸方式的交流操作保护接线图,图7-5 利用速饱和变流器的交流操作保护接线图,思考：速饱和变流器与电流互感器的区别是什么?,电流互感器的二次侧不允许开路；速饱和变流器可以在开路下使用。,Why?,采用速饱和变流器的目的：,当短路时限制流入跳闸线圈的电流；减小电流互感器的二次负荷阻抗。,优点：投资小、接线简单可靠、运行维护方便。缺点：不适用于较复杂的继电保护、自动装置及其它二次回路等。,利用速饱和变流器的接线方式（图7-5）,交流操作电源的优缺点：,7.2 变电所的控制回路,一、概述,控制回路是由控制开关和控制对象（断路器、隔离开关）的传送机构及执行（或操作）

4、机构组成的。其作用是对一次开关设备进行“跳”、“合”闸操作。,集中控制（远方控制）：在控制室内用控制开关对断路器进行操作，用于35kV及以上的变电所中。就地控制：在各个断路器安装处就地操作，用于610kV的变电所中。,断路器的控制分为集中控制和就地控制两类：,对断路器控制回路的基本要求,既可由控制开关进行手动跳、合闸，又可由继电保护和自动装置自动跳、合闸；断路器跳闸或合闸完成后，应能自动切断跳闸或合闸回路，防止因通电时间过长而烧坏线圈；应有指示断路器状态的位置信号，而且能够区分自动跳、合闸与手动跳、合闸的位置信号；应有防止断路器多次连续跳、合闸的跳跃闭锁装置；应有指示断路器控制回路完好性的监视

5、信号；在满足以上基本要求的前提下，应力求简单、可靠。,二、控制开关,控制开关又称为“万能转换开关”，是电气工作人员对断路器进行分、合闸控制的操作元件。,目前变电所多采用LW2型控制开关，它共有六个位置：,预备操作位置：“预备合闸”和“预备跳闸”操作位置：“合闸”和“跳闸”固定位置：“合闸后”和“跳闸后”,合闸操作顺序：预备合闸合闸合闸后,跳闸操作顺序：预跳备闸跳闸跳闸后,LW2型控制开关的触点图表:见表7-1。,三、灯光监视的断路器控制回路和信号回路,图7-6为灯光监视的断路器控制回路和信号回路原理图。,1.合闸过程,手动合闸：手动合闸前，断路器QF处于跳闸状态，控制开关手柄处于“跳闸后”位置

6、，由表7-1知，SA10-11接通，则,+WCSA10-11HLGR1QF1-2KO-WC,绿灯亮既表明断路器正处于跳闸位置，也表明断路器的合闸回路是完好的。,绿灯HLG亮,“预备合闸”：由表7-1知，触点SA9-10与SA13-14接通，此时,+WFSA9-10HLGR1QF1-2KO-WC,绿灯闪光,绿灯闪光表明该断路器准备合闸，以提醒运行人员核对操作的对象是否正确。,“合闸”（不松手）：由表7-1知，SA5-8、SA17-19和SA16-13接通，则,+WCSA5-8 KLB2 QF1-2KO-WC,QF合闸,+WCSA16-13HLRR2KLB（I）QF3-4YR-WC,红灯HLR亮,

7、红灯亮既表明断路器正处于合闸位置，也表明断路器的跳闸回路是完好的。,松开手柄，SA自动回到“合闸后”的位置，红灯继续发光。,自动合闸：自动合闸时，QF在合闸位置，SA在“跳闸后”位置，二者不对应，触点SA14-15接通，则,+WFSA14-15HLRR2KLB（I）QF3-4YR-WC,红灯闪光,控制台上，红灯在闪光，表明断路器是自动合闸的，只有将SA手柄转到“合闸后”位置，红灯才变为平光。,2.跳闸过程,手动跳闸：,“预备跳闸”：由表7-1知，触点SA13-14接通，此时,+WFSA13-14HLRR2KLB（I）QF3-4YR-WC,红灯闪光,红灯闪光表明该断路器准备跳闸，以提醒运行人员核

8、对操作的对象是否正确。,“跳闸”（不松手）：由表7-1知，SA6-7、SA10-11接通，则,+WCSA6-7KLB（I）QF3-4YR-WC,QF跳闸,+WCSA10-11HLGR1QF1-2KO-WC,松开手柄，SA自动回到“跳闸后”的位置，绿灯继续发光。,绿灯亮,自动跳闸：自动跳闸时，QF在跳闸位置，SA在“合闸后”位置，二者不对应，触点SA9-10接通，则,+WFSA9-10HLGR1QF1-2KO-WC,绿灯闪光,+WSHAR3SA1-3SA19-17QF5-6-WS,发出音响信号,控制台上，绿灯在闪光，事故信号装置发出音响，表明断路器是自动跳闸的。只有将SA手柄转到“跳闸后”位置，

9、绿灯才变为平光，事故音响信号才停止。,3.防跳回路,作用：防止运行人员手动合闸断路器于故障线路上，断路器又被继电保护装置动作于跳闸后，断路器会出现多次连续跳、合闸的跳跃现象。,图中：,SA：控制开关 HLG：绿灯HLR：红灯KLB：防跳继电器KM1：自动重合闸出口中间继电器的常开触点 KM0：继电保护出口中间继电器的常开触点 HA：蜂鸣器,右侧“1”、“2”、“3”分别表示操作手柄在“预备合闸”、“合闸”和“合闸后”位置,左侧“1”、“2”、“3”分别表示操作手柄在“预备跳闸”、“跳闸”和“跳闸后”位置,四、闪光电源的构成,DX-3型闪光继电器的内部结构与接线如图7-7所示。,图7-7 由DX

10、-3型闪光继电器构成的闪光电源,图中，KF为闪光继电器，其触点时开时闭，使闪光母线+WF上呈现断续的正电压；SB为试验按钮，按下时闪光装置动作，白色信号灯HLW亮，表示本装置工作正常。,7.3 变电所的信号回路,一、概述,1信号装置的分类,断路器位置信号：用来指示断路器正常工作的位置状态，一般用红灯亮表示断路器处于合闸位置；绿灯亮表示断路器处于跳闸位置。事故信号：用来指示断路器事故跳闸时的状态，包括灯光信号（绿灯闪光）和音响信号（蜂鸣器）。预告信号：用来指示运行设备出现不正常运行时的报警信号包括音响信号（电铃）和光字牌。,其中，事故信号和预告信号是电气设备各信号的中心部分，通常称为中央信号，它

11、们集中装设在中央信号屏上。,2对中央信号回路的基本要求,所有有人值班的变电所，都应在控制室内装设中央事故信号和预告信号装置；断路器事故跳闸时，能及时发出音响信号（蜂鸣器），并使相应的位置指示灯闪光，亮“掉牌未复归”光字牌。发生不正常工作状态时，能及时发出区别于事故音响的另一种音响（警铃），并使显示故障性质的光字牌点亮。中央事故信号与预告音响信号应有区别，一般事故信号用蜂鸣器（电笛），预告信号用电铃；音响信号应能重复动作，并能手动或自动复归，而故障性质的指示灯仍保留。,二、事故信号装置,1简单的事故信号装置,就地复归的事故音响信号装置（图7-8）,缺点：在解除事故音响信号的同时，闪光信号也被解除

12、了，不利于值班人员处理事故。,任一台断路器自动跳闸后，蜂鸣器HA发出音响。将SA手柄将转到“跳闸后”位置，即可解除事故音响信号。,图7-8 就地复归的事故音响信号装置接线图,可见：就地复归是通过解除断路器不对应起动回路来解除音响信号。,中央复归不能重复动作的的事故音响信号装置（图7-9）,任一台断路器自动跳闸时，即会发出事故音响信号。按一下SB2按钮，便会解除音响信号，但控制屏上的闪光信号却继续保留。,缺点：不能重复动作。即当一断路器启动事故信号并中央复归后，又一断路器自动跳闸，音响不能再次启动。,图7-9 中央复归不能重复动作的事故音响信号装置接线图,中央复归能重复动作的的事故音响信号装置（

13、图7-10）,工作原理：,音响启动过程：一台断路器事故跳闸时，TA的一次侧电流突增，其二次侧感应电势使KR动作起动KM1 KM11-2闭合实现自保持KM13-4闭合起动蜂鸣器HA，发出音响。,复归过程：触点KM15-6闭合起动KT 经KT整定的时间后自动解除事故音响信号，将整套信号装置复归。,重复动作原理：第二台断路器跳闸时，由于在每一个并联支路中都有串联电阻R，每多并联一个支路，都将引起TA一次绕组中的电流产生变化，在二次绕组中感应电势，使干簧继电器KR再次动作并启动音响信号装置。,可见：中央复归是在主控台上通过按钮或自动解除音响信号。,三、预告信号装置,图7-11为中央复归不能重复动作的预

14、告音响信号装置接线图。,发生不正常运行时，其相应的继电器K动作，音响信号HA（警铃）和光字牌HL同时动作。按一下SB2，警铃即被解除，同时黄色信号灯HLY发亮。,缺点：不能重复动作。,图7-11 中央复归不能重复动作的预告音响信号装置接线图,7.4 绝缘监察装置和测量仪表,一、绝缘监察装置,1.直流系统的绝缘监察装置（图7-13）,直流系统发生一点接地时，没有短路电流流过，熔断器不会熔断，仍能继续运行。,直流系统为何设置绝缘监察装置？,但这种接地故障必须及早发现并处理，否则当出现两点接地时（图7-12），可能引起信号回路、控制回路、继电保护及自动装置回路不正确动作。,图7-12 直流系统两点接

15、地示意图,R1=R2=R3=1000SA1：母线电压表转换开关，有三个位置；SA2：绝缘监察转换开关，有三个位置；PV2：母线电压表；PV1：用于测量系统总的绝缘电阻，表盘上有欧姆刻度。,图中：,即“母线”、“正对地”和“负对地。平时，其手柄置于“母线”位置，触点1-2、5-8、9-11接通，PV2可测量正、负母线电压，指示为220V。,即“信号”、“测量位置I”和“测量位置II”。平时，其手柄置于“信号”位置，触点5-7和9-11接通，使电阻R3被短接。此时SA1的9-11也是接通的，信号继电器KS投入工作。,图7-13 直流系统绝缘监察装置接线图,工作原理,当正极绝缘电阻降低时，先将SA2

16、置于“测量位置I”，此时其触点1-3和13-14接通，调节电位计R3使电桥平衡（PV1指示为零），记下R3的位置刻度百分数x；再将SA2置于“测量位置II”，由PV1的电阻指示数读出总的对地绝缘电阻值R。,将 代入上式得：,；,当负极绝缘电阻降低时，先将SA2置于“测量位置 II”，此时其触点2-4和15-14接通，调节电位计R3使电桥平衡，记下R3 的位置刻度百分x；再将SA2置于“测量位置I”，由PV1的电阻指示数读出总的对地绝缘电阻值R。,将 代入上式得：,；,2.交流系统的绝缘监察装置（图7-14）,缺点：只能判明发生接地故障的相别，不能判明是哪条线路故障。,可采“顺序拉闸法”来寻找故

17、障线路。,图7-14 交流系统绝缘监察装置接线图,正常运行时，电压表读数均为相电压，开口三角形两端电压为零，继电器不动作。发生单相接地时，故障相电压表为零，另两相电压升高到线电压，开口三角形两端出现100V的零序电压，继电器动作，发出信号。,二、电气测量仪表,1.对电气测量仪表的一般要求,常用测量仪表应能正确反映电力装置的运行参数，能随时监测电力装置回路的绝缘状况。交流电流表、电压表、功率表可选用2.5级，直流电路中的电流表、电压表可选用1.5级，频率表可选用0.5级。电度表及互感器的准确度配置见表7-2。仪表的测量范围和互感器变比的选择，应使正常运行情况下仪表指针指示在满标度的2/3左右，并

18、留有过负荷指示裕度。对有可能双向运行的电力装置回路，应采用具有双向标度尺的仪表。,电源进线：为了解负荷情况，需装设一只电流表。当需要计量电能时，还应装设有功电能表和无功电能表各一只。母线：每条或每段母线上必须装设一只电压表，以检查各个线电压。在小电流接地系统中中，每条或每段母线上还需加装三个绝缘监视电压表（图7-15）。降压变压器：对35110kV/610kV的电力变压器，应装设电流表、有功功率表、无功功率表、有功电能表和无功电能表各一只。高压配电线路：应装设电流表、有功电能表和无功电能表各一只（图7-16）。,2.变配电装置中各部分仪表的配置,图7-15 610kV母线电压测量和绝缘监视的原

19、理图,说明：图中无功电度表为60接线，其特点是在电压线圈中人为地串联了一个附加电阻，使电压线圈的阻抗角由原来的90减小为60，即电压线圈中的电流滞后电压60。,图7-16 610kV高压线路电气测量仪表的接线原理图,低压配电线路：,静电电容器：为了监视三相负荷是否平衡，需装设三只电流表。如需计量其无功电能，还应加装一只无功电能表。,对三相负荷平衡的低压动力线路，可只装设一只电流表；对三相负荷长期不平衡的低压照明线路及动力和照明混合电路，应装设三只电流表。如需计量电能，还应加装一只三相四线制的有功电能表；对三相负荷平衡的动力线路，可只装设一只单相有功电能表（实际电能为其计度的3倍）。,7.5 变

20、电所常用自动装置,一、三相自动重合闸装置,1概述,自动重合闸的概念：当架空线路上发生故障时，由继电保护装置将其迅速断开，延时（0.5）后重新将故障线路自动投入的装置，简称ARD。,装设ARD的好处：对暂时性故障，合闸成功后可保证供电的可靠性，减少停电损失。,对三相一次自动重合闸装置的基本要求：,除遥控变电所外，应采用控制开关手柄位置与断路器位置“不对应原则”起动ARD；,ARD的起动条件为：SA在“合闸后”位置，QF在“跳闸”位置。,手动跳闸时不应重合；手动合闸于故障线路不重合；ARD只能动作一次；ARD动作后应能自动复归，准备再次动作；ARD的动作时间应尽可能短，一般为0.51.5s；ARD

21、应能实现重合闸“后加速”或“前加速”，以便与继电保护配合。,2三相一次自动重合闸的基本工作原理（图7-17）,前加速：是指自动重合闸前加速保护动作，即当线路上发生永久性故障时，第一次以瞬时加速跳闸，第二 次则以定时限跳闸。后加速：是指自动重合闸后加速保护动作，即当线路上发生永久性故障时，第一次带时限跳闸，第二次以瞬时加速跳闸。,图中：,KT：用于建立ARD的动作时间KM：执行元件R4：充电电阻，可控制电容C的充电速度 R5：KT的热稳定电阻R6：电容C的放电电阻R7：信号灯降压电阻HL：信号灯KLB：防跳继电器KM1：跳闸位置继电器 KAC：加速继电器,图7-17 三相一次自动重合闸原理接线图

22、,正常工作时：QF处于合闸位置，SA1处于“合闸后”位置，其触点SA121-23接通，SA2处于合闸位置，电容C经电阻R4而充满电压，电容C两端电压等于电源电压，信号灯HL亮。,线路短路，保护动作时：QF跳闸，QF3-4打开，QF1-2闭合KM1起动 KT线圈得电 其触点KT延时闭合 电容C向KM线圈放电 KM动作。,KM动作后KM1-2打开信号灯HL灭；KM3-4、KM5-6闭合KO得电 QF合闸。,若合闸成功，所有继电器复位，电容C经1015s再次充满电压，准备再次动作；若合闸不成功，保护再次跳闸，尽管KM1和KT又起动，但因电容C两端电压太低，不能使KM动作，保证只重合一次。,手动跳闸时

23、：触点SA16-7接通YR得电 QF跳开。此时由于触点SA121-23打开，SA12-4接通，重合闸回路失去正电源，不可能动作；SA12-4接通后，电容C经R6放电，电容C上的电压迅速降低。,手动合闸时：触点SA15-8接通 YO得电 QF合闸，同时SA121-23与SA121-22接通，SA12-4断开，重合闸回路获得正电源，正电源经电阻R4向电容C充电，但需经电压经1015s才能充到操作电源电压。,触点SA121-22接通后，使加速继电器KAC动作，若线路上有故障，则QF合闸后，继电保护随即动作，使QF瞬时动作。这时电容两端的电压还比较低，不能使KM动作，故QF不能重合。,防跳继电器KLB

24、的作用：防止触点SA5-8被粘住或KM动作后其常开触点KM3-4、KM5-6被粘住时，且线路上发生永久性故障，出现断路器多次重合闸现象。,3自动重合闸与继电保护的配合,ARD前加速保护方式（图7-18）,优点：只需装设一套ARD装置，设备投资少。缺点：合闸不成功会扩大事故范围，主要用于35kV及以下线路。,图7-18 重合闸前加速保护动作原理图,ARD后加速保护方式（图7-19）,优点：能快速切除永久性故障，不会扩大事故范围。缺点：在每个断路器处都装有一套ARD装置，投资大，主要用于35kV以上线路。,图7-19 重合闸后加速保护动作原理图,当工作电源电压消失时，使备用电源自动而迅速地投入工作

25、，以保证供电连续性的自动装置，简称APD。,二、备用电源自动投入装置,1概述,备用电源自动投入装置的基本形式（图7-20）,明备用接线方式：APD装在备用进线断路器上。暗备用接线方式：APD装在母线分段断路器上。,图7-20 备用电源自动投入的两种基本接线方式a）明备用 b）暗备用,工作电源不论任何原因断开，备用电源应能自动投入；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。APD的动作时间应尽可能短，以利于电动机的自起动和缩短停电时间；APD只能动作一次，以免将备用电源重复投入到永久性故障上；当电压互感器的二次回路断线时，APD 不应误动作；若备用电源容量不足，应在AP

26、D 动作的同时切除一部分次要负荷。,对备用电源自动投入装置的基本要求,其常闭触点闭合KO3得电 QF3自动合闸，完成了APD的任务。其常开触点断开KB断电延时断开QF3的合闸回路，保证APD只动作一次。,QF1跳闸后,自投成功，线路改为单母线运行；不成功，QF3立即跳闸。,2备用电源自动投入装置原理接线图（图7-21）,正常运行时：QF1、QF2在合闸位置，QF3在跳闸位置。闭锁继电器KB接通，低电压继电器KV1KV4均处于吸合状态，APD装置处于准备工作状态。APD自动投入：若1号电源失压KV1、KV2断电 KT1接通 YR1 得电 QF1跳闸。,图7-21 母线分段断路器APD装置接线图,

27、7.6 变电站综合自动化简介,一、变电站综合自动化系统概述,1变电站综合自动化的产生,常规变电站的缺点：安全可靠性不高、电能质量可控性不高、实时计算控制性不高、占地面积大、维护工作量大。微机化变电站（包括微机保护、微机监控、微机远动和微机录波装置）的缺点：设备重复、数据不共享、通道不共用、模板种类多、电缆依旧错综复杂等。变电站综合自动化：从技术管理的综合自动化将微机化变电站的二次系统进行优化设计，合理共享、硬件资源。,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、继电保护、自动装置和远动装置等）经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术

28、，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、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。,2变电站综合自动化的基本概念,或者说，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。,3变电站实现综合自动化的优越性,在线运行的可靠性高。供电质量高。占地面积小。变电站运行管理的自动化水平高。,二、变电站综合自动化系统的基本特征,功能综合化：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。结构分层、分布化：综合自动化系统中微机保护、数据采集和控制以及其他智能设备等子系统都是按分布式结构设计的，而综合自动化系统的总体结构又按分层原则来组

29、成。,操作监视屏幕化：通过计算机上的显示器，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。通信局域网络化、光缆化：计算机局域网络技术和光纤通信技术在综合自动化系统中得到普遍应用。运行管理智能自动化：除了可以实现常规变电站的自动报警、自动报表、电压无功自动调节、小电流接地选线、故障录波、事故判别与处理等自动化功能外，还可实现本身的在线故障自诊断、自闭锁、自调节和自恢复等功能，大大提高了变电站的运行管理水平和安全可靠性。,三、变电站综合自动化系统的基本功能,1监控系统功能,实时数据采集与处理,模拟量的采集：包括各段母线电压；线路电流、电压、和功率值；主变压器电流和功率值；馈线电流、电压

30、和功率值；电容器的电流、无功功率及频率、相位、功率因数等。此外，还有主变压器的油温、直流电源电压、站用变压器电压等。状态量的采集：包括断路器的状态、隔离开关状态、有载调压变压器分接头的位置、同期检查状态、继电保护动作信号、运行告警信号等。电度量的采集：主要是脉冲电度表输出的电能量。,运行监视和报警功能,状态量的变位监视：包括变电站各种断路器、隔离开关、接地开关、变压器分接头的位置和动作情况、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：包括正常的测量和超过限定值的报警。,事件顺序记录（SOE）与事故追忆功能,事件顺序记录：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

31、先后顺序自动记录。事故追忆：对变电站内的一些主要模拟量，如线路、主变压器各侧的电流、有功功率、主要母线电压等，在事故前后一段时间内作连续测量记录。,故障录波和故障测距功能,用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机存储及打印输出或直接送调度主站。采用专用的微机故障录波器，并且录波器应具有串行通信功能，可以与监控系统通信。,控制和操作功能,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，同时要能接受遥控操作命令进行远方操作。,人机联系功能,人机联系的桥梁，包括显示器、鼠标和键盘。,数据处理与记录功能,计算有功功率、无功功率、功率因数、

32、有功和无功电能；计算出日、月、年最大、最小值及出现的时间；电能量的累计值和分时统计；母线电压运行参数不合格时间及合格率统计；功率总加；变电站送入、送出负荷及电量平衡率；主变压器的负荷率及损耗统计；断路器的正常及事故跳闸次数统计；主要设备运行小时数统计；变压器、电容器、电抗器的停用时间及次数；所用电率计算统计；安全运行天数累计等。,制表打印功能,定时打印报表和运行日志；开关操作记录打印；事件顺序记录打印；越限打印；事故追忆打印；设备运行状态变位打印、召唤打印等。,自诊断和自恢复功能,自诊断：对监控系统的全部硬件和软件故障的自动诊断，并给出自诊断信息供维护人员及时检修和更换。自恢复：当系统停机时，

33、能自动产生恢复信号，对外围接口重新初始化，保留历史数据，实现软、硬件自恢复。,2远动系统功能,远动的概念：应用远程通信技术，对远方的运行设备进行监视和控制，以实现远程测量、远程信号、远程控制和远程调节等各项功能。,将表征电力系统运行状态的各发电厂和变电所的有关实时信息采集到调度控制中心；把调度控制中心的命令发往发电厂和变电所，对设备进行控制和调节。,远动的任务：,“四遥”功能,遥测（YC）：即远程测量，将采集到的被监控变电站的主要参数传送给调度中心。,遥信（YX）：即远程信号，将用采集到的被监控变电站设备状态信号传送给调度中心。遥控（YK）：即远程命令，从调度中心发出改变运行设备状况的命令。遥

34、调（YT）：即远程调节，从调度中心发出命令实现远方调整变电站的运行参数。,事件顺序记录功能：按顺序记录断路器事故跳闸的时间。时钟同步功能：远动系统应具备对时功能。自检和自调功能：远动系统在受到某种干扰影响而使程序“跑飞”时，能够自行恢复正常运行。,3微机保护系统功能,通信功能；远方整定功能；远方投切保护功能；信号与复归；界面显示、存储和打印功能；自动校时功能；自诊断、自闭锁和自恢复功能。,4.电压、无功综合控制系统功能,维持供电电压在规定的范围内；保持电力系统的稳定和合适的无功平衡；保证在电压合格的前提下使电能损耗最小。,小电流接地选线功能低频减载功能备用电源自投功能,四、变电站综合自动化系统

35、的结构,1集中式综合自动化系统,集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理后，再分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能，结构框图如图7-22所示。,特点：结构紧凑，体积小，占地面积小，造价低，但运行可靠性较差，组态不灵活。,图7-22 集中式变电站综合自动化系统结构框图,2分层分布式综合自动化系统,分布式结构：是在结构上采用主从CPU协同工作方式，各功能模块（通常是各个从CPU）之间采用网络技术或串行方式实现数据通信。,分层式结构：是将变电站的一、二次设备分为三层，即变电站层、间隔层（或单元层）和设备层。,图7-23为分层分布式集中组屏综合自动化系统结构框图。,特

36、点：软件相对简单、调试维修方便、组态灵活、系统整体可靠性高。,图7-23 分层分布式集中组屏综合自动化系统结构示意图,3分散与集中相结合的综合自动化系统,分散与集中相结合的综合自动化系统是按“面向对象”即面向电气一次回路或电气间隔的方法进行设计的。它将配电线路的保护和测控单元分散安装在开关柜内，而高压线路和主变压器保护装置等采用集中组屏，其框图如图7-24所示。,特点：集中了分布式的全部优点，节省了大量控制电缆，减少了主控室的占地面积，可靠性高，组态灵活，检修方便，是目前最流行、受到广大用户欢迎的一种综合自动化系统，适合应用在各种电压等级的变电站中。,图7-24 分散与集中相结合的综合自动化系

37、统结构框图,五、变电站综合自动化系统的数据通信,综合自动化系统内部各子系统或各种模块间的数据通信；变电站监控系统与控制中心的数据通信。,变电站综合自动化系统中的数据通信包括两方面内容：,1变电站内的信息传输,现场一次设备与间隔层间的信息传输,正常情况和事故情况下的电压值和电流值，设备的状态信息和故障诊断信息（包括断路器和隔离开关位置，变压器分接头位置，变压器、互感器、避雷器的诊断信息以及断路器的操作信息）。,间隔层之间的信息交换,在一个间隔层内部相关的功能模块间，即继电保护和控制、监视、测量之间的数据交换（包括测量数据、断路器状态、器件的运行状态、同步采样等信息）。在不同间隔层之间的信息交换（

38、包括主、后备继电保护工作状态、互锁，相关保护动作闭锁，电压无功综合控制装置等信息）。,间隔层与变电站层的通信,测量及状态信息：主要有正常及事故情况下的测量值和计算值，主变压器分接头位置、各间隔层运行状态、保护动作信息等。,操作信息：主要有断路器和隔离开关的分、合闸命令，主变压器分接头位置的调节，自动装置的投入与退出等。参数信息：主要有微机保护和自动装置的整定值等。,变电站层的内部通信,变电站层内部不同设备之间的通信，要根据各设备的任务和功能特点，传输所需要的测量信息、状态信息和操作命令等。,2综合自动化系统与控制中心的通信,变电站向控制中心传送的信息常通称为“上行信息”；而由控制中心向变电站发

39、送的信息通常称为“下行信息”。综合自动化系统与控制中心的通信内容主要是远动装置中的“四遥”信息。,3变电站自动化系统的通信方案,在变电站自动化系统中，微机保护、微机监控和其它微机型自控装置间的通信多通过RS-422/485通信接口相连。,当变电站规模稍大时，多采用现场总线网进行通信，常用的现场总线有LonWorks总线和CAN总线。,变电站监控系统与控制中心的通信方式有电力载波通信、音频电缆通信、微波通信和光纤通信等。,由于RS-422/485接口所连接的节点数一般不超过32个，且它的通信方式多为查询方式，难以满足较高的实时性要求。,可以方便的增减节点，具有点对点、一点对多点和全网广播传送数据的功能。,表7-1 LW2-Z-1a 4 6a 40 20 20/F8型控制开关触点图表,表7-2 常用仪表准确度配置,