变电站综合自动化-1基本概念.ppt

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1、参考教材简介,主要内容,变电站综合自动化概述变电站综合自动化系统的内容变电站综合自动化系统的功能和要求变电站综合自动化系统的结构形式变电站综合自动化系统的通信技术提高变电站自动化系统的可靠性措施变电站综合自动化系统实例智能变电站及其相关技术,第一章 绪 论,第一章 绪 论,1.传统的变电站存在的问题 2.变电站综合自动化的概念3.变电站实现综合自动化的优越性 4.变电站自动化技术的发展概况,我国电网分布,2000年全国电网调度工作会议明确指出：坚持全国联网、西电东送、南北互联的发展方向不动摇,对电力系统的可靠性提出更高要求;我国水力资源主要集中在西部和西南部，这两地区可开发电量占全国82.9%

2、；煤炭资源华北和西北两地区占80%；而负荷中心集中在中部和东部沿海，这两地区的经济总量占全国82%，电力消费占78%。这种差异，决定了电力工业发展必须实行西电东送、南北互供、全国联网的战略。要做到全国联网后，供电可靠性水平不降低，加强发电厂、变电站的安全、可靠运行、提高其自动化水平很为重要。,当前电力系统发展的要求,我国电力系统的分层控制,国 调,网 调,省 调,地 调,县 调,枢纽变电站,变电站,变电站,变电站,直属电厂,省属电厂,市属电厂,县属电厂,变电站简介,变电站是联系发电厂和用户的中间环节，具有汇集电源、变换电压等级和分配电能的作用。,变电站的电压等级,变电站电压等级分为：特高压、超

3、高压、高压及中低压4种类型；我国变电站的电压等级：1000、750kV为特高压变电站；500、330kV为超高压变电站；220、110、66 kV为高压变电站；35、10 kV及以下为中低压变电站；,变电站的类型,变电站的类型,（一）枢纽变电站枢纽变电站位于电力系统的枢纽点，连接电力系统高压和中压的几个部分，汇集多个电源，电压为330500kV的变电站，称为枢纽变电站。全站停电后，将引起系统解列，甚至出现瘫痪。,变电站的类型,（二）中间变电站中间变电站高压侧以交换潮流为主，起系统交换功率的作用，或使长距离输电线分段，一般汇集23个电源，电压为220330kV，同时又降压供给当地用电。这样的变电

4、站起中间环节的作用，称为中间变电站。全站停电后，将引起区域网络解列。,变电站的类型,（三）地区变电站地区变电站高压侧电压一般为110220kV，对地区用户供电为主的变电站，这是一个地区或城市的主要变电站。全站停电后，仅使该地区中断供电。,变电站的类型,（四）终端变电站终端变电站在输电线路的终端，接近负荷点，高压侧电压为35110kV，经降压后直接向用户供电的变电站，即为终端变电站。全站停电后，只是用户受到损失。,变电站简介,变电站由主变压器、母线、断路器、隔离开关、避雷器、电容器、电抗器、互感器等设备集合而成。,变电站的构成,为了掌握系统运行状态，需要对有关电气量进行连续测量，供运行监视、记录

5、；监测为了保障变压器、输电线路安全运行，需要实现过流、过压等故障的安全保护；保护为了向电网调度提供系统运行状态，需要将运行信息向上级调度传送；远动通信为了提供合格的电能，需要进行有关的控制调节；控制,变电站的构成,一次系统：完成电能的传输、分配和电压变换工作；二次系统：完成对一次设备及其流经电能的测量、监视和故障的告警、控制、保护以及开关闭锁、厂站远动系统等工作。,常规变电站的二次系统主要包括继电保护(保护屏)、故障录波(录波屏)、当地监控(控制屏)以及远动(中央信号屏)四部分。存在的问题：1.四个部分的硬件设备按各自功能单独配置，设备之间互不兼容；2.大量电缆及端子排的使用增加了投资，设计、

6、配线、安装、调试复杂；3.难以实现“四遥”功能；,变电站一次设计图（110/10kv）,概 况,重庆石坪变电站（500kV/220kV/35kV）,概 况,概 况,变电站的重要作用,变电站在电力系统中具有重要地位和关键作用：是电网中输电和配电的集结点；是电力系统中变化电压、接受和分配电能、控制电力流向和调整电压水平的重要设施；是电网能量传递的枢纽；是分布式微网发电系统并入电网的接入点；是电网运行信息的最主要来源；是电网操作控制的执行地；是智能电网“电力流、信息流、业务流”三流汇集的焦点；,变电站的重要作用,由于变电站在电力系统中的重要地位，它们的运行安全与否，将直接影响到电力系统的安全、稳定运

7、行和供电可靠性。变电站一旦发生事故，轻则导致事故线路段供电中断，重则造成大面积停电；,特大停电事故及后果,特大停电事故是现代社会的灾难,2006年国外停电事故,An Example:August 14,2003 Blackout in the United States and Canada,An Example:August 14,2003 Blackout in the United States and Canada,An Example:August 14,2003 Blackout in the United States and Canada,可见，变电站是电力系统中不可缺少的重要

8、环节，它担负着电能转换和电能重新分配的繁重任务，对电网的安全和经济运行起着举足轻重的作用。,传统变电站存在什么问题呢？,1.传统变电站存在的问题,传统的变电站存在的问题,常规变电站存在着以下缺点：(1)安全性、可靠性不能满足现代电力系统高可靠性的要求。继电保护、远动装置、自动装置可靠性不高，自身无发现故障或缺欠的能力。(2)供电质量缺乏科学的保证，大多数变电站不具备调压能力。(3)占地面积大，增加了征地投资。,传统的变电站存在的问题,(4)不适应电力系统快速计算和实时控制的要求。不能及时向调度（控制）中心提供各种运行参数，变电站缺乏自动控制和调控手段。(5)维护工作量大，设备可靠性差，不利于提

9、高运行管理水平和自动化水平。(6)人员操作动作慢，易出现误操作。,什么是变电站综合自动化？,2.变电站综合自动化的概念,变电站综合自动化的产生背景,随着微电子技术、计算机技术和通信技术的发展，变电站综合自动化技术也得到了迅速发展。变电站自动化是应用控制技术、信息技术和通信技术，通过计算机软硬件系统或自动装置代替人工进行各种运行作业，提高变电站运行、管理水平的一种自动化系统。变电站自动化的范畴包括综合自动化技术、远动技术、继电保护技术及变电站其他智能技术等。,变电站综合自动化的产生背景,第一，随着我国电力工业和电力系统的发展，对变电站的安全、经济运行要求越来越高，实现变电站综合自动化，可提高电网

10、的安全、经济运行水平，减少基建投资，并为推广变电站无人值班提供了手段；第二，随着电网复杂程度的增加，各级调度中心要求更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运行情况；,实际情况的要求：,变电站综合自动化的产生,第三，为提高变电站的可控性，要求采用更多的远方集中控制、集中操作和反事故措施等；第四，利用现代计算机技术、通信技术等，提供先进的技术装备，可改变传统的二次设备模式，实现信息共享，简化系统，减少电缆，减少占地面积；第五，对变电站进行全面的技术改造。,变电站综合自动化的概念,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，

11、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。,变电站综合自动化系统,变电站综合自动化系统，即利用多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统，代替常规的测量和监视仪表，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屏，改变常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷。,变电站综合自动化的特点,(1)功能综合化(2)操作监视微机化(3)结构分布分层化(4)通信网络光缆化(5)运行管理智能化,3.变电站实现综合自动化的优越性,变电站实现综合自动化的优越性,

12、提高供电质量、提高电压合格率 如电压、无功自动控制功能，可以大大提高电压合格率，无功潮流合理、降低网损、节约电能损耗。(2)提高变电站的安全、可靠运行水平 微机保护和微机自动装置具有故障自诊能力，使二次系统的可靠性大大提高。(3)提高电力系统的运行、管理水平 变电站的监视、测量、记录、抄表等工作都由计算机自动完成，并将检测到的参数及时送往调度中心，使调度员能及时掌握各变电站的运行情况，也能对它进行必要的调节与控制，大大提高了运行管理水平。,变电站实现综合自动化的优越性,(4)缩小变电站占地面积，降低造价、减少总投资。结构紧凑、体积小、功能强。(5)减少维护工作量，减小值班员劳动，实现减人增效。

13、(6)减少人为误操作的可能。(7)有利于提高变电站无人值班管理水平。,无人值班变电站,无人值班变电站即指无固定值班人员在当地进行日常监视与操作的变电站。无人值班变电站的基础是变电站有较高的自动化水平，变电站内简单、单项的操作由基础自动化装置自动完成，而复杂的涉及系统运行的操作则由远方调度（控制）中心来完成。变电站综合自动化系统不仅可以全面提高无人值班变电站的技术水平，也可提高其可靠性。,国内外无人值班变电站的发展简况,国外发展简况 国际上，西欧、北美、日本等地区和国家的绝大多数变电站，包括许多500kV和380kV的变电站都实行无人值班；大、中、小型水电站也出现了无人值班和少人值班：意大利：4

14、74个水电站中，无人值班达408个；法国：450个水电站中，无人值班达403个；日本：无人值班站达90%以上；,国内外无人值班变电站的发展简况,国内发展简况 20世纪90年代中期，实现一批35220kV无人值班变电站；,无人值班变电站的目的和意义,适应国民经济发展形势的需要 对于人口密集的城市，由于可占用的土地少，出线困难，造价高等原因，建设变电站很困难。解决措施：1）把变电站转入地下；2）一次设备采用组合电器，减少一次设备的占地面积；3）采用微机保护和自动装置，缩小二次设备的占地面积；4）建设无人值班变电站，节省生活用房，缩小占地面积；对于人口密度小，经济不发达的偏远地区，发展无人值班也很重

15、要：居民稀少，变电站偏远且分散，与调度所的平均距离超过100km，交通不方便，运行人员的生活条件相当艰苦；,无人值班变电站的目的和意义,提高运行的可靠性变电站值班员的工作可分为两大部分：运行监视、抄表记录、开关操作、事件记录；由调度中心通过“四遥”实现；2.设备巡视、事故处理、设备维护、不具备远方操作功能的隔离开关操作；由巡检中心到现场实施；据统计：将有人值班变电站改为无人值班后，误操作率降低了60%，遥控正确动作率高于98%，明显提高了运行的可靠性；,无人值班变电站的目的和意义,提高经济效益和劳动生产率 包括安全效益和基本建设效益：减少人员开支，减少生活设施投资，减少后勤保障负担；降低变电站

16、建设成本 布局紧凑，控制室小或不设控制室，不设生活用房和设施，占地面积小，缩短建设周期；,无人值班变电站需具备的条件,变电站的主接线尽量简化主设备运行稳定可靠可靠的通信通道可靠、实用、先进的调度控制中心制定相应的运行管理和操作维护制度加强安全防范设施设立遥视监控系统,4.变电站自动化技术的发展概况,变电站自动化技术的发展概况,一国外概况国外变电站综合自动化系统的发展概况始于20世纪70年代后期，80年代发展较快。国际上变电站综合自动化的研究工作于70年代中、后期开始。据报道，目前在西欧、北美及日本等发达国家，绝大多数变电站（500kV，380kV及以下电压等级）都已是无人值班，且管理人员很少，

17、或集中或在家值班。,变电站自动化技术的发展概况,一国外概况1.美国美国田纳西流域管理局（TAV）负责管理161500kV电压等级的电网和部分69.46kV电网，供电面积8000平方公里，电网最高负荷为26000MW，平均负荷为1600017000MW，1995年平均停电时间为7min，供电可靠性为99.999%，对变电系统全部实现“四遥”。,变电站自动化技术的发展概况,1.美国TAV电网协调是由一个负荷控制中心和5个电网控制中心组成，共控制160座变电站和若干小型水电站。控制中心控制161/69kV变电站、2627台开关，所有变电站均无人值班。TAV系统的通信以光纤和微波通信为主，有4根光缆（

18、68芯/根），电路总长为1600km.TAV正在建造新的调度中心，将把电网控制中心与负荷控制中心合为一体，主要功能和任务包括负荷与发电的协调，输电调度，发电计划，运行支持，系统安全，与邻网电量交换几商务结算，市场预测等。,变电站自动化技术的发展概况,2.日本西京电力公司的无人值班变电站在70年代初就达60%以上，1975年引入计算机集中监控系统，80年代90%以上变电站实现自动化控制。日本10家电力公司供电可靠性统计，1986年停电次数4.85次，停电时间701min，到1994年，停电次数仅为0.21次，停电时间缩短到38min,其中东京电力公司的实绩为：1215min，可靠性达到99.99

19、7%。,变电站自动化技术的发展概况,3.法国全国电力公司（EDF）实行的是单一垄断经管，1995年EDF总装机容量达到97450MW，它是西欧联合电网的重要成员。现在90%以上变电站为无人值班。对用户的平均年停电时间标准是1.5h，但实绩为45min。,变电站自动化技术的发展概况,二国内情况,我国变电站综合自动化的发展过程：开始于20世纪80年代中期，20世纪80年代后期，不少高等院校、研究单位和生产厂家投入到变电站综合自动化的研究中，20世纪90年代，变电站综合自动化成为热点，变电站综合自动化成为新建变电站的主导技术。,35kV-750kV变电站约14000座,每年新增变电站的数量约为3%,

20、主要生产厂家:国外:ABB、SIEMENS、GE 等;国内:南瑞集团、北京四方、许继电气、国电南自等,国外起步较早,几大公司代表国际水平,占领大部分国际市场,装置有技术优势;,国内起步晚,进步快,在中低压技术领域,已完全实现国产化.超高压大多实现国产化;,国内中低压产品已开始走向国际市场;,国外变电站综合自动化系统结构,1975年关西电子公司和三菱电气有限公司合作研究配电变电站数字控制系统。1979年9月完成样机，12月在变电站安装运行，1980年开始商品化生产。SDCS-1型由13台微机组成，对一个77kV/6.6kV的配电变电站的全部保护和控制功能。该变电站具有3台变压器，4回77kV进线

21、，36回6.6kV馈电线路。,继电保护子系统77kV母线保护3台变压器保护6.6kV母线保护6.6kV馈线保护,测量子系统测量电流电压有效值有功功率、无功功率电能量监视主变压器负荷,控制子系统备用电源自投故障线路探测自动重合闸有载调压分接开关控制数据远传和远方控制,我国变电站自动化技术的发展概况,我国变电站综合自动化的研究工作始于80年代中期。1987年清华大学电机工程系研究成功国内第一个符合国情的综合自动化系统。该系统由3台微机组成，1987年在山东威海望岛变电站成功地投入运行。望岛变电站是一个35kV/10kV城市变电站，有2回35kV进线，2台主变，8回10kV出线，2组电容器。该系统担

22、负全变电站安全监控、微机保护、电压无功控制、中央信号等任务。按功能分为三个子系统：（1）安全监控子系统；（2）微机保护子系统；（3）电压、无功控制子系统；,我国变电站自动化技术的发展概况,变电站微机监测、保护综合控制系统框图,我国变电站自动化技术的发展概况,20世纪90年代，变电站综合自动化系统的特点：主要应用在110kV、66或35KV电压等级的变电站中；系统结构主要是集中组屏结构；远动功能由二遥（遥测、遥信）发展为三遥（遥测、遥信、遥控），少数可实现四遥（遥测、遥信、遥控、遥调）；与调度中心的通信通道有电力载波、微波、公共电信网、只有少量采用光纤；,1.远动终端设备2.变电站计算机监控系统

23、3.变电站综合自动化系统4.变电站自动化系统,变电站自动化系统的发展过程:,按功能(四遥)设计的模式称为-RTU模式(1,2)按对象(间隔)设计的模式称为-分层分布式(或网络)模式(3,4),1.发展第一阶段:(始于80年代初)RTU 模式+继电保护,结构特点:集中式,保护信号硬接点接入面向功能设计成本低,2.发展第二阶段：(始于80年代中后期)监控系统(RTU模式)+继电保护模式,结构特点:分散式测控装置(RTU),保护信号多以硬接点接入；分层分布式,以太网,现场总线和串口通信；监控后台(取代传统的模拟盘监控)；面向功能设计；,3.发展第三阶段(始于90年代)变电站综合自动化系统监控系统+微

24、机保护 RTU模式 分层分布式(网络)模式,结构特点:分散式测控+微机保护装置,通信接入,四合一保护测控；分层分布式,以太网,现场总线和串口通信；监控后台；面向功能设计 面向对象设计,3.第四阶段 变电站自动化系统(2003年,随着IEC61850标准的出台),国际电工委员会解释为：在变电站内提供包括通信基础设施在内的自动化系统；,Substation Automation System-SAS,分层分布式(网络)模式,3.第四阶段变电站自动化系统,分层分布式(网络)模式,3.第四阶段变电站自动化系统,分层分布式(网络)模式,结构特点:全开放式,所有智能电子设备(IED)通信接入；分层分布式,

25、以太网为主,现场总线和串口通信为辅；监控后台；以面向对象(间隔)设计为主,面向功能设计为辅；能适应未来技术的发展,如IEC61850；,变电站自动化技术的发展趋势,21世纪，变电站综合自动化系统称为新建变电站和老站改造的首选；随着通信技术，现场总线技术和网络技术的发展，综合自动化技术的发展趋势表现在以下方面：,1、变电站综合自动化由功能分散向单元分散发展；,结构：由集中式到分层分布式；设计：由面向功能到面向对象；功能：保护、测量、控制综合化；通信：规约标准化、由四遥到五遥；光纤网；技术：全数字化、高智能化；,2、变电站综合自动化由集中控制向分布式网络发展；,3、从少功能向多功能发展；,4、向测

26、量数据完全共享发展；,现代化的变电站,变电站综合自动化系统,变电站综合自动化系统,数字变电站,数字化变电站的基本概念及特征,数字变电站指信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站，基本特征为设备智能化、通信网络化、运行管理自动化等。,数字化变电站是以变电站一、二次设备为数字化对象,以高速网络通信平台为基础,通过对数字化信息进行标准化,实现信息共享和互操作,并以网络数据为基础,实现继电保护、数据管理等功能,满足安全稳定、建设经济等现代化建设要求的变电站。,（1）信息难以共享 由于信息采集部分来自于不同的TA，不同的IED以功能划分，独立运行。变电站自动化系统、变电站与控制中心之间的通信以及

27、控制中心层面不同应用之间缺乏统一的建模规范，使得实际运行中来自不同信息采集单元的设备信息无法共享，各种功能需建设各自的信息采集、传输和执行系统，形成了各种“信息孤岛”现象。,传统电站自动化系统的不足,传统电站自动化系统的不足,（2）设备之间不具备互操作性 传统变电站的不同生产厂家二次设备之间的互操作性问题至今仍然没有得到很好地解决，主要原因是二次设备缺乏统一的信息模型规范和通信标准。为实现不同厂家设备的互连，必须设置大量的规约转换器，增加了系统复杂度和设计、调试和维护的难度，降低了通信系统的性能。,传统电站自动化系统的不足,（3）系统的可扩展性差 由于计算机芯片以及通信、嵌入式应用的技术的更新

28、速度很快，使得现有的变电站自动化系统在系统的扩展和设备部分更新时要付出很的附加成本。,传统电站自动化系统的不足,（4）系统的可靠性受二次电缆的影响 虽然现有的变电站自动化系统实现了设备的智能化，但这些IED之间以及IED与一次系统设备和变电站自动化系统之间仍然采用电缆进行连接。电缆感应电磁干扰和一次设备传输过电压可能引起的二次设备运行异常，在二次电缆比较长的情况下由电容耦合的干扰可能造成继电保护误动作。,数字式变电站自动化系统的特点,智能化的一、二次设备 一次设备关键是电子式互感器的应用；一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计，简化了常规机电式继电器及控制回路

29、的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。换言之，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。,数字式变电站自动化系统的特点,2.网络化的二次设备 变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源共享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。,数字式变电站自

30、动化系统的特点,3.自动化的运行管理系统 变电站运行管理自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告，即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。,数字式变电站的架构体系,数字化变电站的优点,（1）减少二次接线 数字式变电站的一次设备和二次设备间、二次设备之间均采用计算机通信技术，一条信道可传输多个通道的信息，加上使用网络技术，大幅度减少了二次接线的数量和复杂度。,数字化变电站的优点,（2）提升测量精度 数字式变电站采用输出数字信号的电子式互

31、感器，数字化的电流电压信号在传输到二次设备和二次设备处理的过程中均不会产生附加误差，提升了保护系统、测量系统和计量系统的系统精度。传统变电站互感器输出的模拟信号通过电缆传输时和二次设备的数据采集过程中都将产生附件误差，系统精度难以提高。,数字化变电站的优点,（3）提高信号传输的可靠性 数字式变电站的信号传输均用计算机通信技术实现。通信系统在传输有效信息的同时传输信息校验码和通道自检信息，杜绝误传信号和监视通信系统的完好性，PT断线、CT断线的判断将不再是问题。数字信号可以用光纤传输，从根本上解决抗干扰问题。传统变电站一次设备和二次设备间直接通过电缆传输没有校验信息的信号，当信号出错或电缆断线、

32、短路时都难以发现。而且传输模拟信号不能采用光纤技术，易受干扰。,数字化变电站的优点,（4）避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题 数字式变电站二次设备和一次设备之间使用绝缘的光纤连接，电磁干扰和传输过电压没有影响到二次设备的途径，而且也没有二次回路两点接地的可能性。（5）解决设备间的互操作问题 数字式变电站的所有智能设备均按统一的标准建立信息模型和通信接口，设备间可实现无缝连接。,数字化变电站的优点,（6）变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免设备重复 数字式变电站的所有信息采用统一的信息模型，按统一的通信标准接入变电站通信网络。变电站的保护、测控、计量、监控、远动、VQC等系

33、统均用同一个通信网络接收电流、电压和状态等信息以及发出控制命令，不需为不同功能建设各自的信息采集、传输和执行系统。,数字化变电站的优点,（7）自动化运行和管理水平的进一步提高 数字式变电站的采用智能一次设备，所有功能均可遥控实现。通信系统传输的信息更完整，通信的可靠性和实时性都大幅度提高。变电站因此可实现更多、更复杂的自动化功能，提高自动化水平。一次设备、二次设备和通信网络都可具备完善的自检功能，可根据设备的健康状况实现状态检修。传统变电站由于受一次设备和通信系统能力的限制，许多自动化技术只能停留在试验室里，难以工程应用。,智能电网和智能变电站,智能变电站的概念 采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。,智能变电站的条件,要有智能化的一、二次设备；系统结构要按照IEC61850标准构建站控层、间隔层、过程层三层结构；各层次的智能电子设备IED必须采用IEC61850标准定义的数据建模和通信服务协议，满足互操作性的要求；采用高速工业以太网通信网络；必须具有智能化的高级应用软件；,The end,