电网监控与调度自动化 第4章 变电站自动化.ppt

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1、第四章 变电站自动化第四章 变电站自动化第一节 变电站自动化概述 常规变电站概述u继电保护多个机械式继电器的组合 体积大、分散、接线多、功能不全、无通信u自动装置模拟式、无通信u远动装置(许多变电站没有远动装置)模拟式u操作控制屏多屏、模拟式显示仪表、无远方操作功能u中央信号屏光字牌u通信-各种装置间无通信第四章 变电站自动化变电站自动化系统的基本要求（1）以自动化系统替代常规的继电保护、仪表、中央信号、模拟屏、控制屏和运行控制装置。（2）独立的微机保护子系统，与监控系统保恃紧密通信联系。（3）系统的软、硬件配置具备与上级调度通信的能力。（4）可扩展性、适应性、标准化程度和开放性能。第四章 变

2、电站自动化第二节 变电站自动化的基本功能 一监控子系统 二微机保护子系统 三电压、无功综合控制子系统 四其它自动装置 五通信子系统第四章 变电站自动化第二节 变电站自动化的基本功能 一监控子系统 （一）数据采集模拟量的采集电压、电流、功率开关量的采集断路器状态，循环中断方式 隔离开关状态，定时查询方式 继电保护，问答式通信 电能计量（二）事件顺序记录SOE（三）故障录波（事故追忆）和测距 第四章 变电站自动化第二节 变电站自动化的基本功能 一监控子系统（四）操作控制功能 CRT、键盘操作接受遥控操作命令，进行远方操作保留人工直接跳、合闸操作闭锁-自动重合闸闭锁、当地进行操作和远方控制操作切换、

3、防误操作的闭锁对象校核、操作性质校核和命令执行三步骤第四章 变电站自动化第二节 变电站自动化的基本功能 一监控子系统（五）安全监视功能 CRT显示与大屏幕显示系统实时状态 越限监视与告警信号 事故告警（六）人机联系功能（七）数据处理与记录功能 第四章 变电站自动化第二节 变电站自动化的基本功能 二微机保护子系统微机综合保护各装置间的通信开关量、状态量的接入保护功能的远方投退保护整定值的远方设置装置自检第四章 变电站自动化第二节 变电站自动化的基本功能 三电压、无功综合控制子系统四其它自动装置接地故障选线和测距低频减负荷控制备用电源自投控制五通信子系统以太网、现场总线、IEC 61850 通信规

4、约第四章 变电站自动化第三节 变电站自动化系统的结构形式 一传统站改造模式1常规结构 2。分布式结构第四章 变电站自动化第三节 变电站自动化系统的结构形式 二集中式结构模式 第四章 变电站自动化第三节 变电站自动化系统的结构形式 三分布式结构模式 第四章 变电站自动化第六节 变电站的无功-电压综合控制 一电压无功综合控制的手段（1）投切电力电容器投入电容器可以减少变电所高压侧输入的无功功率，实现无功就地平衡；可以减少流经变压器的电流，即减少变压器的压降，从而提高变电所低压侧电压；提高变压器容量利用率。切除则相反。（2）改变变压器分接头位置，改变变压器变比，从而改变低压侧电压。第四章 变电站自动

5、化第六节 变电站的无功-电压综合控制 二、电压无功综合控制的实现方法 就地VQC调节方法在变电站内实现无功电压综合调节系统无功优化采集系统中各个电压及无功功率，运用无功优化程序，从网损最小化出发，以电压限制及无功平衡求电压、无功功率分布。第四章 变电站自动化第六节 变电站的无功-电压综合控制 三电压无功综合控制的手段十七区图控制策略第四章 变电站自动化 四、系统综合无功、电压优化控制 从无功功率经济分配出发，依靠从各个变电所、线路采集的实时运行参数，通过综合分析，以使配电网有功功率损耗为目标，按无功网损等微增率计算进行。并对变压器分接头调节及电容器的投切次数给予次数/时间的限制。第四章 变电站

6、自动化第八节 中性点不直接接地系统的单相接地选线方法 一、中性点不接地系统的单相接地选线（1）中性点位移电压为相电压，母线电压互感器开口三角形出现3U0电压。（2）非故障线路电容电流为该线路的零序电流。（3）故障线路首端的零序电流数值上等于系统非故障线路全部电容电流的总和，其方向为线路指向母线。第四章 变电站自动化（二）经消弧线圈接地系统单相接地故障时的选线 1。五次谐波判别法 对于五次谐波来说，由于消弧线圈的电抗（5L）增大五倍，通过消弧线圈的电感电流减小五倍；而线路容抗（1/5C）减小五倍，电容电流增加五倍。所以消弧线圈的五次谐波电流相对于非故障相五次谐波接地电容电流来说是非常小的，可以认

7、为对于五次谐波而言，相当于中性点不接地系统，并不起补偿作用。第四章 变电站自动化（二）经消弧线圈接地系统单相接地故障时的选线 1。五次谐波判别法（1）中性点经消弧线圈接地系统，在发生单相接地故障时，故障线路首端的五次谐波零序电流在数值上等于系统非故障线路五次谐波电容电流的总和。（2）故障线路首端的五次谐波零序电流其方向与非故障线路中五次谐波零序电流方向相反。第四章 变电站自动化（二）经消弧线圈接地系统单相接地故障时的选线 2。有功分量判别法接地选线的原理 消弧线圈采用自动跟踪消弧线圈并经阻尼电阻接地。基波有功分量判别法的原理是：单相接地时，故障线路通过接地点与消弧线圈和阻尼电阻构成串联回路。该

8、回路在中性点零序电压U0作用下，产生的基波零序电流必然流经阻尼电阻，因而基波零序电流含有有功分量。第四章 变电站自动化（二）经消弧线圈接地系统单相接地故障时的选线 2。有功分量判别法接地选线的原理 有功分量在消弧线圈的电感电流对接地电容电流补偿中不会被补偿消失，该有功分量电流将全部流回故障线路的首端，被零序电流互感器测量出来。而非故障线路没有与消弧线圈阻尼电阻构成回路，没有流过消弧线圈的有功电流分量，只有本线路的零序电容电流，其中包含的有功电流为线路对地泄漏电流，数值很小。可测量各线路基波零序电流中的有功电流分量值，最大者即为接地线路。第四章 变电站自动化二、输电线路故障测距 根据测距原理的不同，输电线路故障测距方法可分为：阻抗法，根据故障时测量到的电压、电流量而计算出故障回路的阻抗。由于路线长度与阻抗成正比，因此便可以求出由装置装设处到故障点的距离。行波法，利用高频故障暂态电流电压的行波或故障后用脉冲频率调制雷达系统等间接判定故障点的位置。第四章 变电站自动化二、输电线路故障测距 行波法 利用高频故障暂态电流电压的行波或故障后用脉冲频率调制雷达系统等间接判定故障点的位置。由故障点产生的、运动到达检测母线的初始行波波头和经母线反射回故障点、再由故障点反射到检测母线的第2个行波波头间的时间差为t、波速度为，则故障距离XL可由下式给出。XLt2