53kv降压变电站综合自动化系统设计大学论文.doc

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1、中国石油大学（华东）现代远程教育毕业设计（论文）题 目：35kV降压变电站综合自动化系统设计学习中心： 年级专业： 电气工程及自动化 学生姓名： 学 号： 指导教师： 职 称： 导师单位： 远程与继续教育学院论文完成时间： 摘要:变电站是电力系统中不可缺少的重要环节，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。变电站综合自动化是将变电站的二次设备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，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，因此，变电站综

2、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。关键词:自动控制，微机保护，监控1综合自动化方案的总体设计要求和方案设想1.1工程概况：本变电站为35kV变电站，主要结构为：35kV/10kV有载调压主变2台、35kV单母线接线、35kV进线2回、10kV单母线分段接线、10kV馈出线8回、10kV电容器2组、所用变2台本变电站主接线简图如下：图1 主接线简图1.2综合自动化方案的总体设计要求和方案设想本变采用电站综合自动化系统应符合国家和电力行业的标准规约、规程规范，系统应具有数据采集与处理、控制与调节、防误操作闭锁、远动等功能。具体如下：（1） 实时数据的采集与处

3、理功能：通过各测控单元进行数据的采集和处理。实时信息包括：模拟量（电压和电流量）、数字量、脉冲量级温度量等一些其它信号。它们来自每一个电气单元的PT、CT、断路器、隔离开关和保护设备以及直流、所用电系统等。被采集的实时数据，经过必要的预处理后送往站级计算机.（2） 报警处理功能：对变电站的运行工况和设备状态进行自动监测.当变电站所有非正常状态发生及设备异常时,系统能及时在当地或远方发生事故音响或语音报警,并在CRT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,同时还应将事故信息进行打印记录和存储。报警级别分为一般报警和事故报警，报警内容主要有越限报警和异常状态(开关量变位)报警。

4、（3）事件顺序记录（SOE）：能以2ms的分辨率记录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做自动记录。并能够在CRT上显示及在打印机上打印。（4） 控制调节功能及防误操作闭锁：综合自动化系统的控制调节功能包括：断路器的分、合操作；隔离开关的分、合操作；主变压器有载调压分接头操作；主变压器中性点接地刀闸操作；电容器组投切；微机保护装置的远方软压板投运及远方复归信号；按不同的操作权限由远方修改保护装置、自动装置的定值。2综合自动化系统的功能及技术性能指标要求变电站综合自动化是多专业性的综合技术，它以微计算机为基础，实现了对变电站传统的继电保护、控制方式、测量手段、通信和管理

5、模式的全面技术改造，实现了电网运行管理的一次变革。国际大电网会议WG34.03工作组在研究变电站的数据流时，分析了变电站自动化需完成的功能大概有63种，归纳起来可分为以下几种功能组：控制、监视功能；自动控制功能；测量表计功能；继电保护功能；与继电保护有关功能；接口功能；系统功能。具体来说，变电站综合自动化系统的基本功能主要体现在：微机保护、安全自动控制、远动监控、通信管理四大系统功能。变电站综合自动化应该应遵循以下主要现行标准相关的技术性能指标：GB 191-90 包装储运图示标志GB 2423-95 电工电子产品环境试验规程GB 4858-84 电气继电器的绝缘试验GB 6126 静态继电器

6、及保护装置的电气干扰试验GB 7261 继电器和继电保护装置基本试验方法GB 11287-89 继电器，继电保护装置振荡（正弦）试验GB 14285-93 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T14537-93 量度继电器和保护装置的冲击和碰撞试验GB/T15145-94 微机线路保护装置通用技术条件GB/T17626.2-1998 电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验GB/T17626.3 射频电磁场辐射抗扰度试验GB/T17626.4 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GB/T17626.5 浪涌（冲击）抗扰度试验GB/T17626.6 射频场感应的传导骚扰抗扰度GB/T17626.8 工频磁

7、场的抗扰度试验GB/T17626.9 脉冲磁场的抗扰度试验GB/T17626.10 阻尼振荡磁场的抗扰度试验GB/T17626.11 电压暂降、短时中断和电压变化抗扰度试验GB/T17626.12 振荡波抗扰度试验DL478-92 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL480-92 静态电流相位比较式纵联保护装置技术条件DL/T524-93 继电保护专用电力线载波收发信机技术条件DL/T670-1999 远动设备及系统第5部分第103篇 继电保护设备信息接口配套标准DL/T720-2000 电力系统继电保护柜、屏通用技术条件DL/T 5149-2001 220kV-500kV变电所计算机监

8、控系统设计技术规范DL/T 5065-1996 水力发电厂计算机监控系统设规定GB/T13926 工业过程测量和控制装置的电磁兼容性GB2887-89 计算机场地技术条件GB50171-92 电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范GB/T14598.91995 辐射静电试验GB/T14598.101996快速瞬变干扰试验GB/T14598.131998 1兆赫脉冲群干扰试验GB/T14598.141998静电放电试验DL/T6671999 继电保护设备信息接口配套标准DL 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程GB50062-92 电力装置的继电保护及安全自动装

9、置设计规范电安生1994191 电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点国家电力公司 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国电调2002138号“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则3综合自动化系统的功能要求及系统技术性能指标要求本变电站按无人值班站的建设规模实现对本变电站的监视、测量、控制、运行管理以计算机监控系统为主要手段，计算机监控系统必须实现以往常规控制屏所具有的全部功能。计算机监控系统应具有远动RTU功能，不再独立设置RTU装置，远动数据应直采直送，除采用专用通道传输外，还应用数据网络向地调或业主要求的集控站传输信息。应该具备完善的变电站综合自动化系统的微机

10、保护、安全自动控制、远动监控、通信管理四大子系统的功能，对设备的选择具体要求如下：3.1微机保护子系统的功能要求微机保护应包括全变电站主要设备和输电线路的全套保护，具体有：高压输电线路的主保护和后备保护；主变压器的主保护和后备保护；无功补偿电容器组的保护；母线保护；配电线路的保护。微机保护是综合自动化系统的关键环节，它的功能和可靠性如何，在很大程度上影响了整个系统的性能，因此设计时必须给予足够的重视。微机保护子系统中的各保护单元，除了具有独立、完整的保护功能外，还必须满足以下要求，也即必须具备以下附加功能：a)满足保护装置快速性、选择性、灵敏性和可靠性的要求，它的工作不受监控系统和其他子系统的

11、影响。为此，要求保护子系统的软、硬件结构要相对独立，而且各保护单元，例如变压器保护单元、线路保护单元、电容器保护单元等，必须由各自独立的CPU组成模块化结构；主保护和后备保护由不同的CPU实现，重要设备的保护，最好采用双CPU的冗余结构，保证在保护子系统中一个功能部件模块损坏，只影响局部保护功能而不能影响其他设备。b)存储多套保护定值和定值的自动校对，以及保护定值、功能的远方整定和投退。c)具有故障记录功能。当被保护对象发生事故时，能自动记录保护动作前后有关的故障信息，包括故障电压电流、故障发生时间和保护出口时间等，以利于分析故障。在此基础上，尽可能具备一定的故障录波功能，以及录波数据的图形显

12、示和分析，这样更有利于事故的分析和尽快解决。d)历史数据的处理功能 将生产中必要的数据如调度中心、变电管理和保护专业要求的数据可以以历史记录存档。e)具有统一时钟对时功能，以便准确记录发生故障和保护动作的时间。f)故障自诊断、自闭锁和自恢复功能。每个保护单元应有完善的故障自诊断功能，发现内部有故障，能自动报警，并能指明故障部位，以利于查找故障和缩短维修时间，对于关键部位故障，例如A/D转换器故障或存储器故障，则应自动闭锁保护出口。如果是软件受干扰，造成“飞车”软故障，应有自启动功能，以提高保护装置的可靠性。g)通信功能。各保护单元必须设置有通信接口，与保护管理机或通讯控制器连接。3.2微机保护

13、装置的功能及保护原理l 变压器保护的功能a）差动保护：要求配置电流互感器断线闭锁，并设置投、退压板来决定CT断线闭锁的接入、退出。保护动作跳主变三侧断路器。b）本体瓦斯保护：重瓦斯保护动作跳主变三侧断路器,轻瓦斯动作发信号。c）主变有载分接开关瓦斯保护 重瓦斯保护动作跳主变三侧断路器,轻瓦斯动作发信号。d）压力释放保护：保护动作跳主变三侧断路器或发信号。e）变压器保护装置保护原理：差动保护由差动电流速断保护和比率差动保护组成，动作特性见下图。图中阴影部分为动作区，Idzsd以上为差动速断保护动作区，其它为比率差动保护动作区。两种保护使用相同的跳闸出口。图2： 差动保护动作特性由于差动速断保护不

14、经过比率制动、涌流闭锁及CT断线闭锁，因此能在变压器差动区内发生严重故障时快速切除变压器。动作判据如下：为差动速断电流定值，三相差流中任一相满足上式即动作出口。逻辑图如下：图3： 差动速断逻辑图差动速断的跳闸出口共有五路：H1-H2、H3-H4、H7-H8、H9-H10、H11-H12，保护动作时五路出口接点同时闭合。比率差动采用三段折线式比率制动特性，以提高变压器内部轻微故障的灵敏度以及抗区外故障时CT饱和的能力。动作方程如下：式中：为差动启动电流定值，为差动拐点电流定值，、分别为第一、第二斜率（即比率制动系数），为差动电流值，为制动电流值。各相制动电流的算法如下：变压器保护装置具备非电量保

15、护功能，该保护的电源和跳闸出口与变压器差动保护完全独立。可以接入的非电量信号包括变压器本体重瓦斯、本体轻瓦斯、调压重瓦斯、调压轻瓦斯、压力释放、冷却消失、温度高、油位低等。其中本体重瓦斯、调压重瓦斯、压力释放、冷却消失信号可以接到装置的非电量重动板，经重动继电器直接跳闸出口，同时测控CPU进行信号的采集；其余非电量信号可以接到遥信输入端子，由测控CPU进行信号的采集。同时，本体重瓦斯、调压重瓦斯、压力释放、冷却消失四种信号可以生成保护事项和启动录波，本体轻瓦斯、调压轻瓦斯、温度高、油位低四种信号可以生成事项。6）后备保护：(a) 35kV侧装设三段式复合电压起动的方向过电流保护，每一段保护的方

16、向元件可任意投退。第一时限跳本侧分段断路器，第二时限跳本侧断路器。(b)10kV侧装设复合电压起动的方向过电流保护，方向元件可任意投退。设一段两时限，第一时限跳本侧分段断路器，第二时限跳本侧断路器。(c)过负荷保护：主变三侧装设过负荷保护，设三段时限，I段时限发信号，II段时限启动风扇，III段时限闭锁有载调压。7）后备保护装置保护原理：三段过流保护采用同一复合电压闭锁元件图4： 后备保护装置保护逻辑图注1：Udz为复合电压低压定值，U2dz为复合电压负序电压定值。注2：UL为低压侧线电压。对主变高后备保护而言，可将低压侧母线PT的一线电压引入装置UL模拟量端子，在“对侧电压”控制字投入时，将

17、检测该电压的大小，并进行“对侧PT断线”的逻辑判断，动作时发信“线路PT断线”。对主变低后备保护而言，对侧电压没有检测的必要，“对侧电压”控制字退出（OFF）即可。图5： 主变低后备保护逻辑图注3：DCFY为外部开关量（YX13）“对侧复压启动”信号，信号存在时DCFY=1，否则DCFY=0。对主变高后备保护而言，应将主变低后备保护装置的“复合电压启动”输出接点引入装置开关量YX13输入端子，在“对侧接点”控制字投入时，将检测该开关量信号。对主变低后备保护装置而言，则没有检测该信号的必要，“对侧接点”控制字退出（OFF）即可。另外，若主变没有配置低后备保护装置（CAT211），则高后备将无法检

18、测“对侧复合电压动作”的信号。低后备（CAT211）“复合电压启动”的判断逻辑如下：图6： 复合电压启动的判断逻辑复合电压闭锁过流I段保护图7： 复合电压闭锁过流I段保护注1：Idz1、Tdz11、Tdz12分别为过流I段保护的电流定值、时限I时间定值、时限II时间定值。注2：装置提供三路跳闸出口：跳分段、跳本侧、全跳主变各侧，可通过整定出口控制字灵活使用，具体说明请参见“跳闸出口设定”。复合电压闭锁过流II段保护、复合电压闭锁过流III段保护与复合电压闭锁过流I段保护类似。过负荷发信图8: 过负荷发信逻辑注：Igfh1、Tgfh1分别为过负荷发信的电流定值和时间定值。过载启动风冷图9: 过载

19、启动风冷注1：Igfh2、Tgfh2分别为过载启动风冷的动作电流定值和时间定值。注2：过载启动风冷需要对返回电流进行整定，一般可取0.80.9倍的动作电流定值。过载闭锁调压图10：过载闭锁调压注1：Igfh3、Tgfh3分别为过载闭锁调压的电流定值和时间定值。注2：过载闭锁调压的出口采用常闭接点，即“闭锁调压”动作时接点断开。控制回路断线图11：控制回路断线l 电压频率紧急控制装置装置要求具有低频、低压、过频、过压控制功能，主要用于35kV、10kV系统的低频低压减载或低频低压解列，过频或过压解列，该装置同时测量同一系统两段母线电压，装置具有电压断线闭锁功能，有短路故障判断自适应功能，短路故障

20、时可靠不动作,每套可直接切除最少15回线路，低频低压减载最少各设3个基本轮和1个特殊轮，过频过压解列最少各设1轮,装置出口跳闸以后能闭锁线路保护装置的重合闸，回路能够灵活选择投/退。能够灵活选择相应的轮次。l 35kV线路和10kV线路测控保护装置a）三段式低压闭锁的带时限方向电流保护每一段均可以独立地有控制字选择经或不经方向闭锁，低压元件可由控制字选择用于闭锁任一段。b）检同期、检无压三相一次重合闸，后加速；c）低频低压减载d）小电流接地选线，可选择告警或跳闸。e）线路保护装置原理：过流I段保护图12：过流I段保护注：Idz1、Tdz1分别为过流I段保护的电流定值和时间定值，TLP为跳闸压板

21、。过流II段保护图13: 过流II段保护注：Idz2、Tdz2分别为过流II段保护的电流定值和时间定值，TLP为跳闸压板。过流III段保护图14: 过流III段保护注1：Idz3、Tdz3分别为过流III段保护的电流定值和时间定值，TLP为跳闸压板。注2：过流III段保护既可选择定时限特性，也可选择反时限特性。若反时限控制字投入则过流III段保护按反时限动作，否则按定时限动作。注3：根据国际电工委员会（IEC255）和英国标准规范（BS142）的规定，反时限采用以下标准方程：合闸后加速保护图15: 合闸后加速保护注1：Idzjs、Tdzjs分别为过流加速段保护的电流定值和时间定值，TLP为跳闸

22、压板，HWJ为断路器合闸位置接点。注2：合闸后加速保护在断路器合闸后3S内动作有效。过负荷保护图16: 过负荷保护注1：Idz4、Tdz4分别为过负荷保护的电流定值和时间定值，TLP为跳闸压板。注2：若过负荷跳闸控制字投入，动作将跳开断路器并闭锁重合闸，否则仅发信。检无压三相二次重合闸图17: 检无压三相二次重合闸注1：Udzch为检无压电压定值，Tdzch为重合闸时间定值，HLP为重合闸压板。注2：重合闸只有在充电完成后才有效。当线路正常运行（HWJ=1，HHJ=1，无过流元件动作），无各种闭锁状态时，经20S充电完成。逻辑图如下：图18: 无各种闭锁状态时重合闸逻辑图注3：断路器位置（HW

23、J、TWJ）和断路器合后状态（HHJ）在装置内部采集完成。在不对应启动重合闸方式下，在开关柜就地跳开断路器时，为了防止重合闸误动作，可引一对闭锁接点至本装置的“闭锁重合闸”开关量端子，用于闭锁重合闸。注4：若二次重合闸投入，在第一次重合成功后，若20S内满足重合闸动作条件，则装置执行第二次重合闸并放电，其它逻辑与一次重合闸相同。若二次重合闸退出，则在第一次重合后直接放电。低周减载图19: 低周减载注1：fdz、Tdzf分别为低周减载的频率定值和时间定值，FLP为低周减载跳闸压板。注2：HWJ为断路器合闸位置接点，低周减载只在断路器处于合位时有效。注3：本单元频率测量范围为4555Hz，超出此范

24、围或一定时间内测不到频率，均认为频率测量回路异常，将闭锁低周减载。注4：频率取自母线A相或C相电压，在A相电压频率测量回路异常时，单元自动将频率测量切至C相电压频率测量回路，反之亦然。当频率测量对应相电压降至低压闭锁定值Udzf以下时，单元自动闭锁低周减载。注5：由于频率取自母线电压，低周减载设有断路器位置闭锁及低电流闭锁，即若断路器处于跳位（HWJ=0）或线路电流小于低电流定值Idzf时，低周减载均不动作。注6：若滑差闭锁投入，则当频率下降过快超过滑差闭锁定值Df/Dt时，单元瞬时闭锁低周减载，直至频率恢复至正常范围时（fdz+Df），低周减载功能才能再次开放。注7：当单元投入运行时频率即低

25、于低周频率定值，低周减载不动作。只有当频率由正常状态降至整定值以下时，低周减载才会动作。注8：低周减载有不同于过流保护的独立出口（H4-H5）。注9：低周减载动作，瞬时闭锁重合闸。注10：低周减载动作的返回频率为fdz+0.05Hz。注11：装置在Dt时间内判断滑差，因此滑差闭锁投入时，Dt定值应不小于0.1S。接地选线图20: 接地选线注1：Udz0、Tdzu0分别为零序过压的电压定值和时间定值。注2：零序功率方向动作角度：5175（零序电压超前零序电流的角度）。l 10kV电容器测控保护装置a）两段式定时限过流保护（三相式）b）过电压保护c）低电压保护d）不平衡电压保护e）小电流接地选线保

26、护f）电容器保护装置保护原理：过流I段保护图21: 10kV电容器过流I段保护注1：Idz1、Tdz1分别为过流I段保护的电流定值和时间定值，TLP为跳闸压板。注2：过流I段保护动作时，装置的闭锁合闸出口（H4-H5）同时动作，接点闭合并自保持，通常将该接点引入操作回路的闭锁合闸端子，防止电容器故障情况下被误投入。此时若需要合闸，必须人工解除闭锁过流II段保护图22: 10kV电容器过流II段保护注1：Idz2、Tdz2分别为过流II段保护的电流定值和时间定值，TLP为跳闸压板。注2：过流II段保护动作时，装置的闭锁合闸出口（H4-H5）同时动作，接点闭合并自保持，通常将该接点引入操作回路的闭

27、锁合闸端子，防止电容器故障情况下被误投入。此时若需要合闸，必须人工解除闭锁35kV,10kV PT投退并列装置（四绕组）1）为每组PT提供隔离开关辅助触点起动的重动触点，以防止二次侧电压反馈到一次侧。 2）实现当分段断路器合闸时，两组PT互为备用，允许切换，保证电压小母线电源不间断及同步。所用电0.38kV进线及分段备自投装置自投方式：1).两条进线互为备用自投方式 (即一条进线通过分段断路器带两段母线运行，另一条进线热备用)。2).所用电分段断路器的自投方式。(即两条进线各供一段母线，一进线断电，由备用电源自投合上分段断路器，由另一条进线带两段母线运行。)手跳遥跳闭锁备自投，所用电压由装置自

28、己完成380V/100V转换。（3）安全自动控制子系统为了保障电网的安全可靠经济运行，和提高电能质量，变电站综合自动化系统中根据不同情况设置有相应安全自动控制子系统，主要包括以下功能：电压无功自动综合控制；低周减载；备用电源自投；小电流接地选线；故障录波和测距；同期操作；五防操作和闭锁；声音图象远程监控。（4）电压无功自动综合控制电力工业部安全生产司于1997年颁布的关于电力行业一流供电企业考核标准（试行）的通知中，明确提出一流供电企业必备条件之一是供电电压合格率大于等于98，其中A类电压大于等于99，配电系统用户供电可靠率RS1大于等于99.9、RS3大于等于99.96。线损率降低系数K大于

29、等于0.007。维持供电电压在规定的范围内：根据前能源部颁发的电力系统电压和无功电力技术导则规定，各级供电母线电压的允许波动范围（以额定电压为基准）如下：500（330）kV变电所的220kV母线：正常时0%+10%；事故时5%+10%。220kV变电所的35110kV母线：正常时3%+7%；事故时10%+10%。配电网的10kV母线：10.010.7kV。保证在电压合格的前提下使电能损耗为最小：为了达到以上目标，必须增强对无功功率和电压的调控能力，充分利用现有的无功补偿设备和调压设备（调相机、静止补偿器、补偿电容器、电抗器、有载调压变压器等）的作用，对它们进行合理的优化调控。4结论 综合自动

30、化在我国家起步晚，相对于一些先进国家在软件、硬件体系结构上均缺乏完整、明确的技术功能规范; 在开发方法上，缺少规范化的手段、技术;可靠性、自动化、智能化程度等性能及总体性能还有较大的差距; 熟悉的产品，实时数据库多采用小型数据库或自定义结构的线性表代替，缺少统一接口，可靠性和可操作性较弱。软件开发工具多采用一次性开发工具，缺少国外已经实用化的专业性开发工具;在数据库技术特别是实时数据库技术方面相对落后。参考文献1刘健,刘佩芬等.远动原理与电力系统自动化.西北电业职工大学.1996，(8).2谢德林.城乡电网建设改造新技术与新设备应用手册.煤炭工业出版社.第一卷.3杨奇逊.变电站综合自动化技术发展趋势.电力系统自动化，1995,(10).4黄柏素,梅宏，等译.软件工程实践者的研究方法.机械工业出版社1999，(10).5吴际,金茂忠.UML面向对象分析.北京航空航天大学出版社.2002，1.