电网调度自动化厂站端调试检修员讲课提纲（部分）(7)

理水平的目的。

此外，变电站综合自动化的内容还应包括监视高压电器设备本身的运行(如断路器、变压器和避雷器等的绝缘和状态监视等)，并将变电站所采集的信息传送给调度中心，必要时送给运行方式科和检修中心等，以便为电气设备监视和制定检修计划提供原始数据。

变电站实现综合自动化的基本目标是提高变电站的技术水平和管理水平，提高电网和设备的安全、可靠、稳定的运行水平，降低运行维护成本，提高供电质量，并促进配电系统自动化。

变电站综合自动化的基本功能 （一） 监视和控制功能

随着电子技术、通信技术和计算机技术的迅速发展，变电站综合自动化广泛采用这些新技术，使变电站的监视和控制发生了根本的变化，传统的监视和控制方式已被现代化的监视和控制技术所取代。变电站监视和控制的功能可分为以下几个方面。

1．数据采集

变电站综合自动化系统采集的数据主要包括模拟量、状态量和脉冲量等。

（1）模拟量的采集。变电站综合自动化系统需采集的模拟量主要是：变电站各段母线电压、线路电压、电流、有功功率、无功功率，主变压器电流、有功功率和无功功率，电容器的电流、无功功率，馈出线的电流、电压、功率以及频率、相位、功率因数等。此外，模拟量还包括主变压器油温、直流电源电压、站用变压器电压等。

（2）状态量的采集。综合自动化系统采集的状态量有：变电站断路器位置状态、隔离开关位置状态、继电保护动作状态、同期检测状态、有载调压变压器分接头的位置状态、变电站一次设备运行告警信号、网门及接地信号等。

（3）脉冲量的采集。脉冲量指电能表输出的一种反映电能流量的脉冲信号，这种信号的采集在硬件接口上与状态量的采集相同。

2．事件顺序记录SOE

事件顺序记录SOE包括断路器跳合闸记录、保护动作顺序记录。微机保护或监控系统必须有足够的存储空间，能存放足够数量或足够长时间段的事件顺序记录信息，确保当后台监控系统或远方集中控制主站通信中断时，不丢失事件信息。事件顺序记录应记录事件发生的时间（精确至毫秒级）。

3．故障记录、故障录波和故障测距

（1）故障录波与故障测距。110kV及以上的重要输电线路距离长、发生故障影响大，

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必须尽快查找出故障点，以便缩短修复时间，尽快恢复供电，减少损失。设置故障录波和故障测距是解决此问题的最好途径。变电站的故障录波和故障测距可采用两种方法实现，一是由微机保护装置兼作故障记录和故障测距，将记录和测距的结果送监控机存储、打印输出或直接送调度主站。这种方法可节约投资，减少硬件设备，但故障记录的量有限；另一种方法是采用专用的微机故障录波器，这种故障录波器具有串行通信功能，可以与监控系统通信。

（2）故障记录。35kV、10kV和6kV的配电线路很少专门设置故障录波器，为了分析故障的方便，可设置简单故障记录功能。

故障记录就是记录继电保护动作前后与故障有关的电流量和母线电压。 4．操作控制功能

变电站运行人员可通过人机接口（键盘、鼠标和显示器等）对断路器、隔离开关的开合进行操作，可以对变压器分接头进行调节控制，可对电容器组进行投切。为防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计上应保留人工直接跳合闸手段。操作闭锁应包括以下内容：

（1）操作出口具有跳、合闭锁功能。 （2）操作出口具有并发性操作闭锁功能。

（3）根据实时信息，自动实现断路器、刀闸操作闭锁功能。

（4）适应一次设备现场维修操作的电脑“五防”操作及闭锁系统。五防功能是：①防止带负荷拉、合刀闸；②防止误入带电间隔；③防止误分、合断路器；④防止带电挂接地线；⑤防止带地线合刀闸。

（5）盘操作闭锁功能。只有输入正确的操作口令和监护口令才有权进行操作控制。 （6）无论当地操作或远方操作，都应有防误操作的闭锁措施，即要收到返校信号后，才执行下一项；必须有对象校核、操作性质校核和命令执行三步，以保证操作的正确性。

5．安全监视功能

监控系统在运行过程中，对采集的电流、电压、主变压器温度、频率等量，要不断进行越限监视。如发现越限，立刻发出告警信号，同时记录和显示越限时间和越限值。另外，还要监视保护装置是否失电，自控装置工作是否正常等。

6．人机联系功能

当变电站有人值班时，人机联系功能在当地监控系统的后台机（或称主机）上实现；当变电站无人值班时，人机联系功能在远方的调度中心或操作控制中心的主机或工作站上实现。无论采用哪种方式，操作维护人员面对的都是CRT屏幕，操作的工具都是键盘或鼠标。

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人机联系的主要内容是：

（1）显示画面与数据。其中包括时间日期；单线图的状态；潮流信息；报警画面与提示信息；事件顺序记录；事故记录；趋势记录；装置工况状态；保护整定值；控制系统的配置（包括退出运行的装置以及信号流程图表）；值班记录；控制系统的设定值等。

（2）输入数据。运行人员代码及密码；运行人员密码更改；保护定值的修改值；控制范围及设定的变化；报警界限；告警设置与退出；手动／自动设置；趋势控制等。

（3）人工控制操作。断路器及隔离开关操作；开关操作；变压器分接头位置控制；控制闭锁与允许；保护装置的投入或退出；设备运行／检修的设置；当地／远方控制的选择；信号复归等。

（4）诊断与维护。故障数据记录显示；统计误差显示；诊断检测功能的启动。 7．打印功能

对于有人值班的变电站，监控系统可以配备打印机，完成以下打印记录功能： （1） 定时打印报表和运行日志。 （2） 开关操作记录打印。 （3） 事件顺序记录打印。 （4） 越限打印。 （5） 召唤打印。 （6） 抄屏打印。 （7） 事故追忆打印。 8．数据处理与记录功能

监控系统除了完成上述功能外，数据处理和记录也是很重要的环节。历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容。它包括上级调度中心、变电管理和继电保护要求的数据，这些数据主要包括：

（1） 断路器动作次数。

（2） 断路器切除故障时故障电流和跳闸操作次数的累计数。

（3） 输电线路的有功功率、无功功率，变压器的有功功率、无功功率，母线电压定时记录的最大值、最小值及其时间。

（4） 独立负荷有功功率、无功功率每天的最大值和最小值，并标以时间。 （5） 指定模拟点上的趋势、平均值、积分值和其它计算值。 （6） 控制操作及修改整定值的记录。

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根据需要，该功能可在变电站当地实现（有人值班方式），也可在远方操作中心或调度中心实现（无人值班方式）。

9．谐波分析与监视 （二）微机保护 1.微机保护的功能

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，具体包括： （1）高压输电线路的主保护和后备保护。 （2）主变压器的主保护和后备保护。 （3）无功补偿电容器组的保护。 （4）母线保护。 （5）配电线路的保护。

（6）小电流接地系统的单相接地选线。 2．电压、无功综合控制

在变电站中，对电压和无功的自动控制，主要是自动调节有载调压变压器的分接头位置和自动控制无功补偿设备 （电容器、电抗器、调相机等）的投、切或控制其运行工况。其控制方式有如下三种。

（1）集中控制。集中控制是指在调度中心对各个变电站的主变压器的分接头位置和无功补偿设备进行统一的控制

（2）分散控制。这是我国当前进行电压、无功综合控制的主要方式。分散控制是指在各个变电站或发电厂中，自动调节有载调压变压器的分接头位置或其他调压设备，以控制地区的电压和无功功率在规定的范围内。分散控制是在各厂、站独立进行的，它可以实现局部地区的优化，对提高变电站供电范围内的电压质量和降低局部网络和变压器的电能损耗，减少值班员的操作是很有意义的

（3）关联分散控制。关联分散控制是指电力系统正常运行时，由分散安装在各厂、站的分散控制装置或控制软件进行自动调控，调控范围和定值是从整个系统的安全、稳定和经济运行出发，事先由电压、无功优化程序计算好的，而在系统负荷变化较大或紧急情况或系统运行方式发生大的变动时，可由调度中心直接操作控制，或由调度中心修改下属变电站所应维持的母线电压和无功功率的定值，以满足系统运行方式变化后新的要求。

4. 低频减负荷控制

电力系统的频率是电能质量重要的指标之一。电力系统正常运行时，必须维持频率在

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50±（0.1—0.2）Hz的范围内。系统频率偏移过大时，发电设备和用电设备都会受到不良的影响。轻则影响工农此产品的质量和产量；重则损坏汽轮机、水轮机等重要设备，甚至引起系统的“频率崩溃”，致使大面积停电，造成巨大的经济损失。

（1）低频减负荷的控制方式

假定变电站馈电母线上有多条配电线路，根据这些线路所供负荷的重要程度，分为基本级和特殊级两大类。把一般负荷的馈电线路设置为基本级，供给重要负荷的线路设置为特殊级，一般低频减负荷装置基本级可以设定5轮或8轮，由用户选用。设置在基本级中的配电线路，也按重要程度分为1、2、3、?、8轮。当系统发生功率严重缺额造成频率下降至第l轮的启动值，且延时时限已到时，低频减负荷装置动作出口，切除第l轮的线路，此时如果频率恢复，则动作便成功。但若频率还不能恢复，说明功率仍缺额。当频率低于第2轮的整定值，且第2轮的动作延时已到，则低频减负荷装置再次启动，切除第2轮的负荷。如此反复对频率进行采样、计算和判断，直至频率恢复正常或基本级的1—5轮（多数变电站只分为3轮或5轮）的负荷全部切完。

当基本级的线路全部切除后，如果频率仍停留在较低的水平上，则经过一定的时间延时后，启动切除特殊轮负荷。

一般第l轮的频率整定为47.5—48.5Hz，最末轮的频率整定为46—46.5Hz。若采用常规的低频继电器，则相邻两轮间的整定频率差为0.5Hz，动作时限差为0.5 s；若采用微机低频减负荷装置，则相邻两轮间的整定频率差可以减少，时限差也可减少。特殊轮的动作频率可取47.5—48.5Hz，动作时限可取15—25s。

对于特别重要的用户，则设为0轮，即低频减负荷装置不会对它发切负荷的指令。 （2）低频减负荷的实现方法

实现低频减负荷的方法关键在于测频，在微处理器特别是单片机引人我国并推广应用以前，测频主要靠电磁型或晶体管型的频率继电器。后来又发展了数字式频率继电器，由频率继电器和控制轮次的中间继电器组成整套低频减负荷装置。这些低频减负荷装置存在体积大、测频精度低、易受干扰等缺点，为了避免误动，通常加上低压闭锁、低电流闭锁及增加时延等环节。每增加一种闭锁措施，则至少必须增加一种继电器，因此结构复杂，调试不方便。而且随着电力系统的发展，电网运行方式日益复杂和多样化，供电可靠性的问题更加突出，因此对低频减负荷装置的性能指标的要求也必须提高。采用传统的频率继电器构成的低频减负荷装置，由于级差大、级数少，不能适应系统中出现的不同的功率缺额的情况，不能有效地防止系统的频率下降并恢复频率，难以实现重合闸等功能，常造成频率的悬停和超调

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