變電站值班人員培訓班教材

1、變電站綜合自動化系統(tǒng)新員工及變電站值班人員培訓教材保定四唯天創(chuàng)科技開發(fā)有限公司2012 年 04 月目錄1. 變電站綜合自動化系統(tǒng)的概念及優(yōu)越性1.1 變電站綜合自動化系統(tǒng)的概念隨著微機技術(shù)的發(fā)展和在電力系統(tǒng)的普遍應用， 自 80 年代以來， 變電站的二次設備 括測量儀表、信號系統(tǒng)、繼電保護、自動裝置和遠動裝置等）逐步采用微機型的裝置，即微 機保護、微機監(jiān)控、微機遠動等。這些微機裝置盡管功能不一，但其硬件配置卻大體相同， 裝置所采集的信息量和要控制的對象許多是共同的。但由于這些設備分屬不同的專業(yè)，加上 管理體制上的一些原因，在變電站上述各專業(yè)的設備出現(xiàn)了功能重復、裝置硬件配置重復、 互連復雜等

2、問題。這就迫切需要打破各專業(yè)分界的框框，從全局出發(fā)來考慮全微機化的變電 站二次設備的優(yōu)化設計，這便提出了變電站綜合自動化的問題。變電站綜合自動化是將變電站的二次設備經(jīng)過功能的組合和優(yōu)化設計，利用先進的計算 機技術(shù)、現(xiàn)代電子技術(shù)、通信技術(shù)和信號處理技術(shù)，實現(xiàn)對全變電站的主要設備和輸、配電 線路的自動監(jiān)視、測量、自動控制和微機保護，以及與調(diào)度通信等綜合性的自動化功能。變 電站綜合自動化系統(tǒng)，即利用多臺微型計算機和大規(guī)模集成電路組成的自動化系統(tǒng)，代替常 規(guī)的測量和監(jiān)視儀表，代替常規(guī)控制屏、中央信號系統(tǒng)和遠動屏，用微機保護代替常規(guī)的繼 電保護屏，改變常規(guī)的繼電保護裝置不能與外界通信的缺陷。因此，變電站

3、綜合自動化是自 動化技術(shù)、計算機技術(shù)和通信技術(shù)等高科技在變電站領域的綜合應用。變電站綜合自動化系 統(tǒng)可以采集到比較齊全的數(shù)據(jù)和信息，利用計算機的高速計算能力和邏輯判斷功能，可方便 地監(jiān)視和控制變電站內(nèi)各種設備的運行和操作。變電站綜合自動化系統(tǒng)具有功能綜合化、結(jié) 構(gòu)微機化、操作監(jiān)視屏幕化、運行管理智能化等特征。變電站綜合自動化系統(tǒng)以全微機化的新型二次設備替代常規(guī)設備，盡量做到硬件資源、 信息資源共享。用不同的模塊軟件實現(xiàn)常規(guī)設備的各種功能，用計算機局域網(wǎng)代替大量信號 電纜的連接，用主動模式代替常規(guī)的被動模式，簡化了變電站二次部分的硬件配置，減輕了 安裝施工和運行維護工作量，降低了變電站總造價和運

4、行費用，使變電運行更安全、可靠， 為提高運行管理自動化水平打下了基礎。1.2 對變電站保護和監(jiān)控的要求的變化使變電站綜合自動化成為電力系統(tǒng)自動化的發(fā)展方向原因有兩個方面：一是隨著電力系 統(tǒng)的發(fā)展，對變電站保護和監(jiān)控的要求發(fā)生了很大的變化，而現(xiàn)有的常規(guī)保護和監(jiān)控系統(tǒng)漸 漸不能滿足要求；二是變電站現(xiàn)有的常規(guī)保護和監(jiān)控系統(tǒng)設計本身具有很多缺點和不足。繼電保護要求的變化當前的電力系統(tǒng)具有電網(wǎng)規(guī)模大、電壓等級高和機組容量大的特點。為了最大限度的發(fā) 揮電網(wǎng)的經(jīng)濟性，電力系統(tǒng)越來越多地運行在其穩(wěn)定極限附近。這就要求一旦發(fā)生故障，繼 電保護裝置能更快地切除故障。30ms ，嚴重故障時要求故障220kV 及以上

5、的超高壓輸電線路要求的典型故障切除時間切除時間更短； 母線保護要求內(nèi)部故障切除時間10ms ，能自動識別母線運行方式并作出相應調(diào)整， 能在近端外部故障下抗 CT 飽和并可閉鎖； 差動保護作為變壓器的主保護， 其關(guān)鍵問題 仍是勵磁涌流的鑒別。傳統(tǒng)的辦法是監(jiān)測差流中的諧波成分，但是對超高壓大容量變壓器接 長距離輸電線或低壓側(cè)接無功補償裝置時，內(nèi)部故障電流中也會含有豐富的諧波成分，在這 種情況下就難以判別故障還是涌流。自動監(jiān)控裝置作用的變化電力系統(tǒng)監(jiān)控方面最主要的變化在于對監(jiān)控裝置在降低發(fā)電成本和跳提高電網(wǎng)運行水平 方面的要求越來越高。電力系統(tǒng)經(jīng)濟運行需要更多有關(guān)電網(wǎng)運行的信息和更精確可靠的監(jiān)控，

6、這就需要更多通道和手段來采集和分析電網(wǎng)信息并作出監(jiān)控。另外在電網(wǎng)進行安全分析，特 別是進行網(wǎng)絡偶然事故分析時還要求對電網(wǎng)信息采集和監(jiān)控功能進行協(xié)調(diào)。變電站擴容改造的要求一般來講，大型變電站開始僅有幾回進線，經(jīng)過幾年后逐步發(fā)展成為具有多回聯(lián)絡線。 變電站擴容改造的每一步都要增加保護和監(jiān)控設備，甚至需要重新安排母線的布置，因此要 對現(xiàn)用的監(jiān)控設備和保護裝置進行較大的調(diào)整或重新配置。這就要求這些裝置具有較大的靈 活性和可擴充性以便以最小的費用和最短的時間完成擴容和改造。變電站無人值班運行的要求由于具有明顯的技術(shù)經(jīng)濟效益（運行可靠性高、勞動生產(chǎn)率高、建設成本低），發(fā)達國 家早在七十年代就開始實施這種新

7、的變電站運行管理模式。實現(xiàn)變電站無人值班的技術(shù)基礎是變電站中的測量、監(jiān)視、保護、監(jiān)控等二次設備具有 高度的安全性與可靠性，優(yōu)越的協(xié)調(diào)性與兼容性。變電站綜合自動化系統(tǒng)的運用是實現(xiàn)變電 站無人值班運行的有效途徑。1.3 傳統(tǒng)變電站存在的問題眾所周知，變電站是電力系統(tǒng)中不可缺少的重要環(huán)節(jié)，它擔負著電能轉(zhuǎn)換和電能重新分 配的繁重任務，對電網(wǎng)的安全和經(jīng)濟運行起著舉足輕重的作用。尤其是現(xiàn)在大容量發(fā)電機組 的不斷投運和超高壓遠距離輸電和大電網(wǎng)的出現(xiàn)，使電力系統(tǒng)的安全控制更加復雜，如果仍 依靠原來的人工抄表、記錄、人工操作為主，依靠原來變電站的舊設備，而不進行技術(shù)改造 的話，必然沒法滿足安全、穩(wěn)定運行的需要，

8、更談不上適應現(xiàn)代電力系統(tǒng)管理模式的需求。 傳統(tǒng)的變電站進入九十年代以來越來越暴露出其固有的缺陷和局限性：（ 1）安全性、可靠性不能滿足現(xiàn)代電力系統(tǒng)高可靠性的要求。傳統(tǒng)的變電站大多數(shù)采用常規(guī)的設備，尤其是二次設備中的繼電保護和自動裝置、遠動裝置等（有不少變電站沒有 自動裝置和遠動裝置）采用電磁型或晶體管式設備，設備本身結(jié)構(gòu)復雜、可靠性不高，而且 又沒有故障自診斷的能力。目前的辦法是依靠對常規(guī)二次系統(tǒng)進行定期的測試和校驗來發(fā)現(xiàn) 問題，這不但增加了維護人員的工作量，而且仍無法保證裝置絕對的可靠，往往是等到保護 裝置發(fā)生拒動或誤動后才能發(fā)現(xiàn)問題再進行調(diào)整與檢修，另外維護人員在定期檢測中造成裝 置誤動或

9、形成新的隱患的情況也時有發(fā)生。同時硬件設備基本上是按功能獨立配置的，彼此 間聯(lián)系很少，設備型號龐雜，在組合過程中協(xié)調(diào)性差，也容易造成設計隱患。（ 2）供電質(zhì)量缺乏科學的保證。 隨著國民經(jīng)濟的持續(xù)發(fā)展， 人民生活水平和生活質(zhì)量不 斷提高，家用電器、個人計算機越來越多地進入各家各戶。不僅各工礦企業(yè)，而且居民用戶 對保證供電質(zhì)量的要求越來越高。衡量電能質(zhì)量的主要指標是頻率和電壓，目前還應考慮諧 波問題。頻率主要由發(fā)電廠調(diào)節(jié)、保證。而電壓的合格，不能單靠發(fā)電廠調(diào)節(jié)，各變電站， 特別是樞紐變電站也應該通過調(diào)節(jié)分接頭位置和控制無功補償設備進行調(diào)整，使其運行在合 格范圍內(nèi)。但傳統(tǒng)的變電站，大多數(shù)不具備調(diào)壓手

10、段，至于諧波污染造成的危害，還沒有引 起足夠的重視和采取有力的解決措施，且缺乏科學的電能質(zhì)量考核辦法，不能滿足目前發(fā)展 的電力市場的需求。（ 3）占地面積大，增加了征地投資。 實現(xiàn)了綜合自動化的變電站與傳統(tǒng)的變電站相比， 在一次設備方面，目前還沒有多大的差別，而差別較大的是二次設備。傳統(tǒng)的變電站，二次 設備多數(shù)采用電磁式或晶體管式，體積大、笨重，因此，主控制室、繼電保護室占地面積大。 這對于人口眾多的我國，特別是對人口密度很大的城市來說，是一個不可忽視的問題。如果 變電站實現(xiàn)綜合自動化，則會大大減少占地面積，這對國家眼前和長遠的利益都是很有意義 的。（4）不適應電力系統(tǒng)快速計算和實時控制的要求

11、。電力系統(tǒng)要做到優(yōu)質(zhì)、 安全、 經(jīng)濟運行，必須及時掌握系統(tǒng)的運行工況，才能采取一系列的自動控制和調(diào)節(jié)手段。但傳統(tǒng)的變電 站主要用指示燈顯示監(jiān)控操作，用各種各樣的模擬式表盤反映模擬量瞬時值，大部分的歷史 數(shù)據(jù)、操作記錄和事件記錄主要靠手工完成或用專門的記錄器記錄，費時費力且易出錯，不 能滿足向調(diào)度中心及時提供運行參數(shù)的要求；而且參數(shù)采集不齊，不準確，變電站本身又缺 乏自動控制和調(diào)控手段，因此沒法進行實時控制，不利于電力系統(tǒng)的安全、穩(wěn)定運行。（ 5）維護工作量大，設備可靠性差，不利于提高運行管理水平和自動化水平。常規(guī)的保護裝置和自動裝置多為電磁型或晶體管型，例如晶體管型保護裝置，其工作點易受環(huán)境溫

12、 度影響，因此其整定值必須定期停電校驗，每年校驗保護定值的工作量是相當大的；也無法 實現(xiàn)遠方修改保護或自動裝置的定值。1.4 變電站實現(xiàn)綜合自動化的優(yōu)越性由于傳統(tǒng)的變電站存在以上缺點，無法滿足電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定和經(jīng)濟、優(yōu)化運行的要 求。解決這些問題的出路是用先進技術(shù)武裝變電站。對于老式的變電站，逐步進行技術(shù)改造； 對新建的變電站，要盡量采用先進的技術(shù)，提高變電站的自動化水平，增加四遙功能，逐步 實現(xiàn)無人值班和調(diào)度自動化。變電站實現(xiàn)綜合自動化的優(yōu)越性主要有以下幾方面。（ 1）提高供電質(zhì)量，提高電壓合格率。 由于在變電站綜合自動化系統(tǒng)中包括有電壓、 無 功自動控制功能，故對于具備有載調(diào)壓變壓器和無

13、功補償電容器的變電站，可以大大提高電 壓合格率，保證電力系統(tǒng)主要設備和各種電器設備的安全，使無功潮流合理，降低網(wǎng)損，節(jié) 約電能損耗。（ 2）提高變電站的安全、 可靠運行水平。 變電站綜合自動化系統(tǒng)中的各子系統(tǒng)， 絕大多 數(shù)都是由微機組成的，它們多數(shù)具有故障診斷功能。除了微機保護能迅速發(fā)現(xiàn)被保護對象的 故障并切除故障外，有的自控裝置并兼有監(jiān)視其控制對象工作是否正常的功能，發(fā)現(xiàn)其工作 不正常及時發(fā)出告警信息。更為重要的是，微機保護裝置和微機型自動裝置具有故障自診斷 功能，這是當今的綜合自動化系統(tǒng)比其常規(guī)的自動裝置或四遙裝置突出的特點，這使得采用 綜合自動化系統(tǒng)的變電站一、二次設備的可靠性大大提高。

14、（ 3）提高電力系統(tǒng)的運行、管理水平。 變電站實現(xiàn)自動化后，監(jiān)視、測量、記錄、抄表 等工作都由計算機自動進行，既提高了測量的精度，又避免了人為的主觀干預，運行人員只 要通過觀看 CRT 屏幕，對變電站主要設備和各輸、配電線路的運行工況和運行參數(shù)便一目了 然。綜合自動化系統(tǒng)具有與上級調(diào)度通信功能，可將檢測到的數(shù)據(jù)及時送往調(diào)度中心，使調(diào) 度員能及時掌握各變電站的運行情況，也能對它進行必要的調(diào)節(jié)與控制，且各種操作都有事 件順序記錄可供查閱，大大提高運行管理水平。（ 4）縮小變電站占地面積，降低造價，減少總投資。變電站綜合自動化系統(tǒng)，由于采用微計算機和通信技術(shù)，可以實現(xiàn)資源共享和信息共享，同時由于硬件

15、電路多數(shù)采用大規(guī)模集 成電路，結(jié)構(gòu)緊湊、體積小、功能強，與常規(guī)的二次設備相比，可以大大縮小變電站的占地 面積，而且隨著微處理器和大規(guī)模集成電路的不斷降價，微計算機性能價格比逐步上升，發(fā) 展的趨勢是綜合自動化系統(tǒng)的造價會逐漸降低，而性能和功能會逐步提高，因而可以減少變 電站的總投資。（ 5）減少維護工作量，減少值班員勞動，實現(xiàn)減人增效。由于綜合自動化系統(tǒng)中，各子系統(tǒng)有故障自診斷功能，系統(tǒng)內(nèi)部有故障時能自檢出故障部位，縮短了維修時間。微機保 護和自動裝置的定值又可在線讀出檢查，可節(jié)約定期核對定值的時間，而監(jiān)控系統(tǒng)的抄表、 記錄自動化，值班員可不必定時抄表、記錄，可實現(xiàn)少人值班，如果配置了與上級調(diào)度

16、的通 信功能，能實現(xiàn)遙測、遙信、遙控、遙調(diào)，則完全可實現(xiàn)無人值班，達到減人增效的目的。1.5 變電站綜合自動化對無人值班的促進作用對變電站來說，無人值班和有人值班是兩種不同的管理模式，它與變電站一、二次系統(tǒng) 技術(shù)水平的發(fā)展，與變電站是否實現(xiàn)自動化沒有直接關(guān)系。一、二次設備可靠性的提高和采 用先進技術(shù)，可以為無人值班提供更為有利的條件，但不是必須具備的條件。早在四、五十年代，無人值班已經(jīng)在我國一些大城市實行，例如上海、廣州、天津等城 市，對一些不是很重要的 35kV 變電站，實行無人值班，平時把變電站的門鎖起來，一旦出現(xiàn) 故障，保護跳閘停電，則用戶會用電話或其他方式要求供電局去檢修，恢復供電。供

17、電局在 確認停電事故后，便派出檢修人員去查找并修復故障，恢復供電。這種無人值班變電站的一、 二次設備與有人值班變電站完全一樣，沒有任何信息送往調(diào)度室。其一、二次設備的運行工 況如何，只能由檢修人員到現(xiàn)場后，才能知道，因此這類無人值班只適合于重要性不高的變 電站。從而進入了遠到了 60 年代，由于遠動技術(shù)的發(fā)展，在變電站開始應用遙測、遙信技術(shù)， 方監(jiān)視的無人值班階段。這時，在調(diào)度中心，調(diào)度人員可以了解到下面無人值班站的運行工 況，這比起元四遙功能的無人值班站來說，已前進了一大步。但是，這個階段的遙測、遙信 功能還是很有限的，例如遙信只傳送事故總信號和一些開關(guān)位置信號。值班員通過事故總信 號知道變

18、也站發(fā)生故障，可及早派人到變電站或線路尋找放障和進行檢修，這對及早恢復供 電無疑是很有好處的。相對無四遙功能的無人值班站來說，是一大進步。但是，如果要對開 關(guān)進行操作，還必須到變電站現(xiàn)場才行。80 年代中后期以后，隨著微處理器和通信技術(shù)的發(fā)展，利用微型機構(gòu)成的遠動裝置簡 稱 RTU (Remote Terminal Unit )的功能和性能有很大提高，具有遙測、遙信和遙控功能， 有的還有遙調(diào)功能，這使無人值班技術(shù)又上了一個臺階。經(jīng)過幾十年的努力，電網(wǎng)裝備技術(shù)和運行管理水平及人員素質(zhì)都有了很大提高，一次設 備可靠性提高，遙控技術(shù)逐步走向成熟。特別是“八五”期間，全國電網(wǎng)調(diào)度自動化振興綱 要的實施

19、，電網(wǎng)調(diào)度自動化實用化工作的開展取得了很好的經(jīng)驗，為全國特別是中心城市開 展無人值班工作奠定了扎實的基礎。因此， 1995 年國家電力調(diào)度通信中心要求現(xiàn)有 35kV 和 110kV 變電站，在條件具備時逐步實現(xiàn)無人值班，新建變電站可根據(jù)調(diào)度和管理需要以及規(guī) 劃要求，按無人值班設計。這幾年的實踐證明：變電站實行無人值班有明顯的經(jīng)濟效益和社 會效益，特別是提高了運行的可靠性，減少人為事故，保障系統(tǒng)安全，提高了勞動生產(chǎn)率， 降低了建設成本，推動了電力行業(yè)的科技進步。上述分析可見，無人值班與變電站綜合自動化是不同范疇的問題。變電站有人值班與無 人值班是變電站運行管理采用“當?shù)亍边€是“遠方”兩種管理模式

20、選擇哪一種的問題；而變 電站綜合自動化是指變電站的技術(shù)水平問題。兩者表面看來沒有直接的關(guān)系。采用常規(guī)的二 次設備，沒有實現(xiàn)自動化，只要有 RTU 遠動設備，便可以實現(xiàn)無人值班。但變電站自動化技 術(shù)的發(fā)展和自動化水平的提高，對無人值班元疑將起很大的推動作用，它可以明顯地提高無 人值班變電站運行的可靠性和技術(shù)水平， 而且我們今天提倡的無人值班不能回到40 年代、 60年代的簡單水平，必須建立在高可靠性、高技術(shù)水平的基礎上。變電站綜合自動化可適應這 種高的要求。用于與常規(guī)二次設備配合的 RTU 遠動裝置對模擬量的采集，一般是通過變送器 采樣，對繼電保護信息的采集是通過信號繼電器的輔助觸點，連接電纜多

21、，因此采集的信息 量往往受到限制， 而變電站綜合自動化系統(tǒng)可以提供更豐富的信息， 它不僅能完成常規(guī)的 RTU 的全部功能，而且由于各子系統(tǒng)幾乎都是由微處理機構(gòu)成的、因而可以實現(xiàn)資源失享。因此， 實現(xiàn)綜合自動化的變電站，一般不必再配置單獨的RTU ，而是由監(jiān)控系統(tǒng)所采集的模擬量和開關(guān)狀態(tài)信息，通過通信管理單元直接送往調(diào)度，對于繼電保護動作信息的采集，可以由各 微機保護單元，將動作信息通過綜合自動化系統(tǒng)內(nèi)部網(wǎng)絡送給通信管理單元再送給調(diào)度，并 由通信管理單元轉(zhuǎn)發(fā)或執(zhí)行調(diào)度下達的命令。由于綜合自動化系統(tǒng)內(nèi)部各子系統(tǒng)間通過網(wǎng)絡 連接，既減少了彼此間的連接電纜，簡化了設備，又可以傳送更多的信息。更為突出的

22、特點 是可將各微機保護子系統(tǒng)和各自動裝置的定值送往調(diào)度端，上級調(diào)度也可對其修改定值，而 且綜合自動化系統(tǒng)還能將三次進條路 1 運行此態(tài)和投摩啟診斷時信，擊耐調(diào)度主席才報苦， 這些都是常規(guī)的變電所沒有辦法達到的。因此，目前新建的變電站在投資允許的情況下，采 用綜合自動化系統(tǒng)不僅可以全面提高無人值班變電站的技術(shù)水平，也可提高其可靠性。1.6 變電站自動化技術(shù)的發(fā)展過程國外從 70 年代末 80 年代初就開始進行保護和控制綜合自動化新技術(shù)的開發(fā)和試驗研究 工作， 80 年代中期，我國亦開始研究變電站綜合自動化技術(shù)。尤其是近年來，國內(nèi)變電站綜 合自動化技術(shù)也得到了飛速的發(fā)展。下面就國內(nèi)外變電站綜合自動

23、化技術(shù)的現(xiàn)狀與發(fā)展作一 總結(jié)和分析。變電站分立元件的自動裝置階段為了保證電力系統(tǒng)的正常運行，研究單位和制造廠家，長期以來陸續(xù)生產(chǎn)出各種功能的 自動裝置，例如：自動重合閘裝置、低頻自動減負荷裝置、備用電源自投和各種繼電保護裝 置等。電力部門可根據(jù)需要，分別選擇配置。 70 年代以前，這些自動裝置主要采用模擬電路， 由晶體管等分立元件組成，對提高變電站的自動化水平，保證系統(tǒng)的安全運行，發(fā)揮了一定 的作用。但這些自動裝置，相互之間獨立運行，互不相干，而且缺乏智能，沒有故障自診斷 能力，在運行中若自身出現(xiàn)故障，不能提供告警信息，有的甚至會影響電網(wǎng)運行的安全。同 時，分立元件的裝置可靠性不高，經(jīng)常需要維

24、修、體積大，不利于減少變電站的占地面積， 因此需要有更高性能的裝置代替。微處理器為核心的智能自動裝置階段1971 年，世界上第一片微處理器問世。美國 Intel 公司率先做出了貢獻，接著許多廠家 都紛紛開始研制微處理器，逐步形成了以 Intel 公司、 Motorola 公司、 Zilog 公司為代表的三 大系列微處理器產(chǎn)品。由于該產(chǎn)品集成度高、體積小、性能價格比高，被微型機迅速滲透和 占領了各個技術(shù)領域，為計算機應用的普及和推廣提供了現(xiàn)實的可能性。另一方面，工農(nóng)業(yè) 生產(chǎn)和科學技術(shù)發(fā)展的需求， 反過來又促進了微處理器技術(shù)的迅速發(fā)展， 使之在 70 年代的 10 年中便更新了三代。 20 多年來

25、，幾乎每兩年微處理器的集成度便翻一翻，每 24 年便更新?lián)Q 代一次?，F(xiàn)已進入第五代，即 64 位高檔微處理器階段。80 年代，隨著國家改革開放方針的進展，微處理器技術(shù)開始引人我國，并且吸引了許多 為電力行業(yè)服務的科技工作者，他們都把注意力放在如何將大規(guī)模集成電路技術(shù)和微處理器 技術(shù)應用于電力系統(tǒng)各個領域上。在變電站自動化方面，首先將原來由晶體管等分立元件組 成的自動裝置逐步由大規(guī)模集成電路或微處理機代替，由于采用了數(shù)字式電路，統(tǒng)一數(shù)字信 號電平，縮小了體積，明顯地顯示出優(yōu)越性，特別是由微處理器構(gòu)成的自動裝置，利用微處 理器的智能和計算能力，可以應用和發(fā)展新的算法，提高了測量的準確度和控制的可靠

26、性， 還擴充了新的功能，尤其是裝置本身的故障自診斷能力，對提高自動裝置自身的可靠性和縮 短維修時間是很有意義的。這些微機型的自動裝置， 雖然提高了變電站自動控制的能力和可靠性， 但在 80 年代， 基 本上還是維持原有的功能和邏輯關(guān)系的框框，只是組成的硬件結(jié)構(gòu)由微處理器及其接口電路 代替，擴展了一些簡單的功能，多數(shù)仍然是各自獨立運行，不能互相通信，不能共享資源， 實際上形成了變電站的自動化孤島，因此仍然解決不了前述變電站設計和運行中存在的所有 問題。隨著數(shù)字技術(shù)和微機技術(shù)的發(fā)展，變電站內(nèi)自動化孤島問題引起了國內(nèi)外科技工作者 的關(guān)注，并對其開展研究和尋求解決的途徑。因此變電站綜合自動化是科學技術(shù)

27、發(fā)展和變電 站自動控制技術(shù)發(fā)展的必然結(jié)果。變電站綜合自動化系統(tǒng)的發(fā)展階段國外變電站綜合自動化的發(fā)展概況國外從 70 年代末、 80 年代初就開始進行保護和控制綜合自動化系統(tǒng)的新技術(shù)開發(fā)和試 驗研究工作。如由美國西屋電氣公司和美國電力科學研究院（ EPRI ）聯(lián)合研制的 SPCS 變電 站保護和控制綜合自動化系統(tǒng)、由日本關(guān)西電力公司與三菱電氣公司共同研制的SDCS I、II 保護和控制綜合自動化系統(tǒng)， SDCS I、II 系統(tǒng)從 1977 1979 年進行了現(xiàn)場試驗及試運行， 80 年代初已交付商業(yè)應用。 目前，日本日立、 三菱、東芝公司， 德國西門子公司 （SIEMENS ）、 AEG 公司，

28、瑞士 ABB 公司，美國通用電氣公司（ GE ）、西屋電氣公司（ Wesinghouse ）， 法國阿爾斯通公司（ AL STHOM ），瑞士 Landis&Gyr 公司等國際著名大型電氣公司均開發(fā) 和生產(chǎn)了變電站綜合自動化系統(tǒng)（或稱保護與控制一體化裝置），并取得了較為成熟的運行 經(jīng)驗。西門子公司于 1985 年在德國漢諾威正式投運其第一套變電站自動化系統(tǒng) LSA678 ，至 1993 年已有 300 多套同類型的系統(tǒng)在德國本土及歐洲其他國家不同電壓等級的變電站投入運 行，至 1995 年，該公司在中國也陸續(xù)得到十幾個工程項目，基本上是 110kV 城市變電站。 LSA678 系統(tǒng)的結(jié)

29、構(gòu)有全分散式和集中與分散相結(jié)合兩種類型。ABB 公司的變電站綜合自動化系統(tǒng) SCS100 ，在芬蘭生產(chǎn)， 用于中、低壓變電站。 SCS200 在瑞典生產(chǎn)，用于高壓變電站。各公司變電站綜合自動化系統(tǒng)的主要特點為：系統(tǒng)一般采用分層分布式，系統(tǒng)由站控級 和元件間隔級組成，大部分系統(tǒng)在站控級和元件間隔級的通信采用星形光纖連接，繼電 保護裝置下放到就地，主控制室與各級電壓配電裝置之間僅有光纜聯(lián)系，沒有強電控制電纜 進入主控制室，這樣節(jié)約了大量控制電纜，大大減少對主控制室內(nèi)計算機系統(tǒng)及其他電子元 件器的干擾，提高了運行水平和安全可靠性。國外在制定變電站綜合自動化技術(shù)規(guī)范方面的進展國外變電站綜合自動化系統(tǒng)制

30、造廠商頗多，但他們彼此之間一開始就十分注意系統(tǒng)的技 術(shù)規(guī)范和標準的制定及協(xié)調(diào)，以避免各自為政造成的不良后果，以便于這門新技術(shù)能夠迅速 發(fā)展和廣泛的應用，這是很值得我們學習的。目前，許多國際性組織或權(quán)威機構(gòu)都在進行這 項工作，如國際電工委員會 （ IEC ）、國際大電網(wǎng)會議 （ CICRE ）、德國電力事業(yè)聯(lián)合會 （VDEW ） 和電工供貨商機構(gòu)（ ZVEI ）、美國電力科學研究院（ EPRI ）和 IEEE 的電力工程學會 （ IEEE 、 PES ）都正在制訂或已制訂了某些標準。德國電力行業(yè)協(xié)會（ VDEW ）為電子制造商協(xié)會（ EVEI ）制定的關(guān)于數(shù)字式變電站控制系統(tǒng)的推薦草案于 198

31、7 年公布，成為 IEC TC 57 在起草保護與控制之間接口標準的參考， 內(nèi) 容非常豐富。德國的三大電氣公司Siemens 、 ABB 、AEG 基本上是按這一推薦規(guī)范設計和開發(fā)自己的產(chǎn)品。該草案把變電站的結(jié)構(gòu)規(guī)定為站控級( Station Level )和元件間隔級( Bay LeveI )。對于系統(tǒng)的硬件、軟件、參數(shù)化、資料、測試、驗收和現(xiàn)場調(diào)試等那做出了具體而 詳盡的規(guī)定。該推薦草案的公布不僅對德國國內(nèi)變電站綜合自動化的發(fā)展而且對整個歐洲地 區(qū)都起了一定的促進和規(guī)范作用。美國電力科學研究院 EPRI 委托西屋電氣公司研究起草的變電站控制與保護項目的系統(tǒng) 規(guī)范，于 1983 年 8 月發(fā)

32、表( EL-1813 )， 1989 年又進行了修改與增補。該規(guī)范定義出了變 電站綜合自動化系統(tǒng)的范疇，同時列出了該系統(tǒng)應具備的功能菜單，規(guī)定了每一種功能應具 備的內(nèi)容及基本要求。它反映了變電站綜合自動化的基本要求，總共逐個規(guī)定了 26 種功能。 普遍認為，任何一種裝置的功能都不可能超出上述功能清單之外。國際電工委員會第 57 次技術(shù)委員會( IEC TC 57 )為了配合變電站綜合自動化方面的進 展，成立了“變電站控制和保護接口”工作組，負責起草該接口的通信標準，該工作組共 12 個國家(主要集中在北美和歐洲，亞洲有中國，非洲有南非) 2000 位成員參加。從 1994 年 3 月到 199

33、5 年 4 月舉行了四次討論會，于 1995 年 2 月向 IEC 秘書處提交了保護通信伙伴標 準 IEC87Q-5-103 ，為控制與保護之間的通信提供了一個國際標準。我國變電站綜合自動化的發(fā)展過程我國變電站綜合自動化的研究工作開始于 80 年代中期。 1987 年，清華大學電機工程系 研制成功一套符合國情的變電站綜合自動化系統(tǒng)， 在山東威海 35kV 望島變電站投入運行， 用 3 臺微型計算機實現(xiàn)了全站的微機繼電保護、監(jiān)測和控制功能。之后隨著 1988 年由華北電 力學院研制的第 1 代微機保護( 01 型)投入運行，第 2 代微機保護( WXB 11 )1990 年 4 月投入運行并于同

34、年 12 月通過部級鑒定。這樣，在遠動裝置采用微機技術(shù)后，更為復雜的繼 電保護全面采用微機技術(shù)成為現(xiàn)實。至此，隨著微機保護、微機遠動、微機故障錄波、微機 監(jiān)控裝置在電網(wǎng)中的全面推廣應用，人們?nèi)找娓械礁鲗I(yè)在技術(shù)上保待相對獨立造成了各行 其是，重復硬件投資，互連復雜，甚至影響運行的可靠性。 1990 年，清華大學在研制鞍山公 園變電站綜合自動化系統(tǒng)時， 首先提出了將監(jiān)控系統(tǒng)和 RTU 合二為一的設計思想。 1992 年 5 月電力部組織召開的“全國微機繼電保護可靠性研討會”指出：微機保護與 RTU ，微機就 地監(jiān)控微機錄波器的信息傳送，時鐘、抗干擾接地等問題應統(tǒng)一規(guī)劃并制定統(tǒng)一標準，微 機保護的

35、聯(lián)網(wǎng)勢在必行。由南京電力自動化研究院研制的第 1 套適用于綜合自動化系統(tǒng)的成 套微機保護系統(tǒng) ISA1 于 1993 年通過部級鑒定以后，各地電網(wǎng)逐步開始大量采用變電站綜 合自動化系統(tǒng)。 1994 年中國電機工程學會繼電保護及自動化專委會在珠海召開了“變電站綜 合自動化分專業(yè)委員會”的成立大會，這標志著對變電站綜合自動化的深入研究和應用進入 了一個新階段。目前，國內(nèi)有關(guān)研制和生產(chǎn)單位推出的變電站綜合自動化系統(tǒng)及產(chǎn)品很多，根據(jù)該技術(shù) 的發(fā)展過程及系統(tǒng)結(jié)構(gòu)特點，歸納起來可分為 4 種典型類型。第1種類型為基于 RTU 、變送器及繼電保護與自動裝置等設備的變電站綜合自動化系統(tǒng)， 一般稱為增強型 RT

36、U 方式，也稱集中式，或第 1 代綜合自動化系統(tǒng)。該類系統(tǒng)實際上是在常 規(guī)的繼電保護及二次接線的基礎上增設 RTU 裝置以實現(xiàn)“四遙”。結(jié)構(gòu)上僅是站級概念，有 關(guān)重要信息（如保護動作信息等）通過硬接點送給 RTU 裝置，變電所的監(jiān)測量一般經(jīng)變送器 變換后送給 RTU 。開關(guān)監(jiān)測量是直接引至 RTU ，RTU 的控制輸出一般經(jīng)遙控執(zhí)行柜發(fā)出控制 命令。該類系統(tǒng)的特點是：系統(tǒng)功能不強，硬件設備重復、整體性能指標低，系統(tǒng)聯(lián)接復雜， 可靠性低，但其成本低，特別適合于老站改造?，F(xiàn)在全國大量遠行的無人值班變電站多采用 此種模式。實際上該類系統(tǒng)僅為變電站綜合自動化的初級形式，尚不能稱為綜合自動化系統(tǒng)。第 2

37、 種類型早期的變電站綜合自動化系統(tǒng)多為集中式，由一臺或兩臺計算機完成變電站 的所有繼電保護、測量監(jiān)視、操作控制、中央信號數(shù)據(jù)通信和記錄打印等功能。系統(tǒng)各功能 模塊與硬件無關(guān)，采用模塊化軟件連接來實現(xiàn)，集中采集信息，集中處理運算。具有工作可 靠、結(jié)構(gòu)簡單、性價比高等優(yōu)點，但可擴充性、可維護性差。第 3 種類型為從硬件結(jié)構(gòu)上按功能對裝置進行了劃分，摒棄了集中式單 CPU 結(jié)構(gòu)而走 向分散，系統(tǒng)由數(shù)據(jù)采集單元（模擬量、開關(guān)堡、脈沖量），主機單元（總控單元）、遙控 執(zhí)行單元、保護單元組成。各功能單元（設備）通過通信網(wǎng)絡等手段實現(xiàn)有機結(jié)合，構(gòu)成系 統(tǒng)。該類系統(tǒng)可替代常規(guī)的保護屏、控制屏、中央信號屏、遠動

38、屏、測量儀表等。它具有較 強的在線功能。各種功能比較完善，且人機界面較好。但系統(tǒng)仍然比較復雜，聯(lián)結(jié)電纜較多， 系統(tǒng)可靠性不太高。這類系統(tǒng)雖然做到了一定程度上的分散（功能分散），但沒有從整體上 來考慮變電站綜合自動化系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)、一般僅是監(jiān)控系統(tǒng)和保護系統(tǒng)簡單的相加。由于我國 保護和遠動分屬不同的部門和專業(yè)。故我國目前的大多數(shù)綜合自動化系統(tǒng)均屬此類結(jié)構(gòu)系統(tǒng)。 這類系統(tǒng)一般稱為分散式系統(tǒng)或第 2 代綜合自動化系統(tǒng)，是一種過渡方案。第 4 種類型系統(tǒng)是采用國際上成熟的先進設計思想，引入了站控級和間隔級概念，系統(tǒng) 采用分層分布式結(jié)構(gòu)。設備分變電站層設備（站控級）和間隔層設備（間隔級）。間隔層設 備原則上

39、按一次設備組織，例如 1 條線路、 1 臺主變壓器。每一間隔層設備包括保護、控制、 測量、通信、錄波等所有功能。設計的原則是：凡是可以在本間隔層設備完成的功能，盡量 由間隔層設備就地獨立處理，不依賴于通信網(wǎng)和變電站層設備。變電站層設備是通過間隔層 設備了解和掌握整個變電站實時運行情況、并通過間隔層設備實現(xiàn)變電站控制，它還負責站 內(nèi)信息收集、分析、存儲以及與遠方調(diào)度中心的聯(lián)系，這類系統(tǒng)實現(xiàn)了信息資源的共享以及 保護、監(jiān)控功能的綜合化，大大簡化了站內(nèi)二次回路，它完全消除了設備之間錯綜復雜的二 次電纜。由于間隔層設備可放在開關(guān)柜上或放置在一次設備附近，從而可大大縮小主控制室 面積，節(jié)省控制電纜、減少

40、 CT 負擔。同時大大提高了整個系統(tǒng)的可靠性、可擴展性，是綜合 自動比系統(tǒng)的發(fā)展方向。該類系統(tǒng)一般稱為分層分布式系統(tǒng)，也稱為第 3 代變電站綜合自動 化系統(tǒng)。目前國內(nèi)主要電力自動化研究生產(chǎn)單位的系統(tǒng)均屬于此類產(chǎn)品。針對110kV及以下中低壓變電站和220kV500kV的高壓變電站，第3代變電站綜合自動化系統(tǒng)的構(gòu)成又有一定區(qū)別。 110kV 及以下中低壓變電站綜合自動化系統(tǒng)以 “四合一” （保 護、遙測、遙信、遙控）的測控保護裝置為基礎， 配合相應的測控和自動化裝置構(gòu)成。 220kV 500kV 的高壓變電站綜合自動化系統(tǒng)，考慮其復雜性，仍采用保護、監(jiān)控完全獨立裝置或系 統(tǒng)設計，保護、監(jiān)控系統(tǒng)均

41、屬于分層分布式系統(tǒng)。上述產(chǎn)品類型也很大程度上反映了目前在綜合自動化技術(shù)領域上的 2 種技術(shù)觀點。第 1 種技術(shù)觀點認為：變電站綜合自動化系統(tǒng)主要考慮“四遙量”的采集，以點為對象，面向” 功能設計”，故變電站綜合自動化系統(tǒng)應以傳統(tǒng) RTU 裝置或在其基礎上發(fā)展起來的數(shù)據(jù)采集 裝置、主控單元、遙控執(zhí)行等裝置組成的監(jiān)控為基礎組成，它與微機保護的聯(lián)系只要通過裝 置上的串行口收集信息即可，并且特別強調(diào)保護的獨立性，即兩者不能有任何硬件上的融合。 由于變電站綜合自動化系統(tǒng)源于傳統(tǒng)的“四遙”并且是在微機遠動、微機保護基礎上發(fā)展起 來的，且保護和遠動分屬不同的部門和專業(yè)，故這種技術(shù)觀點曾一度流行。而第 2 種

42、技術(shù)觀 點認為：綜合自動化技術(shù)是以先進可靠的微機保護為核心，以成熟的網(wǎng)絡通信技術(shù)將測量控 制與繼電保護融為一體，共享數(shù)據(jù)資源，并十分強調(diào)系統(tǒng)的總體結(jié)構(gòu)優(yōu)化以及系統(tǒng)的可靠性。 系統(tǒng)是以對應的一次設備為對象，面向“對象設計”。當然它也強調(diào)保護的相對獨立性，主 張在決不降低保護可靠性和功能的前提下，目前至少可以在低壓上采用保護與測控合一的綜 合裝置。 第 2 種技術(shù)觀點是在微機保護技術(shù)成熟并向網(wǎng)絡化多功能方向發(fā)展的基礎上形成的。 如前所述，由于保護和遠動分屬不同的部門和專業(yè)、加之技術(shù)發(fā)展有個過程，開始持這類觀 點的人并不多，但隨著技術(shù)的發(fā)展和按這一新概念設計的變電站綜合自動化系統(tǒng)的成功授運， 并加之

43、這一技術(shù)觀點與目前國際上先進的設計思想及推出的高品質(zhì)系統(tǒng)如同一脈。 因此，第 2 種技術(shù)觀點正逐步成為大家的共識，它也成為了目前綜合自動化技術(shù)發(fā)展的趨勢和潮流。2. 變電站綜合自動化系統(tǒng)的內(nèi)容和功能2.1 變電站綜合自動化系統(tǒng)的研究內(nèi)容十多年來，我國開展變電站自動化的研究與開發(fā)工作，主要包括如下兩方面內(nèi)容：（1 ）對 110kV 及以下中、低壓變電站，利用現(xiàn)代計算機和通信技術(shù)，對變電站的二次 設備進行全面的技術(shù)改造，取消常規(guī)的保護、監(jiān)視、測量、控制屏，實現(xiàn)綜合自動化，以全 面提高變電站的技術(shù)水平和運行管理水平，并逐步實行無人值班或減人增效。（2 ）對 220kV 以上的變電站，主要是采用計算機

44、監(jiān)控系統(tǒng)以提高運行管理水平，同時 采用新的保護技術(shù)和控制方式，促進各專業(yè)在技術(shù)上的協(xié)調(diào)，達到提高自動化水平和運行、 管理水平的目的?？傊?，變電站綜合自動化的內(nèi)容應包括電氣量的采集和電氣設備（如斷路器等）的狀態(tài) 監(jiān)視、控制和調(diào)節(jié)。實現(xiàn)變電站正常運行的監(jiān)視和操作，保證變電站的正常運行和安全。發(fā) 生事故時，由繼電保護和故障錄波等完成瞬態(tài)電氣量的采集、監(jiān)視和控制，并迅速切除故障 和完成事故后的恢復正常操作。從長遠的觀點看，綜合自動化系統(tǒng)的內(nèi)容還應包括高壓電器 設備本身的監(jiān)視信息（如斷路器、變壓器和避雷器等的絕緣和狀態(tài)監(jiān)視等）。除了需要將變 電站所采集的信息傳送給調(diào)度中心外，還要送給運行方式科和檢修中心

45、，以便為電氣設備的 監(jiān)視和制定檢修計劃提供原始數(shù)據(jù)。實現(xiàn)變電站綜合自動化的目標是提高變電站全面的技術(shù)水平和管理水平，提高安全、可靠、穩(wěn)定運行水平，降低運行維護成本，提高經(jīng)濟效益，提高供電質(zhì)量，促進配電系統(tǒng)自動 化。實現(xiàn)變電站綜合自動化是實現(xiàn)以上目標的一項重要技術(shù)措施。2.2 變電站綜合自動化系統(tǒng)的基本功能變電站綜合自動化是多專業(yè)性的綜合技術(shù)，它以微計算機為基礎，實現(xiàn)了對變電站傳統(tǒng) 的繼電保護、控制方式、測量手段、通信和管理模式的全面技術(shù)改造，實現(xiàn)了電網(wǎng)運行管理 的一次變革。國際大電網(wǎng)會議工作組在研究變電站的數(shù)據(jù)流時，分析了變電站自動化需完成 的功能大概有63種，歸納起來可分為以下幾種功能組：

46、控制、監(jiān)視功能；自動控制功能； 測量表計功能；繼電保護功能；與繼電保護有關(guān)功能；接口功能；系統(tǒng)功能。結(jié) 合我國的情況，具體來說，變電站綜合自動化系統(tǒng)的基本功能主要體現(xiàn)在微機保護、安全自 動控制、遠動監(jiān)控、通信管理四大子系統(tǒng)的功能中，下面注意論述。微機保護子系統(tǒng)（一）微機保護的優(yōu)越性微機保護裝置在我國投入運行已有 10 多年的歷史， 并且越來越受到繼電保護人員和運行 人員的普遍歡迎。這是因為，它顯示出比常規(guī)的繼電器型或晶體管型保護裝置有不可比擬的 優(yōu)越性，突出表現(xiàn)在以下幾方面。（1） 靈活性強。由于微機保護裝置是由軟件和硬件結(jié)合來實現(xiàn)保護功能的，因此在很大 程度上，不同原理的繼電保護的硬件可以是

47、一樣的，換以不同的程序即可改變繼電器功能。 例如：三段式的電流保護、重合閘和后加速跳閘、低周減載等功能，可以通過同一套保護裝 置實現(xiàn)，只要保護軟件具備這些功能即可，這是常規(guī)繼電器很難做到的。（2）可明顯改善保護性能。利用微計算機的軟硬件技術(shù)，可以尋求更多的原理、算法等 實施手段，使保護性能得到改善。同時其很強的邏輯判斷能力，能夠根據(jù)眾多因素進行靈活 規(guī)律準確的處理，這在常規(guī)繼電保護中，用模擬電路是很難實現(xiàn)的。（ 3 ）性能穩(wěn)定，可靠性高。微機保護的功能主要取決于算法和判據(jù)，也即由軟件決定， 對于同類型的保護裝置，只要程序相同，其保護性能必然一致，所以性能穩(wěn)定。而晶體管型 的繼電器的元器件受溫度

48、影響大，機械式的繼電器運動機構(gòu)可能失靈，觸點性能不良，接觸 不好等。而微機保護采用了大規(guī)模集成電路，所以裝置的元件數(shù)目、連接線等都大大減少， 因而可靠性高。（4 ）微機保護利用微機的智能，可實現(xiàn)故障自診斷、自閉鎖和自恢復，而不必進行一年 一度的定期檢驗。（5）體積小、功能全。由軟件可實現(xiàn)多種保護功能和獲取各種附加功能，可大大簡化裝 置的硬件結(jié)構(gòu)，可以在事故后，打印出各種有用數(shù)據(jù)。例如故障前后電壓、電流采樣值、故 障點距離、保護的動作過程和出口時間等。（6）使用維護方便、工作量小。微機保護有良好的人際界面，甚至可在當?shù)鼗蜻h方計算 機上召喚裝置相關(guān)信息和進行控制。由于微機保護具有突出的優(yōu)越性，是今

49、后繼電保護技術(shù)的發(fā)展方向，因此變電站綜合自 動化系統(tǒng)中，采用微機保護是必然的趨勢。尤其是新建的變電站，如果條件許可，則應該采 用變電站綜合自動化系統(tǒng)，全面提高變電站的技術(shù)水平。（二）微機保護子系統(tǒng)的功能微機保護應包括全變電站主要設備和輸電線路的全套保護，具體有：高壓輸電線路的 主保護和后備保護；主變壓器的主保護和后備保護；無功補償電容器組的保護；母線 保護；配電線路的保護。（三）對微機保護子系統(tǒng)的要求 微機保護是綜合自動化系統(tǒng)的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，它的功能和可靠性如何，在很大程度上影響了 整個系統(tǒng)的性能，因此設計時必須給予足夠的重視。微機保護子系統(tǒng)中的各保護單元，除了具有獨立、完整的保護功能外，還必須滿

50、足以下 要求，也即必須具備以下附加功能。（1）滿足保護裝置快速性、選擇性、靈敏性和可靠性的要求，它的工作不受監(jiān)控系統(tǒng)和其他子系統(tǒng)的影響。為此，要求保護子系統(tǒng)的軟、硬件結(jié)構(gòu)要相對獨立，而且各保護單元， 例如變壓器保護單元、線路保護單元、電容器保護單元等，必須由各自獨立的CPU 組成模塊化結(jié)構(gòu)；主保護和后備保護由不同的 CPU 實現(xiàn)，重要設備的保護，最好采用雙 CPU 的冗余 結(jié)構(gòu)，保證在保護子系統(tǒng)中一個功能部件模塊損壞，只影響局部保護功能而不能影響其他設備。（2）存儲多套保護定值和定值的自動校對，以及保護定值、功能的遠方整定和投退。（3） 具有故障記錄功能。當被保護對象發(fā)生事故時，能自動記錄保護

51、動作前后有關(guān)的故 障信息，包括故障電壓電流、故障發(fā)生時間和保護出口時間等，以利于分析故障。在此基礎 上，盡可能具備一定的故障錄波功能，以及錄波數(shù)據(jù)的圖形顯示和分析，這樣更有利于事故 的分析和盡快解決。（4）具有統(tǒng)一時鐘對時功能，以便準確記錄發(fā)生故障和保護動作的時間。（5）故障自診斷、自閉鎖和自恢復功能。每個保護單元應有完善的故障自診斷功能，發(fā) 現(xiàn)內(nèi)部有故障，能自動報警，并能指明故障部位，以利于查找故障和縮短維修時間，對于關(guān) 鍵部位故障，例如 A/D 轉(zhuǎn)換器故障或存儲器故障，則應自動閉鎖保護出口。如果是軟件受干 擾，造成“飛車”軟故障，應有自啟動功能，以提高保護裝置的可靠性。（6）通信功能。各保

52、護單元必須設置有通信接口，與保護管理機或通訊控制器連接。保 護管理機（或通訊控制器）在自動化系統(tǒng)中起承上啟下的作用。把保護子系統(tǒng)與監(jiān)控系統(tǒng)聯(lián) 系起來，向下負責管理和監(jiān)視保護子系統(tǒng)中各保護單元的工作狀態(tài)，并下達由調(diào)度或監(jiān)控系 統(tǒng)發(fā)來的保護類型配置或整定值修改等信息；如果發(fā)現(xiàn)某一保護單元故障或工作異常，或有保護動作的信息，應立刻上傳給監(jiān)控系統(tǒng)或上傳至遠方調(diào)度端。安全自動控制子系統(tǒng)為了保障電網(wǎng)的安全可靠經(jīng)濟運行，和提高電能質(zhì)量，變電站綜合自動化系統(tǒng)中根據(jù)不同情況設置有相應安全自動控制子系統(tǒng)，主要包括以下功能：電壓無功自動綜合控制； 低周減載；備用電源自投；小電流接地選線；故障錄波和測距；同期操作；五

53、防 操作和閉鎖；聲音圖象遠程監(jiān)控。五防操作和閉鎖即：防止帶負荷拉合刀閘；防止誤入帶電間隔、防止誤分、合斷路器； 防止帶電掛接地線；防止帶地線合刀閘。由于具有較強的獨立性，一般有獨立廠家生產(chǎn)，與 保護監(jiān)控僅存在通訊聯(lián)系，所以此處不再詳述。電壓無功自動綜合控制電力工業(yè)部安全生產(chǎn)司于 1997 年頒布的關(guān)于電力行業(yè)一流供電企業(yè)考核標準（試行）的通知中，明確提出一流供電企業(yè)必備條件之一是供電電壓合格率大于等于98，其中A 類電壓大于等于 99，配電系統(tǒng)用戶供電可靠率 RS1 大于等于、 RS3 大于等于。線損 率降低系數(shù) K 大于等于。電力系統(tǒng)長期運行的經(jīng)驗和研究、計算的結(jié)果表明，造成系統(tǒng)電壓下降的主

54、要原因是系 統(tǒng)的無功功率不足或無功功率分布不合理。對電壓和無功進行合理的調(diào)節(jié)，可以提高電能質(zhì) 量、提高電壓合格率、降低網(wǎng)損。因此，要對電壓和無功功率進行綜合調(diào)控，保證實現(xiàn)包括 電力部門和用戶在內(nèi)的總體運行技術(shù)指標和經(jīng)濟指標最佳，具體的調(diào)控目標如下：（1）維持供電電壓在規(guī)定的范圍內(nèi)。 根據(jù)前能源部頒發(fā)的 電力系統(tǒng)電壓和無功電力技術(shù)導則規(guī)定，各級供電母線電壓的允許波動范圍（以額定電壓為基準）如下：500 （ 330 ）kV變電所的220kV母線：正常時 0%+10% ;事故時5%+10%。220kV變電所的35 - 110kV母線：正常時3%+7% ;事故時10%+10%。配電網(wǎng)的10kV母線：。

55、（2） 保持電力系統(tǒng)穩(wěn)定和合適的無功平衡。主輸電網(wǎng)絡，應實現(xiàn)無功分層平衡； 地區(qū)供 電網(wǎng)絡應實現(xiàn)無功分區(qū)就地平衡的原則，才能保護各級供電母線電壓，（包括用戶入口電壓） 在導則規(guī)定的范圍內(nèi)。（3） 保證在電壓合格的前提下使電能損耗為最小。為了達到以上目標， 必須增強對無功 功率和電壓的調(diào)控能力，充分利用現(xiàn)有的無功補償設備和調(diào)壓設備（調(diào)相機、靜止補償器、 補償電容器、電抗器、有載調(diào)壓變壓器等）的作用，對它們進行合理的優(yōu)化調(diào)控。對發(fā)電廠 來說，主要的調(diào)壓手段是調(diào)整發(fā)電機的勵磁；在變電站主要的調(diào)壓手段是調(diào)節(jié)有載調(diào)壓變壓 器分接頭位置和控制無功補償電容器。少數(shù) 220kV 以上的高壓或超高壓變電站裝有調(diào)

56、相機或 靜止無功補償器，有的變電站既裝有并聯(lián)電容器也裝有并聯(lián)補償電抗器。下面的論述主要考慮通過調(diào)整有載變壓器變比和電容器投切進行電壓無功的控制。有載調(diào)壓變壓器可以在帶負荷的情況下切換分接頭位置，從而改變變壓器的變比，起到調(diào)整電壓 和降低損耗的作用。控制無功補償電容器的投切，可改變網(wǎng)絡中無功功率的分布，改善功率 因數(shù)，減少網(wǎng)損和電壓損耗，改善用戶的電壓質(zhì)量。以上兩種調(diào)節(jié)和控制的措施，都有調(diào)整電壓和改變無功分布的作用，但它們的作用原理 和后果有所不同。利用改變有載調(diào)壓變壓器的分接頭位置進行調(diào)壓時，調(diào)壓措施本身不產(chǎn)生 無功功率，但系統(tǒng)消耗的無功功率與電壓水平有關(guān)，因此在系統(tǒng)無功功率不足的情況下，不

57、能用改變變比的辦法來提高系統(tǒng)的電壓水平，否則電壓水平調(diào)得越高，該地區(qū)的無功功率越 不足，反而導致惡性循環(huán)。所以在系統(tǒng)缺乏無功的情況下，必須利用補償電容器進行調(diào)壓。 投補償電容器既能補充系統(tǒng)的無功功率，又可改變網(wǎng)絡中的無功分布，從而又有利于系統(tǒng)電 壓水平的提高。因此必須把調(diào)分頭與控制電容器組的投切兩者結(jié)合起來，進行合理的調(diào)控， 才能起到既改善電壓水平，又降低網(wǎng)損的效果。然而，如果靠運行人員手工操作來進行對分接開關(guān)和電容器的調(diào)節(jié)控制，則運行人員必 須經(jīng)常監(jiān)視變電站的運行工況，并作出如何調(diào)控的判斷，這不僅增加運行人員的勞動強度， 而且難以達到及時進行最優(yōu)控制的效果。而采用電壓無功自動綜合控制功能具有

58、以下優(yōu)點：（1）可選用先進合理控制規(guī)律，便于功能升級和擴展。（2）能自動判斷運行方式，并根據(jù)不同的運行方式、時段，自動選擇相應的調(diào)控決策。（3）對電容器組的控制具有輪流投、切功能。對裝有串聯(lián)電抗器的電容器組，可根據(jù)變 電站的實際需要，做到最先投和最后切電抗率為 12% 的電容器組。（4）對于具有并聯(lián)電容器組又有并聯(lián)電抗器的變電站，則執(zhí)行相應的正確控制規(guī)律。（5）具有分接開關(guān)聯(lián)調(diào)制動和故障閉鎖功能，確保電力系統(tǒng)的安全。（6）可增加電壓合格率計算、監(jiān)視和記錄功能。電壓無功自動綜合控制功能的實現(xiàn)根據(jù)實際情況的不同，又有多種實現(xiàn)方式：集中控 制；分散控制；關(guān)聯(lián)分散控制。（1）集中控制。 集中控制是指在調(diào)度中心對各個變電站的主變壓器的分接頭位置和無功 補償設備進行統(tǒng)一的控制。理論上，這種控制方式是維持系統(tǒng)電壓正常，實現(xiàn)無功優(yōu)化控制， 提高系統(tǒng)運行可靠性和經(jīng)濟性的最佳方案。但它要求調(diào)度中心必須具有符合實際的電壓和無 功實時優(yōu)化控制軟件，而且對各變電站要有可靠性高的通道；在各變電站，最好要具有智能 執(zhí)行單元。但在我國目前各變電站的基礎自動化水平層次不一的情況下，實現(xiàn)全系統(tǒng)的集中 優(yōu)化控制有較大的難度。現(xiàn)在一些地區(qū)調(diào)度中心，雖然也自稱為對電壓和無功可以實行集中 控制，但實際上多數(shù)只是由