变电站与配电网自动化培训课程(69页)行业）详解.ppt

第五章 变电站和配电网自动化 一次设备：母线、断路器、隔离开关、电压互感器、电流互感器、避雷器等 二次设备：监视测量仪表、继电保护、远动装置、自动装置、控制及信号器具等 1、开关正常闭合和断开操作； 2、同期并列操作； 3、母线电压分析计算（据此实行并联电容器的投切和变压器分接头调节）； 4、备用电源自动投入操作； 5、低频自动减负荷操作； 6、执行上一级调度中心的操作命令。 1、控制系统 主要完成分合闸操作，分有人值守、无人值守两种 1）按功能分别设置 测量、控制、保护三大功能彼此独立， 相关性甚少，互不兼容。 2）设备和元器件类别复杂 原因在于二次回路设计、设备选择分别进行。 3）没有自检功能 要定期测试校验，不能保证工作的可靠性。 4）安装调试、维护工作量大 连接电缆和接线端子多。 三者依然是分立运行、独立工作，分属不同专业技术部门 一、BZZX构成（多微机分布式变电站综合自动化） 4、系统配置灵活 采用CPU分散式结构，内部模块采用总线连接； 软硬件结构实行模块化和分散处理方式; 方便配置大、中、小变电站的综合自动化系统。 MPS4000系列变电站综合自动化系统是在BZZX300型变电站综合自动化系统的基础上，总结了几十套系统运行的经验，广泛听取了电力系统用户的意见，将目前最先进的器件和最成熟的技术结合在一起，发展起来的面向二十一世纪的变电站配套系统，亦可成为老电站改造的理想首选设备。 采用分散式结构，引入局域网（LAN）技术，将站内所有智能化装置连接一起。网上节点分成主站和子站。 设计原则：凡是可由子站完成的功能，尽量就地处理， 不要依赖于通信网络和主站（如继电保护功能）。 多功能的保护装置 要兼有故障录波功能 变电站综合自动化的目标 是提高变电站全面的技术水平和管理水平， 提高安全、可靠、稳定运行水平， 降低运行维护成本， 提高经济效益， 提高供电质量， 促进配电系统自动化。 变电站综合自动化的现状与发展趋势 变电站综合自动化是在计算机技术和网络通信技术的基础上发展起来的。 国外在 20 世纪 80年代已有分散式变电站综合自动化系统问世，以西门子(SIEMENS)公司为例，该公司第一套全分散式变电站综合自动化系统 LSA678，早在 1985 年就在德国汉诺威投入运行，至 1993 年初，已有 300 多套系统在德国及欧洲的各种电压等级的变电站运行。 我国的变电站综合自动化工作起步较晚，大概从 20 世纪 90 年代开始，初始阶段主要研制和生产集中式的变电站综合自动化系统，例 DISA-1、BJ-1、IES-60、XWJK-1000A 和 FD-97 等各种型号的系统。90 年代中期开始研制分散式变电站综合自动化系统，如 DISA-2、DISA-3、BJ-F3、CSC-2000、DCAP3200、FDK 等，与国外先进水平相比，大约有 10 年的差距。 在变电站综合自动化系统的具体实施过程中，由于受现有专业分工和管理体制的影响而有不同的实施方法： 一种主张站内监控以远动(RTU)为数据采集和控制的基础，相应的设备也是以电网调度自动化为基础， “保护” 则相对独立； 另一种则主张站内监控以保护(微机保护)为数据采集和控制的基础，将保护与控制、测量结合在一起，国内已有这一类产品，如 CSC-2000 等。 后者正在成为一种发展趋势和共识，因此设计、制造、运行和管理等部门要打破专业界限，逐步实现一体化。这一点对 110 kV 及以下的变电站尤为必要。 从信息流的角度看，保护(包括故障录波等)和控制、测量的信息源都是来自现场电流互感器 TA、电压互感器 TV的二次侧输出，只是其要求各不同而已。 保护主要采集一次设备的故障异常状态信息，要求 TA、TV 测量范围较宽，通常按 10 倍额定值考虑，但测量精度要求较低，误差在 3%以上。而控制和测量主要采集运行状态信息，要求 TA、TV 测量范围较窄，通常在测量额定值附近波动，对测量精度有一定的要求，测量误差要求在 1%以内。 总控单元(CPU)直接接收来自上位机(当地)或远方的控制输出命令，经必要的校核后，可直接动作至保护操作回路，省去了遥控输出和遥控执行等环节，简化了设备，提高了可靠性。 从无人值班角度看，不仅要求简化一次主接线和主设备，同时也要求简化二次回路和设备，因此保护和控制、测量的一体化有利于简化设备和减少日常维护工作量，对 110 kV及