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变电站综合自动化功能要求 　　摘要 随着现代电力系统自动化技术的发展，对于各电压等级的变电站，尤其是110kV及以下电压等级的变电站，采用微机实现变电站综合自动化已成为一种发展优势。变电站综合自动化集微机监控、数据采集、微机保护于一体，可以取代变电站的常规仪表、常规操作控制屏及中央信号系统等二次设备。变电站综合自动化功能由电网安全稳定运行和变电站建设、运行维护综合经济效益要求所决定。本文就变电站综合自动化的基本功能进行了总结，并提出了其基本功能要求。 　　关键词 变电站；综合自动化；功能要求 　　中图分类号TM7 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2011）34-0018-02 　　1 微机保护系统功能 　　微机保护系统功能是变电站综合自动化系统最基本、最重要功能，它包括变电站主设备和输电线路全套保护；高压输电线路保护和后备保护；变压器主保护、后备保护以及非电量保护；母线保护；低压配电线路保护；无功补偿装置保护；站用变保护等。各保护单元，除应具备独立、完整保护功能外，还应具有以下附加功能： 　　1）具有事件记录功能。事件记录包括发生故障、保护动作出口、保护设备状态等重要事项记录； 　　2）具有与系统对时功能。准确记录发生事故和保护动作时间； 　　3）具有存储多种保护定值功能； 　　4）具备当人机接口功能。可显示保护单元各种信息，还可修改保护定值； 　　5）具备通信功能。提供必要通信接口，支持保护单元与计算机系统通信协议； 　　6）具备故障自诊断功能。自诊断，及时发现保护单元内部故障并报警。严重故障，报警同时，应可靠闭锁保护出口； 　　7）各保护单元满足上述功能要求同时，还应满足保护装置快速性、选择性和灵敏性要求。 　　2 监控子系统功能 　　2.1 数据采集 　　变电站监测包括状态量、模拟量、脉冲量等的监测。 　　1）状态量有：断路器状态、隔离开关状态、变电站一次设备状态及报警信号、变压器分接头位置信号、接地信号等； 　　2）变电站监测的典型模拟量有：各段母线电压、线路电压、电流和功率值、馈线电流、电压及功率值、频率等。此外还有变压器油??、变电站室温、直流电源电压、所用电电压和功率等； 　　3）脉冲量是指电能表输出的电能量。 　　2.2 事件记录及故障录波测距 　　事件记录包括保护动作序列记录和开关跳合记录。分辩率可根据不同电压等级的要求确定，一般在1ms~5ms之间。微机保护或监控采集环节必须有足够的内存，能存放多个事件顺序记录，确保当后台监控系统或远方监控主站通讯中断时不丢失事件信息。 　　对高压变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现：一是配置专用微机故障录波器，并能与监控系统通讯；另一种则由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波形及测距结果送监控系统，由监控系统存储及打印波形。 　　对低压变电站给出故障报告，包括故障类型、动作类型及开关遮断电流大小。 　　2.3 控制与操作闭锁 　　操作人员可通过CRT屏幕对断路器、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，同时要能接受遥控操作命令，进行远方操作。操作闭锁应包括以下内容： 　　1）操作出口应具有跳、合闭锁功能；2）操作出口应具有并发性操作闭锁功能；3）根据实时信息，实现断路器、刀闸操作闭锁功能；4）CRT屏幕操作闭锁功能。只有输入正确的操作口令和监控口令才有权进行操作控制。 　　2.4 同期检测和同期合闸 　　同步检测断路器两侧电压的幅值、相位和滑差，并发出同期合闸启动或停止信号。此分为手动和自动两种方式实现，一般应具有两种方式供选择。同期装置可以是独立的设备。 　　2.5 电压和无功潮流就地控制 　　为了将电压和无功潮流调整到预定值，通常通过调整变压器组的分接头以及投切电容器组、电抗器组及调整同步调相器实现。 　　2.6 远方整定保护定值 　　除当地外还可远方实现查询和整定保护定值。此功能应具有远方/当地闭锁，操作权限闭锁措施。 　　2.7 数据处理与记录功能 　　历史数据的形成与存储是数据处理的主要内容，它包括上级调度中心、变电管理和保护专业要求的数据，这些数据处理有： 　　1）断路器、避雷器、重合闸动作次数；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、无功，变压器的有功、无功，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、无功每天的峰值和最小值，并标以时间；5）控制操作及修改整定值的记录；6）事件顺序记录及事故通讯等。 　　2.8 与远方调度中心通讯 　　本功能即常规的远动功能或扩充的远动功能，在实现遥测、遥信、遥控、遥调的基础上还增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等。