內容提要：本章介紹了供電系統的基本功能以及變電所綜合自動化系統的結構，還介紹了備用電源投入裝置，最后介紹了自動重合閘裝置。第7章供電系統變電所的自動化第7章供電系統變電所的自動化第一節概述第二節變電所自動化系統的基本功能第三節變電所綜合自動化系統的結構第四節備用電源自動投入裝置第五節自動重合閘裝置第一節概述

變電所的自動化系統就是將變電所的二次設備（包括：繼電保護裝置、控制裝置、測量裝置、信號裝置）通過計算機網絡和現代通信技術綜合集成為一體，實現變電所運行管理自動化的系統。

一、變電所的自動化系統的定義二、變電所的自動化系統的主要功能

具有微機保護，數據、信號采集與測量，自動控制，運行監視，打印記錄，故障錄波與測距，信息儲存與分析，自診斷，與調度所通信以及接受、處理和傳送來自線路需經變電所傳送的信號等功能。三、變電所的自動化系統的目的

1）在中、低壓變電所中采用自動化系統，取消常規的保護、監視、測量、控制屏，以全面提高變電所的技術水平和運行管理水平，并逐步實行無人值班，達到減員增效的目的。

2）對于高壓大型樞紐變電所的建設和設計來說，采用自動化系統，解決了各專業在技術上保持相對獨立而造成的互相脫節、重復投資，甚至影響運行可靠性的弊端。達到提高自動化水平和運行管理水平的目的。

第二節變電所自動化系統的基本功能

一、

監視控制功能

變電所綜合自動化系統的監控功能，應包括變電所模擬量、狀態量、脈沖量的數據采集，時間順序記錄，故障錄波，諧波監測與分析，變電站操作控制，人機聯系，變電所內通信以及與上級調度通信的全部功能。1.數據采集:對供電系統運行參數的在線實時采集是變電所自動化系統的基本功能之一，運行參數可分為模擬量、狀態量和脈沖量等。2.數據處理與記錄:數據處理的內容為電力部門和用戶內部生產調度所要求的數據。(1)變電所運行參數的統計、分析與計算(2)變電所內運行參數和設備的越限報警及記錄(3)變電所內的事件記錄3.運行監視:運行監視即對采集到的反映變電所運行狀況和設備狀態的數據進行自動監視。4.故障錄波:10kV及以上的重要配電線路距離長、發生故障影響大，當配電線路故障時必須盡快查出故障點，以便縮短維修時間，盡快恢復供電，減少損失。

5.事故順序記錄與事故追憶

事故順序記錄就是對變電所內的繼電保護、自動裝置、斷路器等在事故時動作的先后順序自動記錄。事故追憶是指對變電所內的一些主要模擬量，如線路、主變壓器的電流、有功功率、母線電壓等，在事故前后一段時間內作連續測量記錄。6.控制及安全操作閉鎖：操作人員可通過顯示器屏幕對斷路器、隔離開關進行分、合閘操作；對變壓器分接頭進行調節控制；對電容器組進行投、切控制。并且所有的操作控制均能就地和遠方控制、就地和遠方切換相互閉鎖，自動和手動相互閉鎖。操作閉鎖包括以下內容：操作系統出口具有斷路器分、合閘閉鎖功能。二、微機繼電保護功能

微機繼電保護是變電所自動化系統中的關鍵環節，主要包括線路保護、電力變壓器保護、母線保護、電容器保護、小電流接地系統自動選線、自動重合閘。由于繼電保護的特殊重要性，自動化系統絕不能降低繼電保護的可靠性、獨立性。

微機繼電保護應滿足的要求：

1.系統的微機繼電保護按被保護的電力設備單元(間隔)分別獨立設置，直接由相關的電流互感器和電壓互感器輸入電氣量，保護裝置的輸出，直接作用于相應斷路器的跳閘線圈。

2.保護裝置設有通信接口，供接入站內通信網，在保護動作后向變電所層的微機設備提供報告，但繼電保護功能完全不依賴通信網。

3.為避免不必要的硬件重復，以提高整個系統的可靠性和降低造價，對35kV及以下的變（配）電所，在不降低保護裝置可靠性的前提下，可以配給保護裝置其他一些功能。4.除保護裝置外，其他一些重要控制設備，例如備用電源自動投入裝置、控制電容器投切和變壓器分接頭有載切換的無功電壓控制裝置等，也不依賴通信網，設備專用的裝置放在相應間隔屏上。三、自動控制裝置的功能變電所自動化系統必須具有保證安全、可靠供電和提高電能質量的自動控制功能。因此，典型的變電所自動化系統都配置了相應的自動控制裝置，如備用電源自動投入控制裝置、自動重合閘裝置、電壓、無功綜合控制裝置、小電流接地選線裝置等。1.備用電源自投控制：當工作電源因故不能供電時，備用電源自動投入裝置應能迅速及時將備用電源自動投入使用或將用電負荷切換到備用電源上去。2.自動重合閘裝置：在供電系統的架空線路發生“瞬時性故障”被繼電保護迅速斷開后，由于故障的瞬時性，故障點的絕緣強度會自動恢復。利用這一特點，采用自動重合閘裝置能夠自動將斷路器重新合閘，恢復供電，提高供電的可靠性。4.小電流接地選線裝置：在中性點不接地系統中發生單相接地時，接地保護應能正確地選出接地線路及接地相，并予以報警。3.電壓、無功綜合控制：變電所電壓、無功綜合控制是利用有載調壓變壓器和母線無功補償電容器及電抗器進行局部的電壓及無功功率補償的自動調節控制，使負荷側母線電壓偏差在規定范圍以內以及用戶供電系統的功率因數達到電力部門的要求。四、遠動及數據通信功能變電所自動化的通信功能包括系統內部的現場級的通信和自動化系統與上級調度的通信兩部分。1)自動化系統的現場級通信，主要解決變電所內部自動化各子系統間和各子系統與上位機(監控主機)間的數據和信息交換問題。它們的通信范圍是變電站內部。對于集中組屏結構的自動化系統來說，實際上是在變電所主控室內部；對于分散分層結構的自動化系統來說，其通信范圍擴大至主控室與現場單元的安裝地。

2)自動化系統必須兼有遠動終端（RemoteTerminalUnit,RTU）的全部功能，應該能夠將所采集的模擬量和開關量信息，以及事件順序記錄等遠傳至上級調度中心；同時應該能夠接收調度中心下達的各種操作、控制、修改定值等命令。第三節變電所綜合自動化系統的結構一、變電所綜合自動化系統設計的原則

根據變電所在供電系統中的地位和作用，對變電所自動化系統的結構設計應考慮可靠、實用、先進的原則。

可靠性是變電所自動化系統結構設計的基礎，系統本身應有較強的抗干擾能力和自檢恢復功能，在系統運行中，繼電保護的動作行為僅與保護裝置有關，不依賴于監控系統和其他環節，保證自動化系統中某一環節故障只影響局部功能的實現，不影響保護子系統的正常工作。且都應設有手動跳、合閘功能及防跳功能。變電所自動化系統的實用性是要求對自動化系統的結構和功能設計從實際應用的對象出發。從而提高變電所自動化系統性能價格比，減少投資。同時系統本身在結構配置上應有可擴充余地、通用性要強、操作使用要方便、便于修改和增刪。變電所自動化系統的先進性通常是以系統的整體結構、功能水平及其可靠性、實用性等綜合指標為衡量依據的。變電所自動化系統的整體結構和功能水平設計，要求安全可靠、運行穩定、經濟效益等綜合指標好，并為變電所的進一步自動化和人工智能應用提供平臺，滿足和促進變電所無人值班的實施。同時應符合國家或部頒標準，使系統開放性能好，便于升級。二、變電所綜合自動化系統的結構變電所自動化系統的結構可分為集中式、分布分散式和分散集中組屏式三種類型。圖7-1集中式變電所自動化系統結構示意圖

1、集中式變電所自動化系統

1）結構簡單，投資少。2）功能簡單，綜合性能差，通常要采用雙機并聯運行的結構才能提高可靠性。3）程序設計復雜，調試和維護不方便。4）組態不靈活，對不同主接線或規模不同的變電站，軟、硬件都必須另行設計，不利于推廣。

集中式變電所自動化系統，一般適合于小型變電所的新建或改造。集中式變電所自動化系統的基本特點是：2、分布集中組屏式變電所自動化系統圖7-2分布集中組屏的變電所自動化系統結構示意圖這種按功能設計的分散模塊化結構具有軟件相對簡單、調試維護方便、組態靈活、系統整體可靠性高，便于擴充和維護，而且其中一個環節故障，不會影響其他部分的正常運行。適用于主變電所的回路數相對較少，一次設備比較集中，從一次設備到數據采集柜和控制柜等所用的信號電纜不長，易于設計、安裝和維護管理的10~35kV供電系統變電所。分布集中組屏式變電所自動化系統的基本特點:3、分布分散式變電所自動化系統圖7－3分布分散式變電所自動化系統結構示意圖

減少了所內的二次設備及信號電纜，避免了電纜傳送信息時的電磁干擾，節省了投資，簡化了維護，同時最大限度地壓縮了二次設備的占地面積。由于裝置相互獨立，系統中任一部分故障時，只影響局部，因此提高了整個系統的可靠性，也增強了系統的可擴展性和運行的靈活性。分布分散式變電所自動化系統特點:第四節備用電源自動投入裝置

一、備用電源自動投入裝置的作用與類型

作用：用于兩路及以上電源進線的變配電所中，提高供電可靠性。

工作電源與備用電源的接線方式可分為兩大類：明備用:在正常時，備用電源不投入工作，只有在工作電源發生故障時才投入工作。暗備用:在正常時，兩電源都投入，互為備用。在正常情況下，QF1閉合，QF2斷開，負荷由工作電源供電。當工作電源故障時，APD動作，將QF1斷開，切除故障電源，然后將QF2閉合，使備用電源投入工作，恢復供電。圖7－4備用電源接線方式示意圖a)明備用正常情況下，QF1,QF2閉合，QF3斷開，兩個電源分別向兩段母線供電。若電源A(B)發生故障，APD動作，將QF1(QF2)斷開，隨即將QF3閉合，此時全部負荷均由B(A)電源供電。圖7－4備用電源接線方式示意圖

b)暗備用1）不論什么原因失去工作電源，APD都能迅速起動并投入備用電源；2）必須在工作電源確已斷開、而備用電源電壓也正常時，才允許投入備用電源；3）APD應只動作一次，以免將備用電源重復投入永久性故障回路中；4）當電壓互感器二次回路斷線時，APD不應誤動作。二、對備用電源自動投入裝置的基本要求第五節自動重合閘裝置

一、自動重合閘的作用和類型

運行經驗表明，電力系統的故障特別是架空線路上的故障大多是暫時性的，多數能很快地自行消除。因此，采用自動重合閘裝置（ARD），迅速恢復供電，從而大大提高供電可靠性。自動重合閘裝置分三相一次重合閘、二次重合閘和三次重合閘三種形式

二、對自動重合閘裝置的基本要求

1)線路正常運行時，自動重合閘裝置（ARD）應投入，當值班人員利用控制開關或遙控裝置將斷路器斷開時，ARD不應動作。當值班人員手動合閘，由于線路上有永久性故障而隨即由保護裝置將斷路器斷開時，ARD亦不應動作。

2)除上述情況外，當斷路器因繼電保護裝置或其他原因跳閘時，ARD均應動作。

3)ARD可采用控制開關位置與斷路器位置不對應原則啟動重合閘裝置，即當控制開關處在合閘位置而斷路器實際上處于斷開位置的情況下，使ARD啟動動作。4)ARD的動作次數應符合預先的規定（如一次重合閘只應動作一次）。無特殊要求時對架空線路只重合一次，而對電纜線路一般不采用ARD，因其瞬時性故障極少發生。5）ARD的動作時限應大于故障點滅弧并使周圍介質恢復絕緣強度所需時間和斷路器及操作機構恢復原狀，準備好再次動作的時間，一般采用0.5～1s。6)ARD動作后，應能自動復歸，為下一次動作做好準備。

7)應能和保護裝置配合，使保護裝置在ARD前加速動作或ARD后保護加速動作。1、自動重合閘前加速保護：重合閘前加速保護一般又簡稱“前加速”。圖7-6重合閘前加速保護方式的構成原理示意圖（a）網絡接線圖（b）時間配合關系三、重合閘與繼電保護的配合

2、自動重合閘后加速保護：每段線路相應均裝設重合閘裝置，當線路第一次出現故障時，利用線路上設置的保護裝置按照整定的動作時限動作。然后相應的ARD動作，使斷路器重合一次。圖7－7自動重合閘裝置后加速保護動作原理圖

變電所電壓、無功綜合控制裝置的控制對象是有載調壓變壓器的分接頭和在低壓母線上設置的并聯補償電容器組。控制的目的是保證主變壓器低壓側母線電壓在允許范圍內，且盡可能提高進線的功率因數，故一般選擇電壓和進線處的功率因數（或無功功率）作為狀態變量。

電壓、無功綜合控制裝置實質上是一個多輸入多輸出的閉環自動控制系統。從控制理論的角度上來說，它又是一個多限值電壓上下限、功率因數(無功)上下限、主變分接頭斷路器調節次數、并聯電容器組日投切次數及用戶特殊要求等多目標(電壓及功率因數合格)的最優控制問題。第六節變電站的電壓、無功綜合控制根據狀態變量的大小，可將變電所的運行狀態劃分為九個區域，如圖所示。圖中縱坐標為變電所低壓側的母線U，橫坐標為變電所進線的功率因數。根據控制要求劃分，1、5區間是單純的調壓區，3、7區間是單純調無功區，2、4、6、8四個區間是綜合調控區。當運行參數值進入1～8區間時，為了使其返回到“0”區間，控制器依控制要求應發出如下指令：

1區間——進線功率因數滿足要求，但母線電壓超越上限，控制器發出指令調節變壓器分接頭降壓。如分接頭已調到極限而電壓仍高于上限，則強切補償電容器組以調節電壓。

2區間——母線電壓和進線功率因數均超越上限，此時往往電力負荷較小，控制器發出指令應先切補償電容器組，一方面改善進線功率因數使其在正常值范圍內，另一方面降低母線電壓。如電壓仍超越上限，則再調節變壓器分接頭降壓。3區間——母線電壓正常，但進線功率因數超越上限，控制器發出指令逐步切除補償電容器組，以調節進線功率因數。

4區間——電壓低于下限，但進線功率因數超越上限。此時若先切補償電容器調節進線功率因數，則母線電壓會更低，所以指控制器指令先調節變壓器分接頭升壓，待電壓滿足運行要求后，再切補償電容器組來調節進線的功率因數。5區間——該區間的母線電壓低于下限，而進線功率因數在要求范圍內，則控制器指令調節變壓器分接頭升壓。如果變壓器分接頭已調至極限位限時，則強制投入補償電容器組來改善母線電壓。6區間——進線功率因數和母線電壓均低于下限值，此時，控制器優先發出投入補償電容器組的指令。這樣一方面提高進線功率因數；另一方面可改善母線電壓，若母線電壓仍低于下限，則再調節變壓器分接頭升壓，使母線電壓水平滿足要求。7區間——電壓正常，但進線功率因數低于下限要求，則指令投入補償電容器組，以提高進線功率因數。8區間——運行參數是電壓越上限，而進線功率因數低于下限值，如果此時，僅投入補償電容器組來提高進線功率因數，會使母線電壓進一步升高。因此，控制器指令先調節變壓器的分接頭降壓，然后再投入補償電容器組來提高進線的功率因數。除正常運行方式外，還應考慮系統的異常運行狀態，如：

1)當電容器組因故障保護動作切除后，應能自動閉鎖控制在未排除故障前不能再發出投入電容器組的指令。

2)當電壓太低時(如低于額定電壓的80%)，應自動閉鎖調壓功能。

3)在變壓器過負荷時，應自動閉鎖調壓功能。

4)為了避免控制器過于頻繁動作，除在電壓限值的上、下限范圍內設置一定的調節死區處，還應在控制動作一次后，有一定的延時，在此時間內只監視運行情況，而不發出新的控制命令。在用戶供電系統中，一般10（6）kV變電所大都采用無載調壓變壓器改變其變比，使低壓母線電壓在最大負荷時出現的負偏差與最小負荷時出現的正偏差調整到允許的范圍內，但不能縮小電壓正負偏差之間的范圍。對于一些35kV變電所因其用電負荷變化特殊或距地區變電所較遠的原因，電壓偏差不能滿足電壓質量的要求，經常采用有載調壓變壓器和并聯補償電容器組進行電壓和無功功率補償容量的自動調節，以保證變電所低壓側母線電壓偏差在允許的范圍及進線的功率因數滿足電力部門的要求。如果系統中不缺乏無功功率，采用有載調壓變壓器就可以達到預期的調壓要求。若供電系統中無功功率不足造成電壓較低時，并聯在變壓器低壓母線上的補償電容器組可以補償用戶內部的無功，有利于母線電壓的提高和穩定。在10～35kV供電系統中，普遍采用中性點不接地或中性點經消弧線圈接地方式。單相接地故障是這種運行方式的系統中最常見的故障之一。此時由于線電壓仍然保持對稱，允許系統繼續運行一段時間，而不影響正常的供電。但單相接地故障如果不作及時處理，很有可能發展成為兩相接地短路故障，因此正確而及時地把單相接地故障點檢測出來，對提高供電可靠性具有重要的實際意義。對于單相接地故障，傳統的檢測方法是利用設置在變電所低壓母線上的三相五柱式電壓互感器進行絕緣監視。

第七節中性點不接地系統單相接地自動選線裝置圖7-9中性點不接地系統單相接地時零序電流分布示意圖

在中性點不接地系統中發生單相接地時，可得如下結論：（1）由于單相接地故障，全系統將出現零序電流。（2）非故障回路（包括電源變壓器回路）中的零序電流有效值等于正常情況下該回路每相對地的電容電流的3倍，其方向由母線指向線路。（3）故障回路上的零序電流為全系統非故障回路對地電容電流之總和，其方向由線路指向母線。（4）變電所低壓母線上出線回路越多，則故障回路上反映的零序電流就越大。越有利于單相接地自動選線裝置的故障選線判斷。上述結論，就是中性點不接地系統基于基波零序電流方向單相接地自動選線裝置的工作原理。當中性點采用經消弧線圈接地后，在某一出線回路發生單相接地時，由于消弧線圈支路的感性電流作用使整個系統的零序電流分布發生變化，如圖所示。線路上A相接地以后，電容電流的大小和分布與不接消弧線圈時是一樣的，不同的是電源（變壓器）中性點消弧線圈支路有一電感電流經接地點流回消弧線圈。此時，流過非故障回路的零序電流與中性點不接地系統發生單相接地故障的情況相同；但對于故障回路，其始端所反應的零序電流為：

為消弧線圈上的電壓，為消弧線圈電抗。在工程實際應用中通常采用過補償的方式（一般選擇過補償度為5％～10％），即補償后的殘余電流是感性的。此時流經故障點的零序電流是流過消弧線圈的零序電流與非故障線路零序電流之差，而流經故障線路和非故障線路始端的電容電流都是本線路的，其方向都是由母線流向線路。在這種情況下，由于過補償度不大，無法利用故障回路的電流大小和方向來區別故障線路和非故障線路作為自動接地選線的依據。電力負荷管理從整體上講，應包括負荷特性調查與管理決策、負荷分析與預測、負荷調整及直接控制等內容：1）負荷特性調查與管理決策不同類型的電力消費，有其不同的負荷特性。負荷特性調查的目的在于了接其特有的用電規律，以便為科學地管理負荷提供決策依據。2）負荷分析與預測研究各類用電負荷的構成以及隨時間的變化規律，了解用電負荷的均衡程度，從中分析用電負荷調整的潛力。而正確預測負荷的增長，是確定電網建設發展規劃，擬定系統運行方式，確定市場營銷策略的基本依據。3）負荷調整及直接控制負荷調整是用電負荷管理的一項主要內容。在電力系統合理調度、及時調整發電廠發電出力的同時，合理調整用戶供電系統的電力負荷，減小系統運行的負荷峰谷差，促使用電負荷曲線趨向平坦。負荷直接控制是指當電網發生事故或出現電力供應不足時，為保證電網的安全運行和重要負荷的用電，利用技術手段限制某些具有可控性、可替代性的負荷的運行；或在負荷高峰時段，對某些用電進行削峰或避峰施行的中斷供電措施。第八節電力負荷管理

我國的用電負荷管理工作起始于50年代初期，當時主要借鑒了前蘇聯通過開展用電監察進行用電負荷管理的辦法。60年代末，由于國家經濟的發展和電源建設的不足，電力短缺與日劇增，從1970年開始，電力供應被迫采用計劃用電方式對用電負荷進行管理。主要措施有：（1）在用戶端安裝電力負荷管理裝置，直接對用戶用電進行控制。先后安裝的電力負荷管理裝置有電力定量器，定時開關鐘，音頻或無線電、載波電力負荷管理裝置。（2）規定輪流周休日制度，必要時還采用了減少每周供電天數的辦法。（3）對超過分配指標用電的，采用扣減電量或實行罰款。80年代初，開始試行了峰谷分時電價和豐、枯水電價。綜合利用計算機技術、控制技術和通信技術，對用電負荷實施廣泛的監測、控制和管理的技術手段即為電力負荷管理系統。按其工作方式可分為分散負荷管理和遠方集中負荷管理兩種模式：1）分散型負荷管理裝置：一般安裝在電力用戶的供電線路或需監控的大型設備上，按預先整定的時間或分時段定值對用電狀況進行監控。

2）集中型負荷管理系統集中型負荷管理系統由電力負荷管理中心、數據傳輸信道及安裝在被監控側的控制終端構成。分散型負荷管理裝置如電力時控開關鐘和電力定量器等。分散型負荷管理裝置功能有限，不靈活，但價格便宜，常用于一些簡單的負荷管理控制。1.電力定量器電力定量器以感應式三相有功電能表作為功率和電能的取樣源，將采樣值通過功率轉換或實時電能累加與設定的功率定值進行比較，當用電負荷未超出給定的各時段用電指標時，電力定量器不動作；超過用電指標時，電力定量器即發出報警；在限定的延時內，如用電負荷未減到限定的用電指標內，即啟動跳閘輸出電路，實施跳閘，限制用戶超指標用電。跳閘后，裝置自動閉鎖，經一定手續由人工復位后，方可合閘供電。2.電力時控開關電力時控開關按預定時間啟閉電路控制用電負荷。它是利用時鐘按預置時間程序，定時控制其輸出繼電器的接通和切斷，作用于供電系統的一次開關設備以控制需要定時運行的供電回路或用電設備等。我國曾主要將電力時控開關用于控制用戶或部分大型用電設備，使這些用戶或設備避開電網高峰負荷時段用電；控制電能計量裝置的計量時段，以適應用電負荷調整或實行分時電價的需要。

集中型負荷管理系統的主要功能有：監測變電所饋電線路負荷、變電所饋電線路斷路器、饋電線路末端電壓和用戶各種表計；在正常和緊急情況下，進行過負荷減載，削峰、填谷，調整負荷曲線，改善負荷率，包括降壓減負荷、用戶負荷周期控制和用戶負荷切除；通過控制終端，將用戶各種負荷信息傳送給負荷管理中心，使供電部門掌握用戶的負荷情況，進行跟蹤處理。包括設備管理、負荷預計、負荷管理方案研究和評價等。根據所采用的信息傳輸方式有三種：1）無線電負荷管理：無線電負荷管理系統采用特高頻（我國為230MHz頻段）無線電信號傳送信息和數據，系統的特點是遠方終端數量多，但每個終端的實時信息量不大，而且對實時性的要求