110kV变电站综合自动化系统设计

2017-07-12 17:36:31

功能 变电站 系统 自动化 综合

1.1  变电站综合自动化系统的基本概念
随着微电子技术、计算机技术和通信技术的发展,变电站综合自动化技术也得到了迅速的发展。近几年来,变电站综合自动化已经成为热门话题,引起了电力工业部门的注意和重视,并成为当前我国电力工业推行技术进步的重点之一。之所以如此,是因为:1.随着我国电力工业和电力系统的发展,对变电站的安全、经济运行要求越来越高,实现变电站综合自动化,可以提高电网的安全、经济运行水平,减少基建投资,并为推广变电站无人值班提供了手段;2.随着电网复杂程度的增加,各级调度中心要求更多的信息,以便及时掌握电网及变电站的运行情况;3.为提高变电站的可控性,要求采用更多的远方集中控制、集中操作和反事故措施;4.利用现代计算机技术、通信技术等,提供先进的技术装备,可改变传统的二次设备模式,实现信息共享,简化系统,减少电缆,减少占地面积;5.对变电站进行全面的技术改造。
变电站综合自动化系统完全可以满足上述要求,因此近几年来得到了迅速的发展。
变电站综合自动化是将变电站的二次设备(包括测量仪表、信号系统、继电报护、自动装置和远动装置等)经过功能的组合和优化设计,利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术、实现对全站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护,以及与调度通信等综合性的自动化功能。变电站综合自动化系统,既利用多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统,代替常规的测量和监视仪表,代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏,用微机保护代替常规的继电保护屏,改变常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷。因此,变电站综合自动化是自动化技术、计算机技术和通信技术等高科技在变电站领域的综合应用。变电站综合自动化系统可以采集到比较齐全的数据和信息,利用计算机的高速计算能力和逻辑判断能力,可方便的监视和控制变电站内各种设备的运行和操作。变电站综合自动化系统具有功能综合化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。
1.2  变电站实现综合自动化的优越性
由于传统的变电站无法满足电力系统安全、稳定和经济、优化运行的要求。解决这些问题的出路是用先进技术武装变电站。对于老式的变电站,逐步进行技术改造;对于新建的变电站,要尽量采用先进的技术,提高变电站的自动化水平,增加四遥功能,逐步实现无人值班和调度自动化。
变电站实现自动化的优越性主要有一下几个方面。
(1)提高供电质量,提高电压合格率。
 (2)提高变电站的安全、可靠运行水平。
 (3)提高电力系统的运行、管理水平。
(4)缩小变电站占地面积,降低造价,减少总投资。
(5)减少维护工作量,减少值班员劳动,实现减人增效。
1.3  变电站综合自动化的基本功能
变电站自动化需完成的功能大概有63种,归纳起来可分为以下几种功能组:控制、监视功能;自动控制功能;测量表记功能;继电保护功能;与继电保护有关功能;接口功能;系统功能。综合我国的情况,具体来说,变电站综合自动化系统的基本功能体现在下述5个子系统的功能中。
1.3.1 监控系统的功能
监控系统应取代常规的测量系统,取代指针式仪表;改变常规的操作机构和模拟盘,取代常规的告警、报警、中央信号、光字牌等;取代常规的远动装置等等。总之,其功能应包括以下几部分内容
1.数据采集
变电站的数据包括:模拟量、开关量和电能量
(1)模拟量的采集。变电站需采集的模拟量有: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,模拟量还有主变压器油温、直流电源电压、站用变压器电压等。对模拟量的采集,有直流采样和交流采样两种方式。
(2)开关量的采集。变电站的开关量有:断路器的状态、隔离开关状态、有载调压变压器分接头的位置、同期检测的状态、继电保护动作信号、运行告警信号等。这些信号都以开关量的形式,通过光电隔离电路输入至计算机。
(3)电能计量。电能计量即指对电能(包括有功电能和无功电能)的采集。下面介绍两种测量的方法。
a. 电能脉冲计量法。这种方法的实质是传统的感应式的电能表与电子技术结合的产物,即对原来感应式的电能表加以改造,使电能表转盘每转一圈便输出一个或两个脉冲,用输出的脉冲数代替转盘转动的圈数,计算机可以对这个输出脉冲数进行计数,将脉冲数乘以标度系数,便得到电能量。
b. 软件计算方法。软件计算方法并非不需要任何硬件设备,其实质是数据采集系统利用交流采样得到的电流、电压值,通过软件计算出有功电能和无功电能。
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采集环节必须有足够的内存,能存放足够数量或足够长时间段的事件顺序记录,确保当后台监控系统或远方集中控制主站通信中断,不丢失事件信息,并记录事件发生的时间。
3. 故障记录、故障录波和测距
(1)故障录波与测距。110kV及以上的重要输电线路距离长、发生故障影响大,必须尽快找出故障点,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测锯,再将记录和测距的结果送监控机存储及打印输出或直接送调度主站;另一种方法是采用专用的微机故障录波器,并且故障录波器应具有串行通信功能,可以与监控系统通信。
(2)故障记录。故障记录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。对于大量中、低压变电站,没有配备专门的故障录波装置,而10kV出线数量大、故障率高,在监控系统中设置了故障记录功能,对分析和掌握情况、判断保护动作是否正确很有益处。
4. 操作控制功能
无论是无人值班还是少人值班变电站,操作人员都可以通过CRT屏幕对断路器和隔离开关进行投、切控制,同时要能接受遥控操作命令,进行远方操作;为防止计算机系统故障时无法操作被控设备,在设计时,应保留人工直接跳、合闸手段。
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,要不断的进行越限监视,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,自控装置是否正常等。
6. 人机联系功能
(1)人机联系桥梁。CRT 显示器、鼠标和键盘。操作人员或调度员只要面对CRT显示器的屏幕,通过操作鼠标或键盘,就可以对全站的运行情况和运行参数一目了然,可以对全站的断路器和隔离开关等进行分、合操作,彻底改变了传统的依靠指针式仪表和依靠模拟屏或操作屏等手段的操作方式。
(2)CRT显示画面的内容。归纳起来,显示的内容有:采集和计算的实时运行参数;实时主接线图;事件顺序记录;越限报警显示;值班记录显示;历史趋势显示;保护定值和自控装置的设定显示;其他(故障记录显示、设备运行状况显示)
(3)输入数据。变电站投入运行后,随着送电量的变化,保护定值、越限值等需要修改,甚至由于负荷的增长,需要更换原有的设备。因此在人机联系中,必须有输入数据的功能。
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,完成下列记录功能:定时打印报表和日志;开关操作记录打印;事件顺序记录打印;越限打印;召唤打印;抄屏打印;事故追忆打印。
8. 数据处理与记录功能
历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容。此外,为满足继电保护专业和变电站管理的需要,必须进行一些数据统计,其内容包括:主变和输电线路有功功率和无功功率每天的最大值和最小值以及相应的时间;母线电压每天定时记录的最高值和最低值以及相应的时间;计算受配电电能平衡率;统计断路器动作次数;断路器切除故障电流和跳闸次数的累计数;控制操作和修改定值记录。
9. 谐波分析与监视
目前,谐波污染已经成为电力系统的公害之一。、因此,在变电站自动化系统中,要重视对谐波含量的分析和监视。对谐波污染严重的变电站采取适当的抑制措施,降低谐波含量,是一个不容忽视的问题。
1.3.2 微机保护系统的功能
1. 微机保护子系统的功能
微机保护应包括全站主要设备和输电线路的全套保护,具体有: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、不完全接地系统的单相接地选线。
1.3.3 电压、无功综合控制系统的功能
变电站综合自动化系统必需具有保证安全、可靠供电和提高电能质量的自动控制功能。电压和频率是电能质量的重要指标,因此电压、无功综合控制也是变电站综合自动化系统的一个重要组成部分。
1. 电压、无功控制的目标
具体调控目标如下:维持供电电压在规定的范围内;保持电力系统稳定和合适的无功平衡;保证电压合格的前提下使电能损耗为最小。
2. 变电站电压、无功综合控制的原理
电力系统长期运行的经验和研究、计算的结果表明,造成系统电压降低的主要原因是系统的无功功率不足或无功功率的分布不合理。所以,在变电站主要的调压手段是调节有载调压变压器分接头位置和控制无功补偿电容器。
3. 电力系统的电压、无功综合控制的方式
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变压器的分接头位置和自动控制无功补偿设备的投、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。这是我国目前进行电压、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。
(3)关联分散控制。所谓关联分散控制,是指电力系统正常运行时,由分散的安装在各厂、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。
1.3.4 低频减负荷系统的功能
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。因而当系统发生有功功率缺额的事故时,必须迅速地切断部分负荷,减小系统的有功缺额,使系统频率维持在正常水平或允许的范围内。
1.3.5 备用电源自投控制的功能
在具有两路电源供电的变电所中,电源进线可分为工作电源进线和备用电源进线两种。备用电源自投装置就是当工作电源因故障被断开后,能自动的而迅速的将备用电源投入工作的装置。
1.4  变电站综合自动化系统的硬件结构
变电站综合自动化系统的发展过程与集成电路技术、微计算机技术、通信技术和网络技术密切相关。随着这些高科技的不断发展,综合自动化系统的体系结构也不断发生变化,其性能和功能以及可靠性等也不断的提高。从国内外变电站综合自动化系统的发展过程来看,其结构形式有集中式、分层分布式、分散与集中相结合等三种类型。
1. 集中式结构
   集中式结构的综合自动化系统,指采用不同档次的计算机,扩展其外围接口电路,集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息,集中进行计算和处理,分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能,集中式结构也并非指一台计算机完成保护、监控等全部功能。
这种系统的主要功能及特点是:
(1)能实时采集变电站中各种模拟量、开关量,完成对变电站的数据采集和实时监控、控制、制表、打印等功能。
(2)完成对变电站主要设备和进、出线的保护任务。
(3)集中式结构紧凑、体积小,可大大减少占地面积。
(4)造价低,尤其是对35kV或规模较小的变电站。
(5)实用性好。
2.分层分布式系统集中组屏的结构
有关它的内容将在第二章第四节详细介绍。
3. 分布分散式与集中相结合的结构
   随着单片机技术和和通讯技术的发展,特别是现场总线和局部网络技术的应用,以及变电站综合自动化技术的不断提高,有条件考虑全微机化的变电站二次系统的优化设计问题。一种发展的趋势是按照每个电网元件(例如:一条出线、一台变压器等)为对象,集测量、保护、控制为一体,设计在同一个机箱中。对于6~35kV的配电线路,可以将这个一体化的保护、测量、控制单元分散安装在各个开关柜中,然后由监控主机通过光纤或电缆网络,对它们进行管理和交换信息。至于高压线路保护装置和变压器保护装置,仍可采用集中组屏安装在控制室内。
   结构特点:
(1)10~35kV馈线保护采用分散式结构,就地安装,节约控制电缆。
(2)高压线路保护和变压器保护采用集中组屏,保护屏安装在控制室内,通过现场总线于保护管理机通信。
(3)其它自动装置中,备用电源自投控制装置和电压、无功控制装置采用集中组屏结构,安装于控制室或保护室内
1.5  变电站综合自动化系统的设计原则和要求
为了达到变电站综合自动化的总目标,自动化系统应满足以下的要求。
1、变电站综合自动化系统应能全面代替常规的二次设备。
2、变电站微机保护的软、硬件设置既要与监控系统相对独立,又能相互协调。
3、微机保护装置应具有串行接口或现场总线接口,向计算机监控系统或RTU提供保护动作信息或保护定值等信息。
4、变电站综合自动化系统的功能和配置,应满足无人值班的总体要求。5、要有可靠、先进的通信网络和合理的通信协议。
6、必须保证综合自动化系统具有高的可靠性和强的抗干扰能力。
7、系统的可扩展性和适应性要好。
8、系统的标准化程度和开放性能要好。
9、必须充分利用数字通信的优势,实现数据共享。
10、变电站综合自动化系统的研究和开发工作,必须统一规划,统一指挥。