变电站综合自动化监控结构功能

王 宇

摘要:通过以下分析,可以看到变电站综合自动化对于实现电网调度自动化和现场运行管理现代化,提高电网的安全和经济运行水平起到了很大的促进作用,它将能大大加强电网一次、二次系统的效能和可靠性,对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。

关键词:变电站;综合自动化;系统分析

1 概 述

我国变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平,在我国城乡电网改造与建设中大部分中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班,而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术,提高了电网建设的现代化水平,增强了输配电和电网调度的可能性,从而大大提高了电网的安全运行。然而,随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测,以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用,势必对已有的变电站自动化技术产生深远的影响,对整个电网的一、二次设备信息进行综合利用,对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。

2 系统结构

2.1 分布式系统结构

按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备,将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。分布式模式一般按功能设计,采用主从CPU系统工作方式,多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力,解决CPU运算处理的瓶颈问题。各功能模块(通常是多个CPU)之间采用网络技术或串行方式实现数据通信,选用具有优先级的网络系统较好地解决了数据传输的瓶颈问题,提高了系统的实时性。

2.2 集中式系统结构

集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其I/0接口,集中采集变电站的模拟量和数量等信息,集中进行计算和处理,分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能,后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。目前这种结构有以下不足:

前置管理机任务繁重、引线多,降低了整个系统的可靠性,若前置机故障,将失去当地及远方的所有信息及功能;软件复杂,修改工作量大,系统调试烦琐;组态不灵活,对不同主接线或规模不同的变电站,软、硬件都必须另行设计,工作量大并且扩展一些自动化需求的功能较难。

2.3 变电站分层分布式的结构

按变电站的控制层次和对象设置全站控制级——变电站层(站级测控单元)和就地单元控制级——间隔层(间隔单元)的二层式分布控制系统结构。也可分为三层,即变电站层、通信层和间隔层。

这种结构相比集中式处理的系统具有以下明显的优点:

可靠性提高,任一部分设备故障只影响局部,即将“危险”分散,当站级系统或网络故障,只影响到监控部分,而最重要的保护、控制功能在段级仍可继续运行:段级的任一智能单元损坏不应导致全站的通信中断,比如长期霸占全站的通信网络。可扩展性和开放性较高,利于工程的设计及应用。站内二次设备所需的电缆大大减少,节约投资也简化了调试维护。

3 常见通讯方式

目前国内常采用以太网通讯方式,在以太网出现之前,无论RS-232C、EIA-422/485都无法避免通信系统繁琐、通讯速度缓慢的缺陷。现场总线的应用部分地缓解了便电站自动化系统对通信的需求,但在系统容量较大时依然显得捉襟见肘,以太网的应用,使通讯问题迎刃而解。常见的通讯方式有:双以太网、双监控机模式,主要是用于220-500kV变,在实现上可以是双控机+双服务器方式,支撑光/电以太网;单以太网,双/单监控机模式;双LON网,双监控机模式;单LON网,双/单监控机模式。

4 变电站自动化系统应能实现的功能

4.1 微机保护

微机保护是对站内所有的电气设备进行保护,包括线路保护,变压器保护,母线保护,电容器保护及各自投,低频减载等安全自动装置。各类保护应具有下列功能:故障记录;存储多套定值;显示和当地修改定值;与监控系统通信。根据监控系统命令发送故障信息,动作序列。当前整定值及自诊断信号。接收监控系统选择或修改定值,校对时钟等命令。通信应采用标准规约。

4.2 数据采集及处理功能

包括状态数据,模拟数据和脉冲数据

状态量采集。状态量包括:断路器状态,隔离开关状态,变压器分接头信号及变电站一次设备告警信号、事故跳闸三信号、预告信号等。目前这些信号大部分采用光电逗离方式输入系统,也可通过通信方式获得。

模拟量采集。常规变电站采集的典型模拟量包括:各段母线电三、线路电压,电流和有功、无功功率值。馈线电流,电玉和有功、无功功率值。

4.3 事件记录和故障录波测距

事件记录应包含保护动作序列记录,开关跳合记录。

变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现,一是集中式配置专用故障录波器,并能与监控系统通信。另一种是分散型,即由微机保护装置兼作记录及距计算,再将数字化的波型及测距结果送监控系统监控系统存储和分析。

4.4 控制和操作功能

操作人员可通过后台机屏幕对断路器,隔离开三,变压器分接头,电容器组投切进行远方操作。为防止系统故障时无法操作被控设备,在系统设计时保留人工直接跳合闸手段。

4.5 防误闭锁功能

生产现场的防误闭锁装置主要实现五防功能:防二三负荷拉、合隔离开关;防止带接地线(接地开关)合闸;防止人员误入带电间隔;防止误分、误合断路器;防止带电挂接地线(合接地开关);以及防止非同期并列等。实现闭锁非同期并列的基本方法是通过压差和频差鉴定装置实现同期闭锁,倒闸操作过程中及时投入同期闭锁装置,以防止非同期供电的两个系统非同期合闸。

五防功能的实现方法和特点。对于手动操作的开关设备,一般采用机械方式达到机械联锁;电动操作的开关设备通过断路器辅助转换开关中的辅助接点按照一定的逻辑关系接入控制回路,以实现操作互锁。

4.6 系统的自诊断功能

系统内各插件应具有自诊断功能,并把数据送往后台机和远方调度中心。对装置本身实时自检功能,方便维护与维修,可对其各部分采用查询标准输入检测等方法实时检查,能快速发现装置内部的故障及缺陷,并给出提示,指出故障位置。

4.7 数据处理和记录

历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容,它包括上一级调度中心,变电管理和保护专业要求的数据,主要有:断路器动作次数;断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数;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,最小值及其时间;独立负荷有功、无功,每天的峰谷值及其时间;控制操作及修改整定值的记录。根据需要,该功能可在变电站当地全部实现。

4.8 本功能在常规远动“四遥”的基础上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,其信息量远大于传统的远动系统。还应具有同调度中心对时,统一时钟的功能和当地运行维护功能。

结语

随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术等高科技的飞速发展,一方面综合自动化系统取代或更新传统的变电站二次系统,已经成为必然趋势。另一方面,保护本身也需要自检查、故障录波、事件记录、运行监视和控制管理等更强健的功能。发展和完善变电站综合自动化系统,是电力系统发展的新的趋势。