变电站综合自动化的主要功能及二次设计原则

李华南

摘要:变电站自动化是电力系统发展的趋势与要求。本文介绍了变电站综合自动化的一般结构类型,具体讨论了自动化系统的功能要求和二次设备的设计原则。

关键词:变电站;自动化;设计;功能要求

1变电站综合自动化的主要功能

1.1继电保护功能

变电站综合自动化系统要具备常规变电站系统保护及元件保护设备的全部功能,而且要独立于监控系统,即当该系统网各软、硬件发生故障退出运行时,继电保护单元仍然正常运行。微机保护除了所具有的继电保护功能外,还需具有其它功能。

模拟量的显示功能。系统应能显示电流、电压、有功、无功、电度等模拟量参数,当通信网退出运行时仍能满足运行监视;故障记录功能。系统应能显示故障时间、电流、电压大小、开关变位、保护动作状态等;能储存多套定值,并能当地修改定值和显示定值;与监控系统通信,能接收监控系统命令,选择并修改定值,发送故障信息、保护动作情况、当时整定值及自诊断信号等;除当地外,还需能实现远方查询和整定保护定值,此功能还具有远方/就地闭锁,操作权限闭锁等措施;系统内各插件具有自诊断功能。

1.2 信息采集功能

分布式自动化系统的变电站,信息由间隔层I/O单元采集。常规四遥功能的变电站,信息由RTU采集。电能量的采集宜用单独的电能量采集装置,系统对安全运行中必要的信息进行采集。

1.3自动装置功能

根据系统潮流进行无功自动调节控制,也可人工控制(人工操作可就地、可远方)。自动控制时可根据电压、潮流和无功负荷、变压器抽头位置信号由装置进行自动控制调节变压器抽头位置或投退电容器组。低周减载。110kV、10kV线路可由各自的保护装置实现,不用单独配置低周减载装置。整定值由各条线路装置自行整定。同期检测和同期分闸。同步检测断路器两侧电压的幅值、相位和频率,并发出同期合闸启动或闭锁信号。此功能可进行检无压同期,亦能进行手动准同期和捕捉同期。既能满足正常运行方式下的同期,亦能满足系统事故时的同期。同期功能有手动和自动两种方式供选择,同期装置与通信网相互独立。小电流接地选线功能。可通过采取3I0、3U0及其增量来判断是否有接地故障,也可用5次谐波方式分析接地故障,小电流接地选线功能与通信网相互独立,不依赖通信网的后台机检测。否则当通信网故障时该功能即失去检测报警功能。而规程规定小电流系统当单相接地后允许2h带故障运行,2h后要立即切除故障线路。

据有关综合自动化站的运行记录,在雷雨季节时雷击曾击坏过站内的通信网。若此时雷击又同时造成10kV线路单相接地,则运行人员不能及时发现线路单相接地故障。时间长了,若不及时处理,则有可能造成故障线路由单相接地发展成为两相或三相接地短路故障。因此,小电流接地选线功能要独立于通信网。事故录波。对于220kV变电站的主变、220kV线路除了保护装置自带故障录波外,还设置了一套独立的微机录波屏,而110kV线路则用本身装置记录。

1.4报警功能

对站内各种越限,开关合、跳闸,保护及装置动作,上、下行通道故障信息,装置主电源停电信号,故障及告警信号进行处理并作为事件记录及打印。输出形式有:音响告警、画面告警、语音告警、故障数据记录显示(画面)和光字牌告警(光字牌报警回路采用编码设计,主要是为了保证当通信网故障退出时站内仍能正常运行。光字牌数量控制在20多只。

1.5设备监视功能

其中包括一次设备绝缘在线监测、主变油温监测、火警监测、环境温度监测等内容。当上述各参量越过预置值时,发出音响和画面告警,并作为事件进行记录及打印。

1.6 人机接口功能

具有良好的人机界面,运行人员可通过屏幕了解各种运行状况,并进行必要的控制操作。人机联系的主要内容包括:显示画面与数据;人工控制操作;输入数据;诊断与维护。当有人值班时,人机联系功能在当地监控系统的后台机上进行,运行人员利用CRT屏幕和键盘或鼠标器进行操作。当无人值班时,人机联系功能在上级调度中心的主机或工作站上进行。

1.7远程通信功能

将站内运行的有关数据及信息远传至调度中心及设备运行管理单位,其中包括正常运行时的信息和故障状态时的信息,以便调度中心人员及时了解设备运行状况及进行事故处理。

可实现四遥和远方修改整定保护值、故障录波与测距信号的远传等。变电站自动化系统可与调度中心对时或采用卫星时钟GPS。

2 二次设计原则

变电站二次设备按功能分为四大模块:①继电保护及自动装置。②仪器仪表及测量控制。③当地监控。④远动。四大模块功能的各自不同的发展及其功能的相互渗透,为变电站自动化提供了多种多样的实现模式,可概括为两种基本实现模式:①保护加集中RTU模式,面向功能。②保护加分散RTU模式,面向对象。

2.1电气设备控制方式

主变压器、站用变压器各侧断路器以及10kV、110kV、220kV断路器一般情况下均集中在控制室,通过就地监控主站的就地监控计算机进行控制操作(但网络中远动主站亦可留有接口给地调进行遥控,根据系统运行规程而定),当网络中就地监控主站退出运行时则应能分别在各元件的保护屏处进行人工控制操作。

就地监控计算机在操作时应显示该站的配电装置的运行状态、通道状态和各种电气量,在每个操作步骤前应给操作者提示,待确认后方能操作。主变压器、站用变压器、220kV线路、110kV线路、10kV设备及其母线设备保护和10kV母联的控制保护均采用集中保护方式,10kV开关柜上加一个“就地/远动”选择开关,10kV母联断路器的控制保护放在控制室,与10kV自投装置放在一起(当10kV装置能可靠地抗震、抗高温、抗电磁干扰时,也可以将10kV装置装配在10kV开关柜上,以减少电缆联接)。

10kV隔离开关采用就地手动操作(除变低处的10kV隔离开关外)。主变变低10kV隔离开关、110kV,220kV隔离开关采用就地电动操作方式,可进行就地和遥控操作,并设置“就地/遥控”选择开关,同时设有操作闭锁措施。专用母线接地刀闸装设母线有电闭锁操作装置(采用微机五防装置,应能与综合自动化装置接口)。用键盘或鼠标操作断路器、刀闸时靠后台机内的五防系统闭锁,现场人工操作或维护操作时则靠另一套微机五防系统闭锁。

2.2测量

综合自动化的电气测量均按部颁《电气测量仪表设计技术规程》(SDJ9-87)的要求选择测量点及测量内容、测量精度。在主变220kV侧增加电流方向接法相反的分时计量的脉冲式有功电度表和无功电度表各2只,供关口表用。全站的电气量测量除了通过监控主站及远动主站读取和记录存盘外,在各元件的保护装置上的液晶显示器上也应能读取有关的电气量,主要是为了保证当网络或监控、远动主站退出运行时该站所有设备的测量仍能满足安全运行。

2.3同期并列点和同期装置

220kV线路断路器、220kV旁路兼母联断路器、110kV线路断路器、110kV旁路断路器、110kV母联断路器及主变220kV侧断路器、110kV侧断路器处设同期并列点,同期方式为集中式和分布式手动准同期,正常情况下采用就地监控计算机分布式手动准同期,当网络监控、远动主站退出运行时,上述各元件的同期并列操作应能在各自的保护屏处(或中央信号屏处)手动进行。

2.4中央监控

设事故信号及预告信号。断路器事故跳闸启动事故音响,其它通道故障和装置故障启动预告音响,信息除了能在就地监控主站和远动主站读取及存盘外,还能在中央信号屏上读取及记录。各装置的故障信号应能在各装置上反映出来。