基于当前技术的常规变电站综合自动化改造实践分析

沈位军

（国网荆州公安县供电公司检修建设工区，湖北 荆州434300）

1 综合自动化系统概述

目前，国内对电气综合自动化保护系统的研究一般都是基于发电厂和变电站，本文重点对变电站综合自动化改造进行分析。变电站综合自动化保护系统（下面简称综自保）是在计算机、电力电子、自动控制、通信网络、信息等技术不断发展的基础上出现的一种自动化系统，其最大的作用是能够进一步提高变电站的整体运行和管理水平。在变电站二次设备尚未实现微机保护前的很长一段时间里，常规二次系统的监控、保护、远动装置全部都是分开设置。由于这些装置的功能、原理、实现技术各不相同，加之装置与装置之间互不兼容，致使形成了多个独立的技术部门。自从变电站实行了微机保护之后，监控、保护和远动这3种装置出现了共同点，如实现装置功能的软件相同、装置的控制对象相同等，如果仍然将3种装置分开设置，并配备各自的技术部门，不但会浪费大量的人力、物力，而且还无法充分发挥出微机的全部作用。基于这一背景，变电站综合自动化保护系统被正式提出，并于20世纪80年代后期90年代初期进入了实用阶段。可以说，综自保是在常规二次系统的基础上发展起来的，其较为明显的特征是功能自动化、运行管理智能化、结构微机化、监控可视化、通信网络化，这些特性为变电站安全、稳定、可靠、经济运行提供了有效保障。

2 基于当前技术的常规变电站综合自动化改造实践分析

为了便于本次研究的顺利开展，下面以笔者参与的已完成的110kV闸口变电站综自改造为依托，对综合自动化改造进行分析。该变电站是早期修建的老式常规变电站，受当时技术条件等多方面的限制，变电站本身的自动化程度相对较低，并且在多年的运行过程中，大部分电气设备都越来越陈旧，故障率也呈现出不断增长的态势。例如，该变电站的主变冷却方式为油循环风冷却，当冷却装置出现故障或是冷却器的供电电源出现故障时，便会导致变压器油温升高，大约20min左右冷却装置全停、保护跳闸；部分110kV线路距离保护装置插件不灵敏，时好时坏，而因安装运行时间长，厂家已不再生产配件，导致不能更换插件。这些情况均严重影响了变电站的安全、稳定、可靠运行。此外，该变电站也无法达到无人值守的要求。鉴于以上问题，对变电站进行升级改造已势在必行。本次改造的最终目标是进一步提高变电站的综合自动化水平和一、二次设备的运行稳定性。

2.1 断路器改造

在该变电站中，110kV系统为少油断路器、35kV系统为多油断路器，该类型断路器体积庞大，用油作为灭弧介质，增加了爆炸和火灾发生的危险，而且爆炸后由于油断路器内的高温油发生喷溅，形成大面积的燃烧，易引起相间短路或对地短路，破坏电力系统的正常运行，使事故扩大，甚至造成严重的人身伤亡事故。另外，油断路器检修、维护工作量大，原材料消耗大，经济成本高，安全性差。在考虑SF6和真空断路器时，真空虽灭弧能力好，无污染，但因其熄弧能力太强，容易产生过电压，因此决定在35kV系统上使用ZW7－40.5真空断路器；而SF6介质的自恢复能力强，有极强的吸附性和零点熄弧能力，因此决定在110kV系统上使用LW46－126SF6断路器。

2.2 电流互感器改造

在整个电力系统当中，电流互感器是进行电能计量、继电保护和监控测量的重要设备。该变电站所有的电流互感器二次绕组少，以前都是计量、保护或测量共用一个绕组，不能满足一个功能只能对应一个独立绕组的最新反措，并且部分老式电流互感器不能满足当前综自改造后的精度要求，达不到电力系统要求的可靠性和灵敏性。经过研究讨论，决定将该站所有电流互感器换成满足二次绕组数量及精度要求的最新型电流互感器。在改造过程中，必须确保互感器的接线极性正确，因为一旦极性出现错误，就会造成继电保护装置差动保护误动作及测量、计量不准确。所以，在更换完毕设备送电之后，应进行六角图检查。

2.3 主变保护装置改造

在整个变电站当中，主变压器是最为重要的设备之一，其运行的安全稳定与否不但关系到变电站能否正常运转，而且还与电网的运行密切相关。为了满足供电系统的快速性、可靠性要求，在对该变电站主变进行改造时，废弃了原常规电磁继电器保护，选用了WBH－810系列微机变压器保护装置，该保护具有差动、后备、非电量保护3种方式，所有保护均为独立装置、独立工作电源、独立CPU插件，所有保护功能全部由软件和压板来实现，数据监控则由独立主变测控装置负责。装置在软硬件设计上采取充分的抗干扰措施，6U全封闭机箱，整体面板，强弱电严格分开，大大提高了抗干扰能力，对外的电磁辐射也满足相关标准。完善的A／D采样回路自检能避免A／D采样出错导致的装置误动；开出回路自检可以准确检测任一路开出回路断线或开出击空故障，发出告警并可靠闭锁保护；定值自检能够检测定值存储区出错、定值越限等。

2.4 线路保护改造

该变电站的110kV线路为LL－11A型继电器距离保护装置，该保护使用年限久，灵敏度差，不能满足当前要求，因该站处雷击常发地区，且线路障碍较多，而该站又是此地区的一个中心枢纽站，如不能及时判别切除故障或造成保护误动作，将会给电网正常运行造成很大损失。在本次改造中，选用了WXH－811A微机保护装置及FCK－801A测控装置，该保护为三段相间及接地距离保护、四段零序保护等，配置有三相重合闸功能。经过改造的110kV线路主保护源代码完全由软件机器人自动生成，正确率达到100%，杜绝了人为原因产生软件BUG。通过分层、模块化、元件化的设计，装置内部实现了元件级、模块级、总线级三级监视点，可对发生的故障进行快速准确的定位，具备距离保护、零序电流方向保护、重合闸、失灵保护等功能，可通过软件控制和压板选择投退。

2.5 变电站综合自动化的实现

目前，变电站综合自动系统种类繁多，通过技术性和经济性比选之后，决定选用CBZ－8000系统，该系统具有控制、测量、保护、五防、信息采集、远动等功能。系统为3层分布式框架结构体系，即站控层、间隔层、通信层。具体如下：（1）站控层。站控层主要包括远动主站、操作员站、工程师站，其设备利用分布、集中相结合的网络实现各站之间的通信，并向间隔层设备发布指令。每个主站均配有能够存储模拟量和开关量信息的数据库，在变电站运行时，主站分为工作主站和备用主站，由备用主站负责监控工作主站的运行情况，若工作主站出现故障，备用主站便立即进入运行状态，根据操作员的命令向间隔层设备下发控制命令，进而控制、监视、操作变电站所有设备。该变电站主站的硬件采用双机冗余运行，操作系统为Windows XP。工程师硬件平台具备监视、记录、查询设备运行相关信息和故障告警等功能。远动主站采用双机配置，可完全替代RTU系统，负责变电站与调度中心、监控中心的相互通信，以实现对变电站的远程监控。五防工作站负责对遥控命令实施防误操作闭锁检查，其闭锁系统由机械编码锁、五防主机、电气编码锁、电脑钥匙构成，具备与综合自动化系统相互通信的功能。（2）间隔层。该层主要包括继电保护装置、故障录波器和自动装置等设备，这些设备在没有网络的情况下全都可以独立运行，它们能够从一次设备的电压互感器中采集电气量，并通过相关运算对断路器进行控制，然后将故障信号及动作信息传给测控装置。该变电站综自改造测控屏采用的是FCK－851／2测控装置，其具有处理速度快、效率高、可靠性高、可维护性好、便于操作查询、抗干扰能力强等优点。（3）通信层。该层也可称为网络层，其能够将间隔层采集到的所有数据信息传至网上，站控层内的所有设备均可共享这些信息。同时，由站控层发出的指令也可通过该层传给间隔层。

3 结语

总之，电力电子、计算机、自动化控制、通信网络等技术的不断完善，给电气综合自动化改造方式的选择提供了有利条件。本文依托某变电站，对其设备改造和综合自动化系统的实现进行了论述，期望能够对同类工程的实施有所帮助。在未来一段时期，应加大对综合自动化系统各方面性能的研究力度，使其更加稳定可靠，这有助于综自系统的大范围推广应用。

［1］王虎军.基层分层分布模式的变电站综合自动化系统的研究［D］.太原理工大学，2004