110KV变电站综合自动化系统分析探讨

2014-12-08饶勇安永璐段延生

中国科技纵横 2014年19期

关键词：出线变电站变压器

饶勇安永璐段延生

(陕西陕焦化工有限公司,陕西富平 711712)

110KV变电站综合自动化系统分析探讨

饶勇安永璐段延生

(陕西陕焦化工有限公司,陕西富平 711712)

本文通过对陕焦公司110KV变电站综合自动化系统及变电站综合自动化有关的技术要求和基本的功能配置,结合110KV变电站自动化的研究及应用现状,并对电网、变电站系统控制、结构模式等方面进行分析探讨。

110KV变电站综合自动化智能监控变压器数字化

1 前言

陕焦公司110KV变电站综合自动化是利用先进的计算机、电子、通信和数字信号处理(DSP)等技术,实现对变电站主要设备和配电线路的自动监视、测量、控制、保护以及与调度通信等综合性自动化功能。它综合了变电站内除交直流电源以外的全部二次设备功能,110KV变电站由原35KV提高到110KV,该系统是由110KV降压变的110KV进线侧至10KV出线侧,该站包括;调度管理系统、远程系统、电能计量系统,提高了变电站的可控性,进而要求更多地采用远方集中控制、操作,反映事故措施等,既采用智能监控的管理模式,变电站综合自动化系统做为一项新的电网技术广泛应用于陕焦各生产系统的动力供电。

2 变电站综合自动化系统的功能的实现

110KV变电系统接入方案:①110KV变电站系统有两个回路;Ⅰ回路从110KV孙塬变电站接入,Ⅱ回路由110KV惠塬变电站接入。②主变容量:主变装设2×31．5MVA(110/10kV),有载调压变压器。③出线:110KV 出线2个回路;10KV出线16个回路;电容器出线2个回路;预留一定备用出线,每台变压器低压侧安装1×6Mvar并联电容器。④电气主接地:110KV接地采用单母分段接线,两个主变间隔,两个PT间隔,一个分段间隔。110KV侧中性点成套保护设备接地。⑤10KV接线采用单母线分段接线,出线16通道,设有7个开闭所,各段分别由主变低压供电,10KV进线采用硬母线进线,10KV出线电缆出线。每段母线装设一套无功能自动补偿装置,各段母线上各装设一台80KVA站用变压器所用电户供电。⑥安全自动保护:110KV变电系统配置一面分段开关保护,柜内包括分段开关保护及操纵箱。

3 变电站综合自动化系统数据采集与控制

(1)数据采集:①状态量采集: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等。这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统,也可通过通信方式获得。保护动作信号则采用串行口(RS-232或RS485)或计算机局域网通过通信方式获得。②模拟量采集:变电站采集的典型模拟量包括:各段母线电压,线路电压,电流和功率值。馈线电流,电压和功率值,频率,相位等。此外还有变压器油温,变电站室温等非电量的采集。模拟量采集精度应能满足SCADA系统的需要。③脉冲量:脉冲量主要是脉冲电度表的输出脉冲,也采用光电隔离方式与系统连接,内部用计数器统计脉冲个数,实现电能测量。

(2)事件记录和故障波测距:应包含保护动作序列记录,开关跳合记录。其SOE分辨率一般在1～10ms之间,以满足不同电压等级对SOE的要求。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测距计算,再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。

(3)控制和操作闭锁:操作人员可通过CRT屏幕对断路器,隔离开关,变压器分接头,电容器组投切进行远方操作。为了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。操作闭锁应具有:①电脑五防及闭锁系统,②根据实时状态信息,自动实现断路器,刀闸的操作闭锁功能。③操作出口应具有同时操作闭锁功能。④操作出口应具有跳合闭锁功能。

(4)同期检测和同期合闸:该功能可以分为手动和自动两种方式实现。可选择独立的同期设备实现,也可以由微机保护软件模块实现。

(5)电压和无功的就地控制:无功和电压控制一般采用调整变压器分接头,投切电容器组,电抗器组,同步调相机等方式实现。操作方式可手动可自动,人工操作可就地控制或远方控制,无功控制可由专门的无功控制设备实现,也可由监控系统根据保护装置测量的电压,无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。

(6)数据处理:记录历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容,包括上一级变电中心,变电管理和保护专业要求的数据,主要有:①断路器动作次数②断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数,③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。④独立负荷有功、无功,每天的峰谷值及其时间,⑤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,也可在远程调度中心实现。

(7)系统自珍断功能:系统内各插件应具有自诊断功能,自诊断信息也象被采集的数据一样周期性地送往各开闭所。

4 变电站综合自动化的结构及模式

110KV变电站分布系统结构:被监控对象或系统功能分布的计算机单功能设备,将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。这里所谈的‘分布’是按变电站资源110KV电压,经变压器降为10KV后,分别传送至各个开闭所,这是一种较为理想的结构,要做到完全分布式结构。(见图1)。

图1 110KV分布式变电站综合自动化系统结构图

按变电站的控制层次和对象设置全站控制级(站级)和就地单元控制级(段级)的二层式分布控制系统结构。站级系统大致包括站控系统(SCS)、站监视系统(SMS)、站工程师工作台(EWS)及同调度中心的通信系统(RTU)。站控系统(SCS):应具有快速的信息响应能力及相应的信息处理分析功能,完成站内的运行管理及控制(包括就地及远方控制管理两种方式),例如,事件记录、开关控制及SCADA的数据收集功能。

站监视系统(SMS):应对站内所有运行设备进行监测,为站控系统提供运行状态及异常信息,即提供全面的运行信息功能,如扰动记录、站内设备运行状态、二次设备投入/退出状态及设备的额定参数等。

站工程师工作台(EWS):可对站内设备进行状态检查、参数整定、调试检验等功能,也可以用便携机进行就地及远端的维护工作。

上面是按大致功能基本分块,硬件可根据功能及信息特征在一台站控计算机中实现,也可以两台双备用,也可以按功能分别布置,但应能够共享数据信息,具有多任务时实处理功能。

站级在横向按站内一次设备(变压器或线路等)面向对象的分布式配置,在功能分配上,本着尽量下放的原则,即凡是可以在本间隔就地完成的功能决不依赖通讯网,特殊功能例外,如分散式录波及小电流接地选线等功能的实现,这种结构相比集中式变电系统而言,具有以下明显优点。

①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。②可扩展性和开放性较高,有利于工程的设计及应用。

5 变电站自动化系统新发展

110KV陕焦变电站,是把一体化的GIS设备和变电站计算机监控系统综合在一起,采用新型的光电传感器取代传统的电流、电压互感器和10KV高压室,由光纤接口替代了微机测控保护装置的输入输出回路,使变电站自动化系统向过程层延伸和发展。110KV变电站应用了计算机、现代通讯和光电技术,使变电站自动化进一步提高。

智能化一次设备,被检测信号回路和被控制的操作驱动回路,采用微处理器和光电技术设计,简化了常规机电式继电器及控制回路的结构,数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替,常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。

网络化的变电站内常规的二次设备,如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造,设备之间的连接全部采用高速的网络通信,二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O接口,通过网络真正实现数据共享、资源其享,常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。

110KV变电站运行管理自动化系统,包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化;数据信息分层、分流交换自动化;变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告,指出故障原因,提出故障处理意见;系统能自动发出变电站设备检修报告,即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。

在110KV变电站自动化领域中,智能化电气的发展,特别是智能开关、光电式互感器机电一体化设备的出现,变电站自动化技术进入了数字化的新阶段。在高压和超高压变电站中,保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O单元,如A/D变换、光隔离器件、控制操作回路等将割列出来作为智能化一次设备的一部分。反言之,智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路代替了常规继电保护装置、测控等装置的I/O部分;在中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化,完整地安装在开关柜上,实现了变电站机电一体化设计。