220kV变电站综合自动化系统的改造研究

符良震

摘 要：我国变电站综合自动化水平与上个世纪末相比有了很大进步，然而不少地区的大量传统220 kV变电站均需要进行综合自动化改造，文章以某变电站的综合自动化改造为例，从继电保护配置、远动监控配置、保护设备改综自实施、相关二次回路改造实施等方面阐述其系统配置、改造实施以及一些具体问题的处理方法，提高保护和控制功能的辨别能力，提升继电保护正确动作率。

关键词：220 kV变电站；综合自动化；继电保护

中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）23-0001-02

随着电力行业向智能化的方向发展，不少信息技术已经引入到电力系统中，其中尤以微机控制技术最为令人关注。目前，大部分变电站都在进行综合自动化改造，以综合自动化系统来替换二次系统，从而提升变电站的自动控制功能，满足电网对于变电站的监控需求。对变电站进行综合自动化改造，一方面能够避免传统变电站控制模式的不足，另一方面也能够对变电站的主要设备进行在线监控，实现与调度部门的数据和资源交互，提高了该站的设备健康水平和自动化水平。本文以某变电站的综合自动化改造为例，阐述其系统配置和改造实施，对电网安全运行有着很好的理论价值和实践意义。

1 综合自动化系统的配置

海南电网某220 kV变电站设计出线规模7回；110 kV设计出线规模5回；10 kV设计出线规模2回。本文以此为例阐述综合自动化系统的改造。

1.1 继电保护配置

①对于元件保护单元，为220 kV线路全部配置全线速动主保护，并为之增设后备保护功能以及重合闸功能，确保所有的保护均有能力进行独立选相；两套保护之间完全独立运行，不但其交流电流、直流电源、跳闸等方面保持互相独立，其保护通道也保持独立运行；分别给每线路设置分相操作箱；继电保护的组屏数量为三面屏。考虑到变电站在当地进行电力配置的远期计划，将其接入元件数设置为20。为变电站设置故障录波器四个，分别记录110 kV、220 kV母线电压等级以及变压器两侧的各类数据。

②对于主变压器单元，采用微机保护的形式，为其配置2套主保护，其中一套为差流速断保护，另一套是比率制动保护；为其配置2套后备保护，一套本体保护。

③对于直流系统，为其配置两组220 V蓄电池，支持变电站的控制信息传输、信号传输以及事故照明等。采用80 A高频开关整流为蓄电池组进行充电。

1.2 远动监控配置

①对于间隔层测控单元部件，给220 kV配置单元测控设备，对于测控屏，应满足就地显示功能，便于进行操作，测控屏同时能够为后台工控机提供备用。对就地显示单元增设液晶显示器和人工操作模块。

②对于站控层监控单元，由于变电站的发展方向是实现少人值守或者无人值守，因此在改造过程中，为站控层做了相对简化的配置，包括的设备有：值守者终端2台，支持站内工作人员对设备进行调控。终端采用单屏显示的模式，配置UNIX和性能良好的硬件；为站内远动配置网关设备，对间隔层数据进行汇聚并验证和传输。

③配置5 kV/A的UPS系统，电源的连接模式为串联冗余，电源为变电站的监控模块、电量计量模块以及网络通讯模块提供电能。

④对于时钟同步网络，为其配置时钟同步系统，实现所有设备的时钟信号。其中主时钟进行冗余配置，并且采用热备用的运行模式。主时钟分别连接GPS信号，GPS能够为使用者提供足够准确的连续、实时的时间、位置、速度等数据，无论是在军事领域还是民用领域均，发挥着比较大的作用。

⑤对于安全监视系统，为变电站设置电子围栏，当不法分子通过围栏进入监视区域，这些信息通过程序接口连接到远程的安全监控服务器，以自定义模块与通用程序模块实现数据的转换处理，以合理的格式传输至监控终端以及告警单元，形成安全保障的防线。

对于网络协议，系统采用快速以太网，将各类设备作为客户端，服务器则作为主机端。设备的信号在以太网的支持下实现与服务器之间的通信。具体过程为：设备发出连接远程服务器的请求，服务器接收到信号之后返回相关的响应信息，经过确认之后便与服务器建立了网络连接，可以进行数据传输。为了保证传输的旋律和准确度，采用TCP/IP进行数据包检查与超时检查。

2 综合自动化系统改造的实施

2.1 220 kV保护改造的实施

在对220 kV线路进行综合自动化改造的时候，必须临时停用母线保护，因此在过渡时期内，母线保护一直为停用，当2#主变保护已经改造结束，且母线保护能够承担投运要求之后才可以重新投运母线保护；同理，220 kV线路故障录波器在改造期间也退出服务，直至录波器改造结束之后重新投入运行。对变电站母线保护相关的全部电流绕组均在端子箱进行短接处理，改造结束之后恢复原来的接线。

2.2 主变保护改造的实施

在对220 kV变电站的综合自动化改造时，其母线保护一直处于停用的状态；同理，当1#主变保护过渡之前，其备自投应处于退出服务状态；当1#主变保护已经改造结束，录波器能够对1#主变信息进行记录；2#主变以类似的模式进行处理。在对备自投进行改造的时候，尤为注重的是避免联跳回路的安全性，制定必要的有针对性的安全措施。

2.3 二次回路改造的实施

变电站的遥测设备使用的是基于交流采样的模式，配置2套直流电压变送器，对220 V母线电压进行测量和记录，将变送器单元配置在系统测控屏处；基于变电站内部二次设备微机化逐渐成熟，实现了分散安装。变电站遥测设备当前仅传输断路器位置信号，另外的信号在改造前难以实现调度端的实时监控。在改造方案中，为其增设合理的信号采集功能，从而实现对一次设备的实时监视。遥控设备不再使用常规控制部件，全部通过远程监控设备进行实时监控，实现操作的网络化和自动化。

3 现场施工的相关问题分析

3.1 对信号的处理问题

在综合自动化改造过程中，发现其主变“控制回路断线”对于信号的处理存在不足之处。在主变压器二次主开关的回路出现断线故障时，可以产生“断线”故障提示信息，然而假若由于操作失误而使控制直流开关打开，或者因为其他因素而导致开关跳开，则主变压器此时不会自动产生“断线”故障提示信号。

经过进行原因的查找，其主要的原因是该单元仅有两对接点，其中一对是给系统的远动单元发出信号；另一对兼具发出信号的功能和为自投提供位置的功能，因此必须为这一对接点配置重动继电器单元，而此时必须考虑到重动继电器单元的电源来源是二次主控直流，此单元属于一个常开接点，因此在错误地打开控制直流开关以及由于一些外部因素使得开关跳开的情况下，系统是难以产生“断线”信号的。

经过以上的分析，最终决定把重动继电器单元的电源引至保护屏总电源模块，解决了无法发出故障信息的问题。接线图如图1所示。

3.2 部件内部接线问题

在对一套220 kV线路保护进行调试的过程中，以手动的方式把重合闸固定在停用状态的时候，发现保护重合闸的部件此时还是可以出口；当对B相以及C相进行接地故障模拟的时候，保护装置的动作全部是三相跳闸状态，导致产生了误动。此时对保护装置的跳闸位置进行检查，重点检查相关继电器的接点，最终发现在保护装置内有2处错误接线：一是在重合闸把手处的接线有不对的地方，导致在把重合闸固定在停用状态的时候，“停用”信息无法传输至相关装置，造成重合闸在这个状态之下难以放电，因此会出现错误动作；二是继电器接点回路的接线有不对的地方，因为跳闸处的继电器接点被接反，因此在出现单相接地的时候，保护设备判定故障相无法及时跳开，导致保护三跳出口被启动，出现了保护装置的误动。之后对这两处进行了修改，其示意图如图2所示。

4 结 语

对传统的变电站进行综合自动化改造，最大的优势是能够显著提升变电站对于设备运行的实时监控和自动化数据共享，同时采用先进的家电保护和自动控制技术，在很大程度上提升了继保设备的正确动作率，继电保护装置已采用保护测控一体化技术，即所谓的四合一装置。从而使电量的损失降到最低限度，一方面使变电站所辖区域的供电可靠性显著提升，另一方面也降低了人力成本，为无人值守变电站创造了良好的技术条件。目前相关的电力新技术正在快速发展，当前，我国不少地区大量传统的220 kV变电站均需要进行综合自动化改造，由于变电站往往具有自身的特殊性，因此在改造的过程中也会面临各种各样的问题，工程技术人员应该因地制宜，结合变电站的不同情况为其制定具有针对性的改造策略，确保改造过程的顺利进行。

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