變電站自動化的功能設計原則論文

變電站自動化的功能設計原則論文

　　摘要：變電站自動化是電力系統發展的趨勢與要求。介紹了變電站綜合自動化的一般結構類型，具體討論了自動化系統的功能要求和二次設備的設計原則。

　　關鍵詞：變電站 自動化 設計 功能要求

　　1引言

　　隨著電力工業的迅速發展，電力系統的規模不斷擴大，系統的運行方式越來越復雜，對自動化水平的要求越來越高，從而促進了電力系統自動化技術的不斷發展。微機保護、故障錄波器、計算機監控系統、計算機調度自動化等都已成功運用到電力系統中。與自動化程度相適應，對電力系統繼電保護裝置的要求也隨之提高。目前傳統的電工式繼電保護測試裝置已很難對繼電保護裝置的各方面特性進行全面測試，不再適應技術發展的需要。為避免重復投資，提高信息資源共享的水平，須對變電站自動化系統的信息采集、處理、傳輸加以規范，對站內功能配置予以綜合考慮。目前變電站自動化系統一般采用以SCADA為基礎的站端計算機網絡，通過綜合設計，減少了二次設備的重復配置，減少了二次回路，減少了電流互感器及電壓互感器的負荷，從而簡化了二次回路設計，并保證了數據的一致性，在可靠性的基礎上盡可能做到了軟硬資源的共享，提高了變電站的運行及管理水平，達到變電站減人增效，提高安全運行水平的目的。

　　2變電站綜合自動化的功能

　　2.1繼電保護功能

　　變電站綜合自動化系統要具備常規變電站系統保護及元件保護設備的全部功能，而且要獨立于監控系統，即當該系統網各軟、硬件發生故障退出運行時，繼電保護單元仍然正常運行。微機保護除了所具有的繼電保護功能外，還需具有其它功能。

　　(1) 模擬量的顯示功能。系統應能顯示電流、電壓、有功、無功、電度等模擬量參數，當通信網退出運行時仍能滿足運行監視。

　　(2) 故障記錄功能。系統應能顯示故障時間、電流、電壓大小、開關變位、保護動作狀態等。

　　(3) 能儲存多套定值，并能當地修改定值和顯示定值。

　　(4) 與監控系統通信，能接收監控系統命令，選擇并修改定值，發送故障信息、保護動作情況、當時整定值及自診斷信號等。

　　コ當地外，還需能實現遠方查詢和整定保護定值，此功能還具有遠方/就地閉鎖，操作權限閉鎖等措施。

　　(5) 系統內各插件具有自診斷功能。

　　2.2信息采集功能

　　分布式自動化系統的變電站，信息由間隔層I/O單元采集。常規四遙功能的變電站，信息由RTU采集。電能量的采集宜用單獨的電能量采集裝置。系統對安全運行中必要的信息進行采集，主要包括以下幾個方面。

　　2.2.1遙測量

　　(1) 主變壓器：各側的有功功率、無功功率、電流，主變壓器上層油溫等模擬量，模擬量均采用交流采樣，以提高精度。主變壓器有載分接開關位置(當用遙測方式處理時)。

　　(2) 線路：有功功率、無功功率、電流。

　　(3) 母線分段斷路器相電流。

　　(4) 母線：母線電壓、零序電壓。

　　(5) 電容器：無功功率、電流。

　　(6) 消弧線圈零序電流。

　　(7) 直流系統：浮充電壓、蓄電池端電壓、控制母線電壓、充電電流。

　　(8) 所用變：電壓。

　　(9) 系統頻率，功率因數，環境溫度等。

　　2.2.2遙信量

　　(1) 斷路器閘刀位置信號。

　　(2) 斷路器遠方/就地切換信號。

　　(3) 斷路器異常閉鎖信號。

　　(4) 保護動作、預告信號，保護裝置故障信號。

　　(5) 主變壓器有載分接開關位置(當用遙信方式處理時)，油位異常信號，冷卻系統動作信號。

　　(6) 自動裝置(功能)投切、動作、故障信號，如：電壓無功綜合控制、低周減載、備用電源裝置等。 (7) 直流系統故障信號。

　　(8) 所用變故障信號。

　　(9) 其它有全站事故總信號、預告總信號；各段母線接地總信號；各條出線小電流接地信號；重合閘動作信號；遠動終端下行通道故障信號；消防及安全防范裝置動作信號等。

　　根據設備特點及確保安全運行需要，可增加相應的特殊信號或對一些遙信量進行合并。

　　2.2.3遙控量

　　(1) 斷路器分、合。

　　(2) 主變壓器有載分接開關位置調整。

　　(3) 主變壓器中性點接地閘刀分、合。

　　(4) 保護及安全自動裝置信號的遠方復歸。

　　(5) 有條件的變電站高壓側備用電源遠方投停。

　　(6) 有條件的變電站電壓無功綜控的遠方投停。

　　(7) 有條件的變電站直流充電裝置的遠方投停。

　　2.2.4電能量

　　(1) 主變壓器各側有功電能量、無功電能量及其分時電能量。

　　(2) 各饋電線有功電能量、無功電能量。

　　(3) 用戶專用線有功電能量、無功電能量及其分時電能量和最大需量。

　　(4) 所用變有功電能量。

　　2.3設備控制及閉鎖功能

　　(1) 對斷路器和刀閘進行開合控制。

　　(2) 投、切電容器組及調節變壓器分接頭。

　　(3) 保護設備的檢查及整定值的設定。

　　(4) 輔助設備的退出和投入(如空調、照明、消防等)。

　　以上控制功能可以由運行人員通過CRT屏幕進行操作。在設計上保留了手動操作手段，并具有遠方/就地閉鎖開關，保證在微機通信系統失效時仍能夠運行和操作，包括可手動準同期和捕捉同期操作。在各間隔的每個斷路器設置按鈕或開關式的一對一“分”、“合”操作開關和簡易的強電中央事故和告警信號。

　　為了防止誤操作，操作閉鎖主要包括：

　�、俨僮鞒隹诰哂刑�、合閉鎖功能和具有并發性操作閉鎖功能。

　�、贑RT屏幕操作閉鎖功能，只有輸入正確的操作命令和監控命令，才有權進行操作控制。

　　③當站內通信網退出運行時，能滿足非CRT屏幕操作、五防閉鎖功能和適應一次設備現場維修操作的五防閉鎖功能。

　�、芨鶕�一次設備的實際運行狀態，自動實現斷路器、隔離開關操作閉鎖功能。

　　2.4自動裝置功能

　　(1)根據系統潮流進行無功自動調節控制，也可人工控制(人工操作可就地、可遠方)。自動控制時可根據電壓、潮流和無功負荷、變壓器抽頭位置信號由裝置進行自動控制調節變壓器抽頭位置或投退電容器組。

　　(2) 低周減載。110kV、10kV線路可由各自的保護裝置實現，不用單獨配置低周減載裝置。整定值由各條線路裝置自行整定。

　　(3) 同期檢測和同期分閘。同步檢測斷路器兩側電壓的幅值、相位和頻率，并發出同期合閘啟動或閉鎖信號。此功能可進行檢無壓同期，亦能進行手動準同期和捕捉同期。既能滿足正常運行方式下的同期，亦能滿足系統事故時的同期。

　　同期功能有手動和自動兩種方式供選擇，同期裝置與通信網相互獨立。

　　(4)小電流接地選線功能。可通過采取3I0、3U0及其增量來判斷是否有接地故障，也可用5次諧波方式分析接地故障，小電流接地選線功能與通信網相互獨立，不依賴通信網的后臺機檢測。否則當通信網故障時該功能即失去檢測報警功能。而規程規定小電流系統當單相接地后允許2h帶故障運行，2h后要立即切除故障線路。

　　據有關綜合自動化站的運行記錄，在雷雨季節時雷擊曾擊壞過站內的通信網。若此時雷擊又同時造成10kV線路單相接地，則運行人員不能及時發現線路單相接地故障。時間長了，若不及時處理，則有可能造成故障線路由單相接地發展成為兩相或三相接地短路故障。因此，小電流接地選線功能要獨立于通信網。

　　(5)事故錄波。對于220kV變電站的主變、220kV線路除了保護裝置自帶故障錄波外，還設置了一套獨立的微機錄波屏，而110kV線路則用本身裝置記錄。

　　2.5報警功能

　　對站內各種越限，開關合、跳閘，保護及裝置動作，上、下行通道故障信息，裝置主電源停電信號，故障及告警信號進行處理并作為事件記錄及打印。輸出形式有：音響告警、畫面告警、語音告警、故障數據記錄顯示(畫面)和光字牌告警(光字牌報警回路采用編碼設計，主要是為了保證當通信網故障退出時站內仍能正常運行。光字牌數量控制在20多只)。

　　2.6設備監視功能

　　其中包括一次設備絕緣在線監測、主變油溫監測、火警監測、環境溫度監測等內容。當上述各參量越過預置值時，發出音響和畫面告警，并作為事件進行記錄及打印。

　　2.7操作票自動生成功能

　　根據運行方式的變化，按規范程序，自動生成正確的操作票，以減輕運行人員的勞動強度，并減少誤操作的可能性。

　　2.8數據處理及打印功能

　　中調、地調、市調、運行管理部門和繼保專業要求的數據可以以歷史記錄存檔，包括：

　　(1) 母線電壓和頻率、線路、配電線路、變壓器的電流、有功功率、無功功率的最大值和最小值以及時間。

　　(2) 斷路器動作次數及時間。

　　(3) 斷路器切除故障時故障電流和跳閘次數的累計值。

　　(4) 用戶專用線路的有功、無功功率及每天的峰值和最小值以及時間。

　　(5) 控制操作及修改整定值的記錄。

　　(6) 實現站內日報表、月報表的生成和打印，可將歷史數據進行顯示、打印及轉儲，并可形成各類曲線、棒圖、餅圖、表盤圖，該功能在變電站內及調度端均能實現。

　　2.9人機接口功能

　　具有良好的人機界面，運行人員可通過屏幕了解各種運行狀況，并進行必要的控制操作。人機聯系的主要內容包括：

　　(1) 顯示畫面與數據。

　　(2) 人工控制操作。

　　(3) 輸入數據。

　　(4) 診斷與維護。

　　當有人值班時，人機聯系功能在當地監控系統的后臺機上進行，運行人員利用CRT屏幕和鍵盤或鼠標器進行操作。當無人值班時，人機聯系功能在上級調度中心的主機或工作站上進行。

　　2.10遠程通信功能

　　將站內運行的有關數據及信息遠傳至調度中心及設備運行管理單位，其中包括正常運行時的信息和故障狀態時的信息，以便調度中心人員及時了解設備運行狀況及進行事故處理。

　　可實現四遙和遠方修改整定保護值、故障錄波與測距信號的遠傳等。變電站自動化系統可與調度中心對時或采用衛星時鐘GPS。

　　2.11其它功能

　　(1) 具有完整的規約庫，可與各種RTU通信，滿足開放性系統的要求。

　　(2) 可在線設置各設備的通信參數及調制解調器參數。

　　(3) 可進行多種仿真(遙信變位、事件記錄、遠動投退)。

　　(4) 在線診斷功能、在線幫助。

　　(5) 強大的數據庫檢索功能。

　　3二次設計原則

　　變電站二次設備按功能分為四大模塊：①繼電保護及自動裝置。②儀器儀表及測量控制。③當地監控。④遠動。四大模塊功能的各自不同的發展及其功能的相互滲透，為變電站自動化提供了多種多樣的實現模式，可概括為兩種基本實現模式：①保護加集中RTU模式，面向功能。②保護加分散RTU模式，面向對象。

　　3.1電氣設備控制方式

　　主變壓器、站用變壓器各側斷路器以及10kV、110kV、220kV斷路器一般情況下均集中在控制室，通過就地監控主站的就地監控計算機進行控制操作(但網絡中遠動主站亦可留有接口給地調進行遙控，根據系統運行規程而定)，當網絡中就地監控主站退出運行時則應能分別在各元件的保護屏處進行人工控制操作。

　　就地監控計算機在操作時應顯示該站的配電裝置的運行狀態、通道狀態和各種電氣量，在每個操作步驟前應給操作者提示，待確認后方能操作。

　　主變壓器、站用變壓器、220kV線路、110kV線路、10kV設備及其母線設備保護和10kV母聯的控制保護均采用集中保護方式，10kV開關柜上加一個“就地/遠動”選擇開關，10kV母聯斷路器的控制保護放在控制室，與10kV自投裝置放在一起(當10kV裝置能可靠地抗震、抗高溫、抗電磁干擾時，也可以將10kV裝置裝配在10kV開關柜上，以減少電纜聯接)。

　　10kV隔離開關采用就地手動操作(除變低處的10kV隔離開關外)。主變變低10kV隔離開關、110kV，220kV隔離開關采用就地電動操作方式，可進行就地和遙控操作，并設置“就地/遙控”選擇開關，同時設有操作閉鎖措施。專用母線接地刀閘裝設母線有電閉鎖操作裝置(采用微機五防裝置，應能與綜合自動化裝置接口)。用鍵盤或鼠標操作斷路器、刀閘時靠后臺機內的五防系統閉鎖，現場人工操作或維護操作時則靠另一套微機五防系統閉鎖。

　　3.2測量

　　綜合自動化的電氣測量均按部頒《電氣測量儀表設計技術規程》(SDJ9—87)的要求選擇測量點及測量內容、測量精度。在主變220kV側增加電流方向接法相反的分時計量的脈沖式有功電度表和無功電度表各2只，供關口表用。

　　全站的電氣量測量除了通過監控主站及遠動主站讀取和記錄存盤外，在各元件的保護裝置上的液晶顯示器上也應能讀取有關的電氣量，主要是為了保證當網絡或監控、遠動主站退出運行時該站所有設備的測量仍能滿足安全運行。

　　3.3同期并列點和同期裝置

　　220kV線路斷路器、220kV旁路兼母聯斷路器、110kV線路斷路器、110kV旁路斷路器、110kV母聯斷路器及主變220kV側斷路器、110kV側斷路器處設同期并列點，同期方式為集中式和分布式手動準同期，正常情況下采用就地監控計算機分布式手動準同期，當網絡監控、遠動主站退出運行時，上述各元件的同期并列操作應能在各自的保護屏處(或中央信號屏處)手動進行。

　　3.4中央監控

　　設事故信號及預告信號。斷路器事故跳閘啟動事故音響，其它通道故障和裝置故障啟動預告音響，信息除了能在就地監控主站和遠動主站讀取及存盤外，還能在中央信號屏上讀取及記錄。各裝置的故障信號應能在各裝置上反映出來。

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