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对变电站综合自动化系统的几点理解

2006/6/5    来源:佳工机电网        
关键字:配电  变电站  综合自动化  功能  智能单元  
本文讨论了变电站综合自动化有关的技术要求和基本的功能配置,结合我国变电站自动化的研究及应用现状,对其在工程应用中存在的问题进行了探讨,并提出相应的理解及认识。

    1、引言

    近年来,随着电网运行水平的提高,各级调度中心要求更多的信息,以便及时掌握电网及变电站的运行情况,提高变电站的可控性,进而要求更多地采用远方集中控制,操作,反事故措施等,即采用无人值班的管理模式,以提高劳动生产率,减少人为误操作的可能,提高运行的可靠性。另一方面,当代计算机技术,通讯技术等先进技术手段的应用,已改变了传统二次设备的模式,为简化系统,信息共享,减少电缆,减少占地面积,降低造价等方面已改变了变电站运行的面貌。基于上述原因,变电站自动化由“热门话题”已转向了实用化阶段,电力行业各有关部门把变电站自动化做为一项新技术革新手段应用于电力系统运行中来,各大专业厂家亦把变电站自动化系统的开发做为重点开发项目,不断地完善和改进相应地推出各具特色的变电站综合自动化系统,以满足电力系统中的要求。

    国外从80年代初开始进行研究开发,到目前为止,各大电力设备公司都陆续地推出系列化的产品。如ABB,SIEMENS,HARRIS等公司,90年代以来,世界各国新建变电站大部分采用了全数字化的二次设备;相应地采用了变电站自动化技术;我国开展变电站综合自动化的研究及开发相比世界发达国家较晚,但随着数字化保护设备的成熟及广泛应用,调度自动化系统的成熟应用,变电站自动化系统已被电力系统用户接受使用,但在电力部门使用过程中大致有两方面的原则:一是中低压变电站采用自动化系统,以便更好地实施无人值班,达到减人增效的目的;二是对高压变电站(220kV及以上)的建设和设计来说,是要求用先进的控制方式,解决各专业在技术上分散、自成系统,重复投资,甚至影响运行可靠性。并且在实际的工程中尚存在以下主要问题:

    (1) 功能重复,表现在计量,远动和当地监测系统所用的变送器各自设置,加大了CT,PT负载,投资增加,并且还造成数据测量的不一致性;远动装置和微机监测系统一个受制于调度所,一个是服务于当地监测,没有做到资源共享,增加了投资且使现场造成复杂性,影响系统的可靠性;

    (2) 缺乏系统化设计 而是以一种”拼凑”功能的方式构成系统,致使 整个系统的性能指标不高,部分功能及系统指标无法实现。

    (3) 对变电站综合自动化系统的工程设计缺乏规范性的要求,尤其是系统的各部分接口的通信规约,如涉及到不同厂家的产品,则问题更多,从而导致各系统的联调时间长,对将来的维护及运行都带来了极大的不便,进而影响了变电站自动化系统的投入率。
   
    2、变电站综合自动化系统应能实现的功能

    2.1 微机保护:是对站内所有的电气设备进行保护,包括线路保护,变压器保护,母线保护,电容器保护及备自投,低频减载等安全自动装置。各类保护应具有下列功能:

  • 故障记录
  • 存储多套定值
  • 显示和当地修改定值
  • 与监控系统通信。根据监控系统命令发送故障信息,动作序列。当前整定值及自诊断信号。接收监控系统选择或修改定值,校对时钟等命令。通信应采用标准规约。

    2.2 数据采集

    包括状态数据,模拟数据和脉冲数据。

    (1) 状态量采集

    状态量包括: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。目前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

    常规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。

    2.3 事件记录和故障录波测距

    事件记录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。

    2.4 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,在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。操作闭锁应具有以下内容:

    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。

    2.5 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。
   
    2.6 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。

    2.7 数据处理和记录

    历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容,它包括上一级调度中心,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,也可在远动操作中心或调度中心实现。
   
    2.8 人机联系
   
    2.9 系统的自诊断功能: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后台机和远方调度中心或操作控制中心。
   
    2.10 与远方控制中心的通信
   
    本功能在常规远动‘四遥’的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等,其信息量远大于传统的远动系统。
   
    根据现场的要求,系统应具有通信通道的备用及切换功能,保证通信的可靠性,同时应具备同多个调度中心不同方式的通信接口,且各通信口及MODEM应相互独立。保护和故障录波信息可采用独立的通信与调度中心连接,通信规约应适应调度中心的要求,符合国标及IEC标准。
   
    变电站综合自动化系统应具有同调度中心对时,统一时钟的功能,还应具有当地运行维护功能。
   
    2.11 防火、保安系统。从设计原则而言,无人值班变电站应具有防火、保安措施。
   
    3、变电站综合自动化的结构及模式
   
    3.1 目前从国内、外变电站综合自动化的开展情况而言,大致存在以下几种结构:
   
    1) 分布式系统结构
   
    按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备,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’是按变电站资源物理上的分布(未强调地理分布),强调的是从计算机的角度来研究分布问题的。这是一种较为理想的结构,要做到完全分布式结构,在可扩展性、通用性及开放性方面都具有较强的优势,然而在实际的工程应用及技术实现上就会遇到许多目前难以解决的问题,如在分散安装布置时,恶劣运行环境、抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上存在的问题等等,就目前技术而言还不够十分成熟,一味地追求完全分布式结构,忽略工程实用性是不必要的。
   
    2) 集中式系统结构
   
    系统的硬件装置、数据处理均集中配置,采用由前置机和后台机构成的集控式结构,由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能,后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。目前国内许多的厂家尚属于这种结构方式,这种结构有以下不足:前置管理机任务繁重、引线多,是一个信息‘瓶颈’,降低了整个系统的可靠性,即在前置机故障情况下,将失去当地及远方的所有信息及功能,另外仍不能从工程设计角度上节约开支,仍需铺设电缆,并且扩展一些自动化需求的功能较难。在此值得一提的是这种结构形成的原由,变电站二次产品早期开发过程是按保护、测量、控制和通信部分分类、独立开发,没有从整个系统设计的指导思想下进行,随着技术的进步及电力系统自动化的要求,在进行变电站自动化工程的设计时,大多采用的是按功能‘拼凑’的方式开展,从而导致系统的性能指标下降以及出现许多无法解决的工程问题。

责任编辑:江琦
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