變電站綜合自動化監控結構功能

王 宇

摘要:通過以下分析,可以看到變電站綜合自動化對于實現電網調度自動化和現場運行管理現代化,提高電網的安全和經濟運行水平起到了很大的促進作用,它將能大大加強電網一次、二次系統的效能和可靠性,對保證電網安全穩定運行具有重大的意義。

關鍵詞:變電站;綜合自動化;系統分析

1 概 述

我國變電站自動化技術經過十多年的發展已經達到一定的水平,在我國城鄉電網改造與建設中大部分中低壓變電站采用了自動化技術實現無人值班,而且在220kV及以上的超高壓變電站建設中也大量采用自動化新技術,提高了電網建設的現代化水平,增強了輸配電和電網調度的可能性,從而大大提高了電網的安全運行。然而,隨著智能化開關、光電式電流電壓互感器、一次運行設備在線狀態檢測,以及計算機高速網絡在實時系統中的開發應用,勢必對已有的變電站自動化技術產生深遠的影響,對整個電網的一、二次設備信息進行綜合利用,對保證電網安全穩定運行具有重大的意義。

2 系統結構

2.1 分布式系統結構

按變電站被監控對象或系統功能分布的多臺計算機單功能設備,將它們連接到能共享資源的網絡上實現分布式處理。系統結構的最大特點是將變電站自動化系統的功能分散給多臺計算機來完成。分布式模式一般按功能設計,采用主從CPU系統工作方式,多CPU系統提高了處理并行多發事件的能力,解決CPU運算處理的瓶頸問題。各功能模塊(通常是多個CPU)之間采用網絡技術或串行方式實現數據通信,選用具有優先級的網絡系統較好地解決了數據傳輸的瓶頸問題,提高了系統的實時性。

2.2 集中式系統結構

集中式一般采用功能較強的計算機并擴展其I/0接口,集中采集變電站的模擬量和數量等信息,集中進行計算和處理,分別完成微機監控、微機保護和自動控制等功能。由前置機完成數據輸入輸出、保護、控制及監測等功能,后臺機完成數據處理、顯示、打印及遠方通訊等功能。目前這種結構有以下不足:

前置管理機任務繁重、引線多,降低了整個系統的可靠性,若前置機故障,將失去當地及遠方的所有信息及功能;軟件復雜,修改工作量大,系統調試煩瑣;組態不靈活,對不同主接線或規模不同的變電站,軟、硬件都必須另行設計,工作量大并且擴展一些自動化需求的功能較難。

2.3 變電站分層分布式的結構

按變電站的控制層次和對象設置全站控制級——變電站層(站級測控單元)和就地單元控制級——間隔層(間隔單元)的二層式分布控制系統結構。也可分為三層,即變電站層、通信層和間隔層。

這種結構相比集中式處理的系統具有以下明顯的優點:

可靠性提高,任一部分設備故障只影響局部,即將“危險”分散,當站級系統或網絡故障,只影響到監控部分,而最重要的保護、控制功能在段級仍可繼續運行:段級的任一智能單元損壞不應導致全站的通信中斷,比如長期霸占全站的通信網絡。可擴展性和開放性較高,利于工程的設計及應用。站內二次設備所需的電纜大大減少,節約投資也簡化了調試維護。

3 常見通訊方式

目前國內常采用以太網通訊方式,在以太網出現之前,無論RS-232C、EIA-422/485都無法避免通信系統繁瑣、通訊速度緩慢的缺陷。現場總線的應用部分地緩解了便電站自動化系統對通信的需求,但在系統容量較大時依然顯得捉襟見肘,以太網的應用,使通訊問題迎刃而解。常見的通訊方式有:雙以太網、雙監控機模式,主要是用于220-500kV變,在實現上可以是雙控機+雙服務器方式,支撐光/電以太網;單以太網,雙/單監控機模式;雙LON網,雙監控機模式;單LON網,雙/單監控機模式。

4 變電站自動化系統應能實現的功能

4.1 微機保護

微機保護是對站內所有的電氣設備進行保護,包括線路保護,變壓器保護,母線保護,電容器保護及各自投,低頻減載等安全自動裝置。各類保護應具有下列功能:故障記錄;存儲多套定值;顯示和當地修改定值;與監控系統通信。根據監控系統命令發送故障信息,動作序列。當前整定值及自診斷信號。接收監控系統選擇或修改定值,校對時鐘等命令。通信應采用標準規約。

4.2 數據采集及處理功能

包括狀態數據,模擬數據和脈沖數據

狀態量采集。狀態量包括:斷路器狀態,隔離開關狀態,變壓器分接頭信號及變電站一次設備告警信號、事故跳閘三信號、預告信號等。目前這些信號大部分采用光電逗離方式輸入系統,也可通過通信方式獲得。

模擬量采集。常規變電站采集的典型模擬量包括:各段母線電三、線路電壓,電流和有功、無功功率值。饋線電流,電玉和有功、無功功率值。

4.3 事件記錄和故障錄波測距

事件記錄應包含保護動作序列記錄,開關跳合記錄。

變電站故障錄波可根據需要采用兩種方式實現,一是集中式配置專用故障錄波器,并能與監控系統通信。另一種是分散型,即由微機保護裝置兼作記錄及距計算,再將數字化的波型及測距結果送監控系統監控系統存儲和分析。

4.4 控制和操作功能

操作人員可通過后臺機屏幕對斷路器,隔離開三,變壓器分接頭,電容器組投切進行遠方操作。為防止系統故障時無法操作被控設備,在系統設計時保留人工直接跳合閘手段。

4.5 防誤閉鎖功能

生產現場的防誤閉鎖裝置主要實現五防功能:防二三負荷拉、合隔離開關;防止帶接地線(接地開關)合閘;防止人員誤入帶電間隔;防止誤分、誤合斷路器;防止帶電掛接地線(合接地開關);以及防止非同期并列等。實現閉鎖非同期并列的基本方法是通過壓差和頻差鑒定裝置實現同期閉鎖,倒閘操作過程中及時投入同期閉鎖裝置,以防止非同期供電的兩個系統非同期合閘。

五防功能的實現方法和特點。對于手動操作的開關設備,一般采用機械方式達到機械聯鎖;電動操作的開關設備通過斷路器輔助轉換開關中的輔助接點按照一定的邏輯關系接入控制回路,以實現操作互鎖。

4.6 系統的自診斷功能

系統內各插件應具有自診斷功能,并把數據送往后臺機和遠方調度中心。對裝置本身實時自檢功能,方便維護與維修,可對其各部分采用查詢標準輸入檢測等方法實時檢查,能快速發現裝置內部的故障及缺陷,并給出提示,指出故障位置。

4.7 數據處理和記錄

歷史數據的形成和存儲是數據處理的主要內容,它包括上一級調度中心,變電管理和保護專業要求的數據,主要有:斷路器動作次數;斷路器切除故障時截斷容量和跳閘操作次數的累計數;輸電線路的有功、無功,變壓器的有功、無功、母線電壓定時記錄的最大,最小值及其時間;獨立負荷有功、無功,每天的峰谷值及其時間;控制操作及修改整定值的記錄。根據需要,該功能可在變電站當地全部實現。

4.8 本功能在常規遠動“四遙”的基礎上增加了遠方修改整定保護定值、故障錄波與測距信號的遠傳等,其信息量遠大于傳統的遠動系統。還應具有同調度中心對時,統一時鐘的功能和當地運行維護功能。

結語

隨著自動化技術、通信技術、計算機和網絡技術等高科技的飛速發展,一方面綜合自動化系統取代或更新傳統的變電站二次系統,已經成為必然趨勢。另一方面,保護本身也需要自檢查、故障錄波、事件記錄、運行監視和控制管理等更強健的功能。發展和完善變電站綜合自動化系統,是電力系統發展的新的趨勢。