基于當前技術的常規變電站綜合自動化改造實踐分析

沈位軍

（國網荊州公安縣供電公司檢修建設工區，湖北 荊州434300）

1 綜合自動化系統概述

目前，國內對電氣綜合自動化保護系統的研究一般都是基于發電廠和變電站，本文重點對變電站綜合自動化改造進行分析。變電站綜合自動化保護系統（下面簡稱綜自保）是在計算機、電力電子、自動控制、通信網絡、信息等技術不斷發展的基礎上出現的一種自動化系統，其最大的作用是能夠進一步提高變電站的整體運行和管理水平。在變電站二次設備尚未實現微機保護前的很長一段時間里，常規二次系統的監控、保護、遠動裝置全部都是分開設置。由于這些裝置的功能、原理、實現技術各不相同，加之裝置與裝置之間互不兼容，致使形成了多個獨立的技術部門。自從變電站實行了微機保護之后，監控、保護和遠動這3種裝置出現了共同點，如實現裝置功能的軟件相同、裝置的控制對象相同等，如果仍然將3種裝置分開設置，并配備各自的技術部門，不但會浪費大量的人力、物力，而且還無法充分發揮出微機的全部作用。基于這一背景，變電站綜合自動化保護系統被正式提出，并于20世紀80年代后期90年代初期進入了實用階段。可以說，綜自保是在常規二次系統的基礎上發展起來的，其較為明顯的特征是功能自動化、運行管理智能化、結構微機化、監控可視化、通信網絡化，這些特性為變電站安全、穩定、可靠、經濟運行提供了有效保障。

2 基于當前技術的常規變電站綜合自動化改造實踐分析

為了便于本次研究的順利開展，下面以筆者參與的已完成的110kV閘口變電站綜自改造為依托，對綜合自動化改造進行分析。該變電站是早期修建的老式常規變電站，受當時技術條件等多方面的限制，變電站本身的自動化程度相對較低，并且在多年的運行過程中，大部分電氣設備都越來越陳舊，故障率也呈現出不斷增長的態勢。例如，該變電站的主變冷卻方式為油循環風冷卻，當冷卻裝置出現故障或是冷卻器的供電電源出現故障時，便會導致變壓器油溫升高，大約20min左右冷卻裝置全停、保護跳閘；部分110kV線路距離保護裝置插件不靈敏，時好時壞，而因安裝運行時間長，廠家已不再生產配件，導致不能更換插件。這些情況均嚴重影響了變電站的安全、穩定、可靠運行。此外，該變電站也無法達到無人值守的要求。鑒于以上問題，對變電站進行升級改造已勢在必行。本次改造的最終目標是進一步提高變電站的綜合自動化水平和一、二次設備的運行穩定性。

2.1 斷路器改造

在該變電站中，110kV系統為少油斷路器、35kV系統為多油斷路器，該類型斷路器體積龐大，用油作為滅弧介質，增加了爆炸和火災發生的危險，而且爆炸后由于油斷路器內的高溫油發生噴濺，形成大面積的燃燒，易引起相間短路或對地短路，破壞電力系統的正常運行，使事故擴大，甚至造成嚴重的人身傷亡事故。另外，油斷路器檢修、維護工作量大，原材料消耗大，經濟成本高，安全性差。在考慮SF6和真空斷路器時，真空雖滅弧能力好，無污染，但因其熄弧能力太強，容易產生過電壓，因此決定在35kV系統上使用ZW7－40.5真空斷路器；而SF6介質的自恢復能力強，有極強的吸附性和零點熄弧能力，因此決定在110kV系統上使用LW46－126SF6斷路器。

2.2 電流互感器改造

在整個電力系統當中，電流互感器是進行電能計量、繼電保護和監控測量的重要設備。該變電站所有的電流互感器二次繞組少，以前都是計量、保護或測量共用一個繞組，不能滿足一個功能只能對應一個獨立繞組的最新反措，并且部分老式電流互感器不能滿足當前綜自改造后的精度要求，達不到電力系統要求的可靠性和靈敏性。經過研究討論，決定將該站所有電流互感器換成滿足二次繞組數量及精度要求的最新型電流互感器。在改造過程中，必須確保互感器的接線極性正確，因為一旦極性出現錯誤，就會造成繼電保護裝置差動保護誤動作及測量、計量不準確。所以，在更換完畢設備送電之后，應進行六角圖檢查。

2.3 主變保護裝置改造

在整個變電站當中，主變壓器是最為重要的設備之一，其運行的安全穩定與否不但關系到變電站能否正常運轉，而且還與電網的運行密切相關。為了滿足供電系統的快速性、可靠性要求，在對該變電站主變進行改造時，廢棄了原常規電磁繼電器保護，選用了WBH－810系列微機變壓器保護裝置，該保護具有差動、后備、非電量保護3種方式，所有保護均為獨立裝置、獨立工作電源、獨立CPU插件，所有保護功能全部由軟件和壓板來實現，數據監控則由獨立主變測控裝置負責。裝置在軟硬件設計上采取充分的抗干擾措施，6U全封閉機箱，整體面板，強弱電嚴格分開，大大提高了抗干擾能力，對外的電磁輻射也滿足相關標準。完善的A／D采樣回路自檢能避免A／D采樣出錯導致的裝置誤動；開出回路自檢可以準確檢測任一路開出回路斷線或開出擊空故障，發出告警并可靠閉鎖保護；定值自檢能夠檢測定值存儲區出錯、定值越限等。

2.4 線路保護改造

該變電站的110kV線路為LL－11A型繼電器距離保護裝置，該保護使用年限久，靈敏度差，不能滿足當前要求，因該站處雷擊常發地區，且線路障礙較多，而該站又是此地區的一個中心樞紐站，如不能及時判別切除故障或造成保護誤動作，將會給電網正常運行造成很大損失。在本次改造中，選用了WXH－811A微機保護裝置及FCK－801A測控裝置，該保護為三段相間及接地距離保護、四段零序保護等，配置有三相重合閘功能。經過改造的110kV線路主保護源代碼完全由軟件機器人自動生成，正確率達到100%，杜絕了人為原因產生軟件BUG。通過分層、模塊化、元件化的設計，裝置內部實現了元件級、模塊級、總線級三級監視點，可對發生的故障進行快速準確的定位，具備距離保護、零序電流方向保護、重合閘、失靈保護等功能，可通過軟件控制和壓板選擇投退。

2.5 變電站綜合自動化的實現

目前，變電站綜合自動系統種類繁多，通過技術性和經濟性比選之后，決定選用CBZ－8000系統，該系統具有控制、測量、保護、五防、信息采集、遠動等功能。系統為3層分布式框架結構體系，即站控層、間隔層、通信層。具體如下：（1）站控層。站控層主要包括遠動主站、操作員站、工程師站，其設備利用分布、集中相結合的網絡實現各站之間的通信，并向間隔層設備發布指令。每個主站均配有能夠存儲模擬量和開關量信息的數據庫，在變電站運行時，主站分為工作主站和備用主站，由備用主站負責監控工作主站的運行情況，若工作主站出現故障，備用主站便立即進入運行狀態，根據操作員的命令向間隔層設備下發控制命令，進而控制、監視、操作變電站所有設備。該變電站主站的硬件采用雙機冗余運行，操作系統為Windows XP。工程師硬件平臺具備監視、記錄、查詢設備運行相關信息和故障告警等功能。遠動主站采用雙機配置，可完全替代RTU系統，負責變電站與調度中心、監控中心的相互通信，以實現對變電站的遠程監控。五防工作站負責對遙控命令實施防誤操作閉鎖檢查，其閉鎖系統由機械編碼鎖、五防主機、電氣編碼鎖、電腦鑰匙構成，具備與綜合自動化系統相互通信的功能。（2）間隔層。該層主要包括繼電保護裝置、故障錄波器和自動裝置等設備，這些設備在沒有網絡的情況下全都可以獨立運行，它們能夠從一次設備的電壓互感器中采集電氣量，并通過相關運算對斷路器進行控制，然后將故障信號及動作信息傳給測控裝置。該變電站綜自改造測控屏采用的是FCK－851／2測控裝置，其具有處理速度快、效率高、可靠性高、可維護性好、便于操作查詢、抗干擾能力強等優點。（3）通信層。該層也可稱為網絡層，其能夠將間隔層采集到的所有數據信息傳至網上，站控層內的所有設備均可共享這些信息。同時，由站控層發出的指令也可通過該層傳給間隔層。

3 結語

總之，電力電子、計算機、自動化控制、通信網絡等技術的不斷完善，給電氣綜合自動化改造方式的選擇提供了有利條件。本文依托某變電站，對其設備改造和綜合自動化系統的實現進行了論述，期望能夠對同類工程的實施有所幫助。在未來一段時期，應加大對綜合自動化系統各方面性能的研究力度，使其更加穩定可靠，這有助于綜自系統的大范圍推廣應用。

［1］王虎軍.基層分層分布模式的變電站綜合自動化系統的研究［D］.太原理工大學，2004