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【摘要】随着计算机网络技术和通信技术的飞速发展,变电站综合自动化系统也不断地发展变化着。变电站综合自动化系統是集保护、测量、控制、远传等功能为一体,采用微机和网络技术,并充分利用数字通信的优势来实现数据共享的一套电力系统二次设备的自动化装置。随着数字式微机保护、监控技术和远动通信的广泛普及,电力系统变电站的自动化水平已发生了根本的变革。因此,进行变电站综合自动化建设已成为当前电力系统发展的必然趋势。
【关键词】变电站;综合;自动化系统;构建
1、自动化系统配置原则
变电站综合自动化系统是自动化技术、监控技术和计算机技术等多专业共同发展的结果，宏观世界是不同专业互相配合、互相融合的一门综合技术。运用中必须保证系统的安全可靠性,否则将会造成严重的经济损失和社会影响。如何提高自动化系统的安全、可靠性,主要从下面几方面给予保证。
1、1 继电保护功能独立性
继电保护配置按设计规程配置,要求面向控制对象独立设置,所有间隔智能单元功能相对独立,互不牵连。凡可以就地完成的功能决不依赖通信网。①本系统继电保护按被保护的电力设备(间隔)分别独立设置,直接由相关的TA及TV输入电气量,动作后由接点输出,直接操作相应的断路器跳闸线圈;其它一些重要的控制设备,例如备用电源自动投入装置,通过设置专用的装置,放在相应间隔上。②保护装置设置有通信接口,接入站内通信网以便在保护动作后向变电站层微机设备提供报告等,但保护功能完全不依赖通信网。
1、2 “四遥”量的配置原则
“四遥”量的配置以《35～110kV无人值班变电站设计规程》为依据,特别做好下面几方面的工作,以提高遥信信号的准确性、合理性。
1、2、1改进开关状态信号的接法
把从开关合位继电器改为直接从开关辅助接点引接开关状态遥信信号,使开关状态信号不受继电器状态的影响,提高了遥信信号的准确、可靠性。
1、2、2采用双位置遥信方式
在无人值班变电站中,保护动作信号较多,因信号继电器性能不稳定、触点接触不良或表面氧化,遥信误动或抖动的机会增多。因此对一些特别重要的和容易误动的遥信信号,采用双位置遥信方式,有效地抑制遥信误动和抖动;同时为了更好反映变电站各种电气设备的实际运行状态,对全站断路器及反映运行方式的隔离开关和主变中性点接地开关采用双位置遥信方式,提高遥信信号准确性。
1、2、3 合理采集主变压器档位遥信信号
变压器有载调压是变电站的重要环节,为了确保调压的安全正确性,实时了解档位信息,必须设置主变档位遥信信号。档位信息的采集可通过直接采集档位遥信和采用档位变送器采集遥测量两种方法,采集档位遥信的方法,每一抽头将对应1个遥信量,每1台主变将占用17个遥信量。在西门变电站将采用档位变送器采集遥测量的方法采集档位信息,将每台变压器的抽头位置通过转换,以0～5V的模拟量输出,通过电压级差来判断档位。每台变压器只占用1个遥测量,大大减少了遥信量。
1、3 自动化装置
10kV部分采用“四合一”(集保护、控制、测量、通信为一体)装置,110kV线路及主变间隔配置专用的测控单元,实现保护和测量严格分开。小电流接地选线由10kV开关柜上的智能单元、开口三角电压监测点和主站构成。各智能单元实时计算当前的3U0,3I0向量,当系统接地导致3U0升高时,母线开口三角电压监测点向主站报选线接地信号,主站则在接到接地信号后调各装置内的3U0,3I0向量,进行比较从而实现接地选线功能,节省了常规的小电流接地选线装置。备自投功能采用专用的备用电源自动投入装置,通过该装置实现10kV母线分段开关自动投入,提高供电的可靠性和连续性。虽然主变和110kV线路保护装置具有简单的故障录波功能,但由于其硬件结构和软件设计方面的原因,仍达不到专用故障录波的指标和功能要求,故专门设置1台专用的故障录波装置,直接挂在录波专用录波网上,实现录波功能。电压无功自动调节(VQC)功能采用在监控系统主站增设1个主站插件,配置专用的自动电压无功控制软件,实现自动有载调压和电容器投切功能,简化了二次接线。
2、综合自动化系统网络结构
在变电站自动化发展的初期,绝大部分采用串行口通信方式，串口通信的固有局限性产生了以下一系列无法克,服的问题①信息处理的及时性,尤其是故障情况下,保护信息量比较大,分别送到监控系统并处理完毕显示延时过长,影响了事故处理和分析;②由于以远程终端(RTU)为核心,一旦RTU出现故障得不到及时恢复将会影响站内设备的安,全运行,使风险过于集中;另一方面,由于RTU集中组屏,需要敷设大量二次电缆;③由于信息传送速度不理想,影响到监控系统的部分功能的发挥。为了从根本上克服串行通信的缺点,在西门变电站的综合自动化系统中,采用了CSMA/CD协议的现场总线网网络结构。这种全数字化、高性能、两线制、多支路的通信技术是一种开放的系统,其通信协议公开,各不同厂家的设备之间可以进行互连并实现信息交换。在通信媒介上可支持双绞线、光缆、电力线等,具有较高的抗干扰能力,其对环境的适应性较强。CSMA/CD协议是一种竞争方式,各节点在发送信息之前先侦听总线空闲与否,再考虑信息发送;当网上正在传送1帧信息时,有2个节点都在等待发信,那么在该帧信息传输完毕时,这2个等待的节点将以随机的方式经过不同时间延时之后再进行信息的发送,在这段延时期间,各接点仍在侦听,发现有人发信就重新等待,从而可以有效减少冲撞机会;此外它还设置优先级,使重要信息等待时间短,抢先发信。同时一旦发现传输线上不仅有自己发的信息,还有别的信息,就停止发送,经过一段随机的时间后再竞争。现场总线是近几年迅速发展起来的一种全新互连通信网络。它包含两方面内容“现场”是指工作:环境中设备级之间的联系“总线”是指通信联系必,须遵循统一的技术标准,以实现各设备之间的互连、互操作等。在网络中,各节点平等,任何一点发送的数字信息到公共通信总线上,目的点均可收到,同时也为其它所有节点接收,它不存在信息通道阻塞问题,可靠性高。
2、1 就地监控系统主站
当实现有人值班时,变电站以计算机监控系统为中心,实现对全站的一次设备监视、测量、控制、管理、记录和报警等功能,是运行人员与计算机监控系
统的接口。需要时,可与远方控制中心及其它系统通信,达到信息共享。当实现无人值班时,通过便携式PC机进站工作人员可以获得全站信息,并进行各种控制操作。
2、2 继电保护工程师站
工程师站将从网络上接收的录波信息存盘,进行录波数据的波形显示和分析计算;同监控网和录波网上任一元件通信。同时工程师站通过Modem接至公用电话网,继保工作人员还可以在任何有电话的地方同网上任一元件通信,也可以从就地PC机的磁盘中调取录波记录。
3、控制方式
控制方式具有遥控和就地控制两种方式。所有10kV以上电压等级断路器和主变中性点地刀均可实现遥控操作和在站内监控主站上键盘操作,考虑到极端情况下全站计算机网络全面瘫痪,无法在监控主站或调度端进行控制操作,因而在保护屏或开关柜上均设置了跳合闸操作方式选择开关和控制按钮,实现就地操作功能。
4、结束语
变电站综合自动化系统运行一直非常稳定，保护动作反映准确可靠，经过较长时间的运行考验,具有良好的安全性能,为无人值班变电站的实现积累了经验。随着无人值班变电站的不断推广,变电站综合自动化系统的优越性将不断体现。分层分布式自动化系统有利于系统的扩展,具有方便性和灵活性。现场总线技术适合于城市电网和农村电网中新建的小型变电站。计算机网络技术也是在电力建设中推广的一种通信系统发展模式。只有借鉴国内外的成熟经验、技术,进行合理的系统优化及技术选型,才能在无人值班变电站的管理和建设中,确保电网安全稳定运行。
【关键词】变电站;综合;自动化系统;构建
1、自动化系统配置原则
变电站综合自动化系统是自动化技术、监控技术和计算机技术等多专业共同发展的结果，宏观世界是不同专业互相配合、互相融合的一门综合技术。运用中必须保证系统的安全可靠性,否则将会造成严重的经济损失和社会影响。如何提高自动化系统的安全、可靠性,主要从下面几方面给予保证。
1、1 继电保护功能独立性
继电保护配置按设计规程配置,要求面向控制对象独立设置,所有间隔智能单元功能相对独立,互不牵连。凡可以就地完成的功能决不依赖通信网。①本系统继电保护按被保护的电力设备(间隔)分别独立设置,直接由相关的TA及TV输入电气量,动作后由接点输出,直接操作相应的断路器跳闸线圈;其它一些重要的控制设备,例如备用电源自动投入装置,通过设置专用的装置,放在相应间隔上。②保护装置设置有通信接口,接入站内通信网以便在保护动作后向变电站层微机设备提供报告等,但保护功能完全不依赖通信网。
1、2 “四遥”量的配置原则
“四遥”量的配置以《35～110kV无人值班变电站设计规程》为依据,特别做好下面几方面的工作,以提高遥信信号的准确性、合理性。
1、2、1改进开关状态信号的接法
把从开关合位继电器改为直接从开关辅助接点引接开关状态遥信信号,使开关状态信号不受继电器状态的影响,提高了遥信信号的准确、可靠性。
1、2、2采用双位置遥信方式
在无人值班变电站中,保护动作信号较多,因信号继电器性能不稳定、触点接触不良或表面氧化,遥信误动或抖动的机会增多。因此对一些特别重要的和容易误动的遥信信号,采用双位置遥信方式,有效地抑制遥信误动和抖动;同时为了更好反映变电站各种电气设备的实际运行状态,对全站断路器及反映运行方式的隔离开关和主变中性点接地开关采用双位置遥信方式,提高遥信信号准确性。
1、2、3 合理采集主变压器档位遥信信号
变压器有载调压是变电站的重要环节,为了确保调压的安全正确性,实时了解档位信息,必须设置主变档位遥信信号。档位信息的采集可通过直接采集档位遥信和采用档位变送器采集遥测量两种方法,采集档位遥信的方法,每一抽头将对应1个遥信量,每1台主变将占用17个遥信量。在西门变电站将采用档位变送器采集遥测量的方法采集档位信息,将每台变压器的抽头位置通过转换,以0～5V的模拟量输出,通过电压级差来判断档位。每台变压器只占用1个遥测量,大大减少了遥信量。
1、3 自动化装置
10kV部分采用“四合一”(集保护、控制、测量、通信为一体)装置,110kV线路及主变间隔配置专用的测控单元,实现保护和测量严格分开。小电流接地选线由10kV开关柜上的智能单元、开口三角电压监测点和主站构成。各智能单元实时计算当前的3U0,3I0向量,当系统接地导致3U0升高时,母线开口三角电压监测点向主站报选线接地信号,主站则在接到接地信号后调各装置内的3U0,3I0向量,进行比较从而实现接地选线功能,节省了常规的小电流接地选线装置。备自投功能采用专用的备用电源自动投入装置,通过该装置实现10kV母线分段开关自动投入,提高供电的可靠性和连续性。虽然主变和110kV线路保护装置具有简单的故障录波功能,但由于其硬件结构和软件设计方面的原因,仍达不到专用故障录波的指标和功能要求,故专门设置1台专用的故障录波装置,直接挂在录波专用录波网上,实现录波功能。电压无功自动调节(VQC)功能采用在监控系统主站增设1个主站插件,配置专用的自动电压无功控制软件,实现自动有载调压和电容器投切功能,简化了二次接线。
2、综合自动化系统网络结构
在变电站自动化发展的初期,绝大部分采用串行口通信方式，串口通信的固有局限性产生了以下一系列无法克,服的问题①信息处理的及时性,尤其是故障情况下,保护信息量比较大,分别送到监控系统并处理完毕显示延时过长,影响了事故处理和分析;②由于以远程终端(RTU)为核心,一旦RTU出现故障得不到及时恢复将会影响站内设备的安,全运行,使风险过于集中;另一方面,由于RTU集中组屏,需要敷设大量二次电缆;③由于信息传送速度不理想,影响到监控系统的部分功能的发挥。为了从根本上克服串行通信的缺点,在西门变电站的综合自动化系统中,采用了CSMA/CD协议的现场总线网网络结构。这种全数字化、高性能、两线制、多支路的通信技术是一种开放的系统,其通信协议公开,各不同厂家的设备之间可以进行互连并实现信息交换。在通信媒介上可支持双绞线、光缆、电力线等,具有较高的抗干扰能力,其对环境的适应性较强。CSMA/CD协议是一种竞争方式,各节点在发送信息之前先侦听总线空闲与否,再考虑信息发送;当网上正在传送1帧信息时,有2个节点都在等待发信,那么在该帧信息传输完毕时,这2个等待的节点将以随机的方式经过不同时间延时之后再进行信息的发送,在这段延时期间,各接点仍在侦听,发现有人发信就重新等待,从而可以有效减少冲撞机会;此外它还设置优先级,使重要信息等待时间短,抢先发信。同时一旦发现传输线上不仅有自己发的信息,还有别的信息,就停止发送,经过一段随机的时间后再竞争。现场总线是近几年迅速发展起来的一种全新互连通信网络。它包含两方面内容“现场”是指工作:环境中设备级之间的联系“总线”是指通信联系必,须遵循统一的技术标准,以实现各设备之间的互连、互操作等。在网络中,各节点平等,任何一点发送的数字信息到公共通信总线上,目的点均可收到,同时也为其它所有节点接收,它不存在信息通道阻塞问题,可靠性高。
2、1 就地监控系统主站
当实现有人值班时,变电站以计算机监控系统为中心,实现对全站的一次设备监视、测量、控制、管理、记录和报警等功能,是运行人员与计算机监控系
统的接口。需要时,可与远方控制中心及其它系统通信,达到信息共享。当实现无人值班时,通过便携式PC机进站工作人员可以获得全站信息,并进行各种控制操作。
2、2 继电保护工程师站
工程师站将从网络上接收的录波信息存盘,进行录波数据的波形显示和分析计算;同监控网和录波网上任一元件通信。同时工程师站通过Modem接至公用电话网,继保工作人员还可以在任何有电话的地方同网上任一元件通信,也可以从就地PC机的磁盘中调取录波记录。
3、控制方式
控制方式具有遥控和就地控制两种方式。所有10kV以上电压等级断路器和主变中性点地刀均可实现遥控操作和在站内监控主站上键盘操作,考虑到极端情况下全站计算机网络全面瘫痪,无法在监控主站或调度端进行控制操作,因而在保护屏或开关柜上均设置了跳合闸操作方式选择开关和控制按钮,实现就地操作功能。
4、结束语
变电站综合自动化系统运行一直非常稳定，保护动作反映准确可靠，经过较长时间的运行考验,具有良好的安全性能,为无人值班变电站的实现积累了经验。随着无人值班变电站的不断推广,变电站综合自动化系统的优越性将不断体现。分层分布式自动化系统有利于系统的扩展,具有方便性和灵活性。现场总线技术适合于城市电网和农村电网中新建的小型变电站。计算机网络技术也是在电力建设中推广的一种通信系统发展模式。只有借鉴国内外的成熟经验、技术,进行合理的系统优化及技术选型,才能在无人值班变电站的管理和建设中,确保电网安全稳定运行。