对变电站综合自动化的认识及几个主要问题的探讨Word文档下载推荐.docx
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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:
⑴保护投退(例表1如下):
序号
符号
保护功能名称
投/退
备注
Sd
速断保护
1
Gl1
过流1段保护
2
Gl2
过流2段保护
3
Fbl
速断方向
4
Fbl1
过流1段方向
5
Fbl2
过流2段方向
6
Ubl
速断经复合电压闭锁
7
Ubl1
过流1段经复合电压闭锁
8
Ubl2
过流2段经复合电压闭锁
9
Dy
低压保护
10
Gy
过压保护
11
I01
零序过流1段保护
12
I02
零序过流2段保护
13
I03
零序过流3段保护
14
I04
零序过流4段保护
15
Gfh
过负荷
16
Lowf
低周减载
17
Dzi
低周减载电流闭锁
18
Dzu
低周减载电压闭锁
19
hcbs
低周减载滑差闭锁
20
Chz
重合闸
21
V0
零序过压保护
22
Lt1
联跳1
23
Lt2
联跳2
24
Lt3
联跳3
25
Lt4
联跳4
26
Jyl
检有流
只设出口,不报警
27
Ttzt
线路偷跳自投
手动跳闭锁信号位置为SI8
28
Cbh
充电保护
29
Ptd
PT断线报警
30
ptdbs
PT断线闭锁方向、复压和低压
31
Ctd
CT断线报警
32
Con
控制回路断线报警
33
Jtq
合闸时检同期
34
Jwy
合闸时检无压
35
UTN
额定同期电压
100V/57.7V
线电压/相电压
表1DCAP-3000保护投退表
⑵设置修改和存储保护定值(例表2如下)
定值名称
整定范围
Sddz
速断定值
In-12In
GL1dz
过流1段定值
0.4In-12In
Ys1
过流1段延时
0.20-20.00s
GL2dz
过流2段定值
Ys2
过流2段延时
U1dz
复合电压判据低电压定值
30.00-95.00V
线电压
U2dz
复合电压判据负序电压值
3.00-50.00V
相电压
I01dz
零序过流1段定值
不接地系统:
0.05A-2.00A
小电阻接地系统:
0.1In-6In
I01ys
零序过流1段延时
0.05-20.00s
I02dz
零序过流2段定值
I02ys
零序过流2段延时
I03dz
零序过流3段定值
I03ys
零序过流3段延时
I04dz
零序过流4段定值
I04ys
零序过流4段延时
Dydz
低压定值
Dyys
低压延时
Gydz
过压定值
30.00-150.00V
Gyys
过压延时
Dzdz
低周减载定值
40.50-49.50Hz
Dzys
低周延时
Hcdz
滑差闭锁定值
3.00-5.00Hz/s
Dzidz
低周电流闭锁定值
0.06In-2In
Dzudz
低周电压闭锁定值
Gfhdz
过负荷定值
Gfhys
过负荷延时
0.20-90.00s
Chys1
重合闸延时1
Chys2
重合闸延时2
Chys3
重合闸延时3
Chcs
重合闸次数
1-3
U0dz
零序过压定值
5.00-100.00V
U0ys
零序过压延时
yldz
检有流定值
0.06In-4In
ylys
检有流延时
Ztys
偷跳自投延时
Cbhdz
充电保护定值
36
Cbhys
充电保护延时
37
Ctrys
充电保护有效时间
38
Lt1ys
联跳1延时
39
Lt2ys
联跳2延时
40
Lt3ys
联跳3延时
41
Lt4ys
联跳4延时
42
LBSJ
录波时间
0.10-20.00s
表2DCAP-3000保护定值设置表
⑶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。
⑷故障记录
3.2 数据采集
⑴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保护动作信号等。
⑵模拟量采集
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。
⑶脉冲量采集
脉冲量包括:
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。
3.3 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。
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。
3.4 控制和操作闭锁
操作人员可通过屏幕对断路器,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:
⑴电脑五防及闭锁系统:
即
防止误拉合断路器防止误入带电间隔防止带负荷拉合隔离开关
防止带电挂地线或合接地刀闸防止带地线(接地刀闸)合隔离开关
微机五防系统配置如(图2)所示:
图2微机五防系统配置图
⑵根据实时状态信息,自动实现断路器,刀闸的操作闭锁功能。
⑶操作出口应具有同时操作闭锁功能
⑷操作出口应具有跳合闭锁功能
3.5 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
3.6 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。
3.7 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,主要有:
⑴断路器动作次数
⑵断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数
⑶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。
⑷独立负荷有功、无功,每天的峰谷值及其时间
⑸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。
3.8人机联系系统的自诊断功能
系统内各插件应具有自诊断功能,自诊、断信息也像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与远方控制中心的通信。
3.9与远方控制中心的通信
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。
通信规约应适应调度中心的要求,符合国标及IEC标准。
还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
4系统结构
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2种结构:
对于大型变电站,地位重要,保护控制装置较多,且向无人及少人值守方向发展,所以计算机监控系统功能趋向综合化发展假设变电站的占地面积大、设备分散,可采用分布分散式结构,且分散组屏以节约电缆(如图3)。
若变电站设备较集中,也可采用分布式结构集中式组屏如(如图4)所示,
图3 分布式结构分散式自动化系统结构图
图4分布式结构集中式自动化系统结构图
二问题的探讨
由于庞大的市场需求,各种新技术、新产品大量涌现,在产品的设计、开发中应重视变电站综合自动化系统的特殊问题,不然会影响产品的性能和电力自动化的发展。
为此,本人根据自己多年从事变电站工作的经历对有关变电站综合自动化系统的几个问题进行了分析和研究,在此提出来探讨。
1 确立正确的变电站二次系统的设计思想
在进行变电站综合自动化改造时由于受变电站现场实际运行设备的限制,许多人的思想观点是:
在原来设备配置的基础上,增加计算机管理功能,按变电站的规模配置相应容量、功能的微机保护装置和微机远动装置,安装在变电站主控制室内;
主变压器、各进出线路及站内所有设备的运行状态通过电流互感器、电压互感器或相应变送器,经电缆传送到主控制室的微机保护装置和微机远动装置,经初步处理后送到前置机预处理,并与调度端的主计算机进行数据通信。
上位计算机完成当地显示、控制和制表打印功能,这样就构成了变电站综合自动化系统。
现阶段,在变电站综合自动化设计中拥有上述观点的还不少,且有些变电站的改造也是在这种指导思想下实施的。
但变电站综合自动化系统的目标应是实现变电站的小型化、无人化的高可靠性。
针对上述的集中式控制系统的诸多不足已暴露无遗,如:
系统信息过于集中处理问题;
中央控制计算机故障,整个二次系统瘫痪问题;
需要敷设大量电缆问题;
投资和工程量大问题;
系统内信号采集后以模拟量传输为主,系统精度低,易受干扰信号的影响问题;
集中式装置系统调试麻烦,维护工作量大问题;
扩容灵敏性差且信息传输速度低等问题。
例如某机场110KV变电站按上述观点进行改造后造成系统瘫痪,差点酿成重大飞行事故。
所以,必须确立分布式控制系统的地位。
即把整个生产过程的控制功能、管理功能分散开,让控制系统由不同规模、不同功能的控制计算机连接而成;
为每个被控制设备配备专用的底层前置控制计算机,并把它们安装在被控设备旁。
统一设置一台上位控制计算机来进行人机联系及信息向上级调度远传各前置机按照规定的功能全面地管理系统被控设备,由于在空间上紧邻被控设备,因此就地取得了有关信息(如PT、CT、辅助接点、断路器分、合闸线圈等)。
这些信息被前置机加工后通过局域网与上位计算机连接。
在上位机上可以使用各前置机送来的数据构造各种画面、图像、图表、曲线等信息。
前置机不仅可以根据所取得的实时数据计算结果对被控设备实行必要的调节和控制,而且上位计算机也可直接通过前置机对被控设备进行调
节和控制。
由于采用分散安装技术,大大节省了控制室面积,节省了大量电缆和安装费用,降低系统造价,提高系统可靠性,使分布式变电站综合自动化系统的优点明显地体现出来:
不同电气设备均单独安装对应的前置机,其任一装置出现故障,均不影响系统其它部分正常运行。
2 用电力综合监控仪,弃变送器及RTU
以前的许多变电站的系统中配套的设备中都有数量很多的变送器及RTU来完成数据的采集和传送,不但占用空间多且容易产生错误信息。
设计分布式的变电站综合自动化系统,就有对应与之配套的电力综合监控仪和分布式微机保护装置。
电气监控仪是变电站分布式自动化系统的底层前置机,其功能主要有:
⑴就地采集被控设备的有关模拟量(电流、电压、温度等),通过高速运算产生其它所需的参量(如功率、频率、谐波等),作为对被控设备的调节与控制依据,并通过通信口传送给上位机。
⑵就地采集被控设备的状态(开关量)除传送给上位控制机外,还作为对被控设备调节及控制的逻辑判断依据。
⑶就地输出对被控设备的控制命令和报警信号,也可通过通信接口接受上位控制机的控制。
从上述可知,电力综合监控仪可完全取代变送器及RTU,从而省去了一块块变送器屏和大量变送器的校验工作,其优越性是显而易见的。
3 应用计算机局域网
分布式控制系统由于应用场合不同,对网络的要求也不同,因而网络的协议、拓扑结构、传输媒体等也不相同,所以,首先应针对变电站这一特殊场合选择一种满足要求的网络。
鉴于计算机局域网(LAN)的迅速发展,将这一技术应用于变电站综合自动化已是一种发展趋势。
常见的局域网有总线型网络(以太网)、令牌网和令牌总线网①。
由于这些网络均是按照国际标准化组织的开放相同互连标准(ISO)所规定的7层模型而设计的,故不同厂家的兼容性较好,应用软件不必考虑所用的硬件是哪家生产的,只要按标准设计即可共用。
这些常用网络中,最为流行的当推总线型网络,任何一点发送信息到公共的通信总线上,目的点均可以收到,同时也可为其它所有的点接收,它不存在信息通路阻塞问题,可靠性高,因此总线型结构已成为工业控制局部网络的主流拓扑结构。
在电力系统自动化应用中,我国四方公司开发的第三代微机保护装置引进了美国Echelon公司推出的Lonworks网络技术,它非常适合于总线型结构,网络功能极强。
此外,我国其它一些公司引进开发的用于变电站综合自动化控制的还有现场总线基金会(简称FF)开发的FF现场总线标准、德国Bosch公司推出的CAN总线标准等,这些都属于连接变电站智能化设备与自动控制系统的全数字化、多变量、双向、多点、多站的通信网络产品。
它是计算机、通信和控制三种技术从控制室发展到工业现场的技术结果。
由于发电厂和变电站的基层控制已广泛采用基于微型计算机的智能电子器件和现场总线的一系列特点和优点,现场测控网络采用现场总线是一种发展趋势。
根据国际上对变电站综合自动化的发展趋势及近年来IEC制定的关于变电站二次设备信息接口的配套标准,结合我国的实际情况,针对局域网的选型应以以太网较合适。
4 保证上位监控机的运行可靠性
在变电站综合自动化系统中,上位监控机充当站内的保护、测量、控制及通信装置与变电站运行人员之间的接口,它能正确及时地转换和传输变电站的运行状态信息以及运行人员的控制命令,是整个系统正常运行的前提,地位重要。
因此,可靠性是上位计算机的首要指标。
而上位监控机的资源平衡水平对其可靠性产生很大影响,是衡量上位监控机运行可靠性的一个重要指标。
在分布式变电站综合自动化系统中,上位监控机主要完成两项任务:
⑴接收并解释站内保护、测量等装置发送的上行报文,并将结果通过友好、直观的人机界面反映给变电站的运行人员;
⑵接收并解释运行人员通过人机界面下达的控制命令,随后通过局域网将其下达到保护及控制装置。
由于在变电站正常运行时,站内的保护及测量等装置只是定时上送遥测、遥信报文。
而这些报文处理较简单,丢弃一些报文并不会丢失变电站一些状态的变化,因此在正常运行时上位监控机的工作负载较小,实时性的要求也相对较低,对资源的要求就比较有限。
但在发生故障时,有可能会引起多个装置一起上送报文,诸如保护动作报文、保护告警报文及相应设备状态信息报文上送,其处理过程比较复杂,而且这些报文相对于遥测及遥信报文有较高的优先级,必须迅速、准确地将故障信息通知运行人员,这就使得上位监控机的工作负载较变电站正常运行时大大加重,对实时性的要求也较高,对资源的需求水平大大提高了。
在这种情况下如何使上位监控机可靠工作将是一个关键问题。
为保证上位监控机可靠工作,需要确定在变电站正常运行时上位监控机占用的系统资源。
这要依据下面三个原则:
⑴在变电站发生故障时,上位计算机所收到的上行报文的数量是变电站正常运行时的2倍以上②,而且对于故障报文的处理也比遥测、遥信等报文的处理复杂,所以可以估算上位监控机在变电站发生故障时的工作负载是正常运行时的3倍;
上位监控机需要将故障信息及时打印出来;
考虑到操作系统的稳定性以及系统管理的需要,上位监控机必须保留有一定的裕度,而不能长期满负荷运行。
基于此,在确定上位监控机系统资源时,应以下列标准,即在变电站发生故障时,上位监控机处理上行报文所占用的CPU资源不能超过75%,这样,一方面可得到比较满意的微机运行效果及打印机打印效果,另一方面又保证有一定的稳定裕度。
因此,在变电站正常运行时,设计上位监控机CPU负载水平应为25%左右,不能超过30%。
以这样的标准平衡上位监控机资源较合适。
5 系统可靠性方面的建议
针对变电站综合自动化系统的设计,就目前我国实际状况,在选用新技术、新设备的同时,还应从系统的可靠性等方面综合考虑。
如何提高变电站综合自动化系统安全可靠性,建议从三个途径入手:
⑴微机保护装置替代传统的继电保护装置单元,使保护装置经常处于在线自检状态(包括监视温度),一有异常立即报警。
不象传统的保护装置那样,只能定期校验,实际动作正确与否只有故障后才知道。
⑵传统的保护装置一般只提供一套整定值,而基于微机的保护单元可以提供多套整定值,可供运行方式改变时远方选用,并提供在动态过程中定值修改的可能性,而这种定值修改既可靠又安全。
⑶基于微机的保护单元,较易实现小电流接地系统单相接地选线、故障测距、故障录波等功能③
当然,变电站综合自动化系统是否能降低投资成本和提高安全可靠性,除设备本身的水平和变电站二次系统的合理设计外,还与投运后的运行机制有关。
四 总结
目前,变电站自动化系统已经广泛应用于各级变电站,自动化程度高,运行状态稳定,在实际运行中,充
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- 关 键 词:
- 变电站 综合 自动化 认识 几个 主要 问题 探讨