變電站綜合自動化的主要功能及二次設計原則

李華南

摘要:變電站自動化是電力系統(tǒng)發(fā)展的趨勢與要求。本文介紹了變電站綜合自動化的一般結構類型,具體討論了自動化系統(tǒng)的功能要求和二次設備的設計原則。

關鍵詞:變電站;自動化;設計;功能要求

1變電站綜合自動化的主要功能

1.1繼電保護功能

變電站綜合自動化系統(tǒng)要具備常規(guī)變電站系統(tǒng)保護及元件保護設備的全部功能,而且要獨立于監(jiān)控系統(tǒng),即當該系統(tǒng)網(wǎng)各軟、硬件發(fā)生故障退出運行時,繼電保護單元仍然正常運行。微機保護除了所具有的繼電保護功能外,還需具有其它功能。

模擬量的顯示功能。系統(tǒng)應能顯示電流、電壓、有功、無功、電度等模擬量參數(shù),當通信網(wǎng)退出運行時仍能滿足運行監(jiān)視;故障記錄功能。系統(tǒng)應能顯示故障時間、電流、電壓大小、開關變位、保護動作狀態(tài)等;能儲存多套定值,并能當?shù)匦薷亩ㄖ岛惋@示定值;與監(jiān)控系統(tǒng)通信,能接收監(jiān)控系統(tǒng)命令,選擇并修改定值,發(fā)送故障信息、保護動作情況、當時整定值及自診斷信號等;除當?shù)赝?還需能實現(xiàn)遠方查詢和整定保護定值,此功能還具有遠方/就地閉鎖,操作權限閉鎖等措施;系統(tǒng)內(nèi)各插件具有自診斷功能。

1.2 信息采集功能

分布式自動化系統(tǒng)的變電站,信息由間隔層I/O單元采集。常規(guī)四遙功能的變電站,信息由RTU采集。電能量的采集宜用單獨的電能量采集裝置,系統(tǒng)對安全運行中必要的信息進行采集。

1.3自動裝置功能

根據(jù)系統(tǒng)潮流進行無功自動調(diào)節(jié)控制,也可人工控制(人工操作可就地、可遠方)。自動控制時可根據(jù)電壓、潮流和無功負荷、變壓器抽頭位置信號由裝置進行自動控制調(diào)節(jié)變壓器抽頭位置或投退電容器組。低周減載。110kV、10kV線路可由各自的保護裝置實現(xiàn),不用單獨配置低周減載裝置。整定值由各條線路裝置自行整定。同期檢測和同期分閘。同步檢測斷路器兩側電壓的幅值、相位和頻率,并發(fā)出同期合閘啟動或閉鎖信號。此功能可進行檢無壓同期,亦能進行手動準同期和捕捉同期。既能滿足正常運行方式下的同期,亦能滿足系統(tǒng)事故時的同期。同期功能有手動和自動兩種方式供選擇,同期裝置與通信網(wǎng)相互獨立。小電流接地選線功能?？赏ㄟ^采取3I0、3U0及其增量來判斷是否有接地故障,也可用5次諧波方式分析接地故障,小電流接地選線功能與通信網(wǎng)相互獨立,不依賴通信網(wǎng)的后臺機檢測。否則當通信網(wǎng)故障時該功能即失去檢測報警功能。而規(guī)程規(guī)定小電流系統(tǒng)當單相接地后允許2h帶故障運行,2h后要立即切除故障線路。

據(jù)有關綜合自動化站的運行記錄,在雷雨季節(jié)時雷擊曾擊壞過站內(nèi)的通信網(wǎng)。若此時雷擊又同時造成10kV線路單相接地,則運行人員不能及時發(fā)現(xiàn)線路單相接地故障。時間長了,若不及時處理,則有可能造成故障線路由單相接地發(fā)展成為兩相或三相接地短路故障。因此,小電流接地選線功能要獨立于通信網(wǎng)。事故錄波。對于220kV變電站的主變、220kV線路除了保護裝置自帶故障錄波外,還設置了一套獨立的微機錄波屏,而110kV線路則用本身裝置記錄。

1.4報警功能

對站內(nèi)各種越限,開關合、跳閘,保護及裝置動作,上、下行通道故障信息,裝置主電源停電信號,故障及告警信號進行處理并作為事件記錄及打印。輸出形式有:音響告警、畫面告警、語音告警、故障數(shù)據(jù)記錄顯示(畫面)和光字牌告警(光字牌報警回路采用編碼設計,主要是為了保證當通信網(wǎng)故障退出時站內(nèi)仍能正常運行。光字牌數(shù)量控制在20多只。

1.5設備監(jiān)視功能

其中包括一次設備絕緣在線監(jiān)測、主變油溫監(jiān)測、火警監(jiān)測、環(huán)境溫度監(jiān)測等內(nèi)容。當上述各參量越過預置值時,發(fā)出音響和畫面告警,并作為事件進行記錄及打印。

1.6 人機接口功能

具有良好的人機界面,運行人員可通過屏幕了解各種運行狀況,并進行必要的控制操作。人機聯(lián)系的主要內(nèi)容包括:顯示畫面與數(shù)據(jù);人工控制操作;輸入數(shù)據(jù);診斷與維護。當有人值班時,人機聯(lián)系功能在當?shù)乇O(jiān)控系統(tǒng)的后臺機上進行,運行人員利用CRT屏幕和鍵盤或鼠標器進行操作。當無人值班時,人機聯(lián)系功能在上級調(diào)度中心的主機或工作站上進行。

1.7遠程通信功能

將站內(nèi)運行的有關數(shù)據(jù)及信息遠傳至調(diào)度中心及設備運行管理單位,其中包括正常運行時的信息和故障狀態(tài)時的信息,以便調(diào)度中心人員及時了解設備運行狀況及進行事故處理。

可實現(xiàn)四遙和遠方修改整定保護值、故障錄波與測距信號的遠傳等。變電站自動化系統(tǒng)可與調(diào)度中心對時或采用衛(wèi)星時鐘GPS。

2 二次設計原則

變電站二次設備按功能分為四大模塊:①繼電保護及自動裝置。②儀器儀表及測量控制。③當?shù)乇O(jiān)控。④遠動。四大模塊功能的各自不同的發(fā)展及其功能的相互滲透,為變電站自動化提供了多種多樣的實現(xiàn)模式,可概括為兩種基本實現(xiàn)模式:①保護加集中RTU模式,面向功能。②保護加分散RTU模式,面向對象。

2.1電氣設備控制方式

主變壓器、站用變壓器各側斷路器以及10kV、110kV、220kV斷路器一般情況下均集中在控制室,通過就地監(jiān)控主站的就地監(jiān)控計算機進行控制操作(但網(wǎng)絡中遠動主站亦可留有接口給地調(diào)進行遙控,根據(jù)系統(tǒng)運行規(guī)程而定),當網(wǎng)絡中就地監(jiān)控主站退出運行時則應能分別在各元件的保護屏處進行人工控制操作。

就地監(jiān)控計算機在操作時應顯示該站的配電裝置的運行狀態(tài)、通道狀態(tài)和各種電氣量,在每個操作步驟前應給操作者提示,待確認后方能操作。主變壓器、站用變壓器、220kV線路、110kV線路、10kV設備及其母線設備保護和10kV母聯(lián)的控制保護均采用集中保護方式,10kV開關柜上加一個“就地/遠動”選擇開關,10kV母聯(lián)斷路器的控制保護放在控制室,與10kV自投裝置放在一起(當10kV裝置能可靠地抗震、抗高溫、抗電磁干擾時,也可以將10kV裝置裝配在10kV開關柜上,以減少電纜聯(lián)接)。

10kV隔離開關采用就地手動操作(除變低處的10kV隔離開關外)。主變變低10kV隔離開關、110kV,220kV隔離開關采用就地電動操作方式,可進行就地和遙控操作,并設置“就地/遙控”選擇開關,同時設有操作閉鎖措施。專用母線接地刀閘裝設母線有電閉鎖操作裝置(采用微機五防裝置,應能與綜合自動化裝置接口)。用鍵盤或鼠標操作斷路器、刀閘時靠后臺機內(nèi)的五防系統(tǒng)閉鎖,現(xiàn)場人工操作或維護操作時則靠另一套微機五防系統(tǒng)閉鎖。

2.2測量

綜合自動化的電氣測量均按部頒《電氣測量儀表設計技術規(guī)程》(SDJ9-87)的要求選擇測量點及測量內(nèi)容、測量精度。在主變220kV側增加電流方向接法相反的分時計量的脈沖式有功電度表和無功電度表各2只,供關口表用。全站的電氣量測量除了通過監(jiān)控主站及遠動主站讀取和記錄存盤外,在各元件的保護裝置上的液晶顯示器上也應能讀取有關的電氣量,主要是為了保證當網(wǎng)絡或監(jiān)控、遠動主站退出運行時該站所有設備的測量仍能滿足安全運行。

2.3同期并列點和同期裝置

220kV線路斷路器、220kV旁路兼母聯(lián)斷路器、110kV線路斷路器、110kV旁路斷路器、110kV母聯(lián)斷路器及主變220kV側斷路器、110kV側斷路器處設同期并列點,同期方式為集中式和分布式手動準同期,正常情況下采用就地監(jiān)控計算機分布式手動準同期,當網(wǎng)絡監(jiān)控、遠動主站退出運行時,上述各元件的同期并列操作應能在各自的保護屏處(或中央信號屏處)手動進行。

2.4中央監(jiān)控

設事故信號及預告信號。斷路器事故跳閘啟動事故音響,其它通道故障和裝置故障啟動預告音響,信息除了能在就地監(jiān)控主站和遠動主站讀取及存盤外,還能在中央信號屏上讀取及記錄。各裝置的故障信號應能在各裝置上反映出來。