电力系统220 kV变电站自动化技术设计与运用

　　摘要:本文将基于工程设计实践,着重对220kV无人值班变电站计算机监控系统的网络结构及功能等方面的问题作一探讨。
　　关键词:电力系统，变电站综合自动化，无人值班变电站
　　电力系统自动化技术的飞速发展,中压变电站采用计算机监控系统并已相继成功投运,充分显示了变电站自动化技术的日益成熟,从而进一步推进了220kV无人值班变电站的实施应用,以最大限度发挥计算机监控系统的功能,实现减人增效,降低工程造价,谋求最大经济效益。但是,220kV无人值班变电站监控系统的设计目前尚缺乏相关的规程规范,如何为220kV无人值班变电站配置最优化、最为切实可行的监控方案,值得设计人员给予充分的探讨和研究,简单地套用500kV变电站计算机监控系统或常规RTU的模式是不可取的。
　　1变电站综合自动化与无人值班变电站
　　1.1变电站综合自动化
　　变电站综合自动化是指变电站二次系统通过利用计算机技术、现代控制技术、网络通信技术和图形显示技术,实现集常规变电站控制、测量、信号、保护、计量、自动装置、远动等功能于一体的计算机监控系统,它是一种新型的自动装置和系统。根据变电站在系统中的地位和作用,其运行管理模式可以是有人值班,也可以是无人值班。
　　有人值班的变电站综合自动化系统服务对象是站内的运行值班人员,因此需配设功能强大的人机界面和相关的监控应用软件,通过VDU导向的操作员工作站,实时地向运行人员显示或打印详细的运行参数、运行状态以及事故报警信息,提供有关参数的整定修改、软硬件维护和操作指导,实现设备或系统的操作控制与监视,为变电站的安全可靠运行提供保证。
　　1.2无人值班变电站
　　无人值班变电站是指无固定值班人员在站内进行日常监视与操作的变电站,站内主要设备的操作和监控由中心控制站远方监控系统或上级调度中心调度自动化系统的四遥功能实现。变电站无人值班是一种运行管理模式,无人值班变电站可采用综合自动化系统实现,也可采用常规二次设备和远动终端装置实现。采用无人值班的变电站,不仅需提高站内一、二次设备的可靠性和可控性,而且应有运行稳定可靠的远端控制系统或调度自动化系统和传输通道。
　　采用综合自动化系统实现变电站的无人值班,不仅可合理配置变电站二次设备,防止功能重复设置,而且简化二次接线,缩短控制电缆用量,降低造价,并降低运行费用,有利于区域电网的安全稳定控制,提高系统运行的可靠性和经济性。综合自动化系统的服务对象不在变电站内,而是远方的中心控制站或调度中心,因此站内简单的、单项的操作应由基础自动化实现,而那些复杂的、涉及到系统运行的操作则由远端控制系统实现。
　　2无人值班系统设计
　　2.1主要设计原则
　　无人值班变电站综合自动化应采用分层分布式计算机监控系统,按纵向分为间隔层设备和站控层设备,按横向分为不同电压等级的输电线路、母线设备以及主变压器等一次元件,根据面向对象的设计思想,将同一安装单位的二次功能如测控、同期合闸、防误操作闭锁集成在间隔层测控单元实现,从而间隔层设备所需配置的功能只影响本单元,以取得较好的独立性和并发性能。
　　系统方案配置以无人值班管理模式为原则,取消常规控制屏、模拟屏以及操作员工作站,以计算机远方遥控手段为主方式实现对整个变电站的监视、测量、控制和运行管理。
　　2.2网络结构
　　系统网络结构按纵向分为变电站层和间隔层,变电站层设置冗余的远动终端和就地工作站,布置在二次设备间。远动终端将按照调度端和中心控制站要求的通信规约实现遥信、遥测信息的上传,并在远端对间隔层设备进行管理和下发遥控、遥调命令。就地工作站配设简单的人-机界面,完成现场调试、巡回检视、就地检修维护功能,并通过此站实现故录和继电保护信息至中调和地调的上送。
　　间隔层测控设备应按一次设备布置配置,110kV、220kV宜按出线及母线设备间隔分别配置,主变进线宜按其三侧信息量统一配置测控单元,10kV宜按每间隔配置测控、保护一体装置。各测控装置相对独立,完成就地设备信息的采集和处理、断路器监控及同期合闸等功能,操作方式具备站内设备就地操作、就地工作站操作和中心控制站远方操作相互闭锁等功能,间隔层设备所配置的功能只影响本单元而独立于其他单元,有较好的独立性和并发性能,提高了整个系统的可靠性。
　　站内通信网络采用光纤以太网,全冗余配置,网络拓扑结构为总线型,连接变电站层和间隔层设备,实现变电站层设备与间隔层各测控装置等设备之间的通信,传输运行中的监视和控制信号,两网互为备用。
　　同时由于无人值班变电站的特点,电能计费系统、直流电源、交流不停电电源、火灾报警系统以及安全警卫等辅助系统的运行状态均应受到远方监视,因此需设置全站公用的规约转换装置,各子系统以约定的规约及通信串口方式接入该装置,以实现远方控制端的监测和管理。
　　同时由于间隔层测控及继电保护装置为下放布置方案,因此设备的电磁兼容性必须满足国家有关标准和系统安全可靠运行要求。
　　2.3继电保护配置
　　考虑到继电保护在系统运行中的重要地位,对110kV、220kV设备的保护装置在现阶段仍独立设置,按保护对象配置并单独组屏,实现就地分散布置,直接输入电流、电压量,动作后直接操作断路器跳闸,与综自系统完全独立,以保证整个系统的可靠性。对10kV低压设备按保护、测控为一体化装置设置,但应要求多CPU配置,以保证监控和保护的相对独立性。保护动作信号除测控单元直接采集外,其他详尽的保护信息如事件报告、自检报告、定值修改及装置投退情况等将通过微机保护装置的通信接口接入全站统一设置的规约转换装置,通过站内以太网上送调度端。
　　2.4采集方式
　　采集范围应根据中心控制站、调度端运行管理要求以及站内电气设备的状况为前提,以满足无人值班站远动信息要求为原则,采集方式及采集内容如下所述:
　　(1)模拟量信号采集在满足测量精度的前提下优先选择交流采样方式,非电量信号如主变油温及绕组温度、GIS的SF6压力等,一般可通过变送器采集。
　　(2)数字量信号采集方式分为两种,主要保护动作和重合闸动作信号、断路器、隔离开关及接地开关位置信号、断路器操作机构故障信号、控制回路及电压回路断线信号、主变油位信号和变电站大门开闭等信号以干接点、硬接线接入测控装置,其他信息均以通信接口的接入方式通过智能接口装置上传。
　　(3)电能量信号分为关口点电能量和非关口点电能量。关口点电度表通过通信接口接入独立装设的电能计量子站后上送省调;非关口点电度表通过通信接口接入站监控系统并上传地调,以满足无人值班站各级运行管理要求。
　　其他信息包括主变有载调压开关位置信号,以BCD码或其他方式输入。
　　3系统组态及功能要求
　　3.1变电站层配置
　　3.1.1远动终端
　　远动终端为双机配置、主备通道、双口调制解调器及防雷保护器,采用组柜方式。应支持各种RTU远动规约,具有向省调、地调及中心控制站传送遥信、遥测信息,接受遥控、遥调命令能力;支持双主机、双通道自动切换功能,完成任一远动终端和任一远动通道组成的数据通信;满足直采直送的原则,直接从以太网上获取间隔层测控装置发出的数据,经筛选、归并后按调度端和中心控制站的要求建立远传数据库;支持通过以太网以TCP/IP协议与站内继电保护和其他智能装置IED的通信,实现远程诊断和维护等功能。
　　3.1.2就地工作站
　　全站配置1台,采用高性能工控PC机,运行WindowsNT操作系统,秉承WinNT占先式、实时多任务和多线程的优点,实现操作员工作站、工程师工作站和继保故录工作站的作用。在变电站调试和试运行、巡回检视以及就地维护和检修期间,以该工作站为中心,通过间隔层测控装置采集现场的模拟量、数字量和电能量等信号,对实时数据进行统计、分析、计算,为操作人员提供各类画面显示、报表打印以及事件报警,实现对全部电气设备的监视、测量、控制、管理、记录和报警功能,实现自动电压和无功控制功能,通过预设的控制策略或无功-电压曲线,对相关测控装置下达主变有载调压开关位置的调整和低压无功补偿设备的投切命令。在正常运行时,可通过一口或多口调制解调器实时响应系统调度端和中心控制站的召唤,实现继电保护信息和故录信息的上送。同时可方便系统工程师完成数据库的定义、修改,系统参数的定义、修改,报表的制作、修改,网络的维护和系统诊断以及远程维护等功能。
　　3.1.3同步卫星时钟GPS
　　为保证对时精度,同步卫星时钟分别在变电站层和测控层设置。GPS应具有通信接口、同步脉冲接口或其他形式的同步信号接口,以满足站内智能设备同步对时要求。系统采用软硬结合的对时方案,通信接口与远动终端相连,同步信号接口直接输出至测控装置、继电保护装置以及其他IED设备,确保全站时钟同步。
　　3.2间隔层配置
　　3.2.1测控装置
　　模块化结构,按间隔配置,组柜就地分散布置,它包括测量输入部件、遥控输出部件、就地显示和手动控制部件以及网络通信接口部件,实现数据采集和处理、同期、防误操作闭锁、自动低压低频减载、同步对时和10kV设备继电保护及就地监视和手动控制功能。
　　3.2.2规约转换装置
　　全站集中设置1台,选用高性能工控PC机,完成测控网络物理层硬件上的互连和物理层以上传输协议软件的转换,实现继电保护装置、直流电源、UPS等智能设备各类信息的上传,满足无人值班变电站运行管理要求。
　　4方案特点
　　根据上述设计原则,已有一些广东、湖南等地的110kV、220kV无人值班中低压变电站综自系统方案付诸于工程实践,其主要特点说明如下。
　　4.1网络结构简化
　　测控网络作为监控系统的通信主干网络,采用了目前使用较为广泛的以太网技术,较现场总线网络简化了前置层通信管理机,不仅具有标准而成熟的软硬件配置,而且计算机接口简单高效,通信带宽和传输速率大为提高,在系统的先进性、开放性、扩展性及维护性等方面具有一定的优越性。
　　4.2继电保护和录波信息的接入方式
　　继电保护装置接入全站统一设置的规约转换器,采用与监控网络共网传输的方式,其优点在于网络结构简单,并实现远端与就地保护信息的资源共享。对于故障录波信息,由于其量大且传送时间长,因此不与监控网络共网传输,采用故障录波考虑单独组网方式,以保证监控网络信息的实时传输,并通过就地工作站将录波信息远传至调度。
　　4.3防误闭锁功能设计
　　无人值班站的防误闭锁操作应是微机监控终端实现功能之一,设计应以满足远端操作可靠安全、现场维护操作简单可行为原则,根据电气配电装置的形式不同,防误操作闭锁的设计方案应有所区别。
　　对于常规敞开式配电装置,除了与运行方式有关的隔离开关需在远端操作外,还有为数众多的其他隔离开关和接地刀闸需在检修人员进站维护时操作,因此有必要设置由编码锁和电脑钥匙等组成的“五防”子系统,并实现与微机监控终端的无缝连接。
　　对就地操作的隔离开关及接地刀闸,相关的操作闭锁逻辑由微机监控终端主机完成,当需要就地操作时则将允许操作信息输入至电脑钥匙后即可实现;对远方操作的隔离开关,其相关闭锁逻辑由间隔层测控单元或/和监控终端主机完成。对于GIS变电站,由于所有相关联锁的二次接线均是由制造厂商完成的,而且GIS设备上亦不能实现编码锁的安装,因此不应设置“五防”子系统,对于远端操作的隔离开关,监控终端主机尚应考虑其相关闭锁逻辑,当远端下达操作命令、但闭锁条件不满足时,监控终端主机则可根据软逻辑立即反馈远端控制主机,以防运行人员误判别。
　　5结语
　　采用综合自动化控制方式和测控继电保护下放布置方案,并实施无人值班管理模式是变电站自动化技术的发展趋势,不仅技术上先进可行,功能完善,而且也极具经济效益。随着电网规模日新月异的发展,自动化设备性能的完善和提高,采用综合自动化的变电站无人值班管理模式将更具生命力,在电网中发挥更大的作用。