浅论两改后带来的新问题及对策

《浅论两改后带来的新问题及对策》由会员分享，可在线阅读，更多相关《浅论两改后带来的新问题及对策（5页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。

1、1浅论两改后带来的新问题及对策摘 要 介绍了 220kV 长安变电站自动化系统的设计思想，分散式测控单元的组屏方式，自动化系统的网络结构及特点，控制方式以及 VQC 调节的实现方式。最后指出了该自动化系统值得磋商与改进的方面。 关键词 变电站 自动化系统 构成特点 随着数字式微机保护、监控技术和远动通讯技术的广泛普及应用，电力系统变电站的自动化水平发生了根本性变革。变电站综合自动化作为一种新技术应运而生，现阶段已被国内 110kV 电压等级新建变电站广泛采用，并在实践中不断改进，已发展成为一种成熟的技术。220kV 东莞长安变电站正是在这种技术背景的支持下采用了变电站综合自动化技术而取代常规变

2、电站二次系统。 1 工程概况 220kV 东莞长安变电站(以下简称长安站)，远景共 6 回 220kV 线路，8 回110kV 线路，3 台 180MVA 三卷变压器，24 回 10kV 线路，12 组 10kV 补偿电容器。本期规模为 4 回 220kV 线路，2 回至沙角电厂，另 2 回分别至深圳的西乡站，公明站。6 回 110kV 出线，2 台 180MVA 三卷变压器，220kV、110kV 均采用双母线带旁路主接线。 无论从其规模，还是系统中的位置看，长安站均属于 220kV 大型枢纽变电站，在系统中具有十分重要的地位。 22 自动化系统配置的重要原则 由于长安站处于系统主电源(沙角

3、电厂)与重负荷区域之间，而长安站自身就处于用电负荷中心，因此，本站二次自动化系统设计必须保证的首要目标就是系统的安全可靠性。任何在系统的安全可靠性设计方面的疏忽、不足、给系统带来的潜在隐患都可能对供电造成重大损失。为有效提高自动化系统的安全可靠性而从以下几方面给予保证。 2.1 保证保护装置的完全独立性 保护配置按保护设计规程配置要求面向对象独立设置，所有间隔单元保护完全独立，互不牵连。保护装置的动作条件仅由保护装置自身判断，而不依赖于计算机网络在任何时候的物理状态。简而言之，即使监控计算机网络完全瘫痪，也不致影响保护装置正确动作。保护与监控系统的关系仅是在保护动作后向监控系统发送保护动作信息

4、。 2.2 面向对象的分散分布式测控单元 尽管监控系统在二次系统中的重要性次于保护装置，但监控系统的安全可靠性仍对系统的正常运行具有极重要的意义。因此，对监控系统的可靠性亦提出了极高的要求。 众所周知，任何一个装置，其功能集成化程度越高，硬件相对功能成本越低，但其一旦故障所带来的系统风险却越大。为有效降低系统中某元件故障给系统带来的影响，而采用分散分布式测控单元。从 10kV 馈线至 220kV 线路间隔，每一个间隔配置 1 个测控单元，该测控单元仅完成本间隔的遥测、遥信、遥控功能，各测3控单元通过计算机网络相联系。任一个测控单元故障或异常仅影响本间隔的数据采集与信息传输，而不影响其它单元和整

5、个计算机网络的正常工作，从而将硬件故障的系统风险化解到最小。 同时，由于采用面向对象的分散分布配置的测控单元，亦增加了系统硬件配置的灵活性。当变电站一次系统扩建时，仅需增加相应的测控单元，扩充数据库即可，而不影响已在线运行的监控系统正常工作。 3 综合自动化系统的网络结构 本站综合自动化系统基本型式为分层分布式网络结构，从层次结构看，基本有 3 层：间隔层、网络通讯管理层、站级层。 间隔层由所有分散式测控单元、保护装置通讯接口以及保护通讯管理机、电度表通讯接口以及电度表通讯管理机和上述设备的网络通讯线组成。间隔层面向控制对象，起数据采集、处理、控制输出等作用。事实上，间隔层可视作监控系统与监控

6、对象的界面接口。 通讯管理层由装于总控柜上的 2 台通讯管理单元构成，起着全站自动化系统的通讯枢纽作用，接收各子网送来的信息，并根据后台当地主站、五防工作站、继保工程师站、以及远动接口的要求发送信息，接收上述各工作站和远方调度中心下达的控制指令至指定的受控单元。由于该通讯管理单元起着承上启下，管理全站信息通讯的作用，在监控系统中的地位显然至关重要，其故障或异常将导致整个监控系统和远动通讯的瘫痪。因此，该通讯管理单元成为监控系统中风险最集中的环节，任何其它环节故障的影响都是局部的、有限的，而通讯管理单元的影响4却是整体的、全面的。任何一个系统的设计，不论元器件的筛选如何严格，均必须考虑到任一元件

7、均有故障或异常的可能性。我们必须考虑到一旦当这种可能性成为现实时，系统的应变措施以及该影响带来的系统风险的可接受程度。 显然，通讯管理单元故障带来的系统风险如无法及时消除，则该风险是不可接受的。为此，本自动化系统配置 2 台通讯管理单元，采用双机互为热备用自动切换的工作方式。正常运行时 A 机工作，B 机备用，当 A 机故障，B 机自动切换为工作状态，而一旦 A 机恢复正常，又切换到 A 机工作，B 机恢复热备用。对切换过程中通讯的短时(约 10s)中断，由于不致影响到一次系统的安全运行，不影响所有继电保护装置的正常运行，故这种监控系统的短时中断的风险是可以接受的。而对于 2 台通讯管理单元同

8、时故障的可能性不予考虑。 站级层由 2 台监控主站和 1 台继保工程师站组成，各工作站直接接于通讯管理单元。监控主站除具有取代常规控制、信号屏的作用外，还具有 VQC电压无功、主变有载调压开关自动调节控制功能，微机五防功能。正常运行时，1 台置为后台监控主站，1 台置为专用五防工作站专门作为全站隔离开关、接地刀防误操作用。当一台监控工作站异常退出运行，另一台监控工作站则同时完成两台监控主站的任务。 由于继保管理工作较之常规监控功能在技术管理方面具有明确的分工与独立性，故对全站的继电保护装置的管理设置 1 立的保护工程师站。该工作站记录全站所有数字式保护的动作行为，结合专用分析软件对继电保护和电

9、网故障进行故障分析，对各保护装置进行参数设置，定值修改。更具实用意义的是该继保工程师站接入 1 个公用电话网调制解调器，使该继保工程师站延伸到任何有电话的5地方。 110kV、220kV 以及主变测控单元采用 DISA-910S 测控装置，分散装于与操作箱同屏的保护屏上。各 DISA-910S 同时还具备同期合闸功能，省去了专用的集中同期装置，减化了二次接线。所有 DISA-910S 通过双 CANBUS 网接入总控柜通讯管理单元，通讯介质采用屏蔽双绞线。 10kV 部分采用 DISA-920 测控单元，因 10kV 开关柜距总控柜通讯管理机较远，其通讯介质采用光纤一对一星形拓扑结构直接接入总

10、控柜上光纤管理单元再与通讯管理单元连接，该测控单元同保护装置并排装于 10kV 开关柜上。 110kV、220kV 线路保护，主变压器保护采用南瑞保护公司产品，其所有保护装置通过其串行接口接入 CM-90 保护通讯管理机，CM-90 再以串口接入总控柜通讯管理单元。 而 10 kV 线路、电容器保护以及 110 kV、220 kV 母差保护采用南瑞深圳公司产品。10 kV 线路、电容器保护信息采用屏蔽双绞线 CAN BUS 网接入与之配套的 ISA-100 保护通讯管理机，110 kV、220 kV 母差保护则通过串口接入 ISA-100 保护通讯管理机，ISA-100 再通过串口接入总控柜通

11、讯管理单元。本站所有电度表采用数字式电度表，这些数字式电度表通过其自身 RS-485 接口连接接入与之配套的电能计量通讯管理机，再以串口接入总控柜通讯管理单元，传送相应的电度信息，以取代传统的电度脉冲采集方式。综上所述，由于本站采用二次设备厂家种类较多，因此整个网络结构较庞杂，每一厂家的数字设备的通讯均通过其自己开发的通讯管理机再与主网(通讯管理单元)相连。64 远动接口4 个远动接口，2 个对省中调，2 个对市地调，同时发送各自所需之远动信息。为提高信息传输可靠性，采取在调度端进行通道切换，选取工作通道。对省中调仅发送其所需的遥测、遥信信号，省中调不对站内设备进行遥控操作。市地调不仅接受变电

12、站发送的遥测、遥信信息，而且在变电站控制方式置于遥控操作时，由地调中心对变电站 10 kV 以上断路器、主变压器中性点地刀、主变压器有载调压开关进行遥控操作。5 控制方式所有 10 kV 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，由于本站将全面按无人值班方式运行，因此将以地调遥控操作作为正常运行时的控制方式。考虑到极端情况下全站计算机网络出现全面瘫痪，无法在地调中心或监控主站上进行控制操作，而在保护屏上设置了跳合闸操作方式选择开关和控制按钮。可在保护屏上选择就地操作功能，通过 DISA-910S(110 kV 以上电压等级断路器)实现同期合闸，当 DISA-

13、910S 故障不能工作时，可选择就地操作中的非同期合闸功能，直接通过按钮对断路器分、合闸操作。10 kV 开关柜上保护装置亦有实现就地分、合闸操作的按钮。6 VQC 的调节实现方式常规 220 kV 变电站 VQC 调节采用 1 套专用的 VQC 调节装置，对于 1 个有 3台主变的 220 kV 变电站，为判断各主变间同步并列运行在不同运行方式下的同7步并列条件，将需采集大量与之相关的开关、隔离刀位置信号予以判断。如果采用专用装置，这些信号必将重复采集，致使二次回路接线复杂，调节软件的修改也有一定的局限性。鉴于这些因素，我们要求采用后台监控计算机来完成 VQC 调节，不仅简化了二次接线，而且

14、软件修改亦极为方便。7 值得磋商与改进的方面尽管长安站设计与设备选型是先进的、合理的，所有的设备与集成方式代表了目前国内先进水平，但以发展的眼光看仍有不少值得磋商与改进的方面。7.1 在网络结构方面正如前面提到的，本站所有的信息通讯均由处于中枢地位的通讯管理机实现，同时通讯管理机还要完成部分数据处理功能。一旦通讯管理机故障，所有信息传送将会中断，尽管采用了双机热备用的切换方式来保证通讯的可靠性，但这种方式仍显不足。也许取消通讯管理单元层，直接采用局域网的通讯方式，增设直接接于局域网的远动工作站将有助于网络可靠性的提高。7.2 110 kV 线路保护增设按周减载功能对于常规 220 kV 变电站

15、，110 kV 线路、10 kV 线路均可能被设置为按周减载解除点，一般数字式 10 kV 馈线保护均具有按周减载功能。本站选用 ISA 系列 10 kV 馈线保护亦有此功能，但 110 kV 线路保护却无按周减载功能，为此增加了 1面按周减载屏，专用于 110 kV 线路按周减载，这不仅增加了投资，也增加了二次接线的复杂性。现部分厂家生产的 110 kV 微机保护已具有按周减载功能。87.3 故障录波功能现有 110 kV、220 kV 微机线路保护具有简单的故障录波功能，但由于硬件结构和软件设计方面的原因，仍不能达到专用故障录波器的性能指标和功能要求。故此，本站专门配置了 3 台专用故障录波屏，同样增加了投资和二次接线的复杂化。随着变电站综合自动化技术在 220 kV 等级变电站的不断应用和行业竞争，此问题必将引起制造厂的足够重视。