变电站自动化改造

变电站自动化改造（精选12篇）

变电站自动化改造 第1篇

一、变电站自动化技术改造的必要性

在我国城乡电网的建设和改造之中, 自动化技术已经得到的了广泛应用, 提高了我国电网的现代化水平, 增强了电网的调度与输配电能力, 节约了建设新变电站的费用。随着单片机、传感器、信号转换、电力运行等技术的不断发展与完善, 变电站自动化技术也逐渐兴起。变电站自动化技术的发展促进了变电站的智能化, 改变了传统的电力系统结构, 具有广阔的发展前景。

二、变电站自动化技术改造的内容

在电能自产生至使用的过程中, 输变电是电能消耗的一个重要的中间环节, 也是一个必要的环节。保护高压输电线路, 对于工农业生产、交通运输、人们日常的生产生活都具有极其重要的意义。国家电力部门对高压开关柜等重要设备的生产也提出了严格要求, 并将其标准以法规的形式确定了下来。20世纪80年代以后, 随着微型计算机技术的飞速发展, 微机控制系统日趋成熟, 加之单片机控制技术在电子信号、自动化控制技术等领域具有先天优势, 在很大程度上提高了电网保护和控制的速度、范围与精度。单片机控制技术与计算机技术相结合, 构成了当今电网系统化的主要内容。随着科学技术的不断发展, 计算机的应用愈加广泛, 电力系统的微机化和边检站的自动化已成为当今电力系统的发展趋势。变电站自动化技术改造的内容正与此契合。具体来说, 变电站自动化技术改造应重点做好以下几点。

1. 一次设备的智能化。

即利用光电技术和微机处理器对一次设备重新进行设计, 尽可能简化常规的控制与机电式的继电器回路结构, 用数字化的公共信号网络和程控器代替传统的导线连接。此外, 使用计算机程序代替变电站二次回路中的常规继电器及其逻辑回路, 用光纤和光电数字分别代替常规控制电缆与强电的模拟信号。

2. 二次设备的网络化。

即对传统二次设备, 如防误闭锁、继电保护、远动、测量控制、电压无功、故障录波以及同期操作等装置, 全部利用模块化、标准化微处理的设计理念进行改造。变电站进行自动化技术改造后, 全部利用高速网络对设备进行连接, 通过网络来实现资源、数据的共享。

3. 管理体系的现代化。

管理体系的现代化包括记录统计的无纸化、运行数据的电子化、数据信息分流和分层交换的自动化等内容。在发生故障时, 现代化的变电站运行系统能及时提供故障的分析报告和处理建议, 大大提高系统的运行效率。

三、变电站自动化系统的设计与功能

1. 变电站自动化系统的设计方式。

变电站智能化的核心是系统的自动化, 即设备所有的监视、控制、报警与测量等功能都需要通过计算机的监控系统来实现。变电站自身不需要设置远动设备, 计算机的监控系统完全能够满足遥测、遥信、遥调与遥控等功能, 并且不需要人员值班。常见的变电站自动化系统设计方式有集中式和分布式两种。

(1) 分布式变电站自动化系统。该系统主要采用分布式、模块化的开放结构, 每个控制单元的保护功能都分布于开关柜内, 或者尽可能靠近开关控制保护柜之上的控制保护单元。全部的保护、控制、报警和测量等信号都在各自单元之中被处理为数据形式的信号, 并通经过光纤总线传送至监控计算机。各地的单元都是相互独立的, 彼此间无影响。

(2) 集中式变电站自动化系统。该系统采用集中式、模块化的立柜结构, 且每个控制单元的保护功能都被集中在专用的控制、采集保护柜中;同时, 所有保护、控制、报警与测量等信号都在保护柜内被处理成数据信号, 并通过光纤总线被传送至监控计算机。因为传统继电器被智能化继电器取代, 大大简化了二次接线过程, 其他的接线在控制、采集的保护柜内完成。

2. 变电站自动化系统的功能。

变电站自动化系统是由标准化的软、硬件组成的, 同时配备了标准串行的I/O接口和通讯接口, 使用户能够依照自身所需进行灵活的配置。其主要功能如下。

(1) 用图形化的视窗作为用户和系统间的交互界面, 使操作者能利用鼠标对系统实行控制, 直观地进行各项操作。

(2) 系统中的所有原始的数据都是实时采集的;系统应用程序的所有功能都可以依照实际应用情况按用户要求进行改编;并且能够随实际需要的变化进行修改或扩充。

(3) 变电站的单线图能够显示出变电站系统接线上各个控制对象运行的状态, 并能进行动态的更新。如, 用颜色区别开关的状态, 显示馈线的开关状态;采集相关的信息, 为系统提供必要的运行信息等。

(4) 运行中, 系统能够通过表格、文字、声音、光或者图像等方式及时地为值班人员提供变电所必需的全部监控信息。值班人员能够按实际中的需要指定系统发出相关指令, 实现预想动作, 并存储相关记录。

(5) 系统可以通过集中控制柜、系统的主机调整各个继电器的整定值以及保护功能。

变电站改造安全管理 第2篇

以220 kV蛇龙变电站自动化改造为例，主变设备、220kV、110kV、35kV、10kV设备各区域、各间隔都存在着改造设备，必须停电、带电、临电施工，施工难度大、安全风险极高。再加上图纸与实际相差较大，各改造回路与运行回路之间错综复杂，停电时间断断续续且十分紧迫。既要保证运行设备的安全稳定，又要保证在有限的停电时间内完成工作，施工管理难度特别大，由此可见技改工程施工的安全管理尤为重要。

笔者认为技改工程施工开工前，项目管理人员必须进行全面安全程序检查，具体有以下六项措施：一是施工人员的安全责任要落实到位，要确定各人各施工段的安全目标和任务;二是工程有关安全监护人员安全责任要到位，现场安全检查、监控要常态化开展;三是要落实项目安全风险预控、事故应急补救措施，同时要针对不同施工环境等因素优化施工的方案;四是施工机械设备、作业安全保护和作业环境以及安全施工管理等方面均要按照规范实施;五是施工设备、仪器、仪表、安全防护用品等必须符合标准，专业操作要规范标准;六是管理人员、施工人员自身的专业素质必须提高，在现场施工过程中要严格按安全文明施工要求进行。完成这六项程序措施的自查自纠，整改闭环，才确保达到预定管理目的。

技改施工全过程，笔者强调要加强施工标准化作业，以施工点(面)为基点的开展标准化活动，全面达到作业标准化，物资设备、机械工器具使用、摆放标准化，劳保用具穿戴标准化，安全监督、检查标准化。要确保每道工序、每个施工环节，直至每个施工岗位都制定出一套标准，才能规范整个技改工程施工过程标准化作业，才能确保施工安全。

为保证技改期间变电站的运行安全和施工安全，则要及时、有针对性对技改施工中存在安全隐患及危险点源分析，并一一作出相应对策，隐患分析及治理具体如下：

一是施工现场失去安全监护违章施工。施工现场脱离安全监护的违章施工很常见，特别是在施工点比较多和散的情况下更是屡禁不止，这种违章施工极易出现安全事故。这就要求施工人员要强化责任意识、安全意识，较好地落实安全生产责任制。要加强施工人员安全行为和施工过程中的违章违纪现象的检查，消除作业环境中的不安全因素，限期进行整改，监督检查整改落实情况。现场脱离安全监护的违章施工一旦出现，治理最好的办法就是严惩，以纠正违章施工的歪风邪气。同时要发动和依靠全体施工人员，真抓实干，持之以恒地反对和制止习惯性违章，形成遵章守纪的良好风尚，开展好反习惯性违章这项工作，确保工程安全和人身安全。

二是施工人员素质不高,责任心不强。个人素质不高这就必须要有针对性的对施工人员进行必要的技术培训,并在短期内提高技术人员的施工经验,这是防治此类危险点的关键。强化人本管理是促进职工产生安全责任心所必须的外在条件。实践证明，施工人员特别是施工管理者的安全责任心，直接决定着施工施工安全管理的效能。施工人员的责任心强不强，直接反映其思想政治觉悟和职业道德水平。所以要树立育人重于用人的观念，要有针对性地开展对施工人员进行施工安全培训，不断充实和更新其专业知识，增强其技能本领，尤其是动手能力，这是提高施工人员安全责任心的重要途径。

三是擅自扩大工作范围。在变技改施工中,施工人员擅自扩大工作范围引发的事故比例也较大。作业人员只能在要求的工作范围内工作,超越范围是严禁的。蛇龙变为防止擅自扩大工作范围造成安全隐患的行为,项目部管理人员与运行方按照规定在作业票规定的施工区域做好安全措施，挂设安全围栏及其他隔离标志牌，并在周边所有带电设备上挂上标志牌，清晰醒目具有强烈的警示效果。同时加强现场的监督，防止施工人员“越界”，控制好“人”的因素是防治此类安全隐患的关键。

四是对施工人员的安全教育及交底不足、不到位。按照要求,施工前工作负责人必须在开工前向全体施工人员进行安全交底,要交待清楚工作任务、地点及安全措施等，很多施工队伍实际上对该项工作的执行均不到位。蛇龙变则在每次停电划定施工区域后，召集所有施工人员在现场接受运行方施工交底。然后项目部再进行详细的安全技术措施交底，采取先点名，再交底，最后对施工人员逐个确定是否明确自己工作任务、地点及安全措施，全部过程录音、录像，并在交底单上签字明确各自责任。技改施工的工作内容随时更换，工作负责人、安全监护人在坚持每天上、下午班前“三交三查”，向全体施工人员彻底交待清楚施工安全注意事项,并分析指出极易引发事故的危险点,形成制度坚持每天教育,认清防范重点,提高施工人员的安全意识。

五是现场监督工作不到位。在施工现场,安全员的现场监督对安全工作具有很大的作用,但现场安全员监督不用心,监督不到位，这样现场出现施工风险就不可能得到及时的制止,容易引发事故。蛇龙变则采取“一对一”的安全监督管理，一个施工点(面)设一专人进行施工全过程监护。施工现场是安全工作的落脚点，也是检验各项安全措施成败的关键，因此必须抓好生产现场的安全监控，严格执行安规，严格执行“两票三制”，杜绝违章，以达到搞好施工现场的安全管理工作。现场安监人员主要工作对象是人和设备，而安监工作是一项群众性很强的工作，需要有相当的组织管理水平和能力，这就需要安监人员从思想境界、技术素质和管理水平等方面不断充实提高自己的能力。

浅谈变电站综合自动化改造 第3篇

【关键字】变电站；自动化；改造

1.变电站综合自动化的特点

变电站综合自动化是将变电站的二次设备利用现代微机和通信技术，将各种功能重新组合，共享信息，从而能够实现对变电站自动监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化装置。

综合自动化的主要特征是将控制、保护、通信等功能有机结合，分功能模块进行结构化设计组装，然后再实现信息可视化，利用相关软件使运行管理智能化。

综合自动化的优点主要在于能共享设备、信息资源，使全站数据统一，避免设备重复投资，大量减少占地面积和二次电缆，使变电站设计简捷、布局紧凑；同时，具有抗干扰性能强，可靠性高，便于施工、调试、维护、运行和管理等优点。

2.变电站综合自动化现状

（1） 传统模式

传统模式即目前国内应用最为普遍的远方终端装置（RTU）加上当地监控系统，再配上变送器、遥信转接、遥控执行、UPS等屏柜。站内保护装置的重要信号通过硬接点方式输入RTU，其中微机型保护装置亦可通过串行口按约定的规约与RTU进行通讯。

（2） 集中配屏模式

目前大多数厂家的产品均属此类，在各地110kV无人值班变电站中应用也最广。与传统模式相比，最大的改进在于将RTU的遥控、信号、测量、电能计费、通信等功能分别组屏，并由1个或2个总控单元通过串行通信口（RS232、RS422、RS485）与各功能单元（屏柜）以及微机保护、故障录波、上位机（可选）等进行通讯。比较典型的产品有NARI系统公司的DISA一3型、BJ一1型等。

（3） 全分散式和局部分散式

全分散式的其中保护相对独立，控制和测量合一；

局部分散式综合了集中式与分散式的特点，采用了分散式的系统结构，而控制和保护仍集中配屏。

3.110kV龙泉变电站综合自动化改造

2010年公司安排110kV龙泉变电站综合自动化改造任务。龙泉变的现场情况十分复杂，任务非常艰巨。龙泉变继电保护专业完成的工作主要有：拆除旧的保护屏及回路，完成1号、2号主变综合自动化改造；完成两条110kV出现、110kVPT及母联综合自动化改造；完成110kV母差保护屏、110kV故障录波器、35kV母差保护屏改造；完成35kV出线及母联综合自动化改造；完成10kV出线、站用变、电容器及母联综合自动化改造；完成110kV备自投、110kV電压并列回路、35kV备自投、35kV电压并列回路、10kV备自投、10kV电压并列回路综合自动化改造。

龙泉变是一个比较早的变电站，原来由变电处负责维护。电力公司改革后移交到西固变电检修工区，当时由于各种原因图纸、资料丢失非常严重，现存的符合现场实际的图纸资料很少。这几年人员流动比较大，现在班组的人员对该站的实际接线情况掌握不够。

针对实际情况，保护班成立了110kV龙泉变电站综合自动化改造小组。从三月份开始，现场实际考察，查清现场回路情况，绘制端子排图、电缆走向图以及公用回路走向，召集全体成员研究具体实施方案。在现场施工过程中，稳扎稳打坚持“安全、质量、时间”这六字方针。

龙泉变改造现场坚持贯彻“安全第一、预防为主”安全管理制度。“安全”不仅仅要保证设备安全，还要保证人身安全。在工程开工前期，组织大家加强安全知识和相关专业规程学习，相互监督、相互促进。在工程现场班组的安全员时刻关注大家的行为，坚决杜绝违章现象。每一天开工之前，工程负责人都要和大家交代今天的工作任务，以及工作中存在的危险因素，每次攀爬设备之前工作负责人都会嘱咐工作班成员注意安全，现场经常听见的几句话“安全带，系好了没”、“安全帽，带好了没”“去，那边绕着走”。时间长了也许会有人忘记了，但是我们的负责人时时刻刻的提醒着我们的员工，在整个工程中，没有出现一例违章行为，龙泉变的现场环境非常复杂，我们的工作人员，没有一刻的放松，在拆除旧回路的时候，每次都是根据已经绘制好的回路图、电缆走向图、端子排图逐一排查、检查、复查，最后才将旧回路拆除。在拆除旧回路的过程中都有专人负责监督，对照复查后的结果，一人宣读，一人复诵，再拆除。经过严格的程序，没有发生一次误拆线情况，特别是在拆除公用回路的时候，这种手段非常有效，运行的设备没有发生一次不正常情况。为设备正常、安全运行提供有效的技术保障。

“争分夺秒，严把质量关”，龙泉变电站所带的负荷都是重要负荷，所以停电时间非常短。我们面临的问题很严峻。时间紧，任务中，还要保证工程质量。在工程中我们使用很多方法减少时间、提高质量。例如：接线图、旧端子箱开孔过渡法。

在整个工程阶段，没有出现一次因施工质量问题影响供电的事情发生，就是因为工艺问题返工的事件都没有发生。我们严把质量关，从人员到技术，都有严格的要求。现场根据设计图纸，制作专门的接线图。接线图是经过现场负责人严格把关，审核。再经过现场所有的负责人共同研究，最后实施。在实施的过程中要求工作班成员，不得丝毫懈怠，严格执行。利用这种方法既节约时间，又能提高施工质量。

在35kV设备改造期间，接线图和旧端子箱开孔过渡法给了我们很大的帮助。35kV所带的都是重工业负荷，每天的负荷都很大。公司要求我们在两天的时间内将改造任务完成。我们将35kV分成2个部分，每天早停晚供，给公司和社会做出了很大的贡献。在工作期间，我们先将设计好的接线图分发给所有工作人员，让他们先熟悉。在旧端子箱底部开孔，将新敷设的电缆穿出来，将新的端子箱立在旧端子箱旁边，这样将新的端子箱接线在设备停电之间完成。这样就大大减少了停电后的工作任务。而且控制室内保护屏的接线也在设备停电之前完成。

面对时间紧、任务重、现场环境复杂的情况，我们顺利的完成了龙泉变的改造任务。在这次改造任务中，我们集思广益，发扬团结奋进的精神。想出了很多好的方法，好的管理手段。为今后的工作提供了有效的支持。从工程中我们总结出“争分夺秒 严抓安全 力保质量”的工程管理方针。

4.结语

在这科技发达的现今社会，自动一体化已经成为了主流，变电站能够全部实现综合自动化也是社会的发展趋势与社会需要，它对于，节省人力、节省资源，都起着关键的作用。而其在电能的质量，变电站的安全和稳定运行上也都会发挥出现在化设备的先进性能。

变电站综合自动化改造探讨 第4篇

变电站综合自动化是一项提高变电站安全、可靠稳定运行水平, 降低运行维护成本, 向用户提供高质量电能服务的一项措施, 是变电站发展的必然趋势。

1 220 k V YS变电站的网络结构及数据通信

变电站综合自动化实质上是由多台微机组成的分层分布式的控制系统, 在综合自动化内部必须通过内部数据通信实现各子系统内部、子系统间的信息交换和信息共享, 以减少变电站二次设备的重复配置和简化各子系统间的互联。

1.1 分层分布式结构

220 kV YS变电站采用的是CBZ—8000A自动化系统, 该系统在物理和功能上均采用分层分布式结构, 其示意图如图1所示。

CBZ—8000A自动化系统分为站控层 (变电站层) 和间隔层 (单元层) 。在站控层或通信网络故障的情况下, 间隔层仍能独立完成间隔层的监测和控制功能。

1.2 数据通信

CBZ—8000A自动化系统主干网采用10/100 M光纤自愈环形以太网, 通讯介质可以灵活使用光纤、双绞线等。站控层与间隔层之间采用 (电连接或光纤) 以太网通信, 通信网络传输层采用开放性好的TCP/IP协议, 应用层采用国际标准的103、104规约。

1.3 220 kV YS系统网络结构

(1) 主干网采用双网结构, 互为备用。 (2) 220 kV线路保护配备1套光差保护, 1套高频保护, 这2套保护通过RS-485串口与220 kV保护管理机通信, 由通信管理机统一管理所接保护信息。 (3) 110 kV线路保护通过RS-485串口与110 kV保护管理机通信, 转换为以太网线连接到交换机上, 测控装置可直接通过以太网线连接到交换机上, 与监控系统联系起来。 (4) 35 kV部分距主控室较远, 与主控室之间的网络连接采用铠装光缆。各个分路通过RS-485串口并起来, 通过1个网关, 由1根光缆连接到主控室内通讯管理屏的交换机上。 (5) 公用部分测控装置为各线路测控装置的上层管理机, 监控其失电。此外, 变电站内其他信息, 如温度、压力、消防、直流系统、所用电等都接入站控层公用测控装置, 公用测控装置通过以太网线连接到监控系统。几乎整个变电站的所有信息均通过网络通信传送至调度中心。 (6) 所有接入接口的信息均经光电隔离器处理, 以提高装置的抗干扰能力。

1.4 远动主站

远动主站直接连接到以太网上, 同间隔层的测量和保护设备直接通讯, 通过周期扫描和突发上送等方式采集数据。它的主要功能有: (1) 通道故障隔离功能。CBZ—8000A远动主站可以实现多种远动通信规约, 每个远动通讯规约作为现场规约服务器和数据库服务器的一个客户独立运行, 其功能的完成和其他的远动通讯规约互不影响, 不会造成整个远动主站的全部调度通道工作都出现异常, 导致整个系统彻底崩溃的局面。 (2) 支持多调度主站和多种通信口。 (3) 基本的就地监控功能与调试功能。 (4) 提供高级数据访问接口。 (5) 主备机双机运行工作方式。当为主机运行时, 除了执行正常的功能外还与备机保持通讯, 交换当前的运行状态。如果程序发生致命故障, 或者运行时的故障率超出要求, 主机向备机发送切换命令, 暂时停止正常工作, 当收到切换成功的确认命令后, 停止正常工作, 切换的警告信息, 处于备用状态。当为备机运行时, 停止正常功能, 仅仅与主机保持通讯, 交换当前的运行状态。如果接到切换命令, 启动所有的正常功能, 然后发送切换成功命令;如果备机监测到与主机的网络通讯中断, 备机将认为主机出现故障, 自动切换到主机的运行方式。

1.5 五防闭锁及操作票

CBZ—8000A变电站自动化系统通过设置专用微机五防装置, 配合站控层的逻辑闭锁和间隔层设备的自锁与互锁配合, 构成完备的全站操作3级防误闭锁装置。

1.6 时钟同步

(1) GPS对时。全站设置卫星时钟同步系统, 接受全球卫星定位系统GPS的标准授时信号, 对站内计算机监控系统、继电保护装置、通信装置等各有关智能设备的时钟进行校正。装设于站级控制层远动工作站的GPS卫星对时装置与远动主站相连, 远动主站向网络广播下发取自GPS的授时命令 (年、月、日、时、分) , 同时各保护小室公用柜内的GPS提供同步秒脉冲 (或分脉冲) 直接输出至间隔层测控装置的时钟处理模块, 确保时钟精度。 (2) 远动对时。当要求时, 也可以通过远动接收调度主站下发的对时命令给全站对时。 (3) 目前, YS测控部分与GPS屏连接实现了硬对时, 35 kV部分与主控室较远, 通过网络实现软对时。

2 YS线路改造

传统变电站没有后台监控机, 告警、动作等信号都是控制屏通过光子牌发出的, 监视的电流、电压、有功、无功等值只能由人工通过表计读取, 数据不精确且不易保存。

2.1 电压回路的改造

传统变电站装设中央信号继电器屏与中央信号屏配合负责全站的事故预告和报警信号, 并且从PT引下来的电压接到中央信号继电器屏上, 各分路要用的电压都从这个屏获取。

YS线路改造后, 将去掉中央信号继电器屏, 取而代之的是电压转接及PT并列屏。取消传统的事故音响回路, 改为通过各测控屏发出信号传到后台, 由后台针对不用的信号发出预告或报警信号。

2.2 直流信号回路的改造———遥信

传统变电站中, 当发生异常或故障时, 警铃响, 光子牌亮, 并经信号控制屏上的光子牌发出。改造后如图2所示, 这些信号将通过后台发出, 在监控机上显示, 除原有信号保持不变外, 增加了通讯中断、测控装置直流消失等信号。

2.3 控制电源改造

传统变电站直流电源由直流馈线屏上的屏顶小母线为保护室内提供控制保护电源。改造后变电站将由直流分电屏代替小母线, 并且在保护屏内加装空气开关, 实现控制电源和保护电源分开。直流分电屏即为实现分类供电而在各类直流负荷中心设置的直流供电屏。

2.4 网络部分

实现综合自动化改造的关键就是让各装置通过网络连接实现数据流通。如YS线路保护装置通过RS-485串口连接到220kV公用测控的保护信息管理机上, 转换为以太网线连接到通讯屏的交换机上, 在以太网上实现数据交换。YS测控屏直接通过以太网接口连接到交换机上, 实现数据交换。监控主机、五防机、远动主站都通过网线连接到交换机上, 这样, 就实现了YS线路与后台机、监控中心以及远方调度的网络连接。

3 结语

一个变电站运行情况的优劣, 在很大程度上决定于二次设备的工作性能。实现变电站综合自动化改造后, 变电站综合自动化系统由微机组成, 具有自检和互检的功能, 设备可靠, 从而提高了变电站的安全、可靠运行水平。

变电站无人值班管理模式的诞生与发展, 就是伴随着电网规模日新月异的发展, 自动化设备性能的提高和完善而来, 并将更具有生命力, 在电网中发挥更大的作用。

摘要：对变电站综合自动化系统的网络结构、信息流通的主要途径以及对综合自动化改造后实现的功能进行了简要介绍。

关键词：变电站,自动化,改造

参考文献

[1]刘志国.220kV宿州变综合自动化改造[D].合肥:合肥工业大学, 2008

变电站升压改造站后的社会效益 第5篇

运行一队管辖变电站6座，其中坨七变、坨四变、坨十变、坨五站4座变电站已完成升压改造，坨七变、坨四变110kV设备原为充油式设备，运行年限长，经常出现漏油等设备缺陷，维护工作量大。开关选用电磁式操作机构，合闸电流大，需要专用的大容量电源屏供电，并且操作时冲击大，动作时间较长。升压改造后坨

四、坨七110kV设备采用了先进的六氟化硫设备，代替了原有的少油开关，充油式电压及电流互感器，坨十变110kV设备采用了GIS组合电气，避免了因设备漏油等造成的设备缺陷，六氟化硫开关的触头即使在大电流下遮断，其磨损也极少，不存在触头等部位的氧化问题，增加了设备的使用寿命，开关操作机构均更换为弹簧操作机构，对电源要求低，交直流均可操作，对电源无冲击，动作时间短。主变的有载调压率达100％，调整变压器分接头不需要停用变压器，减少了停电次数。坨七变安装的电压、无功自动补偿功能，可以大大提高电压合格率，无功潮流合理、降低网损、节约电能损耗。同时也减轻了值班员的工作量，值班员不再需要根据系统电压的波动而进行手动投停电容器组。新设备的应用，大大增长了检修周期及检修人员的工作强度、工作量，增强了供电可靠性与连续性。

10kV设备采用封闭式中置柜，将开关、互感器、避雷器等设备安装于手车柜内，便于设备安装调试和运行维护，减少二次电缆使用量，提高设备的综合功能，减少运行维护成本，同时中置柜具备了多种有效的防误功能，提高了操作的安全性。二次进行了综合自动化改造，微机保护代替了原有的常规保护，可实现数据采集、事件顺序记录、故障记录、操作控制功能、打印、数据处理与记录功能等功能。变电站的监视、测量、记录、抄表等工 作都由计算机完成，并将检测到的参数及时反映到后台机，使值班员 能及时掌握变电站的运行情况，大大提高了运行管理水平。

简化了变电站二次部分的硬件配置，避免了重复；简化了变电站二次设备之间的连线；减轻了安装施工和维护工作量，也降低了总造价；微机保护具有很高的可靠性，当线路出现异常时保护动作更可靠，在提高可靠性的同时，也为运行管理自动化水平的提高打下了基础。

当变电站发生事故及异常时，后台机可及时发出告警和信息，值班员可根据各种信息直观判断故障的性质和范围，如：发生系统接地故障时，后台机可根据电压棒图、告警信息快速清晰了解故障信息，同时小接地电流选线装置进行接地选线，接地故障线路一目了然，不需要进行拉路选线，在降低值班员工作强度的同时，也大幅度提高了供电连续性、可靠性。

变电站自动化改造 第6篇

关键词电力自动化；继电保护；运用分析

中图分类号TM文献标识码A文章编号1673-9671-(2011)021-0168-01

1变电站综合自动化的概述

变电站综合自动化是将变电站的二次设备利用现代微机和通信技术，将各种功能重新组合，共享信息，实现对变电站自动监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化装置。其主要特征是将控制、保护、通信等功能综合起来，分功能模块进行结构化设计组装，通过各种显示设备实现信息可视化，利用相关软件使运行管理智能化。其优点在于能共享设备、信息资源，使全站数据统一，避免设备重复投资，大量减少占地面积和二次电缆，使变电站设计简捷、布局紧凑；同时，具有抗干扰性能强，可靠性高，便于施工、调试、维护、运行和管理等优点。目前，变电站综合自动化正进入普及应用阶段。

2提出问题

1）与传统的电磁型继保装置相比，实现综合自动化的微机型继保装置具有如下特点：①装置维护调试方便，易于操作；保护性能得到较大改善。②装置功能多、先进、可灵活选择，逻辑回路动作正确率、可靠性高。③装置实现了遥控、遥测、遥信、遥调功能，取代了传统变电所的预告信号、事故音响、仪表监测的作用；实现远方监控，可取代传统的有人值守模式。④实现GPS卫星对时及故障录波功能，极大地方便了对电力系统故障的分析处理。

2）但是在目前阶段，继电保护的运行环境基本未变，现代化电网、综合自动化变电站对继电保护全方位的功能要求越来越高。与电磁型保护相比，微机装置对对抗干扰、防雷击、工作环境、电源电压等客观条件的要求更高。在变电站的远方后台监控上，还有不尽完善之处。这就需要改进继电保护的管理、改善继电保护设备运行环境、完善继保设备的设计维护方法，以补充和完善综合自动化变电站的功能，确保电网安全、稳定运行。

3分析探讨

与传统的电磁型继保装置一样，在综合自动化变电站的建设、改造、运行中，继电保护工作主要涉及：①电气设备。②继保装置的选型设计、安装调试、验收投运、运行维护、检修技改等阶段。笔者根据自己的工作实践体会，对继电保护在变电站综合自动化系统中的应用进行分析探讨，提出建议。

3.1选型设计

1）统筹规划，应选择使用知名厂家、技术成熟、设计完善性能稳定可靠的继保产品，确保设备硬件质量过硬，能在系统中长期稳定运行。避免选用技术过渡型、性能不稳的设备，导致在运行中出错或发生缺陷，再去耗费大量物力、人力进行更换改造。

2）使变电站设计适用于综合自动化及传统的有人值守两种模式，建议保留传统变电站的事故音响、预告警铃、电压监测的作用。以免发生数据无法远传或网络故障时，变电站能立即恢复到现场有人值守模式，确保电力设备的安全运行。

3）有些变电站在综合自动化改造后，其接地网未变。但是，随着电力系统的发展，短路容量不断扩大。微机型继保装置对变电站接地网的要求越来越高。因此，应提高接地网的设计标准。按照继保反措要求，改造不良接地网，使用导电率高、耐腐蚀性强的接地网，确保接地电阻小于0.5Ω，并符合《计算站场地技术要求》和《计算站场地安全要求》。以防止由于接地网的不良导致故障时地电位升高，引起继电保护误动、拒动、烧坏二次设备等事故。

4）建议改进监控数据库，将后台信号按重要等级、变电站名称，划分“保护出口，开关跳闸”、“I类缺陷，告警”、“II、III类缺陷，告警”、“辅助电气量位置变化，提示”四类，并分类显示。当故障发生，众多后台信号同时显示时。运行人员能迅速找出其中重点，作出正确的分析判断。

3.2安装调试

1）在综合自动化变电站建设中，继电保护涉及测量表计、后台监控、直流系统、五防、远动等设备。因此，我们必须在调试阶段内明确继电保护与这些设备间的责任界限与分工，相互配合协调，做好基础数据的录入；系统数据库的建立以及对各设备进行联合调试等工作。

2）对于继电保护装置的新安装校验，必须对装置加入80%额定电压，模拟系统可能发生的各种故障，做装置的整组模拟、传动试验，确保装置各条逻辑回路的正确性得到一一验证。

3）与电磁型保护相比，微机保护功能先进，但抗干扰能力与防潮性能都比较差、易遭雷击；对工作环境、电源电压等客观条件的要求很高。因此必须采取：“电缆屏蔽层两端接地”抗干扰规范；二次回路及网络线配置避雷器，变电站控制室装空调调节室温；装置的直流电源加装滤波、稳压设备；装置的交流电源加装雷电浪涌吸收器等措施，确保微机装置可靠、安全工作。

4）保证继电保护及自动化装置的背板、端子排、压板、插头的接线牢固性，做好光缆、网络线的防外力破坏的措施。

5）应做好工程关键质量点的控制，因为整个系统最终运行好坏将通过其反映。如GPS系统对时精度，继电保护整组传动试验的远方后台监测反映，全站模拟量的精度，远动通道质量等。

3.3验收投运

1）按继电保护要求对设备验收，除常规的保护整组传动试验外，要着重加强对设备的遥控、遥信、遥测、遥调操作验收，如果把关不严，将对今后运行带来负面影响。

2）根据“四遥’验收情况及设备的具体特点，制定相应的运行操作规程；在设备投运后，列出系统运行要点，以利于今后维护。

3）竣工图纸、校验报告书、技术资料及时报送管辖单位及运行操作班：做好变电站系统数据的备份工作（因变电站设备的数据常常需要根据现场情况修改，灵活性大）。为今后的运行维护、检修改造作好技术上的准备。

3.4运行维护

1）加强运行操作人员的现场培训。运行人员的业务素质和对新设备的熟悉程度，将直接关系到设备的运行维护质量。运行人员应在设备投运前，熟悉变电站的运行方式、主接线情况，学会使用操作微机装置，并经严格考核后方可担任运行维护工作。

2）某变电站改造前在高温酷暑期间，由于保护装置设备室空间过于狭小，空调降温无法达到设备规定的运行环境温度，某微机装置过于密封而导致局部发热烧损。因此，应加强设备巡视，积累运行经验。气候恶劣、气温异常时，合理调节现场工作环境（启用加热器除湿、开空调降温等），维护微机设备在健康运行状态。

3）完善远方后台装置的遥控、遥测、遥信、遥调功能。全天候监视设备的运行状态。做好各种事故预想，能正确分析后台信号，判断故障情况。

4）建议将GPS卫星对时及故障录波装置列入日常巡视的重点项目。确保电力系统故障情况能随时记录，便于分析处理。

5）许多变电站综合自动化改造后，其保护、控制、信号、电磁锁电源均统一为220V直流电源，使室外设备直流回路增加了。因此要做好室外直流回路的维护工作，减少发生直流接地故障的发生。

3.5检修技改

1）按照《继电保护及电网安全自动装置检验条例》的要求，对继电保护设备进行检验。在微机装置的周期检验中，应着重加强检查装置的模拟量输入、开关量输入、传动回路、接线牢固性。做到“应修必修，修必修好”，建议依据设备检修质量对工作负责人实施奖惩挂钩制度。

2）规范继保装置或继电器的使用年限。对超期运行、仍正常工作的设备作退役更新处理，减少故障率发生，确保电网安全、稳定。

3）规范测量、数据通信、网络线等设备的周期性检验制度，确保继电保护及其相关设备安全稳定运行，发挥综合自动化变电站的高水平运行状态。

4）按照继电保护要求，完成设备的反事故技术措施，消除设备故障隐患。坚持继电保护24h消缺制度，设备发生故障，要随呼随到。赶赴现场处理，尽快修复，缩短设备停电时间。

4结束语

常规变电站综合自动化改造分析 第7篇

综合自动化变电站具有微机继电保护, 具备常规变电站保护的全部功能。同时保护装置具有独立性, 在监控系统退出运行时, 微机继电保护依然能够正常运行。综合自动化变电站能够实现多种数据的采集, 包括模拟数据, 如电压、电流、有功功率、无功功率等;以及状态数据, 如断路器分合状态、隔离开关状态、设备告警信号等。能够实现SOE事件记录和故障录波。自动化系统能够对开关和刀闸进行分合控制, 投切电容器、电抗器, 调节变压器挡位, 查看保护装置定值。具有电脑五防, 实现操作闭锁功能。同时综合自动化系统还包括同期合闸、数据处理、数据记录、告警、远控等功能。本文研究了变电站综合自动化设计原则, 并说明了几项具体的变电站综合自动化改造方案的内容, 希望能对综自改造起到参考作用。

1 变电站综合自动化设计原则

常规变电站在进行综合自动化改造后, 要能够符合调度的要求, 各项功能综合在一起, 共享资源信息, 具有较高的可靠性和稳定性, 实现变电站的综合自动化管理。一般情况下, 变电站采用分层分布原则, 其分层结构如图1所示。

分布指的是物理分布而不是地理分布, 具有较强的开放性和通用性, 能够实现资源共享。保护和测量回路相互独立, 具有防误功能。在满足综合自动化需求的前提下, 实现经济最优。后台能够监控各个设备, 监控主站退出时, 能够人工就地控制设备。

2 常规变电站综合自动化改造目标

通过对常规变电站进行综合自动化改造, 可使全站一次设备和二次设备实现实时监控和遥信、遥测、遥控、遥调“四遥”功能, 提高电站运行管理水平。自动化系统结构为分层分布式, 功能综合化, 通讯网络化, 监测数字化, 管理智能化。二次设备全部换成微机控制, 实施网络化管理, 对一次设备的监控功能实现质的飞跃。故障录波器能自动记录故障发生前后的电气量变化, 为故障分析提供有力依据。加入微机五防, 大大提高电站防止误操作的能力, 倒闸操作通过五防系统的逻辑判断, 确保变电站运行安全。保护、测控、远动装置等设备运行正常, 电站可转为无人值班。

3 变电站综合自动化改造方案

以110 k V变电站综合自动化改造为例, 其改造内容主要包括:更换主变保护、线路保护、母差保护、电容器保护、备自投装置、故障录波装置等, 增加直流馈线屏、UPS屏、GPS屏、微机五防系统等。

3.1 主变间隔综自改造

将主变保护改造为微机型装置, 主变测控屏能够对主变各侧电流、电压、有功功率、无功功率、变压器线圈温度、变压器油温等模拟量实现采集, 对主变各侧断路器分合状态、调压挡位、隔离开关位置、中性点刀闸位置、主变本体信号等开关量实现采集。在高压场能够就地控制一次设备, 在测控屏能够远方控制一次设备, 在监控后台同样能够实现一次设备的控制。各个遥信信号通过硬接点接入公用测控屏。

改造的具体施工内容包括:拆除原保护控制屏, 安装主变保护测控屏, 敷设二次电缆;更换主变本体、互感器、刀闸、断路器、本体端子箱、高压开关端子箱等处的二次电缆;接入GPS对时系统和故障录波器, 对保护测控装置进行调试和带负荷测试。改造完成后, 主变保护装置具有差动速断保护、二次谐波制动差动保护、比率制动差动保护、本体重瓦斯保护等主保护功能, 还具有复合电压闭锁过流保护、中性点间隙零序过流保护、过负荷等后备保护。

3.2 110 k V间隔综自改造

对110 k V线路、母差进行综自改造, 具体改造项目同样是更换保护屏, 敷设相关二次电缆。母线保护具有母线差动保护、母联过流保护、母联失灵保护、母联充电保护、母联死区保护、母联非全相保护以及断路器失灵保护等。增加110 k V PT并列装置, 公用测控装置通过PT并列装置实现PT的遥信和遥测。改造的主要内容是安装PT并列屏, 敷设二次电缆, 改造完成后对母线电压进行核相。

3.3 10 k V间隔综自改造

10 k V间隔的保护装置就地安装在开关柜上, 通过综合自动化改造, 能够实现对10 k V电流、电压、无功功率的遥测, 断路器以及保护信号的遥信;对断路器能够在开关柜、监控后台以及调度进行控制;保护信号能够遥控复归;保护动作、告警信号等用硬接点方式接入公用测控装置。改造的主要内容有:装设开关柜上安装的保护并配线, 更换新柜门面板, 更换柜内端子排, 更换交、直流控制电缆。10 k V线路保护设有速断、三相式延时过流及后加速保护, 具备三相一次重合闸功能。10 k V电容器组保护设过压、失压、差压保护和过电流保护, 10 k V分段保护设速断、三相式延时过流及充电保护。

3.4 备自投装置综自改造

改造后, 新备自投装置能够实现线路及母联备自投能力、线路备自投及分段备自投功能、分段开关分段备自投功能。

3.5 直流系统综自改造

直流系统在主控室采用辐射供电方式, 屏柜用单回路直接从直流馈线屏获取电源。其中备自投屏、主变保护屏、公用测控屏按双回路方式从#1直流屏和#2直流屏获取电源。

3.6 其他系统综自改造

增加卫星同步对时系统, 增加UPS逆变器, 电能表全部更换为电子式多功能电能表, 新增一套微机五防闭锁系统。

4 结语

本文主要介绍了变电站综合自动化改造的原则和方案, 并对改造的具体实施进行了分析和总结, 可为今后常规变电站的综合自动化改造工作提供参考。

摘要：将常规变电站改造为综合自动化变电站, 实现无人值班和集中监控, 是目前变电站运行模式的主要做法。综合自动化系统能够向运行值班人员和调度人员提供设备运行的详细信息, 为电站的安全稳定运行提供技术保障。现针对常规变电站综合自动化改造进行了探讨, 分析了变电站综合自动化改造技术方案的具体内容。

关键词：综合自动化,改造,分层分布式,监控,调度

参考文献

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变电站综合自动化改造问题分析 第8篇

1 变电站综合自动化改造工程

1.1 综合自动化改造内容

拆除旧保护屏、控制屏,安装新微机保护屏、测控屏、公共信息测控屏、远动主机屏、监控逆变电源屏、数据网屏、故障信息子站屏、五防遥控闭锁操作屏等装置;敷设电流、电压及控制电缆;继电保护、自动装置及远动监控装置二次电缆连接;当地监控系统设备安装及调试;继电保护、自动装置、监控装置及辅助设备调试;继电保护、自动化装置与当地监控系统及地调自动化系统联调;继电保护及自动化装置投运后带负荷检验。

1.2 改造期间的安全措施

严格执行《国家电网公司电力安全工作规程》及其它有关安全管理的规章及规定,杜绝习惯性违章行为,严格按照图纸施工,图纸不得随意改动,如果更改需要履行图纸变更手续;拆撤旧电缆前,要按工作票做好安全措施,并且按图纸核对电缆及连线,无误后方可拆除电缆及连线,电缆两侧连线拆除后方可撤除电缆;撤出及敷设电缆时,要小心谨慎,做好安全措施,不要将运行中的电缆刮伤、刮断;安装及撤出屏柜时,谨防误碰柜顶小母线;需要断开的跳闸、合闸回路应至少有两个明显断开点;新上微机保护及测控装置验收试验,试验项目要做全、做细,不能随意减少;保护及测控回路带负荷测相位,要事先预想结果,发现问题要及时、认真分析,不能随意下结论,严把最后一道关;所有电缆孔洞,在当日作业结束前要及时封堵,严防小动物进入。

2 改造过程中遇到的问题

2.1 关于主变保护“控制回路断线”信号设计缺陷问题

在调试主变保护过程中发现存在设计缺陷:当主变的二次主开关回路发生控制回路断线时能及时发出“控制回路断线”信号,但是如果误拉控制直流开关或因某种原因导致控制直流开关跳开,则主变的二次主开关“控制回路断线”信号无法及时发出。这是因为位置接点只有两对,一对为远动装置提供合、跳位;另一对既要发信号,又要为主变备自投提供位置接点,所以设计中要增加重动继电器,但是重动继电器所取电源为二次主控制直流,且本身接点为常开接点,当误拉控制直流开关或因某种原因导致控制直流开关跳开时,“控制回路断线”信号将无法发出,因此准备将该电源接至保护屏总电源上,这样就能避免上述情况的发生。见图1。

2.2 装置内部接线错误问题

在调试某套220kV线路保护时,将重合闸把手打至停用位置时,保护重合闸装置仍然能够出口;模拟B相或C相单相接地故障时,保护装置均三相跳闸,造成保护不正确动作。通过对保护装置原理分析及跳闸位置继电器接点回路的检查,发现装置内部接线存在错误:1).重合闸把手存在接线错误,当重合闸把手打至停用位置时,因为把手接线错误,“停用”开入量没有传给装置,导致重合闸在停用位置时无法放电,造成保护重合闸不正确动作;2).跳闸位置继电器接点回路存在接线错误,由于跳闸位置继电器接点B相和C相接反,当发生B相或C相接地故障时,保护装置判定故障相未跳开,从而启动保护三跳出口,导致保护不正确动作。见图2。

2.3 光纤通道匹配问题

在联调某套220kV线路保护过程中,发现光纤保护装置间断性地发通道正常及通道中断的报文,且间隔的时间不定。若间隔的时间的长,光纤保护装置会有报文和告警信号;若间隔的时间的短,该光纤保护装置既无报文和也无告警信号。对端变电站为无人值守,若通道中断,装置无报文发出,运行人员就无法知晓;继电人员也就无法掌握光纤保护的投入率,经过一个循环的检查,怀疑是由于新旧设备不兼容造成的。联系厂家相关技术人员,得到证实,该厂设备确实存在着新旧设备不兼容的问题。

2.4 直流电源问题

在直流电源设计中,尤其是在220kV线路等采用两套保护的设备,通常采用从直流屏Ⅰ、直流屏Ⅱ引电源至每排保护屏顶小母线即为±KM1、±KM2,再由屏顶配线至各个保护屏,这样不利于绝缘监视,当某套保护某回路发生直流接地时,不利于查找。在改造中,采取辐射型接电源方式,即每套保护分别独立取直流电源,一旦绝缘能力降低时,能迅速查找出故障电缆。

3 监控系统配置

3.1 数据采集及传输

系统通过测控单元采集变电站各运行单元的实时信息,并通过数据网和专线方式向省调和市调控中心传输;系统配备多种通信规约,允许用户以人机对话方式方便定义、修改通信规约,并能够方便地在系统中增加新的通信规约;实时数据库中所有测量值采用越死区更新方式,死区设定值可由用户根据被测数据的重要性分别确定;所有的实时数据应每隔适当的周期进行一次全部扫描更新,以保证数据库中的数据能正确反映当前电力系统的状态;系统能够对通信通道进行监视,一旦检测出传输失败则自动切换到备用通道;系统具备数据质量标志功能,通过硬件报告和监视结果对每个量测数据标上质量特征。

3.2 模拟量数据处理

归零处理,系统能够根据给定的归零取值范围和相应开关量的状态确定是否将模拟量扫描输入数据置为零值,以解决零漂问题;合理性校验,对每个被测对象设置物理限值及突变限值,根据预先设置的代表正确运行范围的合理性限值进行检查,对不合理的数据实时库不予更新;越限检查,对每个被测对象设置报警限值,当检测模拟量超过给定限值时发出报警;变化率检查,被检测模拟量数值变化超过给定值时,发出告警;遥测值与遥信状态不对应检查,当遥信状态与遥测值矛盾时,发出告警。

3.3 遥信处理

遥信误动判别,检查其有效性,并写入实时数据库,填写质量标志,产生相应的时间和报警;提供人工设定遥信状态功能,并屏蔽远传信息;用户可以选择报警类型的判断方法(判据一般为事故总信号),并能够统计开关事故跳闸的次数。

3.4 报警处理

系统可按报警信号的性质及重要程度分为不同的等级,各级报警可以使用不同的音响及CRT显示提示操作员;提供报警总表及报警分类清单;具有某项报警的确认、禁止及恢复功能,且只限定在被授权处理相应报警类别的那组控制台上进行;音响及语音告警,系统允许用户根据需要选择采用音响还是语音告警方式;自动推画面,当检测出电力系统故障时,自动推出用户指定的相关画面显示在若干台CRT上。

3.5 历史数据存储与报表

系统能按不同的采样周期采集、存储模拟量和状态量;每个采集集合的数据点和采样周期可以由运行人员在线定义和修改;系统应根据用户设置的存储期限定义磁盘历史数据存储容量,当存满数据前或错误发生时,应向系统管理员发出提示信号;系统应使用商业数据库进行历史数据的存储;系统应能在工作站上生成报告并周期性打印或人工启动打印,使用商业电子表格编辑制作报表;允许运行人员在线生成和编辑报表中的数据;报表中的数据可以来自实时数据库、应用数据库、历史数据库、各种数据文件及其它报表。

4 结语

目前,该地区城网变电站综自改造已全部完成,并且顺利投入运行,但是,随着计算机技术和通讯技术的不断发展,变电站综合自动化技术水平也在不断革新,变电站也正朝着数字化变电站乃至智能化变电站的方向发展。因此,无论是现阶段变电站综合自动化系统的维护还是新的技改工程,在现场实际还会出现各种各样的问题,需要一线人员进一步总结经验、共同探讨,不断完善变电站自动化系统,确保电网安全稳定运行。

参考文献

[1]中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局,中国国家标准化管理委员会G/T14285-2006.继电保护和安全自动装置技术规程.北京:中国标准出版社,2006-08-30

[2]王远璋,张金元.变电站综合自动化现场技术与运行维护[M].北京:中国电力出版社,2004

35kV变电站自动化改造实践 第9篇

大红山铜矿35kV变电站是由昆明有色冶金设计院按4 800t/日的采选规模设计的,于1993一期工程结束时接入全部开关柜(四川电器开关厂1993年产品,二次保护为原始的继电保护控制系统)。2003年二期结束时投入16 000kVA主变2台(1用1备)。2006年一选厂万吨技改时将1台主变更新为25 000kVA(主供25 000kVA,保安备用16 000kVA)。从2006年以来,主供变压器在负荷上限运行,平均负荷为21 000kW,最大为23 000kW,部分开关柜长期超负荷运行。

1 变电站运行情况及安全隐患

35kV铜矿变建设初期没有考虑到负荷会大幅增加,因此导致开关柜长期处于超负荷运行状态,现场环境温度较高,开关操作较为频繁,井下电缆故障(事故)常引起110kV变电站越级跳闸,对选矿及井下安全生产造成较大影响。

35kV铜矿变在运行中主要存在以下问题与隐患。

(1)原开关的分断能力和防误性能差,开关不能频繁操作,且漏油严重,维修量大,备品备件难以购置。

(2)一选厂技改及井下生产区域扩大,使开关负荷加大,加之环境温度高,开关操作频繁,导致开关磨损严重,老化加剧。

(3)开关柜内的二次控制线因开关漏油造成控制线路老化严重、绝缘能力下降,致使开关误动多次发生,且排除故障的时间长,严重影响正常生产。

(4)原保护装置为电磁继电器型,新老产品尺寸不同,更换新型继电器困难。

(5)由于35kV二次控制保护系统反应时间长、动作误差大、可靠性差,而110kV变电站采用微机保护控制系统的反应和动作均优于6kV、35kV二次控制保护系统,因此常发生越级跳闸,导致停电范围扩大。

(6)大红山铜矿地处多雷雨区,每年雷雨都会造成开关误动,给安全生产带来隐患。

2 变电站自动化升级改造的重要性

(1)变电站35kV及6kV供配电系统是大红山铜矿一选厂和井下的主要供电系统,一旦发生故障,将直接影响矿山的正常生产,并威胁到作业人员的生命安全及矿山生产设备设施的安全,特别是矿山每年100多次的大爆破,供电事故会使相关的爆破处置变得十分困难。

(2)根据大红山铜矿持续发展需要,矿山采选由2个35kV变共同供电,其中35kV铜选变为2007年新建,其安全可靠性较高,通过更新改造后能满足整个矿山的采选需要。

(3)由于铜矿变35kV保护、6kV供电系统的电气设备可靠性差,因此只有对35kV铜矿变进行更新改造,提升其安全供电技术水平和供电保护性能,才能确保矿山供电的安全可靠。

3 变电站自动化升级改造面临的困难

3.1 技术上的困难

变电站35kV采用GBC-35型开关柜,断路器为少油SN10-35(Ⅱ)型,柜体较大,整体拆除搬迁困难,对其进行无油化改造难度大。6kV采用GC5-12型开关柜,断路器为少油SN10-10(Ⅱ)型,其开关改造存在整体更换与部分改造两种选择,各有一定困难。

3.2 施工组织上的困难

由于该变电站为大红山铜矿的中心变,承担着一选厂及井下生产供电任务,因此设备改造期间必须正常供电,如何确保改造与生产两不误是本次改造的最大困难。

4 自动化改造技术方案

本次变电站自动化改造的主要目的是更换35kV及6kV油开关,将继电保护改为微机保护,改造分三部分。

4.1 35kV开关柜的改造

根据现场实际测量结果,综合考虑现有有关产品安装技术参数,35kV开关柜改造只更新内部手车柜,利用原壳体,分段实施改造,这样既可以解决35kV开关柜整体拆除的麻烦,又不影响正常供电,改造较为方便,投入费技术交流用也较低。

具体方案:拆除原少油断路器手车,用ZN23-40.5/1250A-31.5kA型手车式户内高压真空断路器替代老型号产品,该断路器手车和原少油断路器手车外形尺寸、操作方法均相同。该真空断路器为陶瓷泡,装配在手车上,推进机构与原少油断路器手车推进机构一致。采用弹簧操作机构,以保证真空断路器的分合闸速度,断路器上下触头的开距和间距与原少油断路器尺寸一致,二次配线和原手车一致。更换时只要将少油断路器手车移出开关柜,将真空断路器手车推入柜,插上二次插头,就可进行试验,非常方便,柜内其它任何元件尺寸都不需改动,方便快捷。

二次系统采用微机保护,通过集中组屏实现对35kV供电系统、主变压器的保护。

4.2 6kV开关柜的改造

4.2.1 6kV开关柜

拆除原GC5-12型开关柜,用全新的KYN28型开关柜代替,一次性更新改造到位。主变控制开关及母线联络开关,用施耐德EVOLiS-12型断路器组装;出线控制开关采用宝光VS1型真空断路器;二次保护采用后台集中和分散式微机自动化保护装置。新开关柜柜体的主要安装尺寸与原柜体尺寸相同。

4.2.2 6kV各开关柜内主要元件配置

6kV系统主变控制开关柜(6613,6621)2个,真空断路器选用施耐德EVOLiS-12型,柜体宽为1 000mm。电流互感器选用LMZJ1-12型,3个;其二次侧为三线圈,一组用于主变差动保护,一组用于过流、速断保护,另一组用于测量、计量。微机保护装置集中组屏。

联络柜(6616)1个,真空断路器选用施耐德EVOLiS-12型的,柜体宽为1 000mm。电流互感器选用2台LMZJ-10型的,微机保护装置集中组屏。

TV带避雷器柜(6615、6631)2个,电压互感器选用JDZ-6型,各3个,熔断器选用RN2-10型,各3个;避雷器选用氧化锌避雷器,型号为Y5WS-7.2kV,带放电计数器各3个;并加装消谐器;微机保护装置选DVP-671N型,各1个,柜体宽为840mm。原放6617柜的位置改为放隔离柜,原6617柜改为6631柜。

馈线柜(6602,6603,6605,6606,6607,6608,6609,6610,6611,6612,6614,6618,6619,6620,6622,6623,6624、6625,6626,6627,6628,6629)共22台,真空断路器选用VS1-12/1250-25kA型,微机保护装置选用DVP-631N型,电流互感器选LZZBJ9-12型,各2个,电流按一次接线图配置,有功电度表1个,过电压保护装置1组,接地开关1组,带电显示器1套,零序电流互感器1个,柜体宽为840mm。

电容器柜(6601、6630)真空断路器选用VS1-12/630-25kA型;保护装置选用电容器保护DVP-641N型,电流互感器选用LZZBJ9-12型,各2个,电流按一次接线图配置,有功电度表1个,过电压吸收装置1个,零序电流互感器1个,柜体宽为840mm。

母线隔离柜(6617)内装隔离手车,柜体宽为840mm。

所用变压器柜(6604)真空断路器选用VS1-12/630-25KA型,保护装置选用变压器保护,为DVP-623N型,电流互感器选用2个,LZZBJ9-12型电流按一次接线图配置,有功电度表1个,过电压保护装置1组,零序电流互感器1个,柜体宽为840mm。

主母线选用100mm×10mm的铜板,2块并用。分支联线按一次接线图配置,选用80mm×8mm或60mm×6mm铜母线。

6kV配电室到控制室的控制电缆全部更换,保持两台主变控制柜及母线联络柜在控制室及现场操作。

4.3 二次保护及其监控部分改造

(1)对35kV双回进线、两侧TA配置,采用集中组屏式微机保护监控装置,后台监控操作。其特点是人性化操作,全中文显示负荷电流、分断时间、开断次数、报警信息等。

(2)按现在容量分别为16 000kVA和25 000kVA的2台主变压器保护选择配置。保护功能为差动速断保护,后备保护,过负荷保护,低电压保护,过电压保护、重瓦斯、轻瓦斯、温度保护等。

(3)对计量电度表,35kV采用集中组屏安装,6kV采用分散式开关柜内安装。

(4)对6kV保护,2台主变控制柜及母线联络柜同35kV集中组屏,其它出线保护全部采用分散式微机保护装置,操作可由后台完成,也可以现场进行。

5 临时供电措施

根据6kV开关柜改造技术方案,需将原开关柜全部拆除,以便安装6kV新开关柜。为保证6kV开关柜的顺利改造与供电的正常进行,需将6kV负荷全部转出。

具体方案:针对6kV出线负荷,采用18台户外ZW8-12G/630A-20型真空断路器,分Ⅰ、Ⅱ段安装。Ⅰ段6台户外真空断路器临时安装于选厂出线塔架基础靠上方,Ⅱ段12台户外真空断路器临时安装于变电所靠滤油机房侧。两段开关分别采用3根3YJV22-3×185mm2铜芯电缆从#1主变6kV侧分别引至Ⅰ、Ⅱ段的连屏母线上,Ⅰ段出线重新制作短电缆连接到塔架,Ⅱ段出线将原电缆回出,分别搭接在相应的断路器上,将所有6kV供电负荷转移到户外真空断路器上,以保证铜矿变6kV开关柜更新改造时矿山供电正常。

6 改造实施步骤与改造实践

(1)首先安装临时供电设施,在年终检修前将Ⅰ、Ⅱ段临时供电柱上真空开关(18台)安装到位,同时制作两段临时供电设施的进线电缆与部分出线电缆,保证相序相符,并对柱上真空开关的保护值进行调整,以满足各回路负荷要求,为负荷转移做好准备。

(2)在变电站用35kVⅠ段为#1主变供电时,在不影响供电的情况下可以对Ⅱ段开关及#2主变保护进行改造,主要工作是拆除Ⅱ段的进线柜、#2主变柜及母联柜的小车,并对新的小车柜触头位置进行调整,对二次保护接线进行改造。同时在控制室原保护柜适当位置安装35kV保护屏、#2主变保护屏、电度表屏及相关控制电缆,并完成相关调试工作。两项改造完成后报电力公司批准,投运Ⅱ回进线开关,至此35kVⅡ段改造工作完成。

(3)利用一选厂年终停产检修时间,停35kVⅠ段及#1主变,启用35kVⅡ段及#2主变供电,开始35kVⅠ段及#1主变保护改造工作,改造方案及步骤与35kVⅡ段相同。同时对#1主变临时供电电缆进行安装联接,将6根3×185mm2铜芯电缆从#1主变6kV侧分别引至Ⅰ、Ⅱ段临时柱上开关的连屏母线上,为临时供电负荷转移做准备。

(4)35kVⅠ段开关及#1主变改造完后开始6kV负荷转移工作,在启用#2主变为原6kV开关供电的同时,启用#1主变供临时真空柱上开关设施,将6kV负荷回路逐个地拆除并重新搭接在临时供电设施的相应回路上,完成6kV各回路负荷转移后,再停运#2主变,用#1主变供临时供电负荷。

(5)6kV负荷转移完成且供电正常后,拆除6kV开关柜,安装新的开关柜,并做好母排联接、二次保护安装、相关试验及#2主变母排安装工作。安装完成后启用#2主变供6kV新开关,空载试运行24小时。

(6)6kV开关空载试运行完成后开始6kV负荷转入工作,先将井下各回路负荷逐一转入,再停#1主变转移一选厂负荷,同时对#1主变出线母排进行改造安装。#1主变改造安装完成后,#1、#2主变并网运行,从而停#2主变启用#1主变供电。至此,负荷转移及变电站的改造基本完成。

7 变电站技术改造工作评估

综上所述,通过对大红山铜矿35kV变电站进行的升级改造,提高了变电站运行的安全性与可靠性,提升了管理效率与供电质量,减少了维护工作量,减轻了值班工劳动强度。改造后的变电站开关设备更加美观,防误功能更加完善,操作更加方便、安全,自动化保护系统可以对全站供配电系统进行保护,实现了遥测、遥信、遥控、遥调及计算机实时显示。

参考文献

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[5]张鹏,张波.复杂配电系统的可靠性评估[J].继电器,2004, 32(15):19-22,33

变电站自动化改造 第10篇

目前, 将变电站由常规站改造为综合自动化变电站成为一种趋势。但是, 变电站内存在不同厂家的自动化装置, 其接口类型繁多, 装置数量也不等。变电站自动化系统的网络标准化的要求相比, 数据传输规约统一标准化的要求更为迫切。无论是站内不同厂家设备之间还是在和远方调度的连接中, 由规约转换问题引起的软件编程成为实际工程调试量最大的项目, 是目前自动化技术发展的一大问题。以下针对某220kV变电站装置设备的具体情况提出了通信接口的实施方案。

2 通信接口方案选择

在变电站自动化的通信系统中, 为了保证通信双方能够正确、有效、可靠地进行数据传输, 在通信的发送和接收过程中有一系列的规定, 以约束双方进行正确、协调的工作, 将这些规定称为数据传输控制规约, 简称为通信规约, 也就是通信协议。

2.1 网络通信优缺点

2.1.1 LonWorks总线

LonWorks是一种新型现场总线。它的基本思想是将控制系统按局域网络的方式构造, 用网络节点代替局域网中的工作站, 网络节点安装于监控现场, 直接与各种传感器和控制器相连。LonTalk是LonWorks的通信协议, 固化在神经元芯片内。LonTalk局部操作网协议是为LonWorks中通信所设的框架, 支持ISO组织制定的OSI参考模型的7层模型, 并可使简短的控制信息在各种介质中非常可靠地传输。LonWorks具有以下技术特性:

1) 开放性, 网络协议开放。

2) 通信介质开放。可在任何通信介质条件下通信, 包括双绞线、电力线、光纤、同轴电缆、射线电缆、红外线等, 并且多种介质可在同一网络中混合使用。

3) 互操作性。LonWorks通信协议LonTalk是符合ISO的开放系统互连 (OSI) 模型, 任何制造商的产品都可以实现互操作。

4) LonWorks通信采用了“网络变量”, 使网络通信的设计简化成为参数设置, 增加了通信技术的可靠性。

5) 通信的每帧有效字节可从8到228个字节。

6) 通信速度可达1. 25Mbit/s, 此时有效距离为130m。

7) Lonworks技术的一个测控网络的节点数可达32000个;LonWorks直接通信距离长达2700m双绞线, 78Kbit/s。

8) LonWorks技术的核心是神经元芯片 (Neuron Chip) 。该芯片内部装有3个微处理器:MAC处理器完成介质访问控制;网络处理器完成OSI的3层网络协议;应用处理器完成用户现场控制应用。它们之间通过公用存储器传递数据。

2.1.2 CANBUS现场总线及其协议

控制局域网络 (Contnller Area Network Bus) 是一种基于优先级的高速、抗干扰能力强并具有检错功能的现场总线, 可采用多种媒体通信 (例如光缆和双绞线) , CANBUS通信设备本身又具有较低的造价, 因而它的应用范围遍及工业领域, 从高速网络到低成本的多线路网络, 特别是在电气自动化领域。CANBUS主要技术特性如下:

1) CANBUS可以多主式工作, 网络上任意一个接点均可以在任意时刻主动向其它节点发送信息, 而不分主从, 通信方式灵活。

2) CANBUS网络节点可分成不同的优先级, 可满足不同的实时要求。

3) CANBUS采用非破坏性总线裁决技术, 当两个节点同时向网络上传送数据时, 优先级别低的自动地主动停止数据发送, 而优先级别高的网络节点不受任何影响继续传送数据, 大大节省了总线冲突裁决时间。

4) CANBUS可以点对点, 一点对多点 (成组) 全局广播几种方式传送接收数据。

5) CANBUS直接通讯距离最远可达l0km, CANBUS的通讯速率最高可达1Mbit/s。

6) CANBUS上的节点数实际可达110个, 理论值可达2000多个。

7) CANBUS采用短帧结构, 每一帧的有效字节数为8个, 这样传输时间短, 受干扰的概率低, 重新发送时间短, 尤其适合在强电磁场环境下工作。

8) CANBUS每帧信息都有CRC校验保证了数据出错率极低。

9) CAN节点在错误严重的情况下, 具有自动关闭总线的功能, 切断它与总线的联系, 以使总线的其它操作不受影响。

2.1.3 优缺点比较

LonWorks性能较强, 但系统复杂, 造价较高。因而其实用性较差。CANBUS是基于优先级的多主从节点结构, 具有较强的纠错能力, 克服了RS-422和RS-485总线的缺点, 而与LonWorks相比具有系统结构简单、造价低、实用性强等优点, 因而CANBUS是变电站综合自动化的一种性价比最优的选择。其网络通信优缺点比较见表1所示。

3 线路保护接口方案比较

3.1 方案比较

某220kV变电站220kV老线路共两回, 采用CSL—101A、102A型保护装置。110kV线路8回线路, 采用CSL164C型保护装置。以上线路保护均为CSL系列保护, CSL系列只能出LON网报文, 即四方公司的2000规约, 原来一直没有通讯, 本次综合自动化改造需要建立通信, 实现保护装置与综合自动化的接口。为此, 需要就接口方案进行经济技术比较分析后选择。

方案一:配置2台CSM320E管理机, 利用管理机上的LON网接口分别接入110kV线路保护和220kV线路保护, 通过管理机上的CAN网接口直接连入监控网, 实现通讯介质的转换。CSM320E管理机上运行CSM300EC转出软件, 负责实现CSL系列线路保护装置的CSC2000规约信息到南瑞科技私有规约的转换工作。

方案二:配置2台CSM320E管理机, 利用管理机上的LON网接口分别接入110kV线路保护和220kV线路保护, 通过管理机上的RS485通讯接口连入总控单元的RS485网络, 此过程完成了LON网介质到RS485网介质的转换, CSM320E管理机上运行的CSM300EC转出软件, 负责实现CSL系列线路保护装置CSC2000规约信息到IEC60870-5-103规约的转换工作。通过总控单元完成RS485介质到CAN网的转换和IEC60870-5-103规约到私有规约的转换工作。

方案三:在总控单元上扩展LON网接口, 接入CSL系列线路保护装置, 由总控单元实现LON到CAN的介质转换和CSC2000规约到私有规约的转换。

三种方案从技术角度都可以实现CSL系列线路保护接入到综自系统的目的, 现从方案实施的经济性、合理性、可靠性等方面进行分析比较, 确定综合最优方案。

经济性比较:方案一:按照通用设计规范要求, 保护转出管理装置在介质转换方面只需提供RS485接口和以太网接口即可, 规约转换方面只需支持保护私有规约到IEC60870-5-103规约的转换。采用该方案, CSM320E装置的硬件和软件需要重新设计开发, 开发周期长、成本高。方案二:CSM320E装置的硬件和软件设计符合通用设计规范, 属于标准通用产品, 软硬件配置同“方案一”, 但是不需要开发改进, 成本远远低于“方案一”。方案三:需要南瑞科技的总控单元重新设计开发, 实现介质及规约的转换, 开发周期、成本高, 该方案从经济性上与“方案一”相当。

技术合理性比较:方案一:目前电力系统自动化系统领域光电以太网是组网主流, 而LON网和CAN网均不是目前组网主流, 方案一不具备推广意义。方案二:保护管理装置和南瑞的总控单元无需改动, 都是成熟、稳定、经过现场检验的系统和设备, 工程实施及维护简单, 利于系统稳定。方案三:总控单元软硬件的重新设计影响了全站综自系统的安全稳定运行, 同时需要南瑞开发人员熟悉四方的软硬件结构, 开发适合保护的总控单元, 技术难度大。

可靠性比较:方案一和方案三都未在现场运行过, 风险较大, 调试时间长, 可靠性难以保证;方案二成熟稳定可靠, 现场调试时间短。

3.2 方案选择

根据经济技术比较, 采用方案二。见图1、图2、图3所示。

3.3 母线保护接口

220kV红塔山变电所220kV、110kV母线保护采用深圳南瑞科技有限公司BP—2B型保护装置。该装置在通讯介质上支持485接口方式, 在传输规约上支持IEC60870-5-103规约, 可通过RS485直接与综合自动化进行接口。

3.4 220kV备自投接口

备用电源自投装置采用CSC—246A型装置。该装置在通讯介质上支持485接口方式, 在传输规约上支持IEC60870-5-103规约, 可通过RS485直接与综合自动化进行接口。

3.5 主变保护接口方案

主变压器采用PST-1200保护装置。该装置在通讯介质上支持RS485接口方式, 在传输规约上支持IEC60870-5-103规约, 可通过RS485直接与综合自动化进行接口。

3.6 10kV所用电保护接口

采用国电南京电力自动化设备有限公司生产的PST645型保护装置。该装置在通讯介质上支持RS485接口方式, 在传输规约上支持IEC60870-5-103规约, 可通过RS485直接与综合自动化进行接口。

4 结束语

变电站实现综合自动化是发展的一种必然, 常规变电站综合自动化改造涉及到与原有保护装置的接口, 比较选择好接口方案对于变电站综合自动化的改造具有重要意义。

参考文献

[1]周纹礼等.220kV红塔山变电站综合自动化改造初步设计[R].云南省电力设计院.

[2]杨奇逊, 变电站综合自动化发展趋势[J].中国电机工程学报, 1996, 16 (3) :145-146.

[3]朱大新, 数字化变电站综合自动化系统的发展[J].电工技术杂志, 2001, (4) :20-22.

变电站自动化改造 第11篇

随着现代工业的迅猛发展及居民生活质量的日益增长，电力客户对供电质量及供电可靠性要求不断提高，迫切需要电网系统的不断升级来匹配当前的供电需求。配网自动化利用现代电子、计算机、通信及网络技术，将配电网在线数据和离线数据、用户数据、电网结构和地理图形等进行信息集成，构成完整的自动化系统，可实现配电网及其设备正常运行及事故状态下的监测、保护、控制、用电和配电管理的现代化。而对箱变的远程实时的监视控制将大大提高供电可靠性、经济性以及供电能力，降低劳动成本，提升服务质量，为配网自动化建设打下坚实基础。

传统箱变结构

箱式变电站已经成为我国配网系统中不可缺少的主流产品之一，从产品结构上主要分为美式箱变和欧式箱变，目前我国以欧式箱变为主。箱变一般分为高压室、变压器室、低压室三个部分，分别由高低压开关设备、变压器、电能计量装置、无功补偿装置以及其他辅助设备组成，具有体积小、占地少；投资小、效益高；成套性强、安装便捷等特点。

传统箱变作为直接面向电力客户的终端配电成套装置，除满足基本的供电需求功能外，不能够实现无人值守与远程监控，更无法满足配网自动化的需要。为实现箱变监测、控制和通讯，有必要对传统箱变进行改造。

此次改造的箱变为由宁格朗电气厂家生产的小型一体化箱变，其主接线图如图1所示，高压侧使用负荷开关一熔断器组合电器，负荷开关型号为，分励AC220V，手动操作，配辅助开关2开2闭，熔断器型号为，共3只。变压器选用全密闭油浸变压器，容量为100kVA。低压侧配置总开关和三个出线开关，并装设无功補偿装置。

由于此类箱变没有数据采集模块、接口器件、通信介质、控制设备等设备，不能对其远程监控，无法满足配网自动化要求，为实现对该箱变的远程监控，有必要对其进行改造。

箱变改造过程

1.远程监视的实现

以该箱变已有的电流互感器（CT）为基础，实现对箱变低压侧的远程监视，箱变中加装信号线，在原有测量装置的二次侧加装一组数据采集装置和光电信号转换装置，采集数据可通过光纤传输到后台，配微机显示装置，实现低压侧电流、电压的监视。该箱变容量为100kVA，低压侧CT型号为级，最高工作电压为660V，CT二次输出容量为Sm=5VA，满载负荷误差不超过0.5%，可计算出远程测量电流和电压。假设低压侧实际电流为I，远程测量所测得电流为Im，计算出的电压为Um，则有：

公式（1）表征了CT二次侧电流与实际电流的关系，通过公式（2）可得出远程监视的二次侧电压。通过数据采集装置采集箱变里的各种状态量（如开关、刀闸位置）和模拟量（如电压、电流等），对箱变的运行状态进行监视。

2.远程控制的实现

为实现开关远程控制，需要在箱变中加通信线以实现数据传输，并且需要数据采集、汇集和转发功能，如图2所示，绿色通信线实现箱变中信息传输，如电流互感器二次监控信号，开关位置信号，停送电信号等，并应考虑通信网络管理系统的建设、扩容和改造，以便于实现对配电通信系统的统一管理。

高压断路器K1具备切除故障电流的功能，额定电压为12kV，额定电流100A，分励AC220V，电动操作，可就地和远方操控，远方和就地均配操作按钮及其对应的开关位置指示装置，高压侧接地刀闸为D1。低压总断路器K2额定电压0.66kV，额定电流200A，电动操作，远方和就地操控，设置对应的控制按钮并设位置显示装置。开关K1和K2的动作配合逻辑如图3和图4所示，高压侧接地刀闸D1不需要远程操作，但需要监测刀闸位置信息，远方停送电前都需先检查接地刀闸的位置。远程控制进行停电时，操作人先断开K2，再确认K2位置指示灯指示断开，无异常报警，然后断开K1并确认指示灯位置断开，不合接地刀闸D1。若有检修工作，必须合接地刀闸D1，可由人工就地操作接地，待工作结束后可就地完成送电，若需远程控制送电，工作人待工作结束后，需先断开接地刀闸，再按图4的流程进行远程送电。箱变处应配置专用后备电源，确保在主电源失电情况下后备电源能够维持配电终端运行一定时间以及进行开关分合闸。

运行方式分析

通过对箱变改造，初步实现了箱变低压侧输出电流、电压的远程监视，远程分合高、低压断路器。总体来看，箱变改造应以对实施区域供电可靠性、一次网架、配电设备及相关系统的全面评估为基础，设定合理目标，制定明确方案，因地制宜、分阶段实施。后期建设中可以微机监控系统代替电流表、电压表、按钮、信号灯等装置，并可以不断拓展监控功能，比如温湿度监控、无功补偿等，这些功能的实现，需要配备相应的远程平台提供支持，可以考虑将某一线路或者区域的全部箱变集中管控，针对要实现的功能不断进行完善。

变电站综合自动化的改造现状及趋势 第12篇

变电站综合自动化是将变电站的二次设备 (包括控制、信号、测量、保护、自动装置及远动装置等) 应用计算机、网络技术和现代通信技术, 对变电站实施自动监视、测量、控制和协调以及与调度通信等综合性的自动化系统。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。实现变电站综合自动化, 可提高电网的安全、经济运行水平, 并为推广变电站无人值班提供了手段。近年来, 随着数字化电气量采集系统 (如光电式互感器或电子式互感器) 、智能电气设备以及相关通信技术的发展, 变电站综合自动化系统正朝着数字化方向迈进。

1 变电站自动化系统改造背景

舟山电力局变电站自动化系统改造起步较晚, 开始于2007年, 主要是对上世纪90年代普遍采用的分布式变电站综合自动化系统的结构, 即在RTU基础上加一台微机为中心的就地监控系统, 不但未涉及继电保护, 就连原有传统的控制屏台仍予保留, 自动化程度低, 且有多名值班员24小时轮流值班, 劳动生产率低, 而且安全系数不高。随着计算机技术、网络技术及通信技术的发展, 分散分布式变电站综合自动化系统被广泛应用。这种综合自动化系统的特点是:间隔层中各数据采集、控制单元 (I/O单元) 和保护单元就地分散安装在开关柜上或其他设备附近, 各个单元之间相互独立, 仅通过通信网互联, 并同变电站级测控主单元通信。能在间隔层完成的功能 (如保护功能) 不依赖于通信网。通信网通常采用采纤或双绞线, 最大限度地压缩了二次设备和二次电缆, 节省了工程建设投资。通过“四遥”系统可完成对变电站电气运行状态的监视、测量、控制和调节, 使自动化程度、安全系数及效率大大提高。

2 3 5 k v城东变电站综合自动化改造情况

35k V城东变的规模为:2台40MVA主变、2条35k V进线、18条10k V馈线、2台站用变、4台电容器。本次改造除保留了35kv断路器及隔离刀闸外, 其余部分都予以更换, 包括10k V馈线柜24面并增加了相应的馈线保护及4组10k V电容器组及相应的电容器保护, 更换了380V站用交流屏系统、直流系统, 更换了照明、消防和五防系统, 更换了新的电能EAC系统;更换了35kv线路保护系统、变压器保护测量系统、光纤通讯系统等。

3 5 k V城东变电站采用的是比较成熟的国电南自的EYEwin2.0综合自动化系统, 对全站的设备进行监控和操作等功能。站内监控功能包括站内数据采集与处理、运行监视及报警记录、设备检测与诊断、报表编辑生成修改与打印、人机交互联系及系统维护管理、计算统计、历史数据记录、事件顺序记录 (SOE) 、事故追忆、远方通信等常用SCADA功能。控制调节功能对全站可控设备进行投/退等操作, 对全站可调设备进行升/降等调节功能, 并具备完整的控制闭锁功能。全站配备专门的五防系统, 五防微机和监控主机相连, 微机五防和一次设备上的五防锁配合使用。每次操作前, 先在五防机上模拟操作, 模拟完成无误后方进行人工操作。防止误造作发生, 大大提高安全性。电能计量系统的使用改变了传统的人工按时抄表的模式, 通过在高压室每个出线柜和电容器柜安装电能表, 变压器和站用变的电能表安装在主控室专门的电度表屏上, 然后通过专门的网线连接在通讯屏上。可以方便查询电能的有功、无功、频率等信息。

3 变电站综合自动化系统存在问题

变电站综合自动化系统取得了良好的应用效果, 但也有不足之处, 主要体现在:一次和二次之间的信息交互还是延续传统的电缆接线模式, 成本高, 施工、维护不便;二次的数据采集部分大量重复, 浪费资源;信息标准化不够, 信息共享度低, 多套系统并存, 设备之间、设备与系统之间互联互通困难, 信息难以被综合应用;发生事故时, 会出现大量的事件告警信息, 缺乏有效的过滤机制, 干扰值班运行人员对故障的正确判断。

4 数字化变电站

数字化变电站是变电站自动化发展的下一个阶段, 《国家电网公司“十一五”科技发展规划》已明确提出在“十一五”期间要研究数字化变电站并建设示范站, 且目前已有数字化变电站建成并投入运行, 如绍兴电业局的*****变电站。

数字化变电站指信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站, 基本特征为设备智能化、通信网络化、运行管理自动化等。

1) 数据采集数字化。数字化变电站的主要标志是采用数字化电气量测系统 (如光电式互感器或电子式互感器) 采集电流、电压等电气量, 实现了一、二次系统在电气上的有效隔离,

增大了电气量的动态测量范围并提高了测量精度, 从而为实现常规变电站装置冗余向信息冗余的转变以及信息集成化应用提供了基础。

2) 系统分层分布化。变电站自动化系统的发展经历了从集中式向分布式的转变, 第二代分层分布式变电站自动化系统大多采用成熟的网络通信技术和开放式互连规约, 能够更完整地记录设备信息并显著地提高系统的响应速度。数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类, 即智能化的一次设备和网络化的二次设备;在逻辑结构上根据IEC61850通信标准定义, 可分为“过程层”、“间隔层”、“站控层”三个层次。各层次内部及层次之间采用高速网络通信。

3) 信息交互网络化与信息应用集成化。数字化变电站采用低功率、数字化的新型互感器代替常规互感器, 将高电压、大电流直接变换为数字信号。站内设备之间通过高速网络进行信息交互, 常规的功能装置变成了逻辑的功能模块, 以实现数据及资源共享。目前国际上已确定IEC61850为变电站自动化通信标准。此外, 数字化变电站对原来分散的二次系统装置进行了信息集成及功能优化处理, 因此可以有效地避免常规变电站的监视、控制、保护、故障录波、量测与计量等装置存在的硬件配置重复、信息不共享及投资成本大等问题的发生。

4) 设备操作智能化。新型高压断路器二次系统是采用微机、电力电子技术和新型传感器建立起来的, 断路器系统的智能性由微机控制的二次系统、IED (智能电子设备) 和相应的智能软件来实现, 保护和控制命令通过光纤网络实现与断路器操作机构的数字化接口。

5) 设备检修状态化。在数字化变电站中, 可以有效地获取电网运行状态数据以及各种IED装置的故障和动作信息, 实现对操作及信号回路状态的有效监视。数字化变电站中几乎不再存在未被监视的功能单元, 设备状态特征量的采集没有盲区。设备检修策略可以从常规变电站设备的“定期检修”变成“状态检修”, 从而大大提高系统的可用性。

5 结论

变电站综合自动化系统的发展在我国经历了从集中式到分布式, 再到分散分布式的转变, 随着计算机、通信技术的发展, 数字化变电站正在兴起。舟山电力局也将对110kv白泉变进行数字化改造, 将大大减少二次接线, 提升测量精度, 提高信号传输的可靠性, 进一步提高自动化运行和管理水平。数字化变电站的到来, 意味着变电站综合自动化技术的发展进入的全新的时代。

摘要：文章结合35kV城东变综合自动化改造现状为例介绍了变电站综合自动化的概念、系统的主要功能、传统变电站综合自动化系统的结构以及存在的问题, 并对变电站自动化技术发展方向的数字化变电站的概念、特点做了简单的介绍。

关键词：变电站综合自动化,改造,数字化变电站

参考文献

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