浅谈变电站综合自动化改造

邹文峰

摘要:近年来,将变电站由常规站改为综自站渐渐成为一种趋势。综自改造后的变电站,其运行情况越来越依赖于自动化装置的实用性及成熟性。该文就改造中出现的问题做出相应分析,以寻找解决这些问题的合理方案。

关键词:变电站 综合自动化 改造

1 改造的内容

对于110kV变电站的改造通常是为了满足当地电力发展需要的, 提高电网供电可靠性,实现调度自动化。从目前来看,110kV变电站自动化技术的飞速发展,为变电站自动化改扩建的实施提供了大量实际借鉴经验和技术支撑。变电站综合自动化是将变电站的二次设备(包括控制设备、信号传输、继电保护及自动装置、运动装置)利用微机技术,经过功能的重新组合,实现信息共享,对变电站实施自动监控、测量、控制和协调。综合自动化系统能及时地向变电站值班人员和调度人员提供详细的信息,甚至可以提供改变系统运行参数的各种参考性意见,对变电站的安全,经济运行提供了有力的技术保证。近年来,110kV变电站自动化改造工程较多,老旧变电站选用何种类型变电站自动化是要明确的问题。当前变电站系统的类型主要有RTU型自动化系统和微机监控系统。RTU型自动化系统设计思想面向功能,集中组屏,其结构简单,功能单一。早期的变电站自动化集中在“四遥”(遥控、遥信、遥测、遥调)改造方面,实现调度对全站的四遥。方式是通过RTU(远方终端设备,装在变电站)和MTU(装在调度所)作为接口设备,经载波或光缆通讯(串行信号)实现四遥功能。这样的自动化不要求各种二次设备都微机化,使用过去的常规二次设备就能实现四遥。计算机监控系统设计思想面向对象,采用分层分布式结构,即可集中组屏又可分散布置,功能多样。目前部分电网更进一步的将各站的低频-低压减载装置经网络通信,组成电网安全稳定装置。有选择、有闭锁地甩负荷。220kV变电站自动系统的改造模式也有两种方式可选择:即采用RTU方式和计算机监控系统方式。一般认为对电动闸刀有遥控要求,采用集中监控,少人(留守)值班模式的变电站应采用计算机监控系统方式改造;而只对开关有遥控要求,采用集中监视则推荐采用RTU方式改造。

2改造工程的两种模式

第一种是不要求原有控制保护设备智能化,将原来的“两遥”(遥测、遥信)较简单的远动改为“四遥”(增加了遥控和遥调)成为较完备的自动化系统也称为经济型自动化。

第二种是全套装备都要求微机化,即所谓的智能化。技改工程中采用RTU的优点是旧设备更新变动较少,但控制电缆使用数量多,自动化程度不高,不是发展方向,一步到位的综合自动化改造技术是今后的发展方向。

3改造中遇到的几个问题

3.1KKJ的问题对于一些老版本的保护,操作箱内没有KKJ继电器,因此在综自改造拆除控制屏后,手跳闭锁重合闸和不对应启动重合闸的接点无法产生。为此,我们每条线路配置了一只双位置继电器,见图2。图1中1QK在5、6和7、8时接通远控状态,实现遥合及遥跳。1QK的1、2为手动合闸,1QK的11、12为手动跳闸。SH接至双位置继电器的1,ST接到双位置继电器的11、10和20接到控制电源的负端。这样1J-1接点动作可以闭锁重合闸,1J-2动作可以启动重合闸。解决了上述问题。

3.2直流电源分配在以往的设计中,主控制室直流电源采用环网接线,当中间环节出问题会影响保护控制的电源。在综自改造中,选一面端子排排列少的屏,布置4节可联端子,从直流屏I段母线引来+KM1、-KM1,从直流屏II段母线引来+KM2、-KM2,向各套保护装置分配电源。保证各套线路保护及各断路器操作回路分别由直流屏两段直流母线供电。即第一套保护和第一组操作回路由第一组直流电源供电,第二套保护和第二组操作回路由第二组直流电源供电。对应以上保护及操作回路,应分别配置直流小开关。

3.3 电压并列 由于每套保护用的电压和电度表用的计量电压均由电压并列屏分配,所以建议在设计中将110kV、35kV、10kV电压并列装置分到三面屏,避免了屏后电缆过于紧密。

3.4 计量回路的改造 双母线接线线路用的电度表取的电压是经1G,2G隔离刀切换后的电压。以往的设计中隔离刀位置使用的是保护操作箱中的YQJ接点。为了将保护电压切换和计量电压切换分开,我们在电度表屏后将每只电度表加装了2只继电器。如上图接线,1G和2G的接点由配电装置引来。若1G接点闭合,1J继电器启动,电度表输入的为I母电压A630I、B630I、C630I。若2G接点闭合,2J继电器启动,电度表输入的为II母电压A630II、B630II、C630'II。通常将用于同一电压等级的电度表安装于同一面屏中,这样本屏内相同的电压可以相互短接,方便接线。

3.5 装置异常交叉连接 对于110kV线路及主变保护装置,装置异常信号可以接到对应的测控装置上。测控装置的装置异常信号不能接到本身的遥信开入,只能相互发到别的测控装置中或发到公用测控装置。35kV或10kV为保护测控一体装置,安装于对应的开关柜上,装置异常信号可以并接到小母线,发到公用测控装置,信号内容35kV(10kV)保护装置异常,具体是哪条线路的装置可通过报文了解。

3.6 有关事故信号的问题 在常规控制方式的变电站,运行中发生事故时变电站将产生事故报警音响并经过远动设备向调度自动化系统发出事故信号,调度自动化系统采用这个事故信号启动事故相应的处理软件(推出事故画面、启动报警音响等)。由此可见,变电站的事故信号是一个非常重要的信号,特别是对于无人值班的变电站,由于监控中心的运行人员需要同时监控多个变电站的运行状态,事故信号就成为监控中心运行人员中断其它工作转入事故处理的主要标志性的信号,非常重要。事故信号的这种生成方法在技术上是可行的,发生上述问题的原因在于:当后台或地调对开关进行遥合时,双位置继电器KKJ励磁,其常开接点变为合位,但由于开关位置变位太慢,DL常闭接点仍处于闭合状态,回路接通,触发事故总信号。由于这个问题是因为开关变位太慢引起,所以就通过在测控装置中设置延时,以延长判断时间来解决的。这种解决方法的弊端在于真正的事故发生时,会由于装置中设置的延时而不能对事故进行准确判断。

4 结束语

电力自动化改造工程中设计是源头,设计单位一定充分掌握站所设备二次系统实际情况,尽可能做到少。变电站实现综合自动化是今后发展的一种必然趋势,其优越性在电能质量,变电站的安全、可靠运行水平等方面均有较好的体现。但由于综合设备整体的技术还不够成熟、稳定,所以在实施运行中总会出现各种不同的问题。本文旨在抛砖引玉,希望各位同仁能把自己工作中的经验拿出来共同分享,以完善我们的综合自动化技术。本局变电站综合自动化系统投运以来,运行情况良好,但是随着技术改进,新的问题可能也随之出现,这就有待不断充实自己学习新的技术并总结工作经验进行解决,使得变电站自动化系统更加完善,以适应电网技术发展的要求。