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110kV變電站的綜合自動化技術改造分析工學論文
摘要:本文針對110kV變電站綜合自動化系統(tǒng)存在的問題,研究提出了110kV變電站自動化技術改造的主要內容和應重點把握問題。
關鍵詞:變電站;自動化系統(tǒng);存在問題;技術改造
1、110kV變電站綜合自動化系統(tǒng)存在的問題
1.1 技術標準問題。目前變電站綜合自動化系統(tǒng)的設計尚無統(tǒng)一的標準,這是當前迫切需要解決的問題。
1.2 電力管理體制與變電站綜合自動化系統(tǒng)未能形成一個有機的整體。變電站遠動與保護專業(yè)雖然有明確的專業(yè)設備劃分,但其內部聯(lián)系已經(jīng)成為不可分割的整體,一旦有設備缺陷均需兩個專業(yè)同時到達現(xiàn)場進行檢查分析,這樣極易造成推諉責任的情況,且兩專業(yè)銜接部分的許多缺陷問題成為“兩不管地帶”,不利于開展工作。
1.3 運行維護人員水平低。目前,變電站綜合自動化系統(tǒng)的部分管理和維護人員專業(yè)素質差,不能很好適應新形勢下變電站綜合自動化系統(tǒng)管理和維護需要,工作效率低,只求過得去,不求技術精,工作缺乏積極性和創(chuàng)造性。
2、110kV變電站自動化改造的內容及技術要求
2.1 一次設備的改造及技術要求
2.1.1 斷路器的改造。主要是能實現(xiàn)無油化及遙控操作功能,提供可靠的斷路器位置信號;斷路器輔助觸點改造為雙輔助觸點接線以防信號誤發(fā)。
2.1.2 高壓開關柜的改造。完善機械防止誤操作措施,完善柜間距離。要求隔離物起絕緣支撐作用,要具有良好的阻燃性能;采用包絕緣護套的辦法加強母線導體間、相對地間絕緣水平;采用額定電壓12kV,最高工作電壓75kV 的電流互感器,使之達到高壓開關柜使用工況要求的絕緣水平。
2.1.3 過電壓保護設備的改造。對變電站10kV中性點加裝自動跟蹤、自動調諧的消弧線圈或經(jīng)小電阻接地;為減少變電站的運行維護工作量,降低殘壓,防止避雷器爆炸,變電站10kV 避雷器宜更換為無間隙金屬氧化物避雷器。
2.1.4 主變壓器輔助元件的改造。改造中性點隔離開關及操作機構,能實現(xiàn)遙控操作;對有載調壓分接開關實現(xiàn)當?shù)睾瓦h方遙控操作;實現(xiàn)主變溫度遠方測量及上傳功能等。
2.2二次設備的改造內容及技術要求
2.2.1 二次設備的改造內容要求:(1)斷路器控制回路改造后,要簡單、可靠、無迂回接線,控制、保護、信號及測控單元電源分離;(2)斷路器控制回路斷線、失去控制電源時應實現(xiàn)遠方報警,并保留控制回路故障信號;(3)保護回路單獨設有熔斷器的變電站,保護回路直流消失后,能遠方報警;(4)重合閘裝置要實現(xiàn)自動投退,在遙控和當?shù)夭僮骱祥l后,重合閘電源應自動投入,重合閘放電回路自動斷開。在遙控和當?shù)夭僮魈l后,自動退出重合閘電源,同時重合閘裝置自動放電。根據(jù)需要實現(xiàn)重合閘后加速和一次重合閘;(5)低頻減負荷裝置或其他系統(tǒng)穩(wěn)定措施裝置動作跳閘時,應自動閉鎖重合閘;(6)斷路器位置信號燈具改為發(fā)光二極管等節(jié)能燈具,提高可靠性;(7)加裝遙控與就地跳、合閘閉鎖回路;(8)對中央信號裝置作必要改造。
2.2.2 二次設備改造的注意事項:(1)檢查全站所接電壓互感器的二次回路確實只有一個接地點,且接地位置應設在PT 接口屏地排處;(2)檢查電流互感器中性線確實是一點接地且接地點應設在保護室內,滿足“安評”要求;(3)檢查控制電纜屏蔽層是否兩點接地。
3、110kV變電站自動化改造中應重點把握的問題
3.1 對一、二次設備進行改造
110kV 變電站改造為無人值班站后,需要穩(wěn)定可靠的一、二次設備,只有可靠的設備才能使值班員避免疲于奔命,有充裕的時間進行監(jiān)控、操作和對設備故障、事故的處理。
3.2 完善四遙功能
有人值班變電站中一般具有遙信、遙測功能,但不具備遙控功能,其遙信、遙測功能只是為調度自動化服務。因調度所關注的遙信量相對較少,而無人值班后監(jiān)控值班員對變電站運行情況的判斷和處理就全部依賴監(jiān)控系統(tǒng)。所以在無人值班改造中要充分考慮所采集的信息全面、夠用,也要考慮遙控、遙調點的實用性,保證能夠及時發(fā)現(xiàn)異常,及時處理異常和事故,盡可能減少值班員在變電站和監(jiān)控中心間無謂的往返。
3.2.1 遙信的完善。對遙信的調整原則是實現(xiàn)遠方對異常和事故的判斷,為此需增加如下遙信項目:
(1)線路(旁路)單元:隔離開關位置信號、斷路器操作機構異常信號、斷路器控制回路斷線信號、保護裝置異常信號、交流回路斷線信號、光端機裝置異常或通道告警信號、重合閘動作信號、斷路器三相位置不一致、SF6 氣壓低、SF6 低壓閉鎖、油泵頻繁啟動、遠方和就地控制信號、小電流接地信號、單元事故總信號;
(2)主變單元:冷卻系統(tǒng)異常信號、冷卻器全停信號、控制回路斷線信號、主變油位異常信號;
(3)中央信號:預告總信號、直流接地信號、直流裝置異常信號、10kV系統(tǒng)接地信號、PT 二次回路異常信號、故障錄波器動作信號、故障錄波器異常信號、低周減載裝置動作信號、低周減載裝置異常信號、站用電源自投裝置動作信號、備用電源自投裝置異常信號、站用電系統(tǒng)異常信號、消防裝置動作及報警信號、消防裝置異常信號、遠動及通訊裝置異常信號、控制方式由遙控轉為當?shù)乜刂频男盘枴⒎辣I報警信號、GIS 設備的有關信號等。
3.2.2 遙測的完善。對遙測主要增加以下內容:110kV三相操動機構開關電流增加至三相;采集母線三相電壓;分段、母聯(lián)電流;直流電壓;變壓器油溫;站用變低壓側三相電壓。
3.2.3 遙控和遙調的完善。由于對電壓質量的控制要求越來越嚴格,需頻繁對主變分接頭進行調節(jié)。在多變壓器的站中,這將伴隨變壓器中性點接地刀閘的頻繁操作,故結合改造,實現(xiàn)了主變中心點接地刀閘的遙控。為了方便檢修和調試,防止誤控開關,在每個開關上安裝了遠方就地切換開關,只有切至“遠方”位置時才能進行遙控。
3.3 裝設安全視頻監(jiān)控系統(tǒng)
變電站安全視頻監(jiān)控系統(tǒng)集智能的防盜、防火、輔助巡視、事件記錄和管理等功能于一體,為無人值班變電站的安全運行提供了重要技術手段。變電站安全視頻監(jiān)控系統(tǒng)包括:攝像機等監(jiān)視設備,紅外對射、紅外雙鑒、高分貝聲光告警裝置等防盜設備,以及主機及數(shù)據(jù)采集和控制單元。主要在圍墻配置紅外對射,在主要出入口配置紅外雙鑒,在主建筑或者圍墻上裝設高分貝聲光告警裝置,并且對燈光進行控制。通過主機實現(xiàn)圖像的壓縮和遠傳、告警和連動、圖像的記錄、與消防主機互聯(lián)。值班員可以在監(jiān)控中心對變電站進行可視化監(jiān)控。
3.4 提升數(shù)據(jù)通信處理能力
為提高與110kV 變電站數(shù)據(jù)通信的實時性、信息傳輸容量、擴展性和可靠性,在改造中應用電力實時數(shù)據(jù)傳輸規(guī)約,采用網(wǎng)絡通信和常規(guī)串行通信兩種方式自動切換,保證信息傳輸?shù)目煽啃浴⑽ㄒ恍院鸵恢滦?并依靠可靠、快速的自愈光纖通信網(wǎng)絡,充分發(fā)揮新型通信規(guī)約傳輸容量大、功能豐富、實時性強的優(yōu)勢,進而解決系統(tǒng)實時性的瓶頸問題。
3.5 改進計算機電源系統(tǒng)
進行此項改造工程時,要使用交流電源,如后臺機、通信主機、網(wǎng)絡設備等,如果對這些設備斷電的話,將造成變電站失去監(jiān)控,歷史數(shù)據(jù)丟失,所以這些設備都要求不間斷供電。傳統(tǒng)的電源都采用UPS,但實踐證明,由于UPS 的電池得不到及時的維護,電池的容量在1～2年后將大幅度減少,在市電失去后,不能保證供電時間。故在改造中,經(jīng)過對站用蓄電池容量驗算后,安裝了在線式逆變電源。在運行中還嚴格要求非重要負荷不能接到逆變電源上,保證了這些重要設備的不間斷供電和切換。
4、結語
鑒于變電站綜合自動化系統(tǒng)當前還缺乏一個統(tǒng)一的國家標準,這就需要電力工作者在實際工作中,要與時俱進,開拓進取,不斷總結經(jīng)驗,要用發(fā)展的眼光來進行變電站綜合自動化系統(tǒng)建設,確保電網(wǎng)安全、經(jīng)濟、優(yōu)質的運行。
參考文獻:
1.張繼雄,《變電站自動化系統(tǒng)選型中應注意的問題》[J].內蒙古電力技術,2005,(2)
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