RCS-9000变电站自动化系统的结构与运行

1、    RCS-9000变电站自动化系统的结构与运行0引言深圳是我国最早开展变电站无人值班的城市之一。早期，主要采取RTU实现“四遥”，即遥测、遥信、遥控和遥调。通过RTU与调度通信，由调度中心运行值班人员对变电站进行远方监控，再辅以操作队定期巡视，以保证变电站正常稳定运行。采用这种方式，在当时确实缓解了每年新建大量变电站而熟练运行人员严重不足的矛盾，保证了城市供电。随着时间的推移与技术的进步，采用这种方式已不能满足变电站经济、稳定、可靠运行的需要，主要 0 引言深圳是我国最早开展变电站无人值班的城市之一。早期，主要采取RTU实现“四

2、遥”，即遥测、遥信、遥控和遥调。通过RTU与调度通信，由调度中心运行值班人员对变电站进行远方监控，再辅以操作队定期巡视，以保证变电站正常稳定运行。采用这种方式，在当时确实缓解了每年新建大量变电站而熟练运行人员严重不足的矛盾，保证了城市供电。随着时间的推移与技术的进步，采用这种方式已不能满足变电站经济、稳定、可靠运行的需要，主要体现在以下两方面：RTU与变电站其他二次设备例如继电保护装置、自动装置等交换信息，主要采用空接点、电缆接线方式，少量的采用数据通信方式，传输保护动作信号。变电站站内二次接线复杂，可靠性和灵活性差。由于RTU仅担负变电站实时信息的传输，变电站内还有大量非实时、准实时信息未能

3、处理和传输，需要操作队到现场去解决和处理，延缓了变电站异常、故障的发现和处理时间。针对上述问题，结合深圳220kV经贸变电站自动化系统的建设，我们采用RCS-9000变电站自动化系统解决上述问题。1 经贸变电站自动化系统设计要求220kV经贸变电站是一个新建的无人值班变电站。该变电站有220kV，110kV和10kV等3个电压等级。220kV采用双母线隔离开关分段接线，最终规模4回线；110kV采用双母线单分段接线，本期4回出线，远期8回出线；10kV采用单母分段接线，现有24回馈线，远期达到36回馈线。3台主变进行有载调压。对变电站自动化系统提出以下要求：a采用先进的继电保护和自动

4、控制技术，满足电网和变电站安全稳定运行的要求，装置具有很高的可靠性1；b应满足集中监视和控制的要求，尽可能提供变电站内来自一次和二次设备的各种信息，以便提高保护和控制功能的辨别能力，满足电网监控和管理信息化、智能化的要求；c简化二次回路，节省大量电缆；d保护测控装置应可灵活安装，既可就地安装也可组屏安装；e装置应具有良好的抗电磁干扰能力，可抗御电力系统一次设备操作产生的电磁干扰；f应能利用各种现代通信手段传递变电站各种信息，例如使用电话拨号自动远传故障录波信息、使用电力线载波或其他专用通信线路实时传输变电站各种实时信息等；g应以实现无人值班为目标，可快速进行控制和操作；h应可扩充，方便维护，最

5、大限度地减少扩建工作和投资，降低维护费用。2 RCS-9000变电站自动化系统的结构RCS-9000变电站自动化系统是根据变电站的特点，采用面向对象的设计思想，利用最新的计算机和网络通信技术，按照变电站自动化整体解决方案，统一规划、设计，将保护、测量、监视和控制紧密集成而形成的新型变电站自动化系统。系统由间隔层、变电站层以及连接间隔层与变电站层的计算机网络3部分组成。间隔层主要由保护、测控单元组成。保护、测控单元可就近安放在开关柜上或开关场，通过光纤或计算机通信网实现与变电站计算机通信，交换信息。变电站层采用分布式系统结构，提供多种结构形式，可以是单机系统，也可以是多机系统；灵活性好

6、，可靠性高，且方便系统扩展。变电站层为变电值班人员、调度运行人员提供变电站监视、控制和管理功能，界面友好，易于使用。组件技术的使用，可以实现软件功能“即插即用”，能很好地满足综合自动化系统的需要。计算机网络支持单网或双网结构，支持全以太网，也提供其他网络。双网采用均衡流量管理，有效地保证了网络传输的实时性和可靠性。通信协议采用电力行业标准协议，可方便地实现不同厂家的设备互联。可以选用光纤组网，以增强通信抗电磁干扰能力。提供远动通信功能，可以不同的通信协议向不同的调度所或集控站转发不同的信息报文。利用全球定位系统（GPS），支持硬件对时网络，减少了GPS与设备之间的连线，方便可靠，对时准确。对于

7、变电站层与间隔层的连接，结合变电站与电网控制中心交换信息的需要，采用网关代替某些自动化系统中常用的通信控制器，具有很多优点2。安全性：网关起着类似服务器的作用，连接网络各个节点，可将安全措施与通信功能集于一体，有效地隔离网络外部的影响；网络开放性：便于连接不同制造厂家的设备，以避免被拴于给定时间的特殊开发或受控于极少数供货厂商；网络可扩：允许改变和修改部分系统而无需较大的费用。系统主要功能有：数据采集和处理、超高压线路和低压馈线保护及测控、备自投、低频减载、自动同期、电压无功控制等自动控制功能；数据统计和处理，例如电量统计、电压合格率统计以及主变负荷率计算等；异常和事故报警及处理、保护及故障信

8、息管理和处理。系统结构框图如图1所示。3 RCS-9000变电站自动化系统运行经验31 变压器保护由于技术上的限制，传统的变压器主、后备保护分别由多个装置来实现和完成。有的变压器虽配置了3套保护，但实际上仅仅实现了变压器保护所要求的各部分功能，并没有物理上的双重化。如果主保护、后备保护或非电量保护3台装置中1台出现故障，则整个变压器将失去整个保护功能，不得不停运。220kV经贸变电站选用了RCS-978新型变压器保护，该变压器保护利用计算机的强大处理能力，结合信息共享和交换，将变压器主、后备以及非电量保护集成在一个装置中，大大简化了现场接线，且可方便地实现变压器主、后备保护

9、双重化”32 误报警遥信变位误报警一直是SCADA系统和变电站自动化系统较难解决的问题。经仔细分析，将遥信变位误报警原因归为3类：电磁干扰、触点接触不良或抖动、变位信号处理。对于前两类原因引起的误报警，已有比较多的经验，解决得比较好“'。而对于第3类原因引起的误报警，则差异较大，困难在于现场设备类型比较多，每种设备的信号具有自己的特征，且与过程密切相关。若不了解这些情况，简单处理变'位信号，必然存在一些缺陷。例如，控制回路出现异常或断路器处于分合转换中间状态时，均会产生控制回路断线信号。而断路器分合中间状态产生的控制回路断线信号却是一种正常状态，不必报警；又如，液压或

10、气压操作机构断路器电机打压信号并不需要在断路器每次操作后给予报警，仅仅在频繁出现该信号时才需要报警。针对上述原因，改进了遥信变位处理，按照各种设备遥信信号的特征和处理要求，进行变位处理，结合强有力的抗干扰措施，与现场密切配合，较好地解决了遥信误报警问题。33 事故总信号变电站自动化系统取代了常规的变电站二次设备，变电站运行信息和保护动作信号通过计算机、大屏幕显示器显示出来。告警采用数字信号直接驱动，已不再使用事故总信号。然而，在系统运行中，现有调度自动化系统一般是通过事故总信号来区别告警信号是否为事故信号，若是事故信号，则在告警的同时显示出告警信号所在厂站的电气一次接线图回面，这就提

11、出了需要事故总信号的要求。事故总信号在变电站中是由保护动作信号或其他事故信号合成而产生的。对于变电站自动化系统，在与调度自动化系统通信时，保护动作信号及其他事故信号往往均上传，等于得到了事故总信号，因而上传事故总信号是没有必要的。现在限于现有调度自动化系统的需要，不得不上传事故总信号，浪费了变电站自动化系统的一部分资源，且系统缺乏灵活性。因而，在此提出这个问题，希望在今后调度自动化系统升级改造中予以解决。34 远方复归变电站自动化系统运行中碰到的另一个问题是保护远方复归。常规变电站二次设备使用保护复归功能，主要依靠信号继电器和光字牌指示保护动作或异常，为了确保其信号引起运行人员的注意并进行处理，保护在发出该信号后，应自保持直至手动复归。若运行人员未复归保护动作信号，则下一次发生保护动作时，运行人员无法知道电网又发生事故。采用变电站自动化系统，保护