本科毕业设计_500kV复兴变电站监控系统无人值班改造及调试方案设计

1、monitoring system; FUXING Substation 目录 1 绪论11.1 研究背景11.2 课题研究现状11.2.1 国内研究现状11.2.2 国外研究现状21.3 课题开展趋势与问题31.4 本文的工作42 500kV变电站监控系统概述52.1 500kV变电站运行管理模式52.1.1 有人值班变电站运行管理模式52.1.2无人值班变电站运行管理模式52.1.3 两种管理模式的比拟72.2 500kV无人值班变电站的监控系统配置82.2.1 无人变电站的主要监控内容82.2.2 监控系统站控层设备配置82.2.3 数据采集控制层测控装置的组屏情况92.3 500kV无

2、人值班变电站监控系统的通信网络92.3.1 变电站无人值班系统通信网络的根本要求92.3.2 变电站主要通信网络93 益阳500kV复兴变电站概况与改造123.1 复兴变电站工程概况123.2 复兴变电站工程设计情况123.2.1 主变压器123.2.2 500kV配电装置123.2.3 220kV配电装置123.2.4 35kV配电装置133.2.5 二次系统装置133.3 复兴变电站监控系统的改造143.3.1 原监控系统情况143.3.2 改造方案153.4 改造后效果与总结174 复兴500kV变电站监控系统调试方案设计194.1 厂内调试FAT)的概述194.1.1 厂内测试内容19

3、4.1.2测试的环境要求204.1.3 测试的设备情况214.2 复兴500kV变电站监控系统调试工作214.2.1 复兴变电站程序化控制调试214.2.2 复兴变电站保护与监控接口信号上送与控制试验224.2.3 配合集控中心调试试验234.2.4 复兴变监控系统调试过程中的数据采集234.3 500kV复兴变电站监控系统调试总结275 结语29参考文献30致谢32附1 500kV复兴变电站一次接线图33 1 绪论1.1 研究背景近几年来，由于电网系统的快速开展，变电站的数量大幅增长，导致了变电站出现少人、无人的状况，传统的变电站值班模式受到了很大的挑战。特别是对于500kV变电站，如果按照

4、传统的运行模式，就需要投入更多的人力物力，这无疑加大了电力系统“减人增效的压力，同时也为实现电网系统的现代化，科学化运行增加了困难。在这样的情况之下，电力系统加快了对于传统变电站的无人化值班改造。变电站的无人化值班改造，为变电站，同时也为电力系统节约了大量的人力物力，对于提高电网系统效率有着至关重要的作用1。而更重要的是，变电站的无人化值班对于操作的可靠性，平安性都有更好的保障，对于事故的处理有了更科学快速的反响，为电力系统的平安可靠运行提供了技术支持，为电力系统的科学化管理，现代化改造提供了保障。对于变电站的监控系统无人化改造是无人化改造的重要内容2。500kV的变电站涉及到的电压高，容量大

5、，监控工程多，操作步骤繁杂，操作风险大，对于设备的可靠性性高，对于操作人员技术要求高；而其故障对于系统影响范围广，社会影响大。采用监控系统的无人值班那么有助于提高电网管理水平，有助于提高电网的可靠、平安、经济运行水平，有助于提高电力企业的经济效益3。这不仅仅减少了变电站的工作人员数量，提高了生产效率，还为变电站及电力系统的平安可靠的运行提供了技术保障。近些年来，由于科技水平的提高，特别是设备制造业以及计算机技术、微机技术、通信技术的快速开展为变电站的无人值班改造注入了强有力的动力。变电站的无人化值班改造正已经进入快速的开展阶段。可以预知在不久的将来，由于技术的更新换代，变电站的无人值班改造将会

6、有更多的技术突破，变电站的平安、可靠、经济运行将会提升一个新的台阶。1.2 课题研究现状 1.2.1 国内研究现状 当前国内对于500KV变电站无人化值班的研究众多，其中文献4的作者认为这个课题的研究要点重点是从如何提高设备技术水平、如何加强监控中心的建设以及如何重组包括人员力量在内的运行管理体制转变上入手。文献从一次设备的可靠性、保护和综合自动化设备的性能、监控系统的建设三个方面讨论了实现无人值班技术的条件分析。另外，作者还对变电站管理模式上进行了分析，其中包括了机构和人员的配置、管理体制的转变两个方面。文献4中作者那么从四个方面对无人值班变电所运行管理模式探讨进行了阐述，包括无人值班变电站

7、的典型监控模式，无人值班变电站的典型操作模式及其工作流程，无人值班变电所运行管理实例分析，几种典型集控站的组成模式及其人员配置。他的讨论主题集中在监控、操作、运行管理的模式的分析，是从整体上对变电站无人化值班提出了见解。 文献5的作者从一次设备的技术要求、继电保护设计、计算机监控系统、图像监控平安警卫以及其它辅助系统、电源系统等多各方面陈述了对于500KV变电站无人值班设计的思路。他们还以锡西南和苏州西变电站为实例进行了说明。 1.2.2 国外研究现状 国外对于变电站的无人值班已经研究多年，他们的技术也比拟先进。在文献5当中，美国亚利桑那州立大学专家Gerald Heyt提出了在变电站的无人值

8、班技术中对于数据库的建立、统计技术、人工智能方法以及对于电能质量的分析等等。微机技术的开展加速了变电站的自动化进程，智能化的设备改进，而设备的进步那么是变电站无人化改造的根底。国外变电站综合自动化和变电站的无人化改造的研究工作开始于七十年代。根据第六届国际供电会议资料，西方的一些兴旺国家，如英、德、法等,于七十年代末，在新的变电站远动装置开始逐渐出现时，就得装置被微机远动装置所替代。在这届会议上，据本相关资料指出，监控系统有开发新的功能的趋势，电网系统的监视功能正在快速地开展，而这正是基于综合自动化技术的快速开展。日本在这方面的研究起步虽然晚于西欧与美国，但是其开展非常迅速，特别是在微处理器的

9、应用以及电力系统方面。在二十世纪八十年代，在关西电工和三菱电气两家企业的帮助下，着手研究应用于配电变电站的数字控制系统(称为SDCD-l)，并在1979年9月完成样机，并于当年实现了对装置的现场调试。1980年开始商业化生产。二十世纪八十年代以后，研究无人值班变电站系统的国家和大企业越来越多。包括像德国西门子公司、ABB公司、美国GE公司、法国阿尔斯通公司等都有自己的综合自动化系统产品6。 在社会的高速开展以及科学技术的跨越式开展的大背景之下，电力系统正在朝着对技术要求更高的方向开展，比方对于大机组的要求等等。这样的趋势给社会的开展提供了强大的动力，然而却也给电网系统的平安可靠运行带来了很多新

10、的挑战。由于各种先进技术的引进以及先进设备的投入，比方说智能化开关、一次运行设备的在线状态检测和变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发与应用，引入了新的变电站综合自动化技术-全数字化的变电站系统。当前西方国家正在积极地研究开发整套的数字化变电站系统，并有所建树。全数字化变电站系统自动化是变电站综合自动化技术开展的方向7。而数字化变电站的最终目标是实现无人值班。1.3 课题开展趋势与问题近些年来，变电站的无人化值班改造正在如火如荼地实施。电压等级也由原来的35110KV拓展到了220、500KV电压等级。而由于微机技术的应用，变电站的自动化技术、智能化也越来越

11、普遍，这也为变电站的无人化值班改造提供了技术保障。未来的变电站也将会变得更可靠，更平安，更智能。通讯技术以及计算机技术的开展为变电站综自技术开展奠定了根底。随着新技术的引进与应用，在未来，国产技术与其他国家的技术差距将会进一步缩小。而且以其适应性强和维护方便将逐渐占据主导地位，变电站综合自动化技术亦将在以下几个方面得到开展8910:(1)监控系统一体化；(2)就地通讯网络协议标准化；(3)全所数据标准化；(4)数据采集和一次设备一体化。500KV变电站采用的管理模式为集控中心+少人值守( 或无人值班)，这种管理模式对于变电站的遥控功能要求很高，要求集控中心必须具备远程遥控相关设备的能力，当变电

12、站出现故障或异常的情况时，集控中心能迅速遥控相关的设备，实现远程隔离事故或异常，快速地减小故障的范围或者直接解决问题，因此遥控试验必将成为无人值班改造的核心测试科目。按照目前的常规遥控试验模式，遥控试验需结合停电间隔进行，且为了防止试验过程中误跳开关，试验之前需退出和恢复非遥控对象的遥控出口压板( 200 300 个/站) ，这种试验方法得到的试验结果最完整、权威。但通常完成该项平安措施需耗2 3 h 方可完成( 遥控出口压板数目繁多，且分布在不同保护小室) ; 同时设备停电又受电网运行方式的限制，因此整站遥控试验往往需要几年时间才能完成，期间容易造成局部遥控记录丧失或遥控验收疏漏现象，且常造

13、成遥控缺陷处理不及时，影响了电网可靠性。同时，参照华中网调2021 年最新文件规定，遥控试验业务申请必须包含在一次设备检修申请中，使得操作上不够灵活，不符合运维单位的期望; 另外，局部文献采用万用表测量遥控对象的出口压板直流电压变化11( 由-110V 左右升至+220V 左右) ，虽可以在不改变一次设备运行状态下( 需退出全站非遥控对象) 进行遥控试验的模式，但这种方法存在一定的误跳开关隐患( 使用不正确档位去测量直流电压)11。1.4 本文的工作变电站是电力系统运行的重要枢纽，而变电站的无人化改造对于电力系统的稳定、平安，经济运行有着至关重要的作用。本论文总结和讨论了国内外变电站的运行管理

14、模式，并提出了变电站的无人化改造的根本方法以及测试的局部内容。本文就此问题进行了如下的研究：1绪论。主要探讨了本论文的研究背景，并对本课题的国内外研究现状进行了论述，同时也分析总结了将来变电站的开展新趋势以及存在的问题。2500kV变电站监控系统的概述。这局部对500kV变电站的运行管理模式、监控系统的配置以及无人值班变电站监控系统的通信网络进行了简单的阐述。3益阳500kV复兴变电站概况与改造。就益阳复兴变电站的根本情况进行了介绍，同时也分析了变电站的改造内容与改造后的效果。4500kV复兴变电站监控系统调试方案设计。本章节就变电站的调试内容进行了阐述，并就复兴变电站的实际情况提出了作者的调

15、试方案。5结语。对本论文的工作进行了最后的总结。 2 500kV变电站监控系统概述2.1 500kV变电站运行管理模式 目前变电站的管理模式有两种，即有人值班与无人值班。而在变电站的开展过程中，从有人值班开展到无人值班，这是科学技术进步的表达，也是电力系统对于变电站开展的要求。论文分别从这两个方面进行阐述。2.1.1 有人值班变电站运行管理模式有人值班变电站运行管理模式，就是变电站的日常管理与操作都需要专业工作人员参与，包括巡视，设备的投入或者退出运行，故障的分析，设备的检修等等。过去由于技术水平的因素，这种运行方式在以前是普遍采用的，其特点是工作人员的参与度比拟高，因而对于工作人员的专业素养

16、要求高，这种变电站的运行管理模式需要投入较多的人力，它的可靠性、平安性、经济性等都存在较大的提升空间。1.有人值班变电站运行管理模式的特点：(1)变电站的主要工况是通过灯光或者音响信号来显示，运行人员根据灯光与音响信号来判断分析事故、查找问题；通过仪表的显示来判断设备负荷情况。(2)变电站的运行状态的改变需要值班人员的手动操作来完成。(3)变电站的设备的运行需要工作人员定时、定点巡视检查和监视，比方油色、油位、温度、气体状态等等。(4)需要工作人员定时抄录设备的运行参数如变压器的功率、电压、功率因数、油温，各线路的电流、电压、无功、有功等状况。(5)要对运行设备进行定时的设备检修、轮换。2.有

17、人值班变电站运行管理模式存在的问题：(1)变电站要执行的任务多，操作人员压力大；(2)故障的发现以及处理速度慢，效率低，可靠性低；(3)工作人员对于设备的管理问题难度大；(4)工作人员较多，生产效率较低。无人值班变电站，就是指没有固定值班人员在变电站参与日常的监控及操作的变电站。变电站的日常监控由上级调度所或集控站通过调度自动化设备的三遥四遥功能进行。无人值班变电站技术的使用加速了电力系统的自动化进程，对于系统的科学化、现代化管理有很大促进作用。同时，无人值班变电站技术也提高了电力系统的供电可靠性与其经济效益。1.无人值班变电站运行方式的优势表现如下： (1)加强了变电站的运行可靠性在无人值班

18、变电站的各种设备中，应用了先进的自动化装置，因而无论是执行正常的运行操作还是在处理故障的操作，均通过自动化系统进行，从而减少了人工操作的失误，降低了出错的几率。(2)简化了生产管理环节应用无人值班的运行管理模式，原来的许多需要人工操作的环节转变成由自动化装置来实现，这减少了工作人员的操作环节。为了适应电网系统的开展需求，原来的规章制度也得到了很大的改变，生产管理模式由原来的繁杂、繁琐、繁重的劳动中得到了解放。(3)推动了电力系统的科学化管理国家电网公司提出了“十二五规划的指导思想，提出要建设坚强智能型电网，推动建立适应现代公司开展要求的管理体系、运营机制。这就要求电力系统进行科学化的运行、管理

19、方式，而对变电站进行无人值班改造，是加速电力系统科学化管理的关键一步。2.无人值班变电站的管理模式 (1)由地区电网调度中心集中管理控制的模管理式。结构示意图如图2.1所示：这种管理模式适合用于电力网络比拟小，无人值班变电站数量比拟少的情况。一般在电网规划无人值班变电站数量在10座一下，地区的调度中心可直接对变电站进行监视、监控。(2)分区、分级控制的管理模式。结构示意如下图： 这种运行管理模式适用于分层、分区的大型电网系统，由下级调度对变电站进行调度遥控。目前像北京、上海、广州等城市都采用了该管理模式。 (3)由基站集控站控制的管理模式。结构示意图所示： 这种管理模式适用于未设区调的一般中型

20、电网，由基地站负责对变电站进行遥控。2.1.3 两种管理模式的比拟两种管理模式各有特点，尽管目前电力系统在大力推行无人变电站技术的运用，但是目前还有大量的有人变电站在电力系统中运行。现将两种管理模式的特点比照方表2-1所示： 表2-1 传统变电站与无人变电站的特点 管理模式特点 有人值班变电站人工操作步骤多、智能化程度低、故障发现及处理速度慢、管理人员多、效率低、可靠性低，但是这种变电站的建造本钱相对较低。 无人值班变电站变电站自动化程度高，故障的发现及处理速度快，人工操作步骤较少，运行较简单、可靠性高、操作人员少，但这种变电站的建造本钱相对较高，改造本钱大。有上面的列表中分析，目前变电站的无

21、人值班改造有许多的技术优势，但改造还涉及到原变电站的硬件软件根底，另外还需要投入不少的资金支持，因而在进行改造之前需要综合各方面的因素，全方面考虑之后进行决策。2.2 500kV无人值班变电站的监控系统配置无人值班变电站必须拥有一个平安、可靠的具有远程监控功能的监控系统，无人值班变电站增加了至监控中心的数据通道，其硬件设备以及传输性能都应该满足集中监控和常规调度双重要求,那么必须强化远动通信单元、网络接口以及传输通道的配置。远动通信单元应用四个独立网口的高性能设备,分别用于站内双网、调度数据网、传输网2M专线(FE接口)。至监控中心主通道运用传输网2M专线(FE接口),备通道利用调度数据网转接

22、;至调度主通道采用调度数据网,备用通道采用传输网2M专线(FE接口)转接。取消常规远动4W专线通道。变电站监控系统除常规单命令外,还设计了程序化批命令控制。由于无人值班,站内后台可以简化,例如操作员站及主计算机。测控装置本身报警或电源消失信号接至公用单元或各单元互接,以使监控中心及时获取故障情况。2.2.1 无人变电站的主要监控内容 1对远方遥控对象的状态和位置进行监视。2对断路器的控制回路的完整性进行监视。3对变电站操作电源及交流供电的控制电源工作状态和电压进行监视。4对继电保护装置及自动装置的动作信号及各种事故信号进行监视。5对设备的运行参数进行监视。2.2.2 监控系统站控层设备配置关于

23、监控系统的站控层的设备配置问题，不同的变电站都有不同的配置方案，应当根据具体的情况，因地制宜地进行设计。其配置主要包括有监控系统的主机、操作员站、专用的工程师站、五防工作站等等。通过对华中电网的的设备生产厂商上午调研，统计的站控层主要设备如下：控制系统主机、操作员站、工程师站、远动通信设备、五防工作站、智能设备接口及打印机等。其中主机、操作员站以及远动通信设备按双机冗余配置。2.2.3 数据采集控制层测控装置的组屏情况通过对华中电网的调研，整理出了该电网系统的数据采集控制基层控制设备的装置组屏情况，如下：500kV每串两面测控柜，每面柜上两三个测控装置；220kV每两三条线路一面测控柜，每面柜

24、上两三个测控装置；每台主变压器一面测控屏，每面柜上三四个测控装置；35kV每段母线上的无功补偿装置设置一面测控屏；所用变压器及备用变压器设置一面测控屏。2.3 500kV无人值班变电站监控系统的通信网络2.3.1 变电站无人值班系统通信网络的根本要求依据变电站无人值班系统特殊的运行环境与要求，变电站无人值班系统的通信网络的要求如下12：1快速的实时响应能力；2高可靠性；3分层式结构；4优良的电磁兼容性能。变电站内的通信网络的传输信息的时间应该和国际标准相符合，其标准如下：设备层与间隔层之间、间隔内的各个设备之间、间隔层各间隔单元之间0.001s0.100s；间隔层和变电站层之间为0.010 s

25、1.000ms；变电站层各个设备之间、变电站和控制中心之间大于等于1.000s。2.3.2 变电站主要通信网络 1. 高速以太网 高速以太网网络结构有两种不同的实现方式：第一种结构为变电站层与间隔层共享以太网，取消了传统的通信单元13。这种结构的主干网络结构运用的是光纤自愈环型以太网，其间隔层和过程层的设备直接应用双绞线星型方式并入主干网，使用TCP/IP网络协议实现通讯。而其他的智能电子装置，具有以太网接口就可以直接接入主干网，没有以太网接口的那么可以通过网关实现规约转换后接入系统中。光纤双环自愈的工作原理就是把所有的设备布置在信号流向相反的两个环上，正常情况下仅主环在工作，次环处于备用的状

26、态;当环上的线路出现故障的情况时，其相邻节点的主环、备环自动环回，在这种情况下，环网依旧是一个闭环，通信链路保持正常通讯。故障点链路恢复后，备环回到备份状态。这种自愈型环网很大程度上增强了光纤通信的可靠性。第二种结构为变电站层与间隔层之间采用的是以太网结构13，使用TCP/IP网络协议通讯，而对于间隔层与过程层设备，所采用的是485总线结构，以POLLING方式的厂家的内部规约进行数据交换。对于第一种结构，其一般应用于220kV以及更高电压等级的枢纽变电站，在光纤自愈环网在网络中出现故障的情况时，可迅速地切换通道，从而保证网络上设备的通信顺畅，与双总线网络相比，具有更好的可靠性，所有的环网接入

27、设备可以实时监视与之相连接的网络通信状态和直流电源供电情况，出现问题可以通过输出触点及时反响，并能反映故障位置，极大地简化网络的维护。并具有良好的灵活性和扩展性。间隔层与过程层设备直接采用以太网以TCP/IP网络协议通讯，实现数据的高速无瓶颈平衡式传输11。第二种结构适用于110kV的变电站，这种结构的特点是它能根据各层之间所需传输的数据量的大小和开放程度的要求而采用不同的网络结构以及传输协议，变电站层和间隔层之间需要传输整个变电站间隔层设备以及智能电子设备采集的数据，因此采用了传输性能较好的以太网结构。而在间隔层和过程层之间因为采用数量较多的通信管理单元，其传输的数据量小，对通讯速率要求较低

28、，因而采用传输速率不太高的485总线结构。高速以太网的特点是传输速度快、可靠性高、稳定性好、防干扰与防雷性能优越、正常时传输速度快、事故时传输速度一般，其使用的传输规约是TCP/IP，适用于220kV及以上的变电站。2. LonWorks网络LonWorks网络特点：拥有七层协议，具备局域网根本功能，采用双绞线通信方式。这种网是无源网络，通过脉冲变压器加以隔离，拥有很强的抗电磁干扰能力。其通讯介质访问控制的方式应用带预测载波监听多路访问，防止了碰撞，降低了碰撞率，提高了重载效益。 这种网络的传输速率一般，其运行可靠性、稳定性、防雷防干扰能力、正常及事故时数据传输速度等性能都非常优越，该网络是一

29、种完整的、全开放、可互操作、比拟成熟以及低本钱的分布式控制网络，LonWorks网络使用的传输规约为LONTALK，适用于110kV变电站。3. CAN 总线 CAN总线的特点：变电站层和间隔层之间运用CAN总线结构，间隔层和过程层采用485总线结构连接。由于接口集成了物理层与数据链路层的功能，能对通信数据进行成帧处理。其最大特点在于除去了站地址编码，而是对通信数据块编码，保证了数据的实时性。CAN总线的传输速率、稳定性、可靠性、防干扰、防雷及正常时数据传输、故障时数据传输性能都一般，其传输归于为ISO1198,该总线适用于110kV变电站的运行。4. RS-422/485总线RS-422/4

30、85总线结构间隔层的作用是由一台工控机执行完成，工控机通过接收智能通讯卡的外设接口RS-422/485以及串口RS-232智能电子设备采集各种数据，进行处理后直接在后台监控显示，并通过串口上发调度主站。RS-485的特点：本钱低、易于操作、归属于半双工总线、其传输的速率效益不错、采用的是主从问答式媒介访问方式，归属于总线结构。但由于接点的数目不多，没方法满足对多主冗余的要求。除此之外在抗干扰能力方面、自适应能力、通训效益方面存在弊端，它的数据通讯方式为命令响应式，数据传输效率明显下降，尤其是在故障处理能力方面较弱，同时当下端出现不正常情况时，数据难以迅速上传，灵活性很差，不满足对实时性要求较高

31、的场合。RS-422特点：串口是全双工，用主从问答式作为媒介访问方式，属于总线结构，然而因为接点数量太少，无法实现多主冗余。这种网络的采用的是点对点的工作方式，上位机一个通信口最多只可以接十个节点。在防干扰及防雷、自适应、通信效果等方面还有弊端。由于RS-422/485总线正常及事故时数据传输一般、稳定性能一般、防干扰防雷性能差、传输速度慢，其传输规约由厂家自定义，适用于35kV及小型110kV变电站。3 益阳500kV复兴变电站概况与改造3.1 复兴变电站工程概况益阳500kV复兴变电站位于湖南省益阳市西南约13km,是三峡水电站电力进湘的枢纽性工程，该变电站是承接湖北荆州500kV变电站向

32、湖南省特别是长株潭用电重负荷区供电的重要工程。该变电站每年可以向湖南省输送80亿度的电能，占湖南所有发电厂发电总量的1/5，该变电站的建设与投入运行将使湖南电网直接接受三峡水电站与益阳电厂的电能,这对于湖南省电力资源的补充，对于维持湖南电网系统的平安稳定有着至关重要的作用。该变电站的建设与运行为中部崛起，为湖南的社会经济开展提供了强有力的能源支持。附1:500kV复兴变电站一次接线图该变电站的设计方案如表3-1所示：表3-1 复兴变电站建设工程情况工程名称 工程建设规模500kV主变压器 23250MVA500kV出线 10回220kV出线 10回500kV并联电抗器 2350Mvar35kV

33、并联电抗器 2360Mvar35kV并联电抗器组 2260Mvar3.2 复兴变电站工程设计情况3.2.1 主变压器由于受运输条件限制, 主变压器采用单相结构自耦强油风冷无励磁调压, 设计规模为2组, 容量为2 ( 3 250) MV A 。3.2.2 500kV配电装置方案500 kV出线十回, 至荆州两回预留高抗位置。500 kV 选用一个半断路器接线。500 kV采用瓷柱式双断口SF6断路器, 剪刀式和水平折叠式隔离开关。500 kV 屋外配电装置采用三列式中型布置。主母线选用悬挂式管母线, 共有6串, 间隔宽度28m。3.2.3 220kV配电装置方案220kV出线10回，前六回采用双

34、母线带旁路接线，设置专用母联、专用旁路断路器各1台。后四回采用双母线单分段带旁路母线接线，另外设两台母线兼旁路断路器。220 kV 采用瓷柱式单断口SF6 断路器。220 kV 屋外配电装置采用单列式中型布置。主母线采用悬吊式管母线, 间隔宽度13 m。3.2.4 35kV配电装置采用单母线的接线方式, 主变压器低压侧安装35 kV总断路器。远景每组主变压器35 kV侧装设三组60 Mvar并联电抗器和两组60 Mvar并联电容器。这一期装设三组60 Mvar 并联电抗器。35 kV母线采用支持式管母线, 并联电抗器采用干式空芯电抗器低位品字形布置。3.2.5 二次系统装置益阳复兴变电站监控系

35、统采用的是分层分布式的网络化微机监控系统, 两层结构双以太网络, 从而能够完成对变电所所有配置的监视与控制, 以及对运行状态进行数据采集、数据处理与信息的管理和传送, 取消常规的控制屏、信号系统和测量表计。将保护下放, 在开关场附近设五个保护小室, 将保护、测控屏等分散布置在对应的保护小室内。监控系统和继电保护装置以及直流系统, UPS系统、电能计量系统等采用数据通信作为其接口的方式,以RS232或者RS485作为硬件的接口标准，上述IED均接入本保护小室的保护管理机经规约转换后与监控系统通信。火灾报警系统以RS232口就近接入D200装置。同时重要的保护和自动平安装置信号采用硬接点输入方式接

36、入。监控系统有备用数据接口，用于以后的开展需要。由于技术的进步，电力系统的通信方式也变得多种多样，无人值班变电站的通信方式主要有：载波通信、微波通信、光纤通信、音频通信等等。而在本变电站中，采用的是光纤通信与载波通信两种方式。光纤通信：由于科技的开展，以及光纤通信存在的优越性，其在电力系统的应用越来越普遍。光纤通信的特点如下：(1)具有强抗电磁干扰能力；(2)通信容量的，性价比高；(3)安装维护简单；(4)由于光纤是非导体易于铺设。载波通信：这种通信方式就是使用电力线路，运用一定的载波频率将信息传送出去，这种方式不需另外架设通信通路，而可以充分使用输电线来完成，具有很高的可靠性与经济性。无人值

37、班变电站采用这种通信方式的特点： (1)充分利用了已有资源，减少了专用通道建设与维护； (2)载波终端设备具有自动呼叫系统，并具有复用远动功能； (3)载波终端设备的选址主要依据地区电网的结构考虑。4. 控制操作本站采用的三种控制方式是主站楼操作员的计算机控制、调度中心远方遥控以及保护小室测控柜上LCD面板操作。5. 故障录波配置故障录波器是电力系统中用于记录故障和系统震荡的一种装置，在系统出现异常时记录各种电能量以及保护的运行情况。这种装置还具有故障的测距以及卫星的对时以及数据的远传功能。 3.3 复兴变电站监控系统的改造益阳复兴500kV变电站于2001年9月正式投产，目前已经运行了10多

38、年的时间，由于变电站的扩建以及设备老化，变电站的监控系统已经出现了如设备运行速度变慢、站内后台机、远动通讯管理机等设备的接口老化等问题。这些问题给变电站的平安可靠运行带来了隐患，为了处理这些问题，变电站引进了CSC2000(UNIX)后台监控系统，对这所变电站进行系统的改造。3.3.1 原监控系统情况原监控系统采用的网络模式是站控层主控室间隔层五个继电小室形式15；其后台软件系统应用的是基于UNIX平台的BSJ后台软件系统；而测控装置采用了上海惠安公司D25系列测控以及D200通讯控制单元；测量控制装置通过以太网与后台实现通讯，站内的微机保护与其他的 智能设备那么由继电保护小室内的DPU实现通

39、讯，远动系统由D200通讯控制器和各级调度实现调度。改造前该变电站的系统结构图如下图： 图3.1 益阳复兴500kV变电站监控系统结构示意图3.3.2 改造方案体结构的改造情况这次改造对变电站的后台监控系统进行了彻底的改造，其改造的具体情况及作用如下表所示：(1)改造工程：后台操作系统14。改造的具体内容：用基于UNIX平台的CSC2000监控系统替换原来的BSJ后台软件系统。系统：这种系统采用的是3机系统，采用Sun工作站作为硬件平台。这种监控系统采用了新的思路与方法，开发出的新一代的监控系统，这种系统采用的操作界面与BSJ完全不同，采用的是一种类似于windows的多窗口见面，更便于操作，

40、且运行维护简单，可以改变原系统维护不便捷的问题；另外，该系统运用了oracle商用的数据库，功能很强大，而且在事件的查询、历史数据检索等多项功能都有很大的提高。(2) 改造工程：远动通讯改造的具体内容：用2台互为冗余备用的CSC1321总控通讯控制单元与华中电网网调及湖南省调实现通讯。通讯单元：CSC1321总控通讯单元所采用的是VxWorks嵌入式操作系统，这种系统运行平安稳定，维护方便。 (3) 改造工程：智能设备通讯改造内容：智能设备的通讯直接接入新增的CSM320EP智能通讯单元完成。(4) 改造工程：间隔层系统测控单元改造内容：用北京四方公司CSI200EA系列测控装置替换原由惠安公

41、司D25测控单元改造后的系统结构图如图3.2所示： 图 益阳复兴500kV变电站改造后网络结构图(1)改造内容：为了对变电站的正常运行不构成影响，在对变电站进行改造的过程中保存原来的系统，独立建立新的系统。在完成新的系统的调试任务后，再逐步按方案按间隔分别切改，从而减少对于原系统的正常运行。而在整个的过渡阶段，所有的操作都是由原来的系统进行的，新的系统在切改正程中逐步实现监视与控制的作用。(2)搭建新的监控系统硬件平台后台新系统的搭建：首先要搭建具有站控层网络接口屏和后台三台机器工程师站+双操作员站。这样，后面的网络搭建及系统构成才能开展。远动系统的搭建：把远动屏柜安装在远动通讯机房之前的远动

42、屏柜旁边并连接网络，这样可以尽量减少在切改通道时的通讯电缆的铺设工作。间隔层设备的搭建：间隔层设备采用的是CSI200EA系列的装置组屏，并按原来的组屏方案配置相同数目的屏柜，放置于5个继保室，完成网络的连接。所有的硬件系统搭建完毕之后就可以进行系统的调试，对“四遥等根本情况进行调整修改，并要根据工作人员的要求对报表、画面进行完善。(1)新系统的系统联调和间隔层设备的改造新后台用户化工作：在搭建完新系统之后，就可以依据复兴变电站的主接线图和原系统中的信息定义以及用户提供的五防闭锁逻辑完成新的系统的“四遥工作和用户界面及五防逻辑等的用户化工作。五防系统及间隔层联调：依据现场具体的情况提供三遥信息

43、的定义，需要现行完成对于系统组态和间隔层显示功能的定义集成。需要在间隔层设备不接二次电缆的情况之下，对变电站系统进行联动，这包括验证测量精度试验，遥控试验以及遥信的正确度试验，同时需要保证遥控出口到屏柜外侧 是正确的。(2)通道的切换与远动系统的联调通道的切换：先将调度的冗余备用通道切入新的系统，再将CSC1321的调度转发表依据主站要求进行完备。在冗余通道与新系统联通之后，在间隔层的改造过程中的就是新通道与原通道共同使用，已经切换的就使用新的通道，而未切换过来的就是用原来的通道。当所有的通道都切换过来，并且冗余通道的数据准确无误是，就可以将主通道切入到新系统。远动系统的联调：新的CSC132

44、1通讯控制单元的规约完全支持华中电网的数据网络以及IEC-870-5-101规约。(1)主变与35kV继电保护小室的更换：撤除原来的屏柜 上的旧设备，重新安装新的CSM320EP总控。这样可以节省不必要的设备购置，同时也节省了重新铺设电缆线路的时间与调试的时间。(2)其他继电保护室DPU的改造：建议按电压的等级进行相应的改造工作。(3)对原厂商生产的D25装置进行逐条线路的改造工作。在新的系统运行一段时间，并且能够正常运行的情况之下，原来系统的后台、远动、通讯网络等可以逐步退出运行。3.4 改造后效果与总结本次主要就复兴变电站的站控层及间隔层进行了改造，对于整个站控层的改造，相当于对变电站进行

45、了一次全面的翻新。由于在改造过程中，变电站仍旧要承当巨大的配电工作，这对变电站的改造任务提出了很大的要求。而在新的后台搭建完毕之后，需要对新的设备进行试验，从而确保整个变电站的平安可靠的运行。 对于间隔层的改造，由于原来的二次电缆大局部不能使用，只能重新放置二次电缆，信号要接入新的测控装置，然后做传动试验。本次改造工作按照上面的方案进行了改造，取得了明显的效果。变电站通过改造，其自动化系统采用了北京四方公司先进的CSC2000(UNIX)系统，技术成熟，支持智能化间隔接入的要求，系统结构上的优化取消了通过DPU向后台监控转发数据环节，减少了维护环节；硬件采用最先进计算机技术、现代电子技术与数字

46、信号处理DSP等技术，设备更加稳定可靠；通信规约支持更灵活通用的IEC61850规约，满足智能间隔的接入。改造效果如表3-2所示，改造后新综自系统的空间利用率、CPU占用率都大大降低。 表3-2变电站改造前后系统的性能指标比照情况 存储冗余时间 CPU负载率 画面响应时间改造前磁盘坏87%6s-9s改造后 2年6%1s参考值1年25=2S通过对变电站的监控系统的改造，可以明显地提高系统的运行的平安与可靠性，对于变电站的效率的提高，科学化的管理都有着至关重要的作用。 4 复兴500kV变电站监控系统调试方案设计 调试是变电站改造的一个重要环节，调试前要根据具体的改造内容编制调试大纲，并且确定调试

47、工程。调试是对改造后变电站运行状况的检查，是其投入运行之前的关键一步。变电站的监控系统的调试工作可以分四个步骤来进行，即验收划分型式验收，工厂验收测试FAT和现场验收测试CAT，整体考核验收，不进行工厂验收测试，招标方有权拒绝接收设备，而不进行现场验收测试无法进行下面的验收工作。本文将只对厂内调试阶段进行简单的阐述。4.1 厂内调试FAT)的概述4.1.1 厂内测试内容 工厂验收调试是在出厂前在系统集成商或者设备制造所在地对系统或者设备进行的功能和性能的测试。厂内调试的内容如下：1.资料审查： 供给商应在FAT之前按照合同要求提供监控设备的有效的检测报告和系统的出厂检测报告。所有的产品都应经过

48、电力工业设备质量检测试验中心的检测并且具有相关的合格证，而所有的出厂测试报告都应该具有出厂的检测合格证15。而资料审查当中的一些问题以及详细内容可以参考?GDW_213-2021变电站计算机监控系统工厂验收管理规程?。2.监控系统核实: 进一步确定核实与合同中内容相一致的监控系统的硬件与软件及主要的功能和系统验收的条件。监控系统核实的根本的设备有：监控系统设备如效劳器、远动通信装置、测控装置、网络以及平安防护设备、打印机、工作台和其他设备的信号与台数；监控系统的根本软件检查主要有：系统软件、数据库、应用软件及传输规约等。3.监控系统功能和性能测试: 监控系统功能与性能测试是指在供给商完成工厂调

49、试工作以及FAT大纲得到确认的条件下完成出厂检验后，按照FAT大纲的内容对即将出厂的监控系统主要功能、性能进行验收测试15。其包括直流输入测试，交流输入测试等数项测试。4.事故情况下的系统能力测试: 包括各种情况之下，如测试信号通道切换、双机切换、网络切换电源切换等的过程中的事故情况下，对遥测越限、遥信动作、遥控操作、保护动作、电能量采集、画面调阅等情况同时发生条件之下的系统性能的测试。主要测试的是记录是否完整、数据是否丧失、警报是否准确等等。5.传输规约测试: 常用的标准规约有DL451-91、 IEC61850或者DL/T 860 DL/667-1999、 DL/T634.5101-200

50、2、DL/T634.5104-2002。监控系统使用的传输规约应当有具有相关资质的设备检测试验中心参与检测。 最终的检测结果都需要统计到相应的表格当中，再依据相关的技术要求与性能指标对设备进行严格的评估，最后得出相关结论。(1)验收场地的环境要严格按照GB/T2887的规定执行。在测试的过程中应该使用的是不间断电源UPS供电，当交流电源在失电的情况之下，应当维持系统正常工作一小时以上。(2)对于交流电源应当满足单相220V，电压的允许偏差如表4-1所示： 表4-1 电流电压容差分级 级别 标称电压容差%AC1 -10+10AC2 -15+10AC3 -20+15ACX 待定交流电源的频率是50

51、赫兹，允许的偏差在-5%+5%；其波形为正弦波，谐波少于5%。 (3)而对于直流电源允许偏差要求如表4-2所示： 表4-2 电流电压容差分级 级别 标称电压容差%AC1 -10+10AC2 -15+10AC3 -20+15ACX 待定 备注： 直流电源的电压波纹系数应小于5%4.1.3 测试的设备情况 主要的测试设备如下：直流信号源、三相标准信号源、三相标准表、万用表、计时器、时间信号测试仪、SOE、脉冲信号发生器、继电保护测试仪等。在这些仪器测试中，其误差应当小于被测量准确等级的1/4，另外测试设备应当具有相当的标度分辨力。4.2 复兴500kV变电站监控系统调试工作4.2.1 复兴变电站程

52、序化控制调试(1)正常情况之下程序化控制流程16：运行的变电站的一次设备的主要的运行状态有运行、冷热备用、检修。而程序化控制的主要方式是让设备在各种情况之下的相互转换。所以，正常情况下程序控制的主要调试工程有核实一次对象的实际情况以及系统判别的状态;依据预先设置好的典型的操作票执行操作，检查状态转换描述、操作的步骤是否正确，检查每项的执行步骤的结果；正常的条件之下开关的运行情况，看是否为合环的情况，合开还采用的合闸开关不相同，要在调试过程中区别开来；试验顺控中的暂停功能。(2)程序化控制过程中发生异常时的处理与系统响应：测试顺控的过程中发生异常的情况，监控系统能否正确响应。异常的情况包括：顺控

53、的过程中和某台相关的测控装置发生通信终端的情况；顺控的过程中人工确认未在指定的时间内发生；设备的状态不对应；顺控的过程中发生条件闭锁信号。系统应该根据之前的设定，完成相应的任务。(3)程序化控制逻辑闭锁试验：包括有常规的操作闭锁；执行程序时的防误闭锁；程序化的控制模拟操作时的防误闭锁验证；操作票的校验；专用/典型操作票转换执行票时的防误闭锁验证。(4)站内的开票机相关的试验：本变电站设有开票机，应该对所具有的功能进行开票试验。2. 程序化控制的流程 变电站的程控系统能够模拟操作员在执行操作时的步骤，并且自主地实现操作步骤所涉及到的校验与判断。在执行下一步任务时，自动检测上一步的运行状况并且自动检查操作是不是与电气闭锁的条件相一致，只有当条件适宜时，才能够允许