变电站综合自动化系统的理解与认

变电站综合自动化系统的几点理解及认识１．前言最近几年来，跟着电网运转水平的提升，各级调动中心要求更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运转状况，提升变电站的可控性，从而要求更多地采纳远方集中控制，操作，反事故举措等，即采纳无人值班的经管模式，以提升劳动生产率，减少人为误操作的可能，提升运转的靠谱性。另一方面，今世计算机技术，通信技术等先进技术手段的应用，已改变了传统二次设施的模式，为简化系统，信息共享，减少电缆，减少占地面积，降低造价等方面已改变了变电站运转的相貌。鉴于上述原由，变电站自动化由“热点话题”已转向了适用化阶段，电力行业各相关部门把变电站自动化做为一项新技术改革手段应用于电力系统运转中来，各大专业厂家亦把变电站自动化系统的开发做为要点开发工程，不停地完美和改良相应地推出各具特点的变电站综合自动化系统，以知足电力系统中的要求。外国从80年月初开始进行研究开发，到目前为止，各大电力设施企业都陆续地推出系列化的产品。如ABB，SIEMENS,HARRIS等企业，90年月以来，世界各国新建变电站大多数采纳了全数字化的二次设施；相应地采纳了变电站自动化技术；我国展开变电站综合自动化的研究及开发对比世界发达国家较晚，但跟着数字化保护设施的成熟及宽泛应用，调动自动化系统的成熟应用，变电站自动化系统已被电力系统用户接受使用，但在电力部门使用过程中大概有双方面的原则：一是中低压变电站采纳自动化系统，以便更好地实行无人值班，达到减人增效的目的；二是对高压变电站（220kV及以上）的建设和设计来说，是要求用先进的控制方式，解决各专业在技术上分别、自成系统，重复投资，甚至影响运转靠谱性。而且在实质的工程中尚存在以下主要问题：功能重复，表此刻计量，远动和当地监测系统所用的变送器各自设置，加大了CT，PT负载，投资增添，而且还造成数据丈量的不一致性；远动装置和微机监测系一致个受制于调动所，一个是服务于当地监测，没有做到资源共享，增添了投资且使现场造成复杂性，影响系统的靠谱性；缺少系统化设计而是以一种”拼集”功能的方式组成系统，以致整个系统的性能指标不高,部分功能及系统指标没法实现。3）对变电站综合自动化系统的工程设计缺少规范性的要求，特别是系统的各部分接口的通信规约，如波及到不一样厂家的产品，则问题更多，从而以致各系统的联调时间长，对未来的保护及运转都带来了极大的不便，从而影响了变电站自动化系统的投入率。２．变电站综合自动化系统应能实现的功能２．１微机保护：是对站内所有的电气设施进行保护，包含线路保护，变压器保护，母线保护，电容器保护及备自投，低频减载等安全自动装置。各种保护应拥有以下功能：１）．故障记录２）．储存多套定值３）．显示和当地改正定值４）．与监控系统通信。依据监控系统命令发送故障信息，动作序列。目前整定值及自诊疗信号。接收监控系统选择或改正定值，校正时钟等命令。通信应采纳规范规约。２．２数据收集包含状态数据，模拟数据和脉冲数据１）．状态量收集状态量包含：断路器状态，隔走开关状态，变压器分接头信号及变电站一次设施告警信号等。目前这些信号大多数采纳光电隔绝方式输入系统，也可经过通信方式获取。保护动作信号则采纳串行口（RS-232或RS485）或计算机局域网经过通信方式获取。２）．模拟量收集惯例变电站收集的典型模拟量包含：各段母线电压，线路电压，电流和功率值。馈线电流，电压和功率值，频次，相位等。别的还有变压器油温，变电站室温等非电量的收集。模拟量收集精度应能知足SCADA系统的需要。３）．脉冲量脉冲量主假如脉冲电度表的输出脉冲，也采纳光电隔绝方式与系统连结，内部用计数器统计脉冲个数，实现电能丈量。２．３事件记录和故障录波测距事件记录应包含保护动作序列记录，开关跳合记录。其SOE分辨率一般在1~10ms之间，以知足不一样电压等级对SOE的要求。变电站故障录波可依据需要采纳两种方式实现，一是集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。另一种是分别型，即由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统储存和剖析。２．４控制和操作闭锁操作人员可经过CRT屏幕对断路器，隔走开关，变压器分接头，电容器组投切进行远方操作。为了防备系统故障时没法操作被控设施，在系统设计时应保存人工直接跳合闸手段。操作闭锁应拥有以下内容：１）．电脑五防及闭锁系统２）．依据及时状态信息，自动实现断路器，刀闸的操作闭锁功能。３）．操作出口应拥有同时操作闭锁功能４）．操作出口应拥有跳合闭锁功能２．５同期检测和同期合闸该功能能够分为手动和自动两种方式实现。可选择独立的同期设施实现，也能够由微机保护软件模块实现。２．６电压和无功的就地控制无功和电压控制一般采纳调整变压器分接头，投切电容器组，电抗器组，同步伐相机等方式实现。操作方式可手动可自动，人工操作可就地控制或远方控制。无功控制可由特意的无功控制设施实现，也可由监控系统依据保护装置丈量的电压，无功和变压器抽头信号经过专用软件实现。２．７数据办理和记录历史数据的形成和储存是数据办理的主要内容，它包含上一级调动中心，变电经管和保护专业要求的数据，主要有：１）．断路器动作次数２）．断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数３）．输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功、母线电压准时记录的最大，最小值及其时间。４）．独立负荷有功、无功，每日的峰谷值及其时间５）．控制操作及改正整定值的记录依据需要，该功能可在变电站当地所有实现，也可在远动操作中心或调动中心实现。２．８人机联系２．９系统的自诊疗功能：系统内各插件应拥有自诊疗功能，自诊疗信息也象被收集的数据同样周期性地送今后台机和远方调动中心或操作控制中心。２．１０与远方控制中心的通信本功能在惯例远动‘四遥’的基础上增添了远方改正整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等，其信息量远大于传统的远动系统。依据现场的要求，系统应拥有通信通道的备用及切换功能，保证通信的靠谱性，同时应具备同多个调动中心不一样方式的通信接口，且各通信口及MODEM应互相独立