【導讀】隨著高新技術的發(fā)展和應用，對電能質量和供電可靠提出了新的要求，求是電力企業(yè)的首要目標。變電站綜合自動化系統(tǒng)是在計算機和網(wǎng)絡通信技。運行、維護、管理等方面都帶來了一系列自動化技術的變革。系統(tǒng)，合理組態(tài)是工程設計和應用的重點。出了基于總線型的分散分布式綜合自動化系統(tǒng)是一種比較成熟和實用的系統(tǒng)，

　　

【正文】 除當?shù)赝?，還需能實現(xiàn)遠方查詢和整定保護定值，此功能還具有遠方 /就地閉鎖，操作權限閉鎖等措施。 5 ） 系統(tǒng)內各插件具有自診斷功能。 信息采集功能 分布式自動化系統(tǒng)的變電站，信息由間隔層 I/O 單元采集。常規(guī)四遙功能的 變電站，信息由 RTU 采集。電能量的采集宜用單獨的電能量采集裝置。系統(tǒng)對安全運行中必要的信息進行采集，主要包括以下幾個方面。 遙測量 (1) 主變壓器：各側的有功功率、無功功率、電流，主變壓器上層油溫等模擬量，模擬量均采用交流采樣，以提高精度。主變壓器有載分接開關位置 (當 30 用遙測方式處理時 )。 (2) 線路：有功功率、無功功率、電流。 (3) 母線分段斷路器相電流。 (4) 母線：母線電壓、零序電壓。 (5) 電容器：無功功率、電流。 (6) 消弧線 圈零序電流。 (7) 直流系統(tǒng)：浮充電壓、蓄電池端電壓、控制母線電壓、充電電流。 (8) 所用變：電壓。 (9) 系統(tǒng)頻率，功率因數(shù)，環(huán)境溫度等。 遙信量 (1) 斷路器閘刀位置信號。 (2) 斷路器遠方 /就地切換信號。 (3) 斷路器異常閉鎖信號。 (4) 保護動作、預告信號，保護裝置故障信號。 (5) 主變壓器有載分接開關位置 (當用遙信方式處理時 )，油位異常信號，冷卻系統(tǒng)動作信號。 (6) 自動裝置 (功能 )投切、動作、故障信號，如 ：電壓無功綜合控制、低周減載、備用電源裝置等。 (7) 直流系統(tǒng)故障信號。 (8) 所用變故障信號。 (9) 其它有全站事故總信號、預告總信號；各段母線接地總信號；各條出線小電流接地信號；重合閘動作信號；遠動終端下行通道故障信號；消防及安全防范裝置動作信號等。 根據(jù)設備特點及確保安全運行需要，可增加相應的特殊信號或對一些遙信量進行合并。 遙控量 (1) 斷路器分、合。 31 (2) 主變壓器有載分接開關位置調整。 (3) 主變壓器中性點接地閘刀分、合。 (4) 保護及安全自動裝置信號的遠方復歸。 (5) 有條件的變電站高壓側備用電源遠方投停。 (6) 有條件的變電站電壓無功綜控的遠方投停。 (7) 有條件的變電站直流充電裝置的遠方投停。 電能量 (1) 主變壓器各側有功電能量、無功電能量及其分時電能量。 (2) 各饋電線有功電能量、無功電能量。 (3) 用戶專用線有功電能量、無功電能量及其分時電能量和最大需量。 (4) 所用變有功電能量。 設備控制及閉鎖功能 1 ） 對斷路器和刀閘進行開合控制。 2 ） 投、切電容器組及調節(jié)變壓器分接頭。 3 ） 保護設備的檢查及整定值的設定。 4 ） 輔助設備的退出和投入 (如空調、照明、消防等 )。 以上控制功能可以由運行人員通過 CRT 屏幕進行操作。在設計上保留了手動操作手段，并具有遠方 /就地閉鎖開關，保證在微機通信系統(tǒng)失效時仍能夠運行和操作，包括可手動準同期和捕捉同期操作。在各間隔的每個斷路器設置按鈕或開關式的一對一 “分 ”、 “合 ”操作開關和簡易的強電中央事故和告警信號。 為了防止誤操作，操作閉鎖主要包括： (1) 操作出口具有跳、合閉鎖功能和具有 (3) 當站內通信網(wǎng)退出運行時，能滿足非 CRT 屏幕操作、五防閉鎖功能和適應一次設備現(xiàn)場維修操作的五防閉鎖功能。 32 (4) 根據(jù)一次設備的實際運行狀態(tài)，自動實現(xiàn)斷路器、隔離開關操作閉鎖功能。 自動裝置功能 1 ） 根據(jù)系統(tǒng)潮流進行無功自動調節(jié)控制，也可人工控制 (人工操作可就地、可遠方 )。自動控制時可根據(jù)電壓、潮流和無功負荷、變壓器抽頭位置信號由裝置進行自動控制調節(jié)變壓器抽頭位置或投退電容器組。 2 ） 低周減載。 110kV、 10kV 線路可由各自的保護裝置實現(xiàn)，不用單獨配置低周減載裝置。整定值由各條線 路裝置自行整定。 3 ） 同期檢測和同期分閘。同步檢測斷路器兩側電壓的幅值、相位和頻率，并發(fā)出同期合閘啟動或閉鎖信號。此功能可進行檢無壓同期，亦能進行手動準同期和捕捉同期。既能滿足正常運行方式下的同期，亦能滿足系統(tǒng)事故時的同期。 同期功能有手動和自動兩種方式供選擇，同期裝置與通信網(wǎng)相互獨立。 4 ） 小電流接地選線功能。可通過采取 3I0、 3U0 及其增量來判斷是否有接地故障，也可用 5 次諧波方式 分析 接地故障，小電流接地選線功能與通信網(wǎng) 相互獨立，不依賴通信網(wǎng)的后臺機檢測。否則當通信網(wǎng)故障時該功能即失去檢測報警功能。而規(guī)程規(guī)定小電流系統(tǒng)當單相接地后允許 2h 帶故障運行， 2h 后要立即切除故障線路。 據(jù)有關綜合自動化站的運行記錄，在雷雨季節(jié)時雷擊曾擊壞過站內的通信網(wǎng)。若此時雷擊又同時造成 10kV 線路單相接地，則運行人員不能及時發(fā)現(xiàn)線路單相接地故障。時間長了，若不及時處理，則有可能造成故障線路由單相接地發(fā)展成為兩相或三相接地短路故障。因此，小電流接地選線功能要獨立于通信網(wǎng)。 5 ） 事故錄波。對于 220kV 變電站的主變、 220kV 線路除了保護裝 置自帶故障錄波外，還設置了一套獨立的微機錄波屏，而 110kV 線路則用本身裝置記錄。 33 報警功能 對站內各種越限，開關合、跳閘，保護及裝置動作，上、下行通道故障信息，裝置主電源停電信號，故障及告警信號進行處理并作為事件記錄及打印。輸出形式有：音響告警、畫面告警、語音告警、故障數(shù)據(jù)記錄顯示 (畫面 )和光字牌告警 (光字牌報警回路采用編碼設計，主要是為了保證當通信網(wǎng)故障退出時站內仍能正常運行。光字牌數(shù)量控制在 20 多只 )。 設備監(jiān)視功能 其中包括一次設備絕緣在線監(jiān)測、主變油溫監(jiān)測、火警監(jiān)測、環(huán) 境溫度監(jiān)測等 內容 。當上述各參量越過預置值時，發(fā)出音響和畫面告警，并作為事件進行記錄及打印。 操作票自動生成功能 根據(jù)運行方式的變化，按規(guī)范程序，自動生成正確的操作票，以減輕運行人員的勞動強度，并減少誤操作的可能性。 數(shù)據(jù)處理及打印功能 中調、地調、市調、運行管理部門和繼保專業(yè)要求的數(shù)據(jù)可以以 歷史 記錄存檔，包 括 : 1 ） 母線電壓和頻率、線路、配電線路、變壓器的電流、有功功率、無功功率的最大值和最小值以及時間。 2 ） 斷路器動作次數(shù)及時間。 3 ） 斷路器切除故障時故障電流和跳閘次數(shù)的累計值。 4 ） 用戶專用線路的有功、無功功率及每天的峰值和最小值以及時間。 5 ） 控制操作及修改整定值的記錄。 34 6 ） 實現(xiàn)站內日報表、月報表的生成和打印，可將歷史數(shù)據(jù)進行顯示、打印及轉儲，并可形成各類曲線、棒圖、餅圖、表盤圖，該功能在變電站內及調度端均能實現(xiàn)。 人機接口功能 具有良好的人機界面，運行人員可通過屏 幕了解各種運行狀況，并進行必要的控制操作。人機聯(lián)系的主要 內容 包括： 1 ） 顯示畫面與數(shù)據(jù)。 2 ） 人工控制操作。 3 ） 輸入數(shù)據(jù)。 4 ） 診斷與維護。 當有人值班時，人機聯(lián)系功能在當?shù)乇O(jiān)控系統(tǒng)的后臺機上進行，運行人員利用 CRT 屏幕和鍵盤或鼠標器進行操作。當無人值班時，人機聯(lián)系功能在上級調度中心的主機或工作站上進行。 程通信功能 將站內運行的有關數(shù)據(jù)及信息遠傳至調度中心及設備運行管理單位，其中包括正常運 行時的信息和故障狀態(tài)時的信息，以便調度中心人員及時了解設備運行狀況及進行事故處理。 可實現(xiàn)四遙和遠方修改整定保護值、故障錄波與測距信號的遠傳等。變電站自動化系統(tǒng)可與調度中心對時或采用衛(wèi)星時鐘 GPS。 他功能 1 ） 具有完整的規(guī)約庫，可與各種 RTU 通信，滿足開放性系統(tǒng)的要求。 2 ） 可在線設置各設備的通信參數(shù)及調制解調器參數(shù)。 3 ） 可進行多種仿真 (遙信變位、事件記錄、遠動投退 )。 35 4 ） 在線診斷功能、在線幫助。 5 ） 強大的數(shù)據(jù)庫檢索功能。 二次設計原則 變電站二次設備按功能分為四 大模塊： ① 繼電保護及自動裝置。 ② 儀器儀表及測量控制。 ③ 當?shù)乇O(jiān)控。 ④ 遠動。四大模塊功能的各自不同的 發(fā)展 及其功能的相互滲透，為變電站自動化提供了多種多樣的實現(xiàn)模式，可概括為兩種基本實現(xiàn)模式： ① 保護加集中 RTU 模式，面向功能。 ② 保護加分散 RTU 模式，面向對象。 電器設備控制方式 主變壓器、站用變壓器各側斷路器以及 10kV、 110kV、 220kV 斷路器一般情況下均集中在控制室，通過就地監(jiān)控主站的就地監(jiān)控 計算 機進行控制操作(但 網(wǎng)絡 中遠動主站亦可留有接口給地調進行遙控，根據(jù)系統(tǒng)運行規(guī)程而定 )，當網(wǎng)絡中就地監(jiān)控主站退出運行時則應能分別在各元件的保護屏處進行人工控制操作。 就地監(jiān)控計算機在操作時應顯示該站的配電裝置的運行狀態(tài)、通道狀態(tài)和各種電氣量，在每個操作步驟前應給操作者提示，待確認后方能操作。 主變壓器、站用變壓器、 220kV 線路、 110kV 線路、 10kV 設備及其母線設備保護和 10kV 母聯(lián)的控制保護均采用集中保護方式， 10kV 開關柜上加一個 “ 就地 /遠動 ” 選擇開關， 10kV 母聯(lián)斷路器的控制保護放在控制室，與10kV 自投裝置放在一起 (當 10kV 裝置能可靠地抗震、抗高溫、抗電磁干擾時，也可以將 10kV 裝置裝配在 10kV 開關柜上，以減少電纜聯(lián)接 )。 10kV 隔離開關采用就地手動操作 (除變低處的 10kV 隔離開關外 )。主變變低 10kV 隔離開關、 110kV， 220kV 隔離開關采用就地電動操作方式，可進行就地和遙控操作，并設置 “ 就地 /遙控 ” 選擇開關，同 時設有操作閉鎖措 36 施。專用母線接地刀閘裝設母線有電閉鎖操作裝置 (采用微機五防裝置，應能與綜合自動化裝置接口 )。用鍵盤或鼠標操作斷路器、刀閘時靠后臺機內的五防系統(tǒng)閉鎖，現(xiàn)場人工操作或維護操作時則靠另一套微機五防系統(tǒng)閉鎖。 測量 綜合自動化的電氣測量均按部頒《電氣測量儀表設計技術規(guī)程》(SDJ9—87)的要求選擇測量點及測量內容、測量精度。在主變 220kV 側增加電流方向接法相反的分時計量的脈沖式有功電度表和無功電度表各 2 只，供關口表用。 全站的電氣量測量除了通過監(jiān)控主站及遠動主站讀取和記錄存盤外，在各元件的 保護裝置上的液晶顯示器上也應能讀取有關的電氣量，主要是為了保證當網(wǎng)絡或監(jiān)控、遠動主站退出運行時該站所有設備的測量仍能滿足安全運行。 同期并列點和同期方式 220kV 線路斷路器、 220kV 旁路兼母聯(lián)斷路器、 110kV 線路斷路器、110kV 旁路斷路器、 110kV 母聯(lián)斷路器及主變 220kV 側斷路器、 110kV 側斷路器處設同期并列點，同期方式為集中式和分布式手動準同期，正常情況下采用就地監(jiān)控計算機分布式手動準同期，當網(wǎng)絡監(jiān)控、遠動主站退出運行時，上述各元件的同期并列操作應能在各自的保護屏處 (或中央信號屏處 )手動進行。 中央監(jiān)控 設事故信號及預告信號。斷路器事故跳閘啟動事故音響，其它通道故障和裝置故障啟動預告音響，信息除了能在就地監(jiān)控主站和遠動主站讀取及存盤 37 外，還能在中央信號屏上讀取及記錄。各裝置的故障信號應能在各裝置上反映出來。 綜合自 動化變電所的現(xiàn)場調試 前期準備階段 一般應首先對整個站二次綜自系統(tǒng)設備進行全面的了解。包括綜自裝置的安裝方式、控制保護屏、公用屏、電度表屏、交流屏、直流屏的數(shù)量和主要功能；了解一次主結線，各間隔實際位置及運行狀態(tài)；進行二次設備外觀檢查，主要有裝置外觀是否損壞，屏內元件是否完好，接線有無折斷、脫落等；檢查各屏電源接法是否準確無誤，無誤后對裝置逐一上電，注意觀察裝置反應是否正確，然后根據(jù)軟件組態(tài)查看、設置裝置地址；連好各設備之間通訊線，調試至所有裝置通訊正常，在后臺機可觀察裝置上送數(shù)據(jù)。 調試階段 這個階段包 括一次、二次系統(tǒng)的電纜連接、保護、監(jiān)控等功能的全面校驗和調試 。 首先檢查調試一次、二次系統(tǒng)的電纜連接，主要有以下 內容 ： 開關控制回路的調試 38 給直流屏控制電源、儲能電源或合閘電源，檢查一次開關側儲能電源或合閘電源保險是否合上，以免合閘時燒毀合閘線圈。合上裝置電源開關和控制回路開關，手動逐一分合斷路器，檢查控制回路、斷路器位置指示燈顏色是否正確（合上斷路器后為紅色，跳開斷路器后為綠色），反應是否正常。如發(fā)現(xiàn)控制斷路器時位置指示燈熄滅 或紅綠燈全亮，要立即關閉控制直流電源，查找原因。應注意如果裝置跳合閘保持回路需要與斷路器操動機構跳合閘電流配合時，繼電器保持電流是否與斷路器控制回路實際電流值匹配。如果不匹配，當繼電器保持電流比實際電流小時，將燒毀跳合閘保持繼電器；當比實際電流大時，跳合閘不可靠或跳合 不成功。 斷路器本身信號和操動機構信號在后臺機上的反映 關于彈簧操動機構，彈簧未儲能信號