220kV变电所综合自动化系统设计

［摘要］　本文主要介绍柳州月山220kV变电所综合自动化系统的设计原则、系统功能，并做了简要的小结，为以后综合自动化系统的设计提供参考。

　　［关键词］　月山变电所　综合自动化　设计 

1　概述

　　柳州月山220kV变电所是广西电网的枢纽变电所，终期安装两台变压器，容量为2×180000kVA，本期一台，230±8×1.25%／121／11kV，180／180／90MVA；终期220kV出线5回，本期2回；110kV终期出线10回，本期5回；10kV本期出线5回，补偿电容器2组，终期出线10回，补偿电容4回。220kV、110kV均为双母线带简易旁路接线，10kV为单母线分段接线。

　　柳州月山220kV变电所自动化系统包括一个监控系统和一个保护、故障录波管理系统，系统配置见图1。

图1　柳州月山220kV变电所自动化系统

2　综合自动化主要设计原则

　　本变电所以计算机监控为主，除在各控制单元保留能应急手动操作跳、合闸的手段外，其余全部的控制、监视、测量和报警功能均应由计算机监控系统来完成。变电所不另设远动设备，监控系统应能完成遥信、遥测、遥控、遥调的功能。应能满足

无人值班要求。但目前变电所还不具备无人值班条件，仍需有人值班。

　　监控系统采用SIC2000分布式监控系统，系统由网络上分布的各结点计算机单元组成，系统抗电磁干扰性能好，数据传输可靠、速率高。

3　监控系统I/O容量

　　全所被测点总容量如下：

　　(1)模拟量输入(AI)　本期78点、远期192点；

　　(2)温度量输入(TI)　本期2点、远期4点；

　　(3)脉冲量输入(PI)　本期22点、远期60点；

　　(4)开关量输出(DO)　本期78点、远期192点；

　　(5)开关量输入(DI)　本期285点、远期752点。

4　系统功能

4.1　数据采集处理

　　计算机监控系统通过控制单元采集有关信息，经过数字滤波、数据有效性检查、工程系数转换等，检出事件、故障和状态的变位信号以及模拟量正常及越复限信息等，实时更新数据库，为本系统实现其它功能提供必需的运行信息。

　　控制单元能对其采集的信息进行必要的处理，更新其数据库，并按单元组织能在就地输出的部分数据表格和文件。

　　数据类型应包括：模拟量、开关量、脉冲量等。

　　经处理后的全部信息分类存贮，便于检索，可随变电站的扩建或运行需要而灵活地进行扩充和修改。

4.2　运行监视

　　以文字、表格、图象和语音、声、光等方式为值班人员及时提供变电所安全监控所必需的全部信息。

　　运行监视应包括事故、故障和正常状态的三种运行信息输出。按功能又可分为：运行设备状态变化监视、测量值日常监视和越限告警监视、事故追忆、事件顺序记录(SOE)、电度量累计等。

4.3　信息远传

　　按调度自动化的实用化验收标准和中调、地调通讯规约的要求分别组装生成向这二级调度远传的信息报文，并分别存贮。

　　监控系统还能监视远传通道和远传通讯报文，远传信息具有较高的优先级别，通过双机切换，实现双主机远传。

4.4　在线统计计算和制表打印

4.4.1　在线统计计算项目

　　(1)电流、电压及功率的最大、最小值及其出现时间的统计；

　　(2)电压合格率统计；

　　(3)电度量积算及分类统计；

　　(4)月最大功率统计；

　　(5)所用电率计算。

4.4.2　打印的主要报表

　　(1)运行日报表；

　　(2)日、月、年电量表；

　　(3)主变、母线电量平衡表；

　　(4)线路月最大功率统计表；

　　(5)月电压合格率统计表；

　　(6)典型日电压合格率统计表；

　　(7)月负荷统计分析表；

　　(8)事故追忆表；

　　(9)事件记录一览表(事故、故障、操作、自诊断、模拟量越/复限一览表)；

　　(10)技术管理和各类操作处理指导表格。

4.5　人——机联系

　　配置直观方便、可靠的监视和操作手段，快速地反映系统的运行状况，响应和执行操作命令；配置高分辨率彩色图形汉字显示、功能键盘和汉字打印机等设备。

4.5.1　主要显示内容

　　(1)全所主结线图；

　　(2)按电压等级划分的分结线图(各线路、母线的潮流实时值)；

　　(3)按单元划分的单元结线图(设备主要参数和运行工况趋势曲线或棒图)；

　　(4)直流系统图；

　　(5)所用电系统图；

　　(6)变电所监控系统运行工况图；

　　(7)运行时所需的测量实时值表；

　　(8)主要设备参数表；

　　(9)继电保护定值表；

　　(10)开关量状态表；

　　(11)负荷曲线；

　　(12)趋势曲线；

　　(13)事件记录各类一览表；

　　(14)典型操作票。

4.5.2　操作键盘主要功能

　　(1)所有测点的投退；

　　(2)设备的投退；

　　(3)日期、时钟设定；

　　(4)召唤调用各类画面和打印各类文件、表格；

　　(5)如唤各类索引表、一览表；

　　(6)操作票编辑和打印调用；

　　(7)存入检修工作票；

　　(8)设置脉冲量初值；

　　(9)采样周期设定；

　　(10)修改模拟量测点限值和死区值。

4.6　收集微机保护及录波器的实时信息

　　通过通讯收集各类微机保护、录波器的故障、事故结果信息、线路故障的测跨结果信息并转换成汉字方式输出。

4.7　历史数据存贮

　　控制、故障、事故发生时的数据和信息均作为历史数据保存，经软盘转录，供进一步分析、计算使用。

4.8　控制操作

　　本变电所对断路器和隔离开关的控制操作以计算机为主，简易的手动控制操作作为备用。

　　具有选择、返送校验、分步顺序执行和防误功能的控制手段。

　　变电所监控系统还设有备用电源自动投入、无功综合调节，隔离开关防误操作等功能。

4.9　自诊断

　　自诊断范围包括：

　　(1)前置机和主机自诊断到模件级故障；

　　(2)各类通道故障(含与微机保护的通信通道)；

　　(3)系统时钟同步故障(含与微机保护的时钟同步)；

　　(4)电源故障；

　　(5)外设故障。

4.10　报警方式

　　以不同的方式报警，按优先级排列事故、故障、正常操作的声光报警，各级报警状态间进行屏蔽。

4.11　保护与监控系统的接口

　　原则上，继电保护与监控系统相对，因此对全站保护和录波屏设立一台管理微机，组成保护管理系统。所有保护装置(母线保护除外)通过总线与保护管理机相连，保护管理系统与监控系统通过接口相连交换信息，另外，通过调制解调器和电话通道传送至中调和地调保护部门。

4.11.1　保护管理系统功能

　　(1)保护管理系统和监控系统不影响保护装置的正确动作；

　　(2)能方便、灵活地对本机和微机保护装置的接口进行投退；

　　(3)监视保护装置的工作状态；

　　(4)投入或退出保护装置的某些保护功能；

　　(5)调阅保护装置的采样报告；

　　(6)调阅各保护装置的定值或修改定值，并可打印存档；

　　(7)调阅各保护装置和故障报告，并可存盘、打印；

　　(8)与所内监控系统进行数据通讯，接受中调和地调命令并下传、提供报告。

4.11.2　监控系统主机对保护的监控功能

　　(1)监视保护装置的动作状态；

　　(2)接受保护装置的动作信息；

　　(3)根据运行方式要求，更改保护装置定值；

　　(4)根据调度命令投入或退出保护装置内的某些保护功能；

　　(5)接收中调对时命令或报GPS对时信号，下达到保护装置并进行误差校正；

　　(6)管理机上的定值修改设，并有确认手段。

5　主要技术指标

5.1　开关量输入

5.1.1　中断开关量输入(Ⅱ)

　　(1)输入要求：继电器空接点或光电耦合输出端，信号范围24VDC、≤10mA；

　　(2)各信号对0→1和1→0变位均具有中断能力防抖动(5～20ms)；

　　(3)分辨率：≤1ms；

　　(4)可选择滤波延时报警和瞬动报警方式；

　　(5)可预置所有输入接点的动作时限，信号需经光电隔离浪涌吸收和硬件滤波环节；

　　(6)定时对各点信号进行巡回扫查，检出信号变位，扫查周期≤2s。

5.1.2　非中断开关量输入(SI)

　　(1)输入要求：与中断开关量相同；

　　(2)信号经光电隔离和硬件滤波；

　　(3)防抖动(5～20ms)；

　　(4)定时对各点信号巡回扫查，检出信号变位，扫查周期≤2s。

5.2　模拟量输入(AI)

　　(1)输入方式：交流采样；

　　(2)采样周期：1、2、3、5、10s可选；

　　(3)A/D变换分辨率：12位(含一个符号位)；

　　(4)测量精度：≤±0.5%；

　　(5)共模抑制比：≥120dB；

　　(6)数据更新周期：2～4s；

　　(7)越复限更新数据库：≤2s；

　　(8)湿簧继电器采样；

　　(9)信号输入后经高精度隔离放大器隔离。

5.3　脉冲量输入(PI)

　　(1)接点或光电耦合输入，12/24V，50mA；

　　(2)闭合时间/脉冲宽度不大于100ms；

　　(3)光电隔离、软硬件滤波；

　　(4)数据更新周期：10～15s；

　　(5)累计误差：5000±1脉冲。

5.4　温度量输入(TI)

　　(1)铜电阻经温度变送器输入，对应温度范围0～150℃，输入4～20mA；

　　(2)其余指标同模拟量。

5.5　开关量输出(DO)

　　继电器额定电压220VDC，触点断开能力：在直流电源当电压不超过250V和电流不超过1A时，触点断开功率50W。

5.6　系统响应指标

　　(1)从开关量变位出现到CRT画面更新：＜2s；

　　(2)模拟量在CRT画面的更新：＜3s；

　　(3)CRT固定画面显示时间：＜1s；

　　(4)从命令生成到输出相应控制命令：＜1s；

　　(5)画面调用实时响应＜2s，高负荷情况下＜5s；

　　(6)报警时间≤1s。

5.7　系统综合指标

　　前置设备、主系统地CPU为32位，CPU负荷率正常状态下小于25%，事故情况下10s内小于40%，主内存按远期考虑具有30%以上的备用容量，辅助存贮器(硬盘)按远期考虑具有20%～40%的备用容量。

　　可靠指标：①系统可用率99.99%；②平均无故障时间(MTBF)≥25000h；③外设平

6　系统配置

　　监控系统包括一个主机系统和一个保护、故障录波管理系统。

6.1　主机系统(实时系统)

　　(1)主计算机二套，每套包括：工业级主机1台；586/100CPU；主频33MHz；32MB内存；540MB硬盘，1.44＋1.2MB软盘；20″高密度(1024×768)彩显CRT一台；串行智能接口板；网络板；鼠标；EPSON　LQ1900K打印机1台。

　　(2)主控模块2块。

　　(3)控制单元(I/O)45套。

　　(4)远动通信接口(包括对中调和地调的通信接口)。

6.2　保护和故障录波管理系统(非实时系统)

　　(1)计算机一套：486CPU(Ⅰ控机)；主频33MHz；16MB内存；200MB硬盘，1.44MB＋1.2MB软盘；14″彩显；鼠标；LQ－1600K打印机一台。

　　(2)远动通信接口(包括对中调和地调的电话通信接口)。

　　(3)对主机系统的通信接口。

7　信息量的选取

7.1　遥测量

　　(1)110kV、220kV线路三相电流、有功、无功；

　　(2)主变三侧三相电流、有功、无功；

　　(3)10kV线路、所用变B相电流；

　　(4)10kV电容量三相电流、无功；

　　(5)220kV、110kV、10kV母线电压；

　　(6)站用交流、直流电源电压；

　　(7)主变油温、绕组温度。

7.2　遥信量

　　(1)全站断路器双位置信号；

　　(2)全站220kV、110kV隔离开关、接地刀闸单位置信号；

　　(3)10kV隔离开关单位置信号；

　　(4)主变抽头位置、通风故障、油位报警信号；

　　(5)直流系统信号；

　　(6)220kV、110kV、10kV线路保护动作和开关故障信号；

　　(7)10kV电容器、所变动作和开关故障信号。

　　由于采用了综合自动化系统，大量的信号均通过数字通讯接口传送，但对主变、断路器、隔离开关、接地刀闸和少数保护动作信号仍需以开关量遥信方式实现实时监视。

7.3　遥控量

　　(1)全站断路器；

　　(2)220kV、110kV隔离开关。

7.4　遥调量

　　主变抽头实行有载升压、降压调节，实现无功综合调节。

8　变电所自动功能

8.1　所用自投

　　本变电所综合自动化系统对所用380V分段开关实现自投，当一台所变故障时，通过自投分段开关将负荷移到另一台所变上，从而保证所用电的可靠性。

8.2　低周减载

　　本变电所综合自动化系统实现低周减载功能，分为两轮减载，每轮定为10回线路，可以选择线路，而且延时值和df/dt值可以设置。

8.3　电压无功综合调节

　　月山变电所综合自动化系统实现对主变抽头升降和电容器投切实现综合调节，有利于电压与无功的最佳调整。调节控制决策按以下步骤进行。

8.3.1　判断运行方式、运行状态，采取不同的调节决策

　　(1)两台主变分列运行时(中侧母联断开)可分别调节分接头；两台主变并列时分接头必须处于同一档，调节时亦应同时调两台主变。

　　(2)分接头是否处于极限位置，电容器组是否已投完或全部未投，调节命令不应超出极限。

　　(3)电容器组应轮流投切。

　　(4)主变过负荷，主变、主变开关、电容器、电容器开关故障时，应闭锁调节。

　　(5)需要调节时，要经一定延时后才能发令。

8.3.2　基本调节控制原则

　　(1)U2正常，Q正超(U3不高)→投C；

　　(2)U2正常，Q负超(U3不低)→切C；

　　(3)U2高，Q正超(U3不高)→不调；

　　(4)U2高，Q正超(U3不高)→降分接头；

　　(5)U2高，Q负超　　　　→切C；

　　(6)U2高，Q正常(U3合格)→降分接头；

　　(7)U2低，Q正超(U3不高)→投C；

　　(8)U2低，Q负超　→升分接头；

　　(9)U2低，Q正常(U3合格)→升分接头。

　　其中，U2：表示主变110kV侧母线电压；

　　　　　Q：表示主变220kV侧无功功率；

　　　　　U3：表示主变10kV侧母线电压；

　　　　　Q正超：表示主变高压侧从系统吸收的无功功率超过＋Q所设定的整定值；

　　　　　Q负荷：表示从主变高压侧输送给系统的无功功率超过所设定的－Q整定值。

8.4　隔离开关操作闭锁功能

　　由于本变电所主接线较复杂，若采用常规方式则很难实现该功能，但将断路器、隔离开关、接地刀闸位置传送至综合自动化系统后，通过编程则很容易实现隔离开关操作闭锁功能。

9　综合自动化系统设计总结

9.1　由于技术条件原因，本变电所微机综合自动化系统和微机保护装置都安装在控制室内，从控制室到开关场的屏蔽控制电缆仍很多，电缆未能大量减少，若采用分布式分散布置，则可以大量减少二次电缆。

9.2　由于目前对无人值班变电所信息量选取没有统一标准，因此本变电所遥信量较多，随着电网中无人站的不断增加，当发生故障时，涌现出来的大量信号可能影响调度人员对事故进行迅速、正确的分析和判断，因此，将来仍需对各种信息量进行归并。

9.3

消防和防盗。为实现无人值班，本变电所综合自动化系统预留了火灾信号遥信和防盗系统信号遥信，但本期未装设自动消防系统和工业监视设备，以后还有待改进。

9.4　综合自动化系统实现对220kV和110kV隔离开关进行遥控，但这些隔离开关均为国产设备，它的电动操作机构的可靠性较差，能否真正实现遥控，还有待于以后检验。

9.5　“五防”功能。本变电所的“五防”功能由综合自动化系统通过编程实现，这样可以通过软件实现一些常规电磁锁闭锁方式无法实现的功能，又能为隔离开关和接地刀闸的遥控提供条件。

9.6　由于本变电所综合自动化系统功能较多，CPU负载率较高，这影响了系统的可靠性，今后应特别注意。

9.7　电压无功综合调节功能由当地后台机实现，它利用站内现存的各种信息，通过运行控制算法，实现对主变压器分接头和补偿电容器组的控制。这种方法的优点是可以做到信息共享，因而信息量较全，但须依据综合自动化系统，性不强。 

10　结束语

　　柳州月山220kV变电所是广西电网220kV变电所中第一座采用综合自动化系统的变电所，由于到目前为止，对无人值班站的设计要求、运行管理还没有统一规程，对变电所综合自动化实现的程度也没有标准，因此，急需总结各方面经验，解决新问题，使变电所的综合自动化能够不断完善发展