110kV变电站自动化系统设计方案设计

110kV变电站自动化系统方案设计1绪论变电站是电力系统的一个重要环节，其安全优质经济运行要求变电站实行综合的调度控制和管理的自动化。变电站综合自动化系统是由多个子系统组成的有机整体，缺一不可，它将变电站的继电保护、控制、测量、信号和远动等综合为一体，是一项涉及范围广、实现难度大的系统工程。变电站实现综合自动化，由计算机完成运行监视、控制、保护、正常操作和顺序事件记录等功能,由通讯网络实现信息交换,近年来已成为提高变电站自动化水平的发展方向。变电站能否正确运行关系到整个生产的运行和安全问题。因此变电站的监控和保护具有十分重要的意义。1.1 变电站自动化的基本概念变电站综合自动化系统是一项多专业性综合技术，是电网运行管理中的一次变革。它是将变电站的二次设备（包括控制、测量、保护、自动装置及远动装置等）经过功能组合和优化设计，利用计算机技术、现代通信技术，对变电站执行自动监视、测量、控制和协调及微机保护的一种综合性的自动化系统。变电站综合自动化可以采集比较齐全的数据和信息，利用计算机的高速计算能力和判断能力，监视和控制变电站内各种设备的运行及操作。变电站综合自动化将现代微机保护技术、基于网络的遥测、遥控、遥信技术、视频技术、数据库技术、光电子技术等紧密结合，利用网络化的通用硬件平台和层次化的结构软件平台，把变电站综合自动化系统打造成一个基于分层分布式网络的实用化、简易化、智能化系统，从而实现广范围深层次的信息集成，以及对各层次数据资源的充分挖掘利用。它的出现为变电站的小型化、智能化、扩大监控范围及变电站安全可靠、优质、经济运行提供了数据采集及监控支持，在其基础上可以实现高水平的无人值班变电站管理。可以说，一个完整、先进、可靠的变电站综合自动化系统，是实现一个高水平的电网调度自动化的基础。1.2 变电站自动化的现状国外变电站综合自动化系统的研究工作始于70年代，最早是用微机型远动装置代替布线逻辑型的远动装置；同时供配电系统监控系统的功能在扩大，供电网的监控功能正以综合自动化为目标迅速发展。如1975年日本用于供配电系统的SDCS-1数字控制系统。80年代以后，研究变电站综合自动化系统的国家和公司越来越多，如德国西门子公司研制生产的LSA678系统；美国ABB公司研制生产的SCS100、SCS200供配电系统综合自动化系统。国内供配电系统微机保护及综合自动化的研究始于80年代中期，但真正意义上的综合自动化系统的研究还刚起步，在实际工程应用中还存在很多问题，主要表现在：缺乏统一化、全局化的系统设计，以一种“拼凑”功能的方式构成系统，使整个系统性能指标不高，部分功能及系统指标无法实现；功能重复建设，增加了投资，使现场造成复杂性，影响系统的可靠性；工程设计缺乏规范性的要求，从而导致各系统的联调时间长，对将来的维护及运行都带来了极大的不便，进而影响了变电站自动化系统的投入率。对于系统硬件的组织结构，变电站综合自动化的发展分为三个阶段：第一阶段：面向功能设计的集中式RTU加常规保护模式，第二阶段：面向功能设计的分布式测控装置加微机保护模式，第三阶段：面向间隔、面向对象(Object-Oriented)的分层分布式结构模式。现在普遍趋于采用分层分布式结构，该结构一般采用工业现场总线RS-485及CAN工业局域网，对工业现场、执行机构实现分级控制管理，使数据采集与机械控制实现集散控制集中管理，真正做到控制过程的实时在线，完成柔性化管理。并且分层分布式系统有很好的兼容性、可靠性和可观测性，且互换性强，容易优化。国内供配电系统综合自动化的现状是：从全局来看，发展水平不尽相同，在国内各地区，供配电系统自动化水平也参差不齐。总的看来，沿海经济开放地区发展速度较快。内陆地区虽比不上沿海经济区的发展速度，但在自动化方而也取得了很大进展。为了进一步提高电力自动化水平，各省局目前也在逐步扩大无人值守二次变和220kV供配电系统综合自动化试点范围，这些都将推动各省供配电系统自动化的迅猛发展。从有关供配电系统自动化产品方面看，国内目前己有众多厂家能生产微机远动、微机保护等设备，绝缘在线监测及微机故障处理设备也不断涌现，大部分都己达到能投入实际运行的水平，有些产品如微机保护己跻身国际先进行列。综上所述，目前国内供配电系统自动化工作正处于飞速发展、蒸蒸日上阶段。但目前的自动化水平还远远不能满足要求，我们还必须考虑电力系统自动化今后的发展趋势。根据对国内有关此方面材料介绍及调查所掌握的情况，供配电系统自动化今后应向综合化方向发展，即所谓供配电系统微机保护及综合自动化。目前国内己有相当多的生产厂家着手做这方而的工作，普遍认为适合我国国情发展方向，是提高配电系统自动化水平的有效途径，同时也是实现无人值守二次变的基础。因为供配电系统综合自动化包含整个供配电系统的所有监测、监控信息，所以它能满足无人值守供配电系统的要求。1. 3变电站自动化的发展趋势数字化变电站是变电站自动化发展的下一个阶段，科技数字化变电站指信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站，基本特征为设备智能化、通信网络化、运行管理自动化等。数字化变电站有以下主要特点：一次设备智能化：采用数字输出的电子式互感器、智能开关（或配智能终端的传统开关）等智能一次设备，一次设备和二次设备间用光纤传输数字编码信息的方式交换采样值、状态量、控制命令等信息；二次设备网络化：二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息，取消控制电缆；运行管理系统自动化：应包括自动故障分析系统、设备健康状态监测系统和程序化控制系统等自动化系统，提升自动化水平，减少运行维护的难度和工作量。数字化变电站的主要技术特征：(1)数据采集数字化：数字化变电站的主要标志是采用数字化电气量测系统（如光电式互感器或电子式互感器）采集电流、电压等电气量，实现了一、二次系统在电气上的有效隔离，增大了电气量的动态测量范围并提高了测量精度，从而为实现常规变电站装置冗余向信息冗余的转变以及信息集成化应用提供了基础。(2)系统分层分布化：变电站自动化系统的发展经历了从集中式向分布式的转变，第二代分层分布式变电站自动化系统大多采用成熟的网络通信技术和开放式互连规约，能够更完整地记录设备信息并显著地提高系统的响应速度。数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类，即智能化的一次设备和网络化的二次设备；在逻辑结构上根据IEC61850通信标准定义，可分为“过程层”、“间隔层”、“站控层”三个层次。各层次内部及层次之间采用高速网络通信。(3)信息交互网络化与信息应用集成化：数字化变电站采用低功率、数字化的新型互感器代替常规互感器，将高电压、大电流直接变换为数字信号。站内设备之间通过高速网络进行信息交互，二次设备不出现功能重复的I/O 接口，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块，以实现数据及资源共享。目前国际上已确定IEC61850 为变电站自动化通信标准。此外，数字化变电站对原来分散的二次系统装置进行了信息集成及功能优化处理，因此可以有效地避免常规变电站的监视、控制、保护、故障录波、量测与计量等装置存在的硬件配置重复、信息不共享及投资成本大等问题的发生。(4)设备操作智能化：新型高压断路器二次系统是采用微机、电力电子技术和新型传感器建立起来的，断路器系统的智能性由微机控制的二次系统、IED 和相应的智能软件来实现，保护和控制命令可以通过光纤网络到达非常规变电站的二次回路系统，从而实现与断路器操作机构的数字化接口。(5)设备检修状态化：在数字化变电站中，可以有效地获取电网运行状态数据以及各种IED 装置的故障和动作信息，实现对操作及信号回路状态的有效监视。数字化变电站中几乎不再存在未被监视的功能单元，设备状态特征量的采集没有盲区。设备检修策略可以从常规变电站设备的“定期检修”变成“状态检修”，从而大大提高系统的可用性。(6)系统结构紧凑化和建模标准化：数字化电气量测系统具有体积小、重量轻等特点，可以将其集成在智能开关设备系统中，按变电站机电一体化设计理念进行功能优化组合和设备布置。在高压和超高压变电站中，保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O 单元作为一次智能设备的一部分，实现了IED 的近过程化（process- close）设计；在中低压变电站可将保护及监控装置小型化、紧凑化并完整地安装在开关柜上。目前随着新技术的不断发展，数字化变电站正在兴起。与传统变电站相比，数字化变电站具有以下优势：减少二次接线，提升测量精度，提高信号传输的可靠性，避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题，解决设备间的互操作问题，变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免设备重复，自动化运行和管理水平进一步提高，数字化变电站是变电站自动化技术的发展方向。2 110kV变电站自动化系统构成及设计总体要求和原则2.1变电站自动化系统构成及功能变电站综合自动化系统是以通信网络为基础，由变电站数据采集系统和变电站控制保护系统构成。每个系统又由许多功能完全独立的子系统组成，用一台（或几台）工业控制机作为主机来统一管理全站各子系统。各子系统通过通信端口，按一定的协议进行通信，从而连接成一个完整的计算机局域网，在这个网络中，任何一个子系统既可独立运行又有相互连锁，构成了一个相互依托、有机结合的整体。2.1.1变电站数据采集系统主要实现处理模拟量测量值、信号及测量、保护和调整功能的整定值；完成电网在线计算、存储、统计、分析报表，远传和保护电能质量的自动监控调整工作。系统一般包括：(1)微机数据通信监控装置。一般有实现网络上不同设备之间的数据交换、完成全站数据汇总并调度系统按标准通信规约进行联网等功能。(2)人机接口（HMI）及其监控软件。一般有数据采集与显示、电能计量、实时电网安全控制功能；有强大的交互式图形功能，提供电网系统画面及信号显示，提供各种单线图、波形图、实时图、历史图以及趋势图；有事件记录、报警、事故跳闸过程参数自动记录和自动录波、事故按时排序、事故处理提示、快速事故处理、报表及打印输出功能；数据分析功能，协波分析及各种用于分析的工具软件包。此外，应提供任务设定，操作控制，在线自检、自诊断、自恢复，动态数据交换及网络通信等功能。2.1.2变电站控制保护系统主要实现随时在线监视正常运行情况的运行参数及设备运行状况；自检、自诊断设备本身的异常运行；发现电网设备异常变化或装置内部异常时，立即自动报警并相应的闭锁出口动作，以防事态扩大；电网出现事故时快速采样、判断、决策，迅速消除事故，使故障限制在最小范围内。系统一般包括：(1)微机线路保护：有定时限与反时限电路保护、电流速断保护、接地保护、电压偏移保护、过频与欠频保护以及录波等功能；(2)微机变压器保护：有高低压侧定时限与反时限电流保护、电流速断保护、高低压侧零序电流保护、过电压与欠电压保护、过热保护、接地保护，还有轻瓦斯报警、重瓦斯跳闸以及温度保护等功能；(3)微机电容器保护：有定时限与反时限电流保护、电流速断保护、中性点电流不平衡保护、过电压与欠电压保护、零序电压保护、还有电抗器瓦斯动作联锁跳闸、电容器组自动投切以及自动调整等功能；(4)微机电动机保护：有定时限与反时限电流保护、电流速断保护、热过载保护、不平衡保护、过电压与欠电压保护、负序保护、堵转保护、接地保护、差动保护、还有旋转方向判断、温度保护、反向有功功率以及无功功率过大保护等功能；(5)微机备用电源自投监控装置：有分段断路器速断过流保护、检同期、备用电源自动投入、自动同期合闸及跳闸等功能；(6)微机电压互感器监控：有单相接地保护、过电压与欠电压保护等功能。2.1.3 通信网络系统网络拓扑型式主要采用总线型式，也有采用环形或星型。一般来说环形和星形网络要较总线型网络更安全可靠，但总线型的网络结构更为简单，易于实现；根据变电站综合自动化得规模、功能、通信速率要求，网络型式一般可以采用Modbus、Canbus