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兩改后帶來的新問題及對策
兩改后帶來的新問題及對策 摘 要 介紹了220 kV長安變電站自動化系統(tǒng)的設計思想，分散式測控單元的組屏方式，自動化系統(tǒng)的網(wǎng)絡結構及特點，控制方式以及VQC調(diào)節(jié)的實現(xiàn)方式。最后指出了該自動化系統(tǒng)值得磋商與改進的方面。 關鍵詞 變電站 自動化系統(tǒng) 構成特點 隨著數(shù)字式微機保護、監(jiān)控技術和遠動通訊技術的廣泛普及應用，電力系統(tǒng)變電站的自動化水平發(fā)生了根本性變革。變電站綜合自動化作為一種新技術應運而生，現(xiàn)階段已被國內(nèi)110 kV電壓等級新建變電站廣泛采用，并在實踐中不斷改進，已發(fā)展成為一種成熟的技術。220 kV東莞長安變電站正是在這種技術背景的支持下采用了變電站綜合自動化技術而取代常規(guī)變電站二次系統(tǒng)。 1 工程概況 220 kV東莞長安變電站(以下簡稱長安站)，遠景共6回220 kV線路，8回110 kV線路，3臺180 MVA三卷變壓器，24回10 kV線路，12組10 kV補償電容器。 本期規(guī)模為4回220 kV線路，2回至沙角電廠，另2回分別至深圳的西鄉(xiāng)站，公明站。6回110 kV出線，2臺180 MVA三卷變壓器，220 kV、110 kV均采用雙母線帶旁路主接線。 無論從其規(guī)模，還是系統(tǒng)中的位置看，長安站均屬于220 kV大型樞紐變電站，在系統(tǒng)中具有十分重要的地位。 2 自動化系統(tǒng)配置的重要原則 由于長安站處于系統(tǒng)主電源(沙角電廠)與重負荷區(qū)域之間，而長安站自身就處于用電負荷中心，因此，本站二次自動化系統(tǒng)設計必須保證的首要目標就是系統(tǒng)的安全可靠性。任何在系統(tǒng)的安全可靠性設計方面的疏忽、不足、給系統(tǒng)帶來的潛在隱患都可能對供電造成重大損失。為有效提高自動化系統(tǒng)的安全可靠性而從以下幾方面給予保證。 2.1 保證保護裝置的完全獨立性 保護配置按保護設計規(guī)程配置要求面向對象獨立設置，所有間隔單元保護完全獨立，互不牽連。保護裝置的動作條件僅由保護裝置自身判斷，而不依賴于計算機網(wǎng)絡在任何時候的物理狀態(tài)。簡而言之，即使監(jiān)控計算機網(wǎng)絡完全癱瘓，也不致影響保護裝置正確動作。保護與監(jiān)控系統(tǒng)的關系僅是在保護動作后向監(jiān)控系統(tǒng)發(fā)送保護動作信息。 2.2 面向對象的分散分布式測控單元 盡管監(jiān)控系統(tǒng)在二次系統(tǒng)中的重要性次于保護裝置，但監(jiān)控系統(tǒng)的安全可靠性仍對系統(tǒng)的正常運行具有極重要的意義。因此，對監(jiān)控系統(tǒng)的可靠性亦提出了極高的要求。 眾所周知，任何一個裝置，其功能集成化程度越高，硬件相對功能成本越低，但其一旦故障所帶來的系統(tǒng)風險卻越大。為有效降低系統(tǒng)中某元件故障給系統(tǒng)帶來的影響，而采用分散分布式測控單元。從10 kV饋線至220 kV線路間隔，每一個間隔配置1個測控單元，該測控單元僅完成本間隔的遙測、遙信、遙控功能，各測控單元通過計算機網(wǎng)絡相聯(lián)系。任一個測控單元故障或異常僅影響本間隔的數(shù)據(jù)采集與信息傳輸，而不影響其它單元和整個計算機網(wǎng)絡的正常工作，從而將硬件故障的系統(tǒng)風險化解到最小。 同時，由于采用面向對象的分散分布配置的測控單元，亦增加了系統(tǒng)硬件配置的靈活性。當變電站一次系統(tǒng)擴建時，僅需增加相應的測控單元，擴充數(shù)據(jù)庫即可，而不影響已在線運行的監(jiān)控系統(tǒng)正常工作。 3 綜合自動化系統(tǒng)的網(wǎng)絡結構 本站綜合自動化系統(tǒng)基本型式為分層分布式網(wǎng)絡結構，從層次結構看，基本有3層：間隔層、網(wǎng)絡通訊管理層、站級層。 間隔層由所有分散式測控單元、保護裝置通訊接口以及保護通訊管理機、電度表通訊接口以及電度表通訊管理機和上述設備的網(wǎng)絡通訊線組成。間隔層面向控制對象，起數(shù)據(jù)采集、處理、控制輸出等作用。事實上，間隔層可視作監(jiān)控系統(tǒng)與監(jiān)控對象的界面接口。 通訊管理層由裝于總控柜上的2臺通訊管理單元構成，起著全站自動化系統(tǒng)的通訊樞紐作用，接收各子網(wǎng)送來的信息，并根據(jù)后臺當?shù)刂髡�、五防工作站、繼保工程師站、以及遠動接口的要求發(fā)送信息，接收上述各工作站和遠方調(diào)度中心下達的控制指令至指定的受控單元。由于該通訊管理單元起著承上啟下，管理全站信息通訊的作用，在監(jiān)控系統(tǒng)中的地位顯然至關重要，其故障或異常將導致整個監(jiān)控系統(tǒng)和遠動通訊的癱瘓。因此，該通訊管理單元成為監(jiān)控系統(tǒng)中風險最集中的環(huán)節(jié)，任何其它環(huán)節(jié)故障的影響都是局部的、有限的，而通訊管理單元的影響卻是整體的、全面的。任何一個系統(tǒng)的設計，不論元器件的篩選如何嚴格，均必須考慮到任一元件均有故障或異常的可能性。我們必須考慮到一旦當這種可能性成為現(xiàn)實時，系統(tǒng)的應變措施以及該影響帶來的系統(tǒng)風險的可接受程度。 顯然，通訊管理單元故障帶來的系統(tǒng)風險如無法及時消除，則該風險是不可接受的。為此，本自動化系統(tǒng)配置2臺通訊管理單元，采用雙機互為熱備用自動切換的工作方式。正常運行時A機工作，B機備用，當A機故障，B機自動切換為工作狀態(tài)，而一旦A機恢復正常，又切換到A機工作，B機恢復熱備用。對切換過程中通訊的短時(約10 s)中斷，由于不致影響到一次系統(tǒng)的安全運行，不影響所有繼電保護裝置的正常運行，故這種監(jiān)控系統(tǒng)的短時中斷的風險是可以接受的。而對于2臺通訊管理單元同時故障的可能性不予考慮。 站級層由2臺監(jiān)控主站和1臺繼保工程師站組成，各工作站直接接于通訊管理單元。監(jiān)控主站除具有取代常規(guī)控制、信號屏的作用外，還具有VQC——電壓無功、主變有載調(diào)壓開關自動調(diào)節(jié)控制功能，微機五防功能。正常運行時，1臺置為后臺監(jiān)控主站，1臺置為專用五防工作站——專門作為全站隔離開關、接地刀防誤操作用。當一臺監(jiān)控工作站異常退出運行，另一臺監(jiān)控工作站則同時完成兩臺監(jiān)控主站的任務。 由于繼保管理工作較之常規(guī)監(jiān)控功能在技術管理方面具有明確的分工與獨立性，故對全站的繼電保護裝置的管理設置1臺獨立的保護工程師站。該工作站記錄全站所有數(shù)字式保護的動作行為，結合專用分析軟件對繼電保護和電網(wǎng)故障進行故障分析，對各保護裝置進行參數(shù)設置，定值修改。更具實用意義的是該繼保工程師站接入1個公用電話網(wǎng)調(diào)制解調(diào)器，使該繼保工程師站延伸到任何有電話的地方。 110 kV、220 kV以及主變測控單元采用DISA-910S測控裝置，分散裝于與操作箱同屏的保護屏上。各DISA-910S同時還具備同期合閘功能，省去了專用的集中同期裝置，減化了二次接線。所有DISA-910S通過雙CAN BUS網(wǎng)接入總控柜通訊管理單元，通訊介質采用屏蔽雙絞線。 10 kV部分采用DISA-920測控單元，因10 kV開關柜距總控柜通訊管理機較遠，其通訊介質采用光纖一對一星形拓撲結構直接接入總控柜上光纖管理單元再與通訊管理單元連接，該測控單元同保護裝置并排裝于10 kV開關柜上。 110 kV、220 kV線路保護，主變壓器保護采用南瑞保護公司產(chǎn)品，其所有保護裝置通過其串行接口接入CM-90保護通訊管理機，CM-90再以串口接入總控柜通訊管理單元。 而10 kV線路、電容器保護以及110 kV、220 kV母差保護采用南瑞深圳公司產(chǎn)品。10 kV線路、電容器保護信息采用屏蔽雙絞線CAN BUS網(wǎng)接入與之配套的ISA-100保護通訊管理機，110 kV、220 kV母差保護則通過串口接入ISA-100保護通訊管理機，ISA-100再通過串口接入總控柜通訊管理單元。 本站所有電度表采用數(shù)字式電度表，這些數(shù)字式電度表通過其自身RS-485接口連接接入與之配套的電能計量通訊管理機，再以串口接入總控柜通訊管理單元，傳送相應的電度信息，以取代傳統(tǒng)的電度脈沖采集方式。 綜上所述，由于本站采用二次設備廠家種類較多，因此整個網(wǎng)絡結構較龐雜，每一廠家的數(shù)字設備的通訊均通過其自己開發(fā)的通訊管理機再與主網(wǎng)(通訊管理單元)相連。 4 遠動接口 4個遠動接口，2個對省中調(diào)，2個對市地調(diào)，同時發(fā)送各自所需之遠動信息。為提高信息傳輸可靠性，采取在調(diào)度端進行通道切換，選取工作通道。對省中調(diào)僅發(fā)送其所需的遙測、遙信信號，省中調(diào)不對站內(nèi)設備進行遙控操作。市地調(diào)不僅接受變電站發(fā)送的遙測、遙信信息，而且在變電站控制方式置于遙控操作時，由地調(diào)中心對變電站10 kV以上斷路器、主變壓器中性點地刀、主變壓器有載調(diào)壓開關進行遙控操作。 5 控制方式 所有10 kV以上電壓等級斷路器和主變中性點地刀均可實現(xiàn)遙控操作和在站內(nèi)監(jiān)控主站上鍵盤操作，由于本站將全面按無人值班方式運行，因此將以地調(diào)遙控操作作為正常運行時的控制方式�？紤]到極端情況下全站計算機網(wǎng)絡出現(xiàn)全面癱瘓，無法在地調(diào)中心或監(jiān)控主站上進行控制操作，而在保護屏上設置了跳合閘操作方式選擇開關和控制按鈕�？稍诒Ｗo屏上選擇就地操作功能，通過DISA-910S(110 kV以上電壓等級斷路器)實現(xiàn)同期合閘，當DISA-910S故障不能工作時，可選擇就地操作中的非同期合閘功能，直接通過按鈕對斷路器分、合閘操作。 10 kV開關柜上保護裝置亦有實現(xiàn)就地分、合閘操作的按鈕。 6 VQC的調(diào)節(jié)實現(xiàn)方式 常規(guī)220 kV變電站VQC調(diào)節(jié)采用1套專用的VQC調(diào)節(jié)裝置，對于1個有3臺主變的220 kV變電站，為判斷各主變間同步并列運行在不同運行方式下的同步并列條件，將需采集大量與之相關的開關、隔離刀位置信號予以判斷。如果采用專用裝置，這些信號必將重復采集，致使二次回路接線復雜，調(diào)節(jié)軟件的修改也有一定的局限性。鑒于這些因素，我們要求采用后臺監(jiān)控計算機來完成VQC調(diào)節(jié)，不僅簡化了二次接線，而且軟件修改亦極為方便。 7 值得磋商與改進的方面 盡管長安站設計與設備選型是先進的、合理的，所有的設備與集成方式代表了目前國內(nèi)先進水平，但以發(fā)展的眼光看仍有不少值得磋商與改進的方面。 7.1 在網(wǎng)絡結構方面 正如前面提到的，本站所有的信息通訊均由處于中樞地位的通訊管理機實現(xiàn)，同時通訊管理機還要完成部分數(shù)據(jù)處理功能。一旦通訊管理機故障，所有信息傳送將會中斷，盡管采用了雙機熱備用的切換方式來保證通訊的可靠性，但這種方式仍顯不足。也許取消通訊管理單元層，直接采用局域網(wǎng)的通訊方式，增設直接接于局域網(wǎng)的遠動工作站將有助于網(wǎng)絡可靠性的提高。 7.2 110 kV線路保護增設按周減載功能 對于常規(guī)220 kV變電站，110 kV線路、10 kV線路均可能被設置為按周減載解除點，一般數(shù)字式10 kV饋線保護均具有按周減載功能。本站選用ISA系列10 kV饋線保護亦有此功能，但110 kV線路保護卻無按周減載功能，為此增加了1面按周減載屏，專用于110 kV線路按周減載，這不僅增加了投資，也增加了二次接線的復雜性�，F(xiàn)部分廠家生產(chǎn)的110 kV微機保護已具有按周減載功能。 7.3 故障錄波功能 現(xiàn)有110 kV、220 kV微機線路保護具有簡單的故障錄波功能，但由于硬件結構和軟件設計方面的原因，仍不能達到專用故障錄波器的性能指標和功能要求。故此，本站專門配置了3臺專用故障錄波屏，同樣增加了投資和二次接線的復雜化。隨著變電站綜合自動化技術在220 kV等級變電站的不斷應用和行業(yè)競爭，此問題必將引起制造廠的足夠重視。
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