变电站自动化技术分析及发展趋势_锅炉设备
1变电站自动化技术
基础设施上的1.1
首先,为了保证主设备的可靠性,110kV及以上断路器选用GIS和SF6断路器,10kV采用真空断路器,一般配两台主变。被控对象具备遥控、遥调、遥信、遥测量条件,如变压器有载分接开关的遥调、其位置的遥信、主变压器温度的遥测;断路器具备遥控条件,其位置可远程通信;需要遥信的隔离开关配有遥信辅助触头,需要遥控的隔离开关有电动操作机构;有两个变电站变压器,都装有自动切换装置。二次设备齐全,继电保护配置齐全。继电保护和中央信号应具备远程通信条件。DC系统选用可靠性高、维护工作量小的“免维护”电池,实现DC母线电压的遥测。同时安装绝缘监测装置,监测电池和硅整流充电装置的运行状态。一、二次设备和建筑物符合安全生产要求(如防火、防盗、防小动物、防水),与环境相协调,并配有通风系统。符合防尘要求。
1.2功能上
远动系统以RTU为核心,是一个集中的、单CPU的自动化设备,具有完整的遥测、遥信、遥控、远动等扩展功能。主要体现在以下几个方面:
1.2.1具有数据采集和处理功能,可以采集变电站的各种状态量、模拟量、数字量和开关量,对采集的数据进行串行处理和验证,计算未知参数,如功率因数、有功功率、无功功率等,可以准确反映现场一、二次设备的实时运行状态。监视器可以使用设备状态和遥测值。
1.2.2安全监控报警,包括超限报警和异常状态报警、事件顺序记录、事故追忆等。·采用报警线路、声音提示、闪烁报警等方式监测电压、母线电流平衡、线路负荷、系统频率、中性点电量和DC电压超限;
1.2.3继电保护监控功能,包括向监控系统发送自检报告和事件报告,能正确地向监控系统发送保护的实时状态,并能在保护动作后及时发送跳闸时间、跳闸元件、相位差、动作值等信息;
1.2.4自动控制功能,包括系统接地保护、备用电源自动切换、电压无功控制等。对于装有VQC装置的有载变压器和电容器,可根据规定的电压曲线和无功要求自动调节无功电压,使母线电压控制在可接受的范围内;
1.2.5控制操作功能,实现断路器和电气隔离开关的通断控制,调节主变压器和消弧线圈的分接开关,满足“五防”要求。还具有对来自不同地方的操作命令同时进行锁定和防跳功能,对操作密码和操作权限不一致的操作进行锁定,可以防止出错,即操作安全性能和对外保密性能好,防止不操作。
1.2.6的监控系统具有自诊断功能。数据采集、控制、保护等所有主要单元模块故障均可自诊断故障位置,并具有断电保护、上电自检和自动复位到原运行状态的功能。当数据采集出现非法错误时,能输出错误信息,报警并锁定故障单元,并在事件列表中记录故障内容和发生时间。
2实际操作中遇到的几个问题
在实际运行中,变电站自动化系统也存在一些问题,其中一些问题潜在地影响着变电站的安全、可靠和稳定运行。以下是变电站自动化系统实际运行中的问题:
2.1协调保护与监控系统的关系。为了保证综合自动化系统的可靠性和安全性,协调子系统之间的关系非常重要。变电站自动化系统必须以保护和监控为重点,处理好智能设备之间的关系,如数据传输协议、可靠性、实时性等。同时,传统的继电保护和调度通信专业无法融合,在一定程度上影响了维护工作,这一点在国家电网公司目前的“五大”体系建设中已经明确融合。
2.2遥信的误报、漏报和抖动。电信信号直接反映电网的运行方式和变电站相关设备的运行状态。它是电网自动化系统中最基本、最重要的信息之一,要求可靠性和实时性。但实际操作中,假阳性、假阴性突出,必须好好研究解决。造成遥信误报、漏报或抖动的原因主要有两种:①一、二次设备在运行过程中引起的遥信误动作或抖动,如断路器辅助触头位置不正确或接触不良,引起遥信误动作、振动或短时抖动等。,二次回路中的信号继电器因性能不稳定出现电颤和触电接触不良,造成遥信误动作或抖动。②由于远动通信设备本身的误操作或抖动,如远距离传输中的静电、工频干扰等,导致远动通信的误操作和抖动。
2.3系统的实时性能。无人值班变电站系统的实时性能有一定的制约因素:①向集控中心发送数据的过程中有很多处理和传输环节;②整体结构设计有很多瓶颈,比如数据传输不畅,等待时间长,这也涉及到网络选择和数据库设计。
2.4事件顺序记录。事件序列记录是提高电网事故应急能力和提供准确事故分析的重要手段。系统中无人值守站越多,其作用就越重要。特别是在发生事故的情况下,可以提高集控人员处理事故的准确性,缩短处理事故的时间,非常实用。
2.5遥控信号崩溃。在实际应用中,由于许多远动装置由集成电路插件或模块组成,受温度、灰尘等外界环境影响较大,从目前运行情况来看,远动遥测板、遥控板、遥信板经常死机,特别是在夏季高温天气,导致“四遥”功能失效。
3变电站自动化技术发展趋势
目前,变电站自动化发展的总趋势可以从不同的角度来描述:
3.1从集中控制、分散功能发展到分散(层)网络。综合自动化采用现场(I/O)单元控制装置就近进行综合处理,所有智能设备通过引入局域网(LAN或以太网)技术连接在一起。各节点的智能或控制装置或间隔单元以及本级的主控单元通过本级的主控单元与当地的SCA-DA主站系统联网,完成对现场的协调控制、监视和管理。
3.2从专用设备到平台。在传统的方式中,每个控制或保护功能都是一个特殊的设备,而且种类繁多。如今,随着计算机技术的发展,设备的功能仅由软件决定,硬件根据I/O所需的类型和数量而变化,因此,开发一个通用标准和灵活的软硬件平台,以适用于所有的保护和控制。该系统将具有开放性和数据一致性的特点。统一遵循国际标准,方便不同厂商相互接口和维护。
3.3从传统控制到综合智能。主要表现在使用光纤通信,减少电缆的使用;计算机CRT显示器或大屏幕显示器可以取代传统的模拟屏幕:控制室面积减小,显示系统可以扩展;可维护性大大增强:调度集控中心的运行人员可以获得更加结构化、更加合理的实时信息;提高了调度集控中心对电网调度管理控制的性能;操作更加方便可靠。从计算机控制到综合智能控制的发展主要表现在电气设备的小型化和控制与保护的一体化。就近安装控制保护系统和一次设备,向智能化设备发展。
3.4室内型向室外型的演变。由于被控对象多在室外,要求控制设备和保护设备按一个间隔单元分散或就地安装,通常称为室外RTU、间隔I/O单元和分散单元保护装置。
3.5从单纯的屏幕数据监控到多媒体监控。计算机控制、信息处理和通信技术的发展,将使计算机监控从静态和动态的实时数据发展到音视频辅助监控,以满足电力系统的需要,特别是电力市场的需要。利用工业电视提供的视觉信息,应用计算机图像识别技术,将有可能快速区分图像或综合判断多个相关图像,并及时发出处理指令,进一步拓展和提高电力系统的功能和水平。
4结论
总之。变电站自动化技术是一项多学科、多方面的系统工程,功能完善而丰富,能够满足现代电力工业生产和发展的需要。同时具有显著的特点,能满足生产经营的各种要求。在智能时代,必将取得更快的发展。