110kV变电站自动化系统的结构与现场调试

紫金矿业建设有限公司 胡朝辉

变电站是电力系统的中心环节，随着超高压远距离输电出现，依靠原来人工操作等旧技术装备不能适应现代电力系统计算机管理模式的需求。传统变电站存在安全性不能满足电力系统要求，不适应电力系统快速计算控制要求等缺点。变电站自动化系统是利用微机组成自动化系统，代替常规控制屏与远动屏，改变常规继电保护装置的缺陷，加快变电站自动化系统改造非常必要。

1.1 变电站自动化系统

变电站自动化系统是在计算机数据通信技术等基础上发展的微机控制系统，主要由多个保护单元等设备组成，可方便解决传统变电站二次系统存在的问题[1]。变电站自动化系统具有分层分布式系统结构，测量显示数字化、通信手段多元化等特征。变电站自动化优点体现在在线运行可靠性高、运行管理自动化水平高，有利于减少控制电缆方便维护调试。

变电站监控系统自动化是在微电子技术等基础上发展的微机控制系统，具有抗干扰能力强、操作简单等特点。随着微机保护单元功能的完善，变电站自动化技术快速发展[2]。七十年代日本研制出首套数字式保护控制系统SDC-I，八十年代后研究变电站自动化国家公司不断增多。我国变电站自动化控制系统最初为解决传统变电站二次保护可靠性低等问题，初期变电站自动化增加计算机管理功能，九十年代后不同原理功能的微机保护装置投入运行，变电站二次回路系统微机化进程加快。继电保护技术进入微机时代，微机保护单元对供电系统回路实现微机化控制保护，可对自主本回路保护测控，为实现变电站自动化提供条件。

1.2 110kV变电站自动化系统升级的必要性

随着国民经济的发展，各地区电网容量不断增大。传统变电站存在实时计算控制性差、无法满足管理员快速掌握信息需求、维护工作量大等问题。变电站自动化系统是计算机等技术引入变电站二次系统，对提高电力系统稳定性具有重要意义。

上世纪末供电局运用变电站自动化技术对常规变电站进行技术改造，目前综合自动化系统存在很多不足，变电站运行时间长导致不能满足供电局对电网稳定运行要求。110kV变电站担负党政军首脑机关等重要用户供电，配电装置为GIS设备，电气主接线为内桥接线方式，配电装置接线为内桥方式，110kV进线采用架空形式，配电装置采用XGN2固定成套开关柜，全站二次保护监控设备运行多年，进行变电站自动化技术改造非常必要，体现在有助于提高设备供电可靠性、满足负荷发展需求。10kV开关柜柜体陈旧，主变开关柜内刀闸采用老式GN22型隔离刀闸，主母线发热严重影响城区重要用户供电。二次保护系统设备运行多年，发生故障无法快速解决。图像监控系统设备与现有地调设备接口不同，需增加电能集中处理器。变电站自动化系统升级有利于满足附近负荷增长需求。

我国变电站自动化自九十年代开始，城乡低电压变电站开始使用自动化技术，220kV以上超高压变电站自动化改造有效控制运行成本。随着技术的发展，一次设备在线状态检测等为实现变电站控制自动化提供技术基础。变电站自动化系统按结构分为网络层与间隔层，根据功能分为监控及远程通信等部分。当前变电站自动化系统结构形式包括集中式与分散式模式，变电站自动化系统设计要求有可靠通信网络，保证较高可靠性，满足无人值班要求。

2.1 变电站自动化系统结构方案

某单位自备变电站厂内设110kV总降，电气主接线形式为进线3回。10kV出现负荷进线就地无功补偿，主变接在10kV母线两段，安装干式变压器兼站用变压器。安装消弧线圈容量为400kVA，10kV短路电流较大，不允许低压侧合环运行。110kV变电站采用常规设备，全站一二次设备及自动化装置老化严重，不能满足优质可靠供电的需求。目前变电站使用传统继电保护设备，变电站内2台110kV电压等级三圈式强迫油循环主变，10kV电压等级两段母线带有13条出线。周边区域经济发展增加电力需求，为改善脆弱电网结构提高供电可靠性急需改造建设110kV变电站。

图1 数字化变电站逻辑结构

变电站按无人值守自动化设计，系统包括站内计算机监控系统、交流采样样测单元等。变电站自动化系统发展与集成电路技术等密切相关，自动化系统体系结构不断发生变化，国内外变电站自动化系统结构形式包括集中式与分层分布式结构。结合110kV变电站实际情况，工艺扩产必须对供电系统改造满足生产需要。智能监控系统采用分层分布式体系结构，分为站级管理层与间隔层，系统要求具备数据采集处理、与中心监控中心通讯、实时刷新全站主接线图，分布式单元机箱具有自动在线诊断功能。

110kV变电站自动化系统目的是将供电系统拓展为开放式系统，提高系统网络化信息化水平，保证供电系统可靠运行。自动化系统提供完整的智能化监控系统，完成对输配电线路自动监控保护，实现高中低压设备智能化监控集成，通过高速分层数据存储与信息交换技术集成后数据资源。供电配自动化系统包括中央管理层与间隔层建设内容，系统建设内容包括软硬件与网络平台，建设重点包括系统网络通讯平台，微机保护与数据采集等。

2.2 110kV变电站自动化系统实现

110kV变电站自动化供电系统微机工程提供智能化监控系统，完成对主要设备的自动监控保护，采用简易中文图形人机界面，实现微机电子控制技术与电力系统的紧密结合，使用可扩展方法库支持用户分类应用，开放系统相关数据接口，利用互联网技术在更高层次实现企业信息集成。结合供电系统实现实际情况，微机保护工程建设内容包括中心与站级管理层。

变电站自动化系统实现功能包括监控、电压综合控制等。变电站自动化技术以通信技术为基础，大部分根据实际情况设计，主要功能包括数据采集处理功能、图形显示功能、系统发生故障分析判断功能等。变电站自动化设计应结合设计情况，要求保护与测控单元设备接口可采用串行口；
系统功能配置应满足无人值守总体要求，应全面代替常规二次设备。自动化应具备可靠性高的特点，具有良好扩展性与适应性，系统要具有良好的标准化程度。采用开放式分布分层结构，间隔层独立完成监测断路器控制功能。主机采用安全操作系统，将IEC60870-5-101标准用于TCP/IP网络。

目前国内自动化设备类型较多，各企业产品功能可靠性存在很大差异，变电所自动化设备选用一家产品，用户重要负荷停电会造成重大经济损失，工程自动化设备类型选用国电南自产品。110kV自动化变电站技术改造根据供电局设计委托书进行，一次部分技术改造包括10kV配电装置部分、接地消弧系统与主变电设备部分等。二次部分技术改造包括调度自动化，将老式综合自动化微机保护系统装置更换。技术改造工程一次部分采用单母线分段接地，主变进线柜2面、电容柜4面、母联断路器1面。二次部分更换主变保护2面、10kV微机型低频低压减载装置1面等。

变电站微机保护调试是对装置模拟量进行检测，对电压互感器进行检查、对保护装置进行核对，在电流互感器极性正确下对变电站保护逻辑调试。可靠性是变电站自动化系统的基本要求，指内部子系统在规定时间内完成规定内容的能力，自动化子系统为弱电系统，强电场所电磁干扰信号频率高，未采取措施会造成严重后果，提高自动化系统可靠性关键是解决抗电磁干扰问题。

工厂实验包括装置实验、系统功能实验等，应根据技术要求完成工厂实验报告。变电站计算机监控工厂验收实验包括实验接线项目日期与方法等，验收实验在工厂实验基础上进行，工厂验收试验包括系统性能与功能实验，应按电气接线最终规模进行，完成测试必要的光缆连接，第一部分工厂实验抽测项目由验收现场确定，第二部分系统实验包括网络通信测试、系统自诊断测试与智能电度表接口实验等项目；
第三方系统稳定性实验在系统试验后进行，要求有故障设备用备件代替，设备故障停止实验视为无效，稳定性实验中系统未发生运行中断重新开始。现场验收实验根据安装调试进度进行，主要为检验系统与开关站内一次系统及设备配合、系统性能指标是否达到等。

表1 10kV备用二线精度测试

110kV变电站建设时间早，改造前安装SSZ-35000/110型主变压器，随着周边经济的发展不能满足居民所需负荷。110kV采用单母线分段接线方式、10kV采用母线分段接线方式，变电站安装消弧线圈为10kV单组消弧线圈。10kV系统电压量采集加装XA702PT单元，将OET700系列电流互感器弱模拟信号量转换为数字量。线路电容保护装置采样精度由OET700系列电子式互感器精度决定，对电容器保护测控装置精度检验调试是检验采样正确性，需用模数转换装置进行现场调试实验。对每条线路进行精度测试，带上线路测控装置附件检测调试后精度理想。

综上，变电站是电磁能量转化单元、是电网重要控制点，电力系统许多保护装置针对变电站设置。随着电压等级的提高，采用传统变电站一二次设备不能满足降低变电站造价的要求。变电站自动化是应用信息处理与通信技术等代替人工进行运行作业的自动化系统，内容包括电气量采集、实践变电站正常运行监视等。自动化系统不断升级发展，工业以太网技术成熟，变电站内部通信采用无缝链接以太网，可方便快速传递大量实时信息。