220 kV变电站综合自动化改造
2008-04-02 10:13:22 来源:
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电力18讯:
广东电网潮州供电局 陈文丽
摘要:近几年,随着计算机、通信、监控技术的飞速发展,新建的110 kV及以上变电站均实现综合自动化,原有的常规站也将实施综合自动化改造,潮州地区110 kV变电站已完成全部改造。原有两座220 kV变电站也将在2007年开始逐步进行综合自动化改造。该文针对潮州地区220 kV变电站的具体情况,提出了旧站二次系统改造的基本原则,充分利用原有设备,尽量降低改造成本,并提出了改造的主要思路及具体技术解决方案。
关键词:综合自动化;变电站;改造
中图分类号:TM76 文献标志码:B 文章编号:1003-0867(2007)06-0044-02
1 两座220 kV变电站现状
远动设备使用D20远动装置,实现“两遥”功能,即遥测和遥信。四路远动信号分别上送中调及地调(主/备双通道),采用101规约。遥测采用电量变送器进行采集,主要是110 kV及以上线路的功率、主变三测功率、母线线电压及10 kV馈线电流。遥信采集量有:所有开关信号、事故总信号、保护硬接点信号及部分隔离开关信号。
110 kV及以上的线路保护已实现微机保护。主变及线路部分隔离开关已改为电动操作。电压无功调节采用VQC硬装置进行自动调节。根据DL/T 5137―2001《电测量及电能计量装置设计技术规程》的要求,已全部设置专用计量TA,遥测信号与其他测量回路共用一个TA。
2 改造目标
实现对变电站所有电气设备的实时监控,提高变电站安全运行的可靠性。
达到无人/少人值班的要求,减少变电站运行值班人员,改善工作条件,实现CRT实时监控及运行记录自动化,提高变电站的自动化水平和运行效率。
满足电网调度自动化的功能要求和对远动数据的实时性、可靠性、正确性和准确性的要求。更加及时、全面地掌握电网及变电站的运行情况,实现“四遥”功能,增强调度中心监视和控制的能力。
减少改造投资,降低工程造价,从而降低电网成本,提高经济效益。
3 改造主要原则
充分利用原有设备,尽量降低改造成本;合理设计回路,减小改造难度。
增强“四遥”功能,利用综自总控单元组建站内自动化系统以及相应的分布式通信网络,实现全站自动化技术。从而保证远动信息直采直送,远动命令直收直控。至中调、地调的远动信息传输采用数据网串行接口通信和远程计算机网络接口通信两种方式
。
继电保护装置、故障录波器和系统安全自动装置独立设置,保护信号采用双重采集,即微机保护装置的主保护信号以硬接点方式分别接入中央信号和监控系统,同时数字输出通过串行口或由保护管理机接入以太网与监控系统相连。
所有智能装置,包括电能表、消弧装置、直流系统及消防系统以串行接口方式接入总控装置。
测控装置的电气模拟量采集采用交流采样,系统框架和容量按变电站最终规模考虑,测控部分按现状规模配置。系统的扩充应简易、灵活、方便。
4 改造方案
4.1 遥测部分
遥测回路作为全站测量回路的终端,串接在控制屏后面,电缆由控制屏至RTU采集屏,重新缚设从TA到测控屏的电缆,控制屏至RTU采集屏的回路及电缆接线不变,投运后直接拆除即可。
对主变压器温度、直流母线电压等可通过温度变送器和XMT203E、KDY系列直流变送器得以实现。选取温度变送器时,应根据温度表中远方测温电阻选取,目前常用的有Pt100、Cu50两种。
4.2 遥信部分
事故总信号。更换信号继电器,采用多接点静态型信号继电器实现事故总信号的多重采集。该继电器能提供2对及多对接点,其中1对供给综自系统该套的保护动作信号,将另1对无源接点与其他各套保护中的信号继电器接点并接后送给综自系统,这样就产生了事故总信号。当站内任一套保护启动并出口跳闸时,事故总信号与该套保护动作信号就同时送出。事故总信号由综自系统软件处理生成,或由调度端主站软件处理生成。将所有启动跳闸的保护信号通过软件处理生成事故总信号。采用这种方法现场信号回路和接线基本不变,安全可靠、简便易行,施工工作量小。
控制回路断线信号。控制回路断线是监视断路器分合闸回路是否完好的信号,如果原控制回路中装设了位置继电器,则可将分、合闸位置继电器备用的动断触点接送至RTU,即可实现;实际上绝大多数老式变电站设计中均未考虑装设位置继电器,如重新加装位置继电器,则增大了投资,施工难度大,而且会破坏屏的整体感。一般采用光电隔离的方法,将信号转接入测控装置。采用带从动接点的红、绿指示灯具,该灯具有一常开与一常闭接点,将同一控制回路中的红、绿指示灯的常闭接点串接送给测控装置,即可获得控制回路断线信号,施工时只需更换指示灯具,接上2根信号线,同屏控制回路可共用电缆。采用这种方法,降低了资金投入和施工难度。
断路器和隔离开关位置信号。断路器和隔离开关的位置信号是反映其运行状态
广东电网潮州供电局 陈文丽
摘要:近几年,随着计算机、通信、监控技术的飞速发展,新建的110 kV及以上变电站均实现综合自动化,原有的常规站也将实施综合自动化改造,潮州地区110 kV变电站已完成全部改造。原有两座220 kV变电站也将在2007年开始逐步进行综合自动化改造。该文针对潮州地区220 kV变电站的具体情况,提出了旧站二次系统改造的基本原则,充分利用原有设备,尽量降低改造成本,并提出了改造的主要思路及具体技术解决方案。
关键词:综合自动化;变电站;改造
中图分类号:TM76 文献标志码:B 文章编号:1003-0867(2007)06-0044-02
1 两座220 kV变电站现状
远动设备使用D20远动装置,实现“两遥”功能,即遥测和遥信。四路远动信号分别上送中调及地调(主/备双通道),采用101规约。遥测采用电量变送器进行采集,主要是110 kV及以上线路的功率、主变三测功率、母线线电压及10 kV馈线电流。遥信采集量有:所有开关信号、事故总信号、保护硬接点信号及部分隔离开关信号。
110 kV及以上的线路保护已实现微机保护。主变及线路部分隔离开关已改为电动操作。电压无功调节采用VQC硬装置进行自动调节。根据DL/T 5137―2001《电测量及电能计量装置设计技术规程》的要求,已全部设置专用计量TA,遥测信号与其他测量回路共用一个TA。
2 改造目标
实现对变电站所有电气设备的实时监控,提高变电站安全运行的可靠性。
达到无人/少人值班的要求,减少变电站运行值班人员,改善工作条件,实现CRT实时监控及运行记录自动化,提高变电站的自动化水平和运行效率。
满足电网调度自动化的功能要求和对远动数据的实时性、可靠性、正确性和准确性的要求。更加及时、全面地掌握电网及变电站的运行情况,实现“四遥”功能,增强调度中心监视和控制的能力。
减少改造投资,降低工程造价,从而降低电网成本,提高经济效益。
3 改造主要原则
充分利用原有设备,尽量降低改造成本;合理设计回路,减小改造难度。
增强“四遥”功能,利用综自总控单元组建站内自动化系统以及相应的分布式通信网络,实现全站自动化技术。从而保证远动信息直采直送,远动命令直收直控。至中调、地调的远动信息传输采用数据网串行接口通信和远程计算机网络接口通信两种方式
。
继电保护装置、故障录波器和系统安全自动装置独立设置,保护信号采用双重采集,即微机保护装置的主保护信号以硬接点方式分别接入中央信号和监控系统,同时数字输出通过串行口或由保护管理机接入以太网与监控系统相连。
所有智能装置,包括电能表、消弧装置、直流系统及消防系统以串行接口方式接入总控装置。
测控装置的电气模拟量采集采用交流采样,系统框架和容量按变电站最终规模考虑,测控部分按现状规模配置。系统的扩充应简易、灵活、方便。
4 改造方案
4.1 遥测部分
遥测回路作为全站测量回路的终端,串接在控制屏后面,电缆由控制屏至RTU采集屏,重新缚设从TA到测控屏的电缆,控制屏至RTU采集屏的回路及电缆接线不变,投运后直接拆除即可。
对主变压器温度、直流母线电压等可通过温度变送器和XMT203E、KDY系列直流变送器得以实现。选取温度变送器时,应根据温度表中远方测温电阻选取,目前常用的有Pt100、Cu50两种。
4.2 遥信部分
事故总信号。更换信号继电器,采用多接点静态型信号继电器实现事故总信号的多重采集。该继电器能提供2对及多对接点,其中1对供给综自系统该套的保护动作信号,将另1对无源接点与其他各套保护中的信号继电器接点并接后送给综自系统,这样就产生了事故总信号。当站内任一套保护启动并出口跳闸时,事故总信号与该套保护动作信号就同时送出。事故总信号由综自系统软件处理生成,或由调度端主站软件处理生成。将所有启动跳闸的保护信号通过软件处理生成事故总信号。采用这种方法现场信号回路和接线基本不变,安全可靠、简便易行,施工工作量小。
控制回路断线信号。控制回路断线是监视断路器分合闸回路是否完好的信号,如果原控制回路中装设了位置继电器,则可将分、合闸位置继电器备用的动断触点接送至RTU,即可实现;实际上绝大多数老式变电站设计中均未考虑装设位置继电器,如重新加装位置继电器,则增大了投资,施工难度大,而且会破坏屏的整体感。一般采用光电隔离的方法,将信号转接入测控装置。采用带从动接点的红、绿指示灯具,该灯具有一常开与一常闭接点,将同一控制回路中的红、绿指示灯的常闭接点串接送给测控装置,即可获得控制回路断线信号,施工时只需更换指示灯具,接上2根信号线,同屏控制回路可共用电缆。采用这种方法,降低了资金投入和施工难度。
断路器和隔离开关位置信号。断路器和隔离开关的位置信号是反映其运行状态
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