关键词：
站端系统（精选三篇）
站端系统 篇1
关键词：控母电压,合母电压,电池容量
厂站端直流系统一般是按电压等级、主接线方式和在电力系统中的重要性决定接线方式的。常用的接线方式有单母线和单母线分段两种接线方式, 在以往的很多厂站的控母和合母通常是分开的。近年来随着电力系统的发展和设备制造水平的提高, 原有的结构已经不太适应现在电力设备对直流系统的要求, 主要体现在直流系统的三个方面:直流母线电压、开关选择和蓄电池容量。
1 直流母线电压
从运维单位的反馈情况来看, 以往直流系统中控母和合母分开的接线方式不太适应现在的设备要求, 尤其表现在改造厂站端中的合闸回路。早期的断路器, 特别是35k V断路器通常采用的是电磁型操作机构, 该操作机构动作时冲击电流极大, 在DC220V时可达100A, 为减少压降, 电缆截面不得不设计地很大 (可达70mm2) , 合母电压也需提高至240V, 即蓄电池电压也必须提高到240V, 以抵消大电流通过馈线回路的电压降。电力设备的生产厂更早的注意到了这个问题, 因此在新型的断路器上已经不再采用电磁机构, 而多采用弹簧操作机构, 该操作机构的工作电流很小, 一般为5A以下, 线路压降也小, 不需要大截面的电缆, 更不需要较高的电压, 而早期合母电压是按照接240V选取。
在目前大部分的厂站, 直流系统采用的是控母和合母分开的接线方式, 其35k V以下的断路器都为弹簧操作机构, 合闸回路电源直接由直流屏的合母引取, 储能电机接在合母上。断路器储能电机工作是通过弹簧位置行程开关控制的, 行程开关通常为小型的微动开关, 还有中间继电器和储能指示灯直接接在合母上, 其工作电压也就为240V, 而它们的额定工作电压为220V, 储能指示灯长期带电工作, 工作电压偏高, 对其寿命影响较大。中间继电器和储能电机工作电流小, 回路压降也小, 且属短时工作制设备, 稍高的电压对其几乎没有影响, 但也没必要的。部分断路器生产厂家的合闸回路中含有更多的长期工作制设备, 过高的电压对设备都是有害的。
总结以上原因, 采用控母和合母共用一个母线的接线方式不但简化了直流系统的接线及二次回路的复杂程度, 降低了造价, 也减少了较高电压对用电设备的危害。通过对多个直流厂家图纸的查阅, 几乎所有的直流系统控制母线的电压都是由合闸母线经过硅堆降压而来, 如果合母失压, 控母一定失压。采用控制合闸母线合一的方式并不会降低直流系统的可靠性, 而且蓄电池的个数也可以相应减少。以阀式铅酸蓄电池为例, 一节电池按2.15V计算106-108节完全可以满足厂站端对直流电压的需要。
截止目前, 已经在一些110k V厂站端试点采用控制合闸母线合一的接线方式, 并对其运行状况进行了跟踪近3年, 未发生一起因直流容量不足或直流压降过高而引发的故障。
2 开关选择
同时因为采用了弹簧操作机构后, 除保护设备和电动机的启动电流稍大外, 直流系统没有了冲击负荷, 各出线回路的直流断路器额定电流也应相应减小。
在各电压等级的合闸网络中, 断路器打压或储能电机通常为短时工作制, 除母差保护或失灵保护动作后这种极端的情况会出现所有的打压/储能电机同时工作外, 正常操作中几乎不出现同一电压等级两个以上电动机同时工作的现象, 更没有长时间工作的现象。以1个电动机工作为例, 工作电流<5A, 时间通常不超过20s, 而更多的时间工作电流为零。保护回路通常为长期工作制, 以1个保护装置功率100w, 1个直流回路接20个保护装置计算, 该回路工作电流9A。事实上合闸回路的工作电流较控制回路小许多, 回路空气开关可以按所有电动机同时工作电流选取, 由于空气开关过电流保护的延时作用, 空气开关的额定电流可以不考虑躲过电动机瞬间的启动电流。
根据现场经验和翻阅相应规程, 110k V厂站端合闸回路空气开关额定电流为10A, 控制回路为20A。而在控制合闸母线分开的接线方式中, 合闸回路的直流空气开关额定电流通常有100A, 这么大的额定电流根本起不到对设备的保护作用, 曾在全疆电网多个220k V变电站直流系统双重化改造中均遇见到该问题, 此现象也普遍存在于疆内老站改造中。如将合闸回路直接接在大容量的直流断路器后, 该回路的故障不能及时切除, 必将对蓄电池造成冲击, 可能造成厂站端保护设备失电, 导致进一步安全隐患。
3 蓄电池容量
在有电磁操作机构的直流系统中, 蓄电池容量也选的较大, 以缓冲大电流对直流系统的冲击。电磁操作机构取消后, 厂站端的直流系统不再有冲击负荷, 蓄电池的容量可以相对减小, 但实际并没有一个厂站端减少了蓄电池容量, 这部分容量被用来延长直流系统在交流电源消失后的工作时间一即在同等投资下, 提高了系统的性能。
4 其他建议
在采用控制合闸母线合一的厂站端, 建议设计和订货时在采用直流馈出屏增加通信设备所需直流48V模块和直流220V逆变模块, 这样既可减小设备的采购和运维成本, 还提高了厂站端整体二次设备的可靠性, 为厂站端无人值班提供进一步可能。
参考文献
[1]徐海明, 王全胜.变电站直流电源设备使用与维护[M].北京:中国电力出版社.
站端系统 篇2
关键词：调度自动化；遥控；防误操作系统
中图分类号：TM734 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）15-0085-02
1 现有遥控模式存在的安全隐患
随着电力系统调度自动化水平的不断提高，以及无人值班变电站的迅速发展，使得原来变电站内值班人员所做的倒闸操作工作改由远方调度员（含地调、县调和集控站）来完成，通过调度端或当地的信息采集系统和控制操作机构，调度值班人员可对其所管辖的变电站内运行设备进行遥控操作。但这种遥控操作基本上是一种无约束的操作，这种操作的安全隐患集中表现如下几个方面。
1.1 约束条件单一
调度员在遥控操作时只有用户名和登陆密码的验证，而调度主站计算机监控系统在电气设备的联结上又缺乏判据和约束，一旦用户名和登陆密码泄露，那么其他人员就可以进行遥控操作，这样极易发生误操作。
1.2 变电站自动化系统未将五防系统接入
目前针对变电站的五防系统已经发展的较为成熟，但该五防系统基本都没有接入无人值班变电站自动化系统，这样也就失去了其对调度员遥控操作正确与否的判断和闭锁，形同虚设。
1.3 调度员对现场设备不够熟悉
由于调度员需要监视多个无人值班变电站的运行情况， 而各站的电气接线和电气设备类型又不尽相同，操作人员相对于传统的有人值班变电站较不熟悉现场设备，每次遥控操作都必须高度集中，稍有疏忽就会酿成大患。
1.4 调度员劳动强度大
调度员必须对所辖多座无人值班变电站的运行工况进行监视和操作，这相对于有人值班变电站的工作量是大大增强了、工作也更加复杂了，因此更容易发生误操作。
2014年7月18日，西宁供电局110 kV海湖变电所在自动化综自系统上发生的带电合接地刀闸的恶性误操作事故就充分暴露了上述安全隐患，正因为这种调度员远方遥控操作存在着很大的误操作隐患，而传统的变电站微机五防已无法再满足新的技术要求，因此面向调度自动化主站系统的遥控防误操作系统（下称系统）也就应运而生。
2 系统结构
系统结构，如图1所示。
针对调度自动化主站端遥控操作特点，系统分两步实施：
第一步，对现有的调度自动化主站监控系统进行完善，其硬件系统结构不进行原则性改动，只在现有主站监控系统的局域网中增加一台计算机，并安装防误闭锁程序，通过网络通讯方式与监控系统进行数据交换。
第二步，修改调度自动化主站监控系统的遥控流程，加入闭锁判断条件，即监控系统进行遥控操作的依据是：监控系统的调度员工作站在进行变电站设备遥控操作时，询问防误操作系统此设备是否可控，防误操作系统通过科学的算法和预先存储的所有一次设备的操作规则进行安全校验，校验正确后才允许遥控，从而达到防止误操作的目的，避免由于人为疏忽和电网的变化而引起的误操作。
3 系统模型
硬件平台：IBM、HP、DELL、联想、浪潮等x86系列PC机，及各种标准网络设备。
操作系统内核：Microsoft Windows NT/2000/XP。
网络环境：遵循TCP/IP、ISO-OSI七层网络参考模型。
图形系统：Microsoft Windows NT/2000/XP、OpenGL。
编程语言：Microsoft Visual C++ 6.0及以上系列语言。
数据库：关系型/SQL/Client-Server体系结构，支持Microsoft SQL Server、Sybase等商用数据库。系统层次结构图，如图2所示。
4 系统功能
4.1 软件结构
遥控防误操作系统本身也是一个监控系统，因此它包含如下六大软件功能模块，见表1。
4.2 软件流程
①调度自动化主站监控系统应定时将所辖变电站的实时数据通过网络规约方式发送给防误操作系统。
②防误操作系统在没有操作时，显示的画面应为调度所辖变电站的站名清单。监控系统的调度员工作站只能进行浏览画面等任务，点击主接线图的开关或刀闸，没有任何反应，不能进行遥控操作。
③需要操作时，调度员在防误操作系统上点击要操作的变电站的站名，进入此站的主接线图画面（注：不需输入用户名和密码），画面上有“清票”、“模拟操作开始”、“模拟操作结束”按钮。
④调度员点击“模拟操作开始”，按照操作票顺序进行模拟操作，每步模拟后，均在操作提示窗口中显示操作提示信息。
⑤调度员在防误操作系统上完成模拟操作后，点击“模拟操作结束”按钮。防误操作系统给主站监控系统发送遥控操作开始命令。在操作提示窗口中显示“请上机操作”、“等待××开关变位”。
⑥调度员到调度员工作站上进行实际遥控操作，输入操作人及监护人的用户名和密码，按正常操作顺序进行遥控操作。调度员点击某个开关时，判断防误操作系统发送来的模拟操作结果，若允许遥控操作，则向前置机发送遥控命令，否则提示“禁止操作”信息。
⑦若某步遥控操作成功，相应开关（刀闸）位置返回，监控系统将此位置发送给防误操作系统，防误操作系统重新闭锁此开关（刀闸）的操作，同时开放下一步的遥控操作。若某步遥控操作不成功，相应开关（刀闸）位置没有返回，调度员在防误操作系统上点击“清票”按钮。防误操作系统给监控系统发送“遥控结束”命令，所有未进行的遥控任务强制结束，监控系统收到防误操作系统的“遥控结束”命令后，监控系统的调度员工作站上就不能再进行遥控操作。
⑧在调度员工作站上的所有遥控操作结束后，防误操作系统收到最后一个遥控操作的返回结果。防误操作系统自动返回到调度所辖变电站的站名清单的画面，同时给监控系统发送“遥控结束”命令，监控系统的调度员工作站重新恢复到点击主接线图的开关或刀闸，没有任何反应，不能进行遥控操作的情况。
⑨事故处理或其他紧急情况下，具有最高权限的系统管理员/调度员可以在防误闭锁计算机的刷卡机上刷卡后，防误操作程序就自动退出，而不影响遥控继续操作。
4.3 接口方式
系统与调度自动化主站监控系统接口方式多样，支持广泛的电力系统通讯协议，物理接口既可通过网络，也可通过串口方式；支持网络路由和交换机方式，在TCP/IP协议上走多种通讯规约，默认使用网络接口；支持《监控系统与防误操作系统通讯规约》，也可使用CDT、101、104等其它远动规约的扩展来实现。
5 结 语
调度自动化主站端采用防误操作系统后，使遥控操作过程有了一套能够控制整个操作流程，并在电网分析算法的基础之上分析每个流程中的每一步骤，当有步骤出现错误时，立即给予提醒或禁止，从而大大降低了误操作的可能，使调度或集控中心遥控操作更为准确可靠，将极大的提高操作的安全性和可靠性，防止由于人为因素而造成的误操作的发生。此系统也可用作县级调度主站系统和变电站综合自动化后台监控系统的防误操作系统，具有较好的推广价值。
参考文献：
[1] 张永健.电网监控与调度自动化[M].北京：中国电力出版社，2004.
站端系统 篇3
电网调度自动化系统是保证电网正常运行的关键, 面对日益增加的电网调度自动化系统主站端调试难度, 某地区电网厂站有24座, 其中包括220KV变电站、110KV变电站、10KV开闭所等综自站, 这些自动化设备为地区电网提供了有力的保障。主站端自动化设备的调试目的是变电站设备与变电站后台、集控中心、地调端SCADA系统间远动调试, 实现数据与远动信息数据库的有效对接。主站端自动化设备的调试要求是在与各项设备远动调试时, 所涉及的变电设备均能正常的运行, 保证可持续的供电质量, 待完成调试工作后, 通过地调端、集控中心可对整个电网变电站进行有效的监控。
2 主站端自动化设备调试现状
现阶段地区电网主站端自动化设备远动调试方法分为停电独立设备调试、不停电设备调试、与其他设备停电调试, 下面对这三种远动调试方法作出具体说明。
2.1 停电独立设备调试
停电独立设备调试是指当一次设备停止工作状态, 自动化设备联系一、二次设备进行联动性远动调试, 具体的调试方法流程为首先生成远动信息数据库, 然后利用遥信调试对变电站内各项设备的状态进行调试, 根据地区后台机、调度中心、监控中心对各项设备的状态进行核实, 验证其与实际投入运行状态中存在的差异性。遥测调试主要是在变电站测控设施试验设备中引进电流、电压等模拟量, 验证其与监控端数据有无存在差异, 遥控调试、遥调利用监控中心进行实际的变电站设备操作, 重点观测变电站内控制对象的反应与动作。停电独立设备调试法可一次完成调试内容, 并与远动信息数据库有效对接, 节省了调试时间, 但在调试过程中, 需要停止一次设备的运行, 难以保障变电站设备的安全供电, 降低其供电的可靠性, 停止了主网设备的运行易于干扰供电企业正常工作, 不仅调试量较大, 且在一定程度上影响了同业对标数据, 停电独立设备调试法适用于新建变电站、新增间隔、可停止运行的变电设备。
2.2 与其他设备停电调试
由于实际的自动化设备远动调试比较多样, 不仅仅只有新建变电站、新增间隔, 对于一些正在运行的变电设备也需作出调试, 在调整变电运行管理的过程中, 无人值班变电站, 需要增添更多实时监控设备, 如遥信、遥测信息、遥控对象等, 改造变电站自动化设备, 当地区电网无人值班变电站连接监控端自动化后, 在实际的工作状态中, 变电设备停电难度较高, 为了实现可远动调试, 实时保证设备运行与监测, 可采用部分间隔停止运作的方法, 联系变电设备停电机作远动调试, 具体的调试方法与停电独立设备调试相同, 此法减少了调试工作量, 增加理论调试时间。
2.3 不停电调试
当变电设备无法进行停电调试, 也无法进行少数间隔调试时, 难以满足实际的设备运动调试要求, 建议选取不停电调试法。由于不停电调试法区别于上述两种调试方法, 此种方法通过多样的技术手段, 确保变电站设备安全的情况下, 做好防护与控制工作。当地区电网无人值班变电站连接监控端自动化系统后, 为保证变电设备的找出运行与在线监控, 基于抽测上进行远动调试, 改变原有的遥控报文调试方法, 不停电调试方法有利于提高调试速度与效率, 促进了监控端工程的建设。遥测调试主要依据变电站动态信息而展开, 此种调试方法在做好防护与控制工作下保证变电站设备安全的情况, 严格按照相关的设计图, 对实际的变电站接线情况有所了解, 在现场解开设备位置辅助接、短接等来改变设备状态并进行仿真, 遥信调试法风险较高, 降低了变电站设备可靠性, 调试工作量较大, 但此种方法的优点是无需停电便可操作, 有助于电网的安全稳定供应电能, 前提是系统安全得到基础保障。
3 自动化设备调试工作的改进建议及发展方向
3.1 当前有待改进的自动化设备调试工作建议
由于电网主站端自动化设备远动调试中涉及较多的自动化装置, 因此, 为提高自动化设备工作的精度, 在调试工作前需要对各组成元件进行测试, 重点观测其性能, 严格检查各项装置与系统, 例如保护设施、安全自动设施、交流采样工具等, 重点检测其精确性、平衡性。对操作箱、保护设施、监控中心内部继电器、电压切换箱进行校对, 检测保护设施中的开入、开出量, 准备测试监控系统测控装置及其剂量的准确性, 确认保护设施、安全自动设施、直流系统、监控系统的联动调试, 保证主站端与变电站后台、集控中心、地调端SCADA系统等调度端的数据传输, 对保护设施的整组特性试验、整组试验进行调试。最关键的调试重点是, 检测二次回路的设计、保护设施电压、电流互感器二次回路极性间连接有无存在差错性, 是否与整体的保护设施相配合。在电网主站端自动化设备远动调试的过程中, 需进行电压、电流模拟试验以及断路器的跳闸试验。由于该地区尚未实现全部污染值班变电站, 因此, 通过变电站保护动作跳闸, 可有助于监测实时的变电设备状态, 便于在运行状态中监控值班, 减少调试人员的工作负担。
3.2 自动化设备调试工作的发展方向
这一地区电网内无人值班变电站均使用自动化设备, 此种自动化设备运用较广, 例如国电南自厂家生产的自动化设备, 其不停电调试功能比较完善, 遥控调试、遥信调试可满足变电设备远动调试的要求。由于不停电调试方法对调试功能要求较高, 在保证完备的安全保护措施前提下, 才能继续开展接下来的远动调试工作。遥控调试方法在准备前期, 应对监控中心自动化系统、调度主站自动化系统进行检测, 核对遥控点表及表中涉及到的信息, 例如一次设备开关、一次设备遥控点号等, 保证其与设计相符。遥信调试方法在做好防护与控制工作下保证变电站设备安全的情况, 根据相关的设计图, 了解实际的变电站接线情况, 在现场解开设备位置辅助接、短接等来改变设备状态并进行仿真, 在无人值班变电站自动化系统中连接对应的远动信息表, 有利于及时对监控中心主站端进行维修, 也可保证监控的正常运行, 实现监控中心自动化系统安全有效运行。若无需主站端设备停止运作, 可进行变电设备远动调试的模拟, 应用保护设施、测控设备科有效减少调试周期, 提高远动调试效率, 减少调试工作者的工作负担, 还可解决在设备运行过程中停电问题, 保证变电设备的安全性、可靠性。在实际的地区电网无人值班变电站的调试工作中, 结合自动化设备的使用, 使一次设备无需停止运作, 就可开展在线的远动调试模拟工作, 使远动调试效率得到提升, 还可改善调试方法, 便于完善模拟调试功能。因此, 变电站建设的过程中, 建议一个变电站选用相同厂家生产的自动化系统、自动化设备, 有助于主站端自动化设备的维修、检修、养护等工作的顺利开展, 后台机监控软件应随着变电站设备的更新而自动保存在存储介质中, 对相关记录进行备份。
4 结束语
综上所述, 本文将某一地区电网主站端自动化设备几种远动调试方法进行分析和比较, 提出每种方法的优良性, 如果要保证电网调度自动化系统的安全稳定运行, 加强对主站端的调试是必不可少的主要内容。由于当前电网调度自动化系统主站端调试难度越来越高, 从实际的地区电网主站端自动化设备远动调试方法, 提出当前可改进的自动化设备调试工作建议, 有利于促进主站端自动化设备远动调试的发展。
参考文献
[1]顾宇宏, 楼书氢, 韩博.对地区电网主站端自动化系统运行与维护现状的思考[J].内蒙古石油化工, 2012 (21) .
[2]刘世欣, 楼书氢, 席文飞.对地区电网厂站端自动化设备调试现状的思考[J].中国电力教育, 2012 (3) .
[3]赵亮.地区电网智能调度理论与管理模式研究[D].华北电力大学, 2012.
[4]吕磊.地区电网集群调控自动化双系统的设计与实现[D].电子科技大学, 2012.
