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1、110kV变电站的综合自动化技术改造分析摘要:本文针对110kV变电站综合自动化系统存在的问题,研究提出了110kV变电站自动化技术改造的主要内容和应重点把握问题。 关键词:变电站;自动化系统;存在问题;技术改造 1、110kV变电站综合自动化系统存在的问题 1.1技术标准问题。目前变电站综合自动化系统的设计尚无统一的标准,这是当前迫切需要解决的问题。 1.2电力管理体制与变电站综合自动化系统未能形成一个有机的整体。变电站远动与保护专业虽然有明确的专业设备划分,但其内部联系已经成为不可分割的整体,一旦有设备缺陷均需两个专业同时到达现场进行检查分析,这样极易造成推诿责任的情况,且两专业衔
2、接部分的许多缺陷问题成为“两不管地带”,不利于开展工作。 1.3运行维护人员水平低。目前,变电站综合自动化系统的部分管理和维护人员专业素质差,不能很好适应新形势下变电站综合自动化系统管理和维护需要,工作效率低,只求过得去,不求技术精,工作缺乏积极性和创造性。 2、110kV变电站自动化改造的内容及技术要求 2.1一次设备的改造及技术要求 2.1.1断路器的改造。主要是能实现无油化及遥控操作功能,提供可靠的断路器位置信号;断路器辅助触点改造为双辅助触点接线以防信号误发。 2.1.2高压开关柜的改造。完善机械防止误操作措施,完善柜间距离。要求隔离物起绝缘支撑作用,要具有良好的阻燃性能;采
3、用包绝缘护套的办法加强母线导体间、相对地间绝缘水平;采用额定电压12kV,最高工作电压75kV的电流互感器,使之达到高压开关柜使用工况要求的绝缘水平。 2.1.3过电压保护设备的改造。对变电站10kV中性点加装自动跟踪、自动调谐的消弧线圈或经小电阻接地;为减少变电站的运行维护工作量,降低残压,防止避雷器爆炸,变电站10kV避雷器宜更换为无间隙金属氧化物避雷器。 2.1.4主变压器辅助元件的改造。改造中性点隔离开关及操作机构,能实现遥控操作;对有载调压分接开关实现当地和远方遥控操作;实现主变温度远方测量及上传功能等。 2.2二次设备的改造内容及技术要求 2.2.1二次设备的改造内容要求:
4、(1)断路器控制回路改造后,要简单、可靠、无迂回接线,控制、保护、信号及测控单元电源分离;(2)断路器控制回路断线、失去控制电源时应实现远方报警,并保留控制回路故障信号;(3)保护回路单独设有熔断器的变电站,保护回路直流消失后,能远方报警;(4)重合闸装置要实现自动投退,在遥控和当地操作合闸后,重合闸电源应自动投入,重合闸放电回路自动断开。在遥控和当地操作跳闸后,自动退出重合闸电源,同时重合闸装置自动放电。根据需要实现重合闸后加速和一次重合闸;(5)低频减负荷装置或其他系统稳定措施装置动作跳闸时,应自动闭锁重合闸;(6)断路器位置信号灯具改为发光二极管等节能灯具,提高可靠性;(7)加装遥控与就
5、地跳、合闸闭锁回路;(8)对中央信号装置作必要改造。 2.2.2二次设备改造的注意事项:(1)检查全站所接电压互感器的二次回路确实只有一个接地点,且接地位置应设在PT接口屏地排处;(2)检查电流互感器中性线确实是一点接地且接地点应设在保护室内,满足“安评”要求;(3)检查控制电缆屏蔽层是否两点接地。 3、110kV变电站自动化改造中应重点把握的问题 3.1对一、二次设备进行改造 110kV变电站改造为无人值班站后,需要稳定可靠的一、二次设备,只有可靠的设备才能使值班员避免疲于奔命,有充裕的时间进行监控、操作和对设备故障、事故的处理。 3.2完善四遥功能 有人值班变电站中一般具有遥信
6、、遥测功能,但不具备遥控功能,其遥信、遥测功能只是为调度自动化服务。因调度所关注的遥信量相对较少,而无人值班后监控值班员对变电站运行情况的判断和处理就全部依赖监控系统。所以在无人值班改造中要充分考虑所采集的信息全面、够用,也要考虑遥控、遥调点的实用性,保证能够及时发现异常,及时处理异常和事故,尽可能减少值班员在变电站和监控中心间无谓的往返。3.2.1遥信的完善。对遥信的调整原则是实现远方对异常和事故的判断,为此需增加如下遥信项目: (1)线路(旁路)单元:隔离开关位置信号、断路器操作机构异常信号、断路器控制回路断线信号、保护装置异常信号、交流回路断线信号、光端机装置异常或通道告警信号、重合闸
7、动作信号、断路器三相位置不一致、SF6气压低、SF6低压闭锁、油泵频繁启动、远方和就地控制信号、小电流接地信号、单元事故总信号; (2)主变单元:冷却系统异常信号、冷却器全停信号、控制回路断线信号、主变油位异常信号; (3)中央信号:预告总信号、直流接地信号、直流装置异常信号、10kV系统接地信号、PT二次回路异常信号、故障录波器动作信号、故障录波器异常信号、低周减载装置动作信号、低周减载装置
