浅谈无人值守变电站的设计与配置由刀豆文库小编整理，希望给你工作、学习、生活带来方便，猜你可能喜欢“变电所无人值守设计”。
摘要：介绍采用综合自动化设备实现无人值守变电站的设计与配置原则，提出无人值守变电站的层次结构与功能设置要求，并针对目前国内市场中综合自动化产品情况提出改进意见。关键词：无人值守变电站；综合自动化；设计原则；设备配置
近年来，随着远动技术的发展与成熟，电力系统新建110 kV及以下变电站投运时必须实现无人值守。这样，无人值守变电站的设计应综合考虑功能设置与总体投资，并在充分保证可靠性的前提下，选择和配置设备。1 设计原则 1.1 综合自动化系统
1.1.1 系统结构
综合自动化系统采用分层分布式结构，这种结构既有一定的灵活性，同时又具备较高的可靠性。系统分为三个层次：
a)间隔层。由微机保护装置、操作出口回路、测控装置、自动装置等组成，采用分布式结构，便于扩充与维护。
b)网络层。由通信网与通信处理器组成，负责监控部分与保护、自动装置等设备的通信。
c)变电站层。由主站（RTU）、就地监控站、工程师站组成，实现就地监控、调度通信及二次设备的维护管理等功能。1.1.2 组屏与二次接线
充分发挥模块化装置的灵活性，在保证可靠性的前提下，尽量简化二次接线。a)110 kV线路与主变压器间隔通常布置在户外，因而其数据采集、保护等装置宜在控制室组屏，每块屏布置一或两条线路（一或两台主变压器）的保护、测控装置；
b)10 kV线路、电容器、母联等设备的保护装置直接安装在高压断路器柜上，不再另外组屏，以节省电缆投资；
c)保护、测控装置、自动装置等模块既相互独立，又相互联系。可根据不同需要以间隔为单位将保护、测控装置统一组屏，或将保护、测控装置分别集中组屏，既有方便扩充的预留量，又充分共享了设备资源；
d)不再配置控制屏，信号报警与设备操作在就地工作站或保护屏进行。1.1.3 系统可靠性与经济性
根据高压设备的重要性，采取不同的配置，既保证系统的可靠性，又节约投资。a)对于110 kV线路与主变压器，除配置一体化保护外，另配置独立的测控装置，包括模拟量、状态量，及遥控输出模块。保护与数据采集模块都将数据传给主站（RTU），确保主设备数据的准确和可靠；
b)对于10 kV线路、电容器、母联等设备，将保护与测控功能熔为一体，即数据采集、遥控输出与保护、事件记录都由一体化保护装置完成，个别需另外采集的信号（如考虑通信异常情况下的装置）可按段串联后接入综合测量单元，以节约大量投资。1.2 蓄电池与直流系统
无人值守变电站应配置免维护蓄电池作为直流电源，直流充电系统宜采用智能高频开关电源，二者配合，可更好地保持电池的特性，延长电池的使用寿命。同时，智能高频开关电源可靠性高，亦是微机化产品，其“四遥”接口可接入主站（RTU），使直流系统的“四遥”纳入监控，值得注意的是，二者的通信协议要一致，否则，只能将直流电压的测量和报警信号接点接入主站监控。
1.3 通信与通道无人值守站一般要求配置双通道以确保通信可靠。但由于近年来光纤的迅速推广，许多地区的电力系统都建立了专用的光纤通信网络。如果当地电力系统的光纤网络是自愈环式结构，可双向通信，就不需再设置微波或载波等其他通道形式。
另外，采用综合自动化设备的无人值守站，可设置远方继保工程师站，通过电话拨号接通站内设备，实现远方修改继保定值、查看事件记录等。2 设备配置
由于各厂家的产品功能设置不尽相同，各地区电网情况各异，其具体要求也不同，因此以下的设备配置只提出通用的功能设置要求。2.1 微机保护及自动装置
各变电站根据本站的电气主接线及本地区电网要求配置主变压器保护、110 kV线路保护、10 kV线路保护、电容器保护及母联保护与备自投装置。各种保护装置都具备测量、故障录波，上传定值、故障报告、动作信息、采样数据、在线修改定值的功能。2.2 数据采集与控制 2.2.1 模拟量
a)主变压器各侧电流、有功功率、无功功率；
b)110 kV线路、10 kV线路电流、有功功率、无功功率； c)10 kV电容无功功率； d)110 kV，10 kV母线电压； e)系统频率；
f)主变压器油温（配温度变送器）； g)站内直流电压。2.2.2 数字量
a)各断路器、隔离开关位置； b)变压器有载调压分接头位置；
c)保护动作、重合闸动作、装置异常信号； d)110 kV开关机构报警信号； e)交、直流系统报警信号。2.2.3 脉冲量
a)110 kV、10 kV线路有功、无功电能； b)主变压器各侧有功、无功电能； c)10 kV电容无功电能。2.2.4 控制对象
a)断路器合分；
b)主变压器有载调压分接头升、降、停； c)需要遥控的隔离开关的合分； d)电容器投切； e)信号复归。2.3 主站（RTU）功能设置
a)配置多个应用广泛的标准通信规约，按要求以不同的规约向多个调度主站发送信息，并接受调度的控制命令。
b)配置就地监控站、工程师站等多个工作站，并与主站共享信息。
c)报警功能。对模拟量越限及代表异常状态的数字量变位的详细信息自动上送调度，同时在就地监控站显示，并给出声光告警。
d)就地监控站具备屏幕显示功能。可显示主接线图、运行工况图、站用变压器系统接线图、直流系统接线图、SCS系统图、实时量参数表、继保定值表、报警信息一览表、电压棒图、电压曲线图、负荷曲线图等。
e)就地监控站可打印运行日志，月报表、年报表，事故、故障、操作记录表，事件顺序记录表等。
f)主站（RTU）或就地监控站具备（或可用PLC实现）电压无功自动调节功能和低周减载功能。3 建议和探讨
根据新会电力局110 kV冈州变电站（采用SEL保护，D20RTU，光纤通信）以及新会中集公司地板厂配电自动化系统（采用四方公司CS系列保护与监控设备）的设计和运行经验，对无人值班站的设计提出以下建议和设想。3.1 提高主站的可靠性
无人值班站的设计始终要以可靠性为出发点。从目前国内综合自动化产品的情况来看，微机保护装置经过多年的运行和改进，技术已较成熟稳定，提高可靠性的关键在于提高监控设备的可靠性。主站的可靠性取决于两方面：硬件与软件。硬件要配置抗干扰性强、稳定性好的主机和通信网络，并可进行硬件故障自检。软件应有较高的稳定性，并且主要运行程序及内部资源管理具备自诊断、自恢复能力。3.2 增强主站的功能
a)由于目前某些厂家的一体化保护装置的测量和保护回路使用同一组TA（通常接保护级），因此测量值的精度往往不够。如果将测量与保护使用的TA绕组分别输入微机保护装置（如10 kV线路、电容器），或者用独立的测量装置进行模拟量采样（如110 kV线路与主变压器），就可以提高测量精度，同时主站可根据采样值计算电量，而不需再使用电能表，亦可取消脉冲量的测量模块，简化二次接线。
b)目前综合自动化系统通常将低周减载设置在保护中，而笔者认为该功能应在主站或就地监控站实现。因为主站已监测到系统频率，又可控制出线开关的合分，只要在软件中加入低周减载的判断程序或用Prologic编程就可实现低周减载功能，而不需每条出线的保护都选用带低周减载功能的装置。
c)目前的无人值班站通常配置专门的小电流接地选线装置、微机“五防”装置及无功调压屏等设备。其实这些功能都可以在主站上通过软件实现，有些国外的产品可以方便地用Prologic编程实现多种功能，从而简化设备配置与二次接线。
d)主站应留有充足的接口，以便将直流系统在线管理，一次设备绝缘在线监测等有可能扩充的功能纳入综合自动化系统的监控范围。3.3 考虑配置远方图像监控系统
“四遥”虽然实现了电气量的远传，但却不能反映变电站设备与环境的直观状态，如对刀闸遥控时，还需要派人到现场核对设备操作情况和操作状态。若配置视频图像监控系统（即遥视），就可利用摄像机、红外探测器、温感、烟感探头等组成交叉立体式安防系统，通过已有通信通道上送给调度或巡检中心，从而不仅实现对操作设备的状态监视，提高操作速度与操作安全性，更能够对火灾、盗警、设备严重损坏等情况及时报警与监视，使险情及早得到控制与消除。4 结束语
随着科学技术的迅速发展，无人值守站将逐渐普及，并推广至220 kV，500 kV等超高压变电站。综合自动化系统的进一步完善，设备智能化水平的不断提高，以及遥视的加入将使无人值守站的运行和管理提高到新的水平，无人值守变电站的设计和配置将更加简化，实现的功能将更强大。
