RCS-9000變電站自動化系統的結構與運行
0 引言
深圳是我國最早開展變電站無人值班的城市之一。早期，主要采取RTU實現“四遙”，即遙測、遙信、遙控和遙調。通過RTU與調度通信，由調度中心運行值班人員對變電站進行遠方監控，再輔以操作隊定期巡視，以保證變電站正常穩定運行。采用這種方式，在當時確實緩解了每年新建大量變電站而熟練運行人員嚴重不足的矛盾，保證了城市供電。隨著時間的推移與技術的進步，采用這種方式已不能滿足變電站經濟、穩定、可靠運行的需要，主要體現在以下兩方面：①RTU與變電站其他二次設備例如繼電保護裝置、自動裝置等交換信息，主要采用空接點、電纜接線方式，少量的采用數據通信方式，傳輸保護動作信號。變電站站內二次接線復雜，可靠性和靈活性差。②由于RTU僅擔負變電站實時信息的傳輸，變電站內還有大量非實時、準實時信息未能處理和傳輸，需要操作隊到現場去解決和處理，延緩了變電站異常、故障的發現和處理時間。
針對上述問題，結合深圳220kV經貿變電站自動化系統的建設，我們采用RCS-9000變電站自動化系統解決上述問題。
1 經貿變電站自動化系統設計要求
220kV經貿變電站是一個新建的無人值班變電站。該變電站有220kV，110kV和10kV等3個電壓等級。220kV采用雙母線隔離開關分段接線，最終規模4回線；110kV采用雙母線單分段接線，本期4回出線，遠期8回出線；10kV采用單母分段接線，現有24回饋線，遠期達到36回饋線。3臺主變進行有載調壓。
對變電站自動化系統提出以下要求：
a．采用先進的繼電保護和自動控制技術，滿足電網和變電站安全穩定運行的要求，裝置具有很高的可靠性[1]；
b．應滿足集中監視和控制的要求，盡可能提供變電站內來自一次和二次設備的各種信息，以便提高保護和控制功能的辨別能力，滿足電網監控和管理信息化、智能化的要求；
c．簡化二次回路，節省大量電纜；
d．保護測控裝置應可靈活安裝，既可就地安裝也可組屏安裝；
e．裝置應具有良好的抗電磁干擾能力，可抗御電力系統一次設備操作產生的電磁干擾；
f．應能利用各種現代通信手段傳遞變電站各種信息，例如使用電話撥號自動遠傳故障錄波信息、使用電力線載波或其他專用通信線路實時傳輸變電站各種實時信息等；
g．應以實現無人值班為目標，可快速進行控制和操作；
h．應可擴充，方便維護，最大限度地減少擴建工作和投資，降低維護費用。
2 RCS-9000變．電站自動化系統的結構
RCS-9000變電站自動化系統是根據變電站的特點，采用面向對象的設計思想，利用最新的計算機和網絡通信技術，按照變電站自動化整體解決方案，統一規劃、設計，將保護、測量、監視和控制緊密集成而形成的新型變電站自動化系統。
系統由間隔層、變電站層以及連接間隔層與變電站層的計算機網絡3部分組成。
間隔層主要由保護、測控單元組成。保護、測控單元可就近安放在開關柜上或開關場，通過光纖或計算機通信網實現與變電站計算機通信，交換信息。
變電站層采用分布式系統結構，提供多種結構形式，可以是單機系統，也可以是多機系統；靈活性好，可靠性高，且方便系統擴展。變電站層為變電值班人員、調度運行人員提供變電站監視、控制和管理功能，界面友好，易于使用。組件技術的使用，可以實現軟件功能“即插即用”，能很好地滿足綜合自動化系統的需要。
計算機網絡支持單網或雙網結構，支持全以太網，也提供其他網絡。雙網采用均衡流量管理，有效地保證了網絡傳輸的實時性和可靠性。通信協議采用電力行業標準協議，可方便地實現不同廠家的設備互聯。可以選用光纖組網，以增強通信抗電磁干擾能力。提供遠動通信功能，可以不同的通信協議向不同的調度所或集控站轉發不同的信息報文。利用全球定位系統(GPS)，支持硬件對時網絡，減少了GPS與設備之間的連線，方便可靠，對時準確。對于變電站層與間隔層的連接，結合變電站與電網控制中心交換信息的需要，采用網關代替某些自動化系統中常用的通信控制器，具有很多優點[2]。①安全性：網關起著類似服務器的作用，連接網絡各個節點，可將安全措施與通信功能集于一體，有效地隔離網絡外部的影響；②網絡開放性：便于連接不同制造廠家的設備，以避免被拴于給定時間的特殊開發或受控于極少數供貨廠商；③網絡可擴：允許改變和修改部分系統而無需較大的費用。
系統主要功能有：數據采集和處理、超高壓線路和低壓饋線保護及測控、備自投、低頻減載、自動同期、電壓無功控制等自動控制功能；數據統計和處理，例如電量統計、電壓合格率統計以及主變負荷率計算等；異常和事故報警及處理、保護及故障信息管理和處理。
3 RCS-9000變電站自動化系統運行經驗
3．1 變壓器保護
由于技術上的限制，傳統的變壓器主、后備保護分別由多個裝置來實現和完成。有的變壓器雖配置了3套保護，但實際上僅僅實現了變壓器保護所要求的各部分功能，并沒有物理上的雙重化。如果主保護、后備保護或非電量保護3臺裝置中1臺出現故障，則整個變壓器將失去整個保護功能，不得不停運。220kV經貿變電站選用了RCS-978新型變壓器保護，該變壓器保護利用計算機的強大處理能力，結合信息共享和交換，將變壓器主、后備以及非電量保護集成在一個裝置中，大大簡化了現場接線，且可方便地實現變壓器主、后備保護雙重化”
3．2 誤報警
遙信變位誤報警一直是SCADA系統和變電站自動化系統較難解決的問題。經仔細分析，將遙信變位誤報警原因歸為3類：電磁干擾、觸點接觸不良或抖動、變位信號處理。對于前兩類原因引起的誤報警，已有比較多的經驗，解決得比較好“’。而對于第3類原因引起的誤報警，則差異較大，困難在于現場設備類型比較多，每種設備的信號具有自己的特征，且與過程密切相關。若不了解這些情況，簡單處理變’位信號，必然存在一些缺陷。例如，控制回路出現異常或斷路器處于分合轉換中間狀態時，均會產生控制回路斷線信號。而斷路器分合中間狀態產生的控制回路斷線信號卻是一種正常狀態，不必報警；又如，液壓或氣壓操作機構斷路器電機打壓信號并不需要在斷路器每次操作后給予報警，僅僅在頻繁出現該信號時才需要報警。針對上述原因，改進了遙信變位處理，按照各種設備遙信信號的特征和處理要求，進行變位處理，結合強有力的抗干擾措施，與現場密切配合，較好地解決了遙信誤報警問題。
3．3 事故總信號
變電站自動化系統取代了常規的變電站二次設備，變電站運行信息和保護動作信號通過計算機、大屏幕顯示器顯示出來。告警采用數字信號直接驅動，已不再使用事故總信號。然而，在系統運行中，現有調度自動化系統一般是通過事故總信號來區別告警信號是否為事故信號，若是事故信號，則在告警的同時顯示出告警信號所在廠站的電氣一次接線圖回面，這就提出了需要事故總信號的要求。事故總信號在變電站中是由保護動作信號或其他事故信號合成而產生的。對于變電站自動化系統，在與調度自動化系統通信時，保護動作信號及其他事故信號往往均上傳，等于得到了事故總信號，因而上傳事故總信號是沒有必要的。現在限于現有調度自動化系統的需要，不得不上傳事故總信號，浪費了變電站自動化系統的一部分資源，且系統缺乏靈活性。因而，在此提出這個問題，希望在今后調度自動化系統升級改造中予以解決。
3．4 遠方復歸
變電站自動化系統運行中碰到的另一個問題是保護遠方復歸。常規變電站二次設備使用保護復歸功能，主要依靠信號繼電器和光字牌指示保護動作或異常，為了確保其信號引起運行人員的注意并進行處理，保護在發出該信號后，應自保持直至手動復歸。若運行人員未復歸保護動作信號，則下一次發生保護動作時，運行人員無法知道電網又發生事故。采用變電站自動化系統，保護動作信號由保護裝置、變電站主計算機、調度自動化系統同時記錄，并由變電站主計算機和調度自動化系統給出告警信號，通知運行人員進行處理。即使運行人員不復歸計算機告警信號，既不影響計算機下一次告警，也不影響保護下一次動作，且每次動作都有詳細記錄。因此，我們認為保護遠方復歸這個功能沒有必要，可以取消。
深圳是我國最早開展變電站無人值班的城市之一。早期，主要采取RTU實現“四遙”，即遙測、遙信、遙控和遙調。通過RTU與調度通信，由調度中心運行值班人員對變電站進行遠方監控，再輔以操作隊定期巡視，以保證變電站正常穩定運行。采用這種方式，在當時確實緩解了每年新建大量變電站而熟練運行人員嚴重不足的矛盾，保證了城市供電。隨著時間的推移與技術的進步，采用這種方式已不能滿足變電站經濟、穩定、可靠運行的需要，主要體現在以下兩方面：①RTU與變電站其他二次設備例如繼電保護裝置、自動裝置等交換信息，主要采用空接點、電纜接線方式，少量的采用數據通信方式，傳輸保護動作信號。變電站站內二次接線復雜，可靠性和靈活性差。②由于RTU僅擔負變電站實時信息的傳輸，變電站內還有大量非實時、準實時信息未能處理和傳輸，需要操作隊到現場去解決和處理，延緩了變電站異常、故障的發現和處理時間。
針對上述問題，結合深圳220kV經貿變電站自動化系統的建設，我們采用RCS-9000變電站自動化系統解決上述問題。
1 經貿變電站自動化系統設計要求
220kV經貿變電站是一個新建的無人值班變電站。該變電站有220kV，110kV和10kV等3個電壓等級。220kV采用雙母線隔離開關分段接線，最終規模4回線；110kV采用雙母線單分段接線，本期4回出線，遠期8回出線；10kV采用單母分段接線，現有24回饋線，遠期達到36回饋線。3臺主變進行有載調壓。
對變電站自動化系統提出以下要求：
a．采用先進的繼電保護和自動控制技術，滿足電網和變電站安全穩定運行的要求，裝置具有很高的可靠性[1]；
b．應滿足集中監視和控制的要求，盡可能提供變電站內來自一次和二次設備的各種信息，以便提高保護和控制功能的辨別能力，滿足電網監控和管理信息化、智能化的要求；
c．簡化二次回路，節省大量電纜；
d．保護測控裝置應可靈活安裝，既可就地安裝也可組屏安裝；
e．裝置應具有良好的抗電磁干擾能力，可抗御電力系統一次設備操作產生的電磁干擾；
f．應能利用各種現代通信手段傳遞變電站各種信息，例如使用電話撥號自動遠傳故障錄波信息、使用電力線載波或其他專用通信線路實時傳輸變電站各種實時信息等；
g．應以實現無人值班為目標，可快速進行控制和操作；
h．應可擴充，方便維護，最大限度地減少擴建工作和投資，降低維護費用。
2 RCS-9000變．電站自動化系統的結構
RCS-9000變電站自動化系統是根據變電站的特點，采用面向對象的設計思想，利用最新的計算機和網絡通信技術，按照變電站自動化整體解決方案，統一規劃、設計，將保護、測量、監視和控制緊密集成而形成的新型變電站自動化系統。
系統由間隔層、變電站層以及連接間隔層與變電站層的計算機網絡3部分組成。
間隔層主要由保護、測控單元組成。保護、測控單元可就近安放在開關柜上或開關場，通過光纖或計算機通信網實現與變電站計算機通信，交換信息。
變電站層采用分布式系統結構，提供多種結構形式，可以是單機系統，也可以是多機系統；靈活性好，可靠性高，且方便系統擴展。變電站層為變電值班人員、調度運行人員提供變電站監視、控制和管理功能，界面友好，易于使用。組件技術的使用，可以實現軟件功能“即插即用”，能很好地滿足綜合自動化系統的需要。
計算機網絡支持單網或雙網結構，支持全以太網，也提供其他網絡。雙網采用均衡流量管理，有效地保證了網絡傳輸的實時性和可靠性。通信協議采用電力行業標準協議，可方便地實現不同廠家的設備互聯。可以選用光纖組網，以增強通信抗電磁干擾能力。提供遠動通信功能，可以不同的通信協議向不同的調度所或集控站轉發不同的信息報文。利用全球定位系統(GPS)，支持硬件對時網絡，減少了GPS與設備之間的連線，方便可靠，對時準確。對于變電站層與間隔層的連接，結合變電站與電網控制中心交換信息的需要，采用網關代替某些自動化系統中常用的通信控制器，具有很多優點[2]。①安全性：網關起著類似服務器的作用，連接網絡各個節點，可將安全措施與通信功能集于一體，有效地隔離網絡外部的影響；②網絡開放性：便于連接不同制造廠家的設備，以避免被拴于給定時間的特殊開發或受控于極少數供貨廠商；③網絡可擴：允許改變和修改部分系統而無需較大的費用。
系統主要功能有：數據采集和處理、超高壓線路和低壓饋線保護及測控、備自投、低頻減載、自動同期、電壓無功控制等自動控制功能；數據統計和處理，例如電量統計、電壓合格率統計以及主變負荷率計算等；異常和事故報警及處理、保護及故障信息管理和處理。
3 RCS-9000變電站自動化系統運行經驗
3．1 變壓器保護
由于技術上的限制，傳統的變壓器主、后備保護分別由多個裝置來實現和完成。有的變壓器雖配置了3套保護，但實際上僅僅實現了變壓器保護所要求的各部分功能，并沒有物理上的雙重化。如果主保護、后備保護或非電量保護3臺裝置中1臺出現故障，則整個變壓器將失去整個保護功能，不得不停運。220kV經貿變電站選用了RCS-978新型變壓器保護，該變壓器保護利用計算機的強大處理能力，結合信息共享和交換，將變壓器主、后備以及非電量保護集成在一個裝置中，大大簡化了現場接線，且可方便地實現變壓器主、后備保護雙重化”
3．2 誤報警
遙信變位誤報警一直是SCADA系統和變電站自動化系統較難解決的問題。經仔細分析，將遙信變位誤報警原因歸為3類：電磁干擾、觸點接觸不良或抖動、變位信號處理。對于前兩類原因引起的誤報警，已有比較多的經驗，解決得比較好“’。而對于第3類原因引起的誤報警，則差異較大，困難在于現場設備類型比較多，每種設備的信號具有自己的特征，且與過程密切相關。若不了解這些情況，簡單處理變’位信號，必然存在一些缺陷。例如，控制回路出現異常或斷路器處于分合轉換中間狀態時，均會產生控制回路斷線信號。而斷路器分合中間狀態產生的控制回路斷線信號卻是一種正常狀態，不必報警；又如，液壓或氣壓操作機構斷路器電機打壓信號并不需要在斷路器每次操作后給予報警，僅僅在頻繁出現該信號時才需要報警。針對上述原因，改進了遙信變位處理，按照各種設備遙信信號的特征和處理要求，進行變位處理，結合強有力的抗干擾措施，與現場密切配合，較好地解決了遙信誤報警問題。
3．3 事故總信號
變電站自動化系統取代了常規的變電站二次設備，變電站運行信息和保護動作信號通過計算機、大屏幕顯示器顯示出來。告警采用數字信號直接驅動，已不再使用事故總信號。然而，在系統運行中，現有調度自動化系統一般是通過事故總信號來區別告警信號是否為事故信號，若是事故信號，則在告警的同時顯示出告警信號所在廠站的電氣一次接線圖回面，這就提出了需要事故總信號的要求。事故總信號在變電站中是由保護動作信號或其他事故信號合成而產生的。對于變電站自動化系統，在與調度自動化系統通信時，保護動作信號及其他事故信號往往均上傳，等于得到了事故總信號，因而上傳事故總信號是沒有必要的。現在限于現有調度自動化系統的需要，不得不上傳事故總信號，浪費了變電站自動化系統的一部分資源，且系統缺乏靈活性。因而，在此提出這個問題，希望在今后調度自動化系統升級改造中予以解決。
3．4 遠方復歸
變電站自動化系統運行中碰到的另一個問題是保護遠方復歸。常規變電站二次設備使用保護復歸功能，主要依靠信號繼電器和光字牌指示保護動作或異常，為了確保其信號引起運行人員的注意并進行處理，保護在發出該信號后，應自保持直至手動復歸。若運行人員未復歸保護動作信號，則下一次發生保護動作時，運行人員無法知道電網又發生事故。采用變電站自動化系統，保護動作信號由保護裝置、變電站主計算機、調度自動化系統同時記錄，并由變電站主計算機和調度自動化系統給出告警信號，通知運行人員進行處理。即使運行人員不復歸計算機告警信號，既不影響計算機下一次告警，也不影響保護下一次動作，且每次動作都有詳細記錄。因此，我們認為保護遠方復歸這個功能沒有必要，可以取消。
文章版權歸西部工控xbgk所有，未經許可不得轉載。
上一篇：網絡式無軸驅動凹印機控制系統
服務咨詢