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1、110kV变电站综合自动化技术改造研究 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;技术改造中图分类号:TM411+.4文献标识码:A文章编号: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
2、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62.1.1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
3、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
4、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2.2.16二次设备的改造内容要求:(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
5、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
6、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6有人值班变电站中一般具有遥信、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
7、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、重合闸动作信号、断路器三相位置不一致、SF6气压低、SF6低压闭锁
8、、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、低周减载装置异常信号、站用电源自投装置动