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1、110kV变电站的综合自动化技术改造分析 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
2、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
3、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:(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
4、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)检查电流互感器中性线确实是一点接地且接地点应
5、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、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
6、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。 (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
7、动作信号、备用电源自投装置异常信号、站用电系统异常信号、消防装置动作及报警信号、消防装置异常信号、远动及通讯装置异常信号、控制方式由遥控转为当地控制的信号、防盗报警信号、GIS设备的有关信号等。 3.2.2遥测的完善。对遥测主要增加以下内容:110kV三相操动机构开关电流增加至三相;采集母线三相电压;分段、母联电流;直流电压;变压器油温;站用变低压侧三相电压。 3.2.3遥控和遥调的完善。由于对电压质量的控制要求越来越严格,需频繁对主变分接头进行调节。在多变压器的站中,这将伴随变压器中性点接地刀
8、闸的频繁操作,故结合改造,实现了主变中心点接地刀闸的遥控。为了方便检修和调试,防止误控开关,在每个开关上安装了远方就地切换开关,只有切至“远方”位置时才能进行遥控。 3.3装设安全视频监控系统 变电站安全视频监控系统集智能的防盗、防火、辅助巡视、事件记录和管理等功能于一体,为无人值班变电站的安全运行提供了重要技术手段。变电站安全视频监控系统包括:摄像机等监视设备,红外对射、红外双鉴、高分贝声光告警装置等防盗设备,以及主机及数据采集和控制单元。主要在围墙配置红外对射