１１０ＫＶ创利变电站自动化系统工程设计与体会

　   摘要：根据创利变电站的设计工作实践，笔者介绍了无人值守110kV变电站自动化系统的结构、布置及功能特点。并阐述了在设计综合变电站自动化系统工程中，监控系统的选用、组网结构的确定、间隔单元性能的选择以及与电气一次设计的配合方面应考虑的问题及要求。

　　关键词：变电站；间隔保护；无人值守；组网结构

　　一、引言

　　110千伏创利变电站建设规模为2台5万千伏安三相双卷变压器，同时装设相应容量的无功补偿电容器及其它附属设备，110kV出线2回，10kV出线20回，创利变电站110千伏母线采用单母分段接线型式；10千伏母线采用单母分段四段接线型式。采用户外常规设备全站利用了目前国内较成熟、先进的变、配电设备及变电站自动化技术成果，在设备先进与占地少、投资省、运行费用低和可靠性高之间取得较满意的平衡和统一。110千伏创利变电站建成后将是江门市新会区一座较为先进的110kV无人值守变电站。

　　二、自动化系统

　　(一)系统结构
　　创利变电站自动化系统初步选用的是南京南瑞继保电气有限公司的110kV变龟站自动化系统解决方案。该系统采用三层结构两层网模式，属分层分布式系统。三层结构即站控层、通讯层和间隔层：站控层由监控工作站、继保工作站组成，完成变电站的监视、操作、控制及变电管理功能：通讯层采用RCS-9794系列通信管理装置，它具有多个通信口与远方调度控制中心、站控层、间隔层及GPS连接，建立起一套完整的通信网从而实现数据共享；间隔层即继电保护、智能测控装置层，它独立完成间隔层的保护、测量、控制和通信等功能。通讯层分别与站控层、间隔层组成的以太网现场总线通信网，全冗余配置，A、B双网结构，双网互为备用。

　　(二)系统组屏及布置
　　创利变电站综合自动化系统采用分散与集中相结合的布置方式，主变及110kV线路的保护和测控装置以及公共设备集中布置在变电站主控室；10kV部分的保护及测控装置、电能表分散安装于各间隔开关柜，在高压室隔出一间继保小室布置一面交换机屏和一面10kV公共测控屏，专门组成10kV装置以太网通信网络和采集10kY间隔的测控及遥信信号，这种分散与集中相结合的布置方式，既减少了主控室的屏位。又节省了控制电缆和通信线缆。

　　考虑到主变保护及测控装置的复杂性，每台主变保护及测控装置需各组一屏，每回110kV线路保护与测控共组一屏，全站公共设备的测量及信号采集插箱组一面公共测控屏，通讯控制工作站及遥控输出插箱组一面远动通信屏，双以太网通信网络需要组一面通信(交换机)屏，交、直流系统和自动跟踪补偿消弧线圈控制柜也布置于主控室，另外，监控工作站及继保工作站置于专用工作台。

　　(三)系统主要功能特点

　　1、通信控制工作站
　　通信控制工作站是综合自动化系统通信层的核心，它由嵌入式PCI04、网卡、智能通讯卡、调制解调器、GPS及接口、电源模块等组成。它完成常规电气量、非常规电气量及微机保护信号的采集与处理；传输与修改保护装置工作状态及定值；接收遥控命令，实施控制操作；接收对时命令进行对时；向调度控制中心传送所采集的各种信息；与通信控制单元RC8--9794、直流系统、小电流接地选线装置、多功能电能表等接口通讯等。工作站还具有必须的人机联系及维护手段。

　　变电站的远动信息经一路光纤通信通道和一路复用通道传送至江门地调及新会区调控制中心，通信规约为IEC60870-5-103。

　　2、监控工作站
　　监控工作站采用一台最新的DELL计算机构成，监控软件基于Windows操作系统平台，用户界面友好，使用方便。它替代了传统变电站控制屏的信号、表计及操作等功能。由它实现的SCADA功能包括实时数据采集、安全监视、数据处理、报警处理、控制操作(包括VQC功能)、运行记录、人机联系、制表及打印、设各自诊断及自动恢复、数据库维护等。

　　3、主变保护及测控
　　主变保护为RCS—900系列微机变压器保护装置，各装置通过RCS—9794通信控制单元与通讯控制工作站通信。RCS—9794的功能是完成通信转接和规约转换。保护装置动作信号经通信口上送，也可以在保护工作站对保护装置进行管理。考虑到保护装置直流电源掉电后，装置的通信功能将不能正常工作，故将能反映直流电源消失的控制回路断线信号接点用电缆引至主变综合采集插箱，作为遥信点之一。

　　主变本体及高低压侧间隔的测控功能，除了本体信号经主变保护转发至系统通信网外，其余测量、信号及控制功能由主变综合采集插箱及线路测控插箱实现。

　　4、iOkV间隔保护及测控
　　10kV间隔的保护及测控装置选用南瑞继保公司的RCS—9000系列分散式保护测控装置。该装置是具有保护、遥测、遥控、遥信功能的“四合一”装置，但其保护功能仍具有独立性，这体现在硬件上所具有的独立的输入输出回路及操作回路，软件上保护模块与其他模块完全分开，且程序安排先启动后测量。此外保护功能也完全不依赖通信网，网络工作正常与否不影响保护正常运行。

　　创利变电站RCS—9000系列保护测控装置与继保小室的通信屏的RCS—9882交换机经其通信口组成现场总线型通信网，再与主控室RCS—9794通信管理装置通信。通过所形成的通信网实现保护及测控信息的传递，简化了二次电缆，减轻了CT、PT的负荷及施工难度。此外采用现场总线型通信网络，简化了组杰、设计和安装，提高了系统性能。

　　5、控制和闭锁
　　创利变电站的断路器、主变OLTC及中性点地刀的人工控制可在远方调度控制中心、站内监控主站、保护屏或间隔户外端子箱(开关柜)执行控制操作，但同一时间内只允许其中一种方式有效。监控主站实现的VQC自动控制和人工控制在同一时间内也只能设定其中一种方式有效。监控主站软硬件具有闭锁逻辑判断和操作权限管理，防止误操作断路器事故的发生。至于全站所有隔离刀闸、接地刀闸的防误操作闭锁，则采用简单可靠的电气联锁和微机五防相结合的闭锁措施。

　　三、几点设计体会

　　(一)监控系统的选用
　　成熟可靠的后台监控系统是综合自动化系统成功的关键。随着自动控制技术、通信技术、多媒体技术的不断发展，性能越来越高和多样化的系统层出不穷。选择时要注意考虑以下几方面：

　　1、先进性与可靠性。在变电站自动化技术日新月异的今天，仍应把系统的稳定性、可靠性放在第一位。尽量选用经过鉴定的、有成熟运行经验的适用产品和技术。创利站采用了交流采样技术，大大简化了二次设备配置，减轻了CT、PT负载，消除了零漂；

　2、完整性和开放性。系统功能的完整性及数据库的开放性都是重要的选择条件。在功能完整性方面，除实现“四遥”功能和变电管理功能外，要注意考虑系统是否利用了实时数据实现电压无功控制(VQc)、小电流接地选线、防误操作、合闸同期检测、设备寿命管理等功能。数据库的开放性则便于日后升级扩容、修改运行数据及二次开发等，而使原有软硬件资源得到保护；

　　3、人机界面。系统软件平台设计的界面是否简单、直观、易操作也是考察系统的重要方面。

　　(二)系统组网结构的确定
　　在变电站自动化系统中常用的串行通信接口RS—232C、RS—422／485具有接口标准化、规范化和方便众多智能设备接口的优点，不足之处是Rs—232C通信有效距离短，而Rs—485总线为主从结构，主站点工作繁忙时影响系统性能。随着分散分布式系统的发展，在计算机网络通用的以太网现场总线通信方式得到越来越多的应用。现场总线网是一种多点共享的广播通信信道网，较点对点通信信道网为优。当然总线型网需要有控制单元解决两个以上结点同时发送信息的冲突。创利站自动化系统是分散与集中布置相结合的分层分布式系统，通信网络结构采用了现场总线型与一对一串行通信共存的模式，有效地保障了通信速率和资源共享。

　　(三)间隔单元功能与性能选择
　　按一次设备为单位分散布置的保护及监控单元装置有两种模式：保护独立而控制、测量、信号合一模式和保护、控制、测量、信号“四合一”模式，两种模式下保护功能都要求能独立完成。对于安装于开关柜的10kV保护及监控单元宜选择“四合一”模式，但电能计量需另设专用表计。集中布置的保护及测控装置(如主变间隔)可选择保护、测控装置分开的模式，因为可选择的现有装置较成熟可靠。

　　保护单元的功能要满足间隔的保护功能配置要求，并能接收与执行上位机下发的保护定值修改，发送保护装置的工作台信息、告警信息、动作信息及自检信息，与上级对时，装置复归，当地显示等。监控单元的基本功能为遥测量采集及计算，遥信采集及处理，遥控命令接收与执行，与保护单元通信(当与保护单元相对独立时)，定时自检及当地显示。
　　分散布置的保护及监控单元装置要注意是否适合安装现场的环境条件，包括温度、湿度、电磁感应、雷电流、振动等因素。