(国网安徽省电力公司安庆供电公司 安徽安庆 246000)
摘要:设备的高度集成是智能变电站发展的一个主要特征,变电一次设备间、二次设备间以及一次和二次设备间的融合也将更加紧密,在保证设备可靠性的基础上,本文提出了设备集成方案,整合了部分冗余功能器件,旨在提高设备集成度及经济合理性。
关键词:智能变电站;融合;集成方案
0 引言
《国家电网公司智能变电站优化集成建设指导意见》明确指出:“要加强一次、二次设备专业间的集成,提高设备工作可靠性。”《国家电网公司关于明确输变电工程“两型三新一化” 建设技术要求的通知 》亦明确指出:“提高设备集成度、提高工艺质量等的建设原则。”本文从智能变电站一次设备、二次设备及回路、监控及防误系统等方面,提出设备集成方案,旨在提升智能变电站集成化水平,引领智能变电站建设方向。
1.一次设备集成优化
1.1.隔离断路器
传统敞开式隔离开关运行中容易受污染气体、酸雨等恶劣环境的影响,使其故障率较高,例:触指弹簧易老化甚至断裂,触头镀锌层易被腐蚀,传动部件缺少润滑、受腐蚀等原因而卡滞等。在重冰地区,还可能因破冰能力较弱导致触头冻住影响操作。
这些不足在隔离断路器中将不复存在,《GB/T27747-2011》关于隔离断路器定义:“触头处于分闸位置时,满足隔离开关要求的断路器(简称DCB)。”隔离断路器取代传统的敞开式断路器和隔离开关,可实现功能组合,性能提高,同时使故障率最小化,维护量降低,统计资料显示,利用隔离断路器比采用传统隔离开关加断路器的布置,空间可节省约50%。目前国内平高、西开等厂商已经生产出252kV、126kV的隔离断路器,在110kV武汉未来城、220kV重庆大石等变电站已经投入运行。
1.2.箱变式并联电容器组
传统户外框架分散式电容器组容易受运行环境的影响,使故障率较高,例:阳光暴晒下电容器外壳鼓肚,电容器外壳锈蚀、表层涂料脱落,放电线圈外壳锈蚀及绝缘树脂破裂等。
箱变式并联电容器组将集合式电容器、串联电抗器、放电线圈、隔离开关、避雷器等集成在一个箱式模块中,从而降低故障概率,减少运行维护量,延长使用寿命,整体型式美观,实现紧凑型布置,节省占地。
2.二次设备及回路集成优化
2.1.切换把手集成
对GIS(HGIS)高压组合电器,一次设备厂商标配一面配有模拟控制面板的汇控柜,将“分、合闸”控制开关嵌入电气主接线中,面板上同时配有“远方、就地”、“解锁、联锁”等切换把手,简单直观,安全可靠性高;目前智能变电站,同样会有一套上述切换把手随智能终端一起下放布置于汇控柜中,两套切换把手造成硬件冗余,功能重复。
若取消随智能终端下放布置的那套切换把手,通过测控装置上的液晶面板实现一次设备的间隔层操作功能,便可取消一套功能重复设备,同时可以有效降低运行操作风险。
2.2.防跳回路集成
国家电网《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化规范》明确指出:断路器防跳功能应由断路器本体机构实现,机构防跳原理为:当断路器合闸时,断路器合闸位置辅助接点闭合,启动防跳继电器,若此时合闸脉冲持续存在,防跳继电器动作保持,则防跳继电器通过其常闭辅助接点断开合闸回路达到防止断路器跳跃的目的,机构防跳原理简单,动作可靠;现阶段集成在印制电路板上的智能终端防跳,随着智能终端的就地布置,对干扰、振动等外界条件下能否满足要求,缺乏足够的运行经验,取消智能终端防跳回路,也避免了两套防跳回路在运行维护中所带来的配合问题。
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2.3.压力闭锁回路集成
将机构压力闭锁接点直接串人断路器的合闸回路中,当断路器灭弧介质和操作机构储能压力降低到下限值时,闭锁断路器合闸,是保证断路器合闸质量的一种重要措施,机构同时可引出压力异常报警信号,有效解决断路器正常运行的监视问题;智能终端内的压力闭锁功能需将压力告警或闭锁接点开入智能终端,通过压力闭锁重动继电器断开智能终端内的合闸回路,实现压力闭锁的目的。二者原理相同,但机构压力闭锁没有进过中间继电器重动环节,可靠性更高。
2.4.断路器(刀闸)辅助触点集成
以110kV常规站为例,某断路器位置信号(1对常开触点+1对常闭触点),需要开出给保护、测控、备自投、故录一体化装置,共4路信号,8对触点;智能站中,仍然需开出4路信号,却只需要2对触点,智能终端可通过GOOSE点对点或网络分别传送至各保护及安全自动装置,故一次设备可减少位置辅助接点的数量,避免控制回路的复杂化,也节约了成本。
2.5.主变有载开关独立控制回路集成
取消独立的主变有载开关档位变送器,将主变档位信息直接开入主变本体智能终端,主变本体智能终端通过GOOSE网络将档位信息上传至主变测控装置,再由主变测控装置将档位信息上传至监控系统;仍通过上述路由可以实现AVC系统或监控系统对主变有载开关的下行调档命令的下发,最终由主变本体智能终端控制有载开关进行调档操作。
2.6.主变风冷独立控制回路集成
取消独立的主变风冷控制器,主变本体合并单元采集主变负荷电流及主变油温后,通过GOOSE网络将上述信息发送给主变本体智能终端,本体智能终端根据不同的负荷电流及主变油温设置相应的保护定值,当采样值达到对应的动作值后,智能控制控制相应的出口来启动某组风扇的启停,定值可根据现场运行规程进行整定,同时在智能终端中应设控制字,可选择主变风冷的自动及手动投切方式。
2.7.保护、测控装置集成
110kV及以下间隔(主变间隔除外)可采用保护、测控集成装置,非计量关口可采用保护、测控、计量集成装置;110kV及以下间隔可采用板卡独立、共电源、共端口(SV和GOOSE的共口传输),实现了智能终端、合并单元装置成。
3.监控、防误系统集成优化
国家电网《110(66)~220kV智能变电站规范》明确规定:“变电站自动化系统应实现全站的防误操作闭锁功能。”
3.1.传统微机独立五防介绍
目前智能变电站大多仍配置微机独立五防闭锁系统,其包括一台微机独立五防主机、一套程序软件、两把钥匙以及电编码锁具若干,以一个110kV桥接线变电站为例,每个110kV进线间隔需要配置电编码锁具就有7把之多(隔离开关机构箱的箱门2把、接地开关机构箱的箱门3把;断路器本体机构箱的箱门1把;串接在断路器就地分、合闸回路1把),这其中还不包括隔离开关、接地开关的位置对位锁具。
3.2.监控系统防误
在防误逻辑上,计算机监控系统利用已采集的开关、刀闸等数字量信号,并以相关电压、电流等模拟量作为逻辑闭锁判据,较独立微机五防功能更加完善,同时间隔层测控装置可共享防误逻辑,间隔层设备将防误逻辑通过光纤发送给智能终端,通过智能终端的硬接点开出,监控防误和监控系统主机共享硬件资源,无需独立配置硬件设备,且操作更加灵活、可靠。
4.智能变电站设备集成趋势
(1)新一代的智能变电站,智能终端宜由一次设备厂商研发,控制回路可得到进一步的集成优化,智能终端与一次设备机构间采用航空插头连接,同时满足与二次设备的光纤通信接口,实现智能终端的“即插即用”,可极大提高二次线缆施工的工艺质量和建设效率。当然,航空插头的选型需满足回路工作额定电压、额定电流的要求,同时还需满足接触电阻、屏蔽性能、机械性能、振动、冲击、碰撞、现场环境温湿度等要求。
(2)安全、高效、快速的倒闸操作满足公司对优质服务提出的要求,应是未来的发展方向,监控操作必然会成为主流,与其对应的计算机监控系统防误原理成熟、性能可靠,在今后会迎来较快的发展;对于有些学者提出的监控防误无法实现走错间隔的防误功能的说法,笔者认为,可以借鉴微机独立五防模拟操作功能,在监控操作之前同样进行一次模拟操作,正式监控操作过程中,一旦选择了错误间隔的设备,监控防误立即报警且中止操作,其工作流程与微机独立五防极其类似,相比微机独立五防,监控五防的最大优势在于节省硬件投资、提高倒闸操作效率。
作者简介:
杨松(1984-),男,工程师,主要从事变电站运维技术管理工作,
杨昆(1984-),男,工程师,主要从事变电站运维技术管理工作。
论文作者:杨松,杨昆
论文发表刊物:《电力设备》2015年4期供稿
论文发表时间:2015/12/4
标签:断路器论文; 终端论文; 智能论文; 变电站论文; 设备论文; 回路论文; 操作论文; 《电力设备》2015年4期供稿论文;