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摘 要:随着网络技术与信息技术的迅速发展和普及,目前我国大部分110kVA变电站都已逐步实现了无人值守的自动化水平。对于与供电联系密切的矿井作业而言,变电站的可靠与否直接关系到整个矿井的生产进度与生产安全。在这一情况下,确保变电站电力监测监控系统的安全性和稳定性就成为了摆在供电管理工作人员面前的重要课题。本文结合笔者多年的实践经验,对自动化系统的设计与应用进行了分析,并提出了提高系统安全性的几点措施。
关键词:变电站遥测遥控无人值守
中图分类号:TM63 文献标识码:A 文章编号:1674-098X(2011)01(c)-0075-02
1110kVA变电站电力监测监控系统概述
作为联系电网的纽带,变电站在接收电能、变换电压、分配电力以及调节电能的大小和流向等方面具有重要作用,是矿井供电系统的关键环节。近年来,随着计算机技术、电子信息技术,特别是遥测、遥信、遥控、遥调等技术的不断发展,我国大部分110kVA变电站都已经实现了无人值守的自动化水平,为国家和企业节约了大量人力和资源成本。一方面,自动监测监控技术的应用减少了人工操作过程中可能发生的爆炸、高压和电弧等危险,避免了倒闸操作顺序错误等人为失误导致的电力事故,提高了电力系统运行的安全性,并能帮助工作人员对异常事件做出实际分析,大大减少了人工维护所需的时间,提高了工作效率;另一方面,故障在变电站的运行过程中是不可避免的,虽然几率很小,然而一旦出现,将对矿井作业产生巨大的影响,甚至可能出现危害现场人员生命安全的重大事故,因此,必须不断提高监测监控系统的实时控制管理水平,保证矿井工作安全、顺利的完成。
2110kVA变电站电力监测监控系统的设计研究
2.1 设计目标
在矿井供电系统中,变电站监测监控系统一般由用户控制中心的主站系统、数据采集终端与通信系统以及间隔层构成。站控层、数据通信层及间隔层采用分布式结构,每一间隔层设备包括测量、控制、保护、信号、通信、录波等基本功能,并支持自身的特殊功能;主站系统一般包括数据服务器、前置机系统、调度工作站、维护工作站等;通信系统则应遵循国家电力行业相关标准,以及包括硬件平台标准、软件平台标准、通信协议标准、数据库标准以及应用程序接口标准等在内的各项国际标准,并采用全球定位系统,支持硬件对时网络,减少GPS与设备间的连接,并保证对时精度。系统投入使用后,应保证实现配电网实时数据(电流、电压、功率、电度、功率因数等)的采集、稳定可靠的通信系统、实时数据分析、以及发现用电异常事件的报警及异常处理等功能。
2.2 系统构成
2.2.1 主站控制中心的构成
数据服务器、前置机系统、调度工作站、维护工作站是构成主站控制中心的最主要组成部分。(1)数据服务器:作为配电网自动化系统的控制中心,数据服务器负责接收并处理来自数据采集终端的各项实时电力数据,分析数据及异常事件信息,并可实时地将这些信息提供给其它各工作站,同时协调着对各数据采集终端的控制。(2)前置机系统:前置机系统由两台工作站和通道装置组成。该系统提供了与数据采集终端之间的通信链路,完成数据采集、预处理、通信监视和控制功能。(3)调度工作站与维护工作站:操作者可通过调度工作站对配电网进行安全监测和分析,可查看实时的电网运行状况和数据曲线等统计资料,同时调度工作站也提供系统运行管理和信息管理的手段;维护工作站则是保证自动化系统安全稳定运行的重要环节。
在应用中,系统应采用通用的网络TCP/IP协议,并使用最广泛的WindowsNT操作系统,以充分保证系统的最高性能及可靠性与开放性。通过专用实时数据库与商用关系数据库结合的实时数据库模式,以共享内存为技术基础,在一个计算机结点上支持多进程访问,并集成网络功能,使应用程序在一个全网一致的实时数据库环境下运行,方便程序的开发,使系统具有良好的扩充性。系统的功能由分布在网络上的计算机分别承担,充分发挥系统资源的作用,提高系统的可靠性,并使得系统硬件的投资可逐步分批到位。此外,还应在仪表仿真及监控界面的等方面应用控件技术和多媒体技术,大力提升系统的实际工作效率。
2.2.2 数据采集终端设备
数据采集终端作为系统的关键设备安装在变电站的线路始端或支线的T接处,负责对配电线路电气参数的采集和对电能装置的数据采集。一般包括主控模块、线路采集单元、智能电度表、电源系统和机箱等五个部分。主控模块负责实现设备的组态、内部数据通信、数据存储、处理、与电度表通信采集电能数据和与主站系统的通信,并保证掉电后参数不丢失。线路采集单元负责对配电线路的电流、电压、功率等数据的采集;智能电度表可将电能数据传输至主控模块;机箱则一般采用智能型温控机箱,保证整套设备在-30～45℃下长期、可靠、稳定地工作。
2.2.3 数据通信系统
数据通信系统负责远程终端设备与主站控制中心之间数据的传输。在设计中应综合考虑现有的特高频数传电台、扩频数传电台、电力线载波、音频线和手机短信等通信手段,在满足技术要求的前提下选用一点多址的通信系统,实现提高系统效率与降低成本的双重目标。
2.3 系统功能
各项硬件设备、软件系统通过上述方案结合完成后,监测监控系统即具备了其遥测、遥信、遥控、遥调等基本功能。(1)遥测功能:由数据采集终端采集的各项数据(电压U、电流I、有功功率P及无功功率Q等)在接收后分析,实时准确地进行合格检查(测量值综合误差应≤0.5%,主机数据库刷新周期应≤1s)后,再送入数据库,并应对各项历史数据(测量数据、状态数据及报警数据等)建立历史记录数据库,方便比对和调阅。(2)遥信功能:系统应具备向外系统传送各种数据能力。(3)遥控功能:能够在远方进行分合断路器、电动隔离开关、接地刀闸等遥控操作。(4)遥调功能:能够在远方进行修改保护定值及调整报警值等操作。(5)遥视功能:通过多媒体技术的应用,远程图像监控越来越多地应用于电力监测系统,例如跳闸监视异常时,报警中可自动推出事故画面,帮助工作人员直观地分析事故原因,及时进行修复。(6)报警处理功能:在数据监测发生异常时,应根据报警的类别设定不同的报警方式(数据闪烁、语音报警、事故推画面等),并允许禁止和恢复某个报警。(7)安全运行管理功能:应通过设置不同的权限密码赋予调度员、检修员不同的系统操作、修改权限,提高其安全运行的能力。此外,自动化系统还应具备良好的人机界面功能、时钟同步功能、报表曲线功能以及系统自诊断与自恢复等多种功能,满足系统的安全运行需要。
3 提高系统安全运行能力的具体措施
尽管变电站自动化系统较之传统变电站具有众多优势,但实际运行中,仍可能出现遥控信号误动、实时数据突变、双机系统切换故障等一系列可能影响其可靠性的问题,因此,在自动化系统的应用过程中还应注意以下几点。
3.1 完善并落实自动化系统的运行管理制度
为提高调度人员的工作效率,可针对无人值守变电站的运行特点将操作人员分为中心站和巡视班,中心站负责无人值守变电站的信号监视、负荷监视及电容器投切,并负责对无人值守变电站的远方遥控;巡视班则负责具体的设备巡视和现场操作工作,使检修与操作工作分离,通过合理分工、各司其职,确保各人明确自身权限与职责,更好地规范工作人员的行为,也有利于加强对其进行业务培训的效果。此外,还应根据现实条件积极完善相应的管理制度,例如在设备运行任务较轻、状态良好时可精简操作人员,而遇有重要供电任务或极端天气时,应加强人力的配备,开展临时值班和反复巡检。
3.2 其他安全保障措施
通过实践操作人们发现,加强监控后台机的检验、保护动作后的统计分析以及对保护装盖定值的例行试验都是确保系统可靠运行的重要措施。在日常运行的维护中,可利用微机简化试验项目,延长试验周期,但同时也不能忽略微机的自检,重点是测试其样值精度的试验和逻辑功能的实现。另一个重点是继电器同二次回路的检查,尤其是在螺丝的松紧度这样的细节上,不能马虎大意。此外,应要充分认识到综自站和常规变电站的差异,信号是否完整,遥控是否正确,尤其对于一些老站改造的无人值守变电站,运行中可能多次出现现场的总控单元遥测部分死机的情况,在远方集控站监视到的则是一些不变的虚假数字,实际情况有时很难判明。这就需要工作人员对设备要熟悉、监视应认真投入,并在平时工作中注意经验的积累。
4 结语
随着我国工业自动化水平的不断提高和电力体制改革的不断深化,将高度安全、可靠的电子监测监控系统作为变电站管理的重点,通过其解决变电站运行中可能出现的各种问题,是我国电力系统工程今后一个时期的发展方向。操作人员和管理者应顺应这一趋势,在更新技术设备的同时深化对变电站自动化的认识,完善自身的知识技能,努力确保变电站高安全度、高自动化、高集成化的运行状态,不断提高设备的总体管理水平和经济及社会效益。
参考文献
[1] 张颖非.浅谈110kV变电站综合自动化系统的运用及发展方向[J].中国高新技术企业,2008(17).
[2] PRABHA KUNDUR[著].电力系统稳定与控制[M].周孝信,宋永华[译].北京:中国电力出版社,2002，5.
[3] 王硕.110kV变电站运行及常见问题分析[J].科技资讯,2008(30).
[4] 韩建国.110kV变电站综合自动化系统的设计与应用[J].中国煤炭,2008(10).
[5] 仇晓朋.变电站综合自动化抗干扰与接地技术研究[D].山东大学,2009.
[6] 郭丽红,吴海涛.无人值守变电站远程视频监控系统的研究与应用[J].工业控制计算机,2008(11).
[7] 徐荣琦,李万超.遥视系统在无人值守变电站的应用[J].天津电力技术，2006(3).
关键词:变电站遥测遥控无人值守
中图分类号:TM63 文献标识码:A 文章编号:1674-098X(2011)01(c)-0075-02
1110kVA变电站电力监测监控系统概述
作为联系电网的纽带,变电站在接收电能、变换电压、分配电力以及调节电能的大小和流向等方面具有重要作用,是矿井供电系统的关键环节。近年来,随着计算机技术、电子信息技术,特别是遥测、遥信、遥控、遥调等技术的不断发展,我国大部分110kVA变电站都已经实现了无人值守的自动化水平,为国家和企业节约了大量人力和资源成本。一方面,自动监测监控技术的应用减少了人工操作过程中可能发生的爆炸、高压和电弧等危险,避免了倒闸操作顺序错误等人为失误导致的电力事故,提高了电力系统运行的安全性,并能帮助工作人员对异常事件做出实际分析,大大减少了人工维护所需的时间,提高了工作效率;另一方面,故障在变电站的运行过程中是不可避免的,虽然几率很小,然而一旦出现,将对矿井作业产生巨大的影响,甚至可能出现危害现场人员生命安全的重大事故,因此,必须不断提高监测监控系统的实时控制管理水平,保证矿井工作安全、顺利的完成。
2110kVA变电站电力监测监控系统的设计研究
2.1 设计目标
在矿井供电系统中,变电站监测监控系统一般由用户控制中心的主站系统、数据采集终端与通信系统以及间隔层构成。站控层、数据通信层及间隔层采用分布式结构,每一间隔层设备包括测量、控制、保护、信号、通信、录波等基本功能,并支持自身的特殊功能;主站系统一般包括数据服务器、前置机系统、调度工作站、维护工作站等;通信系统则应遵循国家电力行业相关标准,以及包括硬件平台标准、软件平台标准、通信协议标准、数据库标准以及应用程序接口标准等在内的各项国际标准,并采用全球定位系统,支持硬件对时网络,减少GPS与设备间的连接,并保证对时精度。系统投入使用后,应保证实现配电网实时数据(电流、电压、功率、电度、功率因数等)的采集、稳定可靠的通信系统、实时数据分析、以及发现用电异常事件的报警及异常处理等功能。
2.2 系统构成
2.2.1 主站控制中心的构成
数据服务器、前置机系统、调度工作站、维护工作站是构成主站控制中心的最主要组成部分。(1)数据服务器:作为配电网自动化系统的控制中心,数据服务器负责接收并处理来自数据采集终端的各项实时电力数据,分析数据及异常事件信息,并可实时地将这些信息提供给其它各工作站,同时协调着对各数据采集终端的控制。(2)前置机系统:前置机系统由两台工作站和通道装置组成。该系统提供了与数据采集终端之间的通信链路,完成数据采集、预处理、通信监视和控制功能。(3)调度工作站与维护工作站:操作者可通过调度工作站对配电网进行安全监测和分析,可查看实时的电网运行状况和数据曲线等统计资料,同时调度工作站也提供系统运行管理和信息管理的手段;维护工作站则是保证自动化系统安全稳定运行的重要环节。
在应用中,系统应采用通用的网络TCP/IP协议,并使用最广泛的WindowsNT操作系统,以充分保证系统的最高性能及可靠性与开放性。通过专用实时数据库与商用关系数据库结合的实时数据库模式,以共享内存为技术基础,在一个计算机结点上支持多进程访问,并集成网络功能,使应用程序在一个全网一致的实时数据库环境下运行,方便程序的开发,使系统具有良好的扩充性。系统的功能由分布在网络上的计算机分别承担,充分发挥系统资源的作用,提高系统的可靠性,并使得系统硬件的投资可逐步分批到位。此外,还应在仪表仿真及监控界面的等方面应用控件技术和多媒体技术,大力提升系统的实际工作效率。
2.2.2 数据采集终端设备
数据采集终端作为系统的关键设备安装在变电站的线路始端或支线的T接处,负责对配电线路电气参数的采集和对电能装置的数据采集。一般包括主控模块、线路采集单元、智能电度表、电源系统和机箱等五个部分。主控模块负责实现设备的组态、内部数据通信、数据存储、处理、与电度表通信采集电能数据和与主站系统的通信,并保证掉电后参数不丢失。线路采集单元负责对配电线路的电流、电压、功率等数据的采集;智能电度表可将电能数据传输至主控模块;机箱则一般采用智能型温控机箱,保证整套设备在-30～45℃下长期、可靠、稳定地工作。
2.2.3 数据通信系统
数据通信系统负责远程终端设备与主站控制中心之间数据的传输。在设计中应综合考虑现有的特高频数传电台、扩频数传电台、电力线载波、音频线和手机短信等通信手段,在满足技术要求的前提下选用一点多址的通信系统,实现提高系统效率与降低成本的双重目标。
2.3 系统功能
各项硬件设备、软件系统通过上述方案结合完成后,监测监控系统即具备了其遥测、遥信、遥控、遥调等基本功能。(1)遥测功能:由数据采集终端采集的各项数据(电压U、电流I、有功功率P及无功功率Q等)在接收后分析,实时准确地进行合格检查(测量值综合误差应≤0.5%,主机数据库刷新周期应≤1s)后,再送入数据库,并应对各项历史数据(测量数据、状态数据及报警数据等)建立历史记录数据库,方便比对和调阅。(2)遥信功能:系统应具备向外系统传送各种数据能力。(3)遥控功能:能够在远方进行分合断路器、电动隔离开关、接地刀闸等遥控操作。(4)遥调功能:能够在远方进行修改保护定值及调整报警值等操作。(5)遥视功能:通过多媒体技术的应用,远程图像监控越来越多地应用于电力监测系统,例如跳闸监视异常时,报警中可自动推出事故画面,帮助工作人员直观地分析事故原因,及时进行修复。(6)报警处理功能:在数据监测发生异常时,应根据报警的类别设定不同的报警方式(数据闪烁、语音报警、事故推画面等),并允许禁止和恢复某个报警。(7)安全运行管理功能:应通过设置不同的权限密码赋予调度员、检修员不同的系统操作、修改权限,提高其安全运行的能力。此外,自动化系统还应具备良好的人机界面功能、时钟同步功能、报表曲线功能以及系统自诊断与自恢复等多种功能,满足系统的安全运行需要。
3 提高系统安全运行能力的具体措施
尽管变电站自动化系统较之传统变电站具有众多优势,但实际运行中,仍可能出现遥控信号误动、实时数据突变、双机系统切换故障等一系列可能影响其可靠性的问题,因此,在自动化系统的应用过程中还应注意以下几点。
3.1 完善并落实自动化系统的运行管理制度
为提高调度人员的工作效率,可针对无人值守变电站的运行特点将操作人员分为中心站和巡视班,中心站负责无人值守变电站的信号监视、负荷监视及电容器投切,并负责对无人值守变电站的远方遥控;巡视班则负责具体的设备巡视和现场操作工作,使检修与操作工作分离,通过合理分工、各司其职,确保各人明确自身权限与职责,更好地规范工作人员的行为,也有利于加强对其进行业务培训的效果。此外,还应根据现实条件积极完善相应的管理制度,例如在设备运行任务较轻、状态良好时可精简操作人员,而遇有重要供电任务或极端天气时,应加强人力的配备,开展临时值班和反复巡检。
3.2 其他安全保障措施
通过实践操作人们发现,加强监控后台机的检验、保护动作后的统计分析以及对保护装盖定值的例行试验都是确保系统可靠运行的重要措施。在日常运行的维护中,可利用微机简化试验项目,延长试验周期,但同时也不能忽略微机的自检,重点是测试其样值精度的试验和逻辑功能的实现。另一个重点是继电器同二次回路的检查,尤其是在螺丝的松紧度这样的细节上,不能马虎大意。此外,应要充分认识到综自站和常规变电站的差异,信号是否完整,遥控是否正确,尤其对于一些老站改造的无人值守变电站,运行中可能多次出现现场的总控单元遥测部分死机的情况,在远方集控站监视到的则是一些不变的虚假数字,实际情况有时很难判明。这就需要工作人员对设备要熟悉、监视应认真投入,并在平时工作中注意经验的积累。
4 结语
随着我国工业自动化水平的不断提高和电力体制改革的不断深化,将高度安全、可靠的电子监测监控系统作为变电站管理的重点,通过其解决变电站运行中可能出现的各种问题,是我国电力系统工程今后一个时期的发展方向。操作人员和管理者应顺应这一趋势,在更新技术设备的同时深化对变电站自动化的认识,完善自身的知识技能,努力确保变电站高安全度、高自动化、高集成化的运行状态,不断提高设备的总体管理水平和经济及社会效益。
参考文献
[1] 张颖非.浅谈110kV变电站综合自动化系统的运用及发展方向[J].中国高新技术企业,2008(17).
[2] PRABHA KUNDUR[著].电力系统稳定与控制[M].周孝信,宋永华[译].北京:中国电力出版社,2002，5.
[3] 王硕.110kV变电站运行及常见问题分析[J].科技资讯,2008(30).
[4] 韩建国.110kV变电站综合自动化系统的设计与应用[J].中国煤炭,2008(10).
[5] 仇晓朋.变电站综合自动化抗干扰与接地技术研究[D].山东大学,2009.
[6] 郭丽红,吴海涛.无人值守变电站远程视频监控系统的研究与应用[J].工业控制计算机,2008(11).
[7] 徐荣琦,李万超.遥视系统在无人值守变电站的应用[J].天津电力技术，2006(3).