110kv三配电电变电站在模块化操作中的升级改造.docxVIP

110kv三配电电变电站在模块化操作中的升级改造 随着智能电网的发展，作为智能电网的基本功能，程序化操作已广泛应用于任何新的综合自动核电站。为了积累经验,为今后的智能电网在乌鲁木齐电业局的发展奠定基础,该局选择了110 kV三汽配电变电站开展程序化操作的试点工作。结合目前站内的一、二次设备状况,乌鲁木齐电业局将通过改造实现集控端、站端均实现程序化操作。 1 自动化系统运行过程中误操作的消除方法 目前国内变电站自动化系统经过多年发展已达到较高的技术水平,其中一些重要变电站的一次设备和二次设备已经具有很高的可靠性和可控性,具备了实施程序化操作的条件。在变电站自动化系统中采用程序化操作,可提高运行工作效率和操作正确率,有效防止运行过程中的误操作。 程序化操作就是预先定义好操作序列,实际操作时完全依照预先定义序列形成实际操作序列,以达到“一键操作”的目的。并将一个程序化操作抽象为操作票,该操作票对应一个状态到另一状态的切换,并包含有先后操作顺序的操作步骤,每步骤包括操作前判断逻辑(防误逻辑)、操作内容、操作后确认条件(确认操作是否成功)。 1.1 后台控制功能 典型模式有以下两种。 第一种典型情况是单间隔典型票操作由该间隔测控装置完成。由于一次设备的操作控制接口不能共享,故间隔层测控装置仅实现单间隔典型票的程序化控制功能,后台/主站下发的单间隔程序化控制命令直接发送至测控装置;对于跨间隔典型票/组合票和临时票,由远动转发至后台控制完成,由后台统一协调控制。另一种典型情况是在站控层设置程序化操作服务器,变电站内所有操作票均存放在该服务器中,由当地运行人员选择合适的操作票后,程序化操作服务器根据操作顺序依次向间隔层设备下发控制命令,达到操作票的程序化操作目的;或由主站端运行人员下发的操作命令通过远动机转发到程序化服务器后实现程序化操作。 1.2 控制板模块下功能单一传感说 第一种方案需要在测控装置内增加程序化操作功能,然后再配合后台程序化操作模块和远动单元程序化操作模块实现变电站程序化操作。 优点:可充分利用分布式系统的优点,单一测控装置故障不会影响到其他装置的程序化操作功能, 缺点:实现起来需要把站内测控装置都更换为带程序化操作功能的新型号装置。 第二种方案的兼容性比第一种方案好,但两种方案均未设置实现在程序化操作过程中与传统站内五防的融合。 2 实现程序操作的条件 110 kV三汽配电变电站2008年投运,综合自动化系统采用南瑞继保RCS-9000,远传设备采用RCS9698D,与集控通信规约采用标准101,一次接线采用扩大内桥接线,2条110 kV进线、2台主变压器,三汽配电变电站内110 kV部分为组合电器开关,断路器、隔离开关、接地刀闸都可以进行遥控电动操作,断路器和隔离开关的位置均可以采集;进线带自动验电(带电显示)装置;站内的保护装置支持通过遥控方式投退软压板,因此满足实现程序化操作的必要条件。10 kV侧手车柜的退出和投入未实现电动操作,不具备遥控操作功能,因此不纳入本期程序化控制改造范围之内。集控采用的是2009年改造升级完成南瑞科技的OPEN3000系统。考虑到设备的可靠性,本次实现程序化操作的范围确定为:110 kV设备。 3 项目实施计划 3.1 测控方案的确定 由于110 kV三汽配电变电站为2008年按照传统模式新建的综合自动化变电站,站内一、二次设备服役年限尚未超期,站内测控采用的是南瑞继保RCS-9000系列产品,远动采用的是南瑞继保RCS9698-D型号产品,均不具备程序化操作条件。在不对变电站站内原有设备做过多更改的前提下,本项目采用第二种设置程序化操作服务器的方案,并且实现站内五防主机对程序化操作进行五防条件闭锁。同时对原操作模式(集控主站无法进行程序化操作时)、集控与后台遥控开关和就地操作功能不产生影响。 3.2 与模控装置的配合使用 由于本次项目要求不进行保护和测控装置的更新改造,故使用程序化操作服务器来实现程序化操作。 程序化操作服务器既可以与支持实现程序化控制功能的测控装置一起使用,也可以与不支持程序化操作的传统测控装置配合使用。操作票存储在程序化操作服务器内。当测控装置支持程序化操作票执行时,程序化操作服务器下发执行操作票命令,操作票由测控装置来执行;当测控装置不支持程序化操作票支持时,则操作票由程序化操作服务器拆分为普通遥控命令下发给装置执行。 3.3 防服务器及进程 在接收到当地程序化操作机与主站下发的读取操作票后,程序化操作服务器通知独立五防主机对该操作票进行五防验证,只有在操作票通过五防主机验证的情况下程序化操作服务器才会将操作票文件上送给调度主站。之后程序化操作服务器每执行一步操作时,除自己需要判断执行条件外还需经五防主机进行验证,只有在验证通过的情况下程序化操作服务器才会下发执