浅析35kV综合自动化变电站二次系统及问题

黄老师

变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、 控制和协调的一种综合性的自动化系统，它替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。然而，目前变电站自动化设备整体的运行技术未形成统一的模式，因此由不同的设备、不同的设计方案组成的自动化的实施方法就完全不同，在系统设计及运行中常常会出现各种不同的问题。此类问题在扩建站中更为突出。
　　目前35 kV综合自动化电站大多采用直流控制系统。一套带有智能通信接口的直流系统（包括充电装置及蓄电池）价格大多在20万元左右，对用户来说是一笔巨大的资金。如果能够用交流操作系统取代直流系统，取消直流屏，节省下来的资金，可购买约10回35kV或10kV馈线的微机保护测控一体化设备，这显然具有良好的经济性。
1 进行综合自动化变电所设计时二次系统应注意的问题
1.1 变压器调压及无功补偿装置投切功能
　　目前运行的35kV变电所内的主变压器通常都会选用有载调压变压器，可随时对变压器进行调压操作。按照南方电网配网规划导则，中低压配网无功应进行就地补偿，因此35kV变电所作为终端站一般都会配置电容器补偿装置。为保证用户的电能质量，需要实时监控和调节35kV变电所的母线电压，一般通过两种方法实现：一是调节变压器调压接头，二是投切电容器无功补偿装置。变电所综合自动化系统中，应配置能够自动分级投切无功补偿装置和自动对主变压器进行相关调档的综合自动化的装置。结合母线实时电压与额定电压的偏差，通过自动化装置对有载的调压主变压器的档位进行升，降，停调节和电容器开关位置的开合，即可实现变电所母线电压维持在保证用户需求的水平上。
1.2 馈线线路出现单相接地的自动检测和报警
　　35kV变电所经过降压后通过10kV馈线辐射向用户供电，我国配电网络中10kV采用不接地系统，根据相关规程，为保证用户供电，不接地系统发生单相接地故障后可继续运行1~2小时。在城市外配网中10kV馈线绝大多数都采用架空线路，供电线路长，单相接地短路故障占全部故障的60%以上。而当系统发生单相接地故障后，非接地两相对地[论文网 www.ap5u.com]的电压将会升高1.73 倍，有可能导致在绝缘薄弱的地方引起击穿造成其他健全相短路，扩大事故范围，或者使电压互感器的铁芯严重地饱和，导致电压互感器过热烧毁。一般10kV的馈线保护测控装置大多具有接地检测功能，可以简单的用零序电流互感器产生的零序电流（电缆出线）或三相电流互感器的不平衡电流3IO（架空出线）进行线路接地判断。但是不接地系统单相接地故障时电流是对地电容电流数值小，故障前后变化非常不大，因此依靠保护测控装置简单的电流判据来判断线路是否发生单相接地的灵敏度很低，就不能保证选线的正确。应该选用专门接地的选线装置，把小电流系统的所有出线的接入装置都进行判断和选线，采用电压和零序电流相结合的方式进行初步判断，再通过发射高频信号来进行确认，大大提高了判断单相接地故障选线的准确率，并自动向集控中心发出报警信号，在设定的延迟后自动跳开单相故障线路及闭锁其重合闸。
1.3 断路器的控制回路
　　首先，在目前35 kV 的变电站的设备选择中，35kV、10kV 的断路器主要选用SF6断路器或真空断路器，这两种断路器都是采用弹簧操作机构。按南方电网反事故措施等相关规定，不允许二次控制回路中存在寄生回路，以防断路器误动或拒动。因此一般采用断路器操作箱中的防跳回路，而取消断路器操作机构箱中的防跳回路。断路器本体的防跳回路应该在投运之前彻底解除。
　　其次，为实现综合自动化系统的监视设备状态功能和控制设备的功能，变电所内的断路器及隔离开关应带有足够的、动作正确的、触点可靠的辅助接点接入自动化系统的测控装置。
　　最后，综合自动化变电站馈线的重合闸功能应能实现自动投退。在遥控以及就地手动操作合闸后（即正常操作馈线断路器），该馈线重合闸功能应自动投入。在遥控以及就地手动操作设备跳闸后，该馈线的重合闸功能应自动退出。在低频减负荷装置或者其他的系统稳定措施装置进行动作跳闸的同时，应发出信号闭锁相应的重合闸。
2 35kV自动化变电站操作电源
　　本文开始已经对采用交流系统的经济性进行了分析，现对采用交流操作                                [/td][/tr]                [/table]
系统电源的稳定性、可靠性的可行性进行分析。直流的操作系统中的由直流屏及蓄电池组保证变电所操作电源的可靠性及容量，在综合自动化变电站中所采用的自动化装置消耗的电源功率同比传统继电器保护系统大大减少，同时断路器采用弹簧操作机构，35kV变电所断路器数量比110kV及以上变电所少，对操作电源的容量要求也大大降低，因此采用UPS 输出交流操作电源直接替代直流系统是可行的，具体如下：①所内的保护、测控及其他自动化装置可改为交流电源，由UPS 接口输出提供；②跳合闸的回路采用交流电源，由UPS接口输出来提供；③断路器、隔离开关操作机构的储能电源使用交流电源，由UPS 接口输出提供；④跳、合位继电器可采用直流24 V电源，由新型外部开关电源提供，新的开关电源的输入将为UPS接口输出交流电源；⑤35kV变电所占地面积不大、电缆敷设长度短，因此信号回路、装置面板信号和开入量可采用直流24 V电源，由UPS接口输出的交流电源通过外部开关电源整流后直接提供。
　　UPS可通过主备回路进行冗余互备，同时可通过旁路的方式来保证主备回路故障时的检修，因此UPS可靠性非常高，从这点来说作为变电所操作电源是可行的。
3 屏位和屏面布置的问题
　　采用交流操作的综合自动化变电所，10 kV 开关大多采用户外的杆上操作机构，它的二次保护主要适于集中组屏。新型屏面布置应当注意以下几点：①相同的或相似的性质保护测控的装置和控制元件，应当考虑安装同一个屏（柜）面上；②不同的柜体之间有相同的性质安装单元（例如保护装置、设备把手、新型红绿灯等），它们在屏（柜）面上的高度、位置等等应当对应一致；③两套新型变压器的保护设备以及控制元件等应当布置在不同的屏（柜）面上面；为了节省空间，也应当可以考虑安装在同一个屏[论文网 www.ap5u.com]（柜）面上，但是应该一左一右地来明确区分；④在屏（柜）面布置元件的时候应该满足调试，运行巡查方便的要求；⑤在同一个安装单元中各套独立的保护配置应该在一块屏（柜）面上，来明确区分布置方案，以便于巡查、维护和调试。
4 远动及监控系统安全性
　　在无人值班之后, 调度的值班人员对于远动系统依赖性将越来越大, 远动系统运行的可靠性将成为非常突出的问题。监控系统将导致全站的远动数据丢失，通信通道故障将会导致集控中心不能与变电所通信，它是安全运行的重大隐患。因此对远动及监控系统应该采取冗余配置的方式，双机的配置, 远动通道的双重化,来保证两套设备可以自动地切换。远动设备必须要有自诊断的功能,当 出现异常时可以发出告警信息, 对远动系统进行实时监视。
结束语
　　综合自动化变电站采用交流操作系统，它具有经济性、维护方便等明显的优点，同时可靠性相比直流操作系统差距不大，因此在35kV自动化变电所中采用交流操作电源是可行及有重要意义。同时设计中本着简单、实用和可靠的原则，对于综合自动化变电所二次回路设计中应考虑与传统变电站二次回路的差异及对现运行变电所所暴露的问题进行分析解决。设备选型时应该严格执行相关规定，尽量做到规范化，保证系统的可扩展性和兼容性。同时使自动化系统装置具有先进性、性价比高等特点。
参考文献
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