Acrel-1000变电站综合自动化系统在某机械制造公司35kV变电站改造应用

摘 要：随着国家经济的发展，企业的业务扩大，用电负载需求也不断提供，使我国电站综合自动化系统不断在应用中获得改善，让电站综合自动化改造技术持续提高。目前大部分先进设备以及技术逐渐应用到变电站改造过程中，并应用与系统改造研究，实现其自动化控制的特点，在目前变电站中获得广泛使用。本文就Acrel-1000变电站综合自动化系统在某机械制造公司35kV变电站改造进行研究与分析。

关键词：变电站改造；Acrel-1000；综合自动化系统

安科瑞 陈琪

1.项目背景

随着社会的高速发展带动之下，我国企业生产中对于电力能源的依赖程度逐步变大，生产生活的电力供应存在的矛盾更大。某机械制造公司为了拓展公司生产业务，确保企业生产生活中电力能源充足，本次项目原变电所有3台三相双圈无励磁调节电力变压器，电压等级为35/10kV,主供容量15350kVA（4000kVA+5000kvA+6300kVA+50kVA），在原有的变电站基础上,拆除原3#变压器，新增2台三相双圈无励磁调节变压器（1台S11-8000/35变压器、1台S11-10000/35变压器）主供容量增至27050kVA（4000kVA+5000kvA+8000kVA+10000kVA+50kVA），并对原有的35kV部分的二次保护设备进行改造，新上10kV出线8回、并联电容器4组，可以保证变电站更加稳定的运行，保证电力能源供应。

2.改造前35kV变电站运行现状

该机械制造公司原35kV变电站为1进3出的形式（3#变电器已损坏），2台变压器分别为S9-4000/35变压器与S9-5000/35，由于公司业务量的提高，生产用电量在快速的增多，导致电力需求更多，所以对于35kV变电站有着更高的要求。近年来，传统35kV变电站故障发生率比较高，导致企业生产受到了很大的影响，这就需要深入分析该电力系统内的故障问题和发生原因，发现主要是因为设备老化、维护不到位所形成的故障问题。从实际情况分析，传统35kV变电站所出现的故障问题比较严重，维修难度较高，且会导致长时间的停电，很大的影响企业的生产运转。因此当前35kV变电站改造主要是想通过无人值班、少人管理的模式来实施，该方式具备一定的先进性，并不需要设置值班人员就能够完成实时的监控，因为安装了科技水平较高的现代化变电设备，仅需要少量的工作人员协助就能够完成从操作，可以实现远程的管理控制。对于无人值班的管理方式，工作人员在控制中心只需要通过监控后台就能够及时发现35kV变电站工作中存在的问题，能够及时进行维修处理。

3.变电站综合自动化系统优势及改造原理

3.1.系统优势

相较于传统的常规变电站二次系统，变电站综合自动化系统使得变电站运维管理上更加便捷和安全可靠，能够在很大程度上提高变电站的工作效率，促进电网系统的现代化发展。随着计算机技术和网络技术、通信技术的发展，自动化水平的提高，变电站的二次系统已经基本实现了变电站综合自动化，通过综合自动化系统可以对继电保护进行自检互检，具有故障录波、事件记录、运行监视和控制等功能，降低了运行维护成本，提高了变电站安全可靠运行水平。

3.2.改造原理

变电站综合自动化系统改造主要是遵循在没有人进行操作情况下的原理进行设计，利用层次分布的特点对自动化系统进行控制，并起到保护作用，同时还可以对数据进行有效检测、采集等。

(1)系统改造中牵涉到信息收集，遥控检测中包含有各种类型的电压以及与母线相匹配的线电压、直流线电压、相电压等，主变压设备包含有各个电路、线路，以及大电压设备中的功率、电流、电量等。遥控控制信息包含有电站全部开关、断路设备等。

(2)自动化中变压设备主要利用调压设备减少电量的消耗，从而做到手动、远程控制、自动调压，而中性点主要存在远程控制调压的特性。 变电站设备主要连接口应具备操作简便、运作可靠、维修方便以及有助于远程控制与经济实惠的特点。

(3)变电站改造应配置安全电压、电源，因此可选在35kV单侧与10kV侧设置变压设备，但要确保两边电源要具备自动切换系统。

(4)系统中的保护设备，应使用微机保护。开展保护期间，保护总闸会自动跳转到指定断路器中跳闸线中，把各个设备独立开，形成单独保护设备，独自进行供电操作，有效完成保护措施。如监控功能未进行工作期间，保护工作也可独立完成，对电源以及所测量的数据进行独立保护；改造过程中要切忌：保护设备中逻辑判定所有的开关不能与其他回路共同使用。同时还应设置足够的连接口，测量的数据可以通过内部通信网送至监控设备中，保护设备要具备保护信号，较远区域应通过手动恢复，就地应设置保护数值以及维修功能，有助于加强远处数值保护功能，并且可以设置相应密码，对自检功能进行有效保护，当设备遭到破坏或出现故障时，保护装置就会自动开启并发出警报。

4.Acrel-1000变电站综合自动化系统解决方案

4.1.方案综述

Acrel-1000变电站综合自动化监控系统在逻辑功能上由站控层、间隔层二层设备组成，并用分层、开放式网络系统实现连接。站控层设备包括监控主机，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层设备等功能，形成全站监控；间隔层由若干个微机保护组成，在站控层及站控层网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。

针对工程具体情况，设计方案具有高可靠性，易于扩充和友好的人机界面，性能价格比优越，监控系统由站控层和间隔层两部分组成，采用分层分布式网络结构，站控层网络采用TCP/IP协议的以太网。站控层网络采用单网单机配置。

4.2.变电站综合自动化系统改造内容

4.2.1.系统内部改造

站控层采用Acrel-1000变电站综合自动化系统实现电力设备的监控和管理。并融入当前国内外新的计算机技术、网络技术、通信技术、信息处理技术、变配电自动化技术等技术，实现遥测、遥信、遥控、遥调等功能。满足用户对电力系统的保护、监控及电能质量的全部要求。实施自动化系统控制主要通过计算机装置进行监控，通过连接实现系统资源共享的特性，并利用网络实施分布处理。这一改造措施主要是把变电站系统数据进行有效控制，利用串口与各个装置的实施连接，从而实现远程控制与变制中心、计算机的连接。在某个区域来讲，被连接的计算机设备和控制的装置相近，会收取到相近的信息，如：辅助连接点、线圈、断路设备等，所以，要调节好上位设备中的有效信息，并将其与人相结合，有助于提高信息的正确性，确保信息的准确性，并将其送至信息管理中心中。

4.2.2.微机保护改造

间隔层在35kV、10kV变电站变配电系统中配置AM5SE系列微机保护装置，由于35kV部分和10kVⅠ段、Ⅱ段的开关柜整体利旧，因此在35kV改造部分和10kV Ⅰ段、Ⅱ段部分需对保护装置进行组屏改造，同时新增的3#、4#主变配置整体的主变保护屏，新增的10kV Ⅲ段、Ⅳ段部分微机保护就地配置。

1)35kV进线及公用测控屏：

35kV进线柜配置一台线路保护AM5SE-F当回路故障时，用于跳开本柜断路器，切断故障。同时还配置一台电能质量监测装置APView500，监测35kV进线电能质量如电压谐波与不平衡/电压偏差/频率偏差/电压波动与闪变等稳态数据、电压暂升/暂降/短时中断暂态数据，当检测到电能质量异常时，触发故障录波与数据记录，为后续的电能质量分析提供数据支撑。屏上放置AM5SE-K公共测控装置2台。其中一台AM5SE-K采集35kV 所用变电压、35kV I段母线开口三角电压和35kV 1#总进线电流；另一台AM5SE-K采集35kV II段母线侧站用变电压、35kVII段母线开口三角电压和35kV 2#总进线电流；2台AM5SE-K分别采集站内各微机保护装置异常信号和通信设备异常信号；并预留断路器手车遥控出口各6路。

2)35kV/10kV 3#、4#主变压器保护：

为了实时观察和集中管理降压变压器运行状态，方便降压变压器二次监控设备的安装和检修，提高保护可靠性和灵敏性，35kV/10kV 主变压器回路采用整套主变保护装置集中组屏方式，配置一台主变保护屏。屏柜设立在电气监控室，屏柜上装设1台差动保护装置AM5SE-D2、1台高后备保护装置AM5SE-TB、1台低后备保护装置AM5SE-TB、1台高侧测控装置AM5SE-K、1台低侧测控装置AM5SE-K、及转换开关、压板、空气开关等其他控制设备。

差动保护装置：作为降压变压器内部及引出线短路故障的主保护，动作后跳降压变压器高低两侧断路器；

高后备保护装置：作为35kV侧的后备保护以及变压器的非电量保护，动作后跳降压变压器高低两侧断路器；由于主变属于35kV，中性点基本会采用间接接地与直接接地这两种方法进行设计，所以要在设计期间应考虑间隙零序保护、电压、电流保护等，主要对一段断路设备进行保护，而二段变压设备处于断路设备两边。电流主要取其中间点以及间隙零序，改自动化系统中安中性点基本按照较小电流进行设计，同时还具备保护设备零序功能。

低后备保护装置：作为10kV侧的后备保护，动作后跳降压变压器高低两侧断路器；

高侧测控装置：用于监测35kV侧测量电流、测量电压；

低侧测控装置：用于监测10kV侧测量电流、测量电压；

3)35kV/10kV 1#、2#主变保护及10kV Ⅰ段、Ⅱ段进线保护：

35kV/10kV 1#、2#主变保护可配置变压器保护装置AM5SE-T，配电变保护测控装置主要保护功能有三段式过电流保护（经复合电压闭锁） 、反时限过流保护（经复合电压闭锁）、两段式零序I01过流保护、两段式零序I02过流保护、零序反时限过流保护、过负荷告警、过负荷跳闸、PT断线告警、控制回路断线告警、非电量保护、FC回路配合的过流闭锁功能。10kV Ⅰ段、Ⅱ段进线保护可配置线路保护AM5SE-F当回路故障时，用于跳开本柜断路器，切断故障。

4)10kV Ⅲ段、Ⅳ段进线保护：

10kV Ⅲ段、Ⅳ段进线柜各配置一台线路保护AM5SE-F，当回路故障时，用于跳开本柜断路器，切断故障。

5)10kV馈线柜保护：

10kV馈线柜可配置变压器保护装置AM5SE-F，当回路故障时，用于跳开本柜断路器，切断故障。

6)10kV电容器保护：

10kV电容器柜可配置电容器保护装置AM5SE-C，当回路故障时，用于跳开本柜断路器，切断故障。同时还具有两段式定时限过流保护、反时限过流保护、两段式零序过流保护、欠电压保护、过电压保护、自产零序过电压保护、不平衡电压保护、不平衡电流保护、非电量保护、PT断线告警、控制回路断线告警。

7)10kV母联保护

母联柜可配置备自投保护装置AM5SE-B，用于实现两进线和母联之间的自动投切（进线备自投/母联备自投/联切备自投/自适应备自投），同时实现母联保护功能。主要保护功能还有三段式过流保护（经复合电压闭锁、且带方向闭锁）、反时限过流保护（经复合电压闭锁）、后加速过流保护（经复合电压闭锁）、备自投功能（支持11种供电系统的备自投要求）、PT断线告警、控制回路断线告警、母线充电保护、重合闸、过负荷联切/告警、两段式零序过流保护、零序后加速过流保护、检同期。

8)10kV PT监测

PT柜可配置PT并列及监测装置AM5SE-UB，实现两台PT柜间的切换以及监测，当回路电压出现异常时，及时发出告警信号。主要保护功能有I母PT投入、II母PT投入、PT自动并列解列、PT遥控并列解列、I母PT低电压告警、I母PT过电压告警、I母PT零序过压告警、I母PT断线告警、II母PT低电压告警、II母PT过电压告警、II母PT零序过压告警、II母PT断线告警。

5.系统功能

5.1.实时监测

Acrel-1000变电站综合自动化系统，以配电一次图的形式直观显示配电线路的运行状态，实时监测各回路电压、电流、功率、功率因数等电参数信息，动态监视各配电回路断路器、隔离开关、地刀等合、分闸状态及有关故障、告警等信号。

5.2.报警处理

监控系统具有事故报警功能。事故报警包括非正常操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号；预告报警包括一般设备变位、状态异常信息、模拟量或温度量越限等。

1） 事故报警。事故状态方式时，事故报警立即发出音响报警（报警音量任意调节），操作员工作站的显示画面上用颜色改变并闪烁表示该设备变位，同时弹窗显示红色报警条文，报警分为实时报警和历史报警，历史报警条文具备选择查询并打印的功能。

事故报警通过手动，每次确认一次报警。报警一旦确认，声音、闪光即停止。

第一次事故报警发生阶段，允许下一个报警信号进入，即第二次报警不覆盖上一次的报警内容。报警处理具备在主计算机上予以定义或退出的功能。

2） 对每一测量值（包括计算量值），由用户序列设置四种规定的运行限值（物理下限、告警下限、告警上限、物理上限），分别定义作为预告报警和事故报警。

3） 开关事故跳闸到指定次数或开关拉闸到指定次数，推出报警信息，提示用户检修。

4）报警方式。

报警方式具有多种表现形式，包括弹窗、画面闪烁、声光报警器、语音、短信、电话等但不限于以上几种方式，用户根据自己的需要添加或修改报警信息。

5.3.调节与控制

操作员对需要控制的电气设备进行控制操作。监控系统具有操作监护功能，允许监护人员在操作员工作站上实施监护，避免误操作。

操作控制分为四级：

第一级控制，设备就地检修控制。具有较高优先级的控制权。当操作人员将就地设备的远方/就地切换开关放在就地位置时，将闭锁所有其他控制功能，只进行现场操作。

第二级控制，间隔层后备控制。其与第三级控制的切换在间隔层完成。

第三级控制，站控层控制。该级控制在操作员工作站上完成，具有远方/站控层的切换。

第四级控制，远方控制，优先级较低。

原则上间隔层控制和设备就地控制作为后备操作或检修操作手段。为防止误操作，在任何控制方式下都需采用分步操作，即选择、返校、执行，并在站级层设置操作员、监护员口令及线路代码，以确保操作的安全性和正确性。对任何操作方式，保证只有在上一次操作步骤完成后，才进行下一步操作。同一时间只允许一种控制方式有效。

纳入控制的设备有：35kV及以下断路器；35kV及以下隔离开关及带电动机构的接地开关；站用电380V断路器；主变压器分接头；继电保护装置的远方复归及远方投退连接片。

6.结语

35kV变电站综合自动化改造工程是老旧变电站改造工程，利用先进软件技术以及先进设备对变电站自动化系统进行改在，逐渐提高变电站管理控制性能，在利用先进技术的同时，为改造自动化系统，提高该管理性能以及操作性能，应从创新路径以及先进技术再结合现场实际情况进行改造。本项目希望利用Acrel-1000变电站综合自动化监控系统解决方案对其进行改造，提高自动化系统性能，确保变电站安全运行，提高整体安全性。