综合自动化化系统改造

综合自动化化系统改造（精选八篇）

综合自动化化系统改造 篇1

我国在地理上是比较复杂的国家, 水力资源也比较丰富, 通过水力发电就成为能源节约的一个重要发展战略。在近些年我国在这一领域中的建设情况来看, 对小水电站机电综合自动化系统的发展以及改造的力度也不断加大, 时代的发展也促使小水电站机组的系统要能自动化和智能化。通过实现综合自动化的目标, 对我国的能源能得到很大程度的节约。

1小水电站机组综合自动化系统的主要结构和功能

1.1小水电站机组综合自动化系统的主要结构

从当前我国的小水电站的机组综合自动化系统是在内部程序控制作用下, 实现的机组开停机自动控制和运行的实时调控, 在机组出现了故障的时候, 可在声光报警作用下对运行人员进行报警提示, 并能在系统下自动生成控制性的命令[1]。在系统上主要是通过两层系统组成, 其中的集中控制层是对计算机监控目标实现的, 通过集中控制层就能对全机组的运行情况得以显示, 并能对监控的各种数据得以输出收集, 然后在RTU通信接口和上级调度联系方面能得到有效实现, 从而组成了一个相对完整的监控网络。

然后就是机组的控制层, 这一结构主要是通过几台LCU控制单元所组成的, 能够对各地的单元设备得到有效控制。在信号的显示以及机组控制保护等也都是在LCU单元方面得到有效实现的。通过对小水电站机组的综合自动化系统的结构进行了解, 就能够对下一步的了解分析起到促进作用。

1.2小水电站机组综合自动化系统的主要功能

基于小水电站机组的综合自动化系统的结构优越性, 其在功能上也比较突出, 其中在调节测量保护功能方面, 主要是通过各信号端子对机组的运行数据进行采集的[2]。机组的正常运行过程中, 系统就能够按照相关人员对各时段给定值, 然后结合机组的运行数据对机组的有用功和无功功率进行适当的调整, 对电网的动态调节需求进行满足。另外在系统自检功能方面, 主要是对内部各功能电路工作性能的自动检测分析, 然后对实际的故障进行判断, 这样就对实际故障的解决效率得到了有效提升。

小水电站机组综合自动化系统的控制功能也是比较重要的功能体现, 主要体现在机组正常停机控制以及机组开机控制和状态模拟试验以及上位机控制层面。在机组正常停机控制方面主要是接收上位机以及机旁控制停机指令实施机组的自动停机。而状态模拟试验则是对停机以及紧急停机等控制功能的实现。除此之外, 水电站机组综合自动化系统的功能还有测量保护功能, 以及状态监测功能和事件记录功能等方面[3]。

2小水电站机组综合自动化系统技术应用现状和改造技术

2.1小水电站机组综合自动化系统技术应用现状分析

对于当前小水电站机组的综合自动化系统技术的应用情况来看, 我国在这一方面的技术应用水平还有待进一步提升。在当前的技术系统应用过程中, 还有着诸多问题比较突出, 小水电站的建设投资比较少, 采用的自动化设备等质量不是很高。通常是自动化元件的不可靠造成了对系统的设计要求不能满足。还有小水电站厂的技术力量相对比较薄弱, 在维护人员的技术水平方面还有待进一步加强[4]。这些方面的问题就造成了, 小水电站机组综合自动化系统技术的应用水平得不到有效提升。

2.2小水电站机组综合自动化系统改造技术探究

基于小水电站机组的综合自动化系统的应用水平低的情况, 就要能够进行详细的分析并对这一系统进行改造。通过一体化控制器结构在上位机的正常运行下, 就能在机组的控制功能上得以有效实现。对电站自动化系统在我国主要采用的就是传统的方式, 也就是配置多台采集以及控制器, 控制单元也是在统一数据总线下对信息传达到上位机的。小水电站如果对这一系统的应用在成本费用上就比较高, 对故障的判断处理的难度也加大了, 所以这就要能结合小水电站的特征, 对其自动化系统进行积极的改进[5]。可通过新型的硬件结构, 在系统的平台应用操作方面可通过以Linux操作系统为平台开发上位机组态界面软件, 这就能够在开放性方面得到充分保证, 并且应用的成本也比较低。

我国的小水电站机组的综合自动化系统的发展方面会向着集成方向得到进一步实现, 在计算机技术的不断发展背景下, 以往的单片机是主控制器的功能装置在运算能力上逐渐变强, 在接口上也比较的丰富, 有着诸多的用途。通讯技术的迅速发展也使得由通讯获得的数据和I/O总线获得的数据比较可靠。这样就在五合一的装置应用方面成为了可能, 将这一装置在小水电站机组综合自动化系统中进行应用, 就能对以往的系统得到最大程度的优化, 不仅在应用系统的集成度上得到了加强, 也能将小水电的厂房空间得到了有效节省。

3结语

总而言之, 对当前我国的小水电机组的综合自动化系统的改造, 要能充分重视实际的发展情况, 对小水电站机组自身的发展特征得到详细考虑。不仅要能在硬件方面得到良好的具备, 还要能够在软件层面和实际的应用系统相匹配, 只有从多方面进行考虑, 才能真正将小水电站机组综合自动化系统的运行效率得到有效提升, 希望在此次的理论研究下, 能够有助于实际系统的作用发挥。

参考文献

[1]夏永丽.浅析水力发电机组振动故障及机组在线监测系统[J].珠江现代建设, 2014 (06) .

[2]杨艳, 王平.机组振动监测与故障诊断系统在三峡电站的应用[J].水电与新能源, 2015 (01) .

[3]潘峰, 杜雄春.三峡水电厂机组振动摆度监测分析系统[J].水电站机电技术, 2014 (06) .

[4]魏德华, 王丽荣, 董军刚, 李永安.力控组态软件在小型水电站自动监控系统中的应用[J].仪器仪表用户, 2014 (06) .

综合自动化化系统改造 篇2

关键词：双光纤环网；以太网；环形；总控装置

中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）18-0093-03

变电站作为电网的重要节点，其自动化技术水平直接影响着电网的安全稳定运行。

随着电力系统的发展扩大，电网结构变得越来越复杂，电网对也对变电站自动化系统在安全可靠、精确性、实时动态响应性等方面提出了更高的要求。

1 变电站自动化系统现状及原因分析

1.1 变电站自动化系统现状

500 kV**变电站既是“皖电东送”的重要枢纽，同时也是联系长江南北，构建坚强安徽电网的重要组成。2006年投运初期，该站规模为5串一个半接线的500 kV开关站，为控制成本配套自动化系统设计以开关站模式为蓝本设计。

自动化系统采用南京中德保护控制系统有限公司SICAM SAS自动化系统，总控单元为两台SICAM总控，测控装置以6MD66系列测控单元为主，辅以少量6MD63测控单元，间隔层、间隔层与站控层间网络结构采用了PROFIBUS-FMS/DP总线双光纤环网的结构。

投运初期，双光纤环网结构展现出了结构简单、传输速度快的特点。设备精度、实时动态响应性完全满足500 kV开关站的设计要求。

但是随着电网的发展，至2010年末，500 kV**变电站4年间连续开展了500 kV第六串、第七串扩建、2#主变及双母双分段的220 kV间隔扩建、3#所变间隔扩建、高抗低抗间隔扩建、1#主变扩建等近20次扩建工程，间隔层6MD66系列测控单元总数达到了84台。

随着设备的不断增加SICAM SAS自动化系统出现了遥信上送速度慢、遥测数据变化慢、历史数据呈阶梯状、双光纤环网内设备通讯故障频繁，后台监控系统出现刷屏等现象，特别是1#主变扩建后，遥测数据量越来越多，SICAM总控出现了切换频繁，上传数据异常的情况。

此时站内设备通讯情况与各级调度通讯情况如下。

站内设备通讯结构如图1所示。

1.2 原因分析

与各级调度的通讯结构如图2所示。

分析造成原因主要有以下四点。

①现场接入测控单元过多，超过了SICAM总控设计的最大数，在变化遥测过多时，会导致数据流量过大，阻塞总控缓存，导致上传数据异常。

②双光纤环网接入设备过多，上传数据量过大，导致环网传输效率降低。

③扩建小室距离越来越远，双光纤环网传输距离过长，在没有中继器且光端机的发射光功率和接收灵敏度不变的情况下，光纤衰耗值变大。当环网中某测控单元的通讯模件出现故障时，该点的衰耗被进一步放大，从而导致相邻几台测控单元的通讯出现瞬时中断，在测控通信恢复正常时，当前测控所有数据将上传至后台造成环网内设备通讯频繁故障及刷屏等现象。

④过多设备的接入，导致使得间隔层与站控层间的环网由一个增加到三，使得双光纤环网结构复杂化。

此外，由于环网本身的拓扑结构决定了双光纤环网结构存在维护困难、扩展困难的特点。

2 升级改造方案

根据现场SICAM总控装置和双光纤环网存在的缺陷和因此产生的隐患，制定了改造方案：

2.1 改造总控装置

决定新增2台6MD2200远动通信主单元，采用更高性能的西门子6MD2200作为远动机，向网调、省调、地调、当涂变后台传输数据，解决了数据传输瓶颈。

2.2 改造站控层网络结构

以太网经过若干年的发展，技术上日臻成熟。随着嵌入式以太网微处理器的发展，以太网已十分便利的应用于变电站综合自动化系统。

以太网具有高速、可靠、安全、灵活的特点，使其在变电站综合自动化系统中有广阔的应用前景。新网络采用辅以光纤交换机的星型以太网通信结构，解决了原双光纤环网的种种弊端。

为保证改造过程中500 kV变电站自动化数据的正常传输，特别是联闭锁系统的正常运转，决定将网络结构逐步从双光纤环网向星型以太网改造。

前期将部分测控装置的网络拓扑由环形改为星型结构，减少双光纤环网上的装置数量，保证网络畅通，此时系统采用的星型和光纤环网混合网络。后期逐步过渡到全星型以太网结构。

2.3 改造过程中的处理措施

改造过程中原SICAM总控装置作为新系统中一个数据单元向6MD2200远动通信主单元传输数据，先将原SICAM总控装置联接的不参与联闭锁的测控装置接入新网络，参与联闭锁的测控装置结合停电计划逐渐将退出SICAM总控装置并接入新网络。

测控装置更换网络需要短暂停用设备，并将原双光纤通讯模块更换为双网络通讯模块。

改造后期测控装置全部转移至新网络后，已服役多年的SICAM总控装置退役。

改造前期站内设备通讯情况与各级调度通讯情况如下：

改造前期站内设备通讯结构如图3所示。

改造前期站与各级调度的通讯结构如图4所示。

改造后期站内设备通讯结构，如图5所示。

改造后期站与各级调度的通讯结构，如图6所示。

3 结 语

这次改造最大限度地保证了系统设备运行在改造过程中不受影响。改造完成后，间隔层测控设备的光纤通讯模块更换为双网口通讯模块，通过A、B两个局域网直接接入各保护小室新增的交换机，间隔层间设备可直接通信，不再经过主单元中转。逻辑闭锁在间隔层实现，从而降低了联闭锁逻辑判定过程中主单元的负担。

经升级改造后，该500 kV变电站综合自动化系统网络通讯负荷合理分配，保证通讯负荷不过载，不会出现“瓶颈”现象。此外对站内自动化网络的性能合理划分，根据数据的特征——实时性的要求以及实时性指标的高低进行处理。改造后的网络结构灵活，可扩展性好，维修调试更加方便。

参考文献：

[1] 陈晓捷.泉州500 kV变电站综合自动化系统改造的设计探讨[J].福建建设科技，2009，（5）.

电台供水系统的综合自动化改造 篇3

关键词：供水,自动化,监控系统

0 引言

针对电台原有供水系统存在的供水设备位置分散, 缺乏友好的人机交互界面、及时的故障告警以及有效的用水统计, 对设备工况的了解完全依赖于人工巡视的弊端, 进行全台供水系统的综合自动化改造。凭借自动控制、网络通信、计算机技术的综合应用, 通过局域网终端实现对方圆25km的全台各类水源井及供水设备和用水量的实时监控。自主设计编写上位机监控软件系统, 实现对各类供水系统出现各类故障的实时报警, 同时将故障信息通过短信的形式发送到管理员的手机上, 以便及时处理, 保障供水。系统还实现了对全台各个时段的用水实时数据和历史数据的监测, 以便于在工作中能够对用水数据做科学分析, 做好单位科学用水的统筹工作。

1 改造的必要性

国家新闻出版广电总局八三一台供水设备分布于台区、乙区两地, 台区、乙区两地相距20km。甲区有两套供水系统, 分别是大口井水源供水系统、深水井水源供水系统。两套供水系统同时工作分别供给两地使用, 且互为备用。乙区也有两套供水系统, 均为变频恒压供水系统, 两套系统一主一备。台区大口井水源供水系统工作流程:先由距台区2km外的两口水源井通过一级供水控制系统利用井下潜水泵抽水至台区800t蓄水池, 然后通过二级供水综合控制系统采用变频直供方式或者抽水至50m高水塔方式给技术区供水和绿化灌溉供水。台区第二套变频恒压供水系统工作流程:先由一级供水控制设备抽取距离台区500m外的3口井的水至台区50t蓄水池, 然后通过变频恒压供水控制系统变频直供给生活区用水。乙区两套变频恒压供水系统为用一备一, 均为直接控制各自一口井的潜水泵变频直供给乙区各类用水。

但是现有供水系统不能适应当前信息化的发展要求, 主要存在问题:

(1) 现有的供水设备, 分布区域广, 地理位置分散, 工作人员巡视, 费力且费时间;没有现代化的通信手段, 设备运行状态及故障预警信息无法实时获得, 也就无法预判设备将要发生的故障, 设备发生故障后也无法分析损坏原因, 定位故障, 造成故障恢复时间长, 对电台的供水安全造成重大影响。

(2) 设备安全不能保障:分布于郊外的水源井, 由于长期无人值守, 且治安环境较差, 变压器、电缆等设施经常被盗, 会带来一系列无法估量的损失。

(3) 缺乏现代化的统计手段, 管理员往往无法准确统计每年、每月、每日的用水数据, 无法绘制出合理的用水曲线, 也就无法分析供水负荷, 无法准确预计用水高峰与低谷, 缺乏准确的成本计算, 也就无法制定合理的节能政策。

通过现代化的技术建立起全台供水集中监控系统, 可以完全解决现有供水系统的上述弊端, 实现全台供水的信息化和智能化。

2 设计的需求分析

系统电气管理员:关心可否集中显示全台供水电气设备的运行情况, 能够在设备出现异态或者故障时及时预警以便及时检修, 避免事故的扩大和影响供水的稳定性。

系统用水管理员:关心当前各管网用水各项数据是否正常, 能否集中显示水源地和水池的蓄水情况, 一天、一个月、一年的用水量有多大, 哪个时间段是用水高峰期;系统能够展示用水量的季节和时段性因素, 通过分析便于科学统筹安排取水地和选择供水方式。

一般用户:关心自己家用的水取自哪一路水源, 水压是否足够, 是否安全。

3 系统结构

系统按结构分为监控层、间隔层、设备管理层, 如图1所示。

由于系统采用分层分布式结构, 各单元间能独立地完成测控任务, 各层间或层内某一单元的设备出现故障或异态时, 仅影响该单元的供水设备, 其他单元的设备仍旧正常运行。

4 网络结构

系统网络结构如图2所示, 监控层各站间、监控层与间隔层之间通过台局域网连接相互交换数据, 间隔层相关单元间通过RS-485总线交换共享数据。

5 系统开发平台

监控层主控软件采用组态软件kingview作为开发平台, 该软件采用多线程、COM+等技术, 具有图形报表功能强大、易于开发接口通信程序等特点, 同时具备WEB发布功能, 可以提供相关的界面供客户端访问。

客户端访问网页采用Dreamweaver CS5作为设计平台, 用asp语言进行开发。

间隔层相关控制单元可编程逻辑控制器, 采用STEP 7-Micro/Win软件编程。

6 系统功能

6.1 间隔层各测控单元

(1) 实时数据采集:采集水源井及蓄水池水位、供水主管网压力、实时流量等信息;采集水泵启停状态、运行时间、工作电流、电压、功率、频率等电参数。

(2) 控制功能:根据该单元控制系统的特点控制本系统水泵的直接启动或者变频运行。

(3) 报警功能:当现场水泵出现过压、过流、欠压、欠流、缺相情况, 相关水位、压力超警戒时, 测控终端立即向监控站报警。

(4) 数据上传功能:能够响应监控层系统的召唤上传测控单元获取的各类数据。

6.2 监控层

(1) 数据采集及图形化显示功能。系统实时采集间隔层测控单元的数据, 如液位、压力、流量、电机运行状态、电流、电压等, 以直观简洁的图形形式展现, 并对这些信息根据实际需求进行存储或统计, 界面如图3所示。

(2) 报表和统计查询功能。系统自动生成日报表、月报表及年报表。通过对用水流量的历史记录的查询, 可以分析出对全年、全天哪个时间段是用水高峰期和低谷期;通过报表分析, 可及时发现管网是否存在漏水等现象。报表查询界面如图4所示。

(3) 故障报警功能 (声光报警) 。全台所有供水设备在任一环节出现故障时都能够及时报警, 如水源地水源不足, 二级供水蓄水池到达警戒水位, 供电异常, 供水设备的电机、变频器等出现故障时, 监控站系统能及时发声光信号进行提醒。

(4) 故障报警功能 (短信推送) 。在监控站系统发故障声光报警的同时, 根据需要及时将故障单元和故障信息通过手机短信的形式发送到相关工作人员的手机上, 以便工作人员第一时间知晓设备故障异态, 便于及时处理。

(5) 历史故障查询功能:通过历史报警窗口可以查询记录到数据库的历史各类故障, 便于统计分析。

(6) 水泵运行记录查询:通过水泵运行窗口可以查询记录到数据库的水泵运行记录, 便于统计分析。

(7) 远动功能。登陆系统后, 具备相关权限的人员可以远程控制相关供水设备的启停。

(8) 客户端访问和公众信息发布平台。客户端用户可通过任何一台接入台局域办公网的终端电脑实时查询监测全台主要供水设备和管网的运行情况, 可选取供水集控系统中各用水户所关心的供水信息进行公众平台发布, 如图5所示。

(9) 实时采集信息动态曲线展现功能:相关实时采集信息通过动态曲线的形式展现, 便于直观了解各采集信息的发展趋势。

(10) 历史数据的存储和查询分析功能, 可通过曲线的形式展现历史数据的变化情况。

(11) 系统管理:通过用户登录、安全配置等管理来保证系统的安全运行与退出;通过留守注册管理保证系统发生警报告警时, 把告警信息只发送到留守人员的手机上。

(12) 工程师站技术支持功能:系统可以根据工程师站发出的命令修改间隔层监控设备各类整定参数及对监控站系统软件进行运行维护。

7 结语

该项目投运后, 取得了良好的运行效果:监控系统实现了对全台供水设备的实时监测, 管理人员只需在接入台局域网的电脑终端打开网页, 就对全台供水设备的运行情况一目了然, 节省了人工去设备现场巡视所付出的人力和时间, 提高了巡视效率;在设备发生异态或者故障时, 能够将相关信息第一时间通过手机短信的形式告知供水管理人员, 便于第一时间处理, 保障了供水设备的安全和不发生长时间的停水事故。

变电站综合自动化系统的改造设计 篇4

关键词：变电站综合自动化,集中组屏式,改造设计

一、确立变电站自动化系统改造设计原则

改造的基本原则是在基本上不改变原有控制信号等功能的基础上增加“四遥”功能, 即遥测、遥信、谣控、谣调, 利用RTI1组建站内白动化系统以及相应的分布式通信网络, 实现全站自动化。保护与远动相对独立, 并且基本上保持原有设备外观。改造后既可实现有人值班, 也可实现无人值班。根据具体情况将目前的二次回路及设备如何进行改造使之与远动部分很好地联系起来, 形成一整套遥控系统是改造设计的关键。

二、选择变电站自动化系统改造的最优方案

(一) 采用集中控制式结构。

在原来设备配置的基础上, 增加计算机管理功能, 按变电站的规模配置相应容量、功能的微机保护装置和微机远动装置, 安装在变电站主控制室内;主变压器、各进出线路及站内所有设备的运行状态通过电流互感器、电压互感器或相应变送器, 经电缆传送到主控制室的微机保护装置和微机远动装置, 经初步处理后送到前置机预处理, 并与调度端的主计算机进行数据通信。上位计算机完成当地显示、控制私}制表打印功能, 这样就构成了变电站综合自动化系统。

(二) 采用全分散式控制结构。

全分散式的变电站综合自动化系统是以一次主设备如开关、变压器、母线等为安装单位, 将控制、工//0、闭锁、保护等单元分散, 就地安装在一次主设备屏上。站控单元通过串行口与各一次设备相连, 并与管理机和远方调度中心通信。统一设置一台上位控制计算机来进行人机联系及信息向上级调度远传。各前置机按照规定的功能全面地管理系统被控设备, 由于在空间上紧邻被控设备, 因此就地取得了有关信息如PT, CT、辅助接点、断路器分、合闸线圈等, 这些信息被前置机加工后通过局域网与上位计.算机连接。全分散式控制结构的特点是:简化了变电站二次部分的配置, 大大缩小了控制室的面积;减少了施工f l:f设备安装工程量。

(三) 采用全监控集中组屏式结构。

该方案采用RCS-9000型分层分布式设计, 按间隔为对象, 把单元层装置集中组屏安装在主控室中。变电站保护和测控既相对独立, 又相互融合;保护装置工作不受测控和外部通信的影响, 确保保护的安全性和可靠性;同时可以实现信息共享, 为变电站综合自动化提供了完整的解决方案。

该系统可分为以下3层。

1、变电站层采用分布式系统结构, 由就地监控、远动、“五防”主站组成。

就地监控及远动均采用双机备用, 增加可靠性。该层为变电值班人员、调度运行人员提供变电站监视、控制和管理功能。

2、通信层支持全以太网双网结构。

双网采用均衡流量管理, 有效地保证了网络传输的实时性和可·靠性。通信协议采用电力行业标准规约, 可方便地实现不同厂家的设备互连, 支持不同的规约向不同的调度所或集控站转发不同的信息报文, 支持GPS硬件对时网络。

3、间隔层保护单元、测控单元组屏布置于主控室。

‘测控单元采用WorldFIP高速现场总线组网, 保护单元采用485口接入保护信息管理系统。

对于35-110kV中、低压变电站, 一次设备都比较集中, 不少是组合式设备, 分布面不广, 信号电缆不太长。因此, 集中组屏式结构具有设计简单、安装调试方便、利于管理、可靠性高等优点, 更适于中、低压变电站的老厂改造。

三、自动化改造中应考虑的若干问题

(一) 微机监控设备的布置。

1、将控制室内的控制屏全部拆除, 视情况保留相应的二次电缆。2、监控系统、测控装置独立组屏, 安装于原控制屏的位置。3、拆除“五防”微机模拟盘, 对“五防”系统升级。4、根据实际需要, 增设遥视系统及相应设备。

(二) 变电站自动化系统的通信网络。

1、宽带网方案要求每个智能电子装置 (IED) 配置一个嵌入式以太网接口, 每个工ED作为一个接点连接到以太网上, 其优点是网络的通信带宽高, 通信媒介灵活, 拓扑结构可靠性高, 资源支持丰富, 成本低廉, 缺点是现运行设备大都没有嵌入式以太网接口, 改造工作困难。2、现场总线和宽带网混用方案儿个TED通过RS485, MODBUS或现场总线等方式连接在一起, 然后用一嵌入式以太网接口作为一个接点连接到以太网上, 其优点是产品向下的兼容性好, 成本较低, 缺点是要增加专用的异种网络接口设备, 系统的复杂性增加。

(三) 控制、信号和测量系统。

将监控系统接入原控制屏内的光字牌信号, 实现遥信, IED的详细动作信息通过网络送入监控系统。监控系统的下行命令通过测控装置输出, 再接入操作箱屏内分合闸升降回路, 以实现遥控、遥调。

(四) 继电保护及自动装置。

由于国内制造厂家的产品基本上不能实现直接互联, 目前现场采用保护通信管理机或规约转换器将其他的通信方式转换成站内的主干通信方式, 随着近年远动规约与IEC的接轨, 制造厂家通信接口技术的发展。

国内一部分厂家已完成了嵌入式以太网接口的开发工作, 将继电保护及自动装置直接接入以太网, 可以保证高达10Mb的传输速率, 在可扩展性、可靠性、经济性、通用性等方面的综合评估中, 以太网具备压倒性的优势。

(五) 远动系统。

远动信息是实现调度自动化功能的基础, 远动信息不仅是电网安全运行及调度监视的需要, 而且还影响:M:高级应用软件的功能和电网商业化运行的实现{因此, 要求采集远动信息必须全面反映电网运行工况, 保证其整体性、实时性、可靠性、准确性。在进行自动化改造时, 可采用以下两种方案。

1、对于无当地功能的变电站, 考虑将RTU全部退役, 采用监控系统+具有“四遥”功能的远动工作站模式。远动一工作站分别接在宽带网和现场总线上。远动信息的采集一部分取自测控单元, 另一部分取自站控层宽带网。

2、对于有当地功能的变电站, 为节约投资, 考虑保留RTU及当地功能计算机, 远动主机通过串行通信口及网络转换设备接在宽带网上, 原有收发功能不变, 远动信息的采集和处理与站控层计算机无关。缺点是硬件设置重复。”

(六) “五防”系统。

1、站内设置“五防”主机, 与监控主机通过串口通信, “五防”主机从监控系统获得设备实时信息, 进行设备实时对位。监控系统从“五防”主机获得允许/禁止操作断路器、隔离开关信息。2、由监控系统厂家考虑就地控制的隔离开关或接地刀闸程序锁等设备的配套, 做到微机“五防”闭锁装置与监控系统合二为一, 取消单独的微机“五防一”闭锁装置。

总之, 采用全监控集中组屏式结构RCS-9000型分层分布式设计, 其特点是基本保留了原二次系统设计, 保护回路不动, 二次回路改动少, 充分利用了原有设备, 投资少、改造难度小、施工简易、方便。改造, 后的自动化系统经济·实用·可靠, 具有推广价值。中·低压有人值班变电站综合自动化系统改造的设计、施工, 应对现场情况进行全面的调研和深入的分析, 其设计方案应与现场实际情况相符合, 提倡切合实际的优化设计, 保证变电站自动化改造的顺利实施。

参考文献

[l]龚强, 王津.地区电网调度自动化技术与应用一中国电力出版社, 2005.

[2]张晓春.变电站综合自动化.高等教育出版社, 2006.

[3]张继雄.变电站自动化系统选型中应注意的问题.内蒙古电力技术, 2005) (2) .

[4]刘国平, 王斌.基于局域网的变电站综合自动化系统方案比较.河北电力技术, 1999,

综合自动化化系统改造 篇5

钱家营煤矿矿井综合自动化系统始建于2005年5月,几年来系统运行基本稳定,但是随着该矿工业视频点的增多及相关安全、生产子系统的建立,现有系统已不能满足需要,存在如下问题:

(1) 综合自动化平台软件部分目前仅以信息集成为主,偏重对信息的采集、整理,提供决策依据,未能实现对涉及到煤矿安全和生产的相关子系统的远程集中监测监控及对信息进行综合处理后实现安全和生产的自动化子系统的联合监测监控,即形成系统充分融合+系统联合监测监控+信息分析处理及发布模式;

(2) 综合自动化平台硬件部分采用的服务器硬件配置落后,且未设置数据采集集群服务器及存储磁盘阵列柜等,相应的网络安全设备配置不齐全,无法承担综合自动化平台系统快速、稳定、可靠运行的任务;

(3) 目前对综合自动化系统的应用仅局限于在调度指挥中心实现集中调度监测,未设置集中监控,无法实现智能调度、集中监控、调控分离的管理运行模式;

(4) 综合自动化主干网络采用是的百兆单环单网的结构,不符合集团公司综合自动化建设总体规划对双环双网双冗余结构的要求,且百兆带宽无法满足多网合一对网络带宽的要求;目前仅有2个井下环网接点,无法实现井下系统及设备的就近接入;

(5) 井上下工业电视摄像头目前采用模拟传输方式,1个摄像点占用1芯光纤,占用光缆资源过多,不符合集团公司综合自动化建设总体规划中对多网合一及资源总体规划重复利用的要求;

(6) 已实现系统自动化的子系统目前基本为就地集中控制,未能实现远程集中监控,需配置专门的值班人员和维护人员,维护量大,无法达到“有人巡视、无人值守”的目的。例如:胶带运输系统、水泵系统、选煤厂集控系统等;

(7) 系统自动化子系统无法纳入综合自动化系统中,需进行自动化改造。例如:东西风井扇风机系统、井上下电力监控系统、压风机系统等都没纳入综合自动化系统。

鉴于以上现状,对钱家营煤矿综合自动化系统进行了改造,改造后的综合自动化系统可使钱家营煤矿实现“有人巡视、无人值守”,最大限度减少下井人员,提高了生产效率。并对该矿节能降耗起到了一定的作用[1]。

1 综合自动化系统改造原则

(1) 实现对涉及矿井生产和安全的各系统智能调度、集中监控,在物理上要进行必要的调控分离;

(2) 对于各生产和安全系统配置统一的巡检和维护人员,实现系统的无人值守;

(3) 实现五融合:

网络融合:多网融合采用统一的数据传输主干道;采用多环双网双冗余增加网络传输的可靠性[2];

系统融合:建立子系统之间的联系,体现系统之间的联动、相互渗透;

软件融合:统一软件开发平台、开发工具、数据接口、通信协议;

功能融合:融合系统间的功能,便于操作、查询、决策;

数据融合:建立统一的数据仓库中心、合理的数据结构,实现数据共享。

(4) 充分利用现有的资源条件,将现有的系统进行自动化改造,无缝融入到综合自动化系统中;

(5) 努力做到技术上先进,有一定的前瞻性;经济上可行,避免盲目追求先进造成浪费。

2 综合自动化系统改造实施

2.1 综合自动化环网升级为GEPON

利用已有的百兆环网交换机作为支线交换机,并尽可能地利用地面及井筒的原有光缆资源;采用GEPON(千兆无源光纤网络)技术对现有网络进行升级改造,采用多环双网双冗余的网络架构,使传输速率达到1 000 M。根据接入系统及设备的分布特点,合理设置节点,为系统远程集中监测监控提供畅通无阻的高速传输通道,实现多网融合[3,4]。

GEPON由光纤网络终端(OLT)、矿用光网络终端 (ONT)、无源光纤分配器(POS)3个部分组成。GEPON 光纤环网冗余结构通过建立一个环状的光纤以太网结构来实现网络冗余,减少网络单点故障,增强整个通信网络在突发情况下的生存能力。如图1所示,地面采用双OLT设备,由于每个OLT设备向ONT设备提供4个千兆以太网光纤端口,其具有二层/三层交换和光纤端口冗余功能,通过单环网交叉接入OLT设备完成单环网间冗余,保证环网传输的可靠性。

钱家营煤矿地域分布较广,现场控制点的数量多且相对分散,且规划的工业电视系统为IP数字工业电视。因此,自动化控制环网按区域、节点数量、规模可划分为三环(加支线分支)双网双设备的网络结构。

地面环网设5个ONT网络终端:主副井、选煤厂、110 kV变电所、压风机房、胶带队。东西风井、锅炉房、选煤厂配电室等其它站点以支线方式就近接入ONT网络终端;

井下东翼环网设5个ONT网络终端:-600中央水泵房、一石门变电所、付石门变电所、二石门变电所、四采上部变电所。三石门变电所、三采平石门变电所、四采下部变电所、十一采变电所等其它站点以支线方式接入ONT网路终端;

井下西翼环网设5个ONT网络终端:-850中央水泵房、西翼变电所、五川变电所、付六变电所、正六变电所。

自动化控制环网按照网络节点与网络应用不同,分为中央网络与接入GEPON环网的主环网2个部分。

中央网络核心设备与同机房的环网接入设备互连,以保证不同环网之间的数据传输。中央网络设置于中央设备监控机房,用于提供接入环网的上联,以及大量服务器的接入。同时,中央网络通过安全措施与信息管理网互联。中央网络设置一台Cisco 的C3750G交换机作为中央网络核心交换机,通过与OLT线路终端连接将环网数据进行汇聚。

主环网采用当今技术领先的GEPON每个独立环网中的网络节点配置1台高性能的网络终端,所有的网络终端通过光纤环网一一对应互连并最终连接至位于中央机房的2台OLT线路终端,形成一个三环冗余网络。

OLT设备有2种线路冗余方式,一种是在机内安装环形冗余控制器,其可以实现10～20 ms的冗余控制,当用户需要快速冗余恢复结构时可以采用这种方式;另一种是软件切换千兆光以太网端口进行冗余,4个千兆光以太网口,2个工作,2个备用,当工作端口线路出现故障,几秒钟内自动切换到备用线路。

在中央机房及调控中心的各个服务器、工作站等设备可直接通过快速以太网卡直接与中央监控室的核心交换机的快速以太网端口(RJ45)相连,提供10 /100 /1 000 M的端口速率。

现场的各个PLC或其它设备则直接通过双绞线与现场就近的网络终端的快速以太网端口(RJ45)相连,并也提供10 /100 M的端口速率。

采用GEPON专用网络管理软件对网络设备进行统一管理。

2.2 调控中心及机房升级改造

钱家营煤矿调控中心及机房升级改造设计内容主要包括智能调度中心、集中监控中心、中心机房、综合自动化平台硬件[5]。

(1) 智能调度中心

建立统一的智能调度中心,对原有的资源进行利用、改造,进行各工位的职能及功能划分。智能调度中心布置如图2所示。

(2) 集中监控中心

建立统一的集中监控中心。将原有场地改造成集中监控中心,布置2排控制台、10个工位,每个工位配置1套操作站和1部联系电话。集中控制中心布置如图3所示。

(3) 机房

对现有的中心机房进行面积扩展,建设为一个高标准的现代化中心机房,主要从环境、电源、布线及防雷等方面考虑,配置统一的服务器网络机柜及KVM,并布置机房维护工作区域。

(4) 综合自动化平台硬件

为能保障综合自动化平台软件系统稳定可靠地运行,对钱家营煤矿现有的硬件设备进行规划和升级,根据改造后综合自动化平台的B/C/S混合架构,建立的硬件结构如图4所示。

为进一步加强网络安全,在信息网络和工业网络采用双层隔离技术——网闸+防火墙,完成信息网络和控制网络之间的隔离,如图5所示。

2.3 综合自动化调控中心软件平台建设

综合自动化系统软件以操作系统WindowsServer 2008为运行环境,以关系数据库SQL Server 2008 为数据库支撑,其由综合自动化平台软件、数据采集软件、实时Web服务器软件、监测引擎、控制引擎、扩展功能模块等组成。

为在集中监控中心能对各子系统实现远程集中监控,在地面中心控制室配置iFIX的C/S模式,iFIX SCADA数据采集服务器通过GEPON环网与各子系统的下位机等设备通信,采集相关数据。数据采集服务器与综合自动化平台软件级联,将采集到的数据送至软件平台进行综合处理,并采用iFIX客户端方式配置控制操作终端,实现对各子系统的远程集中监控操作。

综合自动化管理软件是建立在综合数据平台基础之上,通过对统一的数据仓库提取数据后再进行多方面的分析,如经济分析、设备优化分析、区域环境分析、设备寿命分析、通风安全分析等。经过对矿井机电设备数据分析,使全矿设备电能负荷、机械损耗最优化;经过对矿井机电、安全数据分析,使矿井人员分配最优化,减少生产不必要的环节,用自动控制代替手动操作;经过对矿井机电、安全数据分析,使矿井生产管理流程化,提高了生产效率,减少了生产中的间接环节,促进了生产的连续性、管理的实时性和直观性[6],如图6所示。

3 结语

通过利用GEPON技术、数据库技术、网络安全技术,钱家营煤矿的综合自动化系统的改造在注重信息采集和处理的同时,也注重对信息进行综合处理及生产和安全自动化系统的联合监测监控,真正实现了“五融合”,达到了调控分离,具备了无人值守的条件,为钱家营煤矿减人提效、节能降耗、人本安全做出了应有的贡献;同时该矿综合自动化系统的改造成功应用已成为开滦集团下属其它矿井类似项目新建或升级改造主要效仿对象,具有一定的推广价值。

参考文献

[1]钱建生,李鹏,顾军,等.基于防爆工业以太网的煤矿综合自动化系统[J].中国煤炭,2006(3):29-31.

[2]钱建生,赵培培,李鹏,等.工业以太网交换技术在煤矿中应用[J].煤炭科学技术,2005(4):11-14.

[3]陈荣光,闫晓峰,李娟.矿用GEPON系统的研究与实现[J].工矿自动化,2008(5):44-47.

[4]王婧,李斌.无源光网络(PON)技术研究[J].通信与信息技术,2008(3):60-65.

[5]崔柳,李真.论煤炭企业的信息化[D].上海:中国科学院上海冶金研究所,2005:41-43.

综合自动化化系统改造 篇6

一、500k V变电站的基本现状

就目前现状来看, 我国的500k V变电站所使用的一次设备类型较为简单, 在接线方式和典型设计上具有一定差距, 且智能化投入比例较少。在二次设备的使用类型上主要包括3种, 即常规保护+RTU监视模式、常规保护+计算机监控模式、数字化保护+智能监控系统模式。具体而言, 常规保护+RTU监视模式的应用主要用于早期未完成计算机监控模式改造的变电站, 其运行时间较长, 但由于技术性较差、控制室空余屏位缺乏, 大量使用长电缆、信号电缆, 因此直流接地问题较多。而常规保护+计算机监控模式是现阶段变电站主要使用的类型, 但是在主变、母差保护的配置上不足, 不利于常规模式的改造。数字化保护+智能监控系统模式是基于DL/T860技术体系设计研发的, 具有3层两网 (站控层、间隔层、过程层, MMS网络和GOOSE网络) 的配置, 具有智能化功能。与此同时, 该系统采用直采直跳的方式, 且控制小室面积小, 能够普遍地应用于光缆传输量测、信号控制等, 扩展性较强。

二、技术改造工程中的运行监控

在变电站综合自动化技术改造的过程中, 满足变电站正常运行所需的基本监视和控制, 确保变电站安全、稳定的运营是改造实践的基本要求。首先, 计算机网络控制具有数据共享的优势, 在技术改造的过程中采用新旧系统并行运行的方式能够保证变电站的基本监视和控制。具体而言, 在改造过程中不退出旧系统的运行, 并通过站内监控网络的集线器接入CSC-2000V2版新系统控制网络, 并采集监控网络内的数据完成系统的调试工作, 如图1所示。其次, 在改造的过程中需要对站内监控的网络设备进行更换, 此时网络设备所传输的数据将暂时中断。为了减少由于网络更换造成监控数据的缺失, 要求运行人员在现场监视设备的运营状态。除此之外, 在技术改造的过程中各个间隔的测量控制装备不需要更换, 此时测控信息将不受影响。

三、综合自动化改造实施的步骤与方法

在自动化系统技术改造的过程中需要做好准备工作, 包括材料和工具的准备、设备配置和技术协议是否相一致, 配件齐全, 以及技术人员的技术能力检查等。在新设备的安装前需要对网络切换的顺序进行落实, 按流程进行。在调试过程中需要用交换机组建独立的调试网络, 其中一台电脑需安装旧的监控系统, 另一台电脑安装模拟软件, 逐步模拟遥信变位, 核查新旧系统的反应是否无障碍。此外, 制定过渡方案, 明确新旧系统之间联接界面, 避免不兼容造成的系统错误是十分必要的。

新旧系统并列运行前, 需要将间隔的遥控把手切换到就地位置, 遥控回路所有出口压板退出。在运行的过程中, 通过各个间隔停电对遥控量进行验证。当需要对某一间隔进行控制时, 需要将把手切换至远处, 与相应遥控出口压板投入。新系统在对各个间隔进行遥控前需要对监控装置断电, 进行遥控对点操作。在遥控对点无误的情况下再对新系统进行控制, 防止意外情况发生。当全部间隔对点连接无异常后, 方可对旧系统进行全面地拆除。值得一提的是, 每个改造阶段需要制定实施方案, 明确工作范围和步骤, 对重难点问题进行分析, 从而保证工作效率。

四、综合自动化系统的数据转换及正确性验证

CSC-2000综合自动化系统采用Microsoft的Visal Fox Pro数据库, 而新系统采用的则是Sun的Oracle数据库, 因此两大数据库在运行过程、数据库结构和字段的定义方面有所差异。如果数据库不能对上述问题进行正确地转换, 将造成新系统的运行错误, 引发系统故障。针对Visal Fox Pro数据库和Oracle数据库编写转换程序, 在系统技术改造的过程中对数据库进行转变, 并对转换后的系统进行验证检测, 是解决该问题的首要步骤。

为了避免数据库数据有误和缺失等问题, 进行数据库的正确性验证是否重要。通过模拟程序保证系统数据的正确性, 对比遥测量、遥控量和遥信量, 核对新旧系统的后台变化情况, 能对转换后的数据进行有效地分析。但是, 由于模拟程序本身对部分数据无法模拟, 因此仅依靠模拟程序进行检测仍有部分漏洞, 其难度性较大。因此, 在数据转换之后需要对全站设备进行停电对点、现场数据的校对工作, 并对一次设备和二次设备的监控数据进行核实, 保证现场数据和后台数据的一致性, 减少安全隐患。

最后, 我们将对改造后系统的稳定性进行验证。具体而言, 即针对500k V变电站综合自动化系统的检测画面的制作和监控程序的功能、数据的核对等方面进行补充和改善。采用双系统运行模式, 有利于保证供电的稳定。对于改造后的综合自动化系统, 仍需与旧系统并行运行一段时间, 从而检测新系统的稳定性。防止由于系统隐藏问题引发的故障, 无法对变电站设备进行监视与控制。其次, 运行操作人员需要对新综合自动化系统进行细致地学习和了解, 掌握新的运行技术, 提高自身技能。

五、变电站智能化改造应用

变电站智能化改造需要坚持“向典型设计靠拢”的原则, 与此同时, 优化主接线和相关设备配置。在改造的过程中需要结合变电站扩建、改建工程的实际情况, 全面贯彻寿命周期管理理念, 遵循科学进步的要求, 实现不同类型设备之间的技术兼容。全寿命周期管理理念要求我们提高工程改造的效益, 在系统规划的前提下, 进行设计、制造、安装、运行和维修几大环节, 且降低改造成本, 进行技术经济的综合性分析。除此之外, 降低项目风险, 兼顾技术进步, 在设备的选型和施工方案上进行严格把关, 有利于过程的优化。

智能化改造的目标应在结合电网运行方式的情况下, 调节好接线配置, 避免多次重复改造, 降低成本。自动化系统应该建立一体化的智能平台, 采用数字化、网络化的新科技, 减少电缆的使用量。此外, 支持大容量数据的实时传输, 包括在线智能分析, 程序化操作和一体化调控, 有利于完善电网运行。其改造的关键点在于一次主接线优化和一次设备智能化改造。由于500k V网架出线少, 在考虑供电可靠性需求时需要设置500k V出线及主变进线隔离开关和220k V旁路母线, 且二次接线相对复杂。但是, 现阶段200k V以上的电压等级配电装置已经形成了多环形供电, 因此由于停电、检修造成母线解环的机率十分低, 故而对变电站的影响较小。与此同时, 智能组件是智能化改造的重要方面, 包括断路器控制箱、变压器冷却系统汇控柜、有载调压开关控制器等, 科学地改变组合架构, 能够提高灵活性。

结语

500k V变电站综合自动化系统技术改造有效地提高了系统运行的可靠性和稳定性, 在硬件性能和维护上面具有较好的优化, 系统结构也进行了新的调整, 包括设备数量和二次接线等。与此同时, 改造后的自动化系统提高了信息传递的速度, 在故障排查方面也更为便捷, 完善了自动化系统的通信网络, 对于该行业而言具有重要意义。

摘要：近年来, 我国变电站的规模逐渐扩大, 其变电站综合自动化系统的监控数据也不断增多。由于软件、硬件性能上的不足, 已经难以适应、配合变电站运行监控工作的运行。因此, 改造、优化变电站综合自动化系统, 有利于提高操作的可控性, 实现安全、高效的运行模式。本文将立足于技术改造的智能化分析、过程管理和改造风险控制等几个方面, 为500kV变电站综合自动化系统的技术改造提供新的思路和建议。

关键词：变电站,综合自动化系统,技术改造,智能化

参考文献

[1]陈晓捷.泉州500k V变电站综合自动化系统改造的设计探讨[J].福建建设科技, 2012 (9) :73-74.

[2]李俊堂, 廖海龙.500k V变电站综合自动化系统技术改造分析[J].湖南电力, 2012 (10) :313-314.

综合自动化化系统改造 篇7

丁集煤矿110k V一次接线采用单母线全桥接线方式,110k V开关选用河南平高电气股份有限公司GIS全封闭SF6气体绝缘开关设备,断路器配弹簧操作机构。

110k V变电所所内设两台山东电力设备厂SZ10-40000/110 110±8×1.25%/10.5k V40000k VA有载调压主变压器。

10k V系统母线采用单母线分段,开关柜选用中山明阳KYN28A-12型金属铠装抽出式高压开关柜,断路器全部选用ABB产VD4真空断路器,各10k V间隔保护装置选用南京中德保护器2.0版本。

丁集煤矿110k V变电所综合自动化电力监控系统选用南京中德保护控制系统有限公司的设备NSC200NT系统,实现变电所保护、控制、监视、监测自动化,其中110k V GIS设备保护单元和主变保护单元集中组屏,该系统不但系统能够实现所内110k V GIS设备所有的断路器、隔离刀闸、接地刀闸、10k V开关柜断路器的分合闸操作还可以对开关运行状况进行实时监测。

2老综合自动化系统存在的问题

丁集煤矿随着采掘工作面的不断延伸,供电系统的不断拓展,110k V变电所10k V设备逐步的增加,后期又将两套功补偿及自动滤波补偿装置,两套KA2003-XH-8421型并联电抗器组合式消弧线圈自动调谐成套装置,直流屏等设备接入综合自动化系统。

综合自动化系统随着供电系统的不断拓展,遥控、遥信、遥测、遥脉等数据不断的增加。监控当系统运行8年后,该系统容易出现各种故障:(1)当操作开关柜断路器、接地刀、断路器小车的位置信号发生变位时,后台机却没有及时的更新断路器、接地刀、断路器小车的位置遥信变位信号,这种现象尤其出现在设备检修时保护装置断电后重新上电时,保护装置与后台的通讯不通,前置机的信号不能正确变位,后台不能正确反映现场设备实时的各种状态。此种情况给现场带来重大的安全隐患,由于通讯系统经常出现通讯延迟,甚至遥控不能执行,当供电系统出现故障,需要应急倒闸操作的时候,后台机操作失效,导致现场操作人员必须由集控室,进入110k V GIS或10k V设备室就地操作设备,则中间的过程极易操作十分钟,造成重大非死亡。(2)在用南京中德老版本保护装置2.0早已停产,其升级产品装置3.0保护装置。令现场使用极不方便的是老版本保护装置2.0与新版本3.0保护器端子定义完全不同,新旧保护装置不兼容,当老版本保护装置出现故障时,现场不能直接更换为将新保护装置,必须通过改线,这一点给现场的用户带来极大的困扰,没有兼容的备件更换,不能迅速的排除故障解决问题,在用的保护装置及综合自动化系统威胁着矿井安全供电。为此,须对自动化系统进行改造。

3综合自动化系统的改造

3.1丁集矿110k V变电所旧综合自动化通讯延迟的原因

110k V变电所旧综合自动化通讯架构:保护及测控装置通过串口连接,连接成各条总线后通过5630转变成以太网通讯。在以太网上完成工控机及后台的通讯最终实装置与后台的通讯,110k V变电所旧综合自动化通讯架构如图1所示

由上图可以看出,由于综合自动化采用RS-485串口通讯,各间隔系统作为从设备,RS-485总线的主机对从设备进行一次轮询,逐个地址码去询问设备是否正常并且对相关情况做记录。主机对于从设备的控制是利用广播方式发送下去的,而从设备只对含有自己地址码的指令做相关的回应,在从设备做回应的情况下,其他的从设备和主机保持沉默,当从设备执行完相关指令之后,发送完毕信号给主机,主机继续执行下一条指令。这样,对于110k V变电所有10k V间隔保护装置55台,110k V间隔保护装置16台装置而言,每台装置又含有众多的遥测、遥信、遥控等开关柜的各种信息,这种通讯方式对于控制并采集变电所每台装置的数量众多的遥信、遥测等信息而言,通讯速度势必会低,随系统的老化,矛盾也日益突出。这就是系统设备出现变位而后台出现延迟时间较长的原因。

3.2综合自动化系统的改造

针对综合自动化系统存在的缺点,丁集矿对综合自动化系统进行改造。通过对系统主控单元,后台监控系统,110k V变电所110k V及10k V系统各通讯系统,10k V分散保护装置的改造,改变了原监控系统的架构,改变了原系统通讯方式,极大的提高了通讯速度,创新的增加了双网的冗余结构,发现并处理了10k V系统原系统存在信号不对应问题,遥控不能执行,以及高压柜自身存在的安全隐患等问题。110k V变电所综合自动化改造后系统新架构如图2所示:

由图2可以看出,新综合自动化系统中的各综合保护装置通过以太网直接和交换机连接,交换机通过以太网直接与前置机通讯,前置机也直接通过以太网后台机通讯,每台保护装置均可以直接通过以太网、交换机和前置机通讯,省去了许多信号的变换等各种环节。另一方系统设置A/B网,配置了两套前置机和两套后台机,这样,每台保护装置均可通过(A/B网)通信,大大的提高了系统的可靠性。

由于新版本3.0的综合保护装置与旧2.0的综合保护装置不兼容,需要将2.0的综合保护装置每一根线缆重新对应接至3.0的综保装置上。3.0的综保装置测量及保护互感器的精度更高,信号回路更多监控更全面,通过对10k V间隔逐台改造,丁集矿110k V变电所10k V系统同时处理了原系统存一些信号不对应,甚至不报故障的问题,每一间隔综合保护改线完毕,即对该间隔的遥测、遥信、遥控量逐一测试,确保各种信号稳定可靠。

4新旧综合自动化系统的改造对比

4.1通讯速度的对比

旧监控模式中采用串口通讯,各综保串联(九台或八台一组)的方式,然后通过信号的转换实现与前置机的通讯,由于串口一对多的特性及串口通讯的速度限制,使得监控效果不理想。新模式中综保装置通过交换机直接与前置机通讯,除去了很多中间环节,信号的采集及远程操作的速度及反应时间远远快于旧的模式,而且新模式中网络通讯的模式比原来串口通讯的模式要快很多。因此,改造后的保护装置的通讯速度可达原来的10倍。

4.2可靠性的对比

总结旧综合自动化系统的运行故障教训,为避免通讯故障时,影响系统的运行,在新模式中创新的增加了双网的冗余结构,在出现某一点故障时能及时切换至另一段网络进行通讯。新模式采用双网(A/B网)通信,当A/B网发生故障时,系统会自动切换至B/A网,不影响系统的运行和操作,提高供电安全。主控单元两台前置机亦为采用一用一备,当一台出现故障时系统会自动切换至另一台。因此,新系统的可靠性较旧系统大大的提高。

4.3前置机的对比

老系统配置是工控机,新模式采用的NS2200,采用全封闭无风扇散热技术,较工控机更为稳定可靠,且NS2200除了拥有4块网卡外同时还拥有18个串口,向下通讯和下上通讯时都比较灵活,满足了和现场消弧补偿和小电流接地选线等设备的通讯要求。

5总结

通过系统在现场的运行实践,证明采用改造后的新系统维护量及故障率较老系统有很大的优势,对现在智能变电站发展还不完善的今天,传统站采用此种方式构建综合自动化电力监控系统,可以大大提高系统实时性,并确保系统可靠运行。

摘要：针对丁集煤矿110k V变电所旧综合自动化系统存在的开关信号变位延迟,甚至遥控不能执行,新老版本保护器端子不兼容等问题进行了改造。通过改造,改变了原综合自动化监控系统的架构,改变了旧系统通讯方式,创新的增加了双网的冗余结构,极大的提高了通讯速度和监控稳定性,大大提高了供电的可靠性。

综合自动化化系统改造 篇8

关键词：500kV变电站,综合自动化系统,改造

0 前言

近年来, 随着通信技术和计算机技术的迅猛发展, 变电站综合自动化系统取代或更新传统的变电站二次系统, 已成为电力系统的发展趋势。变电站综合自动化系统已在新建的超高压或高压变电站中普遍采用。随着国民经济的快速增长, 八、九十年代建成的传统变电站已经远远不能满足现代电力系统管理模式的需求, 因此, 将老旧变电站由常规站改造为综自站, 已经成为电网发展必然趋势。我省电网在220kV老旧变电站中已大部分逐步实施综合自动化系统的改造, 对于改进变电运行管理模式、提高设备自动化水平已产生了较大的实际意义, 同时也推动了我省500kV超高压变电站综合自动化系统改造的进程。

1 工程简介

1.1 工程建设必要性

我省九十年代投产的泉州500kV变电站现有计算机监控系统为上海惠安控制系统有限公司的产品, 为传统RTU模式, 该系统存在以下问题:原监控系统的组网方式是按功能划分, 无法针对各个电气单元集中控制, 一旦投入运行, 则无法按电气一次设备的停电周期进行定检, 设备运行的可靠性无法保证;由于原监控系统没有配置串口通讯功能, 无法实现与其它智能装置 (保护装置、五防系统、直流系统等) 之间的信息互联, 大大缩小了运行人员监控的范围, 降低了设备运行的安全性;原监控系统的远动主机不是独立配置模式, 一旦发生故障, 将同时影响站内后台及调度端的信息传输;原监控系统的后台功能落后, 开放性和实用性较差。而且, 本站各电压等级的所有断路器均靠常规控制屏控制, 监控系统无法实现对隔离开关、接地刀闸的远方控制, 隔离开关、接地刀闸均需到现场操作, 导致运行人员倒闸操作慢, 工作量大。

本站各电压等级的保护装置经过多次技改后, 已从原有的电磁型保护或集成电路型保护改为微机型保护, 故本站现有电气二次常规控制屏和RTU的控制模式已无法满足电力系统现有设备运行可靠性、先进性、安全性的要求。为解决上述诸多问题, 急需对本站二次控制系统进行全面的升级改造, 即考虑取消控制屏和RTU控制, 改为采用综合自动化系统监控模式。

1.2 变电站概况

本变电站有三个电压等级, 500kV部分1个半断路器接线, 220kV部分双母线双分段带专用旁路接线, 35kV单母线接线, 现有规模如表1:

2 综合自动化系统改造

2.1 综合自动化系统设计的总体要求

为提高本变电站的技术、运行管理及调度自动化水平, 据220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程的要求, 本站升级改造后的电气二次控制系统即综合自动化系统应满足以下要求:用先进可靠的自动控制技术, 满足电网及变电站安全稳定运行的要求;满足变电站集中监视和控制的要求, 尽可能提供变电站内电气一次和二次设备的各种信息, 提高控制功能的辩别能力, 满足电网监控和管理信息化、智能化的要求;利用网络通信, 高速、安全、可靠地传输数据;简化二次回路, 节省控制电缆;具有良好的抗电磁干挠能力;以实现无人值班为目标, 可快速进行控制和操作;易扩充、方便维护, 最大限度减少改造工作量和投资, 降低设备的维护费用。

2.2 综合自动化系统配置

本次改造工程的综合自动化系统考虑采用分层分布式开放性网络结构配置, 将网络分成站控层和间隔层两层, 站控层与各电压等级测控设备采用以太网通讯。站控层、间隔层的设备均集中安装在继电保护室内。变电站的测控装置既相对独立, 又相互融合, 同时可以实现信息共享, 为变电站综合自动化提供了完整的解决方案。据本站二次设备间的实际配置情况, 将该综合自动化系统分为以下2层:

(1) 站控层:采用分布式系统结构, 由就地监控、远动、“五防”主站组成。就地监控及远动均采用双机备用, 增加可靠性。该层为变电值班人员、调度运行人员提供变电站监视、控制和管理功能。站控层负责全站设备的监视、测量、控制、管理, 通过网络传输, 接受现场采集的数字量、模拟量的信息, 以及向现场发布控制命令, 通过远动工作站与调度端进行远方数据通信。变电站综合自动化系统的监控工作站、远动工作站、网络系统均按双冗余热备用配置, 并具有自动切换功能。

(2) 间隔层:采集各种实时信息, 监测和控制间隔内的一次设备的运行, 自动协调就地操作与站控层的操作要求, 保证设备安全运行, 并具有就地/远方切换开关, 在变电站站控层及网络失效的情况下, 仍能独立完成间隔层的监测和控制功能。间隔层设备按站内一次设备间隔 (单元) 配置, 各间隔的设备相对独立, 某个单元发生故障或损坏时, 只影响局部不至于引起整个控制系统的瘫痪, 各间隔设备只通过站内通讯网互相通信, 并与站控层的设备进行通讯。

本站综合自动化系统网络示意图详见图1:

2.2.1 系统硬件配置

(1) 站控层设备:包括操作员工作站、数据服务器主机、远动工作站、继保工程师站、激光打印机、声响报警系统、接口装置等。 (2) 网络设备:包括网络接口设备、集线器、光缆、通讯电缆等。 (3) 间隔层设备:包括测控 (I/O) 设备及通信设备等。

2.2.2 系统的软件要求

监控系统的软件包括系统软件, 支持软件和应用软件。对软件总的要求是采用模块化结构, 有高度的可靠性、实时性、开放性, 并且可方便地维护和扩充, 操作系统软件采用UNIX系统。

2.3 综合自动化系统的主要功能设置

根据变电站实际运行的需要, 综合自动化系统设置以下主要功能:实时数据采集及处理, 包括模拟量、开关量等;监视与报警 (包括语音报警) ;控制与操作, 包括断路器、电动隔离开关、电动接地开关的分、合闸控制, 同期, 无功设备的自动投切等;数据库的建立与维护;图形生成及显示;在线计算及制表;事件顺序记录和事故追忆;时钟同步和GPS接口;远动功能;与智能设备接口;自诊断、自恢复;防误操作闭锁功能等。

2.3.1 综合自动化系统模拟量、开关量采集范围及控制范围:

(1) 模拟量采集范围:

所有线路的电流、电压、有功功率、无功功率;母线的电压、频率;母联的电流;主变各侧的电流、电压、有功功率、无功功率、绕组温度、油温、公共绕组电流;500kV断路器电流;35kV电抗器的电流、无功功率;站用变、备用变的高低压侧电流, 380V母线电压;直流系统母线电压、蓄电池电流;UPS母线电压和频率、输出电流等。

(2) 开关量采集范围:

所有500kV断路器、隔离开关、接地刀闸的分相双位置;所有220kV断路器、隔离开关的双位置;所有220kV接地刀闸的位置;35kV断路器、隔离开关的双位置;35kV接地刀闸的位置;主变调压开关位置;备用变进线断路器的双位置;380V进线及分段开关的位置;主、后备保护、重合闸动作信号;断路器就地/远方切换开关的位置;断路器、隔离开关机构异常报警信号;控制回路断线报警信号;保护、自动装置异常报警信号;直流、UPS系统异常报警信号等。

(3) 控制范围:

所有断路器的分、合闸;所有电动隔离开关的分、合闸;380V站用电进线、分段空开的分、合闸;主变分接头调节;保护信号复归等。

(4) 控制方式和同期检测:

设备的操作既可在间隔层的测控柜上, 也可在操作员工作站上和调度端。同一时间只允许一种控制方式有效。间隔控制层应具有防误闭锁逻辑判断、分散式检同期功能。

2.3.2 综合自动化系统主要技术指标如表2:

2.3.3 远动信息的采集与传输

综合自动化系统完全满足遥信、遥测、遥控、遥调的功能以及无人值班之需要, 不另设独立的远动信息采集装置, 综合自动化系统间隔级的I/O单元所采集的远动信息不经过综合自动化系统的后台处理设备, 直接传送至远动工作站, 再传给各级调度中心;同时从调度中心下达的各种控制和调节指令由远动工作站直接下达给间隔级的I/O单元, 通过增加通道设备与远方若干调度站实现调度自动化。

2.3.4 微机智能装置与综合自动化系统的通讯

变电站内的各种微机智能装置如微机防误系统、保护装置、直流监控系统等设备均应通过串口及网络的方式与综合自动化系统进行信息交换, 这就涉及到装置接口及规约的问题。除要求改造后的综合自动化系统采用可靠、实用、高效和高兼容性强的通讯网络和协议外, 本站微机智能装置与综合自动化系统通讯采用以下方式联接: (1) 综合自动化系统与前期已有微机防误系统进行通讯连接, 仅对现有微机防误系统软件进行升级。 (2) 保护故障信息系统前期已上, 按我省现有模式, 不考虑与综合自动化系统通信。 (3) 保护装置除将现有送至RTU的保护信号改接至测控装置外, 保护装置的其它信号通过以下方式与综合自动化系统通信:南瑞LFP系列保护装置通过前期故障信息系统改造时已上的9794保护管理机RS485串口接入;南瑞RCS系列和BP-2B母差保护装置具备双串口, 直接通过RS485串口接入;南自PSL系列保护装置通过新上的保护管理机RS485串口接入。 (4) 直流系统除采集必要的直流系统状态外, 其它通过RS485串口方式与综合自动化系统通信。

3 其它二次线的改造

3.1 控制部分的改动

将所有断路器全部纳入综合自动化系统控制范围, 取消控制屏上的设备, 改用测控装置;将各电压等级隔离开关、500kV地刀全部纳入综合自动化系统控制范围, 220kV、35kV地刀为手动操作机构, 不纳入综合自动化系统控制范围;同期采用分散式同期, 由测控装置完成, 取消原有的同期设备;主变有载调压开关纳入综合自动化系统控制范围。

3.2 220V直流系统和时钟同步系统 (GPS)

220V直流系统的现有备用馈线数能满足本次综合自动化系统改造需要。时钟同步系统 (GPS) 前期已上, 本次改造考虑新上一面扩展屏, 输出的对时信号用于本次改造新上的测控装置对时。

3.3 拆除范围和监控设备的布置

本次改造工程需拆除以下设备:所有控制屏、中央信号屏、公用继电器屏、集中同期屏、RTU监控系统。业主应根据运行要求合理安排屏柜拆除的时间顺序。微机监控设备的布置本着最大限度发挥现有装置的效益及现场方便改造施工、少停电的原则, 应采取以下措施:将控制室内的控制屏全部拆除, 视情况保留相应的二次电缆;监控系统、测控装置独立组屏, 安装于原控制屏的位置。

3.4 电缆防火及抗干扰措施

电缆防火阻燃设施包括电缆沟阻火墙、电缆竖井、电缆穿楼板孔、保护屏等电缆孔洞封堵, 所有电缆穿越孔洞均要求密实封堵, 并采取如下抗干扰措施:选用抗干扰水平符合规程要求的综合自动化系统设备;综合自动化系统的采集单元I/O装设在继电保护室内, 开关量和模拟量的信息源头在配电装置的端子箱或机构箱, 在I/O和端子箱或机构箱之间的信息通道, 采用铠装屏蔽电缆, 铠装两端接地, 屏蔽层两端接地;继电保护室内部的信息连接回路采用屏蔽电缆或双绞线屏蔽电缆, 屏蔽层单端接地;在信息输入回路采用光电隔离, 硬件滤波等抑制干扰入侵;保护柜间用截面不小于100平方毫米的专用接地铜排直接连通, 各行专用接地铜排首末端同时联接, 然后在该接地网的一点经铜排与继电保护室接地网联通。

4 结束语

变电站综合自动化是自动化技术、计算机技术和通信技术等高科技在变电站领域的综合应用, 其优越性在电能质量、变电站的安全、可靠运行水平等方面均有较好的体现。但在改造工程的设计中由于旧站二次系统接线的复杂性和设备情况的多样性, 会出现各种不同的问题, 本文介绍了泉州500kV变电站综合自动化系统改造具体设计方案, 旨在抛砖引玉, 为今后超高压或高压变电站的综合自动化系统改造设计提供参考。同时也希望各位同仁能把自己工作中的经验拿出来共同分享, 以完善我们变电站的综合自动化技术。

参考文献

[1]220kV~500kV变电所计算机监控系统设计技术规程DL/T5149-2001

[2]火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程DL/T5136-2001