电气二次设计（精选11篇）
电气二次设计 篇1
1计算机监控系统
龙口水电站计算机监控系统采用开发式全分布结构, 在功能上分为主控级和单元控制级两级, 通过工业级交换机组成光纤双环型以太网, 速率100 MB/s。主控级是电站实时监控中心, 主要负责全厂重要机电设备的实时监视和控制, 进行全厂的自动化运行 (包括AGC、优化运行、AVC等) 、历史数据处理、系统管理、系统调度数据网的电站侧数据处理以及进行全厂的人机对话等。主控级主要硬件设备包括:系统工作站2套、操作员工作站2套、工程师/培训工作站1套、 (以上机型均为SUN ULtra 45 Workstation) ;厂内通信工作站1套、语音报警装置1套 (以上机型均为HP XW4600 Workstation采用UNIX操作系统) ;系统调度通信工作站4套及系统通讯所需的交换机、纵向加密、路由器等;双环光纤工业以太网网络连接设备2套MS20交换机 (德国HIRSCHMANN) ;模拟屏及通信转换驱动器 1套;GPS卫星时钟系统1套;彩色激光打印机2台、黑白激光打印机2台;上位机不间断电源 (10 kVA) 2套。计算机监控系统软件采用NARI公司NC2000系统, 主要包括:网络通信软件、系统冗余软件、标准接口软件、应用软件等。
单元控制级主要负责生产过程的实时数据采集和预处理, 控制与调节, 以及与上位机的通信联络等。设备包括:机组现地控制单元 (1LCU—5LCU) 5套;山西侧开关站现地控制单元 (6LCU) 1套;内蒙侧开关站现地控制单元 (7LCU) 1套;公用设备现地控制单元 (8LCU) 1套。现地控制单元采用NARI公司MB80系列智能 PLC, 具有双CPU直接上网功能, 每一个现地控制单元接至两个RS20系列网络交换机。
全厂公用控制系统包括:气系统 (中压空压机集中控制、低压空压机集中控制) 、排水系统 (厂内渗漏排水、厂内检修排水、11#～19#坝段渗漏排水、下游灌浆廊道排水、右岸消力池排水) 底孔闸门系统及全厂通风系统等。以上系统除右岸消力池排水控制设备外均采用ABB公司生产的可编程控制器及相关自动化元件实现自动控制, 右岸消力池排水控制采用施耐德公司生产的可编程控制器。根据设备布置采用分组组网方式接入计算机监控系统, 实现对全厂公用控制系统的监视。
龙口水电站将接受山西和内蒙2个电网的电力调度, 相应数据也将送入两网, 所以在设计时设置了2个开关站现地控制单元, 即山西侧开关站现地控制单元 (6LCU) 和内蒙侧开关站现地控制单元 (7LCU) , 使数据独立互不干扰。另外远动所用的系统调度通信工作站, 冗余配置每个电力系统2台, 增加了远动的可靠性。
2机组励磁系统
采用广州电器科学研究院生产的EXC9000全数字式静态励磁系统, 主要包括:励磁变压器、调节柜、功率柜 (2个) 、灭磁开关及非线性电阻柜。励磁电源取自发电机机端的励磁变压器, 经三相全控桥整流后, 向发电机提供励磁电流。其主要特点是功能软件化、系统数字化;并采用了DSP数字信号处理技术、可控硅整流桥动态均流技术、高频脉冲列触发技术、低残压快速起励技术、现场总线技术等。
励磁调节器具有独立的数字/数字/模拟三通道, 调节通道以主从方式工作, 其中一个自动电压调节通道作为主通道 (含自动和手动单元) , 另一个自动电压调节通道 (含自动和手动单元) 作为第1备用通道, 手动调节通道作为第2备用通道。模拟通道是基于集成电路的模拟式调节器。它以励磁电流作为反馈量, 从实现的原理和途径上与数字式调节器相比完全不同, 因而能起到很好的后备作用, 实现两种不同的调节组态。每个自动调节通道配有1套独立的智能化故障检测系统, 调节器采用多CPU模式协同工作, 运算速度快;具有PID控制器及电力系统稳定器 (PSS) 等功能。
正常停机调节器自动逆变灭磁, 事故停机跳灭磁开关将磁场能量转移到高能氧化锌非线性电阻灭磁。灭磁回路采用“均能组合”技术, 使得灭磁过程中各支路吸收能量均匀, 从而保持了各支路非线性电阻老化程度一致。过压保护采用串联大功率交流电源, 灭磁时切除脉冲可以保证在任何工况下磁场能量均能顺利转移到氧化锌, 采用这种方式灭磁可以加快灭磁时间, 减少开关电磨损, 也可降低对磁场断路器弧压要求。
3调速系统
调速器由武汉长江控制设备研究所供货, 1#～4#水轮机调速器为WDST-100型微机双调电液调速器 (导叶和桨叶双调) , 5#水轮机调速器为WDT-80型微机单调电液调速器。5套调速器均采用双PCC调节器, 控制模块通过接收机组控制命令及机组实时功率、转速、水头等测量值, 计算出相应的导叶位置设定值, 并根据设定值与测量值的偏差, 输出到水轮机操作机构执行, 使导叶位置、桨叶位置自动协联并与设定值相对应。调速器测速采用电气测速和齿盘测速相结合的方式, 电气测速采集机端和系统PT信号, 齿盘测速是利用主机厂安装在主轴上的齿盘, 由调速器厂家配齿盘探头得到齿盘信号。液压部分由双伺服比例阀、主配压阀、事故配压阀、分段关闭装置 (小机组没有) 等组成。
机组正常停机时利用主配压阀关闭导水机构, 当机组甩负荷, 而调速系统主配拒动不能关闭导水机构时, 机组转速升高, 当转速升高到整定值且收到主配拒动信号后, 控制事故配压阀, 使主接力器迅速关闭, 从而防止机组飞逸;当事故配压阀也发生故障, 转速继续上升到过速保护装置设定值时, 过速限制装置动作, 利用油路直接使导叶迅速关闭, 实现机组的飞逸保护。同时启动机组紧急事故停机流程使机组停机, 防止转速过度升高造成对机组的损害。
4继电保护
(1) 1#～4#发电机保护采用双重化配置, A套为国电南京自动化股份有限公司的GDGT801-1343型微机保护装置, B套为南京南瑞继保工程技术有限公司的PRC85GW-31型微机保护装置。发电机保护包括:不完全纵差动保护、完全裂相横差保护、带电流记忆的低压过流保护、定子过负荷保护、负序过负荷保护、失磁保护、定子过电压保护、100%定子接地保护、转子一点接地保护、轴电流保护, 其中A套保护中还包括励磁变的保护配置有速断及过流保护。
5#发电机保护采用国电南京自动化股份有限公司的GDGT801型微机保护装置。发电机保护包括:完全纵差动保护、带电流记忆的低压过流保护、定子过负荷保护、定子负序过负荷保护、失磁保护、定子过电压保护、90%定子接地保护、转子一点接地保护、轴电流保护, 及励磁变速断和过流保护。
(2) 1#～5#主变压器电气保护采用双重化配置, A套为国电南京自动化股份有限公司的GDGT801-1343型微机保护装置, B套为南京南瑞继保工程技术有限公司的PRC85TS-21型微机保护装置, 另外配1套国电南京自动化股份有限公司的非电量保护。变压器保护包括:主变差动、主变高压侧复合电压启动过电流保护、主变间隙、主变零序、过负荷、瓦斯、油温度及绕组温度、压力释放保护等。
(3) 母线及断路器失灵保护。采用双重化配置, 每套保护均含有失灵保护功能。母线保护和失灵保护共用出口元件和复合电压闭锁功能, A套为深圳南瑞科技有限公司的BP-2B型微机保护装置, B套为南京南瑞继保工程技术有限公司的PRC15AB-312A型微机保护装置。
220 kV母线型式为:山西侧为单母线, 内蒙侧母线为不完全双母线分段运行, 两条母线之间无母联开关, 山西侧1条母线与内蒙侧1条母线可以通过刀闸互联, 实现山西侧或内蒙侧机组送到内蒙侧或山西侧系统, 互联刀闸无断负荷能力, 开关站正常运行时, 互连刀闸处于分位, 两侧的双套母线保护装置分别实现本侧的母线保护功能。为实现母线互联时的母线保护功能, 在保护装置中特设了4个联跳出口和4个联跳起动接点。
(4) 220 kV出线 (至河曲220 kV变电站) 保护。采用双重化配置, A套为国电南京自动化股份有限公司的GPSL603GCM-121光纤纵差保护柜, 包括PSL603GCM电流差动保护装置和FCX-12HP分相操作箱, B套为南京南瑞继保工程技术有限公司的PRC31AM-01光纤电流纵差保护柜, 包括:PRC31AM光纤电流纵差保护装置。
(5) 本电站为机组和220 kV设备各配1台故障录波器。为分析事故及保护装置在事故过程中的动作情况, 以及迅速判定故障点的位置提供了依据。
(6) 安稳装置:为了保证机组的安全, 装设1套失步解列压频控制装置。包括:UFV-200F失步解列压频控制装置1台。
为加强电网实时动态安全监视, 增加事故分析手段, 提高电力系统仿真计算的精度, 在电厂侧装设实时动态监测系统子站 (功角测量) 1套。型号为:PAC-2000D, 用于系统线路信息量及发电机信息量的采集。
(7) 为使电站保护信息纳入电力系统实时数据网络, 配置保护及故障录波信息管理子站, 子站与各保护装置及故障录波器通过各自的通信接口分别连接。保护及故障录波信息管理子站经10/100 M接口与调度数据专用网相连。
(8) 龙口水电站配置双套不同厂家的保护装置虽然造成了二次设计的难度, 并增加了工作量, 但是可以起到功能上的互补, 增加了电站运行的安全性和可靠性。
5直流系统
全厂设1套220 V直流电源。直流母线采用单母线分段接线, 两段直流母线各带1组600 AH阀控式铅酸蓄电池, 各配1套高频开关充电装置并公用1套充电装置, 每套高频开关充电装置配有监控单元;两段直流母线各配1面主负荷盘并装有微机绝缘检测装置。另配有逆变电源装置1面, 供事故照明用。另外在机组、继保室和GIS室分别设有交直流负荷盘, 为各自负荷供电。对于双套保护装置的直流电源分别从两段直流母线引出, 220 kV断路器合闸线圈和第1跳闸线圈直流电源引自一段直流母线, 第2跳闸线圈直流电源引自另一段直流母线。
6电气二次设备布置
龙口水电站型式为河床式, 左岸布置电站主、副厂房, 右岸布置大坝的泄流建筑物。电气二次主要设备布置为:各机组的控制保护设备布置在主厂房的发电机层上下游侧、水轮机层和出线层, 与各自机组对应;监控设备其它保护设备及直流设备布置在副厂房的中控室、继保室、计算机室、直流盘室及蓄电池室, 汇控柜、开关站LCU布置在GIS室的二次房间。
7结语
龙口水电站设有两种不同水轮发电机机型、220 kV出线系统分别接入山西和内蒙两个电力系统, 主要继电保护装置均采用双重化配置, 因此, 电气二次设计非常复杂、工作量相对较多, 设计人员根据工程的特点和山西及内蒙电力系统的要求, 设计中对母线保护等采用了一些新技术, 经运行证明二次设计是成功的。
电气二次设计 篇2
随着新年的到来，我们走过了2012。回头看看，几分耕耘，几分收获。在部门领导班子的正确领导下，电二班组紧紧围绕部门工作思路开展工作，狠抓班级各项管理，落实目标管理责任，推行绩效考核，经过全班人员的共同努力，齐心合作，在确保安全生产的基础上圆满完成了各项生产任务。现将2012度主要工作总结如下：
一、安全生产方面
认真开展班组安全活动，除正常安全活动日，组织学习上级相关文件和有关技术措施，针对相关安全事件吸取经验教训，还充分利用班前会及消缺间隙，定期进行安全知识培训。2012全班参加了部门及公司组织的安规考试，参考率100％，成绩优秀。一分耕耘一分收获，电二班组秉承着“脚踏实地，甘于奉献”的安全生产理念，在2012年取得了安全生产的大丰收。展望即将到来的2013，电二班组每个人都知道安全工作只有起点没有终点。
二、培训方面
1.班组部分成员深入南瑞继保公司学习了发变组保护、母线保护、励磁系统等相关知识。
2.班组部分成员参加了新疆计量院组织的计量检定员培训班并且考取了计量检定员证十个项目。
3.班组部分成员参加了国家电监办组织的计量检定员培训班并且考取了高压实验、绝缘、继电保护等特殊作业证十八个项目。
4.全班人员参加了#
1、2机组的现场安装调试电二部分，虚心向调试人员、厂家人员、安装人员进行请教，并且及时邀请厂家人员进行了相关培训。
5.利用部门规定的周二与周四制定了详细的培训计划并进行了有效的培训。6.班组内部根据设备的安装、试运、运行情况及时进行了相关培训。
三、班组制度进行了建立、修改和完善
电二班组在安全生产方面全面落实各级安全生产责任制，并对班组制度进行了建立、修改和完善。每天上午和下午安排专人重点检查本班所辖设备的安装、试运、运行情况。
四、班组建设方面
班组是企业的细胞，是企业的基础，班组建设的好坏直接关系到企业的发展与生存。搞好班组管理，提高职工队伍素质，增强班组的活力，发挥每一位成员的作用，是班组建设的根本。
1、选配好政治、业务素质高、有一定组织能力的员工为新学员进行一对一帮助，明确班组长负责制，形成以班组长为核心的班组集体领导管理体系。
2、评选班组先进个人；总结交流经验、表彰先进、树立典型。
3、建立必要的规章制度。没有规矩，不成方圆，没有制度行为也不可能规范。要制定班组的各项管理制度，如质量管理、目标管理、考勤制度等，明确班组内的工作职责，任务、作业程序等，形成制度，颁布执行。且要做到月有考核，季有初评，年有总结，考核成绩作为评选先进班组的依据。整套制度的建立健全，就会逐步做到工作内容指标化、工作要求标准化、工作步骤程序化、工作考核数据化、工作管理系统化。
4、开展民主评议活动，推进班组自主管理和民主管理。民主评议是民主管理的重要内容，发动班组人员围绕生产、经营、管理、服务等深入开展合理化建议活动，为班组建设献计献策，主动改进工作方法，开展民主评议活动，体现班组人员自我教育、自我控制、自我完善的主人翁精神。
5、认真规范及时做好各类台账，所有的工器具及班组资料实行定置管理。认真搞好班组各项设备台账、在“达标班组”基础上严格按“模范班组”要求，规范班内各项工作。
2013年即将来临，回顾过去，我深感欣慰。展望未来，我满怀信心。作为准东发电公司的员工我们感到骄傲和自豪。为此本人将和本班员工尽最大的努力，把明年的工作做得更好，做得更加完美，为准东发电公司的振兴，贡献出微薄之力。
设备维护部电二班
王小红
电气二次设计 篇3
【关键词】110kV 变电站；综合自动化；电气二次设计；分析
在有关变电站电气二次设计思维与理念不断发展、更新的背景下，整个变电站的二次电气系统已逐步自传统面向功能为主的设计模式转变成为了面向对象的设计模式。简单来说就是，相对于整个变电站电力运行系统而言，电气二次设计过程当中不单单考虑某一个参数或设备，而将设计的目的确定为：为满足某一设备保护、监控、测量、计量在内相关功能有效实施的综合性装置，确保特定性功能的顺利完成。而这对于整个系统分布式、开放性特征的实现而言也是至关重要的，因此，做好电气二次设计也相当于保障了整个综合自动化变电站运行的可靠与稳定。本文即针对以上相关问题作详细分析与说明。
1.变电站综合自动化系统和变电站电气二次部分之间的区别和联系
变电站的综合自动化将计算机技术、数据处理技术以及通信技术等对变电站进行监控，并能够保障在变电站综合自动化系统中电气设备是能够进行信息的交换的，实现了系统内部的资源信息的共享，能够对变电站的运行状况进行控制和监视。变电站中的电气二次部分与变电站的电气一次部分相比较来看的话，能够对电气一次设备进行保护，并对电气一次设备的运行情况进行监控，调节电气一次设备中的等级变换，保证设备输送电能、功能分配的正常进行。变电站综合自动化系统可以看成是电气二次设备中的一部分，为电气一次设备提供保障和服务的。变电站二次设备是使用电工技术来协助各类功能的实现和完成，例如：跳合闸操作、小电流接地选线、直流系统、低周减载、继电保护、四遥以及防误闭锁等功能。在变电站的功能完成的过程中，变电站综合自动化系统和变电站二次部分在功能完成的过程中所发挥的作用之间存在着较大的差异。
2.继电保护设计要点分析
从继电保护的角度上来说，其作为整个变电站的运行核心所在，一旦没有了继电保护，也就无法确保整个变电站的稳定运行。因此，变电站所对应的继电保护单元需要与监控系统保持独立运行的状态。换句话来说，在整个系统软件、硬件发生故障并退出运行的情况下，要求继电保护单元仍然能够稳定且持续的运行。现阶段的技术条件支持下，对于110kV变电站而言，在综合自动化技术的不断发展并应用的背景下，对于变电站内，包括进出线线路、母线、电容器装置、接地变配电装置、以及变压器在内的相关一次性设备均配置有与之相对应的保护测控装置。通过对该装置的应用，能够完成对间隔层部分的电流数据、以及电压数据的实时且动态采集。同时，还可以通过对保护测控装置内部中央处理器的应用，建立在逻辑判断的基础之上，完成相对于整个间隔层的保护功能。
3.跳合闸操作设计要点分析
从跳合闸操作的角度上来说，在综合自动化系统的应用背景下，110kV变电站所对应的隔离开关、断路器操作、以及接地刀闸操作均实现了其远程摇控性，最终建立在二次回路的基础之上，确保操作的正确性、可靠性。从这一角度上来说，跳合闸操作状态下，电气二次设计的核心目的在于：如何可靠且合理的设计操作机构，确保在综合自动化系统运行状态下，所发送跳合闸弱电信号能够实现与跳合闸线圈强电回路之间的对立性电平转换。结合实践工作经验来看，对于110kV电压等级变电站而言，要求面向断路器配置与之相对应的操作箱，并独立运行。
4.防误闭锁设计要点分析
电气防误闭锁回路是一种现场电气联锁技术，主要通过相关设备的辅助接点连接来实现闭锁；其防误功能随二次接线而定，不宜增加和修改。微机、防误闭锁是通过用软件编写断路器、隔离开关、接地刀闸问的操作闭锁规则，将现场大量的二次闭锁回路变为电脑中的“五防”闭锁规则库，实现了防误闭锁的数字化。
5.备自投设计要点分析
在现阶段的技术条件支持下，对于110kV综合自动化变电站而言，变电站备自投所采取的供电方式可以在以下两种方案当中加以选取：方案一是母联分段供电方式。此种备自投方案的核心思路在于：在分段開关处于断开状态的前提条件下，由工作电源分别面向设备进行供电。在整个供电作业过程当中，两个电源相互属于备用关系状态；方案二是双进线向单母线进行供电的方式。此种备自投方案的核心思路在于：1#线路进行进线作业，2#线路则作为备用线路。实践工作当中，多将方案一称之为暗备用方式，而将方案二称之为明备用方式。对于110kV电压等级变电站而言，在充分考虑综合自动化系统运行特性的基础条件下，变电站备自投装置设计方案的选取需要结合电压、电流、断路器位置信号等因素进行综合考量。同时需要遵循的基本原则是：110kV综合自动化变电站电气二次设计的主要任务是选取合适的备自投装置和备投方式，设计装置与PT、CT、断路器辅助接点的电缆连接。
6.后台监控设计要点分析
从后台监控的角度上来说，对于110kV综合自动化变电站而言，较常规意义上变电站在后台监控方面的运行特性来看，两者之间的主要差别体现在：取消了中央控制屏装置，同时以监控器的方式加以替代。后台监控器的主要组成为计算机。在该计算机装置当中，支持安装并运行相应的监督控制系统软件，集成包括定期传送、五防、以及操作票操作在内的相关功能，使整个变电站的运行更加的一体化与集成化。同时，在有人值班模式下，人机联系功能可应用于后台监督控制系统，并面向相关操作人员，提供通过对计算机外置装置（包括键盘、鼠标在内）的运用，使运行人员对整个后台监控系统进行可靠的调度。而在无人值班模式运行状态下，人机联系功能则能够自动在当地的监控系统后台机上持续运行。更加关键的一点是：后台监控系统与变电站综合自动化系统之间的连接仅通过通信线的方式加以实现。因此，在二次设计当中，可以不需要再做考量。但需要注意的一点是：由于计算机对于电源的需求为交流模式，供电的可靠性水平相对较低，因此需要在二次设计过程当中，为其配置专门性的交直流供电，从而确保供电的持续性与稳定性。
7.结束语
在整个输变电系统的运行过程当中，变电站所发挥的重要意义是毋庸置疑的，其也可以说是电网系统运行状态下的监控点所在。特别是在现代计算机技术不断发展，相关技术与电力系统充分融合的背景下，综合自动化技术已成为变电站运行过程当中的关键载体与依赖。建立在综合自动化技术的基础之上，分散式的变电站综合自动化系统已成为了现阶段变电站综合自动化技术发展的主要方向与趋势所在。 [科]
【参考文献】
[1]吴尚恒，菅晓清.HGIS变电站电气二次设计优化方案及其注意事项[J].城市建设理论研究（电子版），2012，（24）.
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[3]孟祥忠，王博.电力系统自动化[M].中国林业出版社，北京大学出版社，2006.
变电站改建工程的电气二次设计 篇4
1 设计原则及特殊情况
1.1 变电站现场收资
1.1.1 综合自动化控制站
首选要核实主控室和小室屏的位置, 对屏位数量是否满足本期要求要有着清楚的了解, 若备用屏位不够, 房间内是否有位置新增屏位。
1) 屏顶小母线:屏顶是否有小母线;小母线的数量和具体名称;一期的屏顶小母线是贯通的还是短母线连接的。2) 电度表屏:确定一期所有电度表屏内电度表安装情况;全站是否配置了电能量采集装置;电能量采集装置的备用通信口是否满足接入需要。3) 测控屏:现场测控屏内测控装置的组屏情况;测控装置的端子排遥信、遥控、遥测量。4) 远动柜、GPS柜、公用测控柜:这些二次设备的备用接口是否能满足本期的接入需要。特别注意的是远动柜内远动通信口, 一个串口可以带6个左右的相同厂家的保护装置, 收资时需要核实每个串口后带的设备厂家和数量。5) 微机五防装置、图像监控系统:全站是否配置了微机五防装置和图像监控系统。6) 直流系统:一期工程的直流系统是如何供电;备用馈线是否满足本期接入。7) UPS电源系统:全站是否安装UPS电源系统;馈线和容量是否满足本期接入。8) 交流电源的接线:交流电源如何供电。
1.1.2 常规控制站
主控室和小室屏位位置、屏顶小母线、电度表屏、直流系统、交流电源的接线情况的收资内容与综合自动化站基本相同。
1) 模拟控制屏:现场模拟控制屏的组屏情况;与本期工程有关模拟控制屏的光字牌数量及布置。2) 对时装置:对时装置的备用接口是否能满足本期的接入需要。3) 五防装置:现场的五防装置是微机五防系统还是机械五防系统, 是否满足本期接入需要。
1.2 电气二次设计
1.2.1 屏位
在220k V或110k V站内改造或扩建, 首先要确定所要增加屏体的数量, 以确定主控室和小室内是否有地方放置。为了便于运行和施工, 应尽可能将同一电压等级的二次屏屏位集中在一起, 同一线路或设备的保护、测控屏放置在一起, 不留卡屏位置。当一期工程的预留屏位不可以满足后期的设计需要时, 就必须考虑与土建专业配合增加屏位。现场若有退运屏, 经过运行单位同意本期拆除, 退运屏备用位置可以放置本期新增屏柜;在空余位置增加屏位, 需依据《电力工程电气设计手册电气二次部分》中规定最小距离设计。特殊的情况下, 征得运行单位和建设单位的同意, 占用一部分次要通道用来布置屏位位置;也可考虑定制前开门屏柜, 这种屏柜可靠墙放置, 但运行、检修不方便。增加屏体的颜色尽量与一期保持一致。
1.2.2 屏顶小母线
新增的屏顶小母线由相邻屏顶引接;需要拆除中间屏的时, 可用控制电缆将相邻屏的屏顶小母线进行引接, 此方案在实施时要考虑相应的安全措施。
1.2.3 测控屏和模拟控制屏
1) 对110k V及以上电压等级断路器单元, 应按间隔单独设置测控装置并集中组柜, 每面柜上最多只能组4套测控装置。2) 110k V以上电压等级主变压器各侧测控装置宜放在一面柜上。3) 对35k V及以上电压等级的设备, 应采用保护测控装置一体化装置, 且宜集中组屏、就地安装在高压开关室内。集中组屏时每面柜上最多只能组6套保护测控装置, 同柜配置一台打印机。当综自站中需要增加测控装置时, 必须严格执行此规定。而220k V测控装置为整层机箱, 要保证柜后端子排能布置完、没有横端子的情况下将四套装置组一面柜可能有稍许困难, 设计时可根据实际情况考虑三套或两套装置组一面屏。35k V配电装置为户内布置时, 为了运行操作一致, 扩建工程中相应的35k V保护测控一体化装置和电度表的布置与一期保持一致。在常规站中增加模拟控制屏, 增加相应屏位即可;在相应的控制屏上改造则要注意可用光字牌数量, 尽量压减和合并本次工程的信号量, 也可视情况在原模拟控制屏上增加少量光字牌。
1.2.4 公用设备的改、扩建
公用设备改、扩建工程中, 会涉及到许多站上的公用设备, 诸如公用测控 (控制) 柜、远动柜、GPS装置等等, 在现场收资时就要注意到公用设备的备用接口, 不满足本期工程接口的情况下需要新订设备, 尽量将增加装置组在原屏体上。
1.2.5 交、直流控制电源统计
变电站的直流系统必须满足改、扩建的需要。根据相关设计规定, 若备用直流空开接口不够, 可增加直流馈线屏。如果增加的直流空开不多, 屏位不足而又不需改造直流系统的情况下, 增加的直流分屏可包含两段直流电源, 其电源从原两面直流屏的直流母线上利用并柜电缆引接过来。改建工程中的交流负荷接入交流环网网络中;扩建工程可视情况由站用电增加交流电源回路。
1.2.6 电度表及电能量采集装置
每块电度表屏内可安装12块电度表, 为方便运行、柜体散热和端子排安放, 一般设计考虑9块表布置。在设计中曾经遇到过要增加1块电度表, 但现场电度表屏全满, 屏位无法再扩的情况, 则设置了电度表端子箱布置于小室墙壁上, 特殊的情况给予这样实施的建议。电能量采集装置每一个通信485口支持同一个通信规约, 可串联收集不多于6块电度表的电能数据。一般电能量采集装置有小于8个的通信485口。
2 结语
在变电站扩建和改建工程过程中最主要的是设计, 为了把变电站的二次设计做好, 必须要充分掌握站内设备二次系统及设备的实际情况, 以及二次设计原则及特殊情况。这样才能为二次设计节省时间, 并使二次设计的更加合理科学。
参考文献
[1]乔益.变电站电气二次系统的设计分析[J].物流工程与管理, 2009.
[2]冯肇海.浅谈变电站电气二次系统设计[J].广东科技, 2010.
[3]温启华.浅谈110kV变电站二次系统设计[J].广东科技, 2009.
浅谈变电站的电气二次系统 篇5
关键词：智能电网；数字化变电站；电气二次系统
引言：2009年，我国提出建设坚强智能电网的战略规划。变电站作为电网运行的重要环节和主要监控点，起到联系整个系统的重要作用。变电站的电气二次系统的合理性与可靠性与变电站安全稳定运行有着密切关系，可以视为变电站的神经系统。因此，有必要对变电站二次系统展开研究，以推动整个变电站乃至电网的安全稳定。
一、变电站电气二次系统概述
变电站电气二次系统是一个复杂的系统网络，主要包括变电站内的各类电气设备及其相应的控制、调节、信号、测量回路，以及电气二次系统的继电保护装置、安全自动装置、准同期装置、直流操作电源等。总体来分析，可以将变电站电气二次系统分为以下几个部分：
（1）继电保护和安全自动装置。继电保护和安全自动装置是电气二次系统的重要组成，主要用来保护变电站的安全稳定运行，一旦出现系统故障，立即动作于告警或跳闸。（2）控制回路。变电站二次控制回路主要用来对变电站内各类设备进行控制，主要是各类开关设备的跳合闸操作，继电保护发出跳闸信号后，通过控制回路来执行跳合闸。（3）信号回路。变电站电气二次设备的运行，均依赖于信号回路的运行，通过变电站二次信号回路，准确采集一次设备的工作状态，包括信号的发送、接收和传递网络，来为运行人员进行运行和维护提供依据。（4）调节回路。除了通过控制回路来控制开关的跳合闸以外，有一些变压器主设备还需要通过调节回路来调整期工作参数。（5）其他回路。除了上述回路以外，变电站二次系统还包括绝缘检测回路、系统同期回路、操作电源回路等，是变电站功能实现的辅助回路，随着电网技术的发展，变电站建设水平不断提高，电气二次回路技术水平的高低目前已经成为衡量变电站自动化程度的重要方式。
二、变电站电气二次系统的设计
随着我国建设坚强智能电网的进程不断深入，电气二次系统也经过了从简单到复杂、从单一到多元、从手动到自动的发展历程，从了就地分散、集中控制、单元控制逐步过渡到综合控制。下文结合某220kV数字化变电站电气二次的架构和设计，来详细分析和研究变电站的电气二次系统。
（一）变电站电气二次系统的架构。如下图1所示，为某
220kV数字化变电站的系统架构图，该变电站采用保护集中布置方案，按无人值班变电站考虑设置综合保护室，除10kV保护设备外其他所有保护、监控及通信屏柜均集中布置在综合保护室内。变电站二次系统的架构与设计主要包含了智能化二次设备的选择、通信规约的选择和系统通信网络的设计。
（二）变电站电气二次系统的实现。（1） 智能二次设备的选择。与数字化变电站设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化等特征相适应，变电站二次设备必须选择相应的数字化保护。该220kV数字化变电站的所有模拟量交流采样全部采用光纤点对点，而设备跳合闸采用GOOSE网络方式来传送开关量。 GOOSE服务是数字化变电站实现的一种重要手段，也是数字化变电站进一步发展的方向，通过SV和GOOSE组网，实现了开关二次设备的智能化。
（2）通信规约的选择。根据数字化变电站的架构，其通信网络主要包括站控层网络和过程层网络两个部分，各个不同的通信网络可以使用不同的通信规约。其中，站控层网络规约包括IEC61850和网络103规约，过程层网络规约包括IEC61850和IEC60044-8规约。经过对比和分析，站控层网络中，网络103规约的互操作性较差，同时实时性要求不高，虽然费用较低，但难以为数字化变电站的通信提供充分的保障。而IEC61850规约是目前国标统一的面向数字化变电站的理想通信平台，虽然费用相比网络103较高，但互操作性强，而且实时性好。
基于此，该220kV数字化变电站采用IEC61850规范，构建统一的基于IEC61850规范的快速通信方式，在交流量传输中，采用了国际标准规定的IEC61850-9-1点对点方式，且不接入过程层的总线网络。在开关量传输中，借助GOOSE服务的以太网，来实现开关量信息的快速传递。此外，该变电站取消了间隔层智能终端，借助交换机实现整个过程层设备之间的信息交互和共享，各个智能终端、保护和测控装置之间实时交互，开关量与跳合闸之间全数字化。
（3）系统通信网络的设计。1）间隔层和站控层通信的设计
系统的网络架构采取了星型以太网络，在间隔层与站控层的通讯以及站控层内部的通讯共用同一個通信网络。考虑到该220kV变电站巨大的信息量，为了提升实时通讯的稳定性，该变电站选择了1000/100M自适应的交换以太网。同时，220kV数字化变电站内的站控层设备相对较多，因此专门设计了独立的站控层网络，来为各个站控层设备之间提供信息的交换和传递通道。2）过程层通信的设计。在过程层的通信总线设计方面，通过过程层总线技术实现了过程层设备之间的信息交互，而未采用传统的控制电缆。此外，基于继电保护装置对实时性的要求，过程层通信需要借助至少100M的以太网通信，并需要支持报文优先级和组播功能。3）间隔层通信的设计。间隔层的通信采用了间隔交换机，以更好的提高数字化变电站内各间隔的可靠性和实时性，间隔层的每个间隔都设立一个间隔交换机，该间隔内的所有设备均接入到该间隔的间隔交换机，并仅能通过间隔交换机来进行间隔内的信息交互。各个间隔交换机之间又能够通过级联汇总到总交换机，包括母线差动保护、变压器保护、线路保护等在内的需要接入多个间隔信息的保护设备，则统一直接接入中的交换机。
结语：随着我国智能电网建设的逐步深入，我国电网也朝着特高压输电、交直流混联、暂态特性复杂的方向发展。变电站作为电力系统内部传递和输送电能的重要节点，对电网建设发挥着日益重要的作用，随着智能变电站的普及和推广，变电站的电气二次系统也朝着自动化、智能化的方向不断发展，积极推进变电站电气二次技术的发展和进步，对我国智能电网建设具有重要意义。
参考文献：
[1] 李九虎，郑玉平，古世东，须雷.电子式互感器在数字化变电站的应用[J].电力系统自动化， 2011（7）： 94-98.
电气二次设计 篇6
DCS控制系统 (DistributedControlSystem,分散控制 系统)是随着现代大型工业生产自动化的不断兴起和过程控制要求的日益复杂应运而生的综合控制系统。DCS控制系统基本包括模拟量控制系统(MCS)、顺序控制系统(SCS)、汽机DEH系统、电气ECS系统、旁路控制系统(BCS)。
目前国内的火电厂机组中,尤其是300 MW以上的机组无不采用DCS系统,2台300 MW机组加上公用系统DCS测点接近2000个。测点分布在发变组保护及控制、启备变保护及控制、同期、直流/UPS、厂用电源 及电动机 等多个系 统的原理图和端子排图中。一条DCS测点的完整数据由多个部分组成,电气设计人员主要负责提供测点编号、测点类型、测点说明、测点的电缆编号和测点的起始设备等信息。
在传统的设计方式下,DCS测点的统计非常复杂,流程如图1所示。而且,由于DCS接线回路分布在多个卷册的不同图纸中,要统计一个卷册的DCS测点信息,就必须逐张图纸翻阅,将DCS测点的信息逐条摘录出来,这些重复性的劳动不仅耗费了设计人员大量宝贵的设计时间,而且极容易出现测点数据遗漏或者重复等低级的设计错误。在这种设计方式 下,原理图、端子排图和DCS测点清册中的数据互相独立,不能联动,要修改一个测点的信息,就必须要同时修改这3个文件中的信 息,也容易带来因为忘记修改某处而导致的设计成品中数据不对应的问题。
1电气二次集成设计系统(SDMP)
随着计算机技术的发展,虽然出现了很多针对电厂设计各专业的辅助设计软件,但是国内的发电厂电气二次设计一直都是借助AutoCAD的纯手工设计,并没有专门的电气二次辅助设计软件,更没有DCS测点统计的功能。
为了提高设计质量和设计效率,探索更先 进的设计 手段,我院从2011年开始与上海海跃信息技术有限公司 合作,联合开发了一套 专门用于 发电厂电 气二次设 计的辅助 设计系统———海跃电气二次集成设计系统,以下简称SDMP。SDMP包括系统管理和二次设计两部分,其中二次设计部分能够涵盖发电厂电气二次设计的绝大部分卷册,能够很好地辅助设计人员进行施工图设计。SDMP通过在不 增加设计 工作量的 前提下提高原理图设计的深度,使原理图中包含更多的设计 信息,并且通过数据库技术将原理图中的图形数据与后台的项目库关联,将设计数字化,实现了各设计成品之间的 数据关联。为了适应电力设计院的电气二次设计,SDMP在原理图设计方面不关心设备内部的原理信息,而是将重点放在了设备与设备之间的接口设计上,然后通过原理图自动生成后续的端子 排图、电缆清册、DCS测点清册等成品。
2DCS模块
2.1SDMP原理图接线设计
在SDMP中,原理图中的芯线定义能够将回路的信息全部定义到一条表示回路的芯线上,包括回路号、回路说明、电缆编号等信息,加深了原理图的设计深度。原理图绘 制完成后,软件自动将这些信息提交到服务器的项目库中,后续的各种成品包括DCS测点清册、端子排、电缆清册等都由软件自动生成,避免重复性劳动和人为差错。
2.2DCS测点定义
SDMP的DCS测点定义是在接线设计功能的基础上通过增加DCS测点信息扩展而来的,其操作方式与绘制普通接线并无区别。在绘制完接线信息后,软件会自动根据终点设备的名称信息判断当前回路是否是DCS测点回路,如果终点设备名称中出现了“DCS”关键词,则自动将这条回路识别成DCS测点。
DCS测点信息包括测点编号、测点说明、测点类型、电缆编号等部分,测点编号和测点说明都是直接输入的,分别对应 于界面上的回路号和芯线说明。为了方便用户录入芯线说明,软件增加了一个“拾取”按钮,通过这个按钮用户可以直接选择原理图上已经存在的说明文本,省去了手动输入的工作量。
在我院的设计习惯中,有些测点的测点编号不直接标注在原理图的回路号上,而是只写一个短的 测点编号,例如:1a、1b这样的信息,开列DCS测点清册的时候,再由设计人员将这个编码补充成完整的测点编号。为了兼容这种方式,软件在接线界面上专门扩展出了DCS测点部分,将测点的信息和在图纸上显示的回路编号分开存储,如图2所示。通过这种 方式,既保留了原来的设计习惯,也能够满足DCS测点的设计。软件在处理一条回路的时候,如果检查 到回路中 的DCS扩展部分 有数据,会自动将以扩展部分的信息作为测点的信息。在输入测点编号的时候,设计人员只需要输入测点后面几位即可,不需要将设备编号等信息都输入进去,软件会自动补充回路起点设备的标识编码。
2.3DCS测点类型
DCS测点类型信息就包含在测点编号中,例如测点编号:HV10GH001YB01b中YB就表示这个测点的 类型是DO。在不借助软件的情况下,设计人需要根据编号去填写测点类 型,不仅要耗费大量的时间和精力,还有可能出错。SDMP能够自动根据测点编号分析出表示测点类型的关键字,并根据关键字去自动判断测点类型。
在实际工程设计中,可能会出现一些软件中未事先定义的测点类型关键字,因此,软件增加了一个测点类型对照表,允许设计人员自己扩展测点类型关键字,界面如图3所示。
当设计过程中出现了原来不存在的测点类型关键字时,设计人只需要自己添加一行对照信息,软件就能识别测点类 型,提高了软件的灵活性。
2.4电缆编号
SDMP中,端子排是软件根 据原理图 自动生成 的,端子排中的电缆编号是在原理图中定义后自动写到端子排图中的,电缆定义界面如图4所示。设计人员在原理图中选择要开列 到同一条电缆中的芯线,软件自动计算当前设备要开列的电缆编号,这个编号是通过计算电缆库中的最大编号得出的。设计人员也可以通过“查询”按钮查看当 前设备已 经开列了 哪些电缆编号,方便补充被跳过的电缆编号。
2.5DCS测点清册
原理图设计完成后,软件自动将原理图中的测点抽取到服务器上的数据库中,避免了设计人员手动翻阅图纸统计清册的工作量。软件的数据库设计非常灵活,设计人员可以分别按照设备、卷册和项目来筛选和查看测点数据,DCS测点数据界面如图5所示。
点击测点数据界面的“生成清册”按钮,软件自动生成Excel格式的测点清册。这 个清册是 根据Excel模板生成 的,因此,可以根据不同的项目,例如国内外项目等在软件中定 义多个清册模板,生成后的清册如图6所示。
3结语
SDMP的DCS清册模块,通过加深原理图的设计深度,将原来分散的DCS测点数据统一定义到原理图中,将原来在端子排和测点清册中的 工作前移,并没有增 加设计的 工作量。而且,一旦原理图绘制完成后,设备端子排、DCS测点清册的工作全部由软件自动完成,将设计人员从毫无技术含量的重复性劳动中解放出来,极大地提高了设计效率和设计质量。
DCS清册模块以原理图为基础,软件将原理图中的数据保存在工程库中。后续各种成品中的数据都是从工程库中 获取的,保证了数据的唯一性,在修改的时候只需要修改原理图,后面成品中的数据都会自动更新,避免了不同成品之间同一个数据不对应的问题,使得图纸的设计质量进一步提高。
通过DCS测点模块,设计人员只需要保证原理图中的测点准确即可,测点的统计和清册的生成工作量基本为零,使得在不增加设计工作量的前提下,大大提高 了DCS统计的效率和准确度。通过在以往项目中的使用效果来看,在使用了DCS测点模块的卷册中,测点统计的工作量减少了90%以上,准确率提高了80%以上。
摘要：借助SDMP集成设计系统的DCS设计模块完成发电厂电气二次的DCS接线设计,将原来靠人工统计DCS测点的工作交由计算机来完成。软件能够自动按卷册汇总DCS数据,并自动生成DCS测点清册,减少了设计人员的重复性劳动,提高了设计效率和设计质量。
浅谈数字化变电站的电气二次设计 篇7
关键词：数字化变电站,电气二次设计,方案
一、数字化变电站概述
现阶段, 国内数字化变电站逐步进入到工程实践阶段。早在2006年, 我国首座220k V的数字化变电站就已经投入运行, 这为我国在电网建设方面实现了技术上的新突破。建设数字化变电站的核心部分是数字化变电站中的一次设备与二次设备, 并要求两者全部为智能化设备。智能化的设备要应具有特殊功能的通信接口, 确保与其他设备可以方便地进行控制命令、状态、参数等信息的互相交换。
二、数字化变电站中电气二次设计需要注意的问题
(一) 线路保护
1线路分相电流差动保护
关于电磁式互感器的饱和问题, 一直以来都是造成线路分相电流差动保护误动产生的主要因素之一, 而电子式互感器的非饱和特性就很好地解决了该问题。
2距离保护
距离保护是为了判据电流中是否含有非周期分量, 而通常用的电磁型互感器不可以从根本上转变非周期分量, 这就导致了故障测距误差很大, 最常用的的解决办法是通过增大数据窗来降低误差, 而这又使得距离保护的快速降低。电子式互感器能够使得用于微分方程原理的阻抗算法缩短数据窗, 这就在很大程度上提高了距离保护的动作速度。
3过流保护
如果电磁式互感器达到饱和, 那么就会很大程度的影响到反时限过流保护的动作时间, 并且会延迟保护动作时间。相角的精确测定也会在很大程度上影响方向过电流保护的选择性, 一旦电磁式互感器达到饱和, 就会很难的测定精确的相角, 原因在于引发的二次电流波形畸变。为了有效的解决这个难题, 在互感器的选择上我们应该选用无饱和特性的非常规互感器。
(二) 母差保护
在设计母差保护的数字化时, 能够借助于母差子站使得模拟信号转化为数字信号。指的是将原有母差保护变为新的母差保护主站与保护子站, 其中, 子站使用在过渡阶段, 一般在各间隔常规电流、母线电压以及开关位置进行连接。在对每个间隔进行数字化设计之后, 将电流电压一步一步地从每个间隔的合并单元光纤连接到母差保护主站, 接着输入GOOSE网络实现连接。
(三) 数字化低周保护
与传统低周保护相比, 数字式低周保护无信号电缆。它是在合并单元处接收母线电压并进行频率计算, 接着以报文的形式输出跳闸命令。在各l0k V间隔设置的自动投退低周压板, 能够参考调度的定值, 预先设置好某段出口跳闸投退, 最终实现低周跳线路的功能。
三、数字化变电站中的电气二次设计方案
(一) 选择智能设备
在数字化变电站中, 其智能设备主要包含有二次设备、电子式互感器及智能开关等。对二次设备的选择是唯一的, 就是选择网络化形式的二次设备。对电子式互感器的选择一般有两种方案, 即有无源电子式传感器与有源电子式互感器, 现阶段我国大部分使用的是有源电子式互感器。对智能开关的选择方案国内目前主要使用的是智能终端与传统开关组合的设备。
(二) 选择通信规约
数字式变电站的网络层主要是由站控网络层和过程网络层组成的。站控网络层的通信规约主要有103规约与IEC61850规约两种。过程网络层的通信规约主要有IEC61850规约与IEC60044-8规约两种。其中, 103规约是为传统通信网络层服务的, 所以在数字化变电站的站控网络层中往往选择IEC61850规约作为其通信规约。对于数字化变电站的过程网络层中, 往往选择IEC61850规约与IEC60044-8规约的组合为其通信规约。
(三) 设计网络结构
数字化变电站系统一般适用于电压等级在35千瓦到500千瓦之间的变电站或开关站, 设计时要结合IEC61850来进行, 该系统一般是由过程层、间隔层以及站控层组成的。其中, 间隔层与站控层之间是由IEC61850-8-1方式进行信息交换的, 站控层与间隔层由以太网为媒介进行连接的, 而间隔层设备是由GOOSE通信协议进行数据信息交换, 极大地增强了间隔单元的防误闭锁能力, 过程层设备借助于光纤以以太网的形式结合IEC61850-9-2的有关标准将互感信息传到间隔保护层与测控设备。对于数字化变电站中的非IEC61850标准的IED设备, 需依靠转换设备连接到自动化系统中。
(四) 设计原理图
进行数字化变电站的电气二次设计中, 所采用的是电子式互感器, 采样变电站所输出的信息进行后再通过量化过程的处理, 由光纤送给二次设备, 极大地增强了设备运行的稳定性。变电站设计中所采用的智能开关具有智能终端功能, 由光缆进行其控制命令的传递, 跳合闸命令也是通过光纤输送至智能终端, 这就使得控制命令的传递实现了数字化功能。一次设备的开关量进行数字化处理后输送至二次设备, 接着二次设备再将开关输出量传递给智能终端, 这一过程很好地实现了开关量信息的采集、传输与输出的数字化功能体现。
(五) 设计组屏方案
对于数字化变电站电气二次部分组屏方案的设计, 其与传统的设计是存在差别的, 相比较来说, 数字化变电站的组屏方案功能齐全且容易操作, 不仅如此, 它对不同等级的电压一体化装置可以进行分别组屏方式处理, 将各个组屏进行合并。进行设计时, 应将变电站层的远动主机、监控主机以及工程师站等设备装置在主控室内来进行, 而对于那些非IEC61850智能设备需要单独地进行组屏。
(六) 设计端子排图
在进行数字化变电站电气二次部分设计端子排图过程中, 为了节省设计工作量, 可以取消一次与二次间的端子排列设计, 并且对于多余的控制回路可以进行优化设计。这样就使得二次回路设计的极为简化, 例如, 保护压板、按钮以及把手的数量明显变少, 减少了运行维护人员的安全事故发生的几率, 不仅如此, 完全解决了在光纤应用方面电缆老化的问题, 极大地增强了系统的稳定性, 实现了全数字化的目标。
结语
随着数字化变电站建设的不断加快, 为了确保数字化变电站的安全运行, 在对其电气二次部分设计时一定要做到科学规范。本文提出的设计方案很好地解决了当前数字化变电站设计中存在的不足, 希望能够为同行提供一定的指导意义。
参考文献
[1]陈淑芝, 赵双石.数字化变电站中的电气二次设计[J].高科技与产业化.2010 (12) .
[2]赵丽君, 席向东.数字化变电站技术应用[J].电力自动化设备.2008 (05) .
电气二次设计 篇8
泵站的站控级计算机监控系统纳入全线自动化系统。泵站综合自动化按“无人值班、少人值守”原则设计,泵组可通过计算机网络接受上级的调度指令进行起、停、变速运行等工况转换。泵站的油、气、水、通风、清水等公用系统及调节水库闸门控制系统均采用以PLC为基础的成套控制装置,主要信息以I/O量形式送入监控系统;各主要公用系统可通过网络与监控系统进行通信。
1 泵站控制系统
1.1 泵站监控系统
1.1.1 硬件配置
平鲁泵站计算机监控系统与北干线监控系统为一个整体,北干线计算机监控系统从功能上分为两级,包括集中监控(泵站及水库)级和现地控制单元级(远方终端)。其中,集中监控级负责北干全线的集中监控,现地控制单元级(远方终端)负责平鲁泵站泵组的数据采集和实时监控,负责北干沿线各分水口、水库、在线式流量调节阀等监控对象的实时监控。北干计算机监控系统采用双星型以太网结构,集中控制层网络传输速率为100Mbps/1 000 Mbps自适应式,通讯协议采用TCP/IP协议,当网络发生链路故障时能自动切换到备用链路。同时,平鲁泵站监控系统经调度通信服务器上联接入引黄工程主干网,实现全线调度,主干网采用1 000 Mbps双光纤环网进行连接。
泵站现地控制单元级按被控对象配置泵组LCU、开关站及公用6LCU、大梁水库库区7LCU等现地控制单元,各现地控制单元采用双总线型冗余结构,各LCU与远程I/O的连接采用双通道。
集中监控级:主要由2台套主服务器及历史数据服务器、1台套光纤磁盘阵列、4套核心系统防护产品、2台套KVM一体化切换器、2台套操作员工作站、1台套工程师兼培训工作站、2台套调度通信服务器、2套纵向认证加密装置、1台套ON-CALL服务器及其语音报警服务器、1台套站内通信服务器、3台套水库管理终端服务器、1套大屏幕投影设备(2×4)、1套GPS时钟装置,1台A3黑白激光网络打印机、2台赫斯曼工业以太网交换机和2台20 kVA电力专用UPS等组成。
因泵站水泵电机布置在地下厂房,而变频器布置在地上变频器室,考虑联络的可靠和快速性,泵站LCU设置了本地柜1～5LCU、及泵站LCU远程I/O 1～5LCU11。泵组LCU与泵站以太网交换机相连接,实现与北干计算机监控系统的通信,并完成泵组的所有控制流程。泵组LCU由3面盘组成,本地柜2面布置在泵站地下厂房机旁,远程I/O柜1面布置在地面变频器室,LCU设有现地/远方把手及紧急停机按钮,用以实现泵组的控制权限转换和紧急情况的处理。
1.1.2 泵站监控系统的功能
(1)采集与处理。通过I/O及模拟量模块采集泵组的时实数据,可对状态量进行变位报警处理,并将处理结果上送站控级计算机。可对模拟量的工程值和报警值进行实时定义和修改。
(2)控制功能。可通过装在泵组LCU盘上的控制按钮、控制把手及冗余的触摸屏对泵组进行操作,包括泵组的直接启动、变频启动、变速运行、正常停机、事故停机和紧急停机,泵组进、出水阀的操作,SFC的选择和控制。
(3)监视功能。在泵组LCU盘的触摸屏上,通过各种监视画面和表格,全面、直观地了解泵组的工作状态和运行参数,包括:泵组电气接线、SFC电气接线、泵组供水阀组、泵组定子及轴瓦温度、泵组供油管路和泵组进出水阀门状态等。
(4)与上位机进行通信,将采集的泵组数据上送上级计算机监控系统,并接受上级计算机监控系统的指令,对泵组进行控制。
1.1.3 泵组控制单元(LCU)的主要特点
泵站均按“无人值班、少人值守”原则进行设计。仅在泵组LCU盘上布置了少量的按钮和控制把手。取消了常规控制设备,简化了控制接线,并最大限度地发挥计算机的功能。
1.2 泵站技术供水系统
泵站技术供水系统采取主泵进水电动阀前取水,共设5台供水泵及5台滤水器,水泵电动机容量为5.5 kW,其中1台供水泵和1台滤水器可供1台机组冷却用水。
技术供水控制系统设1面控制盘,控制采用PLC作为核心控制的单元控制设备,可根据泵组投入台数及控制指令,自动确定技术供水泵投入(或切除)及电动滤水器投入(或切除),并按预定程序自动进行设备启动或切除的操作。设备的有关信号均可以通过泵站计算机监控系统的公用LCU上送至泵站计算机监控系统,在站控级计算机监控系统上可对技术供水系统设备进行安全运行监测。
现地PLC控制盘面上为每台技术供水泵及每台电动滤水器前的电动阀设1个“自动/手动/切除”控制方式转换开关,并设启/停控制按钮及信号灯等设备,通过以上设备可实现系统自动控制、手动控制。为使控制更灵活可靠,在自动方式下又增加了触摸屏控制方式,各种控制方式相互独立运行。
1.3 充水泵的控制
泵站设有2台18.5 kW充水泵,用于每年泵组检修启动前向泵组出水管路充水平压。泵站充水泵的控制由充水泵控制盘完成,充水泵控制盘布置在地下充水泵室。根据工程运行要求,充水泵及其出水管路的电动蝶阀均采用现地手动控制,相关信息送入开关站及公用控制单元。
1.4 主变有载调压及散热器控制
泵站设有2台主变压器,每台主变压器设1套有载调压装置,设有19档,变压器本体上设有有载调压操作机构箱,继保室公用LCU上装有有载调压控制器。
有载调压分接开关采用“自动/现地”、“手动/远方”操作方式,自动操作通过有载调压控制器自动实现,现地手动通过操作有载调压控制器实现,自动由计算机监控系统下调节指令通过有载调压控制器实现。
1.5 变频器(SFC)控制系统
每台泵组各带1台用于电动机启动和变速运行的变频器,每套变频器配1面控制盘,布置在泵站变频器室内。
变频器监控盘上设有变频器控制器、触摸屏等设备,用于变频器的监视、控制和保护。通过变频器监控盘与泵组LCU互通信息,将变频器的运行状态信息上送站控级计算机监控系统和泵组LCU、并接受站控级计算机监控系统和泵组LCU下达的控制指令完成泵组各种工况的转换运行。在变频器设备现地可通过触摸屏对变频器进行监视和测量,并可进行现地控制和参数的设定。
1.6 排水系统控制
泵站渗漏排水系统设2台排水泵(互为备用),由PLC设置的工作泵启动水位、正常停泵水位和超高报警水位等,进行自动控制。监控盘上设“自动/手动”切换开关,在PLC不工作情况下,可以实现手动开启渗漏排水泵。渗漏排水系统的有关状态量均送入PLC,控制装置交流电源消失、直流电源消失和水位超高等信号由PLC输出后,通过公用LCU采集,送入计算机监控系统。
1.7 泵组进、出水阀门控制
每台泵组进出水阀门旁设1个进、出水阀现地控制箱,控制箱上装设进出水阀门状态的指示灯,以及开阀、关阀和停止按钮,可以在现地实现对阀门的监视和控制。此外,控制箱上设现地/远方切换开关,当开关设置在远方位置时,可以在远方(泵组LCU盘)对阀门实现开阀、关阀和急停操作,对于进、出水阀门的状态信号(全开、全关、故障、过力矩及开度等)和电源监视信号均上送至泵组现地控制单元(泵组LCU),可以实现泵组进、出阀门的远方监视和控制。
1.8 10 kV开关柜设备控制
泵站10 kV由3段母线组成,2段主母线、1段外引母线,共设有20面开关柜,每面柜均设有相应的机械闭锁和电气闭锁,正常运行时均通过联锁控制,真空开关采用电动弹簧操作机构。
电机馈线柜在“试验位置”时现地可以进行分/合操作,“运行位置”时则通过泵组LCU远方操作,现地只可以在紧急情况下进行停机操作。其它开关柜柜体上设有“现地/远方”转换开关,其分/合操作既可在现地进行,也可由计算机监控系统操作控制。
1.9 110 kV GIS开关站设备控制
泵站110 kV GIS共有5个间隔,配有5台汇控柜。包括2个变压器间隔汇控柜、2个进线间隔汇控柜和1个PT间隔汇控柜,均布置在GIS室各间隔现地,负责110 kV断路器、隔离开关、接地开关的联锁控制和现地手动操作。断路器采用电动弹簧操作机构,隔离开关采用电动操作机构,110 kV断路器、隔离开关除现场试验时可解锁操作外,正常运行时均应通过开关站LCU远方控制,联锁运行。此时,开关站LCU中的联锁逻辑与汇控柜中的继电器联锁回路串接后,再输出到相应被控设备的操作机构,使可靠性更高。
1.1 0 泵站通风系统控制
在继保室设1台通风集中控制柜,通过柜上触摸屏可实现对风机、防火阀控制,通风控制柜与火灾自动报警系统控制柜之间有通信电缆连接,可实现两系统之间通信和联动;通风控制系统采用分层分布方式,由1面全厂通风集中控制柜、18个现地通风控制箱及现场工业总线网组成。全厂通风集中控制柜与监控系统通信服务器连接,将信息送入监控系统。
通风集中控制柜能监控全厂风机的运行状态,并能通过数据通信口方式与泵站计算机监控系统、火灾自动报警系统接口,实现火灾自动报警系统对通风设备的联动控制,保证火灾自动报警系统对通风设备的控制要求。
通风控制箱能实现对风机和防(排)烟阀的单机和成组控制,风机及防(排)烟阀的联锁控制,并通过网络接受远方指令,实现风机的远方控制。
2 泵站测量系统
2.1 泵组电气测量
泵组电气测量由各泵组LCU通过装在泵组LCU盘上的交流采样表采集各种电气量,并可在泵组LCU上通过触摸屏进行显示。泵组所测量电气量的内容为电动机电流、电压、有功功率、无功功率、有功电度、无功电度、频率、功率因数。泵组所测量的电气量通过网络上送泵站监控系统。
2.2 110 kV和10 kV设备电气测量、全厂电度计量
110 kV和10 kV开关设备的电气测量,通过在开关站及公用LCU上的多功能表采集进线电流、进线有功功率、进线无功功率、母线电压、母线频率、母联有功功率和母联无功功率上送至泵站计算机监控系统,并可在开关站及公用LCU或中控室计算机上显示。
泵站设1块电度计费盘,设有2回进线的电度表2块,采用RS485接口将信息上送至计算机监控系统。
2.3 泵组非电量测量
每台泵组均设有1面电动机仪表盘和1个水泵端子箱。通过安装在水泵和电动机现地的传感器、变送器、仪表等设备可将水泵进、出水压力、温度等参数采集至仪表盘,并通过泵组LCU上送至泵站计算机监控系统。泵组的振动、摆度,油槽、定子等的温度信号,泵组总冷却水水量,密封水水量等参数采集至电动机仪表盘并通过泵组LCU上送至泵站计算机监控系统。
3 继电保护
3.1 泵组电动机保护
水泵电动机正常时带变频器运行,电动机保护由变频器内部的设备完成,同时在10 kV开关柜设有综保装置,配有电流速断保护、低电压保护和过负荷保护。
3.2 10 kV母线保护
泵站10 kV母线采用单母线分段接线方式,根据泵组稳定运行要求,10 kV母线配有1套微机母线保护装置,母线保护装置单独组盘,布置在继电保护盘室,母线保护的接点信号送入开关站及公用LCU,同时通过通信服务器通信接口上送至计算机监控系统。
3.3 主变压器保护
2台主变压器均配有1套微机保护装置,单独组盘,2套保护装置均布置在泵站继电保护盘室。
变压器保护按规程配置,包括:纵联差动保护、瓦斯保护、有载调压瓦斯保护、复合电压起动的过流保护、过负荷保护、变压器零序电流电压保护、压力释放保护以及变压器温度过高保护,油位异常及有载调压油位异常保护等。变压器保护的接点信号送入开关站及公用LCU,同时通过通信服务器通信接口上送至计算机监控系统。
3.4 110 kV母线保护及安全自动装置
110 kV采用单母线接线方式,泵站110 kV母线配有1套微机母线保护装置,单独组盘。同时,泵站110 kV设有1套微机型故障录波装置,用于110 kV进线及主变高压侧的故障录波。当发生事故时,可进行三相电流、三相电压等矢量的故障录波,为事故分析提供依据。
110 kV母线及故障录波装置的接点信号送入开关站及公用LCU,同时通过通信服务器通信接口上送至计算机监控系统。
3.5 厂用变压器保护及备用电源自动投入装置
3.5.1 厂用变压器保护
泵站10 kV厂用电系统均设有10 kV/0.4 kV厂用变6台,配有微机站变保护装置,所有保护装置均布置在相应的10 kV开关柜内。保护装置信号通过开关站及公用LCU采集处理后,送入监控系统。
3.5.2 备用电源自动投入装置
厂用电系统(400 V)由地下和地上2套组成,每套厂用电系统由3回进线、3台变压器、2段工作母线组成,其中2回进线为工作电源,另外1回为备用电源,备用电源不能同时自动投入到2条工作母线。厂用电系统采用4套备用电源自动投入装置,即地下、地上厂用电系统各2套,均由低压开关柜厂配套提供,安装在低压开关柜内。
地下备用电源自动投入装置和地上备用电源自动投入装置的配置和功能基本相同。当备用电源自动投入装置动作时,能够向监控系统发出动作信号。
3.6 输电线路保护
2回110 kV线路各配有1套微机线路保护装置,2回线路组1块盘,布置在继电保护盘室。装置的接点信号送入开关站及公用LCU,同时通过通信服务器通信接口上送至计算机监控系统。
4 直流系统
直流系统分地面和地下部分,电压为220 V。蓄电池采用固定阀控式铅酸蓄电池。直流系统整流、浮充、充电装置采用高频开关电源模块,并配有直流负荷盘、微机绝缘装置、电池巡检装置等设备。
直流系统地面部分由2组蓄电池组成,容量为300 Ah,布置在地面控制楼。直流盘柜共有5面,包括高频开关电源盘2面,直流负荷盘2面,联络盘1面;高频开关电源模块额定电流值为20A,采用N+1组合方式。另外还设有3块交直流负荷盘。
地下直流系统由1组蓄电池组成,容量200Ah。设有1面高频开关电源盘,1面交直流负荷盘及2面蓄电池盘,高频开关电源模块额定电流值为40 A,采用N+1组合方式。
5 结语
平鲁地下泵站监控系统已于2011年投入运行,目前已运行了2年多的时间,运行中经历了多台泵组组合、各种水头变幅、不同供水流量要求下的变速、定速工况运行过程。电气二次设备均经受了考验,运行情况良好并已经通过了工程验收。
泵站是地下厂房泵站,在设备布置上有其特殊要求,电动机采用变频器变频启动、变速运行。这些外部的需求对电气二次设备的设计与常规泵站比较有许多不同和特殊性。对以后相关的引水工程和泵站设计提供了经验。
摘要：万家寨引黄北干线工程平鲁泵站按“无人值班、少人值守”原则设计,泵组LCU采用PLC并通过网络与上位机系统进行通信。泵组继电保护装置等采用微机型专用装置,泵站公用系统和进水塔闸门控制采用以PLC为基础的成套装置,连成网络后与监控系统通信。
电气二次设计 篇9
1.1 零序电流
在220k V变电站的等级电压的体系中,经常会发生单一相接触地面这一故障,发生的频率甚至能达到百分之九十以上。但是在实际情况中,针对线路的保护,其主要使用的零序电流,这种电流能够将单一相接触地这一故障进行快速的切除。目前最常使用是3I0的零序电流与3U0的零序电压联合组成的具有同一方向的元件。
1.2 过流线路
当两个相连的变压器进行并列操作时,其对于电流迂回短路的会产生的一定的影响,即会使得在保护过流线路时,会发生无选择性的错误操作,从而使得高压闭合的过电流的时间保护存在极差,并且这种极差会远远高于低电压条件下的过流回路的最小动作时间值。而这时,就能够通过调整过流回路的保护动作的首个时间的限制,并跳开电路的切断器,从而将电流迂回短路的这一故障切断,就能够有效地防止其对应的母线发生失电的现象,使的停电的范围能够加大缩小。
1.3 母线电压
当变电站中存在一个具有双母线式的主接线时,其中所有的间距保护都必须配置一个电源和电压,而在切换直流式电流以及母线所存在得电压时,就必须通过母线侧面的刀闸隔离的辅助的接触点来完成。并且当其在使用的过程中发生了故障时,就会因为接触不灵等问题而造成间距保护失去电压,严重者还会使得间距保护操作失误。因此为了有效地避免在切换电压时所作的操作失误,某些生产厂商就会将电压切换装置中的继电切换器换成具有双向部位的继电器,这样就能有效地解决切换不当的问题。另外当继电器在I母线的刀闸上进行运作时,就会与ZJ1常开的接触点同时进行闭合。并且在双向部位的几点起的运行线圈是带有电流的,且保护的设备一般使用的电压I母。在其使用的过程中,如果常开的接触点效果不佳,就会使得其运行的线圈失去电流,而ZJ1的敞开接触点也不会返回。
1.4 后台系统
在变电站二次电气系统中,后台系统的选择也是非常重要的问题之一。后台的监控装置一般情况下是全天二十四小时不间断的运作的,因此数据信息的输入与输出的量也是非常大的,并且其对于运作的速度要求也非常的高。要确保这个监控装置能够始终保持正常稳定的运作,在设计的过程中就需要给配置具有连续供电效应的电源,并且还需要使用的逆变器也必须是直流式的,这样在正常运作时,其就能够将交流电源转变成直流电源,从而为后台的监控装置提供充足的电源。另外如果变电站本身的用电缺失了,直流电源装置就会自行开始运作,并将电流输送到逆变器上,然后经过逆变器的作用来转换成交流电流,最后输送到后台的监控装置上。
2 220k V变电站中二次电气系统设计中存在的问题
2.1 回路控制
在220k V变电站中,其电路切断器一把使用的是SF6式的,35k V的变电站的电路切断器常使用的是耗油较少的切断器,而10k V的变电站则使用的是真空状态的电路切断器,并且所有的电路切断器的能量储存的设备都使用的是弹簧装置。目前国内的保护设施的功能已经基本成熟,电网在运行时,一般都不会使用电路切断器的本体来阻止的电流的回路跳闸,而使用的是操作箱来进行电流回路的跳闸,因此在进行正式的投入使用时,会将电路切断器的本体进行彻底的清除。而对于电路切断器来说,其数量的要求非常多,并且能够通过连接可靠的辅助性的接触点来达到自动化综合应用以及保护设备的作用。另外,重新闭合的刀闸装置也要进行自动化的投退,当遥控装置与所处地方的操作刀闸进行重合以后,就能够进行自动的投退,如果这时的输出电流回路没有发挥重合作用,其就会自行的断开。
2.2 无功补偿
目前的变电站中,主要使用的是具有压力调节功能的变压器,因此可以选用能够对电流的容器进行自动分级以及偷窃的装置,并且这种装置还必须能够进行自动的调档,从而使得其能够与母线的电压进行有机的联合,从而达到对带有电压调节的主变压器进行档位调整的目的。
2.3 接地选线
对于电流接地量较小的电气系统来说,如果是单一的相接地,一般可以使用一到两个小时,但是在这样的接地方式中,未接地的部分其电压就会逐渐上升到其原来的一点七倍左右,并且还很容易在绝缘性不佳的部位发生短路的现象,从而使得电压的相互感应器的铁芯出现饱和的现象,从而损害一次系统。因此在对接地线进行选择时,可以使用零序电流,因为这个电流的量非常的小,并且即使发生了故障其所产生的变化也非常的小。
3 总结
综上所述,变电站的二次电气系统的设计,不仅能够达到降低成本投入的目的,同时还能使得相关的技术具有良好的经济性与合理性,这对于变电站的发展具有重要的作用和意义。
参考文献
[1]黄和文.220k V及以下综合自动化变电站二次设计及问题分析[J].科技传播,2013(16):40-41.
[2]邹仁剑.关于220k V变电站电气二次设计分析[J].科技展望,2014(11):40.
浅谈电气二次回路的干扰与抗干扰 篇10
关键词：二次回路；抗干扰；操作回路
中图分类号：TM64 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2012）26-0089-03
1 主要干扰源
高频干扰、50Hz工频干扰、雷电引起的干扰、电缆分布电容引起的干扰、控制回路产生的干扰、系统数字电路引起的干扰、高能辐射设备引起的干扰等，以上这些是目前能对微机保护产生干扰的主要干扰源。
1.1 高频干扰
当带电母线的高压隔离开关切合时，会产生重燃过程。重燃过程每秒有多次，而每次重燃又都会产生电流波和电压波。这些电流波和电压波前沿都很陡，它们传向母线并通过各种具有电容性的设备注入到地网。这些进行波在每一个有断口的地方都会产生反射，从而引起高频振荡。高频振荡的频率范围一般在0.05～1 MHz, 最高的甚至可以达到5 MHz。这些高频振荡有可能会与二次回路产生耦合,引起感应干扰电压。
1.2 50 Hz工频干扰
因为变电站里的接地网并不是完完全全的等电位面,所以在接地网的不同点之间会出现一定的电位差。当注入到接地网中的电流比较大时，各点之间的电位差就有可能比较大。如果一个回路在变电站里的不同地方同时接地，地网中的电位差就会被引入到这个连通回路中, 引起原本不该有的干扰。在某些特定的情况下，地网中的这个电位差还有可能被引入到微机继电保护装置的检测回路中，或者因为分流导致保护装置拒动或误动。对于这种干扰，我们称之为50 Hz工频干扰。
1.3 雷电引起的干扰
发生雷击时，由于电磁耦合，有可能在地与导线间感应出干扰电压。雷雨天气，如果雷电直接击到户外的线路或杆塔，会有很大的雷击电流流入到接地网中。由于接地网是存在电阻的，所以雷击电流注入地网时在二次电缆的屏蔽层中会有暂态电流产生，这个暂态电流又会使电缆的芯线产生感应干扰电压。另外，在外线路上感应产生的过电压也有可能通过测量互感器引入到二次回路中，造成干扰。雷电干扰的频率一般在几kHz 到几百MHz之间。
1.4 电缆对地分布电容引起的干扰
对于规模比较大的开关站和变电站，各个开关都是有独立的小室，小室呈分散式布置在开关场地中。各个小室之间的距离会比较远，连接各小室之间的电缆会很长，所以电缆对地的分布电容也会比较大。在一些比较恶劣的情况下，如交直流混接或直流接地等故障时，由于受电缆的对地分布电容影响，有可能造成断路器操作装置的中间继电器回路误动，从而引起断路器误动。这些年，因为受长电缆对地分布电容影响从而引起断路器误动的事故时有发生。
1.5 控制回路产生的干扰
在断开接触器或继电器线圈的时候，有可能产生带干扰的宽频谱，它的频率可以达到50 MHz。
1.6 系统数字电路引起的干扰
1.7 高能辐射设备引起的干扰
对讲机、移动电话等一类的通讯工具在使用时，可能会对微机保护装置产生干扰。
2 抗干扰措施
抗干扰最基本的理念就是：防止干扰源进入二次弱电系统。一方面，可以通过对二次回路的改造，增加各种隔离屏蔽措施，起到切断干扰源传播途径的作用；另一方面，改进微机保护装置的硬件，增强它的抗干扰能力。针对上面说到的干扰源，一般的抗干扰措施有以下几种。
2.1 二次线路上的抗干扰措施
①电缆敷设时，对自然屏蔽物的屏蔽作用要充分利用。必要时，可以为保护用的二次电缆设置专用的平行屏蔽线。
②电缆应该采用屏蔽电缆或铠装电缆，其屏蔽层应由铜、铝等电阻率低的材料制成，且在控制室与开关场两端都要可靠接地，只有这样才能有效地消除干扰。
③电压互感器以及套管设备等应该尽量采用电容式的,以避免高频干扰。
④在二次系统各通道出入口处装设避雷器，以防止雷击时的电压干扰。
⑤接地措施要充分完善，各接地点之间应该可靠地互联，使接地网形成一个封闭的整体，这样才能有效地抗电磁干扰。
⑥对于给保护装置提供逆变电源的直流电源，应该经过抗干扰处理。
2.2 保护装置上的抗干扰措施
①微机保护装置的外壳必须可靠接地，可以通过试验进行确认。
②变电站中应该将所有同一电压等级的电压互感器的中性线引到主控室中，在主控室的同一个微机保护屏上可靠接地，然后再从这个屏给其他各需要的屏配出二次电压的中性线。这样设计，当有较大的接地电流流入接地网时，不会在不同的接地点间产生大的电位差，从而有效地避免造成保护误动。
③所有电流、电压、逆变电源等所用的隔离变压器的一、二次绕组之间必须有屏蔽层,屏蔽层应该是良好的而且有可靠接地措施。
④保护装置的模拟量输入通道、开入通道、开出通道，都要求加隔离光隔。
⑤CPU插件采用总线不出芯片的设计，装置背板布线应该有抗干扰设计。
⑥引入到保源护装置的供电要有滤波和防雷措施。
2.3 操作回路中的抗干扰措施
以上所述的各种措施，基本能防御常见的大部分干扰，但对于由长电缆分布电容引起的干扰，作用却甚微。
我们先看看二次控制系统中保护控制部分及操作部分的关联回路简化图1。
要避免由长电缆对地分布电容引起的中间继电器回路误动，最明显而有效的方法是减小ZJ回路的输入阻抗。当ZJ回路的输入阻抗减小到一定值，在发生直流系统接地故障或交流量混入直流系统故障时，由于阻抗的减小，在ZJ继电器上的电压降落会小于它的起动电压，从而有效避免发生误动。我们可以通过并联电阻支路来降低ZJ回路的输入阻抗。然而，单纯的并联电阻支路就能解决问题吗？并联电阻支路虽然能够达到提高抗干扰能力的目的，但是在正常工作的情况下却大大地提高了ZJ回路的稳态工作电流，使回路的功率大大增加，在散热上造成新的问题。
本着既能降低回路的输入阻抗又不增加回路功率的原则，专家们提出了一种有效的抗干扰措施，就是在二次回路中引入抗干扰继电器的设计方案，如图2所示。
抗干扰继电器的回路原理如图3所示。
抗干扰继电器的特性和原理分析：初始状态，继电器J1的动断触点J1-1处于闭合，中间继电器J1和电阻R2并联。为了能更好地降低回路的总输入阻抗，电阻R2要选择阻值较低的电阻，这样整个回路的等效输入阻抗就会很低。由于此时电阻R2这个并联支路的存在，使得继电器J1的瞬态起动功率很大。而且在继电器J1起动的瞬间，电阻R2还能够起到分流作用。当整个回路接入到工作电压上时，继电器J1首先起动，它的动闭触点J1-2导通，起动继电器J2，继电器J2的动闭触点J2-1、J2-2紧跟着导通；同时由于继电器J1的动断触点J1-1打开，把用于分流的大功率支路R2断开，使整个回路的稳态工作电流大大地降低，所以回路在稳态工作时的功耗非常低，仅为J1、J2两条回路的功率之和。电容C1与电阻R1串联后再与继电器J2并联，是用以构成延时起动回路，使继电器J2延时动作，延时起动的时间通过调整C1的电容值来实现。这个设计能够有效地抵抗瞬态的高频干扰，大大地提高了中间继电器回路的抗干扰能力。此抗干扰继电器的设计具有抗干扰能力强、稳态工作状态下的功耗低、安装使用方便等优点，能够有效地解决之前由长电缆对地分布电容所引起的误动问题。
此抗干扰继电器能够非常方便地安装到保护屏柜的导轨上，工程中使用时将从其他保护小室引过来的电缆先接到此抗干扰继电器上，然后通过它的动闭触点去重动断路器操作装置的中间继电器回路。因为此继电器具有非常好的抗干扰能力，所以二次操作回路中一旦接入此继电器就能有效地避免由分布电容所引起的断路器误动问题。
3 结 语
本文通过对目前电气二次系统常见的干扰源和抗干扰方法进行了简单的分析，旨在对目前电力系统二次回路的干扰与抗干扰有个较为深入的认识。随着国家电力事业的发展和变电站建设的越来越智能化，二次回路可能也将面临越来越多的干扰源，当然抗干扰技术也将随之而进步。
参考文献：
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[3] 步海燕.继电保护装置的干扰与抗干扰设计[J].电网技术,2007,(1):195-197.
电气二次设计 篇11
1 继电保护设计要点分析
从继电保护的角度上来说, 其作为整个变电站的运行核心所在, 一旦没有了继电保护, 也就无法确保整个变电站的稳定运行。因此, 变电站所对应的继电保护单元需要与监控系统保持独立运行的状态。换句话来说, 在整个系统软件、硬件发生故障并退出运行的情况下, 要求继电保护单元仍然能够稳定且持续的运行。现阶段的技术条件支持下, 对于110k V变电站而言, 在综合自动化技术的不断发展并应用的背景下, 对于变电站内, 包括进出线线路、母线线路、电容器装置、接地变配电装置、以及变压器在内的相关一次性设备均配置有与之相对应的保护测控装置。通过对该装置的应用, 能够完成对间隔层部分的电流数据、以及电压数据的实时且动态采集。同时, 还可以通过对保护测控装置内部中央处理器的应用, 建立在逻辑判断的基础之上, 完成相对于整个间隔层的保护功能。
2 跳合闸操作设计要点分析
从跳合闸操作的角度上来说, 在综合自动化系统的应用背景下, 110k V变电站所对应的隔离开关、插座、断路器操作、以及接地刀闸操作均实现了其远程摇控性, 最终建立在二次回路的基础之上, 确保操作的正确性、可靠性。从这一角度上来说, 跳合闸操作状态下, 电气二次设计的核心目的在于:如何可靠且合理的设计操作机构, 确保在综合自动化系统运行状态下, 所发送跳合闸弱电信号能够实现与跳合闸线圈强电回路之间的对立性电平转换。结合实践工作经验来看, 对于110k V电压等级变电站而言, 要求面向断路器配置与之相对应的操作箱, 并独立运行。
3 防误闭锁设计要点分析
电气防误闭锁回路是一种现场电气联锁技术, 主要通过相关设备的辅助接点连接来实现闭锁, 这种方式需要接入大量的二次电缆, 接线方式复杂, 运行维护较为困难, 且辅助接点可靠性差;其防误功能随二次接线而定, 不宜增加和修改。微机、防误闭锁是通过用软件编写断路器、隔离开关、接地刀闸问的操作闭锁规则, 将现场大量的二次闭锁回路变为电脑中的“五防”闭锁规则库, 实现了防误闭锁的数字化, 并可以实现以往电气闭锁不能完成或者难以实现的防误功能, 所以具有智能化程度高、功能齐全、操作简单、扩充方便等优点。
4 备自投设计要点分析
在现阶段的技术条件支持下, 对于110k V综合自动化变电站而言, 变电站备自投所采取的供电方式可以在以下两种方案当中加以选取:
方案一是母联分段供电方式。此种备自投方案的核心思路在于:在分段开关处于断开状态的前提条件下, 由工作电源分别面向设备进行供电。在整个供电作业过程当中, 两个电源相互属于备用关系状态;方案二是双进线向单母线进行供电的方式。此种备自投方案的核心思路在于:1#线路进行进线作业, 2#线路则作为备用线路。实践工作当中, 多将方案一称之为暗备用方式, 而将方案二称之为明备用方式。对于110k V电压等级变电站而言, 在充分考虑综合自动化系统运行特性的基础条件下, 变电站备自投装置设计方案的选取需要结合电压、电流、断路器位置信号等因素进行综合考量。同时需要遵循的基本原则是:110k V综合自动化变电站电气二次设计的主要任务是选取合适的各自投装置和备投方式, 设计装置与PT、CT、断路器辅助接点的电缆连接。
5 后台监控设计要点分析
从后台监控的角度上来说, 对于110k V综合自动化变电站而言, 较常规意义上变电站在后台监控方面的运行特性来看, 两者之间的主要差别体现在:取消了中央控制屏装置, 同时以监控器的方式加以替代。后台监控器的主要组成为计算机。在该计算机装置当中, 支持安装并运行相应的监督控制系统软件, 集成包括定期传送、五防、以及操作票操作在内的相关功能, 使整个变电站的运行更加的一体化与集成化。同时, 在有人值班模式下, 人机联系功能可应用于后台监督控制系统, 并面向相关操作人员, 提供通过对计算机外置装置 (包括键盘、鼠标在内) 的运用, 使运行人员对整个后台监控系统进行可靠的调度。而, 在无人值班模式运行状态下, 人机联系功能则能够自动在当地的监控系统后台机上持续运行。更加关键的一点是:后台监控系统与变电站综合自动化系统之间的连接仅通过通信线的方式加以实现。因此, 在二次设计当中, 可以不需要再做考量。但, 需要注意的一点是:由于计算机对于电源的需求为交流模式, 供电的可靠性水平相对较低, 因此需要在二次设计过程当中, 为其配置专门性的交直流供电, 从而确保供电的持续性与稳定性。
6 结束语
在整个输变电系统的运行过程当中, 变电站所发挥的重要意义是毋庸置疑的, 其也可以说是电网系统运行状态下的监控点所在。特别是在现代计算机技术不断发展, 相关技术与电力系统充分融合的背景下, 综合自动化技术已成为变电站运行过程当中的关键载体与依赖。建立在综合自动化技术的基础之上, 分散式的变电站综合自动化系统已成为了现阶段变电站综合自动化技术发展的主要方向与趋势所在。
总而言之, 本文主要针对110k V综合自动化变电站电气二次设计过程当中所涉及到的相关问题做出了简要分析与说明, 希望能够引起各方工作人员的特别关注与重视, 并为实践工作的开展提供一定的指导。
摘要：变电站不断落实综合自动化技术的背景之下, 电气二次设计无论是从方法、思路, 还是从具体措施的角度上来说, 均产生了巨大的转变。最根本性的表现就在于:自传统意义上面向功能为主的设计模式转变成为了面向对象的设计模式。然而, 由于现阶段部分设计人员的思维观念还未转变过来, 在变电站电气二次设计上的变化显得手足无措, 力不从心。为此, 本文依据这一实际情况, 以110kV综合自动化变电站为研究对象, 着眼于电气二次设计工作的开展, 针对其在设计过程当中所涉及到的相关问题展开了较为详细的分析与阐述, 希望能够为后续实践工作的开展提供一定的参考与借鉴。
关键词：110kV变电站,综合自动化,电气,二次设计,分析
参考文献
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