RecogerPara:En la actualidad, hay muchas subestaciones del lado del usuario en nuestro país, porque el tiempo de construcción es relativamente largo, casi todos los equipos muestran una tendencia de envejecimiento, por lo que es necesario realizar una transformación inteligente de ellas, con el desarrollo de la tecnología de automatización, la transformación del sistema tradicional de subestaciones en un sistema autónomo integrado es una opción inevitable. Este artículo combinaráTradicionalSituación actual y perspectivas de la subestación de 66 KVAnálisis del sistema de automatización integral de la subestación, discusión de sus medidas de transformación inteligente y realizaciónLa subestación de 66kv está desatendida.

Palabras clave:66 kVSubestaciónV;Sistema Integrado de automatización; InteligenciaTransformación; Desatendido;

0. Introducción

Impulsado por el rápido desarrollo de la sociedad, ChinaProducción empresarialLa Dependencia de la energía eléctrica en China ha aumentado gradualmente, y hay mayores contradicciones en el suministro de electricidad para la producción y la vida. Para poder garantizarempresaLa energía eléctrica es suficiente en la producción y la vida, por lo que se debe fortalecer la gestión de las subestaciones, lo que puede garantizar un funcionamiento más estable de las subestaciones y garantizar el suministro de energía eléctrica.

1. Estado de funcionamiento de la subestación

En los últimos años, nuestro paísTradiciónLa incidencia de fallas en las subestaciones es relativamente alta, lo que resulta enVida de los residentes y producción empresarialAfectado en gran medida, esto requiere un análisis en profundidad de los problemas de falla y las causas de la ocurrencia en el sistema eléctrico, y se encuentra que los problemas de falla causados principalmente por el envejecimiento del equipo y el mantenimiento inadecuado. A partir del análisis de la situación real,TradiciónLos problemas de falla que aparecen en las subestaciones son más graves, el mantenimiento es más difícil y causará cortes de energía prolongados, lo que afectará en gran medida la vida diaria de los residentes urbanos.Y el funcionamiento de la producción de la empresa. en la actualidad, las subestaciones se gestionan principalmente a través del modo de subestación desatendido, sin necesidad de establecer personal de servicio para completar el monitoreo en tiempo real, porque se instalan equipos de subestación modernos con un alto nivel científico y tecnológico, que pueden completar la operación subordinada con solo un pequeño número de personal, lo que permite el control de gestión remoto. Para el método de gestión desatendido, el personal solo necesita medios científicos en el Centro de control para detectar los problemas existentes en el trabajo de la subestación a tiempo y para reparar y tratar a tiempo.

2. Ventajas y problemas del sistema de automatización integral de subestaciones

2.1.Ventajas del sistema

En comparación con el sistema secundario tradicional de subestaciones convencionales, el sistema de automatización integral de subestaciones hace que la gestión de operación y mantenimiento de subestaciones sea más conveniente, segura y confiable, lo que puede mejorar en gran medida la eficiencia de trabajo de las subestaciones y promover el desarrollo moderno del sistema de red eléctrica. Con el desarrollo de la tecnología informática, la tecnología de red y la tecnología de comunicación, y la mejora del nivel de automatización, el sistema secundario de la subestación ha logrado básicamente la automatización integral de la subestación de manera integral. a través del sistema de automatización integral, se puede realizar la autoinspección e inspección mutua de la protección de relés. tiene funciones de Registro de fallas, registro de eventos, monitoreo y control de operaciones, lo que reduce los costos de operación y mantenimiento y mejora el nivel de funcionamiento seguro y confiable de la subestación.

2.2.Hay problemas

Con el desarrollo del sistema eléctrico, cada vez hay más subestaciones, seguidas de fallas del equipo, de acuerdo con la ubicación de las fallas para analizar las causas, de acuerdo con la ubicación de las fallas en el sistema de automatización integral de subestaciones de la red eléctrica en los últimos años.La información relevante muestra queHay muchas fallas en la capa de control de la estación, ocupando45,39%; Le siguen los compartimentos, que representan el 30,50%; Una vez más, la capa de red, que representa el 12,76%;Detrás está el sistema de control remoto, que ocupa11,35%.

lFalla en la capa de control de la estación

La mayoría de las razones del número de fallas en la capa de control de la estación se manifiestan principalmente en fallas de hardware del sistema de fondo, errores en la configuración de los parámetros del sistema de fondo, fallas de software de la máquina delantera, etc.

(1)Las fallas de hardware del sistema de fondo se manifiestan como accidentes más frecuentes en los equipos informáticos. Principalmente porque el tiempo de funcionamiento del equipo es demasiado largo y hay un cierto grado de envejecimiento, lo que resulta en daños en la placa base y el disco duro. Además, los equipos de hardware como los monitores del sistema de máquinas de fondo también están gravemente dañados.

(2)El error de configuración de los parámetros del sistema de fondo se manifiesta en la definición poco clara del nombre del mensaje, y la pantalla principal y la pantalla dividida son inconsistentes con la realidad. Principalmente debido a la gran cantidad de información del sistema de automatización, se ha construido y cambiado./ causado por la transmisión inadecuada de aceptación del proyecto de expansión. Además, las irregularidades en los nombres de los mensajes también son la principal causa de tales defectos.

(3)Las fallas de software de la máquina delantera se manifiestan principalmente en accidentes inexplicables y muertes de aplicaciones. Por lo general, se puede restaurar reiniciar.

lFalla de la capa espaciadora

Las fallas del equipo de la capa intercalar se deben principalmente a dos aspectos. Lo que más aparece en la capa espaciadora es el problema del circuito secundario. Se muestra que el Estado de comunicación causado por el mal punto de aislamiento o el punto auxiliar inadecuado después de cada operación del equipo no puede corresponder bien a la realidad. Además, los problemas causados por los dispositivos de medición y control se manifiestan en las instalaciones de hardware, porque los problemas de plug - in interno o módulo causan interrupciones de comunicación de vez en cuando. Hay relativamente pocos problemas en el software del dispositivo de medición y control, pero los defectos son más graves, al igual que la pérdida del valor fijo del período puede causar fácilmente accidentes operativos si la inspección in situ no está en su lugar. También hay un accidente en el dispositivo de medición y control en el lugar, lo que hace que la orden de control remoto no se pueda ejecutar y no se pueda operar normalmente, y el dispositivo de medición y control se reinicia sin electricidad para volver a la normalidad.

lFalla del equipo de red

Los datos relevantes muestran que el problema actual de los equipos de comunicación de red no es demasiado grave, pero si aparece, causará problemas graves, lo que probablemente causará la interrupción de la adquisición de datos de los equipos de subestación o subestación. Por lo tanto, este tipo de fallas deben tratarse a tiempo. Analizar y estudiar las causas de las fallas de los equipos de red, a menudo debido a la baja calidad de los productos, especialmente los problemas de hardware de varios centros, conmutadores y otros equipos de comunicación de red.

3. Acrel-1000Soluciones para el sistema de automatización integral de subestaciones

3.1.Resumen del programa

El sistema de monitoreo automatizado integral de la subestación acel - 1000 está compuesto por equipos de dos capas de capa de control de estación y capa de intervalo en función lógica, y se conecta con un sistema de red jerárquico y abierto. El equipo de la capa de control de la estación incluye el anfitrión de monitoreo, proporciona una interfaz de contacto hombre - máquina para operar en la estación, realiza funciones como gestionar el equipo de la capa intercalar de la Sala de control, forma el monitoreo de toda la estación y se comunica con el Centro de monitoreo y despacho remoto; La capa de intervalo está compuesta por varios subsistemas secundarios, que todavía pueden completar de forma independiente la función de monitoreo local del equipo de la capa de intervalo en caso de fallo de la red de la capa de control de la estación y la capa de control de la estación.

Para la situación específica del proyecto, el esquema de diseño tiene una interfaz hombre - máquina altamente confiable, fácil de expandir y amigable, y una buena relación rendimiento - precio. el sistema de monitoreo consta de dos partes: la capa de control de la estación y la capa de intervalo. se adopta una estructura de red distribuida jerárquica. la red de la capa de Control de la estación adoptaEthernet del Protocolo TCP / Ip. La red de la capa de control de la estación adopta una configuración de espera caliente de una sola red y dos Máquinas.

3.2.Sistema Integrado de automatización de subestacionesTransformación inteligente

3.2.1.Renovación del problema del nivel de control de la estación

Capa de control de la estaciónadoptarEl sistema de automatización integral de la subestación acel - 1000 realiza el monitoreo y gestión de equipos eléctricos. Y se integra en las nuevas tecnologías informáticas actuales, tecnología de red, tecnología de comunicación, tecnología de procesamiento de información, tecnología de automatización de transformación y distribución en el país y en el extranjero para realizar funciones de telemetría, señal remota, control remoto y ajuste remoto. Cumplir con todos los requisitos de los usuarios para la protección, monitoreo y calidad de energía del sistema eléctrico.

Sistema Integrado de automatización de subestaciones acerl - 1000adoptarConfiguración de espera caliente de una sola red y dos máquinas, en circunstancias normales, el host está en funcionamiento, el Slave está en estado de monitoreo, una vez que el Slave descubre que el host es anormal, el Slave reemplazará al host en muy poco tiempo para lograr la función del host. a la vezsistemaCumplir con los siguientes requisitos:

Intervalo medio entre wuguzhang en el nivel de control de la estación..Mtbf) es mayor o igual a 20000 h, y el intervalo promedio de wuguzhang del dispositivo de medición y control del nivel de intervalo es mayor o igual a 30000 h;

De cada estación de trabajo en el nivel de control de la estaciónTasa media de carga de la cpu: menos o igual al 30% en condiciones normales (dentro de 30 minutos arbitrarios) y menos o igual al 50% en fallas del sistema eléctrico (dentro de 10 segundos);

Tasa media de carga de la red: normal (arbitrariaMenos o igual al 20% en 30 minutos y menos o igual al 40% de las fallas del sistema eléctrico (dentro de 10 s);

3.2.2.Transformación del problema de la capa espaciadora

Se puede configurar en el sistema de transformación y distribución de la subestaciónLos dispositivos de protección de microcomputadoras de la serie am5se y los dispositivos de protección de microcomputadoras de la serie am5se tienen las siguientes ventajas, equilibrando efectivamente los beneficios económicos traídos por el equipo y el contenido técnico del producto en sí y los problemas de calidad del producto.

En términos de diseño de producto, el dispositivo tiene un hardware unificado, incluido un módulo de alimentación,Módulo de cpu, módulo de entrada y salida, módulo de circuito de control, adquisición de datos analógicos, módulo de comunicación, etc.; El conjunto adopta un diseño modular y una fuerte versatilidad, que puede configurar con flexibilidad la función de protección para diferentes equipos en la misma plataforma de hardware, logrando la función de protección y medición y control de subestaciones y equipos de nivel de tensión de 35 kV y menos, incluyendo la función de protección y control automático de equipos como 35 Kv en línea / transformador principal (capacidad general de más de 2000kva) / PT / bus, 10 kV en línea / transformador de alimentación / distribución (capacidad general de menos de 2000kva) / motor de alta tensión / capacitor de alta tensión / bus / pt.

En cuanto a la calidad del producto, el dispositivo obtiene el informe de prueba de tipo y el informe de inspección de compatibilidad electromagnética en la prueba de tipo de terceros en el Centro Nacional de supervisión e inspección de calidad de equipos de protección y automatización de relés, y pasa por la inspección de límites de emisión de radiación, la inspección de límites de emisión de conducción, la inmunidad de radiación de campo electromagnético de radiofrecuencia, la inmunidad de descarga estática, la inmunidad de perturbación de perturbación de conducción de inducción de campo de radiofrecuencia, la inmunidad de grupo de impulsos instantáneos rápidos eléctricos, la inmunidad de fluctuación de amortiguación lenta, la inmunidad de campo magnético de frecuencia de potencia, la interrupción de caída temporal de tensión de ca y dc, etc.Diez pruebas y certificaciones de compatibilidad electromagnética, de las cuales el rendimiento de transeúntes rápidos, descargas electrostáticas y antiinterferencia de oleadas cumple con los requisitos de nivel IV.

En términos de recursos de interfaz, el dispositivo tieneDoce canales analógicos, que se pueden seleccionar como entrada de corriente protectora, corriente de medición y voltaje; El puerto de entrada de tensión de CA debe estar conectado a tensión de fase, o puede conectar tensión o tensión de secuencia cero o tensión desequilibrada, adaptándose a varios métodos de conexión pt. La corriente protectora y el canal de corriente de medición pueden conectarse a la corriente de tres fases, respectivamente; Los otros dos canales de corriente alterna pueden conectar corriente de secuencia cero, corriente desequilibrada o corriente de línea. Tiene la función de medición de corriente de secuencia cero y tensión de secuencia cero, y coopera con el sistema de monitoreo de energía para realizar la función de selección de línea de puesta a tierra de pequeña corriente.

3.2.3.Transformación de los problemas de comunicación de datos

El sistema de automatización integral de la subestación requiere el análisis y gestión centralizados de la información del equipo en la estación de adquisición. debido a los problemas de interfaz entre los diferentes productos de cada unidad del sistema, organizaremosInterfaz de comunicación de cada unidad del sistema y dispositivoEl dispositivo de conversión por Protocolo se convierte en un estándar de interfaz abierto y unificado, lo que permite a los usuarios elegir la interfaz adecuada de acuerdo con sus propias necesidades.

4. función del sistema

4.1.Monitoreo en tiempo real

Automatización integral de la subestación acerl - 1000El sistema muestra intuitivamente el Estado de funcionamiento de la línea de distribución en forma de mapa primario de distribución, monitorea la información de parámetros eléctricos como voltaje, corriente, potencia y factor de potencia de cada circuito en tiempo real, y monitorea dinámicamente el Estado de apertura y las señales de falla y alarma relacionadas de cada circuito de distribución.

4.2.Manejo de alarmas

El sistema de monitoreo tiene la función de alarma de accidentes. La alarma de accidente incluye el salto del disyuntor causado por el funcionamiento anormal y la señal de acción del dispositivo de protección; La alarma previa incluye el cambio de posición del equipo general, la información anormal del estado, la cantidad simulada o la cantidad de temperatura que excede el límite, etc.

1) alarma de accidente. En el modo de Estado del accidente, la alarma de accidente emite inmediatamente una alarma acústica (el volumen de la alarma se ajusta arbitrariamente), la imagen de visualización de la estación de trabajo del operador cambia de color y parpadea para indicar el cambio de posición del equipo, mientras que la ventana emergente muestra las disposiciones de alarma roja, la alarma se divide en alarma en tiempo real y alarma histórica, las disposiciones de alarma histórica tienen la función de seleccionar consulta e impresión.

2) para cada valor medido (incluido el valor de la cantidad calculada), la secuencia del usuario establece cuatro límites de funcionamiento prescritos (límite inferior físico, límite inferior de alarma, límite superior de alarma y límite superior físico), que se definen como alarma previa y alarma de accidente, respectivamente.

3) los métodos de alarma tienen muchas formas de expresión, incluyendo ventanas emergentes, parpadeo de imágenes, etc., pero no se limitan a los métodos anteriores, los usuarios agregan o modifican la información de alarma de acuerdo con sus propias necesidades.

4.3.Regulación y control

El operador realiza operaciones de control del equipo eléctrico que deben controlarse. El sistema de monitoreo tiene una función de monitoreo de operación, que permite al personal de monitoreo implementar el monitoreo en la estación de trabajo del operador para evitar errores de operación.

El control operativo se divide en cuatro niveles:

Control de primer nivel, control de mantenimiento in situ del equipo. Tiene control de alta prioridad. Cuando el operador vaya a la distancia del equipo local/ cuando el interruptor de conmutación local se coloca en la posición local, todas las demás funciones de control se bloquearán y solo se realizará la operación in situ.

Control de segundo nivel, control de reserva del compartimento. Su cambio con el control del tercer nivel se completa en la capa de intervalo.

Control de tercer nivel, control de nivel de control de la estación. Este nivel de control se completa en la estación de trabajo del operador, con distancia/ cambio de la capa de control de la estación.

Control de cuarto nivel, control remoto, baja prioridad.

En principio, el control del compartimento y el control local del equipo se utilizan como medios de operación de reserva o operación de mantenimiento. Para evitar operaciones erróneas, bajo cualquier método de control, es necesario adoptar operaciones paso a paso, es decir, seleccionar, volver a la escuela, ejecutar y establecer la contraseña del operador, Monitor y el Código de línea a nivel de estación para garantizar la seguridad y corrección de la operación. Para cualquier modo de operación, asegúrese de que el siguiente paso solo se realiza después de que se complete el último paso de operación. Al mismo tiempo, solo se permite que un modo de control sea efectivo.

Los equipos incluidos en el control son:Disyuntores de 35 kV y menos; Interruptores de aislamiento de 35 kV o menos y interruptores de tierra para mecanismos eléctricos; Disyuntor de 380v de electricidad de estación; Grifo del transformador principal; La placa de conexión de retorno remoto y retorno remoto del dispositivo de protección de relés.

5. Acrel-1000Plan de renovación del sistema autónomo integral de la subestación

5,1.Arquitectura del sistema

La subestación de este proyecto adopta66 kVLínea de entrada de energía de la ciudad de circuito únicoAcceso a la red eléctrica por autobús único, a travésEl transformador principal de 12.500 kVA reduce la presión para la distribución de varios circuitos en la estación de suministro de 10 kv..

5,2.Selección de equipos

La renovación de la subestación de este proyecto está dirigida principalmente a la protección del transformador principal y la estación.La segunda vez del Gabinete de conmutación de 10 kV y el Fondo del sistema de monitoreo se transforman. debido a que el dispositivo de selección de línea de puesta a tierra de corriente pequeña no se puede reemplazar, esta transformación es beneficiosa para los viejos..

El Gabinete de pantalla de protección del transformador principal se instala en la Sala de monitoreo eléctrico, y el Gabinete de pantalla se instala.Un dispositivo de protección diferencial am5se - d2, un dispositivo de protección de reserva alta am5se - tb, un dispositivo de protección de reserva baja am5se - tb, un dispositivo de protección no eléctrica am5se - fd, un dispositivo de medición y control de lado alto am5se - k, un dispositivo de medición y control de lado bajo am5se - k, un controlador de temperatura del transformador artm - 8 y otros equipos de control como interruptores de conversión, placas de presión e interruptores de aire.

La pantalla de protección de la línea siguePrincipio de Sección de 10 kv, dividido en dos lados del Gabinete de pantalla, 14 líneas protegidas am5se en la pantalla de medición y control de protección de línea de 10 kVF y 24 líneas protegidas am5se en la pantalla de medición y control de protección de línea de 10 kV- F más un dispositivo de selección de líneas de puesta a tierra de pequeña corriente útil.

El anfitrión de monitoreo se configura de acuerdo con el plan de una sola red y dos máquinas, una pantalla del anfitrión de monitoreo se configura en la estación, y una mesa de operaciones se configura en la Sala de guardia.En circunstancias normales, el host está en funcionamiento y el Slave está en estado de monitoreo. una vez que el Slave detecta una anomalía en el host, el Slave reemplazará al host en muy poco tiempo para realizar la función del host..

5,3.Comparación in situ antes y después de la transformación

El tiempo de corte de energía para la renovación de la subestación de este proyecto es soloLas 24 horas, el cable secundario del Gabinete de pantalla del Grupo de protección de microcomputadoras transformado se peinó de acuerdo con el dibujo secundario original, teniendo en cuenta el tendido del cable, la posición del terminal de cableado trasero se mantuvo sin cambios en la etapa de diseño, sólo se ajustó el dispositivo al interior del Gabinete de pantalla, mientras que la posición del interruptor de conversión y la placa de presión se instaló cerca del lado del dispositivo de acuerdo con el diseño original del sitio.

La situación en el sitio antes y después de la renovación es la siguiente imagen. la etapa de diseño de esta renovación se ordena estrictamente de acuerdo con los dibujos originales, teniendo en cuenta la conveniencia de la construcción. la etapa de construcción se ajusta estrictamente a las especificaciones de construcción, ordena los cables uno por uno y los circuitos de alta y baja tensión del transformador principal en el sitio.Cada circuito de salida de 10kv se prueba con control remoto y la transformación de la transmisión de energía se completa con éxito en 24 horas.

Subestación antes de la renovación

Subestación renovada

6. Conclusión

El proyecto de renovación de automatización integral de la subestación es un proyecto de renovación de la subestación antigua. a través de la transformación de automatización integral de la subestación, se puede lograr el tiempo real y la unificación de los datos de la subestación y los datos de la Sala de despacho, lo que hace que el control remoto sea más preciso y puede almacenar cada dato de señal en el sistema de automatización integral de la subestación. para futuras fallas en la red eléctrica, se pueden llamar datos de envío en tiempo real y señales de acción anteriores para el análisis, lo que brinda comodidad al juicio de señales de accidente.

Referencias

[1[en inglés]Li XintianMedidas de transformación automatizada integral de la subestación de.35kv [j] ciencia y riqueza, 2021

[2] Liu xiaoling, Li yong. Discusión del sistema de automatización integral de subestaciones [j] información científica y tecnológica, 2016, (03).

[3] Huang xiaorong, Liu jing. Hablando del sistema de automatización integral de la subestación [j] Shanxi Electronic technology, 2016, (15).

[4] Yao zhigang, Fang wei. análisis e implementación de la transformación de la subestación de 35 KV[J]. revistas de tecnología eléctrica,2002 (8).