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自动化技术类论文 自动化技术在元坝气田电力系统中的应用与优化

2018-11-29 16:21:22来源:组稿人论文网作者:婷婷

  摘要

  本文结合元坝气田电力系统实际情况,从技术特征和网络架构方面,分析了元坝气田变电站综合自动化技术的主要功能和应用现状。结合现场实际进行优化,通过融入防误系统、智能操作票系统等先进技术,实现自动化系统的“遥视”功能,提高无人值守变电站的安全运行和电网信息自动化水平。阐述了自动化技术是电网安全运行的有力支撑。针对电网运行工况和存在的隐患,通过采用线路型避雷器技术,优化继电保护装置、快切装置、变频器参数,增加电动机再启动功能等措施,提升了电网的耐雷水平和电气设备的抗晃电能力,实现元坝气田电网安全稳定、经济运行、智能自动化的目标,为今后建造综合自动化变电站提供了可借鉴的应用模式。

  关键字:电力系统;自动化技术;应用;优化

  1引言

  元坝净化厂工艺特点为“高温高压、易燃易爆、有毒有害”,是处理高含硫天然气的净化生产装置。因此对供电质量有较高要求,属于重要负荷。为确保供电系统的安全、平稳运行,元坝气田110KV变电站设置了功能齐全、安全可靠、结构合理、易操作的变电所自动化系统。采用微机作为监控核心,结合计算机网络技术及数据库技术,集保护、控制、监测、通讯为一体;实现了变电站的自动化管理。

  2元坝气田变电站自动化技术的应用

  2.1电力监控系统

  电力监控系统SCADA又称远动(Supervisory Control And Data Acquisition)系统,其定义为:数据采集与监测控制。 远动就是应用远程通信技术对远方运行设备进行监视和控制,以实现远程信号、远程测量、远程控制和远程调节等各项功能。 特点是集中监控,提高安全运行水平。及时了解事故的发生范围,加快事故处理集中控制。

  2.1.1实现自动化功能的流程:

  远程智能终端(RTU)进行就地信息参数采集、控制处理和保护,通过CAN总线与主控室内前台工控机通信,完成数据上传、远程控制;前台工控机通过以太局域网与后台操作站、远动站实现资源共享和变电所保护、控制、监视、监测。如图1所示:

  2.1.2系统总体构架

  元坝净化厂1个110kV总站、9个10kV变电所、5个0.4kV变配电室的变电站综合自化系统,采取分层分布式系统与集中相结合的综合自动化系统结构的设计框架方案。全厂监控系统总站设在净化厂内的1l 0kV 总变电所。 110kV 总变电所为有人值守变电所,设有主控制室。采用分层、分布、开放式结构即站控层、通讯层、间隔层。

  监控系统结构示意图

  1)站控层:监控系统安装在计算机上,集中采集显示现场设备运行状况,以人机交互的形式显示给用户。监控系统对电力系统各项数据进行在线实时监测,能通过监控系统软件,查看并分析系统运行状态。当电力系统发生故障时,监控系统会对故障信号的时间先后顺序进行倒叙排列,并且用不同的文字颜色标识不同类的事件信息支持不同字段的筛选功能,针对重要的信息进行事件筛选。

  硬件基本配置为DELL 360MT E5300 双核2.6,4G内存,二块500G,DVDRW光区,带软区及内部扬声器,22宽屏液晶显示器

  监控系统软件采用CL3000 V1.0软件系统。它整个变电站综合自动化系统的核心,主要包括数据处理和人机界面两大部分。数据处理根据先后顺序分成采集数据和控制数据。采集数据从被监控的设备发出,经过前置机、实时库、最后被人机界面及报表程序使用,被数据库存盘。控制数据由人机界面发出,经过实时库、前置机,最后发给现场设备,由设备根据命令的具体内容完成指定的功能。

  2)通信网络层:站端采集采用嵌入式无风扇的通讯管理机器,对全站智能设备进行信号采集,此通讯管理机与监控主机通讯是双网双机热备用实现与一次设备之间的接口及交互功能;

  硬件选用通讯管理机、数据服务器等前置机模块,通过现场总线RS485链路与各种不同类型的保护装置、测控装置通信,把所有采集的数据集中收集,形成实时数据库,经规约转换后,分别送到不同的调度端,直接通过主站对间隔层设备进行控制,实现“四遥”功能。

  软件采用CommServe转发软件,是上位系统的数据设备连接子系统,作为SCADA服务器的智能I/O通道部分来使用,为SCADA服务器和和各种外部数据设备之间提供智能规约转换的、可冗余的、双向连接的数据通道。为SCADA系统提供从现场数据设备采集来的各种数据,并把SCADA系统产生的命令和参数下行发送给现场设备。主要功能是:I/O设备的连接访问、数据采集、规约协议转换、数据报文的路由转发、通道的监视统计分析等。

  3)间隔层:主要包括:

  110kV线路、母线、主变保护装置

  无扰动快速切换装置

  消弧线圈控制器

  西门子综保

  直流系统

  消谐装置

  小电流选线装置

  母线绝缘监察装置等

  这些设备分别对应相应的一次设备安装在电气柜内,这些装置均采用RS485通讯接口,通过现场MODBUS总线组网通讯,实现数据现场采集

  2.1.3 110KV总站结构

  1)2台全厂服务器(4台工作站)负责处理、显示全厂设备数据

  2)2台总站服务器(2台工作站)负责处理、显示总站设备数据

  3)4台总站通讯管理机负责对总站智能设备进行信号采集

  4)2台网络交换机负责全厂局域网的组成

  5)110kV、 10kV快切装置、110kV线路保护等智能设备

  2.1.4下级子站结构

  1)1台工作站负责监控其所在子站设备

  2)2台通讯管理机负责对所管辖范围内的智能设备进行信号采集

  3)2台网络交换机负责与总站进行组网

  4)西门子综保、10kV快切装置、直流系统等智能设备

  2.2遥视系统

  在当前国内变电站主流的四遥(遥测、遥信、遥控、遥调)的基础上,元坝气田110kV变电站综合自动化系统增加“遥视”功能。在110kV总站设置视频服务器、视频工作站、摄像头等设备,视频系统可接收、处理本站视频图像及子站摄像头,通过视频光端机上送出图像信息。总站视频服务器集中处理所有视频图像,视频图像工作站用于接收视频服务器的视频图像信息并进行调取、存储等功能。在综合模拟操作屏两侧配置液晶电视,实现对全厂各变电站的视频监视功能,并配合防误系统实现视频联动功能。

  2.3可视化防误系统

  主要由五防和视频系统组成。总站防误系统配置集控防误操作系统一套,综合操作屏一面(具有防误闭锁、控制、信号返回于一体),含全厂110kV、10kV及以下电气设备的一次主接线图在线显示开关、小车、刀闸、地刀的状态,可实现全厂电气设备的模拟预演功能。

  在110kV及10kV断路器遥控操作回路设置具有冷闭锁的遥控闭锁功能的遥控闭锁继电器。手动操作通过锁具结合设备机构联锁实现强制闭锁功能,0.4kV进线、母联采用电编码锁闭锁断路器的手动操作;

  在110kV总站设置五防服务器,具备与9个分站独立五防系统的接口;设置五防客户端及操作票专家系统一套,实现各子操作模拟及操作票打印,五防系统总站、分站按独立方式分布。五防服务器与监控系统通讯采用以太网实现数据交互。

  视频系统总站设置视频服务器和视频工作站,具备接入各分站及子站安装摄像机、灯光控制器等设备,实现全厂视频图像的集中处理及显示,视频系统与防误系统综合操作屏无缝连接实现视频图像的跟踪联动、操作联动、报警联动等功能

  总站防误操作系统具备与上级站防误系统通讯,防误系统具有在上级站模拟、闭锁的集控模式功能。元坝气田变电站的防误可视化的结构图。

  元坝气田变电站的防误可视化的结构图

  2.4故障录波装置

  变电站综合自动化系统引进了故障录波技术。故障录播装置采用插件式结构,可靠耐用,并具有防止震脱措施。当系统发生大扰动如短路故障、系统震荡、频率崩溃及电压崩溃时,故障录播装置自动地记录扰动全过程的电参量变化及保护装置的动作行为,无遗漏地记录每次系统大扰动发生后的全过程数据。当系统动态过程中止后,自动停止记录。

  故障记录过程及方式:

  在电力系统发生故障的整个过程中,故障录波装置按时段分别记录,如图1-8所示:

  故障录波分段图

  A时段:系统大扰动开始前的状态数据。记录时间≥0.04s;

  B时段:系统大扰动初期的状态数据,直接输出原始采集波形,记录时间≥0.1s,同时可观察高次谐波,并可输出每一周波的工频峰值;

  C时段:系统大扰动的中期状态数据,可输出连续工频有效值,记录时间≥1.0s;

  D时段:系统动态过程数据,每0.1s输出一个工频有效值,记录时间≥20s;

  2.5电能质量在线监测装置

  为实现对供电质量的在线监测功能,在110kV总站的10kV部分及9座10kV变电站的每一条进线设立专用的电能质量监测装置。

  它的基本功能如表所示:

  电能质量在线监测装置功能表

  指标内容功能基波电压/电流有效值✔电压/电流相位✔有功功率、无功功率、视在功率、功率因数、相移✔谐波电压/电流总谐波畸变率✔电压/电流总奇次谐波畸变率✔电压/电流总偶次谐波畸变率✔2~63次谐波电压/电流有效值(含有率)✔谐波电压/电流的相位、幅值✔最值记录电压/电流最小、最大值✔有功功率、无功功率、视在功率最大、最小值✔趋势曲线✔电压波动✔频率✔暂升/暂降波形数据及事件参数✔短时中断波形数据及事件参数✔高速记录最快5ms记录间隔✔内存5M✔开关量标配8DI,7DO,可扩模拟量输入、输出模块✔

  3元坝气田变电站自动化技术的优化

  元坝气田地处四川省东北部山区,架空线路纵横交错分布,线路沿途地貌复杂,具有降雨多,雷暴天气多,大风天气多等特点,经过一段时间运行后,尤其因雷电、外部原因的影响造成电力系统电压波动,运行后电机的低压综合保护装置、无扰动快速切换装置、变频器等设备的参数经过一段运行后,不能满足保护要求或保护范围较小,导致设备在电网发生电压波动时瞬间失电或停机,影响正常生产。通过合理优化电气设备控制参数,避免发生类似故障发生。

  3.1防雷技术优化

  3.1.1选择的原则

  在选择安装线路避雷器地点过程中,结合元坝气田多次的线路雷击跳闸情况、运行经验及线路所经的地形。综合各种因素,确定线路避雷器安装的最佳地点,提高线路的耐雷水平。线路易击杆塔或易击段的确定主要建立在历年雷击事故统计分析和线路耐雷水平、地形地貌的分析之上。线路防雷仿真计算可以作为分析安装线路避雷器效果的辅助手段。在分析和确定线路避雷器安装位置和数目时,对线路反击和绕击的情况应区别对待。

  3.1.2避雷器的优化应用实施

  1、在110kV洪化线对6#、104#塔加装防绕击避雷针,扩大对杆塔的保护角,减少绕击发生次数。

  2、在110kV洪化线对6#、84#、47#塔分别加装线路型避雷器(MOV),有效释放雷电过电压,使杆塔遭受雷击时发生闪络概率大大降低。

  3、在10kV生管线8#和9#杆架空导线与电力电缆连接点增加避雷器两组、取水泵站线增加一组;集输西线95#杆增加断路器一台,避雷器一组。

  3.1.3线路避雷器应用效果

  元坝气田110kV洪化线增加线路型避雷器和防绕击避雷针后,进而完成三条10kV架空线路生管线、厂外取水泵站、集输西线的新增避雷器改进工作,这些工作进一步增强了整个电力系统的防雷能力。

  在加设线路型避雷器和防绕击避雷针后,2015年7月至9月底发生雷雨天气计13次,其中有6次雷雨大风极端天气,均没有发生因雷击原因造成开关跳闸现象,电网因6次极端雷电天气发生的电力系统电压波动都在合理范围内,没有电动机跳闸,效果对比如图所示。

  技术改造前后效果对比图

  3.2抗晃电技术优化

  3.2.1电压波动情况分析

  对元坝气田电网的晃电电压波动范围进行分析。

  在2015年7月4日架空线路避雷器改造优化后,截止2015年9月29日110kV洪化线共遭受雷击6次造成电压波动,因电压波动基本一致,不在重复。只举例2015年8月29日110kV洪化线B相因雷击闪络电压降低65%,10kVⅡ段母线B相电压降低33%。

  3.2.2技术参数优化

  在上述波形图形分析可以看出,部分电压波形在晃电跳闸时无扰动快速切换装置合闸时电压反相,对系统冲击较大,极易造成高压电机停机。研究发现最初初始相角差1和初始相角差2默认为0度,在这种情况下无扰动快速切换装置显示合环点两侧电压相角差为负150多度,通过研究分析,将初始相角差1和初始相角差2设置值设定为180度。

  优化项及优化参数表

  序号名称及含义单位设置值1初始相角差1度1802初始相角差2度1803.2.3优化效果对比

  2015年5月14日在对无扰动快速切换装置进行参数优化后,以及2015年7月架空线路避雷器技术改造优化后,截止2015年12月31日止110kV开关运行中没有发生跳闸,快切装置自然没有动作,其优化效果有待进一步验证。

  3.3变频器技术参数优化

  3.3.1技术参数优化

  (1)对变频器的借能运行和借能运行的功能进行分析

  借能运行的功能:只要系统中存在来自负载转动惯量的能量,变频器就会保持运行,如图所示:

  借能运行功能图

  借能运行的功能:只要存在来自负载转动惯量的能量,变频器就会保持运行。如果直流电压降低到参数 14-11 以下,变频器将执行跳闸,如图所示:

  借能运行功能图

  为了保证在极端情况下变频器和电机不受损坏,决定投入借能运[5],结合变频器借能运行参数14-11要求,将主电源故障时的主电源电压跳闸值优化为150V。具体优化内容如表所示:

  变频器参数优化表

  优化内容功能代码优化前数据优化后数据功能说明14-1005主电源故障,开启借能功能14-11342 V(默认)150V达到主电源故障时的主电源电压,设定值跳闸

  3.3.2优化效果

  在2015年7月对变频器进行参数优化后,2015年8月29日发生了一次晃电,系统电压波动较大,其变频器跳闸1台,参数优化起到了明显的效果。效果对照表:

  效果对照表

  电机停机统计晃电日期带变频器的电机(台)2015.4.172015.4.27102015.4.3032015.5.10102015.8.291

  3.4再启动功能优化

  3.4.1技术参数优化

  联合装置空冷器因晃电停机后,需工艺人员背空呼前往现场手动开启,整个事故处理时间延长,加大了部分装置停车的风险。通过研究开关柜低压综合保护装置的自带功能,改动二次接线,优化综保装置的参数,开启“再启动”功能模式。根据工艺车间的启停时间要求,在部分空冷器因晃电停机后在20秒内,其低压综合保护装置自动发出合闸信号,实现空冷器分批自动再启动。

  3.4.2优化效果

  部分空冷器晃电停机后,实现了自动再起动。减少了工艺人员劳动强度,缩短了事故处理时间。

  4.结束语

  变电站自动化技术,利用计算机可视化界面取代了传统的仪器、仪表、按钮等中控装置,节省了变电站的占地面积,整个系统清晰可靠,便于运行人员管理,减少了电气故障发生率。投运以来设备运行一直较为稳定,保护动作反映准确可靠,同时管理基本上也实现了微机自动化管理,易于操作、维护。从整体上实现了自动化的监视和控制。通过在架空线路增设线路型避雷器及改善线路杆塔接地系统,提高了元坝气田电网的防雷能力。变频器参数设置的调节、电动机晃电保护模块的加装及电动机再启动功能的投用,提高了元坝气田用户端的抗晃电能力,使生产装置的运行更加平稳、高效。

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