Análisis y tendencias de desarrollo de tecnología de automatización de subestaciones_equipos de calderas
1 Tecnología de automatización de subestaciones
1.1 en infraestructura
En primer lugar, para garantizar la confiabilidad del equipo principal. , 110 kV y Los disyuntores anteriores utilizan disyuntores GIS y SF6, 10 kV utiliza disyuntores de vacío y generalmente están equipados con dos transformadores principales. El objeto controlado tiene condiciones de control remoto, ajuste remoto, señalización remota y medición remota, tales como ajuste remoto del cambiador de tomas en carga del transformador, señalización remota de su posición y medición remota de la temperatura del transformador principal; condiciones de control remoto, y su posición puede ser comunicada remotamente; el interruptor de aislamiento que requiere señalización remota está equipado con contactos auxiliares de señalización remota, y el interruptor de aislamiento que requiere control remoto tiene un mecanismo de operación eléctrica; hay dos transformadores de subestación, ambos equipados con; Dispositivos de conmutación automática. El equipo secundario está completo y la configuración de protección del relé está completa. La protección de relés y las señales centrales deben tener condiciones de comunicación remota. El sistema de CC utiliza baterías "sin mantenimiento" con alta confiabilidad y baja carga de trabajo de mantenimiento para realizar mediciones remotas del voltaje del bus de CC. Al mismo tiempo, se instala un dispositivo de monitoreo de aislamiento para monitorear el estado operativo de la batería y el dispositivo de carga del rectificador de silicio. Los equipos y edificios primarios y secundarios deben cumplir con los requisitos de seguridad de producción (como prevención de incendios, antirrobo, antianimales pequeños e impermeabilización), estar en armonía con el medio ambiente y estar equipados con sistemas de ventilación. Cumple con los requisitos a prueba de polvo.
1.2 Funcionalmente
El sistema de telecontrol toma RTU como núcleo y es un equipo de automatización centralizado de una sola CPU con función completa de telemetría, señalización remota, control remoto, telecontrol y otras extensiones. Se refleja principalmente en los siguientes aspectos:
1.2.1 Tiene funciones de recopilación y procesamiento de datos, que pueden recopilar varias cantidades de estado, cantidades analógicas, cantidades digitales y cantidades de conmutación de la subestación, y serializar los datos recopilados. El procesamiento y la verificación, el cálculo de parámetros desconocidos, como el factor de potencia, la potencia activa, la potencia reactiva, etc., pueden reflejar con precisión el estado operativo en tiempo real de los equipos primarios y secundarios en el sitio. Los monitores pueden consumir el estado del dispositivo y los valores de telemetría.
1.2.2 Alarmas de monitoreo de seguridad, incluidas alarmas de exceso de límite y alarmas de estado anormal, registros de secuencia de eventos, memorias de accidentes, etc. ·Utilice líneas de alarma, avisos sonoros, alarmas intermitentes, etc. para monitorear el voltaje, el equilibrio de corriente del bus, la carga de la línea, la frecuencia del sistema, la potencia del punto neutro y el exceso de voltaje de CC;
1.2.3 Monitoreo de protección del relé función, incluido el envío de informes de autoprueba e informes de eventos al sistema de monitoreo, puede enviar correctamente el estado de protección en tiempo real al sistema de monitoreo y puede enviar rápidamente el tiempo de disparo, los componentes del disparo, la diferencia de fase, el valor de la acción y otra información después la acción de protección;
1.2.4 Funciones de control automático, incluida la protección de puesta a tierra del sistema, conmutación automática de energía de respaldo, control de voltaje y potencia reactiva, etc. Para transformadores y condensadores en carga equipados con dispositivos VQC, el voltaje reactivo se puede ajustar automáticamente de acuerdo con la curva de voltaje especificada y los requisitos de potencia reactiva para controlar el voltaje del bus dentro de un rango aceptable;
1.2.5 Control La función operativa realiza el control de encendido y apagado del disyuntor y del interruptor de aislamiento eléctrico, ajusta el cambiador de tomas del transformador principal y la bobina de extinción de arco y cumple con los requisitos de las "cinco prevención". También tiene la función de bloquear simultáneamente y anti-salto comandos de operación desde diferentes lugares, y bloquear operaciones con contraseñas de operación y permisos de operación inconsistentes, lo que puede evitar errores, es decir, el rendimiento de seguridad de la operación y el rendimiento de confidencialidad externa son buenos y no -Se puede impedir el funcionamiento.
El sistema de monitorización de 1.2.6 tiene una función de autodiagnóstico. Todas las fallas principales del módulo de la unidad, como la adquisición de datos, el control y la protección, pueden autodiagnosticar la ubicación de la falla y tener las funciones de protección de apagado, autoprueba de encendido y reinicio automático al estado operativo original. Cuando ocurre un error ilegal en la recopilación de datos, puede generar información de error, alarmar y bloquear la unidad defectuosa y registrar el contenido de la falla y el tiempo de ocurrencia en la lista de eventos.
2 Varios problemas encontrados en la operación real
En la operación real, también hay algunos problemas en el sistema de automatización de la subestación, algunos de los cuales afectan potencialmente la seguridad, confiabilidad y seguridad de la subestación. Operación estable. Los siguientes son los problemas en la operación real del sistema de automatización de la subestación:
2.1 Coordinar la relación entre los sistemas de protección y monitoreo. Para garantizar la confiabilidad y seguridad de un sistema de automatización integrado, es muy importante coordinar la relación entre los subsistemas. El sistema de automatización de la subestación debe centrarse en la protección y monitoreo, y manejar adecuadamente la relación entre dispositivos inteligentes, como protocolos de transmisión de datos, confiabilidad, tiempo real, etc. Al mismo tiempo, las profesiones tradicionales de protección de retransmisión y comunicación de despacho no se pueden integrar, lo que afecta en cierta medida el trabajo de mantenimiento. Esto se ha integrado claramente en la actual construcción de sistemas "cinco principales" de la State Grid Corporation de China.
2.2 Falsos positivos, falsos negativos y jitter de la señalización remota. Las señales de telecomunicaciones reflejan directamente el modo de funcionamiento de la red eléctrica y el estado operativo de los equipos relacionados en la subestación. Es una de la información más básica e importante en el sistema de automatización de la red eléctrica, y requiere confiabilidad y rendimiento en tiempo real. Sin embargo, en la operación real, los falsos positivos y los falsos negativos son prominentes y deben estudiarse y resolverse cuidadosamente. Hay dos razones principales para las falsas alarmas, alarmas perdidas o fluctuaciones de la señalización remota: ① Mal funcionamiento de la señalización remota o fluctuación causada por el equipo primario y secundario durante la operación, como una posición incorrecta o un mal contacto del contacto auxiliar del disyuntor, lo que causa un mal funcionamiento de la señalización remota. vibración o jitter a corto plazo, etc. , el relé de señal en el circuito secundario sufre una descarga eléctrica y un contacto deficiente debido a un rendimiento inestable, lo que provoca un mal funcionamiento o fluctuaciones en la señalización remota.
② Debido al mal funcionamiento o fluctuación del propio equipo de comunicación de telecontrol, como electricidad estática, interferencia de frecuencia eléctrica en transmisiones de larga distancia, etc., se produce un mal funcionamiento y fluctuación de la comunicación de telecontrol.
2.3 Rendimiento del sistema en tiempo real. Existen ciertas limitaciones en el rendimiento en tiempo real del sistema de subestación desatendida: ① Hay muchos enlaces de procesamiento y transmisión en el proceso de envío de datos al centro de control centralizado ② Hay muchos cuellos de botella en el diseño estructural general, como un diseño estructural deficiente; También están involucrados la transmisión de datos y un largo tiempo de espera.
2.4 Grabación de secuencia de eventos. El registro de la secuencia de eventos es un medio importante para mejorar las capacidades de respuesta de emergencia ante accidentes de la red eléctrica y proporcionar un análisis preciso de los accidentes. Cuantas más estaciones desatendidas haya en el sistema, más importante será su función. Especialmente en el caso de un accidente, puede mejorar la precisión del personal de control centralizado en el manejo del accidente y acortar el tiempo de manejo del accidente, lo cual es muy práctico.
La señal del control remoto 2.5 falla. En aplicaciones prácticas, dado que muchos dispositivos de control remoto están compuestos por módulos o complementos de circuito integrado, se ven muy afectados por entornos externos como la temperatura y el polvo. A juzgar por las condiciones de funcionamiento actuales, la placa de telemetría de control remoto, la placa de control remoto, y el tablero de señalización remota a menudo falla, especialmente en verano, el clima de alta temperatura hace que falle la función "cuatro remotos".
3 Tendencias de desarrollo de la tecnología de automatización de subestaciones
En la actualidad, la tendencia general del desarrollo de la automatización de subestaciones se puede describir desde diferentes perspectivas:
3.1 Desde centralizada control a funciones descentralizadas Evolución a redes descentralizadas (en capas). La automatización integral utiliza dispositivos de control de unidades in situ (E/S) para un procesamiento integral cercano, y todos los dispositivos inteligentes se conectan entre sí mediante la introducción de tecnología de red de área local (LAN o Ethernet). El dispositivo inteligente o de control o unidad de intervalo de cada nodo y la unidad de control principal en este nivel están conectados en red con el sistema de estación maestra SCA-DA local a través de la unidad de control principal en este nivel para completar el control, monitoreo y gestión coordinados del sitio. .
3.2 Del equipo dedicado a la plataforma. De forma tradicional, cada función de control o protección es un dispositivo especial y los hay de muchos tipos. Hoy en día, con el desarrollo de la tecnología informática, la función del dispositivo está determinada únicamente por el software, y el hardware cambia según el tipo y número de E/S requeridas. Por lo tanto, es necesario desarrollar un software estándar y flexible común. y plataforma de hardware adecuada para toda protección y control. El sistema se caracterizará por la apertura y la coherencia de los datos. Siga uniformemente los estándares internacionales para facilitar la interfaz mutua y el mantenimiento entre diferentes fabricantes.
3.3 Del control tradicional a la inteligencia integral. Se manifiesta principalmente en el uso de comunicación por fibra óptica para reducir el uso de cables; los monitores CRT de computadora o los monitores de pantalla grande pueden reemplazar las pantallas analógicas tradicionales: el área de la sala de control se reduce y la capacidad de mantenimiento del sistema de visualización se puede ampliar considerablemente: despacho; operadores del centro de control centralizado Se puede obtener información más estructurada y razonable en tiempo real; se mejora el rendimiento del centro de control centralizado para la gestión y control del despacho de la red eléctrica; la operación es más conveniente y confiable; El desarrollo del control por computadora al control inteligente integral se refleja principalmente en la miniaturización de equipos eléctricos y la integración de control y protección. Instalar sistemas de control y protección y equipos primarios cercanos y evolucionar hacia equipos inteligentes.
3.4 La evolución del interior al exterior. Dado que la mayoría de los objetos controlados están al aire libre, se requiere que los equipos de control y de protección estén dispersos o instalados en el sitio en una unidad de bahía, generalmente llamada RTU exterior, unidad de E/S de bahía y dispositivo de protección de unidad dispersa.
3.5 Del simple monitoreo de datos en pantalla al monitoreo multimedia. El desarrollo de la tecnología de control por computadora, procesamiento de información y comunicación permitirá que el monitoreo por computadora se desarrolle desde datos estáticos y dinámicos en tiempo real hasta monitoreo auxiliar de audio y video para satisfacer las necesidades del sistema eléctrico, especialmente las necesidades del mercado energético. Utilizando la información visual proporcionada por la televisión industrial y aplicando la tecnología de reconocimiento de imágenes por computadora, será posible distinguir rápidamente imágenes o juzgar de manera integral múltiples imágenes relacionadas, y emitir instrucciones de procesamiento de manera oportuna para ampliar y mejorar aún más las funciones y niveles de potencia. sistema.
4Conclusión
En definitiva. La tecnología de automatización de subestaciones es una ingeniería de sistemas multidisciplinaria y multifacética con funciones completas y ricas que pueden satisfacer las necesidades de la producción y el desarrollo de la industria energética moderna. Al mismo tiempo, tiene características notables y puede satisfacer diversos requisitos de producción y operación. En la era de la inteligencia, seguramente lograremos un desarrollo más rápido.