综自系统

综自系统（精选8篇）

综自系统 篇1

变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备 (包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等) 的功能进行重新组合、优化设计, 对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。

一、改造中常见问题

1. 有关抗干扰问题。

抗干扰问题, 是一个非常重要然而却常被忽视的方面。可在系统的硬件和软件方面采取一些必要措施, 以消除或抑制电磁干扰。变电站综合自动化系统的抗干扰措施是保证其系统可靠和稳定运行的基础, 合格的自动化产品除满足一般检验项目外, 主要还应通过高低温试验、耐湿热试验、雷电冲击电压试验、动模试验, 而且还要重点通过4项电磁兼容试验, 分别是:1MHz脉冲干扰试验、静电放电干扰试验、辐射电磁场干扰试验、快速瞬变干扰试验。

2. 遥控动作时误发“控制回路断线”遥信问题。

为了判断开关操作回路是否断线, 常用将TWJ (跳闸位置继电器) 和HWJ (合闸位置继电器) 的一组常闭接点相串联作为遥信的方法判别, 但由于两只继电器的动作时间难以保持一致, 造成在遥控操作瞬间误发“控制回路断线”信号。这种现象在常规变电站也存在, 但表现只是“控制回路断线”光字牌闪一下而以, 然而在变电站无人值班后, 误发的信号却被记录下来并告警。对这种情况, 生产厂家可采用软件判别的方法, 对仅存在几到几十毫秒的“控制回路断线”信号忽略便可, 对用户可使用带延时的继电器的方法。

二、在实际运行中存在的问题

1. 后台监控机。

后台监控机的运行管理工作十分重要。在实际运行中, 已经多次出现了后台监控机由于人为和监控机本身等原因导致瘫痪不能工作情况。因此, 为防止这种情况发生, 我们一方面制定变电站后台监控机的运行和管理制度并严格执行, 对值班人员进行约束, 防止利用后台监控机玩游戏、上网, 防止私自使用软盘和光盘使监控机感染病毒等。二是加强对各变电站后台监控机的定期和不定期检查, 发现问题, 立即处理。三是设置操作系统和监控软件密码管理办法, 只有继电保护检修人员和变电站站长掌握密码, 防止随意进入操作系统和启动、停运监控软件, 防止使用后台监控机的软、硬件资源并遭到破坏。四是用监控软件封装操作系统。监控软件封装操作系统是指当第一次启动后台监控机时, 监控机自动启动操作系统后继续启动监控软件, 直至启动到监控软件界面, 如果停运监控软件, 需要输入密码, 只有掌握密码的人才能停运监控软件, 进入到操作系统。

2. 保护监控系统。

目前, 我局所辖的变电站的保护监控系统不具有故障滤波装置。作为变电站自动化系统, 故障滤波装置应是必备一种装置, 当配出线发生故障跳闸时, 故障滤波装置能够记录故障跳闸前后10或更多周波内电流的变化以及故障电流值, 便于分析故障原因。

现所有综自变电站的保护监控系统的事故和预告音响信号受后台监控系统的控制, 当后台监控机不能工作时, 事故和预告音响信号则不能发出, 不能提示值班人员处理事故或故障, 严重影响变电站的安全运行。对于这种情况, 我们与厂家联系, 共同处理, 将保护监控系统的事故和预告音响信号独立出来, 不受后台监控系统控制, 防止发生后台监控机不工作时发不出保护事故和预告音响信号情况。

三、结语

在变电站综合自动化过程中, 由于国家缺乏统一的标准, 这就要求我们以严谨的态度来分析和解决问题, 随着技术不断地提高, 从而保证设备的正常运行, 同时保证电网安全、经济、优质地运行。

上述问题是变电站自动化系统在实际运行中出现的一些较为严重的问题, 有的自己能够处理, 而大部分需要厂家处理, 而有的是厂家也无法处理的, 而这些问题的存在, 不利于变电站的安全、可靠和稳定运行。

综自系统 篇2

关键词：保护；综合自动化；改造；方案

中图分类号：TM63文献标识码：A文章编号：1006-8937（2011）22-0118-02

1选题理由

随着国民经济的日益发展，城市化进程的加快，社会对电力的需求迅猛增长，很多老站虽容量小，保护设备陈旧，但由于处于重要负荷区，停电压力大，全站停电改造困难。同时在现场，施工单位因为无统一指导意见，各自为战，各家改造思路不同，从而会造成施工效率低，安全性要求难以得到保证。如何针对现场保护配置需要，进行改造顺序最优化设计，具有很大挑战。

文章充分考虑到老站改造中出现的诸多困难，如：老站保护回路复杂、保护类型繁多；不能全站停电进行改造；改造时无预留屏位；改造过程中，新旧保护同时运行；需铺设大量临时电缆等，在此基础上，以增加经济性、加强安全性、提高工作效率为目标，提出了一种“集合”新思路，探索出一种优化变电站综自改造顺序的新模式。

2基本思想

由于保护及综自系统改造时，变电站不能停止对外供电，所以从改造一开始就存在新、旧两个系统同时存在的情况，我们将改造前运行的保护及综自系统（旧系统）以及改造后即将形成的新系统分别看作两个集合。在改造过程中，两个集合的交集越小，即：它们的回路连接越少，需要带电搭接的地方越少，需要局部设备停电改造的时间越少，此方案就越好，我们在改造时的难度就越小。

其中，一个变电站的保护及综自系统所包含的屏及其改造思路如下：

总控屏：涉及每一部分改造的通信，故要在改造前将新屏安放好，如果有预留位置，就一次放到位，如果没有，则临时安放，最后搬迁。录波屏：涉及到每一个大开关改造的电压、电流、开关量的接入工作，故最好在改造前将新屏安放好，每改造一个开关就将新回路接入新屏，本开关的旧回路在旧屏上退出运行，直到全站改造完成后，将旧屏拆除。如果没有预留位置，则是在原屏上做好安全措施，拆除旧录波装置，安装新录波装置，将旧回路全部接入新录波装置，然后改造一路拆除一路的旧回路接入新回路，知道完成。PT并列及测控屏：涉及全站保护测量、计量的二次交流电压，改造过程中会出现新旧二次交流电压并存，故要在改造前将新屏安放好。备自投及分段操作屏：涉及110 kV线路及主变改造时进线电流、进线电压、母线电压、开关位置及跳闸回路的接入，故要在改造前将新屏安放好。母差屏：涉及到每一个110 kV开关改造时电流、电压、跳闸、闭锁放电（针对进线开关）、刀闸位置的接入的回路接入，应在开始改造之前安放新屏。电度表屏：涉及110 kV线路及主变改造时电流、电压、刀闸位置的接入，应在开始改造之前安放新屏。直流屏：涉及全站保护、测控及自动装置等的装置电源，新安放一面屏就要接入直流电源，如果不利旧，应在开始改造之前安放新屏。35 kV线路、10 kV线路保护不涉及其他开关，可以最早开始停电改造，也可以等110 kV及主变部分改造完成后再停电改造。

3几种方案对比分析

改造前主控室屏位图如图1所示。

其中，1G～8G是控制屏，9G～13 G是35 kV线路保护屏（1）至35 kV线路保护屏（5），14 G是继电器屏（包含三侧电压并列及重动、三侧分段操作），15 G是低周继电器屏（联切35 kV、10 kV线路），16 G是2#主变保护屏，17 G是1#主变保护屏，18 G是1#主变电度屏，19G~23G是通讯用屏，24 G是录波屏，25G是 110 kV官崃、宝崃线路保护屏，26G是110 kV临崃线路保护屏，27G是2#主变及110 KV、35 kV线路电度屏，28 G是电能采集屏。

方案一：1 G～8 G不动，由于35 kV线路保护已移至35 kV保护室，所以可将原35kV线路保护屏（9G~13G）移除，在原屏位分别安置新屏：分段测控屏、110 kV备自投屏、电压切换屏、2#主变保护屏、2#主变测控屏。按照设计方案，将在旧2#主变保护屏位（16 G）置新线路测控屏。这样将造成无屏位可用，只能采用“停一路，改一路”长时间停电的方式进行线路保护改造。同时因为原继电器屏（14 G）上有电压并列装置，若要将其移除，为了保证新旧设备正常运行，将需要大量的临时电缆。该方案跟本文其他方案相比，新旧两个系统的回路连接多，带电搭接的地方多，需要局部设备停电改造的时间长，即，两个集合的交集最大，所以不可取。

方案二：1 G～8 G不动，将原35 kV线路保护屏（9 G~13 G）移除，在原屏位上分别安置新屏：1#主变保护屏，1#主变测控屏，2#主变保护屏、2#主变测控屏，三侧PT重动、并列及测控屏。这样改造好处是有屏位可用，并且在不影响新、旧设备正常运行的前提下完成改造。但是由于将新110 k母差屏改至17 G，这样需要更多的临时电缆（至少三根），同时会出现带电接线的问题，安全性差。该方案跟跟本文其他方案相比，新旧两个系统的回路连接少，带电搭接的地方多，需要局部设备停电改造的时间长，即，两个集合的交集较小，但不是最优方案，所以不可取。

方案三：1 G～8 G不动，先将新总控屏临时安置，并和相关设备接上电缆；接着将原35 kV线路保护屏（9 G~13 G）移除，在原屏位9 G上安置新110 k母差屏，11 G上安置新电压切换屏；利用将PT端子箱的相关端子短接的方式，实现新、旧电压切换装置并列运行。在改造最后一步，将临时安置的新总控屏放至14 G。至此改造可以顺利完成。该方案跟跟本文其他方案相比，新旧两个系统的回路连接少，带电搭接的地方少，需要局部设备停电改造的时间短，即，两个集合的交集仍最小，是最优方案。

通过从临时电缆、人工费用、带电接线三方面对三种方案的分析，所选定的方案是安全性和经济性都最优越的方案，并在现场的改造过程中收到了满意的结果。

4结论

文章在全面考虑到老站改造过程中所遇到各种难题的基础上，以增加经济性、加强安全性、提高工作效率为目标，提出了一种基于“集合”论的变电站综自改造优化方案。能否依据“集合”思维，结合实际情况，对各个装置进行评级划分，并利用计算机等手段开发出一套实用性软件，实现改造顺序的最优化设计。这是该项目在今后的进一步研究目标。

参考文献：

[1] 廖万斌.变电站综合自动化改造的问题分析[J].广西电业,2011,(2).

综自系统 篇3

某市城区电网主要由220kV变电站、110kV变电站和35kV变电站构成,共装设6台主变,总容量为153 000kVA,一期运行4台主变,总容量为81 500kVA。其中,110kV甲变电站距市中心1.5km,110kV电源(双回)取自220kV变电站,主变容量为2×31 500kVA(一期投运31 500kVA),110kV出线5回,35kV出线10回(已投运2回)。

该110kV变电站是某市供电公司较早的一个综自变电站,存在设备型号杂、生产厂家多、运行时间长,保护装置硬件陈旧、维护工作量大、故障率高、设备部分配件已不再生产等问题,导致安全可靠运行、无人值守难以实现。

1 存在问题及分析

虽然一期改造工程对该变电站主要线路及综自系统进行了一定的改造,但因投入有限,改造不彻底,使其仍存问题。

1.1 后台监控系统界面问题

当系统发生故障或异常时,后台监控系统会出现上百条相关信息,且无法一一读取分析;此外,监控界面中的分闸、合闸两个相互制约开关量的显示冗余,严重影响对故障性质的迅速、准确判断和及时处理。

1.2 预告音响和事故信号问题

后台监控系统控制着保护监控系统的预告音响和事故信号,当后台监控机因故不能工作时,预告音响和事故信号就不能发出,影响事故的处理。

此外,用于实现远动功能的RTU装置发生故障后,后台监控系统仍显示故障前信息,而这是由变电站中无RTU通信中断信号造成的。若此时发生保护故障或RTU死机,则无法及时发现,且后台监控也无告警信号,这将严重影响事故的进一步处理。

1.3 远动信息发送问题

后台监控系统能将远动信息发送至调度主站,若监控系统发生故障,发送至调度主站的远动信息就会中断,这将无法上传保护定值、主变档位等信息,也不能正确接收和处理来自调度主站的修改定值、主变调档、开关遥控等操作,不利于远程控制。

1.4 不具备故障录波装置

故障录波装置的作用是记录故障跳闸前后10s各种电气量的变化情况,是综自系统的必备设备。但该变电站监控系统却无故障录波装置。

1.5 电量处理问题

原后台监控系统的电量采集器只能采集一种类型表值,一期改进后采集表的类型增多,但因后台监控系统不能解开采集器传来的不同类型表计,使得电量的处理变得不完善。

1.6 规约问题

监控系统能否正常运行关键在于网络通信质量,而其所出问题几乎都是由综自系统内部产品各异,相互间通信不畅所致,但一般可归结为规约问题。尽管规约可由各厂家商定统一,但规约中仅有一部分内容属于自定义范畴,在调试过程中,经常出现调试不通、不全或解不开数据等问题。规约问题成为所有综自变电站面临的最大问题。

2 改进措施

2.1 合理选择变电站综自系统运行模式

(1)分散安装。就地安装10～35kV馈线保护,通过现场总线与保护管理机进行通信,节约控制电缆。

(2)集中组屏。电压无功综合控制装置、备用电源自投控制装置、高压线路保护、变压器等集中组屏,并通过现场总线与保护管理机通信,保护屏置于控制室内,让重要保护装置处于较好的工作环境,提高装置可靠性。

2.2 增强抗干扰措施

变电站部分电缆仍是铝芯的,需对全站控制电缆进行更换。

(1)屏蔽干扰信号。在综自屏下敷设100mm2接地铜排,沿屏环绕1周,从而形成1个等电位面。若条件允许,还应在全站主电缆沟两边敷设100mm2铜排,以增强屏蔽;用40mm2的多股铜线将控制室各综自屏的屏内接地小铜排与电缆接地铜排相连,以屏蔽各种可能的干扰。

(2)隔离模拟量、开关量。采取由隔离变压器的输出端直接向计算机供电的方式,并采用双屏蔽技术(一次屏蔽层接中线,隔离来自站用变或电网的干扰;二次屏蔽层与微机或机柜共地);通过光电耦合隔离或继电器触点隔离实现开关量隔离[1]。

(3)减少强电回路的感应耦合。从高压设备引出到微机保护、微机监控的电流互感器、电压互感器二次交流回路电缆要最大限度地靠近接地体,以减少进入这些回路的高频瞬变漏磁通;为避免电流互感器回路的相线出现环路,3根相线应与中性线在同一根电缆内;控制电缆尽可能远离高压母线和暂态电流(避雷器和避雷针的接地点、电容式电压互感器、耦合电容器中电流)的入地点,以减少平行长度[1]。

(4)在模拟量输入回路安装滤波器。

2.3 严格执行统一的传输规约及传输网络

变电站与远方调度的传输协议采用101规约,为其间的信息传输制定标准;变电站综自系统站内协议采用103规约,为继电保护、隔离层设备与变电层设备间的数据通信制定标准。

2.4 联合设备生产厂家共同处理

后台监控系统的界面问题、监控系统保护的事故与预告信号问题、远动数据发送问题等应联合设备生产厂家共同处理。

(1)完善软件。

(2)将监控系统保护的事故与预告音响信号独立出来,使其不受后台监控系统控制。

(3)改由监控系统、保护系统的通信单元向调度中心发送远动信息,调度中心和监控系统在此方面相互独立、互不影响。

(4)在监控系统中安装故障录波装置。

(5)增强电量的处理能力,采集器配置各种类型的表计,并能解开不同规约类型的表计数据。

2.5 加强管理并提高技术人员素质

(1)规范综自工作的现场管理与作业行为,编制现场作业指导书,加强信息管理;提高设备巡视质量,确保设备正常运行,定期检查、维护断路器,及时准确记录运行工况,一旦发现缺陷必须及时汇报处理;做好综自系统工程的施工、投产、试验、验收等相关资料的整理、收集、保存工作,为设备的安全稳定运行提供可靠保障[2]。

(2)建立长期有效的沟通交流机制,积极参与行业内各类技术交流活动,弥补实际工作中的不足,全面提高变电站综自系统的管理水平[3]。

3 运行效果

改造后的半年内,综自系统运行工况良好,具体表现为:

(1)采用微机保护大幅提高了事故告警、事故跳闸的准确率(可达98%以上),未曾发生保护误动、拒动情况。

(2)站内所有预告和故障信号均采用语音信号取代声光信号告警,提高了告警的及时性和准确性,避免了告警信息的漏失和误判。

(3)综自系统完全取代了各类记录、曲线、报表的人工工作,提高了变电站运行分析方面的工作效率,给运行管理工作带来极大的便利。

(4)五防闭锁系统由电磁型更换为微机型,在软件上进行了操作的授权限制,加强了闭锁管理,杜绝了因闭锁失灵而导致的各类事故,提高了常规操作的安全性和准确性。

综上,改造后的该110kV变电站运行安全性、可靠性得到了根本性地改善,提升了设备档次,把风险控制在源头,实现了预期改造目标[4]。

参考文献

[1]张全元.变电站综合自动化现场技术问答[M].北京:中国电力出版社,2008

[2]杜荣君.变电站继电保护与自动装置[M].北京:中国电力出版社,2010

[3]吴家庆.110kV龙甫变电站综合自动化系统设计[D].广州:华南理工大学,2007

实施电气综自改造技术探讨 篇4

电气综自发展至今, 国内生产厂家较多。一个关联电网的多个变电站的电气综自改造, 往往由于对综自的认识不够及市场因素, 往往相关联的几个电厂或变电站使用不同的综自生产厂家, 随后在使用中出现诸多问题, 严重影响了综自的应用。

本文主要就综自的设计、安装、调试、运行、维护、管理, 提出自己的观点, 以供大家参考和共同分析。

1 综自设计分析

(1) 首先应根据待改造厂站或新上项目的重要性选择适合的综自生产厂家。所谓适合我指的是生产厂家的综合实力, 包括生产能力是否充足、技术力量是否满足、使用软件是否先进、装置设计是否更为合理 (个性化) 、售后服务信誉度是否可靠、周边地区是否设立服务站等等, 这些因素都或多或少、或近或远影响着综自改造 (或新建) 工程的完美性。因此在工程立项前, 厂 (站) 应组织必要的调研, 综合考虑, 择优录取。

(2) 骨干技术人员的储备要提前。所谓骨干技术人员, 主要指原先对旧型保护熟悉之后通过学习熟悉综自的技术人员。厂家确定后, 最好在签订技术协议以前, 以技术人员为主, 针对性调研软件方面如通信相关技术、版本是否先进, 硬件配置和盘面布置是否合理, 先入考虑, 争取主动。另设计图纸的确认最为关键, 中标生产厂家负责设计的人员应首先到现场调研, 把初设图纸提供给厂 (站) 的技术人员后, 厂 (站) 确认相当关键, 如果草率, 则可能导致较大遗留问题不好解决。因此骨干技术人员, 要提前配备, 先入为主, 严格把好技术协议关和图纸确认关, 改变弱势一方的被动局面。

(3) 通讯口要留有适当的备用 (或者可扩展) , 用于将来新增设备通讯的接入。

例一:我们公司有一座110kV变电站, ××综自生产厂家生产 (国内较具实力的一家) , 改造后装置多次电源插件损坏, 但不能通过后台报警及时发现, 后经和厂家技术人员沟通, 装置通讯中断报警的触发条件设计为装置直流电源消失, 装置通讯中断的原因颇多, 有电源故障、通讯口及通讯线故障、通讯插件故障, 但最终表象是数据不能正常收发, 为什么不这样设计呢, 最终作为工程主体单位的我们还得支出技术服务费才解决了这一问题, 这就是弱势的结果。

例二:我们公司的一小型电厂, ××综自生产厂家生产 (国内较具实力的另一家) , 签订技术协议的技术人员, 面对漏签了5个装置且组屏相当不合理的技术协议, 且小机组配置的是大机组的保护 (不合理且费用昂贵) , 没有提出这些关键问题就草签了。设计人员根本没来现场调研, 仅收到电厂技术人员寄出的系统图, 结果又是电厂的技术人员的草率确认, 结果造成盲目生产, 最终导致返工、工期延误、费用多发生25万元的较大损失, 但仍有不能挽回的就是盘面布置的不合理。

2 综自安装分析

(1) 施工接线图的设计最好能提前完成。如果是改造, 此项工作一般不可能由专门的设计部门完成, 最好还是厂 (站) 的技术人员来做, 他们不但熟悉旧系统的接线, 而且通过完成这项工作还可以进一步熟悉综自。好多厂 (站) 即使是改造完成后还在完善图纸, 也有个别单位委托给施工单位完成接线图, 但往往制图不规范, 极不利于维护和管理。图纸不但要自己完成, 接线编号还要规范、准确。

(2) 施工队伍最好由本单位维护人员挑选精干力量组建, 必要时请一至两名技术指导。我们有一支试验队伍, 最初公司为了节约成本、锻炼队伍, 由我们完成了自己的一座110kV变电站的改造任务, 事后其它几个单位也委托我们施工, 结果到现在近三年的时间, 几乎一有异常报警就找我们维护处理, 自己单位的维护人员因为图纸不全、当初没有参与施工、不熟悉接线等等理由无法接手维护工作。

(3) 平面布置要尽量合理。这里主要指改造的厂 (站) , 由于以前的控制和保护屏是分开的, 而目前综自保护和控制是一面屏, 因此在设计平面布置的时候要尽量考虑全, 一方面尽量利用好旧的控制电缆 (大多质量较好) , 这样可节省不少工程量, 另一方面可处理好改造期间的衔接, 不要造成返工、延误。

(4) 和电气五防的安装配合。按理在综自和五防分别确定厂家后, 电气锁应由五防厂家提供给综自厂家, 综自厂家完成安装接线, 这样到现场后只需要完成机械锁和地桩, 和电气安装没有交错, 有利于施工进度。为此, 最好在签订技术协议时规范这方面的约定, 杜绝各行其事。

(5) 杜绝直流电源的混接。按照设计, 装置 (信号) 电源和保护电源是两路独立的直流电源, 但我们在实际中发现, 有的施工人员自以为是, 将直流电源等同混接, 把保护电源正极采用了信号电源, 尤其重要开关, 将留下重大隐患。

3 综自调试分析

(1) 最好在调试前核对从CT出口到保护屏端子的相位是否正确, 确保不留隐患。个别厂 (站) 在完成改造调试时正常, 但事故后调查时, 才知道当初改造时的相位接错了。因此建议在调试以前最好核对一下相位是否对应 (从CT出口到保护屏端子) 。

(2) 关键是逻辑的调试要全面。一般保护调试不存在难点, 但涉及到逻辑的, 都应做到全面、仔细、合理。如主变和厂变的备自投、线路备投, 充放电和启动、返回逻辑一定要一一调试完成, 最后完成一次自投动作。

(3) 定值管理及保护投退分析。保护定值可以通过工程师站间接输入或装置直接输入两种方式。但从管理上分析, 间接输入可以留下操作痕迹, 便于管理上的追述和查阅, 另外如果保护配置及管理性表格设置合理, 对厂 (站) 的保护定值及投退情况一览无余便不是什么难题。最后从保护输入、浏览、压板投退以及保护管理上, 严格使用者权限的管理, 相关密码最好个性化并严格保密。

4 综自运行分析

(1) 正常方式下问题汇总。日常运行当中, 应仔细对各个遥信、遥测点进行核实。所有通过刀闸或开关接入系统的一次设备都应有遥信, 公用设备如母线PT、消弧线圈、电容器等应通过公共测控装置完成遥信;遥测量常因电流相位、极性及主变电压量是否对应侧、后台参数设置等问题, 应认真分析并及时发现和排查出问题。

(2) 有倒闸操作时方式变化下的分析。有倒闸操作时对应的方式, 有可能平时不能调试, 遥信及遥测量是否正确这时得以验证, 也应认真分析, 以便有问题及时排查出。

(3) 防雷接地分析。从可靠性上分析, 微机保护装置的接地有条件的最好独立形成系统, 无条件的要保护接地阻抗值越小越好, 另中信屏的接地最好通过铜带直接和地线压接, 而不要依靠基础槽钢间接接地, 确保接地效果。另从“防”的角度分析, 一方面尽量使用二次微机消谐装置, 另一方面要从保护装置防过压设计上与厂家加强沟通, 我们管辖的一座110kV变电站, 2008年8月的一次站内直雷击, 地电位的突升曾导致全站的总控装置及几个CAN网装置瘫痪, 最后和多名厂家资深技术人员共同分析, 原因定性由电源插件上的保护电涌管引入, 后经厂家同意拆除此电涌管。

5 综自维护分析

(1) 保证对易损件的库存。根据我们的运行经验, 一般在3年左右各种装置插件就开始有所损坏, 经过调研, 损坏量最大的就是电源插件, 其次是通讯板、液晶板, 适当库存可及时解决问题, 另可通过替换排查故障。

(2) 数据库的简易维护。这方面建议使用单位最好利用安装调试阶段及日常厂家的维护机会, 指定厂 (站) 的技术人员学习掌握此技术, 这样一些简易的维护就不必非等厂家维护人员, 以便有些问题能够得到及时处理。

(3) 综自系统和外界的有效隔离。因工控系统都没有杀毒软件, 为防止病毒感染, 最好加强对局域网及外设接口的管理, 我们采取贴封条的办法来管理这些外设接口, 另应禁止在后台机上面安装任何游戏, 一旦病毒侵入, 后果不堪设想。

6 综自管理分析

(1) 综自通讯的重要性。综自技术应用后, 大多单位领导还是没能充分认识和应用好综自技术, 尤其对通讯的认识只停留在表面上。事实上往往由于多种原因常导致通讯中断, 特别是多开关事故跳闸时, 往往因信息量传送大而堵塞, 有时数据不更新造成假象, 不能及时作出一些判断, 还有时在厂 (站) 与系统解列的情况下, 综自通讯中断, 五防闭锁, 不是及时组织恢复综自通讯, 而是随意使用万能钥匙, 在没有“参考信号”的情况下指挥操作, 往往造成恶性后发事故。因此厂 (站) 应通过反事故演习让职工熟练通讯中断后的简易恢复办法——通讯装置断电后重新上电。只有通讯正常了, 报警、报文、遥信、遥测、五防模拟才能发挥作用, 杜绝误操作才有能有保证。

(2) 五防管理。通过网上调查, 综自改造后, 电气误操作多发生在使用万能钥匙上, 只要严格使用电脑钥匙走五防程序, 还没有电气误操作的先例, 因此加强对万能钥匙的管理十分重要, 现场放置但绝不能随意使用。五防管理上软硬件的问题都要及时处理, 确保五防正常使用。另外从应急的角度考虑, 一旦事故后通讯不能及时恢复、电脑钥匙又不能用, 最好能通过其它渠道监测到潮流和有源线路或设备的电压, 我们管辖的变电站, 根据经验将线路PT的电压引至模拟屏对应位置直接液显, 综自通讯中断的情况下通过监视计量屏各线路的电流来监测输送容量, 并组织适当的演习。

7 结语

通过分析, 我们知道以上每个环节对实施综自改造 (新建) 都有着不同程度的影响, 每个环节都很重要, 加强对每个环节的研究, 无疑会使我们运用好这一先进技术, 另一方面加上在线监测的广泛应用, 可逐步帮助我们真正实现状态检修提供良好的技术基础。这只是我个人的心得, 仅供参考和共同分析。

参考文献

[1]南瑞, 南自, 许继.深圳中电相关技术、调试及使用说明书.

[2]变电站综自自动化系统二次回路及运行维护[M].中国电力出版社.

浅析常规变电站综自改造 篇5

关键词：常规变电站,综自改造,运行管理

近年来随着电网运行水平的提高, 用户对提高供电质量要求日益高涨, 电网的自动化程度作为现代化电网安全、经济、优质运行的主要技术指标, 已越来越为人所重视。提高电网自动化系统工程的可靠性是调度管理部门和规划部门共同关心的问题, 特别是电网变电站实现无人值班, 在减员增效、节约生产成本、提高电网管理的自动化程度、创建智能电网、提升电网科学管理具有重要的意义。

1 运行管理方面

自动化改造中要注重细化落实各项任务。在调度人员下达操作预令后, 站长就将操作票的执行、监护、复查, 工作票的签发、许可, 安全措施的布置进行现场核对, 将设备的巡视检查直接细化到具体个人。在执行操作的过程中要切实落实填票、审票、模拟、监护、唱票、复诵、对号和核对八大关, 从而确保操作票的执行、监护、复查到位;再者在日常值班中值班长利用班前会, 对前一日工作中发现的安全和技术方面纰漏及工作开展情况进行全面梳理, 做到全员掌控, 同时针对本班运行方式及工作任务, 进行任务细化分配, 使每项工作做到凡事有人负责、凡事有人落实、凡事有人监督, 全面建立一套工作任务责任制, 将责任具体化、条理化、规范化, 同时对人员责任制的完成情况实行动态考核和指标考核, 以严、细、实的工作作风全面推动人员的到位履职。

2 安全生产管理方面

1) 防误管理方面。由于后台监控系统不设操作闭锁逻辑功能, 五防功能由原来的微机五防系统升级后实现。任何操作首先通过五防系统模拟预演, 逻辑判断正确后通过五防系统发出允许信号给监控后台, 运行人员在后台进行遥控操作。接地刀闸的操作是通过电脑钥匙接收操作指令到现场开启闭锁钥匙, 然后进行现场操作, 所以运行人员在自动化改造的过程一是务必注意严格执行防误解锁管理制度;二是注意改造过程中, 防误锁具的更换和逻辑闭锁程序的核对。三是加强以防误装置的定期检查维护, 使其保护良好状态。2) 危险点预控方面。危险点预控可以分为两个部分, 一是停供电操作, 主要是根据调度预令完成一系列操作任务, 如审核操作票的正确性, 我站采取的措施是操作人员审核后, 还要经监护人和站长审核, 通过三道审核管口的层层把关, 有效的预防了危险管控, 从而确保操作票的正确性及严密性。大型操作危险预控卡的填写、审核后, 监护人、操作人和配合人必须熟知操作流程及存在的危险点, 并制定出相应的防范措施, 合理安排操作人员。操作人员选择时尽量选用有丰富的操作经验及技术过硬、业务过硬、素质过硬的人员执行操作任务。二是现场作业监护工作, 本站每日向修试人员交待设备状态和危险点, 做好与相邻带电间隔的安全隔离, 特别是保护屏面更换工作, 要帮助修试人员做好屏后端子排的安全隔离。工作结束后设备验收, 包括自动化后台的保护对点、信号核对, 继保屏的电缆孔洞封堵等工作并填写相关记录。3) 结合安措和反措方面。本站自动化改造牵涉到一次设备和二次保护装置的更换。期间要结合安措和反措工作, 首先对有些缺陷和隐患利于设备停电及时消除。其次每次停电前, 就停电后站内设备薄弱环节制订事故预案并进行现场演练, 确保改造期间设备安全稳定运行;再者对于双回线, 当一回改造时, 一定要加强另一回的监视。还有每日工作结束后, 应立即检查防小动物措施是否完善, 并做好记录。工作中为配合工作需要临时拆除或改动的安全措施, 工作结束后应立即由工作负责人向运行值班负责人申请恢复, 若经调度人员同意的, 还应向调度人员汇报。这些工作都是与自动化改造工作相辅相成的, 结合安措和反措能更好的完成自动化改造工作, 为实现安全生产“可控、在控、能控”提供了有力保障。

3 设备管理方面

1) 标准化验收与消缺。综自改造工作结束后, 组织运行人员进行标准化验收。本站严格按照变电站自动化改造验收提纲和设备验收规范, 结合本站实际, 专门制定出针对综自改造工作的设备验收作业指导书, 验收工作时, 应严格执行本作业指导书, 逐项落实。对验收中发现的问题, 要及时做好记录工作, 并与施工人员汇总分析, 提出整改意见和措施。缺陷处理完毕后再组织验收, 确定无误后做好相关记录, 从而实现缺陷闭环管理, 保证了一、二次设备“零缺陷”的移交。2) 台帐更新与录入。设备台帐的完整性和正确性不仅可以检验站内设备标准化管理, 还可以为运行人员对设备性能的掌握提供依据。因此我站在改造期间, 一是对更换和增加的一二次设备, 认真进行现场抄录台帐和及时录入生产管理系统;二是抓住设备停电的机会, 对原来一些没有的设备台帐及时进行抄录和补充完善。三是对保护二次压板、装置面板说明、信息报文解释进行了制作、粘贴、存档。在台帐管理方面力求统一、清晰、准确, 保证在设备投运前完成, 为设备安全投运创制有利条件。3) 测温管理与分析。温度是检测电力设备运行状态的一项非常重要的指标, 对电力设备的温度进行密切监测是保障其可靠运行的必备手段。改造期间设备由于停役较多, 处于运行的设备重载情况也较为突出, 凸显出对设备的测温工作尤为重要。我站测温管理主要从两个方面入手, 一个是对重载设备的测温, 另一个是对新投入运行设备的测温。测温工作使用专用记录表格, 同时每日对所测温度与前日进行比对、分析, 从而及时发现设备有无异常。对有异常设备或者有发热点设备进行跟踪测温, 绘制其温度走势曲线图, 严密监控异常设备, 防止发热故障进一步恶化。

4 人员培训方面

综自系统 篇6

1 一次设备的综自改造

1.1 断路器及隔离开关的改造

要求是实现遥控操作功能, 并提供可靠的断路器、隔离开关位置信号。断路器辅助触点改造为双辅助触点接线以防信号误发。并应注意断路器及隔离开关相关状态信号的正确性及可靠性。如对于弹簧操动机构, 弹簧未储能信号及报警音响是否正确。弹簧未储能信号应接在装置的正确位置, 且要求在未储能时, 接点闭合用以闭锁线路重合闸, 同时电铃响。若正确, 断路器合上后装置面板应有重合闸充电标志显示;而液压操动机构, 压力信号是否齐全, 后台机SOE事件名称、时间反应是否正确, 音响报警应正确 (电铃响) ;对于SF6断路器气体压力信号, 应在后台机上显示SOE事件名称、时间正确, 音响报警正确 (电铃响) 。另外就是断路器及隔离开关开关量状态在后台机上的反映, 应当逐一拉合一次侧断路器、隔离开关, 查看后台机SOE事件名称、时间是否正确, 断路器、隔离开关状态显示是否正确。若状态与实际相反, 必是断路器、隔离开关辅助触点常开、常闭接反。此时, 可通过更改电缆接线或后台机遥信量组态改正, 但改后台机遥信量特性组态“常开”为“常闭”时, 在调度端也应做相应改动。

1.2 主变压器本体信号的改造检查

综自改造对主变来说, 一个是要实现对主变有载调压的遥调功能, 另一个主要是实现主变温度远方测量及上传功能等功能, 并对主变压器本体瓦斯、温度、压力等各种告警信号及光字系统的补充和完善, 并检查在监控机在后台机上显示的SOE事件名称、时间是否正确;重瓦斯信号、压力信号应响电笛并跳主变各侧断路器, 轻瓦斯、温度高信号应响电铃。有载调压遥控改造后应检查主变压器分接头档位和调节分接头过程在后台机显示与现场是否一致。查变压器温度在后台机显示是否正确。

1.3 10 k V高压开关柜的改造

该站的外来站用电源采用10 k V馈线供电, 虽然仅有一个高压开关柜, 但因运行年限较久, 设计不合理等原因, 安全隐患重重, 因此必须注意该开关柜的综自改造, 必须完善电缆出线及开关本体的接地措施, 应该采用带接地开关的开关柜, 完善机械防止误操作措施;采用包绝缘护套的办法加强母线导体间、相对地间绝缘水平;采用额定电压12 k V, 最高工作电压75 k V的电流互感器, 使之达到高压开关柜使用工况要求的绝缘水平。

1.4 地网的改造

由于接地网是隐性工程, 综自改造过程中往往只注意检测的接地电阻的结果。随着电力系统电压等级容量的增加和短路电流的急剧增大, 地网问题和接地不良引起的事故扩大问题屡有发生。接地问题关系到人身安全和设备安全, 必须高度重视。应当对变电站地网进行开挖检测, 特别是避雷器、避雷针和避雷线接地引下线的检测工作, 对锈蚀、接地电阻超标的地网进行改造, 可采取布置深井电极的办法, 增加雷电流释放速度, 减少雷反击效应。

2 二次设备的技术改造

(1) 综合自动化变电站对二次设备的可靠性提出了更高的要求, 因此对一些性能、质量不可靠的设备应更换为节能型和可靠性高的设备, 如有关的继电器、显示灯等。

(2) 对相关的二次回路进行综自改造, 断路器控制回路断线、失去控制电源时应实现远方报警, 并保留控制回路故障信号;保护回路直流消失后, 能远方报警;重合闸装置要实现自动投退, 在遥控和当地操作合闸后, 重合闸电源应自动投入, 重合闸放电回路自动断开。在遥控和当地操作跳闸后, 自动退出重合闸电源, 同时重合闸装置自动放电。

(3) 直流系统的改造, 该站的直流系统运行年限较长, 经多次扩建和改造后, 直流回路复杂, 直流馈线混乱, 相关的接线和标识老化、模糊, 存在极大的安全隐患, 因此必须彻底更换直流系统, 在改造过程中应保证运行中保护装置的电源, 防止造成直流短路、接地。综自改造后应实现直流母线电压越线报警, 初步检测接地范围并发接地告警, 电源装置故障、蓄电池的故障告警信号, 并通过加装直流系统的接口电路板来实现向综自后台机的通信、报警功能。

(4) 在二次设备改造中尤其应当注意以下几点:

1) 检查全站所接电压互感器的二次回路确实只有一个接地点, 接地牢固、可靠, 且接地位置应设在PT接口屏地排处。

2) 检查电流互感器中性线 (N) 确实是一点接地且接地点应设在保护室内, 接地牢固、可靠, 满足“安评”要求。

3) 检查控制电缆屏蔽层是否两点接地。这对于微机保护的抗干扰是十分重要的。

3 通信及监控系统的综自改造

综自改造核心就是通过通信技术和信号处理技术, 实现对变电站主要设备的自动监视、测量、控制、保护以及与调度通信等综合性自动化功能, 因此对通信及监控系统及其配件要求较高, 信号继电器的遥信问题以及信号继电器的复归问题也就成为突出的关键问题, 在改造中应当加以重视。

变电站原中央信号解除以后, 为正确反映站内所有异常及事故信号, 就必须将上述信号通过继电器触点提供给远动遥信装置以实现遥信功能。变电站任何一套保护装置动作及异常都要启动变电站的遥信事故总信号, 以提醒监控人员及时处理。

要实现信号继电器的复归功能, 必须将信号继电器全部更换为带有电动复归线圈及多组动合触点的静态集成继电器。每只信号继电器单独提供一对空触点以反映具体保护动作事件, 另外每只继电器都提供一对空触点并将这些空触点并联在一起以反映事故总信号。断路器的实际运行位置采用开关的辅助触点来反映。信号继电器更换为静态继电器以后, 其内部带有电动复归线圈。这样既可以通过信号继电器上的复归按钮就地复归, 又可以通过将所有信号继电器的电压复归线圈并联后与监控屏遥控执行屏上信号复归继电器的常开触点串联起来, 实现全站信号的遥控总复归。

选用功耗低、动作迅速、精度高等优点的新型继电器, 而且继电器中增加了直流辅助电源, 通过电源监视灯对继电器的正常运行进行监视, 从而大大提高了保护的可靠性与速动性。特别是信号继电器既有电保持, 又有磁保持, 信号记忆可靠, 还增加了多组动合触点和电动复归圈, 保证了“遥信”功能及信号继电器遥控复归的实现。

除此之外, 应实现监控系统的以下功能:

(1) 打印功能的调试。

要求打印机设置正确, 打印图形、报表完整美观, 大小合适。自动打印功能 (告警信息自动打印、保护信息自动打印和日报表、月报表的自动打印) 及时准确, 完整美观;手动打印功能 (保护动作数据的打印;保护定值的打印;系统图、网络图、棒图、曲线、实时报表、历史报表的打印) 完整美观, 符合运行管理要求。

(2) 声音报警功能。

对断路器、隔离开关等开关量加声音报警功能;对保护动作信息加声音报警功能。与智能直流屏、智能电能表、GPS、五防等装置的通讯应正确, 功能正常发挥。

(3) 综自系统的防雷及抗干扰功能。

通过通讯线屏蔽层可靠接地、各通讯端口可靠保护、交流电源可靠接地实现综自系统防雷及抗干扰功能。

4 结语

以上是从变电运行的角度和我局这几年进行变电站综自改造过程中所做的工作实践出发, 总结其他单位相关改造的经验和教训, 结合本人多年的运行管理经验, 对常规500 k V变电站综合自动化改造中的一次、二次及通信、监控系统改造中的一些注意事项进行分析、探讨, 权当抛砖引玉, 供业内参考。

参考文献

[1]傅利成.对变电站自动化设备事故的反思.电力安全技术, 2005 (12)

[2]路文梅.变电站综合自动化技术.中国电力出版社, 2004.8

[3]石树平等.论变电站自动化技术发展现状及要求.继电器, 2000 (10)

[4]刘清瑞.简论超高压变电站自动化系统的发展策略.电网技术, 1999 (2)

[5]杨泽羽.变电站自动化系统技术设计探讨.电力系统自动化, 1997 (9)

综自系统 篇7

继电保护被称为电力系统的安全卫士,是电力系统必不可少的组成部分,对保证系统安全运行、电能质量及防止故障的扩大和事故的发生,都有着极其重要的作用[1]。对于一些规模相对较小的变电站、开关站,由于开关柜数量较少,线路结构简单,考虑到投资与维护的成本,一般不会从外界引入电源,也不会增设专门的直流屏为继电保护设备供电,而是直接由站用变压器或直接从电压互感器(TV)二次提供交流电源供继电保护设备工作,针对这种应用,一些微机保护厂家也提供了相应的交流操作的微机保护产品。对于中低压系统,继电保护交流操作具有实施简单、投资相对较少、运行维护方便的优点[2]。本文就现场实际生产中遇到的一例交流综自保护装置位置信号不正常现象进行分析,制订了解决方案,希望能对设计人员、继电保护人员和变电检修人员有所帮助。

1 线路保护的基本配置

某供电公司10 kV南宾开关站采用的是福宾线911开关、交开线921开关2回进线供电,2回进线来自不同电源的变电站,10 kV配电网严禁电磁环网运行,电气一次接线简图如图1所示(其中,T1、T2分别为1号、2号站用变压器,911、921、951、952、971、972、931分别代表不同开关名称)。开关站线路保护配置是ipAcs-5711,为交流综自、保护、操作箱一体化装置。开关使用的是3AH弹簧储能机构。

2 交流综自保护装置位置信号不正常现象及分析

机构回路简图如图2所示(其中,S3为合闸弹簧位置开关,K1为防跳继电器,S1为辅助开关,KY9为合闸线圈,KY1为分闸线圈)。对所有开关进行现场传动试验时,发现出现如下现象。

a.所有出线间隔跳合闸正常,位置信号灯正常。

b.进线及分段开关手动跳合闸正常,但是跳闸位置信号灯不管开关在什么状态都是亮的,跳合位同时亮,后台监控判断不了开关的实际位置,无法进行遥控操作,集控人员也不能正确监视开关的运行工况,为此现场保护人员进行了分析检查。

c.为检查进线、分段保护防跳与机构回路的防跳冲突,用了2套防跳,当开关进行合闸后,S3的机构储能接点启动了机构回路的防跳继电器K1线圈,防跳继电器K1接点自保持造成跳位继电器KCT(详见图3)长期带电励磁,跳闸位置信号灯常亮。打开机构箱发现911福宾线、921交开线、所有出线柜、分段开关的防跳继电器K1线圈的线均拔出,并用黑胶布包起来了,即都取消了机构的防跳回路,说明不是防跳冲突引起的异常。

d.开关在合位时,跳位继电器KCT带电励磁是异常现象的主要原因。出线开关不会出现跳合位同时亮的原因,根据保护控制回路图(简图如图3所示)分析对比,发现唯一不同之处就是2条进线、分段开关为了防止电磁环网运行,多1个相互闭锁回路。将闭锁回路的电缆取消后,短接闭锁回路进行合分开关,跳合闸位置信号灯显示正常。对接线进行仔细检查,接线正确,无寄生回路;当开关在合位时,对合闸回路用万用表的交流电压档测量,测出合闸回路7对控制回路地KMN有70 V左右的电压,继续测同一根电缆其他电缆芯电压同样高。因此得出如下结论:一根电缆中的多根芯紧密地排列在一起,多根导线之间就存在电容效应。由于导线间存在分布电容,这就相当于在闭锁回路7与9之间并联了一个电阻,当这个阻抗值小到一定程度时,跳位继电器就动作了,或者跳位继电器动作后,在断路器辅助接点断开的情况下跳位继电器不能恢复,这就造成控制回路不能正确发挥作用,危及运行安全。因此在同一根电缆内部的电缆芯中,假如一根芯带电后,其他不带电的芯也会产生很高的感应电压,这个感应电压造成开关在合位时,位置信号红、绿灯同时亮。

3 解决方案

3.1 方案1

方案1采用直流综自保护装置,长期运行经验证明采用带金属屏蔽的控制电缆,只要屏蔽层两端接地,电缆是直流回路的感应电压会很小,甚至可以忽略不计。但是这样要增加直流屏并且保护装置也需要更换,直流设备配套的固定式铅酸蓄电池组,加上充电与浮充电硅整流设备、直流屏及建筑物,一次约需投资10万元,且运行维护麻烦,特别是核对性放电技术要求高,会增加所用电能损耗及运行维护人员的费用,不能体现开关站投资省、维护简单等优点,此方案不宜现场使用。

3.2 方案2

方案2是不要直流屏及蓄电池配套装置,采用直流综自保护装置后用壁挂式电源,壁挂式电源专为小容量系统提供直流操作电源,适用于小型变电站、小型开关站、智能箱式变电站和环网柜等直流操作机构的分闸、合闸、保护和控制,结构简单,安装、操作及维护都极为方便。正常运行时交流电源通过电源模块给继电保护设备提供直流控制电源,同时为电池组充电,当交流电源发生故障时,内部的电池组直接给继电保护设备提供直流电源,实现持续供电。壁挂式电源的监控模块具有电池自动管理功能,完成监测电池电压,调节电池充电方式,控制充放电电流。在交流电源中断后,壁挂式电源能提供相当长时间的直流电(根据容量而定),其费用大概2万元,但相比直流屏要低很多,体积也相对较小,而且还具有电池自动管理功能,维护方便,适合于控制要求较高的交流供电的场合。但此方案保护装置也是直流操作,对南宾开关站现场不适用。

3.3 方案3

方案3是控制电缆芯间存在分布电容,当用交流电作操作电源时,芯间流有分布电容电流,不管电缆芯有多少,一根电缆内任意两芯间的相互影响,总可以按网络简化为一个等效电容代替[3],这些等效电容在操作过程中可能会发生变化,从而造成跳位继电器KCT分的电压产生变化。因此交流电源与弱电回路控制信号的相互闭锁回路共用一根电缆,会造成保护装置的电压交流电压相互感应,这是引起位置信号不正常的根本原因。由于弱电回路的一对接点往返的导线不是用同一根控制电缆,在敷设时有可能形成环状布置,在相近电源的电磁线交链下会产生感应电势[3,4,5],其数值可能对弱电回路参数干扰影响较大,因此要求一对接点的导线合用一根电缆。根据以上机理,将931分段开关、另一进线来闭锁的和本进线去闭锁的电缆单独分开,共敷设了6根ZR-KVVP2-22/4×1.5型号的短电缆(911福宾线至921交开线的相互闭锁回路为2根电缆,931分段开关分别至911福宾线、921交开线的相互闭锁回路为4根电缆),接完线后,不存在感应电压,对保护、开关进行全面的试验,保护试验合格,遥控、遥信正确,位置信号灯正常。此方案经济、简单、高效、快捷。

4 结语

由于工矿企业、楼盘配电室在高压开关柜上采用交流综自保护装置的方式会越来越多,设计人员、继电保护人员应充分认识到交流感应电压对保护装置带来的影响,二次电缆建议应按如下方法选型、设计:

a.选择采用介电损耗正切较小的绝缘材料(如聚烯烃绝缘)的电缆;

b.采用对绞或星绞结构的低电容屏蔽电缆,并等电位接地;

c.如果使用的是分布电容较大的电缆,则相互闭锁的回路电缆要单独分开,不能共用一根电缆[6]。

参考文献

[1]国家电力调度中心.电力系统继电保护典型故障分析[M].北京:中国电力出版社,2001:序言.

[2]程绍燕,王力.交流操作系统35kV综合自动化变电站二次接线设计[J].电力系统保护与控制,2004,32(2):57-60,63.CHENG Shaoyan,WANG Li.Secondary-wiring design characteris-tics of 35 kV integrated automation substation in AC operationsystem[J].Power System Protection and Control,2004,32(2):57-60,63.

[3]罗威,雷文辉,刘卫东,等.交联聚乙烯电缆现场交流耐压试验方法讨论[J].湖南电力,2002(1):16-19.LUO Wei,LEI Wenhui,LIU Weidong,et al.Discussion on themethods to do the irradiated polyethylene cable AC withstandvoltage tests on site[J].Hunan Electric Power,2002(1):16-19.

[4]国家电力调度通信中心.国家电网公司继电保护培训教材[M].北京:中国电力出版社,2009:585-595.

[5]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护实用技术问答[M].北京:中国电力出版社,2000:341-372.

综自系统 篇8

关键词：远动装置,综合自动化,特征规律

引言

变电站综合自动化是将变电站的二次设备 (包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远功装置等) 经过功能的组合和优化设计, 利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术, 实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护, 以及与调度通信等综合性的自动化功能。因此, 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。变电站综合自动化系统可以采集到比较齐全的数据和信息, 利用计算机的高速计算能力和逻辑判断功能, 可方便地监视和控制变电站内各种设备的运行和操作。随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术等高科技的飞速发展, 一方面综合自动化系统取代或更新传统的变电站二次系统, 已经成为必然趋势;另一方面, 保护本身也需要自检查、故障录波、事件记录、运行监视和控制管理等更强健的功能。发展和完善变电站综合自动化系统, 是电力系统发展的趋势。

当前我国大多数变电站已经实现了综合自动化系统, 包括一些高压开关设备的保护设备在采用微机保护后, 也融入变电站综合自动化系统中。随着无人值班的深入推进, 对于变电站的监视主要依靠调度自动化系统, 调度自动化系统成为了名副其实的“千里眼”, 正是由于这种变化, 对综合自动化变电站中的远动装置的可靠性、稳定性、准确及时性和瞬间传送大量信息量的要求越来越高。但是由于种种原因, 各厂家在综合自动化变电站的远动装置还存在许多让人不能满意的问题。本人从事多年综合自动化变电站远动装置安装、调试和维护, 积累了大量的经验, 希望能从所遇到的问题中经过加工整理, 查找规律, 为同行今后的工作起到一定的启发作用, 不对之处请批评指正。

1 宁夏地区变电站综合自动化系统远动装置简介

目前宁夏地区220kV及以上变电站41座, 其中750KV变电站3座。综自厂家主要有北京四方、许继电气、南瑞科技、国电南自、南瑞继保。北京四方综自远动装置型号有CSM300E系列、CSM320EP系列;许继电气综自远动装置型号有WYD-803系列、WYD-804系列;南瑞继保综自远动装置型号有RCS-9698系列;南瑞科技综自远动装置型号有NSC200系列和NSC300系列。

2 北京四方综合自动化系统远动装置存在问题及对策

北京四方综合自动化系统不论是CSM300E系列还是CSM320EP系列设备, 对远动装置的维护都是通过PC机利用网络与远动装置互联进行, 其中编写参数是通过UltraEdit-32文件编辑软件进行, 对于CSM300E系列设备远动参数文件一般在300e242文件夹中, 对于CSM320EP系列设备远动参数文件一般在300ev304文件夹中, 具体每个站还可能不一样, 但是都是在300xxxx的文件夹中, 很容易辨识。

对于北京四方远动装置需要备份的文件有hosts、sysinit.1、300xxxx文件夹, 其中hosts文件定义主机网络口的IP地址, sysinit.1文件定义主机的网关、路由、网卡启用情况、300xxxx文件夹中有数据库文件、遥测、遥信、遥控配置表、程序以及系统配置文件等。

存在问题及对策:

2.1 对于档位遥测门槛值的设置

现象:站内档位上调或者下降1档, 集控中心人员发现调度自动化系统长时间后才会和现场档位一致。

分析:集控中心人员通知后, 联系现场人员对档位升、降进行调节, 调度自动化系统主站人员进行报文分析 (厂站端用的是一专一网通道, 专线用IEC-101规约, 网络用IEC-104规约) , 发现在档位调节过程中没有对应的变化遥测帧上送, 主站主动下发总召报文, 对档位遥测进行分析, 发现和现场一致, 同时图形画面上档位显示也与现场一致, 检查厂站遥测转发表, 发现遥测死区值设置为“1”, 定义为遥测量变化大于1才上送, 调小遥测死区值恢复正常。

思考:遥测死区值的设置非常重要, 特别是在问答式规约中能够保证重要负荷的实时性, 同时也可以通过应用对死区值的控制, 突出重要遥测的变化传送, 但是如果设置不好, 特别是专线通道, 由于传送速率慢的原因会影响数据的实时性, 因此死区值的设置要结合站内负荷的特点进行合理设置, 差别不要太大, 特别注意档位死区值的设置。

2.2 遥信被触发之后不停地上传

现象:某一个遥信信号不断上送, 全站遥测信号基本上不刷新, 严重影响全站信号的监视以及调度自动化系统。

分析:发生此情况后, 调度自动化系统主站人员观察报文, 发现厂站只上送遥信变化报文, 没有变化遥测上送, 导致全站遥测信号不刷新, 检查厂站设备运行情况, 一切正常。用北京四方维护软件登录厂站, 打开厂站设备实时数据库, 发现此遥信在厂站设备实时数据库中没有发生变化, 但是变化遥信确实上送, 那么这是为什么呢?认真思考后, 对厂站设备的系统进行检查, 发现缓冲区、交换区很满, 可能是IEC-101、IEC-104规约程序僵死造成, 重新启动设备后恢复正常。

思考:此现象出现在北京四方应用工业LON网组网的站点, 对于以太网组网的综自站没有出现此类现象, 说明早期用RS485通信的LON网, 抗干扰能力很差, 同时信号丢失现象也比较严重。

3 许继电气综合自动化系统远动装置存在问题及对策

许继电气综合自动化系统不论是WYD-803系列还是WYD-804系列设备, 对远动的维护都是使用rtutk软件, 软件一般都安装在后台机的“C:Program FilesRTU”目录下, 使用时直接运行rtutk exe即可。

每次维护前都需要将远动主机的程序和参数做备份, 然后更新“C:Program FilesRTU”目录下的参数文件, 再进行修改参数或者是维护, 能够保证在修改出现错误的情况下可以迅速恢复备份而不至于远动长时间中断。

存在问题及对策:

3.1 双机切换的站点出现遥信重发问题

现象:集控中心人员经常发现某站 (220kV变电站, 双机系统, 应用程序版本V2.24版) 遥信信号重发, 特别是事故跳闸后, 过一段时间后一样的事故跳闸信号又报出来, 严重干扰了集控中心和调度值班人员的判断。

分析:此类问题的出现在运行维护中还是第一次, 调度自动化系统主站人员启用前置机存报文的功能, 当现象再次发生之后, 分析报文, 发现确实主站收到了相应的变化遥信报文, 定性为厂站设备问题。由于问题的严重性, 多次查找问题无果, 事情陷入困境。一次偶然的机会, 由于修改了厂站的参数, 设备需要重新启动, 为了保证在重新启动的过程中主站端接收信号不中断, 采用两台设备轮换启动, 当一台设备重新启动时, 所在的通道自动切换到另外一台设备, 此时就发现信号有重发现象, 得出信号重发与设备切换有关系, 经与厂家研发沟通, 结论为:为了保证双机切换过程中避免遥信漏发, 设计了两个隐含字段“TIMER＿CHANGES＿COUNT”、“MAX＿TIMER＿CHANGES＿COUNT”如果没有设置这两个参数, 默认TIMER＿CHANGES＿COUNT=MAX＿TIMER＿CHANGES＿COUNT, 双机切换过程中, 会将信号进行重发。根据现场双机切换时间以及反复试验, 在设备每个通道的“zhcf”文件中加入TIMER＿CHANGES＿COUNT100, MAX＿TIMER＿CHANGES＿COUNT300, 避免了遥信重发问题, 也检验了遥信漏发功能。

思考:厂商对于参数的一些设置应该建立规范的文档, 不论是给用户还是给自己的维护人员, 作为对设备性能的了解, 避免一些问题迟迟得不到解决。

3.2 设备虚拟内存不足导致设备死机问题

现象:中调自动化人员向我们反映某站 (220kV变电站, WYD-803A工控机版) 遥测不刷新、变化遥信没有反映, 地调现象与中调一致。

分析:主站人员检查报文发现, 报文中只有总召唤报文和链路报文, 并且总召唤报文中传送的是死值。现场检查设备, 发现设备没有任何报警, 运行正常, 将其设备重新启动, 都恢复正常, 认为是设备的偶尔死机造成。但是一个月后同样的现象再次发生, 到现场之后, 将远动装置接上显示器 (远动装置安装Windows XP系统) , 发现系统报出虚拟内存不足错误 (系统内存配置的是512M) , 将问题反馈给厂商, 厂商更换设备, 设备内存配置为1G, 重新安装程序, 系统一直运行正常。

思考:个人认为此问题不是由于512M内存不够造成的, 因为这个站是第一个使用IEC-61850规约实现站内通讯的变电站, 厂家在整个设备的安装与调试过程中不是很熟悉, 包括远动装置的安装版本都有问题, 只是说安装调试完可以正常运行而已, 将系统重新安装, 安装相应正确的工控机版本程序, 我相信虚拟内存不足的问题可以解决。

4 南瑞科技综合自动化系统远动装置存在问题及对策

南瑞科技综合自动化系统远动装置NSC200系列和NSC300系列都才用NscNavigatorVer软件来维护, 不同的是, 针对不同的远动装置采用不同的NscNavigatorVer软件版本来维护。

软件所有的上传、修改、下装工作必须先在备用总控上进行。下装后重新启动总控, 等备用总控重启正常后切换双机让其值班, 在检查所有功能都正常并与调度核对确定上送的数据正确后, 再做主总控的上传、修改、下装及检查与数据核对工作。

需要注意的是远动装置的IP地址最后一段的设置, 应该遵循奇偶配置的原则进行 (比如:17、18是正确配置方法, 18、19是错误方法) 。即便单机配置, 其后续的偶数地址也不能使用, 必须空着。

存在问题及对策:

4.1 网口配置不对造成NSC300总控不能下载参数和程序

现象:NSC300总控能ping通, 但NscT00ls软件工具无法建立连接, FTP直连也无法成功, 从而导致无法下载参数和程序。

分析:首先检查装置面板几个指示灯的运行状况 (“运行”、“值班”、“正常”灯应处在闪烁态, “启动”灯应处在常亮态) <有关面板指示灯的详细说明暂无, 建议能有更详细的NSC300技术使用和维护说明书以及调试说明书>, 在保证装置正常的情况下, 可以先尝试检查IE浏览器软件是否处于非脱机工作方式 (在IE的“文件”→“脱机工作”) , 或在“脱机工作”的选项先点击选上, 再点击去除选择。

若上面方法不行, 检查C P U 4 E或CPU4F板上的PC104的光纤网口是否插接网线, 除104通道或跟其它厂家的网络通讯外, 不需插线, 然后重启装置即可。

如果仍然不行, 就恢复出厂默认, 将CPU4E或CPU4F板关电拔下, 跳上靠近插槽边中间部位的其中一路“SEL3”, 这样PC104光纤网口的IP恢复为100.100.100.58和100.100.101.58, 扩展PCI电以太网口恢复为100.100.102.58和100.100.103.58, 重新下载配置参数, 完毕后关电将“SEL3”跳线再跳掉, 装置再次上电即可。

思考:在无PPC860的情况下, 数据走扩展PCI电以太网口, 使得PC104光纤网口不稳定;推测PC104的光纤网口和扩展PCI电以太网口必须设为不同网段, 各网口IP地址才能生效, PC104的A网跟PCI的A网以及其相应的B网同挂在A或B网交换机上可能造成上面的问题。

4.2 PPC网卡程序下载问题

现象:有些现场发现PPC中还有总控配置参数中的个别文件。

分析:可能是调试时在下装总控参数时, IP地址不小心敲成了PPC的IP地址, 然后下了一半后发现不对, 点了中断传输, 但是还是有部分垃圾文件传到了PPC网卡中。

解决方法:如果关电重新启动后, PPC应该也可以启起来, 但是很可能出问题, 一定要用FTP进入到PPC内, 删除非vxworks的文件。

思考:PPC网卡默认1分钟内收不到网络103规约报文程序启动看门狗, 所以下装程序时应把看门狗跳线去除或者在PPC能接受到网络103规约报文的环境下下装程序, NSC200总控和NSC300总控都是一个叫P1的跳线帽。

5 结语

以上一些问题都是在运行维护远动装置中发现和解决的典型问题, 可能描述不当的地方或者分析不深入的地方, 希望大家批评指正。除了上述相关远动装置介绍外, 在实际的工作中我们还可能遇到其他厂家的远动装置, 需要我们联系实际, 深入分析, 找出其本质原因, 为装置稳定运行提供强有力的支持。

参考文献

[1]北京四方自动化股份有限公司.CSM-320EP网络信息管理与控制装置[M].北京:北京四方自动化股份有限公司, 2009, 36-39

[2]龚强, 王津.地区电网调度自动化技术与应用[M].北京:中国电力出版社, 2005, 21-21

[3]IEEE 1588.2002 IEEE Standard for a PrecisionClock Synchronization Protocol for NetworkedMeasurement and Control Systems[S]