综合自动化系统在茂明风电场的应用Word下载.docx

综合自动化系统在茂明风电场的应用Word下载.docx

《综合自动化系统在茂明风电场的应用Word下载.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《综合自动化系统在茂明风电场的应用Word下载.docx（9页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

2系统构成

华能茂明风电场的基本结构分为220kV、35kV、10kV、0.4kV四个电压等级。

220kV系统由1条出线（220kV茂明线）、1台主变压器（220kV/35kV/10kV变）、1组220kV母线电压互感器，共三个间隔组成；

35kV系统由4条进线（#1、#2、#3、#4线）、1套动态无功补偿装置（电容器、电抗器）、1套站用变压器（#1--35kV/0.4kV变）、1组35kV母线电压互感器、1组主变（35kV）低压侧，共九个间隔构成；

10kV系统为备用电源系统，由1条进线、1台站用变（#2--10kV/0.4kV变）组成；

0.4kV系统为单母线分段结构，I段母线取自#1站用变低压侧、II段母线引自#2站用变低压侧，两段母线经母联开关互锁运行。

在电网角度来分析继电保护综合自动化系统获取信息的途径。

电网的结构和参数，可以从调度中心获得；

一次设备的运行状态及输送潮流，可以通过监控系统实时获得；

保护装置的投退信息，由于必须通过调度下令，由现场执行，因此可以从调度管理系统获得，并从变电站监控系统得到执行情况的验证；

保护装置故障及异常，可以从微机保护装置获得；

电网故障信息，可以从微机保护及微机故障录波器获得。

通过以上分析，可以看出，实现电网继电保护综合自动化系统的信息资源是充分的。

为了更好的利用信息资源，应建立客户/服务器体系的系统结构，按此结构将系统分解成几个部分，由客户机和服务器协作来实现上述七种主要功能。

这样就可以实现最佳的资源分配及利用，减少网络的通信负担，提高系统运行的总体性能。

客户机设在变电站，主要实现以下功能：

1、管理与保护及故障录波器的接口，实现对不同厂家的保护及故障录波器的数据采集及转换功能。

在正常情况下巡检保护的运行状态，接收保护的异常报告。

在电网发生故障后接收保护和故障录波器的事故报告。

2、管理与监控系统主站的接口，查询现场值班人员投退保护的操作。

3、管理与远动主站的接口，将装置异常、保护投退及其它关键信息通过远动主站实时上送调度端。

4、执行数据处理、筛选、分析功能。

实现对保护采集数据正确性的初步分析，筛选出关键信息。

5、管理及修改保护定值。

6、向服务器发出应用请求，并接收服务器反馈信息。

7、主动或按服务器要求传送事故报告，执行服务器对指定保护和故障录波器的查询。

服务器设在调度端，可由一台或多台高性能计算机组成，主要实现以下功能：

1）、向客户机发送指令，接收并回答客户机的请求。

2）、接收客户机传送的事故报告。

3）、控制对监控系统共享数据库的存取。

获得一次设备状态、输送潮流及客户机通过远动主站上送调度端的信息。

4）、通过调度运行管理信息系统获得调度员对保护的投退命令、设备检修计划等信息。

5）、与继电保护管理信息系统交换保护配置、定值、服役时间、各种保护装置的正动率及异常率等信息，实现继电保护装置的可靠性分析。

6）、执行故障计算程序、继电保护定值综合分析程序、事故分析程序、保护运行状态监测程序、稳定分析程序等应用软件。

在实现了变电站综合自动化的变电站，客户机可在保护工程师站的基础上进行功能扩充，并成为变电站综合自动化系统的组成部分。

在没有保护工程师站的变电站，可通过保护改造工程，建立变电站保护信息处理系统，使之成为客户机。

由以上功能划分可以看出，客户机与服务器之间的数据交换量并不大，仅在电网发生故障后，由于与故障设备有关联的变电站的客户机需要向服务器传送详细的故障报告，才会出现较大的信息量。

因此，客户机和服务器之间的联络，在目前条件下，完全可以采用调制解调器进行异步通信。

将来如有条件，建议尽量采用广域网交换数据。

3功能分析

3.1实现继电保护装置对系统运行状态的自适应。

电网继电保护的整定计算十分复杂，由于传统的继电保护以预先整定、实时动作为特征，保护定值必须适应所有可能出现的运行方式的变化。

假如一个变电站有15个元件，仅考虑本站检修2个元件的组合方式就已经达到数十个，而主变压器系统的检修及系统开环对短路电流和分支系数的影响甚至可能比本站元件检修还要大，它们均需做为组合方式加以考虑，这就使组合方式之多达到难以想像的数量。

为使预先整定的保护定值适应所有可能出现的运行方式的变化，必然出现以下问题：

，延长了保护动作延时。

电网继电保护综合自动化系统可以彻底改变这种局面。

只要在调度端的服务器安装故障计算及继电保护定值综合分析程序，依靠从测控系统获得的系统一次设备的运行状态，就可以迅速准确的判断出当前继电保护装置整定值的可靠性，如出现部分后备保护定值不配合时，根据从调度管理系统获得的线路纵联保护及母差保护的投入情况，确定是否需要调整定值。

如需要调整，可通过调度端服务器向变电站的客户机下达指令，由客户机动态修改保护定值，从而实现继电保护装置对系统运行状态的自适应。

以上所有计算分析工作，均依靠调度端服务器实时自动完成，这样，继电保护整定值就无需预先考虑那些出现机率很小的组合方式，从而解决困扰继电保护整定计算工作的不同运行方式下可靠性与选择性存在矛盾的问题。

系统中运行的保护装置可分为三类：

第一类为非微机型保护；

第二类为具备多个定值区并可切换的微机保护，一般不具备远方改定值的功能；

第三类为新型微机保护，具备远方改定值的功能。

对非微机型保护，在调度端可以将其设置为不能自动调整定值的保护，依靠周围保护装置的定值调整，实现与此类保护的配合。

对第二类保护，可以事先设置多套整定值，调度端只是通过变电站客户机，控制其在当前运行方式下采用那套整定值来实现定值的自适应。

为提高可靠性，保护定值的自适应可与调度系统的检修申请相结合。

当电网继电保护综合自动化系统从调度管理系统获得计划检修工作申请后，即通过计算分析，事先安排定值的调整，并做相应的事故预想（如在检修基础上再发生故障时保护的配合关系计算），从而大大提高系统继电保护装置的效能和安全水平。

3.2实现对各种复杂故障的准确故障定位。

目前的保护和故障录波器的故障测距算法，一般分为故障分析法和行波法两类。

其中行波法由于存在行波信号的提取和故障产生行波的不确定性等问题而难以在电力生产中得到较好的运用。

而故障分析法如果想要准确进行故障定位，必须得到故障前线路两端综合阻抗、相邻线运行方式、与相邻线的互感等信息，很显然，仅利用保护或故障录波器自己采集的数据，很难实现准确的故障定位。

另外，对于比较复杂的故障，比如跨线异名相故障，单端分析手段已经无法正确判断故障性质和故障距离，因此，往往出现误报。

我们知道，得到的系统故障信息愈多，则对故障性质、故障位置的判断和故障距离的检测愈准确，因此，通过电网继电保护综合自动化系统，可以彻底解决这个问题。

调度端数据库中，已经储备了所有一次设备参数、线路平行距离、互感情况等信息，通过共享EMS系统的数据，可以获得故障前系统一次设备的运行状态。

故障发生后，线路两端变电站的客户机可以从保护和故障录波器搜集故障报告，上送到服务器。

调度端服务器将以上信息综合利用，通过比较简单的故障计算，就可确定故障性质并实现准确的故障定位。

3.3完成事故分析及事故恢复的继电保护辅助决策。

系统发生事故后，往往有可能伴随着其它保护的误动作。

传统的事故分析由人完成，受经验和水平的影响，易出现偏差。

由于电网继电保护综合自动化系统搜集了故障前后系统一次设备的运行状态和变电站保护和故录的故障报告，可以综合线路两端保护动作信息及同一端的其它保护动作信息进行模糊分析，并依靠保护和故录的采样数据精确计算，从而能够迅速准确的做出判断，实现事故恢复的继电保护辅助决策。

当系统发生较大的事故时，由于在较短时间内跳闸线路较多，一般已经超过了继电保护能够适应的运行方式，此时保护可能已经处于无配合的状态。

此时进行事故恢复，不仅需要考虑一次运行方式的合理，还需要考虑保护是否能够可靠并有选择的切除故障。

借助电网继电保护综合自动化系统，可以分析当前运行方式下保护的灵敏度及配合关系，并通过远程改定值，完成继电保护装置对系统事故运行状态的自适应。

3.4实现继电保护装置的状态检修。

根据以往的统计分析数据，设计存在缺陷、二次回路维护不良、厂家制造质量不良往往是继电保护装置误动作的主要原因。

由于微机型继电保护装置具有自检及存储故障报告的能力，因此，可以通过电网继电保护综合自动化系统实现继电保护装置的状态检修。

具体做法如下：

，可以发现保护装置内部的硬件异常。

变电站的客户机搜集到保护的异常报告后，立即向相应的调度端发出告警，从而使设备故障能够得到及时处理，缩短保护装置退出时间。

，这些开入量对保护的可靠运行起关键作用。

变电站的客户机可以监视保护装置的开关量变位报告。

当发现保护的开入量发生变位时，可以通过查询变电站一次系统状态以及其他保护和录波器的动作信息确定变位的正确性。

这样，就可以及早发现问题，预防一部分由设计缺陷或二次回路维护不良引起的误动作。

，可以由变电站的客户机将保护启动以后的报告进行分析，首先可以判断取自同一CT的两套保护采样值是否一致，其次，可以判断本站不同PT对同一故障的采样值是否一致。

另外，还可以将从保护故障报告中筛选出的故障电流基波稳态值及相位等信息上传到调度端，与线路对侧的数据进行比较，以发现PT两点接地等问题。

通过以上措施，可以加强状态检修，相应延长定期检修周期，使保护装置工作在最佳状态。

同时，还可以提高维护管理水平，减轻继电保护工作人员的劳动强度，减少因为人员工作疏漏引起的误动作。

3.5对线路纵联保护退出引起的系统稳定问题进行分析，并提供解决方案。

随着电网的发展，系统稳定问题日益突出。

故障能否快速切除成为系统保持稳定的首要条件，这就对线路纵联保护的投入提出较高要求。

但是，在目前情况下，由于通道或其它因素的影响，导致线路双套纵联保护退出时，只能断开线路以保证系统稳定和后备保护的配合。

这种由于二次设备退出而影响一次设备运行的状况是我们所不愿意看到的。

借助电网继电保护综合自动化系统，我们可以完成以下工作：

，结合故障切除时间，判断线路不同点故障时系统能否保持稳定。

，保证系统稳定及周围系统后备保护的配合。

这样，我们就可以大大减轻纵联保护的退出给系统一次设备的运行带来的影响，并提供纵联保护的退出的整体解决方案。

3.6对系统中运行的继电保护装置进行可靠性分析。

通过与继电保护管理信息系统交换保护配置、服役时间、各种保护装置的正动率及异常率等信息，电网继电保护综合自动化系统可以实现对继电保护装置的可靠性分析。

特别是当某种保护或保护信号传输装置出现问题，并暂时无法解决时，通过将此类装置的可靠性评价降低，减轻系统对此类保护的依赖，通过远程调整定值等手段，实现周围系统保护的配合，防止因此类保护的拒动而扩大事故。

3.7自动完成线路参数修正。

由于征地的限制，新建线路往往与原有线路共用线路走廊，线路之间电磁感应日益增大，造成新线路参数测试的不准确以及原有线路参数的变化。

现在，依靠电网继电保护综合自动化系统，可以将每次故障周围系统保护的采样数据进行收集，利用线路两端的故障电流、故障电压，校核并修正线路参数，实现线路参数的自动在线测量，从而提高继电保护基础参数的可靠性，保证系统安全。

3.8综合自动化系统与失灵硬节点回路的配合

失灵回路在保护动作后向综自监控系统上报告警信号，可在系统电脑上观测到具体故障继保装置。

一般情况下保护装置在死机或抱死状态下不会向监测系统上报故障信号，只有在自身保护失效时启动其他保护装置跳相应的开关并同时向综自系统报失灵信号。

AB）→跳201开关操作箱→跳201开关II组跳闸线圈。

，测控装置提供信号直流电源，并经测控装置处理后通过网线送至综自显示设备，供工作人员监测查看。

，经测控装置转换为空节点开关量信号至开关操作箱，操作箱经直流电源I分合被控开关。

，经测控装置转换为空节点开关量信号，刀闸本体机构经交流电源至测控装置直接分合被控刀闸。

，测控装置提供直流电源，并经测控装置处理后经过网线上传给综自监控系统。

，并将测控装置处理后上传综自监控系统。

，经测控处理后上传综自监控系统。

4茂明风电场继电保护装置与综自系统联合调试的过程（以茂明线251开关为例说明）

4.1开关本体分相传动

251开关为三相分体联动式SF6开关,在就地位置先将开关A相机构箱内的“非全相压板”退出，进行开关A、B、C三相的单相合与单相分，将“遥控把手”拨至“远方”位置，进行试验。

；

，依次短接“201-237A”、“201-237B”、“201-237C”分相跳251开关各相来检验跳闸线圈II的控制线与相别一一对应。

4.2开关本体非全相传动

251开关本体非全相试验可将“非全相压板”合上，将“遥控把手”拨至“远方”位置，进行试验。

在茂明线端子箱内短接“101-107A”合251开关A相，在本体非全相保护作用下A相延时跳开；

短接“101-107B”合251开关B相，在本体非全相保护作用下B相延时跳开；

短接“101-107C”合251开关C相，在本体非全相保护作用下C相延时跳开。

4.3操作箱传动

，可在继保室内的茂明线保护屏I进行操作箱远程传动。

可在保护屏内短接“101-107A”、“101-107B”、“101-107C”分别合开关A、B、C相，CZX-11R2操作箱面板三相“OP”灯分别点亮,“109A、109B、109C”分别带“+”电。

251开关在合位时茂明线保护屏II的JFZ-11F操作箱面板“A相合位”、“B相合位”、“C相合位”灯被别被点亮，“209A、209B、209C”分别带“+”电。

，可短接“101-137A”、“101-137B”、“101-137C”分别分251开关三相，CZX-11R2操作箱面板三相“OP”灯分别熄灭。

“109A、109B、109C”分别带“-”电。

同时茂明线保护屏II的JFZ-11F操作箱面板“A相合位”、“B相合位”、“C相合位”灯被别被熄灭，“A相分位”、“B相分位”、“C相分位”灯被点亮。

“209A、209B、209C”分别带“-”电。

，当251开关在三相合位状态下，可短接“201-237A”、“201-237B”、“201-237C”分别分251开关三相，JFZ-11F操作箱面板“A相合位”、“B相合位”、“C相合位”灯被别被熄灭，“A相分位”、“B相分位”、“C相分位”灯被点亮。

“209A、209B、209C”分别带“-”电。

同时茂明线保护屏I的CZX-11R2操作箱面板三相“OP”灯分别熄灭。

“109A、109B、109C”分别带“-”电。

4.4开关三相联动试验

，可短接“101-103”合251开关三相，CZX-11R2操作箱面板三相“OP”灯同时点亮，“109A、109B、109C”分别带“+”电；

茂明线保护屏II的JFZ-11F操作箱面板“A相合位”、“B相合位”、“C相合位”灯被别被点亮，“209A、209B、209C”分别带“+”电。

，可短接“101-133”分251开关三相，CZX-11R2操作箱面板三相“OP”灯同时熄灭，“109A、109B、109C”分别带“-”电；

茂明线保护屏II的JFZ-11F操作箱面板“A相合位”、“B相合位”、“C相合位”灯被别被熄灭，“209A、209B、209C”分别带“-”电。

，当251开关在三相合位状态下，可短接“201-233”分251开关三相，JFZ-11F操作箱面板“A相合位”、“B相合位”、“C相合位”灯被别被熄灭，“209A、209B、209C”分别带“-”电；

同时明线保护屏I进行操作箱CZX-11R2操作箱面板三相“OP”灯同时熄灭，“109A、109B、109C”分别带“-”电。

4.5保护跳闸试验

RCS-931BM在二次侧模拟差动保护动作跳本线251开关。

当251开关在三相合位状态下，用尾纤将光电转化器“TX-RX”接口自环，将控制字“通道自环试验”投至“1”。

将二次CT、PT端子分别加入三相平衡正向序电流2A,三相平衡正向序电压57.74V，18s后TV断线灯复归熄灭，保护装置显示保护启动，模拟零差保护动作跳251开关。

单投A相出口压板，单跳251开关A相；

单投B相出口压板，单跳251开关B相；

单投C相出口压板，单跳251开关C相。

同时CZX-11R2操作箱面板三相“OP”灯按跳闸顺序相应熄灭，“TA”“TB”“TC”灯分别按跳闸顺序依次点亮。

RCS-931BM保护装置通过网线将保护动作软报文传至茂明线测控屏后上传综合自动化系统显示器。

CSC-103B在二次侧模拟距离保护动作跳本线251开关。

当251开关在三相合位状态下,用尾纤将光电转化器“TX-RX”接口自环，将控制字“通道环回试验”投至“1”。

将二次CT、PT端子分别加入三相平衡正向序电流2A,三相平衡正向序电压57.74V，12s后TV断线灯复归熄灭，保护装置显示保护启动，模拟接地I段距离保护动作跳251开关。

JFZ-11F操作箱面板“A相合位”、“B相合位”、“C相合位”灯被别被熄灭，“A相跳闸”、“B相跳闸”、“C相跳闸”灯点亮。

CSC-103B保护装置通过网线将保护动作软报文传至茂明线测控屏后上传综合自动化系统显示器。

，跳闸令通过硬节点吸合“101-133R，201-233R”使“133R，233R”带“+”电，分别传至“CZX-11R2，JFZ-11F”操作箱，使操作箱内跳闸继电器吸合后跳251开关“I、II”两组跳闸线圈，跳开关。

251开关保护动作跳开后通过端子箱将“分”位置信号直接上传至茂明线测控屏，测控装置将“分”位置信号处理后通过网线传至综自系统终端显示器。

4.6综合自动化系统遥控分合闸试验

，上位机RCS-9700系统经过五防机RCS-9200校验后开出命令通过网线传输至测控装置。

测控装置经过识别后开出空节点信号使CZX-11R2操作箱传输来的“101-103”接入点吸合“103”瞬间带“+”电。

操作箱合闸继电器吸合使“107A、107B、107C”同时与正电源“101”吸合，使251开关A、B、C相同时完成合闸命令。

茂明线251开关遥控合闸后后通过端子箱将“合”位置信号直接上传至茂明线测控屏，测控装置将“合”位置信号处理后通过网线传至综自系统终端显示器。

测控装置经过识别后开出空节点信号使CZX-11R2操作箱传输来的“101-133”接入点吸合“133”瞬间带“+”电。

操作箱合闸继电器吸合使“137A、137B、137C”同时与正电源“101”吸合，使251开关A、B、C相同时完成分闸命令。

茂明线251开关遥控合闸后后通过端子箱将“分”位置信号直接上传至茂明线测控屏，测控装置将“分”位置信号处理后通过网线传至综自系统终端显示器。

5实现本系统中难点的分析

5.1管理问题

从技术上说，实现电网继电保护综合自动化系统的条件已经成熟，无论是变电站客户机对保护信息的搜集、信息的网络传输还是调度端服务器对测控系统共享数据的读取、故障及稳定分析计算，都可以得到解决。

主要的实施难度在于此系统需要综合继电保护、调度、方式、远动、通信以及变电站综合自动化等各个专业的技术，并且涉及到控制运行设备，其它专业一般不愿牵扯其中，因此只有解决好管理问题，才可能顺利实施。

例如，目前变电站客户机对信息的搜集，完全可以也应该纳入到变电站综合自动化系统，但是，由于管理界面的划分，有些运行单位希望保护专业独立组网搜集信息，这样就造成资源的分割和浪费，不利于今后对系统的扩展。

为了保证电力系统的安全运行，希望在将来的保护设计导则中，对此类问题统一予以规范。

5.2安全性问题

由于电网继电保护综合自动化系统的功能强大，并且可以控制运行设备，与电网的安全稳定运行息息相关，因此在设计之初，就必须对系统的安全性问题给予足够重视。

可以说，安全性解决的好坏，将是本系统能否运用的关键。

初步设想，调度端服务器必须采用双机热备用方式保证硬件安全；

通过远方修改保护定值时，客户机必须通过加密的数字签名核实调度端传送定值的可信度，并通过校验码及数据回送保证定值的可靠性。

并且，当客户机向保护传送定值时，必须不能影响保护的正常性能。

在这方面，还需要做大量的工作。

5.3规约问题

由于本系统将与微机保护及故障录波器联系到一起，如果能够解决好信息的组织及传输规约，将对系统实施起到事半功倍的作用。

本站暂时未能与电度表、无功补偿装置建立规约通讯，望在后期建设中不断完善综自系统实现全站监测。

6结束语

通过以上分析，可以看到电网继电保护综合自动化系统的实现，将给电网继电保护工作带来一次质的飞跃，它将能大大加强继电保护的效能和可靠性，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。

希望今后各科研、设计及运行人员加强对综自系统的整体利用率进行改进和完善，争取尽快将此类系统加以更深层次利用。

仅供个人用于学习、研究；

不得用于商业用途。

notforcommercialuse.

Nurfü

rdenpersö

nlichenfü

rStudien,Forschung,zukommerziellenZweckenverwendetwerden.

Pourl'

é

tudeetlarechercheuniquementà

desfinspersonnelles;

pasà

desfinscommerciales.

толькодлялюдей,которыеиспользуютсядляобучения,исследованийинедолжныиспользоватьсявкоммерческихцелях. 

以下无正文