电力RTU基础知识.docx

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电力RTU基础知识

电力远程终端控制系统RTU根底知识

知识点1.RTU英文全称RemoteTerminalUnit，中文全称为远程终端控制系统。

RTU〔RemoteTerminalUnit〕是一种远端测控单元装置，负责对现场信号、工业设备的监测和控制。

与常用的可编程控制器PLC相比，RTU通常要具有优良的通讯能力和更大的存储容量，适用于更恶劣的温度和湿度环境，提供更多的计算功能。

正是由于RTU完善的功能，使得RTU产品在SCADA系统中得到了大量的应用。

RTU具有的特点是：

1、通讯距离较长

2、用于各种环境恶劣的工业现场

3、模块构造化设计，便于扩展

4、在具有遥信、遥测、遥控领域的水利，电力调度，市政调度等行业广泛使用。

远程终端设备〔RTU〕是安装在远程现场的电子设备，用来监视和测量安装在远程现场的传感器和设备。

RTU将测得的状态或信号转换成可在通信媒体上发送的数据格式。

它还将从中央计算机发送来得数据转换成命令，实现对设备的功能控制。

监视控制和数据采集是一个含义较广的术语，应用于可对安装在远距离场地的设备进展中央控制和监视的系统。

SCADA系统可以设计满足各种应用〔水、电、气、报警、通信、保安等等〕，并满足顾客要求的设计指标和操作概念。

SCADA系统可以简单到只需通过一对导线连在远端的一个开关，也可复杂到一个计算机网络，它由许多无线远程终端设备〔RTU〕组成并与安装在中控室的功能强大的微机通信。

SCADA系统的远程终端设备可以用各种不同的硬件和软件来实现。

这取决于被控现场的性质、系统的复杂性、对数据通信的要求、实时报警报告、模拟信号测量精度、状态监控、设备的调节控制和开关控制。

变电站是电力系统的一个重要组成局部，它的平安可靠运行是电网平安经济运行的根本保证。

当前变电站正以分项自动化向着综合自动化方向开展，综合自动化的近期目标是把变电站的保护、测量、监控、远动等融为一体，取得数据共享，资源共享，大幅度提高自动化的成效。

对于电力系统，为了进展现代化管理，往往实现电网调度自动化，虽然省、地、县各级调度有不同的职能和责任，但其组成根本一样，一般是由主站和远动终端〔RTU〕组成。

远动终端就是电网监视和控制系统中安装在发电厂或变电站的一种远动装置，它负责采集所在发电厂或变电站电力运行状态的模拟量和状态量，监视并向调度中心传送这些模拟量和状态量，执行调度中心发往所在发电厂或变电站的控制和调度命令。

然而，随着煤矿现代化管理的飞速开展，实施煤矿平安生产微机监控调度系统已是大势所趋，该系统通过设置在矿调度室的主计算机能实时地监视煤矿井下生产环境平安参数和全矿重要机电设备的工况，从而对各生产环节进展控制和调节，使生产的指挥管理和控制融为一体，成为矿井生产的中枢。

由于矿调度室远离生产现场，因此，矿井上下需要设置多个远动分站。

毋庸置疑，煤矿变电站是企业生产的核心和动力源泉，它关系着平安生产和人体安危。

变电站的平安管理也是煤矿监控系统的一个重要环节。

通常变电站与煤矿生产调度中心往往相距较远，必须采用远动技术，在变电站设置远动终端即RTU，与调度中心计算机通过信道相连接，RTU与调度中心之间通过远距离信息传输完成RTU的远方监控功能。

RTU与主站配合可以实现三遥功能，即：

遥测、遥信、遥控。

RTU的主要功能

（1）采集状态量并向远方发送，带有光电隔离，遥信变位优先传送；

（2）采集数据量并向远方发送，带有光电隔离；

（3）直接采集系统工频电量，实现对电压、电流、有功、无功的测量并向远方发送，可计算正反向电度；           （4）采集脉冲电度量并向远方发送，带有光电隔离；

（5）接收并执行遥控及返校；

（6）程序自恢复；

（7）设备自诊断（故障诊断到插件级）；

（8）设备自调；

（9）通道监视；

（10）接收并执行遥调；

（11）接收并执行校时命令（包括GPS对时功能选配）；

（12）与两个及两个以上的主站通讯；

（13）采集事件顺序记录并向远方发送；

（14）提供多个数字接口及多个模拟接口；

（15）可对每个接口特性进展远方/当地设置；

（16）提供假设干种通信规约,每个接口可以根据远方/当地设置传输不同规约的数据；

（17）承受远方命令,选择发送各类信息；

（18）可转发多个子站远动信息；

（19）当地显示功能，当地接口有隔离器；

（20）支持与扩频、微波、卫星、载波等设备的通讯；

（21）选配及多规约同时运行，如DL451-91CDT规约，同进应支持POLLING规约和其他国际标准规约〔如        DNP3.0，SC1801、101规约〕；

（22）可通过电信网和电力系统通道进展远方设置。

RTU产品目前与无线设备，工业TCP/IP产品结合使用，正在发挥越来越大的作用。

知识点2.四遥功能由远动系统终端RTU实现，它包括：

1.遥测（遥测信息）：

远程测量,采集并传送运行参数，包括各种电气量和负荷潮流等。

遥测信息是RTU采集到的电力系统运行的实时参数，如发电机出力，母线电压，系统中的潮流，有功负荷和无功负荷，线路电流，电度量等测量量信息。

2.遥信（遥信信息）：

远程信号,采集并传送各种保护和开关量信息.遥信信息是RTU采集到的电力系统继电保护的动作信息，断路器的状态信息，告警信号等状态量信息。

3.遥控（遥控信息）：

远程控制,承受并执行遥控命令，主要是分合闸.遥控信息是指从电力系统调度控制中心发出的对断路器执行分合闸操作的状态量信息。

4.遥调（遥调信息）：

远程调节,承受并执行遥调命令，调节发电机输出功率.遥调信息是指从电力系统调度控制中心发出的对发电机有功和无功出力进展调整的测量量信息。

知识点3.定值定值一般指为完成具体保护功能根据整定计算结果设定/修改的数据值，如速断电流的大小，延迟时间等。

对于多CPU保护，一般每个CPU都有自己的定值，而且每个CPU同时有多套定值〔即，多个定值区〕，根据需要选择*套定值作为当前运行定值！

定值一般有召唤，下传，切换，固化等几种操作。

定值按照“召唤--下传〔如需要〕--固化〔如需要〕--切换〔如需要〕〞过程进展，后三个过程视需要而定。

知识点4.录波录波是故障录波，进展故障分析用的。

可以把故障启动前，启动后，返回前，返回后的波形录出来，进展故障分析保护自身带的故障录波是加在主程序里面的。

做的好的厂家，可以根据录波的数据复原故障曲线动作轨迹。

比方说差动保护，是怎么样进入动作区的，都有很好的描述。

还有一种方式是故障录波器是采用上下位机，通过工控机来实现。

下位机采集卡。

ET*等

最新的方式，就是采用嵌入式方式，将上下位机〔采集+分析〕合二为一。

采集和分析都是通过DSP来实现的。

如许继的WGL-800.WGL-800故障录波分析装置用于记录当电力系统中发生各种故障如短路、振荡、频率崩溃、电压崩溃时，各种参量如电流、电压、频率等及其导出量如有功功率、无功功率等电气量、以及相关非电量变化的全过程。

故障录波屏是对电力系统运行状况进展监控的一种自动化设备。

系统正常运行时，录波装置不启动录波，当系统发生故障时，通过启动装置迅速启动录波器录波，直接记录反映故障装置安装处系统故障的电气量。

知识点5.SOESOE记录即事件顺序记录，当电力设备发生遥信变位如开关变位时，电力保护设备或智能电力仪表会自动记录下变位时间、变位原因、开关跳闸时相应的遥测量值〔如相应的三相电流、有功功率等〕，形成SOE记录，以便于事后分析。

许多继电保护设备以及智能电力仪表，如GE电力、施奈德电气、ABB、西门子等厂家的电力保护仪表、专用电力RTU设备等等均有SOE记录功能。

与遥信是有区别的:

:

遥信：

要求采用无源接点方式,即*一路遥信量的输入应是一对继电器的触点,或者是闭合,或者是断开。

通过遥信端子板将继电器触点的闭合或断开转换成为低电平或高电平信号送入RTU的Y*模块。

遥信功能通常用于测量以下信号,开关的位置信号、变压器部故障综合信号、保护装置的动作信号、通信设备运行状况信号、调压变压器抽头位置信号。

自动调节装置的运行状态信号和其它可提供继电器方式输出的信号;事故总信号及装置主电源停电信号等。

知识点6.平衡传输/非平衡传输:

SCADA系统采用非平衡模式传输就是说控制站（主站）通过不断查询被控站（子站）来实现数据交换.这种通信模式被广泛采用,特别是在多点共线的模式下必须采用非平衡模式!

而平衡模式就意味着子站也能主动发起谈话.

知识点7.总召唤,通常在主站完成初始化后,主站必须获得现场设备的所有状态量和所有的模拟量数据.所以主站就必须发出一个总召唤命令.在平时,如果一个通信链路故障后又恢复,则控制站需要发送总召唤命令.还有,当主站发现子站发生事件队列溢出,也可通过总召唤命令获得该溢出队列中的所有事件信息!

1．电力系统、动力系统和电力网的划分

电力网：

由变电所和不同电压等级输电线路组成的网络。

电力系统：

由发电设备、输电设备和用电设备组成的网络。

动力系统：

在电力系统的根底上，把发电厂的动力局部包含在的系统。

2．电力系统运行的特点

电力系统运行特点：

电能不能大量存储；各环节组成的统一整体不可分割；过渡过程非常迅速〔百分之几秒到十分之几秒〕；电力系统的地区性特点较强；对电能质量的要求颇为严格；与国民经济各部门和人民生活关系极其密切

3．电力系统运行的根本要求

保证供电的可靠性：

减少停电损失，要求元件有足够的可靠性，要求提高系统运行的稳定性

保证良好的供电质量：

电压、频率、波形

提高电力系统运行的经济性：

降低能耗

4．发电厂的类型

发电厂的类型：

常规能源发电〔主要发电形式〕：

火力发电厂，水力发电厂，核能电厂

新能源发电：

地热电厂、潮汐电厂、风力发电厂、太阳能电站、海洋能发电、磁流体发电、氢能发电、核聚变发电

5．电力系统的中性点接地方式

四种中性点接地方式：

〔前两种属于小电流接地，后两种属于大电流接地〕

中性点不接地；中性点经消弧线圈接地；中性点直接接地；中性点经电阻接地

6．日负荷曲线、年最大负荷曲线的用途。

日负荷曲线对电力系统有很重要的意义，它是安排日发电方案，确定各发电厂发电任务以及确定系统运行方式等的重要依据。

每日的最大负荷不尽一样，一般是年初底，年末高。

夏季小于冬季。

把每天的最大负荷抽取出来按年绘成曲线，成为年最大负荷曲线。

年最大曲线的用途：

安排各发电厂检修方案的依据；安排新装机组方案的依据。

7．电力系统的电压等级。

我国电力系统的电压等级分为：

电力系统的标称电压

3、6、10、35、60、110、220、330、500、750KV

对应的最高电压

3.6、7.2、12、40.5、72.5、126、252、363、550、800KV

8．架空线路的构造组成

架空线路由导线，避雷线〔架空地线〕，绝缘子，金具，杆塔等主部件组成。

9.架空线路换位的目的

消除由于位置原因引起的不对称电抗，从而消除产生的电流畸变。

10.分裂导线的优点

增大导线的有效半径，减少导线的电晕损耗，减少导线的电抗

11．导纳阵的特点

稀疏矩阵，对称矩阵

12．潮流计算的目的、在潮流的计算机算法中，节点的划分。

潮流计算的目的：

电力系统规划中用于选择系统的接线方式、选择电气设备及导线的截面；在电力系统的运行中，用于确定运行方式和合理的供电方案，确定电压调整措施等；提供继电保护、自动装置的设计与整定依据。

节点的划分：

PQ节点，PV节点，平衡节点

13．电压降落、电压损耗、电压偏移的定义

电压降落：

电力网中任意两点电压的相量差。

电压损耗：

电力网任意两点电压有效值之差，近似等于电压降落的纵分量。

电压偏移：

网络中*点的实际电压有效值与相应线路标称电压的差值称之为该点的电压偏移。

14．断路器的作用、种类、断路器和隔离开关的区别、倒闸操作时应遵循的操作原则。

断路器的作用：

断开或接通电路中的正常工作电流及故障电流。

断路器的种类：

多油/少油断路器——利用绝缘油作为灭弧介质

压缩空气断路器——利用压缩空气作为灭弧介质

SF6断路器——利用SF6作为灭弧介质

真空断路器——利用真空作为灭弧介质

断路器和隔离开关的区别：

断路器具有完善灭弧装置，在有电流的情况下切断电路；而隔离开关没有灭弧装置，是在有电压无电流的情况下进展分合闸操作的。

倒闸操作时应遵循的操作原则：

分开线路时，首先断开断路器，然后断开相应的隔离开关；合闸操作时，首先合上隔离开关，然后合上相应的断路器。

15．电力系统的备用容量。

电力系统的备用容量是指可用发电出力的后备补充力量，能够随时调整投入运行。

根据满足的需求不同分为以下几种：

负荷备用，事故备用，检修备用，国民经济备用

16．电力系统的一次调频与二次调频。

一次调频：

由发电机组的调速器〔所有发电机组均装有调速器，所以除已满载的机组外，每台机组均参加频率的一次调整〕来完成，按发电机组调速器的静态频率特性自动完成。

二次调频：

由发电机组的调频器完成，使发电机组的静态特性平行上移，以保证频率偏差在允许围。

由主调频厂和辅助调频厂来完成。

17．等微增率准则。

按各机组微增率相等的原则分配发电机发电功率，能源消耗就最小，称为等微增率准则。

18．电力系统中枢点电压的调节方式：

逆调压，恒调压，顺调压

19．电力系统的无功电源、电压调整的措施

无功电源：

发电机、同步调相机、静止无功补偿器、静电电容器

电压调整的措施：

改变发电机的励磁调压；改变变压器变比；改变电力网的无功功率分布；改变输电线路参数。

但是，需要注意的是，在无功缺乏的系统中，不能用改变变压器变比的方法来改善用户的电压质量，否则会顾此失彼，不能从根本上解决全系统的调压问题。

20．暂态稳定的概念、提高暂态稳定的措施

暂态稳定的定义：

电力系统受到大的干扰后，经过暂态过程，到达新的〔或恢复到原来的〕稳态运行状态。

提高暂态稳定的措施：

故障的快速切除和自动重合闸装置的应用；发电机采用快速强行励磁装置；采用电气制动；

变压器中性点经小电阻接地；通过快关和切机减小原动机出力；高压直流〔HVDC〕输电联络线的控制。

21．等面积定则

加速面积等于减速面积，即转子在减速过程中动能的减少正好等于加速过程中动能的增加。

22．电力系统静态稳定、提高静态稳定的措施

静态稳定的定义：

发电机组在遭受微小干扰后能自动恢复到原来运行状态〔或相近状态〕的能力。

提高静态稳定的措施：

采用自动励磁调节装置；采用分裂导线；提高线路的额定电压等级；改善系统构造、减小电气距离；采用串联补偿设备；采用并联补偿设备。

继电保护知识

一．根本概念1，起动电流：

对反响于电流升高而动作的电流速断保护而言，能使该保护装置起动的最小电流值称为保护装置的起动电流。

2，返回电流：

继电器动作后能够返回的条件是：

Mdc

3，继电特性：

无论起动和返回，继电器的动作都是明确干脆的，它不可能停留在*一个中间位置，这种特性我们称之为“继电特性〞。

4，系统最大运行方式：

对每一套保护装置来讲，通过该保护装置的短路电流为最大的

方式，称之为系统最大运行方式。

5，系统最小运行方式：

对每一套保护装置来讲，通过该保护装置的短路电流为最小的

方式，称之为系统最小运行方式。

6，电压死区：

功率方向继电器当其正方向出口附近发生三相短路、A-B或A-C两相接地短路，以及A相接地短路时，由于Ua约等于0或数值很小，使继电器不能动作，这称为继电器的“电压死区〞。

二、根本原理：

1，电流速断保护：

仅反响于电流增大而瞬时动作

b.整定原则：

根据电力系统短路的分析，当电源电势一定时，短路电流的大小取决于短路点和电源之间的总阻抗Z，三相短路电流可表示为：

Id=E/Z=E/Zs+Zd

式中E——系统等效电源的相电势

Zd——短路点至保护安装处之间的阻抗

Zs——保护安装处到系统等效电源之间的阻抗

在一定的系统运行方式下，E和Zs等于常数，此时Id将随Zd的增大而减小，如图2-5所示。

当系统运行方式及故障类型改变时，Id都将随之改变。

对不同安装地点的保护装置，应根据网络接线的实际情况选取其最大和最小运行方式。

在最大运行方式下三相短路时，通过保护装置的短路电流为最大，而在最小运行方式下两相短路时，则短路电流为最小。

这两种情况下短路电流的变化如图2-5中的曲线1和曲线2所示。

为了保证电流速断保护动作的选择性，对保护1来讲，其起动电流Idz.1必须整定得大于d4点短路时，可能出现的最大短路电流，即在最大运行方式下变电所C母线上三相短路时的电流，亦即

Idz.1>I

引入可*系数Kk=1.2-1.3,则上式即可写为

Idz.1=Kk*I〔2-11〕

对保护2来讲，按照同样的原则，其起动电流应整定得大于d2点短路时的最大短路电流Id.b.ma*,即

Idz.2=Kk*I

起动电流与Zd无关，所以在图2-5上是直线，它与曲线I和曲线II各有一个交点。

在交点以前短路时，由于短路电流大于起动电流，保护装置都能动作。

而在交点以后短路时，由于短路电流小于起动电流，保护将不能起动，由此可见，有选择性的电流速断保护不可能保护线路的全长。

因此，速断保护对被保护线路部故障的反响能力〔即灵敏性〕，只能用保护围的大小来衡量，此保护围通常用线路全长的百分数来表示。

由图2-5可见，当系统为最大运行方式时，电流速断的保护围为最大，当出现其他运行方式或两相短路时，速断的保护围都要减小，而当出现系统最小运行方式下的两相短路时，电流速断的保护围为最小。

一般情况下，应按这种运行方式和故障类型来校验其保护围。

　　c.优缺点：

优点是简单可*，动作迅速；缺点是不可能保护线路的全长，并且保护

围直承受系统运行方式变化的影响。

　*应用中间继电器的原因：

一是因为电流继电器的触点容量比拟小，不能直接接通跳闸

线圈，故先起动中间继电器，然后再由中间继电器的触点去跳闸；二是因为中间继电器

可增大保护装置的固有动作时间，可防止线路上管型避雷器放电时引起速断保护误动作。

2.限时电流速断保护：

用来切除本线路上速断围以外的故障，同时也能作为速断

的后备保护。

b.整定原则：

设保护1装有电流速断，其起动电流按〔2-11〕式计算后为Idz.1,它与短路电流变化曲线的交点M即为保护1电流速断的保护围。

当在此点发生短路时，短路电流即为Idz.1，速断保护刚好动作。

根据以上分析，保护2的限时电流速断不应超过保护1电流速断的围，因此在单侧电源供电的情况下，它的起动电流就应该整定为

I''dz.2>Idz.1上式中不可取等号，因为保护1和保护2的安装地点不同，使用的电流互感器和继电器不同，故它们之间的特性很难完全一样，会导致其中之一误动作。

引入可*系数Kk,则得Idz.2=Kk*Idz.1

其中Kk一般取为1.1-1.2。

从以上分析中已经得出，限时速断的动作时限t2,应选择得比下一条线路速断保护的动作时限t1高出一个时间阶段，即

现以线路A-B上发生故障时，保护1和保护2的配合关系为例，说明确定的原则如下：

1〕应包括故障线路DL的跳闸时间,因为在这一段时间里，故障并未消除，因此保护2在故障电流的作用下仍处于起动状态。

2〕应包括故障线路保护1中时间继电器的实际动作时间比整定值要大才能动作。

3〕应包括保护2中时间继电器可能比预定时间提早动作闭合它的触点。

4〕如果保护2中的测量元件〔电流继电器〕在外部故障切除后，由于的影响而不能立即返回时，则中还应包括测量元件延迟返回的惯性时间。

5〕考虑一定的裕度，再增加一个裕度时间ty,就得到t2〞和t1〞之间的关系为

或=++++

或=++++

对于通常采用的断路器和间接作用的二次式继电器而言，位于0.35-0.6之间，通常多取为0.5s。

　　c.优缺点：

　　*应用时间继电器的原因：

采用了时间继电器，则当电流继电器动作后还必须经过一

段延时t2才能动作与跳闸，而如果在以前故障已经切除，则电流继电器立即返回，整个保护随即恢复原状，而不会误动作。

3，定时限过电流保护：

其起动电流按照躲开最大负荷电流来整定，正常时不应该起动

而在电网发生故障时，则能反响于电流的增大而动作，在一般情况下，它不仅能够保护本

线路的全长，而且也能保护相邻线路的全长，以起到后备保护的作用。

a.工作原理及整定原则：

见图2-14

为保证在正常运行情况下过电流保护绝不动作，显然保护装置的起动电流必须整定得大于该线路上可能

出现的最大负荷电流If.ma*。

然而，在实际上确定保护装置的起动电流时，还必须考虑在外部故障切除后，保护装置是否能够返回的问题。

在故障切除后电压恢复时，电动机要有一个自起动的过程。

电动机的自起动电流要大于它正常工作的电流，因此，引入一个自起动系数Kzq来表示自起动时最大电流Izq.ma*与正常运行时最大负荷电流If.ma*之比，即

Izq.ma*=Kzq*If.ma*

保护4和5在这个电流的作用下必须立即返回。

为此应使保护装置的返回电流Ih大于Izq.ma*。

引入可*系数Kk，则

Ih=Kk*Izq.ma*=Kk*Kzq*If.ma*

由于保护装置的起动与返回是通过电流继电器来实现的。

因此，继电器返回电流与起动电流之间的关系也就代表着保护装置返回电流与取得道路之间的关系。

引入继电器的返回系数Kh，则保护装置的起动电流即为

Idz=Ih/Kh=Kk*Kzq*If.ma*/Kh

式中Kk——可*系数，一般采用1.15-1.25；

Kzq——自起动系数，数值大于1，应由网络具体接线和负荷性质确定；

Kh——电流继电器的返回系数，一般采用0.85.

由这一关系可见，当Kh越小时，则保护装置的起动电流越大，因而其灵敏性就越差。

这是不利的。

这就是为什么要求过电流继电器应有较高的返回系数的原因。

b.灵敏性的校验：

参见式2-18。

当过电流保护作为本线路的主保护时，应采用最小运行方式下本线路末端两相短路时的电流进展校验，要求Klm>1.3-1.5；当作为相邻线路的后备保护时，则应采用最小运行方式下相邻线路末端两相短路时的电流进展校验，此时要求klm>1.2.

此外，在各个过电流保护之间，还必须要求灵敏系数相互配合，即对同一故障点而言，要求越*近故障点的保护应具有越高的灵敏系数。

在后备保护之间，只有当灵敏系数和动作时限都相互配合时，才能切实保证动作的选择性。

这一点在复杂网络的保护中，尤其应该注意。

　　c.缺陷：

当故障越*近电源端时，短路电流越大，此时过电流保护动作切除故障的时限反而越长，所以过电流保护较少用来作主保护。

4，阶段性电流保护总体评价：

　　　电流速断、限时电流速断和过电流保护都是反响于电流升高而动作的保护装置。

它们之间的区别主要在于按照不同的原则来选择起动电流，即速断是按照躲开*一点的最大短路电流来整定，限时速断是按照躲开前方各相邻元件电流速断保护的动作电流而整定。

而过电流保护则是按照躲开最大负荷电流来整定。

由于电流速断不能保护线路全长，限时电流速断又不能作为相邻元件的后备保护，因此，为保证迅速而有选择性地切除故障，常常将电流速断、限时电流速断和过电流保护组合在一起，构成阶段式电流保护。

具体应用时，可以只采用速断加过电流保护，或限时速断加过电流保护，也可以三者同时采用。

使用I段、II段或III段组成的阶段式电流保护，其最主要的优点就是简单、可以并且在一般情况下也能够满足快速切除故障的要求。

因此在电网中特别是在35kv及以下的较低电压的网络中获得了广泛的应用。

保护的缺点是它直承受电网的