浅析变电站综合自动化系统.docx

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浅析变电站综合自动化系统

浅析变电站综合自动化系统

摘要：

本文简要介绍了变电站综合自动化系统的重要性和发展趋势，提出了变电站综合自动化基本概念，并对系统结构、通讯方式和能实现的基本功能及变电站自动化的发展前景进行分析

    关键词：

变电站综合自动化系统结构功能

    一、概述

    电网是一个不可分割的整体，对整个电网的一、二次设备信息进行综合利用，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。

变电站综合自动化是一项提高变电站安全、可靠稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，向用户提供高质量电能服务的一项措施。

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，是电力系统发展的新的趋势。

    二、系统结构

 目前从国内、外变电站综合自动化的开展情况而言，大致存在以下几种结构：

    １．分布式系统结构

    按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备，将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。

系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。

分布式模式一般按功能设计，采用主从CPU系统工作方式，多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了CPU运算处理的瓶颈问题。

各功能模块（通常是多个CPU）之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，选用具有优先级的网络系统较好地解决了数据传输的瓶颈问题，提高了系统的实时性。

分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块正常运行。

该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。

分布式变电站综合自动化系统自问世以来，显示出强大的生命力。

目前，还存在在抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上的问题等。

    ２．集中式系统结构

   集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其I／O接口，集中采集变电站的模拟量和数量等信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。

由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。

目前国内许多的厂家尚属于这种结构方式，这种结构有以下不足：

（1）前置管理机任务繁重、引线多，降低了整个系统的可靠性，若前置机故障，将失去当地及远方的所有信息及功能。

（2）软件复杂，修改工作量大，系统调试烦琐。

    （3）组态不灵活，对不同主接线或规模不同的变电站，软、硬件都必须另行设计，工作量大并且扩展一些自动化需求的功能较难。

    ３．分层分布式结构

   按变电站的控制层次和对象设置全站控制级——变电站层（站级测控单元）和就地单元控制级——间隔层（间隔单元）的二层式分布控制系统结构。

也可分为三层，即变电站层、通信层和间隔层。

    这种结构相比集中式处理的系统具有以下明显的优点：

（1）可靠性提高，任一部分设备故障只影响局部，即将“危险”分散，当站级系统或网络故障，只影响到监控部分，而最重要的保护、控制功能在段级仍可继续运行；段级的任一智能单元损坏不应导致全站的通信中断，比如长期霸占全站的通信网络。

（2）可扩展性和开放性较高，利于工程的设计及应用。

    （3）站内二次设备所需的电缆大大减少，节约投资也简化了调试维护。

    三、常见通讯方式

    目前国内常采用以太网通讯方式，在以太网出现之前，无论RS-232C、EIA-422/485都无法避免通信系统繁琐、通讯速度缓慢的缺陷。

现场总线的应用部分地缓解了便电站自动化系统对通信的需求，但在系统容量较大时依然显得捉襟见肘，以太网的应用，使通讯问题迎刃而解。

常见的通讯方式有：

    1）双以太网、双监控机模式，主要是用于220-500kV变，在实现上可以是双控机+双服务器方式，支撑光/电以太网。

    2）单以太网，双/单监控机模式。

    3）双LON网，双监控机模式。

    4）单LON网，双/单监控机模式。

    四、变电站自动化系统应能实现的功能

    １.微机保护：

是对站内所有的电气设备进行保护，包括线路保护，变压器保护，母线保护，电容器保护及备自投，低频减载等安全自动装置。

各类保护应具有下列功能：

１）故障记录

２）存储多套定值

    ３）显示和当地修改定值

    ４）与监控系统通信。

根据监控系统命令发送故障信息，动作序列。

当前整定值及自诊断信号。

接收监控系统选择或修改定值，校对时钟等命令。

通信应采用标准规约。

    ２.　数据采集及处理功能

    包括状态数据，模拟数据和脉冲数据

    １）状态量采集

    状态量包括：

断路器状态，隔离开关状态，变压器分接头信号及变电站一次设备告警信号、事故跳闸总信号、预告信号等。

目前这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统，也可通过通信方式获得。

    ２）模拟量采集

    常规变电站采集的典型模拟量包括：

各段母线电压、线路电压，电流和有功、无功功率值。

馈线电流，电压和有功、无功功率值。

    ３.事件记录和故障录波测距

    事件记录应包含保护动作序列记录，开关跳合记录。

    变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。

另一种是分散型，即由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。

  ４.控制和操作功能

    操作人员可通过后台机屏幕对断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投切进行远方操作。

为了防止系统故障时无法操作被控设备，在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。

   ５.防误闭锁功能

   ６.系统的自诊断功能

    系统内各插件应具有自诊断功能，并把数据送往后台机和远方调度中心。

对装置本身实时自检功能，方便维护与维修，可对其各部分采用查询标准输入检测等方法实时检查，能快速发现装置内部的故障及缺陷，并给出提示，指出故障位置。

 7.　数据处理和记录

    历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，它包括上一级调度中心，变电管理和保护专业要求的数据，主要有：

    １）断路器动作次数；

    ２）断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数；

    ３）输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功、母线电压定时记录的最大，最小值及其时间；

    ４）独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间；

    ５）控制操作及修改整定值的记录。

    根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在远动操作中心或调度中心实现。

    ８.人机联系系统的自诊断功能

    系统内各插件应具有自诊断功能，自诊、断信息也像被采集的数据一样周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心与远方控制中心的通信。

    9.本功能在常规远动“四遥”的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等，其信息量远大于传统的远动系统。

还应具有同调度中心对时，统一时钟的功能和当地运行维护功能。

    五、结束语

    通过以上分析，可以看到变电所综合自动化对于实现电网调度自动化和现场运行管理现代化，提高电网的安全和经济运行水平起到了很大的促进作用，它将能大大加强电网一次、二次系统的效能和可靠性，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。

随着技术的进步和硬件软件环境的改善，它的优越性必将进一步体现出来。

关于BP-2B母线保护几个问题的分析

摘要：

以BP-2B为代表的母线保护应用越来越广。

本文通过对BP-2B母线保护中的几个问题进行简要的分析，为我们在今后的运行和操作中提出一些应该注意的地方。

关键词：

BP-2B母线保护问题分析

微机保护正以其良好的性能逐步取代传统的电磁型保护，在实际中广泛应用。

在母线保护中，以BP-2B为代表的母线保护应用越来越广。

下面通过对BP-2B母线保护中的几个问题进行简要的分析，为我们在今后的运行和操作中提出一些应该注意的地方。

一、关于逻辑回路的问题

传统的电磁型母差保护均是采用模拟量，差动电流达到电流继电

器的动作值时，若复合电压闭锁元件开放，则差动保护动作，切除故障。

BP-2B母差保护，采用逻辑判断的方法，来实现差动回路的切换（实时无触点地非继电器切换）。

差流回路逻辑回路如下：

以I1，I2，---，In表示各元件电流数字量；

以Ilk表示母联电流数字量；

以S11，S12，---，S1n表示各元件I母刀闸位置，0表示刀闸分，1表示刀闸合；

以S21，S22，---，S2n表示各元件II母刀闸位置；

以Slk表示母线并列运行状态，0表示分列运行，1表示并列运行；

各元件TA的极性端必须一致；一般母联只有一侧有TA，装置默认母联TA的极性与II母上的元件一致。

则差流计算公式为：

大差电流Id=I1+I2+---+In

I母小差电流Id1=I1*S11+I2*S12+---+In*S1n—Ilk*Slk

II母小差电流Id2=I1*S21+I2*S22+---+In*S2n+Ilk*Slk

对于存在倒闸操作的双母线接线，差动保护使用大差比率差动元件作为区内故障判别元件；使用小差比率差动元件作为故障母线选择元件。

即由大差比率元件是否动作，区分母线区外故障与母线区内故障；当大差比率元件动作时，由小差比率元件是否动作决定故障发生在哪一段母线。

通过对BP-2B差流回路逻辑回路的分析，我们可以看出，母线刀闸辅助接点的位置对母差保护正确动作的重要性。

因此，我们在进行母线刀闸操作时，要注意检查母线刀闸辅助接点的到位情况，若出现不到位情况，要查找原因，及时消除，以确保母差保护的正确动作。

建议BP-2B母差保护可考虑增加母线隔离开关辅助接点手动切换小开关，这样当出线不对应时，可先将小开关手动切至对应位置，保证母差保护装置的正常运行，然后再处理。

二、关于母线分列运行的问题

母联开关断开的情况下发生区内故障时，非故障母线会有电流流出，将影响大差的动作灵敏度。

BP-2B母差保护装置的大差比率元件采用2个定值，母线并列运行时，用比率系数高值，分列运行时，用比率系数低值。

装置根据母线运行状态（即母联开关的状态）自动切换定值。

由此可见，母联开关的位置对母差保护的正确判断也是非常重要的。

当母联开关的位置发生变化后，要注意及时检查母联开关辅助接点的位置是否到位。

BP-2B母差保护通过自动和手动两种方式判断母线是并列运行还是分列运行。

手动方式是通过母线分列压板来实现的，当拉开母联开关后，投入母线分列运行压板，合上母联开关前，退出母线分列运行压板。

手动方式的优先级别高，即投入母线分列运行压板时，装置认为母线分列运行，退出母线分列运行压板，装置根据自动方式（即母联开关的位置接点）判别母线运行状态。

在运行中，我们要区分一个概念，即母线的运行状态并不单单是看母联开关的位置，如双母线运方倒排后停一条母线，此时母联开关在分位，但我们不能说母线在分列运行状态（实际为单母运行方式），因此，母线分列运行压板的投退不能仅仅根据母联开关的位置来操作，上述情形也就没有必要退出母线分列运行压板。

三、关于电流回路断线闭锁问题

当差电流大于TA断线定值时，延时9秒发TA断线告警信号，同

时闭锁母差保护，电流回路正常后，0.9秒自动恢复正常。

母联电流回路断线时，由于母联电流不计入大差，从理论上讲，大差电流不变，两个小差电流会越限，且大小相等，方向相反，不会影响保护对区内、区外故障的判别，只是会失去对故障母线的选择性。

因此，母联开关电流回路断线，不需要闭锁母差保护，只需转入互联（单母方式）即可。

母联电流正常后，需手动复归正常运行。

因此，若在运行中没有进行倒闸操作而发出母差互联信号时，则要考虑存在母联电流断线的可能。

若检查中发现两个小差电流都越限，且大小相差不多，则可判断为母联电流回路断线。

四、关于复合电压闭锁问题

在BP-2B母差保护中，只有复合电压闭锁元件开放，差动保护及

失灵保护才能动作出口跳闸。

但差动保护复合电压闭锁与失灵保护复合电压闭锁是两个不同的概念，在实际中要注意区别对待。

失灵保护是线路发生故障时，线路保护动作而开关拒动，才启动母线失灵保护的。

当线路发生故障时，母线上电压一般不为零，有一定的残压。

当母线上发生故障时，差动保护动作，此时母线电压接近于零。

因此，在实际中失灵复合电压的闭锁定值要比差动复合电压闭锁定值高。

五、关于母线互联与母联开关非自动的操作顺序问题

在倒闸操作过程中，若先投互联压板，则在操作过程中母线发生

故障，母差保护动作，瞬时跳开两条母线上的所有开关。

若先将母联开关改为非自动，则在操作过程中母线发生故障（此时互联压板未投），母差保护动作，跳开故障所在母线上的所有开关，母联开关不跳开，故障仍然存在，此时启动母联失灵保护，经延时后跳开另一条母线上的所有开关。

母线故障不能及时切除，将会对系统的稳定性产生不利影响。

因此，我们在平时的倒闸操作过程中，应先投入母线互联压板，后将母联开关改为非自动，倒闸操作结束时，操作顺序相反。

以上是本人对BP-2B母差保护的一些问题的看法。

由于水平有限，错误及不足之处请各位指正，谢谢。