变电站自动化技术.docx

变电站自动化技术.docx

《变电站自动化技术.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《变电站自动化技术.docx（21页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

变电站自动化技术

兴义电网变电站自动化技术

培训资料

内部资料

兴义供电局

计算机通信管理所

2009年4月23日兴义

第一章变电站远动技术

一、变电站自动化技术概述

1、实施目的

（1）传统变电站存在的缺陷

●安全性、可靠性

●快速性、实时性

●运行管理与自动化水平

（2）变电站综合自动化系统的概念

●常规变电站二次设备构成

●综合自动化系统构成

●技术特点

（3）变电站自动化实施目的

●设备间相互交换信息、数据共享

●常规二次设备，简化二次接线

●提高供电质量，提高电压合格率

●提高变电站安全可靠运行

●提高电力系统运行、管理水平

（4）变电站综合自动化的特点

●功能综合化

●分部分散式系统结构

●测量显示数字化

●操作监控屏幕化

2、发展历程

（1）早期国外起步20世纪80年代

（2）国内起步20世纪90年代初期

（3）20世纪90年代中期——国内变电站自动化技术现状

3、应用历程

（1）远动技术

（2）监控技术

（3）综合自动化技术

4、发展趋势

（1）IEC61850

（2）高集成化、数字化、标准化

思考题：

（1）什么是变电站的综合自动化？

（2）变电站自动化系统的任务是什么？

（3）IEC61850是什么？

制定的主要目的是什么？

有何特点？

二、远动技术

远动技术是一门多学科技术，是集通信、控制、数据采集等于一体，在电力调度自动化和变电站监控系统中发挥着重要作用

（一）远动终端

1、概念

远动终端装置简称RTU（RemotoTerminalUnit），应用通信技术完成遥测、遥信、遥控和遥调等功能

2、特点

远离对象现场又能使主站或调度了解、掌握、控制电力系统运行的装置

3、基本功能

（1）“四遥”

（2）数据处理

（3）数据转发

（4）规约转换

（5）装置自诊断

（二）“四遥”

“四遥”即遥信、遥测、遥控、遥调，是变电站自动化系统的基本功能，也是变电站自动化系统最初要实现的目的。

1、遥信

（1）定义

开关量输入，反映电力系统结构、状态的量

（2）接线方式

●通过光电隔离接入RTU或测控（图2）

●通过继电器隔离接入RTU或测控（图3）

●常规控制盘开关量转换器（图4）

（3）防抖与展宽

开关量是一个矩形方波，RTU（测控）对它的分辨有一定的限度，宽度小于一定的时限，RTU（测控）将不能分辨。

防抖举例：

景园街110kV自投动作信号，RTU默认设置的防抖时间20ms，此YX实传不收时，将防抖改为10ms，信号能够正常上送。

（4）设计注意事项

●回路中防止串入强电

●YX公共端分开

●采用可断端子

2、遥测

（1）定义

电力系统中运行参数电流、电压、有功功率、无功功率等模拟量输入

（2）输入通道

●传感器（Transducer）

把生产过程中的非电量（物理量）转换成电量（电流或电压）的器件称为传感器

●信号处理环节

将传感器输出的信号放大或处理成与A/D转换器所要求的输入相适应的电压水平

●多路转换开关（Multiplexer）

使多个模拟信号共用一个采样保持器和A/D转换器进行采样和转换

●采样保持器（SampleHolder）

在A/D进行采样期间，保持输入信号不变的电路称采样保持电路

●A/D转换器（AnalogtoDigit）

将模拟量输入转换成数字量，以便由计算机读取，进行分析处理

A/D转换器主要技术指标：

Ø分辨率

Ø精度

Ø转化时间

Ø电源灵敏度

Ø量程

Ø输出逻辑电平

Ø工作温度范围

（3）两种采样方式比较

●直流采样

将现场的模拟量先转换成直流电压或电流信号，再送至A/D转换器进行转换，即A/D转换器采样的模拟量为直流信号

直流采样特点：

Ø采样程序简单

Ø抗干扰能力强

Ø实时性差

Ø需要立的变送器屏

●交流采样

对交流电流和交流电压采集时，输入至A/D转换器的是与电力系统一次电流和一次电压同频率、大小成比例的交流电压信号

交流采样特点：

Ø实时性好

Ø反映实际波形

Ø采样、计算程序复杂

两种采样方式比较：

Ø适用点

Ø算法

3、遥控

（1）定义

数字控制量输出；由主站发送至RTU改变设备状态的控制命令

（2）执行过程

CPU→译码→控制端口→I/O设备→发出电压脉冲→启动控制继电器→接通相应控制回路

4、遥调

（1）定义

模拟量输出，连续或断续改变设备运行参数的有关信息

变压器分头的BCD码表示：

BCD码：

108421

YX点号：

YX1YX2YX3YX4YX5

分头位置（10进制）＝10×（YX1）+8×（YX2）+4×（YX3）+2×（YX4）+1×（YX5）

例如：

分头位置为12，则相应的遥信为YX1为1；YX2为0；YX3为0；YX4为1；YX5为0

※思考题：

1、“四遥”指的是什么？

简述其定义、并举例

2、TA的二次电流为2A，通过变送器（输出标称：

4～20mA）送入RTU，问：

变送器的输出为多少mA？

经过RTU的16位A/D转换后的数字量为多少？

3、变压器上送至监控系统的分头位置BCD码为10011，问：

分头的实际位置是多少？

4、请说明“实负荷法”与“虚负荷法”的区别

第二章变电站综合自动化系统

一、定义

将变电站的二次设备（包括控制,信号,测量，保护，自动装置，远动装置）利用微机及计算机通信技术经过功能重新组合和优化设计，对自动控制，测量，运行操作及协调的综合性自动化系统

二、系统特点

1，横向综合

利用计算机手段将不同厂家的设备连接在以起。

2，纵向综合

在站控层提供信息，优化，综合处理分析和增加新的功能，增加变电站内部各控制中心间的协调能力

三，功能要求

1，开发式系统

2.标准化接口

3.维护方便性

四、典型结构

1、110KV及以下配置为单网结构

2、220KV及以上配置为双网结构

3、集控站监控系统

配置为双网结构

五、软件配置

1、系统软件

提供稳定的操作系统，包括完整的操作系统软件包，各种软件维护和开发工具，操作系统具有良好的实时性能。

2、支持软件

包括数据库及数据库管理系统，计算机通信支持软件。

3、人机会话系统

（1）数据库定义

（2）汉字.图符生成工具

（3）画面生成与修改

（4）打印报表生成和修改

（5）操作保护

4、软件开发

5、具有防毒软件

6、集控站监控系统操作防误软件

7、系统数据及通道调试软件

六、监控子系统

1、系统功能

监控系统作为变电站监视、测量、控制、运行管理的主要手段，其监控范围包括：

全站断路器、隔离开关、接地开关、主变中性点接地开关、调压开关

（1）实时数据采集与处理

Ø信号分类

Ø处理方法

（2）数据库的建立与维护

Ø实时数据库

Ø历史数据库

（3）操作控制

Ø五防恔验

Ø操作权限

Ø遥控互锁

Ø检修挂牌闭锁

（4）电压无功自动控制（VQC）

（5）报警处理

Ø计时功能

Ø计次功能

Ø累计运行时间报警

（6）事故顺序记录（SOE）

（7）画面生成与显示

Ø监控画面要求

Ø输出方式及要求

（8）在线计算与制表

Ø各类报表

Ø输出方式及要求

（9）远动功能

Ø直采直送

Ø标准通信规约

Ø主备通道

（10）时钟同步

（11）人机联系

值班员与计算机对话的窗口，值班员可借助鼠标或键盘方便地在CRT屏幕上与计算机对话

（12）系统自诊断与自恢复

在线诊断各软件和硬件的运行工况，当发现异常及故障时能及时显示和打印报警信息，并在运行工况图上用不同颜色区分显示

（13）与其他设备的接口

智能设备、各级调度通信接口、电能量计量系统

2、性能要求

3、机房环境要求

七、监控信息的类型和分析

1、遥性变位（COS）与事件（SOE）

2、信息筛选与优化

（1）目的

减少或合并正常运行监视的重要信息，强化重要信息

（2）原则

Ø经常上报的信息

Ø不经常上报的信息

Ø合理设置信息采集位置

3、串口信息分析

4、光字牌

（1）目的

从状态上更接近常规变电站的运行监视模式，给运行人员的监盘工作提供更为人性化的人机界面

（2）动作要求

Ø信号动作未复归，未确认

Ø信号动作未复归，已确认

Ø信号动作已复归，未确认

5、事故追忆

为了详细分析重现事故现象，要求在发生事故时，将事故前后一段时间内的有关YX及YC量记录下来的功能

6、报警

（1）异常报警

（2）事故报警

Ø事故报警设置目的

Ø事故总信号实现方式

Ø所以保护跳闸信号合并方式

Ø非受控开关跳闸信号生成方式

八、电压无功综合控制系统

1、控制原理

为了使电压与无功达到所需的值，通常采用改变主变分接头档位和投切电容器或电抗器来改变系统的电压和无功

2、调节设备对电压，无功的影响

3、九区图

4、VQC闭锁信息

（1）整体闭锁

（2）单元闭锁

（3）间隔闭锁

Ø主变调压闭锁

Ø电容器投切闭锁

Ø电抗器投切闭锁

※思考题：

1、VQC控制的基本原理？

2、叙述电压越下限、无功越上限时VQC的动作策略？

3、什么是逆调压？

九、变电站自动化系统通信技术

1、概述

变电站综合自动化系统的数据通信，包括两方面的内容：

一是综合自动化系统内部各

子系统或各种功能模块间的信息交换；另一是变电站与集控站，调度的通信

2、发展过程

3、并行通信与串行通信

4、数据通信系统工作方式

5、数据通信系统同步方式

6、通信规约

（1）规约定义

为了正确地传送信息，必须有一套关于信息传送顺序，信息格式和信息内容等约定，这一套约定称为规约（协议）

（2）传输数据类型

（3）按传送方式分类

●循环式（主动上送）

按约定好的顺序和格式，间隔周期，子站自动发送信息至主站。

部颁CDT，部分变电站保护管理机的DNP

●问答式（polling）

主站根据需呀“调整”，“召唤”子站的各种信息。

典型为：

SC1801。

部分厂家的网络103规约使用：

主动上送，问答相结合

（4）报文格式

（5）报文功能分类

（6）现有规约的使用情况

※思考题：

1、通信规约的定义？

2、变电站自动化系统常用哪几种规约？

分别用在何处？

3、试说明远动101、104规约中平衡传输与非平衡传输的优点和缺点？

第三章变电站自动化系统故障分析与处理

一、自动化系统故障预案实例

实例一：

某站212开关主站遥控失败

（1）类别

集控站监控系统：

厂站为RTU，遥控为实点，通过RTU的遥控模块实现

（2）现象

212为馈线开关，四方微机保护装置，信息上送采用串口方式，管理局也为四方。

遥控为RTU实点。

停电传动时发现，主站无法操作212开关，系统报出遥控失败

（3）原因分析

Ø监控主站遥控联点错

Ø主站数据库遥控号错误

Ø通道有干扰

ØRTU遥控点配置错误

ØRTU遥控继电器故障

ØRTU遥控回路断线或虚接

Ø开关机构故

（4）制定安全措施

●将主站系统的相关程序做好备份，将厂站RTU配置做好备份，防止误改监控或RTU配置文件

●在查线和检查时，使用工具做好绝缘，防止人身触电；运行设备做好安全措施，防止走错间隔，防止误拉合运行开关

（5）检查及处理

Ø检查主站调度员机上的遥控联点是否正确。

结论：

正确

Ø主站遥控号与厂站RTU遥控号核对。

结论：

正确

Ø检查通道误码率。

结论：

正常

Ø检查212开关对应的遥控继电器。

结论：

外观正常

Ø就地拉合开关。

结论：

开关分合正常

Ø检查遥控回路，测量212遥控电源正极。

结论：

无电

●检查说明的问题：

主站配置、远动通道、遥控继电器通信均无问题，开关机构及本体无问题。

检查遥控正极无，说明控制回路有问题

●故障原因：

查找控制回路，发现遥控转接端子箱内遥控正极虚接

●故障处理：

将遥控端子拧紧后，问题解决

实例二：

某站256开关遥控失败

（1）类别

当地监控：

适用各类监控系统的串口遥控

（2）现象

256开关为母联开关，使用四方微机保护装置，其控制、信号均采用串口通过管理机上送。

停电传动时发现，当地监控无法操作256开关，系统报出遥控返校失败

（3）原因分析

Ø256微机保护装置主板有问题

Ø256开关机构故障

Ø256微机保护装置地址错

Ø256微机保护装置通信面板故障

Ø256切换手把切换不到位

Ø256保护装置通信线断

Ø10KV保护管理机死机

Ø监控后台联点错

（4）制定安全措施

Ø将监控系统的相关程序做好备份，将厂站前置机配置做好备份，将保护管理机配置做好备份，防止误改正确的配置文件

Ø在查线和检查时，使用工具做好绝缘，防止人身触电；运行设备做好安全措施，防止走错间隔，防止误拉合运行开关

（5）检查及处理

Ø检查调度员机上的遥控联点是否正确。

结论：

正确

Ø检查监控数据库遥控点配置与保护管理机是否正确。

结论：

正确

Ø检查10KV保护管理机上的“发送数据”及“接收数据”灯，是否交替闪烁。

且10KV保护管理机上的故障“黄”灯未亮。

结论：

正常

Ø检查256保护装置地址是否正确。

结论：

正确

Ø切换256柜上的“遥控切换开关”，调度员机是否信息上送正确。

结论：

正确

Ø在256柜处，手动“分”、“合”操作。

结论：

动作无问题

Ø256装置地址改为253装置（未运行）的地址，遥控操作。

结论：

动作无问题，256装置地址恢复

●检查说明的问题：

Ø256保护装置、10KV管理机与监控的通信、10KV管理机与256保护装置的通信均无问题。

须再检查256的遥控报文是否正常；或检查10KV管理机、RTU、监控系统的配置

Ø检查监控系统中数据库的256遥控点号为81（从0开始）；检查前置机的SC1801配置文件中遥控槽只有10个，没有配256开关的遥控点

Ø通过通信监视程序监视，在调度员机上做遥控时，10KV管理机没有收到256开关的遥控报文

Ø检查前置机的SC1801配置文件，发现前置机配置文件不同

●结论：

前置机上的SC1801配置文件错，修改后问题解决

实例三：

前置机上的SC1801配置文件错，修改后问题解决

（1）类别

220KV集控站

（2）现象

某集控主站监控机显示的A被控站的2212电流与实际不符

（3）原因分析

Ø画面联点错误

Ø数据库中遥测系数设置有误

Ø数据库中遥测点号有误

Ø远动转发参数有误

Ø当地变送器有问题

（4）制定安全措施

处理前将系统的相关程序做好备份；防止TV开路；防止低压触电

（5）检查及处理

●检查画面联点无问题

●检查数据库中遥测系数、点号无问题

●到A被控站检查，发现当地的监控机遥测数据也不准：

检查变送器，发现其二次输出的接头松动，拧紧后无问题

其他可能的原因：

通道干扰、转发参数、遥测板、A/D转换

实例四：

某集控站的厂站通道异常

（1）类别

220KV集控站

（2）现象

在某集控中心监控机显示B被控站的通道“未检测”，信息为“B被控站的RTU停运”

（3）原因分析

Ø通道误码率高，造成程序错误判断

Ø通信回路接线松动

Ø通信回路各个设备运行出问题

（4）制定安全措施

将系统的相关程序做好备份，防止误配置

（5）检查及处理

●主站通道检查：

光端机——异步数据光传输模块——TXB1——CHASE——3COM接线。

结果：

无问题

●检查光传输模块收发灯。

结果：

无问题

●检查TXB1收发灯是否正常。

结果：

收发灯都不闪。

重起TXB1，收发灯正常，问题解决

结论：

通道误码率高，程序误判断

二、遥信（YX）异常情况分析

1、实时遥信错误分析

（1）遥信不发的原因

Ø遥信回路问题、RTU或测控问题、通道干扰

Ø监控遥信配置、前置机遥信参数配置

（2）遥信误发的原因

Ø回路中断电器抖动、YX取点错误

Ø回路有接地或短路、RTU或测控受到干扰

Ø监控及前置配置

2．串口遥信错误分析

（1）遥信不发的原因

Ø继电器接点、回路或光隔问题

Ø装置遥信模块故障与管理机通信中断

Ø管理机报文丢失或未上报

ØRTU与管理机通信中断

Ø监控后台处理问题

Ø通信规约问题

（2）遥信误发的原因

Ø干扰问题、通信规约程序解释错误

Ø取点错误、监控遥信点配置错误

Ø回路接地或光隔击穿、遥信模块故障误发

三、事故音响报警异常分析

1.故障现象

开关跳闸后事故音响

2.原因分析

Ø事故报警程序退出

Ø事故遥信定义为预告遥信

Ø事故遥信属性定义为不报警

Ø事故遥信属性定义为自动确认

Ø事故遥信丢失

Ø报警音箱故障

Ø报警音响接线松动或虚接

Ø事故遥信不合理，开关偷跳无法判事故四、

四、自动化系统缺陷分析

实例一：

某站监控系统网络异常

缺陷处理：

到变电站内进行设备检查，发现所有的测控装置、保护装置在监控系统上显示通信中断。

经检查发现网络交换机运行灯灭，交换机电源故障。

更换后，无问题

实例二：

集控、监控、模拟图板显示某站113－4开关位置与实际位置不一致

缺陷处理：

113－4通过光电隔离装置接入监控系统，经检查为光电隔离装置坏，更换后无问题

实例三：

某站10kV开关小车在备用或检修位置时，监控机显示其位置在运行，与实际小车位置不一致

缺陷处理：

10kV小车开关位置接点使用的是常闭接点，小车位置接点进入保护装置，当小车在备用位置时接点闭合，此时断开保护电源或拔掉插件时造成监控机和模拟图板显示小车在运行位置，与实际位置不符

实例四：

某集控站的MMI103机的B网状态显示异常

缺陷处理：

检查MMI103机，发现其网络通信线连接松动，插好后系统恢复正常

实例五：

某站在综自系统改造调试中，进行＃1主变调压传动时，伴随着111－22刀闸的分合闸变位

缺陷处理：

经检查后，发现＃1主变的测控装置在配置遥控地址时，主变调压的遥控地址和111－22刀闸遥控地址相同。

将配置修改后，重新下装后，传动无问题

※思考题：

1、某站10kV为南瑞继保的9600系列的微机保护测控一体装置，其保护管理机与RTU为串口通信，进行遥信、遥测上送，并下发遥控。

在实际运行中，经常发生遥控失败现象。

试分析原因。

如何解决？

2、某站主变保护信息时通过串口上送，运行中“110kV复压动作”上报后，经过几秒又上送了复归信号，是否正常？

分析原因。

如何解决？