电网实习报告.doc

目录一、 实习目的与任务2二、 实习单位介绍2三、 实习内容31、 南方电网调度32、 调度自动化33、 监控系统5（1）、监控系统的作用及定义5（2）、监控系统的系统结构5（3）、监控系统的网络结构6（4）、监控系统的控制与操作6（5）、监控系统的同步对时7（6）、监控系统的人机界面7（7）、监控系统站控层硬件7（8）、监控系统的软件结构8（9）、监控系统的自检功能84、 数据采集和处理85、 安全知识136、 继电保护137、 变电运行和变电设备14四、 实习体会16五、 谢词17一、实习目的与任务这次生产实习为了培养我们的综合能力及素质，提高分析能力与解决问题的能力。通过生产实习，接触生产一线技术人员、操作人员、管理人员，做到理论联系实际，使所学的知识在实践中得到应用，也使我们所学到的零散的知识完整化，实际化。同时在实习中培养我们的劳动热情。在实习中我们可以学到生产实际知识以及人际关系等综合能力。这次实习的目的是通过实习，让我们能将课堂上学到的知识与实际紧密结合起来，加深我们对我们所在专业的认识，使我们能掌握我们专业有关的生产工艺，生产设备、性能、配置及其工作原理。通过实习同时使我们了解我国的基本国情，了解社会，弥补我们对社会的阅历。二、实习单位介绍南方电网：中国南方电网有限责任公司于2002年12月29日正式挂牌成立并开始运作。公司经营范围为广东省、广西省、云南省、贵州省和海南省五省（区），负责投资、建设和经营管理南方区域电网，经营相关的输配电业务。云南电网保山供电局：2005年6月18日，云南电网公司保山供电局(原保山分公司)正式挂牌成立。保山供电局为保山市用电及云南省电力调度有着举足轻重的作用，也极大推动了保山市经济的发展。保山全社会用电量由2005年年底的15.97亿千瓦时上升到25.18亿千瓦时，售电量达25.57亿千瓦时，转供电量累计25.1亿千瓦时，保山富余电量外送累计1.26亿千瓦时。2009年售电收入达1.659亿元，上缴税金达910.37万元。保山供电局在改善电网结构方面发挥着重大作用，从成立之初保山电网仅通过110千伏杏永线与省电网相联，2005年年底220千伏保山、朝阳输变电工程相继建成投产，到2008年12月220千伏腾冲输变电工程正式开工建设，5年间，保山供电局共建成投产500千伏输电线路2条，建成220千伏输电线路6条，110千伏输电线路1条。电网结构得到极大增强，有效提高了保山地区的供电可靠率，缓解了保山市电力供需矛盾。目前又开展了500千伏永昌输变电工程、220千伏龙陵输变电工程、220千伏昌宁输变电工程、220千伏施甸输变电工程项目的相关工作，力求在“十二五”期间将保山电网建设成为布局合理、技术先进、安全可靠的现代化供电网络。三、实习过程1、 南方电网调度调度的工作：组织、指挥、协调电网运行、操作、事故处理。调度分级：南方电网调度机构分为四级，即南方电网调度中心，省级调度中心，地区调度中心，县级调度中心。调度主要内容：A、 负荷预测电力系统负荷预测包括最大负荷功率、负荷电量及负荷曲线的预测。最大负荷功率预测对于确定电力系统发电设备及输变电设备的容量是非常重要的。为了选择适当的机组类型和合理的电源结构以及确定燃料计划等，还必须预测负荷及电量。B、 倒闸操作电气设备分为运行、备用（冷备用及热备用）、检修三种状态。将设备由一种状态转变为另一种状态的过程叫倒闸，所进行的操作叫倒闸操作。通过操作隔离开关、断路器以及挂、拆接地线将电气设备从一种状态转换为另一种状态或使系统改变了运行方式。2、 调度自动化电网调度自动化是运用现代自动化技术对电网进行的调动。电网调度自动化系统,其基本结构包括控制中心、主站系统、厂站端(RTU)和信息通道四大部分。根据所完成功能的不同,可以将此系统划分为信息采集和执行子系统、信息传输子系统、信息处理子系统和人机联系子系统。 主要包括：数据采集和控制（SCADA）、发电自动控制（AGC）、经济调度运行（EDC）、电网静态安全分析（SA）以及调度员培训模拟（DTS）在内的能量管理系统。包括远动装置和调度主站系统，是用来监控整个电网运行状态的。为使调度人员统观全局，运筹全网，有效地指挥电网安全、稳定和经济运行。其作用主要有以下三个方面：A、电网安全运行状态实现监控电网正常运行时，通过调度人员监视和控制电网的周波、电压、潮流、负荷与出力；主设备的位置状况及水、热能等方面的工况指标，使之符合规定，保证电能质量和用户计划用电、用水和用汽的要求。B、电网运行实现经济调度在对电网实现安全监控的基础上，通过调度自动化的手段实现电网的经济调度，以达到降低损耗、节省能源，多发电、多供电的目的。C、对电网运行实现安全分析和事故处理导致电网发生故障或异常运行的因素非常复杂，且过程十分迅速，如不能及时预测、判断或处理不当，不但可能危及人身和设备安全，甚至会使电网瓦解崩溃，造成大面积停电，给国民经济带来严重损失。为此，必须增强调度自动化手段，实现电网运行的安全分析，提供事故处理对策和相应的监控手段，防止事故发生以便及时处理事故，避免或减少事故造成的重大损失。南方电网调度自动化是由主站、子站、数据传输通道组成。主站端主要设备：1、主站EMS系统（能量管理系统）2、SCADA系统（数据采集与监控系统）作用是对电力系统自动化的实时数据源的数据采集，信息显示与监测。3、AGC系统（自动发电量控制系统）电力系统经济调度是能量管理系统(EMS)的主要内容，在一些具体环境下它在概念范畴上等同于发电计划，发电计划包括机组组合、水火电计划、交换计划、检修计划和燃料计划等；按周期其有：超短期计划，即实时发电控制（AGC）；4、电能量计量系统主站系统5、电力系统运营系统主站系统6、调度生产管理信息系统7、配网自动化主站系统8、主站相关辅助系统子站主要设备：1、RTU系统（远程终端控制系统）远程终端设备RTU是安装在远程现场的设备。其作用是采集数据，传输信息，数据处理，人机联系。2、电能量远程终端3、安全防护设备4、电网调度数据网络接入设备5、专用GPS卫星授时时钟3、监控系统：监控系统应跟随变电站自动化技术的发展，适应南方电网220500kV变电站建设、运行的需要，遵循安全可靠、技术适度超前、经济合理、符合国情的原则，采用开放性，可扩充性，抗干扰性强的、有运行业绩的成熟可靠产品,，满足电力调度自动化系统总体规划的要求，并充分考虑和满足变电站集中控制、无人值班的运行需求。（1）、监控系统的作用a) 提高变电站安全生产水平和运行的可靠性，使系统维护简单、方便，降低运行人员的劳动强度，提高生产效率；b) 简化变电站二次设备间的互连线，节约二次设备投资，实现资源共享；c) 减少变电站占地面积和建筑面积，降低工程造价；d) 监控系统的设计和建设除执行本规定外，还应执行国家、电力行业现行的有关标准、规范和规程。如本规范中的条款与相应标准不一致时，则执行较高标准的技术要求。(2)、监控系统的系统结构监控系统向上作为调度和集控中心的远方终端，同时又相对独立，站内自成系统，按实现方式分两大类：采用传统模拟技术采集信号的变电站计算机监控系统和采用光学技术采集信号的数字化变电站监控系统，总体结构分为站控层和间隔层两部分，层与层之间应相对独立。采用分层、分布、开放式网络系统实现各设备间连接，系统中任一装置故障或退出都不应影响系统其它部分的正常运行。站控层由计算机网络连接的系统主机及操作员站和各工作站等设备构成，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并可与调度中心和集控站通信。站控层的设备宜集中布置。5.1.3间隔层由计算机网络连接的若干监控子系统组成，包含严格按间隔进行配置测控单元、间隔层网络和各种网络、通信接口设备等，完成面向单元设备的监测控制等功能，在站控层失效的情况下，间隔层设备仍能独立完成本间隔的就地监控功能。 （3）、监控系统的网络结构网络拓扑结构可采用星型、环形或几种相结合的方式。站控层设备应采用基于TCP/IP或UDP/IP协议的双以太网方式组网，传输速率不小于100Mbps，并应具有良好的开放性，以满足与电力系统专用网络连接及变电站容量扩充等要求。间隔层设备应采用基于TCP/IP或UDP/IP协议（禁止相同数据多次广播方式）的以太网方式组网，传输速率为自适应10/100Mbps，500kV变电站每一继保小室可再设一子网。站控层和间隔层可同一网段，均应采用双重化监控网络，网络设备按双重化配置，双网按热备用方式运行，优先采用通信效率高、可靠性好的信息交换技术，如：负载自动平衡式的双网均流技术等。站控层网络与间隔层网络的连接点优先采用网络交换式连接方式。保护和故障信息系统宜独立组网。 继保小室与控制室的网络通讯应采用光纤网络联接。（4）、监控系统的控制与操作监控系统具备计算机遥控操作和手动应急控制两种控制方式控制范围：对所有具备电动操作的开关（断路器）、隔离开关、接地刀闸、主变有载调压开关、无功功率补偿装置、交直流站用电及其辅助设备等实现控制。控制方式：可采用点对点的单对象控制和特定逻辑的批量顺序控制，同时，控制方式还应具备手动应急控制功能，当站控层设备停运时，应能在间隔层对断路器进行手动控制，手动控制控制应具备同期闭锁和强制解锁功能；手动控制应包括下列各级控制，控制级别由低至高的顺序为：A)调度/集控远方控制：各级调度中心远方控制（或集控中心远方控制）；B)站控层当地控制：变电站的监控系统后台控制；C)间隔层应急控制：间隔层测控屏上的手动开关对断路器进行一对一控制；D)设备层就地控制：配电装置处的就地手动开关一对一控制。间隔层测控装置间应具备直接通信功能，以实现跨间隔的防误闭锁功能，且不依赖于站控层设备。测控装置闭锁逻辑所需的信号应能由相关测控装置准确快速提供，并充分考虑通信中断及逻辑关联测控装置检修时防误功能的安全实现。（5）、监控系统的同步对时时钟同步系统设置两套冗余主时钟（双天线），对站内各设备进行时钟同步校正。时钟同步系统的标准时钟信号采用GPS为标准时钟源，其中一台必须为北斗卫星时钟系统。标准时间同步钟本体内部具备时间保持单元，当接收到外部时间基准信号时，主时钟被外部基准信号同步；当接收不到外部时间基准信号时，保持一定的走时准确度，使输出的时间同步信号仍能保证一定的准确度。（6）、监控系统的人机界面变电所计算机监控系统能通过各工作站为运行人员提供灵活方便的人机联系手段，实现全变电站的监测和控制。人机界面的所有交互式操作通过显示器、键盘和鼠标进行。界面应采用面向对象技术，具备图、模、库一体化技术，生成单线图的同时，自动建立网络模型和网络库。具备全图形人机界面，画面可以显示来自不同分布节点的数据，所有应用均采用统一的人机界面，显示和操作手段统一。（7）、监控系统站控层硬件站控层设备包括主机、操作员工作站、远动通信装置、故障及信息系统子站、微机五防工作站、卫星同步对时系统、打印设备、不间断电源、以及其它智能接口设备等。监控系统主机 ：具有主处理器及服务器的功能，为站控层数据收集、处理、存储及发送的中心，管理和显示有关的运行信息，供运行人员对变电站的运行情况进行监视和控制，间隔层设备工作方式的选择，实现各种工况下的操作闭锁逻辑等。应采用两台主机互为热备的工作方式，设备的选择和主要技术性能应满足变电站（终期规模）运行监视、控制的实时性、可靠性要求以及监控系统运行周期内计算机设备及配件的可维护要求。（8）、监控系统的软件结构监控系统软件由系统软件、应用软件组成，采用模块化结构，以便于修改维护。其中系统软件包括操作系统软件和数据库相关软件等。监控系统的操作系统软件操作系统软件是负责对计算机硬件直接控制及管理的系统软件，应包括系统生成包、编译系统、诊断系统和各种软件维护工具；应具有系统生成功能，使其能适应监控系统硬件的变化；应能支持用户开发的软件；能有效的管理各种外部设备，外部设备的故障不应导致监控系统的崩溃。操作系统软件采用国际通用的、成熟的实时多任务操作系统。500kV变电站监控系统主机/操作员站的操作系统采用符合POSIX和OSF标准的UNIX和LIUNX操作系统，其它工作站可选用符合POSIX和OSF标准的Windows 系列操作系统；220kV变电站监控系统的操作系统采用符合POSIX和OSF标准的UNIX和LIUNX操作系统，也可选用符合POSIX和OSF标准的Windows 系列操作系统。（9）、监控单元的自检功能监控单元应具有对本身的硬件和软件故障进行自检和故障告警功能。测控单元能通过编程口对本身的硬件和软件故障进行诊断。测控单元能通过编程口对参数进行设置和修改，并能记录相关信息。测控单元具有硬件和软件故障告警功能。测控单元能对电源和通信故障进行诊断告警。对间隔层设备的在线诊断应至电路板级。4、数据采集和处理监控系统应能实现数据采集和处理功能，其数据采集范围必须满足现地和远方集控中心对电网运行监视、控制的需求，监控系统数据一般分为模拟量、开关量、电能量以及其它装置的运行数据等。数据处理数据处理应包含以下内容：1) 模拟量输入信号处理应包括数据有效性、正确性判别、越限判断及越限报警、数字滤波、误差补偿、工程单位变换、信号抗干扰等功能；2) 开关量输入信号处理应包括光电隔离、接点防抖动处理、硬件及软件滤波、基准时间补偿、数据有效性、正确性判别等功能；3) 事件顺序应记录需远传的各种重要事件的动作顺序、事件发生的时间4) 通信数据：其他智能装置的数据通过通信方式进入站控层，经统一处理后进入数据库。监控系统信息采集范围1遥信部分1.1线路（旁路）单元1 断路器位置信号2 隔离开关位置信号3 手车开关位置信号4 断路器操作机构异常信号5 断路器控制回路断线信号6 主保护动作信号7 后备保护动作信号8 保护、重合闸异常信号9 高频保护通道故障信号10 光纤保护通道故障信号11 保护装置异常信号12 重合闸动作信号13 断路器三相位置不一致14 交流回路断线信号15 SF6气压低1、 SF6低压闭锁2、 油泵频繁启动（越限报警）1.2 主变压器单元1、各侧断路器位置信号2、各侧隔离开关位置信号（含中性点地刀）3、有载调压开关位置信号4、各侧断路器操作机构异常信号5、冷却系统异常信号6、冷却器全停信号7、控制回路断线信号8、主变油位及压力异常信号9、消弧线圈异常信号10、油、绕组温度高信号11、交流回路断线信号12、主保护动作信号13、后备保护动作信号14、保护装置异常信号15、过负荷信号16、轻瓦斯动信号17、调压装置异常信号18、SF6气压低19、SF6低压闭锁20、油泵频繁启动（越限报警）21、防爆信号22、辅助冷却器投入信号1.3 母线单元1、断路器位置信号2、隔离开关位置信号3、母线保护动作信号4、控制回路断线信号5、保护装置异常信号6、断路器操作机构异常信号7、母线保护动作信号8、交流回路断线信号9、SF6气压低10、SF6低压闭锁11、油泵频繁启动（越限报警）1.4电容器单元1、 断路器位置信号2、 电容器保护动作信号3、 保护装置异常信号4、 交流回路断线信号5、 控制回路断线信号6、 差动信号7、 SF6气压低1.5中央信号单元1、 事故总信号2、 预告总信号3、 直流接地信号4、 直流系统异常信号5、 10千伏、35千伏系统接地信号6、 控制电源消失信号7、 PT二次回路异常信号（含电能表）8、 故障录波器动作信号9、 故障录波器异常信号10、 低周减载装置动作信号11、 低周减载装置异常信号12、 安稳装置异常信号13、 装置动作信号14、 备自投装置动作信号15、 备自投装置异常信号16、 站用电系统异常信号17、 硅整流器故障1.6其它采集信号1、 消防及安全防护装置动作信号2、 远动、通讯端异常信号3、 站端监控系统工况4、 防误闭锁系统异常信号5、 各单元的远方/就地遥控信号6、 站端远方/就地权限信号7、 消防报警信号8、 防盗报警信号9、 GIS设备的有关信号10、 通信机房环境监控的有关信号2遥测量1、 220kV、110kV线路有功、无功、电流2、 35kV线路有功、无功、电流；10kV线路电流3、 220kV、110kV母线三相电压4、 35kV、10kV母线线电压Uab或相电压Uan、Ubn、Ucn5、 分段、母联电流，旁路有功、无功、电流6、 电容器三相电流、无功7、 主变各侧有功、无功、电流8、 直流电压9、 变压器温度10、 站用变低压侧三相电压11、 电能量3 遥控1、 断路器、隔离开关、接地刀闸2、 主变中性点接地刀闸3、 GIS设备隔离开关4、 收发讯信号复归5、 接地信号复归6、 220kV、110 kV隔离开关（新建站）7、 故障录波器复归8、 无功补偿装置投切9、 保护和自动装置投切10、 远方修改保护定值11、 变压器分接开关（为备用调压措施）12、 消弧线圈分接开关4遥视变电站环境监控（安防、火警等）5、安全知识电力安全操作规程是规范电工作业的一个标准，按照此标准进行的作业可以有效保护人身、设备的安全。近些年电力安全规程不断的修改，也是不断的完善过程。在电网公司的警示牌的颜色所代表的含义：红色：禁止，停止黄色：注意，警告蓝色：指令，必须遵守绿色：通行，安全，提供信息6、 继电保护继电保护技术是一个完整的体系，它主要包括电力系统故障分析、各种继电保护原理及实现方法、继电保护的设计、继电保护运行及维护等技术。继电保护装置：是完成继电保护功能的核心，它能反应电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。 继电保护四性 1、选择性；缩小故障的影响范围，减小停电损失 2、速动性； 减少用户在低电压下的工作时间。 保护故障设备。 切除故障太慢，可能扩大故障影响范围。 可以提高系统并列运行的稳定性。 3、灵敏性；指在最不利的条件下，保护装置对故障的反应能力。 指标：灵敏系数 Ksen ， Ksen 灵敏度越高，灵敏性越好。 4、可靠性。保护装置在不应该动作时，不误动安全性，保护装置在应该动作时，不拒动可依赖性。继电保护的配置原则超高压（220kV及以上），双重化配置，近后备+断路器失灵。高压（220kV以下），主、备独立，远后备。主保护是满足系统稳定和设备安全要求，能以最快速度有选择性地切除被保护设备和线路故障的保护。后备保护是主保护或断路器拒动时，用来切除故障的保护。远后备保护是当主保护或断路器拒动时，由相邻电力设备或线路的保护来实现的后备保护。近后备保护当主保护拒动时，由本电力设备或线路的另一套保护来实现的后备保护。当断路器拒动时，由断路器失灵保护来实现后备保护。辅助保护是为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而增设的简单保护。异常运行的保护是反应被保护电力设备或线路异常运行状态的保护。 7、 变电运行知识和变电设备知识高压断路器按灭弧介质分为油断路器、空气断路器、真空断路器、六氟化硫断路器等。保山变电站所用的高压断路器是六氟化硫断路器。高压断路器不仅可以切断和接通正常情况下高压电路中的空载电流和负荷电流，还可以在系统发生故障时与保护装置及自动装置配合，迅速切断故障电流，防止事故扩大，保证系统安全运行。隔离开关的主要作用是隔离有电和无电部分，形成明显的断开点以保证工作人员和设备的安全。互感器是按比例变换电压或电流的设备。其功能主要是将高电压或大电流按比例变换成标准低电压（100V）或标准小电流（5A或10A，均指额定值），以便实现测量仪表、保护设备及自动控制设备的标准化、小型化。变电站将互感器测量所得数据传送到主控室内，以便进行检测和调度。另外还有避雷针，避雷器，驱鸟器等。讲解了一些知识后，我们就参观了变电站，认识各种设备及功能。这个参观包括2个部分。A、 主控室主控室包括微机监控系统、电力系统通信系统、变电站管理系统。主控室里整齐的摆放着一排排封装在箱子里的二次设备。在主控室里对整个变电站的运行进行监视，通过计算机技术对故障进行预警、分析、排除，控制及安全操作闭锁，显示和制表打印，时间顺序记录，事故追忆，信息的远传，运行、操作、事故处理指导，人机联系，运行的技术管理，自诊断、自恢复和自动切换。 站长向我们介绍到整个主控室每天只有五个人在值班，可以说，区域控制中心的建设实施实现了减人增效、提高操作效率、降低运行维护成本等等方面的经济效益。从远期效益和电网发展来看，随着接入的变电站不断增多，按照无人值班模式设计的变电站在降低工程投资和运行维护成本以及缩短建设工期方面所带来的经济效益将更加显著。在主控室是严禁携带电子设备，以防止里面的电子设备的运行出错导致给公司带来很大损失。B、室外设备我们参观完主控室之后，外面还在下着小雨，我们就在等着雨停了在出去参观，以保证我们的生命安全。保山变电站的变压器是带几排风扇的高大的，我以前没有见过这种的变压器，电力系统中的主要作用是变换电压，以利于功率的传输，电压经变压器升压后，可以减少线路损耗，提高送电的经济性，达到远距离送电的目的。变压器将电压变换到110kv，甚至是220kv，经过高压输电线路输送出去。变压器那几排风扇是散热之用。之后看了隔离开关，互感器，母线，高压断路器等。我站在那些线路下面，感觉身体像带电了一样，就问了老师，他们解释是因为高压感应带电。感觉有点好玩。变电自动化站（Substation Automation）是指将二次设备(包括控制、保护、测量、信号、自动装置和远动装置)利用微机技术经过功能的重新组合和优化设计，对变电站执行自动监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统，它是自动化和计算机、通信技术在变电站领域的综合应用。它具备统一规划、整体管理、功能综合化（其综合程度可以因不同的技术而异），系统构成数字（微机）化及模块化，操作监视屏幕化，运行管理智能化等特征。四、心得体会在这一个月中，我学会了很多书上没有的知识。在这次的实习生活中，我受益匪浅，首先，在专业方面，我学到了发电、输电、配电、用电等理论知识，还对电力系统有了一个总体认识，更加提高了电力系统及其自动化专业方面的素质。对于自己以前在大学里所学的理论知识也做了正确的认识，我们在学校所学的知识是很有限的，自己能够熟练掌握的知识也很少。这也是一个磨砺的过程。大学是一个小社会，步入大学就等于步入半个社会。我们不再是象牙塔里不能受风吹雨打的花朵，通过社会实践的磨练，我们深深地认识到社会实践是一笔财富。社会是一所更能锻炼人的综合性大学，只有正确的引导我们深入社会，了解社会，服务于社会，投身到社会实践中去，才能使我们发现自身的不足，为今后走出校门，踏进社会创造良好的条件；才能使我们学有所用，在实践中成才，在服务中成长，并有效的为社会服务，体现大学生的自身价值。今后的工作中，是在过