变电站综合自动化改造中的问题

1、变电站综合自动化改造中的问 题变电站综合自动化改造中的问题摘要：近年来，将变电站由常规站改为综自站渐渐成为一种趋势。 综自改造后的变电站，其运行情况越来越依赖于自动化装置的实用 性及成熟性。该文就综自改造中出现的问题做出相应分析，以寻找 解决这些问题的合理方案。关键字：综合自动化；事故信号；GPS;后台监控变电站综合自动化是指利用先进的计算机技术、现代电子技术、通 信技术和信号处理技术，实现对变电站主要设备和输、配电线路的 自动监视、测量、控制、保护以及与调度通信等综合性自动化功能 近年来，随着国民经济的快速增长，传统的变电站已经远远不能满 足现代电力系统管理模式的需求。因此，将变电站由常规站

2、改造为 综自站已渐渐成为一种趋势。但是，由于综合自动化技术尚未完全 成熟，其运行过程中难免出现一些不尽人意的地方，下面将综自改 造中经常出现的问题做一总结。1有关事故信号的问题在常规控制方式的变电站，运行中发生事故时变电站将产生事故报 警音响并经过远动设备向调度自动化系统发出事故信号，调度自动 化系统采用这个事故信号启动事故相应的处理软件（推出事故画 面、启动报警音响等）。由此可见，变电站的事故信号是一个非常 重要的信号，特别是对于无人值班的变电站，由于监控中心的运行 人员需要同时监控多个变电站的运行状态，事故信号就成为监控中 心运行人员中断其它工作转入事故处理的主要标志性的信号，非常 重要。

3、在110 kV顿岗变电站综自改造竣工验收时，验收人员在操作35kV线路时，发现在后台和地调远方控制合开关时，都会触发事故跳闸”信号。在采用常规的微机远动设备和保留控制屏的无人值班变电站中， 一般采用在控制回路中增加记忆继电器（双位置）的方法产生事故 信号，这种方法已在以前的采用 RTU进行无人值班改造工程项目 中（110 kV及以下电压变电站）应用多年，其技术依据与原控制 屏操作KK开关与实际开关位置不对应相同。110 kV顿岗变电站 事故信号生成的原理与上述方法相同。其回路为将操作回路中的KKJ继电器（双位置继电器）的合后位置结点与断路器位置信号结 点串联，形成一个电气单元的事故信号，监控系

4、统中只须将各电气 单元的事故信号进行软件或运算即可生成全站事故信号。事故信号的这种生成方法在技术上是可行的，发生上述问题的原因 在于：当后台或地调对开关进行遥合时，双位置继电器KKJ励磁,其常开接点变为合位，但由于开关位置变位太慢，DL常闭接点仍处于闭合状态，回路接通，触发事故总信号。由于这个问题是因为 开关变位太慢引起，所以就通过在测控装置中设置延时，以延长判 断时间来解决的。这种解决方法的弊端在于真正的事故发生时，会由于装置中设置的延时而不能对事故进行准确判断因为35 kV、10 kV均为储能开关，当断路器合上时，储能装置启 动，与其相连的TWJ失磁，若将TWJ的常开位置与KKJ的常开 位

5、置相连，构成生成事故总的回路，则会避免上述问题的产生。这 种解决方法可以有效的避免因为软件延时而产生的误判断。具体回 路如图1所示。I1A .图1事故信号回路图2有关GPS对时的问题随着变电站自动化水平的提高，电力系统对统一时钟的要求愈加迫 切，有了统一时钟，即可实现全站各系统在GPS时间基准下的运行监控和事故后的故障分析，也可以通过各开关动作的先后顺序来 分析事故的原因及发展过程。统一时钟是保证电力系统安全运行， 提高运行水平的一个重要措施。因此，在广东电网公司发布的广 东电网110220 kV变电站自动化系统技术规范中，明确要求 米用GPS时钟对电站装置进行校时。GPS对时一般有三种方式。

6、脉冲同步信号：装置的同步脉冲常用空接点方式输入。常用的脉冲信号有：1PPS , 1PPM , 1PPH。串行口对时方式：装置通过串行口读取同步时钟每秒一次的串行输 出的时间信息对时，串行口又分为RS232接口和RS422接口方式。IRIG-B方式对时：IRIG-B为IRIG委员会的B标准，是专为时钟的传输制定的时钟码。每秒输出一帧按秒、分、时、日期的顺序排 列的时间信息。IRIG-B信号有直流偏置（TTL）电平、1 kHz正弦 调制信号、RS422电平方式、RS232电平方式四种形式。由于变电站内往往存在不同厂家的自动化装置，其接口类型繁多， 装置数量也不等，所以在实际应用中经常遇到GPS对时

7、接口与接受对时的设备接口不能通信的问题。110 kV顿岗变电站采用的保 护测控装置为国电南自的系列产品，该产品只接受无源空接点对 时，而山东科汇科技有限公司的 GPS设备只能提供有源485 B码 对时。这就造成接口类型不统一，从而导致站内保护测控装置不能 接受GPS对时的问题。这个问题最终以GPS厂家更换通信插件，将对时接口改为空接点B码对时而得以解决。这个问题的出现，提醒了设计人员在前期订货时，应充分考虑各种设 备的接口问题。尤其是保护测控装置及其它智能装置与后台监控设备 的接口问题。因变电站综自改造多用以太网方式组网，而有些厂家的 旧设备只存在串口或 RS485接口，或者不同厂家设备进行通

8、信时， 因为规约不同而造成通信失败。这些问题都需要对所订购设备的通信 插件进行统筹考虑，或订购充分数量的规约转换器，以免类似情况再 发生。3有关监控程序稳定性的问题变电站实现综合自动化后，无论是有人值班还是无人值班，操作人员 不是在变电站内就是在主控站或调度室内， 面对显示器进行变电站的 全方位监视和操作。所以监控系统能否保持长时间稳定无故障的运 行，对提高变电站的运行管理水平和安全可靠性是非常重要的。事件：4月29日9:39，某变电站的监控后台主机 SAC1/SAC2双机 网络中断，后台监控机SAC2不能与前置机连接，值班人员重启后 台程序仍无法解决问题。经过数次重启后，在下午17:26，恢

9、复正常运行。当SAC2为主机且为前置机时，与 SAC1机无法连接，使S AC1机无法读取实时信息，但系统没有判断SAC2机异常并把SAC 1机自动切换为值班主机，所以造成监控后台SAC1机、SAC2机都 不能正常运行。值班人员对后台监控机SAC2的网卡、与交换机连接的网线、交换 机本身进行了检查，均无发现故障。后经监控系统厂家人员检查确定， 认为问题是由后台监控机 SAC2的WINDOWS操作系统程序走死引 起，网络资源不足导致后台监控机死机。找出问题后，厂家将后台监控机的监控程序版本升级， 并经系统双机 切换测试。当其中一台后台监控机网络中断或有异常时，监控系统能 将另一台备用机自动切换成主机运行。变电站实现综合自动化后，很多的运行维护工作都需要通过微机装置 来完成。但综合自动化装置的硬件更新换代非常快， 所选用的设备可 能很快就变成落后产品；监控软件有时会存在难以发现的缺陷， 以至 导致监控维护工作不能正常进行，影响了变电站的安全运转。随着综 合自动化技术的不断进步，这些问题都会逐步得到解决。这也提醒设 计人员在选择综自产品及后台监控系统时，要综合考虑多方面因素， 选出一种程序运行稳定，功能齐全，硬件配置相对超前的综自产品。4结束