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110kV变电站综自系统存在的问题及改进措施
《电工技术》
编辑/作者：
发布时间：
何 滔，涂祖蕾
（云南能源职业技术学院，云南 曲靖& 655001）
[摘要]& 介绍综合自动化系统（简称综自系统）在某110kV变电站的应用情况，分析应用中存在的问题并提出相应的改进措施，改进后系统运行良好。
关键词& 110kV 变电站 综合自动化 监控 远动 规约
某市城区电网主要由 220kV变电站、 110kV变电站和 35kV变电站构成，共装设6台主变，总容量为153 000kVA，一期运行4台主变，总容量为81 500kVA。其中，110kV甲变电站距市中心1.5km，110kV电源（双回）取自 220kV变电站，主变容量为2&31 500kVA，一期投运31 500kVA，110kV出线5回，35kV出线10回（已投运2回）。
该110kV变电站是某市供电公司较早的一个综自变电站，设备的型号杂、生产厂家多、运行时间长，保护装置硬件陈旧，维护工作量大、故障率高，且设备部分配件已不再生产，使得日常提倡的安全可靠运行、无人值守仅成为口号，故亟需改进。
1 存在问题及分析
虽然一期改造工程对该变电站主要线路及综自系统进行了一定的改造，但因投入有限，改造进行得不彻底，主要存在以下问题。
1.1 后台监控系统界面问题
当系统发生故障或异常时，后台监控系统会出现上百条相关信息，无法一一读取分析；此外，监控界面中的分闸、合闸两个相互制约开关量的显示冗余，严重影响对故障性质的迅速、准确判断和及时处理。
1.2 预告音响和事故信号问题
后台监控系统控制着保护监控系统的预告音响和事故信号，当后台监控机因故不能工作时，预告音响和事故信号就不能发出，影响事故的处理。曾出现过值班人员不知道已发生开关事故跳闸并烧毁TV的情况。
此外，用于实现远动功能的RTU 装置在发生故障时，后台监控系统的显示内容仍是故障前的信息，经查是由于变电站中无RTU通信中断信号。若此时发生保护故障或 RTU死机，则无法及时发现，且后台监控也无告警信号，这将严重影响事故的进一步处理。
1.3 远动信息发送问题
后台监控系统能将远动信息发送至调度主站，若监控系统发生故障，发送至调度主站的远动信息就会中断，这将无法上传保护定值、主变档位等信息，也不能正确接收和处理来自调度主站的修改定值、主变调档、开关遥控等操作，不利于远程控制。
1.4 不具备故障录波装置
故障录波装置的作用是记录故障跳闸前后10s各种电气量的变化情况，是综自系统的必备设备。但该变电站的监控系统中却无故障录波装置。
1.5 电量处理问题
原后台监控系统的电量采集器只能采集一种类型的表，一期改进后采集表的类型增多，但因后台监控系统不能解开采集器传来的不同类型表记，使得电量的处理变得不完善。
1.6 规约问题
监控系统能否正常运行关键在于网络通信质量，而其所出问题几乎都是由综合自动化系统内部产品各异，相互间通信不畅所致，但一般可归结为规约问题。尽管规约可由各厂家商定统一，但规约中仅有一部分内容属于自定义范畴，在调试过程中，经常出现调试不通、不全或解不开数据等问题。规约问题成为所有综自变电站面临的最大问题。
2 改进措施
2.1合理选择变电站综自系统运行模式
（1）分散安装。就地安装10~35kV馈线保护，通过现场总线与保护管理机进行通信，节约控制电缆。
（2）集中组屏。电压无功综合控制装置、备用电源自投控制装置、高压线路保护、变压器等集中组屏，并通过现场总线与保护管理机通信，保护屏置于控制室内，让重要保护装置处于较好的工作环境，提高装置可靠性。
2.2 增强抗干扰措施
变电站部分电缆仍是铝芯的，需对全站控制电缆进行更换。
（1）屏蔽干扰信号。在综自屏下敷设100mm2接地铜排，沿屏环绕一周，从而形成一个等电位面，若条件允许，还应在全站主电缆沟两边敷设100mm2铜排，以增强屏蔽；用40mm2的多股铜线将控制室各综自屏的屏内接地小铜排与电缆接地铜排相连，以屏蔽各种可能的干扰。
（2）隔离模拟量、开关量。采取由隔离变压器的输出端直接向计算机供电的方式，并采用双屏蔽技术（一次屏蔽层接中线，隔离来自站用变或电网的干扰；二次屏蔽层与微机或机柜共地）；通过光电耦合隔离或继电器触点隔离实现开关量隔离[1]。
（3）减少强电回路的感应耦合。从高压设备引出到微机保护、微机监控的电流互感器、电压互感器二次交流回路电缆要最大限度地靠近接地体，以减少进入这些回路的高频瞬变漏磁通；为避免电流互感器回路的相线出现环路，3根相线应与中性线在同一根电缆内；控制电缆尽可能远离高压母线和暂态电流（避雷器和避雷针的接地点、电容式电压互感器、藕合电容器中电流）的入地点，以减少平行长度[1]。
（4）在模拟量输入回路安装滤波器。
2.3 严格执行统一的传输规约及传输网络
&& &变电站与远方调度的传输协议采用101规约，为其间的信息传输制定标准；变电站综自系统站内协议采用103规约，为继电保护、隔离层设备与变电层设备间的数据通信制定标准。
2.4 联合设备生产厂家共同处理
后台监控系统的界面问题、监控系统保护的事故与预告信号问题、远动数据发送问题等应联合设备生产厂家共同处理。
（1）完善软件。
（2）将监控系统保护的事故与预告音响信号独立出来，使其不受后台监控系统控制。
（3）改由监控系统、保护系统的通信单元向调度中心发送远动信息，调度中心和监控系统在此方面相互独立、互补影响。
（4）在监控系统中安装故障录波装置。
（5）增强电量的处理能力，采集器配置各种类型的表记，并能解开不同规约类型的表记数据。
2.5 加强管理并提高技术人员素质
（1）规范综自工作的现场管理与作业行为，编制现场作业指导书，加强信息管理；提高设备巡视质量，确保设备正常运行，定期检查、维护断路器，及时准确记录运行工况，一旦发现缺陷必须及时汇报处理；做好综自系统工程的施工、投产、试验、验收等相关资料的整理、收集、保存工作，为设备的安全稳定运行提供可靠保障[2]。
（2）建立长期有效的沟通交流机制，积极参与行业内各类技术交流活动，弥补实际工作中的不足，全面提高变电站综自系统的管理水平。
3 运行效果
改造后的半年时间内，综自系统运行工况良好，具体表现为：
（1）采用微机保护大幅提高了事故告警、事故跳闸的准确率，可达98%以上，基本未曾发生误动、拒动情况。
（2）站内所有预告和故障信号均采用语音信号取代声光信号告警，提高了告警的及时性和准确性，避免了告警信息的漏失和误判。
（3）综自系统完全取代了各类记录、曲线、报表的人工工作，提高了变电站运行分析方面的工作效率，给运行管理工作带来极大的便利。
（4）五防闭锁系统由电磁型更换为微机型，在软件上进行了操作的授权限制，严格了闭锁，杜绝了因闭锁失灵而导致的各类事故，提高了常规操作的安全性和准确性。
综上，经改造该110kV变电站运行的安全性、可靠性得到了根本性地改善，提升了设备档次，把风险控制在源头，实现了预期改造目标[4]。
[1]张全元.变电站综合自动化现场技术问答[M].北京:中国电力出版社,2008
[2]杜荣君.中国电力出版社,2010
[3]吴家庆.110kV龙甫变电站综合自动化系统设计[D].广州:华南理工大学,2007
[4]杨保华,张捷,苑红霞.太原供电公司变电站综合自动化运行情况分析[J].电力学报,):105,106,109
关键词： 110kV，变电站，综合自动化，监控，远动，规约
来源：《电工技术》2013年5月刊
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原创：探讨变电站综合自动化系统现场调试常见问题
&　　摘 要: 随着计算机和自动化事业的飞速发展，电力系统自动化技术的应用已普及到所有变电站。本文从前期准备阶段到调试阶段接着到试运行阶段分析了现场调试中常见问题的解决措施。 中国论文网 /2/view-591602.htm　　 　　关键词: 综合自动化；变电站现场调试；问题的解决方法 　　 　　 目前变电站综合自动化得到了迅速的发展，尤其是随着电力系统“达标创一流”的实施，全国已经有许多变电站实现了综合自动化，其中一些220kV变电站、110kV变电站的设备已经具备了无人值守的条件。某供电公司所属220kV变电站将全面进行综合自动化改造，本文就综合 自动化系统现场调试的经验， 提出了现场调试步骤及注意事项。 　　1 前期准备阶段 　　 调试前期准备阶段应对整个站二次综合自动化系统、设备进行全面了解，包括综合自动化装置的安装方式、控制保护屏、公用屏、电度表屏、交流屏、直流屏的数量和主要功能、一次主接线、各间隔实际位置及运行状态。同时进行二次设备外观检查，主要内容有装置外观是否损坏，屏内元件是否完好，接线有无折断、脱落等；检查各屏电源接法是否准确无误，无误后对装置逐一上电，注意观察装置反应是否正确，根据软件组态查看、设置装置地址；连好各设备之间通讯线，调试至所有装置通讯正常，在后台机可观察装置上送数据。 　　2 调试阶段 　　 调试阶段包括一次、二次系统的电缆连接、保护、监控等功能的全面校验和调试。 　　2.1 开关控制回路调试 　　 检查开关储能电源和合闸电源保险是否合上，以免合闸时烧毁合闸线圈。合上装置电源开关和控制回路开关， 手动逐一分合断路器， 检查控制回路、断路器位置指示灯颜色是否正确( 合上断路器后为 红色，跳开断路器后为绿色)，反应是否正常。如发现控制断路器位置指示灯熄灭或红绿灯全亮， 要立即断开控制直流电源， 查找原因。注意如果装置跳合闸保持回路需要与断路器操动机构跳合闸电流配 合时，继电器保持电流是否与断路器控制回路实际电流值匹配，如果不匹配，当继电器保持电流比实际电流小时，将烧毁跳合闸保持继电器；当比实际电流大时，跳合闸不可靠或跳合不成功。 　　2.2断路器信号和操动机构信号在后台机上显示 　　 ( 1 ) 关于弹簧操动机构，检验弹簧未储能信号及报警音响是否正确。弹簧未储能信号应接在装置的正确位置，且要求在未储能时， 接点闭合用以闭锁线路重合闸，同时电铃响。若正确，断路器合上后装 　　置面板应有重合闸充电标志显示。 　　 ( 2 )关于液压操动机构，检验压力信号是否齐全，后台机SOE事件名称、时间显示是否正确，音响报警应正确( 电铃响) 。 　　 (3)关于开关气体压力信号，应在后台机上正确显示 SOE事件名称、时间，音响报警正确(电铃响) 。 　　2.3 开关量状态在后台机上显示 　　 逐一拉合一次侧断路器、刀闸，查看后台机SOE事件名称、时间是否正确，断路器、刀闸状态显示是否正确。若状态与实际相反，必是断路器、刀闸辅助触点常开、常闭接反。此时，可通过更改电缆接 　　线或后台机遥信量组态改正，修改后台机遥信量特性组态“常开”为“常闭”时，在调度端也应做相应的改动。 　　2.4 主变压器本体信号检查 　　 (1) 主变压器本体瓦斯、温度、压力等信号在后台机上显示的SOE事件名称、时间是否正确；重瓦斯信号、压力信号应响电笛并跳主变各侧断路器，轻瓦斯、温度高信号应响电铃。 　　 (2) 查主变压器分接头档位和调节分接头过程在后台机显示是否正确。 　　 (3) 查变压器温度在后台机显示是否正确。一般主变压器测温电阻应有3根出线，一根接测温电阻一端，另两根共同接测温电阻另一端，用以补偿从主变压器到主控室电缆本身的电阻，提高测温的精度。在测温装置上也应按此方式连接，否则测出的温度不准，接错时是个死值。 　　2.5 二次交流部分检查 　　 (1) 用升流器在一次侧对 A、B、C三相分别加单相电流， 对二次电流同路进行完整性检查。不应开路或串到其他回路，有效值、相别应正确。在装置面板查看保护电流回路数值、相别和测量回路电流 　　数值、相别；在电度表屏用钳型表测量电流，最后在后台机查看电流显示。 　　 (2) 用升压器在一次侧对 A、B、c三相分别加单相或用调压器在 TV二次侧 A、B、C三相分别加单相电压57V。注意观察该母线段所有保护、测量、计量电压回路应都有电压，其他母线段设备无电压，相别反映正确。用万用表量电度表屏电压，查看装置面板、后台机电压显示值是否正确。加三相电压，用相序表测计度、测量、保护电压相序。启动切换功能，本电压等级一、二段母线均应有正确电压显 　　示，而其他母线段二次侧无电压。 　　2.6 其他需要微机监控部分的调试 　　 (1) 直流系统保护功能的调试。检验保护装置精度及传动断路器， 在后台机上应报保护动作信息、开关变位信息和显示动作时刻数据。若装置带同期功能时，应找准线路侧电压和母线侧电压基准点，即当同期电压取相电压或线电压时线路侧与母线侧或端(当TV的B相接地时) 短接。 　　 (2) 监控部分功能的调试。检查后台遥控断路器、主变压器分接头、电动刀闸应正确无误。若遥控断路器不成功，主要有如下原因： 测控装置或控制回路未上电；直流屏合闸电源未合或一次开关处合闸 保险未给上；测控装置未接通； 装置远方/就地切换开关在就地位置；装置末采到远方/就地切换开关位置；断路器位置不能在后台机上正确显示；控制回路接线不正确。按最终完整一次系统图纸做好监控一 次系统图，详细核对开关、刀闸编号，TV和 TA变比。将模拟量、脉冲量系数设置正确。系统图、网络图、棒图、实时报表、历史报表等图表应按要求进行设计、组态，做到完整准确。 　　 (3) 打印功能的调试。要求打印机设置正确，打印图形、报表完整美观，大小合适。自动打印功能(告警信息自动打印、保护信息自动打印和日报表、月报表的自动打印) 及时准确，完整美观；手动打印功能(保护动作数据的打印。保护定值的打印，系统图、网络图、棒图、曲线、实时报表、历史报表的打印) 完整美观，符合运行管理要求。 　　 (4) 声音报警功能。对断路器、刀闸等开关量加声音报警功能； 对保护动作信息加声音报警功能。与智能直流屏、智能 电度表、 GPS、五防等装置的通讯应正确。 　　 (5) 远动功能的调试。以国内目前应用较多的电力企业DL451―1991《循环式远动规约》为例说明调试过程及注意事项。投运远动首先要和调度端协调以下技术内容：通道为模拟方式或数字方式，通讯方式为同步或异步；准确的通讯速率，如通道为模拟方式，调制解调器中心频率；调度端站址和本站站址；帧功能码(一般按《循环式远动规约》即可)；调度端遥控序号为10进制或16进制；遥测量数量、 顺序及名称。频率数据采用格式( 普通模拟量或 BCD码)；遥信量数量、顺序及名称：遥控量数量、顺序及名称；电度量数量、顺序及名称；向调度端提供遥测、遥信、遥控、遥脉信息表。以上各项协调内容应与调度端完全一致，否则数据传送有误，严重时就不能进行通讯。在调试过程中，对变电所上行信息和下行信息分别进行调试。上行信息包括调度端反映遥信量应正确，SOE量、遥信变位能正确捕捉。模拟量反映正确，电度量正确。下行信息有调度端遥控断路器、刀闸正确，遥调主变档位正确，需要调度端校时，校时正确。
　　 调试的最后阶段是对整个系统进行以下完善工作：①系统的防雷抗干扰处理。通讯线屏蔽层可靠接地；各通讯端口可靠保护；交流电源接地正确。②屏上各标签框完整准确。任一元件应有明显标识： 控制保护屏上压板、开关、指示灯及装置名称标签框；控制保护屏后C45N开关标签；电度表屏上标签框；交流屏上开关标签框；直流屏上开关标签框；各屏后端子排接单位做标识；在计算机通讯线的插头上做标识标明用途。 　　3 试运行阶段 　　3.1 差动保护极性校验 　　 主变压器带一定负荷之后，才能判断出主变压器差动极性。在监控后台机上，调主(差动) 保护装置采样值，将能看到某一时刻主变电流采样数据。可参看采样数据中的差流相数据的大小判断差动极性， 也可通过对各相电流的波形分析差动极性。正常状态下，对于两圈变压器在同一时刻，主变压器高低压侧A―a，B―b，C―c相电流波形应正好相反，即高侧为正半波数据，低侧应为负半波数据，且最值相加应得零。对于三圈变压器，送电侧各相电流波形与受电侧各相波形相反，且最值相加得零。 　　3.2 带方向保护的方向校验 　　 线路带一定负荷之后，在后台机上调采样值，通过观察同一时刻下电压与同相电流之间的电流数据进行分析。例如：线路输送功率为从变电站向线路送电， 则A相电压正半波最大值应超前A相电流正 半波最大值一定角度(最大不超过) ，即同半波数据内电流最大值落后电压最大值几个采样点，否则线路保护方向错误。根据装置采样频率可算出两点之间角度，如12点采样，则两点之间为360/1 2= 30， 同理，可校验B、C两相。 　　 (1) 后台机显示电压、电流是否准确。显示不正确， 应看后台机TA变比设置是否正确，再查看二次接线是否有误，TA是否被封死。 　　 (2) 后台机显示线路、主变各侧功率是否准确，功率方向应沿袭保护方向规定，即接功率流人母线为负，流出母线为正，这样也可保证保护方向基本正确。看后台机中TA、TV变比是否正确设置，TA同 　　路接线是否正确，TV是否被封死。采用功率计算公式初步计算功率是否与显示一致。如不一致，则用相序表测装置电压相序是否正确， 如电压相序正确，则某相电流相序或极性必不正确。此时，可在开关 　　柜端子排依次短接 A、B、C三相电流并摘掉端子排至主控室或柜上装置电流线， 在后台机上观察二相电流显示数据是否正确变化，由此可排查出开关柜端子排到主控室内电流相序。若电流相序正确， 应 查电流极性正确与否。各电压等级母线上进出有功功率应平衡： 各母线上所有受电间隔有功功率之和与送电间隔有功功率之和应相等。如不相等，可根据变电所实际运行状态判断哪个功率点功率方向不 正确，功率反的功率点将TA极性对调即可。需要注意的是主变送电侧、受电侧有功功率、无功功率不一定完全相等，由于主变传输的是视在功率，只要送电侧视在功率等于受电侧视在功率即可。 　　 (3) 后台机显示开关刀闸位置是否正确。 　　 (4) 后台电度数据是否正确。 　　 (5) 调度端显示遥测、遥信、遥脉数据是否正确。 　　4 调试收尾阶段 　　 试运行结束后，针对试运行期间反映出的问题进行消缺处理， 最后做好计算机监控软件的数据备份和变电所资料的整理交接， 至此， 综合自动化变电所的现场调试工作结束。
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