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智能变电站常见问题及解决方法探讨
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无人值班变电站的故障与反思
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随着电力体制改革的进一步深化与电网的迅速发展，无人值班变电站也迅速发展以至成为当今变电站的主要模式。与此同时，作为无人值班变电站的基础，变电站综合自动化技术在电网中的作用也显得日趋重要。但由于设计、运行、维护和质量等方面的原因，综自设备引发的事故，也严重地威胁着电网的安全稳定运行，务必引起高度关注。1、几次典型故障(1) T10:15,长沙局220 kV芙蓉变电站在查找直流接地时出现110 kV 3台开关(512，514冷备用，520热备用)同时误合；T11:43，110 kV 540开关(II，IV分段开关)误跳。经调查，故障原因是综自设备运行环境温度超标，导致装置运行不稳定，误合(跳)断路器。(2) T21:09，芙蓉变电站2号主变冷却器全停启动跳三侧断路器，1，2号站用变跳闸。但长沙局无人值班监控站没有发现芙蓉变电站2号主变跳闸，1 h后，由长沙局值班调度员发现。经调查, 冷却器全停故障信号没有作为事故信号引入监控站。(3) ，220 kV芙蓉变电站1号主变三侧断路器跳闸，检查发现1号主变第5组冷却器风扇电机运行中发生对地绝缘故障，由于分段保险失配，造成1号主变冷却系统Ⅰ，Ⅱ段电源空气开关12ZK(63 A)跳开，致使1号主变冷却系统全停。由于调度自动化系统CC-2000系统前置机死机，引起通道故障，冷却器全停信号无法及时告警，致使1号主变在冷却器全停1 h后跳闸。(4) ，220 kV王家坪变电站6143刀闸非正常动作，由合位到分位，当时6143刀闸断开的是短线路小环网电流，非常侥幸没有构成相间短路的严重事件。刀闸在运行中自动断开，一般构成相间短路，烧坏设备，后果是相当严重的，尤其是母线刀闸，将构成母线故障，是严重的不安全事件。通过事故调查分析认为，6143刀闸分闸的原因是614测控单元误发指令。(5) ，野鸭坡变电站502开关因测控单元故障跳闸。(6) T10:13,110 kV会龙山变电站2号主变误跳,原因是遥控执行屏小继电器存在问题。2、事故暴露的主要问题2.1 综自设备运行温度问题按照运行规程规定，微机保护装置应在室温5～30℃下运行，超出此范围必须装设空调。而现在设计的一些室内变电站，空调一般只装设于主控室和10 kV室。对于芙蓉变电站这种采用分散分布式综合自动化系统结构的变电站，由于其数据采集、监控以及保护单元一般就地分散安装在开关柜或其他一次设备附近(芙蓉变电站高压侧断路器测控、保护装置装设在GIS室内)，在夏季高温时节，设备运行环境温度超标(芙蓉变电站GIS室在未装空调时室温超过45℃)引起故障。2.2 监控系统问题作为无人值班变电站的眼睛与耳朵,一旦监控系统出现问题，就有可能产生严重的后果。芙蓉变电站2次由于冷却器全停造成主变停运的故障，其共同点就在于都是由于监控系统未能将冷却器全停信号上传至监控中心，使故障没有及时被发现和处理。2003年的故障反映出：监控系统设计时不规范，导致主变非电量保护跳闸信号没有引入事故信号；2005年的故障反映出：CC-2000自动化系统容易引起前置机死机，导致通道故障，没有监控信号。2.3 前置机的稳定性问题在变电站综合自动化系统中, 前置机充当站内的保护、测量、控制及通信装置与变电站运行人员之间的接口,它能正确及时地转换和传输变电站的运行状态信息以及运行人员的控制命令,是整个系统正常运行的前提,地位重要。因此,可靠性是前置机的首要指标。变电站正常运行时, 站内的保护及测量等装置只是定时上送遥测、遥信报文。而这些报文处理较简单,因此在正常运行时前置机的工作负载较小,实时性的要求也相对较低,对资源的要求就比较有限。但在发生故障时,有可能会引起多个装置一起上送报文,其处理过程比较复杂,而且这些报文相对于遥测及遥信报文有较高的优先级,必须迅速、准确地将故障信息上传,这就使得前置机的工作负载较正常运行时大大加重。若是前置机负载水平不能合理平衡，就可能因过载而死机，出现类似于芙蓉变电站2005年故障的情况。同时，感染病毒、前置机维护不当也是死机的可能原因。2.4 综自设备校验问题从目前的情况来看，自动化人员对变电站内设备的维护还不到位，也没有测控装置的校验规程。一般只对继电保护及自动装置进行校验，而大多数测控装置只进行了整组传动试验，导致一些问题无法在定期校验中发现。如220 kV王家坪无人值班变电站的测控单元没有采取有效的闭锁措施的问题，野鸭坡变电站测控装置问题，会龙山变电站遥控执行屏小继电器问题等，如果对测控装置进行了详细校验，都应该可以避免。特别是现在的一些测控装置，内部可以整定所发出的开出量(跳闸量、闭锁量等)的保持时间，对这样的装置应编制校验规程，进行全面的校验，而不是只进行整组传动。2.5 时间问题在以上事故调查中发现保护系统、事件系统、录波系统时间记录不统一，对故障的分析极为不利。3、措施与建议(1) 无人值班变电站应按照国家对电子设备运行环境要求进行设计，设计时应考虑夏季高温满载的运行条件，确保电子设备的安全运行。事实证明，220 kV芙蓉变电站经过加装空调改善环境温度后，没有再发生开关误合和误跳的故障。(2) 无人值班信息必须规范，开关跳闸信号必须接入监控系统，从技术上保证无人值班变电站反映的信息让监控中心值班人员能够易发现、易判断、易处理。(3) 要重视调度自动化系统(包括变电站自动化系统)的维护工作,对系统的各项监测量和监控量进行定期检测和校核，定期检查监控系统的运行工况，做好UPS装置和GPS对时系统的维护工作，及时进行软硬件设备的升级换代和功能完善工作，确保计算机监控系统经常处于良好的运行状态。为防自动化系统的病毒感染，禁止在变电站后台机上网或装软件玩电子游戏。(4) 完善计算机监控系统控制输出软硬件闭锁逻辑功能。一是在软件方面，增加严格的控制输出闭锁，杜绝非正常情况下或非法数据引起的控制输出；二是在硬件方面，在控制输出回路增加硬件闭锁逻辑；三是在异常监视方面，增加异常数据的监视逻辑，为事故分析工作提供可靠依据。(5) 严格执行“新建变电站防误装置应优先采用单元电气闭锁回路加微机五防的方案”的规定，建议无人值班变电站应完善单元电气闭锁回路。一是实现隔离开关与断路器实现闭锁，将断路器的常闭接点接入隔离开关的操作回路;二是隔离开关与接地刀闸实现闭锁，将接地刀闸的常闭接点接入隔离开关的操作回路。已运行的变电站应逐步进行改造。(6) 要加强地区监控中心工作站的运行监控工作，对预告信号要认真分析，对严重影响运行的预告信号应做好危险点分析，对监控的设备定期进行巡检，及时发现设备异常状态。(7) 变电站自动化系统(包括测控单元、遥控继电器及相关二次回路)必须制定检验规程，明确检验项目、周期、责任部门，加强定期检验和技术监督。(8) 加强电网现有设备时钟系统的运行维护和对时管理,制定相关制度,将相关二次系统时钟同步情况纳入设备的日常巡视范围，发现问题及时处理，保证系统时钟不出现明显偏差,确保电网故障后相关系统提供的分析数据时序正确。
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VIP公司推荐GPS对时网络在变电站中的工程实践--《第三届浙江中西部科技论坛论文集（第四卷 电力分卷）》2006年
GPS对时网络在变电站中的工程实践
【摘要】：通过对电力系统中由于时间基准的不统一,而存在的各种问题的分析,阐述了在电力系统中应用GPS对时的必要性。并结合地区电网实际,提出了实际工程申GPS对时网络的具体实现。同时分析了对时网络在变电站中应用还存在的一些问题。
【作者单位】：
【关键词】：
【分类号】：TM76;P228.4【正文快照】：
O引言 “GPS”是美国导航卫星“全球定位系统”英文名称的缩写，是一个全新体制的全球导航定位定 时系统，是可供全球共享的应用价值很高的空间信息资源。GPS系统由空间部分(24颗卫星)、地面 测控部分和用户设备三大部分组成。作为其核心部分，星载钟和地面测控标准均由原子
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对变电站自动化改造方案的思考
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&0 引言&&& 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。&&& 1 自动化改造的原则　&&& 将一次设备在线监测系统与变电站自动化系统集成，可以提高高压电气设备的运行可靠性，且有望实现真正意义上的变电站无人值班；继续提高二次设备的智能化水平，引入PLC技术，实现变电站从多人值班到少人值班、从少人值班到无人值班有人巡视的平稳过渡；引入先进的WEBServer技术和防火墙技术，使运行管理人员可通过Internet/Intranet实现远程访问和维护；结合通信工程，综合考虑变电站的调度通道问题。&&& 2 变电站自动化改造方案&&& 2.1 RTU兼做监控系统控制、测量模块方案 该方案是在保留原远动装置基础上进行的升级、扩容改造。系统一般采用双机冗余模式，分为站级层和间隔层2层。系统以微机监控系统为核心，与站级层构成双主机冗余备份系统，间隔层按功能单元划分，综合遥测、遥信、遥控、遥调、通讯于一体。&&& 2.2 全监控方案 该方案采用RCS－9000型分层布置方式，变电站保护和测控既相对独立，又相互融合。保护装置工作不受测控和外部通信的影响，确保保护的安全性和可靠性；同时可以实现信息共享，为变电站综合自动化提供了完整的解决方案。该系统可分为以下3层。&&& 2.2.1 变电站层　采用分布式系统结构，由就地监控、远动、“五防”主站组成。就地监控及远动均采用双机备用，增加可靠性。该层为变电值班人员、调度运行人员提供变电站监视、控制和管理功能。&&& 2.2.2 通信层　支持全以太网双网结构。双网采用均衡流量管理，有效地保证了网络传输的实时性和可靠性。通信协议采用电力行业标准规约，可方便地实现不同厂家的设备互连。支持不同的规约向不同的调度所或集控站转发不同的信息报文。支持GPS硬件对时网络。&&& 2.2.3 间隔层　保护单元、测控单元组屏布置于主控室。测控单元采用WorldFIP高速现场总线组网，保护单元采用485口接入保护信息管理系统。&&& 3 改造中应注意的问题&&& 3.1 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。&&& 在110kV顿岗变电站综自改造竣工验收时，验收人员在操作35 kV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。&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。&&& 3.2 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110～220 kV变电站自动化系统技术规范》中，明确要求采用GPS时钟对电站装置进行校时。&&& GPS对时一般有三种方式。&&& 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对时接口与接受对时的设备接口不能通信的问题。&&& 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。&&& 3.3 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。&&& 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。&&& 变电站实现综合自动化是今后发展的一种必然趋势，其优越性在电能质量，变电站的安全、可靠运行水平等方面均有较好的体现。但由于综自设备整体的技术还不够成熟、稳定，所以在实施运行中总会出现各种不同的问题。本文旨在抛砖引玉，希望各位同仁能把自己工作中的经验拿出来共同分享，以完善我们的综合自动化技术。
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