变电站微机监控装置

变电站微机监控装置（精选9篇）

变电站微机监控装置 第1篇

关键词：操作系统自适应域环境,实时应用接口,实时,变电站微机监控装置

0引言

变电站微机监控装置可以使电力系统调度人员把握安全控制、事故处理的主动性,减少和避免误操作、误判断,缩短事故停电时间;可以提高电网的运行管理水平,减少变、配电损失[1]。监控系统的实时性要求和多任务特性使得简易的流程控制难以满足要求,这时必须引入操作系统以快速的统筹调度。Linux作为一个开放源代码的多任务、多用户操作系统而为嵌入式开发者所推崇,但实时性差。因此,继承Linux优秀的多任务支持的同时需对其进行实时改造。在此背景下,为满足小型变电站监控系统实时任务的调度时限要求,本文研究并提出了一种应用实时应用接口RTAI实现实时多任务操作系统的方案。

1微机监控装置设计

1.1任务分析

微机监控装置由一专用的计算机控制系统构成,由硬件和软件程序组成。监控装置完成数据采集、故障检测、检测设置、通信、人机接口命令等功能。监控系统任务如表1所示。

1.2硬件设计

选用Cirrus Logic公司的基于EP9301微处理器[2]的工程开发板的EDB9301并添加适当外围模块构成硬件平台。监控装置硬件结构框图如图1所示。监控装置主机由EP9301微处理器(ARM920T核)构成,其主频可达166MHz,系统总线66MHz,适用于工业控制领域[3]。工作流程:周期性地通过数字量I/O通道对系统开关量进行采集;通过A/D模块采样系统电压、电流,并采用FFT等算法对采样数据进行运算;根据运算结果,通过触发脉冲发出控制动作;SDRAM用于存储系统运行状态变量的实时采样数据、计算过程中的中间数据;FLASH用于固定参数、扩展外部程序和数据存储;TCP/IP模块用于与上位计算机通信。

2微机监控装置主机实时化分析

2.1实时方案比较

监控装置主机是监控系统的核心,其所运行的操作系统的实时性能和多任务性的优劣决定了整个装置的性能。Linux操作系统具有源代码开放、支持多用户多任务等优点,但实时性差(标准Linux操作系统时钟执行粒度为10ms[4],系统周期事件最快为每10ms运行一次)。总结目前对Linux操作系统的实时化研究成果,主要有两条技术路线:一种是对标准Linux内核直接进行修改,优化Linux本身的实时性能;然而,一般只能达到软实时[5],而非根本上的硬实时。另一种是采用双内核方案[6],即增加一个实时微内核,此实时核与标准Linux内核运行于同一硬件平台上,允许抢占Linux内核任务,达到了硬实时。

2.2基于Adeos的RTAI/Linux双内核机制分析

综合微机监控系统的任务实时性能要求和硬件平台特性,选用RTAI提供的实时微内核构建实时双内核机制。RTAI(Real-Time Application Interface)是由意大利米兰理工学院航天工程系(DIAPM)在2000年发起的一个遵循GNU公共许可证的开源项目。RTAI创建了一个实时硬件抽象层RTHAL(Real-Time Hardware Abstraction Layer)实现了软件模拟硬件中断控制。通过RTHAL,所有有实时要求的任务运行在RTAI上,标准Linux内核作为RTHAL上优先级最低的一个进程运行非实时任务,从而实现了对Linux内核的完全抢占,确保了时限内实时任务的调度。如图2所示,RTHAL使用Adeos提供服务[7]。

RTAI实现了Adeos中的一个域,通过Adeos实现域的初始化、中断申请和中断服务程序的注册。操作系统自适应域环境Adeos为操作系统提供了一个可扩展的自适应环境。在这个环境下,多个操作系统被定义为优先级不同的域,共享硬件资源。

2.3Adeos中断管道机制

对于一个计算机系统,系统的运行由内部和外部的中断或异常触发。控制操作系统的运行,最直接的方法就是接管操作系统的中断处理机制。Adeos使用中断管道(Interrupt Pipe)设置域优先级,系统根据域优先级依次调度相应域的中断服务程序,驱动域内的操作系统运行。Adeos的中断管道如图3所示。

如图3示,Adeos接管硬件中断,设置RTAI域优先级高于Linux根域。中断发生时,系统根据中断号调用相应的RTAI中断处理程序,执行与中断相关的实时任务;如RTAI未注册此中断处理程序,随即调用Adeos接口函数将此中断沿着Adeos中断管道传递到下一个低优先级的域,即Linux域。所以,Adeos通过控制系统的中断实现了对RTAI域和Linux根域内操作系统的控制,确保RTAI的中断响应速度和实时任务调度不受标准Linux内核的影响,从而提高了实时系统的可确定性。通过以下函数完成对RTAI域的优先级的设置:

adeos_init_attr(&attr); /*初始化域属性结构变量*/

attr.name = ″RTAI″; /*设置域名为RTAI*/

attr.domid = RTAI_DOMAIN_ID; /*设置域ID*/

attr.entry = &rtai_domain_entry; /*RTAI域初始化*/

attr.priority = ADEOS_ROOT_PRI + 100; /*设置RTAI域的优先级,ADEOS_ROOT_PRI为Linux根域的优先级*/

3系统任务管理

3.1实时任务管理

本设计的系统任务包括实时任务和非实时任务。实时任务以内核模块形式实现。Linux的内核模块(Module)是Linux内核支持的动态可加载模块,其实际上是一种目标对象文件,没有链接,不能独立运行,但是其代码可以在运行时链接到系统中作为内核的一部分或从内核中取下,从而可以动态扩充内核的功能。实时模块包括实时核上的全部实时任务,只在内核态下运行。它与硬件直接交互,执行实时数据的采集和处理,调用控制算法并将结果输出到用户空间应用程序和数据采集卡。

实现一个实时任务,包括实时任务创建、实时任务定时器设置和实时任务调度[8],以2ms周期性开关量采集为例:

实时任务调度流程:当RTAI实时任务模块未被系统加载时,RTAI的任务调度和定时器都没有启动,系统在Linux域以标准Linux的时钟执行粒度(10ms)运行;当RTAI实时任务模块被系统加载时,RTAI定时器时钟中断(周期为TIMERTICKS值)启动,在RTAI域,采用基于优先级的时间片轮转调度策略进行任务调度,执行实时任务。

3.2非实时任务管理

非实时部分是标准Linux下的用户态应用程序,它运行于用户空间,不与硬件直接交互,完成数据的处理、存储和人机交互的数据显示任务。在Linux域,非实时任务遵照标准Linux内核机制以10ms时钟执行粒度被调度。利用RTAI的管道机制(FIFOs)[9]实现RTAI的实时任务和标准Linux非实时任务之间的通信,如图4所示。通过这种方式,实时任务获取的实时数据就可以传递到用户空间让非实时进程对数据进行后续的处理,如与上位计算机通信。

4系统软件实现及性能分析

应用vanilla Linux 2.4.21内核源码补丁包(patch-2.4.21-rmk1、ep9301_hal17_2.4.21-rmk1-crus1.4.2.patch、linux-2[1].4.21-rmk1-crus1.4.2.patch)修改标准Linux 2.4.21源码,使RTAI支持EP9301处理器硬件特性。对于内核配置,能使“Interrupt pipeline”(Processor Type and Feature)以提供Adeos中断管道机制;关闭选项Module versioning support(Loadable module support)。最后重新编译内核,待新内核启动后,加载rtai_hal.o、rtai_sched.o、rtai_fifos.o到内核。至此,完成了实时测控系统的软件构建。

多任务实时系统必须遵循快速的任务调度和切换原则[10]。运行RTAI提供的安装在/realtime/testsuite/kern/latency中的调度延迟测试程序,如图5所示。经分析,系统内核空间实时任务的调度延迟在30-60μs,对比系统标准Linux下非实时任务调度和切换的+/-5ms的延迟时间,系统有实时要求的时间驱动事件的准确度(accuracy)明显提高。

EP9301处理器以减计数定时器TIMER1触发周期性时钟中断。通过指令outl(0xc8, TIMER1CONTROL)向定时器TIMER1的控制寄存器(TIMER1CONTROL)写入控制字0xc8,设置定时器TIMER1的时钟源节拍率(CLOCK_TICK_RATE)为508469 Hz、周期触发模式;通过向TIMER1的加载寄存器(TIMER1LOAD)写入计数初值,使实时任务的时钟执行粒度最小达到30μs。考虑到CPU的负担,设置系统实时任务定时器的时钟执行粒度为100μs。对比标准Linux定时器的10ms解析度(resolution),实时任务时钟中断的解析度达到微秒级,系统有实时要求的时间驱动事件的解析度得到提高。

5结论

本文通过对电力系统监控装置实时性研究的引入,分析了电力监控装置的基本任务及其实时性能需求,结合EP9301处理器,为小型变电站微机监控装置主机设计了具有硬实时性能的RTAI/Linux双内核操作系统。实验数据表明,此实时核上的有实时要求的时间驱动事件的解析度和准确度得到大幅的提高。同时,模块化的实时任务设计思想使得内核更加紧凑和灵活;模块可以不依赖于某个硬件平台,便于移植。不足之处是,由于实际系统的实现依赖于具体的硬件资源,而EDB9301的资源较少,限制了系统多任务模块的开发;但是随着研究的深入,系统将不断完善。

参考文献

[1]孟祥忠,王玉彬,张秀娟.变电站微机监控与保护技术[M].北京:中国电力出版社,2003:2-30.

[2]Cirrus Logic,Inc.EP9301user’s manual[CP/DK].2004.

[3]Cirrus Logic,Inc.EDB9301technical reference manual[CP/DK].2004.

[4]Daniel P Bovet,Marco.Cesati.深入理解LINUX内核[M].陈莉君,冯锐,牛欣源,译.北京:中国电力出版社,2004:199-219.

[5]李小群,赵慧斌,等.一种基于时钟粒度细化的Linux实时化方案[J].计算机研究与发展,2003(5):735-738.

[6]崔珂,吴镇炜,刘明哲.基于嵌入式实时Linux的远程监控系统[J].计算机工程与应用,2005(10):95-97.

[7]Karim Yaghmour.Adaptive domain environment for operating systems[EB/OL].http://home.gna.org/adeos/.

[8]Bianchi E,Dozio L,Mantegazza P.A hard real time support for LINUX[M].www.aero.polimi.it.

[9]Paolo Mantegazza.DIAPMRTAI programming guide1.0[M].Lineo,Inc,2000,9.

变电站微机监控装置 第2篇

产

品

使

用

说

明

书

1.安装

安装前：检验产品在运输途中是否受到机械性碰撞。确定主回路电压和控制回路电压等级是否正确。

安装：不要把保护器安装在靠近热源的地方。

保护器应远离灰尘和腐蚀性的环境。

运行：保护器可在-10ºC

(14ºF)至+

50ºC

(122ºF)的温度环境以及相对湿度小于95%的湿度环境中正常运行。若在海拔2000米以上地区使用保护器时，请通知厂家。

2.显示面板及端子

2.1

显示面板

WZB-6GT馈电保护装置采用128*64点阵液晶及指示灯作为人机交互界面。在正确的供电状态下，馈电保护装置的电源指示灯常亮；在正常的工作状态下，馈电保护装置的工作指示灯在不间断的闪烁；在保护状态下，相应的指示灯常亮，以指示对映的电网故障。

2.2

端子

WZB-6GT端子名称表

序号

代号

名称

序号

代号

名称

CZ01

K03K

继电器03

R0N

漏电闭锁电阻地

K03

继电器03

CZ04

+12V

12V电源正

K01B

继电器01

GND

12V电源地

K01K

继电器01

-12V

12V电源负

K01

继电器01

NC

空

K02B

继电器02

+5V

5V电源正

K02K

继电器02

GND

5V电源地

K02

继电器02

CZ05

485+

485正

CZ02

XJ0

分闸信号

RX

RS232

RX

XJ1

合闸信号

TX

RS232

TX

XJ2

速断信号

485-

485负

XJ3

风电瓦斯闭锁信号

GND

RS232

GND

24V

24V电源正

NC

空

24V

24V电源正

CZ06

ICN

C相电流输出

24V

24V电源正

IC

C相电流输入

24VGND

24V电源地

IBN

B相电流输出

F0

＼

IB

B相电流输入

F0N

＼

IAN

A相电流输出

CZ03

UA

A相电压

IA

A相电流输入

UB

B相电压

↓

上下键

UC

C相电压

→

左右键

UN

三相电压中性点

＋

修改键

U0

监视电压

ESC

取消键

U0N

监视电压

ENT

确认键

I0

监视电流

FG

复位键

I0N

监视电流

COM

按键公共端

R0

漏电闭锁电阻

注意：┃UA┃=┃UB┃=┃UC┃=57.7V，┃UAB┃=┃UBC┃=┃UCA┃=100V。

例如：1140V电网系统中，引入保护装置的UA，UB，UC相电压为57.7V，三相电抗器的变比为：1140V/100V。

引入保护装置的U0经过电压互感器变换，变比为：660V/36V；

引入保护装置的I0经过电流互感器变换，其中红色线和黑色线接入I0N；

引入保护装置的IA，IB，IC电流额定值为5A；

例如：630的开关，电流互感器变比为630A/5A规格。

引入保护装置的R0，其外部必须有10KΩ的限流电阻，功率为10W。（具体请参考电气原理图）

3.保护特性

3.1

反时限过载保护特性

过载电流/整定电流

动作时间

起始状态

1.05

2h不动作

冷态

1.2

0.2~1h

热态

1.5

90~180s

热态

2.0

45~90s

热态

4.0

14~45s

热态

6.0

8~14s

冷态

3.2

断相保护特性

序号

过载电流/整定电流

动作时间

起始状态

任意两相

第三相

＞1.0

＜0.9

＞1h(Ie≤63A)

＞2h(Ie＞63A)

冷态

＞1.15

0

＜20s

热态

3.3

不平衡保护特性

序号

过载电流/整定电流

动作时间

起始状态

任意两相

第三相

＞1.0

＜0.9

＞1h(Ie≤63A)

＞2h(Ie＞63A)

冷态

＞1.05

＜0.5

＜20s

热态

3.4

速断保护特性

保护器将IA,IB

和IC中的最大电流与速断设定值比较来判断系统中是否存在短路故障。当实际电流达到所整定的“速断定值”后，保护器将立即动作，动作时间小于30ms。速断的动作值是额定电流一次侧的倍数。

3.5

选漏保护特性

保护器基于设定的监视电压和监视电流的灵敏度以及监视电流与监视电压的相位角（根据电网对地的分布电容自动跟踪补偿）来判断系统是否存在漏电故障。

3.6

漏电闭锁保护特性

当开关负荷侧绝缘电阻低于40KΩ+20%（1140V）、22KΩ+20%（660V）时总开关、分支开关均能可靠地实现漏电闭锁功能。

漏电闭锁保护动作值见下表：

额定电压(V)

漏电闭锁值(KΩ)

1KΩ动作时间(无延时)

1140V

≤50ms

660V

≤80ms

380V

≤80ms

3.7

欠压保护特性

开关具有欠压保护功能。欠压定值设定时：①当系统电压为1140V时，若欠压定值设定为0.6，则欠压保护动作值为684V（即1140*×0.6）②当系统电压为660V

时，若欠压定值设定为0.4，则欠压保护动作值为263（即1140*/1.732×0.4），（1140*为系统设定值，若用户使用系统电压为660V，则在整定欠压定值前务必搞清楚这一点）。

欠压定值可以任意设定：0.0～1.0Ue，精度：±3％；

欠压动作延时用户可以任意设定，单位S，精度：0.01s。

3.8

风电瓦斯闭锁保护特性

用户可以选择瓦斯断电仪接点的跳变方式。共有两种方式：

A:常开接点闭合，延时2s，保护动作，显示风电瓦斯闭锁报警。

B:常闭接点打开，延时2s，保护动作，显示风电瓦斯闭锁报警。

3.9

相敏保护特性

当系统发生下列情况时，保护装置将进行相敏保护：

1)

三相电流同时大于设定值；

2)

功率因数大于0.98。

3.10

末端短路保护特性

当系统发生下列情况时，保护装置将进行相敏保护：

1)

三相电流同时大于设定值；

2)

IA和IB相位差为180度；

3)

IA和IC相位差为180度；

4)

IB和IC相位差为180度。

4.保护参数

下表为馈电保护装置的保护参数，用户可查询和修改这些参数。

序号

定值名称

默认值

整定参考说明

额定电流

0100A

依据系统的负荷大小设定额定电流，通常不应超过铭牌所示的最大电流。

范围:

0

~

700A。

速断定值

05.00

额定电流一次侧的倍数。

范围:

0

~

9。

欠压定值

0.500Ue

范围:

30%

~

100%

Ue。

欠压延时

01.00s

范围:

0

~

20s。

漏电检测电阻

22.00KΩ

指漏电动作允许上限值。

漏电检测延时

00.35s

作总开关时一般设定0.35秒，此值对分开关无效。

监视电压

05.00V

调节监视电压的灵敏度。

监视电流

30.00mA

调节监视电流的灵敏度。

风电瓦斯闭锁延时

00.00s

范围:

0

~

20。

电压等级

1140V/100V

系统电压，用户请勿改动。

电流等级

0500A/5A

此值与铭牌对应，用户请勿改动。

操作密码

0000

出厂值为0000，未经主管同意请勿改动。

装置地址

0001H

保护器的通讯地址。

范围:

~

127。

末端短路定值

02.00Ie

末端短路保护的判定值。

相敏保护定值

02.00Ie

相敏保护的判定值。

5.显示描述

5.1

LCD显示

四行，每行8个中文字符。

液晶显示屏可向用户显示系统参数，参数定值，操作记录以及保护记录等信息。

UAB

****.*

V

UBC

****.*

V

UCA

****.*

V

10/12

15:03:40

例如:

首行显示的是系统UAB电压；

第二行显示的是系统UBC电压；

第三行显示的是系统UCA电压；

最后一行显示的是当前的日期及时间。

5.2

主循环界面

保护器开机时，将显示开机初始化界面。

正在初始化……

请稍后！

保护器成功初始化后，将实时测量电力系统的各项参数，如系统电压，三相电流，有功功率，无功功率，电缆绝缘电阻，有功电度量，无功电度量，监视电压，监视电流等。这些参数将在五个页面中以自动循环的方式显示，若用户想锁定某一页面，可按上下键，再次按上下键，可解除锁定。

UAB

****.*

V

UBC

****.*

V

UCA

****.*

V

10/12

15:03:40

正有功

********

正无功

********

负有功

********

负无功

********

COSφ

*·***

**·**

A

***·**

V

合闸次数

****

P

*******

kW

Q

*******

kVar

Rg

∞

KΩ

合闸次数

****

IA

****.*

A

IB

****.*

A

IC

****.*

A

合闸次数

****

五页面循环显示

6.菜单描述

6.1

主菜单

在五页面循环显示过程中，如果用户按确定键，将进入保护器的主菜单。主菜单内有八个子菜单，显示屏以两个页面显示。

按上下键，光标将向下依次选中各个子菜单；

按退出键，返回循环显示页面；

按确定键进入选中的子菜单。

√事件记录

信号复归

清除计数

软件版本

√定值查询

参数修改

软件选择

现场测试

上下键

主菜单

6.2

定值查询菜单

在定值查询子菜单中，用户可以查询保护参数的定值。按确定键可依次查询，共有15个参数定值，每个定值只能查询不可修改。

☆☆No.1☆☆

额定电流

Ie

****

A

确定键

√定值查询

参数修改

投退选择

现场测试

☆☆No.3☆☆

欠压定值

*.***

Ue

☆☆No.2☆☆

速断定值

**.**

☆☆No.1☆☆

额定电流

Ie

****

A

☆☆No.6☆☆

漏电检测延时

**.**

s

☆☆No.5☆☆

漏电检测电阻

**.**

KΩ

☆☆No.4☆☆

欠压延时

**.**

s

☆☆No.9☆☆

风电瓦斯闭锁延时

**.**s

☆☆No.8☆☆

监视电流

**.**A

☆☆No.7☆☆

监视电压

**.**

V

☆☆No.12☆☆

操作密码

----

☆☆No.11☆☆

电流等级

****/5A

☆☆No.10☆☆

电压等级

*****/100V

☆☆No.15☆☆

相敏保护定值

**.**

Ie

☆☆No.14☆☆

末端短路定值

**.**

Ie

☆☆No.13☆☆

装置地址

****

6.3

参数修改子菜单

在参数修改子菜单中，用户可以修改保护参数的定值及设置时间。

在进行修改操作前，应输入授权密码。

注意:

默认的授权密码为0000。在未得到主管人员的允许的情况下，请不要擅自更改密码。

定值查询

√参数修改

软件选择

现场测试

确认键

☆☆☆☆☆☆

请输入密码

****

在输入密码或修改定值过程中，按左右键，可向右移动光标的位置。

☆☆☆☆☆☆

请输入密码

0000

☆☆☆☆☆☆

请输入密码

0000

左右键

在输入密码或修改定值过程中，按修改键，代表加一操作，光标所选中的数字将依次加一，数字范围为0到9。

☆☆☆☆☆☆

请输入密码

1000

☆☆☆☆☆☆

请输入密码

0000

修改键

用户输入正确的密码，将进入参数修改子菜单，否则将显示“密码错误”，用户需再次输入密码。

☆☆

！☆☆

密码错误

按确认键返回

√定值修改

时钟修改

在参数修改菜单下，有两项条目，分别是定值修改和时钟修改。

按确定键选择“定值修改”条目，条目中的内容与定值查询中的内容相同。

设置定值

按上下键选择“时钟修改”条目，用户按确定键进入可设置保护装置的日期和时钟时间。

设置时间

6.4

软件选择菜单

在进入菜单前，需要输入密码。在软件选择子菜单下，有保护投退，规约选择，风电瓦斯闭锁和背光设置四个子菜单。

保护装置将把在投退选择下的操作，称为“修改控制字”。

保护投退

用户可根据系统需要，选择内部规约，外部规约或MODBUS

2.0通讯规约。

规约选择

当存在风电瓦斯闭锁信号时，用户可选择保护装置中继电器的跳变方式。

风电瓦斯闭锁

用户可以选择液晶显示屏的屏幕保护是否开启。选择“屏保开”，则在十分钟内，若对保护装置无任何操作，保护器将自动取消液晶屏背光。

背光设置

6.5

现场测试菜单

在测试子菜单中，用户可以做速断测试，过负荷测试，远方分励测试和漏电测试。所有的测试均是保护器的模拟动作，在系统中并未发生。所有操作会被保护器记录。在进行测试之前，用户需输入密码。

现场测试

6.6

事件记录菜单

在事件记录菜单中，用户可以查询事件记录，也可以清除事件记录。

查询记录

在清除记录条目中，用户可以清除所有的存储记录，但是在清除操作之前，用户需要输入正确的密码。

6.7

信号复归菜单

在复归条目下没有子菜单。若用户选择“信号复归”条目，保护器的所有信号将复归，取消当前的保护操作，同时显示屏将返回循环显示页面的第一页，但是被修改的数据和事件记录不会丢失。“信号复归”条目的功能与复归按键一致。

事件记录

√信号复归

清除记数

软件版本

6.8

清除记数菜单

在进入菜单前，用户要输入正确的密码。在清除子菜单下，用户可以进行清除操作，如清除合闸次数及清除电度量。

清除记数

6.9

软件版本菜单

在该子菜单下，可以查看到保护装置的软件版本。

软件版本

7.默认设置

默认设置表1

定值

额定电流

0100A

速断定值

05.00

欠压定值

0.500Ue

欠压延时

01.00s

漏电检测电阻

22.00KΩ

漏电检测延时

00.35s

监视电压

05.00V

监视电流

30.00mA

风电瓦斯闭锁延时

00.00s

电压等级

1140V/100V

电流等级

0500A/5A

操作密码

0000

装置地址

0001

末端短路定值

02.00Ie

相敏保护定值

02.00Ie

默认设置表2

保护投退

跳闸投退

跳闸

相敏保护投退

相敏保护退出

末端保护投退

末端保护退出

规约选择

外部规约

风电瓦斯闭锁

常开接点

背光设置

屏保开

微机监控系统在小江电站的应用 第3篇

【关键词】小江电站；微机监控系统；应用

1、基本情况

小江电站位于合浦水库工程管理局小江水库左岸4号副坝，为坝后式电站，利用小江水库灌溉用水发电，1981年建成投产，原装机容量3×800kw，2012年争取到中央财政资金实施增效扩容改造后，电站装机扩大到3×1000kW，年平均发电量由原来760×104kWh增加到955×104kWh，增加了195×104kWh；1#、2#、3#发电机与1#、2#主变接成扩大单元接线，发电机出口电压6.3KV，主变型号分别为S11-2500/35、S11-1250/35，35KV出线一回，通过28公里长的线路送入合浦县公馆变电站35KV母线并网运行。技改后电站采用了微机监控系统。

2、微机监控系统配置的要求与组成

2.1对微机监控系统的要求

为适应电网及水电发展的需要，电站技改目标是：按“无人值班（少人值守）”的原则，采用以微机监控系统为基础的全厂集中监控，本站微机监控系统采用全分布开放式的系统结构，分为电站控制级和现地控制单元级两级。

本结构单元级由按控制对象分布的若干LCU组成，收集生产过程中的信息，并执行对生产过程的控制。机组控制用的LCU以可编程控制器及数据采集单元构成，能独立完成数据采集和处理、事故检测报警、控制调节等功能，实用性好，响应速度快和可靠性高。

主控级为两台工业控制计算机，互为热备用，完成对全厂的安全监控、事故处理及人机联系等功能。

2.2小江电站计算机监控系统构成：

本站计算机监控系统采用全分布开放式的结构，主要由运行MTC50型实时监控软件的上位机、公用LCU、发电机保护测控单元、主变保护测控单元、线路保护测控单元、励磁屏、测温制动屏、现地控制单元（LCU）、微机调速器、直流电源屏等组成。

2.2.1电站控制级（主控层）

——是全站实时管理及控制核心，由两台运行MTC5.0监控自动化软件的戴尔工业计算机（WINDOWS NT操作系统）和相关设备（打印机、UPS等）组成，主要完成全站运行状态及运行数据采集、数据处理、数据记录、人机对话、全站设备自动控制及调节等任务。该系统的特点是用户接口支持多窗口操作，有良好的图形用户界面。监控系统具有完善的系统自检、诊断和自恢复功能。

2.2.2现地控制单元（LCU）的组成

——配置有4套LCU，对各设备单元进行单元监测、保护和控制。分别为每台机组各一套LCU，布置在发电机层机组旁现地；升压站、6.3KV开关柜、全厂公用设备共用一套LCU，布置在中控室，主要功能为接收由各直接控制单元传来的的运行状态及运行数据，经初步处理后传送至主控层；接收并执行由主控级、现地LCU或中控室运行人员通过微机发来的各种指令，实现对所属设备的自动控制和调节。各个LCU都带有触控液晶显示屏作为现地人机联系手段，并且各个现地LCU都能够脱离微机监控系统独立工作。同时也能通过常规回路实现机组手动操作，与WTQ-3A型微机自动同期并列装置、PWL-4A微机励磁调节器、YWT-1800微机调速器共同实现机组的开机、并网、解列、停机控制和功率调节。

小江电站配备3台TDS-4338-27型数字转速信号测控装置，3台WP-80型智能温度巡检仪，3台JDX-3型智能剪断销测控装置。

2.2.3智能设备的构成

小江电站智能设备由YWT-1800型微机调速器、PWL-4A型微机自并激励磁系统、ZW7-40.5型户外高压真空断路器、KYN28-10型户内封闭式高压开关柜、HZ-RE型微机消谐装置、GGD2型低压配电屏、低压控制柜等组成。

3、微机监控系统的特点与功能

3.1控制

采用微机自动化控制系统为主，人工常规控制为辅的控制模式。在中控室集中操作，集中监视。通过主控计算机操作完成机组、主变、输电线路、开关及主要辅助设备的控制、操作，实现对各机电设备的运行参数进行监视及运行状态的调整。不同监控层的设备也相对独立，局部故障不影响整个系统的工作；现地控制单元在监控系统因故退出后依然能够对机组进行控制操作。

3.2机组、主变、线路保护单元

发电机组、主变、线路保护由11套DMP300C型电站综合自动化装置组成。各保护功能相对独立，上位机或通信故障不影响保护装置的正常运行。

3.2.1电气保护

能完成设计要求的全部保护。机组主保护有差动速断、失磁，均动作于跳闸灭磁停机；机组后备保护有：带电流记忆的低压过流、过电压保护动作于跳闸灭磁停机；技术供水中断、转子一点接地、过负荷、定子线圈及轴承温度升高作用于发报警信号；定子线圈及轴承温度过高保护动作跳闸灭磁停机；主变保护有差动速断保护，主变后备保护有复合电压启动过电流和过电压动作于跳闸；重瓦斯动作于跳闸；轻瓦斯、过负荷作用于信号；输电线路保护有方向电流速断保护、过电流保护动作于跳闸；线路单相接地发报警信号。

3.2.2水轮机保护

能完成设计要求的全部保护。机组转速过低或過高、轴瓦温度过高、油压过低和水机事故时保护动作跳闸灭磁停机；油压降低、剪断销剪断、油温升高、刹车气压降低保护动作发报警信号。

3.2.3主控计算机的主要功能

①运行人员可通过鼠标或键盘进行自动开机、并网、停机操作。②实时显示电气主结线、主要运行参数和运行工况流程。③负荷调节：按供电公司调度的要求进行有功、无功的调节。④同期操作：与WTQ-3A型微机自动并列同期装置并网。⑤可在主控计算机上进行真空断路器的合闸、跳闸操作。⑥可在主控计算机上对其他附属设备进行操作控制。⑦监控系统自动周期性地实时采集电站主要电气量、非电气量及有关参数，包括状态量、模拟量、温度量、报警量和电度量等，并对采集的数据进行处理计算、储存应用。自动生成运行日志报表存档，对保护动作、超限参量发出相应报警音响信号。⑧故障、事故、保护动作开关量、附属设备开关量等事件发生的时间进行顺序记录存档，供事后检查与事故分析。⑨自动统计主要设备运行小时数、保护动作次数、事故和故障次数，建立设备运行档案，储存继电保护整定值，提供运行和操作指导。

4、应用效果

运行人员由原来的40人减少到15人，劳动强度减轻了，简化了操作过程，只需在主控计算机上操作即可完成，继电保护选择性、灵敏度高，同时还缩短了故障排除时间，不仅降低了电站运行成本，也提高了电站的经济效益，提高了职工工资福利待遇。

5、结束语

MTC50微机监控系统在小江电站投入运行两年多时间以来，进一步提高了小江电站设备的安全运行、自动化水平，提高了电力系统的稳定性，保证了供电质量等。保证了电站安全、优质、经济运行。

同时微机监控系统对电站的管理、运行、检修人员的技术水平提出了更高要求，这就得要电站尽快培养出技术合格，能及时解决问题的各类人才。

作者简介

变电站微机监控系统防雷电措施探讨 第4篇

关键词：变电站,监控系统,雷电干扰

由于信息化技术在各个领域的广泛应用, 变电站基本也实现了自动化, 且自动化控制技术越来越趋于完善化, 变电站的自动化控制系统将各种继电保护装置、自动装置、RTU (远程终端) 和调度端连接起来, 使变电站真正实现了自动化, 目前无人值守变电站越来越多, 这就是通过自动化控制系统来完成的, 自动化控制系统的介入使变电站在生产管理上更便捷、高效、也有效的节约了成本。变电站实现了自动化控制, 较之传统的控制系统上对防雷性能提出了更高的要求, 自动化控制下的变电站, 其雷电波一旦侵入, 对其自动化系统的微机保护和监控系统必是严重的损坏, 甚至会引起整个系统的无法运行, 处于瘫痪状态, 造成的经济将无法估计。

1 雷击变电站包括两方面

一是雷击变电站的构架或独立避雷针;二是雷击变电站控制室所在建筑物的防雷系统。

雷电会对控制室等四周的空间造成辐射和传导的电磁干扰。雷电波等值频率范围内的电磁干扰属电感耦合型的。多数电线和电缆是通过户外的电缆沟引入控制室内, 很少受到因雷电形成的空间电磁场的干扰, 其缘由是线的走向垂直于避雷针。但若在建筑物内走线感应回路就易出现, 而且感应回路的一端接入输入阻抗大的电子设备, 和开路类似, 穿透建筑物钢筋水泥墙壁的电磁脉冲会在感应回路中感应出暂态电压。

传统上人们对400V低压端的防雷很少去重视, 只专注于研究高电压端的电网的防雷措施, 往往采取较多的防雷措施布置在变电所和发电厂, 对各种不同雷击都有不同的预防措施, 所以在这些有效的防御办法下, 变压器的高压侧的雷电过电压一般都会在标准的幅值范围内, 因低压侧的绝缘裕度较大, 所以不会引起低压端的绝缘被击穿。人们长期以来的习惯使然, 对低压侧的防雷很少去关注。目前由于自动化控制系统的应用, 使人们长期形成的习惯需要进行扭转, 自动化控制的微机保护系统、监控系统等自动化系统与电网的安全息息相关, 这些自动化系统的安装需要高度重视低压端雷电的干扰对电源的影响, 所以需要采取科学的防范措施, 降低或排除雷电对变电所和发电厂微机监控系统的干扰, 以保证自动化系统的正常运行, 维护电网的安全。

2 微机监控系统电源防止雷电干扰的措施

2.1 将电压等级的氧化锌避雷器安装在厂用变、所用变的低压

侧。按照400v低压电网的负荷状况, 将低压氧化锌避雷器安装于主要用电设备及其支线路上。

2.2 变电站内的通信系统、微机监控系统和调度自动化系统所

需要的电源, 需要单独进行连接, 不能与生活及办公区域用同一个电源。通常也可用隔离变压器的方法进行隔离供电。需时刻注意在雷电活动频繁时过电压作用于低压电源网络上, 引起通信系统、微机监控系统及调度自动化系统的损坏, 为避免感觉雷等过电压发生在低压电源网络上, 可以通过电缆对其供应低压电源, 这样就能有效的减轻雷电干扰对通信系统、微机监控系统及自动化控制系统的电源的威胁。

2.3 为避免中性线在雷电频繁发生时带高压电, 并使相电压升

高到线电压, 烧毁通信系统、微机系统及调度自动化系统的模块, 需要对电厂及变电所的变压器的中性线进行接地处理, 不仅需要在变压器处进行接地, 还需要在低压网络各分支处进行重复接地, 这样中性线就不会在雷电袭击时发生突然断线故障, 损坏自动化控制系统。

2.4 将雷电浪涌吸收器安装在通信系统、微机监控系统及调度

自动化系统上, 避雷器、电感和电容构成了雷电浪涌吸收器的吸收单元, 对高频雷电脉冲起到很好的过滤和吸收作用, 限制雷电过电压, 使其免受雷电过电压的破坏。

3 微机监控系统的防雷措施

3.1 微机监控系统的外部防护

第一, 通过建筑物的避雷针将主要的雷电流引入大地;第二, 雷电流被引入大地时使将雷电分流, 以防引起过电压对设备造成损坏;第三, 使用建筑物内的钢筋及金属部件作为法拉第笼, 起屏蔽作用, 若建筑物中的电器属小功率信号电路、遥控及低压电子逻辑系, 就需安装专门的屏蔽网, 在整个屋面构成5m-5m, 6m-4m范围内的网格, 全部使用避雷带对均压环等电位连接;第四, 均衡建筑物各点的电位, 以防电位差对设备造成损害;第五, 确保建筑物接地良好, 在建筑物遭受雷击时, 尽量避免接点电位对设备造成的损坏。

3.2 微机监控系统的内部保护

对微机监控系统而言, 操作瞬间过电压和雷电会在很大程度上损坏系统, 因此, 需从一维防护转化成三维防护, 综合考虑防地电位反击、防雷电电磁感应、防感应雷电波侵入和防直击雷等作多中要素。

3.3 良好的接地系统对防雷电干扰也很重要, 在雷地击中导线

及设备时防雷系统就会通过接地系统将雷击电流导入大地, 从而避免人身及设备的损坏, 如果接地系统不良, 不但不能起到雷电干扰的作用, 还会对设备的元器件造成损坏, 严重的会危及人身的安全, 同时防静电及防干扰的屏蔽问题均要求接地系统必须良好。

4 结语

随着科学技术的不断进步, 自动化系统的抗干扰及防雷能力会越来越高, 总体来说, 自动化系统的抗干扰及防雷不是简单的避雷、抗干扰设备的安装和堆砌, 而是一项要求高、难度大的系统工程, 涉及多方面的因素。因此在自动化系统的防雷及抗干扰实施过程中一定要从现场实际出发, 本着经济、实用、高标准、严要求、高起点、高可靠性的原则进行, 严格遵照国家和行业有关标准, 以达到更好的防护效果。

参考文献

[1]王峰.浅谈电力系统防雷技术及其应用[J].中小企业管理与科技, 2010.

[2]巩刘宝春.防雷技术在调度自动化系统中的应用[J].天津电力学会, 2005.

浅谈变电所微机装置防雷保护 第5篇

微机保护装置具有一般微机系统的基本结构, 其本质上就是一个具有继电保护功能的微机系统。其微机保护装置一般由以下几个基本部分组成:

1) 模拟信号输入系统, 一般称为数据采集单元, 主要由模拟低通滤波器、电压形成回路、模数转换器、采样保持器等组成。其主要作用是将被保护元件的电流互感器和电压互感器二次测的模拟量电、流模拟量电压变换为微机系统可以识别的数字量。2) 微机主系统, 一般称为数据处理单元, 包括存储器、CPU、控制电路、时钟及计数器/定时器等。系统工作时, CPU对由数据采集系统输入至RAM区的原始数据进行分析处理, 且执行存放在EPROM中的功能程序, 从而实现各种继电保护功能。3) 人机对话系统主要由显示器、键盘、指示灯与按键、调试通信接口和打印机组成, 同一般的微机系统中的人机对话系统类似, 实现人对微机保护装置的控制与检测。4) I/O端口, 主要由输出接口、外部通信接口和开关量输入。它主要作用是输入开关量和输出信号、控制继电器以及输出, 提供远程通信网络接口和计算机通信网络, 可与变电站综合自动化系统进行通信。

微机保护装置在电力系统中得到了广泛的应用是因为它的速动性、运行维护的方便性以及高灵敏性。但微机保护装置对运行环境的要求很高, 因为它采用的是集成化、模块化设计, 所以其耐冲击和抗干扰始终是微机保护装置在电力工业恶劣电磁环境下应用的两大薄弱环节, 其中雷电经由低压电源系统对微机保护装置产生的危害较大, 且产生的干扰也是最为常见。

2 变电所微机装置雷电损坏的现象和原因

雷电波的侵入过程:雷电波通常是通过变电所临近的35k V线路侵入35k V母线, 再经过6k V所用变压器高、电磁耦合和低压绕组间的静电, 闯入低压出线。途中经过了母线避雷器、6k V线路阀式避雷器和所用变避雷器3级削峰, 最后经过所用变低压出线的平波作用, 电压幅值大为下降。但由于雷电波的电压、能量极高, 且避雷器等设备技术上的局限性, 虽然绝大部分的雷电能量都能在到达设备之前得以消除, 但雷电波仍可能以幅值相对很高, 但作用时间很短的低能量尖峰脉冲的形式, 通过所用变压器的低压出线, 加到变电所内所有的220V交流回路中。还有一种情况, 就是感应雷电波通过监控后台远动系统的RTU (远程终端控制系统) 设备和信号采集的二次电缆入侵, 以很高的电压直接加到远动系统的信号和传送端上, 造成接收和发送端模块烧坏。

微机设备屡遭雷害的原因:变电所的保护和合闸电源直流系统的整流充电系统设计容量都比较大, 电压耐受能力也比较好。而且由于大容量电池组吸收尖峰脉冲的作用, 和整流回路的平波作用, 加到保护装置上的脉冲电压大大降低。再加上常规的电磁式保护装置的元器件多为单元件的电阻、电容和电感线圈等, 耐热容量大, 对尖锋脉冲的耐受能力也比较强, 所以在高电压、低能量的冲击暂态过程也能安全的通过。但对于使用超大规模集成电路, 运行电压只有数伏, 信号电流仅为μA级的微机装置来说, 就不一定能经受得住。这就是造成微机装置损坏而常规保护装置却能安全运行的关键原因。

远动载波系统受雷害特别严重的原因:首先是电源方面:监控后台的远动载波系统由独立的小容量UPS供电, 而这些UPS最多的是使用压敏电阻保护。在防雷和限幅能力都比较有限, 保护UPS本身尚且不够, 更不用说保护后接的电子设备了。实际运用中也屡屡发生UPS雷击损坏现象, 所以单从提高UPS质量方面入手难以从根本上解决问题。监控后台的远动载波系统多是由低压电源供电, 这样就更加容易受到雷电波的侵害。

3 变电所微机装置的保护措施

要用科学发展的眼光, 从标准的微机化角度出发来看待防雷设计, 要通盘考虑, 特别应该重视近设备端的保护, 其次还要遵循“整体防御、综合治理、多重保护”的方针。

防雷设施是属预防性的投资, 在事故发生之前人们往往觉得可少则少, 可有可无。等到事故发生后才发现后悔莫及、得不偿失。根据国内外几十年的防雷实践经验, 变电站一般采用防护有接地、拦截闪电、分流、屏蔽、均压等。

1) 接地, 就是把雷电流通过接地体向大地泄放, 从而使人员、设备和建筑物的安全得到保护。它是排泄直接雷电电磁和雷击干扰能量的最有效手段之一, 是防雷中最重要、最基础的一个环节。2) 拦截闪电。防雷的第1道防线是拦截闪电, 而后把闪电传导人地。拦截闪电的主要方式主要由笼式避雷网、避雷针、避雷线以及避雷带。3) 屏蔽, 就是把需要保护的对象用管子或金属网等导体包围起来, 减少雷击和感应雷的引起高电位反击。4) 分流, 就是在接地线和一切从室外来的导线 (包括电话线、网络信号线、电力线等) 之间用一种避雷器并联起来, 这是是防御各种电子设备、电器的关键措施。5) 均压, 亦称“等电位连接”或“均衡连接”。为了减少可能出现的感应过电压, 即用导体把闪电可能流通的部分与周围的有关部分连接起来, 使电流均匀、快速的扩散。

微机装置的电源雷侵害主要是通过线路侵入。据统计, 80%的电子设备所受雷害的主要是由雷电侵入电源部分引起的。由于雷电产生的强大过电流和过电压无法一次性在瞬间完成泄流和限压, 因此对于电源线, 应该采用以下的多级防雷保护:

1) 系统电源的第1级保护。从雷电波的侵入途径入手, 在低压线路上安装低压氧化物避雷器, 即在变压器低压侧安装1组低压氧化锌避雷器。2) 系统电源的第2级保护。低、高压避雷器接地与变压器工作接地相连, 接入系统主接地网, 低压出线电缆两端金属屏蔽层可靠接地, 在控制室交流柜开关出线侧安装适当容量的避雷器。3) 第3级保护应该安装在终端电器箱中, 防止电压保护器构成对负载设备的电压, 可防止雷电从负载一侧的电路反击。通过以上使用多级电源防雷设施, 彻底限制过电压, 泄放雷电过电流, 从而有效地防止雷电通过电力线路击穿二次系统, 损坏设备。

4 结语

随着雷电敏感的微电子设备不断增加, 变电所微保的护机装置的保护措施越来越重要, 为了满足防雷系统的要求, 保证变电站微机保护装置的安全运行, 变电所微机装置需要多方面、多层次的保护以及定期的检查。

参考文献

[1]王丽君, 高振国, 张柳.变电站提高微机保护装置抗干扰的措施[J].科技信息, 2009.

[2]吕建刚, 王洪涛.变电站防雷保护技术探讨[J].科技信息, 2010.

变电站微机监控装置 第6篇

1.防误装置基本构成

微机五防闭锁装置由软件和硬件两部分组成。软件部分主要由防误闭锁与操作票专家系统构成, 硬件部分由防误主机、通信适配器、电脑钥匙、电编码锁及机械编码锁等设备。

2.防误系统功能简介

2.1防误功能的实现

防误闭锁功能模块具有图形绘制功能与五防闭锁逻辑规则编制功能, 技术人员结合变电站一次系统现场接线, 在五防主机上绘制出与变电站综自系统监控后台相同的一次设备操作模拟图。技术人员将设备与锁具编码命名后, 运用防误闭锁逻辑公式, 根据对设备单元操作的正确步骤, 编制出防误闭锁逻辑规则。操作人员在对任何设备进行操作前, 均需先在模拟图上进行模拟操作, 防误功能模块会依据编制的逻辑规则对操作步骤进行逻辑判断。如操作步骤符合逻辑规则, 则可进行下一步操作。如不符合逻辑规则, 则不能进行该项操作, 并弹出窗口提示该操作项的操作条件。

2.2操作票的生成

操作票专家系统提供有“图形开票”、“手工开票”、“预存票调用”和“典型票调用”等多种开票方式, 运行人员根据需要选用。

(1) 对操作票内容的定义。操作术语与每一项操作之前或之后的需要对设备检查的提示信息, 只能由专业技术人员通过系统中的设备属性描述表进行定义。技术人员在设备属性描述表窗口下, 对设备“操作前状态”与“操作后状态”用“1”或“0”定义。由“1”变为“0”, 则“状态说法”为“分位”, 设备操作定义为“断开”操作, 操作术语用“断开xxx”来定义;如由“0”变为“1”, 则“状态说法”为“合位”, 设备操作定义为“合上”操作, 操作术语定义为“合上xxx”。同时, 技术人员在“断开操作前自动插入的提示信息或二次操作”与“断开操作后自动插入的提示信息或二次操作”栏内, 分别对每一项操作之前或之后需要在操作票上显示的提示信息进行定义。通过定义操作术语与提示信息, 则完成操作票所列的各项内容。

(2) 图形开票。在工具栏点击“图形开票”, 然后在模拟图上点击设备按操作步骤进行模拟操作。在模拟操作过程中, 系统会按操作步骤自动生成操作票, 操作票内容与定义的操作术语、操作项相应的提示信息相符。同时, 防误闭锁软件会依据编制的防误闭锁逻辑规则对设备单元操作顺序的正确性自动进行五防逻辑判断, 确保操作顺序的正确性。模拟操作结束后, 在“图形开票”目录下点击“传送操作票”, 将模拟后的操作票传给放在通讯适配器上的电脑钥匙。

(3) 其他开票方式。在“手工开票”窗口下, 可以增加或删除一、二次设备的操作项或提示信息项, 增加的操作项与图形开票中选择操作该设备时所产生的术语完全一致。利用“手工开票”功能开出的操作票一般作为预存票或存为典型票使用, 由于在手工开票过程中不进行五防逻辑判断, 因此在使用手工开出的操作票, 或调用预存票、典型票时, 需通过系统的五防逻辑判断才可向电脑钥匙传送或打印该操作票。与“图形开票”相比, “图形开票”具有简单快捷的优点。因此, 在工作实践中, 操作人员通常采用“图形开票”方式自动生成操作票。

2.3遥控/就地操作

防误主机与变电站综自系统的监控后台采用串口直接连接, 用于监控后台遥控操作时与防误主机之间进行的通信, 并使防误主机可直接从监控系统接收遥信量, 具备现场设备状态实时反馈功能。对设备单元的操作有遥控操作与就地操作两种操作方式, 遥控操作仅限于对电编码锁闭锁的操作项进行操作, 如断路器的分、合闸的操作。机械编码锁闭锁的操作项只能用电脑钥匙进行就地操作, 如拉开、合上隔离刀闸或接地刀闸等操作。

在对设备进行远方遥控操作或就地操作时, 操作人员需将在防误主机上完成模拟操作的操作步骤通过通信适配器传给电脑钥匙, 并在电脑钥匙及拟操作设备上将操作方式设置为“远方”或“就地”, 与实际操作方式设置为一致。遥控操作是由操作人员在控制室的监控后台上对设备进行的远方操作, 对远方设备发出的遥控操作指令必须经过防误系统的五防逻辑判断, 与传到电脑钥匙上的操作程序相符才会允许执行操作。在就地操作时, 操作人员按照电脑钥匙显示屏上的提示信息进行操作。电脑钥匙在对设备解锁过程中, 会根据采集的锁具编码对操作程序进行五防逻辑判断, 并会发出“正确, 请继续”或“错误, 请检查”的语音提示。操作完成后, 将电脑钥匙放在通信适配器上, 操作信息会自动反讯给五防主机, 使监控系统与操作设备在没有监测电缆连接的情况下也可采集到设备的变化状态, 实现系统模拟图与现场设备的自动对位功能。

3.防误装置应用效果

(1) 操作任务在五防主机上进行模拟操作, 由软件储存的防误闭锁逻辑规则对操作逻辑进行判断, 具备了人员操作时, 对操作“正确”、“错误”的预判和及时纠错功能。消除了以往在传统模拟图上操作仅靠人工判断, 不能有效防止误操作的弊端。

(2) 防误系统的操作监护功能, 使操作人在监控后台发出的任何操作指令都必须经过监护人的许可才能得到执行, 可防止远方遥控误操作事故发生, 确保了操作任务的正确性。

(3) 操作票自动生成后传由打印机开票, 改变了操作人员传统的手写方式, 提高了工作效率, 使操作票票面达到了整洁统一, 提高了变电站内业管理水平。

(4) 软件的权限管理功能使每名运行人员都有自己的专用账户用于登录系统进行操作, 有效防止了非运行人员或当值人员对设备操作的随意性。即使试验人员在对设备试验过程中对设备的分、合闸操作, 也需得到变电站当值人员的配合才能操作设备。

(5) 机械编码锁的应用, 使设备网门、接地桩及其他没有电气控制的操作项实现了可靠的防误操作闭锁功能, 使设备防误闭锁功能覆盖了设备操作的全过程。

4.注意事项

(1) 室外安装的机械编码锁应加强检查维护, 防止锁具发生卡涩影响设备正常操作。

(2) 电脑钥匙插入锁具解锁时, 操作人员应托稳扶好, 防止晃动损坏插入锁具的电极与开锁销。

(3) 运行人员应严格遵守万能钥匙的管理制度, 严禁操作过程中出现异常时随意使用万能钥题引起误操作事故发生。

(4) 禁止在防误主机上随意使用移动硬盘、在防误主机上进行与操作无关的工作影响防误系统的正常运行。

结语

微机防误闭锁综合操作装置在矿务局变电站的使用, 消除了传统五防装置存在的故障率高、闭锁不可靠、五防功能不完备的缺陷, 有效杜绝了运行人员误入电气间隔, 误分、误合断路器等电气事故的发生, 使运行人员的操作更加安全可靠, 提高了电气设备防误操作水平。对保障煤矿供电的安全性、可靠性、提升变电站运行管理水平, 具有重大的安全意义和显著的经济效益。

摘要：电气设备的五防闭锁装置是防止人员误操作、保障电网安全运行与人身安全的基本装置。随着以计算机技术为基础的变电站综合自动化系统的广泛使用, 传统的五防闭锁闭锁装置存在的不足在工作中日益凸显。微机防误闭锁综合操作装置具有强大的防误功能, 可有效防止电气误操作事故与人身伤害事故的发生。

关键词：电气设备,误操作,防误闭锁,微机防误

参考文献

变电站微机监控装置 第7篇

1.1 电磁干扰的来源

目前,电力系统的电磁干扰源有外部干扰和内部干扰两个方面:外部干扰包括了高压开关操作、雷电、短路故障、电晕放电、高电压大电流的电缆和设备向周围辐射电磁波、高频载波、对讲机等辐射干扰源,及附近电台、通信等产生的电磁干扰、静电放电等。内部干扰是由自动化系统的结构、元件布置和生产工艺等决定的。

1.2 电磁干扰的传播途径

电磁干扰按传输途径可分为两大类:传导干扰、辐射干扰和电磁感应耦合干扰。传导干扰是通过干扰源和被干扰设备之间的公共阻抗进行传播的,辐射干扰是通过电磁波进行传播的。而感应耦合干扰是指电磁骚扰能量通过与其相邻的导体产生感应耦合,在临近得到体内感应出骚扰电流或电压。

1.3 电磁干扰的信号模式

电磁干扰信号按其出现的方式,可分成两种模式:差模干扰和共模干扰。以串联的方式出现在信号源回路之中的干扰信号称为差模干扰,主要是由长线路传输的互感耦合所致。

2 变电站常见电磁干扰源的影响

2.1 一次系统模拟量的强电干扰

微机保护装置以及其它自动化装置所采集的模拟量,大多数来自一次系统的电压互感器和电流互感器,它们均处于强电回路中,如果一次系统发生较大容量的短路(如母线短路),将使CT二次严重饱和,产生大量的高次谐波,若这些谐波分量直接输入到保护系统,将会使保护装置采样值受到严重干扰,使保护误判,造成保护误动或拒动。特别是发生接地短路时,故障电流注入变电站接地网,位于地网不同的两点间将呈现地电位差,最大值可达每千安故障电流10V。

2.2 开关量的输入与输出

变电站综合自动化系统开关量的输入,主要是断路器、隔离开关的辅助触点等开关量的输出,大多数也是对断路器、隔离开关的控制。

2.3 雷电过电压的干扰和破坏

雷电直击或者感应于地面、变电站建筑物时,强大的瞬间电压会产生极强的电磁脉冲,其感应会通过电源、地网、一次设备的二次线回路串入信号回路,或者直接作用于通讯回路,烧损测控保护设备。

还有一种情况,就是感应雷电波通过调度远动系统的RTU设备和信号采集的二次电缆或通信网线入侵,以很高的电压直接加到远动系统的信号和传送端上,造成接收和发送端模块烧坏。

2.4 二次布线不合理造成的干扰

强、弱信号共用一根电缆,致使强电信号交变的感应到弱电缆芯中,从而使综自系统产生错误信息,或误报信息。

另外若微机保护或自动化装置中布线不合理,由于分布电容的不均,共模干扰横容易进入弱电系统,共模干扰浪涌频率高、前沿陡,即使微弱的耦合都有可能使微机系统出错。另外若交直流线路没有采取正确的抗干扰措施,也将会造成今后运行中产生莫名奇妙的异常而无从查找原因。

2.5 一次开关设备操作过程产生的干扰

一次设备在操作过程中往往会产生控制母线的电压波动,或产生大电流,并伴有宽频干扰波。如果微机系统电源抗浪涌能力差,也将会使微机系统内部开关元件烧毁,或逻辑元件动作混乱,造成保护错误动作。

3 变电站典型抗干扰的对策分析

3.1 针对微机保护输入输出系统所采取的对策(1)模拟量输入系统的抗干扰措施。(2)开关量输入输出系统的抗干扰措施。

3.2 对微机电源的抗干扰措施

对于微机电源的抗干扰,实践中,采取如下措施都是很有效的:(1)在电源的输入侧安装电源滤波器,可以滤去交流电源输入的高频干扰和高次谐波。(2)在电源的输入侧安装隔离变压器,有隔离变压器的输出端直接向微机供电;(3)通过UPS电源向微机系统供电,可有效地抑制电网低频状态下的干扰。

3.3 对雷电强干扰的对策分析

(1)远动通讯,信号和弱电部分全部使用屏蔽电缆并且屏蔽层两端可靠接地;(2)在保护和载波、远动电源处加装抗干扰模块、浪涌滤波器、金属氧化物低压防雷装置;(3)将原来的不带防雷功能的后备式UPS换成带防雷功能的智能在线式UPS。(4)在远动通道尤其是微波通道,在通道入口处特别要加装专用通道避雷器;(5)对于较长通信网线,有条件在改造中可更换为光纤通信,即在间隔层装设光交换机、光纤设备终端,在从此通过光纤接入主控室,尽量阻断雷电感应的通路,减少雷电波的入侵。对于尚未改造的系统,网线两端屏蔽一定要可靠接地,并与装置在同一点接地。

3.4 二次回路抗干扰措施

(1)二次布线是要充分考虑抗干扰要求,认真执行反措要求,强、弱信号不能共用一根电缆,交直流回路不能共用一根电缆。采用静态保护时,应采用屏蔽电缆,屏蔽层两端接地。保护电缆不得与电力电缆同层敷设,并尽可能远离高频暂态电流的流入点,如避雷器或避雷针的接地点。(2)二次控制及信号电缆敷设方向应尽量垂直于高压母线,为的是尽量减小强弱电的电磁耦合,通信网线敷设应尽量避开强电交流电缆,如可能应放入金属护套内,即屏蔽干扰,又避免机械损伤。(3)对于综合自动化系统,间隔层组网形式对抗干扰也有一定影响,若采用Lon Works组网形式,不仅节点数可满足中型变电站的需要,同时由于Lon Works网为无源网络,脉冲变压器隔离,具有强抗电磁干扰能力。因此Lon Works是不错的选择。(4)低电平信息回路与电力回路,不采用公共的回程导线。(5)由远方开入接点接入微机保护的长电缆经大功率继电器隔离之后转接接入微机保护装置。

4 小结

变电站二次系统的抗干扰是一个涉及到装置开发、工程设计、调试安装、运行管理等多方面的系统工作,需要多方面的协调,这就需要我们在实践中不断总结经验,找到其规律性,同时要认真观察、仔细研究,从传统问题中探索新思路,根据实际情况解决实际问题,保证电网安全、经济、高质量地运行。

摘要：随着电力系统的不断发展,提高电子元件自身的抗电磁干扰能力,具有十分重要的意义。所以要求不断研究科学的抗电磁干扰方法及新型的抗电磁干扰材料。

变电站微机监控装置 第8篇

在农网的改造以及大修等工程中,通常使用机械闭锁、电磁闭锁以及机械程序闭锁等装置来实现变电站的防误操作。随着电子技术的不断发展,在现代电网改造工程中微机五防闭锁装置因其特有的优势已经逐步取代了传统的闭锁装置。微机五防闭锁装置[1],响应迅速、技术含量高,但是在实际应用中我们发现,因为安装、验收等过程中产生的问题,致使微机五防闭锁装置在投入运行后仍然存在诸多安全隐患。因此,针对变电站微机五防闭锁装置的配置以及运行状况,改善安装方式、优化验收方案,对于实现闭锁装置的安全运行具有很重要的意义。

1 变电站微机五防闭锁装置常见的问题

1.1 闭锁方案设计中容易产生的问题

1.1.1 忽视接地锁的安装设计

变电站微机五防闭锁装置,所谓的“五防”即,防误拉合开关、防误入带电间隔、防带电挂接地线、防带负荷拉合刀闸以及防带地线合闸。在对闭锁装置进行安装设计时,必须遵循如上“五防”原则[2]。在实际工作中,由于设计经验不足或者考虑不周,很容易导致五防不全现象的产生。比如,安装人员有时候会忽视接地锁的安装设计,因为在变电站所有的间隔刀闸上通常都带有接地刀闸,停电检修时,闭锁接地刀闸就能实现设备的可靠接地。但是,如果单独的对某一设备进行检修,使用接地刀闸是非常不方便的,这时就要考虑接地锁的安装。

1.1.2 对综合自动化变电站设备的就地闭锁重视不够

近年来,随着电子技术的不断发展,变电站的自动化程度越来越高,其综合性也越来越强。综合自动化变电站能够实现远程遥控操作,后台主机利用通讯软件遥控五防主机实现变电站的闭锁。因此,安装人员往往对就地闭锁重视程度不够。一旦后台主机与五防主机的通讯不能正常进行或者自动化系统产生故障时,就地闭锁又不能及时跟进,对于设备的防误便很难得以保证。

1.1.3 五防方案缺乏长远性

对于传统落后的变电站进行改建或者自动化改造时,五防方案的设计,要具有长远性。很多变电站由于五防方案设计不合理,不仅埋下了安全隐患,在后期的陆续改造过程中其投入的成本也是非常可观的。因此,在与厂家商讨改建或者改造方案时,一定要注重五防方案的完善性、长远性。存在暂时无法安装的部分时,要与厂家进行明文规定,待到条件允许时再进行安装调试。

1.1.4 同一设备重复闭锁致使操作程序复杂化

变电站微机五防闭锁装置在安装设计时,要遵循完善、简易、可靠的原则。在实际工作中,为了保证闭锁的可靠性,往往产生设备之间重复闭锁的现象,给操作人员带来很多不便。比如,对10 k V手车开关进行闭锁时,忽略了开关柜自身的“机械闭锁”,对柜门、开关操作按钮以及手车摇柄插孔等同时进行闭锁设计,这样便增加了程序的复杂性,而且安装困难,操作麻烦。其实,根据具体情况,只要选择一二进行闭锁,完全可以实现闭锁的可靠性。因此,在追求设备闭锁可靠性的同时,要统筹兼顾,尽量简化闭锁方案,防止重复闭锁的产生。

1.2 锁具方面存在的问题

1.2.1 电气锁的安装不当

电气锁安装时,容易出现如下两个问题:

a)对于一些自动化程度不高的变电站,其同屏的锁具安装位置不当。这种情况容易导致处于屏背面位置的电气锁接线柱不能够很好地接入开关控制回路;

b)锁具安装在刀闸上。在对锁具进行安装时,没有设置用于安装锁具的独立支架,从而导致电气锁的安装不当[4]。

1.2.2 固定锁安装造成刀闸或接地刀闸操作不便

在安装完固定锁后,致使刀闸或者接地刀闸操作不便,造成这种现象的原因主要有两点:

a)安装固定锁时,对于设备情况掌握程度不够,没有预先转动刀闸操作把手;

b)安装锁具时,工艺粗糙。没有充分考虑刀闸的分、合转动情况,从而产生刀闸操作不便或者刀闸能够操作到位但是锁具闭锁销子失效等现象。

1.3 操作票专家系统方面存在的问题

1.3.1 五防机模拟图与实际设备不统一

由于变电站微机五防闭锁装置在安装、验收时存在诸多不当,致使操作票专家系统在设备名称等方面容易出现与实际不符或者专业术语不规范等情况;操作锁的顺序没有完全依据相关规范,微机开票不能简便快速进行,这些都给误操作埋下了隐患。

1.3.2 保护装置的二次压板录入不及时

有些变电站没有把二次压板及时地录入操作票专家系统,这样操作票专家系统便不能发挥最大的作用,还会导致操作人员工作量的增加。

1.4 其它方面存在的问题

除了上述常见问题,变电站微机五防闭锁装置还存在一些其它方面的问题。a)在模拟屏与自动化系统进行通讯时,如果不安装光电隔离设备,通讯的抗干扰能力就会很差,严重时甚至会引起通讯中断,或者出现设备之间状态不一致的情形从而影响操作;b)没有按照要求预留备品备件特别是一些专用工具,导致锁具损坏时不能及时更换或维护;c)不重视微机五防装置资料的收集整理,致使操作人员学习或者查阅相关资料时存在诸多不便;d)厂方通常不负责对操作人员进行设备运行方面的培训,导致操作人员基本知识匮乏,在处理简单问题时也无从下手。

2 变电站微机五防闭锁装置验收的优化方案

尽管微机五防闭锁装置在设计、安装、验收、运行各个环节都存在安全隐患,但是对于变电站工作人员来说,优化验收方案,切实抓好验收这个环节,严保安装质量,对于保障变电站微机五防闭锁装置的安全运行具有很重要的作用。验收方案的优化可以从以下几个方面进行考虑[3]。

2.1 规范安装改造及验收之前的组织工作

a)在确定闭锁方案之前,五防主管部门要与五防厂家通力合作,派相关人员对变电站进行实地考察,共同制定闭锁方案;

b)在安装阶段,变电站五防主管单位要与五防闭锁装置安装厂家密切配合。为安装厂家提供诸多便利,强调安装要求的同时,提前进行验收工作,一旦发现问题及时反馈给厂家,以免留下安全隐患;

c)施工结束后。变电站基层单位、五防主管部门、安装厂家要派遣人员组成验收小组,依照相关规程对微机五防闭锁装置逐项进行验收。

2.2 细化五防闭锁验收内容及标准

验收工作进行之前,验收小组要提前细化验收内容,通常情况下包括,图纸资料或者软件备份文件、供货数量以及安装质量、备品备件的类目及数量、运行人员的培训情况、五防闭锁装置的实际闭锁功能、操作票专家系统等几个方面。

2.3 具体的验收项目

2.3.1 五防闭锁资料的验收

在验收五防闭锁资料时最直接的依据就是闭锁设备配置的情况,这些资料通常包括用户使用手册、调试手册、锁具安装说明手册、闭锁装置操作维护卡、闭锁数据资料、闭锁软件程序以及用户数据备份、闭锁装置合格证、保修卡以及填写完整的验收报告。

2.3.2 运行人员培训情况的验收

厂家对微机五防闭锁装置安装调试完成后,要对变电站运行人员进行相应的培训。培训的内容通常包括:五防闭锁的原理,工控机以及电脑钥匙的功能,锁码编制时需要遵循的原则,整套闭锁装置的使用以

摘要：分析了变电站微机五防闭锁装置常见的问题,从规范安装、改造及验收之前的组织工作,细化五防闭锁验收内容及标准等方面详细论述了五防闭锁装置验收的优化措施,以期为五防闭锁装置的安全运行提供一定的指导作用。

关键词：变电站,闭锁装置,安全运行,农网改造

参考文献

[1]曹士武.对变电所防误闭锁装置的探讨[J].科技与企业,2012(07):126.

[2]曾繁伟.浅谈变电站防误闭锁装置[J].中国新技术新产品,2011(12):131.

[3]唐鹤,象阳.防误闭锁装置在变电站的应用[J].农村电气化,2010(05):19-20.

[4]徐卫.关于防止电气误操作事故的几点意见[J].四川电力技术,2002(05):7-11.

[5]羊绍军.高压带电显示闭锁装置在乌鲁瓦提水电厂的应用[J].新疆水利,2010(06):17-18.

龙门滩梯级水电站微机监控系统改造 第9篇

关键词：微机监控系统,自动化改造,功能

0 概况

泉州市龙门滩梯级电站位于福建省泉州市德化县,一级电站距县城约25km,一、二级电站相距7km,大坝与一级电站相距7 k m,为梯级电站。电站总装机容量为49.8MW(一、二级站分别装有2台水轮发电机组,单机容量分别为9+1.3MW、13+1.6MW)。一级站于1989年9月份运行发电。为提高自动化水平、减轻值班人员的劳动强度、实现“无人值班”(少人值守)、能够在德化县城关进行远方控制操作、电站只保留少数值守人员、达到“遥控、遥调、遥测、遥信”四遥功能,电站从1998年起采取整体规划设计分步实施的办法进行微机监控系统的改造。

1 调速器和励磁装置改造

随着大规模集成电路技术、微机技术和电网的发展,以及电网对电能质量要求的日益提高,一、二级电站原有调速器和励磁装置已不能满足快速并网、调节灵敏、运行稳定及自动化改造的要求。1998年后,对一、二级电站调速器和励磁系统进行了改造。改造前后设备的对比如表1所示。

改造后的调速器及励磁装置结构简单、速动性好、可靠性高,维护工作量少,基本上可实现免维护,既可通过常规方式与微机监控系统连接,也可通过串行通信方式与微机监控系统连接,符合整体改造要求。

2 自动化测量元件选型配置

电量变送器:考虑到安全可靠性,对重要测量点(8台机组、4条35kV出线及2条110kV出线)采用加拿大Meas u r e m e n t公司生产的组合型变送器(可测量三相电压、电流、频率、有功、无功、功率因数等);基于经济性考虑,其他测量点则根据需要采用广东河源雅达公司生产的电压、电流、频率、有功、无功、直流电压、直流电流变送器。非电量变送器:考虑运行的可靠性,采用中美合资麦克传感器有限公司生产的系列产品。组合型变送器直接与L C U的工控机进行通信,其它变送器的输出量均为4~20mA,送至PLC的模拟量输入模块。

温度巡检仪采用上海电力学院仪表厂生产的SRE-4 8型;准同期装置采用法国阿尔斯通生产的A L S P A CSR620型。这2种装置均直接与LCU的工控机进行通信。

3 微机监控系统改造

1999年开始全面进行微机监控系统选型、安装,采用阿尔斯通(天津)电力系统有限公司研制的A l s p a8000-P320微机监控系统,2002年2月份改造全部完成。微机监控系统投运后,实现了城关调度中心对梯级电站主辅设备及大坝设备的远程监控及同地调的通信。电站运行人员由原来的6人减为3人,达到了“无人值班,少人值守”的目的。

由于软硬件和网络技术的迅猛发展,微机监控系统的功能日趋成熟,Alspa 8000-P320微机监控系统暴露了实时性不够、备品难买且昂贵等缺点。2006年11月,再次对微机监控系统进行升级改造。将系统从C10升级为C30,把SUN工作站改为戴尔常规的工作站,将Unix操作系统改为Windows操作系统,网络结构由10M升级100M光纤冗余网。2007年2月微机监控系统改造完成投运。

3.1 微机监控系统结构

龙门滩梯级电站监控系统本次升级改造充分利用先进的光纤通信技术,采用扩大厂站式微机监控系统结构,通过光纤通信技术(光纤环网)将一级站系统、二级站系统、大坝监控单元、城关控制中心联为一个系统,如图1所示。

改造后的龙门滩扩大厂站式微机监控系统将在城关设集中控制中心,作为整个系统的日常运行控制室。而在一级站和二级站则各设简易控制室,作为特殊情况时的运行控制室。在城关集中控制中心设置通信网关微机与泉州地区调度局实现数据通信。系统主要设备配置如表2所示。

龙门滩微机监控系统设以下运行监控点:现地M M I,优先级高,控制范围小,仅为相应控制单元范围;电厂控制室,优先级中,控制范围仅为本厂范围;城关集控中心,优先级低,控制范围最大,为整个梯级范围。

3.2 微机监控系统配置

微机监控系统配置如图2所示。

3.3 微机监控系统控制方式

为实现整个梯级电站的安全经济运行,监控系统控制功能的实现由各

现地控制单元(机组L C U、开关站/公用L C U、大坝L C U等)以及现地执行机构完成。微机监控系统与励磁装置和调速器采用硬接线的开关量方式连接并与数据通信方式互为备用,微机监控系统与励磁装置、调速器、温度巡检装置的数据通信采用M O D B U S通信协议实现。

为满足电厂运行需要,电站监控系统设有以下几种控调运行方式:

(1)3个级别:集控中心远方控制为系统日常控制;在特殊情况下,系统由电厂控制室控制;现地控制单元M M I控制是在设备维护或系统调试情况下采用的控制方式。以上控制级别可通过操作员工作站及现地操作面板设置。

(2)2种调功方式:单独给定方式,由运行人员在中控室或现地手动给定机组的负荷;成组自动方式,由自动发电控制(AGC)、自动电压控制(A V C)程序依据机组状态自动分配负荷。

3.4 微机监控系统功能

在该系统中,一、二级站与城关集控中心的操作员站分别使用各自独立的数据库进行数据采集、存储与管理,一、二级站操作员站数据库只采集、存储与管理与本站相关的数据;而城关集控中心的操作员站数据库采集、存储与管理整个系统的数据。并且系统中的任一数据与变量在整个系统中可以随意使用。极大地方便了运行维护人员检查与维护。

该系统采用手动、远动、自动(A G C、A V C)3种调功方式。系统调功方法又分为:点动脉冲调功,监控系统自闭环脉冲调功,励磁、调速器自闭环调功。

该系统可实现事件顺序记录、事故追忆和相关量记录(记录分10组,每组10个模拟量)、历史记录、趋势分析、GPS对时、召唤打印、语音报警、电话报警。运行值班人员可在机组L C U柜现地手动开、停机,并可选择单步执行或自动执行。当上位机不起作用或故障时,可选择现地自动方式。在机组投运试运行或大、小修完成后的调试阶段可选择现地分步方式。

4 存在问题

由于测量水库水位的变送器安装在厂房外且距离厂房较远,当附近发生强雷击时水位变送器及与其连接的模拟量输入板会因过电压损坏(水位变送器坏2次,其连接的模拟量输入板坏1次)。为此,在水位变送器侧装设一小型接地网与电站主接地网连接,将变送器侧屏蔽钢管通过小型接地网接地;并且在水位变送器与模拟量输入板连接处并联一个过电压保护器。

5 结语