微机变电所范文

微机变电所范文（精选11篇）

微机变电所 第1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.

4供电所微机管理制度 第2篇

为了保证县局各项工作顺利开展，加强县局信息化管理，保证我局微机正常安全运行，加强微机管理的严肃性。

一、严禁外来人员操作微机；

二、严禁使用外来光盘、软盘或私自上网；

三、严禁在微机上玩游戏、播放影视及音乐光碟；

四、微机无论出现任何故障，不得私自或请外人维修；

五、严禁微机及其设备长时间处于通电待机状态；

六、严禁带电状态下，挪动微机及其设备；

七、严禁带电状态下，进行微机与外部设备的连接或拆除操作；

八、严禁私自外借微机及其设备；

九、严禁私自打开微机箱盖，拆换微机内部设备；

微机变电所 第3篇

[关键词]变电所；微机继电保护；故障處理；主变压器保护

前 言

变电站是电力系统电能分配的重要组成部份，变电站常见故障的分类汇总有利于从事变电站的值班或检修人员尽快分门别类地找出故障的类型及基础处理实用技巧。而变电站常见故障的处理一个核心环节就是继电保护的有力支持。微机保护在电力系统得到广泛应用。但微机继电保护装置的动作过程不像模拟式保护那样直观，造成了微机保护事故发生有其自身的特点。分析与总结微机继电保护事故处理特点的目的在于掌握一般规律，快速有效地处理事故，避免因继电保护原因引发电网或设备事故，确保电网的安全稳定运行。

有效的反映出电器设备的不正常工作的状况，并根据所发生的不正常工作状况的原因和设备的运行维护条件的不同所发出相应的信号，以便值班人员进行相对应的处理，或者由自身的装置进行自动的调整，或者把那些正在运行会引起事故的相关电器设备进行有效的切除，那些反应出不正常工作情况的继电保护装置允许带一定的延时工作。

1. 微机继电保护特点

研究和实践证明，与传统的继电保护相比较，微机保护有许多优点［4］，其主要特点如下：

①改善和提高继电保护的动作特征和性能，动作正确率高。②可以方便地扩充其他辅助功能。③工艺结构条件优越。④可靠性容易提高。⑤使用灵活方便，人机界面越来越友好。其维护调试也更方便，从而缩短维修时间；同时依据运行经验，在现场可通过软件方法改变特性、结构。⑥可以进行远方监控。微机保护装置具有串行通信功能，与变电所微机监控系统的通信联络使微机保护具有远方监控特性。

2. 微机继电保护容易引发的故障及处理措施

2.1变压器事故。变压器的主保护（重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护）动作跳闸或者变压器后备保护动作跳闸。若此种故障出现，在未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可对变压器试送电一次；如有故障，在找到故障并有效隔离后，也可试送一次。若出现变压器轻瓦斯保护动作发信，应立即进行检查，确认变压器能否运行。

2.2电压互感器事故处理。本体故障，引起保护误动作：及时打报告，更换电压互感器，并进行二次接线的调整。一次保险烧坏，引起各种报警和误动作，查明原因，更换保险；二次保险烧坏，引起各种报警和误动作，查明原因，更换保险。

2.3电流互感器事故处理。本体故障，引起保护误动作：及时打报告，更换电压互感器，并进行二次接线的调整。由于接触不良，局部发热，紧固螺丝，并要求变电值班人员开展定期巡检，进行简易维护。对烧坏的端子进行更换。对有破损的二次线进行各种技术处理

2.4单相接地故障处理。当发生发生单相接地故障时，继电保护班成员应在事故现场开展接地情况分析，首先应与现场值班人员应对绝缘监察仪表和预告信号进行检查，当指示有接地现象时，应立即检查各相对地电压、线间电压、开口三角电压，并作好记录，同时开展如下工作。

2.5电压不平衡。对PT一次保险、二次保险进行检查是否存在接触不良；是否有烧坏现象，根据上述情况，应判明原因（是否因母线压变高压熔丝熔断、铁磁谐振、线路或一次设备接地等引起），按母线管辖范围报告有关调度，并对带电设备进行检查。

2.6系统设备及稳定限额越限处理。当出现系统设备及稳定限额越限，应及时与变电站当值人员做好如下协调工作。当联络设备的负荷已达到热稳定或按稳定计算要求或继电保护整定值要求的最大允许限额时，地调值班调度员应采取一切必要的手段努力在10分钟内消除其过负荷。系统联络变压器过负荷时的处理措施应参考其过负荷的允许范围及允许持续时间。

2.7直流工作工作各种事故处理。寻找直流接地或更换直流熔丝，应按现场有关规定执行。寻找直流接地或更换直流熔丝时间应尽量缩短，以减少无继电保护运行时间，同时避免对侧纵联保护穿越故障而误动。

2.8自动化工作各种事故处理。当自动化系统部份通讯不正常时：应检查对应的通讯口是否松动脱落，接触是否良好。所对应的装置是否工作正常从而引起通讯异常。当自动化系统全部通讯不正常时：重新启机，以判断是否是部份重要程序异常引起全系统瘫痪，一般可解决问题

2.9遥信遥测遥控不正常时。检查相对应的一次、二次设备的状态是否正常，若异常则排除，即可恢复。系统本身的定义及参数设置不正确，可在厂家的指导下解决。

3. 微机保护事故处理的基本思路

3.1正确充分利用微机提供的故障信息

对经常发生的简单事故是容易排除的，但对少数故障仅凭经验是难以解决的，应采取正确的方法和步骤进行。

3.1.1正确对待人为事故。有些继电保护事故发生后，按照现场的信号指示无法找到故障原因，或者断路器跳闸后没有信号指示，无法界定是人为事故或是设备事故，这种情况的发生往往与工作人员的重视程度不够、措施不力、等原因造成。人为事故必须如实反映，以便分析和避免浪费时间。

3.1.2充分利用故障录波和时间记录。微机事件记录、故障录波图形、装置灯光显示信号是事故处理的重要依据，根据有用信息作出正确判断是解决问题的关键。若通过一、二次系统的全面检查发现一次系统故障使继电保护正确动作，则不存在继电保护事故处理的问题；若判断故障出在继电保护上，应尽量维持原状，做好记录，做出故障处理计划后再

3.2 运用正确的检查方法

3.2.1逆序检查法。如果利用微机事件记录和故障录波不能在短时间内找到事故发生的根源时，应注意从事故发生的结果出发，一极一级往前查找，直到找到根源为止。这种方法常应用在保护出现误动时。

3.2.2顺序检查法。该方法是利用检验调试的手段来寻找故障的根源。按外部检查、绝缘检测、定值检查、电源性能测试、保护性能检查等顺序进行。这种方法主要应用于微机保护出现拒动或者逻辑出现问题的事故处理中

3.2.3运用整组试验法。此方法的主要目的是检查保护装置的动作逻辑、动作时间是否正常，往往可以用很短的时间再现故障，并判明问题的根源。如出现异常，再结合其他方法进行检查。

参考文献

[1]国家电力调度通讯中心.电力系统继电保护规定汇编[M].北京:中国电力出版社，2000.

[2]国家电力调度通讯中心.电力系统继电保护典型故障分析[M].北京:中国电力出版社，2001.

[3]贺家李,宋从矩.电力系统继电保护原理[M].北京:中国电力出版社，1994.

微机变电所设备安全检修方法研究 第4篇

随着科学技术的日新月异, 微机保护和自动化装置以其高度的灵敏性, 可靠性和维护管理的方便性, 在电力系统中得到了飞速的发展和广泛的应用, 大庆油田配电网也逐步采用微机保护。但微机系统越是先进, 芯片的集成度就越高, 电路越复杂, 那么对检修校验微机变电所各部件的要求也越高[1]。在变电所检修过程中, 常常要对设备进行反复的测试和试验, 这样就会造成由于频繁操作致使某些设备部件受损, 严重影响设备的使用寿命, 甚至由于检修直接造成设备损坏或埋下故障隐患因此在设备检修过程中采用正确的检修测试方法, 可以确保在完成必要的检查测试项目的前提下, 避免对设备造成新的冲击和磨损, 延长设备的使用寿命, 达到设备安全可靠运行, 实现设备安全检修本文专门对微机变电所设备安全检修中存在的断路器磨损大、输出接线易脱落、烧合闸接触器等问题进行了深入的分析和研究, 并有针对性地采取了一些改进措施, 解决了实际检修和安全运行中的一些问题。

1微机保护变电所安全检修问题研究

经过对多个微机变电所调查统计, 发现在微机变电所安全检修过程中出现了三个比较典型的问题:一是微机变电所储能型真空断路器磨损大;二是微机变电所保护输出接点接线易脱落;三是微机变电所合闸不成功有烧合闸接触器的故障。

1.1微机变电所储能型真空断路器磨损大成因分析

微机保护跳闸回路二次接线图如图1所示。正常试验时, 试验设备输出电流加到互感器一次侧, 二次侧经一定变比后电流达到模块内部起动值, 模块内部动作后, 保护接点DO 1+、D 01-闭合, 这时保护通路为:+KM保护接点D 01压板1LP133TBJ线圈135断路器辅助接点DL (常开接点) 跳闸线圈TQ-KM。保护装置带着开关一起做试验, 在现场试验过程中, 要做过流、重合闸后加速等试验[2], 在没有任何问题的情况下每个试验至少也要动作2次, 这样每组开关的试验次数要在l0次左右。而每年变电所运行过程中, 可能一次故障跳闸都没有发生, 由于做检修的反复试验增加了真空断路器不必要的磨损。因此, 通常对微机保护进行整组试验时, 带上真空断路器反复试验, 势必造成真空断路器磨损大。

+KM、-KM控制母线, D01+、D01-保护接点, 1LP压板, TBJ防跳继电器, DL断路器辅助接点, TQ跳闸线圈, 133、135接点

当前, 新型储能型高压真空断路器由于安装有质量相对较好的真空灭弧室, 其电气性能和机械性能均有明显的提高, 但也绝不是“免维护”。每一种形式的真空断路器, 从结构上来讲, 都是由上百种零部件组成[3], 而这些零部件中生产厂只可能对部分零部件自行设计、加工, 而相当一部分则是依靠外协。这些零部件的材质选型、安装、工艺、检验等各个环节都关系到整个产品的电气和机械性能, 每一个零部件的加工和工艺缺陷、相互配合链接咬合都将直接影响到高压断路器的机械特性[4]。同时与操动机构配套的辅助开关、微动开关、减速器、接线端子等绝大部分都是外协件, 存在有一定的分散性, 质量难以达到100%, 这些问题, 都是直接影响真空断路器机械寿命的主要因素。有些真空断路器机械寿命标称2万次, 有的甚至达到3万次或者6万次之多。在高压真空断路器的选型应用中, 不宜轻信产品说明书的不实之词, 应以实际试验报告为依据, 如果真空断路器能够安全可靠地动作1万次, 就不错了。因此, 减少真空断路器的磨损, 延长真空断路器的机械寿命非常重要。

1.2微机变电所保护输出接点接线易脱落成因分析

由于微机变电所保护输出接点是带电接点, 不能接于试验设备, 这样正常检修做模块动作电流和时间时, 必须将保护接点 (即如图1所示的D01+、D01-) 解开, 与电源隔开, 再接于试验设备。而微机保护装置的盘后接点都是压接而成。由于频繁操作, 将会造成接线连接处接触不好, 压接处很容易脱落, 带来故障隐患。

1.3微机变电所合闸不成功有烧合闸接触器的故障成因分析

随着现代电力科技的不断发展, 微机保护以它的高灵敏性和可靠性而被广泛采用, 逐步地取代了常规的电磁式保护和集成电路保护, 成为未来继电保护发展的总体趋势。然而, 其中也有不尽完善之处有待改进。微机保护二次图[5]如图2所示。正常情况下, 按下按钮手动合闸时, 合闸回路应为:+KM手合 (遥合) JJ2-1JJ2电流线圈 (自保持) TBJ的常闭接点A39断路器辅助接点DL1合闸接触器HC-KM。合闸线圈HC通电, 使机构动作弹簧储能合闸。同时断路器常开闭合, 回路为: +KMHWJDL2TQ-KM, 合闸后红灯亮, 完成合闸过程。合闸后, 辅助接点DL1打开, 断开合闸回路。合闸保护继电器JJ2也继而失电, 使JJ2-1也返回到常开位置。合闸保护继电器JJ2的作用就是和其常开接点JJ2-1配合保持住合闸回路, 防止合闸过程时间过短, 而不足以使合闸线圈可靠动作。

+KM、-KM控制母线, JJ2合闸保护继电器电流线圈, JJ2-1合闸保护继电器常开接点, TBJ防跳继电器常闭接点, DL1断路器常闭辅助接点, HC合闸接触器, HWJ合闸位置继电器, DL2断路器常开辅助接点, TQ跳闸线圈, A38、A39、A40接点

由此可以看出, 合闸接触器线圈被烧毁的原因是由于回路中的辅助接点DL1没能及时断开电路, 致使JJ2长期带电。如果合闸时机构拒动或其他原因 (如合闸保险烧断) 使合闸不成功时, 辅助接点断不开回路, 那么就会烧坏合闸接触器, 致使原本是机构方面的问题却扩大到烧坏合闸接触器。所以, 微机保护下远方电动合闸时总要有操作人员站在控制屏后准备好, 在发现合闸不成功时, 赶快用手去拉开控制回路的保险, 断开电路以防烧坏线圈, 这是此类微机保护装置中的一点不足之处。微机变电所烧合闸接触器的现象主要是由于其本身设计造成。

2安全检修方法的改进

针对上述三个关键性问题的成因分析, 结合检修过程中积累的实践经验, 提出了安全检修的改进方法, 以解决相关问题。

为了保证检修中反复试验的要求, 将断路器及其辅助接点用中间继电器接点代替, 以避免真空断路器的磨损。在微机变的检修现场, 可应用中间继电器的接点模拟断路器辅助接点。具体做法是:用中间继电器ZJ代替真空断路器线圈, 与保护出口接点串联, 中间继电器动作后由其接点接于设备, 中间继电器代替真实断路器试验原理图如图3所示。这样保护动作后, D01接点闭合, D01接点闭合后, 起动中间继电器, 再用中间继电器的接点 (无源接点) 来接设备, 这样不用合跳断路器就可以完成模拟整组试验。在试验过程中, 可以在中间继电器的常开触点与常闭触点各串接一个绿灯LD和红灯HD, 用以表征断路器所处状态。红灯HD亮代表合闸成功, 绿灯LD亮代表断路器跳闸[6]。

D01+ D01--保护接点, ZJ-中间继电器, LD-绿灯;HD-红灯

在现场检修中, 也可以在中间继电器串接断路器辅助接点的备用点, 这样可以同时检查开关辅助接点的位置是否正确, 中间继电器代替断路器原理图如图4所示。待试验通过后, 再接入真实断路器进行一次跳、合闸试验, 只要有关跳位信号灯、合位信号灯状态正确, 便认为试验成功。

D01+ D01--保护接点, ZJ-中间继电器, DL-断路器辅助触点, LD-绿灯;HD-红灯

对检修后微机变电所保护输出接点接线易脱落问题的解决, 用无源接点取代有源接点接于设备。

有源接点无法接试验设备, 只要把有源接点改为无源接点就可以了, 而模块没有备用的输出无源接点, 可以通过加一块中间继电器 (做一个接点转换箱) 来完成, 这样, 让有源接点来启动中间继电器线圈, 再把中间继电器接点接于设备, 这样就可以避免了由于没有无源接点带来的频繁拆装置引出线造成的接线连接不牢的问题。

对微机变电所合闸不成功有烧合闸接触器的故障问题的解决, 更换带延时接点的合闸接触器, 将其瞬时闭合延时打开接点串接合闸回路中。

在常规继电器保护中, LW2系列控制把手的合闸操作只是瞬时的, 不管断路器是否合上它都会在弹簧的作用下立刻弹回到合闸后位置, 断开回路, 因而不会出现合闸回路断不开烧合闸线圈的问题。微机合闸只考虑到可靠合闸加装了自保持, 却没考虑到合闸不成功时怎样断开回路。如果把JJ2-1瞬动接点改为瞬时闭合延时打开接点, 但模块内部不能任意改动, 并且JJ2-1的接点容量小, 不能用来分断电路, 但如果更换一种带延时接点的合闸接触器, 把合闸接触器延时打开常闭接点串接于合闸回路中[7] (如图5) , 其工作原理是:按下按钮手动合闸时, 合闸回路应为+KM手合 (遥合) JJ2-1JJ2电流线圈 (自保持) TBJ的常闭接点A39断路器辅助接点DL1合闸接触器HC合闸接触器延时断开常闭接点HC-KM, 当合闸不成功时, 合闸接触器延时断开常闭接点HC在一定时间后断开, 合闸保护继电器JJ2也继而失电, 使JJ2-1也返回到常开位置, 这样合闸继电器线圈就不会因长时间带电而烧坏。

+KM、-KM控制母线, JJ2合闸保护继电器电流线圈, JJ2-1合闸保护继电器常开接点, TBJ防跳继电器常闭接点, DL1断路器常闭辅助接点, HC合闸接触器, HWJ合闸位置继电器, DL2断路器常开辅助接点, TQ跳闸线圈, A38、A39、A40接点

3实验过程、结果及结论

现选择4座微机变电所, 其中用1号和2号命名的变电所作为对照用的变电所未进行改进, 3号和4号命名的变电所作为实验用的变电所进行微机保护单元检修测试方法改进实验。对采取以上改进措施的大庆2座微机变电所共计进行了84次微机保护单元的检修实验, 微机变电所微机保护单元检修测试方法实验组与对比组故障率对比实验结果统计表如表1所示。经过统计发现, 原有的故障率 (出故障的次数/检修次数) 大大降低。

本文对微机变电所设备安全检修中存在的断路器磨损大、输出接线易脱落、烧合闸接触器等问题进行了深入的研究, 并对上述问题进行了改进实验。实验结果表明, 通过改进后的微机变电所微机保护单元有效地解决了安全检修中存在的断路器磨损大、输出接线易脱落、烧合闸接触器等一些比较严重的问题, 基本上实现了检修后设备磨损小, 保证设备使用寿命, 不会由于检修埋下新的故障隐患, 同时也解决了微机变电所合闸不成功烧合闸接触点的问题, 达到设备安全检修的目的。

摘要：随着微机保护的广泛采用, 大庆油田配电网也逐步采用微机保护, 为了确保微机变电所的安全运行, 在检修过程中常常要对保护装置反复进行测试, 若方法不当势必会造成因频繁操作而导致部件受损, 从而带来新的安全隐患。本文对微机变电所设备安全检修中存在的断路器磨损大、输出接线易脱落、烧合闸接触器等问题进行了深入的研究, 提出了改进的安全检修方法, 解决了检修和安全运行中的一些关键问题。

关键词：微机变电所,保护装置,安全检修

参考文献

[1]张迪.浅谈微机继电保护在变电站中的重要性.工会博览.理论研究, 2009;6:169—170

[2]李全喜、赵希才.继电保护和安全自动装置基本试验方法.北京:中国标准出版社, 2008

[3]吕干, 陈淑芳, 马凤兰, 等.进网作业电工培训教材 (下册) .沈阳:辽宁科学技术出版社, 1992:331—335

[4]谈潇天, 万载扬, 张展, 等.进网作业电工培训教材 (高压电工篇) .北京:中国水利水电出版社, 2001:275—284

[5]张希泰, 陈康龙.二次回路识图及故障查找与处理.北京:中国水利水电出版社, 2005:153—193

[6]杨利水.继电保护及自动装置检验与调试.北京:中国电力出版社, 2008

微机变电所 第5篇

关键词：变电运行；微机五防；操作安全性；系统应用

中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）26-0057-02

随着我国社会经济的发展，电力事业得到了广泛的应用，这就给变电操作的安全性能提出了更高的要求。我国每年变电运行安全事故特别是恶性误操作事故频频发生，这也使电力安全问题受到高度的关注。如何保证变电运行操作的安全是广大电力工作者努力研究的课题。根据多年的电力工作经验，保证变电运行操作安全需要做好两个方面的工作，第一是要提升变电站工作人员的综合素质，第二是确保变电运行设备的稳定性以及安全性。随着我国科技的发展，微机装置，特别是微机五防系统在变电运行系统中应用越来越广泛，利用电子计算机技术、信息技术、通讯技术等，很大程度上提升了变电运行操作的安全性。

1 微机五防系统概述

1.1 微机五防系统的组成

图1 微机五防系统缩略图

顾名思义，微机五防系统主要包括五个方面，即防误闭锁软件系统、防误计算机、锁具、电脑钥匙、解锁钥匙与模拟屏。图1为微机五防系统缩略图。

1.2 微机五防系统如何实现通信

随着我国科技水平的提升，目前已经逐渐地实现了自动化，变电站运行系统也普遍使用自动化运行系统，微机五防系统在变电运行系统中的运用，实现了装置与变电站自动化系统的通讯。微机模拟盘是微机防误装置的核心设备，微机模拟盘中有且只有一对元件与变电站设备的主控机相连接，该设备还可以进行模拟操作，通过模拟操作过程，可以对每一项操作流程实施有效的监控，并判断模拟的结果，这些监控、判断的自动实施，主要是在操作前在模拟盘中输入了相关的操作规则与流程。在模拟操作过程中，如果对结果判断为正确，就会在显示屏上显示正确的设备编号，并发出正确的信号；如果判断为错误，则会在显示屏上显示出错误设备的编号，并给出发生错误的提示，同时会发出警报信号。模拟操作结束后，正确的操作信息会被存到计算机钥匙中，这时相关的技术人员就可以进行现场真实的操作。

1.3 微机五防系统如何实现“防误”

进行真实的现场操作过程中，变电运行人员需要根据电子计算机显示的信息，在相对应的编码锁中输入微机钥匙，利用专业的设备对其检查，保证输入信息的正确性。如果编码锁与设备的编号都正确，检测仪器在操作后就会发出两声响声，这时闭锁回路就会全部打开，该操作就是正确的操作；如果在操作过程中，检测仪器发出两声响声，则说明在操作中出现了错误，这时需要对设备进行仔细的检查，分析发生错误的原因，并采取有效的措施进行整改。然后继续进行正确的操作。微机五防系统是变电运行系统中防误首选，对降低变电运行操作错误率以及避免安全运行故障的发生具有重要的

意义。

2 变电运行中对微机五防系统的使用与维护管理

在变电运行系统中，利用微机五防系统，需要做好装置的安装、调试、维护等工作，只有这样，才能保证微机装置发挥应有的功效，同时还能延长装置的使用寿命，为变电运行的安全性提供有效的保障。

2.1 微机五防系统的安装调试

在微机防误装置安装时，必须严格地按照安装规章进行，把握细节，因为微机装置即使某一细小的环节没有按照规定进行，都可能影响装置的正常使用。在设备安装后，还需要有专业的人员利用特定的仪器进行检测，如果检测结果为不合格，有关部门需要及时地将装置进行返工，确保装置能够正常运行，这样才能避免在变电运行过程中发生安全事故，全面地提升变电运行的安全性能，为电力企业的经济效益以及可持续发展做出更大的贡献。

变电站安装微机防误装置，需要遵循“三同时”原则，即：防误装置的安装与变电站工程建设设计同时进行；在变电站整体规划中，将微机防误系统规划于其中；设计完成后，变电站的建设与装置的安装同时进行。只有这样，才能保证两者同时投入使用，为变电运行提供安全的运行环境。

2.2 微机五防系统的维护

对微机防误装置的检查维护工作，主要分为专项检查维护以及日常检查两种。进行专项检查维护，需要由运行部门安排专业的技术人员进行；而日常检查则是运行人员在运行过程中对设备进行巡查。首先，要安排专门的人员对防误装置进行维护，并且要求做好装置相关的数据资料，做好这些数据的记录管理工作。其次，微机防误装置操作的人员必须熟练地掌握装置的使用与维护技术，对装置的主机进行维护时，还需要与装置的生产厂家共同完成，确保装置的安全。最后，每一次对装置进行维护前，需要进行相关数据的备份，而主机中的信息是随着变电运行的进行不断地发生变化的，所以需要特别的注意，以避免信息丢失或损坏。还有，运行人员以及专业的技术人员进行防误装置的检查、维护过程中，需要有专门的负责人进行严格的监督，确保装置的检查与维护工作符合相关的规定，并且一些专项检查项目需要由专门的技术人员进行实施。

一般来说，微机防误装置的主机与其他的系统不进行合用，还需要特别注意，其与互联网不能进行互联。对连接到装置上的计算机监控系统，需要其技能满足防误功效，又能满足监控系统的具体要求。

2.3 微机五防系统的操作

首先，对微机装置的主机进行操作时，必须使用正确的密码，但是主机密码不能与数据管理系统的密码相同，这主要是为了避免计算机相关数据丢失，从而对变电站的工作造成影响。其次，在对微机防误装置运行过程中，需要有相关的负责人做好监督工作，监督运行人员进行装置的检查、维护、保养工作，发现问题要及时的进行解决，避免对倒闸操作造成影响。最后，对微机装置的现场操作主要是通过电脑钥匙实现的，在操作完成后，需要将钥匙当前的运行状态信息及时地返回给防误装置主机，保证主机状态的更新，保证现场设备运行状态与防误装置主机的一致性。

3 结语

随着我国社会经济的快速发展，人们的生活水平逐渐提高，各行各业对电力使用量越来越多，这就给变电运行操作的安全提出了更高的要求。科技的发展，微机装置逐渐应用到变电运行系统中，其中微机五防系统在变电运行操作中的应用，有效地提高了变电运行操作的安全稳定性，有效地降低了电力事故特别是误操作事故的发生率，为人们创建了一个安全的用电环境。但对于微机防误装置，还需要做好其安装、维护等工作，确保输变电安全生产，为电力企业经济效益的提升做出更大的贡献。

参考文献

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[2] 胡元康.试论变电运行中微机五防与继电保护回路系统的应用[J].电源技术应用，2013，24（5）.

[3] 蔡秋兰.试论变电运行中微机五防与继电保护回路系统的应用[J].学术论坛，2012，35（14）.

[4] 袁德芳，袁子芳.变电运行中微机五防与继电保护回路系统的应用[J].应用技术，2013，21（5）.

[5] 刘东，陈明辉.浅议变电站的微机五防系统的优化与改进[J].四川电力资讯，2010，28（7）.

微机变电所 第6篇

变电所在通信和数据采集过程, 就是远动技术的运用过程。电力系统远动就是利用远程通信系统进行信息传输, 实现对远方运行设备的监视和控制。它主要包括“四遥”, 即遥测、遥信、遥控、遥调。然而, 现有的传统变电所监控系统主要由值班人员来处理信息变换, 设备是传统的电磁仪表和灯光音响设备装置信息传输通道增加了电流的控制电缆因此这种监控系统不可避免的存在以下主要问题与缺陷: (1) 信息变换检测依靠传统测量仪表继电器等模拟式设备数量多测量误差大。 (2) 不能记录事件发生的准确时间和顺序。 (3) 仪表继电器体积庞大功耗大占地面积大运行人员不易观察监视。 (4) 依靠人的感官和判断对信息处理准确性有很大影响。 (5) 信息传输采用强电流信号直接传输, 虽然抗干扰性能好但通道损耗大造成误差大, 传输距离有限且用作通道的控制电缆截面大数量多造成一次性投资较大。

针对以上问题和缺陷, 采用组态王对变电站系统、电力负荷等实现远距离测量、监视与操作, 它可以随时发现与处理事故, 减少停电时间, 各种遥测数据、分合闸操作, 开关检修及系统事故均可存盘保存, 并可打印记录, 从而减轻了值班人员的劳动强度

组态王运行于windows操作系统, 包括windows98、windows NT、w indow s 2000等w indow s系列操作系统, 亚控科技在组态王6.0x系列版本成功应用后, 广泛征询数千家用户的需求和使用经验, 采取先进软件开发模式和流程, 由十多位资深软件开发工程师历时一年多的开发, 及四十多位试用户一年多的实际现场考验后, 又成功推出了组态王6.5, 它的使用更方便, 功能更强大, 性能更优异, 软件更稳定, 质量更可靠。

组态王完全基于网络的概念, 是一个完全意义上的工业级软件平台, 现已广泛应用于化工、电力、国属粮库、邮电通讯、环保、水处理、冶金和食品等各行业, 并且作为首家国产监控组态软件应用于国防、航空航天等关键领域。组态王最突出的特点是实时多任务、高可靠性和标准化, 正是由于组态王的特点, 它才得以在控制领域得到越来越多的应用。

2 变电所微机组态监控系统实现的功能

基于组态王的变电所微机实时监控系统具有强大的监视控制和管理功能。 (1) 实现模拟量 (电压, 电流, 功率) , 开关量的实时监控。 (2) 监控画面设计。 (3) 数据查询及报表打印功能 (包括电网运行的日报表, 月报表, 年报表等历史报表) 。 (4) 历史趋势曲线显示及打印。 (5) 历史数据存储。 (6) 开关量及越限报警, 报警产生时, 可同时进行声光, 语音等报警, 可实时打印报警记录, 也可随后打印报警信息。

同时利用组态王的网络功能使变电所的现场和管理部门建立起联系, 现场操作人员和工厂管理人员都可以看到各种数据。管理人员不需要深入生产现场, 就可以获得实时和历史数据, 优化控制现场作业, 提高生产率和产品质量。

随着社会进步和信息化速度的加快, 工业自动化的要求越来越高, 种类繁多的控制设备和过程监控装置在工业领域的应用, 使得传统的工业控制软件已无法满足用户的各种需求, 因此, 性能优越、功能强大的组态软件得到了广泛应用。

运用组态王为工具的变电所监控系统, 能降低变电所造价、提高变电所的供电质量和可靠性、减少值班人员操作和避免误操作、缩短事故处理时间, 该系统集数据采集、微机监控、微机保护于一体, 实现遥测、遥信, 其具有监视、管理、协调、控制能力, 提高变电所的保护、控制功能, 使变电所运行更可靠, 从而提高供电效率, 确保输变电系统安全、优质、经济运行。

3 系统抗干扰措施

在硬件选型上严格考虑干扰因素, 元器件的选择, 采用了具有抗干扰能力的电器元件, 同时加强元器件的防护, 从而避免了敏感元件的干扰因素。但是, 仅仅这样是不够的, 下面是几种常用的硬件抗干扰措施: (1) 布线时, 尽量减少回路环的面积, 以降低感应噪声;电源线和地线要尽量粗, 可以减少压降和降低偶合噪声。 (2) 闲置的I/O口, 不要悬空, 要接地或电源。 (3) 装置故障自动检测技术。 (4) 加强对监控装置出口回路的监视和闭锁。

下面从切断干扰传播途径来实现抗干扰。

3.1 隔离交流量经中间电压互感器和电流互感器隔离送入微机, 或采用隔离开关量输入板, 系统之中均有体现。

变电所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。这些断路器和隔离开关都处于强电回路中, 如果与自动化系统直接相连, 必然会引起强的电磁干扰。因此要通过光耦合隔离或继电器隔离, 这样会取得比较好的效果。开关量输入回路前及信号变换部分应考虑采用滤波, 开关量输入信号送给CPU之前, 必须进行隔离处理, 可采用光电隔离, 而且两级光电隔离的效果会比较好, 在开关量输入板的出口处和CPU板的入口处各设置一级光电隔离。

3.2 接地接地在变电所中, 一次系统接地是以防雷和保证安全

(系统中性点接地) 为目的的, 但它对二次回路的电磁兼容有重要的影响。如果接地合适, 可以减少所内的高频瞬变电压幅值, 特别是减少电网中各点的瞬变电位差, 减低了电网中的瞬变电位升高。这对二次设备的电磁兼容很有好处。

二次系统的接地, 从电磁兼容的角度来说, 应做到: (1) 多个电路共用接地线时, 其阻抗应尽量减少; (2) 由多个电子器件组成的系统, 各电子器件的工作接地应连在一起, 通过一点与安全接地网相连; (3) 工作接地网各点的电位应尽量保持一致。

电磁干扰可能进入综合自动化系统弱电部分的主要途径是通过微机电源。因为电源与干扰源的联系比较紧密, 同时电源线直接连接至系统各部分, 因此来自电源的干扰很容易引起死机。所以对微机电源的地线处理问题是很重要的。微机电源地线与机壳的连接方法有一点连接、多点连接和不连接三种。针对电源地线与机壳不连接的缺点, 我们可采用一些方法来尽量减少微机电源地线对机壳的耦合: (1) 尽量减少地线长度, 在允许的情况下加粗线径; (2) 微机系统的印刷电路板周围都用电源线封闭起来; (3) 印刷电路板上的要害部分不要走线过长, 特别是不要引至面板。

3.3 微机电源的抗干扰 (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正常状态下的干扰。

此外, 抑制干扰源的措施就是要尽量减小干扰源的du/dt、di/dt。减小干扰源的du/dt主要是在干扰源两端并联电容来实现;减小di/dt则是在干扰源回路串联电感或电阻以及增加续流二级管来实现。

4 结论

组态软件监控系统可以对变电所、电力负荷等实现距离测量、监视与操作。它可以随时发现与处理事故, 对运行信息的采集、处理、显示、报警和打印以及对变电所异常或事故的自动识别。从而减少停电时间, 减轻了值班人员的劳动强度。

摘要：目前绝大多数变电所是在原有一、二次设备的基础上增装微机远方监控设备, 以实现变电所运行管理的“三遥”或“四遥”的。通过遥测和遥控可以合理调配负荷, 实现优化运行, 有效节约电能, 并有高峰与低谷用电记录, 从而为能源管理提供了必要条件。因此, 组态软件在电力系统中将得到更多的应用。

关键词：实时,数据采集,监控系统,组态软件

参考文献

[1]黄明琪, 李善奎, 文方.工厂供电.重庆:重庆大学出版社.1996.4.

[2]王明俊, 刘广一, 于尔铿.配电系统自动化及其发展.北京:中国电力出版社.1998.

[3]刘健, 倪建立.配电网自动化新技术.北京:中国水利水电出版社.2004.1.

微机变电所 第7篇

关键词：污水处理厂,微机保护,变电所

1 项目背景

随着改革开放的不断深入、人民生活水平的不断提高, 我国城市建设和各项社会事业迅速发展。大庆市城市基础设施改造、经济开发区建设、住宅小区开发和大型商建项目的建设实施, 使生活污水排放量逐年增加。大庆中区的生活污水, 由于未经处理, 其BOD5、CODcr、SS等项污染物含量均高于国家Ⅲ类水域的指标, 对松花江水体生态环境无疑有着很大的负面影响, 对松花江下游段的各种用水也是十分不利的。所以, 在大庆市中区新建一座污水处理厂。

2 变电所概况

根据负荷分布情况, 厂区设35kV变电所一座, 负责污水处理厂低压负荷的供电, 内设6kV开关柜10台, 6/0.4kV、2 500kVA变压器2台, 低压开关柜25台。6kV配电网络采用微机综合自动化保护系统装置, 直流操作。

3 系统功能

为了提高供电系统的自动化水平, 确保供电的运行质量和可靠性, 在工程中设置功能齐全、可靠性高、结构紧凑、操作简单的变电所综合自动化系统。该系统由站控层和间隔层两部分组成, 并用分层、分布、开放式网络系统实现连接。本工程6kV变配电所以及6/0.4kV变电所为间隔层设计。间隔层由工控网络/计算机网络连接的若干个监控子系统组成, 在站控层及网络失效的情况下, 仍能独立完成间隔设备的就地监控功能。

间隔层设备按相对集中的分散设置。对中、低压部分, 把远动和继保的功能合二为一构成测控保护综合单元, 直接安装在开关柜等一次设备控制面板上。

变电所综合自动化系统集保护、控制、监测、通讯为一体, 软硬件的配置采用当前国内外行之有效的主流产品。

电气综合自动化系统网络结构采用双以太网, 间隔层的测控及保护装置均采用专用光纤通过前置层设备连接, 其它智能设备通过前置层设备接入以太网。

4 界面关系

变电所设无人值守电气控制室, 该控制室布置间隔层设备, 6kV变配电所以及6/0.4kV变电所只设置前置机及就地监控机。

4.1 数据处理

1) 以图形、表格、列表、实时曲线等各种直观方式显示实时采集数据;

2) 数据的工程转换, 数据有效性判别, 标度换算, 人工设置, 越限设置等;

3) 模拟量的处理;

4) 越限次数累计处理;

5) 开关量的处理;

6) 事件处理;7) 事故迫忆;

8) 控制功能;控制操作权限, 控制操作过程, 控制的闭锁和解锁机制, 控制操作记录。

4.2 通信前置机功能

1) 作为变电所综合自动化系统的信息枢纽, 连接着间隔层的保护测控装置和各种智能采集设备, 收集系统模拟量、开关量和电度等信息;经规约转换后向变电站层的后台监控传送, 并通过模拟或数字通道远传调度。同时, 接收后台监控或调度的控制命令, 转发给相应的智能设备, 完成控制端和间隔层设备的信息交互;

2) 嵌入式实时系统:装置使用高档工业控制芯片上的嵌入式实时系统;

3) 多CPU结构:采用多CPU结构, 具有强大的处埋能力和充足的系统资源;

4) 网络架构:后台监控采用以太网通讯, 与SCADA系统采用以太网方式通讯, 通讯迅速可靠。与其他智能设备通讯则提供了标准的RS232/RS422/RS485接口, MODBUS规约;

5) 通讯规约:具有完善的通讯规约。

4.3 网络连接

1) 前置机与后台通过以太网连接;前置机与保护测控装置通过现场总线连接;前置机与智能设备通过各类通讯端口连接;前置机与远程通讯通过光纤连接;

2) 网络连接:系统中通讯采用TCP传输方式, 用一个端口传输数据, 另二个端口传输事件和命令。

4.4 智能设备的接入

1) 五防闭锁系统接入支持:采用选配几家有成熟接入经验的系统并入本系统中。接入方式首选通过通信机接入系统以太网方式, 也可以通过串口单独接入监控后台;

2) GPS校时系统接入:提供GPS差分脉冲对时接口, 也可接受来自调度的对时信息, 对全所所有智能设备进行校时, 为可靠的事件顺序记录作保障。

5 系统硬件、软件配置

5.1 间隔层硬件配置

1) 间隔层设备:包括中央处理器、存储器、I/O单元、控制单元、间隔层网络、与站控层网络的接口和继电保护通信接口置等。间隔层网络包括网络连接装置、光/电转换器、接口设备和网络连线、电缆、光缆等。I/O单元按电气单元配置, 模块化、标准化、容易维护、更换, 允许带电插拔;

2) 间隔层主机配置能满足整个系统和功能要求及性能指标要求, 主机容量与变电所划容量相适应;

3) 操作员站满足运行人员操作时直观、便捷、安全、可靠的要求;

4) 主机采用双机冗余配置;

5) 设置与GPS对时设备的接口, I/O单元的精度满足事件顺序记录分辨率的要求;

6) 打印机的配置数量和性能满足定时制表、召唤打印、事故打印等功能要求;

7) 网络媒介可采用屏蔽双绞线、同轴电缆、光缆或以上儿种方式的组合, 通过户外的长距离应采用光缆;

8) 保护通信接口装置可分散设置, 保护通信接口装置应能实现与站控层保护装置的通信。

5.2 间隔层软件配置

1) 变电所计算机监控系统的软件应由系统软件、支持软件和应用软件组成;

2) 软件系统的可靠性、兼容性、可移值性、可扩充性及界面的友好性等性能指标均应满足系统本期及远景规划要求;

3) 软件系统为模块化结构, 以方便修改和维护;

4) 系统软件为成熟的实时多任务操作系统并具有完整的自诊断程序;

5) 数据库的结构应适应分散分布式控制方式的要求, 具有良好的可维护性, 并提供用户访问数掂库的标准接口;

6) 网络软件满足计算机网络各节点之间信息的传输。数据共享和分布式处理等要求, 通信速率应满足系统实时性要求;

7) 配置各种必要的工具软件;

8) 应用软件必须满足系统功能要求, 成熟、可靠、具有良好的实时响应速度和可扩充性;

9) 前置机配置数据库和远动规约处理软件, 完成实时数掘的处埋和与调度通信中心的数据通信。

6 结论

目前随着计算机技术的迅速发展, 电力系统产品技术也不断的在更新, 本文就目前主流的微机综合自动化装置提出了设计的基本思路, 随着新产品、新技术的出现, 变电所的继电保护方案将更加精细, 对设计人员的工程经验及技术应用能力有了更高的要求, 因此, 不能满足现有的知识体系, 要随科技进步更新换代。

参考文献

[1]国家电网公司.国家电网公司防止电气误操纵安全治理规定[S].北京:中国电力出版社, 2006.

[2]张雷, 陆懋德.国家电网公司电力安全工作规程 (变电部分) [M].北京:中国电力出版社, 2005:1-25.

变电站自动化微机继电保护 第8篇

在变电站中, 自动化微机继电保护处于关键的地位, 它能否顺利运行, 不仅关系到企业的生产用电、人们的生活用电, 而且关系到整个电力系统的运行状况。目前我国变电站自动化微机继电保护工作还存在着不少的问题, 寻找解决问题的措施是变电站的当务之急。

1 存在的问题及解决问题的措施

1.1 定期检验问题及解决措施

微机保护具有以下几个特点:1) 对于出口回路, 可以选择出口插件来完成, 其中出口插件必须是统一的[1];2) 对于各个电量的判据、各个电量之间的逻辑关系, 可以选择相关的程序, 由CPU来完成;3) 通常由数据采样来决定电量的大小。微机保护的这些特点在一定程度上简便了其维护的程序, 同时增加其运行的可靠性。目前, 变电站在微机化保护的定期检验工作中, 其检验的项目及周期主要采取传统的晶体管型与电磁型的保护模式, 这种传统的定检模式对于微机保护的运行是非常不利的, 它影响和制约着微机保护的运行工作, 使微机保护无法充分其发挥优势。

针对检验的项目及检验的周期, 我们可以采取以下几点措施:1) 微机保护在运行时, 通常会出现临时停电的现象, 因此在实施定期检验时, 我们可以结合微机保护的临时停电情况, 两年之内至少要实施一次整组试验, 包括保护启动跳合开关的试验等。依据现行的变电站要求, 定检每年至少要实施一次, 且要充分结合开关状况[2];2) 三至四年之内必须对微机保护实施部分检验, 其检验项目通常为数据采样回路的精度及零漂、出口回路是否准确等等;3) 六至八年之内必须对微机保护实施整体的检验, 对此, 我们可以选择模拟试验的方式进行检验, 即模拟现场出现的各种故障实施联动开关试验。

1.2 相关备品备件的管理问题及解决问题的措施

随着微机保护的日益普及, 传统的晶体管型及电磁型保护逐渐被淘汰, 但是在微机保护工作中, 由于原有备品备件管理模式的存在, 微机保护的日常维修工作受到很大的束缚。第一, 微机保护是新时期一种新型的技术, 随着科学技术的不断发展, 同一个供电企业内可能出现多种不同类型的微机保护, 对于地级的供电企业, 尤其是一些县级供电企业, 对各种不同类型的微机保护很难做到备件采购, 这样很难提高其设备的稳定性与可靠性, 同时造成资金的浪费, 不利于长久的发展[3];第二, 随着科学技术的不断进步, 保护装置向复杂化方向发展, 在现场很难查找到插件内部的故障, 同时由于保护装置的内部关键部件通常由专用的配件组成, 所以在现场解决保护装置异常的问题, 不仅保护装置的投运率低, 而且耗费大量的时间, 甚至根本不可能解决, 给微机保护工作带来诸多的麻烦, 也是微机保护工作必须面临的一大难题之一, 对此, 主要采取的解决措施是在省一级组建微机保护的维护服务中心, 由服务中心专门负责管理微机保护各种备品备件的采购工作, 同时对于更换后的插件进行专业的修复, 此外还可以对基层企业的运行维护工作实施必要的指导, 条件允许时, 可以赴现场进行相关的指导与帮助。

1.3 各专业之间的管理问题及解决问题的措施

目前, 在我国电力系统管理模式中, 变电站自动化系统主要由远动、通信以及保护等多个专业的部门管理。在日常工作中, 远动专业与通信专业的关系比较密切, 虽然在工作中两个专业与保护专业的联系甚多, 但事实上它们之间的界面分工是十分的清晰。随着社会经济的不断变化, 变电站在设计过程中, 逐渐抛弃传统的工人值班, 进而选择无人值班模式, 远动、通信以及保护等多个专业逐渐由原有的界面清晰、分工明确、的状态转化成相互渗透的不可分割状态, 3个专业之间的联系也日益密切, 所以若在工作中遥控出现误动、遥信状态出现错误或者出现频繁误发等多种故障时, 调度中心对于故障源自哪个专业无法准确的把握, 进而容易出现错误判断的现象, 对此, 变电站应该派专业人员到现场进行分析处理。同时由于远动、通信以及保护等多个专业分属的部门不同, 因此相关的工作安排及相关的协调程序出现重复、繁琐、混乱的现象, 甚至出现延误故障处理的现象, 严重影响变电站各个工作的顺利的进展[4]。对此, 变电站必须适应科学技术不断发展的需求, 变更相关的技术, 并在实践工作中推广及应用新的技术。

在保护系统方面, 随着微机保护应用的逐渐普及, 其稳定性与可靠性日益提高, 因此我们预测, 未来微机保护工作的重心将出现较大的变化, 即从传统的校验维护微机保护设备转化为分析及处理系统故障缺陷[5]。在未来管理模式中, 远动、通信以及保护等多个专业将纳入自动化专业范围内, 培养高素质的自动化管理人员将是一项艰巨且长期的工作, 同时自动化的相关部门必定会纳入调度中心的管辖范围内, 并实施统一管理, 这样不仅可以有效地提高自动化故障处理的质量, 而且可以自动化故障处理的效率, 大大地提高变电站的工作效率, 促进变电站各项工作的顺利进展。

2 结论

目前, 变电站在自动化微机继电保护工作中还存在着诸多的问题, 采取强有力的措施解决这些问题是变电站工作中的重中之重。变电站在自动化微机继电保护工作存在的问题及解决的措施不仅仅有以上几点, 更多的是需要我们在实际应用中不断地改进。

参考文献

[1]胡寅, 王军.变电站综合自动化微机继电保护研究[J].电气开关, 2011 (2) .

[2]王晓宁, 张拥刚, 秦琦, 李文.变电站继电保护综合自动化系统[J].微计算机信息, 2009 (15) .

[3]王乐.电力系统微机继电保护的探讨[J].企业技术开发, 2010 (9) .

[4]李雪梅, 王文彬.微机继电保护的现状及发展趋势[J].内蒙古石油化工, 2009 (7) .

35kV微机变电合闸回路的改进 第9篇

关键词：SF6开关储能机构,合闸线圈,常开接点,常闭接点,维护成本

随着微机保护技术和SF6开关在电网中投入使用范围日益扩大，相应的问题也逐渐产生，近年来，大庆油田电力集团供电公司负责维护的高压开关合闸故障造成合闸线圈烧毁现象时有发生，这不但造成维护成本的提高，重要的是影响供电质量，降低供电可靠率。针对影响合闸故障的关键因素，查找原因，制定相应的整改措施，取得了突破性进展，极大地降低了变电所合闸回路故障率。

1 开关合闸线圈烧坏的原因分析

目前，大庆油田许多常规变电所以及新投运的变电所都改造设计成微机变电所，但近两年，微机变电所连续发生了多起SF6开关合闸线圈烧毁事件。如2011年4月21日，杏I-1变电所35 kV 41137开关合闸线圈烧坏因值班人员操作时通电时间过长烧毁;2011年8月15日，聚杏十八40831开关因储能电源未投开关合闸线圈烧坏等。

通过对这些缺陷集中分析，发现2点不寻常：一是SF6开关合闸线圈烧坏的原因或是储能开关没有投入或是失去储能电源的情况下;二是SF6开关厂家多是山东泰安开关厂，与其配套使用的微机装置都是南自装置。于是对常规保护、南自装置合闸控制回路和山东泰安开关厂生产的SF6开关CT10型弹簧机构二次接线回路进行分析研究，从中发现了之间的不同之处和问题所在。

常规保护合闸控制回路见图1。

动作过程：

常规变电所控制回路中，手动进行合闸后，控制键KK复位，合闸继电器在1 s左右返回，如开关合不上，开关辅助接点没有打开，将会烧坏合闸继电器的常开接点，但不会烧毁合闸线圈。

南自装置合闸控制回路见图2。

动作过程：

手动或遥控合闸时，接点动作后，发出合闸脉冲，合闸正电源经接点送至X204，启动SHJ重动继电器，由SHJ-2接点经2YJJ1-1接点后启动断路器的合闸线圈及KKJ, HBJ的接点用于自保持，开关合不上，合闸脉冲将一直发出不返回，直至合闸线圈烧断。

山东泰开SF6开关动作回路见图3。

动作过程：

送上控制电源，手动或遥控进行合闸操作后，合闸正电源通过1ZJ6-7接点和DL1-3接点启动合闸线圈，如果此时储能电源有故障或弹簧机构未储能，虽然合闸线圈HQ启动，但开关并不会合上，而装置发出的合闸脉冲只有开关合闸后，才能返回，开关不合闸则合闸脉冲一直发出，合闸线圈HQ就一直处于保持状态，开关辅助接点DL1-3也不会打开，时间一长就会烧毁合闸线圈。

2 改进措施

对这些缺陷以往采取的措施是重新更换合闸线圈，经过对装置和SF6开关二次接线分析，可以看出对合闸回路及储能回路进行一点小改动，就可以解决频烧合闸线圈问题。

具体方法：在原图(图3)基础上，将直流接触器二副常闭接点并接(用两副常闭接点并接是为增加接点接触可靠性)起来串入合闸回路中，并将行程开关常闭接点和直流接触器启动线圈串联起来，由原来两端接的储能电源改为接控制电源。具体变更如图4。

动作过程：

送上控制电源，手动或遥控进行合闸操作后，合闸正电源将通过1ZJ6-7接点、KM7-8和DL1-3接点启动合闸线圈，如果此时储能电源有故障或弹簧机构未储能，行程开关CK常闭接点1-2处于闭合位置，直流接触器KM就会启动，串入合闸回路的直流接触器KM的常闭接点KM7-8和KM9-10就会打开，合闸线圈HQ不会启动，开关无法进行合闸。并且此时该装置还会发出“控制回路断线”信号，提醒值班人员检查回路。

3 经济效益分析

通过改造可以避免在检修和日常倒闸操作过程中由于储能电源故障或开关未储能时造成的合闸线圈烧毁现象，可以提高检修质量，同时节省检修单位由于处理合闸线圈烧毁的缺陷所造成的一切费用。这种二次回路小的改造，主要是针对南自装置配山东泰开生产的SF6开关，其它厂家如大连中电也存在类似问题，也可以进行同样的改造。

以2012年为例，按购进35 kV高压开关合闸线圈850元/只计算，每次更换合闸线圈加上用车的台班费、耗油以及人工费按总计1500元计算。2011年处理合闸线圈烧毁的缺陷达到36次，2012年发生10次，按这样计算，每年将节省支出=每次处理缺陷的费用(2011年合闸线圈烧毁次数-2012年合闸线圈烧毁次数)=39 000元。

由于天气和路途原因，更换合闸线圈平均需1～3 h，即高压开关断开1～3 h，期间一台组高压开关损失电量达200 k Wh，因断电造成油田生产的损失更是无法量化。

4 结论

微机变电所 第10篇

【关键词】变电站；微机五防；缺陷；改进措施

【中图分类号】TM76【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）02-0040-02

前言

随着我国经济的腾飞，工业的蓬勃发展，对于能源的消耗也逐年上升。电能的消耗也成为一个社会性的难题，因此越来越多的地区开始建设变电站。变电站为工业稳定与发展提供了能源保障，在其安全管理上也容不得半点疏忽，否则将给国家和人民的利益造成重大损失。信息技术不断的革新，电脑微机的普及，变电站的管理方式也有原来的人工管理，变成自动化管理，不仅节约了许多人力资源，也提高了工作效率，该类管理方式的进步也给电气防误操作的闭锁装置造成了一定的困扰。国家电力局发布的《防止电气生产重大事故的二十五项重点要求》中，对防误操作的重视程度不容小视，重点指出：采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备电气闭锁功能。断路器或隔离开关闭锁回路，不能用中间继电器，应直接用断路器或隔离开关的辅助接点，操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。这也成为各个变电站需要实时解决的问题。

1.技术原理

微机五防装置的核心是计算机技术的利用，其结构包括防误钥匙、万能钥匙卡、IC卡、读写器、防误机、传感器、命令执行器硬件、及闭锁软件和操作软件等各种部件[2]。其工作机制与传统电气防误有所区别。传统电气防误是将开关与刀闸的辅助连接点联锁的方式达到防误目的，其只在一次操作回路的基础上有效。而新型的微机五防装置是利用高压开关防止操作失误，是在传统防误技术上的一个重大突破。

2.微机五防的内容及意义

2.1 微机五防的内容

所谓五防即是防止带电挂接地线、防止误入带电间隔、防止误分、误合刀闸、防止带负荷拉合刀闸、防止带接地线合刀闸，具体内容有以下几点：①防止带接地线合刀闸 在合刀闸时，将位置处于其两边的临时接地线与接地开关都保持在断开的状态。若在检修过程中，需检验断路器的开关，在一定的条件下，可以进行，如断路器的两侧或周围的隔离开关都处于断开状态等；②防止带负荷拉合刀闸 刀闸在其周围某一边的断路器处于断开状态时，才能进行开合操作；在开合负荷或电源侧的刀闸时，应保证该侧相对的电源侧或负荷侧刀闸处于断开或闭合的状态；③防止带电挂接地线 闭合接地开关或者挂地线开关时，必须在接地点两侧或周围的刀闸都断开的情况下进行[3]。

2.2 微机五防的意义

变电站是电力系统的一部分，在供电事业上发挥着不可替代的重要作用。因其工作量大，作内容是复杂的电力能源转变，站内设施均为大型高精尖设备，连接线路极为复杂，给管理上带来了许多困难与阻碍，若在管理上出现疏漏、操作失误等，都在无形中提高了变电站内的危险系数，一旦发生意外，甚至会给国家和人民的生命财产安全造成不可挽回的损失。因此，五防工作十分重要。鉴于五防工作的重要性，相关部门在五防装置上也进行了不懈的研究，五防装置也经历了一些列的技术发展与革新，最初的机械闭锁，技术含量低，程序较为繁琐，锁头及钥匙不具有公用性，在接线复杂时，无法将五防的作用发挥到最大，且安装、检修、维护等工作极其不便，因此逐步被更加先进、功能全面、安装检修简便且可靠性高的现代的微机闭锁装置所取代，也逐渐成为现在变电站使用最为广泛的五防装置。

3.存在的问题

微机五防装置相比较传统的防误措施上，确实有了革命性的进步，但并不能代表该系统装置就没有缺陷。其最终确认刀闸情况还是要落实到人员操作上，因此在根据微机五防系统的设置程序及其实践操作中的某些不规范的行为，造成了安全隐患。这些问题若不能很好的的到处理与解决，对于微机五防能否达到预期效果有很大影响，具体问题如下：

3.1 系统漏洞及人员操作

微机五防系统装置在理论上的先进性是有目共睹的，但是其实际中程序漏洞也是存在的，具体可以分一下几种：①走空程序 在微机五防系统中，电脑钥匙只有提示确认刀闸开合情况的功能，操作人员需点击下一步即能进行后续操作，并没有自我检测功能，对于工作人员的操作是否落实到位，无法确认，很容易演变成走空程序；②与现场不符 若现场出现需操作人员的问题，需亲自到场解决，但是在工作人员去现场的过程中，刀闸状态发生变化，故障位置改变等，而微机的显示结果依旧没有变化，与现场不符，跟不上变化；③信息反馈功能欠缺 在操作人员做好了一系列的工作后，微机并不能及时的反应出工作质量如隔离器开关、断路器等设备的启用状态，无法将现场信息反馈给控制中心[4]。

3.2 行业情况

在微机五防系统成为变电站使用最为广泛的系统之后，各种厂家生产的微机五防装置的型号、类型、程序、风格都各有特点，没有统一的行业标准，工作人员学习机会少，对各方面的情况不熟悉，在安装、操作、维护等各项技术上都存在诸多困难与障碍[5]。

4.改进措施

4.1合理选择装置

变电站在建设之初，制定设备采购计划时，在选择微机五防装置上，不能单纯为了控制成本而仅仅以装置价格作为参考表标准，还要兼顾类型、功能、安全性、实用性等各个方面因素综合考量[6]。装置的自我检测功能、感应系统、信息反馈机制等，都应该是需要严格验收的项目，避免在今后投产后，实际操作中由于系统的漏洞或操作人员的不遵守操作要求，造成安全上的隐患。

4.2 技能培训

变电站的微机五防装置的逻辑性较强，结构复杂，操作程序需要严格按照标准进行，且型号不统一，特点及操作方法各异，应与厂家联合，召集厂家的技术骨干将各个类型装置的各种基本功能或附加功能、操作的程序、验收项目、检查与日常维护的方法技巧，常见的异常，及故障修理等，制作出一套完整的学习手册，并附带表格思想教育内容，变电站人员先按照项目认真验收，再进行培训学习，熟悉操作方法、操作流程及提高思想觉悟

4.3 人员监管

总控制站应对各个部门的微机五防操作人员行为进行规范。不仅要在人员在操作过程中，配备严密的监控系统，并按照各个现场设备配置的不同，进行集中管理，不仅能使运行人员具有高度的紧张感，还能规范其操作行为，消除安全隐患，还可以在观察操作人员的工作流程时发现程序不足之处，加以改进。发生意外情况时，可以及时调派就近人员排查隐患，从整体上把握对五防系统及人员的管理，提高管理质量，将五防工作的效率最大化[8]。

参考文献

[1] 蔡菁，纪陵.微机五防系统的发展与探讨[J].泰州职业技术学院学报.2011（03）：98-101.

[2] 何志雨.微机五防系统在变电站的应用研究[J].内蒙古科技与经济.2010（10） ：79-80.

[3] 高建峰.浅谈电力“五防”闭锁装置运行发展[J].信息系统工程.2010（05）：62.

[4] 邓鹏，李程煌.新型微机五防系统在武钢系列变电站中的应用[J].人民长江.2011（10）：47-51.

[5] 黄文华.珠江电厂变电站防误闭锁装置应用及分析[J].科协论坛（下半月）.2011（09）：31-32.

[6] 唐晓春.水利发电站继电保护装置的运行与维护[J].民营科技. 2012（09）：258.

[7] 谢若锋.220kV变电站微机“五防”装置现存问题及改进措施[J].广东电力.2012（03）

微机变电所 第11篇

在兰州石化公司化工厂区的6kV变电所中,应用施耐德S40微机保护单元灵活的编程功能,在6kV变电所进线保护单元中实现系统备自投与线路继电保护的双重功能要求。

1 现状举例

图1为石化厂变电所供电系统图。虚框Ⅰ为主变电所供电系统图,虚框Ⅱ为6kV变电所供电系统图。6kV变电所电源由主变电所6kVⅠ、Ⅱ段母线引来,QF-1、QF-2分别为6kV变电所Ⅰ段、Ⅱ段进线开关,QF-3为6kV变电所Ⅰ、Ⅱ段母联开关,L-1为主变电所与6kV变电所之间的线路,负荷Ⅰ、Ⅱ为6kV变电所的负荷。6kV变电所进线开关QF1、QF2的微机保护单元实现系统的备自投与变电所进线继电保护的双重功能。

考虑到整个系统上下级保护配合及线路L-1距离较短等实际现状,在设定实际继电保护定值时,馈线开关QF-11配置限时速断与定时限过流两段保护,过流保护定值按照低于6kV变电所最大负荷电流整定,而6kV变电所进线开关QF-1、QF-2只配置有过流闭锁备自投保护。例如,当6kV变电所母线A点发生短路故障时,馈线开关QF-11保护动作切除故障,而QF-1开关不动作。QF-1开关保护定值只起闭锁备自投作用,使由于短路故障引起母线低电压时QF-1开关的备自投不起动,以免引起重大系统故障。

2 一般备自投技术要求

对于供电系统的备自投,一般须满足以下几个条件(以Ⅰ段进线无压、无流备自投跳Ⅰ段进线合Ⅰ-Ⅱ母联为例):

(1)Ⅰ段母线无压无流;

(2)Ⅱ段母线有压且进线开关在闭合位置;

(3)母联开关在分位,且开关柜上的自投允许开关在自投允许位置;

(4)保护单元没有检测到过流保护故障;

(5)低电压不是由TV断线引起;

(6)满足前5条后跳Ⅰ段进线开关;

(7)确认跳开进线开关后合母联开关。

3 实现备自投实例

结合图1就施耐德S40微机保护单元在兰州石化化工厂6kV变电所系统备自投中的应用进行分析。

施耐德S40保护单元有较强的编程功能,扩备自投逻辑主要通过编写逻辑程序来实现,备自投逻辑程序写入6kV变电所Ⅰ、Ⅱ段进线保护单元中。

通过S40保护单元实现的备自投逻辑程序主要由三部分组成,分别是母线充电、自投跳进线、合母联开关。

3.1 备自投逻辑结构框图

逻辑结构的三部分框图如图2所示(逻辑机构以备自投跳6kV变电所Ⅰ段进线合Ⅰ-Ⅱ母联为例)。

3.2 备自投逻辑程序

系统备自投所涉及的6kV变电所进线高压开关的状态条件及各外部条件所对应的母联保护单元保护输入口分配,如表1所示。

结合三部分的逻辑框图,编写备自投逻辑程序,程序及程序说明如下:

(1)母线充电。

VL1=112 AND 123 AND (NOT 124) AND P59_1_3

VL2=TON(VL1,5000)

V1=TOF(VL2,500)

//进线开关在合位置,母线有压,自投允许开关在自投允许位置,母联开关在分位置等条件稳定5s后1、Ⅱ段进线相互发送自投允许命令//

(2)备自投跳进线开关。

系统无压无流满足自投条件后备自投逻辑跳开进线。本部分的逻辑主要包括3小节,各小节及注释如下:

VL13=TON(112,5000)

P27/27S_1_113=P50/51_1_1

P27/27S_1_3 AND (NOT PVTS_1_3) AND 122AND VL13

//开关在合位状态,系统无压无流,没有发生TV断线故障,收到另段进线自投允许信号//

VL5=P50/51_2_1

VL6=TOF(VL5,5000)

//系统闭锁备自投过电流保护动作//

VL8=TOF(VL2,2500)

//如图1所示,如果6kV变电所母线A点发生短路故障时,QF-1开关闭锁自投过流保护动作使QF-1开关备自投闭锁,QF-11开关保护动作切除故障;而QF-11开关保护动作后,QF-1开关将会检测到无压无流,一旦QF-I保护单元被复位,系统完全满足备自投条件,引发QF-1备自投跳闸后闭合Ⅰ-Ⅱ母联开关,由于A点有短路故障,此时会将故障引入Ⅱ段,引起系统的重大故障。设置此句的目的是在延时2.5s后停止备自投功能,保证不将故障状态引入自投,使1次低电压状态备自投只起动1次//

V_TRIPCB=VL3

//跳开进线命令//

(3)备自投合母联开关。

VL7=TOF(VL3,500)

VL9=VL7 AND 111

V2=TOF(VL9,500)

//进线跳开后,进线保护单元向母联柜保护单元发合母联命令//

结合上面3部分备自投逻辑程序的变量,在S40保护单元控制矩阵中选中保护输出口。如图3所示,全局变量V1选中输出口012向另段进线发自投运行信号;全局变量V2选中输出口013向母联发合母联命令。

4 备自投定值及保护定值的设定

备自投定值的设定要与逻辑程序中的代码要求一致,将计算得到的定值输入到进线开关QF1、QF2的保护单元中。系统进线保护单元需要设置的定值如下表2所示。

参考文献

[1]贺家李,宋从矩.电力系统继电保护原理.北京:中国电力出版社,1994

[2]刘介才.工厂供电.北京:机械工业出版社,2004