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500 kV变电所综合自动化系统的运行实践

作者：佚名文章来源：不详点击数：更新时间：2008-9-24 10:05:05

童庆芳
金华电业局浙江金华321001 　　全国第一座采用综合自动化技术的500 kV变电所，于1997年12月18日在金华投入运行。这套系统各项功能和技术指标均达到设计要求，满足变电所安全运行的需要，到2000年7月31日止，已实现连续安全运行958天的纪录。两年多的运行实践证明，这座综合自动化变电所的设计达到了预期的目标。
1 综合自动化系统的基本配置
500 kV双龙变电所第一期工程有一组主变压器容量为750 MVA，500 kV配电装置采用一个半开关接线三列式布置，一个完整串和一个不完整串，有500 kV线路2条；220 kV配电装置为双母线单分段双母联单旁路接线，有10条线路；35kV配电装置采用单母线，接有3组45 Mvar低压电抗器，2组40 Mvar电容器；远景规划为三组总容量3×750 MVA的主变压器、10条500 kV线路、16条220 kV线路，到2001年将通过双龙变电所实现华东电网与福建电网相连，此时还将增加一组高压电抗器。
　　该变电所在全国500 kV变电所中率先使用计算机监视和控制系统，采用一套全分布和开放式的自动化系统，取代常规的二次控制回路、指针式盘表、独立继电器屏，以及用变送器加RTU采集传送实时信息的方式。综合自动化系统结构包括一个站级层安装在主控制室，用两台SUN工
作站作为人机接口，对全所设备进行的监视、控制和管理、报表打印；两台SUN主机对全所的实时信息进行刷新、计算和处理。有5个间隔层分别安装在就地220 kV1、2号继保小室，500kV1、2号继保小室和主控室旁的35 kV及主变继保小室，对500、220、35 kV系统进行全面监控及统一管理，采用双规约转换器冗余配置。所有规约转换器及保护管理机均下放到继保小室，由双光纤以太网与主机联成一体，安全可靠，抗干扰能力强。自动化系统和远动功能合一，不设独立的RTU装置，通过系统通讯处理机和规约转换器完成遥测、遥信、遥控和遥调功能。操作闭锁由自动化系统软件和8 TK闭锁装置双重保证实现远方操作，同时能对操作闭锁及正确性进行解释。全分布开放式综合自动化系统结构如图1所示。以下从运行角度对这套系统作一讨论。
2 完善的安全防误闭锁系统
　　双龙变电所自投产以来，已累计倒闸操作13975次无差错记录，其中通过计算机监控系统操作达4500余次，没发生任何异常，其操作的正确率达100％。
2．1 安全可靠的自检功能
这套综合自动化系统具有较强的自诊断功能。由德国西门子公司生产的8 TK系统中，所有装置、插件都有各自的微处理机，都具有自监视功能。单个元件的任何故障都可以检测和显示出来，并根据故障的性质进行闭锁或初始化，不对系统的运行产生影响，因而保证了系统的高度可用性。自诊断的自监视主要包括以下几方面：

　　图1综合自动化系统简图

    （1）通过应答程序，检查插件板的运行状况；
    （2）持续监视串行口连接的正常与否；
    （3）监视设备内部的电源电压；
    （4）内存检查；
    （5）通过“看门狗”回路进行软件运行监视；
    （6）通报程序的非正常结束。
    为避免系统电源故障引起变电所结构数据及存档数据的丢失，所有这些数据都存于EPROM，EEPROM和不中断RAM中。当电源恢复时，系统将自启动并重新载入这些数据。起动过程中，所有的输出接点都将复位或闭锁，以免引起误操作。
2．2完善的防误操作闭锁装置
    在该系统投运时，采用了两套防误操作闭锁系统，即8TK硬件系统和BSJ－2200自动化系统。8TK系统分站级和间隔级两级联锁。站级联锁功能由主联锁单元8TK2提供，其作用是根据分段断路器、母联断路器、母线隔离开关、母线接地刀等状态，一方面检查全所的联锁条件，以避免误操作；另一方面向间隔级联锁装置提供必要的站级开关状态的信息，以使其决定其操作命令是否合法。间隔级联锁由8TK1提供，其作用是检查间隔内各开关的联锁条件是否满足并执行合法的操作命令，并通过星型的RS232串行口与8TK2进行信息交换。在间隔层，8TK作为独立的系统可进行远方／就地切换操作，其实现方式是：在各8TK面板上，有本间隔一次设备主接线的实时运行状态，通过S5及S1钥匙开关，可进行远方／就地、不带联锁等方式的切换，就地操作具有最高优先权。8TK还有一些特殊功能：
　　（1）一次设备状态的实时监视保证了在一次设备状态不明确时，如开关处于中间位置（非开非闭）时不允许有关设备操作；（2）间隔故障，误传数据等均不允许设备操作；（3）所有的非法操作，如带负荷操作隔离开关，带电拉合接地刀等都是不允许的；（4）当变电所自动化系统故障或崩溃时，8TK系统还能独立运行并提供安全的应急操作手段。
　　BSJ－2200自动化系统有与8 TK系统相同的闭锁逻辑，它是靠软件来完成全所的防误操作闭锁功能的。这样，运行人员每进行一步操作，均要经过二级闭锁逻辑的判断，只有正确无误后，方可执行操作命令。
2．3严密的口令管理
　　综合自动化系统中可进行的控制操作内容包括：开关、闸刀的分合；电容器组、低压电抗器的投切操作；AVC控制操作；双机切换操作；主变及所用变分接头调节；继电保护及8 TK信号复归。由于具有安全、可靠、完善的防误操作闭锁装置，所以在设备进行倒闸操作时能实现防误功能，达到安全操作的目的。但根据“五防”的规定，必须有防止误拉合开关的措施，在这方面主要采取了操作控制权限用口令管理的方法，由当班值班长来严格把关，防止误调控制索引图或设备间隔的画面，防止误分、误合断路器事故的发生。在实际应用中，发现只有口令管理在操作的安全性方面还存在不足之处，如操作控制权限的开放时间问题，一旦操作结束，若没有及时将控制权限禁止，在没有操作的情况下，谁误调控制操作画面，则易发生误操作事故。为此，又增设了口令的开放时间，当控制操作权限开放后，在30 min内没有进行控制操作，操作权限就自动禁止，这样可以有效地防止意外事故的发生。
3　完善的信息监视和报警功能
3．1 运行监视和事件报警
    运行监视和事件报警信息的齐全，方便了运行人员的值班工作。综合自动化系统通过人机接口可更新实时数据、显示设备的运行工况和测点数值的变化趋势；在系统事件发生时可以产生事故简报、光字牌报警、音响报警、开关变位闪光、自动推出相关画面、一览表登录等一系列动作，系统还可对事故相关模拟量进行追忆记录，为处理和分析事故提供完整的资料。变电所自投运以来，共发生了18次开关跳闸事故，每次事故的发生，该系统都能准确反映各种信息，给事故的分析和处理赢得时间，有利于电网的稳定运行。如在2000年6月1日15：30：47，兰双5407线TLS、DLP保护动作，5022、5023开关C相跳闸；紧接着15：32：28，兰双5408线TLS、DLP保护动作，5011、5012开关C相跳闸。这次因雷击造成4台500 kV开关几乎同时跳闸的事故，虽然重合成功，但在短短的2 min内共发出106条信息，通过综合自动化系统把相关保护的动作情况、开关分闸合闸时间、故障分量、故障测距等数据记载得一清二楚，给事故的处理和故障点的查找带来便利。
3．2可随时核对保护定值
    继电保护检修人员可随时利用综合自动化系统提供的信息核对保护定值，检查实时采样值的准确性，特别当继电保护校验工作结束后，在二次设备投运前，运行和检修双方在工作验收时，可以通过综合自动化系统提供的数据来校核继电保护整定值作最后的把关，以彻底杜绝“误整定”事故的发生。如1998年11月当双航2381线LFP－902A保护校验完毕，进行工作票终结验收时，运行人员通过综合自动化系统调出保护定值进行核对，发现该定值有异常，后经查明，系检修人员试验时所设的临时定值未及时改回所致，从而避免了一次继电保护“误整定”的事故。
3．3监视界面友好方便
　　综合自动化系统提供画面显示、信息显示、事件一览表、测点索引、光字牌等，方便了运行值班工作。特别是继电保护装置用的模拟量、开关量实时采样值的远传，加上运行人员值班认真仔细，2年多来及时发现了常规运行监视方式不能发现的设备紧急缺陷共26项。如1999年8月运行人员在查阅继电保护整定值及相关信息时，发现兰双5408线DLP保护C相实时采样的电流幅值指示为零，而零序电流有75 A的紧急缺陷，此时无任何光字牌、音响信息发出，汇报调度后，及时将该保护退出，并将兰双5408线路停役检修，进行更换变流器的处理。又如9月30日，在检查综合自动化信息时发现双华2373线CVT二次输出电压为零，后经停电检修，进行更换CVT的处理，同时对所有220 kV线路的CVT进行增加二次监视回路的改造。由于这些紧急缺陷发现和处理及时，从而避免了由于保护装置不能正确动作，可能发生的大面积停电事故。
4 系统运行中的问题及采取的措施
　　（1）人机工作站（JHOP2）曾多次发生画面死锁，不能操作的现象。经过分析，原因是该人机工作站原安装的是汉化的操作系统，1998年3月，不慎在运行中将键盘线拉掉，造成人机工作站不正常关机，后由厂家重装系统，但安装的是未汉化的操作系统。而程序中，缩放功能模块是在汉化的操作系统上开发的，因此，该功能模块与操作系统有冲突，造成画面死锁。同年10月，重新安装汉化的操作系统至今，未再出现画面死锁现象。
     （2）站级计算机经一段时间运行后，发现时钟与GPS时钟有偏差。经检查发现，原GPS接收程序的开发平台的串口没有缓冲区，双龙变电所使用的汉化操作系统给串行口预留了缓冲区，GPS发送时间数据每秒钟一次，而程序每10s或60 s读一次数据。串口接受缓冲区有一定的容量，就会造成时间数据累积，接收程序会出现接收的为10 s或更多时间以前的值，视缓冲区大小而不同，造成时间偏差。处理时，将GPS程序改为连续接收，以保证其时间数据为最新。
     （3）在进行遥信响应时间测试时，发现总调接收遥信变位信息速度很慢（最慢20多s），经检查，就地主单元先报遥信变位信息，后报相关的事件（SOE）信息，主机不处理事件信息，直接送通讯管理机，而对遥信变位信息先经主机处理，造成遥信变位信息慢于事件信息送到通讯管理机。而μ4F规约在查询SOE信息时需3个查询周期（6 s）才能查询到最多2个SOE信息，传送时间较长，因而阻塞了遥信变位信息的传送。将程序修改为优先处理遥信变位信息后，总调的遥信响应时间大大缩短。
     （4）在运行中，经常发生报表不能打印的现象。后经检查，发现是报表打印程序处理方法不对，修改了报表打印程序的处理方式，将每次打印的文件容量限制到60 KB，至今运行情况正常。
5　实行综合自动化后有关问题的探讨
5．1 综合自动化与少人值班
        金华500 kV双龙变电所综合自动化系统在控制方面，功能较齐全，一次和二次设备的质量和性能都较好，但却难以实现减人。主要原因是：实行保护下放分散布置，加上变电所占地面积大等因素，在进行倒闸操作时，虽然大部分设备可以远方操作，但还需要1人在设备现场进行核对，否则就会延长操作时间，甚至比常规变电所的操作时间还要长；另外，在设备巡回检查、事故处理时，检查保护动作情况要跑5个继保小室，人员少时，就很难应付。
    针对上述现象，建议首先对目前的规程、制度进行修改，根据综合自动化变电所（包括无人值班变电所）的特点，重新制订运行、安全工作规程，减少一些不必要的环节。其次在监视常规的预告信号和事故信号外，可否考虑增加1套计算机远程图像监视系统，以便于运行人员监视变电所内设备的运行及操作情况。第三由于影响到倒闸操作速度最主要的因素是二次设备的投退切换操作，需要在各继保小室之间往返奔跑，因此建议进一步应用微机保护远方投、退和高频通道远方测试技术。
5．2综合自动化与变电运行管理
　　在目前超高压变电所有人值班的模式下，提高变电所智能化运行管理水平是电力系统发展的需要，也是实际运行工作的需要。变电所的智能化运行管理与综合自动化系统紧密联系，从而实现高度自动化的目的。
　　建议开发变电所智能化运行管理系统，主要功能包括三个方面：一是智能事故处理专家系统，即根据综合自动化系统采集的信息和数据，在电网或变电所内发生事故时，能准确、迅速判别事故的类型、性质和事故的范围，自动生成对运行值班人员的事故处理指导意见，提示值班人员根据指导意见操作程序快速处理事故。二是智能操作票专家系统，即根据调度命令和监控系统的实时信息，在线自动生成操作票。三是变电运行微机管理系统，即根据变电所运行管理的要求，自动统计和生成各类记录和报表，实现变电所各类运行记录和技术资料的无笔化管理。
5．3综合自动化监控与在线绝缘监测
　　根据500 kV双龙变电所的运行实践，其综合自动化系统的监控范围应进一步扩大，在变电所设计或产品选型时就应考虑，在一次设备（特别是充油设备、氧化锌避雷器等）上安装在线绝缘监测装置，并统一纳入综合自动化系统的监控范围，达到对运行设备的全方位监视和控制，进一步提高设备的科学管理水平。
6   结束语
　　超高压变电所实现综合自动化是电力系统技术发展的需要，也是提高变电所安全运行质量及管理水平的需要。金华500 kV双龙变电所作为我国首批实现综合自动化的超高压变电所，凝聚了众多参加建设单位、主管部门及生产厂家技术人员的集体智慧和心血。通过运行实践证明，在500 kV变电所采用综合自动化技术是成功的，这已得到全国各地前来参观学习者的肯定。当然这套综合自动化系统目前实现的功能仅是综合自动化的基本功能，在此基础上，还有很多方面需要不断地完善和提高，有待以后进一步地探索和创新。

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