/ _# l6 ~" x8 S, O# S事故信号的这种生成方法在技术上是可行的,发生上述问题的原因在于:当后台或地调对开关进行遥合时,双位置继电器KKJ励磁,其常开接点变为合位,但由于开关位置变位太慢,DL常闭接点仍处于闭合状态,回路接通,触发事故总信号。由于这个问题是因为开关变位太慢引起,所以就通过在测控装置中设置延时,以延长判断时间来解决的。这种解决方法的弊端在于真正的事故发生时,会由于装置中设置的延时而不能对事故进行准确判断。 0 J" T0 k; U; w: w- W $ a& \- b5 O' n4 a, Q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。7 P* s' r* v, i& a! P F
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/ A% w" N: R1 S3 K o# ^图1 事故信号回路图0 ~+ y1 t l/ W" x; U) w: H3 @
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2 有关GPS对时的问题 2 ^) b2 x& K6 U; I 2 B% `$ M7 T0 Y2 q) G. w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。 # B( n ~; D& @0 D# _" B- z4 ?4 F8 Z) W F& T5 c8 a
GPS对时一般有三种方式。 / A1 N( r/ G- \( ~( n/ I; O7 K$ G; A# e# F7 r. \' R5 @
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。 ; S1 D5 Q; d$ k* U' \6 M o6 E" e; w& V5 |$ \
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。 + G) x# j$ P* T# P: M & ?( w8 x+ l/ _, SIRIG-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。 % c$ ~- _. T3 F3 ^$ D+ X5 I4 i ; U2 O Z. i J$ D2 a) S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。110 kV顿岗变电站采用的保护测控装置为国电南自的系列产品,该产品只接受无源空接点对时,而山东科汇科技有限公司的GPS设备只能提供有源485 B码对时。这就造成接口类型不统一,从而导致站内保护测控装置不能接受GPS对时的问题。5 Y9 p( l9 f3 J" D" {* v
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这个问题最终以GPS厂家更换通信插件,将对时接口改为空接点B码对时而得以解决。 / G0 ^* e, z3 g2 {2 g2 _' C$ X& D - a6 i/ ~9 [, U; }' e# T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。 B b; T) M+ e8 _
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3 有关监控程序稳定性的问题 ( n8 `! I) g, B6 e( @; h6 t: T 1 f' v1 N" J5 L0 c I* B/ e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。 ) P& c# e7 M# b* |. _$ k9 y7 ?4 _! u! ~+ p _0 h$ E$ g$ }
事件:4月29日9:39,某变电站的监控后台主机SAC1/SAC2双机网络中断,后台监控机SAC2不能与前置机连接,值班人员重启后台程序仍无法解决问题。经过数次重启后,在下午17:26,恢复正常运行。当SAC2为主机且为前置机时,与SAC1机无法连接,使SAC1机无法读取实时信息,但系统没有判断SAC2机异常并把SAC1机自动切换为值班主机,所以造成监控后台SAC1机、SAC2机都不能正常运行。 * Z$ c) _- {$ v, z( ~0 {+ U/ G4 X# `" U6 D3 E! ~) c; F0 E+ M5 F
值班人员对后台监控机SAC2的网卡、与交换机连接的网线、交换机本身进行了检查,均无发现故障。后经监控系统厂家人员检查确定,认为问题是由后台监控机SAC2的WINDOWS操作系统程序走死引起,网络资源不足导致后台监控机死机。 7 V; a3 I$ {8 c5 ~* w& e I1 ]2 a/ h9 @- I/ b8 F* Q) _" [1 ]
找出问题后,厂家将后台监控机的监控程序版本升级,并经系统双机切换测试。当其中一台后台监控机网络中断或有异常时,监控系统能将另一台备用机自动切换成主机运行。 + _; }, U5 v! c# M) a8 X% E" i% ?; ?% r
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。2 W& k( V& P5 H" Z9 F% u2 L
2 n3 H; r( D7 W3 I, C4 结束语. m9 ?5 m3 t0 s( m* m' N/ j/ P
5 e: L9 R' e. e, P' F4 S* e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。