论文部分内容阅读
摘要：文章针对目前变电站自动化装置运行中存在的部分问题，采用统计整理的方法，找出其特有规律，着重介绍了与信号误发有关的故障处理、与通讯中断有关的故障处理以及与回路有关的故障处理，得出了某些典型问题的结论，并针对每个问题进行了思考，结论具有一定的参考价值，对同行今后的工作能起到部分的启发作用。
关键词：变电站；自动化装置；故障处理；RS485；测控装置 文献标识码：A
中图分类号：TM73 文章编号：1009-2374（2015）36-0127-03 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.36.063
随着用电量的不断增加，电网的稳定运行显得愈加重要，老电力设施已不能适应新环境、新要求，变电站的技术改造迫在眉睫，于是变电站综合自动化系统便应运而生。近几年来，伴随着电网综自化系统改造的完成和无人值守变电站的投运，电网调度自动化系统也得到了快速的发展。调度自动化的广泛应用有利于提高运行人员的工作效率，有利于调度专业人员更准确更快速地处理电网突发事件，为电网的发展和稳定运行发挥了巨大的作用。为使调度自动化系统更加稳定可靠地运行，自动化专业人员必须认真做好对调度自动化系统的故障处理工作，尤其是在一些旧的变电站施工改造时，为了用户的利益，只能分区域或分时间段停电，大部分都在二次系统带电或者部分带电的情况下进行的。为了保证变电站运行设备的安全可靠，在二次系统改造时必须采取严密的技术措施和安全措施，从而使调度自动化在电网经济调度及安全运行等方面发挥应有的作用。
1 与信号误发相关的故障处理
1.1 问题陈述
某330kV变电站进行春检，其中某间隔遥信信息传动时（由于春检工作需要与调度控制中心监控班进行信号核对）监控中心忽然出现与本次工作范围无关的异常报文，监控人员向现场自动化人员询问站端是否有异常出现，结果站端无任何异常，但是监控中心却收到另外一个间隔的“控制回路断线、保护动作、PT断线、重合闸动作”等比较重要的遥信信息。
1.2 原因分析、解决的措施和方法及手段
原因分析：此次误发信息的时间恰好是给监控中心传动信息的时候。在误发信息时，一位工作人员发现后台监控机的网络突然中断后瞬时恢复，于是怀疑误发信息与网络突然中断有关。
第一步：自动化人员用后台监控机和工程师站同时检测网络，发现在B网（330kV变电站都是A、B网同时通讯的，双网同时给后台监控机和调度中心上送信息）数据传送过程中有数据丢失现象，但是数据丢失量不是很明显，主要表现为1～5帧的丢包现象，而且丢失间隔及丢失数量不固定，说明B网网络传输不稳定。
第二步：自动化人员又用工程师站和后台监控机同时检测B网中的每台设备（测控装置、规约转换器、五防机），所有设备进行检测时都发生数据丢失现象而且与上述现象一样，而A网通讯正常。经检测后确定为交换机存在数据丢失现象。经过对本次问题分析，由于B网网络通讯不稳定，造成远动机与规约转换器及测控装置通讯出现数据丢失现象，而站端所用规约为内部103规约，103规约为一问一答式规约，当出现数据丢失现象时，监控中心的监控系统对变电站端远动装置有下发报文，远动装置对丢失数据的装置下发报文，而丢失数据装置对远动机却无回复报文，远动机对监控中心的监控系统也无该间隔的报文回复，远动机经过某一设定时间判断后会对丢失数据装置下发通讯状态确认报文，如果这时通讯状态依然不稳定，数据继续丢失，远动机则认为是与丢失数据装置的通讯中断并发出该装置通讯中断报文，但是在设定时间远动机对丢失数据装置建立通讯后则不发通讯中断报文，但是会对丢失数据装置进行一次总召命令，上召丢失数据装置历史信息并上传至监控中心，同时带有站端远动机的时标，而且所上召的历史信息并非全部的历史信息，只是所存储的大量信息中的任意一条，没有规律性。但是站端后台监控系统与监控中心逻辑不同，所以后台机不发异常信息。
处理方法：更换新的B网交换机后，数据上传正常，并且调度监控中心长时间无误发信息现象。
1.3 结论及实际效果
可能这种问题的原因并不只这一个，但是这个问题说明了网络状态对监控系统的影响，构建一个稳定良好的网络状态对监控系统信息的正确传送起到了无比重要的作用，对无人值守变电站提供更可靠的远程监视。
2 与通讯相关的故障处理
2.1 问题陈述
2013年1月330kV XXX变110kV间隔所有南自PSL622C和PSL621C线路保护装置与后台监控机频繁通讯中断，现场后台不断的报通信中断/复归。
2.2 原因分析、解决的措施和方法及手段
原因分析：经检查现场PSL622C线路保护装置通过以太网转RS485装置然后挂到RS485总线上，最后在通讯管理机处将RS485转成RS232接到通讯管理机，PSL621C线路保护装置直接挂在RS485总线上。现场通讯管理机为北京四方的CSM310E装置，其总共只有两个串口：一个给330kV保护用，另一个给110kV保护用，现场设备接线复杂。
第一步：发现给110kV保护用的串口上原来有29个地址，相当于29个设备。现场新扩建了一个水麻线间隔，增加了2个地址，相当于增加了2个设备，进而初步确定为RS485驱动能力不足。
第二步：通过后台监控软件监视通讯管理机与线路保护装置之间的通讯，发现通讯报文时有时无，进而确定是装置过多造成通讯管理机轮询时间过长。
由于水麻线间隔扩建，造成与通讯管理机通讯的设备过多，从而引起RS485驱动能力不足和通讯管理机轮询时间过长，所以后台监控系统会频繁报通讯中断/复归，其实通信并没有真正中断。
处理方法：检查发现通讯管理机接110kV保护用的串口上有两个是空地址，将两个空地址删除，相当于减少了两台设备，同时将后台判断通讯中断的时间适当延长。经过处理后通讯恢复正常。 2.3 结论及实际效果
常见的RS485通讯故障建议做如下四方面的检查：（1）认真检查RS485总线的施工是否规范，如RS485+和RS485-数据线一定要互为双绞、布线一定要布多股屏蔽双绞线等；（2）通信线路是否太长、负载是否较多，一般一条总线不宜超过30台设备；（3）对于通信不稳定的情况除了检查负载是否过多外，还要检查通信线路阻抗是否匹配、抗干扰措施是否完善等；（4）对于总线上所有设备都通信中断的情况，如果总接口正常的话，建议采用隔离法寻找故障设备。
3 与回路相关的故障处理
3.1 问题陈述
变电站运行中的110kV开关在经过一次雷雨天气后，监控系统报开关位置处于故障状态。到现场后发现开关实际位置处于分位，保护装置上分位绿灯亮，监控系统显示开关位置处于故障状态（此变电站该路开关在监控系统的位置指示不是取的开关实际辅助接点，而是从保护装置内部的节点转接出来，并取的是双位置遥信）。
3.2 原因分析、解决的措施和方法及手段
操作检验方式及故障原因分析（排查思路：从测控装置侧逐步排查到开关机构箱侧）：（1）排查测控装置接开关位置的两个节点是否损坏的故障点，分别对两个节点做短接试验后发现测控装置都能正确地反映开关的位置指示；（2）排查测控装置与保护装置之间连接电缆的电缆线芯接触不良或直流接地的故障点，用数字万用表测试且解开电缆连接并用500V的摇表试验后发现这一段电缆完好、接触良好并且无直流接地现象；（3）排查保护装置的内部问题的故障点，进入保护装置内部操作界面检查开关位置，显示跳位正常，但在进保护装置开入检查时发现开关的跳位继电器没有动作，在保护装置端子排上进行短接试验后，确定故障点并没有存在于保护装置内部，跳位继电器不动作是故障点现象表现之一，故障点仍需进一步详查；（4）排查保护装置至开关机构箱之间连接电缆的电缆芯接触不良或直流接地的故障点，用数字万用表测试且解开电缆连接并用500V的摇表试验后发现电缆完好、接触良好并无直流接地现象，但是开关跳位的正电没有导通；（5）排查开关机构箱内的电缆连接的电缆芯接触不良或直流接地的故障点，用数字万用表测试且解开电缆连接并用500V的摇表试验后发现开关跳位的正电没有导通且弹簧已储能节点及开关“远方/就地”把手之间的电缆芯连接不通。
故障处理：清除弹簧已储能节点及开关“远方/就地”把手接接线头金属裸露部分的杂质并重新插拔后，监控系统上开关位置恢复正常，且保护装置内部跳位继电器动作。这样的故障现象是因为开关保护装置的位置显示是接在X1-616一点处，即比合闸的“7”所接的位置来说少通过了“远方/就地”把手以及“弹簧已储能”节点，而要使开关的跳位继电器动作必须是“7”能够在通过跳位继电器串联的回路上导通，也就是说合闸保持回路能够导通，所以当“远方/就地”把手或“弹簧未储能”节点的连接出现接触不良但又满足一定的电压要求后，开关保护装置显示跳位且跳位继电器不动作，监控系统画面显示开关位置故障。
3.3 结论及实际效果
此次异常情况发生的主要原因是因为雷雨天气及潮湿引起的电气回路上的接触不良，事件的发生说明在容易受到潮湿影响的部位的危险点辨识没有受到应有的重视，今后应该注意的开关机构及端子箱等重要部位的加热除湿器的加装、锈蚀的预防及处理等。为了减少故障和处理故障应采取的措施是：（1）工作人员必须经过技术考核和培训，形成一支专业化的队伍，培养出一批能跨学科的复合型人才，加强相关专业之间的了解和学习；（2）认真观察设备平时的运行情况，做好记录存档，以便出现故障时与之比较；（3）观察故障时的现场情况，做好缺陷记录；（4）仔细分析故障的每一个细节和各种可能的原因，初步判断故障的位置；（5）运用必要的手段进行检查测试，将可能的原因逐一排除，最终找到真正的原因；（6）做好检修记录，总结原因及处理方法，为以后更好地处理故障而积累经验。
4 结语
随着保护装置的微机化程度不断提高，对二次改造工程的施工质量和人员技术的要求也越来越高，因此我们应该不断总结提高，在变电站的综合自动化现场中尽量发现问题、解决问题，一切都以电网的安全可靠运行为原则。自动化专业工作是电力系统安全、稳定、可靠运行的重要保障。随着现代化科学技术的发展，新设备的不断更新，给自动化专业工作提出了更新、更高的要求。可以看出，变电综合自动化对于实现电网调度自动化和现场运行管理现代化，提高电网的安全和经济运行水平起到了很大的促进作用，它将能大大加强电网一次、二次系统的效能和可靠性，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。随着技术的进步和硬件软件环境的改善，它的优越性必将进一步体现出来。
参考文献
[1] 丁书文，黄训成.变电站综合自动化原理及应用[M].北京：中国电力出版社，2003.
[2] 高翔，张沛超.数字化变电站系统结构[J].电网技术，2006，12（24）.
[3] 王天锷，潘丽丽.智能变电站二次系统调试技术[M].北京：中国电力出版社，2014.
[4] 朱松林.变电站计算机监控系统及其应用[M].北京：中国电力出版社，2008.
[5] 马苏龙.电网调度自动化厂站端调试与检修实训指导[M].北京：中国电力出版社，2012.
作者简介：吴培涛（1985-），男，华北电力大学电气与电子工程学院学生，国网宁夏电力公司检修公司高级技师，电力系统工程师，研究方向：电力系统继电保护及自动化技术。
（责任编辑：蒋建华）
关键词：变电站；自动化装置；故障处理；RS485；测控装置 文献标识码：A
中图分类号：TM73 文章编号：1009-2374（2015）36-0127-03 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.36.063
随着用电量的不断增加，电网的稳定运行显得愈加重要，老电力设施已不能适应新环境、新要求，变电站的技术改造迫在眉睫，于是变电站综合自动化系统便应运而生。近几年来，伴随着电网综自化系统改造的完成和无人值守变电站的投运，电网调度自动化系统也得到了快速的发展。调度自动化的广泛应用有利于提高运行人员的工作效率，有利于调度专业人员更准确更快速地处理电网突发事件，为电网的发展和稳定运行发挥了巨大的作用。为使调度自动化系统更加稳定可靠地运行，自动化专业人员必须认真做好对调度自动化系统的故障处理工作，尤其是在一些旧的变电站施工改造时，为了用户的利益，只能分区域或分时间段停电，大部分都在二次系统带电或者部分带电的情况下进行的。为了保证变电站运行设备的安全可靠，在二次系统改造时必须采取严密的技术措施和安全措施，从而使调度自动化在电网经济调度及安全运行等方面发挥应有的作用。
1 与信号误发相关的故障处理
1.1 问题陈述
某330kV变电站进行春检，其中某间隔遥信信息传动时（由于春检工作需要与调度控制中心监控班进行信号核对）监控中心忽然出现与本次工作范围无关的异常报文，监控人员向现场自动化人员询问站端是否有异常出现，结果站端无任何异常，但是监控中心却收到另外一个间隔的“控制回路断线、保护动作、PT断线、重合闸动作”等比较重要的遥信信息。
1.2 原因分析、解决的措施和方法及手段
原因分析：此次误发信息的时间恰好是给监控中心传动信息的时候。在误发信息时，一位工作人员发现后台监控机的网络突然中断后瞬时恢复，于是怀疑误发信息与网络突然中断有关。
第一步：自动化人员用后台监控机和工程师站同时检测网络，发现在B网（330kV变电站都是A、B网同时通讯的，双网同时给后台监控机和调度中心上送信息）数据传送过程中有数据丢失现象，但是数据丢失量不是很明显，主要表现为1～5帧的丢包现象，而且丢失间隔及丢失数量不固定，说明B网网络传输不稳定。
第二步：自动化人员又用工程师站和后台监控机同时检测B网中的每台设备（测控装置、规约转换器、五防机），所有设备进行检测时都发生数据丢失现象而且与上述现象一样，而A网通讯正常。经检测后确定为交换机存在数据丢失现象。经过对本次问题分析，由于B网网络通讯不稳定，造成远动机与规约转换器及测控装置通讯出现数据丢失现象，而站端所用规约为内部103规约，103规约为一问一答式规约，当出现数据丢失现象时，监控中心的监控系统对变电站端远动装置有下发报文，远动装置对丢失数据的装置下发报文，而丢失数据装置对远动机却无回复报文，远动机对监控中心的监控系统也无该间隔的报文回复，远动机经过某一设定时间判断后会对丢失数据装置下发通讯状态确认报文，如果这时通讯状态依然不稳定，数据继续丢失，远动机则认为是与丢失数据装置的通讯中断并发出该装置通讯中断报文，但是在设定时间远动机对丢失数据装置建立通讯后则不发通讯中断报文，但是会对丢失数据装置进行一次总召命令，上召丢失数据装置历史信息并上传至监控中心，同时带有站端远动机的时标，而且所上召的历史信息并非全部的历史信息，只是所存储的大量信息中的任意一条，没有规律性。但是站端后台监控系统与监控中心逻辑不同，所以后台机不发异常信息。
处理方法：更换新的B网交换机后，数据上传正常，并且调度监控中心长时间无误发信息现象。
1.3 结论及实际效果
可能这种问题的原因并不只这一个，但是这个问题说明了网络状态对监控系统的影响，构建一个稳定良好的网络状态对监控系统信息的正确传送起到了无比重要的作用，对无人值守变电站提供更可靠的远程监视。
2 与通讯相关的故障处理
2.1 问题陈述
2013年1月330kV XXX变110kV间隔所有南自PSL622C和PSL621C线路保护装置与后台监控机频繁通讯中断，现场后台不断的报通信中断/复归。
2.2 原因分析、解决的措施和方法及手段
原因分析：经检查现场PSL622C线路保护装置通过以太网转RS485装置然后挂到RS485总线上，最后在通讯管理机处将RS485转成RS232接到通讯管理机，PSL621C线路保护装置直接挂在RS485总线上。现场通讯管理机为北京四方的CSM310E装置，其总共只有两个串口：一个给330kV保护用，另一个给110kV保护用，现场设备接线复杂。
第一步：发现给110kV保护用的串口上原来有29个地址，相当于29个设备。现场新扩建了一个水麻线间隔，增加了2个地址，相当于增加了2个设备，进而初步确定为RS485驱动能力不足。
第二步：通过后台监控软件监视通讯管理机与线路保护装置之间的通讯，发现通讯报文时有时无，进而确定是装置过多造成通讯管理机轮询时间过长。
由于水麻线间隔扩建，造成与通讯管理机通讯的设备过多，从而引起RS485驱动能力不足和通讯管理机轮询时间过长，所以后台监控系统会频繁报通讯中断/复归，其实通信并没有真正中断。
处理方法：检查发现通讯管理机接110kV保护用的串口上有两个是空地址，将两个空地址删除，相当于减少了两台设备，同时将后台判断通讯中断的时间适当延长。经过处理后通讯恢复正常。 2.3 结论及实际效果
常见的RS485通讯故障建议做如下四方面的检查：（1）认真检查RS485总线的施工是否规范，如RS485+和RS485-数据线一定要互为双绞、布线一定要布多股屏蔽双绞线等；（2）通信线路是否太长、负载是否较多，一般一条总线不宜超过30台设备；（3）对于通信不稳定的情况除了检查负载是否过多外，还要检查通信线路阻抗是否匹配、抗干扰措施是否完善等；（4）对于总线上所有设备都通信中断的情况，如果总接口正常的话，建议采用隔离法寻找故障设备。
3 与回路相关的故障处理
3.1 问题陈述
变电站运行中的110kV开关在经过一次雷雨天气后，监控系统报开关位置处于故障状态。到现场后发现开关实际位置处于分位，保护装置上分位绿灯亮，监控系统显示开关位置处于故障状态（此变电站该路开关在监控系统的位置指示不是取的开关实际辅助接点，而是从保护装置内部的节点转接出来，并取的是双位置遥信）。
3.2 原因分析、解决的措施和方法及手段
操作检验方式及故障原因分析（排查思路：从测控装置侧逐步排查到开关机构箱侧）：（1）排查测控装置接开关位置的两个节点是否损坏的故障点，分别对两个节点做短接试验后发现测控装置都能正确地反映开关的位置指示；（2）排查测控装置与保护装置之间连接电缆的电缆线芯接触不良或直流接地的故障点，用数字万用表测试且解开电缆连接并用500V的摇表试验后发现这一段电缆完好、接触良好并且无直流接地现象；（3）排查保护装置的内部问题的故障点，进入保护装置内部操作界面检查开关位置，显示跳位正常，但在进保护装置开入检查时发现开关的跳位继电器没有动作，在保护装置端子排上进行短接试验后，确定故障点并没有存在于保护装置内部，跳位继电器不动作是故障点现象表现之一，故障点仍需进一步详查；（4）排查保护装置至开关机构箱之间连接电缆的电缆芯接触不良或直流接地的故障点，用数字万用表测试且解开电缆连接并用500V的摇表试验后发现电缆完好、接触良好并无直流接地现象，但是开关跳位的正电没有导通；（5）排查开关机构箱内的电缆连接的电缆芯接触不良或直流接地的故障点，用数字万用表测试且解开电缆连接并用500V的摇表试验后发现开关跳位的正电没有导通且弹簧已储能节点及开关“远方/就地”把手之间的电缆芯连接不通。
故障处理：清除弹簧已储能节点及开关“远方/就地”把手接接线头金属裸露部分的杂质并重新插拔后，监控系统上开关位置恢复正常，且保护装置内部跳位继电器动作。这样的故障现象是因为开关保护装置的位置显示是接在X1-616一点处，即比合闸的“7”所接的位置来说少通过了“远方/就地”把手以及“弹簧已储能”节点，而要使开关的跳位继电器动作必须是“7”能够在通过跳位继电器串联的回路上导通，也就是说合闸保持回路能够导通，所以当“远方/就地”把手或“弹簧未储能”节点的连接出现接触不良但又满足一定的电压要求后，开关保护装置显示跳位且跳位继电器不动作，监控系统画面显示开关位置故障。
3.3 结论及实际效果
此次异常情况发生的主要原因是因为雷雨天气及潮湿引起的电气回路上的接触不良，事件的发生说明在容易受到潮湿影响的部位的危险点辨识没有受到应有的重视，今后应该注意的开关机构及端子箱等重要部位的加热除湿器的加装、锈蚀的预防及处理等。为了减少故障和处理故障应采取的措施是：（1）工作人员必须经过技术考核和培训，形成一支专业化的队伍，培养出一批能跨学科的复合型人才，加强相关专业之间的了解和学习；（2）认真观察设备平时的运行情况，做好记录存档，以便出现故障时与之比较；（3）观察故障时的现场情况，做好缺陷记录；（4）仔细分析故障的每一个细节和各种可能的原因，初步判断故障的位置；（5）运用必要的手段进行检查测试，将可能的原因逐一排除，最终找到真正的原因；（6）做好检修记录，总结原因及处理方法，为以后更好地处理故障而积累经验。
4 结语
随着保护装置的微机化程度不断提高，对二次改造工程的施工质量和人员技术的要求也越来越高，因此我们应该不断总结提高，在变电站的综合自动化现场中尽量发现问题、解决问题，一切都以电网的安全可靠运行为原则。自动化专业工作是电力系统安全、稳定、可靠运行的重要保障。随着现代化科学技术的发展，新设备的不断更新，给自动化专业工作提出了更新、更高的要求。可以看出，变电综合自动化对于实现电网调度自动化和现场运行管理现代化，提高电网的安全和经济运行水平起到了很大的促进作用，它将能大大加强电网一次、二次系统的效能和可靠性，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。随着技术的进步和硬件软件环境的改善，它的优越性必将进一步体现出来。
参考文献
[1] 丁书文，黄训成.变电站综合自动化原理及应用[M].北京：中国电力出版社，2003.
[2] 高翔，张沛超.数字化变电站系统结构[J].电网技术，2006，12（24）.
[3] 王天锷，潘丽丽.智能变电站二次系统调试技术[M].北京：中国电力出版社，2014.
[4] 朱松林.变电站计算机监控系统及其应用[M].北京：中国电力出版社，2008.
[5] 马苏龙.电网调度自动化厂站端调试与检修实训指导[M].北京：中国电力出版社，2012.
作者简介：吴培涛（1985-），男，华北电力大学电气与电子工程学院学生，国网宁夏电力公司检修公司高级技师，电力系统工程师，研究方向：电力系统继电保护及自动化技术。
（责任编辑：蒋建华）