水电站微机监控

水电站微机监控（精选10篇）

水电站微机监控 第1篇

1 微机监控系统在水电站中的应用原则

微机监控系统是水电站的主要组成部分, 电力企业结合水电站的实际需求, 规划微机监控系统的应用原则, 以此来保障系统监控的稳定状态[1]。应用原则如: (1) 经济原则, 微机监控系统需确保水电站处于经济运行的过程中, 监控水电站的效率参数, 适当调控运行效率, 经济分配水电站的机组电荷, 满足水电站的高效率需求, 微机监控系统在执行经济调控时, 在用电高峰期合理增加供电量, 低谷时期则需采取降低措施; (2) 灵活原则, 微机监控系统可以在水电站运行时灵活调节机组状态, 提供及时性的干预措施, 稳定水电站, 提高水电站的安全能力; (3) 监测原则, 微机监控系统主要为水电站提供监测服务, 所以必须遵循监测原则, 全面管理水电站的运行失误, 执行事故报警、分析等多项业务, 时刻发挥监测作用, 避免引发风险; (4) 实时原则, 微机监控系统在水电站中实现实时监控, 控制水电站的各项操作, 主动利用数据, 稳定实时数据的运行基础, 进而保障实时数据的真实性; (5) 性能原则, 微机监控系统可以比对水电站的各项数据, 采取高性能的处理方式, 提高水电站的质量和效率。

2 微机监控系统在水电站中的应用

电力企业深入分析水电站的基本运行情况, 明确微机监控系统的应用, 具体分析如下:

2.1 控制层的应用

微机监控系统在控制层的应用可分为两部分, 电站和现地。电站控制层具有集中控制的特性, 微机系统为其提供中央集控的平台。基于微机监控系统, 电站控制能够快速收集水电站的数据信息, 传输到控制层进行集中处理[2]。工作人员在微机监控系统的主控界面进行电站控制, 监视水电站运行并执行控制操作, 工作人员直接在微机监控系统的界面上操作即可, 通过远程系统, 控制水电站的运行。现地控制层属于水电站的单元结构, 由主要的系统构成, 如:高压室、传感系统等, 各个系统通过线路连接, 汇总传输到微机监控系统, 利用交换机完成信号转换。微机监控系统利用PLC提高现地控制的水平, 能够准确记录现地参数, 及时诊断现地故障, 全方面的监控现地控制层的运行。

2.2 通讯层的应用

微机监控系统在水电站通讯层表现出高效益的应用水平。监控系统可以将通讯层的所有信息反馈到微机界面。通讯层采用以太网结构, 构成通信系统, 通过光纤连接各项通讯模块。水电站的通讯信号在以太网内通过交换机实现信号分路, 降低通信过程中的信号损失。微机监控系统稳定通讯层的应用。例如:某水电站在通讯层方面, 通过微机监控系统约束通讯网的构建, 微机监控系统对该水电站提出通讯要求, 规划交换机的相关配置, 保障所有通讯层的电缆均可接入交换机, 降低微机监控系统的运行难度, 监控系统快速检测通讯层的故障节点, 避免影响该水电站的信息传输。

2.3 监控层的应用

微机监控系统在监控层的应用属于主体内容, 通过计算机途径监控水电站运行。微机监控系统为水电站提供准确的监控服务, 重点监控水电站的电气连接、机组工作等内容, 优化数据参数, 体现监控系统的控制能力。例如:某水电站利用微机监控系统, 监控该水电站的电气运行, 提供画面式服务, 该水电站电气连接呈现主线控制, 显示所有水电站的电气设备, 包括电气励磁的数据, 工作人员通过监控界面直接操作, 控制电气系统, 合理设置电气参数, 该水电站通过微机监控系统, 准确控制各项电气参数, 及时调整主变、低压等电气参数, 确保该水电站的运行水平。

2.4 人机联系的应用

水电站的人机联系必须通过微机监控系统实现, 有效利用微机监控系统的人机交互, 实现人机控制。第一微机监控系统丰富水电站人机联系的途径, 为水电站操作提供界面平台, 促使工作人员能够通过界面直接控制水电站的运行, 人机界面上包括所有的控制模式, 由微机监控系统汇总水电站的运行信息, 工作人员执行调用、修改等操作方式, 主动控制水电站的运行信息, 还可改进运行程序, 更加符合水电站的人机需求。第二微机监控系统参与下的人机界面, 具备独立的选择能力, 促使工作人员能够对特定的水电站进行专门控制, 合理设置人机参数, 体现调试优势, 例如:微机监控系统将水电站的运行实况反馈到人机界面, 工作人员根据水电站的实际需求, 调整参数, 通过人机界面控制水电站的运行系统。

3 微机监控系统在水电站中的应用改造

微机监控系统在水电站中的应用, 必须实行改造处理, 才可完善微机监控系统的性能。以某水电站的微机控制系统为例, 分析主要的改造点。

3.1 机组改造

该水电站的机组均被改造为微机监控模式, 提高机组自动化控制的能力。该水电站积极利用PLC, 为微机监控系统提供可靠的控制能力, 由于该水电站的机组被微机监控系统管理, 实现机组运行的同步进行, 多项水电站的运行数据可以在同期实现调控。

3.2 监控改造

微机监控系统主要独立的开关控制, 与传统水电站的运行系统不同, 所以该水电站需要为微机监控系统配备单独的开关, 需要实行改造。改造过程中最主要的是监控改造, 确保微机监控系统能够监控该水电站的所有信息。

3.3 模拟屏改造

模拟屏是该水电站的缩影, 全部信息都可在模拟屏上显示, 彰显微机监控系统的整体特性。该水电站改造模拟屏, 促使其具备灵活的操作特点, 工作人员可以在模拟屏上实现最基本的监控操作, 以便最直接的控制水电站的运行, 同时为微机监控系统提供屏显途径。

4 结束语

微机监控系统推进水电站运行, 为水电站提供自动化的运行方式, 有利于改造水电站的基本情况。微机监控系统处于不断优化与改造的状态, 主要是为水电站提供可靠的系统支持, 推进水电站的基本运行, 实际水电站面临多方面的危机, 电力企业利用微机监控系统, 实时检测水电站的运行, 确保水电站的运行安全, 避免出现运行危险, 干扰水电站的供电效益。

参考文献

[1]刘汉立.微机监控系统在水电站的应用[J].广东水利水电, 2012 (05) :34-36.

水电站微机监控 第2篇

华东交通大学毕业设计（论文）华东交通大学毕业设计（论文）开题报告书
课题名称 课题来源 学生姓名 铁路空调客车柴油发电机组微机监控系统的设计 工程设计 晁海斌 课题类型 学 号 AY 导 师 专 业
罗世民

20070610040117

机械电子工程

开题报告内容： 铁路空调客车发电机组控制与监测现状 现状： 铁路空调客车发电机组控制与监测现状 随着国民经济的发展和人民生活水平的提高,我国铁路为提高旅客旅行的舒适度已大 量开行了空调列车。空调列车供电的主要方式是由安装在车上的柴油机发电机组，即发动 机组供电。目前,我国铁路空调客车柴油发电机组仍采用继电器联锁控制与仪表监测系统, 这种监控方式不可避免地存在着两个问题:(1)采用继电器联锁的控制方式,由于触点多且长时间有大量的电流,不可避免地造成 控制系统的寿命短、可靠性差、维修工作量大、故障不容易查找等问题。(2)采用仪表监测方式无法自动记录相关数据,而按《客车空调三机检修及运用管理规 程》,发电车运行时每隔一小时要记录一次数据,按每次列车单程运行时间为 12-13 小时计 算,则一个往返需要记录近700 个数据,增加操作人员的劳动强度。选题的目的和意义： 选题的目的和意义 本课题所要研究的就是解决铁路空调发电车仍采用继电器连锁控制所产生的问题，所 以本课题具有一定的理论意义和实用价值。而 MCGS 组态软件以其优异的特性在铁路空调发电车监控系统可以获得很好的应用, 该微机监控系统能保证铁路空调客车柴油发电机组各设备稳定运行,提高设备运行的可靠 性与经济效益,是改造铁路空调客车柴油发电机组目前监控系统的切实可行的方案。因此, 应用以三凌 FX-2N 型 PLC 为下位机、北京昆仑通态公司的 TPC1521H 型触摸屏为上位 机,利用 MCGS 编制上位机应用软件的铁路空调客车柴油发电机组微机监控系统,可提高 设备运行的可靠性与经济效益。

方法及预期目的： 掌握现有铁路空调客车柴油发电机组电气控制的结构及工作原理，分析其主要存在的 问题及改进措施。参考有关 MCGS 组态软件以及 PLC 的资料，并根据柴油发电机组微机监 控系统的现实需要，学习如何应用 MCGS 组态软件并且掌握三菱 FX 系列 PLC 的工作原理及 应用。并由此设计出控制电路和监控程序，最终实现系统的功能要求，在这个过程中学习和掌握系统设计的基本方法。

指导教师签名：

日期：

课题类型：（1）A—工程设计；B—技术开发；C—软件工程；D—理论研究；（2）X—真实课题；Y—模拟课题；Z—虚拟课题（1）（2）均要填，如 AY、BX 等。、

自动化变电站微机保护若干问题探讨 第3篇

【关键词】自动化变电站；微机保护；运行维护

在变电站的现场，采用微机型的保护装置是较为常见的，与常规保护之间存在着一定的区别，但是由于电力系统运行的过程中存在着一定的不稳定因素，因此很容易出现一些故障问题。这就给电力系统的运行带来极大的不便，因此需要采取切实可行的保护措施。所以，相关的工作人员需要对变电站的微机保护装置以及相关的工作原理进行了解，才能在具体的工作中做到游刃有余。

1.微机保护的作用

从电力系统的运行上来看，微机型继电保护的作用可以从以下几个方面来进行分析：

第一，可以对电力系统的安全性进行有效保障，在具体的工作过程中，如果出现元器件损坏或者是出现运行故障的时候，这一故障元件的保护装置会及时地发出指示，断开元器件的相关开关，使其脱离整个电力系统。这样不仅能够减少故障元件对电力系统的破坏作用，同时也能够减少一定的损失，提高电力系统的安全性能。

第二，如果电力系统的工作出现异常的现象，继电保护装置也会对其进行提示。电气设备的工作是正常进行的，但是如果其工作存在着异常的现象就说明某一元件或者是某一系统出现了运行的问题。这时，继电保护装置就会发出相应的信号给值班的工作人员，使其能够及时地对其进行处理。现如今，由于变电站实现了自动化，继电保护设备可以自动对相应的故障问题进行调整和控制。

第三，可以对电力系统的运行过程进行有力地监控，继电保护系统只是对电力系统的运行进行保护和提示，是人们普遍存在的误解。事实上，微机保护装置可以对电力系统的运行进行监控。如果出现故障问题或者是有不符合相关的运行标准的现象，微机保护装置可以在第一时间对其进行提示。

2.微机保护的特点

微机保护装置是一种新型的继电保护设备，在电力系统的运行中体现出一定的优势和特点，是对传统的保护装置的突破。

（1）进行继电保护可以达到不同的效果，主要表现在其记忆力会相对较强，可以对普通的故障进行保护和处理，同时也可以对先进的技术和手段进行利用，其中自动控制理论以及数学技术是较为常见的，对于故障处理的准确性和高效性较为突出。

（2）进行微机保护装置的安装可以在某种程度上提高与其相关的辅助功能，如故障录波以及波形分析等等。可以使得其自身的功能得到提高，便于相关设备的运行。

（3）在工艺的结构上是比较特殊的，其优越性相对较高。比如在硬件的设置方面，可以对多种型号的机械设备进行应用。另外，进行再制造方面也有较为统一的标准，其自身的体积容量相对较轻，可以有效地节约能耗，设备的维护和保护工作也比较简单。

（4）这种装置在使用的过程中具有一定的灵活性，可以通过简单的协调来实现其自身的可靠性，在数字元件上，不会受到周围温度变化的影响，同时对于使用年限以及电源的波动情况等都要求较低。不仅如此，还能够在故障检修和监控的过程中发挥出一定的优势。其监测过程就是利用简单的元器件来完成，可以实现大范围的监控和调整。有效地减少故障的发生率。

（5）利用微机保护装置可以减少设备维修的时间，通过对故障现象进行分析和研究，就可以在现场进行维修和保护工作。同时，在设备的调试和维护上减少了一定的工作量，可以直接依靠现场经验来对其结构和性质进行改进。基于以上这几方面的原因，微机保护装置受到了人们的高度重视，逐渐应用到自动化变电站对于电气系统的维修和检测工作中。

3.运行维护中若干问题的探讨

3.l关于定期检验问题的探讨

目前对于微机保护的定期检验的周期和检验项目均套用原有电磁型及晶体管型保护的模式。但微机保护有着其自身特点与优势。（l）电量的大小均由统一的数据采样回路实现；（2）各电量判据及逻辑关系由程序通过CPU来实现；（3）出口回路由统一的出口插件实现。这些特点决定了微机保护不但运行可靠而且维护简便。若仍然沿用旧有保护类型的定检模式势必大大减小微机保护的运行优势。

3.2综合自动化设备维护中各专业之间的协调与管理

目前就我国电力系统管理模式而言，变电所自动化系统分属保护、通信、远动等专业部门负责。通常通信和远动专业联系比较紧密，它们虽与保护专业之间在工作上有很多联系，但界面分工较清楚。随着变电站按无人值班模式设计，使得原本分工明确、专业界面清晰的管理和维护局面变得互为渗透，联系日益紧密。因此当遥控误动、遥信状态错误或频繁误发等故障出现时，调度中心无法判断这些故障出自保护、通信、远动的哪一系统，多数情况下必须几个专业人员同时到现场处理。又加上这几个专业分属不同部门，使得工作安排和协调程序繁琐，有时甚至延误了故障处理时间。因此，新技术的推广与应用对传统的管理体现和旧有模式提出了严峻的挑战。

3.3日常维护中备品备件的管理问题

随着微机保护不断取代旧有的电磁型和晶体管型保护，由于其自身的特点，原有备品备件的管理模式一直制约着对微机保护的日常维护工作的顺利进行。一方面微机保护做为一门新兴的技术，其技术更新换代日新月异，这就造成了在同一供电企业内部多种微机保护并存的现象，而作为地级供电企业，特别是县级供电企业，不可能对各种保护的主要插件均进行备件采购。这样既不经济也不能提高设备运行安全性。另一方面，保护装置日益复杂，对于插件内部故障的查找在现场条件下几乎不可能。而且内部关键部件往往为专用配件。因此就会出现在现场从器件层次上处理装置异常，不但耗时，保护装置投运率低，而且有时根本无望的情况。为了解决微机保护运行维护长期以来存在的问题，最好的解决方法是在省一级建立保护维护服务中心，负责管理采购各类微机保护备品备件，专业修复更换下来的插件，并可指导基层单位的运行维护工作。必要时可深入现场协助解决问题。

4.结束语

微机保护作为一门新兴技术，其设计原理还有待于完善，运行维护的经验也有待于不断地总结。但作为目前电力系统的主要保护类型，其设计规范、检验规程以及相应管理制度制定及在全系统内的统一贯彻应尽早实现。只有这样才能更好地保证各级电网的安全运行。

【参考文献】

[1]张亚东，赵斌.变电站中微机保护的应用及其抗干扰措施研究[J].中国新技术新产品，2012（20）.

龙门滩梯级水电站微机监控系统改造 第4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

水电站微机监控 第5篇

关键词：微机继电保护；变电站；距离保护；差动保护

作者简介：闵铁军（1983-），男，湖北武汉人，湖北超高压输变电公司，助理工程师；李挺（1982-），男，湖北武汉人，湖北超高压输变电公司，工程师。（湖北 武汉 430051）

中图分类号：TM77?????文献标识码：A?????文章编号：1007-0079（2012）30-0128-02

在高压变电站中对自动化的要求越来越高，所以微机继电保护的作用显得尤为重要。由于微机的监控系统全部是集中于一起，虽然有利于系统的维护，但是占据了很大的用地面积，而且消耗了过多的电缆等资源。所以实现分散式的布置成为发展的主要趋势。随着计算机网络技术的不断发展，微机的性能越来越高，高压变电站中的监控系统已经实现了自动化的控制，在实际运作中可以预防停电引起的电力系统失去稳定、频率崩溃等事故的发生。

一、微机继电保护概述

1.基本原理

微机继电保护是指在电力系统中电气元件由于受到破损不能正常工作，继电器通过判断起到跳闸或者发出报警信号的一种自动保护装置。这种装置能够保证设备的安全性以及修复的简单性。继电保护装置的构成包括测量元件、逻辑判断元件、执行输出元件。通过测量并与之前给定元件的物理参量进行准确比较，分析处理信息，然后根据输出信号的性质、持续时间等判断故障的缘由。最后根据前一命令的指令发出信号、跳闸等响应。继电保护的保护分区是为了保护在指定范围内的故障，不属于范围内的不采取控制，这样可以减少因故障跳闸引起的停电区域。所以电力系统中每个继电保护的界限划分得很清楚。当电力系统发生故障，继电保护就会及时切除故障，避免安全事故的发生。

2.500kV变电站系统构成及特点

微机继电保护是电力系统的重要组成部分，在保障电网系统的稳定运行、防止事故的发生、阻止事故的扩大等方面起着十分重要的作用。500kV变电站微机保护系统主要构成包括微机系统、模拟量输入系统、信号接口等。随着微机保护采取的工艺方式不断更新，在运行中的可靠性以及安全性都有很大提高。由于在硬件的结构上没有明显的差异，所以只需要将程序稍加变动就可以改变系统保护功能。在变电所的组成上只需要有微机保护和远程的装置就可以实现遥信、监控、遥测的功能，节省了人力。

在微机处理系统中的继电保护装置存在运行中存在以下特点：一是适用于500kV以上的高压电压网络线路，可以实现集中保护以及后备保护的作用，在一些大中型的电机组能够实现独立工作，完成双重化的保护任务。二是可以进行远程的通讯功能。工作人员运用远程的通讯可以随时监控系统的工作状态，能够快速及时进行数值的处理、调用、更改，为系统运行的管理提供了很大的便捷。三是能够自动检测出故障的位置。这对于保护系统装置的安全运行起到了保障的作用，在系统装置的检测周期上可以有效地进行延缓，而且减少了不必要的检测手段。

二、500kV变电站的微机继电保护方式

1.500kV变电站微机保护的振荡闭锁

由于微机保护中留有距离保护的功能，所以在运行中如果保护被闭锁，距离保护会起到作用。在系统装置中距离保护出现问题时，通过振荡闭锁用手动或者自动装置的方式减少装置前端的负荷，可保持系统的完整性。将保护闭锁进入到振荡闭锁的状态中。观察几秒钟，如果振荡消失，才能重新开放系统的保护。在判断系统是否为振荡时，可以用过流元件的3ZJ的判距作比较，如果它先行动作，其他的故障反应就不会引起跳闸，所以在微机保护中找到适当的判距就可以区别系统是否发生振荡。

2.500kV變电站微机继电纵差保护

高频纵差保护实现了全线路上的功能保护。在系统的运行中，由于距离保护和零序电流保护在功能上存在一定的局限性，不能进行全线路的保护。在方向元件上的选取要有一定的根据，负序和零序方向上的元件一般不采用，正确选取元件才能进行各种方式的方向保护。在传统的保护系统中常采用距离元件和零序元件相结合的方式进行工作，反映出高频距离保护的故障。但是在500kV变电站系统的运行中存在振荡现象，所以需要在振荡闭锁关闭以后才能运行。在高频保护中虽然可以进行开放式的工作方式，但是要注意快速的高频保护所引起的延时作用。在选取方向元件时一般采用工频变化量方向的元件继电器，其在危机高频方向的保护中发挥了很大的作用，所以被广泛使用。

3.500kV变电站微机继电零序电流方向保护

在500kV变电站微机继电保护中对保护元件的选取要很慎重。零序电流保护由于具有操作简单、安全可靠以及抗过渡电阻能力强等特点，在微机继电保护中有着广泛的应用前景。500kV变电站微机保护中采用自产的3U0，一般在PT断线时改用这种形式。由于在工作中零序方向的接线方式存在一定的弊端，当出现故障时，3U0超过3I0的规定范围，给工作的运行带来了很大的麻烦。在实际运行中3U0的回路会影响到自产3U0，所以在系统运行中要将二、三次的线分开，系统才能正常运行。在PT断开的时候，距离保护和高频保护都要退出运行，零序方向也不能正常运作，所以要有无方向的零序电流保护和一相电流保护才能保护线路的正常运作。

三、500kV变电站微机继电保护中的变压器差动保护

1.500kV变电站微机变压器差动保护

常规机械型差动继电器只能按一种原理实现，性能单一，难以适应各种运行工况。在500kV变电站微机保护中继电器由软件实现，完全可以根据不同工况采用不同原理，获得最佳性能。微机变压器的差动保护一般用一个综保实现，高低压（或者高中低三侧）CT二次接入同一综保内，进行差动电流换算即可。至于高压侧联跳低压侧可在综保内编程实现，也可不通过综保，直接用接点接入断路器分闸回路。主要控制组成是第一条通道由比例制动元件、励磁涌流检测产生的跳闸反应。另外一条是由差电流速断直接作用引起的跳闸反应。采用比率制动元件额可以在很大程度上提高保护的灵敏度，可以防止由于外界因素导致的电流突增的动作保护。可以通过对励磁涌流元件的判别来闭锁比率制元件。

2.考虑励磁特性的变压器内部短路微机继电保护

在500kV变电站电力系统继电保护的作用中，微机保护与零序差动可以共同利用电流互感器，零序差动保护与空载励磁涌流没有关系，可以提高Yn侧引线及绕组接地短路的灵敏度部分。变压器差动保护存在的问题是被保护变压器各绕组间存在磁的耦合，励磁涌流和过励磁电流将引起误动作，即使是分侧差动保护和零序差动保护也存在这样的缺点。微机保护的出现，使得人们有可能依靠建立数学模型通过算法寻求一种全新的变压器内部保护原理。数学模型构建的前提是要使绕组漏电感和电阻相等，虽然这种技术还不是很成熟，但是却标志着新一代电气主设备微机继电保护的发展前景。

四、结束语

随着经济的快速发展，电力系统的不断更新对继电保护提出更高的要求。为了满足我国电力系统对继电保护的需求，就要不断测试其性能以及提高继电保护装置。智能化、计算机化、网络化的继电保护技术将会运用到实际中来，使电力系统能够安全、可靠、经济的运行。

参考文献：

[1]李红兵，陈树衡.基于DSP的微机高压短线路保护装置的研制[J].船电技术，2005，（3）.

[2]侯尽然，李钊.微机继电保护状态检修的探讨[J].供用电，2010，（4）.

[3]韩文鹏.微机继电保护技术的简要探讨[J].中国新技术新产品，2010，（21）.

水电站微机监控 第6篇

目前普遍使用的微机监控系统有2种, 即现场总线控制系统 (FCS) 和集散式控制系统 (DCS) , 而现场总线控制系统正在逐渐地取代集散式控制系统。现场总线控制系统的系统结构是全新的, 其现场的仪表和设备由总线进行底层连接, 使控制网络具有数字化、开放性的特点。虽然现场总线具有良好的可靠性和较强的功能性, 但由于其造价较高, 多适用于大型监控系统。

1 系统结构

由于受价格等因素的影响, 大部分现场总线并不适用于小型的监控系统。不过, RS-485总线具有较为经济实用的主从系统结构, 比较适合用于控制和监视小型的现场仪表和设备。水电站有很多现场设备和仪表, 如搅拌池的变频器、行车上的PLC、余氯计、浊度计、液位计、流量计等, 但是由于水电站的施工工艺使得这些设备和仪表分布较为分散。仪表数据的采集和设备状态都需要微机监控系统进行监视, 如果将现场总线控制设备或者集散式控制设备应用在这些小型监控系统中, 会使得成本较高, 因而可以使用低成本的485主从式总线进行系统监控。

水电站监控系统的主机选用的是工业PC机, 通信由各从机和RS-485总线按通信协议进行, 以屏蔽两芯的双绞线作为通信线。水电站的仪表和设备主要包括2部分:一部分是变频器、余氯计、浊度计、液位计和流量计等, 这部分仪表设备的输出接口都有模拟量, 仪表设备的数据通过模拟量的大小变化来反映;另一部分包括行车上的PLC, 其输出接口有开关量 (24 V) , 行车状态通过此开关量来反映。对于从机的选择, 以一种智能变送装置 (选用89C52单片机) 为设计基础来实现, 通过该装置可采集PLC输出的开关量信号和仪表设备输出的模拟信号, 完成从机与主机的通信, 并能及时将设备状态和仪表数据进行上传。根据采集到的信号种类, 可以将总线上的从机分为2类:从机A用来对模拟量进行大量采集, 多达8路的模拟量可以同时进行采集, 最多时可对8块仪表进行采集;从机B用来对开关量进行采集, 可对多达16路的开关量信号进行采集。

2 485总线接口

RS-485是由工业电子协会制订的一种数据接口串行标准, 其要求总线采用二线差分电平接收与发送, 不设公共地线。当总线上差分电压超过0.2 V时, 逻辑表示为“0”;当差分电压低于0.2 V时, 逻辑表示为“1”。这种通道可以有效地抑制线路噪声和共模干扰, 传输距离达1.2 km。485总线使用半双工模式进行数据的传输, 传输数据速率最高可达10 Mb/s (不超过40 m) 。在信号传输过程中, 以485总线为传输路径, 采用TI公司的SM45BN184系统采集仪器, 将485差分信号与逻辑电平之间进行相互转换, 同时还需要使用RS-485收发器。这种RS-485收发器具有瞬变电压抑制功能, 能够避免收发器因静电放电 (ESD) 而受到损伤。为了保证数据传输速率, 可将64台RS-485收发器悬挂在总线上, 使得通信速率最高达250 kb/s。

3 Modbus协议

RS-485仅是物理通信接口的1个实施参照标准, 只有以此为基础建立起完全属于自己的通信高层协议才能够最终实现对总线的监控。Modbus协议是水电站监控系统中常采用的通信协议, 该协议由美国可编程控制器供应制造商Modicon公司为工业通讯而制定, 如今已得到众多工控厂商的认可, 广泛应用于总线控制和智能仪表等相关领域。Modbus协议采用主从通信方式, 适用于RS-485总线的半双工模式。按照协议规定, 总线可有1个主机和多个从机, 各从机分配的地址是唯一固定的。工作时使用的通信方式可为应答/命令模式, 每一个应答帧和每一个命令帧互相对应。命令帧总是由主机向从机发出, 地址匹配的从机发出响应动作, 并向主机发出与命令帧对应的应答帧。

在Modbus协议标准里, 命令帧的功能码定义较多, 要求从机采取不同的响应来应对不同的功能码。为了简化系统, 只使用其中的一种功能码0x03, 用于对从机内部的寄存器进行读取。当主机要对现场设备状态和仪表数据进行查询时, 向总线发出命令帧 (0x03功能码) , 总线上地址匹配的从机做出响应, 并发出应答帧, 将采集的设备状态和仪表数据发送给总线。对于主机发出的命令帧, 具体由总线上哪一部从机接收, 主要通过从机地址来指明。而从机对主机命令帧做出的响应则由功能码进行指明, 该功能码为0x03, 通过寄存器起始地址告知从机, 其中寄存器的起始地址由主机读取。在开始该起始地址前, 需要被主机连续读取的寄存器的数值即为寄存器数。当所有帧的字节由从机地址上开始时, 采用CRC-16校验码进行校验。在Modbus协议中, 命令帧和应答帧的CRC校验码、功能码、从机地址的含义相同。按照主机的要求, 从机将内部寄存器数据的字节数作为内容, 由寄存器1至2、3…n进行发送。

在水电站的监控系统里, 将现场设备状态和仪表数据进行采集汇总, 然后通过从机的智能变送装置在寄存器内部进行寄存。模拟信号由从机A进行采集, 以1个12 b的二进制数作为采集的每一路模拟量的结果, 并通过1个寄存器进行存储, 水电站监控系统中有8路模拟量信号可以由从机A进行采集, 因此在从机内部存储有8个16 b的寄存器。开关量信号由从机B进行采集, 以1 b的二进制数为采集的每一路开关量的结果, 系统中有16路的开关量信号由从机B进行采集, 存储时只使用1个存储器, 从机内部有数值相同的8个寄存器。

与主机通信的中断子程序由从机按照Modbus协议执行。在对设备状态和仪表数据进行查询时, 主机发出的命令帧为0x03功能码。在数据接收时, 以单片机作为从机按字节进行接收, 每一次串口中断与每一个字节的接收对应, 而接收中断是在进入串口中断后做出的判断。数据接收之后要进行解析, 由于字节在帧中位置的确认需要帧标志进行指明, 因此对帧标志的查询是解析的第一步。当帧标志为“0”时, 帧的首字节即为接收到的字节, 之后要检查本机地址中是否有该字节, 从而决定对该帧继续接收或者立即放弃, 如果帧的首字节存在于本机地址中, 则可对该帧继续接收, 并在接收后的帧标志上标注“1”, 反之则放弃接收。标注“1”是为了方便下次进入接收中断后, 对该帧的其他数据进行接收时可以按照一定顺序进行。

4 结语

OSI模型是RS-485总线的参考模型, 可分为数据链路层和物理层, 同样485总线也由两者共同构成。总线的物理层标准即为RS-485的接口标准, 用于完成数据收发和电平转换, 而总线的数据链路层的协议由Modbus通信协议构成, 有效地保证了从机和主机之间数据的可靠传递。485总线系统具有操作简单、成本低廉的特点, 在监控要求不高、系统简单的水电站微机监控系统中, 具有非常明显的优势和实用性。

摘要：介绍了485总线的技术特征与系统结构情况, 分析了其在水电站微机监控系统中的作用, 并对其接口设置与协议构建进行了研究与总结。

关键词：微机监控系统,485总线,Modbus协议

参考文献

[1]马忠梅.单片机的C语言应用程序设计[M].北京:北京航空航天大学出版社, 1999

变电站微机监控系统防雷电措施探讨 第7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.

水电站微机监控 第8篇

对于厂站微机监控系统, 一般采用单层或两层网络体系来构建监控系统, 据此, 一般可以分为单层次网络结构和双层次网络结构两种。

1 单层次网络结构

单层次网络结构意味着在监控系统内只使用了一种网络, 只有一个层次, 这样它就把站控层与间隔层通过网络合为一个层次。这种结构又可分为单层单网和单层双网两种。

1.1 单层单网

如图1, 从属于站控层的后台系统和主单元及属于间隔层的测控单元C1～Cn全部经由以太网LAN连接在一起, 构成单层单网的系统。这种体系结构的优点是简洁、明了, 缺点是网架相对薄弱, 缺乏冗余性。

1.2 单层双网

如图2所示, 针对单层单网的弱点, 把单网改为双网, 增加了网络的冗余性, 这样, 当一个网络发生故障时, 另一个网络可以很好运行, 不致发生大的影响, 提高了系统的可靠性。

2 双层次网络结构

这是目前发电站和变电站自动化系统中使用较为普遍的一种网络结构模式, 它实际上是由早先的后台系统的一层网络加间隔层与主单元的点对点结构发展演化而来的, 即把这种点对中断过程结构变成网络结构。比较普遍采用的是现场总线, 而后台系统网络仍然沿用以太网, 这实际上是双层次异构网络模式。双层次网络结构的优点是层次分明, 系统结构比较灵活, 富于变化, 缺陷是结构相对复杂, 双层次之间类似于网关的主单元设计也要求较高, 否则容易造成信息交换的瓶颈。

2.1 双层单网

如图3所示, 从图中可以看到, 属于站控层的后台系统和属于间隔层的间隔单元分属两个不同的网络, 而主单元跨接于两网之间, 扮演了一个网关的角色。这两层都是单网, 没有冗余, 对于上层网, 一般均使用以太网。对于下层网, 以前大多使用现场总线, 现在更多倾向于下层网也使用以太网。

2.2 双层双网

为了提高双层次结构的可靠性, 人们又把双层单网升级为双层双网, 从面增加了网络的冗余度, 提高了网络的坚固性, 当然也增加了系统的复杂性, 如图4。

3 网络型厂站微机监控系统网络体系结构应用举例

以某110k V变电站综合自动化改造为例, 如图5所示, 该站将原有强电一对一控制方式改为综合自动化控制, 并按照无人值班变电站形式设计。

网络采用单层双网冗余结构, 互为主备, 可负载分流, 也可独立工作。网络类型采用基于TCP/IP或UDP/IP协议的以太网, 传输速率为自适应10/100Mbps。

站控层:站控层实现人机对话功能, 收集间隔层上送的实时信息并传送至相应调度中心。对出现的异常情况进行报警或自诊断与自恢复, 以便运行人员及时消缺, 确保站内一次及二次设备的安全运行。站控层的网络结构采用双网冗余配置的以太网结构, 收集全站测控单元、保护装置等设备的数据, 转发至各调度中心;保护装置信息和各种安全自动装置的信息均通过自动化系统的网络传送至继电保护工作站。此层设操作员工作站、远动工作站、继电保护工作站、微机五防系统、GPS对时系统、打印机、音响报警装置、不间断电源及网络设备等, 其中远动工作站配置双机, 互为备用。各站控层设备相对独立, 任一设备发生故障时不影响其他设备的正常工作。

间隔层:间隔层介于一次设备与站控层自动化设备之间, 收集一次设备的运行状态、参数等以实现对其保护、测控的功能, 并将实时信息上送至站控层。间隔层采用双网冗余配置的以太网结构, 设测控装置、继电保护装置、备自投装置、小电流接地选线装置、间隔层网络设备以及与站控层网络的接口设备等。该层的保护装置、测控装置、备自投装置等均配置双以太网接口。间隔层的测控装置均采用统一的硬件平台、软件平台和数据库管理, 按一次设备的布置进行配置。110k V线路测控单元按线路配置, 主变测控单元按侧分别配置, 集中布置于主控室。10k V部分采用保护、测控二合一装置, 配置双以太网通讯口, 下放在开关柜安装。

该模式是现在110k V变电站综合自动化普遍采用的设计形式, 在实际运行中也取得了良好的效果。

摘要：随着计算机技术和网络技术的快速发展, 厂站的实时监控和远动技术正向着功能分散化和通信网络化的方向发展。对于厂站微机监控系统, 一般采用单层或两层网络体系来构建监控系统, 据此, 一般可以分为单层次网络结构和双层次网络结构两种。

微机励磁系统在水电站中的应用 第9篇

湖南怀化市水能资源十分丰富,中小水电资源开发大有潜力。怀化市流域规划可开发电站总装机415万千瓦,年发电量189亿千瓦时。目前已建成中小水电站406座,装机容量280万千瓦。在湘西开发规划重点项目中,怀化市水电项目占了6个,投资额约150亿元,建成后年发电将达60亿千瓦时。然而大多水电企业都建于90年代以前,水电厂的励磁系统经过多年运行,普遍存在着技术陈旧、设备老化、性能和可靠性差,以及自动化水平低等问题,从而影响了发电厂的安全运行和经济效益。因此,对老的励磁系统改造已成为当务之急。

为了改善电站运行条件,提高水电站自动化水平,提高电站综合经济效益,在新建水电站和老站改造中,绝大部分用户选择微机励磁装置。微机劢磁系统作为电站的重要辅机设备,正确选型对于发电机组安全、稳定运行以及提高性价比部非常重要[1]。

2 微机励磁系统的功能特点

PWL型微机励磁系统适用于几十万千瓦以下不同类型的同步发电机的励磁,适用于各种励磁方式,具有以下功能特点[2,3]:

(1)双微机自动跟踪、自动切换:采用I NT E L工业专用微处理器嵌入式双微机励磁系统。两套微机均在线工作,互为热备用。若运行微机发生故障,系统立刻自动切换到另一套备用微机。

(2)多种调节功能:具有完整的电压调节、电流调节、无功调节、功率因数调节模式,能满足不同发电厂的各种运行方式需要。

(3)增设了模拟通道作后备,模拟通道与主控通道完全独立,按励磁电流闭环控制方式调节,在主控通道出现故障时,即立刻投入运行。

(4)应用了多种复杂控制方式,使励磁系统的性能达到最优。如:最大励磁电流值限制、强励反时限限制、欠励限制失磁保护和PSS限制等。

(5)系统具有故障自诊断和恢复、起励和灭磁功能。

(6)提供完整的对外接口,以便于与电厂各种控制设备互联。常规接口:按照电力系统规范,提供出标准的输出接点。通信接口:包括有RS232和RS485等通信形式,可直接和电厂综合自动化等智能设备进行监控通信。

(7)自动监控功能:具有发电机PT断线监测及保护,在线修改参数和实时参数显示和实时数据录波等功能。

(8)具有互动式的操作界面和直观的人机接口,操作简单、维护方便,实现无人值班或少人值守。

3 微机励磁系统的电路结构

微机励磁系统结构(以长沙华能自控集团PWL-2 A型为例)框图如图1所示:

3.1 调节器

调节器是系统的核心部件,它的测量回路选用霍尔传感器隔离,CPU处于前后隔离的悬浮状态下工作,系统的反应时间快,可靠性高;系统软件丰富、模块化设计、自适用控制,自动化程度高。

由电压互感器、电流互感器、励磁电压和励磁电流等送来的模拟及数字信号先进行隔离变换,再送到微机板。两套微机板都在线工作,若运行微机发生故障,立即自动切换到另一套微机。微机的输出信号经过隔离放大后去推动执行器件。在与计算机监控的接口方面,系统不仅有常规的接口方式,还设计有(R S 2 3 2/RS48 5)串行接口,便于与上位机进行监控和通讯。

系统用软件实现强大功能,自动跟踪系统电压运行,可以按机端电压给定值、励磁电流给定值和功率给定值调节。操作简单,便于使用和维护。

3.2 主回路

主回路采用可控硅三相全控桥式整流方式,在整流桥的每个支路、可控硅阳极和可控硅的直流侧均设计了安全保护电路;系统选项用DM系列或DW系列灭磁开关;主回路的检测采用直流流传感器,直接测量励磁电流,提高了检测精度和系统可靠性。

3.3 电源回路

系统调节器供电电源采用直流和交流并行供电方式,任何一路掉电都不影响调节器的正常工作,提高了系统的整体可靠性。在电源输入部分设计了电源滤波器,通道之间、微机的工作电源和可控硅脉冲电源之间、微机与外设通讯之间的电源相互独立,以提高系统的抗干扰能力。

3.4 软件系统

PWL的软件系统包括控制软件和调试软件两大部分。微机励磁的控制软件流程如图2所示[4]:

4 典型微机励磁系统的应用

PWL微机励磁系统可用于静止式自并励励磁系统、静止式自复励励磁系统、无刷励磁系统、直流和交流励磁机励磁系统等各种励磁方式的新建和改建的水电站中。现介绍前两种典型微机励磁方式的应用[2,5]。

4.1 静止式自并励励磁系统

(1)对于新建的大中型汽轮发电机组,自并励励磁系统是一种良好的选择。这种励磁方式简单、经济,具有可以降低造价、减少机组轴系长度、简化励磁系统接线等优点。此外自并励励磁系统为固有高起始响应系统,具有快速响应的性能。其典型接线图3所示。

(2)励磁反馈控制的实现过程:

首先励磁控制器检测PT的信号从而获知发电机的机端电压Ut,然后将Ut与参考(给定)电压Ur相比较得电压差(Ur-Ut),该电压差(Ur-Ut)经综合放大环节后得到控制电压Uc。如果是最简单的比例调节,那么控制电压Uc与电压差(Ur-Ut)有以下的关系式:

上式中K为放大倍数,控制电压Uc经过移相触发环节后得到可控硅(SCR)的触发角a,从而控制励磁电压Uf,使发电机运行在稳定状态。在系统中,信号的检测、综合放大、移相触发都是通过软件算法实现的。

如果由于扰动发电机机端电压U t上升一个小的值,那么电压差(Ur-Ut)将减少,经综合放大环节后控制电压Uc将减少,使用a增大,经可控硅整流后,使得发电机的转子电压Uf也随之减少,发电机的机端电压Ut下降,从而抵消了发电机机端电压Ut上升的扰动。由此励磁反馈控制可以维持发电机的机端电压Ut的恒定。

同样,如果由于扰动发电机机端电压Ut下降一个小的值,可以得到相同的结论:

4.2 静止式自复励励磁系统

这种励磁方式主要用于旧有复励励磁系统的改造,一般运行了十余年的晶体管式复励调节屏基本上已严重老化,而复励屏(功率部分)和复励变、励磁变还可以继续留用,这样只要应用PWL微机励磁调节屏与之配套,就完全具备了微机励磁的所有性能,大量地节约了改造成本。静止式自复励励磁系统接线图如图4所示。

5 微机励磁系统应用注意事项

微机励磁系统在水电站中的应用过程中,电站励磁改造或新电站励磁方案一旦选定,在实施前应该进行充分调查研究,以保证能达到预期的目标。在选择投标单位或制造厂家时,应多方面综合考虑[3,5]:

(1)单位的总体实力,包括经济实力、技术水平、人员素质等;

(2)其产品在用户中信誉是否良好;

(3)产品开发手段是否先进,生产中标准化、模件化、定型化的水平是否高;

(4)制造商是否具备完善的质量保证体系;

(5)能否做好用户的技术培训,以及是否有良好、便捷的售后服务等。

对微机励磁调节器所用的微机板的要求:应选用标准化的工业型微机,考虑到发电厂要求的高可靠性,最好选用国外专业化大公司生产的产品,因为它们具有先进的生产和检验设备,以及先进的工艺和严格的质量检验标准。由于计算机的飞速发展,设计时要为微机励磁调节器的升级换代留有余地。

水电站自动化程度越来越高,对水电行业的工作人员提出了更高的要求,加快知识更新与人才培养成为当务之急。科技快速发展,计算机技术、工控理论的应用,只有通过不断的学习,才能适应发展的要求,才能正确解决在新设备、新技术应用中不断涌现出的新问题。

6 结束语

微机励磁系统采用先进技术,按“无人值班(少人值守)”的原则设计,具有结构简单、可靠性高、使用维护方便、调节品质优良和功能完善等特点,在水电站中应用广泛。人性化的人机交换界面,可减小运行人员劳动强度,为电站未来进入自动化运行并提高经济效益奠定了良好基础。实践证明,微机励磁系统结构简单、功能完善、可靠性高,大大提高了水电站自动化运行和控制水平。

摘要：励磁系统是发电厂辅机设备的重要组成部分,本文介绍了微机励磁系统的功能特点、电路结构和典型应用,指出微机励磁系统应用注意事项,为用户决策提供参考。

关键词：微机励磁,水电站,应用

参考文献

[1]阳汉文.泵站同步电动机励磁设备改造[J].湖南水利水电,2009,2:82-83.

[2]朱福桥.微机励磁装置的特点及应用[J].电气时代,2004,9:132.

[3]陈贤明等.关于水电厂发电机励磁的改造[J].水电厂自动化,1995,2:6-12.

[4]班建民,陆志强.基于AT89C52的励磁调节器的设计与实现[J].微计算机信息,2006,10(2):226-228.

水电站微机监控 第10篇

1 手动准同期与自动准同期装置对比

同期点断路器的合闸时间能被手动准同期装置控制在一定的范围之内, 但在以下三个方面还存在一定缺陷。

一是选择时机时不能自动完成, 因操作人员很难把握合闸时机, 所以对工作技能有较高要求, 但是在操作人员在合闸时仍会有多次不成功的现象经常出现。

二是具有随意性大的合闸时机, 断路器不超过同期装置的允许范围。但由于断路器的固有合闸时间无法与电气和机械传动的延时配合, 实际上断路器的合闸时间很可能已经超过了并列操作的允许范围, 从而造成非同期合闸, 对电系统、断路器以及发电机造成冲击。

三是自动调节不能实现。操作人员必须手动调节各项参数, 尤其是频率 (转速) 只有在机电人员联系协调好主控室人员的情况下才能调节。这使得发电机往往需要较长时间才可以完成并网操作。

综上所述, 为自动调节各种电参数, 合闸脉冲指令在条件满足的情况下可自动发出, 通常在与系统进行并网操作时采用微机自动准同期装置。

2 自动准同期装置的基本条件和设计原则

在电力系统的二次回路中应用自动准同期装置, 可实现待并发电机组投入到电网后成功运行。同步发电机组并列时需遵循两个原则:冲击电流在并列断路器合闸时应尽可能小, 其瞬时最大值不超过额定电流的1～2倍;并入电网后发电机组暂态过程要短, 应能迅速进入同步运行状态, 以减小对电力系统的扰动。因此在合闸前准同期并列要求以下四个条件应同时满足: (1) 确保待并发电机和系统有相同的相序; (2) 电压幅值差一般应在10%额定电压以内, 并小于允许值; (3) 系统和发电机的频率差小于允许值, 最大一般不超过±0.2Hz; (4) 相角差在并列断路器合闸时趋于零, 通常不宜超过10°。若上述四个要求待并发电机都可以满足, 则可以实现冲击电流在合闸时会很小, 能迅速进入同步状态。在每个脉动电压周期之内, 装置发一个恒定越前时间信号, 当压差和频差有一个不满足条件时, 出口合闸回路就会闭锁。此时, 自动调节部分仍将继续对发电机转速和电压调节, 当通过这些调节频差和压差满足要求时, 就闭锁压差和撤销频差, 越前时间信号被允许通过, 起动出口合闸继电器并使之接通, 以实现两者的并列。

3 详细的自动准同期装置设计

3.1 装置的硬件设计

Intel公司16位高性能单片机被用来构成本自动准同期装置, 两个CPU的运行完全独立, 但是两者的作用相互补充相互备用, 这两个CPU存储同期参数时采用串行E2PR OM, 并且写入功能被某些参数禁止, 以确保同期参数的可靠性及安全性。各种抗干扰和隔离措施均存在于CPU的外部信号输入及输出回路。该装置采用薄膜键盘与大屏幕点阵式液晶显示器 (128×128点) , 所有人机界面与菜单操作时均采用汉字显示, 运行人员设置及更改同期参数时可根据需要。本在装置里多对象可进行相互独立控制, 最多可进行多达16个在一台装置的不同对象的同期。

3.2 装置的软件设计

CPU在装置接入后 (或者在带电状态时装置接到复位命令后) 工作, 首先是装置的主要部件自检的进行, 如出错, 将出错部位信息显示在液晶显示屏上, 报警继电器启动并报警。各部件若均正常, 则应该对工作/设置开关W/T的状态进行检测, 如工作状态检测为W, 则对并列点选择信号进行检测, 可用上位机控制的继电器传递这信号, 或者也可使用外部并列点的同步开关;如选择信号多于一个或无并列点选择信号则错误信息显示出来并报警, 此时系统侧频率值和并列点出错信息会交替显示出来。若将一个特定的并列点信号检测出来, 则定时中断程序打开, 装置进入同步状态。最多可达16个并列点, 所以共16×4=64个整定的参数。使用4个多圈精密电位器整定允许压差, 一组允许压差定值可被16个并列点共用。

进入“工作”方式之后主程序立刻打开定时的中断子程序。通过记录外部输入的变化的TV信号提取相角差、压差及频差的信息作为程序的起始部分, 然后把△δ、△u及△f计算出来, 若整定的低压闭锁值高于系统侧或发电机侧的TV二次电压, 那么可能TV一次电压本身就很低这都不适于发电机并网, 或是熔丝熔断或TV二次断线, 这样装置会报警并且并网程序停止执行。若整定的低压闭锁值低于并列点两侧的TV二次电压, 那么程序会进入检查△u和△f有没有越限程序段, 并且在装置面板上有按滑差角频率旋转的软件驱动的相位表。依据原整定的均压控制系数装置将按PID算法进行调频和调压, 这是在任一项或两项都越限, 并且需要同步装置的整定时具备自动调频和自动调压功能的情况下。装置在没有选择自动调频和调压的时候不进行调频和调压, 只显示频差和压差的越限提示符。程序下一步在△u和△f均在允许范围内检查断路器的两侧同频 (△f≤0.05Hz) 与否, 若同频, 装置将自动发出使待并的发电机加速得加速命令, 破坏处于僵持状态的同频, 促成出现同步的条件, 选择自动调频与加速控制如由同频引起则无关。程序在△u和△f都满足相应要求后准备进入并网阶段, 先把当前的相角差δ测量出来, 若δ在0°～180°之间, 是没有并网机会的, 此时开始检查d△f/dt是否越限, 若δ=δdq, 即△δ=δ-δdq=0时合闸命令发出, 确保断路器主触头在δ=0°时闭合。合闸时机预测在△δ不等于0时进行, 并网命令在预测的时刻来到时即实行是为了确保可以把首次出现的合闸机会捕捉到, 让并网的速度达到极值。装置在发出合闸脉冲后会计算并显示回路动作时间。

4 结语

微机自动准同期装置各项的技术性能指标都优于国家标准, 是根据以上的基本原理开发并研制的, 合闸的瞬间相角与理论值偏差小于2°, 有望推广于未来工程应用中。

摘要：以其安全可靠、稳定、快速、精度高等诸多特点, 微机式自动准同期装置在水电站发电机组应用中逐渐占据主导地位。本文主要介绍微机自动准同期装置的设计原则, 并对该装置的软硬件实现过程做了详细的描述。