专利名称：提升远动终端架构变电站合闸可靠性的方法
技术领域：
本发明属变电站综合自动化技术领域，特别是指提升远动终端架构无人值守变电站合闸可靠性的方法。
背景技术：
20世纪90年代以来，持续推进的无人值守变电站综合自动化始终是我国电力行业的投资重点，每年约有1000-1500座新建或改建的无人值守变电站投入运行，总数达 25000座的变电站大规模新建和改建工程已进入收尾阶段。建设无人值守变电站既是电力行业自身发展的需要，更是市场和用户需求的使然首先，现代工业、尤其是高新技术产业， 对电能的电压值、频率、纹波系数、供电连续性等指标日趋严格；第二，它是电力企业安全高效运行不可或缺的重要技术支撑；最后，无人值守变电站有助于电力行业的减员增效。变电站涉及的主要操作有1)电力系统的合、解环操作；2)隔离开关操作；3)线路操作；4)变压器操作；5)母线倒闸操作；6)线路操作；7)冲击合闸操作；8)电力系统的解、并列操作；9) 零起升压操作；10)旁路代操作。显然，合闸操作是变电站最基本的关键操作，合闸操作的可靠性直接关系到变电站运维品质的优劣。新建的无人值守变电站大多配置专用微机线路保护测控装置，典型产品有南瑞公司的RCS-9000系列保护测控装置等，此类变电站的合闸操作具有良好的可靠性。而有人值守变电站的无人值守改建工程则大量采用远程终端(Remote Terminal Units，简称RTU) 解决方案，远程终端解决方案的优点是技术改造费用适宜，能最大限度保护有人值守变电站原有的巨额投资，使有人值守变电站的原有设备继续得到充分利用；另一方面，RTU解决方案非常契合电力行业运维保障的技术现状，可实现有人值守变电站向无人值守的平滑技术过渡。虽然省、地、县各级电力调度综合自动化系统有不同的职能和责任，但各级远程终端解决方案的技术架构和组成基本相同一般由监控调度中心主站和无人值变电站从站组成，监控调度中心主站和无人值变电站从站通过网络进行信息交换；远动终端安装在无人值变电站从站，采集所在变电站运行状态的模拟量和数字量，监视并向监控调度中心传送上述模拟量和数字量，同时执行监控调度中心发往变电站的控制和调度命令。远动终端技术架构的无人值守变电站已获得电力企业的认可，但现有的RTU解决方案运行中也暴露出不足一统计表明基于远动终端技术架构的无人值守变电站，其合闸操作可靠性亟待进一步提高，而合闸操作的可靠性直接关系到变电站运维品质的优劣。鉴于远动终端架构无人值守变电站占据目前电力行业的主导地位，而且相当时间内仍将起着举足轻重的作用，因此面向远动终端架构的无人值守变电站、开发提升合闸可靠性的创新适用技术和方法是十分必要的。本发明通过对变电站线路控制回路二次保护回路和远动回路的改进设计，结合针对合间继电器机械电气特性和合间遥信遥控的信号处理技术，提升远动终端架构无人值守变电站合闸操作的可靠性
发明内容
本发明的目的是克服远动终端架构无人值守变电站设计的不足，提供一种提升远动终端架构无人值守变电站合间可靠性的技术可靠性的技术和方法。本发明从两个途径入手提升合间可靠性面向无人值守变电站，改造影响变电站合间可靠性的电力二次设备； 着眼电力调度综合自动化系统，采用减少合闸遥信遥控信号误报或漏报率的信号处理技术。换而言之，通过改进变电站线路控制回路二次保护回路和远动回路的设计，并结合针对合闸继电器机械电气特性、以及合闸遥信遥控信号的双“时间窗”和“二次校核”处理技术， 提升远动终端架构无人值守变电站合闸操作可靠性的步骤如下
1)无人值守变电站从站在原跳闸回路中增设双位置继电器JSW，其中，双位置继电器 JSW线圈1的一端与远动终端的远合闸继电器YHJ、KK开关的触点8、二极管Dl的正极相连， 双位置继电器JSW线圈2的一端与远动终端的远跳闸继电器YTJ、KK开关的触点7、二极管 D2的正极相连，双位置继电器JSW线圈1及线圈2的另一端并联后与保险丝2RD的一端相连；在原合跳闸回路中各增设一只二极管Dl、D2，其中，二极管Dl的负极与连接片QP的一端、防跳继电器TBJ的两个常闭触点及一个常开触点的一端相连，二极管D2的负极与防跳继电器TBJ电流线圈、保护电路的一端相连；在原重合闸继电器的充电回路的重合闸继电器ZCH的触点6与跳位继电器TWJ之间串接一副常闭接点2，在原重合闸继电器的充电回路KK开关21-23触点上并接一副常开接点1'，在原重合闸继电器的放电回路的重合闸继电器ZCH的触点15与充电回路KK开关触点2之间串接一副常闭接点1，原重合闸继电器的放电回路KK开关2-4触点上并接一副常开接点2'，在原事故音响回路上用一副常开接点 1"短接KK开关的1-3、19-17触点；
2)无人值守变电站从站对合闸遥信信号进行双“时间窗”处理对于开关、刀闸的分合位置信号，实测开关、刀闸的动作时间并留出相应裕量，在远动终端软件上设置2S的“时间窗”等待时间，避免在开关、刀闸行动到中间位置时的中间态出现，又可消除接点抖动干扰； 监控调度中心接收合闸遥信信号时，亦采用“时间窗”信号处理技术发现遥信变位将它记录，以它的时限参数计时；在计时器为0时，再次读取遥信信息，若遥信又发生变位，为假遥信，忽略不计；反之计时器为0时，再次读取遥信信息，若遥信未发生变位，则遥信是真变位；双“时间窗”的信号处理技术可有效降低通信信道对合间遥信信号的干扰；
3)无人值守变电站从站对合间遥控信号进行“二次校核”处理首先监控调度中心主站下发遥控预置命令，基于“校核”安全机制，由无人值守变电站从站进行遥控预置命令的校核和遥控命令的预置，并将结果返回监控调度中心主站，当且仅当监控调度中心主站收到 “校核正确”才进入遥控执行流程，否则监控调度中心主站重发遥控预置命令或进入出错处理流程；一旦监控调度中心主站收到无人值变电站从站合间遥控预置命令“校核正确”，调度员发布遥控执行命令，向无人值变电站从站发送合间执行命令，执行命令用正反码同时发送，无人值变电站从站“二次校核”合闸命令，命令校核正确时再动作一合闸；合闸遥控执行后，无人值变电站从站上传开关变位信息，监控调度中心主站在规定时间收到(一般为 IOs)该遥控对象的变位信号后，显示遥控成功或显示失败并进入出错处理流程。本发明与背景技术相比，具有的有益效果是
合闸操作的可靠性关系到变电站运维品质的优劣。目前，基于远动终端技术架构的无人值守变电站，其合间操作可靠性亟待进一步提高。本发明面向变电站，改造影响变电站合闸可靠性的电力二次设备；立足电力调度综合自动化系统，开发降低合闸遥信遥控信号误报或漏报率的信号处理技术。所谓的变电站电力二次设备的改造，即变电站线路控制回路二次保护回路和远动回路的改进设计，针对的是现有远动终端架构无人值守变电站主流设计中存在的不足，改进设计的针对性强、费用有限、应用广泛。所谓的合闸遥信遥控信号处理技术，不仅充分考虑了合间继电器的固有机械电气特性，而且汲取了多年人工本地合闸作业行之有效的“两票三制”经验，方法简单、效果显著、无额外开支。
图1是远动终端架构无人值守变电站的系统架构图2是远动终端架构无人值守变电站的IOkV线路控制回路原理图； 图3是远动终端架构无人值守变电站改进的IOkV线路控制回路原理图； 图4是双位置继电器JSW的原理图； 图5是合闸遥控信号“二次校核”处理的流程图。
具体实施例方式如图1所示，浙江省某县远动终端架构无人值守变电站的调度综合自动化系统由 21座变电站，1个监控调度中心组成；其中500 kV变电站1座，220 kV变电站2座，110 kV 变电站18座，10 kV开闭所176座；两者通过光纤网络进行信息交换，通信遵循IEC 61850 传输规约。如图2所示，现有的远动终端架构无人值守变电站二次线路设计中，IOkV馈线重合闸回路中广泛采用DH3型重合闸继电器，借助断路器跳闸后的位置与KK开关位置的不对应状态自行合闸，即通过继电器内部电容器元件的充放电来完成线路断路器的重合功能； 图中HQ为合闸线圈，TQ为分闸线圈，ZCH为重合闸继电器，TBJ为防跳继电器，JSJ为加速继器，TffJ为跳位继电器，XJ为信号继电器。合闸回路由KK开关、TBJ防跳继电器、辅助开关DL、HQ合闸线圈等组成。重合闸起动当KK开关在“合闸后”位置时，KK控制开关21-23 接点闭合而2-4接点打开，重合闸继电器充电，为线路瞬间故障时线路断路器的重合准备条件。重合闸放电(失效):当KK开关在“跳闸后”位置时，KK开关的2-4接点闭合而21-23 接点打开，重合闸继电器放电，IOkV馈线重合闸功能失效。有人值守变电站的无人值守远动终端改造方案的远控系统，其遥控部分每路遥控都含有一只远合间继电器(YHJ)和一只远跳闸继电器(YTJ)，远跳继电器中有一对用于重合闸继电器放电的接点，但未配备重合闸闭锁继电器。现有的合闸线路控制回路可靠性存在5个有待解决的问题，现逐一论述如下。问题1 变电站现场KK开关处于“合闸后”位置时，21-23接点闭合，此时重合闸(启动回路)导通；当遥控开关分闸后，重合闸(启动回路)仍然处于导通状态，重合闸启动；存在遥控开关分闸后重合闸误动作的可能。问题2 变电站现场KK开关处于“合闸后”位置时，2-4接点断开，此时重合闸(放电回路)断开；当遥控开关分闸后，重合闸(放电回路)仍然处于断开状态，重合闸执行元件启动；存在遥控开关分闸后重合闸误动作的可能。问题3 变电站现场 KK开关处于“分闸后”位置时，21-23接点断开，此时重合闸(启动回路)断开；当遥控开关合闸后，重合闸(启动回路)仍然处于断开状态，存在重合闸失效的可能。问题4:变电站现场 KK开关处于“分间后”位置时，2-4接点闭合，此时重合间(放电回路)导通；当遥控开关合闸后，重合闸(放电回路)仍然处于导通状态；存在重合闸失效的可能。问题5 变电站现场KK 开关处于“分间后”位置，1-3接点断开，17-19接点断开，遥控开关合间后，事故音响失效， 存在RTU事故总信号丢失的可能。为解决上述问题，一种提升远动终端架构无人值守变电站合闸可靠性的方法如下
1)改进的IOkV线路控制回路原理图如图3所示，改进处图中用虚线标注。改进处包括在无人值守变电站从站在原跳闸回路中增设双位置继电器JSW，其中，双位置继电器JSW 线圈1的一端与远动终端的远合闸继电器YHJ、KK开关的触点8、二极管Dl的正极相连，双位置继电器JSW线圈2的一端与远动终端的远跳闸继电器YTJ、KK开关的触点7、二极管D2 的正极相连，双位置继电器JSW线圈1及线圈2的另一端并联后与保险丝2RD的一端相连； 在原合跳闸回路中各增设一只二极管Dl、D2，其中，二极管Dl的负极与连接片QP的一端、 防跳继电器TBJ的两个常闭触点及一个常开触点的一端相连，二极管D2的负极与防跳继电器TBJ电流线圈、保护电路的一端相连；在原重合闸继电器的充电回路的重合闸继电器ZCH 的触点6与跳位继电器TWJ之间串接一副常闭接点2，在原重合闸继电器的充电回路KK开关21-23触点上并接一副常开接点1'，在原重合闸继电器的放电回路的重合闸继电器ZCH 的触点15与充电回路KK开关触点2之间串接一副常闭接点1，原重合闸继电器的放电回路 KK开关2-4触点上并接一副常开接点2'，在原事故音响回路上用一副常开接点1"短接KK 开关的1-3、19-17触点。改进后的合闸线路控制回路有效解决了原合闸线路控制回路存在的问题，提升了无人值守变电站合闸操作的可靠性。变电站现场KK开关处于“合闸后”位置时，改进后的变电站重合闸线路控制回路中引入双位置继电器JSW辅助常闭接点2，当开关遥控分闸后， JSW辅助常闭接点2断开，重合闸启动回路断开，消除了遥控开关分闸后重合闸误动作，解决了原合闸线路控制回路存在的问题1。变电站现场KK开关处于“合闸后”位置时，改进后的变电站重合闸线路控制回路引入双位置继电器JSW辅助常闭接点1接点和常开接点2'， 当开关遥控分闸后，JSW辅助常闭接点1接点闭合(复归)，常开接点2'闭合，重合闸继电器放电，消除了遥控开关分闸后重合闸误动作，解决了原合闸线路控制回路存在的问题2。变电站现场KK开关处于“分闸后”位置时，改进后的变电站重合闸线路控制回路引入双位置继电器JSW辅助常开接点1'，当开关遥控合闸时，JSW辅助常开接点1'闭合，重合闸启动回路接通，消除了遥控开关合闸后重合闸失效，解决了原合闸线路控制回路存在的问题3。 变电站现场KK开关处于“分闸后”位置时，改进后的变电站重合闸线路控制回路引入双位置继电器JSW辅助常闭接点1，当开关遥控合闸时，JSW辅助常闭接点1断开，重合闸放电回路断开，消除了遥控开关合闸后重合闸失效，解决了原合闸线路控制回路存在的问题4。变电站现场KK开关处于“分闸后”位置时，改进后的变电站事故音响报警回路引入双位置继电器JSW辅助常开接点1 〃，当开关遥控合闸时，JSW辅助常开接点1 〃闭合，起用事故音响报警回路，解决了原合闸线路控制回路存在的问题5。双位置继电器的原理如图4所示。合闸时线圈1励磁，接点1、1'和1"(这里用了二副常开1'和1"，一副常闭1)同时动作并自保持。分闸时线圈2励磁，线圈1同时返回，接点2和2'(这里用了一副常开2'，一副常闭2)同时动作并自保持，直到线圈1再次励磁才返。2)合闸继电器的接点抖动是不可避免的，继电器接点接触不良或抖动会造成RTU输人信号不准确；由于网络通道特性不理想，远动信号的传输易产生失真；因此无人值守变电站从站对合闸遥信信号进行双“时间窗”处理对于开关、刀闸的分合位置信号，实测开关、刀闸的动作时间并留出相应裕量，在远动终端软件上设置2S的“时间窗”等待时间，避免在开关、刀闸行动到中间位置时的中间态出现，又可消除接点抖动干扰；监控调度中心接收合闸遥信信号时，亦采用“时间窗”信号处理技术发现遥信变位将它记录，以它的时限参数计时；在计时器为0前，再次读取遥信信息，若遥信又发生变位，为假遥信，忽略不计； 反之计时器为0时，再次读取遥信信息，若遥信未发生变位，则遥信是真变位；双“时间窗” 的信号处理技术可有效降低通信信道对合间遥信信号的干扰。 无人值守变电站从站对合闸遥控信号进行“二次校核”处理的流程如图5所示。监控调度中心主站进行遥控作业分成两个步骤实施首先监控调度中心主站下发遥控预置命令，基于“校核”安全机制，由无人值守变电站从站进行遥控预置命令的校核和遥控命令的预置，并将结果返回监控调度中心主站，当且仅当监控调度中心主站收到“校核正确”才进入遥控执行流程，否则监控调度中心主站重发遥控预置命令或进入出错处理流程；一旦监控调度中心主站收到无人值变电站从站合间遥控预置命令“校核正确”，调度员发布遥控执行命令，向无人值变电站从站发送合间执行命令，执行命令用正反码同时发送，无人值变电站从站“二次校核”合间命令，命令校核正确时再动作一合间；合间遥控执行后，无人值变电站从站上传开关变位信息，监控调度中心主站在规定时间收到(一般为IOs)该遥控对象的变位信号后，显示遥控成功或显示失败并进入出错处理流程。
权利要求
1. 一种基于远动终端架构无人值守变电站从站合闸方法，其特征在于它的步骤如下1)无人值守变电站从站在原跳闸回路中增设双位置继电器JSW，其中，双位置继电器 JSW线圈1的一端与远动终端的远合闸继电器YHJ、KK开关的触点8、二极管Dl的正极相连， 双位置继电器JSW线圈2的一端与远动终端的远跳闸继电器YTJ、KK开关的触点7、二极管 D2的正极相连，双位置继电器JSW线圈1及线圈2的另一端并联后与保险丝2RD的一端相连；在原合跳闸回路中各增设一只二极管Dl、D2，其中，二极管Dl的负极与连接片QP的一端、防跳继电器TBJ的两个常闭触点及一个常开触点的一端相连，二极管D2的负极与防跳继电器TBJ电流线圈、保护电路的一端相连；在原重合闸继电器的充电回路的重合闸继电器ZCH的触点6与跳位继电器TWJ之间串接一副常闭接点2，在原重合闸继电器的充电回路KK开关21-23触点上并接一副常开接点1'，在原重合闸继电器的放电回路的重合闸继电器ZCH的触点15与充电回路KK开关触点2之间串接一副常闭接点1，原重合闸继电器的放电回路KK开关2-4触点上并接一副常开接点2'，在原事故音响回路上用一副常开接点 1"短接KK开关的1-3、19-17触点；2)无人值守变电站从站对合闸遥信信号进行双“时间窗”处理对于开关、刀闸的分合位置信号，实测开关、刀闸的动作时间并留出相应裕量，在远动终端软件上设置2S的“时间窗”等待时间，避免在开关、刀闸行动到中间位置时的中间态出现，又可消除接点抖动干扰； 监控调度中心接收合闸遥信信号时，亦采用“时间窗”信号处理技术发现遥信变位将它记录，以它的时限参数计时；在计时器为0时，再次读取遥信信息，若遥信又发生变位，为假遥信，忽略不计；反之计时器为0时，再次读取遥信信息，若遥信未发生变位，则遥信是真变位；双“时间窗”的信号处理技术可有效降低通信信道对合间遥信信号的干扰；3)无人值守变电站从站对合间遥控信号进行“二次校核”处理首先监控调度中心主站下发遥控预置命令，基于“校核”安全机制，由无人值守变电站从站进行遥控预置命令的校核和遥控命令的预置，并将结果返回监控调度中心主站，当且仅当监控调度中心主站收到 “校核正确”才进入遥控执行流程，否则监控调度中心主站重发遥控预置命令或进入出错处理流程；一旦监控调度中心主站收到无人值变电站从站合间遥控预置命令“校核正确”，调度员发布遥控执行命令，向无人值变电站从站发送合间执行命令，执行命令用正反码同时发送，无人值变电站从站“二次校核”合闸命令，命令校核正确时再动作一合闸；合闸遥控执行后，无人值变电站从站上传开关变位信息，监控调度中心主站在规定时间收到(一般为 IOs)该遥控对象的变位信号后，显示遥控成功或显示失败并进入出错处理流程。
全文摘要
本发明公开一种提升远动终端架构无人值守变电站合闸可靠性的方法，电力调度综合自动化系统由监控调度中心主站和采用远动终端架构的无人值变电站从站组成，两者通过网络进行信息交换。现有的远动终端架构无人值守变电站存在重合闸失效、重合闸误启动、事故信号丢失和合闸遥信遥控信息失真的缺陷，本发明通过变电站线路控制回路二次保护回路和远动回路的改进设计，并结合针对合闸继电器机械电气特性、以及合闸遥信遥控信号的双“时间窗”和“二次校核”处理技术，提升远动终端架构无人值守变电站合闸操作的可靠性。
文档编号H02J13/00GK102355056SQ20111026908
公开日2012年2月15日 申请日期2011年9月13日 优先权日2011年9月13日
发明者吴敏华, 吴明光, 徐晓忻, 梁一晨, 温新叶, 章云耸, 谢树聪, 金建新 申请人:浙江大学