变电站自动化系统应用

变电站自动化系统应用（精选6篇）

篇1：变电站自动化系统应用

变电站综合自动化系统的应用

作者：佚名 文章来源：不详 点击数：5 更新时间：5/18/2007 7:44:57 PM摘要：科学技术的不断发展，变电站综合自动化系统取代传统的变电站二次系统，已成为电力系统的发展趋势。本文就变电站综合自动化系统的概念，在工业项目中的应用进行了阐述。

关键词：变电站 综合自动化系统 应用

随着科学技术的不断发展，计算机已渗透到了世界每个角落。电力系统也不可避免地进入了微机控制时代，变电站综合自动化系统取代传统的变电站二次系统，已成为当前电力系统发展的趋势。变电站综合自动化系统的概念

变电站综合自动化系统以其简单可靠、可扩展性强、兼容性好等特点逐步为国内用户所接受，并在一些大型变电站监控项目中获得成功的应用。

1.1 系统概念

1.1.1系统设计思想

完整的变电站综合自动化系统除在各控制保护单元保留紧急手动操作跳、合闸的手段外，其余的全部控制、监视、测量和报警功能均可通过计算机监控系统来完成。变电站无需另设远动设备，监控系统完全满足遥信、遥测、遥控、遥调的功能以及无人值班之需要。从系统设计的角度来看有以下特点：

(1)分布式设计。

系统采用模块化、分布式开放结构，各控制保护功能均分布在开关柜或尽量靠近开关的控制保护柜上的控制保护单元，所有的控制、保护、测量、报警等信号均在就地单元内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机，各就地单元相互独立，不相互影响。

(2)集中式设计。

系统采用模块化、集中式立柜结构，各控制保护功能均集中在专用的采集、控制保护柜，所有的控制、保护、测量、报警等信号均在采集、控制保护柜内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机。

(3)简单可靠。

由于用多功能继电器替代了传统的继电器，可大大简化二次接线。分布式设计在开关柜与主控室之间接线；而集中式设计的接线也仅限于开关柜与主控室之间，其特点是开关柜内接线简单，其余接线在采集、控制保护柜内部完成。

(4)可扩展性。

系统设计可考虑用户今后变电站规模及功能扩充的需要。

(5)兼容性好。

系统由标准化之软硬件组成，并配有标准的串行通讯接口以及就地的I/O接口，用户可按照自己的需要灵活配置，系统软件也能容易适应计算机技术的急速发展。

1.1.2系统规范

采用目前最为流行的工业标准软件，UNIX操作系统，X窗口人机接口及TCP/IP网络通讯规约。为满足开放系统之要求，系统设计一般采用：可携性软件设计——容许硬件技术发展后之软件转换；标准计算机产品——容许整个系统高度兼容性能。

1.2 系统功能

系统与用户之间的交互界面为视窗图形化显示，利用鼠标控制所有功能键等标准方式，使操作人员能直观地进行各种操作。一般来说，系统应用程序菜单为树状结构，用户利用菜单可以容易到达各个控制画面，每个菜单的功能键上均有文字说明用途以及可以到达哪一个画面，每个画面都有报警显示。

所有系统之原始数据均为实时采集。

系统应用程序的每一项功能均能按用户要求及系统设计而改编，以符合实际需要，并可随变电站的扩建或运行需要而灵活地进行扩充和修改。一般情况下系统可按以下基本功能配置：(1)系统配置状况；(2)变电站单线图；(3)报警表；(4)事件表；(5)遥控修改继电器整定值；(6)操作闭锁；(7)电量报表；(8)趋势图。

1.2.1变电站单线图

单线图可显示变电站系统接线上各控制对象的运行状态并动态更新，例如：

(1)馈线开关之状态，开关的状态可用颜色区别。

(2)开关的操作由鼠标选择对应之开关或刀闸。

(3)每路馈线之测量值可在同一画面上显示。

(4)继电器整定值可修改。

1.2.2数据采集、处理

采集有关信息，如开关量、测量量、外部输入讯号等数据，传至监控系统作实时处理，更新数据库及显示画面，为系统实现其他功能提供必需的运行信息。

1.2.3运行监视

系统的运行状况可通过文字、表格、图像、声音或光等方式为值班人员及时提供变电所安全监控所必需的全部信息。

(1)报警。

按系统实际需要，用户可以指定在某些事件发生时或保护动作时自动发出报警，如一般可设置在以下情况发出报警：开关量突变(如保护跳闸动作)；断路器位置错位；模拟量超过整定值；变压器保护动作(如瓦斯、温度)。

模拟量之越限值可在线修改。每个报警均有时间、报警信息及确认状态显示。

(2)事件。

系统中所有动作事件，如继电保护动作，断路器、隔离开关、接地刀闸的操作等。均可自动打印及存入系统硬盘记忆，如设置对以下情况的事件进行记录：所有报警信息；操作人员确认有关报警；开关的操作；继电器动作和状态信息；系统通讯状况。

每个事件均有时间及有关信息文字说明，并可自动打印记录。

1.2.4调整继电器整定值

可通过系统主机或集中控制柜修改各继电器的保护功能和整定值。所有遥改功能均为在线方式，修改完成后的定值将直接传回对应的继电器储存。

1.2.5操作闭锁

系统对所有操作对象均可设定闭锁功能，以防止操作人员误操作。

1.2.6模拟量采集及报表产生

采集的数据储存於系统硬盘作为编辑报表的基础。按变电站实际输入的信号，可制作出不同的报表：有功电量日、月、年报表；馈线电流日、月、年报表。

1.2.7趋势图

趋势图提供操作人员快速及直观的数据统计，趋势图可分为图形式或表格式两种。2 变电站综合自动化系统在工业项目中的应用 2.1 国产化变电站综合自动化系统运用现状

国产化的变电站综合自动化系统在我院设计中用得并不多，其主要原因如下：(1)由于甲方、设计院对传统的继电器控制保护系统有长期的运行、设计和维护经验，故一般认为老系统的可靠性高；(2)国产化的变电站综合自动化系统目前在国内尚未普及，仅在个别地区供电部门的大力推荐下，在当地的一些变电站中开始尝试这一新技术；(3)进口的变电站综合自动化系统价格昂贵，只有部分大型新建的并由外资贷款的工程，由于外方对技术水平的要求，全套引进这部分的技术及设备；(4)目前操作人员的素质不高，对新系统缺乏了解。由于以上一些原因制约了变电站综合自动化系统在变电站的发展和运用。

2.2 变电站微机保护装置系统应用实例

在我院一个35kV变电所改造工程中，成功地将国产的变电站微机保护装置系统运用于终端变电站。施工图设计初期采用的是传统的电磁式继电器保护，并设置了信号屏。

2.2.1微机保护系统与传统保护系统的比较

传统的保护系统与微机保护装置系统的主要区别，在于用微机控制的多功能继电器替代了传统的电磁式继电器，并取消了传统的信号屏等装置，相应的信号都输入至计算机。为便于集中控制，采用集中式设计——将所有的控制保护单元集中布置，整个变电站二次系统结构非常简单清晰，所有设备由微机保护屏、微机采集屏、交直流屏和监控系统组成。屏柜的数量较传统的设计方式大量减少。由于各种微机装置均采用网络通讯方式与当地的监控系统进行通讯而不是传统的接点输出到信号控制屏，因此二次接线大量减少。同时由于采用了技术先进的当地监控系统来取代占地多、操作陈旧的模拟控制屏，使得所有的操作更加安全、可靠、方便。

2.2.2微机保护的系统配置及监控系统

系统保护由下列装置组成：

(1)线路保护装置。

(2)主变保护装置——可完成变压器的主、后备保护。

(3)综合保护装置。

(4)线路保护装置。

(5)电容器保护装置。

(6)备用电源自投装置。

(7)小电流接地检测装置。(8)综合数据采集装置。

(9)监控系统的基本功能——数据采集、控制操作、画面制作、监视显示、事故处理、制表与打印。

2.2.3设计微机保护系统时应注意的问题

(1)由于控制和保护单元都是采用微机装置，故一些必要的开关量和模拟量应从开关柜引至微机采集、保护屏。根据控制和保护要求的不同，输入的量也不同。

(2)开关柜与微机装置之间的端子接线较简单，大量的二次接线在微机采集控制单元和保护单元内部端子连接。

(3)传统的继电保护整定计算结果不能直接输入到计算机，须转换为计算机整定值。

该变电所投产运行后，除开始操作人员对微机系统不熟悉原因使用过控制保护单元的紧急手动按钮外，基本上都在微机装置和监控计算机上操作，整个系统运行良好。结束语

变电站微机自动化系统目前运用得还不够广泛，但在先进技术不断发展的今天，变电站自动化系统以其系统化、标准化和面向未来的概念正逐步取代了繁琐而复杂的传统控制保护系统。

篇2：变电站自动化系统应用

采用变电站综合自动化技术是计算机和通信技术应用的方向，也是电网发展的趋势，随着电网改造的深入，鸡西电业局在2010年所有变电站均将完成综自化改造，实现变电所的综合自动化，进而实施无人值班，减轻人员紧缺压力，提高企业生产效益。但同样也不可避免地带来了一些问题，本文阐述了当前我局变电站综自动化系统实际应用情况和存在的若干问题，并针对这些问题提出了一些建议。关键词：自动化系统；技术特点；通信规约；设备选型；存在的问题

一、变电站综合自动化技术

变电站综合自动化是将变电站二次设备（包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装臵和运动装臵等）经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配线路的自动监视、测量、自动控制和保护微机化。具有功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。

二、变电所综合自动化系统的优点

变电所综合自动化是当今电网调度自动化领域的热门课题之一。它将变电所中一切可由微机实现的功能(如继电保护、远方控制、远方监视、故障记录及测量等功能)，合理地分工协调，通过变电所就地通信网络，将实现这些功能的微机设备连接在一起，组成一个完整的变电所综合二次系统。同时通过本地通信设备与上级调度和监控中心直接进行通讯。近年来，变电所综合自动化系统以其技术先进、结构简单、安全可靠、功能齐全、具备无人值班的技术条件等方面的优势，在全国电力系统内得到了较为广泛的应用。实践证明，它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，是当代电网发展的必然趋势。

三、新型变电站综合自动化系统结构和技术特点

计算机、通信及网络数据库技术的发展使变电站信息综合管理成为可能。近年变电站综合自动化系统不断完善改进，新型变电站综合自动化系统是将计算机局域网（LAN）技术引入变电站综合自动化管理系统，结合面向对象的分层分布式结构设计，采用新型的变电站自动化系统体系，具备4层结构，重点解决了通信管理层中的电力通信规约转换问题和信息管理层中的变电站信息综合管理问题。系统分4层，即信息管理层、通信管理层、二次设备控制层和生产过程层。生产过程层由变电站一次设备组成，是系统的最底层，采集最基础运行信息；二次设备控制层则由各智能设备（IED）组成，实现对各自对象（母线、馈线、主变压器、电容器等）的控制和保护功能；通信管理层由连接IED的现场总线和作为通用网关的主/备管理机系统组成，是系统的通信枢纽，负责站内数据采集、连接站级计算机、连接远动系统等；信息管理层是系统的最高层，主要由站级计算机组成，包括后台机等，形成站内计算机局域网，组成完成站内综合自动化系统。

四、变电站综合自动化系统的现状及其存在的问题

1、综自设备生产厂家过多，产品型号过杂。

从我局现有的综合自动化站运行发现，厂家数量近10家，甚至一个变电站家就达四至五家，这就造成三方面问题，一是由于变电站综合自动化设备的生产厂家生产能力、设备质量不同，使部分设备质量并不过关，有些外购部件更是缺乏管理，产品一旦超过包修期，维护费用昂贵，09年我局伊林后台主机发生故障，联系厂家修理费需上万元，维护周期更长达7天以上，给安全运行带来巨大隐患。二是同一变电站内不同厂家不同系列的设备，屏体及设备的组织方式不尽相同，维护和管理带来许多问题。三是硬件设备及后台软件维护困难，每一厂家设备均有不同原理及操作方法不同，需要设备维护人员对所用装臵都需要掌握、了解，同时备品备件难以通用，对维护、运行单位造成极大压力。

由于以上问题，伴随着变电站综合自动化系统应用的增多，要求我们无论是在新建、扩建或技改工程，其综合自动化系统的签署技术协议时都应该严格把关，力求做到选型规范化。经选用的变电站自动化系统不仅要技术先进、功能齐全、性能价格比高，系统的可扩展性和适用性好，而且要求生产厂家具有相当技术实力，有一定运行业绩和完整的质量保证体系、完善的售后服务体系。

2、运行维护人员水平不高的问题

目前，我局变电站综合自动化系统绝大部分设备为近近几年更新改造，特别时一次变运行人员没有经过系统综自培训情况下，必须完成运行管理，不可避免会出现各种问题，在我局现场实际运行中也频繁发生人为原因影响运行的事件。另外在设备维护方面，即懂监控又懂保护的复合型人才严重缺失，在专业管理上也没有形成后续梯队，后续人员缺乏，三是由于缺失备品备件，部分缺陷特别是软件故障需厂家协助处理，从而造成缺陷处理不及时等一系列问题。

要想维护、管理好变电站综合自动化系统，首先要注重人员培养，利用多种途径组织进行专业培训，培养出一批能跨学科的复合型人才，加宽相关专业之间的了解和学习。

4.3 不同型号产品的接口问题

设备接口是综合自动化系统中非常重要而又长期以来未得到妥善解决的问题之一，包括不同厂家的保护、小电流接地装臵、故障录波、无功装臵等与通信管理机、远动主机与主站、集控中心等设备之间的通信。这些不同厂家的产品要在数据接口方面沟通，需花费软件人员很大精力去协调数据格式、通信规约等问题。当不同厂家的产品、种类很多时，问题会很严重。

如果所有厂家的自动化产品的数据接口遵循统一的、开放的数据接口标准，则上述问题可得到圆满解决，用户可以根据各种产品的特点进行选择，以满足使用要求。

4.4 传输规约和传输网络的选择问题

变电站和调度主站、监控中心之间的传输规约。目前国内各个地方情况不统一，变电站和调度中心之间的信息传输采用各种形式的规约，致使许多生产厂家各自为政，造成不同厂家设备通信连接的困难和以后维护的隐患。目前各个公司使用的标准尚不统一，系统互联和互操作性差，因此，在变电站综合自动化系统建设和设备选型上应考虑传输规约问题，目前我局对变电站接入作出硬性规定，即在变电站和集控中心、调度主站通讯时二次变所用部颁CDT规约，一次变信息量较大，使用101规约。

4.5 开放性问题

变电站综合自动化系统应能实现不同厂家生产的设备的互操作性（互换性）；系统应能包容变电站自动化技术新的发展要求；还必须考虑和支持变电站运行功能的要求。而现有的变电站综合自动化系统却不能满足这样的要求，各厂家的设备之间接口困难，甚至不能连接，从而造成各厂家各自为政，重复开发，浪费了大量的财力物力。

4.6管理体制与变电站综合自动化系统关系问题

变电站综合自动化系统的建设，使得继电保护、远动、计量、通讯、变电运行等各专业相互渗透，传统的技术分工、专业管理已经不能适应变电站综合自动化技术的发展，变电站远动与保护专业虽然有明确的专业设备划分，但其内部联系已经成为不可分割的整体，一旦有设备缺陷均需要两个专业同时到达现场检查分析，专业衔接部分容易产生“真空”，使缺陷得不到及时处理。另外，在电度表数据远传方面我局管理存在空白，计量所更换电度表后影响表记与后台通讯问题始终没有解决。

在专业管理上，变电站综合自动化设备的运行、检修、检测等问题仍需要规范和加强，对传动实验及通道联测的实现、软件资料备份等问题提需不断完善解决。

2、结束语

近年来，通信技术和计算机技术的迅猛发展，给变电站综合自动化技术水平的提高注入了新的活力，变电站综合自动化技术正在朝着网络化、综合智能化、多媒体化的方向发展。

篇3：变电站自动化系统应用

如何抓住这一升级改造的机会, 解决农网普遍存在的问题, 为地方政治、经济的发展打下坚实基础, 是我们必须认真思考的问题。

1 农网智能化

农网智能化的基本特征就是技术上实现自动化、信息化, 管理上实现标准化、集成化。

信息化在农网系统中体现为有效整合农电系统管理信息资源, 避免信息单独模块, 利用信息集成技术解决方案, 为农电系统一体化平台提供支持;自动化在农网系统中体现为适应农网运行环境, 逐渐提高农网智能设备水平, 依靠面向多点分散数据的低成本高可靠通信系统、实用化高效信息采集传输及集成应用自动化与优化运行系统, 实现农网自动化运行控制与管理水平提升。

2 农网中变电站现状

在20世纪末农网改造中, 农网变电站实现了环网供电线路, 并取得了线路损耗明显下降、电压质量和供电可靠性显著提高的成绩。农网变电站基本形成了自动化, 但随着城市的现代化建设、居民生活水平的不断提高, 设备的功能已不能满足目前用户的要求。

2.1 自动化设备配置不合理

现有的农网变电站自动化程度不高, 二次接线缺乏统一标准的设计模板, 站内设备繁杂且难以维护操作, 发生异常后引起大范围停电的风险较大。

2.2 设备落后, 升级规划缺乏持续性

虽然一些县级变电站较早实现了综合自动化, 但是在综合监控系统选型上没有监测、保护、控制测量接口, 出现故障后仍然采用人工逐段排查, 工作效率低, 经济损失大。农网自动化系统受到经济、技术等多方面的制约, 尤其是缺乏与发达地区的技术交流, 导致电网结构和运行水平都处于较为落后的状态。

3 农网变电站综合自动化建设需要注意的问题

1) 农网的规模不大, 在综合自动化建设时, 首先应保证先进性与经济性相结合的原则, 避免追求自动化系统盲目建设而导致浪费。根据先前农网自动化建设的经验, 通信是关键部分。已有自动化系统由于通道故障导致整体系统运行达不到需求。尤其是采用光纤通信的系统, 容易受环境的破坏而无法正常运行。

2) 自动化涉及技术专业面比较广, 因此在农网自动化建设中要注重专业技术人才的培养及队伍的组建, 为技术维护系统提供保障。研究智能化变电站综合自动化技术在农网中的应用是实现农网智能化的一个重要环节。

4 适用于农网智能变电站综合自动化系统应用方案

4.1 适用的智能变电站二次系统整体结构

互感器仍然可以采用常规型以节约成本并保证可靠性;光缆代替电缆、数字信号代替模拟信号;过程层采用网络集中组网 (包括智能终端及合并单元) , 共享全站二次信号;站控层与常规站相同, 从而大大提高采样精度及信号传输可靠性, 提高变电站的综合自动化水平, 实现各种智能设备的高级应用功能, 体现智能变电站信息化、自动化、互动化的特征。

4.2 基于IEC61850的综合自动化监控系统

监控系统将站内保护、测控 (保测一体化装置) 、对时装置、录波装置、电能量采集装置、及智能辅助系统等集成, 实现各智能设备间数据信息资源的实时共享及相互操作一次设备的相关功能。例如:智能高级应用、监视功能、控制功能、保护功能、组态功能等。

4.3 录波及测距装置

农网的特点主要为:居民用户数量庞大、负荷分散且质量不高;农网分布广泛、环境多变复杂且建设维护困难;管理人员综合素质整体水平不高。因此需要有可靠的录波及测距装置来帮助运行人员进行故障后的分析判断。在故障后借助于录波器及测距装置的指示, 迅速确定故障分支和区段, 有利于快速排除故障, 恢复正常供电, 提高了供电可靠性。这种方案不需要改造一次设备, 主要是在现有设备条件的基础上加装相应终端, 就可以初步实现故障的快速定位, 减少故障巡查和故障处理时间, 而且投资省, 见效快, 容易实施, 也容易推广。

4.4 升级传统意义的四遥方案

除了实现监视各遥测及遥信量状态, 智能变电站综合自动化监控系统还可以实现电能量采集与一次设备等辅助信息采集、全站五防逻辑闭锁一体化及顺序控制, 更进一步满足对农网的监测要求。利用智能化监控技术获得的突破, 大大提高综合自动化的实用性, 从而不需要对农网现有任何一次设备进行改造, 即可实现智能化式更加广义的“四遥”监测。

4.5 分布式智能辅助方案

利用智能辅助控制系统, 实现视频监控、火灾预警、安保告警等功能。该系统包含了电力安全运行环境各方面问题, 解决了运行部门因监控平台繁多造成的信息孤立。该系统尤其专注于无人值守变电站, 可实现远程综合监控。该系统具有良好的扩展性和兼容性, 可兼容不同厂家的智能监测设备, 避免重复投资。

5 结语

“十二五”期间的农网改造升级是电力大发展的极好机遇, 但我们必须保持清醒的认识, 认识到智能化农网变电站自动化建设不能一蹴而就。必须遵循经济、实用的原则, 综合考虑网络结构、设备特点、资金规模等因素, 选择最有效的配置, 实现县级农网智能化, 为地方经济发展提供强有力的保障。

摘要：智能变电站综合自动化系统采用一系列可靠性高、集成度高的智能设备, 以全站信息数字化、通信平台网络化为基础, 实现站内各种智能设备的高级应用功能。随着我国智能化电网建设的全面推进, 在“十二五”期间基本将建成技术先进、管理规范的新型农村电网。文章阐述了智能化农网的基本概念, 介绍了县级电网的现状和存在的问题, 并提出了适用于县级电网智能化升级改造的建设方案。

关键词：智能变电站,农网,自动化

参考文献

[1]蔡丹君, 胡婧.智能电网的三个关键词[J].国家电网, 2009.

篇4：变电站综合自动化系统的应用分析

关键词：变电站 综合自动化系统 应用

随着科学技术的不断发展，计算机已渗透到了世界每个角落。电力系统也不可避免地进入了微机控制时代，变电站综合自动化系统取代传统的变电站二次系统，已成为当前电力系统发展的趋势。

1.变电站综合自动化系统的概念

变电站综合自动化系统以其简单可靠、可扩展性强、兼容性好等特点逐步为国内用户所接受，并在一些大型变电站监控项目中获得成功的应用。

1.1系统概念

1.1.1系统设计思想

完整的变电站综合自动化系统除在各控制保护单元保留紧急手动操作跳、合闸的手段外，其余的全部控制、监视、测量和报警功能均可通过计算机监控系统来完成。从系统设计的角度来看有以下特点：

（1）分布式设计。系统采用模块化、分布式开放结构，各控制保护功能均分布在开关柜或尽量靠近开关的控制保护柜上的控制保护单元，所有的控制、保护、测量、报警等信号均在就地单元内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机，各就地单元相互独立，不相互影响。

（2）集中式设计。系统采用模块化、集中式立柜结构，各控制保护功能均集中在专用的采集、控制保护柜，所有的控制、保护、测量、报警等信号均在采集、控制保护柜内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机。

（3）简单可靠。由于用多功能继电器替代了传统的继电器，可大大简化二次接线。

（4）可扩展性。系统设计可考虑用户今后变电站规模及功能扩充的需要。

（5）兼容性好。系统由标准化之软硬件组成，并配有标准的串行通讯接口以及就地的I/O接口，用户可按照自己的需要灵活配置，系统软件也能容易适应计算机技术的急速发展。

1.1.2系统规范

采用目前最为流行的工业标准软件，UNIX操作系统，X窗口人机接口及TCP/IP网络通讯规约。为满足开放系统之要求，系统设计一般采用：可携性软件设计——容许硬件技术发展后之软件转换；标准计算机产品——容许整个系统高度兼容性能。

1.2 系统功能

系统与用户之间的交互界面为视窗图形化显示，利用鼠标控制所有功能键等标准方式，使操作人员能直观地进行各种操作。

所有系统之原始数据均为实时采集。

系统应用程序的每一项功能均能按用户要求及系统设计而改编，以符合实际需要，并可随变电站的扩建或运行需要而灵活地进行扩充和修改。一般情况下系统可按以下基本功能配置：（1）系统配置状况；（2）变电站单线图；（3）报警表；（4）事件表；（5）遥控修改继电器整定值；（6）操作闭锁；（7）电量报表；（8）趋势图。

1.2.1变电站單线图，单线图可显示变电站系统接线上各控制对象的运行状态并动态更新。

1.2.2数据采集、处理，采集有关信息，如开关量、测量量、外部输入讯号等数据，传至监控系统作实时处理，更新数据库及显示画面，为系统实现其他功能提供必需的运行信息。

1.2.3运行监视，系统的运行状况可通过文字、表格、图像、声音或光等方式为值班人员及时提供变电所安全监控所必需的全部信息。

（1）报警。按系统实际需要，用户可以指定在某些事件发生时或保护动作时自动发出报警。

（2）事件。系统中所有动作事件，如继电保护动作，断路器、隔离开关、接地刀闸的操作等。

每个事件均有时间及有关信息文字说明，并可自动打印记录。

1.2.4调整继电器整定值，可通过系统主机或集中控制柜修改各继电器的保护功能和整定值。

1.2.5操作闭锁，系统对所有操作对象均可设定闭锁功能，以防止操作人员误操作。

1.2.6模拟量采集及报表产生，采集的数据储存於系统硬盘作为编辑报表的基础。

1.2.7趋势图，趋势图提供操作人员快速及直观的数据统计，趋势图可分为图形式或表格式两种。

2.变电站综合自动化系统在工业项目中的应用

2.1 国产化变电站综合自动化系统运用现状

国产化的变电站综合自动化系统在我院设计中用得并不多，其主要原因如下：（1）由于甲方、设计院对传统的继电器控制保护系统有长期的运行、设计和维护经验，故一般认为老系统的可靠性高；（2）国产化的变电站综合自动化系统目前在国内尚未普及，仅在个别地区供电部门的大力推荐下，在当地的一些变电站中开始尝试这一新技术；（3）进口的变电站综合自动化系统价格昂贵，只有部分大型新建的并由外资贷款的工程，由于外方对技术水平的要求，全套引进这部分的技术及设备；（4）目前操作人员的素质不高，对新系统缺乏了解。由于以上一些原因制约了变电站综合自动化系统在变电站的发展和运用。

2.2 变电站微机保护装置系统应用实例

在我院一个35kV变电所改造工程中，成功地将国产的变电站微机保护装置系统运用于终端变电站。施工图设计初期采用的是传统的电磁式继电器保护，并设置了信号屏。

2.2.1微机保护系统与传统保护系统的比较

传统的保护系统与微机保护装置系统的主要区别，在于用微机控制的多功能继电器替代了传统的电磁式继电器，并取消了传统的信号屏等装置，相应的信号都输入至计算机。

2.2.2微机保护的系统配置及监控系统

系统保护由下列装置组成：（1）线路保护装置；（2）主变保护装置——可完成变压器的主、后备保护；（3）综合保护装置；（4）线路保护装置；（5）电容器保护装置；（6）备用电源自投装置；（7）小电流接地检测装置；（8）综合数据采集装置；（9）监控系统的基本功能——数据采集、控制操作、画面制作、监视显示、事故处理、制表与打印。

2.2.3设计微机保护系统时应注意的问题

（1）由于控制和保护单元都是采用微机装置，故一些必要的开关量和模拟量应从开关柜引至微机采集、保护屏。根据控制和保护要求的不同，输入的量也不同。

（2）开关柜与微机装置之间的端子接线较简单，大量的二次接线在微机采集控制单元和保护单元内部端子连接。

（3）传统的继电保护整定计算结果不能直接输入到计算机，须转换为计算机整定值。

该变电所投产运行后，除开始操作人员对微机系统不熟悉原因使用过控制保护单元的紧急手动按钮外，基本上都在微机装置和监控计算机上操作，整个系统运行良好。

3.结束语

篇5：变电站自动化系统应用

变电站自动化设备缺陷管理信息系统的设计与应用

陈 鼎 王 强

（嘉兴电力局 浙江 嘉兴 314033）

摘要：本文通过变电站自动化设备缺陷管理系统达到数据共享, 日常工作安排管理, 从而使变电工作人员从繁重的手工工作中解脱出, 并为领导的决策提供及时的资料。系统地阐述了变电站自动化设备缺陷管理系统建设原则和总体思路、流程设计、功能设计等。通过实施后, 保证了运行设备的可靠、经济安全运转。

关键词：变电站；自动化设备；PSMS秦皇岛网 bbs.66qhd.com 中图分类号：TP315

文献标识码：A 1 引言

随着我国经济的飞速发展，电网负荷的迅速增加，电网安全稳定运行显得至关重要，这就要求我们最大限度地提高变电所电力设备的运行质量。目前有关计算机管理信息系统在变电站自动化设备方面的应用，加强了变电站自动化设备的管理质量。其中变电站自动化设备运行的好坏，直接影响到安全生产，设备存在缺陷，一旦发生了事故，轻者造成设备损坏，减少供电量，重者可能使系统解列，发生大面积停电等恶性事故。要保证设备安全，除正常的运行维护外，需要的是及时发现、及时正确传递，尽快处理各类设备缺陷。把缺陷消灭在萌芽状态，使损失降低到最低限度，从而保证电网安全生产。系统建设的原则和总体思路

2.1 系统建设的原则

系统使用代码体系和文字来记录缺陷的现象和原因，针对不同设备种类或者其他条件进行分别定义并支持对缺陷代码的增加、修改和删除；系统能够支持对缺陷的记录，记录的信息包括：缺陷发生的地点（维护组织、变电站、系统、设备类别和具体设备）、缺陷发生的时间、属性（危急、严重、一般）、原因和后续处理；系统内置缺陷录入、审核、处理、验收和闭环跟踪管理流程[1]。2.2 系统设计的总体思路

系统中按浙江省统一的缺陷编码来记录缺陷的现象和原因，并支持各类缺陷代码的维护。系统具备对标准缺陷编码进行扩展维护的功能；适用标准缺陷编码和文字对缺陷进行记录；系统缺陷记录信息包括：陷发生的地点（维护组织、变电站、系统、设备类别和具体设备）、缺陷发生的时间、属性（危急、严重、一般）、原因和后续处理等。系统支持缺陷录入、审核、处理等闭环跟踪管理流程；系统支持缺陷记录的各类组合条件的查询、模糊查询和显示。例如：维护组织、变电站、系

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统、设备类别、具体设备、缺陷发生时间、缺陷级别、原因、缺陷部位、内容等；可将需要消缺处理的缺陷记录导入至计划管理模块，列入维护计划。2.3 系统流程设计

图1 变电站自动化设备缺陷总业务流程图

设备缺陷管理制度是要求全面掌握设备的健康状况，发现设备缺陷，认真分析产生缺陷的原因。尽快消除，保证设备经常处于良好的技术状态，确保电网安全运行。发现设备缺陷时，应仔细查明、核实缺陷的部位，发生原因、确定缺陷的性质和上报的正确性。对设备缺陷，不论是值班员在巡视、操作、监控、运行中发现，还是检修人员在检修、试验中发现；不论是否已经处理，均应作好缺陷记录。每季结合设备定级对设备缺陷进行一次分析统计，年终一次汇总，均以报表形式上报运行主管部门，包括发生的紧急、重要、一般缺陷的件数，已处理的和尚未处理的缺陷件数，对尚存缺陷应督促尽快处理。缺陷处理或消除后，变电所应根据检修、试验报告或修试记录以及设备状况及时作好消缺记录和反馈消缺信息，变电站自动化设备缺陷总业务流程图详见图1。系统的功能模块设计

变电站自动化设备缺陷管理流程主要由设备缺陷的填报、缺陷的分类、技术专责对缺陷的处理、缺陷处理的安排消缺、缺陷的验收归档和缺陷处理情况的汇总查询统计等组成。

（1）缺陷的填报和提交。变电运行人员在设备巡视或仪器、仪表的查看中发现异常现象，应及时将缺陷部位、缺陷情况等按缺陷数据库中的格式要求如实输入计算机，通过PSMS（Production & Security Management System，安全生产管理系统）流转到变电运行工区，如果情况紧急则立即电话汇报市局主管部门，由主管部门直接电话通知缺陷处理部门组织消缺，同时将缺陷情况输入电脑。由各变电所或集控站填报的设备缺陷单子流转到变电运行工区的缺陷在规定时间内经工区生技科审核通过系统提交到局主管部门：生技处或调度所。

（2）缺陷的主管审核。局生技处和调度所分别是变电一次设备和变电二次设备的主管部门，变电站自动化设备主管部门是调度所，收到经变电运行工区审核的缺陷通知后，对缺陷按一般、重要和紧急及设备情况进行缺陷等级的分类后送发到缺陷处理部门。这种方式可以克服由于运行部门、检修部门对设备缺陷的严重性的分析判断的差异而导致缺陷不能在第一时间内彻底、及时消除的弊端。

（3）缺陷的接收。检修班组接到紧急缺陷通知，则立即组织进行消缺，对其它缺陷则根据相关技术专职的审核意见和生产计划安排处理日期，缺陷管理人员确定计划处理日期后即进入检修计划及周生产计划。

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（4）缺陷的消缺验收。各相关班组在接到缺陷通知后，根据检修计划或周生产计划及由技术专职签审的“缺陷处理通知单”中的有关内容进行备品备件的准备及缺陷的处理。现场缺陷处理工作结束后与运行值班人员共同验收，缺陷处理的主要班组及配合班组分别填写缺陷的部位、缺陷产生的原因、缺陷处理情况、遗留问题等事项的“缺陷处理回执”反馈给技术专职，由主要班组的技术专职作消缺认定。检修部门完成消缺记录，最后由变电运行人员对消缺情况进行验收并归档，这样一个设备缺陷流程实现闭环流转。

（5）缺陷的补报。缺陷补报是一个特殊的流程，是针对突发事故无法及时进行填报，或自行消缺的缺陷，那么就要在处理事后对缺陷进行一次补报，变电运行人员首先在该设备缺陷填报时将“是否补报”选项选上并上报，该缺陷单子在待办工作单中处理，消缺性质选择“自行消缺”，消缺班组选择自己变电所，最后直接点击验收并归档，补报流程完成，其中的主管部门和检修部门意见不用填写。

（6）缺陷的查询。在缺陷数据库中，可以快捷地对每座变电所、各类设备、每个专业、各个时段的缺陷等进行分类查询。利用计算机的闭环管理，有利于缺陷的及时汇报、处理、汇总，也彻底改变缺陷人工管理的繁杂的统计工作和一些查询工作。其中缺陷图形查询（见图2）直观地显示出目前整个PSMS系统中正在流转的所有变电站自动化设备缺陷，点击每个环节上的数字可以显示出每条缺陷的详细内容，便于缺陷处理的各个相关环节部门和单位及时针对正在流转的缺陷根据轻重缓急做出相应的处理和安排，及时将流转中的流程处理掉，同时也便于局领导实时获取缺陷处理工作进展，避免部门和单位之间工作的相互推诿，提高缺陷处理效率。

图2 变电站自动化设备缺陷图形查询

（7）缺陷的统计。PSMS系统把所有有关缺陷的数据通过表格的形式展现出来，可以很轻松的对紧急缺陷，重要缺陷，一般缺陷按照月度、季度、年度进行对新发现的缺陷、消缺总条数、到期总条数、未处理缺陷、遗留缺陷及消缺率等的汇总统计。对于这些数据，系统还提供电子文档、网页、文本等格式的导出功能，便于自行进行加工处理相关统计数据[2]。系统在嘉兴电力的应用

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2006年8月嘉兴电力已经将自动化设备缺陷管理系统推广到了各个变电所中，该系统得到了广泛的应用，并取得了良好的效果。4.1 提高了自动化设备缺陷的消缺率

在以往的自动化设备缺陷管理中，运行人员的在执行变电巡视等任务时发现缺陷后，只有通过纸制或电话督促修试人员等进行缺陷消缺，往往造成诸多的设备缺陷经过一段时间后无人过问，导致一些缺陷的消缺工作不了了之，无法对整个缺陷进行闭环管理。变电站自动化设备缺陷管理信息系统的应用改变了这种局面，缺陷消缺人员在系统规定周期内必须及时完结所需要处理的消缺任务，有利于设备缺陷的及时消缺和验收、归档完结，同时也改进了变电运行的管理工作。4.2 简化了设备缺陷管理工作

如果运行人员在变电巡视等过程中发现自动化设备缺陷，运行人员通过缺陷管理信息系统及时上报即能上传，避免了繁琐的手工纸介质记录、手工统计的过程。原来运行人员要花大量时间填写资料，现在只用几分钟就能将数据上传到后台机上，变电缺陷管理信息系统的使用大大缩短了资料录入和整理的时间，通过网络共享和流程控制，处理缺陷的流程也就简单而快捷了。4.3 实现了变电站自动化设备管理的信息化、标准化

变电站自动化设备缺陷管理系统的开发和使用，充分利用了计算机和网络通讯技术，使设备缺陷发现及消缺工作与办公自动化成功接轨。对于上级管理部门来说，随时可以通过上传的信息了解到各个变电所内自动化设备的缺陷及其消缺状况，便于对所有变电所实行统一的、标准化的管理。结束语

变电站自动化设备缺陷管理是变电生产管理中的一个关键环节，其管理的好坏直接影响整个电网的安全性、可靠性，同时缺陷数据也是检修试验工作的数据基础之一，利用现有的计算机网络资源进行变电站自动化设备缺陷实时管理，能大大提高工作效率，并能规范化缺陷管理工作，加深和加强缺陷的分析功能，为实现供电部门现有的运行设备维修体制由定期检修向状态检修转变，实现科学化管理奠定坚实的基础。

参考文献：

篇6：变电站综合自动化系统介绍

变电站综合自动化系统

第一章

变电站综合自动化技术基础 第一节

变电站综合自动化的基本概念

一、常规变电站状况

电力系统的环节：发、输、配、用 变电站的基本作用：配电 常规变电站的二次系统构成：

继电保护 就地监控 远动装置 录波装置 保护屏 控制屏 中央信号屏 录波屏

常规变电站的二次系统的缺点：

(1)安全性、可靠性不能满足现代电力系统高可靠性的要求。

(2)供电质量缺乏科学的保证。指标：U、F、谐波

(3)占地面积大，增加了征地投资。

(4)不适应电力系统快速计算和实时控制的要求。

(5)维护工作量大，设备可靠性差，不利于提高运行管理水平和自动化水平。

二、变电站综合自动化的基本概念

变电站综合自动化是将变电站的二次设备(包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等)经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。

变电站综合自动化系统，即利用多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统，代替常规的测量和监视仪表，代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护屏，改变常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷。

三、变电站实现综合自动化的优越性

(1)提高供电质量，提高电压合格率。

(2)提高变电站的安全、可靠运行水平。

(3)提高电力系统的运行、管理水平。

(4)缩小变电站占地面积，降低造价，减少总投资。

(5)减少维护工作量，减少值班员劳动，实现减人增效。

第二节

变电站综合自动化的内容、主要功能及信息量

一、变电站综合自动化的内容 电气量的采集 电气设备(如断路器等)的状态监视、控制和调节。

由继电保护和故障录波等完成瞬态电气量的采集、监视和控制，并迅速切除故障和完成事故后的恢复正常操作。

高压电器设备本身的监视信息(如断路器、变压器和避雷器等的绝缘和状态监视等)。将变电站所采集的信息传送给调度中心外，还要送给运行方式科和检修中心，以便为电气设备的监视和制定检修计划提供原始数据。

二、变电站综合自动化的基本功能

监控子系统的功能

微机保护子系统的功能

自动控制装置的功能

远动及数据通信功能 2.1 监控子系统的功能(一)数据采集

(1)模拟量的采集

1）交流模拟量：U、I、P、Q、COS、F 2）直流模拟量： DC220V、DC5V、DC24V(2)开关量的采集(3)电能计量

1）电能脉冲计量法

2）软件计算方法

(二)事件顺序记录

包括断路器跳合闸记录、保护动作顺序记录

(三)故障记录、故障录波和测距

(1)故障录波与测距

微机保护装置兼作故障记录和测距 采用专用的微机故障录波器

(2)故障记录

记录继电保护动作前后与故障有关的电流量和母线电压

(四)操作控制功能

操作人员都可通过电脑屏幕界面对断路器和隔离开关进行分、合操作，对变压器分接开关位置进行调节控制，应保留人工直接跳、合闸手段，断路器操作应有闭锁功能

(五)安全监视功能

越限监视

监视保护装置是否失电 自控装置工作是否正常等

(六)人机联系功能

(1)人机联系桥梁：显示器、鼠标和键盘。

(2)显示画面的内容 ：

1)显示采集和计算的实时运行参数

2)显示实时主接线图 3)事件顺序记录

4)越限报警

5)值班记录

6)历史趋势

7)保护定值和自控装置的设定值

(3)输入数据：变比、定值、密码等 ①定时打印报表和运行日志； ②开关操作记录打印； ③事件顺序记录打印； ④越限打印； ⑤召唤打印； ⑥抄屏打印； ⑦事故追忆打印。

①主变和输电线路有功和无功功率每天的最大值和最小值以及相应的时间； ②母线电压每天定时记录的最高值和最低值以及相应的时间； ③计算受配电电能平衡率； ④统计断路器动作次数；

⑤断路器切除故障电流和跳闸次数的累计数； ⑥控制操作和修改定值记录。

(1)谐波源分析(2)谐波检测与抑制(七)打印功能

(八)数据处理与记录功能

(九)谐波分析与监视

2.2 微机保护子系统的功能

（一）保护功能：

①高压输电线路的主保护和后备保护； ②主变压器的主保护和后备保护； ③无功补偿电容器组的保护； ④母线保护； ⑤配电线路的保护；

⑥不完全接地系统的单相接地选线。

(1)它的工作不受监控系统和其他子系统的影响(2)具有故障记录功能

(3)具有与统一时钟对时功能

（二）辅助功能：

(4)存储多种保护整定值

(5)当地显示与多处观察和授权修改保护整定值

(6)设置保护管理机或通信控制机，负责对各保护单元的管理。

(7)通信功能

(8)故障自诊断、自闭锁和自恢复功能。

2.3 自动控制装置的功能

（1）电压、无功综合控制

（2）低频减负荷控制（3）备用电源自投控制（4）小电流接地选线控制（1）系统内部的现场级间的通信（2）自动化系统与上级调度的通信

（1）功能综合化

（2）分级分布式、微机化的系统结构（3）测量显示数字化（5）运行管理智能化

（1）其结构形式有集中式、分布式、分散（层）分布式；

（2）从安装物理位置上来划分有集中组屏、分层组屏和分散在一次设备间隔设备上安2.4 远动及数据通信功能

第三节

变电站综合自动化的基本特征

（4）操作监视屏幕化

第四节

变电站综合自动化的结构形式

装等形式。

一、集中式综合自动化系统

集中式结构的综合自动化系统，指采用不同档次的计算机，扩展其外围接口电路，集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理，分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能

集中式结构最大的缺点是：

1)每台计算机的功能较集中，如果一台计算机出故障，影响面大 2)软件复杂，修改工作量大，系统调试麻烦。3)组态不灵活，影响了批量生产，不利于推广。

4)集中式保护与长期以来采用一对一的常规保护相比，不直观，不符合运行和维护人员的习惯，调试和维护不方便，程序设计麻烦，只适合于保护算法比较简单的情况。

二、分层(级)分布式系统集中组屏的综合自动化系统

（一）分层分布式结构的概念

所谓分层式结构，是将变电站信息的采集和控制分为管理层、站控层和间隔层三个级分层布置。

间隔层按一次设备组织，一般按断路器的间隔划分，具有测量、控制和继电保护部分。

站控层的主要功能就是作为数据集中处理和保护管理，担负着上传下达的重要任务。

管理层由一台或多台微机组成，这种微机操作简单方便，界面汉化，使运行值班人员极益掌握。

（二）中、小型变电站的分层分布式集中组屏结构

（三）大型变电站的分层分布式集中组屏结构

（四）分层分布式集中组屏综合自动化系统结构特点

（1）可靠性高，可扩展性和灵活性高；

（2）二次电缆大大简化，节约投资也简化维护量。

（3）分布式系统为多CPU工作方式，各装置都有一定数据处理能力，从而减轻了主（4）继电保护相对独立。

（5）具有与系统控制中心通信功能。（6）适合于老站改造。主要缺点是安装时需要的控制电缆相对较多，增加了电缆投资。控制机的负担。

三、分散分布式系统与集中相结合的综合自动化系统结构

分层分散式结构的变电站综合自动化系统突出的优点如下：

(1)简化变电站二次部分配置，缩小控制室的面积。

(2)减少了施工和设备安装工程量。

(3)简化了变电站二次设备之间的互连线，节省了大量连接电缆。

(4)分层分散式结构可靠性高，组态灵活，检修方便。

以上几点都说明采用分层分散式的结构可以降低总投资，在今后的技术条件下，应该是变电站综合自动化系统的发展方向。

第二章

变电站综合自动化系统的硬件原理

第三章

变电站综合自动化系统的微机保护、监视与控制子系统 第一节

继电保护基本知识

一、继电保护应满足的要求（1）选择性

（2）快速性

（3）灵敏性

（4）可靠性

二、主保护、后备保护和辅助保护

（1）主保护是指满足系统稳定及设备安全要求，有选择地切除被保护设备和全线路故障的保护。

（2）后备保护指的是主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护。（3）辅助保护是为补充主保护和后备保护的不足而增设的简单保护。

三、继电保护的基本原理

（1）反映电流改变的，有电流速断、定时过流及零序电流等保护；（2）反映电压改变的，有低电压（或过电压）、零序电压保护等；（3）既反映电流又反映电流与电压间相角改变的，有方向过电流保护；

（4）反映电压与电流的比值，即反映短路点到保护安装处阻抗（或距离）的，有距离保护；（5）反映输入电流和输出电流之差的，有变压器差动保护等。第二节

输电线路的微机保护、监视与控制子系统一、输电线路继电保护原理

1、电网相间短路的三段式电流保护

（1）无时限（瞬时）电流速断保护 此种保护的动作电流是按躲过被保护输电线路末端最大短路电流整定的，它没有时限元件。

（2）带时限（限时）电流速断保护 保护范围限定在相邻线路无时限电流速断保护的保护区内，在无时限电流速断保护的基础上增加了一个时限元件△t=0.5s。

（3）定时限过电流保护

定时限过电流保护的动作是按躲过最大负荷电流整定。

定义：方向继电器又称为功率继电器，它的动作具有方向性，即规定当功率由母线流

2、电网相间短路的方向电流保护

向线路时它才动作，进而使整个方向电流保护动作切除故障。

二、输电线路的自动重合闸

定义：自动重合闸装置就是将跳闸后的断路器自动重新投入的装置，简称AAR装置。

1、单电源供电线路的三相一次自动重合闸

（1）当线路发生瞬时性故障或由于其他原因使断路器误跳闸时

（2）线路上发生永久性故障时

（3）手动跳闸及遥控跳闸时

（4）闭锁重合闸

（5）手动合闸到故障线路时

2、双电源供电线路的三相一次自动重合闸

（1）故障点断电时间问题

（2）同步问题

（3）重合闸实现方式：

①检无压 ②检同期

3、自动重合闸与继电保护的配合（1）重合闸前加速保护

（2）重合闸后加速保护

三、自动按频率减负荷 运行规程规定：电力系统的运行频率偏差为±0.2Hz，系统频率不能长时间运行在49.5～49Hz以下，事故情况下，不能较长时间停留在47Hz以下，系统频率的瞬时值绝不能低于45Hz。

1、自动按频率减负荷的基本工作原理

2、自动按频率减负荷的实现方法

①采用专用的自动按频率减负荷装置

②把自动按频率减负荷的控制分散设在每回馈线保护装置中 ①时限闭锁方式

②低电压带时限闭锁

③低电流闭锁方式 ④滑差闭锁方式

3、对自动按频率减负荷装置闭锁方式的分析

第三节

电力变压器的微机保护、监视与控制子系统一、概述

1、保护内容

（1）主保护配置：

①比率制动式差动保护

②差动速断保护 ③本体重瓦斯、有载调压重瓦斯和压力释放 ①三段复合电压闭锁方向过电流保护 ②三段过负荷保护

③冷控失电，主变压器过温报警 ④二段式零序过电流保护

⑤一段两时限零序电流闭锁过电压保护 ⑥一段两时限间隙零序过电流保护

（2）后备保护配置：

2、配置方案

（1）双绕组变压器

后备保护可以配置一套，装于降压变压器的高压侧（或升压变压器的低压侧）

后备保护可以配置两套： 一套装于高压侧

另一套装于中压侧或低压侧的电源侧

（2）三绕组变压器

二、变压器差动保护基本原理

用环流法构成的两绕组变压器电流差动保护的原理接线图

三、变压器差动保护的特殊问题

（1）两侧电流互感器的形式不同

（2）两侧电流互感器的变比不同

（3）变压器各侧绕组接线方式不同

（4）变压器空载合闸时的励磁涌流

（5）在运行中改变变压器的变比

四、变压器微机保护的电流平衡

（1）微机变压器保护电流互感器接线原则

（2）电流平衡的调整系数

五、电力变压器比率制动差动保护（1）比率制动式差动保护的基本原理

定义：

① 比率制动式差动保护的原理简单地说就是保护的动作电流（差动电流定值）随外部② 比率就是指差动电流与制动电流之比。

③ 制动电流这样选取：在不平衡电流较大的外部故障时有制动作用，而在内部故障时短路电流按比率增大，即能保证外部不误动，又能保证内部短路有较高的灵敏度。

制动作用最小。

（2）和差式比率制动的差动保护原理

（3）变压器励磁涌流的判断及二次谐波制动系数

励磁涌流的特点：

较

二次谐波制动比定值=0.15（4）变压器的差动速断保护 定义：差动速断保护是差动电流过电流瞬时速动保护。差动速断的整定值按躲过最大不平衡电流和励磁涌流来整定，其整定值可取正常运行时负荷电流的5～6倍。

（5）电流互感器断线监视

六、电力变压器后备保护

（1）复合电压闭锁方向过流保护

① 复合电压闭锁过流保护为三段式： I段动作跳本侧分段断路器（或桥断路器）Ⅱ段动作跳本侧断路器 Ⅲ段跳三侧断路器 ② 复合电压启动判剧： ① 最大值可达额定电流的6~8倍

② 波形是非正弦的，含有很大的非周期分量，特性曲线几乎全部偏在时间轴的一边 ③ 包含以二次谐波为主的高次谐波 ④ 波形之间出现间断

⑤ 励磁涌流开始瞬间，衰减很快

励磁涌流的闭锁条件：将二次谐波分量算出，作为制动分量，与基波分量进行比

关 母线线电压小于本侧母线线电压的低电压定值 负序电压超过负序电压定值 或的关系 ③

方向：

如果作为变压器相邻元件的后备保护，则变压器指向母线为正方向 如果作为变压器本身的后备保护，则母线指向变压器的正向为正方向 I段用于发警告信号 II段用于启动风扇冷却器 III段用于闭锁有载调压 ①

中性点直接接地保护方式

由两段式经零序电压闭锁的零序电流构成，每段设一个时限。I段时限跳母联（或分段）②

中性点不接地的零序保护方式

装设I段两时限的零序无流闭锁零序过电压保护，第一时限跳母联或分段开关，第二时③

中性点经放电间隙接地的零序保护方式（2）变压器过负荷保护

（3）变压器零序保护

断路器或跳三绕组变压器中压侧有源线路；II段时限跳本侧（或全跳）断路器

限跳本变压器各侧

I段两时限方式，第一时限跳高压侧母联开关（或分段开关），第二时限跳本变各侧开第四节

电力电容器的微机保护、监视与控制子系统一、电力电容器的内部和外部故障

（1）电容器内部故障的原因

（2）电容器的外部故障及系统异常

（3）电容器保护配置：

过电压和欠电压的电压保护 限时过电流保护

防止电容器内部故障的电容器组专用保护（1）与电容器串联的电抗器

（2）避雷器的过电压保护

（3）电容器组的电压保护。主要用于防止系统稳态过电压和欠电压。（4）电容器组的电流保护

二、并联补偿电容器组的通用保护

三、电容器组内部故障的专用保护

（1）单Y形接线的电容器组保护：

① 采用零序电压保护 ② 桥式差流的保护方式 ③ 电压差动保护方式

（2）双Y形接线的电容器组保护：采用不平衡电流或电压保护（3）三角形接线的电容器组保护：采用零序电流保护

第五节

电压、无功综合控制子系统一、变电站电压、无功综合控制的原理

在变电站主要的调压手段是调节有载调压变压器分接头位置和控制无功补偿电容器。有载调压变压器可以在带负荷的情况下切换分接头位置，从而改变变压器的变比，起控制无功补偿电容器的投切，可改变网络中无功功率的分布，改善功率因数，减少网

到调整电压和降低损耗的作用。损和电压损耗，改善用户的电压质量。

二、电力系统的电压、无功综合控制的方式

(1)集中控制：指在调度中心对各个变电站的主变压器的分接头位置和无功补偿设备进行统一的控制。

(2)分散控制：指在各个变电站或发电厂中，自动调节有载调压变压器的分接头位置或其他调压设备，以控制地区的电压和无功功率在规定的范围内。

(3)关联分散控制：指电力系统正常运行时，由分散安装在各厂、站的分散控制装置或控制软件进行自动调控，调控范围和定值是从整个系统的安全、稳定和经济运行出发，事先由电压、无功优化程序计算好的，而在系统负荷变化较大或紧急情况或系统运行方式发生大的变动时，可由调度中心直接操作控制，或由调度中心修改下属变电站所应维持的母线电压和无功功率的定值，以满足系统运行方式变化后新的要求。

(4)关联分散控制的实现方法 一是通过监控系统的软件模块实现；另一种是由独立的关联分散控制装置实现。第六节 变电站综合自动化系统的其他子系统一、备用电源自动投入装置 定义：备用电源自投装置是因电力系统故障或其他原因使工作电源被断开后，能迅速将备用电源或备用设备或其他正常工作的电源自动投入工作，使原来工作电源被断开的用户能迅速恢复供电的一种自动控制装置。

（1）备用电源的配置

① 明备用的控制

② 暗备用的控制

①工作电源确实断开后，备用电源才投入。

②备用电源自动投入切除工作电源断路器必须经延时。

③手动跳开工作电源时，备自投投入装置不应动作。

④应具有闭锁备自投装置的功能。

⑤备用电源不满足有压条件，备自投装置不应动作。

⑥工作母线失压时还必须检查工作电源无流，才能启动备自投投入。

（2）微机型的备用电源自投装置的基本特点 ⑦备自投装置只允许动作一次。

二、小电流接地系统单相接地故障的检测

（1）概述

根据系统中发生单相接地故障时接地电流的大小划分：

①

小电流接地系统：

中性点不接地 中性点经消弧线圈接地

② 大电流接地系统：中性点直接接地（2）小电流接地系统的接地电流 第六节 变电站综合自动化系统的其他子系统

①中性点不接地系统单相接地故障时的接地电流

特征：当电网发生单相接地故障后，非故障电路电容电流就是该线路的零序电流，故障线路首段的零序电流数值上等于系统非故障线路全部电容电流的总和，其方向为线路指向母线，与非故障线路中零序电流的方向相反，系统中性点电压发生较大的位移。

实现方法：基于基波零序电流方向的自动接地选线原理

②中性点经消弧线圈接地系统单相接地故障时的接地电流

特征：在单相接地时，故障线路首端的5次谐波电流在数值上等于系统非故障线路5实现方法：基于5次谐波零序电流方向的自动接地选线原理 次谐波电流的总和，其方向与非故障线路肿次谐波零序电流方向相反，由线路指向母线。第五章

数字化变电站简介

变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平，在我国城乡电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班，而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术，从而大大提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度的可能性，降低了变电站建设的总造价，这已经成为不争的事实。然而，技术的发展是没有止境的，随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，势必对已有的变电站自动化技术产生深刻的影响，全数字化的变电站自动化系统即将出现 数字化变电站自动化系统的特点

1.1智能化的一次设备

一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计，简化了常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。换言之，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。

1.2网络化的二次设备

变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。

1.3自动化的运行管理系统

变电站运行管理自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告，即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。数字化变电站自动化系统的结构

2.1 过程层

过程层是一次设备与二次设备的结合面，或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的主要功能分三类：(1)电力运行实时的电气量检测；(2)运行设备的状态参数检测；(3)操作控制执行与驱动。

2.2 间隔层

间隔层设备的主要功能是：(1)汇总本间隔过程层实时数据信息；(2)实施对一次设备保护控制功能；(3)实施本间隔操作闭锁功能；(4)实施操作同期及其他控制功能；

(5)对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制；

(6)承上启下的通信功能，即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。2 数字化变电站自动化系统的结构 2.3 站控层

站控层的主要任务是：

(1)通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；

(2)按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心；

(3)接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；(4)具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；

(5)具有(或备有)站内当地监控，人机联系功能，如显示、操作、打印、报警，甚至图像，声音等多媒体功能；