变电站模块化建设范文

导语：如何才能写好一篇变电站模块化建设，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

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2000年后，35kV、10kV的开关设备开始分别在工厂安装在预制箱体内，实现了变电站模块化的第二阶段即35kV变电站的两侧箱式阶段，实现了局部模块化，箱体内仍选用常规开关柜，体积大、运输和吊装不便、操作走廊小、维护不便等问题仍然存在。

2006年开始提出全封闭、全绝缘的模块化变电站思路。高压开关选用封闭式组合电器，进出线用拔插式电缆接头连接，中压设备及二次设备都在预装式箱体内，在工厂内完成设计、制造、安装和内部电气接线，出厂前整组调试合格后再通过现场整体调试即可完成变电站的建设，这样形成了变电站模块化的第二阶段即66～110kV模块化变电站阶段。

2011年实现了35kV变电站除主变压器放置户外，其它所有设备箱式化，并且各模块在设计中可以进行整合。各模块分别在工厂内预制、调试完成，现场安装时只需将一二次电缆简单连接即可完成变电站建设，这样实现变电站模块化的第四阶段即35kV箱式模块化变电站。

模块化变电站总体概述

模块化变电站提出了一种变电站建设的新模式，它可将变电站划分为高压开关、主变压器、中压开关、综合自动化、中压配套设备五个主要功能模块。

高压开关功能模块为进出线采用拔插式电缆接头连接的气体绝缘封闭式组合电器；主变压器模块的变压器高压进线采用拔插式电缆接头结构，中压出线采用多股电缆或全绝缘封闭母线桥架方式；中压开关模块内采用一体化预装式开关室或户外绝缘全封闭组合电器；综合自动化模块采用一体化预装式控制室；中压配套装置模块包括无功补偿装置、接地变压器、消弧线圈等配套设备。中压开关柜、综合自动化、中压配套设备等模块中的主要设备均安装在非金属箱体。

以上各功能模块在工厂中预制并调试完成，现场安装时只需将高压开关、主变压器、中压开关及中压配套设备等模块采用一次电缆进行连接，综合自动化模块与其它模块采用二次电缆及通讯线路进行连接，最后进行整体调试即可完成变电站的建设。

模块化变电站的技术特点

高压开关模块。110kV及以上电压等的各种封闭式组合电器可以作为高压进出线模块的基础，此类设备集成化程度高，可配置电压互感器、电流互感器、避雷器等多种设备。如果进出线采用工厂预制的整体式电缆套管及可插拔式电缆插接头将更能体现模块化的特点，可更方便于安装及运行中的维护。

变压器模块。主变压器仍采用户外常规布置，为了减少现场接线工作量，变压器模块需要对变压器的进出线端子进行改进，一次侧采用可拔插的电缆附件或油气套管与进线模块相连，二次侧可以考虑电缆或架空两种出线方式，但需采取绝缘封闭措施。

中压开关模块。35kV及10kV进出线模块有两种模式：拼装式和户外箱式。拼装式最初是采用常规的手车式或固定式户内开关柜，由于常规开关柜体积大而造成整体模块的体积庞大，运输、吊装困难，箱体内的维护通道也比较狭窄，厂家和用户都感到不便；近几年来，进出线模块开始采用以永磁机构真空开关为基础的紧凑型开关柜或气体绝缘封闭式开关柜，由于体积小、重量轻、维护少、吊装和运输方便等优点，提高了这种模式的可行性，已应用于35kV及110kV变电站。这种模式将以上类型的开关柜拼装到一个预制的箱体内，箱体采用覆铝锌板等双层金属材料或金邦板等非金属材料，中间填充隔热材料，同时箱体内设计合理的通风系统，并且安装空调设备，使箱体具有防潮、隔热、防凝露等性能。另一种模式是户外共箱式，将开关设备装在充气箱体内，电缆接头作为进出线连接，并兼隔离断口功能，外边再加防护壳体。这种模式相当于使用35kV户外型封闭式组合电器或10kV户外环网柜。这些设备结构紧凑，体积小，维护少，布局简捷，使变电站的建设和运行更加简化，工厂化特点更加突出，其实现的技术关键点主要有两个，一是开关设备的免维护，二是大电流参数的电缆接头。由于35kV电压等级较少有户外型封闭式组合电器产品，模块化变电站的中压进出线模块主要采用的仍是拼装式。

变电站的技术经济比较

综合自动化模块。综合自动化模块主要包括变电站综合自动化系统、交直流电源设备、通信系统设备、图像监控设备、故障录波设备及微机五防设备等。其中35kV及10kV保护设备在一体化预装式开关室中分散安装，其余部分放置在一体化预装式控制室内。

中压配套装置模块。无功补偿和消弧线圈可以敞开式布置加顶罩，也可采用户内成套设备安装在箱体内，小容量变电站也可与出线模块合并为一个模；接地变压器、站用变均采用干式电气设备放置于箱体内。

其余辅助设备。辅助设备中包括变电站消防系统、防雷及接地系统、照明系统、采暖系统、排水系统等。

模块化变电站与35kV常规变电站的技术经济比较

主变压器：变电站最终建设2台三相双绕组自冷式全密封有载调压变压器，容量为5000kVA，电压等级为35/10.5kV。

35kV侧：主变压器进线2回，采用单母分段线接线，进出线4回，本期1回，配电装置按31.5kA短路电流水平设计。

310kV侧：主变压器进线2回，采用单母分段线接线，出线8回，本期4回，配电装置按25kA短路电流水平设计。

无功补偿：配置1组600+600=1200kvar无功补偿并联电容器组。

从以上比较数据可知，模块化变电站整体投资与常规户内站相当，略高于全户外建站方式。由于采用了小型化开关柜（充气柜及永磁操动机构）设备费高于常规建站方式，但在土建筑工程费（地基、围墙、场平、电缆沟道等）、安装工程费（电气一、二次设备安装、接地等）及其它费用（征地、人工、管理费等）节省了大量费用，由此可见，采用模块化变电站不仅可提高设备的整体运行性能，而且能大量的节省占地面积，简化了建设步骤，减少了现场施工量，缩短了施工周期，为工程尽早送电，创造了必要条件。

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Abstract： For constructing strong power grid， it requires a lot of money. To let the limited funds play a greater role， it will have to reduce power grid project cost. To reduce the power grid construction cost， it needs start with the early stage of project， including planning， site selection， optimization choice of path and program. Design is the key to reduce cost after project approval. So design standard， equipment selection， and optimization design directly affect the project investment and enterprise operation cost and benefit. Modular design has practical significance.

关键词： 电网工程；工程造价；模块化设计

Key words： grid projects；project cost；modular design

中图分类号：TM7 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2012）35-0059-02

1 模块化设计提出的背景

模块化设计是电力工业企业发展到现阶段为提高效率、降低造价、减少运行费用、追求效益最大化目标而提出的。随着变电设备质量和可靠性的提高，特别是计算机技术、微机监控技术和微机型保护的成熟以及通信技术的发展，变电站设备及控制方式已进入相对固定时期。采用先进设备和技术，提高可靠性，减少占地面积和建筑面积，控制工程造价已成为共识。模块化设计就是按照这种思路，采用先进的设计思想、设计方法和手段，采用新设备、新技术、新材料、新工艺，并形成在一定时间内相对固定的间隔模块和建筑模块，便于变电站按照其规模、地形等具体工程条件进行优化组合，较快地形成合理的总平面布置。模块化设计不仅在设计方面有利于提高设计效率、减少差错、缩短周期，而且有利于提高电网的运行安全可靠性、经济性和灵活性，还可以提高变电站的自动化水平、减人增效，实施无人值班。并可优化站内总平面布置，提高土地利用率，减少站内建筑面积，降低土建工程费用，降低工程造价。

2 模块化设计的实质性体现

2.1 统一建设标准和设备规范，减少设备型式，便于集中规模招标，方便运行维护；

2.2 大大降低了变电站建设和运营成本；

2.3 加快了设计、评审和批复进度，提高了工作效率。

目前已实现的无人值班变电站主要有两种做法：一种是建造无人值班变电站，一开始就按此目的进行设计；另一种是在原有的基础上进行改造充实，使其达到无人值班变电站的条件。即常规远动模式和综合自动化模式。

具体从单位工程技术方面分析有如下几点：

①电力变压器应装设自动调整调压分接头装置，并在其周围和开关室内装设自动灭火报警装置。②各种受控电器一向装设电动操作机构控制功能。③各种电量和非电量变送器或传感器的测量精度和可靠性应在允许范围内，防止误差超限。④各种开关电器的位置信号和补偿电容器的投切数目等，均应准确采集出来。⑤变电站应装设功能足够的远动终端装置RTU，能够准确发送、转收转换各种远动信号。⑥变电站与调度中心之间架设具有抗干扰能力和质量优良的远动通道，确保远通信系统安全可靠的运行。⑦上一级调度中心必须具有功能比较齐全的计算机自动监控系统，而且远动芯头的质量优良。

3 模块化设计一般应满足的技术经济标准

3.1 土建部分

3.1.1 场区土（石）方工程 变电站占地面积应适当统一，尽量少征耕地，多征荒地。依地区特点，分类确定征地费用。考虑地形地质情况，站址选点要平整，前期勘察尽量精确，基本实现站区挖填方平衡。控制桩最好设置两个，考虑多坡向排水，方便站区地下基础的放线、开挖和厂区排水，为地下基础模块化设计和施工提供便利。

3.1.2 建筑工程 站区建筑工程繁杂，有、地下、地上部分。地下、地上部分又分土建、电气、水工等专业。具体要分项进行模块化设计：

①围墙四邻统一标准，考虑地区冰冻线要求。②架构基础按电压等级可进行直角布置，在控制标高前提下，统一基础材料、型式。③主变基础和包括事故油池及其他独立设备基础，在控制标高前提下，考虑预留扩建并统一基础材料、型式。④各间隔内设备支架基础，考虑标高并统一基础材料、型式。⑤变电站核心部分的主控制室和高压配电室，应按照各厂房的布置位置及统一设备选型后进行模块设计，设计中应充分考虑其运行维护的方便性，要布置清晰，便于操作、巡视。室内梁柱结构简单，满足民用建筑的合理性要求，使间隔合理，采光充足。⑥水工消防部分：水井、泵房、蓄水池及地下管道均可按附属设施考虑布置，模式化定位、设计、施工，远离电气设备，方便日常操作。⑦电缆沟设计分220kV区、110kV区、220（110）kV到主变区、主变区到主控制室、主变区到高压配电室区及高压配电室到外送段。这需要统一缆沟的平面定位走向、材料、型式，并严格场区排水坡向标高定位。最后统一考虑道路跨越缆沟的细部设计。⑧地下电气部分的接地网工程，在考虑地质电阻埋深的差异外，均可统一标准设计、施工。

3.2 电气一次部分

3.2.1 电气主接线：变电站的各种运行方式，负荷分配，故障处理，潮流调整均由监控中心控制，故其主接线应能满足遥控操作和调整的灵活性。在满足安全可靠运行的前提下，应尽量简化电气一次主接线。220（110）kV可采用双母线接线方式，采用线变组接线方式；35（10）kV采用单母线分段接线方式，采用单母线接线方式，分段开关设备自投。

3.2.2 主要设备选型：一次设备的可靠性和稳定性对变电站有着决定性的影响，一次设备应尽可能选择技术先进、安全可靠、免维护或少维护设备，从区内已实现的“四遥”无人值班变电站的运行经验看，国产的设备也可以满足综合自动化无人值班变电站的要求，因此一次设备选型和配电装置的配置可按常规变电站设计。

①主变压器尽量选用国产优质有载调压变压器，主变压器应装有具备遥信、遥控接口的有载调压开关。②市区110kV变电站设备尽量采用GIS，或组合式电器。③站区220（110）kV断路器最好选用SF6全弹簧储能机构，因为电磁操动机构合闸电流较大，可减少直流设计的负担。④隔离开关应配有能满足遥信、闭锁要求的辅助开关。主变中性点地刀应配有电动操作机构。⑤220（110）kV电压互感器应采用电容式电压互感器，能很好地消除铁磁谐振。⑥220（110）kV的电流互感器应选用SF6电流互感器，各电压等级的电流互感器都应选用带有0.2级的二次线圈，以满足计量要求。⑦避雷器采用氧化锌避雷器，配有在线监测装置，计数器应具有遥信接口。⑧站用电系统应具有两路电源，互为备用，自动切换，站用变应选用干式变或接地变带站用负荷。⑨35（10）kV设备可采用全室内组合电气布置，35（10）kV高压开关柜可选用国内先进厂家生产的户内手车中置式成套开关柜，内配35（10）kV真空断路器。⑩无功补偿装置尽量选用干式成套电容器装置。{11}直流系统的接线方式要安全可靠，合闸母线和控制母线要分开。蓄电池可选用阀控式全封闭酸性电池，不设端电池。每组蓄电池配置一套微机高频开关电源充电装置，模块采用N+1配置，采用分路供电，具有遥信接口。全站设置一套UPS电源。

3.3 电气二次部分 二次设备设计应采用综合自动化系统设计，220（110）kV变电站可采用分层分布式微机监控综合自动化系统。二次设备全站采用微机保护装置，同时装设综合无功自动调压装置。其中：

①主变压器保护采用两套不同原理、不同生产厂家的微机型差动保护，按双主双备配置。主变220kV侧装设双套复合电压过流保护，110kV侧装设双套复合电压方向过流保护，主变220kV及110kV侧装设双套方向零序电流保护、零序方向过流保护、零序过电压保护和零序间隙过流保护；主变10kV测装设双套分支过流保护，变压器过负荷保护，非电量保护及温度信号。②220（110）kV线路保护采用双套不同工作原理，不同生产厂家的全线速动保护。一套为高频保护，采用电力线载波通道；一套为分相电流差动保护，采用数字光纤通道。两套保护均应带有完整的阶段相间、接地距离和零序电流方向保护做后备保护，且线路保护按型号、厂家与两侧保护配套。③根据25项反措要求：220（110）kV母线保护配置两套，母线保护实现双重化，每套保护都应具有母线差动保护、母联过流保护、母联死区保护、断路器失灵保护出口等功能。④根据《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》，主变压器设置故障录波装置。220（110）kV侧各配置一台微机故障录波测距装置。故障录波装置应具有数据远传、故障测距、GPS卫星对时等功能，采用不间断方式进行数据采集及故障判断，用于对各种设故障及装置动作情况的记录分析、处理。⑤根据《电测量及电能计量设计技术规程》和实际负荷情况配置110kV谐波监测装置。⑥根据内电生字（2003）29号文，集控主站设置一套低频、低压减载装置。⑦35（10）kV线路、电容器和所用变均选用微机型保护。35（10）kV线路保护装置具有速断、过流、三相一次重合闸功能；35（10）kV电容器保护装置具有短时限电流速断和过流、零序差压、过电压、过负荷等保护；35（10）kV所用变保护具有速断、过流等功能。每段35（10）kV PT设置一套PT消谐装置。⑧根据计量规程要求，主变压器高压侧装设0.2S级高精度多功能表作为关口表，并装设电压矢压计时器和报警设备，同时配置一套电表处理装置采集电能表的信息并将其传送到内蒙古中调，电能计量表用数字方式接入电表处理装置。远传通道采用电话网自动拨号方式和网络专用通道。

3.4 通信远动部分 无人值班变电站，通道建设是关键。在我区，系统通信贯彻通信网“完整性、统一性、先进性”和“安全、经济、高效”的基本原则，主要以光纤通信作为主通信方式，数字载波作为备用通信方式，实施二级调度管理。当然也可以采用以光纤、微波为主的先进手段，并采用一主一备方式，保证通信的安全可靠畅通。

3.5 消防系统与保卫系统部分 无人值班变电站的控制室、高压室、蓄电池室、电缆夹层等主要部位需要要装设火灾报警装置并具有遥信接口。重要变电所主变压器（150MVA及以上）需要设置消防自动水喷雾系统，且生活用水与消防用水分开。变电站门、控制室门、高压室门等应装设外人进入报警装置。站内应配置好常用的固定式气体灭火系统以及移动式或手提式气体灭火器及其他消防器材。

参考文献：

[1]柳国良，张新育，胡兆明.变电站模块化建设研究综述[J].电网技术，2008（14）.

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关键词：变电站；图像监控；智能

中图分类号：TM769 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2012）29-0107-02

目前，随着电力系统信息化网络技术的发展，依靠图像监控系统的建设，大部分变电站都可以实现无人值守。但现有变电站图像监控系统还只是用于防火防盗、安全保卫、主控室内场景监控等，随着变电站在线检测系统的发展和智能变电站的建设，对图像监控系统提出了新的要求。随着调度监控一体化建设的推进，集中远控的时机已经成熟，但对于就地设备的状态（例如刀闸刀口位置情况）等重要信息还需要人工现场确认，大大制约了变电站智能控制的发展，因此有必要对变电站运行设备图像智能监控进行研究，实现一、二次设备远程可视化操作控制，形成一体化的智能调度监控体系。

加强变电站图像智能监控的设置和可视化智能监控技术的研究可增强对就地设备状态（例如刀闸刀口位置情况）的监视，满足大电网实时运行控制的要求，实现对电网运行信息的形象、直观和集成展示；进一步加强基础数据管理，实现多维度一体化的调度信息和实时数据的分布式共享；实现一、二次设备远程控制和监视，形成一体化的智能调度监控体系，达到减员增效、缩短故障排除时间、提高供电可靠性、加速智能电网建设的目的。

1 图像智能监控系统配置原则

变电站图像智能监控系统在满足原安防、保卫、图像监控功能的同时，为适应未来智能调度监控系统发展的需要，其应满足以下要求：

①统一性。依据国际、国内规范化标准，统一规范建设、管理，确保整个系统的各种软件、硬件达到服务的规范化和管理的高效性。

②开放性。图像监控系统与其他系统之间的通信接口，应符合开放系统互联标准和协议，支持多种网络协议，实现各系统间的数据共享。

③可扩展性。软、硬件平台应具有良好的可扩展能力，能够方便地进行系统升级和更新，以适应各种不同业务的不断发展。

④可靠性。具有较强的容错、抗干扰能力和良好的恢复能力，主要设备应采用双机或镜像备份工作方式，保证系统稳定运行。

2 图像智能监控系统配置情况及相关模块功能

图像智能监控系统在变电站安装的硬件主要包括：摄像机（网络高清摄像机、模拟摄像机、轨道摄像机等）、多功能控制主机、视频处理单元（网络硬盘录像机DVR）、视频处理单元（网络视频录像机NVR）、多维可视监控综合主机、磁盘阵列、图像智能分析服务器。系统硬件结构图如图1所示。

①摄像机。满足对变电站场所环境及主要设备（主变、开关、刀闸等）进行监控的要求，能在夜晚或光线极差的情况下清晰显示监控目标的图像。

②多功能控制主机。通过规约分析和直接采集变电站现场信号，监控的信号包括遥测类、遥信类、遥控类。

③视频处理单元（网络硬盘录像机DVR）。负责采集变电站所有模拟摄像机的音视频信号。

④视频处理单元（网络视频录像机NVR）。负责采集变电站所有网络摄像机的信号，进行编解码运算后，把音频信号存储到磁盘阵列。

⑤多维可视监控综合主机。是系统的核心设备，负责变电站站端与地区中心主站的通讯，获取主站的控制指令，管理变电站站端各设备，把视频数据、状态数据等上传到中心主站。

⑥磁盘阵列。负责存储变电站摄像机的音视频信息。

⑦图像智能分析服务器。负责对变电站内主要设备、仪表等进行智能分析，并提供实时的智能分析结果。

3 图像智能监控系统网络配置情况及要求

变电站站端网络系统采用10～100 Mb/s（10/100BASE）光/电接口接入监控专网，不允许采用共享带宽组网方式；变电站与中心主站至少保证10M以上的网络带宽（标清模式监控）或30 M以上的网络带宽（高清模式监控）。

图像智能监控系统的软件按照大型分布式联网监控系统的结构进行规划，采用分层的模块化结构，模块之间的通信应按规定接口进行，运行平台采用Windows XP以上操作系统。系统软件主要包括以下14个模块：巡视操作模块、巡视路线设置模块、录像查询模块、日志查询模块、权限控制模块、报警管理模块、辅助控制模块、SCADA接口模块、网络带宽自适应模块、图像智能分析模块、变电站主要设备关联性显示模块、变电站主要设备图像巡视及人工报表模块、变电站鸟巢自动巡视模块、变电站主变压器漏油监测模块。

系统软件还应满足以下要求：能根据应用需求支持集中处理模式和分布式处理；具有良好的开放性，以便于与其他应用系统的连接；具有很好的可移植性，支持多种操作系统，并能移植到不同厂家的硬件平台上运行；能适应多种大型数据库系统；具备完善的、分级的操作/访问权限控制机制，运行安全可靠；具有数据备份及灾难恢复功能。

4 图像智能监控系统实现的功能

①信息实时上传功能。主要包括：摄像头预置位配置信息、现场实时图像、图像智能分析结果、与消防系统、安防系统、SCADA系统的联动等相关信息上传。

②变电站内动力环境数据采集、处理及实时上传功能。通过报警采集模块采集消防、安防报警信息，实现现场报警，同时把报警信息传输到地区中心主站；通过温湿度采集模块采集变电站内温湿度测量值并上传到地区中心主站。

③图像智能分析功能。主要包括：对仪表的智能分析；刀闸开、闭状态识别；开关（刀闸）翻牌器开、闭状态识别；控制柜指示状态识别；对开关、刀闸的整体智能分析及自动报警功能；对主变压器的整体智能分析及自动报警功能。

④作业监控和管理功能。通过智能分析技术系统可以自动判断进入某个区域的作业人数、进入时间、离开时间、滞留时间等，并进行自动录像和事件保存，同时根据中心主站的调用指令将智能分析结果上传。

⑤对主要设备或区域设置。可以对变电站的主要设备或区域设置，当有人进入时，系统自动报警并将报警信息上传中心主站。

⑥网络带宽自适应功能。当变电站的图像信息被一个或多个用户调用时，系统根据实时可被利用的带宽、用户的级别、调用图像重要程度等判断上传图像的格式。

5 结 语

该系统整合、完善了计算机监控、在线监测、智能辅助控制等系统，实现对电网的全局在线远程跟踪、自动智能告警、分析决策、综合预警、远程运行维护，为实现变电站一、二次设备远程可视化操作控制，形成一体化的智能调度监控体系提供了必要条件，更好地确保了电网运行的安全可靠、灵活协调、优质高效、经济环保。

参考文献：

[1] 刘鹏杰.变电站视频监控系统的设计和应用[J].电力系统自动化，2011，（8）.

[2] 杨谦，张晓.变电站图像监控系统技术的应用研究[J].电气工程与自动化，2011，（24）.

[3] 刘涛.远程监控系统在无人值守变电站中的应用[J].系统设计与应用，2011，（6）.

[4] 张新尧，彭波涛.变电站图像监视系统的应用[J].信息科技，2011，（11）.

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关键词：变电站综合自动化；地监控；软件开发

变电站综合自动化与地监控软件是变电站运行电力设备和操作人员之间形成关系的纽带，在实现变电站综合自动化系统设计中占有绝对重要的地位。伴随我国计算机技术与通讯技术的快速发展，很多地方已逐步推广与应用集中监控远动系统，地监控软件将逐步深化变电站的综合自动化水平。本文基于变电站综合自动化采取分层分析法和多线程技术研究地监控软件开发理论，糅合模块化程序设计法和面向对象程序设计法，初步设计变电站综合自动化与地监控软件。

1 变电站综合自动化系统简介

1.1 定义

变电站综合自动化系统是以执行系统特定功能实现某些规定目标若干相互关联单元的整合。该系统利用计算机技术、现代电子技术、通讯网络技术和数据信息处理手段实现变电站二次电力设备（如继电保护装置、故障录波、自动控制装置和远东装置等）的功能重组和优化设计，并对所有电力设备的运作状况进行监控和协调和综合性自动化系统。变电站综合自动化系统内部各个电力设备之间完成信息交换和监视控制任务。变电站综合自动化系统实际上是简化了常规二次设备的二次接线过程，在提高系统稳定、降低运营成本方面实则极为关键，它区别于常规二次设备最大的不同点是以计算机技术作为设计基础，以通讯网络技术作为设计手段，以信息交换作为设计目标。

1.2 特点

（1）功能综合化。

变电站综合自动化系统是以计算机技术、通信网络技术和自动化控制技术为基础发展起来的，该系统也综合了变电站的全部二次设备。

（2）构件模块化。

基于计算机技术实现具有数字通信功能控制装置的数字化可利于各个构件模块的通信网络连接和借口功能模块的信息交换及扩充。同时，形成构件模块化为变电站实现综合自动化系统的组态提供便利，从而能够更好地适应应用工程的集中式、分散式和分布式结构集中式等多种组屏方式。

（3）结构分散化。

分布式综合自动化变电站中子系统如计算机保护、数据信息采集、控制测量和其他相关智能电力设备等都以分布式结构设计。每一个子系统都可能由多个中央处理器来完成各项功能，而这些子系统群就构成了一套比较完整且高度协调的有机系统。

（4）监视可视化。

应用变电站综合自动化系统无需有人值班，系统操作人员的工作岗位放在了主控中心室或调度室，面对彩色显示屏即可对变电站的电力设备和电路电缆进行全方位的监控。

（5）通信光缆化。

计算机技术和通信网络技术在变电站综合自动化系统中得到了极大范围的推广和应用。

（6）管理智能化。

自动化系统不仅仅要在常规自动化方面表现突出，如何能够智能自诊断管理也是一项重要内容。变电站综合自动化系统的在线自诊断可将诊断的结果发送至远端主控台。

（7）显示数据化。

变电站综合自动化应用计算机监控系统，传统的指针式显示仪由CRT显示屏取代，人工抄录则由系统打印机取代。

1.3 原则

（1）综合自动化系统在中、低压变电站中的应用可避免派人值班麻烦，同时也强化了监控工作的效果，即减人增效。站内不设置固定运行、维护值班人员，运行监测、主要控制操作由远方控制端进行，设备采取定期巡视维护的变电站。

（2）220kV及以上的高压变电站在设计和建设两方面均需以先进的控制办法来解决各不同专业技术分散、自成系统、重复投入和系统运行不稳定等问题。

2 变电站综合自动化与地监控软件开发

2.1 设计方案

本文论述变电站综合自动化与地监控软件开发以组态王软件为例。该软件具有良好数据采集功能，它适应性强、开放性好、易于扩展、开发周期短，可以实现对现场的实时监测与控制，并且在自动控制系统中完成上传下达、组态开发的重要任务。因此组态王软件是变电站综合自动化监控系统的良好选择。

国内外变电站的综合自动化系统研究都将其结构分为三类，即分布式系统结构、集中式系统结构和分层分布式结构。本系统采用分层式设计。这种结构节省控制室面积、电缆和安装费用，系统可靠性高。

变电站综合自动化系统控制对象电压负荷等级为110kV/10kV。各类负荷配电变压器共85台，总容量为35MVA。主接线方式形式为内桥接线方式；中性点直接接地方式，并且在中性点与地之间加装一组电动隔离开关；无功补偿电容器容量为3000kvar；主变压器选择有载调压方式。

2.2 设计实现

根据变电站综合自动化系统的功能要求及用户需求，本变电站系统设计实现的功能主要有运行监视功能、数据采集与处理功能、故障报警功能、数据报表显示功能，以及实时曲线和历史数据记录功能。系统设计实现主要由以下几步组成：

（1）建立变电站综合自动化监控系统工程。

（2）为系统配置设备。下位机设备选用西门子公司的S7-200PLC，与工控机的通信方式采用PPI协议，通信端口选择COM1。

（3）定义开发系统所需的变量。变电站系统监控的母线及各段线路的电压和电流是连续的数字量值，定义为I/O实型。各种断路器、刀闸、熔断器的状态为离散量值，定义为I/O离散型。其他动画连接过程需要用到的中间变量定义为内存变量。

（4）画面设计、动画连接及命令语言编写。设计变电站监控系统实现各项功能的画面，并将画面中的图形与变量进行连接，编写所需的命令语言。

变电站运行过程中，值班人员可以通过后台CRT显示屏直接观察到断路器、隔离开关、变压器分接头等设备的状态。当系统出现非正常甚至故障时，监控系统主接线图的相应位置会发出闪烁和蜂鸣器报警信号。

报表显示主要是方便操作人员对1天或1月的变电站电压、电流、功率等参数进行汇总和对比，进而对变电站的运行情况做出进一步的评估。地监控软件历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，主要包括断路器动作次数、断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数、输电线路的有功功率和无功功率、变压器的有功功率和无功功率、母线电压定时记录的最大值和最小值、控制操作及修改整定值的记录。

3 结束语

综上所述，变电站综合自动化系统是按照规定程序预设的一种启动操作断路保护设备或隔离开关的监控装置。自动化系统包括监控后台软件、当地监控PC机、远动通信接口、用于专业管理的工程师站PC机和专用设备和网络设备等。变电站层自动化系统地监控软件通过组态完成全站检测功能，全面提供线路、 主设备等的电量、非电量等运行数据，完成对变压器、断路器等设备的控制等，并具有保护信息记录与分析、 运行报表、故障录波等功能。随着越来越广泛的推广和应用，设计所预期的效益还是相当不错的。■

参考文献

[1] 张亚妮；浅谈变电站综合自动化[J]；科技创新导报；2010，（04）.

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关键词:VoIP;IAD;IMS;PCM;调度电话;交换设备;通信网

随着通信语音技术的不断发展，电力调度电话的实现方式日益增多。由于历史原因，目前在运行的变电站中同时存在着多种调度电话建设模式。电力通信系统的建设者和运行维护人员在实际工作中可能会存在困惑，在新建工程中究竟应当采用何种电力调度电话的实现方式。本文将对电网中曾经存在、现有以及未来可能出现的调度电话实现方式进行全面分析，重点比较变电站端各种实现方式的优劣，为未来的变电站调度电话发展方向提供参考。

1 变电站电力调度电话的作用

变电站是指电力系统中对电压和电流进行变换，接受电能及分配电能的场所。变电站是重要的电力基础设施，对电网的安全至关重要。电力调度电话由电业部门根据调度的重要性和企业管理的繁忙程度自行建设的独立电话通道。它可以实现系统调度并有效地指挥生产。对于电力调度电话，要求有高度的可靠性，不仅在正常情况下，而且在恶劣的气候条件下和电力系统发生事故时，保证电话畅通。因此，变电站电力调度电话业务是最重要的电力通信业务之一，对保障电力安全生产至关重要。

2 电力交换系统的构成

电力交换系统由交换中心(呼叫中心)、交换节点(汇接站)、接入用户组成。根据《电力系统调度通信交换网设计技术规程》，交换网络按照主网和区域网两种等级来建立。网络的交换节点分为不同调度级别的交换中心及相关的汇接交换站两种类型。主网级交换节点由网、省调交换中心及所辖范围的汇接交换站组成;区域网级交换节点由省调交换中心、省网内重要地调交换中心及所辖范围的汇接交换站组成。

3 变电站端调度电话实现方式

由于现网中的变电站建设年代不同，变电站端存在多种调度电话实现方式。以下对变电站各类实现方式进行比较分析。

3 ．1 方式1 程控交换机互联方式

(1)组网方式该方式建立在传统的程控交换机组网的基础上，需要在变电站端设置1 套程控交换机。该交换机与交换中心/汇接站通过E1 中继互联，站内程控交换机通过模拟用户板或数字用户板对变电站各生产岗位进行放号。参见图1 。该方式具有以下特点:a．程控交换机具有双电源、冗余的模块化设计，稳定可靠。b．程控交换机业务接口丰富，可支持模拟用户、数字用户、调度台、维护终端、录音系统，可满足电力系统多种业务。c．程控交换机采用模块化设计，可以根据实际需求配置业务板卡数量，可以满足大量用户接入需求。(3)投资效益分析该方式投资较高，一套完整程控交换机的价格根据配置的板卡及端口数量而异，但基础配置的价格也在20 万元以上。随着变电站日益无人化，对电话用户的数量要求日益下降。调度机的大容量优势无法发挥，造成了一定程度的投资浪费，性价比不高。

3 ．2 方式2 远端模块延伸方式

(1)组网方式远端模块可以理解为小型程控交换机，其组网方式与程控交换机互联方式类似，需在变电站端配置调度机远端模块，与交换中心/汇接站通过E1 中继互联，实现了远端调度，电话接入放号。参见图2 。(2)性能分析远端模块将交换机强大的调度指挥功能透明地延伸到远端用户群，远端调度和电话分机具备交换机近端同样强大的调度功能。在满足相关功能的同时，与程控交换机相比，远端模块在用户接口数量上有所减少。(3)投资效益分析与程控交换机级联方式相比，远端模块的费用有所降低，但由于远端模块需和程控交换机配合使用，在选型上受制于现网程控交换机的品牌，相应地缺乏议价权，性价比仍不十分理想。

3 ．3 方式3PCM放小号方式

(1)组网方式在交换中心/汇接站配置1 套多方向PCM设备，在变电站端配置1 套单方向PCM设备。多方向PCM设备与程控交换机通过E1 或者FXS用户线相连，单方向PCM和多方向PCM之间通过E1 线路连接，单方向PCM通过FXO口与模拟话机相连。参见图3 。(2)性能分析PCM方式可以实现局端向站端放小号的功能，相当于程控交换机本地电话用户的延伸。其功能比较单一。PCM设备同时支持低速数据接口，可以满足自动化远动及电能量采集等低速业务需求。其缺点在于，无法提供大量的用户，无法提供调度台、录音系统等功能。(3)投资效益分析由于价格适中，同时兼顾模拟语音业务和自动化低速数据业务，在相当长一段时间内，PCM设备得到了广泛应用。随着调度数据网的日益完善，自动化站端不再需要低速数据通道，PCM仅需要提供模拟电话业务，其优势无法发挥，相应性价比大为下降。

3 ．4 方式4SDH模拟用户板放号方式

(1)组网方式从技术原理上，该方式与PCM放号方式类似，其差别在于，本方式不再需要配置单独的PCM设备，而是利用SDH自身的相关业务板卡，提供类似的业务接口。局端SDH设备与程控交换机通过E1 或者FXS用户线相连，站端SDH通过FXO口与模拟话机相连，SDH之间利用现有的传输通道。参见图4 。(2)性能分析其局限性与PCM类似，仅能提供基本的模拟语音功能，无法提供调度台、录音系统等高级功能。(3)投资效益分析同时由于相关功能集成在SDH设备本身，其投资进一步降低。

3 ．5 方式5VoIP电话方式

(1)组网方式该方式基于软交换/IMS平台，仅需在调度端建设主备呼叫中心，站端配置IP话机，通过IP网络实现电话功能。相关业务可以通过电力综合数据网承载，无需建设单独的IP网络。参见图5 。(2)性能分析由于采用IP的方式，一方面站端除提供基本的语音功能外还可以根据实际需要配置各类高级功能，如彩信功能、视频功能、电话会议功能，并且支持IP调度台;另一方面，通话的性能受制于IP网络状况，无法避免诸如网络病毒、广播风暴、网络攻击等网络问题对通信可靠性造成的影响(3)投资效益分析VoIP方式和传统程控交换组网方式的单用户成本比较目前取决于用户规模，规模越大VoIP的价格优势越突出。当建成软交换/IMS平台后，每个新建变电站，只需要配置IP电话/IP调度台，不再需要配置电话交换设备。

3 ．6 方式6IAD电话方式

(1)组网方式IAD为综合接入设备，提供电话模拟网关的功能。该方式与VOIP电话方式类似，区别在于站端通过IAD终端和模拟电话实现调度电话功能。IAD终端通过IP接口接入站内综合数据网设备，IAD提供模拟语音接口与模拟话机相连。参见图6 。图6IAD电话方式示意图(2)性能分析IAD方式仅提供模拟语音接口，如果需要，可单独配置IP调度台，接入综合数据网。(3)投资效益分析与VoIP方式相比，该方式单台话机费用较低，但增加了IAD网关的费用。二者整体性价比取决于话机的数量，话机较少时，VoIP方式的性价比更高。

4 未来发展趋势

从技术发展趋势上看，由于通信业务自身从过去的以语音业务为主向着以海量的数据业务、高清视频业务为主不断转变，因此传统的基于电路交换的通信设备正在被基于分组的网络设备所取代。从全通信行业的电话交换设备的出货量看，基于IP交换设备所占的比例也在不断增多。因此，未来的语音主流解决方案肯定是基于软交换/IMS架构。

5 结论

综合比较以上方式，方式1 ～4 基于传统的程控交换系统，具有系统稳定、可靠性高的优点，缺点是建设成本较高。方式5 ～6 基于IP分组交换核心，具有业务丰富、灵活多样的特点，缺点是无法克服IP网络自身固有缺陷的影响。变电站调度电话业务作为极其重要的电力生产业务，调度电话通常采用双路冗余模式。综合考量业务可靠性和未来技术发展趋势，建议在一定时期内采用电路交换+IP分组交换的叠加模式。同时，为了进一步降低成本，推荐采用方式4+方式5 的方式，即利用SDH的语音板卡提供稳定可靠的模拟语音通道，利用IP网络提供丰富的调度业务。未来随着电路交换设备进一步退出主流市场，以及IP技术可靠性的进一步加强，未来变电站调度业务将进一步朝着全IP化的方向发展。

参考文献

［1 ］罗仁华，方跃生，沈巍．省级电力行政交换网软交换改造方案研究［J］．电力信息与通信技术．2014(02)．

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关键词：变电站；直流装置状态；在线监测系统；研究

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2017）05-0177-02

国家为了提升整个电网的技术水平，更好地服务社会大众，提出了建设中国特色统一坚强智能电网的发展战略，而坚强智能电网的关键和基础是变电环节，加上智能电网运行的首要技术组成单元是变电站，而变电站的自动化水平将直接影响电网的自动化水平，也关系到能否实现智能电网的目标。因此，提升变电站的自动化水平是十分重要的，变电站直流装置状态在线监测系统的建设运行，能够在一定程度上提高变电站的自动化水平。

1 变电站直流装置状态在线监测系统概述

变电站的发展经历了传统变电站、综合自动化变电站、数字化变电站和智能化变电站四个阶段。而无论技术发展如何，大部分的变电站还是使用阀控式铅酸蓄电池，这种电池作为电力系统的备用电池最少要使用八年以上，工作人员认为电池耐用又免维护，所以就会疏于对电池的管理维护，但是阀控式电池会出现电池壳变形、电解液渗漏、电压不均匀等问题，其端电压与放电能力无关，随着使用时间的增加，个别电池的内阻必然增大，而电池组的容量遵循木桶效应，以最差的电池容量值为准。如果电池的实际容量低于80%时，电池便急剧衰退，会造成极大的安全隐患。所以，对电池组进行在线监测和定期检修是必要的，但是这也是备用电源系统中最容易被人忽视的。

变电站中，直流系统是重要的组成部分，电力系统运行的稳定性和安全性有一部分是由变电站直流系统来保证的。直流系统的主要作用是保障自动装置和信号装置稳定运行、控制开关、事故发生时进行紧急照明、对系统实时监控等。变电站的直流系统独立操作电源，一次设备电力使用对其影响小，如果外部电源的交流电中断，蓄电池作为备用电源会继续供电，保证持续稳定供电。直流系统的主要构成部分有两部分，分别为电池屏和直流屏。直流屏主要由机柜、整流模块、绝缘监测单元、交流输入直流输出配电单元等组成。直流系统的安全可靠性将会直接影响变电站的安全可靠。直流系统是变电站二次设备的生命线，直流系统故障会影响电网的安全运行。变电站直流装置状态在线监测系统能够对直流系统的运行参数进行实时监控，能够及时发现事故隐患，实现对变电站的良好管理，能够保证后备电源系统的可靠性，也可以减少人工作业的作业量并减少由于人为原因导致的操作失误。变电站直流装置状态在线监测系统将会在未来得到广泛的应用，也将是未来直流设备的发展趋势，将大幅提高变电站管理维护和运行水平。

2 变电站直流装置状态在线监测系统分析

变电站直流装置状态在线监测系统是将微处理器、通信网络、数据采集和智能分析诊断技术结合起来的变电站直流状态进行在线监测管理的系统，直接对直流系统中电池、电压电流等各个单元的运行状态进行监测，对运行中的数据进行采集和管理，并且能够显示到设备和监控中心处，而且还能根据历史数据对数据进行分析，诊断和预计发展趋势，及时作出预警。

变电站直流装置状态在线监测系统的需求主要有两个层次，第一个层次是全局变电站系统，第二个层次是单独的变电站。结合目前的情况，可以在味赖谋涞缯旧辖行试点运行，经过试点运行后若系统稳定则可以推广到其他变电站，然后各个变电站的情况汇总到一个服务器上，能够实现实时查询各变电站的状态，并且对状态进行分析，然后采取合理的措施，也可以控制充电机等设备。运维人员能够通过服务器了解变电站的状态，也能够查询变电站历史运行情况，自动化程度大大提高。

变电站内部已经有部分监控模块，能够对充电机、控制母线等状态量和控制量进行监控，但是控制的范围比较有限，不能实现对变电站状态的在线实时监测。在系统设计时可以采用模块化设计，可以分为控制显示模块、采集模块、内阻模块以及控制模块等。控制显示模块能够通过总线结构控制采集模块和控制模块，并且收集、处理和分析这两个模块的数据信息，是一个集中监视器，对异常事件进行报警，并且将数据上传至服务器；采集模块完成在线采集单体电池的电压和内阻，通过一定的接口将数据传送给控制显示模块。高精度的实时数据采集中，每个采集模块能够采集多个单体电池的实施信息。采集模块能够独立使用也可以组合使用；内阻模块能够实现和采集模块、控制模块的配合使用。用控制显示模块调度进行内阻测量，激励信号通过电池组发出，但不会对设备的运行造成不利影响。

3 变电站直流装置状态在线监测系统具体设计

3.1 硬件部分设计

首先是处理器，要对处理器的性能参数都充分了解，要能够支持LCD显示器，控制器、接口要全面；第二是电源部分，对输入电源进行处理，能够保护电源带来的破坏新干扰，还要对电压输入做防护，能够防止后级电路因为电压过高而被击穿。在电源的输入输出部分预留大容量电容，以降低电源波纹，减少外界干扰，芯片间要有隔离，支路供电要使用磁珠隔离，方便调试。电源电路的输出端还要再进行保护，防止芯片被击穿，起到保护后端电路的作用；第三是时钟电路，要能够保证时分秒、年月日和星期信息，要能够自动调整日期和月份之间的关系，时钟格式可以是24小时或12小时；第四是复位电路，可以采用低电平复位，也可以手动复位；第五是储存模块，能够支持数据传输，能够存储系统中的数据信息，可以用SD卡作为备用的数据存储设备；第六是通用串行总线模块，可以采用适当的模式；第七是网络模块，中央处理器支持自适应网口，能够提供两到三层的交换功能；第八是调试部分，要预留串口进行驱动，串口要预留端口以驱动调试；第九是显示模块设计，使用LCD，选择匹配的LCD显示屏和控制器；第十是按键设计，要求能够适应系统的功能；第十一是中央处理器电源设计，进入到中央处理器的所有电源都要经过滤波，保证电源的干净。

3.2 软件部分设计

首先是嵌入式软件，也是变电站直流装置状态在线监测系统实现其功能的基础，每一类设备都有一个专门的线程维护管理，每隔一段时间就要读取设备的数据，并且形成一定的形式发送给数据管理线程，然后数据管理线程对这些数据进行管理维护，如果数据有异常就及时发出警报；第二是逻辑软件；第三是上位机软件，与下位机联合工作，实现远程实时监控和数据的获取，能够对数据进行分析，并且给出警报信息，也能对系统中的设备进行状态评估。

4 结语

本文对变电站直流装置状态在线监测系统进行了概述，并且对变电站直流装置状态在线监测系统进行了详细的分析，也说明了一些在具体设计中应该要注意的问题。我们应该对变电站直流系统的维护管理有着充分的认识，尽量避免电力设备出现故障，减小不必要的损失，而变电站直流装置状态在线监测系统能够对直流系统进行良好的检测和控制，所以大力推广和应用变电站直流装置状态在线监测系统是十分必要的。

参考文献

[1]任学伟.变电站直流装置状态在线监测系统的研究[D].河北工业大学，2012.

[2]莫靖.变电站直流系统存在问题研究及其对策[D].华南理工大学，2013.

[3]吴国强，陈亮，刘智涯.变电站直流设备在线监测系统及其应用[J].电世界，2013，07：40-42.

[4]李秉宇，陈晓东，范辉，苗俊杰. 变电站直流电源在线监测系统关键技术研究[J].电源技术，2016，10：2064-2067.

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关键词： 自动化；应用；变电运行管理

在国民经济持续发展与城市化建设进程迅速推进的背景作用之下，电力系统终端用户对于电力系统供电质量稳定性以及可靠性指标所提出的要求也日趋严格与系统。大量的实践研究结果表明：任何意义上的电压波动以及短时性或是短范围停电事故所造成的经济及人身损失均是极为严重的。从这一角度上来说，电力系统配网自动化技术的应用及其发展相对于整个电力系统而言有着极为重要的意义。

1 变电站综合自动化

变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备（包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等）的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。

通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息、数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。

2 变电站综合自动化系统的特点

2.1 功能实现综合化

变电站综合自动化技术是在微机技术、数据通信技术、自动化技术基础上发展起来。它综合了变电站内除一次设备和交、直流电源以外的全部二次设备。

2.2 系统构成模块化

保护、控制、测量装置的数字化（采用微机实现，并具有数字化通信能力）利于把各功能模块通过通信网络连接起来，便于接口功能模块的扩充及信息的共享。另外，模块化的构成，方便变电站实现综合自动化系统模块的组态，以适应工程的集中式、分部分散式和分布式结构集中式组屏等方式。

2.3 结构分布、分层、分散化

综合自动化系统是一个分布式系统，其中微机保护、数据采集和控制以及其他智能设备等子系统都是按分布式结构设计的，每个子系统可能有多个CPU分别完成不同的功能，由庞大的CPU群构成了一个完整的、高度协调的有机综合系统。

2.4 通信局域网络化、光缆化

2.5 运行管理智能化

智能化不仅表现在常规自动化功能上，还表现在能够在线自诊断，并将诊断结果送往远方主控端。

2.6 测量显示数字化

采用微机监控系统，常规指针式仪表被CRT显示器代替。人工抄写记录由打印机代替。

3 变电站综合自动化系统的结构

目前从国内、外变电站综合自动化的开展情况而言，大致存在以下几种结构：

3.1 分布式系统结构

按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备，将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。这里所谈的‘分布’是按变电站资源物理上的分布（未强调地理分布），强调的是从计算机的角度来研究分布问题的。这是一种较为理想的结构，要做到完全分布式结构，在可扩展性、通用性及开放性方面都具有较强的优势，然而在实际的工程应用及技术实现上就会遇到许多目前难以解决的一系列问题，如在分散安装布置时，恶劣运行环境、抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上存在的问题等等，就目前技术而言还不够十分成熟，一味地追求完全分布式结构，忽略工程实用性是不必要的。

3.2 集中式系统结构

系统的硬件装置、数据处理均集中配置，采用由前置机和后台机构成的集控式结构，由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。

3.3 分层分布式结构

按变电站的控制层次和对象设置全站控制级（站级）和就地单元控制级（段级）的二层式分布控制系统结构。

站级系统大致包括站控系统（SCS）、站监视系统（SMS）、站工程师工作台（EWS）及同调度中心的通信系统（RTU）。

站控系统（SCS）：应具有快速的信息响应能力及相应的信息处理分析功能，完成站内的运行管理及控制（包括就地及远方控制管理两种方式），例如事件记录、开关控制及SCADA的数据收集功能。

站监视系统（SMS）：应对站内所有运行设备进行监测，为站控系统提供运行状态及异常信息，即提供全面的运行信息功能，如扰动记录、站内设备运行状态、二次设备投入/退出状态及设备的额定参数等。

站工程师工作台（EWS）：可对站内设备进行状态检查、参数整定、调试检验等功能，也可以用便携机进行就地及远端的维护工作。

上面是按大致功能基本分块，硬件可根据功能及信息特征在一台站控计算机中实现，也可以两台双备用，也可以按功能分别布置，但应能够共享数据信息，具有多任务时实处理功能。

段级在横向按站内一次设备（变压器或线路等）面向对象的分布式配置，在功能分配上，本着尽量下放的原则，即凡是可以在本间隔就地完成的功能决不依赖通讯网，特殊功能例外，如分散式录波及小电流接地选线等功能的实现。

4 自动化技术在变电运行管理中的完善

自动化技术虽然在变电运行管理中还存在一些问题，但是现代企业的发展势必要求企业提高自身的技术化程度。同时，自动化技术在现有的变电运行管理中还存在诸多优势，因此我们要采取一定的措施，来完善自动化技术在变电运行管理中的应用。

4.1 加强技术的研究

首先，完善自动化通信技术，这是其他自动化技术完成的基础。在保障变电站供电系统的同时加强通信通道建设，保障远程的数据采集与传输，并且保障自动化设备遥控的顺利进行。其次，提升数据的采集与传输技术。自动化设备需要在数据的分析结果上完成指令的发出。只有正确采集以及传输数据，自动化技术才可以得到进一步的利用。最后，还要加强自动报警装置的建设。自动化系统虽然避免了人为的一些事故，但不代表自动化技术不存在任何问题，变电站要设立自动报警装置，加强设备的监督与维护。

4.2 培养高素质的专业队伍

变电站的自动化设备虽然减少了工作人员的任务与压力，但自动化技术设备还是需要一些专门的技术人员来维护。这就要求供电公司成立一支专业化的队伍，加强专业技术培训，增强他们的专业技能，确保他们能有效运行自动化的变电设备。其次，变电站还要明确岗位职责，对专业人士进行职责上的划分，提高管理效率。

4.3 加强变电运行自动化设备的维护管理

自动化技术在变电运行中的运用虽然节省了人力，但设备是没有工作人员的思考能力的，任何一个环节的错误都会影响整个变电站的运行。因此，为了保证变电站的安全与有效运行，必须对变电站的技术维护做好管理。只有这样，变电运行设备的问题才能得到及时有效的解决，使自动化技术在变电运行管理中得到有效运用。

5 结语

实践证明，自动化技术在现代变电运行管理中起到了良好的作用，给变电运行管理提供便利的同时提高了变电站管理的效率。变电运行管理的自动化是一项专业性、技术性极强的工作，在实际运行中还存在一系列问题，但是我们不能否认自动化技术的优势。只有在现有变电运行管理自动化的基础上，进行技术上的突破与管理上的改进，变电站才能获得进一步的发展。

参考文献：

[1]任子财，关于变电运行管理自动化的几点思考[J].经营管理者，2011，05.

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关键词：变电站信息管理；系统子站系统；设计方案

中图分类号：TV文献标识码： A

引言

电网微机型继电保护和故障录波装置的广泛应用使传统继电保护信息收集汇报不能适应现代调度运行。基于通信网络和计算机技术的保护及故障录波信息管理系统应运而生。它是分布式高可靠性开放系统，即能在无人干预下长期稳定地运行；能适应各种接口类型和规约类型的微机智能保护装置，并可预见性的适应未来网络技术的发展。

1.系统结构

1.1变电站概况

根据保护的配置和分布情况,目前国内变电站主要有两种设计形式:一是保护集中式;二是保护下放式。本文设计的子站系统为后者:采集系统可据变电站情况由一、或多个子系统组合,各子系统将采集的信息统一格式后存于集中数据库中,由另外的远传系统统一上送到主站系统。

1.2应用功能

较之目前变电站普遍应用的监控系统,保护及故障录波信息管理系统应用功能的固有特点为:

①接入系统的二次设备一般只包含微机型保护装置和故障录波装置,而无其它二次设备。

②除监控系统所采集的保护事件信息外,还要采集保护装置的当前定值信息、线路及变压器保护的录波采样信息及故障报告信息、模拟和开关量通道的采样信息等系统通信数据量非常巨大。

③系统是为调度和保护专责人员提供现场装置运行信息的,实时性要求低于监控系统的要求,一般min 级即可。为安全计,该系统一般不提供对现场装置的遥控操作(录波装置遥控启动功能除外) 。

④因各厂家装置采用的通信接口、通信协议、数据格式不同,难有统一标准,故该系统的一项重要功能就是统一整理、翻译、归类各厂家的信息数据,转换成统一的格式发给信息用户。

⑤该系统采集的信息主要是提供给调度和保护专责人员,而一般不在变电站内工作,故应能够支持不同种类的长距离数据通信方式(主要是目前电力系统中使用较多的电话拨号和光纤以太网两种) 长距离通信方式。

⑥因所采集的信息量极大且种类繁多,故应有良好的信息分类检索接口,能够分析、处理故障信息,为工作人员分析故障提供参考依据。

2.网络结构

该系统完整的网络结构分为底、中间、顶3个层次。底层在变电站端，是子站系统与保护及故障录波装置间的网络连接层；中间层是从变电站端的子站系统到调度端的主站系统间的网络连接层；上层是调度端主站系统与各保护工程师站间的网络连接层。底层网络涉及的设备类型和通信接口类型多种多样，又是整个系统的信息源，最关键，也是本文重点讨论的。

2.1为简化系统结构、方便软件开发、减少维护工作,且因以太网接口目前应用最为普遍,在底层网络设计时将所有非以太网接口的设备接入子站系统之前,都经过一个前端接口转换器转换为标准以太网接口,再接入子站系统的以太网交换机上,完成子站系统与被接入设备间的物理连接。子站系统中的信息处理部分至少应包含信息采集和信息远传两单元。两单元间以数据库为媒介来交换信息数据,即由信息采信单元将采集到的信息即时保存了数据库中,当主站端向子站端请求数据时,信息远传单元根据主站端的请求条件,将数据库中的数据传送到主站端。子站端的信息远传单元至少应给主站端提供上述两种通信接口形式：以太网接口和Modem 电话拨号接口。为使系统安全、可靠，避免该系统的大量数据通信影响监控系统的实时性能，因此设计系统网络结构时应将监控系统的通信网络与本系统的通信网络在保护装置的通信接口处就完全分离，各走自己独立的通道，两系统间在下层尽可能不发生任何数据报联系，即保护及故障录波信息管理子站应直接由保护和故障录波装置而非监控系统来采集信息；同时监控系统也直接从保护装置而非保护及故障录波信息管理子站来采集信息。原因是保护及故障录波信息管理子站的实时性不能满足监控系统的要求；同时监控系统所采集的信息内容不能满足保护及故障录波信息管理子站的要求。但两系统所采集到的信息可以在上层共享，给调度端。

2.2中间层网络有光纤以太网和Modem 电话两种形式，前者为宽带网络，可靠性高、传输率高、实时在线，虽造价昂贵，仍为电力系统数据网络的发展方向和趋势，是保护及故障信息管理系统的首选网络，基于该网络的保护及故障信息管理系统可准实时的向调度端报告变电站内的运行状况。后者可用目前已经具备的电话网络，几乎无再建设的成本，但是其缺点是数据传输效率低、可靠性差，不能实时在线。它一般作为保护及故障信息管理系统的备用网络，在尚未建设完成光纤以太网的地区也可以暂时使用此种网络。基于此网络的保护及故障信息管理系统一般需要调度人员主动查询站内的状态，自动上报的实时性比较左且不能长期的实时在线。

2.3顶层网络目前主要采用以太网(局域网) ,由主站系统给局域网内的用户授权,允许各种不同的用户在自己的权限范围内访问系统内的相关信息。

3.软件结构

各厂家的保护和故障录波装置的通令规约多种多样,为便于软件开发、系统扩充、调试安装,与装置通信的程序宜采用模块化设计。根据现场保护和故障录波装置实际配置选择组合各个模块以采集相应装置的信息。采用这种设计方法在变电站需要增加、更换保护和故障录波装置时,只需要增加或更换相应的通信模块即可,系统的其它部分无需任何改动,大大减少维护工作量。系统数据库采用符合ANSI/ ISO 关系型SQL 标准的数据库,如Microsoft SQL Server 2000。该数据库系统支持网络分布模型。独立子站系统的信息远传应支持有、无调度主站系统两种方式。前者由调度主站软件定时向站端子站系统(如每15 s 1 次) 发出巡检请求,站端子站系统送采集到的新信息给主站系统,同时,主站系统可要求子站系统按指定条件上送相关信息;后者为基于目前最流行的Web信息技术的瘦客户模式,大子站系统的信息远传单元内建立一个Web 服务器,调度端的计算机只要能连接到子站系统的信息远传单元即可用Web 浏览器(如IE) 来浏览变电站内的信息,主站端无需安装任何软件,只是在打开浏览器浏览时,Web 页面是系统会自动下载并安装相应的数据分析处理控件,需要浏览相关信息(如故障录波的波形数据) 时,Windows 系统会自动调用相应的控件(如波形分析软件) 来打开和处理相应的数据。

4.主要技术特点

4.1Web 数据技术

领带瘦客户模式的Web 数据技术可使调度端(客户端) 无需安装和维护任何软件即可方便地浏览、查询和分析子站系统采集到的所有信息和数据。无主站系统时也可方便地使用子站系统。

4.2通信程序的模块化设计

与保护和故障录波分析装置通信程序的模块化设计,大大降低了变电站扩建和改造带来的系统维护和扩容成本。由于各模块独立工作使得一旦某个模块出现故障就不会扩散到整个系统,系统其它部分依然可正常工作以最大限度的缩小故障范围。

5.结语

综上所述，变电站系统的自动化是集成电路技术、微型机技术、通信技术在电力系统应用的必然结果，如果能够使变电站自动化系统更好的满足变电站的运行要求，能够更加安全可靠的服务于调度中心的指令，是我们的设计目标。

参考文献：

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【关键词】智能发电站；发展前景；关键技术；电网

随着电力技术的发展，作为智能电网的重要环节，智能变电站负责电网运行数据、变电设备状态、信息的实时采集和任务，并支撑电网智能调节和实时调控等，实现了变电站与电源、调度、用户、相邻变电站之间的联系互动。智能变电站不仅给未来智能电网实现自愈高效等功能提供了技术支持，而且给电网安全运行提供了数据分析基础。

1.智能变电站的特征

智能变电站的智能特性主要体现在两个方面：一是智能设备。智能设备是二次设备的统称，是指智能组件和一次设备的有机结合，包括状态监控装置、测控保护装置、测控装置、保护装置和智能终端等，这些智能组件对设备起到传输、分配电能的作用，还可以实现测量、计量、控制、保护、和检测等功能；二是智能高级应用。虽然传统变电站已经实现了自动化，但是对于调度机构来说还是相对被动的，而智能变电站可以实现与调度机构的互动。因为智能组件采集的数据是全景式的，信息量巨大，所以必须通过变电站自动化高级应用模块和信息一体化平台对数据挖掘、分析，来实现设备状态可视化、智能报警和事故综合分析决策等。

2.智能变电站的发展前景及问题

作为未来电网的发展方向，智能电网已经渗透到发电、用电、变电、输电、配电、调度、通信信息等各个环节。在上述这些环节中，智能变电站无疑是最核心的一环。《2013-2017年中国智能变电站行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》中指出，2011年以后所有新建的变电站必须按照智能变电站技术标准建设，并且重点对枢纽及中心变电站进行智能化改造。

2.1基本发展方向

智能变电站不仅给未来智能电网实现自语高效等功能提供了技术支持，而且给电网安全运行提供了数据分析基础。根据以往的经验，从利润改善的角度出发，有三个方向可在将来持续发展：一、对变电站总体成本的控制和资产分析，包括检测和维护，以及延长设备的使用寿命；二、传统自动化电气的数据网络化和功能集成，使设备数量减少，从而实现硬件投入和维护的减少；三、推行标准方案。从电网公司角度，这标志着运作思维模式和项目关键模式的重大转变。从供应商角度，能够有效地降低开发成本。

2.2发展中存在的几个主要问题

2.2.1一次设备智能化的实现

因为历史及技术原因，智能变电站的在一次设备智能化上的发展缓慢，目前仅仅通过一次设备和智能操作箱来实现网络化的接入和操控，并没有达到一次设备智能化的要求。主要因为对变压器和断路器等一次设备监控信息用的不好，所以导致一次设备智能化发展缓慢。或许传感器及互联网的发展将会对一次设备智能化起到推波助澜的作用。

2.2.2通信网络可靠性、安全性的需求

目前，对电力系统的通信网络可靠性、安全性的研究还不够深入，对通信网路缺少实时化的控制、监控等评估的手段。智能变电站开通对等通信模式，采用标准的、开放的网络技术，安全性大大降低。在与其他网络互换的过程中，就会有被恶意侵入与攻击的危险。所以，有必要采取有效的手段对整个系统进行安全防护，以防止由于设备损坏造成的系统破坏及恶意侵入，确保数据安全。

2.2.3检测和评估体系的建立

为了确保电网建设工程中的可靠、安全，并且满足技术规范要求，需要根据C61850标准对产品和设备加强监测，同时也需要提高检测机构的检测能力，对相关产品、设备的安全性进行保障，使电网建设可靠、安全。为了保证智能变电站的维护、运行要求，需要建立一个完整、有效的体系，对总体性能、系统集成、设备单元进行检测和评估。

3.智能变电站的关键技术

智能变电站中应用的技术不仅加强了电网内其他设备与变电站的信息交流共享，而且改变了电站的传统架构。分层分布的控制管理，不仅优化了站内资源，而且使变电站的运行变得安全、可靠。目前，变电站技术并不能安全满足智能变电站的需要，阻碍了智能变电站的发展，所以必须要对智能变电站的关键技术进行深入了解，以实现智能变电站功能集成化、信息数字化、检修状态化及结构紧凑化的发展需要。

3.1硬件的集成技术

随着现代电子技术的发展，硬件系统设计具有集成化、模型化、自动化等特点，实现了真正的针对功能的模型化设计，通过在智能设备内部对某些固定的逻辑处理过程进行固化，将原有的软件实现功能转变为硬件实现。这种设计解决了信息传输的瓶颈问题，实现了逻辑处理的可靠性、实时性与准确性，模块化的设计同时也为智能设备的检修和维护提供了方便。

3.2软件的构件技术

软件构件是指在不同粒度上对一组代码进行组合与封装，来完成一个或多个功能的特定服务，进而为用户提供接口。它是能够独立或与其他构件配合来协调工作的程序体。通过软件构件技术能够实现实时、灵活、弹性的控制软件系统，同时也可以实现嵌入式系统软件设计功能。良好的软件结构体系，可以使软件构件技术更加成熟。目前，在软件构件技术方面，需要解决的问题还有很多，如构件接口、构件模型、构件粒度、构件获取、组装、管理与部署等问题。

3.3信息的存储技术

统一的数字化信息平台和高度集成的信息系统为信息资源的动态扩展、共享、分配提供了良好的平台，使智能变电站具有很好的经济性和扩展性。然而，信息采集量巨大给信息的实时传输造成了很大的困难。所以，信息的就地存储成为智能变电站发展的关键。非关键信息的就地存储为系统决策提供了充分的信息依据，很大程度的减轻了传输网络负荷。虚拟化技术可将网络设备和变电站底层硬件虚拟成一个共享的资源库，就地存储信息可在库内按照分配调用。

参考文献

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关键词 变电站；防误闭锁系统；结构设计

中图分类号TM6 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2011）37-0170-02

0 引言

变电站综合自动化系统是以微机保护技术为核心，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，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[1，2]。变电站综合自动化系统利用计算机的高速计算能力和逻辑判断功能，不仅可以采集到比较齐全的数据和状态信息，而且可以方便地监视和控制变电站内各种设备的运行和操作。本文主要对于变电所防误闭锁系统设计相关问题进行分析与探讨。

1 目前防误闭锁装置存在的问题

随着变电站综合自动化系统的推广应用，在新建和改造变电站时，随着综合自动化程度越来越高、变电站设备日趋先进、并达到减人增效的效果，防误操作闭锁装置存在的问题越显突出，以前沿用的一些闭锁装置的形式已经不能适应需要。目前，发电厂、变电站主要采用两种闭锁方式，一是老式的电气闭锁装置与机械程序闭锁相结合的形式达到闭锁要求；二是采用微机防误闭锁装管（分为独立运行的微机防误系统、综自微机防误一体化系统）。这两种操作闭锁系统均存在一些具体问题：

1） “防误拉合开关”是“五防”程序的第一步，老式变电站是采用由模拟屏上的红、绿翻牌（红、绿相当于操作控制把手的钥匙，各对应合、拉开关）进行对断路器的操作。而综合自动化变电站的开关操作是用按钮或远方微机控制，没有硬闭锁（如老式的红、绿翻牌形式），使误分、误合开关的可能性大大增加，这个问题在目前的老变电站改造时尤为明显。而且在没有了第一步的程序，则接下去的防误拉合隔离刀闸的程序就失去前提。

2） 防误闭锁装置应以强制闭锁为优先，如机械闭锁和电气闭锁，目前11OkV及以下变电站防误装置的选择中，仍然较多地使用机械闭锁，仅能达到“三防”，有其固有缺点，如线路有电的情况、母联兼旁路以及主变的检修接地等很难单纯用硬件闭锁，而且根本不能融合到综合自动化的系统里面。

3） 程序防误，或称为一体化防洪，也是一种电气防误闭锁形式，如变电站综自防误、电厂DCS防误，具有完备的实现电气防误系统的逻辑功能，但是对手动操作设备具有很大的局限性。因为有些设备不具有电气操作回路，如手动刀闸、设备网门以及临时接地锁等，需要另外加装转接锁具、辅助开关等。

4）国内近年来微机防误闭锁装置的开发与应用得到了较快的发展，并已逐步占据主导地位。但现在主流产品的设计模式基本上是一致的：即五防规则的管理由主机实现，对现场的被控设备仍采用机械锁（编码锁）。操作管理过程是运行人员在微机防误模拟屏上进行操作预演，装置根据典型的专家系统（在计算机和控制器中存储了闭锁电气设备的“五防”操作规程）对操作进行智能判断，直至操作正确后，将正确的操作内容传送到电脑钥匙；操作人员用电脑钥匙到现场依步骤与串在开关、刀闸、地刀等控制回路的相应编码锁进行对位操作；操作完毕后再将电脑钥匙中的当前状态信息返回给防误主机进行状态更新，以实现防误主机与现场设备状态的一致性。

5）而且现有绝大部分的防误闭锁装置不能根据对侧变电站的状态进行闭锁判断，即不具有网络防误功能。

从长远来看防误装置应作为综合自动化系统的一部分，达到采集信息共享、操作直观、简单易行，最终要求是所有的设备均能做到在线和集中监控以及自诊断功能，并应具备网络防误功能（如根据对侧设备的状况进行闭锁）。目前除综合防误一体化系统外，绝大部分的微机“五防”装置都不能与自动化系统接口，往往自成一体，独立在综自系统外，而且不具备自诊断和在线功能以及网络防误功能，其他老式的如程序锁、电磁锁更加不能达到要求。

2 设计思路初探

防误闭锁装置应立足于适应现有变电站的改造和新建变电站的要求，以网络化、智能型、在线式为基本设计理念，满足复杂多变的运行需要，从装置和技术措施上做到防洪操作万无一失。概括起来讲，可以称为“六要素”思路，即：在线性、适应型、网络化、简易性、可靠性、共享性，并达到后台五防、当地五防和紧急解锁的基本功能。

2.1 在线式要求

对所有运行设备进行实时采样，对设备的运行、断开、检修这3种位置有一一对应的位置信号结点，是“实遥信”而非“虚遥信”方式。设各能自动判断每个状态是否满足条件以决定是开放或闭锁，真正实现自动化控制。

2.2 适应各种逻辑的多样性

根据各个变电站设备和接线的不同，管理员能根据运行要求输入设备每一个位置的逻辑判断条件，并力求简单和随时扩充更改，是闭锁装置自动判断的逻辑依据。

2.3 网络化和模块化设计

采用分布式控制对每一个设备的闭锁装置（通常简称为锁具）进行控制，该锁具应有尽量做到免维护、高可靠性的特点，把相关的每一个间隔做在一个现场控制器内作为一个子模块。分布式控制器采用现场总线方式与防误主机相联，主机的运算和控制能力保证扩容的需要。网络化还应包括网络防误的概念。

2.4 简易性和可靠性

有简便的人机对话，逻辑程序可由有经过培训的运行人员进行设定，并能用模拟操作来进行验证。安装应尽可能做到设备不停电，运行维护应简单可行，主机、模块应长寿命有较高的可靠性。

2.5 集中控制以及与监控系统、调度SCADA系统接口等

能满足现阶段电力行业变电监控的特点，能做到远方集中监控，并根据需要与变电站监控系统和远方调度SCADA系统（Supervisory Control And Data Acquisition，即数据采集与监视控制系统）进行接口，使资源能有效共享，并尽量使运行操作简便易行。

3结论

随着我国工业化社会建设的发展，电力工业的地位越显重要，对电力系统的可靠性也提出了越来越高的要求，同时电力系统的信息化、网络化也成为了发展趋势。随着电网接线越来越复杂，运行操作越来越频繁，减人增效的要求越来越迫切，防止电气防误操作这一电力系统频发性故障的意义越来越重要。研究新型的适应复杂接线和智能化、网络化的微机防误闭锁装置成为大家关注的变电站技术的难点和重点。

参考文献