电子合同的实施范文

导语：如何才能写好一篇电子合同的实施，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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关键词：电子商务，电子合同，合同法

20世纪90年代以来，互联网作为一种新技术的革新与运用，从根本上改变了传统的产业结构和交易模式，电子商务出现了前所未有的增长势头。毫无疑问，电子商务的繁荣也给作为商法基础的合同法带来了严峻的考验。我国新《合同法》针对电子商务有数个专门的条文作出了规定，这是一个极富远见的举措，它对中国电子商务的发展将起到深远的影响。但是我们必须认识到，《合同法》没有、也不可能解决电子合同中的所有法律问题。

对于我国当前的情况，有人主张应积极地进行立法，特别是在电子商务领域的立法。但也有少数异质的声音认为，只有在电子商务得以实践的发展过程中去审慎调整和修订有关法律规范，保持并促进电子商务在成长中不断完善的规定与标准，才能开创电子商务的繁荣。笔者认为后一种观点是可取的，鉴于现阶段我国对电子商务法律问题的研究还不够深入，所以制定一部统一《电子商务法》的时机还不成熟。在现有基础上，我们可以对现行法律体系中涉及电子商务的相关法律法规要作必要的修改和补充，以使其能更好地保障和促进电子商务的发展。为此，笔者将就完善我国《合同法》提出几点自己的建议。

（一）完善我国《合同法》的目的

1. 为我国电子商务的发展创造一个良好的法律环境。随着电子数据交换、电子邮件等方式在电子交易中的广泛运用，以非书面的数据电文形式来传递具有法律意义的信息可能会因数据电文本身的法律效力不确定而受到影响。完善《合同法》的目的，就是要为电子交易各方提供一套网络环境下进行交易的规则，以消除此类法律障碍，创造一个良好的法律环境。

2. 弥补现有法律规定的缺陷与不足。大多数现行法律都要求使用“书面的”、“经签字的”或“原始的”文件才具有法律效力，这就在一定程度上限制了现代通信手段的使用。加之已颁布的有关电子信息方面的法规并未涉及电子商务的全部，也使人们无法准确把握以非传统的书面形式提供信息的法律效力。而对《合同法》的完善则有助于弥补这些法律缺陷。

3. 鼓励人们适用电子合同进行电子交易。对《合同法》的完善可以为电子商务的应用创造便利的条件，通过平等地对待基于书面文件的用户和基于数据电文等非书面文件的用户，亦能创造安全的法律环境，以使交易各方高效地开展电子商务活动。

（二）完善我国《合同法》应遵循的原则

1. 媒体中立原则。法律对于不管是采取何种媒介订立的合同都应采取一视同仁的态度，即不应该因合同采取的媒介不同而厚此薄彼。根据这一原则，采用电子合同不应仅因其形式而否定其法律效力，当然亦不应因此而享受法律上的某种优惠。

2. 技术中立原则。法律对电子合同所采用的技术手段亦应一视同仁，不应把某一特定技术作为法律规定的基础，而歧视其它形式的技术。

3. 电子交易的平等待遇原则。根据这一原则，电子签名和电子文件应当与传统签名和书面文件具有同等的法律效力。当然，如果需要把认证作为核查文件真实性的一部分，则认证证书要求应当是确保真实性和整体性的最低要求。

4. 保障消费者合法权益原则。根据这一原则，消费者可以明确某一交易应如何操作以及所适用的消费者权益保护法。同样，还需要制定出具有预见性的保护消费者的法律规范，以明确解决争议以及实施合同的方式等。

（三）关于完善我国《合同法》的几点具体建议

1. 完善合同订立的程序。电子合同的特殊性之一即表现为电子合同的要约和承诺的发出与接收几乎是同时的，在电子人订立的合同中甚至存在要约的发出和对方的承诺几乎是同时的情况。因此，电子合同中的信息传输如同当面或电话中的信息传递一样，不会存在传统合同订立过程中因时间间隔而导致外界情况变化，从而可能产生风险的问题。为此，我国《合同法》应明确规定：电子合同的要约和承诺不可撤回；在由电子人订立的合同中，要约既不能撤回，也不能撤销。

2. 完善合同的法律效力。首先，我国《合同法》应对电子合同中所特有的由电子人订立合同的效力问题做出明确的规定，即明确规定：电子人的行为是有效的，借助电子人订立的合同在当事人之间具有法律效力，即使当事人对电子人的运行或者运行结果不知道或者未审查。同时，我国《合同法》还应对电子错误情况下的合同效力作出规定：在封闭式网络如EDI交易环境下，当事人对电子错误有协议的，依协议；没有协议的，应视其为无效。在开放式网上交易环境下，若商家的计算机存在错误，合同仍然有效，但在显失公平的情况下，合同无效；若顾客的计算机存在错误，则合同无效。

3. 完善格式合同及有关条款。电子格式合同的特殊性决定了我国《合同法》应对格式合同及有关条款作出相应的补充和完善。我国《合同法》可以借鉴美国《统一计算机信息交易法》的内容，明确规定：电子格式合同的提供者应通过一定的方式提醒用户对可能引起争议或需要用户特别注意的条款引起足够的重视，否则这种合同是可变更或可撤销的合同，用户无暇或不愿意阅读这些条款，而直接点击下一步，最后点击确认或同意，则视为对格式合同的明示同意。

4. 完善可变更、可撤销合同。由于病毒、黑客是威胁计算机信息安全的因素，电子合同在受到病毒、黑客的攻击后，其内容则可能发生变化，当事人的权利义务也可能因此发生变化。为避免由于病毒、黑客的攻击可能给合同当事人带来显失公平的后果，我国《合同法》应明确规定：电子合同受到病毒、黑客攻击是合同可变更、可撤销情形中的一种。

5. 完善合同有效所需的签名、盖章等问题。鉴于电子合同很难满足法律对书面签名或盖章的要求，我国《合同法》应对电子签名等能够起到与书面签名、盖章同等功能的方法加以认可，即支持电子签名和其它身份认证方法的可接受性。同时，对电子签名应当符合的条件、认证机构对其过错承担责任的方式及范围等问题，可以借鉴新加坡《电子交易法》及有关国家的立法经验予以明确。

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【关键词】变电站自动化系统;功能;智能电网;调度自动化系统

变电站综合自动化系统即变电站自动化系统，它是实现电力系统自动化的必要前提。近几年，我国对建设智能电网项目进行了大力推动，一次设备在线状态检测、智能化开关与光电式互感器等技术逐渐发展成熟，另外还开发应用了自动控制与信息通信技术，变电站实行数字化的采集、传输与处理信息，逐渐推动了变电站自动化技术的进步，变电站自动化系统因变电站的智能化而丰富了自身的应用功能。

1.变电站自动化系统

1.1 变电站自动化系统概述与基本功能

作为综合性电力自动化系统，变电站自动化系统集中了网络通信、计算机与数据采集技术，利用变电站二次设备的功能对组合进行优化与归并，协调、自动控制。测量并实时监控变电站运行的情况。二次系统中的自动控制、计算机、远动、通信、计量与测量都属于其技术范畴，而变电站运行、继电保护与自动化等属于其专业范畴。变电站自动化系统以运行管理智能化、操作监视屏幕化、通信网络化、结构微机化、系统功能综合化为基本特征。

采集数据与控制站内设备的状态是变电站自动化系统的主要目的，其功能包括远动与数据通信、自动控制装置、微机保护子系统、监控子系统是其基本功能。首先相关开关的位置与互感器得到电网数据，接着命令设备进行操作。接着检测到故障时保护装置将跳闸命令发送给所在断路器。自动控制装置在变电站自动化系统中则能够完成电压无功自动控制、低周低压减载、系统继电保护等操作，提高供电的安全性可靠性与电能质量。远动与数据通信功能可以实现上级调度与自动化系统之间的通信和系统内部之间的通信。

1.2 变电站自动化系统的发展

远方终端单元（RUT）是变电站自动化系统在早期的基础，基础设备包括自动装置、继电保护和变送器等。将RUT在二次接线与常规继电保护的基础上设置，可同上级控制中心共同形成系统，采集数据、监视控制运行情况，使远程管理与监控得以实现。当通信技术与微处理芯片技术进步后，传统的分立保护装置由微机保护所取代，RTU与二次控制屏也由微型计算机所取代，实现了变电站的综合自动化。

2.变电站自动化系统的不同结构

2.1 集中式系统结构

集中式结构的变电站自动化系统一般使用的计算机都有许多I/O接口，对变电设备的模拟量与开关量信息进行集中采集，集中分析与处理数据，并进行自动控制、继电保护与信息报送等。运行集中式系统的平台应是具有强大功能的计算机，监测、保护、控制、输入和输出信息由前置计算机完成，显示、处理、打印和远方上传数据由后台计算机完成。该系统没有灵活的组态，如果变电站的规模或主接线不同时都要另行设计软、硬件。

2.2 分布式系统结构

分布式的电站自动化系统是一种自动化系统，需通过网络由分散的若干二次装置构成，不同装置在工作是能相互协调还可以独立进行，以通信协调为前提自动监视与控制变电站。以变电站的控制对象与层次为依据有过程层、间隔层与站控层之分。该结构在维护与扩展系统时更加方便，其他模块的正常运行不会受到局部故障的影响。以安装间隔层设备的位置其形式可分为分散与集中式相结合、分散式和集中式。在变电站中目前分散与集中式相结合的形式的安装单位是一次主设。

3.电网调度自动化系统和变电站自动化系统

3.1 电网调度系统自动化简介

变电站与发电厂之上的自动控制系统就是电网调度自动化系统，其管理和控制的对象就是电力系统的发输电，作为计算机控制系统，它的功能包括网络分析、控制和计划发电、采集和监视数据等。调度人员在运行正常的电网中利用调度自动化系统对电网参数进行控制与监视，使其与规定相符合，使电能质量与电力系统的运行正常得到保证。在安全监控电网的前提下，电网的经济调度能够利用调动自动化的途径达到，实现多发电与供电、节约能源、降低损耗的目标。当有故障发生于电网中时，应分析电网运行的安全性，针对性地提出对策处理事故并加以监控，避免发生事故，使事故造成的不良影响和损伤得以减少或避免。

3.2 电网调度自动化系统和变电站自动化系统

变电站自动化系统是一个综合性的自动化系统，以变电站中的二次设备为基础，能够保护、自动控制、监视与实时测量电网与变电站设备的运行情况，将信号及时发送给电网调度中心。而电网调度自动化是管理电网的系统，对电网整体的运行状态进行监控。从狭义的角度来看，调度自动化系统需要对变电站自动化系统进行监控;从广义的角度来看，组成调度自动化系统的一个部分就是变电站自动化系统。利用电力调度数据网或专用通道调度自动化系统可和厂站自动化系统通信，一般以双以太网结构作为其前置数据采集网与主网络，以IEC61968与IEC61970系列标准为通信规约。变电站自动化系统使用以太网为基础的IEC61850系列标准作为间隔层与站层的通信总线，以扩展的IEC61850或IEC60870TASE.2系列标准用于变电站自动化系统和调度自动化系统间的通信。

4.智能电网中变电站自动化系统的应用

自我国提出推动智能电网的理念以来，已经逐渐将其归为一项发展战略。智能变电站是组成智能电网的核心部分，其采用的智能设备具有环保、低碳、可靠、集成、先进的特点，基本要求包括信息共享标准化、通信网络化和全站信息数字化，这也是智能变电站基本的发展目标。在智能变电站中，一些基本功能如采集、计量和控制数据等都能自动完成，且对于应用功能高级，如协同互动、在线分析决策、智能调节与电网实时自动监控等的变电站也是支持的。智能变电站的通信系统和网络和IEC61850系列标准中的规定相符合，也能使基础数据的一致性和完整性要求得到满足，实现其基本目标。变电站自动化系统开发互联、将模型和标准相统一的网络通信规范就是IEC61850系列标准，实现配电自动化和变电站、变电站和调度中心之间的无缝对接，使智能化变电站可以逐渐取代常规变电站。

5.结语

总而言之，使电力系统自动化水平提高与现代化的电网运行管理得以实现的必要前提就是变电站的自动化技术。在不断增加特高电网布点与不断推进的大背景下，电网的运行方式与结构也逐渐复杂化，自动化系统也因此得到广泛普及和应用，变电站自动化技术的发展也得到了很大程度的推动。

参考文献

[1]徐立子.再论变电站自动化系统的分析和实施[J].电网技术，2011，25（9）：12-15.

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就比如说两个男生，他们两个人的声线差不多，我就不太容易分清到底是谁的声音， 而他一下子就能够听出来，并且分辨出来。

我想这也是一种本事吧。

就好像我有的时候也是比较脸盲的，一张陌生的脸不看三遍以上我是记不住的，除非是非常有辨识度的脸。

我们也曾经子开过很多玩笑，可是到最后还是觉得这一切都不是什么事。

我们也曾经想过在重温一遍小时候看过的那些电视剧，不管是否流行，不管是否真实，那些毕竟都是隐藏在小时候的难以忘记的印象啊。

如果用现在的审美和看电视的眼光来看的话，想必那些必定都是非常落伍的了，也没有多少人喜欢看那样的东西。

就好像当时的神话，欢天喜地七仙女这部电视剧一样。

如果拍出来现在来看的话，肯定很多网友都会连续不断地吐槽。

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关键词：电力系统综合自动化实验；电力系统分析综合程序；实验教学

作者简介：牛祖蘅（1977-），女，湖北秭归人，三峡大学电气与新能源学院电力工程系，讲师；李宁（1965-），男，湖北宜昌人，三峡大学电气与新能源学院电工电子实验教学中心，工程师。（湖北 宜昌 443000）

中图分类号：G642.423 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2013）31-0135-02

三峡大学开设的电力系统综合自动化实验采用的是“WDT-III型电力系统综合自动化实验台”和“PS-5G型电力系统微机监控试验台”。结合三峡大学教学情况，目前在“WDT-III型电力系统综合自动化实验台”共开设六个实验，分别是“准同期并列实验”、“同步发电机微机励磁实验”、“单机对无穷大系统稳态运行方式实验”、“电力系统功率特性和功率极限实验”、“电力系统暂态稳定性实验”和“电力系统调度自动化实验”，其中“电力系统调度自动化实验”是在建立在WDT-Ⅲ型电力系统综合实验平台的基础之上的PS-5G型电力系统微机监控试验系统上开设的。[5]

电力系统物理模拟实验是进行电力系统分析和研究的重要方法之一，用与原型相同物理性质的物理模型进行试验，代替在实际系统进行各种正常与故障状态的试验研究，能够复制电力系统的各种运行情况。由于电力系统具有多变的参数及其复杂的过渡过程，在进行理论分析的同时必须进行试验研究，二者缺一不可。

电力系统综合自动化实验综合性强，要求学生掌握“电力系统分析”、“电力系统继电保护原理”、“发电厂电气主系统”、“微型机继电保护原理”、“电力系统自动化”等课程内容，并且要求学生在实验前对相应专业知识准备充分。为了让学生更好地掌握和实验内容相关的专业知识，认识实验现象，提高学习积极性，针对“单机对无穷大系统稳态运行方式实验”、“电力系统功率特性和功率极限实验”、“电力系统暂态稳定性实验”和“电力系统调度自动化实验”四个实验可以借助PSASP强大的计算分析功能，辅助该实验课程的教学工作。教师在课前通过PSASP准备好和实验相关的分析计算，实验时和学生一起通过PSASP进行计算，通过形象的仿真抓住学生的注意力，提高学生的积极性，然后由学生独立完成实验内容，获得实验数据，课后要求学生对比PSASP计算结果和实验结果，并结合理论知识完成后面的数据分析，从而也让学生认识到电力系统物理模拟实验的必要性。PSASP仿真与物理实验平台相结合可以起到事半功倍的效果。

一、电力系统分析综合程序简介[3，4]

电力系统分析综合程序（PSASP）是一套使用方便、功能强大的电力系统分析程序，是国内进行电力系统计算和仿真经常使用的软件。

PSASP基于公用资源的交直流电力系统分析程序包，具有以下功能：潮流计算、最优潮流和无功优化、暂态稳定、短路电流、继电保护整定与仿真、网损分析、电压稳定、小干扰稳定、静态安全分析、静态和动态等值、直接法暂态稳定以及参数优化协调。

PSASP具有友好、方便的人机界面，使用方便。如基于图形的数据输入和图上操作，自定义模型以及图形、报表、曲线等各种形式的输出，并且算例丰富，可供用户进行学习和研究的参考，学生能够在短时间内学会并应用。

PSASP的用户程序接口环境开放友好，提供用户程序接口（UPI）环境，使PSASP模块和用户程序模块联合运行，共同完成计算任务。并且UPI通过编程（如FORTRAN、C++等）为用户提供了更加开放、更加自由的环境，利用PSASP的资源和实现PSASP的功能扩充。

二、试验系统简介[1，2]

开设的所有试验均在WDT-Ⅲ型电力系统综合实验平台和PS-5G型电力系统微机监控试验系统上完成。

“WDT-III型电力系统综合自动化实验台”是通过中间开关站和单回、双回线路的组合，与无穷大电源相连，发电机与无穷大系统之间可构成四种不同联络阻抗。

“PS-5G型电力系统微机监控试验台”是开放式多机电力网综合试验系统。该试验系统由3～5台相当于实际电力系统中发电厂、6条不同长短的输电线路和3组可改变功率大小的负荷等组成。整个一次系统构成一个可变的多机环型电力网络。发电机按600MW机组来模拟，主电力网按500kV电压等级来模拟，400km双回路长距离输电线路将功率送入短路容量为6000MVA的无穷大系统，在距离100km的中间站经联络变压器与220kV母线相联，地方负荷可以是纯有功负荷、纯无功负荷和正常感性负荷。

三、电力系统分析综合程序与实验内容的结合

1.电力系统稳态运行分析实验内容与PSASP相结合

电力系统综合自动化实验中的“单机对无穷大系统稳态运行方式实验”、“电力系统功率特性和功率极限实验”和“电力系统调度自动化实验”中均涉及到潮流计算。潮流计算是电力系统分析最基本的计算，在PSASP中，潮流计算是暂态稳定计算、小干扰静态稳定计算、短路计算、网损计算、静态安全分析、静态和动态等值计算的基础。教师在实验前结合实验系统，利用PSASP进行潮流计算，然后通过物理模拟实验得到实验结果，并对结果加以分析。

2.电力系统暂态分析实验内容与PSASP相结合

“单机对无穷大系统稳态运行方式实验”、“电力系统暂态稳定性实验”和“电力系统调度自动化实验”均涉及到在指定位置模拟短路故障，并通过微机继电保护装置获得短路电流。PSASP可以计算短路电流的初始值以及短路电流每个积分步长下的实时值。在进行实验时借助于PSASP，通过在实验指定位置设置网络故障以及节电扰动，进行暂态稳定计算，分析计算结果，学生可以观察到短路后系统各状态变量的变化情况，可帮助学生理解变化过程并正确判断系统的暂态稳定性；且可借助PSASP对采取提高系统暂态稳定性措施前后的系统进行暂态稳定性计算，并对比输出结果，总结结论，帮助学生理解。然后通过物理模拟实验得到实验结果，并对结果加以分析。

3.电力系统继电保护实验内容与PSASP相结合

电力系统综合自动化实验中的“单机对无穷大系统稳态运行方式实验”、“电力系统暂态稳定性实验”和“电力系统调度自动化实验”中均涉及到电力系统继电保护的整定计算。继电保护整定计算需要考虑多种因素，特别是“PS-5G型电力系统微机监控试验台”是一个相对比较复杂的试验系统，对于实验课前准备不充分的学生来说，短时间很难完成整定计算。通过PSASP，教师课前进行整定计算，生成整定计算报表，课中简单讲解计算过程，分析结果。既帮助学生温习了继电保护整定规则，又可以引导学生进行整定结果的分析，提高了学生的学习积极性。

四、课程（毕业）设计与现有实验平台相结合

“PS-5G型电力系统微机监控试验台”构造了一个可变的多机环型电力网络。主电力网按500kV电压等级来模拟，并设计有不同类型的地方负荷。笔者建议教师可以结合这个多机环形电力网络，拟定出与实际情况相结合的或者理论研究型毕业设计课题。如对一个实际系统进行网损计算，确定运行调度方案等；还可以开设与相关专业课程相符合的课程设计。通过PSASP强大的计算功能，完成设计中涉及到的相关计算。然后再在该试验平台上进行物理模拟实验，得到实验结果，并对结果加以分析。

五、结束语

为了让学生更好地掌握与实验内容相关的专业知识，理解实验现象，提高学习积极性，本文提出可以借助PSASP强大的计算分析功能，辅助该实验课程的教学工作。建议教师可以结合“PS-5G型电力系统微机监控试验台”多机环形电力网络，拟定出与实际情况相结合的毕业设计课题，开设与相关专业课程相符合的课程设计。

参考文献：

[1]武汉华工大电力自动技术研究所.WDT-Ⅲ型电力系统综合自动化试验台使用说明书[Z].

[2]武汉华工大电力自动技术研究所.PS-5G型电力系统微机监控试验台使用说明书[Z].

[3]电力科学研究院.电力系统分析综合程序（PSASP）用户手册[Z].

2001.

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关键词：变电站，综合自动化，功能，智能单元

1． 引言

近年来，随着电网运行水平的提高，各级调度中心要求更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运行情况，提高变电站的可控性，进而要求更多地采用远方集中控制，操作，反事故措施等，即采用无人值班的管理模式，以提高劳动生产率，减少人为误操作的可能，提高运行的可靠性。另一方面，当代计算机技术，通讯技术等先进技术手段的应用，已改变了传统二次设备的模式，为简化系统，信息共享，减少电缆，减少占地面积，降低造价等方面已改变了变电站运行的面貌。基于上述原因，变电站自动化由“热门话题”已转向了实用化阶段，电力行业各有关部门把变电站自动化做为一项新技术革新手段应用于电力系统运行中来，各大专业厂家亦把变电站自动化系统的开发做为重点开发项目，不断地完善和改进相应地推出各具特色的变电站综合自动化系统，以满足电力系统中的要求。

国外从80年代初开始进行研究开发，到目前为止，各大电力设备公司都陆续地推出系列化的产品。如ABB，SIEMENS，HARRIS等公司，90年代以来，世界各国新建变电站大部分采用了全数字化的二次设备；相应地采用了变电站自动化技术；我国开展变电站综合自动化的研究及开发相比世界发达国家较晚，但随着数字化保护设备的成熟及广泛应用，调度自动化系统的成熟应用，变电站自动化系统已被电力系统用户接受使用，但在电力部门使用过程中大致有两方面的原则：一是中低压变电站采用自动化系统，以便更好地实施无人值班，达到减人增效的目的；二是对高压变电站（220kV及以上）的建设和设计来说，是要求用先进的控制方式，解决各专业在技术上分散、自成系统，重复投资，甚至影响运行可靠性。并且在实际的工程中尚存在以下主要问题：

(1)功能重复，表现在计量，远动和当地监测系统所用的变送器各自设置，加大了CT，PT负载，投资增加，并且还造成数据测量的不一致性；远动装置和微机监测系统一个受制于调度所，一个是服务于当地监测，没有做到资源共享，增加了投资且使现场造成复杂性，影响系统的可靠性；

(2) 缺乏系统化设计 而是以一种”拼凑”功能的方式构成系统，致使 整个系统的性能指标不高，部分功能及系统指标无法实现。

（3）对变电站综合自动化系统的工程设计缺乏规范性的要求，尤其是系统的各部分接口的通信规约，如涉及到不同厂家的产品，则问题更多，从而导致各系统的联调时间长，对将来的维护及运行都带来了极大的不便，进而影响了变电站自动化系统的投入率。

2． 变电站综合自动化系统应能实现的功能

2．1 微机保护：是对站内所有的电气设备进行保护，包括线路保护，变压器保护，母线保护，电容器保护及备自投，低频减载等安全自动装置。各类保护应具有下列功能：

1）．故障记录

2）．存储多套定值

3）．显示和当地修改定值

4）．与监控系统通信。根据监控系统命令发送故障信息，动作序列。当前整定值及自诊断信号。接收监控系统选择或修改定值，校对时钟等命令。通信应采用标准规约。

2．2　数据采集

包括状态数据，模拟数据和脉冲数据

1）．状态量采集

状态量包括：断路器状态，隔离开关状态，变压器分接头信号及变电站一次设备告警信号等。目前这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统，也可通过通信方式获得。

保护动作信号则采用串行口（RS-232或RS485）或计算机局域网通过通信方式获得。

2）．模拟量采集

常规变电站采集的典型模拟量包括：各段母线电压，线路电压，电流和功率值。馈线电流，电压和功率值，频率，相位等。此外还有变压器油温，变电站室温等非电量的采集。

模拟量采集精度应能满足SCADA系统的需要。

3）．脉冲量

脉冲量主要是脉冲电度表的输出脉冲，也采用光电隔离方式与系统连接，内部用计数器统计脉冲个数，实现电能测量。

2．3　事件记录和故障录波测距

事件记录应包含保护动作序列记录，开关跳合记录。其SOE分辨率一般在1~10ms之间，以满足不同电压等级对SOE的要求。

变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。另一种是分散型，即由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。

2．4　控制和操作闭锁

操作人员可通过CRT屏幕对断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投切进行远方操作。为了防止系统故障时无法操作被控设备，在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。操作闭锁应具有以下内容：

1）．电脑五防及闭锁系统

2）．根据实时状态信息，自动实现断路器，刀闸的操作闭锁功能。

3）．操作出口应具有同时操作闭锁功能

4）．操作出口应具有跳合闭锁功能

2．5　同期检测和同期合闸

该功能可以分为手动和自动两种方式实现。可选择独立的同期设备实现，也可以由微机保护软件模块实现。

2．6　电压和无功的就地控制

无功和电压控制一般采用调整变压器分接头，投切电容器组，电抗器组，同步调相机等方式实现。操作方式可手动可自动，人工操作可就地控制或远方控制。

无功控制可由专门的无功控制设备实现，也可由监控系统根据保护装置测量的电压，无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。

2．7　数据处理和记录

历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，它包括上一级调度中心，变电管理和保护专业要求的数据，主要有：

1）．断路器动作次数

2）．断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数

3）．输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功、母线电压定时记录

的最大，最小值及其时间。

4）．独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间

5）．控制操作及修改整定值的记录

根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在远动操作中心或调度中心实现。

2．8 人机联系

2．9　系统的自诊断功能：系统内各插件应具有自诊断功能，自诊断信息也象被采集的数据一样周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心。

2．10与远方控制中心的通信

本功能在常规远动‘四遥’的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等，其信息量远大于传统的远动系统。

根据现场的要求，系统应具有通信通道的备用及切换功能，保证通信的可靠性，同时应具备同多个调度中心不同方式的通信接口，且各通信口及MODEM应相互独立。保护和故障录波信息可采用独立的通信与调度中心连接，通信规约应适应调度中心的要求，符合国标及IEC标准。

变电站综合自动化系统应具有同调度中心对时，统一时钟的功能，还应具有当地运行维护功能。

2．11 防火、保安系统。从设计原则而言，无人值班变电站应具有防火、保安措施。

转贴于 3．变电站综合自动化的结构及模式

3．1 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：

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。

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。目前国内许多的厂家尚属于这种结构方式，这种结构有以下不足：前置管理机任务繁重、引线多，是一个信息‘瓶颈’，降低了整个系统的可靠性，即在前置机故障情况下，将失去当地及远方的所有信息及功能，另外仍不能从工程设计角度上节约开支，仍需铺设电缆，并且扩展一些自动化需求的功能较难。在此值得一提的是这种结构形成的原由，变电站二次产品早期开发过程是按保护、测量、控制和通信部分分类、独立开发，没有从整个系统设计的指导思想下进行，随着技术的进步及电力系统自动化的要求，在进行变电站自动化工程的设计时，大多采用的是按功能‘拼凑’的方式开展，从而导致系统的性能指标下降以及出现许多无法解决的工程问题。

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。

这种结构相比集中式处理的系统具有以下明显的优点：

（1）可靠性提高，任一部分设备故障只影响局部，即将‘危险’分散，当站级系统或网络故障，只影响到监控部分，而最重要的保护、控制功能在段级仍可继续运行；段级的任一智能单元损坏不应导致全站的通信中断，比如长期霸占全站的通信网络。

（2） 可扩展性和开放性较高，利于工程的设计及应用。

（3） 站内二次设备所需的电缆大大减少，节约投资也简化了调试维护。

3．2 基本的模式

1）．基本配置：

（1） 集中处理集中布置：将集控式屏、台都集中布置在主控制室。

（2） 分布处理集中布置：将分布式单功能设备集中组屏仍集中布置在主控制室。

（3） 分布处理分散布置：将分布式单功能设备布置在一次设备的机柜内或采用就地就近组屏分散设置的方式。

2）．基本模式：

（1） 对于新建变电站的自动化系统的设计方式：

A．对于容量较大、设备进出线回路数较多、供电地位重要且投资较好的变电站，可采用分层分布式结构的双机备用系统，辅之相应的保护、测量、控制及监测功能，并完成远方RTU的功能。

B．对于容量较小，主接线简单，供电连续性要求不高的变电站，宜取消常规的配置及前置机，采用单机系统，完成保护、测量、控制等功能的管理，并完成远方RTU的功能。

（2） 对于扩建及改造现有的按常规二次系统设计的自动化系统设计方式：

A．改造项目可采用新配置的具有三遥（或四遥）功能的RTU，完成对老站保护动作信息、设备运行状态及部分功能的测量，并对原有的常规二次设备进行必要的改造或RTU增加数据采集板，使之能与增设的自动化设备构成整体。

B．当扩建项目的范围较大，用户对自动化的要求较高，投资又允许时，通常采用自动化系统方案。

4． 几个问题的认识及探讨

4．1　变电站自动化的基本概念

变电站自动化是指应用自动控制技术、信息处理和传输技术，通过计算机硬软件系统或自动装置代替人工进行各种运行作业，提高变电站运行、管理水平的一种自动化系统。变电站自动化的范畴包括综合自动化技术；变电站综合自动化是指将二次设备（包括控制、保护、测量、信号、自动装置和远动装置）利用微机技术经过功能的重新组合和优化设计，对变电站执行自动监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统，它是自动化和计算机、通信技术在变电站领域的综合应用。其具有以下特征：

1）．功能综合化：是按变电站自动化系统的运行要求，将二次系统的功能综合考虑，在整个的系统设计方案指导下，进行优化组合设计，以达到协调一致的继电保护及监控系统。‘综合’（INTEGRATED）并非指将变电站所要求的功能以‘拼凑’的方式组合，而是指在满足基本要求的基础上，达到整个系统性能指标的最优化。表现在：

（1） 简化变电站二次设备的硬件配置，尽量避免重复设计。如远动装置和微机监测系统功能的重复设置，没有达到信息共享。

（2） 简化变电站各二次设备之间的互联线，节省控制电缆，减少PT、CT的负载。力争克服以前计量、远动和当地监测系统所用的变送器各自设置，不仅增加投资而且还造成数据测量的不一致性。

（3） 保护模块相对独立，网络及监测系统的故障不应影响保护功能的正常工作；对于110kV及以上电压等级变电站，由于其重要程度，应考虑保护、测量系统分开设置；而对于110kV以下低压变电站，就目前的技术应用水平及工程应用角度而言，可以考虑将保护与测控功能合为一体的智能单元，这样不但利于运行管理及工程组合，而且降低投资成本。

（4） 减少安装施工和维护的工作量，减少总占地面积，降低总造价或运行费用。

（5） 提高运行的可靠性和经济性，保证电能质量。

（6） 有利于全系统的安全、稳定控制。

2）．系统构成的数字化及模块化：保护、控制、测量装置的数字化（即采用微机实现，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。另外方便模块的组态，适应工程的集中式、分布分散式和分布式结构集中式组屏等方式。

3）．操作监视屏幕化：当变电站有人值班时，人机联系在当地监控系统的后台机（或主机）上进行，当变电站无人值班时，人机联系功能在远方的调度中心或操作控制中心的主机或工作站上进行，不管那种方式，操作维护人员面对的都是CRT屏幕，操作的工具都是键盘或鼠标。

4）．运行管理智能化：体现在无人值班、人机对话及操作的屏幕化、制表、打印、越限监视和系统信息管理、建立实时数据库和历史数据库、开关操作及防误操作闭锁等方面，能够减轻工作人员的劳动及人无法做到的工作。

4．2 变电站综合自动化站内通信网络的建立

变电站内传送或交换的基本信息有：测量及状态信息；操作信息；参数信息。根据信息传送的性能要求，大致可分两类考虑，一类要求实时响应较高的信息，如事故的检出、告警、事件顺序记录和用于保护动作的信息，要求传送速度较高；另一类是对时间响应要求不高的信息，如用于录波、记录及故障分析的信息，可允许较长的传送时间。对于不同的数据亦有不同的安全性要求，站内通信网联系站内各个智能单元、后台监控及远方通信装置，是整个系统的关键，根据实际系统结构及工程实际需要，大致按以下原则考虑：

1）．电力生产的连续性和重要性，通信网的可靠性应放在第一位．一方面应具有较强的抗干扰能力，以满足温度、湿度和电磁干扰等环境要求，另一方面应考虑备用措施。

2）．站内通信网应根据通信负荷的特点合理分配，保证不出现‘瓶颈’现象，通讯负荷不过载，对于大型变电站考虑100~256个负载节点，一般中小型变电站考虑不超过60~100个负载节点。通讯距离设计考虑不超过1kM.。

3）．站内通信网应满足组合灵活、可扩展性好、具有较好的开放性以及调试维修方便的要求。宜采用总线形网络。

4）．通信媒介的选用原则是尽量采用光纤，考虑到工程的经济性，仍可采用电缆作为主要的通信媒介，但电缆接口一般设有隔离变压器，以抑制共模干扰．

5）．站内通信网的协议及规约应尽量符合国家及国际标准．

6）．站内通信网的站级通信网由于处于较佳的运行环境，其信息流较大（分布式集中布置），故可采用高速网；段级通信网根据实际工程需要，并且可能处于运行环境比较恶劣（分布式分散布置），因实际的信息量不是很大，可考虑慢速网（如现场总线或485通信方式）的环境。

4．3 实际工程设计的考虑

为了使实际工程工作可靠，维护方便，扩展灵活，易于用户操作和管理，在系统不同的层次，需解决不同的问题。

1）．前置智能单元

前置智能单元是系统的基层，执行系统最基本的功能，如保护、测量、控制等。我们希望这些基层模块尽量不受网络状态的影响，特别是继电保护装置，要求在无网络的状态下能完成保护的基本功能，因此在设计基层装置时，尽量采用自成一体的办法。

为了提高基层功能模块的质量，尽量采用通用化的模块，因此硬件平台的模块化设计，在基层尤为重要。本着这种思想设计出有限品种的模块，拼装成不同的功能装置，这对模块设计成本的降低、生产的组织等均具有好处。

在实际应用中，为了减少基层模块软件对工程的依赖性（即工程有关部分的软件），一种办法将与工程有关的软件改成系统配置文件存于可擦写的存储器内，另一种办法是将与工程有关的（例如通信规约）软件用一个独立的模块来实现。

2）．网络通信层

为了保证网络层的完好，应该注意对网络层的监视，这可以从后台和前置两个层次来实现，在硬件条件比较好的地方，可以采取两个独立通讯网络工作，或同时工作，或者互为备用。

3）．后台监控

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关键词：数字通信技术；数字同步技术；电子式互感器；应用；数字化变电站

中图分类号：TM45

在数字同步技术中，将数字信号波形向前移，并保持线性群延，这种前移是通过数字移相和相位均衡技术实现的。进行小范围的相位调整时，要依靠二次插值技术。在数字通信方面，提出了“分布式采样值控制块”的思想，来弥补电子式互感器标准互操作性比较弱的不足之处，并定制了分布式采样值控制块之间的通信协议。

1 电子式互感器

1.1 电子式互感器的概念。在电子式互感器的结构设计中，要通过采集器来实现模拟电信号的高精度采集任务，并将电信号下传。电子式互感器的两大核心是传感原理新型化和外部接口数字化。光学无源电子式互感器以光学器件作为传输介质来实现信号的采集和传输；它具有优良的信号传变性能。另一种非光学有源电子式互感器，也称罗氏有源电子式互感器，在它的整体结构中，高压侧的电子回路负责采集高精度的电信号，运用罗氏线圈等其他数据采集电路和传感器，将采集到的信号传输到低压地电位。这种传感技术相对来讲比较成熟，但是供电环境比较复杂。

电子式互感器的基本结构，见图1。

图1 电子式互感器的基本结构

1.2 电子式互感器的输出信号。电子式互感器的输出信号包括数字信号输出和模拟信号输出。其中数字信号输出中的电流测量值为2D41H，电流保护数值确定在01CFH，电压保持在2D41H；模拟信号输出电流互感器为150mV、225mV、4V。

1.3 电子式互感器的特点。电子式互感器满足了电力系统智能化和数字化的发展要求，测量精度非常高，且它的精度不受载荷变化的影响；有很好的绝缘性，因此，安全性比较高；不存在电流互感器开路或是电压互感器短路的风险，电子式互感器动态范围比较大；它不含铁芯，避免了铁磁谐振现象的发生；轻便、易携，有良好的暂态特性。

1.4 电子式互感器的配置原则。110KV及以上电压条件下，要综合考虑经济性和技术先进性，一般选用电子式互感器时，要全面把握其技术性和成本投入，可以选用电子式互感器或常规互感器；若电压在66KV及以下，用户外敞开配电装置保护测控集中布置的情况下，可以采用电子式传感器或者常规传感器，若果保护测控下放布置，选用常规传感器不较好。

2 数字通信技术和同步技术在电子式互感器中的应用

2.1 IED服务器模型。在电子式互感器的数字通信技术中，通过IEC61850-9-2LE标准配置思想搭建了IED服务器，在该服务器模型中，采集到的信号被绑定在两个采样值控制块上，即MSVCB01和MSVCB02，前者负责8路电流和电压的打包发送任务，后者将4路保护电流数据打包，并发送。两个采样值控制块还需要分析相关的信息状态。

2.2 分布式采样值控制块的可行性。IEC61850-9-2LE标准配置的采样值控制块包括采样值报文传输和采样值控制块读写，前者传输的报文直接到达以太网，要求具有很强的实时性；采样值控制块读写通过特定的通信服务映射，主要负责远程控制和在线监测，对实时性要求不是很高，但是具有很大的难度和复杂性。采样值报文传输和采样值控制块读写这两项服务的性质完全不同，就现阶段的单核心系统而言，要想实现两者同时进行是比较困难的。在实际通信中，MU服务器和客户端之间的联系通过MMS来实现连接。

2.3 分布式采样值控制块之间的通信协议的定制。分布式采样值控制块之间的通信协议包括FPGA和ARM通信协议，客户端要实现对SMV包发送的控制，就需要通过改变ARM中的对象的属性，通过建立通信联系，可以达到控制SMV包发送的目的。

ARM系统通过S-requests向FPGA系统发出请求，FPGA系统接受请求信息，然后经过调整和修改，把S-requests原语反馈给ARM系统。其中，ARM系统同时扮演着客户端和服务器的双重角色是分布式采样值控制块的核心部分。伴随着数字通信技术和数字同步技术的发展，电子式互感器中的各项信息数据的传输过程会得到进一步的完善，客户端与服务端之间的沟通和反馈质量也会不断得以提升。

3 结语

数字通信技术和数字同步技术在电子式互感器中的应用，使电子互感器的优势凸现出来，改良了常规互感器在绝缘、精度、谐振、饱和等方面的问题，也满足了电力系统智能化和数字化的发展要求。电子式互感器测量精度非常高，有很好的绝缘性，安全性比较高；不存在电流互感器开路或是电压互感器短路的风险，电子式互感器动态范围比较大；它不含铁芯，避免了铁磁谐振现象的发生；轻便、易携，有良好的暂态特性。在配置电子式互感器时，要综合考虑其技术的科学性、先进性以及经济性。对电子式互感器的研究要进一步深入，不断提高其稳定性和可靠性，将罗氏线圈型电子互感器的高压侧改装到低压侧，这是需要重点完善的技术，这样可以有效减短停电的检修时间。要进一步推广电子式互感器与断路器、变电器的集成组合应用，更好地实现客户端与服务端的连接。伴随着数字通信技术和数字同步技术的不断成熟和发展，电子式互感器厂家的产品质量也会逐步得到提升。

参考文献：

[1]罗彦，段雄英，邹积岩等.电子式互感器中数字同步和数字通信技术[J].电力系统自动化，2012，36（9）：77-81，91.

[2]王化冰，翟子楠.组合式电子互感器的研究与设计[J].仪表技术与传感器，2007，（5）：47-49.

[3]赵应兵，周水斌，马朝阳等.基于IEC61850-9-2的电子式互感器合并单元的研制[J].电力系统保护与控制，2010，38（6）.

[4]吴崇昊，陆于平，侯.基于时域连续有限冲激响应滤波器的电子互感器采样数据站间同步算法[J].中国电机工程学报，2006，26（12）：50-54.

[5]罗彦，段雄英，邹积岩等.高性能电子式互感器的数字同步技术和数字通信研究[C].//中国电机工程学会电力系统自动化专业委员会三届一次会议暨2011年学术交流会论文集.2011：1-7.

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关键词：数字化仪控系统；实验室；设备管理及运维；建设与应用

中图分类号：TL82 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）26-0069-03

1 概 述

目前国内新建大型核电机组无一例外均采用数字化仪控系统，其被称为核电站的“神经中枢”，核电站绝大部分的控制、监视、保护功能均通过其实现。但是由于数字化仪控系统在国内核电机组应用时间较晚，数字化仪控系统维修技能及设备管理水平还有待进一步提高。

对于核电站的维护人员而言，如何更好地摸清数字化仪控系统的“脾性”，掌握系统架构与原理，解决工程建设与机组运行期间的技术难题，成为一个不可避免的问题。为满足核电站对数字化仪控系统运维水平及检修质量的高要求，需要一套故障分析诊断，改造验证，功能开发，备件检测，技能培训的试验平台，为此宁德核电结合生产实际需求，于2010年开始进行数字化仪控系统实验室的建设。

2 实验室组成

2.1 总体介绍

宁德核电数字化仪控实验室由安全级DCS（1E-DCS）最小系统、非安全级DCS（NC-DCS）最小系统、汽轮发电机控制（P320）最小系统、PLC最小系统等子系统组成，各子系统之间通过网关、通讯站或硬接线相连，形成一套与生产现场功能基本一致的完整数字化仪控系统平台。宁德核电数字化仪控系统实验室网络拓扑图，如图1所示。

2.2 非安全级DCS最小系统

2.2.1 系统构成

非安全级DCS最小系统采用和利时MACS VI 平台，控制站采用实时多任务嵌入式操作系统，操作员站和服务器分别采用WINDOWS XP 和WINDOWS Server 2003 操作系统。

2.2.2 网络构成及配置

非安全级DCS最小系统网络结构从功能上可分为三个功能层次：管理网（MNET）、系统网（SNET）和控制网（CNET），三层网络都为冗余配置。非安全级DCS最小系统由3台操作员，1台工程师站，2台服务器，2台现场控制站，2台网关和2台通讯站组成。

2.2.3 各站点功能

①节点10、11为现场控制站：属于整个网络结构的LEVEL1层，接收现场设备及操纵员发送的数据，通过配置在控制站中的组态逻辑对数据进行处理。

②节点80、81服务器：接收控制站的数据，并对数据进行报警处理、生成日志、存储，同时能通过人机界面把操作人员的命令发送到LEVEL1层。

③节点90、91、92操作员站：操作员对电站进行控制、监视、维护等操作的人机交互设备，是操作员、工程师监视和控制现场设备的平台，DCS人机接口主要部分。

④节点60、61网关：用于与安全级DCS系统相互通讯，采用单项传输，其中60号网关数据为NC传输到1E，61号网关数据为1E传递到NC。

⑤节点65、70通讯站：与PLC/P320通讯接口。

⑥节点85工程师站：离线组态，现场工程修改。

2.3 安全级DCS最小系统

2.3.1 系统构成

安全级DCS最小系统主要由三菱电机供货，在硬件体系方面，由于维修活动涵盖安全级DCS 系统所有设备，因而最小系统的设计需要充分考虑尽量包含Level 1层系统和Level 2层系统主体设备、兼顾不同实验室及网络。

基于此，对最小系统结构进行了如下设计选型： Lever 1层系统有：主从冗余控制站、并行冗余控制站、GWPa 网关站、GWPb 网关站；

Lever 2层系统有：监视操作站、事故后监视站。这样使得最小系统具备较完整的层级架构。

2.3.2 各站点功能

①Station 1主备冗余站：该站实现主备冗余CPU控制站功能，I/O部分主要包括1个I/O从站（I/O机笼）及1个I/O隔离站，I/O从站中布置数字量与模拟量I/O卡件，I/O隔离站实现部分信号与I/O从站间的隔离。体现安全级DCS主备冗余CPU控制站典型逻辑，运算周期为100 ms。

②Station 2 并行冗余站：该站实现并行冗余CPU控制站功能，I/O部分主要包括2个I/O从站（I/O机笼），包括一个普通I/O机笼、一个PIF机笼。体现安全级DCS并行冗余CPU控制站的典型逻辑，运算周期为100 ms。

③Station 3监视及操作站：该站用于对过程信号进行监视、对设备的控制操作和状态显示，同时该站配备一台VDU显示器。组态部分下装类似于SFOC的设备操作、监视软件。

④Station 4事故后监视站：该站实现事故后过程信号监视功能，同时该站配备一台VDU显示器。组态部分下装类似PAMS软件，实现对其他各站的网络数据的监视功能。

⑤Station 5 GWPa网关站：安全级DCS网关站GWPa与非安全级DCS 60号网关对应，实现从NC-DCS向1E-DCS发送数据的通讯功能，其中包含与 Station 3 （监视及操作站）间的画面调用功能。

⑥Station 6 GWPb网关站：安全级DCS网关站GWPb与非安全级DCS 61号网关对应，实现从1E-DCS向NC-DCS发送数据的通讯功能，根据Station1、Station2中实现的典型逻辑，确定该站的通信点。

⑦Station 7维护工作站：维护站采用一套工控机，配备必要的MELTAC与MR1 500维护软件及一些辅助硬件，实现对安全级DCS最小系统的日常维护、培训及演示功能。

2.4 汽轮发电机控制最小系统

2.4.1 系统构成及配置

宁德核电汽轮发电机控制最小系统使用法国ALSTOM的P320TGC-SV2+系统。由CCL和STG控制器实现GRE汽机调节功能，由STP控制器实现GSE汽机保护的功能。最小系统配置有2台通讯控制器，2台汽机调节控制器，3台汽机保护控制器，1台现场I/O控制站，一台工程师站，一台操作站。

2.4.2 各站点功能

①CCL（通信控制器）：主要实现各控制器之间、控制器与P320人机接口、控制器与DCS之间的通信。汽机调节系统的开环控制逻辑也放在这个控制器中。

②FCL（现场I/O控制器）：主要用于应力计算和控制器故障检测。

③STG（汽机调节控制器）：实现汽机调节功能，保证汽机在各种工况下安全稳定运行。汽机调节系统的闭环控制逻辑放在这个控制器中。

④STP（汽机保护控制器）：实现汽机保护功能，保证汽机在异常情况下安全紧急停机。

⑤HMI（人机接口设备）：主要有工程师站，操作员站，用于工程维护，参数监视等功能。

2.5 PLC最小系统

宁德核电PLC最小系统，配置有AB PLC和西门子PCL两种PLC控制系统，这两种PLC为核电站现场常用PLC类型，其网络结构及主要设备与常规电厂类似。该系统配置了精简的网络、各种卡件以及必须的测试回路，可以对各种PLC卡件进行测试、通电保养维护；对现场的控制逻辑进行验证；对现场的疑难故障进行模拟复现，便于精确地对故障进行定位处理；对PLC的高级应用（如模糊算法等）结合现场的控制案例进行验证、研究，

3 实验室功能及应用创新实例

数字化仪控系统实验室建设的主要目的是服务于生产，通过在实验室开展各项工作，使得生产现场的仪控系统及设备性能更加稳定可靠，设备运维及管理水平上升到较高水准。根据以上目的，对实验室进行了五大功能定位，分别为：

①改造方案及平台升级验证。

②故障模拟及诊断。

③备件检测及卡件在线校验。

④功能开发。

⑤相关技术人员技能及防人因失效培训。以下分别对各项功能的应用情况进行介绍。

3.1 改造方案及平台升级验证

由于与参考电站的DCS系统采用不同的控制平台，且工艺系统有较多改进项，导致在机组调试期间及机组启动后，仍有大量设计变更需要在DCS中实施，DCS系统需要定期进行现场改造。由于核电站的特殊性，即使在完全卸料模式下也要求部分系统连续运行，没有DCS全停窗口，因此核电站的DCS现场改造与常规电站相比风险更高。

宁德核电利用实验室对DCS现场改造工作进行优化，创新性地采用了在实验室进行离线修改，并在实验室进行改造验证后，再下装到现场DCS系统的方法，并对数百条改造项目进行逐项分析，细分了清空下装与增量下装的项目，最终完整地提出了DCS改造的最优策略，充分发挥了DCS最小系统的全面仿真现场环境的优势，将同类型机组DCS改造下装的关键路径平均时间由72 h，大幅度缩短为4 h以内。同时，实验室还通过改造验证的功能，提前发现问题，避免了改造中可能存在的相关风险，共发现了110项改造文件问题，这些问题得以在下装到现场DCS前发现并解决。由于实验室发挥的这些超前、辨识、优化的作用，对机组提前发电投入商运起到了积极的正向促进作用。

3.2 故障模拟及诊断

数字化仪控系统实验室的故障模拟及诊断功能主要包括两部分：

①对数字化仪控系统自身设备的故障模拟及诊断，如DCS卡件异常后，可将故障卡件更换后安装到实验室最小系统进行故障复现，并利用其它检测工具对卡件进行检测，进一步判断故障原因；

②利用实验室，对工艺系统设备的故障现象进行模拟及诊断，如现场温度元件出现闪发温度突变的情况，则可将温度元件拆除后安装到实验室，与DCS系统相连，对温度元件进行各种故障模拟，如断线或电阻突变等，利用实验室可以观察到各种故障在DCS上的现象，进行故障的分析及诊断。

新建核电机组调试启动及生产运行阶段，经常会出现各种疑难故障，通过该实验室可顺利完成相关故障定位及处理。目前已完成了保护信号优选卡输出异常模拟及诊断；汽轮机旁路系统阀门波动模拟；GRH温度波动模拟及诊断等问题的诊断与处理工作。

3.3 备件检测及卡件在线校验

由于数字化仪控系统的设备大都为智能电子产品，无法通过外观检查进行备件是否损坏的判断。电子产品的浴盆效应，使得备件更换后短期内再次出现故障概率较高。为提高维修质量，宁德核电在进行数字化仪控系统备件更换前，都要在数字化仪控系统实验室进行诊断，校验，拷机，经拷机合格后才更换到现场使用。

通过制定相关的备件管理制度，定期对库房中的备件在实验室进行检测及校验，如DCS控制器，输入输出板件，保险，继电器等设备，检测及校验内容包括上电测试、通道输入/输出测试及校验、冗余切换测试，拷机测试等，确认备件的可用性。还可利用该检测及校验功能，在机组大小修期间定期对部分在装的DCS设备进行相应的详细检测，确认在装设备满足要求。

3.4 功能开发

功能开发是实验室的一项重要创新应用，由于该实验室的软硬件配置与生产现场一致，只是规模较小，因此完全可以利用实验室对各项功能进行重新优化或开发。

截止目前，功能开发主要开展了三大方面的工作：

一是利用实验室对工艺系统的控制逻辑、系统画面等进行优化，目前已经完成宁德核电DCS人机界面优化项目，针对DCS画面、报警、部分控制逻辑等进行了优化，这些优化项目先在实验室进行设计、实施、验证，验证合格后再在生产现场实施。

二是对仪控系统自身的软硬件功能进行优化，如开发的优选控制卡自动校验装置，继电器检测回路等，可以使得仪控系统的功能更加完善。

三是针对生产现场对象模型，开发了若干运行仿真系统，如化学与水处理控制回路的运行仿真系统，自动调节系统仿真控制回路，汽轮机冲转并网模拟控制系统等，充分利用实验室的开发优势，设计了一系列与生产现场紧密结合的仿真系统。

3.5 相关技术人员技能及防人因失效培训

在培训领域，可以作为维修人员的模拟机，已经实现将现场多类阀门、仪表等设备在实验室中与DCS互联，维修人员可以利用该实验室完全仿真现场设备故障工况、可以模拟主要系统运行工况。已经开发出诸如主控模块在线更换课程，热电阻温度传感器通道试验与故障判断课程，重要调节阀控制回路的连接与优化，重要辅机控制逻辑的组态等技能培训课程。

另外，针对特别仪控人员易出现人为失误的工作特点，开发相应的防人因失效培训课程，在硬件故障处理、逻辑组态、信号强制等工作流程中针对性的进行防人因培训。

4 结 语

国内外无论二代还是三代核电技术，数字化仪控系统的全面应用已是必然趋势，如何提高数字化仪控系统的设备可靠性，提高设备管理及运维水平，使得其更好地辅助核电站安全稳定运行是相关从业人员面临的一项重要课题。

宁德核电数字化仪控系统实验室的有效应用是核电站数字化仪控领域提高设备管理及运维水平的一次创新性尝试，其建设方案，功能设置，应用成果不仅可以作为目前国内核电站的应用范本，同时也为三代核电技术在相关领域提供了参考。

参考文献：

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关键词：变电综合自动化系统；闪电电涌侵入；防护措施

变电站中的电气设备一般分为一次、二次设备，二次设备主要是对一次设备进行监测、控制、保护的一种电气设备，主要有测量仪表、继电保护等。二次设备所形成的连接回路一般称之为二次回路，主要包含控制回路、测量回路、调节回路、继电保护回路等。在变电站的运行中，综合自动化系统通过现代技术对二次设备的相关功能进行组合优化，对设备进行监视测量后，从而实现变电保护的正常、稳定运行。

1 变电站的综合自动化系统

目前，在我国的电力系统运行中已经广泛地应用综合自动化管理系统，它以其独特优点得到了大众的认同。综合自动化系统为实现电力无人值守、电网自动运行等奠定了坚实的基础，同时还为提供更安全、可靠的高质量电能创造了一定条件。在我国实现自动化管理后，我国的变电站内部的电力装置全部发生了变化，以微机系统和大规模集成电力线路共同取代了之前的传统控制屏幕、电力中央信号系统以及落后的继电保护装置。

在变电站内部的二次自动化中，整个系统的中枢是中央处理机，中央处理机能够利用串行口以及前端采集、信息处理模块等实现通讯，同时将采集到的相关信息利用调制解调器本身的编码，以通讯网络作为传播的载体将信息发送至远端的电力调度工作室中。这样本地的另外一些电力工作站也能够通过局域网这个媒介访问中央处理机，利用并行口与打印机相连，将数据打印出来，真正实现远程化、自动化管理。变电站的综合自动化管理系统在我国发展较为迅速，可以说是我国电力改革中的里程碑式事件。

2 闪电电涌侵入的相关内容

闪电电涌侵入主要指的是由于雷电的作用，对架空线路以及电缆线路、金属管道等造成伤害。雷电波一般指的就是闪电电涌，它能够沿着管线侵入到房屋内，从而危害到人身安全以及电力设备。微机系统中的集成型电路，在运行时的电压仅有数伏，信号的电力仅有微安，而且就电磁式的保护装置来讲，它具备的耐热容量更小，对浪涌的承受力更低。当雷击出现，会使变电站内部的微机系统发生严重的损坏，因此，目前我国的变电所在综合自动化系统管理的基础上对自动化设备进行防雷工作，已经是我国电力系统稳定运行中的重要课题之一。

3 电涌保护器

电涌保护器主要是一种电器的保护设备，目的在于限制瞬态电压与分泄电涌电流，它的组成至少会有一种非线性元件。

电涌保护器依照元件的性质进行分类可以分成电压开关型保护器、电压限制及组合型保护器。电压开关型保护器在无电涌产生时是高阻抗，如果电压电涌发生突变则变为低阻抗，相关的组件会选择放电间隙、闸流管以及三端双间可控的硅元件等。电压限制型的电涌保护器在无电涌发生时表现的是高阻抗状态，但是随着电涌电流以及电涌电压逐渐上升，相应的阻抗就会随之变小，一般情况下组件采用的是压敏电阻与抑制二极管元件。

除此之外，组合型保护器主要是由二者的主要元件共同组合而成的（电压开关型保护器、电压限制型保护器），主要的特性是随电压特性而走，主要表现的是电压开关型或者是电压限制型，或者是两者都有。

4 闪电电涌侵入的主要防护措施

（一）变电站中变压器本身的低压侧设置保护器

一般情况下，变压器是变电站中最为重要的设备之一，为了防止闪电电涌的侵入，需要在变电站内部的变压器低压侧部位安装符合其等级的保护器。此类电涌保护器属于第一防护，在400v的进线柜母线侧进行安装，从而有效地将侵入到变电站内部的雷电电流泄掉，起到安全保护作用。

（二）在变电站内部的总配电柜设置保护器

为了更为有效地防止雷电电涌侵入，需要在变电站内部的总交流配电柜处安装上标准等级的保护器，通常都是在380v的线路上安装。此类电涌保护器是第二级的防护，能够有效地阻止雷击过电压通过交流配电线进入到变电站的中控室内，是一种二次设备。

（三）在变电站的电子信息交流电源处安装保护器

除了上述提及的两种方式之外，还可以在变电站内部的电子信息交流电源处，依照标准安桩电涌保护器，通常是在交流电源的进线端，如UPS处进行安装。此类电涌保护器属于变电站内的三级防护，能够有效地阻止雷电过电压通过交流线侵入到变电站内的电子信息设备上，防止设备的损坏。

（四）在变电站的直流电源处安装保护器

因为自动化检测系统的电源控制以及采集机构的特殊性，必须要将站内的交流电完全转化成为直流电，由此可见，直流电的安全与稳定才是控制机构安全运行的关键所在。因此，在直流电源侧或者是各个控制装置、采集机构前，选择相应等级的保护器进行安装，目的就是防止直流电源受到伤害。此类电涌保护器属于第四级的防护，通过此类防护措施能够从根源部位解决雷击对站内直流系统的侵害，最终保证变电站综合自动化系统的稳定运行。

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关键词：变电 自动化系统 管理

1、前言

随着信息技术的不断发展，电子计算机技术在各个领域都有广泛的应用。变电站综合自动化系统随着计算机网络技术的发展已经逐步取代传统的变电站二次系统，变电站综合自动化系统与传统的变电站二次系统相比有很多优点，首先，功能更强、更全，其次，测量更精确，操作更简便，运行也稳定和可靠，管理智能化。同传统变电站二次系统不同的是：各个保护、测控单元既保持相对独立，又通过计算机通信的形式，相互交换信息.实现数据共享.协调配合工作，减少了电缆和没备配置，增加了新的功能，提高了变电站整体运行控制的安全性和可靠性。

2、变电站自动化控制系统的管理

智能变电站，采用最先进的技术将成为变电所主变压器设备，包括辅助设备和设备。在自动化系统，其中最深远的影响，是用网络来取代第二电缆。新一代网络的应用将成为第二和连接电缆设计工作到通信结构、配置文件下载工作，监控系统的调试和运行管理的大变革。

2.1 系统设备管理

应用微处理器和最新的光电技术设计信号回路和被控制的操作驱动回路，使其结构简化，取消传统的导线连接方式，改用数字程控器及数字公共信号网络代替。在变电站二次回路中使用可编程序来替换常规继电器，使用光纤和光电数字替换传统的控制电缆和模拟信号。电子变压器通常从传感器模块和合并单位两个组成部分，感应模块安装在高压面，负责传来的信号进行同步合并的感觉处理模块，然后分配给其他设备，在信号传入到控制系统中时，翻译成数字信号、合并单元安装在二次侧的。由于变压器生产商改变速度和力量并不好，因为二次设备行业，在将来的一段时间，将配置的传统方法将智能信号进行储存。通过智能终端获取设备状态、断路器、隔离开关、设备寿命周期长，通过光纤网络传输到其他设备，得到保护和监控指挥一个仪器的操作。

2.2 系统监控管理

使用微机监测系统来实现监测、评估和报警等功能，采集的报警信号经过监测微机数据处理，再将数据信号经过光纤传输到控制中心的监控计算机，控制和保护信号也经过微机数据处理后通过光纤传输到主控室电脑监控，防止监控机器损坏或偷窃造成重大损失，系统监控软件和数据需要实行实时备份管理。监控系统是一个实时运行的控制系统，如果系统受到攻击其后果很严重，为此必须有独立的综合自动化网络，并在监控网与其它网络联接处，装加硬件防火墙。各变电站自动化系统相互独立，不受其他变电所设备的影响。

2.3 系统安全管理

综合自动化系统信息处理功能强大，自动化程度高，所以安全就显得尤为重要。变电站信息传输都是通过网络传输实现的，如在传输过程中收到恶意攻击，变电站监控中心处理不当的话，有可能对自动化系统带来极坏的影响，甚至可能导致整个系统瘫痪。做好预防措施，在主站端定期作好数据库备份，同时作好防止主站系统崩溃时备用系统的运行管理工作。所以在先进设备和通讯网络，建成投产的同时必须同步加强系统安全管理，尤其是网络安全管理。在使用综合自动化系统的变电站之间，适当控制通信网络规模，控制通信模式，实行网络点对点通信，在局域网络加上单向隔离装置，装置在任何隋况下，都要隔离措施通过软件实现，如闭锁软件控制网络安全。安全监督管理软件操作系统和软件监控实施保护，为监测机与特殊的力量，以工业控制系统的雷电防护。

2.4 系统运行管理

变电站运行管理主要有两个方面，电力生产运行数据管理和运行操作管理。运行数据管理有数据分析、分流交换等，特别是运行故障信息分析自动化处理，即时为运行故障提供故障数据分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见。及时为系统运行状态提供数据支持，用变电站运行“状态检修”替代原来的变电站设备“定期检修”。使得变电站运行更加安全可靠。运行操作管理需要提高操作人员的手动操作技能，减少操作人员的工作压力，提高系统和各种设备的工作效率，严禁随意接入系统，防止数据遭到破坏。形成操作规范，操作过程实行流程化，操作人员实行制度化管理。采取有效的措施防止突然监控机器正常运转情况下发生故障，严格执行操作机器管理规范，防止监测机受到感染，使用专用移动存储介质，严禁使用外来移动存储设备。加强部门管理，定期检查与不定期抽查相结合，发现问题及时处理。

2.5 系统网络化管理

电站自动化系统实行自动化管理的关键是利用计算机技术，特别是利用网络技术进行数据传输与采集。网络系统是数字化变电站自动化系统的命脉，它的可靠性与信息传输的快速性决定了系统的可用性。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、故障波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测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/0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。变电站自动化系统可利用网络实现多个CPU协同采样、MD转换，运算、输出控制命令，形成整个流程更加快速和简捷，如何控制好采样的同步和保护命令的快速输出是一个复杂问题，其最基本的条件是网络的适应性，要害技术是网络通信速度的提高和合适的通信协议的制定。假如采用通常的现场总线技术可能不能胜任数字化变电站自动化的技术要求。数字化变电站自动化系统的两级网络全部采用100MHz以太网技术是可行的。

3、结语

变电综合自动化系统在变电站中越来越广泛的使用，传统的繁琐和复杂的控制与保护系统必将逐渐被淘汰。变电综合自动化系统的自动化程度也逐渐提高，随着智能化开关、光电式互感器等一些新型设备的出现，变电站自动化技术又将进入一个新的发展阶段。智能化、数字化是变电综合自动化系统今后发展的方向。

参考文献

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[关键词] 分散式 变电站 综合自动化 农网

一、引言

分散式变电站综合自动化系统具有自动化程度高、运行可靠、占地少、投资省、设计、运行、维护简单等突出优点，因此它近年来一直是农网改造中新建变电站的首选系统。我局自98年“两改”工作开展以来，新建变电所两座，全部采用分散式变电站综合自动化系统。现以FBZ分散式变电站综合自动化系统为例，介绍一下该系统在农网中的应用。

二、系统特点

FBZ分散式变电站综合自动化系统以线路为单元，采用分散式设计，辅助以功能单元设计; 35kV以下设备按线路将保护和远动功能组合设计，减少硬件冗余，提高设备的可靠性; 35kV以上的设备，按功能将遥测、遥信、遥控、遥脉（遥测脉冲电能表脉冲数） 组合设计; 既可分散布置，又可集中组屏。中央管理单元采用双机热备用设计，可自动切换值班、备用方式，包括切换各通信口与上级调度、与各种微机保护及其他设备通讯。系统通信采用高抗干扰的工业现场总线，直接和各功能单元节点相连接，并配有485网作为CAN网备用网，通常同时运行，增强网络的可靠性。

该系统集当地监控、线路测量及线路保护和各种微机保护于一体，实现变电站实时数据采集，电气设备运行监视防误闭锁，控制操作，电压自动调节，小电流接地选线，远动通讯，保护设备状态监视，检查与修改保护定值等功能。

完全取代传统的变电站二次系统，省去各种表盘及中央控制屏，实现变电站综合自动化系统或者无人值守变电站。

三、系统组成

我局35kV进化变电站FBZ综合自动化系统由FBZ-G301系统管理单元、后台机监控系统、FBZ-B306A变压器后备保护测控装置、FBZ-B301线路保护测控装置、FBZ-B302电容器保护测控装置及电能计量屏六部分组成。B301、B302、B306装置通过CAN总线与系统管理单元G301互连，由它们对线路和变压器等设备进行监控和管理。后台机监控系统，采用惠普D9819A#AB2型微型计算机，配置PIIICPU，64M内存，10G硬盘，外接音箱和打印机，系统的软件环境为: DOS6.2、WINDOWS NT 4.0中文版、Visual C++5.0。后台机监控系统运行情况，故障时发出语音报警信息，并可定期或不定期打印各种报表。后台机通过内置网卡与FBZ-G301系统管理单元相连接，接口标准为RS-232C，接线方式采用三线制（RXD、TXD、GND），全双工工作方式。系统框图如图1所示。

1、FBZ-G301系统管理单元

FBZ-G301系统管理单元是主站/当地监控与FBZ各功能单元及其它微机保护装置之间交换信息的枢纽。液晶显示屏可显示所有信息的内容，并能监视各个通道的通讯内容。共有多达8个通讯口可满足各种接口的信息交换，其中2个主站通道（标准RS232接口/MODEM复用），2个当地通道（标准RS232接口），4个微机保护装置、直流屏或智能电度表接口通道（标准RS232接口/422接口/485复用）。考虑到常规远距离通讯，两个主站通道内含调制解调器进行载波通讯。管理单元具备双机备用切换功能。网络通讯采用高抗干扰的CAN网、485网，二网互为备用。G301管理单元由CPU板、通讯接口板及输入输出板组成，如图2所示，CPU板外接面板液晶显示。

2、FBZ-B306A变压器后备保护测控单元

特点

FBZ-B306A变压器后备保护测控单元是一种集保护、测量、监控等功能为一体，性能价格比和可靠性均较为理想的变电站自动化装置。它采用多CPU结构，信息共享率高，具有较强的运算、处理能力。FBZ-B306A独立的信号采集处理电路笔操作回路，可取代间隔内全部常规的二次设备，大大减少了硬件冗余，简化了装置接线，提高了装置可靠性。通讯总线采用双高抗干扰的工业现场总线CAN总线，从而保证了高速、可靠的通讯能力。

监控原理

FBZ-B306A变压器后备保护测控单元可完成单台变压器单侧间隔的全部监控功能，如遥测、遥信、遥控、遥脉等。

（1）遥测

FBZ-B306A遥测算法适用于三表法接线。电压和电流信号在周期T内间隔采样，采样值由CPU进行分析、计算，得到各相电压（U）、电流（I）、有功功率（P）、无功功率（Q）、频率（F）、功率因数（cosΦ）、有功电度（Wp）、无功电度（Wq）等。

（2） 遥信和遥脉

遥信和遥脉均为开关量信号的形式输入，经过光耦合隔离和滤波到CPU，大大提高了装置的安全性和抗干扰性。CPU采集到开关量后检测全部信道是否发生变位并加以记录。对发生变位信道进行带时限的监视，以有效滤除各类干扰信号，如继电器触点抖动、强电磁干扰等，经确认的开关量变化将按遥信或遥脉性质分别加以处理，滤波时限将根据继电器型号等现场具体整定。遥信信道的变化情况将通过遥信变位和遥信事件两种形式记录和上传，遥脉将由CPU累计脉冲的个数，上传脉冲电度。FBZ-B306A装置共有6路遥信输入信道，2路遥脉输入信道。

（3）遥控

FBZ-B306A变压器后备保护测控单元可直接操作变电站一次设备——断路器。CPU下达的控制操作经过逻辑电路、控制操作回路得以执行。一次完整的控制操作流程如下: CPU收到下发遥控命令进行相应的合闸或跳闸操作，CPU对操作的过程进行校验，并将结果上发返校; 若动作正确，下发执行命令，启动出口回路，出错则下发撤消命令。返校、执行采用两级电压闭锁，以提高装置的可靠性。

FBZ-B306A变压器后备保护测控装置单元在设计上采取了多种抗干扰措施，逻辑电路和操作回路具有片级自检能力，当控制中发出错误时可迅速检测出错环节，通过报文上传或面板显示等途径提示操作者，大大简化了维护工作，缩短了故障排除时间。装置还可另外提供手动操作机构，可作为遥控操作的备用装置。

保护

三相电压Ua、Ub、Uc，三相（两相）电流Ipa、Ipb、Ipc，作为装置的保护模拟输入量。作为变压器的单侧后备保护，采用的保护有三段过流保护、过负荷告警、非电量（重瓦斯、轻瓦斯、油温高等）保护、PT断线告警。

2、FBZ-B302电容器测控装置

特点、监控原理

同FBZ-B306A。

保护

三相电压Ua、Ub、Uc，三相（两相）电流Ipa、Ipb、Ipc零序电流I0或零序电压U0作为装置的保护模拟输入量。U0用于采用零序电压保护或不平衡电压保护的电容器单元的零序电压或不平衡电压的采集; I0用于采用零序电流或不平衡电流保护的电容器单元的零序电流或不平衡电流采集。采用本装置的电容保护有：三段过流保护、过电压保护、欠电压保护、零序电压/不平衡电压保护、零序电流/不平衡电流保护、PT断线告警。

3、FBZ-B301线路保护测控装置

特点、监控原理

同FBZ-B306A

保护

三相电压Ua、Ub、Uc，三相（两相）电流Ipa、Ipb、Ipc，线路抽取电压UTQ，零序电流3I0作为装置的保护模拟输入量。UTQ是当重合闸采用检无压或检同期时的线路抽取电压，当重合闸采用非同期方式时，UTQ可不接; 3U0、3I0用于小电流接地迁线及告警。本装置提供的保护有: 三段过流保护、三相一次重合闸后加速保护、低频减载、过负荷保护、小电流接地选线、PT断线告警。 四、结束语

分散式变电站综合自动化系统由于在我局首次使用，运行和维护难免缺乏经验，所以在系统安装调试阶段，我局就选派了大专以上学历的人员进行跟踪学习，为系统的如期投运和安全运行打下了基础。另外，根据分散式变电站综合自动化系统的“四遥”功能，配合未来电网的调度自动化系统，通过适当的通信规约将实现变电站无人值班，真正达到减人增效，还可逐步建成电力企业的现代化信息网络，为中低压电网的科学管理提供信息和决策依据，最终实现中低压电网的调度自动化、管理科学化和企业现代化。

参 考 资 料

[1]FBZ分散式变电站综合自动化系统管理单元说明书

[2]FBZ-B306A变压器后备保护测控装置说明书

[3]FBZ-B302电容器保护测控装置说明书

[4]FBZ-B301线路保护测控装置说明书