浅谈变电站自动化系统调试及常见问题摘要：近年来，随着社会生产的不断发展，电力系统自动化控制技术近年来得到了快速的发展。本文通过对变电站综合自动化系统的介绍，提出了建设自动化变电站的概念及其重要性和必要性。介绍了自动化变电站的一些特点，指出现阶段自动化变电站在技术和管理上存在一些不足，并针对自动化系统运行安全提出了一些看法和建议。
关键词：电力；自动化系统；变电站；调试
1变电站综合自动化系统介绍
自从结构模式提出来之后，变电站综合自动化系统两大瓶颈问题得到了解决(开放式变电站的综合信息的管理与不同协议led并网)，可以根据具体情况灵活配置自动化系统，来满足不同的类型变电站需求。
1．1变电站自动化系统主要功能
变电站自动化系统主要的功能有：
(1)微机的保护功能。包括母线保护、一次或多次重合闸功能、电容器保护、变压器保护、低埘减载、备用电源自投等。
(2)数据的采集模拟量与采集状态量。
①模拟量的采集：采样各个进出线回路功率与电流值、各段的母线电压；电网相位和频率等电量的参数以及变压器的压力、瓦斯值以及温度等非电量的参数。
②状态量的采集：包括变压器分接头位置、接地刀闸状态、隔
该系统是一种结合变电站自动化最新技术和发展方向，采用先进的计算机技术、嵌入式微处理器技术、DSP数字信号处理技术、以太网技术，研发出的新一代高度集成、结构紧凑、功能强劲并充分优化的变电站自动化系统。 系统适用于220kV及以下各种电压等级的升压或降压变电站，通过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。变电站自动化系统以计算机技术为基础, 以数据通讯为手段,以信息共享为目标，提供了测量、控制、监视、保护、录波、通信、报表、小电流接地选线、电压无功自动补偿、五防、故障分析及其他自动化功能，在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等方面发挥了重要作用。 变电站综合自动化系统由站控层、通信层和间隔层组成。 1.站控层：包括操作员工作站、工程师工作站、五防工作站、Web工作站、GPS卫星对时系统，站控层设备采用100M工业以太网连接，根据厂站规模和用户需求可以增加工作站或减少部分工作站。 2.通信层：主要由光纤网线双绞线等通信介质、以太网交换机、通信管理机等设备组成，根据不同的厂站规模和用户需求，可自由选择RS485工业总线、星型以太网、双以太网、
光纤环网等不同的组网模式，系统开放性好，组网灵活。 3.间隔层：以一次设备为对象，采用单元式配置，根据厂站规模和用户需求，可选择采用保护测控一体化设备，或者选择采用保护和测控相互独立的设备。各单元独立性强，系统组态灵活，具有高可靠性、高扩展性。装置维护简单方便。 变电站综合自动化系统拥有如下优点： 1、完整的变电站自动化系统解决方案，以高性能的子系统构造优异的变电站自动化系统; 2、系统扩展方便、功能灵活，满足变电站设备的增加及系统功能增加的需求; 3、面向变电站的整体设计，将保护、测量、控制、通讯融为一体，全方位思维，大大减少了用户现场的调试量; 4、采用先进的现场总线通信方式，标准的IEC60870-5-103通讯规约，大大提高了通讯速率及系统的可靠性; 5、间隔层可集中组屏也可按站内一次设备分布式布置，直接安装于开关柜上，既相对独立，又节省投资; 6、间隔层采用32位DSP技术，使产品的稳定性和运算速度得到保证; 7、继电保护功能独立，完全不依赖于通讯网，仅通过通信层交换信息; 8、友好的人机界面，全汉化菜单操作，使用户操作更简单。
分析智能变电站自动化系统调试常见问题及解决方式 近年来，在社会生产的带动下，电力系统自动化控制技术近年来得到了快速的发展。完善的自动化系统是智能变电站实现信息化、自动化、互动化的关键。本文通过对变电站综合自动化系统的介绍，分析了变电站自动化系统的主要功能，以及变电站自动化系统中常用的通信方式，分析了远程电能量数据终端（ERTU）调试策略以及电压无功综合自动控制系统调试策略，最后提出了自动化调试策略的应用，对实际调试工作有很强的指导作用。 标签：智能变电站、自动化系统调试、常见问题 一、智能变电站的特点 智能变电站作为智能电网的重要组成部分，为电网的安全稳定运行提供了实时运行数据，为电网的智能调节提供了重要的技术支持。与常规变电站相比，智能变电站用大量的光缆取代了电缆传递实时数据，数字采样方式代替了传统的模拟采样方式，数据的可靠性和抗干扰性大幅提高，二次接线也大幅简化。 二、智能变电站自动化系统主要功能 1 微机的保护功能，主要体现在对母线的保护、一次或多次重合闸功能、保护电容器、保护变压器等。 2 设置一些远方的整定的保定值，该功能具体指可以针对保护装置设置能够提供保护的定值，以便设备在必要时能够根据实际情况进行实时切换。 3 操作与控制的主要功能在于能够对变压器的分接头实施调控，并同时能够对隔离的开关的合与分实施控制。 4 电容器的自动调换、电压的自动调控以及备用电源的自动投入功能，这一功能的具备，可以实现电容器自动切换通过电压和功率因子的自动变压器。一旦主电源发生故障不能持续供电，将自动投入事先准备好的备用电源。 5 数据统计以及记录。可以将整点数据日报表、每日峰值以及谷值、输电线的功率、电压等数据及时地记录下来，尤其是一些脉冲量、状态量和数字量等，在对数据结果进行处理后，送往监控系统的调控中心，以对数据实施操作控制并对存现问题的结果进行修改，最后归档。 三、智能变电站自动化系统调试常见问题 智能变电站作为智能电网的重要组成部分，在电力传输中发挥着突出的作用，但是从其实际运行来看，其自动化系统会时常发生调试异常问题，该问题困扰智能变电站的具体运行，所以做好分析意义显著。
变电站综合自动化解决方案 三旺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。
变电站综合自动化需求>> > 测控装置的串口信号要求能连接到以太网， 用于本地和远程控制站点高级管理和同 步化 > 适应变电站恶劣环境 > 保证变电站重要数据传输的优先性和稳定 > 设备种类繁多， 要求通信设备符合电力 IEC61850 规约， 兼容变电站各种智能设备 方案优势>> > 符合 IEC61850 标准的串口服务器与工业交换机完美结合 > 产品优于 IEC61850-3 标准的 EMI 抗性，工业四级设计能在严酷的环境下可靠、 稳定工作 > 交换机支持 QOS、 VLAN 等网络技术， 保障变电站重要数据的传输优先性和独立性 > 设备设计符合 IEC61850 规约，能兼容变电站任何智能设备
<<关键产品>> ◎支持接口类型可根据需要搭配 ◎支持 SW-Ring 环网冗余专利技术，网络故障自愈时间＜20ms ◎支持 802.1X、密码管理、端口镜像、端口汇聚 ◎支持支持 DC110~220V 或 AC100~240V 三位端子电源输入 ◎无风扇设计,工业级设计，-25~70℃温度工作范围 ◎IP30 防护等级，19 寸标准机架安装方式 IES5024 系列
? 支持 RS-232/RS-485/RS-422 三种串口形式 ? 支持 300bps~115200bps 线速无阻塞通信 ? 支持虚拟串口驱动访问模式和网络中断自动恢复连接功能
NP316 系列
智能变电站二次系统调试方法研究 变电站作为现代电力系统中的重要组成部分，肩负着电力系统中电能的电流以及电压的转换，是电力供电系统电流及电压集中分配的重要场所。随着科技的发展，智能变电站凭借其自身的优势在当前我国电力系统中得到了广泛的应用。智能化变电站二次系统运行的安全性、稳定性直接关系着我国经济的健康发展。智能化变电站二次系统作为整个供电系统的核心，智能化技术在整个系统中发挥着很大的作用，能有效地提高二次系统自动化的工作效率，实现供电系统的自动化控制。文章对智能变电站二次系统调试方法进行了相关的研究。 标签：智能变电站；二次系统；调试方法 引言 智能变电站作为现代科学技术发展形势下所形成的一种产物，其在电力系统中的作用越来越大。变电站是电力系统中对电能的电压计电流进行交换、集中和分配的重要场所，变电站二次系统的质量好坏直接关系到电力系统的正常运行。在这个快速发展的社会当中，人们对用电的需求越来越大，要想保障我国社会发展以及人们的正常需求，就必须对变电站二次系统的调试工作引起足够的重视，从而保障供电质量。 1 传统变电站二次系统中存在的问题 1.1 不能满足现代电力系统高可靠性的要求 在变电站二次系统中，变电站的继电保护和自动装置、远动装置等采用的都是电磁型或晶体管式设备，这些设备结构复杂、可靠性不高，缺乏自我检查故障的能力。一旦出现故障，都是依靠对常规二次系统进行定期的测试和校验来发现问题，这样的工序相当复杂，而且装置的可靠性能差。另外维护人员在定期检测中由于粗心弄错了装置，以至于存在隐患，这种状况经常发生。传统的变电站硬件设备功能是独立的，彼此间的联系很少，设备型号庞杂，在组合过程中协调性差，也容易造成设计隐患。 1.2 供电质量缺乏科学的保证 随着经济的持续发展，人民生活水平和生活质量不断的提高，人们用电量越来越大，加上工业用电和农业用电，使得电网供电负荷加大，电网运行随时可能出现故障。电能质量主要是通过电压、电流强度来体现的，电压合格与否不单单是靠发电厂调节，各变电站，特别是枢纽变电站也应该通过调节分接头位置和控制无功补偿设备进行调整，使其运行于合格的范围。传统的变电站，大多数不具备调压手段，以至于很容易出现各种问题，一旦问题发生，不能采取有效的补救措施，且缺乏科学的电能质量考核办法，不能满足目前发展的电力市场的需求。
变电站综合自动化系统设计方案 1.1.2 研究现状 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。 如今变电站综合自动化已成为热门话题，研究单位和产品也越来越多，国内具有代表性的公司和产品有：北京四方公司的CSC 2000系列综合自动化系统，南京南瑞集团公司的BSJ2200计算机监控系统，南京南瑞继电保护电气有限公司的RCS一9000系列综合自动化系统，国电南自PS 6000系列综合自动化系统、武汉国测GCSIA变电站综合自动化系统、许继电气公司的CBZ一8000系列综合自动化系统。国外具有代表性的公司和产品有：瑞典ABB的MicroSCADA自动化系统等。现在的变电站自动化系统将站内间隔层设备（包括微机继电保护及自动装置、测控、直流系统等）以互联的方式与主机实现数据交换与处理，从而构成一种服务于电网安全与监测控制，全分散、全数字化和可操作的自动控制系统。 本系统站控层用的软件工具是瑞典ABB公司开发的用于变电站自动化系统的MicroSCADA和COM500，COM500作为前置机，它是整个系统数据采集的核心，MicroSCADA用于后台监控；间隔层测控装置用的主要是芬兰ABB公司生产的是REF54_系列和瑞典ABB公司生产的REC561等自动化产品，远动装置用的是浙江创维自动化工程有限公司自主研发CWCOM200。
变电站综合自动化系统的组成和主要功能； 系统概述； 本次设计采用YH-B2000变电站综合自动化系统，其系统是面向110KV及以下电压等级变电站的成套自动化设备其是陕西银河网电科技有限公司开发研制的新型设备，该系统是在总结我国微机变电站运行经验基础上，根据国内外新的发展趋势，以提高电网的安全经济运行为宗旨，以方便现场安装调试、无人值守为目的，向智能化迈进的全新概念综合自动化系统。 其设备从变电站整体出发，统一考虑保护、监测、控制、远动、直流和五防等功能，避免了功能装置重复备置等弊病，及减少投资，又有利于变电站运行管理和维护。 YH-B2000变电站综合自动化系统组成结构如下图；
该系统在我国首次集微机保护和远动为一体，并率先把这种装置直接安装于高压开关柜上，系统总体结构设计是以单元分散型嵌入式为指导思想，系统装置中每个单元的结构、外观和尺寸是完全一致的。其可把各个单元分散安装在一次设备上，或集中组屏按装。相比两者具有明显的优点；可以大大减少连接开关柜控制屏及控制室的各种电缆，减少控制室面积，从而节省了变电站综合造价，简化了施工，方便了维护，并且提高了变电站的可控性，可扩展性和灵活性有了很大提高。消除了因设备之间错综复杂的二次电缆引线接错造成的问题，提高可靠性 YH-B2000变电站综合自动化系统是面向对象设计的。系统中每一种单元都面向变电站内的各种一次设备。如线路单元，就是面向开关柜设计的，它包含了对该开关柜的控制、测量、事故记录和线路的各种保护等；电容器单元也像线路单元一样，它是面向电容器组的；变压器是变电站的核心设计，YH-B2000型变电站综合自动化系统对变压器设计了三种面向它的完全独立的功能单元。第一是主保护单元，它主要完成变压器差动保护等。第二是后备保护，它主要完成变压器的过流保护等。第三是变压器的测控单元，主要完成主变的有载调压控制和电气量的测量。备自投单元是完成变电站两路电源的自动投切功能的。直流子系统也被YH-B2000型变电站综合自动化系统纳入了整体成套范围，作为系统的一个单元整体规划设计。 YH-B2000型变电站综合自动化系统无论是以何种方式安装，所有单元均通过一梗三芯通讯电缆同后台总控单元实现实时数据交换。
智能变电站的调试流程及方法 一、智能变电站 智能变电站主要由站控层、间隔层和过程层组成。其中站控层的作用是对全站设备进行监视、控制、告警和交换信息，并即时完成数据的采集监控、操作闭锁、保护管理；间隔层的作用是对间隔层的所有实时数据信息进行汇总，并对一次设备提供保护和控制；过程层则用于电气数据的检测、设备运行参数的在线检测与统计以及操作控制的执行等。 这三层结构通过以太网、光缆等紧密地联接在一起，使得信息的采集、处理、执行等更加迅速便捷。由智能化变电站的结构图可以看出，智能变电站是智能电网的基础，在智能电网的体系结构中具有重要的作用。 二、智能变电站调试流程 2.1变电站调试流程简述 变电站调试流程可分为设备出厂验收、现场调试两大部分。出厂验收是对即将出售的设备进行质量检查；调试工作是对现场安装的设备进行现场调试，现场调试按照流程可分为单体调试、分系统调试、系统调试。 2.2智能变电站调试流程 按照《智能变电站调试规范》执行，职能变电站的调试可按照一下流程：组态配置→系统测试→系统动模（可选）→现
场调试→投产试验。 2.2.1组态配置。组态配置是智能变电站系统设计的一个步奏，是在设计图纸或意图下，进行实例化变电站内各IED设备的ICD文件，并设置为SCD文件。这项工作一般由系统集成商完成后由用户确认，这里的“用户”可以是设备使用单位，也可以是设备使用单位制定的设计调试单位。 2.2.2系统测试。系统测试是为了确保设备主要功能的正确性和设备性能指标处于正常值范围的调试实验，调试包括装置单体调试和变电站各分系统调试。 2.2.3系统动模。系统动模是为了验证继电保护等整体系统的性能和可靠性进行的变电站动态模拟试验。系统动模是在国家认定的实验机构或者具备相应实验资质的实验室进行的实验工作。动模试验的一次接线方式尽可能的与实际工程相一致，实验系统规模较大是，可以减少规模，但应保证能完成各类型保护的所有故障类型的测试。 2.2.4现场调试。现场调试是为了确保系统和设备现场安装连接和功能的正确性而进行的实验。现场调试实验包括回路、通信链路检验及传动试验。同时，设备辅助系统的调试也在现场调试阶段进行。 2.2.5投产试验。投产实验是设备在安装投入使用中用一次电流及工作电压进行检验和判定的试验。投产试验包括一次设备启动试验、核相与带负荷检查。
变电站综合自动化结业论文变电站综合自动化系统通信 系部：电力工程系 班级：供用电12-4 姓名：豆鹏程 学号：2012231026
【摘要】 变电站综合自动化功能的实现，离不开站内工作可靠、灵活性好、易于扩展的通信网络，以来满足各种信息的传送要求。在变电站综合自动化系统中，通信网络是一个重要的环节。本文对通信网络的要求和组成、信息的传输和交换及通信的功能作了有详细的介绍。 【关键字】 变电站综合自动化系统；信息传输；数据通信
变电站综合自动化系统的通信 引言 变电站综合自动化系统实质上是由多台微机组成的分层分布式的控制系统，包括监控、继电器保护、电能质量自动控制系统等多个子系统。在各个子系统中，往往又由多个智能模块组成，例如微机保护子系统中，有变压器保护、电容器保护和各种线路保护等。因此在综合自动化系统内部，必须通过内部数据通信，实现各子系统内部和各子系统间信息交换和实现信息共享，以减少变电站二次设备的重复配置和简化各子系统间的互连，提高整体的安全性。[2、5] 另一方面，变电站是电力系统中电能传输、交换、分配的重要环节，它集中了变压器、开关、无功补偿等昂贵设备。因此，对变电站综合自动化系统的可靠性、抗干扰能力、工作灵活性和可扩展性的要求很高，尤其是无人值班变电站。综合自动化系统中各环节的故障信息要及时上报控制中心，同时也要能接受和执行控制中心下达的各种操作和调控命令。[2] 因此，变电站综合自动化系统的数据通信包括两方面的内容：一是综合自动化系统内部各子系统或各种功能模块间的信息交换；而是变电站与控制中心的通信。 一、变电站内的信息传输[2、3、5] 现场的综合自动化系统一般都是分层分布式结构，传输的信息有以下几种： （一）现场一次设备与间隔层间的信息传输 间隔层设备大多需从现场一次设备的电压和电流互感器采集正常情况和事故情况下的电压值和电流值，采集设备的状态信息和故障诊断信息，这些信息主要是：断路器、隔离开关位置、变压器的分接头位置、变压器、互感器、避雷针的诊断信息以及断路器操作信息。 （二）间隔层的信息交换
模块化智能变电站建设模式研究 发表时间：2017-11-02T12:16:46.597Z 来源：《电力设备》2017年第18期作者：张海文[导读] 摘要：随着全球经济的飞速发展，人们对能源的高效利用日益重视，变电站的作用就显得格外重要，本文就化智能变电站这一课题，探讨其建设背景、模块划分以及典型的设计技术，希望对读者有所助益。 （国网海北供电公司青海 812200）摘要：随着全球经济的飞速发展，人们对能源的高效利用日益重视，变电站的作用就显得格外重要，本文就化智能变电站这一课题，探讨其建设背景、模块划分以及典型的设计技术，希望对读者有所助益。 关键词：模块化智能变电站设计 1智能变电站模块化建设背景 1.1研究背景 随着国际国内能源形势的深刻变化，加快建设智能电网的需求迫在眉睫。变电站是电力网络的节点，它连接线路、输送电能，担负着变换电压等级、汇集电流、分配电能、控制电能流向等功能，变电站的智能化运行是实现智能电网的基础环节之一。模块化智能变电站是变电站建设的一种创新模式，从设计到建设阶段将全过程遵循“标准化设计、工厂化加工、装配式建设”的管理理念，通过电气一、二次集成设备最大程度实现工厂内规模生产、集成调试、模块化配送，减少现场安装、接线、调试工作，建筑物采用装配式结构，工厂预制、现场机械化安装，将工业建筑实现标准化设计，统一建筑结构、材料、模数等，实现设计、建设标准化，有效提高建设质量、效率，提升电网建设能力。 1.2研究现状 2012年以来，新一代智能变电站概念设计方案应运而生，构建了以集成化智能设备、一体化业务系统及站内统一信息流为特征的新一代智能变电站设计方案。2013年，变电站模块化建设研究工作和试点工程又取得了突飞猛进的进展，提出了“模块化建设”的工程建设理念。设备厂商设计生产的电气设备质量的提高和电网可靠性的增加及电网发展的需求，推动了变电站设计模块化方案的可行性。 2智能变电站的模块化划分 智能变电站是随着科学技术的普及而出现的一种新型变电站形式，具有自动化和信息化的特点。对于它的模块化来说，属于变电站建设的一种新型模式，是时代发展的产物，它的模块化建设主要涉及到主变压器、高压开关、中压开关、中压配套设备和综合自动化等五个部分，它们相互作用、联系，共同构成智能化变电站。 第一，主变压器。它是通过拔插的方式，和高压进线电缆接头相互连接，在全封闭和多股电缆母线桥架，来实现和中压出线的相互连接。 第二，高压开关。它是在进出线部位选择拔插的具体方式，在气体绝缘封闭方式的利用下，来实现和组合电器的相互连接。 第三，中压开关。它是选择一体化的预装性质的组合电器。 第四，中压配套设备。这一设备中，它的结构构成主要是以消弧线圈、接地变压器以及无功补偿装置为主的o 第五，综合自动化。它属于是选择一体化预装式的控制室。 在实际的变电站建设中，这五个功能模块都是需要在事前进行调试的，在开始安装操作时，依次选择的是一次电缆、连接变压器、开关和配套设备、综合自动化选择通讯线路、电缆连接，在各个部分连接完成之后，最后开始进行整体上的调试工作，对各个功能组成进行性能的测试，以确保智能变电站模块化建设的顺利进行。 3 智能变电站模块化典型设计技术 3.1预制舱式二次组合设备设计 针对原来变电站单独配置的二次设备室，占地面积相对比较大，新一代智能变电站通过设计优化，提出了预制舱式二次组合设备，用体积较小的舱体来替代二次设备室，从而节省了变电站占地面积。 预制舱式二次组合设备按设备对象模块化设计，以方便运行、维护，变电站根据需要设置公用设备预制舱、间隔设备预制舱等，可根据变电站具体建设规模、布置方式等进行选择调整组合设计。预制舱内二次设备采用前接线、前显示式装置，屏柜采用双列靠墙布置，屏正面开门，屏后面不开门。舱体内集成二次设备及相应辅助设施，包括安防、消防、暖通、照明、检修、接地等。舱内与舱外光纤联系采用预制式光缆，舱内与舱外电缆联系可采用预制式电缆。舱内设备在工厂内完成相关接线、调试等工作，从而缩短施工周期。 3.2预制电缆设计 现有智能变电站中使用最多的控制电缆大多为4芯、7芯、14芯铠装电缆，接线芯数较多，容易出现接头不牢固而断线，采用预制电缆，按双端、单端预制方式，统一航空插头、电缆的型号，从而大大减小断线概率。预制电缆可以使用于主变压器、GIS本体与智能控制柜之间二次控制电缆连接。对于AIS变电站，断路器、隔离开关与智能控制柜之间二次控制电缆宜采用预制电缆。预制电缆可采用穿管、槽盒、电缆沟等敷设方式，从而使屏柜内的电缆接线简洁清晰，便于运行与维护。 3.3装配式建筑物设计 结合实际工程出线情况，对于采用组合电器（GIS）的工程规模，在组合电器全部为架空出线的情况下，可以利用架空出线套管作为后期试验、耐压的场所。充分利用建筑本身的结构，考虑后期设备运行、检修的移动，适当考虑取消目前GIS室双层层高的现状，能够优化建筑体量，实现建筑和设备的紧凑布局： 3.4配电装置选型设计 模块化设计要求设备选型均严格按照工厂预制现场装配的理念设计，一次设备本体加智能组件的方式实现一次设备智能化，智能组件统一由一次设备厂家场内集成，体现模块化设计的高效；电气装置的布置方式采用“单元”布置方式，一台主变所带设备成“单元”分区就近布置，并满足二次接线的要求。开关设备同无功补偿设备分区明确，充分体现电气布置模块化。一、二次设备高度集成，现场只需完成合并单元及保测装置至二次设备室的相关交直流电源电缆及光缆的敷设，全站电缆大幅减少，电缆敷设、电缆施工接线的工作量相应减轻，缩短电缆施工安装周期，节约工程造价。
变电站监控系统调试方案 批准： 审核： 编制： 正泰电气股份有限公司 海南矿业110kV铁矿变电站工程 2014年7月13日
目录 1. 工程概况及适用范围 (1) 2. 编写依据 (1) 3. 作业流程 (2) 5. 作业方法 (3) 6. 安健环控制措施 (7) 7. 质量控制措施及检验标准 (8)
1. 工程概况及适用范围 本作业指导书适应于变电工程监控系统调试作业。 2. 编写依据
3. 作业流程 3.1 作业（工序）流程图 4. 作业准备
5. 作业方法 5.1开始 5.1.1检查屏柜安装完毕，符合试验条件。 5.1.2检查工作票完善，工作安全措施完善，二次措施单编写内因符合作业安全标准。 5.1.3试验人员符合要求，熟悉相关资料和技术要求。 5.2通电前检查： 5.2.1核对各屏柜配置的连片、压板、端子号、回路标注等，必须符合图纸要求。 5.2.2核对保护装置的硬件配置、标注及接线等，必须符合图纸要求。 5.2.3保护装置各插件上的元器件的外观质量、焊接质量应良好，所有芯片应插紧，型号正确, 芯片放置位置正确。 5.2.4检查保护装置的背板接线有无断线、短路和焊接不良等现象，并检查背板上抗干扰元件的焊接、连线和元器件外观是否良好。 5.2.5检查试验设备是否符合要求，试验设备是否完好。 5,2,6检查回路接线是否正确。 5.2.7检查保护装置电压是否与实际接入电压相符。 5.2.8检查保护装置所配模块与实际配置的PT、CT相符合。
5.2.9保护屏接地是否符合要求。 5.3绝缘检查 5.3.1分组回路绝缘检查：将装置CPU插件拔出，在屏柜端子排处分别短接交流电压回路，交流电流回路、操作回路、信号回路端子；用1000V兆欧表轮流测量以上各组短接端子间及各组对地绝缘。其阻值应大于10MΩ。 5.3.2整组回路绝缘检查：将各分组回路短接，用1000V兆欧表测量整组回路对地绝缘。其阻值应大于1MΩ。 5.4通电检查 5.4.1核对屏柜元件配置是否与设计图纸和技术规范相符。 5.4.2检查保护装置版本信息经厂家确认满足设计要求。 5.4.3按键检查：检查装置各按键，操作正常。 5.4.4装置自检正确，无异常报警信号。 5.4.5打印机与保护装置的联机试验：进行本项试验之前，打印机应进行通电自检。 5.5单机校验 5.5.1零漂检查 进行零漂检查时，应对电压端子短接,电流回路断开防止感应引起误差，应在装置上电10min以后，零漂值要求在一段时间（几分钟）内保持在规定范围内；电流回路零漂在-0.05~+0.05A范围内(额定值为5A)，电压回路在0.05V以内。 5.5.2通道采样及线性度检查 在各模拟量通道分别按规范加量，装置采样应正确，同时加入三相对称电流、三相对称电压，查看装置采样，检查电流、电压相角正常。功率显示正确。 5.5.3 时钟的整定与核对检查：调整时间，装置正常，GPS对时已完善，核对各装置时间显示一致，并与后台计算机显示相符。 5.5.4装置自检正确，无异常报警信号。 5.5.5遥信输入检查：短接开关量输入正电源和各开关量输入端子，对照图纸和说明书，核对开关量名称，装置显示屏显示各开关量名称与实际一致。 5.5.6遥控、遥调接点检查：在监控装置模拟遥控、遥调信号，用万用表测量各输出接点正确。 5.5.7监控系统同期功能检查：分别按检同期、检无压和不检方式进行模拟调试，在检同期方式下输入母线电压和线路电压，分别改变两电压间的相角、幅值、频率使之
探究智能变电站二次系统调试 发表时间：2017-06-14T13:53:03.660Z 来源：《电力设备》2017年第6期作者：陈伟 [导读] 变电站是电力系统中对电能进行交换、集中和分配的重要场所，变电站二次系统的质量好坏直接关系到电力系统的正常运行。 （贵州送变电工程公司贵州省贵阳市 550002） 摘要：智能变电站作为现代科学技术发展形势下所形成的一种产物，其在电力系统中的作用越来越大。变电站是电力系统中对电能进行交换、集中和分配的重要场所，变电站二次系统的质量好坏直接关系到电力系统的正常运行。在这个快速发展的社会当中，人们对用电的需求越来越大，要想保障我国社会发展以及人们的正常需求，就必须对变电站二次系统的调试工作引起足够的重视，从而保障供电质量。 关键词：智能变电站；二次系统；调试方法 智能电网建设过程中，智能变电站是智能电网建设的重要环节，保证智能变电站的可靠运行，是提升电力平稳运行的重要举措。当下我国正面临着电力供应紧张的矛盾，庞大的用电需求对供电行业来说，是一个巨大的挑战。为了更好地保证电力平稳供应，电力行业在实际发展过程中，必须注重电能的合理有效分配，保证电网的经济、可靠运行。本文对智能变电站二次系统调试方法的研究，注重对相关调试技术的分析，解决当下电力行业面临的问题。智能变电站本身具有着独特之处，它的发展目标是保证变电站设备参数化、智能化、标准化、规范化，更好地促进电力可靠供应，满足当下经济发展对电力的实际需要。 一、传统变电站二次系统中存在的问题 1.1不能满足现代电力系统高可靠性的需求 在变电站二次系统中，变电站的继电保护和自动装置、远动装置等采用的都是电磁型或晶体管式设备，这些设备结构复杂、可靠性不高，缺乏自我检查故障的能力。一旦出现故障，都是依靠对常规二次系统进行定期的测试和效验来发现问题，这样的工序相当复杂，而且装置的可靠性能差。另外维护人员在定期检测中由于粗心弄错了装置，以至于存在隐患，这种状况经常发生。传统的变电站硬件设备功能是独立的，彼此间的联系很少，设备型号庞杂，在组合过程中协调性差，也容易造成设计隐患。 1.2供电质量缺乏科学的保证 随着经济的持续发展，人民生活水平和生活质量不断的提高，人们用电量越来越大，加上工业用电和农业用电，使得电网供电负荷加大，增加了电网运行风险。电能质量主要是通过电压、频率及波形来体现的，电压合格与否不单单是靠发电厂调节，各变电站，特别是枢纽变电站也应该通过调节分接头位置和控制无功补偿设备进行调整，使其运行于合格的范围。传统的变电站，许多不具备调压手段，以至于很容易出现各种问题，一旦问题发生，采取的补救措施有限，不能满足目前发展的电力市场的需求。 二、智能变电站二次系统调试主要内容 智能变电站二次系统主要有三个部分构成，这三个部分主要是过程层、间隔层、站控层，三个部分存在IEC6185A通信协议建立的工作平台。其中，过程层主要包括智能设备、合并单元和智能设备是二次系统智能化的核心；间隔层是指继电保护装置，测控装置，故障录波等二次设备，实现使用一个间隔的数据并作用于该间隔一次设备的功能；站控层是实现管理控制的重要设备。关于智能变电站二次系统的架构图，我们可以从图1中看出： 2.1智能变电站二次系统调试内容 综合图1智能变电站二次系统架构图来看，智能变电站二次系统在实际运行过程中，对变电设备进行有效监控，需要通过主控设备对单元设备进行监控，实现站控层对过程层的信号传输，之后通过信号反馈，对设备实际运行情况进行有效监督。一般来说，二次系统在实现监测功能时，通过将SCD文件设置在各设备中，生成合格的CID文件，保证整个系统的正确性和可靠性，确保二次系统配置的完善性，更好地实现监控功能。二次系统进行调试过程中，要从以下几个方面进行考虑： ①单体装置的调试。单体装置调试过程中，需要对合并装置、智能终端装置、过载保护装置、遥控测试装置、故障记录装置、数据记录装置进行调试。在进行实际调试过程中，要保证母线电压的切换和并列功能完好，能够实现报警功能；智能终端装置可以有效地进行信号传输，并且输入、输出设备都有正确的接入点；过载保护装置能够进行良好的采样，其逻辑功能正常；遥控遥测装置能够合闸正常，并且间隔五防闭锁逻辑正常；故障记录装置要能够对故障信息进行有效存储，具备较好的录波功能；数据记录装置要确保数据信息记录的完整性和可靠性，并且其报警性能要保持正常。 ②SV采样装置调试。当二次系统的单体装置调试完成后，对SV采样装置调试时，要保证互感器采样正确性，并且设备能够有效地进行数据传输，确保信息正确传送至需求设备。 ③保护装置调试。保护装置是二次系统正常运行的重要组成部分，在进行调试过程中，要确保智能操作箱的运行是否正常，并且能够对故障进行有效地记录，确保设备后台运行信息的完整性。
变电站自动化系统调试与常见问题的讨论 在社会生产的带动下，电力系统自动化控制技术得到了长足的发展。文章将结合变电站自动化系统功能的介绍，对变电站自动化系统的常见故障进行讨论，并提出自动化调试的策略分析。 标签：变电站；自动化系统；调试 1 变电站自动化系统主要功能 1.1 微机的保护功能，主要体现在对母线的保护、一次或多次重合闸功能、保护电容器、保护变压器等。 1.2 设置一些远方的整定的保定值，该功能具体指可以针对保护装置设置能够提供保护的定值，以便设备在必要时能够根据实际情况进行实时切换。 1.3 操作與控制的主要功能在于能够对变压器的分接头实施调控，并同时能够对隔离的开关的合与分实施控制。 1.4 电容器的自动调换、电压的自动调控以及备用电源的自动投入功能，这一功能的具备，可以实现电容器自动切换通过电压和功率因子的自动变压器。一旦主电源发生故障不能持续供电，将自动投入事先准备好的备用电源。 1.5 数据统计以及记录。可以将整点数据日报表、每日峰值以及谷值、输电线的功率、电压等数据及时地记录下来，尤其是一些脉冲量、状态量和数字量等，在对数据结果进行处理后，送往监控系统的调控中心，以对数据实施操作控制并对存现问题的结果进行修改，最后归档。 2 调试内容、目的与常见故障 2.1 调试目的 自动化调试的目的是为了保证自动化系统在无人值班时，仍然能够进行信息的传输、处理及中断装置各部分的控制对象的计量、控制、测量以及动作信号、保护的状态信号在信息及指示上是否正确，运行状态是否完好。 2.2 调试内容 调试的对象具体包括了GPS卫星时钟、网络设备、交换机、计算机等，而调试的内容则是针对这些设备进行必要的安装与调试，并设定各设备的参数，同时监控软件的安装调试。 2.3 调试中的故障
长征220kV变电站新建工程电气调试方案 编写： 校对： 审核： 中国葛洲坝集团电力有限责任公司试验中心 2012年12月
长征220kV变电站新建工程电气系统调试方案 1 概述 长征220kV变电站位于兴义市威舍镇发哈村，距威舍镇中心直线距离4km,公路距离约8km，距212省道约90m。 电压等级为220kV/110kV/10.5kV：主变最终容量为3X180MVA，本期建设1X180MVA，220kV终期出线6回，本期建设4回；110kV终期出线14回，本期建设5回；10kV不出线，仅作为无功补偿和站用变用；10kV无功补偿装置最终容量为12X7500kvar,本期建设4X7500kvar。 所有电气设备安装结束后按GB50150-2006《电气设备交接试验标准》进行单体试验。特殊试验在行业要求适用范围内按业主要求进行。分部试运指从单体试验结束，经验收合格后至整套启动过程中所进行的控制、保护和测量功能试验。整组启动指完成对整个工程的各种参数的测试和使之处于安全、高效、可靠的运行状态。 2、工作准备 2.1 建立调试班组：组建一个有效、精干和确有技术保障的调试班组，包括高压、继保和仪表三个作业小组以及技术人员若干名，具体人数视设备的类型、数量和工期而定。以下是本公司调试骨干人员资料。
2.1．1调试主要负责人必须具有调试过多个变电站的调试经验，熟悉变电站的调试过程及技术标准，小组负责人也应具有一定的调试经验，能在主要负责人和技术员的指导下进行作业；一般工作人员也应了解电气一、二次设备的基本知识。 2.1.2工作前全体作业人员应对变电站设计图、设计说明书及作业指导书进行学习，使每个作业人员明确各项目的作业程序、分工及具体工作内容。 2.1.3参加调试的人员应通过安全规程的考试，具备一定的安全作业知识。2.1.4熟悉设计图及施工现场的环境，对设备的性能及操作相当了解；试验负责人员要有高度的责任心和相关资格，能独立带领试验人员进行对各项目的调试。 2.2 制定工作技术措施 2.2.1 编制调试作业指导书 2.2.2 作业指导书交底 2.2.3 调试作业必须做好安全围栏、警示标志，认真仔细检查试验接线，防止接线错误或误操作引起设备、人身安全事故。 2.3试验仪器：
变电站监控系统作业指导书 编码：BDECSY-09 二○○九年八月
批准：日期：技术审核：日期：安监审核：日期：项目部审核：日期：编写：日期：
目录 1.工程概况及适用范围 (1) 2.编写依据 (1) 3.作业流程 (2) 3.1作业（工序）流程图 (2) 4.作业准备 (2) 4.1人员配备 (2) 4.2工器具及仪器仪表配置 (2) 5 作业方法 (3) 5.1开始 (3) 5.2通电前检查： (3) 5.3绝缘检查 (3) 5.4通电检查 (3) 5.5单机校验 (3) 5.6后台联调： (4) 5.7远动联调： (4) 5.8微机五防系统调试 (4) 5.9GPS系统调试 (5) 5.10电流电压回路检查： (5) 6.键、环控制措施 (5) 7 质量控制措施及检验标准 (6)
1. 工程概况及适用范围 本作业指导书适用变电工程监控系统调试。
3. 作业流程 3.1 作业（工序）流程图
5作业方法 5.1开始 5.1.1检查屏柜安装完毕，符合试验条件。 5.1.2检查工作票完善，工作安全措施完善，二次措施单编写内因符合作业安全标准。 5.1.3试验人员符合要求，熟悉相关资料和技术要求。 5.2通电前检查： 5.2.1核对各屏柜配置的连片、压板、端子号、回路标注等，必须符合图纸要求。 5.2.2核对保护装置的硬件配置、标注及接线等，必须符合图纸要求。 5.2.3保护装置各插件上的元器件的外观质量、焊接质量应良好，所有芯片应插紧，型号正确, 芯片放置位置正确。 5.2.4检查保护装置的背板接线有无断线、短路和焊接不良等现象，并检查背板上抗干扰元件 的焊接、连线和元器件外观是否良好。 5.2.5检查试验设备是否符合要求，试验设备是否完好。 5,2,6检查回路接线是否正确。 5.2.7检查保护装置电压是否与实际接入电压相符。 5.2.8检查保护装置所配模块与实际配置的PT、CT相符合。 5.2.9保护屏接地是否符合要求。 5.3绝缘检查 5.3.1分组回路绝缘检查：将装置CPU插件拔出，在屏柜端子排处分别短接交流电压回路，交流 电流回路、操作回路、信号回路端子；用1000V兆欧表轮流测量以上各组短接端子间及各 组对地绝缘。其阻值应大于10MΩ。 5.3.2整组回路绝缘检查：将各分组回路短接，用1000V兆欧表测量整组回路对地绝缘。其阻值 应大于1MΩ。 5.4通电检查 5.4.1核对屏柜元件配置是否与设计图纸和技术规范相符。 5.4.2检查保护装置版本信息经厂家确认满足设计要求。 5.4.3按键检查：检查装置各按键，操作正常。 5.4.4装置自检正确，无异常报警信号。 5.4.5打印机与保护装置的联机试验：进行本项试验之前，打印机应进行通电自检。 5.5单机校验 5.5.1零漂检查 进行零漂检查时，应对电压端子短接,电流回路断开防止感应引起误差，应在装置上电 10min以后，零漂值要求在一段时间（几分钟）内保持在规定范围内；电流回路零漂在 -0.05~+0.05A范围内(额定值为5A)，电压回路在0.05V以内。 5.5.2通道采样及线性度检查 在各模拟量通道分别按规范加量，装置采样应正确，同时加入三相对称电流、三相对称 电压，查看装置采样，检查电流、电压相角正常。功率显示正确。 5.5.3 时钟的整定与核对检查：调整时间，装置正常，GPS对时已完善，核对各装置时间显示一 致，并与后台计算机显示相符。 5.5.4装置自检正确，无异常报警信号。 5.5.5遥信输入检查：短接开关量输入正电源和各开关量输入端子，对照图纸和说明书，核对开 关量名称，装置显示屏显示各开关量名称与实际一致。 5.5.6遥控、遥调接点检查：在监控装置模拟遥控、遥调信号，用万用表测量各输出接点正确。 5.5.7监控系统同期功能检查：分别按检同期、检无压和不检方式进行模拟调试，在检同期方式 下输入母线电压和线路电压，分别改变两电压间的相角、幅值、频率使之不能满足同期条
智能站设计在变电二次继电保护中的分析赖煜文 发表时间：2017-10-30T11:55:45.613Z 来源：《电力设备》2017年第18期作者：赖煜文[导读] 摘要：智能变电站的建设在我国的电网改造工作中是非常重要的基础工作，继电保护是保障电网运行的主要方向，并随着电网的发展取得了一定进展。鉴于此，本文对智能站设计在变电二次继电保护中的应用进行了分析探讨，仅供参考。 （国网福建龙岩市永定区供电有限公司福建龙岩 364000）摘要：智能变电站的建设在我国的电网改造工作中是非常重要的基础工作，继电保护是保障电网运行的主要方向，并随着电网的发展取得了一定进展。鉴于此，本文对智能站设计在变电二次继电保护中的应用进行了分析探讨，仅供参考。 关键词：智能站设计；变电；二次；继电保护 一、智能化变电站的含义及其应用特点 智能化变电站以光电技术为核心，结合了网络技术、信息技术以及通信技术等，可以实现变电站运行中的信息化、自动化以及数字化，同时还可以实时监控运行过程，并对发生的故障进行定位与查找，快速的解决故障。因此，智能变电站结成了多种技术手段和应用，实现边站整个范围内数据的收集、整理以及处理，一方面提升了变电站运行的可靠性，另一方面确保了数据的准确性和实效性。在智能化变电站的运行过程中，有如下几个特点: (1)智能化变电站的功能是大范围的采集系统的数据信息，而如果数据不准确会影响到变电站的运行效率，因此为了保障信息的准确性，智能化变电站一般利用光电式的互感器进行信息的采集。(2)智能变电站采集到的信息量是十分庞大的，且形式也比较复杂，如果仍旧使用传统的方式处理数据会降低变电站的运行效率，为了能够提升运行效率，符合现代智能化变电站的运行需求，一般采用分布式运行管理模式格局来根据不同设备的配置方式，差异化的选择运行管理模式，然后再对信息进行处理，利用层次化的工作模式进行有秩序的、科学的信息处理。 二、智能变电站部分二次虚端子典型设计关键点分析 1、关于断路器沟通三跳的动作逻辑问题 常规站的沟通三跳回路设计如图 1 所示。 从图 1 可看到，回路的基本动作逻辑是各线路保护装置启动后，分相跳闸触点闭合，控制回路正电通过该触点连接至断路器保护装置的沟通三跳继电器 KCF1 触点(通过操作箱完成)。该触点为常闭接点，断路器保护装置在失电、闭锁、重合闸充电未完成、三相重合闸、停用等情况下闭合，单项重合闸、综合重合闸方式，正常运行状态打开。KCF1 触点连接至操作箱三跳继电器，完成三相跳闸，但在智能站中，不再存在物理上的二次回路，相互之间通过 GOOSE 网络传递各类信息，完成各自的动作逻辑，各保护装置、智能设备在性能上也存在一定的变化，因此，当前的典型设计是将该功能之间的虚端子连接省略了，主要依靠智能终端的功能逻辑设计来实现沟通三跳，即线路保护装置、断路器保护装置、智能终端设备之间不再有专门用于沟通三跳动作逻辑功能的虚端子连接，智能终端的各三跳逻辑功能触点(如永久跳闸出口继电器触点、不启动失灵保护装置出口继电器触点、三相跳闸出口继电器触点等)与各保护装置之间保留虚端子连接。据了解，包括河北电力勘测设计研究院、中电装备郑州电力设计院、华北电力勘测设计研究院等单位均省略了相关的沟通三跳虚端子回路的设计。笔者认为，该类触点的 GOOSE 信息通常是由断路器失灵保护装置、母线差动保护装置、高压并联电压电抗器、过压保护装置发出的，也就是常规站中的典型沟通三跳回路的功能取消了。在断路器保护装置运行正常时，有闭锁重合 GOOSE 信息开入、重合闸充电未完成等情况下，断路器保护装置可实现三相跳闸的功能，然而，存在如下问题: 在断路器保护装置发生故障而不能正常发出 GOOSE信息，出现 GOOSE 断开时，恰好线路出现故障，线路保护装置单相跳闸后因断路器保护装置故障不能沟通三相跳闸，最终导致非全相保护装置动作跳闸的情况。当前典型设计中，每个断路器均配备 2套独立的断路器保护装置，同时出现装置故障的概率非常低。从二次系统设计的完善性考虑，应当增加沟通三跳的逻辑功能，为此，归纳了以下几个方案: 方案 1，断路器保护装置、智能终端单套配置。断路器保护装置故障引起的问题，可通过智能终端检测与断路器保护装置的 GOOSE 通信是否完好来解决，若出现与断路器保护装置的 GOOSE 断开故障，接收到断路器保护装置的单相跳闸信号后，三相跳闸。 方案 2，断路器保护、智能终端依然双套配置，但互为冗余，网络逻辑上不再完全独立，每套智能终端均接受 2 套断路器保护装置的GOOSE 信息，智能终端检测 2 套断路器保护装置均出现GOOSE 断开后，完成沟通三跳的逻辑功能。 方案 3，如常规站，不依靠 GOOSE 网络，通过单独的二次回路实现沟通三跳功能。 以上 3 个方案，各有利弊，从规范化设计的简化角度考虑，认为方案 1 最佳。 2、关于闭锁重合闸的 GOOSE 信息问题 智能站中，各智能设备之间的闭锁重合闸是通过 GOOSE 信息来互相传递。对于 3/2 接线的 500kV 系统，线路保护装置、断路器保护装置均可发送闭锁重合信息，智能终端也能自身合成并发出闭锁重合信号。当前较多设计采用的闭锁重合闸的GOOSE 信息流如图 2 所示。