变电站综合自动化系统管理规定
运行管理
一：监控系统运行规定
微机监控系统的日常监控，是指以微机监控系统为主、人工为辅的方式，对变电站内的日常信息进行监视、控制，以达到掌握本变电站一次主设备、站用电及直流系统、二次继电保护和自动装置等的运行状态，保证变电站正常运行的目的。
在变电站计算机监控系统正常运行情况下，遥控回路的设备运行状态和选择切换断路器状态都应处于变电站计算机监控系统的监视下。
监控系统日常监视的内容有：
(1)监视变电站一次主接线及一次设备的运行情况。
(2)监视变电站继电保护及自动装置的投入情况。
(3)监视设备的电气运行参数(如：有功功率、无功功率、电流、电压和频率等)。
(4)监视本站的潮流流向。
(5)监视变压器分接开关运行位置。
(6)监视保护及自动装置运行情况。
(7)监视各种运行信号。
(8)查看日报表中各整点时段的参数(如：母线电压，线路电流、有功功率、无功率，主变压器温度、各侧电流、有功功率、无功功率等)。
(9)查看电压棒型图等各类曲线图。
(10)确保各类报表的制作及打印输出。
(11)查看光字牌信号动作情况，并及时检查处理，必要时还应及时记录有关信号动作情况。
(12)对事故信号、预告信号进行检查、分析及处理。
(13)监视本站计算机及五防系统网络的运行状态。
(14)查看各类运行日志。
(15)监视计算机监控系统间隔层各设备的运行情况。
(16)检查UPS电源的运行情况。
(17)检查直流系统的运行情况。
(18)监视系统时钟是否准确一致。
(19)检查本站所做的安全措施情况。
2．后台机的操作监控
后台机的操作监控，是指运行人员通过后台机在变电站内进行倒闸操作、继电保护及自动装置的投退操作以及其它特殊操作工作时，对操作过程中的各类信息进行监视、控制，以达到保证各种变电设备及操作人员在操作过程中的安全的目的。操作监控的内容有一次设备的倒闸操作；继电保护及自动装置连接片的投退操作；五防系统操作及其它特殊操作。
3．事故及异常处理监视
(1)事故监控。指变电站在发生事故跳闸或其它异常情况时，运行人员通过操作员工作站（后台机）对发生事故或异常情况前后某一特定时间段内的信息进行监视、分析及控制，以达到迅速、正确地判断、处理各类突发情况，使我公司电
网尽快恢复到事故或异常情况前的运行状态，保证本站设备的安全、可靠地运行，确保整个系统的稳定。
(2)事故及异常处理监视的内容有：线路断路器继电保护动作跳闸的事故监控；主变压器过负荷的异常运行监视；主变压器冷却器故障的处理；主变压器油温异常的监控；主变压器继电保护动作跳闸后的监控及处理；各曲线图中超出上、下限值的监视及处理；音响试验失灵后监控；系统发生扰动后的监控，光字牌信号与事故、异常监控的关系等。
4. 倒闸操作
(1)倒闸操作一般应在后台机上进行，运行值班人员在后台机上进行任何倒闸操作时，必须一人操作，一人监护，严格遵守《电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)》规定。
(2)运行值班人员必须按规定的权限进行操作，严禁执行非法命令或超出规定的权限进行操作。
(3)正常运行时，后台机的显示器应显示一次接线图（监控如为双机运行始两台监控机应分别显示一次接线图和全站保护动作图），值班人员应认真监屏。
(4)倒闸操作完毕，应按系统运行方式在一次接线图中置上接地线符号及编号；检修时应该在一次图中标识“检修牌”。
（5)断路器、隔离开关、主变压器分接开关、站用变压器分接开关或继电保护检修时候，应在监控系统上将各设备的遥测量、遥信量、遥控量改为“封锁’’状态。
(6)正常运行时，除主变风冷启动信号可在后台机上进行远方复归外，其它保护或自动装置的信号必须到现场核对、记录后，方可进行复归。
(7)值班人员在后台监控系统上进行倒闸操作时每操作一项都要对遥信变化情况进行检查，以此判断操作是否正确进行，在完成所有操作后还应到现场再次核对操作项目执行情况，以判断所有操作已正确执行，开关、隔离刀闸位置正确。
(7) 在变电站计算机监控系统上进行断路器设备遥控操作、，必须实行操作人和监护人的双重唱票确认的两名值班人员以上的操作，严禁一人独自操作。
5.变电站综合自动化系统巡视检查项目
(1)检查后台机上显示的一次设备状态是否与现场一致。。
(2)检查监控系统各运行参数是否正常、有无过负荷现象；母线电压三相是否平衡,是否正常；系统频率是否在规定的范围内；其它模拟量显示是否正常。
(3)检查继电保护、自动装置、直流系统等状态是否与现场实际状态一致。
(4)检查保护信息系统(对于许继电气电器公司CBZ-8000变电站综合自动化系统应检查工程师站)的整定值是否符合调度整定通知单要求。
(5)核对继电保护及自动装置的投退情况是否符合调度命令要求。
(6)检查变电站计算机监控系统功能(包括控制功能、数据采集和处理功能、报警功能、历史数据存储功能等)是否正常。
(7)调阅其它报表的登录信息，检查有无异常情况。
(8)检查上一值的操作在操作一览表中的登录情况。
(9)检查光字牌信号有无异常信号。
(10)检查遥测、遥信、遥调、遥控功能是否正常。
(11)检查五防系统一次设备显示界面是否正确，是否与设备实际位置相符，与监控系统通信是否正常，能否正常操作。
(12)检查告警音响和事故音响是否良好。
(13)测试网络运行是否正常。
(14)检查与电网安全运行有关的应用功能的运行状态是否正常。
(15)检查报文(实时及SOE调用)显示、转存、打印是否正常。
(16)检查监控系统打印机运行是否正常。
(17)核对报警、报表数据的合理性。
(18)检查监控系统各元件有无异常，接线是否紧固，有无过热、异味、冒烟现象。
(19)检查交、直流切换装置工作是否正常。
(20)检查保护装置指示灯(电源指示灯、运行指示灯、设备运行监视灯、报警指示灯等)运行是否正常。
(21)监控系统设备各电源小开关、功能开关、把手的位置是否正确。
(22)检查监控系统有无异常信号，间隔层控制面板上有无异常报警信号。
(23)检查屏内电压互感器、电流互感器一、二回路有无异常。
(24)检查屏内照明和加热器是否完好和按要求投退。
(25)检查GPS时钟是否正常。
(26)检查全站安全措施的布置情况。
(27)检查直流系统运行情况。
(28)检查全站通信(包括各保护小室与监控系统及网络的通信)是否正常。
(29)检查人工置数设备列表。
(30)检查五防系统一次设备显示界面是否正确，是否与设备实际位置相符，是否与监控系统通信正常。
(31)检查监控系统中五防锁状态是否闭锁。
(32)检查各线路保护控制面板上的切换开关是否按要求投入正确。
(33)检查各保护装置与监控系统的通信状态是否正常。
(34)检查间隔层控制面板上有无异常报警信号。
(35)检查前置机主单元是否运行正常，数据是否正常更新。
(36)检查各遥测一览表中的实时数据能否刷新。
(37)检查各保护测控装置及断路器（远方、就地）切换开关与变电站监控系统后台机指示一致。
(38)检查各开关就地红绿灯和弹簧操作机构的储能指示灯指示正确并与实际相符。
(39) 检查VQC（无功电压综合控制装置）是否按要求投入，运行情况是否良好，有无闭锁未解除的情况
6.交接班检查内容
交接班的内容一般有：
(1)系统和本站的运行方式。
(2)设备的倒闸操作和变更情况以及未执行的命令或未操作完的项目并说明原因。
(3)继电保护、自动装置、通信、微机监控、五防设备的运行及动作情况。
(4)设备异常、事故处理、发现缺陷及处理缺陷情况。
(5)设备检修、试验情况，安全措施的布置，地线的异动、组数编号及位置和使用情况。
(6)许可的工作票、停电、送电申请，工作票及工作班工作进展情况。
(7)按照设备巡视检查的内容对设备进行巡视检查。
(8)核对断路器、隔离开关、接地开关、保护连接片的位置，检查模拟图板与记录是否相等。
(9)音响试验检查情况。
(10)网络的测试情况。
(11)所有工作站病毒检查情况。
(10)技术资料、图纸、台账、安全工具、其它用具、物品、仪表及钥匙齐全无损。
(11)工具、仪表、备品、备件、材料、钥匙等的使用和变动情况。．
(12)当值已完成和未完成的工作及其有关措施。
(13)上级指示、各种记录和技术资料的收管情况。
(14)设备整洁、环境卫生、通信设备(包括电话录音)。
(15)其它事项。
(七)运行维护
变电站运行人员应做好监控系统的运行维护工作(这里指后台机及前置机除尘工作)。
8.综合自动化系统运行管理
网络管理
(1)严禁将变电站计算机监控系统的内部网络与公用的管理信息网络或其它非电力系统实时数据传输专用的网络联结，以免系统受不明来源的攻击造成监控系统的瘫痪或误控。
(2)严禁将变电站计算机监控系统与因特网相连。
(3)对于远方维护诊断的使用，必须经过集团公司总工及技安科的审批后方可进行，并需要做好使用情况的详细记录，远方维护诊断口不用时，应与通信线路断开连接。
(4)变电站在扩建及技术改造工程中必须考虑保护测控装置、二次回路、监控系统及网络的安全，应采取措施以确保系统的安全运行。
(5)在进行远方诊断维护时值班人员发现远方维护人员没有按照预先处理方案随意乱改数据库及删除监控系统程序时应立即关闭调制解调器电源，断开远程维护端口报并公司领导。
7.五防系统的日常管理
(1)五防系统在正常运行下应投入，值班人员不得擅自退出。
(2)五防系统的培训功能应由站长及技术员管辖，正常运行时投入逻辑判别功能，只有在每月考核时，由值班长负责退出逻辑判别功能，对本值人员进行考核。
(3)五防机不得擅自进行解锁，如果急需解锁操作，应根据有关规程执行。
8.其它管理
(1)值班人员不得在与网络相连的后台机上(如监控机、五防机、工作站等)，进行与运行无关的工作。
(2)值班人员必须按照权限分级，对监控及五防系统进行操作和管理，不得越级进行操作。
(3)站内所有用户的口令(密码)、身份由站长负责管理，站长根据权限级别的适用范围，为站内所有使用者设置不同的口令，不得将口令透漏给它人，以防责任事故的发生。
(4)外来人员对后台机进行操作，须经值班人员许可，否则值班人员应立即制止。
(5)非必要时，严禁任何人通过计算机监控系统和五防系统后台机上的软驱、光驱向硬盘拷出、拷入文件，以免带入病毒或运行其它影响系统运行的程序。特殊情况下，需拷贝文件或进行其它工作时，必须征得站长及技术人员的同意后才能进行。
(6)严禁值班人员在监控机上使用不明磁盘，防止系统感染。
(7)系统运行时，严禁随意敲打计算机显示器、机箱等部分，严禁随意用手触摸显示器屏幕。计算机机箱、音箱、显示器等应定期进行清洁工作，运行人员应按照站内设备维护的有关规定执行。
(8)继保工程师站是继保人员修改定值、调试保护及故障录波分析的后台机，值班人员不得进行操作、不得越权限工作。
(9)严禁将强磁性物体靠近计算机。
(10)严禁值班人员删除计算机内的任何程序、数据及文件等，对厂家所作的监控系统备份文件进行任何操作及更改。
（11）严禁将监控机的键盘及鼠标等部件进行热插拔。
（13）值班人员在值班时不得在后台机上听歌打游戏及运行与工作无关的程序以防监控系统瘫痪，如站内出现此种情况影响安全运行严肃追究站长技术员及当班值班人员的责任。
（14）变电站综合自动化系统由于工作需要需退出运行时必须按照正规开关机程序进行（正常开机程序为:启动UPS、打开显示器电源、启动微机电源、综合自动化监控系统自动启动，如果综合自动化不能自启动用鼠标左键双击自动化监控程序图标启动监控系统。关机程序为：用系统管理员密码退出变电站综合自动化监控系统，鼠标左键点击开始然后点击关机，WINDOWS提示现在可以关机提示后关闭微机及显示器电源。禁止不按正确关机程序直接关闭微机电源，这样可能破坏综合自动化监控系统实时数据库及历史数据库，严重时可能造成微机操作系统启动文件损坏，甚至造成微机硬盘启动扇区损坏。
（15）当变电站综合自动化系统后台监控因故退出运行重新启动时，值班人员对微机启动过程必须认真监视，并把微机启动过程中的异常现象做好详细记录（如在微机上电自检过程中BOIS检测异常提示内容及声音报警次数）以便向维护人员提供可靠参考依据。
（16）变电站监控微机（后台机、前置机）发生故障重启不成功时，在没有查明原因前禁止多次重启微机以防止微机硬件损坏。
（17）各变电站站长及运行技术人员应保证设备的正常运行及信息的完整性和正确性，发现故障或接到设备故障通知后，应立即进行处理，并将故障处理情况及时汇报技安科和调度值班人员。事后应详细记录故障现象、原因及处理过程，写出分析报告并报技安科备案。
（18）当一次设备检修时，应将相应的遥信信号退出运行，一次设备检修完成后，应将相应的遥信信号投入运行，与调度自动化设备相关的二次回路接线恢复正常，同时应通知相关调度自动化设备的运行管理部门。
(19)交接班时应对监控系统进行全面的检查，特别是检查各保护与监控系统的网络通信情况。
(20)在日常巡视时，应仔细对监控系统进行巡视，随时掌握设备状态、负荷情况。
(21)监控系统发出异常报警时，值班人员应及时检查，并按运行规程的规定，对事故及异常情况进行监控。
(22)值班人员值班中发现监控系统主机故障，（如有双机备份时）从机应自动切换为主机，若不能切换，应立即向技安科及当值调度员汇报，并通知站长及技术员进行处理。在监控系统退出时，应加强对一、二次设备的巡视，及时发现问题。
(23)运行时的任何时间内，严禁关闭监控系统报警音箱，并应将音箱音量调至适中位置。
(24)监控系统未经调度或上级许可，值班人员不得擅自将其退出(除故障外)，如有设备故障退出，必须及时向网调当值调度员汇报。
(25)五防解锁钥匙应统一管理，并由站长受权使用。
（26）保持控制室和周围环境的整齐清洁。
9.监控系统管理
严禁在变电站计算机监控系统上使用与本系统无关的任何软件，以免造成系统运行异常，危及电网的安全。变电站计算机监控系统的运行软件在运行期间原则上不允许作任何修改，若因大修和功能扩展需要必须修改时，首先应明确修改性质和范围，在确认修改工作不致造成系统误动作的前提下，编写详细的报告，经集团公司总工程师的批准，在实施适当防止误动作的安全措施后进行，经24h 的试运行(24h内的操作在间隔层上进行)，确认其可靠后再复制到整个系统。以上工作如果影响电网运行，则必须按规定办理计划检修工作申请手续，由直接管辖的调度机构批准后方可进行，并需要做好详细记录。
未经集团公司调度及技安科批准，严禁在变电站计算机监控系统中投用未经可靠性确认的功能扩展软件或其它功能软件，以免破坏系统运行稳定或造成系统误发控制命令、监控系统误动作事故。
10.故障处理和事故抢修管理
(1)变电站计算机监控系统的故障处理或事故抢修应等同于电网一次设备。
(2)变电站计算机监控系统设备的故障处理和事故抢修应由变电站站长或技术人员直接通知所辖上级调度及技安科，由技安科组织我公司有关人员立即赴现场抢修。
(3)站内任何人员若情况发现紧急，在危及人身或设备安全的情况下，可先切断故障设备电源，并立即报告站长和技安科以及当值调度员。设备恢复运行后，设备发生故障的原因、时间及处理经过等均应予以记录。
(4)变电站计算机监控系统设备出现严重故障或异常，影响到电气设备操作的安全运行时，变电站站长及技术员应立即组织运行人员按事故预案处理，没有事故预案的作出应急处理，并加强对站内一次、二次设备的监视，以避免出现电网事故或因监视不周危及设备和我公司电网安全。同时立即汇报当值调度员公司领导确定抢修方案，统一安排处理。
(5)监控机发出异常报警时，值班人员应及时检查，必要时检查相应的一、二次设备。
(6)监控系统未经调度或上级许可，值班人员不得将其擅自退出(除故障外)，如计算机故障退出，必须向调度及公司领导汇报。
(7)监控系统主机故障，应及时向调度及公司领导汇报，尽快处理。在监控系统退出时，值班人员应加强一、二次设备的巡视及时发现问题。
(8)在处理事故、进行重要测试或操作时，有关二次回路上的工作必须停止，
220kV智能变电站继电保护及自动化分析吴宗俞 发表时间：2018-06-27T09:41:38.153Z 来源：《电力设备》2018年第6期作者：吴宗俞吕日龙 [导读] 摘要：智能变电站是集先进、可靠、集成和环保于一体的智能设备，能实现信息数字化、通信平台网络化和信息共享标准化的要求。 内蒙古电力（集团）有限责任公司巴彦淖尔电业局内蒙古自治区巴彦淖尔市 015000 摘要：智能变电站是集先进、可靠、集成和环保于一体的智能设备，能实现信息数字化、通信平台网络化和信息共享标准化的要求。从智能变电站继电保护相关介绍入手，重点阐述分析220kV智能变电站继电保护及自动化。220kV智能变电站继电保护高效、有效，在满足供电需求的同时，逐步完善电力系统。 关键词：220kV智能变电站；继电保护；自动化 1、220kV智能变电站的继电保护及自动化系统设计实例 变电站是国家电网建设的一个重要组成部分，如今我国的智能变电站建设工作已经得到了快速地发展。在变电站的建设过程中，想要实现系统的稳定运行，提升系统建设效率，就需要制定一个继电保护和自动化系统的设计方案。文章以某市的智能变电站为例，对智能变电站的系统设计方案进行探讨。 1.1工程基本情况概述 L市计划建设一个智能变电站，既有220kV变电站的情况是有3台主变，每台主变的容量为180MVA；其中220kV出线4回、66kV出线10回。L市打算进行智能变电站的建设，变电站建成之后有4台主变，并且它们每台的容量要达到240MVA；并且要求220kV出线8回、66kV出线26回。 1.2智能变电站继电保护及自动化系统设计方案分析 进行设计方案确定之前，要求工作人员明确该智能变电站的设计原则，在实际的工作中需要坚持标准一致、安全第一、技术过硬等原则。在工作开展中需要按照设计方案开展工作，并且要注重各类先进技术的使用，保障智能变电站的智能化程度。 L市智能变电站在设计中首先明确的就是变电站的总体结构。该220kV的智能变电站主要分为三个结构层次：①过程层。这一部分的结构主要负责三个工作，分别是设备的运行状态监测、电器运行实时监测以及控制操作的驱动和执行。这是智能变电站设备实现自动化运行的基础和前提；②间隔层。该机构的设计运行后的功能主要是对于各类数据进行收集，并且对系统的运行数据进行收集和控制。实际上，这一结构的就是承上启下，接受各类系统信息，然后进行设备的指挥操作；③变电层。变电层的工作任务就是将整体变电站的信息进行总汇之后，将其发送到电网指挥中心。同时变电层还可以接收各类指令，完成人们给系统下达的工作。这个系统主要应用的是电子信息技术、电气自动化技术、以及网络通信技术等。 2、220kV智能变电站的继电保护 2.1要求 例举220kV智能变电站中，继电保护的基本要求，如： 2.1.1可靠性 继电保护的范围内，准确、可靠的检测220kV智能变电站的运行，辅助规划出故障的范围及故障点。 2.1.2灵敏性 继电保护检测220kV智能变电站的故障时，要具备足够的灵敏度，围绕故障特征，给与及时的保护反馈，预防220kV智能变电站失控。 2.1.3检测性 220kV智能变电站的继电保护，其检测性的特征，目的是可以合理的判断系统故障，缩小故障影响的范围，以便准确的切除故障。 2.2原理 220kV智能变电站继电保护的运行原理方面，表现出综合性的特征，继电保护全面检测智能变电站的运行，通过点流量、电压以及功率等特征，判断智能变电站的故障信息，及时提示报警信息，识别相关的故障。例如：220kV智能变电站运行期间，继电保护分析智能变电站的点流量，进而执行相关的跳闸保护，也就是反时限保护，智能变电站的电流量增大，跳闸的速度越快，除此以外，继电保护还可以实行定时间保护，检测超出规范标准的电流量，特定的时间中，有跳闸动作，220kV智能变电站继电保护，在温度、瓦斯方面的保护，汇总为非电量保护。变电站继电保护原理中，设置了比较固定的可靠性系统，其为继电保护的经验值，按照系数计算，决定继电保护的动作值。 2.3职能 220kV智能变电站中的继电保护，负责故障维护，变电站正常运行期间，继电保护没有任何动作，如有故障问题，继电保护及时、快速的动作，反馈智能变电站系统、元件等的故障信息，表现为跳闸的状态，提示管理人员对智能变电站进行检修。继电保护的断路器迅速断开，防止220kV智能变电站的电气元件损坏，避免影响其它的元件应用。 2.4分类 例举220kV智能变电站继电保护的分类，如： 2.4.1变压器保护 继电保护检测变压器的接线、接地灯，利用电流、电压以及负荷检测，完成保护工作，进而解决了变压器的风险问题。 2.4.2电容器保护 此项结构容易发生内部故障，导致连线短路，继电保护在电容器组内，通过过电压检测，实行保护工作。 2.4.3电动机保护 运行时容易有低电压、过负荷的故障，同步电动机的继电保护中，运用非同步冲击电流等方法进行保护。 2.4.4线路保护 继电保护根据220kV智能变电站的电压等级、接地方式以及运输过程，展开接地类型的故障维护。
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。
宁煤集团煤炭化学工业分公司 自动化控制系统管理规定 第一章总则 第一条为了规宁煤集团煤炭化学工业分公司（以下简 称“公司”）自动化控制系统的管理，确保自动化控制系统安全经济运行，依据国家相关法律、法规和《集团公司煤制油化工仪表及自动化控制设备管理办法》，制定本规定。 第二条本规定明确了自动化控制系统的管理、维护、运行和安全注意事项、自动化控制系统备品备件及UPS的管理、自动化控制系统点检的容以及外委检修、点检的批准。 第三条各单位应加强自动化控制系统的管理，保证自动化控制系统在安全平稳状态下运行。 第四条各单位应积极采用国外先进的自动化控制系统管理方法和检维修技术，不断提高工业自动化控制系统管理水平。 第五条本规定适用于公司及所属各单位集散控制系统（DCS）、 安全仪表系统（SIS、ESD）、可编程控制器（PLC）以及在先进过程控制（APC）和优化过程控制（OPC）系统中使用的上位计算机等的管理。 第二章管理职责
第六条公司机械动力部职责： (一)对各单位自动化控制系统硬件、软件管理、自动化控制系统运行管理及点检工作的情况进行监督检查； (二)自动化控制系统外委检修、点检的审批，承包方选择 及点检、检修的组织工作。 第七条各单位职责： (一)自动化控制系统硬件管理及日常检查、维护、保养工作； (二)自动化控制系统软件程序、网络文件管理，软件及相关数据修定管理； (三)UPS电源及网络机房管理； (四)自动化控制系统运行管理； (五)自动化控制系统备品备件的管理； (六)自动化控制系统档案的管理； (七)自动化控制系统的点检管理。 第三章自动化控制系统的硬件管理 第八条各单位仪表维护单位应按装置建立自动化控制系统软、硬件设备档案及台帐，档案、台帐应实行微机管理。台帐应说明名称、型号、规格、数量、用途、制造厂、出厂日期等。档案对单台设备而言，其容包括应用装置和投用时间、通讯速度、安装地点、运行情况、发生的故障、原因、处理和检修经过及结果等。 第九条各单位维护单位根据不同的自动化控制系统各自特
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。
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
变电站综合自动化的基本概念及发展过程 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。 一、发展变电站综合自动化的必要性 变电站作为整个电网中的一个节点，担负着电能传输、分配的监测、控制和管理的任务。变电站继电保护、监控自动化系统是保证上述任务完成的基础。在电网统一指挥和协调下，电网各节点(如变电站、发电厂)具体实施和保障电网的安全、稳定、可靠运行。因此，变电站自动化是电网自动系统的一个重要组成部分。作为变电站自动化系统，它应确保实现以下要求： (1)检测电网故障，尽快隔离故障部分。 (2)采集变电站运行实时信息，对变电站运行进行监视、计量和控制。 (3)采集一次设备状态数据，供维护一次设备参考。 (4)实现当地后备控制和紧急控制。 (5)确保通信要求。 因此，要求变电站综合自动化系统运行高效、实时、可靠，对变电站内设备进行统一监测、管理、协调和控制。同时，又必须与电网系统进行实时、有效的信息交换、共享，优化电网操作，提高电网安全稳定运行水平，提高经济效益，并为电网自动化的进一步发展留下空间。 传统变电站中，其自动化系统存在诸多缺点，难以满足上述要求。例如： (1)传统二次设备、继电保护、自动和远动装置等大多采取电磁型或小规模集成电路，缺乏自检和自诊断能力，其结构复杂、可靠性低。 (2)二次设备主要依赖大量电缆，通过触点、模拟信号来交换信息，信息量小、灵活性差、可靠性低。 (3)由于上述两个原因，传统变电站占地面积大、使用电缆多，电压互感器、电流互感器负担重，二次设备冗余配置多。 (4)远动功能不够完善，提供给调度控制中心的信息量少、精度差，且变电站内自动控制和调节手段不全，缺乏协调和配合力量，难以满足电网实时监测和控制的要求。 (5)电磁型或小规模集成电路调试和维护工作量大，自动化程度低，不能远方修改保护及自
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。
自动化管理细则 第一章总则 为加强公司的自动化控制管理，及时发现并消除自动化系统事故隐患及异常情况，保证公司生产的安全稳定运行，特制定本制度。 第二章制度内容 第一条供水公司自动化系统（SCADA系统）主要包括水源井测控系统、水源站测控系统、大用户水表远传系统、管网地理信息系统和视频监控系统。 第二条生产管理科参与公司自动化系统的设计、安装、调试、验收、维护等阶段的全过程管理。 第三条对已投入使用的自动化系统，如果生产工艺要求改变控制方案，应由基层单位提出，到生产管理科办理相关审批手续，由生产管理科负责安排实施，并做好相关记录。 2.4 对电气和自动化控制系统机房的管理，达到以下要求： 2.4.1 机房必须定专人管理、并上锁。 2.4.2 机房环境必须满足控制系统设计规定的要求。 2.4.3 机房内严禁带入易燃易爆和有毒物品，不得在机房内堆放杂物，机柜上禁放任何物品。 2.4.4 机房内应配备相应的消防器材。 2.4.5 机房电缆通道要有防鼠设施，以防鼠害。 2.5 电气和自动化控制系统的备件管理，达到以下要求：
2.5.1 备品配件要有专门的帐卡，要随时掌握备件配件的储备情况，保持一定数量的备品配件储备，以保证电气和自动化控制系统的稳定运行。 2.5.2 保管储存控制系统备品配件的环境，必须符合要求的保管条件。 2.5.3 在系统停车检修期间，要对备件进行通电试验，确保其处于备用状态。 2.6 为防止病毒感染，严禁在控制系统上使用无关的软件，也不得进行与控制系统软件组态无关的作业。做备份用的移动硬盘、光盘等不准另作他用，也不准在其他计算机上使用。控制系统与信息管理系统间应采取隔离措施，以防范外来计算机病毒侵害控制系统. 2.7 电气和自动化控制系统的日常维护、故障处理和检修管理。 2.7.1 每日应定时检查主机、外围设备硬件的完好和运行状况。保证环境条件满足控制系统正常运行要求；供电及接地系统符合标准；按规定周期做好设备的清洁工作。 2.7.2 系统软件和应用软件必须有双备份，并妥善保管；控制系统的密码或键锁开关的钥匙要由专人保管，并严格执行规定范围内的操作内容；系统软件和主要应用软件修改应经主管部门、公司主管副总工程师批准后，方可进行；软件备份要注明软件名称、修改日期、修改人，并将有关修改设计资料存档。 2.7.3 系统运行时如发现异常或故障，维护人员应及时进行处
公司自动化系统管理制度 第一章总则 第一条为了加强公司（以下简称公司）自动化系统的管理，确保自动化系统安全、稳定和可靠地运行，特制定本制度。 第二条设备处自动化室负责公司自动化系统的发展规划、立项、选型，对自动化系统硬件及软件的选型、安装、调试、运行、维护、检修、更新、报废等实行统一归口管理。 第三条本制度适用于基础自动化系统、过程自动化系统、电力综合自动化系统，不包含ERP、办公自动化和仪表、电气传动系统。 第四条本制度是对公司设备管理的完善与补充，若与设备管理制度或控股公司的管理制度发生冲突，按设备管理制度或控股公司管理制度执行。 章自动化系统硬件管理 第一节新建、技改、选型 第五条新建、改造自动化系统的设计、布局及设备选型，应符合行业技术标准，满足生产工艺控制及管理需求。 第六条所有自动化设备应符合图纸设计和相关技术要求，供应商在出厂前要进行静态调试，出厂时应有合格证和静态调试记录。设备安装前，安装单位应全面检查导线敷设、连接是否符合图纸要求和布线规范。设备安装完成后，送电前必须认真校线，不得漏校、误校。 第七条按照工程招投标程序，应选择有较好相关业绩的系统集成商负责自动化系统的集成，系统实施过程中要由工程项目部组织相关技术部门完成基本设计审查、详细设计审 查和出厂前的验收。选择具有相关资质及业绩的专业施工单位施工，并严格按施工图纸及技术规范施工。 第八条热负荷试车之前，要经过严格的调试，系统集成商要做好调试记录，根据工艺要求，需要临时修改的配置或程序，修改后要有详细记录，并在竣工资料中注明。
第九条自动化系统验收应严格按施工单位（或设备厂家）提供的试车方案（含安全措施）、软件功能规格书及相关技术附件逐条进行。验收由设备处自动化室、各生产厂及相关处室参加，进行专业审核后，施工单位需交付完整竣工图纸一式二份二公司档案室存档，系统集成商需交付设备技术资料、调试数据一式二份二公司档案室存档。 第十条新建、改造自动化系统应具备以下交工资料： 1、自动化系统基本设计资料；（系统集成商） 2、自动化系统设备设计资料；（系统集成商） 3、自动化系统软件功能规格书；（系统集成商） 4、应用软件使用说明书；（系统集成商） 5、硬件设备及系统软件资料；（系统集成商） 6、编程软件及系统软件；（系统集成商） 7、软件备份；（系统集成商） 8、竣工图；（施工单位） 9、调试记录。（系统集成商） 第十^一条自动化系统验收后，设备处自动化室和各生产厂点检作业区应建立统一的硬件、软件及备品备件的台帐。 第十二条新建、改造自动化系统设备及软件的选型应以系统成熟、可靠稳定、技术先进、经济合理为原则。在符合下列条件时可考虑更新改造： 1、系统老化、硬件故障频发、影响生产安全及稳定。 2、机型已被淘汰，备品配件无来源。 3、软件版本落后且无法升级，功能开发受阻，不适应生产发展的需要。 4、生产工艺改造，无法满足需求。 第十三条为便于维护及备品备件的管理，新建自动化系统硬件、软件的选型应遵循在公司目前已经使用的硬件设备及软件范围内选择的原则。没有特殊原因，不得再选用其它产品。 第二节运行维护与检修 第十四条严禁将生产用计算机设备或备品备件用作办公或其它场合。 第十五条工艺操作人员要严格执行操作室（调度室）管理规定，做好对自动化设备的清洁工
变电站综合自动化技术发展趋势 在变电站正常运行过程中，通过综合自动化技术的合理应用，能够妥善解决原有变电站监视、控制方面存在的问题，从而提升电力系统的安全性与可靠性。此外，通过综合自动化技术的应用，还能够降低变电站运行成本，为广大居民提供更加优质的电力服务，促进我国电力行业的持续发展。 标签：综合自动化技术；变电站；应用 引言 电力能源是我国最为重要的能源之一，对于确保社会的正常发展以及人们的正常生活具有非常重要的作用。随着变电站技术水平的不断提升以及电力能源方面的供应需求，我国不断加快变电站综合自动化系统的技术改造以及新技术应用。通过变电站综合自动化技术应用能够对变电站进行在线监控，能够满足变电站运行自动化方面的要求，能够确保变电站安全运行。 1变电站综合自动化系统设计原则 1）将调度作为中心设计思想。设计完善的变电站综合自动化系统，必须将调度作为中心设计原则，使调度中心成为变电站综合自动化系统的重要子系统。从整体结构来分析，调度中心并非独立的系统，它需要和其他子系统相结合才能充分发挥电力资源调度作用。 2）配置分散式系统原则。在配置變电站综合自动化分散式系统的过程中，必须恪守其配置原则，经过间隔层完成电能传输工作，切记使用网络或者上位机进行传输。 3）恪守远方与就地控制原则。在国内，不少地方变电站均需工作人员值守，所耗费的人力资源成本较高，节约该成本，实现变电站综合自动化，则必须恪守远方与就地控制原则，构建远程自动化控制子系统与就地控制模式，以此加强变电站自动化管理。 4）坚持无人值班管理原则。提升变电站自动化管理效果，组建无人管理变电站，必须坚持无人值班管理原则，设计无人值班站系统，全面优化系统软硬件。 5）正确使用交流采样技术。设计完善的变电站综合自动化系统，必须正确使用交流采样技术，以此降低TA与TV的负载，全面提升测量精度。此外，应充分发挥交流采样技术的集成功能，取消控制屏，用计算机做好信息监测工作，实现信号的一次采集与多次使用。 2变电站综合自动化系统相关技术
电力调度自动化系统运行管理规程 1范围 本标准规定了电力调度自动化系统的组成及其设备的运行管理、检验管理、技术管理，规定了各级电力调度自动化系统运行管理和维护部门的职责分工以及数据传输通道的管理等。本标准适用于电力系统各调度、运行、维护、设计、制造、建设单位及发电企业。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单．（不包括刊物的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用予本标准。 DL 408电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） DL/T 410电工测量变送器运行管理规程 DL/T 630交流采样远动终端技术条件 DL/T5003 电力系统调度自动化设计技术规程 国家电力监管委员会令（第4号）电力生产事故调查暂行规定 图家电力监管委员会令（第5号）电力二次系统安全舫护规定 3总则 3.1电力调度自动化系统（以下简称自动化系统）是电力系统的重要组成部分，是确保电力系统安全、优质、经济运行和电力市场运营的基础设施，是提高电力系统运行水平的重要技术手段。为加强和规范自动化系统管理，保证系统安全、稳定、可靠运行，制定本规程。3.2自动化系统由主站系统、子站设备和数据传输通道构成。 3.3主站的主要系统包括； a)数据采集与监控(SCADA)系统，能量管理系统．(EMS)的主站系统，调度员培训仿真(DTS)系统； b)电力调度数据网络主站系统： c)电能量计量系统主站系统 d)电力市场运营系统主站系统： e)水调自动化系统主站系统（含卫星云图） f)电力系统实时动态稳定监测系统主站系统 g)调度生产管理系统(DMIS)； h)配电管理系统(DMS)主站系统； i)电力二次系统安全防护系统主站系统： j)主站系统相关辅助系统（调度模拟屏、大屏幕设备，GPS卫星时钟．电网频率采集装置、运行值班报警系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS电源及配电柜等）。 3.4子站的主要设备包括； a)远动终端设备（RIU）的主机、远动通信工作站； b)配电网自动化系统远方终端； c)与远动信息采集有关的变送器、交流采样测控单元（包括站控层及间隔层设备）、功率总加器及相应的二次测量回路； d)接入电能量计量系统的关口计量表计及专用计量屏（柜）、电能量远方终端； e)电力调度数据网络接入设备和二次系统安全防护设备（包括路由器、数据接口转换器、交换机或集线器、安全防护装置等）； f)相量测量装置(PMU)； g)发电侧报价终端；
智能变电站自动化系统 1 智能变电站简介 智能变电站作为智能电网的物理基础，同时作为高级调度中心的信息采集和命令执行单元，是智能电网的重要组成部分。作为智能电网当中的一个重要节点，智能变电站以变电站一、二次设备为数字化对象，以高速网络通信平台为基础，通过对数字化信息进行标准化，实现站内外信息共享和互操作，并以网络数据为基础，实现测量监视、控制保护、信息管理等自动化功能的变电站。智能变电站既是下一代变电站的发展方向，又是建设智能电网的物理基础和要求。为了实现智能化电网的目标，智能变电站的研究和建设具有重要的意义。 1.1智能变电站的特点及功能 随着智能电网的提出和建立，变电站将由数字化演变为智能化，更突出“智能”的特点。智能化变电站在数字化变电站的基础之上，赋予了以下十二个“智能特征”或“智能化功能”。 1.1.1 一次设备智能化 与数字化变电站描述的一次设备智能化相比，智能变电站加大了一次设备信息化，可监测更多自身状态信息，也可通过网络获知系统及其他设备的运行状态等信息。自动化程度更高，具有比常规自动化设备更多、更复杂的自动化功能。具备互动化能力，与上级监控设备、系统及相关设备、调度及用户等及时交换信息，分布协同操作。 1.1.2 信息建模统一化 除了基于 IEC61850 标准的建模外，智能变电站能实时监测辖区电网的运行状态，自动辨识设备和网络模型，从而为控制中心提供决策依据。 1.1.3 数据采集全景化 智能变电站利用对时系统，同步区域和站内时钟，完善和标准化站内设备的静态和动态信息模型，向智能电网提供统一断面的全景数据。采用新型传感技术、同步测量技术、状态检测技术等逐步提高数字化程度，逐步实现潮流数据的精确时标，实时信息共享、支撑电网实时控制和智能调节，支撑各级电网的安全稳定运行和各类高级应用。 1.1.4 设备检修状态化 全面采集能够反映系统主设备运行的电脉冲、气体生成物、局部过热等各种特征量。智能变电站配置用于监测系统主设备的传感器，或者由智能一次设备直接提供其功能。利用 DL/T860 提供的建模方法，建立设备状态检修的信息模型，构建具备较为可靠实用的状态监测预警算法和机制、支撑状态检修实践的专家系统。 1.1.5 控制操作自动化 程序化操作。智能变电站具备程序化操作功能，除站内的一键触发，还可接收和执行监控中心、调度中心和当地后台系统发出的操作指令，自动完成相关运行方式变化要求的设备操作。程序化操作具备直观的图形界面，在站层和远端均可实现可视化的闭环控制和安全校验，且能适应不同的主接线和不同的运行方式，满足无人值班及区域监控中心站管理模式的要求。
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
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
自动化仪表控制系统管理制度 第一条为加强公司自动化仪表设备及控制系统 的管理工作，控制和优化工艺条件，保障仪表设备安全经济运行，依据国家有关法规及相关管理规定，制定本制度。 第二条本制度适用于本公司自动化仪表控制系统的管理。 第三条控制系统主要包括集散控制系统(DCS)、紧急停车系统 (ESD)、可编程控制器(PLC)等。 第四条控制系统的日常维护。 (一)系统点检制度 1、仪表部系统负责人员应加强对系统的日常维护检查，根据系统的配置情况，制定系统点检标准，并设计相应的定点检表格。 2、系统定点检应包括以下主要内容： A、主机设备的运行状态。 B、外围设备(包括打印机等)的投用情况和完好状况。 C、各机柜的风扇(包括内部风扇)运转状况。 D、机房、操作室的温度、湿度。 3、定点检记录要字迹清楚、书写工整，并定期回收，妥善保管。 (二)系统硬件管理 1、仪表系统要设立专人负责保养，按规定进行点检和维护。 2、建立系统硬件设备档案，内容应名细到主要插件板，并作好历次设备、卡件变更记录。
3、系统硬件的各种资料要妥善保管，原版资料要归档保存。 4、在线运行设备检修时，要严格执行有关手续，按照规定，做好防范措施。 (三)系统软件管理 1、系统软件和应用软件必须有双备份，并妥善保管在金属柜内;控制系统的密码或键锁开关的钥匙要由专人保管，并严格执行规定范围内的操作内容。软件备份要注明软件名称、修改日期、修改人，并将有关修改设计资料存档。 2、系统软件无特殊情况严禁修改;确需修改时，要严格按照申请、论证手续，主管经理批准后实施。 3、应用软件在正常生产期间不宜修改。按工艺要求确需重新组态时，要有明确的修改方案，并由生产技术部门、仪表和厂领导负责人共同签字后方可实施并做好安全防范措施。 4、软件各种文本修改后，必须对其他有关资料和备份盘作相应的修改。 5、由通用计算机、工业控制微机组成的控制、数据采集等系统，应执行专机专用，严禁任何人运行与系统无关的软件，以防病毒对系统的侵袭。 6、工艺参数、联锁设定值的修改，要办理联锁工作票后方可进行改动。 7、对重大系统改动时，要按软件开发程序进行，即建立命题，制定方案、组态调试、模拟试验、小样试运行、组态鉴定等过程。通
变电站综合自动化系统的发展现状及功能 分析 摘要：文章通过笔者的工作实践，阐述了变电站综合自动化系统的发展现状及组成，从中着重针对变电站综合自动化系统的主要功能进行了分析与研究，提出自己的看法，旨在为 变电站自动化工程的未来发展提供有利的参考。 关键词：变电站；综合自动化系统；现状；系统功能 中图分类号：K826.16 文献标识码：A 文章编号： 变电站综合自动化是一项提高变电站安全、可靠稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，向用户提供高质量电能服务的一项措施。随着通信技术、计算机和网络技术等的迅速发展，一方面综合自动化系统取代或更新传统的变电站二次系统，已经成为必然趋势。另一方面，保护本身也需要自检查、故障录波、事件记录、运行监视和控制管理等更强健的功能。本文就变电站综合自动化系统的现状及功能进行分析，以供大家参考。 一、变电站综合自动化系统的发展现状 变电站综合自动化系统具有安全可靠、功能齐全、结构简单和技术先进的优点，且这些优点通过一些新建变电站的运行得到了很好的证明。近年来，变电站综合自动化系统
的水平飞速发展，在我国电力系统、城乡电网建设与改造中得到了越来越广泛的普及和应用。无论是 220kV及以上的超高压变电站的设计与建设，还是中低压变电站的无人值班，都应用了自动化新技术，这一应用使得电网建设和电力系统的现代化水平大大提高，并且使电网调度和配输电的可能性增强以及变电站的建设成本更为低廉。 二、变电站综合自动化系统组成 在变电站综合自动化系统中，通常把继电保护、动重合闸、故障录波、故障测距等功能综合在一起的装置称为保护单元，而把测量和控制功能综合在一起的装置称为控制或I/0单元，两者通称为间隔级单元。各种类型的间隔级单元搜集到的状态量和测量值，通过软件来实现各种保护闭锁。它主要由以下几部分构成：微机保护单元主要完成信号的测量、传递、保护的计算和执行、接受上位机的指令并执行，通讯网络主要完成信号的传递，后台管理机主要完成对保护单元上传来的信号进行分析处理及显示、提供人机对话窗口、接受操作人员的指令、向上位管理机传递及时信息，为管理人员提供决策信息。 站控层的主要功能就是作为数据集中处理的保护管理，担负着上传下达的重要任务，对下它可以管理各种间隔单元装置，包括微机监控、保护、自动装置等，收集各种数据并发出控制命令，起到数据集中作用，还可以通过现场总
工业自动化控制系统管理 规定 Ting Bao was revised on January 6, 20021
办法设备保全处湖云设〔2016〕1号 湖南云峰工业自动化控制系统管理规定1 目的 为规范和加强弋阳海螺工业自动化控制系统的日常管理，保障公司生产的顺利进行，使自动化控制系统管理科学化、制度化，建立相适应的管理体系；根据公司《计算机管理办法》、《报警值修改管理规定》，特制定本规定。 2 适用范围 本规定适用于公司工业自动化控制系统设备从调研、选型验收、安装、使用直至更新全过程的管理。本规定中控制系统主要是指公司内工业自动化控制计算机系统、可编程序逻辑控制器系统。 3 系统管理 设备保全处是工业自动化控制系统的职能管理部门，主要负责控制系统的软、硬件的维护与运行工作、技术资料管理及各种备件管理,并根据运行状况制订系统检修计划及方案； 各使用部门严格按操作规程及维护规程使用与维护；确保系统使用运行环境，监控运转状况，发现问题及时与设备保全处联系；并积极配合专业维修人员分析处理系统故障； 设备保全处应在操作站设立严格的口令管理制度，严格区分维护、操作使用权限。系统管理员应设两人，拥
有除用户权限设置外的所有权限，用户权限设置口令由保全处分管领导掌握： 一般情况下系统管理员需了解、熟悉系统设置及程序时不得在系统操作站和工程师站上进行，以防止不慎错误的修改、下载程序。 严禁擅自在计算机根目录下删除或存放私有文件，严禁擅自移动系统程序、应用程序的文件和文件夹； 用户禁止将本岗位口令泄漏给他人，不得擅自修改系统程序、应用程序、控制系统的硬设定及软设定； 操作或使用人员负责日常清灰、保持清洁；未经许可，不得擅自搬动机房内的设备或变更电源系统，不得将设备随意借出；不得擅自打开微机设备修理，设备运行过程中若发生硬件或系统软件故障,应及时报告,不得擅自处理; 严格禁止在操作站上使用非系统所带可移动存储媒体（软盘、U盘、光盘等），确保系统的软件安全，杜绝病毒的入侵； 操作人员严禁在操作站上使用非工艺过程管理软件，严禁在操作站上读写、删 除文件、自行复位、关闭操作站； 控制系统中生产线控制系统、工控微机及单机设备可编程序控制器由设备保全处负责巡检维护，并负责生产期间内系统正常运行，排除运行过程中发现的设备故障； 控制系统在线控制时，一般不允许修改软件及报警值等相关数据；特殊情况下，须遵照《报警值修改管理规定》，经由使用单位提出书面申请并办理相关会签手续