变电站监控系统远动主机

电网是一个不可分割的整体，对整个电网的一、二次设备信息进行综合利用，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。

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综合措施。

随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术等高科技的飞速发展，一方面综合自动化系统取代或者更新传统的变电站二次系统已经成为必然趋势；另一方面，保护系统本身也需要有自检查、故障录波、事件记录、运行监视和控制管理等更强健的功能，为此发展和完善变电站综合自动化系统，是电力系统发展新的趋势。

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。

按变电站被监控对象或者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。

分布式系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。

分布式模式普通按功能设计，采用主从CPU 系统工作方式，多CPU 系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了CPU 运算处理的瓶颈问题。

各功能模块(通常是多个CPU)之间采用网络技术或者串行方式实现数据通信，选用具有优先级的网络系统，较好地解决了数据传输的瓶颈问题，提高了系统的实时性。

分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块正常运行。

该模式在安装上可以形成集中组屏或者分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。

分布式变电站综合自动化系统自问世以来，显示出强大的生命力。

但是目前还存在着抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上的问题等。

集中式普通采用功能较强的计算机并扩展其I/O 接口，集中采集变电站的模拟量、开关量等信息，集中进行计算和处理，分别完成变电站的微机监控、微机保护和自动控制等功能。

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、打印及远方通信等功能。

集中式系统的主要优点是：结构紧凑、体积小，可大大减少站地面积；造价低，特别是对35kV 或者规模较小的变电站更为有利。

变电站更换远动机流程及注意事项
变电站更换远动机流程：
1. 准备工作：制定详细实施方案，做好安全措施，确认备用远动机设备可用；申请停电操作票，通知相关调度中心及维护人员。

2. 停运旧设备：按照操作规程逐步断开旧远动机与各保护装置、测控设备的通信连接，并将系统切换至备用或人工监控状态。

3. 拆除旧设备：安全拆除旧远动机及其附属设施，记录原有接线配置。

4. 安装新设备：根据设计图纸和接线记录，正确安装新远动机，确保物理连接无误。

5. 设备调试：进行硬件检查，然后对新远动机进行通信参数设置、系统联调测试，确保与主站系统及其他二次设备通讯正常。

6. 接入运行：通过系统验收后，正式接入变电站监控系统并投入运行，观察新设备工作状态，及时处理可能出现的问题。

注意事项：
- 全程严格遵守电力行业安全操作规程。

- 更换过程中保持与调度部门紧密沟通，确保电网安全稳定运行。

- 确保所有操作双人监护、执行复核制，防止误操作。

- 调试阶段细致全面，避免因配置错误导致的监控失效或误报。

第一章变电站监控技术概述第一节电网调度自动化系统概述一、电力系统调度自动化综合利用计算机、远动技术和远程通信技术，监视、控制和协调电力系统的运行状态，及时处理影响整个系统正常运行的事故和异常现象，实现电力系统调度管理自动化。

1.电力系统调度自动化系统原理框图调度中心主站系统远动通道厂站端系统2.电力系统调度自动化系统组成（1)信息收集和执行子系统。

在各发电厂、变电所收集各种信息（遥测信息、遥信信息、事件信息等），向调度控制中心发送。

在厂站(所)端，设有微型计算机为核心的远方终端(Remote Terminal Unit, RTU)或综合自动化系统，所传送的信息已经过预处理。

同时，这个子系统接受上级控制中心发来的操作、调节或控制命令，例如开关操作，起停机组，调节功率等等命令。

在接到命令后，或者直接作用于控制机构，或者按一定的规律将命令转发给各被控设备。

（2)信息传输子系统。

厂站端将收集到的信息通过传输媒介送到调度控制中心；调度中心的命令也通过传输媒介发送到厂站端。

传输媒介有电力载波、微波、光纤、同轴电缆、公共话路等。

（3)信息处理子系统。

以计算机网络系统为核心，对收集到的信息进行加工、处理，为监视和分析计算电力系统运行状态提供正确的数据。

分析计算的结果为运行人员提供控制决策的依据，或者直接实现自动控制。

这种分析计算主要有：①为调节系统频率和电压的电能质量计算；②经济调度计算；③安全监视和安全分析计算。

计算机还可用于完成日发电计划编制、检修计划编制、统计计算等工作。

（4)人机联系子系统。

用以向运行人员显示和输出信息，同时也接受运行人员的控制和操作命令。

通过这一子系统，使运行人员与电力系统及其控制系统构成一个整体。

人机联系设备包括图形显示器及其控制台和键盘、模拟盘、制表或图形打印机、记录器(仪)、调度模拟屏等。

二、电力系统调度自动化的主要功能和技术指标1．数据采集和监视控制SCADA（Supervisory Control And Data Acquisition）（1）监视：对电力系统运行信息的采集、处理、显示、告警和打印，也包括对异常或事故的自动识别。

变电站监控系统及远动验收细则一、引言随着电力系统的发展，变电站监控系统和远动技术的应用越来越广泛。

变电站监控系统是指通过安装在变电站内的监测和控制设备，实时监视变电站的运行状态和各种参数，提供远程控制和查询功能。

远动技术是指通过远程通信手段，实时监控变电站设备的状态，并通过远程控制进行自动化操作。

本文将详细介绍变电站监控系统和远动验收的具体细节。

二、变电站监控系统的要求1.实时监测功能：监控系统应能实时监测变电站的开关状态、电流、电压、温度等参数，并提供历史数据查询功能。

2.远程控制功能：监控系统应支持对变电站设备进行远程开关操作，并提供手动和自动控制模式。

3.报警功能：监控系统应具备报警功能，实时监测变电站设备的工作状态，并在异常情况下及时发出报警。

4.数据传输安全性：监控系统应确保数据传输的安全性，防止数据被篡改或泄露。

5.用户友好性：监控系统应具备良好的用户界面，易于操作和维护。

三、远动技术的要求1.远程通信功能：远动系统应具备稳定可靠的远程通信功能，可以通过互联网、移动通信网络等方式与远程监控终端进行通信。

2.自动化控制功能：远动系统应支持自动化控制功能，能够实现变电站设备的自动开关操作，提高设备运行效率和稳定性。

3.数据采集和处理：远动系统应能够实时采集并处理变电站设备的运行数据，提供报表和统计分析功能。

4.设备兼容性：远动系统应具备较强的设备兼容性，能够与各种类型和品牌的变电站设备进行通信和控制。

1.验收前的准备工作-确定验收标准和验收程序；-检查变电站监控系统和远动系统的设计文件和技术参数；-准备测试仪器和设备。

2.功能验收-对变电站监控系统进行功能测试，确保实时监测、远程控制、报警等功能正常运行；-对远动系统进行功能测试，确保远程通信、自动化控制、数据采集等功能正常运行。

3.性能验收-对变电站监控系统进行性能测试，包括数据传输速度、稳定性、可靠性等；-对远动系统进行性能测试，包括远程通信速度、控制响应时间、设备兼容性等。

变电站综合自动化总结随着这学期期末的临近，变电站综合自动化这一门学科也接近尾声。

经过这一学期的变电站综合自动化的学习，在曾老师的领导下进行了分组讨论研究学习。

在我们小组所有成员的努力下，顺利的完成了这学期的学习任务。

使我受益匪浅！这学期我们主要围绕着七个大知识点进行学习。

一、变电站综合自动化二、变电站综合自动化的结构与配置三、变电站综合自动化系统的保护与测控单元四、变电站综合自动化系统的通信五、变电站综合自动化系统的监控六、变电站综合自动化的安全自动装置七、变电站综合自动化二次回路举例一、变电站综合自动化主要学习了变电站综合自动化的概念、变电站综合自动化系统的特点、变电站综合自动化系统的优点、变电站综合自动化的发展简史、了解传统变电站与综合自动化站之间的不同、了解变电站综合自动化的现状。

二、变电站综合自动化系统的结构与配置主要学习了变电站综合自动化系统的硬件结构、变电站综合自动化系统的配置、国内典型的变电站综合自动化系统以及发展的趋势。

三、变电站综合自动化系统的保护与测控单元主要学习了保护与测控单元的功能与硬件、保护与测控单元的常用算法、保护与测控单元硬件回路的工作原理、保护与测控单元的举例。

四、变电站综合自动化系统的通信主要学习了变电站综合自动化系统通信的基本概念、了解变电站综合自动化数据通信的内容和功能、了解变电站综合自动化系统的通信规约、EIA RS一232/485通信接口、以太网通信接口、LONWORKS现场总线接口、站控层与单元层的通信、变电站与调度的通信、掌握了监控单元主界面显示的运行参数、熟练掌握了监控单元的功能及其功能按钮与使用。

五、变电站综合自动化系统的监控主要学习了监控系统、了解了远动主机、掌握了监控单元主界面显示的运行参数、熟练掌握了监控单元的功能及其功能按钮与使用、了解监控单元的配置与维护。

六、变电站综合自动化系统的安全自动装置主要学习了故障录波装置、电压、无功综合控制装置、了解变电站综合自动化中VQC的基本概念、熟悉了变电站综合自动化系统中VQC的工作原理。

电力行业防止电力自动化系统、电力监控系统网络安全、电力通信网及信息系统事故的重点要求1 防止电力自动化系统事故1.1 调度自动化主站系统和110kV及以上电压等级的厂站的主要设备（数据采集与交换服务器、监视控制服务器、历史数据库服务器、分析决策服务器、磁盘阵列、远动装置、电能量终端等）应采用冗余配置，互为热备，服务器的存储容量和中央处理器负载应满足相关规定要求。

备用调度控制系统及其通信通道应独立配置，宜实现全业务备用。

1.2 主网500kV（330kV）及以上厂站、220kV枢纽变电站、大电源、电网薄弱点、通过35kV及以上电压等级线路并网且装机容量40MW及以上的风电场、光伏电站均应部署相量测量装置（PMU）。

其测量信息应能满足调度机构需求，并提供给厂站进行就地分析。

相量测量装置与主站之间应采用调度数据网络进行信息交互。

新能源发电汇集站、直流换流站及近区厂站的相量测量装置应具备连续录波和次/超同步振荡监测功能。

1.3 调度自动化主站系统应采用专用的、冗余配置的不间断电源（UPS）供电，不应与信息系统、通信系统合用电源，不间断电源涉及的各级低压开关过流保护定值整定应合理。

采用模块化的UPS，应避免并联等效电阻过低，引起直流绝缘监测装置监测误告警。

UPS单机负载率应不高于40%。

外供交流电消失后UPS 电池满载供电时间应不小于2h。

交流供电电源应采用两路来自不同电源点供电。

发电厂、变电站远动装置、计算机监控系统及其测控单元、变送器等自动化设备应采用冗余配置的不间断电源或站内直流电源供电。

具备双电源模块的装置或计算机，两个电源模块应由不同电源供电。

相关设备应加装防雷(强)电击装置，相关机柜及柜间电缆屏蔽层应可靠接地。

1.4 厂站内的远动装置、相量测量装置、电能量终端、时间同步装置、计算机监控系统及其测控单元、变送器及安全防护设备等自动化设备(子站)必须是通过具有国家级检测资质的质检机构检验合格的产品。