110kV变电站四遥量配置导则(正文)

110kV综自变电站远传信息标准一、前言由于电子技术、计算机技术的迅猛发展，微机在电力系统中得到了广泛的应用，它将变电站的二次设备（测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等）经过功能的组合和优化设计，利用多台微型计算机和大规模集成电路，组成能够实现信息共享，并利用变电站中的远动终端设备来完成对站中设备的遥信、遥测、遥调、遥控即四遥功能。

具备以上综合性自动化装置的变电站，称之为综合自动化变电站，而这种将变电站的二次设备利用微机技术，经过功能的重新组合，实现信息共享，对变电站实施自动监视、测量、控制和协调的技术，是变电站综合自动化技术。

基于这种技术而架设的对变电站进行实施自动监视、测量、控制和协调的系统，称之为变电站综合自动化系统能够将本站设备运行状态（包括：各类测量值、开关位置、保护信号、等）远程上送，并对该站的各类开关量进行远程控制与遥调、各类信号的复归确认，以及再现潮流的监测功能；在站内针对主变、开关室装有自动灭火报警装置；具有良好的远动通道，保证上级监控中心能够完整地将该站运行情况，再现到计算机屏幕上的无人值班变电站称之为无人值守变电站。

因此不难看出综合自动化变电站，几乎具备无人值守变电站所需的所有功能，综合自动化变电站通过无人值守改造，就可以成为集控中心远程监控的一个无人值守变电站，如图（1-1）1-1 变电站集中控制监控系统随着综合自动化变电站的广泛建设，以及常规站的大规模综自改造，为实现变电站无人值守，集中控制提供了前提条件。

那么综合自动化变电站作为无人值守变电站的前身，变电站集中控制监控系统得一个准子单元，那么它的远传信息，通信表准，就必须极大限度的符合集中监控所需的监护信息。

二、新建或改造110kv综合自动化变电站以我局新建110kv综合自动化变电站为例。

2.1制定指导思想由于综合自动化变电站，站端自动化设备的厂家各异，在厂站监护信号的命名上，存在着众多的差异，没有很好的考虑无人值班变电站自动化信息处理要求，当这些变电站集中监控时，大批量的简单报警信号严重干扰了监控人员的分析判断能力。

110KV 变电所电气设计说明所址选择：首先考虑变电所所址的标高，历史上有无被洪水浸淹历史；进出线走廊应便于架空线路的引入和引出，尽量少占地并考虑发展余地；其次列出变电所所在地的气象条件：年均最高、最低气温、最大风速、覆冰厚度、地震强度、年平均雷暴日、污秽等级，把这些作为设计的技术条件。

主变压器的选择：变压器台数和容量的选择直接影响主接线的形式和配电装置的结构。

它的确定除依据传递容量基本原始资料外，还应依据电力系统5-10 年的发展规划、输送功率大小、馈线回路数、电压等级以及接入系统的紧密程度等因素，进行综合分析和合理选择。

选择主变压器型式时，应考虑以下问题：相数、绕组数与结构、绕组接线组别（在电厂和变电站中一般都选用YN ，d11 常规接线）、调压方式、冷却方式。

由于本变电所具有三种电压等级110KV、35KV 、10KV ，各侧的功率均达到变压器额定容量的15%以上，低压侧需装设无功补偿，所以主变压器采用三绕组变压器。

为保证供电质量、降低线路的损耗此变压器采用的是有载调压方式，在运行中可改变分接头开关的位置，而且调节范围大。

由于本地区的自然地理环境的特点，故冷却方式采用自然风冷却。

为保证供电的可靠性，该变电所装设两台主变压器。

当系统处于最大运行方式时两台变压器同时投入使用，最小运行方式或检修时只投入一台变压器且能满足供电要求。

所以选择的变压器为2X SFSZL7-31500/110型变压器。

变电站电气主接线：变电站主接线的设计要求，根据变电站在电力系统中的地位、负荷性质、出线回路数等条件和具体情况确定。

通常变电站主接线的高压侧，应尽可能采用短路器数目教少的接线，以节省投资，随出线数目的不同，可采用桥形、单母线、双母线及角形接线等。

如果变电站电压为超高压等级，又是重要的枢纽变电站，宜采用双母线带旁母接线或采用一台半断路器接线。

变电站的低压侧常采用单母分段接线或双母线接线，以便于扩建。

6~10KV馈线应选轻型断路器，如SN10型少油断路器或ZN13型真空断路器；若不能满足开断电流及动稳定和热稳定要求时，应采用限流措施。

监控系统是变电站综合自动化的核心系统。

“四遥"也就是我们经常说的:遥测、遥信、遥控、遥调。

“四遥”功能是监控系统最基本最重要的一块功能.1、遥测遥测就是将变电站内的交流电流、电压、功率、频率，直流电压，主变温度、档位等信号进行采集，上从到监控后台，便于运行人员进行工况监视.（1)采集方式整站的遥测量采集方式主要有两种:a．扫描方式：将站内所有遥测量每个扫描周期采集更新一次，并存入数据库。

扫描周期为3~8s。

b．越阈值方式:每个遥测量设定一个阈值，按扫描周期采集。

如果一个遥测量与上次测量值的差大于阈值，则将该遥测量上传监控后台显示，并存入数据库。

如果差小于阈值则不上传更新。

这样扫描周期可缩短，一般不大于3s。

（2）遥测越限对于一些重要的遥测数据，可以通过设置遥测越限进行重点监视。

运行中监控系统后台遥测数据超过越限设定值后，经过整定延时后，计算机报越限告警.通常变电站的母线电压、直流电压、主变温度、主变功率、重要线路的功率等都应该设置遥测越限监视.2、遥信遥信，即状态量,是为了将开关、刀闸、中央信号等位置信号上送到监控后台。

综自系统应采集的遥信包括：开关状态、刀闸状态、变压器分接头信号、一次设备告警信号、保护跳闸信号、预告信号等。

(1）遥信的分类a．实遥信、虚遥信大部分遥信采用光电隔离方式输入系统，通过这种方式采集的遥信称为“实遥信".保护闭锁告警、保护装置异常、直流屏信号等重要设备的故障异常信号，必须通过实遥信方式输出。

另一部分通过通信方式获取的遥信称为“虚遥信".比如一些合成信号、计算遥信。

b．全遥信和变位遥信全遥信：如果没有遥信状态没有发生变化，测控装置每隔一定周期，定时向监控后台发送本站所有遥信状态信息。

这就是全遥信的含义。

变位遥信：当某遥信状态发生改变，测控装置立即向监控后台插入发送变位遥信的信息。

后台收到变位遥信报文后，与遥信历史库比较后发现不一致,于是提示该遥信状态发生改变。

电力系统调度自动化控制技术及其应用分析作者：未知摘要：随着智能电网改造项目与新建项目规模、数量的不断增多，电力系统调度自动化控制技术得到广泛应用，成为维护电力系统运行安全与稳定，提升电力企业电能供应服务质量的重要手段。

本文以四川岷江水利电力股份有限公司为例，就电力系统调度自动化控制技术进行了简要分析，进一步明确电力系统调度自动化控制技术在地方电力公司的应用，以供参考。

关键词：电力系统；调度自动化；自动化控制技术中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2019）15-0164-020 引言经过20余年的建设和推广，电力调度自动化技术已非常成熟，已广泛应用于国内几大电网公司的电网调度管理，但在国内部分偏远地区，仍然存在一些独立于大型电网公司外的小型地方电力公司，这些地方电力公司集发、输、变、配于一体，但受限许多因素制约，在电力调度自动化应用上仍然较为落后。

因此，加强电力系统调度自动化控制技术的研究，有利于提高地方电力公司电力调度控制效率和自动化水平，助力我国电力事业优化发展。

1 电力系统调度自动化控制技术的基本认识随着近些年，我国电力事业的高速发展，电力系统调度自动化控制技术应用重要性日渐凸显，成为推进地方电力公司现代化、自动化、智能化建设进程的重要工具与手段。

对此，加强地方电力公司电力系统调度自动化控制技术应用的研究具有重要意义，有利于丰富理论研究体系，为电力系统调度自动化控制技术在地方电力公司实践应用，提供有益指导，促进技术应用作用的有效发挥。

2 电力系统调度自动化控制技术的应用意义2.1 提升电力调度工作质量与效率由电网调度管理要求可知：电力系统调度工作的目的在于保障电网运行的稳定、安全、可靠、经济与优质发展。

需电力调度工作人员能够依据有关规定与要求，进行电力系统调度运行、调度规划、电力通信、继电保护等的科学管理。

因此，电力调度工作是一项复杂、综合、长期的系统工程。