当前位置：搜档网 › 自动化变电站微机保护若干问题探讨

自动化变电站微机保护若干问题探讨

林启伟

(石狮市电力联营公司,福建石狮362700)

摘要:通过对110kV 综合自动化变电站微机保护设计中存在问题的探讨,找出了解决问题的相应对策。并对目前变电站自动化中保护及其二次回路的运行维护及管理提出了几点建议。关键词:自动化变电站;　微机保护;　二次回路;　运行维护

中图分类号:T M76 文献标识码:B 文章编号:100324897(2002)1120048203

1　引言

电力系统保护装置经历了从电磁型、晶体管型、

集成型到微机保护的逐步转变过程。目前国内微机保护已经运用到各个电压等级的线路保护甚至主元件保护中。特别是在110kV 无人值班的综合自动化变电站中微机保护的应用更是极其普遍。但是在很大程度上旧的各种类型的保护及其二次回路的设计思路及运行维护模式仍然左右着对新型微机保护及其二次回路设计改造及维护。本文针对这一问题,对目前变电站自动化中保护及其二次回路的运行维护管理提出相应的解决方案和几点建议。

2　微机保护设计中几个问题的探讨

2.1　主变保护

(1)110kV 主变保护中电量与非电量保护的二

次回路混用问题

110kV 主变保护中主保护与后备保护各自独立。但在主保护中差动保护和本体非电量保护(瓦斯、压力释放)的直流电源及出口回路均混在一起。一方面直流电源共用一个空气开关,若这一电源消失将使主变主保护的电量与非电量保护全部失去;

另一方面,电量与非电量保护的出口回路混用,也将产生因同一出口回路故障引起的两种保护尽失。因此为了保证主变主保护中电量与非电量保护的互为备用,应将其电源及出口回路独立分开。其混用及独立的二次原理图如图1所示。

(2)主变后备保护的探讨

主变10kV 侧仅装10kV 复合电压过流保护不能满足速动性要求。在保护整定中,三卷主变10kV 侧过流的时间一般整定为2.5s 或3.0s ,双卷主变10kV 不设过流保护,而110kV 侧过流时间达2.0s 或2.5s 。现系统的容量越来越大,10kV 侧短

图1　混用及独立的二次原理图

Fig.1　Secondary circuit principle of mixed and independant uses

4第30卷　第11期2002年11月15日继电器RE LAY

V ol.30　N o.11

N ov.15,2002

路电流也越来越大。随着10kV短线路不断增加, 10kV线路离变电所近区故障机率也越来越大,由于开关拒动或保护拒动(下面馈线保护中将涉及),短路电流较长时间冲击变压器,对变压器构成极大

威胁。因此在主变10kV侧增设一套限时电流速断保护,作为10kV母线的后备。该保护动作于主变10kV侧开关。对于一台主变带二段10kV母线也可第一时限跳母联,第二时限跳10kV侧开关。这样不仅起到了对10kV母线及馈线电流速断的后备作用,也减少了对变压器的冲击。

2.2　馈线出口处短路,保护拒动问题的探讨

在馈线微机保护的多年运行中,多次出现因馈线出口处短路保护拒动,引起主变后备保护动作跳母联及主变两侧开关的事故。究其原因,主要有以下两个方面。

(1)电流互感器在线路短路过程中响应特性不良

对电流互感器而言,其变比的设计是按工作电流(即负荷电流)来选择的。而当馈线出口处短路,其短路电流很大(近似10kV母线短路),就稳态电流而言,若一次故障电流倍数超过其10%误差曲线所确定的一次电流倍数,变比误差就将大于10%,而且故障电流愈大,误差也愈大。对于灵敏度较低的速断保护就将拒动。但是灵敏度高的限时过流保护仍能可靠动作。以上的分析只考虑了短路电流中的稳态值,但事实上,在大容量电力系统发生短路时还存在着逐渐衰减的非周期分量(又称直流分量)。由于直流分量对T A的励磁,使其工作磁通骤增。这样T A的一次侧电流就是稳态短路电流加上暂态短路电流,总的励磁电流将超过临界饱和值的许多倍,而使T A二次电流波形严重失真,造成过流保护拒动。

(2)微机保护自身模拟量采样回路异常

在微机保护中模拟量的采样是通过压频转换VFC的AΠD转换来实现的。在转换过程中为了防止AΠD溢出,采用了限幅器。因此输入的模拟量被其削去波顶,

波形发生畸变,带来计算误差,不过限幅多半是在严重故障时。这对于大多数保护的灵敏度和选择性均能满足。而造成微机采样失真的最大原因在于辅助变换器LH在最大短路电流条件下的饱和。而微机保护采样之所以引入LH,主要在于AΠD转换只能输入0～10V的电压信号,因此在进行电流采样时有必要进行电流到电压的变换。正是因为LH的存在使得当馈线出口处短路时,稳态分量与暂态分量叠加形成畸变的巨大二次短路电流同样超过了LH的临界饱和值,使其二次电流失真,在R上形成的二次电压U R也将失真(其原理如图2所示)。

图2　电流-电压变换方式(LH)

Fig.2　Current-v oltage trans form

(3)采取的相应措施

就T A而言,根据各变电站10kV母线的短路容量,尽量采用大变比的保护专用T A,必要时用两个准确等级相近的副线圈串联使用减少二次负担。另外,前面主变后备保护中提到的增加10kV限时速断保护也不失为一种对策。另一方面,就微机保护而言,可以适当地选择电流—电压变换的负载,进而还需校核是否会引起T A饱和,并要注意慎重选择电阻R与输入电压的配合避免LH饱和。或是用电抗变换器实现电流—电压变换也是一个可行方案。其特点是会放大高次谐波,但能有效抑制衰减的直流分量。另外尽量采用分布式的微机保护模式,将保护安装于开关柜上,这样可尽量减少T A二次负载阻抗,又可节省电缆投资。

2.3　保护定值修改与切换功能

为了增强配网运行的安全性及供电的可靠性,调度中心常常要根据实际运行要求在各馈线之间进行“转电”操作。这就使得各馈线的运行参数将发生重大变化。调度人员应根据事先计算好的各运行参数下的相应馈线整定值(如过流与速断电流定值)进行重新整定。而保护定值的远方修改是目前综合自动化系统普遍能够实现的功能之一,但运行实践证明该功能实用性存在一定的争议。就目前运行管理水平而言,弊大于利。如一旦调度中心因改变定值而造成保护拒动、误动,通常不易很快查出故障点。调度中心SC ADA系统、变电所自动化系统和通信系统都可能引起这种故障,处理起来比较困难,责任一时划不清。

为了实现定值的重新整定,又不必让保护人员随时到现场进行整定,可以采用旁代线路保护中配备多路定值区的思路,使馈线保护装置也具有多路定值存贮功能。在馈线参数改变时,可以据此将保护定值切换至预先设置的定值区运行。这一功能的实现可以由值班员操作,也可利用变电站综合自动

林启伟　自动化变电站微机保护若干问题探讨

化由调度员远方实现切换。目前,国外一些系统(如SIE ME NSLS A678)在管理上不允许从远方随便修改定值,只允许远方切换预先设置的保护定值,以适应不同的运行方式,这一做法值得我们借鉴。

3　运行维护中若干问题的探讨

3.1　关于定期检验问题的探讨

目前对于微机保护的定期检验的周期和检验项目均套用原有电磁型及晶体管型保护的模式。但微机保护有着其自身特点与优势。(1)电量的大小均由统一的数据采样回路实现;(2)各电量判据及逻辑关系由程序通过CPU来实现;(3)出口回路由统一的出口插件实现。这些特点决定了微机保护不但运行可靠而且维护简便。若仍然沿用旧有保护类型的定检模式势必大大减小微机保护的运行优势。对定检的周期及内容建议如下:

(1)结合一次设备的临时停电机会,两年进行一次经保护启动跳合开关的整组试验(目前要求每年结合开关年检进行一次)。

(2)三到四年进行一次保护部分检验。其内容可以只涉及数据采样回路的零漂与精度,以及出口回路的正确性。

(3)六至八年进行一次保护全检。其内容可以模拟现场的各种故障进行联动开关试验。而对于保护的特性试验完全可以由程序正常运行本身进行保证,没有必要在现场进行校验。当然第一次投运也应按上述全检内容进行。

3.2　综合自动化设备维护中各专业之间的协调与

管理

目前就我国电力系统管理模式而言,变电所自动化系统分属保护、通信、远动等专业部门负责。通常通信和远动专业联系比较紧密,它们虽与保护专业之间在工作上有很多联系,但界面分工较清楚。随着变电站按无人值班模式设计,使得原本分工明确、专业界面清晰的管理和维护局面变得互为渗透,联系日益紧密。因此当遥控误动、遥信状态错误或频繁误发等故障出现时,调度中心无法判断这些故障出自保护、通信、远动的哪一系统,多数情况下必须几个专业人员同时到现场处理。又加上这几个专业分属不同部门,使得工作安排和协调程序繁琐,有时甚至延误了故障处理时间。因此,新技术的推广与应用对传统的管理体现和旧有模式提出了严峻的挑战。

另一方面就保护系统而言,由于微机保护的广泛应用及可靠性稳定性不断提高,可以预见,未来保护人员将把工作的重心由保护设备的校验维护转向对系统事故缺陷的分析和处理上。因此未来的管理模式应该是将保护、通信与远动纳入统一的自动化专业,培养综合素质的自动化人员,并将综合自动化部门归入调度中心统一管理。这样就可以提高自动化故障处理的效率和质量。

3.3　日常维护中备品备件的管理问题

随着微机保护不断取代旧有的电磁型和晶体管型保护,由于其自身的特点,原有备品备件的管理模式一直制约着对微机保护的日常维护工作的顺利进行。一方面微机保护做为一门新兴的技术,其技术更新换代日新月异,这就造成了在同一供电企业内部多种微机保护并存的现象,而作为地级供电企业,特别是县级供电企业,不可能对各种保护的主要插件均进行备件采购。这样既不经济也不能提高设备运行安全性。另一方面,保护装置日益复杂,对于插件内部故障的查找在现场条件下几乎不可能。而且内部关键部件往往为专用配件。因此就会出现在现场从器件层次上处理装置异常,不但耗时,保护装置投运率低,而且有时根本无望的情况。

为了解决微机保护运行维护长期以来存在的问题,最好的解决方法是在省一级建立保护维护服务中心,负责管理采购各类微机保护备品备件,专业修复更换下来的插件,并可指导基层单位的运行维护工作。必要时可深入现场协助解决问题。另外服务中心也可作为运行单位与厂家的联系纽带,在保证电网安全稳定运行的基础上,使运行单位和生产厂家互惠互利。

4　结束语

微机保护作为一门新兴技术,其设计原理还有待于完善,运行维护的经验也有待于不断地总结。但作为目前电力系统的主要保护类型,其设计规范、检验规程以及相应管理制度制定及在全系统内的统一贯彻应尽早实现。只有这样才能更好地保证各级电网的安全运行。

收稿日期:　2002201210; 修回日期:　2002201222

作者简介:

林启伟(1973-),男,大学本科,工程师,从事继电保护及电力工程管理工作。(下转第75页)

05继电器

性都优于目前采用的比率制动原理的差动保护。参考文献:

[1]　王维俭,侯炳蕴.大型机组继电保护理论基础[M].北

京:水利电力出版社,1988.

[2]　朱声石.高压电网继电保护原理与技术[M].北京:中

国电力出版社,1995.收稿日期:　2001211214作者简介:

郭光荣(1950-),男,副教授,研究方向为电力继电保护。

Application of the principle of phase comparison of the fault component in transfomer protection

G UO G uang -rong

(Chongqing E lectric P ower C ollege ,Chongqing 400053,China )

Abstract :　The paper provides a new method to recognize magnetizing inrush current by comparing the character of busbar v oltage on the pow 2

er s ource side when interal short circuit ,no-load closing and external short ciruit occured in the trans fomer ,and presents the principle of phase comparis on of the fault component of trans former main protection.By comparing the phase characteristics of internal short circuit and external short circuit ,this principle can s olve the in fluence of imbalance current of short circuit outside the protected zone on main protection of trans fo 2mer ,and improve sensitivity ,selectivity and speed of the trans fomer main protection.K ey w ords :　magnetizing inrush current ;　fault component ;　phase comparis on

(上接第50页)

Discussing on several problems of microcomputer based protection in autom ation substation

LI N Qi-wei

(Shishi E lectric P ower C ompany ,Shishi 362700,China )

Ab atract :　Through discussing several problems on the design of microprocess or based protection in 110kV automatic substation ,the counter 2measure for s olving these problems is found.S ome suggestions about the operation and maintenance of protection and secondary circuit in auto 2matic substation are provided.K ey w ords :　substation ;　microprocess or-based protection ;　secondary circuits ;　operation and maintenance

(上接第52页)

(3)保护小室内绕小室敷设环行接地母线。小

室内各种电缆的金属外皮、设备的金属外壳与其它

不带电金属物接地等,均以最短距离与环行接地母线连接。

(4)在电缆沟保护小室入口处采用波导管技术,将屏蔽范围伸出保护小室外一部分,电缆进出小室均穿波导管。

5　结论

经过经济技术对比,推荐本工程采用保护下放

方案,即将保护屏就近布置于配电装置附近保护小

室内。

收稿日期:　2002205215作者简介:

李　中(1970-),工程师,从事电力系统继电保护及自动化设计和科研工作;

陈　健(1957-),男,高工,从事工厂和民用建筑供配电工作。

Study on the laying of protection and control equipments in the 500kV substation

LI Zhong 1

,CHE N Jian

(1.Hebei E lectric P ower Design &Research Institute ,Shijiazhuang 050031,China ;2.China Light Industry Wuhan Design Institute ,Wuhan 430060,China )

Abstract :　A scheme for the laying of protection and control equipments in the 500kV substation is presented ,with technical and economical comparis on ,through three different schemes (laying in small special rooms in the electric field ,laying in panels in the electric field and laying in panels in the control building ).The measures to decrease electromagnetic interference after those protection and control equipments were lo 2cally m ounted are put forward.K ey w ords :　substation ;　electromagnetic interference ;　integrated arrangement ;　dispersive arrangement

7郭光荣　故障分量比相原理在变压器保护中的应用

S690U系列微机综合保护装置校验规程(参考Word)

PS690U系列微机综合保护装置校验规程一、总则 1.1 本检验规程适用于PS690U系列微机型保护的全部检验以及部分检验的内容。 1.2本检验规程需经设备维修部电气试验专业点检员编制，设备维修部检修专工、生产设备技术部责工审核后由生产厂长或总工批准后方可使用。 1.3检验前，工作负责人必须组织工作人员学习本规程，要求熟悉和理解本规程。 1.4保护设备主要参数： CT二次额定电流Ie ： 5A；交流电压：100V， 50Hz；直流电压：220V。 1.5 本装置检验周期为：全部检验：每6年进行1次；部分检验：每3年进行1次。二、概述 PS690U系列综合保护测控装置是国电南京自动化股份有限公司生产的，是一种集保护、测量、计量、控制、通讯于一体的高性能微机综合保护测控装置。本规程规定了PSM692U型电动机微机综合保护，PST692U型低压变压器微机综合保护，PSM691U型电动机微机差动保护，PST691U型低压变压器差动微机保护。三、引用文件、标准 3.1 继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定 3.2设备制造厂的使用说明书和技术说明书 3.3 电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点 3.4继电保护和自动装置技术规程GB/T 14285—2006 3.5微机继电保护装置运行管理规程DL/T 587—1996 3.6 继电保护及电网安全自动装置检验规程DLT995-2006 3.7 电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程DL/T 623—1997 3.8 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定NDGJ 8-89 四、试验设备及接线的基本要求 4.1 试验仪器应检验合格，其精度不低于0.5级。 4.2 试验回路接线原则，应使加入保护装置的电气量与实际情况相符。应具备对保护装置的整组试验的条件。 4.3试验设备：继电保护测试仪。五、试验条件和要求注意事项 5.1交、直流试验电源质量和接线方式等要求参照《继电保护及电网安全自动装置检验规程》有关规定执行。 5.2 试验时如无特殊说明，所加直流电源均为额定值。 5.3 加入装置的的试验电压和电流均指从就地开关柜二次端子上加入。 5.4 试验前应检查屏柜及装置接线端子是否有螺丝松动。 5.5 试验中，一般不要插拨装置插件, 不触摸插件电路, 需插拨时, 必须关闭电源。 5.6 使用的试验仪器必须与屏柜可靠接地。 5.7 为保证检验质量，对所有特性试验中的每一点，应重复试验三次，其中每次试验的数据与整定值的误差要求<5%，保护逻辑符合设计要求。

农网变电站防误工作的现状及对策(新编版)

( 安全管理 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改农网变电站防误工作的现状及对策(新编版) Safety management is an important part of production management. Safety and production are in the implementation process

农网变电站防误工作的现状及对策(新编版) （驻马店市电业局，河南驻马店463000）目前，农网变电站防误工作管理还相对薄弱，防误闭锁装置"三率"(安装率、投运率、完好率)还相对较低，人员业务素质和责任心还有待提高，防误工作还有很多工作要做。 1农网变电站防误工作的现状 1.1组织管理方面随着农网变电站安全文明生产达标评比、县级调度室达标、"反习惯性违章"以及县级供电企业创一流等活动的开展，将两票正确率、防误闭锁装置"三率"列入考核项目，农电系统及时进行事故分析，指定防误专人负责，制定防误装置管理办法，推动了防误工作走向制度化、规范化。但防误操作组织措施发展仍不平衡，有放松

和削弱的现象，尤其是近年来农电管理部门大部分精力投入到农网改造中，生产管理、防误管理有所松懈。 1.2技术措施方面通过两期农网改造，防误装置"三率"有了长足进展，微机防误闭锁装置也得到应用。但目前存在闭锁装置失灵、产品质量不好、带缺陷装置未投、投运装置存在隐患、有的变电站(包括农网一些新投运变电站)甚至仍未安装防误闭锁装置等问题。 1.3人员素质方面通过实施农网改造、加强管理和人员培训，锻炼了队伍，提高了人员业务素质和责任心。但不得不看到，农电系统仍然存在着人才短缺、人员业务素质整体还不高的问题。例如，习惯性违章还时有发生，有时甚至多人同时违章。 2对电气误操作事故原因的统计分析 2.1电气误操作事故的统计 (1)从电压等级看，110kV最多，其次是10，220，35kV以及低压。

变电站基础知识

变电站基础知识 1.电力系统电压等级与变电站种类电力系统电压等级有220/380V（0.4 kV），3 kV、6 kV、10 kV、20 kV、35 kV、66 kV、110 kV、220 kV、330 kV、500 kV。随着电机制造工艺的提高，10 kV 电动机已批量生产，所以3 kV、6 kV已较少使用，20 kV、66 kV也很少使用。供电系统以10 kV、35 kV为主。输配电系统以110 kV以上为主。发电厂发电机有6 kV与10 kV两种，现在以10 kV为主，用户均为220/380V（0.4 kV）低压系统。根据《城市电力网规定设计规则》规定：输电网为500 kV、330 kV、220 kV、110kV，高压配电网为110kV、66kV，中压配电网为20kV、10kV、6 kV，低压配电网为0.4 kV（220V/380V）。发电厂发出6 kV或10 kV电，除发电厂自己用（厂用电）之外，也可以用10 kV电压送给发电厂附近用户，10 kV供电范围为10Km、35 kV为20~50Km、66 kV 为30~100Km、110 kV为50~150Km、220 kV为100~300Km、330 kV为200~600Km、500 kV为150~850Km。 2.变配电站种类电力系统各种电压等级均通过电力变压器来转换，电压升高为升压变压器（变电站为升压站），电压降低为降压变压器（变电站为降压站）。一种电压变为另一种电压的选用两个线圈（绕组）的双圈变压器，一种电压变为两种电压的选用三个线圈（绕组）的三圈变压器。变电站除升压与降压之分外，还以规模大小分为枢纽站，区域站与终端站。枢纽站电压等级一般为三个（三圈变压器），550kV /220kV /110kV。区域站一般也有三个电压等级（三圈变压器），220 kV /110kV /35kV或110kV /35kV /10kV。终端站一般直接接到用户，大多数为两个电压等级（两圈变压器）110kV /10 kV

110kV程洋岗变电站微机防误系统施工

汕头供电局110kV 程洋岗变电站技术改造微机防误闭锁系统施工方案批准：审核：编写：xx xx 共创电力安全技术股份有限公司二0 一一年八月一、工程概况二、工作范围三、组织措施四、施工材料说明五、安装、调试过程六、工作安排七、安装、调试要求八、安全技术措施九、环境保护及xx 施工一、工程概况受汕头供电局委托，由我公司负责对110kV 程洋岗变电站微机防误闭锁装置进行更换，本期工程在运行站中进行，为确保110kV 程洋岗变电站微机防误闭锁装置安装、调试工作顺利进行，确保不因安装调试而造成人为事故，特定出本施工方案。二、工作范围：

110kV 程洋岗变电站：110kV 高压场地 10kV 高压室 10kV 接地变室注：1、安装数量以现场实际安装量为准 2、具体安装位置见附图I 三、组织措施： 1、工作票签发人：xx 工作负责人：xx 现场安全员：xx 工作班成员：xx，xx，xx 2、安装所用的工器具：电焊机，电钻，电源线，扳手，螺丝刀等. 四、施工材料说明 1、所有的五防锁具都用A3钢制成 2、所有用的螺丝都由不锈钢制成五、安装、调试过程 1、现场五防锁具的安装。4、调试完成后对现场五防闭锁设备进行验收六、工作安排 1、现场五防锁的安装对现场一次设备进行安装五防锁具，由我单位自行安装，汕头供电局安排配合。工期：三天，（在锁具安装期间，其它事宜可并行工作）。 2、程序输入、数据编程

包括：程序的输入、数据的编制。工期：一天，工程投产前完成 3、现场所安装的五防锁具编码及灵活性测试包括：对现场安装的五防锁具进行编码、对现场安装的五防锁具进行各方面的测试等。工期：一天，工程投产前完成 4、调试完成对现场所有五防闭锁设备进行验收包括：对已完成的程序软件、图形系统及现场安装的五防设备进行全面验收，检查各方面是否达到预定要求。工期：按现场实际情况而定七、安装、调试要求 1、我公司负责所有程序的输入，对现场的五防逻辑关系及编制完成的设备名称表数据进行打印，需方要及时核对。 2、对所有已安装设备进行自检。 3、安装、调试中由汕头供电局指派工作负责人，进行技术交底，并对整体调试组织、安装组织、安全负责。 4、在调试过程中，汕头供电局应指派对现场熟悉运行、维护的专人配合，以便调试工作的顺利进行及对调试方法、质量、安全进行监督和熟悉。作业。工作负责人在施工前要向工作班员交待工作范围、任务、安全措施。 2、施工员必须带好安全帽，穿工作服，挂证上岗。 3、工作人员和使用工具与带电体距离220kV 3米，110kV 1.5米，10kV 0.7 米。 4、在高压室工作使用高长工具、材料（如：梯子、管子）应两人放倒搬运，防止误碰带电设备。 5、临时用电机器用电时严禁乱拉乱接，应使用软皮电缆作导线在指定配电箱接电使用。

变电站自动化发展分析

变电站自动化发展分析发表时间：2009-12-04T15:15:21.280Z 来源：《中小企业管理与科技》2009年10月下旬刊供稿作者：林志明 [导读] 变电站自动化系统正在向着随着功能结构的标准化和开放度的提高，系统安全问题变得非常突出，必须给予足够的重视林志明（广东电网公司惠州供电局）摘要：变电站自动化系统正在向着随着功能结构的标准化和开放度的提高，系统安全问题变得非常突出，必须给予足够的重视。近年来，通信协议的通用化标准化、通信通道的数字化高速化、通信结构的网络化、设备抗干扰能力的提高等方面有了明显的进展。关键词：变电站自动化发展动向分析 0 引言随着微电子技术、计算机软硬件技术的发展，近年来超高压变电站自动化系统在以下几个方面都有不同程度的进展。 1 系统体系结构由传统的单一的集中模式向与相对分散式、分层分布分散式多种体系结构模式转变，由传统的面向单个测量、控制对象向面向电网元件（如进线、出线、变压器、母线、电容器等）转变，由各功能单独考虑向系统功能综合考虑转变，由一味强调功能全面向更强调功能实用和高可靠性转变。 2 总线结构无论是模块级、间隔级还是站级，均由专用、低速向通用、标准化、高速转变，原来采用的位总线、LonWorks、CAN、FF等现场总线统一向以太网转变，这从国际电工委员会（IEC）即将推出的IEC 61850系列正式标准中也可看到这个趋势。传统的PLC技术不能满足日趋增长的对分布式实时控制性能的要求，传统现场总线技术也是如此。经长期实践证实，在所有的网络技术中，以太网技术是至今最理想的选择，主要原因是：①它充分考虑了今后的发展需要，具有高传输速率和自适应，目前能达到 10MB/100MB/1GB的速率，10GB以太网也即将面世；②高传输安全性和可靠性以及集线器技术的完善和确定性；③几乎不需考虑网络的拓扑结构，非常灵活；④传输物理介质多样，:双绞线、光纤、同轴电缆甚至无线通道都可容纳；⑤集线器的应用可不需考虑网络的扩展； ⑥以太网的应用已经建立起一种业界的标准，亦即一个新的工控总线标准；⑦全面与最前沿的IT技术接轨，出现了被称之为“世界标准”的TCP/IP技术的应用；⑧能满足低成本高性能面向未来的开发的需要。 3 信息共享度保护监控功能以及数据共享从逻辑上的结合越来越紧密，物理上的结合也将随着光电传感技术的不断发展和完善而更加紧密。 4 防误功能逐步走向不再配备专门的“五防”闭锁硬件系统，而是把范围更广的综合防误操作功能结合在系统中，利用监控设备的智能逻辑来灵活实现网络级的防误操作。 5 安全性随着技术开放度的提高、网络功能的渗透、以及国内外形势的复杂化，系统的安全性更显得非凡重要。因此，除加强传统的安全机制外，还应专门配置变电站自动化系统“黑盒子”来记录自动化系统中的所有操作与通信的状况，该模块与飞机上的黑盒子类似，具有极大的存贮容量和极强的物理性能，能忠实地记录下一定时间的所有内外部操作记录。为防止黑客攻击和人为的破坏，必须与其它网络从物理上隔离，数据单向传输。假如采用网络数据传输，还须考虑适当的防火墙、物理隔离、数据加密、数据备份、数字认证、多级网管等网络安全措施。 6 新型就地数字化互感器 IEC新标准草案推荐使用，这使得部分设备级与间隔级的分界产生了变化。 7 通信方式不管是站内模块与设备间的互联还是与主站系统之间的通信，均采用最新的通信技术，如无线、宽带、高速通道，彻底防止数字通道模拟使用、高速通道低速使用的弊端。非凡值得一提的是与主站系统通信采用基于TCP/IP协议的广域网/INTERNET技术，站内各功能单元之间则采用“蓝牙技术”，避免复杂的接线和通信协议，减少了屏上接线端子，从而可以使设备更灵活地布置和具有更大的输入输出容量。所谓蓝牙（Bluetooth）技术，实际上是一种短距离无线电技术，利用“蓝牙”技术，能够有效地简化智能通信终端设备之间的通信，也能够成功地简化这些设备与因特网之间的通信，从而使这些设备与因特网之间的数据传输变得更加迅速高效，为无线通信拓宽道路。蓝牙技术使得现代一些便携的移动通信设备、电脑设备等不必借助电缆就能实现无线网络连接，其实际应用范围还可以拓展到各种测量设备计量设备保护设备监控设备维护设备接口设备，组成一个巨大的无线通信网络“蓝牙”技术属于一种短距离、低成本的无线连接技术，是一种能够实现语音和数据无线传输的开放性方案，因此，目前无线通信的“蓝牙”已经引起了业界的密切关注。蓝牙技术产品采用低能耗无线电通信技术来实现语音、数据和视频的传输，其传输速率最高为每秒1Mb/s，以时分方式进行全双工通信，通信距离为10米左右，配置功率放大器可以使通信距离进一步增加。蓝牙产品采用的是跳频技术，能够抗信号衰落；采用快跳频和短分组技术，能够有效地减少同频干扰，提高通信的安全性；采用前向纠错编码技术，以便在远距离通信时减少随机噪声的干扰；采用2.4GHz的ISM（即工业、科学、医学）频段，省去了申请专用许可证的麻烦；采用FM调制方式，使设备变得更为简单可靠；“蓝牙”技术产品一个跳频频率发送一个同步分组，每组一个分组占用一个时隙，也可以增至5个时隙；“蓝牙”技术支持一个异步数据通道，或者3个并发的同步语音通道，或者一个同时传送异步数据和同步语音的通道。“蓝牙”的每一个话音通道支持64kb/s的同步话音，异步通道支持的最大速率为721kb/s、反向应答速率为57.6kb/s的非对称连接，或者432.6kb/s的对称连接。在电力自动化系统中有广阔的应用前景。 8 目前超高压变电站自动化系统采用的主要模式超高压变电站自动化系统的结构模式从早期的以集中为主，发展到现在的以相对分散和分层分布分散为主，经历了一个探索、改进和完善提高的过程，在模式设计和实际的工程建设中都有应用。所谓集中模式，指的是保护、监控、通信等自动化功能模块均在控制室集中布置，各模块从物理上联系较弱甚至毫无联系。早期的系统，包括许多引进的产品，主要采用这种结构模式，目前仍有为数不少的这样的系统在运行。相对分散模式，指的是自动化系统设备按站内的电压等级或一次设备布置区域划分成几个相对独立的小区，在该小区内建设相应的设

电力系统微机保护及自动化

第一章概述一、系统概述 “WDJS－8000电力系统微机保护及综合自动化教学实验装置”是综合了目前高等院校《电机学》《电机控制》《电力工程》《变电站综合自动化原理及应用》《电力系统微机保护》《电力系统自动化》《电力系统分析》《电力系统继电保护》《发电厂电气设备》《电力系统自动装置》等多门专业课程的教学实验内容并结合工业实际应用和发展而研发的综合性实验平台。建立了发电、变电及输电线路各部分系统模型，模拟整个电力系统的动态运行（采用模拟的一次设备再现电力系统实际运行的多种工况，二次部分采用微机继电保护装置及监控系统），从而研制出一套既结合实际，又方便教学的电力系统微机继电保护及综合自动化教学实验设备。本项目由发电机（包括直流电动机、同步交流发电机及励磁系统）实验系统、变压器实验系统及输电线路实验系统组成，可灵活组合。三个实验系统既能构成一个完整的电力系统，也能独立进行各种实验项目。并可以配置CBZ-8000综合自动化监控系统，充分体现现代电力系统高度自动化、信息化、数字化的特点。该装置由发电，变电和输电线路三个实验台及监控主站组成。 1、发电机实验台该实验台能完成发电机特性实验及发电机二次保护实验。发电机组主要由三相同步发电机和原动机（直流电动机）构成，并配有WFB －821微机发变组主保护装置和WFB－822微机发变组后备保护装置。原动机是一台2.2KW的直流电动机，其励磁为恒定电压180V。电枢电压由220V交流电源通过可控整流模块及平波电抗器平波供给，通过调节电枢电压来改变原动机出力，从而达到调速目的。发变组微机保护主要配置有：差动保护、定子接地保护、失磁保护、过流保护、过负荷保护、调相失压保护等。并网过程中采用手动准同期和自动准同期两种方式。 2、变压器实验台变压器实验台一次采用4KV A变压器，并配有微机变压器主保护装置WBH-821和微机变压器后备保护装置WBH-822。变压器的模拟故障设置在变压器的负荷侧（电网侧）进行，主要模拟变压器负荷侧的相间短路、接地短路

变电站的案例

全分散式户外变电站自动化系统在变电站中应用摘要：本文通过对全分散式变电站自动化系统选型原则描述，说明微机保护监控装置装于户外端子箱上是完全可行的，以全分散式微机保护监控装置为基础全分散式户外变电站自动化系统是完全可行的。通过辽宁丹东电业局白云66kV变电所设备配置运行情况分析，证明全分散式户外变电站自动化系统，特别值得在城农网中推广应用，符合变电站向小型化发展方向。关键词：微机保护监控户外端子箱变电站自动化系统小型化 0、引言长期以来，我国在变电站自动化系统建设中，一直存在着一种观念，不管变电站规模如何，微机保护监控装置均集中组屏安装于主控制室，尽管目前分散式微机保护测控装置大量装于开关上，但对于开关为户外开关的保护监控装置，仍然采用集中组屏安装于主控制室；导致这一观念的原因是，大家一直担心微

机保护监控装置安装于户外端子箱运行可靠性和通信网络在户外铺设运行可靠性；担心微机保护监控装置在户外运行受温度、恶劣环境等影响，微机保护监控装置不能长期运行和可靠动作；担心产品使用寿命缩短和运行维护困难等。基于以上原因，微机保护监控装置大量安装于户外端子箱上，一直没有大量推广应用；导致采用以全分散式微机保护监控装置为基础变电站自动化系统，二次电缆并未减少，电缆沟施工工作量同选用电磁型继电保护情况完全一样，主控制室面积仍未缩小甚至取消，全分散式户外微机变电站自动化系统优越性能未得到充分发挥，严重影响变电站向小型化方向发展。本文通过对全分散式变电站自动化系统选型原则描述和实际应用举例，说明满足选型原则微机保护监控装置及变电站自动化系统均可应用于户外变电站，有利于变电站小型化。 1、全分散式户外变电站自动化系统选型原则 1．1一般原则全分散式户外变电站综合自动化系统，分为三层：间隔设备层、通信网络层、站控监控层；间隔设备层完成线路、电容器、变压器等设备现场控制、监测及保护功能，装于户外端子箱上；通信网络层主要

变电站微机防误闭锁系统存在的问题及改进措施

龙源期刊网 https://www.sodocs.net/doc/6d12324041.html, 变电站微机防误闭锁系统存在的问题及改进措施作者：孙世耀来源：《硅谷》2008年第03期 [摘要]经过对变电站微机五防闭锁的现状及存在的问题进行分析、思考，对微机防误闭锁系统的存在问题提出相应的改进措施，并应用于现场，逐步完善微机防误闭锁系统程序，切实发挥其功效。 [关键词]微机防误闭锁改进措施中图分类号：TM7文献标识码：A 文章编号：1671－7597 (2008) 0210006-01 随着电网的迅速发展，变电站的不断扩建改造，设备新建和变更日益频繁，变电站原安装的五防闭锁装置暴露出容量不足，程序上不完善，无法扩展等诸多问题。FY2000BⅢ型微机防误闭锁系统正是在的基础上升级改造，可以有效的解决容量不足，无法扩展的问题。 FY2000BⅢ型微机防误闭锁系统的关键技术在于电脑钥匙采用“无线”采码、“无限”编码、“无源”识别的“三无”技术的新型电脑钥匙，支持全汉字显示，将控制、检测、验电、通讯、充电等多种功能汇集于一体，可靠性高，操作简单方便。下面笔者就330kV和平变电站微机防误闭锁装置2007年改造中存在问题及措施分析介绍。一、微机防误闭锁系统存在的问题及改进措施（一）电动刀闸机构箱门闭锁的问题及改进措施以330kV和平变电站为例，原安装的珠海共创公司FY2000型微机五防闭锁装置，锁具编码为8位，共安装锁具600多个，而该站330kV经第二期、第三期扩建，设备增加较多， 330kV、110kV刀闸为电动机构，对电动操作隔离开关（刀闸）机构箱的箱门应加装闭锁，而经测算，此项内容将至少增加锁具180个，原8位锁码已不能满足要求。利用新型电脑钥匙的“三无”技术，有效地解决了容量不足的问题，在实际改造过程中，对于电动操作隔离开关（刀闸）机构箱的箱门安装了挂锁，在电气控制回路中安装了“交流电气锁”，操作时，先开启箱门挂锁，再进行“交流电气锁”的验证，正确后可进行刀闸的电动操作，该措施的实施一方面防止了工作人员或操作人员在使用手动操作工具时，走错间隔误拉合隔离开关（刀闸），另一方面在程序上的实现了隔离开关（刀闸）的防空功能，即在程序上必须对刀闸进行操作完成后再进行下一项操作。

变电站综合自动化概述(精)

变电站综合自动化概述摘要 :本文简要介绍了变电站的组成、工作原理及作用,变电站综合自动化系统的结构模式和基本功能,进一步叙述了变电站综合自动化系统的特点以及存在的问题,提出了变电站综合自动化基本概念,并变电站自动化的发展前景进行分析。关键词 :变电站变电站综合自动化系统 1. 概述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。变电站是电力系统中变换电压、接受和分配电能、控制电力的流向和调整电压的电力设施,它通过其变压器将各级电压的电网联系起来。变电站综合自动化系统是利用计算机系统、网络、数据库现代通讯技术等将变电站的二次设备(包括控制、测量、保护、自动装置等 ,经过功能组合和优化设计,对变电站实行自动监控,测量和协调来提高变电站的运行效率和稳定性。他完全取代了常规的监控仪表,中央信息系统,变送器及常规远动装置。不仅提高了变电站的可控性,而且由于采用了无人值班的管理模式,更有效地提升了劳动生产率,减少了人为误操作的可能,最大程度提高了变电站的可靠性和经济性。 2. 变电站变电站 (Substation改变电压的场所。是把一些设备组装起来,用以切断或接通、改变或者调整电压。在电力系统中,变电站是输电和配电的集结点。 2.1 变电站组成变电站主要是有设备及安装工程、建筑工程(土建、其他项目工程等。设备及安装工程包括两部分 :既一次部分(设备、二次部分(设备。

变电站是把一些设备组装起来,用以切断或接通、改变或者调整电压,在电力系统中,变电站是输电和配电的集结点,变电站的设备有变压器、开闭电路的开关设备,汇集电流的母线,计量和控制用互感器、仪表、继电保护装置和防雷保护装置、调度通信装置等,有的变电站还有无功补偿设备。 2.2 变电站工作原理变压器是变电站的主要设备, 分为双绕组变压器、三绕组变压器和自耦变压器即高、低压每相共用一个绕组,从高压绕组中间抽出一个头作为低压绕组的出线的变压器。电压高低与绕组匝数成正比,电流则与绕组匝数成反比。电压互感器和电流互感器。它们的工作原理和变压器相似,它们把高电压设备和母线的运行电压、大电流即设备和母线的负荷或短路电流按规定比例变成测量仪表、继电保护及控制设备的低电压和小电流。在额定运行情况下电压互感器二次电压为 l00V , 电流互感器二次电流为 5A 或 1A 。电流互感器的二次绕组经常与负荷相连近于短路 , 请注意 :绝不能让其开路, 否则将因高电压而危及设备和人身安全或使电流互感器烧毁。开关设备包括断路器、隔离开关、负荷开关、高压熔断器等都是断开和合上电路的设备。断路器在电力系统正常运行情况下用来合上和断开电路;故障时在继电保护装置控制下自动把故障设备和线路断开,还可以有自动重合闸功能。在我国, 220kV 以上变电站使用较多的是空气断路器和六氟化硫断路器。隔离开关的主要作用是在设备或线路检修时隔离电压,以保证安全。它不能断开负荷电流和短路电流,应与断路器配合使用。在停电时应先拉断路器后拉隔离开关, 送电时应先合隔离开关后合断路器。如果误操作将引起设备损坏和人身伤亡。负荷开关能在正常运行时断开负荷电流没有断开故障电流的能力, 一般与高压熔断丝配合用于 10kV 及以上电压且不经常操作的变压器或出线上。 2.3 变电站作用

【OA自动化】PCS系列微机变电站综合自动化系统技术说明书

【OA自动化】PCS 系列微机变电站综合自动化系统技术说明书

第一章．系统概述 PCS-2000型分层分布式变电站综合自动化系统是在总结以往成功投运200多个变电站的5000多个单元设备的基础上，吸取国内外微机保护和综合自动化技术之长，开发的新一代高性价比的变电站综合自动化系统。该系统安照分层、分布式控制系统的设计原则，符合国际电工委员会IEC/TC-57电力系统控制与通信技术委员会对变电站监控系统的分层建议，符合我国无人值班变电站设计技术规程（DL/T5103-1999）和变电站监控系统技术规范要求。 PCS-2000型分层分布式变电站综合自动化系统广泛适用于110Kv及以下电压等级变电站的新建及改造工程。 1．1 PCS-2000系统的分层、分布、分散式结构如下：分层：该系统分成两层：间隔层和站控层。层与层之间相对独立，通过具有冗余结构的前置层设备连接通信。间隔层设备包括保护设备、数据采集、控制设备及指示/显示部分等。PCS-2000系统的间隔层由独立的保护测控单元装置组成，通过CAN网络互联，并与站控层通信。PCS-2000系统的站控层由站级计算机构成，也可由多机组成网络，站控层通过通信管理机与间隔层通信，实现站级协调、优化控制和当地监控功能；同时实现与远方调度中心的通信。由于采用了先进的当地监控系统，取代了模拟控制屏，使所有操作更安全、可靠。同时也取消了中央信号控制屏，在相应单元装置上加上相应开关的就地

操作和位置指示信号，作为开关后备操作与监视。分布：PCS-2000的间隔层以站内一次设备（如一台主变或一条线路）间隔为对象，面向对象，综合分析变电站对信息的采集控制要求，分布式配置小型化、高可靠性的微机保护测控单元装置。各间隔单元完全独立，通过先进的CAN网络互联。在功能分配上，凡可以在本间隔单元就地完成的功能，不依赖通信网。由于采用保护、测控一体化、小型化设计，屏柜的数量较传统设计大为减少。分散：PCS-2000系统对35KV及以下电压等级的二次保护和监控单元设备，可选择就地分散安装在开关柜上，做到地理位置上的分散。对于无人值班的35KV及以下变电站，根据用户的需要，站控层的设备也可移到调度中心或集控站，变电站内不设当地监控而只留接口，当维护人员进入变电站时，使用便携机即可代替后台机。这样的分层、分布和分散式系统与集中式系统相此，具有明显优点： ●提高了系统可靠性，任一部分设备有故障时，只影响局部； ●站内减少了大量二次电缆和屏柜，节省了投资，也简化了施工与维护； ●提高了系统可扩展性和灵活性，既适用于新建变电站，也适用于老站改造； ●运行维护方便，为变电站的现代化、无人值班管理提供了必要条件。

电力系统微机综合保护装置用途

微机综合保护装置用途微机型保护装置是用于测量、控制、保护、通讯一体化的一种经济型保护；针对配网终端高压配电室量身定做，以三段式无方向电流保护为核心，配备电网参数的监视及采集功能，可省掉传统的电流表、电压表、功率表、频率表、电度表等，并可通过通讯口将测量数据及保护信息远传上位机，方便实现配网自动化；装置根据配网供电的特性在装置内集成了备用电源自投装置功能，可灵活实现进线备投及母分备投功能。保护类型：定时限/反时限保护、后加速保护、过负荷保护、负序电流保护、零序电流保护、单相接地选线保护、过电压保护、低电压保护、失压保护、负序电压保护、风冷控制保护、零序电压保护、低周减载保护、低压解列保护、重合闸保护、备自投保护、过热保护、逆功率保护、启动时间过长保护、非电量保护等。监控系统适用范围：变电站综合自动化系统、配电室综合自动化系统、泵站综合自动化系统、水电站综合自动化系统、工业/工厂自动化系统。微机保护与测控装置采用了国际先进的DSP和表面贴装技术及灵活的现场总线（CAN）技术，满足变电站不同电压等级的要求，实现了变电站的协调化、数字式及智能化。此系列产品可完成变电站

的保护、测量、控制、调节、信号、故障录波、电度采集、小电流接地选线、低周减载等功能，使产品的技术要求、功能、内部接线更加规范化。产品采用分布式微机保护测控装置，可集中组屏或分散安装，也可根据用户需要任意改变配置，以满足不同方案要求。微机保护装置适用于110KV及以下电压等级的保护、监控及测量，可用于线路、变压器、电容器、电动机、母线PT检测、备用电源自投回路及主变保护、控制与监视。单元化的设计使其不但能方便地配备于一次设备，也可以集中组屏、集中控制。规范的现场总线接口支持多个节点协调工作，实现系统级管理和综合信息共适用范围随着科学技术手段的进步，和对适用环境更高要求，微机保护功能性也越趋完善。通用型微机综合保护装置可作为35KV及以下电压等级的不接地系统、小电阻接地系统、消弧线圈接地系统、直接接地系统的各类各类电器设备和线路的保护及测控，也可作为部分66KV、110KV电压等级中系统的电压电流的保护及测控其它自动控制系统。随着技术进步和市场的需求，我公司对微机保护装置的硬件和软件进行了升级，推出了微机保护装置。CPU采用美国德州仪器的DSP数字中央处理器，具有先进内核结构、高速运算能力和实时信号处理等优良特性新型保护装置已通过测试及检验，开始投入批量生产

综合自动化变电站中的防误系统

编号：AQ-JS-06305 ( 安全技术) 单位：_____________________ 审批：_____________________ 日期：_____________________ WORD文档/ A4打印/ 可编辑综合自动化变电站中的防误系统 Error prevention system in integrated automation substation

综合自动化变电站中的防误系统使用备注：技术安全主要是通过对技术和安全本质性的再认识以提高对技术和安全的理解，进而形成更加科学的技术安全观，并在新技术安全观指引下改进安全技术和安全措施，最终达到提高安全性的目的。随着综合自动化系统在变电站的推广使用，针对断路器、刀闸均可在监控系统中进行遥控操作的功能，传统的防误闭锁已失去优势。我局在220kV南屏变电站及220kV大港变电站中采用的微机五防与综合自动化相结合的防误系统适应了这一趋势，为变电站的无人值守提供了保障。下面以220kV大港站中的防误系统为例予以说明。大港变电站在站内通讯网中设立专门的后台五防机进行相关的逻辑判断，与后台机相对应的是分布在各间隔层中的CSI200B断控装置。对于110kV及以上电压等级(包括主变压器)，由于单间隔开关和刀闸数目较多，相应的遥控遥信点也增多，因而采用专用的 CS1200B装置来满足各间隔对控制和遥信的要求。该装置最大的特点就在于对断路器及其周围刀闸可编程遥控操作，从而满足五防要求。大港变电站防误系统提供了以下3种方式：

(1)后台五防这是正常运行状态采用的方式。需要操作时，运行人员在监控机下达命令，由五防机进行当前运行状态逻辑判断，从而决定是否允许操作。 (2)当地五防这种状态是在监控机及后台五防机不能正常运行时采取的备用措施。操作时将刀闸锁打至“当地”，依靠本间隔CSI200B进行逻辑判断。为保证这种情况下与其他间隔的逻辑关系依然存在，加装了“五防”小母线，将各间隔的刀闸位置状态引至小母线，每一间隔层均可由此五防小母线获知其他间隔的刀闸位置状态，从而进行正确的逻辑判断。 (3)紧急解锁这种情况是不考虑任何逻辑，由CSI200B中的一个开出插件强制接通刀闸控制电源，对刀闸及断路器的操作闭锁接点短接，从而允许手动控制刀闸，解除刀闸闭锁，达到操作目的。在大港站中由于所有接地刀仍采用手动操作方式，因而在接地

浅析微机保护在电力变电站的应用

浅析微机保护在电力变电站的应用摘要：由于计算机保护的特性主要由程序决定，所以不同原理的保护可以采用通用的硬件，只要改变程序就可以改变保护的特性和功能，因此可灵活地适应电力系统运行方式的变化。采用微型计算构成的保护，使原有型式的继电保护装置中存在的技术问题，可以找到新的解决办法。如对距离保护如何区分振荡和短路，如何识别变压器差动保护励磁涌流和内部故障等问题，都提供了许多新的原理和解决方法。本文对微机保护在变电站的应用展开探讨分析，以供参考。关键词：微机保护；变电站；应用；前言：微机保护装置具有自动性，它摆脱了对站里工作人员定期检查的依赖性。在电力系统中所规定范围内的元件，如果发生异常情况，无论是短路的类型，还是短路点的位置，微机继电保护装置可以第一时间发现，并且给予正确的反应动作。另外在变电站继电保护装置中连接微机管理系统，大大提高了继电保护的灵敏性。所以电力工作者应不断地研究微机保护装置对电力系统运行的保护功能，不断地开发新型的微机保护装置，以适应我国国民对电力不断增加的需求。 1 变电站中微机保护特点（1）微机保护装置可以实现常规保护很难办到的自动纠错，即自动地识别和排除干扰，防止由于干扰而造成误动作。另外微机保护装置有自诊断能力，能够自动检测出计算机本身硬件的异常部分，配合多重化可以有效地防止拒动，因此可靠性很高。（2）由于计算机保护的特性主要由程序决定，所以不同原理的保护可以采用通用的硬件，只要改变程序就可以改变保护的特性和功能，因此可灵活地适应电力系统运行方式的变化。（3）采用微型计算构成的保护，使原有型式的继电保护装置中存在的技术问题，可以找到新的解决办法。如对距离保护如何区分振荡和短路，如何识别变压器差动保护励磁涌流和内部故障等问题，都提供了许多新的原理和解决方法。（4）当电力系统的运行发生异常情况时，微机保护装置必须及时作出相应的反应，以保障电力系统供电的可靠性。对于电力系统运行来说，在故障发生时不能及时得到处理，其影响程度可大可小。变电站中微机保护克服传统继电保护装置功能单一的缺陷，增设了故障测距、事件记录、三角极性电压判断封功能，提高了继电保护装置的保护速度。（5）微机保护装置具有自动性，它摆脱了对站里工作人员定期检查的依赖性。在电力系统中所规定范围内的元件，如果发生异常情况，无论是短路的类型，还是短路点的位置，微机保护装置可以第一时间发现，并且给予正确的反应动作。另外在继电保护装置中连接微机管理系统，大大提高了继电保护的灵敏性。 2变电站中微机保护应用设计在对电力系统变电站中微机保护装置的设计中，一定要注意对微机保护装置中自动识别系统的设计。微机保护装置要正确区分其保护的元件是处于什么样的状态，要可以精确地区分元件发生故障的区段，所以，在进行变电站中微机保护装置的设计中，需以电力系统故障的电气物理量变化为根据，结合电力系统的电压、电流等变化设计变电站中微机保护。 2.1微机保护装置的组成微机保护装置的主要作用是进行电力系统故障的检测与预警等，所以必须具有数据采集系统、微机装置的保护与管理装置等，这些基本硬件共同组成微机保

电力系统微机保护装置技术方案

10kV配电所微机综合自动化系统技术方案天津凯发电气股份有限公司 2017年5月

第一章系统概述 1.用途本系统适用于220kV及以下电压等级变电站的综合自动化，满足全国铁路建设与改造的要求。 DK3500变电站自动化系统可实现以下7个功能要求，即：远动功能(四遥功能)；自动控制功能(电压无功综合控制、低周减载、静止无功补偿器控制等)；测量表计功能；继电保护功能；与继电保护相配套的功能(故障录波、测距、小电流接地选线等)；接口功能(与微机五防、电源、电能表计、全球定位装置等IED的接口)；系统功能(与主站通信、当地SCADA等)。作为全站设备（线路、电容器组等）的监测、控制、保护及远动系统。保证变电站安全运行，并按运行要求对变电站全部运行参数进行检测、显示、打印及与上级系统通信，实现遥控、遥测、遥信和遥调。系统采用系统化设计思想，应用最先进的计算机网络通信和控制技术、采用分层、分布、分散式结构。监控、保护、通信网络整体化设计。本系统可以适用有人值班及无人值班的系统运行方式。对于有人值班的变电站可及时地向值班人员提供详细的信息，为变电站综合自动化系统的安全、经济运行提供强有力的保证措施；对于无人值班的变电站能完成本站就地的运行管理（保护、控制、测量、通信等功能）外，可向远方控制站提供本站的设备运行状态、必要的数据和参数以及运行管理所需的其它相关信息（诸如防火、保安、图象监控等）。系统采用分层分布式结构，符合IEC关于变电站自动化系统的技术规

范，即可集中组屏又可分散布置。 2.系统的组成分层分布式设计该系统应用先进的计算机网络通信和控制技术，基于系统化设计的思想，监控、保护、通信及管理整体设计，真正实现变电站综合自动化，它主要由两层组成：它主要由两层组成： ①间隔层分布式保护、测控、及自动控制装置各装置采用模块化结构，对35kV以下等级线路，集保护与监控于一体可直接装于开关柜上也可以组屏安装。这些模块功能独立，可通过通信网交换信息，任一单元故障不影响整个系统正常运行，使用灵活，简单可靠，易于扩充，由于屏数量的减少，使控制室面积及二次电缆大大减少。 ②变电站层的监控与管理系统连续进行数据采集（测量）和分析计算，实时的存入数据库，并能通过友好的人机界面显示一次主接线图、系统二次设备配置图、棒形图、曲线图、电量报表、保护定值，并能定时或召唤打印各种日、月报表、打印各种故障信息，具有强大的数据处理能力，可实现变电站内就地监视、控制功能，是系统与运行人员之间的接口。站内通信网：本系统采用了代表国际技术发展先进潮流的、标准而成熟的通信网络。

变电站微机防误闭锁装置运行规定

变电站微机防误闭锁装置运行规定变电站各开关、刀闸、接地刀闸、开关柜柜门、设备安全网门、设备构架及门型架爬梯上必须安装五防锁，操作时，必须严格按防误闭锁要求进行解锁。户外闭锁装置（五防锁）要做到防雨、防潮、防霉、防尘，并满足长期可靠使用要求。变电站技术负责人是防误闭锁装置专责人员.防误闭锁装置在运行中出现缺陷应及时汇报技术负责人，技术负责人在接到防误闭锁装置缺陷后应立即进行处理，短时无法处理的应采取有效措施防止微机防误闭锁装置在正常操作和使用中出现不安全因素。值班人员应对微机防误闭锁装置熟悉，掌握操作方法做到正确使用。在倒闸操作中，如遇防误闭锁装置失灵（锈死、损坏等）时，应停止操作，冷静分析原因，绝对禁止盲目解锁，同时汇报变电运行主管部门领导，经变电运行主管部门领导核实同意后才能解除防误闭锁装置，继续操作。变电站值班人员在日常的设备巡视检查中，除按现场规定的检查项目外，应将微机防误闭锁装置列入检查项目。微机防误闭锁装置整体停运必须报请局总工批准后才能退出运行。微机防误闭锁装置配置的计算机，为防止计算机感染病毒，保证防误

装置可靠运行，严禁在计算机上运行任何非生产用磁盘及光盘。严禁随意删除计算机上的系统文件及防误闭锁装置程序文件。符合下列情况之一者，经变电运行主管部门领导同意后，可解除防误闭锁装置，但解除时间不得超过24小时。解除防误闭锁装置后，现场应做好记录： ——隔离开关修复后的试拉、合； ——事故时，需保持合闸状态； ——因防误闭锁装置锈死、损坏等原因； ——异常运行方式的倒换。微机防误闭锁装置紧急解锁钥匙的使用规定变电站的紧急解锁钥匙、正常解锁钥匙要有固定的摆放处，现场保证有两把以上，是交接班检查的重要内容之一。正常操作时必须使用正常解锁钥匙，不得擅自使用紧急解锁钥匙。异常情况要使用紧急解锁钥匙的，必须经变电运行主管部门领导同意，方可使用，并做好紧急解锁钥匙使用登记。紧急解锁钥匙摆放在紧急解锁钥匙盒内。解锁钥匙不得外借，必须外借时，应得到变电运行主管部门领导的批准，并做好钥匙外借的登记。微机防误闭锁装置的巡视检查交接班时应对微机防误闭锁装置进行检查。微机防误闭锁装置的机械锁每月定期进行试开锁一次，同时应对机械

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