變電站模塊化建設范文

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2000年后，35kV、10kV的開關設備開始分別在工廠安裝在預制箱體內，實現了變電站模塊化的第二階段即35kV變電站的兩側箱式階段，實現了局部模塊化，箱體內仍選用常規開關柜，體積大、運輸和吊裝不便、操作走廊小、維護不便等問題仍然存在。

2006年開始提出全封閉、全絕緣的模塊化變電站思路。高壓開關選用封閉式組合電器，進出線用拔插式電纜接頭連接，中壓設備及二次設備都在預裝式箱體內，在工廠內完成設計、制造、安裝和內部電氣接線，出廠前整組調試合格后再通過現場整體調試即可完成變電站的建設，這樣形成了變電站模塊化的第二階段即66～110kV模塊化變電站階段。

2011年實現了35kV變電站除主變壓器放置戶外，其它所有設備箱式化，并且各模塊在設計中可以進行整合。各模塊分別在工廠內預制、調試完成，現場安裝時只需將一二次電纜簡單連接即可完成變電站建設，這樣實現變電站模塊化的第四階段即35kV箱式模塊化變電站。

模塊化變電站總體概述

模塊化變電站提出了一種變電站建設的新模式，它可將變電站劃分為高壓開關、主變壓器、中壓開關、綜合自動化、中壓配套設備五個主要功能模塊。

高壓開關功能模塊為進出線采用拔插式電纜接頭連接的氣體絕緣封閉式組合電器；主變壓器模塊的變壓器高壓進線采用拔插式電纜接頭結構，中壓出線采用多股電纜或全絕緣封閉母線橋架方式；中壓開關模塊內采用一體化預裝式開關室或戶外絕緣全封閉組合電器；綜合自動化模塊采用一體化預裝式控制室；中壓配套裝置模塊包括無功補償裝置、接地變壓器、消弧線圈等配套設備。中壓開關柜、綜合自動化、中壓配套設備等模塊中的主要設備均安裝在非金屬箱體。

以上各功能模塊在工廠中預制并調試完成，現場安裝時只需將高壓開關、主變壓器、中壓開關及中壓配套設備等模塊采用一次電纜進行連接，綜合自動化模塊與其它模塊采用二次電纜及通訊線路進行連接，最后進行整體調試即可完成變電站的建設。

模塊化變電站的技術特點

高壓開關模塊。110kV及以上電壓等的各種封閉式組合電器可以作為高壓進出線模塊的基礎，此類設備集成化程度高，可配置電壓互感器、電流互感器、避雷器等多種設備。如果進出線采用工廠預制的整體式電纜套管及可插拔式電纜插接頭將更能體現模塊化的特點，可更方便于安裝及運行中的維護。

變壓器模塊。主變壓器仍采用戶外常規布置，為了減少現場接線工作量，變壓器模塊需要對變壓器的進出線端子進行改進，一次側采用可拔插的電纜附件或油氣套管與進線模塊相連，二次側可以考慮電纜或架空兩種出線方式，但需采取絕緣封閉措施。

中壓開關模塊。35kV及10kV進出線模塊有兩種模式：拼裝式和戶外箱式。拼裝式最初是采用常規的手車式或固定式戶內開關柜，由于常規開關柜體積大而造成整體模塊的體積龐大，運輸、吊裝困難，箱體內的維護通道也比較狹窄，廠家和用戶都感到不便；近幾年來，進出線模塊開始采用以永磁機構真空開關為基礎的緊湊型開關柜或氣體絕緣封閉式開關柜，由于體積小、重量輕、維護少、吊裝和運輸方便等優點，提高了這種模式的可行性，已應用于35kV及110kV變電站。這種模式將以上類型的開關柜拼裝到一個預制的箱體內，箱體采用覆鋁鋅板等雙層金屬材料或金邦板等非金屬材料，中間填充隔熱材料，同時箱體內設計合理的通風系統，并且安裝空調設備，使箱體具有防潮、隔熱、防凝露等性能。另一種模式是戶外共箱式，將開關設備裝在充氣箱體內，電纜接頭作為進出線連接，并兼隔離斷口功能，外邊再加防護殼體。這種模式相當于使用35kV戶外型封閉式組合電器或10kV戶外環網柜。這些設備結構緊湊，體積小，維護少，布局簡捷，使變電站的建設和運行更加簡化，工廠化特點更加突出，其實現的技術關鍵點主要有兩個，一是開關設備的免維護，二是大電流參數的電纜接頭。由于35kV電壓等級較少有戶外型封閉式組合電器產品，模塊化變電站的中壓進出線模塊主要采用的仍是拼裝式。

變電站的技術經濟比較

綜合自動化模塊。綜合自動化模塊主要包括變電站綜合自動化系統、交直流電源設備、通信系統設備、圖像監控設備、故障錄波設備及微機五防設備等。其中35kV及10kV保護設備在一體化預裝式開關室中分散安裝，其余部分放置在一體化預裝式控制室內。

中壓配套裝置模塊。無功補償和消弧線圈可以敞開式布置加頂罩，也可采用戶內成套設備安裝在箱體內，小容量變電站也可與出線模塊合并為一個模；接地變壓器、站用變均采用干式電氣設備放置于箱體內。

其余輔助設備。輔助設備中包括變電站消防系統、防雷及接地系統、照明系統、采暖系統、排水系統等。

模塊化變電站與35kV常規變電站的技術經濟比較

主變壓器：變電站最終建設2臺三相雙繞組自冷式全密封有載調壓變壓器，容量為5000kVA，電壓等級為35/10.5kV。

35kV側：主變壓器進線2回，采用單母分段線接線，進出線4回，本期1回，配電裝置按31.5kA短路電流水平設計。

310kV側：主變壓器進線2回，采用單母分段線接線，出線8回，本期4回，配電裝置按25kA短路電流水平設計。

無功補償：配置1組600+600=1200kvar無功補償并聯電容器組。

從以上比較數據可知，模塊化變電站整體投資與常規戶內站相當，略高于全戶外建站方式。由于采用了小型化開關柜（充氣柜及永磁操動機構）設備費高于常規建站方式，但在土建筑工程費（地基、圍墻、場平、電纜溝道等）、安裝工程費（電氣一、二次設備安裝、接地等）及其它費用（征地、人工、管理費等）節省了大量費用，由此可見，采用模塊化變電站不僅可提高設備的整體運行性能，而且能大量的節省占地面積，簡化了建設步驟，減少了現場施工量，縮短了施工周期，為工程盡早送電，創造了必要條件。

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Abstract： For constructing strong power grid， it requires a lot of money. To let the limited funds play a greater role， it will have to reduce power grid project cost. To reduce the power grid construction cost， it needs start with the early stage of project， including planning， site selection， optimization choice of path and program. Design is the key to reduce cost after project approval. So design standard， equipment selection， and optimization design directly affect the project investment and enterprise operation cost and benefit. Modular design has practical significance.

關鍵詞： 電網工程；工程造價；模塊化設計

Key words： grid projects；project cost；modular design

中圖分類號：TM7 文獻標識碼：A 文章編號：1006-4311（2012）35-0059-02

1 模塊化設計提出的背景

模塊化設計是電力工業企業發展到現階段為提高效率、降低造價、減少運行費用、追求效益最大化目標而提出的。隨著變電設備質量和可靠性的提高，特別是計算機技術、微機監控技術和微機型保護的成熟以及通信技術的發展，變電站設備及控制方式已進入相對固定時期。采用先進設備和技術，提高可靠性，減少占地面積和建筑面積，控制工程造價已成為共識。模塊化設計就是按照這種思路，采用先進的設計思想、設計方法和手段，采用新設備、新技術、新材料、新工藝，并形成在一定時間內相對固定的間隔模塊和建筑模塊，便于變電站按照其規模、地形等具體工程條件進行優化組合，較快地形成合理的總平面布置。模塊化設計不僅在設計方面有利于提高設計效率、減少差錯、縮短周期，而且有利于提高電網的運行安全可靠性、經濟性和靈活性，還可以提高變電站的自動化水平、減人增效，實施無人值班。并可優化站內總平面布置，提高土地利用率，減少站內建筑面積，降低土建工程費用，降低工程造價。

2 模塊化設計的實質性體現

2.1 統一建設標準和設備規范，減少設備型式，便于集中規模招標，方便運行維護；

2.2 大大降低了變電站建設和運營成本；

2.3 加快了設計、評審和批復進度，提高了工作效率。

目前已實現的無人值班變電站主要有兩種做法：一種是建造無人值班變電站，一開始就按此目的進行設計；另一種是在原有的基礎上進行改造充實，使其達到無人值班變電站的條件。即常規遠動模式和綜合自動化模式。

具體從單位工程技術方面分析有如下幾點：

①電力變壓器應裝設自動調整調壓分接頭裝置，并在其周圍和開關室內裝設自動滅火報警裝置。②各種受控電器一向裝設電動操作機構控制功能。③各種電量和非電量變送器或傳感器的測量精度和可靠性應在允許范圍內，防止誤差超限。④各種開關電器的位置信號和補償電容器的投切數目等，均應準確采集出來。⑤變電站應裝設功能足夠的遠動終端裝置RTU，能夠準確發送、轉收轉換各種遠動信號。⑥變電站與調度中心之間架設具有抗干擾能力和質量優良的遠動通道，確保遠通信系統安全可靠的運行。⑦上一級調度中心必須具有功能比較齊全的計算機自動監控系統，而且遠動芯頭的質量優良。

3 模塊化設計一般應滿足的技術經濟標準

3.1 土建部分

3.1.1 場區土（石）方工程 變電站占地面積應適當統一，盡量少征耕地，多征荒地。依地區特點，分類確定征地費用。考慮地形地質情況，站址選點要平整，前期勘察盡量精確，基本實現站區挖填方平衡。控制樁最好設置兩個，考慮多坡向排水，方便站區地下基礎的放線、開挖和廠區排水，為地下基礎模塊化設計和施工提供便利。

3.1.2 建筑工程 站區建筑工程繁雜，有、地下、地上部分。地下、地上部分又分土建、電氣、水工等專業。具體要分項進行模塊化設計：

①圍墻四鄰統一標準，考慮地區冰凍線要求。②架構基礎按電壓等級可進行直角布置，在控制標高前提下，統一基礎材料、型式。③主變基礎和包括事故油池及其他獨立設備基礎，在控制標高前提下，考慮預留擴建并統一基礎材料、型式。④各間隔內設備支架基礎，考慮標高并統一基礎材料、型式。⑤變電站核心部分的主控制室和高壓配電室，應按照各廠房的布置位置及統一設備選型后進行模塊設計，設計中應充分考慮其運行維護的方便性，要布置清晰，便于操作、巡視。室內梁柱結構簡單，滿足民用建筑的合理性要求，使間隔合理，采光充足。⑥水工消防部分：水井、泵房、蓄水池及地下管道均可按附屬設施考慮布置，模式化定位、設計、施工，遠離電氣設備，方便日常操作。⑦電纜溝設計分220kV區、110kV區、220（110）kV到主變區、主變區到主控制室、主變區到高壓配電室區及高壓配電室到外送段。這需要統一纜溝的平面定位走向、材料、型式，并嚴格場區排水坡向標高定位。最后統一考慮道路跨越纜溝的細部設計。⑧地下電氣部分的接地網工程，在考慮地質電阻埋深的差異外，均可統一標準設計、施工。

3.2 電氣一次部分

3.2.1 電氣主接線：變電站的各種運行方式，負荷分配，故障處理，潮流調整均由監控中心控制，故其主接線應能滿足遙控操作和調整的靈活性。在滿足安全可靠運行的前提下，應盡量簡化電氣一次主接線。220（110）kV可采用雙母線接線方式，采用線變組接線方式；35（10）kV采用單母線分段接線方式，采用單母線接線方式，分段開關設備自投。

3.2.2 主要設備選型：一次設備的可靠性和穩定性對變電站有著決定性的影響，一次設備應盡可能選擇技術先進、安全可靠、免維護或少維護設備，從區內已實現的“四遙”無人值班變電站的運行經驗看，國產的設備也可以滿足綜合自動化無人值班變電站的要求，因此一次設備選型和配電裝置的配置可按常規變電站設計。

①主變壓器盡量選用國產優質有載調壓變壓器，主變壓器應裝有具備遙信、遙控接口的有載調壓開關。②市區110kV變電站設備盡量采用GIS，或組合式電器。③站區220（110）kV斷路器最好選用SF6全彈簧儲能機構，因為電磁操動機構合閘電流較大，可減少直流設計的負擔。④隔離開關應配有能滿足遙信、閉鎖要求的輔助開關。主變中性點地刀應配有電動操作機構。⑤220（110）kV電壓互感器應采用電容式電壓互感器，能很好地消除鐵磁諧振。⑥220（110）kV的電流互感器應選用SF6電流互感器，各電壓等級的電流互感器都應選用帶有0.2級的二次線圈，以滿足計量要求。⑦避雷器采用氧化鋅避雷器，配有在線監測裝置，計數器應具有遙信接口。⑧站用電系統應具有兩路電源，互為備用，自動切換，站用變應選用干式變或接地變帶站用負荷。⑨35（10）kV設備可采用全室內組合電氣布置，35（10）kV高壓開關柜可選用國內先進廠家生產的戶內手車中置式成套開關柜，內配35（10）kV真空斷路器。⑩無功補償裝置盡量選用干式成套電容器裝置。{11}直流系統的接線方式要安全可靠，合閘母線和控制母線要分開。蓄電池可選用閥控式全封閉酸性電池，不設端電池。每組蓄電池配置一套微機高頻開關電源充電裝置，模塊采用N+1配置，采用分路供電，具有遙信接口。全站設置一套UPS電源。

3.3 電氣二次部分 二次設備設計應采用綜合自動化系統設計，220（110）kV變電站可采用分層分布式微機監控綜合自動化系統。二次設備全站采用微機保護裝置，同時裝設綜合無功自動調壓裝置。其中：

①主變壓器保護采用兩套不同原理、不同生產廠家的微機型差動保護，按雙主雙備配置。主變220kV側裝設雙套復合電壓過流保護，110kV側裝設雙套復合電壓方向過流保護，主變220kV及110kV側裝設雙套方向零序電流保護、零序方向過流保護、零序過電壓保護和零序間隙過流保護；主變10kV測裝設雙套分支過流保護，變壓器過負荷保護，非電量保護及溫度信號。②220（110）kV線路保護采用雙套不同工作原理，不同生產廠家的全線速動保護。一套為高頻保護，采用電力線載波通道；一套為分相電流差動保護，采用數字光纖通道。兩套保護均應帶有完整的階段相間、接地距離和零序電流方向保護做后備保護，且線路保護按型號、廠家與兩側保護配套。③根據25項反措要求：220（110）kV母線保護配置兩套，母線保護實現雙重化，每套保護都應具有母線差動保護、母聯過流保護、母聯死區保護、斷路器失靈保護出口等功能。④根據《火力發電廠、變電所二次接線設計技術規程》，主變壓器設置故障錄波裝置。220（110）kV側各配置一臺微機故障錄波測距裝置。故障錄波裝置應具有數據遠傳、故障測距、GPS衛星對時等功能，采用不間斷方式進行數據采集及故障判斷，用于對各種設故障及裝置動作情況的記錄分析、處理。⑤根據《電測量及電能計量設計技術規程》和實際負荷情況配置110kV諧波監測裝置。⑥根據內電生字（2003）29號文，集控主站設置一套低頻、低壓減載裝置。⑦35（10）kV線路、電容器和所用變均選用微機型保護。35（10）kV線路保護裝置具有速斷、過流、三相一次重合閘功能；35（10）kV電容器保護裝置具有短時限電流速斷和過流、零序差壓、過電壓、過負荷等保護；35（10）kV所用變保護具有速斷、過流等功能。每段35（10）kV PT設置一套PT消諧裝置。⑧根據計量規程要求，主變壓器高壓側裝設0.2S級高精度多功能表作為關口表，并裝設電壓矢壓計時器和報警設備，同時配置一套電表處理裝置采集電能表的信息并將其傳送到內蒙古中調，電能計量表用數字方式接入電表處理裝置。遠傳通道采用電話網自動撥號方式和網絡專用通道。

3.4 通信遠動部分 無人值班變電站，通道建設是關鍵。在我區，系統通信貫徹通信網“完整性、統一性、先進性”和“安全、經濟、高效”的基本原則，主要以光纖通信作為主通信方式，數字載波作為備用通信方式，實施二級調度管理。當然也可以采用以光纖、微波為主的先進手段，并采用一主一備方式，保證通信的安全可靠暢通。

3.5 消防系統與保衛系統部分 無人值班變電站的控制室、高壓室、蓄電池室、電纜夾層等主要部位需要要裝設火災報警裝置并具有遙信接口。重要變電所主變壓器（150MVA及以上）需要設置消防自動水噴霧系統，且生活用水與消防用水分開。變電站門、控制室門、高壓室門等應裝設外人進入報警裝置。站內應配置好常用的固定式氣體滅火系統以及移動式或手提式氣體滅火器及其他消防器材。

參考文獻：

[1]柳國良，張新育，胡兆明.變電站模塊化建設研究綜述[J].電網技術，2008（14）.

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關鍵詞：變電站；圖像監控；智能

中圖分類號：TM769 文獻標識碼：A 文章編號：1006-8937（2012）29-0107-02

目前，隨著電力系統信息化網絡技術的發展，依靠圖像監控系統的建設，大部分變電站都可以實現無人值守。但現有變電站圖像監控系統還只是用于防火防盜、安全保衛、主控室內場景監控等，隨著變電站在線檢測系統的發展和智能變電站的建設，對圖像監控系統提出了新的要求。隨著調度監控一體化建設的推進，集中遠控的時機已經成熟，但對于就地設備的狀態（例如刀閘刀口位置情況）等重要信息還需要人工現場確認，大大制約了變電站智能控制的發展，因此有必要對變電站運行設備圖像智能監控進行研究，實現一、二次設備遠程可視化操作控制，形成一體化的智能調度監控體系。

加強變電站圖像智能監控的設置和可視化智能監控技術的研究可增強對就地設備狀態（例如刀閘刀口位置情況）的監視，滿足大電網實時運行控制的要求，實現對電網運行信息的形象、直觀和集成展示；進一步加強基礎數據管理，實現多維度一體化的調度信息和實時數據的分布式共享；實現一、二次設備遠程控制和監視，形成一體化的智能調度監控體系，達到減員增效、縮短故障排除時間、提高供電可靠性、加速智能電網建設的目的。

1 圖像智能監控系統配置原則

變電站圖像智能監控系統在滿足原安防、保衛、圖像監控功能的同時，為適應未來智能調度監控系統發展的需要，其應滿足以下要求：

①統一性。依據國際、國內規范化標準，統一規范建設、管理，確保整個系統的各種軟件、硬件達到服務的規范化和管理的高效性。

②開放性。圖像監控系統與其他系統之間的通信接口，應符合開放系統互聯標準和協議，支持多種網絡協議，實現各系統間的數據共享。

③可擴展性。軟、硬件平臺應具有良好的可擴展能力，能夠方便地進行系統升級和更新，以適應各種不同業務的不斷發展。

④可靠性。具有較強的容錯、抗干擾能力和良好的恢復能力，主要設備應采用雙機或鏡像備份工作方式，保證系統穩定運行。

2 圖像智能監控系統配置情況及相關模塊功能

圖像智能監控系統在變電站安裝的硬件主要包括：攝像機（網絡高清攝像機、模擬攝像機、軌道攝像機等）、多功能控制主機、視頻處理單元（網絡硬盤錄像機DVR）、視頻處理單元（網絡視頻錄像機NVR）、多維可視監控綜合主機、磁盤陣列、圖像智能分析服務器。系統硬件結構圖如圖1所示。

①攝像機。滿足對變電站場所環境及主要設備（主變、開關、刀閘等）進行監控的要求，能在夜晚或光線極差的情況下清晰顯示監控目標的圖像。

②多功能控制主機。通過規約分析和直接采集變電站現場信號，監控的信號包括遙測類、遙信類、遙控類。

③視頻處理單元（網絡硬盤錄像機DVR）。負責采集變電站所有模擬攝像機的音視頻信號。

④視頻處理單元（網絡視頻錄像機NVR）。負責采集變電站所有網絡攝像機的信號，進行編解碼運算后，把音頻信號存儲到磁盤陣列。

⑤多維可視監控綜合主機。是系統的核心設備，負責變電站站端與地區中心主站的通訊，獲取主站的控制指令，管理變電站站端各設備，把視頻數據、狀態數據等上傳到中心主站。

⑥磁盤陣列。負責存儲變電站攝像機的音視頻信息。

⑦圖像智能分析服務器。負責對變電站內主要設備、儀表等進行智能分析，并提供實時的智能分析結果。

3 圖像智能監控系統網絡配置情況及要求

變電站站端網絡系統采用10～100 Mb/s（10/100BASE）光/電接口接入監控專網，不允許采用共享帶寬組網方式；變電站與中心主站至少保證10M以上的網絡帶寬（標清模式監控）或30 M以上的網絡帶寬（高清模式監控）。

圖像智能監控系統的軟件按照大型分布式聯網監控系統的結構進行規劃，采用分層的模塊化結構，模塊之間的通信應按規定接口進行，運行平臺采用Windows XP以上操作系統。系統軟件主要包括以下14個模塊：巡視操作模塊、巡視路線設置模塊、錄像查詢模塊、日志查詢模塊、權限控制模塊、報警管理模塊、輔助控制模塊、SCADA接口模塊、網絡帶寬自適應模塊、圖像智能分析模塊、變電站主要設備關聯性顯示模塊、變電站主要設備圖像巡視及人工報表模塊、變電站鳥巢自動巡視模塊、變電站主變壓器漏油監測模塊。

系統軟件還應滿足以下要求：能根據應用需求支持集中處理模式和分布式處理；具有良好的開放性，以便于與其他應用系統的連接；具有很好的可移植性，支持多種操作系統，并能移植到不同廠家的硬件平臺上運行；能適應多種大型數據庫系統；具備完善的、分級的操作/訪問權限控制機制，運行安全可靠；具有數據備份及災難恢復功能。

4 圖像智能監控系統實現的功能

①信息實時上傳功能。主要包括：攝像頭預置位配置信息、現場實時圖像、圖像智能分析結果、與消防系統、安防系統、SCADA系統的聯動等相關信息上傳。

②變電站內動力環境數據采集、處理及實時上傳功能。通過報警采集模塊采集消防、安防報警信息，實現現場報警，同時把報警信息傳輸到地區中心主站；通過溫濕度采集模塊采集變電站內溫濕度測量值并上傳到地區中心主站。

③圖像智能分析功能。主要包括：對儀表的智能分析；刀閘開、閉狀態識別；開關（刀閘）翻牌器開、閉狀態識別；控制柜指示狀態識別；對開關、刀閘的整體智能分析及自動報警功能；對主變壓器的整體智能分析及自動報警功能。

④作業監控和管理功能。通過智能分析技術系統可以自動判斷進入某個區域的作業人數、進入時間、離開時間、滯留時間等，并進行自動錄像和事件保存，同時根據中心主站的調用指令將智能分析結果上傳。

⑤對主要設備或區域設置。可以對變電站的主要設備或區域設置，當有人進入時，系統自動報警并將報警信息上傳中心主站。

⑥網絡帶寬自適應功能。當變電站的圖像信息被一個或多個用戶調用時，系統根據實時可被利用的帶寬、用戶的級別、調用圖像重要程度等判斷上傳圖像的格式。

5 結 語

該系統整合、完善了計算機監控、在線監測、智能輔助控制等系統，實現對電網的全局在線遠程跟蹤、自動智能告警、分析決策、綜合預警、遠程運行維護，為實現變電站一、二次設備遠程可視化操作控制，形成一體化的智能調度監控體系提供了必要條件，更好地確保了電網運行的安全可靠、靈活協調、優質高效、經濟環保。

參考文獻：

[1] 劉鵬杰.變電站視頻監控系統的設計和應用[J].電力系統自動化，2011，（8）.

[2] 楊謙，張曉.變電站圖像監控系統技術的應用研究[J].電氣工程與自動化，2011，（24）.

[3] 劉濤.遠程監控系統在無人值守變電站中的應用[J].系統設計與應用，2011，（6）.

[4] 張新堯，彭波濤.變電站圖像監視系統的應用[J].信息科技，2011，（11）.

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關鍵詞：變電站綜合自動化；地監控；軟件開發

變電站綜合自動化與地監控軟件是變電站運行電力設備和操作人員之間形成關系的紐帶，在實現變電站綜合自動化系統設計中占有絕對重要的地位。伴隨我國計算機技術與通訊技術的快速發展，很多地方已逐步推廣與應用集中監控遠動系統，地監控軟件將逐步深化變電站的綜合自動化水平。本文基于變電站綜合自動化采取分層分析法和多線程技術研究地監控軟件開發理論，糅合模塊化程序設計法和面向對象程序設計法，初步設計變電站綜合自動化與地監控軟件。

1 變電站綜合自動化系統簡介

1.1 定義

變電站綜合自動化系統是以執行系統特定功能實現某些規定目標若干相互關聯單元的整合。該系統利用計算機技術、現代電子技術、通訊網絡技術和數據信息處理手段實現變電站二次電力設備（如繼電保護裝置、故障錄波、自動控制裝置和遠東裝置等）的功能重組和優化設計，并對所有電力設備的運作狀況進行監控和協調和綜合性自動化系統。變電站綜合自動化系統內部各個電力設備之間完成信息交換和監視控制任務。變電站綜合自動化系統實際上是簡化了常規二次設備的二次接線過程，在提高系統穩定、降低運營成本方面實則極為關鍵，它區別于常規二次設備最大的不同點是以計算機技術作為設計基礎，以通訊網絡技術作為設計手段，以信息交換作為設計目標。

1.2 特點

（1）功能綜合化。

變電站綜合自動化系統是以計算機技術、通信網絡技術和自動化控制技術為基礎發展起來的，該系統也綜合了變電站的全部二次設備。

（2）構件模塊化。

基于計算機技術實現具有數字通信功能控制裝置的數字化可利于各個構件模塊的通信網絡連接和借口功能模塊的信息交換及擴充。同時，形成構件模塊化為變電站實現綜合自動化系統的組態提供便利，從而能夠更好地適應應用工程的集中式、分散式和分布式結構集中式等多種組屏方式。

（3）結構分散化。

分布式綜合自動化變電站中子系統如計算機保護、數據信息采集、控制測量和其他相關智能電力設備等都以分布式結構設計。每一個子系統都可能由多個中央處理器來完成各項功能，而這些子系統群就構成了一套比較完整且高度協調的有機系統。

（4）監視可視化。

應用變電站綜合自動化系統無需有人值班，系統操作人員的工作崗位放在了主控中心室或調度室，面對彩色顯示屏即可對變電站的電力設備和電路電纜進行全方位的監控。

（5）通信光纜化。

計算機技術和通信網絡技術在變電站綜合自動化系統中得到了極大范圍的推廣和應用。

（6）管理智能化。

自動化系統不僅僅要在常規自動化方面表現突出，如何能夠智能自診斷管理也是一項重要內容。變電站綜合自動化系統的在線自診斷可將診斷的結果發送至遠端主控臺。

（7）顯示數據化。

變電站綜合自動化應用計算機監控系統，傳統的指針式顯示儀由CRT顯示屏取代，人工抄錄則由系統打印機取代。

1.3 原則

（1）綜合自動化系統在中、低壓變電站中的應用可避免派人值班麻煩，同時也強化了監控工作的效果，即減人增效。站內不設置固定運行、維護值班人員，運行監測、主要控制操作由遠方控制端進行，設備采取定期巡視維護的變電站。

（2）220kV及以上的高壓變電站在設計和建設兩方面均需以先進的控制辦法來解決各不同專業技術分散、自成系統、重復投入和系統運行不穩定等問題。

2 變電站綜合自動化與地監控軟件開發

2.1 設計方案

本文論述變電站綜合自動化與地監控軟件開發以組態王軟件為例。該軟件具有良好數據采集功能，它適應性強、開放性好、易于擴展、開發周期短，可以實現對現場的實時監測與控制，并且在自動控制系統中完成上傳下達、組態開發的重要任務。因此組態王軟件是變電站綜合自動化監控系統的良好選擇。

國內外變電站的綜合自動化系統研究都將其結構分為三類，即分布式系統結構、集中式系統結構和分層分布式結構。本系統采用分層式設計。這種結構節省控制室面積、電纜和安裝費用，系統可靠性高。

變電站綜合自動化系統控制對象電壓負荷等級為110kV/10kV。各類負荷配電變壓器共85臺，總容量為35MVA。主接線方式形式為內橋接線方式；中性點直接接地方式，并且在中性點與地之間加裝一組電動隔離開關；無功補償電容器容量為3000kvar；主變壓器選擇有載調壓方式。

2.2 設計實現

根據變電站綜合自動化系統的功能要求及用戶需求，本變電站系統設計實現的功能主要有運行監視功能、數據采集與處理功能、故障報警功能、數據報表顯示功能，以及實時曲線和歷史數據記錄功能。系統設計實現主要由以下幾步組成：

（1）建立變電站綜合自動化監控系統工程。

（2）為系統配置設備。下位機設備選用西門子公司的S7-200PLC，與工控機的通信方式采用PPI協議，通信端口選擇COM1。

（3）定義開發系統所需的變量。變電站系統監控的母線及各段線路的電壓和電流是連續的數字量值，定義為I/O實型。各種斷路器、刀閘、熔斷器的狀態為離散量值，定義為I/O離散型。其他動畫連接過程需要用到的中間變量定義為內存變量。

（4）畫面設計、動畫連接及命令語言編寫。設計變電站監控系統實現各項功能的畫面，并將畫面中的圖形與變量進行連接，編寫所需的命令語言。

變電站運行過程中，值班人員可以通過后臺CRT顯示屏直接觀察到斷路器、隔離開關、變壓器分接頭等設備的狀態。當系統出現非正常甚至故障時，監控系統主接線圖的相應位置會發出閃爍和蜂鳴器報警信號。

報表顯示主要是方便操作人員對1天或1月的變電站電壓、電流、功率等參數進行匯總和對比，進而對變電站的運行情況做出進一步的評估。地監控軟件歷史數據的形成和存儲是數據處理的主要內容，主要包括斷路器動作次數、斷路器切除故障時截斷容量和跳閘操作次數的累計數、輸電線路的有功功率和無功功率、變壓器的有功功率和無功功率、母線電壓定時記錄的最大值和最小值、控制操作及修改整定值的記錄。

3 結束語

綜上所述，變電站綜合自動化系統是按照規定程序預設的一種啟動操作斷路保護設備或隔離開關的監控裝置。自動化系統包括監控后臺軟件、當地監控PC機、遠動通信接口、用于專業管理的工程師站PC機和專用設備和網絡設備等。變電站層自動化系統地監控軟件通過組態完成全站檢測功能，全面提供線路、 主設備等的電量、非電量等運行數據，完成對變壓器、斷路器等設備的控制等，并具有保護信息記錄與分析、 運行報表、故障錄波等功能。隨著越來越廣泛的推廣和應用，設計所預期的效益還是相當不錯的。■

參考文獻

[1] 張亞妮；淺談變電站綜合自動化[J]；科技創新導報；2010，（04）.

篇5

關鍵詞:VoIP;IAD;IMS;PCM;調度電話;交換設備;通信網

隨著通信語音技術的不斷發展，電力調度電話的實現方式日益增多。由于歷史原因，目前在運行的變電站中同時存在著多種調度電話建設模式。電力通信系統的建設者和運行維護人員在實際工作中可能會存在困惑，在新建工程中究竟應當采用何種電力調度電話的實現方式。本文將對電網中曾經存在、現有以及未來可能出現的調度電話實現方式進行全面分析，重點比較變電站端各種實現方式的優劣，為未來的變電站調度電話發展方向提供參考。

1 變電站電力調度電話的作用

變電站是指電力系統中對電壓和電流進行變換，接受電能及分配電能的場所。變電站是重要的電力基礎設施，對電網的安全至關重要。電力調度電話由電業部門根據調度的重要性和企業管理的繁忙程度自行建設的獨立電話通道。它可以實現系統調度并有效地指揮生產。對于電力調度電話，要求有高度的可靠性，不僅在正常情況下，而且在惡劣的氣候條件下和電力系統發生事故時，保證電話暢通。因此，變電站電力調度電話業務是最重要的電力通信業務之一，對保障電力安全生產至關重要。

2 電力交換系統的構成

電力交換系統由交換中心(呼叫中心)、交換節點(匯接站)、接入用戶組成。根據《電力系統調度通信交換網設計技術規程》，交換網絡按照主網和區域網兩種等級來建立。網絡的交換節點分為不同調度級別的交換中心及相關的匯接交換站兩種類型。主網級交換節點由網、省調交換中心及所轄范圍的匯接交換站組成;區域網級交換節點由省調交換中心、省網內重要地調交換中心及所轄范圍的匯接交換站組成。

3 變電站端調度電話實現方式

由于現網中的變電站建設年代不同，變電站端存在多種調度電話實現方式。以下對變電站各類實現方式進行比較分析。

3 ．1 方式1 程控交換機互聯方式

(1)組網方式該方式建立在傳統的程控交換機組網的基礎上，需要在變電站端設置1 套程控交換機。該交換機與交換中心/匯接站通過E1 中繼互聯，站內程控交換機通過模擬用戶板或數字用戶板對變電站各生產崗位進行放號。參見圖1 。該方式具有以下特點:a．程控交換機具有雙電源、冗余的模塊化設計，穩定可靠。b．程控交換機業務接口豐富，可支持模擬用戶、數字用戶、調度臺、維護終端、錄音系統，可滿足電力系統多種業務。c．程控交換機采用模塊化設計，可以根據實際需求配置業務板卡數量，可以滿足大量用戶接入需求。(3)投資效益分析該方式投資較高，一套完整程控交換機的價格根據配置的板卡及端口數量而異，但基礎配置的價格也在20 萬元以上。隨著變電站日益無人化，對電話用戶的數量要求日益下降。調度機的大容量優勢無法發揮，造成了一定程度的投資浪費，性價比不高。

3 ．2 方式2 遠端模塊延伸方式

(1)組網方式遠端模塊可以理解為小型程控交換機，其組網方式與程控交換機互聯方式類似，需在變電站端配置調度機遠端模塊，與交換中心/匯接站通過E1 中繼互聯，實現了遠端調度，電話接入放號。參見圖2 。(2)性能分析遠端模塊將交換機強大的調度指揮功能透明地延伸到遠端用戶群，遠端調度和電話分機具備交換機近端同樣強大的調度功能。在滿足相關功能的同時，與程控交換機相比，遠端模塊在用戶接口數量上有所減少。(3)投資效益分析與程控交換機級聯方式相比，遠端模塊的費用有所降低，但由于遠端模塊需和程控交換機配合使用，在選型上受制于現網程控交換機的品牌，相應地缺乏議價權，性價比仍不十分理想。

3 ．3 方式3PCM放小號方式

(1)組網方式在交換中心/匯接站配置1 套多方向PCM設備，在變電站端配置1 套單方向PCM設備。多方向PCM設備與程控交換機通過E1 或者FXS用戶線相連，單方向PCM和多方向PCM之間通過E1 線路連接，單方向PCM通過FXO口與模擬話機相連。參見圖3 。(2)性能分析PCM方式可以實現局端向站端放小號的功能，相當于程控交換機本地電話用戶的延伸。其功能比較單一。PCM設備同時支持低速數據接口，可以滿足自動化遠動及電能量采集等低速業務需求。其缺點在于，無法提供大量的用戶，無法提供調度臺、錄音系統等功能。(3)投資效益分析由于價格適中，同時兼顧模擬語音業務和自動化低速數據業務，在相當長一段時間內，PCM設備得到了廣泛應用。隨著調度數據網的日益完善，自動化站端不再需要低速數據通道，PCM僅需要提供模擬電話業務，其優勢無法發揮，相應性價比大為下降。

3 ．4 方式4SDH模擬用戶板放號方式

(1)組網方式從技術原理上，該方式與PCM放號方式類似，其差別在于，本方式不再需要配置單獨的PCM設備，而是利用SDH自身的相關業務板卡，提供類似的業務接口。局端SDH設備與程控交換機通過E1 或者FXS用戶線相連，站端SDH通過FXO口與模擬話機相連，SDH之間利用現有的傳輸通道。參見圖4 。(2)性能分析其局限性與PCM類似，僅能提供基本的模擬語音功能，無法提供調度臺、錄音系統等高級功能。(3)投資效益分析同時由于相關功能集成在SDH設備本身，其投資進一步降低。

3 ．5 方式5VoIP電話方式

(1)組網方式該方式基于軟交換/IMS平臺，僅需在調度端建設主備呼叫中心，站端配置IP話機，通過IP網絡實現電話功能。相關業務可以通過電力綜合數據網承載，無需建設單獨的IP網絡。參見圖5 。(2)性能分析由于采用IP的方式，一方面站端除提供基本的語音功能外還可以根據實際需要配置各類高級功能，如彩信功能、視頻功能、電話會議功能，并且支持IP調度臺;另一方面，通話的性能受制于IP網絡狀況，無法避免諸如網絡病毒、廣播風暴、網絡攻擊等網絡問題對通信可靠性造成的影響(3)投資效益分析VoIP方式和傳統程控交換組網方式的單用戶成本比較目前取決于用戶規模，規模越大VoIP的價格優勢越突出。當建成軟交換/IMS平臺后，每個新建變電站，只需要配置IP電話/IP調度臺，不再需要配置電話交換設備。

3 ．6 方式6IAD電話方式

(1)組網方式IAD為綜合接入設備，提供電話模擬網關的功能。該方式與VOIP電話方式類似，區別在于站端通過IAD終端和模擬電話實現調度電話功能。IAD終端通過IP接口接入站內綜合數據網設備，IAD提供模擬語音接口與模擬話機相連。參見圖6 。圖6IAD電話方式示意圖(2)性能分析IAD方式僅提供模擬語音接口，如果需要，可單獨配置IP調度臺，接入綜合數據網。(3)投資效益分析與VoIP方式相比，該方式單臺話機費用較低，但增加了IAD網關的費用。二者整體性價比取決于話機的數量，話機較少時，VoIP方式的性價比更高。

4 未來發展趨勢

從技術發展趨勢上看，由于通信業務自身從過去的以語音業務為主向著以海量的數據業務、高清視頻業務為主不斷轉變，因此傳統的基于電路交換的通信設備正在被基于分組的網絡設備所取代。從全通信行業的電話交換設備的出貨量看，基于IP交換設備所占的比例也在不斷增多。因此，未來的語音主流解決方案肯定是基于軟交換/IMS架構。

5 結論

綜合比較以上方式，方式1 ～4 基于傳統的程控交換系統，具有系統穩定、可靠性高的優點，缺點是建設成本較高。方式5 ～6 基于IP分組交換核心，具有業務豐富、靈活多樣的特點，缺點是無法克服IP網絡自身固有缺陷的影響。變電站調度電話業務作為極其重要的電力生產業務，調度電話通常采用雙路冗余模式。綜合考量業務可靠性和未來技術發展趨勢，建議在一定時期內采用電路交換+IP分組交換的疊加模式。同時，為了進一步降低成本，推薦采用方式4+方式5 的方式，即利用SDH的語音板卡提供穩定可靠的模擬語音通道，利用IP網絡提供豐富的調度業務。未來隨著電路交換設備進一步退出主流市場，以及IP技術可靠性的進一步加強，未來變電站調度業務將進一步朝著全IP化的方向發展。

參考文獻

［1 ］羅仁華，方躍生，沈巍．省級電力行政交換網軟交換改造方案研究［J］．電力信息與通信技術．2014(02)．

篇6

關鍵詞：變電站；直流裝置狀態；在線監測系統；研究

中圖分類號：TM63 文獻標識碼：A 文章編號：1671-2064（2017）05-0177-02

國家為了提升整個電網的技術水平，更好地服務社會大眾，提出了建設中國特色統一堅強智能電網的發展戰略，而堅強智能電網的關鍵和基礎是變電環節，加上智能電網運行的首要技術組成單元是變電站，而變電站的自動化水平將直接影響電網的自動化水平，也關系到能否實現智能電網的目標。因此，提升變電站的自動化水平是十分重要的，變電站直流裝置狀態在線監測系統的建設運行，能夠在一定程度上提高變電站的自動化水平。

1 變電站直流裝置狀態在線監測系統概述

變電站的發展經歷了傳統變電站、綜合自動化變電站、數字化變電站和智能化變電站四個階段。而無論技術發展如何，大部分的變電站還是使用閥控式鉛酸蓄電池，這種電池作為電力系統的備用電池最少要使用八年以上，工作人員認為電池耐用又免維護，所以就會疏于對電池的管理維護，但是閥控式電池會出現電池殼變形、電解液滲漏、電壓不均勻等問題，其端電壓與放電能力無關，隨著使用時間的增加，個別電池的內阻必然增大，而電池組的容量遵循木桶效應，以最差的電池容量值為準。如果電池的實際容量低于80%時，電池便急劇衰退，會造成極大的安全隱患。所以，對電池組進行在線監測和定期檢修是必要的，但是這也是備用電源系統中最容易被人忽視的。

變電站中，直流系統是重要的組成部分，電力系統運行的穩定性和安全性有一部分是由變電站直流系統來保證的。直流系統的主要作用是保障自動裝置和信號裝置穩定運行、控制開關、事故發生時進行緊急照明、對系統實時監控等。變電站的直流系統獨立操作電源，一次設備電力使用對其影響小，如果外部電源的交流電中斷，蓄電池作為備用電源會繼續供電，保證持續穩定供電。直流系統的主要構成部分有兩部分，分別為電池屏和直流屏。直流屏主要由機柜、整流模塊、絕緣監測單元、交流輸入直流輸出配電單元等組成。直流系統的安全可靠性將會直接影響變電站的安全可靠。直流系統是變電站二次設備的生命線，直流系統故障會影響電網的安全運行。變電站直流裝置狀態在線監測系統能夠對直流系統的運行參數進行實時監控，能夠及時發現事故隱患，實現對變電站的良好管理，能夠保證后備電源系統的可靠性，也可以減少人工作業的作業量并減少由于人為原因導致的操作失誤。變電站直流裝置狀態在線監測系統將會在未來得到廣泛的應用，也將是未來直流設備的發展趨勢，將大幅提高變電站管理維護和運行水平。

2 變電站直流裝置狀態在線監測系統分析

變電站直流裝置狀態在線監測系統是將微處理器、通信網絡、數據采集和智能分析診斷技術結合起來的變電站直流狀態進行在線監測管理的系統，直接對直流系統中電池、電壓電流等各個單元的運行狀態進行監測，對運行中的數據進行采集和管理，并且能夠顯示到設備和監控中心處，而且還能根據歷史數據對數據進行分析，診斷和預計發展趨勢，及時作出預警。

變電站直流裝置狀態在線監測系統的需求主要有兩個層次，第一個層次是全局變電站系統，第二個層次是單獨的變電站。結合目前的情況，可以在味賴謀淶繒舊轄行試點運行，經過試點運行后若系統穩定則可以推廣到其他變電站，然后各個變電站的情況匯總到一個服務器上，能夠實現實時查詢各變電站的狀態，并且對狀態進行分析，然后采取合理的措施，也可以控制充電機等設備。運維人員能夠通過服務器了解變電站的狀態，也能夠查詢變電站歷史運行情況，自動化程度大大提高。

變電站內部已經有部分監控模塊，能夠對充電機、控制母線等狀態量和控制量進行監控，但是控制的范圍比較有限，不能實現對變電站狀態的在線實時監測。在系統設計時可以采用模塊化設計，可以分為控制顯示模塊、采集模塊、內阻模塊以及控制模塊等。控制顯示模塊能夠通過總線結構控制采集模塊和控制模塊，并且收集、處理和分析這兩個模塊的數據信息，是一個集中監視器，對異常事件進行報警，并且將數據上傳至服務器；采集模塊完成在線采集單體電池的電壓和內阻，通過一定的接口將數據傳送給控制顯示模塊。高精度的實時數據采集中，每個采集模塊能夠采集多個單體電池的實施信息。采集模塊能夠獨立使用也可以組合使用；內阻模塊能夠實現和采集模塊、控制模塊的配合使用。用控制顯示模塊調度進行內阻測量，激勵信號通過電池組發出，但不會對設備的運行造成不利影響。

3 變電站直流裝置狀態在線監測系統具體設計

3.1 硬件部分設計

首先是處理器，要對處理器的性能參數都充分了解，要能夠支持LCD顯示器，控制器、接口要全面；第二是電源部分，對輸入電源進行處理，能夠保護電源帶來的破壞新干擾，還要對電壓輸入做防護，能夠防止后級電路因為電壓過高而被擊穿。在電源的輸入輸出部分預留大容量電容，以降低電源波紋，減少外界干擾，芯片間要有隔離，支路供電要使用磁珠隔離，方便調試。電源電路的輸出端還要再進行保護，防止芯片被擊穿，起到保護后端電路的作用；第三是時鐘電路，要能夠保證時分秒、年月日和星期信息，要能夠自動調整日期和月份之間的關系，時鐘格式可以是24小時或12小時；第四是復位電路，可以采用低電平復位，也可以手動復位；第五是儲存模塊，能夠支持數據傳輸，能夠存儲系統中的數據信息，可以用SD卡作為備用的數據存儲設備；第六是通用串行總線模塊，可以采用適當的模式；第七是網絡模塊，中央處理器支持自適應網口，能夠提供兩到三層的交換功能；第八是調試部分，要預留串口進行驅動，串口要預留端口以驅動調試；第九是顯示模塊設計，使用LCD，選擇匹配的LCD顯示屏和控制器；第十是按鍵設計，要求能夠適應系統的功能；第十一是中央處理器電源設計，進入到中央處理器的所有電源都要經過濾波，保證電源的干凈。

3.2 軟件部分設計

首先是嵌入式軟件，也是變電站直流裝置狀態在線監測系統實現其功能的基礎，每一類設備都有一個專門的線程維護管理，每隔一段時間就要讀取設備的數據，并且形成一定的形式發送給數據管理線程，然后數據管理線程對這些數據進行管理維護，如果數據有異常就及時發出警報；第二是邏輯軟件；第三是上位機軟件，與下位機聯合工作，實現遠程實時監控和數據的獲取，能夠對數據進行分析，并且給出警報信息，也能對系統中的設備進行狀態評估。

4 結語

本文對變電站直流裝置狀態在線監測系統進行了概述，并且對變電站直流裝置狀態在線監測系統進行了詳細的分析，也說明了一些在具體設計中應該要注意的問題。我們應該對變電站直流系統的維護管理有著充分的認識，盡量避免電力設備出現故障，減小不必要的損失，而變電站直流裝置狀態在線監測系統能夠對直流系統進行良好的檢測和控制，所以大力推廣和應用變電站直流裝置狀態在線監測系統是十分必要的。

參考文獻

[1]任學偉.變電站直流裝置狀態在線監測系統的研究[D].河北工業大學，2012.

[2]莫靖.變電站直流系統存在問題研究及其對策[D].華南理工大學，2013.

[3]吳國強，陳亮，劉智涯.變電站直流設備在線監測系統及其應用[J].電世界，2013，07：40-42.

[4]李秉宇，陳曉東，范輝，苗俊杰. 變電站直流電源在線監測系統關鍵技術研究[J].電源技術，2016，10：2064-2067.

篇7

關鍵詞： 自動化；應用；變電運行管理

在國民經濟持續發展與城市化建設進程迅速推進的背景作用之下，電力系統終端用戶對于電力系統供電質量穩定性以及可靠性指標所提出的要求也日趨嚴格與系統。大量的實踐研究結果表明：任何意義上的電壓波動以及短時性或是短范圍停電事故所造成的經濟及人身損失均是極為嚴重的。從這一角度上來說，電力系統配網自動化技術的應用及其發展相對于整個電力系統而言有著極為重要的意義。

1 變電站綜合自動化

變電站綜合自動化系統是利用先進的計算機技術、現代電子技術、通信技術和信息處理技術等實現對變電站二次設備（包括繼電保護、控制、測量、信號、故障錄波、自動裝置及遠動裝置等）的功能進行重新組合、優化設計，對變電站全部設備的運行情況執行監視、測量、控制和協調的一種綜合性的自動化系統。

通過變電站綜合自動化系統內各設備間相互交換信息、數據共享，完成變電站運行監視和控制任務。變電站綜合自動化替代了變電站常規二次設備，簡化了變電站二次接線。變電站綜合自動化是提高變電站安全穩定運行水平、降低運行維護成本、提高經濟效益、向用戶提供高質量電能的一項重要技術措施。

2 變電站綜合自動化系統的特點

2.1 功能實現綜合化

變電站綜合自動化技術是在微機技術、數據通信技術、自動化技術基礎上發展起來。它綜合了變電站內除一次設備和交、直流電源以外的全部二次設備。

2.2 系統構成模塊化

保護、控制、測量裝置的數字化（采用微機實現，并具有數字化通信能力）利于把各功能模塊通過通信網絡連接起來，便于接口功能模塊的擴充及信息的共享。另外，模塊化的構成，方便變電站實現綜合自動化系統模塊的組態，以適應工程的集中式、分部分散式和分布式結構集中式組屏等方式。

2.3 結構分布、分層、分散化

綜合自動化系統是一個分布式系統，其中微機保護、數據采集和控制以及其他智能設備等子系統都是按分布式結構設計的，每個子系統可能有多個CPU分別完成不同的功能，由龐大的CPU群構成了一個完整的、高度協調的有機綜合系統。

2.4 通信局域網絡化、光纜化

2.5 運行管理智能化

智能化不僅表現在常規自動化功能上，還表現在能夠在線自診斷，并將診斷結果送往遠方主控端。

2.6 測量顯示數字化

采用微機監控系統，常規指針式儀表被CRT顯示器代替。人工抄寫記錄由打印機代替。

3 變電站綜合自動化系統的結構

目前從國內、外變電站綜合自動化的開展情況而言，大致存在以下幾種結構：

3.1 分布式系統結構

按變電站被監控對象或系統功能分布的多臺計算機單功能設備，將它們連接到能共享資源的網絡上實現分布式處理。這里所談的‘分布’是按變電站資源物理上的分布（未強調地理分布），強調的是從計算機的角度來研究分布問題的。這是一種較為理想的結構，要做到完全分布式結構，在可擴展性、通用性及開放性方面都具有較強的優勢，然而在實際的工程應用及技術實現上就會遇到許多目前難以解決的一系列問題，如在分散安裝布置時，惡劣運行環境、抗電磁干擾、信息傳輸途徑及可靠性保證上存在的問題等等，就目前技術而言還不夠十分成熟，一味地追求完全分布式結構，忽略工程實用性是不必要的。

3.2 集中式系統結構

系統的硬件裝置、數據處理均集中配置，采用由前置機和后臺機構成的集控式結構，由前置機完成數據輸入輸出、保護、控制及監測等功能，后臺機完成數據處理、顯示、打印及遠方通訊等功能。

3.3 分層分布式結構

按變電站的控制層次和對象設置全站控制級（站級）和就地單元控制級（段級）的二層式分布控制系統結構。

站級系統大致包括站控系統（SCS）、站監視系統（SMS）、站工程師工作臺（EWS）及同調度中心的通信系統（RTU）。

站控系統（SCS）：應具有快速的信息響應能力及相應的信息處理分析功能，完成站內的運行管理及控制（包括就地及遠方控制管理兩種方式），例如事件記錄、開關控制及SCADA的數據收集功能。

站監視系統（SMS）：應對站內所有運行設備進行監測，為站控系統提供運行狀態及異常信息，即提供全面的運行信息功能，如擾動記錄、站內設備運行狀態、二次設備投入/退出狀態及設備的額定參數等。

站工程師工作臺（EWS）：可對站內設備進行狀態檢查、參數整定、調試檢驗等功能，也可以用便攜機進行就地及遠端的維護工作。

上面是按大致功能基本分塊，硬件可根據功能及信息特征在一臺站控計算機中實現，也可以兩臺雙備用，也可以按功能分別布置，但應能夠共享數據信息，具有多任務時實處理功能。

段級在橫向按站內一次設備（變壓器或線路等）面向對象的分布式配置，在功能分配上，本著盡量下放的原則，即凡是可以在本間隔就地完成的功能決不依賴通訊網，特殊功能例外，如分散式錄波及小電流接地選線等功能的實現。

4 自動化技術在變電運行管理中的完善

自動化技術雖然在變電運行管理中還存在一些問題，但是現代企業的發展勢必要求企業提高自身的技術化程度。同時，自動化技術在現有的變電運行管理中還存在諸多優勢，因此我們要采取一定的措施，來完善自動化技術在變電運行管理中的應用。

4.1 加強技術的研究

首先，完善自動化通信技術，這是其他自動化技術完成的基礎。在保障變電站供電系統的同時加強通信通道建設，保障遠程的數據采集與傳輸，并且保障自動化設備遙控的順利進行。其次，提升數據的采集與傳輸技術。自動化設備需要在數據的分析結果上完成指令的發出。只有正確采集以及傳輸數據，自動化技術才可以得到進一步的利用。最后，還要加強自動報警裝置的建設。自動化系統雖然避免了人為的一些事故，但不代表自動化技術不存在任何問題，變電站要設立自動報警裝置，加強設備的監督與維護。

4.2 培養高素質的專業隊伍

變電站的自動化設備雖然減少了工作人員的任務與壓力，但自動化技術設備還是需要一些專門的技術人員來維護。這就要求供電公司成立一支專業化的隊伍，加強專業技術培訓，增強他們的專業技能，確保他們能有效運行自動化的變電設備。其次，變電站還要明確崗位職責，對專業人士進行職責上的劃分，提高管理效率。

4.3 加強變電運行自動化設備的維護管理

自動化技術在變電運行中的運用雖然節省了人力，但設備是沒有工作人員的思考能力的，任何一個環節的錯誤都會影響整個變電站的運行。因此，為了保證變電站的安全與有效運行，必須對變電站的技術維護做好管理。只有這樣，變電運行設備的問題才能得到及時有效的解決，使自動化技術在變電運行管理中得到有效運用。

5 結語

實踐證明，自動化技術在現代變電運行管理中起到了良好的作用，給變電運行管理提供便利的同時提高了變電站管理的效率。變電運行管理的自動化是一項專業性、技術性極強的工作，在實際運行中還存在一系列問題，但是我們不能否認自動化技術的優勢。只有在現有變電運行管理自動化的基礎上，進行技術上的突破與管理上的改進，變電站才能獲得進一步的發展。

參考文獻：

[1]任子財，關于變電運行管理自動化的幾點思考[J].經營管理者，2011，05.

篇8

關鍵詞：變電站信息管理；系統子站系統；設計方案

中圖分類號：TV文獻標識碼： A

引言

電網微機型繼電保護和故障錄波裝置的廣泛應用使傳統繼電保護信息收集匯報不能適應現代調度運行。基于通信網絡和計算機技術的保護及故障錄波信息管理系統應運而生。它是分布式高可靠性開放系統，即能在無人干預下長期穩定地運行；能適應各種接口類型和規約類型的微機智能保護裝置，并可預見性的適應未來網絡技術的發展。

1.系統結構

1.1變電站概況

根據保護的配置和分布情況,目前國內變電站主要有兩種設計形式:一是保護集中式;二是保護下放式。本文設計的子站系統為后者:采集系統可據變電站情況由一、或多個子系統組合,各子系統將采集的信息統一格式后存于集中數據庫中,由另外的遠傳系統統一上送到主站系統。

1.2應用功能

較之目前變電站普遍應用的監控系統,保護及故障錄波信息管理系統應用功能的固有特點為:

①接入系統的二次設備一般只包含微機型保護裝置和故障錄波裝置,而無其它二次設備。

②除監控系統所采集的保護事件信息外,還要采集保護裝置的當前定值信息、線路及變壓器保護的錄波采樣信息及故障報告信息、模擬和開關量通道的采樣信息等系統通信數據量非常巨大。

③系統是為調度和保護專責人員提供現場裝置運行信息的,實時性要求低于監控系統的要求,一般min 級即可。為安全計,該系統一般不提供對現場裝置的遙控操作(錄波裝置遙控啟動功能除外) 。

④因各廠家裝置采用的通信接口、通信協議、數據格式不同,難有統一標準,故該系統的一項重要功能就是統一整理、翻譯、歸類各廠家的信息數據,轉換成統一的格式發給信息用戶。

⑤該系統采集的信息主要是提供給調度和保護專責人員,而一般不在變電站內工作,故應能夠支持不同種類的長距離數據通信方式(主要是目前電力系統中使用較多的電話撥號和光纖以太網兩種) 長距離通信方式。

⑥因所采集的信息量極大且種類繁多,故應有良好的信息分類檢索接口,能夠分析、處理故障信息,為工作人員分析故障提供參考依據。

2.網絡結構

該系統完整的網絡結構分為底、中間、頂3個層次。底層在變電站端，是子站系統與保護及故障錄波裝置間的網絡連接層；中間層是從變電站端的子站系統到調度端的主站系統間的網絡連接層；上層是調度端主站系統與各保護工程師站間的網絡連接層。底層網絡涉及的設備類型和通信接口類型多種多樣，又是整個系統的信息源，最關鍵，也是本文重點討論的。

2.1為簡化系統結構、方便軟件開發、減少維護工作,且因以太網接口目前應用最為普遍,在底層網絡設計時將所有非以太網接口的設備接入子站系統之前,都經過一個前端接口轉換器轉換為標準以太網接口,再接入子站系統的以太網交換機上,完成子站系統與被接入設備間的物理連接。子站系統中的信息處理部分至少應包含信息采集和信息遠傳兩單元。兩單元間以數據庫為媒介來交換信息數據,即由信息采信單元將采集到的信息即時保存了數據庫中,當主站端向子站端請求數據時,信息遠傳單元根據主站端的請求條件,將數據庫中的數據傳送到主站端。子站端的信息遠傳單元至少應給主站端提供上述兩種通信接口形式：以太網接口和Modem 電話撥號接口。為使系統安全、可靠，避免該系統的大量數據通信影響監控系統的實時性能，因此設計系統網絡結構時應將監控系統的通信網絡與本系統的通信網絡在保護裝置的通信接口處就完全分離，各走自己獨立的通道，兩系統間在下層盡可能不發生任何數據報聯系，即保護及故障錄波信息管理子站應直接由保護和故障錄波裝置而非監控系統來采集信息；同時監控系統也直接從保護裝置而非保護及故障錄波信息管理子站來采集信息。原因是保護及故障錄波信息管理子站的實時性不能滿足監控系統的要求；同時監控系統所采集的信息內容不能滿足保護及故障錄波信息管理子站的要求。但兩系統所采集到的信息可以在上層共享，給調度端。

2.2中間層網絡有光纖以太網和Modem 電話兩種形式，前者為寬帶網絡，可靠性高、傳輸率高、實時在線，雖造價昂貴，仍為電力系統數據網絡的發展方向和趨勢，是保護及故障信息管理系統的首選網絡，基于該網絡的保護及故障信息管理系統可準實時的向調度端報告變電站內的運行狀況。后者可用目前已經具備的電話網絡，幾乎無再建設的成本，但是其缺點是數據傳輸效率低、可靠性差，不能實時在線。它一般作為保護及故障信息管理系統的備用網絡，在尚未建設完成光纖以太網的地區也可以暫時使用此種網絡。基于此網絡的保護及故障信息管理系統一般需要調度人員主動查詢站內的狀態，自動上報的實時性比較左且不能長期的實時在線。

2.3頂層網絡目前主要采用以太網(局域網) ,由主站系統給局域網內的用戶授權,允許各種不同的用戶在自己的權限范圍內訪問系統內的相關信息。

3.軟件結構

各廠家的保護和故障錄波裝置的通令規約多種多樣,為便于軟件開發、系統擴充、調試安裝,與裝置通信的程序宜采用模塊化設計。根據現場保護和故障錄波裝置實際配置選擇組合各個模塊以采集相應裝置的信息。采用這種設計方法在變電站需要增加、更換保護和故障錄波裝置時,只需要增加或更換相應的通信模塊即可,系統的其它部分無需任何改動,大大減少維護工作量。系統數據庫采用符合ANSI/ ISO 關系型SQL 標準的數據庫,如Microsoft SQL Server 2000。該數據庫系統支持網絡分布模型。獨立子站系統的信息遠傳應支持有、無調度主站系統兩種方式。前者由調度主站軟件定時向站端子站系統(如每15 s 1 次) 發出巡檢請求,站端子站系統送采集到的新信息給主站系統,同時,主站系統可要求子站系統按指定條件上送相關信息;后者為基于目前最流行的Web信息技術的瘦客戶模式,大子站系統的信息遠傳單元內建立一個Web 服務器,調度端的計算機只要能連接到子站系統的信息遠傳單元即可用Web 瀏覽器(如IE) 來瀏覽變電站內的信息,主站端無需安裝任何軟件,只是在打開瀏覽器瀏覽時,Web 頁面是系統會自動下載并安裝相應的數據分析處理控件,需要瀏覽相關信息(如故障錄波的波形數據) 時,Windows 系統會自動調用相應的控件(如波形分析軟件) 來打開和處理相應的數據。

4.主要技術特點

4.1Web 數據技術

領帶瘦客戶模式的Web 數據技術可使調度端(客戶端) 無需安裝和維護任何軟件即可方便地瀏覽、查詢和分析子站系統采集到的所有信息和數據。無主站系統時也可方便地使用子站系統。

4.2通信程序的模塊化設計

與保護和故障錄波分析裝置通信程序的模塊化設計,大大降低了變電站擴建和改造帶來的系統維護和擴容成本。由于各模塊獨立工作使得一旦某個模塊出現故障就不會擴散到整個系統,系統其它部分依然可正常工作以最大限度的縮小故障范圍。

5.結語

綜上所述，變電站系統的自動化是集成電路技術、微型機技術、通信技術在電力系統應用的必然結果，如果能夠使變電站自動化系統更好的滿足變電站的運行要求，能夠更加安全可靠的服務于調度中心的指令，是我們的設計目標。

參考文獻：

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【關鍵詞】智能發電站；發展前景；關鍵技術；電網

隨著電力技術的發展，作為智能電網的重要環節，智能變電站負責電網運行數據、變電設備狀態、信息的實時采集和任務，并支撐電網智能調節和實時調控等，實現了變電站與電源、調度、用戶、相鄰變電站之間的聯系互動。智能變電站不僅給未來智能電網實現自愈高效等功能提供了技術支持，而且給電網安全運行提供了數據分析基礎。

1.智能變電站的特征

智能變電站的智能特性主要體現在兩個方面：一是智能設備。智能設備是二次設備的統稱，是指智能組件和一次設備的有機結合，包括狀態監控裝置、測控保護裝置、測控裝置、保護裝置和智能終端等，這些智能組件對設備起到傳輸、分配電能的作用，還可以實現測量、計量、控制、保護、和檢測等功能；二是智能高級應用。雖然傳統變電站已經實現了自動化，但是對于調度機構來說還是相對被動的，而智能變電站可以實現與調度機構的互動。因為智能組件采集的數據是全景式的，信息量巨大，所以必須通過變電站自動化高級應用模塊和信息一體化平臺對數據挖掘、分析，來實現設備狀態可視化、智能報警和事故綜合分析決策等。

2.智能變電站的發展前景及問題

作為未來電網的發展方向，智能電網已經滲透到發電、用電、變電、輸電、配電、調度、通信信息等各個環節。在上述這些環節中，智能變電站無疑是最核心的一環。《2013-2017年中國智能變電站行業市場前瞻與投資戰略規劃分析報告》中指出，2011年以后所有新建的變電站必須按照智能變電站技術標準建設，并且重點對樞紐及中心變電站進行智能化改造。

2.1基本發展方向

智能變電站不僅給未來智能電網實現自語高效等功能提供了技術支持，而且給電網安全運行提供了數據分析基礎。根據以往的經驗，從利潤改善的角度出發，有三個方向可在將來持續發展：一、對變電站總體成本的控制和資產分析，包括檢測和維護，以及延長設備的使用壽命；二、傳統自動化電氣的數據網絡化和功能集成，使設備數量減少，從而實現硬件投入和維護的減少；三、推行標準方案。從電網公司角度，這標志著運作思維模式和項目關鍵模式的重大轉變。從供應商角度，能夠有效地降低開發成本。

2.2發展中存在的幾個主要問題

2.2.1一次設備智能化的實現

因為歷史及技術原因，智能變電站的在一次設備智能化上的發展緩慢，目前僅僅通過一次設備和智能操作箱來實現網絡化的接入和操控，并沒有達到一次設備智能化的要求。主要因為對變壓器和斷路器等一次設備監控信息用的不好，所以導致一次設備智能化發展緩慢。或許傳感器及互聯網的發展將會對一次設備智能化起到推波助瀾的作用。

2.2.2通信網絡可靠性、安全性的需求

目前，對電力系統的通信網絡可靠性、安全性的研究還不夠深入，對通信網路缺少實時化的控制、監控等評估的手段。智能變電站開通對等通信模式，采用標準的、開放的網絡技術，安全性大大降低。在與其他網絡互換的過程中，就會有被惡意侵入與攻擊的危險。所以，有必要采取有效的手段對整個系統進行安全防護，以防止由于設備損壞造成的系統破壞及惡意侵入，確保數據安全。

2.2.3檢測和評估體系的建立

為了確保電網建設工程中的可靠、安全，并且滿足技術規范要求，需要根據C61850標準對產品和設備加強監測，同時也需要提高檢測機構的檢測能力，對相關產品、設備的安全性進行保障，使電網建設可靠、安全。為了保證智能變電站的維護、運行要求，需要建立一個完整、有效的體系，對總體性能、系統集成、設備單元進行檢測和評估。

3.智能變電站的關鍵技術

智能變電站中應用的技術不僅加強了電網內其他設備與變電站的信息交流共享，而且改變了電站的傳統架構。分層分布的控制管理，不僅優化了站內資源，而且使變電站的運行變得安全、可靠。目前，變電站技術并不能安全滿足智能變電站的需要，阻礙了智能變電站的發展，所以必須要對智能變電站的關鍵技術進行深入了解，以實現智能變電站功能集成化、信息數字化、檢修狀態化及結構緊湊化的發展需要。

3.1硬件的集成技術

隨著現代電子技術的發展，硬件系統設計具有集成化、模型化、自動化等特點，實現了真正的針對功能的模型化設計，通過在智能設備內部對某些固定的邏輯處理過程進行固化，將原有的軟件實現功能轉變為硬件實現。這種設計解決了信息傳輸的瓶頸問題，實現了邏輯處理的可靠性、實時性與準確性，模塊化的設計同時也為智能設備的檢修和維護提供了方便。

3.2軟件的構件技術

軟件構件是指在不同粒度上對一組代碼進行組合與封裝，來完成一個或多個功能的特定服務，進而為用戶提供接口。它是能夠獨立或與其他構件配合來協調工作的程序體。通過軟件構件技術能夠實現實時、靈活、彈性的控制軟件系統，同時也可以實現嵌入式系統軟件設計功能。良好的軟件結構體系，可以使軟件構件技術更加成熟。目前，在軟件構件技術方面，需要解決的問題還有很多，如構件接口、構件模型、構件粒度、構件獲取、組裝、管理與部署等問題。

3.3信息的存儲技術

統一的數字化信息平臺和高度集成的信息系統為信息資源的動態擴展、共享、分配提供了良好的平臺，使智能變電站具有很好的經濟性和擴展性。然而，信息采集量巨大給信息的實時傳輸造成了很大的困難。所以，信息的就地存儲成為智能變電站發展的關鍵。非關鍵信息的就地存儲為系統決策提供了充分的信息依據，很大程度的減輕了傳輸網絡負荷。虛擬化技術可將網絡設備和變電站底層硬件虛擬成一個共享的資源庫，就地存儲信息可在庫內按照分配調用。

參考文獻

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關鍵詞 變電站；防誤閉鎖系統；結構設計

中圖分類號TM6 文獻標識碼A 文章編號 1674-6708（2011）37-0170-02

0 引言

變電站綜合自動化系統是以微機保護技術為核心，利用多臺微型計算機和大規模集成電路組成的自動化系統，代替常規的測量和監視儀表，代替常規控制屏、中央信號系統和遠動屏，代替常規的繼電保護屏，改變常規的繼電保護裝置不能與外界通信的缺陷[1，2]。變電站綜合自動化系統利用計算機的高速計算能力和邏輯判斷功能，不僅可以采集到比較齊全的數據和狀態信息，而且可以方便地監視和控制變電站內各種設備的運行和操作。本文主要對于變電所防誤閉鎖系統設計相關問題進行分析與探討。

1 目前防誤閉鎖裝置存在的問題

隨著變電站綜合自動化系統的推廣應用，在新建和改造變電站時，隨著綜合自動化程度越來越高、變電站設備日趨先進、并達到減人增效的效果，防誤操作閉鎖裝置存在的問題越顯突出，以前沿用的一些閉鎖裝置的形式已經不能適應需要。目前，發電廠、變電站主要采用兩種閉鎖方式，一是老式的電氣閉鎖裝置與機械程序閉鎖相結合的形式達到閉鎖要求；二是采用微機防誤閉鎖裝管（分為獨立運行的微機防誤系統、綜自微機防誤一體化系統）。這兩種操作閉鎖系統均存在一些具體問題：

1） “防誤拉合開關”是“五防”程序的第一步，老式變電站是采用由模擬屏上的紅、綠翻牌（紅、綠相當于操作控制把手的鑰匙，各對應合、拉開關）進行對斷路器的操作。而綜合自動化變電站的開關操作是用按鈕或遠方微機控制，沒有硬閉鎖（如老式的紅、綠翻牌形式），使誤分、誤合開關的可能性大大增加，這個問題在目前的老變電站改造時尤為明顯。而且在沒有了第一步的程序，則接下去的防誤拉合隔離刀閘的程序就失去前提。

2） 防誤閉鎖裝置應以強制閉鎖為優先，如機械閉鎖和電氣閉鎖，目前11OkV及以下變電站防誤裝置的選擇中，仍然較多地使用機械閉鎖，僅能達到“三防”，有其固有缺點，如線路有電的情況、母聯兼旁路以及主變的檢修接地等很難單純用硬件閉鎖，而且根本不能融合到綜合自動化的系統里面。

3） 程序防誤，或稱為一體化防洪，也是一種電氣防誤閉鎖形式，如變電站綜自防誤、電廠DCS防誤，具有完備的實現電氣防誤系統的邏輯功能，但是對手動操作設備具有很大的局限性。因為有些設備不具有電氣操作回路，如手動刀閘、設備網門以及臨時接地鎖等，需要另外加裝轉接鎖具、輔助開關等。

4）國內近年來微機防誤閉鎖裝置的開發與應用得到了較快的發展，并已逐步占據主導地位。但現在主流產品的設計模式基本上是一致的：即五防規則的管理由主機實現，對現場的被控設備仍采用機械鎖（編碼鎖）。操作管理過程是運行人員在微機防誤模擬屏上進行操作預演，裝置根據典型的專家系統（在計算機和控制器中存儲了閉鎖電氣設備的“五防”操作規程）對操作進行智能判斷，直至操作正確后，將正確的操作內容傳送到電腦鑰匙；操作人員用電腦鑰匙到現場依步驟與串在開關、刀閘、地刀等控制回路的相應編碼鎖進行對位操作；操作完畢后再將電腦鑰匙中的當前狀態信息返回給防誤主機進行狀態更新，以實現防誤主機與現場設備狀態的一致性。

5）而且現有絕大部分的防誤閉鎖裝置不能根據對側變電站的狀態進行閉鎖判斷，即不具有網絡防誤功能。

從長遠來看防誤裝置應作為綜合自動化系統的一部分，達到采集信息共享、操作直觀、簡單易行，最終要求是所有的設備均能做到在線和集中監控以及自診斷功能，并應具備網絡防誤功能（如根據對側設備的狀況進行閉鎖）。目前除綜合防誤一體化系統外，絕大部分的微機“五防”裝置都不能與自動化系統接口，往往自成一體，獨立在綜自系統外，而且不具備自診斷和在線功能以及網絡防誤功能，其他老式的如程序鎖、電磁鎖更加不能達到要求。

2 設計思路初探

防誤閉鎖裝置應立足于適應現有變電站的改造和新建變電站的要求，以網絡化、智能型、在線式為基本設計理念，滿足復雜多變的運行需要，從裝置和技術措施上做到防洪操作萬無一失。概括起來講，可以稱為“六要素”思路，即：在線性、適應型、網絡化、簡易性、可靠性、共享性，并達到后臺五防、當地五防和緊急解鎖的基本功能。

2.1 在線式要求

對所有運行設備進行實時采樣，對設備的運行、斷開、檢修這3種位置有一一對應的位置信號結點，是“實遙信”而非“虛遙信”方式。設各能自動判斷每個狀態是否滿足條件以決定是開放或閉鎖，真正實現自動化控制。

2.2 適應各種邏輯的多樣性

根據各個變電站設備和接線的不同，管理員能根據運行要求輸入設備每一個位置的邏輯判斷條件，并力求簡單和隨時擴充更改，是閉鎖裝置自動判斷的邏輯依據。

2.3 網絡化和模塊化設計

采用分布式控制對每一個設備的閉鎖裝置（通常簡稱為鎖具）進行控制，該鎖具應有盡量做到免維護、高可靠性的特點，把相關的每一個間隔做在一個現場控制器內作為一個子模塊。分布式控制器采用現場總線方式與防誤主機相聯，主機的運算和控制能力保證擴容的需要。網絡化還應包括網絡防誤的概念。

2.4 簡易性和可靠性

有簡便的人機對話，邏輯程序可由有經過培訓的運行人員進行設定，并能用模擬操作來進行驗證。安裝應盡可能做到設備不停電，運行維護應簡單可行，主機、模塊應長壽命有較高的可靠性。

2.5 集中控制以及與監控系統、調度SCADA系統接口等

能滿足現階段電力行業變電監控的特點，能做到遠方集中監控，并根據需要與變電站監控系統和遠方調度SCADA系統（Supervisory Control And Data Acquisition，即數據采集與監視控制系統）進行接口，使資源能有效共享，并盡量使運行操作簡便易行。

3結論

隨著我國工業化社會建設的發展，電力工業的地位越顯重要，對電力系統的可靠性也提出了越來越高的要求，同時電力系統的信息化、網絡化也成為了發展趨勢。隨著電網接線越來越復雜，運行操作越來越頻繁，減人增效的要求越來越迫切，防止電氣防誤操作這一電力系統頻發性故障的意義越來越重要。研究新型的適應復雜接線和智能化、網絡化的微機防誤閉鎖裝置成為大家關注的變電站技術的難點和重點。

參考文獻