变电站通信设备（精选12篇）
变电站通信设备 篇1
0 引言
智能变电站是建设智能电网的重要基础和支撑[1]。智能变电站采用IEC61850标准作为整个站的通信及建模依据，并通过以太网实现SV、GOOSE、MMS等报文的高效传送，通信网络成为站内数据传输的重要保障[2,3,4,5]。
在智能变电站中，通信设备不仅承担数据传输和信息交互的重担，而且还将充当时钟同步的角色[5,6,7,8]。然而，智能变电站的工业以太网交换机价格昂贵，据统计，国内已经投运的智能变电站中其成本与整个站的二次设备成本相当;而且其不能对站内的报文进行分析与管理，也不能对故障进行预警与定位，必须配备相应的报文分析工具和录波装置，增加了变电站的建设成本。到目前为止，没有文献报道有制造商或科研院所针对智能变电站开发专用的通信设备。着眼即将大规模建设的智能变电站，探寻一种经济实用且满足智能变电站应用的专用通信解决方案，值得研究。
智能变电站的通信设备对于站内保护、测控等功能的可靠实现具有非常重要的意义。本文分析了智能变电站现有通信方式的应用情况，探讨了未来智能变电站对通信设备的需求，针对变电站信息流的特点，提出了一种崭新的电力专用智能通信设备的开发方案，较详细介绍了专用设备采用的几种关键技术。
1 智能变电站数据流及其传输的特点
智能变电站现行采用“三层两网”模式，主要数据报文有MMS、GOOSE、SV和PTP等几类。
SV报文采用发布者/订阅者模式，使用组播方式发送，用于过程层和间隔层间设备的单向采样值传输。其特点：数据量大;报文长度固定，占用网络资源固定，并由采样频率确定;有很高的实时性和同步要求，报文的传输时间要求小于2 ms，离散度偏差要求在10µs以内[9]。
GOOSE报文采用发布者/订阅者模式，使用组播方式发送，主要包括间隔层之间的闭锁信号和间隔层与过程层间的位置信号、状态信号和控制信号等。其特点：数据量较小;报文长度较短，网络负载较小;有很高的可靠性和实时性要求，保护跳闸报文的传输时间要求小于2 ms，保护闭锁报文传输时间要求在2～10 ms;故障状态时，报文有较大的突发性。
MMS报文基于客户/服务器模式，主要分布在站控层设备之间和站控层与间隔层设备之间，可以通过MMS报文把变电站的信息上送到调度中心，其特点：数据量中等，实时性要求不高。
PTP报文用于传输时间同步信息，提供亚微秒时间精度，占用网络资源少。
2 智能变电站现有通信设备应用情况分析
目前，智能变电站内普遍使用工业以太网交换机来组建通信网络，实现数据的共享和传输，但是，在满足站内保护、测控等业务的要求上还有待完善，主要表现为：
(1)受工业以太网交换机可靠性、延时不确定性和传输实时性的影响，无法满足保护数据网络化的要求，目前智能变电站保护装置采用点对点直采直跳模式[9]。
(2)工业以太网交换机的管理维护手段简单(主要通过SNMP和RMON)，不具备状态检测功能;不能与站内监控系统融为一体;不能精确描述报文的延时、抖动、丢包等情况和有效控制重要报文的传输。由其组建的通信网络对用户来说类似“黑匣子”，用户不知道里面的通信工况。
(3)IEC61850没有对工业以太网交换机进行信息建模[2]，导致交换机信息以及承载的网络工况不能有效地集成到变电站自动系统中，无法与站内的各种IED直接交互，不是真正的电力二次设备。
(4)工业以太网交换机的信息安全措施不完备(主要采用VLAN、组播、端口地址绑定等软件协议技术，容易遭受恶意攻击)。而且目前绝大多数的智能变电站采用从国外进口的交换机，从安全运行的角度考虑存在一定的隐患。
3 智能变电站对通信设备的新要求
通过与电力行业有关专家的交流，加上我们对智能电网及智能变电站的理解，认为：伴随网络通信技术和变电站关键技术的发展，智能变电站对通信设备除了有可靠性、实时性、安全性等要求，还需要具有电力特色的应用需求。
(1)专用化。通信设备只能传输电力数据，屏蔽非专业数据，提高设备的安全性;针对站内报文流向、实时性和占有带宽等特点，采用专用传输通道，提高设备性能和网络效率。
(2)智能化。通信设备能够监视站内报文的延时、抖动、丢失和破损等情况;能够实现对异常报文及流量的识别与控制，进行故障定位和有效隔离;可以对自身的参数、运行情况、端口状态和数据流量等信息进行检测。
(3)高效化。通信设备可以解析二次设备的配置文件，获取二次虚接线信息，自动生成专用通道，实现报文在设备内的面向连接的高效传输，既能保证设备的高可靠性和实时性，同时提高设备工作效率，节省工程配置时间。
(4)模型标准化。通信设备能够按照IEC61850标准进行IED化，支持在IEC61850层面上的通信信息的提供。
4 智能变电站专用通信设备
在智能变电站中，通信网络是其“神经中枢”，连接站内多种IED并传输相关站内信息，通信设备作为智能变电站二次系统的关键设备，其性能的好坏直接决定了智能变电站的可靠稳定运行。针对智能变电站信息流特点，遵循IEC61850标准，研发了一款电力专用智能通信设备，摈弃了工业以太网交换机采用的数据处理机制，采用虚专线、层次化的OAM、端到端的QoS、精确时钟同步以及标准建模等技术。专用通信设备通过虚专线实现数据的可靠传输，很容易解析网络中每条报文的对应关系，根据网络中报文的种类以及流量，为其分配恰当的带宽，并指定优先级，不仅优化了设备的资源管理，也提高了设备的信息传输效率以及网络性能。
4.1 虚专线技术
专用通信设备采用虚专线技术。虚专线是一种端到端的二层以太网业务承载技术，属于点对点方式的L2VPN。虚专线逻辑上的协议分层模型如图1。净荷在封装层上传输。封装层不但携带有与净荷有关的信息，而且也带有在接口处专线需要的信息。专线复用层提供将多根专线集结在一起的能力，并为每个专线分配一个唯一的标识，以便不同业务的传送。业务汇聚层将多种业务汇聚在一起，方便专线的分配。
虚专线是一种柔性的管道(如图2)，它有两种带宽，一种是保证带宽，业务流正常通信时需要的带宽;一种是峰值带宽，业务流在遇到突发情况下能保障正常通信的带宽。一条虚专线代表一种传输业务，通过虚专线实现端口带宽的统计复用，从而提高带宽的有效利用率。
虚专线能够实现面向连接的通信，提高设备的可靠性和实时性，同时也是一种类似SDH的底层物理隔离技术，保障了设备数据的安全传输。
4.2 层次化的OAM技术
专用通信设备的OAM(Operation、Administra-tion、Maintenance)功能实现模块如图3所示。筛选模块从数据缓存中提取报文，并将正确的OAM标识报文送往查找模块，查找模块根据特定的快速算法找到匹配的报文信息，在控制信息的作用下，将查找到的信息送往报文逻辑处理模块，进行报文处理。OAM帧重组模块根据寄存器里的OAM相关使能信号和相应发送内容进行组帧，并将重组帧发送到数据缓存中。OAM发送、接收报文都是在控制模块的作用下完成。
专用通信设备的OAM功能支持对网络及业务进行分层管理，使网络中每一个层面的传送实体都能执行网络故障检测、定位和通知、网络性能在线测量和上报等功能，知晓该层收发信息的完整性和通道情况，并对不同的管理要求，提供不同的发送频率，提高了网络管理的效率。
4.3 端到端的QoS机制
专用通信设备采用了端到端的QoS机制，包括流量分类、流量管理、优先级标记、流量整形、队列调度和拥塞控制等，如图4所示。端到端的Qo S提供了对多种业务的实时可靠传输能力。
流分类：根据不同的业务传输要求，对数据流进行分类。
流量监控：对不同业务流进行速率限制，实现对每个业务流带宽的有效控制，采用双速率三色标记(RFC2698)算法。
流量整形：采取措施避免业务流的突发性，让其以均匀的速率传输。
队列调度(拥塞管理)：当到达设备接口的速率大于接口的发送速率时，就有堵塞发生，必须采用FIFO、PQ、WFQ等措施来进行处理。
拥塞避免：用来检测网络负载，避免拥塞的发生，通过丢包技术来实现。
专用通信设备能为不同服务质量的业务划分不同的优先级(支持8个优先级)，并为其分配合适的带宽资源，避免网络的拥塞，提高服务质量以及传输实时性。
4.4 时间同步技术
专用通信设备采用IEEE1588v2和同步以太网技术实现网络中的时间同步和频率同步[10]。IEEE1588v2实现原理如图5所示。时钟源采用GPS和北斗双授时系统，为网络提供精确秒脉冲信息，在设备不作为主时钟时，可以不加载时钟源模块，由高精度晶振提供守时功能。CPU用以处理时钟调度策略，给进出设备的各类报文提供优先等级划分，为同步报文的延时确定性提供保障。FPGA功能模块由时间戳功能模块、PTP协议处理模块以及时钟处理模块等组成，主要实现PHY层时间戳的插入和提取。专用通信设备的时间精度小于+/-100 ns，满足智能变电站要求的小于+/-200 ns[9]。
4.5 IEC61850 IED建模（应用感知）
按照IEC61850标准面向对象的思想和建模规范对专用通信设备的数据信息进行建模，如图6所示，统一描述设备的状态信息和配置信息，将专用通信设备作为一款独立的变电站二次智能电子设备(IED)进行性能监视、配置和管理。这样专用通信设备就能解析IEC61850协议，直接与保护、测控等装置交流，提供保护和自动化算法所需要的关键通信信息，如GOOSE指令的丢失、测控信息传送的时间等。
5 结束语
智能变电站是先进传感技术、光电技术、通信技术等多种技术应用的成果，是智能电网建设的基础。针对智能变电站信息流特点，研发的专用通信设备，在模拟测试和试点工程中已经表现出来卓越的工业品质和优异的性能指标，并且还具有良好的性价比，相信其大量推广应用，将对智能变电站的建设产生积极的推动作用。下一步将研究云存储技术在通信设备中的应用，利用虚拟化的存储技术构建巨大的存储池，为变电站的报文分析及故障录波提供存储空间。
参考文献
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变电站通信设备 篇2
一、变电站运行的新建、扩建、改建的一、二次设备加入电网前必须经过验收。设备变动修试后也必须经过验收合格，手续完备，方能投入系统运行。
二、验收按部颁标准及有关规程规定的技术标准进行。变电站验收发现的问题，变电站值班员应及时向调度和运行主管部门汇报，确保达到变电设备安全要注，一经验收合格，变电值班员应对变电设备负责。
三、在电气设备上工作结束后，有关修试人员应将工作情况详细记录在记录薄上，并写明是否可投入运行的结论，运行人员检查修试记录齐全主要数据合格后会同修试人员对修试设备进行检查、验收、检查修试单位已做到工完料净场地清，无疑后方可办理终结手续。
四、新设备投产和重要设备的大修、大范围停电检修，由电力部门或变电站站长组织和安排好设备的验收工作。
五、对检修后的开关、闸刀应进行操作检查，对调度校验后的继电保护装置应检查动过的端子、压板、切换开关位置和定值应处于正常状态，对检修试验后的设备要检查工作班装设的临时短接线、接地线、试验导线是否拆除，有无遗留物。
六、验收不合格的设备不准投入运行，如需要投入运行，应根据管辖权限，经电力主管部门或XX批准，并将意见记入值班日志。
七、设备运行前必需准备内容：
1.设备不管本期是否投运命名、编号、挂牌、标识必须齐全、醒
目。
2.站有试验时会亮的光字牌和正常运行应亮的指示灯及应测电压的出口压板明确标示，便易检查巡视和测量。
3.全部就地/远方控制开关和电压切换开关切换位置标明。站有出口压板和继电器的应标有全称的命名。
4.凡没有接地闸刀，需要对母线桥及一次设备需临时挂接地线的，接地点必须有明确的标志并固定不变，有利于值班员检查，接地点要除去油漆。
5.站有闸刀操作把手上有间隔全称标志，10kV间隔小车开关不但在柜门上有全称标示，在小车开关本体上也要有全称标示。
6.防误装置可靠完好，紧急解锁钥匙已封存。急须使用时，必须严格执行防误解锁制度。
7.设备安装符合规程要求，动作正确可靠，接触良好，指示正确，电气、机械闭锁可靠，站有密封件要求密封良好，瓷件无损坏、裂纹。站有设备拉地正确。验收中提出的消缺项目已经处理完毕。
8.备品备件、专用工具已由基建部门向生产运行部门移交。
9.电缆排放整齐美观，固定牢固，标志齐全清晰，防火封堵良好，电缆沟内无积水，无杂物。
10.盘柜安装排列整齐，固定牢固，柜内接线整齐美观，标志清晰齐全。
11.室内外设备金属部分无锈，油漆无脱落、皱纹、痕迹，充油设备无渗漏。
12.二次回路配线正确，绝缘良好，电流回路无开路，电压回路无短路，工艺美观，方向套电缆牌正确齐全，字迹清楚。
13.站有试验和调试报告真实合格、项目齐全。
八、环境及文明生产
1.投运前站内投产区施工遗留物。
2.站内清洁整齐、无卫生死角、无杂物、无乱堆放材料，设备见本色。
3.各处各类遮栏、护栏、爬梯安装牢固，符合安全规程。
4.各类沟道盖板完好齐全。
5.消防设施齐全、可靠、有效，符合设计和规程要求，并经当地消防部门的验收通过。
6.工具、资料摆放整齐。
7.场站照明符合设计要求。
8.变电站绿化符合设计标准要求完工或已落实计划和按排。
9.办公及生活用品满足运行需要。
九、安全及管理：
1.安全工器具齐全，符合安全规程要求。
2.防止误操作的措施和装置符合规程要求。
3.具备现场运行规程、典型操作票和必须的管理制度。
4.各种记录簿册、台帐报表准备齐全。
5.运行人员配置齐全，经过必要的学习或培训，掌握新设备的基本原理和性能。能胜任本岗位，经考试合格审核批准上岗。
6.各种图纸、资料已及时移交。如缺竣工图纸和试验报告，督促基建单位及时移交。
7.有颁布的经领导批准的允许单独巡视高压设备的人员、变电值班人员、工作票签发人、工作负责人、调试发令人名单。
8.各项管理制度（岗位责任制、交接班制度、巡回检查制度、定期试验切换制度、缺陷管理制度、设备验收制度、运行分析制度、现场培训制度、消防保卫制度、防误闭锁装置管理制度。文明生产管理制度、工具材料管理制度）和各个管理规范流程图（交接班流程、设备巡视检查流程、倒闸操作流程、工作票执行流程、缺陷管理流程）已制定并为操作班每个运行人员站熟悉。
9.现场放置值班记录簿、设备验收卡、操作票、工作票可供使用。
十、工作职责：
变电站中通信解决方案初探 篇3
关键词 500 kV变电站；通信；方案
中图分类号 TM63 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2012)051-0156-02
我国电网规模正在随着经济的发展而飞速扩大，加之网络信息化的突飞猛进，管理信息系统、生产控制系统等在电力行业中已经得到广泛应用。实现电力自动化，可以增强电网安全稳定运行水平，提高经济效益。电力实时控制离不开电力通信系统，尤其是数据传输速率以及数据的安全可靠要求越来越高，通信在电网中所起的作用越来越不容忽视。为了保障电力安全生产与正常运营，不仅要完善电力通信技术与运营管理，更要增强通过通信科技驾驭电网的能力。本文通过对变电站通信的网络结构及其与监控中心的通信方面出发简要介绍了变电站通信解决方案。
1 变电站网络通信结构
变电站综合自动化系统中，网络通信结构占有重要的地位，它是变电站自动化程度最直接的反映。其中，通过通信控制器实现变电站内快速通信以及通过间隔层设备上网实现变电站内网络通信是目前常用的网络通信结构。前者在逻辑结构上主要包括过程层、间隔层、通信控制层以及站控层四个层次，因其具有快速实现网络通信成本低廉的特点，早期被广泛应用与220 kV及以上的高压变电站中。但是，当间隔层设备种类和数量较多时，这一通信结构的通信效率就会大大降低，通信故障也会频发。后者是现阶段的主流变电站网络通信结构，是变电站网络通信的发展趋势，它在逻辑结构上主要包括过程层、间隔层和站控层三个层次（层次关系如图所示）。该通信结构省去了通信控制层，通信系统可靠性大大提高，很好的弥补了通过通信控制器实现变电站内快速通信结构的不足，在高压变电站中已经被广泛采用。
另一方面，网络通信技术的发展，一次设备水平的提高，变电站内网络通信结构必然向着结构更为清晰，通信更为简单的一层网络通信结构发展。
2 500 kV变电站与监控中心通信
2.1 通信内容
电力行业中，自动控制技术在发电领域已经被普遍应用于生产过程的控制，但是在输变电领域，行业特点使得电网中计算机自动控制比较少，其对对信息的传输要求比较简单。科学技术的进步，推动了电力工业技术的发展，大大提高了电力设备与电力网的实际可靠水平，变电站应用自动化技术实现程序化操作及实施无人值班技术不仅在220 kV及以下电压等级变电站中取得了相当的经验，而且在500 kV变电站中也已经比较成熟。
自动化技术实现程序化操作及实施无人值班技术的变电站中，变电站与监控中心的通信内容有准时信息、实时信息以及生产管理信息等。其中，电力生产在线检测装置的检测报告，继电保护设备的整定，电能表计的数据以及安全自动装置由于事故或电网扰动而产生的波形文件等，都属于准时信息的内容。在控制中心需要对这些信息进行查询应能及时传输。而实时信息则包含了控制中心发出对电气设备的操作命令以及向变电站发出的调整运行状态的命令，自动化系统实现采集的运行状态信息及测量信息等几个方面。准时信息与实时信息都要求在一定时间范围内（一般数据查询等待响应的时间为20 s~40 s，按时间平均采集的数据则可以根据采集周期适当放宽等待响应时间）完成传输。生产过程中的预备、通知及生产管理文件等都属于生产管理信息。生产管理信息没有明确实时性要求，与自动化系统没有直接联系，它们是以数据库的形式通过TCP/IP协议进行传输的。
2.2 通信信息的传输
500 kV变电站应用自动化技术实现程序化操作及实施无人值班技术，数据信息在变电站与控制中心间传送是这项技术实时的保证。大量信息在传送过程中，安全自动装置和继电保护信息的传输，程序化操作的过程信息，通信实时数据量和响应时间都是需要及时关注的问题。
安全自动装置和继电保护装置信息的传输。500 kV电压等级的变电站中，安全自动装置和继电保护装置的使用数量是很大的，相应采集信息的数量也就十分庞大，加之设备运行中各种指令信息（启动、报警、关闭及报告数据等）。这些信息的实时有效传输是变电站自动化技术实现程序化操作及实施无人值班技术的基础。变电站内设置继电保护信息处理系统，另一方面建立继电保护设备与监控系统一体化平台是实现安全自动装置和继电保护装置信息的传输的两个主要方案。继电保护信息处理系统的设置可以保证信息采集后通过去昂立传输直接传送到控制中心。变电站内建立继电保护设备与监控系统一体化平台，是由通信系统完成数据信息的汇集处理，经过传输协议转换后传送至控制中心。IEC 60870-5-103传输协议可以实现以上两种方案中信息与控制中心的传输，但通过继电保护设备与监控系统一体化平台传输信息时，IEC 60870-5-103传输协议与远动信息在一个网络接口上运行来实现。
程序化操作的过程信息的传输过程一般都是需要较快的时间完成的，如操作确认，操作过程中报警提示，操作成功及失败信息等。一般情况下实时信息的传输形式就可以满足这些信息的传输要求。
通信实时数据量和响应时间。站内大量设备运行状态采集、监控类的实时信息向控制中心的传输一般有几百个控制点，实时信息最主要的就是保证信息传输在较快时间内完成，因而一般传统的低速远动传输通道难以满足信息传输的响应性能。只有提高变电站自动化系统的数据处理及通信单元和控制中心主站系统的数据处理和通信能力，并配以高速输送的网络通信方式及信息的合理精简和优化，才能保证通信实时数据量和响应时间。
3 结束语
在500 kV变电站应用自动化技术实现程序化操作及实施无人值班技术是一项综合工程，变电站自动化系统与控制中心间信息传输是其中的一部分。我国现有相关技术已经可以满足这项工程的技术要求，规章制度的保证及管理关系的理顺是这项综合工程实际运行的关键。设备水平、人力资源及相关资源的合理分配全方位提高电网管理水平，确保电力行业的安全运营及经济效益的产生。根据技术的发展制定与之相适应的制度，以创新的思维角度来思考电网中技术和管理的问题，以较小的人力投入收到最大的效果。另一方面要做好变电站的设备维护及监督工作，设备质量、性能及工艺水平直接关系到变电站远程监控无人值守的实施。现场设备的正常、稳定运行才能确保变电站程序化操作及实施无人值班的基础，这个基础中最关键的一环就是自动化系统的安全、可靠运行与报警信息的真实、准确。变电站内用电系统也要满足相关设备的需要，保证设备是“可控、在控”的工况下完成工作，设备的监督维护工作要学会依靠定期试验和技术监督来完成，这样减少工作人员的负担。按照国家或国际标准的规范针对具体的信息传输需求进行探索和研究，以满足生产应用的要求，实现应用自动化技术实现程序化操作及实施无人值班技术在500 kV变电站中的应用。
参考文献
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作者简介
变电站通信设备 篇4
随着电子和电气技术的发展, 电磁兼容 (EMC) 问题已引起世界各国的高度重视。所谓电磁兼容, 是指设备或系统在其电磁环境中能正常工作且不会对该环境中的任何事物构成不能承受的电磁骚扰的能力。在电力系统中, 一方面电网容量增大, 电压等级提高、电网结构更为复杂以及自动化程度的日益提高;另一方面, 由于高压电器设备制造技术、信息技术和计算机技术的进步, 传统的一、二次设备的结构和布局正在发生变化, 它们的发展趋势是小型紧凑化、集成组合化和智能化。二次设备会由原来各种环境条件都较好的控制室移置到开关场或离一次设备很近的地方, 甚至强电、弱电设备组合为一体, 电磁环境恶化, 电磁兼容问题更加突出。
随着智能电网技术的推广和应用, 电力通信设备在电力系统中的应用日益广泛, 设备的种类也不断增多, 电力通信设备的可靠运行成为电力系统可靠运行的重要保障。电力通信设备在干扰作用下可能出现的异常现象有:通信信号质量下降、通信中断、信号传送出错、装置复位严重情况下出现器件和设备的损坏。鉴于电力通信设备在电力系统中的作用日渐突出, 尤其是在智能变电站的建设中, 交换机等数据传送设备已构成智能变电站不可缺少的环节之一, 其作用也直接影响了变电站的运行质量, 因此通信设备的电磁兼容性能应得到足够的重视。
1 电力通信设备的分类
电力系统通信设备主要应用于电力系统调度所与变电站之间实现调度电话、各种命令信号、计算机监控信息等信号的传输。通过多年来对大量的电力通信设备进行了测试研究, 对各类设备进行了归类总结, 设备类型包括高中低压载波机、收发信机、程控调度交换机、通信管理单元装置以及各种无线及卫星通信终端设备, 还有保护综自设备的通信端口。由于其种类繁多, 分布在电力系统内各个层次, 承担任务的重要性也分别不同, 表1说明了电力通信设备的分类情况。
随着监控、保护的自动化发展, 电力通信设备是电力系统正常运行的纽带, 及时准确地传输各种大量电力系统必要的重要数据, 其可靠的稳定性和准确性是电力系统正常运行的有力保障。
其中1类环境适用于专用、独立建筑或电力部门能够控制的部分建筑的省级、地级电力调度中心, 此类中心通常位于城区;2类环境适用于有人或无人值守的变电站, 相关通信设备安置在室内, 典型的此类位于乡村;3类环境适用于无人值守的电力场所和电力系统所适用的相关电力设备, 此类环境可适用于埋于地下的设备。
2 变电站中的电磁干扰源分析
在变电站环境下运行的电力通信设备所受到的电磁干扰主要来自于外部和内部两个方面:外部干扰包括了诸如高压开关操作、雷电、短路故障、电晕放电、高电压大电流的电缆和设备产生向周围辐射的瞬态电磁波、高频载波、对讲机等辐射干扰源, 以及附近电台、通信等产生的电磁干扰、静电放电等;内部干扰是由自动化系统的结构、元件布置和生产工艺等决定的。主要有杂散电感、电容引起的不同信号感应, 长线传输造成的波反射、寄生振荡和尖峰信号引起的干扰等[1]。
2.1 开关操作
变电站高压断路器和隔离开关操作是变电站最典型和最重要的电磁干扰源。当线路或变压器发生短路故障时, 断路器要做出跳闸动作, 在开关动、静触头间将发生开断、电弧重燃的反复过程。在此过程中, 将感应出很高的脉冲电压与高频振荡电流, 进而在周围空间形成频谱很宽的电磁辐射干扰。
变压器、电抗器和电容器组等储能元件断路器的操作也是变电站重要的电磁干扰源。由于电感的磁链和电容上的电荷量均不能突变, 开关操作使其工作状态发生变化时, 会产生暂态过电压;这些暂态过程通过母线上的电压互感器 (PT) 和电流互感器 (CT) 等设备直接耦合到低压回路。
2.2 雷电
雷电是自然界发生的极为强烈的电磁暂态过程。一般雷击不会直接作用于二次回路, 更多的可能是线路遭受直击雷或感应雷。当雷电击中变电站后, 大电流将由接地点泄入电网, 使接地点电位大大升高。若电力通信设备的接地点靠近雷击大电流的入地点, 则设备接地点的电位将随之升高, 会在设备中形成共模干扰, 严重时会造成设备的绝缘击穿。雷电入侵方式示意图如图1所示。
2.3 运行中的电力设备
变电站运行中的线路或母线会产生工频磁场, 电压等级越高电场强度越大。此外, 不良气候条件下导线上的电晕、连接不紧密处金属部件间的放电、脏污外绝缘表面的局部放电等都可成为频带极宽的干扰源。
2.4 系统短路故障
系统短路时, 大电流经接地点泄入接地网, 使接地点乃至整个接地网的电位升高。在二次回路中就会产生共模干扰电压。统计表明, 变电站内高压母线单相接地时, 在二次电缆的芯线上产生的干扰电压的峰值可达到几十伏到一万多伏, 暂态电压的频率约几千赫兹到几十万赫兹。
2.5 辐射电磁场
无线电台、电视台、移动式无线电发信机及各种工业发射源都是辐射干扰源。电力系统中常用的步话机也是影响电子设备正常工作的主要辐射干扰源, 可能引起装置误动或误发信号。
2.6 静电放电
静电放电可能使电子元器件故障、损坏或控制系统失灵, 也可能使计算机程序出错或丢失数据。静电放电的特点是波头很陡, 只有数纳秒, 带有数十纳秒的阻尼波尾, 幅值可达十几千伏。
2.7 低频干扰
电力系统是由电感、电阻和电容组成的网络, 在一定的参数配合下可能对某些频率产生谐振, 出现过电压和过电流。由于变压器铁芯的非线性, 高次谐波电流会使电源电压波形畸变, 电源的高次谐波电压又通过电容耦合在二次设备上产生高次谐波感应电压和感应电流。
此外, 设备供电电压的突降和短时中断等, 也将造成传输数据的丢失和通信的中断。电压暂降、短时中断是由电网、电力设施的故障或负荷突然出现大的变化引起的。在某些情况下会出现两次或更多次连续的暂降或中断[2,3]。
3 电力通信设备的实验室测试研究
3.1 测试中存在的问题
变电站高压设备在正常运行以及操作过程中产生的干扰, 必然是通过空间的电磁辐射或者线缆的传导对外传播, 不同类型的干扰传播在通信设备上的作用形式各不相同, 但基本可以分成:干扰电磁场、干扰电压和干扰电流。基于这个基础, 通过实验室内各种干扰波形、干扰磁场的模拟, 对电力通信设备进行试验研究。
国家电网公司自动化设备电磁兼容实验室多年来对多种电力通信设备进行了大量的试验, 主要测试的设备包括高中低压载波机、收发信机、程控调度交换机、通信管理单元装置以及各种无线及卫星通信终端设备, 还有保护综自设备的通信端口。测试项目覆盖静电放电、电快速瞬变脉冲群、阻尼振荡波、浪涌 (冲击) 抗扰度、电磁场辐射抗扰度、工频磁场、脉冲磁场、阻尼振荡磁场、射频感应的传导骚扰抗扰度、电压突降和短时中断等。
多年的测试发现, 大多数电力通信设备在试验中会有不同程度的数据丢失, 少数设备会出现通信中断, 个别设备甚至会出现硬件损坏现象, 其中静电放电、快速瞬变脉冲群及浪涌 (冲击) 抗扰度试验对设备的影响尤为明显。
如南方电网的一次集中招标测试中, 共有30多台交换机参加测试。在静电放电试验中, 一半以上的设备出现了不同程度的数据丢失现象, 少数几台有死机现象发生。在快速瞬变试验中, 个别设备有数据丢失。而在浪涌试验中, 硬件损坏现象开始出现。
3.2 防护措施研究
3.2.1 静电放电
对于静电放电试验, 主要采取屏蔽和接地两种措施。
屏蔽是减少或者避免高频电磁能量辐射或侵入的一种最有效方法。即屏蔽静电场, 阻隔静电放电电流通过敏感器件, 采用静电屏蔽材料和屏蔽机箱, 并采用绝缘材料和阻隔结构。屏蔽可以反射或吸收高频电磁能量, 阻止电磁能量的进一步传播扩散, 把高频电磁强度降到一定限度内。屏蔽效果与屏蔽材料的电导率、磁导率、屏蔽体的结构、干扰源距离、干扰场的性质 (电场或磁场) 以及频率等因素有关。
在电力系统中, 将设备和用电装置的中性点、外壳或支架与接地装置用导体作良好的电气连接叫做接地。接地的功用除了将一些无用的电流或是噪声干扰导入大地外, 最大功用为保护使用者不被电击。正确的接地既能抑制外部电磁干扰的影响, 又能防止电子电气设备向外部发射电磁波;而错误的接地常常会引入非常严重的干扰, 甚至会使电子电气设备无法正常工作。目前, 通信设备采用的接地方式包括:单点接地、多点接地、共用接地和分开接地。通过良好的接地, 将静电通过接地线或接地装置传导泄放到大地。由于等电位状态下不发生放电, 将所有可能接触器件的物体并联, 接地系统间避免电势差。
3.2.2 快速瞬变
对于快速瞬变脉冲群抗扰度试验, 主要采取接地和滤波两种方式。
良好的接地有助于干扰信号的泄放。
快速瞬变脉冲群的特点是瞬变的短上升时间、重复出现, 骚扰能量较小, 频谱分布较宽。在电力通信设备的电源端口和通信端口, 建议加设滤波器件。通常采用的是大小电容组合, 根据实际情况可以酌情添加一些磁珠来滤除高频信号。
3.2.3 浪涌
浪涌抗扰度试验主要采取接地和滤波两种方式。
浪涌信号是一种上升速度快、持续时间短, 能量比较大的尖峰脉冲。由于浪涌信号电压较高, 电流较大, 必须有良好的接地通道帮助干扰电流的泄放。
滤波器对浪涌信号有一定的抑制效果, 更多的是采用各种浪涌防护器件, 如电涌保护器、压敏限幅元件、滤波电容器、瞬变电压抑制器 (TVS) 等。
除了针对具体的试验采取的措施外, 装置在设计时就应该综合考虑各类电磁干扰的问题, 如PCB的设计、机箱的结构、线缆的布局等等。连接导线最好使用屏蔽线, 此外, 采用光纤作为信息设备间的信号传输线对抑制电磁泄漏发射具有明显的优越性, 所以目前已得到广泛应用。
4 结语
电力通信设备是各种保护和监控设备之间的纽带, 在电网中数据获取、保护和控制信号的上传下达都必须依靠通信设备, 其安全稳定的运行对电力系统可靠运行起着很大的作用。电力通信设备是建立智能电网的基础之一, 其高速、双向、实时、可靠运行直接关系着系统运行的安全, 研究电磁环境对电力通信设备的影响对于国家电网的发展和安全运行, 具有重大意义。
参考文献
[1]黄益庄.变电站智能电子设备的电磁兼容技术[J].电力系统保护与控制, 2008, 36 (15) :6-9.
[2]连纪文.浅谈电力通信电磁兼容问题[J].电力系统通信, 2003 (3) :20-23.
线路及变电站设备投运方案 篇5
[投运方案书] [110kv雷围线线路及围子坪110KV升压站]
编
写：滕
鹏 批
准： 安装单位： 运行安监： 电网批准： 电网安监： 电网调度：
[2011-12-15]
一、送电前的有关事项
（一）设备命名
1、按照四川省电力公司西昌电业局文件（西电调【2011】81号文件关于下达围子坪等水电站调度命名编号及调度管辖范围的通知）三望坡、围子坪电站统一调度命名为 “围子坪水电站”。2、110KV输电线路为雷波220KV变电站至马拉及围子坪电站，根据电力公司文件，110KV线路在雷波220KV变电站至马拉电站出线28#塔处“T”接至围子坪电站，其线路运行名称正式命名为“110KV马雷围支线”，下称“110KV马雷围支线”。
（二）设备编号
根据四川省西昌电力局及围子坪水电站提供的有关图纸，由四川省西昌电力局调度中心（简称地调）按电网调度管理规程的编号原则对110KV围子坪变电站相关设备进行统一编号，其编号见围子坪电站一次设备正式运行命名编号图。（附件）
（三）开关站试运行组织机构
由业主单位北京泰业嘉成有限公司组织及协调，设备安装单位四川安和公司协助，各主要设备供货单位参加，西昌电力局各级调度管理组成临时送电试运行领导小组，同时由业主方确定运行人员。具体启动领导小组成员如下：
启动领导小组指挥长： 苟 总 联系电话：1398153xxxx 启动领导小组副指挥长：祝林茂 联系电话：1518110xxxx
叶树明 联系电话：1380813xxxx 启动小组线路 负责人：余俊辉 联系电话：1338826xxxx 西昌电力公司 负责人：陈庆芳 联系电话：1388148xxxx（2217）参加成员：杜 刚、陈从良、滕 鹏
围子坪电站 运行管理员：赵雪屏、严富英、围子坪电站值班室值班员：肖心莲、张友伦、李芳秀等共12人 雷波220KV变电站值班员： 电话：
西昌电力公司调度值班室： 电话：0834-383xxxx 0834-383xxxx 0834-322xxxx 传真：0834-383xxxx 雷波220KV变电站值班室 电话：
围子坪电站中控室值班室 电话：0834-885xxxx（4268）马拉电站中控室值班室 电话：（4267）后勤及交通保障负责人：杨 庆 电话：1303652xxxx 备注：
1、括号内为电业局内部短号
2、值班员名单见附件（机组启动值班人员表）
二、运行前应具备的条件 1、110KV雷围线123开关间隔启动设备已按西电调（2011）81号文件的规定进行了统一调度命名和编号；验收启动小组同意启动投产；地调值班员同意启动操作。
2、间隔以及线路启动设备已向地调部门办理了新设备投运手续并获批准
3、新架设的雷波220KV变电站至围子坪电站升压站的马雷围支线线路安装完善，验收合格，核相正确，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。（由于雷马线已经投运，故联系马拉电站退出雷马线运行连接好28#塔处至围子坪电站的引流线。）
4、新安装的围子坪围子坪电站升压站GIS一次连接单元安装完善，验收合格，安全措施全部拆除及退出，具备送电条件。
5、新安装的围子坪围子坪电站升压站1#、2# B及附属设备装置安装完善，验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。
6、GIS内的110KV线路断路器、线路PT、母线PT及避雷器安装调试完毕并验收合格，安全措施全部拆除及退出，具备送电条件。7、1# B、2# B高、中、低压侧（2# B为高、低压侧）断路及所属一次单元安装完善，验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。
8、变压器1# B、2# B中性点避雷器安装调试完毕并验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。9、6KV、10KV母线、各负荷出线高压开关控制屏及PT以及避雷器均安装调试完毕并验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。
10、各进、出线开关继电保护及自动装置调试完毕，远近控正常及微机控制正常，整组模拟正确。11、1#、2# B中性点零序电流保护装置调试完毕，整组模拟正确。12、1#、2# B、继电保护装置调试完毕，远近控正常及微机控制正常，整组模拟正确。13、110KV母线继电保护装置调试完毕，整组模拟正确。
14、通信设施符合安全启动和试投运要求，后台控制系统试投运正常,和西昌电业局遥测、遥信通讯正常
15、直流系统安装调试完毕，保护及采集装置工作正常，保护整定已经审查通过。
16、所有送电系统试验全部完成并合格，保护整定已经审查通过。
17、准备好送电时需要的工器具和测量用仪器仪表并做好意外事故发生的应急措施、器具设备和预案。
三、送电前的接线状况
1、雷波220KV变电站雷围线线路间隔所属断路器（编号：162）、线路侧隔离刀闸（编号：16216）均应在断开位置；线路接地刀闸（16260）应在合闸位置。
2、围子坪电站升压站110KV 雷围线线路所属断路器（编号：151）、线路侧隔离刀闸（编号：1516）、母线侧隔离刀闸（编号：1511）、线路侧接地刀闸（编号：15160）、电流互感器接地刀闸（编号：15140）、断路器接地刀闸（编号：15130）均在断开位置。
3、围子坪电站升压站1# B高压侧（110KV）所属断路器（编号：101）、母线侧隔离刀闸（编号：1011）、断路器接地刀闸（编号：10130）、均在断开位置。
4、围子坪电站升压站1# B中压侧（35KV）所属断路器（编号：301）、母线侧隔离刀闸（编号：3011）、变压器侧隔离刀闸（编号：3016）、变压器中压侧接地刀闸（编号：30160）均在断开位置。
5、围子坪电站升压站1# B低压侧所属隔离刀闸（编号：6011）、变压器侧接地隔离刀闸（编号：60160）均在断开位置。
6、围子坪围子坪电站升压站2# B高压侧所属断路器（编号：102）、母线侧隔离刀闸（编号：1021）、断路器接地刀闸（编号：10230）、均在断开位置。
7、围子坪电站升压站2# B低压侧所属隔离刀闸（编号：9021）、变压器侧接地隔离刀闸（编号：90260）均在断开位置。
8、围子坪电站升压站GIS母线电压互感器隔离刀闸（118）、母线接地刀闸（编号：1110）、电压互感器接地刀闸（编号：1180）均在断开位置。
9、围子坪围子坪电站升压站1、2# B调压分接开关放在电网电压需要的档位。
四、送电原则及程序
启动（送电）的一次系统图，检查电源侧保护的投入情况后，对线路和进线断路器进行冲击实验，然后是对母线的冲击试验以及对主变的冲击试验，每次冲击时必须采取预防故障发生的保护措施，并每次冲击后应对所属单元保护进行检查。在操作前确定每次冲击的操作步骤，冲击操作人员及组织以及调度联系，并有防止冲击时故障发生越级跳闸的措施。
送电程序 1、110KV马雷围支线线路充电
（1）、核实110KV马雷围支线核相正确，绝缘符合要求，雷波开关站雷围线线路断路器（编号：162）储能及充电、控制正常。
（2）、将110KV马雷围支线雷波开关站出线断路器（编号：162）保护定值按通知单整定投入使用。
（3）、拉开马雷围支线线路接地刀闸（编号：16260）（4）、合上110KV雷波开关站出线间隔断路器线路侧隔离刀闸（编号：1626）。
（5）、合上110KV雷波开关站出线间隔断路器（编号：162），检查雷波开关站线路PT和围子坪变电站线路PT，在PT二次侧上校验电压应正确。
（6）、无故障耐压时间5分钟后断开110KV雷波开关站出线断路器（编号：162）。间隔5分钟做第二次冲击实验，共做三次冲击实验。2、110KV母线及PT充电
（1）、核实围子坪电站升压站马雷围支线线路断路器及（编号：151）充电正常。
（2）、将110KV围子坪电站升压站线路断路器（编号：151）保护定值按通知单整定投入使用。
（3）、合上110KV围子坪电站升压站马雷围支线线路断路器两侧隔离刀闸（编号：1511、1516）。
（4）、合上110KV围子坪电站升压站马雷围支线线路间隔断路器（编号：151），无故障后投入110KV母线PT（编号：118），在PT二次侧上校验相序、相位应正确。3、1＃主变（1#B）充电
（1）、将110KV围子坪电站升压站 1# B保护定值按地调通知单整定投入使用。
（2）、合上110KV围子坪电站升压站 1# B高压侧断路器出线侧隔离刀闸（编号：1011）。
（3）、合上110KV围子坪电站升压站1# B高压侧断路器（编号：101）。（4）、主变无故障耐压时间5分钟后断开110KV围子坪电站升压站 1# B高压侧断路器（编号：101），间隔15分钟做第二次冲击实验，共做三次冲击实验。4、2＃主变（2#B）充电
（1）、将110KV围子坪电站升压站 2# B保护定值按地调通知单整定投入使用。
（2）、合上110KV围子坪电站升压站 2# B高压侧断路器出线侧隔离刀闸（编号：1021）。
（3）、合上110KV围子坪电站升压站2# B高压侧断路器（编号：102）。
（4）、主变无故障耐压时间5分钟后断开110KV围子坪电站升压站 2# B高压侧断路器（编号：102），间隔15分钟做第二次冲击实验，共做三次冲击实验。5、6KV母线及PT充电以及机组并网
（1）、将110KV围子坪电站升压站6KV母线保护定值按通知单整定投入使用。
（2）、合上6KV围子坪电站升压站1# B低压侧隔离刀闸（编号：6011）。
（3）、合上110KV围子坪围子坪电站升压站1# B高压侧断路器（编号：101）。
（4）、无故障合上110KV围子坪围子坪电站升压站6KV母线PT，在PT二次侧校验相序、相位应正确。
（5）、无故障耐压时间10分钟后断开1# B高压侧断路器（编号：101）。6、10KV母线及PT充电
（1）、将110KV围子坪电站升压站 10KV母线保护定值按通知单整定投入使用。
（2）、合上10KV围子坪电站升压站2# B低压侧隔离刀闸（编号：9021）。
（3）、合上110KV围子坪电站升压站2# B高压侧断路器（编号：102）。
（4）、无故障合上110KV围子坪电站升压站10KV母线PT，在PT二次侧校验相序、相位应正确。
（5）、无故障耐压时间10分钟后断开2# B高压侧断路器（编号：102）。
7、试运行24小时
8、收集所有竣工及实验资料存档。
五、注意事项
1、启动操作及试验前应经地调值班调度员同意，方可进行启动操作及试验工作。
2、启动操作及试验过程中，如果启动投产设备发生异常或事故，应根据启委会的统一指挥进行处理，同时报告地调值班调度员。
3、启动操作过程中，如果系统发生故障或事故，应停止启动操作，听从值班调度员统一指挥处理故障及事故，系统故障及事故告一段落后，经值班调度员同意继续启动操作。
变电站自动化通信技术研究 篇6
【关键词】变电站；自动通信技术；探究
【中图分类号】TM63；TM76
【文献标识码】A
【文章编号】1672—5158（2012）10-0254-02
前言
随着信息技术的普及，电力行业的发展，自动化通信技术迅速成为了我国电力行业中的新宠儿，促进了我国电网的建设以及改造，实现了自动化的发展水平，从一定程度上带动了我国社会经济的发展，具有积极的推动作用。
一、变电站自动通信技术概述
（一）涵义
当今社会，计算机技术应用于各行各业，变电站自动通信技术的基础则是计算机应用技术。对变电站的二次设备进行改装与重组，使其与计算机系统相连接，达到对电力部门的自动监管与控制，实现自动化通信的功能即为变电站自动化通信技术。
变电站通信技术可以通过监控室对电力部门运行的设备以及电网等各方面进行监控，通过计算机的运算与逻辑判断能力采集相关的数据，及时发现电力设备运行过程中的问题并且采取紧急措施，预防了一系列的不安全因素的发生。
（二）发展现状
自动化通信技术随着我国信息技术的发展以及电力的应用而不断升级，同时对变电站的改造也不断加快，实现了一体化、系统化的特点。
变电站自动化通信系统的实现是从90年代开始的，从简单的串联通信，即将设备用RS485总线串联在一起的方式到先进的网络通信方式，虽然经过20多年的发展历程，变电站也经历了很多次的更新换代，然而其并没有完全实现标准化，因此，我国根据变电站自动通信的现状，制定了一系列的通信协议标准。
二、变电站自动通信技术的标准
标准化通信解决方案是变电站自动化系统不同厂家的设备实现互操作性、达到信息共享的重要保证。
对要求低成本的应用和设备更新，IECTC57工作组推荐采用点对点通信连接标准以太网，以便在电子传感器和保护控制设备之间传送采样值，并实现保护和电子传感器间即连即用。IECTC38WG27也规定了类似的标准IEC60044-8。与IECTC57不同，IEC60044-8采用了IEC60870的链路层。经IECTC57和IECTC38两个技术委员会的协调和努力，这两个标准的应用层将完全一样，不影响传输介质的更换，装置的功能也不受影响。
随着变电站自动通信技术的发展，应该按照未来IEC61850的标准努力，其标准目标为：设计一个变电站自动化的通信系统。该系统在变电站自动化功能之间提供互操作性，并常驻在制造商提供的设备中，满足相同的功能，具有相同的运行要求，且功能要求与变电站规模和运行条件无关。
只有制定了变电站自动化通信技术的应用标准，才能够保证其在应用过程中及时解决问题，灵活应对。
三、变电站自动化通信技术的应用
（一）特点
变电站网络自动化通信技术具有自动联网的功能，因此其数据网络具有以下特点：
1 能够及时快速的响应
由于变电站自动化通信技术实现了一体化的功能，因此能够通过监测设备对现场的实时情况进行及时反馈，保证了通信数据的实时性以及准确性，加快了变电站解决问题的速度与能力。
2 具有可靠性能以及抗干扰性能
变电站自动通信技术可以在十分恶劣的环境下运行，由于我国地大物博，不同地区拥有不同的地势环境，遭遇到恶劣天气时，对电力信号影响十分大，而变电站自动通信技术改变了原有电力系统的不足，采用了相应的防护措施，避免了通信系统故障导致的变电站运行不正常，具有安全保证以及可靠性能。
3 分层式结构
分层式结构有利于变电站自动化通信系统的调节与管理，能够通过不同结构层的要求对系统进行维护，而且不同的层通过系统连接能够有效结合在一起，既保证了其统一性又保证了其分离性，有利于通信便利。
（二）新技术的应用
自90年代以来，变电站自动化通信技术得到了迅速的发展与进步，以下是应用于变电站的自动化通信技术。
1 局域网通讯技术
主从网与对等网时局域网通信技术的主体结构。通过局域网的网状管理，可以很好地进行车间环境、设备监控、数据以及图像采集，在很大程度上实现了变电站网络一体化，系统一体化的目标。
到目前为止，变电站局域网已经通过开放式的TCP／IP协议实现了与广域网的连接。
2 以太网通信技术
虚拟局域网以及全双工交换式以太网是以太网通信技术的两种模式，前一种是通过整体网络分割的微网段实现每个节点的数据传输，并且通过每个节点之间接收到的不同信息进行数据问的转换、发送与传递，在一定程度上降低了缓冲冲突，有利于变电站的有效监测以及发电送电的数据采集。
后一种方法通过灵活、方便的网络结构对原有网络进行了改造，其通过各部门的不同职能进行网段的分配，从而实现了变电站自动化的部门监管。
3 嵌入式网络单片机技术
嵌入式网络单片机技术应用于变电站自动化系统中主要存在着两种模式：一种是单独配备模式，另一种是通过RS485总线进行连接的模式。
单独配备模式需要在每个电子智能装置上都有一个嵌入式以太网接口，这样就能够保证数据通过单个以太网点连接到总网络上。
通过RS485总线连接是对传统通信方式的改造，通过RS485总线的连接使其与嵌入式以太网点相关联，从而进行网络数据的传送。
在我国的自动化通信技术中，第二种方法的应用比较普及，有利于对间隔层单元的测量与控制。
4 无线自组网技术
无线网络在当今社会的应用十分普及，由于其既可以独立运行又可以通过网关运行，因此很快被运用于变电站通信系统中。
无线自组网的原理十分简单，其是由地位相等的节点以分布式运行形式进行组装的网络形式，不同的节点之间可以进行自主转发，而变电站自动化通信系统则通过问隔层、变电站层以及过程层运行。
一般情况下，通信技术是在变电站层与间隔层之间进行的，虽然其之间传输的数据量不是很大，但是具有较高的安全性能。
（三）展望
随着变电站自动化通信技术的应用，变电站内报警设施、自动调节设施、开关实时状态监测发挥了巨大的作用，由于其具有较好的安全性能以及稳定性，因此具有良好的发展前景，有利于带动我国的经济与社会发展，保证我国电力事业的稳定。
四、结语
自动化通信技术大大提高了变电站的发电、送电的质量，起到了对各个部门的监管作用，具有安全可靠性能。通过变电站自动化通信技术的应用，有效地抵御了恶劣环境的影响，满足了自动化系统的要求，提高了变电站通信化的发展水平，有效促进了我国经济与社会的发展。
参考文献
[1]龚风云.变电站自动化通信技术研究[J].科学与财富，2011，（8）：20-21
[2]徐百钏.浅谈变电站自动化综合通信技术[J].科技资讯，2010，（3 3）：119-120
[3]夏明超，黄益庄，吴俊勇等.变电站自动化技术的发展和现状[J].北京交通大学学报（自然科学版），2007，31（5）：95-99
[4]周国强，刘畅.变电站自动化网络通信的研究[J].科技创新导报，2010，（19）：20
变电站通信设备 篇7
随着电力系统自动化的改造, 目前大多数变电站已使用了远动后台设备和光纤传输设备实现了无人值班, 调度中心实现远方监控和操作, 这就对调度自动化系统的可靠性提出了更高要求.但在雷雨季节来临时, 尽管变电站采取了一定的防雷措施, 通信自动化设备维护中仍经常出现雷击故障影响调度自动化系统正常运行, 现以我司35KV云龙变电站的通信自动化设备防雷工作遇到的问题和解决方案为例进分析, 对防雷工作进行分析和总结.
1 设备布局
我司35KV云龙变电站在雷雨季节一直被雷电引起的通讯自动化设备损坏问题所困扰, 故障现象主要为监控通信中断, 远方调度中心不能获得该站的信息, 或者通信通道正常, 调度中心能监控到数据, 但调度中心远方操作无返校, 通信通道正常, 调度中心无数据, 作为综合自动化的变电站, 这种后果是极为严重的。35KV云龙变电站通信及调度自动化系统是单相供电方式, 在这种供电方式的整个系统中, 中线N与保护接地线PE二线分开。配电变压器高低压侧均装接金属氧化物避雷器, 并三点联合接地。机房接地系统采用联合接地方式。通信电源采用江苏宏图高科股份有限公司的通讯直流高频开关稳压充电电源;通信传输设备我们采用为眉山创实信息技术有限公司的PDH光端机;自动化设备为服务器后台机。因为通讯机房和自动化机房是分开, 隔有10M左右距离, 所以初期我们采用了屏蔽线下穿PVC管的方法从自动化后台机传输数据到光端机PDH.
2 事故分析
雷击损坏一般造成三种情况:一、内线电话不能通话, 通过更换音频模块解决问题;二、光纤通道正常, 调度中心能监控数据, 但调度中心远方操作无返校, 更换自动化数据采集卡解决问题;三、光端机PDH显示通道中断, 调度中心不能实时接收数据, 更换PDH光端机数据口后解决问题。当雷击后我们到达现场时, 通过拆开PDH光端机设备和自动化后台机, 并未发现明显烧灼和雷击损坏痕迹, 我们分析因为变电站有较完善的防雷系统, 雷电直接击中控制室内的通信自动化设备可能性不大, 造成设备损坏的原因应该是感应雷。显然感应雷是由直击雷引起的, 感应雷产生于导体中并沿导体传播, 损坏与导体相联的设备或设备中的某些器件 (这些设备或器件的耐冲击水平较低) 。通信电源设备通过电力电缆和各种通信传输电缆与外界相连, 其中也有大量的集成电路通过金属导线相连, 这就为感应雷的侵入提供了良好的条件, 加上控制和通信电路采用了大量高集成度的微电子电路, 其耐冲击水平较低, 容易被感应雷损坏, 产生各种各样的设备故障, 所以造成我们音频模块、自动化采集卡、数据接口损坏。
3 解决方案
我们分析感应雷进入的途径主要为音频线、数据线和电源线, 因为我们机柜和设备都作了较规范的接地, 采用用两根规格40mm×4mm的镀锌扁钢与变电站的接地网均压相连。所以我们主要采取了以下措施:
(1) 在光端机PDH音频接口加装音频线避雷器, 防止感应雷从音频接口进入损坏设备。因为感应雷可以通过空间感应侵入机房的内部线路, 虽然经过建筑物和机壳的屏蔽衰减后其能量大为减小, 但站内机房设备的抗过压能力也很弱, 如果处理不当也可能造成设备故障;
(2) 因为原有传输数据的屏蔽线靠近变电站避雷针方向, 更容易产生感应电压, 所以我们远离避雷针方向重新铺设了一根质量更好的屏蔽线, 并将屏敝线两边屏蔽层做好接地, 光端机PDH 232线路为9针口, 在数据线路上加装数据防雷器做为数据线路的保护, 在设备接口安装雷电浪涌保护器防止感应电压从数据口进入设备造成数据模块损坏。
(3) 在设备电源输入端加装金属氧化物低压避雷器一级保护, 电源输入安装雷电浪涌保护器予以二级防浪涌保护, 使设备用电得到防雷的保障。因为避雷器的正确安装以及接地系统的良好与否, 将直接关系到避雷器防雷的效果和质量, 所以我们严格按照以下要求进行了避雷器的安装:1.电源避雷器的连接引线, 必须有足够粗, 并尽可能短, 如果避雷器接地线拉得过长, 将导致避雷器上的限制电压 (被保护线与地之间的残压) 过高, 可能使避雷器难于起到应有的保护作用;2.引线应采用截面积不小于25mm2的多股铜导线;3.如果引线长度超过1.0m时, 应加大引线的截面积;4.引线应紧凑并排或帮扎布放;5.电源避雷器的接地线应为不小于25-35m2多股铜导线, 并尽可能就近可靠入地。
4 结束语
经过采取这样的防雷措施, 35KV云龙变电站没有再发生过被雷电损坏通讯自动化设备的情况, 证明了这些措施是有效的。长期以来, 变电站设备防雷都是以防止雷电浪涌沿输电线路感应引起问题为主, 大家普遍认为只要按照国家的建筑物防雷设计规范做好变电站的防雷措施, 比如安装好变电站的防雷装置 (避雷针、引下线、接地装置等) , 就把所有的防雷工作做到位了。但事实证明, 随着变电站自动化程度的不断提高, 通信自动化系统的电子化、集成化、智能化技术的发展, 使得这些对浪涌较为敏感的电路雷电承受能力进一步下降。当雷电击中变电站时, 这些设备很容易被击毁。变电站通信自动化设备的防雷应严格按有关规定进行综合考虑, 采取整体防御, 综合治理, 多重保护的方针, 方可获得良好的效果。
摘要：本文简要介绍了变电站通信自动化设备防雷处理工作, 变电站通信自动化设备发生故障时的基本处理思路和方法, 针对变电站通信自动化设备容易雷击损坏这个维护难点进行了举例、分析, 通过实际案例的处理加深对处理过程的理解。
变电站通信设备 篇8
关键词：变电站,电磁兼容,通信设备,抗干扰措施
目前, 伴随着二次系统向数字化、集成化和高速化方向发展的同时, 其工作电压已降为0~5V, 信号电压小, 工作频带宽, 且与一次系统干扰源同频段, 使其对外界干扰的敏感度远大于传统的控制设备。同时, 微机监控系统、微机保护和自动化装置, 经通信线及各种电缆与一次电气系统和其他变电站相连, 使它们极易受到干扰。因此, 在变电站设计中, 应采用合理的措施避免、减少和抑制电磁干扰。
1 变电站中的主要电磁干扰源
变电站中一次回路的任何暂态过程都会通过不同的耦合途径传入二次回路形成电磁干扰, 二次回路本身也会产生干扰。二次回路中的设备, 主要包括继电保护、控制、信号、通信和监测等仪器仪表, 它们都属于弱电装置, 耐压能力与抗干扰能力较弱。因此, 不加防范就会干扰二次设备的正常工作, 严重时会造成二次设备绝缘击穿损坏, 形成永久性故障。下面主要论述变电站中的电磁干扰源及其特性。
1.1 谐波的干扰
由于变压器铁芯的非线性, 高次谐波电流会使电源电压波形畸变, 电源的高次谐波电压通过电容耦合, 会在二次设备上产生高次谐波感应电压和感应电流。当此电压和电流值超过某一数值时, 就会造成二次设备误动或毁坏。
1.2 开关操作引起的干扰
开关操作引起的干扰是变电站微机综合自动化系统所受到的最主要的电磁干扰。当线路或变压器发生短路故障时, 开关 (断路器) 要做出跳闸动作, 此时, 在开关动、静触头间将发生开断、电弧重燃的反复过程, 在此过程中将感应出很高的脉冲电压和高频振荡电流。当振荡电流和脉冲电压与微机监控系统中要处理的开关量和脉冲量同频段时, 将使监控和保护等二次系统受到影响, 尤其对高速运行和传递数字逻辑信号的微机、计算机干扰更为严重。
1.3 雷击干扰
当雷电击中变电站后, 大电流将经由接地点泄入地网, 使接地点电位大大升高。若二次回路接地点靠近雷击大电流的入地点, 则二次回路接地点的电位将随之升高, 会在二次回路中形成共模干扰, 形成过电压, 严重时会造成二次设备绝缘击穿。
2 变电站中的电磁兼容性问题
2.1 抑制二次干扰的措施
变电站中存在如此多的电磁干扰源, 且对二次回路有诸多的不利影响, 因此, 在变电站设计中, 应采取有效措施防止和减少电磁干扰, 即考虑变电站的电磁兼容性。对变电站二次干扰的主要防护措施有以下4个方面:隔离、滤波、屏蔽和接地。
2.1.1 隔离措施
在变电站中, 二次设备的交流回路通常与互感器相连, 共模干扰电压通过互感器原、副绕组间的耦合电容进入二次设备, 造成电磁干扰。若在互感器的原、副绕组之间装设一个屏蔽层, 且屏蔽层与铁芯一起接地, 形成隔离变压器, 可将共模干扰电压经杂散电容引至屏蔽层入大地, 防止或减少了对二次设备的干扰。试验证实, 采取隔离措施后可降低干扰的20%~45%。
2.1.2 滤波措施
所谓滤波措施即是将滤波电容器与非线性的电阻元件并联组成浪涌吸收器, 以抑制共模和差模干扰。不同的非线性元件具有不同的特性, 设计时可根据具体需要选用。对于变电站内的通信线路, 可以通过滤波, 可以抑制传导电磁骚扰。滤波器按其处理信号的类别, 可以分为信号选择滤波器与电磁骚扰抑制滤波器两类。信号选择滤波器主要作用是, 选出我们所需频率的信号。电磁骚扰抑制滤波器, 就是在该滤波器内通过有用的频率信号。而高过或低于这些频率的信号予以抑制或阻塞。常见的有电源线滤波器、信号线控制滤波器等低通滤波器。
2.1.3 接地
接地的概念比较广泛, 它既是抗干扰的措施, 也是安全的重要措施。正确的接地既能抑制外部电磁干扰的影响, 又能防止电子电气设备向外部发射电磁波;而错误的接地常常会引入非常严重的干扰, 甚至会使电子电气设备无法正常工作。
2.2 计算机等弱电通信设备的抗干扰措施
电力系统中的通信设备 (其实包含所有的电子设备及计算机) , 特别是变电站内的设备, 处在一个十分恶劣的电磁环境中, 所有的带电设备均是干扰 (骚扰) 源, 任何一根载流的导线就是一个辐射源。因此更应该考虑抗干扰措施。
2.2.1 设备的电磁兼容性要求
设备是电磁骚扰的源又是受体, 其本身的电磁兼容性是最重要的因素。根据兼容性定义, 它包含两方面内容, 就是如何提高设备的抗扰度和防止电磁泄漏。
2.2.2 设备的抗干扰措施
设备选定之后, 如何在当前的环境中正确地安装和使用则是下一个需要解决的问题。设备的抗干扰措施, 首先要考虑屏蔽。重要的通信机房本身应有屏蔽层, 以减少空中辐射耦合的骚扰;其次是采用直流开关电源和UPS, 以隔离电源传来的交流干扰信号。从实际的观点出发, 最重要的是接地问题。目前, 通信设备采用的接地方式:单点接地、多点接地、共用接地、分开接地。
参考文献
变电站通信设备 篇9
1 通信机房要求
750k V变电站通信机房所处位置特殊, 周围是超高电压、强电流带电设备, 电磁干扰大, 且由于通信设备是由高集成的电子元器件构成, 它对机房设计及环境非常严格, 主要包括以下几个方面:
1.1 防电磁干扰。
750k V变电站所处位置的特殊性, 如何做好防干扰措施显得尤为重要, 现在变电站通信机房采取建筑整体屏蔽措施, 较好的解决电磁辐射干扰的问题, 机房采用防静电地板, 面积超过30平方, 在防静电地板支柱座用扁平软铜线连接成一个环网, 环网统一接于变电站地网上。防止机房设备产生的静电干扰。
1.2 机房的配置及环境
西北气候干燥, 沙尘较大。变电站的通信机房的温度、湿度必须满足设备的工作条件, 机房内应有防尘措施, 必要时加装空调系统及防尘过滤系统。尤其是新疆地区气候条件更为干燥恶劣, 机房的空调设备在设计是考虑加湿功能的精密空调更优。机房内除配置必要通信设备外, 还应配置合理的消防器材, 火灾报警系统, 以防止火灾事故的发生, 有条件的机房应加装可视监控系统, 信号上传到公司可视监控统一监视管理。其次通信机房应具有的防止小动物 (如老鼠、蛇等) 破坏设备的措施。对走线架、电缆沟道、电缆竖井端口必须封堵严密。通信机房专用, 严禁机房内严禁堆放易燃易爆物品。
1.3 通信机房管理制度。
变电站通信机房应制定合理机房管理制度, 到机房内工作时必须认真履行机房的管理制度。无论任何人到通信机房工作均应办理相关工作许可手续或经变电值班员的批准方能进入工作。有条件的机房建立一套完整的门禁系统统一管理, 进入机房需得到相关部门授权认证通过后方可进入机房。通信机房内应有机房的有关设计图纸, 如机房平面布置图、机房的沟道走线图、设备电缆走图、机房的有关接地系统图等。
1.4 对新建变电站通信机房应全面考虑以下设计。
(1) 根据国网公司的750k V变电站典型设计要求:变电站通信机房墙体布置较多玻璃窗, 满足变电站主控楼整齐划一的要求。有的通信机房玻璃窗面积占墙体面积一半, 玻璃窗面积过大造成的后果是机房抗电磁干扰性能差, 隔热、防尘、防风弱, 设计通信机房时考虑抗电磁干扰性和隔热防尘功能应放在首要位置, 采光放在次要位置, 机房采光不足可由照明设备予以补充; (2) 750k V变电站内低压电力电缆与保护、通信、控制电缆同沟集中布置。由于所用变低压电力电缆工作电流大, 发生故障的概率较控制、通讯电缆高, 一旦发生火灾事故, 极易波及同沟的控制、通讯电缆, 造成全站控制、通讯失灵而酿成全站停电事故。750k V变电站基建和生产环节应改变“重高压、轻低压;重主设备, 轻辅助设备”的长期故存观念, 提高对变电站通信系统重视程度。建议站内考虑单独设计通信电缆管道, 专用于通信电缆的敷设, 可避免类似于2008年7月22日, 浙江XX电业局500千伏XX变电站发生电缆廊道内所用电低压电缆着火, 使站内在共用电缆廊道内烧断通信光缆和高频电缆13根, 保护设备退出运行, 造成该地区大面积停电事故; (3) 机房内电缆沟的设计应根据线缆的分类来进行设计, 若所有电缆设计全部为一个电缆沟道, 应采取线缆分类分层布线方式, 且电沟道应设计合适, 满足工作需要及布线要求;其次可采取线缆分类来设计线缆沟道, 如光缆及尾纤共一个沟, 控制电缆设计为另一个沟道, 设备电源线缆设计为另一沟道, 这样不仅规范线缆的布放, 检修方便, 故障检查快捷, 且对电网的安全有利无害; (4) 通信机房设备高度和颜色统一, 避免设备参差不齐, 色泽各异的局面;设备应尽量设计为分类排列方式, 如光纤设备放在一起, 载波设备放在一起, 保护装置和安稳装置及保护通信接口装置单独放在一起, 这样有利于各专业对设备维护管理, 其布线更为合理; (5) 通信机房的设计应符合现代电网发展需求, 机房的设计规划应能适应未来5至15年电网的发展需要, 并随着电网发展需求能灵活增加设备及有关线缆的布放而不影响工作人员的检修及维护。
2设备的安全管理
现在电力通信是一个多业务的传输平台, 它已经不再是过去单一的电话通道性质, 而是传输电网诸多生产管理控制信息 (包括保护信号、区域安全稳控信号、监控信号、电力调度数据网、办公自动化、图像监控等) 的纽带, 因此对设备的可靠性要求很高, 对设备的安全管理可从以下几个方面着手:
2.1 建立建全的设备台帐。
在750k V变电站建设和验收时, 同步建立完善的通信设备的台帐, 设备的台帐是设备的安全管理基础, 通过建立建全的设备台帐, 可随时准确掌握设备的安装投运时期、安装的具体位置, 生产厂商, 主要技术参数、存在的缺陷、检修历史记录、运行状况及安全评价等内容。
2.2 制定切实可行巡检制度, 定期对设备进行巡视检查。
西北地广人稀, 变电站相距遥远, 例如哈密变750k V电站离新疆超高压检修基地长达600多公里距离。建立定期的定期巡视制度, 对设备定期巡视, 及时发现隐患, 采取有效措施是确保设备安全运行的主要管理手段, 加强对设备定期巡视不仅可以发现设备各种外部信息特征, 全面了解设备的运行工况, 找出薄弱环节及危险点所在, 有针对性分析和采取预防控制措施, 及时消除隐患。在必要时还应增加新建变电站通信设备巡视、巡检次数, 如:有严重缺陷时;气象突变 (如大风、大雾、大雪、冰雹、沙尘暴等) 时;高温季节时。
2.3 提高安全意识, 对检修工作规范化、标准化。
通信设备检修工作跟变电站自动控制装置关系越来越紧密, 区域稳控、保护、自动化信号传输严重依托光缆、光传输设备传输。检修工作必须严格执行“两票三制”工作规定, 制定规范、标准的设备检修制度, 明确工作任务, 危险点所在部位, 根据实际情况采取相关的预防措施, 加强安全监护, 提高的安全意识, 加强工作责任心是保证检修工作无事故的具体内容。全面杜绝工作中的麻痹思想、违章指挥和违章操作。才能有效防止工作人员在检修工作中因违章而引发有关电网安全事故。
2.4 设备界限管理。
由于通信设备在电力系统有着它的特殊性, 与其它专业有着密切的关系, 如保护、安稳、自动化、油色谱在线监测等, 正确划定各专业设备的管理界限, 对电网的安全尤为重要, 这样不但规范了各专业的维护界面, 可降低检修维护造成的各种误触、误碰事故。且在电网事故时对分析事故的原因及采取有关预防措施有着重要的意义。
2.5 电源的管理。
电源是保障通信设备安全可靠运行的重要基础, 因此加强电源系统的运行维护工作尤为重要。对通信站的电源系统必须配置合理, 工作必须安全可靠, 对于750k V重要变电站应严格按规程规定必须配置两套电源系统, 电池容量足够, 且电源设备是可靠成熟的知名厂家提供的设备。以确保在交流市电发生故障时通信设备能在规定的时间内的正常工作。
2.6 备品备件。
在设计及通信设备采购时, 需考虑重要设备关键板件有相应的备品备件, 当设备的板件故障时, 若较短的时间内无法恢复时, 必须随时提供充分的备品备件作为替换, 以保证设备能尽快地恢复正常工作, 全面保障电网的安全。因此对设备备品备件的配置必须充裕, 满足实际需求。
3 结论
上述观点只是在实际变电站验收和维护工作中一些体会, 对机房的设计要求和设备的安全管理还有很多具体问题值得去研究和探讨, 通过大家的不断实践创新, 随着西北电网的联网建设完成, 通信随之联网成功, 电力通信充分发挥电网通信的优势, 加强安全生产, 使电力通信更好地为新疆电网、超高压电网服务。
摘要：针对新疆750kV电网建设变电站通信部分验收中发现问题, 通过对各种方案比较, 提出相关部分的建议。
变电站设备智能监测系统 篇10
技术特点
1) 面向对象的单元类设计原理方法;
2) 专用的高精度传感器;
3) 自适应整周期处理多路信号;
4) 计及谐波, 相间干扰, 温、湿度等因素影响;
5) 综合相对比较与定义法相结合的tgδ分析方法;
6) 神经网络结合规程适标超值报警;
7) 模块化设计、插件式结构, 方便调试、扩展、维修;
8) 抗干扰能力强。
市场预测、经济效益分析
本装置随时监视设备的运行状况, 有计划地安排停电和维修, 减少停电预试造成的设备的损伤, 节省人力、物力, 具有极大的应用市场。
仅按10个110KV~220KV变电站应用计算, 每年可创直接经济效益约2000万元, 间接经济效益大于4000万元。可根据需求增加功能, 使装置在电力和工业动力系统的应用市场进一步增大。
联系人:李柏芳周云祥
单位:江苏科技大学科技服务部
地址:江苏省镇江市梦溪路2号
邮编:212003
浅析变电站一次设备状态检修 篇11
关键词：变电站；一次设备；检修
中图分类号：TM72 文献标识码：A 文章编号：1671-864X（2016）01-0292-01
一、一次设备的状态检
一次设备智能化是智能变电站的重要特征之一，IEC61850标准、《智能变电站技术导则》和《高压设备智能化技术导则》等标准的颁布实施对实现变电站一次设备状态监测具有重要指导意义。在线监测、故障诊断、实施维修整个一系列过程构成了电气设备状态检修工作的内涵。因此，积极发展和应用变电站设备在线监测系统的最终目的就是为了以状态检修取代目前的定期检修。
定期检修存在两方面的不足：一是当设备存在着潜在的不安全因素时，因未到检修周期而不能及时排除隐患；二是当设各状态良好，但己到检修周期，就必须停电检修。检修时又缺少以往设各运行的状态记录，要检修的内容不明确，存在很大的盲目性，造成人力、物力和时间的浪费，检修效果也不好。
状态检修是根据设备的运行状况进行检修，因此状态检修的前提是必须要作好状态监测。一直以来，传感技术、计算机技术和光纤等高新技术的发展和应用，使电力设备的状态监测和故障诊断技术得到迅速发展。许多发达国家也陆续研制了油中溶解气体在线监测系统，变压器、发电机和GIS等的局部放电、泄露电流的在线监测系统，这些技术得到了国际大电网会议的系统总结。近年来，随着光电技术的发展，许多国家相继研制出不同类型的在线监测装置，就促进了设备的状态监测和故障诊断技术的实施和有效发展。
二、一次设备状态检修原则
变电站一次设备的检修应从实际出发，按照“该修的修，修必修好”的原则，并且结合变电站的具体情况进行合理选取。在新建或改建项日中可以率先引入状态检修把监测和诊断设备的安装事先融人规划设计之中，待取得成功的经验后，再逐步推广到下属的变电站。至于那些故障率较低或非重要地区的变电站.为了预防事故的发生而全部采用价格高昂的监测诊断系统，有时从终济上考虑是小合算的，可以只针对发生故障率较高的关键部件进行监测。安装实用并且功能简单的监测诊断设备.然后在探索设备使用寿命过程中，用科学的方法先逐渐延长变电站一次设备定期检修的周期，待变电站资金宽裕时，再试着对变电站一次设备采用状态检修。然而对于那些数目多且重要性较低的部件和设备则坏了就更换，并不需要都进行状态检修。
三、设备的状态检修
（一）变压器。
1、渗漏油。变压器运行中渗漏油现象比较普遍，其外面闪闪发光或黏着黑色的液体就可能是漏油。小型变压器装在配电柜中，因为漏出的油流入配电柜下部的坑内，所以不易及时发现。渗漏主要原因是油箱与零部件联接处密封不良、焊件或铸件存在缺陷、运行中额外荷重或受到振动等。此外，内部故障也会使油温升高，油的体积膨胀，发生漏油。
2、引线部分的故障。引线部分故障主要有引线烧断、接线柱松动等。引线部分与接线柱连接松动，导致接触不良。引线之间焊接不牢，造成过热或开焊。
（二）高低压开关设备。
1、断路器断路器常见的故障有：断路器拒动、断路器误动、断路器出现异常声响和严重过热、断路器分合闸中间态、断路器着火和断路器爆炸等。直流电压过低、过高，合闸接触器线圈极性接反或低电压不合格，远动回路故障及蓄电池容量不足，开关本体和合闸接触器卡滞，大轴窜动或销子脱落和操动机构等出现故障，都足造成断路器据动的原因。
2、隔离开关隔离开关载流接触面过热，由于隔离开关本身的特点和设计的局限，不少载流接触面的面积裕度较小，加上活动性接触环节多，容易发生接触不良现象。
（三）电流、电压互感器。
1、电流互感器在工作运行时，因其二次阻抗很小，接近于短路状态，其铁芯的激磁电流趋于零，所以二次回路不带电压。如发现其育不寻常振动的响声和发热现象，应停止运行，进行检查处理。通常这种异响是由于电流互感器过负荷、二次侧开路以及内部绝缘损坏发生放电等造成的。此外，由于半导体漆涂刷得不均匀形成的内部电晕以及夹铁螺丝松动等也会使电流互感器产生较大音响。
2、电压互感器常见问题是回路断线，首先要根据继电保护和自动装置有关规定，退出有关保护，防止误动作；其次检查高、低压熔断器及自动开关是否正常，如熔断器熔断，查明原因立即更换，再次熔断时则应慎重处理；最后检查电压回路所有接头有无松动、断头现象，切换回路有无接触不良现象。变电站一次设备状态检修绩效自评估主要采用分项和综合评分的方法，每年按变压器（含高压电抗器）、断路器（含GIS）、输电线路和其它变电设备（互感器、避雷器、隔离开关等）按状态评价的有效性、检修策略的正确性、计划实施、检修效果、检修效益进行分项评分；最后依据各分类权重计算出整体评估结果，计算方法见公式：S=0.1S1+0.3S2+0.2S3+0.2S4+0.2S5其中：S1一组织管理评估分值；S2一变压器设备评估分值；S3一断路器评估分值；s4一输电线路评估分值；S5一其他变电设备评估分值。
四、结束语
状态检修在变电站一次设备的应用，是变电站一次设备检修管理方面的一次技术性革命，通过状态检修及时了解设备运行的状态，使检修计划和决策更为科学性和合理性。但变电站一次设备状态检修也要在实际的应用中不断的完善，这就要求变电站一次设备人员在实践中不断发现问题和解决问题，使变电站一次设备状态检修工作更合理的开展，为电力系统的正常运行服务。
参考文献：
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[2]王勇，梅生伟，何光宇. 变电站一次设备数字化特征和实现[J]. 电力系统自动化，2010，13：94-99.
[3]周圣栋. 变电站一次设备的状态检修探讨[J]. 科协论坛（下半月），2011，06：31-32.
[4]潘忠波. 论述变电站一次设备运行中存在的问题与其状态检修[J]. 广东科技，2011，18：172-173.
[5]李毅. 浅析变电站一次设备的状态检修[J]. 中国高新技术企业，2011，28：96-97.
变电站通信设备 篇12
1 自动化系统网络结构
110k V变电站计算机监控系统一般采用开放式分层分布系统, 由站控层、间隔层以及网络设备构成。变电站宜采用单网结构, 站控层网络与间隔层网络采用直接连接方式, 站控层、间隔层宜采用以太网。
站控层设备主要包括主机兼操作员站、远动装置、公用接口装置、GPS、打印及网络设备等。其中, 远动装置可采用单机配置也可采用双机冗余配置。
间隔层设备包括I/O测控单元、间隔层网络与站控层网络的接口、继电保护通信接口装置等。
网络设备包括网络交换机、光/电转换器、接口设备、网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备。二次设备室内设备之间采用双屏蔽双绞线通信, 需穿越二次设备室外电缆沟的通信媒介应采用光缆。
110k V变电站电能计量系统独立组网, 各电能表通过各表计厂家电能通信规约与站内电能计量终端通信。变电站电能计量终端通过拨号通道或调度数据网络通道与调度主站TMR系统通信。
2 设备安装
110k V变电站自动化设备安装分为屏柜、设备、电缆三类。其中, 测控装置、远动装置和电能计量装置均为组屏安装。设备屏柜应通过螺栓方式与槽钢固定, 屏柜本体应通过截面积不小于25mm2的黄绿接地线与接地铜排相连, 其垂直度和水平偏差应满足规范 (见表1) 要求。
自动化设备安装时, 应注意下述事项:
(1) 屏柜内各设备间应保留足够的散热空间, 严谨设备堆叠安装。
(2) 同一系统的设备应尽量集中安装, 安装布局过于零散增加后期维护难度。
(3) 110k V变电站屏柜位置较少, 柜内设备安装时间距应合理, 尽量预留较多的备用空间以便于后期改造工程。
(4) 自动化设备应使用站内UPS电源或直流电源供电, 具备条件的设备应接入独立来源的冗余电源。
电缆敷设的工艺要求:电缆敷设不交叉, 电缆转向成排、成行整齐排列;先敷设长电缆, 再敷设短电缆;每敷设完1根电缆, 立即沿线整理, 排列整齐;电缆芯线号头使用号码机制作;电缆进入电缆沟、电缆竖井、屏柜、保护管时, 出口应及时封堵严密。
3 设备调试要点
(1) 测控装置调试要点。110k V变电站测控装置调试主要侧重于板卡配置、五防闭锁逻辑设置几个方面。
测控装置板卡配置就是根据测控装置的遥信、遥测、遥控等功能板卡实际配置情况, 完成测控装置程序的软件设置。板卡配置一般在设备出厂前已完成, 但是工程现场存在新增板卡、板卡位置调整时, 需要现场进行板卡配置。
测控装置五防闭锁逻辑是变电站设备电气闭锁的重要组成部分, 配置出现错误可能直接导致遥控误操作、带负荷拉刀闸等事件。测控装置五防闭锁逻辑配置需采集判断其一次设备位置, 同时可能需要利用其它测控装置采集的一次设备位置信号, 故测控装置五防逻辑配置需在完成遥信信号接入与网络联调后, 方可进行。
(2) 综自后台调试要点。110k V变电站综自后台通常采用Windows系列操作系统, 单机单显示器配置。综自后台调试重点主要在于监控系统参数配置、数据库设置、图形绘制、报表设置、信号联调等几个方面。
(1) 数据库设置。监控系统数据库方面各主流综自系统厂家常见的有2种配置方式:先在数据库中定义各一次设备属性, 再在图形界面上关联;先在图形界面上绘制全站所有一次设备, 同时定义一次设备属性, 系统自动写入数据库中。
根据综自系统厂家不同, 间隔层测控装置与站控层综自设备的遥测数据传输一般采用码值传输或二次值传输2种方式, 通用的遥测系数计量公式为:
遥控数据配置工作量相对较小, 但配置错误造成的影响很大。为防范发生误遥控事件, 遥控数据配置完成后应反复检查核对。
(2) 图形绘制。110k V变电站首页索引图应布置相应跳转按钮, 可以跳转至主接线画面和相关分画面。变电站主接线图宜绘制成在一个界面内显示完成, 主接线图画面包括图形和标注两部分内容。
(3) 报表设置。110k V变电站报表系统根据运行需求而定, 分为日报表、月报表、年报表, 包括线路负荷报表、主变数据报表、母线功率报表和电能量报表等几类。
(4) 信号联调。综自后台配置完成后, 需开展信号联调工作, 信号联调分遥信、遥测、遥控进行。
遥信信号联调需结合实际进行, 方可确保一次设备、二次回路、综自系统配置全部正确无误。遥测信号联调可采取设备加量的方式, 初次加量调试在20%、40%、60%、80%、100%、120%额定值数据处均需核对遥测精度是否满足要求。遥控试验需结合站控层、间隔层电气五防进行, 实际执行到位。
(3) 远动装置调试要点。远动工作站 (亦称总控或通信工作站) 是变电站自动化系统的信息控制中心, 它与站内智能设备进行数据交互, 形成相关标准格式信息, 并将其通过各种远动通道传送至集控中心和各级调度。
通常, 远动工作站采用嵌入式系统设计, 其参数配置需通过厂家提供的非标组态软件进行, 相对于综自后台而言, 缺乏良好的人机操作界面和防误功能, 对维护人员的计算机素质要求较高。
部分综自厂家的远动装置除实现传统遥信、遥测、遥控功能外, 还能承担规约转换器的功能。
远动装置的软件调试可分为3个部分。
(1) 远动装置与间隔层智能设备通信规约与数据采集调试。远动装置和间隔层测控装置、测保一体化装置的通信分为直接通信和经过规约转换器转发2种方式。远动装置与间隔层智能设备通信采用国内通用的IEC103规约, 数据传输采用点号+数据值的方式。远动装置和间隔层智能设备的信息点表需对应一致, 一般情况下该信息点表可从综自后台数据库导出。
(2) 远动装置与调度主站系统联合调试。远动装置与调度主站系统调试包括通道调试和转发数据调试2个方面。
远动装置与调度主站常见的通信方式有调度数据网和专线2种。常用远动规约有IEC104、IEC101、CDT、DISA等。远动规约通信双方均需统一遥信、遥测、遥控起始地址、类型等规约参数。配置网络通信通道时, 装置应设置正确的IP地址、子网掩码、网关、端口号等网络参数, 并与调度主站测试网络连接正常。配置专线通信参数时, MODEM的波特率、中心频率、校验方式等通信参数应与主站一致。
此外, 通信规约配置中, 部分参数配置需特别注意。例如, 遥测变化门槛值、数据传输优先级、远动数据信息点表, 数据通信双方信息点序应一致。特别注意点序是从0开始还是从1开始, 避免主站、子站信息错位。在转发表配置中, 若发生同一远动信号在转发表中多次配置的情况, 可能导致转发表无法生效、该遥信/遥测点无法正确上传、误遥控或遥控拒动的现象, 需特别注意。
(3) 调度主站系统与变电站的联合调试。变电站综自系统与调度主站的信号联调应在完成站内综自系统信号核对的基础上进行。遥信、遥测、遥控信号模拟方式与综自后台调试方式一致。
(4) 电能计量终端调试要点。110k V变电站电能计量终端接口一般包括脉冲量遥信信号接口、RS485接口、RS232接口、以太网接口、MODEM接口, 这些接口为终端提供上行和下行通道。其中RS485接口和脉冲量遥信信号接口为终端提供下行通道, 分别与电能表的RS485接口及脉冲电能表的脉冲接口相连。而RS232接口, MODEM接口及以太网接口提供计量终端的上行通道。其中RS232接口及MODEM接口与音频配线架连接, 将采集数据传往调度主站TMR系统, 而以太网接口用网线接入调度数据网将数据传往调度主站TMR系统。
电能计量终端配置需结合专用调试软件或工具进行, 一般需配置的参数分为两个方面。下行通道:电表型号、电表数量、通讯规约及参数、通道类型等;上行通道:RTU地址、通讯规约及参数、通道类型等。
(5) 自动化设备调试注意事项。自动化设备调试中有以下几个方面容易发生错误, 导致难以预计的后果, 自动化设备调试注意事项见表2。
4 验收检查
自动化设备验收人员组成应包括工程项目建设负责单位、调度机构、安装调试单位、设备运行维护单位、现场调试人员及相关单位人员。各系统设备需开展相关验收测试工作。
作为现场验收的技术标准或规程主要有:《变电站计算机监控系统现场验收管理规程》《交流采样测量装置校验规范》和现场施工设计图。
(1) 测控装置验收。测控装置的验收分为设备安装验收和系统功能验收。
(1) 设备安装验收主要包括4个部分:检查板件有无明显的松动、变形、移位;对现场的接线与设计图的标号和编号、电缆的标号和编号、设备的标号和编号之间进行校对, 做到“三对应”;对现场的分布位置与设计图、电缆、设备之间进行校对, 做到“三一致”;检查屏柜、设备、板件固定是否牢固, 电缆接入是否存在松动。
(2) 系统功能验收项目主要包括4个方面, 详见表3。
(2) 综自后台验收。综自后台验收项目较多, 主要包括6个方面, 详见表4。
(3) 远动装置验收。110k V变电站远动装置验收分硬件安装和软件功能2个部分。
远动装置硬件安装验收与测控装置相似, 需检查屏柜、设备与板卡固定、现场接线、安装位置等几个方面。
站内综自系统与各级调度的信号联调试验是远动装置验收的重要组成部分, 所有信号要求正确无误。其中, 事故总信号配置需确保不漏发、不误发。
对于远动配置为双机或远动至上级调度通道为多通道的变电站, 还需要开展远动主、备机切换测试 (切换时间≤20s) 和远动主、备通道切换测试 (切换时间≤10s) 。在切换测试过程中, 需特别关注调度主站系统是否存在遥信、遥测跳变或归零的现象。
(4) 电能计量系统验收。电能计量系统验收关键点包括:
(1) 屏柜、设备与板卡固定、现场接线、安装位置检查。
(2) 拨号通道防雷检查。
(3) 电能计量终端与电能表计通信检查。
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