变电站典型操作

变电站典型操作（精选9篇）

变电站典型操作 篇1

变电站中运行的电气设备, 常常遇到检修、调整、试验及消除缺陷的工作, 还要根据电力系统的不断发展投入新的设备这就需要改变电气设备的运行状态, 或改变系统的运行方式。

当电气设备由一种状态转换到另一种状态或改变系统的运行方式时, 需要进行一系列的操作, 这种操作叫做电气设备的倒闸操作。倒闸操作既有其典型性, 又有其特殊性, 电网不同的运行方式, 变电站不同的主结线, 继电保护及自动装置配置的差异以及不同的操作任务, 都将影响到倒闸操作的每一具体步骤。因此, 针对不同的典型操作, 分析其潜在的危险点——即容易引起误操作的重要环节, 掌握其正确的方法及步骤, 对防范误操作事故的发生, 有很现实的指导作用。

1 变压器操作的危险点及防范

变压器是变电站中的重要元件之一, 它的操作通常包括向变压器充电、带负荷、并列、解列、切断空载变压器等项内容, 是电气倒闸操作中最常见的典型操作之一。变压器操作的危险点主要有:一是切合空载变压器过程中可能出现的操作过电压, 危及变压器绝缘;二是变压器空载电压升高, 使变压器绝缘遭受损坏。

1.1 切合空载变压器产生操作过电压的防范措施

变压器中性点接地, 主要是避免产生操作过电压。在110k V及以上大电流接地系统中, 为了限制单相接地短路电流, 部分变压器中性点是不接地的, 也就是说:变压器中性点接地数量和在网络中的位置是综合变压器的绝缘安全、降低短路电流、继电保护可靠动作等要求决定的。切合空载变压器或解、并列电源系统, 若将变压器中性点接地, 操作时断路器发生三相不同期动作或出现非对称开断, 可以避免发生电容传递过电压或失步工频过电压所造成的事故。所以, 防范切合空载变压器产生操作过电压造成的危害, 应集中在变压器中性点接地刀闸操作的正确性上。

1.2 变压器中性点接地刀闸操作应遵循下述原则

(1) 若有数台变压器并列在中性点接地系统的不同高压母线上, 则每条母线上要有一台变压器中性点直接接地, 以免母联断路器跳闸后, 使某一条母线成为不接地系统。

(2) 变压器的高压侧所连接的系统为中性点直接接地系统, 低压侧又有电源时, 则变压器中性点必须直接接地, 以防止高压侧开关跳闸时, 变压器成为中性点对地绝缘系统, 因而中性点有可能出现过高的电压位移的危险。当由于某种原因中性点不能直接接地时, 则应装设零序过电压保护发生不对称故障高压侧断路器跳开时, 零序过电保护就可以跳开低压侧断路器;或者中性点经避雷器接地, 在使中性点产生一定的电压位移时, 对地放电, 从而使低压侧断路器跳开。

(3) 变压器高压侧连接的系统为中性点经消弧线圈接地系统, 若操作的变压器中性点接有消弧线圈, 应调整系统内其他消弧线圈分接头, 或调整系统结线。当带有消弧线圈的变压器停运时, 应该先将消弧线圈切断, 然后将消弧线圈连接在其他变压器上, 再进行停电操作。不允许用中性点隔离开关并列的方法切换, 以防止线路发生接地故障的同时, 母联断路器跳闸, 致使没有接地的系统产生虚幻接地现象。

2 母线倒闸操作的危险点及其防范

母线的操作是指母线的投入和停用, 以及母线上的设备在两条母线间的倒换等。由于母线是电力发送的汇合“场所”, 连接元件多, 操作工作量大, 它的安全与否影响面很大, 稍有疏忽即可能造成大面积停电事故。因此, 值班人员必须掌握母线操作的原则及应注意的事项, 操作前作好充分准备, 操作时严格执行操作监护制度, 防止误操作事故的发生。母线操作潜在的危险点:一是可能发生的带负荷拉刀闸事故;二是继电保护及自动装置切换错误引起的误动;三是向空载母线充电时电感式电压互感器与断路器断口电容形成的串联谐振。

2.1 母线操作的正确方法及需注意的事项

(1) 备用母线的充电或母线本身经过检修后重新投入运行, 如需要充电, 有母联开关时应使用母联开关向母线充电。母联开关的充电保护应在投入状态, 必要时要将保护整定时间调整到0。这样, 如果备用母线或检修后的母线存在故障或忘拆地线, 可由母联开关切除, 防止事故扩大。如无母联开关, 应尽可能利用外来电源断路器对备用母线或检修后的母线试送电。不具备上述条件时, 则因仔细检查备用母线或检修后的母线, 确认设备正常、可以送电后, 也可用刀闸充电, 但在选择刀闸和编制操作顺序时, 应注意不要出现过负荷。 (操作时应先将该母线电压互感器二次侧断开 (取下熔断器或断开自动开关) , 防止运行母线的电压互感器熔断器熔断或断开自动开关, 防止运行母线的电压互感器器熔断器或自动开关跳闸。

(2) 除用母联开关充电之外, 在母线倒闸过程中, 必须合上母联隔离开关及断路器, 取下母联断路器的操作电源熔断器, 才能进行, 防止在倒闸操作中, 母联断路器误跳闸, 发生带负荷拉、合隔离开关的事故。

(3) 由于设备倒换至另一母线或母线上的电压互感器停电, 继电保护及自动装置的电压回路需要转换由另一电压互感器给电时, 应注意勿使继电保护及自动装置因失去电压而误动作。避免电压回路接触不良以及通过电压互感器二次向不带电母线反充电, 而引起的电压回路熔断器熔断, 造成继电保护误动等情况的出现。若停电母线的电压互感器所带的保护 (如低电压、低频、阻抗保护等) 如不能提前切换到运行母线的电压互感器上供电, 则事先应将这些保护停用, 并断开跳闸压板。

3 结语

电气误操作事故其性质恶劣, 后果严重。发生误操作的原因很多, 其中运行值班人员技术素质不过硬, 对要操作的设备或系统不熟悉, 对操作后将引起的设备或电网运行方式的变化不清楚, 对典型倒闸操作的操作要点没能很好领悟, 对操作过程中容易引起误操作的关键环节——即危险点未予足够重视, 是一个根本原因。这也提醒运行管理人员, 在现场规程修编时, 对于典型倒闸操作的操作要点要明确予以规定, 在加强安全教育与运行管理的同时, 要花大力气抓好职工的技术培训工作。在工作中还必须针对当时系统运行的具体情况, 采取切实有效的技术措施, 制定合理的方案, 保证在操作中不发生误操作事故, 使系统安全稳定运行。

参考文献

[1]华北电业管理局.变电运行技术问答[M].中国电力出版社.

变电站典型操作 篇2

各单位可参照以下内容编写典型操作票： E.1 典型操作票任务的提出

典型操作票的操作任务和任务顺序由负责设备调度管理的调度部门提出，或者变电站与调度协商后由调度单位提出，但两种方法提出的任务和任务顺序均必须经调度部门技术负责人审定合格。E.2 典型操作票编写

变电站应根据调度部门提供的操作任务和任务顺序，由变电站的站长或站长指定的运行人员[正（主）值以上]编写具体的操作步骤；必须结合站内一、二次设备实际情况，调度整定书要求、运行规程、调度规程、变电站现场运行注意事项、有关图纸以及检修、继保校验人员填写的注意事项等有关要求内容进行，并对步骤正确性负责。E.3 典型操作票审核

E.3.1 操作任务审核：典型操作票的任务和任务顺序应由调度部门技术负责人审核，并对其正确性负责。E.3.2 操作步骤审核：典型操作票编写完成后，由站内全体运行人员自审合格并由各正（主）值、值长签名，然后由站长、站技术负责人审核正确无误签名，审核人员对操作步骤的正确性负责。典型操作票一式二份再交运行部分管运行专职或运行主管审核签名，运行专职或运行主管对典型操作票的原则正确性负责。典型操作票的审核工作一般应在编写完成后一个月内完成。

实行集控站或“子母站”模式变电站的典型操作票由集控站或“母站”负责，可参照上述条款执行。E.4 典型操作票批准

经上级运行专职或运行主管审核签名后的典型操作票，由上级主管运行科长或主任工程师审定后，再由运行总工批准执行。自批准之日起，典型操作票有效。E.5 典型操作票的管理办法：

E.5.1 典型操作票应用钢笔、圆珠笔填写或电脑打印，票面应清楚整洁，字迹要端正、不准涂改，并一式两份。

E.5.2 典型操作票应有目录、编号。同一任务有连续多张的操作票，在其操作票左下角写上或打印“转下页”（最后一页除外），同一任务有连续多张的典型操作票其编号方式为：“编号—序数号”（1，2，3，……）。E.5.3 经各级审核、批准的典型操作票（含任务及步骤）应一式二份，其中一份送存调度部门。另一份站内留存。

E.5.4 站内典型操作票，应有站长、站技术负责人（或站长指定的值长）两人负责，其责职是要始终保持站内典型操作票正确完好。如有设备变动应及时修正典型操作票并完成审核程序。

E.5.5 现场设备情况如有变更时，应由变电站典型操作票管理者及时向调度提出修改相应的典型操作票，原典型操作票作废。经过与第1～4条相同的程序，上报新的典型操作票，并经审核、批准后执行，此项工作应在变动设备投运前完成。

E.5.6 系统方式变动时应由变电站典型操作票管理者及时向调度提出修改相应的典型操作票，原典型操作票作废，经过与第1～4条相同的程序，上报新的典型操作票，并经审核、批准后执行，此项工作应新方式运行前完成。

E.5.7 在新建、扩建的变电、线路设备正式投运前，应制订典型操作票作为生产准备工作的重要内容之一。启动投产时的操作，就应使用已批准过的典型操作票，否则不具备投产操作的条件。

E.5.8 典型操作票每年四月份定期进行一次全面审查修订，由站长布置，站内各值长重新审查全部执行的典型操作票并签名，然后站长及技术负责人审查正确后签名。典型操作票重新审查后的站内各级审核人员签名及上级分管运行专职审核签名和日期应签在典型操作票目录相应栏内。E.6 典型操作票编写规定

E.6.1 典型操作票的编写格式应符合网、省公司有关文件的规定。

E.6.2 编写典型操作票时应结合站内一、二次设备实际情况，调度整定书要求、运行规程、调度规程、变电站现场运行注意事项、有关图纸以及检修、继保校验人员填写的注意事项等有关要求内容进行。E.6.3 典型操作票必须使用“调度操作标准术语”和“设备双重名称”（设备名称和编号），使用的设备双重名称必须经调度批准且与实际设备铭牌相符。

E.6.4 凡在操作过程中，使用的操作任务名称相同，其操作步骤必须一致。

E.6.5 同一变电站中相同性质的回路，若其设备配置相同时可以相互套用，否则必须分别编写典型操作票，不能相互套用。

E.6.6 旁路带各线路（包括带主变回路）的典型操作票必须分别编写。

E.6.7 操作步骤内容与顺序必须与操作任务的内容与顺序相对应，操作步骤内容与顺序不得颠倒或跳越。E.6.8 如操作任务或步骤有特殊要求应在典型操作票中详细说明，或填写注意事项，且被说明的步骤应打“*”号。

E.6.9 《电业安全工作规程》中明确规定以下内容应填入操作票： E.6.9.1 应拉合的开关和刀闸。E.6.9.2 检查开关和刀闸的位置。

E.6.9.3 用验电器检查应停电的导电部分是否确无电压。E.6.9.4 检查接地线是否拆除。E.6.9.5 检查负荷分配。E.6.9.6 装拆接地线。

E.6.9.7 合上或拉开控制回路或电压互感器的保险器（熔丝、小开关）。E.6.9.8 切换保护回路（用上或停用继电保护、自动装置及改变其整定值）。E.6.10 为防止误操作，下列项目在操作票中应作为单独项目填写检查项目： E.6.10.1 开关、刀闸操作后应检查其实际位置（拉开或合上位置）。

E.6.10.2 合上、拉开接地刀闸后（或挂、拆接地线后）应填写检查其实际位置。E.6.10.3 回路改热备用前，应检查回路无接地线。E.6.10.4 在操作刀闸前应填写“检查×××开关在拉开位置”。

E.6.10.5 冷备用改检修时，在合接地刀闸（或挂接地线）前填写检查相关刀闸在拉开位置的项目。例如“检查×××母线刀闸、线路刀闸、旁路刀闸在拉开位置”。

E.6.10.6 当母线停电，在拉开母联、分段开关时应填写“检查××母线上各回路的母线刀闸均在拉开位置”。E.6.10.7在合上接地刀闸前，应填写“在××× ×××××侧验明无电，对线路、变压器侧、电压互感器、电容器等应验明无电外，还应增加„放电‟内容”。

E.6.10.8 保护用上前填写必要的测试步骤或检查出口继电器不动作或装置无异常信号。E.6.11 在下列情况应填写抄录三相电流。E.6.11.1 合上母联开关后，应抄录三相电流。

E.6.11.2 合上分段开关后，应抄录三相电流。（注：如是合环操作可以抄录三相电流，空充母线时应抄录三相电压。）

E.6.11.3 在拉开母联、分段开关前后，应抄录三相电流。

E.6.11.4 旁路带出线或主变，在合上旁路开关后，应抄录三相电流。

E.6.11.5 线路或主变由旁路带改本线运行，在合上本线开关后，抄录三相电流。E.6.11.6 解、合环操作时，抄录有关回路的三相电流。

典型变电站谐波治理方法 篇3

近年来随着电力电子技术在电气设备中广泛应用及其它非线性负荷在电网中不断增长, 给电网带来的不仅是谐波污染, 同时也引起了电压波动与闪变等其它电能质量问题。已严重危及到电网的安全稳定及经济运行。因此, 对谐波的综合治理日显重要。目前国内外, 广泛应用于谐波治理的滤波器有无源滤波、静止无功补偿装置 (TCR+FC) 、SVG和APF有源滤波器等。

某110kV变电站负荷均为轧钢、小冶炼厂等冲击性负荷。因各厂没有进行相关治理工作, 大量用户产生的谐波汇集到系统变电站, 造成变电站各电压等级侧谐波严重超标。为了改善该地区谐波污染情况, 以下根据变电站实际运行工况, 提出了SVG+FC治理方案, 通过仿真数据分析, 该方案治理效果明显。

2 瞬时功率理论检测谐波电流

三相瞬时功率理论经过多年的发展, 目前已经成功应用到工程无功补偿和谐波治理项目中。其谐波电流检测过程, 如图1所示。

在上图中, A相电压经过锁相环节, 生成同相位的正弦和余弦信号。两者合成构成C信号矩阵。图中,

undefined

undefined

在上图中, 三相电流经正交变换、C矩阵合成得到瞬时有功电流ip和瞬时无功电流iq。两信号经低通滤波器, 得到直流分量i-p, i-q, 这两信号对于基波有功电流和无功电流。两电流信号经方变换, 最终得到三相基波电流iaf, ibf, icf。该信号与原信号相减可得到谐波电流信号ian, ibn, icn。当今国内主流SVG, 主要是利用上述理论原理, 实现谐波治理。

3 典型变电站背景谐波

某110kV变电站10kV 无功补偿装置及其它高压设备因受谐波的影响, 曾经出现过多次保护误动作及熔断器熔断。从云南电网电能质量在线监测系统对该变电站的监测数据分析可知, 该变电站10kV 侧5、7、11、13、17、19次谐波超标, 35kV侧1段母线5、7、11、13次谐波超标。测试数据汇总如表1所示。

4 治理方案

针对该变电站实际情况结合工程预算, 提出SVG+FC治理方案。其中, 在1号主变10kV侧加装一套±6Mvar的SVG滤除1号主变10kV侧3、5、7次谐波电流;与此同时, 在该侧加装一套容量为4.2Mvar的高通滤波器用于滤除11次及以上谐波电流;在1号主变35kV侧加装一套容量为14.4Mvar的5次单调谐滤波器, 滤除35kV侧谐波源产生的5次谐波电流。

根据系统参数可知, 10kV H11滤波器投入后对该侧5、7次谐波电流有放大作用;35kV侧H5投入对3、4次谐波均具有放大作用。参见图2和图3所示。

为了解决谐波放大问题, 在投运次序上, 可优先投入SVG后, 再投入FC, 从而减小FC对谐波部分次数谐波的放大作用影响。经PSCAD仿真, 得出滤波器投入后的滤波效果如表2所示。

参照表1可知, 滤波器全部投入后, 滤波效果较为理想。

5 结 论

针对小型多谐波源汇集至系统变电站, 引起系统电能质量严重污染难题, 提出了有源和无源相结合的治理方案。通过仿真计算, 该方案比常规FC治理方案具有较好的滤波效果的同时, 解决无功波动引起的电压波动问题。治理方案具有较高的技术性、经济性, 可在电网中推广。

参考文献

[1]肖湘宁电能质量分析与控制[M].中国电力出版社

[2]武健, 何娜, 徐殿国.并联混合有源滤波器复合控制策略[J].电力自动化设备, 2009, (03) .

操作风险典型案例 篇4

1、巴林银行的倒闭

1995年2月26日，英国中央银行突然宣布；巴林银行不得继续从事交易活动并将申请破产清算。这则消息让全世界为之震惊，因为巴林银行是英国举世闻名的老牌商业银行。说起巴林银行破产的原因，更加让人难以置信；它竟葬送在巴林银行新加坡分行的一名普通职员之手!

1992年，里森加入巴林银行并被派往新加坡分行，负责新加坡分行的金融衍生品交易。里森的主要工作是在日本的大阪及新加坡进行日经指数期货的套利活动。然而过于自负的里森并没有严格按照规则去做，他判断日经指数期货将要上涨，伪造文件、私设账户挪用大量的资金买进日经指数期货。

1995年2月23日，里森突然失踪，他失败的投机活动导致巴林银行的损失逾10亿美元之巨，已经远远超过了巴林银行5.41亿美元的全部净资产。

巴林银行破产的原因耐人寻味。从表面上看，巴林银行是由于里森个人的投机失败直接引发的。而实际上，深层次的原因在于巴林银行控制内部风险尤其是操作风险的制度相当薄弱。首先，巴林银行没有将交易与清算业务分开，允许里森既作为首席交易员，又负责其交易的清算工作。在大多数银行，这两项业务是分立的。因为让一个交易员清算自己的交易会使其很容易隐瞒交易风险或亏掉的金钱。这是一种制度上的缺陷。其次，巴林银行的内部审计极其松散，在损失达到5，000万英镑时，巴林银行总部曾派人调查里森的账目，资产负债表也明显记录了这些亏损，但巴林银行高层对资产负债表反映出的问题视而不见，轻信了里森的谎言。里森假造花旗银行有5，000万英镑存款，也没有人去核实一下花旗银行的账目。监管不力不仅导致了巴林银行的倒闭，也使其3名高级管理人员受到法律惩处。

2、日本大和银行。井口俊英是日本大和银行纽约分行的一名职员，1976年进入该行，担当国债交易审核员。1979年，因工作勤奋，认真负责，被提升为纽约分行国债交易室主管，同时兼任国债交易稽查主任。在华尔街有一间专用的办公室，这是银行给他的特殊待遇。

此后的几年，井口俊英一直在努力工作，为银行赚了大笔的利润，他本人则获得了“谨慎交易员”的美誉。

但是到了1983年，一切都改变了。

他在一个普通的交易日，一次买断1000万美元的浮动利率债券，希望有人追捧，但是结果出乎他的意料，从此他不断地亏损下去。为了珍惜自己的声誉，他不断地违规操作，擅自出售有价证券、弥补亏损、更改交易记录、伪造余额证明……终于一步步走向深渊。

井口经常担心事情败露，但是一次次的审计总是给他开绿灯。1989年大和总部派人来纽约支行查账，纽约州银行管理机构也接到匿名举报，告之大和在国债上的巨额交易。但是审计师们只进行了20分钟的询问就不了了之。

1992年，纽约联邦储备银行对大和银行纽约分行进行了仔细检查，对混乱的管理进行了严厉的批评，也仅此而已，井口的几亿美元亏损仍无人知晓。

1993年，在和银行迫于纽约联邦储备银行的压力，将井口俊英从交易主管的位置撤换下来。这给了井口俊英致命的打击。两年后，1995年7月他终于向大和银行总行自首，交代了隐瞒了12年的违规交易与11亿美元的巨额亏损。

二战结束时，日本通过了《证券和交易法》，其中第65条严令禁止日本的银行参与国内证券业，旨在保证存款人利益不受证券市场大幅度波动的影响。然而，日本银行业的利润来源因此大受限制，在与非银行金融机构的业务竞争中也显然处于不利地位。于是，日本银行业纷纷积极拓展国际证券业务，通过国际渠道进行国内证券投资，以此增加利润、积累经验，等待国内金融管制的放松。许多日本银行将其海外分支机构作为对国内人员进行证券交易培训的基地。由于膨胀太快，交易人员缺乏必要的素养和经验，交易机构又缺乏必要的风险管理机制，这就为恶性事件的发生埋下了隐患。后来，美国高等法院判定日本大和银行犯了欺骗美国金融当局罪，联邦与纽约州立政府限令大和在3个月内结束在美业务，并规定3年内不得重开在美项目，指控大和非法隐瞒巨额交易损失，要求判处13亿美元的罚款。

3、中国航油成立于1993年，由中央直属大型国企中国航空油料控股公司控股，总部和注册地均位于新加坡。公司成立之初经营十分困难，一度濒临破产，后在总裁陈久霖的带领下，一举扭亏为盈，从单一的进口航油采购业务逐步扩展到国际石油贸易业务，并于2001年在新加坡交易所主板上市，成为中国首家利用海外自有资产在国外上市的中资企业。

经过一系列扩张运作后，公司已成功从一个贸易型企业发展成工贸结合的实体企业，实力大为增加。短短几年间，其净资产增长了700多倍，股价也是一路上扬，市值增长了4倍，一时成为资本市场的明星。

据新交所网站的介绍，目前公司几乎100%垄断中国进口航油业务，同时公司还向下游整合，对相关的运营设施、基础设施和下游企业进行投资。通过一系列的海外收购活动，中国航油的市场区域已扩大到东盟、远东和美国等地。

2003年，《求是》杂志曾发表调查报告，盛赞中国航油是中国企业走出去战略棋盘上的过河尖兵，报告称，公司的成功并无特殊的背景和机遇，完全是靠自己艰苦奋斗取得的。同时，国资委也表示，中国航油是国有企业走出国门、实施跨国经营的一个成功典范。公司经营的成功为其赢来了一连串声誉，新加坡国立大学将其作为MBA的教学案例，2002年公司被新交所评为“最具透明度的上市公司”奖，并且是唯一入选的中资公司。公司总裁陈久霖被《世界经济论坛》评选为“亚洲经济新领袖”，陈久霖还曾入选“北大杰出校友”名录。

然而，在2003年下半年，中航油开始了巨额亏损路程。

-2003年下半年 中航油开始参与200万桶原油期货买卖，初期获利；

-2004年一季度 国际油价飙升，中航油持淡仓，录得账面亏损580万美元，为求收复失地，加大投资增持淡仓；

-2004年二季度 油价续升，中航 油账面亏损增至3000万美元。为避免在账目上出现实际亏损，公司决定将交割日期延后至2005及2006年，再加大投资，希望油价回落时可翻身；

-2004年 10月中航油的原油期货合约已增至5200万桶，油价到达历史高位，中航油面临巨额亏损；

-2004年10月10日 中航油首次向中航油集团呈交报告，说明交易情况及面对1.8亿美元的账面损失，并已缴付了期货交易的8000万美元补仓资金，公司同时面对严重的现金流问题，已接近用罄2600万美元的营运资金、1.2亿美元的银团贷款及6800万美元的应收贸易款，上述数据从未向其它股东及公众披露；

-2004年10月20日中航油集团为了筹集资金支付补仓资金，透过德意志银行新加坡分行配售15%的中航油股份，令集团持股比例由75%减至60%，集资1.08亿美元；

-2004年10月26日－28 中航油未能补仓，多张合约被逼平仓，实际损失增至1.32亿美元；

-2004年10月26日－29 巴克莱资本开始追债行动，要求中航油偿还2646万美元；

-2004年11月8日中航油再有合约被逼平仓，亏损增加1亿美元；

-2004年11月9日三井(Mitsui)能源风险管理公司加入追债行列，追讨7033万美元；

-2004年11月16日另一批合约被平仓，再亏7000万美元；

-2004年11月17日Standard Bank London Ltd追讨1443万美元，并指如果未能在12月9 日支付欠款，将会申请将之破产；

-2004年11月25日最后一批合约被平仓，总亏损合计达3.81亿美元，债权银行陆续追债，合计追讨2.48亿美元，该公司同时已违反法国兴业银行牵头的1.6亿美元银团贷款条款，同样面对被清盘危机；

-2004年11月29日陈久霖向新加坡法院申请破产保护，并指中航油集团已承诺继续支付及偿还该公司欠款，并正与新加坡政府拥有的淡马锡集团联合注资1亿美元协助公司重组，但淡马锡尚未答应；

文本典型票的操作序列解析算法 篇5

关键词：文本典型操作票,解析,推理机,模糊匹配,冲突消解

0 引言

国内独立的电气操作票系统的发展大致经历以下几个阶段:基于典型票的操作票生成系统[1],基于图形校核的操作票生成系统[2,3],专家推理型的操作票系统[4,5,6]。但随着监控五防一体化系统技术的成熟,许多变电站采用监控五防一体化系统代替独立五防操作票系统,原有的老系统中存在着大量文本典型票,同时实际的变电站运行现场也存在大量的文本典型票,它们是以文本形式存储每一步操作内容,这种以文本形式存在的操作票没有知识表示、推理过程和安全校核功能,所以无法识别其所存储的文本操作内容的正确性。而现有已投入运行的独立五防操作票系统对文本典型操作票大都采用人工解析的方法,主要有两种方法:(1)把文本典型操作票中的操作语句手动解析成对应系统能够识别的操作序列,例如:珠海共创公司的FY2000微机防误操作票系统就是在文本典型票导入时,每条操作票语句后存储有相应语句的操作序列;(2)根据文本典型票的操作指令顺序在图形系统上进行模拟开票,经过五防逻辑校验后存储成系统能够识别的典型操作票。以上两种文本典型票的解析方法都可归纳为人工解析文本典型票,这种解析典型操作票数据文件的工作量是非常大的(如一个中型电厂的典型操作票可达上千张)[7]。

本文旨在解决人工解析文本典型操作票巨大工作量的问题,提出一种基于推理机和最大模糊匹配原理的文本典型操作票解析方法。本算法研究了规则描述及其推理机制,所有规则均采用数据库关系表进行保存,推理清晰明了。同时,设备的知识表示也采用数据库关系表来表示。这些规则知识都以数据库的关系表形式进行外部存储实现了推理机和知识库的完全分离,以这种设计思想为核心建立的推理机制,使算法具有较高的智能性和良好的扩展性,可有效应用于文本典型票的解析,具有很强的实用性,很大程度减轻了现场工程人员的工作强度。

1 相关背景知识

1.1 推理机

推理机(Inference Engine)是专家系统中实现基于知识推理的部件,是基于知识的推理在计算机中的实现,主要包括推理和控制两个方面,是知识系统中不可缺少的重要组成部分。

推理是指依据一定的规则从已有的事实推出结论的过程。基于知识的推理所要解决的问题是如何在问题求解过程中,选择和运用知识,完成问题求解。知识的运用模式称为推理方式,知识的选择称之为推理控制,它直接决定着推理的效果和推理的效率。推理控制的核心是推理控制策略。

推理机包括搜索、匹配、冲突消解和触发几部分。搜索是一种对知识的定位行为;匹配是判断知识的一种方法,是专家系统判断一条规则是否成立的过程;从同时匹配成功的规则中选出规则的算法为冲突消解;被冲突消解所选出的规则称为规则触发。推理机利用知识的求解过程可以得出:推理机=推理方式+匹配+冲突消解策略+执行。

专家系统中常用的推理方式有正向推理、反向推理以及正、反向混合推理。在文本典型票的解析过程中我们采用正向推理方式,正向推理从已知的事实出发,逐步推导出最后结论,其推理过程[8]大致是:

(1)用工作存储器中的事实与产生式规则的前提条件进行匹配;

(2)用冲突消解策略从匹配的规则实例中选择一条规则;

(3)执行选中规则的动作,一次修改工作存储器;

(4)用更新后的工作存储器,重复上述几步工作,直到得到结论。

1.2 冲突消解策略

在推理过程中,系统要不断地用当前已知的事实与知识库中的知识进行匹配。在匹配的过程中如果已知事实可与知识库中的多个知识匹配成功,或者有多个、多组已知事实与知识库中的多个知识匹配成功,称这种情况为冲突。

解决冲突是冲突消解的任务。对于正向推理而言,它将决定选择哪一组已知事实来激活那一条规则,使它用于当前推理,产生其后件指出的结论或执行相应的操作。对于逆向推理来说,它将决定用哪一个假设与哪一个产生式规则的后件进行匹配,从而推出相应的前件,作为新的假设。

对于精确推理,已有多种冲突消解策略,其基本思想是对知识进行排序,如按针对性排序、按已知事实的新鲜性排序、按匹配度排序、根据领域问题的特点排序、按上下文限制排序、按冗余限制排序、按条件个数排序等。具体应用时,可对上述策略进行组合,目的是尽量减少冲突的发生,使推理有较快的速度和较高的效率。对于不精确推理、近似推理或模糊推理,也有若干冲突消解策略,如按匹配度大小排序、按加权平均值排序,以及按广义顺序关系排序等。

2 文本典型操作票的操作序列的解析

文本典型票中的操作项可以被倒闸操作人员所识别,但是五防操作票系统却无法识别操作项的实际含义,无法对操作项进行推理和五防逻辑检验。所以对文本典型票解析的目标是将文本操作项解析成系统能够识别的内部术语描述,具体要得到每一步骤中的所要操作的设备、设备的最终电气状态以及操作步骤的类型等系统五防逻辑校验所需的相关信息,最终存储为系统所能识别的能通过五防逻辑检验的典型操作票。

2.1 知识表示

知识表示是知识符号化过程和形式化的过程。在本文中,知识表示方法[9,10]采用关系表来表示。知识库由两部分组成:设备库和操作术语规则库。

2.1.1 设备库

设备库主要存放电气运行中各运行设备的相关信息,操作票系统与监控系统共享系统的图形建模功能,因此设备库可自动生成。设备库关系表的属性主要包括:(1)设备编号;(2)设备类型;(3)所属间隔;(4)电压等级。

2.1.2 操作术语规则库

操作术语规则库是存储设备的操作术语描述匹配规则。文本典型票解析所依赖的是操作术语描述规则,操作术语描述规则库关系表的属性主要是由以下这几部分组成:(1)操作术语规则描述;(2)术语规则的类型;(3)操作设备类型;(4)设备电气初态;(5)设备电气目标态。

某一类设备的某种操作就对应一个操作术语规则描述,操作术语规则描述就是一个详细的规则模板,我们可以调整模板来组合出想要的操作任务。单项操作术语规则描述可分为切换型和检查型[11]。

(1)切换型:表示设备从一个状态切换到另一状态时生成的操作术语的组合。根据设备的类型有不同的知识表示,例如:

I.主动词+[电压等级]+[所属间隔]+设备编号+设备类型

例如:拉开110 kV#1变高1M侧11011刀闸。

II.主动词+[电压等级]+[所属间隔]+设备编号+设备类型+状态词

例如:将35 kV#2变中中性点32000接地刀闸控制转换开关3SA置“远方”位置。

III.主动词+[电压等级]+[所属间隔]+设备编号+设备类型+主动词+状态词

例如:拉开110 kV#1变高1M侧11011刀闸,并检查确在分闸位置。

(2)检查类:表示设备检查术语(不切换设备的状态)的组合。

主动词+[电压等级]+[所属间隔]+设备编号+设备类型

例如:检查110 kV#1变高1M侧11011刀闸确在分闸位置。

操作术语规则描述是由已赋值的常量和未赋值的变量组成,以上术语规则描述的知识表示中主动词、设备类型、状态词是已赋值的常量,而电压等级、所属间隔和设备编号是未赋值的变量。例如,拉开刀闸的操作术语规则描述是:“拉开@刀闸”,其中符号“@”代表操作设备的具体描述,是由三部分组成:[电压等级]+[所属间隔]+设备编号,设备具体描述的三部分是除“设备编号”外的组成部分是可选的,可以根据具体情况灵活配置,“设备编号”在整个设备库中是全局唯一的,在操作票的操作步骤中是必不可少的;在本例中“@”是操作术语规则中的未赋值变量,而“拉开”和“刀闸”是操作术语规则描述中已赋值的常量,可以根据不同地区的操作习惯进行设置,具体的操作指令生成实际上就是对“@”变量进行具体赋值就可以形成诸如“拉开110 kV#1变高1M侧11011刀闸”的操作指令;“@”符号前面已赋值的常量“拉开”在此称之为术语前缀常量,而“@”符号后面已赋值的常量在此称之为术语后缀常量。所以单项操作术语可以归纳成:术语前缀常量+操作设备的具体描述(用@表示)+术语后缀常量。

操作术语规则生成具体的操作指令可以被倒闸操作人员所识别和理解,是外部术语,而操作票系统能够识别的、内部使用的术语称为内部术语。例如:外部术语“拉开110 kV#1变高1M侧11011刀闸”,可以表示内部术语“11011=ON”。设备操作的主要类型有:分、合、检分、检合、验测等。以接地刀闸为例,外部术语和内部术语的知识表示如表1。

2.2 操作序列的解析算法的推理过程

对文本操作票的解析是将系统无法识别的文本操作项(外部术语)转换成系统能够识别的系统术语(内部术语)。在解析过程中要提取两种属性:操作设备和设备最终电气状态。操作序列的解析过程如下:

1)取得所有操作术语规则中的术语前缀常量,并按常量的字符长度从大到小排序。

2)逐步取术语前缀常量与操作步骤进行从左到右进行等长度字符匹配。

3)取得所有匹配中的操作术语规则,并把这些操作术语规则按字符长度进行从大到小排序。

4)对操作步骤和操作术语规则,按从右到左对术语后缀常量进行匹配。进一步缩小匹配中的操作术规则,并取得文本操作项中的操作设备的具体描述。

5)逐步取匹配中的操作术语规则中的设备类型,从设备库中取出本类型的设备编号与操作设备的具体描述进行从右到左进行最大模糊匹配。

6)匹配成功后取得操作设备编号,进而得到操作步骤中的操作类型,设备初始状态,设备目标状态。否则重复步骤5),直到所有的操作术语规则都匹配不成功。具体的推理过程如图1所示。

在解析文本操作语句的过程中,对操作步骤中的操作设备进行设备编号最大模糊匹配,可以避免由于间隔描述或者电压等级的笔误而造成操作语句无法匹配。如果要精确匹配,可以从设备库中取出“电压等级”、“所属间隔”和“设备编号”与文本操作步骤中已解析得到的设备的详细描述进行精确匹配。

2.3 解析过程中的冲突消解策略

在本算法的推理过程中有两个地方要使用冲突消解策略:(1)在前后缀常量匹配过程中,可能会匹配中多条术语规则,对匹配中的术语规则按字符长度从大到小进行排序,优先匹配长度长的术语规则;(2)在最大模糊匹配设备编号的过程中,可能会有同一类型的不同的设备编号匹配,所以对同一类型的设备编号按照字符长度从大到小进行排序,优先匹配(从右到左)长度最长的设备编号。

2.4 实施效果

文本典型票解析算法已经在许继监控五防一体化系统中投入应用,并在广东电网公司韶关供电局110 kV马头变电站现场使用以来,现场的文本典型票解析的成功率远高于90%,在很大程度上减轻了现场工程人员的工作强度,说明了解析算法的实用性和有效性。

3 结论

在实际的变电站运行现场存在大量的文本典型票,这种操作票没有知识表示、推理过程和安全校核功能,系统无法对其进行识别和五防逻辑校验,而人工解析又存在巨大的工作量。针对这些现场实际问题,本文提出了一种基于推理机和最大模糊匹配原理的自动解析文本典型票的算法,设计了术语规则知识库和推理机制,能够有效地应用于文本典型票的解析。在实际的现场使用中,很大程度上减轻了工程人员的工作强度,由此说明该算法具有较强的实用性和有效性。

参考文献

[1]郑尚高.一个实用的操作票专家系统[J].农村电气化,1991(6).ZHENG Shang-gao.A practical expert system of operation order[J].Rural Electrification,1991(6).

[2]叶绿,史烈.变电所操作票图形辅助开票系统的设计与实现[J].计算机辅助设计与图形学学报,1999,11(6):512-515.YE Lü,SHI Lie.The design and realization of computer graphics aided operation ticket making system of transformer substation[J].Journal of Computer-Aided Design&Computer Graphics,1999,11(6):512-515.

[3]李晓明,戴成伟,王平.一种具有通用性的变电站操作票自动生成系统软件的设计[J].电力情报,2001(2):47-50.LI Xiao-ming,DAI Cheng-wei,WANG Ping.Design of general automatic generation software of substation operation order[J].Information on Electric Power,2001(2):47-50.

[4]邓岳辉.发电厂和变电所操作票生成专家系统的研究(博士学位论文)[D].保定:华北电力大学,1998.DENG Yue-hui.The research of creating switching sequences expert system for substation and plant,doctoral dissertation[D].Baoding:North China Electric Power University,1998.

[5]王林川,焦燕莉,邓集祥.一种新的灵活实用的操作票专家系统[J].继电器,2000,28(4):35-37.WANG Lin-chuan,JIAO Yan-li,DENG Ji-xiang.A flexible and practical expert system for scheduling operating card[J].Relay,2000,28(4):35-37.

[6]徐霞.变电站倒闸操作专家系统(硕士学位论文)[D].西安:西安工业学院,2002.XU Xia.Expert system for substation switching operation,thesis[D].Xi'an:Xi'an Institute of Technology,2002.

[7]何定.电厂通用型智能操作票专家系统[J].电力系统自动化,1997,21(6):61-63.HE Ding.A general intelligent working order producer expert system for power plant application[J].Automation of Electric Power Systems,1997,21(6):61-63.

[8]李秋燕.地区调度操作票专家系统的研究和开发(硕士学位论文)[D].南京:东南大学,2006.LI Qiu-yan.Research and development on regional dispatching operation instructions expert system,thesis[D].Nanjing:Southeast University,2006.

[9]李恩晶.电网调度操作票专家系统中知识表示和推理机制的研究(硕士学位论文)[D].南京:东南大学,2005.LI En-jing.Study of knowledge representation and inference engine in power network dispatching command order sheet expert system,thesis[D].Nanjing:Southeast University,2005.

[10]刘晶.通用型操作票专家系统知识表示的实用化研究(硕士学位论文)[D].保定:华北电力大学,2006.LIU Jing.Practical research of universal order sheet expert system based on knowledge expression,thesis[D].Baoding:North China Electric Power University,2006.

变电站典型操作 篇6

1 220k V变电站典型设计的设计原则

统一性原则:220KV变电站在设计时是有着统一的部署的, 是在统一的标准下进行的生产运行, 这个统一性原则还体现在外部形象上, 全国各地的变电站都是一个样的外观, 它可以作为一个整体而存在, 形成比较统一的国家电网企业文化。

可靠性原则:变电站的典型设计方案的基础就是安全可靠, 就是能够保证电力系统的安全运行, 能够保证供电的安全可靠。典型设计中有各个模块, 这些模块在组合起来的时候也要保证安全。

经济性原则:变电站的典型设计方案一定要合理, 经济性原则不是说设计方案需要的经费最少就是最好的, 而要看到长远发展, 要在长远目标的规划下实现投资经费和企业效益的最大化。

先进性原则:变电站中各种电气设备的选择中, 重点考虑设备的先进性以及合理性的使用, 优先选用体积小、环保无污染、技术经济指标先进的设备。

适应性原则:考虑到不同地区的实际情况, 不仅要求能够广泛地适用于国家电网公司的系统, 还要求在某一时期内, 能够灵活适用不同的形式、规模以及多变的外部条件。

灵活性原则:要能够合理划分模块, 灵活安排接口, 能够实现多种组合方案, 并根据需要增减规模。

时效性原则:应能够根据技术的更新和电网系统的发展而作出调整、改进、补充及完善。

和谐性原则:变电站的设计时在一定的环境中进行的, 经济的发展不能任意的损害环境, 应该是与环境和谐相处的。

2 220k V变电站典型设计的推荐方案与实施方案

我国220KV变电站典型设计刚刚起步, 各个网省公司的实施方案都很多。随着典型设计的推荐方案不断优化, 网省公司的实施方案也将逐渐减少。

目前我国电网提供的220k V变电站典型设计推荐方案一共有13个。这些方案在主变压器的容量、进出线的规模、配电装置的形式、主接线的形式、以及设备配置的水平方面各有不同。设计方案的不同公司, 都有典型的地区代表性, 而且设计经验丰富, 设计水平较高, 所以这些推荐方案都安全遵循了前述的220k V变电站典型设计的设计原则。

3 某电力集团公司220k V变电站典型设计的方案演变过程

从上世纪90年代后期一直到现在, 该公司对变电站的方案进行了一系统的优化。进入21世纪, 我国各种电气设备都得到了快速的发展, 生产电气设备的厂家也越来越多, 市场出现了各种型号的电气设备。在电气设备的质量越来越好的今天, 该地区的电网结构也得到了加强, 取消了高中电压等级的旁路母线, 占地面积大大减少了, 仅仅占地27亩。2001年该电力集团开始改造运行中的220k V及以下电压等级的变电站, 实施无人值班的制度, 并且亦对新的工程按照无人值班的制度来设计。与此同时, 各个市级代电公司普通采用了合资厂所生产的隔离开关, 以避免国产隔离开关在运行中出现的问题较多的情况。除此之外, 该院在设计方案中提出全GIS变电站, 以节省成本。经过一系统的优化, 在之后建成的某变电站, 占地面积已经不到十亩。

4 该电力集团220k V变电站典型设计的实施方案和特点

4.1 设计方案的组合

该电力集团220k V变电站典型设计的实施方案, 是根据国家电网220k V变电站典型设计推荐方案的指导, 同时结合本集团现有设计模式拟订的。按照主变压器的台数和容格局量、无功配置、电气主接线的形式、出线的规模、布置的格局、配电装置的形式等设计的不同组合, 形成六个方案, 包括两个户外变电站方案和四个户内变电站方案。在设计实施方案的过程中, 对该电力集团220k V变电站常见方案进一步总结、提炼、优化, 充分体现了推荐方案所遵循的“安全可靠、投资合理、技术先进、运行高效、标准统一”的设计原则, 也体现了220k V变电站典型设计几从设计原则的协调与统一。

4.2 实施方案的特点

4.2.1 占地面积小

GIS的设备是高度集成的, 该电力集团的全GIS组合电器220k V变电站一般占地面积都低于10亩, 只相当于同规模AIS变电站占地面积的25%~30%, 照这样计算, 该电力集团一年可以减少占用400亩的土地。

4.2.2 无人值班的形式, 可以减少成本, 提高公司的效益

4.2.3 污闪明显减少

GIS主体的带电部分是密封在金属的铝合金的外壳里面的, 具有传导性好、重量比较轻、不产生涡流损耗的优点, 而且还搞腐蚀。GIS的这种密封式的结构, 非常适用于污秽等级比较高, 或者是有盐雾的环境比较恶劣的地区, 可以有效地减少污闪事故。

4.2.4 方便检修和维护

GIS设备的特点是:它的绝缘部分很少暴露在外, 而且内部还有绝缘气体, 机械结构也比较简单, 因此很少发生故障。另外, 由于气体密度继电器有效地对每个气隔进行监控, 而且GIS的二次回路和微机监控系统的连接非常方便, 所以可以提高GIS的整体有效性, 可以做到向用户连续供电。

4.2.5 有效地控制工程造价

使用GIS系统, 土地占用的面积低, 所以节省了土地使用费, 另外, 还可以减少建筑量, 也就节省了相关的成本。

5 典型的设计和使用

对设计方案的实施和调整:

如果工程建设的规模和前期工作确定的原则和本方案是相符的, 则可以选择本方案来作为该变电站本体的设计, 然后再将典型设计中没有包括的外围的部分加入进去, 以完成整体工程的设计。如果布置的方案并不能够满足要求, 那么使用者可以将模块重新组合, 以适应实际的需求。实际的工程与典型设计规模的差异是不可避免的, 这是因为在实际工程中, 出线回路数、出线的方向、设备的配置与预定的规模不可能完全相同。所以, 设计子模块时要用概算来调整, 子模块的设计内容包括以下几部分:设备的保护、电缆、电气一次设备、主要的安装材料、引线构架、设备支架、其他等等。在实施方案模块时, 要考虑适用性, 实际的工程内部设备的布置应当根据具体设备的情况来调整和优化。

6 结论

220k V变电站典型设计的推荐方案完成以后, 该电力集团属下的其他220k V新建的变电站也相继采用新的典型设计方案, 取得良好成效, 获得了较大的经济效益。相信在今后, 这一设计会更加完善, 发挥更大的作用。

摘要：本文主要通过对某电力公司220kV变电站设计的演变过程, 分析了典型设计的设计原则、技术方案和特点、模块的拼接和调整的方法 , 以希望可以加强工作人员可以更好地理解及使用220kV变电站典型设计。

关键词：模块,典型设计,实施方案

参考文献

[1]于光远.山东济南电网220kV变电站在运行条件下的大规模改造[D].上海交通大学, 2011.

[2]郭日彩, 许子智, 齐立忠.美国输电线路典型设计概况及对我国电网工程设计建设的启示[J].电网技术, 2007, 12:33-41.

变电站典型操作 篇7

直流系统故障发生后, 运行值班人员应及时汇报有关检修维护人员, 并将故障情况记入运行日志。检修维护人员到达现场后, 首先应确认当前是何种故障或告警, 判断此故障是真实故障还是监控单元的检测故障, 然后针对不同的故障形式采取相应的处理措施, 采取先外部后内部的检查步骤, 逐步一一检查。以下将对直流系统典型故障进行分析, 并介绍相关诊断处理方法。

1 充电模块故障

充电模块为直流系统的核心部件之一, 每台模块就是一台独立的整流器, 将交流电源变换为稳定可靠、电压电流可控制的直流电源。正常运行时, 充电机向直流负载供电的同时又给蓄电池浮充电, 也可单独给蓄电池恒流充电用。

充电模块故障后的现象: (1) 集中监控器会声光报警:蜂鸣器响, “充电机故障”光字牌点亮。查监控器的状态信息栏, 则显示有“**#模块故障”。 (2) 故障模块前面板指示不正常:“输入”指示灯灭或“故障”指示灯点亮或整个数码显示消失。

故障后的处理步骤及办法: (1) 模块工作正常但通讯灯不亮, 检查地址拨码是否正确或通讯线是否松动。 (2) 模块输入灯不亮, 请检查交流输入电源是否有电压偏高或偏低或缺相, 如没有则为模块故障。 (3) 蜂鸣器长鸣, 检查模块参数, 可能输出电压整定值太高后过压报警;如没有则为模块故障。

当确诊为模块装置故障时, 则应更换该模块。注意遵循以下的步骤及方法: (1) 拆除故障模块。将故障模块关机, 关机顺序依次为:确认前面板开关按纽已处于关机状态—拔掉通讯插头—拔掉交流输入插头—拔掉直流输出插头—松开模块固定螺丝后抽出模块。有模块故障发生后, 一般不影响系统运行, 为了消除报警, 可以更改集中监控器里充电机参数的设置, 将故障模块地址屏蔽。 (2) 新模块安装与电压调整。新模块安装好后, 首先只接上充电模块的交流输入插头, 直流输出插头和模块的通讯线不接。合上该充电模块的电源启动开关, 模块“正常”指示灯点亮, 输出电压开始缓慢上升并显示“浮充, 正常, 电压###V (模块初始整定值) , 电流00.00A”, 进入模块“参数设置”菜单, 整定模块的浮充电压、均充电压和模块地址 (地址与原来故障模块一致) 。 (3) 新模块开机投入运行。关机后接上该模块的直流输出插头和通讯线, 将模块开机, 集中监控器的地址屏蔽打开后即可投入运行。

2 集中监控器的故障

集中监控器是直流系统运行监测报警及控制中心, 负责对直流系统各单元运行状态与数据的采集、显示;系统单元运行参数的设置;控制各单元的正常运行;接收监控中心计算机发送来的命令及参数, 并将系统运行状态及参数发送给监控中心计算机。

集中监控器故障后的现象:集中监控器装故障后, 系统会发送远端信号“监控器装置故障”。面板光字牌“监控器运行”不亮, 液晶显示器显示“系统正处于自检启动状态”而启动不了。

故障集中监控器的更换步骤: (1) 拆除故障集中监控器。先关机, 将装置背后的电源开关置于“OFF”状态;再拔掉背面板上所有的接插件如各种通讯线、开关量输入输出线等;拆除前面板的四个固定螺丝, 抽出故障机器。 (2) 新监控器安装。将背面板上所有的接插件如各种通讯线、开关量输入输出线等插接好, 注意与充电机模块的通讯线不插 (防止新监控器误控制) 。 (3) 新监控器启动及调试。开机启动后按照集中监控器参数定值表对所有系统运行数据进行参数设置检查, 更改后应在参数浏览里再检查一遍。对重要的信号告警应逐一试验, 确认动作正常。 (4) 新监控器投入运行:确认参数配置无误后, 将充电机模块的通讯线插接好, 试验充电机模块的通讯及控制正常后, 安装面板四个固定螺丝即可投入运行。

3 绝缘监测仪的故障

绝缘监测仪是直流系统的辅助部件, 运行中负责实时监测系统直流对地的绝缘状况, 当正负直流母线的对地绝缘电阻低于设定值时, 自动报警并查找出故障支路。

绝缘监测仪故障后的现象:绝缘监测仪故障后, 首先集中监控器会报警, 向远端发送“绝缘监测仪装置故障”信号;绝缘监测仪前面显示消失或画面停留在自检启动状态, 没有对地绝缘电压电阻显示。

故障绝缘监测仪的更换步骤: (1) 故障绝缘监测仪的拆除。先关机, 将装置背后的电源开关置于“OFF”状态;再拔掉背面板上所有的接插件如各种通讯线、电压电流采集线等;拆除后面板的两个固定螺丝, 抽出故障机器。 (2) 新机器的安装。将背面板上所有的接插件如各种通讯线、开关量输入输出线等插接好, 注意与集中监控器的通讯线不插 (防止新机器误发信号) 。 (3) 新机器启动及调试。开机启动后按照系统运行要求对各项定值参数进行检查设置, 更改后应在参数浏览里再检查一遍, 如母线对地绝缘电阻报警值:25 K, 支路对地绝缘电阻报警值:30 K等;对重要的信号告警应逐一试验, 确认动作正常。如用一只15 K电阻在某一备用支路模拟接地, 装置应能正确显示并报警。 (4) 投入运行:确认参数配置无误并调试好后, 将与集中监控器的通讯线插接好, 试验通讯及报警正常后, 安装后面板两个固定螺丝后即可投入运行。

4 蓄电池故障

蓄电池故障后的现象、处理步骤及办法: (1) 蓄电池壳体异常。蓄电池壳体在运行中出现过大的膨胀鼓肚或变形现象。原因可能有:充电电流过大, 充电电压超过了2.4V*N, 内部有短路或局部放电、温升超标、阀控失灵。处理方法:减小充电电流, 降低充电电压, 检查安全阀是否堵死。 (2) 蓄电池漏液。蓄电池的极柱、栓、槽盖封合线处、安全阀口或排气口出现漏液。造成的原因结构上有组装的极柱受力问题, 技术上可能有钙合金的成份稳定性问题。处理方法:更换蓄电池。 (3) 单体浮充电压不平衡。根据标准, 运行中蓄电池的浮充电压偏差允许范围:±0.05 V, 超过此范围, 则可判断为单体浮充电压不平衡。原因可能有:新电池内氧复合通道的差异或不正确的充电电压;方法或环境条件造成单体温度相差>3℃或产品质量问题。处理方法:新电池安装后差异属于正常现象, 需运行12~24个月以后再观察;对整组蓄电池进行均衡充电, 均衡充电需要脱离系统进行, 操作可详细见说明书。低电压的电池经均衡充电无效后应单独增压充电处理, 需要用到单电池充电机。 (4) 蓄电池内部开路。内部开路的现象是蓄电池充电电流为零, 同时某一只蓄电池端电压异常的高, 远远大于2.42 V。原因可能有:充电电流过大, 内部有短路或局部放电。处理方法:应使用备用短路线对该蓄电池进行短接或更换电池。注意:短接开路电池后, 应对充电机均、浮充电压做相应调整后才能恢复对蓄电池组进行充电, 以免造成对电池过充。

蓄电池更换方法:第一种, 停电后更换:在蓄电池推出直流系统后大修时, 更换注意蓄电池的正负极性, 注意安全防止短路。第二种, 在线不停电更换。需要事先准备工装:一只二极管, 可选择额定电流200~1000 A、耐压400 V以上的元件, 需带散热器, 两端连线带大电流夹子, 组装好后注意绝缘处理。更换时先将充电机浮充电压适当调低3~5 V, 将二极管正极夹子夹在与故障蓄电池负极相连电池的正极上, 将二极管负极夹子夹在与故障蓄电池正极相连电池的负极上, 此时即可开始带电拆除故障蓄电池, 再带电安装新蓄电池。

5 直流系统接地故障 (监控器发绝缘故障信号)

直流接地告警发生后应到直流屏上的绝缘监测仪WJY-3000A上进行巡查, 查找接地支路回路, 然后进行接地试拉, 确认接地回路。

一旦绝缘监测装置无法找到接地支路, 应遵循先拉信号等不重要的直流负载, 其后按继电保护重要性递增次序试拉, 试拉保护设备直流电源应征得调度同意。拉合过程中用指针万用表监视对地电压的变化, 当拉开某路直流负载时对地电压发生明显变化, 电压值恢复到母线电压的一半左右时可确认为该路负载接地。试拉接地过程中为避免直流系统对地电容充放电引起电压变化慢造成的误判, 判断电压恢复的时间应该稍长一些。

6 表计故障

在直流系统中, 集中监控器是系统运行控制和运行监测中心, 表计就是将系统中的主要模拟量采集后送集中监控器:直流母线电压/电流、蓄电池电压/电流。表计在系统中起到将关键的电压电流模拟量采集并传送给监控器的作用, 是直流系统的监控桥梁。

表计故障后的现象:表计故障后, 集中监控器的电压或电流显示消失, 主界面状态信息栏显示“表计:故障”。直流母线电压异常不能报警或蓄电池欠压不能报警/不能对充电机进行自动调压等。

表计故障后的处理步骤及办法: (1) 检查相应表计是否有显示, 若无显示, 则检查采集模块的工作电源回路, 继续检查对应的端子熔断器是否熔断或接触不好或电源线松动, 可用万用表直接在模块端子上测量求证。 (2) 检查电表计的采样线是否松动。电压采样回路有端子熔断器, 应检查其是否熔断或接触不好或松动, 可用万用表直接在模块上测量。 (3) 检查和集中监控器的通讯线是否松动, 表计的通讯地址是否正确。 (4) 以上都不能排除故障, 则属于表计内部故障, 需要立即更换。更换时先断开电压采样回路和工作电源回路, 所有连线拆完后开始更换。备件安装固定好后先设置地址开关位置, 拨到正确地址后再恢复接线, 注意电压、电流的采样线极性。

7 交流故障 (交流失压)

交流失压首先要区分是充电装置本身引起还是站用交流电失压引起;如果是站用电交流电引起则应该去解决站用电交流问题, 当发现是充电装置本身引起, 应该先将直流一二段并联运行, 然后解决充电装置交流输入故障。注意:交流故障常常时因为交流缺相或者三相电压不平衡引起的, 特别是正在施工的变电站。

8 馈线故障

当发生馈线故障告警时, 请检查负荷回路是否有开关跳闸, 可以通过检查每一个馈线开关的状态来确定。若没有馈线开关跳闸, 则可能是馈线开关的报警触点有问题, 更换处理。注意:发生馈线跳闸故障后, 必须排除故障原因后才能合闸。

9 母线电压异常故障

当母线电压高于或低于设定值时, 系统会发出母线电压异常的报警。处理方法如下: (1) 检查集中监控器中的系统参数是否符合规程。 (2) 检查蓄电池是否过充或者过放。 (3) 母线电压表故障, 表计采样传送至监控器的电压错误导致误报警。 (4) 检查硅降压装置在自动状态下是否工作正常, 可将硅降压装置运行在手动档的合适档位, 保证控母电压在系统标称电压的±5 V之内;若硅降压装置运行在手动档任何档位也不能使电压降下来, 则很可能是硅降压装置内部有部分二极管击穿短路, 导致整个装置压降不够;若硅降压装置运行在0档位置时, 控母与合母电压相等, 则很可能是馈线外部接线有误, 将控母与合母连在一起了。

1 0 单节电池电压异常故障

单节蓄电池电压异常报警时, 应在集中监控器中查看故障电池编号, 然后用万用表实测该电池电压, 若实测值确实超标, 则应检查电池;若实测值正常, 则可能是电池巡检仪的电池采样保险管线熔断或接触不良引起的, 应更换保险管线;若保险管线没有问题, 则可能是电池巡检仪模块故障, 更换处理 (更换时应注意拨地址码) 。

直流系统分布范围广, 牵涉设备较多, 所以直流系统故障很难完全杜绝。可以采取一定的预防措施, 加强维护管理, 如直流系统日常巡查, 每周记录一次直流蓄电池组端电压值、蓄电池电流值、母线电压、母线电流、记录指示灯工况, 并与历史数据进行比较等, 以此来判断系统运行的稳定性。同时, 针对薄弱环节, 采取预防改进措施, 尽量避免直流系统故障发生。

摘要：直流系统稳定运行的可靠性是保障变电站安全运行的决定条件之一, 对继电保护及自动装置的可靠正确动作起着至关重要的作用。当直流故障发生在继电保护、自动装置或者是开关分合闸回路中, 就可能发生开关意外跳闸或拒动, 造成事故或使事故扩大。因此, 直流系统故障诊断与处理就显得尤为重要, 本文将介绍几种直流系统典型故障及处理方法, 可供有关专业人员参考。

关键词：变电站,直流系统,故障诊断,蓄电池,现象,处理方法

参考文献

[1]陈庆军.直流设备检修[M].北京:中国电力出版社, 2010 (10) .

变电站典型操作 篇8

随着电网的快速发展,逐渐形成了以220 kV线路为主供电网络的电力系统新格局,为了满足运行方式的需要,220 kV及以上线路投切操作时有发生。为了保证系统稳定运行,对断路器进行合闸操作时,必须考虑两侧电压之间是否满足同期条件,以避免可能会给电网带来的振荡和冲击[1],因此,同期合闸装置和同期合闸回路的完好性就显得尤为重要。河南省电力公司继电保护处曾在2010年4月份下达专项核查令,对全省同期装置的配置、功能、回路、使用、缺陷等情况进行逐一排查、整改。

1 同期合闸功能

1.1 同期功能的分类

同期功能包括手动同期功能和重合闸同期功能。在综合自动化变电站中,手动同期合闸功能设置在测控装置中[2],运行人员可以在测控装置上或者在变电站后台机上,实现手动就地同期合闸或远方遥控同期合闸。重合闸同期功能设置在保护屏上,当线路瞬时性故障保护跳闸后,可以实现重合闸装置的同期合闸。本篇重点叙述手动同期合闸功能常见问题及对策。

1.2 手动同期合闸功能的原理

对于线路间隔来说,若实现同期合闸功能,首先要有抽压PT,一般安装在线路地刀闸外侧A相导线上。抽压PT能够把线路侧一次电压转变成二次电压,二次绕组有两个电压值可选,一个为100 V(da,dn),一个是57.7 V(1a,1n)。同期合闸时,将该间隔母线电压A相二次值与抽压PT二次电压值进行比较,如果满足同期定值中对电压、频率和相角的要求,测控装置开出触点导通,开关同期合闸。其原理如图1所示。

1.3 同期条件的整定原则

根据最新下发的《河南省电力公司调度规程》第13.5条“同期装置管理”中“同期装置整定原则”可知,同期合闸要满足如下条件[3]:

(1)允许频率差为≤0.5 Hz;

(2)允许电压差为≤10%;

(3)允许相角差为≤30°。

1.4 手动同期合闸功能的二次回路原理分析

如图2所示,这是目前综合自动化变电站的测控装置中,典型的手动同期合闸功能的二次回路原理图[4],在满足五防条件的前提下,可以实现断路器的同期或非同期遥控及手动分、合闸。在“远方”状态时,9ZK的(3)、(4)触点导通,如果9LP2“遥控投入”压板在合位,则可以在后台机上对断路器进行遥控分合,合闸时219与220之间的触点导通,分闸时,219与221之间的触点导通,从而实现远方分合。在“就地”状态时,9ZK的(1)、(2)触点和(5)、(6)触点导通,可在测控屏上对断路器进行就地手动分合。当需要手动同期合闸时,将同期转换开关9TK打在“同期”位置,其(1)、(2)触点导通,在满足同期条件的情况下,测控装置内的222端子和223端子之间的同期判别触点导通,同期合闸成功。

2 手动同期合闸失败常见原因分析

运行人员对开关进行同期合闸时,有时候会导致失败,常见的原因有以下几个。

2.1 由于抽压PT电压引接不正确,造成同期合闸失败

在同期条件比较中,要对母线PT和线路PT的同相二次电压进行比较,不但要满足电压差的要求,还要满足相角差的要求。因此,线路PT二次电压的相别、大小和方向均要正确,才能保证同期合闸成功。造成线路侧PT二次电压引接不正确的原因有以下几点:

1)线路侧PT与母线侧PT进行比较的二次电压相别不同。压差及角差均过大,造成同期合闸失败。一般情况下,抽压PT安装在A相,假如不是A相,就要对测控装置内的组态参数进行修改,才能同期合闸成功。

2)线路侧抽压PT引出的二次电压是100 V,而母线侧二次电压是57.7 V,并且在同期定值中没有对这一情况进行调整,压差过大,造成同期合闸失败。

3)线路侧抽压PT引出的二次电压极性反接,即与母线侧二次电压相角相差180°,角差过大,造成同期合闸失败。矢量图如图3所示。

2.2 由于同期合闸二次回路问题,造成同期合闸失败

综合自动化变电站中,测控装置对断路器进行分、合闸的操作电源,是从保护屏取来的的控制电源,开关位置的红绿灯指示,是从保护屏操作箱上引来的TWJ和HWJ的组合。在一次对220 kV线路定检的过程中,保护人员发现该间隔无法实现手动同期合闸,随后检查发现,测控装置端子排上6D29处“控制负”端子102线芯的电压值为0,负电没有引接至测控装置来,导致测控装置中的同期判别元件无法启动,造成合闸失败,如图4所示。

经进一步检查发现,该线芯在保护屏端接在了端子排空端子上,没有接至负电源端子。测控屏没有负电,为什么红绿灯指示正常呢,这是因为保护屏处TWJ和HWJ的公共端是4D32与4D33端子,而该间隔负电102是4D49端子,由于4D32与4D49之间有一短接线,如图5圆圈括住的部分所示,使得红绿灯指示回路取到正电,红绿灯指示正常。

2.3 由于定值及参数整定的不合理,造成同期合闸

失败

某220 kV间隔投运时,同期合闸失败,经检查发现定值及参数设置不合理。该测控装置的型号为PSR662,其同期定值项定值数据如下:

1)同期控制字

05、低压闭锁百分值:70

根据以上定值数据,“1)同期控制字”的第14项“抽取侧电压”和第15项“系统侧电压”整定均整定为1(100 V),而实际上母线电压A相为57.7 V,抽压PT电压为57.7 V,两者均应整定为0(57.7 V),如果整定为100 V,根据“2)同期定值项目”的“第05项:低压闭锁百分值”,100×70%=70 V,即电压值低于70 V时,闭锁同期合闸功能,造成同期合不上。

将定值项“抽取侧电压”和“系统侧电压”分别改成0(57.7 V)后,同期合闸成功。

3 结束语

通过以上分析,不难看出,造成同期合闸失败的原因主要有线路电压大小及极性问题、二次回路问题、定值整定问题等各个方面,因此,在进行测控装置安装和检验时,尤其要注意同期二次回路和同期定值项的核查,并尽量模拟实际运行情况对装置进行同期模拟测试,在新设备投运时,尽量进行断路器假同期试验,在投运后,进行母线及线路电压二次回路的电压值及极性的检查,确保同期合闸回路的正确完好。

参考文献

[1]陈乃鹏,董兴泉,岳文科.发电机DCS同期并网的问题及对策[J].电力系统保护与控制,2009,37(15):124-127.CHEN Nai-peng,DONG Xing-quan,YUE Wen-ke.Problems and countermeasures of generator DCS synchronization[J].Power System Protection and Control2009,37(15):124-127.

[2]赵昕,韩潇,王春雨.220kV测控装置在变电站中的应用及检测[J].电力系统保护与控制,2009,37(22):146-148.ZHAO Xin,HAN Xiao,WANG Chun-yu.Application and test of220kV measure and control device in substation[J].Power System Protection and Control,2009,37(22):146-148.

[3]国家电力调度通信中心.电力系统继保护规定汇编[M].二版.北京:中国电力出版社,2001.State Power Dispatching and Communication Center.Regulations collection on relaying protection of electric power system[M].Second edition.Beijing:China Electric Power Press,2001.

变电站典型操作 篇9

1 NSC2000变电站自动化系统的构成

1.1 后台系统

NSC200NT后台系统基于客户/服务器体系结构,软件逻辑上由两大部分组成,即服务器系统和客户机系统见图1。服务器的基本任务是数据维护和处理,并响应客户机的请求向客户机传送格式化的数据信息。客户机则负责提供用户界面,如图形、表格甚至声音、动画等。服务器完成系统的核心应用,客户机端的所有应用程序和服务器程序交互获取实时数据或访问实时功能。NSC200NT后台的系统结构保障了系统数据一致性、系统开放性的需求。

1.2 前置系统

前置系统由NSC2000或NSC2200通信处理单元构成。通信处理单元在逻辑上是位于间隔层和变电站层之间的一个部件,它起着承上启下的作用,即通过它实现间隔层采集的状态量的上传和电站层下发的各种操作命令的下传,同时它还可以负责当地变电站与远方调度中心之间的监控数据的传递,以及监控系统与其他数据系统的数据交换,例如与保护管理系统、各种智能设备、五防管理机系统、Web服务器系统等通信。根据实际的要求,它还应该具备必要的软PLC功能,即对所得到的监控信息进行逻辑处理的功能。由于现场通信条件和模式的千变万化,所以要求它还要具备满足现场各种要求的通信组态和通信调试的功能,要具备必要的规约库,同时应该具备方便的驱动(协议)开发和调试的功能。

NSC2000和NSC2200通信处理单元仅硬件结构不同,功能基本相同,都具备强大的规约库系统,包括电力系统和工业控制系统常用的规约,其次它还具备丰富的接口方式,可以通过以太网、串口(可以通过多串口卡扩展)、Profibus DP总线、终端服务器等实现多种外部接口的接入。它可以将上述各种规约通过不同的接口方式进行组态,搭建满足工程要求的复杂监控系统。

NSC2000通信处理单元还具备:备主机、备通道、独立端口、主从通道等通信冗余方式,可以构成复杂的系统冗余模式。

1.3 间隔层设备

(1)NSC系列测控装置

NSC681测控装置采用双CPU的工作方式,完成测量量的滤波与处理、逻辑功能的处理、下发遥控命令、遥控的检同期合闸计算、将控制命令输出到接点、遥信信号采集、事件记录、告警、图形和人机交互界面、数据通信和GPS对时,NSC681装置使用双冗余的10/100 Mbps自适应以太网接口,保证了高速、稳定、可靠的通信。NSC681支持所有的控制和监测功能,特别是自动检同期合闸和五防逻辑闭锁控制输出,这些都是高压和超高压变电站计算机监控系统所必不可缺少的功能,保证了特别是开关等一次设备的可靠控制。当使用以太网通信时,NSC681测控装置还可以通过装置之间的直接通信互传信息,实现不同装置之间的逻辑闭锁功能,改善了以往监控单元之间的逻辑闭锁需要上一层主控单元实现的弱点,提高了可靠性和稳定性。NSC681测控装置提供维护组态软件NSC-Manager,可方便地进行装置输入/输出组态配置、LCD接线图的绘制、通信参数的设置、逻辑功能的设置和同期功能设置等。组态完毕后在线下载到装置中完成修改。

(2)NSP系列保护测控装置

NSP系列保护测控装置依据面向对象的理念设计,面向不同保护对象,有不同保护功能。这些保护测控装置集保护、测量、控制、信号和通信功能于一体,并完成各自的特殊功能,装置数目众多且安装方式各异,有的集中组屏安装于控制室,有的可就地安装于开关柜内。这些保护装置包括NSP711/713/783电机类保护、NSP712/772变压器保护、NSP788/789线路保护、NSP782电容器保护、NSP784配电变保护、NSP40B/C/S备用电源自投装置等。

在变压器差动保护中,为了防止区外故障TA饱和引起差动保护误动,采用综合谐波判别法,保证在区外故障时差动不误动,而区内故障可靠动作。为防止采样异常引起的误动,采用了采样数据电气量物理特性可靠性综合判别技术,提高了装置运行的抗干扰能力。在运行中,除对采样数据进行常规的处理判别外,同时采用了如下主要的可靠性复判技术:对高压侧、中压侧和低压侧三相对称性进行智能化综合波形分析,排除严重不对称情况下的数据;对波形变化异常进行分析,排除异常突变的数据;基波与谐波比例进行分析,排除比例异常时的数据。

NSP系列保护测控装置均具备强大的通信功能,最多可支持2个RS485、3个以太网口,提供IEC870-5-103标准通信接口规约,可以很方便地集成到NSC系列变电站计算机监控系统中。当使用以太网通信时,装置可以通过装置之间直接通信,实现不同装置之间的逻辑闭锁功能,大大改善了以往间隔单元之间的逻辑闭锁需要上一层主控单元实现的弱点,提高了可靠性和稳定性。另外装置提供RS232维护口,通过NCP-Manager组态维护软件,使用者可以进行装置的保护功能配置、系统参数、保护定值的整定、故障录波再现以及测量数据的实时采集以及CFC逻辑组态等功能。

2 典型的几种结构模式及应用

2.1 小系统的结构

对于一些小系统或者较老的系统,可以采用单网单机结构,如图2所示。

这种系统结构简单,多用于110 kV/35 kV电压等级较低的变电站,系统实现方便,结构简单可靠。但是抵御风险的能力不强。当通信主单元或通信网络出现故障时,整个系统的通信就会中断。绍兴玻璃变规模比较小,1台35 kV/6.3 kV变压器,单母分段接线,出线回路数比较少,早期设计就是采用此种结构方案来设计的,

2.2 冗余配置的结构

对于一些要求较高的系统,如220 kV以上系统可以采用冗余结构,包括双机双网等。该系统较为复杂,但有较高安全性。当有任何一个网络发生故障或者站控级设备发生故障时,都不会影响系统的正常运行。此种结构方式在220 kV以上系统中使用较多。

在图3中可以看到间隔层中的测控、保护单元和主单元的通信采用冗余配置,通信接口方式可以是RS-485或网络接口,主控单元也采用双主单元方式,站控层采用双网,双后台冗余方式,提高了整个系统的可靠性,不足之处,系统的成本增加了。

绍兴华联三鑫石化作为国内一家特大型石化企业,整个生产环节相当严格,为了满足生产安、稳、长、满、优运行的要求,绍兴华联三鑫石化总降变采用全冗余配置的结构,应用水平较高,经济效益显著,并实现了实时信息向计算机管理信息系统的传输。

2.3 直接上网的结构

直接上网的结构型式,目前正被越来越多的用户所使用,这种结构型式下,所有的间隔级装置都提供网络口,可和站控机组成一个大的局域网。当网络上任何一个节点发生故障时都不会影响其他装置,整个系统可以正常运行。主备服务器可直接从监控保护单元采集数据,不需通过专用的通信机,通信机只作为和调度通信的远动机。

结构如图4所示。

这种方案充分利用了网络通信技术的优势,能有效地解决传统变电站自动化系统只能传输少量实时数据的缺点,充分发挥变电站实施自动化的优势。绍兴世创石化新建的35 kV变电所综合自动化系统就是采用直接上网结构,信息传输速率也有了很大提高,充分保证了生产运行的安全和稳定。

变电站自动化系统结构设计遵循IEC关于变电站通信网络与系统的国际标准,采用面向对象的分层分布式设计思想,系统从整体上分为2层即站控层和间隔层。系统总体结构如图4所示。间隔层保护控制设备选用NSP、NSC系列监控保护装置,可灵活方便地配置,独立完成对间隔层设备保护、测量和控制任务。同时,考虑电力系统安全、可靠运行,保护功能和通信相对独立,保护功能实现不依赖于通信。站控层设备由监控主站、远动主站和数据库服务器组成,它们之间通过以太网构成变电站内局域网,实现就地监控功能,远动功能和数据共享服务等。NSC、NSP系列监控保护装置采用以太网将整个变电站的二次设备组成1个统一的整体,在这个整体中以太网是设备信息共享的纽带。利用以太网监控保护装置将跳闸信号、闭锁信号、保护信号等信息在网络上交换,各个监控保护装置可相互协作完成复杂的、要求苛刻的保护任务。利用以太网高速可靠的通信能力,当地功能计算机可非常快地捕捉到变电站信息的变化。

3 结束语

变电站微机自动化系统目前运用得还不够广泛,但在先进技术不断发展的今天,变电站自动化系统以其系统化、标准化和面向未来的概念正逐步取代了繁琐而复杂的传统控制保护系统。NSC2000变电站计算机监控系统,在500 kV变电站中也在大量使用,运行稳定、可靠。NSC2000变电站的自动化运行,不仅使运行人员的劳动强度大大减少,而且为调度、运行人员提供准确的实时数据、图形,帮助他们准确掌握设备的运行状态。综合自动化系统操作简单,维护量小,运行可靠性高,能够保证电网的安全可靠运行,降低了运行成本,提高经济效益。

摘要：NSC2000变电站自动化系统是适用于35～500 kV各种电压等级变电站,将监视、控制、测量、录波、继电保护、安全自动装置、通讯、远动等多种功能综合于一体的变电站自动化系统。在介绍NSC2000变电站自动化系统构成的基础上,指出了NSC2000系统的特点。通过工程典型应用实例,阐述了NSC2000系统的优势。

关键词：变电站,自动化系统,电力系统,客户/服务器

参考文献

[1]唐涛.厂站自动化技术发展的回顾与展望[J].电力系统自动化,2004,28(4).

[2]杨泽羽.变电站自动化系统技术设计探讨[J].电力系统自动化,1997,(9).