变电站二次

变电站二次（通用12篇）

变电站二次 篇1

目前, 随着电网建设的不断升级, 综合自动化变电站迅速普及, 其二次设备经过功能的组合和优化设计, 利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术, 实现对全变电站的主要设备和输配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护, 以及与调度通信等综合性的自动化功能。随着综合自动化技术的发展, 也简化了变电站二次施工难度, 但二次回路可靠性直接影响变电站综合自动化系统功能的实现。如何在施工及日常维护中根据二次回路的故障特点, 选择适当的方法快速、准确排除故障, 非常重要。下面根据综合自动化变电站的系统信号、控制和测量回路分类说明。

1 直流电源故障

综合自动化变电站的直流系统一般由四部分组成:蓄电池组、充电整流模块、馈线输出、绝缘监察。一般综合自动化变电站出现直流系统故障时, 直流系统会有一个初步自诊断, 并发出告警信号, 并向后台传送故障信息, 自诊断信息也可以通过直流屏液晶显示面板查看, 较传统站略显直观。

例如站内出现直流负接地, 液晶面板会显示负绝缘值很低甚至为零, 而正绝缘值为正无穷 (一般显示为+999999) 。下一步可通过直流馈线屏上的各个总馈线输出空气开关逐一排查, 这时可采取短时断合的方法先定位到总路空气开关。因为, 根据反措要求, 直流系统中的熔断器或空气开关为分层分级配置, 大体上以总路空气开关、分路空气开关的形式串联, 因此直流回路可被两级空气开关分成三段。故其次应排查总路空气开关控制的下级回路, 可借助图纸和现场标示, 按照先信号后控制、先室外后室内的原则定位下级串接的所有空气开关 (或熔断器) 。对于包括遥信电源空气开关、遥信电源空气开关及通讯电源空气开关在内的信号回路, 因其只涉及监控、指挥信号, 而对故障跳闸无影响, 故可以最先拉。同时若以上空气开关控制的回路上存在接地点, 可有效免除对包括控制回路、保护回路在内重要回路的短时停电。由于保护控制回路空气开关可直接影响系统安全, 因此拉路时间以短为宜 (3s内) , 依据回路对应设备的实时潮流大小来安排拉路顺序, 按照负荷轻至重的顺序拉开空气开关。在拉开某路空气开关后, 若相对地电压, 接地极母线立刻升至110V左右, 则可判断接地点位于该空气开关控制的下级回路之中。若回路中, 已无空气开关可拉, 只能靠解开电缆芯线来对接地点进一步分区和判断, 需注意在解线前应将端子排号、端子两侧接线编号详细记录在安全措施票上, 以免恢复接线时出错。依次解开控制室到场地直流电缆芯线, 每解开一根电缆, 就用摇表在端子排测量接地极对地绝缘电阻, 若绝缘恢复, 表明接地点在本电缆和电缆对侧回路之中。若解开所有电缆后绝缘仍无变化, 说明接地点位于保护屏内部。按上述方法逐步排查, 直至找出接地的确切位置和确切原因为止。

2 通信回路故障

变电站各类信号的变化、检查, 主要通过开关、断路器的辅助开关和行程开关的节点转换来实现, 其常见故障为辅助开关接点转换不到位, 行程开关安装位置偏移, 二次配线松动及接线错位, 接线端子损坏等。

处理方法:1) 节点通断测量, 根据信号回路线号, 可以先测量相应信号回路最有可能也现问题端子, 测量该信号接点两端的通断, 然后根据测量结果, 依次类推测量;2) 电位测量, 节点通断测量虽然直接简单, 但通常二次回路故障查找都是在带电情况下查找, 信号回路通常为有源节点, 因此通断测量具有较大局限性, 电位测量将给故障查找带来便利。我们可以测量怀疑节点处两端电位, 如果辅助节点导通, 则节点两端具有相同电位, 如果测量处节点两端极性相反, 说明在测量点前有断线或接线不牢, 甚至端子接错。特别要注意的是不要忘记测量同一接线端子两侧电位, 这样可以判断端子本身是否存在问题;3) 节点短接, 此种方法简单易行, 可行很快缩小故障范围。此种方法可短接怀疑节点两端端子, 观察信号是否恢复正常, 如果恢复正常, 说明短接处前存问题, 不断向前短接, 直至查找出故障点。

3 控制回路故障

开关当地与远方都不能进行操作, 通常是控制回路断线、辅助接点不能转换、分合闸回路故障或者电机电源出现故障等。如果开关可以进行当地操作而不能进行远动操作, 通常则是远控回路出现故障。

两点接地是直流接地故障中危害较大的类型, 可产生严重后果, 导致电源直接短路, 引起继电保护及自动装置失去电源等。此外, 回路两点间不同元件可能造成信号、自动装置、继电保护及断路器的误动作或拒绝动作。根据若两接地点间情况, 大体可分为两种情况:若为继电器的常开接点, 可造成保护误动;若两为电压或电流继电器的线圈, 可造成保护拒动。查找故障前应先判断接地故障的极性, 根据正、负极对地电压情况可分为为负极全接地和正极全接地, 若发生不完全接地故障, 则绝缘水平降低的一极的应低于另一极。

处理方法:控制回路故障, 首先要充分撑握故障现象, 看是否能够进行当地分合闸, 如果不能当地不能分合, 可先查找控制回路, 测量控制回路电压是否正常, 其次就是短接闭锁接点, 如果故障恢复, 则说明闭锁回路存在问题, 然后查找闭锁回路。如果当地可以进行分合闸, 可以直接在端子箱内将控制正电源短接至分合闸回路, 如果不能进行操作, 可打开分合闸回路接线看是否出现开路现象或者分合闸线圈烧毁。如果短接时, 控制回路空气开关跳闸, 则说明回路有短路或者线圈烧毁后造成短路。

4测量回路故障

电压电流回路, 在保护中起着重要的作用, 一但电压回路短路, 电流回路开路, 将严重威胁人身安全和设备安全, 甚至线圈绝缘因过热而烧坏。因此电流、电压回路检查至关重要。

处理方法:高压回路停电后, 用万用表测量测量回路通断。

迅速、准确的处理故障, 既缩小了故障蔓延的范围, 延长了设备的使用寿命, 也保护了运营人员的人身安全。因此, 可靠、有效的故障处理方法对变电站二次回路运行致关重要。

摘要：电网建设的不断升级和综合自动化变电站迅速普及, 自动化功能得到较快的发展, 简化了变电站二次施工难度, 但二次回路可靠性直接影响变电站综合自动化系统功能的实现。针对变电站二次回路中常发生的一些故障, 结合多年从事变电站二次回路接线和试验经验, 总结了若干处理方法 , 本文将从直流电源故障、通信回路故障、控制回路故障、测量回路故障这四个方面予以浅谈。

关键词：变电站,二次回路,故障,处理

参考文献

[1]于丹.浅谈变电站二次回路故障方法措施[J].科学时代, 2012 (11) .

[2]梁海燕.浅谈变电站直流接地故障问题及对策[J].科学与财富, 2012 (11) .

变电站二次 篇2

本方案为了加强变电站二次系统安全防护，确保电力监控系统及电力调度数据网络的安全，主要依据国家电力监管委员会第5号令《电力二次系统安全防护规定》和原国家经贸委第30号令《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》编写。

变电站二次系统的防护目标是抵御黑客、病毒、恶意代码等通过各种形式对变电站二次系统发起的恶意破坏和攻击，以及其它非法操作，防止变电站二次系统瘫痪和失控，并由此导致的变电站一次系统事故。实施重点是强化变电站边界防护，加强内部安全措施，保障变电站安全稳定运行。主要包括变电站、换流站、开关站二次系统安全防护，以及发电厂的升压站或开关站的信息安防应用。

变电站二次系统典型结构

变电站监控系统主要包括：变电站自动化系统、五防系统、继电保护装置、安全自动装置、故障录波装置和电能量采集装置等；换流站还包括阀控系统及站间协调控制系统等，有人值班变电站还有生产管理系统等；集控站还包括对受控变电站的监控系统等。变电站二次系统逻辑结构如图所示。

变电站自动化系统按结构可分为分层分布式（站、间隔、设备三层）或全分布式（站、设备二层），如图所示。

变电站二次系统安全分区

按变电站的电压等级、规模、重要程度的不同以及变电站运行模式（有人值班模式、无人值班少人值守模式、无人值守模式等）差别，变电站二次系统的安全区划分应该根据实际情况，按下列原则确定。

220kV 以上变电站二次系统的生产控制大区应当设置控制区和非控制区，其中生产管理系统仅适合于有人值班变电站。

对于不接入省级以上调度中心的110kV 及以下变电站，其二次系统生产控制大区可不再进行细分，相当于只设置控制区，其中生产管理系统仅适合于有人值班变电站。

变电站二次系统应用IEC 61850 国际标准时，应依据本方案的原则，将IEC 61850 规定的功能模块适当的置于各安全区中，从而实现国际标准与我国电力二次系统安全防护的有机结合。

变电站二次系统安全防护的逻辑结构

变电站二次系统安全防护的总体部署

对于220kV 以上的变电站二次系统，应该在变电站层面构造控制区和非控制区。将故障录波装置和电能量采集装置置于非控制区；对继电保护管理终端，具有远方设置功能的应置于控制区，否则可以置于非控制区。

对于不接入省级以上调度机构的110kV 及以下变电站的二次系统，其生产控制大区可以不再细分，可将各业务系统和装置均置于控制区，其中在控制区中的故障录波装置和电能量采集装置可以通过调度数据网或拨号方式将录波数据及计量数据传输到上级调度中心；在与调度中心数据通信的本侧边界上，可采用简单有效的安全防护措施。

智能变电站二次设备的调试研究 篇3

【关键词】智能变电站;二次设备;调试;检修;研究

引言

相对于传统变电站，智能变电站实现了一二次设备的智能化运行，逐步成为变电站自动化技术发展的一种新的趋势。智能变电站不仅结构紧凑、自动化水平高，而且还节能环保。但现阶段，我国的智能变电站建设还处于起步阶段，在建设的过程中还存在着一些问题，特别是二次设备的调试技术不够成熟，相应的检修技术也很落后，并且没有统一的标准和相关的规程遵循。因此，对于智能变电站二次设备的调试及检修进行相关的研究是十分重要的，同时对推动智能变电的发展也具有指导意义。

1.智能变电站二次设备相关的特点分析

1.1 二次设备的接线非常简单

智能变电站更加先进，有利于环境保护，而且整个电站都是信息数字化的操作，对于一般的采集控制方面的功能智能变电站都可以自动识别，而且能比较迅速地完成这些问题的处理。这样，智能变电站的二次设备特点就会显得更加突出。例如在二次设备中他的接线问题就非常简单容易操作。智能变电站中的二次设备废弃掉了许多二次线缆的问题，对于一些数据的处理采用的都是数字信号进行输送，通过太网和光线进行连接，这样也可以使得电池的兼容性会越来越大。

1.2 全自动化的存储数据信息

在智能变电站二次设备中，它所有的设备以及其功能都被安放在同一个平台，实现数据共享。对于这些数据的出于都是自动化模式下进行的。对于信息的传送还有装置，设备系统都可以自己进行检测，避免了过多的人工操作。提高了设备的实际运用能力。

1.3 自动监控，不需要有专人在场

智能化的二次变电站满足在不需要人监管的情况下可以对站内设备进行自动化的处理与监控，以至于可以节约人力，更好地突出智能的意义。

1.4 二次设备功能特点

二次设备的主要工作是检测控制一次设备，具体是指一些测量仪表，还有开关等等一下可以起到操纵一次设备的一些实际性质的物体。二次设备一般不能直接与电产生联系，与电产生联系的往往是一次设备。例如继电保护及其装置主要就是可以检测系统运行状况，若系统运行出现不好的时候，这种装置就可以自动运行然后对系统进行恢复。还有就是大家所经常接触到的电压电流表等等都是二次设备，这些二次设备的运用方便了人们对于用电量的总结以及方便了操作人员及时掌握电压的稳定，这在一个供电范围内起着非常大的作用。

2.智能变电站二次设备调试及检修的必要性

近年来，我国电力发展水平也在不断上升，但是一些关于电力方面的工作技术人员已经落在了时代发展的后面，以他们现在的技术根本无法解决设备所出的问题。现在高端智能化的设备一定要由一些具备专业素质的人才能进行维修，其他人也许连原理都捉摸不透，更谈不上其维修了。还有就是如果按一定时间和期限去对这些设备进行维修，必然要耗费许多人力与财力。这样的现状根本就无法满足我国电力行业发展的需求。所以智能变电站的二次设备的调试及检修就有它的必然性。而且就目前形势可以看出，在中国或许不管是哪个国家，人民对于点的需要是不断往高处发展。而且他们也要求通电能力会越来越可靠。如果定期的检修的话势必要停电，这样会给居民的生活带来麻烦。此外，如果一次设备正在比较流畅地运行中，如果没有对二次设备进行调试运行，就直接投入使用，必然会使整个电网的运行受到严重的影响。因此，对于智能变电站二次设备的调试是十分必要的，也是整个智能变电站建设中极为重要的一个环节。

3.智能变电站二次设备的调试

智能变电站二次设备的调试需要采用相应的测试仪器，对主要的二次设备进行测试，检测设备是否能够正常运转。对于智能变电站二次设备调试主要测试的对象有继电保护装置、测控装置、合并单元和智能终端等，通过对这几种装置的测试来确定二次设备是否正常。下面将进行详细的论述。

3.1 智能变电站二次设备调试仪器

对于智能变电站二次设备的调试，由于调试过程中输入相关数据接口是数字化接口，这样就使得在进行二次设备调试时需要采用数字式的调试仪器。现阶段，主要采用的是数字式光电测试仪。在具体调试时主要是采用博电最新研制的测试设备，然后通过GOOSE网络给相应的保护装置发送动作信号，保护装置接收到动作信号后再通过GOOSE网络发送动作信号给智能终端，智能终端接收到命令后执行相关的操作，并及时的反馈开关具体位置信号。

3.2 智能变电站二次设备的具体调试

3.2.1 继电保护装置功能调试

在对继电保护装置进行功能调试时，主要是检查采样功能和精度，并验证各种保护逻辑是否正常;同时还需要对装置收发GOOSE报文的功能、动作值、动作时间，对时功能等进行测试，进而确保各个功能都能够正常进行。

3.2.2 测控装置功能调试

在进行测控装置功能调试时，需要检查采样功能和精度及检查装置收发GOOSE报文的功能。与此同时，还需要验证间隔五防闭锁逻辑功能及同期合闸功能，确保功能的正常，还需要检验对时功能及记录相关的程序版本。

4.智能变电器二次调试及检修的注意事项

（1）對智能变电器二次设备进行调试检修一定要严格按照程序进行，避免程序的遗漏使得检测结果会显示不完整，导致检修工作没做到位可能会影响供电情况。所以再对二次设备进行检修之后，一定要按照不同状态对这些故障进行分类，比如说有些设备出于比较稳定地运行中的，就可以标记为正常运行状态，有些可能是即将会发生的故障就一定可以标记为潜在危险设备。还有的设备已经检测出问题的一定要标记为已存在危险设备，这样的话就更有利于对设备的检修，使得检修工作更加方便而且效率比较高。

（2）对二次设备进行调试修理的时候一定要按不同的情况还有不同的工作性质对修理工作作出不同的划分，不同的类型就代表不同的修理范围。在进行修理的时候应该把我完全需要更换二次设备的归为一类，在不停电情况下进行修理的情况归为一类，把停电情况下的修理情况归为一类等等。这样就可以依据不同的情况制定出不同的解决方案。

5.结束语

智能变电站二次系统具有系统集成化、信息化，运行控制自动化和保护控制协同化等众多特点，使得智能变电站二次设备在整个电网中起着重要的作用。然而，对于处于起步阶段的智能变电站建设，系统在运行的过程中还存在着一些问题，只有对智能变电站二次设备的调试进行深入的研究，解决设备运行中存在的问题，才能够保证设备功能的正常和整个系统的正常运行，也才能够进一步的推动我国智能变电站的发展。

参考文献

[1]季欢欢.智能变电站二次设备的状态检监测技术研究[J].科技风，2013年01期.

[2]曹磊，王江涛，张罡帅.智能变电站二次设备调试及维护浅析[J].电子世界，2013年07期.

变电站二次设备干扰分析 篇4

随着华北油田电网改造的不断进行，变电站综合自动化系统在水电厂得到大规模的应用。综合自动化系统技术以通信网络技术为基础，把二次设备经过功能组合和优化设计，通过先进的计算机技术、电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对变电站设备的自动监控，减少了维护工作量，提高了供电可靠性。但由于变电站的特殊环境，使变电站的微机保护装置受到各种各样的干扰，影响了运行的安全可靠性。为此应根据不同的干扰源，采取相应的抗干扰措施，减少其对微机保护装置的影响。

1 干扰的主要来源

所谓干扰，就是指除有用信号外，所有可能对装置的正常工作造成不利影响的内外部信号。干扰信号会通过辐射和传导等途径进入到保护装置逻辑回路中，产生大量虚假信息，影响正常通讯，甚至大量占据后台系统的CPU资源和内存资源，造成后台系统瘫痪，导致值班员无法正常监控。干扰的主要来源有以下几点：

1.1 电磁干扰

华北油田变电站综合自动化系统多采用分层分布式模式，微机保护装置就地安装在开关柜上。安装在一次设备附近的微机保护测控装置需要长期不停地无故障运行。但这些装置所处的工作环境是电磁干扰极其严重的强电场所，特别是在变压器、电容设备的周围。这些交变电磁场会对网络通讯等弱电系统造成干扰，进而导致二次设备CPU运行出错，内存数据异常、显示器图像扭曲闪烁、网络通讯中断，造成设备不能正常运行，给电力系统的安全经济运行带来非常严重的后果。

1.2 地电位差干扰

在变电所内发生工频接地短路时流经接地装置的大电流时产生的地电位差，使站内两端接地缆芯和屏蔽层产生电流形成干扰，包括共模干扰和电容耦合干扰两种干扰形式。如果二次设备接地处置不当，会使保护设备产生一些异常的故障。

1.3 雷电干扰

雨季，雷电直击或者感应于变电站线路等设备时，会产生强大的瞬间电压，进而产生极强的电磁脉冲，通过电源、地网、一次设备的二次线回路串入信号和通讯回路，烧损测控保护设备。华北油田任东220kV变电站近几年就多次发生因雷击造成远动装置烧坏的故障。

1.4 电源系统引入的干扰

华北油田变电站的操作电源和多数测控保护装置的工作电源都采用了220V的直流电源，在断路器跳合闸过程中，会引起直流电压波动，如果装置本身信号电源质量欠佳则可能会引起装置闭锁，造成开关误动或拒动。也会影响到信号回路，可能导致辅助接点处于抖动状态让测控装置产生误判。

1.5 现场电缆布线敷设不合理

开关柜内的高压设备，大的电感性负载，混乱的布线都容易对微机测控装置造成一定程度的干扰。另外，选用普通的电线充当通讯线、电力电缆与控制电缆混合捆绑、各种信号线同走一根电缆，由于导线间存在电容或电感性耦合，使干扰串入二次回路。

变电所的的干扰源还有很多，以上五种较为常见，需采取相应的软硬件措施，对其消除或削弱。

2 干扰的防范措施

2.1 软件抗干扰措施

软件抗干扰是指在软件设计中采取针对性措施，防止窜入微机监控系统的干扰信号。二次设备采取的软件抗干扰措施就是通过算术平均值滤波、加权平均值滤波等数字滤波方法把采集到的干扰信号消除或削弱。这些数字滤波算法无需增加硬件设备，只需修改程序，就可对一些干扰信号进行消除。不同的厂家采取的滤波算法不尽相同，但都取到了不同程度的效果。

2.2 硬件抗干扰措施

2.2.1 选用性能稳定的元器件，强弱电回路分开布线，采用数字滤波、光电隔离、加强程序的冗余自检等软硬件相结合的方法，保证装置本身的可靠性。同时确保测控装置可靠接地，防止电网杂波窜入系统。变电所室内采取辐射防静电木地板、设备机箱外壳接地等方法，减小静电对二次系统的干扰。

2.2.2 华北油田变电站由于建站多年，部分接地网腐蚀严重，甚至有锈断发生。随着变电站综自改造，我们对地网进行了改造，对变电站接地网进行了重新敷设，增大了接地引下线截面，水平地网增加了均压带，避雷针、一次设备接地点等设备区之间建立良好的等电位系统，保证地网良好性能，限制瞬间大电流时地电位升高。

2.2.3 加强电源系统抗干扰防护微机保护装置的工作电源大部分是从由交流220V交换为直流供电，因此许多干扰信号会通过电源电路进入二次系统。为了保证二次设备的可靠运行，需对设电源系统采取相应抗干扰措施：(1)采用电源滤波器抑制高频干扰；(2)采用宽工作电压范围并有隔离作用的开关电源，隔离共模干扰，防止电网噪声干扰窜入控制系统；(3)使输出回路尽可能短，使用的电缆芯不能过小，以减小压降。

2.2.4 二次回路的抗干扰措施(1)采用带屏蔽层的控制电缆，正确安装电缆的屏蔽层；信号线采用带屏蔽层的通讯线、双绞线或光纤，并且与CT、PT的二次线相隔离。(2)禁止交直流回路混用同一根电缆，同时尽量将二次信号电缆与强电导线分开排放，防止交流强电对二次信号回路造成干扰。(3)为二次设备和二次电缆敷设专用接地铜排构造等电位面。(4)电流互感器、电压互感器的二次回路应按规程确保一点接地。(5)规范控制电缆的敷设，避免与电力电缆距离过近。(6)变电所的所有开关量的输入和和数字量输出都应采用光电隔离；可在信号输入端加装无源滤波器，削弱窜入的干扰信号。(7)根据开关的动作特性设置相应遥信的防抖确认时间，以免产生误判。

3 结束语

总之，干扰变电站自动化系统的因素很多，我们在实践中不断总结经验，按其规律性，根据实际情况找到解决实际问题，保证电网安全、可靠、经济运行。

参考文献

[1]邓慧琼.微机继电保护抗干扰研究[J].华北电力大学,2001.

变电站二次 篇5

关键词：模块化设计;二次设备;变电站二次设备集成化思路及关键技术

1.1需求分析

二次设备整合和集成是实现新一代智能变电站最终目标的首要任务及重要途径。从技术和产业发展需求的角度来分析，二次设备按面向间隔配置，每个间隔部署保护、测控、PMU、计量、录波等装置，各装置功能相互独立，可靠性高，维护方便。随着计算机技术发展及芯片集成化处理能力不断提高，在保障电网安全运行可靠的前提，将现有成熟应用的功能、设备进行集成或整合。

1.2整合方案

针对新一代智能变电站新技术的提出，可以采用面向多间隔进行同类功能集成;面向单间隔进行不同类的多功能集成;智能化变电站系统在逻辑上可分为站控层，间隔层和过度层三个层次，站控层设备集成则采用一体化业务平台。对站控层进行优化整合，设置两套本地功能监控主机，一台集成监控主机，操作员站，数据服务器，保护故障信息子站功能，另一台集成监控主机，操作员站，数据服务器，工程师站功能，其余功能独立设置。

间隔层设备集成方式采用多功能测控装置、多合一集成装置、保护测控装置、站域保护控制装置、集中式保护;例如将故障录波装置和网络记录仪一般独立配置和组屏，实现两者大部分采集单元的共享。35KV线路、并联电容器、电抗器、站用变在保护测控一体化的同时，增加计量插件即可实现计量功能。在间隔层实现全站打印机优化配置。

过程层设备集成方式采用合并单元智能终端集成装置，就地柜安装;完成与一次设备相关的功能，包括实时运行电气量采集，设备运行状态监测、控制命令的执行等。.1.3关键技术

新型二次设备的关键技术有：

(1)集成化二次设备硬件平台化技术，采用通用一体化硬件平台和插件式功能板件设计，达到“插件易更换，装置易互换”的应用效果;模块化的二次设备由不同的功能单元组成，包括保护、测控、故障录波、网络分析仪、同步时钟、服务器、交换机j辅助控制设备、交直流馈线单元、交流ATS、直流充电模块、数据网设备、二次安防设备、光端机、PCM等等、通过不同类型、数量的功能单元进行排列组合，来形成适用于不同电压等级不同规模变电站的模块。同进采用模块化的多CPU硬件架构加速内部总线统一高效的数据采样、数据处理、数据存贮、数据传输处理。

(2)二次设备功能模块化和配置组态技术，通过装置支撑软件提供接口，将应用功能与硬件平台解耦;选配不同的插件和功能模块组建合适的应用装置;应用功能模块支持可视化编程和配置组态;具有结构清晰、集成度高、扩展性好、适应性强等特点。

(3)二次设备运行状态采集和监视技术，由自检信息扩展至物理板件、通信端口以及逻辑链路等监测;采用嵌入式采集方式;为二次设备可视化运维、健康评估和状态检修提供数据支持。

(4)时间同步状态监测技术，闭环时间同步状态管理，监测量包括对时状态测量数据和设备状态自检数据，前者对二次设备外部进行对时同步侦测，后者对于二次本身故障进行快速侦测，如对时信号状态等。采用SNTP问答机制进行时间同步状态监测;以告警直传上送时间同步状态给调度。

2二次设备模块化设计

二次设备采用模块化设计，解决传统建设模式存在的现场施工量大、施工周期长、建设质量难以掌控、二次设备接线工作量大的问题。采用预制电缆，实现一次设备本体与智能控制柜间的标准化“即插即用”连接;减少现场接线、调试工作量，最终实现一次设备与二次设备、二次设备间的标准化“即插即用”方案。

模块的安装如搭积木玩具一样，将模块组装在相应的位置上。便于现场施工，提高施工进度与质量。首先需要将模块接口标准化能够同时实现多个模块之间的机械拼接，电气拼接与网络拼接。机械方面拼接是指模块的安装、固定。电气方面拼接是指多个模块的装置电源，外部强弱电开入等接口进行整合;网络方面拼接是指将多个模块的以太网、现场总线等网络通信方式进行整合。

2.1模块化设计方案

2.1.1组合二次设备的模块式设计

结合变电站标准配送式理念，针对组合式二次设备的特点，在现有硬件系统及生产丁艺不需大改的基础上，设计组合式二次柜体，集成多个功能模块设备(后台、服务器、电源等)，在厂家生产、拼装、调试后，以整体形式发往现场，减少现场施工量及施工周期。组合柜内采用固定模块式设计，方便后期更换及运维。

2:1.2组合二次设备的即插即用

由厂家在柜内设置集中接线区，将柜间装置的输入输出信号及电源在集中接线区进行航空插头配置，通过与柜外的预制光缆和预制电缆直接连接，达到与系统沟通的功能。建议采用装置加标准件的模式安装于模块安装于本体上，尽量不用或少用紧固件，支持功能单元的在线更换。组合柜与外部预制线缆在现场可进行快速对接，实现即插即用。

2.2模块化组屏及内部接线方案

二次设备室组屏采用模块化组屏方式，模块柜内通过采用一体化底座完成屏柜固定及预制线缆储纤功能;通过屏间侧壁开孔，完成模块内部走线，减少现场安装接线。

2.3模块柜组合二次设备的即插即用方案

各模块间及与各一次设备之间，采用航空插头实现电气设备本体与汇控柜间的标准化连接，采用预制光缆等“即插即用”连接方式替代现场熔接，减少现场接线、调试工作量，最终实现一次设备与二次设备、二次设备间的标准化连接方案。

参考文献

智能变电站二次系统联调之研究 篇6

1.引言

随着通信信息技术的发展及IEC61850标准的日益完善，变电站智能化成为必然趋势。然而，智能变电站二次系统验收调试目前仍处于摸索阶段，本文现将联调项目进行总结归纳，分为合并单元、智能终端等智能二次设备单体调试及系统联调两方面。

2.单体调试

2.1合并单元检验（1）检验常规采集合并单元输出SV数据通道与装置模拟量输入关联的正确性，检查相关通信参数符合SCD文件配置。如用直采方式，SV数据输出还应检验是否满足Q/GDW441等间隔输出及带延时参数的要求。测试方法：由常规试验仪发送额定的电压、电流信号，通过待测合并单元采集后以SMV-9-2发送，由报文测试仪检测发送数据的配置和额定延时及等间隔抖动参数。（2）检验常规采集合并单元网络采样模式和点对点直接采样模式的准确度。网络采样模式测试方法：使用标准数据源发送标准的模拟量信号至合并单元和测试仪，同时合并单元测试仪发送秒脉冲至合并单元，测试仪接收合并单元发出的SMV-9-2数据，通过Smpcnt标号对齐方式与标准数据源信号比对，验证合并单元的模拟量采样准确度。点对点直接采样模式测试方法：使用标准数据源发送标准的模拟量信号至合并单元和测试仪，测试仪接收合并单元发出的SMV-9-2数据，通过额定延时插值算法对齐方式与标准数据源信号比对，验证合并单元的模拟量采样准确度。

2.2智能终端检验（1）检验智能终端输出GOOSE数据通道与装置开关量输入关联的正确性，检查相关通信参数符合SCD文件配置。测试方法：将待测装置的ICD文件导入数字测试仪，接收待测智能终端发出的GOOSE数据帧，检查相关通信参数符合SCD文件配置。（2）检验智能终端输入GOOSE数据通道与装置开关量输出关联的正确性。测试方法：将待测装置的ICD文件导入数字测试仪，向待测智能终端发出的GOOSE数据帧，检查GOOSE数据通道与装置开关量输出关联的正确性。（3）测试GOOSE输入与开关量输出动作时间，应满足7ms要求。测试方法：将待测装置的ICD文件导入数字测试仪，向待测智能终端发出的GOOSE数据帧，数字测试仪检测待测智能终端发出的硬节点开出信号，两者动作时间差不大于7ms。

2.3保护装置检验1.按SCD文件配置，依次模拟被检装置的所有GOOSE输入，观察被检装置显示正确性；2.检查GOOSE输入量设置有相关联的压板功能；3.改变装置和测试仪的检修状态，检查装置在正常和检修状态下，接收GOOSE报文的行为；4.检查装置各输入量在GOOSE中断情况下的行为；5.按SCD文件配置，依次检查GOOSE输出量的行为；6.检查GOOSE输出量设置有相关联的压板功能；7.改变装置的检修状态，检查GOOSE输出的检修位；8.按SCD文件配置，模拟被检装置的所有SV输入，观察被检装置显示正确性；9.对于有多路（MU）SV输入的装置，模拟被检装置的两路及以上SV输入，检查装置的采样同步性能；10.检查SV输入量设置有相关联的压板功能；11.改变装置和测试仪的检修状态，检查装置在正常和检修状态下，接收SV报文的行为；12.改变测试仪的同步标志，检查装置的行为。

3.系统调试

3.1采样系统。采样系统主要由互感器（采集器）、合并单元、SV网络组成，为全站保护、测控、计量、故录等装置提供准确的采样值。从采样延时离散性守时性能，计数器变化是否标准进行评估。

联调项目：SV网交换机的传输情况，交换机应配置合理的Vlan或静态组播表，传输过程中不失真、不丢帧（如果组网）。调试内容主要依靠互感器校验仪、网络报文分析仪等专业仪器进行分析验证。

3.2继电保护系统

1、保护基本功能检查保护整组试验；保护传动试验；保护信号检查；测试保护动作报文正确性；远方控制软压板功能检查：1）“远方修改定值”软压板只能在装置本地修改。“远方修改定值”软压板投入时，装置参数、装置定值可远方修改。2）“远方切换定值区”软压板只能在装置本地修改。“远方切换定值区” 软压板投入时，装置定值区可远方切换。3）“远方控制压板”软压板只能在装置本地修改。“远方控制压板”软压板投入时，装置功能软压板、GOOSE出口、SV软压板可远方控制。4）验证GOOSE 出口软压板。后台读取定值及切换定值区功能检查后台遥控软压板功能检查检修信号处理功能检查：1）装置检修状态：检修状态通过装置压板开入实现，当压板投入时，表示装置处于检修状态。装置应通过LED状态灯、液晶显示或报警报文及接点提醒运行、检修人员装置处于检修状态；2）GOOSE报文检修处理机制：当装置检修压板投入时，装置发送的GOOSE报文中的test应置位；GOOSE接收端装置应将接收的GOOSE报文中的test位与装置自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将信号作为有效进行处理或动作；3）SV报文检修处理机制：A）当合并单元装置检修压板投入时，发送采样值报文中采样值数据的品质q的Test位应置True；B）SV接收端装置应将接收的SV报文中的test位与装置自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将该信号用于保护逻辑，否则应闭锁相关保护。对于状态不一致的信号，接收端装置仍应计算和显示其幅值并告警。保护GOOSE链路中断告警及信号处理功能检查：GOOSE链路中断应送出告警信号，网络断链告警。GOOSE通信时对接收报文的配置不一致信息须送出告警信号。GOOSE发送机制检查：各厂家设备统一T0和T1设置。保护SV链路中断告警及信号处理功能检查。智能终端、合并单元检修时，保护装置处理功能检查。B）保护动作性能检查。保护动作性能检查包含保护动作时间检查、保护整组传动动作时间（智能终端出口）检查、保护SOE检查，检查保护动作时标准确性、智能终端GOOSE收发时间检查。

4.结语

本文中的智能变电站二次设备联调方法能够有效指导合并单元、智能终端、保护装置的单体调试及系统联调，为二次运维人员验收及运维智能变电站提供有力支撑。

（作者单位：西电三菱电机开关设备有限公司）

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变电站站用二次电池比较 篇7

随着我国经济的迅速发展, 变电站的建设也越来越多, 由于变电站站用电池系统要求的电压高、容量大, 站内蓄电池的使用组数也特别多, 因此这类设备对环境的影响应该引起重视。

目前变电站使用的二次电池以铅酸蓄电池为主, 从环保的角度来看, 铅酸蓄电池是对环境、人类健康危害最大的一种电池[1]。铅酸蓄电池的生产过程中会产生大量铅渣、铅尘、铅水等污染危害。

新型绿色二次电池则在生产、使用、回收全生命周期内保持低污染甚至无污染, 以磷酸铁锂电池为例, 磷酸铁锂电池不含任何重金属与稀有金属, 在生产及使用全过程中均无毒、无污染, 符合欧洲RoHS规定, 通过了SGS认证, 为典型的绿色环保电池, 该电池也是国家重点支持和鼓励发展的项目[2]。

2 技术经济比较

下文根据变电站直流系统的负荷特征和特殊要求, 以磷酸铁锂电池为例, 对绿色二次电池和铅酸蓄电池在技术性能和经济指标方面的相关参数比较。

2.1 变电站直流系统的特殊要求

变电站的直流负荷主要包括控制、信号、测量和继电保护、自动装置等控制负荷等, 负荷结构相对稳定, 一般规模的220kV变电站, 通常需要400Ah容量蓄电池, 事故情况下的冲击放电电流约100A (1/4C) , 2h放电电流通常约50A (1/8C) 。变电站设计相关规程规范要求蓄电池正常工作环境温度-10~+45℃;在环境温度20~25℃条件下, 浮充运行寿命应不低于10年;蓄电池封置90天后, 其荷电保持能力不低于85%;另外还需具有较强的耐过充能力。

2.2 电池放电特性

图1为一组150Ah磷酸铁锂电池和一组60Ah铅酸蓄电池在25℃室温下得到的不同倍率放电特性曲线[3], 由于所采用蓄电池组的额定容量不同, 图中采用可用容量比率 (实际释放的容量和额定容量的比值) 指标比较两种电池的放电能力。由图1可见, 总体上磷酸铁锂电池在各放电倍率条件下可用容量情况均优于铅酸蓄电池;在1/8C放电条件下, 两种电池之间的可用容量差距相对较小。

2.3 电池的温度特性

图2为同一型号的6块磷酸铁锂电池和铅酸蓄电池分别置于-40℃、-20℃、0℃、30℃、50℃下进行放电过程, 所得到的不同温度下的放电特性曲线[3]。

由图2可以看出: (1) 铅酸蓄电池和磷酸铁锂电池的可用容量在运行温度变化时受温度的影响均较为显著, 磷酸铁锂电池容量在低温条件下的衰减更为迅速; (2) 在-10℃条件下磷酸铁锂电池的可用容量约为额定容量的75%, 铅酸蓄电池则降为70%左右, 在变电站设计要求的低温范围内, 磷酸铁锂电池可用容量仍优于铅酸蓄电池。

2.4 电池的电压特征

图3为两类电池在室温20℃的运行条件下各自的荷电容量与起始电压的关系曲线[4], 从图3中可知, VRLA电池的SOC和Us呈较好的线性关系;LiFePO4锂离子电池电压平台特征较显著。磷酸铁锂电池的放电电压比VRLA电池要平缓的多。

2.5 电池的浮充特性

变电站直流系统蓄电池长期处于浮充状态, 蓄电池的浮充寿命直接决定蓄电池的使用寿命。铅酸蓄电池的浮充寿命对环境温度和浮充电电压等因素均十分敏感, 差不多环境温度每升高10℃, 蓄电池的浮充寿命会缩短一半;浮充电压每浮动5%, 铅酸蓄电池的使用寿命也差不多将减半[5~7]。因此, 据统计站内蓄电池的实际使用寿命往往不足标定浮充寿命的50%。磷酸铁锂电池的电解液是有机液体, 即使电池长期处于间歇浮充状态, 电池也几乎不产生气体, 磷酸铁锂电池对浮充电压的选择也不敏感, 其耐浮充性能优于铅酸蓄电池。我国某著名电池研究机构选择已经循环不少于300次的磷酸铁锂电池, 用3.3V电压, 在环境温度20℃条件下进行浮充, 并静置90天之后, 电池的平均容量保持率仍可达到96.8%[8]。

2.6 电池的经济性比较

铅酸蓄电池约1~1.5元/Wh, 磷酸铁锂电池3~5元/Wh[9], 若仅从价格指数来衡量则磷酸铁锂电池单价较高;但磷酸铁锂电池循环寿命更长, 约是铅酸蓄电池的4倍, 其质量比能量和体积比能量均为铅酸蓄电池的3倍, 因此, 相同电压和容量下, 磷酸铁锂电池重量更轻、占地更小, 若计及电池更换产生的设计和施工等相关费用, 以及空间资源占用产生的费用, 并从全寿命周期来衡量则铅酸蓄电池比磷酸铁锂电池更经济。

3 结论

综上所述, 在变电站直流系统中应用的蓄电池选择上, 从技术性能分析部分绿色电池已经全面赶上或超过现阶段广泛使用的铅酸蓄电池;从经济指标看两类电池也已经非常接近, 由于铅酸蓄电池污染严重, 环境影响深远, 对人类健康危害大, 推荐采用绿色电池代替现有的铅酸蓄电池用于变电站的直流系统。

参考文献

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[3]林成涛, 张宾一, 陈全世, 等.典型动力电池特性与性能的对比研究[J].电源技术, 2008 (11) :735-738.

[4]李哲, 仝猛, 卢兰光, 等.动力型铅酸电池及LiFePO4锂离子电池的容量特性[J].电池, 2009, 39 (1) :30-32.

[5]潘香英.阀控铅酸蓄电池早期容量衰减的研究[D].天津大学硕士学位论文, 2007.

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[8]程新群, 等.化学电源[M].北京:化学工业出版社, 2008.

智能变电站二次系统优化策略 篇8

1.1 变电站自动化系统网络优化

智能变电站都采用的是体系结构, 比如三层两网或者是两层一网。它通过网络通信将隔层内部跟各层联系在一起, 网络通信是智能变电站自动化系统的核心, 对整个系统的稳定起重要作用, 因为它参与系统功能的运行。目前, 市场上有一种新的拓扑建构, 这种新的建构可以分析检测出智能变电站中的智能组建是否可靠, 而且对于网络管理和维护也是必须的, 它会直接影响自动化系统的可靠性。

1.2 二次设备功能整合与配置优化

二次设备的集成整合, 是智能变电站发展的必然结果。整合系统的功能, 可以有效的加强专业间融合, 为了提高优化集成度, 我们可以利用数据次采集数字化和信息共享来实现。随着二次安全防护措施的不断更新与完善, 智能变电站内唯一一个统一的信息平台就是一体化信息平台, 它可以将变电站自动化系统逐步整合, 以达到最佳的效果。我们可以把二次设备的功能融入一体化信息平台, 来实现对全景数据的监测与高级功能的应用。

1.3 状态监测系统配置优化

按照“安全可靠、技术先进、合理造价、性能价格比最优和适宜推广”的原则, 在广泛调研和工程实践的基础上, 提出了一次设备在线监测的优化方案。

1.4 智能辅助系统功能优化

智能辅助系统对二次系统尤为重要, 优化该系统有助于系统快速运行, 采集数据化数据更为迅速。我们可以通过对集成视频服务器、环境监测单元和后台服务器的处理, 来实现用一台站端处理单元就可以接入所有辅助设备的目的;利用先进的科技产品, 来淘汰陈旧的模拟摄像机;对一些大型机器的控制系统进行严格要求, 降低事故的发生率;在满足规范和运行需求的前提下, 减少设备投资。

2 利用优化集成系统使智能变电站二次系统优化集成

因为优化集成系统功能, 增加专业之间的融合, 利用数字化的数据采集方式和共享信息的方式, 可以达到装置集成度提高的目的, 增强变电站运行的经济性和可行性。

2.1 对多种分散设备功能的取代集成可由自动化系统完成

综合自动化系统取代微机五防, 故障信息子站, 低频压减负荷, 电源备用投入运行设置的功能, 即已有的操作、工程人员站点和高级应用功能等被隶属于站

控层的监控主机集成取代。这其中包括监控和保护装置的集成, 由于智能变电站完全遵循IEC61850标准, 可以有标准化的信息共享和网络化的信息传输, 因此测控保护一体化可以实现, 自动化系统在需要是对测控保护中输出的多路信息进行筛选和合并即可。

2.2 构建智能终端和合并单元的桥梁

智能终端与合并单元是智能变电站一次系统和二次系统连接的桥梁, 隶属于设备 (过程) 层。合并单元负责对电压和电流数据组合, 传送, 智能终端接收隔离开关和断路器发出的信号, 通过跳支持合闸等指令实现采集信息的功能。可将合并单元与智能终端进行整合集成, 减少设备装置和网络交换机的数量, 避开重复采集信息的可能, 同时集成后的智能单元可以与合并单元对硬件平台实现共享, 保障运行可靠行的同时减少信息交叉, 节省材料和投资成本, 还可回收变电站的运营和维护成本。

2.3 录波装置和网络记录分析仪故障的解决策略

故障录波装置和网络记录分析仪有分别组屏, 实现各自功能的作用, 而智能变电站出现问题时, 必须由两个装置一起分析才能定位问题原因, 而且两者数据源和性质功能相同, 所以可以采用一套集成装置, 使相关软、硬件的配置数量和二次屏柜的数量减少, 节省维护和运行费用。

2.4 站用电源进行一体化

对变电站备用的电源自动切换装置进行优化, 设置ATS切换, 保障对重要设备的供电可靠性, 撤掉站用变压器二次 (低压) 侧的自动切换装置。提高供电可靠性的同时降低回路复杂程度, 实现网络设备之间的互联和对站用电源系统的远程管理的同时也避免了ATS多重操作时的失配, 可谓一举两得。

2.5 网络配置整合优化

智能变电站完全遵循IEC61850国际标准, 网络设计更加合理的采用分层结构, 有效的提高了变电站的运行可靠性。综合考虑经济性, 可靠性与实用性后, 可以尽可能的减少数据信息在网络上的交换, 达到合理配置网络的目的。例如某些情况下的桥式接线可以不组建设备层网络, 采用直接连接的方式减少交换和传输延时;网络组建必需的情况下, 可以用星形拓扑。

2.6 优化电流互感器二次绕组

变电站实际运行中, 电流互感器二次绕组出现故障的可能性极低, 同时互感器运行的可靠性与二次绕组的数量没有必然的联系。两套不同的保护主装置接入电流互感器的不同绕组, 即可以考虑主装置与后备装置采用同意绕组, 一个绕组也可以由保护装置和故障录波装置共用, 计量和测量系统共接在同一绕组上, 在使用上不会影响系统运行的可靠性。

3结论

因为完全遵循IEC61850体系建立, 随着目前自动化体系等一系列科技技术的发展, 智能变电站系统的自动控制、继电保护将会一直迎接变革, 二次系统的测控、计量、保护等设备系统的优化集成度也将越来越高, 与二次系统优化伴随的是智能变电站建设中的造价预算、技术质量的可行性与可靠性, 这就要求设计者们不忘优化集成, 使智能变电站核心功能保证的前提下剥离冗余, 为智能变电站的建设提供良好基础。

摘要：跟随智能电网战略规划被国网公司提出, 对于智能变电站的建设必将有越来越多的要求。基于自动化系统和电力电子技术等多专业前提下的智能变电站建设, 在电力电子器件开发技术遭遇瓶颈的情况下, 唯有在保障运行可靠性的同时, 对二次系统进行优化, 才能提高其运营经济性和生存性, 实现更长远的发展, 我们将在这篇文章中介绍智能变电站及二次系统的结构和特点, 简单分析该二次系统在智能变电站中体现出的优化问题。

关键词：智能变电站,二次系统,集成,优化

参考文献

[1]高翔, 张沛超.数字化变电站主要技术特征和关键技术[J].电网技术, 2006, 12.

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[4]娄悦, 秦华, 孙纯军.220kV西泾智能变电站二次系统的设计[J].华东电力, 2011 (5) .

变电站二次回路培训系统研究 篇9

随国家经济的高速发展, 我国电网正朝着特高压电网、具有信息化、自动化、互动化特征的坚强智能化电网发展。变电站普遍采用由现代电力电子技术、网络通信技术、计算机技术为支撑的微机测控及保护装置, 使变电站的运行与管理实现了综合自动化。变电站管理监控模式也发生很大的变化, 从有人值班的常规模式向无人值班或无人值守的自动化模式过渡;变电站也由综合自动化模式向信息化、数字化、智能化模式进行过渡[1]。与此同时, 变电站的二次回路也随之发生了巨大变化。特别是随着代表未来变电站发展方向的智能变电站的推广, 智能变电站以网络化信息共享替代了传统的二次回路, 使原有可见的二次回路变得不可见, 同时使得工作人员对二次回路的感性认知越来越少, 这也无疑给二次设计、施工、调试和检修带来不便[2]。在虚回路及虚端子表示的智能变电站的时代, 如何进行二次回路知识的学习和培训成为一个值得研究和探讨的问题。

由于目前国内外还未出现比较成熟的二次回路方面的实训系统或装置, 二次回路设计开发与研究, 能解决变电站二次回路培训技术难题。

1 二次回路培训系统设计思路

电力系统二次设备及其回路实现了对一次设备的监测、控制、调节和保护, 能够反映一次设备的运行工况。当一次设备出现异常或发生故障时, 又能够迅速发出信号, 并快速切除故障设备, 因此, 二次设备及其回路是电力系统安全、稳定、经济运行的重要保证, 是变电站不可缺少的重要组成部分。目前常见的电力系统二次设备及其回路只能适用于现场操作, 并且由于其体积庞大, 比较笨重, 不方便搬进实验室进行培训教学, 在对操作人员进行培训时, 传统的培训方式通常是进行文字讲解、绘图描述, 这种培训方式理论性强但缺乏实际动手能力的训练, 使得培训效果不佳。

随着多媒体技术的广泛应用, 人们通过计算机多媒体辅助手段进行理论培训, 然后到现场观摩, 但该培训方式依旧不能进行实际操作, 并且现场环境具有实际的高电压, 对培训而言存在不安全因素。

二次回路培训系统设计包括三相断路器弹簧操作机构培训模块、分相断路器液压操作机构培训模块、分相断路器弹簧操作机构培训模块、隔离刀闸电动操作机构培训模块和变压器冷却回路培训模块, 分别通过交换机与之对应通信连接的后台计算机, 如图1所示。通过故障模拟器, 对每个培训模块中的相应控制回路设置通过后台计算机控制的在真实运行中的常见故障, 该实训系统能够真实模拟电力系统二次设备及其回路正常运行状态及故障状态, 让学员进行分析、查找并排除, 通过模拟真实的二次设备及其回路, 学员能够亲自动手操作, 理论与实践相结合, 达到了较好的培训效果。

2 二次回路培训系统模块

二次回路培训系统包括5个模块, 分别为三相断路器弹簧操作机构培训模块、分相断路器液压操作机构培训模块、分相断路器弹簧操作机构培训模块、隔离刀闸电动操作机构培训模块和变压器冷却回路培训模块。其中变压器冷却回路培训模块中设有变压器冷却风机及其控制回路;分相断路器弹簧操作机构培训模块内设有分相断路器弹簧操作机构及其控制回路;三相断路器弹簧操作机构培训模块内设有三相断路器弹簧操作机构及其控制回路;分相断路器液压操作机构培训模块内设有分相断路器、分相断路器操作机构和与其控制连接的分相断路器控制回路;隔离刀闸电动操作机构培训模块内设有隔离刀闸、隔离刀闸操作机构和与其控制连接的隔离刀闸控制回路。此外, 所有培训模块内均设有对应的故障模拟器, 每个故障模拟器包括一组故障设置继电器及其控制回路, 每组故障设置继电器的对应触点分别通过串联或并联的方式连接在所述各个培训模块内的相应控制回路中, 用于模拟设定故障。

每组故障设置继电器的控制回路都包括单片机和驱动电路, 单片机的相应端口通过通讯转换器与交换机通信连接, 并通过驱动电路与故障设置继电器对应连接, 单片机根据接收到的后台计算机的指令驱动相应故障设置继电器动作。

分相断路器弹簧操作机构的控制回路包括储能闭锁回路和分闸闭锁回路, 在储能闭锁回路和分闸闭锁回路中分别并联有一个储能闭锁失效故障点和一个气压过低故障点。

三相断路器弹簧操作机构控制回路包括储能电机回路和储能电机控制回路, 在储能电机回路和储能电机控制回路中分别串联有一个或多个储能电机不能运行故障点和一个储能电机控制回路断线故障点。

变压器冷却风机控制回路包括风机启动控制支路, 该风机控制支路上串接有相应继电器阵列触点, 形成风机启动故障点。

隔离刀闸控制回路需模拟故障的控制支路包括刀闸分、合闸控制支路及外部闭锁控制支路和刀闸电机控制支路, 各控制支路中分别串联有一个对应的故障设置继电器的触点。

所有培训模块内均设有语音计时器模块, 其通过交换机与相应的后台计算机通讯连接, 用于学员培训考试时的语音报时。所有培训模块内均设有保护模块, 该保护模块由分相过流保护电路、总漏保护电路和装置启/停按钮组成, 用于人身保护和设备安全。

系统通过故障模拟器, 对每个培训模块中的相应控制回路设置通过后台计算机控制的在真实运行中的常见故障点, 故障模拟器与后台计算机通讯连接, 只需在后台计算机上进行操作和设置“故障”, 故障模拟器接收后台计算机的故障设置命令, 通过相应的故障设置继电器的断开或者接通, 控制设置“故障”的对应支路, 达到模拟故障的效果。

3 故障案例

三相断路器弹簧操作机构培训模块进行故障设置, 其中如表1所示通过教员机可以设置8个故障点, 也可以人为设置断线、短路、接触不良等故障。

下面以一个简单故障为例进行故障分析、查找与排除。设置三相断路器弹簧操作机构培训模块的“断路器合闸指示灯不亮”故障, 其中部分二次回路图如图2所示。具体实施步骤如下。

1) 教员机上发出d2故障;

2) 学员机电脑显示故障现象:断路器合闸指示灯不亮, 如图3所示。

3) 学员通过对二次回路进行分析, 得出故障原因:断路器合闸指示灯不亮, 可能是合闸指示灯HR1损坏或合闸指示回路断线;

4) 学员停电, 通过安装接线图检查现场实际接线回路:断开总电源空开QF1, 根据分析, 重点检查合闸指示灯HR1就地合闸控制回路, 经观察与测量发现合闸指示灯HR1与正电源之间断线;

5) 排除方法:将合闸指示灯HR1的1端与分闸指示灯HG1的1端短接, 或者将合闸指示灯HR1的1端将通过短接线接到正电源上即可。

4 结束语

变电站二次回路是电力系统安全、稳定运行的重要保证, 是变电站不可缺少的重要组成部分。而二次回路是一个相对庞大而复杂的系统, 让职工熟练掌握二次回路的相关技术, 对变电站的安全稳定运行具有重要意义。加强二次回路职业技能培训很有必要, 本文所设计培训系统的采用实物进行模拟现场真实的二次回路, 并能使用电子技术、计算机技术, 进行二次故障设置, 以训练学员二次识图技能、故障排查技能和设备检修技能等。二次回路培训系统具有针对性, 实用性和科学性, 对变电站工作人员及电力系统变电、检修、运行人员的培训工作起到非常积极的推动作用。

摘要：随着智能变电站的推广, 原本可见二次回路变得不见, 但二次回路作用依然存在, 对二次回路相关知识与技能的掌握越来越难。设计了一套二次回路培训系统, 其对常见断路器控制回路、变压器冷却回路、隔离开关操作回路采用实物进行模拟现场真实回路, 并能通过后台计算机进行故障设置, 以训练学员二次识图技能、故障排查技能和设备检修技能等。

关键词：智能变电站,二次回路,培训

参考文献

[1]戴宪滨, 邹婷.变电站二次回路的发展趋势[J].沈阳工程学院学报 (自然科学版) .2011, 7 (1) :47-50.

浅析变电站二次继电保护要点 篇10

一、全国各地变电站原有的继电保护

由于全国各地电网间的调度要求和运行方式各有不同, 从而导致了变电站的继电保护技术在水平要求、组屏方案以及配置原则等方面的区别。这样的区别不但给继电保护运行造成阻碍, 而且给整个电网的维护和管理上的都带来了不便。

(一) 保护配置和组屏方案的差异

全国各地的电网在主变压器的保护配置以及保护屏的数量上都存在较大差异。例如华东地区的电网配置了两面保护屏, 华北地区的电网配置了四面保护屏, 而华中和东北地区的电网则配置了三面保护屏。而且每面保护屏配置的操作箱和电气量保护上也存在着区别。

(二) 故障保护配置和故障录波器的差异

当电网发生故障时, 一般都是利用断路器机构箱来对电网进行保护, 但是华中地区的电网是利用操作箱和机构箱的合作来进行保护。对于故障录波器的配置, 华东地区的电网是每台变压器单独配置, 而华中和东北地区的电网大多是每两台主变压器配置一套故障录波器。

二、变电站二次继电保护的要点

(一) 变电站二次继电保护的设备选型问题

1母线电压切换

在变电站的二次继电保护中, 会用到双母线的接线, 这时就要通过运行母线侧的隔离刀闸来实现二次母线电压和直流电源间的二次切换。如果在二次继电保护的运行中, 隔离刀闸出现了接触不良的问题, 就会容易导致距离保护失压或者距离保护误动作等问题。所以在电压切换箱当中应该用双位置继电器来替换切换继电器, 从而使这个问题得到很好的解决。

2变电站的后台系统

在设计和应用变电站的自动化系统时, 工作人员常常容易忽略查询后台监控机的型号。因为后台监控机会全天都保持运行的状态, 所以需要监控机具备较高的运行速度, 较大的数据交换量, 以及在电磁运行环境中有较强的适应能力。因此, 工作人员在选型过程中要重视后台监控机的性能。

3零序保护

单相接地故障在大于110k V的电压系统中经常发生, 发生故障率常常高达90%, 所以必须引起我们的重视。利用零序电流的保护就可以实现常规模式的线路保护, 并能够及时地解除单相接地故障。零序电流保护中常用到的元件类型有零序电压3UO和零序电流3IO这两种。

(二) 变电站二次继电保护的配置和组屏方案优化

1将WINDOWS系统更换为LINUX系统

随着科技的进步和信息时代的来临, 各种类型的恶意代码也不断产生, 而这些恶意代码严重影响了WINDOWS系统运行时的有效性, 进而对电脑硬件以及WINDOWS操作系统中的子站系统的安全性和稳定性都造成了威胁。LINUX系统的开发则可以有效地解决这一问题。因为恶意代码对LINUX系统的影响较小, 在LINUX系统中具有的安全机制相较于WINDOWS系统来说更为可靠, 而且LINUX系统的核心功能和备份功能都较为完善和稳定, 所以该系统的安全性和稳定性都比WINDOWS系统高, 适用于电网未来的发展。

2 220k V双母线实行双重化配置

当出现失灵电流时, 利用失灵保护来对其进行判别, 可以有效地提高电网运行的安全性和稳定性。在变电站二次继电保护的设计优化中, 应该将220k V双母线实行双重化配置, 每套线路上都启用一套失灵保护, 并取消独立的失灵启动装置, 在保护主变压器方面, 都由母线保护来实行对电流的判别。

3电压切换箱的接线

电压切换箱的接线方式可以采用双位置的接点, 这样能够有效地防止因为接触不良而导致的失压问题。但是在对电压切换箱接线检修时, 一旦检修的方式不当, 很容易引起反送电的问题, 这样会严重威胁整个电网系统的安全性和稳定性, 甚至导致电力设备的损坏。所以在变电站二次继电保护的设计优化中, 当电压切换箱的接线方式采用了双位置的接点时, 还要在单位置上选择输入的模式, 设计隔离刀闸来辅助接点。如果在刀闸辅助接点上存在导致系统接触不良的现象, 那么也会导致切换回路的异常, 这时必须根据具体情况来进行相应处理。

(三) 变电站二次继电保护的注意事项

在变电站实施二次继电保护时要与相关的专业协调合作, 特别是通信专业。在架设短线路光缆时最好用双光缆, 可以在通信线架上直接对保护光纤进行引接。同时要注意每套光缆的通信设备不能超负荷的传送信息, 对于保护回路中的光缆在选择时优先考虑220k V以上的电压等级。通过和通信专业的协调与配合, 可以使配置达到最优化, 从而保证二次继电保护的高效性。

结语

综上所述, 随着人民生活水平的提高, 对电力的需求在不断加大, 原来的电力设备已经无法满足人们日益增加的电量需求, 所以电网必须进行改造。在变电站的二次继电保护实施中, 要根据全国各地的实际情况以及配置习惯进行相应的调整, 并在施工中严格把关施工技术和工程的质量, 一旦发生问题要及时进行解决, 从而保证电网运行的安全性和稳定性。

摘要：随着人民生活水平的提高, 对电力的需求在不断加大, 也给电力企业提出了越来越高的要求。当前我国的变电站二次继电保护还存在着一些问题, 影响了整个电力系统在运行时的安全性和稳定性, 严重时甚至会导致供电设备的损坏。所以如何提高变电站二次继电保护在设计上的科学性和合理性, 是当下我们必须关注的问题。

关键词：变电站,二次继电,保护要点

参考文献

[1]顾松琴.关于变电站的二次继电保护设计方法及问题探究[J].中国信息化, 2013 (08) :340.

[2]苏崇山.变电站二次继电保护设计方法及问题[J].数字化用户, 2013 (26) :71.

[3]蔡健威.变电站二次继电保护设计方法及问题[J].城市建设理论研究 (电子版) , 2012 (14) .

[4]崔普好.变电站二次技改问题的探讨[J].中小企业管理与科技, 2011 (21) :318.

智能变电站二次系统调试方法研究 篇11

【摘要】首先，本文对智能二次设备调试内容进行了介绍和说明，对智能二次设备的单体部分、SV采样部分以及保护部分应完成的调试内容分别论述；接下来，又提出了信息一体化平台调试方法，包括智能告警及故障综合分析功能调试以及一键式顺序控制功能调试两大方面。

【关键词】智能变电站；二次设备；系统调试

前言

在国家电网基建文件的指导要求下，智能电网的建设工作近年来取得了长足的发展，全国各地的智能变电站工程开始陆续投入施工建设，智能变电站的发展得到了显著提高。在取得一系列可喜成就的同时，也不应放松对变电站的维护和系统调试工作。为了最大程度地保证智能变电站发挥其作用，实现电力系统的安全可靠运行，对智能变电站二次系统试验方案展开深入的分析就成为了一项重要課题。只有对智能变电站二次系统的调试方案进行认真总结，才能使提出的调试方案和重点环节更加符合工程的实际需要，从而缩短智能变电站二次系统的调试时间，最终提高整个变电站的建设效率。

1、智能二次设备调试内容

1.1单体部分

1.1.1合并单元。合并单元的调试包括以下几方面内容：第一，检验采样是否正确，包括幅值、相角和极性；第二，测试SV输出端口的光功率；第三，确保按照正确的方式完成配置，并符合设计的要求；第四，检验电压转换功能、电压并列功能以及验证警示功能是否正常；第五，检验对时功能；第六，正确记录程序版本[1]。

1.1.2智能终端。首先，检验收发GOOSE报文功能；其次，检验输入及输出开关量接点的功能；最后，检验预警功能。

1.1.3保护装置。首先，检验采样及其精确度；其次，检验各项保护逻辑；再次，检查及维修压板功能；最后，检验对时功能及收发GOOSE报文功能。

1.2SV采样部分

单体调试操作结束之后，应先行完成对应的二次网络施工，之后方可进行SV采样部分的调试。调试时在互感器二次绕组位置引入电流和电压，确保合并单元采样正常进行，并对能否准确输送至各个相应智能二次设备进行检验，使其能够及时接收SV报文并做出提示。在现场条件允许的情况下，还可以采用一次通流或加压的手段来完成全面综合的检查。

1.3保护部分

对保护部分的调试可通过对不同常见类型故障的模拟来实现，针对传动保护，应重点检查以下功能：是否采用了正确的保护动作；智能操作箱的保护动作是否正确；故障录波功能是否正常；监控后台能否正确显示当前保护动作的信息；多个保护间的联闭锁信息是否正确；合并单元及保护装置能否与智能操作箱的检修压板状态相一致。在现场条件允许的情况下，可以直接带开关进行保护传动，展开范围更大的检验工作。

2、信息一体化平台调试方法

2.1智能告警及故障综合分析功能调试

2.1.1故障智能推理功能调试。应对故障智能推理所应用信号的配置进行检查，并确保其完整。以各类启动信号及推理依据作为判断标准，对各间隔的遥信是否存在相对应的定义信息展开逐一检验[2]。为合理调试故障智能推理功能，可根据各种可推理的故障类型，逐一参照推理发生条件来模拟对应的启动信号序列，并在告警程序中查看是否有对应的推理结果及推理报告出现其中。

2.1.2告警信息按分页显示功能调试。调试中应检查告警信息能否依照告警等级或告警类型自动完成分页显示。如果内容能够满足要求，则可自定义分页显示信息，时序信息页面应可查看所有信息，检修信息页面只能查看挂检修牌间隔的信息，推理结果页面可查看故障的推理结果，未复归页面可查看动作发生后仍未复归的信息。

2.2一键式顺序控制功能调试

2.2.1自定义程序化操作步骤功能模块调试。启动OptManager程序后，任意选择一个已有操作票，并对该操作票的步骤进行编辑，可进行增加、删除或修改等操作，最后将其进行统一编号再存入后台数据，这时关闭OptManager程序并将其重新启动，调用刚才已经完成修改并成功保存的操作票，观察其操作步骤是否已发生改变[3]。这时再打开dbconf数据库组态程序，通过文件索引表查找该操作票文件存储方式，检查该操作票文件是否以“顺控操作票”形式存储在系统内。

2.2.2程序化控制与调度的互动功能调试。从调度发出控制指令，将一台机箱用来模拟调度发出操作票任务的过程，检查总控装置能否依顺控方式执行；从调度端观察是否能够接收到各步骤执行结果及操作票执行的总结；从调度发出控制指令，总控开始执行；从调度端模拟下发执行、中止、继续、终止等命令，检查顺控程序是否完成了相应的动作。

结论

由于智能变电站普遍采用光缆取代了传统变电站的电缆作为接线手段，因而各设备改变了传统的点对点的模拟节点信号传递，而是实现了由GOOSE、SV、MMS等网络技术组成的虚拟报文传输方式。这一重大转变的出现，需要变电站技术人员能够更好地完成二次调试，并熟练掌握计算机应用软件。本文对智能二次设备调试内容进行了较为详尽的论述，并对信息一体化平台调试方法展开了研究和分析。

参考文献

[1]刘永欣，师峰，姜帅，席亚克，宋宁希，张仑山.智能变电站继电保护状态监测的一种模糊评估算法[J].电力系统保护与控制，2014，14（03）：206-207.

[2]张小飞，李佩娟，王洁松，张志明，赵汝英.智能变电站网络应用及测试技术研究[J].江苏电机工程，2012，20（04）：147-148.

变电站的二次部分设计研究 篇12

1 交流操作系统电源的使用及屏面的布置

变电站中不可不用到交流操作系统为了使变电站中交流操作系统电源具有稳定性、可靠性以及后备性等特点, 可以在交流操作系统中采用UPS输出的交流220V电源, 从而用以直接或间接替代直流220V电源。其具体的做法, 即:保护和测控等方面的装置工作电源, 跳合闸回路、机构储能以及后台机所使用的交流电, 均由UPS输出提供。有些装置, 如中央信号回路, 则由外部的开关电源提供, 采用直流24V, 而开关电源的交流220V则由UPS输出。对于交流操作系统电源屏面的布置, 由于交流操作系统10k V开关大多数采用户外杆上的操作机构, 其二次保护则适于集中组屏。屏面布置应遵循以下注意事项:对于相同或者性质相似的交流保护测控装置或者其元件首先应安装在同一屏面上;对于相同性质然而不同柜体的安装装置, 其在安装时应该注意在屏 (柜) 面上的高度以及位置等应该一致;相关元件安装在屏 (柜) 面上时, 应该要满足调试、运行以及巡查等方便的相关要求[2]。

2 二次设备选择时应注意的问题

变电站二次设备在选择上需要注意许多的问题, 首先就是零序保护问题。在不同电压等级的变电系统中, 对于单相接地所引起的故障基本上占到总故障的90%以上, 而此类单相接地故障的解决方法一般就是采用零序电源保护。对于变电站的后台系统, 由于其监控机基本上都要求二十四小时不间断的运行, 其数据的吞吐量比较大, 从而所要求的运行速度也比较高, 再加之后台系统又处在强电磁的环境中。因此, 在后台系统的设计上, 首先应该选择那些能够在恶劣环境中仍然稳定运行的监控机。此外, 为了确保变电站后台监控系统的长期而又稳定的运行, 在其设计中, 应该要充分考虑到后台监控机所配备的电源应该是高质量的, 因此, 在设计中首先就是要选用交直流电源, 即交流和直流电源都使用在正常用电时, 用经过净化后的交流电源而当站用电消失时, 其直流系统中的直流电源通过启动, 便可以作为逆变器的直流电源, 在经过逆变交流后, 便可以供后台的监控机使用[3]。

3 二次电缆设计时注意的问题

变电站二次电缆的设计也是很重要的它直接关系到变电站整个系统的运行, 因此, 在二次电缆的设计中, 一定要根据二次回路的一些注意事项来安排二次电缆的基本走向, 有些设计人员不注意这一点而造成的事故也很多。例如:在有的二次电缆的设计中, 一些设计人员为了省事, 在主变瓦斯继电器的回路中只采用了一根电缆, 然而他们却忽略了主变本体上存在着两个瓦斯继电器——主瓦斯和有载瓦斯, 而这两个继电器却不在一处。长此以往, 一根电缆始终不能包裹住两个瓦斯继电器, 最终会造成部分电缆芯的外露, 在外界恶劣环境的影响下, 电缆就会造成损伤, 一旦遇上雪雨天气, 就会很容易引起电缆线的直接接地。因此, 在考虑二次电缆的设计时, 一定要设计一个设备能够单独采用一根电缆, 这样才能尽可能的避免类似上述问题的发生。

4 接地选线时应注意的问题

一般而言, 变电站很容易发生单相接地故障, 而当系统发生单相接地故障后, 由于其非接地的两相对地电压会升高大约1.732倍[4], 或者造成短路等, 会导致电压互感器负荷过重进而被烧毁。因此, 为了确保电力系统的安全运行, 在设计时, 最好选用专门的接地选线装置, 这样其准确率就会比较高, 再应用独立的小接地电流选线装置, 可以将小电流系统的所有出线引入装置, 最后进行判断或者选线, 从而可以在出现故障时能够快速而又正确的判别出故障所在, 进而切除故障线路。

综上所述, 对于变电站的二次设备部分设计, 既要把握重点, 同时又要关注细节, 既要考虑变电站交直流操作系统的使用, 又要注意二次设备在选择时所需要注意的事项, 既要满足二次电缆的设计要求, 又要懂得二次设备接地、选线方面的注意事项, 只有这样才能真正使二次系统成为电力系统的安全保障, 才能最大限度的满足电气设备的投运工况、运行管理、二次保护以及通信调度等的各种要求。

参考文献

[1]朱慧琴, 郝俊卿.浅谈变电站二次设计[J].科技博览, 2010 (6) :37.

[2]刘贵水、赵逢荣.变电二次设计相关问题探讨[J].科技资讯, 2008 (19) :109～11 0.

[3]梁卫忠.浅谈某110kV变电站的二次设计[J].广东科技, 2007 (10) :123～125.