变电所综合自动化
1、变电所综合自动化
概念：变电所综合自动化是将变电所的二次设备（包括测量仪器，信号系统，继电保护，自动装置和远动装置）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，信号处理技术实现对全变电所的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和保护与上级调度通信的综合性自动化功能。
特点：①利用微机和大规模集成电路组成的自动化系统代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏②利用微机保护代替常规保护③能采集完整的运行信息和利用计算机的高速计算与逻辑判断能力实现监视、控制、运行报告等功能④功能综合化、结构微机化、监视屏幕化运行管理智能化。
基本功能：监视和控制、微机保护、电压和无功综合控制、低频减载、备用电源自动投入、通信
结构：①集中式（集中采用变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理，再分别完成微机监控，微机保护和一些自动控制等功能）②分层分布式系统集中组屏（分层式：将变电站信息的采集和控制分为管理层，站控层和间隔层。分布式：再结构上采用主从CPU协同工作的方式，各功能模块之间采用网络技术或串行方式实现数据通信多CPU系统提供了处理并行多发事件的能力，解决了集中式结构中独立CPU计算处理的瓶颈问题，方便系统发展）③集中组屏与分散安装相结合（将配电线路的保护盒测控单元分散安装在开关柜内，高线路保护和主变压器保护装置等采用集中组屏的系统结构），其优点：@简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积@减少了设备安装工程量@简化了变电站二次设备之间的互连线，节省了大量的电缆@可靠性高，组态灵活，检修方便，分散安装时减小了TA的负担。
2、数字化变电所的主要技术特点
①采用新型电流和电压互感器代替常规电流、电压互感器，将大电流和高电压直接变换为数字信号或者低电平信号②利用高速以太网构成变电站数据采集及状态和控制信号的传输系统③数据和信息实现基于IEC61850标准的统一建模④采用智能断路器等一次设备，实现一次设备控制和监视的数字化。
配电网：通常把电力系统中二次降压变电所低压侧直接或降压后向用户供电的网络，称为配电网，包括馈线、降压变压器、断路器、各种开关等设备。
3、配电SCADA（配电网数据采集和监控、电力系统监控系统）
特点：①基本监控对象为变电站10kV出线开关及以下配电网的环网开关、分段开关、开闭所、公用配电变压器和电力用户，数据量通常要比输电系统多一个数量级②系统要求比输电SCADA系统对数据实时性的要求更高③系统对远动通信规约具有特殊的要求④配电网为三相不平衡网络⑤配电网直接面向用户，对可维护性的要求也更高⑥集成了管理信息系统（MIS）的许多功能，对系统互连性的要求更高，配电SCADA系统必须具有更好的开放性⑦必须和配电地理信息系统（AM/FM/GIS）紧密集成。
基本组织模式：配电网的SCADA系统是通过监测装置来收集配电网的实时数据，进行数据处理以及对配电网进行监视和控制等功能。分层的组织模式，体系结构图
4、电力负荷控制
必要性及其经济效应：①对系统：a使日负荷曲线变平坦，使现有电力设备得到充分利用，推迟扩建资金投入；b减少发电机组启停次数，延长设备使用寿命，降低能耗；c使系统运行稳定，提高供电可靠性。②对用户：让峰用电，减少电费支出。因此，建立一种市场机制下用户自愿参与的负荷控制系统，会形成双赢或多赢的局面。
电力负荷控制种类：1）分散负荷控制2）远方集中负荷控制
5、配电管理系统DMS的通信方案
配电自动化系统采用的通信方式有配电线载波通信、电话线、调幅（AM）调频（FM）广播、甚高频通信、特高频通信、微波通信、卫星通信、光纤通信等多种形式。①主站与子站之间，使用单模光纤；②子站与FTU之间，使用多模光纤；③TTU与电量集抄系统的数据的转发，可以利用有线（屏蔽双绞线）方式，采用现场总线通信，也可采用配电载波通信6、馈线自动化
定义：馈线自动化是指在正常情况下，远方实时监视馈线分段开关与联络开关的状态和馈线电流、电压情况，并实现线路开关的远方合闸和分闸操作；在故障时获取故障记录，并自动判别和隔离馈线故障区段以及恢复对非故障区域供电。
功能：①数据采集功能：采集所有馈线开关的电流、电压和开关位置信号。②数据处理功能：当配电网络中有馈线故障时，根据RTU 和FTU 所采集的信息，自动、准确地诊断故障的区段、性质，并对各类开关动作的顺序和次数进行统计登记，以图形或表格方式显示或打印有关信息，供运行人员及时了解故障情况。③控制操作功能：在正常运行过程中，根据运行方式的需要，带负荷遥控投切馈线开关或线路，遥控投切空载线路、空载变压器或线路电容器等；当馈线上发生故障时，能自动隔离故障区段，自动恢复对非故障线路的供电。④报表功能：自动生成各种表格，表格形式和大小由用户任意生成，各类报表可以定时打印，也可以随时打印。⑤事故告警功能：遥测量越限、设备运行异常、保护和开关动作时发出声、光报警信号，并登记、打印和归档备查。⑥图形功能：用户可自行编辑、绘制各种图表，提供多窗口的画面显示，画面具有平移、滚动、缩放、漫游和自动整理等功能。⑦数据库管理功能：借助窗口，通过数据库管理软件，用户可以方便地对数据库进行创建、删除、修改、读写、检索和显示，但不能修改实时数据，特别是电量数据。通过该软件，可以保证配电网在自动化系统内各工作站数据的一致性。⑧对时功能：为保证全网时钟的统一，配电网主机和RTU与FTU的时钟应保持一致。
实现方式：馈线自动化方案可分为就地控制和远方控制两种类型。
①就地控制：依靠馈线上安装的重合器和分段器自身的功能来消除瞬时性故障和隔离永久性故障，不需要和控制中心通信即可完成故障隔离和恢复供电；②远方控制：是由FTU采集到故障前后的各种信息并传送至控制中心，由分析软件分析后确定故障区域和最佳供电恢复方案，最后以遥控方式隔离故障区域，恢复正常区域供电。
7、配电网自动化系统远方终端分类：
①馈线远方终端（包括FTU和DTU，FTU包括户外柱上FTU，环网柜FTU和开闭所FTU；DTU就是开闭所FTU）②配电变压器远方终端（TTU）③变电站内的远方终端（RTU）
8、能量管理系统（EMS）与配电管理系统（DMS）的差异：
①配电网络多为辐射形或少环网，输电系统为多环网②配电设备沿线分散配置，输电设备多集中在变电站③配电系统远程终端数量大，每个远程终端采集量少，但总的采集量大，输电系统则相反④配电系统中的许多野外设备需要人工进行操作，而输电设备多为远程操作⑤配电系统的非预想接线变化要多于输电系统，配电系统设备扩展频繁，检修工作量大。
9、配电图资地理信息系统
配电图资地理信息系统是自动绘图AM、设备管理FM和地理信息系统GIS的总称，是配电系统各种自动化功能的公共基础。
①地理信息系统GIS：地理信息系统是计算机软硬件技术支持下采集、存储、管理、检索和综合分析各种地理空间信息，以多种形式输出数据与图形产品的计算机系统。
②AM自动绘图：通过扫描仪将地图图形输入计算机，包括制作、编辑、修改和管理图形；
③FM设备管理：将各种电力设备和线路符号反映在计算机的地理背景图上，并通过检索可得到各设备的坐标位置以及全部有关技术档案，包括各种设备及其属性的管理。
10、电能自动抄表系统AMR的定义
电能自动抄表系统是一种采用通讯和计算机网络技术，将安装在用户处的电能表所记录的用电量等数据通过遥测、传输汇总到营业部门，代替人工抄表及后续相关工作的自动化系统。
11、远程自动抄表系统的构成
远程自动抄表系统主要包括四个部分：具有自动抄表功能的电能表、抄表集中器、抄表交换机和中央信息处理机。
①电能表：具有自动抄表功能，能用于远程自动抄表系统的电能表有脉冲电能表和智能电能表两大类。②抄表集中器和抄表交换机：抄表集中器是将远程自动抄表系统中的电能表的数据进行一次集中的装置。抄表交换机是远程抄表系统的二次集中设备。③电能计费中心的计算机网络：整个自动抄表系统的管理层设备。
12、电力系统调度的主要任务
保证优良的供电质量、保证系统运行的经济性、保证较高的安全水平（选用具有足够的承受事故冲击能力的运行方式）、保证提供强有力的事故处理措施。
13、五级分层调度管理
国调—国家调度控制中心，网调—大区电网调度控制中心，省调—省电网调度控制中心，地调—地市电网调度控制中心，县调—县级电网调度控制中心
14、调度基本原则：统一调度，分级管理，分层控制。
15、调度自动化系统
功能：①数据采集与监控功能：现场测量、状态信息及控制信号的双向交换②协调功能：安全监控、调度管理、计划。
设备构成：由调度端、信道设备和厂所端构成。核心为计算机系统。
16、SCADA|EMS系统的子系统划分
支撑平台子系统、SCADA子系统、AGC/EDC子系统、高级应用软件PAS子系统、调度员仿真培训系统DTS、调度管理信息子系统DMIS
17、远方终端RTU的任务
远方终端（RTU，又称远动终端）是电力调度自动化系统的基础设施，它们安装于各变电所或发电厂内，是电力调度自动化系统在基层的“耳目”和“手脚”。
①数据采集：模拟量(YC)、开关量(YX)、数字量(YC)、脉冲量(YC)②执行命令：完成遥控(YK)、遥调(YT)等操作③事件顺序记录（SOE）：当某个开关量发生变位后，记录其编号、变位时刻、变位后的状态。SOE精确记录开关信号的动作时序，辅助调度员进行运行决策和事故分析。站内SOE分辨率小于5ms，站间小于10ms④事故追忆（PDR）：为了分析事故，要求在一些影响较大的开关发生事故跳闸时，将事故瞬间及事故发生前后一段时间的有关遥测量记录下来送往调度端⑤通信功能：a与远方调度端进行通信b与本地监控系统进行通信c通过串口接入站内智能通信设备d通过MODEM进行远程维护⑥对时功能：采用全球定位系统时钟、采用软件对时⑦当地功能：通过人机界面实现测量信息当地显示、参数查询、报文监视、运行方式设置、打印、越限告警、事件顺序记录等功能。⑧自诊断功能：程序出轨死机时自行恢复功能；自动监视主、备通信信道及切换功能；个别插件损坏诊断报告等功能。
18、电力系统主要的通信模式
（一）有线通信：①音频电缆：RS-232接口，调制/解调；②电力线载波：RS-232接口，载波机，高频调制/解调；③光纤：多种接口，光端机，光电转换。（二）无线通信：①微波：终端站，中继站；以微波为传输媒介进行调制/解调。②卫星：租用卫星通道，利用同步卫星作为中继站。③无线扩频：传输信息所用的带宽远大于信息本身带宽，扩频无线调制解调。
19、调度中心SCADA|EMS的前置机系统结构组成
前置机系统担负着调度中心与厂站RTU和各分局的数据通信及通信规约解释等任务，是SCADA/EMS系统的桥梁和基础
（1）前置机：①值班前置主机担负的任务：a与系统服务器及SCADA工作站通信。b与各RTU通信及通信规约处理。c控制切换装置的切换动作。d设置各终端服务器的参数。②备用前置机担负任务：a监听前置主机的工作情况，一旦前置主机发生故障，立即自动升格为主机，担负起主机的全部工作。b监听次要通道的信息，确定该通道的运行情况（2）终端服务器：每台终端服务器有16个串行通信口，可与16路厂站RTU通信（3）切换装置：完成对上行双通道信号及下行信号的选择切换（4）通道设备：与各种不同的通道信号适配。
20、调度中心SCADA|EMS系统主网络各节点功能
①系统服务器：负责保存所有历史数据、登录各类信息。②SCADA工作站：双机热备用，主要运行SCADA软件及AGC/EDC软件。③PAS工作站：用于各项PAS计算以实现各项PAS功能。④调度员工作站：承担对电网实时监控和操作的功能，实时显示各种图形和数据，并进行人机交互。⑤配电自动化工作站：完成配电自动化管理功能。⑥DTS工作站：调度员仿真培训。⑦调度管理工作站：负责与调度生产有关的计划和运行设备的管理。⑧电量管理工作站：实现电量的自动查询、记录、奖罚电量的计算等功能。⑨网络：网络是分布式计算机系统的关键部件，一般采用高速双网结构，保证信息能高速、可靠传输。
21、调度自动化主站系统软件的功能
①SCADA功能：数据采集、数据预处理、信息显示和报警、调度员遥控遥调操作、信息存储和报表、事件顺序记录、事故追忆。
②高级应用功能PAS：状态估计、网络拓扑分析、负荷预测、潮流优化、安全分析、
无功/电压控制、自动发电控制、经济调度、调度员仿真培训。
22、电压调整和频率调整的对比
频率调制：①全系统频率相同②调发电机③消耗能源④集中控制⑤调进汽量
电压调整：①电压水平各点不同②调发电机、调相机、电容器和静止补偿器等③不消耗能源
④电压控制分散进行⑤调节手段多种多样
23、无功功率平衡的基本要求
①无功电源发出的无功功率应该大于或至少等于负荷所需的无功功率和网络中的无功损耗之和；②系统还必须配置一定的无功备用容量；③尽量避免通过电网元件大量地传送无功功率，应该分地区分电压级地进行无功功率平衡④一般情况按照正常最大和最小负荷的运行方式计算无功平衡，必要时还应校验某些设备检修时或故障后运行方式下的无功功率平衡。24、电压调整措施：
发电机调压，改变变压器比调压，利用无功功率补偿设备调压，线路串联电容补偿调压。
25、电力系统电压控制措施的选取原则：
①优先考虑发电机调压：主要适用于近距离调压②无功功率充裕系统：用变压器有载调压
③无功功率不是系统：增加无功功率电源，采取并联电容器、调相机或静止补偿器为宜
26、电力系统的自动电压控制
电压控制的方法：①首先系统内无功功率电源必须充足，要根据无功功率就地平衡的原则，合理布置无功补偿设备。②在无功功率比较充裕的条件下，综合运用各种调压手段，才能取得良好的效果。
自动电压控制的必要性：根据系统实时运行状态，进行无功功率和电压的自动控制，可有效提高电压质量和电网允许水平，克服以往调度人员人工调压的弊端。
自动电压控制的目标：①电力系统内各重要枢纽点的电压偏移均在给定的允许范围内；②所控制的系统内网损最小；③调整设备的运行状态没有超限
自动电压控制装置：
① 电压无功控制装置VQC ：a 适用：地方电网无功电压优化控制。b 缺点：电压无功自动 控制装置仅采集一个变电所的运行参数，不能实现对全网范围内各变电所的电容器和有载调压变压器进行协调控制。
②自动电压控制系统A VC ：a 适用：省级电网无功电压优化控制。b 特点：建立在调度自动化系统平台上，实现了A VC 与SCADA/EMS 的一体化。c A VC 系统的组成：调度中心总站A VC 模块、发电厂A VC 模块、变电所A VC 模块
27、并列操作
含义：当发电机电压与并列母线电压符合并列条件时将断路器合闸作并网运行的操作。也称为并车、并网
意义：①并列操作是发电厂经常进行的操作1）系统正常运行时，若负荷增加，备用机组需要迅速投入系统；2）系统发生事故时会失去部分电源，也要求将备用机组快速投入电力系统以制止系统的频率崩溃。②并列操作可提高电力系统的稳定性，还可实现线路负荷的合理经济分配。
基本要求：①冲击电流小。并列断路器合闸时，冲击电流应尽可能地小，其瞬时最大值一般不超过１～２倍的额定电流。②暂态过程短。发电机组并入电网后，应能迅速进入同步运行状态，其暂态过程要短，以减少对电力系统的扰动。
28、准同期并列
含义：发电机在并列合闸前已励磁，当发电机频率、电压幅值、电压相角分别和并列点处系统侧的频率、电压幅值、电压相角接近相等时，将发电机断路器合闸，完成并列操作。 优缺点：①优点：在正常情况下，并列时产生的冲击电流比较小，对系统和待并发电机均不会产生什么危害。②缺点：因同期时需调整待并发电机的电压和频率，使之与系统电压，频率接近，这就要花费一定时间，使并列时间加长，不利于系统发生事故出现频率缺额时及时投入备用容量 理想条件： 29、自同期并列
含义：未加励磁电流的发电机升速到接近电网频率，不超过允许值，且加速度小于某一给定值的条件下，先合并列断路器，接着立刻合上励磁开关，给转子加上励磁电流，在发电机电动势逐渐增长的过程中，由电力系统将并列的发电机组拉入同步运行。
优缺点：①优点：并列时间短；控制、操作简单，易于实现自动化②缺点：冲击电流大，对电力系统扰动大，不仅会引起电力系统频率振荡，而且会在自同期并列的机组附近造成电压瞬时下降；不能用于两个系统间的并列操作。
30、准同期并列与自同期并列的差异
准同期并列：①并列合闸前已励磁②在并列前要检测发电机的频率、电压幅值、电压相角是否与并列点处系统侧的频率、电压幅值、电压相角相等
自同期并列：①合闸前不需要检测频率、电压幅值、电压相角②合闸后再加励磁
31、同步发电机励磁自动控制系统的组成
同步发电机励磁自动控制系统由励磁调节器、励磁功率单元和发电机构成反馈控制系统。 励磁功率单元：向同步发电机的励磁绕组提供直流励磁电流。
励磁调节器：按照发电机及电力系统运行要求，根据输入信号和给定的调节准则，控制励磁功率单元的输出。
同步发电机的励磁系统由励磁功率单元和励磁调节器组成。 ()
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32、常用的同步发电机励磁系统
①直流励磁机励磁系统：适用于10万kW以下中小量机组
②交流励磁机励磁系统：适用于100MW以上的发电机组
③静止励磁系统：适用于300MW及更大容量的发电机组
33、励磁系统灭磁：将发电机转子励磁绕组的磁场尽快地减弱到最小程度。
灭磁方法：将转子励磁绕组自动接到放电电阻。
灭磁要求：①灭磁时间要短②灭磁过程中转子电压不应超过允许值
灭磁包括恒Rm灭磁、非线性Rm灭磁、逆变灭磁
理想灭磁过程：在整个灭磁过程中始终保持转子绕组的端电压为最大允许值不变，直至励磁回路断开为止
34、电力系统的频率特性
发电机组的功率－频率特性与负荷的功率－频率特性曲线的交点就是电力系统频率的稳定运行点
a点：fe，P L
b点：负荷增加△P L，负荷静态频率特性变为P L1，无调速器，
频率稳定值下降到f3，取用功率仍然为原来的P L值
c点：调速器一次调节，增加机组的输入功率P T。频率稳定在f2
d点：调频器二次调节，增加机组的输入功率P T。频率稳定在fe
35、电力系统的无功功率电源
同步发电机、同步调相机、静电电容器、静止无功补偿器、静止无功发生器
36、励磁控制系统的基本任务：
①电压控制：同步发电机的励磁自动控制系统就是通过不断调节励磁电流来维持机端电压为给定水平的②控制无功功率的分配：控制各发电机组无功功率按照最优原则进行分配，改善发电机的运行条件③提高同步发电机并联运行稳定性：励磁控制系统是通过改变励磁电流从而改变空载电动势来改善系统稳定性④改善电力系统运行条件：改善异步电动机的自启动条件，为发电机异步运行创造条件，提高继电保护装置工作的准确性⑤水轮发电机组要求实现强行减磁。
37、对励磁系统的基本要求
（一）对励磁调节器的要求
①时间常数小，能迅速响应输入信息的变化②系统正常运行时，能够反应发电机电压高低，并通过调节励磁电流维持发电机电压③合理分配机组无功功率④对远距离输电的发电机，要求无失灵区⑤迅速反应系统故障，并通过强行励磁提高暂态稳定性和改善系统运行条件。（二）对励磁功率单元的要求
1）有足够的可靠性并具有一定调节容量2）具有足够的励磁顶值电压和电压上升速度。在励磁系统中励磁顶值电压和电压的上升速度是两项重要的技术指标
38、系统负荷可以看作由以下三种具有不同变化规律的变动负荷组成：
（1）变动周期小于10s的随机分量特点：变化幅度小原因：小操作、线路摇摆等调速器→频率的一次调整（有差调频）
（2）变动周期在（10s，180s）的脉动分量
特点：变化幅度较大原因：大电机、电炉启停
调频器→频率的二次调整（无差调频）
（3）变化十分缓慢的持续分量并带有周期规律的负荷
特点：变动周期最大，变化幅度最大原因：气象、生产、生活规律
根据预测负荷，在各机组间进行最优负荷分配→电力系统的经济运行调度（发电计划）
39、一次调频和二次调频的比较
①一次调频针对的负荷是变动周期小于10s的随机分量，二次调频针对的负荷是变动周期在（10s，180s）的脉动分量②一次调频是所有发电机都参与，二次调频调频厂的发电机参与
40、电压降低的不良影响
①减少发电机所发有功功率②异步电动机的转差率将增大，电流也将增大，温升将增加。当转差增大、转速下降时，其输出功率将迅速减少③电动机的启动过程将大为延迟，启动过程温度过高④电炉等电热设备的发热量降低⑤有功损耗和能量损耗增加，危及电力系统运行的稳定性。
41、电压过高的不良影响
①影响电气设备的绝缘②超高压输电线路中电晕损耗增加
42、无功功率和电压的关系
①无功功率对电压有决定性的影响②无是引起电压损耗的原因③无的远距离传输和就地平衡④节点电压有效值的大小，对无功功率分布起决定性的作用
43、调度自动化通信规约
定义：为了保证通信双方能正确、有效、可靠地进行数据传输，在通信的发送和接收过程中有一系列规定，以约束双方进行正确、协调的工作。这些规定称为数据传输控制规程，简称通信规约。
类型及特点：（1）问答式规约①特点：RTU有问必答，RTU无问不答②优点：多台RTU 共线；支持变化信息传送，压缩数据块长度，提高速度；全双工/半双工通道；点对点/一点多址/环形结构，通道适应性强③缺点：响应慢，对通道要求高，整帧校验
④举例：SC1801，U4F
（2）循环式规约①特点：RTU不断地循环上报现场数据，主站被动接收；以帧为传输单位，帧长度可变，可有不同优先级②优点：对通道要求不高；信息字校验，大大提高数据利用率；遥信变位优先传送；容量大；多个子站和多个主站同时通信③缺点：只能用点对点方式连接，一般遥测量变化响应慢④举例：CDT
（3）对等方式规约①特点：支持ISO 7层网络协议模型的子集；支持点对点、一点多址、多点多址、对等通信方式；支持问答式和自动上报数据传输方式；支持通信冲突碰撞避免/检测；支持带时标的量②举例：DNP3.0 IEC-60870-5-101
（4）网络通信规约①特点：支持TCP/IP协议；可基于局域网/广域网进行通信；一般是对等通信协议的网络化封装②举例：TASE2 IEC-60870-5-104
44、励磁调节器是一个闭环比例调节器。
输入量：发电机电压输出量：励磁机的励磁电流或是转子电流
主要功能：1）保持发电机的端电压不变2）保持并联机组间无功电流的合理分配
工作原理：当U G下降时，I EF就大为增加，发电机的感应电动势Eq随即增大，使U G重新回到基准值附近，当U G升高时，IEF就大为减小，又使U G重新回到基准值附近
基本控制组成及作用：测量比较、综合放大、移相触发单元
①测量比较单元：测量发电机电压并变换为直流电压，与给定的基准电压相比较，得出电压的偏差信号②综合放大单元：来自测量比较单元及调差单元的电压信号在综合放大单元与励磁限制、稳定控制及反馈补偿等其他辅助调节信号加以综合放大，用来得到满足移相触发单元相位控制所需的控制电压③移相触发单元：根据综合放大单元送来的综合控制信号的变化，产生触犯脉冲，用以触发功率整流单元的晶闸管，从而改变可控整流框的输出，达到调节发电机励磁的目的
电源供给的无功功率Q G包括：发电机供应的无功功率Q Gi+无功补偿设备供应的无功功率Q Ci两部分组成；无功功率损耗Q L包括：变压器中的无功功率损耗△Q T+线路电抗中的无功功率损耗△Qx+线路电纳中的无功功率损耗△Q B
系统无功负荷的电压特征主要由异步电动机决定。异步电动机是电力系统主要的无功负荷。
智能操作断路器：是根据所检测到的电网中断路器开断前一瞬间的各种工作状态信息，自动选择和调整操动机构以及与灭弧室状态相适应的合理工作条件，以改变现有断路器的单一分闸特性。
智能变电站：智能变电所是指采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全所信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电所
按频率自动减负荷
含义：事故情况下，系统可能产生严重的有功缺额，因而导致系统频率大幅度下降。所缺功率已经大大超过系统热备用容量，只能在系统频率降到某值以下，采取切除相应用户的办法来减少系统的有功缺额，使系统频率保持在事故允许的限额之内。这种办法称为按频率自动减负荷
工作原理：“轮”：计算点f1、f2,…fn
点1：系统发生了大量的有功功率缺额
点2：频率下降到f1，第一轮继电器起动，经一定时间Δt1
点3：断开一部分用户，这就是第一次对功率缺额进行的计算。
点3-4：如果功率缺额比较大，第一次计算不能求到系统有功功率缺额的数值，那么频率还会继续下降，很显然由于切除了一部分负荷，功率缺额已经减小，所有频率将按3-4的曲线而不是3-3'曲线继续下降。
点4：当频率下降到f2时，ZPJH的第二轮频率继电器启动，经一定时间Δt2后
点5：又断开了接于第二轮频率继电器上的用户。
点5-6：系统有功功率缺额得到补偿。频率开始沿5～6曲线回升，最后稳定在f∞(2) 。
逐次逼近：进行一次次的计算，直到找到系统功率缺额的数值（同时也断开了相应的用户）。即系统频率重新稳定下来或出现回升时，这个过程才会结束
自动准同期装置的组成单元和作用
（1）频率差控制单元。检测与间的滑差角速度，调节转速，使发电机电压的频率接近于系统频率。（2）电压差控制单元。检测与间的电压差，且调节电压使它与的差值小于允许值，促使并列条件的形成。（3）合闸信号控制单元。检查并列条件，当频率和电压都满足并列条件，选择合适的时机，即在相角差等于零的时刻，提前一个“恒定越前时间”发出合闸信号。
负荷管理（LM）：通过削峰填谷使负荷曲线变得平坦。
需方用电管理（DSM）：通过发布一系列经济政策及应用先进技术来影响用户的电力需求，以达到减少电能消耗、推迟甚至少建新电厂的效果。
电力负荷控制系统由负荷控制中心和负荷控制终端组成
具备数据采集与监控功能协调功能的电力系统调度自动化系统称为能量管理系统（EMS）站内SOE（事件顺序记录）分辨率小于5ms，站间小于10ms
备用容量（15%～20%）＝系统可用电源容量－发电负荷
负荷备用和事故备用属于热备用，检修备用和国民经济备用属于冷备用
220kV智能变电站继电保护及自动化分析 吴宗俞
220kV智能变电站继电保护及自动化分析吴宗俞 发表时间：2018-06-27T09:41:38.153Z 来源：《电力设备》2018年第6期作者：吴宗俞吕日龙 [导读] 摘要：智能变电站是集先进、可靠、集成和环保于一体的智能设备，能实现信息数字化、通信平台网络化和信息共享标准化的要求。 内蒙古电力（集团）有限责任公司巴彦淖尔电业局内蒙古自治区巴彦淖尔市 015000 摘要：智能变电站是集先进、可靠、集成和环保于一体的智能设备，能实现信息数字化、通信平台网络化和信息共享标准化的要求。从智能变电站继电保护相关介绍入手，重点阐述分析220kV智能变电站继电保护及自动化。220kV智能变电站继电保护高效、有效，在满足供电需求的同时，逐步完善电力系统。 关键词：220kV智能变电站；继电保护；自动化 1、220kV智能变电站的继电保护及自动化系统设计实例 变电站是国家电网建设的一个重要组成部分，如今我国的智能变电站建设工作已经得到了快速地发展。在变电站的建设过程中，想要实现系统的稳定运行，提升系统建设效率，就需要制定一个继电保护和自动化系统的设计方案。文章以某市的智能变电站为例，对智能变电站的系统设计方案进行探讨。 1.1工程基本情况概述 L市计划建设一个智能变电站，既有220kV变电站的情况是有3台主变，每台主变的容量为180MVA；其中220kV出线4回、66kV出线10回。L市打算进行智能变电站的建设，变电站建成之后有4台主变，并且它们每台的容量要达到240MVA；并且要求220kV出线8回、66kV出线26回。 1.2智能变电站继电保护及自动化系统设计方案分析 进行设计方案确定之前，要求工作人员明确该智能变电站的设计原则，在实际的工作中需要坚持标准一致、安全第一、技术过硬等原则。在工作开展中需要按照设计方案开展工作，并且要注重各类先进技术的使用，保障智能变电站的智能化程度。 L市智能变电站在设计中首先明确的就是变电站的总体结构。该220kV的智能变电站主要分为三个结构层次：①过程层。这一部分的结构主要负责三个工作，分别是设备的运行状态监测、电器运行实时监测以及控制操作的驱动和执行。这是智能变电站设备实现自动化运行的基础和前提；②间隔层。该机构的设计运行后的功能主要是对于各类数据进行收集，并且对系统的运行数据进行收集和控制。实际上，这一结构的就是承上启下，接受各类系统信息，然后进行设备的指挥操作；③变电层。变电层的工作任务就是将整体变电站的信息进行总汇之后，将其发送到电网指挥中心。同时变电层还可以接收各类指令，完成人们给系统下达的工作。这个系统主要应用的是电子信息技术、电气自动化技术、以及网络通信技术等。 2、220kV智能变电站的继电保护 2.1要求 例举220kV智能变电站中，继电保护的基本要求，如： 2.1.1可靠性 继电保护的范围内，准确、可靠的检测220kV智能变电站的运行，辅助规划出故障的范围及故障点。 2.1.2灵敏性 继电保护检测220kV智能变电站的故障时，要具备足够的灵敏度，围绕故障特征，给与及时的保护反馈，预防220kV智能变电站失控。 2.1.3检测性 220kV智能变电站的继电保护，其检测性的特征，目的是可以合理的判断系统故障，缩小故障影响的范围，以便准确的切除故障。 2.2原理 220kV智能变电站继电保护的运行原理方面，表现出综合性的特征，继电保护全面检测智能变电站的运行，通过点流量、电压以及功率等特征，判断智能变电站的故障信息，及时提示报警信息，识别相关的故障。例如：220kV智能变电站运行期间，继电保护分析智能变电站的点流量，进而执行相关的跳闸保护，也就是反时限保护，智能变电站的电流量增大，跳闸的速度越快，除此以外，继电保护还可以实行定时间保护，检测超出规范标准的电流量，特定的时间中，有跳闸动作，220kV智能变电站继电保护，在温度、瓦斯方面的保护，汇总为非电量保护。变电站继电保护原理中，设置了比较固定的可靠性系统，其为继电保护的经验值，按照系数计算，决定继电保护的动作值。 2.3职能 220kV智能变电站中的继电保护，负责故障维护，变电站正常运行期间，继电保护没有任何动作，如有故障问题，继电保护及时、快速的动作，反馈智能变电站系统、元件等的故障信息，表现为跳闸的状态，提示管理人员对智能变电站进行检修。继电保护的断路器迅速断开，防止220kV智能变电站的电气元件损坏，避免影响其它的元件应用。 2.4分类 例举220kV智能变电站继电保护的分类，如： 2.4.1变压器保护 继电保护检测变压器的接线、接地灯，利用电流、电压以及负荷检测，完成保护工作，进而解决了变压器的风险问题。 2.4.2电容器保护 此项结构容易发生内部故障，导致连线短路，继电保护在电容器组内，通过过电压检测，实行保护工作。 2.4.3电动机保护 运行时容易有低电压、过负荷的故障，同步电动机的继电保护中，运用非同步冲击电流等方法进行保护。 2.4.4线路保护 继电保护根据220kV智能变电站的电压等级、接地方式以及运输过程，展开接地类型的故障维护。
变电站综合自动化系统
该系统是一种结合变电站自动化最新技术和发展方向，采用先进的计算机技术、嵌入式微处理器技术、DSP数字信号处理技术、以太网技术，研发出的新一代高度集成、结构紧凑、功能强劲并充分优化的变电站自动化系统。 系统适用于220kV及以下各种电压等级的升压或降压变电站，通过系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站自动化系统以计算机技术为基础, 以数据通讯为手段,以信息共享为目标，提供了测量、控制、监视、保护、录波、通信、报表、小电流接地选线、电压无功自动补偿、五防、故障分析及其他自动化功能，在提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能等方面发挥了重要作用。 变电站综合自动化系统由站控层、通信层和间隔层组成。 1.站控层：包括操作员工作站、工程师工作站、五防工作站、Web工作站、GPS卫星对时系统，站控层设备采用100M工业以太网连接，根据厂站规模和用户需求可以增加工作站或减少部分工作站。 2.通信层：主要由光纤网线双绞线等通信介质、以太网交换机、通信管理机等设备组成，根据不同的厂站规模和用户需求，可自由选择RS485工业总线、星型以太网、双以太网、
光纤环网等不同的组网模式，系统开放性好，组网灵活。 3.间隔层：以一次设备为对象，采用单元式配置，根据厂站规模和用户需求，可选择采用保护测控一体化设备，或者选择采用保护和测控相互独立的设备。各单元独立性强，系统组态灵活，具有高可靠性、高扩展性。装置维护简单方便。 变电站综合自动化系统拥有如下优点： 1、完整的变电站自动化系统解决方案，以高性能的子系统构造优异的变电站自动化系统; 2、系统扩展方便、功能灵活，满足变电站设备的增加及系统功能增加的需求; 3、面向变电站的整体设计，将保护、测量、控制、通讯融为一体，全方位思维，大大减少了用户现场的调试量; 4、采用先进的现场总线通信方式，标准的IEC60870-5-103通讯规约，大大提高了通讯速率及系统的可靠性; 5、间隔层可集中组屏也可按站内一次设备分布式布置，直接安装于开关柜上，既相对独立，又节省投资; 6、间隔层采用32位DSP技术，使产品的稳定性和运算速度得到保证; 7、继电保护功能独立，完全不依赖于通讯网，仅通过通信层交换信息; 8、友好的人机界面，全汉化菜单操作，使用户操作更简单。
变电站综合自动化系统解决方案
变电站综合自动化解决方案 三旺变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、 现代电子技术、 通信技术和信息 处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装 置及远动装置等)的功能进行重新组合、 优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、 测量、 控制和协调的一种综合性的自动化系统。 通过变电站综合自动化系统内各设备间相互 交换信息、数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常 规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、 降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。
变电站综合自动化需求>> > 测控装置的串口信号要求能连接到以太网， 用于本地和远程控制站点高级管理和同 步化 > 适应变电站恶劣环境 > 保证变电站重要数据传输的优先性和稳定 > 设备种类繁多， 要求通信设备符合电力 IEC61850 规约， 兼容变电站各种智能设备 方案优势>> > 符合 IEC61850 标准的串口服务器与工业交换机完美结合 > 产品优于 IEC61850-3 标准的 EMI 抗性，工业四级设计能在严酷的环境下可靠、 稳定工作 > 交换机支持 QOS、 VLAN 等网络技术， 保障变电站重要数据的传输优先性和独立性 > 设备设计符合 IEC61850 规约，能兼容变电站任何智能设备
<<关键产品>> ◎支持接口类型可根据需要搭配 ◎支持 SW-Ring 环网冗余专利技术，网络故障自愈时间＜20ms ◎支持 802.1X、密码管理、端口镜像、端口汇聚 ◎支持支持 DC110~220V 或 AC100~240V 三位端子电源输入 ◎无风扇设计,工业级设计，-25~70℃温度工作范围 ◎IP30 防护等级，19 寸标准机架安装方式 IES5024 系列
? 支持 RS-232/RS-485/RS-422 三种串口形式 ? 支持 300bps~115200bps 线速无阻塞通信 ? 支持虚拟串口驱动访问模式和网络中断自动恢复连接功能
NP316 系列
变电站综合自动化概述(精)
变电站综合自动化概述 摘要 :本文简要介绍了变电站的组成、工作原理及作用,变电站综合自动化系统的结构模式和基本功能,进一步叙述了变电站综合自动化系统的特点以及存在的问题,提出了变电站综合自动化基本概念,并变电站自动化的发展前景进行分析。 关键词 :变电站变电站综合自动化系统 1. 概述 电网是一个不可分割的整体,对整个电网的一、二次设备信息进行综合利用,对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。 变电站是电力系统中变换电压、接受和分配电能、控制电力的流向和调整电压的电力设施,它通过其变压器将各级电压的电网联系起来。 变电站综合自动化系统是利用计算机系统、网络、数据库现代通讯技术等将变电站的二次设备(包括控制、测量、保护、自动装置等 ,经过功能组合和优化设计,对变电站实行自动监控,测量和协调来提高变电站的运行效率和稳定性。他完全取代了常规的监控仪表,中央信息系统,变送器及常规远动装置。不仅提高了变电站的可控性,而且由于采用了无人值班的管理模式,更有效地提升了劳动生产率,减少了人为误操作的可能,最大程度提高了变电站的可靠性和经济性。 2. 变电站 变电站 (Substation改变电压的场所。是把一些设备组装起来,用以切断或接通、改变或者调整电压。在电力系统中,变电站是输电和配电的集结点。 2.1 变电站组成 变电站主要是有设备及安装工程、建筑工程(土建、其他项目工程等。设备及安装工程包括两部分 :既一次部分(设备、二次部分(设备。
变电站是把一些设备组装起来,用以切断或接通、改变或者调整电压,在电力系统中,变电站是输电和配电的集结点,变电站的设备有变压器、开闭电路的开关设备,汇集电流的母线,计量和控制用互感器、仪表、继电保护装置和防雷保护装置、调度通信装置等,有的变电站还有无功补偿设备。 2.2 变电站工作原理 变压器是变电站的主要设备, 分为双绕组变压器、三绕组变压器和自耦变压器即高、低压每相共用一个绕组,从高压绕组中间抽出一个头作为低压绕组的出线的变压器。电压高低与绕组匝数成正比,电流则与绕组匝数成反比。 电压互感器和电流互感器。它们的工作原理和变压器相似,它们把高电压设备和母线的运行电压、大电流即设备和母线的负荷或短路电流按规定比例变成测量仪表、继电保护及控制设备的低电压和小电流。在额定运行情况下电压互感器二次电压为 l00V , 电流互感器二次电流为 5A 或 1A 。电流互感器的二次绕组经常与负荷相连近于短路 , 请注意 :绝不能让其开路, 否则将因高电压而危及设备和人身安全或使电流互感器烧毁。开关设备包括断路器、隔离开关、负荷开关、高压熔断器等都是断开和合上电路的设备。断路器在电力系统正常运行情况下用来合上和断开电路;故障时在继电保护装置控制下自动把故障设备和线路断开,还可以有自动重合闸功能。在我国, 220kV 以 上变电站使用较多的是空气断路器和六氟化硫断路器。 隔离开关的主要作用是在设备或线路检修时隔离电压,以保证安全。它不能断开负荷电流和短路电流,应与断路器配合使用。在停电时应先拉断路器后拉隔离开关, 送电时应先合隔离开关后合断路器。如果误操作将引起设备损坏和人身伤亡。 负荷开关能在正常运行时断开负荷电流没有断开故障电流的能力, 一般与高压熔断丝配合用于 10kV 及以上电压且不经常操作的变压器或出线上。 2.3 变电站作用
变电站综合自动化系统设计方案
变电站综合自动化系统设计方案 1.1.2 研究现状 变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。 如今变电站综合自动化已成为热门话题，研究单位和产品也越来越多，国内具有代表性的公司和产品有：北京四方公司的CSC 2000系列综合自动化系统，南京南瑞集团公司的BSJ2200计算机监控系统，南京南瑞继电保护电气有限公司的RCS一9000系列综合自动化系统，国电南自PS 6000系列综合自动化系统、武汉国测GCSIA变电站综合自动化系统、许继电气公司的CBZ一8000系列综合自动化系统。国外具有代表性的公司和产品有：瑞典ABB的MicroSCADA自动化系统等。现在的变电站自动化系统将站内间隔层设备（包括微机继电保护及自动装置、测控、直流系统等）以互联的方式与主机实现数据交换与处理，从而构成一种服务于电网安全与监测控制，全分散、全数字化和可操作的自动控制系统。 本系统站控层用的软件工具是瑞典ABB公司开发的用于变电站自动化系统的MicroSCADA和COM500，COM500作为前置机，它是整个系统数据采集的核心，MicroSCADA用于后台监控；间隔层测控装置用的主要是芬兰ABB公司生产的是REF54_系列和瑞典ABB公司生产的REC561等自动化产品，远动装置用的是浙江创维自动化工程有限公司自主研发CWCOM200。
变电站综合自动化系统的组成和主要功能
变电站综合自动化系统的组成和主要功能； 系统概述； 本次设计采用YH-B2000变电站综合自动化系统，其系统是面向110KV及以下电压等级变电站的成套自动化设备其是陕西银河网电科技有限公司开发研制的新型设备，该系统是在总结我国微机变电站运行经验基础上，根据国内外新的发展趋势，以提高电网的安全经济运行为宗旨，以方便现场安装调试、无人值守为目的，向智能化迈进的全新概念综合自动化系统。 其设备从变电站整体出发，统一考虑保护、监测、控制、远动、直流和五防等功能，避免了功能装置重复备置等弊病，及减少投资，又有利于变电站运行管理和维护。 YH-B2000变电站综合自动化系统组成结构如下图；
该系统在我国首次集微机保护和远动为一体，并率先把这种装置直接安装于高压开关柜上，系统总体结构设计是以单元分散型嵌入式为指导思想，系统装置中每个单元的结构、外观和尺寸是完全一致的。其可把各个单元分散安装在一次设备上，或集中组屏按装。相比两者具有明显的优点；可以大大减少连接开关柜控制屏及控制室的各种电缆，减少控制室面积，从而节省了变电站综合造价，简化了施工，方便了维护，并且提高了变电站的可控性，可扩展性和灵活性有了很大提高。消除了因设备之间错综复杂的二次电缆引线接错造成的问题，提高可靠性 YH-B2000变电站综合自动化系统是面向对象设计的。系统中每一种单元都面向变电站内的各种一次设备。如线路单元，就是面向开关柜设计的，它包含了对该开关柜的控制、测量、事故记录和线路的各种保护等；电容器单元也像线路单元一样，它是面向电容器组的；变压器是变电站的核心设计，YH-B2000型变电站综合自动化系统对变压器设计了三种面向它的完全独立的功能单元。第一是主保护单元，它主要完成变压器差动保护等。第二是后备保护，它主要完成变压器的过流保护等。第三是变压器的测控单元，主要完成主变的有载调压控制和电气量的测量。备自投单元是完成变电站两路电源的自动投切功能的。直流子系统也被YH-B2000型变电站综合自动化系统纳入了整体成套范围，作为系统的一个单元整体规划设计。 YH-B2000型变电站综合自动化系统无论是以何种方式安装，所有单元均通过一梗三芯通讯电缆同后台总控单元实现实时数据交换。
变电站综合自动化概述
变电站综合自动化概述 变电站综合自动化，也就是我们常说的综自系统，是二次系统的一个组成部分。也是保证变电站安全。经济运行的一种重要技术手段。随着智能站的推广，综自系统和保护的界限越来越模糊，其的重要性越来越高。近几期就和大家一起来学习一些综自方面的相关知识。本期介绍一些总体的概念。 1.综自的概念 变电站综合自动化就是将变电站的二次设备（包括测量仪表、保护装置、信号系统、自动装置和远东装置等）的功能综合于一体，实现对变电站主要设备的监视、测量、控制、保护以及与调度通信等自动化功能。 综自系统包括微机监控、微机保护、微机自动装置、微机五防等 子系统。它通过微机化保护、测控单元采集变电站的各种信息（如 母线电压、线路电流、断路器位置、各种遥信等）。并对采集到 的信息进行分析处理，并借助通信手段，相互交换和上传相关信
综自所谓的综合，既包括横向综合，即讲不同间隔、不同厂家的 设备相互连接在一起；也包括纵向综合，即通过纵向通信，将变 电站与控制中心、调度之间紧密集合。 2.综自的布局 综自系统按照设备的布局来划分，可以分为集中式、局部分散式、 分散式三种。 (1)集中式 通过集中组屏的方式采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，并同时完成保护、控制、通信等功能。这种布局形式早期应用的比较多，因为早期综自设备技术不成熟，对运行现场的条件要求比较高，所以只能在环境比较良好的主控室中安装。 集中式布局的主要缺点是，所有与综自系统相连的设备都需要拉 电缆连接进入主控室，电缆的安装敷设工作量很大，周期长，成 本高，也增加了CT的二次负载。随着综自设备技术的成熟，已经用的很少。
智能变电站自动化系统
智能变电站自动化系统 1 智能变电站简介 智能变电站作为智能电网的物理基础，同时作为高级调度中心的信息采集和命令执行单元，是智能电网的重要组成部分。作为智能电网当中的一个重要节点，智能变电站以变电站一、二次设备为数字化对象，以高速网络通信平台为基础，通过对数字化信息进行标准化，实现站内外信息共享和互操作，并以网络数据为基础，实现测量监视、控制保护、信息管理等自动化功能的变电站。智能变电站既是下一代变电站的发展方向，又是建设智能电网的物理基础和要求。为了实现智能化电网的目标，智能变电站的研究和建设具有重要的意义。 1.1智能变电站的特点及功能 随着智能电网的提出和建立，变电站将由数字化演变为智能化，更突出“智能”的特点。智能化变电站在数字化变电站的基础之上，赋予了以下十二个“智能特征”或“智能化功能”。 1.1.1 一次设备智能化 与数字化变电站描述的一次设备智能化相比，智能变电站加大了一次设备信息化，可监测更多自身状态信息，也可通过网络获知系统及其他设备的运行状态等信息。自动化程度更高，具有比常规自动化设备更多、更复杂的自动化功能。具备互动化能力，与上级监控设备、系统及相关设备、调度及用户等及时交换信息，分布协同操作。 1.1.2 信息建模统一化 除了基于 IEC61850 标准的建模外，智能变电站能实时监测辖区电网的运行状态，自动辨识设备和网络模型，从而为控制中心提供决策依据。 1.1.3 数据采集全景化 智能变电站利用对时系统，同步区域和站内时钟，完善和标准化站内设备的静态和动态信息模型，向智能电网提供统一断面的全景数据。采用新型传感技术、同步测量技术、状态检测技术等逐步提高数字化程度，逐步实现潮流数据的精确时标，实时信息共享、支撑电网实时控制和智能调节，支撑各级电网的安全稳定运行和各类高级应用。 1.1.4 设备检修状态化 全面采集能够反映系统主设备运行的电脉冲、气体生成物、局部过热等各种特征量。智能变电站配置用于监测系统主设备的传感器，或者由智能一次设备直接提供其功能。利用 DL/T860 提供的建模方法，建立设备状态检修的信息模型，构建具备较为可靠实用的状态监测预警算法和机制、支撑状态检修实践的专家系统。 1.1.5 控制操作自动化 程序化操作。智能变电站具备程序化操作功能，除站内的一键触发，还可接收和执行监控中心、调度中心和当地后台系统发出的操作指令，自动完成相关运行方式变化要求的设备操作。程序化操作具备直观的图形界面，在站层和远端均可实现可视化的闭环控制和安全校验，且能适应不同的主接线和不同的运行方式，满足无人值班及区域监控中心站管理模式的要求。
变电站综合自动化系统的通信技术
变电站综合自动化结业论文变电站综合自动化系统通信 系部：电力工程系 班级：供用电12-4 姓名：豆鹏程 学号：2012231026
【摘要】 变电站综合自动化功能的实现，离不开站内工作可靠、灵活性好、易于扩展的通信网络，以来满足各种信息的传送要求。在变电站综合自动化系统中，通信网络是一个重要的环节。本文对通信网络的要求和组成、信息的传输和交换及通信的功能作了有详细的介绍。 【关键字】 变电站综合自动化系统；信息传输；数据通信
变电站综合自动化系统的通信 引言 变电站综合自动化系统实质上是由多台微机组成的分层分布式的控制系统，包括监控、继电器保护、电能质量自动控制系统等多个子系统。在各个子系统中，往往又由多个智能模块组成，例如微机保护子系统中，有变压器保护、电容器保护和各种线路保护等。因此在综合自动化系统内部，必须通过内部数据通信，实现各子系统内部和各子系统间信息交换和实现信息共享，以减少变电站二次设备的重复配置和简化各子系统间的互连，提高整体的安全性。[2、5] 另一方面，变电站是电力系统中电能传输、交换、分配的重要环节，它集中了变压器、开关、无功补偿等昂贵设备。因此，对变电站综合自动化系统的可靠性、抗干扰能力、工作灵活性和可扩展性的要求很高，尤其是无人值班变电站。综合自动化系统中各环节的故障信息要及时上报控制中心，同时也要能接受和执行控制中心下达的各种操作和调控命令。[2] 因此，变电站综合自动化系统的数据通信包括两方面的内容：一是综合自动化系统内部各子系统或各种功能模块间的信息交换；而是变电站与控制中心的通信。 一、变电站内的信息传输[2、3、5] 现场的综合自动化系统一般都是分层分布式结构，传输的信息有以下几种： （一）现场一次设备与间隔层间的信息传输 间隔层设备大多需从现场一次设备的电压和电流互感器采集正常情况和事故情况下的电压值和电流值，采集设备的状态信息和故障诊断信息，这些信息主要是：断路器、隔离开关位置、变压器的分接头位置、变压器、互感器、避雷针的诊断信息以及断路器操作信息。 （二）间隔层的信息交换
变电站自动化系统调试方案
变电站监控系统调试方案 批准： 审核： 编制： 正泰电气股份有限公司 海南矿业110kV铁矿变电站工程 2014年7月13日
目录 1. 工程概况及适用范围 (1) 2. 编写依据 (1) 3. 作业流程 (2) 5. 作业方法 (3) 6. 安健环控制措施 (7) 7. 质量控制措施及检验标准 (8)
1. 工程概况及适用范围 本作业指导书适应于变电工程监控系统调试作业。 2. 编写依据
3. 作业流程 3.1 作业（工序）流程图 4. 作业准备
5. 作业方法 5.1开始 5.1.1检查屏柜安装完毕，符合试验条件。 5.1.2检查工作票完善，工作安全措施完善，二次措施单编写内因符合作业安全标准。 5.1.3试验人员符合要求，熟悉相关资料和技术要求。 5.2通电前检查： 5.2.1核对各屏柜配置的连片、压板、端子号、回路标注等，必须符合图纸要求。 5.2.2核对保护装置的硬件配置、标注及接线等，必须符合图纸要求。 5.2.3保护装置各插件上的元器件的外观质量、焊接质量应良好，所有芯片应插紧，型号正确, 芯片放置位置正确。 5.2.4检查保护装置的背板接线有无断线、短路和焊接不良等现象，并检查背板上抗干扰元件的焊接、连线和元器件外观是否良好。 5.2.5检查试验设备是否符合要求，试验设备是否完好。 5,2,6检查回路接线是否正确。 5.2.7检查保护装置电压是否与实际接入电压相符。 5.2.8检查保护装置所配模块与实际配置的PT、CT相符合。
5.2.9保护屏接地是否符合要求。 5.3绝缘检查 5.3.1分组回路绝缘检查：将装置CPU插件拔出，在屏柜端子排处分别短接交流电压回路，交流电流回路、操作回路、信号回路端子；用1000V兆欧表轮流测量以上各组短接端子间及各组对地绝缘。其阻值应大于10MΩ。 5.3.2整组回路绝缘检查：将各分组回路短接，用1000V兆欧表测量整组回路对地绝缘。其阻值应大于1MΩ。 5.4通电检查 5.4.1核对屏柜元件配置是否与设计图纸和技术规范相符。 5.4.2检查保护装置版本信息经厂家确认满足设计要求。 5.4.3按键检查：检查装置各按键，操作正常。 5.4.4装置自检正确，无异常报警信号。 5.4.5打印机与保护装置的联机试验：进行本项试验之前，打印机应进行通电自检。 5.5单机校验 5.5.1零漂检查 进行零漂检查时，应对电压端子短接,电流回路断开防止感应引起误差，应在装置上电10min以后，零漂值要求在一段时间（几分钟）内保持在规定范围内；电流回路零漂在-0.05~+0.05A范围内(额定值为5A)，电压回路在0.05V以内。 5.5.2通道采样及线性度检查 在各模拟量通道分别按规范加量，装置采样应正确，同时加入三相对称电流、三相对称电压，查看装置采样，检查电流、电压相角正常。功率显示正确。 5.5.3 时钟的整定与核对检查：调整时间，装置正常，GPS对时已完善，核对各装置时间显示一致，并与后台计算机显示相符。 5.5.4装置自检正确，无异常报警信号。 5.5.5遥信输入检查：短接开关量输入正电源和各开关量输入端子，对照图纸和说明书，核对开关量名称，装置显示屏显示各开关量名称与实际一致。 5.5.6遥控、遥调接点检查：在监控装置模拟遥控、遥调信号，用万用表测量各输出接点正确。 5.5.7监控系统同期功能检查：分别按检同期、检无压和不检方式进行模拟调试，在检同期方式下输入母线电压和线路电压，分别改变两电压间的相角、幅值、频率使之
变电站综合自动化的基本概念及发展过程
变电站综合自动化的基本概念及发展过程 变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。 一、发展变电站综合自动化的必要性 变电站作为整个电网中的一个节点，担负着电能传输、分配的监测、控制和管理的任务。变电站继电保护、监控自动化系统是保证上述任务完成的基础。在电网统一指挥和协调下，电网各节点(如变电站、发电厂)具体实施和保障电网的安全、稳定、可靠运行。因此，变电站自动化是电网自动系统的一个重要组成部分。作为变电站自动化系统，它应确保实现以下要求： (1)检测电网故障，尽快隔离故障部分。 (2)采集变电站运行实时信息，对变电站运行进行监视、计量和控制。 (3)采集一次设备状态数据，供维护一次设备参考。 (4)实现当地后备控制和紧急控制。 (5)确保通信要求。 因此，要求变电站综合自动化系统运行高效、实时、可靠，对变电站内设备进行统一监测、管理、协调和控制。同时，又必须与电网系统进行实时、有效的信息交换、共享，优化电网操作，提高电网安全稳定运行水平，提高经济效益，并为电网自动化的进一步发展留下空间。 传统变电站中，其自动化系统存在诸多缺点，难以满足上述要求。例如： (1)传统二次设备、继电保护、自动和远动装置等大多采取电磁型或小规模集成电路，缺乏自检和自诊断能力，其结构复杂、可靠性低。 (2)二次设备主要依赖大量电缆，通过触点、模拟信号来交换信息，信息量小、灵活性差、可靠性低。 (3)由于上述两个原因，传统变电站占地面积大、使用电缆多，电压互感器、电流互感器负担重，二次设备冗余配置多。 (4)远动功能不够完善，提供给调度控制中心的信息量少、精度差，且变电站内自动控制和调节手段不全，缺乏协调和配合力量，难以满足电网实时监测和控制的要求。 (5)电磁型或小规模集成电路调试和维护工作量大，自动化程度低，不能远方修改保护及自
变电所综合自动化题库
变电所综合自动化总复习题 一、填空题 1、常规变电所的二次系统主要由继电保护、当地监控、远动装臵、滤波装臵所组成。 2、变电所综合自动化应能全面代替常规的二次设备。 3、变电所微机保护的软、硬件装臵既要与监控系统相互对立,又有相互协调。 4、变电所综合自动化是自动化技术、计算机技术和通信技术等高科技在变电所领域的综合应用。 5、变电所综合自动化系统中的微机继电保护主要包括接触网线路保护、牵引变压器保护、母线保护、电容器保护、小电流接地系统自动选线、自动重合闸。 6、一个变电所综合自动化系统中各个子系统（如微机保护）的典型硬件结构主要包括：模拟量输入/输出回路、微型机系统、开关量输入/输出回路、人机对话接口回路、通信回路、电源。 7、人机对话接口回路。主要包括打印、显示、键盘及信号灯、音响或语言告警，主要功能用于人机对话。 8、牵引变电所综合自动化系统中的微机继电保护主要包括接触网线路保护、牵引变压器保护、母线保护、电容器保护、自动重合闸。 9、变压器过负荷保护一般取两相电流。Ⅰ段用于发警告信号，Ⅱ段用于启动断路器跳闸。 10、根据继电器动作电流整定原则和继电保护装臵动作时限的不同，
过电流保护可分为定时限过流保护、带时限电流速断保护，把它们组成一套电流保护装臵称为两段式电流保护。 11、为了补充牵引系统无功功率的不足，提高功率因数，改善供电质量，在各个变电所广泛采用无功补偿并联电容器组。 12、对于瞬时自消性故障，利用重合闸避免不必要的停电。 13、微机保护的一大特色当是利用基本相同的硬件结构和电路。通过不同的软件原理完成不同的功能。 14、在变电所综合自动化系统中，数据通信是一个重要环节。 15、微机保护子系统的功能应包括全变电站主要设备和输电线路的全套保护。 16、变电站的数据包括模拟量、开关量和电能量。 17、电力系统的电压、无功综合控制的方式有集中控制、分散控制和关联分散控制。 18、变电站通信网络的要求都有快速的实时响应能力，很高的可靠性，优良的电磁兼容性能，分层式结构。 19、数据通信系统的工作方式有单工通信，半双工通信和全双工通信。 20、差模干扰是串联于信号源回路中的干扰，主要由长线路传输的互感耦合所致。 21、常规变电站的二次系统主要包括继电保护，故障录破，当地监控和远动四个部分。 22、直流采样是指将交流电压、电流等信号经变送器转换为适合于A/D转换器输入电平的直流信号。
智能变电站自动化系统体系结构探索
智能变电站自动化系统体系结构探索 摘 要：智能变电站一体化监控系统是按照全站信息 数值化、通信平台网络化、信息共享标准化的基础要求，通 过系 统集成优化，实现全站信息的统一接入、统一存储和统 展示，实现运行监视、操作与控制、综合信息分析与智能 告 警、运行管理和辅助应用等高级应用功能。是大运行体系 建设的 基础，是备用调度体系建设的基础。本文通过全面解 析智能变电 站一体化监控系统，为日后的运行管理提供借 鉴。 关键词：智能电网；变电站；一体化系统；体系结构 1674-7712 （ 2014） 06-0000-02 智能电网是当今世界电力乃至能源产业发展变革的最 新动向，代表着未来发展的方向和社会的进步。智能变电站 是智能电网的重要环节，随着变电站自动化系统技术的发展 和硬件水平的不断提高，变电站自动化系统，一直朝设备集 成度越来越多，模拟电缆越来越少的过 程。智能变电站自动 化系统是变电站的核心部分，它由一体化监控系统和输变电 设备状态监测、辅助设备、时钟同步、计算等共同构成，它 是运行、保护和监视变电站一次设备系统，完成变电站的设中图分类 t=r. 号： TM63 ；TM76 文献标识码： A 文章编号：
备及其反馈线监视、控制、保护等功能。一体化监控系统是智能电网调度控制和生产管理的基础。 、智能变电站自动化系统结构一）网络总体结构 变电站自动化系统是运行、保护和监视变电站一次设备 的系统，完成变电站的设备及其馈线监视、控制、保护等功能。变电站自动化系统采用开放式分层分布结构，由“三层 网”构成。 二）站控层 站控层德主要功能是为变电站提供运行、管理、工程配 置的界面，并记录变电站内的所有相关信息，具体如下：（1） 汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登陆、填写历史数据库。（2）按既定规约将有关数据信息送向调度 或控制中心，接受调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行。（3）监控系统和远动通信服务器采用一体 化数据库配置方式，生成监控数据库的同时即可完成远动通信服务器的数据库、功能及逻辑的配置，提高变电站的维护效率。（4）具体在线可编程的全站操作闭锁控制功能；站控层、间隔层共用一套防误规则库，防误规则库可由后台监控生成并通过网络下载到测控装置，并可在后台监控上模拟、预演、校验测控装置的防误逻辑，有效的提高了系统的可靠性与维护效率。（5）具体站内当地监控，人机联系功能，如
变电所综合自动化控制改造方案
郑宏刘砦（新密）煤业有限公司 变电所综合自动化控制改造方案 一、变电所综合自动化实施原因 煤矿井上、井下生产过程复杂，环境恶劣，自然灾害多，严重影响生产和人身安全。煤矿井上、井下重要岗位监控系统的实施，对安全生产、调度指挥、科学决策提供了直观、可靠的手段。 为提高劳动生产率，确保各生产岗位及各变电所高效、可靠运转，提高矿井的生产能力和现代化管理水平，特设计变电所综合自动化系统。现有变电所缺点:①安全性、可靠性不高。传统的变电所大多采用常规的设备,尤其是二次设备中的继电保护和自动装置、远控装置等。②电能质量可控性不高。各工矿企业对保证供电质量的要求越来越高。衡量电能质量的主要指标是频率和电压,目前还应考虑谐波问题。③实时计算和控制性不高。供电系统要做到优质、安全、经济运行,必须及时掌握系统的运行工况,才能采取一系列的自动控制和调节手段。现有的变电所不能满足向调度中心及时提供运行参数的要求;一次系统的实际运行工况,由于远控功能不全,一些遥测、遥信无法实时送到调度中心;而且参数采集不齐,不准确,因此没法进行实时控制,不利于供电系统的安全、经济运行。④维护工作量大。常规的继电保护装置和自动装置多为电磁型或晶体管型,接线复杂且其工作点易受环境温度的影响,因此其整定值必须定期停电检验,每年校验保护定值的工作量相当大。 二、实现变电所综合自动化的目的 根据我矿企业生产供电的特点和管理模式精心设计，是以计算机数字通讯技术为基础的远程分布式监测、监控系统。实现矿高低压供电系统的远程监测、监控，实现地面监控中心对井下高低压供电设备的遥测、遥调和遥控，并可生成相关的供电生产记录和管理统计报表。可使井下高低压供电管理实现无人值守，提高矿井供电智能化调度和信息化管理。提高我矿生产自动化工作的科学性和可靠性。 1、生产信息化：通过对监测数据进行转化、整理、挖掘，管理系统对供电情况进行综合性动态分析和数据管理。 2、使操作人员从繁杂的手工劳动中解脱出来，以便从事其他有价值的工作。 3、实现对供电开关的集中管理，对网络上的各供电开关进行监控和处理，为正常供电提供保障。
智能变电站继电保护及自动化系统
智能变电站继电保护及自动化系统 发表时间：2019-03-26T11:07:03.680Z 来源：《电力设备》2018年第28期作者：辛虎军 [导读] 摘要：随着社会的快速发展以及技术水平的提升，信息化、智能化技术得到了广泛的应用。 （南瑞集团有限公司（国网电力科学研究院有限公司）江苏南京 210000； 国电南瑞科技股份有限公司江苏南京 210000） 摘要：随着社会的快速发展以及技术水平的提升，信息化、智能化技术得到了广泛的应用。对于变电站来说，随着智能化技术的应用已经从常规的变电站转变成为了智能变电站。而继电保护是智能变电站系统中最为重要的组成部分之一，对于确保整个电力系统安全运行起着非常关键的作用。相对于常规变电站来说，智能变电站在软硬件方面都有了很大的改变，所以继电保护方面也存在着很大的差异，需要通过更加自动化的措施来确保其正常运行。所以为了能够有效适应新技术在智能变电站中的应用，对于智能变电站继电保护和自动化技术进行研究具有非常现实的意义。 关键词：智能变电站；继电保护；自动化系统 1智能变电站继电保护的特点 智能变电站是基于光电信息、微电子集成和网络通信技术的智能化自动管理的变电站。变电站中的继电保护装置自动化主要是针对电力故障、线路设备等异常行为进行及时自动预警的一种系统装置。通过及时自动断电、故障分离和切除，有效对变电站进行保护。智能变电站继电保护系统构成主要有:电子式互感设备+合并单元+交换机+网络接口等。智能变电站继电保护装置使数据信息提供的来源变得更加广阔，同时灵活性不断提高，因此技术人员可以通过对继电保护的特点进行分析，实现智能变电站继电保护装置能力的最大化。智能变电站继电保护系统操作相比传统变电站，更加灵活，操作方便。 2智能变电站继电保护系统 2.1智能变电站继电保护系统结构 基于智能变电站不同的采样与跳闸方式，可以将其分为以下几种较为典型的系统结构：①直采直跳。这种模式主要是继电保护设备能够通过光纤直流的方式来实现跳闸与采样，但是大多存在于部分的电网支路中。②网采直跳。所谓网采直跳主要是有SC和GOOSE两者共同或者独立形成的组网。③直采网跳。智能变电站继电保护系统的设备可以进行直接式的采样，然后经由GOOSE的方式来实现网络跳闸。 ④网采网跳。这种模式是打破了传统的采样与跳闸方式，而是将两者目标皆由Goose以及SV来完成，实现网络自动化的控制。 2.2智能变电站继电保护的元件 智能变电站继电保护系统中的构成元件主要会涉及到交换机、电子互感器、合并单元等。①互感器方面，传统的模式是通过电磁互感器来实现，而现在则是使用电子互感器来进行替代。它具有测量准确、小巧轻便等特点，可以根据传感电源的差异将其分为无源型与有源型。②合并单元则是实现过程层的信息传输，以接收时间的方式来标记电子互感器传输的信息，并将其转移到继电保护设备中，这样不仅精简了过去复杂的接线工作，也达到了节约成本的目的，并最终实现数据信息的网络共享。另外，交换机主要是将其作为智能以太网络的运行节点，在链路层中实现数据帧的交换。在当前交换机设备以及相关技术逐步更新的背景下，信息传递的效率在逐步提高，使得相互通信的效率也在不断的更新，确保了智能电网运作的稳定性。 3智能变电站继电保护分析 从智能变电站继电保护的情况来看，站控层和过程层网络稳定程度以及所具有的实效性起着最为重要的作用，其中站控层网络主要对整定值以及文件实施传输，并且需要修改、录播以及召唤相应文件；过程层网络主要对采样值、开关运行情况、跳闸信号等信息进行传输。智能变电站在运行过程中，尤其是在进行继电保护采样值或者命令信号进行传输过程中，大都会通过以太网数据帧的方式进行，所以对于智能变电站继电保护来说最为重要的就是过程层网络。因此，一定要对其进行合理的规划和调度，从而保证智能变电站继电保护的正常运行。 过程层继电保护主要配置快速跳闸的主保护功能，例如线路纵联保护、变压器差动保护、母线差动保护等等，而将后备保护功能转移到变电站层的集中式保护装置当中。此种配置方式能够简化过程层的保护设计，对于主保护功能进行主要设置，而后备保护简化配置即可，这样就能够对硬件设计进行简化。同时，主保护的定值整定较为固定，并不会随着电力系统运行方式的转变而改变。但是受到保护独立方面的制约，在对继电保护功能和一次设备进行集成之后，如果需要同时进行线路保护以及母线保护，那么需要将硬件进行单独设置，可以设计成为独立的功能模件形式。 （1）线路保护。线路保护直接采样、直接跳断路器；通过GOOSE网络重新实现断路器失灵以及重合闸等方面的功能；对于线路间隔内保护测控装置来说，不但要和GOOSE网络实现信息的交换，同时也可通过点对点连接以及传输方式直接连接合并单元以及智能终端；对于保护测控装置和合并单元的连接以及数据传输来说，不需要利用GOOSE网络就能够实现直接的采样，同时保护测控装置和智能终端的连接也可以不同GOOSE网络就能够实现直接跳闸的功能；设置在线路以及母线之上的电子式互感器在得到电流电压信号之后，首先要接入到合并单元，完成数据的打包之后可以通过光纤传输到SV网络以及保护测控装置当中；可以通过GOOSE网络传输的方式将跨间隔信息接入到保护测控装置。 （2）变压器的保护。智能变压器保护装置的过程层主要采用的是分布式配置，可以实现差动保护的功能，而后备的保护可以采取集中式的安装方式。对于非电量保护来说，可以进行单独的安装，利用电缆等直接引入断路器跳闸，并且可以利用光缆将跳闸命令引入到采样和GOOSE的共同网络之上。 （3）母联（分段）的保护。分段保护的实施方案和线路保护的方案类似，但是具有更加简单的结构。将分段保护装置和合并单元以及智能终端进行连接就能够分别实现直接采样（不利用网络数据）以及直接跳闸的功能。另外，相应设备（例如合并单元、保护装置、智能终端等）都可以利用相对独立的GOOSE网络以及SV网络实现信号的跨间隔传输。 4智能变电站继电保护自动化分析 4.1接线技术注意事项 设备间的接线以及设备内部接线工作尤为重要，接线工作是继电保护自动化施行前必须做好的工作，决定着继电保护设施能否正常运作。在接线时必须保证接点的准确，使用方式科学合理，操作流程要符合相关行业规范。接线过多不利于智能变电站的运行，也不利于实
自动化技术在智能变电站自动化系统中的应用
自动化技术在智能变电站自动化系统中的应用 摘要：随着智能电网建设，智能变电站、配电自动化技术和调度自动化系统的 不断完善，使得各种智能电网技术逐步实现技术的融合，从而加强电网配置资源 的能力，提高电网安全运行水平。基于此，本文就智能变电站自动化系统中自动 化技术应用方面的内容进行了分析探讨，以供参阅。 关键词：自动化技术；智能变电站自动化系统；应用 1智能变电站 智能变电站是指采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信 息数字化、通信平台网络化、信息共享、标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。智能变电站如同 智能电网一样，他们的发展在全世界还处于起步阶段.但发展智能电网已经逐渐成 为世界各地区电力行业的共识，本世纪初，实时性和可靠性满足保护功能要求的 网络通信技术，以及适应互感器、开关等过程层设备恶劣环境的电子技术己基本 成熟，以及光纤通信技术的大步发展，实现间隔层信息交换数字化、过程层设备 数字化以及间隔层与过程间信息交换数字化的全数字化变电站成为变电站技术发 展的热点。 2自动化技术在智能变电站中的应用意义 智能变电站是由先进的智能化设备构成，以互联网通信技术为依托，高效传 输变电站的各项数据，实现数据的收集与测量，通过数据实现对变电站中故障的 智能化分析，并给出解决意见。如果变电站发生故障，自动化系统会采取一定的 措施“告知”工作人员，使工作人员能及时发现问题、解决问题。数字化变电站强 调的是过程，而智能变电站强调的则是目的。与传统的变电站相比，智能变电站 中的自动化系统能够对整个变电站实施全过程监控，减轻变电站的负荷，提升变 电站的运行效率，进而提高电力公司的经济效益。因此，自动化系统在智能变电 站中的有效运用，在推动我国电力系统与整个电网的发展中发挥着极其重要的作用。 3智能变电站的自动化系统结构 现在在变电站自动化设计发展中，光电式互感器机电一体化设备的出现、智 能开关的使用、以及智能化电气的发展，使智能变电站自动化技术得到了更快的 改变。在除中低压之外懂得变电站中，装置一些保护装置、测控装置以及像控制 操作回路、A／D变换、光隔离器件等的自动装置，它们都可以作为智能变电站 中一次设备的一部分。另一方面，智能变电站中常规继电保护装置也被采用了数 字化传感器、测控、控制回路的一次设备所代替了；而中低压变电站也可以实现 机电一体化，只是需要将保护和监控装置以完整性、小型化、紧凑化地安装即可。在物理结构上，可将智能化变电站系统分为两个类型，其为智能化的一次设备和 网络化的二次设备。在逻辑结构上，可将智能化变电站系统分为三个层次，这三 个层次分别为过程层、间隔层、站控层。（1）过程层：是智能化的一次设备和 网络化二次设备的结合面，也可以理解为过程层作为智能化部分在智能化电气设 备中。其主要功能有三种：第一，在电力运行时，进行实时检测；第二，对运行 设备的状态进行检测；第三，对操作控制进行执行与驱动。（2）间隔层：其主 要功能是对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制；承上启