变电站实时监控系统的功能要求
摘要：变电站自动化系统的具体功能要求主要取决于变电站在电力系统中的地位和作用以及变电站的规模、电压等级和一次设备状况等。高压、超高压变电站自动化系统的主要功能要求，总体来讲有三个方面：保护系统、控制系统、运行支持系统。
关键词：变电站 监控系统
一、数据采集系统
由数据采集装置采集现场所有模拟量、脉冲量及状态量，并可从各保护装置采集保护运行状态、保护定值信息、保护动作信息、保护故障信息、保护装置及保护电源自检信息。
1) 模拟量采集
采样的参数有：各段母线电压、各进出线回路的电流和功率值、电网相位与频率等电量参数以及变压器的瓦斯值、压力、温度等非电量参数。目前各种电量参数均采用交流采样，直接采集由电压互感器与电流互感器提供的交流参数，对非电量参数如变压器油温、主控室温的采集需常规变送器加A/D转换模块。
2) 脉冲量采集
采集由全电子式电能表输出电量脉冲值，也可直接采集电能量。
3) 状态量采集
包括隔离开关状态、断路器状态、变压器分接头位置、接地刀闸状态等，这些信号大都采用光电隔离方式开关量中断其输入。对一些重要的状态量(如断路器位置) 采用双位置接点进行采集，即00、11分别表示两个状态，以保证断路器位置的正确性，防止继电器触点的抖动或失效而造成的状态误报。
4) 继电保护数据采集
包括保保护运行状态、保护定值信息、保护动作信息、保护定值等。 二、 事件记录及故障录波
事件记录包括开关跳合记录(一般由监控系统记录) 、保护动作顺序记录(一般由微机保护产生) ，事件分辨率可根据不同电压等级而确定，一般为1~3ms，能存储一百个以上的事件顺序记录。当电网出现故障时(如接地短路故障) ，能记录故障前100m s以及故障后3s 的波形，以供事故分析。
对高压变电站故障录波，可根据要求采用两种方式实现：一是配置能与监控系统通信的专用微机故障录波机；另一种则由微机保护装置附带记录及测距计算工作，再将所记录波形及测距结果送往监控系统，再由监控系统保存及打印波形。对低压变电站故障录波可提供故障报告，包括动作类型、故障类型及开关遮断电
流大小。
三、远方整定保护定值
对于各保护装置，既可在当地或远方设置保护定值，也可在当地或远方显示、切换保护定值，此功能须具有当地、远方控制闭锁，操作权限闭锁措施。
四、控制和操作闭锁
可对隔离开关和断路器的分断与闭合进行操作，可对变压器分接头进行调节控制，可对电容器组进行换切。这些控制和操作可在变电站内装置面板上进行操作，或者在监控系统的CRT 以及键盘上发出命令完成，或者在远程调度中心完成，以此保证自动化系统的使用灵活性。为保证操作的准确无误，操作步骤按照“选择-返送校核-执行”来进行，同时具备闭锁功能，每次操作完均有打印输出。
五、电压无功综合控制
当上级调度直接控制变电站时，电容器组的投切和变压器分接头的调整直接受上级调度的控制；当系统给定电压曲线时，则由变电站自动化系统自行控制，按系统电压与功率因数变化情况自动投切电容器或调节变压器分接头的位置，保证电压质量和电压无功补偿。
六、与远方调度中心通信
实现远动装置常规的遥测、遥控、遥信和遥调四遥功能，即将采集的状态量和数字量实时送往远方调度中心，并接受上级调度中心的控制和指令。若有事故发生，比如开关变位或数字量越限时则插入优先传送，及时报告给调度中心。此外还将继电保护信息和故障录波等信息报告给调度中心，同时还接受从调度中心发来的修改继电保护整定值的命令等。传送通道可以是光纤、微波、载波或专用通道。通信波特率按所选用通道类型及通信方式来决定。通信规约可以采用计算机通信规约或远动标准规约，由调度中心的要求而确定。
七、数据处理和统计记录
系统将采集来的数字量、脉冲量和状态量按规定的要求进行处理，送往当地监控系统和上级调度中心。这些数据主要有：变压器、线路的电流、有功和无功，母线电压定时记录的最大、最小极限值及时间等；每日电压的峰值和谷值，并标明时间；整点数据的日报表；断路器动作次数、跳闸操作次数和切除故障时的故障电流统计；控制操作或修改整定值的记录及有关操作者记录；每天独立有功负荷和无功负荷的峰值及其时间标注，并保存归档。历史数据在监控系统的后台机中至少能保存一年以上。
八、人机联系功能
当变电站实行有人值班时，在当地监控系统的后台机上完成人机联系功能。当变电站实行无人值班时，则在监视主机上或集控中心的调度或远方调度中心进
行人机联系。操作人员的人机联系界面主要是CRT 屏幕、键盘或鼠标器，可实现下列主要功能：
1) CRT 屏幕上可显示各种数据、表格和画面，包括主接线图、开关状态、提示信息、报警画面、事故记录、负荷曲线、系统的配置及工作状态、日运行报表、保护整定值等，并可将显示表格和画面拷贝打印下来。
2) 实施远方控制和操作，包括隔离开关以及断路器的操作、保护装置的投退、变压器的分接头位置控制等。
3) 输入或修改数据，包括远方调度操作的密码、操作人员的密码及代码、保护定值的设定及修改、报警值设置及修改、当地/远方操作的设置、控制闭锁的允许等。
4) 显示系统各设备的自检诊断结果。
5) 无人值班站应设有一定的人机联系功能，以满足变电站现场巡视或检修的要求，能显示站内各种数据信息和状态量；操作出口回路应具备当地紧急人工控制设施；变压器分接头应备有当地人工调节措施。
九、系统的自诊断检测功能
系统的各个功能装置如控制装置、保护装置数据、采集装置等都具有自诊断检测功能，所有控制、保护、数据采集等主要单元设备出现故障时，都应该能自诊断出故障部位；具有失电自检、失电保护、自复位至原态的能力。当数据采集装置出现非法错误时，应能输出错误信息，对故障单元进行报警和闭锁，以保证其它部分能正常工作。当系统的在线诊断出现故障时，应能完成自动报警，并将故障内容和故障时间记录在事件一览表中。诊断结果能周期性地传送到当地监控系统的后台机和远方调度中心，所以系统中各装置的运行状态一览无余，无需人工定期检修。
十、对时系统
变电站自动化系统中最基本的要求是对时要求。110KV 以上变电站要求系统具备GPS 对时功能，能够对变电站层设备和间隔层设备(包括全电子式电能仪表等) 实现GPS 对时，并具备时钟同步、网络传输的校正措施。110KV 终端站和35KV 变电站不要求具备GPS 对时功能，但要求具备一定精度的站内对时系统，定时实现由上级调度或由系统主机发出的对站内系统间隔层设备的对时功能。
十一、 同期检测和同期合闸
由于实现变电站网络化是必然发展趋势，故枢纽变电站依旧需要配置自动同步装置，在相位、电压、频率角都能满足要求的情况下，使待并联运行的两个系统能够进行并列操作，一般由手动和自动两种选择方式实现。
变电站实时监控系统的功能要求
摘要：变电站自动化系统的具体功能要求主要取决于变电站在电力系统中的地位和作用以及变电站的规模、电压等级和一次设备状况等。高压、超高压变电站自动化系统的主要功能要求，总体来讲有三个方面：保护系统、控制系统、运行支持系统。
关键词：变电站 监控系统
一、数据采集系统
由数据采集装置采集现场所有模拟量、脉冲量及状态量，并可从各保护装置采集保护运行状态、保护定值信息、保护动作信息、保护故障信息、保护装置及保护电源自检信息。
1) 模拟量采集
采样的参数有：各段母线电压、各进出线回路的电流和功率值、电网相位与频率等电量参数以及变压器的瓦斯值、压力、温度等非电量参数。目前各种电量参数均采用交流采样，直接采集由电压互感器与电流互感器提供的交流参数，对非电量参数如变压器油温、主控室温的采集需常规变送器加A/D转换模块。
2) 脉冲量采集
采集由全电子式电能表输出电量脉冲值，也可直接采集电能量。
3) 状态量采集
包括隔离开关状态、断路器状态、变压器分接头位置、接地刀闸状态等，这些信号大都采用光电隔离方式开关量中断其输入。对一些重要的状态量(如断路器位置) 采用双位置接点进行采集，即00、11分别表示两个状态，以保证断路器位置的正确性，防止继电器触点的抖动或失效而造成的状态误报。
4) 继电保护数据采集
包括保保护运行状态、保护定值信息、保护动作信息、保护定值等。 二、 事件记录及故障录波
事件记录包括开关跳合记录(一般由监控系统记录) 、保护动作顺序记录(一般由微机保护产生) ，事件分辨率可根据不同电压等级而确定，一般为1~3ms，能存储一百个以上的事件顺序记录。当电网出现故障时(如接地短路故障) ，能记录故障前100m s以及故障后3s 的波形，以供事故分析。
对高压变电站故障录波，可根据要求采用两种方式实现：一是配置能与监控系统通信的专用微机故障录波机；另一种则由微机保护装置附带记录及测距计算工作，再将所记录波形及测距结果送往监控系统，再由监控系统保存及打印波形。对低压变电站故障录波可提供故障报告，包括动作类型、故障类型及开关遮断电
流大小。
三、远方整定保护定值
对于各保护装置，既可在当地或远方设置保护定值，也可在当地或远方显示、切换保护定值，此功能须具有当地、远方控制闭锁，操作权限闭锁措施。
四、控制和操作闭锁
可对隔离开关和断路器的分断与闭合进行操作，可对变压器分接头进行调节控制，可对电容器组进行换切。这些控制和操作可在变电站内装置面板上进行操作，或者在监控系统的CRT 以及键盘上发出命令完成，或者在远程调度中心完成，以此保证自动化系统的使用灵活性。为保证操作的准确无误，操作步骤按照“选择-返送校核-执行”来进行，同时具备闭锁功能，每次操作完均有打印输出。
五、电压无功综合控制
当上级调度直接控制变电站时，电容器组的投切和变压器分接头的调整直接受上级调度的控制；当系统给定电压曲线时，则由变电站自动化系统自行控制，按系统电压与功率因数变化情况自动投切电容器或调节变压器分接头的位置，保证电压质量和电压无功补偿。
六、与远方调度中心通信
实现远动装置常规的遥测、遥控、遥信和遥调四遥功能，即将采集的状态量和数字量实时送往远方调度中心，并接受上级调度中心的控制和指令。若有事故发生，比如开关变位或数字量越限时则插入优先传送，及时报告给调度中心。此外还将继电保护信息和故障录波等信息报告给调度中心，同时还接受从调度中心发来的修改继电保护整定值的命令等。传送通道可以是光纤、微波、载波或专用通道。通信波特率按所选用通道类型及通信方式来决定。通信规约可以采用计算机通信规约或远动标准规约，由调度中心的要求而确定。
七、数据处理和统计记录
系统将采集来的数字量、脉冲量和状态量按规定的要求进行处理，送往当地监控系统和上级调度中心。这些数据主要有：变压器、线路的电流、有功和无功，母线电压定时记录的最大、最小极限值及时间等；每日电压的峰值和谷值，并标明时间；整点数据的日报表；断路器动作次数、跳闸操作次数和切除故障时的故障电流统计；控制操作或修改整定值的记录及有关操作者记录；每天独立有功负荷和无功负荷的峰值及其时间标注，并保存归档。历史数据在监控系统的后台机中至少能保存一年以上。
八、人机联系功能
当变电站实行有人值班时，在当地监控系统的后台机上完成人机联系功能。当变电站实行无人值班时，则在监视主机上或集控中心的调度或远方调度中心进
行人机联系。操作人员的人机联系界面主要是CRT 屏幕、键盘或鼠标器，可实现下列主要功能：
1) CRT 屏幕上可显示各种数据、表格和画面，包括主接线图、开关状态、提示信息、报警画面、事故记录、负荷曲线、系统的配置及工作状态、日运行报表、保护整定值等，并可将显示表格和画面拷贝打印下来。
2) 实施远方控制和操作，包括隔离开关以及断路器的操作、保护装置的投退、变压器的分接头位置控制等。
3) 输入或修改数据，包括远方调度操作的密码、操作人员的密码及代码、保护定值的设定及修改、报警值设置及修改、当地/远方操作的设置、控制闭锁的允许等。
4) 显示系统各设备的自检诊断结果。
5) 无人值班站应设有一定的人机联系功能，以满足变电站现场巡视或检修的要求，能显示站内各种数据信息和状态量；操作出口回路应具备当地紧急人工控制设施；变压器分接头应备有当地人工调节措施。
九、系统的自诊断检测功能
系统的各个功能装置如控制装置、保护装置数据、采集装置等都具有自诊断检测功能，所有控制、保护、数据采集等主要单元设备出现故障时，都应该能自诊断出故障部位；具有失电自检、失电保护、自复位至原态的能力。当数据采集装置出现非法错误时，应能输出错误信息，对故障单元进行报警和闭锁，以保证其它部分能正常工作。当系统的在线诊断出现故障时，应能完成自动报警，并将故障内容和故障时间记录在事件一览表中。诊断结果能周期性地传送到当地监控系统的后台机和远方调度中心，所以系统中各装置的运行状态一览无余，无需人工定期检修。
十、对时系统
变电站自动化系统中最基本的要求是对时要求。110KV 以上变电站要求系统具备GPS 对时功能，能够对变电站层设备和间隔层设备(包括全电子式电能仪表等) 实现GPS 对时，并具备时钟同步、网络传输的校正措施。110KV 终端站和35KV 变电站不要求具备GPS 对时功能，但要求具备一定精度的站内对时系统，定时实现由上级调度或由系统主机发出的对站内系统间隔层设备的对时功能。
十一、 同期检测和同期合闸
由于实现变电站网络化是必然发展趋势，故枢纽变电站依旧需要配置自动同步装置，在相位、电压、频率角都能满足要求的情况下，使待并联运行的两个系统能够进行并列操作，一般由手动和自动两种选择方式实现。