2008年12月3日220kV向方线266故障分析
一、故障简介：
2008年12月3日22时58分14秒220kV向方线266掉闸，纵联电流差动保护动作，纵联距离保护动作，选B相跳闸，重合闸后B相仍有故障，保护永跳出口。
方城侧测距：4160km。
二、保护配置：
保护一：PSL-603G纵联电流差动保护
保护二：RCS-902C纵联距离保护
三、故障及保护动作情况分析：
保护动作及故障切除时间：
方城站侧：发生接地故障后，保护最快18ms动作，720ms切除故障；
保护动作报告：
方城264开关
电流差动 纵联距离
18MS 电流差动动作 20MS 纵联距离B跳出口
572MS 重合闸出口 563MS 重合闸出口
620MS 永跳出口 664MS 综联距离动作
保护及故障录波测距：
主保护Ⅰ PSL-603G 42．0KM
主保护Ⅱ RCS-902A 41．6KM
故障录波 SH-2000B 43．1KM
四、结论：
1）故障情况：
B相最大故障电流约33kA，B相故障电压为额定电压的40%左右；故障持续约40ms后B相跳闸，开关264在故障后约563ms重合闸动作，B相故障仍未切除，664ms后永跳出口，720ms后故障切除。
2）保护动作情况：
纵联电流差动保护B相出口：19 ms。
纵联距离保护B相出口：20 ms。
重合闸出口：563 ms。
永跳出口：664 ms。
供电分公司自动化保护所
2008-12-28
故障录波器文件中通道数量为0
输电线路发生故障后，尽快查出故障点是降低故障损失，缩短线路故障停运时间的关键。根据多年从事输电线路故障巡视组织工作的经验的积累，结合故障特征的分析，总结了一些实用的输电线路故障查找工作的组织程序和方法，对提高输电线路故障查找的成功率起到了积极的作用。
关键词：输电线路；故障查找；成功率
一、详实准确的基础参数是故障定点的保障
为了提高提高故障定位的准确性，110kV及以上变电站大部分都装有电力系统故障动态记录装置即故障录波器，故障录波器的整定值要求其误差不大于5%（或2km）切勿盘香错误，并能准确记录故障前后的电压，电流量，这给故障巡视提供了详实的第一手资料。而装置资料提供的准确与否取决于以下4个方面：（1）装置的接线是否正确；（2）装置的定值是否正确，这取决于线路参数的测量，定值的计算和定值的整定；（3）线路进行改造后是否再次进行合香、测量线路参数、计算定值病进行整定；（4）线路跳闸后是否进行事故分析并对装置的定值进行校验和调整，这一点是今后装置能否准确定位的关键。另外，有些线路故障往往是由缺陷发展演变而来的，做好缺陷定性和记录也很重要。
二、全面细致的故障分析是故障定点的关键
1线路发生故障后，尽管到达故障点的时间越短，故障检出的成功率越高，但是，接到调度命令后绝不能盲目地立即循线，而应一边召集必要故障巡视人员做巡视的有关准备，一边利用较短的时间收集故障数据并进行全面细致的故障分析。
1）应在线路台帐上对故障定位。向调度索要有关线路跳闸时的故障录波器或微机保护的故障测距、相位，有关电压、电流量及保护动作情况，根据故障测距数据在线路台帐上对故障进行定点，按照装置测距误差5%～10%的比例（一般按10%掌握）在台帐上确定故障区间，还应结合以往线路跳闸数据进行部分修正。
2）应对可能的故障进行定性。这一定很重要也很难，需要灵活运用事故数据分析理论，具有丰富的故障查找经验和理解准确的现场情况，集体商定。应根据保护及自动装置的动作情况和故障前后的电压、电流进行简单定性，可以对区外故障或本线路故障进行区分。
2电力线路发生短路是出现最多的一种故障形式。在三相系统中，短路的基本形式有：三相短路、两相短路、单相接地短路以及两相接地短路。三相和两相短路的故障特点是：没有零序接地电流，故障相的电压降低，电流增加较多。两相接地短路故障特点是：出现较大的零序接地电流，故障相电压降低较多，电流增加较多。中性点直接接地电网中，以单相接地故障较多，约占全部短路故障的90%以上；其次是两相接地故障，基地电流受运行方式变化的影响小，比较稳定，其数值的大小取决于故障点到变电站开关的距离和短路电阻的大小。
1）一般施工误碰故障大都属于金属性接地，重合闸成功的机率取决于误碰体的同流能力，同流能力较小的物体往往被烧断，可以重合成功，同流能力较大的物体往往重合不成功。施工误碰大部分出现在良好或有风天气的白天，专职巡视人员对线路附近的施工点应有记录。
2）因导线上挂异物的故障大都属于高祖接地，线路故障时异物往往被烧毁，重合机率较大。大风天气挂上金属性物体或线路上悬挂的塑料布、绳子、风筝等异物在小雨、浓雾天气都可能引发线路故障，专职巡视人员对线路附近的超高物体或没有及时处理的异物应有记录。
3）有记录的交叉跨越或树木引发的故障往往出现在线路负荷过重或春夏之交以及夏天的高温天气。
4）合成绝缘子的闪络属于高阻接地，一般都能重合成功，大部分发生在半夜至凌晨网上负荷较小、系统电压较高的这段时间，尤其是凌晨发生率较高。闪络的杆塔多为直线杆塔，主要集中在有雾、毛毛雨和雷雨天气，多因鸟粪、鸟展翅起飞或累计引起，专职巡视人员对合成绝缘子上的鸟粪应有记录，对线路附近大鸟的活动应有所了解。
5）雷雨天气易出现雷击、大雪无风天气由于导线积雪过多易断线，雨夹雪冰冷天气轻载线路会应覆冰断线，浓雾天气绝缘子有可能污闪，暴风天气乃张杆塔距离较小的引流线易放电，线路负荷过重且存在导线接头接触不良的问题易引发街头发热烧断故障。
四、合理的巡视组织是故障查找的重点
1故障的查找归根结底还要通过人来完成，必须召集足够合适的人员，但由于故障的突发性决定了召集到的巡视人员的数量和业务素质很难满足故障的巡视要求，这就牵扯到人员的分工和组织问题。应将故障数据、分析定性结果、现场情况及巡视重点向全体人员进行详细的交代，做到每个人心中有数。将业务素质过硬、经验丰富的和细心的职工分到重点地段，两人巡视时更应合理搭配，避免因巡视人员的业务素质和经验问题漏过故障点。
2巡线时除了注意线路本身各部件及重点故障相外，还应注意附近环境。还应向附近的居民或劳作的人员询问是否看到过线路异常现象或听到过异常声音。发现与故障有关的物件或可疑物时均应收集起来，并将故障点周围情况作好记录，作为故障分析的依据。
3如果排除了全部的可疑点后在重点地段没有发现故障点，应扩大巡视范围，如果环视没有发现故障点，可适当组织重点杆塔或全县的登杆塔巡视查找，凳杆塔巡视由于距离交近，可因发现杆塔周围不明显的异常或导线上访、绝缘子商标面等地面巡视的死角，对怀疑为雷击的情况应增加避雷线的悬挂金具、放电间隙和杆塔上部件的检查。
五、结论输电线路运行工作中，提高线路故障查找的成功率，可以有效的降低故障损失，减轻线路工作人员的工作量，提高工作效率，减少线路的停电时间，提升线路的供电可靠性。
220KV变电站保护有那些
你想问的是故障录波器文件中通道数量为0是什么原因吗？这种情况原因是产出了虚拟文件。
中元华电故障录波器的调试方法，如果故障录波器生产了虚拟间隔录波文件，就会导致故障录波器接入的所有线路间隔一次负荷均为零，出现了异常测距结果。
故障现象二是手动录波后，进行波形分析时，波形图上该通道无正常波形。处理方法：造成该现象的原因可能是接线不好，内部接触不良，对应变送器损坏、前置机损坏等原因，查明原因后作相应处理。
升压站二次接线标准
保护措施：
定期巡视观察设备的外观有无异状，如颜色有无变化，有无杂物，表针指示是否正常，设备的声音是否正常，有无异常的气味，触及允许接触的设备温度是否正常，测量电气设备的运行参数在运行中的变化等，以判断设备的运行状况是否正常。了解设备运行状况，掌握运行异常，并及时地采取相应措施。
扩展资料
变电站的结构设计和设备布置一般有以下要求：
1、建筑物底部的辅助10千伏变电站不需要隔间。变压器和高低压开关柜可布置在同一层同一房间。只需保持特殊间距。35kv独立变电所应按功能分层设置，并设置特殊建筑物。
2、变电所的室内布置应紧凑合理，便于操作人员的操作、维护、试验和检查。开关柜的安装位置应满足最小通道宽度的要求，并适当考虑开发和扩建的要求。
3、变电站应合理布置在不同的隔间内。高压配电室应与高压电容器室相邻，低压配电室应与变压器室相邻，低压配电室应便于出线，控制室应便于操作人员的操作和管理。
-变电站
寻找电力系统及自动化论文一篇
升压站二次接线的设计、施工、调试、验收工作。运行变电站的扩建、改造工程，在确保施工安全和运行维护方便的基础上，可参照执行此标准。
总体要求
1、为防止主保护存在动作死区，两个相邻设备保护之间的保护范围应完全交叉；同时应避免当一套保护停用时，存在保护动作死区。
2、电流互感器的二次回路有且只能有一个接地点。独立的、与其他互感器二次回路没有电的联系的电流互感器二次回路，宜在开关场实现一点接地。由几组电流互感器二次绕组组成的和电流回路，应在第一级和电流处一点接地。电流互感器的备用二次绕组，应在开关场短接并一点接地。
3、对于保护、安全自动装置、测量、计量等和电流回路，和电流之前的两个分支回路按各自电流互感器绕组独立标号，和电流之后还有串接设备的，其电流回路按边断路器的电流互感器绕组继续标号。
4、三相四线接线的电能表，其计量专用的电流互感器二次绕组与电能表间应采用六线连接；三相三线接线的电能表，其计量专用的电流互感器二次绕组与电能表间应采用四线连接。每相电流互感器的二次回路应相互独立，各相的中性线在接地点处并接。
5、电压互感器的二次回路只允许有一点接地。经零相母线（N600）连通的几组电压互感器二次回路，应在继电器及通信室将N600一点接地，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的断路器或熔断器等。独立的、与其他互感器没有电气联系的电压互感器，其二次回路可以在开关场实现一点接地。
6、从开关场地到继电器室的电压互感器每组二次绕组的4根引入线及开口三角接线的剩余电压绕组的2根引入线均应使用相互独立的电缆，不得共用。
7、在任何情况下均不得并接第一组、第二组跳闸回路，避免形成寄生回路。
8、正负电源端子之间，跳、合闸引出端子与正电源端子之间应至少间隔1个空端子。
9、正常运行方式下，直流负载宜平均分配在两段直流母线上。
10、双重化配置的保护、安全自动装置、自动化设备、网络交换机设备所采用的直流电源应取自不同段直流母线，且两组直流电源回路之间不允许采用自动切换。
11、双重化配置的两套保护与断路器的两组跳闸线圈一一对应时，其保护电源和控制电源必须取自同一段直流母线。
12、相互独立的保护、安全自动装置、自动化通道设备应取自相互独立的直流电源。
13、各间隔的控制电源与保护电源直流供电回路应在直流馈线屏处分别引接。
14、电流互感器、电压互感器每组二次绕组的相线和中性线应在同一根电缆内。
15、交、直流回路不应合用同一根电缆，强电和弱电回路不应合用同一根电缆。不同安装单位或间隔的回路不宜合用同一根电缆。
16、对双重化配置的保护、安全自动装置的电流回路、电压回路、直流电源回路、双跳闸线圈的控制回路等，两套系统不应合用同一根电缆。
17、弱电回路的每一对往返导线，应属于同一根控制电18缆。
18、为满足机械强度要求，强电控制回路导体截面应不小于15mm2，弱电控制回路导体截面应不小于05mm2。
19、保护、安全自动装置用电压互感器二次回路导体截面的选择，应保证最大负荷时，电缆的电压降不应超过额定二次电压的3％。
20、断路器控制回路导体截面的选择，应保证最大负荷时，控制电源母线至断路器分、合闸线圈的电压降不应超过额定电压的10％。
21、电缆屏蔽层的接地应连接在二次接地网上。对于单屏蔽层的二次电缆，屏蔽层应两端接地。
22、变电站使用的各类二次线缆应具有阻燃功能。
23、工作电压250V以上的回路不宜进入控制、保护、测量等二次设备屏柜。
24、宜在继电器及通信室统一配置通信接口屏，配置各种接口设备用于站内系统上送信息至主站端（对侧站）。
25、 电力监控系统安全防护的设置严禁形成不同安全区的纵向交叉联接。
26、网络介质可采用超五类以上带屏蔽网络线，通往户外的通信介质宜采用铠装光缆。
保护、安全自动装置回路设计要求
一、电流二次回路
1、电流互感器二次绕组应合理分配，保证主一保护的保护范围最大化。
2、220kV和110kV线路、母线保护应选用5P级电流互感器二次绕组；10-35kV保护宜选用5P级电流互感器二次绕组。
3、多个二次设备共用同一交流电流回路时，应按保护、安全自动装置、录波装置、故障测距的顺序依次串接。
二、电压二次回路
1、电压互感器端子箱、汇控柜或开关柜处应配置分相总空气开关，并实现状态监视。
2、当电压互感器配置4个二次绕组时，对于双重化配置的保护和安全自动装置：第一套保护、安全自动装置与自动化设备共用电压互感器的第二个绕组，第二套保护、安全自动装置采用电压互感器的第三个绕组；单套配置的保护和安全自动装置，采用电压互感器的第二个绕组；录波装置采集的三相电压取自电压互感器的第三个绕组。
3、当电压互感器配置3个二次绕组时，保护、安全自动装置、录波装置与自动化设备共用电压互感器的第二个绕组。
4、录波装置采集的开口三角电压取自电压互感器的剩余电压绕组。
5、220kV、110kV线路保护和测控装置用的同期电压均取自线路电压互感器(单相)的第一个绕组的电压。
6、对于220kV单母线接线或存在母线分列运行可能的轻载变电站，在配置有220kV备自投装置时220kV母线电压互感器的二次绕组序号和空气开关编号宜按下列顺序排列：02(PT01、1MCBa-c)、05/3P (PT02、2MCBa-c)、3P(PT03、3MCBa-c)、3P(PT04) (剩余电压绕组)。
7、对电压互感器的每组二次绕组，其电压并列与电压切换用的直流电源应取自同一段直流母线。
8、宜通过220kV线路主一保护屏、110kV线路保护屏或主变压器保护屏A的电压切换装置进行本间隔的计量电压切换。
9、电压并列用中间继电器应采用单位置继电器。
三、断路器控制回路
1、双重化配置的保护应动作于断路器的不同跳闸线圈：主一保护动作于第一组跳闸线圈，主二保护动作于第二组跳闸线圈。对于10kV－110kV断路器可只接一组跳闸线圈。
2、保护装置和断路器上的防跳回路应且只应使用其中一套，优先使用断路器机构防跳。
3、断路器就地合闸操作，宜经断路器两侧刀闸位置闭锁。在就地手合回路中，宜串接断路器两侧刀闸常闭辅助接点。
4、220kV断路器应具备两组独立的断路器跳闸压力闭锁回路。
5、非机械联动断路器的合闸回路应采用分相合闸方式，断路器的三相联动由继电保护装置实现；断路器的合闸回路监视采用TWJ分相监视，且TWJ应能监视包括“远方/就地”切换把手、断路器辅助接点、合闸线圈等的完整合闸回路；断路器的分闸回路监视采用HWJ分相监视，且HWJ应能监视包括 “远方/就地”切换把手、断路器辅助接点、分闸线圈等的完整分闸回路。
6、对于分相的断路器操作机构，应在每相分、合闸控制回路中分别串接同一个远方/就地切换开关的不同接点。
7、液压操作机构的“压力低闭锁重合闸”接点应接入操作箱的“压力低闭锁重合闸”开入回路，且应使用压力低时闭合的接点。
8、弹簧操作机构的“弹簧未储能”接点不宜接入操作箱的“压力低闭锁重合闸”开入回路，宜通过保护逻辑和定值设置防止保护多次重合的风险。
四、失灵回路
1、接收到断路器失灵出口信号后，应通过主变非电量保护实现跳与主变相联系的所有断路器。
2、双重化配置的220kV线路保护，每套保护对应启动一套220kV母线及失灵保护。
3、220kV双母线接线的断路器失灵保护，应采用母线保护装置内部的失灵电流判别功能。
4、220kV主变间隔应采用电气量保护动作接点和操作箱三跳（TJR）动作接点作为三相跳闸启动失灵开入给220kV母线及失灵保护。主变跳母联、分段不启动失灵。
5、220kV母联及分段间隔应采用操作箱三跳（TJR）动作接点作为三相跳闸启动失灵开入给220kV母线及失灵保护。
6、220kV线路间隔应采用保护分相动作接点作为分相跳闸启动失灵开入、操作箱三跳（TJR）动作接点作为三相跳闸启动失灵开入给220kV母线及失灵保护。
7、线路三相不一致保护动作不启动重合闸不启动失灵，发变组出口三相不一致保护不启动重合闸启动失灵保护。
五、远跳回路
1、对于采用了远方信号传输装置的方案，应保证线路两侧的远方信号传输装置的收发信接点使用的一致性。
2、对于双母线接线的220kV线路保护，应采用操作箱三跳（TJR）动作接点作为启动远跳开入。
六、保护复接接口装置
每面保护复接接口屏，可装设6台保护复接接口装置，最多不应超过8台。每台保护复接接口装置应配置独立的电源空开。
七、录波回路
录波开关量宜按以下顺序进行回路标号和接线：
1、断路器分相双位置信号；
2、保护动作信号，收发信接点信号；
3、操作箱手跳、永跳信号；
八、电源回路
1、主一保护跳第一组线圈，直流电源应取自直流电源I段；主二保护跳第二组线圈，直流电源应取自直流电源II段。
2、集中组屏的保护复接接口装置宜采用辐射供电方式，每面屏配置两路取自不同母线段的直流电源，在接口屏上通过直流空气开关分别为各装置供电；应合理分配保护复接接口装置的直流电源，任一段直流电源故障时不应导致同一保护设备的两个通道同时中断。
自动化回路设计要求
一、电流、电压回路
1、计算机监控系统、相量测量装置的电流、电压应分别取自电流互感器、电压互感器测量级二次绕组。
2、多个自动化设备共用同一交流电流回路时，应按监控测量、相量测量的顺序依次串接。
3、相量测量装置的电压均从测控屏引接。
二、电源回路
1、远动装置、交换机、时间同步系统等含冗余配置的设备，应配置两路取自不同直流母线段的直流电源。
2、对于配置双电源模块的单装置，其双电源进线应取自同一路直流电源。
3、电力监控系统安全防护设备，应配置两路取自不同母线段的电源，优先采用直流电源，采用交流电源时应取自交流不间断电源系统。
4、断路器红绿灯指示回路应统一使用测控装置信号电源，红绿灯指示回路不应与断路器遥控回路合用同一根电缆。
5、集中组屏的测控装置宜采用辐射供电方式，每面屏配置一路直流电源，在测控屏上通过直流空气开关分别为各装置电源和信号电源供电；安装在开关柜上的保护测控一体化装置，宜采用环形接线方式，开环供电。
三、计算机监控系统回路
1、分相断路器的位置信号采集应包括分相合位、分相分位、三相合位串联接点、三相分位并联接点。
2、断路器、隔离（接地）开关的位置宜按先合位后分位的顺序接入测控装置。
3、信号回路宜按以下顺序接入测控装置或保护测控一体化装置：
a) 断路器分相双位置信号；
b) 断路器三相双位置信号；
c) 隔离开关、接地开关双位置信号；
d) 保护动作、装置故障、运行异常、操作箱信号等；
e) CT、PT、主变压器、断路器、隔离(接地)开关、GIS本体信号。
4、主变压器的油温、绕组温度应采用4~20mA模拟量接入测控装置；档位应采用BCD码接入测控装置。
5、保护、安全自动装置的动作和告警信号应使用不保持接点。
6、远动装置、交换机、相量测量系统、直流系统、交流不间断电源系统、时间同步系统、消防及火灾报警系统、视频及环境监测系统等全站公用系统的“电源消失”、“装置故障”等报警信号应接入公用测控装置。
7、公用测控屏内各测控装置的 “装置故障”信号在本屏不同测控装置之间互发；其它测控屏内各测控装置的 “装置故障”信号统一接入公用测控装置。
8、安装在开关柜上的保护测控一体化装置，“装置故障”信号应分别接入公用测控装置，其它信号宜接入本间隔的保护测控一体化装置。
9、监控网中，保护装置和测控装置宜分别接入不同的交换机。
10、采用485通讯方式时应选用屏蔽双绞线，并将屏蔽层单端接地。
四、断路器、隔离开关、接地开关控制、电机电源回路
1、断路器的遥控命令应经保护屏操作箱出口至断路器操作机构。
2、隔离开关、接地开关应经过防止电气误操作闭锁装置的闭锁才能对机构进行操作。
3、对于敞开式设备，同一间隔内的每台隔离开关、接地开关（电动操作机构）应在端子箱和机构箱内分别配置独立的电机电源空开；对于GIS设备，同一间隔内的每台隔离开关、接地开关应在汇控柜内分别配置独立的电机电源空开。
4、同一间隔内的隔离开关和接地开关，应设置一路共用的控制电源空开。
5、测控装置的隔离（接地）开关的控制接点应与闭锁接点一一对应，采用相同出口序号。
五、相量测量装置回路
1、相量测量装置的对时信息应采用变电站内的时间同步系统提供的基准信号进行对时。
2、相量测量装置宜由主屏与采集屏组成。主屏与采集屏之间的相量测量信息可采用电以太网传输，对时信号通过光缆传输。
3、 采用智能远动机时，相量测量采集单元相关信息接入智能远动机。
六、保信子站网络回路
1、保信子站应与保护装置、故障录波装置通过交换机直接连接。
2、保信子站各设备通过电以太网方式通信。
3、采用智能远动机时，智能远动机通过变电站C网直接与保护装置C网口、故障录波装置网口连接。
七、时间同步系统回路
1、主、从时钟之间的对时信号应采用光信号传输。
2、每面需对时的屏柜采用辐射方式从时钟同步系统获取对时信号，屏柜内设备宜共用一路对时信号。
3、接收天线的安装位置应能正常接收卫星信号并便于日后的运行维护，并应充分考虑雷击对接收系统的影响；接收天线宜安装于主控楼楼顶，远离金属构件且无遮挡。
4、接收天线应采用金属支架固定，固定支架应接地。接收天线线缆的户外敷设段应加金属套管并将金属套管两端接地。
5、天线至时钟本体的同轴电缆全程穿管敷设至继电器及通信室时间同步系统屏。主时钟屏内配置防雷器，卫星信号经过防雷器再进入时钟本体。
八、视频及环境监测系统回路
1、视频及环境监测系统站端网络宜采用分层分布式结构。摄像机宜采用以太网方式接入，环境采集设备如水浸等宜以硬接点接入，温度、湿度、风速等宜以4~20mA模拟量接入，火灾及消防报警等系统宜采用RS-485方式接入。
2、视频监控设备的电源由柜内配电器集中配送，机柜中安装配电接线端子；当供电电缆较长不能满足设备供电质量要求，或个别设备所需电源较特殊时，可向该设备直接提供AC 220V/50Hz交流电源，在设备前端安装独立电源适配器转换成所需要的电源。
九、计量自动化网络回路
1、计量自动化网络采用总线方式连接。
2、安装在同一面电度表屏的电度表宜接入电能采集装置及智能远动机的一路RS-485接口。10kV电度表下放开关柜布置时，每台主变对应的全部10kV支路电度表宜接入电能采集装置及智能远动机的一路RS-485接口。站用变低压侧电度表宜与同屏电度表共用一路RS-485接口。
十、信息远传回路
1、远动系统宜采用调度数据网通道及专线通道将数据信息上送至调度端。
2、保信子站（智能远动机保信业务）、安全自动装置宜采用调度数据网通道将数据信息上送至主站端。
3、相量测量装置（智能远动机PMU业务）宜采用调度数据网通道及网络专线通道将数据信息上送至主站端。
4、电能采集系统（智能远动机计量业务）宜采用调度数据网通道及专线通道将数据信息上送至主站端。
5、视频及环境监测系统宜采用综合数据网通道将数据信息上送至主站端。
制造厂商图纸设计要求
一、制造厂商图纸制图要求
1、图纸用AutoCAD软件绘制，图面表达应正确、清楚、直观。
2、图纸幅面采用A3横向，左侧需留出装订边，用A4纸打印。
3、 图纸文件名按 “XX-YY图纸名称”的格式统一命名。其中“XX”为整份图纸总页数，“YY”为该图纸页码（从01开始编号）；“XX”、“YY”固定为两位，封面和目录均计入图纸页码。
4、端子排图采用四列表示，左侧端子排从左至右、右侧端子排从右至左侧各列分别为“外部回路端子号或回路标号”、“端子排端子号”、“装置内部端子号”、“端子用途说明”。其中“端子用途说明”一列宜用不同颜色区分，并方便删除。
5、图纸封面信息栏内应包括工程名称、屏柜尺寸、颜色、数量、主要技术参数（含软件版本）等内容。
6、柜面布置图中实际配置的装置标明数量，预留位置应用虚线表示。
二、保护、安全自动装置制造厂商图纸目录要求
单个装置的同类型回路宜在同一张图纸中表示。厂家图纸目录应按照以下顺序排列。
1、封面
2、目录
3、柜面布置图、材料表
4、交、直流电源回路图
5、交流电流、电压回路图
6、开关量输入、输出回路图
7、信号和录波回路图
8、通信、对时、打印回路图
9、装置接线图
10、压板接线图
11、端子排图
三、自动化设备制造厂商图纸目录要求
单个装置的同类型回路宜在同一张图纸中表示。厂家图纸目录应按照以下顺序排列。
1、封面
2、目录
3、柜面布置图、材料表
4、直流电源回路图
5、交流电流、电压回路图
6、直流量采集回路图(如有)
7、开关量输入、输出回路图
8、信号回路图
9、通信、对时回路图
10、装置接线图
11、压板接线图
12、端子排图
二次回路标号要求
1、同一组交流电流、电压回路应在回路号前增加前缀A/B/C以区分按相标号的回路。
2、直流控制、输入回路，宜在回路号后增加后缀A/B/C以区分按相标号的回路。
3、双重化配置的两套设备，相同功能的回路，标号不应相同。
4、回路标号中不
浅析变电站综合自动化系统
摘 要：本文简要介绍了变电站综合自动化系统的重要性和发展趋势，提出了变电站综合自动化基本概念，并对系统结构、通讯方式和能实现的基本功能及变电站自动化的发展前景进行分析
关键词：变电站综合 自动化系统 结构 功能
一、 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。变电站综合自动化是一项提高变电站安全、可靠稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，向用户提供高质量电能服务的一项措施。随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术等高科技的飞速发展，一方面综合自动化系统取代或更新传统的变电站二次系统，已经成为必然趋势。另一方面，保护本身也需要自检查、故障录波、事件记录、运行监视和控制管理等更强健的功能。发展和完善变电站综合自动化系统，是电力系统发展的新的趋势。
二、 系统结构
目前从国内、外变电站综合自动化的开展情况而言，大致存在以下几种结构：
１．分布式系统结构
按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备，将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。分布式模式一般按功能设计，采用主从CPU系统工作方式，多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了CPU运算处理的瓶颈问题。各功能模块(通常是多个CPU)之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，选用具有优先级的网络系统较好地解决了数据传输的瓶颈问题，提高了系统的实时性。分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。分布式变电站综合自动化系统自问世以来，显示出强大的生命力。目前，还存在在抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上的问题等。
２．集中式系统结构
集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其I／O接口，集中采集变电站的模拟量和数量等信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。目前国内许多的厂家尚属于这种结构方式，这种结构有以下不足：
（1） 前置管理机任务繁重、引线多，降低了整个系统的可靠性，若前置机故障，将失去当地及远方的所有信息及功能。
（2） 软件复杂，修改工作量大，系统调试烦琐。
（3） 组态不灵活，对不同主接线或规模不同的变电站，软、硬件都必须另行设计，工作量大并且扩展一些自动化需求的功能较难。
３．分层分布式结构
按变电站的控制层次和对象设置全站控制级——变电站层(站级测控单元)和就地单元控制级——间隔层(间隔单元）的二层式分布控制系统结构。也可分为三层，即变电站层、通信层和间隔层。
这种结构相比集中式处理的系统具有以下明显的优点：
（1）可靠性提高，任一部分设备故障只影响局部，即将“危险”分散，当站级系统或网络故障，只影响到监控部分，而最重要的保护、控制功能在段级仍可继续运行；段级的任一智能单元损坏不应导致全站的通信中断，比如长期霸占全站的通信网络。
（2） 可扩展性和开放性较高，利于工程的设计及应用。
（3） 站内二次设备所需的电缆大大减少，节约投资也简化了调试维护。
三、常见通讯方式
目前国内常采用以太网通讯方式，在以太网出现之前，无论RS-232C、EIA-422/485都无法避免通信系统繁琐、通讯速度缓慢的缺陷。现场总线的应用部分地缓解了便电站自动化系统对通信的需求，但在系统容量较大时依然显得捉襟见肘，以太网的应用，使通讯问题迎刃而解。常见的通讯方式有：
1） 双以太网、双监控机模式，主要是用于220-500kV变，在实现上可以是双控机+双服务器方式，支撑光/电以太网。
2） 单以太网，双/单监控机模式。
3） 双LON网，双监控机模式。
4） 单LON网，双/单监控机模式。
四、变电站自动化系统应能实现的功能
１ 微机保护：是对站内所有的电气设备进行保护，包括线路保护，变压器保护，母线保护，电容器保护及备自投，低频减载等安全自动装置。各类保护应具有下列功能： １）故障记录
浅析变电站综合自动化系统
２）存储多套定值
３）显示和当地修改定值
４）与监控系统通信。根据监控系统命令发送故障信息，动作序列。当前整定值及自诊断信号。接收监控系统选择或修改定值，校对时钟等命令。通信应采用标准规约。
２ 数据采集及处理功能
包括状态数据，模拟数据和脉冲数据
１）状态量采集
状态量包括：断路器状态，隔离开关状态，变压器分接头信号及变电站一次设备告警信号、事故跳闸总信号、预告信号等。目前这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统，也可通过通信方式获得。
２）模拟量采集
常规变电站采集的典型模拟量包括：各段母线电压、线路电压，电流和有功、无功功率值。馈线电流，电压和有功、无功功率值。
３事件记录和故障录波测距
事件记录应包含保护动作序列记录，开关跳合记录。
变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。另一种是分散型，即由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。
４控制和操作功能
操作人员可通过后台机屏幕对断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投切进行远方操作。为了防止系统故障时无法操作被控设备，在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。
５防误闭锁功能
６系统的自诊断功能
系统内各插件应具有自诊断功能，并把数据送往后台机和远方调度中心。对装置本身实时自检功能，方便维护与维修，可对其各部分采用查询标准输入检测等方法实时检查，能快速发现装置内部的故障及缺陷，并给出提示，指出故障位置。
7 数据处理和记录
历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，它包括上一级调度中心，变电管理和保护专业要求的数据，主要有：
１）断路器动作次数；
２）断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数；
３）输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功、母线电压定时记录的最大，最小值及其时间；
４）独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间；
５）控制操作及修改整定值的记录。
根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在远动操作中心或调度中心实现。
８ 人机联系系统的自诊断功能
系统内各插件应具有自诊断功能，自诊、断信息也像被采集的数据一样周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心与远方控制中心的通信。
9 本功能在常规远动“四遥”的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等，其信息量远大于传统的远动系统。还应具有同调度中心对时，统一时钟的功能和当地运行维护功能。
五、结语
通过以上分析，可以看到变电所综合自动化对于实现电网调度自动化和现场运行管理现代化，提高电网的安全和经济运行水平起到了很大的促进作用，它将能大大加强电网一次、二次系统的效能和可靠性，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。随着技术的进步和硬件软件环境的改善，它的优越性必将进一步体现出来。■
