变电站安全合理化建议精选(九篇)

第1篇：变电站安全合理化建议范文

关键词：电力自动化；继电保护；安全管理

Abstract: this paper briefly describes the electric power system "sentry". And in the light of the characteristics of the power system protection. It through the device power system components don't reflect normal and fault signal, the movement to send the signal and trip, can be quickly and correctly isolation power system of various fault occurred, avoid large area such accident. To create the rich economic benefit and social benefit have positive and effective stimulative effect.

Keywords: electric power automation; The relay protection; Safety management

中图分类号： TM76文献标识码：A文章编号：

1 提出问题

1.1与传统的电磁型继保装置相比，实现综合自动化的微机型继保装置具有如下特点：

1.1.1 装置维护调试方便，易于操作；保护性能得到较大改善。

1.1.2 装置功能多、先进、可灵活选择，逻辑回路动作正确率、可靠性高。

1.1.3 装置实现了遥控、遥测、遥信、遥调功能，取代了传统变电所的预告信号、事故音响、仪表监测的作用；实现远方监控，可取代传统的有人值守模式。

1.2 在目前阶段，继电保护的运行环境基本未变，现代化电网、综合自动化变电站对继电保护全方位的功能要求越来越高。与电磁型保护相比，微机装置对对抗干扰、防雷击、工作环境、电源电压等客观条件的要求更高。在变电站的远方后台监控上，还有不尽完善之处。这就需要改进继电保护的管理、改善继电保护设备运行环境、完善继保设备的设计维护方法，以补充和完善综合自动化变电站的功能，确保电网安全、稳定运行。

2 分析探讨

与传统的电磁型继保装置一样，在综合自动化变电站的建设、改造、运行中，继电保护工作主要涉及：电气设备、继保装置的①选型设计；②安装调试；③验收投运；④运行维护；⑤检修技改等阶段。以此为序，笔者根据自己的工作实践体会，对继电保护在变电站综合自动化系统中的应用进行分析探讨，提出建议。

2.1 选型设计

统筹规划，应选择使用知名厂家、技术成熟、设计完善、性能稳定可靠的继保产品，确保设备硬件质量过硬，能在系统中长期稳定运行。避免选用技术过渡型、性能不稳的设备，导致在运行中出错或发生缺陷，再去耗费大量物力、人力进行更换改造。应有全局观念，科学设计，合理配置，使继电保护、计量、测量、信号、控制、远动等相瓦配合，共同协调工作，保证整个系统处于高水平运行状态下。并为变电站增容扩建、设备更换改造留有设汁余地，，使变电站设计适用于综合自动化及传统的有人值守两种模式，建议保留传统变电站的事故音响、预告

警铃、电压监测的作用。以免发生数据无法远传或网络故障时，变电站能立即恢复到现场有人值守模式，确保电力设备的安全运行。有些变电站在综合自动化改造后。其接地网未变。

但是，随着电力系统的发展，短路容量不断扩大。微机型继保装置对变电站接地网的要求越来越高。因此，应提高接地网的设计标准，按照继保反措要求，改造不良接地网，使用导电率高、耐腐蚀性强的接地网，确保接地电阻小于O．5欧姆，并符合《变电站场地技术要求》和《变电站场地安全要求》。以防止由于接地网的不良导致故障时地电位升高，引起继电保护误动、拒动、烧坏二次设备等事故。

建议改进监控数据库，将后台信号按重要等级、变电站名称，划分“保护出El，开关跳闸”、“I类缺陷，告警”、“II、III类缺陷，告警”、“辅助电气量位置变化，提示”四类，并分类显示。当故障发生，众多后台信号同时显示时。运行人员能迅速找出其中重点。作出正确的分析判断。

2.2 安装调试

在综合自动化变电站建设中，继电保护涉及测量表计、后台监控、直流系统、五防、远动等等设备。因此，我们必须在调试阶段内。明确继电保护与这些设备闻的责任界限与分工，相互配合协调；做好基础数据的录入。系统数据库的建立以及对各设备进行联合调试等等工作。对于继电保护装置的新安装校验，必须对装置加人80％额定电压，模拟系统可能发生的各种故障。做装置的整组模拟、传动试验。确保装置各条逻辑回路的正确性得到一一验证。与电磁型保护相比．微机保护功能先进，但这并不就意味着微机装置丁作可靠性大、安全系数高。因为，微机装置抗干扰能力差、防潮性能差、易遭雷击；对工作环境、电源电压等客观条件的要求很高。因此，必须采取“电缆屏蔽层两端接地”抗干扰规范；二次回路及网络线配置避雷器；变电站控制室装空调调节室温；装置的直流电源加装滤波、稳压设备；装置的交流电源加装雷电浪涌吸收器等等措施，确保微机装置可靠、安全工作。保证继电保护及自动化装置的背板、端子排、压板、插头的接线牢固性，做好光缆、网络线的防外力破坏的措施。应做好工程关键质量点的控制。因为整个系统最终运行好坏将通过其反映。如GPS系统对时精度．继电保护整组传动试验的远方后台监测反映，全站模拟量的精度，远动通道质量等等。在变电站综合自动化改造中．许多运行设备无法停电。但可以利用技术手段，做好安措施，采用带模拟开关对新装置进行校验，完成不停电工作。并积累施工经验，制定典型的不停电作业规范和继电保护安全措施票，确保施工安全。

2.3 验收投运

按继电保护要求对设备验收，除常规的保护整组传动试验外，要着重加强对设备的遥控、遥信，遥测，遥调操作验收，如果把关不严，将对今后运行带来负面影响。根据“四遥”验收情况及设备的具体特点，制定相应的运行操作规程；在设备投运后，列出系统运行要点，以利于今后维护。竣工图纸、校验报告书、技术资料及时报送管辖单位及运行操作班；做好变电站系统数据的备份工作。为今后的运行维护、检修改造作好技术上的准备。

2.4 运行维护

加强运行操作人员的现场培训，运行人员的业务素质和对新设备的熟悉程度，将直接关系到设备的运行维护质量。运行人员应在设备投运前，熟悉变电站的运行方式、主接线情况，学会使用操作微机装置，并经严格考核后方可担任运行维护工作。

完善远方后台装置的遥控、遥测、遥信、遥调功能。全天候监视设备的运行状态。做好各种事故预想，能正确分析后台信号，判断故障情况。建议将GPS卫星对时及故障录波装置列入口常巡视的重点项目。确保电力系统故障情况能随时记录，便于分析处理。许多变电站综合自动化改造后，其保护、控制、信号、电磁锁电源均统一为220V直流电源，使室外设备的直流回路增加了。因此，要做好室外二次回路的维护工作，减少发生直流接地故障的可能。

第2篇：变电站安全合理化建议范文

【关键词】电网运行；视频监控；环境量监控

0.引言

电力是国民经济的命脉，保证供电系统特别是变电站设备的安全运行是首要任务。随着我国电力系统的发展和自动化水平的提高，随着多媒体、计算机技术的不断成熟，远程图像控制与信息管理（即"遥视系统"）有了实现的可能。将遥视系统用于变电站运维，将提高变电站运维工作的安全性、可靠性，及时发现并解决问题。

截止2009年6月，广东省已建设了400多座模拟制式的变电站视频监控系统，实现了对变电站内的开关场地、主变、高压室、主控室、围墙和大门等实时视频监控。但变电站环境监测功能未实现，仅仅有部分变电站视频监控系统与门禁系统进行了整合。整个系统存在着系统功能不完善、操作系统不满足安全要求、有效环境信息未纳入监测，特别是不同视频监控厂家设备之间的互联互通存在问题。

从应用情况方面来讲，已投运的视频监控系统在电网生产中发挥了一定作用，但应用效果差异比较大。还存在如下问题：由于视频探头布点少，存在监视盲区；变电站内的其他环境参数，如温湿度、水浸等信息未被有效监测，未与消防报警系统和SF6气体监测系统实现互联；每个变电站都是一个孤岛，省、市供电局无法对变电站现场进行监控、管理。由于各个厂商设备标准不一，无法对接、对通，不同厂家设备之间的互联互通未彻底解决。故系统未能达到预期的设备监视作用。

为了解决以上问题，广东电网公司电力科学研究院从2009年底开始，通过技术攻关和系统建设，提出基于"全数字、全光纤、全Linux、工业级"的变电站视频及环境监控系统构建方法，实现了系统免维护与互联互通功能，从操作系统、网络、通信协议、关系型数据库、设备编码等各个层面保证系统有效的免维护性，做到一次配置多级自动复用的效果，降低维护人员的工作强度，提升了系统的可用性、智能化和人性化水平，为电力系统提供安全、稳定、可靠、先进的省、地、站三级变电站视频及环境监控系统。

1.变电站视频及环境监控系统的整体架构

基于电力生产的实际需求，提出省、地、站三级架构模式，实现对变电站内设备运行工况远程监视、现场工作行为远程监督、倒闸操作辅助监视、事故及故障辅助分析、辅助安防等功能，同时为省公司和地区供电局进行事故处理、反事故演习、应急指挥等提供灵活统一的综合应用支持，生产人员和各级领导可随时通过该系统对变电站的设备运行情况及现场工作人员的工作行为进行实时的视频和场景监视。

省、地、站三级架构由变电站视频及环境监控省级主站系统（以下简称"省级主站"）、变电站视频及环境监控地区级主站系统（以下简称"地区级主站"）和变电站视频及环境监控站端系统（以下简称"站端系统"）三级构建，省级主站、地区级主站、站端系统通过综合数据网进行通信，满足了网络化视频监控系统的要求。

省级主站可查看全省各变电站的视频及环境信息，并对地区级主站运行状态进行统计。

地区级主站监控辖内所有变电站的视频及环境信息。区域级巡检中心作为地区级主站的远程客户端由其地区级主站授予其所辖变电站的监控权限，监控其管辖变电站的视频及环境信息。

站端系统实现对所监控的变电站现场视频及各种环境信息的采集、处理、监控等功能，是整个系统最重要的组成部分。

2.变电站视频及环境监控系统的特色及创新

2.1实现各级设备间互联互通、同级设备间的互换与即插即用

目前国内外视频监控领域存在的主要问题是多级系统之间、同级系统设备间的互联互通无法解决。各类型监控主站、前端视频监控设备种类繁多，没有统一可行的行业标准，无法组成能容纳不同厂商产品的监控系统。

目前影响互联互通的主要问题是没有统一的视频编解码标准、音频编解码标准、省级主站与地区级主站间的通信控制协议、地区级主站与站端系统间的通信控制协议、站端系统与网络摄像机间的通信控制协议、地区级主站、站端系统与其他自动化系统（如调度自动化系统、变电站自动化系统）的通信控制协议。

为此，设计并提出《广东电网变电站视频及环境监控系统技术规范》，从技术层面规范了各级系统设备间、同级设备间的互联、互换与即插即用。

2.2视频监控系统的免维护方法及其系统

系统的维护效率不仅关乎到维护工作的顺利进行和维护成本的降低，而且关乎到电力企业信息系统的正常运作和企业业务的顺利进行。而对于电网视频监控系统来讲，由于系统复杂、数据量巨大，所以，维护问题就更加突出。

传统的视频监控平台基本上都需要大量的人工配置工作，包括在监控中心手动添加监控站点、监控区域、监控点等并组织设备属性列表，站端新增、删除、变更设备后，数据的同步往往需要人工沟通手动修改，站端的配置信息无法与主站自动保持同步并自动更新。这种情况下需要专人负责系统的日常维护工作，人力成本高。

为此，提出了一种能自动、实时更新前端设备配置信息的方法及系统，不需要人工在主站服务器上再次录入接入设备，避免重复输入引起的录入错误与工作量。站端处理单元（RPU）根据前端接入的监控设备生成设备清单，并将设备清单发送至中心服务器，中心服务器对设备清单进行储存并建立索引，生成主站目录清单；RPU定时更新设备清单，并发起同步更新请求通知中心服务器同步更新，使中心服务器能自动获取站端系统的配置信息。

通过以上机制能够从操作系统、网络、通信协议、关系型数据库、设备编码等各个层面保证系统有效的免维护性，真正做到一次配置多级自动复用的效果，极大降低了维护人员的工作强度，提升了系统的可用性、智能化和人性化水平。

2.3高可靠性的站端处理单元

首创定义了站端处理单元（RPU）这一中间设备，通过对RPU接口协议的清晰定义，解决RPU往上与主站平台之间的互联互通互换问题，往下则统一了与数字摄像机（IPC）之间的协议，实现了IPC与RPU的互联互通互换，同时通过协议封装，将模拟方式接入的门禁、环境变量采集等子模块接入到系统中。

对于现有旧变电站已经安装的模拟监控系统，在变电站技术改造时，我们考虑到如何利旧、保护原有投资，新旧系统如何无缝集成等问题。将RPU实现为具备模拟摄像机和数字摄像机的同时接入功能，又有相应的RS485接口，可以实现对前端模拟摄像机、数字摄像机进行统一控制和管理，可以简单、有效的支撑变电站的智能化改造。

RPU预留16路4~20mA模拟量接口以及8路RS-485/232接口，并对RS-485/232接口协议进行封装、规范统一，因此相较以往的遥视系统，RPU可以轻松的对站内的环境监测、周界防范、消防报警、门禁等系统进行统一接入，有效的提高了整个系统的效率。

在设备可靠性方面，RPU采用Linux系统及专用硬件平台，从而保证了整个系统的稳定、可靠运行，并具备非常高的安全性。同时RPU还具备主从工作能力，主RPU可管理从RPU，主RPU宕机后，从RPU可自动接管主RPU的业务，提高了整个系统的可靠性。

2.4兼容模拟方式的数字化、工业化、标准化系统

在变电站这种强电磁干扰的工业运行环境中采用全IP的接入方式，同时又兼顾了过去建设的模拟系统的接入问题。做为国内唯一要求采用全Linux的视频及环境监控系统，带来安全性和可靠性方面质的提升，为工业和安危环境应用开了一个先河。

同时，要求所有站内使用的主要设备必须达到电磁兼容等级EMC 4级的要求，提高站内设备的抗干扰能力和运行可靠性。

针对变电站内布点不足、布点位置不合理的问题，提出采用标准化设计思路，针对不同电压等级不同类型变电站，规范标准布点，确保布点足够、合理。

3.系统带来的社会效益

广东电网变电站视频监控系统的应用和推广使电力视频监控系统真正走向开了开放和标准化，使视频监控系统的建设有了共同遵循的标准。同时，免维护方法大大减少了系统的维护量与维护成本。本系统满足了广东电网公司对变电站视频监控系统专业化、标准化、科学化的建设要求，以先进的技术手段保证系统的建设质量和投资效益，为各级系统与设备的"即插即用"和与调度自动化系统、变电站自动化系统的"无缝连接"奠定了基础，确保了巨额投资建设的视频监控系统及设备的资源可延续和重复利用，产生了巨大的经济效益。

目前，在广东省内已成功建成1套变电站视频及环境监控省级主站系统，21套地区局变电站视频及环境监控地区级主站系统，270余套站端系统。2010年广州亚运会、2011年深圳大运会保供电工作的顺利完成进一步证明了各级视频系统的实用性。

4.总结与展望

广东电网变电站视频及环境监控系统为国内首创的免维护变电站视频及环境监控系统，在国内首次实现了基于IP通信网、前端IP摄像机、全Linux系统并整合环境信息的省、地、站三级架构的视频及环境监控系统，该系统的建设对于确保电网的正常、可靠运行具有重大意义。研究成果为打造强大的、稳定的、符合国际标准的大电网视频及环境监控系统提供了技术基础和建设经验，标志着广东电网变电站视频及环境监控系统的应用已经达到国际领先水平，这对我国电力行业与国际接轨具有重大意义。

【参考文献】

第3篇：变电站安全合理化建议范文

关键词　数字化变电站　IEC61850　智能电子设备　IEC 62351

引言

近几年，IEC 61850系列标准(变电站通信网络和系统)的颁布、实施，极大推动了变电站的数字化建设进程，并且随着其进一步发展和完善，正逐渐向站外乃至更广泛的领域延伸。尽管对于数字化变电站，并没有形成统一、完整的定义，但普遍认为(1)符合IEC61850标准的变电站通信网络和系统；(2)智能化的一次设备(如电子式互感器、智能化开关等)；(3)网络化的二次设备；(4)自动化的运行管理系统，为其最主要的技术特征。

数字化变电站是以变电站一、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，实现全站信息共享和互操作，并以网络数据为基础，实现测量、监视、控制、保护、信息管理等功能的变电站，功能如图1所示。

基于IEC 61850标准的数字化变电站是变电站自动化发展史上的重大变革，标志着变电站技术和管理等方面进入新的发展阶段。数字化变电站建设的根本目的在于，保障安全生产、实现科学管理。

1　数字化变电站的研究和应用情况

1.1发展过程

迄今为止，数字化变电站的研究和应用大致经历了如下几个发展阶段：

第一阶段，2005年之前，技术积累。相关标准的研究，如IEC61850、IEC 60044-7(电子电压互感器)、IEC 60044－8(电子电流互感器)等，新型智能设备和仿真软件的研制。这一阶段基本上是各单位各自研发，选取试点进行有效性的测试和验证。

第二阶段，2005至2006年，IEC 61850示范应用。电子式互感器研究和试应用、符合IEC 61850标准的系统研制和示范工程的实施。标志性事件是由国家电力调度通信中心组织的国内外厂家和检测机构进行的六次IEC61850互操作试验，从而大大加快了技术研发和工程化进程。

第三阶段，2007年至现在，数字化示范工程全面展开。基于IEC 61850标准的模型和通信系统、电子式互感器、过程层／间隔层／站控层智能设备得到广泛应用。鉴于国家电网公司在“十一五”规划中明确提出研究和推广以IEC 61850和电子式PT／CT为基础的数字化变电站，各单位均加大了投入力度，在短时间内陆续推出了在不同程度上符合标准的、涵盖各电压等级的数字化变电站智能设备和系统，并完成了上百座数字化变电站的工程实施，积累了宝贵的实践经验。

现在数字化变电站仍处于各项关键技术并行研发、试验、验证阶段，设计、制造、施工、生产、运行各环节仍在磨合，在趋向统一、标准化的进程当中。预计3～5年后，将进入成熟推广应用期。”数字化”是一项长期的任务，贯穿于变电站技术发展的始终，服务于电力系统信息化建设的需要。

1.2典型系统方案与工程实施效果

数字化变电站系统实施方案是随着研究和应用的逐步深入而不断向高层次演变的，其先进性和效益也逐渐累积体现。具体变电站的数字化实施进程还要综合考虑经济性、技术成熟度、工程进度、风险控制等因素，可以在兼容变电站原有技术上的基础上分阶段进行。

初期，典型方案是仅在站级总线应用IEC61850标准，系统由站控层和间隔层设备构成，分别提供IEC 61850客户端和服务器端功能，设备和功能分布未改变，以太网取代了串口等现场总线。这一阶段主要完成了间隔层设备软硬件的更新换代，统一了网络环境和通信协议，验证了IEC 61850信息模型和通信服务的有效性，减少了规约转换装置和费用，采用了基于SCL(变电站配置语言)的配置工具和文件，提高了系统集成效率和互操作性。

中期，典型方案是基于上述两层应用，增加了电子式互感器和过程层智能设备，配备独立的站级总线和过程总线；过程层智能设备为连接互感器的合并单元和连接断路器等的智能终端；间隔层增加了可接收IEC 61850－9－1采样信息的智能设备，如电度表；合并单元通常按点对点模式以光纤接入各间隔层设备，IEC 61850－9－1方式传送采样值；智能终端则通过过程总线上的交换机与间隔层通信，GOOSE方式实现一次设备信息上传和控制／跳闸命令下行；间隔层设备之间以GOOSE方式传递闭锁信息。这一阶段继续在过程层实践了IEC 61850，通过采用电子式互感器，提高了测量和计量精度，以光纤取代了电缆传输采样值，减少了占地面积，节省了建设投资；采用智能终端，减少了大量二次电缆；实现了遥控、防误闭锁、保护跳闸、保护配合等数传和操控的网络化，进一步提高了自动化技术和管理水平。

近期，典型方案与中期类似，从功能逻辑和设备物理分布上均按三层结构配置，但更进一步：合并单元与间隔层设备通过百兆以上智能型工业级以太网交换机传输采样值，光纤方式连接；合并单元与智能终端可以同组一个网络；过程总线与站级总线可以合并。间隔层／站控层设备功能不局限于测控、保护，还整合了录波、VQC、小电流接地选线、五防等；间隔层还可采用集中监控、保护设备，减少设备数量、简化二次接线。这一阶段，在充分实现信息共享、减少重复建设和投资、减少自动化设备数量、简化系统接线、减少电缆和屏柜用量、提高系统可靠性、促进统一管理、提高运行维护效率方面，效果显著。

2　存在问题和改进建议

2.1问题和不足

2.1.1标准化方面：

现已完成的系统，有改造站、新建站，实现部分数字化或接近全站数字化，虽达到一定程度的互操作性，但方案各异；各层次设备，包括保护、自动化、网络通信、时钟和采样同步等，接口多样，不利于工程实施和维护，距互换还有很长的路要走。

IEC 61850标准还在发展之中，尚需完善。比如，与IEC 61970标准(能量管理系统应用程序接口)相比，对于模型还没能采用UML工具等管理和维护，只是图表方式的描述，随着模型的不断增加和扩充，提高维护手段是迟早的事，完全可以采用已有的通用的成熟工具软件实现；接线图、网络拓扑描述过于简单，与调度端通信和模型有待完善；功能模型还需不断补充，且有不足之处，如录波文件处理，尽管有相应逻辑节点管理录波，但当新生成文件时，具体文件名称和所在路径并没有适宜的数据属性来存放，能够明确通知主站系统，即时获

取新文件。

模型扩充问题。如保护相关模型，目前保护功能和原理方面并没有本质的变化，定值、控制字等所需属性与标准中定义差异较大，需扩充。各自按扩展原则对LN、DATA分别扩展的结果会造成为相同功能扩充不同名称的数据类型或相反，造成重复并且容易混淆，增加了系统级配置、维护的复杂度和资源消耗。

2.1.2设备和系统方面：

智能一次设备的不足。除断路器外，还没有成熟的智能变压器、电容器等，目前采用的是为现有传统设备配备符合IEC 61850标准的智能终端的方式，来实现过程层接口，通常还要另配在线状态检测系统。

二次智能设备，包括以太网交换机，目前经济上不具有优势。为全面支持IEC 61850协议和服务，软硬件复杂度与传统设备不可同日而语，成本偏高。所增加的基础开销主要包括购买或开发：嵌入式实时操作系统、嵌入式主板及外设(高性能CPU、大容量存储器、多个高性能以太网接口及驱动)、IEC 61850通信支撑库。

网络通信设备的限制。为保证作为神经系统的通信网络的实时性、可靠性、安全性，目前需采用具有IEC 61850检测认证的智能型工业级以太网交换机。一方面可供选择的成熟产品很少，另一方面，单机能提供的百兆以上接口数量有限，制约了组网方式的选择和功能的配置，并且价格偏高，大大超出了预期成本。

站内仍包含众多的智能设备和系统，未能充分共享信息和实现互操作。尽管一些符合标准的自动化系统能实现五防、VQC、小电流接地选线等功能，但更多的情况是由不同厂家来提供五防、录波、小电流接地选线、VQC、计量、直流、在线监测系统等，对IEC 61850标准的支持能力有限，仍需规约转换。目前一般能做到的只是接入IEC 61850－9－1方式的采样值，还不具备GOOSE(通用面向对象变电站事件)、IEC 61850 Client／Server通信能力，以及基于SCL(变电站配置语言)的工程化配置能力。

2.1.3检测和维护方面：

检测设备和手段不足。IEC 61850一致性测试能够完成设备或系统对IEC 61850标准规定的数据模型、通信协议和服务、配置文件的符合性检验，有效降低系统出厂前的互操作方面的风险，但这对于系统的调试和验收，是不够的。现国内仿真、测试仪厂家能够支持IEC 61850－9－1通信，GOOSE、9－2通信等有待于发展。目前，系统整体功能和性能的检测／维护还缺乏统一的标准、方法与设备，现场测试时，对CT／PT、合并单元、智能终端、保护、测控等设备，只能分别进行测试。

2.1.4运行管理方面：

网络安全和可靠性问题。建立在开放的、通用标准以太网技术之上的数字化变电站网络，提高了电力系统信息化程度，同时也使得大量敏感数据有暴露于网上，使系统遭受意外攻击的危险；高速采样数据全部通过网络传送时，监控和保护功能的正确实现高度依赖网络的可靠性，因此必须在系统设计、实施和运行管理时采取有效技术措施，加强网络安全防护和智能监测。

项目版本管理问题。与传统变电站系统相比，各层设备，尤其是过程层和间隔层设备，软件复杂性大大增加，配置更加灵活，因而在项目的整个生命期，特别是维护阶段，更要注重工具、文件、应用软件乃至系统的版本管理工作。

此外，不同原理的电子式互感器的精度和稳定性、网络系统的安全可靠性、智能设备的长期稳定性和互操作性、自动化和保护功能的稳定可靠性等，还有待于长时间的运行检验，有很多细致的工作要做。

2.2完善和改进建议

数字化变电站是智能电网的重要组成部分，其建设应着眼于全局，统筹规划。因而有必要针对不同电压等级、不同情况的变电站，选取典型的、具有代表性的系统解决方案，对设备接口和功能加以规范化、标准化，并纳入统一的管理体系，更加有序地进行推广应用。

对于标准本身，相关部门应及时跟踪研究标准的最新进展，根据我国的具体情况，充分发挥国内标委会的作用，提出意见和建议；指定协调和归口单位，统一进行模型和配置等的维护管理工作。产品制造商更应该遵循统一的标准，不断更新和完善系统功能，确保与其他厂家产品的互操能力。

关于设备和系统，一次和二次设备厂家应加强联系和合作，发挥各自特长，加快一次设备智能化进程，早日在技术和造价上取得突破，取代现在普遍使用的“常规一次设备+智能终端”的替代方案；对于降低二次设备成本，一方面，可通过提高生产厂家软硬件自主研发能力部分改善；另一方面，可通过整合功能，减少装置数量、简化系统结构来达到目的。

关于网络，安全方面，可利用VLAN(虚拟局域网)技术，划分不同子网，隔离端口和数据，提高网络通信实时陛和安全性；更进一步，则需采用IEC 62351标准(数据和通信安全)，应用加密和安全认证技术，防止非法截取和盗用信息，控制访问权限，同时注意兼顾实时陛；可靠性方面，需做好流量分析，选择可靠的网络设备，合理划分网段，降低子网流量和网络设备间耦合度，配备冗余的网络和设备，采用高级网络功能，配备网络监测管理软件或系统，掌握信息和流量，及时发现故障，从而建立完备的网络监测和安全防护系统。

3　未来发展趋势探讨

IEC 61850标准自颁布实施时起，一直在不断的发展和完善着，力图与电力系统已有标准实现兼容和统一，的第一个版本标准名称为“变电站通信网络和系统”，在其尚未的第二版中，名称改为”电力公用事业自动化通信网络和系统”，内容增加了分散能源通信、风电、水电监控等，并且将IEC 62445系列标准纳入到IEC 61850体系中，进行统一编号。IEC TC57推荐的通信体系如图2所示，其中虚线部分为实现现有系统的平稳过渡而设计。

数字化变电站IEC 61850通信范围将纳入电力系统广域网体系，纵向延伸至与调度主站的通信，将涉及与IEC 61970标准模型的协调；横向与其他变电站通信，涉及分布式广域保护功能的实现。

统一通信平台的建立，为变电站功能的整合、多功能IED(智能电子设备)的产生提供了条件，站内各子系统(监控、保护、录波、测距、小电流接地选线、五防、直流、AVC、VQC、计量、PMU等)功能有望灵活分配于各设备中，应该能够应用新的保护原理。间隔层某些设备功能可非常强大，与站级系统的功能界限可能会模糊，站内IED软硬件平台趋向统一，嵌入式实时数据库可能找到用武之地。

新标准的引用。目前系统时间同步采用SNTP(简单网络时间协议)，采样同步则主要靠GPS接收装置提供秒脉冲信号。IEEE 1588是用于测量和自动化系统中的高精度网络时钟同步协议，能够通过以太网实现远程节点的精确同步，达到亚微秒级的同步精度，对于过程总线采样值同步是更好的选择，但它要求网络中各设备能够提供相应的支持能力；网络安全方面则将采用IEC 62351标准。

新技术的采用。网络通信和计算机技术的发展，使得Multi－agent(多)技术在电力系统的应用日益增多。SPID(Strategic powerinfrastructure defense system，美国开发的电力基础设施战略防护系统)所采用的AO(AgentOriented)的3层Multi－Agent结构为解决灵活分区导致的继电保护、稳定补救和无功补偿装置定值的自适应修改，以及实现解列后包括发电在内的微网和变电站的分布式智能控制，提供一个新途径。Multi－Agent的分布协调理念，同样可应用于各级EMS、DMS、厂站自动化系统之间的分布协调控制。

数字化变电站发展将对变电站运行管理体制产生较大影响。趋势是保护与自动化、通信专业相互渗透和融合；二次系统的设计、试验和运行规程，以及检修策略和管理机制，需要随技术的变更而调整和修改。对从业人员的技术水平要求也相应提高了。

结语

第4篇：变电站安全合理化建议范文

关键词箱变应用改进

引言

箱式变电站是一种将高压开关设备、配电变压器和低压配电

装置，按一定接线方案组合成一体的、户外安装的紧凑型配电设备。即将高压受电、变压器降压、低压配电等功能有机组合在一起，安装在一个防潮、防锈、防尘、防火、防盗、防小动物、隔热、全封闭、可移动的钢结构箱体内，机电一体化、全天候运行，特别适用于城网建设与改造，是继土建（常规）变电站之后崛起的一种崭新的变电站。箱式变电站适用于矿山、工厂企业、居民小区、港口码头、城市广场及公园等场所，它替代了原有的土建配电房、变电站，成为新型的成套变配电装置。

箱式变电站的特点

1、设备无油化

在箱式变电站中，一次设备采用单元真空开关柜、干式变压器、干式互感器、空气断路器等国内科技领先设备，产品无

带电部分，为全绝缘结构，完全能达到零触电事故的目的。变电站基本实现无油化运行，杜绝了渗漏，可实行状态检修，减少维护工作量和维护费用。安全性能高，运行环境好，维护费用低，整体效益可观。

2、占地小型化

由于我国可耕地面积非常紧缺，而常规变电站占地面积大，建设箱式变电站可有效减少耕地占有量。因设备布置集中、安装紧凑，故在同等容量、进出线回路配置相同的前提下，箱式变电站较常规变电站的占地面积要减少60%以上，符合国家节约用地政策。

3、组合多样化

箱式变电站由于结构比较紧凑，每个单元均构成一个独立系统，这就使得组合方式灵活多样。在内部布置上，高压、配变、低压三者可按“目”字型排列，也可按“品”字型布置，还可根据需要设置操作走廊,便于人员操作。设备保护不需要就地显示功能，所有电气信号、数据采集均可传输到主站显示，可满足无人值守的要求。

4、工厂预制化

工程设计时，设计者只要根据变电站的实际要求，作出一次主接线图和平面布置图，就可以选择确定箱变所需设备规格型号，所有元件和设备在工厂一次安装、调试合格，真正实现变电站建设工厂化，缩短了设计制造周期。现场安装仅需做好箱体就位、与相邻设备的电缆联络、出线电缆连接、保护定值校验、传动试验及其它需要调试的工作即可，整个变电站从安装到投运大约只需要量4―5天时间，大大缩短了建设工期。

5、二次微机化

箱式变电站二次均采用微机自动化保护装置，可实现“四遥”，即：遥测、遥控、遥信、遥调，每个单元具有独立运行功能，继电保护功能齐全，使变电站运行管理达到较高的智能化程度，操作简单，实用性强。

6、外型景观化

箱式变电站外壳一般采用铝合金板（钢结构框架）及集装箱制造技术，外形设计美观。在保证供电可靠性前提下，通过选配外壳颜色，从而实现与周围环境协调一致，起到烘托和点缀作用。

如：居民住宅小区、城市公园、车站、码头、机场、绿化带等人口密集地区，可产生意想不到的效果。

箱式变电站与常规变电站的比较

在同等容量、进出线配置相同的情况下，箱式变电站有如下优点：

1、占地面积少

一座电气设计规模相同的变电站，箱式变电站较常规变电站占地面积能减少60%以上。

2、箱体结构好

箱式变电站底部采用热轧型钢（槽钢），框架采用冷弯型钢，两者组合在一起并进行严格的防腐蚀处理。内顶部和内侧面选用双层彩色复合隔热板材，再铆以铝合金型材加以装饰，既保证了高强度和耐久性，又增加了美感。在环境温度摄氏―25~+45度时，可保证使用20年不老化、不腐蚀、不漏雨、免维修。而常规变电站每年维修不少于己于1次。

3、运维费用少

由于箱式变电站所有高低压设备都是免维护、无油化的室内设备，所有绝缘材料均采用阻燃性材料，配置微机保护装置，可实现无人值班值守，满足县调自动化运行要求。与常规变电站相比，减少了人员开支及设备维护费用。

4、固定投资少

箱式变电站电气设备因无油设备多，所以其设备费用要比常规变电站高30~40%，但土建费用要比常规变电站低60~70%，安装费用要比常规变电站低40%左右，加上土地征用费用等。因此，通常情况下，以两者的综合造价相比，箱式变电站要比常规变电站节约投资20~30%。

5、施工周期短

箱式变电站的生产是工厂预制化。以变压器容量为1000kVA、进出线10回路为例，在施工环境、条件相同的情况下，箱式变电站的施工安装约为25个工作日，而常规变电站的施工安装需要40个工作日。

箱式变电站的应用

箱式变电站自问世以来，发展极其迅速。据有关资料显示，

在欧洲等发达国家已占配电变压器的70%，美国已占90%。随着我国城市现代化建设步伐的加快，城市配电网络的不断更新改造，箱式变电站将以其固有的特点、明显的优势、美观的外形，步入更宽阔的领域，得到更广泛的应用。

我国的城市化发展，带动了城市电力负荷的迅速增长，高电压（220kV、110kV）进城，简化了供配电网络的电压级差，降低网损成为电力行业的内在要求。从现行的城网供配电电压配合来看，从高压到中压通常有2~3个电压等级，相邻电压比都在3倍以上，有的已达10倍之多（110kV/10kV）。部分省份的电力部门酝酿以20kV电压等级来取代35kV和10kV电压等级。由此可见，未来城网新建、改建的中压变电站数量将会显著增加，这为箱式变电站的发展提供了良好的市场机遇。

此外，在农网建设和改造中，由于农村经济的快速发展，个体经济突飞猛进，加之农村耕地面积的趋减，箱式变电站将在农村这个广阔天地里大展雄姿。

箱式变电站的技术改进建议

1、箱式变电站的外形总体还比较单一，尚不能完全与周围

环境相协调。因此建议设计部门及制造企业要因地制宜、因境而异。如用于公园内箱式变电站，其外形可设计成“亭台楼阁”型，壳体表面可用原木板材敷之，效果就会比较理想。如用于住宅区的箱式变电站，外壳可采用水泥板结构的壳体，表面粘贴与周围环境相协调的彩砖或面砖，力求与建筑物的风格一致，使之成为一道亮丽的风景。

2、着力箱式变电站内部温度、湿度的在线监控，使箱式变电站运行环境更加科学、安全、智能化。对超温报警或跳闸、内部凝露报警等，要设置明显、直观的蜂鸣信号系统，同时配备专用的通信设施，将异常情况实时传输到控制中心，以及时安排处理，防止事态扩大。

3、大力推进使用节能环保产品，如选购非晶合金变压器等。

结束语

箱式变电站是城乡配网建设（改造）和小型化变电站推广应

用的主要方向，虽然还存在一些不足，如箱体内出线间隔扩展裕度小、变压器更换不方便、检修空间小等问题。然而，它以经济实用、便捷灵活的优势被广泛推广应用，相信其不足之处一定会在不断的发展中日趋改进完善。

第5篇：变电站安全合理化建议范文

关键词：变电站自动化 网络结构 IEC61850

中图分类号：TN934.81 文献标识码：A 文章编号：1007-9416（2014）02-0021-02

近年来，广播发射台的广播发送设备、音频调度设备、网络通讯设备、视频监控设备等都进行了更新改造，自动化功能越来越完善，安全播出的可靠性也大大提高。在广播发射台的重要能源供应部门变电站中，虽然电力设备也进行了大范围的改造，但是因为缺少统一的标准和规范，加上市场品牌、厂家众多，网络结构多样，缺乏全面的自动化系统标准，相对落后的电力设备就成了安全播出的瓶颈。因此研究设计一种适合广播发射台实际情况的变电站自动化系统网络结构对于保障安全播出工作有着十分重要的意义。

1 IEC61850标准介绍

目前国内外在变电站自动化系统的结构设计中都遵循IEC61850标准，IEC61850标准是国际电工委员会（IEC）TC57技术委员会（电力系统控制和通信委员会）制定的，该标准根据电力系统成生产过程的特点，制定了满足实时信息传输要求的服务模型。采用面向对象建模技术，面向设备建模和自我描述，以适应功能扩展，满足应用开放互操作要求，扩充数据和设备管理功能，传输采样测量值等。规范了变电站内智能电子设备之间的通信行为和相关的系统要求。

IEC61850标准把变电站自动化系统的功能在逻辑上分配为设备层、间隔层/单元层、设备层三个层次。其结构图如图1所示。

设备层是一次设备和二次设备的结合层，在过程层完成所有接口的功能，如开关量输入和输出、模拟量采样和控制命令发送等。过程层实际上是与变电站的一次设备，如断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器、智能直流设备等连接的功能。

间隔层的设备主要包括各种微机保护装置、自动控制装置、测控装置等。间隔层的主要功能是汇总本间隔过程层上传的实时数据信息，对一次设备进行保护控制，检测操作的各种闭锁条件是否符合，保护方式、定值的调整，执行数据的承上启下通信传输功能。

变电站层一般被称为站控层，包括后台监控主机，通讯网络，GPS时钟等设备，实现对全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集存储，对间隔层设备进行在线维护、在线组态、在线修改参数等。

此外IEC61850还对变电站自动化系统结构语言、变电站和馈线设备的基本通信结构，变电站和馈线没备的基本通信结构等进行了规定，为了保证广播发射台变电站自动化系统的规范性，便于它与台内其它自动化系统和其它台站自动化系统的对接，建立即插即用的网络环境，在对广播发射台变电站自动化系统的设计时应严格遵照IEC61850标准。

2 变电站自动化系统的结构模式

2.1 间隔层网络结构的分析比较

间隔层是变电站综合自动化的核心，在国内目前电力系统中变电站自动化系统结构主要有三种：集中式、分散式与集中组屏相结合、完全分散式。结合广播电台的实际情况，考虑供电系统出线较少、供电可靠性要求高、工作现场环境的干扰、场地空间等因素，结合综合自动化技术目前的结构组合方式进行认真、细致的对比分析。

（1）集中式结构模型。集中式结构的综合自动化系统，就是采用不同档次的计算机，扩展接口电路，集中采集变电站的各种模拟量和开关量，集中进行计算与处理，分别完成微机监控、微机保护、备自投切换等功能。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、打印及远方通信等功能。这种结构模式结构紧凑、体积小、可大大减少占地面积，同时造价相对较低。但是它的最大缺点是每台微机装置的功能非常集中，如果一台计算机出故障，影响面大；集中式结构软件复杂，修改工作量大，系统调试麻烦；另外组态不灵活，需要根据现场实际进行设计制造，生产成本大不利于推广和维护。考虑到上述缺点，这种结构模式近年来在电力系统和用户中已经很少用到，新建台站也不再使用。

（2）分散式与集中组屏相结合的结构模型。随着单片机技术和通信技术的发展，特别是现场总线和局域网技术的应用，有条件解决全微机化的变电站二次系统的优化设计问题，目前常用的措施是按每个电网元件，如一条出线、一台变压器、一组电容器等为对象，集保护、测量、控制为一体，设计在同一控制屏内。而对于35kV以下配电线路，将一体化的微机测控保护装置分散安装在各个开关柜中，然后又监控主机通过光纤或通信电缆网络，对它们进行管理和交换。这就是分散式与集中组屏相结合的结构。

这种结构将35kV以下线路保护采用分散式结构，就地安装，节约控制电缆，通过现场总线与保护管理机交换信息。高电压等级线路和变压器保护采用集中组屏结构，保护屏安装在控制室中，是这些重要的保护装置处于比较好的工作环境，避免电磁干扰，对可靠性较为有利。

这种分散与集中组屏结合的结构目前在电网中高电压等级变电站中普遍使用，考率到广播发射台站变电站设备区环境的电磁干扰，部分台站的站用变在高压开关柜内安装，或者高压开关柜与配电变压器在同一配电室内，造成环境温度较高，不利于微机保护装置中电子器件的长期工作，也可以考虑将这些设备的保护测控装置集中组屏安装于较好环境中，保障系统可靠运行。

（3）完全分散式。完全分散式自动化系统结构是指以变压器、断路器、母线等一次主设备为安装单位，将微机保护装置、非电量保护装置、智能仪表灯单元就地分散安装在开关柜的二次柜门上，由通讯服务器通过现场总线与这些分散的智能单元进行通讯，控制单元通过网络与监控主机联系。

这种结构模式目前在无线局许多台站都正在使用，结合实际维护经验，这种结构模式具十分突出的优点，如显著减少了变电站主控室设备。因为二次设备与一次设备就近安装，节省了大量连接电缆。减少了现场施工和调试工程量，由于安装在开关柜的微机保护装置在开关柜出厂前已由生产厂家安装和调试好，现场需敷设的电缆数量大大减少，因此可显著缩短现场施工的工期和现场调试的时间。完全分散式结构可靠性高，组态灵活，检修方便。

完全分散式结构虽然具有许多优点，但是也要考虑环境因素的影响，尽量不要在高温和强电磁环境下采用这种结构。

2.2 广播发射台变电站自动化系统的网络设计方案

通过IEC61850标准的研究和分析，对间隔层网络结构的分析比较，结合广播电台变电站自动化系统的技术需求，对变电站自动化系统的网络结构进行设计。设计网络结构时，既要考虑所有信息传输的快速性即需简化网络，又要考虑信息传输的可靠性即需适当增加网络的冗余度。通过分析对比上述变电站自动化网络结构，经过对厂家的微机保护装置的分析和设计后，结合广播发射台实际确定出适合广播发射台变电站自动化系统的网络结构设计出一种新的网络结构模式――采用独立双网的分布式变电站自动化系统网络。

具体设计方案如图2所示，我们在站控层设计由两台操作员站（操作员1和操作员2），1台微机防误工作站，1个GPS天文时钟，1台打印机2个，2个光纤交换机（站控层光纤交换机A和站控层光纤交换机2），及数据网线构成一个双以太网络，通讯协议为TCP/IP协议。间隔层由各种微机保护测控装置，4台交换机（间隔层光纤交换机A和间隔层交换机B连接35kV室微机保护装置，间隔层光纤交换机C和间隔层交换机D连接10kV室微机保护装置），3台串口服务器（连接智能仪表及其他以RS232/485/422通讯的智能设备），由以上设备和传输介质组成双光纤以太网，通讯协议为CANBUS协议。

2.3 站控层网络结构设计思路

站控层网络采用屏蔽双绞线网络运用TCP/IP传输协议，数据传输速率9600bps，采用两台优肯UKG2402GC光纤交换机（该交换机提供8个10/100M/1000M RJ45电口和24个SFP光口）采用集连或非集连星型连接方式，直接接入双以太网。使用UKG2402GC光纤交换机的8个RJ45电口，采用TCP/IP协议将所有站控层设备连接成独立的双以太网络，使双网络形成冗余备份，加快数据传输速度和系统运行可靠性。没有选择光纤以太网的原因是，站控层设备都在一个相对集中的地方，例如控制室、值班大厅等，传输距离并不远，受到干扰的可能性不大；另外考虑到光纤以太网的投资会比较大，维护没有屏蔽双绞线方便。使用UKG2402GC光纤交换机的24个SFP光口连接间隔层光纤交换机。

2.4 间隔层网络结构设计思路

间隔层微机保护装置全部采用完全分散式安装方式，将微机保护装置就地安装在相应开关设备上。网络采用双光纤以太网络是为了提高系统的安全性和可靠性，以保证变电站的运行安全，双光纤以太网络是运用CANBUS传输协议，数据传输速率2Mbps，分配节点IP地址理论上没有限制，实际上企业变电站信息层设备、间隔层设备和控制层设备总量一般都不会超出60个节点IP地址，而控制层的工作站应用程序基本分配节点IP地址个数为225个，根据各发射台需要还可以加以扩展。间隔层的全部设备采用两台优肯UKG2402GC光纤交换机（该交换机提供8个10/100M/1000M RJ45电口和24个SFP光口）采用集连或非集连星型连接方式，直接接入双以太网。使用UKG2402GC光纤交换机的24个SFP光口，将所有间隔层的微机保护装置、串口服务器等设备连接成独立的双光纤以太网络，使双网络形成冗余备份，加快数据传输速度和系统运行可靠性。间隔层光纤网络全部选用100base-fx单模光纤，传输距离可达10-20千米，可以满足有多个配电室的且相距较远的台站，不需要在单独配置光收发器，减少设备数量，简化网络，提高运行可靠性。

2.5 其它智能设备的接入

变电站内的其他第三方设备，如数字化智能仪表、直流屏、微机五防系统、小电流接地选线装置、消谐装置、电度表等，大多都提供RS232接口或RS 485串口通讯方式，因此选择Moxa CN2600系列网络冗余型16口RS-232/422/485串口服务器将第三方设备接直接接入系统的以太网络，具体方案是将Moxa CN2600串口服务器接入优肯UKG2402GC光纤交换机的RJ45电口，对于不同厂商提供的外部相关设备来说，这种方案给予第三方设备接入系统带来很大的方便，同时第三方设备的运行情况的好坏，还不会影响到整个系统的安全稳定性。CN2600系列还支持双以太网，我们设计将Moxa CN2600串口服务器的两个独立网口分别接入以太网交换机A或B（优肯UKG2402GC光纤交换机的RJ45电口），充分利用以太网络的灵活性，提高系统运行可靠性。

3 结语

独立双网分布式变电站自动化系统网络结构的设计方案具有可靠性高、运行稳定、抗干扰能力强等特点，对于保障广播发射台的高质量电力供应，降低维护人员工作量，提供了很大帮助，对类似的同样对电源质量要求极高的无线传输台站有一定的借鉴意义。

参考文献

[1]张慧刚.变电站综合自动化原理与系统[M].中国电力出版社.

第6篇：变电站安全合理化建议范文

关键词:智能化变电站 计算机网络应用维护

中图分类号:TM63 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2012)06(c)-0143-01

由于网络安全的原因,无人值班变电站的调度自动化系统常会引起各种问题,例如,开关误动、拒动、保护定值整定参数的错误更改、自动化信息紊乱,等。这些问题将会严重威胁电网和变电站的安全运行,甚至引发灾难性的事故。目前,国家加大电力数据专用网建设的进程,尤其在调度自动化系统和智能变电站综合自动化网络化领域,因此,变电站计算机网络安全问题变得尤为重要。

智能变电站的计算机网络安全包括硬件设备的安全、软件系统的稳定运行、口令密钥的保管,以及重要的电力运行信息和系统配置信息不因偶然的或恶意的原因而遭到破坏、更改和泄露。在规划、设计变电站计算机网络时,如何实现数字变电站自动化系统的功能及其运行的可靠性是着重关注的问题,而网络安全问题常被忽视。

1 变电站智能化系统的特征

变电站一次设备的智能化:一次设备中采用光电和微处理器技术设计受控制和监测的操作驱动与信号回路,采用先进的计算机监控系统,统一站内通信规约,以光纤取代控制光缆,以光电数字信号取代强电模拟信号。

二次设备的网络化:基于模块化和标准化的微处理技术设计制造二次设备,包括测量控制设备、继电保护设备、远程控制设备、防误/闭锁设备、电压无功控制设备、故障录波设备和在线状态检测设备。高速的网络通信模式连接各种二次设备,消除I/O现成接口中功能重复的部分,以网络通信实现各种设备之间和远程控制端之间的资源、数据共享,以逻辑功能模块代替常规的功能装置。

运行管理系统智能化:变电站自动控制的智能化系统要记录电力供应生产运行的数据和状态,并实现资料的无纸化和智能化;实现变电站在运行过程中故障分析报告的及时提交,并对故障原因进行分析,提出处理方法;能够自动发送设备检修的报告。

2 智能化变电站系统对网络的要求

在逻辑结构上,变电站智能化系统分为三个层次:变电站层、间隔层和过程层。变电站是一间隔层一过程层的结构分层,在这样结构的变电站内需要传输数据。变电站层的内部通信,在变电站层不同设备之间存在信息流,各种数据流在不同的运行方式下有不同的传输响应速度和优先级的要求。

2.1 功能要求

在智能化变电站中,计算机网络主要负责实时切换系统内部各部分以及与其他系统的数据信息。在变电站智能化系统中,构建稳定、高效、即时、可靠的计算机网络通信体系是变电站综合自动化通信的关键节点之一。数据通信网络是变电站智能化系统的关键技术成为一致的共识。网络的基本功能是变电站内智能电子设备之间的连接,因此,网络对各种接口需要网络接口的支持。在变电站无人值守和数据信息量增加的发展中,要求网络对事件、操作、电量、录波和故障等数据信息的传输和存储满足承载的空间和速度。在无人值守变电站中,网络必须完成电压自动调节和对时等功能,以保证电压运行的质量。在智能化变电站系统的维护和运行中也有自诊、远程控制、自我恢复等功能的要求。

2.2 性能要求

智能化变电站对网络的性能要求,以可靠性、开放性和实时性为主要表现。

可靠性:由于变电站是电力网络的核心节点之一,其系统工作必须具备连续性,变电站网络的可靠性能是最重要的要求。在智能化变电站系统中,数字、图像等多媒体信息技术广泛应用,系统对于网络通信的依赖性增强,可靠性的要求也更为重要。

开放性:变电站智能化系统是电力调度智能化内部的子系统之一,在满足站内智能电子设备的接口和扩展要求的同时,还必须与电力调度智能化的总体设计相适应,接口必须满足国际标准的要求,使用国际标准的通信协议,以满足系统集成的要求。

实时性:远程命令、信号保护、数据测控等功能决定了传输过程所具有的即时特点。在正常工作时,变电站内的数据流较小;故障发生时,需要数据大量即时传输,此时需要快速的传输速度。变电站网络的理想化运行,必须确保其功能和性能要求。在网络上,多个处理器协调才能完成采集信息、保护算法和形成控制命,所以,我们面临急需解决的问题便是确保各个处理器同步采样和命令输出保持在高速状态。要想解决这一问题,关键在于网络环境的满足,即使网络通信提速和通信协议符合规定要求。现场总线的设计方法是一种常规的方式,它已经不能满足变电站智能化系统所需要的速度要求,因为大部分智能化变电站的通信网络。由于标准化的数字控制技术发展、OSI七层协议的固化和高速接口芯片等技术和产品的出现,为变电站智能化的开发提供了物理层面的技术支持。

3 变电站智能化系统的安全问题

传统的变电站控制系统都是厂家生产的独立系统,包括SCADA,对于安全性要求较低。开放和标准的网络通信技术是变电站综合系统智能化的基础。在开放的网络环境中,通过广域网环境下开发的应用软件远程控制、监测和诊断,导致智能化系统在计算机环境下有更高的安全性要求。为了满足要求,电力系统要可靠、安全和稳定。

厂站与调度主站、生产主站、监控主站等系统主站系统间的通信技术安全凸显,智能变电站与上级主系统间的安全问题也显的尤为重要。

目前,变电站内已通过安全分区,横向隔离、纵向加密等措施来保障监控系统与主站系统的安全。在安全Ⅰ区中,监控主机采集电网运行和设备工况等实时数据,经过分析和处理后进行统一展示,并将数据存入数据服务器。Ⅰ区数据通信网关机通过直采直送的方式实现与调度(调控)中心的实时数据传输,并提供运行数据浏览服务;在安全Ⅱ区中,综合应用服务器与输变电设备状态监测和辅助设备进行通信,采集电源、计量、消防、安防、环境监测等信息,经过分析和处理后进行可视化展示,并将数据存入数据服务器。Ⅱ区数据通信网关机通过防火墙从数据服务器获取Ⅱ区数据和模型等信息,与调度(调控)中心进行信息交互,提供信息查询和远程浏览服务;综合应用服务器通过正反向隔离装置向Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机信息,并由Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机传输给其他主站系统。

第7篇：变电站安全合理化建议范文

关键词：应急；安全防护；通信规约；认证；加密

1前言

随着电网调度自动化技术的发展和设备的日趋完善可靠,越来越多的变电站依靠电网自动化设备成为无人值守变电站。在现场，RTU、主站设备、通讯通道形成一套完整的闭环系统，其中任何一个环节出现问题都会使变电站处于失去监控的危险状态。故障期间变电站脱离了调度、 运行人员的监控如果这时变电站设备发生故障，集控站和调度得不到任何信息，极有可能造成事故扩大或延误事故分析处理，对电网的安全运行、经济调度都会造成 威胁和损失。同时，变电站自动化远动信息调试是新建变电站投产前必须完成的工作，以往必须等到变电站配套光纤通道开通后才能调试。近年来，由于基建线路架设受阻严重，往往到新建变电站投产前几天才能打通光纤通道，留给自动化远动信息的调试时间极为紧迫。为此，相关的通信、自动化、保护调试人员均需连夜加班加点，一旦调试不顺，就会影响基建投产进度。因此，开通主站与新变电站之间基于“公网”的临时调试通道显得尤为迫切。

2应急安全网关设计方案

2.1电力系统对公网安全防护的要求

由于公网通信存在网络复杂、管理复杂、对外开放及外部攻击等安全隐患，因此，电监会《电力二次系统安全防护方案》对使用公网通信的提出了相关要求，即：“远程通信网络优先使用电力调度数据网，其次可以选用专用通道，再次可以选用公网，但是使用公网时通信必须加密”。因此，通信应急安全网关必须解决公网运用电力系统通道的安全性问题。

2. 2远动通信安全网关的具体应用场合

1) 在变电站基建过程中需要通信专业提前提供通信通道以供自动化等专业调试设备时，提供临时通道，安全可靠的加快RTU等调试进度。

2) 在变电站投产后，远动通信安全网关作为自动化等业务的备用通道使用。

3) 在电力专网故障情况下，为自动化等专业数据传输提供应急通道，确保电网设备可控运行。

2.3通信应急安全网关的组成

通信应急安全网关系统由两套远动通信安全网关配对使用，分别为主设备和从设备。从设备安装在主站生产控制大区中，主动向主设备发起连接请求；主设备安装在厂站生产控制大区中，接受从设备发起的连接请求，完成身份验证，隧道管理、密钥管理等功能。

设备采用工业级硬件、电力调度数字证书、防火墙、VPN等安全技术，对远程通信设备进行认证，对传输信息进行加密和数字签名，降低电力系统下使用公网通信的安全风险，增强数据通信的机密性、完整性及真实性的保护，抵御外部人员对自动化系统发起的恶意破坏和攻击，提高自动化系统的安全防护强度。

2.4方案结构

通信应急安全网关系统包含1套主站安全网关及1套子站安全网关，设备分别安装在主站端及子站端，组成通道示意图如下：

图2-4：通信应急安全网关系统图

数据通信流程如下：变电站远动通信主机（RTU）通过串口或网络与子站安全网关相连，安全网关基于电力调度数字证书对数据进行身份认证、协议封装加密后通过3G网络发送到主站安全网关再对数据进行身份认证、协议封装解密、安全隔离等措施后通过串口或网络与主站EMS系统主站连接。

为了保证网络的稳定性，采用3G网络通信时必须使用固定IP地址。

2.5网关安全防护措施

远动通信安全网关采用“网络隔离、身份认证、传输加密、权限受控”的措施来进行公网安全防护，主要特点如下：

（1） 非网络连接方式

将电力系统内网与传输远动数据的公网进行网络隔离。系统实现主站与子站之间的网络隔离，在前置机与安全网关以串口方式专用协议通信，它意味着硬件连接非网、软件没有采用TCP/IP协议，因此其有很强的安全性。

（2） 身份认证

在远动通信通道建立的过程中进行基于调度数字证书的身份验证。系统采用电力调度专用数字证书进行身份认证，对远方终端进行身份鉴别，同时向远方终端表明自己的身份，通过IKE协议双方提供自己的证书，以验证身份是否信任。

（3） 加密

所有通信数据采用密文传输，保证数据的机密性、完整性、不可否认性。系统支持 3DES, AES等数据加密算法，对传输的数据进行强有力的加密，防止数据中途被窃获或篡改，使用 MD5/SHA1散列算法和数字签名来保证数据的完整性。

（4） 使用安全协议

IPSec提供三种不同的形式来保护通过公有或私有IP网络来传送的私有数据：

认证：可以确定所接受的数据与所发送的数据是一致的，同时可以确定申请发送者在实际上是真实发送者，而不是伪装的。

数据完整：保证数据从原发地到目的地的传送过程中没有任何不可检测的数据丢失与改变。

机密性：使相应的接收者能获取发送的真正内容，而无意获取数据的接收者无法获知数据的真正内容。

（5） 针对电力专用通讯协议进行完整的协议分析

采用电力系统专用通讯协议分析，增添各种通讯协议的分析，如104规约等协议，从而进一步体现设备的电力系统专用性。根据通讯连接建立的状态，以及包结构的正确性，对通信的数据包加以分析，检测并控制传送数据。

（6） 设置防火墙

在网络中设置防火墙可以增加系统的安全性。安全网关的内置防火墙控制外网发过来的数据。通过设置适当的防火墙规则，就可以控制外网对内部子网的访问。同时防火墙拦截PPP链路上一切非IPSEC-VPN数据包，防止移动客户的未授权操作。

3方案的先进性和创新性

首先，通信应急安全网关系统采用了3G无线公网通道传输变电站远动数据，承担紧急数据通道的任务。使用3G无线公网作为传输通道优点在于：首先在网络构建上，3G无线公网可以依赖电信运行商的网络迅速提供，无需建设有线网络，且3G网络已经实现中山范围内覆盖，并且扩容无限制，接入地点无限制，投资少、灵活性强。其次在网络带宽上，目前同类产品使用的与GSM、GPRS、CDMA等无线网络相比，网络带宽能够达到300k～1M，可以支持更多业务和更大流量。

其次，由于直接使用公网通信不满足电力二次系统安全防护的要求，必需加装安全防护设备，以保证基于公网通信的信息安全。安全网关使用身份认证，网络隔离，数据加密，访问控制等技术，保障公网通信的安全性。

最后，主站安全网关串口方式与前置机通信，它意味着硬件连接非网、软件采用电力专用通信规约不是TCP/IP协议，因此它有极强的安全性。电力安全规约的使用是安全网关先进和创新性的体现，是使用一般防火墙、加密网关所不能达到的。

4方案的的实施情况与效果

作为应急通信通道方式，通信应急安全网关系统多次在新建变电站临时调试通道的提供、光缆抢修、设备故障处理过程中起到重要作用，能够快速地提供了安全、可靠的通道。

第8篇：变电站安全合理化建议范文

关键词:自动化 集控技术

中图分类号:TM76 文献标识码:A 文章编号:1007-9416(2011)01-0008-01

1、汉中电网变电综合自动化运行、管理的现状

1.1 监控系统的组成

主站端采用东方电子DF1800大型集控站系统、对17个分站进行实时监控(其中14个分站为综合自动变电站,3个分站为常规RTU远功终端构成),12个站是无人值班站。

主站SCADA功能:数据采集及监控,事件报警,事件顺序记录,事故追忆遥控, 遥调,计算趋势曲线,历史数据存储,远方投切保护,调取定值、采样值,修改定值,综合自动化报警信息和短信平台等功能。

1.2 综合自动化运行管理

1.2.1 抓重点工作

变电综合自动化系统到目前还没有相应的设计,运行维护规程,我认为工作时只要抓一个中心两个基本点就可。一个中心:综合自动化实时监控系统其关键是安全稳定,只要管理好主站的SCADA 数据库,使每一个数据点号正确。两个基本点:组成综合自动化网络的关键设备是厂站二次设备和计算机网络,这两类设备维护 可以延用现有继电保护及远动《规程》即可。但远方投退保护软压板、修改保护定值工作应在《规程》制定后开展。

1.2.2 系统的安全稳定运行管理

(1)系统备份运行管理。综合自动化系统有强大的信息处理功能,但也有非常脆弱的一面,它完全依赖于计算机及其网络稳定运行,如果计算机出现故障有可能导致整个系统瘫痪,而且恢复系统很困难。为此我们必须作好以下两项工作。1) 厂站端:作好系统数据备份工作。2) 主站端:定期作好数据库备份,同时作好以防主站系统崩溃时备用系统的运行管理工作。

(2)网络安全管理:监控系统是一个实时运行的控制系统,如果系统受到攻击其后果很严重,为此必须有独立的综合自动化网络,并在监控网与其它网络联接处,装加硬件防火墙。

(3)厂站端监控后台管理。1)设制权限管理。2)后台操作由专人监护执行工作票。

(4)主站端监控系统管理。1)权限、口令管理。2)保证图—库—点的一致性与正确性、特别是遥控量。

(5)主站端数据、报文的管理。1)专人专责定时分析各厂站数据、报文。2)根据主站端数据、报文定期作好综合自动化系统的分析报告。

1.3 运行中存在的问题

1.3.1 综合自动化变电站新建、扩建间隔工作复杂

变电站综合自动化系统,因综自系统资源缺乏,软件设计不够成熟;新建、扩建间隔时必须修改系统数据库,但修改后的综自系统因变电站处于运行状态无法完成综自系统逐一“对点”工作,为综自系统安全、稳定运行可能带来隐患。建议在新建综合自动化变电站时,综自系统设计应统筹考虑一次到位。

1.3.2 备品、备件缺乏

已运行的综合自动化系统要求二次设备备品、备件必须同型号、同软件版本号,因此造成备品、备件缺乏;建议在新建变电站时应提前考虑备品、备件问题。

1.3.3 综自系统设计存在部分缺陷

变电站综合自动化技术处于发展阶段,系统的稳定性较差,经常出现因通讯设备损坏致使系统崩溃。建议综自系统采用双网、主备系统设计。

变电综合自动化Scada数据齐全、正确是系统实时监控功能强的基础。同时也是监控系统安全稳定运行的基础。如果工作时不认真造成数据错位和数据不全或遥控号错位其后果是监控误诊断、误拉回开关等。因此从事综合自动化运行维护人员必须养成“细实”的工作作风,作好每项工作,不放过每一个缺陷,否则会因高科技技术的使用不当而引起技术灾难。

2、管好、用好SCADA数据库是监控系统安全稳定运行的关键

严把新投变电站工程验收关。在验收新投变电站时按一下方法进行。 遥测、遥信功能正确性检查。

遥控、遥调功能、正确性检查。保护装置报文、定值、采样值、软压板必须正确。严把维护关:定期作好数据备份,定期检查遥控号。

3、实现二次设备状态检修

科技创新、技术创新、管理创新是企业发展的动力。变电综合自动化系统,实现了对变电站运行自动监视、管理、协调和控制。即变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告,指出故障原因,提出故障处理意见,实现了变电站二次设备由“定期检修”变为“状态检修”的基本功能。为此我们积极总结工作经验,从理论上论证在集控系统实现二次设备状态检修的可行性;同时制定了在集控系统进行二次设备远程维护的具体工作方法;并根[，！]据实现二次设备状态检修的需要,在集控系统开发了二次设备故障诊断决策知识库系统。

继电保护专家系统是监控继电保护装置运行状态的信息管理系统。专家系统有以下特点:(1)组网方便:利用计算机网络把保护装置连接起来,通过远动通讯装置把保护信息上送控制中心。(2)投资小:常规变电站仅增加1~2套远动前置机。(3)SCADA数据库小。(4)远程维护系统功能强大,能够远程调取保护定值和采样值并能在线修改保护定值和投退保护。(5)报文信息丰富,便于远程故障诊断。(6)管理方便。维护人员只需定时检查,不需实时监控。

第9篇：变电站安全合理化建议范文

电站申报XX年度“安全生产先进集体”总结材料 总公司： ..电站XX年度的技安工作已经完成。一年来，我站根据公司“二四年技安工作计划”，逐季制定电站技安工作计划并总结，电站根据实际生产情况，吸取XX年“64误操作事故”的教训，认真贯彻落实“安全第一、预防为主”的方针，不断强化员工安全意识，切实把安全工作落到实处。经过全站员工一年的不懈努力，顺利地完成了今年的技安工作任务，确保了电站机电设备、水工设备和建筑的安全稳定的运行。 为总结经验和得失，不断强化安全意识。同时，申报XX年度安全生产先进集体，特将我站XX年度安全生产方面的主要成绩上报总公司，请指正。 XX年，对...电站来说，设备性能还不是很稳定。为加强设备的运行管理，保证设备安全，我站制定了规范、系统的设备管理制度并严格执行。制度的科学制定和严格执行，确保了我站全年设备完好率达100%。全年共发现机电设备缺陷43次，及时消除设备缺陷41次，消缺率95%。组织人员或配合安装公司及厂家技术工程师进行技改6项： 1、9016#刀闸增容；（保证了1#、2#机组长期稳定向系统供电） 2、励磁系统和调速器ups电源技改；（在厂用电消失时，励磁和调速器电脑触摸屏不再黑屏，运行人员对设备运行状态一目了然，确保了操作的安全可靠性。） 3、高压气系统改为低压气系统备用； 4、安装、调试3#主变；（降低了杨村乡用电区电能损耗） 5、技改10kv开关室冷却条件；（确保10kv室设备安全运行） 6、技改调速器电气控制系统； 我站根据设备现状和XX年运行情况，每月召开“安全运行分析例行会议”，该会议由站级领导主持，由站生技科召集运行班长、班级技安员针对设备运行情况、操作情况和安全工作落实情况的运行分析会议，并将分析情况总结存档，站级运行分析会内容由运行班长及时地传达到每位运行人员。全年共召开站级安全及运行分析会议达12次，班组安全运行分析会达72次。有效地提高了运行人员的实际操作能力和事故、故障分析处理能力。 为避免“江西220kv袁州跑马坪变电站失压”的事故现象在我站发生，吸取此类事故的教训，电站组织运行班组长和检修维护人员对省电力公司针对该事故作出的情况通报进行了认真的学习，特别要求班组长和运行人员反复学习，并写出读后感。 针对运行中发生的各类事故，在事故处理后由站级技安员主持召集生技科、当事班组人员召开事故分析会，将事故发生原因、处理方式方法、今后运行的预防措施等作全面分析，并及时作好记录；发现重大安全隐患和严重影响正常生产的设备故障，则由站级领导主持，技安员、生技科人员、运行班长、维护检修班长参加，对隐患和故障发生的原因作具体分析，商讨制定出具体的消除措施并立即实施，同时形成相关文字档案。 “安全重于泰山”在电力行业尤为突出，电站始终将安全生产摆上重要议事日程。主要完成了以下工作： 1、严格执行“两票三制”，全年两票合格率达100%；组织员工进行《安规》知识培训40人次，增强了员工安全责任感； 2、检查水工设备和建筑共计4次；建筑安全公告牌2个、沿河安全警示碑6个； 3、加强员工消防知识教育，合理安排利用现有消防器具，防患于未然； 4、站级管理人员每天深入生产车间，巡视检查设备运行和纪律情况。一旦发现缺陷和异常情况，及时处理； 5、在汛期来临前，及时成立了以电站领导为组长，班组长为成员的防洪领导小组，层层落实责任到位。确保了洪期电站的安全稳定运行； 6、每月定时开展反事故现场演习和运行分析会议，既提高了员工的安全操作技术、事故分析处理能力，又为电站的安全稳定运行打下了基础； 7、电站将自行编写的《运行规程》（试用本）复制到磁盘，发放到各班组学习讨论，并广泛征求修订意见; 8、组织全站班组长和部分员工，重点学习了《调度规程》和“调度术语”，做到对命令的准确理解并正确执行，并对可能突发的事件和重特大事故作了预想、分析和处理的专题讨论。 一年来，除各班组每月自行培训、电站每月开展安全运行分析会议外，组织进行了不同形式和不同层次的培训共计6次，累计培训42人次。 为不断提高员工学习积极性，力争达到最佳培训效果，电站想尽千方百计，采用各种方式，利用各种契机，取人之长，补己之短，积极为员工创造条件，并作出了有益的探索： 1、开展“电力生产安全知识宣传”活动，增强员工的安全意识和主动学习意识。 2、电站将自行编写的《运行规程》（试用本）复制到磁盘，发放到各班组学习讨论，并广泛征求修订意见。 3、电站设立阅览室，组织有关技术资料、图纸、行业书刊及娱乐杂志等，全天向员工开放，竭力为员工拓宽知识面，加强横向交流提供便利。4、电站借厂家技术人员来我站进行调试维护之机会，利用一天时间，集中进行对计算机监控知识的专题讲座。5、分批组织员工参观兄弟电站，借鉴别人在生产运行、班组管理、双文明建设和内部管理上值得学习的经验和做法。制定严格的考试和奖惩制度，奖惩明确，坚持令出必行。 电站通过上述做法，营造了浓厚的学习氛围，在实践中不断摸索并总结经验，取得了较为显著的成绩，确保了XX年度安全工作的圆满完成。 XX年12月20日