电力计量监测(精选8篇)

电力计量监测篇1

关键词：变配电 计算机 监控系统

中图分类号：TM769 文献标识码：A 文章编号：1007-9416（2012）12-0009-01

变配电计算机监控管理系统，可以实现无人值班的管理，利用远动技术准确地获得变电站运行的实时信息，掌握变电站的运行状态，发现变电站的故障，同时可以使值班管理人员根据变配电系统的运行情况进行负荷分析、合理调度、躲峰填谷，把握安全控制、事故处理的主动性，减少和避免操作、判断，缩短事故停电时间，实现对变配电系统的现代化运行管理。

1、采用变配电计算机监控管理系统具有如下优点

（1）改善供电质量，提高服务水平、变配电站计算机监控技术是现代计算机技术和电力设备的结合，将配电网在正常或者事故情况下实现监测、控制、计量。改善供电质量，力求供电最为安全、可靠、方便，提高服务水平，减少运行费用。

（2）促进变配电系统安全、可靠运行。随着电力行业的发展，智能化变配电所监控管理系统越来越具有优越性。从安全、可靠性来说，采用变配电计算机监控管理系统，不在需要电力管理者对现场进行人工计数、现场操作、定时巡视，例如：报警功能。状态报警：当变配电系统的开关出现过载跳闸、短路故障跳闸时。通过多媒体音箱发出声音报警并自动记录时间、回路名称、事故类别。超限报警：当变配电系统的各电量设备超限运行时，计算机能够通过多媒体音箱发出声音报警。对变压器运行状态、故障报警和故障跳闸的回路和时间等可以及时准确地了解和记录，系统内部遵循KS485通讯协议。同时还具有完善的自诊断功能。当系统发生故障时，诊断功能将提供故障信息，及时排除故障。变配电计算机监控管理系统，能对系统各种运行开关量状态和电量参数进行实时数据采集和显示，变配电计算机监控管理系统采用现代化计算机控制技术和电子技术，采用抗干扰能力强的集成电路系统，经电力组态后来实现系统的监控。 变配电计算机监控管理系统性价比较高。

（3）实现变配电系统的无人看管，节约人力资源。变配电计算机监控管理系统实现遥测、遥控、遥信、遥视的功能。

2、变配电监控系统构成，内容、原理

（1）构成、变配电计算机监控系统由电力综合仪表、开关量采集模块、电流量采集模块、继电器控制输出模块、现场管理机、24V直流电源以及中央管理机等组成。中央管理机是本系统的集中管理中心。主控模块把ARM作为中央处理器，对模块采集的数据进行处理、判断及存储；同时主控模块设计了开关量模块，便于电参数的实时分析、判断和实时存储。为了系统操作直观，还设计了功能齐全、操作简单的人机交互模块。把系统安置在整个变配电系统的实时状态，实现了系统测量精度高，实现了预定的设计目标。

（2）原理、变配电计算机监控系统的主进、出线、母联可采用电力综合仪表来实现遥测、遥信、遥控功能。该仪表与CT直接相连，采集高精度交流信号，经过离散数学计算，即可测量出各个回路电量参数，该仪表具有八路开关量输入，四路继电器输出，同时带有自检功能，可与综合继电保护装置配合使用。同时对主进、母联开关的断路器合、分闸状态，框架式开关的位置以及故障报警等开关量实现遥信，并对断路器实现远程遥控。具体接线方式简单。

3、采取的技术监测手段

3、1 故障

（1）线路接触不良，有的先兆特征为：局部发热、温度升高，采用接触式或者非接触式的温度探测设备进行探测。

（2）线路温度过高， 先兆特征为：绝缘设备释放少量烟雾，采用空气采样烟雾探测器可在早期报警，并在线监测报警信号。

（3）线路温度过高， 先兆特征为：绝缘设备释放少量烟雾，采用空气采样烟雾探测器可在早期报警，并在线监测报警信号。

（4）接触不良时电流时断时续产生电弧，特征表现：引起附近空间的电场、磁场变化。

（5）针对非智能设备，对设备电源进线最近的接头进行电压采样，并在线监测。

3、2 监测内容

温度监测：

（1）对所有高压、配电箱、开关接线处、进线桩头、出线桩头、紧固的螺栓、螺帽、垫圈、SPM柜的母线分支接头处、搭接处进行温度监测。

（2）对低压配电柜内的功率补偿电容、UPS内部的直流电容、交流电容、电抗器、整流桥、逆变桥接触器进行温度监测。

（3）对所有电缆全程进行温。漏电监测：对所有高压、低压配电柜、配电箱、SPM柜的进出回路进行漏电监测。

空气采样探测：在所有高压、低压配电柜、配电箱、SPM柜、UPS柜、电池室内、地板空间内、工业连接箱内、空调进风处、回风处、空调内部、电缆井内部、桥架内部进行空气采样探测。

电磁场监测。在所有高压、低压配电柜、配电箱、SPM柜、UPS柜、电池架内、工业连接箱内、空调内部、进行电磁场探测。

电压监测。在所有精密空调电源进线最近的接线端设置电压监测。

参考文献

[1]孙法文、HZ-700工厂供配电监控系统及其应用[J]、机电工程，2000年03期、

电力计量监测篇2

关键词：电压监测仪 运行状况 整改方案 效果 发展前景

1 电压监测仪的发展史及其有关资料

1、1 电压质量的重要性

电压是电能质量的重要指标，电压质量对电力系统的安全与经济运行，对保证用户安全生产和产品质量以及电器设备的安全与寿命有着重要的影响，电压质量合格率已作为各级供电、发电企业上等级、达标的主要考核指标。对电压的记录，从以往的人工手抄发展到通过现代电子技术实现对电压的自动监测、分析、统计、打印。

目前我公司电压监测仪实时监测着所辖变电站110kV电气化铁路专线及10kV母线电压。电压监测仪已成为了电压监测的主要工具，为电力发展做出了贡献。

1、2 发展过程

1、2、1 记录式电压监测仪（第一代）：它从电压互感器引入被监测电压，用电压比较器判别电压超上限、超下限，由三排走字轮分别累计电压超上限时间、超下限时间及总监测时间，由人工计算出合格率，不能直接显示电压，使仪表的复校、测试鉴定比较麻烦，电压分析能力亦受限制。

1、2、2 统计式电压监测仪（第二代）：起初采用Z80为CPU的统计式电压监测仪，最后发展到智能型统计式电压监测仪。

1、2、3 第三代电压监测仪：在第二代产品上作了很多的技术努力，功能比第二代更强大。

1、2、4 第四代电压监测仪：实现对电压的自动监测、分析、统计、打印，目前正逐步改造。

1、3 主要技术要求

1、3、1 使用条件要求

①环境温度：-5～40℃。

②相对湿度：40℃时 20%～90%。

③大气压力：79、5～106、0kPa（海拔2000m及以下）。

1、3、2 外观要求

①监测仪的面板应整洁美观，字迹清楚醒目，各显示器及调整器件应安装得当。

②监测仪的外表面应光洁而无明显的机械损伤和涂覆层剥落等现象。部件安装正确，牢固可靠，操作灵活，各紧固部位无松动。塑料件无气泡、变形等缺陷。

1、3、3 功能特性要求

①具有监测电压偏差及直接或间接地统计电压合格率或电压超限率的功能。

②记录式电压监测仪能贮存与显示电压超上限累积时间、电压超下限累积时间及电压监测仪总时间。

③统计式电压监测仪的功能特性要求：a有按月和按日统计的功能，能显示或打印合格率及合格累计时间、电压超上限率及相应累计时间、电压超下限率及相应累计时间，至能贮存前一月和当月，前一日和当日的记录；b具有典型日监测数据显示打印功能的监测仪，其典型日可任意设定，一般不少于三日；c可按规定调显或打印贮存的各项记录与统计值；d在打印时不得对其他功能产生影响；e可显示年、月、日、时、分、秒，并能自动转换。

1、3、4 精度要求

①在正常使用条件下，应保证监测仪在被监测额定电压Un±20%范围内，其综合测量误差rc≤±0、5%。

②在正常使用条件下，整定电压值的上限值和下限值基本误差均为rz≤±0、5%。

③在正常使用条件下，监测仪的灵敏度K≤0、5%。

④在正常使用条件下，监测仪内时钟误差每天不大于±1s或每年不大于±5min。

2 改造前电压监测仪及其回路存在的不足

2、1 仪表本身的时钟不准确的问题，使统计数据时间偏移；仪表显示屏笔划残缺不全的情况；仪表系统本身有统计数据紊乱的现象，丢失数据或统计数据不全，不能反映母线的正常运行情况。

2、2 2007年7月23日，110kV西演变电站10kV 5号母线电压监测仪内部短路，造成电压互感器计量保险熔断，直接影响了电能表的正确计量。

2、3 因为没有专门的刀闸与保险，给检修和试验带来不便。有相当一部分变电站端子排接线密集，频繁拆接线容易造成电压互感器二次短路或接地。

2、4 改造前的电压监测仪需要使用电话线进行数据传输，使得远传读取数据需要较长的时间，还需要专门的设备。而且长期占用班组的微机，给班组的管理工作带来一定的影响。另外远传数据有一定的技术含量，运行人员还需要多次培训，有时还仍然不能保证熟练掌握。由于电话线传输中存在不畅通的情况，在远方读取数据时不能保证随时准确地完成。

2、5 端子排的老旧问题，标识不规范（如图1）。

2、6 电压监测仪安装位置与运行设备，给运行人员操作带来了不便；端子排距离太近，给消缺工作带来了困难（如图2）。

3 电压监测仪的改造方案

3、1 进行仪表更新

3、1、1 更换为第四代智能型电压监测仪，功能更强大。

3、1、2 更新后电压监测仪的主要技术指标：

①显示值相对误差：＜0、5%

②统计精度：≤0、02%

③灵敏度：＜0、5%

④分辨率：＜0、01V

⑤时钟误差：1S＜24h

⑥通讯波特率：19200

⑦功耗：＜3VA

⑧监测电压：AC（110V、220V、380V）±20%

⑨绝缘电阻：＞19MΩ

⑩泄露电流：＜0、5mA（交流有效值）

■外型尺寸：230×145×72（mm）挂式

■重量：0、8kg

3、1、3 对DT7-G设置并进行校验

3、2 加装小型断路器

电力计量监测篇3

【关键词】 煤矿 高压电缆 监测

煤炭是我国能源的主体，在能源生产和消费中占有重大比例，预计在未来一段时间内煤炭在能源结构中的主导地位不会动摇。但我国煤矿开采条件复杂、地质灾害严重，煤矿安全生产事故较多，并且事故造成大量人员伤亡和财产损失。我国煤矿电力系统多采用变压器中性点不接地的供电方式，电能的传输主要依靠电缆，所以矿用电缆是煤矿电网的重要组成部分，肩负着井下电能可靠传输和供电系统安全的重任。因此研究矿用高压电缆的故障类型，开发矿用高压电缆在线监测系统，对于提高煤矿电网的安全性和可靠性、避免造成停电事故的安全隐患，减小停电事故的总数及停电时间、保障井下安全生产工作的顺利开展具有重要的理论意义和现实意义，同时也可以为矿用高压电缆故障诊断与预警技术的发展奠定基础。

一、矿用高压电缆

根据井下的生产环境，矿用高压电缆的故障原因大致可以分为绝缘老化变质、机械损伤、过电压和过热。绝缘老化变质：长期的高压作用使绝缘介质损耗增大、强度降低导致电缆的绝缘强度下降。机械损伤：电缆受井下器械碰撞、煤块砸击及移动扭曲，导致其表面层损伤及内部绝缘受到挤压破坏。过电压：由于内部过电压与大气之间的作用使得电缆绝缘层击穿。过热：由于电缆绝缘内部气隙游离造成的局部过热和长期工作再过负荷状态、安装处电缆密集或散热条件差导致的过热。

二、矿用高压电缆监测系统设计

矿用高压电缆监测系统主要完成电缆运行信息实时监测，通过高精度传感器对表征电缆的性能指标的绝缘电阻和温度变量进行实时采集，然后经过信号调理后传送给数字信号处理器（DSP），DSP对信号进行计算分析后通过CAN通讯电路发送给上位机，上位机在开发的监测系统界面上将电缆实时参数和状态显示出来，同时系统具有声光报警功能，监测系统结构图如图1所示。

图1 矿用高压电缆在线监测系统结构图

2、1 绝缘电阻监测电路设计

电缆绝缘电阻在线实时监测技术通常选用叠加直流电源的方法，监测时断开电缆的接地线，在接地线上串联一个取样电阻，根据取样电阻两端的电压来计算电缆的绝缘电阻值。但煤矿安全规程中明确规定：井下接地线的接地电阻小于1Ω，所以叠加直流电源的方法不能满足煤矿井下高压电缆监测系统的需求。所以采用通过三相电抗器叠加低压直流电压的方法进行在线监测，如图2所示。因为井下电网可靠性低、容易出现电压波动，一旦交流电压传入直流电源中容易造成电源烧毁，甚至导致煤矿瓦斯爆炸等事故，所以在电路中设置50Hz陷波器和低通滤波器，保证电路中只有直流电通过，隔断交流信号，保证监测系统的安全性。监测过程中直流电源叠加在电缆的绝缘上，选择电阻R8和R9扩大绝缘电阻的监测范围。

2、2 温度监测

矿用高压电缆温度在线监测理想状态是能够直接测量到电缆的线芯温度，但监测过程中电缆处于工作状态，温度传感器无法直接接触电缆的线芯。为了保证煤矿电网安全，不改变现有的供电环境，监测时直接将温度传感器设置在每一相电缆的绝缘表面和周围的环境中，测量电缆表面和环境温度，然后计算出电缆线芯的温度。监测系统选用DS18820型温度传感器测量温度，传感器将温度信号转换成串行数字信号经过信号驱动放大和光电隔离后发送给DSP进行计算，得到矿用高压电缆的温度值。

2、3 CAN通信电路设计

监测系统选用CAN通讯技术作为TMS320F2812与上位机之间的通讯工具。因为DSP内部具有增强型eCAN通讯模块，电路设计时省去了CAN控制器的设计环节。选用具有隔离功能的CAN收发器，将DSP的CAN收发信号引脚CANTX和CANRX与CTM8251T的RXD和TXD引脚相连接，CTM8251T的CANH和CANL引脚与CAN物理总线相连接，CAN通讯电路如图3所示。

为了增加电路抗干扰能力，在CANH和CANL之间串联一个匹配电阻。

图3 CAN通讯电路

三、结束语

本文在分析矿用高压电缆故障原因和故障类型的基础上，设计了矿用高压电缆在线监测系统，包括绝缘电阻监测电路、温度检测电路和CAN通讯电路，监测系统稳定性好、可靠性高、抗干扰能力强，同时还具有声光报警功能，对于保障煤矿电力系统安全运行和预防矿井火灾事故具有重要的意义。

参 考 文 献

[1] 陈巧勇、交联聚乙烯电力电缆的绝缘在线检测研究[M]、武汉大学图书馆，2003、8；

电力计量监测篇4

【关键词】电能，计量，采集

1 背景

电能计量在电力部门中起着举足轻重的地位，无论是社会的生产还是人们的生活都离不开电能，尤其是近年来随着人们生活水平的提升，对电能的需求量也不断地得到增强。而电能计量装置是实现电能交易的工具，在电力市场中扮演着秤杆的角色。在电力事业中，电力生产、电力销售、电网运行等很多环节都与电能的计量密切相关。电能计量装置一直以来面临着技术、经济等方面的约束，如果对电能的计量不准确，将影响到电网的安全运行，直接关系到电力公司的经济指标和电力用户的切身利益。

电能计量装置系统在操作过程中需要监测电能表的运行状况和精度、电路的接线问题、CT 和 PT 二次回路的负荷，可将监测到的数据存储到数据库中，利用远程和本地的接口技术，根据测试和记录的数据分析本地和远程的电能计量装置的误差和准确度。企业的员工和领导层更方便地完成相关的业务工作，大大提高了劳动生产率，帮助企业提高经济效益，方便电能计量的整体管理和监督，使电企业的实时监测电力计量装置的工作更加标准化、规范化、信息化。

2 提高抄表成功率的措施

2、1 提高电能计量远程采集技术可靠性

电能计量远程采集的可靠性既指管理系统的软、硬件质量可靠，又指通过集中和远传管理系统进行的各种抄读和设置准确可靠。这一点是整个系统的命脉。一个管理系统，如果它采用的集中和远程管理链路和机制不是在其他有高可靠性要求的场合长期使用并得到认可，那么对这个系统的可靠性就要进行论证并严格测试。

2、2 保证电能计量远程采集技术安全性

电能计量远程采集的安全性主要是指数据读、写、存储的安全性和对电能表进行相关设置的安全性。要保证安全，通信介质的不开放性、访问权限的排它性及操作应答都至关重要。

2、3 电能计量远程采集技术具有可维护性

集中和远传管理系统的可维护性也很重要。系统出现问题就要“翻箱式”排错的方法不可取，这样不仅空耗人力、物力，也会影响集中和远程管理系统的推广。要提高整个系统的可维护性，减少网络层次最为可行。变原先“小规模集中一中继一大规模集中一远传”的多层次模式为“大规模集中一远传”的单层次模式。这样维护集中和远程管理系统就象维护计算机一样简单，无须专业人士维护，排错简单、更换容易。

2、4 电能计量远程采集技术结构尽可能简化

电能计量远程采集系统的安装、调试、使用、维护一定要简单、明晰。因为它面对的是量大面广的用户，稍有差错就引起连锁反应的系统绝不可取。同时用户数据也一定要精简、实时、一致，数据结构要与省电力公司电量管理系统相适应。

3 电能计量远程采集技术通信方式的合理选择

（1）通信方式的选择是设计自动抄表系统的首要任务，它直接关系到系统的性能。具体确定通信方式时需要综合考虑系统面对的对象、用户的分布、用户的数量、地理条件、期望达到的目标及系统的扩展升级和与其他网络的兼容等。因此，上述的各种通信方式不应该是孤立的，而且任何一种通信方式在不同的系统中的应用效果也不尽相同。

（2）为了适应不同的环境条件及成本要求，通信子系统的构成有多种方案。按照通信介质的不同，通信子系统主要有光纤传输、无线传输、电话线传输和低压电力线载波传输等4种。

（3）光纤通信具有频带宽、传输速率高、传输距离远及抗干扰性强等特点，适合上层通信网的要求。其电力线载波直接利用配电网络，免去了租用线路或占用频段等问题，降低了抄表成本，有利于运营管理，故在10kV及以上和关口电能表自动抄表系统中使用。

（4）无线通信适用于用户分散且范围广的场合，在某个频点上以散射通信方式进行无线通信。其优点是传输频带较宽，通信容量较大，通信距离远，主要用于35kV变电站及用户侧计量点的电能采集。

4 电能计量远程采集系统组成与原理

电能计量装置远程校验系统是针对传统的电能计量管理方式的诸多不足而提出的。与传统电能装置及其计量方式相比，该系统在电能计量的硬件装置方面增添了实时监测和故障判断的设计目标，在电能计量的管理方法方面引入了先进的数据分析和自动校验算法。同时，系统的监测范围也进一步得到完善，不再局限于电能表本身，还包括了各类互感器及其二次回路。总体来说，电能计量装置远程校验系统是集状态监测、数据分析和事故处理等多功能于一体的远程智能监测系统，主要由以下三大部分组成。

（1）本地设备监测。该部分首先应实现对现场本地设备中各电能计量相关信号的各种采集、分析和存储工作。同时，该部分还需要支持远程通讯方式，实现数据的远程传输和修改，具备遥控遥调功能。

（2）远程主站管理。该部分是整个系统的远程控制管理中心，用以实现现场数据的远程监测和处理。同时，该模块也是系统内用以实现各类辅助功能的其他数据管理系统的数据源。

（3）系统通信网络。系统可支持目前电信领域常用的各类通讯方式，如广域网、局域网、公共电话网络和本地串行通信网络等。

电能计量远程采集系统，是一套集信号、数据采集与处理、数据库管理、现场实时检验、监测报警、通信于一体的远程检测系统。电能计量装置采集监测与远程校准系统的总体框架，整个系统包括现场监测与校验装置、通信网络和主站服务器等组成。它具有电能表误差现场校验、电压互感器TV二次回路状态监测和二次回路压降采集测量、电流互感器TA和电压互感器TV的二次回路负荷/导纳的采集实时测量、TA和TV的误差采集测量和故障报警等功能，监测的对象包含了电能表、TA及其二次回路、TV及其二次回路，并可由通信接口经过电话拨号方式实现远程控制和数据传输等功能。每个具有关口计量点的发电厂或变电站只需要配备一台现场监测与校验装置就可实现对所有的计量装置进行采集监测与远程校准，主站经过通信网络采集现场装置的数据，同时经过网页浏览器采集没有实现采集监测与远程校准而由人工输入的数据，这些数据和信息都集中到服务器的数据库中，经过统计和分析可得到多种不同数据报表和曲线趋势图。用户只要通过联网的PC和网页浏览器即可实现查询、统计、修改和删除等操作，从多角度、全方位了解和掌握关口电能计量装置的数据信息。

电力计量监测篇5

【关键词】电能质量监测系统；电能品质；DSP；ARM

1、前言

电能质量是指用户端从公用电网接收到的交流电能的质量。现实生活中，往往达不到恒定的电流、电压和功率、标准正弦波的理想状态。电能在传输过程中往往会受到各种因素的影响，主要有电网运行设备如发电机、变压器和传输电线的非线性以及负荷的多变性，管理制度的不完善性，外界的干扰等。

改革开放前，我国工业发展水平相对落后，对电能质量要求还没有那么高，只要保证正常范围内的功率和电压就可以。但是，随着工业的快速发展，计算机以及许多精密仪器都对电能有着极高的敏感性，如若电能质量不达标，可能会使整个企业陷入瘫痪。因此，全面提升电能品质是一件迫在眉睫的事情。目前我国的电能生产水平已经日渐成熟，提高电能质量的重点应该放在对电能质量监测系统的应用上。

2、电能质量监测系统的现状

2、1 电能质量监测系统

电能质量监测系统是以计算机技术为基础，结合数据库技术和通信技术，把电能传输线路中的各个监测点连接为一个整体，并对各个监测点测得的各项电能质量指标进行综合分析，从而达到全面调控电能质量的目的。电能质量监测指标有电网频率、电流和功率的有效值、谐波的幅值和相位、电压偏差和频率偏差等。

2、2电能质量监测系统的现有模式

电能质量监测系统主要有三种模式，一是对监测点进行现场监测，二是对传输设备和线路进行局部监测，三是利用由监测终端、中心数据库和网络构成的网络型监测系统对整个电力生产设备、传输线路和用户终端进行监测。

鉴于第一和第二两种监测方法的局限性和非精确性，目前我国电能质量监测系统主要采用的是网络型监测系统。即首先建立一个电能质量数据库，然后全方位的监测单元通过便捷的网络系统随时随地的把监测到的真实信息传送到中心数据库，由数据库分析电能质量的各项指标，便于工作人员及时对电能质量进行调整。网络型监测系统不仅保证了监测数据的及时性、全面性，而且使数据保持了高度的精确性。基于它的工作方式，网络型监测系统的建立主要有监测终端的硬件建设和软件建设、数据库系统和应用系统的建设。

2、2、1网络型监测系统终端的硬件建设

因为数字处理器比单片机有更快的运算速度和更加精确的运算能力，在小范围或者对数据处理精度要求不高的小型企业，可以采用单片机，以降低成本，而对于大型企业，往往要监测的范围比较大，对数据的精度和传输的速度均有较高的要求，这时就要优先选用数字处理器，已达到其要求。

硬件建设有DSP模块建设和ARM模块建设。

2、2、2网络型监测系统终端的软件建设

终端的软件建设同样包括DSP软件建设和ARM软件建设。DSP软件要进行数据的处理和分析，这基于计算机汇编语言和c语言。软件的设计要根据企业的不同而进行不同的设计方案，其中DSP软件基本原理是用由汇编语言和C语言编制成的语言程序，编制出傅里叶算法，对波的周期、相位等进行分析，获得电压、电流的有效值，谐波的频率等，进而分析出电能质量。ARM软件的作用是通过连接DSP模块软件和后台起到管理和控制监测点。

数据库系统采用SQLSERVER数据库，能很好的实现个监测点的上传数据、历史数据和系统参数的存储和管理，及时为工作人员的查询提供数据接口。

应用系统由后台程序和系统程序构成。系统程序是工作人员对数据库进行维护的通道，工作人员通过对系统程序的设置可以限制用户的登陆和监测点参数的修改。监测点状态和数据的查询以及数据统计图的查询则依赖于后台系统。

目前我国在电力质量监测系统逐渐成熟的同时仍然存在着许多不利因素，阻碍着电力质量的全面提升，工作人员应该心思缜密的找到阻碍电力质量监测系统发展的瓶颈，努力想办法去解决掉，给社会生产和生活提供一个良好的用电环境。

2、3阻碍电力质量监测系统发展的因素

没有统一的标准、没有具体的关于功能性的规范、没有统一的通信协议和发电机、变压器、传输线路存在有缺陷都将是限制电力质量监测系统发展的不利因素。

目前使用的标准有IEC电磁兼容分委会标准、IEC电能质量分委会标准和中国电能质量标委会。其中IEC电磁兼容分委会标准主要针对于单一指标监测，忽略了多功能的电能质量监测系统，IEC电能质量分委会标准主要针对公用电网的监测，中国电能质量标委会标准相对来说是比较保守的方法，但是三者都存在有局限性，因此，颁布一套统一的能包容各方面的质量监测系统标准是非常有必要的。

通信协议是设备、数据库系统和应用系统之间连接的规约，目前国际上还没有一套正式的，能使大众普遍接受的通信协议。目前普遍使用的是电能质量SCADA系统的通信协议，这套协议集计量信息系统、调度信息系统和继电保护信息系统的优点于一体，但是其仍有一定的缺陷性。IEC 61850标准能够实现变电站内设备的相互操作和无缝接轨，是一套比较严谨的、普及性强的国际标准，我们应该对其加以仔细研究琢磨，以便制定出一套合理的通信协议。

电容式电压互感器的使用、母线上测量频率的差异性、系统的接地方式和谐波电阻的存在也都会对电力质量监测系统的发展产生影响。

此外，电能质量监测系统的完善还存在以下不足之处：一、没有做好规划，监测点的选取没有目的性；二、对监测设备或操作系统其一过度强调，导致另一方面的缺失；三、工作人员素质不高，对工作流程不够熟练或者不懂得如何应用监测设备，导致错误的出现。

3、完善电力质量监测系统的几点建议

要想建立健全一个电力质量监测系统，必须在明白其工作原理的前提下，积极努力的克服现存的困难。

首先要建立一个良好的、可执行的管理制度，包括工作人员的管理和仪器设备的管理，定期对工作人员进行培训，使其熟练掌握监测系统的工作原理和过程，以及电力质量监测的重要性，对设备应该定期进行养护和维修，使其保持在最佳工作状态，这样才能使系统的各方面都能在统一的安排下有条不紊的工作；其次，要加强监测终端硬件和软件的建设，合理选用监测系统的硬件和软件设备，使数据的传输和处理、监测系统的状态以及企业所投入的产出比维持在一个最合理的水平；再次，我国相关部门应该努力出台一套统一的技术标准和通信协议，以便于监测工作的执行和成果的检验。

4、结语

电能质量监测系统经历了由便携式监测向集中在线式监测、由人工分析数据向计算机数据库直接统计分析数据的发展过程。电能质量监测的目的主要有两个，一是保证电网安全、稳定、准确的运行，并对可能发生的隐患进行及时的处理；二是针对不同的用户输送不同的电能质量，保证社会生产和生活有序的进行。社会的发展离不开电能，电能质量的高低在很大程度上影响着行业的生产效率，直接影响了其经济效益。合理应用电力质量监测系统，会全面提升电能品质，定会给社会发展带来新的发展契机。

参考文献：

[1]王玲，康健，邹宏亮、实时电能质量监测系统的构建及应用[J]、电力系统保护与控制，2011（2）、

[2]何金定，肖先勇、电能质量监测系统中的数据处理技术[J]、 四川大学学报（工程科学版），2004（2）、

电力计量监测篇6

Abstract： With the deepening of the reform of the electric power enterprise system， it has bee increasingly important to the assessment of economic benefits， especially to ensure accuracy and reliability of energy metering、 The power settlement is carried out between the power plants and the power supply enterprises， the power supply enterprise and electricity enterprises through energy metering device、 To ensure accurate and reliable operation of energy metering device in the field， we must strengthen on-site inspection and state inspection work of energy metering device、 Inputs of remote automatic detection system of energy metering device brings the vitality to the smart grid development， for the convenience of management， improve work efficiency， and conform to the development needs of the smart grid、

关键词： 变电站；电能计量装置；远程在线监测系统；设计

Key words： substation；energy metering device；remote online monitoring system；design

中图分类号：TP39 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2013）04-0209-03

1 变电站电能计量装置远程在线监测系统总体设计

1、1 系统总体设计思路 根据四川达州的实际情况和具体要求，电能计量装置远方自动监测系统的总体设计思路如下：①为了现场电能计量工作的安全性、稳定性、可靠性，现场监测系统以一个DSP中央处理器为核心，通过相关的电压采集、电流采集和脉冲采集可实现对电能表的迅速安全的在线校验计量，通过控制器可以实现多个电流回路的计量工作；②电能计量校验数据，由于数据大，并且对安全性要求比较高，并要求变电站现场监测数据，能迅速实时安全的传输到供电计量中心，可直接接入到电力专网；③整个监测平台分为：变电站现场，供电计量中心。采集监测数据共享，可以通过同一网络实现对变电站的实时在线监测，为保证整个系统的安全可靠运行，可使用操作权限来分开管理，不同级别的终端用户有不同的操作权限。变电站电能计量装置远程在线监测系统的总体结构如图1所示。

1、2 系统组成

①变电站现地检测子系统：主要由硬件设备部分和软件采集部分组成，硬件设备包括控制柜、DSP多通道标准电能表主表、DSP多通道标准电能表副表、工控机等设备，另外还有电压、电流、脉冲等线路敷设。采集软件系统主要是监控终端工控机、网络交换机和网络接入设备等；②实时通讯传输子系统：主要由通讯传输网络及实时通讯服务平台组成，通讯传输网络采用电力光纤传输，保证数据安全可靠、实时性、及时性传输。通讯服务平台主要包括实时通讯服务接口及数据服务接口等；③远程在线主站子系统：远程在线主站子系统由远程主站监测软件、数据库服务器等系统组成，另外配置相应的服务器和监控终端等硬件设备。远程监测软件主要实现的功能是与用户的界面交互、远程在线抄表、远程在线校表、获取用户下达的指令并向变电站子站系统发送等；数据库服务器的功能是对各种抄表、校表等监测数据进行存储管理，数据服务接口实现了与其他系统的标准数据接口。

1、3 系统功能

1、3、1 远程在线监测：①数据的接收、处理与显示：系统的各级远程监测终端都可以实时接收从变电站现场采集到的实时数据，经过转换、处理，然后在监测终端的软件界面上予以实时的显示。在线抄表，将每个电能表的各类实时数据采集；在线校表，能进行电能表误差校验，校表误差实时报警，并记录报警记录，并能计算校验的误差偏差估计值；谐波测量，获取电能表的谐波情况；二次压降测量，能够测量每条回路的二次压降情况等；②历史数据查询与统计；③历史数据趋势图：在系统的各级监测终端上，远程监测软件都能根据采集到的各类数据，做出对应的分析趋势图。如：电流负荷分析趋势图、有功误差分析趋势图、无功误差分析趋势图、有功误差估计值趋势图、无功误差估计值趋势图等等。

1、3、2 定时校验：定时校验功能就是用户可以在系统各级的远程监控终端上，通过设定自动抄表校表的时间，然后输入相应的启动时间，便可到时间自动按照设置的电能表进行相应的操作，达到无人值守自动化目标，并将采集校验的数据写入本地数据库，以便可以上传到主站平台上。

1、3、3 现地监测：现地监测功能是系统实现远程监测的基础，它是工作人员在变电站现场实现的一些对电能表的抄表校表功能。对应于系统远程监测控制功能，它也可以实现在变电站本地操作子站系统，来进行对应的功能。并且也能进行电能表抄表、电能表误差校验、谐波测量、波形测量、二次压降测量等，并将测量校验数据写入本地数据库。

1、3、4 实时通讯：实时通讯功能是指将变电站子站系统上的抄表数据、校表数据以及测量数据，实时地上传到主站平台上，为主站系统平台进行统计分析提供决策的依据，并且能及时发现电能表的误差变动。实现数据大集中，数据共享，可以掌握每个变电站的每个回路电能表的工作情况。

2 主站系统设计

2、1 系统结构 变电站本地子站系统将采集到的电能表相关数据通过网络发送到主站系统上，主站系统通过通讯服务直接接收数据，在远程端（计量中心），通讯服务平台通过数据库服务接口将接收的数据写入数据库中。由于目前采用电力专网与主站系统传输数据，因此，这样可以极大的节省网络带宽，并且提高实时性和传输速度。另外，当有其它变电站需要接入时，只需在变电站建立一个子站系统指向该通讯服务即可，扩展非常方便，而且便于维护管理。系统结构如图2所示。

2、2 数据存储方案设计

2、2、1 数据分类：电能计量装置远方自动监测系统的数据内容涉及多种类型，包括数字型、字符型、日期型等，从内容上主要可以分为监测数据、管理数据和基础数据等。①监测数据：监测数据包括电能量、最大需量、瞬时量、事件记录、误差校验、谐波、二次压降、误差报警等等数据；②管理数据：管理数据主要包括人员数据、操作日志、故障管理数据、以及用户权限数据；③基础数据：基础数据主要包括单位管理信息、变电站信息、电能表基本信息等数据。

2、2、2 存储体系结构：电能计量装置远方自动监测系统的数据主要是电能表抄表各类数据和校表测量数据。根据四川达州电业局建设的总体要求，按变电站本地和计量中心分别设置两级数据库，数据库服务器分别设置在变电站本地和计量中心，负责数据的存储管理。为保证数据的不间断记录，因此在每个变电站现地建立一个小型数据库，存储本地数据。存储体系结构如图3所示。

2、2、3 数据存储平台：电能计量装置远方自动监测系统的数据是电力计量管理系统中的重要数据之一。必须保证数据的可靠性、安全性和及时性。由于本系统具有大量的实时数据和历史数据，因此一个完整可靠同时具备很好的扩展性和管理性能的数据存储平台是本系统安全运转的重要保障。为确保计量中心数据库系统的稳定可靠运行，数据库平台可选用SQL SERVER 2000以上版本的大型数据库。

2、3 系统开发及运行环境设计 远程主站系统采用B/S开发结构模式来设计实现，系统运行平台采用WINDOWS 2000、2003以上版本操作系统。 在软件平台设计中，采用基于Microsoft Windows DNA的三层浏览器/服务器结构。它是目前业界第一种把Internet、浏览器/服务器以及PC计算模式集成为一体的网络分布式应用体系结构，能够充分利用集成于Windows平台之上的各种功能特性，满足对于用户界面、浏览、各种业务处理以及数据存储等现代分布式应用。

3 子站系统设计

3、1 系统结构 变电站本地子站系统主要通过RS485来采集电能表相关数据，通过RS232来控制多通道标准表来进行在线校表，并将抄表数据、校表数据直接保存到本地的数据库中。实时传输模块，把采集的各类数据及时的传输主站系统上，整个子站系统包括硬件在线检测屏平台和子站软件系统平台。系统结构如图4所示：

3、2 数据存储方案设计

3、2、1 数据分类：电能计量装置远方自动监测子站系统的数据内容涉及多种类型，包括数字型、字符型、日期型等，从内容上主要可以分为监测数据和基础数据等。①监测数据：监测数据包括电能量、最大需量、瞬时量、事件记录、误差校验、谐波、二次压降、误差报警等等数据；②基础数据：基础数据主要包括单位管理信息、变电站信息、电能表基本信息等数据；

3、2、2 数据存储平台：变电站本地子站系统由于需要保存的数据量比较小，并且数据单一，只有本地变电站的数据，不包括其他变电站的数据。

3、3 系统运行环境设计 系统运行平台采用WINDOWS 2000、XP、2003以上版本操作系统，子站软件系统基于Windows操作系统，采用安全可靠的TCP/IP传输协议，使用WinSock套接字通讯和多线程技术，来提高数据处理速度，保证数据传输的实时性和及时性，确保系统的安全性、稳定性和可靠性。

4 变电站电能计量装置远程在线监测系统智能化分析

本系统能检测电压、电流、功率、相位、频率、谐波、需量等大量数据，并构建远程通讯网络实现数据的传输以及存储。该项目的实施可以确保设备较长时间的连续运行，从而可以记录大量的各种运行数据。对这些数据进行分析，可以对设备的运行又准确的了解以及设备的长期变化趋势做出预测，及时对可能出现的各种故障或问题进行预警处理，防止真正事故的发生。上述特性的实现基本适应了未来智能化电网的发展要求，部分智能电网技术可以在此该项目研究基础上进行功能开发，适应其需要。

本系统已经实现电能表状态巡检，及时发现计量故障，记录故障情况并提供实时报警，缩短计量故障处理时间。通过汇总电能表实负荷下的误差，绘制各类因素变化下的误差趋势图，作出电能表的运行状况评价。建立现场电能计量表计信息库，为电能表建立运行档案库，为数据分析提供基础研究适合智能电网需求的功能，融入即将到来的智能电网，成为其有机组成部分。智能电网实现的基础是实时数据的采集，以及对庞大的数据进行分析，本系统的实施可以对后续智能电网发展以及实现提供有力的软硬件支持。

5 结束语

我们将继续对变电站电能表远程监测系统进行深入研究，结合现场实际应用情况，及时对存在的新问题进行解决，使系统运行更加完善。继续跟踪和研究变电站电能计量装置远方自动监测系统的发展方向及其功能扩展，使其能够更好的满足超高压系统电能计量的要求，为四川省电力公司智能电网发展做出更大的贡献。

参考文献：

[1]王辉，毛莹、变电站电能计量装置远程在线监测系统的设计[J]、中国科技博览，2010，（1）：153-154、

[2]肖斌，杜宇，张文霞等、电能计量装置在线监测系统的研制与应用[J]、内蒙古电力技术，2009，27（1）：10-12、

电力计量监测篇7

关键词：在线监测；远程校检；电能计量装置；电能需求；电能表 文献标识码：A

中图分类号：TM933 文章编号：1009-2374（2016）35-0060-02 DOI：10、13535/ki、11-4406/n、2016、35、029

在电力部门的日常活动中，电能计量发挥着极大的作用，既可以确保电能计量装置实现可靠、准确的运行，还可以为管理决策、经营指导提供必要的依据。在国家实行厂网分开和电力体制改革之后，电力企业对计量装置技术管理的要求也日益提高。但是由于我国电力行业的起步较晚，技术手段还不完善，因此在电能计量装置的技术管理中依然存在很多问题。改善现有的工作方式，积极探索新的技术管理手段势在必行。

1 系统的组成与原理

与传统的电能计量管理方式不同，电能计量装置远程校验与监测系统是一个新概念，其弥补了很多传统系统存在的缺陷。与传统电能装置及其计量方式相比，电能计量装置远程校验与监测系统在电能计量的硬件装置方面以故障判断和实时监测为目标，还引入了先进的自动校验算法和数据分析法，来丰富电能计量的管理方法。同时进一步将系统的监测范围进行了完善，使之除了具备电能表外，还要安装其他各类互感器及其二次回路。从全面看问题角度出发，电能计量装置远程校验系统是集远程、智能、监测于一体的科学系统，其可以发挥事故报警、处理数据和实况监测等多种功能，其主要功能如下：

1、1 远程主站管理

远程主站管理是整个系统的远程管理中心，对于远程管理具有枢纽作用，可以处理和远程监测现场的实时数据。而且远程主站管理还可以为系统内其他用数据管理系统提供数据参考。

1、2 系统通信网络

该系统可支持当前电信领域内各类常用的通讯方式，如本地串行通信网、公共电话网、局域网和广域网等。

1、3 本地设备监测

本地设备能够采集、处理和保存现场各电能计量设备中的各电能计量信号信息。同时该部分还具备遥调遥控功能，可以支持远程通讯方式，实现数据的远程修改和传输。

该系统是一种整体结构，利用模块统一集中设计的。例如标准模块中集成了数据监测所需的各类功能，微处理器也能够进行数据处理的各类功能。最后通过各类通信线路，将系统中的数据处理、数据监控、数据采集和远程控制等模块连为一个整体。

2 电能计量装置远程检验的运用方法

2、1 电能表误差校验

通常计量装置综合误差影响因素有很多，但是电能表误差的比例达到了七成，在检查时就应该将电能表误差放在首要考核位置，然后才是测量二次回路压降的参数、互感器误差等。在现场运行时，电能表的误差是不断变化的，在对电能表误差进行检验的同时，受现场负荷状况动态变化的影响，功率因数也会时时发生改变，最为突出的就是暂态过程对误差的影响，因此对一组电能表的误差进行循环监测，不仅可以掌握到在不同工作状态下电能表误差是否符合监测标准的要求，还可以对负荷变化中电能表误差的实时情况有一个初步了解。

本套监测系统采用了高精度标准表，经信号预处理和整形后，从现场将被测的电能表脉冲引入系统脉冲端口，采用16位的A/D转换器比较系统内部的标准电能脉冲与被测电能表引入微处理器的脉冲，进而可以计算出电能表的误差。

因为系统内部设计了多路转换开关，在进行一组电能表的测试时，可以将用户从任意时间切换到统一回路进行检测，采用微处理器进行运算、控制。和这种工作模式相同，标准表同样是在监测系统中引入被测电能表的多路电流和电压监测，然后切换多路转换开关，微处理器进行统一调控所有过程，为确保测试流程所有项目顺畅，用户可以通过预设控制次序及控制时间，在存储器内部预留信息，系统会根据设计自动完成循环测试，标准表在同一时刻能够对对应回路的脉冲信号、电压等信息进行收集。如果采集和接入多路信号，监测系统可以从进行以下三方面的改进：

2、1、1 脉冲采集。变电站强磁和其他控制类负荷所产生的高频电波脉冲对传输线路产生很大的干扰，容易出现信号异常，脉冲在常数超过标准界限时，抗干扰能力几乎没有。所以监测系统要先进行脉冲整形，避免因为信号因素影响测量工作顺利进行。另外，在安装前还应将电缆影响、信号传递的方式纳入考虑范围，尽量降低因现场不利因素而带来的负面影响。

2、1、2 串联电流回路和电流监测系统串联起来，然后通过电流互感器、监测系统、电能表、电流互感器的顺序，对整个流程进行布置。可以将高精度穿心TA引入监测系统的内部，避免TA二次回路受到监测系统端电流回路的影响，这样也可以尽可能地避免继电控制回路与信号采集的过程中出现TA二次回路开路的问题。

2、1、3 并联电压回路和电能表电压端，以免监测系统的电压回路会干扰电能表端电压的正常采集。为了避免这一现象，以防电能表的电压端电气连接会由于内部系统的短路而出现自动中断，可以采取一定的自动保护措施。

2、2 监测TA及二次回路工作状态

对TA及二次回路工作的影响有很多种，传统意义上可以分为电能表、二次线路、电关联设备TA三大块。远程监测系统主要功能是监测二次电流回路分流窃电、TA性能恶化、线路接片老化、TA故障等情况，监测系统可以通过分析测试数据，按时提供相对应的状态信息，管理人员可以利用数据快速排查故障原因。二次电流回路监测方法的依据是计算回路的阻抗，不同负载时间常数会对暂态过程产生比较大的影响，匝间受绝缘击穿破坏，温升铁芯导磁率下降、残留在铁芯的直流成分过多等，这些都会在铁芯阻抗的变化上得到体现。

2、3 TV二次回路压降测试

TV二次回路压降应用最普遍、最大众的测量方式是布线方式测试。要进行测试TV二次回路压降，必须有专线接入监测系统，监测系统内部往往会出现阻抗单元过高，几乎不会有电压出现在专线上，所以可以将接入监测系统端的TV二次电压代替TV二次端的电压，再比对电能表上的端电压，对电压角差、比差和幅值差进行分析统计。实际上，母线TV在线路中比较常用，一般情况下在进行TV二次回路压降测试时，一组TV可供多只电表共同使用。母线TV可以作为一个单元，然后再通过各个表位分线，将压降线路引进去。在进行TV二次回路压降测试时，可以先对参数进行计算，然后对比TV二次端电压。在计算的全过程中要同步测量幅值和角差。

为了提高TV二次回路压降测量的可靠性，监测系统还要制定相应的保护措施，对每路电压的引入端子的过流进行保护，一旦发生故障，能够及时地隔离TV。而且每个回路均要使用独立的设计结构，避免单个回路测试故障而影响其他回路和表位的测试。

3 电能计量装置远程检验系统的应用效益

电能计量装置远程校验与监测系统目前仅仅只是一种用于校验电能表的参考装置。其数据只是为我们确定电能表的健康状况提供参考依据，但其依然有利于改善我们的生活质量，创造价值。从长远来看，需要检定机构出台一套电能表周检的标准，将其数据作为处理计量纠纷的依据。该系统能够产生以下三个方面的应用效益：

3、1 提升计量管理科技水平

系统原来采用传统人工检测法，现在随着信息化的进步，逐渐改为自动检测，为了对电能计量装置误差进行全面检测，可以采用一体式、在线测量等方法，实时计算电能计量装置整体的综合误差。另外，这种系统还可以电能计量装置运行的健康状况、电能表误差及二次回路状况与互感器进行实时监测，还可以根据监测结果电能计量装置的健康状况做出客观、可靠的评估。

3、2 提高经济效益

通过对该系统进行合理维护，在减少管理成本和各种周期性检定的同时，还可以有效地降低设备故障率，还可以节省大量人力、物力。大用户电能计量装置远程校验与监测系统可以现场测试电能计量装置，并实时监测计量装置的运行情况，有利于防止现场测试时出现接线错误，将测试环节可能出现的失误缩减为零。其还可以在线监测电网运行状况下的各个电力的瞬时量，跟踪对线路的负荷情况，方便电力人员更好地了解电能表等计量装置的实时误差，防止电量损失等现象出现，保障我国电力产业的快速发展不受损害。站在长远的角度上，城市居民及企业安装电能计量装置远程校验与监测系统还可以增加国家的电力方面的收入，为国家发展做出贡献。

3、3 提高计量工作效率和管理水平

近年来，因为人为操作错误或计量装置的损坏造成的电能计量故障发生的次数日益增多，在故障发生后，电力公司对电量进行追补时也受到很多因素制约，例如对断电期间和断电时的实际负荷没有真实有效的技术数据进行论证。而在采用了实时监测系统进行监测后，计量装置出现问题时，管理人员可以及时发现问题，通知维护人员赶往出事地点进行抢修，监测系统还能够将故障发生时的负荷曲线搜集记录下来。同样，电力管理人员也能更快地发现计量装置出现超限等情况，及时采取相应措施进行处理。

4 结语

本文简单介绍了电能计量装置远程校验与监测系统的组成和工作方法，其采用了多项新型信息技术，具有自动化、系统化的特征，能及时处理故障报警和计量误差等问题。这种系统的出现大大提高了电力工作人员的工作效率，减轻了电力人员的工作量，保证了电力生产公开透明化。电能计量装置远程校验与监测系统在电网工程中的实际运用，也证明了其是一种先进、效果出色、前景广阔的新技术。

参考文献

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[5] 陈玫、智能电表在线损智能化管理中的功用分析[J]、电源技术应用，2013，（10）、

电力计量监测篇8

【关键词】变电站；电气自动化；系统设计

一、引言

随着科学技术的不断发展，新技术层出无穷，伴随着数字化变电站的兴起，我国城乡电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班，而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术，并已获得成功。在变电站自动化系统的具体实施过程中，目前有不同的方法：一种主张站内监控以远动（RTU）为数据采集和控制的基础，相应的设备以电网调度自动化为基础，保护相对独立；另一种则主张站内监控以保护（微机保护）为数据采集和控制的基础，将保护与控制、测量结合在一起。从我国目前的电力系统运行体制、人员配备、专业分工来看，前者占有较大优势。因为无论从规划设计、科研制造、安装调试、运行维护等各方面，控制与保护都是相互独立的两个不同专业，因此前者更符合我国国情，而后者因难以提供较清楚的事故分析和处理的界面而一时还不易被运行部门接受。但从发展趋势、技术合理性及减少设备重复配置、简化维护工作量等方面考虑，后者又有其优越性。此实施方法正在成为一种发展趋势和共识。

二、方案设计思想

从信息流的角度看，保护（包括故障录波等）和控制、测量的信息源都是来自现场TA、TV二次侧输出，只是要求不同而已。保护主要采集一次设备的故障异常状态信息，要求TA、TV测量范围较宽，通常按10倍额定值考虑，但测量精度要求较低，误差在3%以上。而控制和测量主要采集运行状态信息，要求TA、TV测量范围较窄，通常在测量额定值附近波动，对测量精度有一定的要求，测量误差要求在1%以内。总控单元直接接收来自上位机或远方的控制输出命令，经必要的校核后可直接动作至保护操作回路，省去了遥控输出、遥控执行等环节，简化了设备，提高了可靠性。

从无人值守角度看，不仅要求简化一次主接线和主设备，同时也要求简化二次回路和设备，因此保护和控制、测量的一体化有利于简化设备和减少日常维护工作量，对110kV及以下，尤其是10kV配电站，除了电量计费、功率总加等有测量精度要求而需接量测TA、TV外，其他量测仅作监视运行工况之用，可以与保护用TA、TV合用。此外，在局域网上各种信息也可以共享，控制、测量等均不必配置各自的数据采集硬件，常规的控制屏、信息屏、模拟屏等亦可取消。

对于10kV配电站，由于接线简单，对保护相对要求较低，为简化设备节省投资，建议由RTU来完成线路保护及双母线切换等保护功能。因此需在RTU软件中增加保护运行判断功能，如备用电源自投功能，可通过对相应母线端失压和相关开关状态信号的逻辑判断来实现。

随着计算机和网络通信技术的发展，站内RTU/LTU或保护监控单元将直接上网，通过网络与上位机及工作站通信。取消传统的前置处理机环节，从而彻底消除通信“瓶颈”现象。变电站自动化系统和无人值班运行模式的实施，在很大程度上取决于设备的可靠性。这里指的设备不仅是自动化设备，更重要的是电气主设备。

三、设计说明

变配电站自动化包括继电保护、变配电站集中监控以及远方调度管理3部分。继电保护有常规电磁型继电器保护、晶体管继电保护与微机保护3种形式。常规继电器保护仍在继续使用，晶体管保护是一种过渡型产品，现在已被先进的微机保护所替代。智能化开关与智能化开关柜，以及变配电站综合自动化系统集继电保护、数据监测及远方调度于一体，在变配电自动化设计中应根据工程实际情况选用上述产品。

1、系统选型

主要从继电保护及站内集中监测与远方调度几方面考虑。对于继电保护而言，35kV及以上的变配电站一般都有变压器保护，应优先考虑选用微机保护或变配电站综合自动化系统。10kV变配电所一般均为电力系统开闭所及用户变配电站，一次接线比较简单，应以常规继电保护为主。选用价格低、性能可靠的智能化开关，智能化开关柜或综合自动化系统之后，可以取消常规继电保护。对于站内集中监测与远方调度来讲，有集中式与分散于开关柜内的集散系统两种形式，变配电站综合自动化系统是一种最先进的分散安装于开关柜内的变配电站站内集中监测与远方调度系统。集中式变配电站计算机监测与远方调度系统需要安装各种电量变送器。测量、信号与控制电缆要由开关柜内引出，外部电缆数量多，设计与施工工作量大，一般不宜再推广使用。变配电站综合自动化系统的末端数据采集与控制单元直接安装于开关柜内，大都采用交流采样从电流或电压互感器直接进行测量，省掉了电量变送器，有些还可以省掉开关柜上的指示仪表。外部电缆只有一根通信电缆与供电电源电缆，设计与施工简单，所以应积极推广选用。智能化开关与智能化开关柜本身已经具备集中监测与远方调度功能。只要设计一根通信电缆引到调度值班室中央控制站计算机就可以实现集中监测与远方调度。但由于各厂家的通信协议不统一，不同厂家的产品实现联网比较困难，所以近期还难以推广应用。

2、电气设计原则

从一次系统与二次系统两方面考虑。对于一次系统设计而言，变配电站采用计算机监测与控制后对一次系统接线没有影响，一次系统接线方式及供电方案仍按有关要求与规定进行设计。变配电站采用计算机监测与控制后，应发挥计算机的图形显示功能，模拟盘可以简化或取消。变配电站采用计算机监测与控制后，可以实现无人或少人值班，值班室面积可以减小，分散值班可以集中于一处值班。

对于二次系统，其设计方案应该注意以下几点：开关柜内的继电保护，计量，信号与控制回路设计不变，值班室的继电保护屏与中央信号系统（信号屏、计量屏与控制屏）保持原设计不变，再设计一套重复的计量、信号与控制回路进入计算机监测与控制系统。开关柜内的继电保护，计量，信号与控制回路设计不变，值班室的中央信号系统（信号屏、计量屏与控制量）取消，集中保护的继电保护屏应保留，再将计量，信号与控制回路进入计算机监测与控制系统。开关柜内的继电保护、计量、信号与控制回路设计不变，值班室的中央信号系统（信号屏、计量屏与控制屏）只包括电源进线与母线联络开关柜，所有出线开关柜均不进入中央信号系统。电源进线，母线联络开关柜及所有出线开关柜的中央信号系统（信号、计量与控制）全部进入计算机监测与控制系统。

二次系统设计原则是：变配电站采用计算机监测与控制后值班室原有的中央信号系统（信号屏，计量屏与控制）应取消，采用集中保护的继电保护屏应保留，应优先选用第二方案。对于有特殊要求的单位或地区，可以选用第三方案，第一方案一般不宜设计选用。

3、电气设计

一次系统的电气主接线方式按原设计不变，在单线系统图的设备型号说明中应注明采用计算机监测与控制系统后所增加的设备数量与型号，如电量变送器，电力监控器等。对于需要通过计算机监测与控制系统进行远方遥控操作的开关，一定要选用能进行远方分、合闸功能的自动开关。开关运行状态要进入计算机监测与控制系统的开关，一般要有一对独立的常开接点引入计算机监测与控制系统。低压自动开关的型号设计时一定要注意满足这一要求，多选一对常开辅助接点。

对二次系统继电保护设计来讲，35kV及以上供电系统可以考虑选用微机保护，而且应优先考虑采用变配电站综合自动化单元。10kV供配电系统仍应以常规继电器型继电保护为主，可以再设计只有监控功能的变配电站综合自动化单元。220/380V低压配电系统，仍应以自动开关与熔断器作为保护，再设计只有监控功能的变配电综合自动化单元。

对于测量回路设计而言，需要进入计算机监测与控制系统的测量参数由设计者根据有关规定与用户实际需要来确定。需要进入计算机监测与控制系统的各种测量参数，首先经过电流互感器与电压互感器变为统一的交流。采用变配电站综合自动化系统之后，其监控单元均为交流采样，直接从电流或电压互感器取0A～5A或0V～100V测量信号，低压直接取220V或380V信号。不再需要各种电量变送器，开关柜上各种测量仪表可以取消。电度计量应选用带脉冲输出的电度表。其型号及一次接线与原电度表相同，只在备注中说明带脉冲输出，并注明与计算机监测与控制系统相匹配的直流电源电压，设计时应优先选用自带供电电源的有源型，输出为隔离型的脉冲电度表。计量柜电度表一般不进入计算机监测与控制系统，所以应在进线开关柜内增加有功与无功脉冲电度表各一块，作为内部统计用电量使用。

对于信号回路设计，所有需要计算机监测与控制系统进行监视的开关状态，均应有一对常开接点引到计算机监测与控制系统。所有常开接点可以共用一个信号地线，但不能与交流系统地线相连接。所有信号继电器均应有一对单独的常开接点引到计算机监测与控制系统。有中央信号系统时，信号继电器应再有一对常开接点引到中央信号系统，以下两种常开接点应分开，由于电压等级不同，不能共用地线。

控制回路设计中应该注意以下问题：计算机监测与控制系统都有合闸与分闸继电器输出接点，将其并连接到开关柜的合分闸开关或按钮上就可以进行远方合分闸操作。计算机监测与控制系统的合分闸继电器接点与开关柜上合分闸开关或按钮之间应设计手动与远方自动转换开关。10kV及以上的供配电系统需要计算机监测与控制系统进行远方合分闸操作时，其控制开关应取消不对应接线，可以选用自复位式转换开关，也可选用控制按钮。所有进入计算机监测与控制系统的远方操作开关的手动分闸操作开关或按钮应有一对独立的常开接点引到计算机监测与控制系统，以便在人工手动分闸时给计算机监测与控制系统一个开关量输入信号，以防止人工就地手动分闸时出现误报信号。

四、变配电站综合自动化系统

变配电站综合自动化系统是以一个配电间隔为单元，由一台电力监控器完成信号测量、继电保护与控制。测量为交流采样，直接从电流互感器或电压互感器取交流。--SA电流信号或交流。0V～100V电压信号，380/220V低压系统直接取交流0V～220V或0V～380V电压信号。所有电力监控器通过通信电缆引到计算机系统。

1、变配电站综合自动化系统外部电缆设计

变配电站综合自动化系统的外电缆设计非常简单，只有一根通信电缆与一根交流220V电源线。通信电缆一般选用计算用屏蔽电缆，线芯为两对两芯0、5m铜芯线，使用一对，备用一对。也可以选用双芯屏蔽双绞线。大型变配电站也可以考虑使用光缆。电力监控器应由专用电源集中供电，以保证供电可靠性，增加抗干扰能力。有些电力监控器可以用220V直流电源供电，此时可以由直流屏集中供电。变配电站数量少时，可以不设现场控制站，电力监控器的通信电缆可以直接引到中央控制站。供电电源可由变配电站内单独提供，距离中央控制站近时，也可以由中央控制站供电。通信距离可达3km。变配电站内开关柜数量少时，可以几个变配电站合用一个现场控制站，每个现场控制站可带犯个电力监控器。电力监控器到现场控制站及现场控制站之间的最远距离均为5km。

2、变配电站综合自动化系统的二次接线图设计

变配电站综合自动化系统的二次接线图设计按所选用的电力监控器种类分为只有监控功能与带保护功能两种。10kV及以下电压等级的供电系统一般应选用只有监控功能的电力监控器，其二次接线图见有关产品设计项或手册。

3、变配电站综合自动化系统的选用

变配电站综合自动化系统的成套设备生产厂商有很多，例如国内的鲁能、南瑞、南自、许继、思达、四通，国外的SIMENS、ABB等公司。应该根据实际设计要求与系统的功能，综合考虑选用，一般的变配电站综合自动化系统应该具有以下功能：SCADA功能、数据库系统、高级专家功能、运行管理功能、网络互联功能。选用的基本原则是：在满足要求的情况下，系统运行的可靠性好、性能价格比高。

五、结论

综上所述，智能化电网建设首先要从设计阶段优化电网设计，整体考虑，各电压等级全系统优化，使整个电网可靠、安全、简单。随着智能变电站建设的不断深化，变电站各系统将逐步优化和完善，实现高效、安全、可靠、经济的变电站建设，有力保证电网安全稳定运行。

参考文献

[1]马仕海,荆志新,高阳、智能变电站技术体系探讨[J]、沈阳工程学院学报:自然科学版,2010,6(4):333-337、