| 摘要 | 第5-6页 |
| Abstract | 第6-7页 |
| 第一章 绪论 | 第12-20页 |
| 1.1 程序化操作简介 | 第12-14页 |
| 1.2 我国数字化变电站发展现状 | 第14-15页 |
| 1.2.1 电子式互感器 | 第14页 |
| 1.2.2 智能断路器以及相应的智能接口装置 | 第14页 |
| 1.2.3 二次设备以及过程层的通信接口 | 第14-15页 |
| 1.2.4 数字化变电站建设应用实例 | 第15页 |
| 1.3 我国程序化操作模式开展现状 | 第15-18页 |
| 1.3.1 程序化操作的实现方案 | 第15-17页 |
| 1.3.2 程序化操作的实现方式 | 第17-18页 |
| 1.4 110KV 三江数字化变电站程序化操作开展总体情况 | 第18-19页 |
| 1.5 本文的研究意义及主要内容 | 第19-20页 |
| 第二章 数字化变电站的简介 | 第20-26页 |
| 2.1 数字化变电站的主要技术特征 | 第20-21页 |
| 2.1.1 数字化变电站信息数据实现了从模拟量向数字量的跨越式发展 | 第20-21页 |
| 2.1.2 数字化变电站系统结构集成度得到解决了空前优化和功能拓展 | 第21页 |
| 2.1.3 以 IEC 61850 为基础的系统建模标准化为程序化操作开展提供了平台 | 第21页 |
| 2.1.4 数字化变电站实现了全站设备实时在线监测 | 第21页 |
| 2.2 数字化变电站的结构组成 | 第21-24页 |
| 2.2.1 智能化的一次设备 | 第22-23页 |
| 2.2.2 网络化的二次设备 | 第23页 |
| 2.2.3 IEC 61850 通讯协议 | 第23-24页 |
| 2.3 数字化变电站的网络结构 | 第24-25页 |
| 2.3.1 过程层 | 第24页 |
| 2.3.2 间隔层 | 第24页 |
| 2.3.3 站控层 | 第24-25页 |
| 2.4 110KV 三江数字化变电站的技术配置 | 第25页 |
| 2.4.1 三江数字化变电站的一次配置 | 第25页 |
| 2.4.2 三江数字化变电站的二次配置 | 第25页 |
| 2.5 本章小结 | 第25-26页 |
| 第三章 程序化操作技术介绍 | 第26-37页 |
| 3.1 程序化操作主要技术支撑 | 第26-27页 |
| 3.1.1 稳定可靠的自动化系统 | 第26页 |
| 3.1.2 性能优良的一次设备 | 第26页 |
| 3.1.3 完备的防误操作功能 | 第26-27页 |
| 3.2 工作原理 | 第27-36页 |
| 3.2.1 程序化操作的实现模式 | 第27-29页 |
| 3.2.2 程序化操作的执行策略 | 第29-30页 |
| 3.2.3 程序化操作的功能设计 | 第30-31页 |
| 3.2.4 程序化操作的操作票类型 | 第31-32页 |
| 3.2.5 程序化操作的操作票验证问题 | 第32页 |
| 3.2.6 程序化操作当中二次设备的关键操作问题处理 | 第32-33页 |
| 3.2.7 程序化操作的总体执行流程 | 第33-34页 |
| 3.2.8 程序化操作对自动化系统的技术功能要求 | 第34-35页 |
| 3.2.9 程序化操作的防误操作实现方式 | 第35-36页 |
| 3.2.10 程序化操作的操作中断处理措施 | 第36页 |
| 3.2.11 如何确保一次设备状态检测的准确性 | 第36页 |
| 3.3 本章小结 | 第36-37页 |
| 第四章 110kV 三江数字化变电站程序化操作的实现方案 | 第37-44页 |
| 4.1 三江变电站概况 | 第37页 |
| 4.2 三江数字化变电站工程技术配置 | 第37-38页 |
| 4.2.1 三江数字化变电站的“三层”结构配置 | 第37页 |
| 4.2.2 三江数字化变电站一次智能设备配置 | 第37-38页 |
| 4.2.3 三江站智能化程序操作票系为实操提供了操作入口 | 第38页 |
| 4.3 三江数字化变电站程序化操作的操作模式和具体流程 | 第38-41页 |
| 4.3.1 三江数字化变电站在后台进行实际程序化操作的过程 | 第38-40页 |
| 4.3.2 三江数字化变电站的程序化操作票模式总结 | 第40-41页 |
| 4.4 三江数字化变电站典型程序化操作实际案例流程 | 第41-42页 |
| 4.4.1 常用 10kV 馈线在变电站后台监控机执行“运行”转“冷备用”的停电操作案例 | 第41-42页 |
| 4.4.2 常用 10kV 母线在变电站后台监控机执行“运行”转“冷备用”的停电操作案例 | 第42页 |
| 4.5 三江数字化变电站的程序化操作异常处理 | 第42-43页 |
| 4.5.1 程序化操作时，监控系统发“事故总”自动停止程序化操作 | 第42-43页 |
| 4.5.2 程序化操作时，设备分合不到位或未满足操作条件，监控系统自动停止程序化操作 | 第43页 |
| 4.5.3 程序化中断后的操作要求： | 第43页 |
| 4.6 本章小结 | 第43-44页 |
| 第五章 110kV 三江数字化变电站几起设备异常和操作障碍分析 | 第44-57页 |
| 5.1 三江数字化变电站站常规运行方式 | 第44页 |
| 5.2 三江数字化变电站几起设备异常造成程序化操作失效的处理和分析 | 第44-47页 |
| 5.2.1 光电 CT 损坏造成的电流采样无输出处理 | 第44-45页 |
| 5.2.2 合并器损坏造成的通讯中断处理 | 第45页 |
| 5.2.3 总服务器“死机”造成的远程监控失联 | 第45-46页 |
| 5.2.4 基于 GOOSE 技术的 10kV 备自投装置频繁发出“装置内部故障”及“通信故障”信号 | 第46-47页 |
| 5.3 三江数字化变电站几起程序化操作障碍的处理 | 第47-48页 |
| 5.3.1 后台操作系统异常造成程序化操作无法开展 | 第47页 |
| 5.3.2 开关柜小车电机卡阻造成的操作中断处理 | 第47-48页 |
| 5.3.3 电容器组放电线圈故障造成的 VQC 投入电容器组失败分析 | 第48页 |
| 5.4 三江数字化变电站程序化操作模式的效用分析 | 第48-56页 |
| 5.4.1 程序化操作的先进性分析 | 第48-54页 |
| 5.4.2 程序化操作的实用性分析 | 第54-55页 |
| 5.4.3 程序化操作的可靠性分析 | 第55页 |
| 5.4.4 程序化操作的局限性分析 | 第55-56页 |
| 5.5 本章小结 | 第56-57页 |
| 第六章 程序化操作技术发展所带来的积极影响与远景展望 | 第57-63页 |
| 6.1 程序化操作技术发展对变电设备管理带来的影响 | 第57页 |
| 6.2 程序化操作技术发展对运行维护带来的影响 | 第57-58页 |
| 6.2.1 对变电运行专业带来的影响 | 第57-58页 |
| 6.2.2 对继电保护专业带来的影响 | 第58页 |
| 6.2.3 对检修专业带来的影响 | 第58页 |
| 6.3 程序化操作技术发展对现阶段变电管理体制的影响 | 第58-60页 |
| 6.3.1 提高变电运行人员的技术水平 | 第59页 |
| 6.3.2 加快程序化操作相关管理标准制定的步伐 | 第59页 |
| 6.3.3 变电运行缺陷管理思路的转变 | 第59-60页 |
| 6.3.4 加快继电保护和自动化专业的技术融合进度 | 第60页 |
| 6.4 对程序化操作技术发展的远景展望 | 第60-62页 |
| 6.4.1 近期展望 | 第60-61页 |
| 6.4.2 远期展望 | 第61-62页 |
| 6.5 本章小结 | 第62-63页 |
| 结论 | 第63-65页 |
| 本文总结 | 第63页 |
| 三江站程序化操作的未来展望 | 第63-65页 |
| 参考文献 | 第65-67页 |
| 攻读硕士学位期间取得的研究成果 | 第67-68页 |
| 致谢 | 第68-69页 |
| 附件 | 第69页 |
