智能化变电站范文

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中图分类号：TN915.5 文献标识码：A

一、智能变电站

随着社会的进步，城市的发展，智能电网作为城市智能化发展的客观需求，是城市发展的重要能源保障和先行者，也是城市智能化建设的一项重要内容，是城市智能化进程的必然选择。

智能变电站是指采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化，通信平台网络化，信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和检测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。其主要内容包括新建智能变电站，变电站智能化改造，变电站在线监控、变电站运行维护集约化等。

二、智能变电站的自动化系统

智能变电站自动化系统可以划分为站控层、间隔层和过程层三层。

（1）站控层包含自动化站级监视控制系统，站域控制、通信系统、对时系统等子系统，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制（SCADA）操作闭锁以及同步相量采集，电能量采集，保护信息管理等相关功能。

（2）间隔层设备一般指继电保护装置，系统测控装置、检测功能组的主智能电子设备（IED）第二次设备，实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的功能。

（3）过程层包括变压器，断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及其所属的智能组件一级独立的智能电子设备。

三、智能化变电站综合集成化智能装置及其功能结构

数字化变电站在运用集成技术之后，全站范围内的数据交互通过光纤以太网实现。变电站层与间隔层之间现场距离长，数据交换量大，实时性要求高，需要与外部电网互联互通。而间隔层与过程层之间数据交换，不同间隔之间的数据交换，都是局限于变电站内，数据交换多是点对点，瞬时性的。若所有的间隔层设备与过程层设备之间的联系完全依赖于光纤网络，一旦光纤网络出现故障或受到干扰，间隔层与过程层之间的联系将非常不可靠，全站的所有自动化功能都可能因此受到影响而不能正常工作。

为了进一步减少变电站内元件(节点)数量，降低间隔层自动化功能对光纤网络的依赖性，将间隔层与过程层之间的联系从对光纤网络的依赖中解放，同时也为了进一步简化变电站的结构，本文提出了一种将变电站内过程层与间隔层一二次设备进行一体化、智能化综合集成的构想，并以此提出智能化变电站的架构体系。通过分析，认为该综合集成构想以及智能化变电站架构体系的实现，具有先进性，能够满足未来智能电网发展的要求。

变电站一、二次设备的一体化、智能化集成，指除了过程层的测量与控制执行等功能外，将目前变电站结构中间隔层的保护、控制、监视等功能也综合集成到过程高压设备现场，由就地安装的综合集成化智能装置(Compositive Integrated Intelligent Device，CIID)一方面直接作用于一次设备，另一方面通过标准化的接日并入全站唯一的光纤总线，进行各CIID之间，及CIID与变电站层的功能之间的信息共享与优化协作。

智能化现场测控装置(模块)接受全网统一的同步时钟信号，实现对一次设备的模拟量、开关量与状态量的同步采集，按照全网统一的标准(如IEC61850)处理，为测得数据统一打上同步时间标签；也接受运行控制模块、继电保护模块等的控制命令，实现对一次设备操作的控制与执行。继电保护模块在所有的模块中享有最高优先级，可以直接从智能化现场测控装置获取所需信息，以最短的时间做出反应，并且在任何情况下其保护功能都不被闭锁，同时还可通过标准化接口与其它一次设备的CIID的保护功能交互、配合。统一数据存储模块是CIID的木地信息数据库，测量得到的所有的标准化模拟量、开关量与状态量信息都在此存储，提供给其它功能模块，并可按照时间轴、属性轴等对信息数据进行初步的归类与管理。同时，也可以记录并存储各个层次、各个模块所有的面向对应一次设备进行操控的命令，以备查询。运行控制模块从统一数据存储模块获取木地设备的状态信息，也可接受来自变电站层的指令或利用其它CIID的信息综合判断，实现对一次设备的自动控制、紧急控制，故障录波与事件记录，非正常状态与故障状态的恢复等功能。诊断监视模块实现对设备的状态监视和诊断。软件管理模块可以对所有的功能模块软件进行管理、更改和升级。CIID的硬件配置要求满足所有自动化功能所需，并考虑冗余度。今后对CIID功能的增加或提升，只需通过软件升级实现。

CIID内各个模块之间通过总线结构实现交互。对外经由通信模块，通过标准化的接口与变电站层和其它的CIID通讯交互。通信管理模块在综合集成化智能装置中处于“咽喉”的地位。装置内的各个功能模块，需要与其它CIID的功能模块进行交互和协作，也需要向变电站层报告信息，并接受变电站层的指令。通信管理模块需要对所有的功能模块的所有信息进行有效的组织和管理，以保证信息交互的可靠与高效。流经标准化接口的信息包括由变电站层向综合集成化智能装置的查询命令、控制指令、调用指令等，包括由CIID向变电站层的实时运行信息(包括模拟量、状态量、开关量等)、故障录波、事件报告等，以及各CIID间的互锁和调用信息。智能化测控装置是变电站基础信息的根本来源，通过综合集成化智能装置的标准化接口接入站内光纤以太网，可以构成全站乃至全网范围的标准化基础信息平台。

需要说明的是，上述功能模块不是将各自动化系统装置在安装位置上进行简单的捆绑和叠加，而是在将所有自动化功能进行全面综合考虑后的升级优化。优化的目标是:功能齐全、硬件冗余、实现功能的流程最简化和最有效化。

四、综合集成的智能化变电站的架构

综合集成的智能化变电站的架构，其结构和功能总体上分为两层，即智能设备层和变电站层。智能设备层主要由综合集成化智能装置(CIID)和高压一次设备构成，二者之间通过非常规电流互感器、非常规电压互感器以及各类传感器建立直接联系。除了高压开关设备之外，智能化变电站中的一次设备多了分布式电源接口和柔流输电装置(FACTS装置)。由于CIID内综合集成了各个变电站自动化系统的功能模块，因此可以实现并完成IEC61850标准提出的变电站分层结构中的过程层和间隔层的功能。可以认为智能设备层是对过程层和间隔层的集成。智能化变电站的变电站层的功能主要包括各个CIID在站级的管理和协调应用，站级的一体化数据管理以及与远方调度控制中心和其它智能化变电站的信息交互、协调控制的管理等。当多个智能化变电站实现标准化的互联时，即可构成支撑智能电网的重要节点。

在该架构中, 变电站中每个控制和监视设备都需要从过程输入数据, 然后输出控制命令到过程。而CIID是核心, 它将控制、保护、测量等功能集成在这个通用的平台上, 通过通用的硬件和软件采集各功能需要的数据和状态量, 实现数据共享。CIID 主要有以下几个模块:

（1） 智能化现场测控模块, 它接受全网统一的同步时钟信号, 实现对一次设备的模拟量、开关量与状态量的同步采集, 也接受运行控制模块、继电保护模块等的控制命令, 实现对一次设备操作的控制与执行。

（2） 继电保护模块, 它可以直接从智能化现场测控装置获取所需信息, 以最短的时间做出反应, 并且在任何情况下其保护功能都不被闭锁,因此它是优先级别最高的模块。

（3）通信模块, 通过标准化的接口与变电站层和其它的CIID通讯交互。

五、智能变电站的优势

智能变电站能够完成比常规变电站范围更宽、层次更深、结构更复杂的信息采集和信息处理，变电站内、站与调度、站与站之间、站与大用户和分布式能源的互动能力更强，信息的交换和融合更方便快捷，控制手段更灵活可靠。智能变电站设备具有信息数字化、功能集成化、节奏紧凑化、状态可视化等主要技术特征，符合易扩展、易升级、易改造、易维护的工业化应用要求。智能变电站与常规变电站相比，其优势见下图：

六、智能变电的发展趋势

第一次技术革命：18世纪60年代首先发生在英国，它开创了以机器代替收工工具的时代。这场革命是以蒸汽机的发明为标志的。第一次技术革命使工厂代替了手工场，机器代替了手工劳动。

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1引言

智能化变电站具有全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化的特点，信息能够通过网络在全站范围内实时共享，为站域范围内信息的需求提供了物质平台。

继电保护通过获取的信息研究故障特征以确定是否发生故障并确定故障类型，因此，对保护而言，智能化变电站不同于传统变电站的最大优势在于可以使用站域信息。由于获取的信息的来源和数量均发生很大变化，智能化变电站中的保护装置将会发生诸多方面的改变。本文基于信息共享提出了站域保护概念，研究了站域保护能应用的方面，并提出了基于站域保护思想的同杆双回线保护方案。

2 变电站通信网络

2.1 过程层网络

过程层网络主要完成断路器跳闸命令和周期性的采样值的快速可靠传输。IEC61850 提供了面向通用对象事件（GOOSE）模型和服务以及采样值（SV）服务，用于分别实现以上功能。

2.1.1 网络拓扑结构

以太网具有三种基本网络拓扑结构，点对点型、环网型、星型。

（1）点对点型拓扑。这种拓扑结构中，IED 之间通过直连的形式进行通信，因此具有高可靠性和实时性，但通信线路复杂，要实现数据共享，设备需要较多网口，改造升级困难。

（2）环型拓扑。所有交换机收尾相接，连成环状，可以应对任意一点的故障，但虚断点两端的交换机进行通信具有较大延时。

（3）星型拓扑。星型拓扑存在一个中心交换机，任何其他两个交换机之间进行通信必须以其为媒介，通信延时较短，但当中心交换机故障时，网络不能正常运行，这个可以通过双网增加冗余，提高通信网络的可靠性。

2.1.2 过程层网络拓扑结构

这三种结构各具优点，从满足保护对冗余信息的要求出发，为了兼顾可靠性与实时性，并且实现过程层信息共享，采用双星型结构并结合点对点结构。在间隔中采用点对点直采方式，保证了继电保护装置所需的本间隔信息的可靠性，各个间隔之间的通信结构采用星型网络，使得保护可以方便获取其它间隔的信息，双重化进一步提高了可靠性。

目前现场中保护所用电压电流量的采集方式即为点对点采集。在智能变电站间隔中仍然采用直采方式，保证了继电保护装置对本间隔信息采集的高可靠性。继电保护的正确动作主要依靠于本间隔的信息，这样就确保了保护在过程层网络发生故障，其它间隔信息无法获取时，仍可利用本间隔信息进行判断。此时，保护就退化为传统保护，电网各处仍被保护覆盖。

2.2 站控层网络

站控层网络完成间隔层和站控层之间的通信。站控层具有重要作用，负责传递经过保护装置处理过的信息。站控层网络也可采用多种网络形式，考虑到可靠性与传输的实时性，站控层可选用与过程层相似的网络结构，即双星型以太网。

3 站域保护

基于智能化变电站中可以方便获取站域信息，提出了站域保护的概念。站域保护即基于智能化变电站提供的信息共享平台，综合利用全站信息对现有保护进行优化。这里的优化既包括对单个保护性能的优化又包括通过信息共享构成新的保护对保护配置的优化。站域保护是对利用多间隔信息以提高性能的保护总称。

由于需要保证数据的同步性以及数据传输量大，应尽量避免通过过程层传递采样信息，应挖掘变电站中的方向信息以及幅值信息等经过保护装置加工过的信息来提高保护性能。

对于需要多间隔信息的站域保护，将保护装置设置在站控层，这样可以减少数据传输量及传输延时，实质是利用智能化变电站可以方便获取站域信息得优势构成了新的保护；仅用其他间隔信息对只基于本间隔信息的保护进行优化时，保护装置仍然配置在间隔层，主要通过站控层网络获得冗余信息以提升性能。

从信息获取的范围来看，传统保护仅获取间隔信息，站域保护则可以获取全站信息。站域保护比传统的间隔保护获取了更全面的信息，因此，从理论上讲，站域保护比间隔保护能够做出更合理的决策。随着电力系统的发展，其对保护的要求不断提高，保护不正确动作会对系统产生很大影响。因此，不断提高保护正确动作率是继电保护持之以恒的目标。而由于间隔保护能够获取的信息有限，其性能已经很难实现较大的提升。站域保护由于将获取信息的范围从间隔扩大到了全站，必将使得目前间隔保护所存在很多问题得到解决，保护的性能会得到一次提升。而随着智能电网建设的不断推进，电网范围内信息共享也将得以实现，届时保护的性能必将会得到又一次提升。

4 结论

本文根据电网发展的智能化方向，基于智能化变电站中保护可利用站域信息的条件，提出了基于变电站信息共享的站域保护的概念。通过分析，运用站域保护的思想可以解决现有保护难以解决的一些问题。

参考文献：

[1]冯军.智能变电站原理及测试技术[M].中国电力出版社，2011：1-2.

[2]高翔.数字化变电站应用技术[M].中国电力出版社，2007.14-1.

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中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1007-9416（2014）05-0095-01

从2011年，我国全面建设智能电网工程，而智能电网建设中非常重要的一个环节就三场股变电站的智能化改造。近几年常规变电站的智能化改造已经成为一种普遍现象。2011年8月，由国家电网公司的《变电站智能化改造技术规范》（下文简称技术规范）出台，变电站的智能化改造有了标准的指导文件。技术规范将二人次系统改造列为智能化改造的首要目标，并规定了改造后的基本特征。智能化改造过程中不仅仅是设备更新和技术革新问题，在工程中能否顺利实施现场确定的方案，在规定的停电时间内能否顺利完成施工。

1 常规变电站体系结构

微电子技术的发展以及计算机技术的广泛应用也很大程度上促进了变电站的智能化，许多低功耗、智能化的电气设备运用在常规变电站，使变电站的智能化改造更加方便。一般来说，常规变电站的设备分别安装在站控层和间隔层两个不同的功能层，待数据库的计算机、操作员工作站以及远方通信接口组成站控层，而继电器保护装饰以及计量、测控设备组成了间隔层。在常规变电站中，一般通过常规的电磁型电流互感器（TA）和电压互感器（TV）组成常规变电站的信息采集渠道。通常这两种互感器的采样信息由电缆传送到计算机系统，也就继电、测控和计量系统中，然后系统经过A/D转换系统将这些数据转变成电子电路可以识别的信号。

2 智能变电站的体系结构

与常规变电站相比，智能变电站有很多技术上和结构上的优势，主要表现在采用标准的信息交互，通过智能化的一次设备，直接实现运行的智能化控制和互动化工能应用。从物理角度可以将其分为两种结构，一种是智能化一次设备结构，一种是网络化二次设备结构。从逻辑上，又可以分为过程层、间隔层、站控层三个层次。用高速网络通道在各层次内部以及层次之间建立通信系统。

3 现场施工方案研究

3.1 网络的重要性

（1）网络硬件的组建；在铺设二次电缆的时候，应该同步敷设网络通信线以及光缆。这样做有两个好处：首先可以统一设计施工，保证不二次施工，施工工艺更为美观；第二，网络三智能化的基础，只有搭建好网络，才能保证智能化改造的其他工作顺利进行。对于过程层网络的建设，应该按照既定技术规范要求，采用星形网络结构组建，如果交换机处理不当，星形网络结构可以避免网络风暴的发生。在建设网络的过程中，不仅要设计合理的线缆敷设清册，还要有按照三个网络层次所展示出来的VLAN配置图、网络拓扑图、网络通信图，为设计IP地址的分配方案提供基础，并应提供虚拟端子接线图以及物理设备以及设备端口编号。变电站的智能化技术才刚刚起步，在一定时间内会出现不规范和不完善的状况，这就需要系统集成商、IDE厂家以及变电站设计部门共同努力，不断规范和完善。

（2）最理想的网络配置方案；网络配置最理想的方法是系统集成商与IED厂家及时进行协调配合完成设备与系统的配置和联调，然后再进行现场施工。但是这种提前联调工作会受到生产运输条件以及施工工期的影响。基于这些因素，需要在现场处理本应在出厂前就解决的问题。这就需要注意一个问题，在现场施工前，要对施工过程中可能出现的问题提前考虑，尽量避免在出现问题时才进行修改，避免因重复施工和配置而造成的工作量、安全风险增加，工期延长以及资源浪费。所以在网络配置和搭建的过程要有整体观念，在这种理念的指导下进行状态检测、顺控、辅助系统配置和故障综合分析工作。

3.2 合理规划设备位置，避免冲突

在常规变电站的智能化改造时，经常会出现新旧一次设备因为安装位置而出现冲突。施工时要先将旧的一次设备和基础拆除，然后再建设和安装新基础和新设备。但是老旧的常规电站一般承担着非常重的负荷，停电时间不能过长。一般在安装完一次设备后，调试二次设备的时间已经非常短。如果是建设常规电站，可以先安装一次设备，然后再进行二次设备的测试和调试。然后如果建设智能电站，一次设备的调试工作需要提前预设，避免出现次生问题。例如在安装智能断路器的时候，可以安装智能汇控柜解决一次设备不能安装的问题，还可以用易地调试的方式解决汇控柜不能安装的问题。智能汇控柜只要接入装置电源就可以进行调试。通过电缆连接的汇控柜可以用模拟断路器代替智能断路器，就可以提前进行各种参数的检测。在安装完一次设备以后，再进行连接实测。可以大幅度缩短工期。

3.3 电子式互感器预调试

电子式互感器是智能化经常用到的设备，而且电子式互感器会和常规互感器共同用在智能化变电站。当不同类型的互感器共同组成保护时，要注意合并但愿采集延时问题，这就需要厂家提供相应的数据。在安装电子式互感器尤其是全光纤电流互感器时因为现场安装的工作量很大，为了缩短工期，可以采用预调试的方式提前测试电子式互感器的采样数据。电子式互感器与其他设备连接时，会出现光缆熔接不良或者错误的问题，采样调试前先进行光缆熔接质量测试，然后再接入相对较低的电压检验全回路光缆连接、极性和相别正确与否。然后再进行电子式互感器精度校验的时候，会大大缩短施工工期。

4 结语

常规变电站的智能化改造是一项繁琐而复杂的工作，改造后的智能化变电站要易集成和扩展、易升级改造以及易维护。施工过程中首先要注意安全问题以及设备稳定运行。尽量缩短施工工期以减少停电时间，经济性因素是最后考虑的问题。我国从2011年开始大规模建设智能化电网，必然要大量对常规变电站进行智能化改造。然而在常规变电站智能化改造过程中，会因电压等级、电气设备生产厂家以及变电站地域的不同而遇到的问题存在很大差异。这就需要各个部门和生产单位协调配合，发挥主观能动习惯，努力建设好我国的智能化电网。

参考文献

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中图分类号TM63 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2012）68-0082-02

智能化变电站的五防系统的设计是现代化的智能变电站发展的一种必备的技术手段，它的完善和建设不仅关乎变电站智能化的发展前景，更是现在社会经济发展的可持续性的要求，先进的智能化五防系统有利于发挥变电站的工程设计的进一步优化，落实“规范、巩固、完善、提高”总设计要求，不断的更新技术设备，此外，我国电力系统根据变电站的实际运行状况，提出了电气设备五防建设的要求，并且颁布法规对电气的管理、操作、和使用原则等进行规定，所遵循的原则是：凡有可能引起误操作的高压电气设备，均应装设防误装置和相应的防误电气闭锁回路。根据此项原则，进而提出了变电站中的五防系统构建。同时，对于变电站五防系统构建的重要性在《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中也有明确规定：采用计算机监控系统时，远方、就地操作，均应具备防误闭锁功能。这对于促进智能化的变电站五防系统的构建都起到重要作用，对于促进我国电力事业的稳定发展、国民经济健康运行有着重要的现实意义。本文从智能化变电站五防系统设计的原则进行分析，以期能够为变电站智能化的五防系统构建做出理论上的探讨前提。

1 智能化变电站五防系统构建的原则

1.1 推广和使用现代最新的变电站设计标准技术

智能化变电站的五防系统构建要根据现在的变电站标准设计的要求，推广和使用先进变电站的防电气误操作的先进方案，在设计过程中，要注意借鉴以往工程的设计理念和技术，不断的吸取经验教训，不能局限于一套标准方案的设计，根据现实工程实施的实际情况，是的智能化变电站的技术手段进一步优化，创新标准设计。

1.2 不断地更新技术和设备，优化智能化变电站整体布局

随着科学技术的不断发展和更新，变电站智能化的装备以及技术同时也要跟随时代和科技的步伐不断优化，即使的采用和引进新的技术设备来充实变电站设备以及五防系统的调整，积极的改进布置优化方案，具体的在通讯设备、专用通信室、低压室、配电屏等改进更新，结合现代网络监控系统的发展，使得变电站智能化、网络自动化运行操作，减少人为事故的发生，最大限度的应用科技创新来使得智能化变电站总平面五防系统构建成为可能和一种必然趋势。

1.3 遵循“规范、巩固、提高、完善”的总设计方针

这是智能化变电站无非那个系统构建和设计时的总体要求的体现，遵循工程规范规章进行建设，不断巩固变电站设置的基础设施，加强建施工的力度，提高工程建设质量，保证建设的科学可持续发展性，完善总设计方案并且不断优化改进，及时的发现问题，提高防范意识，防患于未然，最大限度的提高变电站五防系统构建的合理性和环境适应性，对构建智能化、网络化的五防系统打好基础，促进变电站的良性循环发展。

1.4 将工程条件和规程规范协调统一

变电站电气操作和设计施工时，不但要严格遵守工程实施的规范规章制度要求，避免因人为因素导致的施工上的失误，规范管理程序和操作步骤的流程，同时，要根据具体的智能化变电站的环境条件特点，将工程施工规范规章和当地的环境条件想统一，做到因地制宜的建设开发，最大限度针对环境特点来构建五防系统的结构，做到人与自然环境发展协调统一。

2 智能化变电站五防系统的特点以及实现方式

智能化变电站的五防系统的构建是指防止带负荷分合刀闸、防止误入带电隔离区间、防止误分合断路器、防止带电挂接地线、防止带地线合刀闸等防止五项电气误操作。将变电站中的五防系统与网络自动化系统融为一体，通过对数据等信息的共享，完成自动化系统监测的功能的实现，监控一体化的五防系统具有几方面以下特点：

1）五防系统的工作站作为整个变电站监控系统的一个节点，具有灵活性和可操控性的特点，既可以作为系统运行的操作总站，也可以进行独立的系统配置，根据实际情况进行灵活的选择，以便于实现整个变电站系统的操控；

2）五防系统集监控和防误于一体，在变电站数据信息共享的基础上，五防监测不用采取任何通信手段，及时获取系统信息，进行整个操控系统的监测和防误排查，减少二次建模的中间程序以及系统维护的工作量，节省了许多复杂环节，具有便捷性和直接性，同时，也大大提高了数据信息的真实性和可靠性，是智能化变电站系统优化的可靠和必要的手段；

3）五防系统作为整个系统监控的一个智能化组成，在技术优化上不断改进和创新，与监测系统全方位的无缝融合，具有数据图形界面化的特点，并且同时支持UNIX/Windows/Linux等不同的操作系统，便于工作人员的操作，改变了以往复杂的操作程序，对整个监测系统进行优化，从而极大地减轻了操作人员的负担和工作量。

随着五防系统构建在变电站中的重要性日益提升，我国各个单位也在致力于研究五防系统技术的创新和改进，对智能化的变电站五防系统构建的实现创造了可能性，目前，不断探索在新技术条件下五防系统的具体实现方式主要有如下几方面：

1）电气防误闭锁。电气防误闭锁是变电站中进行防止电气设备系统故障的一种有效手段和实现方式，作为一种最基本的电气联锁技术在实际操作中经常用到，它主要是通过联接电力系统中相关设备的辅助触点方式来实现电气闭锁的目标。具有可靠性和直接性。在实际操作中，电气闭锁回路经过不断完善和经验总结，发展了一套有效的电力系统防误闭锁程序，具备操作方便、可靠等优点，但是同时，也存在回路复杂，耗费电缆等缺点，并且存在刀闸辅助触点不可靠、户外电磁锁机构易损坏等问题，需要我们在实践中不断完善和发展电气防误闭锁设备和技术的改进、创新，以实现五防系统的顺利构建；

2）机械防误闭锁。机械防误闭锁设备装置一种户内变电站中的常用方式。结合了户内35kV的手车式开关柜设备以及10kV的金属封闭型开关柜，把机械防误闭锁装置联合设计，在相关操作部位之间采用机械机构的有机联系来实现联动操作，这种闭锁方式结构简单、操作便捷，无需辅助设备，同时，机械闭锁设备具有防尘、防污染等功能，可以在污染严重的环境下装置，但是，机械闭锁装饰的环节较多，在运行当中易导致机构卡死的故障，不能有效防止误分、误合断路器，给变电站的智能化闭锁程序带来一定程度上的局限性，需要我们在实际中根据具体环境条件，进行分别设计统筹，趋利避害，以实现智能化变电站的五防系统构建；

3）程序锁。程序锁是一种简单便捷、易实现户外配电装置的一种实现方式，不受距离的限制，用钥匙传递和实现相关电力系统相关操作程序。同时，在操作上具有连续性的特点，从第一把锁开始，中间不能中断，这在一定程度上使得在使用上的安全性和可靠性降低，在实施过程中，要严格操作，防止操作中的卡涩现象或程序发生紊乱，防止带电合地刀及防止误入带电间隔的功能不完善，实现五防系统的顺利构建。

智能化变电站的五防系统的构建是电力系统中的重要基础，不仅关乎电力事业的安全稳定发展，更是现在社会主义经济发展的可持续发展观的理念和要求，科学高效的构建五防系统有利于我国变电站的工程设计的进一步优化，进一步落实“规范、巩固、完善、提高”变电站总设计要求，在不断的更新变电技术设备的前提下，加强变电站无非五防系统构建的方案的优化设计，是建立良性循环的高水平、高效率、高科技的智能化变电站。目前，随着科学技术与网络水平的高速发展，基IEC61850 规约基础上的智能化变电站已由技术研制阶段逐步进入工程试用阶段，智能化变电站已成为变电站自动化建设的发展方向。五防系统的构建是智能化变电站发展的必然趋势，基于IEC 61850 标准，按照过程层、间隔层、站控层三层结构体系分层构建，以智能化的光纤通信网络代替繁杂的二次电缆，并实现智能设备间信息共享和互操作的变电站优化做出进一步探索，建设科学、先进的变电站五防系统构建，优化变电站平面设计对于保证我国电力持续健康供应具有重要意义，有利于促进国民经济的健康稳定发展。

参考文献

[1]南方电网变电站标准设计第五卷110KV变电站标准设计[M].中国电力出版社.

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中图分类号：TM411文献标识码： A

智能变电站与常规变电站的基本区别在于变电站是否具有设备智能化、网络化，设备之间是否实现无缝连接，IEC 61850标准和站内高级应用的特征。这些不光是两者之间的区别，也是常规变电站进行智能化技术改造的努力方向。

1 常规变电站和智能变电站在体系结构上的区别

1.1微机化、低功耗的常规变电站

目前，随着计算机技术及微电子的发展，常规变电站的设备具备了微机化、低功耗等特点。这些设备被安装在两个不同的功能层，即站控层和间隔层。站控层设备由远方通信接口、操作员工作站和带数据库的计算机等组成；间隔层主要由变电站的继电保护、测控、计量等二次设备组成。

1.2设备智能化的智能变电站

一次设备智能化、信息交互标准化、运行控制智能化以及功能应用互动化，是智能变电站最主要的技术特征。其体系结构在物理上可分为两类，即智能化的一次设备和网络化的二次设备；在逻辑结构上可分为三个层次，即过程层、间隔层、站控层。各层次内部以及层次之间采用高速网络通信。

2常规变电站在智能化技术改造方面的问题

常规站智能化改造，普遍存在着智能设备调试复杂费时长、负荷重无法长时间停电、站内空间狭小新旧设备安装冲突、不能全站停电进行设备改造等问题。这些是现场改造面临的真正困难。为保证智能化改造方案的顺利实施，需要针对智能化改造的特点，提前分析可能出现的问题，从而采取相应的措施和施工技巧，按期完成改造任务。

3常规变电站进行智能化技术改造后的优势

常规变电站智能化改造的经济效益主要体现在五个方面。

3.1投资成本上的效益：采用电子式互感器，设备小，减少变电站占地面积从而减少建设投资；减少大量不同规格电缆的敷设；设备可实现信息集成化应用和共享，减少设备的重复投资等。

3.2减少工期，提前送电。由于系统集成度高，大量的调试工作在工厂完成，大大缩短现场调试时间。

3.3变电站二次系统具有自我诊断和监视能力，可为运行和维护提供综合、有效的信息，更容易实现远方维修和远方运行控制，实现变电站无人值班，减少系统的运行维护成本。

3.4设备可以即插即用，便于电网系统的升级改造。

3.5全数字计量系统，没有距离传输影响，不需要进行线损补偿。

4常规变电站进行智能化技术改造中需要遵循的原则

4.1安全可靠原则：变电站智能化改造应严格遵循公司安全生产运行相关规程规定的要求，不得因智能化改造使变电站的安全可靠水平下降。

4.2经济实用原则：变电站智能化改造应结合变电站重要程度、设备型式、运行环境、场地布置等实际情况，从充分发挥资产使用效率和效益角度出发，以提高生产管理效率和电网运营效益为目标，务求经济、实用。

4.3标准先行原则：变电站智能化改造应按照公司智能电网建设的统一部署和智能变电站技术功能要求，在统一标准后推进，并在试点工作中及时对相关标准进行更新和完善。

4.4因地制宜原则：变电站智能化改造应在总体技术框架下，因网因地制宜，制定有针对性、切实可行性。

5三种常规变电站智能化技术改造方案

5.1数字化改造只在站控层和间隔层之间进行，断路器、互感器等一次设备不动。实现 IEC61850代替103规约通信，与智能电网相呼应，引入高级应用。作为电力系统的“基础数据和对象”的源端，变电站应能支持采用系统级的运行控制策略，提供高级应用功能，主要有顺序控制、状态检修、全景数据反演、智能告警及分析决策、故障信息综合分析决策、经济优化与优化控制等。通过建立完善的智能告警及分析决策系统和故障信息综合分析系统，再通过调度数据网和调度端调控一体化系统和继电保护主站相连，实现所有保护软压板远方投退和定值区切换、保护动作报告的远方调取、远端复归报警信号等功能。

这种方案是较简单的智能化改造方案，具有较高的实用性，易于在老变电站推广改造，同时改造风险小。但缺点是过程层的一次设备仍为传统常规设备，仍需要使用大量的控制电缆。

5.2由于传统断路器、刀闸等一次设备不具备实现数字化的条件，因此配置智能终端，使其具备过程层总线接口，实现对一个完整控制单元的状态量、控制量等信息进行处理，并经过过程层网络与对应间隔层设备通信，从而在过程层实现数字化。智能终端接收保护控制装置通过GOOSE 网络送来的跳合闸命令，通过自带的操作回路完成断路器跳合闸，操作回路具有跳合闸电流保持、断路器防跳、压力闭锁等功能。

常规互感器加装合并单元，尽管这种方式不能解决常规互感器的固有缺陷，但可以减少常规互感器的数量，同时可以节省电缆，传统保护、测控、电能表、录波器等设备可以省去AC 模件、模数采样回路等部分，降低全站的电缆费用和二次设备费用。智能终端和合并单元的采用以及过程层网络的搭建使智能变电站的“功能分散”、“信息共享”的优势得以体现，从而可以实现二次设备的一体化设计。

构建变电站过程层网络构建SMV网络， 模拟量SMV数据传输基于IEC 61850-9-2 标准， GOOSE 网络则用于传输开关量信息， 包括一次设备位置结点、 保护跳闸、控制分合闸等信息。相应电压等级的控制保护系统和过程层智能终端经网络接口连接到相应的GOOSE 网络上，实现信号交互。网络的搭建和配置是基础，有了这样的整体概念，其他的顺控、状态监测、智能告警及故障综合分析、辅助系统等才能循序渐进地进行。

5.3采用一体化设计的高压电器、电子式互感器、在线监测技术等方式，以“紧耦合”方式实现了高压电器与智能组件的一体化设计，将智能化程度更提高一步。

站控层设备由传统意义上的后台监控系统和远动服务器等构成。站控层采用以太网结构，监控、远动通信服务器等站控层设备需支持IEC 61850标准。

监控系统集监控、远动通信、运行维护、五防闭锁于一体。对电度表、直流屏等不符合网络通信要求的智能设备采用一台规约转换设备进行规约转换，接入以太网。目前，许多微机综合自动化变电站己完成了站控层设备的智能改造，不需要进行整体改造、更换，对于老式常规变电站可以随着微机自动化改造的进行，预先对站控层的设备进行智能改造，以便为整站智能改造打好基础

结束语：

三种常规变电站智能化技术改造模式各有优点和缺陷，同时在改造在工程实施中会遇到很多问题，因此我们要不断吸纳更多技术、结合三种模式长处的基础上，根据变电站的设备选型和实际安装条件，采取针对性的措施和施工技巧，这样才能在保证施工工艺和安全的基础上，减少停电时间，完成改造任务。

参考文献：

[1]田鹏. 变电站智能化技术的综合运用[J]. 科技视界,2014,03:260.

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中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2014）32-0008-02

智能化变电站是采用可靠、先进、集成等各种智能化设备，自动完成配电网各种信息的采集、测量、控制与检测等，实现对配电网的调节、控制、协调与分析，是配电网的重要组成部分，其能否安全可靠的运行直接决定着整个电网的可靠性。然而由于智能化变电站极为复杂化，规模也日益扩大，造成各种安全隐患十分严重，一些简单的事故就可能造成大范围停电，严重的还可能导致电网瘫痪。基于此，开发一套能实现变电站内故障信息的分析决策系统，以便准确判断故障类型、位置并及时排除故障，增强供电的可靠性，就具有重要的意义。

1 智能化变电站故障系统的关键问题

为了能对故障位置和类型进行准确判断，并能够及时排除故障，智能化变电站故障系统的开发必须克服以下三方面的问题：①大容量数据采集和存储。通常情况下，1个变电站会存在多个合并单元，每个合并单元采样点平均采样字节数为255 Byte，这就要求开发的故障系统必须具有较强的数据吞吐、处理能力和准确度，同时还能通过高速通道将故障信息及时进行传输；②故障录波和上报记录两个模块互相独立，互补影响；③故障录波数据和报文记录能够实现关联分析、相互印证。

2 智能化变电站故障系统结构图与作用

2.1 智能化变电站故障系统结构图

智能化变电站故障系统采用模块化设计，具体系统结构如图1所示。

整个系统组成结构共包括五个模块：报文采集、解析模块；报文监测、记录模块；故障录波模块；高精度时钟模块和分析站模块。

2.2 智能化变电站故障系统模块作用

2.2.1 报文采集、解析模块

该模块是整个故障系统的核心部分，具体如图2所示。

该模块主要负责接收报文信息，接收后即刻读取当前时标，并给该信息打上与GPS同步的时间印章，同时结合师表和报文中的采样计数器，准确得出故障信息从采集到传输的延时。在工作时为了降低报文检测模块的中断响应频率，该模块将信息打包后传输给报文监测、记录模块，采用计数器同步方式将所有MU数据实现同步，然后再根据录波通道配置，提取录波模拟量和开关量，将提取出的信息传输给故障录波模块。

2.2.2 报文监测、记录模块

该模块主要负责实时、连续、无损记录各种信息的交互及其过程，对整个故障系统结构中通信网络、连接、报文、节点及端口等网络流量和报文信息进行统计。记录完成后，还能对各个模块的信息进行监测和对状态进行评估，根据监测的信息确定报文有无出现异常现象，对报文错误、重复、错序、符合性等进行实时预警。

2.2.3 故障录波模块

该模块能实现对变电站故障录波的全部功能，如启动、波形记录等。

2.2.4 高精度时钟模块

该模块主要作用是维护20 ns分辨率的高精度时钟系统，共提供三种对时方式：脉冲对时、B码对时和1588对时，与GPS实现同步，通过高速串行总线，能够实现对多个CPU同时提供时标。

2.2.5 分析站模块

该模块主要作用是分析智能化变电站运行过程中网络通信状态和电力故障，提供多种可视化的分析工具，为相关工作人员进行电力故障排查提供帮助，共包含在线监测、离线分析、建模和配置、对外通信四个子模块。

①在线监测模块。该模块的主要作用是实时显示各种监测到的信息状态，如：GOOSE和SV报文监测、故障录波和网络状态监测。GOOSE报文监测通常根据正常周期和错误原则来监测，具体见表1、2；SV报文监测主要包括同步偏差、丢点、重复、格式错误等监测；故障录波监测主要包括波形慢扫描、开关量检测等。

②离线分析模块。该模块的主要作用是对SC、GOOSE报文、故障测距、波形等进行详细分析，并实现和网络报文的点对点关联，从故障波形的任意采样点能够迅速实现SV报文定位，也能从SV报文里迅速找到相对应采样点并进行图形化分析。

③装置与配置模块。该模块的主要作用是对各个模块进行有效管理，同时能实现参数和启动定值的修改。

④对外通信模块。该模块的主要作用是提供传输故障录波、报文记录、故障简报等多种文件；能够实现定制查看、修改和投退；能传输出现故障的设备信号；能实现远程控制启动和复归录波等。

3 结 语

综上所述，对智能化变电站故障系统的结构和作用进行了研究，并将研发的系统应用到具体配电网中，该系统是将网络信息分析和故障录波技术融为一体，对智能化变电站的发展趋势相匹配，具有很好的使用效果。

参考文献：

[1] 高翔，张沛超.数字化变电站的主要特征和关键技术[J].电网技术，2009，（23）.

[2] 薛晨，黎灿兵，黄小庆，等.智能变电站信息一体化应用[J].电力自动化备，2011，（7）.

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中图分类号： C35 文献标识码： A

前言：随着现代信息化进程逐渐加快，智能化变电站出现在电网工程项目当中。智能化变电站运用现代信息科技，实现全站数字信息化，提升变电站的工作效率。同时，随着电网用电负荷以及质量水平的提升，变电站扩展成为未来发展趋势。扩建当中的各项具体内容的调试成为重要内容，实现智能化变电站扩展调试技术的具体分析，对于智能化变电站发展具有重要意义。

一、智能化变电站的概念及其特点

1、智能化变电站的概念

智能化变电站采用低碳、环保的智能设备，通过对全站实现数字化、信息化以及网络化为发展基础，实现自动信息监测以及保护功能，弥补传统变电站的缺陷，实现了传统变电站的变革，逐渐向着智能化方向发展。智能化变电站的发展是数字化变电站的延伸，以信息化平台为变革基础，实现全站信息化互动形式的发展。传统变电站当中的各个子系统是信息孤岛，各个信息平台之间缺乏联系，导致信息化互动形式不强。通过现代信息化形式的逐渐发展，以及IEC61850统一标准的应用，使得变电站各个系统之间形成资源共享形式。

2、智能化变电站的特点以及特殊性

2.1智能化变电站的主要特点。

2.1.1一次设备智能化：随着光学以及电子学原理的各种设备仪器的使用，常规模拟信号以及控制电缆逐渐地转化成信号以及光纤控制，并且智能化实际运行过程中采用数字通信信号。现场采集数据以及状态信息能够实现全站范围内共享。

2.1.2全站信息数字化：对变电站实现一、二次设备进行实际控制，能够实现信号通信过程的双向性。通过变电站内信息进行实际管理，保证全站信息传输过程数字化。

2.1.3信息标准化：IEC61850标准的统一制定，实现全站信息共享。保证全站信息传播准确性，并通过统一方式，实现各个系统孤岛之间进行联系，保证站内信息的集中获取。

2.1.4应用互动化：主要体现在变电站之间的相互联系上，实现全站内数据连接。同时在日常维护过程中，同样应该建立联系，实现中心站与受控站之间的联络，对于用户的反馈信息应该及时处理。

2.2智能化变电站扩建特殊性。

2.2.1联动性：每扩建一个新间隔，SCD文件都需要进行修改，并针对该文件相应的智能装置进行重新配置。在已经投运的故障录波器、网络报文分析仪以及母

线保护等与新建相关的智能装置都需要考虑此特点。

2.2.2依赖性：现场二次电缆回路验证完毕后，需等待后台集成SCD（变电站配置描述），而SCD文件的集成需要相应保护装置、合并单元以及智能终端的配置文件，且现场装置版本并不固定为最新版本，厂家进场后可能需要进行升级，这使得调试工作进度更依赖于厂家，因此需要对各厂家进行提前控制，统一时间到现场进行SCD的集成和组网工作。

2.2.3一致性：如运行间隔母线保护停运后，应该对其配置进行备份，记录保护各个支路的电流数值以及相位、刀闸位置等信息，将新配置下装后，与记录信息核对保持一致，在调试过程中，需根据具体问题制定及时解决的对策。

二、智能化变电站扩建遇到的问题以及安全措施

1、智能化变电站扩建遇到的问题

1.1接火问题：对于交直流接火以及运行屏内接线1应该主要由运行方专业班组进行实际接线操作，禁止盲目私接。

1.2 运行屏柜问题：首先对二次线进行核对，保证其准确性，再与运行方保护班组进行二次回路的检查，如通流、通压、启动失灵和闭锁重合闸等，并及时做好安措。试验过程中二次线禁止接入运行屏，并且运行屏保护装置由保护班组进传动试验。

1.3 遥控操作问题：在进行新间隔遥控操作前，需要相关班组人员对其余间隔测控装置进行隔离安措，全部转至就地状态，保证操作的准确性和安全性。

1.4 母差传动问题：传动试验由运行方保护班组完成，为了避免误传运行间隔，需要对运行间隔直跳光纤进行隔离安措，并做好记录，传动结束后以此恢复，并检查各间隔智能终端有无报警，确保链路正常。

2、智能化变电站扩建安全措施

在进行变电站扩建过程中需要重视以下安全措施，保证扩建过程中安全性的有效提升：严格执行作业票程序，禁止无票作业；针对工作地点、带电部位、停电部位、安全事项以及工作内容进行详细交底；一次设备试验过程中需要保证接地线良好，明确接地端以及设备端的先后顺序；避免交叉作业，禁止吊臂下作业；运行变电站当中禁止打伞，避免雨中作业；梯子使用绝缘梯，进行搬运过程中应横向搬运；做好运行设备二次线安全措施并记录等。通过上述安全措施，保证智能化变电站运行安全性。

三、智能化变电站电气设备的安装

1、主变压器的安装

作为变电站系统设备的重要组成部分，主变压器安装质量好坏将对整个变电站能否安全运行有着直接作用，因此相关工作人员在安装主变压器时必须严格地以相关的安装规范作为操作依据，而且在安装之前，必须通读主变压器设备安装说明书，从而确保编制的主变压器设备安装技术具有科学性和合理性，并以此为基础完成主变压器的安装。

2、室外高压隔离开关的安装

在安装室外高压隔离开关设备前，相关的工作人员应首先全面检查设备内部的组件，以保证绝缘子的固定及瓷件完好，同时确定两个开关之间的距离误差保持在 10mm 以内，并确保安装高压隔离开关时保持杆位在同一水平线上，并将误差控制在2mm之内。其次，需要将绝缘子固定在支柱上，并保证三相V 型夹角具有一致性，位于同一侧的瓷柱在安装时应保持在同一水平线上。另外，开关的三相触头与主触头应该同时与其他设备进行接触，并将两者的相位差控制在 5mm 之内，同时需要注意的是要保证开关触头表面的平整度，以及开关两侧的压力也

要保持一致。完成导电部分的安装后，利用 10mm×0.05mm 塞尺可能会出现难以塞进去的情况，此时需要对其作出相应的调试，完成调试后将其进行固定。

3、无功补偿装置的安装

在无功补偿装置的安装中应选择具有较强的功能性与自动化功能的 DWZT 变电无功自动调节装置设备，由于其内部功能性较多，因此对其安装质量也提出了更高的要求。DWZT 变电无功自动调节装置设备在安装时所应用的电容器重量应保持在4.3吨左右，并将设备组高控制在3.2m以下，并在设备运输过程中合理控制设备的倾斜程度，一般来说不能超过 15 度，但由于电容器的门框高度在 2.5m，因而给电容器进入室内造成了一定的困难，为了解决这一问题，相关工作人员可根据实际情况采取适当的解决办法。

四、智能变电站安装调试关键技术分析

1、变压器的安装调试

变压器安装调试是变电站的核心部分，安装之前一定要检查相关证件是否齐全，并且认真检查外观是否有机械损伤和漏油现象，保证变压器能够长时间运行。安装调试过程中要注意高低压侧方向，装有气体继电器的变压器气流方向和高低压进线保持一定坡度，通常为 1%-2%，确保变压器基础和轨道相互吻合。装设高低压母线的时候，保证母线中心线和套管中心线重合，并且采用同时固定方式进行固定。变压器安装完成之后，应该进行调试试验：空载调试和负载调试，检查相关参数是否满足设计要求。此外，还应该进行绝缘测试，保证变压器正常运行，不会出现漏电情况。

2、互感器的安装调试

互感器包括两种：电流互感器和电压互感器，其中电流互感器安装调试过程中要保持电流互感器不会处于断路状态，而电压互感器不会处于短路状态。电压互感器在安装过程中，首先要检查套管没有出现裂缝，并且是否胶合牢靠，其次要检查附件是否齐全，并且保证二次接线板完整，绝缘性好。电流互感器要保证接线正确，如果必要可以进行升流试验用来保证回路接线正确，只有调试合格之后才能投入使用。

3、电力电容器的安装调试

电力电容器在安装前要检查套管芯棒是否出现弯曲、滑扣现象，并且确保外壳没有出现裂缝或者凹凸缺陷。电力电容器安装地面应该用砂浆涂膜压光，必要的时候可以铺沙。安装过程中按照铭牌标注进行分组，保证三项电容器差值达到最好状态。调试过程中，应该检查电容器温度和自检功能是否正常，确无裂纹、无遗漏。

4、二次设备系统的安装调试

智能变电站二次设备系统调试采用光纤介质连接，电流和电压调试首先要检测精度和零漂情况，采用一次升压和升流方法来进行同步调试。变电站启动调试主要调试二次设备内部接收功率和端口发出功率。二次侧光纤以太网是否连接良好可以通过检测光通道衰耗、误码率来确定。智能开关的调制可以通过故障模拟进行，即是人为制造故障来检测智能开关运行情况。

五、结束语

综上所述，智能变电站安装调试是一项系统化、综合化的工作，要求工作

人员具有过硬的专业素质。智能变电站作为变电站最新的发展方向，不仅能够大大提高变电站工作效率，而且能够最大限度的取得经济效益和社会效益，所以智能变电站的安装调试应该考虑多方面因素，比如变压器安装调试、互感器安装调试等等，做到未雨绸缪，提高工作效率的目的。

参考文献：

[1]孟庆东，周晓燕，李庆贺. 智能化变电站二次系统调试技术研究[J]. 中国电业（技术版），2013，06.

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中图分类号：TM762 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）18-0097-01

1 智能变电站的结构

通过对智能变电站结构的分析，可将智能变电站分为三个层次，即过程层、间隔层和站控层。

①过程层。智能变电站的过程层是智能化电气设备的重要组成部分之一，它涉及了数字化采样的相关方面，也涉及了GOOSE网的实现。所以说过程层对整个智能变电站的运行起着至关重要的作用，它的性能的好坏可以直接影响到智能变电站整个的的稳定性与可靠性。过程层有着三类主要的功能，首先是电气量的检测，其次也涵盖了对运行设备的参数的检测，另外就是控制好操作执行和驱动。

②间隔层。间隔层设备是用来汇总间隔层实时数据的相关信息的，同时也可以加强对一次设备的保护。在实施操作的过程中也可以更好地实行其他控制功能，对一些数据的收集、计算和控制命令有着优于其他级别的控制。通过其通信功能也可更好地完成其他层的网络通信功能。间隔层在一定的程度上提高了工作的效率，保证了网络通信的畅通性，也提高了系统的可靠性。将间隔层下放不仅节约了投资成本也利于推广。过程层设备同时也是一次设备与二次设备之间的桥梁。

③站控层。站控层的操作系统对技术的要求非常严格。站控层有比较完善的软件系统，且能够保证操作执行的正确性。还有相当强大的管理功能、便捷的统计功能。同时它也具有各种实用的开票方式。用户也可以根据自己的需求来选择一种适合自己的方式来操作和开票。站控层设备最主要的功能是将数据信息汇总并准备无误的传送到控制中心。具有可操作智能变电站整个的闭锁控制的多功能。在一定的程度上起到了对过程层和间隔层的保护，加强了这两者之间的联系。

2 智能变电站一次设备智能化的技术分析

①主变压器。主变压器是由多个单元组成的，它包括了在线检测溶解油中的气体、微水、湿度和局部放电等。通过对主变压器的研究，检测功能这一块有了很大的突破，由一个个相对独立的个体逐渐转变为完善的系统。这样不仅可以更有效的对一些主要部位的零件进行更好地检测和控制，也可以比较好的了解到设备的运行状态。

②智能化开关设备。随着我国的飞速发展，传统的开关设备已经满足不了人类的追求了。通过对开关设备的研究使得开关设备越来越智能化。安装智能组件装置后，就可以实现“无人”的运行操作，一次设备自主监控、报警信号、闭锁功能和多种指示等相关功能的运用，还能更好地显示开关的断开、合毕的状态，具有更人性化的特点。并且，它也可以温度湿度高低的指示自主调节，还有语音提示功能用来防止出错和因过热而报警的智能化装置。

③电容性设备。关于电容性设备的智能化就显得相对简单一点。主要是通过完成某种介质的损耗因数、电容量的大小和电流的不平衡的监控与检测来掌握电容性设备具有的绝缘特性。将电容性设备智能化，从很大程度上减少了智能变电站工作上的繁琐事情，达到了事半功倍的效果。

④电子式互感器。要想实现变电站的良好运行，电子式互感器是主要设备之一。电子式互感器在继电保护上、电网观测上都有着举足轻重的作用，同时，它也为更好地提高整体水平而奠定了不错的基础。其电子式互感器主要的原理是电磁感应，通过线圈、运用电阻及电感分压的方式较好地制作电子式互感器。电子式互感器在技术上采用了电源供电，一定意义上节约了能源，还通过电子的模块来实现其可靠性。其优点也使人眼前一亮，减少了工作中危险，同时也可避免不必要的火灾和危险的爆炸，起到了保护的作用。绝缘性能强，可完完全全分离高压与低压。还具备节能、环保等功效，经济效益好。

3 对智能变电站一次设备智能化提出的建议

①更好地实现信息互动化。智能变电站是智能电网的核心部分之一。只有更好地实现信息互动化才能更好地满足于当代智能电网信息化、自动化。互动化为一体的要求。才能在未来大量新型电网技术中脱颖而出。通过实现信息互动化，可在智能组件、网络通信技术、电源信息一体化等多方面取得重大的突破和成功。信息互动化也可以使资源共享，让信息资源得到统一，既节省了资源又节约了时间，也更利于对智能变电站一次设备智能化技术的管理。

②更有效的控制网络化。伴随着信息化的发展，网络化也日趋重要。更好地利用高科技将网络普遍化也显得十分有必要。根据在线设备的运行与制作，加强网络化的管理，避免因疏忽而发生不必要的危险和损失。控制网络化，更有效地从本质上杜绝了事故的发生，有助于更好地应对智能变电站的各种突发事件，在第一时间内提出相应的解决措施。同时也更好地保护了智能组件装置。通过其有效的控制网络化，使智能变电站一次设备智能化技术有了相应成就和突破，为智能变电站电网的运行与管理提供数据，助于对智能变电站一次设备智能化技术的管理和正常稳定的运行。

4 结 语

通过以上对智能变电站一次设备智能化技术的相关分析与讨论，智能变电站在发展上取得的更好地优势。在目前看来，智能变电站还存在着很大的发展空间，可以不断地改进和更好地发展。所以仍须更快的加大研究步伐，为数字化变电站的发展和实施做铺垫。随着各行各业的不断发展，智能变电站将成为电力工业最主要的发展方向，运用新技术，将智能变电站一次设备智能化技术发展到最好，使之更可靠和更精准。

参考文献：

[1] 罗理鉴.智能变电站一次设备智能化的研究[D].北京：华北电力大学，2011.

篇9

中图分类号：TM63 文章编号：1009-2374（2016）12-0114-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.12.053

依据国家电网公司的“十二五”规划纲要，未来的电网建设要以特高压电网建设为骨架，各级电网要协调发展，并且建设出的电网要具有高度自动化、智能化的特征。坚强智能电网将作为未来电网发展的主要方向。而变电站作为电网中的一个重要节点，它在整个电力系统中占有重要地位，变电站智能化水平的高低将直接影响到整个电网的智能化建设。近年来，随着大量智能变电站的投入试运行，各种各样的问题也开始层出不穷，为了进一步促进智能变电站的发展，分析探讨智能变电站的主要技术特点以及在建设运维管理中遇到的问题显得十分必要。

1 智能变电站的发展现状及主要技术特点

随着智能变电站的飞速发展，光纤设备、智能模块、网络通信、在线监测、一体化电源等新技术也开始大量应用于智能变电站中，这些新技术的应用使传统变电站的主系统至辅助系统的智能化得以实现，智能变电站的系统大致可以分为综合自动化系统、在线监测设备状态的系统、智能监测以及辅助控制系统。

1.1 精简了二次回路，使用网络结构实现了数据共享

通常智能变电站的二次组网采用的是图1结构，图1网络结构的应用使得智能变电站的“三层两网”结构得到了实现，SV以及GOOSE网络是间隔层设备与设备连接的主要方式，同时间隔层连接设备层时主要采用的也是这种连接方式，采用MMS网络来连接间隔层与站控层。对于软压板的投入与退出以及切换定值区等，都可以通过继电保护借助MMS网络来完成，与常规保护相比，智能变电站保护系统把硬接点警告输出取缔了，报文形式成为了传送警告信息的主要方式。

1.2 采用OCT以及EVT设备，简化了相应的电流、电压回路，实现了数据共享

采用电子式互感器代替传统的电磁式互感器，这样大大简化了二次回路，使用光纤代替电缆传输信号，精简了系统的线路结构。双AD采样是当前智能变电站主要使用的采样方式，并且保护配置也采用了双重化的。当前OCT的输出通常使用的是4个光敏环，从4个电气单元分别向各自对应的合并单元传输信号，而EVT的输出通常使用的是2个电气模块，保护装置的采集方式最终决定了从合并单元输出的电压、电流回路数量。

1.3 倒闸操作方式与习惯都进行了改变，一、二次设备顺控、遥控得到了大量应用

与传统的倒闸操作相比，智能变电站的操作人员的操作对象变化较大，后台监控画面成了日常操作的主战场，软压板操作成为了保护装置主要的压板操作，保护屏柜上安装的二次压板也被取缔了。此外，应用顺控操作以后，大大降低了运维人员误操作事故的发生，有效保障了系统的安全。

2 运维工作中的常见问题及应注意的事项

2.1 二次压板的操作与设置

2.1.1 对于保护装置的初始状态压板运维人员最好不要随便更改。通常应在压板退出状态下，再对保护装置的定值压板进行远方修改操作，应在投入状态下，对压板进行远方控制，远方切换定值区。

2.1.2 在智能组件正常运行的情况下，“置检修”压板严禁投入。

2.1.3 在进行设备开关时，应先把本间隔保护失灵压板以及母差本间隔投入压板退出。

2.1.4 应在确定已全部取下“置检修”压板后，再进行各设备的启用。

2.1.5 在保护投退时，严禁借助投退断路器跳合闸压板来完成。

2.2 电子式互感器直流电源的管理

一旦光电互感器的直流电源发生中断，必然会引起继电保护、测控装置等不能正常工作，一次设备的工作工况也就不能正确反馈，造成一次在失去保护的状态下工作。根据配置的双重化，当前OCT电源的主要来源是由两组直流电源分别提供的，若某一路电源中断，就会引起其所对应的元件保护与母差保护接受不到采样信息，最终导致保护装置发生闭锁的现象。为此，当某路直流出现接地后，不要轻易采用拉路检查的方式来进行检查，若以上电源必须进行断电，也应把相应的保护装置先停用后，再进行操作。

2.3 全光纤式电流互感器运维稳定性与合并单元电磁兼容性问题

全光纤式电流互感器在智能变电站中的应用使各设备输出方式由模拟量转变为数字量，这样的输出方式不但安全、环保，而且提高了测量精度。但由于这种技术还属于一种新型技术，运维技术还不成熟，在投运以来这种设备及其附属装置经常出现问题，在今后的变电站运维管理汇总我们应重视提高电子式互感器的运行稳定性，改善合并单元设备的电磁兼容性。

2.4 智能设备就地布置运行环境有待改善

随着变电站智能化的推进，交换机以及大量微机系统都开始陆续引入变电站内，就地布置智能设备，不利于设备热量的扩散，设备温升现象比较严重，就地布置大量的智能设备，必然会影响到各自设备的运行环境，使设备的故障率大大增加，为了使得这些设备能更好地运行，应注重智能变电站内环境的改善。

3 智能变电站建设与运维建议

3.1 强化智能变电站的建设管理

在建设智能变电站时，应重视变电站运行的安全、可靠，建设出的变电站要简洁实用，便于运维人员操作，要不断提高设备的装备水平。若变电站采用的是普通的电流、电压互感器，建议应仍然使用电缆接入方式进行采样，这样可以避免由于过多中间环节，而引起系统可靠性的降低。同时相关的智能变电站科研单位应增大电子式互感器的科研力度，要注重其稳定性的提高，以便于这种高科技设备能更好地服务于智能变电站。

3.2 要不断完善智能变电站监控系统的功能

当前智能变电站的监控画面缺乏一致的标准与模式，这就导致了各后台厂家在监控画面的设置上容易出现不统一的现象，而智能变电站上报信息主要采用的是报文的形式，这就要求必须对各信息不断进行规范，此外在设置保护装置软压板时也应进行相应的规范化管理。应制定一个统一标准来明确变电站的各项内容，这样可以使变电站的运维效率得到进一步提升。

3.3 重视运维管理网络交换机等设备

智能变电站采用光纤进行连接后，这样可以大大简化屏柜与屏柜间的连接，但这也同时增加了变电站交换机的使用量。由于每个交换机上都有很多端口，若不能定位各端口连接的光纤，这将非常不利于后期的管理维护，可能会影响到设备的正常运行，所以施工方应定位各交换机端口的光纤，这些内容要具体体现在设计施工图纸中，另外在进行土建施工时严禁进行设备安装，这可以有效防止施工粉尘污染光纤设备接口，影响到设备后期的正常运行。

3.4 应重视整合智能变电站的辅助系统，促进应用实效的提升

当前数据的远传与监视功能在很多智能变电站的辅助系统中都已实现，但同一所变电站的辅助系统设备通常是由不同的厂家共同来设计制造的，这就形成了不同辅助系统服务器各自配置的现象，这样必然会增大变电站二次屏柜空间的占用量。建议应有效地整合变电站的监测、防火、防盗、防风系统，让它们实现集成应用，这样一方面可以精简变电站各设备的空间占用量，另一方面还可以有效提升智能变电站辅助系统的效能。

4 结语

通过分析与探讨智能变电站运维过程中产生的主要问题可知：当前智能变电站使用的全光纤式电流互感器与其附属设备在运行时还不是很稳定，对其技术、工艺水平还有待于进一步提升；高度集成智能变电站的二次设备后，引起了设备散热效果的下降，影响到了设备运行的稳定性，应在这方面多加研究；还应不断提升智能变电站的运维管理水平，只有把以上几点都充分做好，才能使智能变电站的工作效能得到充分发挥，才能促进电力企业生产效益的提升。

参考文献

[1] 马涛，武万才，冯毅.智能变电站继电保护设备的运行和维护[J].电气技术，2015，（6）.

篇10

中图分类号：U223文献标识码： A 文章编号：

前言

随着国民经济的发展和电力供给消费的日益增加，变电站数量增长迅速。电力行业为了顺应减员增效的改革潮流，变电站无人值班模式在各地推广。目前，计算机和通讯技术的发展，使得凡具有“四遥”功能（即遥测、遥信、遥控、遥调）的变电站就已经具备了无人值班运行的条件。

选题背景及其意义

然而，近年来电力设施遭人为破坏及偷盗情况频频出现，电力管理部门对变电站安全防范的需求极为迫切，因为人民的生活、生产与电力行业息息相关，一旦电力设施遭破坏，就会造成大范围停电，后果不堪设想。因此，运用最新的计算机技术、网络通信技术、无线传输技术，建立完善的、智能的变电站辅助系统，实现变电站各辅助设备数据整合、二次共享利用，集中管理，对变电站人员进出、各区域环境、温度、设备状态、火灾、水灾、电缆温度、高压开关温度、周界等进行实时在线全方位监控，并有效降低各种运行成本，是无人值班变电站智能化管理必然的趋势。

国内外研究动态

为保障变电站设备的正常运行，存在着多套保障系统，这些保障系统被统称为变电站辅助系统。辅助系统的存在大大提高了变电站设备的运行安全性，已经成为了变电站内不可或缺的内容。

国内供电企业、设计院、电力设备厂家对于变电站辅助系统和设备的设计及应用做了研究和探索，其中对于视频监控、安防系统的研究及应用占绝大多数。从2009年提出建设坚强智能电网以来，一大批对智能变电站的介绍的论文涌现而出，但多数为智能变电站网络的构建及设备在线监测系统的研究。

目前，各地区供电公司或检修分公司分别在不同的变电站或公司内部区域现场建立了各自的单元安全设施，如视频、消防、门禁、防盗联网告警系统等。但传统变电站内辅助系统具有以下特点：

（1）标准不一，互不兼容

目前变电站辅助系统中各个子系统大多为独立建设实用，存在多厂家设备共存，数据产生、储存、传输格式各不相同、技术标准互不统一、互不兼容，难以形成统一有效的管理；各个子系统信息不能共享，在变电站内形成了辅助系统的多个信息孤岛，无法满足变电站集中管理、统一监控的要求。

（2）各子系统间相互独立，无联动机制

现有的各辅助子系统均自成体系，互相独立，缺少以事件为核心的多系统联动策略和机制，对事前预防、事中跟踪、事后分析缺乏有效的支撑手段，尤其是视频监控子系统作为“四遥”的有力补充并没有起到应有的作用。同时各子系统的信息监测与控制功能脱节，无法根据变电站运行维护的需求实现智能调节、自动控制等高级应用。

（3）报警监控模式被动，容易误报、漏报

现有的辅助系统缺乏智能化、主动化的管理手段，变电站多采用人为主观判断的被动监控模式，这很容易由于人员的主观因素而产生误报、漏报现象，甚至是报警信息无人处置。同时报警信息的多头管理，无专人监控，容易造成问题不能闭环处理。

（4）各辅助设施的控制局限性

目前变电站辅助系统的自动化程度较低，部分设施需要不同人员的人工手动直接控制，远远不能满足变电站的智能化自动控制需求。

（5）设备资源浪费，运行维护成本高

各种独立的辅助设备各自为阵、分散管理，造成人力和设备的严重浪费，不仅运维成本高，而且影响工作效率。其中部分设备长期运行不正常，日常实用和专业维保脱节，对变电站的安全稳定运行带来了很大的隐患。

基于以上情况，为满足变电站长期安全稳定运行的需要，必须妥善解决目前变电站辅助系统存在的问题，实现整个变电站所有辅助系统联网集中监控、统一管理、有机配合、信息共享。

三、课题研究内容

基于对目前国内外变电站辅助系统分析总结，本课题将研究设计一种智能化的安全生产在线监控系统，将变电站各种需要的辅助功能通过先进的数字远程监测、远程控制技术和IT网络传输技术搭建在一套集监控、门控、环境、设备监测、远程控制为一体的智能化安防统一平台之上，实现监测变电站的实时运行环境，对变电站各种设备的运行状况及影响变电站安全运行的因素实现在线全方位监控，为变电站的安全生产提供可靠的保障，并有效降低实际运行维护成本。相对于目前变电站内各种辅助系统，本课题研究设计的统一平台主要在以下几个方面进行着重提升和改进：

1. 对所有子系统进行统一管理、集中监控；

2. 所有子系统实现信号的统一上传、统一联动、统一控制；

3. 重点考虑各子系统之间的联动关系，对数据进行充分的二次利用；

4. 采用模块式管理，变电站可以根据自身需要任意选择所需的子系统；

5. 数据库格式和数据接口实现统一，使设备运行维护扩展更加便捷。

6. 各子系统可以独立运行，最大限度保证整个平台的稳定性。

研究方案及难点

研究方案：

第一章 绪论

1.1 课题研究的背景

1.2 国内外研究现状

1.3 论文的主要工作

第二章 变电站智能化安防统一平台概述

2.1 变电站安防需求分析

2.2 统一平台的组成及概述

2.3设计思想和原则

第三章 变电站智能化统一平台的设计

3.1 统一平台的体系结构

3.2 子系统方案设计

3.3 统一平台软件设计

第四章 变电站智能化统一平台的应用论证

第五章 总结

研究难点：

1、各子系统的统一联动、控制

平台的各个子系统都应可靠联动，其相互作用的策略应基于实际运行经验，并考虑到预想事件的发生。

2、数据的二次利用

实现各个子系统产生数据的二次共享利用，必须要统一各个子系统数据发生格式、传输格式和存储格式，而目前运用中的各安防系统均没有统一的数据标准。

3、模块式管理

实现模块式管理必须采用分层共享的系统体系结构。

预期成果和可能的创新点

预期成果：

研究设计一种智能化的安全生产在线监控系统，将变电站各种需要的辅助功能通过先进的数字远程监测、远程控制技术和IT网络传输技术搭建在一套集监控、门控、环境、设备监测、远程控制为一体的智能化安防统一平台之上，实现监测变电站的实时运行环境，对变电站各种设备的运行状况及影响变电站安全运行的因素实现在线全方位监控，为变电站的安全生产提供可靠的保障，有效降低实际运行维护成本。并在实际变电站中得到初步应用。

可能的创新点：

1、先进的平台体系结构

统一平台将采用分层分布的体系结构，分别是源数据采集层、数据持久层、业务逻辑层、表示层，保证平台的先进、安全、可靠等设计原则。

2、先进的模块式架构

统一平台将采用模块式架构，可以根据不同的变电站需求，选择任意功能的模块。降低了变电站辅助系统改造的成本，并且实现了运行过程中易扩展、易操作、易维护等要求。

3、完善的系统报警上传逻辑和联动技术

统一平台将采用完善的系统报警上传逻辑，实现从现场各子系统前端信号到各处理终端的实时联动机制。

4、在线检测前端设备故障及网络通讯自恢复机制

通过使用网络及设备工作状态智能检测与捕获技术，使得当网络发生故障或设备发生故障并恢复后，在不需要人工重新启动软件的情况下，可立即恢复使用，保证整个统一平台的可靠运行。

六、主要参考文献

[1] 国家电网公司. 变电站智能化改造技术规范[S]. 2011:5-6.

篇11

作者简介：寇岩（1983-），男，山东诸城人，青岛供电公司检修试验工区，工程师。（山东 青岛 266000）

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2013）08-0171-02

在我国，智能电网是社会、经济和技术发展的必然结果。[1]智能化变电站则是整个智能电网发展的关键，智能变电站是指采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，同时具备支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能。[2]变电站实现智能化的方式无非是新建与改造两种，而我国在已建立较为成熟可靠电网的基础上，通过对常规变电站的改造来实现智能化成为智能化变电站建设的主要方式。在智能化技术日益完善的过程中，不同的设计不同的施工方案利弊存在争议。下面根据110kV文阳路智能化改造中的实际情况，从保护测控装置应用、光缆敷设等几个方面对常见问题对智能变电站改造的实施方案进行讨论。

一、文阳路站智能化改造工程简介

110kV文阳路变电站位于青岛市北部，一次接线方式为：110kV 采用进线-变压器组接线方式，2回进线各带1台主变，35kV配电装置为单母线分段接线，6回出线；10kV配电装置为单母线分段接线，16回出线，4组电容器。

本次智能化改造工程采用站控层双网配置，GOOSE（generic object oriented substation event）、SV（sampled value）采用的是点对点模式。具体的改造部分为：两条110kV进线开关配置了国电南自PSMU602合并单元装置和国电南自PSIU621智能终端；主变保护由原深圳南瑞ISA系列装置更换为两台国电南自PST671U双配置主变保护（保测一体）装置；主变35kV、10kV侧增加了进线合并单元国电南自PSMU602与智能终端国电南自PSIU621一体装置，35kV、10kV备自投装置由原ISA装置更换为将备自投功能和智能终端一体化的国电南自PSIU641装置。改造后设备均走IEC61850规约，10kV、35kV出线及电容器保护不做更换，仅更新保护程序，也走IEC61850规约。本工程改造部分均采用直采直跳方式，即采样值直接由合并单元送至相应保护装置，保护直接接至开关智能终端跳闸。10kV、35kV分段备投采样是就地接入装置，其中分段保护跳闸（跳进线开关）采用的是电缆直跳方式，备投闭锁信号采用的是GOOSE方式。

二、智能化保护设备应用

1.设备采样流程

变电站光学互感器受温度等环境因素影响较大，精度难以保证。现阶段智能化变电站改造中经常采用传统互感器经合并单元有模拟量转化为数字量的方式。文阳路站改造即为这种方式，改造后二次侧模拟量接入PSMU602合并单元，电流、电压采样经过合并单元打包成IEC61850-9-2报文传送给双配置的两套保护装置与测控装置。经过合并单元打包送给每套装置的采样里电流、电压均为两组（俗称双AD采样），保护装置收到双AD的采样，其中一组AD采样用于保护启动用，另外一组用于保护动作。当两组AD采样不同时，保护装置会因双AD采样不一致而报警，同时闭锁相应保护。合并单元发出的IEC61850-9-2报文中的采样值为一次值，由保护采样装置需根据设定变比一次值调整为二次值，但变比的设定需在配置文件内进行，这样一来一次设备发生改变时用户无法通过定值设定更改，只能由厂家通过程序设定，建议此项设定与定值相关联，方便用户更改。

关于对时问题，差动保护的采样同步是通过合并单元实现的，合并单元外部通过光B码对时或者合并单元本身程序采用插值法同步方式进行采样同步送给保护装置，以满足主变高中低采样的一致性。B码实际是IRIG（Inter Range Instrumentation Group）码的一种。IRIG-B码是由美国靶场司令委员会制定的一种时间标准，共有4种并行二进制时间码格式和6种串行二进制时间码格式，是将时钟源的时间信息经过编码，利用专用的传输媒体将其传送至各个时钟信息的接收端，[3]其中最常用的是IRIG-B时间码格式。装置时间对时采用是IEC61850-8-1规定的SNTP（Simple Network Time Protocol），即简单网络时间协议网络校时服务。SNTP属于TCP/IP协议族，是一种基于软件协议的同步方式。但是SNTP对时的精度是秒级的，这种对时只是提供保护测控等装置和后台的SOE（Sequence Of Event）提供时间用的，采样值的同步不可以采取此种对时方式。

2.采样异常问题

保护装置的软压板中有一系列MU（Merging Unit）投入软压板。只有投入相应侧的MU压板，保护才能采集到相应侧的采样，相应合并单元未接入的MU压板必须“退出”，否则若保护检测到采样值异常而闭锁保护。例如，假设35kV侧开关采样值未经光纤接入主变保护，则相应35kV侧电流、电压的MU压板应为“退出”状态。同时保护装置监测每个通道里自身携带采样的幅值与采样的品质，当采样品质不好的时候（光纤损耗过大都可能造成采样品质异常），保护装置中装置异常节点闭合同时闭锁保护。设备运行中一旦出现光纤断线的情况，保护将受闭锁而退出，保护将发“装置报警”信号。调试中发现存在两个问题，一是当光纤衰耗在临界值附近（光纤接收灵敏功率为≤-33dBm）时，保护功能可能会在“投入”与“退出”间切换，这种情况下调试中保护可以动作，但由于高频率的动作复归，会影响后备保护的出口时间。因此调试中应特别注意保护动作的出口时间，施工中应密切关注所有光纤的健康。二是此报警信号过于笼统，当采样异常时装置面板上并未给出具体报警内容。对于装置因采样异常导致报警时，运检人员难以辨识装置报警的原因，无法进行有效处理。建议厂家将报警内容在保护装置显示屏上给予显示。方便运检人员识别故障并采取相应措施。

PSMU602合并单元自身的一些告警信号，如：装置告警，同步异常接受GOOSE中断等信号通过GOOSE信号传送至测控装置，通过测控装置转送至监控系统，以便运行人员及时了解装置的运行状况。调试中应注意检查装置接收的所有GOOSE报文是否全部通上，否则会造成PST671U装置面板上的“运行异常”的灯点亮。

3.其他应用

本工程采用的PST671U为主后一体保护装置（含测控功能），由于现场的变压器接线方式为110/35/10kV星角星Y/D11/Y10接线方式，而PST671U常规版本中主变钟点书只能整定位1，11，12三种方式，因此施工调试中将主变保护程序调整为可任意整定的钟点数变压器接线方式，建议厂家在常规配置中增加其他钟点接线方式。

另外，PST671U保护“装置检修”压板与对应合并单元的检修压板为“或否”关系，只有当保护装置的检修压板与合并单元的检修压板同时在分位或者合位的时候保护才能采集到对应的采样，否则采集不到对应的采样，相应保护退出；感觉此设定无太大必要，相反可能会对调试带来不便。

三、光缆的敷设与维护问题

智能化变电站中大量的光纤网络代替由控制电缆组成的二次回路，光纤传输可从根本上解决回路的抗干扰问题；网络通信技术的应用，使得通信线的数量约等于设备数量，这样一来智能变电站的二次接线大幅度简化。但光纤网络也存在自身弱点，光缆、光纤自身防护能力差、抗拉能力差，防火能力差，怕挤压、怕小动物咬伤。同时光缆、光纤弯曲半径不能过小，这种特殊性要求在光缆敷设中还要留有一定的余度，因此给施工带来很大难度。针对以上问题，施工中应将光缆与二次电缆分开，宜采用专用槽盒进行敷设，在穿入保护屏的关键位置用金属软管进行保护，如图1所示，不但最大程度减小光纤受外力破坏的可能性，有效保护光纤健康，防止光纤出现故障将保护闭锁，又可保证美观。

图1 光缆槽盒示意图

目前由于光纤受温度、振动等外界因素影响较大，许多智能化改造项目中已放弃在就地将模拟量转化为数字量由光纤传输采样值的做法，保持传统采样方式。

四、寄生回路问题

文阳路站改造中，中低压侧分段备自投装置动作初始设计跳10kV、35kV进线开关为GOOSE方式，而现场施工中发现PSIU641装置背板只有4对光纤接口，分别接#1A、#1B和#2A、#2B主变保护装置，无法将光纤接至主变10kV、35kV侧进线开关智能终端，不得以将备自投跳主变10kV、35kV侧进线开关改为传统电缆跳闸方式。而这样改造的问题在于PSIU641装置的两个相应跳闸出口已固定，且共用同一出口压板，这样一来保护动作能够正常跳闸，但产生了寄生回路，将造成#1、#2主变控制回路串电，存在严重安全隐患。建议厂家将两个跳闸回路从电气上进行隔离，使回路更加清晰。现有条件下处理方法只需改变开关柜二次接线，使用备用压板将出口压开即可。无论如何，GOOSE跳闸与常规方式存在不同特点，当设计与实际条件不符，需要改动时，应对变动可能产生的寄生回路和带来的后果进行充分考虑，妥善处理。

五、结论

本文讨论了变电站智能化改造中的几个实际问题，对智能保护装置采样等相关问题提出了建议，光纤故障时的保护闭锁应引起特别注意。针对光纤比较脆弱的问题，文章建议采用光缆槽盒加金属软管来有效保护光缆、光纤。GOOSE跳闸设计改为传统电缆跳闸时可能产生寄生回路，造成安全隐患。以上问题都在文中进行了讨论，并给出了解决的方法。

参考文献：

[1]陈树勇，宋书芳，李兰欣，等.智能电网技术综述[J].电网技术，

篇12

中图分类号：TM632文献标识码： A

1.绪论

随着坚强智能电网的建设不断推进，智能化变电站的发展也是日趋重要。为满足全站信息的数字化、通信平台的网络化以及信息共享标准化的基本要求，智能变电站较先前的常规变电站采用了先进、可靠、集成、环保的智能设备。如图一，从物理结构比较，最大的区别在于光缆取代了电缆，数字代替了模拟。从二次系统比较，最大区别增加了过程层网络，主要用于智能终端、合并单元与间隔层保护和测控装置的通讯。优点存在的同时智能变电站也较先前增加了运检人员的压力，增多了站内的信息量。

图一：常规站与智能站区别

智能化变电站的遥信信息主要由GOOSE组成。GOOSE（Generic Object Oriented Substation Event）是一种面向通用对象的变电站事件，是一种通信服务机制。通讯协议遵循IEC61850规约，主要用于实现在多IED，即智能设备之间的信息传递，包含全站的开入开出信息，具有高传输成功概率。

智能变电站将大量的电缆替换成了光缆，智能终端将原先的电信号转换成了光信号，站内的实端子几乎全部转化成了虚端子。虚端子的生成需要通过组态工具进行人工配置，集成完成后生成全站统一的SCD文件，供监控后台数据库的编辑以及全站自动化装置配置的下装。

2.智能站遥信信息的现状

智能变电站的遥信生成过程主要是，首先利用组态软件，将全站每个设备的ICD文件导入，按照设计院设计好的虚端子表格，进行人工配置即虚端子连接工作，配置完成后生成全站的SCD文件，主要用于监控后台数据库映射，以及二次设备的配置下装。最后按照设计蓝图进行后台数据库描述修改。在信号核对的工作中也没有标准流程，无章法可循。

目前，智能变电站的遥信信息主要存在以下问题。第一、很多变电站现场都是由调试过程中或者说配置过程中发现问题修改问题，而后进行设计更改，返工率高，设计单元受牵制于集成工作。第二、SCD文件是基于软件配置生成的工程文件，没有统一的配置工具，工具不清晰且无可视化功能，各集成商各用自己的配置软件，会出现ICD文件不兼容，导入导出会出现文件丢失，无法编辑等现象。第三、每台智能终端除了转发机构的实际遥信以外，还包括自身的告警虚遥信。基于IEC61850标准的装置模型文件ICD也基本都是最大化配置，导致监控后台数据库映射完成后，全站遥信信息多大上万条，特别在进行数据优化合并遥信工作的时候，工作量大，效率低。

3.智能站遥信的优化建议

基于目前智能变电站遥信信息存在的信息量大，配置及验证工作繁琐等问题，本文从虚端子信息的生产以及合并遥信的配置两方面提出相关的优化建议。

3.1虚端子信息的优化

3.1.1虚端子的可视化功能

我们知道，常规变电站工程都是基于设计的变电站，调试单位都依照设计院出版的正式施工蓝图，进行现场的施工调试工作，并且一目了然的清楚装置及机构的回路。而目前的智能化电站却是基于现场配置的变电站，设计院人员在设计虚端子连接图时往往脱离了实际的装置回路，会出现连接错误或是遗漏的现象。并且调试人员在现场联调过程当中，经常出现顾此失彼的情况，发现了问题需要先修改虚端子，然后查找装置说明书或者设计白图进行硬件回路的验证，无法有效的整理关联核对。因此提出从常规硬接线、硬回路的角度描述装置GOOSE信息的触点、端子、接线等概念，可视化的反映保护、测控、终端等装置GOOSE配置、设备间GOOSE联系，如图二。

图二：虚端子与常规遥信回路对应关系

设计院人员在设计过程中，虚端子的每条信息尽量做到与回路一一对应，智能终端的每条遥信开入我们除了可以明确它的Reference描述以外，还可以清除其内部回路，便于调试过程中问题的准确定位，提高工作中的效率。当然该设计理念的实施是放在设计人员惯用的AutoCAD软件中实现，还是利用配置SCD文件的组态软件中，还需要做进一步的探讨。

另外，单纯从虚端子连线的角度考虑，先前的组态软件总是以单装置的发送端固定或者以接收端固定，通过肉眼检查虚端子的联系关系，效率低且不人性化。现在，以国电南瑞公司的NARI Configuration Tool工具为例，我们可以通过装置与其相关联装置之间的控制块逻辑关系进行可视化检查，点击任一关联线，可以看到控制块之间的虚端子信息，如图三。

图三：虚端子可视化联系图

3.1.2虚端子的导入导出功能

目前，虚端子的集成工作几乎都是人工手动连接，工作量较大，效率不高，在大量的重复性工作下难免会出现联系错误的情况，并且没有有效地检查和核对虚端子的办法，经常都是人为的肉眼检查以及调试过程中的验证纠正。设计院出版的全站虚端子连接图，也基本都是在设备供应商提供的虚端子表格的基础先进行绘制的，虽然少许的设计单位也已经尝试利用组态软件进行配置虚端子甚至全站的SCD文件，但是工作性质及工作量等同于先前集成商所做的工作，所以仍然面临着当前困难。类似国电南瑞公司的NARI Configuration Tool的一些组态工具，虽然完全可以将全站虚端子及所有通讯信息导出为EXCEL格式的表格，具备虚端子表格导入导出的功能，但是由于全国设计院的虚端子表格各式各样，智能变电站设计规范没有针对该内容提出统一的标准，因此在以后的发展道路上，如果设计单位可以统一出版的虚端子EXCEL表格的格式，那么虚端子的导入导出将广泛运用在组态工具中，大大节省了连接配置虚端子的工作，也基本能够杜绝由于人为造成的虚端子连线错误。

3.2合并遥信的优化

眼下智能变电站信息量相当大，虽然根据国家电网公司的企业标准，制定了相关信息的统一命名，以及等级分类等，但是每条信息都是经过仔细筛选以及人工编辑合成为某一条合并遥信的。如图四，以国电南瑞NS3000S后台监控系统为例，比如合并遥信“蓉东1线二次设备告警”就是由61个子遥信合并而成，在编辑的过程中，我们需要花上大把的时间进行遥信查找及合成配置工作，而且容易出现选择错误或者漏选的现象。

图四：合并遥信配置表

合并后的遥信已经固定，站内的上万条遥信又无法删除，因此如何减少合并遥信的工作量，出现问题如何快速定位，是我们当下的优化方向。

我们可以试图从两方面着手进行相关优化工作，分界点就是后台数据库的映射导入工作。数据库导入前我们需要进行虚端子的配置工作，以及实际遥信名称的定义工作，我们可以把合并遥信的整理工作一并加入其中。如图五，我们可以设想如果的设计院出版的虚端子表格是这样的。

图五：虚端子一览表

A列是根据国网企业标准固定化的合并后遥信名称，B列是现场实际遥信的名称描述，也就是目前我们利用组态软件需要在测控的DOI实例描述一栏进行描述定义的内容，C列则是测控装置S1节点下的数据集描述，该数据集描述是后台进行映射入库的依据，也是站控层后台与测控通讯的根本，D列和E列就是目前虚端子的主体内容，测控的接收端描述和智能终端发送端的描述，F列则是智能终端的背板端子号，4P1n表示第四块板件的第一个端子，以此类推，目的也就是将智能终端的虚端子可以与实例对应，方面调试人员可以一眼看到信号是什么。先前说到在导入后台映射后，怎样减少合并遥信的配置工作量，减少出错的概率，那么建议在后台监控系统加入自动合并遥信的功能插件。以图五的C列的测控Data Refrence为索引，比如插件的框架就是以CTRL/BinInGGIO1.Ind1~Ind10定义为“一次设备故障”的子遥信，那么在虚端子设计或者连接的时候，我们就可以将智能终端的实际遥信或着说是“DOI实例描述”属于该间隔的一次设备故障的信息，关联到D列的PI01/GOINAGGIO2.Ind1.stVal~ Ind10.stVal。那么试想在可以进行虚端子EXCEL表格导入的情况下，每个遥信以及每个合并遥信都按此编辑导入，我们的合并遥信配置工作将一劳永逸，效率高，正确率高。即使在核对信号的过程中碰到遥信上报不正确，我们也可以直白的快速的找出问题的所在。