变电站模块化建设模板(10篇)

导言：作为写作爱好者，不可错过为您精心挑选的10篇变电站模块化建设，它们将为您的写作提供全新的视角，我们衷心期待您的阅读，并希望这些内容能为您提供灵感和参考。

篇1

2006年开始提出全封闭、全绝缘的模块化变电站思路。高压开关选用封闭式组合电器，进出线用拔插式电缆接头连接，中压设备及二次设备都在预装式箱体内，在工厂内完成设计、制造、安装和内部电气接线，出厂前整组调试合格后再通过现场整体调试即可完成变电站的建设，这样形成了变电站模块化的第二阶段即66～110kV模块化变电站阶段。

2011年实现了35kV变电站除主变压器放置户外，其它所有设备箱式化，并且各模块在设计中可以进行整合。各模块分别在工厂内预制、调试完成，现场安装时只需将一二次电缆简单连接即可完成变电站建设，这样实现变电站模块化的第四阶段即35kV箱式模块化变电站。

模块化变电站总体概述

模块化变电站提出了一种变电站建设的新模式，它可将变电站划分为高压开关、主变压器、中压开关、综合自动化、中压配套设备五个主要功能模块。

高压开关功能模块为进出线采用拔插式电缆接头连接的气体绝缘封闭式组合电器；主变压器模块的变压器高压进线采用拔插式电缆接头结构，中压出线采用多股电缆或全绝缘封闭母线桥架方式；中压开关模块内采用一体化预装式开关室或户外绝缘全封闭组合电器；综合自动化模块采用一体化预装式控制室；中压配套装置模块包括无功补偿装置、接地变压器、消弧线圈等配套设备。中压开关柜、综合自动化、中压配套设备等模块中的主要设备均安装在非金属箱体。

以上各功能模块在工厂中预制并调试完成，现场安装时只需将高压开关、主变压器、中压开关及中压配套设备等模块采用一次电缆进行连接，综合自动化模块与其它模块采用二次电缆及通讯线路进行连接，最后进行整体调试即可完成变电站的建设。

模块化变电站的技术特点

高压开关模块。110kV及以上电压等的各种封闭式组合电器可以作为高压进出线模块的基础，此类设备集成化程度高，可配置电压互感器、电流互感器、避雷器等多种设备。如果进出线采用工厂预制的整体式电缆套管及可插拔式电缆插接头将更能体现模块化的特点，可更方便于安装及运行中的维护。

变压器模块。主变压器仍采用户外常规布置，为了减少现场接线工作量，变压器模块需要对变压器的进出线端子进行改进，一次侧采用可拔插的电缆附件或油气套管与进线模块相连，二次侧可以考虑电缆或架空两种出线方式，但需采取绝缘封闭措施。

中压开关模块。35kV及10kV进出线模块有两种模式：拼装式和户外箱式。拼装式最初是采用常规的手车式或固定式户内开关柜，由于常规开关柜体积大而造成整体模块的体积庞大，运输、吊装困难，箱体内的维护通道也比较狭窄，厂家和用户都感到不便；近几年来，进出线模块开始采用以永磁机构真空开关为基础的紧凑型开关柜或气体绝缘封闭式开关柜，由于体积小、重量轻、维护少、吊装和运输方便等优点，提高了这种模式的可行性，已应用于35kV及110kV变电站。这种模式将以上类型的开关柜拼装到一个预制的箱体内，箱体采用覆铝锌板等双层金属材料或金邦板等非金属材料，中间填充隔热材料，同时箱体内设计合理的通风系统，并且安装空调设备，使箱体具有防潮、隔热、防凝露等性能。另一种模式是户外共箱式，将开关设备装在充气箱体内，电缆接头作为进出线连接，并兼隔离断口功能，外边再加防护壳体。这种模式相当于使用35kV户外型封闭式组合电器或10kV户外环网柜。这些设备结构紧凑，体积小，维护少，布局简捷，使变电站的建设和运行更加简化，工厂化特点更加突出，其实现的技术关键点主要有两个，一是开关设备的免维护，二是大电流参数的电缆接头。由于35kV电压等级较少有户外型封闭式组合电器产品，模块化变电站的中压进出线模块主要采用的仍是拼装式。

变电站的技术经济比较

综合自动化模块。综合自动化模块主要包括变电站综合自动化系统、交直流电源设备、通信系统设备、图像监控设备、故障录波设备及微机五防设备等。其中35kV及10kV保护设备在一体化预装式开关室中分散安装，其余部分放置在一体化预装式控制室内。

中压配套装置模块。无功补偿和消弧线圈可以敞开式布置加顶罩，也可采用户内成套设备安装在箱体内，小容量变电站也可与出线模块合并为一个模；接地变压器、站用变均采用干式电气设备放置于箱体内。

其余辅助设备。辅助设备中包括变电站消防系统、防雷及接地系统、照明系统、采暖系统、排水系统等。

模块化变电站与35kV常规变电站的技术经济比较

主变压器：变电站最终建设2台三相双绕组自冷式全密封有载调压变压器，容量为5000kVA，电压等级为35/10.5kV。

35kV侧：主变压器进线2回，采用单母分段线接线，进出线4回，本期1回，配电装置按31.5kA短路电流水平设计。

310kV侧：主变压器进线2回，采用单母分段线接线，出线8回，本期4回，配电装置按25kA短路电流水平设计。

无功补偿：配置1组600+600=1200kvar无功补偿并联电容器组。

篇2

0 引言

新一代智能变电站采用集成化智能设备和一体化业务系统，采用一体化设计、一体化供货、一体化调试的变电站模块化建设模式，实现“占地少、造价省、可靠性高”的目标。2015年国家电网公司组织实施了50座新一代智能变电站扩大示范工程，旨在进一步验证和提升第一批示范工程应用的技术路线和相关标准，为后续智能变电站建设和推广提供依据。

为确保扩大示范工程项目顺利实施，有必要紧密结合新一代智能变电站的产品技术特点，对项目组织实施方案进行深入研究，以下从工程设计、生产采购、厂内调试与集成、现场实施等方面进行具体分析。

1 一体化、标准化设计

（1）编制产品技术方案

针对各个示范工程项目的技术要求和国网的相关标准规范，组织研发、工程、设计人员成立技术方案支撑团队，从方案确定、设备选型、设计图纸、生产支持、系统联调乃至现场调试阶段全程进行方案的跟踪、评审与变更。方案支撑团队首先对合同范围内的所有设备进行逐项审定，确保选用的设备的软硬件满足合同的要求，同时均通过国网公司统一组织的入网检测。

预制舱吊装需要编写专项技术方案，进行详细的负荷测算，充分考虑吊装实施安全措施，确保吊装安全。预制舱运输需要进行道路勘探，以合理设计预制舱的机构尺寸，选择合适的运输车辆，满足道路运输中对高度、重量、转弯半径等的具体要求。

（2）多单位、多专业协同设计

新一代智能变电站采用全站二次设备集中招标的一体化供货模式，集成商负责各个单位、各个专业的统一协调工作。各厂家的二次设备屏柜最终在集成商处进行一体化集成，即入舱安装，因此需要各个厂家二次设备屏柜设计、预制舱结构设计、设计院二次布线设计能够进行跨单位、跨专业的协同工作，即实现一体化设计。例如各厂家的屏柜颜色、型式、开门方向、并柜结构、与舱体固定的配合结构等均需要进行充分沟通、协同设计。而舱内屏间电缆清册和预制光缆清册往往需要各专业设计方案确定后，设计院根据各个专业的图纸出具施工图后才能给出，留给后续长度复测、生产采购、安装集成的时间非常有限，需要集成商与各厂家设计人员和设计院进行充分、有效的沟通。

（3）设计联络会议

公司设计部门牵头负责组织各专业、各厂家的设计人员与业主和设计院召开设计联络会议。在设计联络会上，和相关设计院、业主单位进行细致的沟通，确定以下工作内容：

1）复核投标产品的主要性能和参数，并进行确认。

2）需设计院或用户进行工程项目的详细提资。

3）确定项目里程碑计划。包括方案确定、设计确认、生产完成、厂内联调、系统集成、运输发货、现场调试、验收投运等。

4）讨论各配合厂家、设计院、业主之间的沟通协调机制。

5）决定土建要求/运输尺寸和质量，以及工程设计的各种接口的资料要求。

6）讨论监造、工厂试验及检验问题。

7）讨论运输、安装、调试及验收试验。

8）沟通总进度控制、质量保证程序及质控措施。

2 模块化、工厂化生产

生产加工阶段根据各个专业的耦合关系，做好详细的生产采购计划，将项目生产、采购任务进行分解。按公司质量体系的规定做好产品状态标识，加强生产过程检验和采购到货检验，确保工程产品质量。参与工程实施的人员须按照质量管理体系相关产品作业指导书进行调试、检验及现场服务。

对预制舱式二次组合设备等模块化集成设备，按照新一代智能变电站的功能模块，在厂内进行设备集成。设备入舱集成环节，与项目业主单位和施工单位充分交流，熟悉地区二次电缆安装接线规范要求，做到和现场施工工艺的一致性。

3 一体化、自动化调试

新一代智能变电站的工程项目采用一体化、自动化的调试手段，可最大限度的将厂外工作向厂内转移，提高厂内联调工作效率，减少现场调试的工作量，缩减现场调试周期，提高现场调试质量。具体步骤如下：

1）制订联调方案。制订厂内联调和发货计划，梳理全过程工作任务分解表并提交由业主方审核确认。

2）联调提资。编制工程项目提资清单，向运行单位、设计单位、其他调试单位进行多方位的提资，收集相关ICD模型文件和图纸资料。

3）SCD集成。利用虚端子可视化工具，批量导入各厂家ICD和设计院虚端子，可视化检查虚回路，在线修改后离线导出文件供他方确认。大大提高了SCD集成效率。

4）单体调试和设备互联测试。在设备联调前利用自动化调试工具进行单体调试。各厂家设备进行互联测试，为系统级调试做好装置级的准备。

5）一体化调试。各厂家二次设备1：1模拟现场连接方式进行组网，在厂内进行二次设备的充分联调。联调过程中采用自动化调试工具检验虚回路配置的正确性、核查过程层和间隔层实时数据、进行网络故障定位分析，提高系统调试效率。各厂家、业主、维护与运行单位、设计院、电科院、施工方均派员参加厂内联调，并对联调结果进行验收确认，做到调试、验收一体化，厂内、现场一体化。

4 装配式建设、施工

新一代智能变电站二次设备通过一体化调试方式在厂内进行了充分的系统联调，通过预制舱等模块化集成手段实现了二次设备的安装、接线和整体运输，通过预制式光、电缆的应用，使得模块间建立起快速的连接方案。这都减少了现场调试、施工的工作量。

现场仅需进行预制舱和模块化二次设备的整体就位，模块间二次光电缆的快速插接，二次设备与一次设备的联调传动，变电站与调度远方的通信调试和信息核对。模块化二次设备采用装配式建设、施工方式，大大提高了现场施工效率。

5 结语

本文所述的变电站组织实施方案在国电南瑞所承担的9座新一代智能变电站扩大示范工程中得到应用，通过采用标准化设计、工厂化加工、一体化调试和装配式建设，示范工程项目得以顺利实施。示范变电站应用了预制舱、二次设备模块化集成和预制光缆，采用了工厂化、一体化的调试手段，减少了现场安装、接线、光纤熔接和工程调试的工作量，实现了环保施工，提高了施工效率，节省了大量的人力、物力及资源成本。

参考文献

[1]宋旋坤，李敬如，肖智宏等.新一代智能变电站整体设计方案[J].电力建设，2012.11.

[2]王进虎，杨威，王娜，吕宾宾. 新一代智能变电站站域保护调试技术研究.电力信息与通信技术， 2014.07.

[3]刘强兴，田家运. 新一代智能变电站二次设备与系统优化集成探讨. 电力系统装备，2015.06.

[4]何磊，孟强，田霞.智能变电站试点建设中存在的问题探讨.电工技术，2013.05.

篇3

中图分类号：TM63文献标识码： A

前言：随着我国城镇化建设的不断发展， 我国对电量的需求呈现爆发式的增长，消耗了大量的资源，为了能够给国家和用户源源不断提供电力，同时还需要满足高效、便捷以及稳定的传送需求，国家电网建设智能电网及更新、升级现存电网任务迫在眉睫，作为智能电网的重要组成部分。

一、智能变电站的特点

智能变电站是指采用智能设备，利用自动化技术满足通信平台网络化、全站信息数字化、信息共享标准化等需求，具有自动化完成信息的采集、测量、控制以及保护等基本功能，并且可以根据需要对电网实现智能调节、自动控制、协同互动等高级功能。 此外，智能变电站的信息处理和信息采集能力比传统变电站层次更深、范围更宽、结构更复杂，可以实现与相邻变电站、电网调度等互动。 目前，智能变电站一次设备的智能化，比如智能化开关以及光纤传感器等，二次设备的通信网络化、设备网络化、运行管理系统的自动化是变电站的关键技术特征。

二、智能变电站的功能概述

1、 紧密联接全网

智能变电站主要由站控层、间隔层和过程层组成，如图 1所示。 其中站控层的作用是对全站设备进行监视、控制、告警和交换信息，并即时完成数据的采集监控、操作闭锁、保护管理；间隔层的作用是对间隔层的所有实时数据信息进行汇总，并对一次设备提供保护和控制； 过程层则用于电气数据的检测、设备运行参数的在线检测与统计以及操作控制的执行等。这三层结构通过以太网、光缆等紧密地联接在一起，使得信息的采集、处理、执行等更加迅速便捷。由智能化变电站的结构图可以看出，智能变电站是智能电网的基础，在智能电网的体系结构中具有重要的作用。

智能变电站的建设需要服从三个有利于， 即要有利于强化在全网的范围内对网络中各个节点之间紧密性的加强， 要有利于统一智能电网， 要有利于互联电网对系统运行事故的有效控制和预防，能够对不同层次的节点实现统一协调控制，在智能电网控制中起到纽带的作用。

2、 分布式电源接入

随着石油、煤炭等不可再生资源的日益耗竭，未来的发电形式趋向于多样性，太阳能、风能等发电形式必然会得到普及应用。 作为分布式电源并网的入口，智能变电站在硬件以及软件设计的过程中都需要考虑到未来分布式电源并网的需求。伴随着大量分布式电源的介入， 配电网由传统单一的单向大型注入点供电模式向分布式发电设备多源多向模块化发展，形成配电网与微网并网运行的模式。 与目前常规变电站相比，智能变电站需要对运行管理、继电保护等方面进行适当调整，以便满足未来更高标准的需求。

3、 设备标准化设计、模块化安装

智能变电站中使用的一、 二次设备都是高度集成与整合的，都采用统一的接口。 在智能变电站正式运行前期，需要对采集的集成装备的一、二次功能进行模块化调试，以免在现场安装的过程中进行大规模的模块化调试，只需简单的联网、接线等操作。 装备、设施的模块化设计与模块化安装不仅仅大量节省了现场施工和调试的工作量， 而且也保证了设备的可靠性。 同时，它使得同样等级变电站的建设过程由于标准设计和模块化而变得不再繁复冗余，实现变电站的“可复制性”，极大的简化了工程的建设过程，提高了变电站的可靠性与标准性。

变电站的装备与设施的标准化设计和模块化安装对于变电站的设备安装于建造环节是一次革命性的变革。

三、智能变电站技术的应用分析

1、双重化网络结构的应用

双重化网络结构为变电站自动化系统提供了处理方案，真正达 到 了 各 厂 商 设 备 能 够 互 操 作 的 目 标，其 具 有 以 下优点：

1.1全方位完备的通信处理方案。对间隔层和过程层之间的通信方法进行了定义，有力地支持了智能一次设备、电子式互感器的信息传送。对变电站之间的通信接口进行了定义，为各区域自动化系统间的通信及完成广域保护做了铺垫。

1.2对报文与性能进行了详细的分类。

1.3实现了通信和应用的独立，能确保通信系统自身的持久稳定性。

1.4统一了各设备间互换信息的标准，实现了各设备间的互操作。

2、电子式互感器

电子式互感器具有暂态性好、体积小、安全性能高等方面的优点，是未来智能变电站需要使用的主要设备。根据原理，可以将电子式电流互感器分成无源型互感器和有源型互感器。下面对其使用策略进行探讨。

2、无源型互感器的应用

对于光互感器来说，全光纤电流互感器的温度、抗震性能都要好于磁光玻璃电流互感器，所以其在试点站中得到了广泛的运用。全光纤电流互感器的稳定性和误差与制作工艺、传感光纤材料、传感器的绕制方法等有比较大的联系。从试点的结果来看，电子元件和电气单元的稳定性是保证互感器正常运行的基础。

3、有源型互感器的应用

3.1一般情况下，在低电位安装GIS电子式互感器的远端模块，不用进行激光供电，具有良好的稳定性，供电成本也不高。不过由于GIS设备和电气耦合关系比较紧密，要考虑其电磁兼容问题，尤其是在隔离开关操作过程中引起的瞬态过电压对模块造成的影响。

3.2对于罗氏线圈等类型的有源型电子式互感器，其温度特点和电磁兼容性是需要重点注意的地方，如果不能很好地进行处理，会直接对保护设备运行的稳定性造成影响。另外，对罗氏线圈的积分环节也要给予足够的重视，如果处理不好，会对ETA的暂态性造成影响，甚至会出现直流偏移和拖尾的情况。

3.3AIS电子式互感器一般安装在远端模块高压侧，需要进行激光供电，成本比较大，运行可靠性不高。而且，远端模块的使用寿命会对电子式互感器造成影响，当前大多数电子式互感器故障都出现在远端模块，比较常见的原因有进水、高温等。

4、选取继电保护的跳闸方法

4.1网络跳闸。网络跳闸可以使光纤接线变得简单，使光口数量得到控制与保护，有利于设备及时散热。但是因为增设了交换机，所以只要交换机发生故障，就会失去控制保护作用。现阶段，大概有25％的试点站采用了网络跳闸方式，就当前的情况来看，网络跳闸的可靠性较高，还没有出现因交换机故障而引发的保护失效状况。由于网络跳闸削减了中间环节，所以能减少延时。

4.2点对点跳闸。由于其配置较多，致使发热量较大，进而严重制约安装设备的使用寿命。

四、智能变电站前景分析

与智能电网系统中的其他环节相比较，我国智能变电站已经达到能够进行大规模推广的时候，目前已有许多的二三级城市正在或者已经建成了智能化变电站。针对目前智能变电站的建设情况，未来我国进行智能变电站的研究和建设应从如下方面进行：

1、加强对 IEC61850 标准和智能变电站技术的理论研究；

2、进行标准化设计，采用 IEC61850 标准，使站内标准达到统一；

3、对以太网技术进行更加深入的研究，采用以太网来构建智能变电站的通信平台；

4、研究新型的互感器技术；

5、在智能化一次设备的基础上，对在线监测和电气设备的智能控制技术进行进一步的研究；

6、采用智能调度技术，开展能够适应于智能电网系统的智能变电站更高层次的应用、状态检修等方面的理论研究与技术探索，从而制定出实用型的技术应用方案；

7、不断加大示范工程的建设力度。

五、结束语

综上所述，变电站智能化已经成了一个不可逆转的发展趋势。 作为智能电网的重要组成部分，必须对智能变电站建设中的关键技术进行不断的研究和改进， 将先进的电力电子、通信、计算机、控制技术互相融合，才能最终达到资源优化配置的目标，实现智能变电站在城镇化建设中的重要作用。

参考文献:

[1]张晓更. 我国建设智能变电站的必要性及其前景探析[J]. 机电信息,2013,03.

篇4

关键词： 电网工程；工程造价；模块化设计

Key words： grid projects；project cost；modular design

中图分类号：TM7 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2012）35-0059-02

1 模块化设计提出的背景

模块化设计是电力工业企业发展到现阶段为提高效率、降低造价、减少运行费用、追求效益最大化目标而提出的。随着变电设备质量和可靠性的提高，特别是计算机技术、微机监控技术和微机型保护的成熟以及通信技术的发展，变电站设备及控制方式已进入相对固定时期。采用先进设备和技术，提高可靠性，减少占地面积和建筑面积，控制工程造价已成为共识。模块化设计就是按照这种思路，采用先进的设计思想、设计方法和手段，采用新设备、新技术、新材料、新工艺，并形成在一定时间内相对固定的间隔模块和建筑模块，便于变电站按照其规模、地形等具体工程条件进行优化组合，较快地形成合理的总平面布置。模块化设计不仅在设计方面有利于提高设计效率、减少差错、缩短周期，而且有利于提高电网的运行安全可靠性、经济性和灵活性，还可以提高变电站的自动化水平、减人增效，实施无人值班。并可优化站内总平面布置，提高土地利用率，减少站内建筑面积，降低土建工程费用，降低工程造价。

2 模块化设计的实质性体现

2.1 统一建设标准和设备规范，减少设备型式，便于集中规模招标，方便运行维护；

2.2 大大降低了变电站建设和运营成本；

2.3 加快了设计、评审和批复进度，提高了工作效率。

目前已实现的无人值班变电站主要有两种做法：一种是建造无人值班变电站，一开始就按此目的进行设计；另一种是在原有的基础上进行改造充实，使其达到无人值班变电站的条件。即常规远动模式和综合自动化模式。

具体从单位工程技术方面分析有如下几点：

①电力变压器应装设自动调整调压分接头装置，并在其周围和开关室内装设自动灭火报警装置。②各种受控电器一向装设电动操作机构控制功能。③各种电量和非电量变送器或传感器的测量精度和可靠性应在允许范围内，防止误差超限。④各种开关电器的位置信号和补偿电容器的投切数目等，均应准确采集出来。⑤变电站应装设功能足够的远动终端装置RTU，能够准确发送、转收转换各种远动信号。⑥变电站与调度中心之间架设具有抗干扰能力和质量优良的远动通道，确保远通信系统安全可靠的运行。⑦上一级调度中心必须具有功能比较齐全的计算机自动监控系统，而且远动芯头的质量优良。

3 模块化设计一般应满足的技术经济标准

3.1 土建部分

3.1.1 场区土（石）方工程 变电站占地面积应适当统一，尽量少征耕地，多征荒地。依地区特点，分类确定征地费用。考虑地形地质情况，站址选点要平整，前期勘察尽量精确，基本实现站区挖填方平衡。控制桩最好设置两个，考虑多坡向排水，方便站区地下基础的放线、开挖和厂区排水，为地下基础模块化设计和施工提供便利。

3.1.2 建筑工程 站区建筑工程繁杂，有、地下、地上部分。地下、地上部分又分土建、电气、水工等专业。具体要分项进行模块化设计：

①围墙四邻统一标准，考虑地区冰冻线要求。②架构基础按电压等级可进行直角布置，在控制标高前提下，统一基础材料、型式。③主变基础和包括事故油池及其他独立设备基础，在控制标高前提下，考虑预留扩建并统一基础材料、型式。④各间隔内设备支架基础，考虑标高并统一基础材料、型式。⑤变电站核心部分的主控制室和高压配电室，应按照各厂房的布置位置及统一设备选型后进行模块设计，设计中应充分考虑其运行维护的方便性，要布置清晰，便于操作、巡视。室内梁柱结构简单，满足民用建筑的合理性要求，使间隔合理，采光充足。⑥水工消防部分：水井、泵房、蓄水池及地下管道均可按附属设施考虑布置，模式化定位、设计、施工，远离电气设备，方便日常操作。⑦电缆沟设计分220kV区、110kV区、220（110）kV到主变区、主变区到主控制室、主变区到高压配电室区及高压配电室到外送段。这需要统一缆沟的平面定位走向、材料、型式，并严格场区排水坡向标高定位。最后统一考虑道路跨越缆沟的细部设计。⑧地下电气部分的接地网工程，在考虑地质电阻埋深的差异外，均可统一标准设计、施工。

3.2 电气一次部分

3.2.1 电气主接线：变电站的各种运行方式，负荷分配，故障处理，潮流调整均由监控中心控制，故其主接线应能满足遥控操作和调整的灵活性。在满足安全可靠运行的前提下，应尽量简化电气一次主接线。220（110）kV可采用双母线接线方式，采用线变组接线方式；35（10）kV采用单母线分段接线方式，采用单母线接线方式，分段开关设备自投。

3.2.2 主要设备选型：一次设备的可靠性和稳定性对变电站有着决定性的影响，一次设备应尽可能选择技术先进、安全可靠、免维护或少维护设备，从区内已实现的“四遥”无人值班变电站的运行经验看，国产的设备也可以满足综合自动化无人值班变电站的要求，因此一次设备选型和配电装置的配置可按常规变电站设计。

①主变压器尽量选用国产优质有载调压变压器，主变压器应装有具备遥信、遥控接口的有载调压开关。②市区110kV变电站设备尽量采用GIS，或组合式电器。③站区220（110）kV断路器最好选用SF6全弹簧储能机构，因为电磁操动机构合闸电流较大，可减少直流设计的负担。④隔离开关应配有能满足遥信、闭锁要求的辅助开关。主变中性点地刀应配有电动操作机构。⑤220（110）kV电压互感器应采用电容式电压互感器，能很好地消除铁磁谐振。⑥220（110）kV的电流互感器应选用SF6电流互感器，各电压等级的电流互感器都应选用带有0.2级的二次线圈，以满足计量要求。⑦避雷器采用氧化锌避雷器，配有在线监测装置，计数器应具有遥信接口。⑧站用电系统应具有两路电源，互为备用，自动切换，站用变应选用干式变或接地变带站用负荷。⑨35（10）kV设备可采用全室内组合电气布置，35（10）kV高压开关柜可选用国内先进厂家生产的户内手车中置式成套开关柜，内配35（10）kV真空断路器。⑩无功补偿装置尽量选用干式成套电容器装置。{11}直流系统的接线方式要安全可靠，合闸母线和控制母线要分开。蓄电池可选用阀控式全封闭酸性电池，不设端电池。每组蓄电池配置一套微机高频开关电源充电装置，模块采用N+1配置，采用分路供电，具有遥信接口。全站设置一套UPS电源。

3.3 电气二次部分 二次设备设计应采用综合自动化系统设计，220（110）kV变电站可采用分层分布式微机监控综合自动化系统。二次设备全站采用微机保护装置，同时装设综合无功自动调压装置。其中：

①主变压器保护采用两套不同原理、不同生产厂家的微机型差动保护，按双主双备配置。主变220kV侧装设双套复合电压过流保护，110kV侧装设双套复合电压方向过流保护，主变220kV及110kV侧装设双套方向零序电流保护、零序方向过流保护、零序过电压保护和零序间隙过流保护；主变10kV测装设双套分支过流保护，变压器过负荷保护，非电量保护及温度信号。②220（110）kV线路保护采用双套不同工作原理，不同生产厂家的全线速动保护。一套为高频保护，采用电力线载波通道；一套为分相电流差动保护，采用数字光纤通道。两套保护均应带有完整的阶段相间、接地距离和零序电流方向保护做后备保护，且线路保护按型号、厂家与两侧保护配套。③根据25项反措要求：220（110）kV母线保护配置两套，母线保护实现双重化，每套保护都应具有母线差动保护、母联过流保护、母联死区保护、断路器失灵保护出口等功能。④根据《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》，主变压器设置故障录波装置。220（110）kV侧各配置一台微机故障录波测距装置。故障录波装置应具有数据远传、故障测距、GPS卫星对时等功能，采用不间断方式进行数据采集及故障判断，用于对各种设故障及装置动作情况的记录分析、处理。⑤根据《电测量及电能计量设计技术规程》和实际负荷情况配置110kV谐波监测装置。⑥根据内电生字（2003）29号文，集控主站设置一套低频、低压减载装置。⑦35（10）kV线路、电容器和所用变均选用微机型保护。35（10）kV线路保护装置具有速断、过流、三相一次重合闸功能；35（10）kV电容器保护装置具有短时限电流速断和过流、零序差压、过电压、过负荷等保护；35（10）kV所用变保护具有速断、过流等功能。每段35（10）kV PT设置一套PT消谐装置。⑧根据计量规程要求，主变压器高压侧装设0.2S级高精度多功能表作为关口表，并装设电压矢压计时器和报警设备，同时配置一套电表处理装置采集电能表的信息并将其传送到内蒙古中调，电能计量表用数字方式接入电表处理装置。远传通道采用电话网自动拨号方式和网络专用通道。

3.4 通信远动部分 无人值班变电站，通道建设是关键。在我区，系统通信贯彻通信网“完整性、统一性、先进性”和“安全、经济、高效”的基本原则，主要以光纤通信作为主通信方式，数字载波作为备用通信方式，实施二级调度管理。当然也可以采用以光纤、微波为主的先进手段，并采用一主一备方式，保证通信的安全可靠畅通。

3.5 消防系统与保卫系统部分 无人值班变电站的控制室、高压室、蓄电池室、电缆夹层等主要部位需要要装设火灾报警装置并具有遥信接口。重要变电所主变压器（150MVA及以上）需要设置消防自动水喷雾系统，且生活用水与消防用水分开。变电站门、控制室门、高压室门等应装设外人进入报警装置。站内应配置好常用的固定式气体灭火系统以及移动式或手提式气体灭火器及其他消防器材。

参考文献：

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1引言

为集成应用新技术、 深化标准化建设；适应“大运行”、“大检修” 要求；提高智能变电站建设效率；全面提高电网建设能力。国网公司2013年决定继续选取部分110kV～500kV变电站作为第二批配送式变电站试点。某110kV变电站作为第二批试点工程，于2014年2月开工建设，2014年9月竣工投产。结合工程特点，总结配送式变电站设计中关键二次技术要点。

2标准配送式变电站技术特点

配送式变电站遵循“安全性、适用性、通用性、经济性”协调统一原则 ，实现安全可靠、技术先进、节约环保、节地节资。概括为“标准化设计、工厂化加工、装配式建设”。

（1）标准化设计

应用通用设计、通用设备。一次设备与二次设备、二次设备间采用标准化连接，实现二次接线“即插即用”。支撑“大运行、大检修”，实现信息统一采集、综合分析、智能报警、按需传送。实现顺序控制等高级应用功能模块化、标准化、定制化。

（2）工厂化加工

建、构筑物主要构件，采用工厂预制结构型式。保护、通信、监控等二次设备，按电气功能单元采用“预制舱式组合二次设备”。一、二次集成设备最大程度实现工厂内规模生产、集成调试。

（3）装配式建设

建、构筑物采用装配式结构，减少现场“湿作业”，实现环保施工，提高施工效率。采用通用设备基础，统一基础尺寸，采用标准化定型钢模浇制混凝土，提高工艺水平。推进现场机械化施工，减少劳动力投入，降低现场安全风险，提高工程质量。

3二次设备布置及预制式组合二次设备舱

（1）二次设备布置

全站仅设置1面Ⅲ型预制式二次组合设备舱，放于配电装置区，取消二次设备室。交直流一体化电源布置于10kV开关室内，一体化电源模块柜主要包括2个模块：1组蓄电池+直流馈线柜+直流充电柜；交流进线+分段柜。一体化生产、调试，整体运输，减少现场拼柜及柜间布线调试时间。智能终端合并单元一体化装置安装于预制式智能控制柜内，在厂内安装调试后配送至变电站。

（2）预制式组合二次设备舱

舱体尺寸12200×2800×3133mm（长×宽×高），保护测控装置屏柜尺寸统一为2260×600×600mm（高×深×宽），服务器柜尺寸统一为2260×900×600mm（高×深×宽），为增加舱内屏柜数量，预制舱采用“前接线前显示”二次装置，屏柜双列布置。

舱内二次设备按照功能分为站控层设备模块、间隔层设备模块、通信设备模块。预制舱内二次组合设备，含消防、通风、照明等附属设施均在工厂内规模生产、集成调试、模块化配送，实现二次接线“即插即用”，有效减少现场安装、接线、调试工作，提高建设质量、效率。

4 二次设备前接线技术

（1）保护、测控装置“笔记本式”前接线方案

在保持现有装置硬件结构基本不变的情况下，保留操作显示面板，面板和装置插箱一体，显示面板的一侧和插箱面板通过铰链相连。正常工作时，显示屏遮挡住插箱内部的端子接线、连接器、板卡等；操作显示屏时，只需要打开屏柜门。前接线示意图如图4-1所示。此方案对现有装置硬件结构改动量小，同时可满足施工、运行使用需求。但设计中要注意面板电源供电可靠性及电磁干扰问题，目前主要设备厂家均已解决干扰问题。

（2）电源模块 “热插拔式”前接线方案

交直流监控装置、绝缘监测装置本身采用插件式安装，所有的插件板均可独立的从装置中抽出，可将原装置旋转180°，使接线端子朝向屏前方，液晶显示面板可与上述保护、测控装置类似前置布置。

整流模块、DC/DC变换器、UPS电源模块采用的多个模块组合设计，模块本身是热插拔设计，无需改为前接线即可方便安装和检修。

其他元件包括开关信号采集模块、开关遥控控制模块、蓄电池巡检模块、辅助电源模块和继电器装置等。这些元件本身不带显示面板，实现前接线方式非常方便。

5预制电缆及光缆

慈云变110kV及主变一次设备至智能控制柜间电缆使用预制航空插头，实现二次标准接口。预制电缆采用圆形高密度航空插头，体积小，密度高，单端预制。

户外预制光缆与舱内装置连接方案采用光纤集中接口柜+舱内尾缆方案，舱间长光缆统一采用4、8、16、24芯，双端预制；舱内尾缆由厂家连接后连同二次设备舱整体配送。

6信息一体化及高级应用

站内信息内容应规范化及标准化，采集采取统一命名格式，实现信息分类展示。本站高级应用功能由站控层设备集成实现，主要的功能有顺序控制、智能告警及分析决策、事故信息综合分析辅助决策、支撑经济运行与优化控制、源端维护等功能。

参考文献

[1]高美金，傅旭华.标准配送式变电站的特点与建设[J].浙江电力，2014（03）.

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生活水平的提高使得电力需求逐渐增加，变电站是电力系统中十分重要的组成部分，能够完成对电压进行变换、分配以及控制，根据实际需要转换功率，使人们的生活需要得到保障。变电站的设计对于电网的可靠运行有着极大地影响，如果变电站出现问题，就会对电力系统的运行产生至关重要的影响。变电站的设计有一次和二次之分，一次设计中主要是主接线设计、电气设备的选择、接地以及防雷等设计。

1 220kV变电站电气一次设计的原则

一般情况下，变电站的电气设计都需要坚持安全可靠和可持续的发展原则，了解和分析需要，选择科学合理的方案、模块的设计。220kV变电站由于具有一定的特殊性，因此在设计过程中需要遵循特定的原则。第一需要保证主接线设计方案的可靠，使得每一个模块都能够做到无缝对接。第二设计的标准达到统一，避免在变电站建设中出现与标准相矛盾的情况[1]。第三要实现实现供电企业的经济效益最大化，统筹分析变电站项目，保证近期以及长远效益的顺利实现。第四就是不同的地区需要有不同的设计方案，根据设计的形式、规模以及条件等满足变电站的需要。第五要使变电站能够与周边的环境相适应、相协调。

2 220kV变电站电气一次设计的问题

2.1 主接线设计问题

在变电站的设计中，为了保证电网系统的稳定与可靠，一般使用比较复杂的主接线，但是这种形式的成本维护比较好，并且随着设备数量的增加使得变电站的面积也会增加，对于城市的发展是不利的。并且在变电站设计中忽视城市今后的发展，预留空间不足。变电站的设计中主要考虑其可靠性与安全性，但是对于系统的维护重视不足，如果出现问题，复杂的接线就会增加维修的难度，产生不利的影响。

2.2 电气设备选择的问题

变电站的电气设备主要有变压器、断路器、电流互感器、隔离开关等[2]，设备选择的过程中一般会遇到短路电流计算等问题。为了提高电气设备的稳定性、经济性以及灵活性，满足电力系统的发展需要，应校验不同点的短路电流。如果电流计算不正确，电气设备也会出现问题，对电力系统的综合安全运行产生影响。如果在选择电气设备时没有全面的考虑系统，会缩减设备的使用寿命，系统的可靠性也会受到影响。

2.3 防雷设计问题

近年来，极端天气频发，雷击事件时有发生，如果变电站遭到雷击，将会给电网系统带来沉重的影响与损失，因此必须要做好变电站的防雷设计，使其能够在恶劣的天气下安全平稳的运行。如果在变电站设计中没有对接地设备的抗腐蚀性进行全面的了解，就会造成接地局部出现断裂的现象。不同地区的变电站需要有不同的防雷设计，科学选择，科学的防雷。

3 220kV变电站电气一次设计的有效策略

当前，我国的电力事业快速发展，220kV变电站的设计与建设技术已经比较成熟，并且具有标准化的技术与设备。220kV变电站的设计是要实现变电站的模块化发展，对220kV变电站电气进行一次设计，将其划分为功能相对独立的模块，然后根据变电站的实际情况进行技术上的规范，实现各模块间的有效衔接，满足变电站设计的实际需要。

3.1 变电站电气主接线的设计

在变电站的设计中，电气主接线的设计是十分重要的组成部分，电气主接线设计最基本的要求就是实现其可靠性，保证变电站的平稳运行，能够实现不同电网间的有效转换。变电站电气一次设计中，电气主接线以及电气总平面布置方式是重要的模块，将二者准确地进行设计和布置，能够在一定程度上保证电力系统的稳定运行。电气主接线设计中，应合理优化模块主接线方案，减少后期运维压力。设计中不仅要做到电气主接线设计的可靠、灵活，还需要努力促进其经济效益的最大化。

3.2 电气设备的选择

在 220kV 变电站电气一次设计中，为了能够不占用大面积的土地，需要选择用地比较小的电气设备。主变可以使用高阻抗产品[3]，这种产品的技术比较成熟，有助于促进电气设备运行稳定性的实现。虽然初期成本投资比较多，但是这种设备的后期维护成本不高，并且能够保证其运行的安全性，促进技术水平的提高，实现电气的经济效益。在选择电气设备时，主接线以及变电站的负荷变化都会对方案产生影响。实现220kV变电站电气一次设计模块化，可以利用计算机系统程序对电气设备进行科学的配置，保证设备选择的科学合理，减少计算的数量。

3.3 接地设计

通常而言，变电站接地设计采用独立接地网。常见的降低接地电阻的方法有自然接地体、深井接地、采用降阻剂、增加地网的埋设深度、局部换土、利用深孔爆破接地技术、扩大接地面积等等。设计中应针对变电站站址具体地质条件，选择合理的接地方案及接地材料，保证电气设备正常运行，避免出现触电事故或者是火灾的发生，造成财产损失。

3.4 防雷、照明设计

220kV变电站电气一次设计中，变电站一般使用避雷针进行直击雷的保护，对其附属的设备进行避雷接地保护设计设置[4]，能够使变电站避免直击雷的破坏。采用ATP-EMTP对雷电侵入波在变电站内各设备上产生的最大过电压进行计算研究，合理配置避雷器等设备，避免对电气设备造成破坏。为了使变电站的维护更加便捷、有效，还需要做好照明设计，不仅要保证正常的照明，还要进行事故照明的设计。依据不同的工作面，合理设计工作照明，使电气设备的工作得以顺利开展。电力维护人员还应该在应急通道内增加事故照明系统建设，使电力维护人员能够在电力故障发生时继续开展工作。

4 结束语

综上所述，220kV变电站电气一次设计中涉及很多内容，本次研究明确了220kV变电站电气一次设计过程中应遵循的原则以及存在的相关问题，找到科学、有效的设计方式，促进220kV变电站电气一次设计水平以及质量的提升，使电气设备能够安全稳定的运行，促进电力企业实现良好的经济效益以及社会效益，促进电力事业稳定有序的开展，更好地为人民群众提供便利的服务。

参考文献

[1]张朝锋.110kV变电站电气一次设计的探究[J].科技致富向导，

2012，3：392-393.

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中图分类号：TM769 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2012）29-0107-02

目前，随着电力系统信息化网络技术的发展，依靠图像监控系统的建设，大部分变电站都可以实现无人值守。但现有变电站图像监控系统还只是用于防火防盗、安全保卫、主控室内场景监控等，随着变电站在线检测系统的发展和智能变电站的建设，对图像监控系统提出了新的要求。随着调度监控一体化建设的推进，集中远控的时机已经成熟，但对于就地设备的状态（例如刀闸刀口位置情况）等重要信息还需要人工现场确认，大大制约了变电站智能控制的发展，因此有必要对变电站运行设备图像智能监控进行研究，实现一、二次设备远程可视化操作控制，形成一体化的智能调度监控体系。

加强变电站图像智能监控的设置和可视化智能监控技术的研究可增强对就地设备状态（例如刀闸刀口位置情况）的监视，满足大电网实时运行控制的要求，实现对电网运行信息的形象、直观和集成展示；进一步加强基础数据管理，实现多维度一体化的调度信息和实时数据的分布式共享；实现一、二次设备远程控制和监视，形成一体化的智能调度监控体系，达到减员增效、缩短故障排除时间、提高供电可靠性、加速智能电网建设的目的。

1 图像智能监控系统配置原则

变电站图像智能监控系统在满足原安防、保卫、图像监控功能的同时，为适应未来智能调度监控系统发展的需要，其应满足以下要求：

①统一性。依据国际、国内规范化标准，统一规范建设、管理，确保整个系统的各种软件、硬件达到服务的规范化和管理的高效性。

②开放性。图像监控系统与其他系统之间的通信接口，应符合开放系统互联标准和协议，支持多种网络协议，实现各系统间的数据共享。

③可扩展性。软、硬件平台应具有良好的可扩展能力，能够方便地进行系统升级和更新，以适应各种不同业务的不断发展。

④可靠性。具有较强的容错、抗干扰能力和良好的恢复能力，主要设备应采用双机或镜像备份工作方式，保证系统稳定运行。

2 图像智能监控系统配置情况及相关模块功能

图像智能监控系统在变电站安装的硬件主要包括：摄像机（网络高清摄像机、模拟摄像机、轨道摄像机等）、多功能控制主机、视频处理单元（网络硬盘录像机DVR）、视频处理单元（网络视频录像机NVR）、多维可视监控综合主机、磁盘阵列、图像智能分析服务器。系统硬件结构图如图1所示。

①摄像机。满足对变电站场所环境及主要设备（主变、开关、刀闸等）进行监控的要求，能在夜晚或光线极差的情况下清晰显示监控目标的图像。

②多功能控制主机。通过规约分析和直接采集变电站现场信号，监控的信号包括遥测类、遥信类、遥控类。

③视频处理单元（网络硬盘录像机DVR）。负责采集变电站所有模拟摄像机的音视频信号。

④视频处理单元（网络视频录像机NVR）。负责采集变电站所有网络摄像机的信号，进行编解码运算后，把音频信号存储到磁盘阵列。

⑤多维可视监控综合主机。是系统的核心设备，负责变电站站端与地区中心主站的通讯，获取主站的控制指令，管理变电站站端各设备，把视频数据、状态数据等上传到中心主站。

⑥磁盘阵列。负责存储变电站摄像机的音视频信息。

⑦图像智能分析服务器。负责对变电站内主要设备、仪表等进行智能分析，并提供实时的智能分析结果。

3 图像智能监控系统网络配置情况及要求

变电站站端网络系统采用10～100 Mb/s（10/100BASE）光/电接口接入监控专网，不允许采用共享带宽组网方式；变电站与中心主站至少保证10M以上的网络带宽（标清模式监控）或30 M以上的网络带宽（高清模式监控）。

图像智能监控系统的软件按照大型分布式联网监控系统的结构进行规划，采用分层的模块化结构，模块之间的通信应按规定接口进行，运行平台采用Windows XP以上操作系统。系统软件主要包括以下14个模块：巡视操作模块、巡视路线设置模块、录像查询模块、日志查询模块、权限控制模块、报警管理模块、辅助控制模块、SCADA接口模块、网络带宽自适应模块、图像智能分析模块、变电站主要设备关联性显示模块、变电站主要设备图像巡视及人工报表模块、变电站鸟巢自动巡视模块、变电站主变压器漏油监测模块。

系统软件还应满足以下要求：能根据应用需求支持集中处理模式和分布式处理；具有良好的开放性，以便于与其他应用系统的连接；具有很好的可移植性，支持多种操作系统，并能移植到不同厂家的硬件平台上运行；能适应多种大型数据库系统；具备完善的、分级的操作/访问权限控制机制，运行安全可靠；具有数据备份及灾难恢复功能。

4 图像智能监控系统实现的功能

①信息实时上传功能。主要包括：摄像头预置位配置信息、现场实时图像、图像智能分析结果、与消防系统、安防系统、SCADA系统的联动等相关信息上传。

②变电站内动力环境数据采集、处理及实时上传功能。通过报警采集模块采集消防、安防报警信息，实现现场报警，同时把报警信息传输到地区中心主站；通过温湿度采集模块采集变电站内温湿度测量值并上传到地区中心主站。

③图像智能分析功能。主要包括：对仪表的智能分析；刀闸开、闭状态识别；开关（刀闸）翻牌器开、闭状态识别；控制柜指示状态识别；对开关、刀闸的整体智能分析及自动报警功能；对主变压器的整体智能分析及自动报警功能。

④作业监控和管理功能。通过智能分析技术系统可以自动判断进入某个区域的作业人数、进入时间、离开时间、滞留时间等，并进行自动录像和事件保存，同时根据中心主站的调用指令将智能分析结果上传。

⑤对主要设备或区域设置。可以对变电站的主要设备或区域设置，当有人进入时，系统自动报警并将报警信息上传中心主站。

⑥网络带宽自适应功能。当变电站的图像信息被一个或多个用户调用时，系统根据实时可被利用的带宽、用户的级别、调用图像重要程度等判断上传图像的格式。

5 结 语

该系统整合、完善了计算机监控、在线监测、智能辅助控制等系统，实现对电网的全局在线远程跟踪、自动智能告警、分析决策、综合预警、远程运行维护，为实现变电站一、二次设备远程可视化操作控制，形成一体化的智能调度监控体系提供了必要条件，更好地确保了电网运行的安全可靠、灵活协调、优质高效、经济环保。

参考文献：

[1] 刘鹏杰.变电站视频监控系统的设计和应用[J].电力系统自动化，2011，（8）.

[2] 杨谦，张晓.变电站图像监控系统技术的应用研究[J].电气工程与自动化，2011，（24）.

[3] 刘涛.远程监控系统在无人值守变电站中的应用[J].系统设计与应用，2011，（6）.

篇8

2智能变电站自动化技术的调试

智能变电站自动化技术需要进行调试，主要调试的内容在于：第一，进行站内网络调试，站内网络主要由交换机以及通信介质构成，需要对外部、通信广联、通信铜缆进行检查。第二，对计算及监控体系进行调试，对设备的外部进行检查，进行绝缘实验以及上电检查，检查遥信、遥调、遥控等功能，检查无功控制、定值管理、主备切换等功能。第三，调试继电保护，主要包含的是绝缘试验、上电检查、单体与整组调试、调试继电保护的信息管理系统等。第四，调试电站中的不间断电源，实时监测网络状态，主要是对网络报文记录系统以及网络通信检测设备进行调试。第五，对采样值系统进行调试，主要包含的是过程层的合并单元调试与电子互感器的电子采集调试等。上述调试试验的主要目的在于保证智能变电站的安全、稳定运行，减少工程建设的试验时间，从而为变电站的自动化技术奠定坚实的基础。

3智能变电站自动化的建立

3.1建设单元管理模式单元管理模式主要是依照物理层、网络层等实行隔离管理，对一些数量较多的元器件应当采用“点对点”的形式进行监控，每一个元器件都需要有一个代码进行相应的信息存储与信息管理，而且还可以借助GPS等形式，提高电力管理效率。

3.2建立应急系统智能变电站无法解决所有的问题，因此可以在原有的基础上设置应急系统，此系统平时不会参与电气运行，但是需要定期对其进行检查，因为如果出现了相应的电力故障，应急系统由于自身原因无法及时投入使用，那么将会造成不可预计的损失。一般情况下，可以对一二次设备以及通信网络进行合理分配，主保护与备用保护要分开，方便设备运行时的保护与运行后的维护。

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智能变电站技术的兴起和发展，实现了电力系统的自动化、智能化和信息网络化，其对传统变电技术进行了全面的革新，于此同时智能变电站的大运行量，对内部继电保护系统提出来更高的要求，从而提高智能变电站的可靠性和安全性，因此继电保护的运行和维护技术的研究革新，对智能变电站的运行至关重要。

1 智能变电站继电保护技术的分析

变电站已经从传统的模式向数据化智能化方向发展，随着智能化变电站的成熟完善与广泛应用，也意味着对继电保护提出更高的技术要求，传统的继电保护技术已经无法满足智能化变电站的要求，继电保护技术作为电网的安全防线，在系统发生故障时及时作出反馈，隔离故障点，为智能变电站系统的稳定运行提供安全可靠的保障，对于智能变电站的安全性意义重大。

1.1 变电站与继电保护技术

在变电站的进化历程中继电保护机制也在发生着变化，由传统的模拟式逐渐向数字式进行转变，在传统变电站的继电保护机制中主要以装置为组织核心，而由于智能化变电站主要依赖于信息网络，从而达到信息的共享和交互，针对智能化变电站的网络性能，继电保护在构成设备、架构形态以及运行模式等方面也向微机保护阶段发展。变电站的继电保护装置主要包括线路的继电保护、变压器的继电保护、母联的继电保护等，这些继电保护装置主要安排在过程层，通过智能操作箱直接对信息进行采集、处理和交流，实时掌握信息的实时性可靠性。线路的继电保护是指在变电站的线路系统中按间隔配置智能监控装置和安全自动装置，可以检测变电站的运行状况，并将测控的信息传输到网络系统中，继电保护模块单元对信息进行处理后提供保护指令，做出跳闸等相应的响应措施。

变压器的继电保护属于过程层保护。在变压器内，继电保护装置的配置方法为分布式，从而达到差动保护的效果。在此系统中，保护模块是单独安装的，断路器是通过电缆接入继电保护系统中，主要应用非电量保护模块进行继电保护。母联继电保护架构简单，主要采用点对点的模块进行分段保护，同时配置过电流保护和限时电流速断保护。

1.2 智能变电站继电保护的技术特点

1.2.1 继电保护装置硬件模块化

对于继电保护系统采用统一的运行平台，采用微机智能系统实现信息的采集、测量、逻辑运算等等功能。传统变电站的机电保护系统数据的采集由保护系统进行，由于保护装置的差异导致数据采集及出口硬件难以统一，从而难以实现模块化。而智能变电站有着三层两网的架构，系统的运行平台统一，从而容易实现部分插件的标准化和模块化。

1.2.2 继电保护装置软件元件化

智能变电站中自动化技术的不断完善实施，导致传统的继电保护系统需要不断地进行相对应的修改完善，而且不同的领域保护系统程序也有所差异，从而大大降低了保护装置的可靠性。智能变电站的继电保护原理基本已经完善成熟，可以对智能变电站的继电保护系统采用的软件进行元件化，从而实现元件的标准化，提高保护系统的可靠性。

1.2.3 继电保护功能网络化

智能变电站中“两网”的组织架构可以将过程层智能终端和合并单元采集的数据信息进行交互和共享，同时对于继电保护系统的数据信息进行共享，这样就可以在同一微机设备上对不同的保护系统的信息进行处理和反馈，实现保护体系的一体化。

1.3 智能变电站的继电保护运行和维护

智能变电站的继电保护系统是否正常决定着智能变电站的安全，对整个智能电网系统至关重要，因此需要对继电保护装置的运行和维护进行研究，并且需要对保护装置进行调试和维护，才能做到预防安全隐患，保护智能变电站的作用。关于继电保护装置的调试主要包括对继电保护元件的调试，通过对元件的性能、插件、安装位置等方面进行检测达到调试目的；对信息通讯网络的调试；对继电保护线路通道的调试；除此之外还要对外观和电源进行检查和调试。

除了定期对继电保护系统进行调试以外，还要对继电保护系统进行维护，主要包括正常运行状态下的维护和故障状态下的维护。正常运行下对继电保护装置的维护主要是日常的检修，对运行调度情况进行巡视检修，对运行参数及设备的运行情况进行备份，确保设备的正常运行。异常情况下的系统维护可以采取常规的维护处理方式进行调试维护。主要考虑间隔合并单元的故障、智能终端故障、交换故障和信息通讯网络的网络交换机故障，对故障设备运行维护处理，确保智能变电站的安全稳定运行。

2 结论

智能变电站是电网智能化自动化的标志，而如何在如此高速的发展状态下，让继电保护跟上节奏，保障智能电网的安全性和稳定运行，为国家的智能电网发展战略做出贡献，将是所有研究者和工作人员的重大挑战。目前继电保护在运行模式上受智能变电站的影响正在向着自动化保护系统方向发展，但是依旧存在着一些先天性不足，因此在未来的工作中还要在传统变电站继电保护的基础上，结合智能变电站的自身特点，对智能变电站的运行模式，系统设备维护调试等方面进行研究。

参考文献

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篇10

变电站综合自动化与地监控软件是变电站运行电力设备和操作人员之间形成关系的纽带，在实现变电站综合自动化系统设计中占有绝对重要的地位。伴随我国计算机技术与通讯技术的快速发展，很多地方已逐步推广与应用集中监控远动系统，地监控软件将逐步深化变电站的综合自动化水平。本文基于变电站综合自动化采取分层分析法和多线程技术研究地监控软件开发理论，糅合模块化程序设计法和面向对象程序设计法，初步设计变电站综合自动化与地监控软件。

1 变电站综合自动化系统简介

1.1 定义

变电站综合自动化系统是以执行系统特定功能实现某些规定目标若干相互关联单元的整合。该系统利用计算机技术、现代电子技术、通讯网络技术和数据信息处理手段实现变电站二次电力设备（如继电保护装置、故障录波、自动控制装置和远东装置等）的功能重组和优化设计，并对所有电力设备的运作状况进行监控和协调和综合性自动化系统。变电站综合自动化系统内部各个电力设备之间完成信息交换和监视控制任务。变电站综合自动化系统实际上是简化了常规二次设备的二次接线过程，在提高系统稳定、降低运营成本方面实则极为关键，它区别于常规二次设备最大的不同点是以计算机技术作为设计基础，以通讯网络技术作为设计手段，以信息交换作为设计目标。

1.2 特点

（1）功能综合化。

变电站综合自动化系统是以计算机技术、通信网络技术和自动化控制技术为基础发展起来的，该系统也综合了变电站的全部二次设备。

（2）构件模块化。

基于计算机技术实现具有数字通信功能控制装置的数字化可利于各个构件模块的通信网络连接和借口功能模块的信息交换及扩充。同时，形成构件模块化为变电站实现综合自动化系统的组态提供便利，从而能够更好地适应应用工程的集中式、分散式和分布式结构集中式等多种组屏方式。

（3）结构分散化。

分布式综合自动化变电站中子系统如计算机保护、数据信息采集、控制测量和其他相关智能电力设备等都以分布式结构设计。每一个子系统都可能由多个中央处理器来完成各项功能，而这些子系统群就构成了一套比较完整且高度协调的有机系统。

（4）监视可视化。

应用变电站综合自动化系统无需有人值班，系统操作人员的工作岗位放在了主控中心室或调度室，面对彩色显示屏即可对变电站的电力设备和电路电缆进行全方位的监控。

（5）通信光缆化。

计算机技术和通信网络技术在变电站综合自动化系统中得到了极大范围的推广和应用。

（6）管理智能化。

自动化系统不仅仅要在常规自动化方面表现突出，如何能够智能自诊断管理也是一项重要内容。变电站综合自动化系统的在线自诊断可将诊断的结果发送至远端主控台。

（7）显示数据化。

变电站综合自动化应用计算机监控系统，传统的指针式显示仪由CRT显示屏取代，人工抄录则由系统打印机取代。

1.3 原则

（1）综合自动化系统在中、低压变电站中的应用可避免派人值班麻烦，同时也强化了监控工作的效果，即减人增效。站内不设置固定运行、维护值班人员，运行监测、主要控制操作由远方控制端进行，设备采取定期巡视维护的变电站。

（2）220kV及以上的高压变电站在设计和建设两方面均需以先进的控制办法来解决各不同专业技术分散、自成系统、重复投入和系统运行不稳定等问题。

2 变电站综合自动化与地监控软件开发

2.1 设计方案

本文论述变电站综合自动化与地监控软件开发以组态王软件为例。该软件具有良好数据采集功能，它适应性强、开放性好、易于扩展、开发周期短，可以实现对现场的实时监测与控制，并且在自动控制系统中完成上传下达、组态开发的重要任务。因此组态王软件是变电站综合自动化监控系统的良好选择。

国内外变电站的综合自动化系统研究都将其结构分为三类，即分布式系统结构、集中式系统结构和分层分布式结构。本系统采用分层式设计。这种结构节省控制室面积、电缆和安装费用，系统可靠性高。

变电站综合自动化系统控制对象电压负荷等级为110kV/10kV。各类负荷配电变压器共85台，总容量为35MVA。主接线方式形式为内桥接线方式；中性点直接接地方式，并且在中性点与地之间加装一组电动隔离开关；无功补偿电容器容量为3000kvar；主变压器选择有载调压方式。

2.2 设计实现

根据变电站综合自动化系统的功能要求及用户需求，本变电站系统设计实现的功能主要有运行监视功能、数据采集与处理功能、故障报警功能、数据报表显示功能，以及实时曲线和历史数据记录功能。系统设计实现主要由以下几步组成：

（1）建立变电站综合自动化监控系统工程。

（2）为系统配置设备。下位机设备选用西门子公司的S7-200PLC，与工控机的通信方式采用PPI协议，通信端口选择COM1。

（3）定义开发系统所需的变量。变电站系统监控的母线及各段线路的电压和电流是连续的数字量值，定义为I/O实型。各种断路器、刀闸、熔断器的状态为离散量值，定义为I/O离散型。其他动画连接过程需要用到的中间变量定义为内存变量。

（4）画面设计、动画连接及命令语言编写。设计变电站监控系统实现各项功能的画面，并将画面中的图形与变量进行连接，编写所需的命令语言。

变电站运行过程中，值班人员可以通过后台CRT显示屏直接观察到断路器、隔离开关、变压器分接头等设备的状态。当系统出现非正常甚至故障时，监控系统主接线图的相应位置会发出闪烁和蜂鸣器报警信号。

报表显示主要是方便操作人员对1天或1月的变电站电压、电流、功率等参数进行汇总和对比，进而对变电站的运行情况做出进一步的评估。地监控软件历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，主要包括断路器动作次数、断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数、输电线路的有功功率和无功功率、变压器的有功功率和无功功率、母线电压定时记录的最大值和最小值、控制操作及修改整定值的记录。

3 结束语

综上所述，变电站综合自动化系统是按照规定程序预设的一种启动操作断路保护设备或隔离开关的监控装置。自动化系统包括监控后台软件、当地监控PC机、远动通信接口、用于专业管理的工程师站PC机和专用设备和网络设备等。变电站层自动化系统地监控软件通过组态完成全站检测功能，全面提供线路、 主设备等的电量、非电量等运行数据，完成对变压器、断路器等设备的控制等，并具有保护信息记录与分析、 运行报表、故障录波等功能。随着越来越广泛的推广和应用，设计所预期的效益还是相当不错的。■

参考文献