智能化变电站精选(九篇)
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第1篇：智能化变电站范文
关键词：多站监控 智能变电站 智能电网
中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2016）02（a）-0023-02
进入“十三五”规划年，随着工业4.0（中国制造2025）革命的推进，中国电网已进入智能电网的建设期。按照国家规划要求，2011年以后所有新建变电站均按照智能变电站的技术标准建设，而原来的传统变电站也进入智能化的改造升级中，智能变电站迎来了爆发式的增长。智能变电站[1]是采用的电气设备以先进、可靠、集成、低碳、环保为特点，以全站数字信息化、网络化通信平台、标准化信息共享为基本要求，自动完成变电站二次系统的信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要向上级电网提供实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能，实现与相邻变电站、电网调度等互动的变电站。
目前，传统的枢纽变电站（以2011年前建的330 kV变电站为主）正在进行智能电站的技术改造和研究阶段，升级后的330 kV枢纽变电站通过省网与整个西北地区区域的新型750 kV智能变电站。此次研究以国家电网陕西运行检修公司下辖的宝鸡电网硖石330 kV变电站、马营330 kV变电站、雍城330 kV变电站为研究对象，通过三个枢纽变电站“一站控三站”的综合监控运行方式的研究，为传统330 kV枢纽变电站智能化改造过程中“一站控多站”，逐步达到并实现330 kV枢纽变电站智能化运行的可行性提供一定的工程理论依据。
1 电网现状分析
陕西为位于西北电网东部，最高电压等级为330 kV，目前330 kV电网已覆盖全省十个地区，形成330 kV主网网架结构，在关中地区形成了多个330 kV单环网网架，以关中电网为核心，通过金～黄～延～榆～神和桃～延330 kV线路延伸至陕北，通过马～汉线、安～南双回线、罗～张4回330 kV线路扩展至陕南的汉中、安康、商洛地区。同时，通过4回330 kV线路与西北甘青宁电网联网。
宝鸡电网是陕西电网重要组成部分，是陕西电网和甘肃电网的功率交换重要枢纽之一，担负向宝鸡市三区九县及陇海、宝成、宝中三条电气化铁路宝鸡段的供电任务，并向甘肃、咸阳、西安、汉中电网部分地区转供电力。目前，宝鸡电网由330 kV马营变、雍城变、段家变、汤峪变与其相应的联络线构成330 kV送电网架结构。
在电网运行过程中，通过调度EMS（能量管理系统）及电网自动化监控系统，实现对所辖变电站运行工况的远程实时监控[2]，并负责在输变电设备故障、异常、越限运行时联系相关部门处理，提升电网运行控制及事故应急处置水平。在EMS中，增加变电站监控功能，接入变电站监控信息，实现对变电站的集中监控。在不停电的情况下，对电力设备状况进行连续或周期性的自动监视检测，即在线监测。
2 330 kV变电站监控分析
宝鸡电网硖石330 kV变电站、马营330 kV变电站、雍城330 kV变电站的主控变电站是马营变电站。马营变除了监控本站的运行外，还远程监控硖石变和雍城变两个330 kV站。通过综合监控系统中的KVM抓频远程监控系统，可以随时获取其他两个变电站的运行信息。操作运行过程中，运行人员必须遵守规范：DL/T95.31-2005 《电网调度规范用语》、DL/T 516-2005 《电力调度自动化系统运行管理规程》、DL/T969-2005 《变电站运行导则》、Q/GDW 678-2011 《智能变电站一体化监控系统功能规范》、国家电网安监[2009]664号《国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）》、国家电网生[2008]1261号《无人变电站值守管理规范（试行）》。
电网实时监控与智能告警功能是架构在统一支撑平台上的应用子系统，是智能电网调度技术支持系统最基本的功能，用于实现完整的、高性能的电网实时运行稳态信息的监视和设备控制，为其他功能模块应用提供全方位、高可靠性的数据服务。主要实现以下功能[2]：通过前置系统接收各变电站上送的远动信息并进行处理、数据计算与统计考核、控制和调节、网络拓扑、画面操作、断面监视、事件和报警处理、计划管理、电网调度运行分析、一次设备监视、开关状态检查、趋势记录、事故追忆及事故反演[4]等。
目前，三个枢纽变电站以完成初步的自动化设备改造。马营变投运于1986年，雍城变投运于1998年，硖石变投运于2009年，相对于其他两个变电站，硖石变的自动化程度最高，设备也最先进。以330 kV的隔离开关为例，旧的设备以LW13型和LW14型居多，在进行智能化改造过程中以LW25型替代上述两个型号。传动机构替换为原装进口的ABB公司生产的液压传动机构，增加的远程通信接口，为异地远程控制提供良好的设备基础。
3 综合监控分析
正常的监控巡视按照每值巡视三次进行，接班后、值班期间和交班前对受控变电站分别进行一次全面巡视。巡视的主要内容[3]有：（1）通过监控主画面检查监控系统运行工况、通道状态是否正常，监控系统有无事故总告警信息，各变电站集中信号图中有无告警信息。（2）通过监控分画面检查各变电站一次接线图中有无告警单元、监控系统各分画面中有无告警信号。（3）通过一次系统画面检查断路器、隔离开关及接地刀闸位置是否正确，线路及主变电流、有功功率、无功功率、母线电压、主变分接开关档位、主变油温、站用交流电压、控制母线直流电压是否正常，遥测数据是否刷新。（4）通过监控系统告警信息栏检查“断路器事故跳闸”、“保护动作”、“异常信号”、“状态变位”、“通讯中断”、“遥测越限告警”等窗口中有无告警信息和信息复归情况，重点检查保护动作、控制回路断线、PT 断线、保护装置失电、直流系统异常、所用电系统异常等遥信信号的动作和复归状态。（5）通过输变电设备在线监测系统监视，检查系统通信是否正常，数据是否刷新正常，系统是否有异常告警。（6）输变电设备在线监测系统中设备异常告警时，按照设备告警分类启动相应工作流程，并及时联系设备监控处专责进行初步分析。（7）输变电设备在线监测系统异常时，及时将系统异常情况反馈至设备监控处专责。
4 结语
宝鸡电网的3个330 kV枢纽变电站马营变、雍城变和硖石变，以马营变为管理核心，远程监控其它两个变电站。目前，在运行管理上，各站的运行维护人员数量符合国家电网枢纽变传统运行要求，在未来的智能电网的改造升级中，从一站监控多站的角度出发，在减少运行人员的基础上依旧能确保变电站的安全稳定运行，从而提高企业运行效率。
参考文献
[1] 国家电网.Q/GDW 383-2009，智能变电站技术导则[S].2009.
[2] 国家电网.只能变电战继电保护技术规范[S].2010.
第2篇：智能化变电站范文
关键词：智能变电站；运行；维护；技术
中图分类号：U665文献标识码： A
一、智能变电站
智能变电站是普通变电站的改进，依靠先进的技术，采用低碳环保型设备，在数字化、网络化和自动化的基础上，能够对变电站的运行情况进行自动监控，采集相关信息，并加以计量控制，以保护变电站的安全，同时，智能变电站还具备智能调节、在线分析及协同互动等功能，作为智能电网中的重要节点，智能发电站需不断优化，及时完成程序的更新工作，从而有效降低运行的危险系数。
智能化变电站系统（如图1）可分为三个层次：(1)过程层，该层主要负责电能的变换、输送、测量及状态监测等工作，多由智能设备、终端以及合并单元组成，包含有一次设备及其他组件；(2)间隔层，主要是指二次设备，包括测控及继电保护等装置，负责与各种智能控制器和传感器之间的通信工作，即通过个间隔的数据作用于其设备上；(3)站控层，为了能够完全同时测量并控制多项设施以及整个变电站，从而能够更好地进行数据采集、操作监控，以方便保护信息管理，该层有诸多子系统，如通信子系统、自动化子系统以及对时系统等。
二、智能化设备特点
智能化设备不仅充分利用了储能、材料、电力电子、超导和微电子技术等方面的最新科研成果，而且大量使用先进的设备技术。不仅提高了电能质量，供电的可靠性，还提高了电力生产的效率；并且通过在电网和负荷特性之间寻找最佳的平衡点，以达到提高输配电系统的整体性能。
1、监测范围更广，覆盖整个发输变用点系统。传统的线监测系统其覆盖范围大多仅仅局限于变电站内的一侧设备。而智能电网在线监测系统则覆盖了包括了发电侧、用户侧和电网侧在内的几乎所有的状态信息，甚至可以监测家庭用户电器设备的状态。
2、传统的在线监测系统大多基于现场总线的通讯模式，是一种单向的主从式的通讯模式。而智能电网在线监测系统则基于高速、双向、实时、集成的通信系统和通讯规约。依赖于此智能电网可以获取设备的实时运行状态，以及系统中的用户参数和元件等状态信息，并对整个系统的状态进行评估。这些准实时数据的监测不仅可以实现电网的早期预警而且对掌握电网整体运行状况具有重大的意义。
三、智能变电站的技术特点
与传统的变电站相比，智能化变电站具有自身独特的特点，不仅可以实现采集数据的数字化、对系统进行分层和分布和实现信息的交互化和网络化，同时还可以对设备进行及时而有效的检修和维护，提高设备操作的技术水平和效率，使其操作向着智能化的方向发展。第一，按照61850规范和要求，统一对不同类型的信息对象进行建模，将技术不同且相互独立的各个管理和技术发展部门都纳入到变电站系统当中，以便使有关变电站的信息无论是在运行部门还是在管理部门都能够得到及时而充分的共享，实现信息的交互化和网络化。第二，通过制定61850进一步提高和规范了信息的标准，使得制造厂和IED之间能够和谐共处，实现设备的相互操作性。第三，传统的互感器逐渐被电子式的互感器所代替，避免出现铁磁共振以及互感器饱和开路现象的发生，大大提高了互感器的性能和工作质量。第四，为了降低甚至避免二次电缆现象所带来的危害性，智能变电站在缆线上做了调整，加大了对光缆的利用度，抛弃了传统使用的电缆。另外，变电站设备的智能化极大地提高了在线监测的效率和水平，使其功能得到了充分的发挥。
四、智能化变电站存在的问题
1、可靠性。用于智能化变电站的有源电子互感器由于具有有源模块及有源元器件等需要长期供电的结构部分，会在一定程度上影响其运行的可靠性。此外，用于高压输电网络的电子互感器由于受到高压电磁场的影响，其运行性能也受到影响，需要采取特殊的保护措施才行。而光学互感器的运行性能与外界温度等因素有着密切的关系，影响其运行稳定性；另外互感器内光纤与玻璃的连接部分也是故障多发区域，对其稳定性也能产生不良影响。
2、安全性。传统的变电站采用的通信方式是点对点形式，具有较高的安全性，是一种具有局部特征的交互机制。变电站使用的信息通信模式为对等模式，在局域网上可以实现全部IED的信息，任意一个IED受攻击，如果没有对信息进行有效地防护，就会给变电站系统带来很大的损伤隐患。因为变电站IED中没有点对点的连接，那么也就没有了装置之间的隔离点，这就需要用软件来完成隔离措施，所以，变电站的IED以及集中制体系就主导着系统的安全性。软件可以实现事件记录、闭锁、跳闸、软件控制等功能，信息安全机制对于整个变电站系统具有举足轻重的作用。在对等的交互模式下，这种安全体制就代表着安全性问题。
3、安装保护。智能化变电站的一些一次设备需要在室外安装智能汇控柜等保护设备。但是，智能汇控柜对于安装环境条件有着严格的要求，温度变化范围为-25℃~70℃，湿度不能超过90%。
四、智能化变电站运行维护技术的发展趋势
（一）运行维护技术的程序化程度加强
由于智能化变电站技术还存在很大的技术运行上的欠缺，所以在此基础上进行的智能化运行维修技术也存在较大的程序性故障。当前的智能化变电站的程序化操作技术，大多还是基于IEC61850协议构建的程序化操作平台。随着计算机技术的不断发展，这种传统的运作方式已在很大程度上得到改变，例如，传统的倒闸操作虽然已经实现了智能化，但由于计算机程序运行技术的发展还不能实现完全的程序化，所以在对操作票进行选择、执行和校验时，对人工还存在一定的依赖性。在今后的智能化变电站运行过程中，程序化操作的应用，将在很大程度上减少运行维修过程中对人工的依赖，这将不仅有利于维护技术效率的提高，还能在降低技术人员劳动强度的情况下，真正实现智能化变电站运维的程序化。
（二）运行维护技术的数字化程度加强
智能化变电站在运行过程中，其数字化技术的应用主要体现在变电站的信息体系框架能在分析变电站具体故障的情况下，通过计算机技术和具体的数学建模技术的应用，对故障产生的原因及故障解决措施进行数学建模，并将建好的数学模型传输给变电站设备管理的调度层，调度管理层通过对其维修意见进行审核，如果该建议符合设备维修的技术操作要求和标准，变电站的运行设备就会通过计算机技术的应用，进行自动化、数字化维修。具体来讲，智能化变电站运行维修的数字化功能的实现，有赖于运行维护人员对计算机及相关的设备自动化技术的应用，在对智能化变电站常见故障和事故进行分析的基础上，利用计算机程序进行建模，这样就促进了智能化变电站运行维护技术的数字化发展。
结语
电网智能化是我国电网向着现代化、自动化发展的必然选择，已有超过百座智能化变电站站在我国建成。智能变电站的维护是一项复杂的系统工程，它需要运维人员耐心认真、恪尽职守、严格按照智能变电站运行维护管理法规来操作。同时，智能变电站的维护管理需要运维人员不断加强技术的学习、在日常工作中不断严格要求自己，提高自己的业务水平。相信在不久的将来智能化变电站的运行维护技术将获得更大的发展空间和前景，智能化、数字化、程序化和动态化将成为运行维护技术今后的发展趋势。
参考文献：
[1]李丽斯.智能化变电站运行维护技术分析[J].科技资讯,2013,23:117.
第3篇：智能化变电站范文
关键词：智能化；变电站；运行；维护；技术
中图分类号：TM63文献标识码： A
变电站作为连接电网和输电线路的重要装置，其工作是一个最为关键的环节，通常以往的一些事故经验教训发现，很大一部分事故都发生在变电站内，所以做好变电运行管理工作是十分重要的，这对实现电力企业安全生产目标及提高安全管理水平具有极其重要的作用，也是保证电网安全稳定运行的关键。
一、 智能化变电站的技术特点分析
智能化变电站的结构框架主要包括运行管理框架、设备管理框架、信息体系框架这三个部分。智能化变电站运行管理的基本框架主要包括调度层、变电站层和设备层这三种，在运行过程中，变电站的电气设备会形成智能处理核心，在电网形成操作策略后，调度层的调度台会对智能电网发出具体的调度运行的指令，处理核心接收到调度指令后，会将指令分解成独立的操作步骤，在得到调度确认后，再进行具体的操作。在这个过程中，调度人员的任务就是将操作指令发给智能化变电站。智能化变电站的设备管理框架主要包括营理层和智能变电站两部分，其中设备管理方面是运行方式的基础。设备管理中心对设备运行状态进行数据采集后，能完成对辅助决策、动态监测和风险预测这三方面的建模，然后变电设备的各处理模块会自动形成建议，通过审核后就会形成最终的管理建议。管理中心会根据各部门实际需要将这些建议信息提供给需要它的部门和单位。智能化变电站的信息体系框架主要包括设备管理中心和信息工作站这两部分。设备管理中心是用于处理智能变电站事项的一个平台；信息工作站的运行关系到整个变电站的智能化操作，它通过对站内外的信息进行加工，能形成局部决策。运行管理框架、设备管理框架和信息体系框架这三方面技术的综合使用，促进了变电站智能化操作的实现。
二、智能化变电站运行与维护技术
1、 明确一次设备运行维护重点
在当下的智能变电站中，依旧强调重点维护GIS 组合电气以及电子互感器等一次运行设备。对于GIS 设备，需要对其外观腐蚀、损伤、变形等进行目视检查，对其汇控箱门是否密封良好、加热器是否规范启退、继电器是否出现过热等，以及SF6 气体压力等仪表指示、异常气味和声音、电缆空洞封堵、二次线发热和松脱等进行日常检查；同时每隔一年进行螺栓紧固、静止阀复位等操作，每隔两年就地和远方操作一次很少使用的设备；每隔五年对SF6 气体水分、压力动作、罩子密封性、主回路电阻、多级插头等进行检查，以此确保设备正常运行[2]。而对于电子互感器则应做好日常运行巡检工作，包括外观、传输光缆、外绝缘等有无腐蚀、裂纹等损伤，器件连接是否松动，运行时有无异味或异常振动，关键连接点是否伴有变色、过热、跳火、锈蚀等异常，以便及时消除隐患。
2、 强化二次设备运行管理维护
根据智能变电站二次设备特点，可对下述设备加大运行管理和维护力度，一是自动和保护装置，需要密切关注装置运行状态、告警信息、MU 和GOOSE 等光纤熔接、光口闪烁等情况；运行保护装置时，严禁触摸带电部位或拔插插件或社保，不得操作固化定值、修改定制、更改通信地址、开出传动等命令，并定期检查其保护状态、定值、压板、差流等信息，以保证网络正常通信，装置可靠运行；其中智能终端、测控装置、合并单元等位置的检修压板需要予以高度重视，必须确保其单独或并行投入和退出以及故障处理等操作规范到位；二是对于合并单元，要求重点观看液晶显示屏中是否存在告警信息，合理分析合并单元工作状态、GPS 对时、采样光纤通道等情况，以此及时发现、解决异常[3]；三则要加强通讯系统运行维护，其中电子设备运行、单机或主机的值班灯较为关键，并由后台稳步操控不同层序的开启与隔阂。上述维护要点有助于提高变电站数据的实时性和准确性。
3、加强整定值和压板管理
随着科技与信息一体化的飞速发展， 智能变电站在一体化信息平台上， 对数字化保护装置的操控性， 显得更为便捷， 因此，要保证智能变电站的安全运行， 必须加强数字化保护的定值管理， 严格各项操作， 尤其是对定值的修改和切区等操作。智能变电站中， 传统保护的功能投入和出口跳闸硬压板， 被数字化软压板所取代。装置检修硬压板， 也不再是原来的含义， 而是被赋予了新含义， 因此， 对于智能变电站的各项操作规范与流程，都必须严格规定。
4、 继电保护校验
(1)光缆技术的数字信息传输作用。对一次设备采集到的信息就地转化为数字量， 通过光缆技术把信息传输到测控保护装置中，接着输送到后台监控系统，同时监控系统和保护装置对一次设备的监控也是通过光缆技术传输信息实现。随着科学技术的不断进步，IEC61850标准、电子式电压互感器、电子式电流互感器技术日益成熟并被使用，通过这些技术，可以让开关量信号直接就地转化为数字量。同时保护装置通过网络接收电子互感器的数字量信息，且对智能操作单元的开关数字量进行接收和监控，从而对智能变电站进行继电保护。
(2)数字化保护测试方法的运用。对智能变电站的继电保护装置进行测试要严格按照IEC61850标准来，主要技术设备有继电保护装置、保护测试仪等，主要测试方法有一对一测试和一对多测试，具体来说，一对一测试就是用两根光纤太网线把试验仪和一台保护装置连接起来， 按一定的时间差提供数字化模拟量并接发信息。同理，一对多测试方法就是连接多台保护装置进行测试。
5、 运行监视和故障分析
一般来说， 在一次设备和二次设备之间有开关位置信号、控制信号等信息需要传输。在智能变电站中，对这些信息的传输是通过光纤以太网来进行的，具体来说，就是过程层与间隔层之间、间隔层和变电站层之间都是通过光纤以太网进行连接的，通过网络信息自动化操作， 可以方便快捷的进行自测， 一旦有问题， 能及时发现。同时， 智能变电站把信息通过光纤以太网进行传输， 通过网络接口在网络系统中设置具有故障录波功能的设备， 不仅可以完成信息记录和监控， 而且可以直接把信息输送到后台系统中。此外，通过传感器和微机技术，完成信息的采集并独立进行检测，及时发现问题并发出警报， 为设备检修提供一定的数据依据。
6、 注重倒闸操作的安全管理
智能变电站的现场倒闸操作运行的相关设备要满足一定的技术条件，并具备一键式顺控（标准化）操作的功能，满足监护双机操作的条件，同时顺控操作也应当填写操作票，在顺控操作前应当进行预演，保证操作过程的安全可靠准确的运行。在执行顺控操作时，监控后台要执行规范的操作票显示功能，把每一个操作进程都显示出来， 同时也要与站端方式保持一致。操作结束后，运行人员要检查设备运行的最终状态，完成操作。若发现异常情况，就必须严禁顺控操作，并将情况上报技术管理部门。
综上所述，智能变电站的运行维护与常规变电站的存在很大不同，作为运行单位必须加强新知识的培训，加快对新设备、新技术的消化和吸收。才能适应智能电网的发展。
参考文献：
[1] 王强， 贺洲强. 智能变电站运行维护管理[J].探讨电力安全技术，2012(5).
第4篇：智能化变电站范文
一、引言
箱式变电站(简称箱变)适用于住宅小区、城市公用变、繁华闹市、施工电源等。其自问世以来，发展极为迅速，在国外已普遍使用，在国内已兴起，在欧洲发达国家箱变已占配电变压器的70%，美国已占90%。在国内，城市现代化建设正在飞速发展，城市配电网不断更新改造，箱变得到了广泛的应用。同时，随着国内配网自动化技术的日益成熟以及智能小区不断崛起，电力用户对供电质量提出了更高的要求，以前的站前操作、监测、读表等传统功能已不能满足现代电力设备管理和运行管理的要求，广大用电部门迫切需要箱式变电站能满足当今市场的需求，智能型箱式变电站应势而生。
作为箱式变电站、开闭所RTU等电力系统装置，要做到无人值守，首先要做到四遥(遥测，遥信，遥控，遥调)，而在智能化的处理上，主要是内部某个功能模块依据各种现场数据通过特定算法完成某种操作的判断和执行。
二、箱变自动化功能需求
1、具有四遥和在线统计功能
柜箱变自动化设备应能够实现对箱变进、出线及变压器的电流、电压、有功、无功、有功电度、无功电度、频率、相位等参数的检测；对配电变压器的运行情况进行统计，如电压合格率、各个电参数出现的峰值及时间；实现对开关分合位、有载调压档位等状态量的监视；实现对开关的远方控制；实现对变压器的油温检测及远方遥调。
2、具有FA功能
对于接在环网中的箱变，自动化设备应能够实现进出线的故障识别、故障隔离及非故障区自动送电功能。能够灵活配置三段式电流保护、一次重合闸及多次重合闸等保护功能，能够捕捉过流脉冲，能够实现电流型或电压型分段器功能。能够通过其他设备(如手机、笔记本、掌抄器)或装置操作界面灵活配置各种保护功能和查看实时数据。
3、具有微功耗特点
自动化设备应具有微功耗设计，这样可以减少对后备电源的要求，甚至取消后备电源，减少日常工作的维护量。
4、具有备自投功能
箱变自动化设备能够实现双电或多电源进线的备自投功能，可靠保证供电质量。备自投功能应根据接线方式可以进行多种备投方案的选择，以实现只要进线有电，则保证负荷有电为原则。
5、具有故障定位和及时报告功能
能够根据现场故障电流的流经通道，判断故障点，并通过手机短消息等渠道将故障信息发送给相关运行人员，便于运行人员及时赶到故障现场，对故障进行处理，减少了运行人员的寻线工作量，提高了工作效率。
6、具有无功补偿功能
在电力持续紧缺，节能要求日益迫切的今天，无功补偿功能具有非常现实的意义。箱变自动化设备应能够实现变压器出线的无功补偿功能，控制安装在配变低压侧的电容器进行动态无功补偿，减少通过配电变压器的无功电流，可以改善低压电压质量和降低功率损耗。
7、具有箱变安全防护功能(可选)
箱变自动化设备应能够实现温度、湿度、烟雾、盗警等信号的检测，实现就地报警及远方传送，根据检测到的信息，自动启动温控、湿控、灭火等功能。实现防盗、防火、防凝露等功能，确保箱变的安全运行，提高箱变的使用寿命
8、具有视频监控功能(可选)
箱变实时视频信息通过摄像头接入到自动化设备并远传到调度中心，实现对箱变实时的图像监控，从而实现对箱变的实时运行的监视。
三、智能箱变自动控制功能介绍
本节介绍根据箱变的不同结构和不同的开关类型，实现故障的智能处理和其他自动化功能的方案。智能箱变系统采用智能化的配电终端控制器，不仅实现了传统的SCADA系统中的远方“四遥”功能，并且由分布式智能配电终端实现了配电网故障自动检测、自动清除、自动隔离和自动转移供电等FA功能。
该系统采用分布式配电网保护和环网控制方案，由配电终端智能化地实现配电网保护和实时故障处理功能，故障处理过程不依赖主站，其故障处理速度也提高了数倍。
智能箱变系统的主要自动控制功能包括：
1、负荷开关的故障自动检测、指示和记录功能
当箱变的进、出线采用负荷开关时，控制器可以自动检测开关的电流、电压状况，记录故障电流脉冲并做出指示和告警。
2、断路器的继电保护和重合闸功能
对于箱变中的断路器开关，控制器配置有继电保护和重合闸功能(可投退)，并可通过内部通信网络实现箱变内断路器之间的保护快速配合，以及箱变之间的网络式保护配合，使距故障点最近的开关快速跳闸。
3、在终端用户时的备自投功能
多数时候，箱变是为终端用户供电，为提高供电的可靠性，采用双电源备用的方式。智能箱变控制器具有电源备自投功能，当一侧电源失电或发生故障时，自动隔离故障并投入备用电源。
假设S1常开，为备用电源一侧，S2侧外部故障或电源失压时，S2会自动断开，S1自动合闸，投入备用电源。
4、在SCADA系统中的远方四遥功能、由主站实现的配电自动化功能
除以上自动化功能外，智能箱变系统的监控装置完全按照FTU功能设计，因此可以完成SCADA系统中的四遥功能，即遥测、遥信、遥控、遥调(远方调整参数)。控制终端将本地测量数据、开关状态、故障信息等数据通过GSM或其他通信方式发送给主站，主站将综合分析和监控系统状态，并在线路发生故障时，综合整个系统状况，可以给出更加精准的故障处理方案。智能箱变的网络自动重构功能可以由用户选择投入或退出，或仅作为主站的故障处理方案的后备。
四、智能箱变的控制系统结构
智能箱变的控制系统利用现代高性能微处理器技术、交流采样技术、数字信号处理技术和网络拓扑技术等，对现场的电流、电压和开关状态进行采集、计算、判断，执行相应的自动控制功能，同时，通过适当通信通道，可与上级控制中心通信。系统采用面向对象的模块化结构设计，每个开关、装置或功能对应配置一个监控模块，模块的功能可以根据用户的不同需求进行灵活配置和扩展，从而减小用户的初期投资和定货风险。
在该系统中，通信管理单元属于系统核心处理部分，它通过内部通信总线收集每个开关控制器/控制模块采集到的电流、电压、开关状态及过流信息等，对这些信息进行分析处理，将处理结果通过远动口(101协议或104协议)送给上级主站，上级主站下发的遥控命令经通信管理机处理后下发给相应开关控制器/控制模块，由这些模块控制相应的开关动作，从而完成SCADA功能。同时，通信管理单元可以与远方保护子站通过高速信息交换口进行通信，交换系统故障信息，判断故障类型和故障位置，从而实现故障的快速清除和隔离。总的来看，该控制系统具有以下特点：
1、模块化结构
每个控制模块对应于一个开关、设备或功能对象，不同的对象可以配置不同的功能模块，但采用的是相同的硬件平台，便于维护。所有模块通过系统内部通信总线交换信息，简化了系统的构成逻辑，便于系统将来的升级和扩展，减小单元间的相互影响。
2、可以根据应用场合自动配置功能
根据开关类型和进出线的不同，可以通过软件配置不同的功能。
3、灵活的电源和通信系统
系统可以利用直流屏供电，也可以直接利用现场交流供电，并可自配后备电源。系统提供多种内部和外部通信方式。内部通信总线主要采用RS-485或CAN总线，可以根据模块的多少、类型及系统对数据实时性要求的高低，确定内部通信总线的个数，通常选用2组通信总线，特殊要求时可以选用2组以上内部通信总线。外部通信提供多种通信接口方式(RS232和以太网接口)，支持多种通信协议(IEC870-5-101和104等)和多种通信媒介(光纤、GSM、有线等)。
4、适合各种使用环境
系统可以在户内使用，也可以全户外运行。与全户外箱变配套时，采用箱式、插拔式模块化结构。箱体采取了防雨、防潮等各种措施，适应各种恶劣环境。在户内使用时，可以将各单元模块分散、就地安装在不同的开关柜上，通过通信总线互联。也可以集中组屏，或直接采用柜式的插拔式结构。
5、智能箱变控制器的具体实现
多功能测控模块主要负责采集所管辖的电力对象运行状态的模拟量和状态量，监视并向调度中心传送这些模拟量和状态量，执行调度中心下发的控制和调度命令。
硬件上采用现场总线技术，支持模块热插拔。采用模块式结构设计，由各自独立的CPU处理模块组成，系统内模块间使用CAN网通信，摒弃传统的并行总线结构，从根本上解决了插件接触不良的问题。所有板与板之间进行了完全的电气隔离，没有任何电的联系，从而使得任何插件故障时保证不会影响其他插件的正常运行，在维护故障插件时，可以任意带电插拔插件而无须关掉整机电源，这样就克服了由于开关整机电源所造成的一些错误信息。
软件方面主控模块采用了嵌入式实时操作系统，同时在此操作系统上构建了针对电力系统装置的二次平台，所有的应用程序将基于该二次平台上开发，使得项目开发人员可以不需要了解较深的软硬件知识，便可以开发出专业的功能软件，嵌入到该系统中，从而使得该系统的可靠性和快速开发性能得到很大的提高。
(1)模块的硬件设计
主控模块采用了高性能的32位单片机模块，1M的SRAM，512KFLASH，并能提供4个RS422/485/232接口，1个以太网接口，1个CAN口，支持在线直接更新FLASH，主控模块主要完成和调度通讯，以及和下面智能仪表的通讯，存储所有的现场数据供各个智能模块使用。
智能模块则根据功能的不同的分别采用了INTEL的80C196KC和TI的DSPTMS320F206。每个智能模块主要完成遥信，遥测数据的采集，遥控的执行，无功补偿电容的投切，同样适用于保护，故障诊断等多种功能的运行。
主控模块以及各个智能模块的通讯采用了现场总线CANBUS，该现场总线的主要特点是：
CAN总线属于工业现场总线的范畴。与一般的通信总线相比，CAN总线的数据通信具有突出的可靠性、实时性和灵活性。由于其良好的性能及独特的设计，CAN总线越来越受到人们的重视。全球很多大的汽车公司都采用了CAN总线来实现汽车内部控制系统与各检测和执行机构间的数据通信。同时，由于CAN总线本身的特点，其应用范围目前已不再局限于汽车行业，而向自动控制、航空航天、航海、过程工业、机械工业、纺织机械、农用机械、机器人、数控机床、医疗器械及传感器等领域发展。CAN已经形成国际标准，并已被公认为几种最有前途的现场总线之一。
CAN总线采用了CSMA/CD的载波侦听多路访问冲突检测机制，同时CAN本身提供了循环冗余校验，加之CAN协议本身使得每个报文帧非常短小，又有出错重发机制，使得CAN具有非常好的健壮性。比较适合于电力系统这种需要高可靠性和数据量小的场合。另外CAN具有非常优秀的广播和组播机制，对于数据的共享带来很大的便利。甚至当主控单元失控的时候依然可以保证功能模块得到正常的执行。
由于以现场总线方式通讯，所以各个模块可能实现热插拔，当某个智能模块需要维修的时候，可以直接拔下来而不会影响其他模块的正常运行。由于采用双绞线的介质，使得系统的电磁兼容性大大增强。同时由于模块之间完全通过CAN来完成所有的联系，每个智能模块的独立性增强，可能很容易的完成单个模块的升级。另外可以很容易的挂接新的功能模块。只要每个功能模块遵守CAN网通讯规约即可。
(2)模块的软件设计
①主控模块的软件设计
装置的软件设计中，主控单元采用了嵌入式实时操作系统，其他智能模块根据实际情况决定是否使用操作系统，因为智能模块往往功能单一，无需使用操作系统，同时可以节约很多资源。本文介绍的软件设计主要针对于最为复杂的主控单元的软件设计。
装置中采用原码公开的uC/OS-Ⅱ嵌入式实时操作系统，该操作系统是全球十大嵌入式实时操作系统之一。该操作系统需要大约20KB的FLASH和1.5KB的RAM。对系统资源需求较少。和正常的商业实时操作系统一样，该系统采用了抢占式的调度方式。根据任务优先级的不同来决定哪个任务可以优先得到执行权。相比于以前的循环过程控制方式，系统的实时性得到了很大的提高。该操作系统是多任务操作系统，支持多线程的调度方式。在我们的设计中，可以让每个功能的执行为一个单独的线程加以执行。由于各个线程都是独立执行的，这使得项目的组织规划比较容易，项目组成员的目标明确，而且可以不受相互进度的干扰。
uC/OS-Ⅱ操作系统有一个很重要的特点就是它是开放源码的，同时是不收取版权费的，使得这款操作系统的性价比比较高。
②力装置的二次平台
由于电力系统装置的很多共性，我们开发了电力装置的二次平台，使得整个系统更加富有层次感，程序更加模块化，同时使得编程更加简单，错误更容易排查，开发人员可以更加专注于自身专业软件的开发。该二次平台由内存实时数据库和通信协议函数库构成：
内存实时数据库
我们设计的内存实时数据库就是数据以一个规定的方式常驻在内存中并能实时更新的内存区。同时它能够将数据根据它的重要性进行分类，并能根据内存实时数据库的配置文件及时通知需要这些数据的应用程序。这样应用程序可以无需去不停的查询它所需要的数据，而只需要等待内存数据库的通知即可。使得系统资源的利用率得到大大的提高。内存实时数据库由一个具有特殊数据结构的缓冲区，一个配置文件，和数据接口三块构成，其中缓冲区的大小是根据配置文件来确定的。配置文件中则决定该内存数据库应该包含哪些数据。这些数据的优先级别。从而使得该内存实时数据库具有相当的主动性，使实时性能得到更好的体现。由于内存数据库中缓冲区的开辟是根据配置文件得出的，不需要在使用是时进行内存分配，既可以使整个系统的运行更加稳定，而且使得内存的使用能够得到量化。
通信协议函数库
第5篇：智能化变电站范文
关键词：变电站；智能化；安装与调试
1 确保智能化变电站电气设备安装质量的重要性
现阶段，变电站所使用的智能化电气设备主要由电气主接线、变压器、厂用电、智能化元器件等设备所组成。变电站之所以会确立智能化的发展方向，主要是由于变电站在操作运行中输出的电压较高、电流也比较大，而传统的电气设备不具备承受强电压与强电流冲击的能力，因此只有选择智能化发展，并保证智能化电气设备的安装质量，才能保证变电站电气设备正常运行，否则智能化电气设备在变电站运行中将难以真正发挥出其应有的功能。
2 智能化变电站电气设备的安装
2.1 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。
2.2 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。
2.3 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。
3 智能化变电站中变压器调试要点分析
3.1 变压器送电调试要点
在变压器进行送电操作前，需要质监部门仔细检查设备的试运行条件，以确认其符合使用要求。在试验过程中，当在变压器中投入全压冲击合闸，符合使用要求，不存在质量问题的变压器应在第一次受电时，保持无异常状态达10分钟以上。并在该过程中通过试验操作中所发出的声音变化对其做出判断。
3.2 变压器在半负荷状态下的调试要点
在变压器空载无异常运行24小时-28小时后，可进入带半负荷状态运行，此时相关的工作人员可以对变电器中保护设备及各测量投入的运行状态予以准确的掌握，并定时检查变压器，检查的主要内容包括冷却器的运行状况，比如说渗油、温升等实际状况，间隔时间应控制在两个小时左右，并详细记录检查结果，以为后期的检查维修或者调试提供可靠的依据。
3.3 变压器在满负荷状态下的调试要点
如果变压器在半负荷运行中能够保持稳定的状态，就可以将其投入到满负荷状态下进行调试，需要仔细观察变压器的温升、渗油以及设备运行的实际情况。变压器在满负荷状态下调试两天后，从第三天开始应对其进行间隔时间为两个小时的定时记录，并进行二次测电压及电流指示情况，详细记录整个运行状况。若变压器满负荷运行状态符合祥光要求，就可以办理移交手续并进行投产使用。
4 结束语
综上所述，随着科学技术的不断发展，智能化已经成为变电站发展的必然选择，也正因此对相关电气设备的安装提出了更高的要求，需要每一步都严格按照相关的规范进行安装，以保证变电站能够整体稳定运行，从而达到在不影响电网原有的安全、稳定和可靠运行的前提下，实现智能化发展。
参考文献
[1]周国伟.变电所中电气设备安装及调试维护探索[J].北京电力高等专科学校学报，201l（9）.
第6篇：智能化变电站范文
【关键词】智能化；变电站；继电保护；调试；应用
电力系统在人们的生活中所占据的地位越来越重要，电力系统的运行情况对人们的生活影响力也在逐渐提升。变电站是电力系统进行电力输送的主要场所，要想能够为人们提供必需的生产和生活用电，就需要对变电站进行有效的改进和保护。就当今时代的发展趋势而言，建立智能化的变电站是现代社会发展的主要趋势。在变电站智能化的影响下，继电保护调试与应用的水平也在不断的提升，随着两者应用水平的提升，智能化变电站的运作能力也在逐渐的增强，从而可以为社会的发展提供更加安全的用电。
1.智能化变电站的建设优势
将变电站转化为智能化变电站，可以使得电力系统信号的传输变得更加的快捷，利用网络将已经转化为数字信号的电力信息进行统一传递，再利用各种信息数据收集装置对数字信号进行接收，在利用转化装置将数字信号转化为文字读取，这样的传输形式能够使得信号传输的安全性得到进一步的保障。智能化变电站的相关技术在实际的应用中，主要具有的优势表现在以下几个方面：①数据采集实现数字化。②系统分层实现分布化。③变电站信息实现网络化、交互化。
2.智能化变电站继电保护的调试方式
2.1保护装置元件
就智能化变电站来说，其在实施继电保护调试的过程中，需要依据保护装置元件可以正常工作来进行正确的继电保护调试。针对保护装置元件进行有效的调试，可以最大限度的保障保护装置元件的完整性，使得相关的保护装置元件插件的使用寿命得以延长。
而就智能化变电站继电保护的调试应用过程来说，其在对交流电路和直流电路进行检查的过程中，首先要观测两条电路的绝缘情况，在保障电源是处于断开的情况下，再将需要检查的插件拔出，在保护装置元件插件拔出之后，对其进行检查，这样做的目的就是为了能够有效的保障检修人员的生命安全，防止安全事故的发生。其次，要注意对电流零漂问题进行检测，同时也要对段循环过程中的对接端的子排线内部的电压进行全面的检测和审查，在检查的过程中，需要保障电源是处于断开的状态，在电源断开的情况下，对电流电压的零漂值进行有效的观察。再次，就是要进行采样处理，针对精度实验数据进行必要的采样分析，在采用的过程中，需要对保护装置的端子排进行接入交流电压、电流，从中取得样品数据，值得注意的是，所采集的样品数据的误差值最好要保持在5%之内。最后，需要对开关进行有效的检查处理。可以根据开关的样式，模拟制作多个开关模型，每个模型研究一种开关情况，对每种开关情况下的装置元件数据变化情况进行精确的记录，在测量中，需要针对输出点的动作进行合理的控制，以保障开关可以正常的使用。
2.2通道调试
对通道进行调试，主要的目的就是确定保护装置的通道可以正常的使用，保障保护装置通道可以与其他的通道设备进行有效的联用，在对通道调试的过程中，需要对通道进行必要的清洁处理，同时要保障异常灯是处于关闭的状态，另外，也要注意对各个接地设备进行常规的检验，保障各个接地设备可以正常的使用。对相关通道中的设计参数进行全面的了解，在保障不对相关通道中的设计参数造成影响的情况下，对通道进行有效的调试，保障相关的光纤通道以及复用通道都能够正常的使用。
通道中包含光纤通道，这是光纤输送的专用通道，在对这一通道进行调试的过程中，需要先对通道中设置的相关装置发光功率进行必要的检查，保障装置的发光功率与通道中插件的标称值保持一致。然后，就需要对光纤的传输通畅性以及传输速度进行有效的监测，对通道中各部位的识别码进行有效的校验处理。为了能够使得保护装置在通联的过程中不会发出杂音以及异常的警告信号，就需要对通道内部的时钟进行合理的调整，以保障保护装置可以与通道顺利的通联。
只有对上述通道中的各个方面进行有效的检验，才能够更好的对通道形成有效的调试，从而保障通道可以正常的应用。
2.3 GOOSE调试
在进行变电设备菜单栏调试时，首先应配置GOOSE报文统计和通信状态，保证不会出现GOOSE-A网、13网网络风暴报警，GOOSE-A网、13网断链以及GOOSE配置不一致等预警信号。在进行GOOSE的发送功能调试时，为了方便现场调试，可以适当多配几个发送压板。但撤掉对应的发送压板时，相关GOOSE的发送信息应全部清除。
3.智能化变电站继电保护的应用研究
就智能变电站继电保护在电力工程中的应用而言，比较重要的是GOOSE的连线功能。GOOSE利用电缆接线，将数字信号以数据集的形式向外界传输。但对应的智能变电站接收方存在无法全部接接收数据集的问题。在配置GOOSE连线功能之前，首先应该解决好这个问题、接收方通过添加内部与外部信号可以实现信息接收的有效性和完整性。添加内部与外部信号时应查看日志窗口，掌握详细信号输入输出记录，进而通过此功能实现内部信号的添加。注意内、外部信号不能相同，否则相应的两个内外部信号将无法连接同。
例如某保护装置处于220kV线路中，采用智能继电保护校验仪器，对保护装置的开入量通道进行监测时。发现保护装置内部却并不存在与之对应的开入信息。为了找出故障原因，工作人员经过多次检查校验仪器的IEC61850配置，发现光网口的灯连续闪烁，而仪器配置没有异常现象，说明硬件口的数据信息发送正常。接着分析模型档的配置，打开母差的模型档，找出与之相对应的数据集。按此方法寻找第二条线路的出口节点，打开模型档，发现External Signal Reference Name和External signal IED Name这两个数据集成员与母差模型档相同。此时查看母差模型档的内容，在母差模型的出口处发现跳闸数据集dscGOOSEI和dscGOOSE完全一致、而实际上母差发送的数据集只有dscGOOSEI。
说明上述GOOSE开入异常是名称不一致造成的。对照设备说明书，发现这一类型的线路保护装置要求比较特殊：既要校对GOOSE基本参数，又要判别数据集名称。只有保证数据集名称一致，才能正常显示开入情况。
4.结语
智能化变电站是电力保护系统发展的一个跨越、随着我国当今智能化变电站的发展水平越来越的提高，对电力系统的继电保护手段也越来越成熟，继电保护装置进行调试与应用也有了新的发展。这对于满足用电需求，保证用电安全，促进我国智能化变电站发展，推进经济的发展具有重大意义。 [科]
【参考文献】
[1]张都.智能化变电站继电保护调试研究及应用[J].科技传播，2014（03）.
第7篇：智能化变电站范文
关键词：变电站；智能化建设；关键技术
Abstract: In this paper, starting from the features and functions of intelligent substation were analyzed, discussed the various technical problems in the intelligent building, in order to guarantee intelligent construction work smoothly.
Key words: intelligent substation; construction; key technology
中图分类号：TM411+.4
前言
智能变电站是坚强智能电网建设中实现能源转换和控制的核心平台之一，是智能电网的重要组成部分，它是衔接智能电网发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节的关键，同时也是实现风能、太阳能等新能源接入电网的重要支撑。是智能电网“电力流、信息流、业务流”三流汇集的焦点，对建设坚强智能电网具有极为重要的作用。
智能化变电站的特点分析
智能化变电站是采用先进、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，并可根据需要支持电网实施自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。作为电力网络的节点，同常规变电站一样连接线路、输送电能，担负着变化电压等级、汇集电流、分配电能、控制电能流向、调整电压等功能。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，信息交换和融合更方便快捷，控制手段更灵活可靠。具有全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化和高级应用互动化等主要技术特征。
2、智能化变电站的功能概述
2.1 紧密联结全网。从智能化变电站在智能电网体系结构中的位置和作用看，智能化变电站的建设，要有利于加强全网范围各个环节间联系的紧密性，有利于体现智能电网的统一性，有利于互联电网对运行事故进行预防和紧急控制，实现在不同层次上的统一协调控制，成为形成统一坚强智能电网的关节和纽带。智能化变电站的“全网”意识更强，作为电网的一个重要环节和部分，其在电网整体中的功能和作用更加明
2.2 支撑智能电网。从智能化变电站的自动化、智能化技术上看，智能化变电站的设计和运行水平，应与智能电网保持一致，满足智能电网安全、可靠、经济、高效、清洁、环保、透明、开放等运行性能的要求。在硬件装置上实现更高程度的集成和优化，软件功能实现更合理的区别和配合。应用FACTS技术，对系统电压和无功功率，电流和潮流分布进行有效控制。
2.3智能化变电站允许分布式电源的接入。在海西电网中，风能、太阳能等间歇性分布式电源的接入。智能化变电站是分布式电源并网的入口，从技术到管理，从硬件到软件都必须充分考虑并满足分布式电源并网的需求。大量分布式电源接入，形成微网与配电网并网运行模式。这使得配电网从单一的由大型注入点单向供电的模式，向大量使用受端分布式发电设备的多源多向模块化模式转变。与常规变电站相比，智能化变电站从继电保护到运行管理都应做出调整和改变，以满足更高水平的安全稳定运行需要。
2.4 远程可视化。智能化变电站的状态监测与操作运行均可利用多媒体技术实现远程可视化与自动化，以实现变电站真正的无人值班，并提高变电站的安全运行水平。
2.5 装备与设施标准化设计，模块化安装。智能化变电站的一二次设备进行高度的整合与集成，所有的装备具有统一的接口。智能化变电站时建设时，所有集成化装备的一、二次功能，在出厂前完成模块化调试，运抵安装现场后只需进行联网、接线，无需大规模现场调试。一二次设备集成后标准化设计，模块化安装，对变电站的建造和设备的安装环节而言是根本性的变革。可以保证设备的质量和可靠性，大量节省现场施工、调试工作量，使得任何一个同样电压等级的变电站的建造变成简单的模块化的设备的联网、连接，因而可以实现变电站的“可复制性”，大大简化变电站建造的过程，而提高了变电站的标准化程度和可靠性。出于以上需求的考虑，智能化变电站必须从硬件到软件，从结构到功能上完成一个飞越。
3、智能化变电站建设的技术关键
与常规变电站设备相比，智能化变电站的核心问题是信息的采样传输与控制，包括 “新技术、新材料及新工艺”的应用，其中，由的技术相对成熟、由的技术还处于试运行和研发阶段，需在现场结合其他变电设备进行调试。智能化变电站通过全景广域实时信息统一同步采集，实现变电站自协调区域控制保护；与调度实现全面互动，实现基于状态监测的设备全寿命周期综合优化管理。
3.1 测量数字化技术。一次设备的状态信号（如变压器油温、分接开关位置、开关设备的分、合位置等）都需要痛过模拟信号电缆传送至控制室进行测量。测量数字化就是对运行控制直接相关的参数进行就地数字化测量。测量结果可根据需要发送至站控曾网络或过程层网络，用于一次设备或其部件的运行与控制。数字化测量参量包括变压器油温、有载分接开关位置、开关设备分、合闸位置。
3.2 控制网络化技术。在运行中，变压器的冷却系统、有载分接开关和开关设备的分、合闸操作都需要控制，而控制网络化就是对控制需求的一次设备或其部件实现基于网络的控制，。控制方式包括：一次设备或其部件自有控制器就地控制；智能组件通过就地控制器或执行器控制；站控层设备通过智能组件控制。
3.3状态可视化技术。状态可视化由智能组件中的监测功能模块完成，但其依据的信息不局限于监测模块，还可以包括测量及系统测控装置等模块的信息。可视化是智能一次设备与电网调控系统的一种信息互动方式，准确实时地掌握一次设备的运行状态。
3.4功能一体化技术。传感器作为二次设备的状态感知原件，参与测量、控制、监测、计量、保护等二次与一次设备的融合，传感器将一次设备的状态信息转化智能组件的可测量信息。
3.5 信息互动化技术。作为智能一次设备的一部分，智能组件是一次设备与电网调控系统之间信息互动的桥梁，作为电网的原件，智能一次设备主要提供智能化信息，而真正的智能化应用，需要有调控系统实现，智能组件将一次设备的智能化信息通过站控层发送至调度系统，支持调控系统对电网优化控制。
第8篇：智能化变电站范文
关键词：智能化改造、变电站、危险源
中图分类号：F407文献标识码： A
一、变电站智能化改造实施中的安全分析
1．变电站智能化改造的范围
常规变电站的智能化改造范围一般包括：一次系统、二次保护系统、交直流系统等的改造，实现变电站的自动化、信息化和互动化，以满足智能电网可靠、灵活、经济的电能流和信息流传送，全面提升变电站信息集成和数字化监控、自愈和快速响应能力。
2．变电站智能化改造的危险源分析
根据上面提及的变电站改造范围，主要从施工改造的层面出发，来分析改造过程中存在的重大危险源。
（1）施工方案不全面、不具体，泛泛而谈。一份针对性强的施工方案往往能够使工作事半功倍，是各类参与人员熟悉工程进度、组织，体系、改造思路、安全措施和可行性的窗口，施工方案是否编制到位、层层优化，将直接影响现场施工的安全管理和人员的责任意识。
（2）缺乏二次专项施工方案，尤其牵扯到具体的二次电缆及端子号。改造工程涉及面广，几乎囊括全站所有一次、二次设备的关联部分，任何接入的电缆和需拆除的电缆应有的放矢，往往出现未考虑到的电缆等临时情况，而打乱既定计划，疲于应付，而致忙中出错。
（3）施工图纸的影响。对于改造工程，无一例差错的施工图纸，几乎不可能，目前接触到的事实也是如此，涉及各级最新反措规定、运行要求、设计原理等，也是经常有变更的。如果现场施工人员忽视了或者不清楚这些要求，有可能造成返工、重复停电，严重的将直接影响电网运行。
（4）一次设备改造伴随的风险。进行智能化改造的变电站，往往都是80年~90年入运行的，一次设备的运行年限和输电能力也有一定程度的局限，基本上也到了大刀阔斧改造的时候，同时，智能化系统对一次设备也有一些自动化、远方遥控、顺控等要求，因此往往在智能化改造的同时，一次设备改造也同步进行。这不仅给施工方案的编排带来更大的难题，并且在施工交界面和工种配合上，带来新的安全风险。
（5）新屏位不足，拆除旧屏的风险。以前的常规变电站一般仅设置一个保护室，空间较少，屏面基本上满足了当时的设计需求，但对于智能化改造，在建网初始阶段，就需要8~10个必需预留的空屏位，因此不得不采取预留屏位的老旧设备先期改造的措施，整个改造工期将难以把握，而且衍生出一些临时过渡措施，例如前期如果涉及到拆除信号屏、保护屏、控制屏、公用屏等，对安全运行和受控改造增加了难度。
（6）二次电缆以及小母线的大量拆接工作。二次拆接线不仅是智能化改造最大的工作量，而且是最难受控、不太直观的部位，接入运行设备虽然有图纸，但准备不充分、施工上的失误可能导致严重问题，运行部位的二次拆除工作就更为棘手，施工图纸上一般不会涉及，尤其是细节，只能靠施工人员利用好几份老图纸，再结合现场实际情况进行修改，不同人员随意性很大。
二、变电站智能化改造实施中的风险预控
1．变电站智能化改造实施中的风险预控
依照上述智能化改造的重大危险源分析，以确保施工安全为基本前提，现场改造风险的控制类型归结为两大类：全过程管理的风险控制、施工技术的风险控制。
2.智能化改造全过程管理的风险控制
近几年流程管理的逐步推进，“制度管人，流程管事”的思路已基本深入各级部分，结合目前电力技改工程的项目概念，可以借鉴基建工程的项目化管理模式，在大型智能化改造工程上探求运用项目经理负责制，明确项目“责权利”，在组织机构、施工质量和工期管理、预控分析、安全考核等方面，实现规范化、标准化运作，为管理层、施工层、交界层创造沟通协调的途径，确保各级安全。智能化改造工程上采用项目化管理模式，就需要摒弃凭“感觉”做事的思维，根据项目组预安排的计划或流程逐步推进，各项计划内任务的编排和实施力求有条不紊，临时性或突发性任务可由项目组分析决定后步调一致的执行，确保各个施工节点的可控、在控和能控，从管理角度上杜绝风险的潜伏。结合智能化改造的几个重大危险源分析，从项目管理的角度出发，有效控制风险应具备以下几个要素。
首先要明确一个自始至终组织和参与智能化改造工程的组织机构和安全网络，确保项目经理或主要项目管理人员有多年现场二次安装调试的施工经验；其次需充分落实施工的过程管理，即进行有效的各阶段项目评估，根据外部条件变化，阶段性对施工方案及二次专项施工方案进行调整和重新宣贯；第三需严格执行项目考核机制，奖惩并举，对于各类违章、埋下隐患、忽视危险源的责任人，对于制止违章、积极排除危险源的人员，按项目考核规定及时执行，发现一批通报一批；第四需建立维系安全的动态管理，智能化改造的最大风险在于变化，有现场不可预知的，诸如临时过渡的一些电缆改接、施工图纸未设计内容等，也有人员主观潜伏的，例如凭经验做事、不按标准化作业流程等，应对变化的积极手段就要相应采取动态的安全管理，不提倡“一变应万变”，可定期、可专项、可突击等形式进行监督，排查隐患。
3. 智能化改造施工技术的风险控制
智能化改造全过程管理的规范，对施工过程中技术风险的预控提供后方保障，针对改造中重大危险源的性质，对施工技术上各类风险进行控制的基本手段可归纳为监理施工技术流程化、推广施工技术标准化，具体实施方案归结如下：
（1）施工技术流程化的建立
在智能化改造实施过程中，安全、质量、工期、进度控制是先决条件，管理、设计、施工、运行、厂家等部门的多方协调是关键因素，在施工的一定阶段需要对当前进度下人力、物资资源重新进行合理配置，促进施工流程，可依赖和丰富几个固有的途径。
① 初步设计审查途径
设计单位应对具体的施工条件如全站停电还是逐个间隔停电要明确，这将直接影响屏位的安排布置，避免在施工阶段时的随意变更；另外，设计单位应考虑出具工程上几个过渡过程的临时接线方案或图纸，站内运行设备如断路器、主变、开关柜等设备的变动部分施工图纸应准确、详细。施工图纸中不满足反措规定、运行要求或图纸差错等，及时反馈联系单，而不是事后补漏，任何施工人员接手工程都能有所依据。
② 施工协调会途径。
施工存在的问题，可以通过施工图纸审查会、施工方案讨论会、启动协调会等进行反映。施工图审查阶段，要重点控制工程的过渡过程，特别是涉及的新老母差过渡配合、保护联跳回路、小母线及公用回路，同时也要为下阶段的施工安全和便利充分考虑。在施工方案讨论中，要重点控制施工的流程和主要停电阶段的安全措施，必须详细编制各阶段的施工方案、停电方案和二次专项方案，同时要兼顾可能的一次设备及其他保护设备改造的方案，通过与会专家的“第三只眼”研究分析，使方案优化到位。在各阶段启动协调会上，要重点反馈本阶段进度和遗留问题，同时要明确下阶段工作的重点和风险，积极争取问题的及时落实和风险的有效规避。
③安全和技术交底途径。
安全交底和技术交底，有必要同时开展，不能撇开技术分析片面讲安全，也不能追求无安全保障下的优化技术，统称为施工交底；涉及智能化改造的事前、事中、事后的安全和技术风险预控，各参与部门本着安全施工的一致目标，提出想法和要求，促进施工的安全环境。同时，施工项目组、负责人及参与人员要履行阶段式的重点施工交底，例如临时改动部位、运行带电部位和交底配合部位的工作，确保过程的安全控制。
（2）施工技术标准化的推广
推广标准化作业是近些年生产和基建工作的重点。本处智能化改造项目的施工技术标准化，主要是针对如何应对现场施工的危险源所指，为今后智能化改造项目提供借鉴标准，提出技术层面上需要注意和控制的地方。
①推行标准化作业指导书，严格编审批关。
涉及智能化改造的任何一项工作应有相适应的工艺要求和工艺流程，现场与书面不符的情况，虽然不可避免，但必须善于反馈和总结，可以形成有效的技术闭环，为后续工作提供支撑。
②各电压等级系统接入监控系统工作，应由浅及深，由简单工序到复杂工艺。例如一些自动装置、直流系统、低压系统可先行安排接入，既保证改造的正常连续开展，又能让施工人员和运行人员及时熟悉监控系统，以便集中精力为高压系统接入创造条件。
③小母线电压拆接注意的事项。
常规站小母线布置往往是一排屏位连续布置，给拆除工作影响很大，风险很高，一是在改造方案上进行屏位拆除优化，尽量“同停同拆”，少剪小母线，二是在防范措施上执行到位，如小母线和拆除工器具做外外绝缘包裹等。
三、结束语
目前，通过对实施中的安全性管理、管控，在组织实施上积累丰富的管理经验和技术经验，对今后改造工程的组织落实提供了一些借鉴。
参考文献：
[1] 变电站智能化改造技术规范（Q/GDW Z414）[S].国家电网公司指导性技术文件，2010.
第9篇：智能化变电站范文
变电站综合自动化技术的发展，智能化电网概念的提出，智能化变电站设计规范的颁布，为省、市、县级供电企业设计智能化变电站创造了软硬件平台。由于变电站功能类型不同，投资建设单位不同，运行维护主体不同，因此在设计智能化站时需考虑的侧重点和实现方式亦有所不同。目前，110kV及以上智能化变电站的设计与建设已趋于规范，但35kV智能化变电站的设计方案却暂未统一，在此我们将对比讨论不同电压等级智能化变电站功能及实现方式的优缺点，找出适合35kV智能化变电站的设计方案。
二、智能化变电站关键设备及技术
任何电压等级的智能化变电站其设计的关键设备均包括：主变压器、大负荷开关、开关柜、电压互感器、保护装置等等。关键技术均要求符合：信号光纤传输、IEC61850标准、GOOSE组网等等。在此基础上，实现的主要功能是，变压器在线监测功能、容性设备在线监测功能、在线测温功能、顺序控制及视频联动功能和数字化综合自动化系统等等。
（一）变压器在线监测功能
目前，变压器在线监测功能的实现在实际设计中，主要有两种方式。第一，根据一次设备智能化的概念，在工厂内完成变压器和在线监测设备的组装，构成智能变压器；第二，使用常规变压器，在站内安装变压器油色谱分析装置实现在线监测功能。两者实现的功能基本相同，都是对变压器油中溶解的H2、CO、CO2、CH4、C2H2、C2H4、C2H6等全组分气体及微水的含量进行监测，但使用智能变压器的成本要高很多。因此，在智能化变电站中，使用智能变压器的变电站通常电压等级均高于110kV。考虑到成本问题，35kV变电站中，使用常规变电站配合变压器油色谱分析装置实现监测功能更加实用。
（二）容性设备在线监测功能
变电站内，容性设备是非常重要的组成部分，其中电容型设备占整个系统的40%~50%，包括电流传感器、套管、耦合电容、电容式电压互感器等，其自身的绝缘性能关系到设备现场安全运行的重要技术指标。而容性设备的绝缘劣化是一个渐变的过程，如不及时发现并检修，就可能导致套管发生故障进而引发突发性故障，造成巨大的直接、间接经济损失。电压等级的高低，将直接影响容性设备的绝缘性。智能化变电站中，电压等级越高对容性设备的监测要求和监测精度越高，在实现方式上，110kV以上变电站与35kV变电站基本相同。
（三）在线测温功能
由于高压开关、母线等设备负载电流过大时温度很高，常引发重大事故，采取有效措施监测它们的温度是任何电压等级的智能化变电站必须解决的课题。目前，常用的方法有两种：一种是利用红外热成像像技术，监视变电站内变压器、断路器、CT、PT、避雷器和瓷绝缘子等设备的温度场分布情况；另一种是在高压开关上安装测温传感器，再通过无线通讯技术，实现对变电站各种设备大负荷开关的温度监测。通过对两种方式功能的简单描述，我们可以看出，第一种是通过“面”的形式，呈现设备运行时各部位的温度，每个成像仪单台造价较高，可监控数台电气设备，范围很广。第二种是通过“点”的形式，呈现设备关键部位即大负荷开关触点处的温度，每个测温传感器单体造价不高，分别安装在大负荷开关的A项、B项、C项，有多少大负荷开关就必须安装相应数量的传感器，无法共用。
我们知道变电站电压等级越高、面积越大、设备数量越多、运行要求越高，因此在设计智能化变电站在线测温功能时，电压等级不同，选用的方式不同。从技术角度讲，在220kV或更高电压等级的变电站内，对各部位温度进行监测是十分必要的；而在35kV或110kV变电站内，对大负荷开关进行监测就基本能够实现设备的安全运行。从经济角度讲，在220kV或更高电压等级的变电站内，面积大、设备数量多，使用红外热成像仪监测温度比使用无线测温传感器监测温度的成本低；在110kV或35kV变电站则刚好相反。因此，在35kV智能化变电站设计过程中，我们选择使用无线测温传感器装置实现在线测温的功能。
（四）顺序控制及视频联动功能
顺序控制是由电动刀闸配合后台指令实现远距离一键操作功能，当现场刀闸动作时，可以和视频信息联动，直接向调度员推出视频画面。对任何电压等级的智能化变电站来说，此项功能都非常实用，220kV及以上电压等级的变电站使用GIS柜配合视频球机与后台软件组合实现；110kV或35kV变电站则只需选用电动刀闸配合视频球机与后台软件即可实现。
（五）数字化综合自动化系统
不同电压等级的智能化变电站在进行数字化综合自动化系统设计时：保护装置集中组屏和就地安装；系统的通讯标准遵从IEC61850国际标准，GOOSE或MMS组网；传输信号为数字化信号、传输介质为光纤；设备即插即用。在模拟信号向数字信号转换的方式上，变电站电压等级不同实现方式也不同。以互感器中信号的转换为例，第一种方式，以光互感器直接将模拟信号转成数字信号；第二种方式，用常规互感器配合智能终端的方式将模拟信号装成数字信号。光互感器，体积小，重量轻；无铁心、不存在磁饱和和铁磁谐振问题；暂态响应范围大，频率响应宽；抗电磁干扰性能佳；但使用年限短，成本高；运行环境要求严格，容易因光学器件的问题而产生误差。常规互感器，体积大，重量重；存在磁饱和和铁磁谐振等问题；但使用年限长，成本低；运行环境要求宽松。因此，从安全生产、经济运行的角度考虑，220kV及以上电压等级的变电站宜使用第一种方式实现模拟信号向数字化信号的转换；110kV与35kV变电站宜使用第二种方式实现模拟信号装成数字信号。
