智能化变电站第1篇

【关键词】：变电站；智能化综合系统

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。

第二次技术革命：发生于19世纪中叶，它以电机的发明为起点，以电力的广泛应用为标志，不仅推动了生产技术有一半的机械化到电气化，自动化转变，更改变了人们的生活方式。

智能化变电站第2篇

【关键词】电子式互感器；合并单元；GOOSE；IEC61850

0 引言

数字化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，建立在IEC61850通信规范基础上，能够实现变电站内IED设备信息共享和互操作的现代化变电站。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。

1 智能化一次设备

智能化一次设备包括电子式互感器、MU、智能终端等。未来智能变电站将增设以变压器、断路器等为重点监测对象的在线状态监测单元，通过电学、光学、化学等技术手段对一次设备状态量进行在线监测，实现设备状态信息数字化采集、网络化传输、状态综合分析及可视化展示。

监测范围与参量：

1） 220kV变电站

（1） 监测范围：主变、GIS、避雷器；

（2） 监测参量：主变――油中溶解气体；220kV GIS――SF6气体密度、微水、局部放电；110kV GIS――SF6气体密度、微水；避雷器――泄漏电流、动作次数。

2）110kV及以下变电站

（1） 监测范围：主变、避雷器；

（2） 监测参量：主变――油中溶解气体；避雷器――泄漏电流、动作次数。

电子式互感器

电子式互感器将一次系统的电压、电流量转化为远端模块可以直接采样的弱电量，远端模块采样后经光纤发送给合并单元，合并单元重新组帧后遵循IEC60044-8定义的串行数据接口标准，使用光纤发送给线路保护、变压器保护、母差保护、测控装置、计量设备和故障录波等装置，根据保护、测量等装置的个数可对发送通道的数量进行扩展。

电子式互感器通常由传感模块和合并单元两部分构成，传感模块又称远端模块，安装在高压一次侧，负责采集、调理一次侧电压电流并转换成数字信号。

合并单元（简称MU）是与电子式互感器配合使用的数据采集发送单元，并具备监控等功能。通常安装在二次侧，负责对各相远端模块传来的信号做同步合并处理。

2 网络化二次设备

同时IEC61850标准定义了其中两种抽象模型：采样值传输（SAV）模型和通用变电站事件（GOOSE）模型。其中SAV模型应用于采样值传输及相关服务，而GOOSE模型则提供了变电站事件（如命令、告警等）快速传输的机制，可用于跳闸和故障录波启动等报文的传输。GOOSE，即Generic Object Oriented Substation Event（通用面向对象的变电站事件），是IEC61850的特色之一，提供了网络通讯条件下快速信息传输和交换的手段。当发生任何状态变化时，智能电子装置将借助变化报告，高速传送二进制对象、通用面向对象变电站事件报告，该报告一般包含有：状态输入、起动和输出元件、继电器等实际和虚拟的每一个双点命令状态。GOOSE服务直接映射到网络数据链路层上，确保重要信息的优先级传递，使用广播地址进行信息的多路发送。

图 1 有源电子式互感器构成

3 需要注意的问题

3.1 智能变电站下二次安措的执行

传统变电站下，执行二次安措需断开外界电压电流以及解开启动失灵等回路，涉及面广，需要查清图纸，严防漏执行或误执行。而将按照智能电网的要求，智能一次设备、各线路保护、公有保护把自身的跳闸命令、运行状态、告警信号等信息都通过GOOSE光纤传到以太网上，同时，又从以太网上获取所需的诸如电流电压等信息。所以，在进行保护校验的时候只需将数字式保护测试仪的测试位置为试验状态，安措执行起来方便快捷。

3.2 测试仪的采样率设置

测试仪提供的采样点数应与被测保护一致，否则将会引起采样值的偏差。

【参考文献】

[1]窦晓波，吴在军，胡敏强，等.IEC 61850标准下合并单元的信息模型与映射实现[J].电网技术，2006，30（2）.

智能化变电站第3篇

关键词：智能变电站；高压设备；智能化

中图分类号：TM63 文献标识码：A

文中对高压设备智能化进行了概述，提出了智能变电站高压设备的智能化需求，并主要从两个方面对其进一步探讨与说明。

一、智能变电站的概念及基本特征

随着人类社会的不断进步，全球经济及计算机网络的都得到了飞速的发展，电力系统与人们的切身生活和生产息息相关。智能电网首先在欧美国家试运行并取得了很好的收效，这就为全世界的智能电网的发展开辟了安全、高效和环保的全新的发展空间。智能变电站是指以全站信息数字化和网络化为基础，体现信息平台的共享，通过自动对信息进行采集、控制、分析、测量等实现自动调节控制与在线协同互动的一种先进可靠又低碳环保的高性能的变电站。智能变电站极大程度地提高了变电站的运行性能；智能变电站不仅有效地支持了电网的安全运行，而且实现了灵活接入和退出可再生能源。智能变电站的通信平台和全站信息采用数字化处理并实现了标准化及网络化管理，智能变电站的信息应用实现了很好地互动。智能变电站更好地体现了安全可靠、高效互动的特点。

二、智能变电站的发展背景和基本状况

随着国家电网公司智能电网规划的推行实施，综合自动化变电站被逐渐淘汰，取而代之的是伴随计算机技术飞速发展而兴起的数字化变电站。数字化变电站实现了数据信息的标准化和平台共享，使变电站的经济性能得到大幅提高，同时变电站更易于统一化管理和维护，变电站本身的各项功能也都得到了良好地提升，如变电站内部数据监测更加规范，其与外界建立的开放网络系统也更加科学。数字化变电站结合光电互感器的应用，在IEC61850（DL/T860）标准的规范指导下，已经渐渐在工程实践领域得以应用。然而数字化并不等同于智能化。随着在工程实际中人们对变电站功能要求的不断提升，高级智能变电站已经成为一种迫切的发展趋势。经过多年的积累应用，数字化变电站的很多效果还是值得推广的。智能变电站的提出正是建立在在数字化换变电站的基础之上。只不过，智能变电站的数字化程度更深，其所有设备（如二次设备及其辅助设备等）都经过了统一建模，此外，智能变电站加强了其高级应用，更突出了其自我检测的智能性能。

三、智能变电站高压设备智能化成为一种需求

我国在国内一些相关智能设备供应商、高等院校及相关科研人员的参与下，提出了适宜于我国的高压设备智能化的概念。

（一）高压设备智能化（智能设备）概述。智能设备是指一次设备和智能组件的有机结合体，具有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化和信息互动化特征的高压设备，是高压设备智能化的简称。它是智能变电站不同于其他变电站的最主要的区别，是智能变电站最重要的构成部分之一。智能组件的由若干智能电子装置集合组成，承担宿主设备的测量、控制和监测等基本功能；在满足相关标准要求时，智能组件还可承担相关计量、保护等功能。总体来说，智能设备是一次设备与智能组件的有机结合。

（二）高压设备智能化需求有关探讨。智能组件的发展经历了目前阶段、过渡阶段以及成熟阶段。在智能组件的目前阶段（又称试点阶段），起保护、控制等作用的智能组件都是采用外置的安装方式。传统的一次设备（高压设备）与传统的二次设备（智能组件）构成一个松散的、不严格的“智能设备”，高压设备与智能组件十分契合地形成了间隔层和过程层。随后，智能组件逐渐开始尝试进行嵌入式的安装，这样就使得当初高压设备与智能组件较松散的组合出现了紧凑的趋势，这一时期正是智能组件发展的过渡时期。随着科学技术的不断发展，嵌入式的智能组件越来越广泛地运用在智能电网系统中，可以集成的智能组件也在不断增加，使得高压设备和智能组件越来越融合为一个整体，渐渐形成了真正的一体化智能设备。

（三）高压设备智能化的有关技术原则。我国十分重视智能电网系统的试验和推行。现阶段根据各个试点的不同特征和性质，我国制定了不同的智能设备技术原则。

1 基本技术要求。对高压设备或其部件的相关参量进行就地数字化测量，测量结果可根据需要发送至站控层网络或/和过程层网络，用于高压设备或其部件的运行与控制。所属参量包括变压器油温、有载分接开关分接位置，开关设备分、合闸位置等。

2 高压设备的智能化原则和要求。需要智能化的高压设备应该是或故障率相对较高，或故障影响较大，具有自监测、自诊断的需求和价值，除变压器、断路器/高压组合电器设备之外，电力电缆、电抗器、避雷器等高压设备也可根据实际需要进行智能化。在实际应用中，应遵从可靠、高效、经济的绿色电网理念，兼顾以下几个方面的因素，统筹确定：（a）高压设备在电网中的重要性。决定高压设备重要性的因素包括电压等级、容量、冗余情况、用户类别、故障影响及其发生几率等；（b）自监测技术本身的可靠性及其对宿主设备可靠性的影响等；（c）自监测技术的成本，有无更加经济的替代方案（如带电监测）等。综合权衡考虑安全、经济、维护等方面的要求，最终确定适合的方式。

结语

高压设备智能化的一个很重要的实现手段就是将在线监测技术与常规高压设备结合起来。监测技术的进一步应用，使得智能高压设备能够更好地完成自我检测和自我评估，实时对变电设备的各项功能状态进行分析和预警，从而达到真正的高压设备智能化。高压设备智能化势必成为电力系统的主流发展方向。

参考文献

[1]朱克迪.智能变电站高压设备智能化探讨[J].机电信息，2015（06）：147-148.

智能化变电站第4篇

【关键词】GIS 智能变电站 智能终端 合并单元

中图分类号：TM411 文献标识码： A

引言

我国电力系统正向高度信息化、自动化的方向发展，电网规模日益扩大，现代智能电网、智能变电站、变电站设备智能化成为热门话题。随着我国“十二五”规划“加快现代电网体系建设”，“推进智能电网建设”等纲要的及从国家电网招标情况来看，我国电网建设的关注焦点开始集中到了智能电网的发展上。这将对智能电网以及整个电力行业的发展产生重要意义，其中的主设备气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）领域正经历着新一轮的更新换代，智能GIS正面临着前所未有的发展机遇。

智能变电站是以数字化变电站为依托，通过采用先进的传感器、电子、信息、通信、控制、智能分析软件等技术，建立全站所有信息采集、传输、分析、处理的数字化统一应用平台，实现变电站的自动运行控制、设备状态检修、运行状态自适应、分布协同控制、智能分析决策等高级应用功能，提高管理和运行维护水平。

现阶段的智能变电站主要有三种模式

模式1：基于站控层IEC61850

该系统与传统的变电站自动化系统基本类似。间隔层智能电子设备IED（保护及自动化装置）仍然可被安装在间隔层设备上或集中组屏。

这种模式的推广是为了解决传统变电站中智能设备的互联互通及信息互操作问题。由于变电站的智能设备的通信及功能被约束在IEC61850标准范围内，因此，整个系统中的每一个节点的信息传输被标准化，从而使得整个系统的可维护、可扩充性能大为提高。

模式2：基于传统互感器及过程层信息交换

这种模式不仅在站控层信息交换采用了IEC61850，而且增加了过程层网络进行过程层信息交换。对于每一个间隔，配置了过程层设备合并单元、智能操作箱，将常规一次设备的信息及操作数字化，与之相关的间隔层智能电子设备IED（保护及自动化装置）则通过光纤以太网与对应间隔的合并单元、智能操作箱相连接。

IED与合并单元、智能操作箱之间既可以点对点的方式互联，也可以以网络总线方式相连。原来一次设备与IED之间的传统的大量铜芯导线被少量的通信光缆代替了。同时由于建立了过程层网络，过程层的高速采样数据可以被不同类型的装置共享，从而简化了接线。

模式3：基于站控层及过程层全信息交换

区别于模式2，该模式采用电子式互感器代替了传统互感器。

由于光电式互感器的性能优势，这种模式是高压及超高压、特高压电站的发展趋势。采用的光电式互感器有支柱式、内置GIS等方式。

从现阶段智能变电站的几种模式可以看出变电站中，气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）的一次设备智能化主要体现在采用数字信号输出的电子式互感器、配置智能单元的传统开关等智能一次设备。一次设备和二次设备间用光纤传输数字编码信息的方式交换采样值、状态量、控制命令等信息。目前大多数变电站的一次设备都不具备智能化的通讯接口，一次设备的状态信息和控制信息需要通过控制电缆的硬接线方式传递。而智能变电站要通过通信手段传递控制信息，就必须需要一次设备具备通讯接口，在一次设备不具备条件的情况下，需通过二次设备与一次设备的结合来完成对一次设备的智能化改造。因此，近期智能变电站的建设主要是基于IEC61850的二次设备发展。智能变电站中，开关设备通过通信网络不仅能完成继电保护控制指令，还能按照IEC61850规约执行网络遥控命令。二次设备间可以通过通信网络实现交换模拟量、开关量和控制命令等信息，取消常规自动化系统一次设备和二次设备间的控制电缆，采用光纤网络直通通信。一次设备的状态信息和控制信息都可以通过通信网络在二次设备间共享，这样就可以减少设备上传信号所需的节点数，尤其是大量减少了开关设备机构上传信号所需的辅助开关节点数，这给实际的二次设计带来了很大便利，减少了大量硬接线。

目前的智能变电站大多是通过智能单元与断路器操作箱接口，智能单元可单独设置智能组件柜，也可组合在气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）的汇控柜中。GIS高压开关设备的传统二次设备主要集中在其汇控柜中，智能组件柜与汇控柜合并，即可实现智能组件与GIS结构一体化。现阶段智能变电站配置在GIS汇控柜的智能组件主要有智能终端、合并单元、智能监测装置及IED装置等。一些变电站在设计中处于测控保护一体化考虑，也会将主控室的保护控制装置下放至汇控柜。

对于GIS高压开关设备的二次设计，智能终端、合并单元是主要涉及的智能装置。

智能终端具有按照IEC61850协议与间隔层通讯，配置断路器参数，控制断路器动作等功能。智能终端与一次设备之间采用硬接线连接。智能终端与间隔层保护测控装置之间通过面向通用对象的变电站事件（GOOSE）实时传送信号量。间隔层保护装置的跳闸命令以及测控装置的跳合闸命令，按不同的GOOSE优先级传送到智能终端，由智能终端通过硬接线输出到一次设备，达到取消屏间硬连接线，光缆取代电缆的要求。智能终端作为数字化变电站三层结构中过程层的典型设备，主要担负一个间隔内一次设备位置和状态告警信息的采集和监视，对设备的智能控制，并具有防误操作功能。依靠智能终端各类信息全部通过光缆交互，从而将传统断路器改造为满足数字化需求的智能一次设备。智能终端装置的开入功能，用于断路器、刀闸的位置和一次设备告警信息的采集和监视。除了硬接点开入外，装置还支持GOOSE开入，满足过程层和间隔层智能设备之间开关量和控制数据交换。开出功能则提供保护用断路器的分合控制及通用控制的开出接点。

智能化变电站第5篇

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.

智能化变电站第6篇

关键词：智能电网；智能变电站；电气自动化

中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）26-0118-02

近年来，我国建设坚强智能电网的进程不断推进，以智能化、自动化、节能高效为特征的智能电网时代已经悄悄来临。智能电网的迅猛发展推动了电网的发输变配等各个环节的技术革新，目前新建变电站中智能变电站占据了较大比重，基于此，有关智能变电站的电气自动化和数字化等问题成为理论界的研究热点。

1 智能电网与智能变电站

在世界能源危机背景下，智能电网的概念应运而生。同传统的电网技术相比，智能电网以清洁、灵活、自愈为特征，具有显著的优点，成为近年来世界电网发展的主流方向。

智能电网六大支撑技术包括：灵活的网络拓扑技术、实时通信技术、先进的传感与测量技术、智能化继电保护、发达的故障诊断技术、科学的运行决策技术。

智能变电站的建设与应用恰是智能电网技术的集中体现，在信息的采集、通信、传递和输出的全过程实现了智能化，以保护智能化、通信网络化、协议统一化、管理自动化为特征，如图1所示。

2 智能变电站的电气自动化探讨

我国的变电站电气自动化技术起步较晚，但发展迅速，经历了电磁式、晶体管型、集成电路等发展阶段后，微机保护开始占据变电站继电保护的主流，近年来逐渐成熟的智能化保护更是成为智能变电站电气自动化的发展热门。

2.1 一次设备的智能化

智能变电站的发展首先推动了一次设备的智能化，首先是变压器的自动化，主要体现在在线监测的自动化，包括：对变压器油的色谱实时监测、套管绝缘的实时监测、变压器油等的实时监测，通过对变压器工作状态的实时监测实现变压器的智能化。

此外，包括互感器、开关、断路器在内的一次设备普遍实现了智能化，包括各类测量表计、PMU、合并单元、智能终端等在内的电气设备智能化，通过测量数字化、控制网络化，实现一次设备的状态可视化和功能一体化，从而完成对变电站设备的实时监控，实现站内一次设备的整体可控制和自动化，近年来逐渐向着集成式一次设备方向发展和演变，将数字化测量、智能化控制和状态监测集成于一体。

同时，智能变电站的发展也给光电互感器技术发展带来了巨大机遇，各类新型的光学数字式互感器进入变电站，成为智能变电站发展的重要特征，随着光电技术和微电子技术的发展，有源光电互感器迅速发展，通过光纤传输节省了大量的电缆，模拟量的A/D转换直接在互感器内部进行，降低了敷设工作的压力，节省了投资成本，普通互感器与光学互感器的对比，如图2所示。

2.2 二次设备的智能化

2.2.1 智能化保护

智能化保护的系统结构图，如图3所示。通过光学互感器或电子式互感器采集一次设备的电压、电流等模拟量，并经过合并单元对数据进行数据的汇总，通过多路采集器来将模拟量进行汇总并上送，从而节省了大量的电力电缆，达到了变电站一次与二次系统的隔离，提升了模拟量的测试精度。变电站内间隔层与过程层之间通过IEC61850-9-2协议进行通信，将各类信息上送到智能化保护，在保护中完成逻辑的运算，随着近年来DSP和单片机技术的发展，智能化保护在计算速度、指令周期、运算效率等方面的性能不断提升，保护输出的GOOSE跳闸指令能够实时下发，控制断路器的跳合闸。

2.2.2 电力系统广域保护

电力系统广域保护也是近年来电网电气自动化技术的研究热点问题，为电网后备保护的发展提供了新的思路。传统的继电保护必须依靠系统的单端电气量或双端电气量，而电力系统广域保护则立足于广域电气量的采集，将各区域电网视为一体，实时采集广域量，并通过实时数据监测和高速数据运算，来实现保护逻辑的判断，最终动作于告警和跳闸。

目前，广域保护包括集中式、IED分布式、集中和分布式相配合这三种模式，与传统保护相比，广域保护能够更好的适应不同的负荷工况和系统运行方式、保护功能的实现对定值整定的依赖程度低、提升了系统躲过负荷限制的能力。

同时，由于广域保护需要采集众多的电网内部广域数据，因此需要的信息交互延时较长，一定程度上影响了其动作速度，因此，可以作为后备保护应用于电网。

2.3 各类人工智能技术的应用

随着智能电网的推进，电力系统逐渐向着智能化、网络化、一体化方向发展，各类人工智能技术在变电站电气自动化领域发挥了巨大作用，包括神经网络、遗传算法、进化规划、模糊逻辑、小波理论等新型技术获得推广应用，继电保护技术逐步向着保护、控制、测量、通信集成的方向发展。

在此推动下，电力系统继电保护不仅能够存储更大容量的故障信息，还能有更快的数据处理功能和更大的存放空间，保护的通信能力更强，能够更加智能化的与其它的保护和控制设备通讯，实现全网数据与信息的资源共享。

以人工神经网络为例，电力系统内部存在很多非线性元件，包括电容、电感、电力电子元件等，通过人工神经网络理论，能够克服传统保护方法的特点，很好的解决包括配电箱线损较高、电网动态分析等非线性难题。

2.4 交直流一体化电源

智能变电站能够通过调控一体和运维一体化实现无人值守，无人值守变电站需要配备交直流一体化的电源，通过统一设计、统一集中控制、统一进行生产和调试，来达到对分散数据的采集和集中管控，同时在变电站内，能够实时查阅各交直流电源的参数和运行状态，并同步修改系统的参数、运行方式，发出相应的遥控开关命令，从而实现对智能变电站一体化交直流电源的状态检修和智能化管理，降低日常巡视、管理、维护的工作量。

3 结 语

智能电网技术的发展在全世界范围内掀起了一场技术革新的浪潮，变电站作为电网的基本组成部分，包括一次设备、二次设备、辅助电源等在内的电气设备逐步自动化和智能化，电网处于不断的发展和变革之中，电网技术的发展也将更加的多元化、多维度、高精度，经过持续不断的技术探索，我国智能变电站的发展前景持续向好，电气自动化程度将不断提升。

参考文献：

[1] 刘强.智能电网继电保护技术探讨[J].江苏电机工程，2010，（2）.

[2] 熊小伏，陈星田，夏莹，等.面向智能电网的继电保护系统重构[J].电力系统自动化，2009，（17）.

[3] 邵宝珠，王优胤，宋丹.智能电网对继电保护发展的影响[J].东北电力技术，2010，（2）.

智能化变电站第7篇

【关键词】数字化继电保护；110kV；智能变电站

1 数字化继电保护系统中的基本概述

1.1 确保二次回路的接线更为简化、方便

MU 和电子互感器设备的互相配合，可以实时地将其测量到的值进行数字化处理，并且通过光纤进行传送。那么这一数字化系统具有比较强的抗干扰能力，能够改变以往的二次电缆传送回路运行缺陷，从而确保有效地实现了变电器中一、二次设备的隔离运行。数字化继电保护技术是于现场加装好智能操作箱并且组建GOOSE 网络之后方能够起到保护作用，同时对于隔离开关还能够起到遥控控制。由此看来数字化继电保护装置和最终的执行机构控制间并没有了以往的电缆连接，那么目前现场的各间隔间的界限将更加清晰、明了，因此显著地杜绝了智能变电站中的不慎连接、碰触电缆情况发生，能够非常有效地避免了事故发生。

1.2 数字化继电保护装置的应用可以提高可靠性

电子式互感器设备具有比较良好的抗干扰能力，因此其在绝缘性能方面也得到了一定加强，其中线性范围较广等显著特点，装置的先进性保障了最终测量值的安全性和准确性。与此同时智能操作箱的主要作用，就是可以利用过程层网以及保护装置进行实时通信，将智能变电站中一次设备的实际运行情况进行及时传递，从而还能够对相关设备是否保持正常的运行具有充分了解。

1.3 数字化继电保护技术具有高度的开放性与互操作性

发展至今，国家为了能够大力促进智能电网的快速发展，显著提高智能变电站运行的效率和效益，国家电网公司已经于2010 年正式制定并实施了《Q/GDW441-2010智能变电站继电保护研究规范》，该保护规范中明确规定了继电保护以及设备配置的基本原则，其中还包括继电保护装置以及技术标准，继电保护的基本信息互换原则等方面，因此分析和研究数字化继电保护于智能变电站中的具体应用，是完全离不开该具体规范的规定。

2、110kV 智能变电站的保护配置情况

110kV变电站使用常规开关作为主开关。以某地为例，目前，该变电站内设有电子式互感器，但尚未实现一体化平台及智能应用，然而，在变电站内的自动化系统结构、继电保护装置及合并单元的配置、网络方式都可以作为智能变电站建设的参考。三层侧设备，两级网络结构，符合智能变电站要求。变电站内过程层运用的是GOOSE网、SV网方式，与智能变电站要求独立组网有所差距。保护配置包括所需要的母差保护装置、线路纵差保护装置、故障录波器等，此外，110kV母差、主变及智能终端，合并单元按双重化配置，均体现了智能变电站的配置要求。

3、110kV 智能变电站相关设备的保护配置

（1）线路保护。相对110kV智能变电站而言，应将站内保护、监测和控制功能综合为一体，根据间隔情况单套设置。对线路的保护直接采样，直接跳到断路器；在GOOSE网使用断路器失灵、重合闸等相关功能。具体的线路保护方案参见图1：线路间隔内设有保护测控装置，仅与GOOSE网络进行交换信息，其余全部使用点对点连接，其数据传输方式是直接与合并单元和智能终端连接，期间对数据进行打包，再由光纤传送到SV网，同时传送给保护测控装置；如遇跨间隔信息接入保护测控装置，则使用GOOSE网传输。

（2）变压器保护。根据规程要求，110kV变压器电量保护应配置双套，并应采用主、后备保护一体化配置，如单独配置，后备保护应与测控装置一体化。变压器保护使用双套配置时，合并单元（MU）的每一侧，智能终端的每一侧都要使用双套配置；中性点以及间隙电流分别并入对应侧（MU）；直接采样，直接跳到一侧断路器；如遇跳母联、分段断路器和启动失灵等情况下，则使用GOOSE网进行传输。

（3）母联（分段）保护。母联保护与线路保护基本相同，但结构上更简单。母联保护装置与合并单元、智能终端直接相连，不必进行数据交换，就可以实现直接采样、直接跳闸；并且，母联保护装置、合并单元、智能终端，都可以经过彼此独立的GOOSE网和SV网，实现跨间隔传输信号。根据规程的相关要求，110kV母联保护使用单套配置，应满足保护、监测和控制综合一体化。跳闸方式应用点对点直接跳闸，主变保护则应用GOOSE网络跳闸；母联保护在母线失灵的情况下，可以使用GOOSE网络传输。

4、数字化继电保护在110kV 智能变电站中的应用

继电保护作为保证电网安全稳定运行的首道防线至关重要。智能变电站应在保持变电站基础功能之外，改进增加继电保护设备之间交换信息的方式。智能变电站中，使用了电子式互感器，变压器，断路器装上了智能单元，连接介质全部使用光纤，信息传输实现了网络化。针对各部变化，下面提出新的测试检验方法：

（1）原来输入保护装置的电压、电流模拟量被合并器的光数字信号所取代。前提是要考虑有跨间隔数据要求的保护装置，在不同间隔间传输数据时，到达时间的同步性，如不确定或差距较大，则可能无法满足保护装置的要求。

（2）同等设备条件下，原有变电站继电保护使用接点直接跳闸，而智能变电站则使用GOOSE网络，信号经网络传输到智能终端后跳闸（有智能开关时除外），其可靠性更强，运行检修扩建的安全性更高。

（3）原有变电站保护装置，输出信号都是经过GOOSE协议下进行网络传输，智能变电器则增设了优先级别，使用GOOSE报文传输。我们可以通过整组传动试验，检验变电站保护装置输入和输出信号的精度和实时传输。

（4）光纤数字电压、电流信号的输入方式，决定了检验数据同步性的测试显得尤为重要，如变压器差动保护、母差保护，需要对不同的同步间隔的数据进行验证。

（5）光纤以太网主要针对误码率和光收发器件的功率进行检验，从而保证其物理连接的准确性和可靠性。检验过程可以借助网络分析仪、网络负载模拟器等工具进行。

（6）合并单元的检验主要是看其可否及时准确地传输一次电压和电流信号；智能单元的检验则是看可否及时准确地传输数据，控制设备，保护报文，并做出相应的处理。

5、结束语

为加快智能电网建设，提高智能变电站效率和效益。当前数字化继电保护对于智能变电站具有积极方面的作用，国内已经在一些智能变电站中逐渐应用了数字化继电保护措施，希望以此取得的经验与教训能够为未来数字化继电保护技术于智能变电站的实际应用提供有效的经验。

参考文献：

[1]徐晓菊.？数字化继电保护在110kV智能变电站中的应用研究[J]. 数字技术与应用. 2011（10）

[2]夏勇军，蔡勇，陈宏，陶骞，胡刚.？110kV智能变电站继电保护若干问题研究[J]. 湖北工业大学学报. 2011（01）

[3]蒋睿智.？变电站保护多信息融合应用探讨[J]. 硅谷. 2008（23）

智能化变电站第8篇

[关键词]智能化变电站;继电保护;方案

一、智能化变电站存在的技术优势

1、智能的变电站在保护装置方面采取统一的通信准则，通信方面的准则也是通信的规范在设备的行为和设备的描述性方面的特征以及数据方面的命名，数据定义和通用配置语言方面都属于这个通信准则的范围之内，它和传统的相关标注进行比较的话，很明显的可以得出一个简单的通信规约，这是整个数字化变电站自动化系统的一个标准，为了加强对设备之间可操作性，就可以在不同的厂家之间实现无漏洞的连接，也就是让变电站的自动化系统中的对象通过这样的系统建立起统一的模型。运用MMS功能运用到装置和后台之间，进行数据方面的交换也就是整个间隔层的部分，SMV的需要服务到采样值方面的传输也就是在整个过程层的部分。

2、电子式的互感器，把传感的模块和整个合并单元两个部分，共同构建成为一个电子式特征的互感器，整个传感器的模块还可以叫做远端的模块，在对高压一次侧进行安装的时候，需要对于一次侧电压电流方面进行实际的采集，以及有序的转换之后，转变成为数字的信号，在整个二次侧安装合并的单元，对于合并处理器方面，各个相远端模块进行信号方面的传输，在整个智能的变电站之中，把二次元设备与电子式互感器之间的接口，以及相关的装置进行合并，让它们行使各自的职责，对于合并的信号以及同步的数据、信号方面的分配以及供电，和传统的电流、电压互感器之间进行对比，整个电子式电压方面的互感器以及电流方面的互感器，本身具有宽频带而且动态测量范围很大，它还不含铁芯具有很高的测量准确度，能够实现很好的传输方面的性能。

二、智能变电站继电保护的配置和原则

1、继电保护设备作为智能电网变电站的重要组成部分，在满足灵敏性、选择性、速动性、可靠性要求的前提下，可将其配置分为过程层和变电站层二个方面内容;过程层：一次设备配置独立的主保护，就近下放安装或和一次设备实现一体化，各间隔保护实现分布式安装，双重化配置;变电站层：后备保护集中式配置，站内各电压等级统一集中配置，集中式后备保护采用自适应和在线实时整定技术，同时具备广域保护的接口，能够实现广域保护的功能，也是双重化配置。

对于一次设备，过程层配置单独主保护，如果该设备是智能设备，那么保护设备是可在设备内部安装，否则可将保护设备、合并器与测控设备等安装在离设备较近的汇控柜中，以便简化设备的运行及维护。全站通过以太网统一传输GOOSE和采集量。除了分布式保护之间的数据实现同步，无需IEEE1558外，其余系统全站都运用IEEE1588对时。

该方案不仅简化全站保护，同时也大大缩短了保护与被保护设备间的距离，可避免通信链路，如跳闸及采样等不可靠性引起的保护功能失效。这样的话，全站网络带宽的消耗将集中在录波及监控上，而继电保护的网络消耗将减少。

2、以110kV变电站为例，该站的连接，变电站电压等级更高的对比度，连接形式及设备相对简单。保护配置只需要满足以下几点：

（1）对传统继电保护，选择性，灵敏可靠，快速等四项性能要求，被称为“四性”。智能变电站继电保护，继续满足“安全要求四性能”等实际工程的要求。

（2）110kV变电站以上的电压等级高，为两段连接形式的双和单总线，具备一定的条件，可以安装电子式电流、电压互感器。

（3）变电站110kV电压等级高，基于SE/GOOSE网络中网络层，站控层和MMS的网络之间互不十扰，每个网络访问保护，每个数据之间的控制器是独立的。

（4）110kV及以下电压等级变电站在接地安装保护装置，可与智能终端功能的集成。

（5）为保护和监控装置，110kV变电站电压等级低。

（6）对主变压器，合并单元，每一方应进行冗余配置，用于配置单套以及其他合并单元之间的间隔，110kV变电站电压等级低。

（7）所有的合并单元，过程层网络信息应被记录，并记录故障记录和分析网络报告记录。数据接口控制器和记录装置对应，MMS和GOOSE网络应该是互不干涉。

3、继电保护过程层

智能变电站的继电保护，重要的过程层设备，设备，部件和设备。具有快速跳闸功能的装置的主保护配置，包括线路保护，变压器保护、母线差动保护。智能变电站线路保护中应采取的保护和监控设备的运行状态的监控，与变电站靠近变电站继电保护，和一个单一的组分配根据间隔。

线路保护与控制装置不仅和GOOSE网络链接交换信息，而合并单元和智能终端实施一个点对应的点连接。保护与控制装置的变电站将不通过GOOSE网络将数据传送到其他单元，但直接将采集的数据传输到终端，并直接向开关控制。由于线和总线的电子变压器，在控制信号，可以通过合并单元封装，将控制信号发送到SV单元，从而实现保护监控功能。此外，区间数据可以保护测控装置通过相应的传入的GOOSE网络.

4、智能变电站中的变压器保护分布式双套配置，就是主保护与后备保护装置，如主、后备保护单独的配置，后备保护应与集成控制装置一同时要彼此合并单元，智能终端配置相应数量，保护直接对变压器各数据进行采样分析，直接跳开各侧断路器;其他如启动失灵及其他保护配合信号由GOOSE网络进行数据和信息传输变压器非电量保护就地直接通过电缆接入断路器跳闸，现场配置智能端，跳闸、控制等信号通过光纤上传上GOOSE网络。

5、智能变电站的分段保护配置与线路保护相似，保护单元分别和合并单元直接相连，与智能终端直接相连，不需要通过网络进行信息及数据的交换，各自都实现直接数据信息采样及跳开断路器的功能。跨间隔信号经过互不干涉的GOOSE及SV网进行传输。分段保护单套配置，宜采用保护测控一体化设备。保护可直接跳分段断路器，其他保护联跳分段可通过GOOSE网相连实现，母线启动失灵等情况也可通过GOOSE进行传输。

但是在整个智能化的变电站中运用了GOOSE网络之后，就会出现二次回路存在被虚拟化的情况，为了时刻准确了解二次回路的情况是否良好，就可以在GOOSE网络之后连接相关的告警功能，也就是在整个装置进行正常运转的情况下，间隔五秒左右出现一次心跳的报文，如果连续出现了二十秒没有收到心跳报文的情况，那么相关的接受保护装置在对后台进行监控的时候，就会发出相关的GOOSE网络连接方面的告警信号。采用网络来替代电缆的方式就可以运用网络报文的形式，实现信号传输回路方面的自检。这样就实现了对传输回路实际状态的检修防治，在传统电缆回路出现接触不可靠的情况下，不能进行自检，这就会大大的降低运行变电站的实际维护工作的任务量，以及增加维护需要的成本。

总之，智能化变电站是未来变电站发展的方向，实现自动化和网络化才能不断实现创新和提高。与现今使用的继电保护，在实现的方式上面存在着本质的区别，需要在实践的基础上进行不断的探究和学习。

智能化变电站第9篇

关键词：智能变电站；优化设计；直流电源系统；可靠节能

中图分类号：S611文献标识码： A

引 言

伴随现阶段我国智能变电站的逐渐推广， 对于站用交直流电源系统的使用要求和标准也在逐步升高， 相较于原有比较独立、分散以及耗能的站用式交直流电源系统而言，其已经不能够满足智能变电站的发展要求。 与此同时，站用式的交直流电源系统已经逐渐发展成交直流一体化电源系统， 为智能变电站提供一个稳定、高质量、智能化、集成化的电源运行系统，其是变电站运行的安全、可靠保障，同时还是推动并坚强我国智能电网建设工程的基础。 智能变电站应用的一体化交直流电源中，直流电源部分是该系统的核心，目前智能化变电站的建设工程已大范围开展， 逐步优化智能变电站的直流电源系统非常重要。

1 直流电源系统概述

1.1 直流电源系统的主要特点

直流电源系统是变电站二次设备中最为重要的组成部分，其为继电保护、自动化设备、设备自动控制等提供了必要的工作能源，特别是在电力系统发生故障、交流电源不能可靠发挥作用时其可以提供临时的工作能源。 我国多数变电站中大多采用了这种直流电源系统的供电方式。 对于电力系统中的操作电源的根本要求，是具有确保电力系统的供电安全、可靠度， 具备一定程度的蓄电容量以确保电力系统的正常运行以及故障供电，同时确保其使用寿命达到设计寿命，组建与维护工作较为方便、经济，最为显著的优点是直流电源系统的占地面积比较小而结构紧凑。

1.2 直流系统改造的根本目的以及必要性

我国变电站内部的继电保护装置、 自动化设备、 信号设备、事故照明设备以及电气装置的远程操作，通常多采取直流电源系统的供电方式， 这种直流电源供电方式的输出质量以及可靠性均会直接地关系到后期变电站运行的安全性以及供电可靠性。 变电站内部的直流电源系统一般被人们称为变电站运行的“心脏”，显而易见其在变电站运行中是怎样的重要。伴随我国电力系统以及电力工业的快速发展， 为确保电网运行的安全性、经济性，并且最终还能够实现电力系统的全面自动化操作， 从而对其电力控制系统中的关键性设备―――直流电源系统的要求和标准也越来越高。

2 智能变电站中的直流电源系统

2.1 直流电源系统中蓄电池组的根本作用直流电源系统的负荷包括了变电站中运行二次设备的经常性负荷、故障性负荷以及冲击性负荷三种。 智能变电站交直流一体化电源系统中，继电保护、自动装置的所有操作电源，通信及其它用直流负荷正常情况下均由充电装置提供， 蓄电池处于热备用，当负荷的需求超过充电装置的额定输出时，将由蓄电池补给； 电力专用逆变电源后端的负荷由站用交流电源提供，逆变在热备用状态。 当站用交流全停时，蓄电池被继电保护、事故照明、自动装置、通信、监控等所有交直流负荷共享。 因此，蓄电池组是直流电源系统在非正常运行情况下能源供应的核心。 这种蓄电池组的基本要求：①蓄电池组由 108 只单体标称电压 2V 的阀控式密封铅酸蓄电池构成，蓄电池使用寿命不低于 10 年，宜采用进口安全阀；②蓄电池容量按不小于 2h 事故放电时间考虑，具体工程应根据变电站规模、直流负荷和直流系统运行方式， 对蓄电池容量以及充电装置容量进行计算确定； ③500kV 变电站每套蓄电池配置一套蓄电池巡检仪，220kV 及以下变电站宜配置一套蓄电池巡检仪。

2.2 变电站中直流供电系统的接线方式

（1）220kV 及以上变电站设置两套直流系统，采用两段单母线接线方式，两段直流母线之间设置联络设备。 110kV 及以下变电站设置一套直流系统，采用单母线接线方式。

（2）二次设备室或继电器小室的测控、保护、故障录波、自动装置等设备采用辐射式供电方式。 35kV 及以下开关柜顶直流网络采用母线分段方式供电。

（3）双重化配置的两套保护及其相关设备（电子式互感器、合并单元、智能终端、网络设备、跳闸线圈等）的直流电源应一一对应。

（4）用于提供断路器弹簧储能、隔离刀闸分合的动力电源，可以采用母线供电并设联络（分段）开关的方式。 在正常情况下，通过联络（分段）开关把电源母线完全按段分开，使每个分段母线能够形成一个独立的单元并且可以独立取电。

3 智能变电站的直流电源系统优化方案

3.1 直流电源系统的设备优化

3.1.1 对直流电源的蓄电池组进行优化

直流电源的蓄电池组，是直流电源系统的关键性组件。 智能变电站由于采用交直流一体化电源，相比常规变电站，除直流负荷外还要负担一部分逆变负荷， 蓄电池组在交流失电情

况下其承受的冲击负荷更大。 因此，在蓄电池选型时要重点考察其大电流放电能力，并从容量上考虑适当提高一个等级。 必要时蓄电池组按规定的事故放电电流放电 1h 后， 叠加 8I 10的冲击电流，进行 10 次冲击放电。 冲击放电时间为 500ms，两次之间间隔时间为 2s，在 10 次冲击放电的时间内，直流（动力）母线上的电压不得低于直流标称电压的 90%。对于设备较多的 110kV 变电站，应考虑按双电（蓄电池组）、双充（充电装置）配置。 通信蓄电池宜按单独配置。3.1.2 对直流电源蓄电池辅助设备进行优化目前蓄电池组配置的常规巡检装置能够监测每只蓄电池端电压，但对于发现蓄电池内阻增大无能为力，只能依靠人工对蓄电池检测内阻或进行整组充放电试验才能现。 应重视对蓄电池巡检装置的选型， 必须包含在线检测蓄电池内阻的功能。 这样，利用智能变电站丰富的数据交换和通信网络，维护人员在远程就能查看蓄电池内阻情况， 甚至于提供自动报警功能，有助于避免直流蓄电池开路事故发生，提高一体化交直流电源的智能化水平。

3.2 直流系统接线的优化改进

改进智能变电站的直流电源供电系统， 其中多数是对该蓄电池组首先进行供电，并且该蓄电池组通常为单套，因此在对蓄电池组进行维护工作时， 通常还将会影响电力系统的可靠性与安全性。 可考虑在站内直流电源系统设置外接备用蓄电池组接口，并增加蓄电池组并列隔离措施，在需对运行蓄电池组维护时临时接入备用蓄电池组替换其投入工作， 同时也可做为长时间事故状态下应急蓄电池组接入使用。

3.3 直流系统负载的优化

按照国网公司智能变电站设计规范，220kV 及以上站配置两组蓄电池，110kV 及以下站配置一组蓄电池。 在选择要由直流电源系统供电的设备时，要尽量限制其负荷需求，优先选

用低能耗设备，譬如事故照明灯具可选用 LED 灯具，减轻事故状态下直流蓄电池的负载，有效延长蓄电池组的供电时间，也满足了智能化变电站环保节能的要求。

4 结束语

智能变电站的交直流一体化电源运用， 对直流电源系统提出了更高的要求，应从优化设备配置、改进系统功能等方面提高直流电源系统后期运行的安全性、可靠性，提高维护便利

性，为智能变电站全面实现智能化的运行奠定坚实基础。

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