常规变电站智能化改造

常规变电站智能化改造（精选8篇）

常规变电站智能化改造 第1篇

常规变电站智能化改造实施方案研究

摘要：常规变电站的智能化改造已开始成为一种常态工作。智能化改造作为一种新兴的技术，在实际工程中面临智能化调试复杂、变电站负荷重不能长时间停电、站内空间狭小设备安装冲突等问题，影响整个智能化改造的进程。本文重点对常规变电站智能化改造进行研究。

关键词：常规变电站；智能变电站；改造

2011－2015年，是智能电网的全面建设阶段。开展变电站智能化改造是智能电网变电环节的重点工作之一。目前，变电站的智能化改造已开始成为一种常态工作。2011年8月，国网公司发布新的企业标准

Q/GDW

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2011《变电站智能化改造技术规范》（以下简称技术规范），用来指导常规变电站的智能化改造。技术规范体现了智能化改造二次系统优先的原则，同时对改造后的基本特征提出要求。可以看出智能化改造不只是技术与设备更新的问题，更多的是现场确定的智能化改造方案能否在工程中顺利实施，能不能在规定的停电时间内安全可靠地完成智能化改造任务。

1常规变电站体系结构

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。目前传统变电站信息采集来源于常规的电磁型电压互感器（TV）和电流互感器（TA）。TV的额定输出电压为100

V或100/31/2V，TA的额定输出电流为1

A或5

A。因此，变电站设备必须通过电缆将这些采样值传送至继电保护、测控、计量等系统，同时经过各自系统的A/D转换将TV和TA的二次值变换为适用于电子电路的信号。常规变电站网络结构图如图1所示。

图1

常规变电站网络结构图

2智能变电站的体系结构

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。智能变电站体系结构图如图2所示。

图2

智能变电站体系结构图

3现场施工方案研究

3.1网络先行

（1）网络硬件搭建

网络通信线的敷设连接、光缆的敷设熔接应与二次电缆的敷设同期进行。目的有两个：①统一线缆敷设计划，使施工工艺得到保障；②保证网络先行，使智能化改造的后续工作能顺利进行。如果有过程层网络，按技术规范，应采用星形结构，避免环网结构交换机处理不当引起网络风暴。要保证网络顺利搭建，除了线缆敷设清册外，最好有按照站控层、间陋层、过程层分层展示的网络通信图、VLAN

配置图、网络拓扑图，结合VLAN

设计提供IP

地址分配方案，提供物理设备编号及设备端口编号、虚端子接线图。目前，智能化作为新兴技术和观念，刚起步不久，在相当长一段时间内，上述资料可能不是很规范，需要

IED

设备厂家、系统集成商和设计部门共同努力，逐步完善。

（2）理想的网络配置方法

最理想的情况是，现场施工前，在系统集成商处，完成系统与各

IED

设备厂家的配置及部分联调工作。但限于设备生产运输、施工工期等因素影响，有较大难度。这样，就造成许多本该在设备出厂前要解决的问题带到现场处理。因此，在现场施工过程中，要尽量提前预想，避免不断改错、重复配置等造成的工期延长、安全风险和调试工作量增加。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。

3.2巧妙避开设备位置冲突

老旧站改造过程中经常面临新旧一次设备的基础冲突问题。要先拆除旧一次设备、基础后制作新基础，安装新设备。老旧站一般负荷较重，为保证供电可靠性，要最大限度减少停电时间。所以一次设备安装后，不会给二次设备留出充足的调试时间。对常规站，可以按部就班地等一次设备安装完毕再进行相应的二次试验。但对于带智能终端的一次设备，因调试工作的不确定性，需要采取相应的解决办法，以尽早发现问题改正错误。以智能断路器为例，一次设备不能安装，可以考虑提前安装智能汇控柜。如汇控柜也不能安装，可考虑易地调试。因为智能汇控柜与过程层通过光缆连接，电缆接线少，只接入装置电源即可，所以智能汇控柜可以直接进行易地联调。汇控柜智能终端与断路器的连接是通过电缆，所以可接入模拟断路器代替，这样就可以提前进行保护、智能终端等的配置、传动试验，提前进行差动、备自投、网络跳闸等复杂逻辑的检验。等一次设备安装完成后，再进行实际的信号检验、顺控操作等。这样，会为改造工程争取相当多的时间。

3.3电子式互感器预调试

智能化可能用到电子式互感器，也会出现常规互感器与电子式互感器共存的情况。对不同类型的互感器组合而成的保护等，要考虑电子式互感器经合并单元采集的延时，需要厂家提供电子式互感器、远端模块和合并单元通道延时。对电子式互感器，特别全光纤电流互感器，现场安装、调试工作量较大，且有可能需要研究院等单位协助测试，为保证工期，可提前进行电子式互感器采样的预调试。从电子式互感器到合并单元、GOOSE

网络、各相关保护、测控、计量等装置需要连接、熔接大量的光缆（纤），可能出现光缆熔（连）接不良、连接错误、相别错误等情况。测试光缆熔接质量后进行采样预调试，从一次设备加入相对低的电流（压），可检验全回路光缆熔（连）接、相别、极性等的正确性。在此基础上再进行电子式互感器精度的校验，会起到事半功倍的效果。

结语

对于常规变电站智能化改造工作是一个复杂的繁琐的工程，变电站智能化改造要符合易集成、易扩展、易升级、易改造、易维护的应用要求。在变电站智能化改造过程中要首先保证设备运行的稳定性，改造的安全性，以及电网的安全运行尽量不受影响，在此基础上，才可能考虑经济性等因素。在以智能电网为建设目标的电网建设中，大量的常规变电站的智能化改造必不可少，这将是一项具有广泛需求的工作，面对不同电压等级、不同的设备制造厂家、甚至不同地域的常规变电站进行智能化改造，将面临各种难以预计的问题，这就需要更多的人才发挥自己的聪明才智，我们才能将建设强大智能电网这项工作做好。

常规变电站智能化改造 第2篇

作者：陈火成 丁书文 日期：2004-12-29浏览次数：148

常规设计的有人值班变电所要改造为无人值班的变电所，需要解决几项关键技术。1 无人值班变电所改造的主要内容

常规变电所改造为无人值班变电所运行，首先要对一、二次设备进行改造，使之适应无人值班运行要求。

1.1 一次设备主要改造及技术要求

①断路器的改造：主要要求是能实现遥控操作功能，并提供可靠的断路器位置信号。对使用年久且性能不能满足电网运行要求的6～35kV油断路器动作要求，应以性能好、可靠性高、维护量小的无油设备(如真空断路器或SF6 断路器)来代替。断路器辅助触点改造为双辅助触点接线以防信号误发。

②高压开关柜的改造：完善机械防止误操作措施；完善柜间距离，要求隔离物起绝缘支撑作用，要具有良好的阻燃性能；加强母线导体间、相对地间绝缘水平；改造高压开关柜中的电流互感器，使之达到高压开关柜使用工况绝缘水平、峰值和短时耐受电流、短时持续时间的要求。

③过电压保护设备的改造：如对变电所6～35kV中性点加装自动跟踪、自动调谐的消弧线圈；为减少变电所的运行维护工作量，降低残压，防止避雷器的爆炸，变电所6～35kV避雷器宜更换为无间隙金属氧化物避雷器(MOA)。

④主变压器有关辅助元件的改造：改造中性点隔离开关及其操作机构，能实现遥控操作；对有载调压分接开关实现当地和远方遥调操作；实现主变温度远方测量等。

1.2 二次设备改造内容及要求 控制回路的改造要能适应无人值班需要，主要有以下要求：

①断路器控制回路改造后，要简单、可靠、无迂回接线。

②断路器控制回路断线、失去控制电源时应实现远方报警，并保留控制回路故障信号。③保护回路单独设有熔断器的变电所，保护回路直流消失后，能远方报警。

④重合闸装置要实现自动投退，在遥控和当地操作合闸后，重合闸电源应自动投入，重合闸放电回路自动断开。在遥控和当地操作跳闸后，自动退出重合闸电源，同时重合闸装置自动放电。根据需要实现重合闸后加速和一次重合闸。

⑤低频减负荷装置或其它系统稳定措施装置动作跳闸时，应自动闭锁重合闸。

⑥取消断路器位置信号灯的不对应闪光功能，信号灯具改为发光二极管等节能型灯具。⑦加装遥控与就地跳、合闸闭锁回路。

⑧中央信号装置有关回路作相应改造。二次设备改造方案的选择及确定

对常规变电所进行无人值班改造，总的指导思想是“安全、可靠、实用、经济”。二次设备改造任务重，改造难度大，需要对一些关键技术进行探讨，寻找恰当的解决方法。下面介绍几种典型的二次设备改造方案。

2.1 断路器的控制与继电保护合一的改造方案

改造时保留有全部保护设备，取消控制屏(集中控制台，集中控制柜)，将断路器控制回路、控制设备安装到保护屏适当备用位置。这种方案将会取消控制屏上的全部光字牌信号、测量仪表和音响信号。为满足当地操作及改造过渡期内变电所运行操作人员对设备状态的监视要求，增设一套RTU当地工作站及显示设备。在显示器上显示有关一次接线图，测量信息，事故及预告信息。采用这种改造方案，可以简化二次回路接线，减少大量控制电缆，减少回路中的触点，提高二次设备的运行可靠性。这种改造方案适合于由弱电控制，集控台、集控柜等多台设备组合的控制回路改造。

变电所改造一般采用常规的RTU装置。变电所无RTU装置的可采用性能较好的分布式分散安装的RTU遥测交流采样，各RTU之间通信连接。变电所已有RTU装置的，在原装置中扩大功能，增加RTU容量以满足无人值班改造信息量的要求。

2.2 只改造二次回路接线方案

这种改造方案保护设备、控制设备全部利用。在改造中根据无人值班变电所的技术要求，改造二次回路中的部分接线，如断路器控制接线改接，重合闸接线改接，以及信号改接等；增加和更换部分继电器，使其具备无人值班变电所的技术要求。这种方案，改造量最少，二次回路变动量小，是采用电磁式继电器保护变电所的最方便、最经济的改造方案。变电所的RTU装置采用常规远动设备。

2.3 二次保护设备全部更新的改造方案

对于运行年限较长的变电所，在方案设计时可根据无人值班改造的技术要求，全部更新变电所二次及保护设备，采用目前国内较先进的综合自动化装置。这种改造方案投资较大，一般只适用于变电所相对陈旧，原有的二次回路已达不到安全要求的情况。

实现远方监控 3.1继电器的更新

根据传统变电所无人值班改造的实际情况，也为确保“四遥”功能的实现，改造中要将保护及自动装置中的电流、电压、时间、信号、重合闸等电磁型继电器全部更新为静态继电器。由集成电路构成的静态继电器与原电磁型继电器相比具有整定直观、功耗低、动作迅速、精度高等优点，而且电流、电压继电器增加了直流辅助电源，可以通过电源监视灯对继电器的正常运行进行监视，从而大大提高了保护的可靠性与速动性。特别是信号继电器既有电保持，又有磁保持，信号记忆可靠，还增加了多组动合触点和电动复归圈。保证了“遥信”功能及信号继电器遥控复归的实现。

3.2 远控和就地操作转换

变电所实现无人值班，要方便设备检修和事故现场的紧急处理，就必须要实现远控及就地控制两种方式操作，因此要拆除原有的KK控制开关，在回路中增加具备“远控”和“就地”转换功能的QK切换开关，在正常情况下，无人值班变电所所有运行或备用状态的断路器，必须置于“远控”位置，由监控中心值班员进行远控。设备检修时，需要将停电设备置?quot;就地“位置，并按照调度命令进行红绿灯附带的分合闸按钮就地操作断路器。设备检修结束送电后，操作运行人员必须将”就地、远控“切换开关置于”远控“位置。

跳、合闸回路的监视问题

大家知道，红绿信号等除反映断路器的实际位置以外，还担负着监视跳合闸回路是否正常的任务，虽然变电所内可以通过红绿灯来实现跳合闸回路的监视，但却无法从远方进行监视，为此在控制回路中加装了跳闸位置继电器TWJ和合闸位置继电器HWJ，只要HWJ及TWJ的两副常闭触点同时闭合，就说明跳闸回路有问题，需要到现场检修。

信号的遥信问题

常规变电所要进行无人值班改造，则原理通过中央信号及光子牌反应的各类预告信号就必须要具备遥信功能。同时，继电器动作以后，必须能够在监控中心进行遥控复归。因此，信号继电器的遥信问题以及信号继电器的复归问题也就成为突出的关键问题，在改造中应当加以重视。

5.1遥信的实现

变电所原中央信号解除以后，为正确反映所内所有异常及事故信号，就必须将上述信号通过继电器触点提供给远动遥信装置以实现遥信功能。按照无人值班的要求在反映具体保护动作事件的同时，变电所任何一套保护装置动作及异常都要启动变电所的遥信事故总信号，以提醒监控人员及时处理。针对这一要求，将信号继电器全部更换为带有电动复归线圈及多组动合触点的静态集成继电器。每只信号继电器单独提供一对空触点以反映具体保护动作事件，另外每只继电器都提供一对空触点并将这些空触点并联在一起以反映事故总信号。断路器的实际运行位置采用开关的辅助触点来反映。

5.2信号继电器的复归

信号继电器更换为静态继电器以后，其内部带有电动复归线圈。这样既可以通过信号继电器上的复归按钮就地复归，又可以通过将所有信号继电器的电压复归线圈并联后与监控屏遥控执行屏上信号复归继电器的常开触点串联起来，实现全站信号的遥控总复归。使得无人值班变电所的信号复归问题得以解决。

环境控制问题

对于无人值班变电所，身处远方的调度人员总希望能看一看变电所现场会有什么动静，例如起火、防盗、漏气等，这些”四遥“功能就不能帮助我们解决。而现代的图像处理技术、数字信号远传技术已使现场”遥视"成为可能。遥视是指通过变电所现场的诸摄像机将现场的景象视频信号汇集到多媒体计算机中，将视频信号转换成数字信号，再经过压缩处理，即可将一帧一帧的图像经过调制解调器或网卡通过各类通道(普通电话线、微波、扩频、光缆等)送往任意远的调度中心，经过解调、解压即可重现变电所现场景象。遥视不仅能在调度中心观看到现场的实景，而且还应具备警戒甚至必要时能启动安全设施的功能，如启动消防系统、排水系统、以音响警告非法闯入者等。现在，图像信息数字化是图像信息智能化就变得较为容易，例如我们可以让遥视系统中的任一个或任几个摄像机在某个时段设定为监视方式，即监视有人活动的场景。而在另一段(例如值守人员下班，现场无人)设定为警戒方式。此时设在现场的监控微机就进入警戒程序。即不断比较每一个摄像机摄取的相邻两帧图像是否有变化，若无变化就表示现场无事，若某一时刻突然发生变化，这就意味着现场闯入了不速之客，或是冒烟、冒气或是起火了。此时计算机立即存盘(录象)，并向调度中心报警，传送现场图像。调度中心也同时进行录象，并标定时间。

结束语

常规变电站智能化改造探讨 第3篇

关键词：常规变电站,智能化,改造,问题

引言

变电站拥有大量的变电一次和二次设备, 用以切断或接通电流、改变或者调整电压, 在电力系统中, 变电站是输电和配电的集结点, 因此, 建设智能电网的重中之重就是要投入大量的智能化变电站, 其主要作用就是为电网提供标准的、可靠的节点支撑。象调节器一样, 随着负荷的变化来自动增加或减少电量的供应, 确保节省能源。智能化变电站的建设应以先进的信息化、自动化技术为基础, 满足电网出现的各种变化要求, 实现电网安全、可靠、灵活和资源优化配置的目标。宜昌电网目前有220k V变电站19座, 110k V变电站56座, 对这些常规变电站进行智能化改造是建设智能电网的必要措施。

1 智能变电站概念

采取先进、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、信息共享标准化为根本要求, 自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能, 并可根据电网运行需要达到实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能, 具有高度的模型化、标准化和信息化的特点。它由智能化一次设备 (电子式互感器、智能化开关等) 和网络化二次设备分层 (过程层、间隔层、站控层) 构建, 建立在IEC61850标准和通信规范基础上, 能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。在此基础上实现变电站运行操作自动化、变电站信息共享化、变电站分区统一管理、利用计算机仿真技术实现智能化电网调度和控制的基础单元。

2 常规变电站智能化改造方案

2.1 方案一

在现役变电站中, 因为历史原因有不同的厂家, 不同的设备型号, 为了保证不同型号设备之间的互联和操作, 达到过程层和间隔层真正实现IEC 61850的目的, 通常常规设备被运用在过程层中, 间隔层设备采用电缆硬接线联结方式接入相应一次设备, 网络架构采用冗余总线型。

间隔层测控和保护装置采用IEC 61850与监控后台、远动工作站通信, 为了达到问隔层联锁功能, 间隔层装置间的信息交互通过G00SE来完成。本方案实现IEC 61850仅仅在变电站过程层和间隔层之间, 因只是在通信层面作文章, 所以综合自动化系统的变电站只要对软件进行升级就行了, 变电站智能化改造时改动不会太大。方案的优点是实用性和可操作性都较强, 当前技术又比较成熟, 安全可靠性也高。在宜昌供电公司现役的变电站中具有推广性, 有利于常规老站的改造。本方案使不同厂家的变电站过程层和间隔层设备互联、互操作成为可能, 实现了变电站的信息共享。但缺点是过程层原有的设备仍然大量运用, 所以需要大量的二次电缆来连接设备。

2.2 方案二

方案二如果不想动一次设备, 只是对设备本体或附近加装模拟式输入合并单元和智能控制单元完成过程层设备的智能化;全部取消了间隔层设备模拟输入、开入和开出, 仅通过通信与合并单元、按照G00SE与智能控制单元连接;间隔层、过程层间完系统采用双星型网络架构。

全部通过数字化连接, 取消了大量点对点硬接线连接。常规PT、CT和一次设备与间隔层设备相连通过模拟式输入合并单元和智能控制单元来实现。充分运用数字化变电站的理念和技术, 从而达到更新换代的目的。这符合当前变电站的发展要求和水平, 特别适用一些运行二十年左右的老站。本方案主要优点是:无须更换一次设备, 资金投入小, 易于大范围进行改造。即便将来升级, 只需将数字式输入合并单元替换掉原有的模拟式输入就行了, 其他设备无需更换, 变电站数字化水平较高。但缺点是由于仍采用常规的PT、CT, 互感器磁饱和和铁磁谐振问题无法解决, 一次和二次设备电气无法达不到理想的隔离;常规断路器的智能监视和控制功能还远未达到要求, 通过智能控制单元与间隔层设备相联, 仅仅是实现了信号远传和开关的远控功能。

2.3 方案三

方案三把数字化技术运用到变电站各层。下大力气更换过程层中一次设备 (如互感器更换成非常规性) , 对测量、监视和控制装置全部实现数字化、网络化。

与方案一、方案二不同的是, 因为新式互感器的应用, 一二次侧物理隔离完全实现了, 大大提高了装置的可靠性和安全性, 根除了常规互感器存在的问题, 动态余度增大, 测量精度提高了;智能断路器真正实现了一次设备的智能监视和智能控制, 设备故障率和误动率下降, 电网变得更坚强了, 状态检修也更方便, 因为变电站二次电缆骤降, 系统电磁兼容性能提高, 设备占地面积减少, 建设成本也相继降低;最大限度地实现了信息共享和系统集成, 是今后智能化变电站的最终发展方向。

3 智能变电站改造存在的问题

3.1 智能化变电站自动化系统的研究正在从一次设备到二次设备全面发展。

目前研究的关键集中在一次设备方面, 诸如智能化断路器、非常规互感器、状态检测等技术与设备的研究与开发。其中主要存在的问题包括:研究开发过程中不同专业协作需要加强。

3.2 电力系统能否安全稳定运行取决于继电保护装置的稳定可靠运行。

继电保护装置在采集相关数据时, 必须要保证数据采集的准确性和采集的速度, 但保护系统的数据采集速率 (每秒为6001000点) 与监控系统数据采集速率 (每秒1点) 两者相差太大, 且一个要波形的变化量和瞬时值, 一个要有效值。要想解决这个问题, 就得增加一个专门处理速率不相同的采集系统, 这样做实际意义不太, 也很难做得到这一点。

3.3 IEC61850标准中的模型不全面、定义不明确及国内厂家在逻辑节点扩展中存在差异;变电站事故自动处理分析等高级应用方面还没有重大突破。

现阶段智能化变电站技术应用存在的问题和难点主要包括:缺乏相关标准、规范, 试验设备、检测方法、检验标准、规程还是薄弱环节;建设模式存在较大差异;信息标准模型需要细化;一次设备智能化进程进展缓慢;产品检测手段不足、配套的评估体系及方法不具备等。

4 结束语

宜昌110k V西陵变电站今年即将进行智能化变电站改造, 该站PT/CT仍采用传统的PT/CT, 而不采用电子式互感器, 但其输出通过合并单元进行智能化。并将110k V合并单元、110k V智能终端安装在户外柜内, 110k V主变保护及测控、线路保护及测控、公用保护及测控单元集中安装在主控制室。10k V部分采用合并单元、智能终端、保护、测控一体化单元, 就地安装在10k V开关柜内。智能化变电站自动化系统是崭新的、通信网络化、功能集成化、分布式的保护与控制系统, 它除能够完成现有监控系统的保护、监控等功能外, 还能够实现数据信息分层、分流交换自动化, 能真正实现信息资源的共享, 和上级系统及下级系统进行互联。智能化变电站自动化系统一旦真正实现, 必将进一步推动智能电网的进一步发展, 提高智能电网的运行管理水平。

参考文献

[1]黄少雄.常规变电站智能化改造工程实施方案研究[D].上海交通大学, 2012.

常规变电站智能化改造 第4篇

滨州国家电网办公北区 山东滨州 256619

摘要：变电站智能化改造关键技术是对于智能变电站的改进和研究。智能化变电站（Intelligent Substation）是指以相关标准和规范为基础，通过电子式互感器，智能化开关等一次智能设备和站控层，间隔层以及过程层二次智能设备建立，以此可以实现变电站内相关智能设备之间能够实现信息的共享和互相操作的变电站。这种智能化的变电站就是相对于普通的变电站来说，改变了人工操作的控制，改用自动化来控制变电站发电，智能化的变电站减少了人工的操作失误，全自动化加快了工作的效率。

关键词：变电站；智能化；自动化

引言

我国现在采用一种智能变电站发电，通过计算机的控制进行操作，互相感应，提高了工作的效率，避免了人工控制操作的失误，通知也减少了人力资源的损失。这种智能变电站对于现代生活来说是一项必不可少的技术的设施，那么对于变电站智能化改造关键技术研究与实施就是一项重要的研究项目。研究变电站智能化改造关键技术对于变电站的改进有着重要影响，同时有利于解决变电站改进为智能化时出现的一系列问题，加快工作的进程，改变工程的质量。

一、我国变电站智能化的现状

1.1智能化变电站

智能化变电站（Intelligent Substation）是指以相关标准和规范为基础，通过电子式互感器，智能化开关等一次智能设备和站控层，间隔层以及过程层二次智能设备建立，以此可以实现变电站内相关智能设备之间能够实现信息的共享和互相操作的变电站。这种智能化的变电站在我国现在得到了广泛的使用，但是在实际施工中，常规变电站相智能化变电站的转变却存在诸多的问题，如智能化调试过程复杂，变电站不能够长时间处于断电状态，变电站内的空间相对较小，智能化变电站设备的安装存在一定的问题等等。这些问题有待解决，下面就关于变电站智能化改造关键技术研究与实施进行分析论证。

1.2我国变电站智能化的现状

我国现今社会和经济快速发展，人们的生活、工作和学习都离不开电力资源，现在我国的电力资源出现了一种供不应求的现象，为了解决这个问题，就出现了一种智能变电站。这种变电站改变了传统的操作方式，利用计算机技术和高科技实现了发电站的全自动化，这样既加快了工作的速度，同时也提高了工程的质量。但是在这种智能变电站应用的同时也出现了很多的问题，因为变电站智能化的技术还不够完善，在实际操作中出现了许多问题，关于这些问题的解决，就对于变电站智能化改造关键技术研究与实施进行讨论分析。

二、分析论证

2.1智能变电站实际应用中出现的问题

智能变电站在运用了计算机技术和互感效应进行的改善普通变电站，实现了变电站的自动化。但是在智能化变电站具体实施中出现了许多的问题，本文将这些问题进行整理在以下的表格，具体表格如下：

表1智能变电站实际应用中出现的问题

问题分类具体问题分析

信息安全问题智能变电站的信息都是通过网络进行传输和发送，在网络中可能出现一系列的问题，可能或导致变电站信息的传输错误或者是变电站的信息丢失，智能变电站在一定的成都上存在着信息的安全隐患。

数据共享问题智能化的变电站在信息数据共享的时候出现问题，智能变电站本着数据共享，提高工作的质量和效率，对数据进行共享。而在国内的智能变电站只是过度重视技术的分析，在数据的共享问题上不够重视。

数据采集问题目前，我国的智能化变电站在数据的同步采集工作中存在着一定的困难，智能变电站实现了全自动化，如果数据不能同步采集就会出现错误。

技术水平问题我国的只能变电话的技术水平还不够高，在技术水平上海有待提高，在对智能变电站的操作的专业型人才有所欠缺，有待改善。

实施方案问题目前，在传统变电站改造为智能化变电站的工作中，还没有一个比较系统完善的实施方案和设计标准，所以在智能化变电站的实施方案中冶存在着一定的问题

根据以上提出的一些列问题反映出来了我国在变电站智能化实施中不够完美，要对这些问题进行妥善解决才能达到提高智能化变电站工作效率，改善智能变电站工程质量的预期目标。

三、举例论证

3.1智能变电站的工作流程

智能变电站采用了计算机技术和互感效应，对于变电站智能化改造关键技术研究与实施中存在的问题进行分析整理。智能化是现今社会发展的必然趋势，这样的趋势也就促使了智能变电站的发展，下面根据一个智能变电站的结构示意图来论述工作可能出现的问题和解决措施。

图1智能化变电站的结构示意图

根据智能变电站的结构示意图，可以得知，智能化的变电站采用了高科技、计算机技术、互感效应等技术同时进行实施才达到的智能化，同时在智能化的实施中也会出现一些问题，这些问题都会导致智能化变电站不能正常工作，接下来就对这些问题进行分析整理，总结出改善这些问题的措施和方案。

3.2对于智能变电站的维护改善措施

关于我国智能变电站出现的一系列问题进行分析整理，得出智能变电站的运行维护措施。变电站智能化改造关键技术研究与实施的具体运行维护措施如下：

（1）通讯控制器的维护。对于通讯控制器的维护，通讯控制器是用来维护智能化变电站工作的基础运行的机器，所以说维护好通讯控制器很重要。经常检查通讯控制器是否良好，在工作中出现的问题进行及时调整，如果通讯控制器出现问题要及时进行维修。尽量保证每一个程序的完整安全的进行下去。

（2）技术水平的提高。对于智能化变电站的技术水平进行提高，多雇用一些专业的人才进行研究，在变电站的智能化系统中出现的问题进行研究分析，通过整理总结出来改善的措施和方案。对于技术人员需要在各个岗位都安排人手，及时发现问题，解决问题。

（3）信息安全问题的改善措施。关于智能化变电站的信息安全问题，主要是在网络上存在着信息的安全隐患，对于这个问题可以在智能化变电站中建立一个自己的特殊网站，在公司内部的网站进行信息的传输和共享，再在这个网站上进行加密，雇佣专业的计算机人才进行这些设置，增加密码的难度，维护信息的安全。

（4）制定具体的实施方案。目前我国在智能化变電站的实施方案上存在着问题，只有制定相关完善的实施范范才能保证我国智能化变电站的正常运行，促进智能化变电站工作的进展。

核电站常规岛设计管理论文 第5篇

【摘要】早在人类开始学会建造的时候，就已经在寻求一种和谐的沟通与协作，而设计管理就是一门这样的科学。设计管理既是设计的需要，也是管理的需要。设计管理就是通过设计主管对公司内设计资源的有效部署来帮助公司达到其目标的活动。在核电厂项目建设过程中，设计管理的重要性也是不言而喻的，设计是“龙头”，是做好质量、进度、投资三大控制的基础，是核电厂工程建设项目的首要基础工作，也是后续工作的必要条件。设计管理是贯穿核电工程项目生命周期全过程，对项目范围、投资、进度、质量、风险控制具有全局性影响的项目管理活动。目前，中国核电项目处于一个特殊的时期，由于种种原因，很多项目迟迟无法开工，导致部分设备无法及时提资等情况发生，为保证设计工作继续进行，常规岛设计管理工作就要根据现实情况进行管理提升，以便能够对目前的工作环境进行适应，同时保证常规岛设计管理工作的准确性及延续性。

【关键词】设计管理；管理提升

0前言

目前，设计管理相关职责有：（1）负责设计管理相关工作流程的建立与调整；（2）负责与设计院及各设计方的设计接口协调；（3）负责设计三级进度计划的跟踪监督；（4）负责组织对相关设计文件的审查；（5）负责设计变更归口管理；（6）负责设计技术服务相关的归口管理；（7）负责工程总包合同中设计相关条款的谈判；（8）负责直管项目的设计管理工作。管理提升，通过提升设计进度控制管理、设计审查、设计接口管理及工作流程等方式对设计管理工作进行改进。通过本管理提升，希望常规岛设计管理工作能够保证延续性并具有前瞻性，在特殊时期能够做好常规岛开工前后设计工作，能够在这段时间预想并解决开工后的可能产生的问题。如果能够在此段时间解决掉开工后可能发生的问题，就可以在开工后节省一定的施工时间或提高施工质量。减少施工时间或提高施工质量对项目有极其重要的意义。

1常规岛管理提升方法

1.1常规岛设计进度管理

由于常规岛设计管理需要对设计三级进度计划的执行信息进行收集与整理，并监督设计院对设计三级进度计划执行与控制情况，因此需要根据进度计划对设计执行情况进行跟踪。将出图计划中各图册依照系统进行划分，同时我们对所有图册所属子项及层高进行标注，对图册分别以系统、子项、层高进行分类，方便了以层高或子项进行管理时使用。当对图纸进行整体考虑时，以层高进行管理就会更加方便且更加全面。由于目前很多项目处于一个特殊时期，FCD时间出现多次变化，导致出图计划也发生了很多变动，造成计划执行过程中出现的.偏差和问题容易被掩盖或者无法暴露出来。为此，需要根据已出计划及实际情况编制出一份以FCD为标准的出图计划，出图时间均以FCD+/-来进行表示，方便灵活的对图册计划进行管理、协调，必要时提出纠正措施。

1.2常规岛系统审查

为保证项目常规岛系统设计的质量，需对对常规岛已出的文件进行详细的审查。通过审查可以保证参考电站或其他电站已经发生且被解决的问题，在自己项目上不会重蹈覆辙。在经过这一系列的审查之后，也使相关系统负责人对各自负责的系统有了更深入、更详细的了解，增强了系统审查人的业务水平。通过一系列的常规岛系统审查，可以将已出的图纸可能存在的问题最小化，避免后续施工过程中可能产生的偏差，并使图纸更优化，对项目后续的顺利进行有很大的好处。

1.3常规岛设备提资梳理

通过梳理图纸及出图计划对具体需要提资的设备进行整理，将需要提资的设备全部整理出来，以便进行跟踪。相关负责人通过相应的方式了解图纸设计所需设备提资的具体内容、延期提资原因、现场施工开始时间、图纸要求FU时间、设备招标情况、设备目前状态等相关信息，并整理汇总成表格，方便进行管理。在对所获取的信息进行分析后，会得出了一些较重要的信息，有了这些内容，会使工作重心更加明确。应用上面的分析成果，对延迟提资的文件进行更深入的分析，将所需设备资料的作用、应用范围、是否必要等内容进行了解，并与设计院进行沟通，再次对所需资料进行细化，把一些并不影响图纸设计的资料进行筛除，使工作重心更加突出。对已经出现且目前无法解决的问题进行分解、整理，按照具体问题的轻重缓急进行分类，以便在具备解决问题的条件后，能够有计划、有效率、准确的解决问题。

2常规岛管理提升优点

通过本管理提升，保证施工顺利，尽早完成电站建设，对社会也可以增加社会增盈率、劳动就业率、总利税额、节能效益等内容。同时尽早完成电站建设，也会产生极大的经济效益。3常规岛管理提升的挑战常规岛管理提升也存在一定问题，那就是只适用于部分特殊阶段，无法进行全阶段模式化推广，如果需要全阶段推广，要对部分内容进行一定的适应性修改，并且本管理提升要求人员对相关工作及系统的熟悉程度要求较高，对人员要求较高。因此本管理提升需要吸收更多先进的管理方式，以便更加系统的进行管理。

4总结

常规变电站智能化改造 第6篇

摘 要 论述了核电站常规岛及电站辅助设施设计自主化的重要意义、目标。在国内设计单位与国际标准的工程公司能力差异比较的基础上，提出了实施上述目标的步骤和方法。

1 设计自主化的目标

为使我国核电建设能走上健康持续发展的道路，国家有关主管部门明确提出必须实现核电发展的四个自主化。四个自主化中，核电工程设计自主化是基础。只有做到设计自主化，才能实现工程管理、设备制造和电站营运的自主化，进而降低核电站的投资，降低核能发电的电价，我国的核电也才能得到快速地发展。

常规岛及电站辅助设施(BOP)设计自主化的主要目标是要通过技贸结合，以若干台大型商用核电站的建设为载体，逐步全面建立大型商用核电站常规岛和BOP的自主设计能力，并具备一定的研究开发能力。包括建立并完善整套规程、规范及程序文件，配套合适的设计／计算手段和方法，培育建立起一支合格的设计队伍，最终能由国内工程公司或设计部门向建设单位提交合乎规程规范要求、质量要求和进度要求的整套设计文件和相关工程服务。

实现上述设计自主化的.步骤是：

a)在大型商用核电站的首两台机组的建设过程中，通过外方为主，中外合作设计，完成包括设计管理、设计规范、适用的计算机软件和数据库、系统的拟定、计算与优化、施工图设计技术以及各类工程文件编制在内的全面技术转让；

b)3、4号机组的大部分设计责任转移到中方，仅少量关键性技术责任仍由外方承担；

c)5、6号机组由中方承担全部设计责任。

考虑到我国核电站建设将走上系列化、标准化建设的道路，除少量改进项目之外，后4台机组的重新设计工作量将大大减少。因此，1、2号机组设计技术转让的成功与否是设计自主化能否得以实现的关键。

2 设计自主化的现状

2.1 常规岛工程设计自主化现状

从技术角度而言，核电站常规岛与常规火力发电厂汽轮机岛之间并无本质上的区别。我国几个主要的电力设计院已经具备了600 MW级火力发电厂的设计资格，在工程设计实践方面，也已有了相当的积累。

在核电工程方面，国内电力设计部门自主承担完成了秦山一期300 MW机组常规岛设计任务，目前正开展秦山二期600 MW级常规岛工程设计工作。而岭澳核电项目则在大型商业核电站常规岛设计自主化方面迈出了第一步。通过与常规岛供货商的合作，国内电力设计院具体承担了常规岛部分土建、工艺设计任务并完全承担了相应的技术责任。整个设计工作按国际标准和惯例组织进行，目前工作已接近完成。

与国际标准的工程公司(A／E公司)相比，我们至少应在以下几个方面通过国际合作，从技术转让中获取相应的能力，才能真正谈得上设计的自主化。

a)项目管理的能力，包括项目管理队伍的组成和工作程序的建立等；

b)适当的计算机系统(硬件和软件)以及配套的工程数据库系统，其中工程数据库系统是问题的关键；

c)接口控制能力，包括接口的预见

常规变电站智能化改造研究 第7篇

1智能变电站技术

智能电网变电站与常规的变电站之间存在一定的区别,智能电网通过各种无线或者有线监控设置,确定设备的使用状态,操作多为程序化动作。智能变电站的改造需要克服很多问题,主要是变电站进行技术改造可能面临着技术上的风险,导致生产安全受到影响,常规的变电站智能化基础薄弱,落后的设备无法进行简单的技术改造处理进行重新建设更加合理。所以针对要改造的电力企业进行仔细的勘察和论证很有必要。美国电力企业从事电网智能化起步早,经验丰富。从2008年开始美国就开始设计并实施智能电网城市。智能电网城市的实施主要靠技术,第一通信必须是高速双向的网络,保证远程监控恶化数据收集和分析的能力,智能家居与物联网技术的结合,让各种社会发电系统进入电网大系统中。

部分国家对智能电网的改造持有的理念与美国不同, 德国重视提高电力系统的运行效率,降低运营价格加强用户互动、保护生态环境、重视可再生能源。电网运行的经济性和电力基础,电网的调度方式有被动式向主动式转变、电力行业信息通信更新换代和市场化改革都是现代西方经济发达地区正在实施的电力战略。国内电力企业也借鉴了国外电力行业发展的经验,成立了专业研发中心,制定标准、研发实验、实践验证,随着通信技术、感应技术、智能技术的发展国内的电力技术创新进入了高速发展阶段,取得了一些成果,但是还有很多问题没有解决,首先是电力系统的智能化对通信网络的高要求,由于智能系统要求通信网络具备可靠性和持续性比其他系统更强,由于通信网络容易受到外部恶意攻击,一旦电力系统遭遇外部恶意攻击将会形成不可估量的损失和影响。智能电站建立的系统需要高度的共享,但是目前电力系统内部管理不能满足智能电网的要求,总结管理经验适应智能电网成了当下的重点。技术改进让传统专业型人才受到挑战,必须引进综合性技术人才。

2智能电网智能化改造方案

改造常规变电站要保证电站的正常安全运行,提前做好预案,防止出现意外。在确保安全的前提下最大限度的控制改造的时间,成立专门的供应部门,保证所有的设备在最短的时间范围内保持停用状态。尽量缩小设备投资的多用原有设备投资,降低改造成本。首先要对其二次系统进行智能化改造,二次系统是变电站的核心根据 《Q/ GDW - 11 - 152 - 2009 IEC 61850工程应用模型》 统一建模; 建立智能通信,保护跳闸开关信号的传输,一次设备进行改造的范围仅限制在部分设备,对二次系统进行大面积改建重建,改造期间用双网并行的方式进行,待新系统建成后放弃旧系统,使用新系统。过GOOSE报文传输保护装置开关量,在一次设备现场配置户外智能单元通过网络GOOSE报文执行保护跳合闸的命令,利用智能单元出口控制断路器及电动隔离开关的分合闸; 对于智能化改造后智能化程度较高的设备采用程序化操作,其范围如220k V、ll Ok V设备从运行至冷备用之间操作及设备倒母操作等。将乾元变改造成具有传统一次设备和网络化二次设备相结合的具有智能化功能的智能变电站。

通信网络的改造,可靠性和安全性是通信网络的必备特性,为了保证通信网络的可靠性必须采用冗余技术替代原技术,根据数据流的要求运用不同的组合方式。组网建设要在故障最低的原则下进行,如果通信网络部分元件出现故障仍能保证继续工作,不影响整体运行。对于设备更换问题,改造时新旧设备同时运行,改造后全部采购新设备安装。变电站内的网络数据具有突发性和大量化特征, 改造智能电网要符合安全可靠,经济性的原则,

变电站层与过程层分别组网,相互独立,采用光纤作为传输媒介; 变电站层网络连接所有变电站及间隔层智能化设备; 过程层网络构建兼顾面向设备间隔和功能两个方面,按电压等级分别组网,每个子网接入相应电压等级的间隔层和过程层设备; 根据保护双重化配置要求,采用冗余设计,过程层网络对应保护双重化配置双网络,防止网络故障导致设备的无保护运行; 每间隔配一交换机,将交换机故障影响缩小到最小范围; 为避免数据冲突,将需要大量交换数据的设备分布在同一个网段上, 减少不同网段之间数据流量过程层的数据类型包括釆样值和GOOSE报文,要求可靠的前提下,具有较高的快速性。 过程层网络对于继电保护的可靠性、快速性有较大影响, GOOSE网络独立组网模拟量采样网络能够降低网络流量对于可靠性的影响; 组建冗余双网结构能够防止任一一网络设备故障时继电保护功能不受影响; 双重化保护分别使用相互独立双网防止任一设备故障都不会使双网均瘫痪或保护不工作。

3结论

常规变电站智能化改造 第8篇

关键词：智能电网；变电站；通信协议

中图分类号：TM411+.4文献标识码：A文章编号：1007-9599 （2010） 13-0000-01

The Intelligence Reform Plan for the Conventional 220kV Substation

Liu Haisheng,Liu Lingling,Zhu Qiu

(Electric Power Bureau of Qiqihar,Qiqihar161005,China)

Abstract:This paper starting from the point of the intelligence reform plan for the conventional 220kV substation,respectively,the main changes from the side,220kV side,110kV side,35kV side of the intelligence unit of the configuration discussed ideas,so as to explore the feasibility of transformation for the traditional substation intelligent.

Keywords:Intelligence grid;Substation;Communication protocol

建设统一坚强智能电网已成为未来电网的发展方向和既定目标，智能变电站是智能电网的重要基础和支撑，通过对变电站的智能化升级改造，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。

一、技术原则

坚持淘汰老旧设备和智能化改造相结合的原则，在完成老旧设备改造的基础上实现变电站的智能化并实现无人值守。坚持《变电站智能化改造技术改造》中设备智能化的原则，“应用”的功能必须实现，“可用”的功能预留智能化接口待一次设备满足智能化要求时完善。

二、智能化改造方案

变电站智能化改造采用先进、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、智能調节、在线分析决策、协同互动、智能巡检等高级应用功能。

改造后由智能化一次设备（电子式互感器及常规互感器就地数字化、合并单元、智能化终端等）和网络化二次设备分层（过程层、间隔层、站控层）构建，建立在IEC61850通信规范基础上，变电站将成为能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。

（一）智能化变电站的体现方式

（1）IEC61850通信规约的应用；（2）二次设备的网络化；（3）电子互感器及常规互感器及就地数字化；（4）合并单元及智能终端的应用；（5）增加变压器等的在线监测装置；（6）高级应用的实现；（7）辅助系统的应用。

各层之间的通信协议如下：（1）站控层与间隔层保护测控等设备采用IEC61850-8-1通信协议；（2）间隔层保护测控等设备与过程层合并器采用IEC61850-9-2点对点通信协议；（3）间隔层保护测控等设备与过程层智能终端采用GOOSE通信协议。

过程层设备由互感器、智能就地柜等与一次设备直接联系的单元组成。

（二）220kV、110kV、35kV侧的配置思路

1.220kV、35kV及主变110kV侧采用原有的常规互感器＋就地合并单元的形式，实现电流电压采样值的就地数字化。合并单元将采样值信息以IEC61850-9-2点对点的方式传输给各间隔保护测控等间隔层设备。

2.110kV出线侧采用电子式互感器＋就地合并单元的形式，合并单元将采样值信息以IEC61850-9-2点对点的方式传输给各间隔保护测控等间隔层设备。

3.智能开关采用智能终端+GOOSE实现了开关设备的数字化和过程层数字化，智能终端安装在户外智能就地柜内与开关设备配合实现一次设备的智能化。

（三）主变的配置思路

每台主变配双重化的主后一体化装置、单套测控装置；主变保护跳各侧开关通过直接用光缆点对点给智能终端发跳闸命令。

主变智能终端、非电量保护及主变本体测控整合下放到主变旁的户外柜，非电量遵循国网要求直采直跳。

主变中性点和间隙电流互感器采用常规互感器，常规互感器的二次模拟信号接入合并单元后可转化为数字信号。合并单元就地放置于户外密封箱中。

间隔层、站控层之间采用以太网双网，以IEC61850通信协议构建，具备站内智能电气设备间信息共享和互操作的条件。

间隔层设备由继电保护装置、测控装置等组成。与过程层智能终端采用GOOSE通信协议，与合并器采用IEC61850-9-2通信标准，220kV、110kV、35kV主变间隔的智能终端和合并单元均配双套。

（四）智能终端及智能就地柜

针对户外开关的智能控制要求，采用智能就地柜和智能终端。智能终端是连接一次开关设备和二次保护、测控装置的智能化设备，其作用是采集一次开关设备的状态通过GOOSE网络传输至保护和测控装置，同时通过GOOSE网络接收保护和测控装置的命令对一次开关设备进行操作。

智能终端单独下放到户外，安装在一次设备旁边，通过光纤GOOSE网络与保护室内的保护和测控装置进行通讯。

（五）智能高级应用

站控层一体化信息平台，支持各种数据的接入、存储和快速高效的检索，采用统一建模思想和方法，将在线监测、保护、测控、通信、计量、直流辅助系统、环境监测、视频、安防、环境参量等数据的模型标准化。在保护基础数据的完整及一致性基础上，建立统一的全景数据处理平台，为各智能应用提供标准化的信息访问接口。

一体化平台一方面将五防闭锁、顺序控制、电压无功自动控制、智能巡检等高级应用的输入与输出数据进行模型标准化，同时也规范了这些应用对外服务接口的标准化与规范化，为后续的高级应用以及实现变电站与主站的互动提供统一的基础支撑。一体化信息平台系统的高级应用功能，以达到以下智能化水平。

三、结束语

经过智能化升级改造后，将与传统变电站在技术、运行、检修维护等方面均存在较大差异，智能化变电站在国内还处在起步阶段，在今后的应用过程中还会不断的发展、完善、提高。

参考文献：

[1]变电站智能化改造技术规范.浙江省电力公司,2009,11

[2]褚农.智能变电站设计规范.国家电网公司,2010,2,22

[3]智能变电站继电保护技术规范.国家电网公司电力调度通信中心,2010,3