第五篇110kV变电站通用设计深化应用方案（110-C-8方案）
第15章设计说明
110kV变电站通用设计深化应用方案第五篇描述的是110-C-8方案。
本方案110kV采用单母线分段接线，出线4回；35kV采用单母线分段接
线，出线6回；10kV采用单母线分段接线，出线28回，主变压器远期为
2台50MV A三相三绕组变压器和1台50MV A三相双绕组变压器，本期2
台三相三绕组变压器，每台主变压器配置2组10kV电容器。110kV配电
装置采用户外软母线普通中型布置，35kV配电装置采用户内高压开关柜单
列布置，10kV配电装置采用户内高压开关柜双列布置，主变压器及电容器
组采用户外布置。变电站采用计算机监控系统，无人值班管理模式。
15.1.1适用场合
(1).人口密度较低，土地征用费用较低的地区；
(2).站址选择较为容易的地区；
(3).无特殊地形条件地区；
(4).中地震烈度地区；
(5).中度大气污染地区。
15.1.2技术条件
深化应用方案C-8的建设规模及技术条件见表15-1。
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深化应用方案C-8按照模块化设计，共设计了110kV 配电装置、35kV 配电装置及10kV 配电装置、配电装置楼等基本模块。基本模块内容说明见表15-2。
15.1.4 主要技术指标
深化应用方案C －8技术指标见表15-3。
15.1.5 主要优化内容
本方案按《国家电网公司输变电工程通用设计 110～500KV 变电站分册(2011版)》中110kV 通用设计C-8方案和《国家电网公司输变电工程通用设计 110～500KV 智能变电站部分(2011版)》的设计原则进行编制，并做适当优化。
主要优化内容如下：
(1) 根据我省实际工程建设需求，#3主变改为三相双绕组变压器，相应减少35kV 开关柜数量和35kV 配电装置室面积约70 m 2。
(2) #1，#2主变共用1套35kV 中性点消弧线圈成套装置。
(3) 考虑一台主变故障时，另外两台主变都能分担负荷，减少限电范围，建议将#2主变低压侧分成两段，10kV 形成单母四分段。
(4)35kV配电装置楼与主控楼合一，相应调整接地变和电容器的布
置方式，压缩站区长度至75米，相应减少围墙内占地面积约130 m2。
(5)按智能化方案调整各间隔CT配置、二次设备配置及组屏。
本方案应用国网通用设计具体情况见表15-4：
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15.2 系统部分
本深化应用方案按照给定的主变压器及线路规模进行设计，在设计工程中，需根据变电站所处系统情况具体设计。
15.3 电气部分
15.3.1 电气主接线
15.3.1.1 110kV电气接线
110kV电气接线远期采用单母线分段接线，共4回架空出线和3回主变压器进线。本期建设2回架空出线和2回主变压器进线，组成单母线分段接线。
15.3.1.2 35kV电气接线
35kV电气接线远期采用单母线分段接线，共6回电缆出线，本期采用单母线分段接线，共6回出线
15.3.1.3 10kV电气接线
10kV电气接线远期采用单母线四分段接线，其中#2主变压器10kV侧连接于Ⅱ、Ⅲ段母线，共24回出线。本期采用单母线三分段接线，16回出线。无功补偿按在每台主变压器低压侧设置3600kvar+4800kvar并联电容器考虑。
15.3.1.4 各级中性点接地方式
主变压器110kV侧为星形接线，中性点经隔离开关或避雷器加放电间隙接地。35kV为星形接线，中性点不接地或经消弧线圈接地。10kV为?形接线，采用接地变压器引出中性点后经消弧线圈接地。
15.3.2 短路电流及主要电气设备选择
15.3.2.1 短路电流
110kV电压等级：40kA
35kV电压等级：25kA
10kV 电压等级：31.5(25)kA
15.3.2.2 主要设备选择
本次深化应用方案主要电气设备选型应符合国家电网公司关于标准化建设成果应用管理目录的相关规定, 本次通用设计主要电气设备选型应符合国家电网公司关于标准化建设成果应用管理目录的相关规定，原则上从国家电网公司输变电工程通用设备分类目录中选择，优先选用推广类通用设备。
（1）主变压器选型
主变压器选用三相、三绕组、油浸、自然油循环自冷、低噪音、高阻抗、低损耗、降压型电力变压器。
主变压器选用有载调压变压器，调压方式推荐采用高压侧中性点调压方式。主变压器的变比推荐按110±8×1.25%/38.5±2×2.5%/10.5kV考虑，变压器阻抗按照国家电网公司输变电工程通用设备选择考虑。
在实际工程应用中，应根据实际情况确定主变压器的调压方案、额定电压和阻抗电压。
主变压器选择见表15-5。
根据给定的设计条件及参考国家电网公司输变电工程通用设备，110kV设备选用3S热稳定电流为40kA ，动稳定电流峰值为100 kA的设备。110kV主要设备选择结果表见表15-6。
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表15-6－2 110kV主要设备选择结果表
（2）35kV电气设备选择
按照短路电流水平，35kV设备额定开断电流为25kA，动稳定电流峰值63kA。35kV主要设备选择结果见表15-7。
（3）10kV电气设备选择
按照短路电流水平，10kV主变进线柜、分段柜及电容器柜额定开断电流为31.5kA，动稳定电流峰值为80kA。其余开关柜额定开断电流为25kA，动稳定电流峰值为63kA。
10kV主要设备选择结果见表15-8。
表15-8 10kV主要设备选择结果表
15.3.2.3 导体选择
（1）母线的载流量按系统规划要求的最大通流容量考虑，按发热条件校验。
（2）各设备引线按回路通过的最大电流选择导线截面，按发热条件校验。主变进线侧导体按不小于主变额定容量1.05倍计算。
（3）110kV导线截面需进行电晕及电晕对无线电干扰校验。
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（4）矩型母线同时还考虑短路情况下的机械应力校核。 导体选择计算结果见表15-9。
15.3.3 绝缘配合及过电压保护
15.3.3.1 避雷器的配置
避雷器的装设组数及配置地点，取决于雷电侵入波在各个电气设备上产生的过电压水平，实际工程中需要进行分析计算后确定；110kV 出线是否装设避雷器可根据国网相关规定，以及工程具体情况确定，本方案避雷
器配置如下：110kV 只装设母线避雷器，出线回路视工程具体情况确定是
否装设避雷器，主变进线不装设避雷器，35kV 侧在主变进线、母线上装设避雷器，10kV 侧在主变进线、母线上装设避雷器。 15.3.3.2 110kV 电气设备的绝缘配合
110kV 避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前国内110kV 避雷器制造水平来选型，其主要技术参数见表15-10。
110kV 电气设备的绝缘水平，由雷电冲击耐压决定，以避雷器雷电冲击10kA 残压为基准，配合系数取不小于1.4。110kV 电气设备绝缘水平参数的选择及保护水平配合系数见表15-11。
*：仅电流互感器承受截波耐压试验。 15.3.3.3 35kV 电气设备的绝缘配合
35kV避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前国内35kV避雷器制造水平来选型，其主要技术参数见表15-12。
35kV电气设备的绝缘水平按国家标准选取，有关取值见表表15-13。
15.3.3.4 10kV电气设备的绝缘配合
10kV避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，其主要技术参数见表15-14。
10kV电气设备的绝缘水平按GB311.1-1997 《高压输变电设备的绝缘配合》的规定选取。有关取值见表15-15。
15.3.3.7 直击雷保护和接地
（1）直击雷保护
变电站采用2根构架避雷针、两根独立避雷针构成联合保护网进行直击雷保护，保护主变压器、110kV及10kV设备及其连接导线。
（2）接地
变电站的接地装置设计与站址区域土壤电阻率、短路入地电流值有关，故对接地装置的设计不作推荐，具体工程可根据实际条件设计。
接地装置材料目前主要有铜材和镀锌扁钢，选材对接地电阻值几乎无影响，主要取决于土壤腐蚀性和接地装置的使用年限。一般情况下，宜采用镀锌扁钢接地材料。
15.3.4 电气设备布置及配电装置
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15.3.4.1 主变压器
主变压器采用三相有载调压变压器；主变压器构架高度取10m ，构架宽度取12m 。
15.3.4.2 110kV 配电装置
110kV 配电装置采用户外软母线普通中型布置，出线采用架空出线。母线挂点高度取10m ，母线相间距离2.2m ；出线间隔宽度为8m ，导线相间距离2.2m ，边相设备至门型构架柱子中心线间的距离取1.8m ；分段间隔宽度为8.3m 。
15.3.4.3 35kV 配电装置
35kV 配电装置室布置在站区南侧，紧邻10kV 配电装置室，为单列开关柜布置；35kV 消弧线圈成套装置布置于站区中央#1主变与#2主变之间。
15.3.4.4 10kV 配电装置
10kV 配电装置室集中布置在配电装置楼一层，为双列开关柜面对面布置；电容器组布置于站区东北侧，消弧线圈接地变成套装置布置于站区东南侧，均为户外布置。
15.3.4.5 电气总平面布置
110kV 配电装置布置在站区的北侧；配电装置楼布置于站区南侧，单层布置，其中包含35及10kV 配电装置室和二次设备室，电容器组及消弧线圈接地变成套装置分别布置于站区东北侧和东南侧；站区中间布置主变压器。
15.3.5 站用电及照明 15.3.5.1 站用电
交流站用电系统采用三相四线制接线，为380/220V 中性点接地系统，由3面交流低压配电柜组成。为提高供电可靠性，站用电系统采用单母线
分段接线，每段母线通过双电源自动切换开关（ATS）可由任一台站用变供电。正常时，每台站用变各带一段母线，分列运行。重要回路为双回路供电，全容量备用。
15.3.5.2 照明
变电站内设置正常工作照明和疏散应急照明。正常工作照明采用380/220V三相五线制，由站用电源供电，在主控室和继电器小室设常明灯，出口处设自带蓄电池的应急照明指示灯。
主控室、通信机房等处照明灯具，采用节能荧光灯。配电装置的照明采用高效节能投光灯照明，另在主控通信楼屋顶设置探照灯，作为检修和重点巡视时的照明。
15.3.6 电缆设施
电力电缆和控制电缆选择按照GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》选择。
电缆（光缆）主要沿电缆沟敷设，可视条件采用槽盒、桥架或支架敷设，光缆推荐采用防火槽盒或桥架敷设方式并辅以穿管敷设方式过渡。
电缆防火的措施是在屏柜下方，电缆竖井进出口，以及室外电缆沟每隔一定区段，采用耐火材料封堵。
15.4 二次系统部分
15.4.1 系统继电保护及安全自动装置
15.4.1.1 配置原则
15.4.1.1.1 110kV线路
（1）本方案变电站按中间变电站设计，110kV采用单母线分段接线；110kV线路根据系统需要配置一套完整的、独立的能反映各种类型故障的线路保护。每回110kV转供线路、环网线及电厂并网线可配置一套纵联保护。线路重合闸功能集成在线路保护装置中。
（2）采用保护测控一体化装置。
（3）线路保护装置直接采样、直接跳闸。
15.4.1.1.2 110kV母线
110kV单母线分段接线原则上不装设母线保护，除需要0秒切除母线故障的重要变电站单独配置母线保护。
本方案按110kV母线本期及远期均不配置母线保护设计。
15.4.1.1.3 110kV分段
(1)110kV分段断路器配置单套完整的、独立的断路器保护，具备瞬时和延时跳闸功能的充电及过电流保护。
(2)采用保护测控一体化装置。
(3)分段保护装置直接采样、直接跳闸。
15.4.1.1.4 网络记录分析装置
全站统一配置1套故障录波及网络记录分析装置，记录所有过程层GOOSE、SV网络报文、站控层MMS报文。
15.4.1.1.5 安全自动装置
不配置独立的低频低压减负荷装置，其功能由站控层监控主机实现。
15.4.1.2 对相关专业的要求
（1）对互感器及合并单元的要求
（1）采用常规互感器时，合并单元下放布置在智能控制柜或开关柜内。
（2）母线合并单元应接收至少2组电压互感器数据，并支持向其他合并单元提供母线电压数据，根据需要提供TV并列功能。各间隔合并单元所需母线电压量通过母线电压合并单元转发。
（2）对智能终端的要求
（1）智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。
（2）智能终端采用就地安装方式，放置在智能控制柜或开关柜内。
（3）智能终端跳合闸出口回路应设置硬压板。
（4）智能终端应接收保护跳合闸命令、测控的手合/手分断路器命令及
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隔离开关、接地开关等GOOSE命令；输入断路器位置、隔离开关及接地开关位置、断路器本体信号（含压力低闭锁重合闸等）；跳合闸自保持功能；控制回路断线监视、跳合闸压力监视与闭锁功能等。
（3）对压板设置的要求
除检修压板可采用硬压板外，保护装置应采用软压板，满足远方操作的要求。检修压板投入时，上送带品质位信息，保护装置应有明显显示（面板指示灯和界面显示）。参数、配置文件仅在检修压板投入时才可下装，下装时应闭锁保护。
15.4.2 系统调度自动化
15.4.2.1 调度管理关系及远动信息传输原则
调度管理关系宜根据电力系统概况、调度管理范围划分原则和调度自动化系统现状确定。
15.4.2.2 远动通信装置
远动通信装置与站内自动化系统统一考虑。
15.4.2.3 电能量计量系统
应根据具体工程明确贸易结算用关口电能计量点和考核用关口电能计量点，配置相应的电能表计。本方案按不设关口电能计量点进行设计。
全站配置一套电能量采集装置，以串口方式采集各电能表信息。电能量计量主站系统通过电力调度数据网、专线通道或电话拨号方式直接与电能量采集装置通信，采集各电能计量表信息。
15.4.3 系统通信及站内通信
变电站通信部分设计主要内容应包含通信现状、通道要求、系统通信方案、通道组织、站内通信、供电电源、设备组屏等。
15.4.3.1 光纤通信系统
光纤通信电路的设计，应结合通信网现状、工程实际业务需求以及通信规划进行。
(1) 光传输设备配置
1）传输设备制式、容量、速率应按照各地市既定传输网络模式并结合各地市电力通信规划要求进行配置。
2）对于同一传输网络中新增加的站点的SDH（同步数字体系）设备，其型号应与原有设备保持一致，软件版本应保持兼容。重要板卡（电源板、主控板、交叉连接板、时钟板等）宜冗余配置。每套SDH设备应配置不少于2块2M接口板。
3）对于光纤链路的设备群路光口应采用1+1配置。
4）本站与调度端各配置一套PCM设备。
(2) 光缆建设
1）光缆纤芯类型宜采用G.652型光纤。光纤芯数宜采用12～48芯。
2）进入变电站的引入光缆，应选择非金属阻燃光缆。
3）采用专用纤芯传输保护信号的线路，应适当增加光缆中的光纤配置芯数。
4）入城光缆和网、省、地共用光缆，应增加光纤配置芯数。
5）三回及以上线路、不同方向混架线路宜建设两根光缆，新建同塔多回输电线路应根据线路规划预留发展光缆。
15.4.3.2 电力线载波通信系统
对于偏远山区终端变，需架设40km以上光缆线路，经济效益差的情况下考虑采用电力线载波通信。
15.4.3.3 站内通信
110kV变电站内不设系统调度程控交换机。变电站调度及行政电话由调度运行单位直接放小号方式解决。根据具体情况考虑安装一部电信市话。
15.4.3.4 综合数据通信网设备
110kV变电站可根据需求及通道条件配置1套数据通信网接入设备，按照各地市数据通信网的统一建设原则和拓扑结构，利用站内传输系统组
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织通道或裸光纤就近接入数据通信网骨干节点，用于通信设备的监控及其他各种信息的接入。
设备按各地市统一体制选型。
15.4.3.5 通信设备布置
110kV变电站通信设备宜与二次设备统一布置，不设独立的通信机房。通信设备屏位应按变电站终期规模考虑，可设4个屏（柜）位，且宜集中布置。
15.4.3.6 防雷与接地
(1) 通信设备的防雷和过电压能力应满足DL548《电力系统通信站防雷运行管理规程》的要求。
(2) 通信设备保护接地与工作接地合用一组接地体。
(3) 通信设备各直流电源的正极，在电源设备侧应直接接地，直流馈电线应屏蔽，屏蔽层应两端接地。
15.4.3.7 通信线缆敷设
(1) 通信音频电缆、电话线沿电缆竖井、电缆夹层、吊顶、电缆沟敷设。暗敷、室内明敷、特殊地段的缆线需穿HDPE管或镀锌钢管。
(2) 进站引入光缆全线穿阻燃HDPE敷设，多条光缆宜采用不同路由的电缆沟进入二次设备室。
(3) 保护采用专用光纤芯方式时，所用纤芯宜由通信光纤配线架配线引接。
15.4.3.8 站内综合布线
根据运行管理部门和各专业的需求，可在站内进行统一的综合布线。信息点的布置应根据运行部门和各专业的实际需求确定。
15.4.4 变电站自动化系统
15.4.4.1 主要设计原则
（1）变电站自动化系统的设备配置和功能要求按无人值班模式设计。
（2）采用开放式分层分布式网络结构，逻辑上由站控层、间隔层、过程层以及网络设备构成。站控层设备按变电站远期规模配置，间隔层设备按工程实际规模配置。
（3）站内监控保护统一建模，统一组网，信息共享，通信规约统一采用DL/T860，实现站控层、间隔层二次设备互操作。
（4）变电站内信息具有共享性和唯一性，变电站自动化系统监控主机与远动数据传输设备信息资源共享。
（5）变电站自动化系统完成对全站设备的监控。
（6）变电站自动化系统具有与电力调度数据专网的接口，软件、硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。
（7）向调度端上传的保护、远动信息量执行现有相关规程。
15.4.4.2 监控范围
无人值班变电站要求调度端能全面掌握变电站的运行情况。自动化系统的监控范围按照DL/T 5103-1999《35~110kV无人值班变电所设计规程》执行，并在其基础上增加交直流一体化电源系统的重要馈线开关状态。15.4.4.3 系统构成
变电站自动化系统应符合DL/T860标准，在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层组成。
站控层由监控主机、远动通信装置、网络打印机等设备构成，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并与远方监控/调度中心通信。
间隔层由保护、测控、计量等若干个二次子系统组成，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。
过程层由合并单元、智能终端等构成，完成与一次设备相关的功能，包括实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。
15.4.4.4 系统网络
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（1）站控层网络
站控层设备通过相关网络设备与站控层其他设备通信，与间隔层网络通信，传输MMS报文和GOOSE报文；站控层网络宜采用单星形以太网络。
（2）间隔层网络
间隔层设备通过相关网络设备与本间隔其他设备通信、与其他间隔层设备通信、与站控层设备通信；可传输MMS报文和GOOSE报文；变电站间隔层网络宜采用单星形以太网络。
（3）过程层网络
过程层设备通过相关网络设备完成间隔层与过程层设备、间隔层设备之间以及过程层设备之间的数据通信；可传输SV报文和GOOSE报文。15.4.4.5 系统软件
110kV变电站监控主机采用UNIX或LINUX操作系统。
15.4.4.6 系统功能
自动化系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制、断路器合闸同期等功能，并具备遥测、遥信、遥调、遥控全部的远动功能和时钟同步功能，具有与调度通信中心交换信息的能力。具体功能要求按DL/T 5149-2001《220~500kV 变电所计算机监控系统设计技术规程》执行。（1）五防闭锁功能
通过计算机监控系统的逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。本站为户外AIS变电站，配套设置就地锁具。
变电站远方、就地操作具有闭锁功能，本间隔的闭锁回路宜采用电气闭锁接点实现。
（2）远动功能
远动信息的直采直送是保证调度中心掌握电网整体运行状况的重要原则。远动通信设备需要的运行状态数据应直接来自间隔层的保护测控一体化装置等设备，并且通过站控层网络作为传输通道，直采直送要求远动通信设备与站内监控设备无关。
（3）信号采集
自动化系统的信号采集按照DL/T 5149-2001《220~500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》执行。
（4）顺序控制
自动化系统实现准确的数据采集，包括变电站内所有实时遥信量（断路器、隔离开关、接地开关等）的位置，所有实时模拟量（电流、电压、功率等），以及其他辅助的遥信量。顺序控制功能应具有防误闭锁、事件记录等功能，应采用可靠的网络通信技术。
（5）智能告警及故障信息综合分析决策
应建立变电站故障信息的逻辑和推理模型，实现对故障告警信息的分类和信号过滤，对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见。
告警信息宜主要在厂站端处理，以减少主站端信息流量，厂站可根据主站需求，为主站提供分层分类的故障告警信息。
（6）支撑经济运行与优化控制
综合利用变压器自动调压、无功补偿设备自动调节等手段，支持变电站系统层及智能调度技术支持系统安全经济运行及优化控制。
系统可提供智能电压无功自动控制（VQC）功能，可接收调度主站端或集控中心的调节策略，完成电压无功自动控制功能。调度主站端或集控中心可以对厂站端的VQC 软件进行启停、状态监视和策略调整的控制。
系统可提供智能负荷优化控制功能，可根据预设的减载策略，在主变压器过载时自动计算出切负荷策略，或接收调度主站端或集控中心的调节目标值计算出切负荷策略，并将切负荷策略上送给调度主站端或集控中心确认后执行。调度主站端或集控中心可以对厂站端的智能负荷优化控制软
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件进行启停、状态监视和调节目标值设定的控制。
15.4.4.7 设备配置
15.4.4.7.1 站控层设备配置
站控层设备包括监控主机、远动通信装置以及打印机等。
监控主机、远动通信装置均按单套配置，取消各装置柜上的打印机，在自动化系统站控层设置网络打印机。
15.4.4.7.2 间隔层设备配置方案
（1）110kV每回线路配置1套保护测控一体化装置。
（2）110kV分段间隔配置1套保护测控一体化装置。
（3）主变电量保护按双套配置，每套保护包含主、后备保护功能和测控功能，为一体化设备。
主变非电量保护单套配置，采用主变非电量保护及本体智能终端一体化设备。
（4）35kV、10kV采用保护、测控、计量多合一装置，单套配置。
（5）110kV两段母线PT配置测控装置1套；35kV两段母线PT配置测控装置1套，就地安装；10kV每台主变的母线PT配置测控装置1台，就地安装。
（6）10kV及35kV母分备投由保护测控一体化装置实现。
15.4.4.7.3 过程层设备配置
（1）合并单元及智能终端
1）主变压器各侧配置双套合并单元、智能终端一体化装置；
主变本体配置2套合并单元；同时，配置1套主变非电量保护集成本体智能终端的一体化设备。
2）110kV线路配置单套合并单元、智能终端一体化设备。
3）110kV分段间隔配置单套合并单元、智能终端一体化设备。
4）每段110kV母线配置单套合并单元、智能终端一体化设备。
5）除主变中、低压侧间隔外，其余35kV、10kV间隔均不配置合并单元和智能终端。
（2）智能控制柜
1）就地智能控制柜按间隔进行配置。
2）每回110kV侧间隔宜配置1面智能控制柜，每面智能控制柜内包含合并单元、智能终端一体化装置。
3）主变本体配置一面智能控制柜，柜内含主变非电量保护及本体智能终端一体化设备，以及主变本体合并单元。
15.4.4.7.4 网络通信设备
（1）站控层网络交换机
站控层网络宜采用单套星形以太网络。本期及远期配置1台站控层交换机（24电口，4光口）。
（2）间隔层网络交换机
间隔层网络宜采用单套星形以太网络。110kV线路、主变本期及远期共配置1台间隔交换机(24电口，2光口)。
35kV本期及远期共配置1台间隔层交换机（24电口，2光口）。
10kV本期配置2台间隔层交换机，远期共配置3台间隔层交换机（24电口，2光口）。
（3）过程层网络交换机
过程层采用单套星形以太网络，SV采样网和GOOSE共同组网。10kV 及35kV部分不设置过程层网络，采用常规接线。
每台主变配置1台交换机，每两回110kV线路间隔配置一台交换机，均采用16光口百兆交换机。
110kV分段不单独配置交换机，110kV分段过程层及间隔层设备接入过程层中心交换机，过程层中心交换机与110kV分段保护测控装置共同组柜。
福建电力公司实施方案（2011）版·Ⅴ－14·第五篇 C-8方案
15.4.5 元件保护功能
15.4.5.1 110kV主变压器保护
（1）主变压器微机保护采用主、后备保护一体化装置，双套配置，非电量保护功能由非电量保护、本体智能终端一体化设备实现，主要保护功能如下：
1）变压器差动保护；
2）高压侧复合电压闭锁的过流保护、中性点间隙过流、过压保护、零序过流保护；
3）低压侧复合电压闭锁的过流保护、限时电流速断保护；
4）本体及有载调压开关瓦斯、压力释放等非电量保护；
5）过负荷保护。
（2）变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器；变压器保护跳分段断路器等可采用GOOSE网络传输。
（3）变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能终端上送。
15.4.5.2 35kV、10kV保护
35kV、10kV采用保护、测控、计量多合一装置，主要保护功能如下：（1）线路配置电流速断保护、过流保护、零序保护及三相重合闸；
（2）母分配置电流速断及过流保护，带备自投功能；
（3）接地变及站用变配置微机型电流速断保护、过流保护、零序保护及本体保护；
（4）电容器配置限时电流速断保护、过流保护、过压、失压保护、开口三角电压保护。
15.4.6 一体化电源系统
15.4.6.1系统组成
站用交直流一体化电源系统由站用交流电源、直流电源、交流不间断电源(UPS)、通信电源(DC/DC)等装置组成，并统一监视控制，共享直流电源的蓄电池组。
15.4.6.2 系统功能要求
系统应符合Q/GDW 383-2009《智能变电站技术导则》8.4条、Q/GDW 393-2009《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》6.3.4条的规定，各电源应进行一体化设计、一体化配置、一体化监控，其运行工况和信息数据能够上传至远方控制中心，能够实现就地和远方控制功能，能够实现站用电源设备的系统联动。
（1）系统中各电源通信规约应相互兼容，能够实现数据、信息共享。
（2）系统的总监控装置应通过以太网通信接口采用DL/T 860规约与变电站后台设备连接，实现对一体化电源系统的远程监控维护管理，其系统结构见图15-1。
图15-1变电站站用交直流一体化电源系统结构图
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（3）系统应具有监视交流电源进线开关、交流电源母联开关、直流电源交流进线开关、充电装置输出开关、蓄电池组输出保护电器、直流母联开关、交流不间断电源输入开关、通信电源输入开关等状态的功能，具备远方控制及通信功能。
（4）系统应具有监视站用交流电源、直流电源、蓄电池组、交流不间断电源（UPS）、通信电源（DC/DC）等设备的运行参数的功能。
（5）系统应能监测交流电源馈线、直流馈线断路器脱扣总告警等信号。
（6）系统应具有控制交流电源切换、充电装置充电方式转换等功能。
15.4.6.3 直流电源部分
15.4.6.3.1 直流系统电压
110kV变电站操作电源额定电压采用220V，通信电源额定电压-48V。
15.4. 6.3.2 蓄电池型式、容量及组数
蓄电池组容量按2小时放电考虑，选用一组220V、200Ah阀控式密封铅酸蓄电池组，单体2V，每组104只。配置一套蓄电池巡检仪。
15.4. 6.3.3 充电装置台数及型式
直流系统电压采用220V，配置1套高频开关充电装置，模块N+1冗余，每套选用3个20A模块充电，直流充电、蓄电池及馈线等设备由5面柜组成。
15.4.6.4 UPS（逆变）电源部分
配置一套UPS（逆变）电源，采用主机单套配置，主机容量按3kVA 考虑，主机和馈线等设备由1面柜组成。
15.4.6.5 通信电源部分
配置一套DC/DC装置，模块N+1冗余，选用2个20A模块。DC/DC 装置与其相应的-48V馈线等设备组1面柜，共配置1面柜。
15.4.6.6 一体化电源监控部分
配置一体化电源总监控装置1套。总监控装置作为一体化电源系统的集中监控管理单元，同时监控站用交流电源、直流电源、交流不间断电源（UPS）和通信电源等设备。对上通过DL/T 860与变电站站控层设备连接，实现对一体化电源系统的远程监控维护管理。对下通过总线或DL/T 860标准与各子电源监控单元通信，各子电源监控单元与成套装置中各监控模块通信。
15.4.7 其他二次系统
15.4.7.1 全站时间同步系统
15.4.7.1.1 配置原则
（1）变电站宜配置一套公用的时钟同步系统，主时钟单套配置，另配置扩展装置实现站内所有对时设备的软、硬对时。支持北斗系统和GPS系统单向标准授时信号，优先采用北斗系统，时钟同步精度和守时精度满足站内所有设备的对时精度要求。该系统宜预留与地基时钟源接口。
（2）时间同步系统对时范围：监控系统站控层设备、保护装置、测控装置、故障录波装置、自动装置、合并单元及站内其他智能设备等。
（3）站控层设备对时采用SNTP方式。
（4）10kV电压等级间隔层设备对时采用SNTP方式，其余间隔层设备对时采用IRIG-B、1pps方式。
（5）过程层设备同步：当SV报文传输采用组网方式时，合并单元采样值同步采用IRIG-B方式，时钟输入采用光信号。采样的同步误差应不大于±1μs。
15.4.7.1.2 技术要求
（1）主时钟采用高精度高稳定性时钟装置。对时精度满足控制、保护及合并单元等各应用系统的要求。
（2）时间同步系统精确度和稳定度满足：时间同步的精度指标优于1μs；时间同步的稳定度在标准中以守时指标的方式提出，具体指标为优于55μs/h。
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（3）主时钟提供通信接口，负责将装置运行情况、锁定卫星的数量、
同步或失步状态等信息上传，实现对时间同步系统的监视及管理。
15.4.7.2 非关口电能计量
110kV线路及主变各侧为非关口计量点，电能表宜独立配置，每个计量点配置一只0.5S级数字式电能表。10kV电压等级采用保护、测控、计量多合一装置。
15.4.7.3 智能辅助控制系统配置方案
15.4.7.3.1 配置原则
全站配置一套智能辅助控制系统实现图像监视及安全警卫、火灾报警、消防、照明、采暖通风、环境监测等系统的智能联动控制，实时接收各终端装置上传的各种模拟量、开关量及视频图像信号，分类存储各类信息并进行分析、计算、判断、统计和其它处理。
智能辅助控制系统包括图像监视及安全警卫子系统、火灾自动报警及消防子系统、环境监测子系统等。预留与站内变电站自动化系统的通信接口。
（1）全站配置1套智能辅助系统综合监控平台后台系统，实现辅助系统的数据分类存储分析以及智能联动功能。智能辅助系统综合监控平台后台主机，组柜1面，含后台服务器、液晶显示器、灯光控制单元、网桥、电源等。
（2）图像监视及安全警卫子系统。为保证变电站安全运行，便于运行维护管理，设置一套图像监视及安全警卫系统。其功能按满足安全防范要求配置，不考虑对设备运行状态进行监视。图像监视及安全警卫系统设备包括视频服务器、多画面分割器、录像设备、摄像机、编码器及沿变电站围墙四周设置的电子栅栏等。其中视频服务器等后台设备按全站最终规模配置，并留有远方监视的接口。就地摄像头按本期建设规模配置。
图像监视及安全警卫子系统配置一览表见表15－19。
备包括火灾报警控制器（壁挂安装于警卫室）、探测器、控制模块、信号模块、手动报警按钮等。火灾自动报警及消防子系统应取得当地消防部门认证。
火灾探测区域应按独立房（套）间划分。火灾探测区域有：二次设备室、10kV/35kV配电装置室等。
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（4）环境监测子系统：配置环境数据处理单元1台，温度传感器、湿度传感器、水浸探头（可选）等根据环境测点的实际需求配置，数据处理单元布置于二次设备室，传感器安装于设备现场。
15.4.7.3.2 系统功能要求
（1）智能辅助控制系统主要考虑对全站主要电气设备、关键设备安装地点以及周围环境进行全天候的状态监视，以满足电力系统安全生产所需的监视设备关键部位的要求，同时，该平台可满足智能变电站安全警卫的要求。
智能辅助系统以网络通信（DL/T 860协议）为核心，完成站端视频、环境数据、安全警卫信息、人员出入信息、火灾报警信息的采集和监控，并将以上信息远传到监控中心或调度中心。
在视频监控子系统中采用智能视频分析技术，完成对现场特定监视对象的状态分析，并可以把分析的结果（标准信息、图片或视频图象）上送到统一信息平台；通过划定警戒区域，配合安防装置，完成对各种非法入侵和越界行为的警戒和告警。
通过和其他辅助子系统的通信，能实现用户自定义的设备联动，包括现场设备操作联动，火灾消防、门禁、环境监测、报警等相关设备联动，并可以根据智能变电站现场需求，完成自动的闭环控制和告警，如自动启动/关闭空调、自动启动/关闭风机、自动启动/关闭排水系统等。
（2）联动控制。辅助系统综合监控平台预留和各系统的通信接口，通过和其他辅助子系统的通信，能实现用户自定义的设备联动，包括火灾消防、环境监测、报警等相关设备联动。
1）能与周界报警系统、火灾报警系统实现联动报警。对前端每个火灾报警、高压脉冲报警设备进行地址码解析，由解析后的地址与视频系统中的每个摄像机的预置位地址一一对应，以前端报警信号为触发条件，相应摄像机联动。
2）能与摄像机的辅助灯光系统进行联动。在夜间或照明不良的情况下，当需要启动摄像头摄像时，带有辅助灯光的摄像机应能与摄像机的灯光联动，自动开启照明灯。
3）能与通风系统实现联动，完成自动的闭环控制和告警。通过对室内环境温度、湿度的实时采集，自动启动/关闭通风系统，同时通风系统与火灾报警控制子系统联动，设烟感闭锁，当火灾报警时自动切断风机电源。
4）条件具备时，还应能实现与站内空调、排水等系统的联动，如自动启动/关闭空调、自动启动/关闭排水系统等。
5）预留与现场设备操作的联动功能。
15.4.8 二次设备组柜及布置
15.4.8.1 站控层设备组柜方案
站控层设备组柜安装，组柜原则如下：
1套监控主机，组柜1面。
远动通信设备与调度数据网设备合组1面柜。
公用测控设备与网络交换机，组柜1面。
15.4.8.2 间隔层设备组柜方案
采用保护测控一体化装置，在变电站所处地的气候条件适宜的情况下，可下放到相应间隔的智能汇控柜中。本方案，保护测控一体化装置、交换机等设备集中布置于二次设备室或35kV、10kV配电装置室内。
（1）110kV线路
2回110kV线路保护测控一体化装置+2只线路电能表+1台过程层交换机，组柜1面。
本期组柜1面，远期组柜2面。
（2）110kV分段
110kV分段保护测控一体化装置1套+1台过程层中心交换机，组柜1 面。
福建电力公司实施方案（2011）版·Ⅴ－18·第五篇 C-8方案
本期及远期组柜1面。
（3）主变保护
主变主后备保护测控一体化装置2套+1台过程层交换机,组柜1面。
本期组柜2面，远期组柜3面。
（4）主变电能表柜
主变高、中、低压电能表+电能量采集装置1套，组柜1面。
（5）35kV及10kV保护、测控、计量多合一装置
分散就地布置于开关柜。
15.4.8.3 过程层设备组柜方案
110kV侧（含主变高压侧）合并单元智能终端一体化设备布置于智能控制柜；主变中性点的合并单元、智能终端等设备，布置于其对应的主变本体智能控制柜；主变35kV 及10kV侧合并单元、智能终端一体化等设备，分别布置于主变中低压侧开关柜内。
（1）110kV线路
每回线路合并单元智能终端一体化装置，组柜1面。
（2）110kV分段
分段间隔合并单元智能终端一体化装置，组柜1面。
（3）110kV母线
每段110kV母线合并单元智能终端一体化装置，组柜1面。
（4）主变
主变高压侧合并单元智能终端一体化装置，组柜1面；
主变35kV 及10kV侧合并单元、智能终端一体化等设备，分别布置于主变中低压侧开关柜内；
每台主变非电量保护、本体智能终端一体化装置，及主变中性点的合并单元，组柜1面。
15.4.8.4 其他二次系统组柜方案
（1）网络分析系统
录波及网络分析主机1台、录波及网络记录装置1台，组柜1面。
（2）时钟同步系统
二次设备室设时钟同步柜1面。
（3）智能辅助系统
智能辅助系统主机及附件，组柜1面。
（4）交直流一体化电源系统
交直流一体化电源系统组10面柜。
15.4.8.5 网络设备组柜方案
站控层、间隔层网络交换机与公用设备一起组柜。
10kV间隔层网络交换机组1面柜，安装在10kV配电装置室的网络柜上。
35kV间隔层网络交换机组1面柜，安装在35kV配电装置室的网络柜上。
过程层交换机分散布置在各保护测控柜上。
15.4.9 电气二次设备布置方案
本方案共设置一间二次设备室，主要布置有监控主机柜、远动柜、公用柜、智能辅助系统主机柜、一体化电源系统、110kV线路保护测控柜、110kV分段保护测控柜、主变保护测控柜、主变电能表柜等设备。10kV及35kV间隔层设备布置在配电装置室内。
15.4.10 光缆/网线/电缆选择
（1）光缆选择
1）光缆的选用根据其传输性能、使用的环境条件决定；
2）除线路纵联保护专用光纤外，其余采用缓变型多模光纤；
3）柜内光缆宜采用尾纤；
4）室内光缆宜采用尾缆或软装光缆；
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5）跨房间光缆宜采用无金属、阻燃、加强芯光缆或铠装光缆；
6）多芯光缆芯数不宜超过24芯，每根光缆至少备用2芯。
（2）网线选择
继电器室内通信联系宜采用超五类屏蔽双绞线。
（3）电缆选择
电缆选择应符合GB 50217－2007《电力工程电缆设计规范》的规定。
15.5.土建部分
15.5.1 概述
15.5.1.1站区场地概述
(1) 站址按假定的正北方向布置，采用建筑坐标系。
(2) 按一次征地，分期建设设计。
(3) 假定场地设计为同一标高。
15.5.1.2 设计的原始资料
变电站设计标高零米以下的内容不属于本次设计范围。
站区地震动峰值加速度按0.10g考虑，地震作用按7度抗震设防烈度进行计算，地基承载力特征值f ak=150kPa，地下水无影响。
海拔1000m以下，非采暖区。
平均50年一遇基本风速v0= 30m/s。
15.5.1.3 主要建筑材料
(1) 现浇钢筋混凝土结构
混凝土：C25、C30、C35用于一般现浇钢筋混凝土结构及基础；C15用于混凝土垫层。
水泥：32.5#～42.5#普通硅酸盐水泥
(2) 钢筋：HPB300钢筋用于直径≤12mm的非预应力钢筋
HRB335、HRB400钢筋用于直径＞12mm的非预应力钢筋
(3) 砌体结构
砌块：MU7.5、MU10、MU15
砂浆：M7.5、M10、M15
(4) 钢结构
钢材：Q235B、Q345B
螺栓：4.8级、8.8级
15.5.2 站区总布置和及交通运输
15.5.2.1 站区总平面布置
（1）110kV变电站通用设计深化应用方案C-8中的规模为3台50MV A 主变压器，110kV配电装置为户外式。
根据工艺要求，站区呈三列式布置，沿A轴方向从南向北依次为配电装置楼（含二次设备室、10kV配电装置室）和35kV配电装置楼、三台主变压器、110kV屋外配电装置，主变压器与110kV屋处配电装置之间为站区主干道。电容器组布置在站区东侧，事故油池布置在110kV屋外配电装置区；消防砂池及消防器材布置在主变压器附近。
进站大门布置在站区西侧，进站道路与站区主干道对接，以方便主变压器运输。
本方案建筑物最大建筑高度为15.5.60m，与周围建筑物距离均满足防火、日照要求。
该方案站区围墙长度280.4m，围墙内用地面积5020.4m2。
（2）站区主要技术经济指标
110kV变电站通用设计深化应用方案C-8站区主要技术经济指标见表15-20。
福建电力公司实施方案（2011）版·Ⅴ－20·第五篇 C-8方案
新一代智能变电站一次设备智能化的探讨和展望 发表时间：2018-06-06T15:41:45.967Z 来源：《科技新时代》2018年3期作者：田军韩志惠[导读] 摘要：本文分析了新一代智能变电站一次设备的智能化，阐述了智能变电站与智能化一次设备的主要概念，针对一次设备智能化进行了深入研究，结合笔者本次研究，最终提出了要对智能化的一次设备进行深化检修智能和全生命周期管理策略。 摘要：本文分析了新一代智能变电站一次设备的智能化，阐述了智能变电站与智能化一次设备的主要概念，针对一次设备智能化进行了深入研究，结合笔者本次研究，最终提出了要对智能化的一次设备进行深化检修智能和全生命周期管理策略。希望通过本文的分析研究，实现新一代智能变电站一次设备功能的最大化，从而确保变电站安全、稳定运行的目标。 关键词：智能变电站；一次设备；智能化随着科学技术的飞速发展，产生了新一代的智能变电站，然而变电站的智能化只是一种保证变电站安全、稳定的手段。由于智能电网具有系统性、复杂性，并且受到规划与设计变电站、设置智能系统网架、智能电网的运行方式等多方面的因素影响制约，所以仅仅依靠智能化是不能够有效的保障变电站运行的安全、稳定。除此之外，在运用智能化技术的时候，要重视电网的安全性、可靠性、经济性，做到有效的利用一次设备智能化技术，提高变电站的智能化水平，从而保障了电网运行的安全性、稳定性。 1 新一代智能变电站一次设备智能化的探讨 1.1智能变电站 智能变电站的基本要求是实现全站信息的数字化、通信平台的网络化、信息共享的标准化，通过采用可靠、集成、先进、环保的智能化设备来实现其功能，如对信息的收集、测量、控制、保护、计量和检测等的基本功能，和一些自动控制、智能调整、在线分析、互动协同等高级功能。智能变电站的组成部分为智能化的一次设备和信息管理系统。智能化的一次设备的智能化表现在变压器智能化、开关设备智能化、电子互感器等[1]。 1.2 一次设备智能化 变电站的一次设备主要有变压器、避雷器、母线、互感器、断路器等等。智能变电站一次设备智能化，主要是在以往一次设备功能的基础上，采用通讯协议与信息管理系统进行数据的交互，其基本功能是测控、通讯、保护。一次设备的智能化还具有强大的信息交互、强大的自己监测与诊断能力，既能够对设备的运行状态进行科学的检查与测试，又可以尽早的预测与识别故障，并且及时的将预测分析的结果反馈给相应的设备管理部门，从而为状态的检修提供了可靠的信息依据。另外，在设备出现故障之后，它可以进行自动化的分析、识别、与评估。下面对变电站的一次设备中的变压器智能化、避雷器智能化进行了简要介绍： 1.2.1变压器智能化 新一代智能变电站一次设备中，变压器的智能化是指变压器在运行和监测时候的自动化。其自动化的主要内容是：实时监测变压器油色谱、绝缘、电流、电力负荷、油温，并且控制管理变压器油品对气与水的溶解等问题，及时断开和处理变压器的局部放电、介质损耗、绕组短路等，有效的调整负荷温度、铁芯电流、冷却器状态，从而确保变压器的功能能够正常发挥。 1.2.2避雷器智能化 变电站安全运行的设备与结构基础是避雷器，并且避雷器的智能化是智能变电站的重要前提。在变电站中使用智能化的避雷器，能够全面的检测电流、电压、动作和能够有效的控制全电流、阻性电流，从而有效的保障避雷器功能。与此同时，可以通过将智能化避雷器与智能变电站的网络或者是管理系统有效的结合，来实现通信与调控功能，并且把智能化避雷器向整个智能变电站体系转化，有利于加强变电站的智能化和变电站运行的安全化。 1.3一次设备智能化的评判准则 新一代智能变电站一次设备智能化，不仅仅是对设备进行信息化的处理与网络化的运用，它还是智能化的体系和结构，具有设计科学、布局合理、建设严格等特点，要对智能变电站一次设备的智能化评判可以依据其智能性、及时性、功能性准则来进行，以保障设备在运行时的安全、稳定、准确[2]。 1.4一次设备智能化正常运行的要求 智能化一次设备要正常运行，就必须确保智能一次设备的相关智能元件不受损，那么就要使智能元件满足以下要求： 1.4.1在使用智能元件后，智能化一次设备能够正常运行。 1.4.2智能元件要及时的监测分析主要的设备，并且要自动的将数据记录储存下来。 1.4.3智能元件要有自我检测和报警的功能，并且其检测的灵敏性要符合设备功能的要求。 1.4.4智能元件要有对电磁抗干扰的能力。 1.4.5智能元件最终得出的监测数据要确实可靠。 2 新一代智能变电站一次设备智能化的展望 2.1新一代智能变电站一次设备智能化 一方面变电站一次设备可以通过优化智能组件、组网来建立变电站一次设备的通信系统，从而达到实时监测的目的，以确保一次设备监控能力的提升。另一方面，变电站可以采用一次设备的集成体系中的集成设备，将一次设备的使用寿命延长和提高其运行的精确度，从而不仅可以保证一次设备的安全稳定，还有利于提高一次设备的智能化水平。另外，变电站一次设备要对将来现代化升级和智能化拓展一定的空间和结构，以确保其能够顺应时代的潮流稳定发展。 2.2检修智能深化 变电站一次设备中的检修智能化，既是实现智能化的重要保证，又是智能变电站对一次设备功能与稳定维护的重要前提。智能变电站一次设备的运行时，可以采用新型的处理技术对产生的运行状态与数据信息进行处理，从而有效的检测维修智能变电站一次设备，智能变电站建设中智能化检修是其基本需求。在进行智能化维修时，可以通过设立智能化检修系统与信息处理系统，从而对一次设备运行信息的数据库进行完善，从而达到对一次设备运行状况进行实时自我诊断的目的。与此同时，要做好及时报警和判断智能变电站一次设备运行过程中的问题和故障。最后，通过对变电站一次设备检修智能的深化，来有效的控制一次设备运行中存在的风险，进而提升智能变电站一次设备的稳定性、可靠性、安全性。
500kV常规变电站智能化改造技术赵勇 发表时间：2018-03-13T15:35:18.777Z 来源：《电力设备》2017年第30期作者：赵勇 [导读] 摘要：近些年来，我国的科技技术已经得到了非常快速的发展，同时许多科技技术也逐渐的应用于国家的电力系统之中，随着智能化电网技术的不断发展以及改进，目前的智能化变电系统已经受到了各国的重视，取得了比较不错的成果。 （国网山西省电力公司太原供电公司山西太原 030012） 摘要：近些年来，我国的科技技术已经得到了非常快速的发展，同时许多科技技术也逐渐的应用于国家的电力系统之中，随着智能化电网技术的不断发展以及改进，目前的智能化变电系统已经受到了各国的重视，取得了比较不错的成果。如今在我国，已经建成并且投入使用的智能化变电站的运行情况普遍比较良好，但是目前在智能变电站中的研究采取的都是智能化的变电站，而对于普通变电站的改造方面却没有行动，对于常规变电站的改造工作的有关技术比较缺乏。同时，目前很多时候在进行常规变电站改造的过程中都需要进行全面的停电，这就为用户的用电带来巨大的影响，尤其是一些电网系统比较薄弱的地区，很大程度上加大了电网的负荷，增加了危险系数。本文就500kV常规变电站的智能化改造技术进行了简要的研究。 关键词：常规变电站；智能化改造；技术 如今随着智能化系统的逐渐成熟以及问世，智能化技术已经逐渐的深入到了我们的生活之中，同时智能化系统可以很好的加快人们的工作效率，提高工作的优势，所以智能化技术已经成为了目前的变电站的主要发展趋势。常规的变电站的工作效率比较低下，同时信息的传递工作也是不够完善，而智能变电站很好的实现了数字通信以及信息技术的全面使用，将设备以及有关的功能结合一体，很好的实现信息的共享。但是常规变电站进行改造的过程中需要进行停电，所以改造的时候就要注意电力停运来进行改造，制定合理的改造方案以及改造计划，进而保证改造工作的顺利进行。 1.智能化变电站的发展现状 如今智能化技术正处于逐渐的发展阶段，很多技术还不是十分的成熟，很多理论与实际的问题还需要逐渐的去接解决，但是由于智能化技术的优越性，智能化变电站的发挥在那将会是一个定数，智能化变电站可以很好的实现信息共享化、通信彼岸准化以及状态可视化等特点，从而逐渐的将传统的变电站进行取代，加大了变电站的工作效率。 2.常规变电站智能化改造现状 智能化变电站具有信息共享以及信息通讯等非常高的优势，所以其直接决定了智能化变电站未来的发展方向。所以在进行常规的变电站的改造中，要对变电站进行全方面进行改造，合理的保证相关技术的过渡，从而实现改造工作的顺利进行。 2.1常规变电站与智能变电站之间的对比 首先是设备之间的互操作性。主要指的就是变电站之中的各种智能设备在统一个网络通信上进行相互访问，合理的实现信息的共享与交流，同时完成相关的控制工作。同时这些设备还具有互换的特点，也就是说，在进行更换元件的时候不需要更改其他的元件。但是目前由于很多的常规变电站的相关功能及接口等没有形成一个合理的标准，所以就导致了设备之间的互操作性能比较差，因此在常规的变电站中很难实现互换的功能。但是智能变电站可以很好的实现这个功能，为不同的设备提供了一个合理可靠的工作平台。其次就是信息共享性之间的差异。常规的变电站在进行信息的采集的时候都是相关的线缆直接与设备进行连接，之后提供相应的标准进行监测以及使用。在进行数据共享的时候就要增加额外的线缆，这样不仅会增加工作的复杂性，同时在进行不同的采集单元信息采集的时候也会很难实现信息共享，进而影响工作的效率。而智能变电站的应用就可以很好的解决这一问题，智能化技术可以很好的将网络通信技术进行应用，将相关的模块中的数据进行统一的规划整理建模，同时通过相关的终端设备进行数据的传输，进而直接实现数据的共享。 2.2常规变电站智能化改造的几种模式 如今我国的智能化的电网改造工作仍旧处于初级的阶段，常规变电站改造为智能化变电站是一项巨大的工程，所以目前我国大多数的变电站仍旧是常规变电站，所以在进行改造的过程中，应该紧紧的将变电站的实际工作情况以及技术水平结合在一起，合理的制定改造方案。同时在进行全面的改造过程中，由于很多设备都属于比较精密的高科技设备，所以需要相关的部门投入大量的改造资金，尤其一些常规变电站的运行时间不是时很长，所以直接进行改造会造成巨大的浪费。所以在改造的过程中应该充分的考虑到每一个条件，将设备进行合理的使用，在保证改造工程正常进行的同时，还要降低成本，减少资金的不必要流失。目前，在我国主要有几种基本的改造方案可以进行参考实行。第一种就是全站的异地重建，这种方案主要就是选择合适的位置建立全新的智能变电站，在建成使用的过程中逐渐的将常规的变电站进行推出运行。但是这样的情况下会花费大量的资金，造成很大的浪费。第二种就是原站的基础上进行建设。在进行建造的过程中将变电站停止运行，之后将设备进行拆除，在原址进行重建。这种情况的缺点就是会很大程度上影响附近用户的用电情况。第三种就是逐个进行改造。相比于其他几种方案来说，这种方案的成本比较低，但是风险比较大，因为逐个停止工作势必会存在一些风险，同时两种不同的设备在同一种环境下工作也很有可能会出现不兼容的情况，有一定的风险。 2.3通信系统以及保护装置的改造 智能变电站可以很好的实现信息通信，保证工作的严谨性，同时，智能技术可以很好的将相关的数据上传到云端，在上传的过程中也不会受到影响。在改造的过程中，具有两套完整的信息通道，也就是说，改造过程中可保证工作的顺利进行，同时还能传递有关的数据。改造完成后的设备可以很好的推进工作的进行，将信息通过智能系统进行上传，最后上传到调度终端，从而很好的实现工作的婚礼进行。在进行保护装置的改造过程中，应该按照相应的计划进行逐一的停电改造，同时还要根据相关工作的重要性进行一定顺序的改造，保证工作的顺利进行，同时面对突发状况也能及时的进行解决。 2.4监控系统的改造 在进行监控系统的改造时，要注意区域的合理分配，将监控系统与智能系统进行合理的连接。首先先将外围的监控系统进行改造，之后进行调试，选择最合适的效果之后再进行逐一的改造，进而达到做好的工作状态，同时还能保证安全。 3.总结 500KV常规变电站的改造工作很好的实现了电网的智能化与信息化，将数据的处理以及信息交流、信息共享等技术很好的结合在一起，实现了智能变电站的基本科技化目标，很好的促进了我国电力事业的发展，同时又减少了资源的浪费，优化了运行的效率，进而保证
智能变电站与传统变电站的区别与联系 智能变电站与传统变电站的区别与联系主要有两点： 1：根据国家电网智能电网建设的整体部署,十二五期间,国家电网将推广智能变电站建设,各网省公司积极开展智能变电站的研究及试点工程。安徽省110kV桓谭变是国家电网公司智能电网建设第二批试点工程,采用了基于IEC61850标准的变电站自动化系统。首次采用全光纤电流互感器,光PT挂网运行。本文针对110kV桓谭变继电保护的新特点探讨了智能化变电站和传统变电站继电保护的异同。2智能变电站相比于传统变电站的几个关键技术 2.1智能化变电站各保护装置采用了统一的通信规范,即IEC61850通信规范IEC61850 是新一代的变电站自动化系统的国际标准,它规范了数据的命名、数据定义、设备行为、设备的自描述特征和通用配置语言。同传统的IEC60870-5-103标准相比,它不仅仅是一个单纯的通信规约,而是数字化变电站自动化系统的标准,它指导了变电站自动化的设计、开发、工程、维护等各个领域。该标准通过对变电站自动化系统中的对象统一建模,采用面向对象技术和独立于网络结构的抽象通信服务接口,增强了设备之间的互操作性,可以在不同厂家的设备之间实现无缝连接。智能化一次设备和数字式变电站要求变电站自动化采用IEC6 数字化变电站按照一次设备智能化、二次设备网络化的设计思路参照IEC61850的标准将变电站分为过程层、间隔层和站控层3个部分，其中过程层由模拟量收集终端合并单元和实现开关输入输出的智能单元构成；间隔层主要由保护装置和测控装置组成；站控层主要包括监控，远动和故障信息子系统构成。 首先，智能变电站的过程层由传统的一次设备和智能组建柜组成，智能组建柜中有合并单元和智能操作箱两个装置。变电站常规互感器的数据合并单元采取就地安装的原则，通过交流就地采样电缆传送模拟信号，并将采样数据处理后通过 IEC61850-9-1、 IEC61850-9-2 或者 IEC60044-8 的协议借助光纤通道发送到网络交换机供需要该模拟量的保护或者测控装置共享数据。智能操作箱解决了传统一次设备和数字化网络的接口问题，作为数字化变电站一次开关设备操作的智能终端，将传统一次设备和保护测控等装置通过光纤网络连接，完成对断路器、刀闸的分合操作，智能操作箱接收保护和测控装置通过GOOSE 网下发的断路器或刀闸的分、合及闭锁命令，然后转换成相应的继电器硬接点输出。 其次，在传统变电站二次系统中保护装置所需的模拟量信息和设备运行状态等信息需要通过电缆传送，动作逻辑需要在多个装置之间传递启动和闭锁信号，在各间隔层设备之间，间隔层和过程层设备之间需用大量的电缆连接，使传统方式下各个保护装置之间存在较多硬开入连线，导致二次回路接线比较复杂，容易出错、可靠性不高；而吴山变电站采用支持变电站通信标准IEC61850中GOOSE 输入和输出功能的保护和测控装置。间隔层装置之间通过以太网联系各间隔层设备，通过网络共享电流电压量和开关量信息，借助虚端子完成保护的动作逻辑和相关间隔之间的闭锁功能，其中电流电压量和开关量的传输分别采用IEC61850规约中的单播采样值SMV服务和面向通用对象的变电站事件GOOSE服务完成。这就是为什么在保护屏上没有任何二次接线的缘故。为保证保护装置和开关之间的可靠性，吴山变电站的主变采用两套南瑞的保护，每套保护使用单独的光纤与智能操作箱联系，与传统的双重保护配置不同的是，吴山站只是共用一个操作箱。 最后，站控层网络采用网线连接，间隔层与站控层之间按照制造报文规范 MMS(Manufacturing Message Specification)通过网络进行数据交互，完成对变电站的
变电所视频监控系统设计方案 二○一八年七月
设计人员名单
目录 1 总论 (2) 1.1 概述 (2) 1.2 现状及改造必要性 (2) 1.3 设计原则 (3) 2 改造内容及改造方案 (4) 2.1 改造内容 (4) 2.2 改造方案 (4) 2.3主要设备或备件、材料清单 (8) 3 改造效果 (11) 4 验收标准 (11) 5 能源介质供应 (11) 6 安全 (12) 7 环保 (12) 8 消防 (12) 9 投资估算 (13) 10 进度安排 (13) 10.1 进度说明 (13) 10.2 进度计划表 (13) 11 需说明的问题 (14)
1 总论 1.1 概述 1.1.1 项目发生单位 项目名称： 项目发生单位： 1.1.2 设计依据 （1）此设计方案根据电气室无人监控优化改进的具体需求,软件开发人员现场进行实地调研以及用户提供的相关资料为设计依据； 1.2 现状及改造必要性 宝钢股份厂区受钢铁产能过剩和宏观经济影响，近些年，宝钢生产协力承包范围逐年扩大，而协力费用每年大幅度缩减，随着人工成本逐年攀升，给水电工程项目部成本造成了较大压力。为了响应公司降本增效号召，降低业务运营成本，提高自动化管理水平，水电工程项目部将采取有针对性的措施。 水电工程项目部承揽的《能环部大临供电供水生产协力项目》业务，目前，有5座变电站安排人员24小时值班，每个变电站8人，采取四班三运转值班模式。近几年，随着部分人员流失，水电工程项目部已不再另行招聘人员，通过内部调级消化保状态。目前，该项目通过遥信、遥测、遥控智能化改造，从有人值班到无人值班管理模式转换，达到减员增效的目标。
智能化变电站的概念及架构前言 在中国，国家电网公司的定义是：以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础，利用先进的通信、信息和控制技术，构建以信息化、自动化、数字化、互动化为特征的统一的坚强智能化电网。通过电力流、业务流、信息流的一体化融合，实现多元化电源和不同特征电力用户的灵活接入和方便使用，极大提高电网的资源优化配置能力，大幅提升电网的服务能力，带动电力行业及其他产业的技术升级，满足我国经济社会全面、协调、可持续发展要求涉及到电网发、输、配、售、用的各个环节。常用称谓是坚强智能电网，统一性、坚强网架、智能化的高度融合。
目录 一、智能化变电站的概念 (3) 二、智能化变电站的功能特征 (3) 三、智能化变电站与数字化变电站的区别 (5) 四、智能化变电站架构 (6) 1、数字化变电站的集成化 (6) 2、智能化变电站综合集成化智能装置及其功能结构 (7) 3、综合集成的智能化变电站的架构 (9) 五、智能化变电站的关键技术 (10) L、智能化变电站技术体系、技术标准及技术规范研究。 (11) 2、智能化一、二次设备智能化集成技术研究。 (11) 3、智能化变电站全景信息采集及统一建模技术研究。 (11) 4、智能化变电站系统和设备系统模型的自动重构技术研究。 (12) 5、基于电力电子的智能化柔性电力设备的研发及其应用技术的研究。 (12) 6、间歇性分布式电源接入技术的研究。 (13) 7、智能化变电站广域协同控制保护技术研究。 (13) 六、五防系统在智能化变电站中应用分析 (13) 1、智能化变电站对五防的要求 (14) 2、智能化变电站中一体化五防的特点 (14) 3、网络化五防 (15) 1）、智能化变电站间隔层五防的GOOSE机制分析 (15) 2）、实现间隔层五防的方式 (15) 3）、实现间隔层五防GOOSE机制的优点 (16) 4)、智能化变电站间隔层五防影响 (16)
智能变电站辅助系统综合 监控平台介绍 Prepared on 24 November 2020
智能变电站辅助系统综合监控平台 一、系统概述 智能变电站辅助系统综合监控平台以“智能感知和智能控制”为核心，通过各种物联网技术，对全站主要电气设备、关键设备安装地点以及周围环境进行全天候状态监视和智能控制，完成环境、视频、火灾消防、采暖通风、照明、SF6、安全防范、门禁、变压器、配电、UPS等子系统的数据采集和监控，实现集中管理和一体化集成联动，为变电站的安全生产提供可靠的保障，从而解决了变电站安全运营的“在控”、“可控”和“易控”等问题。 二、系统组成 （一）、系统架构 （二）、系统网络拓扑
交换机服务器 站端后台机 网络视频服务器 门禁 摄像摄像头 户外刀闸温 蓄电池在线监测开关柜温度监测 电缆沟/接头温度监测SF6监测 空调仪表 电压UPS 温湿度电流烟感 电容器打火红外对射 门磁 非法入侵玻璃破碎电子围栏 水浸 空调 风机灯光 警笛 警灯 联动 协议转换器协议转换器协议转换器 消防系统 安防系统 其他子系统 TCP/IP 网络 上级监控平台 采集/控制主机 智能变电站辅助系统综合监控平台将各种子系统通过以太网或 RS232/485接口进行连接，包括前端的摄像机、各种传感器、中心机房的存储设备、服务器等，并通过软件平台进行集成和集中监视控制，形成一套辅助系统综合监控平台。 （三）、核心硬件设备：智能配电一体化监控装置 PDAS-100系列智能配电一体化监控装置，大批量应用在变电站、开闭所 和基站，实践证明产品质量的可靠性，能够兼容并利用现有绝大部分设备，有效保护客户的已有投资。能够实现大部分的传感器解析和设备控制，以及设备内部的联动控制，脱机实现联动、报警以及记录等功能。工业级设计，通过EMC4级和国网指定结构检测。 智能配电一体化监控装置是针对电力配电房的电缆温度以及母线温度无 线检测，变压器运行情况以及油温检测、配电、环境、有害气体以及可燃气体
《智能变电站运行管理规范》（最新版） 为进一步规范电网智能化变电站运行管理工作，保证智能设备安全可靠运行，本规范结合国家电网公司及相关网、省电力公司相关管理标准及现场运行实际，参考各省的《智能变电站运行管理规范》，完成现《智能变电站运行管理规范（最新版）》，供各单位参考和借鉴。 目录 1 总则 2 引用标准 3 术语 4 管理职责 4.1 管理部门职责 4.2 运检单位职责 5 运行管理 5.1 巡视管理 5.2 定期切换、试验制度 5.3 倒闸操作管理 5.4 防误管理 5.5 异常及事故处理 6 设备管理 6.1 设备分界 6.2 验收管理 6.3 缺陷管理 6.4 台账管理 7 智能系统管理 7.1 站端自动化系统 7.2 设备状态监测系统 7.3 智能辅助系统 8 资料管理 8.1 管理要求 8.2 应具备的规程 8.3 应具备的图纸资料 9 培训管理 9.1 管理要求 9.2 培训内容及要求 1 总则 1.1 为规范智能变电站设备生产管理，促进智能变电站运行管理水平的提高，保证智能变电站设备的安全、稳定和可靠运行，特制定本规范。 1.2 本规范依据国家和电力行业的有关法规、规程、制度，智能变电站技术标准、规范等，并结合智能变电站变电运行管理的实际而制定。 1.3 本规范对智能变电站设备的管理职责、运行管理、设备管理、智能系统管理、资料管理和培训管理等六个方面的工作内容提出了规范化要求。 1.4 本规范适用于江苏省电力公司系统内的智能变电站的运行管理。常规变电站中的智能设
备的运行管理参照执行。 1.5 本规范如与上级颁发的规程、制度等相抵触时，按上级有关规定执行。 2 引用标准 Q/GDW 383-2010《智能变电站技术导则》 Q/GDW 393-2010《110（66）kV～220kV 智能变电站设计规范》 Q/GDW394 《330kV～750kV 智能变电站设计规范》 Q/GDW 410-2010《高压设备智能化技术导则》及编制说明 Q/GDW 424-2010《电子式电流互感器技术规范》及编制说明 Q/GDW 425-2010《电子式电压互感器技术规范》及编制说明 Q/GDW 426-2010《智能变电站合并单元技术规范》及编制说明 Q/GDW 427-2010《智能变电站测控单元技术规范》及编制说明 Q/GDW 428-2010《智能变电站智能终端技术规范》及编制说明 Q/GDW 429-2010《智能变电站网络交换机技术规范》及编制说明 Q/GDW 430-2010《智能变电站智能控制柜技术规范》及编制说明 Q/GDW 431-2010《智能变电站自动化系统现场调试导则》及编制说明 Q/GDW 441-2010《智能变电站继电保护技术规范》 Q/GDW580 《智能变电站改造工程验收规范（试行）》 Q/GDWZ414 《变电站智能化改造技术规范》 Q/GDW640 《110（66）千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW6411 《220kV 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW642 《330kV 及以上330～750 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW750-2012 《智能变电站运行管理规范》 国家电网安监[2006]904 号《国家电网公司防止电气误操作安全管理规定》 国家电网生[2008]1261 号《无人值守变电站管理规范（试行）》 国家电网科[2009]574 《无人值守变电站及监控中心技术导则》 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[2006]512 号《变电站运行管理规范》 国家电网生[2008]1256 号《输变电设备在线监测系统管理规范（试行）》 3 术语 3.1 智能变电站 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。 3.2 智能电子设备 包含一个或多个处理器，可以接收来自外部源的数据，或向外部发送数据，或进行控制的装置，例如：电子多功能仪表、数字保护、控制器等，为具有一个或多个特定环境中特定逻辑接点行为且受制于其接口的装置。 3.3 智能组件 由若干智能电子装置集合组成，承担主设备的测量、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。 可包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。 3.4 智能终端 一种智能组件，与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对
智能化变电站技术
内容提要
? 智能化变电站概述 ? 如何实现智能化变电站 ? 关键问题分析 ? 智能化变电站技术规范 ? 国内典型工程案例分析
智能化变电站概述-定义
? 《智能变电站技术导则》给出的定义 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化控制、智能调节、在线分析 决策、协同互动等高级功能的变电站。
? 智能变电站派生于智能电网
智能化变电站概述-变电站 内部分层
IEC61850将变电站分为三层
远方控制中心 技术服务
7
变电站层
功能A
16
功能B
9 16
8
3
继电保护
控制
间隔层
控制
3
继电保护
45
45
过程层接口
过程层
传感器
操作机构
高压设备
智能化变电站概述-需要区分的概念
? 变电站层 监控系统、远动、故障信息子站等
? 间隔层 保护、测控等
? 过程层 智能操作箱子（或称智能单元） 合并单元 一次设备智能组件等。
智能化变电站概述-需要区分的概念
? IEC61850变电站
特征： 1）两层结构（变电站层、间隔层，没有过程层）； 2）一次设备非智能化，间隔层通过电缆与传统互感器和开关连
接； 3）不同厂家的装置都遵循IEC61850标准，通信上实现了互连
互通，取消了保护管理机； 4）间隔层保护、测控等装置支持IEC61850，直接通过网络与
变电站层监控等相连。
市场特征： 该模式在国网和南网都处于大批量推广阶段，所占比例会越来 越大，以后会成为变电站标配。 例如：华东500kV海宁变、湖北500kV武东变等。
500kV常规变电站二次设备智能化改造 发表时间：2019-09-18T10:40:54.383Z 来源：《电力设备》2019年第7期作者：朱贺程晨 [导读] 摘要：随着我国人们生活水平的逐渐提高，我国耗电量越来越高，为了保障人们用电的安全性和稳定性，电力企业需要加强对电力系统及相关设施的改进。 (国网山东省电力公司检修公司山东省济南市 250000;国网山东省电力公司检修公司山东省济南市 250000) 摘要：随着我国人们生活水平的逐渐提高，我国耗电量越来越高，为了保障人们用电的安全性和稳定性，电力企业需要加强对电力系统及相关设施的改进。而常规变电站智能化改造作为智能电网建设的重要部分，其改造技术成功与否将直接影响变电站的安全稳定运行水平。本文从工程实施的角度对常规变电站二次设备智能化改造提出建议，并针对工程实施中可能遇到的问题提出解决方法，保证常规变电站二次设备智能化改造能够安全可靠完成。 关键词：常规变电站；二次设备；智能化 一、变电站智能化改造 智能变电站是指采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化等基本要求为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、测量和监控计量和监测等基本功能，可根据需要支持电网的实时自动控制、智能调节和在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。 （一）改造原则 （1）标准先行原则 应按照公司智能电网建设的统一部署和智能变电站技术功能要求，在统一标准后推进，并在试点工作中及时对相关标准进行更新和完善。 （2）经济实用原则 应结合变电站重要程度、设备型式、运行环境、场地布置等实际情况，从充分发挥资产使用效率和效益角度出发，以提高生产管理效率和电网运营效益为目标，务求经济、实用。 （3）安全可靠原则 应严格遵循公司安全生产运行相关规程规定的要求，不得因智能化改造使变电站的安全可靠水平下降。 （4）因地制宜原则 应在总体技术框架下，因网因地制宜，制定有针对性、切实可行的的实施方案。 （二）改造内容 通过改造，实现一次主设备状态监测，信息建模标准化，高级功能和辅助系统智能化。一次系统改造方面，对变电站关键一次设备增设状态监测功能单元，完成一次设备状态的综合分析评价，分析结果宜通过符合DL/T860《变电站通信网络和系统》标准的服务上传，与相关系统实现信息互动。二次系统改造方面，现阶段保护采用直采直跳方式，全站实现通信协议标准化，站控层功能应进一步完善，根据需求增加智能高级应用。 二、常规变电站二次设备智能化改造的关键技术 常规变电站二次设备智能化改造包含继电保护装置智能化改造技术和监控系统智能化改造技术。 （一）继电保护 常规变电站站内保护装置与监控系统进行通信时，通过保护故障信息子站进行转发。而改造后的智能化变电站，其每套保护装置作为一个IED模型，直接通过MMS网络与监控系统进行通信。因此，改造过程中将涉及以下问题： （1）常规变电站内涉及保护厂商以及装置型号众多，可能包括南瑞继保、国电南自、许继、北京四方、深圳南瑞、ABB、SEL保护等，各个厂家对61850规约中自定义部分理解不尽相同，因此应组织各厂商在改造前进行通信联调测试，防止在改造过程出现通信中断问题。在进行IED模型编辑时，应注意其保护装置型号、程序版本，这将直接决定保护改造能否成功。 （2）南瑞继保保护装置进行改造时，除关注其保护版本号外，应关注其保护管理号（管理号在省内保护版本统计中不统计，易忽视），若管理号较小（一般小于15000），将不支持61850通信，必须进行升级。 （3）对于运行时间较长的变电站，其部分保护装置即使升级后仍不支持61850规约。此时，需要增加一个61850网关，将其装置信息通过61850网关进行规约转换，进而接入MMS网络，与监控系统、故障信息子站进行通信。 （二）监控系统智能化改造 监控系统作为运行值班人员操作、监视的技术支撑平台，其在智能化变电站中将占据更加重要的地位，所有的继电保护装置、测控装置信息直接传送至监控系统（包含软报文信息）。 （1）监控系统选择 为了保证在改造过程能够安全可靠的监视变电站运行工况，不降低变电站的安全稳定运行水平，其监控系统应能够同时支持IEC60870-5-103和IEC61850规约，使未改造的保护装置、测控装置仍能够按照IEC60870-5-103规约与监控系统通信，而改造完成的继电保护装置、测控装置、故障录波装置可以实现IEC61850规约与监控系统通信。因此，所选用的监控系统应能够同时支持两种规约，并且分别通过103网络、MMS网络接入服务器。 （2）网络流量控制 在变电站进行改造前期，由于所接入的61850设备数量较少，MMS网络内网络流量较小，不会影响遥信、遥测等数据信息传送速度，随着改造进行，当61850设备增多时，其设备发送报文量大增，将导致出现网络堵塞现象，为此，改造时，应控制以下两项：①对保护IED 模型进行修改，将其数据循环上送周期时间适当延长，这样将减少保护发送的报文。②对交换机网口进行镜像处理，将无用的报文进行滤除。 （3）逻辑闭锁 在智能化改造中，将出现部分测控装置无法采集到相关闸刀位置信号，因而刀闸被逻辑闭锁，从而无法遥控。以500kVⅠ母测控、5011
变电站升级和自动化改造方案 智能变电站——是指采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，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，实现与相邻变电站、电网调度等互动的变电站。相比普通变电站，智能站有以下优势： ●节能、环保、结构紧凑。 ●应用电子式互感器解决传统互感器固有问题 ●提高自动化水平、消除大量安全隐患。 ●光缆取代二次电缆。 ●不同设备间可实现无缝连接。 ●设备集成，降低投资 ●提高设备管理水平 ●提高运行效率和水平 变电所综合自动化管理系统为分布式结构，监控后台布置在监控中心，前置工控机、前置服务器、串口服务器、各种通讯设备等采用集中组屏，布置配电室，前置屏与后台监控系统采用光纤网络连接，便于值班人员进行监控管理，我们将所有保护、仪表及变压器温控等设备（带RS485接口）接入现在有自动化系统，保证整个变电站电力监控自动化系统的数据完整。 本系统为多层分布式系统结构，站中前置机系统是通过串口服务器进行通讯端口的转换，并将采集所有数据通过网络上传至后台系统中，利用服务器系统接收的数据和信息来监视各变电站的运行状况，进行数据的分析和存储，参数设置和修改，报表打印和执行遥控、操作票生成等操作命令。系统完成整个变电站的数据和信息的收集整理，通过一定的接口和规约可与BA系统或者动态模拟屏通信或原有系统通讯。变电所监控系统与变电所内就地的每个开关柜上分设的综合保护测控装置及各种智能仪表等其他设备等一起组成变电所综合自动化系统，可快速实行对变电所的连续监视与控制。 对原有开关柜进行改造接线，将所有后台值班所需要的信息量全部接入保护设备或电仪表，这些设备再通过RS485接口用通讯线将信息上传到前置服务器系统。 变电站中所有的数据都通过专线以及安全的VPN通道上送到云中心。
智能化变电站的优势 【摘要】智能变电站是以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展的坚强电网为基础，利用先进的通信、信息和控制技术，构建以信息化、自动化、数字化、互动化为特征的统一的坚强智能化变电站。较传统的数字化变电站更加适合现代化电网的需求。 【关键词】智能变电站优势 根据国家电网公司《智能变电站技术导则》，智能化变电站是采用先进的传感器、信息、通信、控制、智能等技术，以一次设备参量数字化、标准化和规范化信息平台为基础，实现变电站实时全景监测、自动运行控制、与站外系统协同互动等功能，达到提高变电可靠性、优化资产利用率、减少人工干预、支撑电网安全运行，可再生能源“即插即退”等目标的变电站，是数字化变电站的升级和发展。智能变电站作为智能电网运行与控制的关键主要表现为衔接智能电网发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节，在智能电网中变换电压、接受和分配电能、控制电力流向和调整电压起着重要作用，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。 1 智能化变电站与数字化变电站的区别 智能化变电站与数字化变电站有密不可分的联系。数字化变电站是智能化变电站的前提和基础，是智能化变电站的初级阶段，智能化变电站是数字化变电站的发展和升级。智能化变电站与数字化变电站的差别主要体现在以下3个方面： （1）数字化变电站主要从满足变电站自身的需求出发，实现站内一、二次设备的数字化通信和控制，建立全站统一的数据通信平台，侧重于在统一通信平台的基础上提高变电站内设备与系统间的互操作性。而智能化变电站则从满足智能电网运行要求出发，比数字化变电站更加注重变电站之间、变电站与调度中心之间的信息的统一与功能的层次化。智能变电站在整个电网中的位置如图1。 （2）数字化变电站己经具有了一定程度的设备集成和功能优化的概念，要求站内应用的所有智能电子装置（IED）满足统一的标准，拥有统一的接口，以实现互操作性。IED分布安装于站内，其功能的整合以统一标准为纽带，利用网络通信实现。数字化变电站在以太网通信的基础上，模糊了一、二次设备的界限，实现了一、二次设备的初步融合。而智能化变电站设备集成化程度更高，可以实现一、二次设备的一体化、智能化整合和集成。 2 智能变电站的特征 智能化变电站的设计和建设，必须在智能电网的背景下进行，要满足我国智能电网建设和发展的要求，体现我国智能电网信息化、数字化、自动化、互动化的特征。智能化变电站应当具有以下功能特征：
2021年变电站智能化改造施工方案 职能变电站具有调整电压、连接网络与传递电能等功能，在现代电网智能发展中具有较大开发应用价值。在110kV传统变电站智能化改造施工过程中，可能会因为技术不成熟、施工方案问题或者布局不合理等因素影响而出现质量问题，导致改造工程运行安全与稳定性受到影响。110kV传统变电站分布范围比较广泛，不同区域之间改造要求、标准与技术水平等存在一定差异性。在110kV传统变电站智能化改造施工方案设计方面，必须对一切可能因素进行考虑，确保施工方案具备可行性。 1110kV传统变电站智能化改造要求 在110kV传统变电站智能化改造过程中，必须遵循重点反事故措施与全寿命周期理念等，避免智能化改造施工过程中出现安全事故，智能变电站使用寿命受到影响。传统变电站电缆控制、信息传递比较复杂，在实际应用过程中可能会受到外界环境干扰，导致传输数据失真或者不全等，这对供电企业管理人员电力信息采集可能会造成影响。在110kV传统变电站智能化改造方面，需要尽可能的对外部装置、电缆控制等进行简化处理，尽量减少电磁等外界因素干扰，确保电缆传输稳定，不会影响到智能变电站信息传递质量。在110kV 传统变电站智能化改造施工方案设置方面，设计人员必须遵循相关国家标准，严格按照规定要求对电源、供电回路与电力负荷等相关参数设备进行设计。110kV传统变电站智能化改造目的便是为了促进智能电网发展，为广大居民用电提供更加优质的便利服务[1]。因此在
110kV传统变电站智能化改造施工过程中，必须重视先进理念、设备与技术开发应用，通过智能化改造手段提高变电站运维管理效率。例如在站控层运维管理控制方面，供电企业可以采用一体化信息平台进行控制，利用先进设备与分析仪器提高数据管理水平。 2改造施工方案研究 2.1开关柜改造方案。开关柜是110kV传统变电站智能化改造施工中的一部分，主要有辅助开关、真空断路器、微机保护装置与操作回路附件等。传统变电站开关柜驱动方式相对复杂，导致系统运行过程中容易出现故障问题。因此，在变电站智能化改造施工方案设计过程中需要对开关柜驱动方式进行优化，提供系统运行质量安全。在开关柜电动驱动方式设计方面，可以通过自主驱动形成闭锁关系，提高开关柜驱动实用效果。与传统开关柜驱动方式相比，电动驱动方式能够减少系统故障风险。实际人员可以通过机械零件或者链条传递设置实现电动驱动，并在机构中预设手动驱动。当变电站系统运行过程中出现故障问题时，可以通过管理人员干预确保系统安全。在开关柜活门改造施工方案设计过程中，可以通过自锁定设置进行活门开关控制，通过开关柜电动驱动方式进行活门关闭与开启，不再对弹簧复位产生依赖。另外，设计人员需要将开关柜活门自重控制在5kg内，确保活门不会出现下坠现象。在大电流开关柜改造施工方案设计方面，可以设置温度监测装置，利用无线测温技术测量发热点温度。设计人员需要将温度传感器设置在触头附近，通过传感器进行温度测试，然后由接收器进行信息接收、发送，通过显示器显示出处理后的数据信
智能变电站基础知识 一、单项选择题 1. 合并单元是（）的关键设备。 （A）站控层；（B）网络层；（C）间隔层；（D）过程层 答案：D 2. 智能终端是（）的关键设备。 （A）站控层；（B）网络层；（C）间隔层；（D）过程层 答案：D 3. 从结构上讲，智能变电站可分为站控层设备、间隔层设备、过程层设备、站控层网络和过程层网络，即“三层两网”。（）跨两个网络。 （A）站控层设备；（B）间隔层设备；（C）过程层设备；（D）过程层交换机 答案：B 4. 智能变电站中交流电流、交流电压数字量经过（）传送至保护和测控装置。 （A）合并单元；（B）智能终端；（C）故障录波装置；（D）电能量采集装置 答案：A 5. 避雷器在线监测内容包括（）。 （A）避雷器残压；（B）泄漏电流；（C）动作电流；（D）动作电压
答案：B 6. 智能变电站中（）及以上电压等级继电保护系统应遵循双重化配置原则，每套保护系统装置功能独立完备、安全可靠。 （A）35 kV；（B）110kV；（C）220kV；（D）500 kV 答案：C 7. 继电保护设备与本间隔智能终端之间通信应采用（）通信方式。 （A）SV点对点；（B）GOOSE点对点；（C）SV网络；（D）GOOSE网络 答案：B 8. 继电保护之间的联闭锁信息、失灵启动等信息宜采用（）传输方式。 （A）SV点对点；（B）GOOSE点对点；（C）SV网络；（D）GOOSE网络 答案：D 9. 智能变电站中双重化配置的两套保护的跳闸回路应与两个（）分别一一对应。（A）合并单元；（B）智能终端；（C）电子式互感器；（D）过程层交换机 答案：B 10. 智能终端放置在（）中。 （A）断路器本体；（B）保护屏；（C）端子箱；（D）智能控制柜 答案：D