智能化变电站

智能化变电站（共8篇）

1.智能化变电站 篇一

3.1 生产准备的管理

在智能化变电站通过验收以后，就要加强其在生产管理方面的工作。第一，制定准备计划以及完成的时间表，通过这些来分解投运的工作，确保站内设备和器具等重要设施都能顺利工作。第二，重视对智能化变电站运行中工作人员的专业知识培训。可以通过单位之间的相互交流来增进对技术的掌握程度，也可以通过对具体资料的查询来做到对信息的汇总和分类，从而达到预期效果。第三，要做好对智能化变电站的维护工作，完成站内一、二次设备以及警示标牌的张贴工作。第四，验收正式定值单，需要专业技术人员认真核对定值，确认无误才能执行。第五，做好对前两次回路启动前的检查工作，主要有尾纤和硬接线的检查以确保投产前能够恢复正常使用；由相关测控人员对电缆芯等进行检测，调试人员接入运行设备最后由专业维护人员来完成最后的接火工作。此外还要做好相量的测试工作，以保证相量无误。

3.2 生产中的安全运行管理和技术管理

变电站的安全管理主要包括安全运行和安全生产两个方面，在变电站的运行管理上要做到对电力运行和维护人员的培训工作，保障变电站的顺利工作。此外还要建立合理的运行管理体制，这对于规范变电站工作人员的行为和变电站的安全生产工作有着重要的作用。

智能化变电站技术管理的主要任务是为了保证变电站的安全生产和技术人员的人身安全，技术人员要做好日常的检修并记录、整理好设备台账以及重要数据资料的整理工作，要做到在第一时间发现问题并进行检修，将安全隐患降到最低乃至排除，从而保障智能化变电站的顺利安全运行。

4 结束语

伴随国家电网智能化建设工程的实施与开展，智能化变电站代表着未来电力发展的主要方向，虽然目前在变电站生产运行过程中的准备管理、安全管理、技术管理和运行管理等方面还存在问题，但是智能化变电站相关技术，包括验收工作和生产设备管理等方面的日趋完善，必将推动我国电网的智能化进程。

参考文献：

[1]李磊。浅谈智能化变电站验收及其生产准备管理[J].通讯世界，2014（11）。

[2]邝庆麟。简述智能化变电站[J].企业技术开发（下半月），2014（6）。

[3]陶伟。关于智能变电站的验收探究[J].科技与企业，2014（2）。

2.智能化变电站 篇二

变电设备智能化改造[1,2,3,4,5]是通过对其装备必要的传感器, 采集变电设备的运行状态、控制状态和可靠性状态等信息来实现的。智能组件由测量、控制、监测等智能电子装置 (intelligent electronic devices, IED) [6]集合而成, 通过监测主IED完成对植入变电设备体内的传感器监测数据计算、分析并汇总, 形成智能化信息, 通过标准的DL/T860过程层交换网络送至站控层监控主机。变电设备监测数据信息经过高级应用服务器完成监测数据处理、趋势预测、状态诊断等。因此, 变电设备与智能组件、通信网络共同构成了智能变电站的智能化因子[7]。本文主要讨论电力变压器、开关设备的智能化研究方案, 研究应用于运行中电力变压器改造的智能变压器组件和高压开关设备改造的智能开关组件。

1 变压器智能化改造

变压器智能化改造核心方式是将原先分散的、遵循不同协议标准传输数据的监测IED按功能集中布局, 遵循统一的协议标准, 完成对监测IED的系统集成和数据集中上传。通过设计变压器智能组件柜、装备更多的变压器状态监测传感器, 完成各监测IED的数据采集、处理、分析、汇总, 并按照DL/T860向站控层上送聚合信息。

1.1 变压器智能化改造方案

智能变压器由变压器本体和智能组件柜组成, 变压器本体根据实际工程设计、装设所需的传感器和监测IED, 并对其原有的柜体按照功能模块重新设计调整。

图1为针对智能组件按不同信息功能对变压器进行的基础信息配置。按照基础配置原则, 提出智能化改造方案为:采用变压器+智能组件的模式, 对原控制柜 (汇控柜) 加装一个智能组件 (智能组件柜) , 完成变压器的状态量采集、常规量采集、初步分析、状态诊断和数据发送等功能。

1.2 变压器智能组件设计

变压器智能组件按功能独立原则, 采用多个独立的IED集合, 一方面可以有效避免模块的相互干扰进而影响智能组件的整体功能;另一方面便于用户根据实际选择、调整IED供应商优化智能组件集成方案, 同时也方便智能组件的维护、检修[8]。

依据智能变压器常规配置方案并结合实际需求进行变压器智能组件设计, 如图2所示。

变压器智能组件柜配备有监测主IED、高压套管IED、油中溶解气体监测IED和侵入波监测IED, 同时配备过程层网络交换机, 接入合并单元的电流、电压瞬时数据[9]。基于对监测信息的可扩展性考虑, 对电力变压器智能组件预留部分可扩展的监测数据IED, 譬如绕组光纤测温IED、局部放电监测IED等。电力变压器智能化的具体措施如表1所示。

为实现变压器的智能化高级应用, 监测主IED不仅需要对原始的监测数据进行预处理 (包括数据编码转换, 异常数据剔除等) , 而且需要承担对接入监测主IED的监测数据的深度智能处理, 确保站控层高级应用系统可以准确辨识监测主IED的监测信息和状态信息等。常规状态参量的数字化测量具体技术指标如表2所示。

在变电站智能化改造的实用化研究中, 通常要对变压器油中溶解气体、高压套管的状态进行监测。侵入波监测作为可选功能视情况增加。测量数据包括顶层油温、底层油温、铁心接地电流等, 也可以根据工程需要增加传感器和对应的监测参量数据。

2 开关设备智能化改造

2.1 开关设备智能化改造方案

智能高压开关设备由高压开关设备本体和智能组件组成, 开关设备本体上安装了不同功能的传感器和操动机构[10]。高压开关智能化改造的核心方式是将原先分散放置的高压开关设备状态监测IED (局部放电IED, 气体状态IED, 机械状态IED等) 集中, 构成高压开关设备智能组件的监测IED, 同时加载监测主IED、合并单元完成向站控层上送断路器聚合信息[11,12]。智能高压组合电器组成架构如图3所示。

断路器智能化改造方案为:断路器+智能组件的模式, 对原就地控制柜 (汇控柜) 加装一个智能组件。断路器智能组件配置监测IED, 即完成对高压开关储能电机工作状态、SF6气体压力/密度、断路器局部放电等状态信息的采集、处理、上送;监测主IED合并子IED数据以标准的DL/T860协议向站控层上送智能化信息和格式化信息[13], 并在站控层高级应用系统里完成数据的趋势预测、诊断分析和智能预警等功能。断路器智能化信息主要包括高压开关设备的放电缺陷、操动机构、储能系统的状态[14]等。

2.2 开关设备智能组件设计

依据智能断路器组成结构结合工程实际应用需求, 断路器智能组件设计如图4所示。

在智能组件柜内集成了监测主IED、机械状态IED、局部放电IED、SF6气体状态IED、避雷器监测IED和开关设备控制器等, 实现开关设备控制数字化和网络化, 开关设备的SF6气体微水、密度的监测, 机械特性的监测, 局部放电的监测, 避雷器动作次数及泄漏电流的监测及上层设备对开关设备的状态可视化。断路器智能化措施如表3所示。

常规状态参量的数字化测量具体技术要求如表4所示。

对SF6气室的密度/压力、微水、储能电机的状态进行监测, 分合闸线圈电流监测作为可选功能, 并视情况增加。断路器储能电机工作状态是操动机构状态的一个重要方面, 可以反映储能电机和储能系统的缺陷。测量数据包括电机电流、电压、工作时间;对于液压机构, 包括统计储能电机的启动次数/日、累计工作时间/日等。

3 变电设备智能化改造技术难点

常规的变电站智能化改造有以下技术难点[15]:

1) 变电站监测IED网络升级改造, 需要调整或更改监测IED的部分功能。例如, 需要将原先通过CAN、RS485上传监测参量的监测IED调整为支持以太网传输数据, 这样就需要对监测IED甚至支持监测IED的工控机进行升级改造。

2) 部分监测IED难以加装, 是因为需要增加常规变电站没有配给的内置传感器, 重新加装这些传感器会极大增加工程难度和改造成本。

3) 对于原先支持不同协议传感器的智能化升级改造, 需要原监测IED厂商对设备功能进行部分修改调整, 以适应智能组件的要求。

4 结语

高压一次设备加装智能组件是常规变电站智能化改造的有效方式之一, 在实际的变电站智能化改造中取得了很好的实用化效果, 降低了因改造而导致电网停电的高额成本, 保证了电网的稳定、安全运行。

摘要：针对电网110 kV及以上的常规变电站, 如何科学、合理、经济地对这些变电站进行智能化改造是电网建设面临的问题之一。经实际应用验证, 通过对常规变电站的主变压器、开关等设备安装智能组件的方式, 可实现对变电站的智能化改造, 达到降低运维成本和优化资源配置的目的。

3.智能化变电站运行维护技术 篇三

当代社会经济高速发展，科技不断进步，我国在近几年也在一直进行电网的体制改革，然而智能电网技术更能适应现在的发展状况，我国的智能化电网也已经进入了全面建设的阶段。伴随着智能电网的不断升级，作为智能电网中最重要的智能节点，变电站智能化将成为一个必然的趋势。到目前为止，全国范围内的智能化变电站的建设已完成了上百座之多，可谓是全面开花。变电站是一种能变换电压，接受和分配电能的一种装置，它不仅是连接发电厂和千千万万个用户之间的重要桥梁，还是电网中最重要的一个组成部分。所以，变电站在整个电力系统占据着主导地位。然而，我国的变电站技术发展并不完善，在运行维护方面始终存在着众多问题，严重制约了智能电网系统的发展。由于我国人口众多，电网的工作量也极其庞大，所以就有必要提高电网的工作效率，而电网的智能化是实现这一目的最有效的途径。在以往传统的电网中，如果变电站的装置设备出现故障后，大量的技术人员对其进行修复，这个过程是一个复杂繁重的系统工程，而且这个过程持续的时间也很长，会浪费大量的人力、物力和财力。如果变电站的智能化和自动化得到了实现，那么维修人员的数量将大大减少，就可以将广大的技术劳动人员从繁重的人力劳动中解放出来，并且维修和维护的效率也会大大提高，从而就可以提高电网运行和管理的效率。但是我国的智能化变电站建设仍然属于起步阶段，技术经验等方面还不成熟，与西方国家有一定差距，所以智能化变电站的运行和维护还存在诸多问题，这些问题不仅影响变电站的正常使用，而且还会对我国的供电质量和安全产生重大影响。

二、智能化变电站简介

智能化变电站相比于传统的变电站有很多优点：智能化操作，数字化采集，系统分层化，共享性等等。

（1）按照TEC61850标准，智能化变电站要对不同的信息进行统一收集，并以此为基础建立模型，将相互关联的信息看成是相互独立的部分，并对它们进行单独处理，将它们集成到智能化变电站系统中，使变电信息共享到系统中的每一个部门。（2）并且TEC61850标准要求不同生产厂家的设备要能相互兼容，这样一来就可以使来自于不同生产厂家的设备可以相互操作，从而为智能化操作提供了方便，并且为智能化变电站设备的标准化奠定了基础。（3）电子互感器取代了传统的电压和电流互感器，有效解决了传统互感器开路、饱和、铁磁谐振、过载等问题。（4）智能化变电站采用光缆取代电缆进行内部通讯，因此告别了二次电缆问题。（5）由于新技术的使用使得智能化变电站有了更加高级的应用，比如：在线监测等。

三、智能化变电站维护中存在的问题

1、可靠性问题

因为智能化变电站中存在有源的电子元件，还有其他的带电模块，需要长期通电，这将会导致运行的稳定性和可靠性降低。此外，外界环境也会对电子互感器产生影响，如温度和电磁场。如果将电子互感器用于高压输电网络就会受到高压电磁场的影响，会使其运行能力降低，因为电子互感器属于光学元件，如果外界环境的温度较高，那么光纤和玻璃之间的连接就会存在可靠性问题。

2、安全性问题

虽然智能化变电站能实现信息传递和信息共享，这对监测和管理变电站的运行有很大好处，但是在实现智能化的同时却不可避免的引起了安全隐患。传统的变电站进行信息传递是通过点对点的形式，它具有很高的安全特性，但是它只能在局部的范围内进行信息传递，是一种局部的交换机制。对于智能化变电站各部门和子系统信息共享，信息通信模式为对等模式，如果任意一个IED受到攻击，那么整个系统都会受到威胁，从而对整个变电站的安全造成威胁。

3、快速保护

电子互感器相对于传统的电压电流互感器中间多出了很多中间环节，它在进行信息传递时不能一步完成，要经过中间较多的环节，这样就大大延长了信息传递的时间，所以在进行动作保护时要比传统变电站多出5～7毫秒的时间，不利于实现设备和系统的快速保护。

4、安装保护问题

智能化变电站的一次设备要安装保护装置，而在一次设备附近安装保护装置可以节省电缆的使用量，所以一般是在室外安装智能汇控柜，在安装智能汇控柜时要注意安装人员的自身安全，此外因为在室外安装智能汇控柜对环境的要求较为严格，湿度要低于90%，温度范围要控制在-25℃～70℃之间，所以这就大大增加了设备成本，如果安装空调等辅助设备来控制这些条件，这些辅助设备成本甚至要高于主设备。另外，这些设备的运行保护和维修也是一大问题。

四、智能化变电站运行维护技术分析

1、运行维护技术要求

（1）建设专业的技术队伍。智能化变电站运行维护复杂，技术要求高，对专业技术人员的专业技术修养也提出了较高的要求，所以要对技术人员进行定期培训，在学习专业技术的同时也要对其进行计算机技术的学习，提高技术人员综合素质。（2）加强运行维护管理。智能化變电站要求技术人员密切配合，重视运行维护管理，将其视为重中之重，生产厂家要和设计人员密切协作，将实际运用和智能功能化理念有效结合起来，建设一套完整的设计、检修、施工、运行的标准体系。（3）保证设备和系统的稳定性。在建设智能化变电站时，要严格检查设备和系统的质量是否合格，同时要对设备系统进行定期维修，要保证设备在运行时稳定不会出现死机和传输错误数据等，在进行设备维修时要严格按照操作标准进行。

2、一次设备的运行维护

相比传统变电站，智能化变电站的优点主要有：信息标准化、集成一体化、运用自动化。智能化变电站主要使用了新的技术，如：电力电子、微机、新型传感器。在运行设备时，利用微机技术和电力电子技术取代传统的辅助开关和继电器，通过电压波形图来来准确把握合闸与跳闸的时间，这样就确保了稳定的电压。通过微机技术还可以直接处理设备信息，也可以检测设备的执行能力和缺陷。还可以进行自我检测，一次和二次系统的断路器设备如果出现问题，就会立刻发出报警，提供有关的检测数据。通过微机二次系统和智能软件以及IED可以实现智能化操作，光纤网络可以对二次回路系统进行信息传递。对智能开关进行运行维护时就要考虑到二次设备，要对二次设备进行实时监控以确保数据信息的正确性，真实性和有效性，这样有助于提高开关运行的质量。智能化变电站的数字化一次设备包含电子互感器，主要是合并单元、采集器单元，在维修时要区别传统的互感器，注意其检修工作所采用方法的不同，要根据实际情况进行分析。

3、二次设备的运行维护

在对变电站进行维护时，对合并单元的维护重点应该放在检查是否有报警信息上，报警信息主要是检查GIS失步或是失稳，像这种报警信息都能在处理器的后台查询出来。技术人员要对合并单元是否在正常运行进行判断。

变电站的智能维护系统中会安装有很多保护设备和自动设备，所以定期对这些设备进行检查和维护是非常重要的。主要检查这些设备能否正常运行，能否进行信息的及时传递，安装的智能保护系统中是否有报警信号出现。当保护装置投入运行后不能对其设置进行随意修改。

五、结语

综上所述，我国要想实现电网的自动化和现代化就必须实现电网的智能化，而变电站是电网中最重要的组成部分，为使电网的工作效率大大提高来满足我国众多人口的用电需求，我们的首要任务是实现变电站的智能化。虽然我国现在已经建成了上百座智能化的变电站，但我国在技术经验上和国外始终存在一定的差距，不管是在硬件设备上还软件设备上都存在着一些问题，智能化变电站的运行维护已经暴露出很多这样的问题，亟待解决。为保证智能化变电站运行的可靠性和安全性，需要我们不断地学习、不断地探索、不断地研究和开发新技术。有关部门应加大对变电站的投入，积极探索各种措施来提高维护水平，早日实现变电站智能化。

（作者单位：国网河南省电力公司焦作供电公司）

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4.智能变电站继电保护可靠性分析 篇四

摘 要：继电保护作为一种先进的反事故自动装置，在保证供电质量、避免故障的扩大化等方面都起到了非常重要的作用。正是由于继电保护担负着电网安全、稳定运行的第一道防线的重任，尤其应当强调其可靠性，这也是衡量智能变电站中继电保护技术是否先进、是否适用的最主要标准。本文结合某500kV智能变电站的建设为例，就其继电保护可靠性配置方案进行了分析与探讨。

关键词：智能变电站；继电保护；可靠性

中图分类号：TM77 文献标识码：A

一、智能变电站继电保护的技术特点

与常规变电站的保护装置相比，智能变电站中的继电保护技术主要区别在于输入、输出形式出现了较大的改变，即保护装置的采样过程变为了通信过程。常规变电站继电保护装置，其输入为TV、TA二次模拟量和间隔位置等物理开关量，输出则为跳合闸触点方式，以实现故障的自动跳闸与重合闸。而智能变电站中，其继电保护装置利用过程层的网络数据形式，对通道采样值、开关量值进行网络化传输，而保护装置动作以后的输出信息，也以数字帧的形式传递到过程层网络中，智能一次设备接受到命令后即相应执行跳合闸操作。

同时，在智能变电站继电保护配置方案中，尤其应当满足“可靠性、选择性、灵敏性及速动性”的要求。要求继电保护装置应能直接采样，对于单间隔的保护应能直接跳闸。为保证信息迅速、准确传递的需要，继电保护装置和智能终端之间的通信要求采用GOOSE点对点的通信方式，继电保护装置之间的通信则宜采用GOOSE网络传输的方式。

二、继电保护可靠性配置方案工程实例

某500kV智能变电站包括了500kV/ 220kV/35kV主变压器2台。其中，500kV部分采用的是3/2接线；220kV部分则采用了双母双分段接线方式，为GIS设备；35kV为单母线分段接线。变电站自动化系统采用了“三层两网”的网络结构，各IED设备之间信息交互采用的是IEC61850标准中的MMS和GOOSE技术。在500kV变电站间隔层、过程层中应用GOOSE跳闸，将断路器智能终端下放至开关场，以实现对一、二次设备联合程序化的顺控操作。

该变电站于2010年开始智能化改造，改造内容主要包括了信息一体化平台、继电保护应用、一次设备智能化、智能巡视、辅助设备智能化、绿色能源这六大部分。其中，在继电保护应用的改造中，该变电站500kV、220kV及主变压器电气量保护（包括断路器失灵保护及重合闸功能）全部采用了双重化配置，所有220kV断路器失灵判别功能在220kV母差保护中实现。另外，主变压器非电量保护仍按照单套配置，并放置在户外智能终端柜中，母联（分段）断路器充电过电流保护也是按照传统单套配置。过程层设备配置

该变电站在智能化改造期间，在500kV线路中新加设了一套线路保护PCS―931GM、线路电压合并单元PCS―220MA、GOOSE交换机，共同组成了线路智能组件柜。同时，还新加设了第二套线路保护L90、两套断路器及母线电压接口装置BRICK、一套智能数据录波及分析装置SHR―2000。

在220kV 线路隔离开关与原常规电流互感器之间，则新安装了一组光学电子式互感器、两个户外智能组件柜以及两套线路保护。在35kV线路侧，新加设了3号主变压器、2号低压电抗器本体、一次高压组合电器、电抗器保护测控装置PCS―961l、在线监测装置PCS―223A。继电保护配置

该变电站各元件及线路的继电保护配置，如图1所示。

（1）500kV主变压器两套电气量保护采用的是PST―1200U，非电量保护则采用的是PST―121081。500kV线路保护第一套为CSC―103AE，第一套远跳就地判别装置CSC―125AE，第一套断路器保护为CSC―121 AE；500kV线路保护第二套为PCS―931GM，第二套远跳就地判别装置PCS―925G，第二套断路器保护为PCS―921。500kV第一套母差保护为PCS―915，第二套母差保护为BP―2c。

（2）220kV线路第一套保护为PSL―603U，第二套保护为PCS―931GM；母联（分段）断路器保护为PCS―923G。220kV第一套母差保护为BP―2C，第二套母差保护为PCS―915M。

（3）220kV及以上保护均采用的是常规采样，网络跳闸方式。35kV保护仍采用的是常规采样、常规跳闸方式。

（4）过程层采用了智能终端，按照保护双重化配置，与对应的保护装置均采用的是同一厂家的设备。500kV系统第一套智能终端采用JFZ―600，第二套智能终端采用PCS―222B。220kV系统第一套智能终端采用PSIU―601，第二套智能终端采用PCS―222B。

（5）500kV线路、220kV线路、主变压器500kV侧和220kV侧均配置三相电压互感器，母线也配置了三相电压互感器，线路、主变压器保护用的电压直接取自于三相电压互感器。在220kV母差保护屏上有一个电压并列切换开关，母线电压互感器运行时，投入“正常”位置，当一组母线电压互感器退出运行时，根据情况人工切至“强制正母”或“强制副母”位置。在该变电站中，没有配置电压切换与并列装置。网络架构设计

（1）500kV的GOOSE网络架构

500kV的GOOSE网络总体结构为单星形网，双重化的两套保护分别接入2个独立的GOOSE网。GOOSE交换机按出线、主变压器、母线等间隔配置，同一串的第1、2套保护分别配置2台交换机，2套保护GOOSE网相互独立；而中断路器保护、智能终端以及测控端的2个GOOSE口，则分别被接到同一串的2个间隔交换机中，并利用装置原有的双GOOSE口进行配置，而不需要再另外搭配GOOSE口。除母差保护外，所有间隔之间没有保护GOOSE联系，当任意一台交换机发生故障时，也不会对其它间隔的正常运行带来影响。

（2）220kV的GOOSE网络架构

220kV的 GOOSE交换机，则按照出线、主变压器、母线、母联（分段）等多间隔配置。其中，第1套线路保护装置按照每4台接入1台交换机配置，而第2套线路保护则按照每6台接人1套交换机配置。母联（分段）保护按照单套配置，2个GOOSE口分别被接到2套网络的间隔交换机当中，并直接利用装置原有的双GOOSE口配置，而不需要另外配置GOOSE口。

500kV、220kV开关测控装置按照单套进行配置，并分别接入GOOSE 的A网。其中，间隔层、过程层设备及GOOSE网络，以及站控层中的保信子站、录波子站由继电保护人员专业负责管理。而站控层设备、网络报文记录分析仪及MMS网络等，则由自动化人员专业负责管理。设备故障及缺陷问题的处理，应由两专业共同协调负责。

结语

在我国近年来变电站的智能改造过程中，继电保护技术始终是智能变电站的核心技术之一。具有高度可靠性的继电保护配置方案、网络架构，对于保证变电站运行的安全与可靠，都起到了非常积极的作用。为实现坚强智能电网的建设目标，我们更应当加强对继电保护领域相关技术的研究与探索，以促进智能变电站建设的进一步发展与完善。

参考文献

5.智能化变电站 篇五

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。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，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。3.5 电子式互感器 一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于被测量的量，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。3.6 合并单元

用以对来自互感器二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元可以是互感器的一个组成部分，也可以是一个分立单元。3.7 设备在线监测

通过传感器、计算机、通信网络等技术，及时获取设备的各种特征参量并结合一定算法的专家系统软件进行分析处理，可对设备的可靠性作出判断，对设备的剩余寿命作出预测，从而及早发现潜在的故障，提高供电可靠性。3.8 交换机

一种有源的网络元件。交换机连接两个或多个子网，子网本身可由数个网段通过转发器连接而成。

3.9 IED 能力描述文件（ICD 文件）

由装置厂商提供给系统集成厂商。该文件描述 IED 提供的基本数据模型及服务，但不包含 IED 实例名称和通信参数。3.10 系统规格文件（SSD 文件）应全站唯一。该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在 SCD 文件中。

3.11 全站系统配置文件（SCD 文件）

应全站唯一。该文件描述所有 IED 的实例配置和通信参数、IED 之间的通信配置以及变电站一次系统结构，由系统集成厂商完成。SCD 文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。

3.12 IED 实例配置文件（CID 文件）

每个装置有一个，由装置厂商根据 SCD 文件中本 IED 相关配置生成。4 管理职责

4.1 管理部门职责

生产技术部（运维检修部）负责组织制定和执行智能一次设备及在线监测设备的技术规范，负责智能变电站运行维护管理，组织开展智能一次设备运行分析并提出技术防范措施。电力调度控制中心负责制定和执行智能二次设备的技术规范，负责所辖受控智能站运行信息的日常监视及遥控、遥调工作，组织开展智能二次设备的运行分析并提出技术防范措施。安全监察部负责智能变电站安防管理，负责智能设备的安全监督管理。4.2 运检单位职责

运维单位负责贯彻执行上级单位颁发的智能设备运行标准和规范，负责编制智能变电站现场运行规程，负责智能变电站的日常操作、巡视和缺陷管理，定期开展智能化设备运行分析。检修单位负责贯彻执行上级有关单位、部门颁发的智能设备检修标准和规范，负责编制智能化设备检修策略，负责智能化变电站设备的检修、维护和缺陷处理。5 运行管理 5.1 巡视管理

5.1.1 巡视管理基本要求

5.1.1.1 智能变电站巡视管理按照相关巡视检查制度执行，巡视周期按照《变电运行管理规范》 有关要求执行。

5.1.1.2 智能变电站设备巡视分为正常巡视、全面巡视、熄灯（夜间）巡视、特殊巡视和远程巡视。

5.1.1.3 智能变电站的正常巡视每周应不少于 1 次。

5.1.1.4 智能变电站根据设备智能化程度、设备状态远方可视化程度，可采用远程巡视。远程巡视可代替正常巡视，但不允许代替熄灯巡视、全面巡视和特殊巡视。

5.1.1.5 智能化变电站一次设备、二次系统设备、通信设备、计量设备、站用电源系统及辅助系统设备的日常巡视工作由运行单位负责，设备的专业巡检由检修单位负责。5.1.2 电子式互感器的巡视项目

5.1.2.1 设备标识齐全、明确、正确；

5.1.2.2 设备基础牢固完整，无倾斜、裂纹、变形； 5.1.2.3 设备无锈蚀，内部无异声、无异味； 5.1.2.4 套管、伞裙无裂纹、放电闪络现象； 5.1.2.5 均压环固定良好，无倾斜；

5.1.2.6 各引线导线松紧程度适中，无松脱、断股或变形； 5.1.2.7 前端装置外观正常，指示灯状态正常。5.1.3 智能在线监测设备的巡视项目

5.1.3.1 检查监测单元的外观应无锈蚀、密封良好、连接紧固；

5.1.3.2 检查电（光）缆的连接无松动和断裂，检查油气管路接口应无渗漏； 5.1.3.3 检查电源指示正常，各类信号显示正常；

5.1.3.4 监控后台、在线监测系统主机监测数据正常，数据通讯情况应正常；

5.1.3.5 定期检查在线监测设备运行数据，与历史数据比较，确认设备运行状态正常。5.1.4 保护设备（保护测控一体化设备）的巡视项目

5.1.4.1 检查设备外观正常，各交直流空气开关正确，电源指示正常，各类信号指示正常，无告警信息。

5.1.4.2 检查保护定值区正确，设备软、硬压板投退正确。5.1.4.3 检查装置无其他异常声响及异常气味。

5.1.4.4 远程巡视时利用远方监控后台定期查看保护设备告警信息，检查保护通信正常，保护定值区正确，各软压板控制模式和投退状态正确。

5.1.4.5 远程巡视重点检查测控装置“SV 通道” 和“GOOSE 通道” 信号正常。5.1.5 交换机的巡视项目

5.1.5.1 检查设备外观正常，电源指示正常，各类信号指示正常，风扇运转正常，设备运行环境温度正常，无告警。

5.1.5.2 远程巡视时利用远方监控后台检查计算机系统网络运行正常，网络记录仪无告警。5.1.6 对时系统的巡视项目

5.1.6.1 检查设备外观正常，电源指示正常，各类信号指示正常，风扇运转正常，无告警。5.1.6.2 检查对时系统主、备机运行状态符合运行方式要求； 5.1.6.3 检查保护装置时钟与对时系统同步正常。

5.1.7 监控系统、智能终端、合并单元和智能控制柜的巡视项目

5.1.7.1 检查监控系统运行正常，各连接设备通信正常，设备信息正确，保护软压板投退状态正确，电流、有功、无功显示值正常，监控后台无异常报文；

5.1.7.2 检查智能终端、合并单元设备外观正常，电源指示正常，各类指示灯、通讯状态正常；

5.1.7.3 检查室外智能终端箱、智能控制柜密封良好，无进水受潮，箱内温湿度控制器工作正常，设备运行环境温度正常，无异常发热，柜内温度应保持在 5-50℃之间、湿度应小于 75%； 5.1.7.4 检查光纤应有明确、唯一的标牌，需注明传输信息种类、两端设备、端口名称等。5.1.7.5 检查光纤接头可靠连接，光纤无打折、破损现象。备用芯防尘帽无破裂、脱落，密封良好；

5.1.7.6 检查光纤熔接盒稳固，光纤引出、引入口应可靠连接，尾纤在屏内的弯曲内径大于 10cm（光缆的弯曲内径大于 70cm），光纤应无打折、破损现象；

5.1.7.7 检查各交直流空气开关位置正确，压板投退状态与运行状态和调度要求相一致； 5.1.7.8 检查装置无其他异常声响及异常气味。5.1.8 站用电源系统（一体化电源）的巡视项目

5.1.8.1 检查站用电源系统外观正常，监测单元数据显示正确，无告警信息，交直流系统各表计、指示灯指示正常；

5.1.8.2 检查站用电系统交直流系统运行方式正确，各出线开关分合位置正确； 5.1.8.3 检查蓄电池组外观正常，蓄电池电压正常，无漏液；

5.1.8.4 远程巡视时利用远方监控后台定期检查站用电系统通信状态、告警信息，检查交直流系统运行方式和蓄电池电压正常，重点检查直流系统充电模块、直流接地告警和绝缘监察装置信息。

5.1.9 辅助系统的巡视项目

5.1.9.1 检查辅助系统外观正常，电源指示正常，各类指示灯、通讯状态正常；

5.1.9.2 远程巡视时利用辅助系统监控后台检查各辅助设备通信正常，运行数据正常，无异常告警，检查历史数据，确认设备运行状态正常。5.2 定期切换、试验制度

5.2.1 智能变电站常规定期切换、试验工作应按照公司《变电运行管理规范》有关要求执行。5.2.2 智能变电站定期切换、试验工作可通过远方控制方式进行。

5.2.3 装设避雷器在线监测系统的变电站，可不再抄录避雷器动作次数及泄漏电流，应每月进行历史数据比较和现场实际数值核对。

5.2.4 蓄电池具有自动采集装置，可不再测量蓄电池电压，应每季进行历史数据比较和现场实际数值核对。

5.3 倒闸操作管理

5.3.1 变电站倒闸操作应按照《江苏省电力公司变电站倒闸操作规范》的相关管理制度执行。5.3.2 智能变电站应具备适应不同主接线、不同运行方式下顺控操作功能。一般情况下倒闸操作应采用顺控操作方式。5.3.3 顺控操作

5.3.3.1 顺控操作的基本要求

a）实行顺序控制时，顺序控制设备应具备电动操作功能。条件具备时，宜和图像监控系统实现联动。

b）顺序控制操作票应严格按照《安规》有关要求，根据智能变电站设备现状、接线方式和技术条件进行编制，符合五防逻辑要求。顺序控制操作票的编制要严格例行审批手续，不能随意修改。当变电站设备及接线方式变化时应及时修改。

c）顺序控制操作前应核对设备状态并确认当前运行方式，符合顺序控制操作条件。

d）在远方或变电站监控后台调用顺序控制操作票时，应严格核对操作指令与设备编号，顺序控制操作应采用“一人操作一人监护”的模式。

e）进行顺序控制的操作时，继电保护装置应采用软压板控制模式。

f）顺序控制操作完成后，现场运维人员应核对设备最终状态并检查有无异常信息后完成此次操作。

5.3.3.2 顺控票管理 a）顺序控制典型操作任务和操作票需要经过各运维管理单位生产分管领导审批。b）顺序控制典型操作任务和操作票应备份，由专人保存。

c）顺序控制典型操作票必须经过现场试验，验证正确后方可使用。

d）变电站改（扩）建、设备变更、设备名称改变时，应同时修改顺序控制典型操作票，并重新履行审批手续，同时完成顺序控制典型操作票的变更、固化。

f）固化于系统内的顺控操作票应两年审核一次，由二次专业人员导出，运维人员审核确认。5.3.3.3 顺控操作中断处理原则

a）顺序控制操作中断时，应做好操作记录并注明中断原因。待处理正常后方能继续进行。b）若设备状态未发生改变，应查明原因并排除故障后继续顺控操作；若无法排除故障，可根据情况改为常规操作。

c）若设备状态已发生改变，应在已操作完的步骤下边一行顶格加盖“已执行”章，并在备注栏内写明顺控操作中断时的设备状态和中断原因，同时应根据调度命令按常规操作要求重新填写操作票，操作票中须填写对已经变位的设备状态的检查。5.3.4 压板操作

5.3.4.1 运维人员的软压板操作应在监控后台实现，操作前应在监控画面上核对软压板实际状态，操作后应在监控画面及保护装置上核对软压板实际状态；

5.3.4.2 正常运行的保护装置远方修改定值压板应在退出状态，远方控制压板应在投入状态，远方切换定值区压板应在投入状态。运维人员不得改变压板状态；

5.3.4.3 正常运行的智能组件严禁投入“置检修” 压板，运维人员不得操作该压板；

5.3.4.4 设备开关检修时，应退出本间隔保护失灵启动压板，退出母差装置本间隔投入压板； 5.3.4.5 设备从开关检修改冷备用或保护启用前，应检查确认间隔中各智能组件的“置检修” 压板已取下。

5.3.4.6 禁止通过投退智能终端的断路器跳合闸压板的方式投退保护。5.3.5 定值操作

5.3.5.1 运维人员定值区切换操作在监控后台进行。操作前应在监控画面上核对定值实际区号，操作后应在监控画面及保护装置上核对定值实际区号，切换后打印核对正确； 5.3.5.2 检修人员的修改定值只允许在装置上进行，禁止在监控后台更改。5.4 防误管理

5.4.1 各单位要严格执行公司的相关规定，并制定有关智能变电站的防误闭锁装置管理制度。

5.4.2 安装独立微机防误闭锁系统的智能变电站，防误闭锁系统管理同常规站。

5.4.3 采用监控防误功能的变电站，应按照公司《变电站防误操作技术规定》的相关技术规范要求，采用“计算机监控系统的逻辑闭锁＋本设备间隔电气闭锁” 来实现防误操作闭锁功能。

5.4.4 采用监控防误功能的防误闭锁逻辑应经过运维管理单位审核批准后方能维护进相应自动化设备及后台监控系统，并做好相应备份处理。

5.4.5 监控系统的防误闭锁逻辑应定期进行复核，防误闭锁逻辑软件升级、修改，应严格履行审批手续。

5.4.6 智能化变电站的解锁操作应严格按照安规的相关管理规定执行，各类解锁钥匙及工具应进行统一封存管理。5.5 异常及事故处理

5.5.1 变电站异常及事故处理应按照相关异常及事故处理原则执行。

5.5.2 对于单套配置的智能设备故障，影响保护正确动作时，应申请退出其对应的运行开关。5.5.3 对于双套配置的保护装置单套停运操作无法进行时，应申请停用对应的母差装置失灵保护，及与该保护装置对应的智能终端。

5.5.4 对于双套配置的合并单元单套故障时，应申请停用对应的线路（主变）保护、母线保护装置。

5.5.5 对于双套配置智能终端单套故障可能影响跳合闸回路时，应退出该智能终端出口压板。

5.5.6 交换机故障

5.5.6.1 间隔交换机故障，影响本间隔 GOOSE 链路，应视为失去本间隔保护，应申请停用相应保护装置，及时处理；(按间隔配置的交换机故障，当不影响保护正常运行时（如保护采用直采直跳方式）可不停用相应保护装置；当影响保护装置正常运行时（如保护采用网络跳闸方式），应视为失去对应间隔保护，应停用相应保护装置，必要时停运对应的一次设备。)5.5.6.2 公用交换机故障，根据交换机所处网络位置以及网络结构确定其影响范围，可能影响母线保护、变压器保护、过负荷联切等公用设备，应申请停用相应设备。6 设备管理

6.1 设备分界

6.1.1 主变压器、断路器、隔离开关、互感器（含电子式互感器）、电抗器、电容器、避雷器等属一次设备。电子式互感器以采集单元为维护分界点。采集单元随电子互感器归属一次专业维护，合并单元归属二次专业维护。

6.1.2 成套的智能设备以智能终端的外侧端子排为界，智能终端（含智能终端）至设备本体属一次设备，外侧引线属二次设备；由外配智能终端组成的智能设备，以设备本体（控制端子箱、操作机构箱、汇控柜）二次接线端子排为界，内侧引线（含端子排）属一次设备，外侧引线（含智能终端）属二次设备。

6.1.3 变电站站端设备状态监测系统作为主设备的辅助设备，属于一次设备。6.2 验收管理

6.2.1 工程启动及竣工验收应满足技术协议标准，工程启动调试部门应事先编制调试方案，完成竣工报告。

6.2.2 工厂验收时，对不能具备实际设备拍摄图像的情况，应提供模拟方案，验收合格后应完成出厂验收报告。

6.2.3 变电站严格按照《智能变电站验收细则》 和《智能变电站改造工程验收规范》 验收，并参照相关设备验收管理制度。

6.2.4 运维人员宜提前介入工程安装调试工作，结合现场安装调试，组织运维人员技术培训，做好各项投运前生产准备工作。

6.2.5 验收除常规的移交技术资料外，还应包含全站智能装置的配置文件、软件工具及各类电子文档等资料。

6.2.6 新建、修试后的智能设备，应在设备投运前组织资料验收、外观验收、功能验收，验收中发现问题应及时处理。对于暂时无法处理的一般缺陷，急需投运时，必须经设备主管部门批准后方能投运，要求限期整改。

6.2.7 新建、修试后的在线监测设备，应在设备投运前组织资料验收和外观验收。对于不能在主设备停电时完成的功能验收，在主设备运行、验收条件满足后，立即完成。

6.2.8 工程验收时除移交常规的技术资料外还应包括：

6.2.8.1 系统配置文件、GOOSE 配置图、全站设备网络逻辑结构图、信号流向、智能化设备技术说明等技术资料；各智能电子设备的 CID 文件、ICD 文件，记录所有设备版本号和 CRC 码等；以光盘介质（一式两份）进行备份； 6.2.8.2 系统集成调试及测试报告；

6.2.8.3 设备现场安装调试报告（在线监测、智能组件、电气主设备、二次设备、监控系统、辅助系统等）；

6.2.8.4 在线监测系统报警值清单及说明。6.3 缺陷管理

6.3.1 按照智能变电站智能设备的功能及技术特点，应制订和完善智能设备缺陷定性和分级，使运维人员及专业维护人员了解设备缺陷的危急程度，及时处理，保障设备安全运行。6.3.2 智能设备缺陷分为危急、严重、一般缺陷。6.3.3 智能设备的危急缺陷主要包括下列情况： a）电子互感器故障（含采集模块及其电源）； b）合并单元故障； c）智能终端故障；

d）保护装置、保护测控一体化装置故障或异常； e）纵联保护装置通道故障或异常；

f）GOOSE 断链或异常，SV 断链或异常，可能造成保护不正确动作； g）过程层交换机故障；

h）光功率发生变化导致装置闭锁； i）其它直接威胁安全运行的情况。

6.3.4 智能设备的严重缺陷主要包括下列情况：

a）GOOSE 断链或异常，SV 断链或异常，不会造成保护不正确动作； b）对时系统异常；

c）智能控制柜内温控装置故障，影响保护装置正常运行的； d）监控系统主机（工作站）、远动设备、站控层交换机故障或异常； e）装置液晶显示屏异常； f）接线端子锈蚀严重；

g）测控装置接收合并单元数据异常； h）其它不直接威胁安全运行的情况。

6.3.5 智能设备的一般缺陷主要包括下列情况：

a）智能控制柜内温控装置故障，不影响保护装置正常运行； b）在线监测系统故障； c）网络记录仪故障；

d）辅助系统故障或通讯中断； e）其他不危及安全运行的缺陷。6.4 台账管理

6.4.1 电子式电流互感器

6.4.1.1 电子式电流互感器按对应的间隔（断路器、主变）分相建立设备台帐。

6.4.1.2 电子式电流互感器的命名按照“设备电压等级+设备间隔名称编号+组别号+电流互感器+相别”。例： “220kVXXX 断路器 A 组 1 号电流互感器A 相”。6.4.2 电子式电压互感器

6.4.2.1 电子式电压互感器按对应的母线或间隔（断路器、主变）分相建立设备台帐。6.4.2.2 电子式电压互感器的命名按照“设备电压等级+设备间隔名称编号+组别号+电压互感器+相别”。例： “220kVXXX 断路器 A 组 1 号电压互感器A 相”。6.4.3 电子式电流电压互感器

6.4.3.1 互感器按对应的间隔（断路器、主变）分相建立设备台帐。6.4.3.2 互感器的命名按照“设备电压等级+设备间隔名称编号+组别号+电流电压互感器+相别”。例： “220kVXXX 断路器 A 组 1 号电流电压互感器 A相”。6.4.4 合并单元

6.4.4.1 设备类型：继电保护-合并单元；

6.4.4.2 合并单元按对应的断路器、主变、母线间隔按台建立台帐

6.4.4.3 合并单元的命名按照“电压等级+设备间隔名称编号+合并单元类型+合并单元+组别号。例：“220kV XXX 断路器电流合并单元 A 组”。6.4.5 智能终端

6.4.5.1 设备类型：继电保护-智能终端；

6.4.5.2 智能终端按对应的断路器、主变间隔按台建立台帐。

6.4.5.3 智能终端的命名按照“电压等级+设备间隔名称编号+智能终端+组别号”。例：“220kVXXX 断路器智能终端 A 组”。6.4.6 保护测控一体化装置

6.4.6.1 设备类型：继电保护-测控保护装置；

6.4.6.2 保护测控一体化装置按对应的母线、断路器、主变单元中按台建立台帐。6.4.6.3 保护测控一体化装置的命名按照“设备间隔名称编号+保护测控装置+组别号”。例： “1 号主变保护测控装置 A 组”。6.4.7 交换机

6.4.7.1 单独建立交换机间隔单元，单元中各交换机设备按台建立台帐；

6.4.7.2 属于单个间隔的交换机命名按照“交换机接入的设备间隔名称+网络分层（过程层、间隔层）+交换机+网络组别号（A 或 B 组）。例：“220kV 石利2535 线路过程层交换机 A 组”，“1 号主变间隔层交换机 B 组”。跨间隔的交换机命名按照接入设备的电压等级+网络分层（过程层、间隔层）+交换机+网络组别号（A 或 B 组）。例： “220kV 设备过程层交换机 B 组”。6.4.8 在线监测设备

6.4.8.1 设备类型：一次设备-在线监测设备。

6.4.8.2 按间隔配置的在线监测设备按间隔建立台账，跨间隔配置的在线监测系统单独建立台账。

6.4.8.3 单间隔在线监测设备命名按照“设备间隔名称编号+在线监测对象（如断路器状态、SF6 状态、局部放电、主变油色谱、避雷器状态等）+在线监测设备+编号，例： “1 号主变油色谱在线监测设备第一套”。跨间隔在线监测系统命名按照“电压等级+在线监测对象（如断路器状态、SF6 状态、局部放电、主变油色谱、避雷器状态等）+在线监测系统+编号，例： “220kV 断路器状态在线监测系统第一套”。6.4.9 智能辅助系统

6.4.9.1 智能辅助系统按套建立台帐，纳入智能辅助系统单元；

6.4.9.2 智能辅助系统命名按照“编号（第几套）+智能辅助系统。例： “第一套智能辅助系统”。6.4.10 屏柜

6.4.10.1 线路保护测控二次屏柜、交换机屏柜纳入屏柜单元，按屏柜建立台帐。

6.4.10.2 屏柜命名按照“线路、断路器或主变名称编号+保护测控屏+（组别号）”，智能控制柜命名应含盖对应所有设备名称编号。例： “1 号主变保护测控屏 A”，“1 号主变本体智能终端柜”，“石利 2535 线路保护测控屏 B”。7 智能系统管理

7.1 站端自动化系统 7.1.1 站端自动化系统一般管理要求

7.1.1.1 站端网络设备服务器、交换机、合并单元、智能终端、GOOSE 网络、通讯光纤等设备均属运行设备，任何人员不得随意停用或拔插设备。确需停用时，必须办理相关手续方可停用。

7.1.1.2 站端自动化系统的操作系统、数据库、应用软件等属于变电站内运行设备的一部分，所有人员不得随意进入、退出或者停运监控软件，不得随意拷贝、删除、添加文件，不得在站控层软件系统上从事与后台维护或操作无关的工作。

7.1.1.3 工程师站、运行操作站等人机接口系统应分级授权使用，用户只能在自己的使用权限范围内进行工作，不得越权操作。工程师站、运行操作站微机的光驱、UBS 接口硬密封，严禁非系统管理员使用。

7.1.1.4 用户对密码必须严格保密，防止泄露，必要时定期进行更新。

7.1.1.5 后台机使用必须办理相关手续，并经变电运维人员许可后方可使用，严禁将后台机移作他用。

7.1.1.6 后台机调试、升级或故障处理时，应在做好防止误控运行设备的措施。同时做好系统硬件、软件故障的记录台账，软件修改记录台账，详细记录系统发生的所有问题处理情况。7.1.1.7 运行中站端自动化系统的实时告警事件、历史事件、报表为设备运行的重要信息记录，所有人员不得随意修改和删除。7.1.1.8 停用的站端自动化系统所有服务器、工作站的软驱、光驱及所有未使用的 USB 接口，除系统管理员外，其他用户禁止启用上述设备或接口。7.1.1.9 禁止使用非专用计算机对站端自动化系统进行维护。

7.1.1.10 站端自动化系统软件需修改或升级时，必须经过技术论证，制定实施方案，并经过相关部门确认后方可实施。每次修改或升级后，均应进行一次数据备份，并妥善保存。7.1.2 站端自动化系统监控画面设置原则

7.1.2.1 监控主界面目录索引应包含与实际设备运行状态相对应的一次系统图、站用电系统图、直流系统图、全站 GOOSE 网络图、UPS 系统图；分间隔告警总、运行报表（报表应具备导出功能）； 电流、电压、电能平衡曲线； 故障录波； 无功电压优化控制等。7.1.2.2 一次系统监控画面设置设备的电流、有功、无功、功率因数、母线电压、主变档位、主变温度、开关远方/就地位置、线路有压指示灯、事故总、间隔事故总等基本信息。当任一间隔出现告警、异常、通讯中断时，该间隔开关图形应闪烁提醒，或设置告警总提醒。主变、母线、线路、开关间隔等按电压等级以不同颜色区分，并在有压与无压时自动变色。

7.1.2.3 点击监控主界面任一间隔单元应能进入间隔分画面，分画面应包含该间隔一次接线图，测控、保护、合并单元、智能终端、交换机、远方/就地开关等位置状态提示； 间隔逻辑闭锁功能提示； 负荷电流、电压、有功、无功、功率因数等数据； 光字信号、线路有压指示； 保护定值区切换、保护定值修改、压板投退索引； 顺控操作索引； 智能告警、事故分析索引； 在线监测索引等。间隔分画面内应具备设置屏蔽某一具体信号功能。

7.1.2.4 监控画面应具备监视各间隔保护装置、测控装置、合并单元、智能终端上的“置检修” 硬压板状态的功能。

7.1.2.5 监控画面应具备监视和操作保护装置保护软压板状态的功能，保护软压板分为保护功能投入压板（如差动保护软压板、距离保护、零序保护、投互联、投分列等）、保护出口压板（如跳闸出口、失灵启动、重合闸出口）和接收软压板（MU 投入、GOOSE 接收等）。

7.1.2.6 监控画面应具备监视保护装置软压板状态的功能（远方控制、远方修改定值区、远方修改定值）。

7.1.2.7 监控画面上的保护软压板应有明确且本间隔唯一的编号，在监控后台操作前，需输入间隔编号及压板编号确认操作无误。7.1.3 站端自动化系统异常处理原则

7.1.3.1 监控系统服务器、交换机、网络等设备出现异常，应立即查明原因并切换至备用设备，对不能及时恢复的异常及时通知检修人员进行处理。

7.1.3.2 监控系统双服务器、GOOSE 交换机故障、与该交换机连接的间隔层和过程层设备相应的 GOOSE 断链故障，监控系统发 GOOSE 断链故障，应立即检查相关 GOOSE 交换机、合并单元、智能终端、继电保护及自动装置有无异常信号。

7.1.3.3 终端系统或信号传输通道异常，造成上述信号无法实时监控，由监控值班员通知运维操作班加强相关变电站的巡视，运维操作人员发现异常应及时向监控值班员汇报。7.2 设备状态监测系统

7.2.1 设备状态监测设备的日常管理及维护应按照公司《输变电设备状态监测系统运行管理规定》 相关要求执行。

7.2.2 设备状态监测设备等同于高压主设备进行监视、巡查、维护。

7.2.3 设备状态监测报警值应由生产技术部根据相关标准规范或运行经验制定，检修单位实施报警值的整定和修改，报警值不应随意修改。7.2.4 设备状态监测数据异常信号告警后，运维人员应进行现场检查，主要检查内容如下： a）核对报警值的设置是否变化；

b）检查外部接线、网络通讯是否出现异常或中断； c）查看是否有异常天气影响；

d）核查是否有强烈的电磁干扰源发生，如开关操作，外部短路故障等； e）检查监测装置及系统是否异常； f）比较分析在线监测数据变化的趋势。7.2.5 设备状态监测系统报警后，运维人员应通知检修人员进行现场检查，若经检查是由于系统误报警的，经生产技术部门同意后可退出相应报警功能，缺陷处理后再投入运行。在线监测系统未经运维检修部门同意不得随意退出运行。7.3 智能辅助系统

7.3.1 应按照公司《变电运行管理规范》 有关要求开展常规辅助设备管理。7.3.2 视频监控管理

a）定期巡视视频监控系统，发现问题，及时上报处理。

b）定期检查站内摄像机等图像监控系统设备，定期测试视频联动及智能分析等功能的运行情况发现故障及时处理，确保其运行完好。

7.3.3 安保设备管理

a）变电站应设置全站智能安保系统，安保系统应由视频探头、电子围网、门禁系统等组成，系统具备设备运行状况、视频信息、入侵警报等信息的数字传输功能。

b）应定期检查智能安保系统和附属视频探头等智能感应设备的运行状况和数据传输情况。c）危急情况下能够解除门禁，迅速撤离，门卡的使用权限应经运行管理部门批准，由运维人员监督使用。7.3.4 消防设备管理

a）变电站应设置全站消防报警系统，系统应具备设备运行状况、火灾警报等信息的数字传输功能，并与烟感、红外感应等智能感应设备构成智能消防系统。

b）运维人员应定期巡视火警监测装置配置的传感器，确保其运行完好；应定期检查、试验报警装置的完好性，发现故障及时上报处理。7.3.5 防汛设施管理

a）变电站应根据周边地势和排水情况专设防汛设施，防汛设施应具备设备工况、水位异常警报等信息的远方监测及控制功能。

b）运维人员应定期检查防汛设备的运行状况和数据传输情况。7.3.6 环境监测管理

a）变电站内空调、风机等设施应具备环境温度、设定温度、运行状况等信息的远方监测及控制功能。

b）运维人员应定期检查风机及空调联动运行状况，发现缺陷及时上报处理。7.3.7 其他设施管理

a）GIS 室或 SF6 充气柜室装设 SF6 泄漏报警装置，装置应具备泄漏报警、设备运行状况等信息的数字传输功能。

b）对于装设有红外测温在线监测及大电流桩头温度检测系统的红外测温辅助系统，应定期检查系统运行状况和数据传输情况。资料管理

8.1 管理要求

8.1.1 设备维护部门应按专业技术管理范围，对上述文件存档备案管理。

8.1.2 变电站 SCD 文件、智能电子设备的配置文件、交换机配置文件等电子资料的存储应使用单独的存储介质，并定期进行备份，防止资料受到病毒或者恶意代码的破坏。8.1.3 全站 SCD 配置文件有变更时，必须事先告知各相关专业部门，各专业部门许可后方可更改。维护单位应在维护管理制度和维护手册中明确变更审批流程，SCD 配置文件修改前后应进行备份。8.2 应具备的规程

8.2.1 常规变电站应具备的法规、规程。8.2.2 智能变电站技术导则。8.2.3 高压设备智能化技术导则。8.2.4 变电站智能化改造技术规范。8.2.5 智能变电站继电保护技术规范。8.2.6 智能变电站改造工程验收规范。8.3 应具备的图纸资料

8.3.1 常规变电站应具备的图纸、装置说明书、调试大纲、试验报告。8.3.2 一体化电源负荷分布图。

8.3.3 在线监测传感器位置分布图。

8.3.4 站内 VLan、IP 及 MAC 地址分配列表。8.3.5 交换机端口分配表及电（光）缆清册。8.3.6 监控系统方案配置图。8.3.7 网络通信图。

8.3.8 网络流量计算结果表。8.3.9 保护配置逻辑框图。8.3.10 GOOSE 配置表。8.3.11 SV 配置表。8.3.12 VLan 配置表。8.3.13 屏柜配置表。8.3.14 交换机接线图。8.3.15 功能互操作图。8.3.16 逻辑信号图。

8.3.17 智能电子设备的配置文件和配置软件。培训管理

9.1 管理要求

9.1.1 智能变电站运行维护人员应进行系统培训，了解上级下发的有关智能变电站的相关规定，熟悉智能变电站的新技术、新特点。

9.1.2 智能变电站运维人员应提前学习智能变电站的设计图纸，熟悉变电站的整体结构。9.1.3 设备在厂家联调期间，运维人员入厂学习，熟悉其工作原理。9.1.4 设备现场统调期间，运维人员参与调试工作，熟练操作流程。9.1.5 设备验收结束，设备厂家及现场施工人员应对运维人员进行综合培训，便于运维人员对设备有一整体认识，利于今后的维护与操作。9.2 培训内容及要求

9.2.1 掌握智能变电站的设备结构、原理、性能、技术参数和一、二次设备布置情况，以及设备的运行、维护、操作方法和注意事项。9.2.2 掌握智能变电站一次设备的接线和运行方式。9.2.3 掌握智能变电站二次设备的网络拓扑结构。

9.2.4 掌握智能变电站光互感器、合并装置、智能终端、光纤交换机、在线监测设备等新设备的日常巡视工作。

9.2.5 能审核智能变电站的设备检修、试验、检测记录，并能通过在线监测系统、智能辅助系统和设备红外测温情况等分析设备的健康状况，掌握设备缺陷和运行薄弱环节。9.2.6 熟悉智能变电站相关调度指令，掌握智能变电站软压板操作、定值操作方法。

9.2.7 熟练掌握智能变电站的顺控操作技术（包括顺控操作步骤、顺控票审核、顺控中断处理原则等）。

9.2.8 智能变电站发生事故和异常时，能根据网络分析仪、站端自动化系统、智能状态监测系统、智能辅助系统正确判断故障范围，并能做到迅速、正确地处理事故。9.2.9 掌握 IEC61850 规约的基本知识。

9.2.10 掌握智能变电站 GOOSE、SV 网络传输的具体内容，网络中断时对设备正常运行的影响。

6.智能化变电站 篇六

毕 业 设 计（论 文）开 题 报 告

题目： 浙江云林110kV智能变电站设计

学生姓名： ** 学 号： ********** 所在院系： 电气与电子工程学院 专业班级：******** 指导教师： ***** 职 称： 副教授

2011 年 4 月 5 日

一、选题背景和意义

变电站作为输配电系统的信息源和执行终端，要求提供的信息量和实现的集成控制越来越多，因此，目前的变电站迫切需要一个简约的、智能的系统，实现信息共享，以减少投资，提高运行、维护效率。这些运行和管理的需求使智能变电站成为变电站自动化系统的发展新方向。随着计算机应用技术和现代电子技术的飞速发展，智能变电站离我们越来越近。

建设智能变电站（即数字化变电站）的必要性 1.电力市场化改革的需要

变电站作为输配电系统的重要组成部分，市场化改革对其也提出了新的要求：从变电站外部看，更加强调变电站自动化系统的整体信息化程度，和与电力系统整体的协调操作能力；从变电站内部看，体现在集成应用的能力上，也不同于传统的变电站自动化装置的智能。2． 现有变电站自动化系统存在的不足

1）装置功能独立，且部分内容重复，缺乏高级应用。虽然独立的装置实现了智能，但是却没有真正意义上的变电站系统智能，由于功能独立，装置间缺乏整体协调、集成应用和功能优化；高级应用功能，如状态估计、故障分析、决策支持等尚未完全实现。

2）二次接线复杂、CT/VT负载过重由于测量数据和控制机构不能共享，自动化装置之间缺乏通信等原因，变电站内二次接线十分复杂，且系统内使用的通讯规约不统一，不同的厂家使用不同的通讯规约，在系统联调的时候需要进行不同程度的规约转换，加大了调试的复杂性，也增加了运行、维护的难度，给设计、调试和维护带来了一定的困难，降低了系统的可靠性。同时，存在大量硬接线，造成CT/VT负载过重。

3）装置的智能化优势未得到充分利用。由于站内各套独立的自动化装置间缺乏集成应用，使得智能装置的作用并未完全发挥，从而降低了自动化系统的使用效率和投资价值。

4）缺乏统一的信息模型。相互独立的自动化装置间缺乏互操作性，一方面局限了其在站内的应用，另一方面也给集控中心对信息的集成和维护带来困难。

数字化变电站是基于IEC61850标准体系上，采用了非常规互感器、智能化的一次设备、网络化的二次设备，能够实现智能设备之间的互操作和信息的共享。因为IEC61850技术的先进性，它将推动我国电力系统自动化控制的变革，为我国电力系统稳健、持续的发展奠定坚实的基础，也将产生巨大的效益。数字化变电站是智能电网发展的主要方向。

二、国内外研究现状

我国的智能变电站的发展及研究现状：

国家电网公司在《国家电网公司“十一五”科技发展规划》中明确担出在‘十一五’期间要研究、实施示范智能变电站。国内各网省公司纷纷开始智能变电站试点工程的建设。

目前，智能变电站技术很多，有些已成熟，有些还在研究阶段，有的还处于概念阶段。如：

1）一次设备智能化的实践：目前已有应用，如淮北桓潭110kV智能变电站。2）二次功能网络化的实践：目前已有工程应用，如洛阳金谷园110kV数字化变电站。

3）设备状态检修的实践：智能一次设备状态检修的实践，继电保护二次设备状态检修的实践，目前正在开展研究。

4）站内智能高级应用方案研究：智能告警及分析决策经济运行与优化控制等，正在研究阶段。

5）分布协同智能控制与智能保护研究：目前正在研究阶段。6）主变压器应用新型光栅式温度在线监控系统：目前正在研究阶段。7）GIS组合电气应用SF6压力、微水在线监测系统。

智能变电站研究、建设工作尚处于赴阶段，重点工作主要集中在智能化开关设备的研究开发，尚不具备大范围推广应用的基本条件。主要问题表现在： 1）智能变电站没有相应的设计规范、验收规范、装置检验规程、计量检定规程、运行规范等，需要在实践中不断研究、摸索并制定。

2）智能变电站技术尚不成熟，在智能设备检测装置、一体化信息、平台开发等方面还存在不足之处。

3）智能变电站的投产，使得原有的检验手段已不能满足现场检验的需要，亟待研究新的检测方法，配置相应的检测仪器。

4）智能变电站与传统变电站的导致在维护界限、人员分工等方面需要重新划分。

国外的变电站自动化技术的发展：

国外的变电站自动化技术的发展是从20世纪80年代开始的，以德国西门子公司为例，该公司于1985年投运了第一套变电站自动化系统LSA-678，此后陆续在德国及欧洲投运的该型变电站自动化系统达300多套，LSA-678变电站综合自动化系统1995年在中国正式投运。LSA-678系统结构有两类：一类是全分布式系统；另一类是集中与分布式相结合的系统。这两类系统均由64MB测控系统、7S/7U保护系统和8TK开关闭锁系统三部分构成。

20世纪90年代，日本在多座高压变电站采用了以计算机监控系统为基础的运行系统，其主要特点是继电保护装置下放至开关站，并设置微机控制终端，采集测量值和断路器触点信息，通过光缆传输到主控制室的后台计算机系统中，断路器及隔离开关的操作命令也由主控制室通过光缆下达至终端执行。

总体上来看，国外变电站自动化技术的发展趋势同国内的发展趋势基本上一致，分布式变电站自动化系统已逐步成为技术发展的主流。

三、设计（论文）的主要研究内容及预期目标

主要研究内容：

1）分析智能变电站和传统变电站的区别。2）分析智能变电站需求和功能

3）了解数字化变电站三层网络的含义，在变电站内，三层网络内各智能设备的类型和特点是什么。

4）了解GOOSE、MMS、SV的组网特性。

5）以浙江110KV云林变为例，对站内的二次设备产品、网络、监控后台进行设计和配置。其中包括：

Ⅰ.完成智能变电站一次系统设计

包括变压器的选择：变压器型号及台数的确定；变压器中性点接地方式选择、变压器容量的选择等；电气主接线设计：主接线设计的原则、常见的主接线方式、主接线的经济技术方案比较、主接线的确定；短路电流计算的相关要求和规定、短路点的选取、短路电流的计算；电气设备选择的原则、主要电气设备的选择等。Ⅱ.完成智能变电站二次系统设计 包括通信方式设置，通讯系统协议等。

本文将以浙江云林110KV变电站为契机，设计出技术先进、稳定、典型的新型智能变电站。

四、工作进度安排1、3月25日——4月5日 熟悉课题，收集相关资料，了解相关背景知识，进行可行性分析2、4月5日——5月15日 学习数字化前沿技术和数字化产品测试，并在此基础上结合IEC61850理论基础，完成课题的主题设计，其中包括智能变电站的一次和二次系统的设计，分别分3周时间共计6周进行了解和设计。

3、5月15日——5月25日 完成毕业设计论文，分初步完成和最后修改两步完成。

五、参考文献

[1] 高 翔 数字化变电站应用技术 北京：中国电力出版社,2008 [2] 高 翔，继电保护状态检修应用技术，北京：中国电力出版社,2008.[3] 庞红梅, 李淮海，张志鑫，周海雁 110kV智能变电站技术研究状况 电力系统与保护控制，2010.3 [4] 易永辉 智能变电站信息采集及相关应用研究 许继集团有限公司 2011 [5] GB 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程

[6] 35～110KV 变电所设计规范 GB 50229-2006 主编部门:中华人民共和国能源部 批准部门:中华人民共和国建设部 施行日期:1993 年 5 月 1 日

[7] 《110(66)千伏～220千伏智能变电站设计规范》 国家电网公司，2010 [8] DL/T 587-2007微机继电保护装置运行管理规程 [9] 姚春球, 发电厂电气部分.北京:中国电力出版社,2008 [10]许继 Q/XJS 11.050－2001电力系统保护与监控装置通信规约[S] [11]殷志良 数字化变电站中采样值同步技术研究[J].华东电力，2008 [12]林宇锋 智能电网技术体系探讨[J].电网技术，2009

六、指导教师意见

该同学查阅了大量智能变电站相关参考文献，对论文题目认识清楚，有初步的研究思路，研究计划合理，完成了开题报告的要求。

指导教师签名：*****

7.浅谈变电站的智能化改造 篇七

当下这个时代是信息高速发展的时代, 科学技术在飞速进步, 计算机和信息技术在电力方面的应用也在全面普及, 从而对电力系统的运行和管理发挥着越来越重要的作用。我国各地电网系统建设和改造正在进行, 变电站设备的更新和智能化已经成为电网变革不可阻挡的趋势。

1智能化改造的重要性和变电站发展现状

1.1变电站智能化的重要性

当下, 我国电力系统还存在着不少老式变电站, 不同程度的老化和损坏问题使得我国不得不对这些老式变电站的维护投入很多人力、物力和财力, 但是效果却并不理想。而这些老旧的变电设备基本上都需要在同一时间工作, 这就对变电站的优质、高效运行造成了一定程度的影响。

1.2变电站发展现状

变电站的发展大致分为4个阶段。第一阶段是试用传统变电站阶段, 从20世纪80年代起到90年代止, 以使用晶体管和集成电路为主。第二阶段从20世纪90年代起, 电网配置开始了主要以计算机网络技术为基础的自动化革新。之后的第三阶段就是数字化阶段, 普遍使用的标准是初步成熟的IEC61850。而现阶段就是智能化的第四阶段, 实现变电站的智能化是这一阶段的主题, 早在2009年, 我国国家电网就确立了变电站智能化的任务和目标。

2变电站智能化技术集成

变电站智能化已经成为我国电力系统发展的主导方向, 其建设是一个不断总结经验和不断进行创造性实践的过程。由上文可知, 我国电网的智能化是在原有的数字化基础上进行的, 实质是在数字化变电站基础上对设备和辅助系统进行智能化的逐步改进。

2.1数字化变电站

数字化变电站是在变电站发展的第三阶段出现的, 这类变电站以其分散的功能和对数据的共享为主要特征, 使用的标准是IEC61850。该标准因其面向对象且含有对过程层的模型描述而成为最适用于数字化变电站的标准。在IEC61850标准中规定了一种电网结构体系, 为三层两网结构, 其中三层包括过程层、间隔层和站控层, 两网指的是过程层网络和站控层网络, 两网是以三层中的设备为节点的。

2.2一次设备智能化

所谓“一次设备智能化”, 是指对一次设备的就地测量、状态监控、保护等功能的智能化。一次设备智能化的合格标准是状态的可观测性和智能控制, 一般的实现方案是“一次设备本体+传感器+智能组件”[1]。智能开关的智能组件是对一个或多个二次设备的集成。

2.3一体化信息平台与高级应用

为满足智能化变电站的数字信息化、功能集成化、结构紧凑化、状态可视化等要求, 需要建设以数据整合为基础的一体化信息平台, 将变电站的各种监控数据和设备系统等数据都纳入到同一个信息平台上, 进行统一建模、处理和上传。

2.3.1智能预警与故障综合分析

对事先创建的专家资料库与实时数据进行信息关联分析, 得出分析结果, 运行人员可以根据分析结果对异常和事故进行处理。智能预警功能多是在自动化变电站基础上研发的[2]。

2.3.2智能开票

该系统对设备进行状态规则库匹配后, 自动生成操作票, 这种应用简单易学, 具有较高的可视化程度, 操作迅速。

2.3.3一键式顺序控制

该应用是在变电站原有操作基础上提出的, 一键式顺序控制结合了智能巡视系统, 会自动控制获取所操作设备的视频资料, 而后用图像识别技术识别出设备状态, 进行相应操作。

2.3.4源端维护

这种应用支持各级变电站图模信息的上载和更新, 以确保全网信息的统一性, 实现对智能电子设备参数的自描述, 避免了各级变电站的重复建模。

2.4辅助系统的智能化

视频监控子系统、安全防护子系统、消防子系统及环境监控子系统等都属于辅助系统, 对这些子系统的智能化就是辅助系统的智能化。

2.4.1视频监控子系统

变电站一体化信息平台可与视频监视子系统直接进行交流。视频监控子系统发出预警, 并将预警视频信号发送给信息平台, 使用图像识别技术辨别开关状态, 再将结果反馈给一体化信息平台, 辅助变电站的开关操作和设备维护。

2.4.2安全防护子系统

安全防护子系统的主要功能是获取门禁系统信息。将其按IEC61850标准进行标准化, 并将标准化信息输送给视频监控子系统, 其中, 门禁信息是通过辅助系统和控制单元采集获得的。而后视频监控子系统收集这些信息, 并将预警信息上传给一体化信息平台。

2.4.3消防子系统

消防子系统主要用于开启自动灭火装置及进行火灾隔离, 这一功能是通过闭环控制接收消防设备信息, 再向一体化信息平台传输实现的。视频监控子系统与消防子系统配合, 可以接收到消防的实时视频画面。

2.4.4环境监控子系统

环境监控包括对湿度、风速、空调、给排水等方面的数据采集和监控。情况不同, 接入的辅助子系统也不同。

3变电站智能化改造过程中遇到的问题及解决方案

3.1技术难题

智能化改造是不同于常规改造的。大部分常规变电站在建造时都没有考虑到为智能化奠定改造基础, 常规变电设备常常处于运行状态, 自动化水平很低。因此在设备智能化改造中, 不仅要对站内一次设备进行改造, 还要进行二次设备的智能化改造, 这样需要投入很大资本。所以, 在变电站智能化改造时要进行合理规划, 分阶段、分难度等级、分任务地进行, 以防引起问题。

在对常规设备进行智能化改造时, 需要应用许多新技术, 而有些技术是缺少实践经验的, 如智能预警技术;且有些技术其理论尚不完善, 还处于研发中。这些都是变电设备智能化改造的难题。

3.2解决方案

3.2.1强化管理体系

改造方案的具体实施小组多是由熟悉当地情况的管理人员和技术人员组成的, 在对小组工作进行管理的过程中, 可以制定相关规定, 明确工作任务和责任范围。在工作时, 还可以聘请专业人员解决技术难题, 或通过协调部门关系灵活解决问题。总之, 要明确技术实施和工作管理方向, 合理、高效地组织开展变电站智能化工作[3]。

3.2.2设计需合理、科学

在具体实施过程中, 要吸取常规变电站改造困境的教训, 做好设计方案, 尽可能掌握和应用好最新技术, 以加强设计工作的合理性和科学性。在进行测试工作时, 要注意误操作和配置缺陷等问题, 注重提高工作效率, 吸纳高素质工作人员和专家, 提升工作人员专业素养。

3.2.3应用智能化技术

上文提到了在变电站智能化改造过程中新技术的应用问题。针对这一问题, 智能化改造工作在实施时应该更加注意安全, 要科学、细致地分析技术安全风险, 努力在将风险降到可控范围内的基础上开展工作。

4结语

在我国国家电网的智能化改造中, 常规变电站的智能化革新已经成为非常重要的一个环节。在具体实施革新的过程中, 要总结经验、吸取教训, 扎扎实实做好变电站的智能化革新工作。

参考文献

[1]俞永奇.变电站的智能化建设及应用[D].保定:华北电力大学, 2013

[2]安永成.研究变电站智能化技术[J].电源技术应用, 2013 (9)

8.变电站的智能化建设及应用探讨 篇八

关键词：变电站；智能化；电网系统

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 18-0000-01

智能变电站与电网系统的运行存在直接的关系，其可提高电网运行的安全与稳定，促使电网系统具备高效率的运行能力。电网系统运行改革的不断推进，更是加快变电站智能化的发展速度，而且智能化的变电站能够保障电网系统的运行环境。近几年，变电站的智能化成为电网系统的发展战略，需分析建设及应用，体现变电站智能化的优势。

一、变电站智能化的建设

随着社会经济的快速发展，对于变电站的建设需求越来越高，不仅要满足变电站运行需求，同时还应当提升变电站运行效益，而这就需要实现变电站的智能化建设，以达到提升变电站智能化水平的目的。根据变电站智能化的运行需求，以某变电站为例，分析智能化建设的途径，如下：

（一）一次设备的智能化建设

变电站一次设备的智能化建设，有利于提高数据收集的能力，促使变电站在数据方面具备智能化的特性[1]。该变电站在智能化方面投入大量的建设力度，满足变电站的实际需求。该变电站一次设备的智能化建设集中在两个方面，分析如：（1）GIS设备的智能化建设，其由多项元件组成，强化变压器的绝缘性能，排除其在运行中的缺陷，保障变电站具备智能化的能力，而且GIS提升变电站的抗干扰能力，以免其在运行中受到其他干扰因素的影响，由此提高了电网系统的运行效率；（2）互感器的智能化建设，变电站智能化建设中，承载了高压力的变电运行，促使互感器的结构逐渐复杂，利用电子技术，改进互感器的结构，保障其在变电站中可以体现出数字化的特点，同时该变电站内此类互感器结构，还可以在没有负载的状态下，输出变电站的信息，达到理想化的运行方式。

（二）二次系统的智能化建设

基于智能化的建设要求，该变电站二次系统较为复杂，为变电站提供智能化的服务。例如：该变电站二次系统内的主变保护，在配置上实行智能建设，优化主变配置，该变电站按照智能化建设的规定，对主变保护实行双套维护，融合主变与后备，辅助主变达到一体化的状态，双套维护的智能开发，保障后备系统与测控的有效匹配，进而确保主变配置在智能变电站中的高效性，既可以适应不同等级的变压运行，又可以实现选择性的系统保护。

（三）輔助系统的智能化建设

变电站智能化建设的过程中，非常注重辅助系统的改进。辅助系统包括监控与控制两部分，该变电站在监控、控制两个系统内，均实现相应的智能建设[2]。第一，监控系统，遵循智能化的原则，实现全方面的变电监控，重点在监控系统的通信模块内，实行协调建设，改进监控端，保障其在接收监控信息后可以迅速执行分配，及时传递调度信息，指示各项变电站智能设备的运行，完成监控系统内的信息交互；第二，控制系统，主要是指变电站内直流、交流的控制，实现智能控制，缓解变电站的运行负担，例如：该变电站在原有控制系统的基础上，改进直流与交流的系统分配，尤其是交流配电方面，保护该变电站控制系统的运行，体现智能化的特性。

二、变电站智能化的应用

变电站智能化的建设在整个电网系统中，表现出明显的优势，深入分析变电站智能化的应用，如下：

（一）可视化监控

变电站智能化的建设，实现了可视化监控。智能变电站具备全景网络状态监控的功能，通过智能开关控制器、数字化断路器以及合并器，共同监控变电站的智能化运行[3]。例如：某智能变电站投入应用后，拓宽可视化监控的全景范围，大致表现在三个方面，第一监控该变电站各个运行层的状态，通过节点处反馈的信息，监测变电站的智能化状态；第二完善运行层的通讯流量，避免站控模块失去控制；第三利用VLAN完成虚拟监控，模拟该智能变电站的基本情况，确保其在电网系统中的运行效益。

（二）程序化控制

程序化控制是变电站智能化应用的重要内容，有利于各项设备准确完成切换，体现程序化的控制优势。程序化控制可以智能化分析变电站的运行情况，为故障诊断提供决策依据，在远期阶段还可实现自动隔离。以某大型变电站智能化的应用为例，分析程序化控制的流程，如：（1）通过就地监控和远方调度的方式，为变电站下达操作命令；（2）在程序化控制的状态下，在智能服务器中上传所需的决策信息；（3）智能变电站中的电力人员确定程序化控制的命令是否具备可行性，并将执行命令下发到相关服务器；（4）在指令约束下，完成程序化控制。

（三）智能报警

智能报警是变电站智能化应用的必要环节，其在变电站运行中可以划分为四项模块[4]。如：（1）统一事件信息模型，接收智能变电站已经发生报警的事件源；（2）公共处理模块，处理事件源的各项信息，起到监测、评估的作用；（3）智能体集合模块，重点分析来自上一模块的信息，研究报警的信息；（4）知识库系统，融合了多项变电站的知识，在自学习的过程中，为智能体集合提供报警依据，用于判断智能变电站中的所有信息，同时提出相应的处理建议，有利于故障决策。

三、结束语

变电站的智能化建设，有利于降低电网系统的能源消耗，促使电网变电的过程中能够实现节能降耗，不会产生运行负担。智能变电站的建设与应用，着实提高电网系统的经济效益，稳定电力企业在社会中的地位，适应电力市场的激烈竞争。变电站的智能化建设是电网系统的关键点，为电网系统提供科学的服务方式，保障电网系统的稳定性。

参考文献：

[1]林禹彤.智能变电站的规划与建设[D].吉林大学，2013（25）：23-25.

[2]江亚婧.变电站智能化管理模式的研究[D].华北电力大学，2012（01）：119.

[3]张中宽.智能变电站的系统构成及技术应用研究[J].科技资讯，2012（28）：102.

[4]李皓.浅谈智能电网和智能变电站的技术[J].企业技术开发，2012（23）：90-92.