变电站工程论文范文

导语：如何才能写好一篇变电站工程论文，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

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拟建的220kV排岭变电站位于钦州市钦南区大番坡镇，主要供电范围为钦州市东南部的钦南进口资源加工区、中马工业园，东场镇、那丽镇和那思镇。随着钦南进口资源加工区内大客户的建设，附近的220kV榄坪变电站220kV出线间隔已经不能满足加工区内220kV客户的接入需求。随着负荷发展需要，2012—2015年以及2020年须由排岭变电站供电的最大负荷分别为126、245、250、448和885MW，综上所述，为满足钦南进口资源加工区和中马工业园负荷发展的需要，实施就近提供可靠的220kV及110kV供电电源，新建220kV排岭变电站是必要的。

2变电站工程

2.1工程设想

本变电站按《南方电网变电站标准设计（2011年版）》《南方电网3C绿色电网输变电示范工程建设指导意见（试行版）》《南方电网3C绿色电网输变电技术导则（试行版）》要求，并结合本工程实际情况进行优化。

2.1.1电气主接线

220kV配电装置：终期规模建设双母线双分段接线形式，本期按双母线接线建设。110kV配电装置：终期规模建设双母线接线形式，本期一次建成。10kV配电装置：终期规模建设单母线双分段三段母线接线方式，本期按单母线建设。

2.1.2设备选择

按南方电网3C评价指标进行设备选型，满足3C评价指标的智能化评价指标和绿色评价指标中的控制项、一般项及优选项。主变压器应选用低损耗节能型产品，采用三相三绕组油浸式自冷有载调压变压器。220kV、110kV均选客户外敞开设备，配置电子式电流、电压互感器，为适应客户专线的计量需要，客户专线采用常规电磁型互感器和电子式互感器双重配置。10kV低压配电装置选客户内成套开关柜设备，配置常规电磁型互感器；无功补偿选客户外框架式并联补偿电容器组。设备的外绝缘按Ⅳ级防护等级选取，220kV和110kV泄漏比距取31mm/kV，10kV泄漏比距取31mm/kV（户外），20mm/kV（户内）。220kV、110kV和10kV设备的短路电流水平分别按50、40和31.5kA考虑。

2.1.3电气总平面布置

220kV配电装置布置位于站区的西面，向西出线，断路器双列布置。110kV配电装置布置于站区的东面，向东出线，断路器单列布置。主控楼、1号主变压器、2号主变压器、3号主变压器从南向北依次排列，10kV配电室位于主变压器和110kV配电装置之间。

2.1.4主要设备在线监测

《南方电网3C绿色电网输变电技术导则（试行版）》《南方电网3C绿色变电站示范工程评价指标体系（试行版）》，配置变电站主要设备的在线监测装置。对重要的电气一次设备例如变压器、高压断路器等实施了状态监测，配置一套设备状态监测及评估系统，实现设备多状态量的综合在线监测、诊断、分析和评估，并可将信息上送当地主站。设备状态监测及评估系统后台与变电站监控系统融合。通过仪器测取一次设备的振动信号，也可测取声音、温度、电磁、压力等设备明显特征信号来综合诊断设备问题，做到及时发现缺陷并处理，预防事故事件发生。

2.2变电站控制及系统二次部分

2.2.1系统继电保护及安全稳定控制系统

220kV久隆—排岭I、排岭—榄坪I线路：维持220kV久隆—榄坪I线路现两侧保护，在排岭变电站按照对侧配置同样的保护装置，即220kV久隆—排岭Ⅰ、排岭—榄坪I线路每回线均各配置1套光纤分相电流差动保护和1套光纤分相距离保护，保护命令分别通过不同路由的专用纤芯和2Mbit/s光纤通道传输。220kV久隆—排岭Ⅱ、排岭—榄坪Ⅱ线路：220kV久隆—排岭Ⅱ、排岭—榄坪Ⅱ线路均各配置2套光纤分相电流差动保护，保护命令分别通过不同路由的专用纤芯和2Mbit/s光纤通道传输。220kV排岭—锐丰、排岭—星王线路：220kV排岭—锐丰、排岭—星王线路暂按各配置2套光纤电流差动保护考虑，保护命令通过专用纤芯传输。220kV母线按双重化配置2套母线保护，每套均配置母线充电保护、断路器失灵保护。110kV母线配置1套微机型母线保护。110kV线路暂按配置保护测控一体化微机距离保护考虑。本期220kV部分、110kV部分各配置1套微机故障录波柜。变电站配置1套保护与故障信息管理子站系统。变电站配置1套低频低压减载装置。

2.2.2调度自动化及电能计量

排岭变电站由广西电网电力调度控制中心(以下简称广西中调)和钦州电网电力调度控制中心（以下简称钦州地调）双重调度管理，远动信息直采直送广西中调、备调与钦州地调。排岭变电站设置两台互为热备用的远动工作站，采用调度数据网和2Mbit/s数据专用通道与广西中调通信；采用调度数据网与广西中调备调通信；采用调度数据网和4线模拟通道与钦州地调通信。排岭变电站采用调度数据网传送远动信息，相应配置二次安全防护系统。排岭变电站计量点按照《广西电网公司电能计量装置配置及验收技术标准》（Q/GXD116.01–2007）的要求进行设置。计量关口点采用“常规互感器+常规电能表”配置，变电站配置一套电能量远方终端，采集变电站电能表电能量信息送钦州供电局计量自动化系统。

2.2.3系统通信

光纤通信：220kV久隆—榄坪I线路上已有24芯OPGW光缆，本工程把该光缆沿线路π接进排岭变电站，形成久隆变电站—排岭变电站—榄坪变电站光缆路由。系统组织：排岭变电站配置两套STM–16光纤传输设备，分别接入钦州电网光纤通信传输网I、Ⅱ，接入点均为久隆变电站和榄坪变电站，接入带宽采用2.5Gbit/s。排岭变电站设置调度数据网设备一套，接入广西电网调度数据网。排岭变电站配置1套综合数据网络的接入设备。排岭变电站、广西中调、钦州地调各配置1套PCM终端。排岭变电站不配置数字程控调度交换机，由钦州地调、中调的数字程控调度交换机分别设置小号。本站相应配置一套录音系统。排岭变电站设一门公网电话。排岭变电站配置机房动力环境监测系统1套。通信电源：配置2套通信电源系统。具体配置为：直流配电屏二台，高频开关电源二套，蓄电池二组。排岭变电站配置1台光纤配线柜(ODF)、1台数字配线柜(DDF)及1台音频配线柜(MDF&BDF)。

2.2.4电气二次

排岭变电站控制方式采用综合自动化系统，五防主机按双机冗余配置，其中一立配置，另一台与操作员站共用，采用在线式五防，实现全站全程实时在线操作闭锁。220kV、110kV、10kV间隔及主变压器均采用保护测控一体化装置，其中220kV电压等级、主变压器等冗余配置，主变压器非电量保护、110kV、10kV单套配置，合并单元、智能终端配置原则与继电保护装置相同。“二次设备及其网络”配置满足3C评价指标的控制项及一般项，部分满足优选项。变电站自动化系统按照DL/T860通信标准，在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层组成，按三层结构两层网络设计。站控层网络采用双星形网络结构，双网双工方式运行。过程层网络考虑SV、GOOSE、IEC61588三网合一，220kV电压等级过程层网络按双套物理独立的单网配置，110kV电压等级过程层网络按双网配置；10kV不设独立的过程层网络，GOOSE信息利用站控层网络传输。10kV保护就地布置。按3C评价指标的“其他二次系统”配置要求，满足控制项及一般项，部分满足优选项。即变电站视频及环境监测系统与消防及火灾自动报警系统、变电站自动化系统、地区调度自动化系统、采暖通风系统联动，实现可视化操作。辅助系统统一后台，采用标准的信息模型、通信规约、接口规范，具备接入远方主站的功能。按3C评价指标配置“智能高级应用系统”，满足控制项，部分满足一般项及优选项。即配置一次设备在线监测评估系统，对重要的电气一次设备实施状态监测；具备智能告警与事故信息综合分析决策功能，变电站自动化系统具备程序化操作功能，程序化操作与视频监控系统实现联动。具备源端维护功能，完成全站完整的数据模型配置。具备基于DL/T860标准的配置文件自动生成图模库功能，自动导出符合IEC61970标准的CIM模型文件功能。变电站配置网络通信记录分析系统。监视方案考虑按不同网段进行监视，即站控层网段、220kV网段、110kV网段及主变压器网段。变电站220kV、110kV母联断路器装设独立的充电、过流保护装置。主变压器配置1面微机故障录波柜。变电站配置电能质量在线监测装置，小电流接地选线系统及二次防雷系统。全站设两套直流系统，按两充两蓄设计。

3节能降耗分析

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1.1施工材料采购权限不清

变电站土建工程项目施工主要材料和周转材料费用，往往在内部预算中站到了60%，是整个成本控制工程中最关键的环节。施工企业若想更好地实现预定的成本目标，就必须重视施工材料采购工作，合理制定材料计划，落实材料采购权限以及加强施工现场管理。但是目前大多数变电站土建工程施工材料采购权限不清，采购招投标制度没有根据工程施工具体情况而定，不但可能对施工材料质量以及供应时间产生影响，还可能滋生腐败。比如某变电站土建工程所使用的施工材料主要分为三种采购方式，一是钢筋、模板材料由集团公司采购部统一采购；二是构架等重要材料由建设单位采购供应；三是水泥、砂石等材料由项目部采购。这种采购模式，使得采购制度执行不严格，存在较多随意采购的行为，这就给一些不法份子提供了可趁之机，影响了工程整体施工的成本投入。目前大多数材料管理部门没有电脑，所有工作都采用原始的纸质化办公，不仅耗费人力，而且还非常容易出错，形成潜在的成本管理与控制漏洞。

1.2招标工作不到位

变电站土建工程项目招标工作主要包括分包工程招标、劳务招标以及设备租赁招标等。随着我国社会经济的发展，建筑市场体制不断改革，大多数变电站土建工程招标工作都在逐渐完善。但是从整体水平看，变电站土建工程项目在前期招投标工作并不到位，签订合同存在较大的随意性，这点相对而言比较好管理。另外有一些是当地政府“推荐介绍”的劳务队，由于劳务队伍过少，不能形成有效的竞争局面，在谈判价格时不能处于有利的地位，给成本管理带来了较大的难度。对于变电站土建工程而言，机械租赁费用往往是工程成本投入额最大的。部分施工企业为了节省成本，缩短施工周期，可能会加大机械租赁量，这势必会造成机械租赁费用的上升。但是机械租赁施工市场招投标单位并不多，最终造成机械租赁费用过大。

1.3缺乏历史数据

在变电站土建工程项目施工成本管理与控制中，施工企业经常会根据历史数据对工程成本进行预测，往往对直接费用和间接费用采用了定性的预测方法，对分包工程采用了定量预测方法，定性预测相对定量预测，一般误差较大。但是工程施工企业在很多时候不得不采用定性的预测方法，这就是由于历史数据缺乏造成预测依据不足造成的。在施工企业中，历史成本数据积累并没有形成一定规程，往往依靠的是项目经理个人经验，缺乏详实的数据支持，造成成本预测工作存在一定的盲目性，给成本管理带来了一定的难度。

1.4工程项目考核制度不健全

在变电站土建工程项目成本考核体系中，集团公司每年年末对分公司进行考核，考核依据往往是内部结算额计算的成本降低额，内部结算额通过调整项目外部结算情况而定。对分公司考核的结果作为分公司计算年薪的重要依据。这种考核方式使得成本主要压力由项目经理承担，其他成本则在其推动下被动进行成本管理工作，使得项目经理个人工作价值不能单独体现。在这样的考核制度下，大大影响了成本管理工作开展的活力，是阻碍成本控制活动开展的最大力量。

2改善变电站土建工程项目成本管理与控制工作的有效措施

2.1施工材料采购集约化和管理信息化

所谓集约化，实质就是对施工材料进行统一的管理，构建完善的材料管理体系和工作管控制度，全面推行现场施工材料采购集约化。在实施过程中，必须不断健全材料管理体系，制定系统化管理标准和平台，统一采购、统一监造、统一结算。同时应该把材料采购的权限集约到集团公司，发挥集中采购优势，最大程度降低管理成本。在每年上报的材料采购计划中，采购部门需要根据需求计划、轻重缓急以及市场供应具体情况等，制定适合的采购方式，实施集中统一采购。由于材料采购量大、所需种类较多，对材料采购管理带来了较大的难度，随着信息化社会的不断发展，引入相关计算机成本管理系统，对材料各种验收、领用、调拨、存储等工作进行科学的管理，使材料核算以及成本数据更加准确可靠，大大节约了人力资源和时间，有利于工程项目成本管理与控制工作的深入。

2.2加强招标工作力度

为了加强招投标工作力度，需要对工程项目参建各方全面落实责任制，严格执行招标程序与管理细则。首先分公司需要成立专门的招标领导小组，各部门各司其职，同时受到纪检监察部门的监督，工程建设公司必须对以任何理由逃避招标或者变通招标的行为进行严查、处罚，确保招标工作的严肃性。评标应该遵循客观公正、科学合理的原则，随机选取评标专家，公开透明评标标准和评标方法。审计部门必须对签证审计环节加强监督力度，使合同签订依照相关的投标价，结算时不得随意更改合同价。通过招标程序的严格执行，可最大程度降低工程成本管理难度，减少不必要的资金投入。

2.3建立完善的成本数据库

为有效提高成本管理与控制水平，增加成本预测的准确性，首先就需要确保成本数据的准确性和完整性。对于变电站土建工程项目建设而言，可以在其内部建立完善的成本数据库。随着计算机技术、网络技术以及数据库技术的飞速发展，在土建工程项目中采用各种数据库软件系统，将数据上传并储存于服务器上。接着各管理部门可以通过互联网对服务器进行访问，便于及时查询工程成本数据，管理人员还具有修改工程数据的权限。成本数据库的完善，不仅可以保证数据的真实性和可靠性，为成本科学的预测提供依据，还可以有效降低成本管理与控制工作的难度。

2.4健全成本考核体系

成本考核体系直接关系着成本预测、成本控制、成本分析与核算工作等，是变电站土建工程整个成本管理过程中关键的环节。首先需要全面落实责任制，分公司领导绩效考评不仅受到分公司利益的影响，还与所管理的项目效益直接挂钩，充分调动各领导层成本管理的积极性。有条件的工程项目队，可以实行直管式承包，从而增强全体员工对成本管理的认识程度，以提高项目的经营能力。

3结束语

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因为变电站的性质特殊性，它的施工管理受到传统的管理方式影响很大，这是不利于其健康发展的，也与现当代的形势发展不相符。在改革开放不断深入的发展下，我国变电站工程的相关电力设备开始有了更新换代，电网运行走向了集团化运作、集约化发展、精细化管理的标准化建设，在这种发展形势下，就必须要有与之相适应的标准化的施工管理来做保障。一般来说，变电站的施工管理主要包括质量管理、安全管理和成本管理三部分。

二、变电站施工中成本控制的要求和任务

变电站的施工成本控制基本要求主要有三个方面，第一，成本控制必须要在变电站的整个成本管理过程中得到落实，并贯穿于整个变电站施工过程的各个环节，只有在施工的各个程序各个环节上严格的控制成本核算，才能在总体上实现成本控制；第二，全员成本控制意识必须有所加强。变电站成本控制，不仅仅是管理者所要考虑的事情，更是全体员工必须时刻注意的问题，在工作中要对所涉及的成本支出要最大化的节约，要求从设计人员、招标人员到施工人员、竣工结算人员都必须加强对成本控制的宣传教育，强化成本控制意识深入人心；第三，利用现代先进的核算方式进行成本清算，确保成本控制的力度，尤其是在规模较大的施工项目中的成本清算工作，更要加以应用。变电站施工成本控制的主要任务包括两个方面：第一，在施工前期做好相应的预算清单，具体的成本清单罗列要详细完整，以及注意事项和合同监管技术部分的列出，把变电站的施工成本放在控制领域。第二，要加强对变电站施工人员的成本意识教育，确保施工过程中对成本控制能够做到事前控制以及事中、事后控制。

三、变电站的施工管理及其成本控制存在问题

1、没有形成成本管理意识

在变电站工程建设中，建设的项目负责人对于成本控制的意识较为淡薄，由于其性质的特殊，因此，在施工的整个过程中成本核算处于轻视的状态，成本控制力的薄弱、施工的工期安排不科学，致使出现施工机械的闲置、施工人员的窝工现象。另外，在成本管理活动中，缺少足够的人数安排，又没有具备健全的成本意识理念，对于成本控制及工程建设的重要性缺乏足够的认知，管理活动没有针对性指导，缺乏科学的计划组织和成本控制能力。

2、控制机制不健全

控制机制不健全，没有形成完整高效的体系，造成工程建设中出现安全问题时无法确定相应的负责人。因此，在变电站的施工过程中就必须要建立一整套完整高效的而又有激励效用的控制机制，把员工的积极性调动起来，形成对施工管理和成本控制更好的控制机制。从当前实际来看，很多的变电站在施工过程中，并不具备有效的控制机制，这样的结果就是一方面很难调动施工人员的工作积极性，不利于施工顺利进行；另一方面很容易使施工的成本超出预定的标准。

3、施工管理活动不规范

在国家的大力支持下，标准化的变电站施工管理在我国已经有了很广泛的应用，但是从应用的实际来看仍然还存在着一些不足，这主要是由于传统施工管理观念残余与新的标准化施工管理之间形成的冲突造成的。例如在标准化施工管理中，对于施工目标的制定缺乏明确性，制度不健全，使施工中的质量安全无法达到预期的控制目的；管理机构的设置也过于简单，而且部门间的职责权限不清晰，缺少专业性，形成交叉管理、多重管理的现象；另外，施工人员的素质有待提高，与先进的标准化管理模式还存有一定的差距。

4、忽视细节成本的分析

很多的变电站施工在进行成本控制时往往注重的是对重点项目的管控，而忽视了具体细节上的成本计算。就如：资金成本方面、采购成本方面、质量成本方面等都很容易被忽视，核算的台账名不副实，不利于项目经理自身在施工后进行量差与价差的对比分析，也不利于对盈利活动的总结。

四、变电站施工管理与成本控制的优化措施

1、施工管理方面

第一，对施工组织设计和资源配置进行优化。优化施工组织设计和资源配置中施工的合理安排、劳动组织、技术的进步和资源的科学配置，和工程进度的加快相结合是最大的节约，如果没有按照这样的方式做的话会出现反面的影响，形成很大的浪费。由于变电站的施工全过程都体现着企业的经济活动，与成本的关系十分密切，而施工的安排是否合理、劳动组织和技术的是否先进以及资源配置是否合理都对变电站的施工成本控制有着重要的影响。

第二，严格质量监督，减少返工率。在变电站施工过程中，对于施工质量的严格把控，把企业的发展规划和战略方针贯彻到整个施工过程，各个部门和各个级别的质量监督人员要对施工的各个程序进行严格的质量把控，对于潜在的质量风险进行及时的防范解决，尽可能的把质量问题从根源上排除，确保施工的一次性完成，一次合格，减少返工重修现象的发生，从而节约工程成本。

第三，重视安全管理。施工管理者要把安全管理贯彻整个施工现场，切实做好安全保障，防止安全事故的发生，使资金的使用更加有效。

第四，健全权责制制度。对施工中责任职权进一步的细化，建立健全施工管理制度和施工财务管理制度，把财务管理和施工质量科学结合。对每一施工都有明确的责任人，减少因为责任制的不明导致施工人员的懈怠。

2、成本控制方面

第一，做好对成本的预测分析工作。任何一项工程建设都离不开成本预测，尤其是对于变电站施工来说，更是如此，因为变电站施工涉及到诸多领域，需要用到很多的电力设备而且施工也较为复杂，有一定的难度，如果没有科学详细的成本预测分析，极易造成成本的超支现象，给企业的成本规划带来不利影响。

第二，进行动态化的施工成本监控。在制定合理的施工方案后，就要在结合工程施工的实际和施工方法的基础上，对施工的各个阶段的成本进行动态化的监控管理，重点加大对工程材料费方面的监控，实时的对这一费用进行严密的把控，确保合理。

第三，提高施工人员的成本控制意识，注重细节成本。培养一支高素质、高技能的施工队伍，不仅可以提高施工质量，而且还可以有效地节约施工成本，施工人员是施工的主体，加强成本控制，首要的就是从意识上对施工人员进行强化。另外，要对每一施工的关键细节，进行应有的严格的成本控制分析，要把重点项目与关键细节有效结合，统筹兼顾，把成本控制全面的渗入。

五、结语

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一、继电保护定值整定工作（10kv及以下）

96年9月至97年担负分公司10kv配电线路（含电容器）、10kv用户站继电保护定值整定工作，由于分公司原来没有整定人员，但自从开展工作以来建立了继电保护整定档案资料，如系统阻抗表、分线路阻抗图、系统站定值单汇总（分线路）用户站定值单汇总（分线路），并将定值单用微机打印以规范管理，还包括各重新整定定值的计算依据和计算过程，形成较为完善的定值整定计算的管理资料。近两年时间内完成新建贯庄35kv变电站出线定值整定工作和审核工作。未出现误整定现象，且通过对系统短路容量的计算为配电线路开关等设备的选择提供了依据。97年底由于机构设置变化，指导初级技术人员开展定值整定工作并顺利完成工作交接。

二、线损专业管理工作

96年至98年9月，作为分公司线损专责人主要开展了以下工作：完成了线损统计计算的微机化工作，应用线损计算统计程序输入表码，自动生成线损报表，并对母线平衡加以分析，主持完成理论线损计算工作，利用理论线损计算程序，准备线损参数图，编制线损拓补网络节点，输入微机，完成35kv、10kv线路理论线损计算工作，为线损分析、降损技术措施的采用提供了理论依据，编制“九五”降损规划，96-98各年度降损实施计划，月度、季度、年度的线损分析，积极采取技术措施降低线损，完成贯庄、大毕庄等35kv站10kv电容器投入工作，完成迂回线路、过负荷、供电半径大、小导线等线路的切改、改造工作，98年关于无功降损节电的论文获市电力企协论文三等奖，荣获市电力公司线损管理工作第二名。参与华北电力集团在天津市电力公司试点，733#线路降损示范工程的改造工作并撰写论文。

三、电网规划的编制工作

98年3月至98年11月，作为专业负责人，参与编制《东丽区1998-2000年电网发展规划及2010年远景设想》工作，该规划涉及如下内容：电网规划编制原则、东丽区概况、东丽区经济发展论述、电网现状、电网存在问题、依据经济发展状况负荷预测、35kv及以上电网发展规划、10kv配网规划、投资估算、预期社会经济效益、2010年远景设想等几大部分。为电网的建设与改造提供了依据，较好地指导了电网的建设与改造工作，并将规划利用微机制成演示片加以演示，获得了市电力公司专业部室的好评。

四、电网建设与改造工作

96年3月至现在参加了军粮城、驯海路35kv变电站主变增容工作，军粮城、驯海路、小马场更换10kv真空开关工作，参加了贯庄35kv变电站（96年底送电）、东丽湖35kv变电站（98年12月送电）、小马场35kv变电站（99年11月送电），易地新建工作，新建大毕庄35kv变电站（99年12月送电、2000年4月带负荷）、先锋路35kv变电站（2000年8月送电）。目前作为专业负责开展么六桥110kv变电站全过程建设工作，参加了厂化线等5条35kv线路大修改造工作，主持了农网10kv线路改造工程，在工作中逐步熟悉设备和工作程序，完成工程项目的立项、编制变电站建设及输电线路改造的可行性报告，参与变电站委托设计，参加设计审核工作，参加工程质量验收及资料整理工作，制定工程网络计划图，工程流程图，所有建设改造工程均质量合格，提高了供电能力，满足经济运行的需要，降低线损，提高供电可靠性和电能质量，满足了经济发展对电力的要求，取得了较好的经济和社会效益。

五、专业运行管理

参加制定专业管理制度，包括内容是：供电设备检修管理制度；技改、大修工程管理办法；固定资产管理办法实施细则；供电设备缺陷管理制度；运行分析制度；外委工程管理规定；生产例会制度；线路和变电站检修检查制度；技术进步管理及奖励办法；科技进步及合理化建议管理制度；计算机管理办法、计算机系统操作规程。技术监督管理与考核实施细则；主持制定供电营业所配电管理基本制度汇编。参加制定生产管理标准，内容是：电压和无功管理标准；线损管理标准；经济活动分析管理标准；设备全过程管理标准；主持制定专业管理责任制：线路运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器专业工作管理网及各级人员责任制；防污闪工作管理责任制；防雷工作管理责任制；电缆运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器反措实施细则。主持制定工程建设项目法人（经理）负责制实施细则及管理办法；城乡电网改造工程招投标管理办法（试行）；城乡电网改造工程质量管理暂行办法等。

积极开展季节性工作，安排布置年度的重要节日保电工作、重大政治活动保电安排、防汛渡夏工作，各季节反污工作安排。

这些工作的开展，有力地促进了电网安全稳定运行。

六、科技管理工作

96年至今，在工作中尽可能采用计算机应用于管理工作之中，提高工作效率和管理水平。一是应用固定资产统计应用程序，完成全局固定资产输机工作，完成固定资产的新增、变更、报废、计提折旧等项工作。二是应用天津市

技改统计程序完成技术改造（含重措、一般技措项目）的统计分析工作。三是作为专业负责完成分公司地理信息系统的开发应用工作，组织完成配电线路参数、运行数据的录入工作，形成线路数据库，并用autocad绘制分公司地理图，在地理图上标注线路的实际走向，所有线路参数信息都能够在地理图上的线路上查询的出，该项成果获天津市电力公司科技进步三等奖。五是完成配电线路加装自动重合器（112#线路）试点工作，形成故障的自动判断障离，提高了供电可靠性，为配电线路自动化进行了有益尝试。四是2000年9月主持完成分公司web网页浏览工作，制定分公司“十五”科技规划及年度科技计划，制定科技管理办法，发挥了青年科技人员应发挥的作用。

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96年9月至97年担负分公司10kv配电线路（含电容器）、10kv用户站继电保护定值整定工作，由于分公司原来没有整定人员，但自从开展工作以来建立了继电保护整定档案资料，如系统阻抗表、分线路阻抗图、系统站定值单汇总（分线路）用户站定值单汇总（分线路），并将定值单用微机打印以规范管理，还包括各重新整定定值的计算依据和计算过程，形成较为完善的定值整定计算的管理资料。近两年时间内完成新建贯庄35kv变电站出线定值整定工作和审核工作。未出现误整定现象，且通过对系统短路容量的计算为配电线路开关等设备的选择提供了依据。97年底由于机构设置变化，指导初级技术人员开展定值整定工作并顺利完成工作交接。

二、线损专业管理工作

96年至98年9月，作为分公司线损专责人主要开展了以下工作：完成了线损统计计算的微机化工作，应用线损计算统计程序输入表码，自动生成线损报表，并对母线平衡加以分析，主持完成理论线损计算工作，利用理论线损计算程序，准备线损参数图，编制线损拓补网络节点，输入微机，完成35kv、10kv线路理论线损计算工作，为线损分析、降损技术措施的采用提供了理论依据，编制“九五”降损规划，96-98各年度降损实施计划，月度、季度、年度的线损分析，积极采取技术措施降低线损，完成贯庄、大毕庄等35kv站10kv电容器投入工作，完成迂回线路、过负荷、供电半径大、小导线等线路的切改、改造工作，98年关于无功降损节电的论文获市电力企协论文三等奖，荣获市电力公司线损管理工作第二名。参与华北电力集团在天津市电力公司试点，733#线路降损示范工程的改造工作并撰写论文。

三、电网规划的编制工作

98年3月至98年11月，作为专业负责人，参与编制《东丽区1998-2000年电网发展规划及2010年远景设想》工作，该规划涉及如下内容：电网规划编制原则、东丽区概况、东丽区经济发展论述、电网现状、电网存在问题、依据经济发展状况负荷预测、35kv及以上电网发展规划、10kv配网规划、投资估算、预期社会经济效益、2010年远景设想等几大部分。为电网的建设与改造提供了依据，较好地指导了电网的建设与改造工作，并将规划利用微机制成演示片加以演示，获得了市电力公司专业部室的好评。

四、电网建设与改造工作

96年3月至现在参加了军粮城、驯海路35kv变电站主变增容工作，军粮城、驯海路、小马场更换10kv真空开关工作，参加了贯庄35kv变电站（96年底送电）、东丽湖35kv变电站（98年12月送电）、小马场35kv变电站（99年11月送电），易地新建工作，新建大毕庄35kv变电站（99年12月送电、2000年4月带负荷）、先锋路35kv变电站（2000年8月送电）。目前作为专业负责开展么六桥110kv变电站全过程建设工作，参加了厂化线等5条35kv线路大修改造工作，主持了农网10kv线路改造工程，在工作中逐步熟悉设备和工作程序，完成工程项目的立项、编制变电站建设及输电线路改造的可行性报告，参与变电站委托设计，参加设计审核工作，参加工程质量验收及资料整理工作，制定工程网络计划图，工程流程图，所有建设改造工程均质量合格，提高了供电能力，满足经济运行的需要，降低线损，提高供电可靠性和电能质量，满足了经济发展对电力的要求，取得了较好的经济和社会效益。

五、专业运行管理

参加制定专业管理制度，包括内容是：供电设备检修管理制度；技改、大修工程管理办法；固定资产管理办法实施细则；供电设备缺陷管理制度；运行分析制度；外委工程管理规定；生产例会制度；线路和变电站检修检查制度；技术进步管理及奖励办法；科技进步及合理化建议管理制度；计算机管理办法、计算机系统操作规程。技术监督管理与考核实施细则；主持制定供电营业所配电管理基本制度汇编。参加制定生产管理标准，内容是：电压和无功管理标准；线损管理标准；经济活动分析管理标准；设备全过程管理标准；主持制定专业管理责任制：线路运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器专业工作管理网及各级人员责任制；防污闪工作管理责任制；防雷工作管理责任制；电缆运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器反措实施细则。主持制定工程建设项目法人（经理）负责制实施细则及管理办法；城乡电网改造工程招投标管理办法（试行）；城乡电网改造工程质量管理暂行办法等。

积极开展季节性工作，安排布置年度的重要节日保电工作、重大政治活动保电安排、防汛渡夏工作，各季节反污工作安排。

这些工作的开展，有力地促进了电网安全稳定运行。

六、科技管理工作

96年至今，在工作中尽可能采用计算机应用于管理工作之中，提高工作效率和管理水平。一是应用固定资产统计应用程序，完成全局固定资产输机工作，完成固定资产的新增、变更、报废、计提折旧等项工作。二是应用天津市

技改统计程序完成技术改造（含重措、一般技措项目）的统计分析工作。三是作为专业负责完成分公司地理信息系统的开发应用工作，组织完成配电线路参数、运行数据的录入工作，形成线路数据库，并用autocad绘制分公司地理图，在地理图上标注线路的实际走向，所有线路参数信息都能够在地理图上的线路上查询的出，该项成果获天津市电力公司科技进步三等奖。五是完成配电线路加装自动重合器（112#线路）试点工作，形成故障的自动判断障离，提高了供电可靠性，为配电线路自动化进行了有益尝试。四是2000年9月主持完成分公司web网页浏览工作，制定分公司“十五”科技规划及年度科技计划，制定科技管理办法，发挥了青年科技人员应发挥的作用。

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关键词：智能变电站；自动化系统；体系结构；设备配置；

中图分类号： TP27 文献标识码： A

1.引言

随着电力工业不断发展，逐渐具备了发展建设智能电网的基础和条件，尤其是近年来通信、计算机、自动化等技术在电力系统中广泛深入应用，与传统电力技术进一步融合，极大提升了电网智能水平。

国内变电站自动化技术已经具有一定水平，基本实现间隔层和站控层间数字化，但也存在一些问题，如变电站内存在多套系统、信息共享困难、设备间操作性差、系统可扩展性低、可靠性受二次电缆及电磁干扰，制约变电站可靠性、实时性、经济性进一步提升。国家电网公司针对智能变电站自动化技术研究，目的是进一步提高输配电系统生产运行可靠性和稳定性，以及电网调度智能化自动应对能力。

2.变电站自动化系统体系结构

根据《国家电网公司输变电工程通用设计（110（66）~750kV智能变电站部分》以及国家电网基建【2011】58号、539号等文件要求，66kV智能变电站自动化系统主要按如下原则设计：

--变电站自动化系统按无人值班智能化变电站；

--变电站自动化系统构成采用开放式分层分布系统；

--变电站自动化系统统一组网信息共享；

--变电站自动化系统具有电力调度数据专网的接口，软件、硬件配置支持联网通信技术以及通信规约要求；

--网络安全满足《电力二次系统安全防护规定》（电监会5号令）、《电力二次系统安全防护总体方案》要求，进行安全分区，通信边界安全防护，确保控制功能安全；

--提高变电站运行自动化水平和管理效率，优化变电站设备的全寿命周期成本。

2.1系统体系结构及网络方案

66kV智能变电站自动化系统是基于IEC61850标准的面向对象和开放式分层分布思想构建，实现变电站信息化、自动化和互动化。

本论文拟定两种方案，方案一采用三层两网结构，三层结构为站控层、间隔层和过程层三层设备。两网为站控层网络，过程层网络。方案二采用三层一网结构，取消过程层网络。

站控层网络是连接站控层设备和间隔层设备、站控层以及间隔层内不同设备的网络，实现层间设备和层内设备信息交互。站控层网络采用星型以太网络，MMS、GOOSE（逻辑闭锁）、SNTP共网运行，全站数据传输数字化、网络化、共享化。

过程层网络采用以下两种方案：

方案一：保护直采直跳，采样值SV、GOOSE报文共网传输，即保护装置采样、保护跳闸均采用点对点方式，保护联闭锁、失灵、告警等信号及测控、计量等采样值信息共网传输。优点：保护直采、直跳，不依赖于交换机；SV、GOOSE报文共网传输，相对单独成网，减少了过程层交换机的数量。缺点：对于跨间隔保护装置由于光口多，装置通信处理压力大，报文处理存在一定延时；装置光口多，熔接点多，接线复杂；多光口设备发热量大，影响装置使用寿命；信息无法共享，不便于故障分析；光缆数量较大。

方案二：保护直采直跳，不设置过程层网络，过程层不设置过程层交换机，间隔层交换机集成过程层交换机功能，利用间隔层装置透传功能，取消过程层网络。优点：取消了过程层网络；接线简单，光纤连接清晰；节约投资。缺点：站控层网络流量大，对站控层网络交换机要求较高。

66kV智能变电站站控层信息相对较少，站控层网络交换机足以满足信息传输要求，本着节约投资，保证功能原则，综合对比过程层网络两种方案，建议66kV智能变电站过程层网络设计采用方案二，保护直采直跳，取消过程层网络。整站结构采用三层一网（三层：站控层、间隔层和过程层；一网：站控层网络），取消过程层网络。

2.2系统设备配置方案

66kV智能变电站自动化系统采用三层一网设计，保护直采直跳，取消过程层网络。下面针对各层功能及设备配置情况进行详细介绍。

站控层采用高度集成一体化系统，配置符合IEC 61850标准的监控、远动等系统。监控系统集成操作员工作站、VQC、五防一体化、程序化控制、小电流接地选线等功能，实现智能变电站信息平台统一化和功能集成化。网络采用100M以太网，并按照IEC 61850通信规范进行系统建模和信息传输，站内各小室之间的站控层交换机通过光纤进行星型结构级联。

站控层设备主要包括监控主机兼操作员工作站、远动通信装置等。监控主机兼操作员工作站单机配置，推荐采用商业服务器或者无机械磨损件的工业级计算机。

间隔层由若干二次子系统组成，在站控层及站控层网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。站控层与间隔层保护测控等设备采用IEC 61850-8-1通信协议。间隔层包括继电保护及安全自动装置、测控装置、电能量采集系统等设备。66kV智能变电站间隔层设备具体配置如下：

主变主保护与后备保护独立配置，采用保护测控一体化装置；每台主变设置一套主变本体智能终端，集合非电量保护功能，下放至变压器附近。

66kV间隔保护测控一体化配置，下放至GIS智能汇控柜内；66kV内桥配置保护测控一体化装置，备自投功能由监控系统实现，下放至GIS智能汇控柜内；站内设置一套公用测控装置。

10kV配置保护测控计量多合一装置，下放至开关柜内；10kV每段母线设备柜各配置1套公用测控装置，除采集本柜的信号外，还用于满足本段母线上其它间隔遥信量不足时接入的需要。

过程层由常规式互感器+合并智能单元等构成。由于电子式互感器应用经验少，其可靠性、稳定性较常规互感器还存在较大差距。常规互感器具有较成熟的运行经验，配以合并智能单元就地数字化采样传输，技术可行性高，因此，建议采用“常规互感器+合并智能单元”方案，智能控制柜按间隔进行配置，本站智能控制柜与GIS汇控柜一体化设计，二次设备采用即插即用技术。

2.3交换机配置方案

站控层网络交换机配置：站控层配置1台中心交换机。采用100M电口。设备满足传输速率≥100Mbps，以太网口≥24口，光接口≥2口的要求。

过程层网络交换机配置：本站不配置过程层网络，SV与GOOSE均采用点对点方式，无需配置过程层交换机。

3.结论

现阶段智能变电站处于快速发展和建设阶段，由于从事设计单位资质及人员水平不同，以及标准和规范不断完善，导致智能变电站设计理念和水平有待优化。本论文对智能变电站自动化系统进行了介绍，详细阐述了智能化变电站自动化系统体系结构优化设计，对站内网络组网方案优缺点进行了分析，并以66kV智能变电站设计为例，进行了自动化系统设备配置和组网方式实例分析，对从事智能变电站设计人员工作具有一定理论指导意义和实用参考价值。

参考文献

《国家电网公司输变电工程通用设计》（110（66）~750kV智能变电站部分（2011年版）.

《国家电网公司基建部关于开展标准配送式智能变电站建设会议的通知》【2013】11号.

《国家电网公司输变电工程通用设备110（66）~750kV智能变电站二次设备》2012版.

《智能变电站优化集成设计建设指导意见》的通知国家电网基建〔2011〕539号.

《国家电网公司输变电工程通用设计（110（66）~750kV智能变电站部分》以及国家电网基建【2011】58号.

黄新波,贺霞,王霄宽等,《智能变电站的关键技术及应用实例》电力建设,2012.10.

陈旭玫,《220kV南溪智能变电站设计[D]》,昆明理工大学,2012.

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关键词：智能变电站 ；意义 ；关键技术 ； 体系结构

中图分类号：TM41 文献标识码：A

1实现智能变电站的重要意义

变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平，一定程度上提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度的可靠性。然而，传统变电站自动化系统仍然存在下列问题：

①互操作问题

由于不同厂家变电站自动化系统采用的通信技术和协议各不相同，造成产品之间缺乏互操作性，导致集成和维护成本的增加，也降低了系统的可靠性。

②电磁式互感器的问题

传统互感器存在铁芯饱和、暂态特性差和体积庞大等缺点，难以满足现代自动化技术的需求。

③常规一次设备的问题

目前多数变电站都没有装设状态监视设备，由于缺乏一次设备状态监视信息，通常只能采用计划检修，而不能实现状态检修。同时，非智能断路器设备也不能实现按波形控制合闸角和在线监测的功能。

④线缆投资、运行维护费用较高

智能变电站成功地解决了上述传统变电站存在的问题，是电力系统发展的必然趋势，是通讯技术、信息技术和计算机技术发展的必然结果。IEC61850标准以及智能技术在变电站内的全面推广应用将是解决这些难题的关键所在。目前，国际电工委员会TC57工作组已经制定了《变电站通信网络和系统》系列标准--IEC 61850，为变电站自动化系统提供了统一平台和标准框架。随着电子式电流、电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，势必对已有的变电站自动化技术产生深刻的影响，全智能的变电站自动化系统即将得到广泛的应用。通过智能变电站技术的研究和实施，提高变电站自动化系统以及整个电网的技术水平和安全稳定运行水平。

目前我国正在大力建设创新型国家，国家电网公司已成为全国“创新型试点企业”。国家电网公司高度重视科技进步和自主创新，将其作为公司和电网发展的战略支撑，力争掌握一批拥有自主知识产权的关键技术和核心技术，占据世界电力科技发展制高点，在能源技术创新中积极发挥主体作用和表率作用，服务创新型国家建设。而智能变电站在各个方面均顺应了科技进步和自主创新的要求。首先在技术储备方面，IT技术与通信技术近些年来的突破性进展使得智能变电站从技术和经济角度而言成为可能，智能化电气设备的发展，特别是智能化断路器、电子式互感器等机电一体化智能设备的出现，使得变电站进入了智能发展的新阶段；其次在发展水平上看，在智能变电站的研究、试验、工程推广等方面，国外企业也刚刚开展，尤其国内在ECT/EPT及变电站自动化等方面的研究工作并不落后于国外企业，可以说实现智能变电站是建设创新型电网的要求，也是我国电力行业赶超国际水平的一个契机。

通过智能66kV变电所的建设与研究，提出适合中国电网结构及运行方式的完整的66kV智能变电站系统方案，将对鞍山以至整个辽宁电网的智能建设工作产生积极影响。

2智能变电站含义及其关键技术

智能变电站技术是指基于IEC61850标准建立全站统一的数据模型和数据通信平台，实现站内一次设备和二次设备的智能通信，以全站为对象统一配置保护和自动化功能。其主要特征包括：

基于IEC61850的全站统一的数据模型及通信服务平台；

智能化一次电气设备；

基于全站统一授时的网络化二次设备。

我们认为实现"智能变电站"的关键技术包括以下几点：

①IEC61850的体系架构

②全站功能的统一配置

③一体化功能系统控制器

④通信网络架构

⑤电子式电流/电压互感器

⑥智能化的一次设备

⑦全站统一的授时系统

a） 智能变电站基本内容

分析上述智能变电站要求可见，完整的智能变电站方案应包括符合IEC61850标准的全部一次、二次系统的实现。大体可分为以下几部分内容：

a）一次部分

变压器

开关、刀闸

直流系统等

b）二次部分

二次系统在逻辑上按功能可分为过程层、间隔层和变电站层，结构如图1所示：

①硬件设备

为实现图1所示的逻辑功能，二次系统设备包括：

a.电子式互感器、合并单元

b.变压器智能单元

c.开关、刀闸控制器

d.直流系统智能单元

e.满足IEC61850标准的系统控制器

f.监控主机（操作员站，工程师站）

g.远动主机

h.打印服务器

i.工业以太网交换机和用于光纤通信的光端机

②软件系统

软件系统采用跨平台结构设计，可选择windows、Unix、linux操作系统；数据库结构按照IEC61850模型定义、实现，所有程序支持IEC61850模型。系统集成工程化工具为工程人员或用户提供完善、方便的配置、测试、维护手段，包括系统的配置/组态、实时库的管理、模型/通信的一致性测试、SCL配置文件和参数化的管理等功能。

③站内通信网络

系统应以网络交换以太网技术为基础，站级总线采用星型结构光纤10M/100M以太网，组网方式为VLAN虚拟以太网，具有自愈功能；过程总线选择星型结构光纤100/1000Mb以太网，防止出现实时信息在网络上发生碰撞以至影响实时响应要求。必要时可考虑采用VLAN优先级协调多以太网跨过多交换机运行。

在66kV智能变电站的设计方案中，根据需要传输的数据量的计算结果，站级总线和过程总线均采用星形结构光纤100M以太网。

④授时系统

时钟同步系统由网络时间服务器（主时钟）及时钟扩展输出装置（扩展时钟）组成。时钟同步系统具有两台互为备用的网络时间服务器，时钟扩展输出装置的具体数量根据现场实际进行选项匹配，以满足时间系统对信号数量和种类的要求。网络时间服务器和时钟扩展输出装置既可以集中组屏，也可根据现场的实际情况单独组屏。

参考文献

[1]谢型果.IEEE1588时钟同步报文硬件标记研究与实现.华中科技大学硕士学位论文，2008.

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关键词：220kV变电站；变压器；继电保护

在220kV变电站变压器的运行过程当中，存在着大量的电力问题，对于电能供应效率与质量带来了极其深远的影响，同时也促使电网系统面临着巨大的负担压力。在220kV变电站变压器的实际工作过程中其运行机制十分复杂，因此就加强继电保护措施便至关重要，只有做好这一点方可构建起安全、稳定的运营环境，最大程度的避免运行故障的发生，提升变压器运行效率。据此，下文将就220kV变电站变压器的运行及继电保护措施展开深入的探究工作。

1 220kV变电站变压器运行原理

变压器作为变电站的核心工作设备，其主要是由双绕组变压器、三绕组变压器以及之耦变压器所共同构成，也就是高、低压每一相共同合用一项绕组，由高压绕组中部抽取一头充当低绕组出线变压器。电压高度及绕组匝数其比值为正，相应的电流值则与绕组匝数比值为负。

变压器依据作用功能可分成升压与降压两类变压器。前一类主要是应用在电力系统的送电一端，而后一类则主要是应用在受电一端。变压器的电压值应当能够和电力系统中的电压值相适宜。为了能够在完全不同的负荷状态下确保电压始终保持在合理的范围之内，有时需将变压器分接头进行切换处理。

依据接头切换形式，变压器主要就包括了带负荷有载调压与无负荷无载调压两类。其中前一类大多是应用在受电一端的变压器站点之中。

电压及电流的互感器在实际运行过程中所采用的原理和变压器基本一致，其主要是将高电压设备与母线电压，依据一定的标准比例转变为测量仪表与继电保护等，在规定的电压载负荷之下电压互感器二次电压为100V，相应的电流互感器二次电流则为1A或5A。电流互感器二次绕组在和负荷连接后会导致线路出现短路，需引起关注的是，要坚决避免使其开路，否则便会由于高电压而对设备及人员安全造成严重威胁，甚至致使电流互感器损毁。

2 220kV变电站变压器继电保护措施

2.1 运行保护

在对变压器采取运行保护知识，大多是借助于继电保护装置，综合应用继电保护手段，以促使220kV变电站的变压器能够得以正常运行。如在某一220kV变电站当中其变压器运行保护完全按照继电保护运行原则，先对装置性能进行检查，以保障其能够切实具备相应的防护性能，对继电保护装置行为予以规范化处理，确定有关安全行为的主要方式；之后确定继电保护的装置运行范围，促成一体化操作的达成，确定继电保护装置能够达到较好的工作效率；最终就针对继电保护装置加强维护工作，以确保其能够给予变压器的正常运行提供以良好的基础保障，避免变压器发生短路等有关故障问题。

2.2 状态保护

在220kV变电站变压器的状态保护是对继电保护进行监测的一项重要内容，其可以将变压器在运行过程中的不利风险因素有效的排除在外，提升变压器的运行稳定性，具体的变压器继电状态保护措施主要包括以下几个方面：第一，差动保护，处理变浩魉存在的运行故障问题，以确保有关的电力人员可加强对变压器运行状态的有效了解，从而避免运行故障的发生；第二，过流继电保护，将由于短路电流所造成的变压器故障进行及时排查，从而促使对跳闸故障的有效保护，确保变压器安全运行；第三，气体保护，对变压器油箱加强控制，将油箱状态进行有效调节，促使变压器可稳定运行。

2.3 抗干扰保护

在变压器运行过程中实施抗干扰保护，可以将各类不利干扰对变压器所产生的负面影响降至最低。变压器抗干扰保护的措施主要包括以下几点：第一，配线抗干扰，重点对由于配线而导致的变压器干扰进行防护，将继电保护作用充分的发挥出来，增强配线运行的工作效果，采取屏蔽手段，将配线对变压器影响降至最低；第二，预防回路干扰，重点是对二次回路进行防空，促进变压器抗干扰能力的提升，通过将回路联系耦合及时切断，同时加装屏蔽线缆来实现对整体回路的抗干扰；第三，防护干扰源，有关的电力工作人员应将变压器电位尽量升高，减小接地电阻，从而达到对变压器的有效防护。图1为双回线同杆并架情况示意图。

3 结束语

作为220kV变电站的核心组成部分，变压器及其保护装置不仅承担着保护电网系统正常运行的工作，同时也具有发挥继电保护的作用。继电保护对于220kV变电站的运行有着极其重要的作用价值，对于改善变电站运行环境，提供以稳定的保护措施，保障变电站运行效率意义重大。对此有关的电力企业也应当大力加强对变压器的运行与继电保护工作，促使220kV变电站在电网系统中能够充分的体现出其所应有的价值意义。

参考文献

[1]汤大海，陈永明，曹斌，等.快速切除220kV变压器死区故障的继电保护方案[A].2013第十四届全国保护和控制学术研讨会论文集

[C].2013.

[2]邵军.基于220kV变电站变压器运行与继电保护探究[J].大科技，2016（20）.

[3]姜锫君.220kV变电站变压器运行及继电保护措施探讨[J].科技创新与应用，2016（3）.

篇9

论文摘要：当代科技的不断发展，促进了微电子技术及信息技术在电力系统中的应用与发展。同时，数字化技术的引入也使得变电站的运行发生了变化。变电站引入数字化技术使变电站的二次设备逐渐向一次设备进行延伸。传统变电站的数字化过程使得变电站运行更加自动化，管理更加科学化，因此研究数字化变电站的技术基础及特征有着非常重大的意义。

数字技术的发展及应用使得数字化变电站有了技术的支撑。目前，我国数字化变电站的技术主要有数字化的电气量测量系统。而变电站的自动化技术基础主要包括：智能化的开关、光电式的电流及电压互感器、一次运行的设备、在线状态的检测系统、运行操作的培训仿真技术等。数字化变电站的特征及技术的影响势必会使数字化的变电站成为发展的趋势。本文就数字化变电站的主要技术基础及特征进行论述。

1．数字化变电站的技术特征

当前的数字化变电站主要通过电子式互感器、智能化的开关等数字化的一次设备、网络化的二次设备分层组成，在IEC61850通信规范的基础之上逐步实现变电站系统不断信息化、自动化智能化等要求。

首先，变电站中的电气设备信息通过数字化技术可以实现相互间的资源共享及利用，使操作更加便捷，同时减少变电站相关设备退出的次数及时间，减少了损耗，提高了设备的使用时间，对于自动化设备的数量进行精简，极大的简化了变电站的二次接线，提高变电站设备使用系统的可靠性，维护及及时更新扩展变电站中的设备功能。

其次，逐步实现了变电站信息在其系统运行过程中和其它支持的系统之间的信息共享，减少了资源重复建设，有利于投资成本的回收并延长变电站的使用年限。减少周期内的维护成本与建设费用。数字化变电站主要标志就是实现了数据采集的数字化，通过运用数字化的电气量测工具，比如光电式的互感器、电子式的互感器等来采集电流、电压等，对这些电气量的采集与测量，实现了变电站第一、二次系统的有效隔离。因此，也就增大了变电站的电气量动态测量的范围。同时，因为采集的数字化也提高了电气量的测量精确率。在准备实现变电站信息共享的同时，为以往变电站装置冗余迈向信息冗余提供了信息基础，逐步使变电站的电气量采集与测量走向了信息化、集成化。

第三，变电站信息系统分布出现分层化。以往变电站的自动化系统主要是集中式，而数字化变电站则改变了以往的集中式采用了分布式。数字化变电站通过采用第二代的分层分布式自动化系统可以更加完整的记录变电站内各个设备的信息，并及时的显示，大大提高了网络通信的速度和开放程度。

在IEC61850通信规范的基础之上提出的有关数字化变电站的过程层、间隔层及站控层等三层结构模式。可采用面向对象进行建模，通过软件复用、嵌入式等实时操作控制系统等高科技技术，不断满足数字化变电站等电力系统对于实时性、可靠性的需求。不但可以有效的解决变电站中异构系统间的信息的互通问题及装置不同引起的系统操作问题，而且还给当前的数字化变电站的分层分布式模式提供了强大的技术支持。

2．数字化变电站的技术基础

当下数字化变电站需要的技术基础支撑主要有非常规传感器；可靠稳定的通信网络；数字化变电站的组成设备的稳定性。

我国当前的数字化变电站建设是应用现代科学技术的必然趋势。伴随着众多变电站技术问题的研究与解决，数字化变电站的技术基础越来越稳定。首先，通过数字化变电站的设备组成可以看出数字化变电站的技术基础。数字化变电站的技术设备主要由电子式电压电流互感器、智能化的一次设备、网络化的二次设备组成。

电子式的电压电流互感器主要通过罗哥夫斯基线圈，进行电阻分压、阻容分压和电容分压，以此替代传统电磁式的电流电压互感器。这样，数字化变电站的电子式电流电压互感器采用了先进的电子元器件和电磁兼容等设计，可以更加直接的策略电流电压信息。并且通过和数字化的仪表等智能化的综合测量装置，用计算机技术对电流电压等信息的测量，并进行数字化处理使得国家电网中的电气设备可以进行网上在线状态监控与保护。而传统变电站中的常规互感器则与电子式的互感器有很大的差别，不但比电子式的互感器绝缘复杂化、而且体积比较大、重量重动态测量的范围比较小；不如电子式的互感器能够在电力系统的运行中根除重大的电力故障隐患，保证国家变电站用电设备的安全及人身安全。

智能化的一次设备主要是根据变电站相关设备的规范标准，不但具备普通传统变电站的开关设备的基本功能，而且在这个基础之上更加的智能化。除此之外，数字化变电站的智能化的一次设备还可以进行在线监控、利用数字化接口及智能化电子开关来操作变电站中一系列的高级智能化设备。因此，数字化变电中的智能化的一次设备是数字化变电站的重要基础设备，可以提供被检测的信号回路及被控制的操作驱动回路。通过计算机进行微处理及光电技术的设计，简化了传统常规机电式的继电器和控制回路的结构。同时，智能化一次设备提供了数字化变电站技术基础，通过数字程控器与数字公共信号网络进行连接，有利于变电站二次回路。同时，光电数字及光纤也代替了传统的强电模拟信号与控制电缆。更加节省了变电站的电缆用量、减少占地面积，缩短了数字化变电站的投运周期及电子式电压互感器的电气距离。更为重要的是通过智能化一次设备，数字化变电站在提供在线检测的同时，减少了人为失误更优化了控制回路。

最后，变电站中网络化的二次设备。传统变电站内的常规化二次设备，主要由继电保护装置、防误闭锁装置、测量测控装置等组成，这些网络化的二次设备可以标准化、模块化的进行计算机微处理机。通过网络化二次设备之间的告诉网络通信通道的连接，真的达到数据的资源共享、信息传递的高速化。

3．当前我国数字化变电站的技术

目前，我国数字化变电站的技术主要有数字化的电气量测量系统。拥有稳定性高的电气量测量系统对于建设数字化的变电站可以说是至关重要的。当前，国际上对于电压式的互感器系统称为非常规互感器，这种电压互感器和以往变电站所采用的传统的互感器有很大的差别。

在新型的电压互感器中基于电光效应的电压互感器基于电光效应的互感器称为光学电流电压互感器或者称为无源式互感器而其余的则为电子式电流压互感器或者称为有源式互感器。众所周知，由于线性的双折射现象和发光源器件的发光强度会下降，光在传输过程中引起的偏振角变化以及在不同材料的中维尔德常数也会受到外界温度的影响，造成无源式互感器的测量精度不稳定等问题。而光学互感器则拥有比较好的线性度、测量精准度、无源、不轻易受到电磁干扰等优势。我国目前的数字化变电站的该井需要采用这种新型互感器的优点，通过其工作的原理提高变电站工作的稳定性。

其次，目前数字化变电站要求通信网络的可靠性与即时性。数字化的要求就是资源的贡献，信息高速传递，而网络信息系统就是数字化变电站的核心，也可以称其为数字化变电站的“神经系统”。因此，数字化变电站的技术基础及要求必须包含了变电站系统的可靠性、及时性、可用性。计算机通信网络系统的可靠性可以选用拥有较高稳定性及可靠性的网络拓扑结构。并采用国际上的冗余技术保障其安全运行。在数字化变电站的设计过程中，各个IED都应该拥有双网卡，这样，就可以同时分别接入室内两台交换机。过程总线及站级总线可以采用环形拓扑来提到设计方案中系统的可靠性。同时，不断的优化网络系统设计，综合考各种因素，提高通信网络的经济性和易维护性。

4．结语

当代科技的不断发展与进步，促进了微电子技术及信息技术在电力系统中的应用与发展。而实施IEC61850标准施、应用非常规互感器将逐步推进我国数字化变电站的建设进程。数字技术的发展及应用是数字化变电站建设的技术支撑，通过对数字化变电站的技术基础及特征的研究推动传统变电站的数字化进程，使我国数字化变电站的运行更加自动化，管理更加科学化。

参考文献：

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【关键词】智能变电站；VLAN；数据流

一、智能变电站网络结构

智能化变电站是构建智能电网的重要组成部分之一。随着电网的不断发展，变电站作为输配电系统的信息源和执行终端，接受的信息量和实现的控制功能越来越多，对于数字化、信息化的要求越来越迫切，智能化变电站成为未来变电站发展的方向。

依据国家电网公司颁布的《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》，智能变电站网络可从逻辑上分为“两网”，即站控层网络和过程层网络。其中，站控层网络连接了站控层设备与间隔层设备，主要是传输站控层内部、间隔层内部、以及站控层与间隔层之间的数据信息，内容以MMS报文为主。过程层网络连接过程层设备与间隔层设备，主要是传输过程层内部、间隔层内部以及过程层与间隔层之间的数据信息，内容以GOOSE和SV报文为主。由此三层两网结构数据流如下：

而且近年来基于IEC61850标准的智能变电站建设越来越多，多数的智能变电站配置站控层、间隔层和过程层3层结构。随着对IEC61850标准研究和应用的深入以及国内各厂商基于IEC61850标准产品的丰富，特别是智能一次设备中更多的整合二次设备的功能，而且越来月来的变电站利用先进的以太网交换机信息传播技术，使智能变电站配置上采用VLAN组网技术技术上提供了可行性。

二、虚拟局域网

智能化变电站过程层网络信息数据总量十分可观，但大部份信息数据不需要横向流通，在过程层网络中采用VLAN组网技术，为100M以太网交换机在智能化变电站组网中的应用奠定了理论基础，既降低了组网成本，又满足了网络安全、可靠性。

2.1虚拟局域网VLAN（Virtual Local Area Networ）技术是通过将局域网内的设备逻辑地划分成不同网段，从而实现组建虚拟工作组的技术，达到减少碰撞和广播风暴、增强网络安全性，并为802.1D协议的实现奠定了技术基础，提供了实现手段。

2.2VLAN划分的几种模式基于端口的VLAN、基于MAC地址的VLAN、基于路由的VLAN、基于策略的VLAN。基于端口的VLAN划分模式是最简单、有效的方法，在智能化变电站网络中得到了充分有效的应用。基于端口的VLAN模式是从逻辑上把交换机按照端口划分成不同的虚拟局域网络，使其在所需用的局域网络上流通。

2.3支持IEEE802.1qVLAN协议。根据变电站自动化系统中的设备对实时性要求的高低不同，将其分组到不同的虚拟局域网（VLAN），可进一步改善系统安全性和带宽利用效率，从而进一步保证系统的实时性。

三、智能变电站过程层网络VLAN划分

3.1智能变电站VLAN网络划分方案

根据智能变电站的网络特点，为了限制过程层网络流量、增加系统灵活性、提高系统的可靠性，智能变电站的过程层网络进行VLAN划分很有必要。但目前并没有成熟的VLAN划分方案应用于智能变电站，因此本文设计根据数据流的逻辑关系划分VLAN划分方案，具体如下所述。

1、根据合并单元、智能终端、保护和测控的逻辑关系。

2、线路间隔之间的逻辑关系（联闭锁、失灵启动）

3、线路间隔与母线和主变的的逻辑关系

4、VLAN划分应满足远期扩容的需求

3.2划分实例

先将智能变电站网络按照电压等级划分成500、330，220、110、35kV等若干个区域。各个电压等级的测控，电压合并单元，故障录波，断路器测控，断路器合并单元和主变各个电压等级合并单元，网络分析仪，测控，主变录波都分别划成一个VLAN。另外需要1个实现跨间隔通信和跨层通信的VLAN；最后需要1个进行变电站层内部通信的VLAN，由于通信网络系统默认的VLAN是VLAN_1，它包含整个网络的所有设备，另外根据交换机端口要求，Trunk 端口加入的VLAN 不能是VLAN_1。所以划分VLAN从VLAN_1以后开始。

四、基于工业以太网交换机实现

4.1设置VLAN组

如图3所示。交换机有几个VLAN就有几条VLAN设置，其中VID 为VLAN标识。

4.2TXtag

考虑到由于跨交换机通信时，会有多个VLAN的报文经过交换机的同一端口进行发送和接收，必须使交换机具有判断所接受的数据属于哪个VLAN的能力，所以需要将与中央交换机端口相连接的间隔交换机端口类型设置为Trunk（发送）tagged，传送时保存VLAN信息，中央交换机相应的Trunk（接收）tagged端口判断接收到的数据属于哪个VLAN，然后再根据相应设置转发到相应的端口上。

五、结论

VLAN 技术是建立在通信技术和计算机网络技术基础之上的，只有具备完善的网络通信并有足够的带宽才能充分发挥应有的作用，智能变电站的网络通信能力需要继续建设。本文探讨了智能化变电站的VLAN划分方式， 给出了一个方案， 同时给出了基于工业以太网交换机实现的案例， 可供今后在智能化变电站建设的借鉴。

参考文献

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[2]任雁铭，秦立军，杨奇逊.IEC61850通信协议体系介绍和分析[J].电力系统自动化，2000，24（8）62-64.

[3]周莉.网络结构及交换机配置优化方案在智能变电站的应用.重庆市电机工程学会2010 年学术会议论文.