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智能化变电站范文1
关键词 信息共享 站域保护 同杆双回线 距离保护
1引言
智能化变电站具有全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化的特点，信息能够通过网络在全站范围内实时共享，为站域范围内信息的需求提供了物质平台。
继电保护通过获取的信息研究故障特征以确定是否发生故障并确定故障类型，因此，对保护而言，智能化变电站不同于传统变电站的最大优势在于可以使用站域信息。由于获取的信息的来源和数量均发生很大变化，智能化变电站中的保护装置将会发生诸多方面的改变。本文基于信息共享提出了站域保护概念，研究了站域保护能应用的方面，并提出了基于站域保护思想的同杆双回线保护方案。
2 变电站通信网络
2.1 过程层网络
过程层网络主要完成断路器跳闸命令和周期性的采样值的快速可靠传输。IEC61850 提供了面向通用对象事件（GOOSE）模型和服务以及采样值（SV）服务，用于分别实现以上功能。
2.1.1 网络拓扑结构
以太网具有三种基本网络拓扑结构，点对点型、环网型、星型。
（1）点对点型拓扑。这种拓扑结构中，IED 之间通过直连的形式进行通信，因此具有高可靠性和实时性，但通信线路复杂，要实现数据共享，设备需要较多网口，改造升级困难。
（2）环型拓扑。所有交换机收尾相接，连成环状，可以应对任意一点的故障，但虚断点两端的交换机进行通信具有较大延时。
（3）星型拓扑。星型拓扑存在一个中心交换机，任何其他两个交换机之间进行通信必须以其为媒介，通信延时较短，但当中心交换机故障时，网络不能正常运行，这个可以通过双网增加冗余，提高通信网络的可靠性。
2.1.2 过程层网络拓扑结构
这三种结构各具优点，从满足保护对冗余信息的要求出发，为了兼顾可靠性与实时性，并且实现过程层信息共享，采用双星型结构并结合点对点结构。在间隔中采用点对点直采方式，保证了继电保护装置所需的本间隔信息的可靠性，各个间隔之间的通信结构采用星型网络，使得保护可以方便获取其它间隔的信息，双重化进一步提高了可靠性。
目前现场中保护所用电压电流量的采集方式即为点对点采集。在智能变电站间隔中仍然采用直采方式，保证了继电保护装置对本间隔信息采集的高可靠性。继电保护的正确动作主要依靠于本间隔的信息，这样就确保了保护在过程层网络发生故障，其它间隔信息无法获取时，仍可利用本间隔信息进行判断。此时，保护就退化为传统保护，电网各处仍被保护覆盖。
2.2 站控层网络
站控层网络完成间隔层和站控层之间的通信。站控层具有重要作用，负责传递经过保护装置处理过的信息。站控层网络也可采用多种网络形式，考虑到可靠性与传输的实时性，站控层可选用与过程层相似的网络结构，即双星型以太网。
3 站域保护
基于智能化变电站中可以方便获取站域信息，提出了站域保护的概念。站域保护即基于智能化变电站提供的信息共享平台，综合利用全站信息对现有保护进行优化。这里的优化既包括对单个保护性能的优化又包括通过信息共享构成新的保护对保护配置的优化。站域保护是对利用多间隔信息以提高性能的保护总称。
由于需要保证数据的同步性以及数据传输量大，应尽量避免通过过程层传递采样信息，应挖掘变电站中的方向信息以及幅值信息等经过保护装置加工过的信息来提高保护性能。
对于需要多间隔信息的站域保护，将保护装置设置在站控层，这样可以减少数据传输量及传输延时，实质是利用智能化变电站可以方便获取站域信息得优势构成了新的保护；仅用其他间隔信息对只基于本间隔信息的保护进行优化时，保护装置仍然配置在间隔层，主要通过站控层网络获得冗余信息以提升性能。
从信息获取的范围来看，传统保护仅获取间隔信息，站域保护则可以获取全站信息。站域保护比传统的间隔保护获取了更全面的信息，因此，从理论上讲，站域保护比间隔保护能够做出更合理的决策。随着电力系统的发展，其对保护的要求不断提高，保护不正确动作会对系统产生很大影响。因此，不断提高保护正确动作率是继电保护持之以恒的目标。而由于间隔保护能够获取的信息有限，其性能已经很难实现较大的提升。站域保护由于将获取信息的范围从间隔扩大到了全站，必将使得目前间隔保护所存在很多问题得到解决，保护的性能会得到一次提升。而随着智能电网建设的不断推进，电网范围内信息共享也将得以实现，届时保护的性能必将会得到又一次提升。
4 结论
本文根据电网发展的智能化方向，基于智能化变电站中保护可利用站域信息的条件，提出了基于变电站信息共享的站域保护的概念。通过分析，运用站域保护的思想可以解决现有保护难以解决的一些问题。
参考文献：
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[3]吴麟琳，黄少锋. 零序互感对相邻线路纵联零序方向保护的影响[J].电力系统保护与控制，2011，39（3）：24-28.
智能化变电站范文2
关键词：变电站；智能化技术改造；问题与模式
中图分类号：TM411文献标识码： A
智能变电站与常规变电站的基本区别在于变电站是否具有设备智能化、网络化，设备之间是否实现无缝连接，IEC 61850标准和站内高级应用的特征。这些不光是两者之间的区别，也是常规变电站进行智能化技术改造的努力方向。
1 常规变电站和智能变电站在体系结构上的区别
1.1微机化、低功耗的常规变电站
目前，随着计算机技术及微电子的发展，常规变电站的设备具备了微机化、低功耗等特点。这些设备被安装在两个不同的功能层，即站控层和间隔层。站控层设备由远方通信接口、操作员工作站和带数据库的计算机等组成；间隔层主要由变电站的继电保护、测控、计量等二次设备组成。
1.2设备智能化的智能变电站
一次设备智能化、信息交互标准化、运行控制智能化以及功能应用互动化，是智能变电站最主要的技术特征。其体系结构在物理上可分为两类，即智能化的一次设备和网络化的二次设备；在逻辑结构上可分为三个层次，即过程层、间隔层、站控层。各层次内部以及层次之间采用高速网络通信。
2常规变电站在智能化技术改造方面的问题
常规站智能化改造，普遍存在着智能设备调试复杂费时长、负荷重无法长时间停电、站内空间狭小新旧设备安装冲突、不能全站停电进行设备改造等问题。这些是现场改造面临的真正困难。为保证智能化改造方案的顺利实施，需要针对智能化改造的特点，提前分析可能出现的问题，从而采取相应的措施和施工技巧，按期完成改造任务。
3常规变电站进行智能化技术改造后的优势
常规变电站智能化改造的经济效益主要体现在五个方面。
3.1投资成本上的效益：采用电子式互感器，设备小，减少变电站占地面积从而减少建设投资；减少大量不同规格电缆的敷设；设备可实现信息集成化应用和共享，减少设备的重复投资等。
3.2减少工期，提前送电。由于系统集成度高，大量的调试工作在工厂完成，大大缩短现场调试时间。
3.3变电站二次系统具有自我诊断和监视能力，可为运行和维护提供综合、有效的信息，更容易实现远方维修和远方运行控制，实现变电站无人值班，减少系统的运行维护成本。
3.4设备可以即插即用，便于电网系统的升级改造。
3.5全数字计量系统，没有距离传输影响，不需要进行线损补偿。
4常规变电站进行智能化技术改造中需要遵循的原则
4.1安全可靠原则：变电站智能化改造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。
4.2经济实用原则：变电站智能化改造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。
4.3标准先行原则：变电站智能化改造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。
4.4因地制宜原则：变电站智能化改造应在总体技术框架下，因网因地制宜，制定有针对性、切实可行性。
5三种常规变电站智能化技术改造方案
5.1数字化改造只在站控层和间隔层之间进行，断路器、互感器等一次设备不动。实现 IEC61850代替103规约通信，与智能电网相呼应，引入高级应用。作为电力系统的“基础数据和对象”的源端，变电站应能支持采用系统级的运行控制策略，提供高级应用功能，主要有顺序控制、状态检修、全景数据反演、智能告警及分析决策、故障信息综合分析决策、经济优化与优化控制等。通过建立完善的智能告警及分析决策系统和故障信息综合分析系统，再通过调度数据网和调度端调控一体化系统和继电保护主站相连，实现所有保护软压板远方投退和定值区切换、保护动作报告的远方调取、远端复归报警信号等功能。
这种方案是较简单的智能化改造方案，具有较高的实用性，易于在老变电站推广改造，同时改造风险小。但缺点是过程层的一次设备仍为传统常规设备，仍需要使用大量的控制电缆。
5.2由于传统断路器、刀闸等一次设备不具备实现数字化的条件，因此配置智能终端，使其具备过程层总线接口，实现对一个完整控制单元的状态量、控制量等信息进行处理，并经过过程层网络与对应间隔层设备通信，从而在过程层实现数字化。智能终端接收保护控制装置通过GOOSE 网络送来的跳合闸命令，通过自带的操作回路完成断路器跳合闸，操作回路具有跳合闸电流保持、断路器防跳、压力闭锁等功能。
常规互感器加装合并单元，尽管这种方式不能解决常规互感器的固有缺陷，但可以减少常规互感器的数量，同时可以节省电缆，传统保护、测控、电能表、录波器等设备可以省去AC 模件、模数采样回路等部分，降低全站的电缆费用和二次设备费用。智能终端和合并单元的采用以及过程层网络的搭建使智能变电站的“功能分散”、“信息共享”的优势得以体现，从而可以实现二次设备的一体化设计。
构建变电站过程层网络构建SMV网络， 模拟量SMV数据传输基于IEC 61850-9-2 标准， GOOSE 网络则用于传输开关量信息， 包括一次设备位置结点、 保护跳闸、控制分合闸等信息。相应电压等级的控制保护系统和过程层智能终端经网络接口连接到相应的GOOSE 网络上，实现信号交互。网络的搭建和配置是基础，有了这样的整体概念，其他的顺控、状态监测、智能告警及故障综合分析、辅助系统等才能循序渐进地进行。
5.3采用一体化设计的高压电器、电子式互感器、在线监测技术等方式，以“紧耦合”方式实现了高压电器与智能组件的一体化设计，将智能化程度更提高一步。
站控层设备由传统意义上的后台监控系统和远动服务器等构成。站控层采用以太网结构，监控、远动通信服务器等站控层设备需支持IEC 61850标准。
监控系统集监控、远动通信、运行维护、五防闭锁于一体。对电度表、直流屏等不符合网络通信要求的智能设备采用一台规约转换设备进行规约转换，接入以太网。目前，许多微机综合自动化变电站己完成了站控层设备的智能改造，不需要进行整体改造、更换，对于老式常规变电站可以随着微机自动化改造的进行，预先对站控层的设备进行智能改造，以便为整站智能改造打好基础
结束语：
三种常规变电站智能化技术改造模式各有优点和缺陷，同时在改造在工程实施中会遇到很多问题，因此我们要不断吸纳更多技术、结合三种模式长处的基础上，根据变电站的设备选型和实际安装条件，采取针对性的措施和施工技巧，这样才能在保证施工工艺和安全的基础上，减少停电时间，完成改造任务。
参考文献：
[1]田鹏. 变电站智能化技术的综合运用[J]. 科技视界,2014,03:260.
[2]刘建军. 变电站施工技术及改造措施的实践应用[J]. 中国电力教育,2014,17:125-126.
智能化变电站范文3
关键词：智能变电站；一次设备；智能化；技术分析
中图分类号：TM762 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）18-0097-01
1 智能变电站的结构
通过对智能变电站结构的分析，可将智能变电站分为三个层次，即过程层、间隔层和站控层。
①过程层。智能变电站的过程层是智能化电气设备的重要组成部分之一，它涉及了数字化采样的相关方面，也涉及了GOOSE网的实现。所以说过程层对整个智能变电站的运行起着至关重要的作用，它的性能的好坏可以直接影响到智能变电站整个的的稳定性与可靠性。过程层有着三类主要的功能，首先是电气量的检测，其次也涵盖了对运行设备的参数的检测，另外就是控制好操作执行和驱动。
②间隔层。间隔层设备是用来汇总间隔层实时数据的相关信息的，同时也可以加强对一次设备的保护。在实施操作的过程中也可以更好地实行其他控制功能，对一些数据的收集、计算和控制命令有着优于其他级别的控制。通过其通信功能也可更好地完成其他层的网络通信功能。间隔层在一定的程度上提高了工作的效率，保证了网络通信的畅通性，也提高了系统的可靠性。将间隔层下放不仅节约了投资成本也利于推广。过程层设备同时也是一次设备与二次设备之间的桥梁。
③站控层。站控层的操作系统对技术的要求非常严格。站控层有比较完善的软件系统，且能够保证操作执行的正确性。还有相当强大的管理功能、便捷的统计功能。同时它也具有各种实用的开票方式。用户也可以根据自己的需求来选择一种适合自己的方式来操作和开票。站控层设备最主要的功能是将数据信息汇总并准备无误的传送到控制中心。具有可操作智能变电站整个的闭锁控制的多功能。在一定的程度上起到了对过程层和间隔层的保护，加强了这两者之间的联系。
2 智能变电站一次设备智能化的技术分析
①主变压器。主变压器是由多个单元组成的，它包括了在线检测溶解油中的气体、微水、湿度和局部放电等。通过对主变压器的研究，检测功能这一块有了很大的突破，由一个个相对独立的个体逐渐转变为完善的系统。这样不仅可以更有效的对一些主要部位的零件进行更好地检测和控制，也可以比较好的了解到设备的运行状态。
②智能化开关设备。随着我国的飞速发展，传统的开关设备已经满足不了人类的追求了。通过对开关设备的研究使得开关设备越来越智能化。安装智能组件装置后，就可以实现“无人”的运行操作，一次设备自主监控、报警信号、闭锁功能和多种指示等相关功能的运用，还能更好地显示开关的断开、合毕的状态，具有更人性化的特点。并且，它也可以温度湿度高低的指示自主调节，还有语音提示功能用来防止出错和因过热而报警的智能化装置。
③电容性设备。关于电容性设备的智能化就显得相对简单一点。主要是通过完成某种介质的损耗因数、电容量的大小和电流的不平衡的监控与检测来掌握电容性设备具有的绝缘特性。将电容性设备智能化，从很大程度上减少了智能变电站工作上的繁琐事情，达到了事半功倍的效果。
④电子式互感器。要想实现变电站的良好运行，电子式互感器是主要设备之一。电子式互感器在继电保护上、电网观测上都有着举足轻重的作用，同时，它也为更好地提高整体水平而奠定了不错的基础。其电子式互感器主要的原理是电磁感应，通过线圈、运用电阻及电感分压的方式较好地制作电子式互感器。电子式互感器在技术上采用了电源供电，一定意义上节约了能源，还通过电子的模块来实现其可靠性。其优点也使人眼前一亮，减少了工作中危险，同时也可避免不必要的火灾和危险的爆炸，起到了保护的作用。绝缘性能强，可完完全全分离高压与低压。还具备节能、环保等功效，经济效益好。
3 对智能变电站一次设备智能化提出的建议
①更好地实现信息互动化。智能变电站是智能电网的核心部分之一。只有更好地实现信息互动化才能更好地满足于当代智能电网信息化、自动化。互动化为一体的要求。才能在未来大量新型电网技术中脱颖而出。通过实现信息互动化，可在智能组件、网络通信技术、电源信息一体化等多方面取得重大的突破和成功。信息互动化也可以使资源共享，让信息资源得到统一，既节省了资源又节约了时间，也更利于对智能变电站一次设备智能化技术的管理。
②更有效的控制网络化。伴随着信息化的发展，网络化也日趋重要。更好地利用高科技将网络普遍化也显得十分有必要。根据在线设备的运行与制作，加强网络化的管理，避免因疏忽而发生不必要的危险和损失。控制网络化，更有效地从本质上杜绝了事故的发生，有助于更好地应对智能变电站的各种突发事件，在第一时间内提出相应的解决措施。同时也更好地保护了智能组件装置。通过其有效的控制网络化，使智能变电站一次设备智能化技术有了相应成就和突破，为智能变电站电网的运行与管理提供数据，助于对智能变电站一次设备智能化技术的管理和正常稳定的运行。
4 结 语
通过以上对智能变电站一次设备智能化技术的相关分析与讨论，智能变电站在发展上取得的更好地优势。在目前看来，智能变电站还存在着很大的发展空间，可以不断地改进和更好地发展。所以仍须更快的加大研究步伐，为数字化变电站的发展和实施做铺垫。随着各行各业的不断发展，智能变电站将成为电力工业最主要的发展方向，运用新技术，将智能变电站一次设备智能化技术发展到最好，使之更可靠和更精准。
参考文献：
[1] 罗理鉴.智能变电站一次设备智能化的研究[D].北京：华北电力大学，2011.
[2] 张，陈磊.智能变电站一次设备智能化[J].经营管理者，2011，（23）.
智能化变电站范文4
关键词：智能电网；智能变电站；智能终端；合并单元
作者简介：寇岩（1983-），男，山东诸城人，青岛供电公司检修试验工区，工程师。（山东 青岛 266000）
中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2013）08-0171-02
在我国，智能电网是社会、经济和技术发展的必然结果。[1]智能化变电站则是整个智能电网发展的关键，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，同时具备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。[2]变电站实现智能化的方式无非是新建与改造两种，而我国在已建立较为成熟可靠电网的基础上，通过对常规变电站的改造来实现智能化成为智能化变电站建设的主要方式。在智能化技术日益完善的过程中，不同的设计不同的施工方案利弊存在争议。下面根据110kV文阳路智能化改造中的实际情况，从保护测控装置应用、光缆敷设等几个方面对常见问题对智能变电站改造的实施方案进行讨论。
一、文阳路站智能化改造工程简介
110kV文阳路变电站位于青岛市北部，一次接线方式为：110kV 采用进线-变压器组接线方式，2回进线各带1台主变，35kV配电装置为单母线分段接线，6回出线；10kV配电装置为单母线分段接线，16回出线，4组电容器。
本次智能化改造工程采用站控层双网配置，GOOSE（generic object oriented substation event）、SV（sampled value）采用的是点对点模式。具体的改造部分为：两条110kV进线开关配置了国电南自PSMU602合并单元装置和国电南自PSIU621智能终端；主变保护由原深圳南瑞ISA系列装置更换为两台国电南自PST671U双配置主变保护（保测一体）装置；主变35kV、10kV侧增加了进线合并单元国电南自PSMU602与智能终端国电南自PSIU621一体装置，35kV、10kV备自投装置由原ISA装置更换为将备自投功能和智能终端一体化的国电南自PSIU641装置。改造后设备均走IEC61850规约，10kV、35kV出线及电容器保护不做更换，仅更新保护程序，也走IEC61850规约。本工程改造部分均采用直采直跳方式，即采样值直接由合并单元送至相应保护装置，保护直接接至开关智能终端跳闸。10kV、35kV分段备投采样是就地接入装置，其中分段保护跳闸（跳进线开关）采用的是电缆直跳方式，备投闭锁信号采用的是GOOSE方式。
二、智能化保护设备应用
1.设备采样流程
变电站光学互感器受温度等环境因素影响较大，精度难以保证。现阶段智能化变电站改造中经常采用传统互感器经合并单元有模拟量转化为数字量的方式。文阳路站改造即为这种方式，改造后二次侧模拟量接入PSMU602合并单元，电流、电压采样经过合并单元打包成IEC61850-9-2报文传送给双配置的两套保护装置与测控装置。经过合并单元打包送给每套装置的采样里电流、电压均为两组（俗称双AD采样），保护装置收到双AD的采样，其中一组AD采样用于保护启动用，另外一组用于保护动作。当两组AD采样不同时，保护装置会因双AD采样不一致而报警，同时闭锁相应保护。合并单元发出的IEC61850-9-2报文中的采样值为一次值，由保护采样装置需根据设定变比一次值调整为二次值，但变比的设定需在配置文件内进行，这样一来一次设备发生改变时用户无法通过定值设定更改，只能由厂家通过程序设定，建议此项设定与定值相关联，方便用户更改。
关于对时问题，差动保护的采样同步是通过合并单元实现的，合并单元外部通过光B码对时或者合并单元本身程序采用插值法同步方式进行采样同步送给保护装置，以满足主变高中低采样的一致性。B码实际是IRIG（Inter Range Instrumentation Group）码的一种。IRIG-B码是由美国靶场司令委员会制定的一种时间标准，共有4种并行二进制时间码格式和6种串行二进制时间码格式，是将时钟源的时间信息经过编码，利用专用的传输媒体将其传送至各个时钟信息的接收端，[3]其中最常用的是IRIG-B时间码格式。装置时间对时采用是IEC61850-8-1规定的SNTP（Simple Network Time Protocol），即简单网络时间协议网络校时服务。SNTP属于TCP/IP协议族，是一种基于软件协议的同步方式。但是SNTP对时的精度是秒级的，这种对时只是提供保护测控等装置和后台的SOE（Sequence Of Event）提供时间用的，采样值的同步不可以采取此种对时方式。
2.采样异常问题
保护装置的软压板中有一系列MU（Merging Unit）投入软压板。只有投入相应侧的MU压板，保护才能采集到相应侧的采样，相应合并单元未接入的MU压板必须“退出”，否则若保护检测到采样值异常而闭锁保护。例如，假设35kV侧开关采样值未经光纤接入主变保护，则相应35kV侧电流、电压的MU压板应为“退出”状态。同时保护装置监测每个通道里自身携带采样的幅值与采样的品质，当采样品质不好的时候（光纤损耗过大都可能造成采样品质异常），保护装置中装置异常节点闭合同时闭锁保护。设备运行中一旦出现光纤断线的情况，保护将受闭锁而退出，保护将发“装置报警”信号。调试中发现存在两个问题，一是当光纤衰耗在临界值附近（光纤接收灵敏功率为≤-33dBm）时，保护功能可能会在“投入”与“退出”间切换，这种情况下调试中保护可以动作，但由于高频率的动作复归，会影响后备保护的出口时间。因此调试中应特别注意保护动作的出口时间，施工中应密切关注所有光纤的健康。二是此报警信号过于笼统，当采样异常时装置面板上并未给出具体报警内容。对于装置因采样异常导致报警时，运检人员难以辨识装置报警的原因，无法进行有效处理。建议厂家将报警内容在保护装置显示屏上给予显示。方便运检人员识别故障并采取相应措施。
PSMU602合并单元自身的一些告警信号，如：装置告警，同步异常接受GOOSE中断等信号通过GOOSE信号传送至测控装置，通过测控装置转送至监控系统，以便运行人员及时了解装置的运行状况。调试中应注意检查装置接收的所有GOOSE报文是否全部通上，否则会造成PST671U装置面板上的“运行异常”的灯点亮。
3.其他应用
本工程采用的PST671U为主后一体保护装置（含测控功能），由于现场的变压器接线方式为110/35/10kV星角星Y/D11/Y10接线方式，而PST671U常规版本中主变钟点书只能整定位1，11，12三种方式，因此施工调试中将主变保护程序调整为可任意整定的钟点数变压器接线方式，建议厂家在常规配置中增加其他钟点接线方式。
另外，PST671U保护“装置检修”压板与对应合并单元的检修压板为“或否”关系，只有当保护装置的检修压板与合并单元的检修压板同时在分位或者合位的时候保护才能采集到对应的采样，否则采集不到对应的采样，相应保护退出；感觉此设定无太大必要，相反可能会对调试带来不便。
三、光缆的敷设与维护问题
智能化变电站中大量的光纤网络代替由控制电缆组成的二次回路，光纤传输可从根本上解决回路的抗干扰问题；网络通信技术的应用，使得通信线的数量约等于设备数量，这样一来智能变电站的二次接线大幅度简化。但光纤网络也存在自身弱点，光缆、光纤自身防护能力差、抗拉能力差，防火能力差，怕挤压、怕小动物咬伤。同时光缆、光纤弯曲半径不能过小，这种特殊性要求在光缆敷设中还要留有一定的余度，因此给施工带来很大难度。针对以上问题，施工中应将光缆与二次电缆分开，宜采用专用槽盒进行敷设，在穿入保护屏的关键位置用金属软管进行保护，如图1所示，不但最大程度减小光纤受外力破坏的可能性，有效保护光纤健康，防止光纤出现故障将保护闭锁，又可保证美观。
图1 光缆槽盒示意图
目前由于光纤受温度、振动等外界因素影响较大，许多智能化改造项目中已放弃在就地将模拟量转化为数字量由光纤传输采样值的做法，保持传统采样方式。
四、寄生回路问题
文阳路站改造中，中低压侧分段备自投装置动作初始设计跳10kV、35kV进线开关为GOOSE方式，而现场施工中发现PSIU641装置背板只有4对光纤接口，分别接#1A、#1B和#2A、#2B主变保护装置，无法将光纤接至主变10kV、35kV侧进线开关智能终端，不得以将备自投跳主变10kV、35kV侧进线开关改为传统电缆跳闸方式。而这样改造的问题在于PSIU641装置的两个相应跳闸出口已固定，且共用同一出口压板，这样一来保护动作能够正常跳闸，但产生了寄生回路，将造成#1、#2主变控制回路串电，存在严重安全隐患。建议厂家将两个跳闸回路从电气上进行隔离，使回路更加清晰。现有条件下处理方法只需改变开关柜二次接线，使用备用压板将出口压开即可。无论如何，GOOSE跳闸与常规方式存在不同特点，当设计与实际条件不符，需要改动时，应对变动可能产生的寄生回路和带来的后果进行充分考虑，妥善处理。
五、结论
本文讨论了变电站智能化改造中的几个实际问题，对智能保护装置采样等相关问题提出了建议，光纤故障时的保护闭锁应引起特别注意。针对光纤比较脆弱的问题，文章建议采用光缆槽盒加金属软管来有效保护光缆、光纤。GOOSE跳闸设计改为传统电缆跳闸时可能产生寄生回路，造成安全隐患。以上问题都在文中进行了讨论，并给出了解决的方法。
参考文献：
[1]陈树勇，宋书芳，李兰欣，等.智能电网技术综述[J].电网技术，
2009，（8）.
智能化变电站范文5
【关键词】智能化变电站 传统变电站 继电保护 对比
随着我国经济的快速发展，对能源资源的使用呈不断上升的趋势，尤其是对电力资源的使用，需求量大，且对供电的质量也提出了更高的要求。但是，在现阶段，我国的电力资源供应十分紧张，要想真正满足社会发展和人们正常生活的需要，就必须要提高电力企业的供电能力，保证供电的稳定性和安全性。而智能化变电站通过先进的技术，更好地实现了继电保护，稳定了电力系统的供电，同时比传统的变电站更安全、更稳定。
1 关于智能化变电站
智能化变电站，即变电站自动化系统的出现和的发展，是依靠监控系统以及电脑继电保护技术共同组成的。它利用光电式互感器等机电一体化的设备，依靠计算机网络技术，将变电站对信息的采集和传输，实现了智能化的处理，极大地提高了处理的速度和准确性。
一般来说，智能化变电站具有鲜明的技术特征。首先，它实现了信息的采集、网络通信以及数据的共享。采用电子式互感器等智能化电气测量系统，实现了数据采集的智能化，将传统变电站装置冗余的情况转变为向信息的冗余，实现了电力信息的集成化应用。
此外，它打破了传统变电站在监视、保护、控制、故障录波、量测以及计量等孤立的、单一的装置模式，有效地避免了设备配置的重复，实现了信息的共享，并极大地降低了成本。
另外，整个监测系统变得重量轻、体积小、结构紧凑，系统的维护、配置以及工程的实施更加精简，实现了设备的优化配置。
同时，相关设备的检修更具科学性和可行性，智能化变电站可以及时、有效地获取电网运行状态的相关数据、动作信息、智能电子装置的故障以及信号回路的状态等。利用这些智能化的装置，可以实现对所有功能单元的有效监视，避免了信息采集盲区的存在。
2 智能化变电站与传统变电站继电保护的比较
与传统变电站相比，智能化变电站在技术、配置以及继电保护方面存在着很大的优势，有效地提高了整个电力系统的稳定性。
2.1 智能化变电站的技术优势
2.1.1 两者在通信准则上存在着差异
智能化变电站采用的是IEC61850通信规范，而传统变电站则采用IEC60870-5-103标准，两者存在着明显的差异。采用IEC61850标准，可以极大地增强设备之间的互操作性，实现不同厂家之间的无漏洞连接。同时，智能化变电站的自动化系统通过建立统一的模型，将这个标准在智能化变电站内实现统一的实施。通过这种智能化变电站标准，可以在装置和后台之间，以及设备与设备之间自由地交换数据，有效地减少或避免了大量规约转换设备的使用，取消了许多的中间通信环节，减少了系统运行、维护和检修的工作，节省了大量的成本。
2.1.2 2GOOSE
GOOSE全称Generic Object Oriented Substation Event，指面向通用对象的变电站事件，它是IEC61850标准中的一种通信机制，主要用于满足变电站自动化系统快速传输数据的需求。它是一种实时的应用，主要用于传送间隔闭锁信号，以及实时跳闸信号，实现设备与设备之间的信息交换，并与整个保护系统统一组网、统一建模，并共享统一的信息平台，提高系统的可靠性和安全性。
2.1.3 电子式互感器
电子式互感器是由传感模块和合并单元共同构成的，其中，传感模块又叫做远端模块，被安装在高压的一次侧，主要用来采集和调理一次侧电压电流，并在之后将其转化成数字信号。而在二次侧安装合并单元，则用来处理远端的模块所传送来的信号。与传统变电站的电流技术相比，这种电子式互感器的宽带较宽，可以测量较大的动态范围，同时，测量的准确性更高，传输性更强。
2.2 智能化变电站与传统变电站保护装置上的差异
智能化变电站的继电保护装置采用了GOOSE功能，将传统变电站中的二次回路连接转变成GOOSE网络的通信连接。因此，各二次设备厂家改变了传统变电站，将保护装置背板段子引导屏柜端子排上，并根据要求，在端子排和装置之间添加保护硬压板，然后，通过二次电缆将各个保护屏柜连接在一起，再又调试人员对装置的功能以及二次回路进行测试的主流方式。而是根据实际的需要，提供装置的GOOSE输入输出端的子定义，然后，设计厂家可以根据这个定义，设计GOOSE的虚端子，即设计GOOSE网络连线。之后，集成商家通过GOOSE的组态工具以及设计单位提供的设计文件，组态形成这个系统的SCD文件。再由二次设备厂家使用装置的配置工具，以及全站统一的描述文件，即SCD文件，提取GOOSE网络收发的信息，并将其下发到装置。最后，由调试人员对装置的功能和全站的GOOSE联跳进行测试。
2.3 智能变电站和传统变电站继电保护装置操作程序的差异
智能化变电站范文6
【关键词】智能化变电站 继电保护调试及应用
1 智能化变电站的含义及其应用特点
相对传统意义的变电站而言，智能化变电站主要以集中大量的光电运用技术为核心，通过结合网络通讯技术和现代信息技术，将变电站相关设备参数信息进行模式转化后，在二次系统中将变电站中的各种电气量问题实现数字化输出的一种现代电技术。基本运用原理就是通过相关技术手段，对电力系统的相关信息进行统一整理、分析后建模，再通过网络通讯技术实现信息的交互。因此，对于智能化变电站的继电保护调试的工作就变得尤为重要，涉及到的技术问题和应用特点主要有以下几方面内容：
（1）变电站信息的数字化采集。智能化变电站的数据信息的采用不仅要实现隔离一次系统和二次系统电气连接的作用，还要确保测量的精准度，通常采用的光电式互感器可以很好的实现变电站信息的集成化采集和应用。
（2）分布式系统配置的设计。智能化变电站需要采集和分析的数据数量庞大，不同的设备以及不同配置的系统设计就需要采用一种面向对象的配置方式，通过CPU模式的应用，使系统形成层次性控制，也就是分布式系统，在这个系统中不同的配置和装置都具有各自独立的数据处理功能，从而实现数据的高效采集和处理。
（3）变电站信息的网络交互性。智能化变电站的电力信息的数字化和自动化系统传输是其最大的特点，在数据传输方面，既要满足数据信息在每个分布层系统中的智能化传输，还要与智能化传感器装置进行有效的信息交互，实现变电站内部信息通讯的有效交换和应用。
2 智能化变电站继电保护的调试
2.1 智能化变电站继电保护元件的调试
对智能化变电站继电保护的调试首先要从继电保护装置的调试开始，对调试装置进行全面的检查。确保装置的相关插件齐全、良好，装置中的端子排和相应的压板也要检查是否有松动现象，还要对回路的绝缘性能进行检查，需要注意的是要在电源断开的情况下进行，并且还要确保设备中相关的逻辑插件均已拔出。在实际的测量结果中通常需要使实际测量得到的数据与仪器测量数据的误差控制在5%范围之内。在完成相关的装置性能检查后，还需要对保护装置的定值进行校验，只有两部分工作都完成后，才能进行下一步的实际调试工作。
2.2 继电保护的通道调试
完成上述的装置调试之后，接着就要进行后续的通道调试，在调试之前要保证管线通道的连接都是可靠的，纵联通通道的异常指示灯是熄灭状态，无警告信号提示。通道调试主要包含两方面的内容，其中一个是对于侧电流和岔流的检查，另一个就是对两侧纵联差动保护装置的功能进行联调。在相关通道的计数状态显示恒定的情况下，还要做好调试前的光纤头的清洁工作，确保通道中的其余通道接口设备都有接地设置，且要保证不同的接地网之间是完全分开的状态。通道的实际调试还要分为专用光纤通道调试和复用通道的调试，专用通道的调试只需使装置的发光功率同通道插件的标称值一致即可。调试过程中需要注意光纤的收信率以及收裕度是否在相关标准范围之内，再对通道内式中采取操作，设置两侧的识别码为一样的时候，不出现联通通道的异常报警信号，即说明通道是正常状态。
2.3 智能化变电站继电保护的GOOSE调试
智能化变电站继电保护调试的菜单栏中有一项关于GOOSE通信状态和报文统计的配置项。需要对其进行配置和调试，不同的GOOSE型号代表着不同的警告内容，而发生模块又可以根据功能分为八项，因此，为了调试的便利性，配置了不同压板的数量，每当出现压板停止使用的情况，相应的GOOSE信息就会采取清零处理。从而保证了继电保护装置接收信息和发送信息的良好冗余问题。
3 智能化变电站继电保护的应用
3.1 控制变电站相关开关的合理闭合，保护电路
智能化变电站内部的线路情况错综复杂，受到不同地域环境、工艺设计以及不同用户类型的影响较大，不同厂家对于继电保护装置的设计和制造也存在差异，因此实际的应用过程中，我们需要结合厂家提供的图纸，有目的的配置继电保护装置的位置，在经常出现开合闸的回路中、电源回路以及闭锁回路中根据不同需求配置继电保护装置，可以很好的确保在突发事故，线路过载或者运行电压、电流超负荷的情况下采取安全控制措施，保证线路的安全以及供电的稳定性和安全性。
3.2 继电保护装在变电站智能化保险措施中的应用
采用继电保护设计的智能化变电站能够在调试过程中就可以直观的发现线路中相关电压回路设计和电源回路设计以及接线方式的错误，继电保护装置中的防过压、防过流技术可以很好的协助变电站内部的保险机制，异常情况下采取对区域电流的隔离和其他支路的保护，并且可以通过网络交互机制采取定点报警措施，为及时发现故障和处理事故提供有效的指导和参照。
3.3 智能化变电站继电保护调试可以作为诊断系统工具
首先，可以对线路的短路和环路情况进行诊断，可以将线路的绝缘电阻设定在一定的范围之内，然后对直流电流进行检测，如果检测仪器可以正常报警，证明该线路畅通，如果出现翻倍情况，就说明线路中有短路或者环路情况。另外一种方法是通过测控信号脉冲的方式，诊断二次回路中是否存在脉冲宽度的设置问题，如果二次回路正常，就需要再次检定分合闸控制问题，进一步可以确定脉冲宽度的设置是否合理。
4 结语
综上所述，智能化变电站继电保护调试的内容相对比较多，涉及的问题也比较复杂，常规的来讲，智能化变电站的建造初期和调试阶段是占用时间和投资最大的环节，但是，就后续应用过程中的自动化和智能化操作和控制来讲，对于减少人力资源占用和提高经济效益以及应对电力供输突发性事件方面有着十分重要的实际意义。
参考文献
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[3]袁桂华，张瑞芳，郭明洁.110kv 变电站继电保护整定方案优化[J].中国造纸，2010（07）.
