智能变电站改造

智能变电站改造（共11篇）

1.智能变电站改造 篇一

关于水电处35KV变电站负荷增容的报告

随着高新区城市建设的不断加快，高新区负荷急剧上升，根据负荷预测，2016年我处35KV变电站负荷峰值将达到 6000KW，变电站将处于超负荷运行状态，因次亟需对我处35KV变电站进行改造，增加负荷容量，以满足用电需求和发展需要。在提高供电能力的同时,也提高了供电的可靠性和安全性，确保电网的安全、稳定运行，现对企业变电站现状运行状况及几种方案进行分析比较，以供参考。

1、变电站运行现状

现我处35KV变电站主变两台，供电公司备案容量为5050KVA(3150KVA、1850+50KVA),实际安装容量为3150KVA、5000KVA，总容量为8150KVA，2015年变电站最大负荷为5300KW。系统内企事业变压器90台，路灯变压器46台，管廊变压器19台，总装机容量约43930KVA。目前，我处10KV供电线路为南万线、东风线、东营线（含东风西半场）、高实1线、高实2线、晶岳1线、晶岳2线、盐机线、建新线、机关线10路出线。

高新区入驻以来水电处充分发挥了区域供电优势，为高新区开发建设、招商引资、提供了高效、快捷的供电配套服务，为推进高新区前期开发建设发挥了不可替代的重要作用，但是随着周边用户的不断增加、居民小区用户的增加和售电业务的开展，现我处35KV变电站已无法满足日益增长-1

2.智能变电站改造 篇二

1 某变电站现状

某110k V无人值班变电站, 站内两台变压器, 户外布置, 采用双回110k V进线作为电源端, 站内110k V系统为内桥接线。站内一次设备大部分采用国产设备, 运行十多年, 目前处于中期稳定阶段, 基于成本考虑不作更换, 主要通过加装监测单元实现智能化功能。站内110k V断路器、电压互感器、电流互感器等也较为稳定可靠, 因此也给予保留。需要重点改造的是站内110k V隔离开关以及10k V开关柜, 110k V隔离开关最大的问题无法实现远方遥控功能, 而10k V开关柜为老式GGX型固定式开关柜, 可靠性低、存在安全隐患, 因此, 为了实现智能化变电站的过渡, 需给予更换。该变电站二次设备也基本为国内产品, 目前运行情况已无法满足安全稳定要求, 智能化改造将进行整体更换, 重新构建二次设备系统。

2 某变电站智能化改造方案

结合上述该变电站实际情况, 以及整体智能化改造设想, 以智能变电站建设和改造相关标准规范为依据, 参照类似变电站智能化成功改造经验, 笔者提出以下具体智能化改造方案, 主要包括两个组成部分:一次设备智能化改造和二次设备智能化改造。

(一) 一次设备的智能化改造

(1) 110k V隔离开关智能化改造

目前该站110k V隔离开关仅主刀可电动操作, 地刀需采用手动操作, 无法达到智能变电站的遥控操作。这就要求增加顺控功能, 地刀可以进行电动操作, 另外, 该站的隔刀在可靠性、简便性等方面与目前使用的产品存在着一定的差距。因此, 基于设备可靠性和维护便利考虑, 笔者提出整组更换隔离刀闸的主刀和地刀, 最终选用双柱水平旋转式的110k V隔离开关。

(2) 10k V开关柜智能化改造

目前国内外高压开关柜品种较多, 各有特点, 由于该变电站工程为智能化改造工程, 10k V配电室有较大的空间裕度, 因此, 无需考虑占据空间较小的开关柜产品, 而是选用性能优良的铠装中置式开关柜, 真空断路器配置于柜内。在此基础上, 通过增加智能化功能来实现该变电站10k V开关柜的智能化改造。传统开关柜智能化功能的实现主要采用二次回路智能化技术, 但大量实践表明, 二次回路智能化已经显露出了诸多问题, 因此, 笔者以控制智能化为着力点, 将电动机驱动装置装设于断路器手车和地刀, 断路器手车在开关柜内试验、隔离与工作位置间可电动移动, 地刀可电动操作。

(3) 变压器智能化改造

变压器的智能化改造主要通过增设相应的状态监测功能单元来实现, 根据智能化变电站技术相关规范, 该站变压器主要监测项目确定为:油中溶解气体 (DGA) 和铁心接地电流DGA, 因此, 变压器监测采用色谱法, 在变压器本体安装零磁通电流传感器采集铁芯接地电流信号, 然后将监测到的IED评价结果通过过程层网络传输主IED, 汇总到站控层对数据进行分析, 由于变压器监测内容较为复杂, 因此, 主变压器的状态监测IED单独组一面智能组件柜。

(二) 二次设备的智能化改造

(1) 综合自动化系统结构智能化改造

DL/T860标准体系是智能变电站自动化系统的核心, 分层分布式的原则将综自化系统分为站控层、间隔层和过程层, 从实践角度来讲, 智能变电站综合自动化系统结构主要体现于组网方案。该变电站组网方案需考虑以下几个方面的内容。首先, 直采直跳不仅能保证继电保护的可靠性, 而且若加以合理配置, 还能减少光缆及纤芯熔接的成本。其次, 三层两网结构中某些间隔层的常规功能可下移到过程层。最后, 根据智能变电站继电保护相关规范, MMS、SV、GOOSE三网需相互独立, 而且站内对时接线也需简化, 这可通过GOOSE+IEEE1588的组网方式来实现。因此, 结合以上所考虑的相关要点, 该变电站采用基于DL/T860的三层两网自动化系统结构, 站控层/间隔层MMS单网, 过程层SV点对点, GOOSE+IEEE1588组单网, 直采直跳保护。

(2) 二次设备继电保护智能化改造

智能化变电站继电保护所考虑的因素较多, 依据智能变电站继电保护相关规范, 该变压器电量保护宜按双套配置, 为了满足智能化“双套”要求, 并提高继电保护可靠性, 具体配置方案为:主变保护采用两套集合主后备功能配置, 且两套保护差动保护范围有差异, 但两套保护低压侧范围一样, 都取自低压侧开关CT的合并单元, 则低压侧合并单元双套配置, 高压侧第一套保护范围较小, 取自套管流互的合并单元, 第二套取自内桥开关、进线开关流互的合并单元, 则110k V内桥开关、进线开关以及套管的合并单元MU均采用单套配置。

(3) 智能化改造扩展功能的实现

变电站智能化改造在很大程度上是为了实现常规变电站所欠缺的各种功能, 从而促使变电站向信息化、数字化、网络化、自动化发展, 基于智能变电站建设相关要求, 该变电站新增了以下功能。

(1) 顺控功能。顺控作为智能变电站的基本功能, 在上文一次设备智能化改造过程中已经有所提及, 但除了一次设备需实现顺控功能外, 还需考虑软压板和二次可控设备的程序化控制, 如保护复归、定值切换等。

(2) 防误闭锁功能。该智能变电站防误闭锁功能的实现采用“自动化系统五防逻辑+GOOSE跨间隔联闭锁+单元间隔电气闭锁”的方案, 并在10k V开关柜、网门、接地桩位置加装微机防误机械编码锁。

(3) 网络报文记录分析功能。为了实现报文故障的记录和判别, 同时实现网络报文的长记录和无启动元件的长录波, 配置了一套故障录波与网络分析一体化装置, 为调度端事故的快速解决提供有效的凭据。

(4) 电能质量监测功能。电能质量监测已成为智能变电站自动化系统的一项基本功能, 为保证该变电站的供电质量, 对110k V母线电压和频率质量进行监测。并全站配置一台基于DL/T860的电能质量监测采集装置, 采用数字量输入、点对点传输。

(5) 信息共享平台。为了实现各子系统对站内数据的存取、访问以及交互, 智能化变电站要求该变电站还需构建站内基于DL/T860的一体化信息平台, 并加装视频监视系统, 为系统故障处理提供更真实可靠的数据。

3 结语

为了实现该变电站的智能化改造, 文章主要从一次设备、二次设备的智能化改造两个方面作了分析, 除了一次设备和二次设备外, 还需在辅助系统方面作适当研究, 并注重高级应用功能的扩展, 以此实现变电站的彻底智能化改造。

参考文献

3.智能变电站改造 篇三

关键词：智能电网；变电站；通信协议

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

The Intelligence Reform Plan for the Conventional 220kV Substation

Liu Haisheng,Liu Lingling,Zhu Qiu

(Electric Power Bureau of Qiqihar,Qiqihar161005,China)

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

Keywords:Intelligence grid;Substation;Communication protocol

建设统一坚强智能电网已成为未来电网的发展方向和既定目标，智能变电站是智能电网的重要基础和支撑，通过对变电站的智能化升级改造，实现变电站的自动化、信息化和互动化，以满足智能电网可靠、灵活、经济的电能流和信息流传送，全面提升变电站信息集成和数字化监控、自愈和快速响应能力。

一、技术原则

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

二、智能化改造方案

变电站智能化改造采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能調节、在线分析决策、协同互动、智能巡检等高级应用功能。

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

（一）智能化变电站的体现方式

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

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

过程层设备由互感器、智能就地柜等与一次设备直接联系的单元组成。

（二）220kV、110kV、35kV侧的配置思路

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

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

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

（三）主变的配置思路

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

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

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

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

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

（四）智能终端及智能就地柜

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

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

（五）智能高级应用

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

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

三、结束语

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

参考文献：

[1]变电站智能化改造技术规范.浙江省电力公司,2009,11

[2]褚农.智能变电站设计规范.国家电网公司,2010,2,22

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

4.电站技术改造项目 篇四

实施完成情况报告

一、项目申报基本情况

XX县XX镇红星电站有限公司成立于2003年7月，公司技术力量雄厚，机构设置完善、财务制度健全。公司成立以来，积极开发利用水力资源，为缓解我县电能短缺矛盾，促进经济发展，提高镇财政收入作出了贡献，得到了党委政府及人民群众的广泛好评。

红星水电站位于XX县XX镇境内，建于X河流域上游的分支流。该电站原有装机1×75千瓦，多年平均发电量20多万千瓦时。为充分利用水力资源，XX镇把该电站扩容作为招商引资项目，经水利部门的勘测与初步设计，将电站改造为装机480千瓦，设计水头51.5米，年利用时间5604小时，年平均发电量346万千瓦时。红星水电站的技术改造有利于提高企业经济效益，为当地工农业和居民生活提供更多电力，有利于当地经济的快速发展，是一项经济效益与社会效益皆好的项目。

为确保电站技术改造项目的顺利实施，我们切实做好项目申报的前期准备工作，邀请了XX市水利勘测设计室和XX县水利局工程技术人员多次亲临电站进行实地勘察和深入研究，对项目建设的可行性、必要性进行科学论证，并在此 基础上完成了项目的可行性研究报告，鉴于经济困难，我公司向上级申请了省财政挖潜改造资金，于2010年6月申请立项，并得到批复，备案项目编号XXXXXXXXXXXXXXX。

该项目概算投资535万元，其中企业自筹455万元，要求上报扶持80万元，项目建设主要内容有：新建生产厂房360平方米，建设水电站配套建筑1幢；修建引水渠道，并将原蓄水陂增大储水，提高峰谷电能调节；引进生产设备，改造输电线路，将电站装机扩大到480千瓦。电站扩容技改后，扩大装机容量达480KW，预计年利用时间5604小时，年平均发电量346万千瓦时，年新增产值预计可达115.97万元，新增利润78.68万元，新增税金7.52万元，可带动经济发展，推进新农村建设。

二、项目实施情况

红星电站技术改造项目于2010年1月动工实施，在项目建设过程中，红星电站有限公司多渠道筹集资金517万元，省财政挖潜改造资金30万元，全部投入项目建设之中，确保项目顺利推进，并如期完成了项目建设的全部内容，包括360平方米的生产厂房及电站配套建筑，拦水坝引水渠道建设，购置480KW的发电机组及输电线路改造等建设内容。

为确保技改项目顺利完成，红星电站有限公司做了大量工作：一是成立了电站技术改造工作小组，加强了项目建设工作的组织领导；二是组织水利技术人员进行多次实地勘 察，科学论证，制订规划方案；三是多方筹集项目建设资金，确保项目顺利进行；四是严把工程质量关，加强电站建设的监督管理，邀请专家、派出技术人员进行工程监督与技术指导，确保工程施工质量；五是加强项目资金的监管，确保资金使用安全。认真执行国家财经法规、制度，提高资金使用效率，设立财务机构，制订财务管理制度，分工明确，按各自的职责严格监督资金使用，实现财务管理目标，设立工程建设资金专帐，实行专款专用，严格执行财政审批制度，确保项目建设资金安全，推进项目如期完成建设。

在省挖潜改造资金的支持下，在镇委政府的关心下，在公司员工的共同努力下，红星电站技术改造项目于2010年10月完成，该项目发挥了良好的经济效益与社会效益。

三、各项指标完成情况

红星电站技改项目于2010年10月完工，据结算，项目实际总支出546.98万元，其中设备购置及安装调试费用298.63万元，建筑工程费用211.87万元，其他费用36.48万元。技改项目完成后，电站装机容量达到480KW，实现销售收入122万元，实际新增利润82.8万元，新增税金7.91万元，超出预计年销售收入116万元，新增利润78.68万元，新增税金7.52万元的目标，项目支出效果率达105%，电站技术改造项目各项指标均圆满完成，有力带动了全镇小水电产业的发展，推动了X溪经济发展，提高了镇财政收入，发 挥了较好的经济效益与社会效益。

四、项目未能竣工、验收的原因

电站技术改造项目如期完成后，我公司也计划申报验收，但自2011年来，我县降水量锐减，电站蓄水严重不足，发电量难于达到预计目标，造成企业运转困难，影响了技术改造项目的申报验收工作。

五、下一步工作重点

红星电站技术改造项目如期完成，电站装机容量大大提高，下来，我电站将加强日常管理，提高发电量，提升经济效益，为带动XX镇工业发展，壮大镇经济实力，推进生态文明建设作出更大贡献。

六、何时申报验收

鉴于红星电站技术改造项目已如期完成，现向上级申报验收。

5.智能变电站检修状态压板操作浅析 篇五

关键词：智能变电站;检修;压板操作;分析

中图分类号：tm774 文献标识码：a 文章编号：1006-8937（2015）36-0055-02.故障经过及分析

10月19日3时59分，永武一线路a相接地故障，750千伏武胜侧距离i段保护动作，3361、3360开关跳闸，经694 ms，3361开关重合动作，又经83 ms，重合后加速保护动作，跳开3361、3360开关;永登变侧永武一线保护未动作，1号、3号主变高压侧零序后备保护动作，跳开三侧开关;永武二线零序ii段重合后加速保护动作，跳开3352、3350开关。330 kv永登变接线图，如图1所示。智能变电站检修压板的含义

装置检修压板设置是为了防止在保护装置进行试验时，有关试验的动作报告不会通过通信口上送，而干扰调度系统的正常运行。一般在装置上设置一投检修态压板，在装置检修时，将该压板投上，运行时应将该压板退出。

智能变电站采用网络报文（goose报文和smv报文）实现开关量信号和交流模拟量信号的传输，在保护、测控、智能终端、合并单元发送的每个网络报文数据包内均带有检修位（1为检修位有效、0为检修位无效），当装置接收的报文所携带的检修位和自身检修位一致时装置判断为有效数据，当装置接收的报文所携带的检修位和自身检修位不一致时，装置判断为无效数据。智能变电站检修压板的分类

3.1 合并单元检修压板

合并单元检修压板在互感器或合并单元需检修时投入，这样通过该合并单元发送给保护、测控以及其他装置的smv报文数据均将检修位置1。

3.2 智能终端检修压板

智能终端检修压板是在开关类一次设备或智能终端需检修时投入，这样该智能终端将不再执行保护装置的跳闸命令和测控装置的遥控命令，3.3 保护装置检修压板

保护装置检修压板是在保护装置需要检修时投入，这样保护装置将会对相关合并单元发送来的smv报文数据和智能终端发送来的goose报文数据做出相应处理，但是并不执行动作出口，同时也不会向后台发送相关信息。

3.4 测控装置检修压板

测控装置检修压板是在测控装置需要检修投入，这样保测控装置将会对来自后台的遥控命令进行闭锁，不再执行相关命令。检修压板一致性原则

合并单元检修压板投入后，合并单元发送的smv数据检修位置1，当保护和测控等装置接收到该合并单元发送来的smv数据时，与自身检修位对比，当检修位一致时，判断为有效数据，当检修位不一致时判断为无效数据。

保护电压采样无效和保护电压检修报警，处理同保护tv断线，即闭锁与电压相关的保护（如距离保护），退出方向元件（如零序过流自动退出方向），自动投入tv断线过流等。

同期电压采样无效和同期电压检修报警不闭锁保护，当重合闸检定方式与同期电压无关时（如不检重合），不报同期电压数据无效。当同期电压数据无效时，闭锁与同期电压相关的重合检定方式（如检同期）。即处理方式同同期tv断线。

保护电流采样无效和保护电流检修报警，闭锁保护（差动、距离、零序过流、tv断线过流、过负荷）。

启动电流采样无效和启动电流检修报警，启动板24v正电源开放的条件切换到保护电流通道计算的结果，即在此情况下启动板根据保护电流通道的数据自主判断启动，这样可以有效避免保护板由于程序问题而导致的误动作。当启动电流通道数据无效或启动电流检修报警时，不影响保护板的程序，保护板的程序保持不变。

保护装置面板上的跳闸和重合闸信号灯经启动板的总启动控制，即保护板跳合闸信号和启动板启动信号均动作时才点灯。仅保护板动作，只出报文不点灯。

保护装置检修压板投入后，接收到的goose有效信息=（发送端和接收端均在投检修态|发送端和接收端均不在检修态）& goose接收信息&对应接收软压板&对应通信链路正常。

对于断路器跳闸位置，当发送goose断链、接收软压板退出、发送端和接收端检修压板状态不一致时，断路器跳闸位置保持原来的值。

智能终端检修压板投入后进行试验的动作报告带有检修标志;该压板在检修时可以根据需要禁止或允许出口动作。

正常运行时，保护和智能终端的检修压板均不投，双方检修状态一致，此时智能终端允许出口当单独检修保护或智能终端，双方检修状态不一致时，智能终端禁止出口，避免造成一次设备误动作。

当保护和智能终端一起进行传动试验时，双方的检修压板均投入此时双方检修状态一致，智能终端允许出口。

测控装置检修压板投入后，就会对已经接收到goose和smv数据检修位置1，然后闭锁后台遥控。检修压板的操作方案

通过以上分析得出智能变电站压板操作方案：

方案1：

合并单元检修压板操作方案，当互感器或合并单元检修时在对应一次设备操作到位后，首先退出接收该合并单元smv数据的保护装置的smv接收软软压板（或对应间隔投入软压板），然后投入相应合并单元检修压板。否则将会造成保护装置部分或全部功能闭锁。前述永登变案例即为违反此原则所致。

智能终端检修压板操作方案，当开关类一次设备或智能终端检修时，对应一次设备操作到位后，方可投入，智能终端运行时严禁投入，否则将造成保护无法跳闸出口，遥控无法操作。

保护装置检修压板操作方案，当保护检修时，对应一次设备操作到位后，方可投入，保护装置运行时严禁投入，否则将造成保护无法跳闸出口。

测控装置检修压板操作方案，当测控检修时，对应一次设备操作到位后，方可投入，测控装置运行时严禁投入，否则将造成后台无法遥控对应设备。

方案2：

鉴于检修压板一致性原则，为避免由于运维人员技术水平参差不齐，且运行方式因检修工作变化而不同，建议运维人员不予操作检修压板从而避免不必要的异常或事故发生。结 语

通过以上的分析及作出的两套检修状态压板的操作方案比较，结合永登变事故案例，建议今后智能变电站检修状态压板运维人员不进行操作。

参考文献：

6.智能变电站改造 篇六

关于加强智能变电站继电保护管理的通知

各市电力（业）局,浙江省火电建设公司,浙江省送变电工程公司,浙江省电力公司超高压建设分公司,浙江省电力试验研究院,浙江省电力设计院：

随着智能电网建设的推进，一大批智能变电站即将于近期在我省陆续投运。为保证这些工程的顺利投运，确保智能变电站继电保护设备的安全可靠运行，现根据国网公司智能变电站相关技术标准和管理规定，结合新技术和新设备特点，对智能变电站继电保护工程管理和运行管理规范如下：

一、工程管理

（一）继电保护工程设计应遵循标准化、通用化设计原

— 1 — 则；保护配置、设备规范应符合继电保护技术规程、反事故措施和工程要求。

（二）智能变电站以系统配置文件（SCD文件）描述二次回路的联接和功能配合，成为变电站二次系统设计的核心。按照工作职责分工，设计单位负责SCD文件的设计和最终确认，工程调试单位负责SCD文件的验证，运行维护单位负责验收和归口管理，并报送相关调度部门备案。

（三）继电保护设计联络会、装置出厂验收工作应有调度、运行、设计、调试试验单位参加，有关各方共同确定保护设计方案，审核设备出厂试验报告，并进行必要的试验验证。

（四）工程管理部门组织协调继电保护的工程设计和安装调试、工程验收及设备投运工作。设备安装施工图纸应预先审查，必要时进行现场技术交底。工程设计单位、安装调试单位应密切配合，及时跟踪工程进展情况，解决工程建设、安装调试过程中出现的问题，消除工程隐患。

（五）工程调试应做到项目齐全、试验完整，全面验证保护定值、逻辑功能和动作特性的正确性，调试结果满足设计要求；严格核对微机保护软件版本，并报送相关调度部门确认。运行维护单位应充分考虑工程调试与维护检验的衔接，提前准备，及早介入相关工作。

（六）全面执行工程的三级验收把关制度，工程管理部门组织工程设计、安装调试、运行维护、生产管理单位进行工程验— 2 — 收，对存在的缺陷应及时予以处理，确保零缺陷投产。

（七）严格履行新建、扩建、改建工程资料移交手续。新设备投产前，工程管理部门应组织新设备投产交底，向运行维护单位移交与现场投产设备相一致的图纸、保护装置技术资料、调试报告、备品备件和专用试验仪器工具等；新设备投产后1个月内，工程管理部门向运行维护单位提交可修改的电子版继电保护竣工图纸。

（八）运行维护单位应建立继电保护运行维护管理的规章制度。建立继电保护装置台帐；完善继电保护图纸资料管理；健全装置检验、缺陷处理、设备定级、备品备件的管理制度。

（九）智能变电站继电保护及相关二次系统，是智能变电站运行的关键核心。由于技术先进、系统集成度高，因此运行维护、检修试验难度大，改扩建安全风险控制要求高。各部门应高度重视运行管理的重要性，在智能变电站建设过程中及时研究确定智能变电站继电保护及二次系统运行操作、检修试验方式，研究确定智能变电站改扩建的技术实施方案和安全管理要求，并在验收过程中进行模拟验证。

二、运行管理

（一）测控功能投入的220千伏保护测控一体化装置调度命名时在原命名后增加后缀“（保护测控一体）”，如“XX线第一套微机保护（保护测控一体）”、“XX母联第一套充电解列保护（保护测控一体）”等。

（二）调度仅对保护装置发令，发令按照常规站发令模式。合并单元、智能终端、交换机等故障时，由现场分析二次设备受影响的范围，申请停役相关保护，并在现场运行规程中明确细化。

（三）现场运行规程中，操作硬压板用语为“放上”、“取下”；操作软压板用语为“投入”、“退出”。

220千伏保护（包含保护测控一体化）装置设置“跳闸”、“信号”和“停用”三种状态，具体含义为：

跳闸：保护交直流回路正常，主保护、后备保护及相关测控功能软压板投入，GOOSE跳闸、启动失灵及SV接收等软压板投入，保护装置检修状态硬压板取下；智能终端装置直流回路正常，放上跳合闸出口硬压板、测控出口硬压板，取下智能终端检修状态硬压板；合并单元装置直流回路正常，取下合并单元检修状态硬压板。

信号：保护交直流回路正常，主保护、后备保护及相关测控功能软压板投入，跳闸、启动失灵等GOOSE出口软压板退出，保护检修状态硬压板取下。

停用：主保护、后备保护及相关测控功能软压板退出，跳闸、启动失灵等GOOSE软压板退出，保护检修状态硬压板放上，装置电源关闭。

（四）保护测控一体化装置检修时，要求走一次设备检修流程申请，检修计划申报时应注明含测控功能。

（五）保护装置、合并单元、智能终端异常时，现场运行人员按现场运行规程自行将装置检修压板投入，重启装置一次，重启操作流程及要求应写入现场运行规程。重启后若异常消失则按现场运行规程自行恢复到正常运行状态；如异常没有消失，保持该装置检修压板投入状态，同时将受故障影响的保护停役并汇报调度。如合并单元故障，申请相应的母线保护、线路保护改信号，并通知检修处理；如智能终端故障，重启时应取下跳合闸出口硬压板、测控出口硬压板，申请相应的母线保护、线路保护改信号，并通知检修处理。

（六）GOOSE交换机异常时，现场运行人员按现场运行规程自行重启一次。重启后异常消失则恢复正常继续运行；如异常没有消失则汇报调度，申请退出相关受影响保护装置。GOOSE交换机更换后重新配置参数并确认正确，接入网络后所有装置运行正常、未报GOOSE断链信号，无需试验验证可直接投入运行。

（七）220千伏双重化配置的二次设备仅单套装置发生故障时，原则上不考虑陪停一次设备，但现场应加强运行监视。

（八）合并单元故障时，线路、母联保护测控一体化装置的控制功能不应退出。

（九）遥控操作通过第一套智能终端装置实现。当开关第一套智能终端装置故障时，不允许对本间隔开关、闸刀、地刀进行遥控操作和远方信号复归，现场应加强运行监视。紧急情况下可操作就地汇控柜的控制开关。

（十）运行操作要求：

1.正常运行时220千伏线路重合闸随微机保护同步投退，调度不再单独发令。如调度单独发令操作投退220千伏线路重合闸时，运行应同时操作两套线路保护重合闸软压板。第一套智能终端操作电源失去时，两套线路保护均应退出重合闸。

2.220千伏母差保护中正、副母闸刀位置出错时，应汇报调度并通知检修部门处理，同时通过软压板控制方式进行强制对应闸刀位置，但应注意一、二次运行方式保持对应,同时监视差流。

3.监控后台可操作保护装置功能软压板、GOOSE软压板以及定值区切换。监控后台保护定值区的切换按照以下顺序操作：先切换定值区，再核对定值。更改定值只能在就地进行，不允许后台更改定值，更改定值时保护须改“信号”状态。

已运行的智能变电站现场运行规程按照本通知要求做相应调整。

二〇一一年九月十六日

主题词： 能源 变电站 继电保护 管理 通知

浙江省电力公司办公室

7.智能变电站改造 篇七

变电站智能化改造是智能电网实现的节点支撑和必要基础, 是国家电网建设的重要内容。根据我国国家电网公司《国家电网智能化规划总报告》等相关标准和规章制度来看, 500k V变电站智能化改造的完成在很大程度上将提高电力调度能力、优化电网进而促进电网改造全面完成。500k V变电站智能化改造过程的技术探讨变成了当下亟需研究的一个课题。

2 500k V变电站现状及其智能化改造的意义

2.1 500k V变电站现状分析

当今我国大部分500k V变电站采用的主要是枢纽变电站。随着我国电力行业

现代化的进程不断推进, 电力行业呈现出了迅猛发展之势。但是, 设备互操作性不高、缺乏规范、缺乏标准、系统多套等问题影响了500k V变电站的日常运行, 阻碍了电网安全运行的水平提高。随着高新技术的出现, 尤其是通信网络和计算机等技术的迅猛发展, 500k V变电站自动化系统得到了很大的改观。但是由于通信网络和计算机等基础的出现, 新应用、新技术也应运而生, 传统的500k V变电站已经逐步不能实现各个系统之间的协同和联系, 导致了变电站日常运行缺乏安全和稳定。

2.2 500k V变电站智能化改造的意义

智能电网的建设是我国“十二五”期间的重点项目, 500k V变电站的智能化

改造自然也位列其中。而面对我国500k V变电站的运行现状, 实现500k V变电站的智能化改造将极大促进500k V变电站自身的发展和管理, 使变电站的智能化能够与当今通信网络与计算机技术的发展并肩而行。而且, 实现500k V变电站智能化改造将实现新旧技术的融合, 提高变电站中各项系统的互操作性、灵活性、快捷性。故而, 500k V变电站智能化改造有着极其重要的划时代的技术革新意义。

3 500k V变电站智能化改造应当遵循的原则

根据我国国电公司《“十二五”电网智能化规划报告》和《变电站智能化技术原则》等相关内容来看, 500k V变电站智能化改造必须要遵循以下几个基本原则:

(1) 遵循电力行业和社会科技发展的需要, 智能化改造首先应当具有一定的发展性, 充分考虑改造之后技术设备的兼容性。

(2) 一定要将全寿命周期的理念渗透到智能化改造的各个环节中, 积极避免由于智能化改造产生的不必要破坏。

(3) 技术人员的设计原则一定要向典型化设计靠拢, 加强设备配置和主接线等的优化。

(4) 全面考虑500k V变电站智能化改造中的系统规划、系统设计、系统制造、系统配置、系统安装、系统运行、系统维护等环节。

(5) 以当下节约清廉的思想进行改造, 充分考虑选用设备的经济学、先进性和可靠性。

(6) 将实现供电质量、寿命周期的提高以及企业的利益最大化作为改造最为核心的基础原则。

4 500k V变电站智能化改造技术的分析

4.1 一体化信息平台的建立

基于500k V变电站的现状来看, 一体化信息平台的建立是实现500k V变电站智能化改造的基础。凭借着一体化信息平台的建立, 操作人员可是实现远程操作或者监控后台操作, 并通过计算机监控对变电站的实际运行情况进行全面、及时的了解。而且, 一体化信息平台还能实现遥测进行信息采集。此外, 标准化、统一化和规范化对各个子系统的管理可以实现全面有效的监控。

最为重要的是, 通过信息一体化平台的建立, 让变电站成功转型为数字化变电站。采用计算机检测能够让变电站顺序控制功能得以实现, 进而让500k V变电站的智能化改造能够朝着自动化和数字化发展。

4.2 应用功能智能化

一般而言, 500k V变电站的智能化改造中除了满足电路工程规范改造以外还应当针对变电站的应用功能进行智能化开发和研究。这就需要在系统一体化的平台之上分成构建智能化一次设备和二次设备, 逐渐让500k V变电站内的电气设备能够通过智能化改造实现互相操作和信息共享。此外, 基于信息一体化平台, 加强变电站智能调控、智能调度和智能操作的优化, 积极采用数字化信息技术进行建模, 确保变电站内所有设备及其控制过程的数字化, 让变电站成功转型为现代化和智能化的变电站。

4.3 设备智能化

设备智能化往往指的是变电站内的所有电子产品和设备的智能化。故而, 在进行500k V变电站智能化改造的时候, 首先要确保变电站内所有设备的精确化控制, 其次, 不断开发和研究新型设备, 让变电站内的各种组件得以优化。例如高地产的控制和布设就必须结合在线装置, 在此基础上经常性和长期性的进行在线维护和检修。

4.4 辅助功能智能化

在实际进行500k V变电站的智能化改造的过程中, 各项辅助功能的智能化改造是实现无人值守的重要条件, 也是实现变电站稳定安全运行的保证。故而, 变电站一定要根据实际情况构建符合自身的智能化巡视系统, 例如推进监控、测量、保护一体化, 断路器配置的保护装置等。同时, 变电站也可以根据系统自动化配置中PT、分段和总路的需要进行变电站温湿度、火警和空调测试。

5 结束语

总的来说, 随着电网的发展以及智能电网普及, 500k V变电站智能化改造是及其重要的。要想满足电力发展需求、顺应社会发展就必须实现500k V变电站的智能化改造, 紧抓500k V变电站智能化改造的关键技术, 不断优化智能化改造方案, 从而达到全面提升500k V变电站智能化的水平, 让智能化的500k V变电站充分发挥出作用。

摘要：现阶段我国电力行业在科研部门、高等院校、设备企业和管理部门的协同努力下, 500kV变电站智能化改造已经逐步走上了正轨, 在很多方面也取得了突破性进展。本文将从500kV变电站的现状及其实现智能化改造的意义作为切入点, 探讨了500kV变电站智能化改造过程涉及到的技术进行了深入的研讨, 希望能为广大电力企业工作人员抛砖引玉, 促进500kV变电站智能化改造技术的进一步完善。

关键词：500kV变电站,智能化技术,改造过程

参考文献

[1]国家电网公司.国家电网智能化规划总报告[Z].北京:国家电网公司, 2009.

[2]国家电网公司."十二五"电网智能化规划报告[Z].北京:国家电网公司, 2010.

[3]张斌, 倪益民, 马晓军等.变电站综合智能组件探讨[J].电力系统自动化, 20010 (21) .

[4]陈树勇, 宋书芳, 李兰欣等.智能电网技术综述[J].电网技术, 2009 (08) .

[5]韩天祥, 李莉华, 余颖辉等.用LCC进行500kV变电站改造经济性评价[J].中国设备工程, 2008 (03) .

8.变电站改造工程停电方案编制探讨 篇八

【关键词】变电工程； 改造；停电

【中图分类号】TM411+.4【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）07-0381-02

随着电网建设高速发展及电网新技术日新月异，越来越多的变电站必须进行改造才足以满足电网发展需求。变电站改造工程是提升变电站安全稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，保证高质量电能的一项重要技术措施。改造工程实施过程中大都要设备停电才能进行，然而变电站在改造的同时又担负着重要的供电任务。因此如何优化变电站改造工程停电方案，降低工程实施过程中对运行电网的影响显得格外重要。

本文以110kV大岭变电站#1主变更换停电方案为例，对变电站改造工程施工过程中停电方案的如何制定、优化进行分析。

1 大岭变电站概况及改造内容

110kV大岭变电站：1台40MVA 三相两卷无载调压电力变压器，110kV 3回出线，10kV 单母线断路器分段，出线20回。大岭变电站担负着附近多个重要工厂的工业负荷及4个镇居民用电负荷，平时供电负荷均25MW左右，最高时可达40MW，大岭变电站接线方式如图1。

本期改造内容为大岭变电站#1主变更换为三相两卷有载调压电力变压器，同时更换变压器基础、10kV母线桥部分构架基础，继电保护装置及自动化部分不更换。

2 常规停电方案

110kV大岭变电站更换#1主变，工程实施必须将#1主变停电、两侧开关转检修状态才能满足安全要求。根据大岭变电站改造内容还需要更换变压器旧基础，停电时间将考虑拆除主变与基础、基础施工、基础养护、电气施工、设备试验、工程验收等各工序实施共计需要至少45天。所以本工程大岭变电站#1主变停电时间达45天。

这种常规停电方式，停电内容简单，投资较少，但变压器停电时间长，直接导致4个镇的居民用电长时间无保障，附近工厂长时间停产，严重影响当地生产生活秩序。如果按本方案实施将严重损失供电电量，降低供电可靠性，对社会造成极大不良影响，所以本停电方案将难以实施。

3 停电方案优化措施

通过分析110kV大岭变电站改造工程施工方案可知，工程实施的安全措施必须是#1主变停电、两侧开关转检修状态。主变的拆除、基础施工、及新主变安装调试固有的工序又必须保证合理的作业时间。所以要优化停电方案只能结合该站设备情况考虑运用特殊运行方式，从而有效缩短大岭变电站主变停电时间，降低对用户的影响。

经过综合分析考虑，确定以下停电方式：大岭站#1主变更换期间，要将退运主变作为施工期间供电运行设备，期间大部分时间不影响10kV用户正常用电。该方案主要分三个阶段。

第一阶段为#1主变拆除及异地安装投运，共5天时间：本阶段首先将大岭站的F20线路与董塘站F20线路在用户端进行跳接，将大岭站10kV负荷由董塘站F20线路供电（本阶段大岭站10kV只带民用负荷，工业负荷只能停产）。将#1主变移位至空位安装，将变低用电缆连接至#1变低开关柜，变高用导线直接连接至110kV 2M母线，停用110kV母联开关，将110kV董大线开关接入#1主变保护，形成110kV董大线与#1主变线变组接线方式。改造后接线方式见110kV大岭变电站临时运行主接线图。（见图2）。

第二阶段#1主变异地就位后进行恢复对全站10kV负荷进行正常供电，供电方式为董大线---#1主变---10kV母线---10kV出线（见110kV大岭变电站临时运行方式主接线图）。此运行方式要维持35天，由施工单位对原主变基础、母线桥构支架施工以及新主变安装调试工作。

第三阶段：新主变安装试验完后，新主变转接至正常运行方式，转接及验收投运时间共计7天。首先将大岭站10kV负荷由董塘站F20线路供电（本阶段大岭站10kV只带民用负荷，工业负荷只能停产）。然后大岭站进行以下主要工作：拆除旧主变两侧连接线；新主变变低母桥连接，变高导线连接；拆除董大线与#1主变的线变组接线，恢复董大线线路保护二次回路接线；新主变及两侧开关接入原#1主变保护回路。

上述工作全部完成后，新主变按正常运行方式投运（见大岭变电站主接线图），所有10kV负荷恢复正常供电。并在用户端解除大岭站F20线路与董塘站F20线路的跳接线，大岭变电站#1主变更换工作全部完成。

经过优化的停电方式，虽然过程较为复杂，且投资也要增加。但极大的减少了用户停电时间，只影响了部分工业用户12天，对居民用电几乎无任何影响。停电期间工序分阶段，可更好的对工程进度进行控制，降低因工期不可控导致整个停电时间不可控的风险。而且各工序都给予作业人员足够的时间，可以避免因赶工而导致的安全、质量事故发生。

4 编制变电站改造工程停电方案的思路

经过对大岭站停电方案的分析以及笔者工作经验，总结以下编制变电站改造工程的停电方案的思路（意见）。

（1）停电是改造工程实施的一种安全措施，停电的原则为必须满足改造工程实施时的安全要求，在满足安全要求下尽量减少、避免对电网正常供电的影响。

（2） 明确变电站工程的改造内容，通过仔细审查设计图纸，对照变电站现场核实不同改造设备的范围，从而确定设备改造时需要的停电内容、时间以及停电逻辑顺序。比如有些变电站全站改造，可以制定将线路站外跳接，站内设备全停的方式，如单只更换一台主变，就只是一台主变停电。明确变电站工程的改造内容特别注意站内电气二次回路，部分二次回路与其他设备二次回路相互连接，在现场又难以看得出来。所以改造前必须对改造的设备范围十分清晰，做到了如指掌，才能制定符合要求的可操作性强的停电方案。

（3）结合变电站供电方式，认真分析改造设备停电方对变电站供电的影响。对于结构比较完善的变电站，设备停电经常有旁路或其他线路、变压器代，可以确保改造设备停电对供电影响极小。但对于变电站结构不完善，线路也不完善，无备用线路等的停电，必须仔细分析每一停电设备对电网的影响，制定非常优化的停电方案尽可能的将对电网影响将为最小。

（4）当停电实施对电网运行影响比较大时，就必须实施特殊保供电措施。如上述案例一样，可充分利用拆除的旧主变对改造实施过程中进行保供电。对变电站的保供电措施通常有站外10kV线路转接，将本站负荷转接至由其他变电站供电，以及站内电缆跳接改变正常运行方式。

（5）改造工程停电期间优化工序排序，人员机具配置合理，实施紧凑有序，可以减少停电时间，增强对停电时间的可控性。

5 结束语

9.智能变电站改造 篇九

本规范对陕西省电力公司智能变电站继电保护及相关设备验收的基本原则、组织管理、验收内容、验收标准、验收流程提出了明确要求。

本规范适用于陕西省电力公司110kV及以上电压等级智能变电站新建、改（扩）建和技术改造项目的继电保护验收工作。110kV以下的智能变电站可参照执行。规范性引用文件

下列文件对于本标准的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

DL/Z860.1-2004 变电站通信网络与系统

DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程 GB/T14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 Q/GDW 394-2009 330～750kV智能变电站设计规范 Q/GDW 396-2009 IEC-61850工程继电保护应用模型 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/GDW 410-2010 高压设备智能化技术导则 Q/GDW 426-2010 智能变电站合并单元技术规范 Q/GDW 428-2010 智能变电站智能终端技术规范 Q/GDW 429-2010 智能变电站网络交换机技术规范 Q/GDW 430-2010 智能变电站智能控制柜技术规范

Q/GDW 431-2010 智能变电站自动化系统现场调试导则

Q/GDW 441-2010 智能变电站继电保护技术规范

西电调字〔2011〕19号《750千伏洛川变电站继电保护运行管理若干规定》 西电调字〔2011〕103号《西北网调直调继电保护设备命名规定》

陕电调〔2011〕44号 《陕西省电力公司智能变电站继电保护运行管理规定（试行）》 3 术语和定义 3.1 现场验收

现场验收是设备现场安装调试完毕后，由安装调试单位申请，并由现场验收组织部门组织相关单位进行的启动投运前验收。

3.2 互操作测试

针对基于智能变电站智能设备进行的模型测试、文档检测以及保护、测控装置的互操作功能测试。

3.3 缺陷

在验收测试过程中发现的不满足合同技术协议、相关规范所列基本功能和性能指标要求，影响设备安全稳定运行的问题。

3.4 偏差

在验收测试过程中发现的不满足合同技术协议、相关规范所列基本功能和性能指标要求，但不影响设备稳定运行，可通过简易修改补充得以纠正的问题。验收必备条件 4.1 验收工作开始前，应具备以下资料：

a)设备安装、调试记录草录；

b)c)d)设备厂家资料（含安装、使用说明书、出厂检验报告等）； 与实际相符的竣工图和设计变更文件； 施工单位的自检报告和验收申请表。

4.2 工程安装调试工作全部结束，施工单位已经自验合格，自查缺陷消除完毕。

4.3 继电保护装置及相关设备的测试、试验已经完成，施工单位出具试验报告草录。4.4 待验收设备已在现场完成安装调试。4.5 完成全站配置文件SCD现场集成。4.6 IED能力描述文件ICD完成现场检验。

4.7 安装调试单位已提交现场验收申请报告及调试报告。4.8 验收单位完成现场验收方案编制及审核。5 验收组织管理及要求

5.1 工程管理单位负责组织工程设计、安装调试，运行维护单位进行工程验收，并建立工程设计、安装调试质量追溯制度，完善工程后续管理措施。

5.2 运行维护单位应在验收前成立验收工作组，验收工作组设测试组和资料审查组。

5.3 验收工作组编制整体验收方案，并在验收测试工作结束后完成验收测试报告的编制、上报、审批、归档。

5.4 现场验收的时间应根据现场验收方案的工作量决定，原则上330kV及以上智能变电站现场验收的时间应至少在启动投运前30个工作日进行，110kV智能变电站现场验收的时间应至少在启动投运前20个工作日进行，改造项目的现场验收需按照工程进度安排进行各阶段验收，验收时间由验收工作组根据验收方案的工作量决定。

5.5 验收过程中，应合理安排工程调试、投产验收工期，验收试验项目齐全、完整，对发现的缺陷应及时处理，确保无缺陷投运。

5.6 对于新建智能变电站可提前介入工程安装调试工作，严格按照《继电保护和电网安全自动装置检验规程》的相关要求，对继电保护装置、二次回路进行整组测试，重视对电流/电压互感器、断路器、隔离开关、光纤（高频）通道等二次回路的验收检验。

5.7 新设备投产前，工程管理单位应组织新设备投产交底，向运行维护单位移交与现场投产设备相一致的图纸、保护装置技术资料、调试报告、备品备件和专用试验仪器工具等；新设备投产后1个月内，工程管理单位向运行维护单位提交纸质和电子版竣工图纸。

5.8 对设备验收中存在的问题和缺陷各验收单位以书面上报工程主管单位，工程主管单位将各缺陷单交施工单位进行核对、消缺，施工单位需对全部缺陷处理结果进行书面回复，消缺回复由工程主管单位移交各验收单位，工程主管单位组织对消缺情况进行复验。5.9 验收中应按照验收方案所列测试内容进行，详细流程见附录A。5.10 验收依据

a)上级颁发的规程、规范、标准及经过批准的本单位制订的实施细则；

b)施工图及设计变更文件；

c)国家或部颁有关工艺规程、质量标准； d)施工合同或有关技术协议。

5.11 现场测试过程不允许采取抽测方式，必须采用逐点全部测试方式，现场验收测试项目应至少包括第8节内容。

5.12 现场验收报告由验收工作组制定，应包含以下内容：

a)现场验收方案； b)现场验收测试记录及分析报告；

c)现场验收遗留问题备忘录（应包含现象描述、解决方案和预计解决时间）；

d)现场验收结论。

5.13 现场验收达到以下要求时，可认为现场验收合格： a)文件及资料齐全；

b)所有软、硬件设备的型号、数量、配置符合技术协议要求； c)现场验收结果必须满足本规范要求，无影响运行的缺陷。6 文件及资料验收

6.1 设备硬件清单及系统配置参数。

6.2 设备说明书。

6.3 IED能力描述文件ICD、全站配置文件SCD。6.4 全站MMS、GOOSE、SV网络通信配置表。6.5 交换机VLAN配置表。

6.6 设备现场安装调试报告（包括现场设备维护、升级记录表）。

6.7 竣工草图(包括GOOSE配置图、二次逻辑回路图等)。

6.8 现场验收申请报告。7 屏柜及接线验收

7.1 待验收设备数量清单，型号及外观验收。

设备型号、外观、数量需满足技术协议所列的设备清单。

7.2 设备铭牌及标示验收。

a)设备铭牌及标示应齐全、清晰、正确；

b)电流（电压）互感器极性、额定电流、准确级等标示正确、清晰。7.3 屏柜验收。

a)屏柜内螺丝紧固，无机械损伤，无电弧烧伤现象；检修压板解除是否良好；

b)保护装置各部件固定及装置外形检查：应固定端正，无松动、损坏及变形等现象； c)屏柜内小开关、电源小刀闸、空开电气接触良好；切换开关、按钮、键盘操作灵活； d)屏内各独立装置、继电器、切换把手和压板标识正确齐全，且其外观无损坏；

e)保护装置各插件上的元器件外观检查：印制电路应无损伤或变形，连线连接良好，各插件上元器件焊接良好，芯片接触可靠，各插件上变换器、继电器固定良好； f)屏柜二次电缆接线正确；

g)端子接触良好、编号清晰、正确；

h)装置背面接地端子接地可靠，接地铜牌、接地线符合要求。

7.4 智能控制柜验收。

a)智能控制柜应装有100mm2 截面的铜接地铜排（缆），并与柜体绝缘；接地铜排（缆）末端应装好可靠的压接式端子，以备接到变电站的接地网上；柜体应循环通风良好；

b)控制柜内设备的安排及端子排的布置，应保证各套保护的独立性，在一套保护检修时不影响其他任何一套保护系统的正常运行； c)控制柜应具备温度、湿度的采集、调节功能，并可通过智能终端GOOSE 接口上送温度、湿度信息；

d)控制柜应能满足GB/T 18663.3 变电站户外防电。7.5 电缆、光纤、光纤配线架、网线验收。

a)电缆屏蔽线接地良好； b)尾纤、光缆、网线应有明确、唯一的名称，应注明两端设备、端口名称；

c)尾纤的连接应完整且预留一定长度，多余的部分应采用弧形缠绕。尾纤在屏内的弯曲内径大于10cm（光缆的弯曲内径大于70cm），不得承受较大外力的挤压或牵引； d)尾纤不应存在弯折、窝折现象，不应承受任何外重，不应与电缆共同绑扎，尾纤表皮应完好无损； e)尾纤接头应干净无异物，连接应可靠，不应有松动现象；

f)光纤配线架中备用的及未使用的光纤端口、尾纤应带防尘帽；

g)网线的连接应完整且预留一定长度，不得承受较大外力的挤压或牵引。8 配置文件验收 8.1 装置ICD文件验收。8.1.1 模型测试：

站控层、间隔层和过程层访问点（AccessPoint）健全，文件中逻辑设备、逻辑节点和数据集等参数符合Q/GDW 396-2009 《IEC 61850 工程继电保护应用模型》标准。

8.1.2 ICD文件与装置一致性检查：

核对ICD文件中描述中的出口压板数量、名称，开入描述应与设备说明书一致，与设计图纸相符。

8.1.3 ICD文件中站控层信息应与装置提供服务一致。8.2 SCD文件验收。

8.2.1 SCD文件应视同常规变电站竣工图纸,统一由现场调试单位提供。8.2.2 系统 SCD文件合法性静态检测。

8.2.3 检查VLAN-ID、VLAN优先级等配置应与设计图纸相符。

8.2.4 检查报告控制块和日志控制块使能数应满足正常运行要求。

8.2.5 检测SCD文件中使用的ICD模型应与装置厂家提供的ICD文件一致。

8.2.6 检查SCD文件包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。8.3 二次系统虚端子验收。

8.3.1 检查SCD文件中的虚端子连接应与设计图纸一致。8.3.2 检查SCD文件中信息命名应与装置显示及图纸一致。9 过程层设备验收

9.1 合并单元

9.1.1 采样值报文格式检查。

a)报文格式应符合国网支持通道可配置的扩展IEC 60044-8和IEC61850-9-2协议格式； b)报文中采样值发送通道顺序应与SCD文件中配置相同。9.1.2 采样报文通道延时测试，包括MU级联条件下的测试。9.1.3 采样值同步性能检验

a)合并单元输出的采样同步误差不大于±1μs；

b)守时误差不大于±4μs；

c)采样值发送间隔离散度不大于250±10μs； d)失步再同步功能测试不大于250±20μs。9.1.4 同步异常告警检查。

a)外时间同步信号丢失GOOSE告警报文检查； b)合并单元失步GOOSE告警报文检查；

c)同步异常时合并单元1PPS告警指示灯指示检查。9.1.5 采样值状态字测试。

a)同步/失步时，检测合并单元发送的采样值数据同步指示位应指示正确；

b)投入检修压板，检测合并单元发送的采样值数据检修指示位应指示正确；

c)检验采样环节出现故障后，与故障相关的采样值数据有效位应正确指示采样值状态。9.1.6 丢帧检查。

9.1.7 采样数据准确度检验。

9.1.8 计量相关参数安全防护功能检查。

9.1.9 装置电源功能检验。

合并单元电源中断与恢复过程中，采样值不误输出。9.1.10 装置接收、发送的光功率检验。9.1.11 装置告警功能检验。

a)开关量异常告警功能检验；

b)采样数据无效告警功能检验；

c)采集器至合并单元光路故障告警功能检验； d)合并单元电路故障告警功能检验。9.1.12 电压切换功能检验。

合分母线刀闸，合并单元的切换动作逻辑是否正确。9.1.13 电压并列功能检验。

加二次电压到合并单元，分合断路器及刀闸，检查各种并列情况下合并单元的并列动作逻辑是否正确。

9.1.14 人机对话功能检验。

9.1.15 与间隔层设备的互联检验。9.2 智能终端

9.2.1 GOOSE报文格式检查。

a)GOOSE通信配置是否与SCD文件配置一致； b)GOOSE发送机制是否符合规范要求； 9.2.2 GOOSE配置文本检查。

GOOSE配置应与SCD文件配置一致。

9.2.3 GOOSE中断告警功能检查。

GOOSE链路中断应点亮面板告警指示灯，同时发送订阅GOOSE断链告警报文。9.2.4 智能终端动作时间检验。

智能终端从收到GOOSE命令至出口继电器接点动作时间应不大于7ms。

9.2.5 GOOSE控制命令记录功能检查

GOOSE跳、合闸、遥控命令应在动作后，点亮面板相应的指示灯，控制命令结束后面板指示灯只能通过手动或遥控复归消失。9.2.6 开关量检验。

检查隔离开关、断路器位置节点等硬接点开入状态是否与GOOSE变位是否一致。9.2.7 防抖功能检查。

9.2.8 遥控功能检查，包括断路器遥控分合检查；可控隔离开关遥控分合检查。9.2.9 装置异常告警功能检查。9.2.10 对时和守时误差检查。装置对时误差应不大于±1ms。9.2.11 同步异常告警检查。

a)智能终端时间同步信号丢失GOOSE报文； b)智能终端失步GOOSE报文。9.2.12 装置电源功能检验。

9.2.13 装置接收、发送的光功率检验。

9.2.14 检修功能检验。

a)智能终端投入检修后，只执行带检修位的接收GOOSE命令； b)智能终端投入检修后，发送的所有GOOSE报文检修位置“1”。9.2.15 与间隔层装置的互联检验。10 间隔层功能验收 10.1 继电保护装置

10.1.1 装置版本与校验码核对。

保护定值、版本与校验码核对，应与SCD文件一致。10.1.2 回路绝缘检查。10.1.3 装置对时功能检查。

装置时钟同步正常工作后，观察装置显示的北京时间的年、月、日、时、分、秒信息是否正常。任意修改装置时间，应保证时间显示1秒以内自动恢复正确时间。10.1.4 SV数据采集检查；

a)采样值通信配置、虚端子连接应与SCD文件一致；

b)SV投入压板应与输入的SV数据一致，不一致时装置应报采样异常告警，同时闭锁相关保护。

10.1.5 采样异常闭锁试验。

a)双A/D 采样值不一致保护闭锁测试； b)采样值丢帧保护闭锁测试；

c)采样值发送间隔误差过大闭锁测试。

d)采样不同步或采样延时补偿失效闭锁相关保护。10.1.6 GOOSE检查。

a)GOOSE虚端子开入、开出应与SCD文件一致；

b)GOOSE虚端子输出在SCD文件的发送数据集DOI Description中有明确回路定义； c)GOOSE断链、不一致条件下，装置应给出对应告警报文；同时上送站控层告警报文。10.1.7 单装置保护逻辑功能调试。

参照DL/T 995-2006 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》执行。10.1.8 检修状态测试。

a)采样检修状态测试：采样与装置检修状态一致条件下，采样值参与保护逻辑计算；检修状态不一致时，只用来采样显示，不参与保护逻辑计算。b)GOOSE检修状态测试：GOOSE信号与装置检修状态一致条件下，GOOSE信号参与保护逻辑计算；检修状态不一致时，如线路保护在检修状态，母线失灵保护在运行状态，当线路保护动作启动母线失灵保护，GOOSE信号只用来显示，不参与保护逻辑计算。

10.1.9 与站控层通信检查。

a)站控层报文应与SCD配置文件一致性检查； b)装置通信对点功能检查。

10.1.10 装置接收、发送的光功率检验。10.1.11 整组传动试验。10.1.12 保护通道检验与联调。10.1.13 线路保护与对侧联调。10.1.14 装置电源检验。

a)110%额定工作电源下检验；

b)80%额定工作电源下检验；

c)直流电压大幅度变化自启动功能检查；

d)装置工作电源瞬间掉电和恢复检验。

10.2 安全自动装置

10.2.1 装置版本与校验码核对。

保护定值、版本及校验码应与SCD文件一致。10.2.2 回路绝缘检查。

10.2.3 装置对时功能检查。

装置时钟同步正常工作后，观察装置显示的北京时间的年、月、日、时、分、秒信息是否正常。任意修改装置时间，应保证时间显示1秒以内自动恢复正确时间。10.2.4 SV数据采集检查。

a)采样值通信配置、虚端子连接应与SCD文件一致；

b)SV投入压板应与输入的SV数据一致，不一致时装置应报采样异常告警。10.2.5 采样异常闭锁试验。

a)双A/D 采样值不一致保护闭锁测试；

b)采样值丢帧保护闭锁测试；

c)采样值发送间隔误差过大闭锁测试。

10.2.6 GOOSE检查。

a)GOOSE虚端子开入、开出应与SCD文件一致；

b)GOOSE虚端子输出在SCD文件的发送数据集DOI Description中有明确回路定义； c)GOOSE断链、不一致条件下，装置应给出对应告警报文；同时上送站控层告警报文。10.2.7 装置逻辑功能检查。

参照DL/T 995-2006 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》执行。10.2.8 与站控层通信检查。

站控层报文应与SCD配置文件一致。10.2.9 装置接收、发送的光功率检验。10.2.10 整组传动试验。10.2.11 通信通道检验与联调。10.2.12 装置电源检验。

a)110%额定工作电源下检验； b)80%额定工作电源下检验；

c)直流电压大幅度变化自启动功能检查；

d)装置工作电源瞬间掉电和恢复检验。

10.3 故障录波装置

10.3.1 SV数据采集检查。

a)采样值通信配置、虚端子连接应与SCD文件一致

b)应记录一路模拟量的两个A/D采样数据报文。10.3.2 GOOSE配置检查。

GOOSE虚端子开入、开出应与SCD文件一致。10.3.3 故障录波装置功能测试。

a)电流量、电压量、开关量、频率量启动测试； b)手动启动录波功能测试； c)录波文件存储功能测试； d)录波文件分析功能测试； e)录波图打印功能等试验；

f)采样值异常录波启动检查测试。10.3.4 重要告警信号检查。

a)装置异常告警信号检查；

b)装置失电告警信号检查；

c)故障录波装置启动信号等信号检查。

10.3.5 与继电保护信息子站通信检查。

10.3.6 装置对时功能检查

装置时钟同步正常工作后，观察装置显示的北京时间的年、月、日、时、分、秒信息是否正常。任意修改装置时间，应保证时间显示1秒以内自动恢复正确时间。11 站控层验收

11.1 计算机监控系统继电保护部分

11.1.1 继电保护装置及相关设备异常告警、动作报文正确性检查。11.1.2 远方修改定值、切换定值区功能检查。

11.1.3 继电保护装置及相关设备软压板名称、投退正确性检查。11.1.4 召唤定值、动作报告、软压板状态打印功能检查。

11.2 继电保护信息子站功能

11.2.1 保护状态、定值、软压板的召唤功能。

11.2.2 保护告警信息、开关量信息、保护动作信息的报警功能检查。11.2.3 保护远方复归功能检查。11.2.4 录波召唤、分析功能检查。

11.2.5 保护信息功能检验要求参见Q/GDW273-2009《继电保护故障信息处理系统技术规范》。11.3 网络通信记录分析装置 11.3.1 装置电源功能检验。

11.3.2 报文记录功能检查。

a)站控层MMS网络通信信息记录功能检查；

b)间隔层GOOSE信号信息记录功能检查； c)过程层SV采样值信息记录功能检查； d)IEC61588对时报文记录功能检查。11.3.3 报文存储记录功能检查。

a)报文信息记录时间连续性检查； b)报文信息记录完整性检查；

c)SV报文存储周期不应少于2周； d)MMS不应少于3个月；

e)GOOSE报文不应少于6个月。

11.3.4 报文在线分析报警、离线分析功能检查。

a)设备GOOSE连接状态； b)GOOSE信号连接状态； c)GOOSE信号实时状态； d)MU当前连接状态； e)采样值实时波形； f)采样值实时报文； g)采样点离散度。

11.3.5 报文格式转换功能检查。

应支持网络报文装置存贮格式转换为其它格式报文的格式。11.3.6 网络分析功能检查。

a)采样值、GOOSE与SCD配置一致性分析功能检查；

b)采样值异常分析功能检查；

c)GOOSE发送机制分析功能检查。11.3.7 装置告警功能检查。

a)采样值异常告警功能检查； b)GOOSE异常告警功能检查； c)装置网络通信中断告警功能检查； d)网络风暴进行报警及记录功能检查。

11.3.8 装置对时精度检查。

a)所记录的每一帧数据必须带独立的时标，时标精度不大于1μs； b)网络报文记录分析装置GOOSE事件不超过1ms； c)采样值同步偏差不大于1μs；

d)网络报文记录分析装置的事件记录分辨率小于1ms；

e)用网络测试仪发送满负荷数据（100M），网络分析记录仪应无丢失数据现象，其分辨率应满足要求。11.4 网络性能验收

a)网络交换机性能测试，包括 EMC抗干扰测试、吞吐量、传输延时、丢包率及网络风暴抑制功能、优先级 QOS、VLAN功能及端口镜像功能测试；

b)网络通信负荷率测试；

c)网络通信可靠性测试，采用专用设备测试系统在雪崩及正常运行情况下各节点网络通信可靠性，各节点数据丢包率，网络传输时延应满足规范要求；

d)双网切换期间性能检查，数据应不丢失；

10.美国西蒙助天津卷烟厂智能化改造 篇十

图1

天津卷烟厂此次“十一五”技术改造项目占地面积386亩，建筑面积约18万平方米，总投资约10亿元，新建联合生产工房、动力中心、综合办公楼、综合库房及其他辅助性建筑，将建成一条年产卷烟200亿支(40万箱)、预留350亿支(70万箱)，年税利10亿元以上的现代化制丝、卷接包生产线。该项目预计将于底竣工。施工完成后，天津卷烟厂将以其绿色的环境、现代化的厂房、合理的规划成为我国北方最大的烤烟型卷烟生产基地之一。

图1

本项目共分四期完成，目前已在计划中的水平布线部分大约3000点左右，主要涉及的是联合生产工房、综合办公楼和动力中心的部分，共设1个总配线间，3个二级配线间，35个分配线间。整个综合布线拓扑结构是一个模块化、标准化、可适应未来应用发展的开放平台。该工程采用了美国西蒙公司带十字骨架隔离的CMR防火等级的6类非屏蔽系统，涉密部门则采用美国西蒙CMR防火等级的6A类屏蔽系统，完全支持将来的水平万兆应用升级，

其实早在，当其他布线厂家开始推出各自的铜缆万兆布线解决方案时，西蒙已经在全球安装了超过100万个支持10G运用的铜缆信息点。西蒙6A类屏蔽系统除了其出色的抗干扰、防泄露等保密优势外，其卓越的线外串扰指标、比一般6A类非屏蔽更细的外径、以及更不易升温等特点还带来了更长的使用寿命、更高的通道空间使用率、更优化的空气流通和资源利用等众多优点，从而节省了材料，降低了能耗。

为了简化管理，实现自动准确维护数据库文档、阻止未授权的工作指令、跟踪所有物理层及活动的连接，改善IT人员的响应时间、优化物理层和网络资产的投资，该工程在综合办公楼部分采用了西蒙电子配线架(MapIT)的智能网络管理技术。西蒙MapIT电子配线架在每个端口上嵌入特殊的传感垫板。连接配线架和有源设备的西蒙MapIT快接跳线采用回路技术接触端口上的传感器，然后由传感器反馈到分析仪。MapIT软件便可追踪网络的物理连接和设备连接的变化，并能通过局域网(LAN)或因特网提供实时监测。采用西蒙MapIT的实时回路扫描技术的好处：任何时候(特别是断电恢复后)都能够根据跳线自动发现所有链路，确保数据库存档的准确性。另外值得一提的是，西蒙MapIT配线架和跳线内的传感器和插针均使用牢固的镀金。作为质保系统的一部分，西蒙对MapIT配线架和跳线提供的质保。

11.变电站室外端子箱加热系统改造 篇十一

【关键词】室外端子箱;加热器;温湿控制;继电器驱动

引言

变电站室外端子箱无通风设备且处于风吹、雨淋、暴晒等恶劣环境中，若此时环境湿度较大，温度较低就会出现凝露现象。凝露会使端子箱的端子排腐蚀，甚至出现短路，对变电站设备的可靠运行有极大的危害。为了防止凝露对端子箱的危害，变电站普遍采用的措施有以下几种：一是在端子箱底部放置吸潮剂，二是在放置吸潮剂的基础上安装加热器。加热器的控制分为两类：一类是小空气开关直接控制加热器。二类是在一类的基础上装设温湿控制器。但是这两类系统经实际检验效果都不理想。在现在运维一体化的模式下，运维站的工作量很大，投退加热器需要按次序逐个端子箱投退，增加了运维人员的工作量。一类系统的缺陷是当湿度较低时，加热器持续工作会使端子箱温度过高。温度过高时会使端子箱里的电气设备老化速度加快，甚至出现绝缘损坏的情况。二类系统虽然有温湿控制器，但现场控制效果不理想，经常温湿控制器不起作用，又成了一类系统。现场的温湿控制器经常需要更换，浪费了人力、物力和财力。针对上诉情况，需要对变电站室外端子箱加热系统进行升级和改造。升级和改造后的加热系统具有投退方便、控制精准、温湿显示等实际效用。

1、系统原理

该系统主要实现温湿度智能控制，并且能监控到各个端子箱的温湿度。该系统主要有微控制器、温湿传感器、系统电源、驱动电路、温湿显示器、多路开关以及多路开关控制的加热器组成。系统电源将给微处理器以及其它智能芯片提供所需的电源。温湿传感器将温度和湿度信号传送给微控制器，微控制器将根据设定好的温湿度值进行判断，如果湿度高于设定值将给出一个驱动信号，该信号经过驱动电路放大，通过多路开关使加热器电源接通，从而使加热器加热以达到驱除潮湿的目的。如果加热器加热时间较长，温度高于设定值而湿度此时也高于设定值，此时系统将给出一个脉宽调制信号，使温度维持在设定值，直至湿度低于设定值，加热器在微处理器的控制下停止加热。该系统设置有显示器，从而可以使运维人员在巡视设备的过程中监视各个端子箱的温度和湿度，从而有目的性查看端子箱，达到巡视高效的效果。

2、溫湿度传感器

2.1湿度传感器原理

湿度传感器是将湿度转化为电信号的装置，湿度信号的输出符合其相应的标准（电压0～5V，电流4～20mA）。湿度传感器原理是湿敏元件是简单的湿度传感器，湿敏元件主要有电阻式和电容式两大类。湿敏电阻的特点是在基片上覆盖一层用湿敏材料制成的膜，当空气中的水蒸气吸附在湿敏膜上时，元件的电阻值和电阻率都发生相应的变化，利用这一特性即可制成湿敏电阻。湿敏电容一般用高分子薄膜电容制成，当环境湿度变化时，湿敏电容的介电常数发生变化，使其电容也发生变化，其电容变化量与湿度成正比。

2.2温度传感器原理

温度传感器是将温度信号转换为电信号的装置，温度信号的输出同样符合其相应的标准。金属在环境温度变化后会产生一个相应的延伸，因此传感器可以以不同的方式对这种反应进行信号转换。最常用的温度传感器是热电偶，热电偶有两种不同材料的金属线组成，在末端焊接在一起，当热电偶一端受热时，热电偶电路中就有电势差，根据电势差就可以计算温度。只要测出不加热点的温度，可以准确知道接热点的温度。

2.3温湿度传感器的选型

温湿度传感器的选择主要考虑所安装环境的温度和湿度范围。室外端子箱的温度和湿度相对较低，测量的精确度要求也较低，再加上成本的因素，综合比较选择性价比好的SHT系列。

3、微控制器简介和选型

微控制器是控制系统的核心，其将微型计算机的主要部分集成在一个芯片上的单芯片微型计算机。微控制器诞生于20世纪70年代，经过30多年的发展，其成本越来越低，而性能越来越强大，这使其应用越来越广泛，遍及各个领域。微控制器种类繁多，价格不一。选取适合本系统的微控制器主要考虑性能稳定、性价比高、兼容性好、编程简单易上手。综合考虑可选取51系列单片机。

4、驱动电路设计

驱动电路采用8550PNP型三极管来驱动继电器，使用8550的好处是其集电极最大允许耗散功率为1W，集电极最大允许电流为1.5A，三极管基极开路时，集电极-发射极反向击穿电压为25。放大倍数为30-600。采用本驱动电路设计简单，工作性能稳定，也是最常用的继电器驱动电路。

5、系统电源和温湿度显示器

5.1系统电源

系统电源是给整个微控制系统提供所需电压的装置。电源先将220V交流电压经过整流变换成直流电压，然后经电源芯片的控制输出微控制系统各个芯片所需的直流电压。本系统用到的电压是5V和12V。系统电源发展到现在已经成熟，并且种类繁多。我们选择性价比好，适合我们自己系统的电源为原则，本系统选用TOP系列就能满足要求。

5.2温湿度显示器

显示器主要显示室外端子箱的相对湿度和温度，选用八段数码管显示。数码管显示器的设计和编程比较简单，成本低廉且维护更换更容易。

6、结语

本地区变电站室外端子箱普遍采用简单的空开控制加热器，在冬季室外温度较低，端子箱内部出现凝露的情况下人工来投入。春季温度回升人工手动断掉空开，加热器退出运行。本系统在原系统基础上增加了微控制系统，利用原有的加热器进行改造，这样可以节约资源，降低成本。三集五大改革后，运维站管辖的子站较多，值班员工作负荷很大，本系统更加适用现运维管理模式。本系统还可以加入通信模块，接入变电站后台机，通过变电站通信系统传输到集控中心。室外端子箱放防凝露要多种措施并用，加强室外端子箱（开关或刀闸机构箱）的密封，及时更换吸潮剂等措施，这样效果更佳。

参考文献

[1]沙占友.集成化智能传感器原理与应用[M].北京：电子工业出版社，2004：119-127。