变电站技术创新大全11篇

绪论：写作既是个人情感的抒发，也是对学术真理的探索，欢迎阅读由发表云整理的11篇变电站技术创新范文，希望它们能为您的写作提供参考和启发。

篇（1）

一、组织领导

名誉主任：

主任：

组员：

二、活动时间

自2007年4月1日起至2007年12月31日结束

三、活动范围

工区所属各个生产班组

四、总体要求

活动的宗旨要以职工立足于本岗位工作为基础，加强职工培训学习为手段，以深化科技创新工作为保障，以提高全员综合素质为目的，以此来推动工区的安全生产工作健康、规范的向前发展。

五、活动内容

1、强化素质抓好职工培训工作

2007年，工区将结合各个生产班组实际工作的需要，开展务实的培训工作，培训工作要打破以往的笔试的形式，要注重职工的实际动手能力、不能纸上谈兵，将进行多次职工实际工作能力的考试、检修、送电将进行检修工艺、设备的故障查找、分解检修，运行将进行故障判断、分析以及故障的处理

2、因地制宜推动活动的深入开展

首先依照市公司工会的要求，结合工区的实际情况，开展好双增双节合理化建议活动，开展好无违章班组活动，开展好工会成员的学习活动。这些活动的开展要紧紧结合工区的安全生产工作，活动开展的形式一内容要符合工区安全生生产的实际，不能出现形式主义。

3、求真务实开展好下列工作

（1）、根据工区的实际情况，建立工区的群监会组织，要明确职责、分工明确，及时的组织各项监督工作，确保安全监督工作行之有效的开展起来。

（2）、开展好工区的宣传报道工作，特别是春检、安全月、大修改造工作中的感人事迹、好人好事以及在工作当中的精彩的照片。

篇（2）

SS变压器制造有限公司企业简介

SS变压器制造有限公司是专业生产输变电产品的规模企业，公司位于江苏省盐城市高新技术产业区龙乘南路，毗邻宁靖盐高速、沿海高速等四条高速，交通便捷。公司注册资本6068万元，占地面积8万平方米，现有职工200余人，年生产能力300万kVA，公司拥有先进的生产、检测设备178台套，生产、检测设备其技术性能达国内先进水平，同时与煤炭科学研究总院抚顺分院、东南大学、沈阳变压器研究所等高等院校科研院所建立长期的紧密型合作关系，不断开发新产品，有较强的技术创新能力。企业通过ISO9001质量管理体系认证，通过ISO14001环境管理体系认证，被评为省级计量保证确认单位及被认定为AAA级资信等级企业，目前，公司已取得50kVA～6300kVA矿用隔爆型移动变电站和矿用隔爆型干式变压器两大系列116个规格产品的煤矿安全“MA”标志证书、防爆合格证、生产许可证，是国内同行业取得证书最多、规格齐全、产品容量最大的专业生产移干变厂家及省、市重点发展企业之一。

主要产品有：KBSGZY矿用隔爆型移动变电站、KBSG矿用隔爆型干式变压器、矿用隔爆型移动变电站负荷中心、矿用隔爆型动态无功补偿装置、树脂浇注干式变压器、电力变压器、地下式变压器、组合式变压器、预装式变电站，户外车载箱式变电站、成套式箱式变电站、特种变压器及新开发矿用移动式救生舱等200多种规格产品。

公司一直坚持“以人为本，务实创新，诚信共赢，追求卓越”的方针，采用先进技术和科学的管理理念，以质量求发展，以诚实守信的经营宗旨，制造优质的输变电产品，赢得客户的信赖和满意。

华盛公司愿与社会各界携手共创美好的明天！

篇（3）

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

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中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）03（a）-0220-02

1 智能变电站网络二次系统应用概述

1.1 智能变电站网络二次系统概念及其功能

所谓网络二次系统，就是通过网络结构构建，替代传统的电气二次回路，从而为电力网络提供需求和服务，例如在线监测的服务。在该系统中，过程层网络拓扑结构、过程层组网、可靠性和实时性分析、全站通信网络结构以及在此基础上建立的网络在线监测系统共同协调运作，完成了监测工作。在该系统中，智能变电站网络二次技术得到了充分应用，涵盖了系统网络构建、智能二次设备配置、模型报文输出以及各类电力技术和专业知识。随着技术水平的不断提升，智能变电站网络化二次系统已经不再拘泥于传统形式，迫切需求建立全景信息平台，实现网络的升级优化，并实现实时在线状态监测目标。

1.2 智能变电站网络化二次系统及其在线监测研究的重要性

虽然，我国从二十世纪九十年代就开始了变电站智能系统和自动化系统的研究和应用，并不断进行了技术创新和提升。但是变电站自动化系统及其在线监测工作仍然出现了很多问题。

（1）智能站二次设备互操作性差。在该系统中，二次设备是重要的组成部分，普通互感器是所谓的一次设备，而有源式电子式互感器，如ECT、EVT、ECVT等则是具有消除传统铁心线圈磁饱和问题，进一步抗干扰等功能的二次设备。然而，在系统中，这些二次设备的互操作性却很差，很难充分发挥整体功效。

（2）网络化二次系统的可扩展性差。一般来说，在系统中的网络结构和层次是有限度的，不可能进行无限延伸，而且系统在保障原有作业绩效基础上的进一步扩展难度也很大。

（3）信息共享难度大。智能变电站网络二次化及其在线监测系统虽然与过去相比，已经有了很大的优势，但是当将其应用在大范围、大区域时，信息间沟通就会形成障碍，很难进行全面共享。

（4）网络二次化在线监测系统的可靠性差，安全问题堪忧。相对来说，该系统的可靠性较之过去有了质的飞越，但是面对不断变化的外部环境，仍然难以抗拒不确定性因素的影响，加之受不同区域自然条件、社会条件、人文条件等的综合影响，使用过程的安全性和可靠性难以确保。

基于以上问题，有必要也有义务在总结过去网络化二次系统及其在线监测工作，并就其存在的问题和原因进行深度分析，为实现更好地应用奠定基础。

2 智能变电站网络二次系统及其在线监测研究

2.1 智能变电站网络二次系统解析

要对网络二次化系统及其在线监测问题进行研究，首先要对智能变电站网络系统内容进行把握。一般来说，网络化二次系统及其应用主要包括了四个主要部分，分别是：变电站系统网络结构、变电站二次设备、变电站模型与报文、变电站工程调试与应用。在此对于网络结构及其与在线监测相关内容进行进一步分析。

（1）智能变电站网络系统结构。从目前来看，一般智能变电站具有三层结构，即是过程层、间隔层、站控层。过程层包括了合并单元和智能终端。而间隔层则包括了保护装置、测控装置、网络分析仪等重要设备和仪器。站控层则主要是监控主机、操作员主机、五防主机、远动装置、保信子站等内容。这三个层次都具有十分重要的影响，并决定着智能化的高低。但是在其实际的在线监测工作中，如何调度好不同的网络结构本身就十分困难，且系统内部互感器、控制装置、各类主机等的性能和应用如果不当，轻则无法发挥其最大成效，提供更准确更全面的监测信息，对配电网进行智能化的控制和信息反馈以及故障排除，重则形同虚设，没有成效。

（2）网络系统中的二次设备。众所周知，要实现在线监测，不仅要构建最优化的网络拓扑结构，还应该关注二次设备的配置和调试。在传统互感器基础上添加有源式电子式互感器，大大解决了系统中遇到的电磁问题，降低工作过程的损耗，加强了合并单元工作成效。如何实现设备与网络结构的最优结合是未来系统提升和监测工作改善的重难点。

2.2 智能变电站网络二次系统在线监测难题

虽然网络二次系统的应用进一步提升了智能变电站的技术水平和工作成效，但是理想的网络系统不仅满足当前需要，应该构成双网冗余结构的独立过程网络，进一步达到变电站信息采集、传输、处理、输出过程的全部数字化，从而满足设备智能化、通信网络化、运行管理自动化等需求，实现信息的全面共享。总结目前其在在线监测工作中遇到的问题，主要体现在以下几个方面。

（1）信息的分类归集难度大。过去，通过网络在线监测系统我们能够对网络结构内的设备进行信息的自动化记录，并依据记录信息进行逻辑判断。但是这种记录是有局限性的，其局限性就在于没法对信息进行分类，无法根据设备功能或是性能差异进行自动归集，以方便应用者的使用。

（2）自动定位巡查能力差。目前的在线监测系统还不具备追踪查找的指令和能力，或者说这方面的技术还是不成熟的，当我们需要对网络结构内的某个信息或某片区域进行定位查询时，智能站就无法完成我们提交的任务。

（3）信息冗杂，辨识能力差。目前的网络在线监测系统更多是提供大量信息的显示，一方面这些信息中没有直接定位异常或是故障报警的内容，更多的是全部展示；另一方面，当工作人员进行相关设备和系统的调试、运行时需要依据这些信息开展工作，但是过多信息造成辨识能力差，无法快速高效地找出有效信息，大大降低了工作效率。

（4）监测的安全性有待提高。安全问题对于电力网络来说尤为重要，现实生活中电力应用安全事故以及与之相关的犯罪行为屡见不鲜，这都需要我们提升监测工作的安全性。但是，当前的能力和资源很难支撑大范围甚至是部分区域的监测工作。

3 智能变电站网络二次系统在线监测提升

为了提升网络二次系统在线监测功能，作为电力系统重要组成部分，我们要团结一致，不断克服问题，实现技术创新与改革。

3.1 以技术为主，强化在线监测系统的技术改善

在智能变电站网络二次系统中，最为核心的就是技术。目前，国内外同行业间的交流日益增多，以在线监测为目标的监测系统软件正不断被研发和改善。最重要的一点在于注重信息平台的构建，通过技术应用建立网络平台，并在平台支撑基础上，进行适度地拓展。并通过系统接口改善，实现数据的统一访问，提高数据共享能力。与此同时，应该增强系统间的互操作性，不同监测系统的监测信息能够实现共享，从而有助于日常数据的分类保存、分析、在线诊断和评估等。

3.2 加强多种技术的综合应用

在新的历史时期，要特别注重多种技术的结合，才能更好地完成网络二次系统在线监测工作。例如通过GIS在配电网络中的应用，能够更好进行地理信息探测和相关的模拟试验，从而对系统内部故障或是重点区域进行准确定位和数据搜集。此外，通信网络技术、互联网技术等日新月异，只有从电力系统、地理系统、信息系统等多角度进行技术应用，才能更好实现监测目标。

3.3 加强智能变电站网络系统人才的培养

人才是监测工作的基础，只有具备专业知识的技术人才才能够在实际工作开展时应对各种挑战。但当前，无论是电力系统人才还是监测管理人才都十分缺乏。在现有条件下，只有加强人才培养，对员工进行职业培训，帮助他们更好学习智能化网络系统，教会他们判断问题和解决问题的方式方法，才能够更好结合实践需求，提升监测工作的水平和质量。

3.4 强化网络建设，优化系统结构

虽然智能变电站网络结构和实际的运行工作存在不同程度的差异，但是从网络拓扑结构的简化出发，将系统内部的网络结构进行层次设置，重点部位重点关注，并结合网络二次设备的合理布局和应用，在提升系统性能基础上，做好维护和记录工作，在线监测才能健康持续运行下去。

4 结束语

智能变电站网络二次系统的出现和应用，大大提高了工作效率，借助通信网络实现了信息的共享，为在线监测工作奠定了基础。未来，我们需要不断进行技术创新和研究，争取通过网络结构的优化升级，实现信息最大限度的共享，从而为我们在线监测工作的提升创造条件。

参考文献

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中图分类号： U665.12 文献标识码： A 文章编号：

智能变电站是坚强智能电网的重要基础和支撑，是电网运行数据的采集源头和命令执行单元，与其他环节联系紧密，是统一坚强智能电网安全、优质、经济运行的重要保障，也是实现智能电网自动化特征的主要体现。因此，建设坚强的智能电网已成为我国电力系统行业发展的目标，国家电网提出以下发展战略：一个目标，以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强智能电网；两条主线，技术上实现信息化、自动化、互动化，管理上实现集团化、集约化、精益化、标准化；三个阶段，规划试点阶段、全面建设阶段、引领提升阶段。

一、概述

智能变电站就定义而言是使用先进、可靠、低碳、环保以及集成的智能设备，根据通信平台网络化、全站信息数字化、信息共享标准化为基本的需求，实现信息的自动采集、控制、测量、保护、控制、计量以及监测等基本的功能，同时也可根据实际的需要支撑电网的自动控制、在线分析决策、智能调节以及协同互动等多种扩展功能的智能变电站系统。智能变电站还应具备一次设备智能化、二次设备网络化、运行控制等特征。

智能变电站应以高度可靠的智能设备为基础，实现全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、应用功能互动化。其基本技术原则如下：

1、智能变电站设备具有信息数字化、功能集成化、结构紧凑化、状态可视化等主要技术特征，符合易扩展、易升级、易改造、易维护的工业化应用要求。

2、智能变电站的设计及建设应按照DL/T 1092三道防线要求，满足DL/T 755三级安全稳定标准;满足GB/T 14285继电保护选择性、速动性、灵敏性、可靠性的要求;遵守《电力二次系统安全防护总体方案》。

3、智能变电站的测量、控制、保护等单元应满足GB/T 14285、DL/T 769、DL/T 478、GB/T 13729的相关要求，后台监控功能应参考DL/T 5149的相关要求。

4、智能变电站的通信网络与系统应符合DL/T 860标准。应建立包含电网实时同步实时信息、保护信息、设备状态、电能质量等各类数据的标准化信息模型，满足基础数据的完整性及一致性的要求。

5、宜建立站内全景数据的统一信息平台，供系统层各子系统统一数据标准化规范化存取访问以及和调度等其它系统进行标准化交互。

6、应满足变电站集约化管理、顺序控制、状态检修等要求，并可与调度、相邻变电站、电源(包括可再生能源)、用户之间的协同互动，支撑各级电网的安全稳定经济运行。

二、体系结构

智能化变电站作为变电站的发展方向，主要解决现有变电站可能存在的以下问题：传统互感器的绝缘、饱和、谐振等;长距离电缆、屏间电缆;通信标准等。

智能化变电站与传统变电站相比，主要需对过程层和间隔层设备进行升级，将一次系统的模拟量和开关量就地数字化，用光纤代替现有的电缆连接，实现过程层设备与间隔层设备之间的通信。

设备智能化和高级功能是智能变电站的两个重要特征。与基于DL/T860的数字化变电站的三层结构划分(过程层、间隔层、站控层)不同，智能变电站基于设备智能化的发展和高级功能的实现，可分为设备层和系统层，其划分依据是智能变电站的功能特征。

设备层主要由高压设备、智能组件和智能设备构成，可看作对应于过程层和间隔层，实现过程层和间隔层的功能，

设备层智能组件是灵活配置的物理设备，包含如下单元：测量单元、控制单元、保护单元、计量单元、检测单元中的一个或几个。它完成变电站测量、控制、保护、检测、计量等相关功能。

系统层包含自动化系统、站域控制、通信系统、对时系统等子系统，可看作对应于站控层，实现站控层功能。

系统层完成数据采集和监视控制、操作闭锁、同步相量采集、电能量采集、备自投、低压/低频解列、故障录波、保护信息管理等各项功能。根据变电站电压等级和复杂程度，可以集成在一台计算机或嵌入式装置运行，也可以分布在多台计算机或嵌入式装置运行。

智能变电站数据源应统一，应能实现数据网络化共享。智能设备之间应实现

三、间隔层和过程层技术

智能变电站中，间隔层和过程层一般使用保护测控一体化的装置，而220kV电压等级的母线以及变压器的保护，在过程层使用“直采网跳”的方式，而输电线路和母联的保护在过程层使用“直采直跳”的方式，并建立网络的双重配置模式和体系，实现了智能变电站内输电线路、母联、母线、主变，并且将合并单元、交换机以及智能终端实现双重保护和控制。110kV电压等级的保护，在过程层使用“网采网跳”的模式，而其输电线路、母联以及母线的保护与220kV不同的是，其使用的是单套配置方式，而智能终端和合并单元则是双套配置模式和体系。

1、直采直跳

直采直跳的方式要求保护直接采样，而对于单隔间的保护则采取直接跳闸的方式。直采直跳的方式的最大优势在于并不用考虑合并单元采样是否同步，使用插值法可实现采样的同步，另一方面也减少了通过交换机转发报文的环节，从而有效提高了采样信息的有效性，有效避免了由于传输延时抖动产生的对保护的影响。220 kV的输电线路、母联保护都采用“直采直跳”方式，建立了与智能终端与合并单元的连接体系，而保护测控的装置则分别接入站控层以及过程层。

2、直采网跳

“直采网跳”的方式则是保护直接采样，而跳闸的命令则是通过GOOSE网络实现的。相对于直接跳闸而言，网络跳闸的方式有效减少了光纤的数量，降低了工程项目的施工中以及后期的维护，在多间隔的保护装置中可使用这样的跳闸方式，但可靠性不如直跳方式。220 kV的母线以及变压器保护装置均采用 “直采网跳”方式。

3、网采网跳

“网采网跳”方式，采样的数据以及GOOSE的跳闸数据都是通过网络进行传输的。合并单元要求全站同步，而保护装置在收到采样数据之后以序号的方式进行同步，并实现保护计算。

五、站控层技术

智能变电站中的站控层设备主要包括：主机兼操作员工作站、远动通信装置、工程师站、网络通信记录分析系统、保护及故障信息系统工作站、其他智能接口设备等等。宜运用集中或分布协调的方式采集全站实时信息并进行分析计算，实现全站备自投、故障录波等安全自动控制、优化后备保护等功能。宜综合利用变电站全站信息，与继电保护协调互动，优化安全稳定控制功能。

1、主机兼操作员站

应具备站内状态估计及数据辨识与处理功能，保证基础数据的正确性，并支持智能调度技术支持系统实现电网状态估计。智能变电站系统自动化的主要人机界面，具有直观、便捷、可靠、安全等特征，符合整个变电站自动化系统的要求和智能化性能的指标体系和模式。

2、远动通信装置

远动通信装置站与主机兼操作员站类似，也是使用双机冗余的方式实现通信，并使用智能设备的有关实时的信息，将信息传输到调度中心。远动通信装置可按照服务器的硬件要求进行配置，一般使用UNIX操作系统。此装置因满足三个基本条件：一是应具备网络风暴抑制功能，网络设备局部故障不应导致系统性问题。二是应具备方便的配置向导进行网络配置、监视、维护。三是应具备对网络所有节点的工况监视与报警功能。

3、工程师站

工程师站设备是智能变电站自动化系统与相关维护人员进行联系的重要界面，工程师站包括主机兼操作员站的全部功能，同时还能实现对设备的维护以及开发。

4、网络通信记录分析装置

智能变电站中配置一套单机网络通信分析装置，则能建立对智能变电站的监控，以及对智能变电站中的MMS、GOOSE、采样值报文等信息进行采集，同时将采集到的信息保存起来，为接下来的数据分析使用。智能变电站中的站控层网络上的MMS以及GOOSE报文信息是通过站控层的网络进行采集，而采样值报文以及其他的GOOSE报文信息则是通过过程层的网络进行采集的。

5、保护及故障信息系统

智能变电站中配置一套单机保护及故障信息系统，则能实现智能设备有关的保护以及实现变电站中故障信息的分析和处理，同时通过调度数据网以及调度中心建立连接通信，即能够实现远程的数据查询以及设备的维护，修改远方定值以及实现投退保护。

6、电能量工作站

智能变电站中配置一套电能量工作站，并以网络的方式实现变电站内部电能表的表量信心的采集，并将采集到的数据传递到调度中心。宜实现包含电压、谐波监测在内的电能质量监测、分析与决策的功能，为电能质量的评估和治理提供依据。

7、全站时间同步系统

智能变电站中配置一套全站时间同步系统，并使用冗余配置的高精度的时钟源，那么在站控层设备使用SNTP实现网络对时，而在间隔层和过程层则使用IRIG-B校对时间。因此，站内采用基于卫星时钟与地面时钟的对时系统，系统层之间可采用IEC61588或SNTP协议对时方式，设备层之间可采用IEC61588或IRIG-B码对时方式，对时精度满足分布式应用功能的需要。

8、公用接口设备

当智能变电站在系统中承担区域集中控制功能时，除本站功能外，应支持区域智能控制防误闭锁，同时应满足集控站相关技术标准及规范的要求。智能变电站中配置一套公用接口设备，则可实现非IEC61850智能设备的接入。

四、建设的重要意义

1、满足电网发展方式转变的要求

智能变电站作为智能电网建设的重要环节之一，是电网最为重要的基础运行参量采集点、管控执行点和未来智能电网的支撑点，其发展建设的水平将直接影响到我国智能电网建设的总体高度。新一代智能变电站建设应以“系统高度集成、结果布局合理、技术装备先进、经济节能环保，支持调控一体”为特征，通过电网运行数据的全面采集和实施共享，支撑电网实时控制和智能调节，提升电网运行稳定性和可靠性。

2、满足公司发展方式转变的要求

随着公司“五大”体系建设，智能电网对公司管理模式优化的支撑作用越来越重要。公司“大运行”、“大检修”、“大营销”，对智能变电站的发展提出了新的要求。构建“大运行”体系，新一代智能变电站应更好的支撑调度运行业务一体化需要，实现变电站设备监控的统一管理，通过信息流优化整合，与调度系统全景数据共享，提升决策控制能力，提高运行效率；构建“大检修”体系，新一代智能变电站应更好支撑变电站专业化检修、维护需要，实现设备运维、检修一体化；构建“大营销”体系，新一代智能变电站应满足提高营销能力和服务质量的要求，实现变电站计量信息与营销服务系统的精确交互。

3、满足智能变电站技术进步的要求

我国在智能变电站研究与建设领域已经取得了很多成绩，但面对新技术、新设备和新工艺的进步，仍有必要加大智能高压设备和智能变电站自动化系统核心技术研究与关键设备的研制，制定技术标准体系和运维管理规定。 开展新一代智能变电站技术研究，在技术研发、科技创新、标准编制、管理优化等各个方面实现突破，推动智能变电站技术创新发展、跨越发展；开展新一代智能变电站技术研究，积极引导国内设备制造企业开展设备研制和技术创新，努力在世界智能电网科技领域引领潮流。

参考文献：

[1] 兰金波; 钱国明; 季玮; 王学超. 无锡220 kV西泾智能变电站关键技术[J]. 江苏电机工程, 2012,(02) .

[2] 申涛,包,赵玉成,汤晓石. 数字化变电站的关键技术与工程实现[J]. 电测与仪表, 2010,(S2) .

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引言

智能变电站在管理方面比传统的变电站有着明显的技术优势，变电站的智能化将工作人员从繁重的工作中解放出来，从而保证了电网的运行效率。但是由于我国在智能变电站的建设只是在起步阶段，很多技术还不成熟，实践经验也比较少。因此对智能变电站的研究对我国的供电质量、电网智能化进程都有着很大的关系。

一、智能变电站的技术特点

智能变电站具有信息的交互的网络化和设备状态的检修化，即可以实现一、二次设备的一体化、智能化整合与集成。

（一）智能变电站的分布

过程层包括断路器、互感器、变压器、隔离开关等一次设备；而站控层包括控制系统、通信系统，以及变电站设备的监控和信息交互；间隔层包括，继电保护装置、检测功能等。

（二）智能变电站的检修状态化

通过对设备的采集提供给动态的检测以及风险的预测，而处理中心能够自动的提出设备的检修建议，而这些信息提供调度部门和执行的单位，使得设备维护能够自动进行。

（三）智能变电站的设备智能化

调度台会对电网发出指令，而智能设备可以将信息进行反馈到调度中心，然后再授权执行操作。整个过程中全都自动进行，保证了变电站的电网运行安全，反应迅速。

二、当前我国智能变电站维护过程中存在的问题

智能变电站运行效率搞过普通的变电站，而且成本运行也比较低，因为无需人员看守，因此自动化程度较高。但是正是由于无人看管，在设备运行中由于二次控制的误报的影响，会使得工作人员难以判断运行状况，从而影响变电站的正确运行。使得状态只是信号起不到预警作用。

智能变电站通常要使用录波器，然而工作人员对某些重要的线路上的录波器往往不重视。智能变电站通常都安置了低压线路的低周减载装置，但没有真正的将其利用起来。由于智能系统没有较好的实现遥感功能，使得智能变电站经常出现信号不通常的情况。由于智能软件不足，使得智能变电站在处理数据，诊断线路以及票据生成等方面都不方便。智能变电站目前智能化水平有限，很多情况仍旧需要现场工作人员进行手工维护，为运行维护带来隐患。

三、加强智能变电站的维护措施

（一）打造专业的管理队伍，保证技术优势

智能变电站和常规的变电站的不同就是因为有智能化技术、人性化技术的参与，多种高科技手段保证了变电站的智能化运行。一方面，智能变电站的建设适应了经济大发展的需求，也保障了人们的需要。另一方面，智能变电站本身对技术要求就比较高，无论从建设到维护，从管理到维修，不是专业的技术人员无法操控。以全天候自动控制技术为例，这项技术要求工作人员要掌握自动化控制技术、工程理论以及电力知识等，所以智能变电站需要的技术要很高。因此对于智能变电站的维护、运行就需要一支技术过硬专业素质高的队伍。将人才队伍的建设作为变电站的日常维护、队伍管理的核心来抓，才能保证变电站的出现高水平的队伍。

（二）积极推广维护的关键技术，提升维护的质量

智能变电站出现较晚，如何保证其正常的运行以及如何保证智能变电站的有效维护都没有形成一种国际性的标准。这就需要各技术人员共同摸索，共同协作，积极推广和探索智能变电站的维护技术。

对于我国各级各级的变电站机组人员和维护部门的机构来讲，逐步提高智能变电站的维护水平是首要任务之一。他们要加强技术的推陈出新、积极的对技术进行实践和探索，从而保证技术的应用。

智能变电站在运行过程会出现这样或者那样的故障问题，而这些问题都设计各学科的知识，最主要的是这种情况没有发生过，没有相关经验或者预案，智能在实践中逐步的探索、逐步完善。我国很多智能变电站已经建成并开始运营，而且取得了很好的市场，成为了我国变电站很好的补充，为国民经济增添了不少的推动。

智能变电站在进行日常维护时候，要根据一次设备、二次设备等顺序有序进行，结合变电站的实际情况，选择技术方案。智能变电站的日常维护需要技能专业的人员，也需要新技术的参与。智能变电站的控制单元，直接控制着变电站的各项指令、各项工作，是接收、执行以及反馈信息，保证对各元件的控制部件，所以在进行维护时候，必须要对控制单元的技术进行分析。总之，智能变电站不仅需要技术保障，也需要技术革新，只有实事求是将关键的技术研究运用到智能变电站中才能保证智能变电站的科学维护。

（三）对变电站的运行维护的规范、标准进行完善

拓宽技术的应用范围变电站的运行归根结底还是需要通过制度化和技术手段完成。智能变电站在维护的时候，必须保证维护技术标准、制度和规范的健全；其次，要加大技术人员的培训，提升技术的应用水平和应用范围。比如：在某500kv的智能变电化变电站运行维护的时候，可以通过运行、检修等专业人员的共同努力，推进智能变电站的设备联调、项目研究，启动与投产等工作，并制定相关的技术标准，使得智能化体系更加完善，这就可以保证500kv的智能变电站在投产后有很好的保障。技术规范、技术标准可以有效的保障智能变电站的运行，能够大幅度的提升管理水平。只有全体的工作人员张开相关技术的学习，进行培训，才能保障技术标准的落实，保障智能变电站的良好运行。

结语

综合上述，智能变电站的维护由于没有相关的经验可以指导，也没有成套的标准体系去遵守，这就需要各工作人员共同去探索，不断的学习新的技术，在工作中严格要求自己，认真、耐心、尽职尽责的完成相关的任务。电力企业也要在技术培训、技术创新方面加以重视，保证工作队伍的素质提高，保障电厂的维护、维修高效完成，进而保障电力系统的安全，提升电力企业的经济效益。

参考文献

[1]林永君；孙佳.智能变电站信息系统研究[J].科技信息，2013（25）.

[2]李梅芳；李珍.关于综合自动化变电站运行维护[J]科技资讯，2014（31）.

[3]何颖.智能化变电站技术简析[J]企业科技与发展，2014（23）.

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随着光电式电流电压互感器、智能化开关、变电站运行操作培训仿真等技术的运用、通信网络和系统标准IEC61850正式颁布。以上技术的成熟与进步，必然对现有的变电站自动化技术产生深远的影响，为数字化变电站的智能系统管理平台的建立奠定了坚实的基础。然而，目前关于数字化变电站的发展方向，国内长期以来尚缺乏清晰的概念与发展思路。因此，探讨新时期我国数字化变电站的建设与发展方案是一项十分重要的课题。

1 数字化变电站概念及特点阐述

1.1 数字化变电站的涵义

数字化变电站建立在符合国际标准的IEC 61850通信规范基础之上，由智能化一次设备与网络化二次设备按过程层、间隔层、站控层三层结构体系分层构建。数字化变电站内的所有信息采集、处理、传输、输出过程由过去的模拟信息完全转换为数字信息，由此建立与之相适应的通信网络与系统，进而实现信息共享与设备合作的现代化管理要求。

1.2 数字化变电站与传统变电站的比较

（1）一次设备智能化;一次设备被控制的操作驱动回路与被检测的信号回路采用光电技术设计与微处理器，数字公共信号网络以及数字程控器取代了过去使用的导线连接;光电数字技术与光纤取代了常规的控制电缆与强电模拟信号，可编程序取代了二次回路中传统使用的继电器与相关逻辑回路，进而优化了传统机电式继电器与控制回路的结构[ 《智能变电站技术导则》，2005年版]。（2）二次设备网络化;二次设备之间的连接完全改用高速的网络通信，传统功能装置重复的I/0现场接口被彻底替代。（3）管理系统自动化;变电站运行管理系统中的数据分流交换与信息分层实现自动化;电力生产运行数据、状态记录、数据统计实现无纸化;变电站运行发生故障时，系统能够即时提供故障分析报告，分析故障原因，制定处理故障的方案;系统能够自动分析并得出设备的检修报告，将传统的设备“定期检修”转变成更加高效的“状态检修”。

2 系统建设可行性分析

2.1 社会效益分析

数字化变电站采用光电互感器及光纤，不需要油介质，基本上不消耗能量，对环境无污染，同时节省了铜资源的消耗;简化了二次接线，减少自动化设备数量，减少设备的退出次数与退出时间，避免信号传输与处理带来的附加误差，提高系统的可靠性;设备具有相互操作性，提高保护、测量与计量系统的精度，减少了操作时间，方便设备的维护与更新，提高了工作效率，同时也便于变电站的扩建及自动化系统的扩充。

2.2 安全性能分析

常规变电站传输模拟信号不能采用光纤技术，使用的电缆感应电磁干扰与一次设备传输过电压都可能引起二次设备运行异常，导致二次回路接地点的状态无法实时检测。数字化变电站一次设备与二次设备之间使用光纤通信。由于采用光电互感器，电磁干扰与传输过电压失去了影响二次设备的途径，而且也没有二次回路2点接地的可能性，不存在电流互感器二次开路或电磁式电压互感器二次短路带来的危险，实现了电力信号的彻底隔离，从根本上解决了传输通道的抗干扰等安全问题，满足了电力系统环保、节能、安全的要求。

2.3 经济效益分析

数字化变电站采用数字式及光纤电表，相对于常规电能表要更加精确，不存在模拟传输损耗造成的二次压差及电度表本身的采样误差;除电源回路外，只有相应的二次逻辑回路，光缆的维护量较之电缆的维护量大幅减少，管理更加简单，维护更为方便;建设过程中光纤光缆价格低廉，减少控制电缆数量，降低了光电互感器的综合使用成本，实现信息在运行系统与其他支持系统之间的共享，实现减少重复建设与建设投资，在整体上减少了变电站寿命周期内的总体成本。

3 传统变电站存在的不足

3.1 智能化新技术应用适应性差

随着计算机网络技术的飞速发展，与变电站自动化管理系统相关的通信、嵌入式应用等技术的更新速度比变电站自动化系统的更新速度要快很多。但是，由于常规变电站还不能很好的达到互操作性与信息的有效共享，导致现有的变电站自动化系统设备部分更新时需要付出相当的的附加成本。

3.2 建模的差异使信息难以共享

由于对变电站自动化系统、变电站与控制中心之间的通信以及控制中心层面不同应用之间缺乏统一的建模规范。不同应用之间的缺乏统一的通信标准，设备接口不规范，规约需要转换，设备间不具有“互操作性”，从变电站自动化系统收集的各种信息在向控制中心进行传递与控制中心不同应用之间的共享这两个层面都存在一定的障碍，无法实现共享系统信息。

3.3 建设投资与资源利用的矛盾

当电力系统的运行需要在有效性与可靠性之间权衡选择时，无论是操作或是设计，都偏向于降低有效性以确保系统的可靠性。为保留足够的稳定裕度，又不能充分发挥现有资源的作用。每增加以此二次功能，就需要增加相应的二次设备与电缆，造成信息重复采集，设备种类繁多。这就无法有效地保证实现可靠、稳定、安全、高效、环保的系统的运行。

4 结语

综上所述，数字化变电站智能管理系统的建设是一个长期的系统工程。拥有系统技术创新、管理观念更新的数字化变电站智能管理系统，提高了电力系统的经济效益、社会效益与安全保障，也在很大程度上提高了系统的自动化水平。建立数字化变电站智能管理系统是电力系统现代化发展的必然趋势。因此要实现建立数字化变电站智能管理系统这一目标，还有许多技术问题需要我们不断地探索与研究。随着技术的进步，以及管理观念的更新，相信我国的我国的电力事业将会取得更长远的发展。

篇（8）

1 前言

随着国民经济的快速发展，变电站征地越来越困难，如何有效减少占地面积成为当前变电站设计中的首要问题之一。尤其对于土地紧张、占地受限、安全可靠性要求高的变电站，该问题更加突出。 近几年，因GIS设备大规模应用，变电110KV及以上电压等级配电装置占地面积大幅度减少，但无功补偿设备电容器等因受技术发展的限制，一直未有突破，特别是500KV电压等级变电站无功补偿装置数量多、容量大，已成为限制变电站占地的主要因素之一。 因此，为了解决500kV电压等级变电站无功补偿装置布置占地过大的问题，提出一种采用箱式电容器联合油串抗及隔离开关、避雷器箱体内布置及HGIS的集成优化布置技术。

研究现状及存在问题。目前国内500KV以上电压等级通常采用预装框架式电容器无功补偿设备进行布置，电容器间隔与并联电抗间隔纵向尺寸差别较大，造成了土地资源的浪费，尤其是在并抗组数多电容器组数少的情况下浪费更为明显。

2 500KV变电站35KV无功补偿设备集中优化布置技术

（1）依托工程概况。500KV牟平变电站位于山东省烟台市，该工程获得鲁班奖、中国电力优质工程奖及电力行业优秀设计一等奖。本期建设2台500KV、750MVA变压器，最终规模4台500KV、750MVA变压器；500KV出线，本期2回，最终6回；220KV出线，本期10回，最终16回。本期安装2组60MVar电抗器，4组60MVar电容器，最终安装4组60MVar电抗器，8组60MVar电容器。工程于2011年12月投产；（2）集成优化布置技术方案研究。本技术成果的目的是为了解决变电站布置占地受限的问题，优化35kV配电装置布置，采用大电容器件箱式电容器联合油串抗及隔离开关避雷器箱体内集成优化布置的方式；在此技术基础上，亦可将35KV敞开式配电装置中的断路器、隔离/接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器等集成为HGIS设备，可进一步大幅缩减占地面积。牟平站采用大电容器件箱式电容器，它采用大电容器元件串并联方式，放置于充满油的箱体内，通过油管与油浸式串联电抗器相联，其前端的隔离开关和避雷器也采用箱体外壳将其罩住，整套无功补偿设备，集成在一个外壳内，通过先进的绝缘结构设计手段和制造工艺，将产品故障率压缩到无限接近于零，具有安全、稳定、可靠、免维护、占地小等优点。

3 集成优化布置技术创新亮点及优势

3.1 技术创新

（1）技术指标。本集中优化布置技术采用大电容器件箱式电容器联合油串抗及隔离开关避雷器箱体内集成优化布置的方式，突破了常规框架式电容器加干式串联电抗器敞开式布置，在布置方式上具有创新性，和传统方式相比具有可靠性高、寿命长、安全性高、运行维护量少等技术优势；（2）占地指标。本集中优化布置技术可有效减少500KV变电站占地面积。以已经实施的500KV牟平变电站为例，与常规无功补偿装置布置方案相比，采用本技术后，可节省占地约3.2025亩；（3）进一步采用HGIS布置方案。在本集中优化布置技术基础上采用HGIS设备的布置方式，与敞开式布置方式相比可进一步节省占地约1.48亩。

3.2 优势分析

（1）集成优化布置技术全寿命周期成本分析：

依据表1，以远景规模计算40年全寿命周期成本，在不考虑停电损失的情况下，最终得出集中优化布置方式成本比常规布置方式成本低约460W，具有良好的经济效益。

（2） 集成优化布置技术可靠性及稳定性分析。1）可靠性分析。框架式结构电容器组采用的单台电容器，内部元件的连接采用焊接工艺，有可能会造成元件薄膜端部的烫伤以及焊接点毛刺带来尖端放电，电容器端部绝缘受损，可导致电容器的早期损坏。箱式电容器内部元件采用冷压接工艺，没有烫伤薄膜和焊点尖端放电的可能，大幅度提高了运行的可靠性。电容器的温升对于电容器的寿命影响很大，按照电容器八度定则，电容器每升高8度，则电容器的设计寿命缩短一半。框架式结构电容内部芯子的最热点一般都在65-70℃。箱式电容器的内部芯子最热点不超过58℃，使得箱式电容器的使用寿命大幅度提高，保证了全寿命周期内的可靠运行；2）稳定性分析。框架式结构电容器因更换方便，在场强选择上一般都在57kV/mm左右，这样电容器的成本相对较低，但抗过电压、过电流的能力相对较弱。箱式电容器一旦损坏就是报废的，所以设计理念就是故障趋向于零的，在设计场强的选择都低于42kV/mm。

篇（9）

中图分类号：TM76 文献标识码：A

1自动化网络与发展

网络系统是数字化变电站自动化系统的命脉，它的可靠性与信息传输的快速性决定了系统的可用性。常规变电站自动化系统中单套保护装置的信息采集与保护算法的运行一般是在同一个CPU控制下进行的，使得同步采样、A/D转换，运算、输出控制命令整个流程快速、简捷，而全数字化的系统中信息的采样、保护算法与控制命令的形成是由网络上多个CPU协同完成的，如何控制好采样的同步和保护命令的快速输出是一个复杂问题，其最基本的条件是网络的适应性，要害技术是网络通信速度的提高和合适的通信协议的制定。假如采用通常的现场总线技术可能不能胜任数字化变电站自动化的技术要求。数字化变电站自动化系统的两级网络全部采用100MHz以太网技术是可行的。目前研究的主要内容集中在过程层方面，诸如智能化开关设备、光电互感器、状态检测等技术与设备的研究开发。

2综合自动化的特点和优点

变电站综合自动化系统具有功能综合化、系统结构微机化、测量显示数字化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。同传统变电站二次系统不同的是：各个保护、测控单元既保持相对独立，又通过计算机通信的形式，相互交换信息，实现数据共享，协调配合工作，减少了电缆和没备配置，增加了新的功能，提高了变电站整体运行控制的安全性和可靠性。

3自动化系统的结构

在变电站自动化领域中，智能化电气的发展，特别是智能开关、光电式互感器机电一体化设备的出现，变电站自动化技术进入了数字化的新阶段。在高压和超高压变电站中，保护装置、测控装置、故障录波及其它自动装置的I/O单元，如D变换、光隔离器件、控制操作回路等将割列出来，作为智能化一次设备的一部分。反言之，智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路代替了常规继电保护装置、测控等装置的F/0部分；而在中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化，完整地安装在开关柜上，实现了变电站机电一体化设计。在逻辑结构上可分为三个层次，根据IEC6185A通信协议草案定义，这三个层次分别称为“过程层”、“间隔层”、“站控层”。（1）过程层是一次设备与二次设备的结合面，或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的主要功能分三类：①电力运行实时的电气量检测；②运行设备的状态参数检测；③操作控制执行与驱动。变电站需要进行状态参数检测的设备主要有变压器、断路器、刀闸、母线、电容器、电抗器以及直流电源系统。在线检测的内容主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。操作控制的执行与驱动包括变压器分接头调节控制，电容、电抗器投切控制，断路器、刀闸的开合控制，直流电源充放电控制。过程层的控制执行与驱动大部分是被动的，即按上层控制指令而动作，在执行控制命令时具有智能性，能判别命令的真伪及其合理性。（2）站控层。主要任务是：①通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；②按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心；③接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；④具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；⑤具有（或备有）站内当地监控，人机联系功能；⑥具有对间隔层、过程设备的在线维护、在线组态，在线修改参数的功能；⑦具有（或备有）变电站故障自动分析和操作培训功能。（3）间隔层。间隔层设备的主要功能是：①汇总本间隔过程层实时数据信息；②实施对一次设备保护控制功能；③实施本间隔操作闭锁功能；④实施操作同期及其他控制功能；⑤对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制；⑥承上启下的通信功能，即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。必要时，上下网络接口具备双口双工方式，以提高信息通道的冗余度，保证网络通信的可靠性。

4变电运行自动化

4.1智能化

一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计，简化了常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。换言之，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。

4.2网络化

变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/0现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。

4.3运行系统

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中图分类号：TM734 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2014）27-0049-01

随着国民经济的快速发展，对电力供应的需求急剧增加，电网的规模不断扩大，对电网运行安全和电能供应质量的要求随之不断提高。电网的不断扩大，对电网调度管理规范化、一体化、精益化提出更高的要求。在此背景下，县供电公司认真贯彻落实上级“大运行”体系建设工作部署，推动管理创新，按照扁平化、专业化要求，变革电网调度管理模式，以调度专业与集控专业合并的“调控一体化”创新管理模式正式运行，初步实现电网运行集约化管理。

一、“大运行”体系建设实施后的电网调度管理模式

（一）现有的变电运行维护模式

目前，变电站按运行维护管理模式可以划分为四种：有人值班模式（传统模式）、集控中心模式、监控中心+运维操作站模式（调度监控分离）、调控中心+运维操作站模式（调控一体化）。

（1）传统模式

按变电站分为站内监控和操作，变电站实行有人24小时轮换值班；预令、正令直接下到变电站；主要职责是负责变电站站内设备巡视监视、消缺、操作、状态评价等。

（2）集控站模式

设若干集控站24小时值班监控和操作，一个集控站管理一般在5个变电站以上，变电站无人值班或少人值守；预令下到集控站，正令下到变电站；主要职责是负责所辖变电站设备巡视、监视、消缺、操作、状态评价等。

（3）监控中心+运维操作站模式

一个地、县级建立一个一个监控中心，按作业半径分设若干运维操作站。变电站无人值班，监控中心24小时值班，运维操作站少人值班，一个监控中心监控至少20个变电站以上；预令下到监控中心，正令下到变电站；监控人员负责受控变电站设备监视、遥控操作等工作，运维操作人员负责设备巡视、消缺、现场操作以及应急处置等。

（4）调控中心+运维操作站模式（调控一体化）

监控与调度合一，按作业半径分设若干运维操作站；变电站无人值班，监控中心24小时值班，运维操作站少人值班，预令下到运维操作站正令下到变电站；调控人员负责调度和设备监控、遥控操作等工作，运维操作人员负责设备巡视、消缺、现场操作以及应急处置等。

随着电网规模快速发展的需求、电网信息化与智能化的要求、电网公司集约化管理与可持续发展的要求，调控一体化的变电运行管理模式必然成为未来的发展趋势。

（二）调控一体化模式的特征

调控一体结构扁平、环节少，事故处理效率和日常操作效率更高，人员精简更明显；相比较“变电集中监控”模式，调控一体化的优势有以下几点：

1.组织结构

调控与变电站两级建制，结构扁平化。

2.业务流程

（1）集变电站监视与电网调度于一体，可及时、全面、准确掌握变电站信号，信号产生疑问时可随时回溯，为快速作出判断、处理提供条件。

（2）操作指令由调控直接下达变电站，环节简单，效率快。

（3）事故状态下由调控进行隔离、转电操作，提高处置效率。

3.人员配置

（1）人员精干，只需配置一套班组管理人员。经测算，调控定员数少于调度与监控各自独立建制的定员数之和。

（2）调度岗与监控岗可定期轮岗，人员业务全面，适应一岗多能要求。

4.安全评估

组织结构简单，环节清晰，指令传递途中出错概率较低；事故发生时调度监控协同配合，效率高。

二、“调控一体化”对调度管理工作的要求

1.对技术支持系统的要求

（1）“五遥”技术

实现调控一体化管理模式，必须进行技术创新，新技术的开发以及老技术系统的整合应用等。随着通信技术、IT、自动化技术的发展，现在逐渐对电力设备自动化水平要求由四遥升级为五遥，即遥测、遥控、遥调、遥信、遥视。光纤的大量铺设，为遥视等技术的广泛应用提供了物理支持，而通信及IT技术的发展，为遥视的普及奠定了技术基础。

（2）保护及自动装置功能

保护设备集控操作保护设备集控操作：保护信息远程调阅，保护压板远程投切，保护定值远程修改。保护信息完整、准确是调度员在电网事故时进行准确判断的依据，倒闸操作中及时调整保护定值可以保证电网运行可靠性。

（3）调度管理系统

省地一体化OMS 系统实现从其他调度技术支持系统采集、存储所需的数据并进行信息的加工和处理，实现横向和纵向的融合贯通，全面涵盖省调、地调、县调的电网调度管理业务，有效解决省地一体化调度运行管理的难题。充分利用计算机及通信技术，将电网运行生产流程计算机化应用，从专业管理、调度运行等各个环节生产信息集成、优化，按照职能及权限赋予不同部门和人员不同的权限，保证工作全程在线、可查循，并实现省地县调数据的共享。

2.对组织结构和岗位设置的要求

电网运行管理模式从传统向调控一体化模式进行转变，主要是受到多方面的影响：外部环境变化、内部管理问题、信息技术的快速发展等。因此组织变革势在必行，其中包括组织结构的变革、人员的调整、职责的重新划分、管理范围的改变等。通过减少管理幅度和层级，加大横向层面的高度融合，使其趋于扁平化发展，业务信息流转的速度加快，各专业各部门之间沟通及信息共享更便捷。同时信息技术的辅助功能的强大，大部分工作可以实现远程遥控，减少了人为判断的错误率，既节约人力资源的投放，又极大地提高了生产效率。技术创新与组织结构相互制约，相互促进，最终达到动态平衡，共同发展。

（1）调整调度业务范围

将变电设备监控业务纳入调度。调度在保证原有地区电网实时调度管理职能的基础上，增加了变电设备实时监视与远程控制等职责。同时110千伏变电站上划地调管辖，县调作为地调分中心，调度管辖县域范围内35千伏及10千伏电网，承担县域内35千伏变电设备集中监控，以及所监控电力设施安保、消防告警信号远方集中监视。

（2）调整调度控制方式

部分原先需要通过运行单位现场执行的操作转由调度直接遥控。

（3）调整岗位设置

“大运行”体系实施以后，原调度所更名为电力调度控制中心，在岗位设置上增设了二次技术专业岗位，负责自动化、继电保护等二次专业的归口管理；负责所辖范围内二次系统的项目申报、技术方案制定并组织实施。

3.对管理制度和业务流程的要求

针对运行组织结构和调度功能调整的变化情况，对照技术标准、管理标准和工作标准“三大标准”，统一制定调度内部、上下级调度间及相关业务部门间主要业务流程和工作规范，以适应运行管理新模式。调控一体化后电网事故处理流程与实施前相比较，直接由调控人员发现告警信息、制定处置方案进行遥控操作。调控业务范围内工作大量减少操作人员赶往现场，缩短设备停役时间，有效提高生产效率。根据指定的最终状态即可以通过程序化操作来实现自动完成运行方式的变更，可操作单元主要包括：闸刀、隔离开关等一次设备的遥控以及投退软压板、保护电源投退、定值区切换等二次设备遥控，可以有效防止误操作，增加电网安全生产系数。在生产环节上进行简约化处理，提高了工作效率的同时实现人员的集约化管理，实现了调度业务的扁平化管理。

参考文献

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中图分类号：TM411文献标识码： A

一、智能变电技术与一般技术的优势比较

1、智能变电站技术上的先进性保证了数据传输的效率和准确性，能够提升供电可靠性，保障电网更加安全稳定地运行。智能高压设备中的智能变压器与控制系统依靠通信光纤相连，可以及时掌握变压器状态参数和运行数据。在运行数据发生改变的情况下，设备会根据系统的电压、功率等情况自动调节。当设备出现问题时，设备也会发出预警并提供状态参数等，在一定程度上降低运行管理成本，减少隐患，提高变电站供电可靠性。

2、智能高压设备中的开关设备具有较高的性能，它配有电子设备、传感器和执行器，具有检测和诊断功能。高压设备中还包括电子式互感器，它能有效克服传统电磁式互感器绝缘难度大、动态范围小、需敷设电缆到二次设备、易产生铁磁谐振，以及高压危机人身和设备安全等缺点。随着智能技术进一步实用化、模块化、标准化，智能变电站的信息采集、传输和处理技术更加规范，有效支撑了“调控一体、运维一体”。通过集成视频联动、状态分析等检测手段，确保了顺控操作准确无误。远方修改及核查保护定值等功能，为无人值守奠定了基础。

3、相对于传统变电站，智能变电站有效实现了节地、节资。由于有效节约了资源，智能变电站的清洁效益也非常明显。智能变电站通过技术创新、设备集成、设计优化，大幅减少了占地面积和建筑面积，减少了二次屏柜数量。

4、智能变电站能够有效提升电网基础设施资源利用率和供电可靠性，达到节能减排的目的。国家电网公司基建部2013年开展的“标准化设计、模块化建设”智能变电站试点工作，在变电站技术模式、设计设备、建设模式等方面都有进一步的创新。与普通变电站相比，模块化智能变电站全面应用了通用设计、通用设备，在土建过程中采用全预制装配结构建筑模式和预制光(电)缆，实现了二次设备“即插即用”。模块化智能变电站还通过工厂内规模生产、集成调试后再运至现场，以及控制室、防火墙、围墙、设备基础等装配式预制技术，减少了现场人工投入。

二、智能变电站的技术要点

1、控制终端的引入

智能变电站中引入了计算机终端，这就使智能变电站具有了自己的大脑，这个大脑可以在最短时间内及时对变电站内实际运行情况进行判断和处理，这样可以有效的确保变电站运行的可靠性，避免由于事故处理不当而导致的输变电站事故发生。

2、分级控制技术的应用

智能变电站内采用分布式控制技术，将变电站层面进行了分割，分别为站控层、间隔层和设备层，而且将具有智能控制和处理能力的设备在各个层面进行安装，这样就有效的确保了分级调控功能的独立性，而且可以有效的降低中央处理设备所需要承载的负荷，确保了设备工作效率的提升，有效的降低和分散了潜在风险的发生。

3、光纤技术的应用和电力装置的集成化

目前在智能变电站内充分的应用了光纤技术，这样就有效的确保了智能变电电各控制层局域网管理功能的实现，信息可以无障碍的在一次设备层、二层设备层和控制中心之间进行自由传播，而且各层级在传输过程中其数据的稳定性和可靠性也得以进一步增强。同时先进的计算机数字技术的应有，有效的提高电能监测和设备管理的集成化，设备配置空间较小，有效的节约了占地面积，节约了安装成本，可以使设备及早投入运行。

4、局部或全局智能控制的实现

智能化变电站，顾名思义，在控制设备的选择上一定符合智能化的要求。于是，光电技术就得到了应用，在一次设备的控制设备中采用光电技术，使得就地控制柜变成一个微型的GIS。在二次设备中添加有自动控制功能和漏电锁闭功能的智能电流互感器和高压电流锁闭装置，在一定程度上解决了小故障不易排查的难题，实现了局部设备的无人职守。智能化的设备实现了对电力设备和电能传输的局部和全局智能控制。

三、智能变电站相关的技术分析

1、智能高压开关设备技术

高压开关设备对智能变电站的安全、可靠运行具有重要的意义，是不可或缺的。根据绝缘方式主要分为三类，即AIS、GIS及HGIS，它们各有特点，在智能变电站建设过程中需要根据经济性、安全性、稳定性作综合比较后选择应用。GIS由于其封闭性和绝缘性好，不仅能抵御环境干扰，占地面积还有所缩减，可靠性较高，但成本较高，施工周期长，GIS的选择应用需要着重考虑智能变电站建设成本。HGIS与AIS和GIS相比，其事故率是最低的。而且在高压开关全寿命周期内，其故障率也是相对较低的，整体运行较为稳定。

2、智能变压器技术

智能变压器是智能变电站的主要设备，也是重要技术之一，在本体方面，智能变压器与常规变压器并无太大区别，只是为了提高变电站的整体智能化，在变压器的控制、测量、保护等附件和功能方面做了智能化处理，相应增加一些智能化功能元件更好使传统变压器更趋向于智能变压器。一般情况下，可根据智能变电站工程等级、类型、要求等合理配置智能变压器智能组件，主要包括测量IED、监测功能组主IED、冷却装置控制IED、合并单元等。

3、电子式互感器技术

电子互感器是变电站中用于测量电压和电流的基础设备，目前变电站工程中所使用的电子互感器产品较多，需结合这些产品的特性选择应用于智能变电站。有源电子式互感器以传统成熟的互感器原理为基础，具有抗干扰强、绝缘性好、成本较低等特点，同时与无源电子式互感器相比较，光路简单、稳定性强。虽然用于AIS结构中，维修和供电有所不便，但若应用于GIS设备，可避免上述问题，因此有源电子互感器能与GIS设备进行很好的融合。无源电子电流互感器若想将其成熟地应用于智能变电站，需重点解决温度、振动、成本及稳定性问题。光学玻璃型互感器选材广泛、稳定性好，但也存在加工困难、材料易碎等缺点，具体实践还有待进一步深入研究。

四、智能变电站技术的应用

1、一次变电设备的智能化

智能变电站顾名思义就是变电内的设备实现了智能化，特别是变电站内高压配电设备智能化的实现，这为智能电网的建设奠定了良好的基础。在智能变电站内，计算机技术得到广泛的应用，特别是电能传感器在计算机的连接上有效的发挥了监控的作用，实现了对电力运行情况的实时监控，这样就有效的控制了电力设备，而且可以对故障进行自动化处理，这对于变电站安全稳定的运行具有极为重要的意义。而且在当前智能变电站内，一次设备实现了一体化，这样就有效的将监测和控制融合为了一体，实现了电能互感器、变压器、断路器和高压设备的有效的连接，从而实现了设计上的一体化，有效的分层控制设备的信息融合管理的实现。

2、高级变电功能的实现

2.1变电设备整体监测。由于建立了计算机终端，通过站控系统可以实现较为全面的设备监测，并可以不间断的获取电力设备运行数据和各种智能变电装置的运行信号，以及电力的输出和输入状态，从而减少了无效数据的采集提高了监控效率。但我们还要注意的一点是，由于技术水平的限制，在部分智能变电站中实现整体监测还有一定的困难，各变电站可以根据实际对关键设备进行监测或采取轮流监测的的方法，达到对高负荷设备进行有效监测的目的。

2.2线路综合故障控制。先进的数据采集技术，使得智能变电站具有了强大的信息处理能力和故障排除能力。智能变电站借鉴了数据库模型技术和在线信息处理技术开发了状态监测和诊断系统，这个监测系统采用了故障诊断数据库技术。技术人员将电力设备正常高效运行时的相关参数和运行特征输入数据库和诊断系统，待系统运行后，根据一定周期内变电系统实际的工作状态对设备进行深入和具体的监控和评价。

2.3智能报警功能。智能变电站的具有的报警功能是建立在分析决策系统基础上的，这样的好处是，分析决策系统能在短时间内对变电站中设备运行产生的大量的数据进行分析和鉴别，找出真正的故障信息，降低了误报率，提高了报警的准确度。另外，为了确保故障信息可以有效地被采纳，智能报警系统还预设了间隔报警机制，对故障进行定时报警。

结束语

智能变电站技术是集多种先进技术的集合，充分的发挥了计算机技术的特点，将现代信息管理技术与电力输变技术进行了有效的结合，提升了变电站技术向数字化方向的发展进程。通过智能变电站技术的应用，不仅有效的提高了变电效率，而且对于电网事故发生率的降低也起到了积极的作用，能够更好的满足当前信息量大，和电力供应需求集中的需求，为电力建设提供了有效的技术保障。

参考文献