導語：如何才能寫好一篇變電站工程論文，這就需要搜集整理更多的資料和文獻，歡迎閱讀由公務員之家整理的十篇范文，供你借鑒。

篇1

擬建的220kV排嶺變電站位于欽州市欽南區大番坡鎮，主要供電范圍為欽州市東南部的欽南進口資源加工區、中馬工業園，東場鎮、那麗鎮和那思鎮。隨著欽南進口資源加工區內大客戶的建設，附近的220kV欖坪變電站220kV出線間隔已經不能滿足加工區內220kV客戶的接入需求。隨著負荷發展需要，2012—2015年以及2020年須由排嶺變電站供電的最大負荷分別為126、245、250、448和885MW，綜上所述，為滿足欽南進口資源加工區和中馬工業園負荷發展的需要，實施就近提供可靠的220kV及110kV供電電源，新建220kV排嶺變電站是必要的。

2變電站工程

2.1工程設想

本變電站按《南方電網變電站標準設計（2011年版）》《南方電網3C綠色電網輸變電示范工程建設指導意見（試行版）》《南方電網3C綠色電網輸變電技術導則（試行版）》要求，并結合本工程實際情況進行優化。

2.1.1電氣主接線

220kV配電裝置：終期規模建設雙母線雙分段接線形式，本期按雙母線接線建設。110kV配電裝置：終期規模建設雙母線接線形式，本期一次建成。10kV配電裝置：終期規模建設單母線雙分段三段母線接線方式，本期按單母線建設。

2.1.2設備選擇

按南方電網3C評價指標進行設備選型，滿足3C評價指標的智能化評價指標和綠色評價指標中的控制項、一般項及優選項。主變壓器應選用低損耗節能型產品，采用三相三繞組油浸式自冷有載調壓變壓器。220kV、110kV均選客戶外敞開設備，配置電子式電流、電壓互感器，為適應客戶專線的計量需要，客戶專線采用常規電磁型互感器和電子式互感器雙重配置。10kV低壓配電裝置選客戶內成套開關柜設備，配置常規電磁型互感器；無功補償選客戶外框架式并聯補償電容器組。設備的外絕緣按Ⅳ級防護等級選取，220kV和110kV泄漏比距取31mm/kV，10kV泄漏比距取31mm/kV（戶外），20mm/kV（戶內）。220kV、110kV和10kV設備的短路電流水平分別按50、40和31.5kA考慮。

2.1.3電氣總平面布置

220kV配電裝置布置位于站區的西面，向西出線，斷路器雙列布置。110kV配電裝置布置于站區的東面，向東出線，斷路器單列布置。主控樓、1號主變壓器、2號主變壓器、3號主變壓器從南向北依次排列，10kV配電室位于主變壓器和110kV配電裝置之間。

2.1.4主要設備在線監測

《南方電網3C綠色電網輸變電技術導則（試行版）》《南方電網3C綠色變電站示范工程評價指標體系（試行版）》，配置變電站主要設備的在線監測裝置。對重要的電氣一次設備例如變壓器、高壓斷路器等實施了狀態監測，配置一套設備狀態監測及評估系統，實現設備多狀態量的綜合在線監測、診斷、分析和評估，并可將信息上送當地主站。設備狀態監測及評估系統后臺與變電站監控系統融合。通過儀器測取一次設備的振動信號，也可測取聲音、溫度、電磁、壓力等設備明顯特征信號來綜合診斷設備問題，做到及時發現缺陷并處理，預防事故事件發生。

2.2變電站控制及系統二次部分

2.2.1系統繼電保護及安全穩定控制系統

220kV久隆—排嶺I、排嶺—欖坪I線路：維持220kV久隆—欖坪I線路現兩側保護，在排嶺變電站按照對側配置同樣的保護裝置，即220kV久隆—排嶺Ⅰ、排嶺—欖坪I線路每回線均各配置1套光纖分相電流差動保護和1套光纖分相距離保護，保護命令分別通過不同路由的專用纖芯和2Mbit/s光纖通道傳輸。220kV久隆—排嶺Ⅱ、排嶺—欖坪Ⅱ線路：220kV久隆—排嶺Ⅱ、排嶺—欖坪Ⅱ線路均各配置2套光纖分相電流差動保護，保護命令分別通過不同路由的專用纖芯和2Mbit/s光纖通道傳輸。220kV排嶺—銳豐、排嶺—星王線路：220kV排嶺—銳豐、排嶺—星王線路暫按各配置2套光纖電流差動保護考慮，保護命令通過專用纖芯傳輸。220kV母線按雙重化配置2套母線保護，每套均配置母線充電保護、斷路器失靈保護。110kV母線配置1套微機型母線保護。110kV線路暫按配置保護測控一體化微機距離保護考慮。本期220kV部分、110kV部分各配置1套微機故障錄波柜。變電站配置1套保護與故障信息管理子站系統。變電站配置1套低頻低壓減載裝置。

2.2.2調度自動化及電能計量

排嶺變電站由廣西電網電力調度控制中心(以下簡稱廣西中調)和欽州電網電力調度控制中心（以下簡稱欽州地調）雙重調度管理，遠動信息直采直送廣西中調、備調與欽州地調。排嶺變電站設置兩臺互為熱備用的遠動工作站，采用調度數據網和2Mbit/s數據專用通道與廣西中調通信；采用調度數據網與廣西中調備調通信；采用調度數據網和4線模擬通道與欽州地調通信。排嶺變電站采用調度數據網傳送遠動信息，相應配置二次安全防護系統。排嶺變電站計量點按照《廣西電網公司電能計量裝置配置及驗收技術標準》（Q/GXD116.01–2007）的要求進行設置。計量關口點采用“常規互感器+常規電能表”配置，變電站配置一套電能量遠方終端，采集變電站電能表電能量信息送欽州供電局計量自動化系統。

2.2.3系統通信

光纖通信：220kV久隆—欖坪I線路上已有24芯OPGW光纜，本工程把該光纜沿線路π接進排嶺變電站，形成久隆變電站—排嶺變電站—欖坪變電站光纜路由。系統組織：排嶺變電站配置兩套STM–16光纖傳輸設備，分別接入欽州電網光纖通信傳輸網I、Ⅱ，接入點均為久隆變電站和欖坪變電站，接入帶寬采用2.5Gbit/s。排嶺變電站設置調度數據網設備一套，接入廣西電網調度數據網。排嶺變電站配置1套綜合數據網絡的接入設備。排嶺變電站、廣西中調、欽州地調各配置1套PCM終端。排嶺變電站不配置數字程控調度交換機，由欽州地調、中調的數字程控調度交換機分別設置小號。本站相應配置一套錄音系統。排嶺變電站設一門公網電話。排嶺變電站配置機房動力環境監測系統1套。通信電源：配置2套通信電源系統。具體配置為：直流配電屏二臺，高頻開關電源二套，蓄電池二組。排嶺變電站配置1臺光纖配線柜(ODF)、1臺數字配線柜(DDF)及1臺音頻配線柜(MDF&BDF)。

2.2.4電氣二次

排嶺變電站控制方式采用綜合自動化系統，五防主機按雙機冗余配置，其中一立配置，另一臺與操作員站共用，采用在線式五防，實現全站全程實時在線操作閉鎖。220kV、110kV、10kV間隔及主變壓器均采用保護測控一體化裝置，其中220kV電壓等級、主變壓器等冗余配置，主變壓器非電量保護、110kV、10kV單套配置，合并單元、智能終端配置原則與繼電保護裝置相同。“二次設備及其網絡”配置滿足3C評價指標的控制項及一般項，部分滿足優選項。變電站自動化系統按照DL/T860通信標準，在功能邏輯上由站控層、間隔層、過程層組成，按三層結構兩層網絡設計。站控層網絡采用雙星形網絡結構，雙網雙工方式運行。過程層網絡考慮SV、GOOSE、IEC61588三網合一，220kV電壓等級過程層網絡按雙套物理獨立的單網配置，110kV電壓等級過程層網絡按雙網配置；10kV不設獨立的過程層網絡，GOOSE信息利用站控層網絡傳輸。10kV保護就地布置。按3C評價指標的“其他二次系統”配置要求，滿足控制項及一般項，部分滿足優選項。即變電站視頻及環境監測系統與消防及火災自動報警系統、變電站自動化系統、地區調度自動化系統、采暖通風系統聯動，實現可視化操作。輔助系統統一后臺，采用標準的信息模型、通信規約、接口規范，具備接入遠方主站的功能。按3C評價指標配置“智能高級應用系統”，滿足控制項，部分滿足一般項及優選項。即配置一次設備在線監測評估系統，對重要的電氣一次設備實施狀態監測；具備智能告警與事故信息綜合分析決策功能，變電站自動化系統具備程序化操作功能，程序化操作與視頻監控系統實現聯動。具備源端維護功能，完成全站完整的數據模型配置。具備基于DL/T860標準的配置文件自動生成圖模庫功能，自動導出符合IEC61970標準的CIM模型文件功能。變電站配置網絡通信記錄分析系統。監視方案考慮按不同網段進行監視，即站控層網段、220kV網段、110kV網段及主變壓器網段。變電站220kV、110kV母聯斷路器裝設獨立的充電、過流保護裝置。主變壓器配置1面微機故障錄波柜。變電站配置電能質量在線監測裝置，小電流接地選線系統及二次防雷系統。全站設兩套直流系統，按兩充兩蓄設計。

3節能降耗分析

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1.1施工材料采購權限不清

變電站土建工程項目施工主要材料和周轉材料費用，往往在內部預算中站到了60%，是整個成本控制工程中最關鍵的環節。施工企業若想更好地實現預定的成本目標，就必須重視施工材料采購工作，合理制定材料計劃，落實材料采購權限以及加強施工現場管理。但是目前大多數變電站土建工程施工材料采購權限不清，采購招投標制度沒有根據工程施工具體情況而定，不但可能對施工材料質量以及供應時間產生影響，還可能滋生腐敗。比如某變電站土建工程所使用的施工材料主要分為三種采購方式，一是鋼筋、模板材料由集團公司采購部統一采購；二是構架等重要材料由建設單位采購供應；三是水泥、砂石等材料由項目部采購。這種采購模式，使得采購制度執行不嚴格，存在較多隨意采購的行為，這就給一些不法份子提供了可趁之機，影響了工程整體施工的成本投入。目前大多數材料管理部門沒有電腦，所有工作都采用原始的紙質化辦公，不僅耗費人力，而且還非常容易出錯，形成潛在的成本管理與控制漏洞。

1.2招標工作不到位

變電站土建工程項目招標工作主要包括分包工程招標、勞務招標以及設備租賃招標等。隨著我國社會經濟的發展，建筑市場體制不斷改革，大多數變電站土建工程招標工作都在逐漸完善。但是從整體水平看，變電站土建工程項目在前期招投標工作并不到位，簽訂合同存在較大的隨意性，這點相對而言比較好管理。另外有一些是當地政府“推薦介紹”的勞務隊，由于勞務隊伍過少，不能形成有效的競爭局面，在談判價格時不能處于有利的地位，給成本管理帶來了較大的難度。對于變電站土建工程而言，機械租賃費用往往是工程成本投入額最大的。部分施工企業為了節省成本，縮短施工周期，可能會加大機械租賃量，這勢必會造成機械租賃費用的上升。但是機械租賃施工市場招投標單位并不多，最終造成機械租賃費用過大。

1.3缺乏歷史數據

在變電站土建工程項目施工成本管理與控制中，施工企業經常會根據歷史數據對工程成本進行預測，往往對直接費用和間接費用采用了定性的預測方法，對分包工程采用了定量預測方法，定性預測相對定量預測，一般誤差較大。但是工程施工企業在很多時候不得不采用定性的預測方法，這就是由于歷史數據缺乏造成預測依據不足造成的。在施工企業中，歷史成本數據積累并沒有形成一定規程，往往依靠的是項目經理個人經驗，缺乏詳實的數據支持，造成成本預測工作存在一定的盲目性，給成本管理帶來了一定的難度。

1.4工程項目考核制度不健全

在變電站土建工程項目成本考核體系中，集團公司每年年末對分公司進行考核，考核依據往往是內部結算額計算的成本降低額，內部結算額通過調整項目外部結算情況而定。對分公司考核的結果作為分公司計算年薪的重要依據。這種考核方式使得成本主要壓力由項目經理承擔，其他成本則在其推動下被動進行成本管理工作，使得項目經理個人工作價值不能單獨體現。在這樣的考核制度下，大大影響了成本管理工作開展的活力，是阻礙成本控制活動開展的最大力量。

2改善變電站土建工程項目成本管理與控制工作的有效措施

2.1施工材料采購集約化和管理信息化

所謂集約化，實質就是對施工材料進行統一的管理，構建完善的材料管理體系和工作管控制度，全面推行現場施工材料采購集約化。在實施過程中，必須不斷健全材料管理體系，制定系統化管理標準和平臺，統一采購、統一監造、統一結算。同時應該把材料采購的權限集約到集團公司，發揮集中采購優勢，最大程度降低管理成本。在每年上報的材料采購計劃中，采購部門需要根據需求計劃、輕重緩急以及市場供應具體情況等，制定適合的采購方式，實施集中統一采購。由于材料采購量大、所需種類較多，對材料采購管理帶來了較大的難度，隨著信息化社會的不斷發展，引入相關計算機成本管理系統，對材料各種驗收、領用、調撥、存儲等工作進行科學的管理，使材料核算以及成本數據更加準確可靠，大大節約了人力資源和時間，有利于工程項目成本管理與控制工作的深入。

2.2加強招標工作力度

為了加強招投標工作力度，需要對工程項目參建各方全面落實責任制，嚴格執行招標程序與管理細則。首先分公司需要成立專門的招標領導小組，各部門各司其職，同時受到紀檢監察部門的監督，工程建設公司必須對以任何理由逃避招標或者變通招標的行為進行嚴查、處罰，確保招標工作的嚴肅性。評標應該遵循客觀公正、科學合理的原則，隨機選取評標專家，公開透明評標標準和評標方法。審計部門必須對簽證審計環節加強監督力度，使合同簽訂依照相關的投標價，結算時不得隨意更改合同價。通過招標程序的嚴格執行，可最大程度降低工程成本管理難度，減少不必要的資金投入。

2.3建立完善的成本數據庫

為有效提高成本管理與控制水平，增加成本預測的準確性，首先就需要確保成本數據的準確性和完整性。對于變電站土建工程項目建設而言，可以在其內部建立完善的成本數據庫。隨著計算機技術、網絡技術以及數據庫技術的飛速發展，在土建工程項目中采用各種數據庫軟件系統，將數據上傳并儲存于服務器上。接著各管理部門可以通過互聯網對服務器進行訪問，便于及時查詢工程成本數據，管理人員還具有修改工程數據的權限。成本數據庫的完善，不僅可以保證數據的真實性和可靠性，為成本科學的預測提供依據，還可以有效降低成本管理與控制工作的難度。

2.4健全成本考核體系

成本考核體系直接關系著成本預測、成本控制、成本分析與核算工作等，是變電站土建工程整個成本管理過程中關鍵的環節。首先需要全面落實責任制，分公司領導績效考評不僅受到分公司利益的影響，還與所管理的項目效益直接掛鉤，充分調動各領導層成本管理的積極性。有條件的工程項目隊，可以實行直管式承包，從而增強全體員工對成本管理的認識程度，以提高項目的經營能力。

3結束語

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因為變電站的性質特殊性，它的施工管理受到傳統的管理方式影響很大，這是不利于其健康發展的，也與現當代的形勢發展不相符。在改革開放不斷深入的發展下，我國變電站工程的相關電力設備開始有了更新換代，電網運行走向了集團化運作、集約化發展、精細化管理的標準化建設，在這種發展形勢下，就必須要有與之相適應的標準化的施工管理來做保障。一般來說，變電站的施工管理主要包括質量管理、安全管理和成本管理三部分。

二、變電站施工中成本控制的要求和任務

變電站的施工成本控制基本要求主要有三個方面，第一，成本控制必須要在變電站的整個成本管理過程中得到落實，并貫穿于整個變電站施工過程的各個環節，只有在施工的各個程序各個環節上嚴格的控制成本核算，才能在總體上實現成本控制；第二，全員成本控制意識必須有所加強。變電站成本控制，不僅僅是管理者所要考慮的事情，更是全體員工必須時刻注意的問題，在工作中要對所涉及的成本支出要最大化的節約，要求從設計人員、招標人員到施工人員、竣工結算人員都必須加強對成本控制的宣傳教育，強化成本控制意識深入人心；第三，利用現代先進的核算方式進行成本清算，確保成本控制的力度，尤其是在規模較大的施工項目中的成本清算工作，更要加以應用。變電站施工成本控制的主要任務包括兩個方面：第一，在施工前期做好相應的預算清單，具體的成本清單羅列要詳細完整，以及注意事項和合同監管技術部分的列出，把變電站的施工成本放在控制領域。第二，要加強對變電站施工人員的成本意識教育，確保施工過程中對成本控制能夠做到事前控制以及事中、事后控制。

三、變電站的施工管理及其成本控制存在問題

1、沒有形成成本管理意識

在變電站工程建設中，建設的項目負責人對于成本控制的意識較為淡薄，由于其性質的特殊，因此，在施工的整個過程中成本核算處于輕視的狀態，成本控制力的薄弱、施工的工期安排不科學，致使出現施工機械的閑置、施工人員的窩工現象。另外，在成本管理活動中，缺少足夠的人數安排，又沒有具備健全的成本意識理念，對于成本控制及工程建設的重要性缺乏足夠的認知，管理活動沒有針對性指導，缺乏科學的計劃組織和成本控制能力。

2、控制機制不健全

控制機制不健全，沒有形成完整高效的體系，造成工程建設中出現安全問題時無法確定相應的負責人。因此，在變電站的施工過程中就必須要建立一整套完整高效的而又有激勵效用的控制機制，把員工的積極性調動起來，形成對施工管理和成本控制更好的控制機制。從當前實際來看，很多的變電站在施工過程中，并不具備有效的控制機制，這樣的結果就是一方面很難調動施工人員的工作積極性，不利于施工順利進行；另一方面很容易使施工的成本超出預定的標準。

3、施工管理活動不規范

在國家的大力支持下，標準化的變電站施工管理在我國已經有了很廣泛的應用，但是從應用的實際來看仍然還存在著一些不足，這主要是由于傳統施工管理觀念殘余與新的標準化施工管理之間形成的沖突造成的。例如在標準化施工管理中，對于施工目標的制定缺乏明確性，制度不健全，使施工中的質量安全無法達到預期的控制目的；管理機構的設置也過于簡單，而且部門間的職責權限不清晰，缺少專業性，形成交叉管理、多重管理的現象；另外，施工人員的素質有待提高，與先進的標準化管理模式還存有一定的差距。

4、忽視細節成本的分析

很多的變電站施工在進行成本控制時往往注重的是對重點項目的管控，而忽視了具體細節上的成本計算。就如：資金成本方面、采購成本方面、質量成本方面等都很容易被忽視，核算的臺賬名不副實，不利于項目經理自身在施工后進行量差與價差的對比分析，也不利于對盈利活動的總結。

四、變電站施工管理與成本控制的優化措施

1、施工管理方面

第一，對施工組織設計和資源配置進行優化。優化施工組織設計和資源配置中施工的合理安排、勞動組織、技術的進步和資源的科學配置，和工程進度的加快相結合是最大的節約，如果沒有按照這樣的方式做的話會出現反面的影響，形成很大的浪費。由于變電站的施工全過程都體現著企業的經濟活動，與成本的關系十分密切，而施工的安排是否合理、勞動組織和技術的是否先進以及資源配置是否合理都對變電站的施工成本控制有著重要的影響。

第二，嚴格質量監督，減少返工率。在變電站施工過程中，對于施工質量的嚴格把控，把企業的發展規劃和戰略方針貫徹到整個施工過程，各個部門和各個級別的質量監督人員要對施工的各個程序進行嚴格的質量把控，對于潛在的質量風險進行及時的防范解決，盡可能的把質量問題從根源上排除，確保施工的一次性完成，一次合格，減少返工重修現象的發生，從而節約工程成本。

第三，重視安全管理。施工管理者要把安全管理貫徹整個施工現場，切實做好安全保障，防止安全事故的發生，使資金的使用更加有效。

第四，健全權責制制度。對施工中責任職權進一步的細化，建立健全施工管理制度和施工財務管理制度，把財務管理和施工質量科學結合。對每一施工都有明確的責任人，減少因為責任制的不明導致施工人員的懈怠。

2、成本控制方面

第一，做好對成本的預測分析工作。任何一項工程建設都離不開成本預測，尤其是對于變電站施工來說，更是如此，因為變電站施工涉及到諸多領域，需要用到很多的電力設備而且施工也較為復雜，有一定的難度，如果沒有科學詳細的成本預測分析，極易造成成本的超支現象，給企業的成本規劃帶來不利影響。

第二，進行動態化的施工成本監控。在制定合理的施工方案后，就要在結合工程施工的實際和施工方法的基礎上，對施工的各個階段的成本進行動態化的監控管理，重點加大對工程材料費方面的監控，實時的對這一費用進行嚴密的把控，確保合理。

第三，提高施工人員的成本控制意識，注重細節成本。培養一支高素質、高技能的施工隊伍，不僅可以提高施工質量，而且還可以有效地節約施工成本，施工人員是施工的主體，加強成本控制，首要的就是從意識上對施工人員進行強化。另外，要對每一施工的關鍵細節，進行應有的嚴格的成本控制分析，要把重點項目與關鍵細節有效結合，統籌兼顧，把成本控制全面的滲入。

五、結語

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一、繼電保護定值整定工作（10kv及以下）

96年9月至97年擔負分公司10kv配電線路（含電容器）、10kv用戶站繼電保護定值整定工作，由于分公司原來沒有整定人員，但自從開展工作以來建立了繼電保護整定檔案資料，如系統阻抗表、分線路阻抗圖、系統站定值單匯總（分線路）用戶站定值單匯總（分線路），并將定值單用微機打印以規范管理，還包括各重新整定定值的計算依據和計算過程，形成較為完善的定值整定計算的管理資料。近兩年時間內完成新建貫莊35kv變電站出線定值整定工作和審核工作。未出現誤整定現象，且通過對系統短路容量的計算為配電線路開關等設備的選擇提供了依據。97年底由于機構設置變化，指導初級技術人員開展定值整定工作并順利完成工作交接。

二、線損專業管理工作

96年至98年9月，作為分公司線損專責人主要開展了以下工作：完成了線損統計計算的微機化工作，應用線損計算統計程序輸入表碼，自動生成線損報表，并對母線平衡加以分析，主持完成理論線損計算工作，利用理論線損計算程序，準備線損參數圖，編制線損拓補網絡節點，輸入微機，完成35kv、10kv線路理論線損計算工作，為線損分析、降損技術措施的采用提供了理論依據，編制“九五”降損規劃，96-98各年度降損實施計劃，月度、季度、年度的線損分析，積極采取技術措施降低線損，完成貫莊、大畢莊等35kv站10kv電容器投入工作，完成迂回線路、過負荷、供電半徑大、小導線等線路的切改、改造工作，98年關于無功降損節電的論文獲市電力企協論文三等獎，榮獲市電力公司線損管理工作第二名。參與華北電力集團在天津市電力公司試點，733#線路降損示范工程的改造工作并撰寫論文。

三、電網規劃的編制工作

98年3月至98年11月，作為專業負責人，參與編制《東麗區1998-2000年電網發展規劃及2010年遠景設想》工作，該規劃涉及如下內容：電網規劃編制原則、東麗區概況、東麗區經濟發展論述、電網現狀、電網存在問題、依據經濟發展狀況負荷預測、35kv及以上電網發展規劃、10kv配網規劃、投資估算、預期社會經濟效益、2010年遠景設想等幾大部分。為電網的建設與改造提供了依據，較好地指導了電網的建設與改造工作，并將規劃利用微機制成演示片加以演示，獲得了市電力公司專業部室的好評。

四、電網建設與改造工作

96年3月至現在參加了軍糧城、馴海路35kv變電站主變增容工作，軍糧城、馴海路、小馬場更換10kv真空開關工作，參加了貫莊35kv變電站（96年底送電）、東麗湖35kv變電站（98年12月送電）、小馬場35kv變電站（99年11月送電），易地新建工作，新建大畢莊35kv變電站（99年12月送電、2000年4月帶負荷）、先鋒路35kv變電站（2000年8月送電）。目前作為專業負責開展么六橋110kv變電站全過程建設工作，參加了廠化線等5條35kv線路大修改造工作，主持了農網10kv線路改造工程，在工作中逐步熟悉設備和工作程序，完成工程項目的立項、編制變電站建設及輸電線路改造的可行性報告，參與變電站委托設計，參加設計審核工作，參加工程質量驗收及資料整理工作，制定工程網絡計劃圖，工程流程圖，所有建設改造工程均質量合格，提高了供電能力，滿足經濟運行的需要，降低線損，提高供電可靠性和電能質量，滿足了經濟發展對電力的要求，取得了較好的經濟和社會效益。

五、專業運行管理

參加制定專業管理制度，包括內容是：供電設備檢修管理制度；技改、大修工程管理辦法；固定資產管理辦法實施細則；供電設備缺陷管理制度；運行分析制度；外委工程管理規定；生產例會制度；線路和變電站檢修檢查制度；技術進步管理及獎勵辦法；科技進步及合理化建議管理制度；計算機管理辦法、計算機系統操作規程。技術監督管理與考核實施細則；主持制定供電營業所配電管理基本制度匯編。參加制定生產管理標準，內容是：電壓和無功管理標準；線損管理標準；經濟活動分析管理標準；設備全過程管理標準；主持制定專業管理責任制：線路運行專業工作管理網及各級人員責任制；變壓器專業工作管理網及各級人員責任制；防污閃工作管理責任制；防雷工作管理責任制；電纜運行專業工作管理網及各級人員責任制；變壓器反措實施細則。主持制定工程建設項目法人（經理）負責制實施細則及管理辦法；城鄉電網改造工程招投標管理辦法（試行）；城鄉電網改造工程質量管理暫行辦法等。

積極開展季節性工作，安排布置年度的重要節日保電工作、重大政治活動保電安排、防汛渡夏工作，各季節反污工作安排。

這些工作的開展，有力地促進了電網安全穩定運行。

六、科技管理工作

96年至今，在工作中盡可能采用計算機應用于管理工作之中，提高工作效率和管理水平。一是應用固定資產統計應用程序，完成全局固定資產輸機工作，完成固定資產的新增、變更、報廢、計提折舊等項工作。二是應用天津市

技改統計程序完成技術改造（含重措、一般技措項目）的統計分析工作。三是作為專業負責完成分公司地理信息系統的開發應用工作，組織完成配電線路參數、運行數據的錄入工作，形成線路數據庫，并用autocad繪制分公司地理圖，在地理圖上標注線路的實際走向，所有線路參數信息都能夠在地理圖上的線路上查詢的出，該項成果獲天津市電力公司科技進步三等獎。五是完成配電線路加裝自動重合器（112#線路）試點工作，形成故障的自動判斷障離，提高了供電可靠性，為配電線路自動化進行了有益嘗試。四是2000年9月主持完成分公司web網頁瀏覽工作，制定分公司“十五”科技規劃及年度科技計劃，制定科技管理辦法，發揮了青年科技人員應發揮的作用。

篇5

96年9月至97年擔負分公司10kv配電線路（含電容器）、10kv用戶站繼電保護定值整定工作，由于分公司原來沒有整定人員，但自從開展工作以來建立了繼電保護整定檔案資料，如系統阻抗表、分線路阻抗圖、系統站定值單匯總（分線路）用戶站定值單匯總（分線路），并將定值單用微機打印以規范管理，還包括各重新整定定值的計算依據和計算過程，形成較為完善的定值整定計算的管理資料。近兩年時間內完成新建貫莊35kv變電站出線定值整定工作和審核工作。未出現誤整定現象，且通過對系統短路容量的計算為配電線路開關等設備的選擇提供了依據。97年底由于機構設置變化，指導初級技術人員開展定值整定工作并順利完成工作交接。

二、線損專業管理工作

96年至98年9月，作為分公司線損專責人主要開展了以下工作：完成了線損統計計算的微機化工作，應用線損計算統計程序輸入表碼，自動生成線損報表，并對母線平衡加以分析，主持完成理論線損計算工作，利用理論線損計算程序，準備線損參數圖，編制線損拓補網絡節點，輸入微機，完成35kv、10kv線路理論線損計算工作，為線損分析、降損技術措施的采用提供了理論依據，編制“九五”降損規劃，96-98各年度降損實施計劃，月度、季度、年度的線損分析，積極采取技術措施降低線損，完成貫莊、大畢莊等35kv站10kv電容器投入工作，完成迂回線路、過負荷、供電半徑大、小導線等線路的切改、改造工作，98年關于無功降損節電的論文獲市電力企協論文三等獎，榮獲市電力公司線損管理工作第二名。參與華北電力集團在天津市電力公司試點，733#線路降損示范工程的改造工作并撰寫論文。

三、電網規劃的編制工作

98年3月至98年11月，作為專業負責人，參與編制《東麗區1998-2000年電網發展規劃及2010年遠景設想》工作，該規劃涉及如下內容：電網規劃編制原則、東麗區概況、東麗區經濟發展論述、電網現狀、電網存在問題、依據經濟發展狀況負荷預測、35kv及以上電網發展規劃、10kv配網規劃、投資估算、預期社會經濟效益、2010年遠景設想等幾大部分。為電網的建設與改造提供了依據，較好地指導了電網的建設與改造工作，并將規劃利用微機制成演示片加以演示，獲得了市電力公司專業部室的好評。

四、電網建設與改造工作

96年3月至現在參加了軍糧城、馴海路35kv變電站主變增容工作，軍糧城、馴海路、小馬場更換10kv真空開關工作，參加了貫莊35kv變電站（96年底送電）、東麗湖35kv變電站（98年12月送電）、小馬場35kv變電站（99年11月送電），易地新建工作，新建大畢莊35kv變電站（99年12月送電、2000年4月帶負荷）、先鋒路35kv變電站（2000年8月送電）。目前作為專業負責開展么六橋110kv變電站全過程建設工作，參加了廠化線等5條35kv線路大修改造工作，主持了農網10kv線路改造工程，在工作中逐步熟悉設備和工作程序，完成工程項目的立項、編制變電站建設及輸電線路改造的可行性報告，參與變電站委托設計，參加設計審核工作，參加工程質量驗收及資料整理工作，制定工程網絡計劃圖，工程流程圖，所有建設改造工程均質量合格，提高了供電能力，滿足經濟運行的需要，降低線損，提高供電可靠性和電能質量，滿足了經濟發展對電力的要求，取得了較好的經濟和社會效益。

五、專業運行管理

參加制定專業管理制度，包括內容是：供電設備檢修管理制度；技改、大修工程管理辦法；固定資產管理辦法實施細則；供電設備缺陷管理制度；運行分析制度；外委工程管理規定；生產例會制度；線路和變電站檢修檢查制度；技術進步管理及獎勵辦法；科技進步及合理化建議管理制度；計算機管理辦法、計算機系統操作規程。技術監督管理與考核實施細則；主持制定供電營業所配電管理基本制度匯編。參加制定生產管理標準，內容是：電壓和無功管理標準；線損管理標準；經濟活動分析管理標準；設備全過程管理標準；主持制定專業管理責任制：線路運行專業工作管理網及各級人員責任制；變壓器專業工作管理網及各級人員責任制；防污閃工作管理責任制；防雷工作管理責任制；電纜運行專業工作管理網及各級人員責任制；變壓器反措實施細則。主持制定工程建設項目法人（經理）負責制實施細則及管理辦法；城鄉電網改造工程招投標管理辦法（試行）；城鄉電網改造工程質量管理暫行辦法等。

積極開展季節性工作，安排布置年度的重要節日保電工作、重大政治活動保電安排、防汛渡夏工作，各季節反污工作安排。

這些工作的開展，有力地促進了電網安全穩定運行。

六、科技管理工作

96年至今，在工作中盡可能采用計算機應用于管理工作之中，提高工作效率和管理水平。一是應用固定資產統計應用程序，完成全局固定資產輸機工作，完成固定資產的新增、變更、報廢、計提折舊等項工作。二是應用天津市

技改統計程序完成技術改造（含重措、一般技措項目）的統計分析工作。三是作為專業負責完成分公司地理信息系統的開發應用工作，組織完成配電線路參數、運行數據的錄入工作，形成線路數據庫，并用autocad繪制分公司地理圖，在地理圖上標注線路的實際走向，所有線路參數信息都能夠在地理圖上的線路上查詢的出，該項成果獲天津市電力公司科技進步三等獎。五是完成配電線路加裝自動重合器（112#線路）試點工作，形成故障的自動判斷障離，提高了供電可靠性，為配電線路自動化進行了有益嘗試。四是2000年9月主持完成分公司web網頁瀏覽工作，制定分公司“十五”科技規劃及年度科技計劃，制定科技管理辦法，發揮了青年科技人員應發揮的作用。

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關鍵詞：智能變電站；自動化系統；體系結構；設備配置；

中圖分類號： TP27 文獻標識碼： A

1.引言

隨著電力工業不斷發展，逐漸具備了發展建設智能電網的基礎和條件，尤其是近年來通信、計算機、自動化等技術在電力系統中廣泛深入應用，與傳統電力技術進一步融合，極大提升了電網智能水平。

國內變電站自動化技術已經具有一定水平，基本實現間隔層和站控層間數字化，但也存在一些問題，如變電站內存在多套系統、信息共享困難、設備間操作性差、系統可擴展性低、可靠性受二次電纜及電磁干擾，制約變電站可靠性、實時性、經濟性進一步提升。國家電網公司針對智能變電站自動化技術研究，目的是進一步提高輸配電系統生產運行可靠性和穩定性，以及電網調度智能化自動應對能力。

2.變電站自動化系統體系結構

根據《國家電網公司輸變電工程通用設計（110（66）~750kV智能變電站部分》以及國家電網基建【2011】58號、539號等文件要求，66kV智能變電站自動化系統主要按如下原則設計：

--變電站自動化系統按無人值班智能化變電站；

--變電站自動化系統構成采用開放式分層分布系統；

--變電站自動化系統統一組網信息共享；

--變電站自動化系統具有電力調度數據專網的接口，軟件、硬件配置支持聯網通信技術以及通信規約要求；

--網絡安全滿足《電力二次系統安全防護規定》（電監會5號令）、《電力二次系統安全防護總體方案》要求，進行安全分區，通信邊界安全防護，確保控制功能安全；

--提高變電站運行自動化水平和管理效率，優化變電站設備的全壽命周期成本。

2.1系統體系結構及網絡方案

66kV智能變電站自動化系統是基于IEC61850標準的面向對象和開放式分層分布思想構建，實現變電站信息化、自動化和互動化。

本論文擬定兩種方案，方案一采用三層兩網結構，三層結構為站控層、間隔層和過程層三層設備。兩網為站控層網絡，過程層網絡。方案二采用三層一網結構，取消過程層網絡。

站控層網絡是連接站控層設備和間隔層設備、站控層以及間隔層內不同設備的網絡，實現層間設備和層內設備信息交互。站控層網絡采用星型以太網絡，MMS、GOOSE（邏輯閉鎖）、SNTP共網運行，全站數據傳輸數字化、網絡化、共享化。

過程層網絡采用以下兩種方案：

方案一：保護直采直跳，采樣值SV、GOOSE報文共網傳輸，即保護裝置采樣、保護跳閘均采用點對點方式，保護聯閉鎖、失靈、告警等信號及測控、計量等采樣值信息共網傳輸。優點：保護直采、直跳，不依賴于交換機；SV、GOOSE報文共網傳輸，相對單獨成網，減少了過程層交換機的數量。缺點：對于跨間隔保護裝置由于光口多，裝置通信處理壓力大，報文處理存在一定延時；裝置光口多，熔接點多，接線復雜；多光口設備發熱量大，影響裝置使用壽命；信息無法共享，不便于故障分析；光纜數量較大。

方案二：保護直采直跳，不設置過程層網絡，過程層不設置過程層交換機，間隔層交換機集成過程層交換機功能，利用間隔層裝置透傳功能，取消過程層網絡。優點：取消了過程層網絡；接線簡單，光纖連接清晰；節約投資。缺點：站控層網絡流量大，對站控層網絡交換機要求較高。

66kV智能變電站站控層信息相對較少，站控層網絡交換機足以滿足信息傳輸要求，本著節約投資，保證功能原則，綜合對比過程層網絡兩種方案，建議66kV智能變電站過程層網絡設計采用方案二，保護直采直跳，取消過程層網絡。整站結構采用三層一網（三層：站控層、間隔層和過程層；一網：站控層網絡），取消過程層網絡。

2.2系統設備配置方案

66kV智能變電站自動化系統采用三層一網設計，保護直采直跳，取消過程層網絡。下面針對各層功能及設備配置情況進行詳細介紹。

站控層采用高度集成一體化系統，配置符合IEC 61850標準的監控、遠動等系統。監控系統集成操作員工作站、VQC、五防一體化、程序化控制、小電流接地選線等功能，實現智能變電站信息平臺統一化和功能集成化。網絡采用100M以太網，并按照IEC 61850通信規范進行系統建模和信息傳輸，站內各小室之間的站控層交換機通過光纖進行星型結構級聯。

站控層設備主要包括監控主機兼操作員工作站、遠動通信裝置等。監控主機兼操作員工作站單機配置，推薦采用商業服務器或者無機械磨損件的工業級計算機。

間隔層由若干二次子系統組成，在站控層及站控層網絡失效的情況下，仍能獨立完成間隔層設備的就地監控功能。站控層與間隔層保護測控等設備采用IEC 61850-8-1通信協議。間隔層包括繼電保護及安全自動裝置、測控裝置、電能量采集系統等設備。66kV智能變電站間隔層設備具體配置如下：

主變主保護與后備保護獨立配置，采用保護測控一體化裝置；每臺主變設置一套主變本體智能終端，集合非電量保護功能，下放至變壓器附近。

66kV間隔保護測控一體化配置，下放至GIS智能匯控柜內；66kV內橋配置保護測控一體化裝置，備自投功能由監控系統實現，下放至GIS智能匯控柜內；站內設置一套公用測控裝置。

10kV配置保護測控計量多合一裝置，下放至開關柜內；10kV每段母線設備柜各配置1套公用測控裝置，除采集本柜的信號外，還用于滿足本段母線上其它間隔遙信量不足時接入的需要。

過程層由常規式互感器+合并智能單元等構成。由于電子式互感器應用經驗少，其可靠性、穩定性較常規互感器還存在較大差距。常規互感器具有較成熟的運行經驗，配以合并智能單元就地數字化采樣傳輸，技術可行性高，因此，建議采用“常規互感器+合并智能單元”方案，智能控制柜按間隔進行配置，本站智能控制柜與GIS匯控柜一體化設計，二次設備采用即插即用技術。

2.3交換機配置方案

站控層網絡交換機配置：站控層配置1臺中心交換機。采用100M電口。設備滿足傳輸速率≥100Mbps，以太網口≥24口，光接口≥2口的要求。

過程層網絡交換機配置：本站不配置過程層網絡，SV與GOOSE均采用點對點方式，無需配置過程層交換機。

3.結論

現階段智能變電站處于快速發展和建設階段，由于從事設計單位資質及人員水平不同，以及標準和規范不斷完善，導致智能變電站設計理念和水平有待優化。本論文對智能變電站自動化系統進行了介紹，詳細闡述了智能化變電站自動化系統體系結構優化設計，對站內網絡組網方案優缺點進行了分析，并以66kV智能變電站設計為例，進行了自動化系統設備配置和組網方式實例分析，對從事智能變電站設計人員工作具有一定理論指導意義和實用參考價值。

參考文獻

《國家電網公司輸變電工程通用設計》（110（66）~750kV智能變電站部分（2011年版）.

《國家電網公司基建部關于開展標準配送式智能變電站建設會議的通知》【2013】11號.

《國家電網公司輸變電工程通用設備110（66）~750kV智能變電站二次設備》2012版.

《智能變電站優化集成設計建設指導意見》的通知國家電網基建〔2011〕539號.

《國家電網公司輸變電工程通用設計（110（66）~750kV智能變電站部分》以及國家電網基建【2011】58號.

黃新波,賀霞,王霄寬等,《智能變電站的關鍵技術及應用實例》電力建設,2012.10.

陳旭玫,《220kV南溪智能變電站設計[D]》,昆明理工大學,2012.

篇7

關鍵詞：智能變電站 ；意義 ；關鍵技術 ； 體系結構

中圖分類號：TM41 文獻標識碼：A

1實現智能變電站的重要意義

變電站自動化技術經過十多年的發展已經達到一定的水平，一定程度上提高了電網建設的現代化水平，增強了輸配電和電網調度的可靠性。然而，傳統變電站自動化系統仍然存在下列問題：

①互操作問題

由于不同廠家變電站自動化系統采用的通信技術和協議各不相同，造成產品之間缺乏互操作性，導致集成和維護成本的增加，也降低了系統的可靠性。

②電磁式互感器的問題

傳統互感器存在鐵芯飽和、暫態特性差和體積龐大等缺點，難以滿足現代自動化技術的需求。

③常規一次設備的問題

目前多數變電站都沒有裝設狀態監視設備，由于缺乏一次設備狀態監視信息，通常只能采用計劃檢修，而不能實現狀態檢修。同時，非智能斷路器設備也不能實現按波形控制合閘角和在線監測的功能。

④線纜投資、運行維護費用較高

智能變電站成功地解決了上述傳統變電站存在的問題，是電力系統發展的必然趨勢，是通訊技術、信息技術和計算機技術發展的必然結果。IEC61850標準以及智能技術在變電站內的全面推廣應用將是解決這些難題的關鍵所在。目前，國際電工委員會TC57工作組已經制定了《變電站通信網絡和系統》系列標準--IEC 61850，為變電站自動化系統提供了統一平臺和標準框架。隨著電子式電流、電壓互感器、一次運行設備在線狀態檢測、變電站運行操作培訓仿真等技術日趨成熟，以及計算機高速網絡在實時系統中的開發應用，勢必對已有的變電站自動化技術產生深刻的影響，全智能的變電站自動化系統即將得到廣泛的應用。通過智能變電站技術的研究和實施，提高變電站自動化系統以及整個電網的技術水平和安全穩定運行水平。

目前我國正在大力建設創新型國家，國家電網公司已成為全國“創新型試點企業”。國家電網公司高度重視科技進步和自主創新，將其作為公司和電網發展的戰略支撐，力爭掌握一批擁有自主知識產權的關鍵技術和核心技術，占據世界電力科技發展制高點，在能源技術創新中積極發揮主體作用和表率作用，服務創新型國家建設。而智能變電站在各個方面均順應了科技進步和自主創新的要求。首先在技術儲備方面，IT技術與通信技術近些年來的突破性進展使得智能變電站從技術和經濟角度而言成為可能，智能化電氣設備的發展，特別是智能化斷路器、電子式互感器等機電一體化智能設備的出現，使得變電站進入了智能發展的新階段；其次在發展水平上看，在智能變電站的研究、試驗、工程推廣等方面，國外企業也剛剛開展，尤其國內在ECT/EPT及變電站自動化等方面的研究工作并不落后于國外企業，可以說實現智能變電站是建設創新型電網的要求，也是我國電力行業趕超國際水平的一個契機。

通過智能66kV變電所的建設與研究，提出適合中國電網結構及運行方式的完整的66kV智能變電站系統方案，將對鞍山以至整個遼寧電網的智能建設工作產生積極影響。

2智能變電站含義及其關鍵技術

智能變電站技術是指基于IEC61850標準建立全站統一的數據模型和數據通信平臺，實現站內一次設備和二次設備的智能通信，以全站為對象統一配置保護和自動化功能。其主要特征包括：

基于IEC61850的全站統一的數據模型及通信服務平臺；

智能化一次電氣設備；

基于全站統一授時的網絡化二次設備。

我們認為實現"智能變電站"的關鍵技術包括以下幾點：

①IEC61850的體系架構

②全站功能的統一配置

③一體化功能系統控制器

④通信網絡架構

⑤電子式電流/電壓互感器

⑥智能化的一次設備

⑦全站統一的授時系統

a） 智能變電站基本內容

分析上述智能變電站要求可見，完整的智能變電站方案應包括符合IEC61850標準的全部一次、二次系統的實現。大體可分為以下幾部分內容：

a）一次部分

變壓器

開關、刀閘

直流系統等

b）二次部分

二次系統在邏輯上按功能可分為過程層、間隔層和變電站層，結構如圖1所示：

①硬件設備

為實現圖1所示的邏輯功能，二次系統設備包括：

a.電子式互感器、合并單元

b.變壓器智能單元

c.開關、刀閘控制器

d.直流系統智能單元

e.滿足IEC61850標準的系統控制器

f.監控主機（操作員站，工程師站）

g.遠動主機

h.打印服務器

i.工業以太網交換機和用于光纖通信的光端機

②軟件系統

軟件系統采用跨平臺結構設計，可選擇windows、Unix、linux操作系統；數據庫結構按照IEC61850模型定義、實現，所有程序支持IEC61850模型。系統集成工程化工具為工程人員或用戶提供完善、方便的配置、測試、維護手段，包括系統的配置/組態、實時庫的管理、模型/通信的一致性測試、SCL配置文件和參數化的管理等功能。

③站內通信網絡

系統應以網絡交換以太網技術為基礎，站級總線采用星型結構光纖10M/100M以太網，組網方式為VLAN虛擬以太網，具有自愈功能；過程總線選擇星型結構光纖100/1000Mb以太網，防止出現實時信息在網絡上發生碰撞以至影響實時響應要求。必要時可考慮采用VLAN優先級協調多以太網跨過多交換機運行。

在66kV智能變電站的設計方案中，根據需要傳輸的數據量的計算結果，站級總線和過程總線均采用星形結構光纖100M以太網。

④授時系統

時鐘同步系統由網絡時間服務器（主時鐘）及時鐘擴展輸出裝置（擴展時鐘）組成。時鐘同步系統具有兩臺互為備用的網絡時間服務器，時鐘擴展輸出裝置的具體數量根據現場實際進行選項匹配，以滿足時間系統對信號數量和種類的要求。網絡時間服務器和時鐘擴展輸出裝置既可以集中組屏，也可根據現場的實際情況單獨組屏。

參考文獻

[1]謝型果.IEEE1588時鐘同步報文硬件標記研究與實現.華中科技大學碩士學位論文，2008.

篇8

關鍵詞：220kV變電站；變壓器；繼電保護

在220kV變電站變壓器的運行過程當中，存在著大量的電力問題，對于電能供應效率與質量帶來了極其深遠的影響，同時也促使電網系統面臨著巨大的負擔壓力。在220kV變電站變壓器的實際工作過程中其運行機制十分復雜，因此就加強繼電保護措施便至關重要，只有做好這一點方可構建起安全、穩定的運營環境，最大程度的避免運行故障的發生，提升變壓器運行效率。據此，下文將就220kV變電站變壓器的運行及繼電保護措施展開深入的探究工作。

1 220kV變電站變壓器運行原理

變壓器作為變電站的核心工作設備，其主要是由雙繞組變壓器、三繞組變壓器以及之耦變壓器所共同構成，也就是高、低壓每一相共同合用一項繞組，由高壓繞組中部抽取一頭充當低繞組出線變壓器。電壓高度及繞組匝數其比值為正，相應的電流值則與繞組匝數比值為負。

變壓器依據作用功能可分成升壓與降壓兩類變壓器。前一類主要是應用在電力系統的送電一端，而后一類則主要是應用在受電一端。變壓器的電壓值應當能夠和電力系統中的電壓值相適宜。為了能夠在完全不同的負荷狀態下確保電壓始終保持在合理的范圍之內，有時需將變壓器分接頭進行切換處理。

依據接頭切換形式，變壓器主要就包括了帶負荷有載調壓與無負荷無載調壓兩類。其中前一類大多是應用在受電一端的變壓器站點之中。

電壓及電流的互感器在實際運行過程中所采用的原理和變壓器基本一致，其主要是將高電壓設備與母線電壓，依據一定的標準比例轉變為測量儀表與繼電保護等，在規定的電壓載負荷之下電壓互感器二次電壓為100V，相應的電流互感器二次電流則為1A或5A。電流互感器二次繞組在和負荷連接后會導致線路出現短路，需引起關注的是，要堅決避免使其開路，否則便會由于高電壓而對設備及人員安全造成嚴重威脅，甚至致使電流互感器損毀。

2 220kV變電站變壓器繼電保護措施

2.1 運行保護

在對變壓器采取運行保護知識，大多是借助于繼電保護裝置，綜合應用繼電保護手段，以促使220kV變電站的變壓器能夠得以正常運行。如在某一220kV變電站當中其變壓器運行保護完全按照繼電保護運行原則，先對裝置性能進行檢查，以保障其能夠切實具備相應的防護性能，對繼電保護裝置行為予以規范化處理，確定有關安全行為的主要方式；之后確定繼電保護的裝置運行范圍，促成一體化操作的達成，確定繼電保護裝置能夠達到較好的工作效率；最終就針對繼電保護裝置加強維護工作，以確保其能夠給予變壓器的正常運行提供以良好的基礎保障，避免變壓器發生短路等有關故障問題。

2.2 狀態保護

在220kV變電站變壓器的狀態保護是對繼電保護進行監測的一項重要內容，其可以將變壓器在運行過程中的不利風險因素有效的排除在外，提升變壓器的運行穩定性，具體的變壓器繼電狀態保護措施主要包括以下幾個方面：第一，差動保護，處理變浩魎存在的運行故障問題，以確保有關的電力人員可加強對變壓器運行狀態的有效了解，從而避免運行故障的發生；第二，過流繼電保護，將由于短路電流所造成的變壓器故障進行及時排查，從而促使對跳閘故障的有效保護，確保變壓器安全運行；第三，氣體保護，對變壓器油箱加強控制，將油箱狀態進行有效調節，促使變壓器可穩定運行。

2.3 抗干擾保護

在變壓器運行過程中實施抗干擾保護，可以將各類不利干擾對變壓器所產生的負面影響降至最低。變壓器抗干擾保護的措施主要包括以下幾點：第一，配線抗干擾，重點對由于配線而導致的變壓器干擾進行防護，將繼電保護作用充分的發揮出來，增強配線運行的工作效果，采取屏蔽手段，將配線對變壓器影響降至最低；第二，預防回路干擾，重點是對二次回路進行防空，促進變壓器抗干擾能力的提升，通過將回路聯系耦合及時切斷，同時加裝屏蔽線纜來實現對整體回路的抗干擾；第三，防護干擾源，有關的電力工作人員應將變壓器電位盡量升高，減小接地電阻，從而達到對變壓器的有效防護。圖1為雙回線同桿并架情況示意圖。

3 結束語

作為220kV變電站的核心組成部分，變壓器及其保護裝置不僅承擔著保護電網系統正常運行的工作，同時也具有發揮繼電保護的作用。繼電保護對于220kV變電站的運行有著極其重要的作用價值，對于改善變電站運行環境，提供以穩定的保護措施，保障變電站運行效率意義重大。對此有關的電力企業也應當大力加強對變壓器的運行與繼電保護工作，促使220kV變電站在電網系統中能夠充分的體現出其所應有的價值意義。

參考文獻

[1]湯大海，陳永明，曹斌，等.快速切除220kV變壓器死區故障的繼電保護方案[A].2013第十四屆全國保護和控制學術研討會論文集

[C].2013.

[2]邵軍.基于220kV變電站變壓器運行與繼電保護探究[J].大科技，2016（20）.

[3]姜锫君.220kV變電站變壓器運行及繼電保護措施探討[J].科技創新與應用，2016（3）.

篇9

論文摘要：當代科技的不斷發展，促進了微電子技術及信息技術在電力系統中的應用與發展。同時，數字化技術的引入也使得變電站的運行發生了變化。變電站引入數字化技術使變電站的二次設備逐漸向一次設備進行延伸。傳統變電站的數字化過程使得變電站運行更加自動化，管理更加科學化，因此研究數字化變電站的技術基礎及特征有著非常重大的意義。

數字技術的發展及應用使得數字化變電站有了技術的支撐。目前，我國數字化變電站的技術主要有數字化的電氣量測量系統。而變電站的自動化技術基礎主要包括：智能化的開關、光電式的電流及電壓互感器、一次運行的設備、在線狀態的檢測系統、運行操作的培訓仿真技術等。數字化變電站的特征及技術的影響勢必會使數字化的變電站成為發展的趨勢。本文就數字化變電站的主要技術基礎及特征進行論述。

1．數字化變電站的技術特征

當前的數字化變電站主要通過電子式互感器、智能化的開關等數字化的一次設備、網絡化的二次設備分層組成，在IEC61850通信規范的基礎之上逐步實現變電站系統不斷信息化、自動化智能化等要求。

首先，變電站中的電氣設備信息通過數字化技術可以實現相互間的資源共享及利用，使操作更加便捷，同時減少變電站相關設備退出的次數及時間，減少了損耗，提高了設備的使用時間，對于自動化設備的數量進行精簡，極大的簡化了變電站的二次接線，提高變電站設備使用系統的可靠性，維護及及時更新擴展變電站中的設備功能。

其次，逐步實現了變電站信息在其系統運行過程中和其它支持的系統之間的信息共享，減少了資源重復建設，有利于投資成本的回收并延長變電站的使用年限。減少周期內的維護成本與建設費用。數字化變電站主要標志就是實現了數據采集的數字化，通過運用數字化的電氣量測工具，比如光電式的互感器、電子式的互感器等來采集電流、電壓等，對這些電氣量的采集與測量，實現了變電站第一、二次系統的有效隔離。因此，也就增大了變電站的電氣量動態測量的范圍。同時，因為采集的數字化也提高了電氣量的測量精確率。在準備實現變電站信息共享的同時，為以往變電站裝置冗余邁向信息冗余提供了信息基礎，逐步使變電站的電氣量采集與測量走向了信息化、集成化。

第三，變電站信息系統分布出現分層化。以往變電站的自動化系統主要是集中式，而數字化變電站則改變了以往的集中式采用了分布式。數字化變電站通過采用第二代的分層分布式自動化系統可以更加完整的記錄變電站內各個設備的信息，并及時的顯示，大大提高了網絡通信的速度和開放程度。

在IEC61850通信規范的基礎之上提出的有關數字化變電站的過程層、間隔層及站控層等三層結構模式。可采用面向對象進行建模，通過軟件復用、嵌入式等實時操作控制系統等高科技技術，不斷滿足數字化變電站等電力系統對于實時性、可靠性的需求。不但可以有效的解決變電站中異構系統間的信息的互通問題及裝置不同引起的系統操作問題，而且還給當前的數字化變電站的分層分布式模式提供了強大的技術支持。

2．數字化變電站的技術基礎

當下數字化變電站需要的技術基礎支撐主要有非常規傳感器；可靠穩定的通信網絡；數字化變電站的組成設備的穩定性。

我國當前的數字化變電站建設是應用現代科學技術的必然趨勢。伴隨著眾多變電站技術問題的研究與解決，數字化變電站的技術基礎越來越穩定。首先，通過數字化變電站的設備組成可以看出數字化變電站的技術基礎。數字化變電站的技術設備主要由電子式電壓電流互感器、智能化的一次設備、網絡化的二次設備組成。

電子式的電壓電流互感器主要通過羅哥夫斯基線圈，進行電阻分壓、阻容分壓和電容分壓，以此替代傳統電磁式的電流電壓互感器。這樣，數字化變電站的電子式電流電壓互感器采用了先進的電子元器件和電磁兼容等設計，可以更加直接的策略電流電壓信息。并且通過和數字化的儀表等智能化的綜合測量裝置，用計算機技術對電流電壓等信息的測量，并進行數字化處理使得國家電網中的電氣設備可以進行網上在線狀態監控與保護。而傳統變電站中的常規互感器則與電子式的互感器有很大的差別，不但比電子式的互感器絕緣復雜化、而且體積比較大、重量重動態測量的范圍比較小；不如電子式的互感器能夠在電力系統的運行中根除重大的電力故障隱患，保證國家變電站用電設備的安全及人身安全。

智能化的一次設備主要是根據變電站相關設備的規范標準，不但具備普通傳統變電站的開關設備的基本功能，而且在這個基礎之上更加的智能化。除此之外，數字化變電站的智能化的一次設備還可以進行在線監控、利用數字化接口及智能化電子開關來操作變電站中一系列的高級智能化設備。因此，數字化變電中的智能化的一次設備是數字化變電站的重要基礎設備，可以提供被檢測的信號回路及被控制的操作驅動回路。通過計算機進行微處理及光電技術的設計，簡化了傳統常規機電式的繼電器和控制回路的結構。同時，智能化一次設備提供了數字化變電站技術基礎，通過數字程控器與數字公共信號網絡進行連接，有利于變電站二次回路。同時，光電數字及光纖也代替了傳統的強電模擬信號與控制電纜。更加節省了變電站的電纜用量、減少占地面積，縮短了數字化變電站的投運周期及電子式電壓互感器的電氣距離。更為重要的是通過智能化一次設備，數字化變電站在提供在線檢測的同時，減少了人為失誤更優化了控制回路。

最后，變電站中網絡化的二次設備。傳統變電站內的常規化二次設備，主要由繼電保護裝置、防誤閉鎖裝置、測量測控裝置等組成，這些網絡化的二次設備可以標準化、模塊化的進行計算機微處理機。通過網絡化二次設備之間的告訴網絡通信通道的連接，真的達到數據的資源共享、信息傳遞的高速化。

3．當前我國數字化變電站的技術

目前，我國數字化變電站的技術主要有數字化的電氣量測量系統。擁有穩定性高的電氣量測量系統對于建設數字化的變電站可以說是至關重要的。當前，國際上對于電壓式的互感器系統稱為非常規互感器，這種電壓互感器和以往變電站所采用的傳統的互感器有很大的差別。

在新型的電壓互感器中基于電光效應的電壓互感器基于電光效應的互感器稱為光學電流電壓互感器或者稱為無源式互感器而其余的則為電子式電流壓互感器或者稱為有源式互感器。眾所周知，由于線性的雙折射現象和發光源器件的發光強度會下降，光在傳輸過程中引起的偏振角變化以及在不同材料的中維爾德常數也會受到外界溫度的影響，造成無源式互感器的測量精度不穩定等問題。而光學互感器則擁有比較好的線性度、測量精準度、無源、不輕易受到電磁干擾等優勢。我國目前的數字化變電站的該井需要采用這種新型互感器的優點，通過其工作的原理提高變電站工作的穩定性。

其次，目前數字化變電站要求通信網絡的可靠性與即時性。數字化的要求就是資源的貢獻，信息高速傳遞，而網絡信息系統就是數字化變電站的核心，也可以稱其為數字化變電站的“神經系統”。因此，數字化變電站的技術基礎及要求必須包含了變電站系統的可靠性、及時性、可用性。計算機通信網絡系統的可靠性可以選用擁有較高穩定性及可靠性的網絡拓撲結構。并采用國際上的冗余技術保障其安全運行。在數字化變電站的設計過程中，各個IED都應該擁有雙網卡，這樣，就可以同時分別接入室內兩臺交換機。過程總線及站級總線可以采用環形拓撲來提到設計方案中系統的可靠性。同時，不斷的優化網絡系統設計，綜合考各種因素，提高通信網絡的經濟性和易維護性。

4．結語

當代科技的不斷發展與進步，促進了微電子技術及信息技術在電力系統中的應用與發展。而實施IEC61850標準施、應用非常規互感器將逐步推進我國數字化變電站的建設進程。數字技術的發展及應用是數字化變電站建設的技術支撐，通過對數字化變電站的技術基礎及特征的研究推動傳統變電站的數字化進程，使我國數字化變電站的運行更加自動化，管理更加科學化。

參考文獻：

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【關鍵詞】智能變電站；VLAN；數據流

一、智能變電站網絡結構

智能化變電站是構建智能電網的重要組成部分之一。隨著電網的不斷發展，變電站作為輸配電系統的信息源和執行終端，接受的信息量和實現的控制功能越來越多，對于數字化、信息化的要求越來越迫切，智能化變電站成為未來變電站發展的方向。

依據國家電網公司頒布的《110（66）kV～220kV智能變電站設計規范》，智能變電站網絡可從邏輯上分為“兩網”，即站控層網絡和過程層網絡。其中，站控層網絡連接了站控層設備與間隔層設備，主要是傳輸站控層內部、間隔層內部、以及站控層與間隔層之間的數據信息，內容以MMS報文為主。過程層網絡連接過程層設備與間隔層設備，主要是傳輸過程層內部、間隔層內部以及過程層與間隔層之間的數據信息，內容以GOOSE和SV報文為主。由此三層兩網結構數據流如下：

而且近年來基于IEC61850標準的智能變電站建設越來越多，多數的智能變電站配置站控層、間隔層和過程層3層結構。隨著對IEC61850標準研究和應用的深入以及國內各廠商基于IEC61850標準產品的豐富，特別是智能一次設備中更多的整合二次設備的功能，而且越來月來的變電站利用先進的以太網交換機信息傳播技術，使智能變電站配置上采用VLAN組網技術技術上提供了可行性。

二、虛擬局域網

智能化變電站過程層網絡信息數據總量十分可觀，但大部份信息數據不需要橫向流通，在過程層網絡中采用VLAN組網技術，為100M以太網交換機在智能化變電站組網中的應用奠定了理論基礎，既降低了組網成本，又滿足了網絡安全、可靠性。

2.1虛擬局域網VLAN（Virtual Local Area Networ）技術是通過將局域網內的設備邏輯地劃分成不同網段，從而實現組建虛擬工作組的技術，達到減少碰撞和廣播風暴、增強網絡安全性，并為802.1D協議的實現奠定了技術基礎，提供了實現手段。

2.2VLAN劃分的幾種模式基于端口的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劃分模式是最簡單、有效的方法，在智能化變電站網絡中得到了充分有效的應用。基于端口的VLAN模式是從邏輯上把交換機按照端口劃分成不同的虛擬局域網絡，使其在所需用的局域網絡上流通。

2.3支持IEEE802.1qVLAN協議。根據變電站自動化系統中的設備對實時性要求的高低不同，將其分組到不同的虛擬局域網（VLAN），可進一步改善系統安全性和帶寬利用效率，從而進一步保證系統的實時性。

三、智能變電站過程層網絡VLAN劃分

3.1智能變電站VLAN網絡劃分方案

根據智能變電站的網絡特點，為了限制過程層網絡流量、增加系統靈活性、提高系統的可靠性，智能變電站的過程層網絡進行VLAN劃分很有必要。但目前并沒有成熟的VLAN劃分方案應用于智能變電站，因此本文設計根據數據流的邏輯關系劃分VLAN劃分方案，具體如下所述。

1、根據合并單元、智能終端、保護和測控的邏輯關系。

2、線路間隔之間的邏輯關系（聯閉鎖、失靈啟動）

3、線路間隔與母線和主變的的邏輯關系

4、VLAN劃分應滿足遠期擴容的需求

3.2劃分實例

先將智能變電站網絡按照電壓等級劃分成500、330，220、110、35kV等若干個區域。各個電壓等級的測控，電壓合并單元，故障錄波，斷路器測控，斷路器合并單元和主變各個電壓等級合并單元，網絡分析儀，測控，主變錄波都分別劃成一個VLAN。另外需要1個實現跨間隔通信和跨層通信的VLAN；最后需要1個進行變電站層內部通信的VLAN，由于通信網絡系統默認的VLAN是VLAN_1，它包含整個網絡的所有設備，另外根據交換機端口要求，Trunk 端口加入的VLAN 不能是VLAN_1。所以劃分VLAN從VLAN_1以后開始。

四、基于工業以太網交換機實現

4.1設置VLAN組

如圖3所示。交換機有幾個VLAN就有幾條VLAN設置，其中VID 為VLAN標識。

4.2TXtag

考慮到由于跨交換機通信時，會有多個VLAN的報文經過交換機的同一端口進行發送和接收，必須使交換機具有判斷所接受的數據屬于哪個VLAN的能力，所以需要將與中央交換機端口相連接的間隔交換機端口類型設置為Trunk（發送）tagged，傳送時保存VLAN信息，中央交換機相應的Trunk（接收）tagged端口判斷接收到的數據屬于哪個VLAN，然后再根據相應設置轉發到相應的端口上。

五、結論

VLAN 技術是建立在通信技術和計算機網絡技術基礎之上的，只有具備完善的網絡通信并有足夠的帶寬才能充分發揮應有的作用，智能變電站的網絡通信能力需要繼續建設。本文探討了智能化變電站的VLAN劃分方式， 給出了一個方案， 同時給出了基于工業以太網交換機實現的案例， 可供今后在智能化變電站建設的借鑒。

參考文獻

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