智能化变电站范例6篇

发布时间:2024-01-12 22:57:35   来源:开云体育官网入口    阅读:1 次

  数字化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建,建立在IEC61850通信规范基础上,可以在一定程度上完成变电站内IED设备信息共享和互操作的现代化变电站。使用先进、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础要求,自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能,并可根据自身的需求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的变电站。

  智能化一次设备包括电子式互感器、MU、智能终端等。未来智能变电站将增设以变压器、断路器等为重点监测对象的在线状态监测单元,通过电学、光学、化学等技术方法对一次设备状态量进行在线监测,实现设备状态信息数字化采集、网络化传输、状态综合分析及可视化展示。

  (2) 监测参量:主变――油中溶解气体;220kV GIS――SF6气体密度、微水、局部放电;110kV GIS――SF6气体密度、微水;避雷器――泄漏电流、动作次数。

  电子式互感器将一次系统的电压、电流量转化为远端模块可以直接采样的弱电量,远端模块采样后经光纤发送给合并单元,合并单元重新组帧后遵循IEC60044-8定义的串行数据接口标准,使用光纤发送给线路保护、变压器保护、母差保护、测控装置、计量设备和故障录波等装置,根据保护、测量等装置的个数可对发送通道的数量进行扩展。

  电子式互感器通常由传感模块和合并单元两部分构成,传感模块又称远端模块,安装在高压一次侧,负责采集、调理一次侧电压电流并转换成数字信号。

  合并单元(简称MU)是与电子式互感器配合使用的数据采集发送单元,并具备监控等功能。通常安装在二次侧,负责对各相远端模块传来的信号做同步合并处理。

  同时IEC61850标准定义了其中两种抽象模型:采样值传输(SAV)模型和通用变电站事件(GOOSE)模型。其中SAV模型应用于采样值传输及相关服务,而GOOSE模型则提供了变电站事件(如命令、告警等)快速传输的机制,可用于跳闸和故障录波启动等报文的传输。GOOSE,即Generic Object Oriented Substation Event(通用面向对象的变电站事件),是IEC61850的特色之一,提供了网络通讯条件下快速信息传输和交换的手段。当发生任何状态变化时,智能电子装置将借助变化报告,高速传送二进制对象、通用面向对象变电站事件报告,该报告一般包含有:状态输入、起动和输出元件、继电器等实际和虚拟的每一个双点命令状态。GOOSE服务直接映射到网络数据链路层上,确保重要信息的优先级传递,使用广播地址进行信息的多路发送。

  传统变电站下,执行二次安措需断开外界电压电流以及解开启动失灵等回路,涉及面广,需要查清图纸,严防漏执行或误执行。而将按照智能电网的要求,智能一次设备、各线路保护、公有保护把自身的跳闸命令、运作时的状态、告警信号等信息都通过GOOSE光纤传到以太网上,同时,又从以太网上获取所需的诸如电流电压等信息。所以,在进行保护校验的时候只需将数字式保护测试仪的测试位置为试验状态,安措执行起来方便快捷。

  [1]窦晓波,吴在军,胡敏强,等.IEC 61850标准下合并单元的信息模型与映射实现[J].电网技术,2006,30(2).

  进入“十三五”规划年,随工业4.0(中国制造2025)革命的推进,中国电网已进入智能电网的建设期。依照国家规划要求,2011年以后所有新建变电站均按照智能变电站的技术标准建设,而原来的传统变电站也进入智能化的改造升级中,智能变电站迎来了爆发式的增长。智能变电站[1]是采用的电气设备以先进、可靠、集成、低碳、环保为特点,以全站数字信息化、网络化通信平台、标准化信息共享为基本要求,自动完成变电站二次系统的信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能,并可根据自身的需求向上级电网提供实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能,实现与相邻变电站、电网调度等互动的变电站。

  目前,传统的枢纽变电站(以2011年前建的330 kV变电站为主)正在进行智能电站的技术改造和研究阶段,升级后的330 kV枢纽变电站通过省网与整个西北地区区域的新型750 kV智能变电站。此次研究以国家电网陕西运行检修公司下辖的宝鸡电网硖石330 kV变电站、330 kV变电站、雍城330 kV变电站为研究对象,通过三个枢纽变电站“一站控三站”的综合监控运行方式的研究,为传统330 kV枢纽变电站智能化改造过程中“一站控多站”,逐步达到并实现330 kV枢纽变电站智能化运行的可行性提供一定的工程理论依据。

  陕西为位于西北电网东部,最高电压等级为330 kV,目前330 kV电网已覆盖全省十个地区,形成330 kV主网网架结构,在关中地区形成了多个330 kV单环网网架,以关中电网为核心,通过金~黄~延~榆~神和桃~延330 kV线路延伸至陕北,通过马~汉线、安~南双回线 kV线路扩展至陕南的汉中、安康、商洛地区。同时,通过4回330 kV线路与西北甘青宁电网联网。

  宝鸡电网是陕西电网重要组成部分,是陕西电网和甘肃电网的功率交换重要枢纽之一,担负向宝鸡市三区九县及陇海、宝成、宝中三条电气化铁路宝鸡段的供电任务,并向甘肃、咸阳、西安、汉中电网部分地区转供电力。目前,宝鸡电网由330 kV变、雍城变、段家变、汤峪变与其相应的联络线 kV送电网架结构。

  在电网运行过程中,通过调度EMS(能量管理系统)及电网自动化监控系统,实现对所辖变电站运行工况的远程实时监控[2],并负责在输变电设备故障、异常、越限运行时联系有关部门处理,提升电网运行控制及事故应急处置水平。在EMS中,增加变电站监控功能,接入变电站监控信息,实现对变电站的集中监控。在不停电的情况下,对电力设备状况做连续或周期性的自动监视检测,即在线 kV变电站监控分析

  宝鸡电网硖石330 kV变电站、330 kV变电站、雍城330 kV变电站的主控变电站是变电站。变除了监控本站的运行外,还远程监控硖石变和雍城变两个330 kV站。通过综合监控系统中的KVM抓频远程监控系统,可以每时每刻获取其他两个变电站的运行信息。操作运行过程中,运行人员一定遵守规范:DL/T95.31-2005 《电网调度规范用语》、DL/T 516-2005 《电力调度自动化系统运行管理规程》、DL/T969-2005 《变电站运行导则》、Q/GDW 678-2011 《智能变电站一体化监控系统功能规范》、国家电网安监[2009]664号《国家电网公司电力安全工作规程(变电部分)》、国家电网生[2008]1261号《无人变电站值守管理规范(试行)》。

  电网实时监控与智能告警功能是架构在统一支撑平台上的应用子系统,是智能电网调度技术上的支持系统最基本的功能,用于实现完整的、高性能的电网实时运行稳态信息的监视和设备控制,为其他功能模块应用提供全方位、高可靠性的数据服务。主要实现以下功能[2]:通过前置系统接收各变电站上送的远动信息并做处理、数据计算与统计考核、控制和调节、网络拓扑、画面操作、断面监视、事件和报警处理、计划管理、电网调度运行分析、一次设备监视、开关状态检查、趋势记录、事故追忆及事故反演[4]等。

  目前,三个枢纽变电站以完成初步的自动化设备改造。变投运于1986年,雍城变投运于1998年,硖石变投运于2009年,相对于其他两个变电站,硖石变的自动化程度最高,设备也最先进。以330 kV的隔离开关为例,旧的设备以LW13型和LW14型居多,在进行智能化改造过程中以LW25型替代上述两个型号。传动机构替换为原装进口的ABB公司生产的液压传动机构,增加的远程通信接口,为异地远程控制提供良好的设备基础。

  正常的监控巡视按照每值巡视三次进行,接班后、值班期间和交班前对受控变电站分别进行一次全面巡视。巡视的主要内容[3]有:(1)通过监控主画面检查监控系统运行工况、通道状态是不是正常,监控系统有无事故总告警信息,各变电站集中信号图中有无告警信息。(2)通过监控分画面检查各变电站一次接线图中有无告警单元、监控系统各分画面中有无告警信号。(3)通过一次系统画面检查断路器、隔离开关及接地刀闸位置是否正确,线路及主变电流、有功功率、无功功率、母线电压、主变分接开关档位、主变油温、站用交流电压、控制母线直流电压是不是正常,遥测数据是否刷新。(4)通过监控系统告警信息栏检查“断路器事故跳闸”、“保护动作”、“异常信号”、“状态变位”、“通讯中断”、“遥测越限告警”等窗口中有无告警信息和信息复归情况,重点检查保护动作、控制回路断线、PT 断线、保护装置失电、直流系统异常、所用电系统异常等遥信信号的动作和复归状态。(5)通过输变电设备在线监测系统监视,检查系统通信是不是正常,数据是不是刷新正常,系统是否有异常告警。(6)输变电设备在线监测系统中设备异常告警时,按照设备告警分类启动相应工作流程,并及时联系设备监控处专责进行初步分析。(7)输变电设备在线监测系统异常时,及时将系统异常情况反馈至设备监控处专责。

  宝鸡电网的3个330 kV枢纽变电站变、雍城变和硖石变,以变为管理核心,远程监控其它两个变电站。目前,在运行管理上,各站的运行维护人员数量符合国家电网枢纽变传统运行要求,在未来的智能电网的改造升级中,从一站监控多站的角度出发,在减少运行人员的基础上依旧能确保变电站的安全稳定运行,从而提高企业运行效率。

  1、智能的变电站在保护设施方面采取统一的通信准则,通信方面的准则也是通信的规范在设备的行为和设备的描述性方面的特征以及数据方面的命名,数据定义和通用配置语言方面都属于这个通信准则的范围之内,它和传统的相关标注进行比较的话,很明显的可以得出一个简单的通信规约,这是整个数字化变电站自动化系统的一个标准,为了加强对设备之间可操作性,就可以在不同的厂家之间实现无漏洞的连接,也就是让变电站的自动化系统中的对象通过这样的系统建立起统一的模型。运用MMS功能运用到装置和后台之间,进行数据方面的交换也就是整个间隔层的部分,SMV的需要服务到采样值方面的传输也就是在整个过程层的部分。

  2、电子式的互感器,把传感的模块和整个合并单元两个部分,共同构建成为一个电子式特征的互感器,整个传感器的模块还可以叫做远端的模块,在对高压一次侧进行安装的时候,需要对于一次侧电压电流方面进行实际的采集,以及有序的转换之后,转变成为数字的信号,在整个二次侧安装合并的单元,对于合并处理器方面,各个相远端模块进行信号方面的传输,在整个智能的变电站之中,把二次元设备与电子式互感器之间的接口,以及相关的装置进行合并,让它们行使各自的职责,对于合并的信号以及同步的数据、信号方面的分配以及供电,和传统的电流、电压互感器之间进行对比,整个电子式电压方面的互感器以及电流方面的互感器,本身具有宽频带而且动态测量范围很大,它还不含铁芯具有很高的测量准确度,能够实现很好的传输方面的性能。

  1、继电保护设备作为智能电网变电站的重要组成部分,在满足灵敏性、选择性、速动性、可靠性要求的前提下,可将其配置分为过程层和变电站层二个方面内容;过程层:一次设备配置独立的主保护,就近下放安装或和一次设备实现一体化,各间隔保护实现分布式安装,双重化配置;变电站层:后备保护集中式配置,站内各电压等级统一集中配置,集中式后备保护采用自适应和在线实时整定技术,同时具备广域保护的接口,能够实现广域保护的功能,也是双重化配置。

  对于一次设备,过程层配置单独主保护,如果该设备是智能设备,那么保护设备是可在设备内部安装,否则可将保护设备、合并器与测控设备等安装在离设备较近的汇控柜中,以便简化设备的运行及维护。全站通过以太网统一传输GOOSE和采集量。除了分布式保护之间的数据实现同步,无需IEEE1558外,其余系统全站都运用IEEE1588对时。

  该方案不仅简化全站保护,同时也大大缩短了保护与被保护设备间的距离,可避免通信链路,如跳闸及采样等不可靠性引起的保护功能失效。这样的话,全站网络带宽的消耗将集中在录波及监控上,而继电保护的网络消耗将减少。

  2、以110kV变电站为例,该站的连接,变电站电压等级更高的对比度,连接形式及设备相对简单。保护配置只需要满足以下几点:

  (1)对传统继电保护,选择性,灵敏可靠,快速等四项性能要求,被称为“四性”。智能变电站继电保护,继续满足“安全要求四性能”等实际工程的要求。

  (2)110kV变电站以上的电压等级高,为两段连接形式的双和单总线,具备一定的条件,可以安装电子式电流、电压互感器。

  (3)变电站110kV电压等级高,基于SE/GOOSE网络中网络层,站控层和MMS的网络之间互不十扰,每个网络访问保护,每个数据之间的控制器是独立的。

  (4)110kV及以下电压等级变电站在接地安装保护设施,可与智能终端功能的集成。

  (6)对主变压器,合并单元,每一方应进行冗余配置,用于配置单套以及其他合并单元之间的间隔,110kV变电站电压等级低。

  (7)所有的合并单元,过程层网络信息应被记录,并记录故障记录和分析网络报告记录。数据接口控制器和记录装置对应,MMS和GOOSE网络应该是互不干涉。

  智能变电站的继电保护,重要的过程层设备,设备,部件和设备。具有快速跳闸功能的装置的主保护配置,包括线路保护,变压器保护、母线差动保护。智能变电站线路保护中应采取的保护和监控设备的运行状态的监控,与变电站靠近变电站继电保护,和一个单一的组分配根据间隔。

  线路保护与控制装置不仅和GOOSE网络链接交换信息,而合并单元和智能终端实施一个点对应的点连接。保护与控制装置的变电站将不通过GOOSE网络将数据传送到其他单元,但直接将采集的数据传输到终端,并直接向开关控制。由于线和总线的电子变压器,在控制信号,可以通过合并单元封装,将控制信号发送到SV单元,从而实现保护监控功能。此外,区间数据可以保护测控装置通过相应的传入的GOOSE网络.

  4、智能变电站中的变压器保护分布式双套配置,就是主保护与后备保护装置,如主、后备保护单独的配置,后备保护应与集成控制装置一同时要彼此合并单元,智能终端配置相应数量,保护直接对变压器各数据进行采样分析,直接跳开各侧断路器;其他如启动失灵及其他保护配合信号由GOOSE网络进行数据和信息传输变压器非电量保护就地直接通过电缆接入断路器跳闸,现场配置智能端,跳闸、控制等信号通过光纤上传上GOOSE网络。

  5、智能变电站的分段保护配置与线路保护相似,保护单元分别和合并单元直接相连,与智能终端直接相连,不需要通过网络进行信息及数据的交换,各自都实现直接数据信息采样及跳开断路器的功能。跨间隔信号经过互不干涉的GOOSE及SV网进行传输。分段保护单套配置,宜采用保护测控一体化设备。保护可直接跳分段断路器,其他保护联跳分段可通过GOOSE网相连实现,母线启动失灵等情况也可通过GOOSE进行传输。

  但是在整个智能化的变电站中运用了GOOSE网络之后,就会出现二次回路存在被虚拟化的情况,为了时刻准确了解二次回路的情况是否良好,就可以在GOOSE网络之后连接相关的告警功能,也就是在整个装置进行正常运转的情况下,间隔五秒左右出现一次心跳的报文,如果连续出现了二十秒没有收到心跳报文的情况,那么相关的接受保护装置在对后台进行监控的时候,就会发出相关的GOOSE网络连接方面的告警信号。采用网络来替代电缆的方式就可以运用网络报文的形式,实现信号传输回路方面的自检。这样就实现了对传输回路实际状态的检修防治,在传统电缆回路出现接触不可靠的情况下,不能进行自检,这就会大大的降低运行变电站的实际维护工作的任务量,以及增加维护需要的成本。

  总之,智能化变电站是未来变电站发展的方向,实现自动化和网络化才能不断实现创新和提高。与现今使用的继电保护,在实现的方式上面存在着本质的区别,需要在实践的基础上进行不断的探究和学习。

  随着现代科学的发展,当前使用的500kV智能化变电站实现了智能化变电运维一体化,可以根据系统分析进行数据采集、智能化设备操作、网络化信息交互及自动化状态检修等操作,改变了原有的工作模式,提高了工作效率,促进了智能化变电站的发展,必须及时对其进行研究。

  与传统变电站相比,500kV智能化变电站具有以下几个特点:第一,信息利用率高。智能化变电站系统可以完成各个区域信息的处理,已经成了规范化建模模式,促进了变电站内自动化控制操作,而且可以让原先的工作独立完成,减少了共同工作产生的干扰,各部门技术也形成了统一化模式,实现了集成控制,能够完成变电站中各种信息共享,提高了信息利用率。第二,杜绝了二次干扰问题。由于智能化变电站中使用的设备不同,所以在不同设备之间可以借助光缆和通信等功能共同完成转换操作,及时处理通信和光缆在传输中存在的问题,避免了二次电缆干扰,解决了屏障难问题,提高了设备功能。第三,消除了通信壁垒。智能化变电站运维一体化可以对变电站中不同类型的设备进行控制,可以让不同厂商生产的不同设备形成串联,控制了各项操作,可以在各个设备之间协调完成操作,提高了系统兼容性,消除了通信壁垒。第四,可以快速完成检测操作。变电站中的所有设备都已经实现了智能化,同时还实现了在线监测等操作,保证了电力设备的稳定运行,减少了对人们日常生活造成的影响。第五,处理了铁磁谐振问题。当前技术已经得到了很大提升,可以使用电力互感器完成很多操作,及时解决了过载等问题,保证电子设备的稳定运行。本次结合金华500kV芝堰变电站智能化改造试点工程投运,对智能化变电站运维一体化进行研究。

  500kV智能化变电站是目前变电中应用的新型模式,对操作技术、管理及人员均提出了严格要求,实现了不同类型设备之间的联接,为了在此种模式下安全运行,必须加强系统运维管理。第一,运行维护管理。500kV智能化变电站运维一体化是一种全新的模式,对维护及管理的要求较高,同时也对管理人员提出了高标准,只有提高维护管理人员的专业技能,优化检测方法,才能保证系统的运行,实施科学化维护和管理。为了保证运行维护工作的顺利进展,还要制定严密地计划,详细的操作流程,合理分配人员的职责,保证设备的高效运转。第二,运行维护人员。在500kV智能化变电站运行中,一次设备与二次设备的联系较大,实现了不同系统的相互融合,对工作人员的专业技术要求较高,只有掌握全面的知识,扩展知识面,提高业务能力,才能充分发挥设备及系统的各项功能,促进变电站运维一体化工作的开展。第三,系统和设备的运行稳定性。系统协调稳定是保证设备安全运行的基础,同时还可以充分发挥设备的各项工作,减少死机、误发等问题。

  第一,设备并操作二次压板。维护人员操作或设置二次压板时,禁止更改参数,保证各类装置都可以处于初始状态,实现投入或退出状态压板的控制。进行设备开关检修时,必须将母差装置本间投入压板与本间隔保护失灵启动压板退出后,再进行相关操作。必须等到开关检修转化为冷备用时将设备智能化逐渐转自检修取出来。禁止使用智能终端断路器调合闸压板方式操作,避免机器出现死机。第二,就地布置智能装置。500kV智能化变电站内经常会使用各种型号的交换机和微机进行操作,可以使用智能化装置实现自动控制,但是此种操作容易导致设备发热,影响了设备工作环境,增加了设备故障率。第三,电子式互感器直流工作电源。电子式互感器对电源的要求较严格,如果缺少直流工作电源就很难启动,导致站内测控及内继保等装置都无法发挥出作业,影响了设备保护工作的进行。在实际操作中,可以使用2路直流电源完成供电,如果丢失1路电源,就会导致对应元件保护和母差保护无法完成,造成保护装置形成闭锁状态。直接接地时禁止直接对回路进行检查,如果不想使用,可以申请相应的保护装置,减少设备损坏。

  为了促进500kV智能化变电站的顺利运行,必须从人员、管理和安全等方面做控制,促进500kV智能化变电站的发展。

  进行500kV智能化变电站运行维护和管理时,核心工作是实现通信、继保等自动化。这几种技术在实际工作中密切联系,维护人员必须提高自己的专业知识,分析并发现继保装置、合并单元与交换机等问题,利用专业化知识对运行问题进行控制,及时分析并处理比较困难的问题,初步考虑并分析相关问题产生的后果。构建一支高素质、高技术的专业化队伍,同时还要积极掌握先进技术、先进理念和新技术,积极应对通信与自动化技术发展中产生的问题。此外,为了更好地发挥人员的作用,必须定期对人员继保、通信和自动化技术等内容进行培养,提高人员的故障处理能力,加强人员专业化知识培训,保证运行中出现问题时,及时解决,提高整体供电质量。

  随着光纤技术的不断发展,目前该种技术已经成为智能化变电站连接屏柜的主要方式。由于实际应用中交换机端口数量与光纤连接随意性经常产生各种矛盾,在初始化作用下,每个端口与光纤连接后都会对日常维护工作造成很大影响,所以施工人员必须在相关工作开始前完成端口光纤定位,加强智能化变电中众多设备的运维管理。同时施工中还要防止粉尘等杂物进入到光纤设备接口中,减少对光纤顺利传传输产生的影响。

  智能化变电站的监控系统与其他监控系统存在较大差异,目前还没有形成统一的标准要求,导致监控系统经常存在各种兼容性问题。很多后台厂家出厂时就会因为该项愿意导致监控画面不规范,不能达到统一的标准要求。进行系统检测时,即使及时上报了信息,但是由于上报中没有形成统一的格式和标准,导致信息经常混乱现象,所以必须构建统一化标准和规范,提高系统运行维护的效率,保证设备的运行。

  由于500kV智能化变电站实现了各种技术的高度融合,导致各技术分界点非常模糊,降低了专业化要求。间隔层中的GOOSE是交换机设备的主要组成部分,在功能上完全可以符合各个线路的通畅需求,而且实现了电缆的联络,划分清了不同职责和权限,所以能进行归口管理的尽量采取归口管理。进行系统维护时,还要急性设计、验收和运行等各项操作,只有实现各个环节的相互配合和联系,才能提高整体系统运行的稳定性。

  智能化变电站所产生的电子资料必须由专人进行保护,保证资料的完整性,必要时还要进行备份。没有出现特殊状况不能挪用资料,避免资料遭受恶意代码和病毒的侵袭。完善系统升级时,必须严格管理相关程序,保证设备的安全运行。

  智能化变电站是电网建设中的主要任务,对电力企业的长期发展具有很大作用。但是目前500kV智能化变电运维一体化依然处于初步探索阶段,实际运行时间比较短暂,还没有形成统一化管理模式,导致实践中经常存在很多问题,影响了智能化变电站运维一体化的发展。所以必须在实践中不断探索,认真总结经验,加强运行维护管理监督和管理,给500kV智能化变电站运行提供良好的环境,保证智能化变电站安全、稳定的发展。

  [1]吴国权.智能变电站运维及操作的研究与应用[J].华北电力大学,2015,2(3):123-124.

  [2]杨松伟.浙江省电力检修公司变电运维人员绩效评价体系研究[J].华北电力大学,2014,2(6):23-25.

  电气主接线是电力系统构成的重要环节,规划和设计的合理与否直接影响到电网供电可靠性和电网运行方式的灵活性。所以,主接线也是变电所电气设计时首要考虑的问题,其方案的拟定对整个变电站设计起着至关重要的作用,其形式与电力系统整体及变电所的运行可靠性、灵活性和经济性密切相关,并且对电气设备选择、配电装置的布置、继电保护和控制方式的拟定有较大影响。所以,电气主接线设计是一个综合性问题,应根据电力系统发展要求,着重分析变电站在系统中所处的地位、性质、规模及电气设备特点等,做出符合实际需要的经济合理的电气主接线电气主接线变电所在电力系统中的地位和作用

  变电所在电力系统中的地位和作用是决定电气主接线的主要因素。电力系统中的变电所根据其所在电力系统中的地位和作用分为枢纽变电所、地区变电所、一般变电所三种类型。由于它们在电力系统中的地位和作用不同,对其电气主接线的可靠性、灵活性和经济性的要求也不同。

  变电所电气主接线是指高压电气设备通过连线组成的接受或者分配电能的电路。变电所电气主接线年电力发展规划进行。根据负荷的大小、分布、增长速度,根据地区网络情况和潮流分布,分析各种可能的运行方式,来确定电气主接线的形式以及连接电源数和出线负荷重要性对电源的要求

  负荷根据其重要性可分为一级负荷、二级负荷和三级负荷,每个级别根据其重要性对电源的要求不同。对一级负荷,必须有两个独立电源供电,且当一个电源失去后,应保证全部一级负荷不间断供电;对二级负荷,一般要有两个独立电源供电,且当任何一个电源失去后,应保证大部分二级负荷供电;三级负荷一般只需要一个电源供电。负荷的重要性不同对电气主接线的形式要求也不同。

  设计主接线时,首要考虑初期及最终变电所接入系统的方式,系统推荐的初期和最终主接线方案。

  变电所电气主接线 年电力发展规划进行。根据负荷的大小、分布、增长速度,根据地区网络情况和潮流分布,分析各种可能的运行方式,来确定电气主接线的形式以及连接电源数和出线主变台数对电气主接线的影响

  变电所主变的台数对电气主接线的选择将产生直接的影响。传输容量不同,对主接线的可靠性、灵活性的要求也不同。

  系统备用容量是为了保证可靠的供电,适应负荷突增、设备检修、故障停运情况下的应急要求。装有两台及以上主变压器的变电所,其中一台事故断开,其余主变压器的容量应保证该所的70%的全部负荷。

  供电可靠性是电力生产和分配的首要要求,主接线能可靠的工作,以保证对用户不间断供电。评价电气主接线可靠性的标志:一是断路器检修时,不宜影响对系统的供电;二是线路或母线发生故障时应尽量减少线路的停运回路数和主变的停运台数,尽量保证对重要用户的供电;三是尽量避免变电站全部停运的可能性。

  调度运行中应可以灵活的投入和切除变压器和线路,满足系统在事故、检修以及特殊运行方式下的系统调度运行要求,实现变电站的无人值班;检修时,可以方便的停运断路器、母线和继电保护设备,进行安全检修,而不致影响电力网的运行和对用户的供电。

  能适应一定时期内没有预计到的负荷水平的变化,满足供电需求。扩建时,可以适应从初期接线过渡到最终接线。在不影响连续供电或停电时间最短的情况下,投入变压器或线路而不互相干扰,并且使一次、二次部分的改建工作量最少。

  一是投资省。即变电站的建筑工程费、设备购置费、安装工程费和其他费用应节省,采用不同的接线方式,其投资具有明显的不同。

  二是占地面积小。主接线设计要为配电装置创造条件,采用不同的接线方式,配电装置占地面积有很大的区别。

  建设坚强电网既是国网公司的目标,也是社会生产、生活的实际需要。从这一方面,也要求主接线具有可靠性和灵活性。

  智能电网理念的推出,必将对变电站的设计产生深远影响。变电站无人化、智能化是现代电网发展的必然趋势,电气主接线将为这一技术的全面实施创造更为有利的条件。

  随着电网管理的精益化及标准化的深入,“两型一化”、“三通一标”这些管理层次的要求也将对变电站的设计产生很大影响。

  这些也影响到变电所电气主接线的设计。根据通用设计及标准化的要求,同类型变电站采用相同类型的电气主接线。实现电气主接线的规范化、标准化,将有利于系统运行管理和设备检修。

  电气主接线应按照变电站全寿命周期管理中可靠性、安全性、易维护性、可扩展性、节约环保性、全寿命周期成本最优设计的要求,并综合考虑供电可靠、运行灵活、操作检修方便、投资节约和便于过渡或扩建等要求确定。

  电气主接线设计应综合考虑一次部分和相应组成的二次部分在运行中的可靠性,并尽量采用可靠性高的电气设备,以实现可靠性和安全性设计。电气主接线的设计应根据易维护性设计要求,保证在检修时,可以方便地停运断路器、母线及其继电保护设备,进行安全检修而不致影响电力网的运行和对用户的供电。电气主接线的设计应根据可扩展性设计要求,确保变电站扩建时,可以容易地从初期接线过渡到最终接线。在不影响连续供电或停电时间最短的情况下,投入变压器或线路而互不干扰,并且对一次和二次部分的改建工作量最少。电气主接线在满足初期运行及过渡扩建过程中变电站的可靠性、安全性、灵活性及经济性要求前提下,应力求简单,以节省一次设备和二次设备,同时减少占地面积,以实现节约环保性设计要求。在保证安全可靠性的前提下,应合理简化变电站初期主接线,减少设备元件数量,降低工程初期投资,在资金净现值的视角下实现全寿命周期成本最优。简化接线不应降低自身及所在系统的运行可靠性和安全性。在布置上应考虑过渡到最终接线方便,以满足易维护性要求。

  随着电力系统的发展、调度自动化水平的提高及新设备新技术的广泛应用,变电所电气主接线形式亦有了很大变化。在当今的技术环境中,随着新技术、高质量电气产品广泛应用,在某些条件下采用简单主接线方式比复杂主接线方式更可靠、更安全,变电所主接线kV变电站常用的主接线形式有:单母线、单母线分段、单母线分段带旁路、内桥形接线、外桥形接线及线路变压器组接线及桥加线变组接线、双母线接线等。这几年随着负荷增幅较大,110kV变电站终期主变台数从以两台为主发展到以三台为主。针对三台主变,主接线又在上述所列基本接线形式上扩大或组合而衍生出来几种新的接线形式如:桥加线变组、扩大内桥、扩大外桥、单母线 智能变电所主接线千伏智能变电所建设规模为终期进线MVA变压器,电压等级110/10千伏。当变电所有三台主变三回出线时,从接线形式上看,远景主接线可以采用线变组、桥加线变组、扩大桥接线千伏电气主接线回出线,采用桥加线变组接线。第三回线的接线形式为线路变压器组接线,根据《电力工程电气设计手册》电气一次部分规定线路变压器组接线形式中主变高压侧不设隔离开关,因此取消主变高压侧隔离开关。为检修方便,保留原可研设计中接地开关。该接地开关在系统正常运行时断开,故障检修时闭合以做检修时接地线kV侧采用全电缆进线,主变进线侧采用套管。根据设计手册,雷电过电压保护章节配电装置的侵入雷电波保护措施取消变压器各侧避雷器。

  该变电所为全户内变电站,110千伏、10千伏进线为全电缆进线。变电所可装设避雷器作为雷电侵入波保护。避雷器的装设组数及配置地点,取决于雷电侵入波在各个电气设备产生的过电压水平。本所由生产综合楼顶端设置的水平避雷带来完成全站防直击雷保护,可保证变电所不受直接雷击影响。

  该变电所本期110千伏出线千伏出线千伏电压等级,可能产生的操作过电压一般均低于其可能承受的雷电过电压,装设避雷器保护的雷电过电压值即避雷器的冲击残压。即110千伏设备绝缘水平主要由雷电过电压决定(避雷器的冲击残压),对操作过电压已经有很好的保护作用,不需再采取专门措施限制操作过电压。

  经以上分析,该变电所110千伏主接线进行优化,其进线侧及母线kV主进间隔快速接地开关优化为普通接地开关。

  5.2 10千伏电气主接线回出线,采用单母线回出线,采用单母线各级电压中性点接地方式

  110千伏为中性点直接接地系统,主变压器中性点可根据运行要求采用直接接地或不接地运行。主变压器110kV侧中性点采用避雷器加放电间隙保护,经隔离开关接地。

  本站变压器保护采用主保护、后备保护分开配置,变压器高低压侧过程层采用单套合并单元智能终端一体化设备,因此,变压器高低压侧的电子式电流互感器仅需输出两路信号,一路信号送至差动保护设施、后备保护测控一体化装置,一路信号送至计量表计。

  110千伏采用电子式电流电压互感器,电流电压信号经电子式电流电压互感器采集后,由合并器及智能终端一体化装置对传输过来的数据来进行解码,并组帧发送给110千伏线路保护测控装置及计量表计,测量电压还需上送至110千伏母线千伏母线 结语

  变电所的主接线形式和接入系统方式的确定是项综合性、科学性很强的工作,是关系到整个电力网架结构是否合理、有效的两个关键性因素。因此,一定要经过充分论证,通盘考虑。在此基础上,充分考虑变电站的全寿命周期成本最优,尽量简化接线,合理布局,以提高系统的供电可靠性,达到安全、可靠、经济运行的目的。

  近年来,随着智能电网建设大潮拉开序幕,各地智能化变电站相继建成投运,智能化变电站也逐渐进入了人们的视野。在现阶段技术还没有十分完善、设备非常可靠的情况下,如何更好地运行管理智能化变电站,使其安全、可靠、经济、智能地传输、分配和控制电能,是电网运行维护人员需要面对的一个全新课题。

  国家电网公司《智能变电站技术导则》专门对智能化变电站进行了定义: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化控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。

  智能化变电站是数字化变电站的升级和发展。结合智能电网的需求,智能化变电站在数字化变电站的基础上,实现一、二次设备的一体化、智能化的集成和整合,并加入变电站之间、变电站与电网调度之间的信息共享和互动功能,以及风能发电、太阳能发电等间歇性分布式清洁能源“即插即退”的接口。

  智能化变电站与传统变电站相比,最大的变化就是,一次设备智能化,二次设备网络化,一、二次设备智能化综合集成,主要特点是对过程层、间隔层设备的升级,将一次系统的模拟量和开关量就地数字化,用光缆代替传统的电缆连接,实现过程层设备与间隔层设备之间的通信。

  智能化变电站紧密联接全电网。作为智能电网的一个重要节点,智能化变电站有利于加强智能电网各环节联系的紧密性,有利于智能电网对事故的预防和控制,实现不同层次上的统一协调。智能化变电站的设计和运行水平与智能电网保持一致,能够满足智能电网安全、可靠、经济、高效、清洁、环保、开放等性能要求,更好地对系统电压和无功功率,电流和潮流分布来控制。智能化变电站在特高压设备绝缘、大容量负荷开断等方面的性能,对特高压输电网的建设也是一个有力的支持。由于一、二次设备的高度智能化集成,以及标准化设计制造,还可以实现智能化变电站的模块化安装,缩短变电站建设周期,降低建设成本。

  由于智能化开关和光电式/电子式互感器的应用,各类数据、信号从源头实现数字化,智能化变电站真正实现了数据共享,网络通信和信息集成。信息的集成化改变了传统变电站的保护、测控、计量、录波等功能单一、设备独立的模式,避免设备重复配置,降低了智能化变电站的建设成本。由于一、二次设备的高度集成,设备也更加紧凑,变电站内部,变电站与电网调度间实现无缝通信,简化了系统的建设和维护难度。在线监测、在线分析决策等高级应用,使智能化变电站内设备无需做定期采油样、色谱分析、预防性试验等工作,提高了供电可靠率和劳动生产率。

  据前所述,智能化变电站综合自动化系统的结构在物理上可以分为两类,即智能化的一次设备和网络化的二次设备;在逻辑结构上,根据IEC61850通信协议,可分为三个层次,即过程层、间隔层和站控层,如图1所示。

  目前,电网企业的电网数据通信网、内部管理网和互联网是相互独立,物理隔离的。随着智能化变电站的普及推广,电网数据通信网与内部管理网必然产生联接。据前文所述,因为高度的智能化、网络化,智能化变电站作为智能电网的重要节点之一,一旦受到病毒或恶意网络攻击,变电站以及电网遭受的损失有可能是灾难性的,并可能造成社会各行业瘫痪。所以,信息安全是电网企业建设智能化变电站和智能电网需要面对的一个重要问题。

  网络电子设备的可靠性也同样不容忽视。智能化变电站使用大量的光纤、交换机、光电式互感器、以及智能设备代替传统的电缆、电磁式互感器、机械式设备。设备模式由功能单一、相互独立改为高度集成、整合、智能。某一交换机或设备插件故障,以及软件程序的崩溃都可能导致过程层、间隔层,甚至是站控层的异常和事故。

  智能化变电站涉及到光、电、机械等多专业、多学科知识的应用和协同技术攻关。变电事故异常处理系统、交直流电源系统,在线分析决策系统、空气调节系统等各子系统需要相互协调。任一子系统的异常、缺陷和故障和都有可能影响整个站的安全运作和系统的稳定运行。

  随着设计理念的改进,技术的完善,设备质量的提升,以及各方面人员的摸索,智能化变电站和智能电网的管理必将走上一个新的台阶。但综上所述,现阶段,智能化变电站必须从以下几个方面加强运行管理。

  首先,要加强信息安全管理。任何接入企业内网的存储设备必须经过严格检查、扫描。任何人员接触和操作电网数据通信网中设备的任何行为必须有严格的检查和监护。

  其次,要加强巡视检查管理,要重点加强对交直流电源系统、空气除湿调节系统和数据通信系统进行巡视检查。

  第三,要加强培训管理。智能化变电站涉及多专业、多学科,运行维护人员一定是跨专业的复合型人才,尚能驾驭智能化变电站的运行管理。所以,加强综合业务培训非常必要。

  第四,加强备品备件管理。由于,现阶段网络电子设备的材料、工艺和质量需要进一步改进,以提高设备的可靠性。所以,管理部门必须储备一定量的交换机、光电式互感器、传感器等设备,以备不时之需。