智能变电站电器部分
开篇：润墨网以专业的文秘视角，为您筛选了一篇智能变电站电器部分范文，如需获取更多写作素材，在线客服老师一对一协助。欢迎您的阅读与分享！
[摘 要]当前我国运行电网中，采用常规技术和设备实现的常规变电站占据变电站数量主体。其中，110kV电压等级常规变电站作为当前输配电网中的基础节点，数量庞大、结构多样、特点不一，对其开展工程实践的技术与策略研究将有助于形成此类工作的典型经验，从而形成标准化的技术方案，为电网设计、建设运行人员提供成熟的、科学的及符合运行规范的工程指导。本文结合一项具体的110KV智能变电站来对其电气的设计进行分析探讨，论文首先对智能变电站的概念和发展历程进行了概述，接着介绍了智能化变电站系统的构成与功能。
中图分类号：F426.61 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）21-0114-02
引言
随着对供电质量、可持续发展和提高经济发展水平的要求日益提高，目前国际电力工业积极地应对未来挑战的共同选择就是发展智能电网。智能电网以传统的具有发电、输配电、用户、储能设备、电动汽车及电器设施的物理电网为基础，利用现代先进的双向通信技术、高级传感器、电力电子装置、自动化设备和分布式计算机等，对其内部设备进行监控、保护和自动优化。目前我国人民生活水平不断提高，经济发展迅速，电力需求增大，又由于我国能源分布不均，能源运输形势紧张，因此，建设远距离输送、高效率传输，以及大容量的智能电网成为解决当前能源问题的重要途径。积极建设智能电网不仅能提高供电可靠性和稳定性，还能同时促进煤电、水电、核电和大型可再生能源的集约化开发和利用，更好地优化电能质量，对我国走可持续发展道路和实施节能减排政策有着重要的影响和促进作用。
1、智能变电站概述
1.1、智能变电站概述
智能变电站，即采用先进、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。
1.2、智能变电站发展历程
我国的智能电网建设包含发电、输电、变电、配电、用电和调度 6 个环节，变电站是其中的重要节点之一。从上世纪 90 年代初以来，变电站经历了集中式变电站、分散式变电站、数字化变电站和智能变电站的发展历程。
2、智能化变电站系统的构成与功能
2.1、智能一次设备的构成及功能
智能化的一次设备与传统的一次设备相比，最大的不同在于智能化一次设备能够对自身的状态进行检测并能与外界交换测量信息。如电力设备的老化、缺陷的发展，都会表现为电气、物理、化学等特性的变化参量的特性变化，通过传感器的信息采集和信号的处理，可对设备的可靠性做出判断。
2.2、智能二次设备的构成及功能
智能变电站与传统的数字变电站相比较，一次设备增加了监测及控制功能，并增加了传统变电站没有的电子式互感器，不仅能自动对系统数据进行检测、控制、计量等，还能同时根据需求自动调整设备及系统运行状态，并支持实时智能调节、在线分析、协同互动等高级功能。但智能变电站与传统变电站相比，最大的区别还在于其二次系统，智能变电站采用了多种新技术，使其整个二次系统的整体架构、配置及与一次系统的连接方式均与传统变电站相比均有较大变化。
3、110kV 智能化变电站电气一次部分设计
3.1、德州肖庄110kV 变电站设计概述
临邑县隶属于山东省德州市，东与济南市商河县毗连，西与禹城市、平原县、陵城区为邻，南隔陡骇河与齐河县相望，北以马颊河与乐陵市为界，西距德州50公里，南距济南60公里.
目前该区域主要由临邑肖庄110kV变和龙岗220kV变供电，龙岗变距工业园较远（约 10km），用户反映其供电的电压质量不高，不能有效转业基地的负荷，此时若肖庄一台50MVA 的主变检修，另一台20MVA 的主变将严重过载。因此，基于供电区域负荷发展的需求，以及提高当地供电能力和供电可靠性、降低线损的必要，本章拟对临邑肖庄110kV 变电站电气一次部分进行设计。
3.2、德州肖庄110kV 变电站电气一次部分设计
3.2.1 变电站电气一次部分设计原则
本次设计应在明确该变电站在电力系统中的作用、地位的前提下，结合工程实际，分析具体情况，合理选择主变型号、电气主接线、主要设备型式，根据变电站位置及电源与负荷的相对关系，优化各出线回数及方向，并严格按照相关规程设计绝缘配合方案和过电压保护方案，选用利于降低全寿命运行周期成本的设备，以提高设备使用寿命和供电可靠性。
3.2.2 主变压器的选型
根据《35kV～110kV 变电所设计规范 GB50059-92》要求以及待建变电站负荷分析，对肖庄 110kV 变电站主变压器进行设计，选择主变容量、额定抽头、调压方式绕组数以及绕组连接方式，设计结果如下所示：
主变容量及接线组别：50MVA，YN，d11接线；
额定抽头：110±8×1.25%/10.5kV；
阻抗电压：
KU%=14.5%；
调压方式：有载调压。
3.2.3 变压器电气主接线设计
1.变电站规模
拟建2台 110KV、50MVA 变压器，最终2台110KV、50MVA变压器；本期3回110KV出线，终期3回110KV出线；10KV侧出线本期24回，终期24 回；本期建设无功补偿装置2×4.8Mvar，终期2×4.8Mvar。 110kV配电装置进线采用 LGJ-240/55 型钢芯铝绞线与变压器架空连接，10kV配电装置采用2（TMY-125×10）母线桥与变压器相连接。具体设计规模如表3.1 所示：
2.无功补偿装置的选择
变电站无功补偿装置的选择原则：35～110kV 变电站的容性无功补偿装置主要用于对变压器无功缺额进行补偿，补偿装置的容量考虑以主变压器容量的10%～30%进行配置，同时应达到满足主变压器最大负荷时，高压侧功率因素不低于 0.95 的要求。
电容器装置工作电压采取 11kV，电容器中性点采用单星型接线。
3.电气主接线选择
（1）110kV接线
根据规范和系统建议，本站110kV接线远期及本期均采用单母线双隔刀分段接线。
（2）10kV接线
本站10kV本期24回电缆出线，每台变压器带12回出线，远景24回出线。因此本站10kV远期及本期均采用单母线分段接线。
4.中性点接地方式
电力系统的中性点接地方式与电压等级、绝缘水平、电网结构等方面均有较大的联系，变电站变压器中性点接地运行方式的安排应满足变压器中性点绝缘承受的要求，并应尽量保持变电站的零序阻抗基本不变，且系统任何短路点的零序综合阻抗不大于正序综合阻抗的三倍。
3.2.4主要设备选择
1.主要智能化设备选择
（1）主要设备选择原则
选择设备时应遵循国家电网公司输变电工程通用设计 110（66）～750kV 智能变电站部分（2011 年版）、国网公司企业标准 Q/GDW383-2009《智能变电站技术导则》、等文件规程的要求，采用可靠、先进、集成、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为指导思想与设计准则，进行智能化变电站的设计。
（2）智能化变压器的选择
采用变压器本体+智能控制柜（含本体智能组件和状态监测 IED）组合的形式，选用三相自然油循环自冷双线圈有载调压变压器。
（3）110kV侧智能化电气设备选择
110kV侧采用成套AIS设备。按照短路电流水平，110kV设备额定开断电流为40kA，动稳定电流峰值为100kA。状态监测传感器外置，监测SF6气体密度、微水状态，出线间隔、分段间隔的智能组件均按双套配置，母线PT间隔配置单套。出线间隔智能控制柜配置清单见表3.4。
（4）10kV侧电气设备选择
10kV 侧采用开关柜，按照短路电流水平，10kV 设备额定开断电流为 25kA，动稳定电流峰值为 63kA。电压互感器和电流互感器选用常规电压互感器和电流互感器。
（5）导体选择
1）母线的载流量按最大穿越功率考虑，按发热条件校验。
2）各级电压设备间连线按回路通过最大电流考虑，按发热条件校验。
3）110kV、10kV 出线回路的导体截面按不小于送电线路的截面考虑。
4）主变压器进线载流量按额定容量计算，低压侧母线载流量按主变压器低压侧最大负荷计算，高压侧按经济电流密度选择。
3.2.5 绝缘配合及过电压保护
绝缘配合的原则是指综合考虑系统中可能出现的各种作用电压、保护装置特性以及设备的绝缘特性来确定设备的绝缘水平，从而减少由于设备绝缘问题导致的故障或停电事故。
为防止雷击过电压波的入侵，往往通过设置进线保护段和装设避雷器来对变电站进行保护。为防止110kV线路雷电侵入波对主变压器和其它电器设备的危害，在110kV母线和出线上装设氧化锌避雷器。主变10kV进线侧均装设避雷器，以防止雷电波的感应电压在中压或低压开路时，危及中压或低压绕组绝缘。10kV并联电容器装设氧化锌避雷器以防止操作过电压。
4、110kV 智能化变电站电气二次部分设计
4.1、智能化变电站二次部分设计原则
智能化变电站二次系统的设计主要应满足的原则有：应满足各类电力行业标准与国家标准；应贯彻全寿命周期管理的理念，满足“两型一化”的变电站建设要求；应遵循变电站通用设计的主要技术原则；应采用先进的智能化技术，以适应技术发展的要求。
4.2、系统继电保护及安全自动装置
4.2.1 系统继电保护配置
智能变电站二次系统继电保护配置应满足Q/GDW383-2009《智能变电站技术导则》相关要求；保护装置应遵循 DL/T860《实施技术规范》标准，系统继电保护设备应具备完善的自描述功能，支持通过 GOOSE 报文实现装置之间状态和信息的传递；且保护装置应能独立实现其保护功能，不依赖于外部对时系统，保护配置应满足继电保护规程规范要求。
4.2.2 相关技术要求
（1）对通信保护通道的要求
继电保护装置的正常动作要求通信通道误码足够少，且对于差动保护，要求通信通道的收、发双向延时相等。从原来的电缆传送跳合闸电流操作方式变为通信报文操作方式本站110kV线路临龙线开设1路专用光纤通道，将跳合闸信息转变为通信报文来传递，本期通信保护通道维持不变。
（2）对互感器的要求
本站110kV侧采用电子互感器+合并单元模式，10kV侧采用常规互感器+合并单元模式，且均采用双A/D系统接入合并单元，以满足双重化保护相互完全独立的要求。
（3）对合并单元的要求
合并单元是互感器与变电站二次设备之间数字接口的主要组成部分，且能将互感器输出的电流、电压信号合并处理，然后按规定的帧格式传送给变电站的二次设备。
4.3 系统调度自动化
4.3.1 调度管理
按照电网统一调度，分级管理的原则，该变电站主变压器、110kV母线、出线及 10kV 无功补偿设备由德州地调调度。10kV 设备由临邑县调调度。因此该变电站远动信息的传送应以一发两收的方式分别送往临邑县调和德州地调。
4.3.2 远动系统
变电站二次系统采用自动化系统，远动设备的配置结合变电站自动化系统统一考虑，站内的数据采集装置负责采集自动化系统及远动所需信息，通信工作站负责汇总调度中心所需的远动信息。远动工作站采用非PC结构，按双套配置。自动化系统需能实现与变电站有关的全部远动功能，满足电网调度实时性、安全性和可靠性要求。
4.4 变电站智能化控制系统设计
4.4.1 变电站智能化管理模式设计
（1）采用开放式分层分布式网络结构，由站控层、间隔层以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层设备按工程实际规模配置。
（2）变电站计算机监控系统统一组网，通信规约采用 DL/T860 通信标准。
（3）变电站内信息具有共享性和唯一性，变电站计算机监控系统监控主机与远动数据传输设备、保护及故障信息管理系统、微机防误系统信息资源共享，不重复采集，节约投资。
（4）变电站内由变电站计算机监控系统完成对全站设备的监控，不再另外设置其它常规的控制屏以及模拟屏。
（5）变电站计算机监控系统网络安全应严格按照《电力二次系统安全防护规定》来执行。
（6）变电站计算机监控系统应实现全站的防误操作闭锁功能。
4.5、一体化电源系统
站用电源是变电站安全运行的基础，智能变电站站用一体化电源对提高站用电源整体设计、运行和管理水平有着重要的意义。变电站一体化电源建设要求建立站用电源系统信息共享的一体化平台，实现上行下达的信息数字化传输。全站直流、交流、通信电源、交流不间断电源系统等电源均采用一体化设计、一体化配置、一体化监控，其运行情况和运行数据能通过一体化监控单元展示并接入自动化系统。
结论
智能电网的提出带动了一系列新技术和产业的快速发展，智能变电站的研究必然是其中一个十分重要的环节。相关智能化技术目前仍在快速的发展与完善过程当中，现有的一些理论和设备还不够成熟，并仍在接受实际运行的考验，有许多细节需要完善。与此同时，新的理论和技术也在不断地提出，在变电站甚至电力系统的智能化发展过程中，需要坚持稳中求进的基本思路，不必一味地追求技术或形式上的新颖，而是应该使用经过实践考验的技术与设备，才能保障电力系统的安全稳定运行。