变电站改造方案
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变电站改造方案范文第1篇
关键词：变电站；综合自动化；对时系统；直流系统
中图分类号：TM762 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2011）33-0141-03
变电站综合自动化系统是在现代科技的基础上发展起来的，综合了变电站内除一次设备和交直流电源以外的全部二次设备。变电站综合自动化系统是对变电站二次设备进行重新组合，优化设计，以实现对全站设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调。
在变电站综自系统出现之前，变电站二次设备的管理十分复杂、设计繁琐、智能化程度低、运行维护人员工作量大。变电站综合自动化的出现，将站内二次设备高度集合、集中管理，大大简化了变电站二次接线，是提高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、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。
一、变电站综合自动化系统概述
变电站综合自动化系统包括两部分：站控层和间隔层。站控层为全所设备监视、测量、控制、管理的中心，也是用户和二次设备进行沟通的平台。间隔层通过通讯介质与间隔层相连。
站控层主要包括操作员站、远动通信设备、GPS对时装置、网络通信设备、智能通信接口设备等设备。
间隔层主要设备包括测控单元、保护装置、通讯接口单元、网络通信设备等。
（一）变电站综合自动化系统的网络结构
分散分层分布式是变电站综合自动化系统的发展方向，选择一个可靠、高效的网络结构，是解决变电站综合自动化系统问题关键。目前，变电站综合自动化系统的网络可分为异步串行网络、现场总线网络、工业以太网。
1．异步串行网络。异步串行网络的工作方式为点对点方式，在小规模的35kV变电站和110kV终端变电站可考虑使用RS422和RC485组成的网络。RS422和RS485网络的缺陷在于接点数目比较少，存在瓶颈问题，且对于变电站的扩容不方便。早期的变电站综自系统采用异步串行网络方式组网。
2．现场总线网络。现场总线网络可适用于变电站规模较大，站内节点数较多的请客。现场总线网采用挂灯笼的方式将所有节点连接在一起，每个节点可方便地从系统中增加或者退出。
相对于早期的异步串行网络，现场总线网络具有抗干扰性强、效率高等优点，但也存在着自身无法克服的弊端：
（1）采用总线方式，带宽有限。有限的带宽传输较大数据时会有延迟，且总线方式的总体性能将随节点数的增长迅速下降，所以总线方式不能满足大型变电站综合自动化系统通信网络的要求。
（2）过于强调专用性，通用性不强，由于缺乏统一的国际标准，网络设备的硬件和软件需专门设计，导致产品更新换代困难，因此，总线方式不能满足变电站综合自动化系统标准化的要求。
（3）总线型拓扑结构存在较大的隐患，网络的任一处故障均可能导致整个系统崩溃，影响到整个变电站综合自动化系统的稳定运行。
3．工业以太网。以太网经过若干年的发展，技术上日臻成熟。随着嵌入式以太网微处理器的发展，以太网已十分便利地应用于变电站综合自动化系统。以太网具有高速、可靠、安全、灵活的特点，使其在变电站综合自动化系统中有广阔的应用前景。
（二）变电站综合自动化系统的发展瞻望
随着现代科技的发展，我国大力推行智能电网，变电站自动化技术又迎来了一次新的发展。变电站内光电电流、电压互感器将逐步取代传统的电磁式互感器。网络结构分成3层，即站控层、间隔层和过程层。变电站建设采用IEC-61850标准，系统结构更趋合理。过程层完成I/O、模拟量采集和控制命令的发送等,并完成与一次设备有关的功能，间隔层利用本间隔数据作用于本间隔的一次设备，更多的间隔层功能下放到过程层；替代模拟传统保护原理的自适应保护将出现；变电站自动化系统将涵盖设备在线监测、顺控、一体化电源等更多的功能。
二、变电站现状
（一）变电站一次系统现状及扩建方案
220kV某变电站目前基本结构为单线路变压器组接线方式。为满足用户“十一五”末“十二五”初期高速发展对负荷增长的需求，同时提高对用户供电的可靠性，需对220kV某变电站进行扩建，将原单线路变压器组接线方式改为单母线分段接线方式，新增一回220kV线路，扩建一台220kV变压器，并增加相应的中低压侧间隔设备。
（二）变电站二次系统现状
220kV某变电站前期已配置一套综合自动化系统，投产于2002年。变电所的控制、信号、测量、远动等功能均由综合自动化系统完成，间隔层设备上传数据至通讯管理机T6，后台及中调、地调均从通讯管理机T6取数据。保护装置通过保护管理机后与通讯管理机T6通讯，其他智能设备也是通过串口与通讯管理机T6通讯。
原有系统的拓扑图如图1所示：
由拓扑图可以看出，由于某变电站投产时间较早，限于当时变电站综合自动化技术的发展，站内的综合自动化系统为异步串行网络，单机单网方式，如果通讯管理机出现故障，整个系统就会陷入瘫痪。
根据现场收资，目前综自系统存在以下问题：
1．后台监控系统版本低，容量不能满足本期扩建新设备接入的要求。
2．前期综自系统采用RS485异步串行网络，网络存在多处瓶颈，且扩展性不强；前期通讯控制器及保护控制器容量不能满足本期扩建新增设备接入的要求。
3．同步时钟系统采用传统秒脉冲方式对时，不能满足新增设备IRIG-B码对时要求。
4．前期直流系统为一电一充，单母线接线，分为控制母线和合闸母线，共有馈线开关25回。直流系统不满足规范要求的两电两充要求，同时馈线开关数量不能满足扩建后二次系统要求。
5．五防监控主机运行时间已达十年，老化严重，主机已不能正常工作。
6．远动设备运行时间已达十年，老化严重，运行风险高。
7．二次系统没有配置防雷系统，运行风险高。
8．变电站内无火灾报警系统，存在安全隐患。
9．前期未配置保护信息管理子站系统、故障录波装置等设备，故障信息无法上传调度。
根据目前变电站的运行中反映出来的诸多问题，结合本期扩建工程的要求，我们考虑对综自系统进行改造。
1．综合自动化系统改造。将站控层升级为双网结构，采用以太网组网方式，配置两台操作员工作站、两台远动装置，改造后系统的拓扑图如图2所示：
通过对网络结构的改造，变电站综合自动化系统的网络构架由原来的异步串行网络串口通讯改为以太网通讯方式的开放的网络通讯方式。站控层设备和间隔层设备之间通过网络交互数据。网络中任一个设备出现问题，只需要退出对应设备即可，不会对其他设备的造成影响，更不会影响整个综合自动化系统的运行。远动主机改造为双主机运行方式，可满足安全稳定的向调度端传送数据的需求。
同时，改造后的变电站综自系统采用工业以太网，网络拓扑结构采用交换型。站控层监控网络按双网配置，可满足工程远期要求。网络具有足够的抗电磁干扰能力，对网络的工作状态能自动选择、协调、以及自动监测。间隔层采用双以太网连接方式，本期新增间隔层设备采用以太网直接与站控层设备通讯。考虑到前期的保护装置、测控装置、以及无法直接与以太网联接的其他智能设备如直流系统、火灾报警系统等，同时配置两台通讯管理机，前期及部分智能二次设备可通过本期通讯管理机与站控层设备交互信息。以后对前期的保护及测控装置改造升级后，可直接采用以太网方式与综自系统联接。
2．直流系统改造。直流系统应具有自动恢复、交流电源自动切换、过流过压保护、定期恒流补充充电、绝缘在线监测等功能。
220kV某变电站目前运行的直流系统为单充电单蓄电池方式，直流系统的主接线为单母线接线方式，全站二次设备均由这一段直流母线供电。若直流系统发生故障，将影响到整个变电站的二次设备的工作，对变电站的安全运行带来极大隐患。
根据新的规范要求，本期新增一电一充，完善直流系统为两电两充。并增加分段开关，改为单母线分段方式接线。
本期新增或改建的双重化保护设备分别接入两段直流母线，单套配置的保护控制设备则接入本期新增的二段直流母线。
改造后的直流系统具备两段母线，双套配置的保护装置分别从两段直流母线取电，任一段直流母线发生故障时，仍可以保证有一套保护正常带电运行。提高了整个系统的安全稳定性，为变电站可靠供电提供保障。
3．其他改造内容。根据220kV某变电站运行的情况，本期还考虑对五防系统、对时系统、火灾报警系统、二次防雷系统等进行建设或改造。
4．改造工作的实施。由于220kV某变电站为运行变电站，担负着向用户日常生产生活供电的任务，不可能将整个变电站长时间停下来，等全部工作改好了再送电，需制定细致可行的措施，保证将停电时间压缩至最短，降低停电给用户造成的损失。施工方案
如下：
（1）根据本期要求对新上站控层设备进行系统组网配置：包括本期新增设备和原有设备。
（2）接入并调试完成本期新增设备，在原来系统退出之前保持两个后台系统并联运行。
（3）停电时将原有设备逐步改接至新的系统，待所有设备均转至新的系统后，退出原后台系统。
选择合适的施工方案对变电站扩建工程至关重要，因为改扩建的对象一般都是正处于运行状态的变电站，停电时间过长，将极大影响到变电站辐射范围内的用户的生产生活。因此，如何缩短停电时间，采用最优的施工停电方案也是衡量变电站改扩建工程重要指标。
三、结语
通过对220kV某变电站综合自动化系统及其他辅助系统的改造，极大的改善了变电站综自系统的网络构架，提高了系统运行的安全可靠性，减少了日后大量的维护工作，为用户节省了人力、物力，具有较高的经济效益。
随着国内90年代末期以来投产的变电站综合自动化系统工作时间超过十年，变电站扩容，元器件老化等因素引起越来越多的变电站综自系统需进行升级改造。本文提出了一种将异步串行网络结构的变电站综自系统改为以太网结构的变电站综自系统的方案，解决了网络瓶颈，系统容量不够，软硬件老化等一系列问题，并为将来系统进一步改扩建打下了基础，对变电站的综自系统改造具有实际指导作用。
参考文献
[1] 继电保护和安全自动装置技术规程（DL400－91）[S]．能源部，1991．
[2] 杨冠城．电力系统自动装置原理（第2版）[M]．中国电力出版社，1995．
[3] 黄益庄．变电站综合自动化技术[M].北京：中国电力出版社，2000．
变电站改造方案范文第2篇
【关键词】合并单元 智能终端 智能变电站
1 引言
按照《国调中心关于河南电网500kV菊城智能变电站多套差动保护误动情况的通报》（调继〔2013〕293号）文件的相关要求，湖北电网需要对汪营、禹王、宫台等15座220kV已投运智能变电站中的合并单元和智能终端进行整改。对于220kV及以上已投运智能变电站中的合并单元和智能终端的整改，常规的做法是采用变电站全停的方式进行改造，但是湖北电网部分220kV智能变电站在系统所处地位较为重要，不能采用全部停电的方式进行改造，只能采用部分停电和不停电的方式进行。本文结合湖北电网220kV智能变电站现有的实际情况以及电网的系统结构，对合并单元、智能终端采取停电和系统单母线轮停方式进行整改的可行性、技术实施难点、安全隐患进行了分析和探讨。
2 改造的工作内容
由于湖北电网已投运的15座220kV智能变电站中，合并单元、智能终端均不满足《模拟量输入式合并单元专业检测检验合格产品公告》中合格产品的装置型号、版本、校验码要求，所以此次改造需要更换原有装置，修改相关配线，更换部分插件以及升级软件程序，若装置ICD模型文件发生变化，还需要重新进行虚端子的连接，SCD文件的配置，CID文件的下装等工作。同时，按照《智能变电站合并单元测试规范》和智能变电站继电保护检验规程》规程的要求，还应开展合并单元和智能终端的单体检验调试，并对各间隔合并单元与母线合并单元进行级联测试。
3 改造技术方案分析
按照“一次设备投运，电力设备不允许无保护运行”的原则，结合系统停电的方式，初步拟定“全停电”、“单母线轮停”两种停电方式进行改造，具体方案分析如下。
3.1 方案1：全站停电方式
即220kV智能变电站全站采用220kV、110kV、35kV一次系统全部停电的方式进行改造。
方案优点：采用此方案，改造实施技术难点小，隔离措施少，安全系数高。按照正常的流程完成装置的更换、配置，再按照相关规程、设计等对各个环节开展详细验证调试，可多个工作面、点同时开展，工作时间整体相对较短。
方案缺点：停电范围广，停电时间长，电网架构变薄弱，给电网的安全运行带来较大风险。
3.2 方案2：220kV系统单母线轮停方式
一次系统采用单母线轮停的方式，将220kV各单元间隔分成两部分，分别倒至不同母线，采用单母线轮流停电的方式进行改造。此方案主要是为220kV重要负荷供给、系统停电难度较大的变电站设计考虑的。
3.2.1 可行性分析
（1）更换智能终端可行性分析。从图1可见，各220kV线路间隔智能终端的GOOSE组网方案只与220kV母线保护和对应线路保护有关联；220kV母联间隔智能终端的GOOSE组网方案只与220kV主变、母线和对应母联充电保护有关联；220kV主变高压侧间隔智能终端的GOOSE组网方案只与220kV母线保护和对应主变保护有关联，220kV系统的A、B套保护均完全独立，装置的检验、调试工作完全可以逐套进行，不影响相关线路、母线、变压器另一套（B套）保护的跳合闸功能。
对于110kV、35kV间隔（不含主变），由于智能终端均采用单套配置，按照“一次设备投运不允许无保护运行”的原则，当间隔智能终端更换时，相关保护不能出口跳闸，等效退出运行，故改造时其一次系统必须采取停电的方式。
（2）合并单元更换可行性分析。当保护设备需要多个合并单元提供的电压、电流量（如母差、变压器保护等），由于不同合并单元的设计原理不尽相同，对采样值传输过程中各环节的延时补偿方式、方法存在差异，容易造成电压与电流之间产生不同延时，并由此产生相角差，直接影响保护装置的正确动作。因此，在合并单元的改造、调试过程中，需要开展级联采样同步性能的测试，对合并单元的延时补偿方式、方法进行分析和调整，确保数据采样同步。
级联的采样同步性能测试需要同时在母线合并单元和相关间隔合并单元通入模拟交流量，通过合并单元测试仪比较模拟电压（电流）量与数字电压（电流）量之间的相位差是否满足技术要求。
为确保试验正常进行，应同时停用母线合并单元和间隔合并单元。由于220kV母线合并单元和220kV各间隔（线路、母联、主变）合并单元均配置为双套（如图2所示），除测量、计量回路外，A、B各套合并单元至线路、母联、变压器保护和母差保护的回路完全独立，所以，对于220kV合并单元的更换可采用A、B套轮停的方式。
另外，220kV主变保护的采样同步测试中，需要用高压侧母线合并单元对主变高、中、低三侧的合并单元进行同步级联测试，考虑到主变中、低压侧的合并单元、母线合并单元也要更换，而且均为独立配置的A、B两套，所以可将主变三侧合并单元、各侧母线合并单元的更换同步进行，从而可以主变高压侧电压为基准，做好主变保护各侧合并单元的同步性，并在此基础上做好中、低压侧级联母线电压合并单元的同步性能测试。
由于110kV、35kV线路保护间隔使用的母线合并单元为A套，所以可采用主变保护采样同步调试中已经调整完毕的A套母线电压合并单元为基准，对各间隔的电流合并单元进行调整。
综上分析，更换220kV间隔的合并单元、智能终端理论上可以采用单母线轮停的方式进行。
3.3.2 实施步骤及内容
（1）一次系统方面：将全站220kV#1母线所有线路间隔停运，母联间隔停运，220kV#2母线的线路间隔保持运行。二次系统方面：220kV#1母线所有线路间隔由于一次系统停运，A、B两套线路保护、合并单元、智能终端也配套停运；A、B两套220kV母联保护停运；220kV#2母线所有线路间隔，其B套线路保护、合并单元、智能终端配套停用，A套线路保护、合并单元、智能终端保持运行加用；220kV主变B套保护停用，主变高、中、低三侧B套合并单元、智能终端停用，220kV主变A套保护，主变高、中、低三侧A套合并单元、智能终端保持运行加用，220kV母线B套差动保护停用，220kV母线A套差动保护均保持运行加用；220kV母线合并单元B 套停用，A套保持运行加用；220kV#1母线停运，其#1母线智能终端停用；单母线轮停方式第一阶段相关保护、合并单元、智能终端投停状态示意图如图3所示。
（2）更换改造220kV#1母线所有停电线路及母联间隔的合并单元、智能终端；更换改造220kV#2母线运行线路间隔B套合并单元以及运行变压器间隔高、中、低三侧的B套合并单元；更换改造220kV、110kV及35kV母线B套合并单元；更换改造220kV#1母线智能终端。
由于220kV#1母线所有线路及220kV母联已经停电，此时可对其A、B两套合并单元、智能终端的单体进行调试，开展相关回路的验证、整组试验等相关调试工作。智能终端应对停用间隔的开出进行传动实验，包括测控的遥控、保护整组传动；四遥量实验按监控中心要求进行全面验证。同时，还应对其B套系统的级联试验开展测试，对合并单元的角差、比差、切换、并列逻辑等进行重点测试，对于其A套系统的级联试验，由于A母线合并单元处于运行状态，此阶段暂不进行。
对于220kV#2母线运行的所有线路及变压器间隔，由于一次系统及A 套二次保护系统（保护、合并单元、智能终端）均处于运行状态，只能开展其B套系统对应合并单元、智能终端的单体调试、回路验证、级联测试试验，对主变间隔合并单元的角差、比差、切换、并列逻辑以及高、中、低三侧的同步实验应进行重点测试。
除此之外，还应进行220kV母线B套差动保护的级联同步测试试验和相关回路的验证、整组试验等相关调试工作。（母差保护跳220kV#2母线相关间隔的回路可用压板电位翻转的方法测试）
（3）调试、验收合格后，加用220kV母线B套差动保护，停用220kV母线A套差动保护；将220kV#1母线相关线路间隔送电投运，加用对应B套线路保护，A套保护保持停运状态；220kV#1母线智能终端、B套母线合并单元投运，将220kV#2母线上的所有线路、主变间隔停运，220kV母联间隔继续保持停运，停用220kV#2母线对应线路、主变保护的A、B两套保护、合并单元、智能终端；停用220kV#2母线智能终端，主变停运前，将相关负荷倒走，停用220kV主变中、低压侧间隔、110kV线路、母联以及35kV间隔及其相关保护、合并单元、智能终端，停用110kV、35kV母线合并单元、智能终端，如图4所示。
（4）更换改造220kV#2母线所有线路间隔，变压器高、中、低三侧的A套电流合并单元，220kV、110kV及35kV母线A套电压合并单元，220kV线路间隔、母联间隔、变压器间隔高中低压侧A套智能终端，220kV、110kV及35kV母线智能终端，110kV线路间隔、母联间隔的A套电流合并单元、智能终端，35kV间隔A套电流合并单元、智能终端。
由于220kV#2母线所有线路及220kV主变已经停电，此时可对其220kV#2母线所有线路A套、主变高中低三侧A套合并单元、智能终端进行单体调试，开展相关回路的验证、遥控及整组传动试验等相关调试工作。同时，还应对其进行A套系统的级联试验，包括220kV#2母线所有线路A套合并单元的角差、比差、切换、并列逻辑以及主变间隔A套系统高、中、低三侧的同步测试。
110kV、35kV侧线路间隔的合并单元、智能终端进行单体调试，开展相关回路的验证、遥控及整组传动试验、级联同步测试等相关调试工作。
对于220kV#1母线运行的所有线路间隔，由于其A套系统对应合并单元、智能终端的单体调试已经完成，只需对其A系统的二次回路、级联测试等进行调试。
同时，开展220kV母线A套差动保护的级联同步测试试验和相关回路的验证、整组试验等相关调试工作。（母差保护跳220kV#1母线相关间隔的回路可用压板电位翻转的方法测试）
（5）调试、验收合格后，全站220kV、110kV、35kV系统恢复正常方式运行，相关合并单元、智能终端、保护正常投运加用。
3.3.3 方案优缺点及问题分析
优点：
间隔停电方案对整站的影响范围相对较小，调试周期短。
缺点及问题分析：
（1）方案实施较为复杂，安全风险高，技术难点大，安全措施较多。
（2）该方案第一阶段中，部分220kV间隔处于运行状态，由于线路、母线、母联间隔的位置状态、测量、计量回路与A套合并单元和智能终端相关联（如图2所示），所以，停用相关单套合并单元和智能终端后，监控系统将收不到对应装置的状态、测量、计量信息，需提前做好设备的监控措施。
（3）220kV任一母线智能终端停用后，由于母线智能终端跨GOOSE双网，处于运行的220kV母线合并单元收不到PT刀闸位置（有些厂家的母线合并单元的并列需要PT刀闸的位置）会出现GOOSE通讯中断告警，需要母线合并单元厂家确认，合并单元在通讯中断告警后的并列逻辑及报文输出是否有影响（需将并列把手处于解列状态，防止母线失压）。
（4）更换运行母线智能终端、合并单元的第一阶段，由于一次设备处于运行状态，应特别注意外部二次回路的防措，避免接线时造成运行刀闸、地刀、断路器的误出口以及运行CT的开路。
（5）由于湖北电网220kV线路重合闸方式一般采用单套单重方式，所以采用A、B套轮停方案，应注意运行线路重合闸出口功能的切换。
（6）部分厂家更换装置后，模型与前期不一致，导致测控订阅智能终端开关、刀闸位置的虚端子发生改变，会影响间隔五防和全站五防。
（7）母线保护必须退出相应停用间隔的MU压板或间隔投入压板，否则会因试验中检修而闭锁保护；同时在更换停运间隔智能终端时，虽然MU压板退出，但仍会出现母线保护订阅GOOSE通讯中断告警，期间母差保护会一直处于告警状态，虽不影响保护功能，但在运行时需注意区分该告警和其他告警。
（8）全站SCD文件必须一次完成，防止多次改动后造成轮停过程中前面已经验证过的配置发生改变，使得最终的SCD文件不一致，给后期的运行维护带来隐患。
（9）220kV母线保护B套系统无法对220kV#1母线所有间隔进行带机构传动断路器试验，220kV母线保护A套系统无法对220kV#2母线所有间隔进行带机构传动断路器试验，存在一定的安全隐患。
4 结论及建议
综上所述，湖北电网220kV智能变电站合并单元、智能终端的整改可以采用“全站停电”以及“单母线轮停”两种方案进行改造。系统一次网架坚强，变电站全停影响范围小的变电站建议采用“全站停电”方案；对于系统网架薄弱，变电站全停容易造成暂稳、限负荷出力等影响范围较大的变电站，建议采用“单母线轮停”方案。建议所有厂家在更换合并单元、智能终端设备时，ICD模型文件及虚端子应尽量保持不变，最大程度减少保护、测控的配置和调试工作。建议在智能变电站的设计中再增加A、B两套母线合并单元，这样在母线轮停方案改造中，可以分片停电进行改造，大大增加改造的方便性、安全性。
参考文献
[1]Q/GDW 691-2011，智能变电站合并单元测试规范[S].北京：国家电网公司，2011.
[2] Q/GDW 1809-2012，智能变电站继电保护检验规程[S].北京：国家电网公司，2012.
[3]李春亮，王智.智能变电站保护装置电压与电流采样非同步问题分析[J]吉林电力，2013，41（229）15-16.
[4]Q/GDW11051-2013，智能变电站二次回路性能测试规范[s].北京：国家电网公司，2013.
作者简介
张浩（1977-），男，湖北省武汉市人，硕士研究生学位。从事电力系统继电保护运行分析方面的研究。
张艳（1975-），女，大学本科学历。现为湖北省汉新发电有限公司高级工程师，主要从事电力系统继电保护设备的调试和研究。
作者单位
变电站改造方案范文第3篇
关键词:变电站, 综合自动化, 改造
中图分类号：TM63文献标识码： A 文章编号：
1．前言
变电站综合自动化系统，是利用多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统，代替常规的测量和监视仪表、控制屏、中央信号处理系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护屏，避免了常规继电保护装置不能与外界通信的缺陷。变电站综合自动化系统可以采集到比较齐全的数据和信息，利用计算机的高速计算能力和逻辑判断功能，可方便监视和控制变电站内各种设备的运行和操作，具有功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。
电力系统（这里主要指的是变电站、电厂也可以）里对于整个系统的控制目前主要分为站控层和间隔层，站控层主要指的是厂站级的监控，例如变电站中的监控系统、子站系统等。站控层设备主要就是指监控主站、工程师站、信息子站等。间隔层主要指的是继电保护与测控、录波等。随着电力系统的飞速发展，电网结构日益强大，变电站综合自动化系统也如“雨后春笋”般蓬勃发展起来。随着变电站综合自动化系统的推广与飞速发展，综合自动化设备硬件的损坏、老化、新旧设备之间的兼容等，都驱使一代代新综自设备取缔老设备，所以变电站时常面临自动化系统的改造工作。变电站自动化系统改造的主要工作有哪些?如何保障新设备平安取缔旧设备？如何达到在改造过程中新旧设备兼容运行？下面就让我以四川省南充500kV变电站为例，来讲讲如何成功完成变电站的综自改造吧。
2．500KV南充变电站综合自动化系统结构
2.1变电站综合自动化系统结构概述
系统采用多机分布式结构配置，网络为双网配置。变电站内分位站控层和间隔层。对500kV、220kV、35kV每个间隔设置一个通讯单元。通讯单元负责收集该间隔的数据，再转发给后台和远动装置。通讯单元负责两种网络之间报文的转换和对自身间隔层装置的查询。间隔层通讯采用现场总线方式，通讯单元和变电站之间采用以太网通讯。专门设置远动装置，负责调度信息的收集和转发。
2.2 南充500kV变电站现在运行的综合自动化系统结构
南充500kV变电站现在运行的自动化系统为国电南瑞BJ-3系统。全站分为主控室、500kV1号小室（51小室）、500kV2号小室（52小室）、220kV小室、35kV及主变小室。其中，主控室的主要设备有：两台服务器（国电南瑞的95NT后台系统）、两台操作员站（国电南瑞的95NT后台系统）、一套T6双机总控及一套NSC200双机总控。各个小室的主要设备有：一套T6双机总控、测控装置（BJF3M）及各厂家保护装置。测控装置分别于本小室的T6总控通过LON网通讯，各小室的保护装置分别与本小室的T6总控通过串口通讯。各小室的四遥信号及保护信号均由本小室的T6总控通过以太网上送至主控室的T6总控、NSC200总控及主控室服务器和操作员站。
3.改造步骤
为保障新设备平安取缔旧设备，保障在改造过程中新旧设备稳定运行，改造分二步实施：
1）将后台机、小室总控、远动总控更换为NS3000后台、NSC330总控。
2）根据装置运行情况，配和一次设备检修停电机会将BJF3M测控装置逐个更换为NSC500系列测控。
3.1 站控层系统改造
站控层系统改造是BJ系统改造的第一个阶段，此阶段是利用NS3000后台和NSC330总控替换原系统内95NT后台、T6总控，基本原则是一台NSC330总控替换原系统内一台T6或NSC200总控，替换后的NSC330总控要求支持61850规约的接入和转发功能并能与老系统兼容，使改造的过渡阶段能够更加平稳顺利。
3.1.1 系统站控层改造第一步：
在各个小室增加NSC330总控（与T6总控并列运行），增加NSC330远动总控,使其代替原T6远动总控，NSC330总控通过双网9712规约接收各小室T6总控数据，并将数据转发给新老后台系统及调度系统。
3.1.2 系统站控层改造第二步：
分小室更换各小室测控程序芯片，将各小室测控的通讯方式由与T6的LON网通讯改为与NSC330总控485通讯。远动总控接收各小室NSC330总控的数据，转发调度。后台直接接收各小室NSC330总控数据。各小室保护装置直接通过串口与本小室NSC330总控通讯。
3.1.3 改造工作前准备工作
提前收取现场最新备份，进行NS2000后台数据库、通信控制器数据库、远动机数据库的录入工作，为此次改造工作做好充分的准备。
通过总控备份或现场确认，确定各个小室F3M装置类型，及程序版本，准备好各个测控装置485通讯的程序芯片。
3.1.4 改造现场实施步骤及危险点控制
NS3000后台接入老系统网络
危险点为防止IP冲突，一旦冲突就会导致新老系统数据跳变
各小室增加NSC330总控
NSC330总控重新组屏，接入老系统网络。危险点为防止IP冲突，注意需将替换的NSC330总控配置成监视模式。
远动NSC330总控接入老系统网络
危险点为防止IP冲突，一旦冲突就会导致新老系统数据跳变
模拟量后台远动核对
NS3000后台、新NSC330远动总控首先通过静态核对方式与原BJ后台、原远动装置进行遥测量核对，接着再通过短接CT二次回路使某间隔遥测归零方式进行逐个核对。危险点为需和调度申请遥测封锁。
开关量后台远动核对
NS3000后台、新NSC330远动总控首先通过静态核对方式与原BSJ后台、原远动装置进行遥信量核对，接着再通过短接线短接遥信端子方式进行细致核对。危险点为不要误点至遥控端子。
远动通道切换至新NSC330总控
由于5000kV、220kV、35kV设备的遥测遥信在步骤4、5中已与原BJ系统核对过，此时将调度通道移至新总控单元可以保证二遥正确性和信息完整性。危险点为此时由于遥控实验未做，调度需屏蔽遥控功能，包括VQC投退电容电抗功能。
全站遥控核对
对全站所有电压等级的设备进行遥控实验需做如下安措:
退出全站压板；将所有间隔KK把手切换至就地；
遥控试验时，各小室安排安排人员检查F3M测控装置的遥控返校和遥控执行的显示灯，并且工作人员还需查看NSC300总控的遥控记录，确保遥控完全正确。
保护与新换的NSC330总控通讯及信息核对
变电站改造方案范文第4篇
【关键词】变电站；综合自动化系统；数字化；技术升级改造
1、变电站数字化改造原则
为了确保数字化变电站改造工程具有较高经济性，原则上变电站内的一次电气设备包括断路器、隔离开关、变压器等大型设备，在性能满足数字化变电站需求时，一般不进行直接更换，而在过程层中采用电子式电压（电流）互感器完成整个变电站系统中电气量数据信息的实时采集。间隔层IED智能电子设备和站控层间采用IEC61850标准通信协议，实现数据信息交互共享和互操作。以智能自动化操作控制箱配套传统断路器，实现对断路器设备的数字化改造，完成控制、数据采集、操纵等功能的在线远程集控。随着电网系统向高参数、大容量、复杂结构等方向发展，变电站进行数字化改造过程中，其接线也变得越来越复杂，要实现在整站不停电的运行条件下进行技术升级改造，就需要进行统筹系统的规划设计，以确保改造工程安全可靠、高效稳定的进行。
2、数字化变电站技术改造优越性分析
数字化变电站综合自动化系统，具有数据信息充分共享、较强互操作功能、以及降低变电站日常检修维护周期费用等优点，其必将成为未来变电站自动化系统研究发展的重要方向。数字化变电站自动化系统中，以变电站一、二次系统信息数字化作为研究对象，按照统一建模规则将变电站中的物理设备虚拟信息化，并采用统一标准化的网络通信平台，实现智能IED设备间数据信息的实时通信共享和互操作，能够满足现代智能变电站调度运行安全、稳定、可靠、节能经济等功能需求。
3、数字化变电站技术升级改造方案
常规变电站进行数字化技术升级改造，主要包括过程层数字化改造、间隔层数字化改造、以及站控层数字化改造三大部分。但整个变电站数字化改造工程所涉及专业较多、工程量较大，因此，在实际变电站数字化改造过程中，应根据变电站现有一次、二次设备系统的现状，有针对性的制定阶段性改造方案。
在变电站数字化改造过程中，对于高压进出线、主变等均需要通过一套或数套支持IEC61850国际标准的集中式测控保护装置（每组均需按照冗余设计原则进行配置），组成基于IEC61850标准的数字化变电站间隔层系统高压部分；对于35kV及以下电压等级部分，由于在实际工程中通常采用开关柜布置形式，而其馈线线路中通常采用常规互感器，因此，可以采取支持IEC61850标准的间隔层IED智能电子设备，分散布设在开关柜内部，实现对35kV及以下部分的测控、保护等功能。对于规模较大、结构较为复杂的变电站系统而言，在进行数字化改造时，应采取分阶段逐步改造措施。如：对于一个220kV变电站系统而言，要实现全站数字化改造，应将其分为低压和高压两个改造阶段。第一个阶段是低压35kV和10kV部分的数字化技术升级改造；第二个阶段是对220kV、110kV以及主变等间隔的数字化技术升级改造。同时在整个数字化技术升级改造过程中，要严格按照IEC61850标准体系，对变电站系统中各保护、故障录波、远程操控、二次公用设备、以及计量设备等进行数字化技术升级进行改造。变电站数字化技术升级改造，实际上就是通过智能一次设备和集成网络化二次设备，按照一次设备数字化、二次装置网络集成化、以及通信数据平台标准规范化要求，实现变电站系统内部智能电气设备间数据信息的实时通信共享和互操作。
4、数字化变电站技术升级改造要点
4.1过程层数字化改造要点
智能终端是常规变电站一次设备实现数字化技术改造的重要保障基础。智能终端主要包括MU合并单元、主变智能单元、以及智能操作箱等智能终端。为了降低数字化改造综合成本，在变电站原一次设备中，通过智能终端将常规电信号转换为光信号，然后通过光纤网络完成变电站常规一次设备与间隔层测控保护装置间数据信息的交互共享。智能操作箱有效解决了常规变电站一次设备和数字化通信网络间通信协议转换接口问题。智能操作箱作为数字化变电站现地一次开关设备远程操作的智能终端，可以将常规一次设备与间隔层单元中的保护、测控等装置通过光纤网络进行有机互联，完成对现地断路器、隔离开关（接地开关）等刀闸的分合操作。智能操作箱在接收到间隔层测控保护装置通过GOOSE网络下发给断路器或刀闸对应分、合及闭锁命令后，就会转换成对应的脉冲信号驱动继电器硬接点完成对应远程操作。
4.2间隔层数字化改造要点
利用基于IEC61850标准具有GOOSE通信网络输入输出功能的测控保护装置，对常规变电站间隔层设备进行数字化升级改造。变电站综合自动化系统中间隔层测控保护装置间应按照双重以太网结构进行互联，各间隔层智能IED设备间通过双重网络共享系统中的模拟量和开关量信息，然后经过内部DSP数据处理单元分析运算后，完成保护操控的动作逻辑和间隔单元间的闭锁功能。数字化变电站系统中模拟量传输采用IEC61850标准中的单播采样值（SMV）服务，而开关量传输则采用IEC61850标准中的面向通用对象的变电站事件（GOOSE）服务来实现。IECC61850标准通过GOOSE通信服务机制实现变电站系统中数据信息的快速传递。通过GOOSE网络实现变电站系统中相关遥信、遥控、以及保护跳闸数据信息快速传输和交互共享，有效简化变电站二次系统，提高变电站综合自动化系统的集成可靠性。
4.3站控层数字化改造要点
站控层中监控主机、工程师站、远动机、保信子站、以及GPS网络则采用采用1000/100M工业以太网进行有机互联，网络采用双重化冗余设计原则进行配置，间隔层与站控层间按照报文规范格式MMS通过1000/100M工业以太网进行数据交互共享，完成对整个变电站系统的实时监视和控制。
5、结束语
数字化变电站的建设和技术升级改造，已成为未来变电站发展的必然方向。如何根据变电站原有一、二次设备现状情况，结合IEC61850等国家规范标准，采取合适有效的数字化技术改造方案，使常规变电站平滑稳定、安全可靠的过渡到数字信息化变电站，已成为数字化变电站技术升级改造必须要解决的实际问题。
变电站改造方案范文第5篇
1.1变电站端实现方案
（1）方案1：通过变电站计算机监控系统实现继电保护远程控制。其优点是计算机监控系统与保护设备同属安全I区设备，不需另外装设防火墙等隔离设备，只需通过对计算机监控系统远动主机软件进行改进即可实现该功能；与主站通信通道也可利用计算机监控系统的远动通道，方案投资较少。缺点是依据现有继电保护监控系统软件的情况，需要对计算机监控系统远动主机软件进行或多或少的改进或升级，同时计算机监控系统属于自动化专业管理范围，需要两者密切配合。
（2）方案2：通过变电站内故障信息系统子站实现继电保护远程控制。其优点是目前已经建成继电保护信息系统主站，不需再单独建设主站，只需对主、子站软件进行升级改造，专业界面清晰，便于运行维护管理。缺点是故障信息系统属Ⅱ区设备，不具备控制功能，若要对I区保护设备进行远方修改定值，需将其改为安全I区设备，整体改造量大。其次，目前保定地区继电保护故障信息系统仅覆盖到220kV及以上变电站，覆范围较小。
（3）方案3：变电站另建一套单独系统，实现继电保护远程控制。单独建设一套系统，功能将比较完善，不需更改计算机监控系统软硬件设备，对监控系统和故障信息系统不会造成任何影响，专业界面清晰，便于运行维护管理。保护设备一般只具备2个数据接口，一个接入计算机监控系统，一个接入继电保护故障信息系统，无备用数据接口接入新系统。缺点是变电站端需单独组网，需大量的组网设备及规约转换器，投资大；变电站端专用系统开发时间较长，技术积累较少，安全性不好评估。从以上分析可以得出：方案2改动较大，覆盖面小；方案3投资大，且大多数保护设备已无备用数据接口供独立新开发系统接入；方案1使用现有变电站内的通信装置（总控单元或远动装置）实现远程控制功能，可利用现有变电站的设备、充分利用信息共享、节约投资，而且整体施工调试难度小，因此采用方案1。作为对比和未来技术储备，可适当试点实施方案2，以验证其实用性。
1.2远端（调控端）实现方案
根据保定电网调度主站端软件和通信方式配置情况，提出以下4种远端继电保护远程控制方案。
（1）方案1：将继电保护远程控制各项功能集成在SCADA系统中。该方案的优点是功能集成在SCADA系统中，可节约部分硬件设备，节省投资。调控台也无需单独配置主机和显示器，监控台无需扩展。缺点是SCADA系统厂家非继电保护设备研究商，开发难度大，开发资金投入大，可能对现有的SCADA造成影响，增加了SCADA系统运行负担；SCADA系统属于自动化专业管辖范畴，运行管理界面不清晰。
（2）方案2：单独建设一套继电保护远程控制系统主站。该方案的优点是该系统可以进行功能扩展与完善；专业界面清晰，便于运行维护管理。开发厂家可以委托技术力量雄厚的继电保护设备或故障信息系统开发商实施。缺点是投资费用较高（略低于方案1投资），系统开发时间较长，技术积累较少，安全性不好评估。
（3）方案3：对继电保护故障信息管理系统系统进行升级，以实现继电保护远程控制功能。对继电保护故障信息管理系统系统进行升级，实现继电保护远程控制功能的优点同方案2，尤其是国网103规约规范颁布以后，信道协议统一，改造技术难度较低。缺点是故障信息系统属Ⅱ区设备，需要额外继续网络安全加固改造。目前保定地区继电保护故障信息系统覆盖小（仅220kV变电站），但因为调度数据网已经完成110kV变电站全覆盖，仍具备大面积铺开的条件。
（4）方案4：结合监控系统“告警直传、远程浏览”工程进行建设，利用远程浏览服务器远程控制变电站端监控计算机方式来实现。远程浏览服务器通过调度数据网第二平面直接登录变电站监控计算机的方式，只需进行服务器软件的小幅改动即可实现。目前调度数据网已经完成110kV变电站全覆盖，网络带宽满足要求，对于变电站监控机改造非常小，仅需要增加1块网卡、安装远程控制协议和敷设1根网线即可满足要求。远程桌面控制与继电保护远程控制技术相关性离散，两者都属于较成熟的方案，应用此方案无需规范和研究主、子站的通信规约。缺点是技术扩展性一般，后续发展不强。
1.3系统整体实施方案
综上所述，全面考虑个方案的优缺点和经济性后，本文选择变电站端方案1和远端（调控端）方案4组合做为主选方案，这个组合利用现有系统已有功能，将设备改造控制在最小范围内，工程实施难度较少。选择变电站端方案2和远端（调控端）方案3组合作为扩展方案，选取这个组合方案作为辅助方案，可避免对早期设备进行较大改造，有利于老旧设备过渡。本文采用主辅配合双方案，实现了继电保护远程控制的最小改造量下的最大范围覆盖，从而更快地实现保定地区继电保护远程控制。
2结束语
变电站改造方案范文第6篇
关键词：变电站 智能化 改造
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1007-9416（2014）05-0095-01
从2011年，我国全面建设智能电网工程，而智能电网建设中非常重要的一个环节就三场股变电站的智能化改造。近几年常规变电站的智能化改造已经成为一种普遍现象。2011年8月，由国家电网公司的《变电站智能化改造技术规范》（下文简称技术规范）出台，变电站的智能化改造有了标准的指导文件。技术规范将二人次系统改造列为智能化改造的首要目标，并规定了改造后的基本特征。智能化改造过程中不仅仅是设备更新和技术革新问题，在工程中能否顺利实施现场确定的方案，在规定的停电时间内能否顺利完成施工。
1 常规变电站体系结构
微电子技术的发展以及计算机技术的广泛应用也很大程度上促进了变电站的智能化，许多低功耗、智能化的电气设备运用在常规变电站，使变电站的智能化改造更加方便。一般来说，常规变电站的设备分别安装在站控层和间隔层两个不同的功能层，待数据库的计算机、操作员工作站以及远方通信接口组成站控层，而继电器保护装饰以及计量、测控设备组成了间隔层。在常规变电站中，一般通过常规的电磁型电流互感器（TA）和电压互感器（TV）组成常规变电站的信息采集渠道。通常这两种互感器的采样信息由电缆传送到计算机系统，也就继电、测控和计量系统中，然后系统经过A/D转换系统将这些数据转变成电子电路可以识别的信号。
2 智能变电站的体系结构
与常规变电站相比，智能变电站有很多技术上和结构上的优势，主要表现在采用标准的信息交互，通过智能化的一次设备，直接实现运行的智能化控制和互动化工能应用。从物理角度可以将其分为两种结构，一种是智能化一次设备结构，一种是网络化二次设备结构。从逻辑上，又可以分为过程层、间隔层、站控层三个层次。用高速网络通道在各层次内部以及层次之间建立通信系统。
3 现场施工方案研究
3.1 网络的重要性
（1）网络硬件的组建；在铺设二次电缆的时候，应该同步敷设网络通信线以及光缆。这样做有两个好处：首先可以统一设计施工，保证不二次施工，施工工艺更为美观；第二，网络三智能化的基础，只有搭建好网络，才能保证智能化改造的其他工作顺利进行。对于过程层网络的建设，应该按照既定技术规范要求，采用星形网络结构组建，如果交换机处理不当，星形网络结构可以避免网络风暴的发生。在建设网络的过程中，不仅要设计合理的线缆敷设清册，还要有按照三个网络层次所展示出来的VLAN配置图、网络拓扑图、网络通信图，为设计IP地址的分配方案提供基础，并应提供虚拟端子接线图以及物理设备以及设备端口编号。变电站的智能化技术才刚刚起步，在一定时间内会出现不规范和不完善的状况，这就需要系统集成商、IDE厂家以及变电站设计部门共同努力，不断规范和完善。
（2）最理想的网络配置方案；网络配置最理想的方法是系统集成商与IED厂家及时进行协调配合完成设备与系统的配置和联调，然后再进行现场施工。但是这种提前联调工作会受到生产运输条件以及施工工期的影响。基于这些因素，需要在现场处理本应在出厂前就解决的问题。这就需要注意一个问题，在现场施工前，要对施工过程中可能出现的问题提前考虑，尽量避免在出现问题时才进行修改，避免因重复施工和配置而造成的工作量、安全风险增加，工期延长以及资源浪费。所以在网络配置和搭建的过程要有整体观念，在这种理念的指导下进行状态检测、顺控、辅助系统配置和故障综合分析工作。
3.2 合理规划设备位置，避免冲突
在常规变电站的智能化改造时，经常会出现新旧一次设备因为安装位置而出现冲突。施工时要先将旧的一次设备和基础拆除，然后再建设和安装新基础和新设备。但是老旧的常规电站一般承担着非常重的负荷，停电时间不能过长。一般在安装完一次设备后，调试二次设备的时间已经非常短。如果是建设常规电站，可以先安装一次设备，然后再进行二次设备的测试和调试。然后如果建设智能电站，一次设备的调试工作需要提前预设，避免出现次生问题。例如在安装智能断路器的时候，可以安装智能汇控柜解决一次设备不能安装的问题，还可以用易地调试的方式解决汇控柜不能安装的问题。智能汇控柜只要接入装置电源就可以进行调试。通过电缆连接的汇控柜可以用模拟断路器代替智能断路器，就可以提前进行各种参数的检测。在安装完一次设备以后，再进行连接实测。可以大幅度缩短工期。
3.3 电子式互感器预调试
电子式互感器是智能化经常用到的设备，而且电子式互感器会和常规互感器共同用在智能化变电站。当不同类型的互感器共同组成保护时，要注意合并但愿采集延时问题，这就需要厂家提供相应的数据。在安装电子式互感器尤其是全光纤电流互感器时因为现场安装的工作量很大，为了缩短工期，可以采用预调试的方式提前测试电子式互感器的采样数据。电子式互感器与其他设备连接时，会出现光缆熔接不良或者错误的问题，采样调试前先进行光缆熔接质量测试，然后再接入相对较低的电压检验全回路光缆连接、极性和相别正确与否。然后再进行电子式互感器精度校验的时候，会大大缩短施工工期。
4 结语
常规变电站的智能化改造是一项繁琐而复杂的工作，改造后的智能化变电站要易集成和扩展、易升级改造以及易维护。施工过程中首先要注意安全问题以及设备稳定运行。尽量缩短施工工期以减少停电时间，经济性因素是最后考虑的问题。我国从2011年开始大规模建设智能化电网，必然要大量对常规变电站进行智能化改造。然而在常规变电站智能化改造过程中，会因电压等级、电气设备生产厂家以及变电站地域的不同而遇到的问题存在很大差异。这就需要各个部门和生产单位协调配合，发挥主观能动习惯，努力建设好我国的智能化电网。
参考文献
[1]徐涛.就变电站实现智能化系统的设计[J].电源技术应用，2012（10）.
变电站改造方案范文第7篇
关键词:电气自动化应用技术;升级思路
伴随着发展越来越快的科学技术,电网系统也随之发生着巨大的变化,尤其是针对一些地区的变电站进行检查,所以,变电站综合自动化系统技术的应用通过电网系统的不断变化也得到不断地提升。通过多年相关经验的总结,可以发现早期开发的监控系统针对当前电力系统自动化的要求已经不能满足。面对这样的局面,怎么样将变电站自动化实现升级改造,这已经成为现在电力系统运营部门重点解决和研究的问题。
1.早期变电站自动化系统的弊端
1.1 系统运行
变电站监控系统在没有进行升级之前,通常都是以工控机作为重点,向上和间隔层设备通信,将间隔层设备上送的各种信息进行处理,其实也就是通信管理机;而远方调度主站也是需要通过向上设备实现通信,将调度子站的功能充分地发挥出来;与此同时,它本来就是变电站的监控层,主要针对变电站内人机接口、监视、管理、控制进行运作,在这种情况下,“四遥”以及继保信息处理等功能就得以实现。但是这样的运行环境,会使系统崩溃。
1.2 保护监控系统的事故和预警信号
变电站在之前进行检查总结工作过程中,其中出现很多监控系统的预警都会受到后台控制系统的控制,一旦后台监控机不能正常运行的时候,预警必然不会出现,这样的话,工作人员就不能够第一时间赶到现场,而在这种情况下,变电站的正常运行就会受到严重的影响。
1.3 增容受限制
系统软硬件没有较高的配置,没有很好地稳定性,同时,操作系统没有使用新版本,在这种情况下,变电站在需要增容改造的时候,系统的稳定性必定会受到一定的影响。
2.早期变电站自动化系统技术升级思路
如图 1 所示,间隔层测控装置将实时采集的各种测量数据发送到通信层,并由通信层向变电站层转发;同时,通信层接收来自变电站层的各种操作数据,对间隔层进行一定的控制。在早期的一般都采用以下2种通信模式:(1) 后台监控工控机安装多串口卡,利用多串口卡扩展出来的串口直接和IED装置提供的RS-485/RS-422/RS-232 通信口进行通信。(2)现场总线模式:应用到变电站自动化系统中的现场总线有 CAN 和 LONWORKS 2种,通信速率和实时性、可靠性和组网的灵活性均远高于串口通信技术,一度成为变电站自动化的主要通信方式。
图1
当前,网络的高端科技在电网自动化升级中的运用越来越广泛,而以太网局域网技术和TCP/IP互联网技术是其中发挥优势最大的两种技术,在变电站自动化系统站内局域网通信的升级改造发挥着重要的作用,所以,将这些优点作为依据,系统升级改造方案采用的基本思路为:运用新的监控系统,将一些不具备以太网通信功能的IED设备接入以太网,在这种环境下,监控系统和运动转发系统的运行一定要具有独立性,并且相互之间不能出现干扰现象。
3.变电站自动化系统升级设计方案
现阶段大部分保护测控装置以及 IED 设备都采用 RS-485、RS-422 或者 RS-232 串口作为通信接口,采用规约转换器的网络结构图如图 2 所示。规约转换器从硬件上用于实现串口和工业以太网之间的转换,软件部分的核心是进行规约解释完成不同规约之间的转换。 规约转换器采用Atop公司一款型号为GW21CMEGA 的双网口双串口网关,它是基于 ARM7 系列 CPU的硬件。
图2
4.规约转换器配合嵌入式远动子站方案
该方案中规约转换器仍采用台湾 Atop 公司的GW21C-MEGA 型双网口双串口网关,远动子站采用台湾凌华公司的智能型通信管理机。该装置作为变电站自动化系统中以及其他一些自动化系统中的一种自动化设备,用来完成将指定采集到的系统内数据通过电力线或光纤等通信介质以约定的通信规约传送到远方调度中心。
5.串口服务器方案网络结构
5.1 串口通信设备简介
串口通信设备采用 Atop 公司的 SE5116 系列 4 网口 16 串口的串口通信服务器,该服务器的功能不仅是方案一、二中的规约转换器,也是作为串口转以太网连接的桥梁,用于将众多的RS-232/422/485 串口设备连接到以太网上,同时,还可以取代方案二中的远动子站,把间隔层的数据直接上送到调度主站。
5.2 优势的对比
SE5116 装置是一个 HEADLESS(无头)设备,它没有台式机上的配置(如键盘、鼠标、显示器等)设备,也不配置软驱、硬盘等存储设备。同时该设备是一立操作的服务器,取消了风扇,能满足高弹性布线和串口扩充需要,无需更改应用程序即可让串口设备立即联网,安装快捷,管理容易,维护方便。
6.结语
综上所述,变电站自动化系统改造的综合性较强,其中方案设计、停电计划、人员配置、现场施工等都是其所涉及到的内容,与此同时,在对变电站自动化系统进行选择的时候,针对上述问题要引起足够的重视,一旦发现,就应该重点针对变电站自动化系统的整体功能进行检验。在变电站中,变电站自动化系统发挥着极为重要的作用,一套高质量的变电站大自动化系统对于变电站的安全、可靠、稳定运行都能够发挥尤为重要的作用。
参考文献:
[1]沈鸿彦,刘尧智,姬希军.变电站自动化系统技术升级及应用[J].自动化应用. 2010(01).
变电站改造方案范文第8篇
【关键词】农村全户外；小型化变电站；设计方案
近年来，随着一、二期农网改造及农网升级改造的进行，农村变电站的数量逐渐增多，基本达到了乡镇布点变电站的需求。
66kV常规变电站设计特点是二次回路采用直流操作系统，66kV主变压器高压侧、低压侧均采用断路器，保护设置较为复杂，设备安装、调试及维护工作量较大，10kV开关柜采用户内布置，需建设10kV控制室，施工周期较长，不适应农村变电站季节性用电特点及农网建设施工周期短、资金投入少的需求。目前，我公司已经建设并投运了66kV四家子变电站、东风变电站、泉眼变电站、新安变电站、佟家变电站等5座农网小型化户外变电站，结合我公司实际及以上农网变电站的设计特点，现对农村小型化全户外布置变电站设计方案进行初步探讨。
1、66kV农村全户外布置小型化变电站电气主接线及设备选择
1.1主接线形式：农村小型化变电站为二次变电站，大部分均为用电末端变电站，66kV进线1回，采用单母线接线，主变压器单台运行，主变容量一般在2000 kVA、3150kVA、5000kVA，设计规模为1台或2台主变压器。66kV进线采用隔离开关，10kV出线采用单母线接线方式，出线设计不超过6回。10kV母线上的电压互感器采用熔断器，66kV避雷器装设在66kV母线上，并且装设1组隔离开关，以方便避雷器的检修。
1.2为适应农村季节性用电负荷需要及昼夜负荷变化大等特点，选用的主变压器均采用低损耗、免维护、全封闭并按有载调压设计，调压范围为66±8×2.5%的变压器。主变压器高压侧采用熔断器保护，熔断器用于变压器保护，熔断器选用K型熔丝，熔丝一般按主变压器一次电流的1.5—2倍选择，因为它具有全范围内有效和可靠地开断最小过负荷电流至最大故障电流；主变压器低压侧采用10kV户外真空重合器。
1.310kV出线采用户外真空重合器。10kV户外真空重合器10kV线路保护，为农村户外小型化变电站的新型产品，具有远方及就地操作功能，同时具有过流、速断、过负荷保护及重合共功能，自动化程度高、技术性能好、适合农村电网的特点等优点。根据设备运行的状况及大量的运行经验和应用要求，户外小型化变电站采用重合器作为保护开关时，应采用低压合闸线圈机构的分布式重合器。当采用断路器时，宜采用弹簧操作机构或小容量的直流操作机构。10kV采用0.2级母线电压互感器1组，每回出线均装设0.2s极电流互感器，使高压计量更准确，以适应商业化运营水平。
2、66kV农村全户外布置小型化变电站电气平面布置
常规变电站占地面积大、控制电缆多、一、二次设备的无缝连接差，维护工作量大。现场安装、调试条件差，且开关柜选用常规中置式或固定式开关柜，外形尺寸较大；操作走廊小，开门维护；箱体大部分采用彩钢板材料，保温、热隔、防潮性能较差，且容易生锈。
而66kV农村全户外布置小型化变电站总体平面排列按小型化变电站方案设计，同时考虑占地面积较小，既节约了占地，又节省了投资。电气平面的布置简单、合理、占用农田较少，便于变电站设备的日常检修及维护。
采用小型化变电站的全户外布置的设备，配电装置采用户外敞开式，10kV及66kV设备全部采用半高型布置。进入变电站的道路在10kV和 66kV配电装置的另一侧,同时留有设备的检修、抢修运输通道，通道的宽度为3.5米；变电站的主变压器与10kV配电装置布置在同侧，以便主变压器及10kV配电设备的检修、维护；采用1根30米避雷针作为全站防雷保护，户外小型化变电站总占地面积约150平方米。
3、66kV农村全户外布置小型化变电站二次回路部分设计
3.166kV常规变电站主变压器66kV侧装设六氟化硫断路器，主变压器保护为差动保护、过流保护等，配置的二次保护较多，二次回路一般采用直流电源作为保护装置的电源；10kV采用户内手车式开关柜，内装设真空断路器，采用弹簧操作机构，至少需要配置65安时以上的直流系统，投资较大。
而全户外布置的小型化66kV变电站，主变压器66kV侧采用高压熔断器，采用熔丝作为主保护，因而主变压器的保护设置大为简化，并与66kV负荷隔离开关配合，能够达到短路电流保护的目的，且主变压器的过负荷、轻、重瓦斯及温度升高保护全部动作用于信号，过流保护跳开主变压器低压侧重合器，过流保护作为10kV出线的后备保护，这大大减少了投资。而主变压器10kV侧采用户外真空重合器，二次回路配置交流操作电源，重合器的操作电源及保护装置等所用电源均用交流电，重合器具有反时限过流保护及自动重合闸功能特性，并能与主变压器低压侧保护和上一级保护配合，重合器可设两快、两慢重合闸功能，因而极大地提高了供电可靠性。10kV出线也全部采用真空重合器，并配备电流速断保护、过电流保护及三相一次重合闸功能。
3.2站用电源：农村小型化户外变电站站用变一般采用30kVA、50kVA变压器。为了避免站用变短期停电，保护和RTU电源配备了1组小容量的UPS不间断电源，以满足保护装置的使用，保证变电站保护不间断供电。
3.3中央音响系统：按照电力系统发展的方向，66kV二次变电站均按无人值班变电站设计，这就要求我们设置简单的中央音响系统就可以了。所以对于小型化户外变电站，采用RTU远动装置，以便将所内正常、事故状态、异常时及保护动作信号均向远方发出信号，传到调度主站。