智能变电站优化集成设计建设指导意见[精选合集]

第一篇：智能变电站优化集成设计建设指导意见

关于印发《智能变电站优化集成设计建设指

导意见》的通知

各区域电网公司、省（自治区、直辖市）电力公司，国网北京经济技术研究院：

为加快推进坚强智能电网建设，提高智能变电站的建设效率与效益，公司在通用设计、“两型一化”、全寿命周期设计等标准化建设成果的基础上，结合智能变电站技术研究成果，深入总结已投运试点工程成功经验，围绕节约环保、功能集成、配置优化、工艺一流等核心理念，研究制定了《智能变电站优化集成设计建设的指导意见》（以下简称“优化集成指导意见”）。“优化集成指导意见”进一步优化设计方案、集成系统功能，突出智能变电站功能定位，体现“资源节约、环境友好、智能化、工业化”的建设要求。现印发贯彻执行，有关要求如下：

一、“优化集成指导意见”作为对《国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定》（国家电网基建〔2011〕58号）的补充要求，公司系统新建变电站工程应严格执行。改造、扩建工程可参照执行。

二、各网省公司要高度重视，认真梳理尚未开工建设的新建变电站工程（包括智能变电站试点），结合工程具体情

况，组织做好工程整体策划，严格按照“优化集成指导意见”优化工程实施方案。

三、设计单位应结合工程实际，在工程设计中，针对“优化集成指导意见”相关要求，开展专题论证，优化设计方案，集成系统功能。

四、评审单位应按照公司智能电网建设总体要求，准确把握工程特点，落实“设计补充规定”与“优化集成指导意见”，开展专项评审，评审意见中应有专题章节。

贯彻落实工作中，如有建议和意见请及时反馈公司基建部。

智能变电站优化集成设计建设指导意见

本规定适用于公司系统新建110(66)～750kV变电站工程，改造、扩建工程可参照执行。1总体原则

1.1本指导意见围绕节约环保、功能集成、配置优化、工艺一流等核心理念，在深入总结提炼已投运试点工程经验的基础上，提出进一步优化集成设计的要求。

1.2本指导意见作为《国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定》（国家电网基建〔2011〕58号）的补充要求，与现行标准、规范不一致之处以本指导意见为准。2电气一次部分

2.1一次设备

1）高压组合电器设备本体与汇控柜之间宜采用统一标准的航空插头，以提高信号传输的抗电磁干扰性能，实现机构二次接线标准化，减少现场接线错误率。

2）当间隔层保护、测控装置下放布置于户内汇控柜时，宜取消汇控柜模拟控制面板，利用柜内具备模拟接线显示及操作功能的测控装置液晶操作面板实现其功能，取消功能重复元件，节省屏柜空间。

3）220kV及以上断路器智能终端冗余配置时，断路器合闸线圈宜双套配置，保证断路器双重化重合闸、遥控合闸等回路电气上的独立性，以及当某一套智能终端故障或检修时，重合闸或遥控合闸动作能够正常执行。

4）智能终端内断路器操作箱回路宜与本体控制回路一体化设计，断路器本体防跳、非全相保护、压力闭锁等硬接线回路可利用智能终端逻辑回路实现，以简化断路器本体二次回路接线，提高可靠性。

5）GIS汇控柜、在线检测IED屏与GIS本体宜采用一体化设计、布置。

2.2互感器

1）当常规互感器采用合并单元进行数字量转换时，应根据二次绕组的次级需求和实际负载，优化互感器二次绕组次级配置数量和容量，以节省材料、降低互感器造价。

2）当采用全光纤电子式电流互感器时，宜试点应用单敏感环双A/D采样模式或其他满足双A/D采样的经济性模式，以降低设备造价。

3）当电流互感器和电压互感器同时配置同一间隔内时，应采用统一的合并单元进行采样，减少合并单元装置数量。

4）当同一间隔内智能终端、合并单元均下放布置于同一柜内时，可采用一体化装置，实现两者硬件整合，减少过程层装置数量。

5）当采用罗氏线圈电子式互感器时，应专题研究论证其电磁兼容性及供电可靠性。当采用全光纤电子式互感器时，应专题研究论证其采样电子部件的工作可靠性。逐步提高电子式互感器工作稳定性。

6）当AIS变电站采用电子式互感器时，推荐采用互感器与一次设备组合安装方式，压缩配电装置间隔长度，但进行设备性能可靠性分析。

2.3一次设备状态监测

1）试点工程应加强不同厂家状态监测IED装置的集成整合，减少装置硬件数量，IED装置间、IED装置与后台通信规约应采用DL/T860统一建模，实现互操作。

2）考虑到状态监测数据与生产大区数据的密切关联性，建议在数据的二次安全分区上将其列入二区，状态监测数据宜利用一体化信息平台统一采集，实现与变电站自动化数据的良好交互，减少站内后台数量。

2.4配电装置布置

1）智能变电站布置严格执行通用设计原则，坚持在技术先进、经济合理的前提下，优

化变电站总布置，满足“两型一化”的要求。

2）配电装置布置应严格遵守通用设计技术导则，控制尺寸不得突破导则中的具体要求。

3）配电室、二次设备间等布置应按照通用设计要求，严格控制建筑面积及层高。

4）GIS设备优先选用户外布置，当受外部条件限制时，可采用户内布置。

3二次部分

3.1二次设备配置

1）站控层主机宜集成操作员站、工程师站、保护及故障信息子站功能，实现信息共享与功能整合，减少后台数量。

2）对于保护装置、测控装置、合并单元等，除检修压板外，其余压板均应采用软压板。除检修压板采用硬压板外，智能终端还应设置相应的断路器出口硬压板。

3）母线保护装置应取消模拟操作面板，测控装置应取消操作把手，利用装置自带的液晶操作面板实现其功能，取消功能重复部件，节省屏柜空间。

4）断路器保护、220kV及以下保护（主变除外）宜采用保护测控一体化装置，35kV、10kV宜采用保护、测控、计量四合一装置（计费关口应满足电能计量规程规范要求），宜按电压等级配置故障录波及网络记录分析一体化装置，提高硬件集成度，减少装置数量。

5）二次装置失电告警信号通过硬接点方式上送给测控装置，其余告警信号通过网络报文方式上送，每面柜内各装置失电告警信号应并接后发给测控装置。

6）330kV~500kV变电站应采用交直流一体化电源系统，通信电源结合变电站布置单独配置或由站用直流集成。

3.2二次设备组柜

1）间隔层设备应按串或间隔组柜，每个间隔内保护、测控、计量装置共组一面柜。

2）故障录波装置、母线保护等公用设备宜单独组柜，充分利用屏柜空间，每面柜装设两套装置。

3）根据二次装置的硬件整合、端子排减少等，合理优化二次屏柜尺寸，减少二次屏柜对布置空间的占用，同一小室内二次屏柜的尺寸应一致。

3.3二次设备布置

随着二次设备硬件集成度的提高与防护能力的加强，二次设备可逐步由二次设备室集中布置过渡到配电装置场地分散布置，以智能组件的模式与一次设备密切结合。

3.4一体化信息平台和高级功能

随着调控一体化的试点深入及二次安全防护措施的完善，一体化信息平台应逐步成为站内统一的、唯一的信息平台，逐步取消变电站自动化系统、一次设备状态监测系统及智能辅助系统的独立后台主机，其功能融入一体化信息平台，实现全景数据监测与高级功能。4土建

智能变电站的土建设计，应符合工业设施的功能定位，贯彻“两型一化”建设导则，进一步节约占地、减小建筑体量。

4.1站区总布置

1）总平面布置应取消站前区、停车坪、绿化小品等不必要的辅助设施，减少边角占地、优化配电装置场地、建筑物、道路和电缆沟等布置。

2）光缆敷设可采取缆沟敷设、穿管敷设、槽盒敷设等方式。应根据电（光）缆数量，简化缆沟路径及截面。

4.2建筑

1）无人值班的户外AIS变电站不应设置主控制楼，仅设置必要的二次设备用房和开关柜室等生产用房，减少建筑数量和面积。

2）无人值班的户内变电站建筑设计仅保留必需的生产和辅助用房，取消不必要的生活

用房，减少建筑面积。

3）应积极采用新型的建筑节能和环保技术，例如智能通风系统、新型墙体阻燃保温材料等，以提高建筑节能效果，降低运行、维护费用。

4.3结构

1）GIS设备优先采用户外布置，当规划部门有明确要求时，方可采用全户内布置或者在GIS设备四周设置围挡结构。

2）当GIS设备采用户内布置时，应结合电气工艺布置，合理优化运输、检修通道和电缆沟道，减少建筑面积和体积。

4.3水工及暖通

1）变电站的采暖通风设计应满足智能电气设备的运行要求，机械通风应采用低噪音、低能耗的环保节能设备。

2)采暖、通风、消防报警、给排水等设施宜具备自动控制功能或与智能辅助控制系统实现协同联动，提高辅助系统智能化控制水平。

3）变电站的电气设备优先采用化学消防设施，通过降低建筑物的火灾危险性类别和建筑体积等措施，简化消防设施和消防通道的设置。

第二篇：智能变电站建设概述

智能变电站建设概述

智能电网是电力系统的发展方向，对于其中的变电环节，在智能电网的推动下，智能变电站必将成为新建和改造变电站的主要方向。所谓智能变电站，是指采用先进、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的变电站。与常规站项目比起，智能变电站具有如下特点：

(1)一次设备的数字化、智能化。传统的电磁式互感器由电子式互感器取代，经合并单元后由光纤介质向外提供经数字化的一次电量信息；传统的变压器、断路器等一次设备加装智能组件，实现信号的数字式转换与状态监测，控制命令的数字化接收与发送，达到一次设备智能化的要求。

(2)二次设备的网络化、数字化。由以太网通过GOOSE协议标准实现间隔层与过程层设备之间以及间隔层设备之间的信息共享与传递。如测量控制装置、继电保护装置、故障录波装置、防误闭锁装置、以及在线状态检测装置等都是都采用高速网络通信连接，并具备对外光纤网络通信接口。与传统变电站信息传输以电缆为媒介不同，智能化变电站二次信号传输是基于光纤以太网实现的，除直流电源之外，传统的二次电缆全部由光纤或屏蔽网络代替，通过网络真正实现数据共享与资源共享。

(3)变电站通信网络和系统实现IEC61850标准统一化。因1EC61850标准的完整性、系统性、开放性，保证了数字化变电站内设备间具备互操作性的特征。

(4)运行管理系统的自动化。在传统综自站已有的较大程度自动化特征的基础上，数字化变电站在站内设备的互操作性，信号的光纤传输，基于IEC61850传输协议的网络通信平台信息共享等方面进一步体现了运行管理自动化的特点。综合以上特点分析，智能变电站的建设与常规变电站不尽相同，一是新增了智能组件，在智能组件的配合下，传统的一次设备具有了智能作用；二是智能变电站新型设备的应用，安装形式将产生变化，如新型保护测控装置之间的链接，由电缆链接转为光纤连接，安装时需加强对光纤的保护；三是变电站二次设备的调试形式发生大的变化，保护测控等二次设备输入量采用数字化形式，相应的，数字继电保护测试仪等新型测试仪器将大量采用。

第三篇：变电站智能巡检机器人设计说明书

“小凡”智能机器人设计说明书

一、变电站人工巡检现状分析

1、人工巡检的内容、方式、周期和要求 根据《国家电网公司变电站管理规范》、《无人值守变电站管理规范(试行)》、《安徽省电力公司变电设备管理维护标准》的意见和要求，目前，某供电公司集控站巡视管理规定如下： 1.1变电站设备巡视，分为正常巡视（含交接班巡视）、全面巡视、熄灯巡视和特殊巡视，各类巡视应做好记录。

正常巡视(含交接班巡视)：除按照有关要求执行外，有人值守变电站还应严格执行交接班设备巡视，必须在规定的周期和时间内完成。无人值班变电站：集控站所辖站每日1次；其它集控站所辖站每2日1次。

熄灯检查：应检查设备有无电晕、放电、接头有无过热发红现象。有人值班变电站，无人值班变电站每周均应进行1次。全面巡视（标准化作业巡视）：应对设备全面的外部检查，对缺陷有无发展作出鉴定，检查设备的薄弱环节，检查防误闭锁装置，检查接地网及引线是否好。无人值班变电站每月进行2次，上半月和下半月各进行1次。

特殊巡视：应视具体情况而定。下列情况时应进行特殊巡视：大风前、后；雷雨后；冰雪、冰雹、雾天；设备变动后；设备新投入运行后；设备经过检修、改造或长期停运后重新投入系统运行后；设备异常情况；设备缺陷有发展时；法定节假日、重要保电任务时段等。在法定节假日、重要保电任务时段，各无人值班变电站每日至少巡视一次。1.2迎峰度夏期间除正常巡视外，增加设备特巡和红外测温。无人值班变电站每日巡视1次。红外测温分为正常红外测温、发热点跟踪测温、特殊保电时期红外测温三种。正常红外测温周期为各变电站每周不少于一次，晚高峰时段进行。主要针对长期大负荷的设备；设备负荷有明显增大时；设备存在异常、发热情况，需要进一步分析鉴定；上级有明确要求时，如：特殊时段保电等。

发热点跟踪测温应根据检测温度、负荷电流、环境温度、气候变化等进行发热值的比对，分析设备发热点变化，确定发热性质。其周期为有人值守变电站每日1次，晚高峰时段进行。无人值班变电站每个巡视日1次或值班长视发热情况每日1次。

特殊保电时期、迎峰度夏期间应进行全面测温、重点测温及发热点跟踪测温。

测温记录应记录全面，主要应包含发热设备运行编号、发热部位具体描述、发热点温度、该台设备其它相相同部位温度（或同类型设备相同部位温度）、负荷电流大小、测温时间、天气状况、环境温度等信息。

2、人工巡检有效性分析

变电站值班员进行人工巡检，对运行设备进行感观的简单的定性判断，主要通过看、触、听、嗅等感官去实现的。人工巡视对设备外部可见、可听、可嗅的缺陷能够发现，例如：油位、油温、压力、渗漏油、外部损伤、锈蚀、冒烟、着火、异味、异常声音、二次设备指示信号异常等。

人工巡检受人员的生理、心理素质、责任心、外部工作环境、工作经验、技能技术水平的影响较大，存在漏巡，漏发现的可能性。且对于设备内部的缺陷，运行人员无专业仪器或者仪器精确度太低，通过简单的巡视是不能发现的，比如油气试验项目超标，设备特殊部位发热、绝缘不合格等缺陷；还有一类缺陷只能在操作的过程中才能发现，如机械卡涩、闸刀分合不到位、闸刀机构箱门损坏等。

另一方面，由于无人值班变电站增多，许多变电站的距离也较远，在站内出现事故或大风、大雪及雷雨后因集控站无法出车不能及时巡视时，造成集控站值班员不能及时了解现场设备状态，及时发现隐患，危急电网的安全运行。特别是无法及时了解出现问题的变电站情况，失去优先安排处理的机会。巡视人员巡视设备时需要站在离设备较近的地方，对巡视人员的人身安全也有一定的威胁，特别是在异常现象查看、恶劣天气特巡，事故原因查找时危险性更大。

综上所述，无人值班变电站的人工巡检存在及时性、可靠性差，花费人工较多，存在较大的交通风险和巡视过程风险，巡视效率低下。

二、变电站设备巡检机器人系统结构组成

“小凡”携带红外热像仪，高清数字摄像机，声音探测器三种电站设备检测装置，以自主和遥控的方式代替人对室外高压设备进行巡检，以便及时发现电力设备的内部热缺陷及外部机械或电气问题。例如异物，损伤，发热，漏油等给运行人员提供诊断电力设备运行中的事故隐患和故障先兆的有关数据。该机器人系统的非接触式移动检测与变电站综合主动化的接触式监控结合，可以真正形成全监控方式，大大提高变电站设备运行的安全可靠性。

1、机器人系统的整体结构

该机器人的整体结构主要包括基站，移动体控制系统以及由可见光图像摄像机，红外图像摄像机和声音探测器等组成的电站设备检测系统三部分。移动体是整个机器人系统的移动载体和信息采集控制载体，主要包括移动车体，移动体运动控制系统和通信系统。对于移动体还需要进行有效的监视、控制和管理，为此建立了一个基站。基站与移动体之间通过无线网桥组成一个无线局域网。可见光图像，红外图像通过视频服务器的视频流数据和移动体控制系统信息等数据汇集到网络集线器后，经无线网桥，网络集线器一起通过电力系统内部网络传到运行监控终端，通过连接到电力系统局域网上的计算机可根据访间权限实时测览变电站设备的可见光和红外视频图像，机器人本身运行情况等相关信息，并且可以控制机器人移动体的运动等检测系统由红外测温仪和可见光摄像机等装置组成，均安装在移动体即智能巡检机器人上。该系统可以完成变电站设备外观图像和内部温度信息的采集和处理考虑到机器人的运行环境。其中机器人采用三轮轮式移动小车前2轮为驱动轮，由1个电机分别驱动，差速转向，后1轮为万向轮。机器人外形流畅，直线运动性与转弯性能好。

2、机器人控制系统

机器人系统主要包括移动体运动控制子系统和工作子系统两大部分，移动体运动控制子系统硬件由PC104主板和PMAC-104运动控制卡和电机驱动器组成，主要负责机器人在巡检过程中的运动行为的控制移动。

3、变电站检测系统

本机器人系统为变电站设备非电气信号的采集提供了一个移动载体平台，在这个平台上可以搭建不同的检测系统或装置。目前在该平台上搭建了远程在线式红外热像仪系统，可见光图像采集处理系统，声音采集处理系统。在无人值班变电站一些通过电气信号难以检测的运行状态，例如变压器漏油，绝缘气体压力变化，火灾和盗窃等可借助机器人所携带的图像来检测;变压器开关及各种电气接头内部发热可以利用机器人携带的红外热像仪来检测;变压器等设备的声音异常可以利用声音采集处理系统进行识别。3.1远程红外监测与诊断系统

本设计采取在线式红外热成像装置。本系统包括红外图像采集装置，红外图像处理模块，图像显示，存储，查询和报表生成模块。该诊断系统可根据预先设定的设备温度阈值，自动进行判断，对超出报警值的设备在基站主控计算机上给出声音和文本报警;借助可见光图像识别，能判断一些关键设备的内部温度梯度，不但可以形成某一时刻变电站的一些关键设备的设备温度曲线，也可以生成某一设备在一定历史时间内的时间—温度曲线。3.2远程图像监测与诊断系统

本系统在无人值守变电站先利用机器人基站系统对移动体发送来的可见光图像进行分析，只传输分析结果或待进一步确定的图像。首先对采集的图像进行预处理，识别出被监测的电力设备，通过将该图像与上次采集的图像进行差图像分析、累积图像分析、相关分析、区域标识、纹理描述和评判等处理。结合对应设备的参数库确定其是何设备。如有畸变发生则存储结果，向上一级传输及发出告警信号。不再传输的正常图像可由调度员人工远程调用。这就使信道的传送效率大为提高，而且调度员也不必时刻注视监视屏幕。无人值守变电站中的电力设备种类繁多，针对关键设备进行远程图像监测和状态诊断并与其他监测系统相结合使变电站运行的可靠性大为提高。3.3远程声音监测与诊断系统

噪声检测子系统是变电站巡检机器人功能的一部分，主要是对变压器的噪声进行采集和分析。通过机器人携带的声音探测器进行噪声数据采集，并将噪声数据经过无线网传回基站。本系统主要包括如下3个模块

1)噪声采集传输模块，其任务是在巡检机器人上实时采集噪声信号，经过适当的压缩，通过无线网桥传送回总控制端计算机。

O2)噪声信号检测模块，其任务是将移动巡检机器人传回的噪声与以往的数据进行比较，判断变压器工作是否正常，如果出现异常，判断是何种异常。

3)用户交互模块，其任务是根据检测的最终结果给出提示信息或者交互方式，辅助工作人员完成仪表检测监控的任务，并可根据工作人员的需要检测通过其他途径录制的噪声数据。

第四篇：变电站接电网优化设计论文

一、、110kV变电站接电网中存在的问题分析

1.1变电站接电网中变电站的工作人员出现的问题

在变电站接入电网时总会出现各种各样的问题，有时由于工作人员的疏忽，在没全面检查变电站各种基础设施和供电设备时就接入了电网之中，这样不仅是对工作的不负责任，而且也是对自己的生命和其他工作人员生命极其不负责任的现象，一旦接入了电网，那么就会有源源不断的电力输送到变电站当中去，如果变电站中的设备不足以承受住这样的电力，或者变电站中的设备出现问题，这些情况都会导致电力在变电站中发生重大的电力事故，事故对变电站和变电站中工作人员的安全都会产生重大的影响，直接或间接造成的损失不可估量，变电站发生事故也会对用该变电站的用户和企业单位造成影响，要知道当今生活大部分都是需要电力来维持使用的，离开了电力就会全部陷入瘫痪之中，间接的损失那也是相当大的。

1.2变电站接电网时变电站中设备的损坏导致的问题

一般来说，现在的变电站建造时间已久，变电站中的很多设备比较陈旧，经常会出现一些问题。变电站一般会定期检查机器设备，然而有时的一些设备的损坏也是人们不能预想的，变电站中机器设备比较复杂，有时一些问题平时检查很难查出来。在变电站接入电网中时发生了机器设备零件的损坏现象，不仅会直接破坏变电站接入电网的进程，而且还可能导致机器着火等事故，这将直接危险到了电力系统工作人员的安全问题。还有可能会使变电站各个系统的稳定造成威胁。

1.3变电站接电网时出现断电造成的问题

在变电站需要接入新的电网时，可能会出现一定时期的断电现象，但是这段时间不会太久，由于一些用户或者企业未能及时收到通知说明要断电的情况，一些用户或者企业在工作时间段发生断电的现象，对机器和企业的效益造成重大的损失，这些问题追究起来都是变电站未能在断电前让用户和企业都能了解到断电的通知。彭宁宁桂林丰源电力勘察设计有限责任公司

1.4变电站中电力的稳定性影响

变电站对其电力的电流电压和频率的稳定性也是有要求的，一般性的小波动对变电站是没有太大的影响的，然而在通入频率较大的电流时就会对变电站的稳定性造成影响，可能会造成变电站的运行受到影响，出现停运现象，严重的可能会对变电站系统内部的各方面造成损坏，从而会造成变电站系统的瘫痪，造成下路的用户和企业的断电并造成各种经济的损失。总之，稳定安全的变电站系统是经济快速发展的前提和保障。

二、110kV变电站接电网时接地的重要性

变电站接电网时接地的步骤是必不可少的，接地的作用可以在发生走电漏电时起到作用，有了一个良好的接地系统的保护，变电站才能在原有的基础上发挥出更稳定更安全的性能。对于变电站接地设计要满足不同安全规范的要求，使其在变电站中防电防雷接地、保护接地和工作接地三者能够有机的结合起来。接地还可以满足系统电磁兼容的要求，能够有效的提高变电站弱电设备的抗干扰能力，具有很重要的影响。造成变电站接地系统不能正常运行的因素有很多，主要因素是接地网电阻过大，接地网电阻过大可能是由于施工工艺和施工人员焊接的不好造成的。在接地系统完成后，要对挖出的泥土填埋回去并要夯实，因为不同的土质对接地网的阻值会有重大的影响。而且在不同的温度和季节接地的阻值也会大不相同。在变电站接电网之前要对其进行电阻的测量后再进行。

三、变电站接电网的优化措施

针对变电站中工作人员的疏忽问题，应该在检测机器的重视度上在工作人员之间得到重视，在全面检查过后再接入电网之中去，不能有一丝的松懈出现。在机器的检查方面要多做几次检测，在多次检查过后发现没有问题之后再接入电网之中，不要拿自己的生命和其他人的生命开玩笑，所以应最大程度上的避免这一问题的发生。针对变电站中设备的自身损坏的问题，需要相关工作人员在定期检查中对发生问题的机器零部件进行及时的修理或更换，等到发生问题时就已经晚了。在定期检查时也要按时进行检查，不能疏忽大意，要对机器的每一个部件都进行详细的检查。针对变电站接入电网时发生断电的现象，要提前在用户可以见到的地方贴停电的通知，避免居民的担心，并说明原因和情况，特别是在夏天要尽快回复电力。接地在变电站接电网中也是相当重要的，影响接地的阻值也要进行优化，对于泥土的阻值过高的问题可以采取降阻剂或者进行局部的换土，这种方法可降低接电网附近的土地电阻率，并可以尽量的减少接触电阻。在接地效果不理想的情况下，还可以适当的增设接地体，通过增设水平接地体并且加深深埋垂直接地体从而达到降低阻值的效果。

四、总结

变电站接电网系统的好坏将直接威胁着变电站内工作人员的人身安全和设备安全，接地系统的好坏也非常重要。在进行变电站接电网的优化设计中，要结合该变电站的实际情况加以分析，并总结出最适合该变电站的方案，来提高变电站接电网的可靠性和安全性，并持续为用户和企业提高稳定的电源。

第五篇：智能变电站二次系统设计论文

1智能变电站二次系统配置方案

1.1保护配置

保护配置主要从变压器保护、线路保护以及母线保护三个方面进行。在进行线路保护时要注意提高采样值差量和暂态量的速度。在进行变压器保护时要注意励磁涌流的影响，通常会采用广义瞬时功率保护原理来辅助差动保护。这两点都是易于实现的主保护原理。广域后备保护系统由于其具有智能决策功能，可以在进行后背保护在线整定时集中全网信息，利用最少的通信量最快的数据更新速度完成决策工作。智能变电站二次系统在进行保护时简化了原来的布线，将主保护功能由原集控室下放到设备单元内，使通信网络的负担减轻。并利用集中式母线保护和具有主站的分布式差动来实现母线主保护。

1.2通信配置

在通信配置这一方面，智能变电站与传统变电站的差别不大，但是就其发展而言，数据的更快速的传播与数据量的加大会对通信配置提出更加安全可靠的要求。1.3计量配置采用三态数据为预处理数据的计量模块，进行误差量溯源实现现场检验和远程检验。根据计量模块所具有的通信优势，促进变电站与大用户之间的互动，进行信息采集与资源的优化配置，促进各个智能化电网环节的协调运行。

2智能变电站二次系统设计方案及应用

2.1系统构成过程层、间隔层、站控层是变电站二次系统在功能逻辑方面的划分。其中站控层对间隔层以及过程层起到一个全面监测与管理的作用。其主要构成是操作员站、主机、保护故障信息子站、远动通信装置、功能站。间隔层具有独立运作的能力，能够在没有网络的状态下或是站控层失效的状态下独立完成监控，由测量、保护、录波、相量测量等组成。过程层主要进行采集电气量、监测设备运行状态以及执行控制命令的工作，由合并单元、互感器、智能终端构成。

2.2网络结构

过程网络的组网标准是电压等级。主要的网络形式有双星形、单星形、点对点等。通常要依据不同电压等级和电气一次主接线配置不同的网络形式。单套配置的保护及安全自动装置、测控装置要采用相互独立的数据接口控制器同时接入两套不同的过程层网络。双重化配置的保护及安全自动装置应分别接入不同的过程层网络。单星形以太网络适合用于110KV变电站站控层、间隔层网络。双重化星形以太网络适合用于220KV及以上变电站站控层、间隔层网络。考虑到变电站网络安全方面以及运行维护。智能变电站，特别是高电压等级、联网运行的变电站，在兼顾网络跳闸方式的同时仍保留直采直跳的方式。

2.3二次系统网络设计原则

本文以220KV变电站为例，分析站控层设备的配置。远动通信装置与主机均采用双套配置，无人值班变电站主机可兼操作员工作站和工程师站。保护及故障信息子站与变电站系统共享信息采集，无需独立配置。

1）网络通信设备配置需按一定原则进行。特别是交换机的端口数量一定要符合工程规模需求，端口规格在100M~1000M范围内。两台智能电子设备所接的数据传输路由要控制在4个交换机以内。每台交换机的光纤接入量要控制在16对以内。由于网络式数据连接中交换机起到重要的作用，为保证智能变电站的安全运行，交换机必须保证安全稳定，避免故障的发生。

2）应对独立配置的隔层设备测控装置进行单套配置，采用保护测控一体化装置对110KV及以下电压等级进行配置，采用保护测控一体化装置对继电保护就地安装的220KV电压等级进行配置。继电保护装置的配置原则与常规变电站一致，220KV变电站故障录波及网络分析记录装置按照电压等级分别配置，统一配置110KV及以下变电站，单独配置主变压器。

3）过程层的配置。对于110KV及以上主变压器本体配置单套的智能终端，对于采用开关柜布置的66KV及以下配电装置无需配置智能终端。在配电装置场地智能组件柜中分散布置智能终端。

4）合并单元的配置。110KV及以下电压等级各间隔单套配置，双重化保护的主变各侧冗余配置，同一间隔内电压互感器和电流互感器合用一个合并单元。

3结束语

综上所述，智能变电站的发展、变革以及建设是实现电网发展完善的基础。智能变电站二次系统设计方法的不断发展优化会促进智能变电站作用及优势的更好的发挥。针对我国智能化变电站二次系统设计的实践经验及相关原则，其应用发展道路一定会更广阔。