时间：2023-08-02 16:37:40
导语：在变电站模块化建设的撰写旅程中，学习并吸收他人佳作的精髓是一条宝贵的路径，好期刊汇集了九篇优秀范文，愿这些内容能够启发您的创作灵感，引领您探索更多的创作可能。
关键词：装配式围墙 智能站 钢结构
中图分类号：TU271 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2016）09（a）-0037-02
为贯彻国网公司系统全面开展“资源节约型、环境友好型、工业化”的试点变电站建设精神，建设更高安全质量目标的输变电工程，实现国网公司建设标准化变电站目标。应用装配式建、构筑，实现了“标准化设计、工厂化加工、模块化建设”，减少现场“湿作业”，提高机械化施工应用范围，减少现场劳动力投入，缩短建设施工周期，降低现场安全风险，提高工程建设质量、工艺水平。
（1）标准化设计。应用通用设计、通用设备，全面实现设备型式、回路接线、建构筑物标准化。
（2）工厂化加工。建、构筑物主要构件，采用工厂预制结构型式；一、二次集成设备最大程度实现工厂内规模生产、集成调试。
（3）模块化建设。建、构筑物采用装配式结构，采用通用设备基础，降低现场安全风险，提高工程质量。
变电站构筑物的装配范围包括围墙、防火墙、电缆沟、构支架、设备基础、水工构筑物等。通过统一围墙、防火墙、电缆沟、构支架等构筑物类型、结构形式，形成标准化预制构件，实现工厂规模化生产；通过规范设备基础尺寸模数，达到标准化设计和施工，提高施工工艺。编制标准设计，提高工程建设效率、工艺水平、安全质量。
1 变电站围墙的研究
变电站实体围墙，可分为大砌块实体围墙（水泥砂浆抹面）、装配式板墙等类型。
1.1 大砌块实体围墙（水泥砂浆抹面）
大砌块实体围墙（水泥砂浆抹面）墙体材料通常选用加气混凝土砌体蒸压粉煤灰多孔砖、加气混凝土砌体蒸压矿渣砖、加气混凝土砌体蒸压煤渣砖等材料砌筑，预制混凝土压顶，水泥砂浆抹面。
大砌块实体围墙（水泥砂浆抹面）特性。大砌块实体围墙（水泥砂浆抹面），采用加气混凝土砌块砌筑，配以预制清水混凝土压顶，减轻了墙体重量，减少了地基压力，减少不均匀沉降，消降龟裂，有效解决墙面开裂质量问题。
大砌块围墙没有摆脱传统墙体施工做法，现场仍存在湿作业，没有完全实现模块化建设的要求。
1.2 装配式围墙
变电站装配式板墙形式主要有以下几种：预制混凝土柱加预制墙板实体围墙、型钢柱加预制墙板实体围墙。装配式板墙由柱和墙板组成，其中柱有混凝土柱、型钢柱，墙板有预制混凝土实心板、纤维水泥压力板（AS板）等材料。墙柱作为围墙的主要受力构件，与基础的固定主要采用地脚螺栓连接和杯口连接两种做法。
1.3 国网公司110（66）kV智能变电站模块化建设通用设计推荐方案
目前装配式围墙单位造价偏高，成为制约装配式围墙全面推广的一个因素。但国网建设部仍期待装配式围墙的发展前景，在110 kV模块化变电站推荐采用大砌块实体围墙的同时，提出如果价格趋同的情况下，110 kV模块化变电站通用设计方案可以采用装配式围墙。
2 主变防火墙的研究
变电站主变防火墙可分为框架填充墙式、现浇混凝土板式和预制装配式等类型。（1）框架式填充墙。混凝土框架清水砌体防火墙是先浇筑混凝土独立基础，然后浇筑上部的框架梁和框架柱，最后用节能环保砖填充框架内部。此种做法需混凝土框架达到设计强度后才能拆除模板以及进行填充填的砌筑，再加上对墙体的工艺要求较高，所以其施工工期较长，一般需要1～1.5个月。（2）现浇混凝土板式防火墙。现浇混凝土板式防火墙的做法通常是先浇筑混凝土条形基础，然后对墙身钢筋混凝土面板一次性浇筑施工。由于墙体较高，混凝土要分层连续浇筑，分层高度小于等于1 m，每小时浇筑高度不得超过2 m。为了保证墙体厚度一致，混凝土模板上还需设置间距小于等于0.5 m的对拉螺栓，待混凝土养护到设计强度的75%以上才能拆除模板。此法的混凝土施工量较大，施工要求较严，施工工期也较长。（3）装配式防火墙。可分为框架+墙板防火墙、框架+大砌块防火墙、钢结构+墙板防火墙等类型。装配式防火墙，采用层插式安装方式，具有结构简单、安装方便、抗荷载系数高、自洁力强、免维护时间长等优点。柱：可采用钢筋混凝土现浇柱，柱顶预留地脚螺栓。板：可采用清水混凝土预制条板或ALC板。（4）国网公司110（66）kV智能变电站模块化建设通用设计推荐方案。国网110（66）kV智能变电站模块化建设（2015版）通用设计技术导则中，第七章7.5.4装配式构筑物章节要求“防火墙宜采用框架+大砌块，框架+预制墙板、清水钢筋混凝土等型式。按通用设备防火墙宽10 m、6.5 m，墙体需要满足耐火极限≥3 h要求。”
3 电缆沟研究
3.1 电缆沟类型
变电站电缆沟主要有现浇混凝土或钢筋混凝土电缆沟、砌体电缆沟、预制钢筋混凝土电缆沟、复合材料预制式电缆沟、钢制电缆槽盒等。预制钢筋混凝土电缆沟，由工厂预制沟体，运到现场再进行组装。施工快捷，沟体平整，工序较少。复合材料预制式电缆沟，采用玻璃纤维及树脂类复合制成，经高压、高温模压工艺一次成型。钢制电缆槽盒，采用槽式加强型专用型材组装而成，包括电缆槽盒、盖板、槽盒固定隔板及支架，整体采用热浸镀锌处理，能够长期防腐防锈、整体美观、材料可回收。由于复合材料预制式电缆沟价格较高，预制钢筋混凝土电缆沟构件较重，因此，变电站电缆沟仍采用砌体电缆沟、现浇混凝土或钢筋混凝土电缆沟。
3.2 电缆沟盖板
电缆沟盖板包括细石混凝土成品电缆沟盖板、无机复合电缆沟盖板、有机复合电缆沟盖板。
3.3 电缆支架
电缆支架包括角钢电缆支架、玻璃钢电缆支架、复合支架等。角钢支架，机械性能高，成本较低，耐腐蚀性能稍弱，会生成涡流，100元/套；玻璃钢支架，强度高、重量轻、整体绝缘，防止产生涡流，防腐蚀好，成本较高，130元/套；复合支架，强度高，耐腐蚀性强，电绝缘性好，防涡流，成本较高，120元/套。
综合性价比，推荐采用角钢支架。
4 构支架及基础研究
构架上部结构采用普通钢管，柱杆段之间采用法兰连接。构架梁采用三角形格构式桁架结构。支架上部结构，在变电站中设备支架采用设备厂家配送支架柱，现场安装的方式，与基础采用地脚螺栓连接。国网110（66）kV智能变电站模块化建设（2015版）通用设计技术导则，第七章7.5.4装配式构筑物章节要求“构、支架统一采用钢结构，钢结构连接方式宜采用螺栓连接。户外GIS变电站宜采用两回一跨构架，构架柱采用钢管A型柱，构架梁采用三角形钢桁架梁；户外AIS变电站宜采用联合构架，构架柱宜采用钢管独立柱和钢管A柱联合结构，构架梁采用独立钢管梁或三角形钢桁架梁。构架柱与基础采用地脚螺栓连接。
5 设备基础研究
GIS设备基础宜采用筏板+支墩的基础型式。主变基础宜采用采用筏板+支墩的基础型式。筏板厚度为500 mm，室外主变压器油坑尺寸按通用设备为10 000 mm×8 000 mm。小型设备基础有箱（柜）体基础、投光灯基础、路灯基础等。箱（柜）体基础采用现浇混凝土基础，投光灯基础可采用预制混凝土，路灯基础可采用现浇混凝土形式，基础与设备的连接均采用地脚螺栓的连接形式。
6 结语
目前装配式围墙在国网公司工程中大规模开始应用，而装配式构筑物是智能变电站的重要环节之一。该文对装配式构筑物进行了详细论述和研究，对于智能变电站的发展有一定的借鉴意义。
参考文献
【关键词】智能变电站；继电保护；技术分析
前言
随着我国电网建设技术的不断进步，为了解决传统变电站在信息操作等方面的缺点，已经实现了智能变电站在电网建设中的投入。特别是近年来倡导节能环保为主要发展方向的理念传播开来，智能变电站的重要技术已经成为发展电网建设不可取代的部分，也是实现可持续发展的重要技术。本文结合笔者实际体会，总结智能变电站的继电保护技术，为节约资源、降低耗能出谋划策，希望能够给广大读者提供理论知识和具有实效性的帮助。
1 智能变电站技术和继电保护技术
1.1 智能变电站技术
智能变电站技术是指利用自动化、数字化技术实现了变电站信息采集、传输的高效性的技术，是当前电网建设发展的一种新趋势。智能变电站技术实现了设备智能化、信息网络化、协议统一化以及运行的智能化和自动化。智能变电技术的到来减少了设计、建设以及运行方面的成本，直接解决了传统变电站电磁互感器问题，实现了技术的质的飞跃。智能变电站分为站控层、间隔层以及过程层，三者要实现数据同步，需要构建一个可靠数据连接通道，即IEC61850通讯协议，而过程层也是实现数据稳定的不可取代因素。
1.2 智能变电站中的继电保护技术
智能变电站中的继电保护技术是运用硬件和软件实现变电站的继电保护，实现高效的数据采集、数据传输、数据处理等。它包括数字核心部件，即一台专用的微型计算机，连接多种继电保护控件，实现数字信号的处理；模拟量输入接口控件，即连接计算机的外部控件，这些控件是实现信息采集的必要部件，包括交流电量、电流、电压以及各种非电量信息的采集；继电保护配置还包括开关量控制口、人机数据同步口以及外部数据分享接口等，这些都是智能变电站继电保护技术的必要硬件。
2 智能变电站继电保护技术几个问题
2.1 错综复杂的数据连接造成稳定性降低
智能变电站的继电保护技术实现了运行的自动化和控制化，由于连接的电力电子设备较多，而对于环境的敏感性较高，给继电保护的稳定性造成影响。特别是受信息同步、电磁兼容性等因素的影响，数据连接的容易出现不稳定性。
2.2 IEC61850协议带来的安全性问题
在智能变电站继电保护配置中，使用的协议是一个统一标准的协议，即IEC61850协议。由于该协议是在全球网络环境下运行，因此网络攻击等因素很可能给继电保护技术带来安全隐患。与此同时，该协议并没有对信息的安全性做过多的规定，因此要求我们更加关注信息继电保护的安全性。
2.3 信息的同步受到影响
合并单元输出的数据是有时间信息的，因此如果传输的具有时间差，就会对数据传输的同步性造成影响。如果继电保护设备无法获取到时间信息，就没法完善数据的同步，特别是在同步信号丢失之后，信息的同步无疑受到影响。信息同步的影响是基于数字传感器采样传输时间受到延时传播的结果，表现在交换机、接收机接收的延时性。信息出现同步问题对于同步系统的构建危害很大，不仅增加了信息采集的时间，还会增加了信息数据整理使用时间。可以这么说，如何实现信息同步也是智能电站继电保护部门必须关注的问题。
3 智能变电站继电保护体系构建以及注意事项
3.1 “三层两网”架构
所谓“三层两网”是的是站控层、间隔层、过程层三层，这三层构成了站控层网络和过程层网络。智能变电站中的继电保护站控层网络实现了数据采集、修改、传输等，过程层网络实现了开关、闭锁等信息采集，并以把这些信号传输到微机处理。“三层两网”是智能电站继电保护的基本构建，是继电保护实效性的重要性能。
3.2 继电保护的系统建模
继电保护的系统建模是建立在完整的IEC61850协议上的，IEC61850协议的出现实现了信息模型的构建，并确立了部分信息交换规则。在系统建模方面，IEC61850协议以继电保护的功能为分类，分出多个逻辑设备和逻辑节点，包括开关跳闸、保护采样等节点。与此同时，IEC61850协议还按照通信类型进行特定映射，并对数据进行覆盖式保护，拓展了数据类的方法。IEC61850协议是构建继电保护体系的必要成份，也是国际统一的协议，因此人们应当加大对IEC61850协议的数据保护，必须建立完善数据传输防火墙，提高网络数据保护指数。
3.3 构建数据帧传输
智能变电站继电保护技术在保护装置上摈弃了传统的专门采样、命令信号通道，使信号传输具有网络性。传统的继电保护技术在处理速率以及通道固定等方面不具备动态性，相比智能继电保护技术较为固定。而智能变电站继电保护技术实现了高速的数据采样、多控件信息获取，并实现了高速的网络交换和人机交换。当然，实现数据帧的传输必须建立在“三层两网”的架构之上，高速的网络传输也对继电保护有一定的约束，因此完善“三层两网”架构的构建是实现数据帧传输的重点工作。
3.4 完善模块化保护功能
与传统继电保护装置不同的是，智能变电站的继电保护技术实现了模块化的保护功能，完成了不同网络层的信息共享。智能变电站技术保护采用“分散”的保护技术，使继电保护不依赖于装置，而是取决于不同的网络性能，模块化保护使继电保护稳定性更高。
3.5 构建高精度同步系统
上文笔者也提到，智能变电站继电保护技术存在信息同步和时差问题，因此构建一个高精度的同步系统势在必得。首先，高精度的同步系统要构建信息资源的共享通道，实现专门的信息共享和同步；其次，构建多放射性的同步系统，使链路状态不受影响，充分发挥智能变电站继电保护的高精度同步。同此同时，高精度的同步系统要求我们利用高速的网络传输，实现数据的高效监测和同步。
4 结语
可以这么说，智能变电站继电保护技术实现了电网发展的质的飞跃，是降低耗能、资源可持续发展的重要技术。智能变电站继电保护技术在保护采样、信息传输与同步以及稳定性、安全性均比传统变电站继电保护技术有了改革，并实现了继电保护的自动化控制，笔者相信智能变电站的继电保护技术能够为世界的电网建设带来新的变革。
参考文献：
[1]夏勇军,蔡勇,陈宏,陶骞,胡刚.110kV智能变电站继电保护若干问题研究[J].湖北工业大学学报,2011(03).
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[3]陈翔,张靓.基于智能变电站继电保护技术研究[J].电源技术应用,2013(03).
关键词：预制舱；智能变电站；二次设备
引言
标准配送式智能变电站是一种采用集成设备与系统、集装箱式建筑、预制式构筑件、装配式施工、标准化设计的智能变电站。主要目的是提高变电站建设效率，实现“占地少，造价省，效率高”。
1 标准配送式智能变电站技术特点
模块化二次组合，二次设备厂家集成安装并完成接线，符合“资源节约型”的技术要求。有助于减少现场工作量，能够改善设备的集成和集中。采用模块化二次组合设备，应用通用设计、通用设备、实现一次、二次设备的即插即用；土建建构筑物和电气一次设备、二次设备全面实现工厂预制现场装配的智能变电站。其优势主要表现在一下几个方面：
（1）节省费用。预制舱使用的是环保集成材料就地布置在配电间隔内，减少了二次光缆和电缆的长度，节约材料降低了造价成本。
（2）减少了建筑面积和占地面积，实现了节约环保，省去了施工过程中的诸多安装环节，对舱内二次设备提供了良好的工作环境，减少了环节污染。
（3）简化了二次设计，工场连调完成后即可生成完整的虚端子点表，可依据各地调度的不同要求附在设计文件中。
（4）二次设备在厂家集成安装并完成接线，这有助于对二次设备功能的整合，能够改善设备的集中与集成度，有效的节约设备及减少现场工作量，并符合“资源节约型”的技术要求。
（5）改变建设流程，将现行的串行施工模式改为并行施工模式，对现场调试周期节约百分之六十以上。
2 技术要求
配送式智能变电站建设，遵循“安全性、适应性、通用性、经济性”协调统一的原则，实现“标准化设计、工厂化加工、装配式建设”。
2.1 要求
户外AIS变电站主要装配范围：即插即用二次设备及其箱式单元房，条件具备时采用预制式二次组合设备舱；主变压器及其构支架和通用几次；220kV和110kV场地构架；户外敞开式设备及其支架和标准钢模基础；35kV开关柜及其装配式建筑；户外GIS变电站主要装配范围：即插即用二次设备及其箱式单元房，条件具备时采用预制式二次组合设备舱；主变压器及其构支架和通用几次；220kV和110kV场地构架；户外敞开式设备及其支架和标准钢模基础；35kV开关柜及其装配式建筑；GIS设备及其通用基础；其他建筑物装配范围：围墙、防火墙、电缆沟、小型设备基础。户内变电站生产综合楼采用钢结构、劲性混凝土结构或预制装配式混凝土结构。
2.2 一次专业
总平面布置满足“标准化设计、工厂化加工、装配式建设”的要求，结合大运行、大检修以及调控一体化生产模式，可取消主控通道楼等建筑物内不必要的辅助用房。户内GIS变电站采用装配式建筑时，二次设备可下放布置，也可采用预制式二次组合设备舱方案。
户外配电装置的布置应能是要箱式单元房或预制式二次组合设备舱的下放布置，缩短一次设备与二次设备之间的距离，户内配电箱布置在装配式建筑内时，应考虑其安装、检修起吊、运作、巡视以及气体回收装置所需的空间和通道。
主要电气设备安装。变电站电气设备的安装应根据标准工艺库的要求，与装配式构支架和通用模数设备基础相结合确定合适的设备安装工艺，户外AIS设备与其支架间、设备支架和基础间采用螺栓式链接。
3 预制式二次设备舱
3.1 主要形式
预制舱二次组合设备由预制舱、二次设备屏柜、二次设备等组成。预制式二次组合设备舱宜选取集装箱行业中最通用的尺寸规格，宜选择20、40英尺两种长度的标准集装箱。也可根据变电站总屏面布置图选用其他尺寸的集装箱。常用舱内尺寸，如下图所示：
考虑运输限制及国网下发标准，舱体高度及宽度保持不变，长度根据不同屏体数量可设置为三种尺寸（6.2m、9.2m、12.2m）。
屏柜在预制舱内主要采用单列或双列布置，屏柜采取单列布置时，屏柜前后左右均需预留运行及维护通道，以便工作人员与检修调试设备等自由通行；屏柜双列布置时，每列屏柜背部紧靠预制舱内部布置，两列中间为运行及维护通道。舱体的使用寿命大于20年。
3.2 设置原则
预制式二次设备组合设备舱应适应变电站的特点和不同配电装置形式：尽量利用配电装置中间空地，根据就地化原则布置于一次设备附近。设备舱应按对象进行设置，可多个间隔共用一个预制式二次组合设备舱，也可按电压等级每个电压等级设置1～3个二次保护舱。以220kV配送式智能变电站为例，按入舱二次设备划分为站控层设备舱、220kV间隔设备舱、主变压器设备舱、110kV间隔设备舱、公用设备舱等预制舱，舱内屏位按终期规模考虑，在屏位足够的前提下，尽量建设预制舱数量。
站控层设备舱安装服务器屏，通信数据网关屏、卫星时钟、调度数据网设备屏、公用测控屏等；220kV间隔设备舱安装220kV线路保护测控屏、220kV母差保护屏、220kV母线测控屏、220kV故障录波网络分析屏、光纤配线屏、直流馈电屏等；主变压器间隔设备舱安装主变压器保护屏、主变压器测控屏、主变压器故障录波网络分析屏、直流馈电屏等；110kV间隔设备舱安装110kV线路保护测控屏、110kV母差保护屏、110kV母线测控屏、110kV故障录波网络分析屏、直流馈电屏等；公用设备舱安装通信屏、交直流电源屏。
4 结束语
随着国民经济与社会的发展，预制舱式智能变电站应用的范围越来越广。相对于常规变电站，采用预制舱式组合二次设备可以有效的减少建筑占地面积。同时还能够有效的减少设计、施工、调试等方面的工作量，对检修维护工作进行简化，有效的缩短建设周期，有效的减少了环境污染。与此同时还可以减少粉尘污染，对舱内二次设备提供了良好的工作环节，有效的保证了设备的安全可靠性。
⒖嘉南
[1]张焰民.变电站预制式二次设备舱专题研究[J].广东科技，2014（14）：79-80.
[2]刘群，预制式二次设备在智能变电站中的应用研究[J].电气开关，2013（4）：59-60，108.
[3]郑瑞忠，陈国华.预制舱式二次组合设备布置方式探讨[J].能源与环境，2014（01）：42-43.
关键词：农网改造；箱变模式箱体；此存设计；研究
中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2013） 22-0000-01
箱变模式建站由于具有占地少，投资小，施工快捷，环境适应性强，以及维护方便等优势，并能够满足国家电网及南方电网提出的建设资源节约型、环境友好型的建站目的，所以采用箱变模式来替代传统的土建模式进行农村电网110 kV以下电压等级变电站的建设已被国内众多省份所采纳。然而，应用范围广泛不代表相关的使用技术就很到位，目前，箱变模式建站的这种方式在我国还是一个比较新鲜的事物，并且在具体的而应用过程中，各个模块箱体的相关规格的大小在国内没有相关的制度和规范进行约束，缺少统一的要求来约束箱体的具体尺寸和大小，从而给相关的设计单位在采用这种方式开展工作是无从下手，从而失去了箱变制造厂家制造、施工快速和简便化运营的整体优势，最终导致的结果是电网改造花费时间长，施工周期长、施工困难。
一、箱变模式应用的现状
为能够使箱变模式建站在我国更好的发展，多年来，在国家电网和相关部门的共同努力之下，南方大部和其他省份大力推行模块化箱变模式的建设实践工作，总结该种模式在具体的操作方面的相关经验，不断的与施工单位、建设单位和研究部门开展经验交流，对实际实践工作中出现的具体问题和经验分门别类的进行总结和归类，最终实现与该种模式应用的行业之间和研究部门之间进行不间断的总结和研究，从而进一步的推动我国箱变模式箱体在制造和使用方面的规范性和统一性，促进相关的规范制度进一步的发展。目前，现有的110KV以下的变电站在建设过程中所应用到的模块箱体大致可以分为一下几种类型，首先是35KV的开关模块，其次是10 KV的开关模块、综合控制室模块、站用变模模块以及消防模块。而对于消防模块来说，由于其内部只是放置了消防设备，与电网改造过程中的相关工作联系不是很大因此在本文中不做讨论，本文主要集中讨论了10KV开关模块的相关内容。
二、10KV的开关模块
（一）采用单列布置的10 kV开关模块箱体
根据农网改造和变电站具体的设计方案已基本布置的整体方式，如果10KV的开关模块箱体内采用的是单列布置，那么其周围具体的布置设计应该做出以下的几种说明，首先，由于维护时相关的设备需要拉出，因此相关的箱体的要求要根据《建筑设计防火规范》中疏散道路的宽度不应小于1.1m的要求以及其他相关规定行走通道的宽度不应该小于0.8m的要求，结合相关的工作经验，并与施工单位和建设单位进行有效的沟通，检疫相关设备拉出后的实际距离应该不小于1m，与此同时，考虑到这种类型的箱体的背部装置多为中置式的装置，依据各类型装置的具体尺寸，对柜前维护通道的建设应该满足不小于1.6米的宽度，这种宽度既能满足相关规定的要求，同时也满足了用户能够有效顺利的进行巡视和维护工作的需要；其次，对于箱体后部的维护通道，由于没有对箱体内部的装置没有多少限制，因相关的距离在保证了箱体后部的互感器的检修不受影响和电缆的连接不受影响就行，一般根据《3～110 kV高压配电装置设计规范》和《高压/低压预装式变电站》的规定，箱体后部的维护通道的距离一般在0.8米左右即可；再次，对于箱体的两个侧面，由于受到严格密封性和对相关设备和线路检修次数没有那么多的要求，一般预留的维护通道主要根据《3～110 kV高压配电装置设计规范》总则中1.0.5“配电装置的设计必须坚持节约用地的原则”的要求，同时兼顾方便监管人员对模块箱体内部进行维护和检修，一般检疫通道的宽度在0.8m最为适宜，而另一侧的维护通道一般在0.2m左右即可。
（二）采用双列布置的10 kV开关模块箱体
如果采用的是10KV的开关模块，而箱内的设备采用的箱体双列布置，相关的距离标准为，对于箱体的前部来说，由于维护通道两侧的设备同时拉出进行检修的可能性相对较小，同时一旦两侧设备运行出现任何的问题而对其进行检修就需要将整个工作系统停运进行维修，因此参照相关的技术要求，并结合相关的施工设计方案的要求，通关前部的采用的方式主要为双车长加留0.7米的设计方案进行设计。采用双列布置这种方式，在两侧柜体顶部布置母线桥用于连接两侧柜体母线的需求，母线桥可以采用一体的设计方式，从而实现有效的降低箱体高复的目的，满足箱体运输时不会超出相关的高度要求。
三、结语
根据先进的箱变模式在我国电网改造过程中的应用情况开看，这种模式已经得到了很大的普及和应用，但是，箱体尺寸的设计方面一直是困扰相关设计部门的难题。随着我国电网改造的不断深化，相关的制度建设会更加的完善，设计规范也将不断的趋于合理化和平衡化，箱变建站模式中箱体尺寸设计在未来一定会得到合理的解决。
参考文献：
[1]马林可.数字化变电站系统通讯管理机的应用与研究[J].工业控制计算机，2010，9（05）：35.
[2]马林可.基于IEC-61850的研祥变电站通讯管理机[J].可编程控制器与工厂自动化，2010，7（07）：57.
【关键词】数字化变电站；IEC 61850标准；非常规互感器；调试技术
Abstract：In the construction background of smart grid, the digital substation construction has attracted much more attentions. The basic structure, key technologies and debugging work are reviewed in this paper. Firstly, the definition of digital substation was introduced, and its four basic characteristics were proposed. And then according to the IEC 61850 standard, the basic structure of digital substation was presented in detail from the physical and logical fields. The key technologies were described, and then the test and debugging work were presented based on traditional substation debugging specifications. Finally, the paper provided the future development direction of digital substation.
Key Words：digital substation; IEC 61850 standard; unconventional transformer; debugging technology
中图分类号：TM411+.4 文献标识码：A文章编号：
1 引言
随着国民经济的不断发展，用户对电力的需求量日益增加，对电能质量的要求也越来越高。如何保证供电质量，以及电力系统的安全性、可靠性和经济性，已成为电力部门关注的主要问题。变电站作为电力系统的重要环节，承担着电能转换、分配、控制和管理的任务。近年来，计算机、信息和网络技术的迅速发展，使得变电站自动化应用技术水平不断提高，加上智能设备等技术的日趋成熟，促使以数字化技术为中心的数字化变电站建设成为可能。
数字化变电站是指以变电站内一次、二次设备为数字化对象，以高速网络通信平台为基础，通过对数字化信息进行标准化，实现变电站内信息共享和互操作，且满足安全稳定、经济可靠运行要求的现代化变电站[1]。与传统变电站相比，数字化变电站具有如下特点[2-3]：1）智能化的一次设备；2）网络化的二次设备；3）自动化的运行管理系统；4）基于IEC 61850的标准化网络通信平台。自2005年以来，国内已相继投运了多座数字化变电站，电压等级涉及110kV到500kV。四川也在2008年启动了110kV南塔变电站数字化改造工程，并于2009年2月28号正式投入运行。未来，在建设坚强智能电网的大背景下，数字化变电站建设必将成为今后变电站建设的重点[4-6]。
2 数字化变电站的基本结构
从物理结构上讲，数字化变电站可分为一次设备和二次设备两类；从逻辑结构上讲，根据IEC 61850标准中通信协议规定，数字化变电站又可以分为“过程层”、“间隔层”和“变电站层”三个层次[7-8]。
2.1 物理结构
2.1.1 一次设备
与传统变电站相比，数字化变电站的一次设备更加智能化。采用微处理器和光电技术设计简化了信号检测与操作驱动回路，并对采集的信号数字化处理，采用光纤进行传输，保证了数字信号传输在电磁环境下的抗干扰水平。同时，一次设备实现了故障的自动检测和诊断，减少了停电检修的几率，提高了电网运行的可靠性。
智能化的一次设备主要包括：电子式电压和电流互感器、智能化断路器和变压器，以及其它电气辅助设备。
2.1.2 二次设备
变电站内的二次设备采用标准化和模块化的微处理器设计，并利用高速网络通信进行各种模拟量、开关量和控制信息的交换，这样就可通过网络实现数据和资源的共享。
网络化的二次设备包括：继电保护、防误闭锁、测量控制、远动、故障录波、电压无功控制、在线状态检测装置，等。
2.1.3 运行管理系统
数字化变电站中运行管理系统应充分利用数字化网络提供的设备运行状态信息，及时发现电气设备的隐患，并对设备运行状态进行综合分析，以及自动智能的判断。变电站运行管理系统应包括电力系统运行数据自动记录和保存；数据信息分层、分流交换自动化；当变电站发生故障时，能及时提供故障分析报告、确定故障原因及处理措施；能自动给出变电站设备检修报告，将变电站设备“计划检修”变更为“状态检修”。
2.2 逻辑结构
2.2.1过程层
数字化变电站中过程层是变电站内一次设备与二次设备的智能化部分，由典型的远方I/O、智能传感器和执行器等装置构成，主要实施电气量参数检测、设备运行状态在线监测、操作控制的执行与驱动等功能。其中，电气量参数检测功能模块主要对由光电电压、电流互感器采集到的电压、电流、相位及谐波分量进行检测，其它电气量可通过间隔层的设备计算得到。同时，用数字信号代替模拟信号，能有效避免外界噪声环境的干扰。设备运行状态在线监测功能模块对变电站内的变压器、断路器、刀闸、母线等设备的温度、压力、绝缘、机械特性等运行状态进行在线监测。操作控制的执行和驱动功能模块主要指在接收到上层的控制指令后，对变电站内的变压器分接头、电容和电抗器投切、断路器和刀闸分合等操作进行控制。在执行控制指令时，具有判别指令真伪及合理性的能力，还能对动作精度进行智能控制。
2.2.2间隔层
数字化变电站中间隔层设备主要由按间隔对象配置的数字式保护测控、低压保护、计量以及其它智能设备规约转换设备组成。间隔层设备的主要功能为汇总本间隔过程层实时数据信息；实施对一次设备保护控制及本间隔层操作的闭锁功能；实施操作同期及优先级控制；实施与上下层的通信功能。
2.2.3 变电站层
数字化变电站中变电站层由后台监控和远动系统组成，可实现变电站与控制系统无缝通信，以及变电站各功能模块的协调运行。变电站层的主要任务为汇总并保存变电站内设备的实时信息；基于IEC 61850标准的规定将数字信息传送至调控中心；接收调控中心发送的控制指令转移到下层执行；具有变电站操作闭锁控制、变电站故障自动分析等功能。
3 数字化变电站关键技术
3.1 IEC 61850标准
IEC 61850标准作为唯一的变电站网络通信国际标准，于2004年由国际电工委员会IEC正式。IEC 61850标准采用了目前计算机、通信、网络等众多相关领域中许多先进、成熟、可靠的技术，包括面向对象的变电站自动化系统通信模型、基于XMLI.0的变电站配置语言SCL、抽象通信服务接口ACSI、特殊通信服务映射SCSM等，保证了电力系统对于实时性、可靠性和稳定性的要求。
与现有其它变电站通信规约比较，IEC 61850标准采用面向对象建模思想，明确了一致性测试标准，将变电站自动化系统与通信技术有效分离，主要优点如下[9]：为满足信息实时传输的要求，将电子设备与变电站自动化系统进行分层；为满足网络发展的要求，采用抽象通信服务接口和特定的通信服务映射；为满足功能模块扩展性及开放互操作性的要求，采用了面向对象的建模技术。
3.2非传统设备的应用
3.2.1 非常规互感器
互感器为电力系统计量和继电保护装置提供了电压和电流信号，其测量精度及运行的可靠性与电力系统安全稳定运行密切相关。传统电磁式电压和电流互感器已逐渐暴露出了诸多缺点：产品造价高，质量重；固有的磁饱和现象严重影响了继电保护装置动作的准确性；输出模拟量信息，容易受外界环境干扰。
一些非常规互感器，包括基于光学传感技术的光电电压和电流互感器，以及基于空芯或低功耗铁芯线圈感应电流的电子式互感器，能有效克服传统电磁式互感器的缺点，受到了国内外研究人员的广泛关注，目前已逐步从试验阶段走向了工程应用，成为数字化变电站建设的主要推动力，必将为变电站自动化技术的发展起到积极的作用。
与传统电磁感应式互感器相比，非常规互感器的主要优点为绝缘性能高，高压侧与低压侧完全隔离；不含铁芯，彻底消除了磁饱和谐振问题；抗电磁干扰能力强；测量精度高；体积小、质量轻。
3.2.2 智能断路器
智能断路器定义为一类配置有电子设备、传感器和执行器，且具有开关设备基本功能，以及其它附加功能（如：监测、诊断功能）的开关设备和控制设备。与传统断路器相比，智能断路器将微电子、计算机技术和新型传感器结合起来，通过建立新的断路器二次系统使其具有智能化的操作能力。
数字化变电站技术的发展对智能断路器提出了新的要求，在IEC 61850标准下，智能断路器必须具备过程层通信接口，能够接收和发送符合IEC 61850标准的通信报文。此外，除完成断路器的基本操作功能外，还能对断路器的运行状态进行有效监视。智能断路器在传统断路器的基础上引入智能控制单元，它由数据采集、智能识别和调节装置3个基本功能模块构成。其中，数据采集功能模块可将电力系统运行数字信号传输至智能识别功能模块，以便分析处理；智能识别功能模块是整个智能控制单元的核心，能根据接收的数字信号和主控室发送的操作信号，自动识别当前断路器的运行状态，并确定最佳的断路器分合闸信息。然后对调节功能模块发出调节信息，待调节完成后发出分合闸信号。
实现断路器的智能操作具有以下的优势：减小断路器分合闸操作下的冲击力和机械磨损，提高断路器的使用寿命和操作可靠性；实现了检测、保护、控制及通信等高压开关设备的智能化功能；实现断路器的定相合闸及选相分闸。
3.3 设备间的互操作性
数字化变电站内设备间的互操作性可在最大范围内促进不同厂家的设备进行集成和扩展，这也是制定IEC 61850标准的目的之一。为保证设备间的互操作性，需进行设备的一致性和性能测试，包括间隔层设备之间、间隔层和变电站层设备之间、基于采样值及扩展性互操作测试。
3.4 数据采集的稳定性
数字变电站中光电互感器的可靠性将直接影响到数字化变电站数据采集的有效性和稳定性。数字化变电站通过采用一些光电电压、电流互感器，将一次和二次系统在电气回路中进行有效隔离，二次系统的设备可直接输出低电平的数字信号。光电互感器包含光电传感器和光纤二次通信网络两个部分，由模拟电路和数字回路构成。其中，模拟回路主要包含光源、光电转换和双光路预处理电路；数字回路将模拟信号进行自动采集分析，完成双光路运算并进行数据管理。光电互感器对温度和电磁干扰十分敏感，到目前为止，光电传感器在实际工程应用中基本处于示范性探索阶段，有待解决的关键技术包括光学传感材料、传感头组装、微信号检测、温度和振动对测量精度的影响等[10]。
4 数字化变电站调试技术
变电站调试是变电站安全、可靠、稳定运行的前提。与传统变电站的调试相比，数字化变电站还未形成一套成熟、规范的调试方法。因此，本文在传统变电站调试方法的基础上，从设备和网络两个方面对数字化变电站进行调试，调试对象为数字化变电站相对传统变电站新增的设备和网络。
4.1 设备调试
4.1.1 数字式光电互感器
数字化变电站中使用的非常规互感器种类繁多，包括电子互感器、光纤互感器、电磁互感器、有源或无源互感器，等。从技术特点来分析，非常规互感器可分为“光学传感+光纤传输”型和“电气传感+光纤传输”型两大类。其中，前者基于Faraday磁光效应或Pockels电光效应进行测量，后者采用Rogowski感应线圈进行测量，光纤起到传递数字信号以及绝缘的作用。根据非常规互感器的工作原理，需进行接地、局部放电、变比和极性、误差测量、低压器件的工频耐压等试验。
4.1.2 合并单元
合并单元伴随着电子式互感器的出现而出现。IEC 61850标准中明确规定，合并单元位于过程层中，提供多个电子传感器输入接口和一个串行或以太网输出接口，具体实现对多路电子式电压、电流互感器信号进行同步采集。
同时，IEC 61850标准将合并单元分成同步、多路数据接收与处理、串口发送三个功能模块。其中，同步功能模块接收变电站内统一的同步信号，并给A/D转换器发送采样同步信号；多路数据接收与处理功能模块将接收的多路信号按IEC 61850标准规定进行数据打包；串口发送功能模块对数据包进行编码，并由光纤传送至间隔层设备。合并单元需进行绝缘耐压、光纤以太网端口、母线和线路合并单元拉合直流、线路合并单元电压切换、母线合并单元电压并列的试验和调试工作。
4.1.3 智能单元
对传统变电站进行数字化改造，需在其基础上安装多种智能单元。如：在常规断路器和主变处安装智能单元，完成信号输出和控制输入的光电转换功能；用可编程软件代替常规继电器控制回路；用数字信号代替常规模拟信号传输，等。根据智能单元的功能和作用，需进行外观、通信网络、光纤链路中断反应、智能终端传动等试验和调试工作。
4.1.4 其它设备
除上述设备外，数字化变电站中的保护和测控装置也必须纳入调试的范畴。根据设备工作原理、运行环境以及电力行业对变电站设备规范，数字化变电站还需进行单装置及屏柜、二次回路检验及调试工作，包括对装置的外部结构、继电保护装置的定值整定及各种配置文件、二次回路的接线、光纤端口、光纤性能等试验和调试工作。
数字化变电站建立在智能化的一次设备和网络化的二次设备基础上，在IEC 61850标准中，数字化变电站等同于一个分层的网络体系，每个变电站设备可看作一个或多个逻辑节点，逻辑节点间由通信网络进行信息交换，并共同完成变电站的基本功能。因此，数字化变电站的各种功能都靠通信网络来完成，通信网络必须具备传输各种节点信息的功能，包括变电站层MMS、过程层GOOSE等。同时，通信网络还应具备快速的实时响应能力、高可靠性、良好的开放性、支持优先级传输以及良好的电磁兼容性能。
数字化变电站的网络调试工作包括网络通信设备、通信协议、网络性能等方面。根据国际、国家及电力系统行业标准，需对变电站二次设备的各种配置文件(如：CID、SCD、GOOSE，等)、网络设备性能(如：网络吞吐量、传输延时、交换机丢包率，等)、网络性能(如：GOOSE、MMS网络，等)进行试验和调试。
5结论
数字化变电站是智能电网运行数据的采集源头和命令执行单元，目前数字化变电站建设已经在全国广泛开展，这将给全国变电站的自动化运行和管理带来深远影响。然而仍存在以下问题有待解决：
1）传统变电站数字化改造过程中需解决传统设备与IEC 61850数字化设备的接口问题；
2）需制定一套全面完整且适合国内变电站环境的变电站网络通信标准；
3）各种新型的数字化设备技术的应用。
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【作者简介】
关键词：数字化牵引变电站；嵌入式Web；动态数据标记
中图分类号：TP311.52文献标识码：A文章编号：1007-9599 (2012) 06-0000-02
一、引言
“十一五”期间，我国的铁路建设迎来的大发展的局面，特别是2008年后，为应对国际金融危机对经济社会的影响，我国及时调整宏观经济政策，掀起“扩内需、保增长”的投资，进一步加快铁了路建设的步伐。截止2010年底，我国电气化铁路里程已达4.2万km，仅次于俄罗斯，位居亚洲第一、世界第二，成为世界电气化铁路大国。京广线、陇海线、京沪线、哈大线等主要干线都已实现电气化。
强大而可靠的供电是保证高速铁路正常运输的基本条件，电气化铁路牵引负荷的特殊性和供电系统的复杂性，对供电技术提出了更高标准。随着计算机技术、网络技术、控制技术的发展，以基于IEC61850通信协议的高速以太网为桥梁、以智能化一次设备和网络化二次设备为特征，以数字化为基础的铁路供电自动化系统将成为下一阶段牵引供电综合自动化技术的主流技术，其中，嵌入式Web技术可以提高变电站内信息共享和综合性应用，为变电站的运行管理和辅助应用提供支撑，得到了行业专家越来越多的关注。
二、数字化牵引变电站自动化系统体系结构
铁路牵引变电站自动系统是对铁路变电站的电力运行信息及设备运行状况执行保护、控制、测量、监视等综合性协调功能，变电站综合自动化系统可以提高铁路变电站安全运行稳定水平、降低运行维护成本、提高经济效益，是保证铁路运输的一项重要的技术手段。按照IEC61850体系要求，现代变电站自动化系统一般采用分层、分级、分布式体系结构，分为设备层、间隔层和变电站层。其中变电站层包括变电站监控系统和通信管理单元，用于全站信息的监视、控制和、上级调度系统的通信功能以及站内信息的Web功能；间隔层包括保护、测控、表计、直流电源等智能单元，执行变电站内保护、控制、计量、监视、监测等一体化集成功能，；设备层包括变电站站内的一次智能设备，如智能开关、光电式CT/PT、智能变压器等，但由于光电子式CT/PT还存在一定技术问题，一次电气开关和大型变压器等关键设备的智能化需要一个过程，目前在铁路牵引变电站中尚没有采用智能一次设备。牵引变电站自动系统体系结构见图1所示。
图1 牵引变电站自动化系统结构图
系统各装置之间采用最新国际标准IEC61850通信规约。IEC61850是一个在变电站自动化领域中非常重要的一个标准，它在今后相当长的一段之间内，对变电站的设计、建设、施工、维护等都产生非常重要的影响。从某种意义上来说，IEC61850已经成为高度集成、投资减少、方便易用、使用网络通信功能代替硬接线、具备即插即用功能的新一代变电站自动化的标志，是各自动化厂家正在研究的最新技术。
牵引变电站自动化系统负责铁路用电信息的监视和控制，一般自动化系统的信息、参数配置、系统维护等功能由自动化生产厂家专用配置工具完成，属于自主开发产品，没有统一的标准，给变电站维护人员的学习和掌握带来了很大的不便，增加了系统培训费用，浪费了社会资源，也不利于产品的升级改造，因此把配置管理工具“植入”变电站自动化系统中，不啻为一种很能好的解决方法，即在牵引变电站自动化系统中开发嵌入式Web Server服务器，运行维护人员根据自己的权限登录铁路供电内部网络使用标准的Web Browser来配置管理变电站内的自动化设备，实现变电站自动化系统数据资源的共享。
三、嵌入式Web Server的设计与实现
（一）嵌入式Web Server的设计
系统采用三层B/S瘦客户机架构。主控通信管理服务器与Web Brower之间的通信采用HTTP1.1协议，Web Brower的Java Applet通过Applet采用JAP（Java Applet Protocol）通信协议完成实时数据的刷新。主控通信服务器建立在VxWokrs操作系统之上，完成IEC61850通信服务和HTTP服务，HTTP服务与设备数据库之间采用CGI交互接口，自动化系统中的主控通信服务器与变电站内其它智能设备采用IEC61850通信协议。
（二）嵌入式Web Server的实现
嵌入式Web Server嵌入在主控通信服务器中，是一个模块化的、高性能的、可剪裁的、便于移植的软件功能模块。软件模块通过动态数据标记点技术在Web Browser静态网页中链接服务器动态数据的能力，从而实现轻量级的基于Web方式的配置管理功能。这种实现方式具有嵌入动态数据的静态网页与通信管理器服务程序相分离的特点，使得通信管理服务器的数据配置和管理具有灵活性和可扩展性。标记点数据标记点技术是在网页中需要显示动态数据的地方做一个特殊标识，服务器程序在解析网页时，如果遇到这种特殊标识就从标记点数据库中查找该标识点对应的实际动态数据，并用该数据在HTML网页中替换原来的特殊标识，这种方式把用户界面与动态数据相分离，从而提高了系统的可扩展性和数据访问处理的并行性。
主控通信服务器采用嵌入式实时多任务操作系统VxWorks，网络编程接口是操作系统提供的Berkerly Sockets 4.3接口，集成开发工具为风河公司的Tornado集成软件，Web服务器程序采用ANSI C编写和C++混合编写，HTML页面的制作采用Microsoft Frontpage 2000。
四、结语
本文给出了在通信管理服务器中实现嵌入式WebServer的方法，对基于动态数据标记点的动态数据刷新技术给予了分析说明，希望能为数字化牵引变电站网络信息提供借鉴。由于篇幅有限，本文只探讨了嵌入式WebServer的应用技术，与EIC61850协议的交互功能及其实时性和安全性问题尚需进一步研究，这也是下一步的开发目标。
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关键词：变电站自动化；数据通讯；保护
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1812-2485（2011）07-037-03
信息技术是主要用于管理和处理信息所采用的各种技术的总称。信息、物质和能源一起构成了当今世界的三大资源。而信息又具有与其它资源所不同的显著特点，即在使用中不但不会损耗，反而通过交流增值。信息技术推广应用的显著成效，促使世界各国致力于信息化，而信息化的巨大需求又驱使信息技术高速发展。信息产业已成为我国的支柱产业，其规模居世界第二位，在提高我国企业效益，改善产业结构，加快企业技术改造中发挥着越来越重要的作用。在电力行业中信息化建设正在逐步走向成熟，在油田电网中采用计算机技术、网络技术、数据库技术及信息处理技术等，对推动科技进步、创建一流企业不仅必要而且迫切。
变电站自动化技术是当前以至今后变电站发展的重要一环，目前全国每年所新建的各等级变电站基本上都应用了自动化技术。另外对于老式变电站的技术改造，也基本上全部升级为自动化模式。在进行变电站自动化技术的应用过程中，对包括远动、控制、通讯、保护、计量等在内的二次系统的运行管理以及一、二次设备之间的配合提出了更高的要求。因此，变电站自动化技术是对传统电力系统中应用信息技术的一项重大创新，它系统地囊括了电力行业的各相关专业，并且涵盖了从设备生产、设计、施工、检验、运行管理等各相关部门，是现代科学技术和管理技术在电力系统内的成功应用。
近年来，变电站自动化技术在胜利油田电网改造中的应用取得显著效果。为电网安全、可靠、经济运行提供了重要支持。为进一步在新老设备并存的胜利油田电网中逐步推进电网自动化改造，有必要总结经验，使技术方案更加合理、经济、先进。
1 变电站自动化技术的发展现状
变电站自动化是利用先进的应用控制技术、计算机技术、通信技术和信息处理技术等，实现对变电站的功能进行优化设计，采用自动装置进行各种作业来减少或替代人工，对变电站设备的运行情况执行监视、控制、管理和协调的一种自动化系统。
目前我国有不少变电站采用国外引进的或国内自行开发研制的系统和设备进行提高自动化水平的技术改造，从整体上提高了变电站运行可靠性，减少了变电站电缆等其他方面的造价，降低了运行维护成本。
1997年国际大电网会议对变电站自动化系统这个系统工程进行分析，总结了该系统的7个功能组（共63种功能），分别是：
（1）系统功能
（2）控制、监视功能
（3）继电保护功能
（4）关于继电保护的记录预警功能
（5）系统通讯功能
（6）接口功能
（7）测量表计功能
1.1 当前变电站自动化系统的组态模式
变电站自动化系统的组态模式主要因技术发展的水平、设计思路以及变电站现场实际情况的不同而呈现出差异化。一般来说，当前对变电站自动化系统的组态模式的划分原则是：一方面可以从系统设计思路上划分为集中式RTU加常规保护模式、分布式测控装置加微机保护模式和分层分布式结构模式；另一方面也可以按照变电站自动化系统所在物理安装位置的差异将系统划分为集中安装、分层安装和分散安装等多种形式。
1.1.1 集中式：是一种按照功能划分的模式，以RTU加常规保护作为基础实现远动及就地监控。主要是在以往常规保护的基础上加装了RTU装置，系统各功能组件主要采用模块化软件连接的方式来实现功能，集中采集相关信息并进行集中处理运算，用以实现远方调度的遥测、遥信、遥控、遥调等功能。此类系统目前仍有使用，存在的缺点主要表现在系统扩展性、维护性较差方面，属于变电站自动化的早期模式。
1.1.2 分布式：主要为分布式微机测控装置加微机保护模式，保护模块和测控装置之间相对独立，在各功能模块之间主要采用网络技术以实现数据通信功能，在实际应用中往往采用多CPU协同工作方式以提高系统处理并行大数据量事件的能力。通过网络系统内部优先级的分配方式来解决数据传输中的瓶颈问题，可以有效地提高系统的实时性。这种方式因为采用了现场总线和网络技术，相对于上一种模式系统的扩展性和维护性更为便捷，由于各测控装置和保护模块独立运行，因此一旦系统发生局部的故障不至于影响到其他模块的正常运行。目前分布式测控装置加微机保护模式应用较为广泛。
1.1.3 分层（散）分布式：近年来，随着通信技术、网络技术和计算机硬件技术的不断发展，随之出现了面向间隔（对象）的分层分布式结构模式。这种模式以每个间隔为保护对象，按照级别高低自上而下将变电所自动化系统划分为变电所层和间隔层。在每一个间隔中，各种数据量的采集、控制和保护单元分别安装在本间隔内，各个单元的设备之间相互独立，并通过网络进行连接和通信。一般由本间隔层内的各功能模块完成所需功能而不依赖通信网络。目前在110kV以下电压等级的变电站，采用此类结构模式完全可以实现保护、测控装置的一体化；在110kV及以上电压等级的变电站中，采用此类结构模式时保护测控系统大多按照每个间隔分别进行设计。采用这种模式可以大量减少二次设备的数量，减少二次电缆的使用和土建工程量。这种模式由于采用了先进的网络通信技术和面向间隔（对象）的设计方式，较前两种模式来说系统配置更加灵活、扩展也更为方便，既可以分散安装在间隔层开关柜上，也可以在控制室、配电室内分别组屏。是现阶段变电站自动化系统所采用的各种结构中比较先进的一种模式。
1.2 无人值班变电站的发展与变电站自动化系统
无人值班变电站，是指在变电站内不设置固定运行、维护值班人员，运行监测、主要控制操作全部由远方控制端进行，只对站内设备采取定期巡视维护的变电站。近年来，网络技术、数字通信技术、自动化技术、电子计算机技术得到了飞速的发展；另一方面，伴随着国家电力行业的不断发展，电网规模的不断扩大，电网的结构也日趋复杂，对自动化系统的依赖程度越来越高。特别是进入九十年代以来，随着变电站自动化系统在电力行业的大规模应用，为无人值班变电站的推广提供了可靠的技术保证。无人值班变电站的建设可以节约变电站的占地面积，减少常规变电站建设中的配套设备、辅助设施方面的大量投资和高额的运行维护费用，增加企业的经济效益。正是因为具备这些传统有人值班变电站所不具备的优点，无人值班变电站的建设已成为今后的发展趋势。据统计，目前在我国城市无人值班变电站占总量的比例已达到70%以上，而在山东、广东等电力系统发展较快的地区无人值班变电站的比例已经达到85%以上。
2胜利油田当前变电站自动化技术应用情况
在“九五”、“十五”规划期间，胜利油田电力管理总公司以调度自动化和变电站自动化的推广应用为重点，积极推广和应用变电站自动化技术，并将其作为今后技术改进的重点。现在电力调度自动化系统已初步建成，调度通讯用电缆工程的规划建设也以进入系统规划建设阶段。无人值守变电站的逐步实施也在逐步进行。
目前胜利油田变电站自动化系统的几种模式如下：
2.1 对运行时间二十年及以上，设备老化严重的
一次设备的断路器更换为六氟化硫断路器，避雷器更换为氧化锌避雷器，设备的二次保护改为微机保护，并配备微机监控系统。为实现无人值守增加通信设备和信道。
2.2 对投产时间不长的
进行经济型改造，一、二次设备运行安全可靠的变电站仍保留常规保护，只对传统设备进行部分改进，改进或新增RTU部分，并为实现无人值守建设通信通道。主要改造有：
2.2.1 所有断路器、主变分接头实现就地控制和遥控。
2.2.2 各种测量数据、信号通过RTU传送至调度中心。
2.2.3 保护装置的本身状态信号和动作信号都接入RTU，供遥信用。
2.2.4在开关柜上增加当地和远方控制切换开关，替代控制屏。
2.2.5 建立通讯信道。
因这种模式常规保护不具备自检功能，为预防不可预见的设备故障会给整个变电所运行带来严重后果，需定期进行试验和调试。所以此种改造方式只能作为自动化改造进程的过渡。
2.3 对负荷较轻的偏远临时变电站（6kV出线通常不多于四回）
一次设备的断路器更换为户外六氟化硫断路器，避雷器更换为氧化锌避雷器。为实现无人值守使用RTU和微波通信。
3 变电站自动化新技术应用
近几年变电站自动化技术进步迅速，使用的单片机从8位发展到16位、32位；设计从集中式发展到分布式；通信方式从串行通讯发展为现场总线和以太网通信。
如今像南瑞、南自、许继、四方这些国内制造厂商为降低制造成本、提高产品的性能价格比，和科研院所一起进行研究开发。推出了如ISA系列（南瑞）、PS系列（南自）等这些采用以出线间隔为单元，体现面向对象的保护、监控一体化分布式设计。并以其独特的风格占据了我国主流市场。
3.1 双CPU配置
其特点是保护功能模件与监控功能模件均和32位微处理器且具有相同的标准硬件结构，依靠EOROM中的固化软件来完成不同功能。有多个独立的CPU，分别管理保护、控制和通信，这样做可增强CPU的处理能力，避免CPU负担过重，故可靠性并未降低。还可提供双重电源，互为热备用。
以南自的PS6000系列产品为例：PS6000系列纵向分为站级层和间隔层，各单元内保护和监控相互独立，单元之间和层与层之间均采用现场总线（Field Bus），各间隔单元相互独立，仅通过站内网络互联，并同站级层通信。各单元同时具有独立的保护和监控功能模块，使变电站的二次回路布线大为减少、屏柜数量大为减少，并通过在相应的单元装置上加上相应的操作开关和开关位置指示灯，作为开关的后备/应急操作和监视来替代常规的仪表屏、模拟屏、变送器屏和中央信号控制屏的功能。
3.2TCP/IP技术
Internet网的快速发展使TCP/IP协议得到了广泛应用，成为一种事实标准，几乎所有的计算机厂商和数据网络产品都将其作为基本协议。最近兴起的以太网的嵌入式应用，网络直接延伸至单元设备。如果将电网看成一个网络，变电站这个电网的信息源和主要监控点就是网络中的节点。
传统的远动信息传输是采用串行接口（RS－232C或RS－422）加调制解调器（MODEM）方式，速率为0.6－1.2kbit/s。随着电力通信网从电力载波、模拟微波到数字微波、光纤通道的发展，这种在高速（64kbit/s）数字信道上传输低速模拟信号方式，所采用的数字－模拟－数字的二重转换造成技术的不合理，不仅增加设备费用，又造成通道带宽资源的浪费和降低了传输可靠性，可谓事倍功半。
因此，RTU系统上网TCP/IP技术是顺应当今计算机网络技术发展潮流的明智选择。该模式要求变电站自动化系统在网络层和传输层支持TCP/IP协议，在应用层支持远动通信协议IEC60870－5－104或计算机数据通信协议IEC60807－6TASE.2（ICCP）协议，该模式适用于新建站的分布式自动化系统，目前国内外的知名厂商都在积极开展这方面的探索和试制工作，如南自、南瑞、Harris、CAE、ABB等均有支持TCP/IP技术和新一代产品面世。
3.3 开放性设计思想
与其他设备之间的相互连接和可互操作性是如今变电站自动化发展的一大趋势。对于大部分已投运的厂站，可采用在RTU上TCU/IP协议转换器的方式接入调度自动化系统,在基于以太网通信的同时，通过各种规约转换与各种保护或智能设备实现互联。各主站端的前置机系统支持上述网络通信技术和协议，这样原有的通信规约和RTU的结构可保持不变。使各相关主站可以共享厂站的实时信息，从根本上解决了困扰远动领域多年的信息转发和一发多收的问题。
4 结论
4.1 胜利油田电网作为国内最大的企业电网，变电站的自动化水平还相对较低，今后的发展方向将是最终在整个油田电网范围内实现变电站的无人值班。因此，不但需要对原有变电站进行自动化系统改造，同时还需要提升电网无人值班变电站远方监控中心的各项功能和配置。
4.2 当前，在变电站自动化的应用和改造过程中，为实现无人值班的目标，需要从前期可研、设计、施工、运行维护等各个环节统一规划。在变电站一、二次设备的选型、电网调度自动化的建设和通讯信道的规划设计中充分考虑，同时对采用的自动化技术要经过充分论证，如采用有载调压变压器、站用变自动投切、双数据通讯信道等配置,确保系统的兼容性、稳定性、经济性和先进性。
4.3 加强人员培训，特别是需要大力提高电力调度人员和检修人员的专业技能，通过改变现有管理模式，使人员结构更为合理，电网运行管理朝着各专业协调统一和站内无人值班模式发展。以满足下一步无人值班站在运行过程中的通讯、远动、保护等各专业的综合运行、检修需要。
参考文献
1 (德)Klanus-Peter Brand (德)Volker Lohmann (德)Wolfgang Wimmer 景雷, 范忠,苏斌.《变电站自动化》.中国电力出版社.
2江智伟.变电站自动化及其新技术.中国电力出版社.
关键词：变电站；综合自动化
中图分类号：TM411+.4 文献标识码：A 文章编号：
变电站综合自动化系统是以计算机和网络通信技术为基础，将保护、控制、远动、自动装置、故障录波等分散的技术集成在一起，从而实现电网的现代化，并可以给运行、安全、设计、施工、检修、维护、管理等诸多方面带来直接或间接的效益。变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平，在我国城乡电网改造与建设中，不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班，更新改造后的变电站，其运行方式是越来越依赖于自动化装置的实用性、成熟性。 在变电站综合自动化数字化的领域中，随着智能开关、光电式电流电压互感器、一次运行在线状态的检测、变电站运行操作仿真技术的日趋成熟、 计算机高速网络在实时系统中的开发应用，特别是机电一体化设备的普及，都将极大地提高变电站建设的现代化水平。
一 国内外变电站综合自动化技术发展概况
1.变电站自动化自20世纪90年代以来一直是我国电力行业中的热点之一。80年代由于微机技术的发展,远动终端、当地监控、故障录波等装置相继更新换代,实现了微机化。这些微机化的设备虽然功能各异,但其数据采集、输入输出回路等硬件结构大体相似,是国内变电站自动化技术的第一阶段。90年代初研制出的变电站自动化系统是在变电站控制室内设置计算机系统作为变电站自动化的心脏,另设置一数据采集和控制部件用以采集数据和发出控制命令。此类集中式变电站自动化系统可以认为是国内变电站自动化系统的第二阶段。90年代中期,随着计算机技术、网络技术及通信技术的飞速发展,同时结合变电站的实际情况,各类分散式变电站自动化系统纷纷研制成功和投入运行。此类分散式变电站自动化系统可视为第三阶段。
2.国外变电站自动化技术的发展是从80年代开始的。日本在90年代亦新建和扩建了多座高压变电站,采用了以计算机监控系统为基础的运行支援系统。其主要特点是继电保护装置下放至开关现场,并设置微机控制终端,采集测量值和开关接点信息,通过光缆传输至主控制室的后台计算机系统,开关及隔离开关操作命令亦由主控制室通过光缆下达至终端执行。
二 变电站综合自动化、数字化系统的结构和技术特点
1.集中式结构
集中式的变电站综合自动化系统结构按信息类型划分功能。 采用这类结构的系统其功能模块与硬件无关，各功能模块的连接通过模块化软件实现，信息是集中采集、处理和运算的。 受计算机硬件水平的限制，该结构在早期自动化系统中应用较多，图 1 是一种较典型的集中式结构。
2.分布式结构
分布式结构则按功能设计，如按保护和监控等功能划分单元，分布实施。 其结构采用主从 CPU 协同工作方式， 各功能模块如智能电子设备之间采用网络技术或串行方式实现数据通信。系统结构如图 2 所示。
3.分散(层)分布式结构
分散(层)分布式结构采用“面向对象”设计。 所谓面向对象，就是面向电气一次回路设备或电气间隔设备，间隔层中数据、采集、控制单元(I/O 单元)和保护单元就地分散安装在开关柜上或其他一次设备附近，相互间通过通信网络相连，与监控主机通信。系统结构如图 3 所示。
三变电站自动化系统可以实现的功能
1数据采集与处理。实时采集模拟量、开关量、数字量、温度量、脉冲量以及各类保护信息。
2报警处理。对设备故障、错误操作、保护事故告警等进行处理; 对画面、音响、语音报警、打印等通知运行人员进行检查，并进行历史存储。
3SOE和事故追忆。重要的遥信变位、保护动作等信息上传SOE，保护事件发生时，系统自动启动相关的测量数据的记录，供系统将来进行事故追忆用。
4控制功能。具备就地/主站/远方三级控制，带必要的安全检查和防误闭锁。完成对断路器、隔离开关的控制; 对主变压器分接头的调节; 保护功能连接片的投退; 信号复归以及设备的启停等控制功能。
5用户管理功能。对不同用户可设置不同管理权限，以确保系统的安全性。
6.在线统计计算。对一些无法实测的量，提供逻辑、算术表达式由系统计算得到, 并可产生相关物理量的统计计算值，供系统产生各种运行报表。
7画面显示和打印。提供功能强大、使用简洁的图形系统，可将系统信息以图形画面、曲线、趋势图、报表等多种形式表示，支持画面的漫游、缩放等操作，并支持各类图形页面的在线打印。
四 提高变电站综合自动化系统可靠性的措施
1接地和减少共阻抗耦合
变电站综合自动化系统的接地主要是干扰抑制方法。在变电站设计和建设过程中，接地，屏蔽的结合良好，可以解决干扰问题。
2抑制干扰源的影响
外部干扰源在变电站综合自动化系统外部生成的，无法消除的。但这些障碍往往是通过电线连接由一个终端串到自动化系统。因此，可以采取屏蔽措施和降低电源电路的电感耦合方法。
3 滤波
滤波是抑制自动化系统的模拟输入通道的主要手段之一。模拟输入通道干扰主要分为差模干扰和共模干扰。对于字符串到信号电路的差模干扰，滤波方法可有效滤除；为共模干扰可采用双端对称输入抑制。
4 隔离措施
采取良好的隔离和接地措施，可以减小干扰传导侵入。在变电站综合自动化系统中行之有效的隔离措施有模拟量的隔离、开关量输入、输出的隔离及其他隔离措施。
五 变电站综合自动化系统的现状及发展
变电站综合自动化在一些新建变电站的运行中表明其技术先进、结构简单、功能齐全、安全可靠，经过十多年的发展已经达到一定的水平，在我国城乡电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班，而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术，从而大大提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度的可能性，降低了变电站建设的总造价。
结束语：
变电站综合自动化集微机监控、数据采集及微机保护于一体,取代了变电站
的常规仪表、常规操作控制屏及中央信号系统等二次设备,减少了控制室面积,实现变电站实时数据采集、电气设备运行监控、防误操作、电压自动调节、小电流接地选线、数据远程通信、保护设备状态监测、以及继电保护定值的检查与修改。变电站的改造，不仅节约了大量的控制电缆，取消了保护屏、信号屏、电磁式继电器等传统的设备，消除了设备隐患，降低了误操作率，提高了变电站的安全经济运行水平和供电质量。变电站综合自动化系统，总体上看就是变电站尽可能的数字化，将更多的自动和自动化的观念引入电力系统中，同时遥感和监控等技术充分应用到变电站中去，可以预测，未来变电站的发展将会朝着综合自动化的方向前进，目前各国也在这方面产生着这样或那样的竞争。对于我国来说是一次挑战，更是一次发展机遇。
参考文献：
[1]陈德树.计算机继电保护原理与技术[M],北京:水利电力出版社,1995-11
[2]王中元.变电站综合自动化系统中有关继电保护问题[J].电力自动化设备,1995,(03)
关键词 变电站；智能化；关键技术；一二次设备
中图分类号TM63 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2011）56-0160-02
1 智能化变电站基础理论
1.1 智能化变电站的概念
粗略地说，智能化变电站是当前数字化变电站的升级和发展，它在数字化变电站的基础上，结合国家提出的智能电网的规划，进一步对变电站自动化技术进行充实。根据国家电网公司《智能变电站技术导则》，我们将智能化变电站定义为：采用先进的传感器、信息、通信、控制、智能等技术，以一次设备参量数字化和标准化、规范化信息平台为基础，实现变电站实时全景监测、自动运行控制、与站外系统协同互动等功能，达到提高变电可靠性、优化资产利用率、减少人工干预、支撑电网安全运行，可再生能源“即插即退”等目标的变电站。
1.2 智能化变电站的主要特征
智能化变电站是在数字化变电站的基础上进化而成的，作为整个电网建设的重要环节，它的构建与实施，与我国当前智能电网的大前提息息相关，是为智能电网的高度发展而服务的，因此，在智能化变电站的构建过程中，也必须遵循信息化、自动化的科学发展要求，具体应该具备以下功能：一是智能化变电站具有与整个电网协调统一的特点；二是智能化变电站具有较高的运行性能；三是智能化变电站具有同时满足不同电压等级需求的特点；四是智能化变电站具有远程控制与自动值守的特点；五是智能化变电站具有标准化、模块化的特点。
2 智能化在变电站运用的技术探索
在智能化在变电站的运用过程中，通过高层次、高水平的数据信息同步采集，实现了变电站区域协调、总体控制的稳定运行，同时也为智能电网的全面发展奠定了基础。但是，在我国变电站中运用智能化的过程，需要充分实现设备整合、功能强化、数据共享、控制灵活等目标，这些目标的实现必须经过多方面技术的应用作为基础保障，因此，本章将从智能化在变电站中的运用技术为切入口，探索在建设智能化变电站过程中需要特别注意的相关技术。
2.1 智能化变电站标准信息基础的架设
将智能化在变电站中进行完美地运用，必须依托一整套完整地、可靠地数字技术和信息标准设施来完成，这些基础性标准的研究，根本目的是为变电站中的各种信息进行明确性标识，相当于为每种信息都定义了一种全网唯一的编码。智能化变电站标准信息基础的架设包括设备信息的统一建模、智能变电站的时间同步、标准化的通信网络等标准和设施。
2.2 一、二次设备智能化技术的应用
在变电站的主要设备中，通常包含有一次设备和二次设备，一次设备主要有变压器、开关设备、互感器等，二次设备主要有辅助平台、自动化系统、一些自动化组件等。将智能化技术充分应用在变电站中的首要标志之一就是对一、二次设备的智能化。这些一、二次设备在使用智能化集成技术之后，整个变电站将实现一种转变，由以往分散的运行状态转变为集成、标准的智能体的有效组合，这种组合能够在智能电网的大背景下，达到与各电网系统之间的合作与协调的目标。对一、二次设备的智能化技术，通常采取对主要设备进行智能化的方式，具体就是分别实现对主变压器的智能化、开关设备智能化、互感器智能化、以及与二次设备的综合集成等。
2.3 变电站数据的智能化采集技术
数据是智能化变电站的根本，也是变电站系统运行的血肉，数据采集技术的智能化将为变电站智能化奠定基础。智能化采集主要是指对变电站基础信息的标准化、一体化采集的过程，它能够智能变电站内部信息流、业务流的充分整合。
智能化在变电站的运用需要多个方面的深入协调和多种技术的全面应用，不是一蹴而就的事情，除了上述重点分析的智能化变电站标准信息基础的架设，一、二次设备智能化技术的应用以及变电站数据的智能化采集技术之外，在智能化变电站中还应该注意柔性电力设备的应用技术、间歇性分布式电源接入技术等其它方面的研究和应用。
3 我国现阶段智能化在变电站应用的关键问题
在我国现阶段，智能化变电站的建设已经取得了一定的成绩，但是，在不断推进智能变电站建设的过程中，也发现了面临的一些关键性问题，现将这些问题具体进行分析，
3.1 工程设计工具无法及时跟进问题
智能化在变电站的运用过程，本身是一个变革与创新的过程，其具有这相当丰富的理论意义与现实意义，无论从变电站本身的施工设计、组织运行还是检修维护都需要具有更新的技术、更强的设备与更先进的工具。
3.2 传统变电站改造的问题
就我国目前来将，很多智能化变电站的改造是基于传统变电站的基础上进行的，如何将这些老旧的传统变电站进行改造，改造的模式到底是什么样的，至今没有一个明确的答案，从理论上说，对传统变电站实现完全智能化的改造几乎是不可能的，只能通过一定的技术手段和增加一些智能化设备提升目前的自动化运行和管理水平。
3.3 智能化变电站的信息安全问题
智能化变电站的建设需要依靠充足的网络设备和网络建设，这与传统的变电站相比大有不同，在传统的变电站中，其信息的传递是基于点对点模式的，而且是主从的，而在现代的智能化变电站中，信息的传递方式已经变成了基于广域网的对等传递模式，由此也带来了变电站内的信息安全问题。
4 结论
坚强智能电网的提出，是国家电网针对我国电力系统发展的又一项战略部署，而变电站作为这个战略部署的排头兵，其智能化的全面运用将面临着大范围的提升与扩展，从而使其成为智能电网最重要的基础和保障。
尽管本文就智能化在变电站的运用方面进行了多角度的研究，但限于水平，有很多不尽人意的地方，还需要进一步研究。对我国而言，智能变电站的建设是一个长期的过程，智能变电站的智能化不只是体现在设计、施工、运行、维护等环节上，更主要是体现在对信息的获取、利用、分析的模式上，为此，对智能化变电站的建设，还要从更多的基础性建设入手进行研究。
参考文献
[1]杨波，王冬云.智能化变电站高级应用功能研究[J].中国电力教育，2010(32).
[2]孙纯军，农.智能变电站过程层网络构建方案研究[J].电网技术，2010(7).
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