变电站备自投与安稳的配合
变电站备自投与安稳的配合
发表时间：2017-01-09T14:19:50.323Z 来源：《基层建设》2016年27期作者：庄博明
[导读] 摘要：本文结合电网的实际情况，对110kV备用电源的自投装置在现场运用当中与安全稳定控制系统的配合问题进行了详细地分析。
惠州供电局广东惠州 516000
摘要：本文结合电网的实际情况，对110kV备用电源的自投装置在现场运用当中与安全稳定控制系统的配合问题进行了详细地分析，针对存在的一些问题，阐述了一系列具体的解决方案，而进一步地提高了110kV备用电源自投装置在电网当中的动作准确性。
关键词：备自投，安稳控制系统，110kV，动作逻辑
常规的备用电源自投动作的一个先决的条件就是结合工作电源的失压启动备自投，为可以使安稳装置远切负荷时备用电源自投不误动，采取了以下几个方案作为备用电源自投的开放判据，可以根据电网的实际情况灵活地选择和配置。
1.1 适应安稳系统的线路备自投动作过程
适应安稳系统的线路备用电源自投和常规的线路备自投充电的条件相同，待充电完成以后，110kV1M、2M母线都没有电压、UL2有电压，但是Ial没有电流，以上的母线电压不平衡度、重合闸的检测、开关的位置不对应三种开放备用电源自投的判据条件之一满足开放，备用电源自投起动，延时跳1QF，这时候投入低频低压的检测，在备用电源自投延时到以前低频低压的动作，这就可以表明系统的功率缺损，安稳系统已经动作，这时备自投放电返回。在备用电源自投动作延时到以前低频低压未的动作，备自投就跳1QF，lQF确认跳开以后，再经延时发2QF合闸脉冲，在合闸延时到之前的低频低压动作，备用电源自投不闭合2QF，备自投动作就会停止。在合闸延时到之前低频低压未动作，合2QF，确认2QF合上以后，备用电源自投动作完成。
1.2 低频低压闭锁备自投功能
低频低压减载动作的时候，系统的频率、电压出现异常是其显著的特征，由频率变化率（df/dt）超限、电压变化率（dU/dt）超限、低频率（fL）和低电压（UL）四个元件组成的逻辑判据就是低频低压减载装置判断系统不稳定而切负荷的重要依据。可以利用以上的判据在安稳系统动作的时候闭锁备自投，考虑到了判据如果发生了失效，也就是备自投合上备用断路器以后，系统的工况仍然异常的时候，再延时断开该断路器。
安稳系统及备自投装置的判断系统电压、频率异常的判据相似。所以，在安稳系统动作远切4QF的时候，备用电源自投装置的低频低压判据也能动作，正确闭锁备自投，非安稳系统动作使主供电源失电的时候，备自投装置的低频低压判据不会动作，备自投正确动作。
备用电源自投装置的低频低压判据取自备用线路侧电压，且在主供电源失电，备自投起动以后，投入此判据。所以，在主供电源线发生故障的时候，首先由线路的保护或者其它保护切除的故障，待故障切除以后，备用电源自投才会起动，这时候，因为电源线故障所造成的备用线路电压、频率异常影响已经非常小，不会误闭锁备自投。假如主供的电源线与备用的线路不是取自同一个电源的话，因为电源线故障所造成的备用线路电压、频率的异常影响就变得非常小。
1.3 开关位置不对应开放备自投判据
考虑到开关偷跳等一些原因造成母线失电的时候，相电压的不平衡度以及线电压的不平衡度都不满足，重合闸检测开放备用电源自投的条件也不能满足，不能正常的开放备自投，就可以采用开关位置不对应开放备用电源自投，可保证备自投可靠开放，逻辑图如图1所示。
图1 开关位置不对应开放备自投逻辑
1.4 重合闸检测开放备自投判据
当备自投的电源进线重合闸投入的时候，在11OkV线路单相经高阻接地的情况之下，电压的不平衡开放备自投的灵敏度可能不够。这时候就可以参考110kV线路重合闸的特征来开放备自投，l10kV线路都采用了三相重合闸的方式，利用l10kV线路的重合于故障过程当中母线电压的变化，也就是“母线有压-母线无压-母线有压”来判断线路经历的重合闸过程，用于开放备自投，此逻辑图如图2所示，Uψwysd为相电压无压定值。
图2 重合闸检测开放备自投逻辑
1.5 母线电压不平衡开放备自投判据
当安稳系统由于主网联络线接地故障动作的时候，110kV终端站内的故障相电压下降有限，健全相和故障的相电压之间的不平衡度比较小；而当1lOkV终端站的电源线发生了金属性接地故障的时候，终端站内的故障相电压理论下降为零，健全相和故障相之间的电压不平衡的度理论上则为无穷大。当安稳系统由于主网联络线发生相间故障的时候，110kV终端站里相电压的幅值以及相位变化不大，线电压的不平衡度比较小；而当11OkV终端站的电源线发生相间故障的时候，故障线相间电压就降为零，故障线相间电压和最大线电压之间的不平衡度比较大。所以，可以通过终端站内的母线相电压或者线电压的不平衡度来区分主网联络线故障和终端站电源线的故障。而且可以结合3U0幅值的大小来判断系统的故障是不是发生了地故障，当3U0比较大的时候，用相电压的不平衡度作为备用电源自投的开放判据，当3U0比较小的时候，用线电压的不平衡度作为备用电源自投的开放判据。当相电压不平衡度和线电压不平衡度检测元件都没有起动的时候，如果母线没有电压，就可以认为是安稳系统切负荷，备自投不开放。电压不平衡度开放备自投逻辑框图如图3所示，图中Uψmax为最大相电
智能变电站状态图元的规范与设计
智能变电站状态图元的规范与设计 发表时间：2016-07-19T15:46:42.537Z 来源：《电力设备》2016年第8期作者：杜鹏侯丹贺思亮张亮 [导读] 智能电网建设是全国电网建设的大趋势，最终要实现电网的无人化、智能化是电网建设的最终目的。 杜鹏侯丹贺思亮张亮 （国网冀北电力有限公司唐山供电公司河北唐山 063000） 摘要：按照“调控一体化”建设模式，梳理调控业务需求、更新信号类型、建立新型图元、制定专属监控信号，已经成为当务之急。遵照“异常上光字、变位不告警”技术原则，提出新增空挂断路器、保护图元、状态图元等新概念并根据智能站新需求与主站监控界面新增重合闸状态监视界面，避免因信号告警方式错误，图元制作不规范等原因影响运行及监控人员对故障的准确判断，提高调度、运行人员的日常操作和事故应急处理效率，确保调控一体化系统高效稳定运行。 关键字：智能变电站信息图元分类规范 一、研究背景 智能电网建设是全国电网建设的大趋势，最终要实现电网的无人化、智能化是电网建设的最终目的。智能电网调度技术支持系统建设是智能电网建设的重要组成部分，为保障电网安全、稳定、经济、优质运行和 “大运行”体系改革、电网智能化建设奠定了坚实基础。为了实现电网的智能化建设唐山电网对于新投的110kV以上变电站要求全部按照智能变电站标准建设。新的智能变电站建成投运后，在信号及监控界面方面发现了若干问题，影响了调度、运行人员的日常操作和事故应急处理效率，影响了自动化维护人员对故障的及时排查。对智能站特有的信息及监控界面的优化规范与梳理已成为必要之举。 二、现状调查 随着智能变电站建设步伐的加快，智能变电站与常规站信号的差异日渐突显，由于智能变电站的设备与传统变电站由较大区别，导致主站调控一体化监视系统新增了许多以前没有的信号，例如：重合闸充电指示、重合闸投入软压板、智能终端就地操作、开关机构就地操作等等，而且智能变电站很多信号长期处于触发状态，老的图形绘制原则将导致监控人员监控复杂、操作不变，给调度与监控工作带来的极大不便，从而致使电网事故判断与处理效率下降。 三、存在的问题 1．新信号的图形制作问题 新投智能站把开关取消并加入智能终端，因此需要对相应的远方就地进行划分，同时对于属于保护信号并同时为变位信息的信号图元重新制作。对于新增信号图形制作问题，首先听取监控员意见，由于有些信号长时间为触发状态，小组人员讨论决定变位信息不上光字牌，这样不会触发间隔的光字牌，从而降低了对监控员的干扰。 2．保护信号的遥控问题 智能站中新增重合闸软压板、备自投软压板等压板类保护信号且这些信号需要主站监控员进行遥控，对于着这种情况需要在图形上进行重新制作。 3．重合闸信号是否异常问题 智能站中新增的重合闸充电指示、重合闸压板投入信号，这就为监控员根据充电指示、压板投入情况和开关位置判断信号是否异常增加了难度和工作量，导致监控员需要检查多幅间隔图中信号，并根据计算才能判断信号情况，根据这种情况需要增加新的监控信号并根据三种信号的情况制作公式判定。 四、状态图元的规范与设计 4.1对于智能站新增和改进信号进行系统分类 为便于调度监控人员更简便、准确的掌握信息，将保护信号中的变位信息分为以下几类。 1）仅状态变化的变位信息：主要反映相关设备“二次把手‘远方/就地’”的相关变位信息，仅用于监控员观察其状态以判断其是否属于异常，信号主要包括智能终端就地操作、刀闸及接地刀闸就地操作、开关就地操作、开关机构就地操作、主变有载调压机构就地操作。 2）不可遥控的变位信息：主要反映重合闸设备是否充电开关是否具备重合闸功能的变位信号。信号主要包括重合闸充电指示、备自投充电指示、备自投方式XX充电指示。 3）可遥控的变位信息：主要是智能站独有的相关软压板投入退出的变位信号，该信号可有主站监控员进行远程遥控操作。信号主要包括智能终端置远方压板投入、备自投软压板投入、自投闭锁压板投入、重合闸软压板投入。 4.2规范图元模型对应信息制作不同图元 根据上面对智能站变位信息的分类对每类信息制作专门类型的图元，同时我们为了使图形更整齐划一，我们对所有图元的绘制采用相同的参数。 1)对于“远方/就地”仅状态变化这类信息制作成状态图元。 2）对于充电指示这种不需遥控的变位信息制作成保护图元。 3）对于软压板投入这种需要遥控的变位信息必须使用设备图元代替最终使用空挂断路器来实现。 五、实时效果 通过对上述信息的详细分类，并根据分类采用标准化参数制作对应图元，极大地规范了间隔图内容，防止信息出现混乱从而产生光字时常动作的情况发生，减少了监控员的工作量提高了工作效率。 在今后所有新投变电站的信息分类、图形绘制过程中，均需严格按照对应原则对信息进行分类并使用标准图元模板进行一次图和间隔图的绘制，并在今后的工作中，认真总结工作经验，勇于创新，持续改进不足，保障调控一体化系统高效稳定运行。 参考文献： [1]《调控一体化系统信号与监控界面优化分析》，《电工技术》，2013（1）：28-30 作者简介： 杜鹏，男，高级技师，从事调控一体化运维工作,侯丹，女，高级工，从事电力系统营销工作,贺思亮，女，工程师，从事调控一体化运
智能变电站及其技术特点分析
智能变电站及其技术特点分析 发表时间：2018-12-13T12:03:43.573Z 来源：《防护工程》2018年第26期作者：郭宝柱杨德帅[导读] 在此基础上对智能变电站的技术特点进行分析。期望通过本文的研究能够对促进智能变电站的发展有所帮助。 国网天津市电力公司检修公司天津 300250 摘要：随着我国社会经济水平的不断提升，人们对电力的需求日益增加。变电站是电力输送的中转站，在电力系统中起着重要作用。智能变电站是目前最为先进的变电站，文章首先对智能变电站的优越性进行简要阐述，在此基础上对智能变电站的技术特点进行分析。期望通过本文的研究能够对促进智能变电站的发展有所帮助。 关键词：智能变电站；技术；特点 引言 智能变电站是采用先进、可靠、集成、低碳、环保技术的智能设施，以实现全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动提供信息采集、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。智能变电站技术是变电站自动化技术发展中具有里程碑意义的一次变革，对变电站自动化系统效益的提升产生了深远的影响，在系统可靠性、经济性、维护简便性等方面均比常规变电站有更大的发展潜力。 1智能变电站构建的必要性分析智能变电站在今后的发展具备十分宽广的发展空间，这也是未来的发展方向，已经得到了国家的重视。下面就智能变电站的优越性作简要分析。 （1）可靠性更高。变电站作为电力系统的重要组成部分之一，其运行是否可靠对整个电网的运行具有直接影响，因此在变电站的建设中，可靠性是最为基本的要求。而对于智能变电站而言，它的运行可靠性更加重要，在这一定程度上对智能变电站提出了更高的要求，正因如此，使得所有建成投用的智能变电站都具有较高的可靠性，尤其是各种智能控制设备的应用，进一步提升了智能变电站的可靠性，这也成为其突出的优势。（2）互动性强。由智能变电站的定义可知，其能够对电网调度进行互动，这是常规变电站所不具备的功能。智能变电站在各种电气设备信息的采集上不但快速而且高效，并且可以借助通信网络对相关信息进行实时传输，电网调度通过对这些信息的应用，可做出正确的决策，确保了电网的运行稳定，使电网的运行效率获得显著提升。（3）环保性好。近年来，我国在大力发展工业产业的同时，对环境造成了一定的破坏，对此国家提出节能减排、低碳环保的发展理念，智能变电站在建设时完全是以该理念作为指导依据，各种设备采用的都是低能耗、环保型产品，这样除了可以达到节能的目标之外，还能有效降低对环境的污染和破坏，充分体现了节能环保的理念。 2智能变电站组网技术智能变电站结构，以“三层两网”结构为主。“三层”主要为站控层、间隔层、过程层。“两网”分别为站控层网络及过程层网络。与传统变电站相比，智能变电站继电保护系统的硬件，发生了极大的变化。下面就其变化作简要分析。 （1）智能元件的应用：智能变电站技术改变了继电保护的元件类型，增加了智能元件在系统中所占的比例[1]。以电子式互感器为例，与传统互感器相比，该类型仪器，抗干扰能力更强、动态范围更大，且支持网络传输，数据处理水平更高，优势显著。（2）网络的应用：智能变电站继电保护系统，要求采用以太网传输数据。与传统变电站相比，有效拓展了交换机的性能，提高了数据信息的传输效率。在上述继电保护方式的作用下，变电站各构件运行安全性的提升将成为可能。（3）光缆的应用：智能变电站继电保护系统的光缆数量更大，数字化输出效率更高。与传统的二次光缆相比，系统性能更强。 3智能变电站的主要技术特征 3.1信息交互网络化 在智能变电站中，传统的电磁型互感器已经被淘汰，电子互感器得到广泛运用。电子互感器的优点是能耗低、效率高，而其他模块装置已经演变成为逻辑功能模块，不再负责信息的传递，减少了设备的压力，提升了设备的运行效率。 3.2设备运行状态实时监测与诊断 由于智能变电站中存在着大量的智能设备，为确保这些设备的运行稳定、可靠，需要对其运行状态进行实时监测。从目前的技术上，想要实现对智能变电站内所有二次设备进行全面的状态监测难度较大，所以国内大部分智能变电站在对二次设备进行状态监测时，都是选取站内一些关键的设备。而对一次设备的状态监测和故障诊断则是以主变、气体绝缘开关，监测与诊断是通过相关的系统来实现的。智能变电站一般使用SCADA（Supervisory Control And Data Acquisition）系统，即数据采集与监视控制系统。该系统可以实时获取与被检测设备运行状态有关的信息，利用信息融合模型，按照采集到的参数，综合历史状态记录，考虑环境影响因素，对设备当前所处的运行状态进行判断，看设备是否正常，一旦发现设备故障，系统会自行给出处理方案，由此为设备的稳定、可靠、安全运行提供了强有力的技术保障。 3.3设备操作智能化 当前，智能变电站的断路器已历经多次演变，以电子、计算机技术为基础的控制回路成为主流的断路器。智能断路器系统主要包含控制单元、智能接口、控制软件三大部分。在智能断路器中嵌入的电压以及电流变换器，取代了传统的机械式辅助和开关，实现了断路器智能化。 3.4防误功能相关技术 在智能变电站当中，防误闭锁技术的应用表现为：①智能变电站技术与常规变电站的防误闭锁功能相比，增加了监控中心层面的功能。②顺序控制主要是通过计算机来下达操纵任务，通过计算机按照步骤来完成操作任务。在智能变电站当中所有的开关都会设置防误功能，如接地开关、隔离开关等，需要采用本间隔电气节点和编辑防误等来实现防误功能。在逻辑防误实现的过程中，GOOSE属于关键的节点，需要得到足够重视。
变电站0.4kV备自投系统分析
变电站0.4kV备自投装置分析 0.4kV备自投装置，原理为分段开关自投，即：进线1、2工作，分段开关处于跳位，当进线1、2失电时，分段开关自投。 从NSR600R系列保护测控装置技术使用说明书中的原理图（图1）我们可以看出，要使分段开关自投必须满足分段出口合逻辑，即满足以下条件： 1、0.4kVⅠ（Ⅱ）组母线无压（我站无压定值为30V） 2、0.4kVⅡ（Ⅰ）组母线有压（我站有压定值为70V） 3、0.4kVⅠ（Ⅱ）组母线电流（I X1）小于进线有流定值（I XZD，我站此定值整定为0.05A） 4、备自投充电 5、开放备自投 6、分段备自投压板、控制字均投入（FDBZT） 7、Ⅰ（Ⅱ）母失压动作时限（TU1L或TU2L，我站此整定值为3S）或着是加速备自投。（两个条件任意满足一个） 满足以上条件则满足跳进线1（2）出口逻辑（CKTJX1、CKTJX2），即动作跳开1ZKK （2ZKK） 满足以上7个条件后，同时还满足1ZKK（2ZKK）不在合位，3ZKK在跳位这个条件，即满足分段出口合逻辑（CKFDH），即3ZKK备自投。 从分段出口合逻辑中我们看出，要满足分段开关自投，首先需要满足备自投充电这一条件，而要满足备自投充电则必须满足以下这些条件： 1、0.4kVⅠ组母线有压 2、0.4kVⅡ组母线有压 3、检Ⅰ组母线进线电压正常（JUX） 4、检Ⅱ组母线进线电压正常（JUX） 5、1ZKK断路器在合位 6、2ZKK断路器在合位 7、分段备自投压板、控制字均投入（FDBZT） 8、经过10S延时 9、开放备自投 10、备自投未闭锁 11、备自投未放电 12、1ZKK断路器在合后位 13、2ZKK断路器在合后位 14、3ZKK断路器（分段开关）在分闸位 只有当同时满足以上14个条件的情况下，备自投充电。 从逻辑图中我们可看出，分段开关备自投的必要条件之一是1ZKK(2ZKK)取合后位置，备自投充电。只有备自投充电，才能使3ZKK在1ZKK(2ZKK)断开后实现备自投功能。 而从备投装置原理接线图（3/5）中，我们可以看到当1ZKK、2ZKK合闸时，1ZJ、2ZJ （1ZKK、2ZKK中间继电器）励磁，即合闸位置取1，跳闸位置取0。而当1ZKK、2ZKK 分闸是，1ZJ、2ZJ失磁，即合闸位置取0，跳闸位置取1。此时1ZKK（2ZKK）位置取跳位，合后位置为0，则备自投充电条件不满足，而备自投充电条件不满足则分段出口合逻辑不满足，即当1ZKK(2ZKK)跳开时，3ZKK不能自动投入，即我站现在的运行方式。而当我站301（302）断路器或345（346）断路器跳开时，因为1ZKK（2ZKK）仍然在合位，满足备自投充电条件，此时分段出口合逻辑满足，能自动合上3ZKK断路器。
智能变电站辅助系统综合监控平台介绍
智能变电站辅助系统综合 监控平台介绍 Prepared on 24 November 2020
智能变电站辅助系统综合监控平台 一、系统概述 智能变电站辅助系统综合监控平台以“智能感知和智能控制”为核心，通过各种物联网技术，对全站主要电气设备、关键设备安装地点以及周围环境进行全天候状态监视和智能控制，完成环境、视频、火灾消防、采暖通风、照明、SF6、安全防范、门禁、变压器、配电、UPS等子系统的数据采集和监控，实现集中管理和一体化集成联动，为变电站的安全生产提供可靠的保障，从而解决了变电站安全运营的“在控”、“可控”和“易控”等问题。 二、系统组成 （一）、系统架构 （二）、系统网络拓扑
交换机服务器 站端后台机 网络视频服务器 门禁 摄像摄像头 户外刀闸温 蓄电池在线监测开关柜温度监测 电缆沟/接头温度监测SF6监测 空调仪表 电压UPS 温湿度电流烟感 电容器打火红外对射 门磁 非法入侵玻璃破碎电子围栏 水浸 空调 风机灯光 警笛 警灯 联动 协议转换器协议转换器协议转换器 消防系统 安防系统 其他子系统 TCP/IP 网络 上级监控平台 采集/控制主机 智能变电站辅助系统综合监控平台将各种子系统通过以太网或 RS232/485接口进行连接，包括前端的摄像机、各种传感器、中心机房的存储设备、服务器等，并通过软件平台进行集成和集中监视控制，形成一套辅助系统综合监控平台。 （三）、核心硬件设备：智能配电一体化监控装置 PDAS-100系列智能配电一体化监控装置，大批量应用在变电站、开闭所 和基站，实践证明产品质量的可靠性，能够兼容并利用现有绝大部分设备，有效保护客户的已有投资。能够实现大部分的传感器解析和设备控制，以及设备内部的联动控制，脱机实现联动、报警以及记录等功能。工业级设计，通过EMC4级和国网指定结构检测。 智能配电一体化监控装置是针对电力配电房的电缆温度以及母线温度无 线检测，变压器运行情况以及油温检测、配电、环境、有害气体以及可燃气体
变电站备自投与安稳的配合
变电站备自投与安稳的配合 发表时间：2017-01-09T14:19:50.323Z 来源：《基层建设》2016年27期作者：庄博明 [导读] 摘要：本文结合电网的实际情况，对110kV备用电源的自投装置在现场运用当中与安全稳定控制系统的配合问题进行了详细地分析。 惠州供电局广东惠州 516000 摘要：本文结合电网的实际情况，对110kV备用电源的自投装置在现场运用当中与安全稳定控制系统的配合问题进行了详细地分析，针对存在的一些问题，阐述了一系列具体的解决方案，而进一步地提高了110kV备用电源自投装置在电网当中的动作准确性。 关键词：备自投，安稳控制系统，110kV，动作逻辑 常规的备用电源自投动作的一个先决的条件就是结合工作电源的失压启动备自投，为可以使安稳装置远切负荷时备用电源自投不误动，采取了以下几个方案作为备用电源自投的开放判据，可以根据电网的实际情况灵活地选择和配置。 1.1 适应安稳系统的线路备自投动作过程 适应安稳系统的线路备用电源自投和常规的线路备自投充电的条件相同，待充电完成以后，110kV1M、2M母线都没有电压、UL2有电压，但是Ial没有电流，以上的母线电压不平衡度、重合闸的检测、开关的位置不对应三种开放备用电源自投的判据条件之一满足开放，备用电源自投起动，延时跳1QF，这时候投入低频低压的检测，在备用电源自投延时到以前低频低压的动作，这就可以表明系统的功率缺损，安稳系统已经动作，这时备自投放电返回。在备用电源自投动作延时到以前低频低压未的动作，备自投就跳1QF，lQF确认跳开以后，再经延时发2QF合闸脉冲，在合闸延时到之前的低频低压动作，备用电源自投不闭合2QF，备自投动作就会停止。在合闸延时到之前低频低压未动作，合2QF，确认2QF合上以后，备用电源自投动作完成。 1.2 低频低压闭锁备自投功能 低频低压减载动作的时候，系统的频率、电压出现异常是其显著的特征，由频率变化率（df/dt）超限、电压变化率（dU/dt）超限、低频率（fL）和低电压（UL）四个元件组成的逻辑判据就是低频低压减载装置判断系统不稳定而切负荷的重要依据。可以利用以上的判据在安稳系统动作的时候闭锁备自投，考虑到了判据如果发生了失效，也就是备自投合上备用断路器以后，系统的工况仍然异常的时候，再延时断开该断路器。 安稳系统及备自投装置的判断系统电压、频率异常的判据相似。所以，在安稳系统动作远切4QF的时候，备用电源自投装置的低频低压判据也能动作，正确闭锁备自投，非安稳系统动作使主供电源失电的时候，备自投装置的低频低压判据不会动作，备自投正确动作。 备用电源自投装置的低频低压判据取自备用线路侧电压，且在主供电源失电，备自投起动以后，投入此判据。所以，在主供电源线发生故障的时候，首先由线路的保护或者其它保护切除的故障，待故障切除以后，备用电源自投才会起动，这时候，因为电源线故障所造成的备用线路电压、频率异常影响已经非常小，不会误闭锁备自投。假如主供的电源线与备用的线路不是取自同一个电源的话，因为电源线故障所造成的备用线路电压、频率的异常影响就变得非常小。 1.3 开关位置不对应开放备自投判据 考虑到开关偷跳等一些原因造成母线失电的时候，相电压的不平衡度以及线电压的不平衡度都不满足，重合闸检测开放备用电源自投的条件也不能满足，不能正常的开放备自投，就可以采用开关位置不对应开放备用电源自投，可保证备自投可靠开放，逻辑图如图1所示。 图1 开关位置不对应开放备自投逻辑 1.4 重合闸检测开放备自投判据 当备自投的电源进线重合闸投入的时候，在11OkV线路单相经高阻接地的情况之下，电压的不平衡开放备自投的灵敏度可能不够。这时候就可以参考110kV线路重合闸的特征来开放备自投，l10kV线路都采用了三相重合闸的方式，利用l10kV线路的重合于故障过程当中母线电压的变化，也就是“母线有压-母线无压-母线有压”来判断线路经历的重合闸过程，用于开放备自投，此逻辑图如图2所示，Uψwysd为相电压无压定值。 图2 重合闸检测开放备自投逻辑 1.5 母线电压不平衡开放备自投判据 当安稳系统由于主网联络线接地故障动作的时候，110kV终端站内的故障相电压下降有限，健全相和故障的相电压之间的不平衡度比较小；而当1lOkV终端站的电源线发生了金属性接地故障的时候，终端站内的故障相电压理论下降为零，健全相和故障相之间的电压不平衡的度理论上则为无穷大。当安稳系统由于主网联络线发生相间故障的时候，110kV终端站里相电压的幅值以及相位变化不大，线电压的不平衡度比较小；而当11OkV终端站的电源线发生相间故障的时候，故障线相间电压就降为零，故障线相间电压和最大线电压之间的不平衡度比较大。所以，可以通过终端站内的母线相电压或者线电压的不平衡度来区分主网联络线故障和终端站电源线的故障。而且可以结合3U0幅值的大小来判断系统的故障是不是发生了地故障，当3U0比较大的时候，用相电压的不平衡度作为备用电源自投的开放判据，当3U0比较小的时候，用线电压的不平衡度作为备用电源自投的开放判据。当相电压不平衡度和线电压不平衡度检测元件都没有起动的时候，如果母线没有电压，就可以认为是安稳系统切负荷，备自投不开放。电压不平衡度开放备自投逻辑框图如图3所示，图中Uψmax为最大相电
智能变电站与常规变电站的区别
智能变电站与常规变电站的区别 一、了解智能变电站 1、背景 伴随着工业控制信息交换标准化需求和技术的发展，国外提出了以“一个世界，一种技术，一种标准”为理念的新的信息交换标准:IEC61850标准。在国内，现有信息交换技术在变电站自动化领域体现出来的种种弊端严重制约了生产管理新技术的提高，因此，采用IEC61850实现信息交换标准化已经成为国内电力自动化业界的一致共识，同时，国家电网公司又提出了“建设数字化电网，打造信息化企业”的战略方针，如何提高变电站及其他电网节点的数字化程度成为打造信息化企业的重要工作之一。数字化变电站就是在这样的背景下提出来的。因此，数字化变电站是变电站自动化发展及电网发展的结果。 如今，我国微机保护在原理和技术上已相当成熟，常规变电站发
生事故的主要原因在于电缆老化接地造成误动、CT特性恶化和特性不一致引起故障、季节性切换压板易出错等。这些问题在智能（数字）化变电站中都能得到根本性的解决。另外，微机技术和信息、通讯技术、网络技术的迅速发展和现有的成熟技术也促成了数字化技术在电力行业内的应用进程。这几年国内智能化一次设备产品质量提升非常快，从一些试运行站的近期反馈情况可以看出，智能化一次设备已经从初期的不稳定达到了基本满足现场应用的水平。工业以太网是随着微机保护开始应用于电力系统的，更是成为近几年的变电站自动化系统的主流通信方式。在大量的工程实践证明站控层与间隔层之间的以太网通信的可靠性不存在任何问题。而间隔层与过程层的通信对实时性、可靠性提出了更高的要求，但通过近两年的研究与实践，这一难点问题也已经解决。可以说原来制约数字化变电站发展的因素目前已经得到逐一排除。 智能（数字）化变电站按照变电站自动化系统所要完成的控制、监视和保护三大功能提出了变电站内功能分层的概念:无论从逻辑概念上还是从物理概念上都可将变电站的功能分为三层，即站级层、间隔层和过程层。智能（数字）化变电站作为变电站的发展方向，主要解决现有变电站可能存在的以下问题：传统互感器的绝缘、饱和、谐振等；长距离电缆、屏间电缆；通信标准等。 智能（数字）化变电站与传统变电站相比，主要需对过程层和间隔层设备进行升级，将一次系统的模拟量和开关量就地数字化，用光纤代替现有的电缆连接，实现过程层设备与间隔层设备之间的通
电力备自投装置原理
《备自投装置》 备自投装置由主变备自投、母联备自投和进线备自投组成。 ①若正常运行时，一台主变带两段母线并列运行，另一台主变作为明备用，采用主变备自投。 ②若正常运行时，每台主变各带一段母线，两主变互为暗备用，采用母联开关备自投。 ③若正常运行时，主变带母线运行，两路电源进线作为明备用，两段母线均失压投两路电源进线，采用进线备自投。 一、#2主变备自投 #1主变运行,#2主变备用,即1DL、2DL、5DL在合位，3DL、4DL在分位，当#1主变电源因故障或其它原因断开，2＃变备用电源自动投入，且只允许动作一次。
1、充电条件：a. 66千伏Ⅰ母、Ⅱ母均三相有压； b. 2DL、5DL在合位,4DL在分位； c.当检备用主变高压侧控制字投入时，高压侧220kV母线任意侧有压。以上条件均满足，经备自投充电时间后充电完成。 2、放电条件：a.#2主变检修状态投入； b.4DL在合位； c.当检备用主变高压侧控制字投入时，220kV两段母线均无压, 经延时放电; d.手跳2DL或5DL； e. 5DL偷跳，母联5DL跳位未启动备自投时,且66kV Ⅱ母无压； f.其它外部闭锁信号（主变过流保护动作、母差保护动作）； g.2DL、4DL位置异常； h.I母或II母TV异常，经10s延时放电； i.#1主变拒跳； j.#2主变自投动作； k.主变互投硬压板退出； l.主变互投软压板退出。 上述任一条件满足立即放电。 3、动作过程：充电完成后，Ⅰ母、Ⅱ母均无压，高压侧任意母线有压，#1变低压侧无流，延时跳开#1变高、低压侧开关1DL和2DL，联切低压侧小电源线路。确认2DL跳开后，经延时合上#2变高压侧开关3DL，再经延时合#2变低压侧开4DL。
国内智能变电站研究现状
国内智能变电站研究现状 国家电网公司和南方电网公司组织中国电力科学研究院和国内的各大电力设备制造厂商从2001年开始关注AEC 61850系列标准，并开始对该标准进行翻译，目前已经发布和出版了IEC 6185o系列标准的正式版，并组织了6次互操作实验，国内较有影响力的电力自动化设备供应商积极响应并参与了互操作性试验。 为有效推进智能变电站建设的规范化，国家电网公司在近年近百个各种类型数字化变电站项目实施经验的基础上，组织下系列标准和规范的讨论，并由智能电网部牵头编写了e／GDw 383－2009《智能变电站技术导则》、e／GDwZ410下2010《高压设备智能化技术导则》、《智能变电站设计规范》、O／GDw441－2010《智能变电站继电保护技术规范》、《智能电网试点项目评价指标体系与评价方法研究》等。这些标准和技术规范的出台，为智能变电站的实施试点项目提供了规范化的依据。 1．实际工程应用 2007年5月，河南首个智能变电站——洛阳金谷园110kv变电站正式投入运行。该站基于“网络化二次系统”概念，采用vLAN技术将局域网内的设备按网络化保护和控制功能逻辑划分成若干个网段，保证了控制的实时性，实现了网络的安全隔离；在间隔层采用了GOOSE网络传输技术，实现了数字化变电站三层结构的一体化应用；利用GOOSE网络实现了设备跳合闸命令传输、智能操作，实现了变电站过程层、间隔层、站控层一体化的五防操作逻辑闭锁功能；利用网络化实现了母线保护、备自投、低频低压减载功能；采用基于SNMP协议的网络在线监视与诊断服务技术，实时监视各网络节点的工作情况，实现了变电站二次设备的网络可视化监控。特别是在“网络化二次系统”及“网络化保护”方面处于国际领先水平。河南金谷园110kⅤ变电站智能化改造成功，标志真正意义上的智能变电站投人运行，也为智能电网的建设打下了良好的基础工作。
智能变电站及技术特点分析 马思羽
智能变电站及技术特点分析马思羽 发表时间：2017-10-24T09:49:22.513Z 来源：《电力设备》2017年第15期作者：马思羽 [导读] 摘要：随着我国国民经济的飞速发展，智能电网的建设工作也有了较大程度的进展，智能变电站是智能电网中的重要组成部分，智能变电站是电力系统发展的必然趋势，智能变电站的发展与电力系统的运行质量有着密不可分的关系。 （国网徐州供电公司江苏徐州 221000） 摘要：随着我国国民经济的飞速发展，智能电网的建设工作也有了较大程度的进展，智能变电站是智能电网中的重要组成部分，智能变电站是电力系统发展的必然趋势，智能变电站的发展与电力系统的运行质量有着密不可分的关系。智能变电站是应用许多先进的技术的电网管理体统，智能变电站技术是保证智能变电站稳定运行的技术前提，笔者通过本文对智能变电站及技术特点进行详细分析和阐述，为智能变电站的应用和技术改进提供借鉴。 关键词：智能变电站；智能变电站技术；特点分析 一、智能变电站的基本定义 所谓智能变电站，系指以集成、环保、节能、低碳、先进的技术、稳定的智能设备为基础的，以全站信息数字化，通信平台网络化和信息共享标准化为基本特点的，并且有能力完成自动数据信息采集、测量、保护、控制、检测和计算等工作的高级别变电站。智能变电站是智能电网的重要组成部分，在电网的运行过程当中，承担着基础数据的采集源头和命令的重要职能。智能发电站建设的主要目的是实现电力调度和设备信息和运维策略的有效结合，智能变电站可以实现全寿命周期的优化和管理，为实现电网的安全、稳定运行保驾护航。 二、智能变电站的技术特点 1.智能变电站的基本原理是通过计算机技术实现信息化测控和处理，实现信息共享和智能化控制。智能变电站的各种设备都是集成化设备，智能变电站的主要特点是分级控制技术。智能变电站目前采用的是电力安全性能过关的分布式控制技术，实现对电力系统的分级控制，通过分级使组成变电站系统的三个部分都安装上智能控制设备，使智能变电站的各个部分都具有独立的分级调控能力，从而有效的降低了主处理设备的工作负担，使工作效率得到稳步提升。更为重要的一点在于，由于分级调控技术的运用，很多潜在的安全风险随之降低，为变电站的平稳运行保驾护航，变电站的运行安全性直接决定着整个电网的整体运行安全性，由于变电站的运行安全性增加，从而使整个电网的运行安全性增加。 2.智能变电站技术的应用使数据的管理性能得到有效提升，一、二设备层到数据信息之间的传输速度得到大幅度提高，在提高速度的基础上，还可以使各个层级之间的数据信息更加稳定的传递，使数据传输稳定又可靠，计算机数字技术给电能传输质量进行监测和管理的设备集成化过程提供了技术支持，在某个特定的领域中设设备的配置工作得到优化，从而缩小了设备所占据的空间，施工的效率大大提高，又能节约设备的安装成本，使设备在计划的工期内投入使用，是工作效率得到了大幅度提升。通过光纤与设备集成化，不仅能使工作效率得到提升，还能有效的节约运营成本，智能变电站用的技术能为企业创造更高的效益，值得被广泛的推广和应用。 3.智能变电站的技术能实现变电设备的控制更加智能化。智能变电站如果仅仅从字的表面意思来理解的话，可以当做智能化技术的变电站来理解，在选择控制设备的工作中，智能化是最主要最基本的条件，因为技术应用方面的原因，智能变电站多运用了光电技术，通过在二次设备当中运用光电技术，使控制柜的占地面积大大缩小，从而节约了空间。在二次设备中使用光电技术，因为加入了具有自动控制功能的电流互感器，从而有效的解决了小故障很难得到及时高效地解决和排查工作的难题，从而减少了人力资源的使用，节约了人力资源，为局部范围内电力设备实现全部机械自动化创造了条件。由于智能变电站技术为节约人力提供了技术支撑，为企业节约人力成本提供了可能，降低了企业的运营成本，进而提高了企业的营业利润，为企业创造了更多的经济效益。 三、智能变电站技术的优点 1.智能变电站技术首先提高了变电能力，还提高了变电能力的扩展和延伸空间。在智能变电站中，应用了大量先进的变电站技术，包括计算机技术、分层控制技术、光纤技术、智能控制技术等多种先进的变电站及相关领域的科学技术，这些技术在智能变电站中的合理运用，大大提高了变电站的变电能力，改善了变电站的性能。与传统的普通变电站相比而言，具有增加二次变电功能较为方便的特点，在传统的变电站中，如果想改善变电站的二次变电性能，有较大的工作难度，在智能变电站中，由于先进技术的合理运用，使得智能变电站的二次变电性能达到了稳步提升。智能变电站技术的应用是二次变电的性能大大提高，智能变电站在二次变电方面与传统的发电站相比具有突出的优势，除此之外，由于智能变电站中应用了光电技术，是只鞥变电站的信号检测功能加强，智能变电站能检测到更多的信号，进而提高了相关软件的处理能力，使信息的处理更加准确高效。在传统的变电站中本来无法使用的高效信息处理终端在智能发电中得以全面高效地运用，这些技术在智能变电站中的应用解决了许多传统变电站无法解决的问题，是许多变电站的功能得到了优化。大大节约了成本和人力的工作量，是变电站的信息处理准确而高效，许多技术在总结哦恩能够变电站中的应用中发挥着独特而绝对的优势，是传统变电站完全代替不了的。 2.智能变电站技术的应用是变电成本显著降低，智能变电技术与传统变电站的技术相比较而言，具有独特的优越性，传统变电站中的仪器设备和信号监测设备应用的技术大多较为落后，存在诸多弊端。传统的变电站中应用的主要是半自动化控制设备和信号检测仪器，由于缺乏先进的技术支撑，使得传统变电站的运营成本较高，需要应用大量的人力、物力、财力，企业的运营成本较高，数据管理和控制方面存在很多不完善的地方。在智能变电站中，应用了许多先进的技术，使计算机技术的应用得到了广泛的普及，逐渐取代了传统变电站中应用的半自动化控制设备。取而代之的是智能变电站中应用的数字化信号和数据控制终端计算机，这种技术的应用不仅节约了大量的人力资源，降低了现场工作人员的工作量，使故障处理的时间显著缩短，大大提高了工作效率。这些优势都为节约企业的运营成本做出了贡献。尤其是在变电站的设备配置的领域中，智能变电站的控制层与传统变电站相比起来大大减少，从而大量节约了变电站建设的相关成本，据不完全统计，只鞥变电站的建设过程中用到的电缆的量仅仅是传统变电站的百分之七十左右，大概能节约百分之二十左右的建筑成本，以上数据充分表明了智能变电站的建设成本远远低于传统的普通变电站。智能变电站不仅在性能方面远远胜过传统的普通变电站，在建筑施工的过程中，也能为企业节约大量的成本，直接或借的提高企业的效益，智能变电站值得推广和广泛的应用。 总结 随着我国社会经济的不断发展和人民生活水平的不断提高，智能变电站的发展和普及是电力企业发展的大趋势，建设和发展智能变电站已经成为电力系统发展的中的一项重要工作。智能变电站与传统变电站相比具有诸多独特而明显的优势，能为电力系统减轻工作负担，
110kV变电站备自投原理及其二次回路探讨 张建
110kV变电站备自投原理及其二次回路探讨张建 摘要：随着国家经济的蓬勃发展，和用电负荷的不断增长，人们对电网的供电 能力、供电可靠性有了更高的要求。因此，备自投装置应在电网构架已确定的基 础上，不断提高自身的供电可靠性。当前中国的110kV变电站常配备备自投装置，备自投装置是否正确动作直接影响着电网的正常运行。探讨了备自投动作的基本 原理和二次回路，为备自投的运行提供参考。 关键词：110kV变电站备；自投原理；二次回路 引言 电源运用先进的材料及技术，在变电站中应用可节省输变电投资，提高供电 可靠性，但也会影响备自投的正常运行，不利于变电站运行的安全稳定。为此， 有必要对电源备自投二次回路实施改造。 1备自投动作基本原理 常见的备自投装置主要有变压器备自投、分段（桥）备自投、进线备自投， 本文以进线备自投为例。一般情况下，110kV变电站在实际运行中，通常会设置 两条线路互为主备供电源，一旦主供电源线路出现故障，线路保护跳闸，母线在 定值时间内不能恢复正常电压，备自投装置可以通过接入装置的电流电压量和相 关开关量自行检测，动作出口正确，恢复母线电压，保证变电站安全稳定运行。 备自投动作遵循以下主要原则：①主供线路断开后，主供线路重合不成功，母线失压，备自投才能动作接入备供电源线路；②备自投装置动作只能进行一次，动作后需要手动复归。 2备自投的模拟量采样 基于备自投动作原理，备自投装置判断母线失压后才能动作，因此备自投需 要采样母线电压，实际回路为从PT并列屏引入母线电压后经备自投保护屏的母 线电压空开后进入装置，达到实时监测母线电压的目的。同时，为了防止因进入 装置前的母线电压空开异常跳闸或母线电压采样电缆线芯松动导致备自投装置采 不到母线电压，此种情况下备自投z装置不应该动作，因此设置TV断线闭锁备 自投动作逻辑，其逻辑为当正序电压小于30V时，主供电源线路有流，负序电压 大于8V，满足以上任一条件延长一定时间后报母线TV断线，断线消失后延时返回。另外，除了判断母线失压外，在采样回路中接入主备供线路电流回路，通过 判断主供线路无流更好地确认断路器已经跳开，防止备自投误动作，若母线失压 但主供电源线路电流采样正常且大于装置有流定值，则备自投装置不应动作。另外，为使备自投动作后备投成功恢复母线电压，确保电网的安全稳定运行，备供 电源线路侧必须正常带电，否则即使备自投装置正确动作，母线也不能够恢复电压。因此，装置也需要采样主备供电源线路侧电压，以达到实时监测主备供电源 线路侧电压的目的。 3备自投装置的开关量输入 由备自投的动作原理可知，备自投装置开关量输入必须包括主备供线路的断 路器位置、合后位置（KKJ）以及相关闭锁备自投动作的开入量。一般来说，主备供线路断路器的位置都直接采自其断路器机构箱的辅助开关，而不是采自主备供 线路保护的TWJ或者HWJ，其好处为，即使主备供线路保护的操作插件损坏，TWJ或者HWJ失磁，备自投装置仍然能够识别到断路器的位置开入量，保证备自
智能变电站发展的现状与形势分析 刘心宇
智能变电站发展的现状与形势分析刘心宇 发表时间：2018-04-18T15:07:46.813Z 来源：《电力设备》2017年第31期作者：刘心宇陈凌霄 [导读] 摘要：目前，随着我国社会经济的快速发展，人们的生活水平有了很大的提高，同时科学技术的更新换代速度不断加强，运用的范围也越来越广。 （国网山东省电力公司检修公司济南 250000） 摘要：目前，随着我国社会经济的快速发展，人们的生活水平有了很大的提高，同时科学技术的更新换代速度不断加强，运用的范围也越来越广。其中随着工业用电和家庭用电量的不断增加，如何更好的管理社会用电问题，使得国家电网在发展方面面临非常大的挑战。而智能变电站等技术的发展应用，让我国的电网供应质量等方面有了很大的提升。如今，变电站的基础性建设作用被全面的发掘，那么在具体应用期间要对变电站的关键技术和其构建方式进行全面的分析研究，从而有效促进我国智能变电站的全面发展。 关键词：智能变电站；发展；形势 导言：现代社会随着科技技术的发展和社会的多层次需求，越来越朝着智能化的趋势发展。国家电网是我国的支柱产业，关系着国家的经济发展，并且属于国家公用事业，在国民经济中处于举足轻重的地位。但是电网在发展过程中面临着许多的压力，有资源方面的，也有环境方面的，优化资源配置，实现可持续发展，是电力行业进行智能化改造的根本原因。 2009 年国家电网公司提出了“坚强智能电网”的发展要求，从而开启了我国的智能电网建设序幕。智能变电站是智能电网的重要组成部分，是多种科学技术的融合，包括自动化技术、一体化技术、传感器技术等，通过与网络和虚拟电厂进行兼容，可以进行快速高效的通信，进行智能化的控制和管理。 1智能变电站通讯技术发展现状 现阶段我国的智能变电站通讯技术还处于发展阶段，通讯技术的配套设备应用还处于实践阶段，设备的性能与设计预想存在一定的差距，设备的稳定性相对较差，设备与二次系统的配合度低。通讯网络模式采用的是开放式协议，使得网络的安全性难以得到保证，加之网络节点与装置交互时，极易受到恶意攻击，使得通讯系统的稳定性差，还需要进一步研究。 2智能变电站的关键技术 2.1智能变电站设备的在线监测技术分析 目前，随着社会经济的快速发展，人们的生活水平有了很大的提升，同时信息技术的运用也越来越广，对于智能变电站的技术运用与发展而言，在社会科学技术的更新发展下，其技术发展也越来越成熟，尤其对于智能变电站的在线监测技术的发展而言，其主要针对变压器油色谱和铁芯接地与压力等综合信息的监测技术有很好的发展，而且其测量结果也非常的精准。但仍有一部分的技术发展水平依然比较缓慢，如智能变电站设备的在线监测的开关和断路器接头等方面需要综合性的研究，而且从整体而言，在线监测技术的发展程度依然比较普通，使得在具体工作期间，智能变电站的监测可靠性相对比较差，最终导致智能变电站的传感器容易损坏。如果智能变电站实施长期的运营，则由于系统长期的运营而使得监测系统的精确度出现严重的下降，甚至更严重的情况则造成数据的失真情况，因此，就目前使用的智能变电站，其在线监测技术依然在测试阶段。在线监测技术的具体运行情况。 2.2智能变电站中的组网分析 在目前智能变电站设备的运用期间，其设施组网期间主要根据三层两网的设计措施严格要求，然后在具体操作期间促使智能变电站单元和终端智能的统一运用。此外，为了确保智能变电站在运行期间的安全性，还需要对变压器实施保护，主要将变压器实施 110KV 到220KV 的等级保护措施，并在交换机上实施星型双网结构，并在电闸方面实施直跳的措施对智能变电站实施保护。在对智能变电站实施有效的组网保护措施后，就可以促使智能变电站的全面发展运用，也能促进其进一步的研究发展。 2.3智能变电站中的电子互感器 在国家电网变电站发展实施智能化建设期间，电子互感器已经成为其智能电网建设中最主要的部分之一，目前在智能变电站中运用的互感技术主要包括两类，即分压原理互感和光纤式互感技术，不同的互感技术运用的范围也各不相同。但从总体而言，电子互感器在智能变电站中的运用还需要进一步加强，并需要长时间的研究，才能在智能变电站中更好的运用。在目前的智能变电站互感器发展使用方面，还可以将二次调理线路装置与电子互感器进行全面的结合，但由于其在使用寿命方面与一次部件有很大的差别，因而在具体实施期间，工作人员要全面考虑智能变电站运行设备的可靠性，进而促使智能变电站与传统变电站互感器的结合运用。 3 智能变电站的特征 3.1 一次设备智能化 要实现智能变电站的信息化，一次设备必须实现智能化，通过接口一次设备可以进行在线监测和控制，通过传输智能电网中的信息数据可以进行一体化的传输。一次智能化设备主有要电子互感器、组件、变压器等设备，检测信号和驱动装置采用的是微处理器技术，由于简化了电器结构，数字化控制信号可以进行网络传输，也节省一部分导线连接。现在光电互感器被广泛使用，这成为一次设备智能化的实现基础。通过光电互感器，智能一次设备将二次设备如继电保护器等集中起来，智能变电站的设备层承揽了以前非智能变电站的过程层和间隔层的功能。 3.2 二次设备网络化 智能变电站中的二次设备主要包括继电保护器、故障录波装置、网络监测装置以及在线检测装置等，这些二次设备在设计制造时都是通过微处理机技术进行的，微处理机技术具有标准化和模块化的先进特点。设备之间进行连接的网络有着快速的特点，网络的应用使数据和资源可以进行共享。二次设备网络化通过通信协议、光纤等可以进行分布式的控制，与传统的总线控制方式相比，数据之间的传输更加高速和标准化。 3.3信息之间通信更加标准化 智能变电站的控制中心采用统一的通信协议进行信息交互，代替了以前的 104 规约。智能变电站进行信息交互和数据管理，严格遵循IEC 61850 协议要求，各种设备进行信息建模也遵循这一协议，采用统一的标准进行变电站的信息交流和共享，跨系统数据交换也可以进行无缝式对接。 3.4 进行设备检修侧重于状态检修 智能化变电站的一次设备采用比较先进的状态监测仪器，可以对设备的运行状态进行评价，如果设备出现了故障会自动分析设备的异
智能变电站概述
智能变电站概述 第2 章智能变电站概述 2.1 智能变电站的定义和主要技术特点 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。 智能变电站具有数字化全站信息、网络化通信平台、标准化信息共享和互动化高级应用的主要技术特点。 （1）数字化全站信息。数字化全站信息是指实现一次、二次设备的灵活控制，并具有双向通信功能，可以通过信息网进行管理，满足全变电站信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化。主要表现在信息的接地数字化，通过采用电子互感器，或者常规互感器就地配置合并单元，实现了就地数字化的信息采样；通过一次设备智能终端的配置，实现就地采集设备本体信息和就地执行控制命令。使电缆缩短，光缆延长。
（2）网络化通信平台。网络化通信平台是指使用基于IEC 61850 的标准化网络通信体系，具体表现是网络化传输全站信息。变电站能根据实际需求灵活选择网络拓扑结构，利用冗余技术增强系统可靠性；互感器的采样数据可通过过程层网络同时发送到测控、保护、故障录波及相角测量等装置，从而共享了数据；利用光缆代替电缆可大幅度减少变电站二次回路的连接线数量，同时提高了系统的可靠性。 （3）标准化信息共享。标准化信息共享就是形成基于一致的断面的唯一性、一致性基础信息，一致的标准化信息模型，通过一致的标准、一致的建模来实现变电站里外的信息交换和信息共享。具体表现在信息一体化系统下，将全站的数据按照一致的格式、一致的编号存放在一块儿，使用时按照一致的检索方式、一致的存取机制进行，避免了不同功能应用时对相同信息的重复建设。 （4）互动化高级应用。互动化高级应用就是实现各种变电站里外高级应用系统相关对象之间的互动，全面满足智能电网运行、控制要求。具体而言，就是建立变电站内全景数据的信息一体化系统，供各个子系统同一数据标准化规范化存取访问以及和调度等其他系统进行标准化交互；满足变电站集约化管理、顺序控制的要求，并能与相邻变电站、电源、用户之间的协调互动，支撑各级电网的安全稳定经济运行[5,6].