变电站模块化建设篇1
12000年后，35kV、10kV的开关设备开始分别在工厂安装在预制箱体内，实现了变电站模块化的第二阶段即35kV变电站的两侧箱式阶段，实现了局部模块化，箱体内仍选用常规开关柜，体积大、运输和吊装不便、操作走廊小、维护不便等问题仍然存在。
2006年开始提出全封闭、全绝缘的模块化变电站思路。高压开关选用封闭式组合电器，进出线用拔插式电缆接头连接，中压设备及二次设备都在预装式箱体内，在工厂内完成设计、制造、安装和内部电气接线，出厂前整组调试合格后再通过现场整体调试即可完成变电站的建设，这样形成了变电站模块化的第二阶段即66～110kV模块化变电站阶段。
2011年实现了35kV变电站除主变压器放置户外，其它所有设备箱式化，并且各模块在设计中可以进行整合。各模块分别在工厂内预制、调试完成，现场安装时只需将一二次电缆简单连接即可完成变电站建设，这样实现变电站模块化的第四阶段即35kV箱式模块化变电站。
2模块化变电站总体概述
模块化变电站提出了一种变电站建设的新模式，它可将变电站划分为高压开关、主变压器、中压开关、综合自动化、中压配套设备五个主要功能模块。
高压开关功能模块为进出线采用拔插式电缆接头连接的气体绝缘封闭式组合电器；主变压器模块的变压器高压进线采用拔插式电缆接头结构，中压出线采用多股电缆或全绝缘封闭母线桥架方式；中压开关模块内采用一体化预装式开关室或户外绝缘全封闭组合电器；综合自动化模块采用一体化预装式控制室；中压配套装置模块包括无功补偿装置、接地变压器、消弧线圈等配套设备。中压开关柜、综合自动化、中压配套设备等模块中的主要设备均安装在非金属箱体。
以上各功能模块在工厂中预制并调试完成，现场安装时只需将高压开关、主变压器、中压开关及中压配套设备等模块采用一次电缆进行连接，综合自动化模块与其它模块采用二次电缆及通讯线路进行连接，最后进行整体调试即可完成变电站的建设。
3模块化变电站的技术特点
高压开关模块。110kV及以上电压等的各种封闭式组合电器可以作为高压进出线模块的基础，此类设备集成化程度高，可配置电压互感器、电流互感器、避雷器等多种设备。如果进出线采用工厂预制的整体式电缆套管及可插拔式电缆插接头将更能体现模块化的特点，可更方便于安装及运行中的维护。
变压器模块。主变压器仍采用户外常规布置，为了减少现场接线工作量，变压器模块需要对变压器的进出线端子进行改进，一次侧采用可拔插的电缆附件或油气套管与进线模块相连，二次侧可以考虑电缆或架空两种出线方式，但需采取绝缘封闭措施。
中压开关模块。35kV及10kV进出线模块有两种模式：拼装式和户外箱式。拼装式最初是采用常规的手车式或固定式户内开关柜，由于常规开关柜体积大而造成整体模块的体积庞大，运输、吊装困难，箱体内的维护通道也比较狭窄，厂家和用户都感到不便；近几年来，进出线模块开始采用以永磁机构真空开关为基础的紧凑型开关柜或气体绝缘封闭式开关柜，由于体积小、重量轻、维护少、吊装和运输方便等优点，提高了这种模式的可行性，已应用于35kV及110kV变电站。这种模式将以上类型的开关柜拼装到一个预制的箱体内，箱体采用覆铝锌板等双层金属材料或金邦板等非金属材料，中间填充隔热材料，同时箱体内设计合理的通风系统，并且安装空调设备，使箱体具有防潮、隔热、防凝露等性能。另一种模式是户外共箱式，将开关设备装在充气箱体内，电缆接头作为进出线连接，并兼隔离断口功能，外边再加防护壳体。这种模式相当于使用35kV户外型封闭式组合电器或10kV户外环网柜。这些设备结构紧凑，体积小，维护少，布局简捷，使变电站的建设和运行更加简化，工厂化特点更加突出，其实现的技术关键点主要有两个，一是开关设备的免维护，二是大电流参数的电缆接头。由于35kV电压等级较少有户外型封闭式组合电器产品，模块化变电站的中压进出线模块主要采用的仍是拼装式。
4变电站的技术经济比较
综合自动化模块。综合自动化模块主要包括变电站综合自动化系统、交直流电源设备、通信系统设备、图像监控设备、故障录波设备及微机五防设备等。其中35kV及10kV保护设备在一体化预装式开关室中分散安装，其余部分放置在一体化预装式控制室内。
中压配套装置模块。无功补偿和消弧线圈可以敞开式布置加顶罩，也可采用户内成套设备安装在箱体内，小容量变电站也可与出线模块合并为一个模；接地变压器、站用变均采用干式电气设备放置于箱体内。
其余辅助设备。辅助设备中包括变电站消防系统、防雷及接地系统、照明系统、采暖系统、排水系统等。
5模块化变电站与35kV常规变电站的技术经济比较
主变压器：变电站最终建设2台三相双绕组自冷式全密封有载调压变压器，容量为5000kVA，电压等级为35/10.5kV。
35kV侧：主变压器进线2回，采用单母分段线接线，进出线4回，本期1回，配电装置按31.5kA短路电流水平设计。
310kV侧：主变压器进线2回，采用单母分段线接线，出线8回，本期4回，配电装置按25kA短路电流水平设计。
6无功补偿：配置1组600+600=1200kvar无功补偿并联电容器组。
变电站模块化建设篇2
一 智能变电站综合性能测试系统需求分析
1. 传统的智能变电站测试时，保护安装处的各电气量状态是由测试人员经过计算判断得到的，人为因素降低了测试结果准确性。为此，可以设计一个数字化仿真平台来解决该问题，通过数字仿真建立系统模型，将变电站一次设备运行状况一目了然，测试人员通过简单操作可模拟系统的各种故障，减少人为因素对测试环节中的影响。
2. 目前智能变电站通过合并单元就地将互感器采样值数字化输出SV报文发送给所需此采样的间隔层设备，变电站现场不同间隔之间距离远，用传统设备从不同间隔加量难度大同时试验线过长造成衰耗影响试验效果。因此，可以采用无线传输方式，主机和模拟器之间通过无线方式以数字量传输，就不会存在上述问题。
3. 传统智能变电站测试设备的适用性和测试效率比较低，为此，需要一种新型的智能变电站综合测试平台，可适用于各种试验环境，减少误差，减少配置工作提高测试效率。
二 智能变电站综合性能测试系统设计方案
为了满足上述系统需求，提高智能变电站测试精度，本文分别设计了三个平台：数字化仿真平台、无线传输平台及智能变电站综合测试平台。由这三个平台组成智能变电站综合性能测试系统。
1 数字化仿真平台
数字化仿真平台要能够实现智能变电站设备和线路的建模，模拟动态和时域仿真，对仿真结果进行辅助分析和显示，同时将仿真数据传送到无线控制主机。基于上述分析，数字化仿真平台需要包括以下几个模块：图形建模模块、电力系统仿真模块、模拟量波形显示模块和控制试验模块及电脑。
各模块功能：图形化建模模块用来构建电力系统中主要电气设备的模型库，完成智能变电站及直连设备、电源。电力系统仿真模块将“图形化建模软件”建立的智能变电站仿真模型构建微分方程组，对于设定的时序和故障对象，先模拟动态仿真过程，再完成时域仿真。模拟量波形显示模块对仿真结果的进行辅助分析，将模拟量的时域仿真结果以波形的方式显示出来。控制模块对试验条件、时序参数进行设置，实现试验控制功能。通用计算机用来提供功能软件运行的硬件环境。
数字化仿真平台支持用电力设备功能模块构建变电站及周边电网仿真模型，建模方法快捷、简单，经简单培训即可具备建模能力；模型结构和功能与运行单位采用的表达方法保持一致；故障仿真能力满足对电网继电保护进行功能和性能进行检验的要求；对于变电站仿真模型和事件过程，仿真软件可自动建立微分方程组，以获得试验数据组。对于复杂继电保护装置的特殊配合试验，系统仿真能力完全可以实现。
2无线传输平台
无线传输平台要能够实现实验系统的同步对时，接收数字化仿真平台的时域仿真结果，并将时域仿真结果以无限传输方式下装到采集模拟器，图1为无线控制主机系统试验示意图。
基于上述分析，本文设计的无线传输平台包括以下几个模块：GPS对时模块、高稳定主时钟模块、基于无线方式的IEEE 1588授时模块、无线收发控制模块。各模块功能如下：
GPS对时模块：接收来自GPS卫星的时钟信号，并向“高稳定时钟模块”授时。
高稳定时钟模块：根据GPS对时模块的授时信号以完成对时，为试验系统提供同步时钟。
无线1588授时模块：将“高稳定时钟模块”时钟信号以无线1588方式向“采集器模拟器”、“开关模拟器”授时。
无线收发控制模块：接收“智能变电站仿真平台”的控制命令和时域仿真数据，以无线方式发送试验控制命令和时域仿真数据包；接收“无线控制主机”的仿真数据包、试验控制命令、时钟同步信号；将“仿真数据包”和“试验控制命令”转送到“输出控制模块”，将“时钟同步信号”转送到“高稳定从时钟模块”。
3 智能变电站性能综合测试平台
智能变电站性能综合测试平台的对象是“电子式互感器”，“合并单元”，“保护装置”及“智能终端”，要能够实F数据的处理、各装置同步性能测试以及系统级校验。综合测试平台包括以下几个模块：数据处理模块、延时测试模块以及校验模块。
数据处理模块统计合并单元发送报文的丢包数及丢包率；分析合并单元输出信号；分析合并单元发送报文时间抖动特性。
延时测试模块测试电子式互感器及合并单元稳态绝对延时时间和暂态绝对延时时间；保护装置GOOSE变位延时时间；智能终端DI变位延时时间；合并单元额定延时时间。
校验模块完成电子式互感器及合并单元的稳态和暂态准确度校验；互感器极性校验。
三 结语
方案中的智能变电站系统级综合测试系统，能够实现模拟全站运行工况的网络分析工具，实现智能变电站各种智能设备的全站测试，涵盖智能变电站的所有测试环节，包括研发、试验、生产、现场调试、运行维护等，并实现测试模型、方法和数据共享和重用，实现智能变电站运行全过程的准确、完整记录，为智能电网提供全景数据，能够满足国家智能电网智能变电站的系统测试需求，同时该系统可广泛应用于智能电网的智能变电站系统，并在电力系统的生产、科研领域获得应用。
变电站模块化建设篇3
一、关于数字化变电站技术特征的分析
1 在当下数字化变电站技术应用模块中，影响其稳定发展的因素是非常多的，比如当下的数字化变电站技术、数字化电力测量系统等，通过对变电站的自动化技术体系的健全，更有利于进行智能化应用模块等的优化，保证其在线状态的检测系统的健全，保证其操作的培训仿真技术模块的优化，进行数字化变电站的特征及其技术模块的分析，顺应当下变电站的数字化发展需要。这离不开数字化变电站的技术基础模块及其特征模块的分析。
这也需要进行数字变电站的控制模块的优化，深入到电子式互感器的分析优化模块中，更好的进行数字化设备的应用，这需要进行通信规范的控制，更好的满足现阶段通信的工作需要，实现变电站内部系统体系的健全，实现其内部各个模块的优化，这也需要进行智能化环节、自动化环节等的控制，提升变电站的系统体系的效益，进行自动化、智能化、信息化体系的健全，保证电气设备信息体系的效益提升。这也需要进行资源共享模块及其相关模块的优化，提升操作的方便性。让操作更加的简单。这也也有利于进行变电站的设备退出次数及其时间的控制，实现了损耗的控制，进行了设备使用寿命的提升。更有利于进行自动化设备的数量缩减，进行变电站的二次接线的效益提升。
通过对变电站信息体系的健全，更有利于当下系统效益的提升，不仅有利于资源的重复建设设计，也有利于进行投资成本的控制，提升变电站的使用年限，进行其周期内部的成本维护，更有利于进行建设费用的控制，实现了数字化变电站体系的有效开展，实现了数字化数据采集功能的健全，实现了数据采集的数字化。这是变电站时代、数字化的主要标志。就是通过数字化电气量测工具的应用，比较常见的是电子式互感器、光电互感器等，更有利于进行电气量的采集及其测量，实现了变电站的有效工作。
在当下变电站信息系统工作模块中，进行分层化方案的优化是必要的，这需要进行变电站的自动化系统效益的提升，更有利于提升集中式工作的效益。这就需要进行数字化变电站的分布式工作模块的优化，进行分布分层式系统应用体系的健全。这就需要进行变电站的内部设备信息汲取模块的优化，保证网络通信速度的控制，更有利于进行开发程序的控制。这就需要做好数字化变电站的各个结构模块的优化，进行对象建模模块的优化，更有利于实现其系统的操作控制，满足变电站的电力系统的实时性、可靠性的需要。
在当下工作模块中，进行电子式电压电流互感器的分析是必要的，这需要进行电阻分压、电容分压等的控制，保证其电流电压互感器的控制，更好的满足当下变电站的电子式电流电压互感器的工作需要，实现其先进性方案的优化。可以更加直接的策略电流电压信息。并且通过和数字化的仪表等智能化的综合测量装置，用计算机技术对电流电压等信息的测量，并进行数字化处理使得国家电网中的电气设备可以进行网上在线状态监控与保护。
在当下工作模块中，进行智能化设备的应用是必要的，这需要满足变电站的规范标准需要，进行传统的变电站开关设备的更新，保证其整体智能化水平的提升，保证设备的监控体系的健全，实现其内部各个模块的协调。这需要进行智能化电子信息体系的健全，实现其综合效益的提升。利用数字化接口及智能化电子开关来操作变电站中一系列的高级智能化设备。因此，数字化变电站中的智能化设备是数字化变电站的重要基础设备，可以提供被检测的信号回路及被控制的操作驱动回路。
二、当前我国数字化变电站技术方案的优化
1 为了保证现阶段数字化变电站技术工作的开展，保证电力测量系统体系的健全是必要的，这需要进行电气量测量系统的优化，实现电气量测量系统的健全，保证数字化变电站工作的有效开展，提升电压式系统效益的提升，进行新型的互感器的应用，这也需要进行光学电流电压互感器的控制，这就是应用到无源式互感器来满足当下具体变电站工作的需要，提升其应用效益，而其余的则为电子式电流压互感器或者称为有源式互感器。众所周知，由于线性的双折射现象和发光源器件的发光强度会下降。
2 为了适应当下通信网络的工作需要，进行可靠性及其及时性的控制是必要的。这就需要进行网络信息系统的健全，满足数字化变电站的工作需要，保证其变电站系统的可靠性、稳定性及其可用性，从而满足现阶段工作的需要，保证通信网络系统的健全。计算机通信网络系统的可靠性可以选用拥有较高稳定性及可靠性的网络拓扑结构。并采用国际上的冗余技术保障其安全运行。在数字化变电站的设计过程中，各个IED都应该拥有双网卡，这样，就可以同时分别接入室内两台交换机。
通过对微电子技术体系的健全，更有利于现阶段电力系统的工作需要，保证其标准化常规互感器的应用，保证数字化变电站体系的健全。通过对数字化变电站的技术基础及特征的研究推动传统变电站的数字化进程，使我国数字化变电站的运行更加自动化，管理更加科学化。
结语
现阶段变电站工作的开展，离不开先进性的变电站系统的应用，从而保证其管理的科学化、规范化、先进化。
变电站模块化建设篇4
数字化变电站主要是由智能化一次设备和网络化二次设备按照一定的机理构建而成的，其基于IEC61850标准，可以实现变电站内部各个智能电器设备之间的互操作和信息共享，大大提升变电站的运转效率。数字化变电站所表现出的高性能、高可靠性、高安全性等优点，使其具备了广阔的发展前景，值得全面推行。
1 数字化变电站设备技术功能分析
1.1 合并单元
在数字化变电站中，合并单元是一个非常重要的模块，其能够实现对多路电子互感器输出信号的同步接收，然后依照固定的标准格式将其传输给测量设备、计量设备以及保护设备。在合并单元中，其具有同步功能模块、以太网模块、多路数据采集和处理模块这三个功能模块。外部的时钟信号从同步功能模块输入，然后同步功能可以直接发出采样命令，也可以将其传输给以太网模块，也可以将其传输给数据采集模块。多路A/D采样数据从多路数据采集和处理模块输入，经处理后输入以太网模块，然后传入以太网。
1.2 非常规互感器
从实际应用来说，非常规互感器主要有三种，一是GIS用电子式电流电压互感器，二是敞开式独立电子式电流电压互感器，三是低功率互感器。对于GIS用互感器而言，其一般每相设置两台，在开关断口处分别安装。在每一个互感器中，其都包含了两组相互独立的传感器和传感模块。而在每个传感器中，都具有空芯线圈、低功率铁芯线圈和电容分压器。对于敞开式互感器，其也是独立安装的传感器，其构成形式和GIS用传感器基本相同。
对于低功率传感器，其非常适合用于低电压电网，尤其是110kV以下。在电力系统中，在较长一段时间内都是使用大功率互感器对一次侧电流进行测量，由此将电流信号提供给保护设备或是计量设备。但是在电力系统电压等级不断升高的情况下，保护设备以及计量设备等逐渐实现微机化，大功率传感器在测量中表现出了诸多问题，如精度下降、故障识别出错等。而低功率互感器能够有效解决大功率互感器存在的不足，在220kV以下电网中能够表现出动态范围大、测量精度高、技术风险小等特点。所以，对于县级电网而言，变电站的数字化使用低功率互感器是良好的选择。此外，光学类传感器由于具备良好的绝缘性、灵敏性和系统线性，在数字化变电站中适用也较多。但是其容易受到温度、湿度和振动等因素影响，因此需要加强控制。
1.3 IEC61850标准及其测控设备
IEC61850是国际电工委员会制定的国际标准，也是数字化变电站构建的基础。该标准对变电站系统从上到下进行了系统分层，并对各个层次的功能进行了定义，同时对相应的对象进行了建模。对数据定义、命名以及设备的行为、自描述、通用语言等进行了规范和统一，使得变电站中不同设备实现共享和互通得以实现。在IEC61850标准下对旁路、电抗器、线路、母联、变压器、电容器等电气单位进行设计的时候，应该遵循面向对象的基本原则，即一个对象对应一个模块，凭借这一个模块，完成电气单位的控制、测量、通信、调节等全部功能的设计，并且将智能装置、电能表、保护、监控等融合起来，形成一个整体。对于IEC61850标准下的软件设计，应该采取分层分布式设计形式，对不同功能的组件分别进行设计，在具备“五遥”的基础上，还需实现更高级的功能配置。另外，IEC61850标准还规定了通信网络的标准――以太网，这就需要对交换机进行设计。在IECE61850中明确规定总线数据传输延迟应该控制在4ms以内，因此需要监控系统拥有2层以太网，一层是变电站总线，另一层是过程总线。
2 数字化变电站设备技术应用案例分析
下面以某县级变电站为例分析数字化变电站设备技术的实际应用。在该变电站中，为了实现数字化建设，在线路、旁路、母线、母联、主变压器等多处均设置了间隔，在互感器的选择上也是以光电性互感器为主，同时还选择了光纤电流互感器作为辅助。具体设备配置如表1所示。
除了上述的设备配置之外，该变电站还使用了GOOSE系统实现保护。由于220kV的保护间隔清晰，因此在网络总体结构上最好选择单星形网，通过出线、分段母联、主变、母间隔进行交换机的配置。需要注意，在主变和出线位置，交换机的安装主要是在主变保护屏和线路之上，对于母线可以单独组屏，对于母联可以设置两台交换机。在母联上，可以从两个GOOSE接口连接两套网络间隔交换机，如此就可以将原本的双GOOSE口利用起来，不需要再配置GOOSE口。图1所示就是220kV的过程层GOOSE系统。
从图中分析，在可靠性方面，系统结构为单星形，但是除了母差之外，另外的间隔之间是没有保护GOOSE联系的，这就使得交换机产生破坏不会影响到其他间隔的正常运转。在安全性方面，其检修措施简单方便，对系统扰动较小，扩建月较为便利。
3 数字化变电站的建设效果
根据上文所讲述的实例，该变电站在经过数字化改造之后的时间里，整个变电站产生了巨大的变化。
（1）在使用非常规互感器以后，以往存在的饱和及铁磁谐振问题得以彻底消除，这是因为利用非常规互感器替代传统电磁式传感器，从而消除了导致这些问题的相关因素，使得测量精度得到有效的保护。不仅如此，信号的传输都是通过数字量的形式进行，则大大提升了信号传输的抗干扰能力，使得系统电磁兼容性能得到大大提高，从而增强其可靠性。
（2）在数字化变电站中适用了大量的智能化一次设备，这就让传统的逻辑回路和继电器等电子元件被可编程序代替。同时，光电数字和光纤也代替了传统的控制电缆以及强电模拟信号，从而实现故障检测、诊断的自动化，提高了信息上传的效率，减少了检修停电的次数。
（3）计算机技术和信息技术的使用，有效减少了二次接线的复杂度和难度，变电站中的每组电气量信号经过合并单元打包后，可以从光缆实现数字信息的批量传输，大大简化了安装调试工作。
（4）设备的互操作和共享性提高，减少了重复设置等问题，大幅改善设备集成，提高了灵活性。
4 结束语
数字化变电站建设已经成为行业趋势，其中相关的设备技术功能较多，尤其是以合并单元、非常规互感器、IEC61850标准及其相关设备等都是其中重点。结合实际的变电站，在实践中还需运用GOOSE面对具体对象设置系统保护，确保变电站的数字化建设能够达到预期效果。
参考文献
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作者简介
变电站模块化建设篇5
IEC 61850 是国际电工委员会负责电力系统控制及其通信的相关标准的第57 技术委员会(IECTC57)制定的关于变电站自动化系统结构和数据通信的一个国际标准，目的是使变电站内不同厂家的智能电子设备(IED) 之间通过一种标准协议实现互操作和信息共享，实现“一个世界、一种技术、一个标准”。
数字化变电站是以变电站一、二次设备为数字化对象，以高速网络通信平台为基础，将物理设备虚拟化，对数字化信息进行标准化，实现信息共享和互操作，满足安全可靠、技术先进、经济运行要求的变电站。
当前电力系统中，对变电站自动化的要求越来越高，为方便变电站中各种IED的管理以及设备间的互联，就需要一种通用的通信方式来实现。IEC61850提出了一种公共的通信标准，通过对设备的一系列规范化， 使其形成一个规范的输出，实现系统的无缝连接。
1、IEC 61850的介绍
该标准根据电力系统生产过程的特点，制定了满足实时信息传输要求地服务模型；采用抽象通信服务接口、制定通信服务映射，以适应网络发展。采用面向对象建模技术，面向设备建模和自我描述，以适应功能扩展，满足应用开放互操作要求。采用配置语言，配备配置工具，在信息源定义数据和数据属性。定义和传输元数据，扩充数据和设备管理功能，传输采样测量值等。该标准还包括变电站通信网络和系统总体要求、系统和工程管理、一致性测试等。
作为全世界唯一的变电站网络通信标准，为电力系统自动化产品的“统一标准、统一模型、互连开放”的格局奠定了基础，使得信息建模标准化成为可能，信息共享具备了可实施的基础，也将成为电力系统中从调度中心到变电站、变电站内、配电自动化无缝自动化标准。
就概念而言，IEC61850标准主要围绕以下4个方面展开：
（1） 功能建模。从变电站自动化通信系统的通信性能（PICOM）要求出发，定义了变电站自动化系统的功能模型（第5部分）。
（2） 数据建模。采用面向对象的方法，定义了基于客户机/服务器结构的数据模型（第7部分-3/4）。
（3） 通信协议。定义了数据访问机制（通信服务）和向通信协议栈的映射，如在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到MMS（IEC61850-8-1）。在间隔层和过程层之间的网络映射成串行单向多点或点对点传输网络（IEC61850-9-1）或映射成基于IEEE802.3标准的过程总线（IEC61850-9-2）（第7部分-2，第8、9部分）。
（4） 变电站自动化系统工程和一致性测试。定义了基于XML（Extensible Make up Language）的结构话语言（第6部分），描述变电站和自动化系统的拓扑以及IED结构化数据。为了验证互操作性，第10部分描述了IEC61850标准一致性测试。
2、IEC 61850标准的主要特点
IEC61850标准将变电站系统分为3个层次，即变电站层、间隔层和过程层，并且定义了10种三层间的逻辑接口：
1：间隔层和变电站层之间的数据交换；
2：间隔层和远方保护之间的保护数据交换；
3：间隔层内数据交换；
4：过程层和间隔层之间TV和TA暂态数据交换；
5：过程层和间隔层之间控制数据交换；
6：间隔层和变电站层之间控制数据交换；
7：变电站层与远方工程师站数据交换；
8：间隔层之间直接数据交换；
9：变电站层内数据交换；
10：变电站装置和远方控制中心之间的控制数据交换。
IEC 61850标准采用面向对象的建模技术，定义了基于客户机/服务器结构数据模型。每个IED包含一个或多个服务器，每个服务器本身又包含一个或多个逻辑设备。逻辑设备包含逻辑节点，逻辑节点包含数据对象。数据对象则是由数据属性构成的公用数据类的命名实例。从通信而言，IED同时也扮演客户的角色。任何一个客户可通过抽象通信服务接口（ACSI）和服务器通信可访问数据对象。
与IEC61870-5系列标准采用面向点的数据描述方法不同，IEC61850标准对于信息均采用面向对象的自描述。
采用“面向点”的数据描述方法，在信息传输时数据收发双方必须实现对数据库进行约定，并一一对应，这样才能正确反应现场设备的状态。协议一旦确立以后，如果要增加或删除某些信息就必须对协议进行修改，这是一项耗费资金和时间的工作。随着技术发展、电力市场的建立和变电站自动化水平的提高，变电站内需要传输的新信息不断增加，这种数据描述方法已不大适应，因而使新功能的应用受到限制。
面向对象的数据自描述在数据源就对数据本身进行自我描述，传输到接收方的数据都带有自我说明，不需要再对数据进行工程物理量对应、标度转换等工作。由于数据本身带有说明，所以传输时可以不受预先定义限制，简化了对数据的管理和维护工作。为此，IEC61850标准提供了一整套面向对象的数据自描述方法。
（1） IEC61850对象名称。标准定义了采用设备名、逻辑节点名、实例编号和数据类名建立对象名的命名规则。
（2） IEC61850通信服务。标准采用面向对象的方法，定义了对象之间的通信服务，比如，获取和设定对象值列表的通信服务，获得数据对象名列表的通信服务，获得数据对象值列表的服务等。
3、基于IEC61850标准的变电站内通信系统框架模型
作为变电站自动化通信网络和系统的标准，IEC61850主要强调面向对象的建模和对基于客户机/服务器结构的应用数据交换的定义。
（1） 物理层/数据链路层
选择以太网作为通信系统的物理层和数据链路层的主要原因是以太网在技术和市场上已处于主流地位。另外，随着快速以太网、G-比特以太网技术逐步成熟，对变电站自动化应用而言，网络宽带已不再是制约因素，由冲撞引起的传输延时随机性问题已淡化。
（2） 网络层/传输层
选择事实标准的TCP/IP协议作为站内IED的高层接口，实现站内IED的intranet/internet化，使得站内IED的数据收发都能以TCP/IP方式进行。这样监控主站或远方调度中心采用TCP/IP协议就可以通过广域网（WAN）甚至internet获得变电站内的数据。同时，采用标准的数据访问方式可以保证站内IED具有良好的互操作性。
（3） 应用层
选择制造报文规范（MMS）作为应用层协议与变电站控制系统通信。所有IED中基于IEC61850建立的对象和服务模型都被映射成MMS中通用的对象和服务，如数据对象的读、写、定义和创建以及文件操作等。MMS对面向对象数据定义的支持，使该数据自描述成为可能，改变了传统的面向点的数据描述方法。因数据本身带有说明，故传输可不受预先定义的限制，简化了数据管理和维护工作。
4、IED统一硬件平台设计
考虑IED本身的功能，以及可扩展性和可靠性的要求，IED硬件设计采用可组态的模块化设计方法，按功能划分各个模块，主要包括模拟量输入输出模块，开关量输入输出模块，人机接口模块（MMI），通信模块（COM）和主控模块（CPU）。
模块和模块之间的数据通信通过内部高速总线实现。由于各模块都具有一定的智能化处理能力，可以对信号的输入输出进行一定的预处理，减轻主控模块的负担，使其专注于数据处理、故障判断和任务调度。同时，采用这种模块化的设计方法，使得IED具有可扩展性，可以根据客户的需要添加相应模块，为IED的高可靠性提供了可能。而且这种模块化的设计方法可以随技术的发展而更换相应模块，最大限度地保护了用户已有的投资，迅速实现产品的升级换代。
5、IED软件系统设计
实现IEC61850的重点、难点在于软件设计。它主要设计两个方面的内容：在变电站层的监控主站系统上实现与IEC61850相关的功能；在间隔层IED上实现保护、控制，尤其是在间隔层的IED的通信模块中软件系统的实现。
IED软件设计也是按功能划分进行模块化设计的，使得软件具有可裁剪性，也便于功能扩充。按功能划分主要可分为：数字信号处理元件、数据处理元件、继电保护元件、可编程的数字量输入输出元件、事件捕获元件、人机接口元件和通信元件。
不同于以往一般的危机保护监控装置，IEC61850标准中为了实现互操作性和可扩展性，采用了面对对象的建模技术，定义了数据模型和设备模型以及描述数据对象的方法及一套面向对象的服务。所以，IED软件设计出了要实现测量、保护和控制功能外，还应充分考虑并遵循这些要求。
6、IEC61850数字化变电站的发展展望
在IEC61850为变电站定义的三个层次中，数字化变电站自动化系统的研究正在自下而上逐步发展。目前的主要内容集中在过程层方面，诸如智能化开关设备、光电互感器、状态检测等技术与设备的研究开发。归纳起来目前主要存在的问题是：（1）研究开发过程中专业写作仍有待加强，比如智能化电器的研发至少存在机、电、光三个专业协同攻关；（2）材料器件方面的缺陷及性能改进；（3）试验设备、测试方法、检验标准，特别是EMC（电磁干扰与兼容）控制与试验还是薄弱环节。
从目前的情况来看，数字化变电站技术还有一些问题需要解决。但随着技术进步和电网运行的要求，尤其是智能电器技术和电子式电器技术的突飞猛进，符合IEC61850标准真正意义上的数字化变电站将得到迅速的应用和普及。
参考文献
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[4]夏成军、许洋,等.IEC6185O标准在变电站自动化系统中的应用探讨.电机工程,2004.05A
[5]肖世杰.构建中国智能电网技术思考[J].电力系统自动化,2009,33(9):1-4.
[6]IEC61850 Communication networks and systems in substations[S].2003.
变电站模块化建设篇6
数字化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，建立在IEC61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。数字化变电站就是使变电站的所有信息采集、传输、处理、输出过程由过去的模拟信息全部转换为数字信息，并建立与之相适应的通信网络和系统。IEC61850标准体系作为变电站自动化系统电力信息传输的标准，它规范了变电站自动化系统与电力二次智能设备及智能一次设备之间，以及IED设备之间交换的电力信息的模型和通讯应用程序接口。在统一标准下，不同厂家的设备可以方便的实现数据共享和互操作。
客户端在站控层中设备中实现IEC61850-8-1规定的具体通讯服务映射SCSM，完成IEC-61850客户端和服务器端的服务交互过程，不仅可以用于后台系统的数据传输，还可以用于工程师站、远动站、继保站的数据传输和实现。
二、开发思路
基于SISCO公司软件产品包MMS-LITE之上实现，充分复用MMS EaseLite中的数据结构和函数功能模块，对象空间结构采用MMS对象空间结构，软件的跨平台和模块化实现，有利于功能的裁减和扩展。根据软件设置既可以实现客户端功能，又可以实现服务器端功能，还可以同时实现客户端功能和服务器端功能。IEC61850客户端软件总体实现框图如图1。
三、软件实现
（一）客户端应用程序总流程设计（如图2）
（二）模块设计
1.程序环境管理模块
提供程序环境初始化和终止化处理接口及接收网络数据接口。包含以下函数：
（1）环境初始化函数
完成程序运行所必须的初始化步骤：多线程环境的初始化、时钟初始化，全局变量初始化、内存管理初始化、调试log初始化以及网络初始化
（2）环境终止化函数
完成运行环境终止化，释放初始化及程序运行过程中占用的资源
（3）接收服务函数
完成接收服务返回结果，调用相应服务的回调函数；接收并处理服务器上送的报告；也可接收处理其他客户端的请求。
2.客户端站点管理模块
提供站点初始化、站点状态处理及其他操作接口。站点状态的处理包括IED相关信息，对象空间的创建状态，站点数据的刷新状态以及数据刷新次数等数据。包括的处理函数如下：
（1）站点初始化函数，初始化所有站点管理数据结构，并通过文件进行类型ID、对象空间、对象ID的创建。
（2）站点终止化函数，终止化站点管理，释放所有站点管理数据结构。
（3）客户端状态处理接口，客户端状态处理函数接口，检查连接状态、对象空间创建状态、数据刷新状态并进行请求队列的处理。
（4）站点结构各属性值读写接口，站点结构各属性值的读写接口，通过这些接口访问各属性值，在接口内加同步处理，防止多线程的情况下读写出错。
3.SCD文件解析模块
根据SCD文件的内容，模块的数据结构中包括IED设备个数，数据模板节点，节点链表等。模块中的基本处理函数包括解析函数（解析其中的Communication、IED、DataTypeTemplates三部分）和释放结构空间的函数。
4.对象管理模块
完成对对象空间的各种操作，包括增加和查找逻辑设备，增加逻辑节点，创建、查找和删除数据集，以及释放对象空间等功能。
5.读服务处理模块
读服务信息结构应包括命名变量ID数组、命名变量个数（如果是数据集，那么该变量则是数据集的数据成员个数）、用户回调函数指针。
6.写服务处理模块
写服务信息结构包括命名变量的值信息结构指针、命名变量总数、用户回调函数指针。包括以下的处理函数：
（1）写服务函数，写服务请求构造、并加入待发送请求队列。
（2）释放信息结构函数，释放结构成员所占资源。
7.本地目录接口模块
提供本地对象空间目录查询接口，通过这些接口，应用层可很方便的得到整个对象空间的结构信息。
8.报告服务模块
处理报告控制块实例的使能和读写以及服务器端上送报告的处理。包括的函数接口如下：
使能报告函数；
报告回调函数；
9.文件服务模块
用来处理IEC61850服务器端和客户端之间文件传输，包括以下的函数接口：
（1）读文件函数，从服务器读取一个文件存到本地。
（2）写文件函数，将本地的一个文件写到服务器中。
（3）删除文件函数，删除文件请求。
10.控制服务模块
在IEC61850标准里，控制分为常规安全直接控制，增强安全直接控制，常规安全选择控制，增强安全选择控制，客户端可以控制和外部设备、控制输出或其它内部功能有关的DATA。控制模型提供服务对带功能约束FC（=CO或SP）的DataAttribute的DATA进行操作这些数据包括：可控的单点（SPC），可控的双点（DPC），可控的整数状态（ISC），二进被控步位置信息（BSC），整数被控步位置信息（IST），模拟设点（APC）。客户端软件实现了如下服务：Select（Sel选择）/SelectWithValue（SelVal带值选择）；Cancel（取消）；Operate（Oper操作）/TimeActivatedOperate（TimOper时间激活操作）；CommandTermination（CmdTerm命令终止）。
11.定值服务模块
客户端定值首先定义基本的acsi服务，然后封装出两个应用扩展接口。基本acsi接口有：选择激活定值区、选择编辑定值区、读定值、写定值、确认编辑定值、读定值控制块。
读写定值即是普通的读写服务，不用再实现，为应用方便，我们提供两个扩展的读写定值的接口：
读定值组，支持读某个定值区的所有定值，可以是当前激活区也可以是非激活区，且支持一次性读完某个逻辑设备下所有定值。可通过配置选择一次下发读一个定值的请求或一次下发整个逻辑设备下所有定值的请求。
写定值组，支持一次写多个定值，可写当前区（这个需要服务器端支持，根据61850定值组状态机，当前激活区的定值是不能写的）。实现时也是通过配置分两种情况：一次写一个定值，循环写直到写完，或一次就下发多个定值的写服务。
12.日志服务模块
用来实现多种日志信息的输出，包括以下的函数接口：
（1）日志输出函数，用户自定义日志输出接口，产生日志时会调用此接口输出日。
（2）按条目读日志函数，发送一个按条目读日志服务请求。
（3）按时间读日志函数，发送一个按时间读日志服务请求。
（4）按时间读日志请求构造函数，按时间读日志服务请求构造、并加入待发送请求队列。
（5）按条目读日志请求构造函数，按条目读日志服务请求构造、并加入待发送请求队列。
变电站模块化建设篇7
Key words: intelligent substation; construction; key technology
中图分类号：TM411+.4
前言
智能变电站是坚强智能电网建设中实现能源转换和控制的核心平台之一，是智能电网的重要组成部分，它是衔接智能电网发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节的关键，同时也是实现风能、太阳能等新能源接入电网的重要支撑。是智能电网“电力流、信息流、业务流”三流汇集的焦点，对建设坚强智能电网具有极为重要的作用。
智能化变电站的特点分析
智能化变电站是采用先进、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施自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。作为电力网络的节点，同常规变电站一样连接线路、输送电能，担负着变化电压等级、汇集电流、分配电能、控制电能流向、调整电压等功能。智能变电站能够完成比常规变电站范围更宽、层次更深、结构更复杂的信息采集和信息处理，变电站内、站与调度、站与站之间、站与大用户和分布式能源的互动能力更强，信息交换和融合更方便快捷，控制手段更灵活可靠。具有全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化和高级应用互动化等主要技术特征。
2、智能化变电站的功能概述
2.1 紧密联结全网。从智能化变电站在智能电网体系结构中的位置和作用看，智能化变电站的建设，要有利于加强全网范围各个环节间联系的紧密性，有利于体现智能电网的统一性，有利于互联电网对运行事故进行预防和紧急控制，实现在不同层次上的统一协调控制，成为形成统一坚强智能电网的关节和纽带。智能化变电站的“全网”意识更强，作为电网的一个重要环节和部分，其在电网整体中的功能和作用更加明
2.2 支撑智能电网。从智能化变电站的自动化、智能化技术上看，智能化变电站的设计和运行水平，应与智能电网保持一致，满足智能电网安全、可靠、经济、高效、清洁、环保、透明、开放等运行性能的要求。在硬件装置上实现更高程度的集成和优化，软件功能实现更合理的区别和配合。应用FACTS技术，对系统电压和无功功率，电流和潮流分布进行有效控制。
2.3智能化变电站允许分布式电源的接入。在海西电网中，风能、太阳能等间歇性分布式电源的接入。智能化变电站是分布式电源并网的入口，从技术到管理，从硬件到软件都必须充分考虑并满足分布式电源并网的需求。大量分布式电源接入，形成微网与配电网并网运行模式。这使得配电网从单一的由大型注入点单向供电的模式，向大量使用受端分布式发电设备的多源多向模块化模式转变。与常规变电站相比，智能化变电站从继电保护到运行管理都应做出调整和改变，以满足更高水平的安全稳定运行需要。
2.4 远程可视化。智能化变电站的状态监测与操作运行均可利用多媒体技术实现远程可视化与自动化，以实现变电站真正的无人值班，并提高变电站的安全运行水平。
2.5 装备与设施标准化设计，模块化安装。智能化变电站的一二次设备进行高度的整合与集成，所有的装备具有统一的接口。智能化变电站时建设时，所有集成化装备的一、二次功能，在出厂前完成模块化调试，运抵安装现场后只需进行联网、接线，无需大规模现场调试。一二次设备集成后标准化设计，模块化安装，对变电站的建造和设备的安装环节而言是根本性的变革。可以保证设备的质量和可靠性，大量节省现场施工、调试工作量，使得任何一个同样电压等级的变电站的建造变成简单的模块化的设备的联网、连接，因而可以实现变电站的“可复制性”，大大简化变电站建造的过程，而提高了变电站的标准化程度和可靠性。出于以上需求的考虑，智能化变电站必须从硬件到软件，从结构到功能上完成一个飞越。
3、智能化变电站建设的技术关键
与常规变电站设备相比，智能化变电站的核心问题是信息的采样传输与控制，包括 “新技术、新材料及新工艺”的应用，其中，由的技术相对成熟、由的技术还处于试运行和研发阶段，需在现场结合其他变电设备进行调试。智能化变电站通过全景广域实时信息统一同步采集，实现变电站自协调区域控制保护；与调度实现全面互动，实现基于状态监测的设备全寿命周期综合优化管理。
3.1 测量数字化技术。一次设备的状态信号（如变压器油温、分接开关位置、开关设备的分、合位置等）都需要痛过模拟信号电缆传送至控制室进行测量。测量数字化就是对运行控制直接相关的参数进行就地数字化测量。测量结果可根据需要发送至站控曾网络或过程层网络，用于一次设备或其部件的运行与控制。数字化测量参量包括变压器油温、有载分接开关位置、开关设备分、合闸位置。
3.2 控制网络化技术。在运行中，变压器的冷却系统、有载分接开关和开关设备的分、合闸操作都需要控制，而控制网络化就是对控制需求的一次设备或其部件实现基于网络的控制，。控制方式包括：一次设备或其部件自有控制器就地控制；智能组件通过就地控制器或执行器控制；站控层设备通过智能组件控制。
3.3状态可视化技术。状态可视化由智能组件中的监测功能模块完成，但其依据的信息不局限于监测模块，还可以包括测量及系统测控装置等模块的信息。可视化是智能一次设备与电网调控系统的一种信息互动方式，准确实时地掌握一次设备的运行状态。
3.4功能一体化技术。传感器作为二次设备的状态感知原件，参与测量、控制、监测、计量、保护等二次与一次设备的融合，传感器将一次设备的状态信息转化智能组件的可测量信息。
变电站模块化建设篇8
Key words： grid projects；project cost；modular design
中图分类号：TM7 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2012）35-0059-02
1 模块化设计提出的背景
模块化设计是电力工业企业发展到现阶段为提高效率、降低造价、减少运行费用、追求效益最大化目标而提出的。随着变电设备质量和可靠性的提高，特别是计算机技术、微机监控技术和微机型保护的成熟以及通信技术的发展，变电站设备及控制方式已进入相对固定时期。采用先进设备和技术，提高可靠性，减少占地面积和建筑面积，控制工程造价已成为共识。模块化设计就是按照这种思路，采用先进的设计思想、设计方法和手段，采用新设备、新技术、新材料、新工艺，并形成在一定时间内相对固定的间隔模块和建筑模块，便于变电站按照其规模、地形等具体工程条件进行优化组合，较快地形成合理的总平面布置。模块化设计不仅在设计方面有利于提高设计效率、减少差错、缩短周期，而且有利于提高电网的运行安全可靠性、经济性和灵活性，还可以提高变电站的自动化水平、减人增效，实施无人值班。并可优化站内总平面布置，提高土地利用率，减少站内建筑面积，降低土建工程费用，降低工程造价。
2 模块化设计的实质性体现
2.1 统一建设标准和设备规范，减少设备型式，便于集中规模招标，方便运行维护；
2.2 大大降低了变电站建设和运营成本；
2.3 加快了设计、评审和批复进度，提高了工作效率。
目前已实现的无人值班变电站主要有两种做法：一种是建造无人值班变电站，一开始就按此目的进行设计；另一种是在原有的基础上进行改造充实，使其达到无人值班变电站的条件。即常规远动模式和综合自动化模式。
具体从单位工程技术方面分析有如下几点：
①电力变压器应装设自动调整调压分接头装置，并在其周围和开关室内装设自动灭火报警装置。②各种受控电器一向装设电动操作机构控制功能。③各种电量和非电量变送器或传感器的测量精度和可靠性应在允许范围内，防止误差超限。④各种开关电器的位置信号和补偿电容器的投切数目等，均应准确采集出来。⑤变电站应装设功能足够的远动终端装置RTU，能够准确发送、转收转换各种远动信号。⑥变电站与调度中心之间架设具有抗干扰能力和质量优良的远动通道，确保远通信系统安全可靠的运行。⑦上一级调度中心必须具有功能比较齐全的计算机自动监控系统，而且远动芯头的质量优良。
3 模块化设计一般应满足的技术经济标准
3.1 土建部分
3.1.1 场区土（石）方工程 变电站占地面积应适当统一，尽量少征耕地，多征荒地。依地区特点，分类确定征地费用。考虑地形地质情况，站址选点要平整，前期勘察尽量精确，基本实现站区挖填方平衡。控制桩最好设置两个，考虑多坡向排水，方便站区地下基础的放线、开挖和厂区排水，为地下基础模块化设计和施工提供便利。
3.1.2 建筑工程 站区建筑工程繁杂，有、地下、地上部分。地下、地上部分又分土建、电气、水工等专业。具体要分项进行模块化设计：
①围墙四邻统一标准，考虑地区冰冻线要求。②架构基础按电压等级可进行直角布置，在控制标高前提下，统一基础材料、型式。③主变基础和包括事故油池及其他独立设备基础，在控制标高前提下，考虑预留扩建并统一基础材料、型式。④各间隔内设备支架基础，考虑标高并统一基础材料、型式。⑤变电站核心部分的主控制室和高压配电室，应按照各厂房的布置位置及统一设备选型后进行模块设计，设计中应充分考虑其运行维护的方便性，要布置清晰，便于操作、巡视。室内梁柱结构简单，满足民用建筑的合理性要求，使间隔合理，采光充足。⑥水工消防部分：水井、泵房、蓄水池及地下管道均可按附属设施考虑布置，模式化定位、设计、施工，远离电气设备，方便日常操作。⑦电缆沟设计分220kV区、110kV区、220（110）kV到主变区、主变区到主控制室、主变区到高压配电室区及高压配电室到外送段。这需要统一缆沟的平面定位走向、材料、型式，并严格场区排水坡向标高定位。最后统一考虑道路跨越缆沟的细部设计。⑧地下电气部分的接地网工程，在考虑地质电阻埋深的差异外，均可统一标准设计、施工。
3.2 电气一次部分
3.2.1 电气主接线：变电站的各种运行方式，负荷分配，故障处理，潮流调整均由监控中心控制，故其主接线应能满足遥控操作和调整的灵活性。在满足安全可靠运行的前提下，应尽量简化电气一次主接线。220（110）kV可采用双母线接线方式，采用线变组接线方式；35（10）kV采用单母线分段接线方式，采用单母线接线方式，分段开关设备自投。
3.2.2 主要设备选型：一次设备的可靠性和稳定性对变电站有着决定性的影响，一次设备应尽可能选择技术先进、安全可靠、免维护或少维护设备，从区内已实现的“四遥”无人值班变电站的运行经验看，国产的设备也可以满足综合自动化无人值班变电站的要求，因此一次设备选型和配电装置的配置可按常规变电站设计。
①主变压器尽量选用国产优质有载调压变压器，主变压器应装有具备遥信、遥控接口的有载调压开关。②市区110kV变电站设备尽量采用GIS，或组合式电器。③站区220（110）kV断路器最好选用SF6全弹簧储能机构，因为电磁操动机构合闸电流较大，可减少直流设计的负担。④隔离开关应配有能满足遥信、闭锁要求的辅助开关。主变中性点地刀应配有电动操作机构。⑤220（110）kV电压互感器应采用电容式电压互感器，能很好地消除铁磁谐振。⑥220（110）kV的电流互感器应选用SF6电流互感器，各电压等级的电流互感器都应选用带有0.2级的二次线圈，以满足计量要求。⑦避雷器采用氧化锌避雷器，配有在线监测装置，计数器应具有遥信接口。⑧站用电系统应具有两路电源，互为备用，自动切换，站用变应选用干式变或接地变带站用负荷。⑨35（10）kV设备可采用全室内组合电气布置，35（10）kV高压开关柜可选用国内先进厂家生产的户内手车中置式成套开关柜，内配35（10）kV真空断路器。⑩无功补偿装置尽量选用干式成套电容器装置。{11}直流系统的接线方式要安全可靠，合闸母线和控制母线要分开。蓄电池可选用阀控式全封闭酸性电池，不设端电池。每组蓄电池配置一套微机高频开关电源充电装置，模块采用N+1配置，采用分路供电，具有遥信接口。全站设置一套UPS电源。
3.3 电气二次部分 二次设备设计应采用综合自动化系统设计，220（110）kV变电站可采用分层分布式微机监控综合自动化系统。二次设备全站采用微机保护装置，同时装设综合无功自动调压装置。其中：
①主变压器保护采用两套不同原理、不同生产厂家的微机型差动保护，按双主双备配置。主变220kV侧装设双套复合电压过流保护，110kV侧装设双套复合电压方向过流保护，主变220kV及110kV侧装设双套方向零序电流保护、零序方向过流保护、零序过电压保护和零序间隙过流保护；主变10kV测装设双套分支过流保护，变压器过负荷保护，非电量保护及温度信号。②220（110）kV线路保护采用双套不同工作原理，不同生产厂家的全线速动保护。一套为高频保护，采用电力线载波通道；一套为分相电流差动保护，采用数字光纤通道。两套保护均应带有完整的阶段相间、接地距离和零序电流方向保护做后备保护，且线路保护按型号、厂家与两侧保护配套。③根据25项反措要求：220（110）kV母线保护配置两套，母线保护实现双重化，每套保护都应具有母线差动保护、母联过流保护、母联死区保护、断路器失灵保护出口等功能。④根据《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》，主变压器设置故障录波装置。220（110）kV侧各配置一台微机故障录波测距装置。故障录波装置应具有数据远传、故障测距、GPS卫星对时等功能，采用不间断方式进行数据采集及故障判断，用于对各种设故障及装置动作情况的记录分析、处理。⑤根据《电测量及电能计量设计技术规程》和实际负荷情况配置110kV谐波监测装置。⑥根据内电生字（2003）29号文，集控主站设置一套低频、低压减载装置。⑦35（10）kV线路、电容器和所用变均选用微机型保护。35（10）kV线路保护装置具有速断、过流、三相一次重合闸功能；35（10）kV电容器保护装置具有短时限电流速断和过流、零序差压、过电压、过负荷等保护；35（10）kV所用变保护具有速断、过流等功能。每段35（10）kV PT设置一套PT消谐装置。⑧根据计量规程要求，主变压器高压侧装设0.2S级高精度多功能表作为关口表，并装设电压矢压计时器和报警设备，同时配置一套电表处理装置采集电能表的信息并将其传送到内蒙古中调，电能计量表用数字方式接入电表处理装置。远传通道采用电话网自动拨号方式和网络专用通道。
3.4 通信远动部分 无人值班变电站，通道建设是关键。在我区，系统通信贯彻通信网“完整性、统一性、先进性”和“安全、经济、高效”的基本原则，主要以光纤通信作为主通信方式，数字载波作为备用通信方式，实施二级调度管理。当然也可以采用以光纤、微波为主的先进手段，并采用一主一备方式，保证通信的安全可靠畅通。
3.5 消防系统与保卫系统部分 无人值班变电站的控制室、高压室、蓄电池室、电缆夹层等主要部位需要要装设火灾报警装置并具有遥信接口。重要变电所主变压器（150MVA及以上）需要设置消防自动水喷雾系统，且生活用水与消防用水分开。变电站门、控制室门、高压室门等应装设外人进入报警装置。站内应配置好常用的固定式气体灭火系统以及移动式或手提式气体灭火器及其他消防器材。
参考文献：
变电站模块化建设篇9
1、概述
电力工业是国民经济的基础和命脉，我国对电力工业的发展一直非常重视。目前，两网改造接近尾声，取得了显著的效果；已经启动的为西部大开发和东部经济建设服务的“西电东送”，又掀起了新一轮的电力建设高潮；三峡工程建设正如火如荼；以330KV/500KV为主网架的大区电网已经形成，全国联网的序幕已经拉开，更高电压等级的输电线路正在紧张地规划和前期准备。我国电力建设已经进入一个全新的建设和发展阶段。
在这些电力建设工程中，超高电压等级（220KV/330KV/500KV，以及将出现的750KV）变电站自动化系统占有重要的地位。有关部门对此也极为重视，专门出台了超高电压等级变电站自动化系统的模式化方案并推广实施。笔者在模式化方案实施的基础上，结合实施过程中的经验体会和有关技术的最新发展，通过对改进方案的说明，试图对超高压变电站自动化系统在以后的发展模式再作探讨。
关于超高压变电站自动化包含的内容、应具备的主要功能、实施的原则等内容，笔者在《简论超高压变电站自动化系统的发展策略》[1]一文中已作过说明，在此不再赘述。
2、目前超高压变电站自动化系统采用的主要模式
超高压变电站自动化系统的结构模式从早期的以集中为主，发展到现在的以相对分散和分层分布分散为主，经历了一个探索、改进和完善提高的过程，在模式设计和实际的工程建设中都有应用。
所谓集中模式，指的是保护、监控、通信等自动化功能模块均在控制室集中布置，各模块从物理上联系较弱甚至毫无联系。早期的系统，包括许多引进的产品，主要采用这种结构模式，目前仍有为数不少的这样的系统在运行。
相对分散模式，指的是自动化系统设备按站内的电压等级或一次设备布置区域划分成几个相对独立的小区，在该小区内建设相应的设备小室，保护、监控等设备安装于设备小室中，主站通信控制器、直流、录波等设备仍集中安装在控制室，各小室之间以及与控制室之间均通过工业总线网络互联。这种模式从90年代后期开始得到大量应用。
分层分布分散模式亦即全监控，指的是参照中低压变电站综合自动化的结构模式，除主变、母线和高压线路的保护测控、中央信号、通信仍采用集中组屏外，出线、电容器的保护、监控等设备完全按设备间隔安装于就地的设备小室或直接安装在一次设备上，各模块之间采用标准局域总线和通信规约互联。当然，也可按集中组屏的方式安装这些模块。这种模式在最近有迅速发展的势头。[2]
随着新技术的发展、新标准的制订、新应用需求的提出，还会出现与之相适应的新的系统结构模式。
3、 超高压变电站自动化系统建设中需注意的问题
根据工程实践，笔者认为在超高电压变电站自动化系统的建设中，需要对以下几个方面给予特别的注意。
（1）在系统集成方面，应更强调功能集成、模块协调，实现数据、资源共享，除了因可靠性要求外，要减少一切不必要的冗余，以提高系统的运行可靠性和性价比。
（2）对减少建设投资的考虑，应从减少占地、减少二次连接电缆、减少装置数量、减少每个装置中所用元器件数量、减少人员、降低后续的维护费用等方面综合考虑，才能全面反映出采用新型设备所取得的经济效益。
（3）对于面向对象问题，需对对象有统一明确的定义。面向变电站、面向电压等级、面向设备间隔、面向物理监控对象等不同的基点，会产生不同的设计思想，从而会引起系统结构的完全不同。
（4）关于系统的标准化问题，不仅通信接口硬件、通信规约要标准化，而且模块的物理结构尺寸、接线端子也要尽量标准化，以利于系统未来的扩容升级改造。
（5）对于系统的诊断，需要诊断软件能够迅速定位和隔离故障，并增加设置专用“黑盒子”，避免再出现类似二滩电厂那样的大事故却无法追踪的尴尬局面。
（6）直接采用数字载波、数字微波、光纤等高速数据通信通道，彻底避免数字通道模拟使用、高速通道低速使用的弊端。光纤通道由于具有：可靠性高、抗干扰能力强、传输频带宽、通信容量大、传输衰耗小、通信距离远、传输速度快、体积小、重量轻、敷设方便等优点应优先考虑采用。
（7）关于变电站自动化系统中保护压板的设置问题，应考虑尽量减少硬压板而采用软压板，保护投退可全部采用软压板。当然，保护出口回路仍必须采用硬压板。
（8）低周减载功能应智能化，结合时间定值、负荷性质、负荷容量等从系统级综合考虑。
（9）对小电流接地选线功能，若完全分散完成则降低了选线的准确性，传统的完全集中又过多地占用了硬件资源，所以应采用数据共享法来保证准确性和低造价。
（10）电压无功综合控制功能，应由系统完成，而不考虑另配置专门的功能单元。
（11）系统设备的维护问题，应提倡现场模块级维护，对故障模块进行更换，尽量避免现场的元件级维护。
（12）系统干扰主要有辐射干扰和传导干扰，长导线易引起传导干扰，所以要尽量减少电缆长度，要符合电器设备电磁兼容性国际标准国家标准行业标准。辐射干扰对系统的影响则比较有限。
（13）直流电源的配置方式需给以充分考虑。保护监控就地分散安装后，直流电源供电电缆成了主要的传导干扰源，因此其配置方式就成了抗干扰的瓶颈。
（14）SCADA实时数据、电量计费数据、保护数据、故障录波数据等尽量统一规约，统一通道，统一时标。
（15）事故总信号最好由保护系统的中心管理模块统一集中产生，
（16）保护远方复归-自动化系统须考虑远方复归功能，但运行单位可根据当地的规定选择投入或退出以及屏蔽。
变电站模块化建设篇10
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。
变电站模块化建设篇11
2.1工程概况某煤矿电网拥有多座35kV变电站和数座6kV变电站，承担着矿区内所有生产矿井及周边地区供电任务。自上世纪90年代起，已陆续对部分变电所进行了自动化改造，并且尝试了调度自动化技术。然而各变电站内网络结构、传输规约、通信协议等各不相同，变电站的运行维护成本高，系统互联及互操作性差，也对变电所继续升级改造形成很大阻力。为此，需要进行较为彻底的改造，以从根本上改变目前的被动局面。如上所述，应用IEC61850标准进行数字化改造可以较为完美解决这个问题。
2.2改造目标与要求根据工程具体情况，制定了“一次规划、分段实施”和“电力调度一体化系统”的原则，主要内容包括变电站综合自动化改造、五防系统建设、一体化传输网络平台建设等内容，并作出以下具体要求：变电站主接线运行可靠，操作、维护、检修简便；开关设备实现无油化；采用直流操作电源，并有可靠备用电源；遥测量、遥信量要全面、准确、可靠等。
2.3实施方法变电站总体架构将操作员接口、工程师接口、通用计算机接口、现场单元（1、2、…、n）、低级人机接口分别与通信网络设备互联，即将物理上分散配置的各计算机、现场单元通过通信网络设备有机连接在一起，实现信息交互、资源共享，以便集中控制。变电站综合自动化模块分为中心枢纽单元和现场单元两部分，并分别与通用通信网络和专用通信设备（通道控制机）相连，实现通信和控制功能。中心枢纽单元包括调度员接口（操作员接口）、维护人员接口（工程师接口）、通用微机接口、上级调度接口，这些设备安装在变电站（所）值班室内，并通过站内以太网连接。现场单元包括数据采集与处理模块、主变保护模块、出线保护模块、母线保护模块、直流保护模块、电容器保护模块，这些设备分布于变电站现场。采用一体化通信平台作为各变电站、电力调度中心和用户之间的高速数据网络平台，并采用光纤通道实现高可靠性的通信要求。除保留必要的紧急操作的手动分、合闸以外，其他全部监控、测量、报警等都由监控计算机完成。调度自动化平台由前置系统、系统服务器和Web服务器等设备组屏而成。改造后的数字化变电所具有分布式结构与集中设计相结合、系统结构简单可靠、兼容性与可扩展性强的特点。
3.变电所自动化技术展望
虽然数字化技术较好地解决了变电所自动化过程中存在的众多问题，但是仍未完全成熟，目前存在的不足有：（1）IEC61850应用问题，如该标准基于欧美标准和习惯而制定，与我国目前使用的保护功能、方法等方面存在一些差异，在实际建模过程中受到一些限制；再如高压保护双重化配置，两套保护同时动作并发送报文时存在冲突的可能。（2）设备方面的不成熟，如智能一次设备智能断路器未完全成熟，所以采用完全数字化技术有一定困难，折中的解决方法包括设计基于IEC61850通信协议的过渡型数字变电站或基于IEC61850通信协议与数字化互感器的实用型数字化变电站。无论如何，一项新技术从孕育、发展到成熟必然有一个过程，展望未来可以预计在信息安全、状态检修、基于GOOSE网络技术新应用、采用高端交换机冗余组网、高度集成、智能自愈、异地同步测量、三态数据标准化等方面会有所突破，从而使数字化变电站运行更加智能、可靠，并为智能电网的建设奠定坚实基础。
变电站模块化建设篇12
轨道交通工程是复杂的系统工程,一条线路往往由多家单位分包设计,由于设计风格、理念及对总体设计单位意图理解的不同,同一线路不同车站,尽管站址条件基本相同,但没有统一的功能设计模块,各单位均需要在设计前期工作中耗掉大量时间,同时车站规模、风格也往往不能在宏观上统一,进而造成资金浪费、进度延误、设计质量参差不齐等问题。
设计是工程质量保证的灵魂。为了能更好地贯彻每条线路的技术标准与设计风格,建设节约型社会、实现集约化管理、保障可持续运营,进行轨道交通车站功能分区模块化研究在现阶段显得尤为迫切。
1 轨道交通车站功能分析
1.1 基本功能
基本功能是要保证车站内部人流的集散。客流在车站内部存在着一条非常明确简洁的交通流线,即乘客购票、进闸机、通过楼扶梯进站台、上车,以及几乎对称的逆向客流。在这个过程中涉及站台、楼扶梯(电梯)、站厅、售检票设施几个最基本的要素。
除了保证客流在车站内部的集散外,还要最有效、最安全地保证列车的运行和车站的运营,即保证多点之间人流的正常运动。实现这一功能的是车站的设备用房(主要用于通信、信号、供电、环控、给排水、消防报警等系统设施的安装和控制)和管理用房(主要用于站务、公安、行车值班、票务、保洁等工作人员的活动或休息)。
1.2 扩展功能
由于我国土地资源十分有限,轨道交通投资巨大,因此在满足基本功能的基础上,轨道交通的建设还要兼顾到土地的集约化利用,实现收益最大化。
2 车站功能模块划分
在功能分析的基础上,把车站划分为公共区模块、设备用房模块、管理用房模块、扩展模块四大模块,见图1。
2.1 公共区模块
1)站厅公共区模块:是为乘客提供售、检票服务,引导乘客上、下车的过渡空间。其功能比较丰富,包括付费区、非付费区、出入口及通道、楼扶梯、电梯等,见图2。
2)站台公共区模块:是乘客候车、上下车、疏散的平台,除此之外还包括清扫等附属功能,见图3。
2.2 设备用房模块
1)强电模块:一般包括0.4kv开关柜室、35kv开关柜室、控制室、整流变压器室、直流开关柜室等,实行集约化布置。
2)弱电模块:一般包含车控室、弱电综合机房、公网室,其中通信设备、信号设备、afc(自动售检票)、综合监控等设置于防弱电设备机房内,实现集约化布置。
3)通风空调模块:主要包括区间通风机房、车站环控机房、小通风机房、冷水机组、水泵房、风道等。其中区间通风机房、车站环控机房、冷水机组及水泵房等的布置根据工艺而定;小通风机房靠近新风道及排风道,可以与环控机房合并布置。
4)水系统模块:主要包括消防泵房、废水泵房和污水泵房(地下站)等各种泵房。其运行时对环境有一定影响,尤其是噪声污染。消防泵房宜邻近消防出入口设置。污水泵房宜在厕所下方或紧邻厕所设置。
2.3 管理用房模块
管理用房模块主要包括交接班室(兼会议室、餐厅)、警务室、更衣室、站务室、茶水间、管理区厕所等。其中交接班室宜设置于站厅层管理区较安静的部位;警务室应靠近站厅层管理区集中设置;更衣室设在管理区内,面积根据定员确定,内部男女使用面积分割由业主决定;有条件的车站管理区厕所可与公厕合建。
2.4 其他功能布局优化
除了以上所列的主要模块外,其他用房布局的合理性,也将在一定程度上影响到车站规模、建设进度和乘客使用的舒适与便利程度。因此,对刚开通的上海轨道交通4号线车站进行了详细调研,在此基础上得出以下初步设想:
1)站长室可根据全线的运营组织需要,仅在中心站设置。
2)车控室应严格控制规模,一般集中站25~30m2,而非集中站车控室可与人工售票、兑零、补票、问询等组合设置(服务中心)。
3)考虑到兼顾社会使用及减小车站规模,可将男女公厕与管理区厕所结合人流较多的出入口合建,面积可适当增加。
4)afc配电室可与照明配电室合并设置,站台层照明配电室可与站务员室结合设置。
5)清扫间应尽量结合楼扶梯下部空间设置。
3 车站功能模块化设计的价值分析
相对传统设计方案,模块化设计的优点和缺点见表1。 下面以弱电模块为例,来介绍上海市轨道交通7号线车站弱电设备用房的设置标准和思路:
原弱电机房布置分为通信设备室、信号设备室、afc、fas(防灾报警)、bas(设备监控)、电缆引入室、公网和车站控制室等,面积一般180～200m2。设备用房各自设置,条块分割,不利于现代集约化管理。整合后的弱电设备机房含:通信设备、信号设备、afc、fas、bas、电缆引入室、公网和车站控制室,集中设置面积指标约118m2,减少了走道面积,大大提高了有效使用面积比率。
变电站模块化建设篇13
1 预制舱技术特点
预制舱开创了变电站“标准化设计、工厂化加工、装配式建设”全新建设模式。新的建设模式：减少占地面积、节约环境资源、降低基建投入成本，同时有效缩短了智能变电站的建设、调试周期，实现快速建站；新的建设工艺：模块化设计，方便拆装组合；可以快速更换设备，易于建立检修元件库，减少备用间隔投资；通用工艺，简化装配，节能环保，提高现场施工效率，同时又确保了工程实施的安全和质量水平；新的自动化技术：提升了变电站的总体智能化水平，提高了变电站的安全可靠性，进一步凸显了变电站工业设施的定位，为智能电网的绿色、健康发展奠定了坚实基础。
2 模块化二次组合设备及优势
2.1 模块化二次组合基本定义
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。整套二次设备由厂家集成，并在在工厂内完成屏柜间相关配线等工作，并作为一个整体运输至工程现场，在现场实现与一次设备、土建对接。预制舱组合二次设备一般按二次系统特点及服务的一次对象进行模块化组合。
2.2 模块化二次组合优势
模块化二次组合实现标准化设计、工厂化加工、装配式建设。建构筑物主要构件采用工厂预制，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）对比二次设备小室，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，并且减少了环节污染。
（2）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。
（3）预制舱式组合二次设备对联调模式也进行了改变，利用工场联调+现场调试模式。在工场中模拟出设计的运行情况，对全站五防逻辑、信号点表命名等设备SCD文件的固化工作进行完成，在现场仅仅需要和以此设备之间进行传动验证。
（4）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。
（5）节省费用。二次身材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。
（6）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子六十以上。
3 智能变电站二次系统现状
当前在智能变电站的建设过程中，二次设备都是在施工现场来完成安装与调试的，这就主要存在有以下的一些问题。
（1）会受到施工工序限制，施工周期较长。二次屏柜的安装是在土建施工结束之后方能进行；与二次系统的光/电缆接线，也是在屏柜安装完成后才能进行。这就让二次系统的安装调试受制于土建、一次设备的施工安装时间及进度。
（2）现场工作量较大，效率不高。智能变电站的调试项目相当多，并且技术较为复杂，这就要求厂家的售后人员必须要常驻现场进行参与到施工调试之中，这种方式效率较低，并且当智能变电站在电网内全面推广建设之后，各个厂家以及调试单位往往难以进行有效的应对。
（3）现场施工环境不好，存在一定的隐患。智能变电站中使用了大量的光口接线，但是工程现场施工环境不好，有着大量的灰尘，并且二次设备装置的光口不能够得到有效的保护，这对装置光口后期运行的性能以及寿命带来隐患。
（4）需要设置独立的二次小室，导致占地面积增加。常规的二次设备都需要设置独立的控制室，需占用土地资源，即增加土建施工量又不利于土地资源的节约。
4 结束语
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。预制舱式组合二次设备使用工厂加工、现场吊装的方法，省去了建筑物施工过程之中的结构、砌筑、装饰以及电气安装等多个环节，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。同时因为对减少流程进行了改善，将传统的串行施工模式，改为并行施工模式，这样可以有效的提高设计、施工的效率，有效的缩减了建设工期，同时还可以大幅度的减少二次设备的现场的调试项目。因为预制舱实用的是环保集成材料来进行拼装，就地布置在配电间隔内，能有效的减少二次光/电缆的长度，使得工程造价得以降低。
参考文献
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[2]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.
[3]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（04）：59-60.108
[4]盛晓云.标准配送式智能变电站建设实践[J].电力讯息，2014（01）：104-105.
作者简介
王国玉（1966-），男，河南省许昌市人。现为许继电气股份有限公司技术中心工程师，从事电力系统继电保护及控制装置研发工作。
罗红（1970-），女，河南省许昌市人。现为许继集团有限公司营销中心工程师，从事从事营销管理工作。
