主网变电站总结报告(2700字)

发表于:2021.1.14来自:www.fanwen118.com字数:2700 手机看范文

20xx年度总结

工程调试按时间大致分为前期准备阶段、调试阶段、试运行阶段、调试收尾阶段。前期准备阶段主要是对变电所一次设备、二次设备进行初步了解,全面掌握综自系统性能、具体装置、屏功能,达到进行系统调试的要求。调试阶段即结合设计要求和系统功能进行全面细致的试验,以满足变电所的试运行条件。试运行阶段即在所有一、二次设备带电、综自系统全部功能均投入运行的情况下,检验综自系统反映的正确性。在试运行结束后,针对试运行过程中反映出的问题进行消缺处理。最后,在调试收尾阶段做好维护人员和运行人员的培训,文件资料的整理和移交。

变电站一次设备

一、220kV区域:SF6断路器、SF6电流互感器、隔离开关、金属氧化物避雷器、电容式电压互感器

1.SF6断路器试验

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1.1.测量分、合闸线圈的绝缘电阻和直流电阻:用500V摇表分别测量分闸线圈和合闸

线圈对地的绝缘电阻,用万用表分别测量分闸线圈和合闸线圈的直流电阻。

1.2.断路器操作机构试验:

1.2.1.储能电机检查:用500V摇表测量电机的绝缘电阻;加入电机额定的电压,

检查电机运转是否正常和储能机构工作是否正常。

1.2.2.检查分、合闸线圈的最低动作电压值。

1.3.测量断路器导电回路对地的绝缘电阻:断路器在合闸状态,分别测量每相导电回路

对地的绝缘电阻。

1.4.测量每相导电回路的直流电阻:用大电流回路电阻测试仪分别测量每相导电回路的直流电阻。

1.5.断路器的特性试验:用高压开关特性测试仪分别测量断路器的分、合闸时间、同期性。

1.6.测量断路器内SF6气体的含水量:用微水测试仪检测。

1.7.密封性试验:用检漏仪检测。

2. SF6电流互感器试验

2.1测量电流互感器的绝缘电阻:用2500V摇表测量一次绕组对二次及地的绝缘电阻;用

1000V摇表分别测量二次绕组间及地的绝缘电阻;绝缘电阻值不宜低于1000MΩ。

2.2电流互感器的极性检查:用试验线将蓄电池和电压互感器的一次绕组连接,用指针万

用表(挡位放在最小电流挡上)的表笔分别接在补测的二次绕组端子上。将蓄电池的“+”极线碰接到一次绕组的“L1”,同时观察指针万用表的指针是否先向正方向后回复到“0”摆动。然后拉开蓄电池的“+”试验线,同时观察指针万用表的指针是否先向负方向后回复到“0”摆动。

2.3电流互感器一、二次绕组直流电阻测量:用单臂电桥测量。

2.4测量保护组CT 的励磁特性曲线:试验时电压从零递升上去,以电流为基准,读取电

压值,直至额定电流。保护组及计量组均应进行此项试验。

5.5变比检查:在一次绕组通入电流,二次绕组接电流表,读取一、二次绕组电流值。

3.隔离开关试验

3.1.操作机构试验:

3.1.1.根据实际的操作电源,用调压器或试验电源调整电源电压到额定的80%,操

作机构可靠分合。

3.1.2.根据实际的操作电源,用调压器或试验电源调整电源电压到额定的110%,

操作机构可靠分合。

3.2回路电阻测试: 启动测试仪开始测量,待测量值稳定,仪器指示无变化时,记录测量电阻值。

3.3测量绝缘电阻:

3.3.1选择合适位置,将兆欧表水平放稳,试验前对兆欧表本身进行检查 。

3.3.2将兆欧表的接地端与被试品的接地端连接,将带屏蔽的连接线接到被试品的高压

端(必要时接上屏蔽环)。

3.3.3启动兆欧表开始测量,记录60s时的测量值 。

3.3.4停止测量,放电并接地。

4.金属氧化物避雷器试验

4.1绝缘电阻测试

包括避雷器本体和底座的绝缘电阻测试,具体内容见表1。

表1绝缘电阻测试

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4.2直流1mA电压和0.75U1mA下的泄漏电流测试

包括:测量金属氧化物避雷器直流1mA参考电压以及75%直流1mA参考电压U1mA下的泄漏电流。具体内容见表2。

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4.3检查放电计数器动作情况

检查放电计数器动作情况见表3。

表3放电计数器动作情况测试

5.电容式电压互感器试验

5.2.1 测量电压互感器一、二次绕组的绝缘电阻:用2500V摇表测量绝缘电阻;用2500V

摇表测量二次绕组之间及对地的绝缘电阻。

5.2.2 电压互感器(中间电压端子已引出)的极性检查:用试验线将蓄电池和电压互感

器中间变压器的一次绕组连接,用指针万用表(挡位放在最小电流挡上)的表笔分别接在被测的二次绕组端子上。将蓄电池的“+”极线碰接到一次绕组的“L1”,同时观察指针万用表的指针是否先向正方向摆动后回复到0”。然后拉开蓄电池

的“+”试验线,同时观察指针万用表的指针是否先向负方向摆动后回复到0”。

5.2.3 电压互感器绕组直流电阻测量:用电桥测量,按仪器要求进行接线和操作,分别

测量初级绕组和二次绕组的直流电阻值,记录试验环境温度以便进行换算比较。

5.2.4 电压互感器的变比检查:按试验仪器厂家使用说明书进行接线和操作,用测试仪

测量电压互感器的电压比,与变比计算值进行比较。

5.2.5 分压电容介质损耗因数及电容量测量。

依据电压互感器厂家说明书介绍方法进行,测量C1,C2和C总,启动介损测试仪,选择10kV试验电压,内电容模式,选择正确的接法进行介损值和电容值测试。

5.2.6互感器二次绕组交流耐压试验

使用试验PT组成升压回路,施加二次回路进行对地交流耐压试验,试验电压2500V试验时间一分钟,无放电击穿现象为通过。

二、110kV区域:SF6断路器、干式电流互感器、隔离开关、金属氧化物避雷器、电容式电压互感器

1.干式电流互感器试验

5.1试验前将每个电流互感器表面擦拭干净。

5.2测量电流互感器的绝缘电阻:用2500V摇表测量一次绕组对二次及地的绝缘电阻;

用2500V 摇表分别测量二次绕组间及地的绝缘电阻;绝缘电阻值不宜低于1000MΩ。

5.3测量电流互感器的末屏的绝缘电阻,绝缘电阻值不宜小于1000MΩ。若末屏对地绝缘

电阻小于1000 MΩ时,应测量其tan?。

5.4电流互感器的极性检查:用试验线将蓄电池和电流互感器的一次绕组连接用指针万

用表(挡位放在最小电流挡上)的表笔分别接在被测的二次绕组端子上。将蓄电池的“+”极线碰接到一次绕组的“L1”,同时观察指针万用表的指针是否先向正方向摆动后回复到“0”。然后拉开蓄电池的“+”试验线,同时观察指针万用表的指针是否先向负方向摆动后回复到“0” 。

5.5电流互感器一、二次绕组直流电阻测量。

5.6测量保护组CT 的励磁特性曲线:试验时电压从零递升上去,以电流为基准,读取电

压值,直至额定电流。保护组应进行此项试验。

5.7变比检查:在一次绕组通入电流,二次绕组接电流表,读取一、二次绕组电流值。




第二篇:国网公司首批智能变电站总结报告 45900字

国家电网公司首批变电站智能化改造

试点工程工作总结报告

生产技术部

20xx年1月

国网公司首批智能变电站总结报告

前 言

20xx年是公司建设坚强智能电网的试点阶段,这个阶段是把握方向、积累经验、实现突破的关键阶段。智能变电站是智能电网运行数据的采集源头和命令执行单元,是智能电网的重要环节。公司生产技术部按照党组的统一部署,围绕建设坚强智能电网的战略目标,全面贯彻“统筹规划、统一标准、试点先行、整体推进”的工作方针,开展变电站智能化改造技术方案研究和实施,加强协调配合和试点项目的跟踪督导,扎实推进试点工程建设。经过一年来各方的共同努力,浙江500千伏兰溪变电站、山东220千伏午山变电站和河南110千伏金谷园变电站作为公司首批智能化改造试点工程,于20xx年底前全部完成智能化改造,并通过公司总部组织的总体验收。试点工程建设为变电站智能化改造积累了很多有益经验,解决了诸多技术难题,形成了一批技术和管理创新成果,达到了试点示范的目的。为了有效指导后续变电站智能化改造建设工作,生技部组织浙江、山东、河南公司对试点工作进行了全面系统的总结(详见附件一、二、三),并在此基础上形成工作总结报告。

目 录

一、?试点工作概况?..........................................................................................................................?1?

(一)?

(二)?

(三)?

(四)?组织编制相关技术标准?.............................................................................................................?1?研究确定工程实施方案?.............................................................................................................?2?跟踪督导工程进度质量?.............................................................................................................?3?及时开展工作交流和总结?.........................................................................................................?3?

二、?试点工程主要内容及成果?.......................................................................................................?4?

(一)?

(二)?

(三)?

(四)?

(五)?改造目标.....................................................................................................................................?4?智能化改造内容?.........................................................................................................................?4?智能化改造前后功能比对?.......................................................................................................?13?主要创新成果?...........................................................................................................................?14?主要问题...................................................................................................................................?14?

三、?变电站智能化改造指导意见?..................................................................................................?15?

(一)?

(二)?

(三)?

(四)?

(五)?

(六)?总体方案...................................................................................................................................?16?智能组件...................................................................................................................................?16?继电保护GOOSE网络跳合闸技术?.........................................................................................?16?状态监测信息安全分区?...........................................................................................................?17?电子式互感器应用?...................................................................................................................?17?二次设备状态监控?...................................................................................................................?17?

四、?20xx年重点工作?....................................................................................................................?18?

(一)?

(二)?

(三)?修订完善智能变电站技术标准体系?.......................................................................................?18?督导项目建设工作?...................................................................................................................?18?加强智能变电站技术与管理交流和培训?...............................................................................?18?

附件一:河南洛阳110千伏金谷园变电站智能化改造试点工程工作总结?.........................................?19?附件二:山东青岛220千伏午山变电站智能化改造试点工程工作总结?.............................................?34?附件三:浙江兰溪500千伏兰溪变电站智能化改造试点工程工作总结?.............................................?51?附表一:试点工程关键设备/系统厂家信息?.........................................................................................?67?附表二:试点工程实施关键时间节点进度表?.........................................................................................?68?附表三:试点变电站智能化改造前后功能比对?.....................................................................................?70?附表四:试点单位标准规范、专利、版权情况统计?.............................................................................?74?

一、 试点工作概况

按照“统一规划、统一标准、统一建设”的原则,规范有序开展变电站智能化改造试点工程建设工作。

(一) 组织编制相关技术标准

变电站智能化改造是一项创新性较强的工作,没有经验可以借鉴,必须标准先行。公司生产技术部先后组织编制印发了《变电站智能化改造技术规范》(Q/GDWZ414—2010)和《变电站智能化改造工程验收规范》(Q/GDW580—2010)两项企业标准。

组织编制《变电站智能化改造技术规范》。从20xx年9月开始,公司生技部会同智能电网部、国调中心等部门,组织浙江、山东、河南、江苏、湖南、中国电科院、国网电科院等单位的专家,依据公司《智能变电站技术导则》和《高压设备智能化技术导则》,结合不同类型变电站特点和具体工程实施等实际情况,编制《变电站智能化改造技术规范》,于20xx年1月正式印发执行。《变电站智能化改造技术规范》兼顾两个《导则》的先进技术功能要求,明确了智能化改造指导方案及技术要求,有效指导了试点工程建设工作。

组织编制《变电站智能化改造工程验收规范》。20xx年9月开始,生技部组织专家编制并于11月10日印发了《智能变电站改造工程验收规范(试行)》,12月23日结合第一批智能变电站改造工程三个试点项目的验收情况,再一次组织修订形成报批稿,20xx年1月正式印发《变电站智能化改造工程验收规范》技术标准。该标准针对智能变电站改造工程特点,重点规范了资料验收、网络及网络设备和智能组件柜等相关智能化改造设备的验

收内容与要求,可有效指导后续变电站智能化改造工程的验收工作。

(二) 研究确定工程实施方案

20xx年8月,公司确定河南洛阳110千伏金谷园变电站、山东青岛220千伏午山变电站、浙江金华500千伏兰溪变电站为第一批智能化改造试点。试点单位领导高度重视,均成立了以省公司分管领导为组长的领导小组和以省公司生技部主任为组长的工作小组,严格按照国家电网公司《智能变电站技术导则》、《变电站智能化改造技术规范》、《高压设备智能化技术导则》和《智能变电站继电保护技术规范》等规范的技术要求,组织制定智能化改造工程实施方案。20xx年12月30日,公司生技部组织系统内有关专家在河南洛阳对三个试点单位制定的智能化改造工程实施方案进行审查,形成审查意见,各试点单位根据审查意见进行修改完善,于20xx年2月正式上报国家电网公司。20xx年2月底公司生技部完成了试点工程实施方案的批复,明确了智能化改造的目标、范围、内容、技术原则及安全保障体系。为达到试点工程示范作用,3个变电站智能化改造试点工程的功能定位各有侧重,500千伏兰溪变重点开展变电站信息一体化和高级应用方面的完善应用;220千伏午山变电站重点开展GIS智能组件、智能巡检的应用;110千伏金谷园变电站重点开展与配网、大用户协同互动以及现场安全管控与调控一体化互动技术的研究和应用。

(三) 跟踪督导工程进度质量

各试点单位依据公司批复的技术方案,按照工程项目管理要求,加强项目过程管理,有序开展了工程设计、实施方案制定、设备采购与研发测试、现场安装与调试以及相关培训等工作。公司生技部密切跟踪工程进展情况,及时解决试点单位在智能化改造过程中遇到的问题。各试点单位加强工作协调与统筹,兼顾工程进度与安全质量,经济实用与技术先进,试点示范与安全可靠,不断优化和细化实施方案和施工过渡方案,全面管控安全风险,确保了试点工程优质按期完成。承担项目的设备厂家,积极配合试点单位进行技术攻关,推动了智能变电站新技术和新产品的研发和应用(各试点工程关键设备/系统及厂家信息,详见附表一)。20xx年8月20日公司生技部在山东青岛组织召开了智能电网试点工程建设协调会,试点单位于8月底分别向总部报送了《确保年内完成试点工程建设项目的措施计划》,确保年底前高质量完成第一批3个变电站智能化改造试点工程建设和验收工作。为做好试点工程的总体验收和评价工作,公司生技部先后组织专家分别对三个试点单位进行了预验收,对相关组织和准备工作提出了完善建议,并于20xx年底前会同智能电网部、国调中心组织完成了三个试点工程的整体验收和评价工作。(试点工程实施关键时间节点,详见附表二)

(四) 及时开展工作交流和总结

为充分发挥第一批变电站智能化改造试点工程的示范作用,有效指导变电站智能化改造第二批试点工程建设和全面实施工作,公司生技部组织浙江、山东、河南公司进行了系统的梳理分

析,全面总结试点工程各环节的经验和体会,系统梳理实施过程中发现的问题,客观衡量智能化升级各项功能的推广价值,提出后续改进建议。经过智能化改造后的变电站在技术、运行、检修、维护等方面与传统变电站均存在较大差异,如何运行维护好智能变电站,将成为今后一项重大课题需要研究解决。一是要研究制定智能变电站运行、监(检)测、维护、检修的技术标准和管理规范;二是要进一步深化智能变电站相关技术研究和攻关,如一次设备智能化技术、保护GOOSE网络跳合闸技术、电子式互感器精度等方面的研究。三是要研究智能变电站高级功能实用化问题,解决那些功能谁用、怎么用的问题。因此,要及时跟踪智能技术的发展动态,总结技术和管理经验,健全技术管理标准和安全保障体系,加大对运行人员和检修人员的培训力度,才能充分发挥智能变电站在提高电网运营效益方面的作用。

二、 试点工程主要内容及成果

(一) 改造目标

在原数字化技术的基础上,通过对变电站一、二次设备、辅助系统、信息一体化平台和高级应用的研发,优化信息采集交换方式,简化系统网络结构,实现一次设备数字化、信息平台一体化、运行维护智能化,体现变电站信息化、自动化和互动化的特征,为公司变电站智能化改造积累经验。

(二) 智能化改造内容

三个试点工程的智能化改造各有亮点:110千伏金谷园变电站实现了源端维护统一建模、可视化图形模型编辑及IEC61850和IEC61970规约转换等多项技术和功能的突破,采用了设备间-4-

隔全集成一体化智能组件柜;220千伏午山变电站实现了对设备异常信息的分类过滤和智能告警功能,采用了纯光学互感器、智能巡检机器人、运行环境监测系统;500千伏兰溪变电站利用具有图像识别功能的巡检机器人配合现场核对,实现了全站一、二次设备的联合顺序控制,站端系统集成了智能告警与故障综合分析、智能开票、状态诊断、顺序控制、源端维护、智能站用电管理等高级应用功能模块。具体改造内容如下:

1. 一次设备智能化

三个试点单位主要采用在现有运行的一次设备本体上外挂或内嵌监测传感器的方式,结合就地化安装的智能组件,简化了变电站二次回路设计,实现一次设备智能化改造。

(1) 变压器智能化改造

山东午山站采用变压器智能风冷变频柜,根据变压器油温和负载变化情况,采用变频模式均衡调整风机转速,实现对变压器冷却系统的智能调节,提高了变压器绝缘寿命和风机运行效率,降低了变压器电能损耗和运行噪音。

(2) 开关设备智能化

500千伏 AIS、220千伏 GIS、110千伏 PASS智能组件就地安装,35千伏智能断路器,实现了一次设备与智能组件的有机结合,集成了控制、测量、状态监测等IED,实现了开关设备SF6微水、压力、密度、机械特性等关键特征参数的在线监测,提高了开关设备的状态监视和分析能力。

(3) 电子式互感器

不同原理、不同安装方式的电子式互感器在试点工程中都有不同程度应用:河南金谷园变电站在110千伏变压器中性点接地采用全光纤电子式电流互感器;浙江兰溪变电站在一个220千伏线路间隔采用了全光纤电子式电流互感器;山东午山变电站在一个220千伏线路间隔采用柔性全光纤电流互感器。改造过程中,河南公司深入研究光学电流传感器原理和实用化技术,解决了光学元件的温度、振动稳定性等技术问题,提高了电子式互感器长期运行的稳定性;山东公司采用将柔性全光纤电子式电流互感器在法兰盘上直接缠绕安装的方式,无需对GIS壳体改造,为全光纤电流互感器应用提供了实践经验。

2. 二次系统智能化改造

3个试点工程均实现了保护软压板远方投退的功能。其中,河南金谷园变电站在10千伏继电保护设备增加了状态监控,实现了远传校验、运行状态可视化、远方投退和定值调控功能,为开展二次设备状态检修提供技术支撑并积累经验。

3. 智能组件

(1) 变压器智能组件

变压器智能组件集成控制、测量、状态监测、非电量保护等IED,实现了冷却器、中性点刀闸和有载分接开关的控制;具备了油色谱、微水油温、油位、本体瓦斯、压力释放等非电量保护信号的测量与远传。就地采集与处理的变压器本体、套管、铁芯接地电流等状态监测信息,以DL/T860标准接入信息一体化平台。浙江兰溪变还实现了特高频局部放电状态监测、变压器限额智能分析等功能,提高了变压器设备的智能化现状;山东午山变采用-6-

就地安装变压器在线监测组件简化了二次回路设计,提高了系统可靠性。试点工程为智能组件一体化设计和就地安装积累了宝贵的实践经验。

(2) 断路器智能组件

试点单位根据断路器类型采用了不同的改造方式。河南金谷园变主要采用在PASS-MO的汇控柜中增加智能组件的监测单元,实现了对组合电器设备的在线监测及调控功能;浙江兰溪变采用断路器本体外接传感器的方式,对站内的500千伏、220千伏断路器进行在线监测试点应用;山东午山变将GIS汇控柜改造为智能控制柜,并且加装了密度继电器。

(3) 避雷器智能组件

试点单位均开展了对避雷器全电流、阻性电流、动作次数等状态监测的应用实践。浙江公司使用了无线传输技术进行实时远程监测和数据共享,提升了避雷器监测的智能化水平,其研制的氧化锌避雷器远程在线监测装置已申报实用型专利。

(4) 单间隔一体化智能组件柜

河南公司攻坚克难,成功研制“高压设备单间隔全集成一体化智能组件柜”,实现了一体化智能组件柜的技术创新。该成果首次实现了变电站间隔层、过程层设备的应用功能(保护测控、合并器、智能终端、状态监测、主IED等功能与高压组合电器的功能)高度集成,结构紧凑,物理接口规范。同时,应用远方后台在线调控柜内微环境(温/湿度)技术,使其防湿热、防尘、防辐射等各项技术指标满足户外安装的要求,具有很好的示范推广价值。

4. 信息一体化平台

三个试点工程均构建了信息一体化平台,作为变电站全景数据收集、处理、存储的中心。将全站自动化、状态监测、辅助系统等信息进行了信息融合;实现了对站外应用服务的统一接口,具备向各子系统提供统一、标准化、规范化的数据存取访问以及向调度系统发送信息的功能;可以承载诸如智能告警、顺序控制、智能开票、状态监测、智能辅助系统等高级应用功能,满足智能变电站在信息数字化、功能集成化、结构紧凑化、状态可视化方面的要求,为实现调控一体化提供了更加灵活、便捷、实用的技术支撑,具有广泛的推广价值。

5. 高级应用

三个试点单位在信息一体化平台基础上,配置一键式顺序控制、智能开票、智能告警及分析决策、故障分析综合决策,设备状态可视化、经济运行与优化控制、源端维护等高级功能,为实现调控一体化和提高生产精益化管理提供了技术支撑,可作为今后变电站智能化改造工程的主要内容。

(1) 源端维护及图模一体化

源端维护首次在金谷园和兰溪变电站智能化改造中得以应用,在技术上实现了重大突破和进展。利用变电站与调度主站数据模型的一致性,实现了站端IEC61850和IEC61970的规约转换,调度主站对变电站内一、二次设备具备可视化管理,从而实现了在线源端维护。这使得调度端电网模型数据的形成由以往的大量的人工录入变为自动生成,大大减轻了调度端系统图模维护的工作量,消除了变电站与调度信息核对的工作。

(2) 顺序控制

一键式顺序控制可以一次性自动完成多个控制步骤的操作,并且实现多个典型操作的组合。在各执行端接收和执行集控中心、本地监控系统发出的控制指令,具备安全校核、防误闭锁逻辑校验、中断/急停的功能。支持多个顺控组合的控制操作功能,跨间隔设备同时操作。浙江兰溪变利用GOOSE跳合闸和保护软压板技术,通过智能巡视机器人与变电站内的视频监控系统相结合,借助图像识别技术判断设备运行状态,实现了全站一、二次设备的联合一键式顺序控制,为该领域以后的应用推广积累的实践经验。

(3) 智能开票

智能操作票接收和执行监控中心、调度中心和当地后台系统发出的控制指令,结合设备实际运行状态,根据运行方式自动推理、匹配规则库,自动生成所需的操作票,具备智能开票、画面开票、手工开票、调用存票四种开票模式。

(4) 设备状态可视化

设备状态可视化系统支持DL/T860标准将状态监测数据上传信息一体化平台,实时监测变电站内的各种设备运行状态,并分析判断设备的健康状态,具备预警功能。从三个试点工程的实施情况来看,高压一次设备已具备“自我参量检测、就地综合评估、状态结果预测、系统在线可视”等功能。

(5) 智能告警及分析决策

智能告警基于全站设备对象信息统一建模,告警信息具备自动筛选过滤,结合告警信息之间的逻辑关联,运用推理技术确定

最终告警信息;研发了智能告警人机显示界面,有效的实现了信息分层的理念;通过对变电站正常及事故情况下的告警信息分类,便于运行人员快速调用;建立信息上送的优先级标准,实现信息分级上报,提高了运行值班的异常处理效率,为推行“调控一体化”提供了技术支撑。

(6) 故障信息综合分析决策

基于信息一体化平台建立故障信息综合分析系统。故障信息综合分析决策将故障录波、保护装置、SOE等相关事件信息进行挖掘、整合、综合分析,具备故障诊断和定位功能。为电网运行提供推理结果和辅助决策,决策结果与智能告警系统之间进行互动,并可视化综合展示。分析决策及告警信息上传主站并定向发布,实现变电站运行状态与电网、配网及用户之间的互动。

(7) 异常状态信息发布

通过在一体化平台内嵌异常状态短信发布平台,将变电站告警信息、异常状态、辅助决策等重要信息有针对性筛选过滤并通过短信息方式第一时间发送专业检修人员和相关领导,从而提升人员对异常及事故处理的反应速度。同时可以自定义设置“挑点”信息,如将线路事故跳闸、停电、处缺等重要告警信息即时发送给相关重要用户,实现变电站设备运行状态与配网、大用户协同互动。

(8) 站域控制

站域控制要是通过利用对站内信息的集中处理、判断,实现站内自动控制装置的协调工作,适应系统运行方式的要求。本期智能化改造中,河南公司在该领域积极开展尝试和应用,在无功-10-

优化控制和负荷优化控制方面进行了成功的改造,积累了一定的实践经验。

(9) 无功优化控制

一体化平台中内嵌电压无功综合调节功能模块对电网运行状态进行计算分析,根据预设目标及优化控制策略得出当前无功优化策略上送调度主站,实现了变电站电压无功的远程调节与集控中心的在线协同互动。

(10) 负荷优化控制

基于变电站信息一体化平台嵌入负荷优化控制功能软件进行计算分析、优化控制策略,上送和接受调度确认信息,主站端实现变压器负荷的自动调节,站端实现变压器负荷的自动控制,实现变电站负荷与电网协同互动。

6. 智能巡检

山东和浙江公司与山东鲁能智能技术有限公司共同研制出基于视觉伺服移动多角度精确定位云台预置技术的智能巡检机器人,采用磁导航、最优路径规划、智能巡检升降,红外线测温等多项先进技术,实现对户外设备自动巡视。浙江兰溪变在此基础之上,深入研究图像配准技术(SIFT),实现电力设备状态识别功能,使巡检机器人具备对开关、刀闸等设备位置的现场图像自动识别,并可与智能操作票执行形成互动,实现了变电站智能巡检机器人的质的飞跃。智能巡检机器人的成功研发,为无人值守变电站的设备巡检积累了宝贵的经验。智能巡检机器人升降平台和基于视觉伺服的移动机器人精确定位云台系统已申请专利。

7. 辅助系统

辅助系统实现了智能报警、视频联动、环境信息、电子围栏和安防等功能的一体化监测,具有推广价值。

(1) 交直流一体化电源和清洁能源应用

站用交直流、逆变、通信等电源采用一体化设计并以DL/T860标准接入信息一体化平台,实现一体化配置、一体化监控功能,实现站用电源信息共享。

光伏发电和绿色照明,实现了清洁能源的应用,站内利用太阳能发电作为站用一体化电源系统的补充和备用,实现光伏电源并网运行、直流系统应急备用,提高站用电设备运行可靠性。据测算,浙江兰溪变采用绿色照明系统后一年可以节约3.7万度电,经济效益明显。

(2) 视频监控与环境监测

视频监控与信息一体化平台之间直接通过MMS进行通讯,向信息一体化平台传输视频报警信号反馈结果。环境监测包括温/湿度采集、风速采集、水浸采集、SF6浓度采集、空调控制、风机控制、给排水控制等,智能接口机将接入信号以DL/T860标准送入信息一体化平台,实现了与视频系统联动。

(3) 安防与消防

安防子系统通过智能接口机通讯获得门禁系统的相关信息,以DL/T860标准送入信息一体化平台,结合视频联动实现安全防护。消防子系统通过智能接口机将火警信号以DL/T860标准化送入信息一体化平台,联动报警,同时启动自动灭火装置或火灾隔离措施。

8. 过程层网络

河南金谷园智能化改造工程结合保护测控集成在智能组件柜中就地下放,将原先过程层网络采样、网络跳闸的组网方式,改造为点对点的直采、直跳方式,但跨间隔保护依然采用网络跳合闸。浙江公司在兰溪变电站中保留了原有的组网方式,采用网络跳合闸。在工程调试阶段,浙江公司开展了关于继电保护GOOSE网络跳合闸技术的专题分析,对保护、测控装置的GOOSE网络收发性能做了详细的测试,能够满足保护快速性的要求,对后续工程具有指导意义。

试点工程的经验表明,与传统保护点对点跳闸方式相比,保护GOOSE网络跳合闸技术有着明显的技术经济优势,大大减少电缆沟占地和二次电缆数量;但由于GOOSE通信增加了交换机等中间环节,保护动作时间有所延长,且二次设备运检将较为复杂,要在网络安全可靠性、保护动作快速性以及装置运检方式安排等方面加快研究和验证,并从低压电网逐步向高压主网推广应用。

(三) 智能化改造前后功能比对

改造后的智能变电站,充分体现出坚强自愈、集成优化、自动控制、协同互动,低维高效、清洁环保的智能化特性。首先,占地和建筑面积、二次电缆数量、设备组屏等大幅度减少,运行维护成本有效降低。以金谷园变电站为例,改造后取消了95%以上的二次电缆(33千米)和接线端子,减少90%以上的设备组屏(由原38屏减少至3屏),极大地精简了二次回路;减少了近2/5的变电站占地面积(节约占地2.9亩)、缩减了70%的室内建筑面

积,使变电站更加小型紧凑;其次,智能化改造后的变电站,功能上实现了一次设备组合化、二次设备组件化,数据传输标准化、信息交互一体化,系统结构简明化、功能应用互动化,设备状态可视化,倒闸操作“一键化”、电源管理一体化的高度融合,变电站智能化水平整体提高;第三,智能巡检、自动开票、顺序控制、继电保护远方投退校验等功能的应用减少了生产人员到现场工作的时间和频次,如兰溪变在实行顺序控制后,一个倒母线工作从原来的几个小时缩短到十分钟,运检人员工作效率得到明显提高。(试点工程智能化改造前后功能比对详见附表三) (四) 主要创新成果

首批试点工程实施过程中,各试点单位在技术与管理方面取得了一批创新成果,其中编制标准、制度及功能规范25项(其中6项为国家电网公司企业标准),申请发明专利4项、实用新型专利13项,注册软件版权4项,共计46项创新成果。(各单位情况详见附表四)

(五) 主要问题

总体上看,试点工程建设取得了预期示范的作用,但在建设、调试、运行、检修等方面仍有一些问题需要在大规模建设前抓紧解决。

1. 技术标准体系尚不健全

目前,智能化变电站的标准框架已比较清晰完整,但从试点工作的情况看,原有部分的技术标准较为原则,需要细化完善,增强可操作性。另外,新设备、新技术应用以及专业融合,需要增补和修订一批技术标准,如智能组件技术规范、信息一体化平-14-

台技术规范、传感器接口规范、电子式互感器接口规范、辅助系统接入规范、变电站巡检系统功能规范等等。

2. 配套管理机制需要规范

技术创新势必带来管理上的变革,要充分发挥智能变电站的作用,同时适应五大体系建设的要求,急需建立相适应的管理体系和运行机制,需要制修订一系列的配套管理规范,如智能变电站运行管理规范、智能变电站设备运维规范、智能变电站数据信息管理规范等等。

3. 关键技术发展路线有待进一步明确

目前,智能变电站的功能定位已基本明确,要结合试点工程建设和运行的经验,从先进性、实用性、经济型等方面对一些关键技术的发展路线进一步明确,避免造成在全面建设阶段由于保守阻碍了先进技术的成熟应用,或是由于激进盲目选择实用性不强、不符合发展方向的技术。如继电保护GOOSE网络跳合闸技术、电子式互感器应用,保护远方投退和校验等。应加快研究、论证和验证,尽快明确关键技术路线,对尚不完全成熟但优势明显的关键技术要考虑差异化推广应用的原则,以有效指导后续智能化改造和建设工作。

三、 变电站智能化改造指导意见

总结首批智能变电站试点工程建设和运行经验,按照技术成熟、功能实用和经济合理的原则,建议在后续变电站智能化改造中按照以下方案实施。

(一) 总体方案

1. 对于主设备更换的智能化改造,一次设备应更换为具有“感知”功能的智能设备,传感器和智能组件应由设备厂家集成。构建集成顺序控制、设备状态可视化、智能告警分析、故障分析决策、源端维护等高级功能的信息一体化平台。

2. 对于主设备不更换的智能化改造,不宜进行一次设备数字化改造,可根据设备运行年限装设必要的在线监测装置,原则上不应破坏设备本体结构。原有保护、测控等二次设备应改造为支持DL/T860标准的装置。构建集成顺序控制、设备状态可视化、智能告警分析、故障分析决策、源端维护等高级功能的信息一体化平台。

(二) 智能组件

1. 智能组件柜宜就地下放,应结构紧凑,功能集中,物理接口及通讯协议标准规范。

2. 智能组件与主设备应采用厂家专用线缆或光缆连接,与跨间隔功能采用电缆或光缆直连。智能组件应符合DL/T860标准,向系统功能提供标准服务。

3. 室内主设备和室外110千伏及以下电压等级主设备的智能组件应实现保护、测量、控制、计量和状态监测五大功能。室外220千伏及以上电压等级主设备智能组件应实现本间隔内的测量、控制、状态监测功能。

(三) 保护GOOSE网络跳合闸技术

GOOSE组网模式是未来智能变电站发展的主流方向,采用以太网组网模式,可以大大减少站内光纤的数量,同时也给智能-16-

变电站的施工、调试、运行及升级维护带来方便。基于智能变电站和数字化变电站在GOOSE网络方面的应用经验,建议如下:

1. 单间隔保护:110千伏及以下电压等级变电站的智能化改造应采用GOOSE网络跳合闸技术;220千伏电压等级变电站的智能化改造宜采用GOOSE网络跳合闸技术;330千伏及以上电压等级变电站智能化改造宜在GOOSE网络跳合闸技术试验验证后推广应用。

2. 跨间隔保护:主变及母线跨间隔保护应采用GOOSE网络跳闸技术。

(四) 状态监测信息安全分区

为适应调控一体化和状态检修的管理要求,在智能变电站中,建议将与调度直接相关的部分关键设备状态监测量和设备状态监测结果信息接入安全I区,设备状态监测原始数据接入II区。 (五) 电子式互感器应用

基于目前电子式互感器的测量精度及稳定性问题,建议敦促厂家完善产品设计,提高产品技术经济性能。现阶段采用差异化推广原则,根据变电站重要程度,在220千伏及以上电压等级按需试点应用。110千伏及以下电压等级宜采用常规模拟互感器。 (六) 二次设备状态监控

推广应用保护软压板投退、定值切换及远程校验功能,并在顺序控制高级应用功能中实现,为全面实现二次设备状态检修创造更为便捷的条件。

四、 20xx年重点工作

20xx年智能电网建设将进入全面实施阶段。按照公司总体部署,变电站智能化改造试点工程将全部建成,相关的标准规范也应制定完毕,“十二五”规划全面启动。20xx年主要有三方面重点工作。

(一) 修订完善智能变电站技术标准体系

结合试点工程经验,修订《变电站智能化改造技术规范》,用以指导后续变电站智能化改造项目;制定《智能设备交接验收规范》、《智能变电站运行管理规范》、《智能设备运行维护导则》、《智能巡检系统功能规范》等4项标准,年底前印发执行,确保智能变电站安全可靠运行,实现功能升级对电网综合运营效益的提升。

(二) 督导项目建设工作

加强设计、采购、施工、调试和运维环节间的协调配合,年底前完成第二批变电站智能化改造试点工程建设工作;贯彻资产全寿命周期管理理念,按照新修订的《变电站智能化改造技术规范》,结合变电站设备更新和改/扩建工程,安排20xx年变电站智能化改造项目,制定“十二五”变电站智能化改造规划。 (三) 加强智能变电站技术与管理交流和培训

召开智能变电站试点工作交流总结会,总结成绩和经验,提出完善措施和计划;针对基层一线调试、验收、运行和检修等岗位的人员分期分批开展知识与技能培训,提高员工对智能变电站技术和标准的理解和执行能力,以适应全面建设智能变电站的技术和管理需求。

附件一:河南洛阳110千伏金谷园变电站智能化改造试点工程工作总结

一、项目概况(工程背景、关键事件、节点及事件等) 变电站位于洛阳市中心,始建于上世纪60年代初,担负着洛阳市区的重要供电任务。变电站19xx年建成投运,是洛阳市区建设最早、规模最大的110千伏变电站。变电站为110千伏和10千伏两个电压等级,110千伏单母分段,4条110千伏进线,主变3台,总容量111.5MVA ,10千伏单母3分段,出线40条。

20xx年河南公司以该站综合改造为契机,实施“变电站网络化二次系统研究与应用”科研项目,主要是利用设备网络信息共享、设备组网和自动控制优势,实现了母线保护、备自投、低频减载等跨间隔二次设备网络化功能,国内首次利用数字化变电站二次设备间互操作,实现了二次应用功能不依赖于硬件设备的灵活配置自由分布。20xx年底,金谷园成为河南电网第一个数字化变电站。

20xx年,金谷园变电站被确定为国网公司第一批变电站智能化改造试点。经过近一年的艰苦奋斗,20xx年12月2日,金谷园变电站智能化改造全面完成并投入运行。20xx年12月16日,金谷园试点工程正式通过国家电网公司组织的项目验收,成为国网公司系统第一座通过验收的110千伏智能变电站。

金谷园改造以国网公司批复为依据,在现有数字化技术的基础上,构建变电站信息一体化平台,简化系统网络结构,实现一次设备状态可视化,促进一、二次设备的功能融合。建立设备高

效运维管理和全寿命周期综合优化管理的分析平台;面向配网与终端用户,实现变电站与区域配电网重要用户的信息互动。结合调控一体化的要求,实现变电站与上级主站的协同互动,促进电网、设备的协调管理。

改造后的金谷园变电站,不论从外貌效果还是内在功能,较之前的数字化变电站均有了质的飞跃:全站取消了95%以上的二次电缆和接线端子,减少90%以上的设备组屏,极大精简二次回路;减少了近2/5的变电站占地面积、缩减了60%的室内建筑面积,使变电站更加小型紧凑。设备的集成化程度、运行状态可视化程度、远方自动调控程度、与主站协同互动程度大幅提高,在降低运维成本的同时大大提升了变电站运行管理水平。

变电站改造体现坚强自愈、集成融合、自动控制、协同互动、低维高效、清洁、环保六个方面的智能化特性。

二、主要工作

1、组织管理方面

河南公司十分重视金谷园变电站智能化改造试点工作,为此确定了 “史命光荣、责任重大、任务严峻、力争最好”的“十六字”工作方针,要求公司部密切协作打好这场攻坚战。成立了由主管生产的副总经理任现场领导小组组长,下设七个专业工作组,保障项目顺利实施。

针对时间紧、任务重,省公司确定了多厂家参与、共同开发的技术攻关策略。结合已确定科研项目,优选多个国内顶尖实力研发团队,承担不同研发任务,强强联合,为项目如期成功奠定-20-

基础。省公司成立项目专业工作组,研究专业技术难题,保障项目顺利实施。洛阳公司将项目作为20xx年重要工作,成立了以郑瑞晨总经理任组长的项目领导小组,负责项目的统筹协调工作。洛阳公司副总经亲自主持工程各阶段协调会议,所有影响工程进度的问题均可通过“快速通道”快速解决,为工程施工营造良好内外部条件。洛阳公司以试点工程为契机,确定目标:打造一座智能电网精品工程,探索一套智能变电站运维规范,培养一批智能电网专业人员。

20xx年10月,公司领导组织召开洛阳金谷园智能化改造技术交流会议, 与会各部门就当前的智能变电站技术水平及未来发展方向等进行充分研讨,确定了试点智能化改造技术方向。金谷园智能化改造得到了国家电网公司生技部、智能电网部等有关部门的正确领导和大力支持。

20xx年3月,省公司生技部组织省试研院、洛阳公司等专业人员赴南京等地,考察了解相关厂家技术水平和产品特点,与设备厂家进行充分沟通,最终确定设备具体配置方案。

为确保金谷园变电站智能化改造顺利完成,省公司各级领导多次深入施工现场指导解决问题,公司副总经理张晓华等各级领导多次亲临现场指导工作。省公司生技部、智研中心领导紧密跟踪项目进展。

2、制度标准方面

省公司多次组织完成各项技术标书的编制;至工程竣工,省公司组织制定了《智能变电站运行规程》,洛阳公司也完成了:《继

电保护现场规程》、《金谷园变电站设备调试验收大纲》、《智能变电站现场测试验收标准体系》。

3、设备采购方面

金谷园智能化改造主要技术研发设备厂家有:南瑞科技(一体化平台、高级应用);南瑞继保、龙源许继 、河南中分(高压设备智能组件、单间隔集成式一体化智能柜);南瑞继保(保护测控、综合智能合并单元,一体化智能柜、柜内环境监控,110千伏电子互感器,中性点纯光型电流互感器);龙源许继(10千伏开关柜状态监测,光伏发电,继电保护状态监测及远程校验)

20xx年6月,省公司组织完成与设备厂家进行技术谈判,鉴于项目需研发试验的特殊性,设备采购采用单一来源谈判的方式进行;7月至9月,省公司生技部组织多次设计联络会,就设备改造技术方案及细节与设备厂家、施工设计等相关人员进行充分交底和沟通,确保在项目改造目标及技术研发方案不折不有扣地落实。7月至10月,加强协调厂家设备联调,不断优化工期衔接,确保按期完工。注重规程修编

4、工程施工(停电管理)管理

一是加强工期管理,坚持全过程安全管理。

1)坚持“抓刚性计划、控工作节奏,抓工作现场、控人员责任,抓过程控制、控细节疏漏”的“三抓三控”工作方针。

2)成立项目安全监督组,专职安全员对现场施工全过程管控。

3)工程改造现场做到“安全管理可视化、班组工作实时化、现场作业标准化”,制定各项工序作业技术及管理提示板,使复杂的作业现场安全管理脉络清晰,确保整体工作安全平稳有序。

二是加强危险点分析与预控。针对作业现场范围大、人员多等特点,在现场布置工作安可视化展板,使现场安全措施可视化,强化技术交底和现场安全教育。采用图形化方式直观描述变电站二次系统设备、网络之间的关系,突出作业中危险点的预知和预控。

三是加强工程停电管理。根据工程进度及时召开现场停电工作协调会,对每一项技术改造、设备试运行所需的配网负荷过渡、用户供电方案调整等制定出科学周密的停电计划、确保改造期间对周边用户的正常供电。

四是动态工期优化。针对工程采用的多项技术创新现场无经验可循的情况,现场制定工期动态优化调整机制,根据现场情况及时优化调整进度计划,加强工程节点控制,优化现场作业工序和调试方案,确保工程按期完成。

5、验收投产方面

根据工程进度,分阶段改造,按照优化的设备工期,改造一段、验收一段,投运一段。最后整体联调,由供电公司自行组织验收后,省公司组织全面验收。

6、宣传培训方面

注重技术队伍的培养。组织检修、运行、保护自动化等专业骨干数十余人全程参与及跟综设备出厂联调、现场调试、验收及

相关规程的修编工作,及时学习掌握各项创新技术,通过项目改造,培养出一批智能变电站改造技术人才。

三、项目成果

金谷园变电站通过智能化改造,极大地提升了变电站智能化水平。经过改造变电站实现了一次设备组合化、二次设备组件化;数据传输标准化、信息交互一体化;系统结构简明化、高级应用互动化;时钟对时系统化、设备状态可视化;倒闸操作“一键化”、电源管理一体化。

1、智能化改造方面

(1)“高压设备间隔全集成一体化智能组件柜”

与南瑞继保、龙源许继等设备厂家共同自主研发变电站110千伏高压线路“单间隔全集成一体化智能综合柜”将保护测控、合并器、智能终端、状态监测、主IED等功能以及高压组合电器汇控功能集成组合在一体化的智能柜中,首次实现了高压设备与自动化系统之间的所有间隔层、过程层功能设备在同一个柜体中的高度智能化集成,实现了单间隔全部的应用功能的高度集成。是国网公司《智能变电站技术导则》智能变电站期昐的完全标准意义上的智能组件。本工程研制了具备就地和远方后台在线调控柜内微环境(温湿度)特点的户外智能柜,其防湿热、防尘、防辐射等,各项技术指标都能满足户外安装的要求。保证了就地下放的继电保护等电子设备在户外的良好运行环境。为智能变电站建设改造提供了宝贵经验。

110千伏高压线路“单间隔全集成一体化智能综合柜”具体以下特点:

? 柜内各功能装置均进行一体化的结构设计、一体化安装调试、信号传输,统一的标准通信接口输出至变电站自动化系统。

? 一体化柜内智能组件设备功能高度集成:间隔层保护测控一体化; 过程层合并单元、智能终端一体化;(综合智能单元); 状态监测组件一体化;所有功能组件一体化设计;分层设置、一体化布线;设备状态监测主IED统一数字接口规范输出;支持 IEC 61850标准协议。

? 一体化内设置温湿度自动调整,并可在自动化后台实现对柜内微环境(温、湿度)进行可视化监测和远方调控,为以后继电保护等电子设备就地下放积累现场经验。运行环境在线监测智能调控。

? 智能柜的基本技术特点:IP防护等级:IP55(户外标准);内部安装19英寸标准工业装置(智能组件);内部配有温湿度控制器,热交换器、加热器,空气内外循环模块化风扇装置;材料为不锈钢1.5mm,外壳及门板均为双层防辐射结构;可通过就地自动控制和远方后台控制调节柜内温度(不超过+5℃~+55℃范围)和湿度,使得柜内环境符合继电保护等电子设备的运行环境。柜内热交换.

? 一体化智能柜内、外循环的轴流风扇使空气产生对流,通过中间的换热装置实现热量的传递。热交换器的内、外风扇的风速基于一个预定的模式设计由温度控制。热交换器的启停可通过就地和远方后台调控。

(2)高压设备智能化改造

金谷园变电站实现一次设备智能化的核心设备---状态检测智能组件,采用河南龙源许继公司(简称)针对智能变电站一次设备智能化改造研制的LY-800系列装置。其分IED按照监测功能分布设置,实现各实时数据采集和运行工况监视;主IED按照设备间隔分布设置,实现分IED与主IED之间、主IED与变电站信息一体化平台之间的无缝连接,定期将状态监测综合分析结果上传信息一体化平台,在自动化后台进行状态分析结果的可视化展示,并可按需将分析结果上传主站或状态监测主站,实现电网、专业管理与变电站主要设备之间的协同互动。为实现基于状态检测的设备全寿命周期综合管理提供基础数据支持,为设备检修策略方案制定提供辅助决策。

状态监测智能组件是当前智能电网建设高压设备智能化改造急待突破的关键技术,而主IED作为智能组件最为关键的核心设备,对于实现一次设备状态可视化更是起着决定性的作用。金谷园变电站LY-800系列高压设备状态监测智能组件按照国家电网公司《智能变电站技术导则》框架路线,具有以下创新点:

首先智能组件采用一体化设计,完全符合智能变电站高压设备智能化技术规范;二是采用公共信息建模技术和组件接口规范技术实现信息和服务建模,在国内高压设备智能化领域首次实现接口标准建模和标准数据通信;三是智能组件具有强大的协议兼容和扩展功能,可实现全一次设备全景数据标准化输出;四是主IED自带IEC 61850协议栈(经国家级资质认证),可为不满足IEC 61850通信标准的在线监测设备提供了完全智能化解决方案,实-26-

现以标准规范的数据接口实现与变电站一体化平台的信息互动;五是具有大容量储存和记录监测信息及录波数据功能,主IED可记录和储存200个事件数据波形和监测结果;六是内嵌多种在线诊断工具,具强大的数据分析功能;具备强大的故障自诊断和自恢复功能。

(3)10千伏开关柜智能化改造

主要包括:二次设备采用多合一功能的综合智能设备;继电保护设备实现状态监测及远程校验;重点实现“一键式”顺序操作功能;重点实现开关柜状态监测功能:弹簧储能监视、机械寿命、开关分合时间、分合闸线圈监测 、柜内环境和触头温度等。(各智能柜之间通过GOOSE网络标准协议交换信息,实现跨间隔 操作、逻辑闭锁等功能)

2)信息一体化平台

作为自动化系统的基础,构建了覆盖了全站各个子系统的信息资源共享体系的变电站全景数据平台,贯穿变电站的各个环节。消除了以往各子系统独立存在的信息孤岛。各子系统及各类数据通过规范的信息采渠道、61850标准接口接入一体化平台,在站端完成数据集成和和数据标准化。一体化平台对站内高级应用提供来源唯一、全面、标准的信息数据源和统一面向模型的数据接口;对变电站开放标准化的全景信息数据,实现全站应用功能在自动化站控层后台的一体化配置及可视化展示。为变电站全景信息与电网互动奠定基础。

3)高级应用

和设备厂家共同开发包括8项高级应用在内大量的变电站与电网主站协同互动功能。通过构建信息一体化平台及实现调度端数据一致性,在实现调度端信息数据可视化的基础上,能够便利地实现变电站各项应用功能与电网主站之间的协同互动,为推动“调控一体化”、大运行提供有力的技术支持。

(1)调度端数据一致性

与南瑞科技设备厂家联合,首次攻克变电站源端维护统一建模技术,实现了可视化图形模型编辑,在站端实现IEC61850和IEC6190两大标准体系统模型组态的完全融合的规约转换,开创了变电站、调度主站无缝通信的技术革新。调度端数据一致性的成功实现,为变电站与主站信息互动提供了统一的数据共享渠道,使在主站端实现变电站图、模、库信息的全景化、可视化的期盼成为现实。这意味着各级调度员看到的同一设备的任一画面和模型都是基于变电站同一数据源同步生成的,这使得调度端电网模型数据的形成由以前的大量的人工录入变为自动生成,这是多年来主站高级应用维护人员盼望已久的福音。

调度端数据一致性的成功实现,为变电站与主站信息互动提供了数据无缝链接的共享渠道。使在主站端实现变电站图、模、库信息的可视化的期昐成为现实,使变电站源端维护变得更加便捷。所有调度机构对电网图形的描述、存储格式的选择、电网数据的命名等均采用同一种规范,使电网模型、参数实现源端维护,和变电站信息全网共享,从而在调度端实现电网系统的统一管理和不同应用的即插即用。

(2)源端维护

首次攻克变电站源端维护统一建模技术,实现了可视化图形模型编辑,在站端实现IEC61850和IEC6190两大标准体系统模型组态的完全融合的规约转换。源端维护高级应用通过建立一体化网络模型、参数和数据的“全网共享、源端维护”机制,大大加强了主站与变电站的紧密关系,作为变电站与主站互动的深层基础,进而可做到全网模型站站统一,传统维护方式数据信息不统一、更新备份问题倍出等弊端由此得到实质性解决。

(3)“一键式”顺序控制

保留110千伏 设备顺序控制功能,增设10千伏 开关设备顺序操作功能。实现金谷园全站开关设备的远程顺序控制。顺序控制作为智能变电站基本功能,是在变电站标准化操作前提下,由自动化系统自动按照操作票规定的顺序执行相关操作任务,一次性自动完成多个控制步骤的操作。变电站集中监控管理模式下,顺序控制具备在各执行端接收和执行集控中心、本地监控系统发出的控制指令,经安全校核并自动顺序完成相关设备操作控制。顺序控制在执行每一步操作前均自动进行防误闭锁逻辑校验,并具有中断、急停的功能。

(4)智能告警

为解决故障发生时变电站上送信息拥堵问题,基于全站设备对象信息统一建模,通过告警信息的筛选过滤,并通过告警信息之间的逻辑关联,运用推理技术确定最终告警,实现变电站正常及事故情况下告警信息分类,便于运行人员快速调用。同时,建立信息上送的优先级标准,在异常及事故情况下实现信息分级上送。为推行“调控一体化”大集控的提供关键性技术支撑。

(5)故障信息综合分析决策

对将故障录波、保护装置、SOE等相关事件信息进行挖掘、整合、综合分析,得出故障分析结果为电网运行提供辅助决策。决策结果与智能告警系统之间进宪互动,并在后台以简明的界面可视化综合展示。分析决策及告警信息上传主站并定向发布,实现变电站运行状态与电网、配网及用户之间的互动。基于信息一体化平台的故障分析主要由主程序、推理机、拓扑及平台接口软件、数据库快速定义软件等构成。

(6)无功优化控制

在传统站域VQC基础上,利用嵌入到一体化平台中的无功优化控制软件功能模块对电网运行状态进行分析计算,根据预设目标及优化控制策略得出当前无功优化策略上送主站,主站端根据需要在站端通过一体化平台输出调节命令,将电压或功率因数控制在希望的范围,实现变电站电压无功的远程自动调节。

对电压与无功的自动调节(包括VQC远方投/退、定值修改等)均具备远方调控操作后的自动反馈,并在主站端的在线显示,实现与集控中心的在线协同互动。

(7)负荷优化控制

利用一体平台相关信息,由嵌入式负荷优化控制功能软件进行分析计算,并根据预设目标及优化控制策略(包括负荷切割策略)上送和接受调度确认信息,在主站端实现变压器负荷的自动调节,并通过一体化平台输出调节命令,将变压器负荷控制在希望范围内,实现电网无功电压及负荷的智能调节及负载均衡。 -30-

调节结果相关信息自动反馈到调度端,实现变电站负荷与电网协同互动。

(8)异常状态发布

在站控层建立异常状态短信发布平台,实现了变电站运行状态信息与检修等专业人员、配网及重要用户之间的互动,提高了维护人员对异常事故情况的应急速度,提高了变电站运行管理水平。一体化平台中嵌入异常信息发布功能,将变电站告警信息、异常状态、辅助决策等重要信息有选择的发送值班人员以外的专业维修人员和相关领导,使其第一时间获得事故基本信息,从而提升人员对异常及事故处理的反应速度。针对用户关心的一些重要信息设置“挑点”,通过对告警信息针对性筛选过滤,将线路事故跳闸、停电处缺等重要告警信息即时向相关重要用户进行短消息发布,实现变电站设备运行状态与配网、大用户协同互动。

(9)智能巡检

实现10千伏继电保护设备状态监测和远传校验、远方维护,实现了 保护设备运行状态可视化,实现了继电保护的远方投退和定值调控,为开展二次设备状态检修提供技术支撑并积累经验。

(10)辅助子系统

一体化电源系统增设标准数据接口:支持IEC 61850通信协议;采用太阳能清洁能源作为站用 一体化电源系统的补充和备用,实现光伏电源并网运行,提高了站用电设备运行可靠性;光伏并网具备即插即用和保护功能,具备标准数据接口,状态信息

经61850协议上传监控后台;加装蓄电池组状态检测单元实现蓄电池组单只充放电等状态维护;改造变电站智能照明系统,全站采用高光效节能灯具,通过灯光控制系统实现对全站灯光的智能控制,实现灯光与故障设备智能联动,巡检、操作时,实现局部灯光的自动调控;运行环境智能化监测,重点对户外柜等实现微环境)定时检测、自动调控及越限告警,对空调、风机、加热器等变电站辅助设备,实现远程控制及智能联动。

(10)光学互感器

在主变压器中性点装设光学电子互感器,开展纯光学互感器的试点应用。研发应用总结光学电流传感器原理和实用化技术。研究解决光学元件的温度、振动稳定性的方法,提高电子式互感器长期运行的稳定性等技术问题,积累运行经验。

2、标准制度、专利、版权等方面

组织制定了《智能变电站运行规程》,洛阳公司也完成了:《继电保护现场规程》、《金谷园变电站设备调试验收大纲》、《智能变电站现场测试验收标准体系》。“高压设备间隔全集成一体化智能组件柜”和“调度端数据一致性”申报发明专利。

3、改造前后性能对比(列表)

智能化改造后的金谷园变电站,以信息一体化平台为信息传输基础,由先进、可靠、节能、集成设备组合而成,完成信息数字化各项基本功能,具有变电设备的可视化监控、供电安全在线预警、薄弱环节自动识别,并可根据需要支持电网自动控制、智能调节、在线分析决策、调度协同互动等高级应用功能,成为充-32-

分体现低成本高效率特性的变电站。智能化改造后的金谷园变电站取消了95%以上的二次电缆和接线端子,减少80以上的设备组屏,极大精简二次回路,大大降低二次系统缺陷率;减少了1/5以上的变电站占地面积、缩减了50%的室内建筑面积,节约土地占地和建筑,使变电站更加小型紧凑;全站一次设备实现“一键式”顺控操作,大大缩短操作时间,提高了操作效率及安全性。10千伏继电保护实现在线监测、远程校验、远方投退和远方修改定值,大量减少人员现场作业;一、二次设备高度集成,应用功能高度融合,设备及运行状态可视化程度、智能化程度、远方调控程度、与电网主站互动程度大大提高,在降低运行维护成本的同时大大提高变电站运行管理水平。

四、工作体会

一是领导重视、责任明确、专业分工、制度保障。领导任工程建设总协调,建立解决问题快速协调机制,保证工程按期完成。二是技术设计、厂家研发密切合作、合力攻关。三是各级管理部门与建设单位密切合作,协同办公,为工程建设创造良好的环境条件四是科研项目结合金谷园变电站智能化改造进行,结合试点工程建设,注重产、研与实际需求结合,促进一、二次厂家强强联合,打造精品工程。五是提前编制智能变电站相关运行管理规程,做到智能变电站改造同时完成,保障变电站投运后新技术、新设备的正常运行。六是以试点工程建设为契机,培养一化技术人才,带出一支过硬队伍。

附件二:山东青岛220千伏午山变电站智能化改造试点工程工作总结

220千伏午山变电站于20xx年5月年投运,是山东电网第一个220千伏数字化变电站。该站电压等级为220千伏/35千伏,220千伏双母线接线方式,进线3回,配电设备为室内GIS组合电器。主变2台,容量均为150MVA。35千伏系统为室内开关柜,单母线分段接线,接地方式为经小电阻接地,一期14回出线。

一、 项目概况

1、工程背景

午山变电站作为国家电网公司第一批智能化改造试点,积极实践《智能变电站技术导则》中规定的智能化重点内容,实现一次设备数字化、信息平台一体化、运行维护智能化、实现高级应用、对辅助系统进行智能化改造,充分体现智能变电站信息化、自动化和互动化的特征。

2、项目组织

220千伏午山变电站于20xx年被国家电网公司列为第一批智能化改造试点变电站,按集团公司智能电网领导小组的统一安排,积极开展工作。山东电力集团公司副总经理、青岛供电公司总经理尹昌新高度重视本项智能化改造工作,在青岛公司内部成立了智能电网工作小组,对午山站智能化改造方案进行了多次技术论证,于11月完成了改造方案并通过了集团公司生技部的审查。20xx年12月,国家电网公司生技部组织中国电科院等有关专-34-

家,在河南洛阳召开了第一批变电站智能化改造试点方案审查会,形成了审查意见。根据国家电网公司生技部的审查意见,青岛公司对改造方案进行了修改完善,集团公司于20xx年2月以鲁电集团生[2010]65号文正式上报国家电网公司。

3、初设审查

为进一步做好午山站初步设计工作,集团公司生技部于20xx年1月组织青岛供电公司、山东电力工程咨询院、山东电力研究院等专业人员赴南京、上海等地进行了考察,重点考察了光纤电子式互感器、智能一次设备的选项分合闸装置、高压设备智能化(主要包括在线监测、智能组件)、一体化平台及后台高级应用等,确定了初步设计方案。

20xx年3月,组织召开了220千伏午山变电站智能化改造初步设计审查会,集团公司有关部室、研究院、咨询院、青岛、济南、淄博供电公司等单位参加了会议。会议重点就一体化平台设计方案、顺序控制和智能告警分析决策等后台高级应用功能进行了讨论,并就采用外挂全光纤式电流互感器、配置巡检机器人、一体化交直流电源改造方案、取消变压器涌流抑制器等设计形成了审查意见。

4、设备采购

初步设计通过后,迅速组织咨询院等单位编制了午山站智能化设备技术规范书等招标文件,5月份完成了设备的招标采购工作。一体化平台采用国电南瑞科技公司产品,智能检测设备主要采用宁波理工检测科技公司产品。今年7月,组织有关设备生产

厂家在南京进行了联调,并进行了相关智能组件的设计方案研究,8月初完成了设备验收。

5、项目实施

220千伏午山变电站智能化改造工程主要工作包括: 土建部分

(1)为智能巡检机器人新增1座充电室;

(2)220千伏设备室外避雷器在线监测及黄午线间隔纯光学CT线缆沟槽施工;

(3)220千伏设备室内黄午线间隔新增一个保护屏基础、电缆沟施工;

(4)主变压器智能组件柜基础、电缆沟施工;

(5)低压主电缆沟施工;

(6)控制室扩建屏位2个,改造屏位2个;

(7)环境监控系统相关墙面开槽、楼板开洞、地面修复及墙面修复;

电气一次部分

(1)220千伏黄午线间隔SF6密度、微水在线监测装置安装、调试;

(2)220千伏间隔避雷器绝缘在线监测装置安装、调试;

(3)#1、#2主变压器在线监测系统及智能组件安装、调试; -36-

(4)#1、#2主变220千伏侧断路器、黄午线断路器在线监测装置安装、调试;

(5)220千伏黄午线间隔断路器局放在线监测装置安装、调试;

(6)35千伏开关柜故障早期预警系统安装、调试;

(7)更换#1主变储油柜,更换#2主变储油柜及有载调压开关储油室内油位计,改造#1、2主变冷却器控制箱;

(8)主变区、220千伏进出线等区域智能巡检机器人安装、调试;

(9)变电站运行环境智能监控系统安装、调试;

(10)220千伏黄午线间隔全光纤电流互感器安装、调试。 电气二次部分:

(1)变电站网络记录分析系统安装、调试;

(2)智能变电站后台监控系统安装、调试;

(3)智能交直流一体化电源系统安装、调试;

(4) 220千伏黄午线间隔新增基于纯光学电流互感器的线路保护及电度表的安装、调试;

二、 主要工作

1、 组织保障措施

为了保证220千伏午山站智能化改造工程的顺利实施,青岛公司成立了以尹昌新总经理为组长的智能化改造工程领导小组,以赵生传总工为组长的220千伏午山站智能化改造工程工作小

组,下设现场安全管理及监督小组、现场质量管理与监督小组、物资材料组、土建工作组、变压器等一次专业工作组、继电保护专业工作组、低压直流专业工作组、远动专业工作组和工程资料管理组,明确和落实了各项安全生产责任制,以确保工程安全顺利进行。青岛公司修验工区作为本次项目的施工单位,编写了《午山站智能化改造三大措施》,智能化改造工作小组每周召开施工进度会议,及时掌握现场施工动态,并对现场施工提出以下要求:

(1)所有设备进入现场前,均按规定和要求进行严格测试,符合要求后方可进入安装现场。

(2)设备的安装调试必须严格按照施工协议以及站内相关的各项规章制度进行,各项工作的性质、内容以及目的应先向运行人员清楚说明,在得到运行人员的许可后方可进行,确保施工安全。

(3)各部分工作完成后,施工方应向运行值班人员进行详细的技术交底,并向检修运行人员移交工程相关的技术资料等。

(4)改造设备投运前,生产、调度等部门应联合编制启动方案和事故预案,并严格按照相应方案进行。

2、 制度保障措施

为做好午山站改造工作,先后制定了《午山变电站智能化改造施工三大措施》、《午山变电站智能化改造培训教材》、《午山智能变电站现场运行规程》、《午山智能变电站检修规程》、《午山智能变电站验收报告》、《午山智能变电站运行管理规范》、午山智-38-

能变电站设备划分规定》等7项规定,确保了改造工作的顺利进行和投运后的安全运行。

3、 技术保障措施

20xx年3月中旬,开始着手编制午山站智能化设备技术规范书等招标文件,由于午山站的一些智能化设备是第一次使用,没有范本可循,在山东电力集团公司的指导和帮助下,4月中旬,完成技术文件的编制工作并上报集团公司物资部。 5月份,项目工作组在ERP系统中提交了设备采购申请,并积极同物资部进行沟通,确定设备采购采用单一来源谈判的方式进行。 设备选型

? 变电站站控层设备及高级应用功能:南瑞科技

? 变压器、断路器、避雷器在线监测及智能组件:宁波理工 ? 220千伏黄午线纯光学互感器:阿海珐

? 纯光学互感器配套的保护:南瑞继保

? 智能交直流一体化电源系统:深圳泰昂

? 运行环境监测系统:淄博智洋

? 智能巡检机器人:鲁能智能

? 网络监视仪:深圳南思

? 开关柜早期故障预警系统:上海科霖

现场调试工作由青岛供电公司修验工区完成。220千伏 午山变电站自 6 月 26 日进场土建开工, 10 月 9 日全面竣工,历时 106 天,经历了各智能化改造各项目的土建施工、设备安装调试、一次设备停电联调、站内环境恢复等工作。工程开始前,修验工区就组织相关技术骨干超前介入,参与了部分方案论证、

厂家考察和前期协调会,通过与参建各科研机构、设计单位、制造单位的交流沟通,对午山站智能化改造项目的全貌认识越来越清晰,视野和眼界也更加开阔。

4、 工程施工组织

午山站作为国网公司首批智能电网建设试点项目,起点高、任务紧,在全国属于首创,国内外没有可以值得借鉴的成功建设经验。为确保完成午山变电站智能化改造工程,山东电力集团公司副总经理、青岛供电公司总经理尹昌新亲自担任午山智能化改造领导小组组长,紧密跟踪项目的实施进展情况,亲自主持智能化改造的各项会议,并组织编制了《午山站智能化改造试点工程的三大措施》,对项目进行了全过程管控。公司专门成立的午山变电站智能化改造工作小组,每周召开协调会,强化对午山站智能化改造的全过程管理。施工人员将创先争优活动融入建设改造中,敢于创新,勇于拼搏,连续加班加点,顶风冒雨,发扬了电力铁军精神。

在工程施工方面,本次智能化改造涉及的厂家多,外来协助人员多,公司有关部门、单位参与的专业工种多、人员多,停电范围复杂,改造周期长,安全、技术要求高,面对如此复杂的改造局面,公司各级人员高度重视,精心组织,精细管理,把握节点,过程管控,。一是成立坚强有力的组织机构(领导小组、工作小组、项目经理),制定切实可行的施工组织设计、进度安排和三大措施;二是对于涉及停电的工作必须提前谋划,对停电时间和范围心中有数,还要珍惜停电机会考虑结合检修,确保停电计划的刚性管理; 三是重点加强外来人员的现场安全管理(安-40-

全培训考试、纳入工作票成员、准备安全帽等工器具、现场风险告知);四是适当安排新员工参与,锻炼新人。确保了午山变电站智能化改造期间电网、设备安全运行,对用户的可靠供电。

改造期间变电站采取轮流停电的方式,确保不对外限电,其中两台变压器轮流停电时间为各7天,线路轮流停电为1-2天。改造尾声将变电站内负荷全部调出,进行了全站顺序控制的联调。

5、 验收投产

青岛供电公司变电工区操作二队以 220千伏 午山变电站智能化改造工作为平台,全队开展“智能化,我优先”活动:作为青岛电网首个智能化改造项目,午山站改造工程的进度得到了公司各级领导的高度重视,操作二队抽调专人成立了验收工作小组,以创先争优为导向,形成我是主人翁、勤奋为工作良好氛围,保证做到工程验收期间每天我是第一个进入变电站的班组,所有班组是手持我许可的工作票进站;每天我是最后一个离开变电站的班组。 20xx年9月30日起,山东电力集团公司组织专家对午山变电站进行了全面验收, 20xx年11月23日午山变电站通过国家电网公司验收。

6、 宣传培训

国家电网公司网站10月9日:山东公司:国内首座220千伏智能变电站——午山站在山东青岛建成。

国家电网报20xx年12月1日刊登 《变电站智能化,机器人来当家》---首座220千伏智能变电站青岛诞生记。

本次智能化改造涉及的新技术、新设备众多,较多新产品为国内第一次应用,为确保新装备、新技术不留隐患、不留缺陷一次成功投运,青岛公司超前谋划,通过派出骨干力量到中国电力科学研究院、国网电力科学研究院、有关厂家进行培训学习,邀请专家到公司进行智能电网有关知识专题授课、邀请厂家对使用的新产品进行专题讲座,设备改造前进行详细的技术传授,制定改造标准化作业指导书,严格把好计划停电、改造、调试、验收送电关,确保了午山变电站智能化改造工程一次成功投运。

三、 项目成果

1、 智能化改造方面

1)一次设备智能化

变压器、组合电器、避雷器等一次设备智能组件采用了成熟可靠的监测技术,覆盖面全。有载调压开关实现就地和远方智能控制及显示。冷却器根据变压器负荷和油温,实现了智能化控制。就地安装的智能组件简化了二次回路设计,提高了系统可靠性。监测功能主IED具备了对设备状态的初步诊断和综合评价功能。

变压器智能组件柜:变压器智能组件包括控制、测量、监测、非电量保护等单元,实现冷却器、中性点刀闸和有载分接开关的控制;变压器油色谱及微水、变压器套管、铁芯接地电流的监测与采集数据远传;实现油温、油位等参数的测量与远传;实现本体轻瓦斯、压力释放、油位异常等非电量保护信号的远传。技术特点:变压器智能组件的就地安装,变压器运行状态的在线检测数据就地采集与处理并将结果上传,以DL/T860标准接入一体化平台。

变压器智能风冷变频柜:将现有变压器冷却系统中风机的工作状态由不均衡的工频模式改为根据变压器油温和负载度变化均衡调整转速的变频模式,实现节能和降噪同时,提高变压器绝缘寿命和风机寿命。技术特点:可根据运行参量(油温、负载等)选择最佳运行模式,实现对风机的智能调节,同时将设备状态信息传输到智能组件,并能接收控制指令。

断路器及避雷器监测智能组件柜:实现全站避雷器全电流、阻性电流和动作次数的数字化采集与远传;实现断路器动作特性和局放的监测、SF6压力、微水的采集与远传。技术特点:避雷器、断路器等特性参数数字化采集与远传,以DL/T860标准接入信息一体化平台。

高压开关柜故障早期预警装置:午山智能变电站35千伏设备为ABB公司 ZS3.2型铠装式金属封闭开关柜,在开关柜上增设了高压开关柜故障早期预警装置,实现了开关柜的故障早期预警功能。技术特点:在高压开关柜的各气室顶部开小孔抽出空气进行检测,根据绝缘材料受热时产生气体的浓度、温度的变化进行预警检测,能在高压开关柜内部设备产生严重故障前发出预警,并通过变电站一体化平台实现数据上传。

柔性全光纤电子式电流互感器:采用柔性全光纤电流互感器,支持DL/T860标准服务。技术特点:全光纤电流互感器在法兰盘上直接缠绕安装方式,无需对220千伏 GIS壳体改造,保证了设备的安全运行,降低了改造过程中的停电损失,为全光纤电流互感器的应用提供了实践经验。与黄午线全光纤电流互感器配

套的保护、测量、控制、合并单元、电度表、断路器在线监测等智能电子设备一体化设计,就地安装在GIS室内。

通过实现一次设备智能化,可以有效地获取变电站运行状态数据以及各种IED 装置的故障和动作信息,实现信号回路状态的有效监视。设备状态特征量的采集没有盲区,设备检修策略可以从常规变电站设备的“定期检修”变成“状态检修”,从而大大提高系统的可用性。

2)信息一体化平台

信息一体化平台对数据集合统一建模、统一接入、统一存储、统一处理、统一展示,建立变电站全景数据平台,把变电站SCADA系统、智能组件、保护测控装置、一体化电源、运行环境监测、智能巡检机器人、开关柜早期故障预警等信息进行可视化展示,提供标准化、规范化的应用数据接口,为高级应用提供了庞大的数据量,并在站端实现了数据集成、数据标准化,整合各个子系统,实现全站应用功能在站控层后台的一体化配置及可视化展示。

3)高级应用

变电站信息智能告警和故障推理系统能够将全站保护信息、开关变位信息等进行智能过滤和综合分析,自动生成故障推理报告和处理建议,提高了电网事故的快速恢复能力和变电站的智能化水平。另外,为解决故障发生时变电站上送信息拥堵问题,基于全站设备对象信息统一建模,通过告警信息的筛选过滤,并通过告警信息之间的逻辑关联,运用推理技术确定最终告警,实现变电站正常及事故情况下告警信息分类,便于运行人员快速调-44-

用。建立了信息上送的优先级标准,在异常及事故情况下实现信息分级上送。为推行“调控一体化”提供关键性技术支撑。

信号的过滤及报警显示:明确按时序采集上来的实时信号,哪些要过滤不显示,要显示的信号以什么样的方式显示。为实现信号过滤,系统必须对全部的告警信号统一描述,并标注重要程度。

告警信号的逻辑关联:哪些告警信号是相互关联的,比如断路器SF6泄漏报警与断路器控制回路断线关联,关联信号要放在一起显示,便于综合判断,要求系统对现场设备、回路非常熟悉,并要总结归类。

基于推理机的推理技术:根据发出信号推理出发生的事故及异常,需要采用推理技术。系统可以辨识当前发出的信号,支持将变电站全部信息进行定义。

事故及异常处理方案:系统对每种事故及异常提供正确的处理方案,存入知识库。

顺序控制策略:智能变电站的顺序控制是在常规顺序控制功能的基础上增加多种智能化操作功能,包括建立统一化、标准化的顺序控制模型,符合IEC61850标准的顺序控制模型;增加与变电站内的视频监控系统的互动,增加控制端的可视化操作。

一次设备状态可视化方案:系统可对变电站内的各种设备的状态进行实时监测,并利用专家分析系统对各类设备状态监测的数据进行分析,给出其变化趋势,判断设备的健康状态,对其进行预报警。

故障信息综合分析决策:对将故障录波、保护装置、SOE等相关事件信息进行挖掘、整合、综合分析,得出故障分析结果为电网运行提供辅助决策。决策结果与智能告警系统之间进行互动,并在后台以简明的界面可视化综合展示。分析决策及告警信息上传主站并定向发布,实现变电站运行状态与电网调度之间的互动。

源端维护:利用变电站与调度主站数据模型一致性,使变电站一体化平台中的图、模、库在调度主站端具备可视化显示,从而方便地实现在调度主站端对变电站图、模、库数据的在线远端维护。

无功优化控制:青岛供电公司已实现了调控一体化模式,在调度端设有电压无功优化自动控制AVC系统,它是基于图模库一体化SCADA/EMS 平台,AVC直接获取SCADA 实时数据和网络结构,综合分析计算得出调压控制方案并对全网电压无功控制设备进行协调控制,即由调度端的AVC来统一控制变电站的无功设备。AVC系统是调度自动化EMS高级应用软件向自动控制方向的拓展,为调控一体化服务的,所以在变电站端不再单独设无功优化功能,采取经过智能组件控制变压器有载分接开关的方式。

4) 智能巡检

智能巡检机器人具备室外一次设备巡视与检查、红外测温等功能。磁导航、多角度云台预置技术及机器人升降平台的应用,满足了变电站各类设备的巡视要求。技术特点:对机器人巡检进行了最优路径的规划、采用基于视觉伺服移动机器人精确定位云-46-

台系统,因地制宜建立了机器人升降平台,对变压器顶部进行巡视,采集的数据以DL/T860标准接入一体化平台。 5) 辅助子系统

变电站运行环境统一监测:实时监测变电站环境的各项指标,遇到环境温度过高、非法闯入、火灾和漏水等紧急意外情况,能够及时记录、查询和自动快速报警。实现了门禁管理,可对变电站的运行环境进行远方监控。采用计算机、通信、网络、四遥(遥测、遥信、遥控、遥视)技术,构成一个一体化的网络监控系统,可以在计算机屏幕上看到监控点的图形,了解监控点的信息,提高变电站的可靠运行能力,提高维护效率,降低维护成本和劳动强度。

交直流一体化电源:全站直流、交流、逆变、通信等电源采用一体化设计、一体化配置、一体化监控。技术特点:通过一体化监控模块将站用电源各子系统通信网络化,实现站用电源信息共享,并以DL/T860标准接入一体化平台,提高了站用电源的整体运行管理水平。

2、 标准制度、专利、版权等方面

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

成果

《智能变电站改造工程验收规范》 《午山智能变电站现场运行规程》 《午山智能变电站检修规程》 《午山智能变电站验收报告》 《午山智能变电站运行管理规范》 《午山智能变电站设备划分规定》 《智能巡检机器人升降平台》

午山智能变电站纯光学互感器的安装设计方案变电站远程维护系统

变电站自动化通道无线应急系统

级别

国家电网公司企业标准 青岛供电公司企业标准 青岛供电公司企业标准 青岛供电公司企业标准 青岛供电公司企业标准 青岛供电公司企业标准 申请实用新型专利 申请实用新型专利 申请实用新型专利 申请实用新型专利

11

12 《电子式互感器在午山变电站中的应用》 《变电站智能化改造的探索与实践》 《电力建设》杂志社

3、 改造前后性能对比(列表) 改造前 顺序控制时不具备软压板投退全站共功能 32张,实现了GIS设

调度间信息人工设置信号点表,人工作图调度关联,人工核对 人工查阅保护、录波、监控信录波、监控息,手动生成故障简报 电站运行管对站内运行环境状态不掌握、不可控,没有装设门禁。 运行人员每7天巡视一次。 人工定期巡视记录设备状态 实现了远方巡视与设备的状巡视与设备测量、千伏开关柜 开关柜状态无监视 控制及继电

四、 工作体会

220千伏午山变电站作为国网公司首个投运的220千伏智能化变电站,试点工程本身具有重要的示范和带动作用,所应用的新技术、新装备具有广泛的推广价值,智能化改造所进行的技术研究工作,所涉及的有关设计、施工、验收及运行等方面所形成的管理经验,所编写的适用于智能变电站检修、运行规程等规章制度,对今后的智能变电站建设与运行具有重要的指导意义。

220千伏午山智能化变电站的成功投运,使公司大运行、大检修体系的建设思路更加清晰,步伐进一步加快,效果更加实用,-48-

大大推动了青岛公司在“三集五大”建设方面进行更深入的探索,积累更丰富的经验,为国网公司“三集五大”建设做出更大的贡献。

午山站改造期间,由于智能化设备大多为首次使用,需厂家重新研发或整合,软件需重新根据功能需求进行代码编制,其中不可预见因素较大,厂家的研发时间比预期的计划时间长,需求和研发结果间存在差异。另外,现场联调工作量较大,部分厂家已力不从心。针对上述存在的问题,青岛公司主动通过设计联络会、厂家中间验收等方式进行技术交流,共同探讨、解决研发过程中出现的技术问题,同时根据项目进度要求,合理安排设备停电计划,确保系统运行安全,确保改造顺利进行。午山变电站智能化改造之所以能够安全、优质、高效率完成,得益于国家电网公司、山东电力集团各级领导及各部门的正确领导、关心、支持和帮助;得益于公司主要领导的高度重视、亲自参与;得益于公司的统筹思考,精心组织,周密安排,过程管控;得益于公司各部门、各单位团结协作,集中精力,全力以赴;得益于公司员工努力创先争优,攻坚克难,拼搏奉献。

本次智能化改造期间正值青岛高温、连绵阴雨交替天气,参加改造工作的运行、检修人员发扬了特别能吃苦,特别能战斗,特别能奉献的电力铁军精神,克服了种种困难,确保了工程按期完成。通过艰苦工作的锤炼所形成的精神财富也是本次智能化改造工程公司所取得的重要成果。

五、 工作建议

1、建议在变电站智能化改造的经验和基础上,建立统一的模型和标准,减少联调中出现的问题,减少联调的工作量。

2、建议更多的厂家参与到智能变电站建设中,因为目前部分厂家只为了开拓市场,不愿意做更深层次的研究。

3、变电站智能化改造应立于变电站现状,不宜搞奢华工程,智能化改造的内容要具有实用性,切实为调控一体化、大生产、大运行服务,因此在变电站智能化改造初步设计审查时应严格把关,防止为追求“智能化”概念而重复投资和不必要的投资。

附件三:浙江兰溪500千伏兰溪变电站智能化改造试点工程工作总结

一、项目概况

1. 工程背景

20xx年8月21日,国家电网公司智能电网工作座谈会在北京召开,标志着国家电网公司统一坚强智能电网建设第一阶段工作全面启动。

本次会议明确了建设统一坚强智能电网必须全面贯彻“统筹规划、统一标准、试点先行、整体推进”的工作方针,坚持“统一规划、统一标准、统一建设”的工作原则。同时明确了第一阶段重点工作,要求完成电网智能化规划编制、开展6个环节9个试点工程项目、启动标准化工作和检测中心建设2项基础建设、组织10项重点专项研究。

20xx年8月底,500千伏兰溪变电站成为国家电网公司批准的第一批智能化改造试点变电站,该工程以“统一规划、统一标准、统一建设”为基本原则,本着“安全务实、创新尝试、分步实施”的思路,根据《国家电网公司智能变电站技术导则》、《国家电网公司变电站智能化改造技术规范》以及《关于浙江500千伏兰溪变电站智能化改造试点工程实施方案的批复》(国家电网公司生变电〔2010〕39号)相关要求,通过对500千伏兰溪变的

一、二次设备、辅助系统及高级应用系统等进行智能化升级改造,优化信息采集交换方式,有效整合相关的信息资源,力图提高该

站的资源优化配置和抵御各种事故风险的能力,基本实现把500千伏兰溪变智能化升级改造为具有信息化、自动化、互动化特征的示范站的目的。

2. 工程实施主要过程节点

20xx年10月 启动编写改造工程实施方案;

20xx年12月改造工程实施方案通过国网公司组织的评审; 20xx年初国网公司下达实施方案批复意见;

20xx年1月 浙江公司成立兰溪变智能化改造项目组织机构; 20xx年2-3月 完成实施方案细化,编写招标技术规范书; 20xx年4-5月 完成设备采购、合同谈判工作;

20xx年3-8月 完成智能设备研发及工厂测试;

20xx年9月 完成智能设备工厂验收;

20xx年10-11月 完成现场安装与调试;

20xx年11月完成运行、检修人员智能化培训,完成智能设备运行规程规范编制,完成运行准备工作;

20xx年11月26日项目通过省公司组织的竣工验收并投运; 20xx年12月06日项目通过省公司组织的自验收与自评价; 20xx年12月08日项目通过国家电网公司组织的预验收。

二、主要工作

1. 成立组织机构,明确项目管理职责

国家电网公司、省电力公司各级领导均高度重视智能电网建设,栾军副总经理多次在安全生产工作会议上强调智能电网建设的重要性和意义,肯定智能电网试点工程的示范效应,要求加快推进变电站智能化建设与改造。费圣英总经理在20xx年工作报告里重点突出500千伏兰溪变智能化改造试点工程建设工作。为保证500千伏兰溪变智能化改造试点工程顺利实施,省电力公司华军副总经理为组长的500千伏兰溪变智能化改造工程领导小组和以生产技术部董国伦主任为组长的500千伏兰溪变智能化改造工程工作小组,下设项目工程组、设计调试组和运行准备组。

随着工程建设的推进,浙江公司进一步明确了该工程的技术管理和工程管理职责。公司生技部总体项目管理和工程技术组织协调,公司基建部负责项目设计、安装、调试等具体工程实施方面,省调通中心、省电试院、省电力设计院、金华电业局分工负责相关子项目的技术实施方案、与厂家的技术联络和现场技术支持,省超高压、省送变电、省监理公司具体负责项目的现场实施管理。同时,工作小组将兰溪变智能化改造工程细化成18个子项目,并明确了每个子项目的牵头单位、协助单位和联系人,保证了工程设计、设备研发、工程实施等阶段的有力技术支持。

2. 严格参照标准,编制审查技术规范

为充分发挥引导和示范作用,积累智能变电站建设与改造经验,按照变电站信息化、自动化和互动化的特征要求和设备信息数字化、功能集成化、结构紧凑化、检修状态化、运维高效化的目标,500千伏兰溪变智能化改造试点工程在方案制定时就严格

按照智能化改造技术导则、规范和标准规定,开展技术方案设计、招标规范审查和技术谈判工作,确保工程项目顺利实施。

公司生技部在项目方案设计阶段组织设计、管理、运行、检修等专业人员进行了深入调研并召开6次讨论会,针对18个子项目进行了充分的技术交流。从用户了解需求,按导则优化设计,主要创新应用6项,解决现场实际需求4项。如信息一体化平台的设计,高度整合了变电站各类系统,充分满足智能变电站数据共享、功能集成、结构紧凑的要求。

由于本工程的特殊性,所有的设备大多为非常规设备,需重新研发或整合。在细化子项目技术方案的同时,公司生技部组织技术人员编制了设备招标技术规范书,组织专家组对设备招标技术规范书进行了审查。公司朱松林副总工程师亲自参加了与主要设备厂家的技术谈判,保证了智能化变电站试点工程的技术要求。

3. 全程参与调试,确保设备合格出厂

为了保证设备符合智能化改造技术规范的要求,保证设备研发进度,公司生技部在5月、6月份召开了两次全部厂家参与的设计联络会,各项目负责单位就厂家提供的技术实现方案、研发计划、关键技术难点进行深度交流并达成共识,签订了技术补充协议,同时确定了各厂家统一联调的计划时间。借鉴500千伏兰溪变建设前期厂家设备联调的经验,公司生技部组织电试院、省设计院、金华电业局技术人员20余人,组成了现场联调配合小组,编制了联调配合计划,全程参与设备研发和联调。根据联调-54-

计划,20xx年7月20日,第一批联调配合人员在项目负责人牵头下,赴南瑞继保和南瑞科技进行设备联调配合工作。

联调小组实行每周定期汇报制度,编制工厂联调周报,定期汇报本周工作内容、联调测试存在的问题及建议、下周工作计划,及时解决了研发和工厂调试中出现的问题,保证了工程的顺利进行。同时各项目负责单位定期派人赴厂家进行技术交流,共同探讨、解决研发过程出现的技术问题,时刻掌控设备研发进度,为项目的整体计划安排和调整提供了确定的依据。

根据设备研发和联调情况,公司生技部组织技术人员编写并评审了25份设备出厂验收大纲,为设备出厂验收提供了技术支持。9月1日起,公司分批派出了由公司总工带队的58人对11个厂家的设备进行了历时15天的出厂验收,提出了上百条的验收意见和建议,保证了首次使用的智能化设备在性能和技术要求满足智能化改造的要求。

4. 加强项目管理,保证工程安全高效

按照项目管理有关要求,公司确定由省超高压建设分公司为工程建设管理单位,浙江省送变电工程有限公司为工程施工单位,浙江省电力试验研究院为调试单位,浙江省电力建设监理有限公司为监理单位,浙江省电力设计院为工程设计单位,金华电业局作为运行单位进行现场配合。

参建单位均高度重视500千伏兰溪变智能化改造项目,各个单位各级领导认真贯彻到岗到位要求,经常深入一线检查指导现场工作。省超高压建设分公司以“安全、质量、进度、造价”四大控制为目标,精心组织、科学管理,定期召开500千伏兰溪变

智能化改造试点工程建设协调会,对工程整体进度进行了安排,明确了设计、施工、验收、投产等时间节点。浙江省送变电工程有限公司合理安排施工人员,多次优化了施工方案和设备停电方案,确保了绝大多数改造项目不停电施工,变压器、线路间隔设备一次停电完成改造,其中变压器停电20天、线路停电15天,有力保障了变电站的安全运行和可靠供电。浙江省电力建设监理有限公司规范监理、严格把关,确保了施工质量和安全、文明施工。浙江省电力设计院实行设计现场蹲点,及时解决首次实施智能化改造中的设计问题。浙江省电力试验研究院从技术层面严格把关,确保现场安装调试质量,满足智能化改造要求。金华电业局高度重视智能化改造试点工程,精心组织管理人员和运行、检修人员全程配合现场安装、调试,根据子项目明确责任,从运行、检修层面出发,提出建议和意见,确保了智能化改造顺利实施。

5. 精心组织验收,确保工程顺利投产

由于本工程为改造工程,设备验收计划根据设备复役时间确定,在建设单位三级验收的基础上,省公司生技部组织了三次阶段性验收和一次整体验收,分别于11月1日、11月3日、11月9日对堰万4Q11间隔、兰芝5803 间隔、#3主变及35千伏间隔设备进行了阶段性验收,并于11月19日进行了工程整体预验收,11月23日进行了工程整体验收,共提出整改建议54条,全部按时完成整改。同时通过了项目的自评价、自验收以及国网公司组织的项目预验收,工程质量满足技术导则要求。

500千伏兰溪变智能化改造试点工程于20xx年11月26日全面竣工,国内首座信息化、自动化、互动化程度最高的500千伏智能化变电所正式投运。

6. 注重对外宣传,强化人员培训

为了使运行检修人员更好的掌握智能变电站技术知识和管理经验,省公司前后组织了5期智能化培训班,金华局也重点对运行、检修人员进行了培训,共编写培训课件10多份,培训管理、技术人员100多人次,为兰溪智能变电站的安全运维提供了人才储备。

500千伏兰溪智能变电站投运后,为进一步总结经验、提升影响,省公司组织了项目经验总结并加强宣传工作。通过制作智能变电站专题介绍片、变电站智能化设备金属展示牌、关键技术展板以及社会灯箱广告等方式,并多次邀请社会媒体宣传报导,利用网络、电台、报纸等媒体宣传国网公司坚强智能电网理念,取得了良好效果。

三、项目成果

本次500千伏兰溪变智能化改造试点工程重点在目前数字化变电站的技术基础上,通过对500千伏兰溪变的一、二次设备、辅助系统及高级应用系统等进行智能化升级改造,优化了信息采集交换方式,有效整合了相关的信息资源,提高了变电站的资源优化配置和抵御各种事故风险的能力,基本具备信息化、自动化、互动化的特征,成为智能化升级改造的示范站。

1. 全面完成智能化改造任务

1) 一次设备智能化

a) 电子式互感器应用

纯光纤电流互感器的应用,电流电压互感器的一体化设计,合并单元的就地化布置,为电子式互感器在实际应用中的可靠性和电子式互感器对保护、计量等应用的影响提供了研究案例。 b) 变压器在线监测

在变压器原有非电量保护、智能终端不变的前提下进行了包括冷却器智能控制、顶层油温监测、铁芯电流监测、变压器油色谱在线检测、微水监测、气体继电器聚集量监测、特高频局部放电在线监测、变压器限额智能分析等变压器在线监测的试点应用,提高了变压器设备的智能化现状。

c) 高压开关智能化

进行了断路器SF6微水、压力、密度、机械特性等断路器在线监测试点应用,提高了断路器的智能化现状。

d) 避雷器在线监测

进行了避雷器全电流、阻性电流、动作次数等避雷器在线监测试点应用,应用了无线传输和物联网技术,提高了避雷器的智能化现状。

e) 35千伏间隔开关智能化试点

首次研发并使用35千伏智能断路器,实现一次设备与智能组件的有机结合,实现智能一次设备的测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化和信息互动化特征。

2) 信息一体化平台

增设了信息一体化平台,采集全站SCADA数据、保护信息数据、录波数据、计量数据、在线监测数据,为各智能应用和远方系统提供标准化规范化的信息访问接口。解决了变电站站控层系统多,接口多、数据共享程度差、数据综合应用困难的问题,满足智能变电站在信息数字化、功能集成化、结构紧凑化、状态可视化方面的要求。同时在信息一体化平台基础上,开发了一键式顺序控制、智能开票、智能告警与故障综合分析,一次设备诊断等高级功能,实现了变电站图形模型源端维护功能。

3) 高级应用

a) 智能开票

实现了根据运行方式自动推理开票。变电站运行人员可选择智能开票、画面开票、手工开票、调用存票四种模式开票。当运行人员根据调度任务,选用智能开票时,系统将结合设备实际运行状态,匹配规则库,自动生成所需的操作票。

b) 一键式顺序控制

实现了一键式顺序控制,通过智能巡视机器人,自动实现了一键式顺序控制与视频系统的结合,当操作某个一次设备时,自动控制视频系统获取设备图像,通过图像识别技术判断出此设备的状态,进行自动确认,实现高效的准确的顺序控制。 c) 智能告警与故障综合分析

通过研究智能告警的信息处理模型,实现了告警信息预处理系统,建立了故障处理专家系统知识库。通过研究告警信息,故

障简报,录波波形的综合显示分析方案,研究智能告警系统与人机界面的集成方式,开发了智能告警人机显示界面,有效的实现了信息分层的理念;基于信息一体化平台开发了故障信息综合分析软件,提供了故障诊断和定位、设备动作情况的监视和评判、谐波分析和波形处理等故障分析功能,提出可行的故障信息综合分析方案。

d) 变电站图模一体化

建立变电站模型(IEC61850)与主站调度模型(IEC61970)的映射关系,实现子站端一次维护数据模型和图形画面,即时导入调度中心各种自动化系统中使用,减少维护工作量,保证各子站和主站系统模型和数据的一致性,在金华集控中心得到了试用验证。源端维护大大减轻了调度端系统图模维护工作,消除了变电站与调度信息核对工作。

4) 智能巡检

智能巡视系统采用巡检机器人和固定摄像头相结合模式,取代运行人员进行一次设备巡视、红外线测温、一次设备状态确认,并实现巡视结论的后台展示与告警。

在智能巡视系统中,图模识别技术的应用、磁导航、FID定位技术和多角度云台预置技术的应用满足了变电站各类设备巡视要求。特别是基于视觉伺服移动机器人精确定位云台系统、基于SIFT特征电力设备刀闸状态识别技术两项关键技术,实现了变电站智能巡检机器人的质的飞跃。

5) 辅助子系统

a) 智能接地线管理系统。

通过智能接地线管理系统,实现了接地线存取全过程管理,并将接地线的使用纳入变电站现有微机防误闭锁系统。 b) 紧急解锁钥匙智能管理系统。

通过经济解锁钥匙直流管理系统的应用,实现了多种形式防误锁具的解锁钥匙的智能化管理,防止因取错钥匙造成误解除闭锁;解决一对多钥匙错误解锁不应解锁的锁具,实现所有设备的一对一的解锁,防止走错间隔;控制解锁钥匙使用的中间过程,控制解锁钥匙取出后的滥用问题。

c) 站内智能组件柜进行智能化改造。

对站内智能组件柜的智能化改造,通过使用热交换器的散热方式,实现了智能组件箱内温度、湿度等工作环境的智能调节,改善其工作环境,保证智能单元安全稳定运行。

d) 站内辅助系统智能化改造。

通过对站内辅助系统的智能化改造,实现了一次设备操作联动、视频监视与电子围栏、移动定位、门禁等安防设备联动以及电缆沟水位监视、生产建筑温湿度监视、空调、照明等设备的远方控制与监视。

e) 光伏发电和绿色照明

通过太阳能光伏发电系统的安装,实现了清洁能源的应用。系统正常时,太阳能光伏发电系统通过逆变器输出交流380V并入所用电I段运行,紧急情况时太阳能光伏发电系统通过控制器输出直流110V接入#0充电机直流侧对直流系统进行充电,实现

了直流系统应急备用功能。同时通过照明系统的改造,实现了绿色照明。

3. 标准制度、专利、版权

1) 编制标准制度情况

a) 智能变电站专业分界面管理规定

b) 500千伏芝堰智能变电站监控系统运行管理规程

c) 500千伏芝堰智能变电站二次设备调度运行说明

d) 金华电业局输变电设备在线监测装置管理办法

e) AIS智能变电站一键式顺序控制技术规范

f) 变电站智能巡视系统技术规范

g) 500千伏芝堰变智能组件管理规定

h) 500千伏芝堰智能变电站现场运行维护补充规程

i) 智能变电站故障综合分析判据规范

j) 500千伏芝堰变典型二次安全措施

k) 500千伏芝堰变扩建保护GOOSE、SMV配置及测试作业指导书

2) 申请专利情况

发明专利1项,即智能HGIS组合电器。

实用新型专利9项,详情如下:

a) 基于视觉伺服的移动机器人精确定位云台系统

b) 变电站故障分析简报上送主站的一种实现方法

c) 具备智能性和交互性的变电站顺序化控制系统

d) 智能变电站监控系统智能告警及故障分析实现方法 e) 低功耗电池供电的氧化锌避雷器远程在线监测装置 -62-

f) 基于IEC61850规约的变压器冷却系统监测和控制装置 g) HGIS智能化开关; h) 种变电站智能组件柜 i) 智能变电站辅助系统应用研究 3) 软件版权注册情况

a) MDS4000输变电设备状态监测与故障诊断软件 b) 后台自动判断开关合闸模式的软件 c) SCD转换成CIM的软件

d) 基于视觉伺服的移动机器人精确定位云台系统软件 4. 改造前后性能对比

序号 1

项目 顺序控制

改造前

顺序控制时开关设备位置需要人工确认

改造后

开关设备位置自动识别,实现AIS设备一键式顺序控制

实现变电站图形模型源端维护,调度自动生成接线图

自动识别分析故障保护、录波、监控信息生成故障简报

根据设备运行状态自动开出非典型票 机器人自动巡视

2

与调度间信息人工设置信号点表,人互动 工作图关联,人工核对 人工查阅保护、录波、设备故障分析 监控信息,手动生成故

障简报 操作票

非典型票人工开票

3

4 5

设备红外巡视 人工定期现场巡视

6

设备状态、避

人工定期巡视记录设备自动采集到一体化平台可

雷器、辅助系

状态 视化展示与记录

统巡视

35千伏智能组操作、传感器、测量、集传感器、测量、计量、合开关 计量等分散布置 控制及继电保护为一体

7

四、工作体会

1. 领导重视是工程顺利推进的根本前提

国网公司、省公司各级领导均高度重视试点工程建设,各参建单位和设备厂家也充分认识到试点工程建设的重要意义。国网公司领导多次强调智能电网试点工程的重要意义和示范作用,浙江省电力公司将500千伏兰溪变智能化改造试点工程作为20xx年重点项目进行实施和管理。省电力公司副总经理亲自挂帅,副总工程师技术把关,参建单位领导现场牵头,各类技术专家全面参与,保证了500千伏兰溪变智能化改造试点工程的顺利完工。

2. 科学组织是工程圆满完工的有力保障

本工程从立项开始就明确了工程的技术管理和工程管理职责,从项目立项、方案编制到工程设计、设备招标、设备研发、工程实施、工程验收等各阶段,各管理部门和参建单位分工明确、各司其职,确保了工程重点过程中方案编制、设备招标、工厂联调、出厂验收、现场施工、竣工验收的顺利实施,保证了500千伏兰溪变智能化改造试点工程的顺利完工。

3. 技术创新是本次工程应用的显著特点

为切实起到试点工程的示范作用,公司以《国家电网公司智能变电站技术导则》、《国家电网公司变电站智能化改造技术规范》为依据,编制了500千伏兰溪变智能化改造试点工程方案。在设备招标、设备研发和现场实施过程中,多次与设备厂家就500千伏智能化变电站关键技术进行讨论,最终实现了智能告警和故障分析、源端维护、一键式顺控巡检机器人交互模式、变电站智-64-

能断路器、隔离开关状态的图模识别技术、在线监测、智能辅助系统集成等关键技术在智能化变电站的应用,其中多项为国内首次应用,是500千伏兰溪变成为国内首座信息化、自动化、互动化程度最高的500千伏智能化变电所

4. 标准先行是设备安全运行的重要基础

金华电业局在项目立项阶段就安排生产、调度、运行、检修人员全程介入500千伏兰溪变智能化改造试点工程,总计派出450人次参与了厂家设备联调和出厂验收工作。通过全程参与项目建设,学到了智能化变电站的相关知识,积累了智能化变电站在管理、运行、检修等方面的应用经验,解决了自身的应用需求,锻炼了一支智能化变电站的技术队伍。

通过全程参与项目建设,编制了25套针对性极强的设备出厂验收大纲,为保证设备出厂验收满足智能化技术要求提供了依据。同时编制了11份运行规程、扩建作业指导书,为兰溪变的管理、运行、检修工作提供了技术规范及工作标准,健全了智能化变电站的标准体系。在500千伏兰溪变智能化改造的验收、投产及投产后的运行工作中得到了很好的应用。

五、工作建议

1、积极开展500千伏兰溪变智能化项目相关成果的标准工作,完善相关建设、运行、维护规程规范。

2、进一步推广应用兰溪变信息一体化平台、高级应用功能、智能组件模式、在线监测、顺序控制、智能巡视、智能辅助等系统。

3、深化研究并提高“一键式”顺控中机器人在恶劣天气情况下对隔离开关及短路器的状态的识别准确率。

4、深化研究如何将信息一体化平台的海量数据源广泛应用服务于生产实际;

5、深入研究智能组件状态监测设备配置策略,进一步整合相关功能,优化系统结构。

附表一:试点工程关键设备/系统厂家信息

生产/集成厂家

序号

设备/系统名称

河南金谷园

1 2 3 4 5

全光纤电子互感器 一次设备状态监测 智能开关(柜)设备

智能组件 保护测控

单间隔集成式一体化智能柜 (浙江:户外智能控制柜)

一体化平台 高级应用

智能巡检(智能巡视机器人) 辅助系统(运行环境监视系统)

光伏发电及一体化电源

南瑞继保 龙源许继 龙源许继 龙源许继 龙源许继 南瑞继保 龙源许继 河南中分 南瑞科技 南瑞科技 无 淄博智洋 龙源许继

南瑞科技 南瑞科技 鲁能智能 淄博智洋 深圳泰昂

南瑞科技 南瑞科技 鲁能智能 金华八达科技 安徽振发新能源

南瑞继保

山东午山 阿海珐 南瑞继保 宁波理工 上海科霖 南瑞继保 南瑞继保

浙江兰溪 南瑞继保 宁波理工 西门子(杭州)

南瑞继保 北京四方 南瑞继保

6

7 8 9 10 11

附表二:试点工程实施关键时间节点进度表 1. 河南洛阳110千伏金谷园变

时间节点

20xx年6月

20xx年7-9月

20xx年7-10月

20xx年10-11月

20xx年11月30日

20xx年12月7日

20xx年12月16日 工程实施内容 完成设备选型及采购,智能设备研发 落实改造技术方案,制定施工计划 完成设备联调,出厂测试,修编管理运行规程 完成现场工程调试、验收、总结 工程竣工验收,投入运行 通过国家电网公司组织的预验收 通过国家电网公司的总体验收

2. 山东青岛220千伏午山变电站

时间节点

20xx年3 -4月

20xx年5 -6月

20xx年7 -8月

20xx年9 -10月

20xx年10月9日

20xx年11月23日 设备选型及采购 完成各子系统开发和硬件设备生产 出厂测试 现场安装、调试、停电测试 工程竣工验收,投入运行 通过国家电网公司的总体验收 工程实施内容

3. 浙江金华500千伏兰溪变

时间节点

20xx年4-5月

20xx年3-8月 完成设备采购 完成智能设备研发及工厂测试 工程实施内容 -68-

20xx年9月

20xx年10-11月

20xx年11月

20xx年11月26日

20xx年12月06日

20xx年12月08日

20xx年12月23日 完成智能设备工厂验收 完成现场安装与调试 完成运行、检修人员智能化培训,完成智能设备运行规程规范编制,完成运行准备工作 通过省公司组织的竣工验收并投运 通过省公司组织的自验收与自评价 通过国家电网公司组织的预验收 通过国家电网公司的总体验收

附表三:试点变电站智能化改造前后功能比对 3-1:河南金谷园智能化改造前后功能比对

序号

项目

改造前

改造后

1、全站设备间隔均实现顺序控制;2、开关设备位置自动识别,实现AIS设备一键式顺序控制; 3、上级主站可根据被操作设备在线状态、保护信息以及决策建议等对顺控过程进行人工干预,下达跳、停设备等操作命令; 4、实现具有一、二次设备信息联动及保护软压板自动控制。

1、实现站短图模一体化源端维护,并可与调度主站信息互动;

2、全站主要设备状态的可视化监视,实现了调度主站远方电压无功、负荷优化调控; 3、实现了保护设备的远程传动校验和定值调整; 4、应用单间隔一体化智能组件柜内可视化监测和远方调控技术,实现了电网与变电站设备运行环境的协同互动;

5、一体化电源系统; 6、故障及异常时,变电站故障决策信息自动上传主站,为运行人员提供辅助决策。

1 顺序控制

开关设备位置需要人工确认;无实时监视和智能调控。不具备二次设备信息联动及保护压板投退。

2

与调度间信息

互动

1、无源端维护,不具备与调度主站互动;

2、继电保护设备不具备远方在线监测、远程传动校验等;

3、无在线监测设备。

3 4 5

设备故障分析 操作票 户外设备巡视

人工查阅保护、录波、监

自动综合判定分析故障保护、录波、

控信息,手动生成故障简

监控信息,并自动生成故障简报。

报。

非典型票人工开票

根据设备运行状态自动开出非典型票

6 一次设备巡视

实现了远方巡视功能,提高工作效

运行人员每周现场巡视

率,现场巡视周期可延长至10天至

一次。

两周

一次设备状态监测改造,实现可视

人工定期巡视设备 化展示与记录,具备一次设备的远

方巡视和远方调控。

序号 7

项目 无功电压优化

控制 负荷控制

改造前

改造后

功能模块置于站内,在变在调度端进行无功电压优化调整,电站后台进行优化调整。并可远方调整优化策略。 功能模块置于站内,在变

在调度端进行负荷控制优化调整

电站后台进行优化调整。

1、PASS M0全组合电器,电流、电压互感器一体化组合; 2、间隔层、过程层的二次设备件集成、功能融合,一体化设计, 3、在线监测、分IED、主IED一体化配置,定型产品,标准化输出。2和3的一体化设计形成了变电站标准化的智能组件; 1、二次设备采用一体化装置,集保护、测控、计量、电子互感器合并单元、控制于及继电保护为一体,实现二次设备高度集成; 2、开关柜具备弹簧储能、机械寿命、开关分合时间 、分合闸线圈监测、柜内环境和触头温度等状态监测。3、保护设备具备远方状态监测,具备远程传动校验及远方调定值、投退等功能。 1、采用光伏发电,光伏电源系统与一体化电源集中监控、标准化接入一体化平台; 2、实现单只蓄电池自动充放电试验及运行状态在线监测。

8

9

1、PASS M0组合电器,电压互感器独立;

110千伏间隔设2、间隔层、过程层的二

备 次设备按功能分散配置;

3、在线监测独立配置,非标准化输出。

10

1、保护测控与电子互感器合并单元等分散设置;

10千伏开关柜 2、一、二次设备运行状

态无法监视;

3、保护设备现场校验;

11 输助系统

1、未有清洁能源;

2、蓄电池组整组定期人工校验

3-2:山东午山变智能化改造前后功能比对

序号

项目

改造前

改造后

软压板和母联开关的控制电源都可通过后台控制投退,全站共设顺序控制票32张,实现了GIS设备一键式顺序控制。

实现变电站图形模型的源端维护,调度主站自动生成接线图。 自动识别分析故障保护、录波、监控信息并自动生成故障简报。

1 顺序控制 无备软压板投退功能。 人工设置信号点表, 人工作图关联,人工核对。

人工查阅保护、录波、监控信息,手动生成故障简报。

2

与调度间信息

互动 设备故障分析

3

4

变电站运行管

统一监测变电站内运行环境状况并

站内运行环境状态不掌

可进行远方控制。装设了门禁系统,

握、不可控,没有装设门

可对运行人员的权限和允许进入变

禁。

电站的时间进行设置。 运行人员每7天巡视一机器人自动巡视,并可实现远方巡次。 视,巡视周期得以延长。

5 户外设备巡视

6

一次设备状态、

自动采集到一体化平台可视化展示

避雷器、辅助系人工定期巡视记录设备

与记录,实现了远方巡视与设备的

统巡视与设备状态。

状态检修。

状态 35千伏开关柜 开关柜状态无监视。

集开关柜早期故障预警、测量、计量、电子式互感器合并单元、控制及继电保护为一体。

7

3-3:浙江兰溪变智能化改造前后功能比对 序

1 项目 顺序控制

与调度间信息互

设备故障分析 改造前 改造后 顺序控制时开关设备位开关设备位置自动识别,实现AIS置需要人工确认 设备一键式顺序控制 人工设置信号点表,人工实现变电站图形模型源端维护,调作图关联,人工核对 度自动生成接线图 人工查阅保护、录波、监自动识别分析故障保护、录波、监控信息,手动生成故障简控信息生成故障简报 报

非典型票需人工开票

人工定期现场巡视 根据设备运行状态自动开出非典型票 机器人自动巡视 2 3 4 5

6 操作票 设备红外巡视 设备状态、避雷器、辅助系统巡

视 人工定期巡视记录设备自动采集到一体化平台可视化展示状态 与记录 7 35千伏智能组合操作、传感器、测量、计集传感器、测量、计量、控制及继

开关 量等分散布置 电保护为一体

附表四:试点单位标准规范、专利、版权情况统计

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27

标准规范、专利、版权

《变电站智能化改造技术规范》 《智能变电站改造工程验收规范》 《智能设备运行维护导则》 《智能变电站运行管理规范》 《智能设备交接验收规范》 《智能巡检系统功能规范》

《智能变电站专业分界面管理规定》 《智能变电站监控系统运行管理规程》

《智能变电站二次设备调度运行说明》

《AIS智能变电站一键式顺序控制技术规范》

《变电站智能巡视系统技术规范》 《智能组件管理规定》

《智能变电站现场运行维护补充规程》

《智能变电站故障综合分析判据规范》

《芝堰变典型二次安全措施》

《扩建保护GOOSE、SMV配置及测试作业指导书》

《继电保护现场规程》

《变电站设备调试验收大纲》

《智能变电站现场测试验收标准体系》

《智能变电站现场运行规程》 《智能变电站检修规程》 《智能变电站验收报告》 《智能变电站运行管理规范》 《智能变电站设备划分规定》

《金华电业局输变电设备在线监测装置管理办法》

高压设备在线监测装置(LY-800) 高压设备间隔全集成一体化智能组件

级别

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标准规范、专利、版权

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智能变电站辅助系统应用研究

MDS4000输变电设备状态监测与故障诊断软件

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