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智能变电站论文:智能变电站无源光网络技术论文
1智能变电站无源光网络设计
1．1网络设计原则
变电站网络设计涉及多种因素，其主要原则包括:
(1)数据业务分类。
变电站中各种数据业务通信要求不同，利用变电站数据业务分类的特性，组建不同特点的通信网络，在多种信息混合的情况下保障实时信息传递的实时性和性是网络设计的基础。信息多样化和传递实时性是通信系统中的一对矛盾体，解决这个矛盾是选择网络通信方案的基本原则。
(2)网络互通和隔离。
通信网络应提供IED互联的便利性、灵活性，为变电站自动化技术的发展预留空间;同时网络应满足各个系统间隔离的要求，以保障各个专业系统(保护、自动化)互不影响。互通和隔离是一对矛盾，构建变电站通信网络应该妥善解决这个矛盾。
(3)通信系统的建设成本。
变电站通信系统的性能与成本是网络设计中的另一对矛盾，较高的性能要求，往往导致较高的建设成本。降低成本的途径一是采用合理的网络结构设计，避免复杂的网络结构，减少通信设备数量;二是采用标准、成熟、流行的技术;三是合理配置网络资源，裕度考虑合理。
1．2“两层一网”整体构架
本研究根据网络设计原则，综合考虑智能变电站网络性能要求和建设成本，利用数据通信业务分类的特性，组建“两层一网”通信网络。“两层一网”中，两层指站控层、设备层，“一网”指全站MMS\GOOSE\SV合一网络。在“两层一网”两层网络方案中，笔者采用无源光网络技术，组建统一通信网络，。本研究通过采用面向连接、接近电路交换特点的交换技术(MPLS-TP)替代以太网技术，构建逻辑网络。通过网络互连使得变电站成为一个整体，变电站中任意两个IED设备通过统一网络可以直接实现通信，通过网络互连使得变电站成为一个整体，便于发挥各种自动化保护、测控系统的整体效益;同时，可以充分利用网络提供的广播、组播技术实现保护、测控数据的一对多的跨间隔传递，大幅度提高通信的效率。
1．3无源光网络的设计
本研究变电站通信网络设计采用“两层一网”结构，通过引入无源光网络技术PON，将整个通信资源划分为许多小时间片实现数据的传输和交换，其关键技术主要包括无源光网络技术、分组交换技术、并行网络技术和逻辑子网技术等。
(1)无源光网络技术
智能变电站网络引入了无源光网络技术PON，PON技术将整个通信资源划分为许多小时间片实现数据的传输和交换，多倍地增加通信资源数量;每一路数据占有一个专属自己的时间片，各路数据之间不产生资源竞争。系统通过无源光网络的应用提高设备集成度和网络覆盖能力，引入高精度时间同步技术以提供具有亚微秒精度的同步控制环境;通过采用多重路径快速保护机制，提高数据传递性，增强网络的鲁棒性和生存能力;通过采用专用业务网络技术，提供传递高速同步控制为基本业务兼容信息网、多媒体数据业务的综合通信平台。
(2)分组交换技术
为克服以太网交换技术的不足，“两层一网”网络设计中采用面向连接、接近电路交换特点的分组交换技术(MPLS-TP)替代以太网技术作为实时交换机的基本技术体制。分组交换技术采用固定的分组连接，每一个连接固定分配一定的资源，基本保障连接的资源不受干扰;通信网络可以为每两个IED设备之间提供固定的连接和固定的带宽。这种技术在数据传递前通过带宽资源分配机制确定资源，在数据传递过程中固定不变，强调面向连接、严格控制、资源独占和通信保障，因此该技术可以保障通信的性，提供固定的通信时延。
(3)并行网络技术
在统一物理网络的基础上，本研究采用并行网络技术，实现IED设备由单点接入到双网络接入的转变，提高系统的性和稳定性。具体组网中，主备两台相同的交换机和接入网络组成并行网络，IED设备配置P模块接口，采用标准的PRP方式(即双路并发、主动放弃方式，IEC62439)，实现主备网络无缝、无损的保护切换。全站设备以并行网络保护方式接入，实现覆盖全系统的N-1保护和全路径端到端的1+1保护。
(4)逻辑子网技术
本研究根据数据业务的类型对通信网络资源进行实质性的划分，依据高级、紧急、快速业务资源专用，低级、慢速业务资源复用，各类业务之间资源占用互不影响的原则，利用可预配置时分复用交换技术，将一个物理网络划分成若干独立的逻辑子网分别传递不同类型的业务。本研究通过资源划分，将智能变电站典型业务分成GOOSE逻辑子网、SV逻辑子网和MMS逻辑子网3个逻辑平面，各业务之间逻辑隔离，互不影响，提高了数据传输性。
2实验结果与分析
以国网公司220-A1-1通用设计方案为例，变电站规模为主变3台，220kV采用双母线接线、出线6回，110kV单母线三分段接线、出线12回，35kV单母线分段接线、出线8回。本研究采用“三层两网”组网方案，冗余双网配置，全站需配置站控层中心交换机4台、间隔层交换机8台、过程层交换机39台，合计51台交换机，网络设备投资约190万元。笔者按本研究“两层一网”组网方案，构建无源光网络，冗余双网配置，全站设A、B两个网，A网核心交换机冗余配置、双主工作模式，主要接入主变间隔保护一、220kV间隔线路、母线保护一、110kV间隔和35kV间隔;B网核心交换机冗余配置、双主工作模式，主要接入主变间隔保护二、220kV间隔线路、母线保护二。全站共需配置4台实时交换机。网络设备投资约60万元，较“三层两网”方案，交换机数量减少47台，投资减少130万元。
3结束语
本研究介绍了采用面向连接的分组交换技术和无源光网络组建的智能变电站“两层一网”网络构架，并将其应用于220kV变电站。结果表明，通过组建全站统一的无源光网络，变电站中任意两个IED设备都可以直接实现通信，减少交换机的中转，提高了网络性能;实现了全站间隔层与过程层的整合，全站交换机数量由51台减少为4台，网络设备投资减少60%以上，经济效益显著。
作者：俞辰颖 高亚栋 尹康 徐俞音 潘国兵 单位：国网浙江省电力公司经济技术研究院 浙江工业大学机械工程学院
智能变电站论文:智能变电站二次系统设计论文
1智能变电站二次系统配置方案
1.1保护配置
保护配置主要从变压器保护、线路保护以及母线保护三个方面进行。在进行线路保护时要注意提高采样值差量和暂态量的速度。在进行变压器保护时要注意励磁涌流的影响，通常会采用广义瞬时功率保护原理来辅助差动保护。这两点都是易于实现的主保护原理。广域后备保护系统由于其具有智能决策功能，可以在进行后背保护在线整定时集中全网信息，利用最少的通信量最快的数据更新速度完成决策工作。智能变电站二次系统在进行保护时简化了原来的布线，将主保护功能由原集控室下放到设备单元内，使通信网络的负担减轻。并利用集中式母线保护和具有主站的分布式差动来实现母线主保护。
1.2通信配置
在通信配置这一方面，智能变电站与传统变电站的差别不大，但是就其发展而言，数据的更快速的传播与数据量的加大会对通信配置提出更加安全的要求。1.3计量配置采用三态数据为预处理数据的计量模块，进行误差量溯源实现现场检验和远程检验。根据计量模块所具有的通信优势，促进变电站与大用户之间的互动，进行信息采集与资源的优化配置，促进各个智能化电网环节的协调运行。
2智能变电站二次系统设计方案及应用
2.1系统构成
过程层、间隔层、站控层是变电站二次系统在功能逻辑方面的划分。其中站控层对间隔层以及过程层起到一个监测与管理的作用。其主要构成是操作员站、主机、保护故障信息子站、远动通信装置、功能站。间隔层具有独立运作的能力，能够在没有网络的状态下或是站控层失效的状态下独立完成监控，由测量、保护、录波、相量测量等组成。过程层主要进行采集电气量、监测设备运行状态以及执行控制命令的工作，由合并单元、互感器、智能终端构成。
2.2网络结构
过程网络的组网标准是电压等级。主要的网络形式有双星形、单星形、点对点等。通常要依据不同电压等级和电气一次主接线配置不同的网络形式。单套配置的保护及安全自动装置、测控装置要采用相互独立的数据接口控制器同时接入两套不同的过程层网络。双重化配置的保护及安全自动装置应分别接入不同的过程层网络。单星形以太网络适合用于110KV变电站站控层、间隔层网络。双重化星形以太网络适合用于220KV及以上变电站站控层、间隔层网络。考虑到变电站网络安全方面以及运行维护。智能变电站，特别是高电压等级、联网运行的变电站，在兼顾网络跳闸方式的同时仍保留直采直跳的方式。
2.3二次系统网络设计原则
本文以220KV变电站为例，分析站控层设备的配置。远动通信装置与主机均采用双套配置，无人值班变电站主机可兼操作员工作站和工程师站。保护及故障信息子站与变电站系统共享信息采集，无需独立配置。
1）网络通信设备配置需按一定原则进行。特别是交换机的端口数量一定要符合工程规模需求，端口规格在100M~1000M范围内。两台智能电子设备所接的数据传输路由要控制在4个交换机以内。每台交换机的光纤接入量要控制在16对以内。由于网络式数据连接中交换机起到重要的作用，为保障智能变电站的安全运行，交换机必须保障安全稳定，避免故障的发生。
2）应对独立配置的隔层设备测控装置进行单套配置，采用保护测控一体化装置对110KV及以下电压等级进行配置，采用保护测控一体化装置对继电保护就地安装的220KV电压等级进行配置。继电保护装置的配置原则与常规变电站一致，220KV变电站故障录波及网络分析记录装置按照电压等级分别配置，统一配置110KV及以下变电站，单独配置主变压器。
3）过程层的配置。对于110KV及以上主变压器本体配置单套的智能终端，对于采用开关柜布置的66KV及以下配电装置无需配置智能终端。在配电装置场地智能组件柜中分散布置智能终端。
4）合并单元的配置。110KV及以下电压等级各间隔单套配置，双重化保护的主变各侧冗余配置，同一间隔内电压互感器和电流互感器合用一个合并单元。
3结束语
综上所述，智能变电站的发展、变革以及建设是实现电网发展完善的基础。智能变电站二次系统设计方法的不断发展优化会促进智能变电站作用及优势的更好的发挥。针对我国智能化变电站二次系统设计的实践经验及相关原则，其应用发展道路一定会更广阔。
作者：黄兰芝 单位：国网菏泽供电公司
智能变电站论文:智能变电站计算机仿真论文
1仿真的总体思路
1．1信息一体化平台
信息一体化平台采用一体化模式，集监控和五防功能于一体。一方面作为后台监控系统软件，模拟数据采集处理、运行监控、正常操作、事件和报警处理等，实现常规站监控系统功能，同时新增加智能变电站特有的高级应用功能:一键顺序控制、告警信息分类、智能告警等;另一方面作为五防系统软件，嵌入到信息一体化平台中，不仅保留就地间隔内电气设备的电气联锁，同时还通过以太网实现相互通信，交换设备的状态，实现智能变电站站控层、间隔层、过程层3级防误闭锁功能。
1．2智能化保护测控系统
智能化保护测控系统按照保护测控装置的物理原理建立数学模型，采用定值驱动法，当故障发生后计算的故障电流结果到达定值要求时自动启动保护测控装置，按照其工作原理进行判别，相关保护动作，报出故障信息报文，有关指示灯点亮，与变电站真实设备保持一致。
2系统功能
智能变电站高级应用功能的仿真是以智能变电站仿真系统为基础，将智能站高级应用集成于信息一体化平台中，实现了智能变电站特有的一键顺序控制、智能告警信息分类、故障综合分析决策功能的仿真。该系统从其功能上可以作为培训和测试的平台。
1)培训功能。智能变电站高级应用功能是智能站特有的新应用，对运行人员来说是全新的知识，需要进行培训学习。该系统真实再现了智能变电站场景，可以为运行人员提供一种有效的培训手段，使运行人员能够学习智能变电站中的新知识、新技术，提升专业素质。该系统已经投入培训使用，系统运行稳定，人机界面友好，培训功能完善，培训效果逼真。
2)测试平台功能。智能变电站高级应用功能的仿真还可以为高级应用功能的研究提供测试平台。由于电力系统的特殊性，不能在真实运行设备上进行任意操作，而该仿真系统通过为其他系统或软件提供开放的数据接口，可以反复进行操作和设置故障，对被测系统或软件运行情况进行测试，通过与某公司合作，能够正确地实现测试功能，为研究智能站高级应用功能提供了一种有效的测试平台。
3智能告警信息分类的仿真
通过建立故障信息的逻辑推理模型，对故障告警信息分类过滤，并对变电站运行状态进行实时在线分析推理，能够实现智能告警功能，可以自动报告站内异常状态，并根据需求提供分层分类的故障告警信息。智能变电站各种运行告警信息量非常大，包括3类:
1)提示性信息。这类信息不需要特别关注;
2)告警信号。这类信息虽然没有直接引发事故跳闸，但实际隐含着可能的故障，若不进行综合分析，消除异常，持续发展会导致事故发生，需要给予重点关注;
3)事故信息。事故信号产生一般都会有保护动作、开关跳闸，要求在尽可能短的时间判断故障原因，以便上报，并依据调度指导进行故障隔离和恢复操作。因此，需要对故障告警信息进行过滤，提供分层分类的告警信息，以方便运行人员工作。智能告警信息分类的仿真包括以下几个方面:
1)图形界面仿真。智能告警信息分类通过信息一体化平台进行展示，信息告警图形界面是信息分类结果的直观展现。在进行仿真开发时，按照智能变电站信息分类的原则，根据告警信号重要性，告警实时显示窗口由多个页面组成，包括:全部告警、严重保护事件、一般保护事件、SOE、开关刀闸动作和智能告警6类，所示同时还会根据告警信息的级别，通过声音的方式发出告警。
2)数据库仿真。智能告警信息量非常大，其仿真时所需的数据量也很多。仿真时全站采集信息采用统一的命名格式。变量命名格式包括:变量名、变量描述、变量单位、变量标识、变量数据指向。变量名是信息的代表，当变量为1时，其变量描述才有意义，该描述会在智能告警图形界面中显示出来;变量单位的作用是区分告警信息变量的间隔，是实现变量筛选分类的基础;变量标识的作用是区分告警信息变量的重要程度，以便于告警信息的分类;变量数据指向主要用于数据通信。
3)告警信息筛选分类功能。由于告警信息总量很大，为满足不同的关注需求，在告警显示窗口设置信息筛选的功能，在窗口中选择某一设备间隔，根据告警信息变量的标识，可以在告警窗口各页面中自动显示出有关该间隔的所有信息，将不关注的信息屏蔽。可以通过左上角下拉列表选择变电站间隔来显示不同间隔的告警信息，使运行人员更有针对性地查看所需的信息。
4故障综合分析决策的仿真
故障综合分析决策是指在故障情况下对事件顺序记录、保护装置动作及信号、故障录波数据等进行深入挖掘，通过多专业综合分析，并将变电站故障分析结果以简洁明了的可视化界面综合展示。通常当变电站发生异常或事故时，其处理过程是运行人员按照现场情况、规程及经验进行判断处理，这种方式不仅要求值班员非常熟悉变电运行规程、规范及设备运行要求，而且需要较长的分析判断时间。故障综合分析决策功能可自动为运行人员提供一个或多个可能的事故分析报告，便于迅速确定事故原因和应采取的措施。
4．1故障仿真
故障仿真是进行故障综合分析决策仿真的基础，该仿真系统中对真实系统中可能发生的故障类型进行了分析总结，可实现真实系统中常见故障的仿真。在仿真中故障类型，分为4类，一百多个故障:
1)一次设备故障及异常，包括线路、母线、主变压器、电容器、所用变、断路器操作机构、SF6泄露等;
2)保护与测控装置故障;
3)智能组件故障，包括智能终端、合并单元、网络故障;
4)低压交直流故障。其中，一次故障可以进行故障相别、故障距离、故障性质(瞬时/长期)进行分别设置。在仿真中既可以单独设置一次、二次故障或网络故障，也可组合一次、二次故障和网络故障。故障仿真范围，效果逼真。通过仿真系统在培训中的应用，该系统能够在故障和异常发生时，能够真实反应故障现象和保护动作情况，故障信息详细，为故障综合分析决策提供分析依据。
4．2故障综合分析决策仿真的基本结构
故障综合分析决策仿真的基本结构，以仿真支撑系统为服务器，进行故障模拟、采集信息、建立推理知识库、故障综合分析推理，并将分析结果以可视化的形式在信息一体化平台中展示出来。信息采集是对设备实际状态信息和故障信息的采集，在仿真时通过支撑系统完成数据的采集;推理知识库存放专家提供的告警及故障分析知识，推理机完成故障信息的综合分析，给出推理结果，推理知识库和推理机以数学模型的形式存放于支撑系统中;推理结果展示是将推理结果以一条条报文的形式展示在信息一体化平台的告警窗口中。
4．3建立推理知识库
推理知识库的知识源自变电运行规程、规范及运行人员的经验总结，通过分类归纳总结，形成一定的知识规则，在仿真过程中其规则内容包括设备名称、事件、原因、推理相关信息等。它采用统一建模方式，可以通过修改、完善知识库中的推理逻辑来提高综合分析决策的功能。
4．4推理机
推理机是利用类似专家解决问题的思维方式，通过推理机来实现知识库的价值。在故障发生后，推理机将采集到的告警信息、设备状态信息与知识库中的推理建立起关联关系，采用正向推理策略，按照推理规则进行反复匹配和判断，最终给出一个或多个合理的推理结果以供参考。
4．5推理结果展示
推理结果展示既是将推理结果以报文的形式展示在信息一体化平台的告警窗口中，告警窗口“推理信息”页面提供简单的故障分析结果报文信息，包括故障发生时间、设备名称及简单推理结论，通过双击该报文信息调用具体故障分析报告的展示窗口，分析报告显示的内容包括故障发生的时间和间隔、动作事件、故障原因、故障相关信息分析的结果。通过推理结果展示，可以直观的看到故障综合分析决策的结果。
5结束语
本文介绍了实现智能变电站高级应用功能仿真的总体思路，并对一键顺序控制、智能告警信息分类、故障信息综合分析决策功能的仿真进行了详细阐述，该智能变电站高级应用功能的仿真为既为高级应用功能的研究提供了测试平台，同时也为运行人员提供了培训平台，有较好的推广意义。
作者：张洪波 刘国宏 徐岩 单位：国网河南省电力公司技能培训中心
智能变电站论文:智能变电站自动化技术论文
1智能变电站自动化的特点
在电网的建设中，智能变电站是非常重要的组成部分，主要是传输和分配电能，并且进行监测、控制和管理。变电站综合自动化系统具有的特征包括这些方面，首先是功能综合化，指的是结合变电站自动化系统的运行要求，综合考虑二次系统的功能，优化组合设计，以便促使继电保护和监控系统达到统一。其次是构成模块化，模块化和数字化保护、控制和测量装置，这样就可以利用通信网络来连接各个功能模块，以便有效的共享信息。再次是运行管理智能化，变电站综合自动化的实现，可以促使无人值班、人机对话得到实现，并且操作屏幕化、制表、打印以及越限监视等功能也可以实现，对实时数据库和历史数据库进行构建。在变电站自动化技术中，非常重要的一个组成部分就是变电站自动化、智能化，需要实现的功能有很多；对电网故障进行检测，以便对故障部分尽快隔离；对变电站运行实时信息进行采集，监视、计量和控制变电站运行情况；对一次设备状态数据进行采集，以便更好的维护一次设备；促使当地后备控制和紧急控制得到实现。主要有这些表现，在微机保护方面，保护站内所有的电气设备，如母线保护、变压器保护、电容器保护以及其他的安全自动装置，如低频减载、设备自投等等。其次是数据采集，在状态量方面，断路器状态、隔离开关状态以及变压器分接头信号等都属于这个方面的内容；各段的母线电压、线路电压以及电流和功率值等则属于模拟量；脉冲电度表的输出脉冲是脉冲量，促使电能测量得到实现。
2智能变电站自动化技术的调试
智能变电站自动化技术需要进行调试，主要调试的内容在于：及时，进行站内网络调试，站内网络主要由交换机以及通信介质构成，需要对外部、通信广联、通信铜缆进行检查。第二，对计算及监控体系进行调试，对设备的外部进行检查，进行绝缘实验以及上电检查，检查遥信、遥调、遥控等功能，检查无功控制、定值管理、主备切换等功能。第三，调试继电保护，主要包含的是绝缘试验、上电检查、单体与整组调试、调试继电保护的信息管理系统等。第四，调试电站中的不间断电源，实时监测网络状态，主要是对网络报文记录系统以及网络通信检测设备进行调试。第五，对采样值系统进行调试，主要包含的是过程层的合并单元调试与电子互感器的电子采集调试等。上述调试试验的主要目的在于保障智能变电站的安全、稳定运行，减少工程建设的试验时间，从而为变电站的自动化技术奠定坚实的基础。
3智能变电站自动化的建立
3.1建设单元管理模式单元管理模式主要是依照物理层、网络层等实行隔离管理，对一些数量较多的元器件应当采用“点对点”的形式进行监控，每一个元器件都需要有一个代码进行相应的信息存储与信息管理，而且还可以借助GPS等形式，提高电力管理效率。
3.2建立应急系统智能变电站无法解决所有的问题，因此可以在原有的基础上设置应急系统，此系统平时不会参与电气运行，但是需要定期对其进行检查，因为如果出现了相应的电力故障，应急系统由于自身原因无法及时投入使用，那么将会造成不可预计的损失。一般情况下，可以对一二次设备以及通信网络进行合理分配，主保护与备用保护要分开，方便设备运行时的保护与运行后的维护。
4结语
综上所述，文章已经对智能变电站的安装施工要点进行了系统的分析。智能变电站可以提高电力系统的自动化运行，减少相应的人为工作量，这正是我国电力系统自动化发展的重要趋势，但是在实际的安装施工过程中，需要对每一个要点进行系统的分析，每一个安装的步骤都要严格进行把控，争取保障智能变电站的正常运行，为我国电力系统的发展提供坚实的保障。
作者：何祥单位：达州供电公司
智能变电站论文:智能变电站通信网络论文
1时间性能要求
不同的时间信号有着不同的传输介质，时间信号的度也决定着智能变电站的时间性能，目前一般要求的时间信号度如表1所示。DL/T860标准根据通信信息片通信要求的不同，在整个智能变电站需要多种联络传输报文协调通信信息片的属性，不同的报文类型规定不同的性能要求。DL/T860标准定义了7种报文类型，其属性范围由性能类建立，每种报文对应不同性能类具有不同的时间性能要求。对于控制和保护性能类定义为P1/P2/P3，P1一般用于配电线间隔或者其他要求较低的间隔，P2一般用于输电线间隔或用户未另外规定的地方，P3一般用于输电线间隔，具备满足同步和断路器分合时间差的好性能。对于计量和电能质量性能类定义为M1/M2/M3，M1用于具有0.5级和0.2级精度计费计量，较高5次谐波，M2用于具有0.2级和0.1级精度计费计量，较高13次谐波，M3用于电能质量计量，较高40次谐波。智能变电站应用数据的时间性能要求在DL/T860标准中也有所体现，主要参数如表2所示。时间性能包括时间度和传输时间两个方面，既然定义了不同的参数指标，对设备是否符合规范的时间性能定义，只有通过测试才能明确检测和分析。因此目前时间测试不能只停留在时间度的测试上，必须要深入到传输时间的测试内。时间的度只能说明设备的时间是的，但智能变电站是一个设备与设备协调工作的整体，设备和设备之间传输时间的变化将直接影响到智能变电站的稳定性，毕竟变电站的安全稳定运行才是电力系统的重点，因此时间度是基石，而传输时间是系统工作的保障。
2时间性能测试
通过对智能变电站数据报文传输延迟测试技术的研究和分析，目的在于如何在智能变电站的测试和日常维护中为智能变电站的稳定运行提供有力的测试设备和依据，解决电力用户对智能变电站数字化信息的把握。电力系统分为发电、输电、变电、配电、用电等五大环节。变电站是变电环节的重要部分，它实质是一个转换电压的枢纽，实现不同电压等级的电力转换。所有变电站的一次设备的工作状况都是通过二次设备之间的通信网络来完成。二次设备利用自身设备的功能实现测控、保护、计量等工作，然后通过通信网络将变电站的数据信息送到本地或远程监控系统实现电力系统的数据采集和监控。通信是一个基于信号的交流渠道，为了增加变电站通信交互双方对信号的识别能力，变电站内的各个设备都必须工作在同一时刻，也就是说需要在变电站内设置时间同步系统来完成设备的时间同步，确保设备时标一致，信息识别度能清晰，应用处理能简约化，其中对传输延迟的测试是必不可少的部分。电力系统的快速发展，对时间同步的要求也越来越高。任何一个变电站都需要、安全、的时钟源，为电力系统各类运行设备提供的时间基准。高性能的时钟源可以为电力系统变电站提供统一的时间基准，满足变电站各种系统（监控系统、能量管理系统、调度自动化系统）和设备（继电保护装置、智能电子设备、时间顺序记录SOE、厂站自动化故障测距、安全稳定控制装置、故障录波器）对时间系统的要求[8]，确保实时数据采集时间一致性，提高系统运行的性，从而提高电网运行效率和性。国内智能变电站遵循DL/T860标准的设计规范。DL/T860标准覆盖变电站通信网络与系统，其中智能设备中各个逻辑节点之间的通信由数千个独立的通信信息片进行描述，而通信信息片主要完成逻辑节点之间对于给定通信属性的信息交换，包括对它们的性能要求。如何保障基本功能的正常运行以及支撑通信系统的性能要求的关键是数据交换的较大允许时间，即传输时间。
传输时间是智能变电站的系统要求，其定义如图2所示。一个报文的完成传输过程包括收发端必要的处理。传输时间计时从发送方把数据内容置于其传输栈顶时刻开始，直到接收方从其传输栈中取走数据时刻结束[10]。图中定义了完整传输链的时间要求。在物理装置PD1中，功能f1把数据发送到位于物理装置PD2中功能f2。传输时间将包括各自通信处理器时间加上网络时间，其中有等待时间、路由器与其他网络设备所耗费的时间。由于物理装置和网络设备可能来自不同的厂商，故对总传输时间的任何测试和验证都必须在现场验收测试时进行。智能变电站报文数据传输延迟属于性能测试的应用范畴。传输时间的定义的间隔中，tb时间间隔取决于网络底层结构，不属于智能电子设备的范畴，从智能电子设备的角度出发，只有输出和输入延迟可以被测量。标准中规定时间性能的测试方法[11]如图3所示。对于传输时间的输入输出延迟测量值应不大于DL/T860标准中所规定的相应报文类型的总的传输时间的40%。图3方法中定义了回环测试环境，被测设备的输入信息与输出信息都与测试系统建立连接，当测试系统产生被测设备需要的物理输入信号或者报文信号后，测试系统通过接收被测设备产生的报文或者物理的输出信号来检验输入输出时间性能。有了以上测试方法之后便可以对实际的设备进行测试。以下是对某变电站中一台时钟源的测试，该时钟源的PTP同步报文经过一层交换机如图4所示，交换机为TC模式，测试仪器对经过交换机以后的PTP报文进行测试。有效数据共测试60次，时钟源的度和路径传输延迟测试结果如表3所示。使用上述的测试方法可以测试时钟源同步信号经过两层或者两层以上交换机时的度和路径传输延迟，同时也适用于GOOSE、SV9-2报文传输延迟的测试。
3结语
目前电力系统从国网、南网到每个省的电科院都设置了关于时间的工作组，相关的测试标准也已经具备，但是国内专业的测试机构只对规约报文的一致性进行分析和测试，不针对时间性能做检测，没有制定详细可操作的方法或者手段。综上所述，智能变电站时间性能的分析研究和检测对于智能变电站的实施和投运后的安全运行将有很大帮助，因此我们每一个从事电力事业的工作人员都需要清楚地认识时间性能的概念，它覆盖整个智能变电站时间的度和智能变电站应用信息的传输时间定义。希望在电力行业所有工作人员的共同努力下，尽快成立针对时间性能检测的专业的机构，并制定详细的可操作方法和手段。推动智能变电站健康稳定的发展，为我们的国家和社会做出更多的贡献。
作者：高吉普徐长宝张道农黄兵赵旭阳王小勇单位：贵州电力试验研究院华北电力设计院工程有限公司上海远景数字信息技术有限公司
智能变电站论文:智能变电站光纤通信系统论文
1智能变电站站内光纤通信系统设计
1.1设计原则
巍山变电站是110kV智能变电站，因此在智能变电站的光纤通信系统建立时，需要从总体上考虑光纤系统的可行性和可实现性，在保障传输安全的前提下保障数据传输的效率，即性。智能变电站光缆的选择要符合施工的实际情况，光纤的接口应该尽量统一，在施工中要尽量采用新技术。方案的设计要尽可能节约光缆的使用量，提高光纤的利用率，同时要在设计中明确施工目标，从而保障施工效率。在进行光缆的铺设时要注意光缆的保护等。
1.2光缆的选择
在智能变电站中，光缆产品的性能决定了智能变电站的通信效率，因此光缆的选择是其在设计时需要优先考虑的，在实际的工作中要根据实际情况进行光缆的选择。在智能变电站内数据的传输距离长，通常选用单模光缆，以确保数据的传输；站内各LED之间的通信，则要选用渐变性多模光缆。在进行户外配电装置的选用时，对光缆的抗磨损性要求较高，因此大多选用铠装型光缆。在光缆的选择之后，还要进行光缆连接器的选择，即接入光模块的光纤接头。根据使用的光缆块不同，光缆连接器的选择也有不同。该变电站采用光纤代替了二次电缆技术，并且通过智能终端使各项数据可以共享。
2智能光纤通信系统的主要实施手段
2.1光缆线路设计
在进行信息数据传输时，为了保障传输的稳定性和性，使光纤在各种环境下都能够进行长期使用，需要将光纤制作成光缆。在进行光缆设计时要对光缆进行足够的保护，保障光纤不受外界因素的损坏，光缆的材质要选择重量较轻、便于施工和维护的材料。针对不同的传输环境，选择不同结构的光缆，从而将传输的线路进行优化处理。在进行光缆的安装时，要对光缆之间的挤压、磨损、扭转等进行规范操作，清除光缆附近的障碍物，进行电场强度控制，使其感应电场不超过规定值。由于110kV巍山智能变电站光缆的安装是在高电压的环境下进行安装，因此要格外注意人身安全和安装设备安全，在安装时要进行安全措施防护，保持作业的安全。要注意施工的环境，在施工结束后要在附近悬挂警示牌和设立相关的标志，及时进行光缆的维护等。
2.2通信系统设计
110kV巍山智能变电站的通信系统主要由传输设备、接入设备和电源设备组成，SDH传输设备是光纤系统的核心，所有的控制信号都要通过SDH进行转换才能进行数据的传输。PCM接入设备将传输设备中的2M信号转换为可控制传输的64K信号，而电源设备是通信系统正常运行的重要保障，只有电源提供稳定的电源，才能保障数据传输的可实现性和性。在进行通信设备施工时，要对施工人员进行大地放电，消除人体静电，以防止通信设备的损坏。通信设备对周围环境的要求很高，要设置专门的通信机房，安装防静电地板，同时要保障机房的温度和湿度恒定，将通信电池和设备相分隔开，以防止火灾的发生。巍山智能变电站的设计中采用了全封闭式的组合电器，具有很强的抗干扰功能，智能化远程遥控可以大大减少人为操纵的风险。
3现阶段变电站中光纤通信系统存在的问题
3.1光缆施工安全隐患
在智能变电站建设中，光纤通信作为其主要通信介质发挥出了极大的作用，但是在施工建设中容易出现一系列问题，导致变电站通信质量受到损坏。在导入光纤时接口密封不严，使保护钢管中容易出现积水，造成冬天积水无法排除结冰膨胀，从而造成光纤被积压，不仅降低了传输效率，同时也影响了光缆的安全性。在进行光缆材料的选用时没有固定的标准，捆绑材料也达不到标准，使光缆在固定时不稳定，余缆容易出现散落的现象，从而造成安全隐患。光缆的材料选用不足，也会造成施工工艺的差异，产品的质量达不到统一的标准，导致同一个智能变电站中出现不同施工工艺的现象。在进行光缆的固定和安装时，其固定架间隔之间缝隙存在着质量问题，部分型号的光缆固定架间隙不足，导致传输的质量和速率下降，固定架和光配机架上下距离不够充足，使光缆在固定保护套管弯曲过大，使馆内光纤造成积压，从而降低传输速率。
3.2材料选择不规范
智能变电站光纤通信系统涉及到多个专业，施工需要采购的设备数量多，型号也分为很多种类，因此在进行设备采购时针对光缆固定架、配线单元、保护套管等材料的配备要符合施工的要求。但是从巍山智能变电站光纤通信系统的材料选购上看，设备进行采购时常常出现遗漏的现象，设备材料的供应商数目众多，其产品型号难以统一，给材料的配置带来了很多的困难。不同型号进行的施工工艺也不相同，造成工程的工艺不规范。
3.3施工人员素质不强
智能变电站光纤通信系统的构建是一个非常复杂的施工工程，施工规模大，项目多，作业环境危险，这就需要施工人员增强安全意识和专业技能，但是现阶段很多施工人员不注重技能的提升，不能够及时掌握新技术，在进行高电压作业时防护措施不到位，高空作业时没有配备相应的安全设施，造成人身安全隐患。在进行通信设备的建设时没有进行大地放电，身上的静电造成通信设备的损坏等。
4加强变电站站内光纤通信的有效措施
4.1进行变电站初期研究
在进行智能变电站光纤通信系统的构建时，要与相关部门进行沟通，确定系统的可实现性，要对光缆通信建设的目标进行明确，同时优化设计方案，将设备材料的选购、光缆设计数量、安装方式和投入使用等各界环节进行预算和估量，在设计时要严格审核期设备的选用，人员的调配和施工技术的应用也要符合相关的规定。要选择专业的设备厂家进行设备材料的选购，保障设备的型号一致，将安全隐患在初期研究阶段降到低。110kV巍山变电站的顺利实施和政府的支持紧密相连，其各项施工也符合国家的施工要求。
4.2规范施工中的各项操作
在进行光缆的安装和调试运行时，施工人员要严格按照相关的规定进行规范操作，在进行光缆施工时，要以光缆数据传输效率较大化和传输安全为标准进行光缆的安装。结合巍山当地的气候特点，对于施工中出现的客观因素如天气原因等要进行及时的调整工期，保障施工的进度和工期。及时将新技术应用到施工建设中，从而让通信建筑更好地发挥其作用。在建筑中明确责任人和监督人，监督施工按照相关规定操作，保障施工的安全。
4.3加强施工人员的培训
在进行光缆通信建设时，施工人员的操作是保障系统顺利运行的关键。要加强对施工人员的技能培训和综合素质的提高，不断提升员工的专业技能水平，让新技术运用到光纤通信建设中。增强员工的安全意识，在员工进行危险环境作业时，要让员工配备相应的安全工具，如安全帽等，在进行通信设备建设时，要注意对员工进行大地放电，减少通信设备的损害。建筑单位要及时对光缆进行维护，防止光缆的损坏造成极大的损失。
5结语
随着我国电力产业的发展，国家供电量需要大幅度的增加，国家电网建设越来越重要。在电网建筑中，最重要的部分就是变电站的建设，其可以有效的进行数据信息的传输，保障了供电系统的完整性。在进行智能变电站光纤通信系统的构建时要依照其设计原则进行设计，在施工时要注意施工安全和施工细节。提升员工的专业技能和安全意识，对于会影响到通信传输的各项因素进行及时的处理，发现问题时要进行及时的处理，防止损失的进一步增加。要大力发展智能变电站光纤通信系统的构建，让我国的电站通信更好的发展。
作者：洪健明单位：云南电网公司大理供电局
智能变电站论文:智能变电站系统设计论文
1我国智能变电站一体化装置架构
智能变电站自动化系统，由一体化监控、输变电设备的状态监测以及辅助设备等部分构成。一体化监控系统纵向贯穿于调度、生产等系统，横向对变电站内部的各个自动化设备进行联通，是智能变电站自动化的一个重要组成部分。该系统能对电站内部的电网和二次设备的运行信息进行直接的采集，通过标准的接口、输变电设备状态监测以及辅助应用等信息进行交互，实现对变电站的数据采集、处理以及监督控制[1]。智能变电站一体化监控由安全Ⅰ区和Ⅱ区两个部分组成，安全Ⅰ区的监控是对智能变电站各种设备的运行状况参数进行采集，并且对整个电网系统的运行状况信息进行采集，以及对信息数据进行综合的分析，将这些信息数据上传到系统服务器上。与此同时该区域的运行信息是通过直接采集和传送的方式，经过安全Ⅰ区通信网络，将其与智能变电站一体化监控系统中的调控中心进行实时信息交互。此外要想确保这些信息的可读性，对于所采集到的数据信息要对其进行规范化的处理，生成可读性比较高的标准文本格式。安全Ⅱ区是对智能变电站的环境进行监测、采集和处理安防和消防等方面的信息。通过对变电站输变电设备的状况进行监测，并且实施与其他辅助设备、综合应用服务器进行信息交互。此外对于采集到的这些信息要对其进行规范化的处理和分析，随后将其上传到调控中心[2]。
2智能变电站一体化装置系统功能和系统设计
2.1智能变电站一体化装置系统功能。功能：①运行监视功能，采用可视化技术，对电网运行信息、保护信息、一次和二次设备的运行状况等信息进行监视和展示，包括对运行的状况进行监视，对设备状况进行监测，利用远程进行浏览；②操作和控制功能，对变电站设备的就地和远方操作进行控制，包括对顺序、无功优化等进行控制、防误闭锁操作等。调控中心主要通过数据和图形通信进行调度控制和远程浏览；③信息分析与智能告警功能，对智能变电站的各项运行数据进行分析和处理，并且为变电站提供分类告警以及故障分析报告等结果信息；④运行管理功能，通过人工方式进行录入和系统交互等，建立智能变电站设备的基础信息，并且对一次和二次设备的运行、操作以及检修维护工作进行规范化，以权限、设备以及检修等方面的管理为主。2.2智能变电站一体化装置系统设计。1）硬件配置。站控层是重要的组成部分，该设备的作用主要是对变电站的数据进行处理、集中监控以及数据通信，主要包括监控主机，数据通信网关机以及数据服务器等。综合应用服务器也是一个重要的设备，包括接收站内部一次设备在线监测数据，设备基础信息等，对其进行集中处理和分析。数据服务器也是一个重要的硬件配置，其主要是对变电站全景数据进行集中存储，并且为站控层设备和应用提供数据访问服务。此外还包括监控主机双套、数据服务器单套配置等[3]。2）系统软件配置：①操作系统，关于智能变电站一体化应该采用LINUX/UNIX操作系统；②历史数据库，该配置主要是采用比较成熟，且商用的数据库，能对数据库管理和软件开发工具进行维护和更新；③实时数据库，对系统提供安全和高效率的数据存取，还支持多应用并发访问和实时同步更新；④标准数据总线与接口，该配置主要是进行信息交换，对信息与信息之间的不同应用的和传送提供依据。
3结束语
综上所述，在当今社会对电力需要越来越高的情况下，确保智能变电站能够得到高效率和稳定的运行是非常重要的。虽然在智能化变电站的建设过程中取得了很大的进步，并且在智能变电站的运行与维护方面取得了一定的成绩。但我们必须承认的是在智能变电站一体化装置构建的过程中，我们还有很多方面的技术有待加强。因此，作为相关的设计人员，需要不断学习和借鉴国外的先进技术，并与实际设计过程中所存在的问题相结合，进而保障智能化变电站的一体化系统设计更加完善，以促进我国社会更好的发展。
智能变电站论文:智能变电站通信技术论文
1智能变电站概念及特性
及时，改善电压质量，降低谐波、振荡对网格生成进面影响到电网稳定性；第二，控制平台具有集成度高，常态下属自动控制模式；第三，通信系统规范性强大、快速的通信速度，良好的效果和高质量是智能变电站另一特性；第四，监测系统的特性具有智能模块，主要体现为安全的兼容性。总之，需明确定智能变电站概念和基本特性，才可以进行深入的分析，对统一全站的通信网络进而规划。
2智能变电站网络通信技术需求分析
智能变电站网络通信过程很复杂，在实际使用中，智能变电站网络主要组件包括交换机、各智能设备和通信链路等。交换设备在智能变电站网络中占有不可替代的用途，一举成为智能变电站网络部分的核心，承担着系统的数据存储、收集和交换的重要职责，鉴于交换机的重要性电力企业必须对其实行有效控制。然而，在实际操作时，影响因素很多很难顺利完成对其实行有效的监督。近几年以来，PRP、HSR和IEEE1588精密时钟协议在电力企业中的广泛应用，使智能化变电站过一步提升了整体运行水平。例如，如果需要解决组件故障时间恢复控制等其他智能化变电站问题，工作人员可以使用基本功能冗余配置来实行操控。因此，电力企业必须进行深入的分析，从根本上提高全站统一的通信网络的传播效果。
3数据交换的延时分析
数据交换延时分析是研究智能变电站统一的网络通信技术的基本手段之一。众多因素影响延迟时间使通信网络存在的变异性较大，从发送的通信数据包网络终端开始，至接收端接收的消息要停止的时间。图3是在智能变电站的通信消息传输过程图示，报文延迟原则是非常复杂，想要弄清楚它的内部原理，首先应该明确消息延迟的主要部分。笔者凭借长期的工作经验，针对其构成部分总结：及时，转发延迟。报文存储，文件信息传输到以太网交换机将信息存储到内存中的及时次，在完成此操作的过程中会不可避免地延长数据交换的时间。第二算法延迟。数据包延时、包算法主要表现在数据包操作和接收节点协议解包过程。第三，线路延迟。其主要以光纤线作为手段，速度的透光率相当，当传送到LAN时不可避免地会导致数据交换延迟。第四，队列等待时延。网络系统的数据的数据包不得不等待传输到相应的位置，从而导致数据切换延迟数据流量的增加。
4报文流向分析与组网方案
4.1报文数据流量分析
数据流分析是主要研究是否统一的通信网络的智能化变电站之一。在报文数据流量分析中，我们必须始终以IEC61850-5标准为实际需求的基础，并始终坚持以发展智能变电站为目标，智能变电站内部的数据流主要包含以下类型：其一，示例值SV消息；其二，中速报文；第三，GOOSE报文；第四，文件传输报文，如果使用智能变电站以太网宽带100Mbit/s速率来完成采样值分析的SV数据包数据流量，通常基于确定数据包的长度，消息存储转发延迟计算，可以地计算数据包数据流量。
4.2基于VLAN的组网方案
明确统一的智能化变电站通信技术的基本条件也应该很清楚基于VLAN的网络方案。星型网络结构主导，其中包含进线、系统总线、主变压器和馈线等间隔，每个时间间隔必须配置交换机，经使用全站通信网络传输方案的开关集成统一的风格，实际可以实现交叉间距和跨层划分的VALN组网方案。
5结束语
电力企业在不断强化自身的产出效能的同时，更应该清楚地了解智能变电站的通信的发展与需求，必须对智能变电站进行信息流分析和网络方案组网通信需求分析。运用通信系统实时的交换技术连接上所有设备、降低变电站整个生命周期的费用等优点，实现各层间的无缝通信、实施较大限度地满足信息共享与系统集成的需求。
作者:罗朝阳李佳泽单位:盐城供电公司广西大学电气工程学院
智能变电站论文:智能变电站自动化系统分析论文
1.智能变电站设计的特殊性
首先，电路回路接入。对于常规变电站而言，设计电流、电压电路时，通常选择次级对应方式进行接入，设置录播与测控设备，通过各个设备、装置，实现了交流采样，通过A/D转换器，对数字量进行处理、识别。使用双重化保护装置，通过互感器，产生二次绕组。若一次设备未达到设计次级数量，通过电流互感器，将同一次级绕组向不同保护装置接入，利用串联方式接入。而智能变电站，对一次系统开关量、模拟量，实现就地数字化，再通过光学互感器，实现光纤输出，直接输出数字信息，不产生电流开路、多点接地、电压短路等问题。通过单元合并，对采集器信号进行采集，按照不同装置，例如计量、测控、保护等装置，组织、分配相关数字。然后通过不同回路，向二次设备传输不同熟悉信号，利用光纤多收信息、多发信号，进而提升现场接线稳定性、安全性。所以，通过智能变电站，其电压、电流等数字信息，由电流互感器出口开始计算，通过单元合并，实现数字采样，在一个通道上，实现不同次级电压量与电流量的同步发送。对于常规变电站而言，由A/D设备装置转换开始计算数据，在装置内实现采样，但一个次级无法与其他次级进行合并传输。对于智能化电流与电压，与常规站回路比较，实现采样更简捷、更安全，且具备极强可操作性。其次，新型二次接线方式及特点。对于常规变电站，回路、设备共同确定功能，使设备更具特定功能，而厂家定义了外部输出、输入等接口，利用已设定电缆回路，与各设备装置链接，满足变电站功能需求，而各方施工需按照设计图纸执行。对于智能变电站，对数字化技术进行优化整合，实现了紧凑型功能、二次回路的设计。通过常规站，实现二次电缆的分散链接，确保二次回路的信息规范整合、数据集中分配。对于常规线路设计，严格电缆装置、接地屏蔽装置、保护装置等要求，必须考虑施工重点、二次设计因素。对于智能变电站，通过光缆实现信息传输，具有极强抗电磁干扰性能、带宽较高等特点，防止电缆电磁兼容、交流误碰、电压接地等问题，防止出现继电拒动、误动行为，消除各类干扰源，利用控制电缆，实现二次设备耦合，进而保障保护装置正确操作，降低设备损坏率。另外，在各层级之间，选择相关数据传输，具有更高性、稳定性，进而确保设备的稳定运行。第三，虚端子、虚回路运用。对于常规变电站而言，利用直流接点、电压信号、交流信号等，通过硬电缆，传输相关模拟信号。而智能变电站，利用直观感知，消除电缆接线硬件回路，使二次系统设计不再使用。由于硬电缆回路被取消，可生产虚回路体系，实现网络信息共享。根据IEC61850标准，明确定义了GOOSE、采样值传输的两种抽象模型。通过GOOSE模型，为变电站提供快速传输数据，确保遥信量、跳闸命令、合闸命令的传输。IEC61850标准作为虚回路基础，具有网络工程实施、回路表达方式，利用系列工具软件、网络自动配置，使智能变电站的回路检验、运用问题得以解决。同时，对于IEC61850标准而言，构建虚回路体系，满足建模基本要求，需确保各逻辑接点的输出信号、输入信号，在SCD文件中，实现全站信号关联，为GOOSE参数订阅、数据采样提供充足信息。保障这些信息之后，通过SCD文件，将二次图纸作为变电站的设计条件、数据表达。而系统高度集成、设计融合，使全站模型文件向厂商导入数据，减少为对照图纸，人为输入信息的差错率、重复率。对于采样值传输与GOOSE两种模型的输出信号，属于网络传递变量，和传统屏柜相比，端子具有对应关系，而逻辑连接点就是虚端子，通常采取CAD文件表达虚端子图。在具体运用中，采取EXECL表达表达采样值传输与GOOSE两种模型，标注各逻辑节点数据属性与名称，确定装置名称、虚端子标号。以序号11为例，信息栏内容为：GIS信号为信息类别，跳闸动作为发送装置信息，而接收信息委跳闸动作，信息传输采取点对点方式，信息装置栏显示为110kV智能终端，RPIT／ProtInGGIO为数据集属性。订阅装置栏：110kv保护装置为装置名称，而PI2／CKGOINGGIO1＄ST＄SPCSO6＄stVal为数据集属性。采取这种数据显示方式，若按照原有设计图纸，增加了二次施工调试难度。而智能变电站是以间隔设计为基础，通过间隔设计一套图纸，利用二次设备进行联系图组网，对GOOSE示意图、虚端子表、过程图信息进行表达，提高检修人员、调试人员、整合人员的图纸易懂性，主要为背板接线图与屏后接线图。
2.220kV智能变电站中自动化系统的性分析
首先，对于智能变电站而言，其自动化系统是否，需对自动化系统性进行分析。在系统具体运作过程中，可满足电力用户的通信需求。需评价系统性，评价、分析的基本思路为：以平均无障碍时间、平均障碍时间参数，评估网络基本元素安全性、性。另外，通过功能，以降级功能度、效能指标，评价系统安全性、性，按照系统拓扑结构，对系统性、安全性进行评估与分析。其次，智能变电站的度、智能组件、模型分析等，主要为电子器件，通常属于典型性组件，显示故障率曲线。随着时间变化，故障率也随之改变。若故障率属于常数，正常寿命处于II区。若故障率处于I区或III区时，故障率较高，主要由于设备生产时间延长，机械设备逐渐老化所致。
3.结语
综上所述，随着智能变电站的推广和应用，新的规程规范需要更好地完善和补充，同时也需要大力推进智能变电站的电气二次典型设计工作。
作者:陈世永宋丽娜单位:许继电气股份有限公司
智能变电站论文:智能变电站高频开关电源技术的研究
1.1交直流一体化电源系统的直流充电模块
直流充电模块主要包括蓄电池组、绝缘监测、单元集中监控、单元直流馈电、单元充电模块、交流配电单元等共同组成。由于受到了开关器件性能的影响,因此每个开关电源模块只有几千瓦的较大输出功率,然而在实践中直流系统供电需要几百千瓦。为此,必须要选择并联多个高频开关电源模块的方式确保充电机完成大功率的输出,隔离变压器由于高频化因此具有更小的质量和体积,这样对模块化的实现非常有利。除此之外,选择软开关技术可以使开关损耗得以大幅度减少,并且使变换效率得以提升。在直流系统中绝缘监测可以对正负母线对地的绝缘情况进行时刻监视,如果正母线接地就有可能会导致出现保护的误动作,如果系统在负母线接地的时候出现一点接地的现象,就会导致断路器拒动[1]。
1.2交直流一体化电源系统的通信电源模块
在常规变电站中通信电源往往都是独立设置,从而将稳定的电源提供给运动装置和融信设备。然而这种方式具有较高的设备投资、较大的占用空间等不足,而且其具有与站内直流系统相类似的一些功能,无法使智能变电站网络化、经济化以及简约化的要求得到满足。根据我国电网公司的近期规定,一些变电站必须要选择使用交直流一体化电源系统,不再单独配置通信电源,也就是经过DC/DC变换之后由直流系统向通信设备供电。在直流充电模块中选择冗余技术、均流技术、软开关技术、模块化小型化等高频开关电源技术在通信电源DC/DC变换器中同样适用。
1.3交直流一体化电源系统的UPS电源模块
在站用变压器发生供电故障之后,UPS可以将的电能提供给交换机、五防闭锁机以及后台监控机等重要的负荷。在具体的运行过程中UPS存在着2路输入电源,其在正常的时候经整流、逆变将由交流输入的电能提供给负载。如果中断交流输入,那么在经过逆变后,将由直流输入的电能提供给负载。在UPS中的逆变部分和整流部分仍然对高频开关电源技术进行了应用。除此之外,UPS的非常重要的发展方向就是冗余技术和模块化[2]。
2交直流一体化电源系统均流技术和N+1冗余技术
UPS电源、通信电源和直流充电电源都选择了冗余供电方式并联N+1模块化,N+1冗余技术由于高频开关电源的模块化、小型化和高频化而得到了较快的发展。N+1冗余主要指的是选择N个电源模块并联供电从而使全部负荷的电能需要得到充分的满足,而要想使供电性得以进一步提升,就需要再将一个电源模块并联进来,这样剩下的N个模块在其中的一个模块发生故障之后人仍然可以使供电的要求得到满足。相对于采用单台电源供电的方式而言,采用这种方式具有更高的性。同时,选择热插拨方式能够在系统中随时将故障电源模块退出,这样就确保维护检修工作的方便性[3]。常用的高频并联电源模块均流技术为:以输出阻抗的大小为根据选择均流技术,采用这种方法具有较低的均流性,主从均流技术一般需要将一个主模块人为的确定下来,然后与其他的从模块之间开展通信。而民主均流技术并联运行的各个电源模块中并非是人为事先设定主模块,而是以哪个模块具有较大的输出电流为根据来确定,如果某模块而具有较大的输出电流那么其就属于主模块,而从模块就是剩余的模块,采用这种自动设定主模块的方法就可以确保冗余设计的实现。
3结语
目前新投用的变电站中大部分都属于智能变电站,因此其具有更高的性要求,本文立足于UPS、通信电源和直流充电电源中应用高频开关电源技术的角度,对高频开关电源的小型化以及模块化等优点进行了分析,对提升直流电源性的并联高频开关电源模块的均流技术和N+1冗余技术进行了重点研究。
智能变电站论文:状态监测技术在智能变电站中的应用的策略
【摘 要】智能变电站是电网建设中的重要组成部分之一,对变电站自动化的发展具有重要的作用,可以促进电网系统更高效、安全、稳定的发展。智能变电站具有集成、环保、节能、、先进等优点,使用高速的通信传输网络,可以对信息的收集、计量、保护、监测、控制、测量等基本功能进行自动的完成,按照所需对电网进行协调互助、在线分析决策、智能调节、实时自动控制等操作。将状态监测技术应用在智能变电站中,可以更科学的对设备状态进行检修。本文对状态监测技术在智能变电站中的应用情况进行了分析。
【关键词】状态监测技术 智能变电站 应用
变电站是电力企业中主要的组成部分,对电网线路的建设和生产具有重要的意义,由于变电站中电气线路较为复杂,设备较紧密,拥有较多的大型变压器和节点,使变电站成为了电力企业中安全防范最强的一部分。为了确保变电站的安全运行,电力企业需要将大力的物力、人力投入到其中。检修人员需要定期携带检修仪器对每一个站内的设备温度、微水密度、油色谱进行监测,由于较大的工作量和任务,导致检修人员无法做到进行24小时监测设备,存有较多的安全问题。随着科技水平的进步,在电力企业中,状态监测技术被广泛的使用,可以确保电网的安全稳定运行。在智能变电站中使用状态监测技术可以使检修人员对无人值班变电站中设备运行状态进行远程监测,使管理得到进一步的提高。
一、状态监测技术的应用
(一)避雷器监测
在电网的运行中使用氧化锌避雷器虽然可以起到较好的避雷效果,但是仍存在着爆炸或者是损坏等现象,威胁着人们的财产和生命安全。使用避雷器监测可以对事故的发生进行预防,避雷器监测技术不仅可以对三相泄露电流矢量的总量进行监测,还可以对避雷器的持续电流流量进行监测,能够对避雷器的早期故障进行检测,将异常信息发送到电站监控中心,工作人员可以对故障信息进行及时的获取,并及时的进行防御措施,避免事故的出现。
(二)断路器监测
1.温度。导电连接有固定接触和可动接触两部分组成。固定接触不可以随便变动,可动接触的随意性较强。接触地因为机械振动、触头损伤等因素会出现温度上升的现象,如温度增加到一定的程度,接触位置会发生氧化的现象,温度会随着电阻的增加而上升。如没有及时的发现,进行及时的处理,会对材料和周围的线路造成损坏,严重时会对整个电气设备造成损坏,发生爆炸等事故,对人们的生命和财产造成威胁。所以,为了防止出现重大事故的发生或者是故障的恶化,应设置过热报警装置,对故障进行及时的发现,以便及时采取处理措施。
2.机械。由于断路器中的机械部件较多,并且多分布在运转量较大的位置,很容易引发事故。所以,将状态监测技术应用在断路器的机械设备中是十分重要的。目前,主要对断路器机械的振动信号强度、断路器触头的磨损状况、主操作杆、操作运行特性、操作线圈电流进行监测和控制。
(三)变压器监测
1.变压器油中微水。进行变压器油中微水监测,可以自动分析汽油中水分的含量、增长率,能够在较短的时间内对变压器油含水量的高低进行检测,及时发现故障进行解决。
2. 容性设备绝缘。对容性设备绝缘进行监测可以对已经出现的故障及时发现,使用监测系统对将要发生的事故进行预测,能够自动的进行同一设备纵行对比、同类设备横向对比等,使工作人员可以尽早的发现故障,及时的采取处理措施,具有多方位监控、连续性、实时性的特点。
3.变压器状态。绝缘油在电弧、过热、放电等情况下容易产生故障特征气体,气体的成分、含量会直接影响变压器内的故障。所以,使用状态监测技术监测变压器的故障特征气体可以对变压油中溶解气体的成分、含量、增长率等进行随时的全程监控,一旦发生故障,可以由故障诊断专家系统对变压器故障进行直接的判断和处理。
二、状态监测技术在智能变电站中的应用
(一)避雷针的状态监测技术
对重要级别的避雷器进行绝缘在线监测设备的安装,能够监测全电流、避雷器泄露的阻性电流、避雷针运作的次数等,使避雷器绝缘情况的检测得以实现。
(二)智能断路器的状态监测技术
智能断路器主要由断路器个智能组件组成,断路器包含执行器和传感器,只能组件包含照明、加热、驱潮、智能单元、状态监测等。
1. 断路器的综合分析功能。断路器的综合分析系统功能可以对设备的影响因素、故障形式进行综合的分析,对设备的运行状态进行评估,对解决方案进行合理的选择。
2. 状态监测的功能。状态监测器主要对断路器设备的储能电机运行状态、SF6气体状态、操作机构状态等进行检测,状态监测单元的功能主要包括监测操动机的分合闸时间、速度、线圈电流,检测操动机机构的状态、和SF6气体的状态,取得水分、压力、温度等相关资料,检测储能电机的工作状态,使电机的稳定运行得到保障。
(三)智能主变压器的状态监测技术
1.变压器的综合分析功能。对监测数据和常规测量信号进行综合分析可以获得变压器的运行能力和负荷运行情况。由于设备的自检测参量较大,信息质量的完整性无法得到保障,所以分析设备状态时,需要对多个监测参量进行的结合。此外,因为自检测参量只能进行一部分信息的检测,分析时需要将没有自检测功能的部分进行结合,进行分析。
2. 智能主变压器的状态监测功能。智能主变压器状态监测功能主要包括变压器油中溶解气体成分、套管绝缘情况、变压器铁心接地电流情况、变压器局部放电情况、变压器油温、变压器绕组温升情况等的监测,使用传感器对实时信息进行收集,系统自动进行分析,和其他系统进行联接,达到信息共享的目的。
随着智能变电站中网络通信技术的广泛使用,状态监测技术在智能变电站中具有重要的作用。
智能变电站论文:浅析智能变电站调试中的问题
摘 要：智能变电站已进入建设时期，全国陆续投运了好多站点，就山西晋中而言也先后有两座220kv和七座110kv变电站投入运行。在这些变电站的调试过程中，我们遇到了许多共性和典型的问题，文章结合这些问题展开解析，为后续智能站建设和即将到来的新一代智能变电站提供参考。
关键词：智能站；调试；问题解析
1 引言
现阶段智能变电站建设由于缺乏纲领性指导，没有形成统一的设计规范，加之设备招投标因素的影响，造成目前已投运的变电站在网络结构、设备选型等细节方面不尽相同，由此也造成在智能变电站的调试无法形成一个统一的指导流程。但智能变电站总的框架结构相同，设备功能类似，在调试过程中我们还是从中发现了共性及一些典型的问题，大部分在投运前已经解决，仍有个别问题虽不影响运行但没有彻底的消除。文章将从五个问题出发，阐述发现过程，解析处理结果。
2 跨间隔mu采样的问题
2.1 问题描述
在110kv某智能变电站验收时，我们用经校验的模拟量微机试验仪同时向主变的高压侧合并单元和低压侧合并单元通入各侧额定电流，验证主变保护差流平衡。试验接线如图1。
图1 试验接线示意
发现高低压侧的相角差比理论值大了7°，即当高压侧电流相角为0°时，低压侧电流相角为23°，差流值明显偏大，而正确角度应该接近30°，差流基本为0。再使用数字测试仪直接向保护装置通入高低压侧额定电流发现角度正常，差流为0。说明两侧的合并单元存在角度差。
2.2 处理结果
通过与合并单元厂家沟通，厂家使用其内部程序对合并单元进行了调校，重复上述方法试验，现误差控制在2°范围内，送电后的相量检查正确。
2.3 建议
在九座智能变电站的调试过程中，通过此方法发现了新宁公司和南瑞科技公司生产的合并单元存在角度误差，需厂家进行调校。建议此调试项目应在厂家联调阶段完成，因为实验室的物理距离相对较短，比较容易实现；有问题可直接与研发沟通，调校后还能利用厂家的高精度仪器对其验证。在站内调试需要一根长电缆连接两个合并单元，调校精度也不高。
3 时钟丢失的mu采样问题
3.1 问题描述
在110kv某智能变电站调试中，使用模拟量微机试验仪输出电压（经110kvpt合并单元至主变高压侧合并单元）、电流检查主变高压侧采样，试验接线如图2。
图2 直采方式下试验接线示意
此时，高压侧合并单元装置报时钟丢失，检查合并单元装置采样及主变保护测控装置采样均正常，报时钟丢失原因为gps装置停电。持续通过微机测试仪加入电压、电流，保持gps装置停电状态，10分钟后合并单元报gps失步，30分钟后，高压侧合并单元报装置采样异常，检查合并单元装置采样发现电压量不规律衰减，电流量稳定，两者角度变化，同时检查主变保护测控装置采样出现同样的问题。直至装置电压采样为0，高压侧合并单元不再向主变保护测控装置输出电压量。gps装置上电运行后，高压侧合并单元gps报警复归同时又有了电压电流量同时输出至主变保护测控装置。我们拔掉高压侧合并单元的gps对时光纤，上述问题重现。反复试验数次，说明此合并单元输出电压受gps时钟影响。
3.2 处理结果
经仔细检查对比，只有在合并单元gps异常时输出的电压有影响，有点像网采的意思，输出量依赖于外部时钟。检查厂家配置发现，其110kv母线电压是采用网采方式，110kvpt合并单元输出电压经交换机后才到高压侧合并单元，不符合现场设计规范。估计厂家在这里是套用了其他站的配置模式。经更改后重新试验，没有出现上述情况。
3.3 建议
在调试阶段需对装置采样与外部时钟的依赖关系进行检验，防止出现厂家套用配置，直采设计而变成网采模式。网采模式下对gps时钟依赖程度较高，各装置只能守时约30分钟，上述实验已经证实，在网采技术还不够成熟的条件下，采用直采设计可以规避时钟的影响，确保装置运行。
4 满足运行操作的问题
4.1 问题描述
在一座220kv智能变电站送电倒闸操作过程中，运行人员倒母线，此时要求母联开关为硬连接，操作规程中规定此时应断开母联开关的控制电源。但是在运行人员断开控制电源空开后，后台的母联开关变成了分位。而我们常规综自站中，后台的开关位置是测控装置采的断路器辅助接点的
开入，断开控制电源不会影响后台开关位置。
4.2 处理结果
经检查发现智能终端输入给母联测控装置的开关位置是由智能终端操作回路中分相开关的hwj合成，断开母联控制电源空开后，控制回路被切断，hwj=0，后台开关就变成分位。处理时由断路器机构重新引出一对开关位置的接点，接为硬开入。
4.3 建议
在智能变电站调试中除了正常的验收试验项目，我们还需考虑今后运行维护的要求，把各种问题想在前，确保每个变电站做到“零缺陷”投运。只有把验收工作做细做实，才能保障投运过程的顺利。再者就是送电时，每个设备的厂家人员都必须到场，以便发现问题及时处理，保障按时送电。
5 装置试验的问题
5.1 问题描述
在一座220kv智能变电站调试南瑞继保pcs-902保护时，其闭重三跳出口不受跳闸出口goose压板控制，受启动失灵goose软压板控制。出口压板与软压板描述不对应，在正常操作过程中会造成误投退出口。
5.2 处理结果
pcs-902保护闭重三跳动作后，应该发给智能终端一个闭锁重合闸的信号，该信号是和启动失灵共用一个软压板来控制的，但是在检查scd时发现闭锁重合闸对应智能终端的闭重三跳（闭锁重合闸的同时三相跳闸），所以保护闭重三跳动作后，不是由三跳动作来出口的，而是由保护装置给智能终端发的闭锁重合闸动作的。说明对scd文件的检查还不到位。 5.3 建议
在每个智能变电站进站验收前，组织各厂家人员、施工人员、调试人员在一起共同研究检查scd文件，确保所连接的每个虚端子的正确性。在调试阶段，仍需对照虚端子验证其关联逻辑的正确，在发现问题后，仍需首先检查scd文件中所关联虚端子的正确性，决不能放过任何有疑问的地方。
6 软压板遥控问题
6.1 问题描述
在220kv某智能站中南瑞继保pcs-902线路保护中的“goose跳闸出口”、“goose重合闸出口”、“goose启动失灵”三个软压板在保护装置断电重启或定值整定固化装置启动后，国电南自的后台及集控就不能对上述三个压板进行投退操作。后台南自厂家通过ps-conner软件使能后，方可进行操作。
6.2 处理结果
这个问题是在pcs-902装置定值调整后，保护人员在后台无意的一次操作中发现的，当时是对“goose重合闸出口”软压板进行操作，结果无法操作，接着又对“goose跳闸出口”、“goose启动失灵”及其他压板进行了操作，发现只有这三块软压板不能投退。经国电南自和南瑞继保两方厂家人员查找原因，现只各自给出了说法，问题还没有得到根本解决。国电南自厂家释义：这三个压板被南瑞pcs-902装置放在了遥信数据集中，模型存在问题。给出的解决方案一是将这三个压板做成光字上送，二是在送电前用国电南自的小后台ps-conner软件读取南瑞继保的模型。南瑞继保厂家解释装置模型没有问题，在国网61850模型标准中，原常规站的软压板归类为软压板数据集，原常规装置的硬压板即出口压板定义为遥信数据集。而软压板和硬压板都具备遥控功能。此pcs-902版本为山西通用版本，南瑞继保自己的后台及第三方软件都可以遥控成功。这三个硬压板放在遥信中符合61850规范要求。
6.3 建议
目前该站使用国电南自ps-conner后台软件使能后操作。对于这个不经意间发现的问题，虽不影响保护功能，但对运行人员操作不便。如果不是提前发现，那么只有等到送电结束负荷相量检查正确后，运行人员投“goose重合闸出口”软压板时才会浮出。说明现阶段各厂家之间设备配合还有问题，我们在联调时需对装置在各种状态下操作，及时发现问题沟通研发解决。
7 结束语
国家电网公司新一代智能站建设的设计规划已经出台，为迎接新一代智能站的到来，我们应总结前期智能站建设中遇到的问题，相互交流，相互学习，切实提高调试质量水平，确保设备安全稳定运行，为今后智能站建设奠定基础。
智能变电站论文:智能变电站二次系统调试策略解析
摘 要：文章主要通过对智能变电站二次系统调试的方法进行解析，提出二次系统调试的主要策略。
关键词：智能变电站；安全性维护；系统调试
在我国智能电网的建设阶段，由于智能变电站集信息数字化、通信网络化、信息共享化等优势，在电力系统改造中具有重要的意义。并且，通过全国各大电力系统中变电站的改造过程中，我们可以发现：智能变电站能够较好地完成信息采集、测控及保护等功能，并且可以根据用户的需求自动对电网进行实时控制与调节，在线对数据进行分析。并且，智能变电站二次系统能够通过智能终端、测控装置等来更好的维护电网的安全性。但是，在不同的系统调试时存在着各种各样的问题，因此，在智能变电站二次系统调试时应该注意以下措施与方法，从而进一步提高智能变电站运行调试的安全性。
1 智能变电站的特征及二次系统调试的流程
众所周知，智能变电站具备以下的特征：一次设备智能化、二次设备网络化、基础数据完备化、信息交换标准化、运行控制自动化、信息展示可视化、设备检修状态化、保护决策协同化、设备安装就地化、及二次系统一体化。基于智能变电站的这些特征，智能变电站二次系统在调试过程中需要注意变电站各设备各系统的互操作性。从而及时有效地对智能变电站二次系统进行调试。
一般来说，智能变电站二次系统调试要经过出厂验收、集成测试与联调、分系统测试、系统调试、带负荷试验等过程。由于智能变电站二次系统调试的整个系统构成比较复杂又面临多种多样的对象，因此要提高二次系统调试工作的效率则需要进行全过程调试。
目前，分系统测试、系统调试、带负荷试验等过程为现场调试部分，在智能变电站的现场调试过程中，通过对大量工作经验的总结，在智能变电站的调试过程中要加大对系统集成的测试和对系统联调深度及广度的测试与调试。因为在二次系统集成测试与联调阶段容易出现影响智能变电站的可互操性及运行的安全性。
及时对智能变电站二次系统进行调试使其符合安全规范及运行的要求，就需要在出厂验收阶段严格验收产品的工艺及制作过程，使其符合相关规定、标准的要求。在集成测试及系统测试的联调阶段，要注意和设备生产方联系，对二次调试中的单体调试、一致性、互操作性、网络性能等测试时要避开设备生产方。注意以上内容才能更好地开展智能变电站的调试工作。一般在二次系统设备和接线完成之后，再进行功能性测试。
2 智能变电站二次系统测试的主要目的及方法
智能变电站进行二次系统测试的主要目的是：测试智能变电站各个系统单元（智能终端、保护及测控装置、故障录波器）的性能及其互操能力；测试保护装置及智能操作箱对goose跳闸机制的性；测试系统对相关标准、规程的执行情况。
智能变电站二次系统测试的主要采用一致性测试法。通过验证通信接口与标准的要求来检验通信线路上的数据流对访问组织、肘间同步、电平、位顺序及错误的处理等信息。通过一致性测试可以有效地提高系统协议间的互操作性。一致性测试既是系统互操作性测试的前提与基础，也是智能变电站二次系统设备互操作性对各种标准运行的要求。
在智能变电站二次系统测试中，需要应用rtds仿真系统、模拟信号接口、电子式互感器模拟装置等设备。通过这些装置对智能变电站的系统测试中的模拟量回路联调试验、开关量联调试验、间隔层设备联调试验、监控系统联调试验、远动通信系统检查及操作试验等。
3 智能变电站二次系统调试的策略
通过以上对智能变电站二次系统测试主要目的及方法的分析，我们可以看出：在智能变电站中，各种新设备的试验都有别于传统的变电站试验。智能变电站由智能化一次设备及网络化二次设备构成，整个智能变电站二次系统的良好运行是整个网络交换保护的关键，只有这样才能更好地实现保护间的各个命令信号的传递。为了更好地对智能变电站二次系统进行测试，应该采取更加完整性的测试方法来提高二次系统的调试水平。
针对我国大多数智能变电站的二次系统调试工作的现状，采用全场景试验方法不失为一种有效的策略。通过将二次系统作为智能变电站中的一个整体，同时把合并单元、网络交换机一起进行性能检验，从整体上提高智能变电站的性能。智能变电站全场景试验的策略可以有效地保障二次系统接线及输入信息
的完整性。
全场景试验作为智能变电站二次系统调试的一种策略需要利用采集器模拟器、开关模拟器等设备，通过把时域仿真结果发送到采集器模拟器，再通过光纤传送到各个合并单元。经过合并单位的再传送，测试系统继保装置的智能操作动作。通过这种形式对智能变电站进行全场景试验。在智能变电站全场景试验系统中主要通过变电站仿真系统、无线主控主机、采集器模拟器、开关模拟器对系统进行控制。
智能变电站仿真平台：在全场景试验中通过图形化建模软件、电力系统仿真软件等临时智能变电站仿真平台的建模及时域仿真。通过将仿真结果的波形显示对调试的整个过程进行控制，然后通过开关模拟器的智能操作箱来检验分、合闸命令。
无线控制主机：无线控制主机由gps对时模块、无线收发控制模块、高稳定主时钟模块等构成。它主要完成调试系统测试和gps的对时，通过对采集器模拟器与开关模拟器的时间校正来紧凑测试。对比智能变电站仿真平台的时域得出的仿真结果来完成同步试验的控制。
采集器模拟器：采集器模拟器由高稳定从时钟模块、输出控制模块、无线收发模块等模块构成，它主要完成无线控制主机发送仿真数据的接收工作。通过无线控制主机的控制，将设备中采集器模拟器的信号同步发送出去。
开关模拟器：开关模拟器主要测试智能变电站中智能操作箱发出的开关操作，并对开关操作命令标记上时间，然后通过无线方式传达到无线控制主机。除此之外，开关模拟器通过无线控制主机发出的智能变电站仿真系统的开关状态，对“开关位置”信号进行传送，从而实现对智能变电站智能操作箱开关状态的模拟测试。
4 结束语
综上所述，随着我国电力系统改革的深入，智能化变电站数量越来越多。而我国的智能化变电站作为我国智能化电网建设的关键部分，对于我国智能电网的发电、变电及输电工作都有着非常重要的影响。因此，变电站越来越“智能化”也对智能化变电站的安全运行提出了新的要求。
由于智能变电站应用智能化信息系统，集信息数字化、通信网络化、信息共享化为一体，能够更好地完成信息采集、测控、保护等工作，在电力系统的改革中具有重要的意义。由于智能变电站由智能化一次设备及网络化二次设备构成。因此整个智能变电站二次系统的良好运行是整个网络交换保护的关键。文章主要通过智能变电站的特征及二次系统调试的流程、智能变电站二次系统测试的主要目的及方法等方面对智能变电站二次系统调试的方法进行解析，提出二次系统调试全场景试验的策略。通过全场景试验中采集器模拟器、开关模拟器等设备，把时域仿真结果发送到采集器模拟器，再通过光纤传送到各个合并单元，再经过合并单位的传送，测试系统继保装置的智能操作动作，从而进一步提高智能化变电站的安全运行水平。
智能变电站论文:智能变电站自动化系统的结构及其工程调试技术探究
摘 要：随着我国经济水平的不断进步和电力系统整体水平的不断提升，在智能变电站自动化发展过程中其系统结构和工程调试技术得到了越来越广泛的重视。文章从阐述智能变电站自动化系统结构入手，对智能化变电站工程调试技术进行了分析。
关键词：智能变电站；自动化系统；结构；调试技术
智能变电站是采用先进、、集成、环保的智能设备的变电站。智能化变电站相比传统变电站其信息采集、测量、控制、保护、计量、检测等工作都具有更强的灵活性和更高的工作效率。在智能化变电站发展过程中自动化系统结构和工程调试技术的应用起到了非常重要的效果，因此变电站工作人员在工作中应当注重对智能变电站自动化系统的结构及其工程调试技术有着清晰的了解，从而促进智能变电站能够得到更好地发展。
1 智能变电站自动化系统结构
在智能变电站自动化系统结构中比较重要的分析对象主要有结构技术、结构作用、应用原则、结构功能、结构特点等。以下从几个方面出发，对智能变电站自动化系统结构进行了分析。
1.1 结构技术
智能变电站的自动化系统结构技术是在传统变电站的综合自动化系统结构技术前提下进行继承与发展而出现的。智能变电站的自动化系统结构技术相比后者具有更强的完整性、数字性和连接性并且其工程应用方式的标准化程度也更高，从而更加有利于智能变电站系统的有效扩展、维护和更新，最终能够更好地促进变电站智能化工作的逐步实现。
1.2 结构作用
智能变电站自动化系统的结构作用主要体现在站内的一次设备上，这意味着智能变电站自动化系统结构的基本作用是更好地保障一次设备安全并且有效满足电网的运行方式和运行要求并且能够更好地以此为基础促进无人值班、数据整合等智能化功能的合理实现。
1.3 应用原则
通常来说智能变电站自动化系统结构的应用原则主要是系统结构的三层二网并且按间隔配置原则。这一原则的主要含义是指自动化系统智能设备应当按照站控层、间隔层、过程层等三层分别进行布置，并且自动化系统应当按照一次设备对象通过相应间隔的间隔层实现设备的间隔、保护、测量、控制等智能变电站的基本功能。
1.4 结构功能
在智能变电站自动化系统的结构功能中，其最实质的内容主要是系统以变电站内的一次设备为对象的功能。通常来说按照系统结构智能变电站可以将其功能分为两方面，一方面是保信、监控、远动、站域控制、综合决策等系统功能，另一方面是系统的保护、监视、测量、间隔操作等基本功能，并且前者是后者实现的基础与前提。因此在探究智能变电站自动化系统结构是工作人员应当注重对结构功能进行较为独立的研究。
1.5 结构特点
智能变电站自动化系统结构具有较强的技术特点，这主要体现在变电站的智能系统设备会按层次分散并且横向布置，与此同时系统不同的智能设备之间大多会采用网络连接。除此之外，在智能变电站自动化系统结构中其特点的实现大都由多环节、多设备共同实现。
2 智能化变电站工程调试技术
在智能化变电站运营过程中工程调试技术的有效应用可以促进智能变电站运行水平不断提升，通常来说智能化变电站工程调试技术的应用主要包括工程调试基础、工程调试原则、现场调试等重要内容。以下从几个方面出发，对智能化变电站工程调试技术进行了分析。
2.1 工程调试基础
工程调试基础顾名思义是智能变电站工程调试技术的基础。由于工程调试是针对智能变电站自动化系统的工程对象进行的调试工作。因此在大多数情况下会优先包含自动化系统功能的工程实现全过程。这意味着智能变电站自动化系统的工程调试技术是在自动化系统及其智能设备软、硬件集成工作的基础与前提下以工程一次设备为对象并且以功能应用为实现目的进行的调试试验。除此之外，工程调试基础通常还包括系统设备集成、调试分系统技术等。在智能变电站自动化系统的工程调试技术应用过程中这一技术应当能够有效满足智能变电站的监控、远动、保信、信息监视等相应的技术要求并且能够促进横向功能联合调试、模拟环境、一次设备联接等功能的有效实现，从而为智能变电站自动化系统的工程调试技术的应用奠定了良好的基础。
2.2 工程调试原则
通常来说工程调试原则在智能变电站自动化系统的工程调试技术的
用占有较为重要的地位。这主要体现在自动化系统技术特点分析和工程调试内涵与目的的探究等方面。在智能变电站自动化系统的工程调试过程中，如果相关智能设备的配置需更新则意味着系统集成或工程设计尚未完成并且存在较大缺陷，工程调试人员应当注重在更新后进行单体调校。除此之外，在系统功能调试已经开始的情况下工程调试人员应当注重在其调校合格后重新进行所有调试项目。另外在系统功能调试过程中工程调试人员在原则上应当只对单体设备进行定值修改与参数修改，并且在核实整个系统设备硬件配置的完整性的前提下通过核实功能各组成部分设备软硬件配置的正确性促进智能变电站自动化系统的工程调试技术的有效应用。
2.3 现场调试
现场调试智能变电站自动化系统的工程调试技术应用的重中之重。工程调试人员在判断现场环境条件满足调试要求的基础上应当将系统设备进行正常上电同时保障通信网络的有效恢复，在这一过程中如果系统设备的软、硬件配置与工厂调试结果相符合则意味着系统各设备之间的现场调试的正确进行并且其安装工作均满足相应技术要求同时上电工作正常。除此之外，在现场调试过程中工作人员应当注重满足检查设备命名与调度文件的一致性摒弃有效核实远动点表的正确性并且确认智能变电站的系统设备按照现场要求配置参数同时各项功能的技术性能应当满足变电站要求。在现场调试过程中工程调试人员应当注重站控层设备与数据库的有效建立并且在此基础上进行应用软件的有效安装和配置同时注重生成和调试各项功能界面。从而促进智能变电站自动化系统的工程调试技术在现场调试中的有效应用。
3 结束语
随着我国国民经济整体水平的不断进步和电力系统整体实力的不断提升，在电力系统运行过程中智能变电站的运营起着越来越重要的作用。因此电力系统工作人员在工作中应当对智能变电站的自动化系统的结构和工程调试技术有着清晰的认识，并在此基础上通过实践的进行促进智能变电站发展水平的不断提升。
智能变电站论文:智能变电站对于继电保护工作的影响
摘要：国网基建部要求2011年以后新上变电站全部按照智能变电站建设，一个新的问题摆在综合自动化班组面前，班组该采用什么样的方法进行设备检验以及装置周校，本文介绍了传统变电站与智能变电站之间工作的差异，以及在智能变电站进行继电保护工作的试验方法。
关键词：智能变电站 继电保护 试验方法
智能变电站是一种新型的低碳环保的智能设备，主要特点是形成了全站信息的数字化传输和通信的网络化以及达到了信息的共享，采集，测量，控制和保护等功能都能够自动完成，并能够全天候的自动控制变电站运行状态，自动分析并调节的变电站。
智能化是变电站的一个最明显的发展趋势，从现在的技术层面来说，智能化的变电站的组建需要电子互感器，智能开关等一系列的先进的智能化设备，还需要一系列的系统的构建才能实现真正的智能化，并实现变电站智能信息的共享的现代变电站。
变电站的智能化是一个不断发展的过程。就目前技术发展现状而言，智能化变电站是：由电子式互感器、智能化开关等智能化一次设备、网络化二次设备分层构建，建立在iec 61850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。信息采集、传输、处理、输出过程数字化的变电站，设备间交换的信息用数字编码表示。
1 传统变电站与智能变电站工作方式的不同
1.1 传统变电站的工作方式
1.1.1 对新建的变电站或者新的电网线路进行继电保护相关设备的调试和验收是很有必要的。在这个过程中，继电保护班的人会和相关班组的人以及送变电工作人员一起对继电保护相关的信号系统进行检验和测试，其目的是保障继电保护装置能够正确的进行继电保护反应，设备动作与采集信息能够相互对应。整定值的确定也很重要，整定值是继电保护人员对设备进行整定的基本依据。
1.1.2 一旦发现电网中有变电站或者线路运行方式发生了改变，就必须根据工作条例对相关的继电保护设备进行调节。例如，有时候会出现保护整定值发生改变的事情，这就需要继电保护的人员对继电保护设备进行重新的定值，定值后要进行一系列的测试，在确保合格之后就可以应用在电网中去。
1.1.3 在变电站的日常运行中，对继电保护设备的维护是很重要的，继电保护人员需要定期的对设备进行测试。一旦在日常的常规测试中发现了问题，就必须立即停止使用有故障的继电保护装置，在处理完成测试合格之后，才可以继续使用。
1.1.4 一旦发生系统故障，这对继电保护设备是很重大的故障，肯定会导致继电保护装置的动作不对应，一旦发生这种情况，就需要立即对继电保护设备进行抢修，使其尽快恢复正常工作。
1.2 智能电网的继保技术带来的挑战
智能电网改变了传统的继电保护工作方式，从技术上说，主要是先进的信息综合测控技术和保护技术的使用，为继电保护工作进行了较大的变化。
继电保护伴随着wams系统的建设势必会经历一次巨大的变革，变电站信息采集中心在未来肯定会建立在智能化变电站中，并且可以通过系统收集到的数据进行智能化的保护。而且，在拥有了广域的保护系统之后，会将各个系统的部分元件相互联系起来，并给这些继电保护设备带来一次根本性的改变。
当然，为了加强对继电保护信息的管理工作，很有必要建设继电保护的管理系统，这个系统是作为变电站综合信息管理系统中的一部分存在的，主要进行继电保护信息的管理和调度工作。这些新的技术，设备的使用都需要继电保护工作人员重新开始学习并掌握整套系统的操作知识，并要学习相关设备的简单维修和检修等。
1.2.1 智能电网的继电保护装备和以前的传统的设备有很大的不同，无论在构造上还是运行的原理上都有区别，因此，需要很长时间去学习并熟悉掌握。由于继保系统构成的原理与现有保护设备有所不同，可能将使用到广域信息采集系统，而保护动作原理也不单使用本元件的信息，因此新的继保设备的使用方法也将与现有保护设备不同。如果对新设备不熟悉，将无法进行日常的管理和维护。因此，继保班工作人员需要对新设备的原理、构成、使用方法进行系统的学习。
1.2.2 智能电网中的继保设备，其保护调试方式与现有继保设备不同。
智能电网的继电保护在运行的时候，是多条线路和设备的保护相互配合进行的，而且调度的过程
和传统的调度方式也不一样，这就需要继电保护工作人员，要重新认识设备，并在厂家的指导下进行学习和培训。
1.2.3 在日常的运行方式上，智能电网和传统电网是不同的。在智能变电站中，广域的保护比传统的保护复杂的多，智能变电站需要的是多个线路和设备的共同配合运行。当然，在智能电网中，一旦电网运行的方式发生变化，继电保护人员也会做一些工作，只是和传统的继电保护相比，智能变电站所需要工作人员做的工作就很少，这主要是因为智能变电站的智能化控制和自动调节能力很强，减少了很多人为的操作。
1.2.4 在巡检方式上，智能电网和传统电网的继电保护设备也有很大不同。智能变电站自身具有二次设备的自动诊断技术，这对继电保护设备的巡检是一个巨大的进步，这样一来，就减少了很多的继电保护人员的巡检工作。传统的电网继电保护故障巡检是需要很频繁的巡检的，而智能电网的继电保护设备通过自动诊断技术就可以知道故障原因，只需要工作人员进行针对性的检查并维修。
2 智能保护工作的试验流程
通入保护装置的将是以数字信号形式为主，在日常的周校需要相应的数子模拟装置进行，所以可以借鉴数字化变电站的调试方式进行，其方式如下：
二次系统集成商处负责出厂验收的工作，出厂验收主要是检查二次系统的硬件，功能和性等。进行出厂验收通常需要满足以下几个条件：①二次系统已经在工厂环境下完成了软件的开发和系统集成，当然这个过程是系统集成商进行的；②系统集成商拥有完善的验收环境和验收设备，并具有完善的验收技术资料和资质；③设备供应商已经完成了出厂试验，达到了合同和技术规范的要求。
在现场的二次设备屏柜安装和二次电缆和熔接完成后，可以进行现场装置功能的调试工作。这个现场装置的调试主要是运用专用仪器在相关规范的范围内进行二次设备的功能和性能的测试。
现场装置功能调试完成之后就可以进行现场系统功能的调试工作，主要针对的是系统联调和整组传动。另外，站级监控系统和远动通信系统调试也是在这一环节的工作中进行的。
启动调试时，主要考验智能变电站二次系统在实际带电运行时能否正常工作。启动调试过程中，由于没有常规的电流电压二次电缆连接，而无法使用第三方的表计进行保护装置的相量校核，主要通过保护装置本身的测量量确认相量是否正确。
智能变电站论文:新一代智能变电站通信网络技术的应用
摘要：
目前，我国智能电网体系正处在飞速建设与发展的过程中，智能变电站是智能电网的重要组成部分。文章通过对通信网络技术的现状、站内信息网络技术的优化、系统通信网络的应用技术等方面进行研究，提出了智能变电站骨干和终端通信网络框架方面的执行方案，以便为今后的相关工程设计提供借鉴。
关键词：
新一代；智能变电站；通信网络技术；网络技术应用
1智能变电站通信网络技术的应用现状
1.1系统通信网络方面状况
就中低压接入网而言，其所针对的目标是普通用户、相关营业网点，以及没有超过110kV的一些厂站。对于配电通信网来说，它最主要的业务就是电自动化，其通信方式一般是无线公网和光纤专网等。而在用电通信网的业务方面，主要是采集用电相关的信息。其本地通道主要是依靠电力线的通信和短距离的无线等手段来完成任务的，远程通道则是依靠无线公网、光纤专网等手段来实现的。因为需要设置的点比较多，覆盖的范围比较大，经济投资成本比较高，所以长期以来，在中低压接入网里面，其发展模式的收效都不是很理想。在骨干通信方面，它主要针对的是各级调度机构，以及等级大于或等于110kV的变电站。在电网系统各方面业务都在不断发展的背景下，其系统容量升高，使得在1，2，3级通信网的光通信系统中，其传输速率从原本的622Mbit/s及2.5Gbit/s，向如今的2.5Gbit/s与10Gbit/s的方向发展。同时，在一些地区已经开始运用波分复用技术了。而对于4级通信网的光通信系统来说，速率主要是622Mbit/s，155Mbit/s。尽管如此，随着国家电网容灾中心等系统的成功上线，各类系统对数据信息方面的承载要求非常高。在这种背景条件下，骨干网已经渐渐显示出其承载力方面的劣势了。
1.2站内通信网络方面的状况
站内信息的网络主要承载一些功能方面的业务。在站控层中，其网络的组网形式大致相同，使用的是以太网，并且以星形、双星形为主，或者是GOOSE和MMS的报文共网传输。而对于过程层的网络来说，它组网形式的选择就比较多。在保护方面的方案选择上，能够采取的方式有直采网跳、直采直跳等方式。而在SV和GOOSE方面的方案选择上，则可以采取共网或不组网等方式。交换机的配置方面，则可以采取多串联或者分组串联等方式。
2站内信息网络的优化技术分析
2.1技术优化的原则分析
对于站内信息网络来说，在优化其结构的过程中，需要遵循如下相关技术方面的原则。（1）将网络的结构进行简化，使二次专业壁垒在这方面失效，从而能够促进一体化的平台建立，不仅速度较快，同时还能够达到资源共享的目的。（2）在优化网络的过程中，应当使网络相关方面的安全性与性得到应有的保障。这样，才能够使自动化系统在传输带宽与实时性等方面的要求得到满足。（3）在网络结构方面，它的简化进程受到一些因素的制约。主要是相关的一些管理制度，以及智能化相关设备的集成度方面。因此，在简化进程中，不仅要推进集成化与智能化方面的研发进程，还要分阶段来执行。
2.2需求方面的研究
需求方面的研究主要有以下几方面。
2.2.1高级功能和信息共享方面
在调控主站端和变电站里面，对于变电站的相关数据源而言，需要它更加简化并统一，从而使得相关数据信息的一致性更强，同时具有性。另外，在数据信息共享的同时，需要采取统一标准等手段来完成。所以，在变电站的内部，建立一个平台，使信息一体化，可以使相关应用功能的实现更加便利，如广域、站域等方面的保护控制。
2.2.2一次设备方面的智能化发展
当前背景下，一次设备的智能化不断发展，二次设备技术方面的集成化程度也在不断提升。在变电站的间隔层中，大多数设备的相关功能都会慢慢地融入智能化相关设备的本体里面。对于过程层的网络来说，它在采集信息、处理信息、控制信息和判决信息等方面的承载上，将依靠智能设备里面的总线来完成这个功能。在它的外部接口方面，通信线、电源线都仅有一根，这自然能够简化相关配置及结构。
2.2.3网络管理和建设方面
对于变电站的站内相关信息网络来说，提高它的性能，简化它的结构，能够使组网的复杂性合理地降低，交换机数量也可以随之减少。在满足智能变电站相关建设和管理方面的要求的前提下，能够使相关设备的效率得到有效提升，运行和维护方面的工作量也大幅减少。
2.3优化网络的合理方案
优化网络的合理方案包括以下几个方面。
2.3.1组网方式方面
从变电站的高压设备、中压设备和低压设备的具体布局方面出发，如果要使组网方式符合一层网络的实际组网方面的需求，可以把变电站里面的“一层组网”分成核心层与接入层两个部分。对于核心层来说，依靠交换机的作用，站控层以及间隔间级能够完成相关数据信息的接入，并且按照变电站的规模大小，在它的配置方面，能够分为高压、中压和低压。而对于接入层来说，通过交换机，各间隔合并单元等能够完成相关数据和信息的接入，还有多间隔和单间隔的配置。
2.3.2网络结构方面
在“一层网络”方面，SV，MMS等网络对时业务报文能够实现共网传输。设备装置则按照自身的一些功能和需求，依靠在网络中订阅相关信息来交互信息和数据，使信息的共享保持在比较高的程度。同时，变电站电压的相对重要性以及电压的等级，“一层网络”能够根据A，B双网来进行组网，使其性以及容灾性都得到相应的提升。
2.3.3过渡方案方面
在“一层网络”终期方案展开以前，由于受到智能化设备的运行管理制度和集成度方面的制约，可以暂时选择在等级110kV及以下的变电站里面，采取“三层设备、一层网络”的方案来进行过渡。与此同时，由于相关设备的端口数量决定着交换机在实际应用中所需要配置的数量，所以提议在这套用来过渡的方案里面，在间隔层的设备里采取保护、计量、测控等装置部分或者全部集成，过程层相关设备采取合并单元等，使之能够减少交换机的数量，并且还能高度共享信息资源。
3系统通信网络的应用技术分析
3.1中低压接入网通信技术
当智能变电站在针对配用电方面时，需要将它的一些应用系统业务汇聚起来，转发到主站端。这些系统业务主要包括采集用电信息、配电自动化等。对于这些信息源来说，其来源点比较多，分布的范围比较大，而且集中程度不高。这就要求在接入方式方面，应当更加快捷、灵活。因此，可采用依靠电力线缆的电力线载波技术进行数据信号等的传输。目前，该技术已普遍应用在35kV及以上等级的高压输电线路中。
3.2骨干通信网技术
3.2.1PNT技术
对于PNT而言，其实就是一种传送技术。它有能力承载以太网方面的业务。同时，它具有一些基本属性，包括性比较高、扩展性比较灵活、管理维护比较完善等。
3.2.2OTN技术
在光传送网（OpticalTransportNetwork，OTN）技术中，它将波分多路复用（WavelengthDivisionMultiplex，WDM）作为基础。依靠SDH方面的帧结构和开销处理，使得管理维护和保护方面的能力得到应有的保障。对于OTN结构而言，主要由电层与光层共同构成。对于这两种网络，有其自身的管理和监控功能。同时，OTN能够对故障进行很好的监测。在与同步数据系列（SynchronousDigitalHierarchy，SDH）等技术相比较中可以发现，OTN具有比较明显的优势，主要表现在维护管理与开销方面的能力非常强，组网及保护能力得到增强等。
4结语
智能变电站是智能电网的重要节点，它为各环节信息交互提供了支持，是整个电网体系中不可缺少的重要部分。文章研究分析了其通信网络技术的现状、站内信息网络技术的优化、系统通信网络的应用技术等，提出了站内信息网络结构进行简化处理的相关技术路线等，对今后的研究及工程实施具有一定的借鉴意义。
智能变电站论文:RFID智能变电站联调项目管理模式研究
摘要：智能变电站系统联调是智能变电站建设过程中的关键环节。本文提出基于RFID信息集成的全生命周期管理模式，结合智能变电站系统联调阶段管理现状，以管理模式的应用前提、组织结构要点、具体操作要点三方面对基于RFID信息集成的全生命管理模式的实施进行阐释，并对优化管理效果进行分析，说明优化管理的可行性，为今后智能变电站系统联调项目管理模式提供参考。
关键词：智能变电站；系统联调；RFID；信息集成；全生命周期
1引言
随着科技进步和社会发展，人类从事的工程建设、科研开发、环境改造等活动越来越复杂，项目管理在整个活动中的重要性也随之升高。项目管理理论已经广泛应用于智能变电站调试项目中，但由于智能变电站属于新兴技术设备，管理规范标准尚未成型，在其调试项目管理中还存在很大的问题，传统的变电站调试管理模式占据大量的人力资源，不能适应电网快速发展的需要，适应新智能变电站运维联调阶段项目管理模式的研究和构建迫在眉睫。本文旨在通过实际调研浙江电网杭州区域智能变电站联调模式现状，结合组织结构变革和技术创新理论、RFID技术以及全生命周期管理模式的概念，构建适应智能变电站运维联调阶段的管理模式，提高智能变电站联调阶段管理水平，减少智能变电站联调工期，节约人力和物力，为杭州地区智能变电站运维联调管理带来较好的经济和社会效益。
2基于RFID技术信息集成的电力设备全生命周期管理
2.1RFID概述
RFID（RadioFrequencyIdentification）中文译为射频识别技术，是现在应用很多的一种通信技术，主要由电子标签、阅读器、中间件、软件系统四部分组成。RFID技术可通过无线电讯号取代原有的机械或光学接触方法识别特定目标并读写相关数据，使信息的读写更加便捷。由于RFID技术存在以上诸多优点，被广泛应用于物流、交通、运输、企业厂区管理、图书馆管理、门禁系统、食品安全溯源等。
2.2基于RFID信息集成的电力设备全生命周期的管理
电力设备的全生命周期管理总体流程如下：在电力设备资产上安装RFID标签，标签中记录了对应设备的制造商、规格型号、产品出厂编号、出场时间、设备资产登记号、启用时间、使用地点、归属单位、安全监管责任人等信息，作为设备的身份证件，便于所属单位在对设备进行采购验收、库存管理、运营巡检、维修保养、退役报废等阶段实施实时的智能监控。
3基于RFID信息集成联调项目管理
3.1管理模式应用前提
相关制度、标准、规定的制定是管理模式能够发挥作用并成功应用的前提。智能变电站调试项目作为高新技术项目，相关标准的制定尚不完善。监督管理制度的制定。智能变电站建设过程中，设备不能及时到场、调试过程过于形式化，不能达到联调目的等现象都说明在智能变电站联调阶段制定监督管理制度的重要性。应明确规定智能变电站系统联调过程中的权责和惩罚标准等。智能变电站系统联调项目验收标准的制定。在联调测试环节，相关技术人员没有核心技术，只能严格按照技术说明进行设备调试，最终调试成果没有一个明确的文件进行规定，导致技术人员草草了事，因此，智能变电站联调项目验收标准的制定是保障联调工作达到目的的保障。技术人员资格评定标准的制定。由于调试技术主要掌握在智能设备提供商手中，因此选择符合智能变电站调试技术水平要求的技术人员是调试质量和进步的重要保障。
3.2组织机构要点
在智能变电站基地调试中，参与联调项目的人员为智能变电站设备提供商技术人员、基建技术人员及变电检修公司技术人员，如何协调好多个参与方及明确各参与方的责任和权利至关重要，因此明确组织结构是工作的首要条件。由图2可以看出，在智能变电站基地联调管理模式中应设立联调项目负责人，负责协调整个联调项目，包括协调各参与方的事项。各参与方各自设置与联调基地项目负责人直接沟通的技术负责人负责上传下达。联调基地负责人与各参与方技术负责人组成项目协调小组，负责整个项目的协调工作，以减少由于多方协调不当引起的管理问题。联调工作主要涉及两个参与方，即联调管理人员和联调人员，联调基地负责人和各参与方技术人员构成联调项目管理层，对整个项目进行协调管理。在责任分配中，联调项目管理层的管理人员负责联调计划的管理、联调数据的管理、系统管理、设备台账管理等管理任务，整体把握联调项目的情况，为联调人员分配任务，监督任务完成情况、调试质量等问题；联调人员严格按照任务要求进行智能变电站系统联调工作，保障联调工作的正常进行。
3.3具体操作要点
标签管理。实现智能变电站联调测试环节的RFID技术的信息集成，要具备硬件和软件基础，设备标签的管理是一切射频技术实现的基础所在，因此在进行智能变电站联调测试工作之前应完成RFID标签的制作，组织好RFID标签的绑定和解绑。标签管理就是完成设备与标签的一一对应，将设备与标签的关系在联调工作进行之前建立起来，以保障信息的正常传输。整个标签管理的过程可以分为后台管理系统中设备台账管理系统操作、标签的制作、标签的绑定、数据的同步四个环节。任务管理。任务管理是整个管理模式中最重要的部分。联调工作开始前，管理人员在后台管理系统中先完成联调计划的制定，协调管理层召开联调大会，协商联调工作任务分配等事项，随后由基地管理负责人在联调数据管理中完成任务分配；参与联调的技术人员通过手持PDA终端用工作证领取各自任务及任务相关说明书、技术指导书等。数据同步。数据同步是整个联调管理工作的重点，联调信息集流的构成主要有联调后台管理系统信息数据的下发和核实、手持移动PDA信息下载和上传。在智能变电站基地联调过程中，由联调管理人员控制后台管理系统，进行联调任务的制定和取消、联调数据的管理、系统管理以及设备台账数据管理，联调技术人员通过手持移动PDA下载联调任务及指导书进行联调工作，手持PDA收集调试设备的RFID信息，此时数据存储在手持终端的数据库中，再由联调人员将数据反馈上传至后台管理系统，联调管理人员查收联调数据，并对数据进行审核更新至后台数据库，完成整个联调过程RFID信息回流。数据库应用。智能变电站系统联调工作的一个目的就是在联调阶段完成智能设备前期文件配置的信息收集，形成数据库，为智能变电站设备全生命周期管理提供强大的数据支撑。为记录智能变电站联调过程中的设备状态、调试进程，在智能变电站设备中附上主动式RFID标签，主动记录联调设备状态将其写入RFID标签中，并上传至后台数据库，为后期现场调试及相似设备调试提供经验数据，技术人员可以利用权限直接调取数据库中所需信息，提高工作效率。
4应用价值
传统智能变电站调试管理存在的问题是多方面的，所以基于RFID信息集成的全生命周期管理模式对于这些问题的解决程度也不尽相同。基于RFID信息集成的全生命周期管理模式，可以实现任务的在线分配审核、任务执行情况的实时监测；以强大的数据库作为支撑，在联调过程中完成数据库的实时更新，实现信息集成化。但是，新的管理模式不是万能的，联调过程中还会有很多其他不可预见的障碍，比如人为因素等。相信在技术和管理模式的不断发展下，智能变电站联调测试环节的管理水平会不断提高。
5结语
通过引用基于RFID的信息集成技术和全生命周期管理的概念，在智能变电站基地联调的基础上提出基于RFID信息集成的全生命周期管理模式，阐述分析基于RFID信息集成的全生命周管理模式的优越性，从而使智能变电站系统联调项目的管理模式达到。