110kV智能变电站一次系统和继电保护研究.docx

IlOkV智能变电站一次系统和继电保护研究摘要随着经济发展和社会进步，电力广泛应用于各个行业，在最终能源消费中所占比例越来越高，成为人类社会不可或缺的能源。本文首先介绍了研究的背景和重要性，并评估了能源系统的发展过程和富宁地区电网面临的问题，并提出了在富宁地区建立IlOkV智能变电站的必要性。然后，根据江苏省延兴市富宁省电网的实际发展，本文分析了该地区不同电压水平的发电厂和变电站的建设数量和规模。根据国内电力系统发展的要求，UOKV智能系统的第一阶段是规划和设计。系统设计方案从变电站选址开始，规划变电站智能接入系统的方案和建设规模，然后规划和设计变电站一级系统的主要布线形式，以及主要设备、总平面图和配电装置、避雷和接地的选择，电源和照明、火灾报警和SF6报警。其次，在UOkV智能变电站一级系统设计的基础上，制定了继电保护系统配置方案，并配置了继电保护二级柜。主要用于IlOkV线路保护、IlOkV总线保护、IlOkV母线保护、IOkV线路保护、主变压器保护等配置，以及室内、工艺层和其他二级系统机柜的继电保护。关键词：智能变电站；智能设备；一次系统；继电保护第一章绪论1.1 课题研究的背景随着网络的发展，传统终端仍存在许多缺陷，如智能水平低、设备测量精度低、故障处理速度慢、信息交换困难、结构复杂、可扩展性差等。数据传输系统的可靠性在很大程度上取决于二次电缆、高运行和维护成本以及高污染排放。与传统的变电站相比，数字站已经达到了一定的智力发展水平，建立在传统通信站平台上，利用一定数量的数字元素实现一次和二次之间一定程度的数字控制。使用某些通信技术进行内部数据传输。从21世纪开始，智能电网的建设是电力系统未来发展的关键，部分智能变压器可能比智能电网更重要。经过近二十年的可持续发展，智能数字变电站和数字系统变压器中使用的许多新技术非常广泛，并已被纳入电力建设手册。数字通信技术的转让、持续创新和新材料的使用。目前，中国投资建设一系列智能电网工程项目，保护快速响应率和不断提高安全性是一种智能的多层次数字信息交换-一系列具有巨大空间发展潜力的重要视角许多地区已在电网系统中建成智能变电站。分析当地电力系统智能变电站建设的重要性，对阜宁区IIOkV智能变电站一级系统和继电保护系统进行规划设计。根据富宁区电力需求不断增长的情况，可作为今后富宁区智能变电站建设的参考资料。1.2 阜宁地区电力网概况近年来，中国变电站的发展在数字化方面取得了重大技术突破。自20世纪90年代以来，欧洲国家提出引入自动化标准，中国高度重视这一发展，积极参与车站改造。自21世纪以来，中国决定将重点放在变电站自动化技术上。经过五年多的努力，该标准终于在D1."860车站自动化技术上迈出了质的一步，从不成熟到成熟，从最终目的地到正式推出。目前.，奉宁市共有4座220kV变电站，共建成6台主变压器，主变压器总容量96万kVA,其中1亿台主变压器，功率180000千伏安：海相主变流器2,功率2X120000千伏安：清源主变流器1,容量IX180(K)O千伏安；东义大师转换为2,功率为2X18万kVA。目前，抚宁市共有11个110千伏变电站，分别为：抚宁改造、Yilin改造、陈纪改造、石庄改造、王庄改造、头炉改造、放大改造、立信改造、周庄改造、阳基改造、开德改造，这11个110千伏变电站共有16个主要变量，总容量93.8万千瓦。目前，富宁市共有16座35kV公共变电站，主变压器31座，总容量23.68万千瓦。夸。富宁境内共有1座公用电站(IlOkV及以上)：富宁环境热电厂。2014年盐城市阜宁县35kV及以上电网地理连接图如图1.1所示，2012-2017年盐城市阜宁县社会用电量总量和高峰负荷见下表IJ0图1.12014年阜宁35kV及以上电网地理接线图表1.1盐城市阜宁电量、负荷统计结果年份201220132014201520162017年均增长率电量（万kW）26.2228.9132.235.3839.0943.2010.50%负荷（亿kWh）473652.91613466.0473.7882.4311.72%1.3 国内外斫究现状及发展动态1.3.1 智能电网随着经济发展和科技进步，世界各国越来越重视智能网络的发展，因此也大力出台一系列刺激措施，推动智能设备技术的发展。不同国家由于社会经济发展水平不同,对电力的依赖程度不同，相应的电力系统开发和建设水平也不同。当欧美等西方发达国家以智能网络为目标时，他们主要从减少污染和促进能源效率开始，特别注重发展可再生能源。分布式光伏发电和分散风能等。2006年，IBM与全球能源研究机构和能源公司合作开发智能电网解决方案，这是美国的第一项研究。随后，2007年，美国国会通过了能源自给自足和安全法案，这是智能电网法案的第十三段，决定了智能电网作为国家政策的地位。2010年，日本政府与电力公司进行了谈判，并开始在岛屿上测试智能电网，重点是监管应用，以统一控制使用太阳能时剩余电力和频率的波动。1.3.2 智能变电站技术智能变电站是智能电网发展和建设的重要组成部分。作为智能电网的关键节点，它们在智能电网电压变化和配电方面发挥着重要作用，在智能电网中发挥着重要的信息采集和共享功能，利用网络通信技术在各变电站和调度中心之间实时共享信息，促进网络智能调控、全球网络管理和实时规划。自20世纪70年代以来，变电站自动化技术随着微机技术的发展而发展，但如今的自动控制并不包括保护跟踪和纠正错误等任务。除了最初的PTV回顾了终端自动化的发展外，我们认为最初的终端自动化只是在二次设备的正常配置中增加了计算机控制功能。目前，中国提供的最具代表性的设备应该属于南京制造的DMP300综合电厂自动化研究院。因此，综合自动化技术在我国变电站的发展和应用非常广泛。随着数字保护技术的发展，工厂综合自动化技术也取得了重大进展，已进入我国技术发展的重要阶段。在国内方面，中国在20世纪80年代首次启动自动化改造技术研究。除东京电气外，东芝和日本等多家公司也在积极参与该项目的试点研发。努力开发可行的短期解决方案，有效地将新能源与现有电力系统集成，并创建适合日本条件的新智能电网模型。，虽然与国外相比较晚，积极开展自主知识创新，开发具有自主知识产权的智能变压器。如智能断路器融合单元和集成智能监控平台网。在EC61850通信标准的基础上,根据中国电力系统发展的实际情况和需要，集成到独立创新内容中，中国制定并制定了一套D1.yr860网络通信标准，符合中国智能网络的发展和建设。1.3.3 智能变电站的关键设备（1）智能化一次设备第一阶段：简而言之，传统的二次单元，如上图所示的六个子系统和高压单元，是一组相对简单的分散式智能单元。智能元件与高压设备之间的水平线与工艺承载和距离承载边界重合；第二阶段：这一部分属于过渡阶段，上图中的六位部件与智能部件集成，如高压设备。第一阶段的输入和输出主要是应用程序集成的概念，它可以更快地反映状态信息。因此与松散设备相比，智能设备可以逐步集成；第三阶段：目前，智能元件和高压设备进一步集成，高压设备可以集成和容纳越来越多类型的智能元件。当智能部件完全集成到高压设备中时，可以同时进行相同的集成智能控制、状态评估和测试，使其成为最复杂的智能设备。智能的含义是，在设计设备时，传感器与智能设备一起安装，以便设备能够收集和处理数据。使传统的主设备具有模拟数据定量、互联网管理技术实现、多功能并发、数据传输和交换。常见的智能一级设备有：智能变压器、智能开关等。智能变压器表现为包含智能终端组件和变压器检测组件网。IEC61850是独立选举委员会TC57制定的通信系统子系统和网络的现行国际标准，也是自动化系统子系统的唯一国际标准。高质量的交互设备是指通过同一个智能系统实现不同高质量系统和工厂连接设备之间的交互。交互式应用的扩展主要通过创建全景数据系统信息集成终端来实现，该终端与许多子系统一起提供，以满足终端管控链的密集需求。通过该系统，实现了与其他发电厂、电源和用户的协作，支持不同级别网络的安全性和稳定性。I后代监控装置站控台MMS网光纤以太网IEC61850乐套检装捏变普管测雪压智测装变器能控泻线测在即置在监1IE装压套检装黑变器管测产压套检装变器管测合并单元过程层SV,网图1.2智能变压器的设计示意图智能组件通过常规电缆连接到主设备，然后通过电缆连接到相应的辅助设备。在实际操作中，智能组件检测、收集和传输设备状态数据。(2)电子式互感器目前，主电子变压器由两部分组成：一个传感器模块和一个附加模块。该传感器模块也称为远程模块，位于高压的主侧，主要负责收集数据，并将测量的电流和电压转换为数字检测数据，而附加模块的第二部分位于辅助侧。首先，它用于总结和指导远程模块报告。变压器在升压时体积和结构发生不正常变化，无法适应电力行业的现代化和发展。近年来，一些新技术的出现和进步：光电子和微电子，包括光纤通信设备等。这使得变压器技术成为研究人员关注的焦点，电子变压器技术登上了历史舞台,也得到了科学家的认可和深入研究，这项技术可以弥补普通变压器的缺点，改进它们。罗戈夫斯基线圈类型、低功率类型和光电流类型。EVT根据一次电压原理可分为：电阻变压器、电容分压变压器和光学变压器。与工作电流变压器相比，它们在许多方面具有显著优势。但由于设备更新，耐用性和稳定性有点差；对于无源电流变压器的两个例子，光路径布置简单的全光学变压器，线性双折射小，测量动态比例尺具有足够的测量精度，应用范围广，而磁光玻璃的成本角较低；电子电流互感器基于罗可夫斯基线圈和低功率线圈，不受温度影响，易于满足高精度测量要求。然而，它们在系统维护等方面严重不足，线圈的精度特别受外部因素的影响。但随着温度和湿度的变化，城市的测量精度发生了巨大变化：这是一种与设备结合使用的变压器，用于补偿温度；对于基于光电效应的无源电子变压器，其基本功能优于基于法拉第电磁感应的变压器，仅具有略低的温度功能和运行稳定性（。1.3.4 智能变电站与常规变电站的区别智能变电站发挥“火车头”的作用，引领变电站向前发展，聚焦传统变电站的一些不可避免的因素；与普通变电站不同，智能变电站的核心是数字信息获取，实现区间层与工艺层装置的交互【。普通变电站的结构如图1.3所示，智能变电站的结构如图1.4所示。站控层间隔层过程层I：作站1工作站2运动站传统互感器传统次设笛图1.3传统变电站结构图图1.4智能变电站结构图1.4 本文主要工作本课题在富宁区电力系统实际发展的基础上，规划和设计富宁区IlOkV智能变电站的一级系统和继电保护。结合电力系统实际情况和负荷预测结果,kV智能变电站的必要性。在现有IlOkV智能变电站设计的基础上,一级系统进行规划设计，包括变电站位置选择、接入系统方案设计、主要设备选择、总平面图和配电装置、接地防雷等方面的规划设计,提出了建设110对该智能变电站一级布线选择、能源照明和规划的其他方面。IIOkV变电站继电保护系统设计配备。第二章IlokV智能变电站一次系统方案2.1 IlOkV变电站地区电网基本现状介绍阜宁县开发区有1座火力发电厂，2座15兆瓦发电机组；江苏北部主要灌溉渠环流水闸有4台475千瓦的水力发电机，水闸有8台1500千瓦的水力发电机，水力发电机组总容量1975千瓦；一个3MW的屋顶太阳能开发区。阜宁县目前共有4座220千瓦变电站，分别用于海相转换（2）X120兆瓦）、东义变电站（1）X180兆瓦，十亿变电站可变电站（1）X180兆瓦）、庆远变电站（2）X180兆瓦。目前，该地区有11个IlokV变电站，拥有16个主要变压器，总容量938.1MVA；共有16个35kV变电站拥有31台主变压器，总容量为23.68MVA0HO千伏江卫变电站计划在富宁县经济发展区新的储能委员会进行规划。目前，富宁经济开发区新建IlOkV变电站和35kV变电站，变压器容量分别为80MVA和20.5MVA,由于近年来本地用电量快速增长，本地区重要用户数量不断增加，现有110千伏新变电站和35千伏变电站已无法满足本地区更快的负荷增长U久根据盐城市和富宁电力公司的数据，富宁县经济开发区到2020年的负荷预测见下表2.1：表2.1阜宁经济开发区逐年负荷预测表年份2010201120122013201420152020负荷（MW）5680.3102130.6141.5152244截至目前，全区共有298家企业，其中富士通、桑德利等全球500强投资企业3家，小鑫集团、金丰科技、永胜集团、法兴集团等上市企业投资12家。消费者的需求急剧增加，原有和新的变压器容量远远不能满足需求。2015年，确定了1.ED项目的额外负载20000千瓦，单晶硅和多晶硅40000千瓦。因此，有必要在该地区新建座变电站，以提高该地区的电力供应能力，也就是说，有必要新建一座110千伏的变电站。2.2 变电站所址的选择2.2.1 工程地质情况该地区的地下部分主要由多孔浸没和压力水组成。其中，多孔浸没是地表水的渗透，包括大气蒸发和径流，这一部分的水位与自然环境和季节性密切相关；虽然压力水位于多孔浸没下面的土壤层中，但主要通过径流循环，在0.80m的压力下测量的水位。2.2.2 场地和地基的地震效应根据江苏1:50000水文地质调查报告，盐城地段覆盖厚度超过80米，调查显示，该地区历史上没有重大破坏性地震，也没有活动断层，因此该地区是一个相对稳定的区域，适合该项目的建设。拟议施工现场属于地震不利施工区，施工现场等级为四级,无滑坡、液化，地震稳定性好。地基士评价详见下表2.2。2.2.3 站址水文气象条件(1)水文概况变电站所在地位于江苏北部丽家河古泻湖沉积平原，形成广阔的平原地貌，该地块现为农田，地势平坦，视野开阔，平均平台高度0.80米。水位曲线的计算参数见表2.3。表2.2地基土承载力特征值的建议值表地基士承载力特征值15(kPa)综合建议值层号土层名称按静力触探试验按标准贯入试验按抗剪强度指标心(kPa)ESOlOdMPa)指标确定指标确定计算确定2粉土80904.23粉土75703.54粉土1801607.2淤泥质560602.3粉质黏土6粉殖黏土2001806.07粉土1501305.58粉砂25020013.59粉质黏土2702209.0表2.3沟墩站水位频率计算表站名资料系列(年)均值(m)CVCS/CVP=0.01水位(m)P=0.02水位(m)阜宁197220081.370.3482.502.772.55100年(p=l%)设计洪水水位2.77米，50年(p=2%)设计洪水水位2.55米，设计工地高度2.80米。(2)工程气象资料根据该地区气象观测站1960-2007年的历史数据，如图2.1所示，绘制了该地区风向图：全年N图2.1阜宁风向玫瑰图2.3 变电站规划规模2.3.1 接入系统方案对于110千伏输电项目，姜伟将其纳入良好系统。设计新的2通道访问系统。由于这两条新线路，变电站已达到220kV。选择两条路线2x1.GJ-300型线路。接入系统方案图见图2.2。2.3.2 建设规模1、主变压器主变容量远景3X240MVA,电压等级220/110/IOkV,本期为IlOkV开关站。2、电压等级远景分成220/110/IOkV,三个电压等级。本期11010kV0图2.2蒋坪变电站接入系统方案3、接线形式对于220kV主线，未来的连接方式是双线单线，但在此期间不是。IlokV连接的主要方法由两个总线连接组成。IOkV接头的概念是采用单线六段环接头，在此期间可采用单线段电缆。4、出线规模目前需要修建8条路线。特别是，有必要在本期使用2回路作为输入线，这2回路的建设成本包括其项目和配电网项目的成本。为了改变220kV,计划在此期间扩大两个间隔。2.4 电气主接线及主要设备拟选型式2.4.1 电气主接线IlOkV选择双线电缆，IOkVViewSineView环形电缆，在本版本IokV中选择单线分段电缆，主线电缆和现场图如图2.3、2.4和2.5所示。图2.3电气主接线图图2.4IIOkV母线现场图（八）甲母线（b）乙母线图2.5IOkV母线现场图2.4.2 对主要电气设备参数的要求（1） IlOkV母线穿越容量暂按120MVA考虑。（2）本工程远景主变3x240MVA,各侧容量240/240/80MVA,有载调压。（3） IlOkV设备选型的短路电流水平按40kA选择。（4）选择电缆和架空线作为IOkV出线方式，且经消弧线圈将IOkV系统接地（5）庆元变配套工程设备选型同前期2.4.3 主要电气设备选型（1）短路电流计算根据系统规划模式选择变电站短路电流计算。按照远景规划，11OkV并排运行，IOkV侧变压器低压侧与计算相关，并行计算并按变压器分列，在选择普通电阻变压器时（UD12%=10.5,UD23%=6.5,UD13%=17.5）,三相短路电容，短路电流，变电站各级电压总线冲击电流的计算值见表2.4o表2.4短路电流计算结果短路点位置母线阻抗（标幺值）短路容显（MVA）短路电流（kA）冲击电流（kA）IIOkV侧（三相）0.081212.246.08615.52IOkV侧（分列）0.33307.7016.9243.15IokV侧（并列）0.25388.3621.3554.46根据上述计算，1OkV缔约方可以并行或单独工作。（2）主要电气设备选型1)主变压器蒋珏变主变压器SZll-24000/220,选择低磨损、三相自动耦合、压力调节、自冷油浸没变压器。视觉变化3×240MVA主变压器和220kV配电设备采用室外设计，IlOkV配电设备选用家用GIS,在此期间UOkV总线全面建成，新出线2次，备用4次，短路电流符合40kA；选择中型真空开关柜配置IOkV开关柜，考虑到IokV开关柜的计算电流在以上计算时不小于25kV,将根据25kA选择所选设备的短路电流，确保设备短路时的安全。图2.6和图2.7显示了当前主要变压器的现场图。2） UOkV电气设备本文将根据一般变电站全面设计IlokV变电站。其中，考虑到地理信息系统目前的优势，将利用内部地理信息系统建造HokV开关设备。在此期间，IlOkV轮胎将全部建成，其中2条作为基线，1条备用线，1条回线保留。组合电器的内部变压器配备了配置在组合单元上的常规电磁变压器，将数字信号输出到UOkV智能设备上。合并单元主要接近一次性设备的安装，用于同步数据采集、传输和控制一次性设备的电压、电流和开关命令。数据是通过基于全球定位系统的同步时钟模块收集的，数据和信息的交互符合IEC61850标准。图2.61号主变压器现场正面图图2.71号主变压器现场侧面图3） IOkV电气设备内部变压器配有普通电磁变压器。为了支持串行控制，采用手动汽车测试，工作位置可由电控开关柜进行。4）无功补偿装置变电站无功补偿功率必须是主变压器功率的0.1-0.3倍，其设备按要求采用内框并联电容器安装，开式三角形不均匀保护电压；电容器组，电阻为5%,电压为11.5/G3。5） IOkV接地变及消弧线圈成套装置所有IOkV轮胎都有电缆线路，灭弧线圈位于母线的每个部分，选择I100/10OkVA-Io0.4kV接地变压器，并使用内架作为灭弧接地线圈。本期一组，未来三组。IokV灭弧线圈控制显示如图2.8所示。图2.9显示了IokVl接地变压器的位置图。根据江苏电力公司批准的江苏省污染区地图（2007年版），现场所在地区的污染水平为2.8cmkV（额定电压），主装置按最大运行模式调节，泄漏系数按最大额定电压调节。图2.8IOkV消弧线圈控制屏图2.9IOkVl号接地变压器2.5 总平面及配电装置蒋珏两阶段线路将从220kV改为青原在这段扩建期，南北扩建间隔为1#,2#o变电站的安装将采用完全内部配置，而主变压器的安装将采用独立配置，即主变压器与散热器的外壳。详细的室内设计和电气布局见图2.10。2.6 其他电气一次部分2.6.1 站区设计标高及竖向布置站区竖向布置的主要设计内容有以下几个方面：I2itt2iff啦纣“«3111天)天)()纾*“2F二层也富山Ow电*，宴-I=三RIIJ卜层:电塞妹图2.10电气总平面布置图（1）考虑洪水或水淹造成的水位对地块的影响以及适当的防洪方案，以保护地块免受洪水或水淹造成的水位影响。（2）考虑进出和车站内道路的高度和坡度，使其符合技术布局、运输和维修的要求。2.6.2 防雷及接地（1）防雷根据D1./T620-1997交流电气装置的过压保护和绝缘的要求：“66kV及以上输入线路无电缆段的GIS变电站应在GIS管道与架空线路的接头处安装金属氧化物避雷器，接地端应连接到管道的金属外壳HOkV母线不配置氧化锌避雷器。110KVGIS架空出线套管内侧均配置1组三相氧化锌避雷器。IOkV主变压器配置1组三相氧化锌避雷器根据工程实际安装在进线开关柜内。（2）接地土壤形成了一个水平和垂直的综合网络。智能站的主网是地面网络的组合，即主网是水平和垂直地面，辅助网络必须保持地面。主要的地面网络使用不均匀分布的网络。接地线采用铜线接地。内部设备的一个分支用于硬平面接地。2.7 本章小结本章详细介绍了富宁区主要情况和姜维110千伏智能变电站系统设计。首先，需要建设一座110千伏姜维智能变电站；然后，通过分析站的工程地质条件、水文气象条件等。选择了智能变电站的地块，从接入系统设计和施工规模两方面规划了智能变电站的规模；随后介绍了主要的布线形式和主要电气设备的拟议方案；最后规划设计了总平面及配电装置、避雷接地、电力照明、SF6火灾报警等方面。第三章IIokV智能变电站继电保护方案3.1 系统继电保护现状在蒋坪IlOkV智能变电站，HOkV出口安装了四方企业开发的CSC-161A型线路距离保护。青原220kV变电站在现阶段建设的基础上，扩大了江淮IlOkV变电站两次连接的线路间隔，并在UokV线路上安装了保护。早期，青原UokV侧轮胎已根据这一时期的扩建需要进行了相应的保护配置。3.2 总体原则(1)保护方案的选择应反映信息的交互性，并通过在相邻设备之间传输和共享信息来提高保护性能；(2)保护套件应具有多种不同的功能，信号收集、处理、动作保护和控制等。D.它是一种多功能的化身，在一定程度上实现了硬件设备的集成，节省了投资资金；(3)尽可能简化变电站网络二次布线，方便数据的输送和交互。3.3 继电保护配置方案(1) IlokV线路保护IlOkV线路由微机距离保护。每个IlOkV输入导线都配备了一个设备配置，用于通过智能IlOkVGlS测量和控制柜测量和控制线路保护。防止直接取样。每条线路均配备全套芯片距离保护，可独立反映不同类型的故障；为了保护线路，安装了重新连接功能。每两次在IlokV线路上安装一个保护柜。IlokV输入保护通过安装保护、测量、控制等多功能聚集设备获得电流。保护选择ECVT组合，如图3.1和图3.2所示。线路保护GoOSE网图3.1线路保护技术实施方案(2) IlOkV母线保护在110kV总线侧，变电站目前建设阶段以及远景规划中采用双线连接，同时1侧配置分散在110kV输入线GIS室,其模块化房配置根据远景建设规模,安装在HOkV侧总线上的保护柜功能应具有差动保护，并应反映充电保护、重合锁等。(3) UokV母联保护每个IlOkV母断路器套件上都安装了充电和过压保护，设计用于执行瞬时和延迟断路器操作。IlokV安全检测装置的设计，分散在IlOkVGIS主柜上，如图3.3所示:图3.3IlOkV母联保护控制柜(4) IIokV分段保护分段断路器应设计为充电和过压保护，完全独立，可执行瞬时和延时功能。防止直接取样。目前已安装1个防护柜。(5) IIOkV主变压器保护IlOkV侧的主变电量应根据单独的设备组放置，主保护通过G(X)Se网络自动输入设备来保护。变压器的非电气信号通过现场电缆连接直接传输，如图3.4所示：高电压图3.4主变压器保护智能终端配置原理图在安装的每个主侧都有一个内置的电源保护箱，安装在辅助设备的室中；配置非电气保护1,与安装在主变压器外壳中的智能控制柜中的终端组件集成,如图3.5所示:图3.51号主变IlOkV侧保护控制柜(6) IOkV系统保护IOkV侧选择微机保护，一套间隔测量和控制多功能设备，1OkV侧开关柜选择过压/过载保护等。适用于接地更改。(7) UokV备自投本工程IlOkV备用自行投入装置单套安装，图3.6为该装置的外观图：图3.6UokV备自投屏为了确保保护装置的稳定供电连续性，使用两个独立的直流电池为前瞻性双配置供电。使用两个直流电池为保护装置供电的优点之一是可以双直流供电，在继电保护中起着重要作用。3.4 智能变电站基建设计3.4.1 总体原则变电站综合监测系统符合Q/GDW678-20U智能变电站综合监测系统建设技术规范和Q/GDW679-20U智能变电站综合监测系统功能规范对“监管集成”模式建设的要求«110(66)75OkV智能变电站通用设计,国家电网翻译自2013185和国家电网基础设施(2011)539智能变电站集成设计和建设优化指南等相关技术规范和标准项目。根据Q/GDW393-2009110kV220kV智能变电站设计规则和Q/GDW441-2010继电变电站保护技术规范的相关技术原则，按照安全、可靠、经济的基础，采用适当的智能二次设备，提高整个变电站的智能标准。(1)变电站综合控制系统安装的设计安装和功能实现。(2)使用开放分层分布式网络结构，包括站管理层、间隔层、过程层和网络设备。根据变电站未来规模配置控制层设备，根据实际工程规模配置内饰和技术层设备，整个系统结构为“三层两网”结构。(3)对台站监控和保护系统进行统一建模，连接到网络，满足所有数据和信息交换要求，并使用IEC61850(D1./T860)规则，允许三级二级设备之间进行通信。变电站相关信息应符合共享和唯一性，自动化系统主站信息和远程数据传输设备信息以及故障保护信息可用于资源共享。(4)变电站综合监测系统，完成变电站设备监测，实现先进应用功能。(5)无需集成变电站监控系统执行的微型计算机5辅助保护系统和继电保护子系统。(6)确保变电站综合监测系统的网络安全，完全符合二级电源系统的安全规定。(7)适用于IlOkV及以下电压监测系统，间隔使用集成单元终端的集成配置。3.4.2 智能变电站配电装置型式(1)组合装置内部配有架桥电线，顶部入口位于建筑物二楼，用于配电。GIS摄像机长19米，宽10米，立方体高度7.6米。三相装置和轮胎宽度相隔1.8米。(2) 35kV和IokV连接器是单母段，35kV开关位于室内，用于连接两排电缆和电线。IOkV中型开关与相同的内部设备串联安装，并连接到总线桥，以完成从开关到输入线的安装。(3)35kV和IokV配置室如下，35kV开关柜配置室为立方体室，长13m,宽13m,高4.7m,其中主变压器柜、段、输出开关柜宽度为1.3m；IokV开关柜配置室大于35kV配置室，长24m,宽8.6m,高4.9m立方体室，其中主输入和分段开关柜宽2m,输出柜宽0.9mo3.4.3 智能变电站照明装置应急照明系统由变频器供电。本网站的所有灯均设置为节能，选择了节能灯。特别是在配电大楼、配电室和电容器室，包括应急照明系统，需要拆除。所有灯具均在配电室使用节能1.ED和荧光灯。出于安全原因，选择防爆荧光灯用于电容器室内照明。3.4.4智能变电站光纤与电缆布置本文设计了一个变电站，所有光纤和电缆都通过电缆槽铺设。对于室外乘客，他们必须穿过路段并使用隐蔽管道，以减少外部环境造成的电线损失。出于安全原因，放置了公共在线文档。在外壳中使用阻燃和防腐材料。3.5 本章小结本章总结了前几章的内容，并根据前几章的结论，实施了IlOkV智能变电站的特殊设计，详细介绍了整个智能变电站的设计指标和理念，并从电力系统的设计层面选择了先进的网络通信结构。在智能一次性设备领域，综合考虑所有方面，并确定智能设备解决方案；对于二次设备，重点将是整个电厂的控制系统，包括计算机监控、自动网络系统、同步定时系统、计算机系统和显示系统。然后介绍了整个变电站设计和其他设备配置。第四章结论本章总结了前几章的内容，并根据前几章的结论，实施了IlOkV智能变电站的特殊设计，详细介绍了整个智能变电站的设计指标和理念，并从电力系统的设计层面选择了先进的网络通信结构。在智能一次性设备领域，综合考虑所有方面，并确定智能设备解决方案；对于二次设备，重点将是整个变电站的控制系统，包括计算机监控、自动网络系统、同步定时系统、计算机系统和显示系统。然后介绍了整个变电站设计和其他设备配置。(1)分析了电力系统中现有HOkV电网容量不足、容量系数低、主变压器不符合N-I标准、35kV电网结构不合理的电力系统，不符合35kV安全稳定运行的要求和电源可靠性差等突出问题，建设一座IIOkV智能变电站可以有效解决这些问题，按照规划建设目标，其建设非常必要。(2)通过对变电站一次和二次电气系统的分析、参数计算和设备类型的选择，确定了一次和二次电气系统的设计方案。(3)丰林IlOKV智能变电站结合先进技术，配备二级设备装配室、预制智能GlS控制柜和二级设备模块，减轻了现场安装调试负荷，墙占地面积大。施工面积和施工时间具有良好的工程优势。由于研究水平和时间有限,本文没有深入研究丰林IIOkV智能变电站的设计细节,IlOkV变电站作为第一批模块化智能变电站正在建设中。以后将分析变电站投产后的电网运行数据和电网支持变电站建设情况，进一步研究模块化智能变电站设计优化。参考文献1董朝阳，赵俊华，福拴，等.从智能电网到能源互联网：基本概念与研究框架J.电力系统自动化，2014,38(15)：1-11.12贺建章，王海波，季知祥，等.面向智能电网的配电变压器重过载影响因素分析J.电网技术,2017,41(1)：279-284.3李丽.浅谈发展智能电网的作用及意义J华章，2011,35：065.4刘洋.新一代智能变电站主接线设计方案技术经济性评价D.华北电力大学(北京)，华北电力大学，2017.5安永帅，李刚，樊占峰，等.新一代智能变电站控制保护一体化智能终端研究与开发J.电力系统保护与控制，2017,45(8)：138-146.6刘洋，马进，张籍，等.考虑继电保护系统的新一代智能变电站可靠性评估J.电力系统保护与控制，2017,45(8)：147-154.7陶文伟，高红亮，杨贵，等.智能变电站过程层冗余组网模式及网络延时累加技术研究J.电力系统保护与控制，2018(8).8方景辉.智能变电站构架及一体化平台应用研究D.华北电力大学(北京)，2016.19武同宝.11OkV智能变电站电气一次系统及继电保护运维研究D.山东大学，2016.10王冬青，李刚，何飞跃.智能变电站一体化信息平台的设计J.电网技术，2010(10)：20-25.11曹楠，李刚，王冬青.智能变电站关键技术及其构建方式的探讨U1.电力系统保护与控制，2011,39(5)：63-68.12侯伟宏，张沛超，胡炎.数字化变电站系统可靠性与可用性研究J.电力系统保护与控制，2010,38(14)：34-38,13高翔，张沛超.数字化变电站的主要特征和关键技术J.电网技术，2006,30(23)：67-71.14孙一民，李延新，黎强.分阶段实现数字化变电站系统的工程方案J.电力系统自动化,2007,31(5)：90-93.