变电站站用电系统电网技术论文

变电站站用电系统电网技术论文（通用5篇）

变电站站用电系统电网技术论文 篇1

微网系统将风力发电机所发电力，经风机逆变器转变为交流，提供给微网控制器进行离并网控制。太阳能发电通过光伏控制器转为交流上网，储能系统充放电管理由控制及数据采集系统统一控制和管理。除了风、光等多种新能源，还可以通过柴油发电机以及其它小型发电机结合储能系统统一给负荷供电。

2站用电微网系统关键技术

站用微电网是由光伏发电、风力发电以及储能装置和监控、保护装置汇集而成的变电站供电的小型发配电系统，它能够不依赖大电网而正常运行，实现区域内部供需平衡。当站用电正常供电时，首先消纳微网系统电能，实现系统电能消耗的减少和节约，当变电站电网系统出现故障，站用微电网可以为变电站提供必要的电源，从而保证控制系统正常运行，降低变电站故障恢复时间。

2.1站用电微网系统组成1）风力发电系统,通过风力发电机将机械能转换为电能，再通过控制器对蓄电池充电，经过逆变器对负载供电；

2）光伏发电系统,利用太阳能电池板将光能转换为电能，然后对蓄电池充电，通过逆变器将直流电转换为交流电对负载进行供电；

3）储能系统，使微网既可以并网运行，也可以独立孤网运行，并保证功率稳定输出。储能电池组在系统中同时起到能量调节和平衡负载两大作用。它将风力发电系统和光伏发电系统输出的电能转化为化学能储存起来，以备供电不足时使用；

4）逆变系统，由几台逆变器组成，把蓄电池中的直流电变成标准的220V交流电，保证交流电负载设备的正常使用。同时还具有自动稳压功能，可改善风光互补发电系统的供电质量；5）监控系统，系统可以监控分布式能源运行数据，调整运行策略，控制运行状态。智能能量控制管理部分是保证电源系统正常运行的重要核心设备。

2.2站用电微网系统功能系统主要实现以下功能

1）微网系统包含光伏发电、小型风力发电机和储能设备。通过微网控制系统监控分布式能源运行数据，调整运行策略，控制运行状态；

2）微网系统独立运行时，储能设备作为独立运行时的主电源；当光伏发电系统和风力发电系统全部退出运行时，主电源的功率大于微网内所有负荷的功率时，微网系统会根据实际情况对所供负载进行容量调节和超限保护；

3）对于主从控制的微网，如果分布式电源的出力大于负载，会出现多余功率到送给主电源情况（如果不允许倒送），因此在微网独立运行时，可根据实际情况调节分布式电源出力的控制策略；

4）通过微网监测平台，全方位实时展示分布式电源运行状态、风、光信息及微网运行过程，为分布式电源及微网技术的推广应用，起到示范作用。

2.3引入微网系统条件

将微网系统引入站用电系统时，主要考虑其发电单元可利用的自然资源情况。参考风电场和太阳能光伏电站的设计条件以及相关规程规范，站用电系统中引入微网时，该变电站应满足以下条件：

（1）变电站所在地区10m高度处，年平均风速在5.6m/s以上；

（2）变电站所在地区太阳能总辐射的年总量在1050~1400kWh/（m2a）以上；

（3）变电站所在地区太阳能资源稳定程度指标在4以下。

3站用电微网系统设计

3.1功能定位

1）作为站用电系统电源的补充，减小站用电系统从电力系统的受电比例；

2）作为变电站启动电源，取代常规变电站站外电源。在变电站完全停电时，利用微网系统发出的电能启动站用电系统，完成主变压器和站用变压器的充电，再利用站内电源完成整个变电站的启动。在整个启动过程中，尽可能利用微网系统。本文考虑经济性因素，推荐变电站微网系统应以取代站外电源作为启动电源为目标，在现阶段技术条件下，采用站外电源和微网系统共用的过渡方式。

3.2接线方案

站用电系统结构如图1所示，储能设备、光伏发电和风力发电以图2的形式并列接入交流低压母线。微网与外部电网有一个统一的联络开关。控制策略采用主从控制设计，即在并网运行时，主电网作为主电源；在孤网运行时，蓄电池储能设备作为主电源。图1站考虑到微网系统的可靠性要求相对较低，而站用直流系统的可靠性要求较高，因此推荐为微网系统单独设置蓄电池，而不将站用直流系统的蓄电池与微网系统蓄电池合用；考虑到站用电负荷的特性，具有一定的分散性，且常规负荷均为交流负荷，因此推荐微网系统采用交流并网模式。

3.3设备选型及布置方案

1）风力发电机根据运行特征和控制方式可分为变速恒频风力发电系统和恒速恒频风力发电系统，根据风轮轴的位置可以分为垂直轴风力发电机和水平轴风力发电机。现风力发电机多采用变速恒频系统，而采用垂直轴还是水平轴则需要结合自然条件和功能需求确定。布置风电机组时，在盛行风向上要求机组间隔为5~9倍风轮直径，在垂直于盛行风向上要求机组间相隔3~5倍风轮直径。风电机组具体布置时应根据风向玫瑰图和风能玫瑰图确定风电场主导风向，对平坦、开阔场址，可按照以上原则，单排或多排布置风电机组。在多排布置时应呈梅花型排列，以尽量减少风电机组之间尾流影响。

2）太阳能光伏电池单晶硅、多晶硅太阳电池由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高，被广泛应用于大型并网光伏电站项目。太阳能光伏电池一般均安装在户外，电池板必须采用能经受雨、风、砂尘和温度变化甚至冰雹袭击等的框架、支撑板和密封树脂等进行完好保护。光伏方阵有3种安装形式：

1）安装在柱上；

2）安装在地面；

3）安装在屋顶上。采用哪一种安装形式取决于诸多因素，包括方阵尺寸、可利用空间、采光条件、防止破坏和盗窃、风负载、视觉效果及安装难度等。

3）储能装置

目前，国内变电站或配网运行的储能系统大多采用铅酸蓄电池，其维护量较小，价格低廉，但使用寿命和对环境的影响是其较大缺点。

4站用电微网系统应用实例

依托辽宁利州500kV变电站，对站用电微网系统的应用开展研究。根据站用电负荷需求以及站址位置的自然资源条件，提出了微网系统的配置方案。

4.1站用电负荷分析

根据本站的建设规模以及对站用辅助设施的用电量计算分析，本站在远景规模下的最大用电负荷为633.6kVA。变电站启动负荷主要考虑2台500kV断路器和2台66kV断路器伴热带负荷。经计算，变电站启动所需功率为20kW，容量为10kWh。

4.2风机配置

根据本站站址位置风资源实测结果，并考虑以下因素：

1）站址内设备众多，高空线缆密布，东西侧为进出线方向；

2）作为站自用电风机，不宜距离用电地点过远；

3）站址区域地形影响；

4）风机安全距离取两倍塔高，防止意外情况发生时造成周围建筑、设施二次损害；

5）办公楼楼顶的光伏设施不能被遮挡，因此风电机组的高度受到限制，不宜超过40m。本站考虑选用1台50kW风力发电机。

4.3太阳能光伏电池板配置

通过对站址太阳能资源评估成果计算，本区域固定倾角形式的光伏板在倾角为38.4度左右时，接受的太阳能辐射量最大，同时考虑与楼宇的协调性和光伏板间距等，最终决定光伏板倾角为30度。为保证全年真太阳时9时至15时内前后光伏板组件互不遮挡，结合光伏板的尺寸和布置形式，根据冬至日上午9时的太阳高度角和方位角进行计算，得到各光伏板间的南北行距为2m，该间隔同时可以供维护人员过往使用，板与板东西间隔预留5cm。综合上述布置要求，共布置98块190Wp光伏板，计18.62kW。经估算，系统25年运行期年平均发电量为24.64MWh，多年平均等效利用小时数为1323h。

4.4储能装置配置

考虑储能装置的经济性及变电站内可利用的占地面积，采用蓄电池作为储能装置，容量按满足变电站启动要求考虑。蓄电池放电功率按20kW、放电时间按0.5h考虑，经计算，考虑一定裕度，蓄电池容量取200Ah。

4.5微网系统的控制与保护

1）监控系统：系统可以监控分布式能源运行数据，调整运行策略，控制运行状态；

2）控制系统：保证站用电系统优先使用分布式发电装置发出的电能，并满足蓄电池智能充放电要求；

3）保护系统：配置有硬件故障保护和软件保护，保护功能配置完善，保护范围交叉重叠，没有死区，能确保在各种故障情况下的系统安全。

5经济技术分析

根据辽宁利州500kV变电站微网系统的配置方案，同时对原站外电源引接方案进行优化，对站用电微网系统引入进行经济技术比较。

5.1站外备用电源经济技术比较

前期设计方案中，站用备用电源采用66kV接网方案，站内外总投资约525万元。该方案可靠性较高，投资也较高。将站外备用电源优化为从变电站附近的10kV线路“T”接，站内设10kV箱式变电站1座。该方案站内外投资共约为256万元，比66kV站外电源方案节省投资约269万元。此方案可靠性比66kV站外电源方案略低，但能够满足本站对备用电源可靠性要求。

5.2站用电微网系统投资分析

依托工程微网系统发电装置总投资约为253.2万元，总计站用电系统投资509.2万元，比前期可研方案略低，但由于增加了新型能源发电方式，可靠性水平比可研方案明显增加。新型能源年发电量约为139.6MWh，每年节约资金139.6MW×0.6元/kwh=83760元，在变电站全寿命周期内，具备可回收性。新型能源产生的发电效益，不但明显减少了站用电系统电量消耗，也为降低网耗做出贡献。

6结论

变电站站用电系统电网技术论文 篇2

下面结合500kV茅湖变电站的实际情况, 对其站用电交流系统的运行方式作深入的分析和描述, 并对此系统中的自投控制方式提出优化。

1 茅湖变电站站用电系统运行方式及特点

500kV茅湖变电站是连接粤东电网与广东主网的枢纽变电站, 是粤东电网安全稳定控制系统的区域控制子站。图1为茅湖变电站站用电一次系统接线图。

1.1 系统正常运行方式

500kV茅湖变电站的站用电交流系统为3台630kVA站用变, 分别接于本站2台主变变低侧的35k V进线和外接10kV馈线。其中#1、#2站用变为正常方式下的供电电源, #0站用变为备用电源。交流系统的正常运行方式为#1、#2站用变分别经变低开关401、402供380VⅠ、Ⅱ段母线上的所有负荷, #0站用变经变低开关4093及4094分别空充Ⅲ、Ⅳ段母线, #0站用变处于空载运行状态。380V分段I、II段母线分别经411开关、422开关通过自动切换装置3ATS、4ATS形成分列运行接到本站主控楼的低压配电室。当#1站用变或#2站用变失压时, 可通过1ATS或2ATS装置切换至#0站用变带380VⅠ段母线或380VⅡ段母线上的负荷。当站用变电源恢复时, ATS装置自动动作切换至原来的正常运行方式, 具有自投自复的功能。

1.2 系统故障运行方式

如果#1站用变电源失电, 并且站外10kV电源工作正常, 通过1ATS和2TAS实现自投。此时, #1站用变电源处于失电状态, 中央配电室的I段母线不带电, 35kV电源进线回路通过1ATS的触点断开, 而接于中央配电室Ⅲ段母线上的1ATS触点闭合, 将中央配电室I段母线恢复于Ⅲ段母线上, 实现电源自动投入;通过1ATS实现自动投切。如果此时或之前已发生站外10kV电源也失电的情况, 那么1ATS将不会实现自动投切功能, 而将延时由备自投装置3ATS实现自动投切, 这样形成低压配电室由#2站用变单电源供电运行的方式。

基于同样的道理, 如果#2站用变电源失电, 并且站外10kV电源工作正常, 整个切换原理同上, 通过2ATS实现自动投切。如果此时或之前已发生站外10kV电源也失电的情况, 那么2ATS将不会实现自动投切功能, 而将延时由备自投装置4ATS实现自动投切, 这样也会形成低压配电室由#1站用变单电源供电运行的方式。

2 站用电系统存在的不足

2.1 双电源互投方式的局限性

通过上述分析, 不难看出, 在正常运行方式情况下, 由于装设了备用电源自动投入装置, 在工作变压器故障或失电时, 会造成某一段母线失电, 而备用自动投入装置会实现该段母线的自动或及时地投入。

在实际运行中, 本站站用电的重要负荷均接于低压配电室的380V分段I、II段母线上, 如果发生比较特殊的站用电系统故障, 有可能发生备用电源自动投切装置误动作。例如假设#1站用变电压互感器二次空气开关跳开, 备用电源自动投切装置会误判此时的#1站用变失压, 会将380V I段母线自动投切到备用电源#0站用变上, 因此在工作电源失压时, 还必须检查工作电源无电流, 才允许启动备自投, 以防止电压互感器二次回路断线造成的失压, 引起备自投误动。

2.2 备自投装置本身存在的一些缺陷

500kV变电站站用电对备自投装置一向要求非常高, 而微机备自投装置多数采用了智能ATS自投自复装置, 除了具有快速可靠的切换功能外, 也增加了更多的微机闭锁条件, 但完全采用微机的PLC程序进行备自投动作判断的依据, 会给智能ATS装置的正确动作和可靠的逻辑闭锁带来一定的风险, 对于设备定期轮换试验和备自投试验也带来不少的困难。

2.3 站用电系统其它注意事项

(1) 由于#0站用变系外来电源, 和#1、#2站用变所用变压器相角等不同, 因此#0站用变和#1、#2站用变在任何运行方式下, 不得并列运行带同一段母线负荷。

(2) 不得将各配电箱、双电源干线的2路电源并列。

(3) 失去电源的配电箱不准随意从另一配电箱中引接电源。

(4) 不准随意在户外操作箱引接检修试验电源, 应采用专用电源板由检修电源箱中引接。

3 改进及建议

(1) 通过技术改造, 可以在电源站用变侧与开关侧加装电流互感器, 引入电流的闭锁节点, 有效地克服备自投误启动问题。

(2) 通过向厂家技术部门反馈相关的问题, 对智能ATS装置逻辑和功能进一步完善, 考虑增加新的电压采集点和发信继电器, 消除备自投的死区。

变电站站用电系统电网技术论文 篇3

【关键词】二次设备;智能电网 ;传感器

1.智能变电站设备

1.1 电子式互感器

传统电磁式互器由于使用了铁芯，不可避免地存在饱和及铁磁谐振等问题，难以实现大范围测量，同一互感器很难同时满足测量和继电保护的需要。电磁式电流互感器二次回路不能开路，电压互感器二次回路不能短路，否则将危及人身及设备安全。电磁式互感器由于绝缘降低，运行中经常发生爆炸现象，危及电力系统安全运行。

针对传统电磁式互感器的缺陷，电子式互感器逐渐受到国内外的广泛关注。电子式互感器分为有源与无源两种，其中全光纤电流互感器为无源型，它基于磁光法拉第效应原理，采用光纤作为传感介质，不存在铁磁共振和磁滞后饱和，同时具有频带宽、动态范围大、体积小、重量轻等优点[1]。

电子式电流/电压互感器（ECT/EVT）与保护设备的接口实现途径，从系统可靠性和技术发展两个方面考虑，一般采用数字化。即：对ECT/EVT 所输出的电流、电压信号进行就地数字化后，通过光纤、合并单元、网络设备等传输至保护、测控设备。采样值数字化传输是数字化变电站区别于当前变电站自动化系统的重要技术特征之一。

1.2 智能开关设备

与常规变电站开关设备相比，智能变电站在应用方面进一步加大了开关设备信息化。智能化的开关设备将监测更多设备自身状态信息，全面实现对开关设备的物理状况、动作情况、运行工况等方面的信息化实现;在自动化功能方面，进一步实现智能化，在控制功能、状态自检测、状态检修等方面实现智能化控制操作;设备信息及智能功能，可通过网络实现与上级系统及其它设备的运行配合，自动化程度更高，具有比常规自动化设备更多、更复杂的自动化功能;具备互动化能力，与上级监控设备、系统及相关设备、调度及用户等及时交换信息，分布协同操作。

智能开关设备[2]是将信息技术、传感器与传统高压电器组合，用计算机、信息技术、新型传感器和电力电子技术建立断路器的二次系统，形成具有智能功能的高压电器。其主要特点如由微机控制、电力电子组成的执行单元，可按电压波形控制跳、合闸角度，精确控制跳、合闸过程的时间;新型传感器与微机相配合，独立采集运行数据，可早期检测设备缺陷进行故障预报;采用传感器技术对高压设备的运行状态进行记录、分类和评估，为设备维护、维修提供决策。

监测信息量最大化、判定方式多样化、综合监控手段和专家人工智能方法等可使对故障的判定更加准确和及时。采用网络连接技术，整体信息共享，在断路器与断路器、断路器与间隔层、变电站层之间建立标准化的通信网络，是故障诊断和状态监测的重要基础之一。

未来智能开关设备的特点及功能主要有：

①智能操作功能

智能开关设备可直接处理设备信息并独立执行本地功能，如采集开关设备运行状态信号、控制操作等功能。

②智能控制功能

智能开关设备的智能控制功能应能实现在最佳状态进行开断，按电压波形控制跳、合闸角度，精确控制跳、合闸时间，减少瞬时过电压，并能实现定相位合闸、定相位分闸，按照指定的程序顺序控制。

③开关设备工作状态的在线监测与诊断功能

在线监视功能应能实现对设备的各项电性能，磁性能、温度、开关机械和机构动作情况进行在线监视，以满足状态检修、状态监测以及状态评估的需要，并据此提出检修计划，安排实施。

④功能集成

具有保护、测控、录波、测量计量功能。

⑤开关设备的数字化通信接口

智能开关设备应具备数字化通信接口，以 IEC61850 通信规约接入变电站自动化系统。具备设备就地调试、打印的接口等。

2.相关技术与二次设备

2.1 在线监测技术

以往对于变压器、断路器等变电站一次设备的工作状况多年来普遍采用对设备进行定期检修预试制度，即定期停电后进行预防性试验（离线）来掌握其信息以决定能否继续运行，存在需要停电、试验真实性和实时性差等缺点。

智能变电站在线监测与故障诊断系统是通过在线监测各种变电设备的状态参数，反映设备健康状况，实现变电设备状态的在线监测，同时采用专家分析系统进行科学的诊断和分析，以及时发现设备运行中的异常征兆，发出报警，避免发生设备事故，并可为设备状态检修提供基础数据;系统投入实际运行后，可以延长预防性试验的周期，替代预防性试验。

智能变电站在线监测系统采集变压器、断路器&GIS、电流互感器、电压互感器等主要高压设备状态信息，进行数据采集、实时显示、诊断分析、故障报警、参数设置等，实现对变电站电气设备状态在线监测的系统化和智能化，使其具备自身状态信息管理、诊断、评估和控制的功能，通过与智能综合组件结合或集成，构成具有测量、控制、保护、计量和监控功能的统一实体实现其智能化。

同时，进行可视化展示并发送到上级系统，为智能电网实现基于状态检测的设备全寿命周期综合优化管理提供基础数据支撑，全面提升设备智能化水平，实现电网安全在线预警和设备智能化监控。

2.2 合并单元

合并单元作为数字互感器、智能化一次设备、智能化二次保护、测控和计量设备的中间连接环节，其主要功能是接收一次设备的信号，并对采样的数据进行汇总。根据二次接入设备的要求，输出相同或不同的数值和开关信号，同时可接收二次设备的输出信号，至智能化一次设备。

2.3 网络化的二次设备

智能变电站系统网络化的二次设备架构采用三层网络结构：站控层、间隔层、过程层。

站控层包括监控主机、远动通信机等。站控层由计算机网络连接的系统主机、工作站、远动主机、保护信息子站等设备组成，提供变电站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并可与调度中心、集控中心、保护信息主站通信。智能变电站相比传统变电站，整个站控层网络采用IEC61850通信标准，其模型描述能力大大提高、装置互操作性大大增强。

间隔层一般按断路器间隔划分，具有测量控制单元或继电保护元件。站控层、间隔层设备组双光纤以太网，间隔层保护测控设备直接连接到站控层网络中。间隔层由各种不同间隔的装置组成，这些装置直接通过局域网络或者串行总线与变电站层联系;也可设有数据管理机或保护管理机，分别管理各测量、监视元件和各保护元件，然后集中由数据管理机或保护管理机与变电站层通信。过程层是一次设备与二次设备的结合面，或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。

过程层的主要功能分为三类：

（1）实现运行电气量检测;

（2）运行设备状态检测;

（3）操作控制命令执行。

智能断路器或紧凑型断路器设备、数字互感器及变电站中低压侧的保护测控一体化，实现了变电站机电一体化设计。

3.总结

本文通过对智能电网变电设备与技术的探讨，得出结论，实现智能化变电站对我国变电站的自动化运行和管理会带来深远的影响，具有重大的技术和经济意义。

参考文献

[1]谭文恕.变电站通信网络和系统协议IEC 61850介绍[J].电网技术，2001，25（9）：8-9.

变电站站用电系统电网技术论文 篇4

关键词：智能,站用电,一体化

0 引言

站用电源是变电站安全运行的基础,随着变电站综合自动化程度的越来越高以及大量无人值班站投运,相应提高站用电源整体的运行管理水平具有重要的意义。

1 500k V变电站交直流系统现状

目前,500k V变电站的交直流系统分站用交流电源系统、UPS系统、二次直流系统和通信直流系统,各自独立。

站用交流电源系统采用抽屉式配电屏,馈出线保护采用失压延时脱扣实现。

二次直流系统电压等级一般为220V或110V,负责向站内的监控设备、保护设备等控制操作负荷供电;通讯直流系统电压等级一般为48V,负责向站内的调度交换机、通讯配线架等通信负荷供电。二次和通信两套直流系统相对独立配置。

2 站用电源交直流一体化系统方案

2.1 站用交流电源智能化技术方案

进线回路采用智能一次进线模块,该模块内含断路器、ATS开关、电流互感器及其它相关辅件。配置RS485通信接口,能实时检测进线电压、电流、频率、有功功率、无功功率、有功电度、无功电度、功率因数,并上传上位机,可判断低电压、过电压、电压断线。ATS开关具有以下几种工作模式:固定电源1/固定电源2/停止供电/自动电源1/自动电源2/自动切换,自动切换功能使得#0备用变和#1、#0备用变和#2站用变能互为备用,且Ⅰ、Ⅱ段母线不需设置母线联络。#0备用变进线设置双重断路器,进线断路器采用电动操作机构,可实现断路器远程分闸和合闸的自动化控制。

交流馈线回路采用智能交流馈线模块,具有监测开关位置及事故跳闸报警、交流/直流电流采集、漏电流采集及越限告警、通信等功能。

各开关智能模块分别采集各交流回路电流、电压量等信号量经RS485总线传送至监控及通讯屏内的一体化监控模块以IEC61850传输至变电站智能化监控系统。一体化监控模块接收监控系统的控制指令并可控制每个回路开关的跳合闸。

2.2 通信电源DC/DC变换分散布置方案

通信电源负责向站内的调度通道及保护通道等通讯设备供电,需具有很高的可靠性。随着高频开关电源技术和设备的日趋成熟,模块化的通信专用DC/DC变换器在变电站中得到了推广和应用。

在站用电源一体化供电的模式下,通信设备采用220V或110V电源输入,装置通过DC/DC转换,将220V或110V变换成48V供通信设备用电,这样取消了通信专用蓄电池组,合理地分配变电站的直流系统资源。

2.3 直流电源系统配置方案

直流电源通常有集中配置和分散配置两种方式,集中配置方式为全站共设一套直流系统,充电器、直流主柜等设备均集中布置在控制室内,其他地方设置直流分柜;分散配置方式则按每个电压等级各设置一套直流系统,充电器、直流主柜等直接布置在各电压等级处。其中分散配置又可考虑采取相对集中的配置方案,综合考虑500k V变电站的规模、电压等级和小室布置等因素,配置两套直流系统。

2.4 蓄电池的优化配置方案

蓄电池电压的选择:500k V变电站操作直流系统一般采用220V或110V电压,因采用220V电压可选用较小的电缆截面,节省有色金属、降低电缆投资,较110V直流电压抗电磁干扰能力强,适合户外远距离供电。故选用220V直流电压。

2.5 站用电源交直流一体化系统网络方案

配置一体化监控模块采集站用电源各子系统信息,将站用交流、直流、UPS、通信电源等智能设备联成网络接到一体化监控模块,实现站用电源信息共享,建立统一的智能化电源软件平台,通过以太网接口采用IEC61850规约与智能化监控系统通信,一体化监控模块接收站内监控系统的控制指令并可控制每回开关的跳合闸。系统网络架构图见图1。

3 结论

变电站站用电系统电网技术论文 篇5

关键词：电网变配电；用电管理；FCS技术；数字化；智能化；四网融合

中图分类号：TM755 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）26-0047-02

电网系统是由发电厂、电网、用户等部分组成，随着经济和科技的飞速发展，智能化电网已经成为电网系统发展的主要方向，电网的变配电是电网系统的重要分支与用户有紧密的联系，由于电网变配电具有网络分支多、生产参数检测量大、集约化程度高等特点，为确保电网系统的正常运行，必须加强电网变配电和用电管理。

1 FCS技术的概述

1.1 FCS技术的简介

FCS技术是在DCS/PLC的基础上研发的一种新技术，FCS技术即现场总线控制技术，这里的现场总线是指从控制系统连接到现场设备的双向串行数字通信总线，现场总线的“现场”指的是现场设备，而不是指某个位置。FCS技术是一种开放式、数字化、多节点、双向串行的控制技术，能用于自动化系统和智能化现场设备管理中。随着FCS技术的不断发展，FCS技术在电网系统的应用越来越广泛，FCS技术为电网变配电和用电管理提供了良好的选择方向。

1.2 FCS技术的优势

FCS技术是在DCS/PLC的基础上研发出来的，在很多方面继承了DCS/PLC的成熟技术，例如在现场变送器的两线制供电、阀门定位器的两线制供电、IEC61131-3的编程组态方法、人机界面操作站、远程I/O、本质安全防爆等方面。同时FCS技术比DCS/PLC技术更加先进，超脱了DCS/PLC的框架，FCS技术的最大特点是现场设备的数字化、网路化、智能化。FCS技术为分布式网络自动化系统，采用标准通信协议，属于分散控制结构，准确度很高，误码率低，运行、安全、维护等操作简单。

2 FCS技术在电网变配电和用电管理中的应用

2.1 在变电站监控中的应用

变电站是电网系统现场监控设备繁多、信号收集量比较大的一个中转站，变电站的现场信号采集包括电流、电压、过流、过压、功率、温度、短路保护等信号，这些信号的准确性对分析现场设备的正常运行有十分重要的作用。传统的变电站现场设备监控方式为RS-485模式，这种模式的现场查询方式和负载容量已经不能满足电网系统发展的需求，如果RS-485模式的通信方式出现故障，就会导致整个系统瘫痪，严重地影响了电网系统的正常运行。采用FCS技术进行变电站监控，能有效地提高现场设备信号的准确性，提高通信效率，FCS技术能实现手机通信故障报警，可以实现无人值守，极大地减少了工作人员的劳动量，有效地降低了电力企业的生产成本。

2.2 电能参数远距离监控

FCS技术能满足电力系统运行管理的智能化、数字化、网络化、信息化要求，FCS技术能有效地提高电能参数检测质量，从而保证了电网系统安全、稳定的运行。目前，有很多电力企业采用FF总线、CAN总线等现场总线建立的电能检测基站，以自动抄表为核心技术，以现场总线技术为载体进行信息传递，将用电管理技术、电测技术、通信技术等于一体，实现信息处理模块化、数据收集模块化、远程监控模块化，从而快速、高效、实时地完成电能参数监控任务，这样能及时准确地为客户提供服务，有利于电能数字化、智能化管理的实现。

2.3 “四网融合”的电力调度管理

随着经济的快速发展和科技的不断进步，我国的电力调度系统发展规模越来越大，传统的DCS技术已经不能满足电力企业宏观管理额要求，目前，电力企业存在发电生产控制系统和集团公司生产管理系统相互独立的现象，采用FCS技术能打破这种现象，真正地实现数字化、分布式控制系统，从根源上改变管理信息网络系统的结构。在底层网络系统中，FCS技术打破了传统总线的局限性，为全面智能化、数字化管理奠定了良好的基础。随着计算机网络技术的快速发展，将通信技术应用到现场设备和数据管理中，以现场总线为基础网络，将互联网、企业网络、电力网、通信网络组合在一起，形成“四网融合”框架，从而推动用户信息、企业信息、现场信息等三方信息的交流，优化电力企业的电力调度和管理，增加电力企业的经济效益，有效地促进电力企业的发展。

2.4 智能家居电器监控

智能家居电器是电网系统中用户终端设备之一，智能家居的实现，能满足智能电网的建设要求，做到智能用电、节能减排。智能家居包括室内温度、光线、烟感、急救、防盗等监控，室外门口、阳台、车库的监控，家用电器如电视、照明、电脑、空调、洗衣机、热水器、电冰箱等电器的电流、电压、功率因素的监控，电、气、水的远程抄表服务。FCS技术能将家居内用电设备连接起来，构建底层网络，采用无线网络、Web技术实现远程实时监控，从而准确、客观地掌握家居电器用电状况。

3 FCS技术在发电厂的应用

发电厂系统I/O测点比较多，现场设备比较多，并且设备比较集中，发电场的各个系统都有设备监控复杂、实时性高、可靠性要求高的特点，为保证发电厂各系统安全、稳定的运行，必须使用安全、可靠的控制系统进行监控。在发电厂系统中采用FCS技术，能真正地实现全厂监控，FCS技术能快速、高效地收集设备运行、管理等信息，极大地提高设备诊断功能，从而实现了现场设备远程监控和维护，优化了现场设备操作。FCS技术能减少控制柜的使用数量，减少了电缆数量，有效地降低了运行成本，FCS技术能增强系统抗信号干扰能力，快速、准确地将信号传递出去，从而提高了整个系统的可靠性和安全性。

4 结语

FCS技术具有系统成本低、集成能力强、可靠性强、系统测量控制精度高等特点，能为用户提供互操性、开放式、标准化的控制产品，将FCS技术应用在电网变配电和用电管理中，能有效地提高电力企业的生产管理水平，降低电力企业的生产成本，增加电力企业的经济效益，提高电力企业的市场竞争力。

参考文献

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