时间：2023-06-06 09:33:24
开篇：写作不仅是一种记录，更是一种创造，它让我们能够捕捉那些稍纵即逝的灵感，将它们永久地定格在纸上。下面是小编精心整理的12篇变电站设计，希望这些内容能成为您创作过程中的良师益友，陪伴您不断探索和进步。
引言
35KV变电站的规模相对较小，适用于中小型城镇以及乡村地区，因此为了保证其实现经济价值的最大化，必须优化变电站变配电系统，在保障变电站能够安全运行的前提下，最大限度的降低线损，优化设计，从而节约运行成本，提高其经济效益。在这一背景下，本文将从不同角度分别论述35KV变电站设计方案的特点。
1.常规35KV变电站存在的问题
35KV变电站一般处于较为偏远的地区，技术手段相对落后，人员操作水平受限，在工作时发生操作失误的可能性较大，所使用的设备相对落后，设备老化增加了维修运行成本，而且站点面积较大，其产生的损耗和效率不成正比，这些问题在增加变电站运行成本的同时为变电站的安全顺利运行带来了很大程度上的隐患。
2.35KV变电站设计方案的选择
35KV变电站是我国农村输电网络中的重要组成部分，不仅要符合国家对变电站的相关标准要求，还应根据实际情况比较不同设计方案的经济性，对设计方案进行优化，在满足用电需要的同时控制工程造价，降低变电站运行成本，做到安全、可靠、节能。根据具体需要，其具体方案的选择一般考虑以下几个方面。
2.1 从经济效益考虑的设计
这类变电站一般相对简陋，是35KV简易变电站，具有投资少、建设周期短、投入使用速度快的特点，在我国农网改造计划中应用广泛，不但能节省投资，而且运行成本相对较低，减轻了用户经济负担。
简易变电站的设计一般包括一台主变容量3150KVA，为了降低线损，采用35KV进线一回，主变压器保护采用高压熔断器，10KV出线三回，以柱上真空开关为线路保护手段，整个变电站户外设置，无需人员看守，在经济落后、资金筹集困难的贫困偏远山区得到广泛应用，需要注意的是，这类变电站设计需要充分考虑布置问题，为今后扩容改造留有余地。
2.2 从技术更新考虑的设计
随着变电站技术的提升，除了一般变电站的常见配置，还出现了具备微机控制、集成电路保护的35KV中小型变电站。这类变电站的高压设备同常规变电站基本相同，但是控制部分以及保护装置都由微机控制，其工作原理是通过数据采集来实现对电力系统运行时各项参数的实时掌控，由微机对数据进行加工处理后直观的反馈给变电站运行管理人员，一旦系统运行发生故障，CPU可以根据所采集的信息实现一定程度的保护功能，利用微机的相关信息记忆存储功能，能掌握故障种类，表现系统故障前后的参数差异，便于工作人员对故障进行分析和处理。
微机保护装置不同于简易变电站，无需调试，减少了变电站运行维护的工作量，在一定程度上避免了出现人员操作失误带来的损失，而且微机的自诊断功能可以帮助系统自动识别和排出故障。
这类变电站设计的方案一般为：35kV 进线一回，户外布置，10kV 出线六回，采用户外装置，使用微机保护屏， 继电保护配置为： 主变保护采用微机差动保护作为主保护， 三段式复压闭锁过电流保护作为后备保护，本体保护则依靠重瓦斯保护、轻瓦斯保护，线路保护为二段式相间过流保护，保护功能依赖微机实现，具备三相一次重合闸、过负荷报警等功能。
这种设计方案与常规35kV 变电站相比具有明显优势，不仅减少了占地面积，节约投资，而且安装、运行维护都较为容易， 由于其控制、测量以及保护、信号、电源等装置都使用了计算机技术，具有保护功能完善、整定精度高的优势，而且动作离散值小、速度快，也还可以按全户内式设计，可控性强。
2.3 以实现自动化为主要需求的设计
随着电网自动化技术的发展，无人值班变电站成为变电站设计的主要发展方向，这类变电站设计一般采用低磁密、低损耗的大型变压器，开关选择以SF6和真空开关为主，采用双电源自动切换，其中直流系统以智能高频开关完成电源系统操作，具有欠压预警、自动均充、停电报警等功能，可靠性更强，而且有远程通讯接口，可以实现直流系统运行的远程监控。
这类变电站的核心是集系统控制、保护功能于一体的自动化系统，采用高性能处理器，系统配置灵活，安装模式可选，不仅可以集中组屏，也能根据需要分散安装，通讯总线可以选用电气方式，也能采用光纤方式，其系统结构可分为三个部分：变电站层、通讯层以及间隔层，需主变容量 6300kVA 两台，户外配电装置采用35kV 进线一回，10kV 出线四回，l0kV 电容器两组，根据实际情况可以不设实地后台监控主机，而是采用在调度端设置值班室，通过无线扩频方式实现远程通讯，预留一个调度通讯端口，达到远程监控的目的。设备保护通过微机实现，设置主用备用两个相互独立的远程控制通道，可选载波通道、微波通讯或者架设高频电缆，通过调度系统的自动化和运动RYU实现35KV变电站的无人值班布置，具有占地面积小，布局紧凑的特点，无需建设生活设施，是我国电网发展的发展方向。
随着新型技术的发展，新的设备不断投入使用，这就要求设计方案在接线煎蛋、操作方便的基础上还需考虑变电站增容扩建、升压，为未来发展留有余地，尽可能实现现有资源的可重复利用，避免拆除翻建，造成不必要的浪费。
3.结语
35KV变电站在大型城市已经无法满足城市发展需求，然而因为其投资少、建设快、运行方便等优势，在广大农村地区依然长期存在。在选择35KV变电站设计方案时要统筹兼顾，根据实际情况选择最佳方案。
参考文献
[1]刘锦明.试议小型化35kV变电站的设计[J].中小企业管理与科技（下旬刊），2013（10）.
关键词：变电站；主接线；设备平面布置；综合自动化；电气主接线
中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）29-0100-02
为了提高地区的供电质量，我国如火如荼地进行着电网改造工程，35kV变电站建设工程也有大力发展。工程人员在各种不同项目中不断探索各种新技术、新方法，力求达到缩短工期、降低造价、提高质量的要求。
1 主接线和主设备的选择
1.1 主接线选择
某地区农业负荷相对于工业用电比例更大，全年中二、三季度用电负荷相对较大，对负荷平台水平有一定的要求。电气主接线设计分两期进行，终期按照两台主变进行考虑。
对于首期工程。35kV变电站若采用一条35kV进线和一台主变，单元接线为变压器-线路。设计时还注意给二期工程做预留，若断路器、隔离开关等于首期不上，利用瓷柱过渡跳线。35kV电压母线变压器的安装需要结合计量管理及电网位置状况决定；可在35kV进线侧接35kV站变。对于二期工程。主接线采用两回进线，两台主变压器。35kV侧可采用桥形接线分内桥接线和外桥接线，前者适合于操作简单，主变压器运行相对稳定的变电站，后者更适合于操作较为复杂的变电站。与单母线接线相比，桥形接线少断路器一台却增加了操作难度，而我国当前35kV断路器已国产化，没有太大的经济压力。所以，35kV侧两进线两主变压器的变电站，宜采用单母线接线。为满足未来城乡用电标准一体化需求，双回进（出）线将成为变电站的发展趋势，但其造价也大幅度上涨。对此，35kV变电站采取一主一备（即能手拉手）形式，检修时启动备用线路。主备电源设有自动投入装置（BZT）。若主接线超过3回，可采用单母线分段接线，每段宜2～3回，电源进线母线各段宜1回，分段断路器由BZT控制，若地形条件满足，35kV配电装置可进行双列布置，否则只能单列布置。10kV侧主接线，一般采用一期为单母线，终期为单母线分段。
上述接线方式清晰有序、运行方便、经济可靠且运行及检修方式灵活。
1.2 主设备选择
采用低损耗、油浸、自冷、有载调压变压器，容量为2～10MVA。主变若为2台，容量比宜为1∶2；若负荷高峰（≥5MVA）持续时间长，容量比宜为1∶1。全密封变压器在条件允许时优先选择。高压断路器优先选择SF6国产断路器。10kV等级户外布置断路器优先采用柱上真空断路器；解决漏气问题后也可选择10kVSF6断路器。对于10kV等级户内布置断路器采用机构本体一体化的真空断路器较合适。高压隔离开关要求材质好、耐腐蚀的防污型产品；无人值守变电站优先选用GW4型带电动机构的隔离开关。高压熔断器尽量选择质量较好的。互感器和避雷器：为防止铁磁出现谐振，优先选择干式电压互感器，过励磁时呈容性。若选择电容器式电压互感器，可省去高压侧熔断器。选择带0.2级副线圈专用电流互感器。保护用电流互感器选择独立式的，但断路器附带的套管式电流互感器也可在电气伏安特性满足二次要求的情况下采用。避雷器选金属氧化物材料，户外选瓷绝缘避雷器，户内选合成绝缘避雷器。电力电容器：优先选用全膜电容器；若电容器组超过2组，要配置6%的空心或干式电抗器。针对季节负荷较大变电站，为提高功率因数，实现无功补偿，宜选可无载投切分组的集合式电容器组。直流电源：优先选择带微机检测和远传接口的高频开关电源的成套直流电源装置，采用5～10A2块模块。蓄电池可选阀控全密封铅酸蓄电池，容量40～80Ah。二次设备：优先选用具有与变电站综合自动化或RTU灵活接口的微机型继电保护设备，分散布置10kV保护；35kV保护备用电源发挥联络线功能时需配备线路保护，集中组屏布置馈线保护；根据实际情况考虑配置主变纵差动保护。变电站自动化系统：设备选型要求满足无人值守需要。综合自动化系统应具备微机“五防”闭锁及接入火警信号等功能。通信采用数字式载波通信，条件允许可选扩频、光纤等方式。
2 设备平面布置
合理的35kV布置需考虑到各个方面，主要包括五种：第一，35kV采用屋外中型配电装置，10kV采用屋外半高型配电装置，屋外设主变，采用集中式控制保护，设2层建筑物，控制室设于2层。第二，35kV同上，10kV采用屋外中型配电装置，双列布置，设集中式控制保护，控制室设于单层建筑物。于10kV和35kV配电装置间且偏向10kV的地面上设主变压器。设一带环形巡回通道的主干马路于35kV配电装置和主变之间。此种布置虽清晰明了、维护方便、易扩建，但高压电器暴露于室外，设备运行条件相对恶劣。第三，35kV、10kV配电装置同上，户外就地设10kV控制保护，35kV设集中式控制保护。控制室设于单层建筑内。此种布置比较节约土地，但比较紧凑导致维护不便，不利于扩建。同第二点设备运行条件较差，对绝缘工作要求较高。第四，35kV采用屋外中型配电装置，10kV采用箱式配电装置。于10kV和35kV配电装置间且偏向35kV的地面上设主变压器。设一带环形巡回通道的主干马路于10kV配电装置和主变之间。箱体内置10kV配电装置和全站控制保护，控制室不需另外设置。此种布置节约土地、安装简便、设备运行环境好、检修方便且有利于搬迁扩建。第五，35kV采用屋外中型配电装置，10kV采用屋内成套配电装置。于10kV和35kV配电装置间且偏向35kV的地面上设主变压器。设一带环形巡回通道的主干马路于10kV配电装置和主变之间。控制室内集中设置全站控制保护。此种布置节约土地，检修维护方便，但房屋建设开支大。
针对不同的情况，相对而言，我们推荐第二、第四及第五种模式。
3 变电站综合自动化设计
按照设计思想和安装物理位置的区别可以将系统硬件结构形式分为许多类别，如分布式、集中式、分散分布式等。
分布式为35kV变电站综合自动化系统一种典型的结构形式。装置划分为管理层、变电站层以及间隔层，传送信息采用现场总线进行，独立设计保护系统，间隔层信息采集系统供远动系统和监控系统共同使用，满足分布式RTU技术标准的要求。依照一次设备来组织间隔层，其组成成分为许多不同独立的单元装置，这些单元由担负这集中处理和管理数据，上传下达信息任务的站控层通过现场总线控制。通常根据断路器间隔进行结构布设，分为测量部分、控制部分以及断电保护部分。管理层的主要构成就是计算机，通常为数台微机，要求界面清晰、操作简便。值班人员通常必备的基本技能包括：简单数据处理分析、显示画面、打印等。
集中组屏的分层分布式综合自动化系统一般比较适用于改造35kV变电站的工程中。综合自动化改造时，为缩短工期，工程人员还可对现有的二次电缆进行充分利用。分散分布式与集中组屏相结合的综合自动化系统比较适用于新建35kV变电站的工程中。这种结构设计方法是面向电气一次回路或电气间隔的，是一种“面向对象”的设计理念。在间隔层中集中设计各种数据采集单元监控单元及保护单元，并于开关柜上或者别的一次设备旁进行就地分散安装。如此，每个间隔单元的二次设备便独立起来，管信交换和息理由站控机通过光纤或电缆线路实现，从而将二次设备及电缆的材料降低到最低限度，节约了开支并简化了二次回路调试工作。
4 结语
当前，我国35kV变电站建设和改造工程十分紧迫，也极具挑战性。在设计阶段，必须结合变电站实际情况，进行合理的规划和设计，减少甚至彻底消除变电站的缺陷，最大限度地保证人身、电网及设备安全。
参考文献
[1] 韦春霞.35kV变电站设计方案优化探讨[J].科技资
讯，2006，（35）.
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[3] 顾工川.35kV数字化变电站的设计[D].南昌大学，
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[4] 王业成.浅谈提高变电站供电可靠性的措施[J].广东
科技，2011，（16）.
[5] 周林.浅谈变电站35kV进出线段防雷保护[A].云南
关键词变电站自动化系统构成特点
随着数字式微机保护、监控技术和远动通讯技术的广泛普及应用，电力系统变电站的自动化水平发生了根本性变革。变电站综合自动化作为一种新技术应运而生，现阶段已被国内110kV电压等级新建变电站广泛采用，并在实践中不断改进，已发展成为一种成熟的技术。220kV东莞长安变电站正是在这种技术背景的支持下采用了变电站综合自动化技术而取代常规变电站二次系统。
1工程概况
220kV东莞长安变电站(以下简称长安站)，远景共6回220kV线路，8回110kV线路，3台180MVA三卷变压器，24回10kV线路，12组10kV补偿电容器。
本期规模为4回220kV线路，2回至沙角电厂，另2回分别至深圳的西乡站，公明站。6回110kV出线，2台180MVA三卷变压器，220kV、110kV均采用双母线带旁路主接线。
无论从其规模，还是系统中的位置看，长安站均属于220kV大型枢纽变电站，在系统中具有十分重要的地位。
2自动化系统配置的重要原则
由于长安站处于系统主电源(沙角电厂)与重负荷区域之间，而长安站自身就处于用电负荷中心，因此，本站二次自动化系统设计必须保证的首要目标就是系统的安全可靠性。任何在系统的安全可靠性设计方面的疏忽、不足、给系统带来的潜在隐患都可能对供电造成重大损失。为有效提高自动化系统的安全可靠性而从以下几方面给予保证。
2.1保证保护装置的完全独立性
保护配置按保护设计规程配置要求面向对象独立设置，所有间隔单元保护完全独立，互不牵连。保护装置的动作条件仅由保护装置自身判断，而不依赖于计算机网络在任何时候的物理状态。简而言之，即使监控计算机网络完全瘫痪，也不致影响保护装置正确动作。保护与监控系统的关系仅是在保护动作后向监控系统发送保护动作信息。
2.2面向对象的分散分布式测控单元
尽管监控系统在二次系统中的重要性次于保护装置，但监控系统的安全可靠性仍对系统的正常运行具有极重要的意义。因此，对监控系统的可靠性亦提出了极高的要求。
众所周知，任何一个装置，其功能集成化程度越高，硬件相对功能成本越低，但其一旦故障所带来的系统风险却越大。为有效降低系统中某元件故障给系统带来的影响，而采用分散分布式测控单元。从10kV馈线至220kV线路间隔，每一个间隔配置1个测控单元，该测控单元仅完成本间隔的遥测、遥信、遥控功能，各测控单元通过计算机网络相联系。任一个测控单元故障或异常仅影响本间隔的数据采集与信息传输，而不影响其它单元和整个计算机网络的正常工作，从而将硬件故障的系统风险化解到最小。
同时，由于采用面向对象的分散分布配置的测控单元，亦增加了系统硬件配置的灵活性。当变电站一次系统扩建时，仅需增加相应的测控单元，扩充数据库即可，而不影响已在线运行的监控系统正常工作。
3综合自动化系统的网络结构
本站综合自动化系统基本型式为分层分布式网络结构，从层次结构看，基本有3层：间隔层、网络通讯管理层、站级层。
间隔层由所有分散式测控单元、保护装置通讯接口以及保护通讯管理机、电度表通讯接口以及电度表通讯管理机和上述设备的网络通讯线组成。间隔层面向控制对象，起数据采集、处理、控制输出等作用。事实上，间隔层可视作监控系统与监控对象的界面接口。
通讯管理层由装于总控柜上的2台通讯管理单元构成，起着全站自动化系统的通讯枢纽作用，接收各子网送来的信息，并根据后台当地主站、五防工作站、继保工程师站、以及远动接口的要求发送信息，接收上述各工作站和远方调度中心下达的控制指令至指定的受控单元。由于该通讯管理单元起着承上启下，管理全站信息通讯的作用，在监控系统中的地位显然至关重要，其故障或异常将导致整个监控系统和远动通讯的瘫痪。因此，该通讯管理单元成为监控系统中风险最集中的环节，任何其它环节故障的影响都是局部的、有限的，而通讯管理单元的影响却是整体的、全面的。任何一个系统的设计，不论元器件的筛选如何严格，均必须考虑到任一元件均有故障或异常的可能性。我们必须考虑到一旦当这种可能性成为现实时，系统的应变措施以及该影响带来的系统风险的可接受程度。
显然，通讯管理单元故障带来的系统风险如无法及时消除，则该风险是不可接受的。为此，本自动化系统配置2台通讯管理单元，采用双机互为热备用自动切换的工作方式。正常运行时A机工作，B机备用，当A机故障，B机自动切换为工作状态，而一旦A机恢复正常，又切换到A机工作，B机恢复热备用。对切换过程中通讯的短时(约10s)中断，由于不致影响到一次系统的安全运行，不影响所有继电保护装置的正常运行，故这种监控系统的短时中断的风险是可以接受的。而对于2台通讯管理单元同时故障的可能性不予考虑。
站级层由2台监控主站和1台继保工程师站组成，各工作站直接接于通讯管理单元。监控主站除具有取代常规控制、信号屏的作用外，还具有VQC——电压无功、主变有载调压开关自动调节控制功能，微机五防功能。正常运行时，1台置为后台监控主站，1台置为专用五防工作站——专门作为全站隔离开关、接地刀防误操作用。当一台监控工作站异常退出运行，另一台监控工作站则同时完成两台监控主站的任务。
由于继保管理工作较之常规监控功能在技术管理方面具有明确的分工与独立性，故对全站的继电保护装置的管理设置1立的保护工程师站。该工作站记录全站所有数字式保护的动作行为，结合专用分析软件对继电保护和电网故障进行故障分析，对各保护装置进行参数设置，定值修改。更具实用意义的是该继保工程师站接入1个公用电话网调制解调器，使该继保工程师站延伸到任何有电话的地方。
110kV、220kV以及主变测控单元采用DISA-910S测控装置，分散装于与操作箱同屏的保护屏上。各DISA-910S同时还具备同期合闸功能，省去了专用的集中同期装置，减化了二次接线。所有DISA-910S通过双CANBUS网接入总控柜通讯管理单元，通讯介质采用屏蔽双绞线。
10kV部分采用DISA-920测控单元，因10kV开关柜距总控柜通讯管理机较远，其通讯介质采用光纤一对一星形拓扑结构直接接入总控柜上光纤管理单元再与通讯管理单元连接，该测控单元同保护装置并排装于10kV开关柜上。
110kV、220kV线路保护，主变压器保护采用南瑞保护公司产品，其所有保护装置通过其串行接口接入CM-90保护通讯管理机，CM-90再以串口接入总控柜通讯管理单元。
而10kV线路、电容器保护以及110kV、220kV母差保护采用南瑞深圳公司产品。10kV线路、电容器保护信息采用屏蔽双绞线CANBUS网接入与之配套的ISA-100保护通讯管理机，110kV、220kV母差保护则通过串口接入ISA-100保护通讯管理机，ISA-100再通过串口接入总控柜通讯管理单元。
本站所有电度表采用数字式电度表，这些数字式电度表通过其自身RS-485接口连接接入与之配套的电能计量通讯管理机，再以串口接入总控柜通讯管理单元，传送相应的电度信息，以取代传统的电度脉冲采集方式。
综上所述，由于本站采用二次设备厂家种类较多，因此整个网络结构较庞杂，每一厂家的数字设备的通讯均通过其自己开发的通讯管理机再与主网(通讯管理单元)相连。
4远动接口
4个远动接口，2个对省中调，2个对市地调，同时发送各自所需之远动信息。为提高信息传输可靠性，采取在调度端进行通道切换，选取工作通道。对省中调仅发送其所需的遥测、遥信信号，省中调不对站内设备进行遥控操作。市地调不仅接受变电站发送的遥测、遥信信息，而且在变电站控制方式置于遥控操作时，由地调中心对变电站10kV以上断路器、主变压器中性点地刀、主变压器有载调压开关进行遥控操作。
5控制方式
所有10kV以上电压等级断路器和主变中性点地刀均可实现遥控操作和在站内监控主站上键盘操作，由于本站将全面按无人值班方式运行，因此将以地调遥控操作作为正常运行时的控制方式。考虑到极端情况下全站计算机网络出现全面瘫痪，无法在地调中心或监控主站上进行控制操作，而在保护屏上设置了跳合闸操作方式选择开关和控制按钮。可在保护屏上选择就地操作功能，通过DISA-910S(110kV以上电压等级断路器)实现同期合闸，当DISA-910S故障不能工作时，可选择就地操作中的非同期合闸功能，直接通过按钮对断路器分、合闸操作。
10kV开关柜上保护装置亦有实现就地分、合闸操作的按钮。
6VQC的调节实现方式
常规220kV变电站VQC调节采用1套专用的VQC调节装置，对于1个有3台主变的220kV变电站，为判断各主变间同步并列运行在不同运行方式下的同步并列条件，将需采集大量与之相关的开关、隔离刀位置信号予以判断。如果采用专用装置，这些信号必将重复采集，致使二次回路接线复杂，调节软件的修改也有一定的局限性。鉴于这些因素，我们要求采用后台监控计算机来完成VQC调节，不仅简化了二次接线，而且软件修改亦极为方便。
7值得磋商与改进的方面
尽管长安站设计与设备选型是先进的、合理的，所有的设备与集成方式代表了目前国内先进水平，但以发展的眼光看仍有不少值得磋商与改进的方面。
7.1在网络结构方面
正如前面提到的，本站所有的信息通讯均由处于中枢地位的通讯管理机实现，同时通讯管理机还要完成部分数据处理功能。一旦通讯管理机故障，所有信息传送将会中断，尽管采用了双机热备用的切换方式来保证通讯的可靠性，但这种方式仍显不足。也许取消通讯管理单元层，直接采用局域网的通讯方式，增设直接接于局域网的远动工作站将有助于网络可靠性的提高。
7.2110kV线路保护增设按周减载功能
对于常规220kV变电站，110kV线路、10kV线路均可能被设置为按周减载解除点，一般数字式10kV馈线保护均具有按周减载功能。本站选用ISA系列10kV馈线保护亦有此功能，但110kV线路保护却无按周减载功能，为此增加了1面按周减载屏，专用于110kV线路按周减载，这不仅增加了投资，也增加了二次接线的复杂性。现部分厂家生产的110kV微机保护已具有按周减载功能。
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随着社会经济的不断发展进步，我国用电量大幅度地增加。在用电量不断增加以及人们要求不断提高的情况下，对变电站的设计和投入使用必须尽最大努力满足其需求。变电站在人们的日常生活中占据了重要的地位。 1. 变电站的重要性
变电站是电力系统中变换电压、接受电能并对之进行分配、控制电力的流向以及调整电压的电力设施。它是电网之间相互联系的纽带，通过变压器将各级电压的电网联系起来，能够将电能进行变换和分配，它的安全可靠运行直接关系到整个电网的安全运行。
变电站的主要作用就是在高低压之间进行转换，有些变电站是将发电厂发出的电压进行升压，这样有利于电能远距离传输的同时还能够降低输电时在线路上的损耗；其他一些变电站是将高压转换成低压再传输给用户端。
变电站中最重要的设施是变压器，它能够将变电站接受的高电压进行变换，转换成用户使用的安全电压。除了变压器之外，变电站中的设备还有控制开闭电路的开关设备、互感器、母线、仪表、调度通信装置、防雷保护装置和继电保护装置等。 2. 变电站一次设计的一些体会 2.1 电气主接线设计
变电站的电气主接线，应根据变电站在电力网中的地位、出线回路数、设备特点及负荷性质等条件确定。并应满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资和便于扩建等要求，即经济性、灵活性和可靠性。
在经济性方面，电气的主接线能满足运行要求时，变电站高压侧宜采用断路器较少或不用断路器的接线；在电气一次设备选择方面，在保证主接线能够有效限制短路电流的同时，可以选择较为经济的设备。除去在设备上的节省，在变电站的占地面积以及电能的损耗上，还应遵循经济节省的原则。对于变电站的占地面积，主接线在设计时应为配电装置和布置创造出能够节约土地的条件，使变电站所占土地面积尽量减少；对于电能的损耗，要合理经济地选择主变压器的种类、数量和容量，要避免两次变压而造成的电能损失。
下面以变电站的220kV双\单母线接线为例，说明电气主接线经济性的优化设计，抛砖引玉。
双母线/单母线接线方式下，进出线侧隔离开关总是与断路器同时退出、投入运行，仅起到为断路器检修提供安全隔离的作用，取消后并不影响系统安全运行。
考虑上述原因，可以取消220kV 侧出线及进线侧隔离开关。
对于敞开式AIS 设备，断路器两侧设置隔离开关，可为断路器现场检修提供 必要的安全隔离，以保证在周围设备带电运行环境下断路器的正常检修维。GIS组合电器为断路器、隔离接地开关、电流电压互感器高度集成的设备，采用气体绝缘，结构紧凑，即使断路器两侧隔离开关都打开，检修部分与带电部分间仅有一个隔离开关断口，也不能在线解体检修。且断路器气室打开后，相邻气室也需降压或放气，相邻气室内设备需退出运行。GIS 的组合隔离开关仅为外部设备（母线、主变等）及内部调试断路器提供电气安全隔离。
随着设备制造水平的提高，设备可靠性大为提高，因此为开关检修设计的断 路器两侧隔离开就关失去（或者说极大地消弱）了存在的必要性和实际应用价值。
在无T 接线路的前提下，取消进出线隔离开关的设计与传统保留进出线隔离开关的接线方式均能满足正常运行及检修要求，不同处仅在于，前者在断路器检修时，需对侧开关分闸，而后者则无需对侧分闸。从运行单位了解，后者断路器检修时虽然理论上无需对侧分闸，但实际检修时对侧仍然分闸。
取消进出线隔离开关，将减少了一个操作机构、一组活动接触点、多个密封 法兰，降低机械、通流、气体泄漏故障的概率，提高设备的可靠性。
取消进出线间隔出线侧隔离开关，每个间隔可节省设备投资20～30 万元。
在灵活性方面，变压器的设计要满足其在调度、检修以及扩建时的要求。在调度时，变电站应该灵活地切除或投入线路和变压器，调配电源和负荷；在检修时，能够满足停止断路器、母线以及继电保护装置的工作时而不影响电网的正常运行以及对居民的正常供电，这就需要在对变电站设计时，应灵活地满足变电站检修时的要求；在扩建时，电气的主接线设计能够较为简单地从初期接线过渡到最终接线，这就要求在对主接线进行设计时，应设计出适应以后扩建的线路设备，且在扩建后投入使用时能够做到变压器或者线路互不干扰。
下面同样以韶关某变电站为例介绍接线从初期的线路－变压器组接线过渡到终期双母线接线的设计的灵活性。
该站本期规模一回220kV出线，一组主变，最终规模是5回220kV出线，3组主变，出于经济性和灵活性考虑，本期采用线路－变压器组接线（如图1），比常规的一线一变节省了1组220kV断路器、3台电流互感器、3组隔离开关，经济效益显著，同时该接线方式向远期的双母线接线（如图2）过渡也非常方便，只需解开一两处导线，对于地处偏远落后地区、初期规模较小的变电站的接线设计有借鉴意义。
图1 初期接线
图2 终期接线
在主接线可靠性方面，主要是要保证其设计的变电站不会出现全站停运、停电的现象；在各线路和设备进行全面检修时，不能长时间停电，还要保证一级负荷以及大部分的二级负荷；要保证在对断路器进行检修时，不会对系统和负荷的供电造成影响。 2.2. 110kV变电站的典型接线方式
在110kV的变电站电气设计中,主要考虑的就是终端变电站以及中间变电站。前者变电站则接近110kV变电站负荷中心,并在其中分为两路进线,从而将电能分配给低压用户,而实现这一分配的主要是通过两台主变来实现的。终端变电站的高压侧主接线形式有三种:单母线接线;内桥接线以及线路变压器组接线。对于单母线接线方式,主要是用在110kV变电站的高压侧主接线,且单母线分段的接线方式则是用在110kV变电站的低压侧主接线。该接线方式其供电可靠性高,运行较为灵活,但仍然存在一定的不足,即所涉及到的高压设备较多,增大了占地面积以及投资资本。对于内桥接线方式,主要用在110kV变电站的高压侧主接线,单母线分段的接线方式则是用在110kV变电站的低压侧主接线。该方式线路的进出较为方便,但也存在一定的缺点,即运行不灵活,用电不可靠。该接线方式适合于那些在高压线路运行较为频繁,且不受到电网穿越功率而经过城网变电站的情况。综合以上接线方式的不同特点以及适应性,在设计110kV变电站接线方式时,应该根据实际情况来选择不同方式的接线,以期达到最佳的接线效果。 3.变压器及的选择
在变压器的选择上，应根据变电站的情况而定。如果变电站的季节性负荷较大，或者有大量的一级负荷或者二级负荷时，应考虑安装两台或以上的变压器。如变电站可由中、低压侧电力网取得足够容量的备用电源时，可装设一台主变压器。在对变电站中变压器台数的确定时，应根据该变电站中的具体指标来进行选择，该指标有主变的总容量、变压器制造容量的限制、变电站的占地面积以及对配电装置的投资、对变压器的投资、短路情况下的电流水平等，根据这些指标可以确定变电所中对变压器的数量选择。一般情况下，城网110kV变电站的变压器有两台或多台，这样能够保证当其中一台变压器出现故障停运时，其余主变压器的容量应保证该站全部负荷的70%，在计及过负荷能力后的允许时间内，应保证用户的一级和二级负荷。
由于系统负荷不断变化，各个变电站节点的电压也随之变化，在系统无功电力平衡的前提下，可以进行电力系统的电压调整。电力潮流变化大和电压偏移大的变电站，如经计算普通变压器不能满足电力系统和用户对电压质量的要求时，应采用有载调压变压器。
当需限制110kV变电站主变压器35kV侧、10kV侧母线的短路电流时，可采用高阻抗变压器。 4. 配电装置及平面设计
高压配电装置的设计除了要认真的贯彻国家的技术经济政策以外,还应该根据当地的自然环境特点、电力系统要求和运行检修要求,结合线路出线走廊，制定出合理的设计方案并选择适宜的设备。高压配电装置要尽可能的采用新的材料、新的设备和新布置,在运用先进的设计技术的同时,保证设备的安全可靠的运行、巡视检修方便、经济合理。
【关键词】城市变电站；电气系统设计；综合自动化
1 城市变电站分析
随着经济的发展和人民生活水平的提高，对供电质量的要求日益提高。国家提出了加快城网和农村网建设及改造，拉动内需的发展计划，城网和农村网110kV变电所的建设迅猛发展。在城市人口集中、高楼大厦林立、用地十分紧张的情况下，城市的高低压线路走廊受到限制，给城市高低压网络的发展和变电所建设带来一定困难。农村自身的特点也给农网和变电所建设带来一定困难。如何设计城网和农村网110kV变电所，是城网和农村网建设、改造中需要研究和解决的一个重要课题。110kV变电所是电力配送的重要环节，也是电网建设的关键环节。变电所设计质量的好坏，直接关系到电力系统的安全、稳定、灵活和经济运行，为满足城镇负荷日益增长的需要，提高对用户供电的可靠性和电能质量，工农业生产的增长需要，迫切要求增长供电容量，拟新建110kV变电所。变电站是电力系统的重要组成部分，它直接影响整个电力系统的安全与经济运行，是联系发电厂和用户的中间环节，起着变换和分配电能的作用。电气主接线是发电厂变电所的主要环节，电气主接线的拟定直接关系着全所电气设备的选择、配电装置的布置、继电保护和自动装置的确定，是变电站电气部分投资大小的决定性因素。随着变电所综合自动化技术的不断发展与进步，变电站综合自动化系统取代或更新传统的变电所二次系统，继而实现“无人值班”变电所已成为电力系统新的发展方向和趋势。
2 城市电器系统设计
近年来，为保证安全、优质、经济供电，更好地为地区经济服务，国家筹集了巨额资金，进行了为期三年的“城、农网”即“两网”改造工程。“两网”改造工程中，安徽省安排了多个35 kV变电站建设。根据各具体项目，在实现工期短、造价低、布局新颖、技术先进等方面进行了多种有益尝试和探讨，取得了不少成功的经验。现结合我省35 kV变电站的建设和设计，就35 kV变电站的标准化、小型化设计和建设方案进行探讨，以期取长补短，取得更好的经济效益和社会效益，主接线由于经济基础较弱，安徽各地区工业性用电比例较小，农业负荷比例较大，用电最大负荷处在第三季度（长时）或大年三十（短时），二、三季度在圩区防汛抗旱期间负荷较大，且必须保证供电，因此要保持一定水准的负荷平台。设计时主接线一般分两期实施，终期按两台主变考虑；主设备选择主变压器的选择：采用油浸、自冷、有载调压、低损耗变压器，容量为2～10 MVA为宜。设立两台主变时，其容量按1：2配置为宜；最大负荷利用小时较高者，如超过5 MVA时容量应按1：1配置。若运输条件允许，优先选用全密封变压器；设计标准是根据原国家经贸委《关于下达2000年度电力行业标准制定、修订计划项目的通知》电力[1999]40号文的安排，对SDJ2－1988《220～500kV变电所设计技术规程》进行修订的，原能源部颁发的《220～500kV变电所设计技术规程》SDJ2－1988自颁布实施以来，为提高电力建设的工程设计质量和标准化、实现变电所的安全、经济、可靠方面起到了积极作用，收到良好效果，规范组在修订规范过程中，进行了广泛的调查研究，认真总结了规范执行以来的经验，吸取了部分科研成果，广泛征求了全国有关单位的意见，最后由我部会同有关部门审查定稿。修订后的规范共分四章和十一个附录。修订的主要内容有：增加了63kV、110kV变电所部分；新增的章节为并联电容器装置、二次接线、照明、远动和通信、屋内外配电装置、继电保护和自动装置、电测量仪表装置、过电压保护及接地、土建部分等；原有蓄电池章合并入所用电源和操作电源章节中：对主变压器和电气主接线章节充实了内容深度：原规范土建部分的条文过于简略，本次作了较多的增补，增补的主要内容为变电所结构采用以概率理论为基础的极限状态设计原则、建筑物和构筑物的荷载、主建筑物的建筑设计标准、建筑物的抗震构造措施、变电所的防火设计等，本规范的土建部分，必须与按1984年国家计委批准的《建筑结构设计统一标准》GBJ69－84制订、修订的《建筑结构荷载规范》GBJ9－87等各种建筑结构设计标准、规范配套使用，不得与未按GBJ68－84制订、修订的国家各种建筑结构设计标准、规范混用。
3 城市电器站电气设计综合自动化
变电站综合自动化系统近几年一直是电力建设的一个热点。无论国内国外，还是从管理方、运行方及设计单位对于变电站实现综合自动化均取得了共识。伴随着计算机技术、网络技术和通信技术的发展，变电站综合自动化也采用了新的技术，新型的全分散式变电站自动化系统，设计思想上实现了变电站二次系统由“面向功能”设计向“面向对象”设计的重要转变。系统不再单纯考虑某一个量，而是为某一设备配置完备的保护、监控和测量功能装置，以完成特定的功能，从而并保证了系统的分布式开放性。其特点是各现场输入输出单元部件分别安装在中低压开关柜或高压一次设备附近，现场单元部件可以是保护、监控和测量功能的集成装置，亦可以是现场的保护、监控和测量部件分别保持其独立性。变电站遥测遥信采集及处理、遥控命令执行和继电保护功能等均由现场单元部件独立完成，并将这些信息通过网络送至后台主计算机；通信网络是综合自动化变电站与常规站的最明显的区别之一，只有采用通信网络，才可能节省大量电缆。因此必须保证通信网络安全、可靠，传输速度满足变电站综合自动化系统的要求。全分散式变电站自动化系统的实现尤其依托于如今发展很快的计算机网络技术。引入先进的网络技术使得自动化系统的实现更加简单，性能也大大优于以往的系统，并可解决以往系统中链路信息传输的实时性问题，以及信号传输的容量问题；变电站综合自动化是指变电站二次系统通过利用计算机技术、现代控制技术、网络通信技术和图形显示技术,实现集常规变电站控制、测量、信号、保护、计量、自动装置、远动等功能于一体的计算机监控系统,它是一种新型的自动装置和系统。根据变电站在系统中的地位和作用,其运行管理模式可以是有人值班,也可以是无人值班。有人值班的变电站综合自动化系统服务对象是站内的运行值班人员,因此需配设功能强大的人机界面和相关的监控应用软件,通过VDU导向的操作员工作站,实时地向运行人员显示或打印详细的运行参数、运行状态以及事故报警信息,提供有关参数的整定修改、软硬件维护和操作指导,实现设备或系统的操作控制与监视,为变电站的安全可靠运行提供保证。为保证对时精度,同步卫星时钟分别在变电站层和测控层设置。GPS应具有通信接口、同步脉冲接口或其他形式的同步信号接口,以满足站内智能设备同步对时要求。系统采用软硬结合的对时方案,通信接口与远动终端相连,同步信号接口直接输出至测控装置、继电保护装置以及其他IED设备,确保全站时钟同步，采用综合自动化控制方式和测控继电保护下放布置方案,并实施无人值班管理模式是变电站自动化技术的发展趋势,不仅技术上先进可行,功能完善,而且也极具经济效益。随着电网规模日新月异的发展,自动化设备性能的完善和提高,采用综合自动化的变电站无人值班管理模式将更具生命力,在电网中发挥更大的作用。
参考文献：
[1]发电厂电气部分.电力工业出版社. 范锡普编，2004
[2]变电所设计技术规程.水利水电出版社，2005
[3]高压配电装置设计技术规程.水利水电出版社，2001
关键词：变电站电气；二次设计；探究
中图分类号：TM411 文献标识码： A
一、电气二次系统设计的意义
由于现代的电网面向高电压、远距离输电以及智能化的方向发展，以此，对于电网的安全性、可靠性以及经济性的要求也在不断的提高。
而变电站包括了降压变电站和升压变电站两部分，降压变电站通常是由低压配电室、变压器室、高压配电室等组成，升压变电站紧靠发电厂，它是发电厂升压站的重要组成部分之一。这些电气设备是变电站中最重要的组成部分，主要负责的是负荷电量的调整、主力设备运行状态的监视、设备和线路的切换、机组的启动和停止以及一系列的异常事故的及时处理工作，根据它的作用与工作原理，将电气设备分成一次设备、二次设备两部分。其中一次设备主要包括生产、变换、输送、使用、分配电能的设备，而且监视、控制与保护一次设备运行的电气设备，统称为二次设备。并且，这些二次装置组合成的变电站二次系统已经逐渐趋于现代化和信息化以及微机化同时，在电力系统的主回路系统中，发电机的供电、变压器的升压这些都在通过线路输送到各个城市的降压变电中，进行降压处理后再送给用户，这是一个相对完整的供电系统，为了保证这个系统的安全稳定的正常运行，还必须要配备一套更为复杂的保护设备，来应付系统运作中可能会出现的故障，这个保护系统即为二次设计系统，它是一种基于二次设备的保护系统，可以有效地保证一次回路的安全运行。
二、.变电站电气二次系统的设计
1、电能计量的设计
电量计量的实现是通过在变高设置关口计量点，在变中和变低设置关口考核点来实现的，在66kV/35kV/10kV、电容器和站用的变回路中亦是设置关口考核点。变高侧关口配置的电能表主要参数为三相四线双方向3×57.5/100V，5（10）A，有功0.5S级以及无功2.0级，变中和变低的多功能电能表应该按照单表、主副表来设置，具体参数为三相四线双方向3×57.5/100V，5（10）A，有功0.5S级以及无功2.0级。35kV、10kV、电容器和站用变回路的多功能电能表具体参数为三相四线双方向3×57.5/100V，5（10）A，有功0.5S级以及无功2.0级。站用变低0.38kV的多功能电能表主要按照设三相四线3×220/380kV，1（2）A，有功0.5S级以及无功2.0级的参数进行主副表设置。以上用到的多功能电能表都配备有辅助电源AC220V、DC110V背景下的带双RCS-485口以及光通讯接口。
2、电能采集系统
整个变电站需要配备一整套电能采集系统，可与当地的二次监控系统连接，并且能够精确完成对于站内电能数据的采集、安全存储，并且可以在制定的时间点向主站发送采集的数据。
3、交直流一体化电源系统
66kV 变电站采用交直流一体化电源系统。将站用交流电源、通信电源、直流电源、UPS电源系统一体化设计、一体化配置、一体化监控。
站用交流电源系统：采用单母线分段接线，交流电压采用380/220V。
站内直流系统：采用220V电压，充电装置及蓄电池单套配置。蓄电池采用阀控密封铅酸蓄电池，容量200Ah；充电装置采用50A电力高频开关电源，整流模块按N+1配置。配置微机型直流绝缘自动检测装置。
通信电源：由直流220V经DC-DC变换为-48V直流给通信设备供电。DC-DC变换容量满足通信设备远期负荷要求，DC-DC模块按N+1冗余配置。
UPS电源：全站设置1套UPS电源，不带蓄电池，容量5kVA，出线回路数满足远景要求。
系统配置一体化电源监控模块，对站用交流、直流、通信电源、UPS等实施一体化监控，并以DL/T860通信标准上传接入站控层，实现与站内监控系统的信息互动。
4、站内监控系统
采用分层分布式结构来进行站内监控系统的布设，双机配置监控单元。站级层和间隔层是主要的组成部分，总线型结构和总线型网络是其主要组成部分。站级层主要包括当地监控和打印机等，间隔层主要负责35kV/10kV的线路测控，主控室的监控。且采用三级控制模式远程控制断路器和电动隔离开关。
5、继电保护和安全自动装置
主变压器配置变压器差动保护做为主保护，同时装设变压器重瓦斯保护、复合电压闭锁过流保护，上述保护直接作用于跳闸。
66kV线路配置三段式距离保护，三段式电流保护，三相一次重合闸，断路器的跳合闸操作回路。保护应分别有软、硬压板进行投退控制。10kV线路配置三段式电流保护，三相一次重合闸，断路器的跳合闸操作回路。10kV电容器配置三段式电流保护、过电压保护、欠电压保护、开口三角电压保护及断路器跳合闸操作回路。要求在各个线路间隔实现小电流采样，在后台监控系统做小电流选线功能。
6、消防及火灾应急系统
由于变电站的工作为全天24小时，除了正常的检修工作，变电站要尽量避免停运的状况，以免给正常供电带来影响，造成经济损失因而需要一套完整的消防报警系统，而消防报警系统与监控系统是相互配合协作的，以确保远程操作的实效性和自动化，实现远程监控、控制等功能变电站受恶劣天气，如雷电等影响，或者是自身的超负荷状态容易造成火灾，因而消防应急处理系统的设计必不可少，也是对变电站实施正常监控的重要措施，可以维持期可靠性与安全性的要求。
7、智能控制系统
在电力系统中，已经有智能控制系统的设计和应用，智能控制系统由于其具有的高效化、自动化、智能决策响应等功能，可以在变电站的信息处理过程中寻求最优化的方案，尽量减少运行的成本，并提升电力运行的效率。尤其是在出现险情时，智能系统可以根据收集到的情报，自行判断决策，在最短的时间内做出最优化的响应，将损失降到最少。智能系统如神经控制系统、专家控制系统、模糊控制系统等都在进一步的探索与试验当中，但对于变电站电气二次系统的设计而言具有广阔的应用前景。
三、变电站电气二次设计得以完善的途径
1、设计前期选择合适的变电站电气二次设备
在变电站电气二次设计的前期要选择合适的电气二次设备，如果二次设备选择不当，不能达到电站标准，会直接影响到变电站电气二次设备将来的运行情况，也会为变电站的后期工作带来较大的安全隐患。比如，电气二次设备中的仪表是负责监测电路电流、电压以及功率等变化的仪器，如果仪表不能满足工程标准，那么在以后电气的工作中，随着变电站电功率的变化等因素的改变会遭到破坏，严重缩短其使用寿命，最终影响到变电站电力系统的正常工作。因此，在变电站的电气二次设计过程中要注意对于设备的选择和安装设计过程中要严格按照相关章程规定，符合设计原则，满足实际工作的需要。只有选择好了电气的二次设备，才能保证电气设计的合理性和安全性，才能从根本上促进电力系统工作效率的提高。
2、细化并认真审查设计图纸
在变电站电气二次设计的过程中要注意设计图纸的绘画要更加的细致和明确，保证安装、施工时的准确性。设计图纸是电气二次设备安装过程中的重要依据，是一套反映施工工程具体情况和相关人员主观要求的施工方案。而明确、细致的设计图纸不仅能够增加施工人员对于整个过程中可能出现的问题有预见性的解决办法，而且保证了施工过程的有效进行。所以，在变电站电气二次设计中，对于设备的安装需要提前按照实际情况设计图纸，并经过相关的审查，细化设计方案，再由相关部门单位认真仔细的审查，进一步发现问题，解决问题，并熟练掌握整个设计施工过程，保证电气二次设计的有效顺利进行。
3、增加设计安装工艺要求
变电站电气二次设计中电气设备的安装也是非常关键的一部分，电气设备的安装过程较为复杂，在安装过程的工艺要求的提高，有利于整体工程质量的提高。在电气设备的安装过程中电缆的安装是相对比较重要的一步，其中电缆穿线管和支架的安装都要满足工程的实际要求，电缆的铺设线路要满足功能要求，合理设置电缆线路中的交叉点、分支点等。尤其是静电地板夹层和竖井的电缆安装一直以来是电气二次设计中的关键，因为这两个部分的电缆线数量多、走向复杂、电缆线的粗细也不同，这就需要较高的工艺设计，保证电缆铺设的流畅与美观，同时并保证电气二次设计的有效性以及工程质量。
结语
综上所述，变电站的电气二次设计可以有效地监视、控制与保护一次设备的正常运行，从而实现整个供电的安全稳定运行。而在具体的电气二次设计中，需要对电能的计量、采集系统、站内监控系统、直流系统、继电保护、火灾消防等系统进行参数配置与设计，这样才能够保证变电站的电气二次整体设计的安全性和有效性，实现了极大的工作效益。变电站二次设计是一个复杂的电气转换过程，要想实现其设计的安全可靠和经济合理，是需要在建设的过程中多加探索，少走弯路，积极科学总结经验，切实地做好变电站的电气二次设计工作。
参考文献
[1]乔益.变电站电气二次系统的设计分析[J].物流工程与管理，2009，05：138-139.
【关键词】110KV；降压变电站；电气；设计
中图分类号：TM63文献标识码： A 文章编号：
一、前言
原始电能产出后并不能直接运用于设备，还要经过相应的电压调节处理，才能满足用电设施的参数要求。变电站是电力系统里不可缺少的部分，负责对电能进行高低压处理，在不同传输阶段适应了用电器具的要求。设计中依据《电力工程电气设计手册》、《35～110KV变电所设计规程》、《发电厂变电所电气部分》、 《导体和电器选择设计技术规程》、 《继电保护及安全自动装置技术规程》等国家的技术规程，对本设计变电站进行经济技术上的选择，主要包括是电气一次系统。
二、变电站的工作原理及设计
1、变压器的工作原理
变电站是把一些设备组装起来，用以切断或接通、改变或者调整电压，在电力系统中，变电站是输电和配电的集结点。变压器按其作用可分为升压变压器和降压变压器。前者用于电力系统送端变电站，后者用于受端变电站。
2、主变压器的设计
a）主变压器容量
变压器是变电站的重要设备，其容量、台数直接影响主接线的形式和配电装置的结构。根据负荷预测，主变压器容量设计应满足一定年限负荷需求并节约运行成本。本文以下论述，均以110kV变电所设有两台主变压器为例阐述110kV降压站电气设计。它们采用冷备用状态，当一台主变能满足负荷需求时，则另一台主变处“冷备用”状态，当1台主变不能满足负荷要求时，则两台主变共同运行以满足负荷的需求，且一台变压器停止运行时，另一台变压器能保证全部负荷的60％。
b)主变压器分接头
为了便于进行电压调节，适应电网各种运行方式，保证电网供电质量，主变压器选择有载调压方式。一般，主变高压侧电压分接头选110±8*1.25%kV。
c)主变压器主要技术参数选择
设计中的110KV降压站主变压器绕组一般采用YNd11连接，短路阻抗10.5%，变容比100/100。
3）无功补偿的设计
根据《电力系统电压质量和无功电力管理规定》,无功补偿装置应采取就地平衡的原则，变电站应配置足够的无功补偿设备。为了补偿变压器无功损耗及提高变电站110kV侧功率因数，同时便于调节无功，控制电压，根据主变容量设计考虑，设计一定容量的无功补偿装置，可有效提供功率因数。如某铸造类企业，电炉、中频炉大负荷设备，易参数产生高次谐波，则选用动态无功补偿（SVG）和户外成套滤波补偿装置（FC）共同补偿无功和抑制谐波，提高功率因数。
三、变电站的主接线介绍及选择
电气主接线是汇集和分配电能的通路，它决定了配电装置的数量，并表明以什么方式来连接发电机、变压器和线路，以及怎样与系统连接，来完成输电任务。在选择变电站主接线时，考虑到变电站在系统中的位置、回路数、设备特点及负荷性质等条件，并考虑以下要求：
①供电可靠性。
②运行上的安全性和灵活性。
③接线简单操作方便。
④ 建设及运行的经济性。
⑤将来扩建的可能性。
电气主接线方案：
(1)I型结线方案
研究的方案有：1线路- 变压器组结线；2 线路-变压器组带刀闸外桥结线；3单母线结线；4单母线带旁母结线；5内桥结线。
(1)Ⅱ型站结线
研究的方案有：1内桥结线；2单母线(及3 带旁母)结线；4 双母线(及5 带旁母)结线
经过综合考虑，我选择的接线方式是：11OKV采用内桥接线、10KV采用单母线分段接线的主接线方式。
四、110KV降压变电站设计原则与方案
1、电气主接线的设计原则
电力系统中的变电所可分为为枢纽变电所、区域变电所和配电变电所三种主要类型。本变电所为终端变电所，且最大负荷量不高，最高电压等级为110kV，因此可按区域变电所进行设计。
2、110KV降压变电站主接线设计
2.1、在变电站主接线设计中根据计算负荷选择主变压器的容量，综合考虑各种因素计算出来的负荷称为计算负荷，用计算负荷选择变压器容量比较切合实际。
2.2、短路电流计算
短路就是指载流体相与相之间发生非正常接通的情况．短路是电力系统中最经常发生的故障，危害极大。因此，在主接线设计中，应考虑限制Id的措施，即需要计算Id值。
2.2.1、短路点的选择
对于l10kV侧，取母线短路点dl，校验所有l10kV电气设备；lOkV侧：取母线短路点d2,校验所有10kV母线相连接的电气设备。
2.2.2短路电流的计算结果
按照运算曲线计算步骤得出短路点短路电流如表1所示。
2.2.3、主要电气设备、导体选择校验
根据《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222-2005规定主变压器选用国产优质11型产品，真空有载开关；110kV配电装置选用户内国产优质SF6组合电器；10kV开关柜选有金属铠装抽出式开关柜，配真空断路器和灭弧室，除主变及电容器外，其余设备均采用干式无油产品。
a)主变压器
变压器采用31.5MVA三相双绕组，油浸式、低损耗、高压侧有载调压变压器；
b)110kV GIS
电流、电压互感器：主变、出现回路电流互感器配5个绕组，母线电压互感器配3个二次绕组，电流、电压互感器的准确度等级按DL/T448-2000第5.3条要求配置。
c)避雷器
避雷器采用氧化锌避雷器。
d)10kV开关柜
选用金属铠装抽出式，配合资厂真空断路器和灭弧室。
e)10kV无功补偿装置
户外成套电容器（电力滤波补偿装置FC）：通过分组配置电容器、电抗器的参数来吸收大部分的5次、7次和11次谐波。每组配置电压滤波电容器、干式空芯滤波电抗器、隔离开关、避雷器、放电线圈等。
动态无功补偿装置（SVG）：灵活控制无功电流，自动补偿系统所需的无功功率。配置串联干式空芯电抗器、控制柜、功率柜、启动柜等。
f)导体选择
110kV及10kV进线工作电流按1.05倍变压器额定容量计算选择，主变110kV侧采用架空软导线LGJ-300型与电气设备相连，10kV屋外侧采用半绝缘铜管母线与穿墙套管连接，屋内采用封闭母线桥与10kV设备连接。
3、方案
3.1主接线方案的确定
对于本变电所，110kV部分，有2回进线，采用单母线分段接线、桥形接线(外桥)或双母线接线。单母线分段接线是经济性最好的，采用两段电源供电，可靠性能够满足，且操作灵活；桥形接线(外桥)对供电的可靠性也能满足要求，且调度灵活，但投资比单母线分段接线的投资要略大一些；双母线接线是可靠性最高的，但是投资也是最大的。
3.2配电装置的设计
配电装置是变电所的重要组成部分，在电力系统中起着接受和分配电能的作用。配电装置是根据电气主接线的连接方式，由开关电器、保护和测量电器，母线和必要的辅助设备组建而成的总体装置。其作用是在正常运行情况下，用来接收和分配电能，而在系统发生故障时，迅速切断故障部分，维持系统正常运行。
3.3继电保护配置
继电保护配置必需具备以下特征：
（1）选择性
选择性是指当系统发生故障时，保护装置仅将故障元件切除，保证系统非故障部分仍继续运行，使停电范围尽量缩小的性能。
（2）速动性
速动性就是快速切除故障。
（3）灵敏性
继电保护的灵敏性是指其保护范围内发生故障或不正常运行形态的反应能力。
（4）可靠性
在它的保护范围内发生属于它动作故障时，应可靠动作，即不应拒动，而发生不属于它动作的清况时，则应可靠不动，即不应误动。
3.4防雷保护配置
变电所和发电厂是电力系统的枢纽和心脏，一旦发生事故，往往导致变压器、发电机等重要设备的损坏，并造成大面积停电，严重影响国民经济和人民生活，因此，跟输电线路相比，变电所与发电厂的防雷保护必须更加可靠。
参考文献
[1]张文生,刘跃年.GIS智能化及PASS技术[J].电力建设,2000,(09)．
[2]苗德刚.电气主接线各种连接方式优缺点与实际应用[J]．中国新技术新产品，2010(4)．
关键词：变电站；二次系统；设计
一、变电站主结线电气计算设计
电气的主结线从某种意义上而言是由可修复元件所构成的系统，其工作状态包括正常与故障两种，按照两态马尔柯夫过程可以得如下近似公式：
fc=Σλji
其中：fc为主变压器由于主结线系统事故而发生停运事故的频次
λji为结线元件的故障发生频率，其中i=1，2，……n
主结线故障元件强制停止的时间则由下式表示：
Tjqi=fcTcg
其中：Tjqi为主结线故障元件强制停止时间
Tcg为故障元件被修复的时间
无备用电源自动投入装置的事故限电量则由下式表示：
Akqi=Sqin1Tkqi
其中：Akqi为电源在无备用条件下自动投入装置的事故限电量
Sqi为事故停运主变的容量
Tkqi为主变事故强制停止运行时间
n1为同时事故停运的主变设备的数量
而有备用电源条件下自动投入装置的事故限电量则由下式表示：
Akqi=（Sqizn1-Syn2）
其中：Akqi为限电经济损失
n2为仍在运行主变设备台数
Sy为仍在运行主变设备的容量
主变事故强制停止运行时间Tkqi以内，限电的经济损失由下式表示：
U=AkqiK
其中：U为在Tkqi时间内限电的经济损失
K为单位电度损失的计算系数
如果经过切换操作可以及时恢复供电时，它就等于判断事故和处理事故的时间，可以取1小时；如果故障元件的修复需要一段时间才可恢复供电，则Tkqi=Tjqi，而进行K的取值时，如果按照限电减少的国民纯收入进行计算，则按照相关资料取定值；如果按照停电的综合损失计算，则可以参考国外的相关资料，取十到三十倍的电价。所以在设计过程中选择主结线时，要按照上述的可靠性定量指标，经过相关计算才能最终确定。
二、结线方案比较
确定出重点研究的两种结线方案后，并且给出了计算结线选择可靠性的定量指标的方法，那么，就可以基于经济性的角度比较两种结线方案，从而最终确定出结线路选型。将时间的影响因素忽略不计，则经济性的计算公式可以表达如下式：
Z=（CΣ+UΣ）+XtTz
其中：Z为年计算费用
CΣ为年生产费用，通常可以取投资总数的5%
UΣ为年平均停电事故的损失，其通过平均年事故限电量与单位电度损失计算 系数的乘积计算出来。
Xt为年投资积压的损失系统数，可以取10%
Tz为总投资，其主要内容包括设备、工程以及占地补偿的费用等等。
通过上式可以发现，如果按照上述提到了按照限电减少国民纯收入进行计算，其在设备的安装及工程占地费用方面的投资比较小，所以具备比较高的经济性；与以停电的综合损失进行计算的方案相比，前者更适用于小型的水电站开关站设计。由此可见，基于经济角度考虑，按照国民纯收入减少或者十倍电价进行停电损失的计算时，年计算的费用比较低，具有较强的推广意义。不过在实际设计过程中，要与实际情况相结合，按照现场的情况，综合经济性及技术性等各方面的因素，选择出合理的主结线方案。
三、控制方法
传统的大中型变电站的控制方式都是强电一对一的模式，这种控制方法的应用十分广泛。在上个世界九十年代中期，该技术得到进一步的改进，比如采用马赛克控制屏，或者加设微机型闪光报警器以及选择强电小开关等等，不过虽然控制系统得到改进后性能有所提高，但是仍未从根本上进行改善。而随着计算机网络技术的不断发展，微机控制的模式开始广泛应用于各种大、中型变电站。利用工业以太网技术可以对电气二次系统中设备的工况进行远程实时监控，并建立相应的远程报警机制及干预机制，从而对各种突发事故进行有效的报警、干预，将计算机远程监控系统的优势充分的发挥出来。
四、与一次设备的连接
在电气二次系统的实际运行过程中，有很多问题是由于二次设备与一次设备的连接不当或者连接错误造成的，因此，二次系统设备和一次系统的连接也要引起工程人员的重视。在一些高压断路器中，通常会设置相应的电气防跳回路，不过这个并联防跳回路和微机保护回路是互相矛盾的，如果接上电气防跳回路则造成微机保护的跳位，或者合闸监视灯同时亮起等问题，因此要断开机构内的防跳回路，改由微机保护装置进行防跳保护。此外变电站中的电气主设备均为高层次、高性能、高成本的设备，要尽量减少设备的投资成本，比如GIS为系统中常用的设备，为了降低成本，在主结线设计时就要尽量遵循简化结线的原则，提升其可靠性，一些元器件能省则省，尽量控制投资成本。而电压互感器的隔离开关在运行过程中几乎没有什么作用，在对电压互感器进行检修或者进行现场的耐压试验时，可以用它分开电压互感器和主回路，因此对于GIS而言，就没有必要再进行电压互感器的分离检修及测量。
五、其它注意事项
（一）主变保护设计的注意事项
1、主变差动保护动作条件不充分会造成故障
这主要是因为在投产时，在安装电流互感器时，其安装位置出现偏差，导致断路器未包含在差动保护的范围内，按照反措要求，差动保护电流一定要取自开关和母线刀闸间的电流互感器，所以在设计主变保护时，要尤其注意这一点。可以将四组电流互感器设置在主变低压侧，两组位于开关和母线刀闸之间，进行差动保护及第一套后备保护；其它两组则设置于开关和主变侧刀闸之间，可以进行测量计量及第二套后备保护。
2、复合电压的灵敏度
电流后备保护要经过各侧复合电压组成的或门开放后，即只有一侧的复合电压继电器动作也要将电流的后保护开放。但是一些厂家的装置只选择高压侧的复合电压，因此造成事故的进一步扩大。因此在设计主变保护过程中，要保证电流后备保护一定要经过各侧复合电压所组成的或门开放后，并且各侧复合电压要可以经过硬压板或者软压板投退。
（二）二次电缆的设计注意事项
在设计二次回路中，首先要考虑出现异常时，外界因素对保护装置的影响和保护装置的抗干扰能力。二次回路分为强电及弱电，所谓强电是指直流110V及220V的回路，弱电则是指直流低于24V的回路。如果弱电回路中有强电传入则会给电路造成致命的损毁。此外，很多装置出于提高抗干扰能力的考虑都会设置电容，特别是直流电源回路，有非常可观的等效电容，这些条件使得直流回路被交流回路入侵成为可能。所以为了防止这些情况的发生，在二次电缆的设计过程中要采取相应的措施：首先，强、弱电和交、直流不可用一根电缆，在保护的交、直流电源入口处要设置干扰电容；保护设备的电流以及电压、信号引入线等等要选择屏蔽电缆；此外，各相电流及电压和其中性线要分别设在同一电缆中。
（三）其它注意事项
在操作电压互感器的过程中存在一定的危险性，可能会由于铁磁谐振等原因而造成操作过电压，使得电压互感器受到损坏，甚至有爆炸的可能。为了防止其对于人员造成人身伤害，在设计110KV以上的电压互感器刀闸时，要设计为远方电动操作的形式。主变各侧电流的互感器保护绕组的准确级要保持一致性。主变的差动保护要接入各侧的电流，主变的各侧电流互感器保护绕组的准确级要保持一致性，以避免在发生区外故障时差流值最小。此外，在设计说明中针对自投功能的描述要加上相关的延时要求。
总之，二次回路在整个变电站甚至整个电网系统中占据着重要的地位，其直接影响着变电站及系统运行的安全性及可靠性，因此变电站的二次系统设计的合理性及正确性至为重要。
参考文献：
[1] 彭勇. 110kV变电站二次系统设计[J].科技资讯,2009(2)
[2] 温启华. 浅谈110kV变电站二次系统设计[J].广东科技,2009(9)
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[关键词]智能变电站 二次系统 系统设计方法
中图分类号：TM42.1 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2015）35-0321-01
1 智能变电站二次系统设计的意义
在进行系统设计中，智能变电站的二次设计，应对设计单位进行具体规划，确保该设计过程符合IEC61850标准的CID、SCD等文件。但是从目前的情况来看，设计单位无法为变电站提供系统的这种文件类型，就算变电站中有SCD、CID的建模工具，但是无法进行全面的系统设计，相关工作人员没有结合 IEC61850与设计图纸的实际情况。所以在这种情况下，没有对SCD和CID文件进行一个统一的要求，只能通过生产厂方、变电站工作人员与设计人员的共同努力实现，这些设计参与方需要全面整合设计的相关信息，并对系统进行相应调试和检验，确保能够正确配置文件，加快工作效率，增加施工成本。
为了解决变电站中的这种问题，工作人员应掌握智能变电站的二次系统的设计方法，并以虚拟二次回路为基础，在设计完成后，形成全面而标准的SCD和CID文件，并供应给装置生产厂方和现场工作人员，然后通过智能变电站的二次系统设计能够切实有效。
智能变电站在运作中，可以通过XML的基础SCL文件要求，对系统设计和过程改造进行描述，并交换信息。所以智能化变电站的二次系统，从设计到施工完成，都是通过二次装置生产厂商以及设计人员和现场施工人员运用SCL中SCD和CID文件之间的交互关系来完成的，在智能变电站中，二次装置功能的设置情况与功能之间的通信关系，必须按照IEC61850的SCL配置文件标准，以此进行承载和描述。这些文件是智能变电站设计过程的关键性文件，SCD、ICD 和CID文件是XML的基础文件，通过智能变电站系统设计发挥作用，在IEC61850的标准下，配置语言的定义文件类型，然后通过属性和元素描述一次系统和二次系统，文件一般以“.ICD”、“.SCD”和“.CID”来命名。
2 智能变电站二次系统设计
设计人员在进行智能变电站二次系统设计时，关键是进行二次虚回路设计，与常规变电站相比，智能变电站在设计过程中，应关注以下几方面发生的变化：
在常规变电站中，智能功能与装置本身存在对应关系，工作人员能够确认智能装置包含的明确定义，并确定了产品型号和版本，从而推断出系统功能的具体情况；而展开进行智能变电站系统设计中，智能装置只是一个通用的运作平台，通过这个运行装置无法推断出系的实际功能与传输关系。智能变电站中，工作人员可以通过配置的数据对系统功能的安置情况和功能质检单额通信联系进行描述，这种数据的配置过程也是智能电网运作的关键所在，常规变电站就无法使用这些数据。常规变电中的二次工程设计是通过二次接线作为主要依据，该表现形式在智能变电站中，不存在传统的二次电缆回路，所有信息都涵盖在光缆中。
2.1 虚端子
在智能变电站的二次系统设计中，工作人员要注意各保护装置之间的信息传输以及分合闸出口间的传输过程，及时记录网络传输的数据信息，这些数字信息可以在一根光缆中进行传输，无需应用传统的端子。但是二次系统回路的相关原理并没有因为网络传输而产生变化，对于智能变电站中的应用装置来讲，SV输入信号与 GOOSE 之间的端子存在一定对应关系，这些装置都具有其所涵盖的 ICD 文件，所以在 SV 信号进行传输低，应按照常规政治的模拟来那个将端子排输入；GOOSE 输出信号与开关量输出端子存在对应关系；GOOSE输入信号与开关量输入端子，为了维持更加深入的理解和应用 SV 信号和 GOOSE，所以将这些信号称之为虚端子。
虚端子能够一对多，但是不能进行多对一，一个开出信号能够提供给多个 IED 设备进行应用，但是开入信号却无法完成串联，智能一对一进行传输，十端子则正好相反。例如子啊 220k V 的线路间隔中，开入短路器位置应考虑两套线路的保护与线路测控装置，在常规设计中，每种装置都需要懂就地开关机构中，选取辅助阶段，然后将智能变电站设计中的一会位置信号传入智能终端中，各个装置中都能够通过网络上的位置确定该位置信号，对接线过程进行简化，实现一对多的信心传输。虚端子无法对常规变电站汇总可见断开点进行设置，其中的保护装置都是通过在硬压板的出口处进行设置，从而保证保护功能的使用，回路整体可以拥有明显的断开点。在回路进行虚拟化之后，目前很过继电保护厂商，最长使用的做法进行通过 GOOSE 出口软压板设置，确保信息能够正常从发送方大搜接受方，从逻辑上保证接受方和发送方在隔离基础上的传输。
2.2 设计流程
根据智能变电站的二次系统设计特点，采用 SV 和 GOOSE 数据流向图以及装置物理连接图，对变电站的额二次回路设计进行完善，并通过全站的虚端子连接表在设计中不断优化。变电站的二次设计图纸，应按照设备电压等级和配电装置和间隔划分内容，进行如下设计：
下一步是绘制装置物理连接图及全站光缆清册。装置物理连接图反映了设备间光缆连接情况 ， 可以清晰的表达各二次装置光口之间的物理连接关系 ， 全站光缆清册 ， 可以体现出全站光缆的接线方式 ， 直接用于指导现场光缆溶接。
首先要根据设计图纸确定二次系统设计技术方案，明确该过程二次设备的订货情况，并各个电压等级的 SV 数据流程图和 GOOSE流程图表进行绘制。这个过程与常规变电站有一定类似之处，其电流、电压回路和控制信号回路以及保护回路图可以得到良好的应用。变电站设备之间电流与电压数据六的连接方式，能够通过 SV 数据流图进行标示，上传信号。断路器和隔离开关控制和各保护间的联系，可以通过 GOOSE 数据流程来进行完善。
然后是全站虚端子的连接，二次设备厂商在绘制外部物理接口示意图的同时提供相应Excel 表格形式的装置输入 / 输出虚端子定义。设计人员根据这种定义情况，结合相关原理设计 GOOSE 和 SV 之间的连接，然后将虚端子的绘制表格，发送给全站系统集成商，形成系统设计的 SCD 文件，最后完成整个二次系统回路设计。
3 结束语
通过上文对智能变电站二次系统设计方法的分析，可以得出智能变电站的设计开展，是二次系统设备对生产厂家的发展趋势，工作人员要充分理解这个过程的意义，并掌握设计方法，通过虚端子的设计和应用，对二次系统设计进行完善，确保变电站能够更好的为人们的服务。
参考文献
【关键词】变电站；综合自动系统；设计；信息处理
1 变电站综合自动系统设计存在的问题
1.1 信息处理功能不不全，重点信息容易忽视
信息处理是变电站综合自动系统设计的重要组成部分，通过自动化的信息处理方式，可以让变电站信息的获取量更多更快，但是随着信息获取量不大的变化，我国部分变电站综合自动系统设计过程中的信息处理方式逐渐出现了一定的弊端，具体来说表现在以下几个方面：（1）信息处理功能不全。自动信息处理系统在我国变电站中刚刚兴起，其主要是借助了现代的自动化技术对信息进行自主收入。但是由于技术的应用缺乏长期的实践，并且相关技术的发展还不够成熟，因此，造成变电站综合自动系统中在信息处理方面出现处理功能不全的问题。（2）重点信息容易忽视。通过现代先进网络技术的应用，变电站综合自动系统信息的传递速度，收集速度都在进行着不断的提升。但是数量巨大的信息瞬间涌入不仅带来了工作上的便利，同时也带来了一定的负面影响，其中最突出的就是容易对重点信息造成忽视。这主要是由于信息量过大，而信息处理系统又缺乏有效的处理办法，使得重点信息与普通信息混在一起，不容易被发现。
1.2 操作系统不合理，系统检验不到位
在进行变电站综合自动化系统设计的过程中，操作系统的设计应从多个方面入手，以保障变电站自动系统的正常运行。但是由于部分人员对变电站自动系统设计不到位导致变电站综合自动系统设计出现问题。具体来说包括以下几个方面：
（1）操作系统功能设计不合理。操作系统人机界面设计不合理，操作过于复杂，系统设计不合理，直接导致整个变电站综合自动系统的运行受到影响，甚至导致变电站综合自动系统出现停滞、操作错误的现象，影响覆盖区域电力的供应。
（2）系统检验不到位。在进行变电站综合自动化系统设计的过程中，要经过层层的把关，以保障系统符合变电站实际的需要。因此变电站综合自动化系统设计检验工作成为了变电站综合自动系统设计的必要工作内容。但是由于工作人员在进行设计内容检验的过程中，缺乏检验的系统认识和知识，经常造成系统检验工作的不到位，导致变电站综合自动系统的设计难以与变电站实际工作相适配。
1.3 设备选择不合理，运行管理不完善
变电站综合自动系统之所以可以进行自主运行，实现智能化工作。主要就是因为其在系统设计的过程中应用了先进的设备与技术。其中设备是保障系统正常运转的重要硬件设施。通过对我国部分变电站综合自动系统中运用的设备进行抽查我们发现，变电站综合自动系统设计在设备方面存在着设备选择不合理的问题。所谓的设备选择不合理，主要包括二个方面。
（1）设备质量不合格。我国变电站对设备的购买和配置有着严格的要求，有关采购人员应严格按照国家标准进行购买，一旦以次充好，把关松动，就会使得我国变电站综合自动系统难以发挥出其应有的作用。
（2）设备缺乏先进性。在进行变电站自动系统设计的过程中，有些设计人员出于对资金的考虑，或是个人对设备的发展缺乏了解等，造成设备选择的落后性，使得一些已经过时淘汰的设备被应用到我国变电站综合自动系统中去，导致我国变电站工作水平难以得到有效的提升。除了在设计阶段要明确设备的选择外，有关设计人员还应对系统运行过程中应用到的管理制度，管理体系进行一定的明确，以方便变电站综合自动系统投入使用后的管理。但是由于我国大部分的变电站忽视了对管理工作的重视，因此大多数的设计人员在进行系统设计的过程中，没有制定出完善的管理制度，使得变电站综合自动系统管理工作出现缺失，对系统正常运行产生影响。
1.4 忽视自然因素的影响
自然因素对变电站综合自动系统有着明显的影响，在进行变电站综合自动系统设计的过程中如果忽视了对自然因素的考量，就会为变电站综合自动系统带来一定的安全隐患。而在日常工作实际中最重要的自然影响因素就是雷击。由于变电站的物理性质难以改变，因此在进行运转的过程中，很容易引起雷击，造成变电站综合自动系统的损毁，有时甚至会造成人员的伤亡。
2 针对变电站综合自动系统存在问题的解决措施
2.1 改良信息处理办法，建立信息分流机制
有效的对信息进行接收与分析将对我国变电站工作的效率以及工作的质量有着重要的推动效果。因此在今后对变电站综合自动系统进行设计的过程中，有关人员应对变电站综合自动系统中信息处理存在的问题给予一定的关注，并积极的对此进行解决。首先，有关设计人员应对信息处理办法进行一定的改良，丰富信息处理的功能。其次，为了对信息进行全面掌握，避免重要信息的流失。有关人员应建立起有效的信息分流机制，对大量的信息进行分类化管理。值得注意的是，在进行信息分类管理的过程中，一定要注意分流的效率，如果分流时间过长，即使重要信息被分析出来，也难以起到实质性的作用。
2.2 完善操作系统，加强设计审核
操作系统的完善程度，决定着变电站综合自动系统的应用效果。因此有关人员应在操作系统的设计上下工夫，从现行操作系统的不足中吸取教训，并将眼光放宽，向其他国家学习一些先进的经验。通过不断探索与钻研，设计出一套适宜变电站工作的操作系统。同时，在进行变电站操作系统设计的过程中，应坚持两个基本原则。一是简单性。所谓的简单性，就是希望变电站的操作系统在操作的过程中可以简单易懂，不会为操作带来太多的阻碍，方便工作人员掌握。二是，稳定性。操作系统是决定变电站综合自动系统运行的关键，只有保障操作系统的稳定，才能使得变电站综合自动系统在运行的过程中不受影响，不出波动。除了要有效的保障设备选择质量外，有关人员还应对变电站综合自动系统设计的合理性，科学性进行把握，加强对设计方案的审核。具体来说，审核应该包括单位审核，专家审核，内部讨论等多种审核方式。
2.3 严格设备质量，完善运行管理
在进行设备选择的过程中，为了杜绝符合标准的设备进入到变电站综合自动系统中去。有关设计人员应对设备的规格，质量等信息进行详细的记录，并且要与变电站工作人员进行沟通，严格设备的选择。同时，针对变电站综合自动系统缺乏管理的现象，在进行系统设计之初，有关设计人员应从变电站的全局出发，结合系统的运行情况，制定出一些符合变电站综合自动系统运行的管理方法。并且在不断完善设计的过程中对管理制度，管理内容也进行不断的规范与补充。
2.4 重视自然因素，制定防雷措施
由于自然因素对变电站综合自动系统影响巨大，因此在今后的设计过程中有关工作人员应将自然因素当做重点的考虑要素之一。尤其是在一些自然环境变化快，雷雨频发的地区，有关人员更应对可能出现影响的各项自然因素进行掌握，并积极的制定预防措施。由于雷击是最普遍的一种自然影响因素，其对变电站综合自动系统的破坏力极大，因此有关人员应积极的制定出防雷措施，通过设计避雷针，建立避雷网等方式对雷击进行预防与避免。
3 总结
综上所述，要想保障好变电站综合自动系统的运行，首先就要搞好系统的设计，避免系统设计问题的出现。因此有关设计人员应积极的对过往的设计进行总结与整理，找出其中设计的不足与缺陷，并对其进行完善，通过不断自我反省，不断自我发展的方法，促进我国变电站综合自动系统设计水平的提高。
参考文献：
【关键词】110kV变电站；设计方案；优化措施
由于我国幅员辽阔，地形复杂多样，变电站分布也较为广泛，因此，很容易受到气候、地理等诸多因素的影响，这便直接导致了110kV变电站设计工作的难度系数急剧增加，不良的变电站设计方案将会使变电站经常出现故障，严重的还会引发安全事故。因此，为了保证110kV变电站正常工作，降低运行过程中的风险，我们必须要以全新的设计理念为指导，实现合理规划、优化设计，并合理利用每块土地，从而获得技术经济方案上的合理性，这也成为了当今变电站设计工作的重要指标。此外，在110kV变电站设计工作进行当中，还要不断接受最广泛的建议，在吸收、总结前人工作经验的基础之上设计出具有新亮点、新思路、新理念的工作方案，使之充分符合110kV变电站的设计初衷。
1 110kV变电站设计过程中需要注意的几点建议
1.1 根据区域的具体特点优化设计方案
在充分了解我国《国网110kV变电站设计原则》的大前提下，不断结合设计地区的实际特点完成设计方案优化。比如，在我国部分农村当中应用变电站方案的基础上，我们可以增加其中的内桥接线，同时配电装置使用GIS技术，不断调整总体平面布局。如果变电站选择在相对偏远的农村，出于简化走廊、出线方向以及架空出线的考虑，我们可以把相关电压开关设置成L型的单层建筑物；对于小城市变电站的设计方案，出于优化城市变电站整体性能的考虑，变电站应用全户内布局的形式。如果变电站选择在近邻市郊地区进行，而且不考虑外观以及噪音因素的影响下，我们可以使用在变电室屋顶设置GIS技术，而在户外设置主变的方法。
1.2 优化110kV电压互感器
对于传统设计方案而言，110kV电压互感器通常设置在电源一侧，然而，110kV变电站大多是终端变，110kV接线又以内桥为主，习惯在桥的两侧经过隔离开关安装、设置电压互感器，这种方式在保护、计量、测量以及电源自投方面均会带来良好的效果。针对扩大内桥接线方案进行优化，则是为了便于自投电源的开展检测工作，能够把一组电压互感器加设到双桥之间。
1.3 优化10kV无功率补偿容量
根据我国《国网110kV变电站设计原则》，10kV无功补偿的容量应该是主变容量的15%，同时，每台主变变压器需配置两组补偿装置，并且使用两台开关柜对其进行控制，配容性无功补偿装置对于110kV来说，它的主要功能是针对变压器无功补偿装置完成补偿，而绝不是针对负荷侧的无功损耗实现补偿，同时在配备无功补偿装置以后，一旦主变压器承载力达到最大负荷值时，其中的高压侧功率因数应大于0.95.然而，基于我国当前电网中无功污染过于严重，而且存在着较为严重的无功损失情况，所以，在优化无功补偿容量的过程当中，需要适当的将其增加主变容量的20%。例如，当主变容量为50MVA时，那么无功补偿容量应为10MVA。
然而，在实际工作中，我们要注意的事项有：如果改变了原来的补偿容量，那么我们需要针对每台电容器的容量进行修改，具体的操作应该是，把容量从原来每只200kVar改为334kVar，这时电容器室的尺寸也应出现了相应的改变。通常情况下，电容器的投切方法主要是真空接触器的分组投切，如果变电站有两台50MVA的主变，我们需要把电容器室设置成长为10米，宽为8米的布局。另外，对于设计准则而言，我们要在每组电容器上串联抗电率为5%的抗电器，主要用来限制涌流。
1.4 变压器室散热通风
城市变电站采用的全户内布置中，要高度重视变压器室的通风散热。在研究内部自然通风的热量传导以及流动机理时，还要兼顾到变压器的结构、变压器室高度以及变压器室的排风口面积三者之间的关系。
2 案例分析
2.1 实际工程规模
文章以大中城市较为常用的变电站设计方案为例，为保证变电站一次设计很好的完成接入电力系统，进而确保电力系统运行的可靠性及稳定性，我们可使用含有GIS的110kV的配电装置、110kV二回进线以及电压值为10kV的二级电压。
2.2 设备的选择
首先，变压器选择高压侧有载调压、油浸式、低损耗、自冷式变压器。其次，110kV选用GIS户内布置。第三，10kV设备选择中置式开关柜，采用真空断路器。第四，10kV无功补偿容量为（4008+6012）kVar，我们可使用成套分组投切。
2.3 变电站的布置
110kV变电站内部应设有一条宽是4米长的环形运输通道，同时保证道路拐弯处半径大于12米，这主要是出于方便主变运输的考虑。此外，110kV变电站主要使用GIS技术，总体布局方法均采用户内布置。其中，主体建筑东西长度为52.6米，宽度为23米，配电室楼的高度为14.5米。变电站长和宽均为1.5米，高度为1.4米，室内应用两列开关柜布局。
变电站进出线均选用电缆方式，110kV和110kV电缆均布局在10kV配电装置室下面2.4米高的电缆夹层里，同时夹层存在两个通道，其一是在室内的楼梯间，其二是在检修间内。为了防止雷击，需要在主建筑物顶端设置避雷带。
3 结语
综上所述，随着我国社会经济发展以及现代化进程的不断加快，使城市化中需要更多的输电线路，而变电站正是电力输送的主要环节，因此，优化变电站设计方案已成为了当今国家及社会广泛关注的问题之一。此外，在进行优化110kV变电站设计方案时我们应遵循全局观这一原则，不断提升变电站的工作性能。
参考文献：
[1]周宏云，陈宏佑.110kV变压器中性点过电压保护分析[J].变压器，2008（05）.
[关键词]自动化；优化设计；智能化
中图分类号：TP391 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）41-0089-01
第一章、绪论
变电站综合自动化技术是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术，对变电站内的二次设备的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。
现有的变电站有三种形式：第一种是传统的变电站；第二种是部分实现微机管理、具有一定自动化水平的变电站；第三种是全面微机化的综合自动化变电站。
第二章、变电站自动化系统设计概述
2.1变电站综合自动化的体系结构
变电站综合自动化采用自动控制和计算机技术实现变电站二次系统的部分或全部功能。为达到这一目的，满足电网运行对变电站的要求，变电站综合自动化系统体系结构如图1所示。
“数据采集和控制”、“继电保护”、“直流电源系统”三大块构成变电站自动化基础。“通信控制管理”是桥梁，联系变电站内部各部分之间、变电站与调度控制中心之间使其相互交换数据。“变电站主计算机系统”对整个综合自动化系统进行协调、管理和控制，并向运行人员提供变电站运行的各种数据、接线图、表格等画面，使运行人员可远方控制断路器分、合闸操作。“通信控制管理”连接系统各部分，负责数据和命令传递，并对这一过程进行协调、管理和控制。
2.2变电站综合自动化的结构模式
变电站综合自动化系统的结构模式主要有集中式、集中分布式和分散分布式三种。本次优化设计采用的是分布分散式结构。
该系统的主要特点是按照变电站的元件，断路器间隔进行设计。将变电站一个断路器间隔所需要的全部数据采集、保护和控制等功能集中由一个或几个智能化的测控单元完成。测控单元相互之间用光缆或特殊通信电缆连接，大幅度地减少了连接电缆，减少了电缆传送信息的电磁干扰，简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积，且具有很高的可靠性，比较好的实现了部分故障不相互影响，方便维护和扩展。
2.3变电站自动化系统设计所具有的功能
一、监控子系统的功能
监控子系统取代了常规的测量系统，取代针式仪表；改变常规的操作机构和模拟盘，取代常规的告警、报警、中央信号、光字牌等；取代常规的运动装置等。监控子系统功能有：
1.数据采集
数据采集有两种。一种是变电站原始数据采集。原始数据直接来自一次设备。另一种是变电站自动化系统内部数据交换或采集。
2.数据库的建立与维护
监控子系统建立实时数据库，存储并更新来自I/O单元及通信接口的全部实时数据；建立历史数据库，存储并定期更新需要保存的历史数据和运行报表数据。
3.顺序事件记录及事故追忆
4.故障记录
5.操作控制功能
变电站运行人员可通过CRT屏幕对断路器、允许远方电动操作操作的隔离开关进行分、合操作等；为了防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计时还保留人工直接跳、合闸方式，即操作控制有手动和自动两种控制方式。
6.安全监视功能
监控系统在运行过程中，对采集的电流、电压、主变压器温度、频率等数据要不断进行超限监视，如发现超限，立刻发出告警，同时记录和显示越限时间和越限值，另外，还监视保护装置是否失电，自控装置是否正常等。
7.人机联系功能
（1）CRT显示器、鼠标和键盘是人机联系的桥梁。
（2）CRT显示画面，实时显示各种技术数据。
（3）输入数据，指输入电流互感器和电压互感器变比、保护定值和越限报警定值、自动控制装置的设定值、运行人员密码等。
8.打印功能
9.在线计算及制表功能
10.运行管理功能
运行管理功能包括：运行操作指导、事故记录检索、在线设备管理、操作票开列、模拟操作、运行记录及交接班记录等。
二、微机保护系统功能
微机保护系统功能是变电站综合自动化系统的最基本、最重要的功能，它包括变电站的主要设备和输电线路的全套保护。
各保护单元，除具备独立、完整的保护功能外，还具有事件记录、与系统对时、存储多种保护定值、就地人机接口、通信、故障自诊断等功能。
第三章、变电站自动化系统设计方案
3.1RCS―9600系统构成
RCS―9600综合自动化系统整体分三层，即变电站层、通信层、间隔层，硬件主要由保护测控单元、通信控制单元、后台监控系统等组成，各单元之间通过现场总线及以太网进行通讯传递数据。
3.2RCS―9600后台监控系统
一、硬件部分
系统结构采用双机配置，其中两个工作站用于变电站实时监控，相互备用。用户可随着变电站规模的扩大，逐步发展扩充原有系统。保护测控单元是硬件的主要部分其中包括：CPU板、交流插件板、液晶显示面板、电源与开入板、出口继电器板、通信接口等，
二、软件部分
软件部分包括WingdowsNT/2000操作系统、数据库、画面编辑和应用软件等几个部分。
三.保护测控单元装置
RCS―9600系列保护测控单元主要有：电源自投保护测控单元、变压器保护测控单元、线路保护测控单元、公用信号测控单元、通信控制单元等组成，可以满足整个电网系统的各类保护需要。
第四章、结束语
随着计算机技术、电子技术和网络技术的发展，变电站综合自动化技术将得到更快的发展。未来的变电站自动化系统也将更完善成熟，逐步实现变电站的小型化、智能化、无人职守化、提高变电站安全可靠、优质和经济运行；提高变电站的运行管理水平，更好的服务于社会经济建设。
参考文献
[1] 王远章、徐继民等，《变电站综合自动化现场技术与运行维护》.第一版.北京.中国电力出版社、2004.9.
[2] 郑文波、阳宪惠等，《现场总线技术综述》第一版.北京.机械与电子出版社.1997.
