水电站智能化改造

水电站智能化改造（精选12篇）

水电站智能化改造 篇1

0 引言

我国小水电十分丰富, 椐2006年全国农村水能资源调查, 技术可开发量为12.8万MW。到2008年底, 全国已建成小型水电站4.5万余座, 总装机容量达5.127万MW, 占全国水电装机容量的30%。年发电量1 628亿kW·h, 占全国水电总发电量的1/3。小型水电站已遍布1 600多个县 (市) , 全国1/2的地域、1/3的县、1/4的人口主要靠小水电供电, 解决了3亿多无电人口的用电问题。对我国农村尤其是老、少、边、穷地区国民经济的发展和人民生活水平的提高, 促进各民族和谐共处发挥了巨大作用。但小水电站运行的安全性却不容乐观, 绝大多数小水电站存在运行、维护人员水平不高, 自动化程度低, 设备隐患较多, 故障处理不及时或者不知如何处理等问题。因此, 加快小水电站智能化改造, 提高电站本质安全水平, 具有十分重大的意义。

1 小水电站智能化改造概述

1.1 智能化系统组成

智能化系统由两部分组成:专家系统和自动化系统。自动化系统是机组自动运行的基础系统, 可独立于专家系统自主运行, 是专家系统的信息来源;专家系统是建立在自动化系统基础之上, 对电站各机组运行参数和状态进行综合分析, 优化运行状态, 并自动处理各类事故、故障。

1.2 专家系统

专家系统是将专家团队 (由经验丰富的各类专业人员组成) 的控制思想预置到计算机监控系统中, 使每个小水电站都有一个专家团队在为之工作, 及时处理事故、故障, 帮助运行维护人员排除事故隐患。

小水电站运行、维护人员素质普遍不高, 经验、水平也各不相同, 在事故、故障处理过程中, 容易发生处置失当的情况。为避免此类事件的发生, 专家团队根据设备运行规程、检修规程和安全规程的要求, 结合小水电实际运行经验, 编制控制方案, 并将控制方案通过编程预置到计算机监控系统中, 使机组设备在计算机监控系统控制之下, 安全优化运行, 并快速地处理事故、故障, 使事故、故障造成的损失最小。

1.3 自动化系统

自动化系统是指将水电站生产过程的操作、控制和监视, 按预定的计划或程序自动地进行。自动化系统具有以下几个方面功能: (1) 实现水轮发电机组运行方式自动控制:实现机组开停机和并网自动化, 使开停机、状态转换及并网等操作按预定的程序自动完成;实现水轮发电机组经济、可靠运行。控制系统根据上游来水大小及前池水位变化情况自动开停机组, 保持电站机组最佳运行台数, 同时自动调节机组间负荷分配, 避开机组震动区, 并根据前池水位变化自动调节机组的有功和无功功率等。 (2) 实现水轮发电机组及其辅助设备运行工况的监测:例如, 监测发电机定子和转子回路电流、电压, 监测发电机定子绕组、铁芯、空冷器以及各部轴承的温度, 监测机组润滑油油位变化和冷却水流量、压力大小等。当监测到上述设备的电流、电压、温度、油位、流量和压力出现异常情况时, 控制系统将根据参数变化曲线及参数偏离正常值大小等, 自动分析判断故障情况, 并采取相应的保护措施, 如发出报警信号、给出故障处理建议或紧急停机。 (3) 实现辅助设备自动控制:主要是指集水井、渗漏井排水泵、消防水泵和空压机的自动控制, 主备泵的定期自动切换和事故情况下备用泵自动投入等。 (4) 实现主要电气设备 (主变、开关、母线及输电线路等) 的控制、监视和保护。 (5) 实现水工建筑物运行工况的监测和控制:如取水口、前池水位变化, 拦污栅是否堵塞、取水口闸门、防洪闸门、工作闸门的控制和监视以及压力钢管的保护等。

2 小水电站智能化改造方案

由于小水电站建设年代不一样, 装机大小不一样, 因而自动化水平也不一样。许多小水电站目前仍然采用仪表监控, 对这类电站宜对控制系统进行全面改造。许多1995年后建设的电站也采用了计算机监控系统, 但计算机监控系统与各功能单元 (调速器、励磁屏、空压机、直流屏和继电保护) 之间没有实现数据通讯, 计算机监控系统与各单元之间的协调工作仍然采用硬件接口, 部分监护和控制动作仍需要手工完成, 自动化水平低。这类电站需要增加自动化元件和网络通讯功能, 将监控系统更换为智能化监控系统。

2.1 智能化监控系统结构

智能化监控系统采用分层分布式开放型网络结构。系统分为3层, 即专家系统层、厂站级控制层和现地控制单元层, 各层之间采用可靠的双网冗余快速以太网总线结构。

2.2 专家系统层

专家系统由2套计算机和专家系统软件组成, 以互为热备用方式工作, 完成计算机监控系统的管理。专家系统的主控机通过以太网采集和传送实时数据, 实现对系统实时控制。

专家系统软件分为3个部分:知识库、数据库、安全监控程序。知识库是存放专家团队对电站电气、机械、自动化仪表等各方面设备安全运行的定性要求和处理经验。数据库是储存机组系统的重要参数值和事故记录, 同时进行数据库管理, 在线、离线计算, 图表曲线的生成, 事故及故障记录、查询、统计。安全监控程序在于控制、协调整个专家系统工作, 根据机组运行的当前输入数据或信息, 利用知识库的知识, 按一定的推理策略去处理、解决当前的问题。

2.3 厂站级控制层

厂站级控制层由2台操作员工作站、1台工程师站、1套通讯处理机、1套电话及语音报警系统以及其他设备 (包括GPS时钟系统、网络设备、不间断电源系统 (UPS) 、打印机) 组成。 (1) 2台操作员工作站互为热备用方式, 1台用于监控, 1台用于监视。当监控工作站因故退出时, 监视工作站可自动或手动升为监控站。实现电站运行管理的自动化, 实现运行报表的自动生成, 运行操作的自动记录, 电站设备参数或整定值的记录与保存, 所有报表均可自动或召唤打印等。 (2) 工程师站用于修改定值、增加和修改画面、系统维护、软件开发及远程诊断, 还可以离线设置, 仿真培训。 (3) 通讯处理机完成与电网调度系统进行实时数据交换, 构成调度自动化系统, 通过远动通道接收调度指令或向调度端计算机发送电站运行参数。 (4) 电话及语音报警系统用于语音报警输出、电话语音查询、报警自动传呼 (ON-CALL) 等。

2.4 现地控制单元层

现地控制单元 (LCU) 层控制主要由机组LCU、开关站LCU、公用设备LCU以及主变LCU等组成。各LCU分别完成各自监控对象的数据采集及处理, 并向网络传送数据, 接受上位机的命令和管理。同时单个LCU具有独立的控制、调节和监视功能, 配有监视器。当通讯与上位机系统脱离时, 仍可进行控制调节和监视, 如机组层机组控制单元完成机组的开停机控制, 同期控制单元完成机组的同期控制, 各功能单元通过硬件接口完成机组层的所有控制。现地控制单元由可编程序控制器 (PLC) 或智能I/O、微机继电保护装置和专用智能测控装置, 通过标准以太网、现场总线将主控机与各个现地控制站、智能装置等有机连接在一起, 构成了按功能分工协作的分布式结构。

3 智能化改造注意事项

智能化系统中采用了大量的自动化元件, 这些自动化元件是自动控制系统的传感器和执行器, 其性能好坏直接影响到机组运行的安全与否。因此, 在选型时, 应采用目前市场上最先进的自动化元件, 以保证运行的可靠性;其次, 要根据电站运行的实际情况, 不断完善专家系统软件的知识库, 使系统更加适合于电站实际, 方便操作使用。

4 结语

小水电站通过智能化改造后, 电站运行的安全性、可靠性和经济性都得到了大幅度提高, 随着小水电站本质安全建设的不断推进, 小水电站智能化将是其建设和改造的方向。

参考文献

[1]GB/T50700—2011小型水电站技术改造规范

[2]郑曲全.浅谈水电站自动化技术及其应用.大众科技, 2008 (5)

[3]何文生.浅述水电站实时监控专家系统.2006年水力发电学术研讨会论文集, 2006

[4]邹斌.利用电站实时监控专家系统提高水电站运行效率.大陆桥视野, 2010 (7)

水电站智能化改造 篇2

【摘要】确保水电站发电设备的安全与可靠是保证水电站正常运转的前提与基础。对水电站进行必要的技术改造是保证水电站安全生产、降低检修费用、提高水电站经济性的一种有效途径。在本文中，笔者根据在水电站工作的相关经验，就水电站技术改造工作进行了详细的探讨，详细阐述了水电站机组运行中的问题，指出水电站技术改造中常采取的措施，并就水电站技术改造工作中应当注意的问题进行了说明，对于促进水电站技术改造工作具有非常积极的意义。【关键词】水电站；技术改造；水运转；安全生产

1.前言

我国的广西省拥有非常丰富的水电资源丰富，截止到到2012年年末，整个地区拥有2 400多座已建成的中小型水电站，这些中小型水电站的总装机容量大约为600万千瓦，约占全国水电资源可开发总量的五分之一。虽然当前的广西地区水电资源已经有了较高程度的开发，但是很多水电站存在装机容量小、设备陈旧，电气设施老化和破损严重等现象，并且机械设备故障率较高，发电效率较低，拥有很大的技术改造增容空间。因此，为了充分发挥这些旧水电站的优势，我们应根据水电站的实际情况，采用合理的技术手段对这些水电站进行改造。

2.水电站机组运行中的问题

通过走访大量水电站，笔者发现当前这些旧有水电站存在的问题主要表现为以下几个方面： 2.1水轮机性能落后

很多水轮机技术陈旧，并且存在制造质量差现象，现在了水轮机性能。甚至在某些水电站仍旧存在使用ZZ560、HL365、ZZ460 等型号的水轮机转轮的现象，这些水轮机转轮的单位流量、转速以及模型效率等相关性能参数都很差，仅仅相当于西方发达国家二十世纪中期的技术水平。此外，受条件限制，有些小型水电站选用的水轮机加工质量不过关，容易产生故障，长期带病运行，具有较差的运行稳定性。

2.2水轮机性能参数与运行参数有出入

水轮机性能参数与运行参数有出入，导致水轮机不能再最优工况区运行，降

低了水电站机组运行效率（耗水量多一集发电损失大等），同时还会大大缩短水轮机的使用寿命。这种现象与我国早期编制的水轮机模型转轮型谱有关系[1]。转轮型谱中涉及的转轮型号少，而有些水电站找不到与本站相匹配的转轮型号，因而只能选用相近转轮，造成了某些水电站存在水轮机性能参数与该水电站实际运行参数有一定出入的现象。相关管理部门对水电站水轮机选型的不重视，以及相关设计单位不能根据水电站的实际运行情况合理选择转轮机型，都会影响水轮机转轮额定水头或额定转速等相关参数的合理选择。此外，有些水电站在建设时没有对实际的来水量的相关水文数据进行详细考察，在建成后的水电站实际水文数据与设计资料不匹配，因此导致了水电站机组性能参数偏离实际运行参数的现象发生。

2.3水轮机与电气设备不匹配

水电站的水轮机与电气设备不匹配的现象直接导致后果是浪费水电站的设备容量，增大水电站的运行损耗。水轮机与电气设备不匹配的问题主要表现在如下两个方面：（1）“大马拉小车”。即水电站的水轮机具有较大的输出功率，而水电站的发电机额定容量较小，这样的水轮机与发电机相配套必然会大大限制机组的出力。（2）“小马拉大车”。这种现象与上述刚好相反，水电站发电机容量较大，而水轮机输出功率较小，严重浪费了设备容量。2.4水轮发电机绝缘老化严重

某些小型水电站的高层管理者为一些私人老板或者个体企业，不具备水电站的系统理论相关知识，在没有对水电站设备全面把握的基础上为了短期的经济效益而对水电站设备进行盲目跟从型的投资。甚至直到某些设备出现了严重的故障问题，严重影响了水电站正常运行的条件下才会进行设备的维护和管理。此外，职能型组织结构依然在某些小型水电站得到沿用，对水电站设备的运行、维护工作采用运行、维护细致分工的模式，降低了设备的维护效率。在长期缺乏有效维护的情况下水轮发电机因运行年代长，定子、转子的绝缘老化极为严重，非常容易引发接地故障，使得水轮发电机组难以维持正常的运行。此外，某些水电站采用制造或安装质量较差的水轮发电机的推力轴承，严重降低了其安全可靠性，进而导致推力轴承烧瓦的事故发生。其中图1为传统的水电站组织结构图。

小型水电站

技术安全部 运行部 检修部 机电物资部

水务班 运行班 电气班 机械班

图1 小型水电站传统组织结构图

2.5水轮机磨蚀破坏严重

河流多泥沙的情况容易造成水电站水轮机磨损破坏[2]。根据相关行业的统计，在全国范围内的小型水电站中，大约存在三分之一的水电站的水轮机存在空蚀以及严重的泥沙磨损现象，导致了导水叶、进水阀等出现漏水问题，甚至严重的影响设备正常开、停机的程度。此外，水轮机磨蚀破坏严重造成叶片裂纹或断裂，极大的降低了设备的安全可靠性。

3.水电站技术改造分析

多数小型水电站的技术改造以水轮发电机组的改造为主[3]。针对水电站的技术改造设计中可以分如下几种具体情况进行阐述： 3.1水轮机设备陈旧、性能落后的情况

对于水轮机在长时期不断运行后设备陈旧、性能较差的水电站，为了有效提高水电站的水轮机运行效率，其技术改造的方式可选用更新改造或增容改造。技术改造选用的新型水轮机转轮应与该水电站水头段导水叶相对高度一样（或近似）。如果没有与该水头段相匹配的合适转轮，则应根据水电站的实际情况进行必要的改型设计，或者重新设计转轮，甚至可以对新型转轮的过流部件型线与结构进行必要的改进，其实满足水电站的增容、增加年发电量的技术改造要求。3.2水电站多泥沙的情况

对于处于多泥沙河流段的水电站，水电站的技术改造应注重考虑水轮机磨损问题。水电站的技术改造可选用与抗磨措施相结合的方法，充分考虑水电站水轮机的过机含沙量、泥沙中值粒径等相关因素，可使用单位转速较低、单位流量较小同时又具有较高模型效率的新型转轮，并根据水电站的实际情况适当降低和匀化导叶区流速。此外，为了有效降低水轮机的磨损，还应对水轮机采取合理的抗磨措施，如保护涂层等，以有效延长水轮机使用寿命。

3.3水头、流量与原设计不符的情况

水头、流量与原设计不符应分以下两种情况进行讨论：（1）水头、流量超过原设计，这种情况下的水电站技术改造可采用增容改造方式。（2）水头、流量小于水电站原设计，此时的水电站技术改造宜采取减容改造方式。这两种方式的技术改造都应充分考虑水电站的实际运行水头和流量[4]。不同的是，前者需要根据实际情况合理提高水轮机的额定水头，加大额定输出功率，而后者则需要根据实际情况适当降低水轮机的额定水头，减小额定输出功率。然后选用合适的新型转轮或重新设计转轮，将水轮机调整到最优或较优工况区运行。3.5水轮机与电气设备不匹配的情况

对于“大马拉小车”，可以根据水电站的具体情况单独改造水轮发电机。为提高绝缘等级或改进通风系统等实现增容。如果主变容量不满足要求，则可换用新变压器。对于“小马拉大车的水电站，可对水轮机进行改型，达到增容目的。

4.在水电站技改中应注意的问题

（1）增容改造须分清主次。由于水电站的水轮机处于原动机的地位，影响参数多，具有一定的选型技术难度，因此在改造中应以水轮机的改造为根本，其次再考虑其他机电设备的整改工作。

（2）重视竣工验收。竣工验收工作，应在水电站技术改造工程后进行的生产试运行合格后予以进行，确保水电站技术改造目的。

（3）重视水力核算。水力核算即是对水轮机输水系统的过流量和水头损失的数值关系进行核算[5]。最大过流量和水头损失是制约水轮机增容的关键[6]，因此应对水力核算予以足够重视。

5.结语

对水电站进行技术改造，有利于保证水电站安全生产、降低检修费用，同时也是提高水电站经济性的一种有效途径。水电站的技术改造应根据水电站的实际情况，如水轮机设备陈旧和性能落后、水电站多泥沙、水轮机与电气设备不匹配、流量与水电站原设计不符等，具体问题具体分析，同时在技术改造中分清增容改造的主次，重视竣工验收和输水系统的水力核算等，切实做好水电站的技术改造工作。

【参考文献】

水电站智能化改造 篇3

【关键词】智能电网；变电站；监测系统

一、智能化监测系统的概述

（一）智能化运行特点

1.开放性

在智能化监测系统的设计当中，能够包含不同厂商所提供变电器的各种参数，包括技术指标、设备的数量、系统延伸的需要等等，才选择技术的时候，要能够尽量选择适用范围比较广的技术类型，保证该系统能够运用到不同结构、软硬件当中，保证系统的开放性特征。

2.科技性

在日常运转当中，会结合当前互联网技术发展的情况，运用先进的网络技术对系统当中的软件平台、硬件平台进行升级，同时也能够采用先进的信息管理技术来做好日常的系统维护工作，结合未来产品市场的需求，采用先进的产品技术，这一系列的流程中都涵盖了科技性的特征。

3.性能高

智能化监测系统的设计是为了对数据进行日常的存储、加工与处理，在系统工作中所用到的网络传输数据的水平、服务器的处理水平等都需要较高的标准，结构设计要科学合理，确保在用户访问量比较多的时候，仍然可以稳定地运行。

智能化监测系统的改造需要在满足以上三点要求的基础上，尽可能地少花费用，节约更多的成本。

（二）分层结构

在传统的监测系统当中，采用通信协议的种类多样，不同厂家之间的通信缺乏统一的方式，同时技术也没有统一的标准，造成不同厂家生产的产品不能互相通用，一个监测类型只能够针对某一个特定的监测系统，导致一台设备当中有很多套的前置系统，其控制起来比较复杂，不能够统一的管理，无法满足智能电网的发展需求。

通过改造，能够使该系统只需要被一台主设备来监测，信息建模呈现标准化的发展趋势，全站的通信协议采用统一的标准，即DL/T860。改造过后的监测系统当中，主要由站控层、间隔层以及过程层这三个层次组成。系统可以根据需求，来进行智能化的诊断，对下层采取统一的通信模式。

在站控层的前端设置CAC，用来监控变电站，能够实时监测到系统的运行，同时搜集变电设备在运行过程中形成的数据。间隔层作为一个综合监测的部分，能够监测到被监测设备当中的数据，对其进行加工和汇总，同时进行传递。过程层监测的是各种项目，其主要针对的是包括设备自动采集信息功能、测量数据功能等各种技术型的功能。

采取改造之后的结构，能够增强层与层之间的独立性，减少新技术的运用对层与层之间的影响；同时也能够使得对不同层次的管理更加的标准化，能够加强装置之间的互换性能；使得技术人员根据自己专业需要，关注某一个具体的层次；同时也有利于用户降低维护设备的花费。

二、监测系统具体改造分析

在本章节当中，主要以某一个500kV的传统变电站举例，在该设备当中，监测的对象主要是电容器、变压器、断路器以及避雷器，所采用的通信协议是CAN。

（一）过程层

对过程层装置的改造，可以采用能够支持DL/T860通信的设备，其安装的位置应该放在被监测的高压设备周围，能够对状态的参数进行实时地搜集，同时又能够为站控层提供一个数字化的接口。

（二）通信系统

对通信系统进行升级化的处理，采用DL/T860的通信标准，能够满足信息之间的分层，针对具体对象进行建模、信息的自我描述等等，这些都同智能化变电站的发展需求相适应，保证了其开放性的特点，可以算作是截止目前为止，技术最完备的通信标准，有利于智能变电站的日后发展，使得该变电站系统的内部、内外、外部都能够达到信息的时时互动，有利于对数据进行统一的分析。具体的改造方案如下：

1.间隔层中主通信网络的改造 下改造过后的网络模式方案当中，需要配置一个综合监测单元和1个控制柜。每个断路器配置一个综合监测单元和1个控制柜。为每台变压器配置一个综合监测单元和1个控制柜。设备的监测现场与主控室之间的通信采用全光纤的模式，所采用的标准为DL/T860。采用该方案进行改造，会对原本的结构调整比较大，但是其在逻辑上表现的更为合理，方便了现场的维护和管理工作。使得监测的单元能够按照设备的种类进行分类。

2.CAN局部光纤化的操作 在CAN网络的前端部分安装一个光电转换的设备，能够将发出的电信号立即转换成光信号，传输到在线监控的控制柜当中，控制柜再通过光电转换器，将接收到的信息传递到综合监控的设备当中。

3.主通信网络的改造 对主通信网络同样要采取光纤化的改造方法，将原本的电缆传输转换成为光纤传输，使得传递的信息量、距离、抗干扰能力都能够得到提高，提高了整体的传输质量。在不同层之间的通信网络统一都采用上百兆的光纤网络，将不同层次的监测单元能够连接在一起。

（三）站控层的改造

1.硬件的改造 传统的监测系统随着运行时间的逐渐增加，工作强度的逐渐加大，机器容易呈现出老化的状态，运行的速度和容量都会有所下降，其自身的新能已经无法满足数据快速增长和业务功能扩大对其提出的新要求。因此，需要对硬件设备进行全面的改造升级，将服务其換成一个性能更高的设备，交换机采用光电交换机。

2.软件的改造 对软件可以采取智能化改造。对软件结构的设计需要采取开放性的设计方式，采取组件化的设计方法，所采用的诊断分析的模型必须保证其扩展性，和可以配置的性能，对不同的软件、监测技术能够有不同的接口。这样就保证了不同产品的商家之间能够互相交换彼此的产品，使得系统的通用性能得到增强。同时软件的智能化升级也能够满足监测系统的信息处理、分析，提高系统的抗干扰能力等等。

3.诊断方法的改进 目前，在设备诊断的场合中，都采取统一的诊断方法，但是单一的诊断方法已经无法满足如今故障发生的种类，针对某一个设备的诊断方法更加不同适应技术发展的需求。每个设备都可能出现故障，而且这些故障的类型各不相同，出现的原理也是不一样的，因此判断起来会产生不同的结果。所以，在诊断故障的过程中，需要采用多分析算法来综合判断该故障的形成。具体来说，包括如下的两个方面：第一，不同的算法之间相互独立，且即针对的目标和运用的知识都是不相同的，通过它们之间的相互配合，共同来诊断某一个故障；第二，多个算法之间的诊断目标相同，但是诊断的知识和推理机制是不一样的，通过这些算法之间的相互协调配合，来提高诊断的准确程度。

参考文献

[1]国家电网公司生产技术部.中国坚强智能电网专项研究报告输变电环节[R].2010.

[2]中国电力科学研究院.中新天津生态城智能电网设备综合状态监测系统技术报告[R].2011.

[3]Q/GDW383—2009.智能变电站技术导则[S].2009.

作者简介

变电站智能化建设和改造 篇4

随着社会的发展, 人们对电网的安全经济运行和电能质量的要求也越来越高, 随着科技的进步, 电网采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备也越来越多, 以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求, 自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能, 并根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策和协同互动等高级功能的变电站将成为外来的主流。智能化变电站将逐步代替老式变电站成为智能电网的重要组成部分。

现阶段哈尔滨供电公司智能变电站的建设和改造主要包括智能高压设备改造和变电站统一信息平台建设两部分。在设备改造方面主要是电子式互感器的更换。电子式互感器主要分为:有源电子式互感器和无源电子式互感器。哈地区管辖的变电站主要应用有源式电子互感器, 即传感头需用电源供能的电子电路。

有源式电子互感器利用电磁感应原理感应被测信号。CT采用空心线圈 (RC) 和低功率线圈 (LPCT) , 空心线圈传感保护用电流, LPCT传感测量和计量用电流。电子式互感器采用互感器上的小线圈和光功能两种方式进行能源供给:采用互感器上的小线圈进行功能;当线路一次电流小于一定值 (50A) 时, 采用光供能。智能变电站设有光功能屏, 将变电站内直流电源转换成激光, 通过光纤输送至互感器, 供给传感头能量。通过电子式互感器, 将采集到的电流量和电压量转化成数字信号, 送至合并单元柜及智能单元, 在将数字化的电流、电压信号进行同步后, 通过光纤分别送至保护、测量和计量装置。哈地区变电站全站采用站域化保护, 全站所有的保护 (包括线路、主变等保护) 分别集中于站域化保护A/B屏, 站域化保护动作及远方下达跳合闸命令, 通过光纤下行至智能单元中的操作模块, 通过跳合闸压板动作跳闸, 实现了保护的站域化, 全站保护全部集中在站域化保护A/B屏两块屏上。

变电站统一信息平台建设均采用IEC 61850, 信息平台上高级应用的基础-基于IEC61850的统一信息建模, 统一命名规范、统一检索机制、完全自描述实现模块间或者系统间信息的无缝交互, 基于智能调度、SG-ERP等系统的特点和现实状况, 利用先进的模型映射技术, 实现信息的无损转换。基本实现了可视化的全景网络状态监视、VLAN虚拟子网状态监视、可视化全景数据展示、运行监视可视化、程序操作可视化、智能告警可视化、事故分析与展示可视化、状态监视与分析可视化。

水电站智能化改造 篇5

第一节项目的基本情况

xxxxxxxx水电站位于xxxxxxxx，属xxxxxxxx流域一级支流---xx河流域梯级开发项目之一。xxxx年委托xxx水利水电勘察设计院完成初步设计，XX市水利水电局以xxxxxxxxx号文批复，属扩建工程。

一、水电站特性

1、大坝

坝型：

坝高：坝长：

2、集雨面积： km2库容： m3

二、机组特性

设计水头： m设计流量： m3/s

装机容量： KW年平均发电量：万KWh

年平均利用小时： h水轮机型号：

发电机型号：调速器：

三、输变电特性

变压器型号：

变压器容量：

四、工程总投资：万元

第二节项目建设实施主体

根据水利部《关于加强水电农村电气化县建设项目管理的通知》（水电[2006]97号）精神，xxxxxxxx工程实施主体：

1、项目建设实施主体：

建设项目单位：xxxxxxxx

施工承建单位：xxxxxxxx2、工程项目技术和经济指标：

①建设起止年限：xxxx年xx月-xxxx年xx月

②建设规模：KW

③工程总投资：万元

第三节项目建设进度

xxxxx水电站增容改造工程建设工期起止年限为xxxx年xx月至xxxx年xx月投产。电站各项工程建设项目进度如下：

1、厂房：建设工期xxxx年xx月至xxxx年xx月

工程量：砼： m3浆砌： m3

土方： m3石方： m3

投资：万元

2、机组安装：机组安装工期xxxx年xx月至xxxx年xx月（含调试、机组试运行）

投资：万元（含购机组设备及安装费）

3、升压站：建设工期xxxx年xx月至xxxx年xx月

工程量：土方： m3石方： m3

砼： m3浆砌： m3

投资：万元（含购主变等设备、安装费用）

4、大坝：建设工期xxxx年xx月至xxxx年xx月

工程量：砼：m3土方： m3

石方： m3

投资：万元

5、引水工程：建设工期xxx年xx月至xxxx年xx月

工程量：砼： m3土方： m3

石方： m3

投资：万元

第四节项目的目标任务

xxxx电站地处xxxx，,而且提高的xxxx的供电保障率，促进了xxxx的经济发展，促进了社会主义新农村建设。

第五节资金筹措措施

xxxx水电站增容改造工程建设总投资xxxx万元，为保障工程建设顺利进行，该电站资金筹措主要来源以下几个方面：

1、中央补助资金：万元

2、银行贷款资金：

3、职工入股：

4、其它：

共筹措资金：

水电站智能化改造 篇6

【关键词】双机热备冗余 电力专用UPS电源

1 改造原因

皂市水电站UPS装置原配置为一台南京欧亚玛创力电子有限公司生产的V系列10kVA逆变电源装置，安装于中控室。所带负荷均为厂内重要的负荷，包括监控系统主机电源、中控台电源、网络柜电源、调度数据网电源、远动通讯机电源及保护信息管理系统柜电源等。

由于一台UPS装置长期不间断运行，不便于对其进行维护保养。此台装置故障，将导致UPS电源装置所带负荷将全部停电，直接影响电站运行人员正常监视和机组运行控制、省调传输数据中断、影响计算机监控系统上位机的正常运行。

为提高不间断电源的可靠性，根据电力行业标准DL/T 5065-2009《水力发电厂计算机监控系统设计规范》中对计算机监控系统不间断电源的规定，需配置双机热备冗余结构的电力专用UPS电源装置，以保障重要负荷供电的可靠性。

2 改造技术方案的分析论证

双机热备冗余结构的电力专用UPS电源装置可分为串联或者并联两种方式，串联备份技术是一种比较早期、简单而成熟的技术，它被广泛地应用于各个领域。备机UPS的逆变器输出直接接到主机的旁路输入端，在运行中一旦主机逆变器故障时能够快速切换到旁路，由备机的逆变器输出供电，保证负载不停电。UPS串联的特点是：两台UPS均为完整的具有独立旁路的在线式UPS单机，两台UPS除了电源线的连接外不需要其他信号的连接，在正常情况下，主机100%的给负载供电，从机的负载为零。

并联备份技术是近年来发展起来的采用更复杂技术的一种备份方式，并联备份解决了串联备份主从UPS电源老化不一致的问题，并且能够实现增容功能。UPS并联备份的特点是：两台或多台UPS的输出端直接短接在一起，同时给负载供电，每台UPS均分负载，没有主从机之分。当一台UPS的逆变器出现故障时，立即自动脱机，负载由余下的UPS均分，不存在切换问题。

通过以上分析，结合电站UPS电源装置所带负荷特点，电站采用并联备份技术，建立双机并联备份冗余结构，以保障当其中一台UPS电源装置故障时，另一台UPS可独立承担负荷不间断供电，不影响监控系统上位机、调度数据网、远动通讯机等重要负荷的正常运行。电站经过询价，通过技术评审和商务评审，最终选择的产品为由深圳思凡贝特科技公司提供的型号为HR8610的不间断电源装置。

3 项目实施过程控制

由于UPS装置所带负荷均为厂内重要的负荷，包括监控系统主机电源、中控台电源、网络柜电源、调度数据网电源、远动通讯机电源及保护信息管理系统柜电源等。为缩小此次改造过程中对电站相关业务的影响范围，电站根据负荷性质及分布情况组织编写了详细的施工方案，先对新UPS装置进行安装和调试，新UPS装置上电试验正常后，再对原UPS装置上的负载进行转移接带，所有负载转接运行正常最后才退出原UPS装置。在对原UPS装置上的负载进行转移接带时，对采用双电源供电的大部分设备，在实施改造前将双电源供电设备的其中一路电源转接至市电供电，保障在转接过程中不停电保证运行。对单电源供电的保护信息管理系统柜、调度数据网柜内交换机、MIS系统服务器从机等设备，因在转移负荷时必定有短时间停电，将影响与省调间的实时数据传输（机组与水调数据）以及AGC、AVC数据下达，故向调度申请零点消缺。单电源供电设备在由原UPS供电转至新UPS供电时，施工前做好充分准备，以尽量缩短停电时间。

现场安装屏柜基座时，将新购的两台UPS不间断电源装置柜安装固定，设备整体安装整齐，保障设备基础和设备屏柜可靠接地。敷设UPS不间断电源装置柜的电源输入、电源输出、信号输出等电缆时，做好电缆两端标示牌的悬挂。电缆敷设在电站中控室進行，应做好电缆的保护，防止误动设备。敷设完成后进行绝缘检测和导通测试，保障电缆的电气性能。

新安装UPS不间断电源装置柜后进行设备性能调试，对单机供电进行切换检查、并机运行、信号核对、输出电源及供电负荷检查（采用模拟负载检查设备供电情况）等，并做好调试记录，通过试验检查确认新安装设备功能是否运行正常。检查设备运行正常后，逐步将负荷接至新UPS装置，检查各设备运行情况，确认设备运行正常后，最后拆除原UPS电源装置及现场清理。

4 总结分析

通过此次改造，电站较好的解决了单台UPS工作的风险，实现了双机并联备份冗余，提高了电源的可靠性。在项目实施过程中，编制了较为科学合理的施工方案，对项目实施过程中可能出现的危险点、危险源进行了分析，确保了施工人员安全和设备安全。通过施工前的充分准备，使项目在实施过程中未出现工作间断，保证了工作的连续性，提前完成改造工作，并减少了改造工作对电站安全生产的影响。目前装置运行稳定，人机接口界面良好，设备维护工作量较小，达到了改造的目的。

参考文献：

[1]齐志勇. 机房动力配电机UPS电源配置探讨[J]. 技术与市场. 2011（09）

高压变电站变电设备的智能化改造 篇7

变电设备智能化改造[1,2,3,4,5]是通过对其装备必要的传感器, 采集变电设备的运行状态、控制状态和可靠性状态等信息来实现的。智能组件由测量、控制、监测等智能电子装置 (intelligent electronic devices, IED) [6]集合而成, 通过监测主IED完成对植入变电设备体内的传感器监测数据计算、分析并汇总, 形成智能化信息, 通过标准的DL/T860过程层交换网络送至站控层监控主机。变电设备监测数据信息经过高级应用服务器完成监测数据处理、趋势预测、状态诊断等。因此, 变电设备与智能组件、通信网络共同构成了智能变电站的智能化因子[7]。本文主要讨论电力变压器、开关设备的智能化研究方案, 研究应用于运行中电力变压器改造的智能变压器组件和高压开关设备改造的智能开关组件。

1 变压器智能化改造

变压器智能化改造核心方式是将原先分散的、遵循不同协议标准传输数据的监测IED按功能集中布局, 遵循统一的协议标准, 完成对监测IED的系统集成和数据集中上传。通过设计变压器智能组件柜、装备更多的变压器状态监测传感器, 完成各监测IED的数据采集、处理、分析、汇总, 并按照DL/T860向站控层上送聚合信息。

1.1 变压器智能化改造方案

智能变压器由变压器本体和智能组件柜组成, 变压器本体根据实际工程设计、装设所需的传感器和监测IED, 并对其原有的柜体按照功能模块重新设计调整。

图1为针对智能组件按不同信息功能对变压器进行的基础信息配置。按照基础配置原则, 提出智能化改造方案为:采用变压器+智能组件的模式, 对原控制柜 (汇控柜) 加装一个智能组件 (智能组件柜) , 完成变压器的状态量采集、常规量采集、初步分析、状态诊断和数据发送等功能。

1.2 变压器智能组件设计

变压器智能组件按功能独立原则, 采用多个独立的IED集合, 一方面可以有效避免模块的相互干扰进而影响智能组件的整体功能;另一方面便于用户根据实际选择、调整IED供应商优化智能组件集成方案, 同时也方便智能组件的维护、检修[8]。

依据智能变压器常规配置方案并结合实际需求进行变压器智能组件设计, 如图2所示。

变压器智能组件柜配备有监测主IED、高压套管IED、油中溶解气体监测IED和侵入波监测IED, 同时配备过程层网络交换机, 接入合并单元的电流、电压瞬时数据[9]。基于对监测信息的可扩展性考虑, 对电力变压器智能组件预留部分可扩展的监测数据IED, 譬如绕组光纤测温IED、局部放电监测IED等。电力变压器智能化的具体措施如表1所示。

为实现变压器的智能化高级应用, 监测主IED不仅需要对原始的监测数据进行预处理 (包括数据编码转换, 异常数据剔除等) , 而且需要承担对接入监测主IED的监测数据的深度智能处理, 确保站控层高级应用系统可以准确辨识监测主IED的监测信息和状态信息等。常规状态参量的数字化测量具体技术指标如表2所示。

在变电站智能化改造的实用化研究中, 通常要对变压器油中溶解气体、高压套管的状态进行监测。侵入波监测作为可选功能视情况增加。测量数据包括顶层油温、底层油温、铁心接地电流等, 也可以根据工程需要增加传感器和对应的监测参量数据。

2 开关设备智能化改造

2.1 开关设备智能化改造方案

智能高压开关设备由高压开关设备本体和智能组件组成, 开关设备本体上安装了不同功能的传感器和操动机构[10]。高压开关智能化改造的核心方式是将原先分散放置的高压开关设备状态监测IED (局部放电IED, 气体状态IED, 机械状态IED等) 集中, 构成高压开关设备智能组件的监测IED, 同时加载监测主IED、合并单元完成向站控层上送断路器聚合信息[11,12]。智能高压组合电器组成架构如图3所示。

断路器智能化改造方案为:断路器+智能组件的模式, 对原就地控制柜 (汇控柜) 加装一个智能组件。断路器智能组件配置监测IED, 即完成对高压开关储能电机工作状态、SF6气体压力/密度、断路器局部放电等状态信息的采集、处理、上送;监测主IED合并子IED数据以标准的DL/T860协议向站控层上送智能化信息和格式化信息[13], 并在站控层高级应用系统里完成数据的趋势预测、诊断分析和智能预警等功能。断路器智能化信息主要包括高压开关设备的放电缺陷、操动机构、储能系统的状态[14]等。

2.2 开关设备智能组件设计

依据智能断路器组成结构结合工程实际应用需求, 断路器智能组件设计如图4所示。

在智能组件柜内集成了监测主IED、机械状态IED、局部放电IED、SF6气体状态IED、避雷器监测IED和开关设备控制器等, 实现开关设备控制数字化和网络化, 开关设备的SF6气体微水、密度的监测, 机械特性的监测, 局部放电的监测, 避雷器动作次数及泄漏电流的监测及上层设备对开关设备的状态可视化。断路器智能化措施如表3所示。

常规状态参量的数字化测量具体技术要求如表4所示。

对SF6气室的密度/压力、微水、储能电机的状态进行监测, 分合闸线圈电流监测作为可选功能, 并视情况增加。断路器储能电机工作状态是操动机构状态的一个重要方面, 可以反映储能电机和储能系统的缺陷。测量数据包括电机电流、电压、工作时间;对于液压机构, 包括统计储能电机的启动次数/日、累计工作时间/日等。

3 变电设备智能化改造技术难点

常规的变电站智能化改造有以下技术难点[15]:

1) 变电站监测IED网络升级改造, 需要调整或更改监测IED的部分功能。例如, 需要将原先通过CAN、RS485上传监测参量的监测IED调整为支持以太网传输数据, 这样就需要对监测IED甚至支持监测IED的工控机进行升级改造。

2) 部分监测IED难以加装, 是因为需要增加常规变电站没有配给的内置传感器, 重新加装这些传感器会极大增加工程难度和改造成本。

3) 对于原先支持不同协议传感器的智能化升级改造, 需要原监测IED厂商对设备功能进行部分修改调整, 以适应智能组件的要求。

4 结语

高压一次设备加装智能组件是常规变电站智能化改造的有效方式之一, 在实际的变电站智能化改造中取得了很好的实用化效果, 降低了因改造而导致电网停电的高额成本, 保证了电网的稳定、安全运行。

摘要：针对电网110 kV及以上的常规变电站, 如何科学、合理、经济地对这些变电站进行智能化改造是电网建设面临的问题之一。经实际应用验证, 通过对常规变电站的主变压器、开关等设备安装智能组件的方式, 可实现对变电站的智能化改造, 达到降低运维成本和优化资源配置的目的。

水电站智能化改造 篇8

一、500k V变电站现状

我国大多数的500k V变电站都是枢纽变电站。虽然目前我国大部分500k V变电站都已经采用了计算机监控系统和微机化继电保护装置, 但是仍旧存在着一定的问题, 如系统过复杂, 资源采集重复、设计安装调试过于也比较复杂, 而且在设备操作上, 缺乏规范化、标准化, 一方面, 降低了变电站及其设备的使用寿命, 另一方面, 大大降低了变电站的生长效率, 进而严重影响到电网的安全运行和电网运行水平。

二、500k V变电站的智能化改造的必要性

伴随科学技术的发展, 计算机技术、通信网络技术以及新型传感器等技术也得到飞速发展, 而这些技术也在变电站系统中得到了广泛的应用, 极大的促进了变电站的管理和发展。但是存的一个问题就是, 这些自动化系统在设计和应用的过程中, 大多是根据自己的实际需求为标准来实现的, 所以, 使得总系统与子系统以及各个子系统中之间缺乏有效的联系, 它们在实际运用中, 也各成体系, 协同性以及联系性极差, 大体表现在以下几个方面:

首先, 通信接口缺乏一致性, 要想实现信息共享是存在着很大的难度的, 进而使得采集的信息作用没有得到充分发挥。

其次, 改造后的系统仍旧依赖于原通信的协议, 进而导致系统在后期维护过程中, 难度加大, 同时, 这也为智能化变电站提出一个巨大的挑战。

因此, 智能变电站要在信息化领域下, 作用要想得到有效发挥, 就必须进行改造, 使得新技术与旧技术达到很好的融合, 提高系统的快捷性、灵活性以及方便性, 适应新技术的发展要求和标准, 全面推进智能化变电站异构信息的融合。

三、500k V变电站的智能化改造技术3.1建立信息一体化平台

500k V变电站的智能化改造必须要一个一体化信息平台, 真正实现变电站的综合自动化, 允许操作人员在远方操作, 或者可以在监控后台操作, 并且利用摄像位置来实现对变电站运行的总体情况进行全面的监视, 同时, 还要实现遥测量采集功能。智能化变电站还要通过内部通讯方式, 实现对各个子系统的规范化、标准化、统一化管理, 尤其是对于密集程度主设备, 进行全面有效的监控。

另外, 要建立数字化变电站, 结合现有的智能电网出现后, 充分利用其在线监测功能, 实现变电站的顺序控制功能, 采用数字化交直流一体化的电源, 全面实现智能变电站的数字化和自动化发展。

3.2设备智能化

要全面实现变电站的智能化, 电力电子产品必必须要达到智能化, 为此, 在改造过程中, 要保证所有电子设备的精确控制, 并在此基础上, 加大对一些新型设备的研究和开发, 优化变电站的智能组件, 尤其是对于高场地的布设和控制, 一定要以结合在线装置, 加强以变电站的在线检修和维护, 全面保证系统的稳定运行。

另外, 要以电网为基础, 利用先进的通信、信息和控制技术, 构建以信息化、自动化、互动化为特征的统一智能化电网。目前, 主要用到有智能化电子产品有分布式电源、用户的分时电价、智能化设备 (ED) 等相关产品, 在改造过程中, 通过对变电站主设备的智能化控制, 切实满足变电站的信息化、自动化、互动化要求。

此外, 通过这些设备的控制, 还可以对系统进行综合故障分析和诊断, 强化对系统主设备的状态评估, 实现对多种状态量的同步监测。

3.3应用功能的智能化

变电站或者电路改造工程除了要满足以是规范条件以外, 还要加强对应用功能的智能化研究和开发, 需要利用系统一体化平台, 由智能化一次设备, 如电子式互感器、智能化开关等和网络化二次设备分层构建, 建立在通信规范基础上, 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。

另外, 在信息一体化的平台上, 对变电站智能操作、智能化调控以及智能操作、智能调度, 等功能进行进一步的优化, 并且利用数字化技术, 进行建模, 从而实现所有设备和过程控制的数字化, 进行保证保证变电站智能化水平的提高。

3.4辅助功能的智能化

在改造变电站的过程中, 还要保证各项辅助功能的智能化, 需要根据实际需要建立相应的智能化巡视系统, 如对断路器配置保护装置, 推进保护、监控、测量的一体化, 另外, 保护装置本身自带操作回路, 在不需要智能终端的条件下也可以全面提升系统的自动保护功能。

另外, 可以根据系统的自动化配置, 以总路, PT、分段需要, 实现对变电站的火警、空调以户外温度湿度的测试, 为智能化巡视、无人值班提供前提条件。

四、总结

水电站智能化改造 篇9

关键词：智能变电站,智能组件,顺序控制,源端维护,智能告警,故障综合分析

0 引言

智能变电站作为坚强智能电网的重要基础和节点支撑,是必不可少的建设内容。国家电网公司发布了《智能变电站技术导则》、《变电站智能化改造技术规范》等一系列标准作为智能变电站建设的技术依据和原则[1,2,3]。500 kV变电站设备信息和运行维护策略与电力调度实现全面互动,实现基于状态的全寿命周期综合优化管理,实现全网运行数据的统一采集、实时信息共享以及电网实时控制和智能调节,如何支撑各级电网的安全稳定运行和各类高级应用是亟待研究和解决的课题。

然而,由于地区技术和管理上的差异,各地变电站智能化改造工程技术方案细节都有所不同,智能化改造的技术指标和实施方案都不一样。另外,智能变电站技术具有一定的先进性和前瞻性,部分关键技术目前仍然不成熟,需要在智能变电站建设或改造过程中不断改进提高,哪些技术已经比较成熟可以应用于实际变电工程,哪些技术还需要进一步研究试用,对于智能变电站建设和改造都十分重要。基于此,本文以国家电网公司相关导则和规范为依据,结合电力企业运行、维护需求,对500 kV智能变电站关键技术展开了研究与探索,形成了切合实际的智能变电站建设技术方案体系,并将研究成果成功应用到500 kV兰溪智能变电站。

1500 kV变电站现状分析

在中国,500 kV变电站通常都是枢纽变电站。目前,大部分500 kV变电站已采用了计算机监控系统和微机化继电保护装置,但仍然存在采集资源重复、系统多套、厂站设计安装调试复杂、设备互操作性差、标准化和规范化不强等问题。这些都影响了变电站生产运行的效率,不利于电网安全运行水平的进一步提高。

随着计算机技术、通信网络技术以及新型传感器等技术的飞速发展,变电站自动化系统有了极大的发展,产生了大量的新技术、新应用,使变电站中应用系统日益增多。这些新技术、新应用大部分是根据各自的需求和理解实现的,各子系统之间缺乏联系和协同,自成体系,通信接口不一致,信息共享度差,“信息孤岛”林立。另一方面,一些来自于其他行业的现场总线通信协议或厂家私有协议也还在使用,用户对原厂家的依赖性也日益增大,系统的后期维护对电力企业是一个巨大的挑战。因此,智能变电站在信息化方面需要充分发挥IEC 61850国际标准的优势,必须能灵活、快捷地适应新标准新技术的发展,实现异构信息的有效融合。

作为智能电网建设的重点,国内智能变电站在经过第1阶段的探索之后,总结出了具有自我创新性的智能变电站建设方法:以变电站一、二次设备为数字化对象,以高速网络通信平台为基础,通过对数字化信息进行标准化,实现站内外信息共享和互操作,并以网络数据为基础,实现测量监视、控制保护、信息管理等自动化功能。在行业内逐步形成了智能变电站的重要特征:一次设备智能化、全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、高级应用互动化[4]。

2500 kV变电站智能化技术改造方案

500 kV兰溪变电站智能化改造项目依据国家电网公司《智能变电站技术导则》相关内容和要求,对信息一体化平台及其高级应用、一次主设备和辅助系统进行了智能化改造,主要涉及如下方面。

1)主设备的智能化:

研发安装变压器、高压断路器在线监测装置,并开发智能组件,实现高压场就地布置;研发、安装35 kV智能组合开关;研发、安装全站避雷器在线监测装置。为状态检修、输变电状态监测系统服务。

2)信息一体化平台建设:

供各高级应用子系统进行统一、标准化、规范化的数据存取访问及向调度系统进行上送。实现全站信息统一建模、统一标准、纵向贯通、横向集成、功能互济。

3)研发高级应用功能:

在信息一体化平台上实现智能开票、一次和二次设备联合一键式顺序控制、智能预警与故障综合分析、源端维护、一次设备智能诊断等高级应用功能。为运行操作、智能调度、调控一体化等功能服务。

4)辅助系统智能化:

开发智能巡视系统,实现开关刀闸位置检查和对一次主设备红外测温等功能;实现电子围栏、空调、门禁、火警、积水、户外柜温湿度、烟感、温感等辅助系统智能监控。为智能化的运行巡视、无人值班提供了前提条件。

500 kV兰溪变电站智能化改造框架如图1所示,与主设备和辅助系统相关的智能组件采用IEC 61850标准信息化,通过变电站网络与信息一体化平台实现信息交互。信息一体化平台收集并整合全站智能组件标准化信息,在其基础上实现智能开票、AIS设备一键式顺序控制、源端维护、智能告警与故障综合分析以及基本SCADA高级功能。通过电力数据网或专线方式,信息一体化平台可供远方调度生产、保护信息、输变电设备状态评价等系统标准化信息交互。

3 主设备智能化

变电一次主设备包括变压器、开关设备(包括断路器、隔离开关)。设备智能化的关键是实现一次主设备智能组件技术。智能组件的研究对于高压设备智能化和智能电网的建设具有重要意义[5]。

3.1 变压器智能组件技术

变压器智能组件采用主、子智能电子设备(IED)方式进行设备状态信息的采集和处理。主IED安置在一次设备附近的智能汇控柜中,其功能相当于前置服务器,其主要任务是根据各智能监测组件的监测数据和结果对一次设备进行综合故障诊断和状态评估。子IED负责汇总分项传感单元上传的监测数据采集、初步处理和判断,其数据可供主IED使用也可直接供站控层子系统访问。

变压器智能组件关键技术如下。

1)多种状态量实时同步监测。

包括油中溶解气体监测、微水监测、局部放电监测、铁芯电流监测、油温监测、冷却单元状态监测、有载开关监测、工况信息监测等以及交换机组成。

2)冷却器智能控制。

参考变压器负荷、油温等多方面因素智能控制风扇、油泵的启停,起到提高控制效率、降低冷控能耗的目的。也可接受远方命令控制冷却器或调整控制给定值。

3)变压器过载能力评估。

主IED完成变压器过载能力的估算功能,结合环境温度、负荷、油温和绕组温度,建立变压器负荷动态智能监测系统。

4)变压器剩余寿命评估。

结合顶层油温、负荷、环境温度等进行绝缘老化与剩余寿命评估。绝缘老化率取决于绕组热点温度和油中的水分以及负载情况。智能组件通过热点温度的监测,依据标准老化率模型计算获得绝缘老化率[6]。

3.2 开关设备智能组件技术

开关设备智能组件采用保护、测控、状态监测、计量、合并单元、智能终端一体化技术,实现开关设备的间隔内保护、测控、互感器采样值传输及跨间隔控制等功能,其结构见图2。智能组件安装在传统开关设备附近或本体机构箱内,通过专用电缆或光缆与开关设备二次机构或传感器连接。智能组件对外只需要接入交直流电源,通过光缆分别接入变电站站控层(站控层设备访问)和过程层网络(供跨间隔保护、录波、计量等设备信息交互)。

在线监测内容主要有:绝缘特性监测,包括断路器气室微水、密度、压力、温度等参数的监视;机械特性监测,通过位移特性传感器监测断路器的跳合闸速度、跳合闸时间等;电气特性监测,监测断路器跳圈电流、合圈电流、储能电机电流。

主变、开关设备智能组件目前还缺乏户外长期稳定运行性和可靠性验证,另外智能组件打破了电力系统传统专业界面和保护配置原则,相关运行检修人员也应逐渐适应这一变化。目前,状态监测和计量还难以集成于一体,这与专业界面有一定关系。

智能组件未来应高度集成化,具备更高的可靠性,与一次设备融为一体,真正使智能设备成为智能变电站的重要设备。

4 信息一体化平台

信息一体化平台在变电站实现数据和子系统的融合后将数据和信息上送到调度及其他子系统,不仅可以充分、有效地利用电力系统的信息资源,而且极大地延伸了信息资源的服务区域,提高系统可靠性,有效满足智能电网对数据利用的需求。

如图3所示,信息一体化平台作为基础支持各种高级应用。平台建立了基于统一建模技术的实时数据库和应用无关的图形基系统,实现数据归一化模块和数据校验模块,并提供基于模型的API/SQL数据存取接口,以进行历史库存储服务,提供标准化通信接口,实现数据服务和文件服务。

信息一体化平台目前还存在PMU信息无法标准集成、集成度低等问题。另外信息一体化平台的实体配置也是目前争论的焦点,其远传协议也没有确定。信息一体化平台未来可以参考IEC 61850-90-2(待颁布)的最新技术,实现厂站端至主站端标准通信。

5 智能高级应用

5.1 AIS设备一键式顺序控制技术

顺序控制是智能变电站基本特征之一。目前,制约AIS设备一键式顺序控制的主要问题是AIS开关设备状态确认。结合智能巡视系统对户外开关设备位置进行图像识别确认并开发相关的接口程序,可为AIS开关设备一键式顺序控制提供解决方案。下面以刀闸为例说明开关设备位置图像识别的方法和流程。

刀闸位置的识别可以通过分析图像中刀闸区域内直线的算法来实现。根据源图像中刀闸所在位置的矩形区域和H矩阵得到刀闸设备在待匹配图像中的位置,然后利用Hough变换检测直线的算法识别刀闸的状态。其流程图如图4所示。首先,待检测图像和当前检测点的模板图像进行图像配准,得到待检测图像的对应刀闸子区域,然后对刀闸图像进行预处理,进而利用Hough变换求直线,通过直线过滤后,如果子区域图中含有直线,即为合状态,否则为分。

刀闸位置识别技术已经在500 kV兰溪变电站顺序控制中得到验证和应用,但还存在恶劣天气情况下识别率较低的问题。可以进一步改进识别算法,提高恶劣天气情况下的识别率。未来还可以针对刀闸位置识别开发恶劣天气的辅助判断工具,提高识别率。

5.2 智能告警与故障综合分析

智能告警与故障综合分析主要完成3个层次的故障推理功能:单事件推理、关联多事件推理、故障智能推理。单事件推理根据每条告警信息做出推理,给出告警信息的描述、发生原因、处理措施以及图解;关联多事件推理对多个关联事件进行综合判断,给出一个综合的判断和处理方案;故障智能推理根据每种故障类型发生的条件,结合接线方式、运行方式、开关变位及开关状态、遥测量、时序等综合判断,给出当前故障的故障类型、相关信息、故障结论及处理方式。

变电站的故障判断条件复杂,故障推理模型结合拓扑、逻辑和时序等综合考虑,难以用精确的数学模型来描述,需要对变电站常见的故障类型及其故障条件进行归纳总结,制定一个全面的故障推理模型。该模型针对每一种故障类型,使用单独的故障处理模块进行处理,并根据故障推理的需要,对监控信号进行分类。当推理机根据信号类型检测到当前收到的监控信号为某一故障类型的启动信号时,就会立即启动该故障类型的推理模块,并在随后的一个时间窗内不断检测该故障类型的条件是否满足,在时间窗过后给出推理结果。

智能告警与故障综合分析还存在故障识别率不高、实际情况复杂难以逐一验证的问题。实际工程中,故障录波通道配置较灵活也为故障综合分析系统配置带来较大工作量。未来智能告警与故障综合分析系统的配置本身也应朝着智能化方向发展,简化实际工程配置。

5.3 源端维护

源端维护实现的重点在于IEC 61850和IEC 61902这2种不同标准的信息转换,并生成对应的模型交换文件,通过模型文件的生成将变电站的二次设备模型信息和主站需求信息紧密结合。同时,通过SVG图形文件,将变电站一次设备拓扑信息和主站交换信息内容相融合,通过相应的映射机制,达到无缝通信的技术革新目的。其流程如图5所示。

通过扩充一次设备配置描述以及SCD模型到CIM的映射,可以直接将变电站SCD模型转换生成主站CIM模型。在模型转换过程中,自动生成通信映射量测信号编码,实现无缝通信[7]。

源端维护目前面临的问题主要有主站与厂站端通信协议不确定和图形标准的问题。500 kV兰溪变电站通过扩充104协议实现主站与厂站模型通信,扩充SVG标准实现变电站图形与主站拓扑协调。未来,源端维护应采用IEC 61850-90-2标准协议通信,直接采用变电站SCD标准文件表达一次拓扑关系,而不是扩充其他标准实现源端维护。

6 智能化改造效果

500 kV兰溪变电站智能化改造工程已经完成并顺利通过国家电网公司验收,成为国内首座投运的超高压智能变电站。部分项目改造前后对比见表1。

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7 结语

从目前的技术水平与管理模式来看,一次设备智能化、信息一体化平台及其高级应用技术是智能变电站的关键。本文对变电站主设备智能组件技术、信息一体化技术、智能开票技术、一键式顺序控制技术、智能告警与故障综合分析技术、源端维护技术进行研究,并将研究成果成功应用到500 kV智能变电站,系列研究和应用成果已成为国内后续变电站智能化建设的典型经验体系。

参考文献

[1]国家电网公司.国家电网智能化规划总报告[R].北京:国家电网公司,2009.

[2]Q/GDW 383—2009智能变电站技术导则[S].北京:国家电网公司,2009.

[3]Q/GDW Z 414—2010变电站智能化改造技术规范[S].北京:国家电网公司,2010.

[4]国家电网公司.“十二五”电网智能化规划报告[R].北京:国家电网公司,2010.

[5]张斌,倪益民,马晓军,等.变电站综合智能组件探讨[J].电力系统自动化,2010,34(21):91-94.ZHANG Bin,NI Yimin,MA Xiaojun,et al.A study onintegrated intelligent components for smart substation[J].Automation of Electric Power Systems,2010,34(21):91-94.

[6]IEC 60354Loading guide for oil-immersed power transformer[S].1991.

水电站智能化改造 篇10

关键词：500KV变电站,智能化,改造技术

在智能电网建设中, 智能变电站有着至关重要的作用, 其是智能电网建设关键性内容, 加之, 目前迫切需要对变电站实行综合管理。因此, 需要使用变电站智能化的改造技术, 这样不仅能够促进电网建设与完善, 而且能够实现变电站的综合化与自动化管理。

1 500千伏变电站的现状

国内大部分500 千伏变电站均属于枢纽的变电站, 即便当下国内很多500 千伏变电站都开始使用微机化的继电保护设备与计算机的监控系统, 但依然存在诸多问题, 例如:系统比较复杂, 设计安装与调试较为复杂, 资源的重复采集, 设计操作缺乏标准化与规范化, 这样既会降低相关设备与变电站使用的寿命, 又会降低变电站生长的效率, 从而影响电网运行的水平与安全性。

2 500千伏变电站智能化的改造必要性

随着科学技术发展, 新型的传感器、计算机信息技术等发展迅速, 并且这些技术逐渐广泛应用在变电站的系统中, 在很大程度上推动了变电站发展与管理。但由于一些管理人员对各种新型技术不了解, 且缺乏专业的操作技能, 在自动化的系统应用与设计过程中, 基本是按照自身需求标准进行设计, 导致总系统和子系统间缺少有效联系。尤其在实际应用中, 很多子系统都是独立的体系, 各个子系统之间联系性与协同性非常差, 主要表现如下:第一, 各个通信接口之间缺少一致性, 想要真正实现信息资源共享, 还有很大难度, 这在某种程度上会导致信息采集作用无法发挥。第二, 经改造后系统依然依赖者原有通信协议, 在后期系统维护的过程中, 会增加维护的难度, 这也给智能变电站发展提出了巨大挑战。所以智能化变电站信息化时代下得到有效发展与进步, 需要对变电站进行改造, 充分融合旧技术和新技术, 尽可能提高变电站系统方便性、快捷性与灵活性, 使变电站与新技术发展标准与要求相适应, 从而全方面推动智能变电站的异购信息融合。

3 500千伏变电站智能化的改造技术

3.1 应用功能智能化

电路或者是变电站改造不仅需要符合相关规范条件, 而且应加大变电站应用功能智能化的开发与研究力度, 然后应用一体化系统平台, 通过智能化的一次性设备, 例如:网络化的二次设备、电子式的互感器与智能化的开关, 分层次的建设智能化变电站, 这样可以通信规范建设基础上, 实现500 千伏变电站内部智能化电气设备的信息共享, 从而建立互操作现代化的变电站。此外, 在一体化信息平台上, 对500 千伏变电站实行智能调度、智能化操作与智能化的调控, 进一步优化应用功能。同时应用数字化的技术, 尽可能实现全部过程控制与设备数字量, 确保500 千伏变电站的智能水平得以提高。

3.2 辅助功能智能化

在500 千伏变电站改造过程中, 必须确保各项辅助性功能智能化。也就是要按照实际需要构建智能化的巡视体系, 例如:配置断路器保护的装置。实现测量、保护与监控一体化。此外, 大部分保护装置自身配备了操作的回路, 在无需智能化终端条件下, 能够全方面提高系统自动保护的功能。还要按照系统自动化的配置需要以及分段、总路、PT需要, 认真测试变电站户外湿度温度、火警、空调运行情况, 给无人值班与智能化的巡视创造条件。

3.3 构建一体化的信息平台

要想实现500 千伏变电站智能化的改造, 需要以信息一体化平台为基础, 金可能实现500 千伏变电站智能化与自动化。这样操作人员可以远程操作变电站, 又可以方便操作人员在监控后台进行操作, 同时通过摄像机全面监视变电站总体情。500 千伏智能化的变电站还应使用内部通讯的方式, 以便实现对子系统统一化、规范化与标准化管理, 特别是一些密集程度比较高的主设备, 实行全方面监控。还要构建数字化的变电站, 充分结合现有智能电网, 并应用在线监测的功能, 有效控制变电站运行情况;应用数字化的直流交流一体化电源, 实现智能化变电站自动化与数字化发展。

3.4设备的智能化

要想实现500 千伏变电站智能化与自动化, 必须保证电子产品达到自动化与智能化标准。

因此, 在500 千伏变电站智能化改造的过程中, 需要确保全部电子设备控制精确性, 同时在这个前提下, 加大对部分新型设备开发与研究的力度, 对变电站智能组件进行优化。

对于一些高场地控制与布设, 需要充分结合在线的装置, 增强对500 千伏变电站的维护与检修, 全部变电站系统运行稳定性。此外, 在电网建设基础上, 充分利用先进控制、通信与信息技术, 建设以互动化、信息化与自动化为基础特征的智能化统一网络。就目前而言, 应用智能化的电子产品主要包含智能化与设备、分布式的电源与用户分时电价等, 在变电站智能化改造的过程中, 可通过智能化的控制变电站设备, 实现变电站信息化、互动化与自动化等要求。而且通过控制变电站设备, 能够准确分析与诊断变电站系统故障, 准确评估变电站系统设备运行状态, 从而同步监测各种状态量。

4 结语

综上所述, 智能化的变电站发展, 既可以满足电网发展建设需要, 又可以满足社会发展要求。但由于在变电站智能化的改造过程中, 部分操作人员忽略了变电站智能化发展的重要性, 导致变电站智能化改造受到严重影响, 从而导致电网建设受阻。因此, 需要要变电站的基础设施着手, 对变电站的改造方案进行优化, 从而推动变电站发展, 同时提高其智能化的水平。

参考文献

[1]殷长亚, 陈军伟.探讨变电站无人值班常规改造的几个主要技术[J].通讯世界, 2014, 21 (13) :81-82.

[2]沈位军.基于当前技术的常规变电站综合自动化改造实践分析[J].机电信息, 2014, 15 (06) :49-50.

[3]陈天赐.浅谈500k V常规变电站综自改造技术的策略分析[J].城市建设理论研究 (电子版) , 2013, 21 (17) :1-2.

印刷企业如何进行智能化改造 篇11

改造的核心——智能化机器

1.原料输入设备

印刷产品最后是应发给客户的，而客户的需求在印刷之前就是已知的。可在原料输入设备上下功夫，直接将客户需求的产品数量确定，之后可只考虑印刷、打包、送货，这样大大地提高了效率。

原料送达印刷企业时应是打包好的各类纸张，可经过一条较长的传送带，传送过程中由机械手打开包装，再由输入机械手将原料搬运到智能化“数纸机”的输入传输带上，通过需求在数纸机输出端即可得到不同数量的打印纸张。

这种智能化“数纸机”的组成可分为输入传送带、光电式“数纸机”（改）、电脑主机以及输出传送带。原理是将各类原料分批从输入传送带传入，当其达到光电式“数纸机”时利用一个斜坡结构由改造过的光电式“数纸机”卡住，改造后的光电式“数纸机”设计成一个类似于正六棱柱（根据需要设定棱边数）的形式，每个侧面安装一个普通光电式“数纸机”，当卡住原料时开始数纸并旋转，当下一个侧面达到输入传送带时通过电脑的计算，正好让下一份原料卡在光电式“数纸机”上，以此类推，当最后一个面达到输入传送带的时候，前几个面的数纸工作已经完成，由输出传送带传送给智能化印刷机，由“主脑”算出时间差，再将数据传输给“数纸机”的电脑，根据时间差可设定多条传送带。

在数纸机中有多的纸张可传送至“六棱柱数纸机”中心，再经由升降台送至传送带，传送带可将其反馈至输入机械手，再经由输入机械手进行下一波的输入。

2.智能化印刷机

①SIS感应进纸系统

这种智能化的进纸系统有效率高、套准快而且节省时间的特点，其工作原理包括：纸张边缘探测传感器、摆动式进击机构、单一旋转的卷纸滚筒、压印滚筒、叼纸牙横排向对正阶段、纸张边缘精确对正阶段。拥有该智能化系统，效率大约是传统的两倍，且可获得质量更好的产品。

②数字印刷机

与传统印刷机相比，数字印刷机不仅具有更智能的印刷模式，还有更完善的传感器，通过对印刷环境的感应，对干燥系统、循环系统、油墨系统进行反馈调节。当然，在最基本的地方，数字印刷与传统印刷之间就具有很大的区别，传统印刷工艺流程为电子页面版面设计、输出胶片、彩色打样、拼版、制版、印刷、印后加工；数字印刷工艺流程为电子页面设计、印刷、印后加工。喷墨数字印刷在数字印刷中又占有非常重要的地位，它对印刷纸张的幅宽要求不高，有极快的印刷速度，除了单色外还可以打印三原色。当反馈控制系统与数字喷墨印刷结合在一起的时候，印刷机的智能化水平应该已经非常高了，但是如果需要达到更高的智能化，还应具备印刷品质量控制系统。基于画面的印刷品质量检测系统，通过扫描、拍照的方式用数字图像处理方法进行比较，找出两者之间的差异并分析原因，而后根据分析结果自动调整印刷机的参数，以提高印刷产品的质量。

③整理输出器

通过离心作用机将产品叠放整齐，并传送至产品输出端，以便下一步打包及装订。

3.产品输出设备

产品输出设备的作用主要是将产品进行打包，还有书本的装订。当产品印刷好，由整理输出器直接传送到打包设备中，打包设备由一条传送带与悬挂在传送带上方的机械手组成，随着传送带的流水线传输，经过几个机械手的打包，传送带输出端得到的即为打包好的成品。成品被传送带运输到仓库，最后由机械手装车。同理，书本的装订也是类似的流程，在传输的过程中将每一本书分别装订，再根据订单分类打包、装车。

改造的“主脑”——智能化控制系统

智能化控制系统的功能主要的功能是让整个印刷企业具有真正的“智能”，它由传感器、执行器、信号采集执行层、控制层和人机对话层组成，通过智能化控制系统，可以编程应对问题，可以轻松检测出误差进而反馈调整，还可以大大提高效率，只需少量的工作人员活动在人机对话层即可。

1.传感器和执行器

传感器可以说是智能化控制系统的“眼睛”，可以获得印刷系统各部分的运行数据，而且可以对环境进行检测，将这些结果传到控制器，控制器便可分析数据并做出相应的应对措施，工作人员也可以通过人机对话层对信息进行判断。执行器主要是接收来自控制层信息，同时通过外在的设备（如机械手、干燥器、传送带等）执行信息。

2.信号采集执行层

该层由具有相对独立功能的分布式专用控制器组成。一方面，该层可以收集传感器采集的信号，通过控制总线将信号传给控制器，后者将对其进行分析；另一方面，该层通过控制总线从控制器中接受对执行器的指令信号，再将之交由执行器执行。该层其实就是起一个中间传递的作用，可以提高传输效率，也可以有效区分传感信号以及指令信号。

3.控制层

控制层集“监、诊、控”为一体，要接收来自传感器的信号，对其进行分析、诊断，并得到反馈调控的信号，通过信号采集执行层发送给执行器。同时，还与人机对话层相连，收到来自人机对话层的命令，通过智能化分析生成指令信号，再通过信号采集执行层传给执行器执行。要完成这些功能，控制器必须要针对印刷企业编相应的程序或者做控制系统，已获得最优的效率和最好的产品。

4.人机对话层

通过通用监视器建立人与机的桥梁，这个层主要具有两个作用：一是当客户下单时，在确定之后可通过人机对话层将信息传给控制层，再由控制层设计印刷方案，进而印刷产品；二是工作人员可以通过人机对话层实时监测印刷状况，在发生状况时及时作出反应。这里的人机对话层与传统意义上的人机对话层已经有了很大的区别，人不一定是工作人员，也可以是客户，对控制层的监测也可以换成电脑，这样不仅可以节省劳动力资源，还可以提高效率。

环境问题及废料处理

社会大众对食品安全、环境污染的关注为绿色环保的印刷技术应用提供了更广阔的空间。印刷企业必定会产生环境污染以及废料，这方面问题的解决显得尤为重要。一个智能化系统应该是环境友好型和可持续发展的，产生的工业废水经过过滤可用于排水系统，部分废水可以重新利用，在满足印刷质量要求的情况下节约资源；工业废料可投入纸张制造厂重新生产为纸张，再重新投入印刷。

但是这些都是相对容易解决的问题，更难解决且危害最大的问题应该是气体污染。油墨和染料中含有大量有害的有机挥发气体，排放到大气中也会给自然环境造成很难解决的污染；清洗机械所用的汽油挥发后的气体容易引起爆炸，有巨大的安全隐患。所以必须减少有害气体的挥发，解决方案可以从“源头”和“尽头”两方面着手。“源头”上可通过改变印刷的石墨及染料，尽量使用污染小的；“尽头”上则可以通过化学物质的吸收，甚至可以投入化工厂重利用。对企业应设计智能化的排气系统，通过检测与反馈，设计最优的净化与排气方案，达到少污染甚至不污染环境的目的。

结语

印刷企业的智能化是时代不可逆转的趋势，先见者明，先行者立，只有跟上时代的潮流才可以获得持续的发展。创新则是跟上潮流最重要的措施，中国现在在创新这一块与国外顶尖企业仍有巨大的差距，这也是中国是印刷大国却不是印刷强国的原因。因此，印刷产业应积极响应“中国制造2025”这一口号，把中国制造改为中国创造，造出自己的高新智能化产品。

作者单位：杭州市印刷有限公司

水电站智能化改造 篇12

目前国内已新建千余座智能变电站,取得了阶段性成果,由于受制于现有思维定势和运行维护习惯的影响,智能变电站技术在推进与深化过程中遭遇瓶颈。特别是随着变电站运行时间增长,常规变电站因设备老化导致安全隐患的几率显著增加,常规变电站改造成智能变电站成为一种必然的趋势。而现有智能变电站随着电网发展又常面临着间隔扩建的需求。而变电站改造和扩建时,保护装置需退出运行,出于系统安全考虑往往将相关一次设备停电,尤其是在继电保护单套配置时。智能变电站继电保护运行维护与一次设备停电之间的矛盾日益加剧[1,2,3,4]。

在引入了IEC 61850标准后,过程层数字化通信网络通信实现了信息共享,少量光纤代替了常规变电站中大量的电缆,把继电保护装置功能从电气回路的束缚中解脱出来,装置接线大大简化,给智能变电站设备形态演变留下了广阔空间。但由于电气回路的消失,导致传统基于装置和回路的建设模式已不再适用,亟需分析智能化改造、扩建中的瓶颈问题,探讨一种新的模式。

1 配置文件的标准化和校验

与常规变电站相比,智能变电站以网络交换数据为基础,信息传输以光缆代替电缆,以虚端子代替物理端子,以逻辑连接代替物理连接,二次功能不再是传统的电缆接线回路。

由于信息传输通道的网络化,只有满足通信服务协议的信息才能够在网络化环境中使用。因此必须对所传输的信息、信息传输通道以及各虚拟端口、虚拟开关等进行统一建模。没有按照标准建模的智能电子设备(Intelligent Electronic Device,IED)不能够在变电站系统中实现互操作,没有按照标准建模的报文也不能在继电保护系统网络化环境中识别应用,没有按照统一的建模标准描述的软压板、虚端子等功能替代也无法正常实现。

1.1 配置文件的标准化

智能变电站配置描述(Substation Configuration Description,SCD)文件包含整站所有设备间的网络拓扑关系。智能变电站中继电保护之间虽然已经实现了互操作,由于IED配置文件未规范,文件中存在大量私有约定,以致面对同样的虚链路而文件描述不一致,又缺乏统一的描述、合并和提取原则,使得配置文件中差异较大,给工程调试带来诸多不便,尤其在改、扩建过程中无法实现校验比对,需要通过装置逐一核实,以致工作效率低、易发生人为误操作[5,6,7,8]。

规范从SCD文件中导出IED配置描述(Configured IED Description,CID)文件,提取智能变电站IED配置文件的原则,并对配置文件完成校验管控,保证虚回路的一致性。将配置文件标准化,实现去“私有化”,保证工程实施的安全可靠,进一步提升智能变电站继电保护工程文件管控水平,兼容智能变电站的改造、扩建工程标准应用。

对CID文件中配置信息确定合并、提取以下3条主要规则以保证文件的规范性。

(1)IED元素是配置文件的根节点,根节点下依次包含GOOSEPUB (GOOSE发布)元素、GOOSESUB(GOOSE订阅)元素、SVPUB(SV发布)元素、SVSUB(SV订阅)元素、CRC(校验码)元素。

(2)GOOSEPUB元素是从SCD文件中提取的装置过程层GOOSE输出配置信息,GOOSEPUB元素下包含按SCD文件顺序配置的GOOSE控制块。

(3)GOOSESUB元素、SVPUB元素、SVSUB元素分别是从SCD文件中提取的装置过程层GOOSE输入配置信息、SV输出配置信息、SV输入配置信息,均包含了按SCD文件顺序订阅或配置相应的控制块。

1.2 配置文件的CRC校验

CRC(Cyclic Redundancy Check)校验码在文件提取时添加,用于验证虚链路的唯一性,保证配置的一致性。用于计算CRC校验码的内容转换成ASCII(American Standard Code for Information Interchange)码序列,但不包含元素的解释描述和空白符号,计算四字节CRC-32校验码,计算的四字节CRC-32校验码不满四字节,高字节补0x00。

CRC参数的规范格式和计算规则如表1所示,如字串“123456789abcdef”的校验结果为A2B4FD62。

2 不停电改造扩建方案

2.1 站域保护控制装置功能配置

站域保护控制装置(以下简称装置)作为改造、扩建策略应用的载体,基于智能变电站全站大数据信息共享技术,订阅站内多个间隔的电压、电流、开关和就地级保护设备状态等信息,实现保护的冗余和优化,完成并提升变电站层面的安全自动控制功能。

装置集成线路保护、变压器保护、母线保护、母联保护、备用电源自投、低频低压减载等功能,通过多原理、自适应的故障判别方法,实现时间维、空间维、功能维的协调配合,装置模块如图1所示[9]。

装置采用“网采网跳”的通信模式,面向间隔开发标准化的保护功能模块,根据变电站规模,灵活加载保护应用功能。可随变电站改扩建规模发生变化而增加新的功能,增加相应的通用保护模件,较传统设备运行方式更灵活、维护更简单,满足不同工况需求。通信端口灵活扩展,支持网络同步技术实现高精度网络对时,适用于各种网络架构方案。

2.2 改造中的“功能迁移”

装置配置变电站的后备保护功能,根据继电保护标准化设计和技术规范,保护功能的定值、压板、虚端子,包括SV采样输入和GOOSE开入开出、外特性与就地间隔继电保护装置保持完全一致。当就地间隔保护装置需要改造时,将待改造设备的配置文件下载至装置中,其中配置文件中已经包括了过程层需要交互的所有信息,再投入相应虚回路压板和功能压板,即可实现装置功能对待改造保护功能的“镜像”,实现保护功能迁移,避免因继电保护改造引起一次设备无保护而造成陪停。

装置基于站内对象的电气量、开关量和状态量等信息,集中分析决策,实现多项后备保护与跨间隔保护功能。与标准化配置文件相结合,实现单间隔保护如线路保护、母联保护,或多间隔保护如变压器保护和母线保护的镜像,由配置文件的一致性保证保护虚链路的一致性,即GOOSE和SV信息交互的完全相同,如图2所示,不同的保护设备改造可以在装置中实现功能的“镜像”对应。

间隔设备改造时,退出本间隔所有与运行设备二次回路联络的压板,如保护失灵启动软压板,母线保护、变压器保护本间隔采样通道软压板等,改造工作完成后及时恢复并核对[10]。

2.3 扩建中的“即插即用”

功能互换是IEC 61850的主要目标之一,配置文件的标准化是实现设备互换的技术基础,可互换设备的配置文件要求定义更加规范和明确。应用功能组件要求IED能够根据配置模型实现自动组态保护、控制、测量等功能[11]。

当变电站需要扩建间隔时,在线控制装置可根据间隔自动调用后备功能模块,进行动态配型。当2个设备的应用功能一致时,可以选择镜像模式实现动态重购方式，其过程如图3 所示。

动态重构技术是即插即用与状态监测技术的结合。装置在变电站扩建间隔时无需变更光缆物理链路,只需要更新配置文件。借助数据采集系统提供的一次、二次设备状态信息及拓扑链接关系,确定整个变电站系统拓扑结构、运行方式是否发生变化。利用全站信息实现各功能模块间的互相配合,结合标准化的配置文件和确定的虚回路链路,装置的各种功能可以灵活组态投退,实现保护功能应用在扩建时“即插即用”[12,13]。

3 改造扩建工程应用实现

站域保护控制装置属于站域层设备,接入过程总线与过程层设备交互。以110 kV智能变电站为例,包含2台主变压器,110 kV/35 kV 2个电压等级。其中110kV为双母接线,35 kV为单母4分段接线,装置功能配置如图4所示,其中高级应用模块实现功能迁移和即插即用的策略,3块线路保护模件对应多条110 kV线路保护功能;保护控制模块实现简易母线保护、母联保护、变压器加速保护、低频低压减载、备用电源自投、失灵保护等。

装置在改造、扩建工程中实现的主要步骤如图5所示。

(1)解析SCD系统配置文件,分析待改造、或需扩建的间隔GOOSE虚端子关联信息。

(2)装置将GOOSE开出映射到硬接点开入,GOOSE开入信号映射到硬接点开出。

(3)装置开入、开出数量与配置开入、开出数量信息比对,装置自动识别I/O硬件模件,模件的种类与数量只需与SCD配置的解析一致即可。

传统改造扩建工程需要根据特定改造场合进行特定配置,采用即插即用和功能迁移方案后能够灵活适用于不同改造规模和停电方式,2种技术方案的应用对比如表2所示。

4 结语