智能水电站

智能水电站（共12篇）

智能水电站 篇1

水利发电作为清洁能源, 在我国能源结构中占有重要的地位, 近年来, 水电产业得到了飞速发展。常规水电站存在可靠性差, 维护工作量大, 通信规约种类繁多等诸多不足, 各系统之间通信困难, 易受电磁干扰等, 已不能满足供电安全性和可靠性的要求, 更不利于提高运行管理水平和自动化水平, 严重影响了水电站的安全可靠运行。

智能变电站基于先进的互感器技术、通信技术和计算机技术, 采用统一开放的IEC61850通信协议, 实现了所有设备的无缝对接, 提高了系统设备工作效率, 保证了信息的可靠性、完整性和实时性。智能变电站具有无可比拟的优越性, 水电站的智能化改造及建设势在必行[1]。

本文主要介绍智能变电站的基本结构, 技术特点, 分析IEC61850标准在智能变电站中的应用。针对国内外水电站的研究现状和特征, 探讨基于IEC61850的智能水电站的建设, 为今后水电站的智能化改造及建设提供借鉴。

1 智能变电站的基本结构

智能变电站是坚强智能电网的重要基础和支撑, 采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备, 以先进的计算机技术, 通信技术为基础, 自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能, 并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级应用功能[2]。高速以太网、非常规互感器、智能化开关技术以及IEC61850协议的应用, 对智能变电站的体系结构产生了重大的影响。常规变电站分为站控层和间隔层两层, 两层之间基本实现数字化通信, 但通信标准较复杂, 如RS485, 串口, 以太网等, 协议之间转换较为复杂。智能变电站的系统结构继承了分层分布式变电站结构的优点, 按照DL/T860标准, 变电站分为三层, 即站控层、间隔层和过程层, 分别通过站控层网络和过程层网络进行通信。智能变电站体系结构如图1所示。

站控层包括后台主机, 图形显示终端, 自动化和通信对时等系统, 完成数据采集和监视控制 (SCADA) , 站域控制、广域控制、状态监测、智能话告警等高级功能。间隔层设备包括保护测控等二次设备, 光纤通信取代了传统的硬接线, 实现了二次系统网络化, 过程层由变压器、断路器等一次设备及其智能组件构成, 包括合并单元、智能终端、电压电流互感器等, 共同完成电能的分配和变换等功能。

2 智能变电站的技术特点

目前常规变电站自动化系统装置之间相对独立, 缺乏整体的协调和功能优化, 存在投资大, 二次设备配合复杂、信息无法共享, 缺乏统一的标准和规范, 兼容性差, 易受干扰等问题[3]。智能变电站采用统一的模式建立数据模型和功能模型, 通信采用统一的IEC61850协议, 数据间实现了无缝交换, 信息的可靠性、完整性和实时性都能得到保证, 采用光纤以太网通信, 构建统一的信息共享平台, 真正实现了变电站的数字化和信息化管理, 具有诸多技术特征。

2.1 一、二次设备

智能化变电站的显著的特点是一次设备智能化和二次设备网络化。采用智能单元和合并单元等装置, 自动完成采样、分合闸、告警等功能, 使一次设备真正智能化。用光纤代替常规站中的电缆, 采用光纤传输采样值、开关量、控制命令等信息, 不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口。通过网络真正实现了数据共享, 常规功能装置以逻辑功能模块的形式存在。

2.2 系统建模标准化

为顺利实现一次设备智能化和二次设备网络化, 国际电工委员会制定了IEC61850标准, 从模型、配置、通信服务、互操作方式、数据流程和格式各方面建立了一个智能化变电站的体系, 通信的可靠性和实时性, 系统的自动化水平都大幅提高, 统一了各类厂家智能变电站产品的标准, 以实现兼容性和互操作性, 不同设备厂家使用了各自扩展的信息时也能保证设备之间的互操作性, 减少重复建设和投资, 提高了设备的利用效率。

2.3 高级功能在智能变电站中的应用

智能变电站除了能完成变电站的基本功能之外, 还可根据需要完成诸多高级功能, 例如设备状态可视化, 智能告警及分析决策, 故障信息综合分析决策, 支撑经济运行与优化控制, 站域控制, 与外部系统交互信息等。

2.3.1 程序化操作

变电站程控操作是指站内智能设备按照操作票的执行顺序要求自动的完成操作票, 并对其进行校验, 无需操作人员的参与[5]。实际操作时只需要变电站内运行人员或调度运行人员根据操作要求选择一条顺控操作命令, 操作票的执行和操作过程的校验由智能设备自动完成。

智能化变电站内实现了顺控操作, 真正达到了无人值班, 无人看守, 无人直接参与的要求, 达到变电站“减员增效”的目的[4]。同时通过顺控操作, 操作人员无需直接参与操作过程, 最大限度的保证了人员的安全。采用编程的方法, 也最大限度地减少了操作失误, 缩短操作时间, 提高变电站的智能程度和安全运行水平。

2.3.2 设备状态监测

智能变电站中, 通过网络平台, 可以准确地获取有效的电网运行状态数据、各种智能电子装置 (IED) 的故障和状态信息, 将采集到的数据上传至站内数据平台, 站控层负责变电站内各种监测数据的收集、可视化展示、分析, 实现对主要设备的数字化控制、测量、记录、监视等, 为电网设备全寿命周期综合优化管理提供基础数据的支撑, 形成设备在线监测数据平台, 通过成熟的电力设备故障诊断算法对设备故障进行诊断和评估分析, 提出合理的运行方式和检修计划。

2.3.3 故障综合分析决策及智能告警系统

系统发生事故时, 会有大量信号上传, 值班人员往往很难给出正确的判断。在智能变电站中, 基于全站设备对象, 建立状态和功能模型, 建立故障信息综合分析决策及智能告警系统, 在电网发生事故、保护动作、装置故障、异常报警等情况下, 通过整合分析站内包括事件顺序记录信号、保护及故障录波等信号, 进行推理判断并提供原因及处理方案。同时通过实时在线分析变电站运行状态, 自动报告变电站异常并提出故障处理指导, 实现基于管理、检修和实时运行一体化的告警系统。

3 IEC61850标准体系

为实现智能变电站的高级应用, 同时为解决不同厂家的不同智能电子设备的互操作性难题, 国际电工委员会制定并出台了IEC61850通信标准。IEC61850标准建立了统一的信息建模体系, 实现即插即用, 自动配置, 建立信息系统的有机配合, 减少设备重复建设, 实现资源节约, 是实现智能变电站的核心技术之一。

IEC61850标准明确提出了面向对象的建模方法, 提出信息分层, 采用网络通信建立无缝通信系统, 避免了复杂的协议转换, 已成为无缝通信系统传输协议的基础, 对智能变电站的建设和改造有着重要的指导作用。此外, IEC61850也在原有变电站自动化系统模型的基础上, 向风能、水电、配电等其他领域拓展。

4 智能化水电站

经过30多年的发展, 我国水电站建设取得了诸多成绩, 新建或改造电站普遍实现了无人值班或少人值守模式, 国际先进水平的监控、保护和监测等自动化系统得到了广泛的应用, 智能诊断等高级技术的研究和实际应用已取得了较好的成果, 部分自动化系统也已实现信息化和数字化采集, 水电站整体自动化水平已经达到或接近世界领先水平。但目前我国水电站中使用的通信规约种类繁多, 各种自动化系统之间信息的通信困难, 影响电厂的安全运行[6]。智能水电站是水电站发展的必然趋势, 相对传统水电站来说, 智能化水电站的转变不仅仅在二次系统的数字化, 也不仅仅是计算机监控系统的升级, 它涉及水电站各种机械、电气设备, 以及各种新设备、新技术、新思路的应用, 将使电站的运行管理模式出现较大的转变和提升。

智能水电站建立在集成、统一、可靠的软硬件平台基础上, 通过应用先进的传感和测量技术自动获得电站运行和设备状况信息, 采用可靠的控制方法、数据分析技术和智能化的决策支持技术, 满足电网要求, 实现水库与机组的安全经济运行, 提高水电厂水能利用率, 实现效益最大化。

4.1 智能水电站的基本特征

智能水电站以数字化为基础, 采用先进的传感技术, 使用可靠的智能化电力设备、智能仪表和现场总线技术, 将设备状态信息和控制信息数字化, 以此作为智能电站的信息源, 实现设备数字化管理。以计算机实时闭环监控系统、电站设备在线监测分析系统、生产和技术管理信息系统三大技术为保障, 以电站设备数字化、信息共享网络化、数据应用智能化为特征, 达到电站本质安全、效益最优、环境和谐、特征指标行业领先。电站设备数字化, 信息共享网络化, 是指要建设标准统一的数据信息网络平台, 实现各自动化系统之间、系统与数据采集之间的互联, 实现全厂跨安全分区的生产自动化系统、管理信息化系统等应用系统之间的数据统一交换与存储共享, 达到“系统分散, 数据集中”的要求。数据应用智能化, 是指充分利用设备信息数据, 辅助专家智能系统, 通过在线仿真、智能趋势报警、远方监控等技术途径, 实现对数据的智能应用, 最终达到风险可预测、状态可控制、故障自修复, 实现安全、经济、高效。

4.2 IEC61850在智能水电站中的应用

随着智能变电站建设的不断推进, IEC61850在水利发电, 风力发电中的相关标准也逐步出台。IEC于2007年8月颁布了IEC61850-7-410标准。该标准是IEC61850系列标准的一部分, 对比智能变电站, 智能水电站也分为三层结构, 即站控层、间隔层和过程层。但水电站的机组情况千变万化, 要远比变电站的间隔复杂, 因此, 智能水电站的层次划分和控制方式难度也较大[7]。在进行IED建模时, 定义了需要附加的和水电站有关的公用数据种类、逻辑节点以及数据对象。包括与发电机的励磁系统有关的功能, 与水轮机及附属设备有关的功能等。在逻辑节点K组, 定义了与水流、大坝和水库控制与管理有关功能的对象, 虽然是水电厂特殊的, 这里定义的LN和DO也可以用于其它类型的公用水管理系统[8]。这些丰富的逻辑节点和数据对象, 为智能水电站的配置提供了强大和灵活的工具。

IEC61850标准规定了智能水电站系统间和功能间的交换标准, 进一步优化了为系统互联, 设备间的互操作, 彻底解决了水电站间规约复杂, 通信困难, 干扰严重的问题。

5 结论

本文介绍了智能变电站的结构体系, 技术特点, 分析IEC61850标准在智能变电站中的应用。探讨基于IEC61850的智能水电站的建设, 为今后水电站的智能化改造及建设提供借鉴。IEC61850标准以及智能变电站的发展为我国水电站的发展指明了方向, 必将在我国水利发电站中发挥重大作用。

参考文献

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智能水电站 篇2

智能电网是电力系统的发展方向，对于其中的变电环节，在智能电网的推动下，智能变电站必将成为新建和改造变电站的主要方向。所谓智能变电站，是指采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，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，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。与常规站项目比起，智能变电站具有如下特点：

(1)一次设备的数字化、智能化。传统的电磁式互感器由电子式互感器取代，经合并单元后由光纤介质向外提供经数字化的一次电量信息；传统的变压器、断路器等一次设备加装智能组件，实现信号的数字式转换与状态监测，控制命令的数字化接收与发送，达到一次设备智能化的要求。

(2)二次设备的网络化、数字化。由以太网通过GOOSE协议标准实现间隔层与过程层设备之间以及间隔层设备之间的信息共享与传递。如测量控制装置、继电保护装置、故障录波装置、防误闭锁装置、以及在线状态检测装置等都是都采用高速网络通信连接，并具备对外光纤网络通信接口。与传统变电站信息传输以电缆为媒介不同，智能化变电站二次信号传输是基于光纤以太网实现的，除直流电源之外，传统的二次电缆全部由光纤或屏蔽网络代替，通过网络真正实现数据共享与资源共享。

(3)变电站通信网络和系统实现IEC61850标准统一化。因1EC61850标准的完整性、系统性、开放性，保证了数字化变电站内设备间具备互操作性的特征。

浅谈智能电网和智能变电站的技术 篇3

关键词：智能电网；数字化变电站；IEC61850

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1006—8937（2012）23—0135—02

1 智能电网的定义与特点

根据中国电力科学研究院胡学浩副总工程师在2009年举办的清洁能源国际峰会中的发言所提到智能电网概念，可以定义成：首先要有测量传感系统，通过通讯、信息系统，把这个信息传递到调度控制部门，然后再有一些先进的计算机技术和控制技术，对智能电网进行控制，所以它是有先进技术和物流电网最好的集成，说得通俗一点，智能电网就是智能加电网，智能比较偏重于二次系统，电网偏重于物理系统。

智能电网（smart power grids），就是电网的智能化，也被称为“电网2.0”，它是建立在集成、高速双向通信网络的基础上，通过先进的传感和测量技术、先进的设备技术、先进的控制方法以及先进决策支持系统技术的应用，实现电网的可靠、安全、经济、高效、环境友好和使用安全的目标，其主要特征包括自愈，激励和包括用户，抵御攻击，提供满足21世纪用户需求的电能质量，容许各种不同发电形式的接入，启动电力市场以及资产的优化高效运行。

1.1 数字化变电站与传统变电站的区别

传统变电站与数字化变电站的物理结构几乎没有差别，两者的功能和接口结构以及系统运行则具有完全不同的特性。传统变电站功能完成和信息传递同连接和设备物理结构限定，而数字化变电站则完全通过网络来分配和交换信息，两者存在巨大差异。因此在建设、运行、维护和管理等方面，数字化变电站有其独特的优势，传统变电站与数字化变电站两者存在主要差别在于：

①智能终端就地化，减少二次电缆使用量，取而代之为光缆。

②跳闸方式发生了变化，保护装置出口采用软压板方式进行投退。

③程序化操作，IEC61850的应用使保护等二次设备具备远方操作的技术条件。

④二次系统网络化，安全措施发生变化。

⑤自动化、保护专业逐渐向二次系统专业融合，运行、检修规范发生变化。

⑥调试方法发生变化，需要网络联调，使用的试验仪器设备发生变化。

1.2 数字化变电站的主要技术特征

1.2.1 数据采集数字化

数字化变电站采集和传输数字化电压、电流等电气量，不仅实现了一、二次有效的电气隔离，而且扩展了测量的动态范围与精度，使变电站的信息共享和集成应用成为可能。

1.2.2 系统分层分布化

数字化变电站采用了IEC61850提出的变电站过程屋、间隔层、站控层的三层功能分层结构。

1.2.3 系统结构紧凑化

紧凑型组合电器、智能化断路器等智能化一次设备集成了的更多的部件和功能，体积更小，这使得变电站的占地面积大幅减小，设备布置更加紧凑。

1.2.4 系统建模标准化

数字化变电站采用了IEC61850对一、二次设备统一建模，定义了统一的建模语言、设备模型、信息模型和信息交换模型，采用全局统一规则命名资源，使变电站内及变电站与控制中心之间实现了无缝通信与信息共享。

1.2.5 信息交互网络化

数字化变电站各层、各设备间信息交换都依赖高速网络通信完成，网络成为系统内各种智能电子装置以及其它系统之间实时信息交换的载体。

1.2.6 信息应集成化

数字化变电站对常规变电站监视、控制、保护、故障录波等分散的二次系统装置进行了信息集成及功能优化。

1.2.7 设备检修状态化

在数字化变电站中，电压和电流的采集、二次系统设备状况、操作命令的下达和执行完全可以通过网络实现信息的有效监测，可有效地获得电网运行状态数据以各种IED的故障和动作信息，监测操作及信号回路状态，设备状态特征量的采集没有盲区，设备检修策略可以从常规变电站设备的定期检修变成状态检修，从而大大提高了系统的可用性。

1.2.8 设备操作智能化

智能一次设备不仅可以获取整个系统及关联设备状态，而且可监测设备内部电、磁、温度、机械动作状态，随着电子技术和控制技术的不断发展，采用新型传感器、电子控制、新控制方法构建参数，动作可靠迅速，状态可控可测可调的智能操作回路成为可能。

1.3 数字化变电站的组成

在传统变电站中，测量、控制、检测、计量、保护等功能的二次设备是分散布致且是孤立运行的，一次设备和二次设备之间通过电缆实现连接。智能变电站的发展需要将间隔层的二次设备高度集成，形成一体化的智能组件，并通过光纤和一次设备以及站控层设备实现通信。

随着技术进步，未来智能变电站将不存在一次设备和二次设备的区别，具备测量、控制、检测、计量、保护等功能的二次设备将全部集成到一次设备内部，组成智能设备，以满足智能变电站对自动化和智能化的要求。

1.3.1 IEC61850

当前电力系统中，对变电站自动化的要求越来越高，为方便变电站中各种IED的管理以及设备间的互联，就需要一种通用的通信方式来实现。IEC61850提出了一种公共的通信标准，通过对设备的一系列规范化，使其形成一个规范的输出，实现系统的无缝连接。可以简单认为它就是一种通信协议，这个协议是各生产厂家必须认可和接受的。

1.3.2 智能化电器设备

一次设备：智能变电站采用低功率、紧凑型的新型电流、电压互感器代替常规CT和PT，利用高速光纤以太网构成变电站数据采集及传输系统，实现了状态监测、测控保护、信息通信等技术，可满足整个智能电网电力流、信息流、业务流一体化的需求。智能化一次设备包括电子式互感器和智能开关、开关柜等。与常规互感器比较，电子式互感器的优点主要表现在以下几个方面：

①高低压完全隔离，安全性高，具有优良的绝缘性能，不含铁芯，消除了磁饱和和及铁磁谐振问题。

②抗电磁电网性能好，低压测无开路高压危险。

③动态范围大，测量精度高，频率响应范围宽。

④数据传输抗干扰能力强。

⑤没有因充油而潜在易燃易爆炸等危险信非常规互感器的绝缘结构相对简单，一般不采用油作为绝缘介质，不会引起火灾和爆炸等危险。

⑥体积小、质量轻。

二次设备：主要由保护装置、测控装置、录波装置、计量装置、合并单元、智能终端等组成。二次设备通过电压互感器或电流互感器与一次设备相连，对一次设备进行控制、调节、保护和测控。与传统变电站相比，它的二次设备更加集中，布局更加合理，占地面积更加节省；原来的电缆布线用质量轻、价格低的光纤替代，节省了有色金属使用量，更加有利于环保和节能。数字化变电站采用功能高度集成的一体化智能装置，集成保护、测控、智能终端、合并单元等功能，按间隔分散布置于智能组件柜中，并将全站直流、交流、UPS、通信电源一体化设计配置，克服了常规变电站各个子系统间相互孤立、信息无法共享的弊端。

1.4 数字化变电站的体系结构

从逻辑上看：可以分为三层，即过程层、间隔层和站控层。

过程层设备包括变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及所属智能组件以及独立的智能电子装置。

间隔层设备一般括继电保护装置、系统测控装置、监测功能组IED设备，实现使用一个间隔并且作用于该间隔一次设备的功能，即与各种远方输入/输出、传感器和控制器通信。

站控层包括自动化站级监视控制系统、站域控制、通信系统、对时系统等。

2 结 语

智能化变电站不断的更新，进一步扩大了电网的功能，使其逐渐增加了能源资源优化配置、保障电力系统安全稳定运行、提供多元开放电力服务、推动战略性新兴产业发展等多项功能。作为我国重要的能源输送和配置平台，智能电网从投资建设到生产运营的全过程都将对国民经济、能源生产和利用方式、生态环境等带来巨大效益。智能电网建设力度目前正在不断加强，不断提升供电可靠性和电压合格率，为能源的可靠供应以及地方的经济发展提供助力，可以说，智能电网将会是实现全社会低碳发展的关键。

参考文献：

[1] 张红艳.生产技能人员职业能业培训专用教材[M].北京：中国电力出版社，2010.

[2] Q＼GDW383—2009，智能变电站技术导则[S].

智能化水电站建设的探索 篇4

目前, 我国大型水电站运行已步入智能化和信息化时代, 水电站的安全稳定和高效运行越来越成为我国经济社会快速发展的重要支撑。智能化水电站以“无人值班 (少人值守) ”运行模式为基础, 以“数据采集自动化、信息预测精确化、调度决策最优化、运行控制一体化”为特征, 以电站设施可靠性和电网运行安全性为中心, 准确地满足流域水情和电网负荷调度要求, 实现电站社会效益与经济效益的最优。

1 智能化水电站的特点

智能化水电站是一种无逢连接的开放式结构, 其特征是采用基于IEC61850协议, 通过设备的功能接口和通信的标准化, 为自动化系统提供一个开放的统一平台, 满足不同类型监测、保护、控制与调节设备的集成和交互。不同厂家的产品可以在本地交互或者与远方系统进行交互和信息共享, 使水电站系统的功能易于扩展并可以兼容第三方产品等。随着电子式电流电压互感器、智能化开关、在线监测等技术的发展, 所有数据均以数字量的形式按统一的通信协议传输, 站内的各个智能设备之间具有良好的互操作性。智能化水电站中IEC61850重点关注的对象是水电站计算机监控系统等与发电生产有关的设备。智能电站的内涵首先表现出数字化的特点。主要包括:

(1) 数据采集数字化

采用数字化电气量测系统 (如光电式互感器或电子式互感器) 采集电流、电压等电气量, 实现一、二次系统在电气上的有效隔离, 增大了电气量的动态测量范围并提高了测量精度, 从而为实现信息集成化应用提供了基础。

(2) 系统分层分布化

IEC61850协议提出了过程层、间隔层、站控层的三层结构模型, 建议采用面向对象建模、软件复用、高速以太网、嵌入式实时操作系统, 以便满足电力系统对实时性、可靠性的要求, 同时有效地解决异构系统之间的信息互通、装置的自我描述和互操作以及系统的扩展性等问题, 为实施水电站分层分布式方案提供了可靠的技术基础。

(3) 系统建模标准化

IEC 61850确立了电力系统的建模标准, 为自动化系统定义了统一、标准的信息模型和信息交换模型, 实现智能设备的互操作性及信息共享。

(4) 信息交互网络化

数字化水电站采用低功率、数字化的新型互感器代替常规互感器, 将高电压、大电流直接变换为数字信号。水电站内设备之间通过高速网络进行信息交互, 二次设备不再出现功能重复的I/O接口, 常规的功能装置变成了逻辑的功能模块, 即通过采用标准以太网技术真正实现了数据及资源共享。

(5) 信息应用集成化

常规水电站的监视、控制、保护、故障录波、量测与计量等装置几乎都是功能单一、相互独立的系统, 这些系统往往存在硬件配置重复、信息不共享及投资成本大等缺点。而数字化变电站则对原来分散的二次系统装置进行了信息集成及功能优化处理, 因此有效地避免了上述问题的发生。IEC针对电力系统操作与运行制定了一整套标准, 以逐步统一电力系统内各自动化系统的信息模型和信息交换模型, 消除由于缺乏统一建模和系统异构而导致的各种“信息孤岛”。

2 智能化系统总体结构

智能水电站是由先进、可靠、节能、环保、集成的设备组合而成, 以高速网络通信平台为信息传输基础, 自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和检测以及流域水文测报、大坝监测等基本功能, 并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、水库经济运行、在线分析决策、协同互动等高级应用功能。包括标准化的信息采集系统;分层分布的信息网络系统;一体化的信息平台;智能化的高级应用技术等。从逻辑上分为应用系统、应用支撑平台和基础设施三层结构。

a.应用系统平台:是用户直接使用的与业务有关的各子系统集合, 以计算机监控为主, 包括实时生产各系统、非控制实时生产各系统、生产管理各系统、管理信息各系统等。高级应用则是在各应用系统的常规功能基础上进一步开发深层次的应用, 根据不同用户的需要对数据调用处理进而完成各种高级功能。

b.应用支撑平台:以应用服务器、中间件技术为核心的基础软件技术支撑平台, 其作用是实现资源的有效共享和各应用系统的互连互通, 为应用系统的功能实现提供技术支持、多种服务及运行环境, 是实现应用系统之间、应用系统与其他平台之间进行信息交换、传输、共享的核心。应用支撑平台主要包括:应用组件、公共服务、应用交互、基础支撑等4个部分。

c.基础设施平台:基础设施主要是完成各类信息从采集到数据的传输、加工处理、存储和展示等全过程的软硬件设备等, 是智能化水电站建设的基础。包括智能数据采集系统、通信系统、计算机网络系统、数据存储与管理系统以及系统运行实体环境。

3 计算机监控系统的设计

智能水电站监控系统结构在逻辑功能上宜由站控层、间隔层和过程层三层设备组成, 并采用分层、分布、开放式网络系统, 由过程层及站控层两层网络实现连接, 整个体系结构为“三层两网”结构, 并通过站控层网络设备接入智能水电站集控层, 如图1所示。

过程层由电子式互感器、合并单元、智能单元等构成, 完成与机械、一次设备相关的功能, 包括实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。

间隔层由保护、励磁、调速、测控、监测、安稳等若干个子系统组合而成, 在站控层及站控层网络失效的情况下, 仍能独立完成对本间隔设备的就地监控功能。

站控层由主机、操作员站、工程师站、远动通信装置、其它二次各种功能站构成, 提供站内运行的人机联系界面, 实现管理控制间隔层、过程层设备等功能, 形成全站监控、管理中心, 并与调度通信中心通信。

过程层网络主要实现过程层设备、间隔层设备间的连接;站控层网络主要实现间隔层设备、站控层设备间的连接, 并经网络隔离后接入电站集控层。

4 结束语

智能水电站以提高系统的整体运行水平为目标, 利用先进可靠的控制系统和安全高效的网络平台, 以实时控制、经济运行、水库优化调度、设备在线状态监测诊断等数据为基础, 根据电站的实际需求, 插接各种不同的应用系统, 通过信息的实时沟通及分析, 使整个系统可以良性互动与高效协调。实现流域水资源利用最优化, 达到电站整体经济运行的目标, 使电站效益最大化。

摘要：文章介绍了智能化水电站的特点;电站总体结构在逻辑上分为应用系统、应用支撑平台和基础设施等;计算机监控系统部分的设计思路。

智能化变电站学习总结 篇5

经过这一期的智能化变电站的学习，在各个老师的领导下进行了分组讨论研究学习。在我们这期所有成员的努力下，顺利的完成了学习任务。使我受益匪浅！

首先介绍下智能化变电站，智能变电站是指变电站具有全站统一的数据模型和通信平台，变电站内一次电气设备和二次电子设备之间均实现数字化通信，并在此平台基础上实现智能装置间的互操作。

它的特点主要是：一次设备数字化，二次设备网络化，数据平台标准化。一次设备数字化主要体现为全数字化输出的电子互感器和智能开关；二次设备网络化体现在二次设备对上和对下联系均通过高速网络通信；数据平台标准化体现为IEC61850标准。

围绕着这个概念这期我们主要围绕着七个大知识点进行学习。

一、智能化变电站

二、智能化变电站的结构与配置

三、智能化变电站系统的保护与测控单元

四、智能化变电站系统的通信

五、智能化变电站系统的交换机

六、智能化变电站的IEC61850报文分析基础

七、智能化变电站二次回路知识。

主要介绍了智能化变电站的概念、智能化变电站系统的特点、智能化变电站系统的优点、智能化变电站的发展简史、了解传统变电站与智能化变电站之间的不同、了解智能化变电站的现状。

二、智能化变电站系统的结构与配置 主要学习了智能化变电站系统的硬件结构、智能化变电站系统的配置、国内典型的智能化变电站系统以及发展的趋势。

三、智能化变电站系统的保护与测控单元 主要学习了保护与测控单元的功能与硬件、保护与测控单元的常用算法、保护与测控单元硬件回路的工作原理、保护与测控单元的举例。

四、智能化变电站系统的通信 主要学习了智能化变电站系统通信的基本概念、了解智能化变电站数据通信的内容和功能、了解智能化变电站系统的通信规约、以太网通信接口、LONWORKS现场总线接口、站控层与单元层的通信、变电站与调度的通信、掌握了监控单元主界面显示的运行参数、熟练掌握了监控单元的功能及其功能按钮与使用。

五、智能化变电站系统的监控 主要学习了监控系统、了解了远动主机、掌握了监控单元主界面显示的运行参数、了解远动主机的配置与维护。

六、了解了IEC61850模型是什么？装置功能的描述，相当于传统规约点表装置功能外部通信行为的描述:Client-Server通信配置、Goose通信配置、SV通信配置及与传统其它规约点表区别：面向对象、分层、自描述、XML语言。

七、智能化变电站系统二次回路举例 主要学习了智能化变电站系统二次回路的概述、110~~220KV线路的保护、控制二次回路、主变压器的保护、测量、控制二次回路。

智能变电站工程实践探析 篇6

关键词：智能变电站 工程实践 问题 体系结构 探析

中图分类号：TM715 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）12（b）-0042-01

1 智能变电站的相关介绍

变电站就是改变电压的场所。发电厂远距离输电过程中会有电能的损耗，为了使用户能用上符合标准的电压，必须先将电压升高到一定范围，到达用户附近再把电压降到用户可以使用的电压范围。这种工作都需要靠一种媒介来完成，那就是变电站。那么变压器就是变电站的主要设备，同时，变电站还是这一线路上所有电能输送的总开关。智能化变电站具有这么几种特征：首先，它对与电网的连接起到主导作用，能够保障全网的正常运行。其次，高低电压的输出在以往是很难达到标准的，智能化变电站可以通过输电网架所能承受的最高电压对输出电压进行调整，保证输出电压不会超出输电网架的承受范围。人们对于电力资源的需求日益增长，原本的数字化变电站已经不能够适应现代社会的发展，一种包含信息化、自动化、数字化的变电站相应而生——智能变电站。

2 常规变电站工程实践的注意事项

（1）常规变电站即数字化变电站，站内存在多个数据体系，数据模型不一样，在很大程度上给工作人员的日常工作带来相当大的难度。多个数据体系就会有不同的数据模型，那么机器的正常运转与工作人员对数据的处理方面就会存在很多问题。

（2）设计复杂、维护难度大。传统的变电站因为技术的相对落后，很多仪器都是相当庞大而又复杂的，不像现代这样很小的仪器就能负责很多工作。设备陈旧会加大日常维护工作的难度。同时常规变电站设计非常复杂，一旦机器出现问题，那么它的维修工作很难开展。

（3）系统、设备的灵活性较弱。数字化变电站虽然在很多方面都能与智能化变电站相提并论，但是系统之间的那种配合，设备之间的连接都有一定的问题，操作性就变得差了。

3 智能变电站的布局及其实践

一般情况下智能变电站采用的是三层结构，即过程层、间隔层、站控层。

第一部分是过程层。变压器、断路器、隔离开关这些都是变电站最基础的设备，起到调节电压和开关电源的作用。电流与电压的互感装置则是智能变电站特有的设备，通过这个设备可以时刻知道输出电压、电流是否符合要求。由此可见，过程层是智能化变电站结构的核心，它是整个变电站的基础结构。不管是什么类型的变电站，过程层的设备都是必不可少的。

第二部分是间隔层。间隔层主要有两种设备：保护装置和控制装置。主要是对整个电网的各种信息进行记录与处理，对变电站发生的设备故障进行提示与逻辑判断。同时还可以控制电流、电压的输出。由于间隔层拥有的特殊设备，它的主要功能就是对故障的逻辑判断和对各种信息的处理与显示，它就是智能化变电站的智能中心。而且智能化变电站的数据中心只有一个，避免了数据模型不一致导致的数据采集不准确这样的错误的发生。

第三部分是站控层。站控层就是人与机器连接的地方，机器能将其记录的信息在这一层显示出来，工作人员能通过机器显示的数据进行相应的调整并进行一系列的解决措施。工作人员可以通过站控层的相关显示来达到对整个变电站的控制。

4 变电站的施工实践运用概述

现阶段智能变电站仍处于新兴阶段，不仅在建设过程中会有很多难以解决的问题，在技术处理方面也存在相当大的问题。在建设过程中经常会出现智能设备验收规范不完善，过程层等设备的安装及连接不合理，变电站运行后的维护不能很好的执行，施工人员分工不合理。信息化是智能化的基础，各种仪器都是非常精密的，如果有一个仪器未能正确的安装，那么可能会导致整个变电站不能正常的工作。同时，技术方面的施工在智能变电站的新兴阶段可谓是一大难题，虽然在信息化技术方面的人才非常多，但是能够在变电站这样一个特殊的环境中施展自己的才华却是相当难的。

智能变电站的施工需要注意以下几个方面。

4.1 前期规划

一个好的工程的实施，必定有一个完美的前期规划。只有实现画好一张工程的蓝图，预料到工程即将面临的问题并且找到解决的措施，工程的实施才会达到预期的效果。前期规划包括这些内容：各种施工图纸的设计、施工所需材料的准备、施工进度表的制作、各项工作的分工、针对具体问题做出相应解决措施以及成本的预算等。

4.2 各项工作的安全检查

首先是各种图纸的审核，这是一项国家工程，也是一项惠民工程，它的建设不仅关系到人们的日常生活更关系到国家的各项工作的开展。所以，施工图纸的审核是非常必要的。接着就是各种施工材料的质量检查，只有从根本上确保施工材料的质量，才能建成一个达到标准的智能变电站。

4.3 各项工作的落实

变电站的改革是势在必行的，它具有一定的时效性。为了尽快并且高质量的完成工作，必须落实各项工作。变电站的施工是一个复杂的过程，各项工作必须紧密配合，所以各项工作的落实的必要性也就显而易见了。

4.4 安全措施

变电站施工是一个高危险的工作，一旦发生安全事故将会造成难以弥补的损失。针对这个情况，施工前必须对施工人员进行相应的安全知识培训，施工过程中在相应位置标明施工危险的标志。使“安全第一，生产第二”这个口号能真正付诸于实践。

5 结语

智能变电站是符合现代发展要求的，并且在未来的发展中也能满足人们的需求。目前，虽然智能变电站在建设和技术施工上面还存在很多问题，但是它的建设地位是不容改变的。突破现有的技术难题与建设困难，努力建成一个更加完善的智能变电站，使其能为中国的现代化发展做出贡献。

参考文献

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[2]李健，徐明，朱辉，等.浙江电网110kV田乐数字化变电站工程实践探析[J].浙江电力，2013，32（6）：15-16.

智能变电站 篇7

智能变电站的设计较为人性化, 主要是将变电站设计成像人在调节一样, 当低压负荷量增加时变电站送出的负荷量的电量也会增加, 当低压负荷量减小时, 变电站输出的电量也就随之减少, 以此确保能源节省。而新一代智能变电站主要是以“运行安全可靠、系统高度集成、结构布局合理、装备先进适用、经济节能环保”为特征, 通过“基础研究、设备研制、系统集成、试验验证、工程示范”的技术路线, 实现变电站技术、设备从有到优, 推动智能变电站的创新发展。

根据目前该局所提出的全面建设智能化电台, 提供了电力上的技术保证。与传统变电站相比较, 智能变电站由光缆替代了电缆, 数字代替了模拟, 大大的提高了采样精度和信号传输的可靠性, 大幅度的减少了二次接线, 避免了传统互感器和电缆连接的固有问题, 设备间的互操作性强, 提高了变电站的自动化水平。同时做好接入智能电网的准备工作。

1 智能变电站的基本组成

智能变电站, 采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备, 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, 并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能, 实现与相邻变电站、电网调度等互动的变电站。

智能变电站的构成主要包括过程层 (设备层) 、间隔层、站控层。过程层 (设备层) 包含由一次设备和智能组件构成的智能设备、合并单元和智能终端, 完成变电站电能分配、变换、传输及其测量、控制、保护、计量、状态监测等相关功能。间隔层设备一般指继电保护装置、测控装置等二次设备, 实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的功能, 即与各种远方输入/输出、智能传感器和控制器通信。站控层包含自动化系统、站域控制、通信系统、对时系统等子系统, 实现面向全站或一个以上一次设备的测量和控制的功能, 完成数据采集和监视控制 (SCADA) 、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能。

1.1 智能组件

对一次设备进行测量、控制、保护、计量、检测等一个或多个二次设备的集合。相当于原来二次设备的概念, 其中包括测量单元、控制单元、保护单元、计量单元、状态监测单元。以此实现对设备各类信息进行采集并保护, 更要对电能进行计量, 实际上是一次设备状态监测功能的元件集合体。

1.2 智能设备一次设备

一次设备与其智能组件的有机结合体, 两者共同组成一台 (套) 完整的智能设备。

1.3 全景数据

反映变电站电力系统运行是否稳定、动态数据以及变电站设备运行状态等数据的集合。以提供信息的可靠、准确和信息的安全等, 并做到提供信息的最终信息是否达到信息的数字化、集成化以及网络智能化的目的。在信息安全方面, 遵循国家及国际标准, 以保证站内与站外的通信安全及站内信息存储及信息访问的安全, 实现与上级调度中心通信的认证及加密, 实现站内各系统之间的安全分区及安全隔离。

1.4 顺序控制

当变电站发出整批指令后, 主要系统设备状态信息变化是否到位, 是实现顺序控制的主要因素, 也表明设备动作执行可靠度高。而顺序控制时职能变电站的基本功能之一, 其功能要求如下:①满足无人值班及区域监控中心站管理模式的要求。②可接收和执行监控中心、调度中心和本地自动化系统发出的控制指令, 经安全校核正确后, 自动完成符合相关运行方式变化要求的设备控制。③应具备自动生成不同主接线和不同运行方式下典型操作流程的功能。④应具备投、退保护软压板功能。⑤应具备急停功能。

1.5 站域控制及站域保护

我们通过对变电站内信息的分布协同利用或者集中处理判断, 以此实现站内自动控制功能的装置或系统。在进行统一采集的信息时, 要集中进行分析或分布协同方式判断故障, 自动调整以保护电系统。

2 智能变电站的关键设备

2.1 智能化的一次设备

首先智能设备必须是以数字化设备为主, 但是并不是说基本原理就不会发生改变, 而是指设备及附属部件的状态要可视化和测控数字化等。当传感器、控制器及其借口将成为高压设备必不可少的一部分, 从而在智能设备时代设备本身就具有这些功能。

2.2 统一的信息平台

信息化作为智能变电站的基础, 必须整合站内的各种业务系统, 结合先进的信息存取机制和数据挖掘技术, 以此实现信息的双向性传输, 形成各种应用熟悉的共享, 使变电站的信息系统综合性。变电站还要具备自诊断和自治功能, 达到设备故障及时发现并处理, 使供电损失降到最小程度。

3 今后变电站的发展方向

随着智能电网概念的提出以及智能电网的应用发展, 变电站将大量采用集中监控、控制等综合自动化系统, 而未来无人值班变电站也将是发展的新方向, 以此减轻监控人员的工作了, 很大程度上将提高供电可能性, 并为该局全面建设智能化电台打下坚实的技术基础。

摘要：智能变电站是坚强智能电网的重要基础和支撑。本文阐述了智能变电站与数字化变电站的主要区别, 介绍了智能变电站的体系结构、智能一次设备的功能和智能设备与顺序控制的特点, 重点研究了智能变电站对应的高级应用功能。针对智能变电站运行维护及应急事故处理的特点, 在智能变电站设备检修、在线监测和实时分析诊断技术、工作票自动管理系统及智能辅助控制系统等方面提出了建议, 对智能变电站的发展和电网的稳定运行有一定的参考意义。本文主要介绍了智能变电站的基本知识以及今后变电站发展的趋势。

关键词：智能电网,智能变电站,智能化高压设备,一次设备,顺序控制

参考文献

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[2]陈文升, 钱唯克, 楼晓东.智能变电站实现方式研究及展望[J].华东电力, 2010 (10) .

[3]张幼明, 高忠继, 黄旭.智能变电站技术应用研究分析[J].东北电力技术, 2012 (05) .

[4]王明俊.智能电网热点问题探讨[J].电网技术, 2009 (18) .

智能水电站 篇8

上世纪80年代我国水电站开始运用计算机监控技术。三十多年来，水电站自动化水平不断提升，基本实现了少人(或无人)值守的发展目标。然而，在目前水电站监控系统遇到了如下一些技术瓶颈，阻碍其发展：(1)水电站智能一次设备发展滞后，信号传递大量采用“硬接线”方式，可靠性和抗干扰能力差;(2)各个厂商之间没有采用统一、开放的数据接口，众多设备需要通过规约转换器才能实现互联互通;(3)应用系统之间没有建立统一的数据应用平台，数据共享困难，造成重复建设;(4)对于历史数据的挖掘工作不够充分，高级应用系统的作用还得不到发挥。

2010年国家提出了智能电网的发展规划，智能化的水电站是智能电网不可或缺的组成部分，它结合智能电网自愈、互动、安全、兼容、经济和优质的特点，能够更好地满足未来电网的要求[1]。可是，水电站控制对象众多，相互之间耦合度较高，不易分组控制，所以国内还未见智能化水电站的成功案例。IEC61850以其针对水电站提出的IEC 61850-7-410协议为数字化水电站的建设提供了一个强大而灵活的工具，解决了数字化水电站建设中的互联和互操作等关键技术[2]。目前已有许多学者展开了智能化水电站的研究工作并取得了一些成果[3,4]。

1 智能化水电站架构

1.1 总体结构

参照IEC61850标准对数字化变电站的设计要求，可以将水电站自动化系统划分为站控层、间隔层和过程层三个层次。站控层与间隔层通过站控层网络进行连接，间隔层与过程层利用过程层网络进行连接，如图一所示。其中，间隔层由多个功能模块/设备组建，仅需要完成运算、通信功能，其数据采集不再沿用现地控制单元(LCU)的数据采集模式，而是利用光纤通信接口直接从过程层网络中接收所需要的数据，完全摒弃硬接线，保证数据更加有效、可靠;过程层由大量的智能设备、智能终端、合并单元组成，它们完成数据采集、状态反馈、过程执行等工作;站控层网络遵照IEC61850-8-1的要求实现站控层与间隔层的数据交换;过程层网络除实现过程层与间隔层的数据交换，还负责过程层各设备间数据交换和间隔层各设备间数据交换的任务，它以IEC61850 GOOSE协议转发状态量信息，以IEC61850-9-2协议传送电压、电流采样值(SV)以及模拟量。

水电站设备众多，设备间耦合度较高，不便于裁剪与检修。针对这一情况，将水电站一、二次设备进行单元划分，它们包括单元机组N、单元主变N、单元线路N、单元辅控系统……不同单元尽量保持相对的独立和清晰的界限，使之能够独立完成各自特定的功能，从而保证各单元在现场剪裁和检修时不影响别的单元正常运行。各单元之间通过级联交换机实现物理连接，设备间通过抽象通信服务接口(ACSI)进行数据交换。对于同一单元内的过程层设备和间隔层设备，可以依据其所服务的功能在逻辑上进行功能组划分，例如单元机组1可以划分为调速功能组、励磁功能组、差动保护功能组等;单元主变可以划分为高压侧测量功能组、低压侧测量功能组、差动保护功能组、本体保护功能组等。每个逻辑功能组通常包括一个间隔层设备和N个过程层设备。隶属不同功能组中的间隔层设备，可通过过程层网络共享同一个过程层设备的数据。同一逻辑功能组的设备在进行通信的过程中，客户端可预先存储服务器端的配置信息，配置信息应包括服务器端的数据成员和数据属性。

1.2 站控层

站控层汇集全站的实时数据并提供人机联系与辅助决策功能，同时依据决策指导全站运行。根据前期对数字化水电站监控系统的研究，可将站控层划分为三个层次和两个支持系统。三个层次是指管控一体化层(即SIS)、生产管理层和经营决策层;两个支持系统分别是同一的数据库支持系统和计算机网络支持系统[5]。

其中，管控一体化层：实现对厂级生产过程的监控,结合管，对控制系统进行整体优化和分析，为过程控制层提供操作指导;生产管理层：主要为全厂生产调度提供服务，以状态检修为中心，以设备为基础，以完成发电量为目标，优化水电站各机组的生产计划和策略，实现全厂的安全、高效、经济生产;经营决策层：根据区域内电力市场信息，综合考虑防洪、航运等约束条件下的收益最大目标，以水库为对象，寻求整体最优，对水电站的经营、生产、目标和发展规划提供决策支持;数据库支持系统：由以关系数据库和实时数据库为基础的面向数据主题的水电站数据仓库构成，实现数字化水电站信息的分析、提炼、集成和应用，为水电站的高级分析决策提供支持;计算机网络支持系统：以千兆以太网为代表的先进组网技术为核心，结合服务质量(QoS)保障、系统—网络—终端三级安全策略、目录管理统一认证等先进技术而构成。

1.3 间隔层

间隔层设备的主要功能是汇集本功能组过程层的实时数据，对本功能组一次设备进行保护和控制。除此之外，间隔层设备还应具有如下功能：(1)完成过程层与站控层的数据中转;(2)对所汇集到的数据进行滤波、运算、转换、统计;(3)实现本功能组过程层设备操作的闭锁功能;(4)解析站控层遥调、遥控指令，进行相关运算并控制过程层执行机构执行。

不同于现有的现地控制单元(LCU)，间隔层设备不再出现功能重复的I/O接口，更不需要大量的硬接线从现地采集数据，而是通过标准的以太网技术实现了数据汇集与共享。传统的二次设备逐渐被逻辑功能模块所替代，仅仅需要完成运算与通信功能。对于间隔层设备的硬件平台不作具体的要求，可以是嵌入式功能插件，也可以是具备人机交互功能的工控一体机，还可以是支持IEC61850通信协议的PLC。间隔层设备的功能均由模块化的功能软件实现，可以根据现场情况轻松进行定制与裁剪，通过网络接收和发送指令，不再采用传统的继电器回路。

1.4 过程层

过程层是一次设备与二次设备交互的中介，不仅是一次设备的一部分，同时也具备二次设备的功能。过程层设备如智能组件、智能终端、合并单元、智能测控、计量装置研制与应用，使得宿主设备(一次设备)具备测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化和信息互动化的特点。过程层应具有如下功能：

1.4.1 实时测量、监测功能

过程层设备完成数据测量与处理工作。对于重要测量、监测信息可以采用冗余配置，并采用“多数表决”的方式进行逻辑决策和容错处理[6]。

1.4.2 控制、驱动功能

过程层设备接收间隔层设备的控制命令，实现对一次设备的控制与驱动功能。例如：保护功能组的过程层设备接收间隔层保护装置的控制命令，完成跳、合闸功能;调速功能组的过程层设备接收间隔层调速功能块的遥调命令，通过伺服机构驱动同步电机动作。对于重要控制对象，也应增加控制冗余度。

1.4.3 数据交换与通信功能

过程层合并单元与智能终端在处理所采集的数据后，将模拟量、状态量以IEC61850-9-2、GOOSE协议通过光纤介质传送到过程层网络，供间隔层测控装置使用。

1.5 网络结构

对于站控层网络，IEC61850-8-1并没有严格、细致的规定，可根据现场情况选用双绞线以太网络或光纤以太网络。在网络拓扑结构的选择上，用户的自主性也较大，可以是星型结构也可以是树状结构，还可以是环网结构。但是值得注意的是：站控层将通过站控层网络汇集全站的实时数据，站控层各应用系统间的相互访问也将通过站控层网络进行，这便要求站控层网络具有足够的带宽，应尽量选用千兆以太网络。

过程层网络以IEC61850 GOOSE协议转发状态量信息，以IEC61850-9-2协议传送电压、电流等采样值。由于IEC61850-9-2协议支持其报文与GOOSE报文共网传输，另外对时合并单元还可采用IEEE 1588对时协议，直接利用过程层网络对时[7]。所以，状态量、采样值、对时帧将共用同一物理网络。组网时，为保证各个单元的相对独立性，应按照单元划分单独组网，不同单元间可通过过程层网络交换机进行级联，实现数据共享。

2 水电站智能化实施路线图

近年来水电站自动化控制水平不断提升，然而相对于二次设备，水电站一次设备的数字化却明显滞后，智能化的一次设备更为鲜见，因此水电站数据采集仍然保留着传感器、硬接线、LCU三者缺一不可的传统结构。而且不同厂家的二次设备通信接口并没有形成统一标准，现场常常出现通信兼容性问题。另外，站控层多个应用系统功能单一、各自分立，没有建立在统一的应用平台基础之上，这给

应用和管理造成了一系列的问题。

针对水电站监控系统的发展现状，秉着稳健、优质的发展原则，水电站智能化的过程应分步实施。这包括：

2.1 自动化到数字化

在自动化到数字化的过程中，主要解决数据采集和传输的问题，将一次设备光纤化，二次设备网络化，逐步取消硬接线，提高数据传输的稳定性、实时性。因为目前智能一次设备研制相对滞后，所以采取智能终端或通信管理机加传统一次设备和传感器的模式，将智能终端或通信管理机布置到现地尽量缩短硬接线长度减少干扰;智能终端和通信管理机通过光纤将数据传送至二次设备。在设备的选用上，尽量选用支持IEC61850协议的装置，对于不具备该协议通信能力的设备利用规约转换器进行连接。在数字化初期，二次设备保留硬接线接口，采取硬接线和通信并用的数据汇集模式，随着改造的深入逐步裁去这一接口，完全依靠过程层网络来接收所需数据。同时，二次设备不再担任“执行者”的角色，转变为仅具备运算与通信能力的“施令者”，通过光纤向智能一次设备发送命令指挥其执行。

2.2 数字化到智能化

在这一阶段，监控系统实现对IEC61850协议的全面支持，针对水电站的智能电子设备(IED)大量应用其中，提供丰富的数据支持着高级应用系统。智能决策系统指导电站自动运行，进一步减少人员参与控制。在智能化过程中，可优先发展水调联调系统，对流域内降水、地表径流、上游来水实施监测，利用GIS技术获取断面形态，建立水流演进模型和负荷用水量模型[8]。运行监控系统根据该系统所绘制出的功率曲线进行负荷调整，实现水能的优化配置。另外，逐步推进在线监测系统的建设，引入基于人工智能的辅助决策手段，为水电站中长期生产计划提供依据。

水电站智能化的实施过程中，伴随着众多新型技术的推广与应用，如图二所示。

图二水电站智能化实施路线简图

3 关键技术

目前，水电站智能化仅仅处于刚刚起步的阶段，在其实施过程中，势必会遇上许多有待解决的难题。如下这些方面的问题就值得进行深入研究[9,10,11]：

3.1 水电站智能一次设备研制与新型检测技术的应用

电子式互感器经过多年的研制已得到较多的应用，但水电站其他一次设备的智能化却明显滞后，整体水平不高;另外，目前的水电站在压力、温度、流量检测等方面仍然大量使用传统的传感器，对于光栅温度检测、光栅应力监测、油色谱检测、超声波流量检测等新型检测技术的应用和推广还需时日。

3.2 二次设备的模块化与专用通信解码芯片的开发

智能化的二次设备不再进行模拟量、状态量的检测，仅具有运算与通信功能，硬件结构没有明显差异。研发的重点应放在算法的研究及其功能的模块化之上，使之功能添加和裁剪变得简单易行。虽然IEC61850没有对报文的具体结构作出规定，但是它对数据的组织结构和交互方式有着明确的要求，相对于IEC60870-103、MODBUS等通信规约，数据量明显增大。所以，应在通信上使用专用的硬解码芯片，减轻运算处理器的负担，提高系统的响应速度。

3.3 综合应用平台建设与针对IEC61850结构化模型的产品重塑

对于站控层应用系统，应建立数据应用平台，以实现系统间的数据交互与资源共享，简化操作过程。另外值得注意的是：IEC61850通过对模型语义、模型结构、模型运算机制的规定形成了特定的结构化模型，这势必影响产品的形态特别是数据组织结构。

3.4 高级应用系统的利用与人工智能技术的引入

水电站监控系统的智能化过程中，需要在统一的数据应用平台基础之上建立水调联调系统、在线监测与故障分析系统、培训仿真系统、网上竞价系统、管理信息系统等高级应用系统，以提高电站管理水平。同时，对数据进行充分挖掘，引入人工智能技术，建立决策支持系统。

4 结束语

随着智能电网发展规划的实施，发电企业的管理运行水平需要不断提升，水电站监控系统将面临着前所未有的变化。智能化是水电站监控系统未来发展的趋势，IEC61850协议为其提供了一套切实可行的机制。依据IEC61850协议对智能化水电站进行架构，在数字化初期采用智能终端、规约转换器加传统一次设备的模式将数据传送到间隔层设备，随着水电站智能一次设备的深入研究与应用，逐步实现一次设备智能化、二次设备网络化。在数字化基础之上建立统一的数据应用平台，进行充分的数据挖掘工作，并且引入一系列高级应用系统，最终实现水电站监控系统的智能化。

摘要：水电站智能化面临诸多技术瓶颈。IEC61850标准体系优势明显,依据它架构智能化水电站,将站内监控系统分为站控层、间隔层、过程层,它们之间利用站控层网络和过程层网络传递数据。并对电站一、二次设备进行单元划分,在此基础上将间隔层设备和过程层设备按逻辑功能进行分组,降低耦合度。本文考虑到水电监控系统发展现状,设计了水电站监控系统从自动化到数字化再到智能化“两步走”的实施路线图,并对其中一些关键技术进行了探讨。

关键词：智能化水电站,IEC61850,实施路线图,监控系统

参考文献

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[10]孙圣和.现代传感器发展方向[J].电子测量与仪器学报,2009,23(01):1-10.

智能水电站 篇9

变电所防误操作解锁类型主要分以下五类:第一类:操作中装置故障解锁。指在正常操作过程中, 操作正确但防误闭锁装置 (系统) 故障需要进行的解锁操作。第二类:操作中非装置故障解锁。指在非正常运行状态下或采用非正常操作顺序 (程序) , 且防误闭锁装置 (系统) 无故障需要进行的解锁操作。第三类:配合检修解锁。指在检修、验收工作过程中, 配合检修工作需要进行的解锁。第四类:运行维护解锁。指防误闭锁装置、钥匙箱、机构箱、开关柜等检查、维护需要, 但不进行实际操作的解锁。第五类:紧急 (事故) 解锁。指遇有危及人身、电网和设备安全等紧急情况需要进行的解锁。现在重点需要解决第四类运行维护解锁中出现的问题, 因为大量的开箱检查都属于第四类解锁。

2 变电所解锁操作程

目前智能解锁箱中程序使用的解锁流程主要为以下几步:

第一步、当需要解锁时, 点击解锁界面中的“选择解锁设备”按钮, 系统自动弹出选择“解锁原因”对话框, 在选择解锁原因对话框中选择相应的解锁原因。

第二步、在选择完解锁原因后, 选择解锁设备, 由用户用触摸笔点击需要解锁的设备, 系统下方提示解锁设备名称。

第三步、 解锁设备选择完成后, 点击系统右上方的“结束解锁”按钮, 系统将刚选择的解锁设备生成列表, 提供给解锁确认人确认。

第四步、确认人在确认界面检查解锁设备, 同意解锁点击“确认解锁”, 拒绝解锁点击“驳回解锁”。

由上述流程可见, 主要问题集中在第二步进行“选择解锁设备”时。如果选择解锁设备比较多时, 在图上点击多个设备会比较繁琐, 费时费力。因此, 只需加入程序控制模块, 实现批量解锁及调用历史解锁功能, 便可以解决问题。

如图1 所示, 执行第二步进行“选择解锁设备”时, 在其余执行步骤及流程要求不变的情况下, 只需点击图中选择框“批量解锁”或“调用历史”便可以直接将事先设定好的需解锁设备或历史解锁记录调用进来, 极大简化了选择大批量解锁点的工作。

对“批量解锁”及“调用历史”按钮的作用及要求说明如下:

批量解锁: (1) 此批量解锁点要求能通过管理员口令进行预设, 并可以预设多个批条目。如:“220k V所有闸刀机构箱”、“110k V所有机构箱”、“全所所有闸刀、开关机构箱”等, 这些条目的名称可以用户自定义。一个批条目下面可以任意设置多个解锁点。 (2) 当需要批量解锁时, 点击“批量解锁”选择框后, 弹出“是否加入批量解锁”询问框, 选择“是”后, 弹出一个预设的多个“批条目选择框”, 如上面举的例子“220k V所有闸刀机构箱”、“110k V所有机构箱”、“全所所有闸刀、开关机构箱”等。选择好其中一条后, 自动导入预设好的多个解锁点。

调用历史:程序自动将完成的解锁记录保存在历史记录中。当需要调用历史解锁时, 只需点击“调用历史”按钮, 然后选择某日某条具体记录, 点击记录后自动导入解锁设备。如一星期前解锁过5 个点, 当前又需要解锁相同的5 个点, 这样就可以使用“调用历史”功能调取上次的解锁记录, 选中后自动将5 个点导入本次解锁, 不需要再次一个一个点的选择。

通过对程序的多次开发、验证。已经对部分变电所的智能解锁箱程序进行了优化升级。即在智能解锁箱中加入程序控制模块。从实际应用的情况看, 对提高工作效率的效果非常明显。以220 千伏柯岩变电站为例, 经过程序升级后, 运维人员按照操作要求对即将进行开箱检查的所内闸刀机构箱进行批量智能解锁预演。100 多个防误点, 解锁预演仅花了不到1 分钟。而在程序升级前, 类似柯岩变电所近百个闸刀机构箱的解锁预演, 耗费时间在半小时以上。在大量时间和精力付出的同时, 因涉及解锁点众多, 还容易出现选择出错、遗漏的情况, 造成运维人员往返操作。

3 结束语

在智能解锁箱中引入程序控制, 增加批量解锁及调用历史功能, 使得大批量的解锁作业简化, 在节省时间, 减少运维人员劳动强度的同时, 也保障了解锁的正确性, 提高了工作效率。在试点应用良好的情况下, 将对所有变电所智能防误解锁钥匙箱进行系统升级, 添加程序控制批量解锁功能。

摘要：通过对问题的认真分析总结, 在既要保质保量完成工作, 又要不违反现行各项规章制度的前提下, 只能对智能解锁箱的程序进行优化升级。即在智能解锁箱中加入程序控制模块, 实现批量解锁及调用历史解锁功能。

关键词：水电变电所,程序控制,智能解锁箱,应用

参考文献

[1]介磊.面向通信机房的动力及环境监控系统的设计与实现[D].中国科学院大学 (工程管理与信息技术学院) , 2013.

智能水电站 篇10

关键词：水电站,智能化,深度集成,大容量,CSPA-2000,IEC61850

0引言

当今全球面临着各种各样的问题, 其中能源匮乏和环境保护是2个典型的被热议的话题。水电是清洁绿色能源, 可再生, 无污染, 运行费用低, 便于进行电力调峰, 有利于提高资源利用率和经济社会的综合效益。

我国水电资源丰富, 水电事业的快速发展为国民经济和社会发展做出了重要的贡献, 同时还带动了中国电力自动化领域的繁荣发展。大型水电站的机组单机容量将向巨型化发展, 同时由于电网调峰、调频、调相的需要, 中小水电也将蓬勃发展。

常规水电站自动化设备主要包括由水轮机和水轮发电机组成的水轮发电机组、附属的调速器、同期装置、油压装置、励磁设备等。电气装置除水轮发电机及其附属设备外, 还包括发电机电压配电设备、升压变压器、高压配电装置和监视、控制、测量、信号和保护性电气设备等 (见图1) 。

1 CSPA-2000大型水电站智能监控系统

CSPA-2000大型水电站智能监控系统是一个集计算机技术、控制理论、通信、网络、电力电子为一体的新一代现场总线分布式综合监控系统, 具备领先的硬件结构、开放的软件平台和强大的应用功能。系统是基于IEC61850-7-410国际标准开发的水电站计算机监控系统, 可以实现来自厂家设备的互操作, 方便信息共享, 简化系统集成过程。

2系统关键技术

具有巨型机组的特大型水电站, 计算机监控系统的性能显得更加重要, 影响更大。要求控制系统具有高可靠性措施、抗强电磁干扰能力、大容量数据吞吐能力、智能化数据处理能力、开放的系统接入能力和更为全面的系统功能。

CSPA-2000大型水电站智能监控系统具有以下技术特点。

2.1基于IEC61850的系统通信

水电站监控系统是一个复杂的系统, 涉及到电气、机械、水利、自动控制等多个专业的相互配合, 然而各系统自动化设备各为其用, 使得系统之间无法集成, 甚至形成信息孤岛, 不利于水电站信息的共享和控制系统的优化, 为此水电站系统中不同自动化设备应具备互操作性, 使水电站各个系统之间能够顺畅地进行信息交换。

为满足水电站监控系统对互操作的需求, 国际电工委员会 (IEC) 以国际标准IEC61850《变电站自动化系统通信网络和系统》为基础, 结合水电站监控系统的实际情况, 制定了水电站监控系统通信网络和系统标准IEC61850-7-410。

CSPA-2000大型水电站智能监控系统正是基于IEC61850实现系统通信。

2.2海量的数据采集和处理技术

系统的数据库族技术可以实现超大容量数据点的处理功能。按专业规划部署实时数据库, 保证本数据库的高效访问;同时数据库族的成员可互相访问, 成员之间可灵活合并与拆分。基于族技术的数据库组成方式如图2所示。

实时数据库提供高效的DP处理, 包含对数据的抖动、零值、变化率、延时、坏点、死数据、量程处理等多种数据处理。服务器DP统一处理开关量变位和报警, 同步熟数据, 保障系统设备状态检测的准确性;服务器DP透传生数据, 工作站独立处理过程参数量变化和判别越限报警, 减少网络报文, 降低网络负荷。

2.3系统软件跨平台模块化技术

系统软件采用跨平台方式设计, 可运行多种硬件平台和操作。如基于RISC硬件平台的Unix系统 (Solaris、AIX、HP-UX等) , 基于Intel硬件平台的Windows NT系列、Linux及Solaris系统。系统软件采用模块化设计结构, 可实现分布式功能部署。

2.4全息压缩存储的历史数据库管理技术

系统通过专用的历史服务对海量数据进行快速的压缩和存储, 使用数据变化判别机制和CyberZip多级压缩技术全息存储水电监控系统大量的历史数据, 并通过先进的数据检索方式使用户能够迅速检索到所需的详细数据信息。支持磁盘阵列存储, 提供数据空间监视和备份功能。系统历史数据存储压缩过程如图3所示。

2.5基于IEC61131的过程控制系统

系统采用顺序控制、模糊控制、PID调节等控制算法, 优化控制逻辑, 增加逻辑运行的完善性、合理性。逻辑组态遵循IEC61131-3标准, 全面支持5种编程语言。

2.6仿控一体化技术

系统提供独立的水电仿真平台, 综合了数字化建模技术、分布式技术、仿真支撑软件等多种技术手段, 针对水电站系统的结构原理及水电站被控设备的特性, 建立了一套标准化的仿真模型 (包括水轮机本体、发电机本体、调速器、励磁装置等) 。结合系统控制逻辑实现水电站闭环仿真、系统培训、系统性能分析、前期可行性验证, 以及在此基础上进一步进行的运行状况分析及优化, 完美地实现了水电站的数字化和仿控一体化。

2.7水电站监控深度集成技术

系统集成了水电站多个子系统, 将机械和电力、控制、保护和仿真、监控和管理等多个专业子系统作为一个整体进行考虑, 原来独立的子系统功能在该系统统一的软硬件平台上完成。多个子控制系统直接连接到综合监控系统的站级网络上, 使得在简化网络层次的同时还满足相关子系统相互通信和远程访问等功能需求, 实现被集成子系统的全部功能, 从而极大地提高集成系统的性能。

3系统整体结构

3.1典型配置

水电站站级信息层典型配置包括厂站数据通信服务器、Web数据发布服务器、仿真培训站、性能分析工作站、厂级信息监控站和报表打印站, 完成全厂设备运行信息管理和信息查询任务, 实现监控系统信息的Web发布功能。

站级监控层典型配置包括冗余实时/历史服务器、冗余工程师站、冗余操作员站、制表打印工作站、智能报警工作站、冗余调度通信工作站、大屏幕、不间断UPS电源、冗余网络设备、纵向加密装置及防火墙等, 完成全厂实时数据采集、数据处理、历史数据存储、报表生成打印、报警处理, 完成与各调度中心的实时数据交换, 与厂内其他系统 (MIS系统、水情测报系统、五防机等) 进行通信, 完成全站机组发电AGC/AVC运行管理。

现地控制层包括机组LCU、开关站LCU、公用LCU及闸首LCU。配置CSC-850 PAC自动化产品, 包括冗余CPU模块、分布式I/O单元、远程I/O单元、CSC-861智能通信管理机、CSC系列同期装置、调速器及励磁装置、机组保护装置、线路保护装置、网络交换机触摸屏电脑及GPS时钟源。采用现场总线技术完成各设备的接入监控。

3.2典型系统结构

CSPA-2000水电监控系统采用全开放的3层3网分布式结构, 对整个电站 (梯级电站或整个流域) 从水文测报、机组启、停控制及工况监视、辅助、公用设备的启、停控制及工况监视、负荷的分配直至输电线路运行全过程进行自动控制, 并能准确地与上一级调度部门进行实时数据通信, 是以集中监控和科学管理为目的而构成的全方位自动监测的综合自动化系统。

系统由站级信息层、站级监控层、现地控制层组成, 系统网络包括站级信息网、站级控制网、现地控制网3层, 全系统双网冗余配置。主干控制网络采用千兆以太网, 能够实现与现地LCU和与各级调度中心的通信, 实现调度中心的远程控制, 实现站级监控按上级调度指令对电站进行实时控制调节和安全监视。现地控制网络采用多类型现场总线接入保护、励磁、调速器等智能设备。针对进水口闸门配置远程LCU采用光纤网接入, 实现现地LCU根据上级的调控指令自动执行控制调节和现地手动控制。站级控制网和站级信息网之间采用纵向加密隔离装置, 减少互相之间干扰, 提高网络的可靠性。根据信息使用对象分流网络信息, 提高系统网络性能, 配置高性能网络通信设备, 保证通信实时可靠。

3.3系统时钟管理

系统对时部分包括现地控制层各LCU控制器、分布式I/O控制单元、励磁同期等智能设备、厂站监控层集控室工作站、计算机房服务器及工程师站。

系统支持GPRS、北斗卫星对时, 支持站控层与控制层之间的网络时间同步, 时钟准确度优于1us, 对时精度<1ms。图4为CSPA-2000系统对时示意。

4系统特点

4.1适用于水电站的分层分布式系统结构

系统采用全开放、分布式模块化冗余结构, 以“分层管理、集中控制”为原则, 组成站级信息层、站级控制层和现地控制层3部分, 充分利用计算机和通信领域的先进技术, 具有高度的实时性和实用性。

4.2更高的系统可靠性

(1) 系统采用高性能设备及优化方案保证水电监控具有更高的可靠性, 这些高性能设备包括重要的冗余配置设备, 如CPU模块、关键点I/O采集模块、系统网络等。

(2) CSC-850系列自动化产品具有继电保护装置同等高性能的抗电磁兼容性、嵌入式软硬件及模块化结构设计、模块热插拔技术。

(3) 全系统遵循TCP/IP、S-QL、ODBC、COM/DCOM、C++、Office、IEC61131-3等国际标准, 具有较强的接入性和可操作性。系统支持IEC61850-7-410规范。

(4) 系统具备全面的自诊断功能, 可以有效预防故障的发生。

(5) 系统具备完善的安全管理机制, 可实现用户管理、权限闭锁、分级控制、操作互斥闭锁等功能。

4.3高度的开放性和可扩展性

系统提供多种类型标准规约, 提供开放的规约开发接口, 提高了系统接入能力, 可以满足自动化系统及设备的互操作需求。系统支持多类型现场总线, 如Profibus-DP、LonWorks、RS485等。

软件系统采用跨平台技术, 可选择多种运行环境。系统数据库提供小、中、大、巨型容量的数据库配置, 可以满足各种规模监控系统的应用。

4.4强大的专家工具库

专家分析系统提供多种高级应用工具, 提供系统运行监测及故障处理分析手段。可以实现智能报警、报表统计分析、数据趋势曲线查看、水电站全景录波、定值管理、全系统事件记录、用户操作日志管理等。

5结语

基于CSPA-2000大型水电站智能监控系统提供了大中型水电站计算机监控系统智能化解决方案。系统具有的高性能、高可靠性、可扩展性强等技术特点可以满足水电站机组自动化监控的安全可靠性要求, 为数字化水电站奠定了基础。

参考文献

[1]王定一.水电站计算机监视与控制[M].北京:中国电力出版社, 2001.

[2]刘忠源, 徐睦书.水电站自动化[M].北京:水利电力出版社, 1986.

[3]方辉钦.现代水电站计算机监控技术与实验[M].北京:中国电力出版社, 2004.

[4]DL/T5065-2009水力发电厂计算机监控系统设计规定[S].

水口电站通航智能广播系统 篇11

【关键词】广播；智能；通航；水口电站

【中图分类号】TN915.5 【文献标识码】A 【文章编号】1672—5158（2012）08—0063-02

1 引言

水口升船机、船闸是水口水电厂枢纽工程主要建筑物之一，位于大坝右岸，一起承担闽江永久通航任务。升船机为湿运全平衡钢丝绳卷扬式升船机，垂直提升重量5300t，最大升程59m。船闸总长1198m，上下游总级差57.36m。水口通航广播项目就是为通航设备提供语音服务。

2 系统概述

水口电站通航广播系统基于IP网络，采用分区控制，分级管理模式，系统配备主服务器（音频、管理双服务器热备份），分控工作站分别位于升船机集控室、船闸集控室内，配备IP网络寻呼话筒，升船机、船闸各重要工作点为广播终端节点，配置对讲广播终端或广播终端，实现从分控工作站、对讲广播终端对授权广播分区的广播。广播系统与上位机采集系统能够实时联动，通过相应的系统服务器进行功能管理，使得不同分控区广播系统能根据本区过船状态自动播放相应的提示音，也可实现在各分控区集控中心手动调用。

通航广播对讲系统是基于网络的广播对讲系统，在工业电视机房安装一台服务器和系统主机，在升船机安装10台网络功放和9台网络对讲机以及一个升船机集控室的网络寻呼话筒。在船闸安装10台网络功放和5台网络对讲机以及一个船闸集控室的网络寻呼话筒，在通讯机房安装电话接入终端，在升船机和船闸分别安装联动接入终端（用于与通航控制系统联动）

3 系统功能

3.1 涵盖传统广播系统所有功能

包括业务讲话广播、背景音乐、定时打铃和电台节目转播等。

3.2 系统基于IP网络，遵循TCP/IP协议

一线多用，充分利用网络资源，避免重复架设线路，有以太网接口的地方就可以接数字广播终端。

3.3 多套节目同时播放

每个终端可以设定播放不同内容，即一套节目对应一个终端，互不干扰。终端音量独立控制。

3.4 任意选择寻呼

通过IP网络寻呼话筒或网络上的一台计算机，安装工作站软件，即能实现广播讲话，可指定向全体、部分或单个终端广播。

3.5 定时播放

将每天各时段需要播放的节目上传到服务器，并编制播放计划，系统按任务计划实现全自动播出，终端单独接收个性化节目。

3.6 实时采播

将外接音频（卡座、CD、话筒等）接入音频服务器实时压缩成高音质数据流，并通过网络发送广播，安装在不同位置的数字广播终端可实时接收并通过音箱进行播放。

3.7 双向对讲

寻呼话筒与终端之间，终端与终端之间可以实现双向对讲功能。用于日常联络和应急通讯。

3.8 自由点播

具有终端支持自由点播的功能，允许通过遥控器点播服务器内的音频文件。

3.9 联动广播

系统可接入联动开关量信号，实现与各系统、消防联动。

3.10 功放电源控制

数字广播终端可以根据语音信号的有无，自动切换功放的电源，避免功放24小时长时间工作。

3.11 音频素材制作

实现数字素材的录制、转换和剪辑。系统服务器可存储数千小时以上的音乐节目或语音节目。

4 系統中心功能

通航广播和对讲系统中心设在升船机集控室，配有系统音频服务器、IP网络主控机、IP网络固定电话接口，系统音频服务器是数字IP网络广播系统的核心，负责音频流点播服务、计划任务处理、终端管理和权限管理等功能。管理节目库资源，为所有数字广播终端提供定时播放和实时点播服务。为工作站提供数据接口服务和定时编排播放。

完成音频实时采播、节目资源制作功能。通过调音台，接入卡座、DVD、收音机、MP3播放器、话筒等模拟音频信号，实时采集压缩后直播到各数字广播终端。音频服务器软件可以将传统的音频节目转换成数字节目存储到系统服务器中。保护现有的音频资源，减少音频节目制作的工作量，方便重复利用和同时使用。

在升船机集控室和船闸集控室配置分控工作站（利用现有的工业电视终端），安装分控工作站和分控对讲软件，同时配置网络寻呼话筒（方便操作），利用IP网络（局域网、广域网）远程登录到服务器，实现远程管理。主要完成话筒广播功能，值班人员可通过局域网，对全体、部分或单个终端喊话。喊话中可增加或减少终端。过程不需主控室干预。对讲软件工作站软件利用IP网络（局域网、广域网）远程登录到服务器，实现远程管理及音频实时采播。同时可实现电子地图等功能。

5 广播和对讲系统

升船机广播和对讲：在上下游船舶等待区之间，整个区域分13个广播分区，安装31个音箱和喇叭，各分区可独立和合并广播，广播区域相互不影响，可同时广播不同的音频内容，兼有通航广播和消防广播功能。在上下闸首左机房、船箱左右甲板值班、左右船箱、升船机主机房共安装7个对讲终端，方便与升船机集控室对讲和对广播分区进行广播。

船闸广播和对讲：在船闸上下引航道之间，分为10个广播分区，安装25个音箱，各分区可独立和合并广播，广播区域相互不影响，可同时广播不同的音频内容。在一闸首右机房、二闸首右机房、三闸首右机房、四闸首左右机房共安装5个对讲终端，方便与升船机集控室、船闸对讲和对广播分区进行广播。

6 通航广播系统主要设备

6.1 NAS-8500系统软件包

6.2 NAS-8501型IP网络主控机

6.3 NAS-8502型IP网络寻呼话筒

6.4 专业寻呼话筒外型，启动时间≤1秒，具有TFT真彩液晶屏，20个按键及指示灯。

6.5 NAS-8505B型IP网络音频终端（带60W/120W定压功放）

6.6 NAS-8508型IP网络音频终端（带60W/120W/240W合并式定压功放）

6.7 NAS-8514型IP网络对讲终端

6.8 NAC-5002B型电话接入器

6.9 NAC-5003型网络报警矩阵

6.10 室内音箱NAC-610/620/630/640

7 结语

智能变电站智能一次设备框架设计 篇12

中国的智能电网包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度6个环节,具有信息化、自动化、互动化的智能技术特征。其中,变电环节在实现智能电网运行数据的全面采集和实时共享、接入各类电源及用户、开展资产全寿命周期管理、支撑电网实时控制与保护、智能调节和各类高级应用等方面[1]具有重要意义。智能变电站作为变电环节的重点课题,其一次设备智能化特征充分体现了智能电网的核心理念和内涵[2,3,4],代表了变电站的先进技术和发展方向。

智能一次设备是智能变电站技术发展的基础和关键。本文以智能电网为背景框架[5,6,7,8,9,10,11],基于智能变电站的相关要求,以智能变电站为应用环境,对智能一次设备的设计框架展开研究和探索。

1 设计方案

1.1 结构设计

根据智能变电站的理念和要求,设计智能一次设备的总体结构如图1所示。智能一次设备主要由电气部分和信息部分组成,电气部分包括一次设备本体及其操作机构、互感器和传感器,信息部分为智能组件及其内部所配置的智能单元。

一次设备本体和常规一次设备功能作用相同;互感器和传感器加装在一次设备上采集一次设备的状态和特征信息;智能组件是智能单元的接入平台,为智能单元提供信息处理、通信和执行等基础性服务;智能单元是具体智能化技术的应用终端,具有计算处理、分析和决策能力。

上述3个部分可分离制造,就近安装组合以实现一次设备智能化,也可集成制造直接成为智能一次设备。前者适合现有一次设备的智能化改造方案,但随着技术的发展和要求的提高,集成方案将成为未来的发展趋势[1,12]。

电气部分中的电气接口用于一次设备本体与变电站电气主接线的电气连接,地线接口用于一次设备本体的工作接地以及设备整体的保护接地。电气部分的接口通过电缆或导线连接,其中地线接口将连接到变电站的接地网中。

信息部分含5类接口,都连接着智能组件,包括3类内部接口和2类外部接口。外部接口均通过光纤与外界连接。其中,网络接口连接了智能组件与站控层网络,用于智能一次设备相互间的通信以及和站控层主机的通信;专项接口直接连接智能单元,用于特殊智能单元的快速信息通信(如线路纵联保护)。内部接口根据技术水平选用电缆、光纤或内部系统总线进行连接。其中,控制接口连接智能组件和一次设备本体的操作机构,用于操作命令的发布;互感器接口和状态接口连接了互感器和传感器,用于智能组件测量数据的采集获取。

1.2 工作原理

智能组件具备标准化的内部接口及结构,以统一的硬件和软件系统为各智能单元提供工作平台和通信平台,而具体计算分析工作则分别由各智能单元负责。根据类型和要求的不同,各智能一次设备的智能组件可选取不同的智能单元进行组合配置,且具备实现智能单元的即插即用。由此,不同的智能单元实现不同的智能技术,根据设备要求可灵活组合接入到智能组件,图2为几种常见智能单元在智能组件的配置。

智能组件及智能单元是智能化实现的核心部件,工作原理如图3所示。

下面介绍智能组件及智能单元实现过程。

a.信息采集与处理过程:设备状态信息和开关量信息、上层命令信息、专项接口信息以及电气量信息分别通过各自接口传输给智能组件。信息经过智能组件的统一处理供不同智能单元分析。

b.分析过程:智能组件完成信息处理后,智能单元根据各自需要提取不同数据信息进行相应的计算分析得出分析处理结果,从而实现各种智能化功能。通过采用多智能体技术[13],智能单元之间还能够相互协作,协同实现整体目标。

c.决策过程:智能组件根据智能单元的分析处理结果进行动作操作和信息发布工作。操作命令通过控制接口直接控制一次设备本体的动作。而操作指令与结果、故障信息、测量数据和设备状态等相关信息将通过网络接口或专项接口提供给站控层主机以及其他智能一次设备。

如上所述,信息部分承载着智能一次设备的智能化工作原理的实现。其中,智能组件对检测数据进行数据处理,同时还负责设备和外界的数据通信和配合,而智能单元通过分析自行得出对应决策并进行相应的操作功能。

1.3 智能组件结构设计

智能组件的结构设计如图4所示,对应工作原理的3个过程,可分为输入部分、分析处理部分和输出部分。智能单元工作在分析处理部分,根据不同的配置有所不同。而各智能一次设备的输入部分和输出部分则大体相同。

输入部分统一完成对互感器接口和状态接口数据的信号处理和变换,使之具有统一的数据格式。信号处理模块主要由硬件滤波器和变换器构成,信号变换主要由采样保持、多路转换器和A/D构成。经输入部分处理后数据将通过可靠的光电隔离输入到第1级系统总线。另外,同步模块将为互感器的信号处理提供标准时间,并将秒脉冲信号(PPS)倍频后用于触发A/D进行转换。

分析处理部分采用双网络化的模块结构,智能单元插件自带总线接口电路,由第1级总线获得输入数据,经各自的分析将结果发布在第2级总线上,单元间的协同通信也在第2级总线上进行。同步模块也将发布PPS及时间到第2级系统总线供智能单元应用。由于各智能单元与外界以及其相互的连接纽带为网络,因此,每个智能单元仅相当于网络中的一个节点,可以很方便地实现模块的增加或减少以及升级替换等。

输出部分含有3个智能单元,一般为智能组件的固有配置。设备记录将智能组件运行中的重要信息进行记录,通信单元需完成设备的通信控制,同时从网络获得相关时钟同步信息提供给同步模块。操作单元用于设备的动作控制。

由此,智能组件结构的3个部分,通过2级总线进行隔离和通信,从而实现智能单元的开放性接入和即插即用。

2 智能单元设计

一般而言,变电站一次设备需要配置的智能单元主要有5项,如图2所示,下面进行简要说明。

a.继电保护与录波:根据互感器数据进行继电保护计算、故障选相和测距、继电保护自调整(自整定/保护方式切换选择等)以及录波。根据计算结果做出相应的动作命令(跳闸、调节、录波等)。随后向上级网络发布故障报告。跳合闸指令采用GOOSE报文的形式发布,包含测距和录波的故障报告在完成后采用压缩上传的方式减轻网络传输压力。此外,状态监测单元将提供设备诊断信息用于继电保护自调整,使继电保护单元在设备运行状态不稳定期间,选用灵敏度高的保护类型同时调整定值提高保护的灵敏度。

b.状态监测:提取一次设备绝缘状态、运行状态、机械状态、电气状态等各种特征状态量信息后,分析得出诊断结果判断设备当前所属状态,随后根据当前状态进行相应的操作(停运检修,调整运行方式等)和信息发布,并上传特征数据至站控层的状态监测主机。

c.设备记录:存储含设备型号、参数、历史故障、历史操作、检修历史、使用寿命等信息。范围应涵盖设备的出厂属性、运行记录、全站拓扑以及智能组件中其他单元的发布信息。记录信息可受上层指令调用、补充和修改,同时也是其他智能单元在工作中的参考信息。

d.测量计量:测量和计量功能集成在一个单元,根据互感器和传感器的采样数据进行实时电气量和开关量的测量、电能的计量、有功/无功潮流计算等,随后根据时间间隔或命令直接发布测量和计量结果,同时能根据上层控制实现实时遥测和遥信。

e.智能操作:单元将接收监测单元和保护单元提供的动作命令,以及上层的控制命令。通过检测和判断操作命令在当前状态的正确性和可行性后,根据现场实际运行状态,控制和保护对象及任务的不同进行操作策略规划[14],进而开始相应操作。操作过程中将配合其他相关设备进行顺序操作,并实现防误闭锁。能够自我发现并识别操作错误和操作失败,发布报警信号。能根据现场实际运行状态,控制和保护对象及任务的不同实现自适应操作[15]。此外,断路器失灵保护可在本单元实现,若出现断路器失灵,立即发送命令使关联断路器跳闸。

3 配置方案

智能一次设备配置方案的不同主要在于智能组件对一次设备本体的对应关系。

每个一次设备配备一个智能组件的方案耗费较大,且对于隔离开关等简单一次设备也没有进行独立配置的必要,同时将复杂化现有变电站的智能化改造工程。因此优先考虑多个一次设备配备一个智能组件的方案,可按主接线的各线路进行配置,即一个智能组件管理同一线路的所有一次设备本体。也可按主接线的间隔配置,即一个智能组件管理同一间隔的所有一次设备本体。

由此,能较为经济地满足一次设备的智能化发展要求,同时共用智能组件减少了数据量在上层网络的交换,减轻了网络负担,且在设备的操作中也将更具便利性。

断路器可按间隔配置,即一台断路器和前后的隔离开关、互感器和接地刀闸配置一个智能组件,称为智能开关,如图5所示。

与之类似,一台变压器连同其相应互感器、刀闸等,配置一个智能组件,称为智能变压器,如图6所示。

以双母分段主接线为例,暂不考虑输电线路和母线(采用封闭式母线)的智能化配置,仅对该主接线进行智能开关和智能变压器的配置,配置结果如图7所示。由此,变电站的电气主接线除了母线和线路以外,均由智能一次设备组装而成,主接线结构紧凑、接线简洁、节约空间。

其中,智能开关中配置的智能单元应包含该开关所属线路的继电保护以及所含断路器的断路器保护,所在线路的电流、电压和功率采集也由智能开关完成;母联开关和分段开关也同属智能开关,仅具体内部配置有所区别;智能变压器的智能单元应负责变压器本体冷却系统的操作与控制,变压器纵联差动保护通过专项接口控制两侧的智能开关跳闸。

4 结语

本文就智能一次设备的设计框架展开了研究,设计了智能一次设备的结构和工作原理,并介绍了配置方案。

框架设计方案为智能技术提供了良好的接入平台。智能组件的设计使得内部结构更为简单、灵活且可靠,具有良好的扩展性和即插即用性。各智能单元的设置就地实现了设备独立的状态监测、继电保护与录波、运行记录、测量与计量、智能操作等功能。配置方案简化了变电站主接线,展现了智能变电站的集成和智能化形式。