500kV智能化

500kV智能化（精选7篇）

500kV智能化 篇1

1 常规换流站监控系统改造

±500k V常规换流站监控系统是高压直流 (下简称:HDVC) 输电系统中非常重要的组成部分, 通过站监控LAN网、远动工作站、站监控服务器、直流线路故障定位装置、同步时钟装置等子系统和模块的协同作用, 实现HDVC输电系统状态监视、交流系统运行控制、系统信号传输以及数据采集和处理。

目前, ±500k V常规换流站监控系统只实现了运行人员控制层的网络化, 而现场层还未实现网络化的信息共享。除直流互感器输出数字信号并通过光纤与直流保护设备实现点对点连接外, 其它还是由传统电流/电压互感器通过二次电缆向监测、控制及保护设备提供测量值, 需要进行数字化升级改造。其辅助监控系统也不完善, 大量常规定期工作仍需要到现场进行抄录、维护和查看, 无法满足无人值班或少人值守的要求。

为进一步提升常规换流站监控系统性能和运行指标, 以及为未来智能电网换流站的建设提供可行性思路, 推广建设±500k V换流站/变电站集中控制中心, 其结构如图1所示。

2 建立集中控制中心

±500k V常规换流站的采集装置、控制装置、保护装置、通信装置要求高度可靠, 能够准确实时发送、接收和转换各种远动信号。集中控制中心监控系统的安全防误操作必须从值班员的培训管理、报警多样性、操作权限分级和软件联锁防误等全方位来防止发生误操作。集中控制中心监控系统是一个实时性较高的系统, 应有极高的处理容量和处理速度, 可以保证系统响应时间的各项指标满足要求。

遵循开放性原则, 即采用通用、主流的软硬件及通讯协议等, 以便系统升级和系统重建。通过添加功能模块文件来扩充功能, 提供函数接口以方便其他程序共享数据。集中控制中心与换流站/变电站之间的通信通道要求高度可靠、抗干扰能力强、可扩展性强, 以满足电力系统不断发展的要求。

集中控制中心应具备安全操作功能、信息处理功能、在线计算及制表功能、系统自诊断与自恢复功能、友好人机界面、主设备的运行监视功能, 实现所辖换流站/变电站视频和安防的监视, 运行情况监视、入侵探测、防盗报警、出入口控制、安全检查等。

3 完善辅助监控系统

3.1 远程图像监控系统

±500k V常规换流站图像监控系统主要功能是对室外一次设备进行查看, 其摄像头易受电磁干扰、恶劣天气影响, 镜头易黑屏、起雾。宜对换流站内摄像头进行升级, 提高抗电磁干扰、防水和防雾气等能力, 增加摄像头数量, 双极阀厅安装轨道摄像头, 增加定期自动红外测温监控系统, 达到对设备状态 (开关、刀闸状态) 和辅助设备进行全面监视, 发现过热点及时报警, 提醒监控人员。图像监控系统还能与开关、刀闸等设备的操作进行联动, 实现一次设备操作后实际位置的远程检查。其电子围栏监视系统应与当地派出所进行告警联动, 实现±500k V常规换流站/变电站安保的快速响应。最后, 图像监视系统应与集中控制中心的控制系统很好地配合起来, 以实现集中监控。

3.2 智能机器人巡检系统

相对传统的人工巡视, 智能机器人巡检系统能够对一次设备本体以及连接头等处的温度、SF6气体压力等进行实时采集和监控, 并采用同类分析、三相设备对比及历史趋势分析等手段, 对以上数据进行智能分析和诊断, 实现对设备故障的判别和自动报警, 并以全自主、本地或远方遥控模式代替或辅助人工巡检。

通过合理规划机器人巡视路线, 定时对室外一次设备进行巡视, 智能机器人巡检系统能及时发现漏油、外观损坏、瓷瓶破裂等设备异常状况, 弥补高空摄像头无法巡视设备低处死角和少人值班后巡检次数减少未能及时发现异常等问题。

3.3 保护及故障信息管理系统

±500k V交流保护装置的遥测、遥信、动作信号、装置告警信号、通讯状态、定值, 录波装置的录波文件及附加信息通过1台故障与信息管理子站工控机以网络通讯方式上传至调度, 发生通讯中断或子站故障, 将影响数据上传和查看。宜对故障与信息管理子站进行升级, 子站及通讯网络采用双系统冗余配置, 连接至集控中心, 提高其可靠性。同时在集中控制中心配置2台高性能微机作为保护与故障录波信息工作站, 接收与处理各个保护与故障录波管理信息子站所传输的数据, 便于实现远程故障录波分析、保护定值的远方召唤、远方复归信号、软压板的远方投退和远方切换保护定值区等功能。

3.4 在线监测系统

±500k V常规换流站在线监视系统主要是对换流站内各种电气设备的运行状态进行实时监视, 显示各电气设备的模拟量和开关状态等数据, 并将采集的数据信息以友好的界面提供给运行人员, 在线监测设备所监测量均在不同显示终端, 例如:部分避雷器在线监测、换流变压器在线监测、各个设备室温湿度实时监测、蓄电池在线监测、工业水池水位监测等。须完善所有避雷器的在线监测功能, 添加±500k V开关动作次数和SF6压力在线监测功能, 同时宜将分散式在线监测数据传递到集控中心, 以达到就地现场查看效果, 实现随时对各电气设备和辅助系统的电流、电压、频率、温度和开关状态、开关动作次数及SF6压力、避雷器动作次数、水位、温湿度、保护动作信息和故障录波等各种数据进行查看、分析和监视。

3.5 智能监盘管理系统

当前工作站发出异常告警和跳闸事件记录, 运行人员结合现场检查情况、故障录波图情况并参考历史异常情况综合判断处理, 编写短信汇报主管生产部门。建立完善智能监盘管理系统应当事先将典型告警事件记录和故障处理步骤按照告警等级录入数据库, 采用高清摄像头对事件记录和系统运行方式进行实时扫描, 通过扫描的告警事件记录来直接读取相应的异常处理情况, 并设置声音告警提示和短信联动发送功能, 省去了运行人员参考历史异常情况或事故处理预案的时间以及编写发送短信的时间, 提高了工作效率和事故处理的正确性。

3.6 电能计量管理系统

±500k V常规换流站电能计量系统过去只采用1台数据采集器采集电能数据, 无法自动抄录和进行电量计算。宜对电能计量系统进行升级, 增加后台电能量计费管理系统, 实现集控中心远程在线数据抄录、数据上报、电量计算和异常监视功能, 满足±500k V常规换流站无人值班或少人值守的电量管理要求。

4 优化暂态电磁抗干扰系统

随着电网自动化水平的提高, ±500k V常规换流站一次设备、二次设备、辅助设备、在线监测装置和图像视频监控系统等向着高度集中化的方向发展, 其工作环境是在电磁干扰极其严重的强电场所中, 如无抗干扰措施, 采集数据传输在强电磁场干扰下将会产生负面影响。例如:换流站内高压设备操作、雷电引起的浪涌电压、电气设备周围的静电场、电磁波辐射和输电线路或设备短路故障所引起的瞬变过程等都会产生电磁干扰。

当前, ±500k V常规换流站电磁干扰问题的核心是电磁兼容问题, 包括干扰 (设备和系统抵抗电磁干扰的能力) 和电磁发射控制 (设备和系统发射的电磁能量的控制) 2个方面。

解决电磁干扰问题的关键是落实电力系统反事故措施, 主要方法有:抑制干扰源产生的电磁干扰 (加装交直流滤波器、盘柜加装屏蔽和接地) ;切断干扰的传播途径;提高敏感设备抗电磁干扰能力 (采用数字接口的电子式互感器/传感器进行光纤传输) 。

5 结束语

本文在分析±500k V常规换流站监控系统的基础上, 从进一步提高换流站监控系统稳定性的角度考虑, 发现其监控系统、在线监测系统和辅助监控系统的潜在不足, 针对性地提出完善、优化方案和措施, 为推进±500k V常规换流站向智能化、数字化发展提供实用参考。

500kV智能化 篇2

关键词：电力网络,电器元件,继电器,断路器

继电保护是由继电器实现的, 其在电力系统中起着保护电器元件 (发电机、变压器、输电线路和母线等) 的作用, 从而达到促进电力系统稳定运行的目的。安装继电保护装置后, 可在电力系统及其设备发生故障时及时切断故障部位的供电, 进而降低对周边设施的影响。同时, 继电保护装置还能及时反馈故障信息, 极大地降低了设备故障造成的影响。

1 继电保护装置

1.1 继电保护装置的组成和特性

目前, 常见的继电保护装置主要由测量元件、逻辑环节和执行输出三部分组成。在设备设施的运行过程中, 继电保护具有以下特点: (1) 选择性。一旦电力系统中的设备发生故障或电缆发生短路、断路等状况, 继电保护装置会迅速选择并切断这部分设备或电路与整个电力系统的联系, 防止故障范围扩大, 以降低故障造成的损失。 (2) 速动性。故障发生时, 继电保护装置能以最快的速度将故障部位从系统中切除出去, 避免设备进一步损坏和对周围其他设备、电路造成持续破坏。 (3) 灵敏性。在继电保护装置的保护范围内, 一旦设备、线路发生故障, 保护装置的保护运作较快。 (4) 可靠性。继电保护装置具有的可靠性包含安全性和信赖性, 是保护装置必须具备的基本特性。其中, 安全性是指继电保护装置在设备稳定运行时, 可保持长期静止的状态, 不会因波动等的影响而引发错误的反应;信赖性是指当发生故障时, 保护装置能正确反应。

1.2 继电保护装置的工作原理

在设备运行过程中, 继电保护装置能识别被保护设备的运行状态, 一旦发现设备故障, 可判断故障是否发生在保护范围内。在实际保护中, 继电保护装置是利用分析设备区域故障前、后的电气物理数据来实现上述功能的。

当遇到电流增大的状况时, 继电保护装置会自动切断电器元件与电源的连接, 防止因电流过大而损坏电器, 同时, 还会将状况信息反馈到监控中心, 以便工作人员及时处理;当电器中的电流急速降低时, 可能会因低电压运行而损伤电器, 此时, 继电保护装置会及时关闭设备开关;当电流与电压之间的相位角改变、测量阻抗变化时, 继电保护装置会自动保护设备不受损伤。

2 保护方案设计

在对变电站的实际改造施工中, 需要增加一定量的GOOSE交换机屏、MMS交换机屏, 且原有的继电保护小室备用屏位往往无法满足需求, 需要新建部分小室或活动板房。国家电网公司企业标准《智能变电站继电保护技术规范》中提到, 保护装置与智能终端 (合并单元) 之间采用点对点直接跳闸 (直接采样) 的方式, 220 k V正副母分段开关不考虑母线电压并列 (解列) , 线路保护启动断路器失灵和重合闸、断路器失灵启动母差、母差保护启动断路器失灵、断路器失灵启动远跳 (变压器保护联跳各侧) 、变压器保护跳母联 (分段) 、解220 k V母差保护复压闭锁等信号均采用GOOSE网络传输。继电保护小室内按照图纸安装智能化保护测控装置屏、GOOSE交换机屏和MMS交换机屏, 在开关场安装户外智能终端柜 (合并单元、智能终端等) , 完成上述步骤后再进行二次回路的调试。

2.1 方案一

方案一采取间歇性停电的方式, 即在停电过程中完成对继电保护的智能化改造。目前, 这种方案的优点是每个地区只停电1次, 停电后电力系统能正常运作, 对人们的正常生活影响较小;缺点是先改造的500 k V边开关智能化保护、220 k V线路智能化保护需配置传统输入、输出功能和配合母差保护, 全部改造完成后投入GOOSE报文输入、输出功能和配合智能化母差保护会造成部分设备闲置, 进而导致资源浪费。

2.2 方案二

方案二采取双重化两套保护同时进行的方式, 改造过程是分开的。其优点是不必考虑传统保护与智能化保护之间的配合问题, 试验时只需断开本套保护的跳合闸出口硬压板, 且二次回路试验完整、齐全;缺点是在改造过程中需要停电2次, 会对系统造成一定的影响, 且500 k V和220 k V系统长时间采用单套保护运行。在实际改造过程中, 传统变电站开关失灵保护采用单重化配置, 第一套保护先期改造时, 需将开关保护中与第一套保护相关的二次回路断开;同时, 还需保证与第二套保护相关的回路接触可靠、正确, 且第二套智能终端接线和调试时, 与第一套保护 (智能终端) 相距太近, 易走错间隔、误碰运行设备, 安全风险较大。

3 结束语

综上所述, 相比于方案二, 方案一具有影响小、风险低的特点, 因此, 方案一更适合实际改造。全文对500 k V继电保护智能化改造及其方案的叙述, 证明了继电保护智能化改造对电力设备甚至电力系统的重要性。因此, 加强电气设备的稳定性建设, 对提高输电稳定性和电企的发展都起着不可忽视的作用。

参考文献

500KV智能变电站 篇3

目前, 在我国使用的变电站分为常规变电站以及数字化的变电站两种模式。对于常规的变电站, 对其厂站进行调试以及设计是十分复杂的, 且互操作性也比较差, 存在对于资源采集重复的现象, 并且其标准化的水平也不够。而对于数字化的变电站, 在过程层的设备的稳定性以及可靠性还不是很好, 还需要对其进行进一步的验证, 并且由于缺乏相关的编撰、对其进行评估也没有相关的标准体系等, 使得这种变电站的使用也存在着一定的问题。这些问题对于变电站的生产、运行等都产生了严重的影响, 对于电网的正常运行、以及进一步的提高产生了严重的阻碍作用。在这样的情况下, 智能变电站的出现解决了上述的问题[1]。

所谓的智能变电站, 就是采用一系列的先进的、可靠地、低碳环保的智能设备, 通过对整个电站的信息进行数字化的、在网络平台上进行通信的方式、且在信息能够被共享的前提下, 能够自动的完成电站所需要做的信息采集、测量、控制等功能, 并且能够根据实际的情况对于电网中电量的使用情况进行实时的监控, 并作出智能的调节, 很好地解决了传统的电站中存在的问题。

2 500KV智能变电站现状

目前, 我国的大多数500KV变电站都是属于枢纽性质的变电站, 且大部分的变电站都已经使用计算机监控系统作为一种保护装置。和传统的变电站相比较, 500KV智能变电站很好地解决了上面提到的变电站对资源重复采集、标准化不够等问题, 在一定程度上提高了电网的水平。然而还是存在着一些问题。随着科技的发展, 智能变电站中应用了大量的新技术以及新应用, 这些新技术以及新应用大多数都是根据需求而实现的, 各个子系统之间没有很好地协同性作用, 往往都是属于各成一个体系的, 且存在着通信的接口不一致的问题, 这使得变电站之间的信息虽然能够共享, 但是共享性并不是很好。除此之外, 由于用户对于原厂家的依赖性还很大, 虽然变电站进行了智能化的改进, 但是对于系统后期的维护来说还是很困难的。要想55KV智能变电站能够很好地发挥作用, 必须使其能够灵活的、快捷的适应新的技术、新的标准的发展, 实现信息之间的完全共享。因此, 有必要采取一些措施对500KV智能变电站进行进一步的建设。

3 500KV智能变电站建设

3.1 优化一次主接线

对于500KV的变电站而言, 过去主要为了使得供电更加的可靠, 因此设置了220KV的旁路母线以及500KV的主变压器的进线以及主线, 来实现对开关进行隔离的功能, 这就使得二次接线变得更加的复杂[2]。因此, 可以对一次主接线进行优化, 现在500KV的电网和220KV的电网已经很好地联系起来了, 因此可以按照相关的标准通过给出线配三相电压互感器的方式来对二次回路进行简化性的处理, 并按照实际的情况对变电站内部的监控系统进行改造, 这样能够使得系统更加的安全、可靠。

3.2 改造一次设备

目前的500KV智能变电站的设备主要是由智能组件构成的, 这也是一次设备智能化的关键点所在。一次设备蛀牙包括断路器控制箱等, 智能组件能够通过任何一种方式来进行构建, 对于设备进行改造的速度也可以随着设备的使用周期的变化而进行合适的太纵横。通过对一次设备的改造, 能够使得智能变电站更可靠地运行。

3.3 小室配置改造

在对500KV的职能变电站进行二次接线时, 小室屏位较少, 因此经常会因此而出现电缆较多, 备用的屏位较少难以满足实际的施工需求的情况, 对于这种现象应该进行改进。可以通过就地增加继电器室的方式来对现有的继电器室进行扩建。在这个过程中, 应该对于辅助性的设施进行改建, 从而提供出较多的小室位置, 这对于改造方案的优化以及对于电缆的清理有着很好地影响效果, 能够使得系统更加的安全。当然这种改造方式的工作量较大, 且小室的位置也未必理想, 因此还可以采取就地安装箱式柜的方式来解决这个问题。

3.4 继电保护设备改造

对着智能变电技术的迅速发展, 为了满足智能电网的需求, 对于继电保护设备也应该进行进一步的建设。对于继电保护设备的改造, 主要的困难在于对新旧设备转换的过程中, 设备的兼容性问题的解决, 因此我们以500KV母线差动保护进行改造的方式进行了研究。

首先, 必须要保证新的母线差动保护是有输入/输出接口的, 这样才能够使其与母线设备停电很好地连接起来, 并且能够把二次回路接入到母线差动保护的环节中。使用常规的I/O端口配合着没有改造的保护设备直接的接入到开关量。在对其进行改造的过程中, 还应该设置过渡电缆, 在改造完成之后再将其拆除。

而对于500KV的双套母线差动保护的改造, 可以首先选择母线的某一段作为改造的对象, 进行改造一套保护, 并且在通电的情况下对电流量回路进行模拟, 并在此基础上接入新的第二套母线差动模拟量。在对开关间隔、以及开关量的线路进行改造之后, 把第二套母线差动保护接入到新的保护的出口就可以了[3]。

随着电网近年来的快速发展, 智能变电站得到了越来越广泛的应用, 而顺应时代的发展, 如今的500KV智能变电站虽然克服了传统的变电站的一些问题, 然而本身还是存在着很大的改进空间的。因此, 本文首先对于500KV智能变电站以及其存在的问题进行了介绍, 然后提出了其可采取的改造方案, 希望能够使得500KV的智能变电站的水平得到进一步的提高, 从而发挥出应有的作用。

摘要：随着科学技术的发展, 智能变电站的技术也得到了进一步的提高, 且得到了越来越广泛地应用, 对于智能变电站的设计方式也变得越来越复杂, 随着变电站的运行时间的延长, 其性能也需要得到进一步的改善。在这样的基础上, 本文首先对500KV智能变电站系统中的技术的应用进行了介绍, 然后在此基础上对于性能的提升提出了进一步的改善方案, 希望能够使得智能变电站得到更好的应用。

关键词：智能变电站,现状,建设技术

参考文献

[1]陈晓捷.500k V智能变电站无人值班技术探讨[J].电力自动化设备, 2011 (02) :149-152.

[2]王翀.500k V智能变电站的设计方案研究[D].华北电力大学, 2011.

500kV智能化 篇4

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

500kV智能化 篇5

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.

500kV智能化 篇6

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.

500kV智能化 篇7

岱宗变电站是国家电网公司“两型一化”智能化示范变电站及山东省第1座开工建设的500 k V智能变电站, 全站采用无人值守设计, 以目前最先进的一体化监控系统作为其智能核心。2011年, 国家电网公司以岱宗变电站等6个计划建设的工程为“命题”, 开展了“两型一化”智能变电站示范工程设计竞赛。岱宗变电站设计方案的最大亮点是通过优化平面布置, 充分体现了节约资源的理念, 站内只有500 k V继电保护室和二次多功能室2座单层建筑, 体量小、占地少, 全站占地仅28.5亩, 比可行性研究报告中的占地减少36.3%, 是山东省占地面积最小的500 k V变电站。

岱宗变电站是山东省第1座采用装配式施工工艺建设的500 k V变电站, 站内的500 k V继电保护室、二次多功能室的墙体都采用了装配式建设工艺, 其结构是墙体中间有金属框架, 金属框架外面是水泥基挂板, 内侧是蒸压加气混凝土板, 水泥基挂板、蒸压加气混凝土板。