终端单元（共4篇）
终端单元 篇1
0 引言
随着智能变电站的大规模建设，合并单元、智能终端等二次设备得到了大量应用。智能站合并单元是用以对来自二次转换器的电流/电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元接收电压/电流互感器的信号，并将采集到的信号处理后上传到间隔层。智能终端是一种智能组件，负责采集与断路器、隔离开关、地刀相关开入信号，并负责控制断路器、隔离开关、地刀的操作。通过智能终端实现一个间隔内相关一次设备的就地数字化[1]。
智能变电站中保护交流采样通过合并单元实现，保护跳闸通过智能终端实现。由于合并单元、智能终端等智能电子设备问题造成的智能站保护误动事故影响恶劣[2,3,4]。合并单元和智能终端等智能二次设备的质量直接关系到继电保护等二次系统的可靠运行，对于采用不合格合并单元、智能终端产品的智能站，均需要进行整改更换为经权威检测部门检测合格的型号[5,6]。合并单元、智能终端是智能变电站的关键设备，此项整改工作直接关系到智能变电站的安全稳定运行。
本文结合西北某750 k V智能变电站线路间隔合并单元、智能终端整改更换工作，分析智能变电站合并单元、智能终端改造技术方案、安全措施和整改升级方法，并通过现场试验的方法来验证合并单元、智能终端等智能设备功能，检验整改的成效。
1 整改内容
1.1 线路间隔改造概况
西北某750 k V智能变电站建设规模:1台主变压器，750 k V出线6回，3台线路固定并联电抗器，2台线路可控并联电抗器，750 k V系统为一个半断路器接线方式。变电站750 k V部分接线图如图1所示。全站750 k V二次系统采用三层两网的典型标准化设计。750 k V电流/电压采用常规互感器经过模拟式合并单元转换为数字量输出，合并单元、智能终端按断路器双重化配置，线路配置双重化电压合并单元。
本次针对SY线线路间隔相关合并单元、智能终端进行升级改造。包括7530双套合并单元、智能终端，7532双套合并单元、智能终端，SY线电压合并单元A、B套以及高抗合并单元。以上使用的合并单元、智能终端设备均为未经检测合格的产品型号。
1.2 合并单元、智能终端整改内容
合并单元、智能终端整改工作涉及插件更换、外部端子变化、ICD(IED capability description)文件变化、虚端子变化和兼容性升级等内容。具体整改内容如表1、表2所示。
1.3 整改停电范围及设备
合并单元、智能终端整改工作除了进行二次装置的整改外，还需要对整改完的装置进行性能测试。整改工作停电范围需要合理考虑。通过对合并单元、智能终端改造技术方案的比较，确定采用单间隔全部停电的方式进行。
SY线线路间隔整改的一次设备停电范围为:SY线、7530断路器、7532断路器和线路高抗。涉及的二次设备包括:SY线线路保护双套、7530断路器保护双套、7532断路器保护双套、7530智能终端双套、7532智能终端双套、7530合并单元双套、7532合并单元双套、线路电压合并单元双套、线路可控高抗保护双套、线路可控高抗非电量保护、线路可控高抗智能终端、线路可控高抗网侧合并单元双套、线路可控高抗控侧合并单元双套等。
2 改造安全措施
合并单元、智能终端改造前，必须充分考虑存在的安全隐患，执行相关智能二次设备安全隔离措施[7]。不同于常规变电站明显断开点的安全隔离措施方法，智能变电站需要研究根据虚端子连接关系的改造安全措施[8,9]。
继电保护和安全自动装置的安全隔离措施一般可采用投入检修压板，退出装置软压板、出口硬压板以及断开装置间的连接光纤等方式实现。应该充分考虑采样隔离、跳合闸(包括远跳)、启失灵等与运行设备相关的联系，并保证安全措施不影响运行设备的正常运行[10]。根据虚端子连接情况，考虑变电站一个半断路器接线方式，需要对相邻线路、断路器测控、母线保护、稳控以及失步解列等装置采取必要安全措施。
以7532合并单元、智能终端A套为例介绍整改过程的安全措施。图2、图3所示给出了利用SCD(substation configuration description)配置文件解析工具得到的虚端子连接示意图。
合并单元的安全措施主要为隔离SV(sampled value)采样链路。具体措施为退出与7532合并单元关联的线路保护、断路器保护、Ⅱ母保护、失步解列、稳控等智能电子设备的SV接收软压板。
智能终端通过投退相应的GOOSE(generic object oriented substation event)软压板，可以实现相应回路的隔离功能。智能终端接收相关联设备GOOSE信息的链路，退出关联设备的GOOSE输出软压板。对于智能终端发布GOOSE信息的链路，退出关联设备对应的GOOSE输入软压板，对于未设置GOOSE输入软压板的，采取拔掉输出光纤作为隔离安全措施。另外与一次设备可靠隔离，退出智能终端与一次设备控制回路中的出口硬压板。具体措施包括退出线路保护、断路器保护测控、稳控、失步解列、母线保护、高抗保护等装置与智能终端间GOOSE跳合闸、失灵链路的输出软压板;退出线路保护、断路器保护、测控等装置与智能终端间GOOSE开关位置信号GOOSE输入软压板。
通过以上安全措施，将需要更换的二次设备完全隔离，解除了相邻保护与装置的关联，保证了更换过程的安全。
3 改造技术措施
3.1 合并单元改造
合并单元A套装置的模型文件需要变动，会导致该装置的ICD文件也发生变化，使得SCD文件里相应的虚端子连线需重新配置，相应的智能电子设备配置文件也需重新下装。将间隔合并单元置为检修，拆除间隔合并单元的光纤以及交流插件与端子排之间的硬连线，更换间隔合并单元插件并完成交流插件到端子排之间的连线。更改装置程序为检测合格版本并确认，下装新的装置配置文件并设定装置定值。由于合并单元下装新的CID(configured IED description)文件，必须通过装置联调、保护传动等工作，逐一验证装置之间的通信是否正常，各SV采样值是否正确。另外全站SCD文件更改后，需要对监控后台、网络报文分析仪等设备进行升级处理。
合并单元B套改造相对简单。将间隔合并单元置为检修，备份间隔合并单元中的配置文件。拆除间隔合并单元的光纤以及交流插件与端子排之间的硬连线。更换合并单元为检测合格的装置并完成交流插件到端子排之间的连线。检查装置程序版本确为合格的版本程序。下载原配置文件并设定装置定值。通过试验，检测SV采样和光纤链路正确性。
3.2 智能终端改造
智能终端由于ICD文件、虚端子和外部端子均不需要更换，仅需兼容性升级和更换插件，不涉及全站SCD文件的变化。投入智能终端A套装置检修硬压板，备份需更换的智能终端的配置文件，升级装置程序并设定装置定值。通过试验，检查智能终端运行正常。投入智能终端B套检修硬压板，备份需更换的智能终端的配置文件，更换智能终端的主CPU插件，升级装置程序为国网版智能终端程序并确认，下载与现场原功能一致的配置文件并设定装置定值。通过测试，检查智能终端运行正常。
4 试验验证
为保证合并单元、智能终端改造完成后各保护功能的正确，整改完成后开展相关保护的试验验证工作。
4.1 装置功能试验验证
核实合并单元所需的TPY、5P绕组与二次CT接线对应关系正确性。
依次加量于7532合并单元、7530合并单元、线路电压合并单元、线路高抗两侧合并单元，验证相关线路保护、断路器保护、高抗保护等采样显示正确性。
验证7532智能终端、7530智能终端上送保护开关位置、闭锁重合闸、压力低闭重等信号正确性，传动验证断路器保护、线路保护、高抗保护和失步解列等跳7532、7530开关回路的正确性，并核对与监控后台的遥信、遥控功能。
接入母线合并单元级联光纤，检查7532合并单元同期电压显示正确性。
4.2 相邻间隔试验验证
采用A、B套分别试验的方法，验证两套改造的合并单元、智能终端功能。申请退出A套保护相关所有运行二次设备，试验设备均投入检修压板进行验证，试验仅传动至智能终端，退出涉及传动的智能终端出口硬压板。
在7530、7532合并单元、线路电压合并单元和高抗两侧合并单元加采样，检查SD线线路保护、Ⅱ母母差保护、高抗保护、稳控、失步解列、断路器测控、故障录波、网络分析仪、行波测距、监控后台等的显示正确性，并测试合并单元采样额定延时。
验证7532、7530智能终端至Ⅱ母母线保护、SD线路保护等开关位置GOOSE链路的正确性。验证Ⅱ母母线保护、SD线路保护、断路器保护至智能终端的失灵链路的正确性。采用传动试验的方法，验证线路保护、高抗保护、失步解列、稳控等跳合闸7532、7530开关链路的正确性。
投运时检查电流极性的正确性。变电站首先通过7530断路器空充SY线路，通过充电功率验证保护差流，核查7530合并单元至所有保护的电流极性正确性。待7530断路器极性检查正确后，通过7532断路器再次空充SY线路检查7532合并单元相关保护极性的正确性。
完成A套相关设备验证核对后，按相同步骤对7530、7532、线路电压的B套合并单元、智能终端B套等装置进行采样检查、回路验证和极性验证。
5 结束语
智能变电站保护正确动作高度依赖合并单元、智能终端等二次设备的性能。未经检测合格的合并单元、智能终端，应及时列入二次设备整改计划进行改造，消除运行安全隐患。采用半接线的智能变电站合并单元、智能终端整改工作涉及范围广，牵扯设备多，需要准确评估可能存在的安全风险。
合并单元、智能终端整改工作应根据具体整改内容确定停电方式。改造安全措施需要根据智能电子设备间虚端子关联关系，采用投运GOOSE软压板、SV接收压板、检修硬压板等方式实现。合并单元、智能终端整改涉及虚端子、ICD文件变化时，需要注意SCD文件变化后带来的影响。为确保合并单元、智能终端的功能，改造完成后需要通过功能测试、回路验证、传动试验等方法来检验整改的成效。合并单元、智能终端整改及试验方法可作为智能变电站的智能电子设备改造调试及故障处理的参考。
参考文献
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因为做终端,所以丢终端 篇2
终端是商品与消费者直接接触的场所。是实现商品与货币交换的地方，在通路各环节中，终端是企业决战销售的最后战场，是顾客，商品，金钱三要素的联结点，是企业和消费者接触的最终枢纽。对于快速消费品来说，终端销售尤其重要，如可口可乐的“买得到、乐得买，买得起，无处不在，随手可得；物超所值，情有独钟，还有国内很多企业正在运用的”“渠道扁平化”“终端拦截”等营销模式，都是因为终端的重要性而诞生的。但是，每一种营销模式都是在特定的背景和相应的条件下运用的，企业盲目模仿以上营销模式做“直营终端”失败的案例也不绝于耳，而且还有很多中小企业在继续盲从，希望本文案例能为这些企业提供些许借鉴。
稻花窖是某县2008年创建的股份制白酒企业，该县属于农业大县，经济比较落后，消费水平相对偏低，因此，该品牌定位在中低档。该县人口100万，城区16万，15个乡镇1100多个行政村，地域2300平方公里。县城餐饮店220余家，其中A类店10家，B类店40家，C类店100家，其余为C类以下店，名烟名酒店20家，卖场5家，其他流通店280余家。乡镇餐饮店300余家，流通店4000余家。
直分销模式当年取得开门红
2009年5月份，稻花窖产品上市，通过市场调查，沟通和开会讨论，企业决定采取“直分销模式”运作。
1城区终端直营：1名业务员负责城区A类酒店，2名业务员负责B类酒店，2名业务员负责其他酒店，1名业务员负责名烟名酒店和卖场，1名业务员负责流通店。
2、乡镇市场：按照区域和分销商的实力，把乡镇市场划分成8个区域，有3名业务员分区域协助分销商运作市场，实行“一区一车一目标”，即一个区域内企业借给分销商一辆小厢货车，增加分销商运作产品的能力，制定一个销售目标，到年底分销商完成销售目标，厢货车所有权归分销商。
经过当年运作，稻花窖的知名度和认知度得到一定提高，产品品质也得到消费者认可，培养出一批忠实客户和消费者群体，在各渠道的销售状况还不错。自产品上市到年底。已有近500万元的进账。但是，也存在一些不足之处，如分销商之间相互窜货、砸价、克扣促销费用；有的分销商多品牌占有，对产品的忠诚度低，不愿推广新产品等。
跨过二批做终端，因为做终端所以丢终端
通过到周边地区参观学习以及感受可口可乐终端模式，受“渠道扁平化”，“终端为王”等营销模式的影响，结合去年城区市场直营取得的成绩，考虑到竞争的加剧及分销商的种种恶习，而且本县市场也不是很大，与其把利润让给分销商还不好管理，还不如企业直营终端，走“终端直营”之路，于是，企业2010年对全县市场5000多家终端采用直营模式：
1.城区直营终端不变。业务人数与负责范围不变。
2.乡镇市场取消所有分销商，企业直营终端，按照“定点、定时、定人、定线”原则，重新划分区域，添人加车，走企业直营终端之路，对乡镇市场进行精耕细作，即8名业务员配8辆车，直接负责乡镇市场。
3.走“终端制胜”之路，全面出击，早一天直控终端网点，早一天实现利润最大化。乡镇市场没有分销商，乡镇批发拿货价和终端一样。
备注：本企业没有市场部。
然而，经过多半年如火如荼的市场运作，企业却陷入了迷茫、无奈和苦恼中：各种费用严重超标，乡镇销量和利润都有所下降。是销售政策有问题?还是乡镇市场根本就不该走“终端直营”这条路?带着种种疑问，企业派专人走访乡镇市场。调查结果用企业老总的一句话概括就是：“我们是因为做终端所以丢终端。”为什么会出现这种状况呢?
盲目模仿，进入“渠道扁平化，终端为王”营销模式
1.盲目的模仿。
跨国公司和很多国内大企业在实际销售工作中，形成了非常好的企业经验。如高效的终端拜访分为三部分：拜访前准备充足；拜访中按步骤提高工作效率；拜访后及时总结，及时提高。很多中小企业也会要求业务员按照标准进行终端拜访，然而，绝大多数业务员终端拜访都是走过场，和终端老板打个哈哈就算完事。如稻花窖的一名业务员，只是问了一下老板要不要订货，老板回答不需要，业务员扭头就走。
另外，大企业有品牌力、资金实力和强大的销量做支撑，即使做终端直营也是在市区，因为市区终端集中，配送成本低，经济发达，销量大，而中小企业不具备强大的品牌号召力，资金实力、销量和利润有限，面对的又是店面分散、经济落后、交通闭塞的农村市场，效果可想而知。
2，错误理解渠道扁平化，跨过二批做终端。
企业只看到乡镇二批的缺点，却没有充分利用二批的优势，跨过二批做终端，取消了分销商，乡镇二批进货价和终端一样。没有坎级利润，分销商渠道自然失去推力。另外，农村市场的终端店愿意和当地批发商合作，原因是可以赊销、不好卖的产品可以调换或退货。还有，二批针对终端销售的产品比较齐全，如洗衣粉、方便面，肥皂、香皂、油盐酱醋等，终端店打个电话就可一站式购齐。由于企业只有单一的产品又不赊销，不好卖又不知道能不能退货等，终端当然不愿意跟企业直接合作。以上原因导致终端铺货率和销量下降。
3.直营终端以赢利为目的，忽视了高额的终端配送成本。
直营终端可以实现企业利润最大化，却有高额配送费用。由于该县农村市场终端店数量多而分散，单店要货量少，道路状况差，资金少，造成企业直营终端费用居高不下。企业按照“四定”原则对终端进行维护，在这个周期去拜访的时候，终端店还有一箱货，没有多余的资金，就没有进货。但到晚上终端店把货卖完了，顾客再要货，终端已经断货，给二批打电话，由于没有利润，二批说没货，甚至给终端送同价位的竞品。给企业业务员打电话要两件货，不送吧，终端断货，送吧，配送成本又太高。于是，终端铺货率和销量当然下降。
4.忽视人员管理难度。
直营终端精耕细作，需要大量增加销售人员。由于该企业没有市场部，对销售团队缺乏有效的培训和监督，业务员管理不善给企业带来巨额浪费。经营的最大成本不是费用，而是将没有培训好的员工放到市场上。因为，没有培训好的员工不仅出不了成绩，还会跑乱市场，如漏单、漏访、大单化小单，小单化没单、杀鸡取卵、开空头支票等，造成终端铺货率和销量下降。
企业渠道扁平化——直营终端的真正目的
1.渠道扁平化的意义是跨过经销商做二批，不是跨过二批做终端，是把经销商做多做小，削弱经销商的力
量(避免企业把经销商养成大户，客大欺店)，用二批取代经销商，充分利用二批的优势精耕细作。二批具有相当优势：地理位置优越，覆盖区域广；广泛人脉客情，多渠道细分覆盖：组合配货，低成本物流和服务；可创造较强的群体效应，尤其是在二批所在的乡镇；可执行较小的订货量；可接收较大的存货；小批量的零售等。管理二批和设计二批政策可以遵循如下原则：
◆规划性的开发二批客户，设置合理的批发分销结构，控制二批的出货价格，数量、节奏，保持合理的利润空间，对于违规操作严防死守。
◆连环套促销：当期奖励，月度奖励，季度奖励，年度奖励等。
◆变相促销：网点开发，产品陈列，终端建设，新产品销售等。
◆分清主次，深化客情，健全档案，分级巡防。
◆推广新产品，套餐组合供货，流量产品和利润产品组合。
◆定期压仓，保持波浪式库存：调整二批库存，井无压力不出油；抢占渠道资源，挤压竞争对手i慎用二批价格游戏，催化市场。
2.企业直营终端是一个竞争防御策略，不是增加销量和利润的方法，没有零店铺货率销量一定差，有零店铺货率销量不一定好。因为终端的功能是多样化的，可以是产品销售，可以是形象展示，可以是消费体验，不同的终端功能产出有所差异，因此，必须对自己的“耕地”进行细致的调研，做到知己知彼知环境。在心中有数的基础上，结合产品、品牌的实际，进行功能区分和定位，形成终端分类表。因为不同的终端有不同的功能，要达到的目的不同，所以需要有不同的操作策略。
3.企业掌控终端店不是为了增加销量和利润，是为了推广新产品，树立品牌形象，引导消费，让零售店更好地为二批服务。只做终端有短期的启动效果，但不会有长期的销量效果。
下面是某跨国企业在国内某个城市直营终端案例：
业务代表：您好，这是我们厂刚推出的新产品(新产品介绍)，一件新产品赠促销品一个。
店主：那就来一件吧(店主冲着厂家新颖的促销品进的)。你车上有稻花窖老产品吗?
业务代表：有，每件50元。
店主：怎么这么贵啊?批发那里才48元啊。
业务代表：他那里便宜，你就从他那里进吧。
店主：……
4.加强销售队伍的建设和管理。
打造一支强有力的业务队伍。中小企业很难网罗优秀人才，这是个无奈的现实。因此中小企业在团队建设和管理上可以遵循以下原则：
◆不求最好，只要合适。中小企业吸引不来大学生，高中生，初中生也可以，只要踏实努力，心理素质好，有上进心就可以了。因为乡镇市场终端工作，用初、高中生比用大学生可能更有效。其一，他们工作更踏实，能吃苦，更稳定。学历低的业务员更知道珍惜来之不易的机会，而大学生往往不安于基层业务工作。其二，学历低的业务员与乡镇终端的店主更有共同语言，沟通不成问题。
◆善用激励。中小企业的业务员福利待遇不如大企业，但可以给予业务员一定的销售增量提成。中小企业销量小，提升的空间和可能性很大，只要制度执行得好，多劳多得，业务员是愿意卖力工作的。
终端单元 篇3
在智能变电站的不断研究和实践探索过程中,气体绝缘全封闭组合电器(Gas Insulated Switchgear,GIS)作为智能变电站过程层重要的一次设备,凭借自身结构紧凑、可靠性高、占地面积小等优势在当前变电站建设当中应用越来越普及,GIS的智能化研究与设计是实现智能变电站的前提与基础。
为了实现变电站一次设备的智能化,目前比较理想的设计方案是引入智能终端装置。它采用计算机技术、电力自动化技术、通讯技术等多种高新技术,集监测、控制、通讯、联锁和时间记录等多种功能于一体,实现面向间隔的监测与控制设备。智能终端采用光纤代替传统电缆,不仅简化了现场一次设备(如GIS等)接线方式,同时增强了信号的抗干扰能力[1]。
目前国内外各电气设备生产厂家相继研发出符合电力系统自动化IEC61850标准的变电站智能化电子产品。国外电气设备生产厂家如ABB、SIEMENS、GE等研发生产的产品大部分是以成套的系统设备出现,与智能终端相关的功能基本上是在保护和监测装置上得到体现。国内相关企业生产的产品有国电南瑞的NSR351D智能终端设备、南瑞继保的PCC-222C智能操作箱设备、国电南自的PSIU600系列智能单元基本上都能够达到QGDW 428—2010《智能变电站智能终端技术规范》的要求[2]。
由于以上相关企业生产的智能化产品本身技术上的特点,未能与一次设备在集成化程度以及融合程度上充分得到体现,而且大多数国内生产的与智能终端相关的产品与一次设备之间还存在着传统点对点的硬接线方式,大量的电缆布线不仅增大了GIS产品体积,而且导致信号干扰等问题的出现。因此本文设计了一种基于ARM9(S3C2440A)的智能终端前端智能电子设备(Intelligent Electronie Device,IED)——智能控制单元,完成了系统软硬件设计,最终嵌入到GIS中实现对断路器等开关设备实时逻辑闭锁控制,以及开关量、非开关量状态的实时数据采集,并将采集到的数据就地数字化,通过光纤传输给智能终端的主控部分,由主控部分对数据以IEC61850规约封装后并通过GOOSE网络传输给间隔层设备进一步对数据进行分析处理[3],不仅实现与一次设备的完美融合,减少大量电缆布线,而且提高数据采集及传输的可靠性。
1 智能终端的功能特点
依据国家电网标准《智能变电站技术导则》中对变电站信息数字化、通信平台网络化的要求,当前智能变电站的结构体系如图1所示。
1.1 智能终端
依据《智能变电站继电保护技术规范》中对智能终端相关产品定义如下:一种智能设备,与一次电气设备采用电缆相连接,采用光纤与保护、测控等二次设备相连接。实现对一次设备(如断路器、隔离开关等)的测量以及控制等功能。
智能终端从功能角度讲是一种继电保护装置,同时也是一种执行元件,与变电站间隔层设备如负责数据采样的合并单元、保护控制器等共同构成保护平台。它的控制对象可以是断路器、隔离开关等一次电气设备。图2为一款传统智能终端产品[3]。
1.2 智能终端功能分析
本文所研究的数字化智能终端是在现有智能终端相关功能的基础上,进一步用光纤代替传统电缆提高智能终端的数字化及一次设备一体化智能化水平,因此把智能终端功能分割为2部分:一部分是智能终端主控部分,一部分是智能终端前端——智能控制单元。本文主要设计实现智能终端前端——智能控制单元,所以重点描述该部分设计,对智能终端主控部分功能简要概述。图3为传统智能终端与数字智能终端在变电站中结构对比。
1.2.1 智能终端主控部分功能
(1)能够实现数据信息采集与转换以及通信功能,支持以GOOSE方式上传一次设备的状态信息,同时接受来自二次设备的GOOSE下行控制命令,实现对一次设备的控制功能。
(2)具备GOOSE命令记录功能,并能够提供便捷的查看接口。
(3)装置内部异常警告功能。
(4)具备接收B码始终同步信号功能
(5)具备状态监测信息采集功能,能够接收安装于一次设备就地控柜中的智能终端前端——智能控制单元的输出的开关量(DI)和模拟量(AI)等信号,比如一次设备开关位置状态以及温度、湿度特征等信息。
1.2.2 智能控制单元功能
(1)能够实现对一次设备中开关输入量(DI)和模拟输入量(AI)的数据采集功能,输入量点数可根据实际情况需求进行配置,能够实现以强电方式采集输入量数据。
(2)具有开关输出量(DO)输出功能,输出点数可根据实际情况需求进行配置。
(3)具有对断路器等开关设备的控制功能。
(4)具备上述采集信息就地数字化,并通过光纤将数字采集信息传输给安装于汇控柜中的智能终端主控部分[4]。
2 智能控制单元IED的设计
2.1 硬件设计
2.1.1 硬件核心器件选择
根据该智能控制单元IED在整个数字化智能终端的功能需求,所设计的硬件框架包括CPU(ARM)模块、电源模块、开关量采集模块、开关量输出模块、模拟量采集模块、光纤以太网通信模块、存储模块、看门狗模块、RS232/485通讯接口、液晶显示模块和RTC等。为了满足设备对硬件的高要求,设计采用三星公司生产的ARM920T系列S3C2440A芯片作为主控芯片,该芯片是32位精简指令集(RSIC)的微处理器,功耗小,稳定,可以正常工作在400 MHz下,具有高速处理计算及控制能力,对实时多任务有很强的支持能力,能够快速实现各监测单元的数据采集及处理。
由于所设计的智能控制单元应用环境处于GIS电磁场环境中,为了提高抗电磁干扰能力和设备的稳定性,采用金属外壳方式比较可靠。并采用电气性能良好的接线端子及专用插头,留有RS232/485接口便于设备调试维护。该智能控制单元IED电源采用多级共模电感串联,以便更好地隔离电磁的干扰。在信号采集部分采用光耦隔离实现完全的电气隔离[5]。
2.1.2 数据采集及传输硬件设计
在整个硬件设计中智能控制单元硬件主要对GIS断路器、隔离开关的分合闸状态进行数据采集,通过接入断路器常开、常闭辅助触点来实现。以分合闸线圈电流、温度、湿度、压强等一些模拟量信息经信号调理、隔离滤波、A/D转换为数字量信号。信号传输方面选用抗电磁干扰能力强并且安全性能高的光纤,光纤的应用大大简化了现场接线,并且让GIS设计更加紧凑美观。最后通过主控芯片S3C2440A将采集上来的数字信息通过光纤(这里选择多模ST接口)以太网传输到智能终端主控部分,进一步对数据以IEC61850规约封装后通过GOOSE网络传输到间隔层设备进一步分析处理,并实现接收来自间隔层设备下达的对开关设备的控制命令,实现对断路器或隔离开关的控制功能。图4为整个智能控制单元硬件框图[6],这里智能控制单元加上LCD液晶显示,是为了对试验采集数据有一个更直观的显示,实际产品可以不用。这里主要介绍智能控制单元实现功能,对智能终端主控部分不多介绍。
2.2 软件设计
2.2.1 数据采集软件主要完成的功能
(1)通过串口轮询的方式定时读取各独立数据采集模块的实时参数,并将数据按照相应的协议重新组帧发送至智能终端主控单元,同时接收来自智能终端主控单元下达的控制指令;
(2)将实时采集的实时数据在LCD显示屏上数字显示;
(3)进行数据存储,并能够进行查询;
(4)该智能控制单元与智能终端主控部分采用光纤以太网通信。
整个系统软件设计主要完成对ARM应用软件的设计,为了提高智能控制单元的数据采集及信号传输的能力,增加系统的稳定性、实时性,系统在ARM控制芯片中嵌入Linux操作系统。该操作系统是一种功能强大高效、性能稳定、源码开放的操作系统,能够大大提高系统的功能,方便应用程序软件的设计[7]。图5智能控制单元软件设计总框图。
2.2.2 数据采集软件设计流程
该智能控制单元最基本的功能就是数据采集,这是实现其他功能的基础。智能控制单元首先初始化串口,接着依次轮询各采集模块,接到握手信号的采集模块将采集的实时运行数据上传,然后读取串口数据至事先开辟的内存缓冲区中,最后发送读写完成信息,将接收到的数据进行解析显示以及存储,串口轮询采集数据的流程图如图6所示。
2.2.3 数据通信软件设计
该智能控制单元还有一个基本功能就是将实时采集到的数据通过TCP/IP协议上传到智能终端主控部分。该功能的具体编程通过Socket函数实现,智能终端首先与主控部分建立TCP连接,连接成功后开始数据轮询召唤,完成一次轮询后,将断路器等开关设备运行的状态数据按照相应的协议标准进行组包,然后发送给主控部分进一步处理。TCP发送数据的流程图如图7所示[8,9]。
3 智能控制单元的软硬件测试
基于以上方案设计并制作了一款智能控制单元装置,通过对该装置软硬件调试并进行功能测试,试验验证了该智能控制单元满足基本功能设计要求,如若工程需要可以增减开入开出量以及模拟量接口。同时为了更加直观地反映该装置的功能,在本装置上面加装了LCD液晶显示屏[10,11,12,13,14,15]。
测试系统如图8所示,智能终端智能控制单元实验运行直观反映数据采集情况。对该装置进行2组开关量、以及部分模拟量如温度、湿度的测试。该装置接通直流电源后,装置能够正确实时地接收到开入传感器所采集的开关设备此刻的打开或关断状态,并在LCD液晶显示屏上面直观显示;通过给定开出信号,驱动开出继电器开合,继电器动作正确。同时温湿度传感器采集的模拟量信号,经过A/D转换最终以数字量信息显示在液晶屏上,实时反映所测量设备的运行状态。
与此同时对所采集的信号数字化处理后通过RS232/RS485转光纤信号装置将数字信号传输到智能终端主控部分进行进一步处理,此部分不是本文研究重点不作具体阐述。
4 结语
本系统设计针对目前智能变电站的发展现状,以及传统智能终端未能完全解决一次设备数字化问题,提出了应用于变电站过程层一次设备GIS的数字化智能终端前端一智能控制单元,该智能控制单元采用ARM+Linux架构,稳定、高效、快速的信号处理及控制能力,完成对GIS中断路器及隔离开关设备运行状况的数据采集及控制信号就地数字化,并且实现信号采用光纤传输取代传统铜线一对一硬接线带来的布线繁杂,信号干扰等问题,保证数据的可靠传输。最终将采集的信号传输给数字智能终端主控部分,进一步对数据以IEC61850规约封装后通过GOO S E网络传输到间隔层设备进一步分析处理。系统模拟试验表明该设计能够实现对一次设备运行的状态量进行数字化采集,如开关状态,及设备周围温湿度等状态量,在LCD显示屏上面精确显示,并且实现对开光量的有效控制。相信随着科学技术的不断发展进步,应用于高压电气设备的智能电子装置产品的不断创新,必然会推动高压开关设备朝着更加智能化方向不断前行,为实现坚强的智能电网打下坚实基础[16]。
摘要：为了实现变电站一次设备的智能化,研究了智能变电站过程层中的智能终端,并研制了一种数字智能终端系统的前端——智能控制单元。该智能控制单元设计采用嵌入式处理器ARM9(S3C2440A)作为主控芯片,主要实现对GIS中断路器、隔离开关等开关设备开关量、非开关量状态的数据采集与控制,并将采集到的数据就地数字化,通过光纤传输给智能终端的主控部分,进而对数据以IEC61850规约封装后通过GOOSE网络传输给间隔层设备进一步对数据分析处理。该智能控制单元直接嵌入到GIS中,大大减少了现场电缆的使用,并应用光纤传输增强了信号的抗干扰能力,为以后研究设计更加智能化、小型化、一体化GIS产品打下基础。
终端单元 篇4
目前, 基于FTU的馈线故障定位算法研究较多［2—8］, 其中矩阵算法因其描述直观、计算简单、占用内存小而被广泛采用。然而各种矩阵定位算法由于原理不同, 会导致在准确性、时效性、计算复杂度等多方面出现差异。文献[9—11]将配电网视作一种无向图, 不能较好的反映配电网的运行方式, 往往会造成故障区间的误判, 尚需进行规格化处理。这一类方法需要矩阵相乘且规格化处理相当繁琐, 随着配电网的扩展, 计算量将急剧增大, 会给实时处理带来麻烦。文献[12]根据电网的运行状态和网络结构, 提出了基于开关有向树型网络描述矩阵, 虽然避免了矩阵相乘且规格化的处理, 但是它在多电源复杂网络中应用受到了限制, 并且不能很好的反映网络馈线末端故障信息。文献[13]虽然解决了配电网馈线末端的故障定位问题, 但其算法依然需要做多次矩阵乘法运算, 当电源数增多时其效率很低。文献[14]将多电源故障定位转化为单一电源故障定位来处理, 需要为每一个电源假设一次正方向, 如果网络有n个电源则要分别形成n个网络描述矩阵和n个故障判断矩阵, 运算量增加会影响故障定位的实时性。
针对以上问题, 本文提出了一种新的馈线故障定位矩阵算法, 该算法采用有向边邻接矩阵来描述电网信息, 使电网结构清晰、直观, 算法复杂度低、计算速度快, 可满足多电源配电网的在线故障定位要求。
1 FA故障处理模式
馈线自动化的主要功能是对配电网中发生的故障进行诊断、定位、隔离以及非故障区域的供电恢复, 目前馈线自动化有四种不同的应用模式, 分别是: 集中智能式FA、半自动FA、分布智能式FA、重合器FA［15］。
集中智能式FA, 由配电子站或配电主站实现信息的收集与处理, 通过其快速收集区域内FTU及其他智能子站的运行信息, 依据收集的信息判断系统的运行状态, 独立的进行馈线自动化的实时处理。半自动FA, 由配电主站实现信息的收集与处理, 根据收集的故障信息进行自动故障的定位, 而故障的隔离和恢复由调度员根据故障的定位结果, 人工将控制指令下发到配电终端的遥控接口, 完成故障的隔离和恢复供电。分布智能式FA, 基于FTU之间信息交换实现FA功能, 一般用于对等式通信方式, 不需要配电主站和配电子站的控制和协调, 只需要事后将处理的结果上报即可。重合器FA, 不需要通信系统, 直接由带重合器的断路器根据一定的时序, 依次跳开完成故障的隔离和非故障区域恢复供电功能。
四种不同的模式广泛应用于不同的场景, 一般供电可靠性要求高的供电区域可以采用分布智能式FA模式, 就地完成故障的自动隔离与恢复供电; 对供电可靠性要求较高, 但不具备对等通信的线路, 可采用集中智能式FA; 对于大量的供电可靠性要求较高, 同时供电区域的开关具有遥控功能的, 采用半自动FA模式; 对于大量的供电可靠性要求较高, 但不具备通信条件的区域可选择重合器FA模式。
2 算法基本原理
配电网结构大多是闭环设计的, 但通常运行在开环状态下。若将电网电源看做一棵树的“树根”, 各个馈线支路看做“树枝”, 那么可以用一棵“树”来描述配电网的结构。在图论中一棵树由顶点和边构成, 即G = ( V, E) , V = { v1, v2, …, vn} , E = { e1, e2, …, em} 。其中G表示一棵树, V是树中所有顶点的集合, E是树中所有边的集合。配电网结构中所有的开关设备对应树结构中的顶点, 开关设备与开关设备之间的馈线段对应树结构中的边。为了方便描述, 具有以下定义。
定义1: T型连接点, 两条馈线段相交的点, 如图1 中的实心圆点所示。
定义2: 最小区域, 一条或多条不含任何开关设备的馈线段组成的连通区域。可认为是一条带有零个或多个T型连接点并不包含开关设备的馈线, 如图2 中虚线框围成的区域。
对于最小区域内的每一点总可以找到一条通路, 该通路与一个或两个相邻的开关设备相连接, 那么可以认为对于馈线上的故障点一定发生在某个最小区域内。
定义3: 馈线正方向, 在只有一个电源供电或多电源供电开环运行的配电网中, 将电源的功率流出方向规定为馈线正方向; 多电源闭环网络可假设只有一个电源供电, 其他电源可看作馈线的末端负荷来处理, 这样整个配电网络就可简化为一个单电源供电的辐射网。
定义4: 父子顶点, 在最小区域中依据馈线正方向, 电流流入最小区域所要经过的顶点称作最小区域的父顶点, 电流从最小区域流出所经过的顶点称作最小区域的子顶点。
显然一个最小区域只有一个父顶点, 但可能有零个或多个子顶点。有了以上概念就可容易判断出馈线故障发生点, 即当配电网发生故障时, 对每个最小区域而言, 如果故障电流都经过父子顶点或父子顶点都没有故障电流经过, 那么可以判断该最小区域内没有故障发生; 如果故障电流只经过父顶点 ( 除末端顶点) 而没有经过子顶点, 那么该最小区域就是故障区域; 如果某个顶点是末端顶点且有故障电流流过, 那么该末端顶点之后的最小区域就是故障区域。
3 算法实现
3. 1 网络描述矩阵
将配电网的网络拓扑结构用一个带有有向边的邻接矩阵D来描述, D是一个N阶方阵, 它的阶数由配电网中开关设备 ( 断路器、分段开关、联络开关等) 的个数决定。首先将馈线上的开关设备视为顶点进行编号, 而且编号无需固定规则, 可以任意顺序, 然后根据定义3 和定义4 规定, 在最小区域内如果顶点i有与其相邻的子顶点j或者说顶点i是顶点j的父顶点, 那么矩阵D中dij= 1, 否则dij= 0。
图3 所示的是一个多电源并列运行的复杂网络, 假设A和C为该配电网的供电电源, 馈线外围的箭头是功率的流动方向。
图3 的网络描述矩阵D为
矩阵D中第5、10、11 行元素全为0, 表明这3个顶点是馈线末端顶点, 它们没有子顶点; D中第1列和第9 列的元素全为0, 表明顶点1 和顶点9 是馈线的首端顶点, 它们没有父顶点。
3. 2 故障信息矩阵
故障信息矩阵G也是N阶方阵, 它是依据故障时开关设备上FTU上报的故障电流是否超过了整定值以及故障电流的方向与馈线正方向是否一致来构造的。首先初始化一个全为0 的N阶方阵, 若顶点i有故障电流流过且故障过流方向和网络正方向一致, 则修改矩阵G中的对角元gii为1。其他情况, G中元素均为0。
图4 中, 顶点3 与6 之间发生故障、顶点10 之后发生故障。顶点1 和3 有故障电流且方向与馈线正方向一致, 顶点9 和10 有故障电流且方向与馈线正方向一致, 那么图4 对应的故障信息矩阵G为
3. 3 故障判断矩阵
网络描述矩阵是对配电网的结构或者说顶点的关联关系进行描述, 故障信息矩阵是对顶点的过流信息进行描述, 如果将二者组合, 再根据算法的基本原理就可得到故障网络的判定依据。
设P'为故障判定中间矩阵, 令P'=f (<D, G>) =D+G。为了得出故障电流支路, 还需要对P'修正, 令P″=O (P') , 其中P″表示故障电流支路信息矩阵, O为P'上的一元运算符, 定义为P'中对角元为0的元素所在的列全部置0。
图4 对应的故障电流支路信息矩阵P″为
用P″判断故障信息支路的方法是: 若P″中第i行满足P″ii= 1, P″ij= 1 ( j≠i) 并且P″jj= 1, 然后对第j行重复上述步骤, 直到第k行满足P″kk= 1 并且P″km= 0 ( m≠k) , 这样重复搜索下去就可得到故障电流经过的顶点顺序为i→j…→k。由P″可知图4的故障支路为1→3 和9→10, 那么顶点3 和顶点10就是故障电流经过的最后一个开关。
有了故障电流支路信息矩阵, 可以知道故障电流经过的开关支路以及末端开关编号, 但是还不能判断出故障所在的具体区域, 所以还得重新构造一个矩阵P用于判定故障发生的区域。
令P=f (<P″, D>) , 其中P是故障判定矩阵, 它是通过故障电流支路信息矩阵P″和网络描述矩阵D的合成来构造的。构造规则是:首先实例化一个N阶的全0矩阵P, 开始搜索P″中故障电流经过的最后一个开关, 假设是顶点i, 然后在D中搜索第i行。用该行替换矩阵P中的第i行。根据以上规则, 构建图4的故障判定矩阵P为
有了故障判定矩阵P就可确定故障区域。故障区域确定原则: 首先记录P中修改过的行, 假设为第r行, 然后对该行搜索, ①若r行中有非0 元素假设Prs= 1, 那么故障发生在r和s确定的最小区域。②若r行没有非0 元素, 即全为0, 那么可判断故障发生在r顶点之后的馈线末端。
由图4 的P矩阵可判断一处故障发生在顶点3和顶点6 之间, 另一处故障发生在顶点10 之后的馈线末端。
4 算法的程序实现
为了用计算机实现本文的算法, 首先设计了算法的执行流程, 其活动图如图4 所示。
图4 是对算法实现部分的活动描述, 首先要输入开关顶点数N用于确定矩阵的阶数, 然后录入故障前后的开关状态, 当故障发生后判断开关的动作情况, 接下来录入故障信息和网络描述矩阵, 经归一化处理得到故障中间矩阵和故障过流信息矩阵, 从故障过流信息矩阵中得到故障电流流经的末端开关顶点编号并结合网络描述矩阵得到最终的故障判定矩阵, 最后由故障判定矩阵判定故障所在区域。
在vs2008 环境下采用C + + 语言对本文提出的故障定位算法进行了程序编制, 算法主要涉及Breaker ( 开关) 和FaultInformation ( 故障信息) 两个类, 它们之间的类结构关系如图5 所示。
图5 中Breaker类主要实现开关的数目和开关状态的设置和读取, FaultInformation类主要用于故障信息的运算, 包含对过流信息的读取、网络描述矩阵的读取、故障判定中间矩阵的生成、故障电流支路信息矩阵的生成以及故障判定矩阵的生成等。
以图3 作为测试用例, 测试环境使用CPU为Core ( TM) 2 Duo CPU T6600, 主频为2. 19 GHz, 内存为2 G的PC机。在本例中, 11 顶点的网络结构形成的网络描述矩阵和故障信息矩阵以. txt文档保存, 大小为504 字节合0. 5 KB。运行程序可得到表1 结果。
表1 反映了图3 所示的11 顶点配电网故障定位情况。从表1 可以看出, 该定位算法可反映馈线发生故障后故障电流所流过的顶点以及经过的末端顶点并确定该末端顶点是否为馈线末端顶点, 从而确定故障区域, 程序测试结果与理论表述完全一致。本算法与文献[16]相比更加简洁, 避免了故障信息的修正计算, 并且在故障定位上耗时比文献[16]的10 ms要少, 可满足馈线在线故障定位要求。
5 结束语
馈线自动化故障定位的准确性和可靠性是整个配电网安全运行的重要指标。本文分析了几种现有矩阵定位算法, 针对其中的不足提出了一种新的馈线故障定位矩阵算法, 该算法在规定了馈线正方向的前提下采用有向边邻接矩阵来描述配电网络结构, 大量简化了矩阵繁琐的规格化处理。提出的定位算法不仅适用于单电源辐射网和多电源开环运行网络, 对多电源并列运行的复杂网络也同样适用, 而且还能定位馈线末端故障。算法原理简单, 在vs2008 环境下用C + + 语言实现了该定位算法, 并以一个典型的多电源并列运行配电网络为例, 对其进行程序测试, 测试结果表明算法设计的合理、正确, 可实现馈线故障的准确定位。