变电站自动化系统测试

变电站自动化系统测试（共12篇）

变电站自动化系统测试 篇1

0 引言

随着供电企业对供电可靠性的要求日益提高,传统的停电检修作业已无法满足变电站自动化系统日常的运行维护需求。随着变电站自动化系统网络信息化水平的逐步提高,变电站自动化专业人员经常需要涉及各类数据库修改作业,在间隔不停电情况下,如何确认数据维护正确性,以及对其他运行间隔数据库是否有影响,是日常运行维护中的难题。基于此,本文提出利用1台计算机,构建与实际变电站同等规模的变电站自动化仿真测试系统,真实模拟各种类型设备的实时数据及信息,并对后台监控等下发的各种命令正确响应,达到真实模拟实际场景的目的。

本系统所集成的变电站间隔层报文仿真功能,具有如下实际应用意义。

1)有效解决间隔不停电情况下,变电站自动化系统的遥控试验、传动实验等调试工作,为变电站自动化专业提供一种便利的维护工具,有力保障供电可靠性,同时提高日常运行维护的工作效率。

2)配合后台监控系统、远动通信装置、保护信息管理机和协议转换装置等开发和验收阶段的整体功能和性能测试,以加快开发速度、提高产品性能。

3)利用本系统同时仿真多个厂站,可解决变电站间隔不停电情况下,新建集控站系统、调度能量管理系统(EMS)主站系统、保护信息管理主站系统的调试和验收工作,从而节省调试时间,有力保障主站系统建设和验收顺利进行。

4)利用本系统与变电站培训仿真系统配合进行变电站培训仿真。

1 系统设计

1.1 系统仿真测试原理

变电站自动化仿真测试系统的核心是基于实时数据库的虚拟装置仿真软件,利用此软件可实时、动态地仿真模拟保护装置、测控装置、保护测控一体化装置和安全自动装置等各类型装置的各种实际运行情况,如正常运行、动作、报警、异常输出等。对于串口103通信方式的虚拟装置,通过计算机内的多串口扩展卡(MESIO),扩展出多个RS-232串口,每个通信串口代表应用一种通信协议的多种不同型号的装置,流经此串口的信息是103协议的报文,经串口与协议转换装置进行信息交互;对于网络103和IEC 61850通信方式的虚拟装置,将装置IP地址绑定计算机的网卡,流经此网卡的信息是网络103协议和IEC 61850协议的报文,经TCP/IP网络与变电站自动化后台监控系统、运动通信管理机、保护信息管理装置通信,进行信息交互。如图1所示,这种实时闭环测试的动态交互效果,真正实现了现场仿真测试。该仿真软件完全自主研发,以保证其性能可满足现场实际需求。

1.2 系统体系结构

变电站自动化仿真测试系统体系结构采用分层分布设计原则,如图2所示。该仿真测试系统,共包括5层,自底向上分别为:硬件平台、操作系统平台、通用中间件层、统一支撑平台层和应用软件层。

1.3 系统结构特点

1)采用流行的中间件技术,实现混合平台配置

通用中间件层包括操作系统屏蔽中间件层和公共对象请求代理结构(CORBA)中间件层。正是由于操作系统屏蔽中间件层的存在,才使得变电站自动化仿真测试系统能够运行在多种操作系统和各种硬件平台上,具有较高的可移植性。CORBA中间件层的存在,使得变电站自动化仿真测试系统具有应用组件技术所带来的优越性,如可伸缩性、可异构系统、可互操作性等。

2)统一分布式支撑平台

支撑平台包括支持订阅和发布的网络管理系统、面向对象的分布式实时数据库管理系统、多现场的系统管理和任务管理系统、分布式的人机管理系统、通用的事件和告警管理系统、历史数据管理和报表系统等。

3)模块化设计使系统结构更合理

应用软件功能模块(称为一个应用)能够根据用户的需要灵活配置到系统的不同节点上。系统中的节点按照不同的功能备用,由于一个节点承担的功能可以灵活配置,减少了对主服务器的性能要求。

4)安全稳定性

采用模块化、组件化的技术及分布式的应用设计,使系统配置时不需要考虑非常高配置的服务器,并且冗余度高,系统安全可靠。系统采用多机、双网、双通道等冗余设计结构,以保证系统不间断地安全稳定运行。

2 系统主要功能

变电站自动化仿真测试系统以满足变电站综合自动化系统全方位测试需求为出发点,既可完成变电站自动化系统的整体功能和性能测试,如海量数据测试、网络分层测试;也可完成系统各类型设备的实时闭环仿真测试,如设备功能、性能测试、实时四遥测试、保护事件模拟重演、协议测试及报文解析等功能[1,2]。

2.1 系统应用软件功能

系统应用软件由数据库组态工具、仿真控制台、串口103进程、网络103服务端进程和IEC 61850MMS服务端进程组成。系统运行在统一支撑平台上,平台提供高效实时数据库,用以存储厂站二次采集点信息和自动测试任务。数据库容量支持同时模拟16个厂站,500台不同通信方式、不同类型的装置,且提供专业工具,可方便地对数据库进行容量操作。进程间通信利用统一平台提供的事件代理功能,即利用事件的发布和订阅机制进行交互。

数据库组态工具主要负责建立厂站二次采集点信息和定制测试任务,并保存于实时数据库中。主要功能包括:(1)建立厂站二次采集点信息,配置厂站、装置和测点属性信息;(2)定制自动测试任务;(3)定义模拟故障动作内容,包括定义相关遥信、相关保护测量、相关保护动作和相关录波文件;(4)定义遥控点相关整组动作内容,包括动作类型、动作上送顺序、动作上送时间间隔和相关测点等。工具可直接导入变电站配置描述(SCD)文件或远动机配置文本,在实时库中快速建立厂站二次采集点信息。

仿真控制台由人机界面、控制中心、命令处理中心、监视中心组成。控制台通过访问实时库,由人机界面显示厂站二次采集信息、装置运行状态、定制的自动测试任务、操作记录和仿真报文;控制中心负责接收来自人机界面的手动测试任务,处理自动测试任务,并将所有测试任务进行预处理并分解,形成控制命令队列并发送给命令处理中心;命令处理中心接收到控制命令后启停相应的虚拟装置;监视中心负责报文监视及自动存储,操作记录和仿真测试记录处理及存储。

IEC 61850 MMS服务端进程[3,4]用于仿真模拟61850装置。一个服务端进程仿真模拟一台装置。服务端进程通过访问实时库,建立服务器(Server)、逻辑装置(LogicalDevice)、逻辑节点(LogicalNode)、数据(Data)、数据属性(DataAttribute)、数据集(DataSet)、报告控制块(Report Control)、定值控制块(Setting Control)等模型对象,实现IEC 61850的服务功能,包括关联服务、目录类服务、报告服务、控制服务、定值服务、文件传输服务。关联服务可同时接收多个不同后台监控系统的连接,为不同后台监控系统提供不同的访问视窗,各后台监控系统对服务端的请求和设置等操作相互独立、互不影响。报告服务功能是虚拟61850装置向后台监控系统传送数据的主要方式,通过报告服务实现遥测、遥信信息的上送。服务端进程根据设置的报告控制块参数,向后台监控系统发送总召报告、周期报告、数据变化报告。控制服务用于实现后台监控系统的遥控、遥调和调挡功能。服务端进程接收后台监控系统的遥控服务请求,并响应上送相应的返校报文,遥控执行完成后,修改实时库中遥控关联的遥信点状态,并上送数据变化报告,遥调和调挡过程与遥控过程类似。定值服务用于向后台监控系统上送定值信息,文件传输服务用于向后台监控系统上送录波波形文件。

串口103进程用于仿真串口103装置。单个进程可仿真一种通信协议的所有串口103装置。进程通过访问实时库,获得装置信息点表内容。进程初始收到控制系统“链路复位”报文,响应链路复位;然后收到控制系统“链路请求”报文后,发送链路请求响应报文,该报文中含有是否有1级或2级用户数据需要上送信息;控制系统收到“链路请求”响应报文后,如果有1级或2级用户数据需要上送,控制系统发送“请求1级用户数据”或“请求2级用户数据”;进程收到用户数据请求报文后上送相应的1级或2级用户数据。进程通过不断收到控制系统的“链路请求”报文并响应,实现1级或2级用户数据的上送。进程周期收到控制系统发送的总查询命令并发送响应报文;进程收到控制系统的遥控选择/遥控执行命令,发送选择确认/执行确认响应报文,随后发送含有1级数据需要上送的“链路请求”响应报文,响应控制系统的“请求1级用户数据”报文,从而实现将遥信变位上送;遥调和调挡操作过程类似。

网络103服务端进程用于仿真网络103装置。进程中一个线程仿真模拟一台装置。服务端进程通过访问实时库,获得装置通用分类信息。进程在TCP/IP网络广播发送用户数据报协议(UDP)报文,接收客户端建立TCP链接请求,与客户端建立TCP链接,响应总查询命令,全遥测数据周期主动上送,变化数据主动上送,响应通用分类服务读命令,执行通用分类服务写命令。

2.2 虚拟装置仿真功能

虚拟装置能够仿真模拟装置四遥、事件顺序记录(SOE)和保护相关功能,并具备响应整组测试任务和响应后台命令功能。具体包含以下功能。

1)模拟遥信变位功能:实现单点或多点遥信变位、SOE功能;实现周期全部遥信变位、SOE功能。

2)模拟遥测值功能:实现设定品质位功能;实现单点或多点上送遥测值功能;实现周期上送小变化数据功能,即给定变化范围、变化时间和变化方式,变化遥测上送。

3)模拟累计量功能:实现单点或多点上送遥脉值功能;实现周期上送全部遥脉值功能。

4)模拟遥控、遥调功能:自动回复主站预置令,对地址进行检查,地址错误禁止主站下发执行令;响应后台的遥控和遥调的选择和执行,即上送返校信息;支持遥控操作对象为单点信息/双点信息/分相的开关/刀闸;遥控执行成功后,上送操作对象位置状态;遥调执行成功后,操作对象当前值变为期望值,并主动上送当前值给后台。

5)模拟调挡功能:响应后台的调挡选择和执行,即上送返校信息;调挡执行成功后,操作对象当前值变为期望值,并主动上送当前值给后台。

6)模拟保护相关功能:具备单点上送保护信号变位功能,保护信号包括运行告警、动作元件、压板信号;具备多点同时上送保护信号变位功能;响应定值召唤、定值整定、定值区切换;响应装置参数、保护测量等召唤;模拟故障过程保护动作情况,并上送相关遥信、相关保护测量、相关保护动作和相关录波文件。

7)响应整组测试任务功能。

开关遥控操作、上送相关遥信和遥测信息、上送信息时序可根据实际情况定义;同理,调挡操作、上送相关挡位和遥测信息;保护动作,上送相关保护动作、相关遥信和相关遥测信息。

3 仿真测试系统实际运行效果

自仿真测试系统投入运行以来,已在变电站自动化系统验收现场中多次实际应用,在不同的变电站自动化监控系统中进行了雪崩测试、事故遥信测试、遥测量变化测试等。该系统已在江西500kV洪源变电站接入集控中心,完成集控中心数据采集与监控(SCADA)系统四遥信号核对工作,并在北京地区变电站接入集控中心信号核对工作等多个实际工程项目中得到应用。

模拟IEC 61850装置时需载入装置模型,由于装置模型较大,仿真单个装置需消耗30~40 MB内存,故对于仿真大规模IEC 61850装置宜采用Linux操作系统。本文将阐述利用Fujitsu RX300Linux服务器(主频2.66GHz、内存32GB),同时模拟14个IEC 61850厂站和2个传统103厂站,装置数量达到500台,模拟单厂站数据总流及事故遥信,验证后台及集控中心SCADA系统性能。具体模拟过程如下。

1)利用数据库组态工具创建厂站二次采集点信息,并定制遥信雪崩测试、事故遥信测试和遥测量变化测试任务

对于61850厂站通过导入厂站的SCD文件,生成采集模型。采集模型分为IEC 61850模型信息和测点信息2个部分,并通过解析SCD文件中通信配置获得装置MMS网络的IP地址;传统103厂站通过导入远动机信息文本生成装置模型,再创建装置及测点信息;从而在实时库中快速创建厂站二次采集点信息。

定制雪崩测试任务:每个厂站定义厂站级自动测试任务,即每间隔1s模拟发送全遥信变位信号、全遥测越限信号、保护动作信号。

定制事故遥信测试任务:仿真事故时保护动作及开关动作全过程,设置如下内容。(1)事故名称;(2)相关遥信状态,如开关状态、事故总信号;(3)相关动作元件,如装置启动、距离Ⅰ段动作、重合闸动作;(4)故障相别;(5)故障信息,包含故障相别、故障测距(短路位置)、最大故障电流和最大零序电流;(6)103装置波形文件列表/IEC 61850装置录波完成报告;(7)波形文件。

定制遥测量变化测试任务:遥测量变化测试是指按设置的变化函数仿真输出电压、电流等遥测量,测试系统的响应情况。如以阶梯函数输出变化遥测量,其值从0变化至死区值范围内的一个较小值时,后台的遥测显示值应无变化,即满足后台遥测死区功能;再变化至下下限值以下、下下限值以上至下限值以下、正常范围值、上限值以上至上上限值以下、上上限值以上时,后台遥测显示值应相应变化并正确显示,后台有相应的越限告警事件。

2)装置IP地址绑定网卡

Linux操作系统单网卡最多支持255个别名,故单网卡最多绑定255个IP地址。基于此,服务器配置双网卡,每块网卡绑定250个装置IP地址,每个IP地址供IEC 61850服务端进程模拟装置使用,即通过该IP地址侦听。

3)仿真模拟

仿真控制台根据实时库内容,启动相应仿真模拟装置进程,并管理仿真装置进程。后台进行遥控、调挡等控制操作时,直接与仿真装置进程进行信息交互,仿真装置进程将信息交互过程等发送给控制台进行报文和测试记录处理,并将控制结果更新实时库。

在遥信遥测雪崩下,后台可进行遥控操作,测试后台监控系统响应情况。测试在全站存在较大信息流量时后台监控系统能否正常完成数据处理,如不出现SOE事件记录部分丢失现象,遥控成功、遥信遥测遥控响应速度满足要求。

虚拟装置正常仿真模拟运行时,手动触发事故遥信测试任务,仿真装置上送事故时相关遥信、相关动作元件、故障信息及波形文件。

4 结语

利用本仿真测试系统可实现用1台计算机同时模拟多达16个厂站500台多种通信方式、多种通信协议的多种型号装置。实际应用效果表明,仿真测试系统能正确完成系统仿真和各类型装置仿真,具有人机界面友好、操作灵活、设置方便、运行稳定可靠、功能齐全及测试效率高等特点。仿真测试系统从根本上提高了变电站自动化人员的工作效率和技术水平,为运行变电站日常维护工作、新建主站系统信号核对工作提供了一种便利的工具,具有良好的社会效益和经济效益。

参考文献

[1]赵家庆,姜学宝,周谨,等.电网SCADA系统在线仿真测试装置的设计与实现[J].电力系统自动化,2005,29(4):97-99.ZHAO Jiaqing,JIANG Xuebao,ZHOU Jin,et al.Design andrealization of online simulation and test equipment for powernetwork SCADA system[J].Automation of Electric PowerSystems,2005,29(4):97-99.

[2]IEEE Std 1278.1—1995 IEEE standard for distributedinteractive simulation—application protocol[S].1995.

[3]韩明峰,郑永志,唐永建,等.IEC61850日志服务的实现策略[J].电力系统自动化,2007,31(18):54-56.HAN Mingfeng,ZHENG Yongzhi,TANG Yongjian,et al.Realization strategy of IEC 61850log services[J].Automationof Electric Power Systems,2007,31(18):54-56.

[4]唐喜,任雁铭,孟岩.基于IEC61850的数字化变电站服务器端模拟系统及实现[J].电力系统自动化,2010,34(21):46-49.TANG Xi,REN Yanming,MENG Yan.Digital substationserver simulation system based on IEC 61850[J].Automation ofElectric Power Systems,2010,34(21):46-49.

变电站自动化系统测试 篇2

刘欣宇

（开滦荆各庄矿业公司

河北唐山

063026）

摘要

随着计算机技术和网络技术的发展，变电站综合自动化技术也得到高速发展。变电站综合自动化技术实际上是利用计算机技术、现代通信技术，对变电站内的二次设备（包括继电保护、控制、测量、信号、故障滤波、自动装置及远动装置等）的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。它的出现为变电站的小型化、智能化、扩大设备的监控范围、提高变电站安全可靠、优质和经济运行提供了现代化的手段和基础保证。它的运用取代了运行工作中的各种人工作业，从而提高了变电站的运行管理水平。

【关键词】

自动化

优化设计

智能化

第一章、绪

论

变电站综合自动化技术实际上是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术，对变电站内的二次设备（包括继电保护、控制、测量、信号、故障滤波、自动装置及远动装置等）的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。1.1发展变电站综合自动化的必要性及意义

变电站作为整个电网中的一个节点，担负着电能传输、分配的监测、控制和管理的任务。变电站的继电保护、监控自动化系统是保证上述任务完成的基础，变电站自动化是电网自动系统的一个重要组成部分。另外，随着电网规模不断扩大，新增大量的发电厂和变电站，使得电网结构日趋复杂，这样就要求各级电网调度值班人员掌握、管理、控制的信息量也大量增长，电网故障处理和恢复却要求更为迅速和准确，发展变电站综合自动化已经是大事所趋，作为变电站自动化系统，它应确保实现以下要求；

（1）实时检测电网故障，尽快隔离故障部分。

（2）采集变电站运行实时信息，对变电站运行进行监视、计量和控制。

（3）采集一次设备运行状态数据，供维护一次设备参考。（4）实现当地后备控制和紧急控制。（5）确保通信要求。1.2变电站综合自动化系统状况

现有的变电站有三种形式：第一种是传统的变电站；第二种是部分实现微机管理、具有一定自动化水平的变电站；第三种是全面微机化的综合自动化变电站。我国是从20世纪60年代开始研制变电站自动化技术，到70年代初，先后研制出了电气集中控制装置和集保护、控制、信号为一体的装置。具有代表性的有：北京四方公司的CSC2000系列综合自动化系统、南京南瑞集团公司的BSJ—2200计算机监控系统、上海惠安PC2000变电站自动化监控系统、南京南瑞继电保护电气有限公司的RCS—9000系列综合自动化系统等。

目前变电站综合自动化技术在我国的应用范围，由电力系统的主干网、城市供电网、农村供电网扩展到企业供电网；其电压等级，由当初的35—110KV变电站，向上扩展到200—500KV变电站，向下延伸到10KV乃至0.4KV配电网络，几乎覆盖到全部供电网络。其技术涉及到自动控制、远动、通信、继电保护、测量、计量、在线监测、信号及控制等二次系统。

第二章、变电站自动化系统设计概述

自1987年我国自行设计、制造的第一个变电站综合自动化系统投入运行以来，变电站综合自动化技术已得到了突飞猛进的发展，结构体系也不断完善，技术日趋成熟。2.1变电站综合自动化的体系结构

变电站综合自动化采用自动控制和计算机技术实现变电站二次 系统的部分或全部功能。为达到这一目的，满足电网运行对变电站的要求，变电站综合自动化系统体系结构如图1所示。

调度控制中心变电站主计算机系统通信控制管理直流电源数据采集系统与控制电气计算自动装置继电保护辅助设施系统电量和非电量检测开关量信号采集操作控制线路保护主变和电容器保护母线保护图1 变电站综合自动化体系结构图

“数据采集和控制”、“继电保护”、“直流电源系统”三大块构成变电站自动化基础。“通信控制管理”是桥梁，联系变电站内部各部分之间、变电站与调度控制中心之间使其相互交换数据。“变电站主计算机系统”对整个综合自动化系统进行协调、管理和控制，并向运行人员提供变电站运行的各种数据、接线图、表格等画面，使运行人员可远方控制断路器分、合闸操作。“通信控制管理”连接系统各部分，负责数据和命令传递，并对这一过程进行协调、管理和控制。2.2变电站综合自动化的结构模式

变电站综合自动化系统的结构模式主要有集中式、集中分布式和分散分布式三种。本次优化设计采用的是分布分散式结构。分布分散式结构系统从逻辑上将变电站自动化系统划分为两层，即变电站层和间隔层。

该系统的主要特点是按照变电站的元件，断路器间隔进行设计。将变电站一个断路器间隔所需要的全部数据采集、保护和控制等功能集中由一个或几个智能化的测控单元完成。测控单元可直接放在断路器柜上或安装在断路器间隔附近，相互之间用光缆或特殊通信电缆连接。这种系统代表了现代变电站自动化技术发展的趋势，大幅度地减少了连接电缆，减少了电缆传送信息的电磁干扰，且具有很高的可靠性，比较好的实现了部分故障不相互影响，方便维护和扩展。分布分散式结构框图如图2所示。

打印机运行工作站以太网电网调度中心操作控制中心通信控制器现场总线保护测控单元1#保护测控单元公用信号单元保护测控单元1#保护测控单元图2 分布分散式系统框图分布分散式结构的主要优点有；

（1）间隔级控制单元的自动化、标准化使系统适用率较高。（2）包含间隔级功能的单元直接定位在变电站的间隔上。（3）逻辑连接到组态指示均可由软件控制。

（4）简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积。（5）简化了变电站二次设备之间的连线，节省了大量连接电缆。（6）分布分散式结构可靠性高、组态灵活、检修方便。2.3变电站自动化系统设计所具有的功能

根据实际应用需要，本次所设计的变电站自动化系统具有以下主要功能：

一、监控子系统的功能

监控子系统取代了常规的测量系统，取代针式仪表；改变常规的操作机构和模拟盘，取代常规的告警、报警、中央信号、光字牌等；取代常规的运动装置等等。监控子系统功能有： 1.数据采集

数据采集有两种。一种是变电站原始数据采集。原始数据直接来自一次设备，如：电压互感器、电流互感器的电压和电流信号、变压器温度以及断路器的辅助接点、一次设备状态信号。变电站原始数据包括模拟量和开关量。另一种是变电站自动化系统内部数据交换或采集，典型的如：电能量数据、直流母线电压信号、保护信号等。

2.数据库的建立与维护

监控子系统建立实时数据库，存储并不断更新来自I/O单元及通信接口的全部实时数据；建立历史数据库，存储并定期更新需要保存的历史数据和运行报表数据。3.顺序事件记录及事故追忆

顺序事件记录包括；断路器跳合闸记录，保护及自动装置的动作顺序记录，断路器、隔离开关、接地开关、变压器分接头等操 作顺序记录，模拟输入信号超出正常范围等。事故追忆功能，追忆范围为事故前1分钟到事故后2分钟的所有相关模拟量值，采样周期与实时系统采样周期一致。4.故障记录 5.操作控制功能

变电站运行人员可通过CRT屏幕对断路器、允许远方电动操作操作的隔离开关和接地开关进行分、合操作；对变压器及站用变压器分接头位置进行调节控制；对补偿装置进行投、切控制，为了防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计时，保留人工直接跳、合闸方式，即操作控制有手动和自动两种控制方式。6.安全监视功能

监控系统在运行过程中，对采集的电流、电压、主变压器温度、频率等量要不断进行超限监视，如发现超限，立刻发出告警，同时记录和显示越限时间和越限值，另外，还监视保护装置是否失电，自控装置是否正常。7.人机联系功能

（1）CRT显示器、鼠标和键盘是人机联系的桥梁。（2）CRT显示画面，实时显示各种技术数据。

（3）输入数据，指输入电流互感器和电压互感器变比、保护定值和越限报警定值、自动控制装置的设定值、运行人员密码等。

8.打印功能 9.在线计算及制表功能 10.运行管理功能

运行管理功能包括：运行操作指导、事故记录检索、在线设备管理、操作票开列、模拟操作、运行记录及交接班记录等。

二、微机保护系统功能

微机保护系统功能是变电站综合自动化系统的最基本、最重要的功能，它包括变电站的主要设备和输电线路的全套保护：高压输电线路保护和后备保护；变压器的主保护、后备保护；母线保护；低压配电线路保护；无功补偿装置保护；所用变压器保护等。

各保护单元，除具备独立、完整的保护功能外，还具有以下附加功能：

1.具有事件记录功能。2.具有与系统对时功能。3.具有存储多种保护定值功能。4.具备就地人机接口功能。5.具备通信功能。6.具备故障自诊断功能。

7.具有满足保护装置的快速性、选择性和灵活性要求。

第三章、变电站自动化系统设计方案

本设计采用RCS—9600系列分布变电站综合自动化系统，此系统是南瑞继保电气有限公司为适应变电站综合自动化的需要，在总结多年从事变电站综合自动化系统开发、研究经验的基础上，运用新 技术、新规约推出的新一代集保护、测控功能于一体的新型变电站自动化系统。实用于高压和超高压等级变电站，满足35—500KV各种电压等级变电站综合自动化需要。3.1 RCS—9600系统构成

RCS—9600综合自动化系统整体分三层，即变电站层、通信层、间隔层，硬件主要由保护测控单元、通信控制单元和后台监控系统组成。其系统结构图如图

3、图4所示

工作站1#打印机1#工作站2#打印机2#以太网通信控制器调度通信现场总线硬件对时通信控制器保护测控单元电流、电压开关信保护测控单元电流、电压开关信保护测控单元电流、电压开关信保护测控单元电流、电压开关信图3 RCS—9600系统结构图1

计算机监控系统打印机五防工作站以太网电网调度中心操作控制中心通信控制器保护测控单元1#保护测控单元公用单元保护测控单元1#保护测控单元图4 9600系统结构图23.2 RCS—9600后台监控系统一、硬件部分

系统结构采用双机配置，其中两个工作站用于变电站实时监控，相互备用。主计算机系统通过两台通信控制器与变电站内的保护、测量相连接，实现变电站数据采集和控制，两台通信控制器互为备用，任一台出现故障，可自动切换，接替故障设备工作。图

3、图4两种配置软硬件平台完全一样。用户可随着变电站规模的扩大，逐步发展扩充原有系统。保护测控单元是硬件的主要部分，保护单元主要有交流插件、CPU插件、继电器出口回路、显示面板和电源及开入插件等模块构成。RCS—9600系列保护测控单元硬件典型结构如图5所示。

通信接口液晶显示面板交流插件板板出口继电器板交流电压 输入交流电流 输入控制电源手动操作去跳合闸线圈电源与开入板直流电源空接点信号输入

图5 保护测控单元硬件结构框图

二、软件部分

软件部分包括WingdowsNT/2000操作系统、数据库、画面编辑和应用软件等几个部分，如图6所示。

数据库生成器前置实时数据库计算数据库 保 护 操作票历史数据库事件库事故追忆库滤波数据库 画 面 画面库报表曲线报警事件事故追忆滤波画面编辑器

图6 监空控系统软件结构图

软件平台为WingdowsNT/2000操作系统，提供数据库ANSI标准SQL接口，适用工业标准的TCP/IP网络构成分布网络结构，采用面向对 象的VC++语言编程，系统具有广泛的实用性和可移植性。三.保护测控单元装置

RCS—9600系列保护测控单元主要有：电源自投保护测控单元、变压器保护测控单元、线路保护测控单元、公用信号测控单元、通信控制单元等组成，完全可以满足整个电网系统的各类保护需要。电源自投保护装置适用于图

7、图8两种连接方式，假定两台主变压器分列运行或一台运行一台备用。

（1）若正常运行时，一台主变压器带两段母线并列运行，另一台备用，采用进线（变压器）备自投；若正常运行时，两段母线分列运行，每台主变压器各带一段母线，两段母线互为备用，采用分段备自投。

（2）若正常运行时，一条进线带两段母线并列运行，采用进线备自投；若正常运行时，两段母线分列运行，每条进线带一段母线，两段母线互为备用，采用分段备自投。

号主变号主变

图7 备自投接线方式1

号进线号进线

图8备自投接线方式2 以上是电源自投保护测控单元控制原理，其他保护单元在此不做详细叙述。

第四章、结 束 语

随着计算机技术、电子技术和网络技术的发展，变电站综合自动化技术将得到更快的发展。未来的变电站自动化系统也将更完善成熟，逐步实现变电站的小型化、智能化、无人职守化、提高变电站安全可靠、优质和经济运行；提高变电站的运行管理水平，更好的服务于社会经济建设。

参考文献

【1】王远章、徐继民等，《变电站综合自动化现场技术与运行维护》.第一版.北京.中国电力出版社、2004.9 【2】郑文波、阳宪惠等，《现场总线技术综述》第一版.北京.机械与电子出版社.1997 【3】胡穗延.《全矿井综合自动化控制系统》，第一版、北京、清华大学出版社、1998 【4】祝龙记、王汝琳等，《变电站分布式智能控制系统》.第一版.北京.工矿自动化.2003 【5】张全元.《工厂供电》.第一版.北京.机械与电子出版社.2003

变电站自动化系统的研究 篇3

【关键词】电力系统；变电站；自动化；结构形式

【中图分类号】TM76 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2012）09-0059-01

前言

变电站是电力系统的核心构成部分，随着用电量的增加，变电站的工作量也随之增大，传统的变电站需要人工24小时监控，尤其是边远地区的变电站管理工作更是难上加难。自从引进了自动化运行设备，变电站可以实现无人监控，不仅为电力系统节约了人力资金投入，同时也能够有效的解决边远地区变电站管理困难的问题。从目前的变电站自动化发展形势来看，自动化的生产厂家生产不同规格和操作程序的自动化设备，不同设备之间兼容性小，不利于用户的使用，对此，文章重点分析了变电站自动化系统的未来发展趋势和研究方向。

1、综合自动化系统的硬件结构形式

变电站自动化系统需要有软件和硬件的支撑，而通过对市场的综合数据调查我们发现目前国内市场上的自动化硬件系统的结构形式相对较为复杂，电力系统需要根据自身的输电量和变电站地理环境等因素，进行综合因素的考量，最终确定合理的方案。

1.1 结构形式

1.1.1 集中式综合自动化系统

该结构的自动化系统与电力系统的主控制中心密切联系，系统按照内部的规格和属性选择相应进算计设备系统，计算机的数据显示器与主控中心连接，这样，控制中心内能够对各变电站的实际运营情况综合把握。通过该系统的建立，变电站真正实现了无人操作管理和低规模高效率的运营模式。

1.1.2 分层分布式结构集中式组屏的综合自动化

1.1.2.1 分层分布式结构的概念所谓分布式结构，是在结构上采用主从CPU协同工作方式，各功能模块之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了集中式结构中独立CPU计算处理的瓶颈问题。

通过对实践数据的汇总分析，人们发现该系统模式不仅适合中小型的发展模式，同时也适合较大规模的电力系统，它将变电站的各个构成部件分割成不同的组屏，既减少了故障发生时对整体电路的影响，同时也方便各个构成部件的内部调整。

1.1.2.2 分层分布式集中组屏综合自动化系统结构。该系统结构具有如下优势，首先它的安全性更高，当电力系统出现故障时，该系统只影响到故障产生的局部，而对整体电路没有根本影响，这就一定程度上降低了对电路的整體影响；其次，该系统的电缆安排相对较为合理，电缆的使用量缩减，降低了电力系统的经费支出；第三，通过多种方式的分工处理，有效的缓解了控制中心的工作负荷量；第四，该系统能够与主控制中心建立密切的联系，故障发生时能够得到有效的控制。

1.2 分散分布式与集中相结合的综合自动化系统结构。

它采用“面向对象”即面向电气一次回路或电气间隔的方法进行设计的，间隔层中各数据采集、控制单元和保护单元做在一起，设计在同一机箱中，并将这种机箱就地分散安装在开关柜上或其他一次设备附近，这样各间隔单元的设备相互独立，仅通过光纤或电缆网络由站控机对它们进行管理和交换信息，这是将功能分布和物理分散两者有机结合的结果。

1.2.1 分散与集中相结合的变电站综合自动化系统结构框架。将配电线路的保护和测控单元安装在开关柜内，而高压线路保护和主变压器保护装置等采用集中组屏的系统结构称为分散和集中相结合的结构，适合应用在各种电压等级的变电站中。

1.2.2 优越性

首先，辅助设施数量减少，设备经费投资相对降低，为电力系统节约了经济成本，同时缩小了主控室的内部面积，有利于实现无人化操作；第二，设备数量减少的同时设备安装和维修工作量也降低，提高了工作效率；第三，分散的结构形式，减少了对整体的影响，方便检修人员分批分部件检修，有利于电力系统的稳定运行。

总之，随着变电站自动化系统软件和硬件设施的不断完善，未来我国电力系统实现无人自动化操作是具有现实意义的。

2、变电站综合自动化系统的硬件原理

目前变电站硬件设施的一个发展趋势是综合系统由若干小型系统组成，而各小型系统又分布为若干的内部模块，不同模块主要功能的实现主要依赖于内部软件。一个变电站综合自动化系统中各个子系统的典型硬件结构主要包括：模拟量输入/输出回路、微型机系统、开关量输入/输出回路、人机对话接口回路、通信回路、电源。

2.1 模拟量输入/输出回路变电站综合自动化系统采集的变电站的电流、电压、有功功率、无功功率、温度等都是属于模拟量。模拟量输入电路的主要作用是隔离规范输入电压及完成模/数变换，以便与CPU接口，完成数据采集任务。模拟量的作用是把微型机系统输出的数字量转换成模拟量输出，由数/模（D/A）变换器来完成。

3、传输线路的远程保护

目前，各电力系统为了提高线路运输的安全性和可靠性，都相继引进了继电保护装置，虽然远程继电保护能够对传输线路进行一定程度的保护，但是，由于继电保护的信息数据接收是受到限制的，所以数据分析不全面，尤其是受到储存器功能的限制，储存器的信息可能出现循环利用，这检验中干扰继电保护装置的判断。同时这种特性能做到连续监视传输线路负载，此外还能捕捉电力信号在正常一故障过渡时的预兆故障值和故障值。

4、结束语

变电站自动化系统测试 篇4

关键词：PLC模块,变电站自动化系统测试,测试仿真系统,测试仿真环境,模拟电网故障

0 引言

随着电力系统“大二次”的整合和变电站集中控制的推广,对变电站自动化系统的功能和性能要求越来越高。而目前变电站自动化系统测试还停留在测控装置单体测试的水平上,几乎没有检测机构在实验室中对由大量测控装置组成的变电站自动化系统进行系统级的功能和性能检测,这不能满足变电站自动化系统发展的需要,所以在实验室中构建与实际变电站同等规模的测试仿真系统对于自动化系统合格入网、稳定运行意义重大[1]。

1 变电站自动化测试系统构建概述

1.1 测试系统构成说明

整个变电站自动化测试结构如图1所示,由测试仿真环境、自动化系统间隔层设备、自动化系统站控层设备、模拟调度主站、继电保护测试仪等组成。其中测试仿真系统包括:测试仿真环境、模拟调度主站、继电保护测试仪;被测试的自动化系统包括间隔层设备和站控层设备。测试仿真环境真实地模拟了一个国网公司典设A-7规模的220 k V变电站,共有3台主变、6条220 k V线路、10条110 k V线路[2]。测试仿真环境是用SIEMENS公司的PLC系统来实现的,主要功能包括:模拟一次设备的控制信号、位置信号和状态信号;模拟保护装置的动作、告警信号;实现全站的防误逻辑闭锁;实现电网故障状态序列等。继电保护测试仪的作用是提供测试所需要的电流电压模拟量。模拟调度主站是基于ET-2000规约分析仪构建的,主要用于模拟通过104通道(基于以太网)[3]和101通道(基于串口)[4]和自动化系统的通信及数据处理装置进行通信。自动化系统间隔层设备和站控层设备都属于被测试范围,间隔层设备是指按照A-7规模变电站配置的相关测控装置(共29台)。站控层设备如图1所示,包括:操作员站和通信及数据处理装置。测试仿真环境和自动化系统间隔设备通过电缆联系,进行遥控遥信量的交互。间隔层设备和站控层设备通过以太网进行信息交互。站控层通过通信及数据处理装置和模拟调度主站联系[5]。

1.2 测试系统功能说明

变电站自动化系统测试包括:系统构成测试、遥测量误差测试、系统功能测试、防误操作功能测试、系统性能测试[6]。其中系统构成测试,主要是对自动化系统结构和网络结构进行检查,比较简单。测试仿真系统主要是对遥测量误差、系统功能、防误操作功能、系统性能进行测试。其中系统测试包括正常运行时系统性能测试、电网故障时系统性能测试、雪崩故障时系统性能测试。由于测试仿真系统的PLC模块是可编程的,所以可以根据需要通过对PLC编程来实现不同的电网故障,例如220 k V母线故障等,同样也可以实现雪崩故障,具体过程下文将作详细说明。

2 测试仿真环境的硬件实现

通过基于PLC模块的仿真环境真实地再现了变电站实际运行环境,如图2所示,现作详细说明。

基于PLC的变电站仿真环境由三部分组成:PLC I/O模块、PLC控制单元、PLC后台。PLC I/O模块和PLC控制单元之间通过Profibus总线进行连接,PLC控制单元通过以太网和PLC后台连接[7],PLC I/O模块和测控装置之间通过光耦进行连接。

PLC I/O模块根据功能主要分成三类:模拟变电站一次设备的遥控遥信量,例如开关、刀闸的控制信号、位置信号和本体信号;模拟变电站二次设备的遥控遥信量,例如保护的动作信号和告警信号;公共开入开出量模拟,用于触发GPS时间测试仪对时和触发保护测试仪的状态序列。

PLC控制单元主要有通信接口模块和CPU模块组成。通信接口负责和PLC后台进行数据交换。CPU模块运行PLC主程序,负责对遥控量的处理、遥信量的产生、全站闭锁逻辑的实现和电网故障中断的处理。

3 测试仿真环境的软件实现

变电站仿真环境软件主要由两部分组成:PLC控制单元程序、PLC后台程序(基于Win CC编程)。

(1)PLC控制单元程序说明

PLC控制单元程序简称主程序,采用了面向过程的编程方式,没有人机对话界面,使用了PLC的STL程序语句。PLC仿真系统只有开关量输入/输出模块(即I/O模块),没有模拟量输入输出模块。每个I/O模块有8个I/O端口。每个I/O端口都有对应的I/O全局量,例如Q0.0即表示第0个输出模块的第0个端口(PLC模块和端口从0开始计数),I0.0即表示第0个输入模块的第0个端口。I/O端口和I/O全局变量之间通过映像缓冲区关联。

主程序的基本流程如图3所示。

当PLC的CPU模块上电启动时,自动进入初始化程序,对PLC的I/O模块进行初始化设置,同时将“案例选择”全局变量赋值为“系统正常运行案例”,以保证上电启动后的第一次程序循环进入正常系统运行程序。然后读取输入映像区,将其状态赋值给输入全局变量。输入映像区和输入端口实时关联,当输入端口为高电平,则映像区临时变量为1;输入端口为低电平,则映像区临时变量为0。主程序的案例主要分为两类:循环案例和中断案例。循环案例顾名思义就是循环执行的案例,中断案例是靠定时器进入中断执行程序,一旦定时器开启,则每过一个定时器间隔时间即进入一次中断程序,直到关闭定时器。

系统正常运行案例属于循环执行案例,主要实现的功能有:(1)输入端口和输出端口的关联,即遥控量和遥信量的关联,例如当接收到开关分闸命令(遥控量),则相应的开关位置信号要处于分闸位置(遥信量),真实的模拟开关接到分闸命令到开关分开这个过程。(2)实现全站的防误闭锁逻辑。为了防止电气误操作,在技术上提出了闭锁逻辑,即隔刀、地刀等一次设备的操作必须满足一定的条件,如果条件不满足,则闭锁相应操作,例如:母线地刀操作的条件就是母线上所有隔刀处于分闸位置[8]。系统正常运行案例当接到来自测控装置的遥控命令时,首先对其相应的闭锁逻辑进行判断,符合条件则改变相应遥信量的输出,以模拟设备的动作过程,不符合条件,则闭锁遥控命令,并报警。

中断案例主要是指自动化系统测试所需的测试案例,包括雪崩测试案例、220 k V母线故障案例、#1主变故障(高压侧开关失灵)案例。这三个案例实现方法是类似的,都是采用了PLC系统中的定时器中断来完成。现以雪崩测试为例进行详细说明:

主程序每次循环都判断“案例选择”这个全局变量,当“案例选择”为“雪崩测试案例”时,则开启定时器中断,中断时间设为100 ms(雪崩测试要求每500 ms,相关遥信量变位一次),同时将雪崩测试计数器请0(该计数器为一个全局变量)。至此,每隔100 ms,进入一次定时器中断,每进入一次定时器中断,则计数器加1。在中断程序中,对计数器进行判断,当为5的整数倍时(因为要求每500 ms,变位一次,而定时器定时设为100 ms),则对相应遥信量进行状态改变。当变化次数满足要求时(要求变化20次),则在中断程序中,关闭定时器,结束这次雪崩测试。这里需要说明的是:案例选择是在PLC后台人机界面中选择的,即在后台程序中,对“案例选择”变量进行赋值的。

(2)PLC后台程序说明

PLC后台程序基于Wincc编程,类似与VB的窗体编程。后台程序主要包括:(1)实现一次主接线图的界面,在此界面上对一次设备强制分合和电气解锁,强制分合是指直接对一次设备的位置信号进行变位,而不是通过遥控命令来对一次设备位置信号进行变位。电气解锁就是对接受的遥控命令不进行闭锁逻辑判断。(2)进行案例选择,目前可以选择的案例有:系统正常运行案例、雪崩测试案例、220 k V母线故障案例、#1主变故障(高压侧开关失灵)案例。案例是在PLC控制单元程序中实现的,这一点上面已经做了详细说明。

这里还需要说明的是:PLC后台程序是如何与PLC控制单元程序进行数据交互的。在PLC后台编程工具Win CCExplorer中,可以建立PLC控制单元程序中全局变量的映射。通过读取映射即可知道全局变量的值,对映射赋值即可对全局变量进行赋值。正是通过这种方法,后台程序才得以提供人机界面让测试人员选择需要执行的测试案例[9]。

4 测试仿真系统在模拟电网故障测试中的应用

对于自动化系统性能测试分为两个层次:正常运行下的性能测试、电网故障下的性能测试。用测试仿真系统模拟的电网故障下性能测试属于非常规测试,主要包括:电网故障下的遥信SOE性能测试、遥信COS性能测试、变化遥测到后台画面显示延时测试、变化遥测到远动机发送报文延时测试、变化遥信到远动机发送报文延时测试、通信网络负荷率测试等。借此对自动化系统在恶劣情况下是否可以稳定可靠运行作出客观、准确的评价,这也正是测试仿真系统的优势和价值所在。现以220 k V母线故障为例对测试仿真系统如何模拟电网故障进行阐述。

由第3节的介绍可以得出,母线故障状态序列是用测试仿真环境的PLC控制单元中执行的,但是每次状态序列是由PLC后台程序来触发的。电网故障时电流电压的变化是通过继电保护测试仪的状态序列来实现,该状态序列是由测试仿真环境的PLC公共模块来触发的。

如图4所示,初始状态时继电保护测试仪提供正常电压电流给自动化系统的间隔层设备(即测控装置);由PLC后台程序开始母线故障的模拟,进入状态1(0 ms):PLC控制单元程序进入定时器中断,输出两路开出量,一路触发继电保护测试仪改变状态,提供故障时的电流电压量,一路触发GPS时间校验仪记录故障开始时刻;在第30 ms时,PLC控制单元程序进入定时器中断执行状态2:模拟相关保护动作,同时输出一路开出量来触发保护报文模拟装置,上送保护动作事件报文;在第50 ms时,PLC控制单元程序进入定时器中断执行状态3:模拟一次设备动作,同时输出两路开出量,一路触发继电保护测试仪改变状态,提供故障后的电流电压量,一路触发GPS时间校验仪记录故障结束时刻。通过这三个状态的执行,真实地模拟了母线故障时遥信遥测量和保护报文信息的产生,从而在此情况下,对自动化系统性能进行测试。

5 总结

基于PLC模块的测试仿真系统从根本上提高了变电站自动化测试的水平:(1)由于仿真环境真实地模拟了变电站运行情况,所以使得自动化测试更加真实、客观;(2)将自动化测试提升到系统级的高度,尤其是对电网故障情况下的系统性能进行测试,这是以前所没有的。因此测试仿真系统为自动化系统入网测试,为自动化系统的稳定运行打下坚实的基础。在江苏省公司的要求下,对南京中德公司的自动化系统进入入网测试,在此基础上编制的《变电站自动化系统入网检测方案》初稿已提交省公司进行讨论。此外PLC系统提供用户开发界面,为测试仿真系统的后续开发提供了便利,具有一定的灵活性和可扩展性。

参考文献

[1]姜思卓.集中控制中心的建设与应用[J].农村电气化,2008,(2).

[2]刘振亚.国家电网公司输变电工程典型设计220kV变电站分册[M].北京:中国电力出版社,2005.

[3]DL/T634.5101-2002,《远动设备及系统第5部分:传输规约第101篇:基本远动任务配套标准》[S].

[4]DL/T634.5104-2002,《远动设备及系统第5部分:传输规约第104篇:基本远动任务配套标准》[S].

[5]柳永智,刘晓川.电力系统远动(第二版)[M].北京:中国电力出版社,2006.

[6]杨洪涛,卜一凡,梁志成,等.基于Hypersim的变电站自动化系统闭环测试环境的建立[J].电力自动化设备,2007,(11):83-86.YANG Hong-tao,BU Yi-fan,LIANG Zhi-cheng,et al.Hypersim-based Closed-loop Test Environment for Substation Automation System[J].Electric Power Automation Equipment,2007,(11):83-86.

[7]廖常初.S7-300/400PLC应用技术[M].北京:机械工业出版社,2005.

[8]邱涛.电气二次防误闭锁与微机监控闭锁共同运行的必要性[J].电气应用,2008,(1):55-56.

变电站综合自动化通信系统研究 篇5

摘要：介绍了变电站自动化系统中通信网络的作用、通信网络的性能要求、网络的结构模式和网络通信体系及报文分类，主要探讨了分层式变电站自动化系统通信网络方案选择和设计过程中需要遵循的原则，给出了电压等级和复杂程度不同的变电站自动化系统通信网络的具体方案。

关键字：变电站自动化

;通信技术

;嵌入式以太网

0 引言

随着计算机技术和通信技术的发展，尤其是网络技术的应用，变电站自动化系统在通信技术的推动下发展成为典型的分层分布式结构。该结构一般分为 3层:变电站层、间隔层和过程层。其中, 过程层包含变电站内的生产过程设施, 如变压器、断路器及其辅助接点、电流和电压互感器等, 主要负责现场数据采集、提供 I /O 接口等;间隔层包含测量和控制单元, 负责该单元线路或变压器的参数测量和监控, 断路器的控制和连锁等。变电站层包含全站性的监控主机,通信及控制主机, 实现管理等功能的工程师站[1]。

变电站自动化系统的通信任务一方面是实现站内通信功能, 完成对全站一、二次设备和装置运行情况的数据信息采集和控制命令的传输;另一方面完成与上级调度或集控中心的通信, 向上传送变电站运行的实时信息, 接收和执行上级下达的控制命令。由于数据通信的重要性, 可靠的通信成为系统的技术核心, 加上变电站的特殊环境和系统要求, 对变电站自动化系统的通信提出了以下要求: 快速的实时响应, 即变电站自动化系统要求及时地传输现场的实时运行信息和操作控制信息, 在电力工业标准中对系统都有严格的实时性指标, 网络必须很好地保证数据通信的实时性;高可靠性和抗干扰性, 即变电站内通信环境恶劣, 干扰严重, 网络的故障和非正常工作会影响整个系统的运行。因此, 变电站自动化系统的通信系统必须保证很高的可靠性。

1.通信在变电站综合自动化系统中的作用

通信技术的发展使变电站自动化系统较以往控制模式产生了巨大的变化，由早期集中式微机控制系统发展为分层分布式的系统结构，从而达到：（1）实现变电站无人值班或少人值班。（2）不仅完成变电站遥控、遥调、遥信、遥测的功能，而且主站可以通过通道传送图像信号，实现遥视功能。（3）数据传输更快，实时性更强。（4）系统工作可靠性高，间隔层与变电站层只通过通信网连接，任一层设备故障，不影响其它设备正常运行。（5）灵活性高，网上增加或减少触点非常方便。

由于数据通信在变电站综合自动化系统内的重要性，经济可靠的数据通信成为系统的技术核心，而由于变电站的特殊环境和综合自动化系统的要求，使变电站综合自动化系统内的数据网络具有以下特点和要求：（1）快速的实时响应能力。变电站综合自动化系统的数据网络要及时地传输现场的实时运行信息和操作控制信息，在电力工业标准中对系统的数据传送都有严格的实时性指标，因此网络必须很好地保证数据通信的实时性。（2）很高的抗干扰性能及可靠性。变电站内通信环境恶劣，干扰严重，而电力系统通信网络的故障和非正常工作会影响整个变电站综合自动化系统的运行，因此，变电站综合自动化系统得通信子系统必须保证很高的可靠性[2]。

2.通信网络的性能要求及结构模式

变电站自动化系统通信网络是影响整个系统性能的重要因素。变电站自动化系统对内部信息数据传输的实时性、可靠性要求很高；另外，由于分期建设、设备改造、功能升级等原因，通信网络还必须具备很好的兼容性、开放性和灵活性。在1997年8月国际大电网会议上，WG34.03工作组提出了变电站站内通信网络传输的时间要求：(1)设备层和间隔层之间、间隔层内各设备之间、间隔层各间隔单元之间为100ms；(2)间隔层和变电站层之间为10000ms；(3)变电站层各设备之间、变电站和控制中心之间为1000ms；(4)各层之间的数据流峰值为：设备层和间隔层之间数据流大概为250 kb/s，取决于模拟量的采样速度，间隔层各单元之间数据流约为60 kb/s或130 kb/s，取决于是否采用分布母线保护；间隔层和变电站层之间及其他链路之间数据流大概在100 kb/s及以下。

长期以来变电站自动化的通信较多地采用串行总线，近年来现场总线在变电站自动化通信中的应用取得了巨大的成功。变电站自动化系统的通信网络结构一般是基于以太网／总线的分层的拓扑结构，通信技术主要有RS-422/485、CAN总线、LonWorks网、以太网等。随着计算机和通信技术的进步，系统网络化和体系开放性成为发展的趋势，以太网技术正被引入变电站自动化系统过程层的采集、测量单元和间隔层的保护、控制单元中，构成基于以太网的分层式变电站自动化通信网络系统，尤其是嵌入式以太网技术在电力系统中的应用越来越广泛[3]。

3．网络通信体系及报文分类

IEC TC57 按照变电站自动化系统所要完成的测量、控制和保护三大功能从逻辑上将系统分为3层，即变电站层、间隔层和过程层，并定义了9 种逻辑接口。如下图1 所示：④⑤用于过程层和间隔层之间通信，①③⑥⑨用于间隔层内部及与变电站层的通信，⑧是间隔层之间通信。对于该网络结构，决不是短期内就可以实现的，它需要电力一次、二次设备生产商共同努力才能实现。针对目前的情况，一次设备的智能化虽然已有学者开展研究，但还没有带网络接口的产品出现，所以建议采用两种渐进的方式，首先过程层仍采用硬线连接，而间隔和厂站采用以太网通信，另外可在一次设备和二次设备之间加入智能I/O 单元，来实现接口④⑤[4]。

变电站层①③⑥⑨⑧间隔层间隔层间隔层④⑤④⑤④⑤过程层过程层过程层

图1 基于以太网的变电站自动化系统结构

定义了7 种类型报文，即：快速报文、中速报文、低速报文、原始数据报文、文件传输报文、时间同步报文和具有访问控制的命令报文。通过分析和研究，笔者从时域的角度，把上述变电站自动化系统中7 种类型的报文分为3 种类型通信：周期性通信、随机性通信、突发性通信。（1）周期性通信原始数据报文属于周期性通信，主要是过程层通过接口④，周期性地向间隔层传递过程采样数据。根据设定采样频率的不同，传输一般要求在3ms 或10ms 内完成。（2）随机性通信低速报文、文件传输报文、时间同步报文和具有访问控制的命令报文属于随机性通信，这类通信一般符合负指数分布，传送报文的数据量大，但时间稍宽松。（3）突发性通信快速报文、中速报文属于突发性通信，报文数量少，但时限要求高。

4.通信控制器模式

通信控制器模式又称为4层模式，在这种模式中变电站自动化系统的通信网络共分为4个层次：过程层、间隔层、通信控制层、变电站层，如图2所示。在四层结构中，变电站层和通信控制层一般采用以太网通信，过程层和间隔层采用RS-422/485、CAN总线、LonWorks网。这种结构通过通信控制器可以快速实现站内网络通信，成本较低，早期应用非常广泛，目前仍在许多低压变电站和少量220 kV及以上高压变电站当中应用[5]。但是当间隔层设备较多时通信控制器就会成为影响系统性能的瓶颈，虽然可以通过双通信控制器来改善，仍然难以克服通信故障率增加、效率降低等问题。监控机1站控层监控机2 监控机m...远方调度以太网通信控制层值班通信控制器备用通信控制器RS232、RS485或现场总线间隔层智能电子装（IED）...智能电子装置（IED)过程层一次设备

图2通信控制器结构框图

4.1 嵌入式以太网在变电站自动化系统中的应用模式[6] 嵌入式以太网作为变电站自动化系统的内部通信网络, 有2 种应用模式:①每个智能电子装置(IED)配置1个嵌入式以太网接口,每个IED作为一个以太网节点直接连到以太网上;②几个IED通过RS485,MODBUS 或现场总线等方式连在一起,然后用嵌入式以太网接口作为一个以太网节点连到以太网上。从国外的应用情况来看, 这2种应用模式分别以GE 公司的GESA系统和GE-Harris 公司的PowerComm 系统为代表。在选择嵌入式以太网应用模式时, 本文主要考虑了如下因素:①超高压变电站系统的二次系统一般都是基于间隔(bay)设计的;②超高压变电站自动化系统内部通信网的可靠性要求很高, 要求可方便地构成双网结构;③成本问题;④产品向下兼容性问题。基于以上考虑, 本文提出了以太网与LonWork s现场总线相结合的方案。如图3所示。

变电站层后台机工程师站远方机10Mbit/s以太网监控网1 10Mbit/s以太网监控网210Mbit/s以太网录波网 间隔层测量单元1...测量单元n设备层装置11...1间隔层装置1n...装置n1...间隔层n装置nn 图3 以太网与LonWorks 网相结合的系统方案配置

以间隔为单元, 将站内通信网设计为2 层, 间隔以上用10Mbit/s嵌入式以太网构成站内通信的主干网络, 该网络负责后台机、远动机等PC 机和各间隔进行通信。在间隔内部用LonWorks现场总线把各保护装置连在一起。LonWorks网上的信息通过间隔层的测控单元上传到主干网上。测控单元是整个方案的核心和关键。测控单元完成两大功能: 通信功能和测控功能。这种方案实际上将嵌入式以太网与LonWorks现场总线技术相结合, 发挥了各自的优势。底层的各种保护设备可不做任何改动, 保持了产品的向下兼容性。

新型通信网络与CSC2000系统原有网络相比,具有以下一些优点:①网络带宽资源大大增加;②故障录波数据上传速度大大加快;③易于与PC机接口;④易于与广域网相连。

5.通信网络方案选择[7] 网络通信方案是构成变电站自动化系统至关重要的环节，由于变电站的特殊环境和自动化系统的要求，并且受到性能、价格、硬件、软件、用户策略等诸多因素的影响，其通信网络方案的选择很难一概而论，不同类型的变电站对自动化系统的通信网络有不同的要求，变电站自动化系统的网络通信方案选择和设计应遵循下列基本原则：通信网络具有合理的分层式结构；各层之间和层内选择适当的通信方式；高可靠性和快速实时响应能力；优良的电磁兼容性能。基于以上基本原则，给出电压等级和复杂程度不同的变电站自动化系统通信网络方案。

(1)低压变电站通信网络

对于35 kV变电站和110kV的终端变电站可采用RS-422/485的总线结构网络；若规模较大时则应考虑选择CAN总线、LonWorks网等现场总线网络。RS-422/485串口传输速率在1km内可达100kb/s，RS-422为全双工，RS-485为半双工，访问方式为主从问答式。RS-422/485网络的缺点是接点数目较少，不易实现多主冗余，通信有瓶颈问题，还有信号反射、中间节点问题。

(2)中压变电站通信网络

中型枢纽110kV变电站的多主冗余要求和节点数量增加使RS-422/485难以胜任。CAN总线、LonWorks网一般可以胜任。500 m时LonWorks网传输速率可达1 Mb/s，LonWorks网在监测网络节点异常时可使该节点自动脱网，媒介访问方式LonWorks网为载波监听多路访问/冲撞检测(CSMA/CD)方式，内部通信遵循Lon Talk协议，LonWorks网为无源网络，脉冲变压器隔离，抗电磁干扰能力很强，重要信息有优先级。CAN总线是是一种多主总线，通信介质可以是双绞线、同轴电缆或光纤，在小于40 m时通信速率可达l Mb/s。

CAN总线的一大特点是废除了传统的站地址编码，而对通信数据块进行编码。采用这种方法的优点可使网络的节点数在理论上不受限制，数据块的标识码可由11位或29位二进制数组成，数据段长度最多为8个字节，可满足工业领域中控制命令、工作状态及测试数据的一般要求，8字节不会占用总线时间过长，保证了数据通信的实时性。

(3)高压及超高压变电站通信网络

220kv及以上变电站节点数目多，站内分布成百上千个CPU，数据信息流大，对速率指标要求高(要求速率130kb/s)，现场总线网络的实时性、带宽和时间同步指标会力不从心，应当考虑基于以太网的通信网络。以太网为总线式拓扑结构，采用CSMA/CD介质访问方式，物理层和链路层遵循IEEE802.3协议，应用层采用TCP／IP协议,传输速率高达10Mb/s，可容纳1024个节点，距离可达2.5km。

由以上分析可见，具体采用何种方案应当在遵循有关基本原则的基础上根据变电站的电压等级、具体情况、成本等因素综合考虑。

6.结论

在设计变电站自动化系统通信网络方案的过程中，应遵循变电站自动化系统通信网络设计的基本原则，结合实际情况选择适当的网络结构和通信技术，针对不同电压等级和复杂程度的变电站有着不同的解决方案。在本文中提到基于嵌入式以太网的变电站自动化通信网络。这也是未来发展的趋势，为了实现变电站自动化通信系统更好的开放性、鲁棒性和互操作性，对基于嵌入式以太网的变电站自动化通信网络的优先级和实时性等问题需要重点考虑。

7.文献资料

[1]王晨皓.现场总线技术及其在变电站自动化中的应用[J].河科学,2004,22(6):859-862.[2]李静,于文斌.以太网在变电站自动化系统通信中的应用[J].电力自动化设备，2006,7.[3]任雁铭,操丰梅,秦立军等.基于嵌入式以太网的变电站自动化系统通信网络[J].电力系统自动化,200l,25(17):36-38．

[4]孙军平,盛万兴等.新一代变电站自动化网络通信系统研究[J].中国电机工程学报，2003,3(23):16-19.[5]王海峰,丁杰．对变电站内若干网络通信问题的探讨[J].电网技术,2004,28(24)：65-68,73．

浅述变电站综合自动化系统 篇6

一、变电站的结构

（一）分布式系统结构

按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备，将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。

（二）集中式系统结构

集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其I/O接口，集中采集变电站的模拟量和数量等信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。

（三）分层分布式结构

按变电站的控制层次和对象设置全站控制级——变电站层（站级测控单元）和就地单元控制级——间隔层（间隔单元）的二层式分布控制系统结构。也可分为三层，即变电站层、通信层和间隔层。

这种结构相比集中式处理的系统具有以下明显的优点：可靠性提高，任一部分设备故障只影响局部，即将“危险”分散;可扩展性和开放性较高，利于工程的设计及应用;站内二次设备所需的电缆大大减少，节约投资也简化了调试维护。

二、变电站综合自动化存在的问题

（一）生产厂家的问题

一是变电站综合自动化设备的生产厂家过分重视经济利益，用户又过分追求技术含量，而不重视产品的性能及实用性，结构、可靠性很差，甚至有些产品生产过程中缺乏起码的质量保证措施，有些外购部件更是缺乏管理，因而导致部分投产的变电站问题较多。二是生产厂家对变电站综合自动化系统的功能、作用、结构及各项技术性能指标宣传和介绍不够，导致电力企业内部专业人员对系统认识不透彻，造成设计漏洞较多。

（二）不同产品的接口问题

不同厂家的产品要在数据接口方面沟通，需花费软件人员很大精力去协调数据格式、通信规约等问题。当不同厂家的产品、种类很多时，问题会很严重。

如果所有厂家的自动化产品的数据接口遵循统一的、开放的数据接口标准，则上述问题可得到圆满解决，用户可以根据各种产品的特点进行选择，以满足自身的使用要求。

（三）抗干扰问题

变电站综合自动化系统的抗干扰问题是一个非常重要然而却常常被忽视的方面。传统上的变电站综合自动化设备出厂时抗干扰试验手段相当原始，仅仅做一些开关、电焊机、风扇、手提电话等定性实验，到现场后往往也只加上开合断路器的试验，一直没有一个定量的指标，这是一个极大的隐患。

（四）有关监控程序稳定性的问题

变电站实现综合自动化后，无论是有人值班还是无人值班，操作人员不是在变电站内就是在主控站或调度室内，面对显示器进行变电站的全方位监视和操作。所以监控系统能否保持长时间稳定无故障的运行，对提高变电站的运行管理水平和安全可靠性是非常重要的。

变电站实现综合自动化后，很多的运行维护工作都需要通过微机装置来完成。但综合自动化装置的硬件更新换代非常快，所选用的设备可能很快就变成落后产品。监控软件有时会存在难以发现的缺陷，以至导致监控维护工作不能正常进行，影响变电站的安全运转。随着综合自动化技术的不断进步，这些问题都会逐步得到解决。这也提醒设计人员在选择综自产品及后台监控系统时，要综合考虑多方面因素，选出一种程序运行稳定、功能齐全、硬件配置相对超前的综自产品。

三、结语

随着国民经济的飞速发展，电力工业作为很重要的国家战略企业，十分重视电力系统综合自动化技术的发展。实现变电站综合自动化，是电力工业发展的趋势，对电力技术的发展来说，具有重要的意义，也是电力工业发展的显著标志。虽然变电站综合自动化技术在20世纪80年代后才被开发应用，但由于在技术性能上的潜在能力，必将被广泛地应用于国家各个城网和农网中，应用前景十分巨大。

变电站自动化系统测试 篇7

电力系统的可靠性一直以来是业界的重点研究课题[1,2]，事实上，除了为电力系统本身的整体设计考虑，继电保护作为变电站的二次核心，其本身的可靠性也直接影响电力系统的运行稳定性和可靠性，特别是随着智能电网的建设，基于新原理[3,4]的继电保护装置陆续投入应用，如何充分有效地验证智能变电站继电保护装置的功能正确性及可靠性是个需要研究的问题。自动测试作为一种有效的测试手段，长期以来也是业界的研究热点[5,6,7]，但由于传统变电站继电保护装置对外接口不统一(如通信规约版本过多、定值清单、动作报告内容格式不一致等)，很大程度上限制了自动测试的实际应用。目前，大多数继电保护装置的测试工作，特别是静模试验，仍是采用使用继电保护测试仪手动测试的传统方法，存在测试效率低、人为因素影响大等缺点。

对于智能变电站，继电保护装置全部基于IEC61850标准，实现了输入、输出信息的全部数字化、标准化；网络技术的推广应用，也使得数据交互共享更加方便；特别是，随着智能变电站一系列国家标准的发布[8,9,10]，继电保护装置的建模、软压板、定值清单以及对外接口信息实现了规范性设计，为自动测试从理论研究走向实际应用解决了难题。

从IEC61850标准在智能变电站应用开始，继电保护工作者就一直在研究实现继电保护自动测试[11,12]。本文则针对目前智能变电站的应用实践，对实现继电保护装置自动测试的关键技术进行了研究，并提出一种基于智能继电保护测试仪快速构建智能变电站继电保护装置自动测试系统的方法。

1 关键技术研究

1.1 外部接口分析

文献[13]规定，对于66 kV、35 kV及以下电压等级，“当使用电子式互感器时，每个间隔的保护、测控、智能终端、合并单元宜按间隔合并实现”，故在目前智能变电站工程应用中，66 k V、35 k V及以下电压等级的继电保护装置其模拟量采样为电子式互感器输出的小信号，开关量也是传统的电气硬节点；对于110 k V及以上电压等级，保护装置的模拟量采样、开关量输入输出均是数字量，即基于IEC61850标准的SV和GOOSE报文。

智能变电站继电保护装置与监控系统的通信也是基于IEC61850标准，按照MMS协议进行单播通信的。IEC61850标准针对变电站所有功能定义了详尽的逻辑节点和数据对象，并提供了完整的描述数据对象模型的方法和面向对象的服务。这些抽象的通信服务、通信对象及参数通过特殊通信服务映射(SCSM)映射到底层应用程序，最终实现装置变位信息上送、软压板投退、定值修改等装置与后台的交互功能。

经过近年来智能变电站的工程实践，各厂家的继电保护装置经过多次的互操作试验，装置的对外接口实现了统一规范，为实现自动测试提供了基础。

1.2 故障模拟系统

要实现继电保护装置的自动测试，一个稳定可靠的故障模拟系统是关键。故障模拟必须能够方便灵活地模拟各种故障，并且应能够满足1.1节装置外部接口需求，即模拟量输出能够选择小信号输出方式和SV报文输出方式，开关量能兼顾物理硬节点和GOOSE报文。此外，目前SV采样方式均为直接采样，SV采样值报文的发送间隔离散值应小于10μs。通过研究分析和实际验证，智能继电保护测试仪满足以上需求，可以借用为自动测试系统中的故障模拟子系统。本文在构建自动测试系统时选用的北京博电公司的PNF801智能继电保护测试仪作为故障模拟子系统，其性能参数如表1所示。

1.3 测试用例

测试用例的有效性和可重用性决定着自动测试系统的关键。要保证测试用例有效，自动测试系统须设计为开放式系统，支持测试工程师针对不同的保护装置灵活地编辑测试用例；测试用例的可重用性决定着自动测试作为一种测试手段能否推广实施，发挥实效。

一个典型的保护功能测试用例(如图1所示)包括故障施加量和预期结果两部分，故障施加量又包括装置参数整定和故障参数设置，即测试前装置需要修改哪些参数，如定值修改，压板投退等；故障参数设置即定制故障类型，即需要给保护装置施加什么样的故障量、故障持续时间等。预期结果是实现全自动闭环测试的需要，测试过程中将比较实际结果和预计结果是否一致，来自动判别测试项目是否通过。预期结果具体包括保护信息及测试反馈信息，保护变位信息记录保护动作报告及相关遥信变位信息，测试仪反馈信息则是保护的出口信息。

文献[8,9,10]使得装置的对外接口信息实现规范统一，故障参数设置实现重用是测试用例重用性的关键。由于选择智能继电保护测试仪作为故障模拟子系统，故障参数就是测试仪的测试模版文件。对于智能继电保护测试仪，故障参数包括故障量和IEC61850配置两部分。当测试用例应用于不同装置测试时，故障量参数不变，而SV及GOOSE的APPID、Mac地址、DA个数等IEC61850配置信息一般都需要改变。故需要将故障量和IEC61850配置分别存储为单独的文件。对于PNF801智能继电保护测试仪而言，故障量参数为后缀名为“.tpl”的测试模版文件，而IEC61850配置参数则为后缀名为“.csg”的配置文件。在开始自动测试前，根据被测装置的虚端子连线情况，导出相应的IEC6185配置文件即可实现故障参数的重用，进而实现了测试用例的重用。

2 自动测试系统设计

2.1 设计思路及系统框架

本文的设计思路是在现有智能继电保护测试仪的基础上开发一套自动测试系统软件从而快速构建继电保护装置自动测试系统。结构如图2。

自动测试系统软件与测试仪客户端软件之间通过SOCKET(套接字)实现程序间通信，完成测试仪控制命令的下发和测试结果的反馈功能；与被测继电保护装置基于IEC61850标准采用MMS通信协议实现单播通信，实现保护装置控制命令的下发和装置动作报告、录波、遥信变位等信息的获取功能，自动测试系统软件实现测试任务调度控制、结果判别，最终实现全自动闭环测试。

本文基于微软公司的VS2010平台开发了一套自动测试系统软件，其模块划分如图3所示。执行控制模块负责任务的调度执行、结果判别等；通信模块负责与测试仪客户端程序、保护装置完成通信，完成执行控制模块控制命令的下发及测试结果的接收和解析；用例编辑模块实现测试用例的灵活编辑，对于自动测试而言，需要提前建立丰富的测试用例库，故易用性设计是用例编辑模块的关键；用例管理模块实现用例的备份、加载等功能；日志模块记录自动测试的所有过程信息，便于问题分析定位；报告生成模块则负责测试完成后自动生成指定格式的测试报告。

2.2 自动测试控制流程设计

智能变电站继电保护装置的自动测试大体分为测试前准备和测试执行两部分工作，分别如图4、图5所示。

2.3 典型应用模式

根据继电保护的电气量获取方式，可以把继电保护分为基于单端电气量保护和基于双端电气量的纵联保护两类。基于单端电气量的保护主要有变压器保护、母线保护、断路器保护、线路保护的后备保护等；基于双端电气量的保护装置主要有高压线路纵联保护，如高频距离、高频方向、纵联差动保护等。自动测试系统在这两类保护测试的典型应用如图6所示。

3 自动测试系统应用

3.1 应用案例

结合本自动测试系统在220 kV线路光纤差动保护装置的测试应用，对自动测试系统的整体思路及应用流程说明如下。

首先，制定测试方案，明确测试项目及要求，测试方案如表2。

其次，建立测试用例库。依据测试方案，细化测试项目，编制测试用例，完毕后进行用例有效性验证，合格后提交测试用例库。

最后，测试时，从测试用例库中提取对应测试用例直接加载，开始自动测试。

3.2 应用效果

基于智能继电保护测试仪构建的自动测试系统，实现了继电保护装置的全自动测试，在继电保护产品的测试工作中效果明显，使得测试流程得到优化，测试效率得到显著提高；为继电保护产品的多次重复测试提供了技术手段，使得小概率问题的暴露成为可能，测试更加全面充分；有效排除了人工测试的不确定因素，保证了测试一致性。此外，随着自动测试系统的推广应用，测试用例库将日趋丰富，测试效率和测试全面性都将逐步提升。

4 结语

本文基于智能继电保护测试仪开发自动测试系统软件，从而构建智能变电站继电保护自动测试系统的方法，充分利用了业界现有的技术基础，开发工作量相对较小，有着实现快捷、系统稳定等优势。目前，已经成功应用于许继电气公司智能变电站继电保护产品的测试工作中，改进了测试方法，提高了测试效率，在产品的质量保障过程中发挥了重要作用。此系统的设计思路和实现方法对智能变电站工程的调试、验收等环节具有很强的参考价值，推广应用前景广阔。随着网络技术在智能变电站中更加广泛成熟的应用，智能继电保护测试仪硬件资源的限制将被突破，多个装置甚至整个变电站的自动测试、调试、验收等都可以借鉴此设计思路实现。

摘要：对智能变电站继电保护装置实现自动测试的关键技术进行了研究,分析了智能变电站继电保护装置的外部接口特点、测试用例重用等关键问题。提出了一种基于智能继电保护测试仪快速构建自动测试系统的方法,并介绍了自动测试系统的系统设计方法、系统构成、软件模块划分以及核心调度流程设计等。该系统适用于智能变电站所有类型的继电保护装置,其实现思路及系统构建方法对智能变电站的现场调试、验收等工程实践具有参考意义。

变电站自动化系统测试 篇8

关键词：智能变电站,继电保护,自动测试系统,应用

1 引言

继电保护装置自身的可靠性与稳定性直接关联着电力系统的日常运行效率与安全, 是智能变电站的二次核心。近年来, 随着我国智能电网建设力度的日益增多, 继电保护装置在智能变电站中获得了广泛的应用, 但与人工检验与操作为主要方式的传统继电保护测试已经无法满足电网运行安全的需求, 这就要求必须增强对智能变电站继电保护装置自动测试系统的研究, 并将其逐步投入到实际应用中, 以促进我国电力系统的持续发展。

2 继电保护装置自动测试系统核心技术

2.1 故障模拟系统

通常情况下, 为了确保继电保护装置的正常运行, 必须通过故障模拟系统的应用, 高效的、快速的解决智能变电站中存在的问题, 这主要是由于智能变电站机电保护装置自动测试系统是在故障模拟系统基础上构建的与应用的。同时, 还需确保其满足机电保护装置的外部接口的规格。此外, 现阶段智能变电站的SV采样通常为较为直接的信号采样方式, 并且发送报文的间隔离散值通常低于10μs。经过相关人员长时间的研究与现场的检测, 智能变电站可以通过故障模拟系统满足当前阶段智能化变电站继电保护装置的正常使用。

2.2 外部接口技术

依据有关规定, 在使用电子式互感器, 并且处于66k V、35k V及以下的环境中时, 需要依据间隔确保保护测控装置与智能终端进行单元合并。基于此, 在当前我国智能变电站系统运行过程中, 当处于66k V、35k V及以下电压等级时, 继电保护装置的模拟量采样数据通常为电子式互感器的微小信息。

在110V电压的环境中, 保护装置模拟采样量通常是数字信号。监控系统的通信与智能变电站继电保护装置之间的联系也是在IEC61850标准作用下建立, 同时在通信过程中依照MMS协议形成单播通信。通过IEC61850标准, 可对变电站各种性能的逻辑节点以及数据对象进行较为细化的规定, 同时也对数据对象的描述进行较为完整的叙述并且提供了较为全面的面相对象的服务。

2.3 实际测试用例

在进行自动测试系统设计操作时, 需确保其满足测试用例高效性与稳定性要求以及能够获得广泛应用的性能。针对此, 在进行自动测试系统设计时, 可将系统设置为开放性系统, 以保证测试用例的高效性与稳定性, 并且还可为测试人员就不同测试环境中系统测试选项操作提供便利。通常情况下, 自动测试用例的广泛利用性直接关联着自动测试系统能够代表当前阶段主流的用例使用测试手段, 并且是否能够进行广泛的推行, 从而解决智能变电站继电保护装置中存在的问题。

从整体方面来看, 一个完成的保护功能用例主要包括故障施加量与预期结果两方面内容, 其中, 故障施加量可分为以下两部分: (1) 由定制修改清单和压板投退的清单组成, 一般用于修改用例定值, 或是在压板投退过程中使用。 (2) 各种故障参数, 例如各种故障的类型、用例故障的模拟量和开关量等, 并且还包含了IE61850的配置信息, 例如SV、DA、APPID等。

3 自动测试系统的设计过程

3.1 设计方案以及结构框架

一般情况下, 在自动测试系统设计阶段, 自动测试系统主要通过套接字与测试仪器客户软件进行程序之间信息的交流于通信, 从而全面收集系统测试输出与接受的信息, 并且还可在IEC61850标准的基础上, 通过MMS通信协议进行单播通信, 通过此种模式的应用, 可在传输继电保护装置的命令的同时获取装置动作的各种信息。在此前提下, 设计人员设计出了一套具备执行控制功能、通信功能、用例编辑功能、用例管理功能、日常记录功能、报告生成功能的自动测试系统, 其能够通过SOCKET进行客户端与自动测试系统间的信息交流。

在自动测试系统中, 控制功能主要是对任务进行一定的安排, 并对任务结果进行判断。通信功能则是与客户端软件之间建立完善的通信机制, 实现软件与系统之间信息的传递, 并且对信息进行收集以及研究分析。自动测试系统还需要构建完善的用例数据库, 并且还需保证用例能够满足大多数应用条件与需求。

此外, 自动测试系统具备的用例管理功能主要是对用例进行备份及运作等。日常记录功能则是自动测试系统能够在日常的运行中自动的对运行的信息进行记录, 便于设计人员进行系统信息的收集。报告生成功能则是在自动测试系统完成测试后, 根据需要选择合适的格式对测试的结果信息进行整理分析研究, 并形成测试报告。

3.2 自动测试系统的设计流程

对于自动测试系统设计流程, 主要可分为自动测试前的准备阶段与自动测试系统的调度流程。对于自动测试前的准备阶段, 需要设计人员依据系统装置的ICD文件作为参考依据, 制定出SCD文件, 构建虚拟端口的子连线, 同时还需要设计人员通过IED配置工具在SCD文件选取出外接口的信息, 制定CID文件, 然后将文件传递至被测试的继电保护装置中。

此外, 对于自动测试系统调度阶段, 首先需要通过系统监测当前待测用例的存在, 如果存在待测用例, 应当对测试用例进行规范性的检测。如果检测不通过, 还需要依据用例信息制定测试报告。但用例通过标准检测, 则需要对定值进行修改, 并且还要对压板记性投退, 然后通过驱动测试仪器输出测试信息, 完成上述操作之后, 测试人员就能够依据收集到的测试信息进行分析研究, 制定测试报告, 从而完成整个自动测试过程。

4 继电保护装置自动测试系统的应用

4.1 应用实例分析

某220k V线路光纤差动保护装置中自动测试系统应用流程具体如下: (1) 制定具体的测试方案, 规定测试项目, 确定测试要求。在该项目中, 线路保护测试方案主要包括以下四个保护模块:差动保护、距离保护、零序保护与重合闸功能, 同时, 保护模块测试主要包括以下两方面内容:a.性能方面的测试, 主要为定值精度与动作时间两个指标的测试。b.保护逻辑方面的测试, 主要为各种区内外瞬时故障、转换型、永久性故障方面的测试。 (2) 构建测试用例库。以项目具体测试方案为依据, 对测试项目进行合理的细化, 并且进行测试用例的编制, 完成上述操作之后, 验证测试用例有效性, 满足合格标准之后将其提交给测试用例库。 (3) 测试过程中, 从测试用例库中提取相对应的测试用例直接加载, 并落实自动测试。

4.2 应用效果分析

对于该智能继电保护测试仪继电保护装置中自动测试系统效果, 具体如下: (1) 通过该系统的应用, 实现了继电保护装置的全自动测试, 从而使得继电保护装置的测试流程更加优化, 并大大提高了继电保护装置自动测试的效率。 (2) 该系统可以支持继电保护装置重复测试, 并能够将测试过程中的小概率问题进行充分的暴露, 从而使得自动测试更加完善而全面。 (3) 该系统的运用排除了人工测试中容易出现的不确定因素, 不仅保证了测试的一致性, 同时还保证了测试结果的精确性。

5 结语

综上所述, 在电力系统正常运行过程中, 继电保护装置的可靠性具有十分重要的作用, 这就要求必须做好继电保护装置测试工作。通过自动测试系统软件的应用, 可有效减少作业人员工作量, 并且还能够为测试结果的准确性提供保障, 针对此, 必须对继电保护装置自动测试系统进行深入的研究, 以推动我国智能变电站的持续发展。

参考文献

[1]李晓辉, 李旭东, 宋小舟.智能变电站继电保护数据采样和信息交换规范的研究[J].电气应用, 2012 (17) :60~63.

[2]刘颖.智能变电站全寿命周期“即插即用”技术体系的研究与应用[J].电力系统保护与控制, 2015 (43) :23~28.

智能变电站继电保护自动测试平台 篇9

根据智能电网建设的整体部署,国家电网公司积极开展智能变电站的研究及试点工程。智能变电站以IEC 61850标准为基础,能够实现变电站内智能设备间信息共享和互操作,自动完成信息采集、测量、控制、保护和检测等基本功能。和传统变电站不同,智能变电站要实现数字化、网络化以及应用大量的智能决策系统,其二次系统不再是仅由模拟量构建的回路;另一方面,随着高速处理器和电子式互感器的推广使用,以及计算机技术、通信技术、量测技术和嵌入式技术的飞速发展,各种新技术在继电保护装置中的应用,大大提升了继电保护装置的性能, 装置也更加智能化,这些对继电保护测试提出更高的要求[1,2,3,4]。

在目前变电站测试领域,继电保护的检测与调试还停留在传统保护测试的模式上,测试人员手动操作数字保护测试仪,手动设置故障参数,监测保护装置的动作情况,验证保护定值及逻辑功能,记录测试结果并进行判断分析。在整个测试过程中,测试人员的个人经验和工作状态对测试结果 有较大影响,且自动化测试程度低,测试周期长。

另一方面,不同厂家的测试设备在控制软件、控制接口等方面差异较大,这对在智能变电站实现信息共享和互操作带来巨大挑战,现有的数字化保护测试软件,不能与保护装置进行通信,实现定值的读取和修改、压板的读取和修改、保护测量值的读取、 保护事件报告的解析、遥控操作等功能。

在智能电子设备(IED)、间隔及变电站等应用层面建立统一的信息模型和信息交换模型,以加强二次设备之间的互操作性,体现在测试领域即搭建智能变电站继电保护自动测试平台。本文提出一种智能变电站数字保护装置的自动测试平台及其构建方法。该平台采用分层结构和模块化的思想,能实现对保护装置的高效率闭环自动测试,采用开放式结构,对不同种类的保护装置,提供二次开发平台以编辑测试方案,测试完成后,能自动形成标准格式的测试报告,能克服保护测试中过分依赖个人能力、测试工作效率低下、测试数据格式不统一的问题。

1自动测试平台总体设计思路

自动化测试必须满足以下基本要求:测试标准化、报告标准化、测试提示信息标准化、测试过程透明化、测试过程的闭环性和良好的扩展性。分别体现为硬件结构设计和软件结构系统设计。硬件结构设计反映了自动测试平台的整体布局,实现测试控制端与电子设备(数字保护测试仪与数字保护装置) 的有效隔离;软件结构系统设计为自动测试平台的核心,采用分层结构与模块化的设计理念,实现自动的闭环测试[5,6,7,8,9,10]。

1.1自动测试平台硬件结构

自动测试平台应能实现最大程度上的信息共享和便捷的数据操作,通过测试终端(测试机/个人电脑(PC))实现信息采集、测量、控制、保护和检测等各种测试命令的各种流程,并在测试终端形成标准化的测试报告,真正实现“一键式”便捷控制,硬件结构如图1所示。测试机或者PC作为自动保护测试平台的控制终端,连接到交换机,数字保护装置测试仪与数字保护装置均接入交换机以形成通信链路, 数字保护测试仪和被测数字保护装置之间通过光纤连接[11]。

1.2自动测试平台软件结构框架

测试终端安装自动测试平台软件,自动测试平台的软件架构采用分层结构和模块化的设计思想, 软件结构框架如图2所示。软件系统在层次上划分为3层,分别为测试仪接口层、自动测试层和测试方案开发层[12]。测试仪接口层即测试仪控制接口,为组件对象模型(COM)接口,提供被测保护装置的全部测试功能服务接口;自动测试层包括测试控制中心模块、制造报文规范(MMS)通信模块;测试方案开发层包括测试方案开发模块和测试子模板库、设备数据模型和测试方案数据接口库。测试方案开发模块为一个二次开发系统,可以针对被测数字保护装置进行二次开发,编辑测试方案和测试子模板。

2自动测试平台层次组成和模块功能

2.1测试仪器接口层

为实现自动测试平台的通用性和智能化,平台本身必须具有良好的可扩展性,必须适应不同类型的被测装置,为解决这一问题,需要开发设计测试仪接口层,本接口为开放COM接口,能供自动测试控制中心调用,实现数字保护装置的各种保护测试功能[13,14];测试仪控制接口使用Windows消息来通知测试控制中心模块测试状态的变化,例如连接测试仪器成功、开始测试、测试完成、测试异常信息等。

在实际应用中,可以根据被测数字保护装置的保护功能原理分析出测试方法。因此,在测试仪控制接口上,设计保护测试功能测试执行对象和保护测试功能执行对象的管理对象。保护测试功能测试执行对象用于实现对测试仪的控制,供自动测试控制中心调用以实现数字保护电气量的测试;保护测试功能执行对象的管理对象用于实现保护测试功能测试执行对象的创建和测试仪控 制接口模块的关 闭[15]。

2.2测试方案开发层

不同的被测装置和测试方法往往意味着不同的测试方案,因此测试方案的独立开发在测试软件架构上尤为重要,因此设计测试方案开发层,实现被测保护装置的测试方案和测试子模板的二次开发,即根据设备数据模型、测试子模板库和测试方案数据接口库生成测试方案[16,17]。

2.2.1设备数据模型设计

设备数据模型为IED能力描述文件(ICD)/变电站配置描述语言(SCL)文件或者通过MMS通信模块从数字保护装置枚举得到的装置各种数据集的详细信息。设备数据模型描述数字保护装置各种数据集的详细信息和特性曲线。具体而言,数据集主要包括测量数据集、遥信数据集、遥控数据集、定值数据集、压板数据集、保护事件数据集、告警数据集、 装置参数数据集等;特性曲线,描述保护元件的动作边界定义以及相关保护测试功能的图形绘制定义。

2.2.2测试子模板库设计

从测试原理出发,采用抽象化的方法,将测试方法相同的基础测试功能抽象为测试子模板。测试子模板描述数字保护装置的基础测试项目集合和对应的报告格式。子模板开放数据接口,数据接口描述子模板功能模块的必须参数数据(装置参数、定值、 压板、控制字等)。子模板通过实例化(与具体数字保护实际的装置参数数据集、定值数据集、压板数据集等进行关联)动态生成具体的测试项目集合,从而生成数字保护装置的测试方案,大大提高数字保护装置测试方案的开发效率。

测试子模板库,用来记录和保存数字保护装置的各功能测试的子模板,包括:线性度测试、保护功能测试(定值校验、动作值搜索、边界搜索等)、遥信测试、遥控测试、报文异常测试等。

2.2.3测试方案数据接口库设计

测试方案数 据接口库 为可扩展 标记语言 (XML)文件,基于万维网联盟(W3C)的XML1.0语法标准,文件保存数字保护装置的保护测试功能的信息,主要包括保护测试功能的属性数据、故障参数数据和结果参数数据,详细设计如下。

1)保护测试功能属性数据。保护测试功能名称name、保护测试功能ID。

2)故障参数数据。定义保护测试功能的故障参数,描述执行此保护测试功能需要设置的参数;参数需要定义的属性包括:数据名称name、数据ID、数据类型datatype、单位unit、缺省值def-value、数据值value;故障参数数据的 数据类型,例如:浮点数float、整数int、字符串string、零序故障 (值域为: AN,BN,CN)、变压器绕组数(值域为:双绕组、三绕组)等。

3)结果参数数据。为保护测试功能测试完成时形成的结果数据。

2.2.4测试方案设计

一个装置测试方案包括两个文件:测试模板文件和报告模板文件,测试模板文件基于XML语言, 用来记录被测数字保护装置的设备数据模型、测试流程、测试项目定义;报告模板文件为Word文档, 用来描述标准报告格式并将测试模板中参数数据、 结果数据自动写入Word文档中的位置。

测试方案开发包括测试模板编辑和报告模板编辑两个部分。测试模板编辑实现对被测装置的标准测试流程以及各测试项目的测试方法、测试结果判断方法编辑;报告模板编辑实现将测试模板中的数据(参数数据、结果数据等)与报告文档位置进行关联绑定,报告模板编辑程序设计为直接打开Word程序,在Word程序中执行相关的操作。

具体在实际应用中,测试方案开发模块首先从被测数字保护装置获得设备数据模型,分析设备数据模型的数据;然后从测试子模板库中获得与数据集数据相匹配的子模板,将数据集数据传递给子模板进行实例化,生成测试模板文件和报告模板文件, 即完成测试方案的自动生成。也可以根据用户的需要手工编辑装置测试方案,即针对具体的数字保护装置型号,依据检验规程/标准定制被测装置的测试方案。

2.3自动测试层

自动测试层实现自动测试,包括自动测试控制中心模块和MMS通信模块。

2.3.1自动测试控制中心设计思路

自动测试控制中心提供一个测试试验过程中人机对话的环境,自动测试控制中心打开测试方案,自动执行测试方案中测试项目,自动判断测试结果是否合格,并将测试结果保存至标准的报告模块中。

自动测试输 出标准报 告、系统测试 记录库、 XML标准报告。

标准报告包括Word,WPS,Excel,XML格式的文档报告。

系统测试记录库记录测试过程中的全部测试信息,包括测试项目的测试次数,每次测试的测试时 间、测试时的故障参数数据、测试仪返回的测试结果数据、从数字保护装置读取的数据、修改保护装置的数据。从保护装置读取的数据包括定值、压板、测量值、装置参数、装置动作信息、告警信息等。修改保护装置的数据包括保护 装置的装置参 数、定值、压板。

XML标准报告为XML格式,用于外部系统访问。

2.3.2MMS通信模块设计思路

MMS通信模块通过MMS与数字保护装置通信。MMS通信程序设计和开放标准COM接口,供自动测试程序调用。开放的接口包括命 令控制接口、数据访问接口。命令控制接口包括定值的读取和修改、压板的投退操作、控制字的读取和修改、保护测量值的读取、装置参数的读取和修改;数据访问接口实现读取被测数字保护装置的各种数据集数据和保护动作报告数据、告警报告数据等。

2.3.3测试流程设计思路

测试控制中心打开测试方案,执行测试方案中测试项目的测试,不同测试项目的测试流程不同,详细设计如下。

1)保护功能测试项目测试流程设计

测试控制中心模块根据保护测试功能各故障参数计算公式,计算保护测试功能的参数值,执行故障参数计算脚本,实现特殊计算功能;调用测试仪控制接口模块,向测试仪控制接口模块传入保护测试功能的标示和保护测试功能参数数据,开始测试;等待测试仪控制接口模块返回测试结束消息;收到测试结束消息后,从测试仪控制接口模块读取结果数据, 执行测试结果判断脚本,判断测试结果是否合格;将测试结果数据填写到报告模板中。

测试过程中出现异常,测试控制中心模块根据异常的严重程度进行测试流程的调整,比如停止测试并播放告警音乐、暂停一段时间后继续测试等。

2)通信命令项目测试流程设计

测试控制中心模块发送通信命令和通信数据给MMS通信模块;MMS通信模块收到通信命令和通信数据后,与数字保护装置进行通信,执行通信命 令;通信命令执行完毕,发送执行结果给测试控制中心模块;测试控制中心模块从MMS通信模块读取结果数据,根据结果数据进行结果判断,填写结果数据到报告模板中。

测试过程中出现异常,测试控制中心模块根据异常的严重程度进行测试流程的调整,比如将通信命令重复执行多次、停止测试并播放告警音乐。

3)硬件检测项目执行流程设计

测试控制中心模块根据硬件检测项目,弹出提示界面,提示用户进行相应的操作;如果有数据需要录入,等待用户录入数据;用户确认完成操作后,执行测试结果判断脚本,判断测试结果是否合格;将测试结果数据填写到报告模板中。

4)系统参数录入项目执行流程设计

测试控制中心模块根据被测数字保护装置的试验相关参数录入项目的类型,弹出参数录入界面,显示需要录入的装置数据集数据;等待用户录入参数数据;用户确认操作后,执行结果判断脚本,判断结果是否合格;将需要填入报告的参数数据填入到报告模板中。

3自动测试平台的整体测试流程设计

自动测试平台的测试流程主要包括3个步骤: 子模板的编辑、测试方案编辑和自动测试。子模板的编辑是丰富子模板库的过程,具体测试中测试方案开发模块可以从子模板库中加载子模板,不需要每次都进行子模板的编辑;测试方案编辑模块要根据设备数据模型和子模板库确定详细的测试方案; 测试控制中心模块加载测试方案进行自动测试,最后形成标准格式的测试报告保存并输出,详细如下。

1)测试方案开发模块编辑子模板,建立子模板库。具体包括:使用测试方案开发模块,新建测试子模板,为子模板建立数据接口定义;根据数字保护装置的功能测试要求,编辑测试子模板的测试项目;保存测试子模板,形成涵盖数字保护装置各种测试功能的测试子模板库。

2)测试方案开发模块编辑装置测试方案。具体包括:通过MMS通信模块与数字保护装置通信,枚举装置的设备数据模型,保存为设备数据模型文件; 使用测试方案开发模块,建立测试方案,导入设备数据模型文件;智能分析设备数据模型,根据分析结果和功能测试要求自动或手动选择测试子模板;根据数字保护装置的设备数据模型,实例化测试子模板, 自动生成被测数字保护装置的装置测试方案;测试子模板实例化的同时,拼接各实例化子模板的报告模板,形成数字保护装置的测试报告模板;各测试子模板实例化完成,保存数字保护装置的测试方案。

3)测试控制中心模块根据测试方案进行测试。 具体包括:测试控制中心模块打开装置测试方案;开始测试,测试控制中心模块根据装置测试方案(主要包括电气量项目测试、通信命令项目测试、人工检验项目测试、系统参数录入项目测试和项目分类目录测试)的测试流程,依次完成各测试项目的测试,自动记录测试结果、自动进行结果判断、自动填写报告;测试完成,形成标准格式的测试报告。

4平台研发的难点分析

4.1系统的可扩展性

平台的架构要考虑能够支持各种数字保护装置的测试,能够支持接入各厂家测试仪。

本平台在设计上体现了分层架构的多模块结构思想,各模块之间进行数据交互以实现统一的综合控制。建立了基于XML标准装置测试方案规范, 充分考虑了各种数字保护装置的测试特点,能够描述各种数字保护装置的测试。建立了测试仪控制接口模块规范、测试功能标准数据接口规范,测试控制中心模块根据上述两个规范来控制测试仪实现数字保护的功能测试,测试仪控制软件实现上述两个规范就能够接入测试控制中心模块,实现自动测试。

4.2高效率的装置测试方案开发

继电保护装置型号繁多,测试方法也不同,如何快速、高效率地开发装置测试方案,是自动测试应用过程中最大的难题。

本平台具有装置测试方案二次开发系统,二次开发系统采用了子模板技术,从测试原理出发,采用抽象化的方法,将测试方法相同的基础测试功能抽象为子模板,测试子模板描述数字保护装置的基础测试项目集合和对应的报告格式;二次开发系统针对测试方案的开发设计专门模块,能够实现测试方案的自动生成,大大提高数字保护装置测试方案的开发效率。

4.3闭环自动测试

自动测试,需要与被测保护装置通信,实现读取被测装置的数据、修改被测装置的数据、向被测装置发控制命令等。因此,装置测试方案二次开发系统要能够编辑这些通信命令,测试过程中要能够实现通信命令的执行。

本平台的装置测试方案二次开发系统,抽象数字保护装置的各种通信命令,能够编辑、设置各种通信命令项目;本平台的MMS通信模块,能够根据装置测试方案的通信命令项目,执行通信命令,返回通信命令结果给自动测试控制中心,从而实现闭环自动测试。

4.4测试的标准化和高效率化

现场测试过程中,如何保证测试严格按照检验规程执行,如何让现场测试人员从繁琐的报告数据记录、报告填写和整理、频繁操作测试界面和保护操作面板等繁琐的工作中解脱出来,更多地关注测试本身,也是测试平台需要解决和考虑的问题。

本平台测试方案严格根据数字保护检验规程编写,测试控制中心模块严格按照装置测试方案来进行自动测试,自动控制测试仪输出故障;自动与被测装置通信,实现读取定值、修改定值、投退压板、读取保护动作信息和采样值等;自动记录测试过程和测试结果、自动判断测试结果是否合格;自动填写标准格式的测试报告。因此,大大提高测试效率,减轻测试人员的劳动强度,同时杜绝由于人为因素带来的缺项、漏项情况,降低装置由于测试不全面带来的潜在安全风险。测试控制中心模块形成的测试记录文件,记录每一个项目的测试详细情况(测试时间、测试的次数、测试参数数据和结果数据),这些数据信息对保护装置的状态分析具有重要价值。

5结语

变电站自动化系统测试 篇10

随着智能变电站在我国大范围的快速建设,传统的系统测试手段和设备的性能评估方法已经凸显出其局限性,而数字化技术的应用使得单个设备与其他设备的关联日益紧密,因此,迫切需要对智能变电站的系统级测试技术及整体功能评估体系进行深入研究,从而降低运行装置的故障率,以保证智能变电站可靠运行。

本文将在分析智能变电站运行设备特点的基础上,结合国内有关智能变电站的技术规范要求,通过对智能变电站系统级测试技术的分析、基于贝叶斯网络的测试结果评价、智能变电站整体性能评估体系的建立等方面的研究,提出一种改进的智能变电站系统级测试及性能评估的技术。

1 系统级测试技术

智能变电站在信息采集、数据的传输处理等各环节均与传统的变电站有着本质的区别。IDE设备如电子式互感器、合并单元、智能终端、网络交换机等的性能及其与继电保护装置等IDE设备的配合性等因素,成为关乎智能变电站安全可靠运行的关键所在。基于常规单装置的传统试验方法已经不能满足对IED设备进行整体性能测试的要求。目前迫切需要一种试验方法和技术,能够研究并测试IED设备的互联综合性能。

目前对智能变电站的测试主要包括设备的单体测试、子系统测试(如保护子系统、GPS子系统等)、系统级测试(如站域级的系统测试)等。其中系统级的测试通常是在工厂联调阶段有该实验条件的系统集成商在其厂房内的测试,也可以通过第三方检测机构借助仿真试验平台进行的测试以及智能变电站施工阶段的现场系统联调。

1.1 工厂化集成联调测试

系统集成商按电站规模要求,在车间内完成软件的二次开发和系统的搭建,模拟测试环境,通过测试设备获取测试结果,并完成相关的技术资料编写,这种测试方法通常只是要求系统在出厂前完成最基本的试验,测试深度与合同及相关技术规范的要求相比有一定差距。设备出厂验收时主要是检查各设备安装屏柜的外观和铭牌、端子排、屏柜结构、内部二次接线等是否符合有关要求。检查有关设备的使用说明书、出厂检验报告和产品合格证书是否齐全,还需要根据智能变电站的建模要求,进行ICD文件的规范性和一致性检测。以上工作全部结束后,整理资料,形成该智能变电站的资料库。存档资料应包括全站模型文件、智能化设备的名称及地址(包括IP地址、MAC地址以及APPID编码)分配表、全站过程层VLAN划分图表、交换机端口定义表、虚端子设计图纸、IED装置的配置文件、程序版本号等文档,以供智能变电站现场调试、技改或扩建时使用。

1.2 基于动模仿真平台的测试

实验室中搭建站域动模试验系统,收集各厂家的过程层、间隔层、站控层的IED设备模型,制作全站模型文件,在模拟系统中运行全站设备,通过设置多个故障点进行测试,根据测试结果分析各种装置的联动试运行性能。这类测试需要配置传统、光学、电子等多类型互感器及合并单元与智能终端,组建与该智能变电站规模相适应的过程层网络和站控层网络。通过配置GPS/BDS同步时钟对时源对各IED装置精确对时,进行IED装置数字化采样的准确性和同步性测试。智能变电站动模测试系统如图2所示。

1.3 站域级系统测试

各IED装置出厂联调完成后运抵变电站施工现场进行现场调试。装置现场调试开始前,应会同三方(业主或监理、设计单位、设备厂家)进行设备开箱检查验收,根据设备装箱单清点设备各零部件,设备外观不应有明显的损伤,随机资料应齐全完备,所附带资料份数应满足现场施工条件的要求。根据现场施工图和设备布置图,清点已上屏智能装置,核对各IED装置版本型号,收集变电站厂内调试资料,制作各IED装置的配置文件,完成间隔层、过程层、站控层系统配置。最后进行全站SV测试、GOOSE测试、GPS/BDS同步测试、测控装置及远动系统调试、整组传动及模拟带负荷试验。

2 测试评价

系统级测试的评价分为功能性评价和失效性评价两大部分。

2.1 功能性评价

在智能变电站系统级测试评价中,我们特别关心的是智能变电站设备尤其是保护的动作行为是否满足预期,因此保护的速动性、可靠性、灵敏性等,是评价保护设备及相关联设备的首要指标,如电子式互感器、交换机等。这种评价重点是考核保护及其相关设备的功能性设计是否满足要求。对保护功能性评价应基于电力系统网络构架而进行,业内研究者在这方面提出了很多颇有见效的方法如下:(1)基于产生式规则的专家系统,该系统具有直观性、有效性和实时性等特点,但系统日常维护繁琐且建立专家系统库需要大量确切的数据。(2)利用人工神经网路模拟的网络架构方法具有容错能力强、鲁棒性能好和学习能力强的特点,但同符号型和数据型数据库进行交互时容错性较差,自身行为的解释和结论的输出能力较弱。(3)优化算法,通过将类似故障诊断的问题转化为无实际约束的0-1整数规划问题,再进行最优化选择处理,这种方法在数据处理过程中有可能会失去某些问题的最优解。(4)故障树型图,通常用来反应系统故障发生和传播的流程,是一种逻辑表示方法,它具有形象地体现以系统的方法对节点进行研究和解决网络安全问题的特点。该方法具有系统性、准确性和预测性的特点,是安全系统工程的主要分析方法之一。(5)Petri网分析法,该方法是以网络理论为基础描述系统中偶然事件之间的逻辑关系,通过建立数值矩阵,运算和推导系统中同时发生或依次发生的各种动态活动[3]。

以上方法中基于故障树型图的分析方法在实际应用过程中,常因为NP难等问题受到约束和局限,且在原始数据扫描过程中搜索效率低。针对故障树型图所存在的弱点,通过将故障树型图转换为Petri网模型,可以利用Petri网的多样化性能指标对系统故障进行诊断,从而有效避免了故障树型图分析方法的局限性,基本解决了故障树型图事件查询的低速和低效问题。

2.2 失效性评价

继电保护的失效性是由于硬件损坏或老化,系统回路异常和软件的不完善引起的,这也是系统级测试应当关注的一方面,通过这种可靠性评价,可找到系统可靠性的薄弱环节,并对可能提高系统可靠性的各种措施进行系统评价。现有资料表明,电力系统可靠性评价常采用解析法和蒙特卡罗模拟法,通过计算和统计系统的可靠性指标来完成系统可靠性的量化评价,这类方法难以有效地识别制约电力系统高可靠性的瓶颈问题,因此迫切需要一种新型的系统分析方法以便指导规划部门和运维部门采取有效措施提高电力系统的可靠性。

贝叶斯网络是20世纪80年代后期发展起来的的一种新型人工智能计算方法。基于概率理论基础的贝叶斯网络分析方法能完成各种因果推理、辩解推理和诊断推理,其原理是在给定某一变量或多个不确定变量的具体取值状态后,通过概率更新计算求得未知变量的条件概率,从而能从多角度对系统进行各种假设分析,从而分析识别电力系统可靠性的薄弱环节。

3 整体性能评估

选择合适的评估指标以及采用合适的评价方法是评估工作的重要环节。在选定研究对象构建性能评估指标体系前,需要研究和评价待管理对象的各种指标以便进行选取影响最大的指标因子。最终确定待评估指标后,通过对指标的分析研究和合理组合,才能建立起待管理对象的指标评估体系。

3.1 体系构建原则

体系构建过程中应充分考虑到智能变电站所承担的实际运行状况和用电负荷。智能变电站整体性能的评估指标体系构建基本原则如下:(1)动态性:因为被评测的对象时刻在变化,因此体系构建过程中应充分考虑所选指标动态变化的特点。(2)导向性:目的不同,选取的研究对象也就不同,应该选择都是为评估目标而服务的评估对象。从系统的各个方面对待评对象设立指标,以此来实现评估目标的导向性。(3)科学性:选取的评估指标应能够全面反映研究对象,即智能变电站系统的特点,选取过程中应对各个子系统和指标间的相互关系进行整体规划,尽可能客观真实地反映系统的构成。(4)层次性:多层次化指标体系,自下而上逐层聚合,逐层进行指标的具体化、实例化。也可以按照系统规模将评估指标体系分为多个子系统。(5)定量与定性指标相结合的原则:实际中某些指标难以量化,无法进行精确测量,但是如果不考虑这些非定量指标对系统的影响,就无法得到全面准确的评估结果。

3.2 构建方法

智能变电站评估指标的选取和指标体系的建立是一项复杂和高技术含量的工作,不仅要求从业人员对智能变电站所涉及的IED设备、智能变电站理论知识、站域网络结构、标准应用范围、系统规模评估等要熟练掌握。同时也要求从业人员具备丰富的现场调试经验和发现问题解决问题的能力。另外,必须要收集待研究智能变电站尽可能多的相关资料和掌握智能变电站工程改造项目。评估指标体系的构建大体上可以分为评估指标的初选过程和评估指标的完善过程两个过程,如下所示。(1)评估指标体系的初选过程,此阶段主要从电站整体结构上进行分析。依据资料通常是根据国家电网颁发的《智能变电站技术导则》、《变电站智能化改造技术导则》等。根据导则选出新的IED设备进行汇总,再根据所选设备的性能进行分类,从而建立起设备性能指标集合。设备各方面的指标釆用层次分析法,将设备性能指标按类型分类向下展开为若干二级指标,再把各二级指标分别向下展开成三级指标,依此类推,直到得出定量或定性的指标为止。(2)指标评估体系的完善初选后确立的评估指标集合并不完善,对一些不常见因素往往容易忽略,这就对评估结果造成一定的影响,因此需要对评估指标进行随机选择,然后对评估指标体系进行优化处理,同时需要对初选的评估指标进行系统验证。对影响系统的各种因素进行分析排除,并确保所选指标的选定范围、内容及所用选取方法的正确性,然后再验证所选取指标的重要性、完备性和必要性。以上就是评估指标集合的完善过程,这个完善过程对智能变电站的评估尤其重要。

3.3 评估指标类型

智能变电站整体性能评估指标主要包括经济性指标、技术性指标、实用化指标、社会性指标等。(1)经济性指标智能变电站项目的经济性较好,建设过程中能有效控制工程造价,主要体现在维护成本下降、效率提升、节约有色金属等。项目通常采用GIS全封闭组合电气,具有一次设备占地面积小、保护室面积小、整体工程量减少、节约工程施工费用等优点。智能变电站设备集成化程度较高,能够减少全站的年综合维护费。(2)技术性指标,技术性指标中主要包含全面性指标、互动性指标、先进性指标等。(3)全面性指标:主要反映智能变电站在设计过程中,辅助性设备是否纳入智能一体化设计。全面性指标主要体现变电站的数字化、智能化程度。(4)互动性指标:智能变电站应满足“变电站集约化管理、顺序控制、站控层设备间逻辑闭锁等要求,并可与相邻智能变电站之间协同互动,分享信息,共同支撑各级电网的安全稳定经济运行”。互动性指标又主要包括功能互动化、信息标准化、配置标准化等三级指标。(5)先进性指标:主要包含IED设备、过程层同步对时、易布置性、易操作性、易维护性等评价指标。(6)实用化指标该指标主要用于分析和评价智能变电站项目的验收结果和智能变电站是否在实际生产中发挥了应有的作用。(7)社会性指标智能变电站评价中的社会性指标主要指绿色施工等方面。主要包含节水、节地、节材、节能和节约建筑工程量等指标。智能变电站由于二次布线大量采用光纤通道,全站IED采用统一化规约,通信技术较传统变电站有质的飞跃。一次设备的GIS化减少了土地需求,并相应节约了建设期工程量。

4 结语

本文结合现阶段智能变电站技术规范要求及建设经验,从站域角度来探索智能变电站设备的系统级测试手段以及相应的测试方法,在此技术上建立起对智能变电站整体性能和功能的评估体系。研究结果表明,对智能变电站进行测试时,仅做单体装置的测试是远远不够的。智能变电站具有高度的集成性和互操作性,不应将其割裂成单个装置进行测试,测试中如果不考虑变电站系统级测试,就无法检测装置之间以及整个变电站系统的功能和性能。因此,对智能变电站系统级测试技术进行分析研究和建立设备性能的分析评估方法,对验证全站自动化系统及相关设备的功能、性能,保证变电站可靠的运行以及降低装置的故障率具有重要的意义。本技术的推广应用,可有效提升智能变电站的技术水平及运维管理水平。

参考文献

[1]赵虹霞,王震,巩娜,等.智能变电站的发展现状探讨[J].大众用电,2014(07):13-14.

[2]孙鹏,卢军,等.智能变电站关键技术和设备的应用研究[J].湖北电力,2011(S1):90-94.

电力系统变电站自动化探究 篇11

【关键词】电力系统；电气自动化；计算机技术

电力自动化技术并不是一项新技术，在我国的发展历程已经有半个世纪，但是电力自动化技术的发展缓慢，并没有取得很大的成就和进展。我国对于电力自动化技术的使用和发达国家之间也存在相当的差距。但是，近几年随着计算机技术的广泛应用，我国的经济快速发展，开始让我国的技术与世界领域接轨，也使原有的技术获得了新的发展，这就给电气自动化技术的发展带来了新的发展机遇，扩大了其在电力系统中的应用范围。

一、自动化技术于变电站中的运用

电气系统可以实现电气自动化的管理，由于这项技术可以将计算机基础作为依托，在实际的工作过程中就可以利用计算机技术来控制电力系统。在电力系统中，可以利用计算机技术变电、配电、输电和发电等。计算机技术帮助电力系统完成了很多工作，推动了电力系统变电站自动化的实现[1]。

变电站是电力系统中的一个重要环节，它可以帮助变电站实现自动化的控制。如今在信息化时代，这一构想已经成为现实。变电站充分利用计算机技术实现系统的自动化。更新了变电站的设备，如今新的设备舍弃了传统的电力信号电缆，而是使用现代化的电力设备，光纤或者是计算机电缆。促进了电力系统从机械化向数字化、自动化的转变。在计算机技术的帮助下，促进了自动化管理的速度，包括计算机的屏幕化、运行管理、记录和统计数据的功能都实现了自动化。另外，在操作和控制设备方面也实现了全自动化。现在的变电站在很大程度上可以称作自动化变电站。实际上，变电站相当于一个中介，电力用户和发电厂之间的中介机构。为了加强二者之间的联系，可以使用配输电线路，使用自动化技术进行操作的变电站，不仅可以更加快捷完成工作，还可以提高变电站工作的稳定性和安全性。

二、电力系统中电气自动化的发展方向

和国外技术相比，中国的变电站技术还是比较落后的，处于初级阶段。因此，我们需要积极借鉴外国先进的技术经验，从我国具体的国情出发，研制出更适合我国国情的变电站自动化系统。在未来的中国，变电站的自动化系统可能会朝着以下几个方面发展：

一是我国的电力系统会朝着测量、控制的方向发展。根据我国目前的变电站工作分工情况，我国变电站的人员分配不齐全，现阶段运行的体制也不健全。我国主要采用站内监控采集，實现对数据的自动化操作，这也是我国当前所采用的自动化系统的模式。这个模式比较独立统一[2]。它最大的优势就是可以对电力事故进行分析，进行自动化的处理在计算机界面。但是，要想打破测量、控制、保护之间的界限，实现一体化，就要具备更大的优势。因为这种一体化的自动化模式操作简单、方便，更加适应社会的发展。

二是电力系统会朝着国际标准方向发展。现在越来越多的人认识到IED电力自动化的作用，国际电工委员会为了把这项设备退出市场，促进电力资源的共享，加强各大商家之间的交流合作，促进了厂家站电气全自动化的开发，大力提倡其系统的开发。并且制定了一套取得世界认可的电力系统标准：IEC61 85 0标准。为了达到世界先进水平，我国已经努力学习相关的技术，加大产品研发的力度。

三是中国电力系统正朝着以太网为中心的自动化系统发展，快速发展的社会经济推动了电力系统的发展，但是自动化的电力系统因为具备更多的功能，承担着传输数据的任务，其中通讯工具应该具备更高、更快的特点。而新开发出来的太网恰恰有这个功能，它传输的数据量非常大，速度也快。Et he rnet +TC P /I P就是应用太网这一形式。太网适应了信息化社会的发展，可以和与工业过程应用形成有效结合，产生更高端的现场总线技术。

三、变电站自动化系统的功能

（一）保护微机，保护母线

在一次或者多次跳闸事故中，运用电容器进行保护，还有变压器的保护，可以采用低周进行减少载重量，采用电源自投的设备。

（二）采集和模拟数据，采集机器的状态量

模拟量的采集采样可以通过进出线回路进行采集，掌握其回线的功率，电流值和各个部分的母线电压。测量相应电网相位、频率[3]。只有掌握电量的参数才能把握变压器的压力，然后测量其设备的瓦斯值，温度。这些非正常的电量参数。关于状态量的采集可以采用变压器的方式，把变压器进行分头连接，隔离相应的开关状态，仔细留意断路器的状态。使用信号灯就可以得出机器的运行状态。

（三）记录时间和故障

对于故障中出现的录播事件，要及时保护其设备的动作序列，做好相关的故障记录和维修记录，才能及时把握开关的跳合记录，事件的分辨率一般是2ms，可以按照顺序容纳100多个时间记录。

（四）设定保护值

首先，可以设置一些保护的定值，可以在需要的时候进行相应的切换。保护值对于一些保护装置很重要。

（五）调换断路器和电容器

在变电器的操作中，可以对变压器进行分接头的调控 ，在隔离的开关操作的过程中，进行实时控制，及时对断路器和电容器进行调换[4]。

（六）自动调控电容器

对电压和备用电源的调控可以采用自动调控的方式，电容器可以采用自动切换的方式，投入备用电源，通过电压和功率因素，可以自动控制变压器。如果主电源发生故障，那么就可以采用事先准备好的备用电源。

结束语

电力系统越来越多地应用自动化技术，在进行电网管理方面，也和传统的电力系统有着很大的区别。利用计算机技术，可以实现变电站系统的自动化，大大提高了其工作效率，也节约了运行成本。新理论、新技术的投入和不断的更新，促进了中国电力技术的发展，促进了新旧技术之间的交流和沟通。电力技术在电力系统中的应越来越广泛。我国电力系统中电气自动化的发展方向主要有：在我国，电力系统会朝着测量、控制的方向发展；电力系统会朝着国际标准方向发展；电力系统正朝着以太网为中心的自动化系统发展。变电站自动化系统功能也丰富多样，既可以设定保护值，调换断路器和电容器，自动调控电容器。计算机技术的应用促进了变电站系统的自动化。

参考文献

[1]蒋静玲.探究电力系统中变电站的运用与自动化[J].大观周刊，2012，（34）：179-179.

[2]黄文宇.电力系统中电气自动化的应用探究[J].科技创业家，2013，（13）：114-114.

[3]唐静.自动化技术应用的数字变电站的探究[J].电子制作，2014，（1）：231-231，183.DOI：10.3969/j.issn.1006-5059.2014.01.199.

[4]陈孔宠.变电站自动化通信技术研究[J].中国信息化，2012，（20）：254.

作者简介

变电站自动化系统概述 篇12

1 系统特征

1.1 完整的变电站自动化解决方案

方案从设计开始, 就避免以往采用拼凑式构成的变电站自动化系统从单元设备、通讯网络到监控系统等方面带来的限制, 减少从工程设计、生产、运行、维护以及系统扩展等各个环节的协调工作量, 从而使系统构成的方式更加清晰, 使系统信息的获得更加快捷, 维护工作更简单, 系统扩展更方便。

1.2 平衡式现场总线网络构成无瓶颈的快速响应系统

间隔层的单元设备采用CAN现场总线的通讯方式, 使得系统在信息的采集、传输、响应等各个环节有较大的提高。

传统的通讯方式无法避免通讯系统繁琐和速度缓慢的缺陷, 使得在以往的变电站自动化系统中, 通讯问题始终没有一个理想的解决方案, 现场总线的应用缓解了这一需求。

1.3 人性化设计理念

在单元设备中, 系统采用了“免调试”概念设计、“即插即用”的设计方法以及通用的软、硬件平台。采用了全汉化显示/操作界面, 使使用者可以方便的进行设备的调试、运行于维护工作。

1) 全汉化液晶显示, 全汉化菜单方式, 操作简便。

2) 采样回路, 采用高精度、高稳定的器件, 避免因环境改变或长期运行造成的采样误差增大。

3) 采样回路误差采用软件数字整定, 系统通过串行EEPROM放于交流插件, 上电自动读取, 保证现场更换板件方便, 即插即用。

4) 产品无可调节元件, 大大提高运行的稳定性。5) 完善的自校、自检功能, 满足检修的要求。

6) 通用硬件平台设计, 现场更换板件方便快捷, 减少备件的准备量。

1.4 高标准化通用平台

1) 单元设备的通用性得到提高, 多种产品的硬件完全统一, 产品的使用和维护更简单可靠。

2) 单元设备在诸如模块转换回路的精度和动态范围、测量回路的精度和稳定性得到提高。

3) 单元设备可以记录完整的过程信息, 并将此信息保存在非易失性存储器中, 实现了过程的全息再现, 为系统的运行和分析提供了有力的保障。

4) 软件采用模块化设计, 可以实现从一个硬件平台到更高硬件平台的轻松过度, 保证了产品保护原理、保护逻辑、保护功能的完美继承, 有利于软件的升级。

1.5 高标准的电磁兼容性能

单元设备设计不再局限于某些部分满足某些抗干扰标准, 而是从单元设备的交流输入、直流电源、开关量输入、开关量输出以及通讯等各个环节进行电磁兼容设计。

单元设备采用分面板、背插式结构, 强、弱电回路在物理空间上严格分开。使强电回路的干扰降到最低。对关键器件的选择, 不仅仅局限于功能上的满足, 而且注重其电磁兼容性能, 印制线路板精心设计等。上述措施的实施, 确保装置整体的电磁兼容性能的提高。

2 系统中保护与监控

由一个保护测控单元独立完成一个间隔的保护、遥测、遥信、遥控、遥脉通讯等功能是90年代后期继电保护制造商推出的新一代中、低压系统保护、测控一体化产品, 也是变电站自动化系统的发展方向。

1) 继电保护以被保护的一次设备为对象, 独立设置, 直接由相关的PT与保护CT输入电气量, 动作后由接点输出, 直接作用于相应断路器的操作回路。

2) 继电保护绝不依赖通信网, 只是在保护动作后通过通信网向站控中心报告动作信息。

3) 保护的电流量接保护CT, 测量用电流接测量CT, 保护和测量各具独立的交流采样回路, 既保证了保护所要求的抗饱和性能, 又满足了测量的精度要求。

4) 分面板背插式结构, 数字整定交流采样通道误差, 长度自适应数据窗算法, 集成配网自动化一体化系统功能。

5) 遥信的采集与保护的开入采集分开使用电源, 符合现场习惯。保护出口与遥控出口分别有独立的继电器输出, 保证绝对的可靠。

6) 自带操作回路, 不需要附件设备可直接操作开关, 自适应式跳合闸保持电流, 可靠灵活。

7) 真正的防水、防尘、抗震动设计, 适合安装于开关柜等运行环境较恶劣的现场, 做到间隔层单元的彻底下放。

3 系统的通讯

变电站自动化系统要求站内所有智能设备的信息共享, 同时要与外部系统实现信息共享。早期的变电站自动化系统采用串行通讯技术来实现通讯, 在实际中暴露出通讯速率低、不能实现平衡传输, 不能在通讯网中设置一个以上的主机等诸多问题。CAN现场总线技术在变电站自动化系统中的应用, 彻底改变了上述状况。CAN现场总线技术是德国Bosch公司为分布式系统在强电磁干扰、恶劣工作环境下可靠工作而开发的网络技术, 是一种支持分布式和实时控制的串行通讯网络, 具有很高的实时处理能力。其特点是:

1) 网上任一节点可在任一时刻向其他节点发信, 不分主从, 实现真正的多主式系统。

2) 采用非破坏行总线仲裁技术, 当两个节点同时向网上发信时, 优先级别低的信息自动停发, 而不影响优先级别高的信文发送, 保证在网络负载很重时, 不会导致网络瘫痪。

3) CAN节点在严重错误情况下, 具有自动关闭总线的功能, 使总线上其他节点不受影响。

4) 通讯速率可达1Mbps, 通讯距离可达10KM。可支持110个节点, 2032种数据帧。