变电数据传输（精选9篇）
变电数据传输 篇1
IEC 61850协议将变电站整个系统分为站控层、间隔层和过程层, 由于传统的过程层与间隔层设备之间的信息传输主要通过特定的交换机连接实现的, 传统的信息传输不仅增加了建设成本, 也具有不稳定的特点, 因此, 设计一种一入多出的单向以太网传输设备, 并建立数字化变电站自动化系统, 从而实现一个合并单元向多个间隔层装置发送数据的功能。
一、SIMOOED以太网传输设备方案
传统模式下设备交换机接入方案主要采用方式数据冲突的检测技术、数据路由交换技术和生成树技术来确保信息的正确传输, 但传统的交换机接入方案具有建设成本高、开发周期长的特, 并且在硬件设施上交换机需要高度的CPU来转发数据。因此, 采用SIMOOED设备在变电站自动化系统中的接入方案, 如图1所示, 其具有开发难度小、无数据冲突和硬件实时转发的特点, 与传统模式下交换机接入方案相比, SIMOOED设备具有更多的优势。
二、SIMOOED设备结构组成
SIMOOED设备使用由以太网PHY芯片DP83849IF和零延时缓存芯片CY2309, 其设备原理主要是通过外部布线及双口PHY芯片DP83849IF内部具有丰富的数据路由功能将多个DP83849I联系起来, 从而实现数据的传输。其中, 对u影5MHz的晶振, 可以通过零延时缓存芯片CY2309为每片DP83849IF提供时钟, 对于LED显示器, 可以显示SIMOOED的工作状态, 其系统电压为3.3v, MCU的主要任务是通过I/O对DP83849IF进行有效设置。如图2所示, 表示SIMOOED设备原理。
三、SIMOOED设备设计思路构建
(一) 硬件模块
1数据转发模块, 数据转发模块主要使用双口10/100MPHY的芯片DP83849IF, 其支持MII、RMII、SCMII模式, 同时也支持电口、光口等两种物理接口, DIMOOED设备主要采用SCMII模式、速率为100Mbit/s的光接口和使用6快DP83849IF来实现“一入十一出”、“一入五出”的两种工作状态, 为了实现两个工作状态的切换, 可以通过设置DP83849IF内部寄存器来改变两个端口的数据路由方式, 由于变电站现场间隔层装置的个数直接决定了工作状态的选择, 若合并单元需要传递数据的间隔层装置不超过4个, 则应选择“一入五出”的工作状态, 反之, 选择“一入十一出”的工作状态。在设备设计中, 一般芯片主要分为数据流入口和数据流出口, 每个端口所对应的物理接口, 其都为标准光接口, 然而, 对于寄存器的设置, 应设置由芯片地址和端口片内地址等端口地址, 当芯片地址设置完成后, 则需要固定端口地址。对于“一入五出”的工作状态来说, 与“一入十一出”设计相比, 一些端口没有信号输出, 虽然“一入五出”与“一入十一出”两个工作状态芯片的一些外部连线有所不一样, 但其并不发生冲突, 在进行PCB布线时, 其外部连线可以并存。由于芯片内部数据路由方式有所改变, 但这个方式的改变可以通过软件来实现, 无需变更布线。
2时钟模块, 芯片DP83849IF在SCMII模式下所需的时钟频率为25MHz, 这就要求设备中时钟先与数据线延时需保持一致, 并且在布线过程中每个芯片的4根数据线距数据源的长度应保持一致。SIMOOED可以通过芯片CT2309的引脚REF输入频率为25MHz的时钟并同时输出9个同频率的时钟信号, 一般CT2309的输入、输出的典型延时控制在5~8.7ns内, 若在相同负载条件下, 同一个芯片的输入、输出之间的典型延时为60ns。
(二) 软件模块
软件模块的主要作用是对寄存器的值进行修改, 通过LED指示灯显示设备的工作状态, 并通过设置一个跳线来选择设备的运行状态, 一般情况下, ON表示“一入十一出”的运行状态, OFF表示“一入五出”的运行状态。对于软件模块的串行总线, 主要由MDIO和MDC组成, 一般通过读写指令对串行总线的操作码、端口地址及寄存器地址进行操作, 一般将读写指令中的“开始、端口地址、数据”位均设置到MDIO, 在读指令中, “转变吗、数据”位需要从MDIO中读取, 一般转变码中的Z为高阻状态;在写指令中, “转变码、数据”位则需要设置到MDIO。但需要注意的是:写指令中位的读取与设置需要与MDC时钟配合, 即在MDC下降过程中, 需要从MDIO读取1位二进制数, 而在MDC上升过程中, 应设置1位二进制数到MDIO。
四、设备测试方案调试
设备测试方案如图3所示, 在GPS时钟对所有设备测量装置和保护装置进行校时, 应由一个合并单元来测试数据, 即采用IEC61850-9-1格式来发送最高采样速率, 一般最高采样速率为10k Hz, 通过对比分析测量装置和保护装置的数据, 可以得出SIMOOED数据延时为4.5μs, 其误码率为0, 由此可知, SIMOOED设备满足数字化变电站的应用需求。
结语
在数字化变电站建设中, 确保数据传输可靠性是变电站建设的重要前提, 为了实现数字化变电站单向数据的传输设备, 采用EC61850协议基于网络通信平台的变电站自动化系统, 实现单点对多点传输的功能, 由于SIMOOED具有建设成本低、延时固定等有点, 因此, SIMOOED设备满足数字化变电站单向数据传输设备的需求。
参考文献
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[5]张陈.基于IEC61850的变电站自动化系统设计[D].西南交通大学, 2010.
变电数据传输 篇2
关键词：IEC61850?数字化变电站?过程总线?继电保护
中图分类号：TM58 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2012）09（c）-0071-01
作为电网信息的中间站关于变电站自动化信息系统的发展迅速，经历了集中式变电站、分散式变电站、集中和分散集合式变电站、数字化变电站等多个阶段。数字化变电站作为信息互操作的现代化变电站，实现了以光纤通信代替普通电缆通信以及站内电气设备间信息共享。数字化变电站与常规变电站的最大区别就是基于IEC61850通信规约的分层式的网络传输模型，大量的数字化智能化一次设备的应用，以及非常规互感器的广泛使用，使得数字化传输的需求越来越大。继电保护信息是变电站安全运行的重要信息，而数字化变电站中通过过程总线实现了继电保护信息的传输共享。本文以数字化变电站为研究对象，通过对过程总线的分析，分析了继电保护信息在数字化变电站中的传输实现和优势[1]。
1 分层式数字化变电站
数字化变电站与常规变电站的最大区别就是基于IEC61850通信规约的分层式的网络传输模型。由于大量的数字化智能化一次设备的应用，以及非常规互感器的广泛使用，使得數字化传输的需求越来越大。IEC61850通讯规约是专门为数字化变电站的推广而定义的国际统一通信标准，该协议就是为了变电站数字化信息传输控制而规定的。目前，各电网公司、电气设备制造商和软件开发商等都以此规定为基础，为变电站数字化的发展提供了良好的服务，最终实现变电站信息的无缝连接。IEC61850通讯规约的特点是采用面向对象的数据模型对设备信息节点独立描述，构建出数字化变电站分层式的网络传输模型。数字化变电站在IEC61850的通讯规约下可分为站控层、间隔层和过程层的分层式传输模型。
基于IEC61850通讯规约，目前数字化改造过程中有三种分层式传输模型：
（1）仅站控层遵循IEC61850标准的不完全数字化变电站。一次设备的信息传输仍然采用传统的互感器和开关，仅二次保护装置和监控系统遵循IEC 61850标准。（2）在继承方案一的基础上，遵循IEC61850标准，采用非常规互感器的不完全数字化变电站；间隔层设备通过“过程层网络”接收采样及状态量数据，能够实现多个间隔层设备间数据共享；对于过程层网络，既可以是一个简单网络，也可在同一物理网上根据需要设子网，能够灵活组网。（3）在继承方案二的基础上，遵循IEC61850标准，采用非常规互感器和智能一次设备的完全型数字化变电站；在继承方案二的基础上，一次设备采用电子式互感器和智能开关，二次保护装置和监控系统遵循IEC61850标准，实现完全数字化即智能化。由于某些智能开关技术上还没达到运行标准，因此方案三只是作为目前数字化变电站的发展方向提出，在大多数的数字化变电站当中选择的是第二种方案。其中，过程总线指的就是过程层与间隔层之间的串行通信。
2 数字化变电站中继电保护信息的过程总线结构
数字化变电站中过程层的作用是使间隔层中的继电保护装置、电表和故障录波器获得一次设备的信息，同时接受间隔层设备的控制命令。过程层中的设备主要包括智能电子设备（Intelligent Electronic Device）、常规开关和智能单元等。过程层设备具备自动检测和自动描述的功能。在过程层的合并单元、智能单元与间隔层设备间定义了基于IEC61850通信规约的两种采样值传输方式：IEC61850-9-1（点对点传输）和IEC61850-9-2（网络传输），这两种方式是过程总线的信息映射标准。
IEC61850-9-1通信标准的采样值传输方式与间隔层设备之间通过光纤一对一连接，需要在过程层铺设大量的光缆，不仅会造成合并单元的不灵活安装而且还不便于运行维护，作为目前数字化变电站常运用的标准，点对点的缺点已经日益显现。IEC61850-9-2是基于混合协议栈的抽象模型，应用这种传输方式光缆的铺设量大幅减少，其各数据在过程层上实现了共享，对母差、主变等保护不需再加装其他的数据处理单元，并且全面支持ASIC模型，为智能化变电站的发展奠定了通信基础[2]。如图1所示是以IEC61850-9-2为通信标准的数字化变电站过程层配置图，互感器将一次采样信息转换成数字量信号，通过光纤接入合并单元（Merging unit），合并单元再将接收到的各采集器数据进行同步综合处理，最后提供给间隔层的保护、测控和计量等设备。数字化变电站间隔层内是保护装置，间隔层在对本层实时数据汇总的同时，对一次设备实施保护控制功能，并且在过程层和站控层之间起到承上启下的高速网络通信功能。合并单元是过程层互感器信息向间隔层监测、保护等设备传输的重要桥梁。合并单元包含了互感器接口，保护测控装置接口和同步功能端等[3]。
3 结语
鉴于数字化变电站硬件设备的发展情况，目前较为广泛应用的是不完全数字化变电站的过程总线结构，其中间隔层和过程层之间的信息过程总线传输采用了IEC61850-9-1（点对点传输）或IEC61850-9-2（网络传输）的映射模式，为继电保护等间隔层信息的变电站传输共享提供了保证[4]。
参考文献
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开放的变电站综合数据平台 篇3
目前,90%以上的变电站都实现了综合自动化,综合自动化系统的数据来源于保护测控装置。保护测控装置采集的开关场信息一方面供自身装置使用,另一方面通过计算机网络上传至计算机监控系统。
但目前变电站综合自动化系统缺乏一个统一的综合数据平台,数据源配置的复杂性、多重性、非开放性不仅限制了变电站功能的有效扩充,而且增加了变电站的投资,不利于节约高效型社会的建设。
1 变电站综合自动化数据系统现状
变电站综合自动化系统已经建立起完善的数据网络,并拥有完整的数据库,采用了“站控层+间隔层”的集中分布式体系结构,间隔层的二次设备采集开关场的信息,通过网络上传至计算机监控系统,计算机监控系统再通过站际网络与调度中心通信,各级控制命令则按相反方向下发到计算机监控系统,直至间隔层设备,由间隔层设备对开关场的一次设备进行控制,参见图1。
这种结构模式充分发挥了计算机以太网的高速度、高可靠、高自动性等优势,但仍存在一些不足。
不足之一是数据平台缺乏统一性,间隔层的保护测控装置与一次设备采用电缆连接,任何二次设备都要与一次设备建立独立的信息通道,数据采集各自为阵,相互之间不进行横向数据交流。电压、电流互感器要设置多个绕组,开关设备要设置数十个辅助接点,以满足各种二次设备的需要。以电流互感器的配置为例,最早的互感器只需要配置1个保护绕组、1个测(计)量绕组,随着对系统要求的提高,逐渐扩展到5个、7个、9个绕组。例如,继电保护,从起初简单的过流保护、单套配置,逐渐发展到现在复杂的反向比率保护、各侧差动保护,并且一些保护需双套(多套)配置,往往还需要备用一两个绕组,以防后续功能增加。电力系统的功能在不断地扩展与完善,若继续采用此类增加绕组的方法,将难以满足系统的发展,其成本也将越来越高。
不足之二在于数据平台缺乏开放性,二次设备采集数据之后,不能很好地提供给其他二次设备使用,数据无法充分共享。
数据共享不充分的原因首先是网络硬件的问题,目前的交换机和网络通信口在流量和可靠性上还存在技术瓶颈。其次是当前的通信规约缺乏开放性。通信规约是构建网络的纽带,目前变电站自动化系统广泛采用了IEC 60870系列规约。在此系列的规约里面,通信和功能应用是一体的,功能应用直接被编译在通信报文里面,这使得功能应用牵制于具体的网络类型和通信协议,功能的扩展与改变必须牵涉具体报文的调整。此外,对于相同的应用,不同厂商有不用的定义,即使都按照IEC 60870构造的数据模型,不同厂商的模型之间也是无法通用的。这两个因素使得IEC 60870规约缺乏开放性,给变电站的配置带来许多问题。
(1) IEC 60870需要“对点”。“对点”是监控系统中对数据配置和数据维护的俗称。目前,变电站内部采用IEC60870-5-103规约(以下简称103),调度端采用IEC60870-5-104规约(以下简称104),按照103和104打包的报文,其本身只是在通信层面上对帧格式、传输控制、校验等进行了规范,变电站自身的信息模型在报文里只是一个个没有明显含义的数据。对于任何一个数据或一个数据包,需要发送端和接收端事先约定,并一一对应,在工程验收时必须使每一个信息点动作一次,以验证其正确性[10]。一旦有任何微小的调整,比如间隔扩充或改造,从站内监控系统到调度端的每一个数据点都必须作相应的增补和修改,重新约定,对于系统维护而言,是一项永无终结的劳动,而且增加了工程投资。
(2) IEC 60870难以“互操作”。因为IEC 60870报文需要事先约定,不同厂商可以有不同的约定方式,造成不同厂商的设备无法相互操作。当前,为了实现多个厂商设备之间的通信,监控系统需要配置昂贵的规约转换器,然而规约转换器只能对特定的规约进行转换,并且影响了传输速度和信息可靠性。
因此,建立一个统一的、开放的数据平台是十分必要的。
那么,可否利用IEC 60870标准建立数据平台?由于各厂家IEC 60870版本不统一,能不能把各厂商之间的版本严格统一起来,以实现数据平台的统一性、开放性?答案是否定的。IEC 60870的关键问题在于其本身将通信和应用绑定在一起,即使严格统一规约版本,随着电力系统的发展、功能的扩充,仍需要不断更新规约版本,这将是一项永无止境的工作,不适应电力工业的高速发展。
为了适应变电站通信网络和系统的发展,IEC TC 57工作组制定了IEC 61850系列标准[1],该标准具备以下特点:分层的智能电子设备和变电站自动化系统;根据电力系统生产过程的特点,制定了满足实时信息和其他信息传输要求的服务模型;采用抽象通信服务接口、特定通信服务映射以适应网络技术迅猛发展的要求;采用对象建模及面向设备建模和自我描述以适应应用功能的需要和发展,满足应用开放互操作性要求;快速传输变化值;采用配置语言,配备配置工具,在信息源定义数据和数据属性;定义和传输元数据,扩充数据和设备管理功能;传输采样值等。
IEC 61850标准的制定,为搭建一个开放的变电站数据平台带来了曙光。
2 开放数据平台要素之一——标准建模
标准建模是IEC 61850系列标准的核心。IEC 61850对变电站内所有设备按照功能建模,包括过流保护、分合断路器、绝缘监视等涵盖继电保护、自动控制、在线监测在内的所有功能都按照面向对象和面向设备的原则进行建模。模型的标准化非常重要,只有标准的模型才能被相互解释和互操作。在IEC61850-1中明确提出了对数据建模进行标准化的必要性[1]。
IEC 61850-7-2定义了服务器模型(Server),服务器由逻辑设备(Logical Device)构成,逻辑设备也在IEC 61850-7-2中定义,逻辑设备由逻辑节点(Logical Node)构成。逻辑节点是功能的最基本单位,逻辑节点中的数据对逻辑节点本身进行自描述[2],比如继电保护类逻辑节点就包含该逻辑节点的名称、位置、定值、可操作性等属性的自描述。IEC 61850-7-4定义了88个兼容逻辑节点[4],如断路器(XCBR)、差动保护(PDIF)。差动保护又分为线路差动PLDF、不完全接地PNDF、变压器差动PRDF、母线差动PBDF、电动机差动PMDF、比相差动PPDF。图2显示了服务器、逻辑设备、逻辑节点的隶属关系。
这是一个非常清晰的树状结构,对任何数据的访问不再需要像IEC 60870那样事先约定、逐个“对点”,而是按照“服务器→逻辑设备→逻辑节点→数据→数据属性”的顺序逐级分解,顺藤摸瓜,结构清晰、路径简洁。图1的左侧是对变电站模型访问所采取的服务、通过Get Server Directory收集每个数据对象中有多少逻辑设备和文件名,通过Get LD Directory收集每个逻辑设备中有多少个逻辑节点名,通过Get LN Directory收集每个逻辑节点中有多少个数据对象名,通过Get Data Diretory收集每个数据对象中有多少个数据对象属性名,通过Get Data Definition服务分别读取全部或一个数据对象属性定义。通过这样的服务,建立起完整的分层数据库模型[9]。
虽然IEC 61850中只定义了88个兼容逻辑节点,但用户完全可根据需要扩充并定义新的逻辑节点,不过扩充必须按照IEC 61850中规定的逻辑节点类的基本语义和句法进行标准化建模。由此可见,IEC 61850是一个可以不断改进、扩充、完善的标准,这也是IEC 61850的生命力所在。
上述分层数据库模型对各个制造厂的设备用同一种方法进行访问,这种功能方法可用于重构配置,很容易获得新加入的设备名称[9],为变电站的改造、扩充提供了很大的方便,可以从根本上解决“对点”的问题,大大减少了系统维护的工作量。
3 开放数据平台要素之二——通信、应用相互独立
除了标准建模之外,IEC 61850还支持通信和应用相互独立。
电力系统的运行是一个复杂的生产过程,各类不同的子系统、子功能对网络实时性、带宽、可靠性的要求各不相同,并且这种不同总是在不断变化着。IEC 61850根据电力系统生产的特点,总结出电力系统所必需的信息模型和传输服务,定义了抽象通信服务接口ACSI (Abstract Communication Service Interface),它独立于具体的应用层协议,和具体采用的网络类型无关,当需要与具体的网络接口时,只需采用特定的通信服务映射[11]。
首先是“抽象”,ACSI仅建模真实设备和真实功能,同时只对设备间信息交换作概念性的定义,并不定义信息传输时的具体报文编码[2][12]。图1中的ACSI服务,如Get Server Directory,只表明了“获取服务器目录”这一概念,在具体应用过程中该怎么获取,还需根据具体使用的网络类型作特定的映射。
其次是“特定”,模型之间需要交换信息,以获取各自需要的数据,这就需要将“抽象”的通信服务和“具体”的网络相接口。为此,IEC 61850制定了特定的通信服务映射SCSM(Specific Communication Service Mapping)。所谓“特定”,即是将IEC 61850中的模型利用“具体”的“特定”类型网络和“特定”的网络协议进行通信。
目前的IEC 61850版本推荐的主体应用层协议是制造报文规范(Manufacturing Message Specification,MMS)[6,7]。MMS是ISO/IEC 9506标准所定义的用于工业控制系统的应用层通信协议,通过这一“特定”映射,MMS即作为IEC 61850应用层的协议。
表1中列举了典型的IEC 61850对象到MMS对象的映射。
与之对应,各种信息交换服务也随之映射到MMS服务。表2中列举了部分典型的ACSI服务到MMS服务的映射。各种ACSI服务都通过SCSM映射到具体的服务规范和协议规范,在IEC 61850-8-1定义详细的ACSI对MMS及ISO/IEC8802-3的映射办法,通过这一映射,ACSI中各种服务都通过具体的通信协议得到实现。
特定通信服务映射为IEC 61850带来了足够的开放性,若ACSI需要其他的网络类型,只要改变具体的SCSM即可。假如IEC 61850需用另一种协议替换目前的MMS,只要定义ACSI到该协议的SCSM即可,并不需改变IEC 61850已经定义好的各种数据模型。同理,IEC 61850若要对模型进行扩充、升级,也不需要改变已采用的通信协议,提高了网络的适应能力,实现了网络的开放。
4 开放的变电站综合数据平台
IEC 61850通过标准建模,支持应用与通信相互独立,实现了变电站自动化系统的高度开放性,为变电站的扩充、改造以及电力系统的数据维护提供了可靠的基础。
开放的变电站综合数据平台具备以下优点。
(1)可扩充性强。如图2所示,IEC 61850标准数据模型是扩充性及其良好的树状结构,同一节点上的数据体是并联关系,横向模型之间不相互牵连,理论上可随意扩充。
(2)免维护。IEC 61850在开放的数据结构上还具备完善的自描述性,标准数据模型是能被IEC 61850系统中的任意一个设备识别的模型,不需要对点,不需要人工维护。
(3)增加电力系统的综合效益。综合数据平台的搭建,变电站只需要一个数据源,数据的设备只需从数据平台上获取,互感器只需满足数据平台的需求即可,变电站功能的扩展不再受到互感器、开关配置的限制,既增加了系统的可靠性,又增加了系统的经济性,综合效益大大提高。
(4)为数字电网、智能电网的建设提供了基础保障。变电站是构成电力系统的基本要素之一,数量多,变电站综合数据平台将是电力系统基本的数据来源,变电站内数据平台的标准性、开放性无疑是电力系统数据标准性、开放性的保障。而且,IEC 61850在制定过程中已考虑到了这一点,IEC TC57工作组在建立无缝通信系统体系过程中,强调了整个通信体系以IEC 61850为基础,变电站内、变电站到调度中心的接口都使用IEC 61850,IEC 61970 (EMS应用程序接口)在制定过程中都需和IEC 61850的数据模型协调[8,9],保证从SCADA数据库到过程对象的统一建模,实现全系统的开放性。
5 结语
本文分析了IEC 61850对于建设开放的变电站综合数据平台的重要意义,但IEC 61850是一个新兴的国际标准,与中国电力市场的接口还处于起步阶段,虽然国内国际许多著名厂商已经推出了基于IEC 61850的变电站自动化系统(例如国电南瑞科技股份有限公司的NS3000系统、南京新宁光电自动化有限公司的X7000系统、南京南瑞继保电气有限公司的PCS9700系统),国调中心主持的互操作性实验也顺利进行[13],但IEC 61850本身各种模型的细化及细化后的统一还在进一步磨合中。就最核心的应用层协议MMS来说,IEC61850对MMS的SCSM还存在一定的矛盾[14],还需要寻找更多的解决办法。
总之,IEC 61850在构造思路上具备了充分的开放性,为变电站自动化系统的构建提供了一条新颖的变革思路,为电力系统提供了新的发展方向。在IEC 61850的普及过程中,我们应充分重视标准化建设的重要性,充分发挥国际标准的生产潜力。
摘要：20世纪90年代，电力系统领域掀起了微机化革命，变电站建立了变电站综合自动化系统，系统广泛采用了IEC 60870系列规约，但此规约缺乏充分的开放性，使得目前的变电站综合自动化系统综合效益差、维护麻烦，不利于电力系统的高效运行。21世纪初，IEC 61850系列标准进入市场，该标准在标准性、开放性等方面进行了革命性的改进，为建立一个开放的变电站综合数据平台提供了新思路，也为运行开放的电力系统的建设提供了可能。文章深入剖析IEC 60870和IEC 61850的体系结构，分析了建立开放的变电站综合数据平台的方法，总结了开放的变电站综合数据平台对电力系统的综合效益，最后归纳出建立该平台与推行IEC 61850必须注意的问题。
变电数据传输 篇4
[关键词]图形化数据；变电站；运行管理；应用
近年来，随着城市化进程的加快，人们的日常用电需求日益加大，相关部门越来越重视变电站的日常管理和维护。变电站的运行管理系统相对比较复杂，需要专业人员进行操作和控制。同时，变电站的运行管理效率直接关系到人们的日常用电质量，因此，相关负责人要重视在变电站运行过程中对其进行日常的维护和管理。确保变电站日常运行的准确性，最大程度减少其运行过程中的故障，提高变电站的运行效率，延长变电站的使用寿命。
一、变电运行管理系统的相关概述
变电站运行管理系统是电力系统的重要组成部分，变电站的运行管理质量直接影响着整个电力系统的安全和稳定。随着信息技术和计算机技术在人们日常生活过程中的普遍应用，越来越多的智能技术被应用于电力系统的运行过程中，提高了变电站的运行效率和运行质量。但是，由于人们日常用电需求的加大，变电站运行管理过程中仍然会出现各种问题。
变电运行管理系统流程图
目前，我国变电站运行管理系统是以计算机智能化的管理为依托，取代传统的人工管理方式对变电站的日常运行进行管理。计算机智能化管理指的是将计算机技术应用于变电站运行管理中，建立相应的数据库，逐步形成由设备管理、线损管理和安全管理等功能构成的变电管理系统。相关电力企业负责人和专业人员需要进行相应的数据处理和安全控制等，确保变电运行过程中各项功能的有效发挥。同时，将图形化数据应用于变电站的运行管理过程中，也是提高变电站运行质量和运行效率的重要前提。
二、图形化数据在变电运行管理系统中的应用
在变电运行管理系统中应用图形化数据管理，不仅能够实现查询工作的图形化，同时也简化了相关的操作步骤，提升了变电运行管理系统的运行质量和日常工作效率。变电站在日常的运行过程中，数据量比较大，同时，也相对比较复杂，采用图形化数据管理，使操作步骤和操作流程更加简化，降低了电力人员的工作难度，提高了电力企业的工作效率。
1.图形化数据在变电站运行管理系统中应用的安全性分析
变电站在日常运行过程中，由于管理不当和检查的不及时，经常会出现各种各样运行事故和故障，也不利于对人们日常用电的安全性问题进行解决。在变电站运行管理系统中运用图形化数据进行日常的智能化操作和管理，不仅能够使电力系统运行设备对应的台账管理更加便捷，而且能够实现用户在日常用电过程中对数据的合理的修改，使人们的日常用电质量得到最大保障的同时，实现对图形化数据的安全性保护和智能化管理。
2.图形化数据在电力设备标签中的应用
智能化技术在变电系统管理过程中的应用，不仅提高了变电站的日常运行质量和运行效率，同时，也使得变电站运行管理系统发挥了最佳的状态。将网络技术与电力设备的日常运行进行有效的结合，并进行数据图形化的设置，不仅能够促进电力设备装置的完善，而且能够对电力系统中电器设备的标签进行有效的查询。将图形化数据应用于电力设备标签中，能够时相关工作人员根据需要进行数据的快速读取，直接输入关键字便能进行数据的查询。不仅提高了图形化数据在变电站运行过程中的运行效率，而且很大程度减少了相关电力人员的工作量[2]。
3.图形化数据在对象式包装程序设计中的应用
传统的变电运行管理系统是采用陈旧的编程方式进行日常的工作和数据处理，将图形化数据应用于变电运行管理系统中，能够使其对象式保障处理具有相应的画图功能，不断对变电运行管理系统的相关功能进行改进。将图形化数据应用于对象式包装程序设计过程中，使得整个电力系统中的图形制作和数据管理进行有机的结合，使输入接口的设计更加合理科学，符合变电站的运行规律。
4.图形化数据在线损管理中的应用
线损管理是以线路为单位，对每条线路的每天的损耗情况和每个月的损耗情况进行计算，得出相应的数据。相关工作人员需要根据不同电压等级的电力网电能损耗，依据分压和分线进行统计和管理。然后对每一级电压的每台变压器和每条线路的线损进行统计和计算。通过理论线损计算结果与变电站运行管理的实际情况进行比对，发现变电站运行过程中的异常。将图形化数据应用于线损管理过程中，线损的运行情况和计算结果更加形象和直观，降低了电力人员的工作难度。
三、图形化数据在变电运行管理系统中的发展前景
图形化数据在变电运行管理系统中的应用，使变电运行管理系统不再以传统的编程形式进行操作，提高了变电运行管理系统的日常工作质量和工作效率，同时也很大程度降低了相关工作人员的工作难度。未来的变电站运行系统将实现图形化数据与变电运行管理系统所对应的一次接线图的融合，这也是相关电力企业工作的重心。将图形化系统应用于变电站运行管理过程中，通过对一次接线图的分析，变电运行管理的终端操作用户能够借助对某一开关控制的点击动作对开关单位的综合运行状态进行监督。将图形化数据与一次接线图进行结合，整个变电运行系统所获得的接线图将对相关电力设备的运行状态进行监督和反映，同时也能够对变电运行过程中的电压、电流等进行综合处理，以促进变电运行管理系统综合效率的提升。
四、结语
电力资源是人们日常生活过程中不可或缺的重要资源。无论是电力企业还是相关工作人员都要认识到提高电力企业服务质量的重要作用，将图形化数据应用于变电运行管理系统中。提高变电站的运行效率和日常工作质量，降低电力设备运行过程中的故障，促进电力系统办公的自动化和人们日常用电质量的提高。
参考文献
[1]刘洪.图形化数据在变电运行管理系统中的应用探讨[J].电力讯息，2014，（01）：88.
[2]周良贵.图形化数据在变电运行管理系统中的应用[J].科技创新与应用，2013，（34）：35.
智能变电站数据中心初探 篇5
随着计算机技术的发展和电力系统需求的增加,变电站内建立了许多二次系统,例如监控系统、保护信息系统、“五防”系统、电能质量监测系统、一次设备状态监测系统、同步相量测量装置(PMU)等,这些系统大多独立存在且互不联系。作为监控全网的SCADA/EMS系统,其各种应用需要来自电网的完整信息。事实上,上述各个系统的部分信息均是SCADA/EMS系统所关心的。为了达到这一目的,目前往往采用通信管理单元简单接入的方法实现。但这一方法只适用于简单的十六进制数的接入,不能实现各类数据的接入,也不能对全部信息进行标准化管理。
随着智能电网在全世界研究的深入,信息标准化已经成为未来电力系统发展的关键技术。作为电力系统自动控制的数据源,变电站数据的标准化建设显得尤为重要[1,2,3]。
国内由于无人值班变电站的推广,人机管理功能被向调度/集控系统迁移,各种变电站内原来分散的数据被要求集中向调度/集控传送,因此,采用标准化的数据交换协议、面向全电网应用、建立全变电站信息交换标准化管理的数据管理机制(以下简称“数据中心”)就显得非常有意义,它将实现变电站全数据的完整性、一致性、正确性和标准化。
1 变电站数据流和交换协议分析
1.1 数据的来源
对调度/集控系统而言,整个变电站数据的来源有3种方式:①运行数据为常规的SCADA数据;②变电站自动化系统应用产生的非实时数据;③通过代理直接访问变电站智能电子设备(IED)[4,5]。调度/控制中心与变电站数据交换如图1所示。
目前各种变电站通信协议标准主要考虑SCADA数据的传递,非实时运行的数据存在于变电站内的各种IED,为各种应用服务,由于这类信息没有标准化,没有规范的数据接口协议,只有少量数据采用自定义的方式传递到调度/控制中心。
1.2 数据分类
变电站根据数据处理的特点,主要分为实时数据与非实时数据。实时数据有以下3类:
1)动态数据:包括PMU采集的同步采样数据、电能质量数据等,其数据时间精度为微秒级,传输和处理的实时性要求极高,需要采用精巧设计的数据存储结构,要求具有高效的读写效率。这类基于同一断面的唯一性、一致性的数据,是一些调度系统高级应用软件的基础信息。
2)暂态数据:包括录波装置和保护测控装置记录的瞬态采样数据,其数据时间精度要求为微秒级,但对传输的实时性要求不高。这类数据主要用于发生电力故障后的事故分析。
3)稳态数据:包括“四遥”等数据,其数据相对稳定,定时生成,数据时间精度通常在秒级,处理的实时性要求相对较高。这类数据主要用于常规SCADA/EMS系统的运行监视。
实时数据值不仅有时间标识,还包括对应的品质属性。
非实时数据有以下2类:
1)静态数据:主要指各种配置信息,包括变电站设备的拓扑关系、设备的参数、二次设备的运行参数与定值等。这些数据在整个系统运行期间基本不发生变化,如有变化往往通过统一的版本标记来指示数据发生改变。
2)历史类数据:由变电站基本应用从实时数据中提取,主要包括各种统计报表数据、遥信变位记录(COS)、事件顺序记录(SOE)、保护跳闸和异常事件、一次设备和二次设备状态、控制操作记录、保护故障报告录波的文件、系统维护记录、事故追忆等数据。这类数据产生的突发性高,数据时间精度通常在秒级或毫秒级,要求系统掉电能保持,通常存储处理时要求在内存缓存。历史统计数据和遥测采样数据也属于历史类数据,根据时间定时产生。历史类数据主要用于变电站的各种智能化应用管理。理论上,这些应用所需的历史类数据可直接从原始的实时数据中提取,但现有的数据通道性能与CPU处理能力还不能满足要求,必须由自动化系统的基本应用根据实时数据产生这些历史类数据。
变电站各种应用程序(保护、测控、电压无功控制(VQC)、顺控、“五防”等)自身也会产生各种数据,包括稳态数据、静态数据和历史类数据。
1.3 数据流框图
在现有变电站自动化系统的不同子单元中,由于功能不同,其需要产生的数据种类也不同。各类数据转换关系如图2所示。
以保护装置为例,通过A/D芯片高速采样的数据是动态数据,包括各相电压、电流高密度的采样值,通过数学运算,能够得到各相电压、电流的稳态数据;同时,根据静态数据的配置(主要指定值),决定是否发跳闸命令,跳闸时同时产生历史类数据即保护动作事件信息,动作时要启动录波管理,将故障前后的数据记录下来,该录波数据就是暂态数据。
静态数据和历史类数据面向功能实现,各种自动化设备实现功能的多样化,是当前变电站存在众多种类的子单元的一个重要原因。
1.4 交换协议分析
不同的通信协议对数据的描述有很大不同。在变电站早期的通信协议(如部颁“循环式远动规约(CDT)”、SC1801、μ4F等协议)中,变电站数据源主要有以下3类:①有符号/无符号十六进制或十二进制整数,如模拟量;②按位存取的bit,如开关量;③有符号/无符号三十二进制整数,如电能量。这些数据不支持自我描述,其含义由人机界面程序根据通信的顺序点号解释,数据品质也很弱。
IEC 60870-5系列标准颁布后,增加了数据的自我描述,丰富了通信数据的数据类型和品质,但这些标准传送的数据针对性强,对变电站不同类型的数据采用不同的协议。IEC 60870-5-101协议主要用于监控数据采集,IEC 60870-5-102协议用于电能量数据采集,IEC 60870-5-103协议用于变电站内监控、保护数据采集,这3种协议均是问答式串口协议;IEC 60870-5-104协议用于基于以太网的监控数据采集,主要用于变电站与调度系统的信息传输。
通过分析以上情况可知,由于协议的不一致性和互操作性差,以及数据类型的复杂性,变电站长期以来对这些数据的处理均个性化很强,没有很好的方法来统一。
目前,IEC 61850是变电站内唯一基于网络的通信标准,通过统一数据建模和规范通信标准,其数据模型比较完善地描述了变电站基本的数据模型,很好地解决了变电站内基本的SCADA数据通信。
在变电站自动化系统中,有各种复杂的智能应用,分别在RTU、协议转换器、监控后台、保护子站、PMU子站、“五防”机、VQC等子单元中独立存在,各自的数据存储和读写方式不一,数据交换困难。随着智能化电网的发展,很多智能化应用需要由电网调度系统与变电站自动化系统相互协作完成。对于区域VQC、顺序控制等面向变电站的高级应用的实现,采用IEC 61850标准很难描述这些应用的控制模型和闭锁逻辑配置,变电站智能应用的数据在以往变电站自动化系统中往往以私有数据形式存在,通过自定义的扩展协议方式实现数据交换。
2 变电站数据中心架构
2.1 数据中心的数据流
建立变电站数据中心能将变电站的各种数据进行集中处理,提供信息交换标准化管理,对所有变电站的交换数据(包括运行的数据和非运行的数据)进行模型化,提供一个统一的面向对象和树形层次结构的数据库访问接口,这种数据模型包括IEC 61850标准的变电站配置描述语言(SCL)模型[6]。数据中心的数据流如图3所示。
2.2 数据建模
对于智能应用较少的间隔层装置(即IED),采用IEC 61850的标准数据模型能够实现变电站大部分实时数据的集中处理[7]。变电站数据中心集中了包括各种智能应用运行相关联的各类数据,实现了站内信息一体化。变电站一体化信息平台采用统一的数据建模方式,为各类应用功能的实现奠定了基础[8]。全面实现各类应用功能,要求其模型不仅能覆盖IEC 61850标准的数据模型,还需对各种智能应用的输入和输出(I/O)数据建模。遵循IEC 61850标准的模型扩展规定难以满足各类复杂多变的智能应用对数据建模的需求。
IEC 61850采用动态建模思想,对变电站的各种数据进行统一建模,其核心就是先建立数据模板,根据模板创建模板数据实例,在采用的IEC 61970标准调度自动化系统中,也采用这种面向对象技术的数据实例化过程[9]。
采用面向对象的动态建模对数据描述具有相当大的灵活性,数据中心仍可以采用这种设计思想,将数据中心模型与IEC 61850标准定义的模型和应用的模型集成定义。同时,提供通用的建模工具,对数据的模型进行统一配置,通过模型与数据实例的关联映射,可以实现数据的自我描述。
2.3 数据检索
数据中心的数据检索有按名访问和按对象索引(object index)访问2种形式。整个系统数据根据模型的层次关系被组织成一棵大的数据树,每个数据节点有一个对象索引号及对应的一个数据模型,通过对数据模型的检索,得到数据的属性。按名访问就是通过带层次的属性名引用,检索到数据。在对非格式化数据检索方面, 采用按名访问机制具有相当大的灵活性。
有些应用的数据对象是明确的,出于效率考虑,可以事先建立对象索引和检索名称的索引,使用中可直接用对象索引作为检索关键字。
2.4 数据通信
变电站内,数据中心对外数据接口以IEC 61850通信服务为主,IEC 61850模型数据可以涵盖大部分运行数据。
对于应用产生的各种不同的数据,数据中心另外提供其数据库的远程读写接口。通过这种接口可以让各种应用部署在不同设备上,物理设备与数据中心所在设备分离,但逻辑上不分离。
3 数据中心的数据管理和应用
变电站数据中心为各种应用提供统一的数据存取接口,并通过对其接入的数据进行预处理,确保为应用提供准确、可靠的数据。数据中心的建立,一方面集中并规范了各种应用的不同类型数据的通信接口,降低了应用系统的复杂度;另一方面通过对数据的统一预处理,降低了应用的处理负担并提高了应用的可靠性。
3.1 数据品质管理
数据中心提供具有一致性和完整性的数据,包括对冗余数据进行处理、对同步数据的插值处理来补充缺失的数据[10],通过状态估计能对坏数据进行判断,丰富数据品质标志,从而确保数据的有效性,减轻应用对数据来源有效性的预处理负担。
3.2 数据安全管理
根据电力二次系统安全防护规定,变电站存在不同安全区的数据。在变电站内原属于安全Ⅱ区和Ⅲ区的信息,通常因为独立成系统而未做特别安全防护处理,采用数据中心统一处理后,应将该类信息按安全Ⅰ区处理;同时,对外信息发布的接口加装隔离设备,以满足安全管理规定。
应用与数据中心连接,采用统一的认证机制和加密机制,在确保数据共享的前提下,集中处理简化了安全管理负担[11]。
3.3 数据中心的应用
基于数据中心实现数据的统一收集和处理,可以有效保证数据的实时性和完整性,为变电站智能应用的实现提供了基础。数据中心的建立将极大地影响现有变电站自动化系统结构。在图3中,数据中心是作为一个独立的系统存在,随着计算机技术和相关运行管理标准的完善,变电站各种二次系统将不断融合, 数据中心可以成为智能电网信息交互平台[12]。一台基于数据中心实现的变电站子站控制器,其功能集调度通信、SCADA、VQC、防误闭锁、保护故障分析等,为调度部门和变电站实现各种智能化应用互动提供实现途径。子站控制系统功能架构如图4所示。
变电站子站控制器的实现体现了变电站应用功能在横向上趋于融合[13]。在站控层自动化方面,RTU、协议转换器、监控后台、保护子站、PMU子站、“五防”机、VQC等子单元在逐步融合。目前,“五防”监控一体化机应用已经开始出现,后台或总控集成VQC功能也有应用。在间隔层设备方面,各种装置也在趋于融合[3],四合一装置体现了保护装置与测控装置的功能融合,测控装置与PMU功能融合的产品目前已有研究。
在纵向上,智能化电器体现了一次设备与二次设备功能融合,电子式电压互感器和电子式电流互感器的出现已经模糊了一次设备与二次设备的界限,间隔层设备的功能越来越强大,原来各种归属站控层功能也在向间隔层迁移。
统一、标准管理的数据中心由于采用灵活的模型建立机制,能够很好地适应这种融合的发展趋势。变电站自动化设备功能通过向横向、纵向不断融合的发展,二次系统架构将变得简单化。未来的变电站自动化有可能会发展到除智能化电器外,仅用一台基于数据中心的计算机系统,通过通信网络完成所有变电站自动化系统的监视、控制、保护、信息远传和智能化应用等所有功能。
4 结语
智能变电站是智能电网的重要环节,变电站智能化应用的实现对变电站数据的实时性、一致性与完整性要求提出了新的需求。网络通信技术和IEC 61850标准在变电站自动化中应用的成熟以及电力企业集约化管理的发展,变电站自动化系统的信息整合已成为不可逆转的潮流。随着特高压大电网联网的开展以及智能调度应用的实现,将对变电站数据的完整性、可靠性提出更高的要求。在变电站当地建立数据中心并保证数据的完备性,可以更好地保障电力系统的安全稳定运行。
摘要：变电站内各类数据的集成是变电站智能应用实现的基础。文中分析了变电站各种数据的产生机理以及各类通信协议对数据交换的支持,阐述了变电站建立数据中心对智能变电站建设的意义,给出了智能变电站数据中心的架构,对其数据的标准化收集、统一存储、统一检索进行研究,提出了内核数据存储采用动态建模、数据检索采用面向对象的实现方式,并对数据中心的数据品质和安全管理提出了要求,最后给出了基于数据中心的变电站功能应用在智能电网中的发展前景。
变电数据传输 篇6
智能变电站是智能电网的基础和支撑节点,是衔接智能电网发、输、变、配、用、调度六大环节的关键,也是实现能源安全、稳定、高效转换和控制的重要组成部分。国家电网公司于2009年进行了2批智能变电站的试点建设,并从2011年开始全面推广智能变电站。经过近几年来的研究和实践,目前推广建设的智能变电站初步实现了全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、高级功能应用互动化,大大提升了变电站整体的运维自动化水平[1,2]。但与此同时,在推广建设智能变电站的过程中也遇到了各方面困难,制约了智能变电站的进一步深入发展。为更好地支撑运行、检修核心业务的集约化管理要求,突破智能变电站在建设、运行方面遇到的发展瓶颈,国家电网公司于2012年着手研究与建设新一代智能变电站,目前已有一批试点工程建成并投运。
在新一代智能变电站中,对变电设备的运维管理多维化、精益化是大趋势,大量采用集成了状态检测传感器和智能变电一次设备及新式传感器,监测程度和一次设备的智能化水平大幅提升。随着监测数据采集点周期的缩短,海量的状态监测数据源源不断地产生,这就让应用大数据技术对新一代智能变电站中变电设备进行更为准确和实时的状态监测与评估成为可能。
智能变电站与大数据理念的结合,会对智能电网的发展和智能变电站的变革产生深刻影响。在文献[3-6]中,结合云计算和智能电网的特点,详细说明了基于云思维的理想化智能变电站结构、智能电网的调度及扁平化结构的智能电网,并以此为背景提出了利用网络通信和分布式服务结构实现在虚拟环境下的资源共享和协同工作,实现通过界面直接访问变电站数据,提高了变电站的实时监测水平,充分体现了“电力流、信息流、业务流”高度一体化的理念。本文对在新一代智能变电站变电设备状态监测与评估中的大数据挖掘技术应用进行了总结和展望。
1 研究现状
大数据挖掘是指从海量、完全、多源、异构的数据中挖掘人们无法预知的,但又实际上蕴含着潜在的可被利用的知识的过程。图灵奖得主吉姆格雷曾描绘了数据密集型科研未来发展的愿景,未来的数据密集型科研可仅基于数学模型的海量数据,即可对数据进行分析,也就是将海量数据输入庞大的计算机器集群中,只要数据中存在相互的相关关系,经过计算机集群的计算分析便可挖掘出过去关注因果的科学方法很难发掘出来的新的模式、新的知识甚至是新的规律。新一代智能变电站中变电设备的众多状态信息中同样包含了电力设备的状态和故障演变机理,通过大数据的分析挖掘理论可直接发现这些规律。
适用于新一代智能变电站变电设备状态信息大数据挖掘的方法目前主要是基于计算机集群结合分布式并行计算的方式,包括高性能计算所广泛使用的信息传递界面[7]、应用于大规模计算机集群的Map Reduce等。Map Reduce模型如图1所示。
整体来说,大数据挖掘技术在新一代智能变电站变电设备状态监测与评估中的应用还处于起步阶段。目前已有一些学者使用人工神经网络算法、模糊推理、专家系统、动态聚类、支持向量机、小波分析等方法进行变压器故障诊断[8,9]。文献[10]给出了基于Map Reduce的电力变压器并行故障诊断过程,应用4个Map Reduce过程执行故障诊断算法的训练阶段,并得出分类模型,应用1个Map Reduce过程完成对电力设备状态信息数据的故障诊断。文献[11,12]在智能变电站环境下,针对各种智能量测装置运行过程中产生的海量状态监测数据,提出在大数据环境下设备故障快速识别与预测的模型,对大数据进行深度挖掘,对故障的特征及与设备的关联关系进行提取,结合周边变电站信息定位发生故障或出现危险情况的具体设备和故障原因,协助运行人员及时分析和处理事故。文献[13]详细分析了变压器故障识别新方法的意义及措施。
2新一代智能变电站变电设备状态监测与评估诊断数据源
目前,变电站主要通过人工巡视、离线实验、带电检测、在线监测等方式和手段获得设备的状态信息,根据评估模型进行设备状态评估,判断设备状态是否异常,并预判设备的故障情况,在故障发生前对设备安排合理的检修时间和项目[14]。但在传统的变电站中,多数对设备状态的监测依赖于人工实验等低智能化的或离线实验、带电检测等长时间周期的手段和方式,这对进一步精准监控并掌握设备状态造成了制约。
随着新一代智能变电站变电设备物联网的建立和传感技术的提升,智能变电站中变电设备大量采用在线监测手段获取状态数据(见图2)。变压器、断路器、电容性设备(如套管)、金属氧化物避雷器等主要变电一次设备的在线监测已较为成熟,运维人员对设备的状态监测与评估诊断更侧重于在线监测数据。由于变电设备状态数据的丰富,使得大数据技术得以在智能变电站变电设备状态监测与评估中挖掘出有用的信息。
在对变电设备状态信息进行大数据挖掘时,需要收集各种可用于状态评估的设备全生命周期的资料、数据、记录等内容。传统意义上的设备状态信息来源主要包括设备台账参数、投运前试验参数、运行记录数据、巡视记录参数、带电检测参数、在线监测参数、检修试验参数、保护信息参量以及缺陷/故障参数。
根据设备状态信息的更新频率,可以将上述不同来源的状态信息划分为静态参数、动态参数和准动态参数。
1)静态参数。①设备台账参数:包括设备名称与型号、厂家信息、出厂和投产日期、设备详细参数等。②投运前试验参数:包括型式试验、出厂试验、交接试验、启动调试、抽检试验等。
2)动态参数。①运行记录数据:设备内置在线量测记录(有别于加装的在线监测装置)的各种运行参数、设备运行负荷/过负荷情况、短路电流水平及持续时间、开关动作情况及跳闸次数、保护动作情况以及环境气象条件/不良工况等。②巡视记录参数:设备外观、振动与声响、负荷情况、表计指示、位置指示、测温情况、阀门位置、开关位置等。③带电检测参数:红外/紫外成像检测、避雷器带电监测、不停电取油、气样试验等参数。④在线监测参数:包括油色谱在线监测、容性设备介损在线监测等参数。
3)准动态参数。①检修试验参数:包括例行试验、诊断性试验、专业化巡检、检修等参数。②缺陷/故障参数:包括缺陷/故障发生时间、部位、现象及程度、原因分析、消缺/故障处理情况以及家族性缺陷信息等。
大数据挖掘方法由于其轻因果、重相关性的特点,除上述新一代智能变电站变电设备的电量信息外,还可接入非电量信息,如社会经济数据、气象数据等。在考虑非电因素下进行智能变电站变电设备的状态监测与评估诊断,往往会得到之前预想不到的相关关系,这些潜在的知识将进一步帮助新一代智能变电站运维人员提升运维工作水平。新一代智能变电站变电设备状态监测与评估诊断数据源如图3所示。
3新一代智能变电站变电设备状态监测大数据预处理
随着新一代智能变电站自动化和一体化的发展,设备状态监测数据的呈现多了许多特点:数据海量化,数据规模增长迅速,呈几何倍数扩大;数据多元化,数据来源广泛,不仅包括各种实时在线监测数据,还包括设备台账信息、带电检测、试验数据、故障数据等离线信息;数据结构和种类更加丰富,包括各类结构化、半结构化数据以及非结构化的数据,且各类数据查询与处理的频度以及对性能的要求也各不相同;数据在不同平台间互通变得困难,交互性较差[15]。
目前,众多专家学者在融合变电设备状态监测数据多源异构问题方面进行了有益的探索。针对输变电设备全景信息多源、异构特性不利于数据的高效整合和深度挖掘利用的问题,文献[16]提出一种基于改进混合本体的多源异构数据聚合方法(见图4),通过构建数据源的局部本体以及全局本体,利用本体的语义特性解决数据聚合中关键性的语义异构问题;采用网络本体语言和语义网络规则语言相结合的方式建立全局本体和局部本体之间的映射,实现映射的重用和共享[16]。
目前,电网业务系统种类多、数据量大,为了有效整合数据资源,建立多源异构融合型的电网大数据库,文献[17]对数据获取、数据预处理、数据清洗、数据质量评价、数据转换等模块进行了设计,研究开发了面向多源电网业务系统的数据获取及转换装置,其面向多源异构电网大数据的获取与转换架构及实现方法在多个典型电网业务中进行了验证。为了减少继电保护信息系统数据上传和数据处理的规模,文献[18]提出了一种继电保护状态评估数据精简的思路,构建精简数据指标集对继电保护系统状态的特征进行表征,并提出利用该精简指标数据对继电保护进行在线状态评价的方法。
对于新一代智能变电站变电设备状态监测大数据的清洗工作,文献[19]将设备状态信息等效成各状态量的时间序列,通过对时间序列中的异常数据进行分类并分析不同类别异常值对时间序列模型的影响,提出了一种基于时间序列分析的双循环迭代检验法。文献[20]则提出一种基于时间序列分析和无监督学习等大数据分析技术的异常检测方法,从数据演化过程、数据关联的全新角度实现异常检测。
4智能变电站变电设备状态监测与评估大数据应用展望
4.1 智能变电站变电设备异常知识库的建立
4.1.1 智能变电站变电设备关键特征状态参量的提取
新一代智能变电站变电设备状态种类多而繁杂,如何在其中甄选出最能反映设备状态的数据是非常关键的工作。通过收集新一代智能变电站变电设备状态数据,可以建立基本的大数据挖掘设备状态数据库。通过一定的预处理方式,可以按时间序列将设备状态与多而繁杂的各基础状态参量进行向量化,之后通过一定的相关关系计算便可得到最能体现新一代智能变电站变电设备状态的关键特征状态参量。例如,可通过计算状态监测参量和设备状态间的欧氏距离来对相关程度进行度量。
对于任意2个长度为d的向量xi=(xi1,xi2,…,xid)及xj=(xj1,xj2,…,xjd),其欧几里得距离为:
欧氏距离越小,代表状态监测参量与设备状态的相关程度越高。通过设定一定的关键特征状态参量最大提取距离值作为提取标准,即可建立设备关键特征状态参量体系。
4.1.2 智能变电站变电设备缺陷数据分析
文献[21]中采用相关分析探索了缺陷类型之间、缺陷类型与投运年限之间的关系,可以增进对缺陷发生原因的理解。缺陷主题河如图5所示。
在图5中,正相关关系用蓝色表示,负相关关系用粉色表示,颜色越深代表相关性越强,通过对缺陷的相关性分析,可得到一系列有益的结果。
4.2 应用大数据技术的新一代智能变电站变电设备状态评估
国家电网公司于2010年颁布了一系列关于变电设备状态评价的企业标准[22]。截至目前,包括国家电网公司内的国内电网公司对变电设备状态评估主要采用专家打分的方法。专家打分制的优势在于结构简单、便于执行,但其对各状态量扣分权重的确定由于掺入较多的专家经验和主观因素,导致难以客观反映该状态量的实际影响的大小。
文献[23]认为,基于设备缺陷/故障记录统计情况,考虑到设备缺陷/故障的影响程度及其后果的严重性,以及状态参量能够表征设备缺陷/故障类型的程度,并根据历史监测与评估数据,考虑所用监测手段所获取状态监测量的准确及有效程度,结合大数据挖掘技术,可以较为准确地设定设备状态参量的权重。文献[24]则利用挖掘到的设备状态参量和故障的关联规则知识,计算单项状态参量的常权重系数;同时提出具备均衡函数的变权综合模式,以此为基础,综合各单项状态参量的常权重系数计算设备综合状态量的变权重系数。
在充分收集大量状态监测评估案例后,在大量状态信息分析的基础上,基于历史评估数据与事后验证数据,可利用多元回归分析和大数据分析技术手段,研究建立反映电力设备状态变化、缺陷和故障发展过程的趋势分析模型,实现对主要故障模式的诊断和危急度评估。
5 结语
变电数据传输 篇7
随着中国智能电网的建设,智能变电站技术得到迅速发展[1,2,3,4]。与传统变电站相比,智能变电站中信息交换的主要介质由电缆变为光纤,其中传递的信号也由模拟量变为数字量。电子式互感器和合并单元在智能变电站中得到大量应用,一次电压和电流信号被电子式互感器采集并转换为数字信号,经合并单元汇集、同步后传递给后续的测量和保护装置进行处理[5,6]。在此过程中,由于外界电磁环境的干扰以及电子设备本身的不稳定,传递的电气量信号可能会失真,表现为一个或多个数据点的突变,这些数据点被称为异常数据点。异常数据不是一次电气信号的正确反映,但其数据帧中的品质因数位是正常的,测量和保护装置视其为正常数据进行处理,会给结果造成较大影响,严重时会造成保护的误动。所以,二次设备在对接收到的采样值信号进行处理之前,需要对数据点是否异常进行判断,并在必要时对异常数据进行修复,以保证二次数据的可靠性。
关于变电站中异常数据的识别与恢复方法,国内外从业者已经做过一些研究。文献[7]提出了“采样值的3点连续有效判别法”,分析了电力系统正常运行及故障下电流、电压波形的特点,指出波形除若干间断点外在其他任意点处连续可导且导数同样分段连续,并利用这一特性判断采样值是否异常。文献[8]提出了一种基于幅值比较的采样值检测抗异常数据方法,通过对电流信号单个采样值与计算出的电流幅值的比较来进行判断。文献[9]通过比较目标采样点数据与相邻2采样点数据的绝对值大小来判断其是否异常,并用曲线拟合的方法恢复异常数据。文献[10]提出通过连续3点采样值来计算基波分量电流量的快速幅值,通过不同采样点计算处的快速幅值的互相比较以及此幅值与固定门槛值的比较来判断数据是否异常。以上异常数据识别方法普遍使用采样值的绝对值比较、连续采样点一阶或者二阶差分值的比较来判断数据是否异常,存在着门槛值难以选取、异常数据点数值较小时无法识别、连续多点异常数据识别困难以及影响快速保护动作时间等问题。
本文提出一种智能变电站异常数据识别及恢复方法,对一段时间内实际采样值的拟合信号与理想状态下电力系统电气量信号进行比较,根据其一致程度来判断采样值数据是否异常,并按照理想信号所应遵循的规律对异常数据进行恢复。
1 正常采样值数据的特征
在电力系统稳态过程中,电网内流过稳定的工频电流;在由线路故障等原因引起的暂态过程中,除了工频分量,电网电流中还会含有衰减的直流分量。因此,电网电流的一般表达式可由式(1)表示。
式中:A为工频电流的幅值;φ为其初相角;B为衰减直流分量的初值;τ为其衰减时间常数。
式(1)中共有4个未知量,通过4个采样点的数据就可求解此电流表达式。所以,连续5点的采样值必将满足一约束条件。设连续5点的采样值数据为yk～yk+4,根据式(1)写出其表达式并进行泰勒展开,可得式(2)。
式中:Ts为采样周期。
对式(2)中的5个表达式进行整理,得到连续5点采样值数据应满足的约束条件:
2 基本原理
式(3)描述了变电站二次系统中连续5点电流采样值数据应满足的约束条件。本文算法的思路就是判断当前采样点数据是否满足此约束条件,将不满足的采样点列为异常数据,并根据其周围的正常采样点对其进行恢复。本节依次介绍算法中的启动元件、判定算法和恢复算法。
2.1 启动元件
设当前时刻的电流采样值数据为yk,同时,可利用之前连续4点的采样值数据按照式(3)对yk进行预测,记预测值为,可得:
通过对yk和进行比较,即可得到启动元件的动作条件:
式中:Im为系统额定电流幅值;ε1为启动元件门槛值。
ε1可根据不同系统能容忍的异常数据值偏移程度自适应地更改。若二次系统所处电磁环境较为恶劣,出现的异常数据种类繁多,ε1可设为1个较小值,例如0.5,即预测值与实际值的偏差大于额定电流幅值的0.5倍时启动元件就将动作,启动后续处理流程。当环境较为理想时,偶尔出现异常数据不会给保护系统的判断造成太大影响,此时ε1可设为1个较大值,当采样值偏移程度较小时启动元件不动作。
使启动元件动作的采样值数据对应2种情况:1)采样值本身为本文算法所关注的异常数据,需要被识别并恢复;2)此采样点对应了1次系统由稳态过程进入暂态过程(例如线路发生故障)的临界点,此时刻的电流采样值与在它之前的采样值并不满足式(3)所示条件。所以,启动元件动作时的采样值数据并不一定是异常数据,需要由后续判定算法做进一步的判断。
2.2 判定算法
文献[11,12,13]讨论了波形系数的概念和应用,用以衡量电流或者电压波形偏离正弦波形的程度。本文在此基础上对其概念进行扩展,重新定义波形系数,用以衡量电流波形偏离正弦量与衰减直流分量相叠加的复合波形的程度。设每个数据窗内采样点的个数为N,其波形系数R的定义如下:
将式(3)等号2边的内容挪到等号同一边即得到波形系数R分子部分的内容,其分母则为数据窗内采样值绝对值的累加。理想状态下,电流采样值满足表达式(3),故波形系数R的分子为零,其值也为零;若采样值中存在异常数据,R的值将不为零。据此,可对数据窗中的异常数据进行判定,判定条件为：
式中:ε2为判定条件的门槛值。
若R大于此门槛值,则说明数据窗内有异常数据,需考虑闭锁保护或者对异常数据进行恢复。
一次系统由稳态进入暂态的临界点对应的电流采样值可能引起启动元件的动作,而根据波形系数进行的判定算法则能够将它与异常数据进行区分。原因是临界点与其后采样点构成的数据窗内的采样值依然满足式(3)约束条件,将此点作为计算波形系数的数据窗中的第一个点时,计算得到的波形系数R仍然为零,不满足判定条件。而含有异常数据的数据窗的波形系数R必然大于零。
式(6)中N和式(7)中ε2的取值遵循以下规则:波形系数R的计算至少需要5个采样点,即N最小值取5。为满足保护的速动性要求,算法所需数据的时间窗不应大于10 ms。所以,当采样率为4 kHz时,N可取5到41之间的整数。ε2的取值由N和ε1共同决定:选取一段标准工频信号中连续的N个采样点,将其中第一个采样值替换为异常数据,异常数据的偏移程度由ε1决定,由式(6)计算此段采样值数据的波形系数R。在同一段标准工频信号中改变选取的N个采样点的位置重复计算,使第一个采样点的位置遍历整个信号周期,计算出不同的R值,取其中最小的R赋值给ε2。
2.3 恢复算法
在系统发生故障的情况下,对异常数据进行恢复而非简单剔除,可有效缩短保护的动作时间。
通过启动元件与判定算法的配合可判断出异常数据点的位置,对于连续出现的异常数据,则可判断出异常数据区间的位置。根据异常数据区间之后的正常采样值数据可对这些异常数据进行恢复,记恢复后采样值为,由式(3)可得:
定义式(8)为逆向恢复公式,即从时间顺序上看,先恢复最后一个出现的异常数据点,再依次恢复之前出现的异常数据点。
启动元件、判定算法和恢复算法中的各项公式均是根据式(1)所表示的理想电流表达式推导得到的,灵敏度较高,一旦电流中含有谐波分量,将对各公式的准确性造成影响。启动元件和判定算法可通过设定的门槛值ε1和ε2避谐波的影响。对于恢复算法,谐波的存在会使得逆向恢复式(8)在计算过程中产生偏差,若异常数据区间内连续出现的异常采样点较少(不多于3个),则偏差较小,恢复出来的波形较为理想;若异常数据区间内连续出现的异常采样点较多(多于3个),计算偏差会累计,使得最后几个被恢复出来的点(异常数据区间中排在前面的点)偏差较大,造成波形的畸变。为此,当异常数据区间内连续出现的异常采样点多于3个时,在逆向恢复数据的同时,根据异常数据区间之前的正常采样值数据进行正向恢复,得到正向恢复后采样值,其计算公式与式(4)计算预测值的公式相同。记最终的恢复后采样值为,它由正向恢复后采样值和逆向恢复后采样值按照采样点所处位置与异常数据区间起始点和结束点位置的距离加权平均而来,计算公式如下:
式中:Pstart为异常数据区间起始点位置序号;Pend为异常数据区间结束点位置序号;m为要恢复的采样点位置序号,各位置序号与相应采样点出现的时刻一一对应。
大多数情况下,二次系统采样值中连续出现的异常采样数据个数较少,使用逆向恢复式(8)进行恢复即可;对于偶然出现的大量连续异常数据,需同时进行正向和逆向恢复,然后按照式(9)计算得到最终结果。
3 算法实现
本文所介绍算法的流程图如图1所示。首先,根据式(4)对采样值进行预测,根据式(5)决定启动元件是否动作。启动元件动作后,将当前时刻采样点序号k赋值给异常数据起始点位置序号Pstart,延时N-1个采样点的时长并根据式(6)计算此前N个采样值数据的波形系数,由此判断这N个采样值中的第一个数据是否异常。更新采样值数据并重复计算波形系数,直到式(7)判定条件不满足,说明此时N个采样值中的第一个数据是正常数据,k-N也就是异常数据区间的最后一个采样点的序号,将其赋值给异常数据结束点位置序号pend。比较Pend和Pstart,若前者小于后者,则说明引起启动元件动作的是一次系统由稳态进入暂态的临界点,无需特别处理;若前者不小于后者,则2个位置序号标定出了一段异常数据,需要根据其数据长度按照式(8)或者式(9)对其进行恢复。
4 仿真验证
在Power Systems Computer Aided Design(PSCAD)平台下建立仿真模型,模拟输电线路单相接地故障时的暂态过程,并得到故障相电流波形。用4 kHz的采样频率对故障前后共0.1 s的电流进行采样,得到401个采样值数据。改变某些采样值数据使其成为异常数据,共有7处,每处异常数据的位置序号与异常类型如表1所示。
包含异常采样值数据的电流波形如图2(a)所示。使用本文算法对其中的异常数据进行识别和恢复,各参数取值如下:Im=1 kA,ε1=0.5,N=21,按照2.2节的规则计算得到ε2=0.026。图2(b)表示本方法对(a)中异常数据的识别情况,“1”代表对应位置的采样点为异常数据,“0”代表无异常。图2(c)为本方法对异常数据点的恢复情况。
第100号采样点为异常数据点,但由图2(b)可知,此点并没有被正确识别,原因是此点采样值偏移程度小于ε1。从对异常数据点的识别和恢复效果来看,本文方法可对异常数据进行有效识别,同时,故障时刻的采样值并未被识别为异常数据;除了单点异常数据,对连续3点和连续10点的异常数据也能有效识别和恢复;可有效识别偏移程度大于门槛值的异常数据,同时规避掉偏移程度小于门槛值的异常数据。除此之外,本文方法所需要的数据窗长度可调,例如仿真实验中选择的N=21,对应时长为5 ms,即异常数据结束5 ms后可对异常数据进行恢复并开放保护,此数据窗与保护算法用到的数据窗重叠,不会额外增加保护动作时间。极端情况下可取N=5,对应时长为1 ms,以满足快速保护的动作时间要求。
5 结论
变电数据传输 篇8
根据IEC61850标准,数字化变电站的通信体系分为变电站层、间隔层和过程层3层。其中,过程层与间隔层设备之间的网络通信被称作过程总线通信[1]。基于网络的过程总线解决方案因其低成本的优势受到广大用户和厂家的青睐,但是采样信号、保护动作这类直接关系到变电站系统安全稳定运行的数据传输,对网络性能的要求非常苛刻,如何保证这些数据的实时性、安全性、可靠性成为过程总线应用和发展的关键[2,3,4,5]。
本文研究了一种基于采样值传输的过程总线仿真系统。该系统真实再现了过程总线采样值的传输过程,为继电保护实验提供了一个数据流量仿真测试平台。
1 过程总线简介
基于IEC61850-9-2[6]标准的变电站过程总线将取代传统变电站的二次电缆接线。过程总线采用工业以太网实现。典型过程总线结构如图1所示,间隔层与过程层之间通过总线(以太网)互联,其数字化接口——合并单元提供了采样值传输服务。采样值传输是间隔层保护、测控装置自动化运行的重要保证,是实现变电站过程总线数字化通信的基础。
过程总线为一次设备与二次装置之间相互通信的重要枢纽。在过程总线设计中,合理的工业以太网构架是非常重要的。对于不同等级的变电站应该有不同的网络结构。网络性能决定了工程配置方案的可行性。研究过程总线网络性能的方法[7,8]有3种:实测法、数学分析法和仿真法。由于数字化变电站通信网络的复杂性和不确定性,对其进行实测或做出精确的数学描述比较困难,因此选择仿真法。
2 仿真平台
2.1 仿真源
采样测量值SMV(Sampled Measured Values)报文是互感器所采集到的电压、电流信号通过合并单元数据集聚合并产生基于以太网格式的数据帧。SMV报文与采样值传输控制模块的定义有关。采样率和应用协议数据单元APDU(Application Protocol Data Unit)是决定SMV流量的关键。为了保证继电保护动作的实时性,合并单元会按照同步采样频率向间隔层保护单元发送周期性SMV报文。由于采样率大的特点,SMV实时数据流占据了过程总线的大部分流量。
IEC61850标准定义了2种采样值传输模型,即IEC61850-9-1SMV和IEC61850-9-2SMV。前者主要应用于传统变电站的点对点通信回路情况下,帧格式固定;后者应用于过程总线,其亮点在于将SMV模型映射到以太网ISO/IEC8802-3传输栈上,帧格式不固定,具有较好的可展性,更适应新的应用需求[9]。因此,本文将以IEC61850-9-2 SMV作为仿真源。
2.2 仿真平台结构
过程总线的仿真是对变电站过程层和间隔层之间的网络流量仿真,是真实再现变电站采样值传输的仿真。该仿真主要是为继电保护设备提供采样数据和影响保护动作的背景流量,并不考虑采样数据是如何获得的,因此不包括电磁式或电子式互感器采集电压、电流信号以及合并器收集该信号的过程。过程总线采样值传输仿真系统包括3个部分。
a.网络平台。变电站过程层和间隔层之间的通信网络。核心设备是支持IEEE802.1p和IEEE802.1q的工业以太网交换机。
b.流量源。为了定性、定量的分析,IEC61850定义的SMV报文应该支持采样值传输模型的配置。
c.流量控制器。用于控制和管理各路传输通道,实现基于发布者/订阅者的高速点对点(或点对多点)的通信。
2.3 仿真需求
在过程总线的测试实验中,采样数据是触发继电保护动作的根源。从仿真角度分析,只要提供采样数据给继电保护设备,即可进行测试实验。但是在间隔层的保护设备对网络数据(SMV报文)是有要求的。合并单元发送采样值报文的频率(fp)与采样率和数据集结构有关(遵循IEC61850-9-2)。对于工频为f,每周期采样率为s,采用n组APDU的数据集配置,其SMV报文的发送率计算公式为
从式(1)可知,流向间隔层网络的SMV报文是一种周期性很强的数字信号。作为保护装置的稳定输入源,采样值数据流需要满足周期性传输的时间特性要求。为了研究采样值数据流对继电保护实时数据流的影响,仿真系统还应该支持IEEE802.1p服务,为实验定性、定量地提供流量源。另外,对于分布式系统仿真,还要考虑时钟同步问题。要求仿真各路信号按照一定的节拍传输于网络,从而实现精准的同步控制。
3 开发思路
3.1 开发工具
IEC61850 SMV是基于以太网格式的采样值模型。在OSI 7层参考模型中,被映射到数据链路层和物理层。这意味着SMV传输是一种基于介质访问控制MAC(Media Access Control)地址的以太网传输。如果采用传统Socket(套接字)处理,除了应用层外,其他之下协议栈均被屏蔽,用户无法访问网络底层。而Win Pcap(Windows Packet capture)[10]网络开发包是一个免费、基于Windows平台、访问网络链路层的工业标准工具,它允许各种应用程序绕过协议捕捉并发送网络数据包。本文的开发工具需要借助Win Pcap开发包来完成采样值的传输功能。
3.2 设计思想
NPF(Netgroup Packet Filter)是Win Pcap的一个内核组件,负责处理在网络上传输的数据包。其主要功能包括发送、捕获数据以及提供用户层报文分析。在发送数据时,NPF需要将原始数据写入网络设备。应用程序会访问NPF的设备文件,将用户自定义数据包直接写入系统发送缓冲区而不需要经过协议栈。因此由用户自定义的SMV数据可以通过NPF发送到网络。在捕获数据时,底层驱动会选择一个网络接口,并通过特定的过滤器实现与用户层的交互。这对于分析数字化变电站通信网络各种报文有巨大帮助[11]。图2为Win Pcap的功能框架。
除了发送和接收功能外,采样值传输控制(SVC)也是个非常重要的模块。仿真系统的SVC分静态控制和动态控制。静态控制通过参数配置实现。主要配置参数包括传输率和数据帧。其中传输率和帧长度用于控制网络流量。帧结构中的IEEE802.1p标签用于控制流量的优先级。APDU用于控制帧长度以及数据集的结构组合。在仿真过程中,由于各种不确定因素,信号传输往往会产生波动。SVC的动态控制通过在线检测、分析、自动控制可以削弱这种波动带来的负面影响。因此,为了保证信号传输的稳定性,本文采用了高精度定时器实现SMV传输控制,同时还采用一个实时监视模块对系统进行微参量自动调控,从而使仿真效果大为改善。
4 仿真验证
对SMV源的仿真需要验证2个指标:帧格式的规范性;采样值传输的时间特性。首先要确保发送的报文格式符合IEC61850-9标准,测试工具可采用MMS(Manufacturing Message Specification)Etherea分析软件。MMS Ethereal是完全支持IEC61850标准的网络分析工具,其内核也是采用Win Pcap设计的。测试方法在发布端和订阅端分别运行MMS Ethereal,并将过滤器“Filter”设置为“iecsmv”,如果网络接口有数据到来,那么发布端和订阅端都应该能捕获到,如果报文格式符合IEC61850-9标准,该软件会显示相关信息(如:多播地址、优先级、数据集等),并统计所接收到的数据包总量,为报文建立捕获时间轴。根据数据包总量,可以验证传输过程中的丢包情况。通过比较和分析相邻报文的时标可验证采样值传输的时间特性是否满足要求。
值得注意的是,在验证发布/订阅端数据帧一致性时,订阅端可能会出现SMV帧丢失协议标签TPID(Tag Protocol Identifier)和控制信息标签TCI(Tag Control Information)的情况。而一个支持802.1Q/P应用的完整数据帧应该包含TPID和TCI标签。但是如果发布端主机连接到交换机的端口被设置成Access模式(缺省模式),那么进入Access端口的帧在转发前就会被去掉TPID和TCI标签,订阅端主机所捕获到的数据帧将不包括TPID和TCI标签,即比原始帧少了4个字节。
为了对SMV源进行验证,本文构建了基于IEC61850-9-2的采样值传输模型,并在工控机上实现了对SMV源仿真。所配置的采样值模型为IEC6180-9-2/LE[12]SMV(保护用),采样率为80点/周期,1组APDU的数据集结构。按照工频50 Hz计算,其报文传输率为4000 PPS(每秒发包数,Packets Per Second),传输流量为4 000×123 Byte/s。通过仿真实验测得各报文的时间间隔基本上相等,最大误差小于10μs,可以满足合并单元上送采样值的时间特性要求。
5 应用领域
采样值传输是实现变电站过程总线数字化通信的基础。基于采样值传输的过程总线仿真平台为数字化变电站提供了更多研究途径。其主要应用领域有如下3点。
a.实时性测试。IEC61850标准根据变电站各类信息的轻重缓急特点将报文分为快速报文、中速报文和低速报文。为了确保这些报文在过程总线传输的实时性(尤其是继电保护数据流),需要验证各类报文在指定的网络流量下是否满足被IED接收的时延要求。而仿真平台可以为该实验验证提供一个稳定、可控的网络流量环境。通过设置报文的优先级、VLAN、传输率等指标参数,定性、定量地生成实验所需的标准数据。
b.设备功能验证。为了验证过程总线各个工作站的协同工作能力,以及各个设备的分布式功能,往往需要大量的调试工作,例如设备功能验证。而仿真平台支持用户自定义的SMV模型,在设备的功能测试中,可以根据装置的配置文件定义相关的SMV模型[13],并通过仿真平台向网络装置发送采样数据,然后根据装置的动作反应和日志记录来验证设备功能的正确性。
c.网络瓶颈测试。当变电站二次设备与一次装置之间通过过程总线(以太网)实现信息交换时,网络瓶颈便成为制约工业化进程的一大难题。考察一套网络系统的可靠性及其适应未来的可扩展性,就必须找到一个量化的性能指标。而网络吞吐量是衡量过程总线的一大性能指标。仿真平台正好提供了一个基于发布者/订阅者的点对点传输机制,为吞吐量测试提供了实现途径[14]。
6 结语
在数字化变电站中,过程总线通信需要进行相当长的实验论证,特别是通信网络的性能测试以及整个系统的可靠性分析和设计。基于采样值传输的过程总线仿真系统采用NPF组件设计,工作在数据链路层,可以定性、定量地产生各种各样的采样值数据,为继电保护实验提供了稳定的电压、电流信号。同时,应用于网络性能测试,可以有效查找各种工业网络瓶颈,验证各种保护方案,从而为过程总线的可行性分析及其工程部署提供参考依据。
摘要：为验证基于IEC61850-9-2过程总线的继电保护方案,提出一种基于采样值传输的过程总线仿真系统。仿真系统包括网络平台、流量源和流量控制3个部分。系统底层采用网络数据包过滤器(NPF)内核组件设计,配置高精度定时器,工作在数据链路层,可定性、定量地产生采样值报文,为继电保护实验提供稳定的电压、电流信号。为了对采样值及其传输控制进行验证,构建了基于IEC61850-9-2/LE的采样值传输模型,并在工控机上实现了对信号源的仿真,验证了采样值数据完全符合标准。
变电站运维基础数据资料浅析 篇9
1 设备台账
设备台账资料是所有台账的基础。滑县电业管理公司设备台账2011年开始建立, 经过几年的不断规范, 目前已趋于完善。在此之前, 公司尽管也有设备的相关参数, 但是不完整, 比如对于双抽头电流互感器, 只有运行抽头的变流比, 没有备用抽头的变流比, 并且设备参数一直没有系统地进行维护, 造成设备更换后数据没有及时更新。2009年后, 随着用电负荷的快速增长, 设备开始大规模地进行改造和大修, 台账的不完整和不准确这一问题开始凸显。例如:根据设备技改大修技术要求, 某种型号的设备不满足安全运行需要, 需要进行改造, 或者某种设备达到规定的运行周期, 必须进行更换和大修, 但因为没有准确的设备台账, 无法提供准确的设备改造大修依据。此外, 在日常缺陷处理中, 台账的缺失也会造成很多问题, 比如:某线路报过流, 检修人员带着互感器去更换, 到现场拆线时才发现原互感器是双变比, 通过调整抽头就可以解决, 浪费了人力物力;又比如:主变压器有载调压分接开关故障, 需要厂家配合检修, 但因无法按厂家要求提供有载调压分接开关型号和出厂编号, 厂家无法及时准确地判断故障情况。诸此种种, 都表明了设备台账在设备运维管理中的重要性。
因此, 在2011年, 滑县电业管理公司下决心在秋季预防性试验期间, 对全公司变电设备进行统计。为了保证统计的完整性和准确度, 专门下发了设备台账统计要求, 并制定了台账表格模板, 其中特别强调:①一次台账统计以小类设备为单位, 尤其是室内开关柜, 应按内部设备单元对断路器、隔离开关等进行逐项填写;②对电流互感器、电压互感器存在多变比和多准确度等级的情况, 应把各抽头数据统计完整;③主要设备的附属设备参数, 如有载调压分接开关、断路器操作机构等, 同样应按格式统计清楚;④二次设备按保护模块和装置进行统计;⑤每项设备需附配套照片, 设备参数和照片一一对应。
历经近2个月的时间, 全部设备台账统计完毕, 为了保证今后设备台账的实时更新, 滑县电业管理公司下发了变电设备台账运维管理要求。要求对于新建变电站, 设备台账应作为验收投运建设单位移交的必需资料, 否则运维部不予组织验收投运;对于技改大修和日常设备更换, 设备投运前运行单位必须提交更新后的设备台账, 方可进行验收投运工作。通过上述管理措施, 有力地保证了设备台账的准确性和实时更新。
2 负荷台账
滑县是河南省农业大县, 全年峰谷差非常明显, 平时负荷较小, 但在农业灌溉和迎峰度夏、度冬期间, 负荷增长非常迅速, 经常造成严重的过负荷现象。2013年之前, 滑县电业管理公司没有建立系统的负荷统计台账, 给变电运维管理造成了很多不利影响:①对于主变压器的过负荷情况缺少提前预判, 往往过负荷以后才发现, 无法提前采取措施;②由于负荷台账的缺失, 运维检修部也无法根据全年的负荷情况校验各种电气设备及导线、母排的额定电流是否存在不匹配现象, 并根据校验结果制定技改措施, 往往造成负荷高峰期间设备因载流量不足而出现发热现象。随着用电负荷的增长越来越快, 更加凸显了掌握负荷情况的重要性。为此, 2013年, 在各生产部门的要求之下, 调度中心开始对每日负荷进行统计, 统计内容包括每日各站最高、最低负荷, 35及10 k V线路每日最高负荷, 并将统计结果发给各生产部门, 运维检修部以此为基础, 逐步建立了负荷台账。负荷台账的建立为运维检修部的变电运维管理工作带来极大的便利。
3 缺陷台账
一直以来, 滑县电业管理公司是以缺陷流程单作为缺陷上报的依据, 运行人员发现缺陷后以缺陷流程单进行上报, 根据缺陷的危急、严重、一般情况, 运维部和检修工区安排进行缺陷处理。2012年以后, 运维部修正了缺陷管理办法, 增加了缺陷回执单, 缺陷每月汇总, 制定了重点缺陷登记制度, 共同形成了缺陷台账, 用于指导日常运维管理。其中, 缺陷回执使缺陷处理形成了闭环, 便于管理人员及时了解缺陷的处理结果;缺陷汇总便于对以往的缺陷情况进行查阅核对;重点缺陷登记则对经常发生的缺陷、反复处理仍无法消除的缺陷进行登记跟踪, 并组织各部门开展缺陷分析, 探讨处理方案, 根据轻重缓急列入年度技改大修计划。通过落实上述措施, 不但促进了日常缺陷的处理, 也为项目储备和年度技改大修计划的制定提供了依据。
4 备品备件台账
2013年以来, 随着省公司物资集约化管理的深入, 对县公司物资管理提出了新的要求。过去, 因为设备台账未完全建立, 对家底没有摸清, 进行物资储备往往具有盲目性, 很多都是根据缺陷情况进行采购, 某些物资因采购过多往往会造成积压, 但是有些覆盖不到的设备突然出现问题因为没有备件又不能及时更换。随着物资集约化管理的深入, 物资计划性加强, 过去那种有问题就临时采购的方式越来越不适应目前的管理要求, 建立物资备件台账的重要性开始凸显。
随着滑县电业管理公司设备台账和缺陷台账的逐渐完善, 为物资备件台账的建立打下了良好的基础。经过运维部与物资部门的沟通协调, 应急物资仓库也开始建立, 并确定了如下管理原则:一是应急物资仓库仅用于应急物资备件, 其他物资不准和应急物资混合放置;二是物资备件定额, 以设备台账和缺陷台账作为依据, 确定物资类别和每类的数量, 定额原则以重点缺陷为主, 设备全面覆盖 (但对35 k V主变压器、断路器等整台金额超过5万元以上的不进行物资储备) , 数量分类控制;三是实行“出一进一”的原则, 即消耗一台, 随即补充一台。2013年5月, 滑县电业管理公司应急物资仓库正式建立, 应急物资制度也开始正式实施, 并在随后的实践中, 逐渐地进行了完善, 至今未发生因缺少物资备件而影响抢修的事件, 保证了突发应急缺陷的及时处理。
5 技术资料台账