煤矿智能变电站

煤矿智能变电站（精选7篇）

煤矿智能变电站 篇1

0引言

随着IEC61850标准的推广, 我国智能电网和智能变电站技术进一步成熟, 煤炭作为我国能源供应的基础, 煤矿工业自动化系统也在向网络化、智能化方向改造。作为一级负荷, 煤矿生产的电力供应必须保证安全可靠性。变电站作为煤矿供电的重要节点, 动作的快速准确是煤矿供电系统安全稳定运行的保障。差动保护在煤矿由地面到井下采区多层次的防越级跳闸系统中起着至关重要的作用。本文在IEC61850标准体系下, 设计了采样值线路差动保护系统方案, 并给出了软件整体结构图及主程序流程图。

1差动保护原理

采样值差动保护直接采用采样值构成差动保护判据, 一般保护判据为:

其中k为保护制动系数, 一般设定为0.2~0.3。

对于采样值差动保护来说, 采样值随时间周期变化, 不同时刻采样点的制动值不一样[1]。不同采样点构成的制动值有所差别, 某些采样点的制动较差, 采样时应避开这些采样点, 同时不影响判据的正确判断, 一般采用R次中S次满足判据时才判定为故障的方法。其中, R为判断数据框, S为重复判断次数, R、S的选取直接关系到保护的灵敏性和可靠性。假设采样值差动保护每周期采样N个点, 则S的选取必须满足:

当采样点满足上式时, 可以达到很好的制动效果。 考虑到极端的情况, 当过零点位于2个相邻采样点的中点时, 有可能使2个采样点都不能满足判据, 因此一般R比S大2, 但R值不能取过大, 不能大于N/2, 取值过大会影响保护的动作速度。当每周期采样12点时, 一般S≥4, 考虑到保护动作的快速性, 在实际应用中, R-S一般取2, 此时可靠性和灵敏性较好。每周期采样24点时, 选取原则一般为:前半周期采用8取5, 后半周期采用20取16[2]。采样值差动保护判别迅速, 几乎没有复杂的计算, 而且保护计算数据窗低于一个周期, 保护判断出口时间缩短;如果有“坏数据”出现, “坏数据”的采样点数要比S小, 不会误动, 可靠性高, 可作为煤矿变电站线路保护的主保护。

2煤矿智能变电站体系结构

煤矿智能变电站以IEC61850为标准, 分为“三层两网”结构。三层分别为过程层、间隔层、站控层, 两网是指站控层网络和过程层网络[3]。

煤矿智能变电站体系结构如图1所示。

煤矿智能变电站最大的特点之一就是网络化的数据传输与共享。如图1所示, 站控层网络采用MMS网和GOOSE网两网合一, 过程层网络采用SV网和GOOSE网两网合一。为了实现故障时的快速动作, 本文设计的线路差动保护采用直采直跳的方式。电压/电流互感器采集的数据经合并单元汇总发送SV报文至间隔层, 用于故障的逻辑判断。如果判定发生故障, 此时直接经GOOSE网向合并单元发送跳闸命令, 同时向站控层发送告警信号。

3基于IEC61850的线路差动保护IED功能建模

利用IEC61850标准体系对实际的保护设备抽象建模, 对传统的保护过程中所实现的功能进行理解和分析, 抽象出设备所含的逻辑节点, 以及每个逻辑节点所含的数据及其属性, 找出逻辑节点之间数据流向, 得到保护IED的数据信息模型[4]。 线路差动保护IED可分解为以下几个功能:电压/电流量的采集、开关量的输入/输出、分相电流差动、断路器、人机接口等。 线路差动保护IED逻辑节点分层建模图如图2所示, 其中PDIF为差动保护逻辑节点。

4软件设计

线路差动保护软件的设计要求实时性强, 工作对象明确, 逻辑结构简单, 功能的正确性容易判别[5]。 本文选用可靠性高、实时性强的VxWorks操作系统作为软件开发平台, 并设计煤矿智能变电站线路差动保护软件方案。软件组成模块化, 基本结构如图3所示。主要包括主程序、故障处理程序及采样中断处理程序, 具体功能的实现可通过构建一系列子程序完成。

主程序主要执行初始化和各种自检项目, 程序设计流程图如图4所示。

初始化分为硬件初始化和软件初始化2部分, 上电后先对硬件系统进行初始化, 读取开关等设备的状态或根据液晶菜单确定工作方式。如果系统为调试方式, 则跳转到监控子程序; 如果为运行方式, 则进行自检。

自检包括: (1) 定值自检; (2) TV断线自检; (3) TA断线自检; (4) 通信通道异常判断等。

当有事件发生时, 将会申请中断。中断服务程序是嵌入式应用系统获取各种事件的基本手段, 而“事件”是实时性问题的讨论基础和时间计算的起点。采样中断处理是对采样数据进行逻辑判断, 如果满足判据, 则判定为发生故障, 转入故障处理程序, 并发送报文, 程序流程图如图5所示。

5结语

本文结合煤矿差动保护现状, 以智能变电站为基础, 提出基于电流采样值的线路差动保护系统方案, 对线路差动保护系统进行建模, 对IED功能进行划分, 提出了差动保护软件设计思路, 并给出了软件设计结构图和主程序流程图。

摘要：以智能变电站为基础, 研究煤矿智能变电站线路差动保护, 对线路差动保护系统做了设计。根据IEC61850标准的建模思想对线路差动保护系统进行建模, 对IED功能进行划分, 并以此设计了软件结构, 给出了软件整体结构图和主程序流程图。

关键词：煤矿智能变电站,差动保护,IEC61850,软件设计

参考文献

[1]林湘宁, 何战虎, 刘世明, 等.电流采样值差动保护若干问题的探讨[J].电力系统自动化, 2001, 25 (19) :27~33

[2]李瑞生, 李燕斌, 周逢权.智能变电站功能架构及设计原则[J].电力系统保护与控制, 2010, 38 (21) :24~27

[3]赵应兵, 周水斌, 马朝阳.基于IEC61850-9-2的电子式互感器合并单元的研制[J].电力系统保护与控制, 2010, 38 (6) :104~106, 110

[4]吴在军, 窦晓波, 胡敏强.基于IEC61850标准的数字保护装置建模[J].电网技术, 2005, 29 (21) :81~84

[5]张兆云, 刘宏君, 张润超.数字化变电站与传统变电站间光纤纵差保护研究[J].电力系统保护与控制, 2010, 38 (3) :58~60

煤矿智能变电站 篇2

我国煤矿井下由大量6kV或10kV电压等级长度较短的电缆多级串联供电,电网成辐射状结构,且井下负荷多集中在综采工作面上,而综采工作面环境相当恶劣。短路失压、电压波动、保护装置干扰、互感器磁饱和故障等都有可能使得故障线路电流整定值超过上级速断保护装置电流整定值,使上级速断保护装置动作造成越级跳闸。越级跳闸问题不仅会造成大面积停电,还会进一步带来瓦斯集聚、设备损坏等严重后果,影响煤矿正常生产。随着智能变电站在煤炭系统中的试验推广,其所具有的网络化数据共享特征给解决越级问题提供了新方法[1,2]。

1 煤矿智能变电站系统架构[3]

随着信息技术、微机保护与测控技术等先进技术以及IEC61850标准等的实施,变电站数字化应运而生。如图1所示,煤矿数字变电站系统为三层两网结构。站控层是联系控制中心与过程间隔层和过程层的枢纽,可以实现整站设备的信息管理、监视、时钟同步等功能。间隔层可以传输站控层发出的指令,同时接收、处理过程层上传的数据,包含集成保护测量装置、电度测量装置等。过程层包含地面变电站和井下变电站,负责采集电压和电流信号、设备运行数据,并执行控制中心传来的各种命令。两网指的是过程层-间隔层间的SMV、GOOSE、IEEE1588工业以太网通信和间隔层-过程层间的MMS、GOOSE通信[4]。数字光纤通信和全站数据网络共享是智能变电站的两大核心优势。

2 防越级跳闸实现流程

设计防越级系统首先需要明确防越级跳闸的实现流程,主要是如何实现保护装置的可靠动作。井下与地面各级线路开关的保护装置能够自主完成线路故障的判断,并接收防越级主机下发的立即跳闸允许信号或禁止信号,判断是否立即跳闸。保护装置的动作逻辑如图2所示。

3 矿用智能保护装置的硬件设计

本文所设计的矿用智能保护装置集保护测控于一体,为了能够实现保护、测量、控制、通信、自检等功能,对矿用智能保护装置进行了硬件设计,其硬件框图如图3所示,主要包括数据采集控制模块、中央处理模块与通信模块3大部分。数据采集控制模块主要采集由传统CT、PT输出的电压、电流信号和开关量,并控制开关分合闸。通信模块采用光纤以太网与集控中心设备进行通信。中央处理模块包含主控芯片CPU、片外存储器、时钟、开关电源、调试接口等,通过对主控CPU下载程序,使中央处理模块完成数据的存储运算处理和对其他两个模块控制等重要工作[5]。

(1)中央处理模块拟采用STM32F417作为主控CPU。STM32F417微处理器集成了FPU和单周期DSP指令,提升了芯片的计算能力。采用多重AHB总线矩阵和多通道DMA,支持数据传输并行处理,提高了数据传输速率。要想使STM32F417CPU芯片顺利工作起来,在中央处理模块中还要设计晶振、复位、JTAG接口、片外存储、电源、日历时钟等电路。

(2)开关量输入输出控制模块。矿用智能保护装置需要采集智能断路器状态信号、瓦斯信号、风电信号等开关量状态,当煤矿电网发生满足延时时限要求的故障时,STM32F417 便会根据保护装置的动作逻辑发出跳闸指令,通过I/O口驱动中间继电器KM,使断路器的失压线圈或励磁线圈回路断开,最终造成断路器失压跳闸或分励跳闸。传统互感器输出数据采集模块,对传统互感器输出的交流信号接入STM32F417中需要经过信号调理与A/D采样。选择相应的元件完成矿用智能保护装置交流信号的调理、采样功能。

(3)矿用智能保护装置的通信模块主要实现与集控中心设备如防越级主机的以太网通信功能。STM32F417 将故障信息、开关状态信息按照IEC61850标准规定的报文格式进行组帧,通过对应接口把以太网数据传递给DP83640芯片,再通过光纤收发器,接至集控中心的交换机,把数据传递给集控中心设备包括防越级主机,并且通过此通道STM32F417亦能接收集控中心设备下发的各种数据及命令。

4 矿用智能保护装置的软件设计

4.1 主程序设计

当矿用智能保护装置通电或收到复位信号后,STM32F417便进入主程序入口。首先进行软件系统初始化和系统自检,如果正常则进入系统主循环,如果自检有错误则报警。

主循环包含数据采样处理、故障处理和以太网通信。数据采样处理子程序按设定的时间间隔进行电压电流数据A/D采样,并对采样数据进行改进FFT变换等相应计算,得出电压电流中所含基波含量及功率因数等所需参数;然后进入故障处理子程序,对采样数据计算结果进行比较分析与故障处理;之后进入以太网通信子程序,由以太网对采样、分析后的数据进行传输,完成集控中心设备的通信工作。

4.2 数据采样处理子程序设计

采用定时器中断的方法进行每电压电流周期内数据的等间隔采样,每周期采样64个点。每次进行A/D采样后,STM32F417对AD7606芯片转换后的数据均进行读取,并利用DMA把数据直接存放入数据缓冲区中。对采样后的数据不断进行计算处理,采用改进的FFT算法计算出相电压基波有效值、相电流基波有效值和功率因数等参数。

4.3 故障处理子程序

对采样后的数据完成处理计算后,进入故障处理子程序。故障处理子程序又分成电流保护、电压保护、漏电保护和监视线保护4个程序模块,每个模块都具有故障类型判断、故障类型记录、发跳闸命令等功能。

4.4以太网通信子程序

通过以太网通信子程序,装置能够接收到防越级主机下发的立即跳闸禁止/允许指令、远方遥控命令和保护定值等,同时能够上传故障信息、事件等。以太网通信子程序的编写同样能够利用Lwip(C语言代码)简便快捷地进行程序开发。

5 防越级主机软件设计

位于集控中心的防越级主机采用符合矿用设备的工控机即可,在防越级主机上主要进行防越级软件的开发,与矿用保护装置等结合来定位故障线路。

对防越级跳闸软件进行模块化设计,防越级软件主要包括数据收发转换、故障区段识别、网络拓扑分析和人机界面等部分,如图4所示。网络拓扑分析模块可以考虑与监控后台结合,因为监控后台需要展示系统一次接线图,并实时监控系统的运行状态。同样,人机界面模块亦可考虑与监控后台结合,当有故障发生时,防越级主机通过运行相应的故障诊断算法,确定发生故障的线路后,可在一次接线图上通过不同颜色标识出来。

本系统采用GOOSE的编码格式,防越级软件需要从接收到的GOOSE报文中解析出矿用智能保护装置是否上传了故障信息,并且立即跳闸禁止/允许指令也需要进行编码,然后通过GOOSE报文下发给各矿用智能保护装置。

防越级软件在完成上传故障信息后进入故障区段识别模块,利用故障区段识别矩阵算法得到故障区段定位结果,下发立即跳闸禁止/允许指令,并在人机界面上显示发生故障的线路区段。

6 结语

基于智能变电站的防越级跳闸设计方案采用了目前的新技术,能有效解决越级难题,提高煤矿生产用电的安全可靠性,符合社会发展趋势。

参考文献

[1]卢喜山,张祖涛,李卫涛.煤矿供电系统基于纵联差动保护原理的防越级跳闸技术研究[J].煤矿机械,2011(4):71-73.

[2]史丽萍,赵万云,蒋朝明,等.煤矿井下防越级跳闸方案[J].煤矿安全,2012(8):115-117.

[3]马星河,马星煊,王永胜.基于数字化变电站技术的煤矿井下防越级跳闸方案研究[J].煤矿机电,2013(5):1-4.

[4]马星河,王永胜,闫炳耀.基于GOOSE的煤矿井下防越级跳闸方案研究[J].工矿自动化,2013(1):47-51.

智能交换机在智能变电站的应用 篇3

目前, 智能变电站已进入了全面建设阶段。在智能变电站中, 以交换机为核心的通信网络起着关键的作用。[1]智能变电站内所有监视、控制、采样值、跳闸等信息的传输均通过以太网完成交换, 以太网交换机成为智能变电站二次系统的关键设备。智能变电站交换机的选型应综合考虑可靠性、实时性和适合智能变电站使用的高级应用功能, 如时钟同步性能、组播管理性能、安全性等。[2]目前, 智能变电站过程层网络最常用的是VLAN技术, 过程层网络需经过VLAN划分、配置后正常运行。但是, 当交换机端口故障设备迁移到备用端口或交换机需扩充时, 需要重新划分配置VLAN, 增加了现场施工和维护的复杂性。文章通过分析智能交换机的特点, 提出了智能变电站过程层网络即插即用的实现方法。

1 智能交换机

智能交换机是根据IEC61850 智能变电站通信业务模型的要求, 借鉴IP路由, 多协议标签交换等现代通信技术来实现。该技术采用由互联网工程任务组 (IETF) 的提出的TRILL协议, 不但兼容IEEE 802.1 标准的2 层交换功能, 而且能够支持各种组网模型, 支持多业务共网传输。

2 智能交换机功能

2.1 业务自动识别

智能变电站中的4 类报文 (GOOSE, SV, MMS和IEEE 1588) 中GOOSE和SV报文为2 层以太网报文, MMS采用3 层IP报文传输, IEEE 1588 报文既可以采用2 层以太网报文也可以采用3 层的IP报文传输。GOOSE报文根据用途还可以分为快速GOOSE报文和常规GOOSE报文。快速GOOSE报文多用于断路器的跳/合闸控制和闭锁, 常规GOOSE报文多用于传输刀闸节点位置或保护动作信息;SV报文同样可以分为2 类, 用于保护控制的快速SV报文和用于测控装置的常规SV报文。

采用多协议标签交换 (MPLS) 是业务流识别的技术核心。多协议标签交换 (MPLS) 是一种用于快速数据包交换和路由的体系, 它为网络数据流量提供了目标、路由、转发和交换等能力。更特殊的是, 它具有管理各种不同形式通信流的机制。它提供了一种方式, 将IP地址映射为简单的具有固定长度的标签, 用于不同的包转发和包交换技术。它是现有路由和交换协议的接口, 如IP、ATM、帧中继、资源预留协议 (RSVP) 、开放最短路径优先 (OSPF) 等等。在MPLS中, 数据传输发生在标签交换路径 (LSP) 上。LSP是每一个沿着从源端到终端的路径上的结点的标签序列。现今使用着一些标签分发协议, 如标签分发协议 (LDP) 、RSVP或者建于路由协议之上的一些协议, 如边界网关协议 (BGP) 及OSPF。因为固定长度标签被插入每一个包或信元的开始处, 并且可被硬件用来在两个链接间快速交换包, 所以使数据的快速交换成为可能。

具体报文识别如下:

(1) 识别快速GOOSE流 (跳/合闸、闭锁) , 并赋予1类标签;

(2) 识别快速SV报文流, 并赋予2类标签;

(3) 识别常规GOOSE流, 并赋予3类标签;

(4) 识别常规SV报文流, 并赋予4类标签;

(5) 识别MMS报文, 并赋予5类标签;

(6) 识别1588 报文, 并赋予6 类标签。

2.2 业务流到逻辑子网的映射

智能变电站内各类业务映射到6 个逻辑交换网络, 分别是快速GOOSE交换网络, 快速SV交换网络, 常规GOOSE交换网络, 常规SV交换网络, MMS逻辑交换网络, IEEE 1588 逻辑交换网络。接入层设备解析变电站SCD文件, 获取交换机网络拓扑结构、端口配置、业务流对应的报文订阅关系, 将报文标签号与逻辑子网标签号进行映射。

2.3 逻辑隔离

智能交换机为IEC61860 变电站各类通信业务预分配了不同的交换资源和传输带宽, 将单一物理网络划分为若干个相互隔离的逻辑交换网络, 既满足了各类业务本身对传输网络的性能和可靠性要求, 也保证了共网传输时各逻辑交换网络的安全隔离, 同时还具备全网精确时间同步、维护简单等优势。

智能交换机通过MPLS和逻辑交换网的映射, 实现逻辑子网的相互隔离, 一种类型报文的流量骤增不影响其它类型报文的正常传输。逻辑子网隔离功能为“多网合一, 共网传输”提供了可靠的技术保证。

3 过程层网络即插即用的实现

智能交换机通过解析SCD文件, 智能识别接入平台的IED设备, 设备迁移时 (如改变接入或接口) 能自动识别及切换链路, 无需人工配置, 另一方面由于业务流的识别和逻辑子网的映射是自动完成, 不需人工介入, 因此也就不再需要进行交换机的VLAN配置, 即通过智能交换机可实现过程层网络的智能化, 其实现流程如图2 所示。

4 结束语

智能交换机将SCD文件中报文的订阅关系转化为报文的传输路由, 实现设备自由接入网络、免VLAN配置的报文逻辑隔离的目的。采用智能交换机构建过程层网络, 可以实现过程层网络的即插即用, 在智能变电站中有广阔的应用前景。

摘要：结合智能变电站对交换机的要求, 文章重点分析了智能交换机多协议标签交换等功能特点, 提出了过程层网络即插即用的实现方法。

关键词：智能交换机,多协议标签交换,即插即用

参考文献

[1]杨贵, 王文龙, 熊慕文, 等.千兆交换机在智能变电站的应用探讨[J].电气技术, 2010 (8) :129-132.

智能变电站智能一次设备框架设计 篇4

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

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

1 设计方案

1.1 结构设计

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

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

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

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

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

1.2 工作原理

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

智能组件及智能单元是智能化实现的核心部件,工作原理如图3所示。

下面介绍智能组件及智能单元实现过程。

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

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

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

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

1.3 智能组件结构设计

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

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

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

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

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

2 智能单元设计

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

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

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

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

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

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

3 配置方案

智能一次设备配置方案的不同主要在于智能组件对一次设备本体的对应关系。

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

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

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

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

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

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

4 结语

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

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

煤矿智能变电站 篇5

2013年, 国家电网公司创新变电站工程建设模式, 开展标准配送式智能变电站建设[1,2], 大力推行“标准化设计、工厂化加工、装配式建设”理念, 全面提升电网建设能力。变电站二次系统作为智能变电站的重要组成部分, 由继电保护、调度自动化、系统通信、站内通信、变电站自动化系统等组成[3~6]。变电工程中, 二次设备现场接线、调试工作量大, 且需在土建及电气一次施工完毕后才能进行, 工程建设周期较长, 人力物力耗费较高[7~11]。

对于采用户内GIS配电装置的变电站, 一次和二次设备联系紧密, GIS本体二次回路及设备、保护测控装置、多功能电度表及合并单元智能终端集成装置、柜内辅助设备等均布置在就地控制柜。这些设备和回路的组成、连接和组柜, 以及在工厂内完成相关配线、调试等工作, 是实现预制式智能控制柜的重要内容[12,13]。

1 预制式二次设备应用现状

1.1 传统一次设备汇控柜

传统一次设备汇控柜由GIS厂家成套生产, 一般是指变电站隔离开关和断路器的汇控柜。汇控柜将单相机构的信号和操作电源等都集中在一个就地柜内[14~16]。GIS的每个间隔都有一个汇控柜, 它是一个间隔里所有设备二次回路的集合。汇控柜内所有设备都设有铭牌, 并用大的黑体字标记, 电缆采用下进线, 电缆进线孔处设有盖板。汇控柜内有就地操作用的模拟接线盘、操作开关、模式切换开关以及电源开关等, 并有断路器机构、合分闸指示窗、与隔刀地刀机构接插端子以及接地铜排、柜内照明、加热器、凝露器、空开等设备。

不同一次设备厂家的GIS就地汇控柜尺寸不一, 柜体结构和形式也不一致, 没有一个标准化的要求, 导致设计单位必须在GIS设备订货后根据厂家资料提供建基础等资料。这样, 有可能因订货周期长、厂家资料提供不及时、厂家资料反复修改等而延长现场施工和设计配合过程中的时间。很显然, GIS一次设备厂家配供的GIS就地汇控柜已不适应现在标准配送式智能变电站建设和标准化设计的理念, 需要对其屏柜尺寸进行标准化要求。

1.2 智能控制柜应用现状

目前, 户内变电站智能控制柜配置主要是“传统一次设备+智能控制装置”模式, 智能控制装置就地布置, 与一次设备集成安装。智能控制装置包括合并单元、智能终端, 还可以包括就地化的保护、测控、录波设备。

以110kV智能控制柜为例, 介绍柜内布置情况。智能控制柜左上方安装线路保护测控装置、电度表屏、智能控制装置以及对应的压板、端子排等;右上方为就地操作用的模拟接线盘、操作开关、模式切换开关及电源开关等;下方为断路器机构、合分闸指示窗、电缆进线口、与隔刀地刀机构接插端子以及接地铜排等。柜体安装于GIS底架。

1.3 智能控制柜存在的问题

目前, 智能变电站建设一般要求GIS汇控柜与智能控制柜整合, 但一体化设计中存在一些问题。在工程实施中, 一二次厂家需要配合设计, 在一次设备厂内完成一次接线和部分二次接线 (一次设备与二次过程层设备间) , 在现场完成剩余二次接线 (二次过程层与间隔层设备间) 。一二次接口不清晰, 常造成设计过程中需反复确认修改。这样的设计模式显然不能满足配送式智能变电站的建设要求, 因此改进配送式智能控制柜建设模式迫在眉睫。

2 预制式智能控制柜方案

户内GIS智能一次设备整体可分为一次设备本体 (带机构箱) 、传统汇控柜、智能控制柜过程层部分、智能控制柜间隔层部分。要实现预制、配送, 就需要实现各分块的模块化以及模块间的标准化连接。按照模块组合的不同, 本文提出以下方案。

2.1 分离式智能控制柜

不考虑集成整合要求, 将原由一次厂家负责的设备本体 (带机构箱) 、传统汇控柜作为一个模块, 将原由二次厂家负责的智能控制柜过程层部分、智能控制柜间隔层部分作为一个模块。

按照一二次分离模式, 第一部分完全由一次厂家负责, 实现完全配送式较为困难;但是汇控柜独立, 内部接线完全可实现工厂化加工, 对外接线采用航空插头, 也易于标准化。第二部分完全由二次厂家负责, 将过程层、间隔层设备一并布置在统一的智能控制柜中。由于二次设备外形、接口标准化程度较高, 因此实现整个模块的配送式较为容易。

两模块间的接口可以采用定义好的航空插头, 实现标准化连接也较为容易。但是两面柜体联合布置需要仔细设计, 考虑间隔宽度和GIS室面积, 采用前后布置或并列布置。

在调试时, 仅需对第二部分进行模拟厂内调试, 再在现场进行联合传动。

2.1.1 分离式智能控制柜的优点

(1) GIS部分由一次GIS厂家独立成套, 提前预制好并在工厂内与一次设备接线联调, 省去了一二次厂家间的配合时间和环节。

(2) GIS厂家已有成型的汇控柜体和生产模式, 节约了研发设计时间。

(3) 保护厂家独立负责控制柜部分, 无需考虑一次设备的制约, 这样易于实现标准化和配送式。

(4) 方案技术成熟可靠、应用广泛, 已有运行经验。

2.1.2 分离式智能控制柜的缺点

(1) GIS部分与常规模式没有区别, 至汇控柜仍采用电缆。

(2) 二次厂家需要到施工现场或一次厂家进行联调, 增加了施工周期。

(3) 未集成整合, 导致传统控制柜内的许多功能与智能控制柜中的功能重复, 如防跳、压力闭锁、三相不一致等。

(4) 传统控制柜的宽度一般在1 000~1 200mm, 在其旁边再布置一面800mm宽的二次设备屏, 且GIS间隔间需预留至少2m宽的距离, 导致站内占地面积增加, 投资增加。

2.2 部分组合式智能控制柜

将一次设备本体 (带机构箱) 、传统汇控柜、智能控制柜过程层部分作为一个模块, 将智能控制柜间隔层部分作为一个模块。

按照一二次部分组合模式, 第一部分由一次厂家负责, 实现完全配送式较为困难;但过程层设备布置在汇控柜内, 与一次设备集成, 提高了整合程度。内部接线完全可实现工厂化加工, 对外需现场连接预制光缆。第二部分完全由二次厂家负责, 将间隔层设备布置在独立的智能控制柜中。由于二次设备外形、接口标准化程度较高, 因此实现整个模块的配送式较为容易。

两模块间的接口可以采用预制光缆, 实现标准化连接也较为容易。但两面柜体联合布置需要仔细设计, 考虑间隔宽度和GIS室面积, 采用前后布置或并列布置。

在调试时, 分两个阶段:第一阶段, 两模块内部在一二次厂家分别调试;第二阶段, 二次模块发至一次模块进行联调, 或一二次模块在现场联调。

2.2.1 部分组合式智能控制柜的优点

(1) 一次设备具有数字化接口, 具备智能一次设备形式。

(2) 保护厂家根据标准柜进行组柜, 提前预制好并在工厂内与相关设备进行联调, 节约了研发新柜型的时间。

(3) 方案技术成熟可靠、应用广泛, 已有运行经验, 且可统一现阶段户内、户外站的设计方式。

2.2.2 部分组合式智能控制柜的缺点

(1) GIS厂家需进行二次智能组件设计, 不同厂家需进行接口配合。

(2) 二次厂家需要到施工现场或一次厂家进行联调, 增加了施工周期。

(3) 传统控制柜的宽度一般在1 000~1 200mm, 在其旁边再布置一面800mm宽的保护测控屏, 且GIS间隔间需预留至少2m宽的距离, 导致站内占地面积增加, 投资增加。

2.3 组合式智能控制柜

将一次设备本体 (带机构箱) 作为一部分, 将传统汇控柜、智能控制柜过程层部分、智能控制柜间隔层部分作为一个模块。

按照一二次整体组合模式, 第一部分由一次厂家负责, 实现完全配送式较为困难;内部接线完全可实现工厂化加工, 对外由GIS本体上的各机构箱采用航空插头标准化连接。第二部分由一次和二次厂家配合负责, 将过程层、间隔层设备布置在智能汇控柜中。二次光缆和电缆接线均在内部完成。

两模块间的接口采用航空插头, 实现标准化连接较为容易, 一面柜体布置也较为方便, 但是仍需要一二次厂家进行联合设计。在联合设计时, 应按照集成优化要求, 取消重复的二次回路和模拟接线, 方便柜体的设计和生产。标准化柜内分工, 航空插头接至合并单元、智能终端的接线由一次厂家负责, 合并单元、智能终端至保护、测控间的接线由二次厂家负责;柜体的尺寸结构由一次厂家负责确定;柜体接线完成后的调试由二次厂家负责。

在调试时, 仅需对第二部分进行模拟厂内调试, 联合传动在现场进行。

2.3.1 组合式智能控制柜的优点

(1) 节省了电缆等设备投资以及相应施工投资。

(2) 节省了保护小室及主控室等的占地面积和投资。

(3) GIS智能控制柜优化了二次回路和结构。

(4) 联调在出厂前完成, 现场调试工作量减少。

(5) 基于通信和组态软件的联锁功能比传统硬接点联锁方便。

(6) 缩小了与互感器的电气距离, 减轻了互感器的负载。

(7) 丰富的变送器接入方式以及智能平台提供了强大的在线监测功能。

2.3.2 组合式智能控制柜的缺点

GIS厂家需进行二次智能组件设计, 接口需不同厂家进行配合。一二次不同厂家需集中联调, 设备出厂前工作量大。

2.4 预制式智能控制柜方案对比

方案优缺点对比见表1。

由表1可知, 变电站智能控制柜采用组合式智能控制柜方案实现工厂内生产、组装、调试, 标准化设计, 工厂化加工, 装配式建设, 能够满足国网公司标准配送式智能变电站的要求。

3 预制式智能控制柜的安装调试

预制式智能控制柜的一个问题是需要一二次厂家配合设计、调试, 配合工作量大, 而目前安装调试完全由一次厂家或二次厂家实现均不现实。对于一次厂家, 可以做到GIS本体回路至智能终端合并单元的连接和传动, 但是智能终端合并单元至保护的连接和调试需在现场进行, 不符合工程化生产的原则。对于二次厂家, 不同GIS厂家二次回路的配线、模拟接线的装配, 屏体和GIS设备的组装都是较难克服的问题。

基于现实考虑, 实现预制式智能控制柜的一个重要方面是对一二次厂家配合接口, 完成包括安装和调试在内的分工标准化, 以便各司其职, 快速有序地进行生产建设。

在设备安装方面, 推荐的标准化流程是由一次厂家进行柜体生产、二次设备开孔、设备安装。在设备安装完毕后, 先由一次厂家负责GIS本体回路至智能终端合并单元的电缆连接, 再由二次厂家负责智能终端合并单元至保护的光缆连接。以智能终端合并单元为中线进行区分, 界面清楚, 全部柜内的接线均可在厂内完成。

在设备调试方面, 推荐的标准化流程是由二次厂家整体负责。在保护、测控、计量装置进GIS厂家前在二次厂内完成上述间隔层设备与站控层一体化监控系统间的联调。配送式智能控制柜装配接线完毕后, 在一次厂家内进行间隔内保护、测控、计量设备与智能终端合并单元间的联合调试, 并进行一次传动试验。

标准化安装调试流程与分工方案如图1所示。安装调试过程结束后, 将预制式智能控制柜送至现场, 由于柜内光电缆接线全部完成, 间隔内所有二次功能包括传动也已经调试完成, 因此只需要通过即插即用的预制光缆或网线将其直接连接至站控层交换机设备。间隔层保护测控设备与站控层一体化监控系统的连接已经在二次厂家内联调

过, 可方便地实现即插即用。

4 预制式智能控制柜的费用

预制式智能控制柜设备费用由柜体、通风、照明、保护装置、测控装置、合并单元智能终端智能组件、数字式电度表、光纤配线架等组成。

以某220kV变电站为例, 采用组合式智能控制柜比采用分离式智能控制柜可节省保护测控屏19面, 投资约150万元;组合式智能控制柜就地布置缩短了过程层、间隔层设备间的距离, 有效减少了光缆电缆的使用量, 可节约光电缆及其敷设投资约85万元;由于组合式智能控制柜内设备安装、接线和联调等工作已在工厂内完成, 现场只需吊装和焊接, 并且预制光缆的使用可省去部分熔接时间, 厂内联调也可大幅降低现场调试时间, 因此预制式智能控制柜的使用大幅缩短了工期, 减少了施工调试人员工时需求, 进一步降低了费用。

5 结束语

本文分析了预制式智能控制柜的不同组合方式, 结合户内配电装置布置情况, 推荐采用组合式智能控制柜。采用组合式智能控制柜, 可实现工厂内生产、组装、调试, 标准化设计, 工厂化加工, 装配式建设。预制式智能控制柜方案可对配送式智能变电站的工程实施提供借鉴和参考。

摘要：预制式智能控制柜是户内GIS配送式智能变电站的关键技术之一。结合户内GIS配电装置布置, 在研究国内外现有各类二次电气设备柜体结构技术特点的基础上, 将“一次设备+智能控制柜”的智能一次设备模式进行分拆和重组, 提出和讨论了分离式智能控制柜 (一二次分离) 、部分组合式智能控制柜 (一二次部分组合) 和组合式智能控制柜 (一二次整体组合) 三种可行的配送式智能控制柜方案, 并对它们的特点、费用等进行对比, 提出适合于配送式智能变电站的方案。

智能变电站 篇6

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

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

1 智能变电站的基本组成

智能变电站, 采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备, 以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求, 自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能, 并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能, 实现与相邻变电站、电网调度等互动的变电站。

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

1.1 智能组件

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

1.2 智能设备一次设备

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

1.3 全景数据

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

1.4 顺序控制

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

1.5 站域控制及站域保护

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

2 智能变电站的关键设备

2.1 智能化的一次设备

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

2.2 统一的信息平台

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

3 今后变电站的发展方向

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

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

关键词：智能电网,智能变电站,智能化高压设备,一次设备,顺序控制

参考文献

[1]孙琰.变电站自动化系统的新发展[J].黑龙江科技信息, 2008 (21) .

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

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

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

煤矿智能变电站 篇7

智能变电站引入了合并单元、智能终端、过程层交换机等过程层智能组件,二次设备种类及数量繁多;并且随着二次设备与一次设备集成与融合,其面临更加严苛的运行环境。另一方面,二次设备在电力系统安全稳定运行中的作用与日俱增,如何有效地管理监测二次设备智能组件状态,并及时作出智能诊断是电力系统安全运行维护必须面对的问题。与此形成尖锐矛盾的是,由于缺乏二次设备在线监测与智能诊断技术的有力支撑[1],目前在实际维检修工作中,仍然是以可靠性维修为核心开展工作,易造成“过度检修”和“检修不足”两大主要问题。

本文提出二次设备在线状态监测与故障智能诊断的功能逻辑框图、体系架构、工程实施中厂站端、调度主站端的功能定位和设备配置方案,并对典型二次设备的故障定位判定逻辑和方法进行了说明。系统可将筛选优化后的在线监测数据及故障专家诊断结果,以可视化的形式传送给调度主站端与变电站运检,为事故的智能诊断分析提供决策依据,有利于提高对调度主站的技术支撑水平,并为二次设备的运行维护决策提供依据,从而促进二次设备检修模式的变革。

1 二次设备在线监测及智能诊断的技术实现思路

系统通过网络采集智能变电站三层设备的运行、自检信息以及两层网络连接状态、实时流量及负荷、通信状态等信息[2],并对采集的数据筛选优化,实现二次系统的在线状态监测;根据全站SCD配置文件,并结合采集、筛选优化的应用数据,利用专家诊断系统实现事故及二次设备的故障智能诊断,为运行检修维护管理提供决策依据。其功能逻辑如图1所示。

1.1 应用数据采集

对智能变电站二次系统(含三层设备两层网络)的应用数据信息进行采集。采集的信息含开关遥信变位信息、SOE事件报文信、保护配置信息及保护动作信息、故障录波信息、二次设备的装置自检及运行状态信息、服务器的CPU负荷率、内存使用率、硬盘使用率、网络通信状态、网络实时流量、网络实时负荷、网络连接状态信息。

1.2 功能实现

系统功能主要包括二次设备在线状态监测和故障智能诊断。二次设备在线监测功能监视二次装置的自检、运行状态、告警、对时状态信息,实现对网络连接状态、实时流量及负荷、通信状态等信息的实时采集和统计,并对数据进行筛选优化;当继电保护动作、二次设备发生故障或异常时,智能诊断功能通过对采集到的相关站内状态数据进行整合,依据专家系统进行智能诊断分析,并将诊断结果进行可视化展示和上传。

2 智能变电站二次设备在线监测和智能诊断体系架构

智能变电站二次设备在线监测和智能诊断系统体系架构如图2所示。系统由二次设备在线状态监测和故障智能诊断装置、通信链路、调度技术支持系统二次设备在线监视模块组成。变电站端的二次设备状态监测和诊断装置由数据采集单元和数据管理单元两部分组成[3]。数据采集单元通过过程层网络获取过程层设备及网络数据;数据管理单元从站控层网络获取站控层、间隔层设备及网络数据,并利用专家系统对采集到的三层设备两层网络状态数据进行综合处理和分析[4],实现二次设备在线状态监测和故障智能诊断功能,并将诊断结果上传至调度主站。调度主站端的二次设备在线状态监测及故障智能诊断功能模块集成于实时监控与预警应用平台中[5]。

3 智能变电站二次设备在线监测和智能诊断的工程实施方案

3.1 厂站端实施方案

变电站端的二次设备状态监测和诊断装置由数据采集单元和数据管理单元两部分组成。装置在安全区划分上按安全I区防护。

3.1.1 数据采集单元

数据采集单元包含数据采集和过程层数据记录的功能。

相量计算及故障录波,实时解析SV、GOOSE、PTP报文,根据配置的通道映射关系,完成各模拟通道U、I、P、Q、功率因数、F、谐波等的计算以及开关量通道的状态采集,同时依据设定的故障录波启动判据,实时监测系统状态,满足条件后启动暂态数据记录,实现系统的故障录波功能,并将启动事件及故障测距结果上送至管理分析单元。

过程层网络报文统计及记录,具备完备的原始报文解析、统计功能,将SV、GOOSE、PTP报文按配置的控制块分类进行字节流量、包流量、SV离散度超差、SV序号跳变、SV失步、双AD异常、GOOSE实变、GOOSE虚变、链路中断、网络风暴等异常计数进行分类统计,并根据设定的异常条件形成异常事件,上传至分析管理单元。

交换机管理功能,与交换机进行MMS或者SNMP协议通信,获取交换机的实时信息,从而进一步分析过程层网络的状态。

3.1.2 数据管理单元

解析SCD文件,生成基于APPID的报文交互逻辑,下装至交换机;从交换机获得报文交互路由表,生成虚拟二次回路图和网络拓扑图。

1)二次设备及二次回路状态监测功能。接收数据采集单元采集、筛选优化的各种数据信息;收集并分类管理装置上送的二次回路实时监测信息,并显示实时状态信息;实时监视在系统中配置的SV控制块、GOOSE控制块、PTP报文、其它网络报文等的总流量、报文速率、断链、异常等统计信息,当满足设定条件的异常情况出现时,给出相应的告警条目。同时还对各单元的运行工况、对时状态、存储状态等进行实时监测显示;网络通信状态分析通过直接采集过程层网络报文,并在线分析报文数据;实时监视及分析网络通信状态。2)二次设备SCD模型文件管理。获得二次设备SCD模型文件,包含二次系统配置信息、过程层虚回路与软压板逻辑关系、网络拓扑、二次回路虚端子连接等;辨识模型变更,全站SCD文件变更后,保证更新后继电保护SCD模型文件的正确性并进行人工确认。3)二次系统可视化。以可视化的方式直观展示二次设备检修及虚回路的连接状态;图形化显示的回路包含交流回路、跳闸回路、合闸回路、失灵启动回路、联闭锁回路、相应软压板状态及回路功能描述等;根据全站SCD模型自动生成新增设备在线监测信息展示画面。4)二次系统智能诊断。二次系统智能诊断包括监测预警、故障定位功能。监测预警功能通过监视二次装置及网络的运行工况、异常告警及自检信息,实现对装置硬件、网络及二次虚回路的健康状态评估、故障预警;当继电保护动作、二次设备发生故障或异常时,依据专家诊断系统进行智能诊断分析,实现二次装置硬件及二次回路的故障定位[6,7,8]。

3.1.3 工程实施的设备配置及组屏方案

1)系统设备配置及组屏。数据采集单元按过程层网络及所需接入二次设备数量配置。数据管理单元220 k V及110 k V电压等级单套配置,其中110 k V电压等级数据管理单元与数据采集单元集成配置,500 k V双重化配置。数据管理单元同时接入配置的全部数据采集单元,具备对于数据采集单元的配置、管理功能。按照变电站电压等级及工程规模,二次设备在线监测一般设置为1~2面屏柜,每面屏包含1~2个采集单元+1个管理单元+键盘+显示器+鼠标。

2)应用智能交换机。基于智能变电站数据报文的可识别性、报文交互逻辑的规范性和确定性,智能交换机实现了智能站报文基于应用功能的确定性交换,在网络上实现了报文的点对点传输,解决了IED设备的网络配置管理以及虚拟二次回路状态的在线监测问题;并能接受管理单元下装的基于APPID的数据交互路由表,自动识别IED设备,设备迁移时(如改变接入或接口)能自动识别及切换链路,无需人工配置,报文的交换关系是确定的,报文按照路由表进行点对点定向传输;对传输的质量和状态进行监测,异常情况会向管理单元传送告警信息。

3.2 主站端实施方案

厂站端状态监测信息直接发送给站内I区数据通信网关机,利用现有通道将状态监测信息上送到主站端D5000。目前,国调新一代的调度技术支持系统D5000已开发完成。主站端的二次设备在线状态监测及故障智能诊断功能集成于实时监控与预警应用平台中,但目前该应用仅实现对接收到的厂站端状态监测信息,按照继电保护信息专业分类、数据类型分类、告警等级的不同,进行分别数据处理及展示,远景功能尚需扩展、完善。

4 智能变电站二次设备在线监测与智能诊断的故障定位

4.1 故障装置的定位方案

故障装置的定位实现方案为:人工绘制出全站的设备SVG图,并将SCD中的设备关联到SVG图中;依据报文的APPID、目标MAC地址在全站SCD文件中找出相应的MU或保护控制装置,并同时查询出SVG图中相应的装置显示图,依据故障性质显示相应的状态。按照告警级别的不同以声光电的形式提示用户,并且通过后台通信向主子站及后台监控发出告警。

4.2 智能二次设备二次回路中装置故障的判定逻辑

智能二次设备二次回路中装置故障的判定逻辑旨在就具体某个装置的某种故障,从二次回路的链路、协议、模型等多角度多方位的分析检查问题,并就相应问题开出对应的告警及录制相应的故障报文。

1)判定逻辑图

智能二次设备装置故障的判定逻辑如图3所示。

2)MU(SV)类设备故障定位

限于篇幅,此处仅以MU断开故障为例予以原理性说明,同理可对MU失步、MU双A/D采样数据不一致、双套MU采样电流电压不一致等故障进行定位。

MU断开故障告警旨在提示在变电站的网络上或点对点的通信上无法接收到MU发出的报文,此时MU可能是断电、关闭、MU故障或通信线路断开等。对于组网方式的MU,当录波器在设定的时间内未接收到MU的报文,即认为MU断开并开出告警,从最后一帧报文起倒录设定时长报文。同时结合PING方式查寻MU是否回复并结合检查采样值控制块中的Sv Ena,用以确认是MU掉线(包括MU关机、网线断开、死机)或停止发送,如非正常停止发送,即认为MU断开,并开出告警,从最后一帧报文起倒录设定时长Mu Rec Time报文。

3)保护控制装置(即GOOSE)类设备故障定位

限于篇幅,此处仅以保护控制装置断开故障为例予以原理性说明,同理可对保护控制装置失步、保护控制装置超时、保护控制装置丢报等故障进行定位。

保护控制装置断开故障告警旨在提示在变电站的网络上或点对点的通信上无法接收到保护控制装置发出的报文,此时保护控制装置可能是断电、关闭、故障或通信线路断开等。记录、对比最后一帧报文的Time Allowed To Live与当前时间的时间差,若超出设定值则判定保护控制装置断开,从最后一帧报文起倒录设定时长Mu Rec Time报文。

5 结语

本文为二次设备在线监测和智能诊断系统技术实施、推广提出了可供借鉴的思路和方法。作为智能变电站中的新型二次设备,二次设备在线监测和智能诊断系统目前总体尚处于探索研究阶段,装置和回路的相关设计原则和入网检测、采集以及上送调控主站的信息表、与目前站内功能存在重叠的保护信息子站、网络记录分析仪等系统的关系及功能定位尚需结合调控一体化集中监控的需求进行进一步的细化和规范。调度主站端的相关功能模块也需要结合远景的需求不断研发、完善。

摘要：介绍了二次设备在线监测及智能诊断的技术实现思路、体系架构,提出并分析了工程实施中设备配置及具体功能实现方案,通过二次回路的链路、协议、模型等多角度多方位的分析得出故障定位判定逻辑。研究结果对二次设备在线监测与智能诊断的实施具有借鉴和指导意义。

关键词：智能变电站,二次设备,在线监测,智能诊断,状态检修

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