数字式保护测控装置（精选8篇）
数字式保护测控装置 篇1
摘要：介绍了当前数字化变电站系统架构,提出了一种基于IEC61850协议的数字化测控装置的软硬件设计方案。装置硬件由可插拔的功能模件组成,模件之间通过现场总线交互信息。数字化交流量采集和控制模件采用MPC8247和TMS320F2812型DSP为硬件平台。MPC8247负责接收以太网上交流量数据,TMS320F2812对数据进行重采样和计算。对同期合闸等关键技术进行了研究,提出了一种拉格朗日插值的重采样方法和注意点:重采样数据必须实时、连续、准确,而且要求频率跟踪,4点缺一不可,否则将造成合闸动作不正确。实际结果表明,交流量采集精度满足GB/T13729国家标准的要求,同期操作正确、可靠。该装置已在国内某500kV数字化变电站中得到应用。
关键词：测控,同期,合并单元,IEC61850,重采样
1 变电站计算机监控系统
数字化变电站是以变电站一、二次系统为数字化对象,对数字化信息进行统一建模,将物理设备虚拟化,采用标准化的网络通信平台,实现信息共享和互操作,满足安全、稳定、可靠、经济运行要求的现代化变电站。就目前而言,符合IEC61850标准的变电站通信网络和系统、智能化的一次设备、网络化的二次设备、自动化的运行管理系统为其最主要的技术特征。图1为一般的基于IEC61850标准的变电站计算机监控系统的系统架构。从图中可以看到,数字化测控单元连接着站控层和过程层,主要完成以下功能:
a.通过光纤以太网获取合并单元的采样值,并将计算好的交流量传送给远动工作站;
b.接收远动工作站的遥控命令并通过GOOSE网将遥控命令发送到智能操作单元;
c.将接收的其他装置遥信和本装置遥信通过网络传送给工作站和远动装置。
数字化测控装置是数字化变电站监控系统中的重要组成部分。
2 测控单元的硬件组成
数字化测控单元由电源模件、CPU模件、传统IO模件、数字化IO模件和机箱组成。其结构如图2所示。传统IO模件可以是遥信采集模件、模拟量采集模件、直流量采集模件。数字化IO模件集数字化交流量测量、直流量测量和遥控开出功能于一身。它采用MPC8247作为以太网通信处理器,以TMS320F2812型DSP作为模拟量计算和控制功能处理器,MPC8247与TMS320F2812采用双口RAM通信方式,与其他模件间采用统一的内部CAN网通信规约,使得数字化IO模件能够与其他模件混合使用。各种IO模件的个数可以通过组态软件灵活配置,满足了用户的不同需求。
3 交流量采集方案设计
数字化IO模件的模拟量采集与传统的模拟量采集模件相比,不同的是数据来源,传统的模拟量采集模件将交流量信号经过降压、滤波后进入AD转换芯片,由DSP控制AD转换芯片对模拟量进行采样。采样速率由DSP直接控制。数字化的模拟量采集数据来源是电子式电压互感器(EVT)与电子式电流互感器(ECT)[1,2]。为了保证测量精度,EVT和ECT必须同步采样。这对故障判别、系统稳定性分析与控制具有重要意义[3]。EVT和ECT以恒定的采样速率进行等间隔采样并将采集的数据通过高速串口传送给合并单元(MU),合并单元再将一组时标一致的电压和电流数据通过以太网传给测控单元中数字化IO模件的通信处理器MPC8247,MPC8247立即将数据存放在内部通信区中供DSP采集。然而,EVT和ECT的采样速率并非是DSP进行模拟量计算所期待的采样频率[4,5]。数据在缓冲区中以IEC61850-9-1标准[6]定义的通用数据集格式存放。DSP必须对缓冲区中的数据进行提取并重新采样后才能完成模拟量计算所需的数据,重新采样的方法如下:设fs为MU采样频率,Ts为相应的采样周期;f′s为测控单元采样频率,T′s为相应的采样周期。则
其中,T(n)为插值点位置,一般为浮点数,设m是小于T(n)的最大整数,并设浮点数u=T(n),则线性插值公式如下:
以上插值公式与文献[5]中论述的方法具有同等效果,但在软件设计过程中所占用的资源少且更易实现。
考虑到同期合闸时需要对断路器两侧电压、频率、相角、滑差等遥测量进行实时监测,这就需要重采样数据满足4点要求。
第1要实时,这就要求DSP需要不停地监视通信区是否有新数据进入,只要有符合插值条件的数据,立即进行插值操作。
第2要连续,重采样和计算要“同时”进行。由于采用FFT算法,当重采样数据满足FFT计算数量时,一边要计算模拟量,同时重采样操作不能停止。
第3要准确。首先,既然存在插值点的计算,就会存在计算误差,特别是使用定点的DSP型号时,要考虑如何提高计算精度。其次,还需考虑某一组数据为无效数据时该如何插值。当线路电压或母线电压出现太多无效数据,无法完成插值时,要置无效标志,闭锁同期操作。
第4要进行频率跟踪,动态地调整重采样的采样周期T′s。频率计算要和重采样程序放在同一个中断服务程序中,这样能保证在一个周期中所采集的数据是等间隔的。
重采样部分的软件设计流程图如图3所示。
笔者以MU的显示值为理论值,以测控单元的计算值为测量值,在输入线电压为100 V,电流为5 A,频率为50 Hz,电压与电流相位差(φ)取不同值时,有功(P)和无功(Q)的测量与理论值对照如表1所示,表中的实际测量值与理论值几乎一致。
4 同期功能的实现
随着数字化变电站电压等级的不断上升,在变电站设计中数字化测控装置的同期功能必不可少。如图1所示,同期功能涉及到图中的每一个设备:同期合闸命令由工程师工作站发出,测控单元接收到同期合闸命令后应答工作站表明已收到同期命令,同时采集MU发送过来的数据实时计算出母线与线路两侧的电压、频率、相角等相关数据,判断合闸条件是否满足,若条件满足,则立即发送GOOSE报文给智能操作箱,由操作箱最终完成合闸任务,并将合闸结果通过GOOSE报文发给其他设备,告知同期合闸操作结果。从以上过程中可看到,数字化的同期操作更加依赖于网络通信的安全性和实时性[7,8,9,10,11]。所幸的是,IEC61850标准定义了通用变电站事件模型以及面向通用对象的变电站事件(GOOSE),为通信的可靠性和实时性提供了保障[12,13,14]。
对于数字化测控装置而言,负责与站控层通信的是CPU模件,与间隔层设备通信的数字化IO模件有2个以太网口,一个负责与MU通信接收61850标准定义的采样值,另一个负责接收和发送GOOSE报文,完成其他间隔遥信的采集和控制的输出。CPU模件与IO模件之间采用CAN总线通信方式。同期合闸所需的同期定值是通过组态软件将定值信息传到CPU模件,再通过CAN总线送给数字化IO模件中的DSP,同期合闸条件的判断在DSP中完成。
数字化测控装置的同期合闸条件与传统的同期合闸条件完全相同,软件设计可参考文献[15-17],这里不再重复。对于数字化测控装置而言,处理好交流量的实时、连续、可靠地采集是同期合闸的前提,严格按照IEC61850标准来指导软硬件的设计是同期合闸安全、可靠的保障。
5 结语
随着IEC61850标准的日益成熟与完善,数字化变电站系统将成为电力系统的研究热点。本文提出的基于IEC61850标准的交流量采集以及同期功能的设计方案对新一代数字化测控装置的研制具有一定的参考价值。
数字式保护测控装置 篇2
【关键词】保护测控；开关柜；状态监测；一体化
引言
随着电网技术的发展，状态检修也在电力系统中逐渐引起了重视。状态检修是指根据先进的状态监测和诊断技术提供的设备状态信息，判断设备的异常，预知设备的故障，在故障发生前进行检修的方式，它可以减少不必要的检修工作，节约工时和费用，使检修工作更加科学化。状态检修的基础是对设备进行有效的监测和诊断，根据有关资料记载[1]，对设备进行有效的监测和诊断，可使设备维修费减少25%～50%，设备事故率减少75%，经济效益十分显著。
煤矿供电系统的35kV、6kV等的成套开关柜上通常安装有微机保护、操显装置、带电显示、温湿度调节等一系列元件，使得仪表室及成套面板凌乱，显示不直观，设备厂家多、维护难度大，某些功能重复投资，且大多不具有通信功能，不满足更高级自动化要求。
从提高设备可靠性、降低设备投入和运维费用，以及提高自动化水平的方面考虑，本文介绍了一种适用于KYN-28A柜的集保护测控功能和开关状态监测功能的一体化装置及其应用。
1、装置功能配置
一体化装置是以微机保护测控装置为基础，结合煤矿供电的特点，采用了新的保护原理，除根据不同供用电设备，如线路、配电变、电动机、电容器等配置不同的保护、测控功能外，一体化装置对成套开关柜内部一次设备的绝缘、电连接发热、跳合闸线圈及机构特性进行状态监测，为设备的安全运行提供了告警机制，从多个方面提高了开关设备的自动化水平和可靠性。其主要功能包括：
1）防越级跳闸保护功能；
2）开关柜内绝缘子监测及预警；
3）开关柜内高压电连接测温；
4）跳合闸线圈监测及保护；
5）开关机构特性监测。
2、防越级跳闸保护功能
在我单位井工三矿6kV供电系统中，从地面变电所到井下中央变电所，以及各工作面采取变电所之间，大多采用纵向、多层级、短距离垂直供电模式。该供电模式线路距离短、截面積大、每段电缆阻抗小，往往一处短路，上游多级开关同时检测到过流信息。而传统的电流速断保护整定方式无法满足保护的选择性要求，一旦出现短路故障，往往多级开关同时跳闸，进而引发井下大面积停电，造成淹井事故和瓦斯积聚，严重影响安全生产[2]。
为解决越级跳闸问题，装置利用GOOSE[3]通信网络实现了分布式区域保护，使站区各级保护有机结合，防止事故范围扩大，提高动作速断，减少对设备的冲击。其原理如下：
对图1所示，当出线1在t0时刻发生故障，出线1与进线的一体化装置均检测到有故障存在，在t1时刻（如相对于故障发生10ms左右），出线1一体化装置给进线一体化装置发送相关故障信息，进线一体化装置于t2时刻接收到出线1一体化装置的信息，短时闭所进线保护，出线1于t3时刻（固有动作时间）动作跳闸，切除故障。
图1 区域保护原理——正常动作
对图2所示，当出线1在t0时刻发生故障，出线1与进线的一体化装置均检测到有故障存在，在t1时刻（如相对于故障发生10ms左右），出线1一体化装置给进线一体化装置发送相关故障信息，进线一体化装置于t2时刻接收到出线1一体化装置的信息，短时闭所进线保护，出线1于t3时刻（固有动作时间）动作跳闸，当一体化装置跳闸失败时，进线一体化装置在经过短延时闭锁后，于t4时间动作跳进线一体化装置，从而保证快速切除故障，并起到后备保护作用。
图2 站域保护原理——故障线路拒动
3、绝缘子监测及预警
高压开关柜内有支撑母线的绝缘子、穿墙套管等绝缘体，其绝缘程度的好坏直接影响电气设备的可靠性。而表面泄漏电流能有效的表征电气设备的绝缘状况，当表面受潮或者污秽严重时，泄漏电流将会显著增大，在临近闪络时绝缘表面会出现持续时间很短，幅度很高的电流脉冲。所以实时在线监测电力设备泄漏电流，能真实地反映运行中设备的外绝缘状况，为有效预防设备外绝缘闪络提供一种有效的手段。因此，监测绝缘体表面泄漏电流，不仅可评估绝缘状况进行预警，还可减少无谓的清扫和避免绝缘失效造成的事故的发生。
泄漏电流信号提取采用取流环方式，泄漏电流的获取原理见图2所示。由于泄露电流信号微弱易受外界干扰，尤其是处于高电压、大电流的电磁环境中，影响泄漏电流的检测效果，甚至根本无法检测出所需要的信号，因此装置采用了自适应噪声对消的处理方案以达到满意效果。
4、高压电连接测温
成套开关柜里电连接类型包括：固定连接、滑动（滚动）连接及可分合连接。当电连接状态劣化最直接的外部表现就是电连接处温度的异常过高，轻则加剧电连接处金属氧化和附近绝缘材料老化，重则导致电连接处金属熔焊，甚至引发火灾事故。因此需要对电连接处的发热进行检测，一体化装置对开关柜小车的一次插头及出线电缆接头进行了测温。测温方式采用接触式无线测温，这种方式将温度传感器安装到监测点，将传感器测得的温度通过无线方式发送到一体化装置，中间不需要考虑绝缘问题。温度传感器采用美国DALLAS公司的DS18B20数字传感器，测温精度0.5℃，无线采用ISM频段的433MHz。
监测告警的判据如下：
1）温点的温度过高超过阈值；2）度上升过快，如超过4℃/分钟；3）三相温度差过大，如超过5℃。
以上任一条件满足，即可认为电连接状态劣化。
5、跳合闸线圈监测及保护
现有的保护测控装置均未对开关设备的操作回路进行有效的监测和保护，一旦发生机构卡死，则会导致跳闸或合闸线圈烧毁。本装置利用霍尔传感器来采集跳合闸回路的电流信号，实时监测跳合闸回路电流，当检测到电流突变，即跳合闸命令到达时，开始计时，如果开关机构卡塞或辅助触点切换不正常，在计时器计时结束，跳合闸线圈电流仍没有消失，保护监控装置将发出命令断开操作回路，起到保护跳合闸线圈的作用，同时告警，提示及时检修。
6、机构特性监测
开关机械状态的变化可以通过跳合闸线圈电流波形，及分-和过程中的时间-位移波形和辅助接点转换的时间波形来反映，开关每个部位特性的变化会在波形中对应的部分产生相关的变化本装置通过将跳合闸线圈电流波形进行分段，然后对电流大小、变化时间进行分析，并与预先设定的参考值进行对比，可对操作机构因变形、卡塞等导致的动作特性劣化进行监视和预警，防止开关操作失灵。
7、结束语
除上述保护、状态监测功能外，一体化装置还集成了带电显示和闭锁、开关柜温湿度控制、人体红外感应及语言功能，用一台装置实现了开关柜的高度智能化。
该装置安装在我单位井工三矿地面变电站内，在安装调试阶段，就成功检测出某出线柜开关合闸机构卡塞引起的合闸时间长问题。在两年多的运行过程中，由于煤矿粉尘污染大，对柜内绝缘子表面污秽引起的泄漏电流起到了监测，提示了维护人员及时清扫。该一体化装置的使用，使得开关柜面板布置更加简洁，大量的设备状态数据可以上送到变电站后台监控，使得运行人员对设备的健康状况更加明了，也为一次设备尝试从定期检修向状态检修转变提供了设备支持，节省了维护费用，具有很好的应用前景。
参考文献
[1]黄雅罗，黄树红.发电设备状态检修.中国电力出版社，2000.
[2]董小秋，张伟.基于闭锁控制的煤矿供电系统防越级跳闸新方案.中州煤炭，2012，11.
智能变电站保护测控装置 篇3
近年来,在数字化变电站的主要特征和关键技术[1,2]、IEC61850工程应用模型[3]、面向通用对象变电站事件GOOSE(Generic Object Oriented Substation Event)检修方法、电子式互感器的采用等方面取得了大量的研究成果和建设经验[4]。
2009年5月,国家电网公司提出了建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础,利用先进的通信、信息和控制技术,构建以信息化、自动化、互动化为特征的自主创新、国际领先的统一坚强智能电网的战略发展目标[5]。
目前数字化变电站的信息化、自动化、互动化程度与智能变电站的发展目标仍存在一定的差距,本文对智能变电站的保护装置进行了研究。
1 智能变电站及智能组件
智能变电站是由先进、可靠、节能、环保、集成的设备组合而成,以高速网络通信平台为信息传输基础,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、协同互动等高级应用功能的变电站[6]。
智能变电站分为系统层和设备层,如图1所示。
系统层实现数字化变电站站控层的功能,面向全站或一个以上高压设备,通过智能组件获取并综合处理变电站中关联智能设备的相关信息,按照变电站和电网安全稳定运行要求,控制各设备层协同完成多个应用功能。
设备层主要由高压设备、智能组件和智能设备构成,实现数字化变电站过程层和间隔层的功能,完成变电及测量、控制、保护、监测、计量等相关功能。
智能组件是灵活配置的物理设备,包含测量单元、控制单元、保护单元、计量单元、监测单元中的一个或几个。
外置的智能组件的形态可以是测控装置、保护装置、状态监测的智能附件等。每个智能设备可以是如下形式之一:
a.独立运行的高压设备加上外置的智能组件;
b.高压设备加上内嵌的包含状态监测单元的智能组件,再加上外置的一个或多个智能组件;
c.高压设备加上内嵌的智能组件。
设备智能化和智能高级应用是智能变电站的重要特征。设备层将传统一次、二次设备进行融合,体现了未来变电站设备智能化的发展方向,并且目前已出现了这种趋势,如组合电器插接式开关PASS(Plug And Switch System)设备已包含了一次和二次部分。图2显示了设备智能化演变趋势。设备层的智能组件是一个涵盖了各种装置的统一名称,即过程层设备和间隔层设备既可以组合、融合在一起,也可以外置安装。就是说,考虑到现有的一次设备状况,设备层智能设备采用“高压设备+智能组件”的模式,智能组件可以集成、分散、内嵌、外置等任意组合灵活架构。智能组件的构成,包含了传统间隔层的设备,符合现状与未来的发展。设备层的概念并没有排斥间隔的概念,也没有取消测控装置、保护装置。
对于保护、测控、通信、状态监测等功能与高压设备集成,需要充分考虑传统二次设备与一次设备融合的技术难度与复杂性。在技术尚未成熟的阶段,在变电站应仍然是测控装置与保护装置独立,状态监测组件外置在高压设备附近。
2 保护和测控装置的新要求
数字化变电站“三层两网”结构使间隔层保护测控可以充分利用资源高度共享的优势使装置往集成化的方向发展。只要硬件处理能力足够强大,全站式保护[7]也是可能的。智能变电站强调了间隔功能自治,智能组件和高压一次设备一体化设计。保护测控装置作为智能组件的一部分而存在,是面向间隔的。
不管是往多间隔二次设备集成的方向发展,还是往按间隔一、二次设备集成的方向发展,都对装置设计提出了新的要求。主要表现为以下6个方面。
a.具有多个不同用途的以太网通信接口。数字化变电站的典型结构为三层两网,间隔层智能设备IED(Intelligent Electronic Device)要具有分别与站控层和过程层的通信接口。由于交换信息、网络流量和实时性要求的不同,它们将组成不同的以太网网络。在发展的过程中出于可靠性的担忧,甚至要求GOOSE和采样值SV(Sampled Value)分别组网。智能变电站两层一网的结构简化了通信网络,但对网络带宽、组网方式、优先级控制、网络安全等方面提出了更高的要求。保护测控装置的设计必须具有多个不同用途的以太网通信接口。
b.具备与光电互感器和智能开关设备数字接口和大流量数据处理能力。从数字化变电站通过合并单元MU(Merging Unit)或智能单元对一次设备智能化到智能变电站提出的智能化的一次设备,都强调了数据获取的通信手段,这是光缆替代电缆的必然结果。保护测控装置直接模拟采样并进行数据运算的方式发生了根本性的变化。因此要求保护测控装置必须具备与智能一次设备的数字接口。尤其是SV数据流量对保护测控装置的平台处理能力是一个巨大考验。
c.统一的硬件平台。正因为测量部分和执行部分随着一次设备智能化而从保护测控装置中分离出来,保护测控装置仅需要强大的通信能力和逻辑运算功能,这为保护测控装置采用统一的硬件平台创造了条件,也是装置可互换的一个内在要求。
d.良好的互操作性。保护测控装置必须符合IEC61850系列标准,具有良好的互操作性。要求装置的功能设计必须按IEC61850建模。
e.具有间隔录波和事故简报功能。智能变电站的智能更多体现在高级应用方面。比如在线分析决策,事故快速恢复。事故分析要做好,需要在2个方面做到标准化:语义模型的标准化,事件表示的标准化。前者是基于IEC61850统一建模,使得基于计算机的自动分析成为可能;后者是要从模拟量中提取出事件,将模拟量信息转换为事件信息,然后将来自保护、断路器的事件皆做统一表达。
f.功能强大、方便易用的配套工具。为实现IEC61850所倡导的功能的自由分布,保护测控功能必须采用模块化设计,需要专门的基于IEC61131-3的可视化开发工具。智能变电站的保护测控功能基于通信来完成,通信比较抽象,装置开发过程中最频繁出现的概念是模型、映射、参引、服务、IED能力描述文件ICD(IED Capability Description)、系统规格文件SSD(System Specification Description)、全站系统配置文件SCD(Substation Configuration Description)、IED实例配置文件CID(Configured IED Description)等,要使继电保护人员能不被这些概念所困扰,就必须有配套的配置工具,使抽象变得具象。
3 基于IEC61850的装置建模
IEC61850功能描述并非用于功能标准化,而是用于满足集控中心与变电站之间及变电站内IED之间的通信要求。采用IEC61850标准建立IED的对象模型首先是对IED的功能进行定义、分解和分配。以数字式变压器保护装置为例[8],尽管各厂家产品的功能不完全相同,但都包含5个方面的功能。
a.保护功能:差动速断保护、谐波制动的比率差动保护、电流速断保护。
b.测量功能:测量各侧电流、有功、无功及功率因数。
c.控制功能:断路器控制。
d.故障录波。
e.人机接口:供就地人机交互和手动操作。
IEC61850标准[9]用逻辑节点LN(Logical Node)描述设备的功能,实际设备的每个功能都定义为相应逻辑节点类的一个实例。一个典型变压器保护装置的功能可由IEC61850-7-4中对应的逻辑节点描述,并按功能分配在不同层(此处将功能分配到不同层指的是逻辑划分,而非物理划分,例如在过程总线采用传统二次电缆的情况下,间隔层和过程层的逻辑节点通常驻留在一个单独的物理装置内),如图3所示(图中,逻辑节点PDIF、PHAR、PIOC分别表示差动保护、谐波制动、瞬时过流保护功能;RADR表示扰动记录功能;MMXU表示测量功能;CSWI表示断路器控制功能;IHMI表示就地设定和手动操作功能;TCTR、TVTR分别表示电流、电压互感器;XCBR表示断路器)。
4 FB与LN设计
在进行装置程序设计时,可以利用IEC61850标准模块化思想和面向对象技术,采用PLC可编程组态技术来生成装置程序,这样可以解决保护测控装置在工程实施中遇到不同需求和新功能要求时修改装置程序的问题。IEC61850标准对逻辑节点类及其子类、逻辑节点包含的数据类及其子类、数据属性及其子类进行了规范,保证了装置数据结构的一致性。
IEC61131标准定义了软件模块,通过模块把PLC看作一种具有能执行多种任务的结构的控制器,其特长是用配置(configuration)、资源(resource)、程序(program)、功能块FB(Function Block)、任务(task)、功能(function)、POU(Program Organization Unit)把控制器作为阶层结构从软件的观点实现模块化。
IEC61850的发展方向是实现“即插即用”,在工业控制通信上最终实现“一个世界、一种技术、一个标准”。IEC61850用服务(server)、逻辑设备(logical-device)、逻辑节点(logical-node)、数据对象(data)、数据属性(dataauttribute)组成的一个层次模型来描述电力系统设备对象。
IEC61131和IEC61850是为了解决2个不同领域产品之间互通、互操作或者互换问题而分别制定的标准。这2个标准各自理论化地建立了自己领域对象的基础模型,这2个领域模型各逻辑层次的对应关系如图4所示。
功能块FB代表物理功能,逻辑节点LN代表抽象功能,两者既有区别也有联系。IEC61850希望做到“功能(LN)可以自由分配到装置中”,那么就要求FB与LN的划分趋于一致。否则IEC61850只能当作一个通信规约,其真正内涵很难得到发挥。
假如利用可视化功能块开发工具开发出一个三相过负荷保护功能块(OLPTOC),这个功能块是符合IEC61131-3标准的一个普通功能块。如果从IEC61850标准的角度看,这个功能块实际上是实例化自PTOC(过负荷保护)逻辑节点类的一个逻辑节点。这样的处理很自然地将IEC61131的功能模型与IEC61850的通信模型结合起来。这种结合带来的另一个显著的好处是,在装置组态过程完成装置生产后,可以很自然地生成符合IEC61850标准的ICD。如图5所示。
5 通信网络与关键技术
网络系统是智能变电站的神经系统,其可靠性和实时性决定了变电站自动化系统的可用性。通信网络的可靠性主要通过选择具有高可靠性的网络拓扑结构及采用冗余技术来保证。双以太网卡冗余热切换技术加上星型网和环网混合组网的网络结构是比较理想的智能变电站网络系统方案[10]。在图6所示的设计方案[1]中,各IED都带有双网卡,可分别接入2台交换机,过程总线和站级总线都采用环形拓扑,因此该方案可极大地提高系统的可靠性。
网络系统设计属于优化问题,要综合考虑可靠性、经济性及易维护性等诸多因素。关键技术有3点。
a.大流量数据处理,抗网络风暴技术。千兆网络,虚拟局域网VLAN(Virtual Local Area Network)技术,现场可编程门阵列FPGA(Field Programmable Gate Array)前置数据处理技术能有效提高网络可靠性。
b.SV、GOOSE、IEEE1588对时三网合一,有效地简化网络复杂度。智能变电站甚至把过程层网络和站控层网络合一,更进一步增加了网络的集成度,减少交换机数量,简化网络结构,提高可靠性。
c.采用IEEE1588网络对时[11],以最便捷的方式解决高精度数据同步问题。
IEC61850对时间同步的要求分为t1~t5共5级,其中:t1要求最低,为1 ms;t5要求最高,为1μs。由于传统以太网自身的限制,通过多播方式在网络内实现时间同步很困难。IEC61850采用简单网络时间协议SNTP(Simple Network Time Protocol)实现不同设备间的同步采样[12],以协调世界时UTC(Universal Time Coordinated)作为时钟同步源。由于过程层总线的负载大,要求同步误差控制在1μs,因此过程层同步标准必须采取IEEE1588标准。1个IEEE1588精密时钟系统包括多个节点,每个节点代表1个时钟,时钟之间经由网络连接。按工作原理可将时钟分为普通时钟、边界时钟和透明时钟。在网络中,每个时钟都可能处于从属时钟(slave)、主时钟(master)和原主时钟(passive)共3种状态,时钟所处的状态是根据最优化的时钟算法确定的。IEEE1588所定义的精确网络同步协议实现了网络中的高度同步,使得分配控制工作时无需再进行专门的同步通信,从而达到了通信时间模式与应用程序执行时间模式分开的效果。
6 配置工具
IEC61850标准提供了变电站配置描述语言SCL(Substation Configuration Language)。SCL包含5个方面的对象。
a.系统结构模型,变电站主设备,拓扑连接等。
b.IED结构模型,应用和通信信息。
c.通信系统结构模型,设备在哪个接入点(Access Point)接入哪些总线(bus)。
d.逻辑节点类定义模型,包含数据对象(DO)和服务。
e.逻辑节点和一次系统功能关联模型。
这样通过SCL语言可实现对变电站系统和IED装置功能描述。SCL本身基于可扩展标记语言XML(e Xtensible Markup Language),通过XML Schema规定了SCL文件的语法结构和约束条件。
一般情况下装置的功能描述文件有几千行,而全站的信息描述文件可能会有几十万行,如果这些内容都由手工书写来完成配置,不但工作量巨大,而且极易出错。因此,简单易用的可视化配置工具,不但可以极大减轻配置工作量,提高配置效率,也能有效地验证配置文件的正确性。如果说以往常规变电站正确的二次接线图并不能保证现场实际接线的正确性,而配置工具却可以通过静态验证手段,确保变电站二次设备之间逻辑联结的正确性,进而确保工程实施的安全性。
配置工具分为系统配置工具和装置配置工具。配置工具对导入的配置文件进行语法校验,并保证导出的配置文件语法正确。
装置配置工具负责生成和维护装置ICD文件,并支持导入全站SCD文件以提取需要的装置实例配置信息(CID),完成装置配置并下装配置数据到装置。
系统配置工具负责生成和维护SCD文件。工具导入ICD文件,完成系统实例化配置后,导出全站SCD配置文件。工具可支持SSD文件的生成和导入。
装置配置工具支持系统配置工具进行以下5种实例配置。
a.通信参数配置。如通信子网配置、网络IP地址、网关地址等。
b.IED名称和描述配置。
c.数据对象实例(DOI)描述的配置,包括离线描述“desc”和在线描述“d U”。
d.报告控制块及其数据集配置。
e.GOOSE控制块及其数据集配置。
按IEC61850-6第5节的定义,装置组态流程如图7所示。
a.用装置配置工具生成符合IEC61850模型要求的装置ICD文件,应保证各类型装置ICD文件的模板Data Type Templates的一致性。
b.用系统配置工具,导入装置ICD文件和变电站系统规范文件SSD,统一进行所有装置的实例配置,生成全站SCD配置文件,其中须保留ICD文件的私有项。
c.使用装置配置工具导入SCD文件,增加自己的内部功能配置数据,生成最终下载到装置的数据文件(CID),完成装置配置。
7 虚端子
GOOSE输入输出信号为网络上传递的变量,与传统继电保护装置的实际端子存在着对应的关系,为了便于形象地理解和应用GOOSE信号,将这些信号称为GOOSE虚端子。
智能变电站智能装置GOOSE虚端子[13]配置方法通过如下技术方案实现。提出智能装置虚端子、虚端子逻辑连线以及GOOSE配置表等概念,具体包括3个方面的内容。
a.虚端子:智能装置GOOSE“虚端子”的概念,将智能装置的开入逻辑1~i分别定义为虚端子IN1~INi,开出逻辑1~j分别定义为虚端子OUT1~OUTj。
虚端子除了标注该虚端子信号的中文名称外,还需标注信号在智能装置中的内部数据属性,智能装置的虚端子设计需要结合变电站的主接线形式,应能完整体现与其他装置联系的全部信息,并留适量的备用虚端子。
b.逻辑连线:虚端子逻辑连线以智能装置的虚端子为基础,根据继电保护原理,将各智能装置GOOSE配置以连线的方式加以表示,虚端子逻辑连线1~k分别定义为LL1~LLk。
虚端子逻辑连线可以直观地反映不同智能装置之间GOOSE联系的全貌,供保护专业人员参阅。
c.配置表:GOOSE配置表以虚端子逻辑连线为基础,根据逻辑连线,将智能装置间GOOSE配置以列表的方式加以整理再现。
GOOSE配置表由虚端子逻辑连线及其对应的起点、终点组成,其中逻辑连线由逻辑连线编号LLk和逻辑连线名称2列项组成,逻辑连线起点包括起点的智能装置名称、虚端子OUTj以及虚端子的内部数据属性3列项,逻辑连线终点包括终点的智能装置名称、虚端子INi以及虚端子的内部属性3列项。
GOOSE配置表对所有虚端子逻辑连线的相关信息系统化地加以整理,作为图纸依据。
在具体工程设计中,首先根据智能装置的开发原理,设计智能装置的虚端子;其次,结合继电保护原理,在虚端子的基础上设计完成虚端子逻辑连线;最后,按照逻辑连线,设计完成GOOSE配置表。逻辑连线与GOOSE配置表共同组成了智能变电站GOOSE配置虚端子设计图。
8 装置测试
测试是保护测控装置开发过程中必不可少的环节。除了要进行型式试验、电磁兼容试验等性能测试外,还要进行一致性测试。IEC61850-10对一致性测试的要求进行了详细的规定。通过一致性测试是实现互操作的基础。这些测试需要专门的机构来做,例如荷兰的KEMA试验室。
由于数据的接口方式发生了根本性的变化,所以装置的功能测试方面也有较大的变化。
首先是测试系统的搭建。一种方法是用传统的继电保护测试仪加上合并单元(MU)和保护测控装置一起构成闭环的测试系统[14]。只要MU和保护测控装置事先按第6节所述的过程完成配置工作,它们完全可以看作一个整体,这就与传统的继电保护装置没有什么区别了。还有更直接的方法就是采用专门的能支持IEC61850的测试仪或软件工具进行针对性的测试。OMICRON公司的CMC356测试仪支持直接输出SV和GOOSE,通过配置后可以和保护测控装置直接构成闭环测试系统。
另外有几款软件工具是数字化保护测控装置调试或测试的有效帮手,例如IEDScout工具可以直接与装置之间进行对等的GOOSE收发测试。MMS Ethereal工具通过对以太网数据流进行抓包,提供了一种有效的仲裁手段。当SV、GOOSE出现异常时,可以通过对数据流的解读和分析,快速定位问题原因。
9 结语
IEC61850系列标准的颁布实施,极大促进了变电站自动化系统的发展。数据共享、互操作、功能自由分布,基于丰富的全站信息的高级应用正逐步实现。数字化变电站的发展改变了变电站二次保护和测控的设计思路,智能电网战略的提出加速了智能变电站的发展。一些很有前瞻性的技术方案被提出,虽然在实施过程中可能出于对通信网络可依赖性的担忧会采取一些折中方案,但都对继电保护和测控装置的设计提出了根本性的变革要求。智能变电站的很多实现技术和手段都可以沿用数字化变电站的方案。只不过在一、二次融合方面智能变电站走得更远。高级应用方面如状态检修、顺序控制、事故快速恢复都会随着IEC61850的深化实施而逐步实现。在深入研读国家电网公司在智能电网及智能变电站方面的研究报告、技术导则、实施规范的基础上,结合对数字化变电站保护测控装置的研发经验[7,8,9,10,11,12,13,14,15],全面总结和阐述了智能变电站保护测控装置开发设计的一般思路,所涉及的关键技术正在不断地完善和成熟。
摘要：智能变电站分为系统层和设备层,系统层实现数字化变电站站控层的功能;设备层主要由高压设备、智能组件和智能设备构成,实现数字化变电站过程层和间隔层的功能。智能组件是智能变电站一、二次设备融合的产物。保护测控装置作为智能组件的一部分面向间隔层。智能设备采用IEC61850标准建立对象模型;在进行装置程序设计时,可以利用IEC61850模块化思想和面向对象技术,采用PLC可编程组态技术生成装置程序;网络通信的可靠性通过选择高可靠性的网络拓扑及冗余技术来保证。论述了装置建模、功能块(FB)和逻辑节点(LN)的设计、网络结构和关键技术、配置工具和配置过程、虚端子、装置的测试等技术。
就地保护测控装置抗干扰措施 篇4
就地安装的保护测控装置较靠近高压一次设备, 母线及其它一次设备运行中产生的电磁场, 对保护测控装置及二次回路有直接影响。流过接地系统的雷电流和接地短路故障电流, 在接地系统中引起的电位升高, 可能对保护及控制回路产生危害, 特别是二次设备分散布置时, 接地系统不同点之间的暂态电位差可成为一种干扰源。靠近雷电流注入处与接地导体其它点间暂态电位差最大, 高出稳态值的数倍。如单相接地短路故障引起母线电压突变的幅度, 与开关操作引起的浪涌相当, 快速瞬变的高频干扰和后期的稳态低频干扰, 存在于电网故障发生过程之中。
1 采用等电位接地网
所谓的接地就是把设备、系统或设备外露 (不带电的导电部分之间采用低阻抗连接在一起。等电位接地网是用导体将原有各孤立的金属构件连接在一起, 组成一个地面的接地网, 给二次回路用, 适用于对高频信号敏感的微电子装置的电磁兼容要求。等电位接地网能为微机保护测控装置提供更好的电磁环境搭接和接地构成三维立体接地网络, 可提供最低接地阻抗。
降低高频干扰的一个重要原则就是要尽量减少接地阻抗。对高频干扰而言, 多回路接地要比相同导体截面的单根导线接地好得多。将不同功能的接地网捆绑成一个接地网, 对降低接地阻抗是极其有效的。
2 高压开关柜接地
对10kV及以下高压开关柜上的微机保护测控装置抗高频干扰, 应将开关柜体、底座槽钢、接地铜排、平行接地导线等连接在一起, 所有的地面接地体捆绑成一个立体接地网架, 形成一个等电位接地体, 再与地下接地网多点相连。柜内引出的屏蔽接地经接地引线接至工作 (屏蔽) 地。这样, 通过机箱内部的屏蔽接地把保护接地和工作接地连接在一起了。在工程安装中, 虽然接地铜排用绝缘子与柜体隔开, 把保护接地和工作接地分开, 但其他的屏柜没有这样做。当把柜与柜、铜排与铜排连接成一体后, 很自然地把不同的地连在一起。
高压开关柜的底座槽钢虽按要求对点接地, 接地阻抗很小, 这一接地阻抗属于所有经开关柜接地的装置及其回路。如果将在高压开关柜内安装的电压互感器、避雷器等一次设备的接地线连接到开关柜的底座上, 不可避免高压侧强电流经开关柜体入地网, 特别是避雷器对地泄放雷电流。此电流流经柜体的接地阻抗而产生高电压, 构成共阻抗耦合干扰。因此, 柜内一次设备的接地, 应采用独立的接地引线, 就近接入地网, 如高压设备的金属外壳与高压绝缘, 且与一次接地端是分置的, 则金属外壳及二次回路中性点接地。但应注意接地引线的走向不与电缆平行, 尽量做到接地引线短些, 引线要用绝缘线, 不能与柜体金属件在电路上连通。
3 装置的接地
装置的接地包括装置机箱直接经金属构件接地、经接地引线接地以及装置屏蔽接地。将箱体与柜体搭接, 装置内、外电路的接地, 就可利用机箱实现短引线接地。如果机箱不与柜体搭接, 而是经长引线接地, 即机箱的接地回路串入了一个电感;另外, 机箱与柜体间又存在电容, 柜体是接地体, 机箱与地的连接阻抗表现为电感与电容并联时的阻抗特性, 会在某个频率时发生并联谐振, 即使不发生谐振, 或呈电感性, 或呈电容性, 都会对装置的抗干扰产生不同影响。因此, 不能忽略接地引线和机箱与柜体间的寄生电容的不良影响, 须采用直接搭接, 消除接地引线和机箱与柜体间的寄生电容。接地引线应尽量的短, 以不用引线直接连接地为最佳。
对于10kV高压室, 应在室内的二次电缆沟中敷设截面不小于100mm2二次专用接地铜排, 其末端在高压室内以截面不小于100mm2铜缆一点与变电站主地网引下线可靠连接, 该铜排还应通过截面不小于100mm2铜缆与主控室、保护室内二次接地网可靠连接, 各10kV保护测控装置应用截面不小于4mm2铜导线与该铜排可靠连接。
4 网络及控制电缆的布线和敷设
在安装接线时应尽量避免采用接地引线, 在不得已的情况下可采用短 (10cm) 接地引线。如对网络线与装置网络端口的接线, 屏蔽层应直接接到装置的机箱螺丝上, 借助于屏柜接地, 这样可避免因接地引线太长影响屏蔽效果。
10kV及以下高压母线在开关柜的上部, 在其周围的线缆都会受到干扰。产生这种干扰的原因是2根导线间的杂散电容和互感造成, 以及与线缆的对地电容有关。减小导线间电容, 增大导线对地电容, 减小互感系数就可以减少干扰。最简单的办法就是增加2根导线之间的距离, 受干扰导线靠近地面和接地体可在增大电容的同时, 减少受干扰导线与地构成的环路面积, 也可减小互感器值。因此, 施工中二次回路电缆及网络线的布置及敷设, 要尽量避免与高压母线或高压设备一次线的接地引下线近距离平行敷设, 并尽量增大二者间的距离。高压开关柜侧电缆屏蔽层接地时, 接地点应尽量远离大接地短路电流中性点接地点和其它高频暂态电流的入地点, 如避雷器、避雷针、电容式电压互感器等接地点。
5 装配电源滤波器
目前, 变电站的直流系统均采用微机型高频开关电源, 但考虑直流输送过程中直流电缆的干扰, 在保护测控装置的电源进线处装设电源滤波器还是必要的。电源滤波器是一种低通滤波器, 实际上在电路中兼顾了对差模干扰和共模干扰的抑制。虽然从电路上看是一个简单的两端口网络, 但要注意滤波器外壳尽量直接与柜体紧密搭接, 避免经长引线接地。如经长引线接地, 相当于在共模滤波电容对地回路增加了一个阻抗, 干扰不能顺利通过电容入地, 而是通过两端电容串接形式, 将输入端的干扰耦合到输出端, 滤波器外壳经长引线接地, 严重影响了其滤波效果。经滤波器后, 引入装置在柜内的走线, 应远离直流操作回路的导线及高频输入 (出) 回路的导线, 更不得与这些导线捆绑在一起。
6 结束语
数字式保护测控装置 篇5
关键词：数字化,变电站,智能测控装置,测试平台
0 引言
数字化变电站是由智能化一次设备 (电子式互感器、智能化开关等) 和网络化二次设备分层 (过程层、间隔层、站控层) 构建, 建立在IEC 61850通信规范基础上, 能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。数字化变电站的优越性体现在过程层设备的数字化、整个站内信息的网络化以及开关设备的智能化。目前, 我国已有多座数字化变电站建成投运, 在建以及规划中的智能站数量也在不断增加。由于相关新技术在变电站自动化系统中的应用还处于摸索阶段, 因此需要对运用这些新技术、新设备的变电站自动化系统及装置的各项性能指标进行详细测试, 以判断是否能满足工程实际和应用要求。
1 数字化变电站智能测控装置的新特点
传统变电站中, 由传统电流、电压互感器采集模拟量, 通过电缆传输到测控装置进行模数转换后, 再经过网络传送给后台监控系统, 而后台监控系统以及测控装置对一次设备的控制功能也是通过电缆传输模拟信号至被控一次设备实现的。数字化变电站则实现了电气量数据采集环节以及控制环节的数字化应用, 通过电子式互感器、合并单元、智能操作箱, 将一次设备采集的电气量就地转化为数字信号通过光缆传输, 而运行控制操作过程则经网络通信方式以信息报文方式实现。传统变电站与数字化变电站的系统连接对比如图1、图2所示。
由图1、图2可知, 与传统变电站相比, 数字化变电站的测控装置有其新的特点。
(1) 由于电气量信息的数字化输出, 可实现一、二次系统电气上的有效隔离, 因此开关场、感应及电容耦合等途径对于二次设备的各种电磁干扰将大为降低;取消了电信道传输, 整个二次光缆传输回路完全绝缘, 没有接地的要求, 从而提高了测控设备运行的安全性, 同时对数字化变电站测控装置的电磁兼容以及绝缘性能的要求与传统测控装置相比有所降低。
(2) 由于测控装置的数据来源由原先的模拟量采集变为数字量, 对输入的电气量所做的降压、滤波以及A/D转换工作都得到了相应的简化, 部分工作由电子式互感器或合并单元来完成, 因此大大简化了测控装置的结构, 测控装置取消了传统的交流采样软硬件模块, 代之以以太网或光纤通信接口, 只需直接对合并单元输出的数字信号进行处理即可。
(3) 降低了测量电气量在传输过程中的误差, 提高了测控装置的测量精度。传统变电站中, 一次设备采集的电气量信号通过电缆传输至二次设备, 其误差随二次回路负载的变化而变化;而对于数字化变电站传输的数字信号来说, 不会受到负载的影响。就理论上来说, 测控装置本身不存在测量误差, 系统误差只来自于电子式互感器, 但在实际应用中, 测控装置对输入的数字信号的处理仍会影响测量精度。
(4) 有助于实现多功能智能IED的应用。传统变电站因常规电磁式互感器的固有磁饱和现象, 一次电流较大时会使二次输出发生畸变, 难以同时满足正常运行时高精度以及故障时宽量程的测量要求。随着电网电压等级的升高, 往往要求测控单元与保护装置分开, 同时要求电网动态记录的相角测量系统PMU与故障录波系统DFR装置分离。若采用数字化量的传输模式, 就可避免上述矛盾, 将与电网运行监控、保护、记录有关的多项功能集成于一台智能IED中, 共享部分软件与硬件平台, 实现测控、保护的一体化应用。
2 数字化测控装置性能测试项目
IEC 61850对变电站自动化的应用价值主要体现在互操作性支持上, 因此与传统测控装置的测试项目不同, 数字化测控装置的测试重点应围绕装置是否具有互操作性。IEC 61850标准中对互操作性的定义是“来自同一厂家或不同厂家的智能装置IED之间交换信息和正确使用信息协同操作的能力”, 而实现设备之间互操作的基础是通信服务的一致性, 即通常所说的“一致性测试”, 它属于“证书”测试, 目的是验证协议实现与相应的协议标准的一致性。一致性测试同时也是应用测试的基础, 装置只有通过了一致性测试, 才具备条件构成应用系统以完成应用测试。应用测试同时也包括两个方面:一是测控装置的性能测试, 用来评估装置的性能指标是否满足设计目标或应用要求;二是装置对于应用环境的适应性测试, 例如电源影响测试、高低温测试、绝缘性能测试、耐湿热测试、电磁兼容性测试等。
由于数字化变电站测控装置的新特点, 对于数字化测控装置的性能测试内容也有明显的不同, 具体测试项目应包括以下几种。
(1) 网络通信检查。一是检查装置通信接口, 即检查通信接口种类和数量是否满足要求, 检查光纤端口的发送功率和最小接收功率;二是检查通信功能, 即检查通信异常情况下, 测控装置的运行状态, 包括通信中断、通信恢复、通信异常以及抗网络风暴的测试。
(2) 装置时钟对时精度检查。检查装置时钟与GPS时钟源的对时误差以及装置事件顺序记录的时钟误差。
(3) 采样值精度检查。可参考传统测控装置的采样值精度的测试项目对数字化测控装置的零漂和采样值精度进行检查, 影响量的参比条件、被测量的参比条件以及标称值使用范围极限和允许的改变量可参考DL 630—1997《交流采样远动终端技术条件》中的有关规定和要求。
(4) 采样值同步性检查。数字化变电站对于数据源同步的要求很高, 测控装置的采样同步性检查就是测试测控装置采集的数据是否同步。
(5) 遥信功能检查。一是检查开入、开出信号, 即根据被测装置开入、开出实端子和虚端子的配置情况, 检查实端子是否正确显示当前状态, 虚端子是否与设计功能相符;二是检查SOE分辨率, 即检查装置能否记录任意两路固定时间间隔的遥信变位, 装置的事件记录中的遥信名称、状态及动作时间是否正确;三是检查开关量防抖动, 装置应能设置开入量的消抖时间, 然后产生一个持续事件小于该设置值的开入脉冲, 要求测控装置不应产生该开入的SOE。
(6) 遥控功能检查。在主站系统进行遥控操作, 观察装置的遥控执行指示器能否正确指示, 并模拟故障使遥控返校失败以检查遥控执行的正确性。
(7) 信息响应时间检查。检查遥信变位以及重要的遥测信息传送到主站的时间。
(8) 装置运行功耗检查。检查测控装置正常运行状态下的电源功耗。
3 数字化测控装置性能测试平台的搭建
传统测控装置通过三相程控标准源或继电保护测试仪直接向测控装置输出电压和电流模拟量, 而数字化测控装置的输入为数字信号, 因此数字化测控装置的性能测试与传统测控装置相比有很大不同, 其测试平台的搭建方式主要有以下几种。
(1) 采用全数字测试仪, 测控装置和数字测试仪之间采用光纤连接, 通过光纤传送采样值和跳合闸信号。
(2) 采用数字标准源, 通过光纤传送采样值信号, 而跳合闸信号则由传统的测试仪通过电缆与智能终端相连接, 再由智能终端通过光纤输出数字信号至测控装置。
(3) 采用传统测试仪, 测试仪与电子式互感器、合并单元及智能终端之间通过电缆传输模拟量信号, 再由合并单元和智能终端通过光纤输出数字信号至测控装置。
若使用传统测试仪, 则需要与合并单元、智能终端等配合使用, 受上述装置性能指标影响, 将难以得到准确定量的测试结果, 对于测试结果中出现的问题难以分析认定是被测装置本身还是配合使用的合并单元或智能终端的问题。而全数字测试仪, 要求能够提供多个可供自由配置的光口, 实现不同格式的SV报文 (IEC 60044-8, 9-1, 9-2, 9-2LE) 发送, 发布和订阅GOOSE报文并能进行GPS时间同步。目前, 国内能够满足上述要求的全数字测试仪较少, 并且尚无相关的技术规范和相关机构认证。
除基本的测试平台以外, 数字化测控装置性能测试的新特点和与传统测控装置不同的新的性能测试项目, 还需配置其它辅助性的测试仪器设备, 包括时间精度测试仪、网络分析仪以及光源、光功率计、可变光衰耗器等。为满足性能测试要求, 搭建如图3所示测试平台。
4 结束语
随着数字化变电站技术的逐步发展和应用, 越来越多的数字化变电站投入运行, 原有的测试手段已经不能满足对新型数字化测控装置的测试需要。为此, 国网电力科学研究院实验验证中心在对数字化测控装置性能测试的过程中总结出以上相对完整的测试平台, 能够满足对现有测控装置的大多数测试要求。当然, 在实际测试过程中, 本测试平台及相关仪器设备也暴露出普适性、兼容性等不完善的地方, 还需要进一步的改进和完善。此外, 随着数字化变电站技术的进一步发展, 数字化测控装置不断朝多功能智能IED的方向发展是测控装置未来的发展趋势, 这对测控装置提出了更高的测试要求, 必须不断提出改进方案, 以适应数字化变电站技术的发展方向。
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数字式保护测控装置 篇6
IEC61850是国际标准组织发布的最新的变电站自动化系统标准,该标准采用面向对象的建模技术和抽象通信服务接口ACSI(Abstract Communication Service Interface),为不同厂商的智能电子设备IED(Intelligent Electronic Device)实现互操作和系统无缝集成提供了途径[1,2]。基于IEC61850的控制模型的应用则是保护测控装置开发中的重要内容之一,它是实现远方操作的重要保证。控制功能在工程应用中有较高的可靠性和安全性的要求,所以在实际的执行过程中是通过客户端与装置(服务器)多次交互功能来实现的,这和传统意义的遥控操作很类似。标准7-3[3]、7-4[4]定义了控制的模型及数据结构,7-2[5]和8-1[6]定义了服务的具体实现方式,本文针对控制模型进行了探讨,并针对其在保护测控装置中的具体的应用进行了阐述,相信对同类产品的开发有一定的借鉴作用。
1 控制的类型
标准7-2部分定义了四种控制状态类型,分别是带普通安全机制的直接操作(Direct with Normal Security)、带普通安全机制的先选择后操作(SBO with Normal Security)、带增强安全机制的选择后操作(SBO with Enhanced Security)、带增强安全机制的直接操作(Direct with Enhanced Security)四种类型,这四类根据是否带时间激活的特性又可以再次分类,本文在此讨论的为不带时间激活特性的操作。
带普通安全机制的直接操作所包含的对象仅仅为Operate一个,过于简单且安全性较低;带增强安全机制的直接操作虽然包含了Operate、Cancel两个数据对象,但是由于是直接操作,安全性仍然不高;带普通安全机制的先选择后操作包含SBO、Operate、cancel三个数据对象,安全性较高,同时也满足实际的需求;带增强安全机制的选择后操作包含SBOw、Operate、Cancel三个数据对象,和实际的遥控操作十分吻合,同时安全性能也更加高,与带普通安全机制的先选择后操作类型相比,该类型在错误操作的情况下会予以否定回应,不仅可以包含指示失败的访问结构的MMS写肯定响应,同时还可包含额外的诊断原因,这就使得它的总体性能更加可靠和安全,为此,本文选择带增强安全机制的选择后操作类型作为研究对象,着重对此进行阐述。
2 控制的模型结构
传统的变电站控制就是“四遥(或者五遥)”之一的遥控,具体就是选择、返校,然后执行,这一操作多是通过后台或者调度来实现,由于变电站内的后台监控和调度系统都有锁定功能(开关在合位的时候只能选择分,开关在分位的时候只能选择合),所以这一功能在装置内部并没有加以实现。而返校从一定功能上将一方面可以防止误操作,同时也可以验证后台或者调度与装置之间的下行通道是否正常。
基于IEC61850的控制模型在功能上能够完全实现传统的遥控功能,同时还有更加严格的逻辑控制要求,这极大地提高了装置的可靠性和安全性,也使得整个控制的流程更加完善。控制模型提供服务对带功能约束FC(CO或SP)的数据属性(Data Attribute)进行读写操作,在此主要讨论针对CO的数据属性的读写操作。针对装置的实际情况,在建立控制模型的时候选择了CSWI节点,并针对其CO属性的数据进行了建模分析。在标准中CSWI的Pos(位置)数据属于DPC(可控的双点),而其中功能约束为CO的只有ctl Val、oper Tim、origin、ctl Num四个数据,但在实际的应用中却远不止这些,考虑到实际的功能应用,并根据MMS-LITE库中定义,装置采用标准8-1的MMS应用服务模型,即设立有ctl Val、SBO、SBOw、Operate、Cancel四类[6,7,8,9,10]。其中SBO为直接执行,而SBOw为带值选择,Operate表示执行、Cancel代表取消,其中Operate、Cancel分别代表传统控制中返校的确定和取消,而传统控制中的选择实际(选择分或者合)是带值选择。因此本文采用SBOw、Operate、Cancel来实现保护测控装置的控制功能。
针对SBOw(带值选择)、Operate(操作)、Cancel(取消),具体的数据结构如图1~3。
其中ctl Val为控制值,BOOLEAN(布尔)类型,只能为on(合)、off(分)。
Origin为原发者,具体又包含or Cat和origin两个数据对象,其中or Cat表示控制类型,如间隔层、站控层、远程控制等,表明操作者的身份。而or Ident表示原发者的地址,目前保留为空(NULL)。
ctl Num为字符型整数,表示控制次数。
T表示时间,为UTC类型;
Test表示是否是测试,为BOOLEAN(布尔)类型。
Check表示检查种类,为DPC类型,(如00,)其中左边的第一位表示是否进行同期检查,类型为BOOLEAN,右边的一位表示是否进行互锁检查,也是BOOLEAN类型。
上述都是控制模型中所直接涉及到的数据模型,还有一类间接涉及到的模型,开关的状态量信息,无论是遥控执行成功还是失败,也无论是选择分还是合,都需要判断开关的实际状态,因此CSWI节点下ST(状态功能约束)的Pos的模型也是控制模型所不可缺少的一部分,其结构如图4。
在上述Pos(位置)数据对象下,st Val(表示开关的状态)、q(品质)、t(时间)是属于强制性属性,是必须有的,而st Seld(可控数据在“已选择”状态)、origin(结构体变量,源发者)、ctl Num(控制次数)为可选量,在此一并都选上。而真正能够起到关系到遥控能否正确执行的就只是st Val,它代表了开关的实际状态。由于它是DPC(可控的双点)的数据类型,所以它可以有四个状态(SPC(可控的单点)对应的st Val只有分合即0、1两个状态),分别是00、01、10、11,其中00表示中间状态,即不分不合,可以用来表示断路器的开关状态未接入装置时的状态,01表示开关在分位,10表示开关在合位,11表示开关状态异常。对于传统的隔离开关,通常只有分合两个状态,而对于断路器,由于开关的实际状态取决于跳闸线圈和合闸线圈两个量,所以DPC数据类型的四个状态量完全能够满足现有传统装置实际的需求,因而使得IEC61850标准在兼容现有系统的情况下也能够适应今后智能化开关的需求,这也正好体现了IEC61850标准的通用性和可扩展性的特点。
3 控制模型的应用
控制模型在保护测控装置中的具体服务是通过MMS的读写服务来实现的,因此,整个控制模型实现的关键就在于如何来进行相应的读写服务,这就涉及到了严格的读写逻辑(类似于传统变电站遥控操作的顺控)。为顺利实现控制功能并通过KEMA的一致性测试,在保护测控装置的程序中就不得不考虑各种严格的逻辑,而这些逻辑的实现则是通过各个数据属性相应的读写函数来实现,在此针对装置中所采用的逻辑进行详细讨论,具体如下。
3.1 SBOw(带值选择)的实现
由上述SBOw的数据模型可以看出,实际的带值选择服务就是针对SBOw这一结构进行写操作。写数据也必须遵循相关逻辑,具体如下:
若没有选择(保护装置里设置选择标志位这一全局变量)就执行,服务器(保护测控装置)应该予以否定响应并报错。
SBOw所写的值必须和开关原有状态的值不同,即写给SBOw$CO$Pos$st Val的值和SBOw$ST$Pos$st Val读取的值必须不同,若相同则直接报错。简单地说也就是开关在合位的时候不能够合,开关在分位的时候不能够分。
当正确选择后,即SBOw被成功写值以后,该节点就处于已选择状态了,在规定的时间内(可以使用传统变电站的返校等待时间30 s)若没有执行操作,那么该CSWI节点应该回到未选择状态;如果在已选择状态再次进行选择(即对SBOw进行写值操作),装置予以否定响应并报错。
3.2 Operate(执行操作)的实现
由上述数据结构可知,SBOw和Operate的数据对象完全相同,而操作的实现映射到MMS也就是对结构体Operate进行写操作,同样,这一写操作也必须遵循相应的逻辑。
若服务器(保护测控装置)未被选择,操作功能是无法执行的,此时对Operate进行写值时服务器予以否定响应并报错。
当控制节点被成功选择后,装置的该节点处于已选择状态,此时才能对Operate进行写操作,若写给Operate$CO$Pos$st Val的值和先前写给SBOw$CO$Pos$st Val不同,即选择的状态和执行的状态不同,服务器应该予以否定响应并报错。同样,如果写给Operate$CO$Pos$origin$or Cat的值和先前写给SBOw$CO$Pos$origin$or Cat的值不同,即选择和执行并不是同一对象,如站控层进行了选择,而此时恰好调度方进行了执行操作,这种情况下服务器也应该予以否定响应并报错,由此可见采用IEC61850标准所体现出的高可靠性。当然,如果写给Operate$CO$Pos$check的值和先前写给SBOw$CO$Pos$check的值不同,即选择和执行时对同期和互锁的有不同的要求,该情况下服务器也应该予以否定响应并报错。
3.3 Cancel(取消)的实现
Cancel的数据对象和SBOw、Operate基本相同,唯一的区别就是少了Check这一数据对象。同样的,Cancel服务的实现映射到MMS也就是对结构体Cancel进行写操作,当然也必须遵循响应的逻辑。
若控制节点未被选择,那么Cancel功能是不让执行的,即对Cancel进行写值的时候服务器应该予以否定响应并报错。
当控制节点被成功选择后,装置的该节点处于已选择状态,此时方可进行取消操作,即可以对Cancel进行写值,所写的所有的值都必须与先前写给SBOw的相同,否则服务器应该予以否定响应并报错。
当取消操作被成功执行以后,即Cancel结构体写值成功以后,该控制节点恢复到未选择状态,等待下次选择操作的执行。
总之,无论是执行操作还是取消操作,完成了都会有一个Cmd Terminitaion服务,以此来结束相应的服务。上述逻辑和功能使得实际的保护测控装置通过了控制功能的一致性测试。
4 否定响应
服务器控制模型的实现在很大程度上取决于否定响应,正常情况下正确选择(SBOw)、正确执行(Operate)或者正确取消(Cancel),服务器要实现这些功能是很容易的,但是作为一个具有极高可靠性和安全性的服务器,必须具备在各种错误操作的情况下拒绝执行读写服务并且报出错误的原因的功能。限于篇幅,在此仅对选择服务进行阐述。下表是标准中关于带值选择的相关服务。整个带值选择就是一个写的服务,成功的情况下会显示写值成功,失败的情况下要予以相应的否定回应,分别是信息报告(变量列表)和最后应用错误。具体如表1。
4.1 最后应用错误(Last Appl Error)
最后应用错误并不是标准中所具有的逻辑节点或者公共数据类,它是一个相对独立的结构体,具体结构如表2所示。
其中控制对象(Cntrl Obj)为具有可视串数据类型(Visible String)的命名组件,并且其最大不能超过65字节;
错误(Error)是用来存储错误类型的,它是一个枚举数据类型的变量,缺省值为0,具体如下:
命令发出者(Origin)用于标志控制动作是哪个客户发出的,它的值源于SBOw中的Origin;
控制序号(ctl Num)用来表示被客户发起服务所定义的控制顺序号,值自动增加;
额外原因是一个MMS服务中所定义的枚举数据类型,表3定义了分配的额外原因。
当务器的CSWI节点已经处于被选择状态的时候,此时若要再次执行带值选择功能,即给SBOw结构体写值,那么服务器予以否定相应,并回复相应的错误原因,此时Error=3(该错误是MMS应用层服务错误,3只是应用层服务错误的枚举变量,表示Access-Denied),Add Cause=12;若要写的状态量(SBOw$ctl Val)的值和开关现有状态量相同,那么此时否定响应的Error=3,Add Cause=5。除此以外,SBOw结构体中任何一个变量没有被写成功的话(如写的值和类型不相符等),服务器都应该报一个写值失败的回复,如Data-Access-denied等。
4.2 信息报告(Information Report)
信息报告和服务器中带缓冲的报告控制模块(BRCB)、不带缓冲的报告控制模块(URCB)的类型是相同的,只是报告的内容不同。实际上控制错误回应所发送的变量列表的信息报告和事件报告都属于信息报告的范畴,这一点在用Ethereal抓包的时候可以看出,两者报文的标示都是Information Report,只是否定回应所包含的数据是个独立的结构体变量Last Appl Error,它不是任何逻辑节点,也不包含于任何逻辑节点之中;而BRCB、URCB所包含的数据来自于已定义的各个逻辑节点,是各个逻辑节点所包含的数据的集合,即数据集(Dataset)。这也是为何上述表格旁边注释是list of Variable,而数据集的注释是Named Variable List的原因。
由此可以看出,当带值选择功能不错误地执行时,服务器应该予以一个否定的相应,即两个错误的回应,分别是包含Last Appl Error的信息报告回应,另外一个就是写服务本身的一个写值错误回复。这就体现了IEC61850控制服务模型高度的安全性和可靠性。能够有效地防止误操作的发生。
5 结语
控制模型是IEC61850标准中极其重要而又复杂的模型之一,深入理解这一模型并将与其相关的控制服务功能应用于保护测控装置,将有助于开发出符合IEC61850标准的间隔层IED,推动数字化变电站的发展。上述模型已成功应用了综合测控装置和线路保护测控装置,并都通过了一致性测试。
摘要：对IEC61850标准中控制的类型进行了总结分析,根据实际应用的需求对控制模型的数据结构进行了定义,着重对控制服务的选择、操作和取消的功能进行了探讨,并针对控制服务的否定响应进行了深入分析。将其应用于实际保护测控装置,实现了IEC61850标准的控制服务功能,并通过了一致性测试。
关键词：IEC61850,控制模型,服务器,客户端,信息报告
参考文献
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数字式保护测控装置 篇7
对输油管道的腐蚀性保护一般采用外防腐涂层与阴极保护相结合的方式。阴极保护大致分为牺牲阳极法和外加电流法两种。外加电流法在实施大范围野外阴极保护时比较经济,但对附近金属结构的影响较大,需要有专人管理维护,并需要有稳定可靠的不间断电源,需要对管线上装有的阴极保护装置实行不间断的监测和控制。对输油管道阴极保护装置的监测与控制一般多为管道巡视员或维修工定期巡回检查,随着油田现代化管理水平的不断提高,迫切需要无人值守来替代。
为此,研发了一套适合国内油气管道实际情况的无线遥控遥测系统。系统使用基于GPRS网络的无线数传电台,系统无线遥控遥测主机将检测到的每个阴极保护装置的状态,通过无线方式传送给监控中心,从而实现各阴极保护装置的集中监控。该系统的应用,减少了人员投入,缩短了故障发现时间和排除时间,极大地提高了生产效率。另外,本系统还适合于输油管的漏油、盗油监测。
1 系统组成及工作原理
1.1 系统结构
该系统由监控中心和阴极保护装置监控系统两部分组成。监控中心作为操控终端,由运行在工控机上的监控软件提供人机界面,接受遥控指令输入,并按一定帧格式形成遥控命令,通过GPRS网络发送给阴极保护装置监控系统,并接收回传的阴极保护设备工作状态,以直观的方式显示和告警。系统结构如图1所示。
本方案中,中心站采用无线网卡接入,实时接收采集子站发送的数据,并对各子站进行实时监控。各采集子站的现场仪表通过RS-232通信口与GPRS DTU(无线数据传输终端设备)传输模块连接,每一个GPRS DTU传输模块装入一个中国移动的数据SIM卡即可。
该阴极保护装置遥控遥测系统除一个控制中心和中心服务器较为集中外,其它监控点散布在管道铺设的各个区域。GPRS网络覆盖面广、通信速率高、稳定性好,有着显著的应用优势。
1.2 工作原理
基于GPRS的遥控遥测系统的监控中心服务器是一台具有固定IP地址的主机,并可接入Internet等外部数据网。
阴极保护装置终端主要由GPRS无线通信模块、中央控制器、电源模块构成。GPRS无线通信模块主要用来接入GPRS网络;中央控制器与GPRS无线通信模块相连接,把工作状态、温度、压力等信息按照相应的格式进行打包后,通过GPRS网络发往监控中心,并接收监控中心的下传信息,控制其工作状态。中央控制器相当于终端设备,GPRS无线通信模块相当于移动终端。
中央控制器将信息数据按照UDP(用户数据报协议)的格式封装成UDP数据包,然后加上IP报头和报尾封装成IP数据报。中央控制器与无线通信模块之间的通信遵循PPP(点对点协议),因此,需要将IP数据报按照PPP帧的帧格式封装成PPP帧,然后才能通过串口传给无线通信模块。无线通信模块将数据报转换成SM消息,通过无线链路传送到SGSN。SGSN进行相应的协议转换,按照GPRS特有的GTP(GPRS隧道协议)将其封装成GTP包,然后通过GPRS骨干网传送到相应的GGSN。GGSN也进行相应的协议转换,再根据外部数据网的协议格式进行新的封装,并且根据其目的IP地址选择路由进行传送。监控中心收到上传的信息数据后,根据移动终端的IP地址和端口号下发确认信息给阴极保护装置终端。虽然UDP是无连接的、无确认的、不可靠的数据报协议。但是由于其格式较TCP(传输控制协议)简单,所以仍选择UDP作为传输层协议,但对其进行了改进,使它成为无连接带确认的数据报协议,提高了数据传输的可靠性。
2 关键技术
移动终端要访问外部数据网,首先要附着在GPRS网上,然后发起PDP的上下文激活过程。只有通过此过程,移动终端才能与GGSN建立一条逻辑通路,才能访问外部数据网。因此,激活过程是系统实现的关键,它由中央控制器软件来实现。
分组数据协议的激活较为复杂,涉及到网络的多个协议,如PPP、LCP(链路控制协议)、NCP(网络控制协议)、PAP(密码认证协议)和IPCP(Internet控制协议)等。
PPP协议包括3个组成部分:一个将IP数据报封装到串行链路的方法;一个用来建立配置和测试数据链路连接的链路控制协议,通信双方可以协商一些选项;一套网络控制协议(NCP)(它支持不同的网络协议)。
网络控制协议帧格式:
F为标志字段。地址字段A和控制字段C不变,分别是OxFF和Ox03。协议字段标识多种协议,如IP协议字段为Ox0021、链路控制协议字段为OxC021、密码认证协议字段为OxC023、网络控制协议中的Internet协议控制协议字段为Ox8021。信息域就是数据域,如IP数据报便封装在信息域中,激活过程中的LCP帧就是将LCP包封装在信息域中,PAP帧就是将PAP包封装在信息域中。LCP帧用来配置协商一些传输参数(如需要验证的协议等),PAP帧用来进行密码身份认证,而IPCP帧用来配置网络(如IP地址等)。
分组数据协议上下文激活过程:
(1)终端设备发送AT指令给移动终端去激活IP协议。在指令中包含终端要连接的APN(访问终端名称)。
(2)终端设备发送PPP LCP帧给移动终端,表明PAP是在PDP激活过程中的身份认证协议。
(3)终端设备开始进行PAP认证,认证通过后,移动终端将对中断设备给以回应,表明承认其身份,并且会将用户ID和密码储存下来。
(4)终端设备发送NCP-IPCP配置请求信息给移动终端,帧内IP地址为空,表明请求动态分配IP地址。
(5)终端设备向SGSN发送激活PDP上下文的请求信息,包含:APN-PDP类型;PDP地址为空,代表请求动态分配IP地址;用户请求更改的QoS和其它选项。
(6)SGSN请求DNS(域名系统)服务器对APN进行解析,得到APN对应的GGSN的IP地址。
(7)SGSN发送建立PDP上下文的请求消息给被选定的GGSN,消息中应包含:APN、PDP类型;PDP地址为空,代表请求动态分配IP地址;用户更改的QoS和其它选项。
(8)GGSN对用户进行认证,认证通过后,使用RADIUS(远程认证拨入用户服务)服务器、DHCP(动态主机配置协议)服务器或直接由GGSN为用户分配动态IP地址,GGSN向SGSN返回建立PDP上下文相应信息。
(9)SGSN向移动终端发送激活PDP上下接受消息。
(10)移动终端发送NCP-IPCP配置回应帧给终端设备,回应帧包含了被动态分配的IP地址。
至此,PDP上下文的激活过程全部完成,这个过程与拨号上网类似。移动终端和外部数据网之间的数据通路建立,管道阴极保护装置移动终端就可以和监控中心以数据报的形式进行通信。
3 结语
基于GPRS的输油管道保护装置遥控遥测系统以GPRS网络作为数据通信平台,充分发挥了通用分组无线业务数据传输的优势。经过油田现场反复实验,证明该系统具有高精度、实时性好、反应快、抗干扰能力强等特点。
参考文献
[1]刘旭,张其善.一种基于GPRS的车辆监控系统[J].遥测遥控,2003,24(1):42-45
数字式保护测控装置 篇8
关键词：信号,保护测控,告警,过负荷
0 引言
随着电网规模的不断扩大,电网结构越趋复杂,变电站综合自动化系统的普及应用和无人值班及集中监控模式的建立,综合自动化系统上传给SCADA系统的数据量、信息量以指数型曲线急速增多,同时各变电所综合自动化系统的多样性和差异性,不同设备生产商的设备原理及构造的不同,造成各变电所之间的遥信信号存在巨大的差异,甚至同一变电所的信号量都存在不同点。正是基于上述原因,在电网事故异常时,监控系统所接收到的信号量大、遥信命名不相同,直接影响了监控人员对事故的判断,延误了事故异常的处理时间,给电网的可靠运行造成了重大的安全隐患。
本文以典型变电所10 kV线路的一起遥信异常事件为例,通过分析异常信号从变电所保护装置到监控SCADA系统的上传机制,来总结信号上传原理,以提高监控质量。同时,剖析监控系统及日常监控管理方面存在的不足,并对监控运行管理工作作一些技术和管理模式方面的探讨。
1 异常现象及处理过程
2011年11月9日07:10,监控OPEN3000系统告警窗显示“10 kV殿口195线路保护测控装置告警”动作,07:11查看该信号已复归(当时电流在420 A以上波动)。
07:12,“10 kV殿口195线路保护测控装置告警”再次动作,检查殿口195间隔其他信号正常,遥测量刷新正常,对该间隔开关进行遥控测试正常。
07:20,该信号仍未复归,汇报市调及操作班;随后市调询问殿口195线电流值大小,监控查看为460 A,并有不断上升趋势,最高达到过510 A以上;期间监控检查殿口195线路遥测量并未设置限值,随后调控班查询该变电所线路限额表情况。
07:37,在查询该变电所变限额表未果的情况下,市调下令:拉开10 kV殿口195开关。拉开该开关后,“10 kV殿口195线路保护测控装置告警”随即复归。
2 异常原因分析
2.1 RCS-9611C型线路保护测控装置说明
该变电所10 kV各出线均采用RCS-9611C型线路保护测控装置,其主要保护配置有:(1)三段可经复压和方向闭锁的过流保护。(2)三段零序过流保护。(3)过流加速保护和零序加速保护(零序电流可自产也可外加)。(4)过负荷功能(报警或者跳闸)。(5)低周减载功能。(6)三相一次重合闸。(7)小电流接地选线功能(必须采用外加零序电流)。(8)独立的操作回路。本文只对RCS9611C型线路保护测控装置的过负荷功能进行探讨。
2.2 过负荷保护
RCS-9611C型线路保护测控装置设一段独立的过负荷保护,过负荷保护可以经控制字选择是报警还是跳闸。过负荷出口跳闸后闭锁重合闸。
2.3 RCS-9611C型装置运行时发报警分析
当RCS9611C型装置检测到下列状况时,发运行异常信号(BJJ继电器动作):TWJ异常、线路电压报警、频率异常、PT断线、控制回路断线、接地报警、过负荷报警、零序Ⅲ段报警、弹簧未储能、CT断线。
2.4 装置发“过负荷报警”原理
该型保护装置控制字“过负荷保护投入”为“0”,电流最大值超过“过负荷保护定值”,延时“过负荷保护时间”,发报警信号,报警灯亮。过负荷保护逻辑如图1所示。
经查阅整定单,该线路保护装置过负荷整定值(二次)为2.8 A,该线路保护CT变比为800/5,换算成一次侧电流为448 A,当线路负荷电流达到448 A时,过负荷保护开始延时,30 s后发“过负荷告警”。
通过装置原理图(图2),我们可以看到RCS-9611C背板端子上当BJJ(装置告警继电器)感应到电流达到过负荷整定值时闭合,信号公用端421与装置闭锁423接通,装置可通过该回路发出信号。而在变电所实际接线中,端子423、424、425、426为空端子,即相关信号不通过该回路上传,而是由保护装置内部以软报文的形式上传。
通过该10 kV线路信号回路图(图3)我们可以看到:“装置运行报警”以GY801为公用遥信母线,接于遥信公共端子421,GY817为装置闭锁输出端,通过电缆连接到公用测控装置的遥信输入端,最后通过变电站内的10M/100M以太网接到通信装置(交换机)RCS9882C,这是针对变电站综合自动化系统的需要而开发的一种通信装置,用于变电站内10M/100M以太网装置的互联。该装置采用了专用的芯片组,内部总线带宽达到4.8 GB/s,具有大容量的数据缓冲区和大容量的MAC地址区,从而保证了大容量数据的可靠交换,最后通过光缆送到远动主机RCS-9698,RCS-9698是(下转第18页)用于与变电站后台系统、调度系统交换各类信息,同时接收并转发来自后台系统及调度系统的命令的一套装置。
运行报警信号、保护跳闸信号、保护合闸信号、控制回路断线信号以软报文形式通过光缆接到另一套通信装置(交换机)RCS-9882C,再通过光缆送到远动主机RCS-9698,最后上传到SCADA系统。
3 整改措施
当监控系统有异常信号时,针对这些异常信号,不能片面地只通过单一的遥测或遥信来判断,而应综合考虑导致异常信号产生的各方面原因。正常运行的线路出现“保护测控装置告警”异常信号,原因有:(1)线路保护测控装置故障:包括保护装置告警(RAM、EPROM、闪存错误,EEPROM错误,开出异常,A/D错误,零漂越限,定值/定值区出错)或呼唤(过负荷告警、CT回路异常、PT断线、开关变位、PT/CT反序、CT不平衡、负荷不对称)等。另外,各厂家设备的不同,线路保护装置的相关信号设置、合并及命名的各不相同,都有可能造成信号的混淆。(2) SCADA系统误遥信:由于远动装置、网络通信及系统软件等原因,误遥信的情况时有发生,首先要排除误遥信的可能,可通过分析SOE信号动作时间,查看该间隔遥测、遥信动作情况及线路负荷潮流来综合判断。
上述分析同样适用于其他异常信号的处理判断,针对本文线路电流越限引起的信号异常,可以采取以下措施来予以防范:(1)应参照其他管理流程制定限额表的相应规范并严格执行,在SCADA系统内做好相关设置。限额表如能在变电所投产前下发,监控人员就能提早做好相应设置,也能及时发现故障异常。(2)在正式限额表未下发的情况下,监控人员应参照其他相似变电所对新变电所、新间隔设备设置临时限值;在正式限额表下发后再按照限额表参数变更执行。(3)在“10 kV殿口195保护测控装置告警”动作后,应全面检查遥测、遥控、遥信及SOE信号等方面的信息量正常与否,线路负荷潮流数据能否刷新,同时还应考虑到电流越限报警的情况,在分析信号时思考要整体全面。(4)发现越限情况后,应根据电流越限情况及时进行处理,电流值过大更应及时拉开开关,防止电流达到过流Ⅱ段整定值(核算到一次是592 A)而动作出口,做到及时迅速处置,防范故障范围扩大。
4 结语
本文仅分析了一例电网监控异常信号情况,并不能完全防范各种异常情况的发生,只有通过不断积累理论知识,了解熟悉变电站现场一、二次设备及综合自动化设备的结构原理、保护装置及自动化装置的配置等情况,掌握各种信号产生及上传的机理,并综合分析进行判断,才能及时准确地处理各种异常情况。
参考文献