数字化变电站设计（共10篇）
数字化变电站设计 篇1
摘要：数据采集系统是变电站监视控制系统的中心环节,其采集量的实时性和精确性对配电自动化起着决定性的作用。介绍了一种以TMS320F2812为主要核心处理器的数据采集器系统,并在TMS320F2812内部嵌入μC/OS-II实时操作系统,实现数据的同步采集和传输。较好地满足了系统高实时性和精度的要求。
关键词：变电站,数据采集器,TMS320F2812
在电力系统中,变电站承担着电网运行中电能的转换、分配、控制以及管理的任务,在电网安全与系统经济运行方面发挥着至关重要的作用。为了保障整个电力系统运行的安全性、可靠性与经济性,调度监控中心必须准确地掌握整个系统的运行状态,能够及时对监测到的数据进行分析,以便快速做出正确的判断及决策。
变电站的监视控制系统完成对变电站内数据采集与控制, 是变电站综合自动化的重要组成部分。 而数据采集系统是变电站的监视控制系统的中心环节,也是最基础的部分,其采集量的实时性、 精度与准度对配电自动化起着决定性的作用[1]。 本文设计了采用DSP作为采集器系统的主要核心处理器, 并在DSP内部嵌入 μC/OS-II实时操作系统实现数据的同步采集和传输, 较好地满足了系统高实时性和精度的要求。
1 采集器整体设计思想
采集器硬件电路的总体架构如图1 所示,主要由DSP、CPLD、A/D采样保持器、外扩Flash、 信号调理电路和电源等部分组成。 从一次侧设备中的PT/CT采集过来的电流及电压信号[2], 通过光耦隔离进行变换后, 再经过二阶滤波器进行滤波传送至A/D转换电路,A/D转换电路输出数字信号至DSP,DSP对所得到的数据进行傅里叶变换,计算出电流、电压信号量的有效值, 再通过外扩的Flash存储器对采集的数据进行存储, 同时送到串行缓冲器中等待合并器的读取。
2 采集器硬件电路设计
2 . 1 采集器信号调理部分
信号调理电路主要是对采集的数据信号进行变换和二阶低通滤波。
2 . 1 . 1 电压电流信号的电平抬升
由于从一次侧设备中的互感器副边输出的是交流信号,存在正负特性,而ADS8364 模块参考电压为2.5 V,只能转化0~2.5 V范围内的电压, 故交流模拟量信号在采样前需要进行信号的调理, 使其波形处于0~2.5 V范围内。 本文采用运算放大器实现这一部分的处理。 电路如图2 所示。
2 . 1 . 2 采集器前端滤波电路
将三相交流电压、电流信号经过互感器变换后的小电压、 小电流信号经过二阶低通滤波器滤波, 然后输出给ADS8364 模数转换器。 根据奈奎斯特采样定理的要求,对信号的采样速率fs要高于最高模拟信号频率fh的2 倍, 通过二阶低通滤波器进行滤波, 截止频率为50 Hz ,保证低频信号的频宽。 其电路如图3 所示。
2 . 2 ADS8364 接口电路的设计
为了满足系统实时性、 高精度的设计要求,数据采集模块中A/D采样高速、 多通道和同步采样非常重要。 A/D转换器作为系统的核心器件, 首先根据系统来选取16 位低功耗的A/D转换器。 因此,本系统选用ADS8364 模块,能够使系统的整体性能和精度得到保证。
ADS8364 接口电路的设计如图4 所示, 在该接口电路中, 接口电路的控制器主要是LC4128V, 同时也是ADS8364 接口电路的核心部分。 控制ADS8364 来选择要转换的数据通道, 产生ADS8364 的片选信号、 转换时钟信号、 转换开始信号等是它的主要作用。 当TMS320F2812写入地址202FH时, 同时外部地址总线上的写信号XWE有效时, 能够通过内部逻辑电路产生ADS8364 模数转换器的起动信号ADCONVST, 这样才能够进行转换第一个6 路的模拟输入量[3]。 当此6 路模拟量完全转换后, A/D模数转换器接口控制芯片再次启动其他的模拟量的转换, 前后两组6 路转换的模拟量通过TMS320F2812 处理器进行处理。
2 . 3 CPLD接口电路的设计
在一般情况下,利用小规模逻辑器件译码的方法不能够满足DSP系统需要的时候,DSP系统需要从外部扩展快速CPLD部件来配合使用[4]。 由于CPLD具有时序严格、速度较快、可编程性好等优点, 因此CPLD适合于实现译码和专门逻辑电路。
本系统采用外扩CPLD的方式来增加I/O功能,CPLD选择Lattice公司的LC4128V。 LC4128 是isp MACH4000 中的一种, 在速度和低功耗方面都具有优良的性能, 其支持的I/O电压标准有三种: 3 . 3 V 、 2 . 5 V和1 . 8 V 。 DSP与CPLD接口电路如图5 所示。
2 . 4 开关量输入部分电路设计
数字化变电站采集器还需要采集如断路器、 隔离开关状态等开关量,为了使采集器与强电部分在电气上完全隔离, 故两者之间使用光电耦合的方式连接, 以提高抗干扰能力和响应速度。 开关量输入转换部分用输入缓冲器来对外部信号起缓冲整形的作用[5]。 开关量的输入是DSP通过选通端的控制来实现,电路如图6 所示。 开关量信号通过TLP5214 光电耦合器进入74LS244 缓冲器缓冲后, 送至DSP数据总线。 74LS244 芯片通过片选端接收CPLD输出信号,并将此信号送至DSP的地址总线,即实现由CPLD输入开关量到TMS320F2812 芯片I/O空间的映射。
2 . 5 外扩存储器的接口电路设计
在数据保存方面,TMS320F2812 中片上存储仅有256 KB , 还有16 KB的SRAM , 无法满足存储数据的需要。 需通过扩展256 KB SARAM和512 KB Flash ROM的寻址空间访问外部存储器, 在系统的采集器装置上,存储的总容量是768 KB,能够满足采集器对所采集数据进行保存的需要。
本设计选用IS61LV25616(256 K×16 bit)和SST39VF800,其主要的数据访问时间分别是10 ns和70 ns。 鉴于TMS320F2812 主要采用统一寻址形式, 所以选择作为程序存储器和数据存储器可以直接扩展的SARAM和Flash ROM 。 同时, 为了保存掉电不丢失系统中的数据,扩展了32 KB EEPROM,选用DS1230,32 K×8 bit, 用2 片组成32 K×16 bit。 外扩存储器与TMS320F2812 的接口电路,将SARAM分配在ZONE2, 地址范围为0x80000 ~0x BFFFF , 片选信号与DSP的XZCS2 相连。 EEPROM分配在ZONE6 , 地址范围为0x10000 ~ 0x107FFF , 片选信号为CS1 、CS2 、 CS3 , 外部存储器扩展电路如图7 所示。
3 系统软件设计
采集器是数字化变电站系统的最底层的独立采集处理终端, 采集器的主要功能是负责对模拟量、 数字量的采集及继电器的控制( 开关量的输出), 另外需要与上层的合并器进行数据通信, 主要是将采集到的数据上传,并接收同步信号、时钟信息,以及设置信息。
本系统软件的程序中将数据采集器定义为一个结构, 包括相关的变量和采集器相关的操作函数, 如采集器的设备号、 采样频率、 接收和发送缓冲区及A/D数据读取、组帧、解析帧函数。 数据采集及其处理部分的程序流程图如图8 所示。
本文所设计的数字化变电站数据采集器系统中以TMS320F2812 作为主要核心处理器, 并在其内部嵌入μC/OS -II实时操作系统实现数据的同步采集和传输,较好地满足了系统高实时性和精度的要求。 不仅减少了数字化变电站在一次侧和二次侧设备维修、监控等方面的费用,同时对提高整体系统运行的稳定性和可靠性等方面起到至关重要作用,是一种比较理想的智能采集系统,具有很好的发展前景。
数字化变电站中电气二次设计分析 篇2
【关键词】电气二次设计；原则；保护配置；调度自动化
0.前言
数字化变电站形式，实际上就是通过信息收集、信息传递、信息处理、信息输出等几个方面的措施，来使用数字化设备、技术，进而使得整个过程中能够利用数字化的模式来运行变电站。而其中所涉及到的电气二次设计，实际上主要针对就是一些主线路一次设备，进而便可以执行控制电路、检测和测量方面的设计。尤其是在如今数字化技术不断提升的情况下，传统的变电站二次系统已经无法满足数字化变电站发展需求，那么采取针对性的二次电气设计就有着至关重要的作用。下文主要针对数字化变电站中电气二次设计分析进行了全面详细的探讨。
1.数字化变电站电气二次设计原则
1.1电气二次设备设计原则
220kV数字化变电站中所存在的常规性二次设备，主要有是故障录波装置、电压无功控制、远动装置等几个主要部分，以及目前发展较为热门的在线状态检测装置，这些装置在设计的过程中，实际上都是基于模块化、标准化来执行的设计制造工作。各个不同装置之间在进行连接的过程中，主要是通过尖端的高速网络通信来执行，而整个过程中所涉及到的相关二次设备，则不再有重复性的功能I/O现场接口，这就需要利用网络技术，来使得相关的资源共享功能得以实现。
1.2五防闭锁
五防功能是指：⑴防止误分、合断路器。⑵防止带负荷分、合隔离开关。⑶防止带电挂（合）接地线（接地刀闸）。⑷防止带接地线（接地刀闸）合断路器（隔离开关）。⑸防止误入带电间隔。
数字化变电站本身所涉及到的五防，在实际构成的过程中，利用的便是高压开关设备、计算机技术构建而成的电气误操作装置。就目前来说，现行的相关微机装置所呈现出的相关设备主要有一线四类：刀闸、开关、地线、网门等。以上几个方面的装置，实际上所利用的都是微机锁具来达到的闭锁效果，但是在实际使用的过程中，上述涉及到的设备必须要通过软件编写的形式，来达到闭锁运行规则。
1.3同期合闸
同期合闸本身实际上是变电站在运行过程中，使用极为广泛的一项技术，其本身对于提升系统稳定、减少电压冲击来说，有着极为良好的稳定性保障效果。其运行的目的，就是未来能够使得任何一个开关实位置两边的不同电压，能够达到同期合闸并网的目的，进而使得两个系统能够直接转变成为一个系统。
220kV数字变电所涉及到的同期系统，本身必须要具备自动化操作、识别相关对象能力以及并网的功能。这类同期系统装置在实际进行设计的过程中，一般都是在多条线路下共同使用，进而直接利用自动同期选线器，来在上位机进行控制的状况下，达到自动化同期合闸点切换的需求，在这期间，每一个同期点本身都应当要具备良好的整定参数，这其中主要是涉及到了允许公角定制。控制器以精确化、严密性的数学模型形式，最大限度的保证差频能够达到并网，并且在实际执行过程中对第一次出现的邻相差进行捕捉，达到并网五任何冲击的效果。保护装置本身实际上是在不同系统并网执行过程中，严格依照模糊控制理论措施所执行的相关算法，其本身必须要针对电压、电网频率来执行控制工作，最大限度的确保各个环节整定范围内，达到及时并网的目的。
1.4保护配置
1.4.1继电保护配置原则
继电保护装置是反应电力系统中电气元件发生故障或者不正常运行状态，并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。它可以用于迅速切除故障，使停电范围缩小，指示不正常状态，并予以控制。继电保护装置由最初的熔断器不断发展，经过电磁型，晶体管型，集成电路型，直至数字化变电站的微机保护。在分层分布式综合自动化系统中，一般将整个变电所的设备分为三层：变电所层——包括监控主机、远动通信机等。变电所层设现场总线或局域网，供各二次设备之间交换信息。间隔层（单元层）——一般按断路器间隔划分，包括测量、控制部件和继电保护装置。过程层（设备层）——主要指变电所内的变压器和断路器、隔离开关及其辅助触点，电流、电压互感器等一次设备。
1.4.2主变压器保护配置原则
220kV主變压器微机保护按双重化配置电气量保护和一套非电气量保护。采用两套完整、独立并且是安装各自屏（柜）内的保护装置，每套保护均配置完整的主、后备保护，宜选用主后备保护一体装置。两套变压器保护的交流电流、直流电源以及用于保护的隔离刀闸的辅助接点、切换回路应相互独立。两套完整的电气量保护的跳闸回路应与断路器的两个跳圈分别一一对应，非电量保护的跳闸回路同时作用于断路器的两个跳闸线圈。
1.5调度自动化
对于远动系统，针对变电站无人值班设计，站内应配置相应的远动通信设备，且应冗余配置，并优先采用专用装置、无硬盘型，采用专用操作系统，远动与计算机监控系统合用I/O测控单元。远动信息采取“直采直送”原则，直接从I/O测控装置获取远动信息并向调度端传送。远动通信设备直接从计算机监控系统的测控单元获取远动信息并向调度端传送，站内自动化信息需相应传送到远方监控中心。
2.二次设备电磁兼容性能及抗干扰设计
电磁兼容性是指电子设备在各种电磁环境中仍能够协调、有效地进行工作的能力。电磁兼容性设计的目的使电子设备既能抑制各种外来的干扰，使电子设备在特定的电磁环境中能够正常工作，同时又能减少电子设备本身对其它电子设备的电磁干扰。电磁兼容的三要素：对系统本身不产生干扰；对其它系统不产生干扰；对其它系统的发射不敏感。
3.结束语
综上所述，在我国当前智能电网发展的过程中，变电站本身的数字化进程已经进入到了一个飞速发展的状态下，而二次电气设计工作所表现出的需求却在不断的增加，那么为了能够满足时代发展的多方面需求，就应当要有针对性的来对于数字化变电站执行二次的电气设计工作，有效的实现了对于变电站的数字化测量、保护、控制、监控工作，这方面的技术完善，实际上对于我国数字化建站的发展来说，有着良好的促进意义。 [科]
【参考文献】
[1]许少武.基于220kV变电站二次电气系统设计分析[J].城市建设理论研究，2012，（12）.
数字化变电站设计 篇3
关键词：晶振,数字化变电站,时钟网络,GPS时钟,同步采样时钟,FPGA
0 引言
数字化变电站是当今电力系统变电站综合自动化技术发展的一个趋势[1,2]。在数字化变电站的设计应用中,将需要测量的电压、电流等模拟量信号经过光电互感器同步采样成数字量后送到合并单元,再由合并单元将所采集到的信息利用IEC 61850标准组帧后送到数字式保护测控单元,由保护测控单元根据接收到的信息完成保护测控功能。要保证保护测控装置正确完成保护控制功能,就必须对相应信号进行精确的同步采样。数字化变电站中同步采样时钟产生的过程如下:全球定位系统(GPS)接收机接收到GPS时钟信号后将GPS时钟信号以脉冲时间信号(包括秒脉冲和GPS时间)或IRIG-B码形式发送到变电站的GPS时钟网络中,合并单元的时钟处理模块从中获取GPS时钟后将其作为同步信号,再依靠时钟处理模块外接晶振直接分频后产生同步采样时钟。
从同步采样时钟的产生过程可以看出,同步采样时钟的偏差由以下3部分构成:
1)GPS时钟误差。
在实际应用中,GPS 接收机产生的GPS时钟信号(秒脉冲或IRIG-B码准秒时刻)的精度和稳定性难以一直保持在一种很好的状态下。在卫星失锁或卫星时钟实验跳变的情况下,GPS 时钟误差甚至达上百毫秒[3],这样的偏差显然达不到同步采样所需的精度要求。同时,合并单元的GPS处理模块是从GPS时钟网络中获取时钟信号从而进行采样时钟同步的,GPS时钟网络难免会遇到外部干扰。因此,在GPS接收机输出的时钟误差比较大或时钟网络受到干扰时必须采取补救措施,以满足同步采样的精度要求。
2)GPS时钟与第1个同步采样时钟之间的时间误差。
从检测到GPS时钟到第1个采样时钟的产生有一定的延时,其主要由硬件处理速度决定。
3)晶振频率的误差。
同步采样时钟是由晶振直接分频得到的,但晶振本身的频率与它的标称频率间有一定误差,从而造成分频出来的采样时钟与理想状态下需要的采样时钟之间的误差,且该误差随着时间不断累加。
本文从分析数字化变电站中的时钟网络开始,分析了3种导致同步采样时钟误差产生的原因,并采取相应措施减少各种误差,进而设计出基于GPS的高精度同步采样时钟。
1 数字化变电站中的时钟网络
数字化变电站中的时钟网络主要有GPS时钟网络和同步采样时钟网络2种,其配置见图1。
GPS时钟网络是全站的时钟网络,为全站装置提供统一的GPS对时(包括准秒时刻和时间信息)。同步采样时钟网络是局部的时钟网络,每个合并单元从GPS时钟网络中获取GPS时钟后将其作为同步信号,再依靠时钟处理模块外接晶振直接分频产生同步采样时钟,从而形成一个单独的同步采样时钟网络,为连接在合并单元上的光电互感器提供同步采样时钟。从同一同步采样时钟网络获取的同步采样时钟的误差相同,因此,它们相互之间是绝对同步的。而不同的同步采样时钟网络之间的同步采样时钟误差是不一样的,因此,不同的同步采样时钟网络之间的同步采样时钟并不是完全同步的,存在一定的误差。
本文设计的高精度同步采样时钟就是让不同的同步采样时钟网络之间的同步采样时钟能达到高精度同步。
2 误差分析与处理
2.1GPS时钟与第1个同步采样时钟之间的时间误差分析与处理
GPS时钟处理模块从检测到GPS时钟到产生第1个同步采样时钟有一个时间过程,其主要由GPS时钟处理模块中信号处理芯片的处理速度决定。微控制器(MCU)或数字信号处理器(DSP)等芯片的处理由指令来控制,指令本身有指令周期,再加上硬件延时,其处理时间将达到微秒级。而现场可编程门阵列(FPGA)等逻辑处理芯片由于是基于查找表结构的逻辑实现和内部进程并行处理的方式,其处理时间是纳秒级。
利用Altera公司FPGA开发设计工具 Quartus Ⅱ 7.2中内部逻辑分析仪SignalTab Ⅱ在线观测出FPGA从接收到GPS时钟(上升沿有效)至第1个同步采样时钟(下降沿有效)产生的时序,见图2。
FPGA利用2个晶振时钟周期就可完成从检测出GPS时钟到产生第1个同步采样时钟的过程,再考虑一定的硬件延时,其处理过程不会超过3个晶振时钟周期。
2.2 由晶振频率偏差引起的同步采样时钟误差分析与处理
同步采样时钟是根据GPS时钟由晶振直接分频后产生。理论上只要晶振频率保持恒定,采用附录A中所示误差补偿方法可使同步采样时钟的误差累加控制在1个晶振时钟周期内。
但实际应用中,晶振的频率不可能保持恒定不变,总会产生一定的漂移。晶振频率漂移的主要原因是晶振内晶体的物理化学性能随温度变化而产生变化[4]。在很短时间(几秒)内晶体温度变化很小,晶振频率也比较稳定。利用晶振的这个特性采用附录A中所示的误差补偿方法,可将由于晶振频率偏差所引起的同步采样时钟的误差在下一次GPS时钟到来之前始终控制在100 ns内。
2.3 GPS接收机输出时钟误差分析与处理
GPS时钟的意义在于上一个GPS时钟后由晶振频率偏差引起的同步采样时钟误差不会影响到下一个GPS时钟到来后的同步采样时钟的精度。但GPS时钟也不是绝对精确的,GPS接收机输出GPS时钟与协调世界时间(UTC)之间的误差t服从正态分布N(0,σ2)[5,6],其中σ为标准差,与GPS接收机相关。令
则z服从标准正态分布N(0,1),如图3所示。
本文GPS接收机为Motorola公司的M12T,其接收卫星时钟的标准差σ=50 ns。依据式(1)和查标准正态分布表可得t=σ=50 ns时,GPS时钟与UTC误差落在50 ns内的概率为P1=0.682 8;t=4σ=200 ns时,GPS时钟与UTC误差落在200 ns内的概率为P1=1.000 0,可见GPS时钟有很高的精度。但在卫星失锁或GPS接收机输出的GPS时钟受到干扰时,GPS时钟误差有可能达到近百毫秒。针对这种情况,文献[7,8]中都设计了一种修正方法。
本文利用前面所分析的晶振频率在短时间内的相对稳定性设计了一种通过添补1个或几个精确的GPS时钟的方法,使得同步采样时钟能得到精确同步,具体的实现原理详见附录B。
3 高精度同步采样时钟的设计与实现
3.1 硬件设计
3.1.1 硬件总体实现方案
数字化变电站中高精度同步采样时钟实现的完整方案如图4所示。
3.1.2 晶振的选择
在当前的数字化变电站的应用中(见图1),同步采样时钟网络是建立在GPS时钟网络基础上的,不同的同步采样时钟网络之间虽有一定的误差,但这个误差由于有GPS时钟的存在是可控制的。同时,当前应用并没有要求在GPS失效后还能保持较长时间的广域意义上的高精度同步采样,一旦发现GPS失效,保护测控单元将闭锁防止误动。而且根据前面对高精度同步采样时钟误差的分析,由晶振频率偏差所引起的同步采样时钟误差可以通过补偿方法控制 在100 ns内,因此,主要考虑由GPS时钟的误差而引起的同步采样时钟误差。而在对GPS时钟误差的处理过程中,晶振稳定度只在合并单元的GPS时钟处理模块工作在等待有效GPS时钟状态并对接收到的GPS时钟信号进行假定有效性判断时才用到。真正判定接收到的GPS时钟信号是否有效时,晶振的频率稳定度已经没有任何影响。因此,可选择比较普通的低成本的贴片晶振,没必要采用价格昂贵的温度补偿或恒温晶振。随着数字化变电站在今后的大量普及和设计要求的提高,数字化变电站的设计应用中如果需要进行广域意义上的同步采样,则需将普通晶振换成温度补偿甚至恒温晶振,使得即使在某一处GPS时钟失效时,系统所要求的同步采样时钟精度还能在相当长的一段时间内得到满足。
本文选择的是KC7050C-C3型标称频率为50.000 0 MHz的晶振,其在-10 ℃～70 ℃的工作温度范围内的频率稳定度为±0.005%,可算得其工作频率区间为(49.997 5 MHz,50.002 5 MHz)。
3.1.3 GPS时钟处理模块处理芯片的选择
FPGA是当前新兴的一种电子设计自动化(EDA)技术,是作为专用集成电路(ASIC)领域的一种半定制电路而出现的。在信号处理和整个系统的控制中,FPGA不但能缩减电路的体积、提高电路的稳定性,而其基于查找表结构的逻辑实现和内部进程并行处理方式可极大地提高信号处理的速度。
在高精度同步采样时钟的设计中考虑到需对GPS接收机输出的时钟信号进行快速实时处理,以满足同步采样所需精度要求,2.1节提到的MCU或DSP所设计的硬件电路都达不到这种实时处理速度,故高精度同步采样时钟的设计在硬件上采用FPGA实现。本文采用Altera公司Cyclone Ⅱ系列的EP2C8T144I8进行GPS时钟处理模块的硬件设计。
3.2 功能实现
本文采用VHDL语言实现高精度同步采样时钟的逻辑功能,开发工具为Quartus Ⅱ 7.2。
高精度同步采样时钟的产生基于GPS时钟。由第2节误差分析可知,同步采样时钟误差由3种误差累加而成:第1种误差为GPS时钟与同步时钟后第1个同步采样时钟间的时间误差,可通过选取FPGA作为信号处理芯片将其误差控制在3个晶振时钟周期(本文为60 ns)以内;第2种误差是由晶振频率偏差引起的同步采样时钟误差,可按附录A介绍的误差处理方法设计出晶振误差补偿进程来完成,处理后晶振误差引起的同步采样时钟误差为5个晶振周期(本文为100 ns)左右。可见,前2种误差引起的同步采样时钟误差累加不超过8个晶振时钟周期(本文为160 ns)。因此,要获取高精度的同步采样时钟,关键在于要对影响同步采样时钟精度的第3种误差,即GPS时钟的偏移进行处理。
可将GPS时钟处理模块的运行划分为4个稳定状态:初始等待有效GPS时钟态T0、假定GPS时钟有效状态T1、正常工作状态T2和亚正常工作状态T3。在FPGA中可以设计如图5所示的有限状态机作为FPGA内部主进程来实现GPS时钟处理模块的整个工作流程。其状态转移的触发条件是依据上述高精度同步采样时钟的产生原理在辅助逻辑处理进程中产生。
GPS时钟处理模块要实现高精度同步采样时钟功能,可通过采用2个合并单元和1个GPS接收机构成如图1所示时钟网络后进行论证。2个合并单元采用同一GPS时钟网络中的GPS时钟作为同步信号输入,分别输出2个同步采样时钟。通过快速切断合并单元2的GPS时钟输入并快速恢复正常,合并单元2的GPS时钟输入受到干扰,利用示波器持续比较2个合并单元输出的同步采样时钟,发现整个过程中2个同步采样时钟间的偏差不超过500 ns。利用开发工具QuartusⅡ 7.2中的内部逻辑分析仪SignalTab Ⅱ,在线观测出合并单元2的GPS时钟输入受干扰前后的工作时序,见图6。
从图6可以看出,在GPS接收机发出的GPS时钟受到扰动后,GPS时钟处理模块添补了1个GPS时钟,保证采样时钟依然得到精确同步。
4 工程应用举例
在广东鹤山沙坪110 kV数字化变电站中主变差动保护的实现原理如图7所示。
对主变三侧进行高精度的同步采样是主变差动保护正确动作的保证,一旦主变三侧的同步采样时钟精度达不到要求,主变差动保护就可能发生误动。广东鹤山沙坪变的3个主变差动保护从投入运行至今,从未发生过因采样不同步而误动,由此也可证明本文设计的同步采样时钟的高精度和高稳定性。
5 结语
本文通过分析同步采样时钟误差产生的原因,采用FPGA基于查找表结构的逻辑实现和内部进程并行处理的方式对GPS时钟信号进行快速处理;利用晶振频率在短时间内的相对稳定性对由晶振偏差所产生的同步采样时钟误差进行补偿;在GPS时钟短时间内偏移较大或受到外部干扰时,利用GPS时钟与UTC误差之间呈正态分布的特性和晶振频率在短时间内的相对稳定性,设计出一种通过添补GPS时钟以对同步采样时钟进行精确同步的方法,保证了高稳定、高精度同步采样时钟的产生,从工程应用角度提供了当前数字化变电站设计中所要求的高稳定、高精度同步采样时钟,其精度能达到1 μs。这种设计方法也同样适用于其他要求高稳定、高精度同步采样时钟的场合。
设计的同步采样时钟已经成功应用于正在运行的河北承德西地110 kV数字化变电站和广东鹤山沙坪110 kV数字化变电站。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
参考文献
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浅析数字化变电站的状态检修 篇4
【关键词】数字化；变电站；状态检修
一、背景
随着电力系统的高速发展，电网电压等级越来越高，设备容量越来越大，在常规变电站的计划检修制度下，停电检修的工期越来越长，这不仅导致检修费用的增加，也对供电持续性，电网可靠性造成不良影响定期检修的缺点是：强度高、有效性不高等，大大降低了电力系统的可靠性，传统的电力设备定期维修的缺点越来越明显，状态检修代替计划检修已成必然趋势，随着计算机技术和网络技术的发展，不仅使电力设备在线监测成为可能，而且将其进一步与变电站自动化系统集合，状态检修数字化变电站都将成为现实。
二、数字化变电站特点
数字化变电站具有“四化”特征：全站信息数字化；通信平台网络化；信息共享标准化；高级应用互动化。实现四化功能的基础如下：
（一）智能化的一次设备
一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计，简化了常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。
（二）网络化的二次设备
变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。
（三）自动化的运行管理系统
变电站运行管理自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告，即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。
三、数字化变电站的状态检修
数字化变电站特点，状态检修包含以下三个组成部分：状态信息采集、状态诊断方法和检修策略应用。状态信息采集是整个应用体系的输入，检修策略为枯个应用的体系输出，状态诊断分析模型的合理建立，即如何科学合理地建立变电设备健康评价体系，是贯穿整个状态检修维护策略的核心内容，也是长期困扰工程应用的难点问题。数字化变电站技术为状态检修提供了可行的技术支持，主要体现在：智能化的一次设備、网络化的二次设备、自动化的运行管理系统三个方面。
（一）数字化变电站变压器的状态监测
根据数字化变电站的特点，可对变压器一些状态进行提取，比如变压器绕组发生匝间短路故障时，短路匝中流过很大的环流。变压器的铁耗要增大，激磁电阻正是为计算铁耗而抽象出来的一个电阻，因此也会发生相应的变化。采用适当的辨识方法对模型中的参数进行辨识，根据辨识得到的参数值可以诊断出变压器的运行状态，后面将具体探讨变压器状态检修。
（二）数字化变电站检修试验
数字化变电站的运行明显有别于常规变电站一次设备智能化，二次设备网络化，后台监控自动化是数字化变电站的最大特点，根据这些特点就确定了数字化变电站检修试验重点是过程层网络检验智能电子设备检验和配置文件检验。常规站中站控层网络的各项要求适应于数字化变电站，过程层的网络检验则是数字化变电站特有的在数字化变电站中，光纤交换机构成的过程层网络承担了二次回路的功能光纤连接正确，参数匹配合理，交换机工作正常就成为了检修试验的一项重要工作。检修试验整体传动必须在交换机IED都投入正常运行后进行，以检验网络上设备互相影响的结果。
（三）数字化变电站状态检修
数字化变电站以构建信息模型为手段，以规范数据通信为途径，以面向对象的功能服务为承载。它提供了五大类标准：逻辑节点库、公共数据类及派生的数据对象和属性、抽象通信服务接口及映射规范、自我描述规范、一致性测试规范。对于检修信息，将应用和通信的解耦。
在数字化变电站实现后，检修的方式将从：事故维修—定期维修—状态维修来发展，是技术发展的必然。定期维修以预防性试验为基础，而状态检修则必须以在线监测为基础。在线监测、故障诊断、实施维修这个过程构成了电气设备状态检修工作的内涵。
进行状态检修必须研究电气设备的故障模式，设备状态应包括：设备在线监测的特征量、预防性试验的结果数据、设备的历史运行状况和检修情况，以及设备现在的运行参数状况等。建立在在线监测基础上的故障诊断必须依据上述设备状态，全面而客观地进行评价。主要检测的设备包括电力变压器、断路器、容性设备和等。
以变压器状态检修为例子，变压器的常规计划检修使用的就是解体检修，而在数字化变电站实现状态检修后，可以通过故障模式在线监测分析变压器。通过变压器的在线监测：油中气体测量与分析、局部放电测量、有载开关的触头磨损及机械和电气回路的完整性测量等，通过变压器在线监测这些被特征化为由缺陷发展到初始故障的过程，就可以判断出故障发生的位置和地点，或者在故障尚未发生时，将其消灭在萌芽状态。一般变压器状态在线监测的项目有：绕组温度多点测量；铁心温度测量；油量、油位、油温测量；绕组输入、输出电压、电流、有功、无功监视；绝缘分解物测定；内部局部放电量检测和位置判断；冷却系统检测，通过在后台收集到异常的数据报文，就可以对症下药，精确的排除故障，从而大大的减少停电时间，减少检修人员的劳动强度。
四、结论
数字化变电站设计 篇5
目前数字化变电站作为智能电网的重要组成部分正在成为研究的热点[1,2,3,4,5],在数字化变电站中,35 kV及以下的配电系统也同样向数字化方向设计。由于设计思想不同,目前35 kV以下数字化变电站的过程层与间隔层之间存在3种不同的架构,分别是IEC 61850-9-1标准、IEC 61850-9-2标准和小模拟量传输标准,这3种架构都在现场得到了实际应用。
在数字化变电站中,小电流接地故障选线是一项重要的功能。由于小电流接地故障选线装置需要利用所有线路的零序电流和母线的零序电压,具有间隔多、数据通信量大等特点,因此其研制难度相对于其他保护装置要大得多。
本文针对3种架构的特点及小电流接地故障选线装置的特殊要求,提出了3种不同架构数字化变电站中的小电流接地故障选线设计方案。重点分析3种设计方案的优缺点、通用性和技术经济性。
1基于IEC 61850-9-1标准的设计方案
IEC 61850-9-1标准实现了数字信号串口通信方式,各间隔的合并单元得到电子式互感器采集到的电压和电流信号,转换成数字信号后,通过光纤以太网点对点传送到二次设备,供二次设备处理[6]。
在IEC 61850-9-1标准下的选线装置实现方案如图1所示。
如图1所示,在数字化变电站中,小电流接地故障选线装置依然属于间隔层的一个组成部分,但其与继电保护装置的区别在于它的信息不是来源于单个间隔单元,而是所有间隔单元。选线装置硬件包括2个组成部分:数据接口模块和选线分析计算模块。数据接口模块必须与间隔数量相等,该模块包括光纤接口和光—电转换功能,能够读取所接收到的各个间隔的数据并解析出选线需要的零序电流和零序电压数据,通过数据总线传送给选线分析计算模块。选线分析计算模块含有CPU,用于完成选线计算功能。装置结构类似于传统的选线装置,只是将传统的传输模拟信号的二次电缆,改为传输数字信号的光纤,装置不带A/D采样功能。
基于IEC 61850-9-1标准的数字化变电站的优点在于利用点对点通信,避免使用工业交换机,降低了数字化变电站的成本。缺点主要是:①保护装置之间缺乏数据共享,不能体现数字化变电站的优势;②对于利用多个间隔信息的保护装置和自动装置,如母线保护、录波器等,必须敷设大量光纤,不利于维护。
对于小电流接地选线装置来说,这种设计方案需要在选线装置上配备大量光纤接口,以及光—电转换模块,造成选线装置价格昂贵,而且每个间隔都需要敷设光纤才能接入选线装置,光纤耗费量巨大。
2基于IEC 61850-9-2标准的设计方案
IEC 61850-9-2标准实现了数字信号网络化通信方式,各个间隔的合并单元得到电子式互感器采集到的电压和电流信号,转换成数字信号后,通过光纤传送到交换机上,二次设备都通过交换机获取数据并进行处理[7]。
在IEC 61850-9-2标准下的选线装置实现方案如图2所示。
如图2所示,由于所有数据都通过交换机传送,因此选线装置只要具备一个光纤接口或以太网口就可以从交换机上获得所有间隔的零序电压和零序电流数据,解析出数据之后通过数据总线传送给选线分析计算模块进行计算,选出故障线路。
基于IEC 61850-9-2标准的数字化变电站的优点在于实现网络化通信,通过使用工业交换机使所有间隔的信息得到广泛的共享,保护装置和自动装置的功能得到加强,光纤数量显著减少。对于利用多个间隔信息的保护装置和自动装置,如母线保护、录波器等很容易实现[8]。缺点主要是变电站必须具备工业交换机,增加了数字化变电站的建设成本。
对于小电流接地选线装置来说,选线装置只需要具备一个光纤接口或以太网口就可以获得数据,其数据接口模块的结构大大简化,光纤数量也很少,极大地降低了选线装置的成本。
3 基于小模拟量传输标准的设计方案
目前35 kV以下系统电子式电压互感器多采用电阻或电容分压器,电子式电流互感器多采用罗氏线圈,其二次输出是与一次电压电流成正比的4 V小模拟量交流电压信号[9,10]。由于变电站一次设备采用屋内开关柜结构,柜内一次、二次设备布置紧凑,因此很多设计、制造单位在过程层与间隔层之间没有采用数字化变电站模式,而是直接将电子式互感器的二次模拟信号传送至保护或者测量设备,实现保护和测量功能,其结构与传统的综合自动化变电站类似。
在小模拟量传输标准下的选线装置实现方案如图3所示。
如图3所示,由于电子式互感器输出的电压很低,无法通过电缆传递较远距离,因此选线装置分为下位机和上位机2个部分,二者通过以太网连接,属于分布式结构。下位机安装在一次设备邻近位置,负责对所有间隔的电子式互感器二次信号进行A/D采样;上位机安装在二次设备控制室,负责进行分析计算。
变电站电子式互感器输出各个间隔采集到的三相电流和三相电压的小模拟量信号,D1~Dn表示零序合成及放大模块,用来对三相电压和三相电流的小模拟量信号合成以获得零序电压和零序电流模拟量,原理图如图4所示。图中:UA,UB,UC为三相小模拟量信号;U0为输出的零序电压,通过调整RX和RF的参数数值可以调整U0的放大倍数,最高可以达到24 V。
实际变电站中,低压开关柜的数量可能很多,宽度可达数十米,采用图4所示的电路可以保证输出电压信号具有足够大的幅值,能够通过电缆进行传输。
下位机就地测量所有间隔的零序模拟量信号,经A/D采样后通过以太网将采样瞬时值数据传送至上位机,传输介质为网线。上位机将接收到的网络数据读入内存单元,然后通过CPU计算,选出故障线路。
基于小模拟量传输标准的数字化变电站的优点在于避免使用电—光及光—电转换设备,取消了合并单元和交换机,极大地降低了成本。缺点主要是:①该架构不是真正意义上的数字化变电站,在过程层与间隔层之间没有达到数字化变电站的效果,保护装置、测量装置等二次设备仍采用传统结构,必须具备A/D采样环节;②由于电子式互感器输出电压很低,无法通过电缆传递较远距离,因此,对于利用多个间隔信息的保护装置和自动装置,如母线保护、录波器等,必须采用图3所示的结构,比较复杂。
对于小电流接地选线装置来说,选线装置必须采用分布式结构,分为下位机和上位机2个部分,增加了选线装置的成本。
43种设计方案的比较
4.1 选线装置的通用性分析
在35 kV以下的3种数字化变电站架构中,由于它们的电子式电压互感器和电流互感器是一致的,因此,基于小模拟量传输标准的选线装置(见图3)可以在其他2种数字化变电站中使用。基于IEC 61850-9-2标准的选线装置(见图2)由于完全依赖于工业交换机,因此只能应用于这种架构,无法在其他2种架构的数字化变电站中使用。同样,基于IEC 61850-9-1标准的选线装置(见图1)由于采用点对点的光纤通信,也无法在其他2种架构的数字化变电站中使用。由此可见,基于小模拟量传输标准的选线装置通用性最强。
4.2 选线装置的技术经济性分析
从现场数字化变电站的应用情况来看,目前35 kV及以下系统的特点是:①极少采用利用多个间隔信息的保护装置和自动装置,如母线保护、录波器等;②变电站一次设备采用屋内开关柜结构,保护、测量装置安装在柜内,一次、二次设备布置紧凑。因此,从提高变电站整体性价比的角度考虑,在这个电压等级下不宜采用基于IEC 61850-9-2标准的数字化变电站,该架构下的选线装置也难以应用。
在基于IEC 61850-9-1标准的数字化变电站中,既可以采用图1所示的基于IEC 61850-9-1标准的选线装置,也可以采用图3所示的基于小模拟量传输标准的选线装置。首先,对二者的技术性进行比较:二者都是就地对互感器二次模拟信号A/D采样后上传数字信号,不同之处在于前者将每个间隔分别采样上传,后者统一采样上传,只要二者采样率相同、采样精度一致,它们的选线正确性将没有差别。其次,对二者的经济性进行比较:前者硬件结构复杂、光纤耗费量大,后者虽然采用分布式结构,分为下位机和上位机2个部分,但是整体的经济性仍然好于前者。
综上分析,35 kV以下数字化变电站中应采用基于小模拟量采样的分布式选线设计方案,该方案通用性最强且技术经济性最好。
5 结语
35 kV以下配电网目前存在3种数字化变电站架构,本文针对这3种架构的特点及小电流接地故障选线装置的特殊要求,提出了3种不同的小电流接地故障选线装置设计方案。通过深入对比3种方案的技术经济性,提出在35 kV以下数字化变电站中应采用基于小模拟量采样的分布式选线设计方案。该方案通用性最强、技术经济性最好。对小电流接地故障选线装置设计方案的深入研究必将对数字化变电站技术的发展起到积极的推动作用。
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[9]GB/T 20840.7—2007互感器:第7部分电子式电压互感器.2007.
数字化变电站设计 篇6
在变电站中一般通过定期检修来检测一次设备的运行情况, 就是在固定的时间段停电对设备进行离线型试验已确保能否继续使用[1], 但是这样就存在实验数据实时性的缺点。随着技术的更新, 已逐渐开始进行在线检测一二次设备的实时数据[2], 解决了离线型试验的弊端, 在近几年来取得了可观的成效, 但仍旧存在问题比如兼容性差、缺乏标准规约、相互之间自成系统、全面性差等[3]。
随着数字化变电站的建立和发展, IEC61850规约的建立、全面监测系统运行数据已成为主流发展趋势。在数字化变电站中, 应该大幅增加一次设备的在线监测, 比如变压器的微水在线监测[4]、油色谱在线监测、局部放电在线监测等, 采集一次设备的在线监测的实时数据, 进行数据分析, 结合电网需求进行相关数据的预判以及进行自动检修, 从而保证电网设备的安全性与供电系统的可靠性。
1 一次主设备在线监测系统整体方案
数字化变电站内一次设备在线监测系统图如图1所示。此系统框架建立在信息一体化技术、功能集成化技术与在线自动检修的设计思路与目的上, 该系统框架分为两个部分, 分别是设备层与站控层。设备层的主要部分是变压器、断路器以及避雷器的智能组件, 设备层主要完成的工作是对收集数据和处理;站控层的主要作用是连接底层监控网络和上层管理网络, 主要的任务是将试试数据的处理结果替代历史数据[5], 并将电路评价结果通过后台实时展示出来。
2 变压器在线监测
变压器在线监测系统主要由5部分组成:微水在线监测、油色谱在线监测、局部放电在线监测、套管绝缘在线监测、铁芯接地在线监测[6]、变压器组件结构如图2所示。
2.1 微水在线监测系统
影响变压器的绝缘特性的主要是水分的多少, 如果变压器油中的水分出现过量情况会直接加速材料的老化现象, 这样就会引起线圈的打火以及短路现象。测量变压器油中水分就尤为重要, 水分的多少可以对变压器的密封情况进行判断, 以及吸收空气水分的多少[7]。变压器油中水分监测系统如图3所示, 其中水分的监测主要是通过湿度传感器来完成。
湿度传感器采用HC系列电容传感器, 改系列传感器敏感元件具有稳定性和精度高的特性, 主要是通过改变电容传感器的介电常数使电容值发生变化, 由于水的介电常数很大, 所以当油中有水分时介电常数会发生突变, 该系列传感器对水分的敏感度非常高, 将电容的变化量通过数据采集器和数据处理器进行计算和分析就可以得出变压器油中水分的含量, 来进行变压器故障的判断。
2.2 变压器油色谱在线监测系统
由于国内大部分变电站都使用的变压器是充油型的, 变压器在正常情况下会有部分氢气以及甲烷等气体溢出, 当有故障发生时就会引起温度的变化, 就会使这些成分的气体量增加, 这些气体会产生变压器过载、绝缘纸放电、高温过热等一系列故障。所以需要对该气体进行在线实时检测[8]。
变压器的油色谱在线检测系统可以监测变压器中的故障性气体的浓度和气体增长率;并采集数据及对数据进行计算分析, 给出故障分析表。其原理图如图4所示。
2.3 变压器局部放电在线监测系统
绝缘老化是变压器的主要故障之一, 而变压器的局部放电使变压器部分绝缘老化造成变压器的绝缘故障, 所以变压器的局部放电的在线监测尤为重要。对工作中的变压器进行局部放电的在线检测, 可以更好的掌握工作中变压器的绝缘材料老化程度, 更加保障仪器的安全使用, 这样非常有利于进行变压器的一些预知性的维修。同时通过对变压器局部放电的在线监测, 可以很大程度上减少维修、试验等的次数和盲目性, 并可以收集变压器实时数据进行分析计算来对变压器进行评定, 减少一些停电损失以及维修的费用, 可以带来的经济效益非常可观[9]。
局部放电监测方法有很多。由于超高频法的具有抗干扰效果好、灵敏度高等优点, 现在已经被广泛地使用。其原理如图5所示。
该在线监测系统中的LCU部分的主要工作任务是连接高频电缆和传感器, 把采集的数据通过混频放大以及抗干扰等处理后, 提取变压器局部放电的信号, 一个现场监测单元可以和8个传感器连接, 将提取的数据通过计算分析后传送到局部工作站。局部工作站的主要任务是将数据进行放电计算, 通过神经网络的方法进行局部放电的故障分析, 并显示放电图谱。
由于该监测系统频率信号很大, 不能使用普通的A/D转换器, 必须通过天线进行数据的采集。该监测方法可以及时发现故障, 可以实现对变压器绝缘状况的在线监视, 可以很快的处理一些突发事件, 并且为系统检修提供可靠的数据。
2.4 变压器铁芯接地在线监测系统
当变压器工作正常时, 带电绕组和油箱之间形成的电场是一个不均匀的电场, 变压器的铁芯以及一些金属的附属组件都在这个不均匀的电场中。它们相互之间就会参数寄生电容, 变压器的绕组就会和电容耦合生成悬浮电位。如果两点之间的电位差达到一定程度, 就会将绝缘击穿, 这样就会断续放电, 这样就会使变压器中的部分有分解, 并逐渐将绝缘破坏, 导致电气故障的产生。所以, 变压器的铁芯必须可靠接地, 使之处于零电位。这样在采用对称的三相电压时, 寄生电容上流过的电流就微乎其微了。
变压器铁芯接地在线监测系统如图6所示, 它由现场监测单元和系统服务器两部分组成。
该监测系统使用传感器具有高灵敏度的特性, 能够不失真的电流信号, 通过现场监测单元对该电流信号进行技术分析, 剔除不需要的信号, 得出实际接地的泄流数据;最终通过系统服务器来判断变压器铁芯绝缘的实际状况。
3 部分实验数据分析
气体检测误差检验见表1, 重复性检验见表2。
误差:不超过最低检测限度值或±30%。
4 结语
本次设计通过变压器的在线监测将数据进行深入的计算和分析, 使变电站变压器的数据能够实现实时性, 避免停电带来的损失, 变压器在线监测系统增强了变压器一些潜伏性故障的智能诊断以及突发性故障的监视与报警, 通过专家分析数据, 可以使设备故障诊断的结果有一个很大的提高, 提高电力系统的安全保障。
摘要：对变压器的在线监测主要由该变压器油中气体的变化、局部放电监测、油中水分监测、绕组热点温度的监测这4部分构成, 而目前大部分变压器的在线监测技术是对单一设备的性能指标进行监测, 而要通过单一数据反映变压器的性能具有很大的局限性。而数字化变电站的在线监测系统采用一体化技术, 使各个有效数据均能进行监测, 克服单一数据问题。
关键词：数字化变电站,变压器,在线监测,IEC61850,一次设计
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数字化变电站设计 篇7
随着国家智能电网计划的推进,数字化变电站的建设进入了快速发展阶段。数字化变电站采用智能化的非常规互感器,内部信息交换实现了网络化、数字化,全站基于IEC 61850标准的统一信息建模[1]。
常规变电站的计量系统由仪用互感器、计量仪表组成,计量精度和电压等级受到互感器的限制。与常规变电站不同,数字化变电站计量单元作为间隔层的一个逻辑节点,接收来自站内高速以太网符合IEC 61850标准的数据,经协议解析单元处理后还原出非常规互感器采样的实时电网信息,由数字信号处理单元运算处理后得到各种电能参数,完成计量功能。数字化变电站的计量系统采用光纤接入网络,具有计量精度高、成本低、运行可靠的优点。如何能够准确、及时的接收并解析出数字变电站网络的各种信息是该仪表设计的关键,本文围绕这一课题探讨了该部分的软硬件设计,提出完整的设计方案。
1 采样值传输协议IEC 61850-9-1
IEC 61850-9-1规定了通过单向多路点对点串行通信链路传输采样值的特定通信服务和映射,通信协议栈如图1所示。物理层首选的光纤传输系统是IEE 802.3 100Base-Fx,在链路层,采用了的以太网帧格式其结构如图所示以太网的地址域由全部“1”组成的以太网广播地址被用作目标地址的缺省值,针对不同的信息优先等级采用了符合IEEE 802.1Q的优先级标记[2,5]。
应用层通过APDU实现信息交换,APDU的帧格式如图3所示,一个APDU由应用协议控制信息APCI和若干个ASDU组成,ASDU数据帧格式如4所示。一个ASDU中包含7个电流互感器数据和5个电压互感器数据,其中额定相电流、额定中心线电流以有效值给出,单位为安培;额定相电压是以1/10kV有效值为单位定义的额定电压。
2 接口部分总体设计
基于IEC 61850数字化变电站的计量系统在物理层设计了光纤接口和RJ45接口,这样可以同时兼容具备数字电输出和数字光输出两种类型的合并单元为了提高实时性能采用一片高性能的32位DSP负责IEC 61850-9-1协议解析及数字运算,另外一个CPU负责系统控制及处理各种命令,两个CPU之间通过双口RAM实现通信,这样设计能够最大限度的提高系统性能,避免出现数据丢包的现象。
为兼容具有数字电输出的合并单元,系统还设计了RJ45网络接口。系统主要由以下5个部分组成:(1)光纤接口模块,由光纤接口、光收发模块、媒介转换芯片IP113A构成,完成将光电信号转换;(2)协议解析模块,本文采用数字信号处理部分负责完成IEC 61850-9-1协议解析;(3)100M以太网接口部分,实现与站内光纤网络的无缝连接;(4)RJ45接口部分,本文由HR 911103A实现;(5)电源供电模块。系统组成原理如图5所示。
系统工作流程如下:来自合并单元符合IEC 61850-9-1要求的数据帧通过SC光纤接口接入系统,经由光收发一体模块处理后转变为PECL电平,再由媒介转换芯片IP113A将信号传输给以太网控制器LAN 91C 111(若是数字电信号,经RJ45接口直接连接以太网控制器),以太网控制器将接收到的数据按照IEEE 802.3将数据包解帧后输出到DSP控制模块,DSP根据IEC 61850-9-1在应用层将数据解析还原为非常规互感器的采样值,经数字运算后得到实时电压、电流、有功电量、无功电量等参数;这些参数放入双口RAM中,ARM 7控制模块通过中断读取运算结果,完成显示、命令处理、存储、通信等系统功能。
3 硬件部分设计
3.1 100M以太网接口部分电路设计
该电路由LAN 91C 111、IP113A、光收发一体模块及外围电路组成,负责收发来自光纤或RJ45接口的以太网数据帧。
LAN 91C 111是SMSC公司生产的专门用于嵌入式产品的10M/100M第三代快速以太网控制器,它支持IEEE 802.3以太网标准,能够自适应地选择传输速率,支持10M/100Mbps,内部具有8KB存储器用作接受发送的FIFO缓存[3]。IP113A是IC Plus公司生产的10/100BASE-TX与100BASE-FX之间媒介转换芯片,它支持IEEE 802.3x,内部包含一个两端口的交换控制器,一个快速以太网收发器和并且在内部实现了100BASE-FX的物理层[4]。光收发一体模块选用中心波长为1310nm、工作电压在5V,具备SC光纤接口、具有标准1×9管脚配置的光模块LAN 91C 111与IP113A及光收发模块连接关系如图6所示。
IP113A与光收发模块采用交流耦合方式匹配,输出信号经过电阻网络处理在光收发模块端就得到了PECL电平。IP113A的FXSD引脚为光纤光信号检测引脚,当供电电压为2.5V时,检测阈值电压为1.35V,该引脚通过电阻网络实现与光收发模块RD信号的连接。在本系统中IP113A采用了2.5V供电电压,而LAN 91C 111供电电压为3.3V,因此设计了电平转换电路,该电路有四片ADI公司2.5V/3.3V电平转换芯片ADG 3241组成,以太网控制器与IP113A通过该电路实现连接,LAN 91C 111通过16位数据总线与DSP连接。
3.2 数字信号处理及通信部分电路设计
由于本系统中涉及到大量的数学运算及IE 61850协议解析,对DSP的性能要求较高,因此选用TI公司DSP处理器TMS320F2812。TMS320F2812是TI公司功能最强大的32位定点DSP芯片,它既具有数字信号处理能力,又具有强大的事件管理能力和嵌入式控制功能,适用于有大批量数据处理的测控场合,F2812内含128K×16位的片内Flash存储器,由于本系统程序运行需要大量存储空间,因此在外部存储器接口扩展了一片CY 7C 1041CV 33作为片外RAM,该存储器容量为256K×16Bit,TMS320F2812与以太网控制器、SRAM、双口RAM连接关系如图7所示。
TMS320F2812与主控CPU之间采用双口RAM实现数据通信,本文选取IDT公司双口RAM芯片IDT70V 261S/L实现,IDT70V 261S/L是IntegratedDeviceTechnology公司生产的16K×16高速双口静态RAM,存取速度小于25ns,该芯片供电电压为3.3V可直接与2812与2214连接,不需要进行电平转换。IDT70V 261S/L具有真正的双端口,可以同时进行数据存取,两个端口具有独立的控制信号线、地址线和数据线,在本系统中IDT70V 261S/L的左端口接DSP系统,右端口接ARM 7控制系统,当DSP系统解析一帧数据并运算完毕后,写入IDT70V 261S/L的3FFF单元,双口RAM的INTR引脚产生中断通知主处理器读取图光纤以太网接口电路图运算结果,主处理器通过读取IDT70V 261S/L的3FFF单元清除中断标志[6]。
4 软件设计
软件设计分为协议解析程序设计和驱动程序设计,LAN 91C 111工作流程如下:驱动程序将要发送的数据包按指定格式写入芯片并启动发送命令,LAN 91C 111会自动把数据包转换成物理帧格式在物理信道上传输;LAN 91C 111收到物理信号后自动将其还原成数据,并按指定格式存放在RAM中以供DSP读取。LAN 91C 111的编程主要包括:初始化、发送数据包、接收数据包三部分[7]。
协议解析程序严格按照IEC 61850-9-1对数据帧格式的要求,程序按照以下步骤设计:(1)根据标准要求的数据长度对各个变量进行定义并设计出对应的结构体;(2)解析出APDU数据帧,记录该帧信息中的APCI信息;(3)根据APCI信息,解析出应用服务数据单元ASDU;(4)从ASDU中解析出所需要的电压、电流、采样频率等各种信息放入RAM中特定的位置供计量程序调用
5 结束语
本文提出了一种基于IEC 61850数字化变电站计量仪表的接口设计方案,经模拟现场实验,该方案能够准确、及时接收并解析出站内以太网的电压、电流、频率等各项信息,满足数字化变电站计量仪表对网络接口设计的要求,达到了设计目的,能够实现与站内以太网的无缝连接,同时本方案也可作为数字化变电站其他接口的设计参考。
参考文献
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数字化变电站设计 篇8
随着电力系统向大容量、超高压和特高压方向发展,一次、二次设备向小型化、智能化、高可靠性方向发展。电子式互感器以其体积小、重量轻、抗电磁干扰能力强、动态范围宽不易饱和、绝缘结构简单可靠、易于数字信号传输等优点,顺应了电力工程的发展要求,得到了越来越广泛的应用[1,2]。目前,国际电工委员会(IEC)已经制定了电子式电压互感器标准IEC 60044-7[3] 和电子式电流互感器标准IEC 60044-8[4]。 为实现变电站综合自动化系统的标准化和互操作性,TC57制定的IEC 61850-9-1也对采样数据传输做了相应的规定。根据IEC 60044-8和IEC 61850-9-1的规定,过程层的电子式互感器经过合并单元将采样的数字信号传送给间隔层的智能电子设备(IED)[5]。
传统变电站的IED通过电力电缆输入电压、电流信号,然后经隔离保护、A/D转换后进行数据分析以实现各自功能。这种方式的采样延时特性相对稳定。而数字化变电站中,站内IED以通信方式获得采样值,取消了传统IED的采样回路。数字式互感器、合并单元、网络等环节由于各个厂家处理不一和采样频率不同等因素[6],导致时序特性不一致,因此,站内IED得到的各个通道采样数据时序上会出现较大差别。另外,间隔层的IED也有成熟采样算法,使用前需进行二次采样,抽取出设备需要的采样值序列[7]。
随着数字化变电站不断建设及传统变电站的数字化改造,站内IED不可避免地面临与不同厂家、不同类型采样数据源的配合问题。因此,有必要对站内二次采样时序和IED数据同步插值方法进行研究,以增强不同采样模式下IED整体采样数据的有效性。
1 数字化变电站间隔层采样结构
目前,数字化变电站间隔层采样模式主要有2种:一种是模拟量经过电压互感器(TV)、电流互感器(TA)送至合并单元,如图1中IED1所示,由合并单元完成A/D转换,并通过IEC 60044-7/8或IEC 61850-9-1/2协议进行数据组织,送给不同的IED;另一种是数字化TV/TA直接完成采样功能,如图1中IED3所示,数字信号送到合并单元,然后送给不同的IED。另外,对于老站改造,由于改造计划、施工限制等原因,系统中可能会有部分仍为TV/TA二次模拟量,需要保护装置直接接入。因此,对于需要采集多间隔数据的IED,特别是母差保护和变压器保护,需要处理不同模式下不同采样频率、不同时序的采样值, 如图1中IED2所示。间隔层设备获取多样化采样数据后,必须将这些数据同步到相同时间点才能作为数据源计算相关功能。因此,数据同步的效果将影响保护测控及计量功能的准确性。
图1间隔层采样系统示意Fig.1 Bay level sample system sketch map
2 间隔层采样数据时序
由于站内采样系统可能出现的模式不同,IED接收到采样数据的时序也有较大差别。
2.1 IED直接接入传统TV/TA模拟量的时序
IED直接接入传统TV/TA模拟量的时序如图2所示。
图2 IED直接接入TV/TA模拟量采样时序Fig.2 Time sequence(IED input analog with TV/TA)
此时,IED接收到采样数据的延时为:
2.2 模拟量接入合并单元模式
模拟量接入合并单元模式下采样数据的时序如图3所示。
图3模拟量接入合并单元模式下采样数据时序Fig.3 Time sequence(IED get sampled value from MU)
此时,IED接收到采样数据的延时为:
2.3 模拟量经电子式互感器接入合并单元模式
模拟量经电子式互感器接入合并单元模式下采样数据的时序如图4所示。
此时,IED接收到采样数据的延时为:
ΔTremote=Δt滤波+ΔtMU采样+Δt传输+ΔtMU解码+ΔtMU合并+Δt传输+ΔtIED解码
通过上述时序分析可以看出:对于传统的TV/TA模拟量直接接入模式,采样数据延时ΔTdect非常小,且在设备采样系统研发完毕后,延时时间基本上为固定值。但是在另外2种模式下,采样数据延时ΔTMU,ΔTremote时间不是完全稳定的。首先影响采样数据延时的因素是采样模式及系统结构。不同采样模式和系统结构,采样值所经过的环节不同,相应延时会有所变化;其次,由于不同的电子式互感器及合并单元采用不同的处理方法、不同的设计结构、甚至不同的硬件平台都会影响各自环节的时序,导致采样延时不同;还有,A/D采样的不同步会造成不确定的时间延时;另外,以太网传输延时的不确定性,也是影响采样系统时序的重要因素。
图4电子式互感器接入合并单元模式下采样数据时序Fig.4 Time sequence(IED get sampled value from ECVT/EVT)
3 IED采样数据同步插值设计
由于各个采样通道延时、采样频率和采样触发不同,IED在同一时刻接收的不一定是同一时间的经过离散化处理的数据。因此,采样数据同步必须考虑:电子式互感器及合并单元A/D转换的同时性,采样数据处理时数据的有效性及采样数据延时的不确定性。
3.1 A/D转换的同时性设计
A/D转换的同时性必须在数字化变电站系统设计的初期进行。各个设备A/D采样触发机制不同[7],且接收电子式互感器的合并单元存在二次采样问题。在数字化变电站系统设计的初期应考虑不同设备A/D采样、合并单元二次采样等因素,统一采样节奏。可利用站内全球定位系统(GPS)秒脉冲信号统一站内采样节奏,即以GPS秒脉冲信号逐步调整所有A/D采样、合并单元二次采样触发时间,从而提高各个环节采样的同时性。另外,由于各个设备性能不一致,从GPS触发到A/D采样、合并单元二次采样完成,延时可能不一样。应将其延时特性计算到各个通道采样延时中,加以弥补。这种方法的同步效果取决于GPS脉冲信号的精度、完整性和采样设备时钟的稳定性。
3.2 采样数据处理时数据的有效性设计
由于各个采样通道延时、采样频率和采样触发等因素的影响,IED同一时刻接收的不一定是同时间的采样数据。如果IED以接收的时标为基准时标进行功能分析,会直接导致分析出错误的结果,特别是变压器保护、母差保护等对采样同时性要求比较高的IED,可能会导致保护误动。因此,要实现同步数据的有效性,必须首先确定同步插值运算的基准时刻。
确定同步插值运算的基准时刻,需要综合IED的各个通道采样数据延时,主要是其功能所允许的最大数据延时和不确定性延时,选定一个合理的插值运算基准时刻。
3.2.1 IED各个采样通道延时时间
IED各个采样通道延时时间可以采用实测的方法获得,也可根据电子式互感器、合并单元的技术参数获得。设计时要找出各个采样通道延时时间的最大值:
ΔTmaxaccdelay=max(ΔTIAB,ΔTIBC,ΔTICA,ΔTUA,ΔTUB,ΔTUC,…)
式中:ΔTIAB,ΔTIBC,ΔTICA,ΔTUA,ΔTUB,ΔTUC,分别为接入IED的各个采样通道延时时间。
当同步插值运算的基准时刻大于采样通道延时时间的最大值时,同步插值运算才能根据已接收到的采样离散数据,找出插值时刻两侧的采样值,确保插值运算为内插值运算,这样可以有效提高插值精度。
3.2.2 采样数据延时的不确定性因素
采样数据延时的不确定性主要来自数据传输环节,特别是IEC 61850-9-1/2采用以太网方式传输时。数据延时容易受网络数据流量、突发性数据尖峰等因素的影响,而导致数据延时的不确定。对于这种情况,设计时应考虑网络稳态时数据延时时间,并根据IED功能所允许的最大延时时间,增加适当的裕度即可。
这种处理方式不可避免地带来一个问题:如何处理那些不能在时间裕度范围内到达的偶发情况。对此情况的处理主要有2种:放弃或使用前一个周期的数据替代。IED应根据自身的功能作出选择。 同时应统计这种异常情况出现的频率,若频率过高,应重新调整延时时间或优化系统,减小不确定性因素导致的延时时间。
3.3 插值方法
插值常用的方法有拉格朗日插值、牛顿插值、差商插值等方法。从计算速度和处理的复杂程度考虑,建议使用拉格朗日插值。
拉格朗日插值公式为:
余项式有:
由分析可以看出:参与插值的顺序排列离散数据点个数n值越大,其曲线拟合程度越好,插值结果精度越高。但是n值越大,数据窗越长,数据接收等待时间就越长,数据运算量也会随之以指数倍增加。而且在实际应用中发现,n值越大,数值稳定性越差。因此,实际工程应用大多采用2点线性插值或3点抛物线插值。
4 结语
IED不同通道采样数据同步的关键之一是选择适中的同步插值时刻。一方面,IED高实时性要求同步插值时刻的延时尽可能的小;另一方面,从数据有效性考虑,同步插值时刻的延时应尽可能躲过各个通道的最大延时时间。在保护测控装置设计时,需优化系统方案设计,以有效地避免同步插值时刻选择的矛盾。目前,现场使用的合并单元、远端模块数据采样频率比较高,大多在4 kHz以上,因此,在保护测控装置设计时采用拉格朗日插值的3点抛物线插值方法,既能够保障插值精度,同时控制了运算量和确保数值稳定性。
目前,在数字化变电站改造工程中,已经有母差保护、变压器保护由于站内改造计划的原因,出现IEC 60044-8采样和模拟量需要同时接入的问题。随着数字化变电站的不断推广和电子式互感器广泛应用,站内IED采样将会更加的多样化。如何处理不同采样频率、不同延时特性的采样数据将会是IED设计者长期面临的一个关键问题。
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数字化变电站通信技术的应用 篇9
关键词：数字化；变电站；通信技术
中图分类号：TM7 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）26-0085-01
由于我国的电力发展建设加快，对于变电站的建设与应用也在不断地进步，科学技术的应用在变电站中得到了快速的发展，数字化变电站能够最大程度的将电力开发和运输的各项流程都控制起来，提高其运行效率。笔者将根据所学，翻阅相关的数字和资料并结合多年的电力系统实际工作经验，分析和探讨关于数字化变电站通信技术应用的问题。
1 数字化变电站的主要技术特征
1.1 结构紧凑化
结构紧凑化是指在数字化变电站的技术应用中紧凑型的电力设备按照自动化设计理念进行安装和应用。在我国现阶段的电力事业发展过程中，现代化的技术不断地在变电站中出现，比如，变电站的智能开关，或是变电站的光电式互感器，它们都为变电站的技术化，数字化做出了巨大的贡献。结构紧凑化是数字化变电站的主要技术特征，是新时代下，电力企业在发展中呈现出的新式的特点。
1.2 模型标准化
模型标准化是数字化变电站的又一技术特征，对于变电站技术中模型的标准化，能够促进电力企业的信息资源共享，提高变电站内的电力运输效率，完善电力运输情况。另外，模型标准化是将站内的设备与技术进行有效地融合，搭建统一的标准化平台，协调各个工作流程间的配合与合作，促进变电站的数字化。
1.3 通信网络化
通信网络化具有可靠、开放、实时、安全的巨大优势。具体来讲，首先，通信网络化就是将变电站的相关设备信息进行联网，实现变电系统网络化，它借助了智能技术的优势，具有可靠性；其次，通信网络化具有开放性，数字化的技术不仅应用于变电站内部，还将用电客户群纳入到变电系统的整体之中；最后，通信网络化的实时性和安全性，通信技术快速的信息传播以及防火墙的设定都对变电站有巨大影响和促进。
2 变电站通信技术实施的思路与应用
2.1 变电站通信技术实施的基本思路
①变电站实现光纤网络化通信。变电站实现光纤网络化通信是指在变电站内的各个电力流程设备，比如电气量采集，电力设备故障报警系统以及变压器等设备中，采用数字化的智能传输。加强变电站的科学技能性，提高技术应用效率，降低工作人员的实际工作率，这样不仅能够促进电力事业的智能化，标准化发展，还能够提高变电站内的总体运行效率。
②统一的标准化平台。统一的标准化平台是指将变电站内的所有设备进行现代化全自动的监控和保护。具体来讲，就是说在变电站中建立统一的高质量的信息传送，使工作人员在一台电脑上能够观察到整个变电站的电力运输情况，并且对于出现问题的电力设备及时的进行自动保护和维修，对变电站的电力信息进行资源共享。
③通信网络建设。变电站中的通信网络建设主要包括两个方面的内容，一方面是线路光缆建设，线路光缆建设应用了塔杆的优势，并结合了大量的国际先进光纤技术，比如G652D光纤标准，DWDM光纤技术等等进行线路光缆的建设。另一方面是光通信设备建设，光通信设备建设是以光纤网络为核心，在电力企业的运营过程中提高了信息传输的效率，增强了变电站的自动化技能。
2.2 变电站通信技术实施的具体应用
变电站信息技术实施的具体应用是对变电站通信技术实施具体方案的提出和使用，它主要包括两个方面。首先，星型通信系统，星型通信系统具有极强的针对性以及容易维护的优点，它主要通过光纤对变电站的开关设备进行连接。当然，星型通信系统也存在着一定的缺陷，主要就是连接缆线的实际施工难度过大，不容易广泛的应用，并且其实际效用还有待提高。其次，总线性通信系统，总线性通信系统的应用范围较广，应用的规模较大，在变电站的实际应用中，总线性通信系统会通过一条统一的总线，将站内的保护设备与监控设备进行连接，实现变电站的通信串联。对于变电站通信技术实施的具体应用，能够提高变电站内的工作效率，促进变电站的标准化，自动化和数字化的进步和发展。
3 数字化变电站通信技术的自动化
3.1 数字化变电站通信技术自动化的优势
数字化变电站通信技术自动化的优势主要有两点：第一，提高变电站的工作效率。变电站的自动化程度主要是依靠先进的科学技术以及有品质保障的配电设备。第二，实现变电站局部向整体的转化。
3.2 数字化变电站通信技术自动化的发展
数字化变电站通信技术自动化的发展是一个渐变的过程，反映了我国经济水平的提升以及科学技术的进步。在变电站的发展起步阶段，电力的运输是依靠变电器等必要的运输设备以及大量的电力技术人员来运作维持的。但是，伴随着电力事业的不断发展，变电站的操作和运行也发生着改变。现阶段，我国在自动化的技术控制方面已经有了很大的提高，变电站正朝着技术化，标准化，智能化和全自动化的方向发展。从发展趋势上来看，将来的测控设备还将和变电站中的电力一次设备完全融合，即实现所谓的智能一次设备，每个对象均含有保护、监控、计费、操作、闭锁等一系列功能及信息库，面向自动化的仅是一对通信双绞线。而变电站的整体工作都由少量的技术人员在电脑上进行操作，这不仅提高变电站的电力运输工作效率，保障供电的质量，促进我国电力事业又好又快的发展。
4 结 语
综上所述，对于变电站通信技术实施的思路主要包括三个方面：第一，就是变电站实现光纤网络化通信，光纤网络化通信能够促进各个电力工作流程间的数字化传输；第二，统一的标准化平台，统一的标准化平台是将变电站内的各个细节，包括电力监视，电力保护等囊括在统一的平台之中，促进其标准化的发展；第三，变电站的通信网络建设，通信网络建设包括光缆建设和光通信网络设备建设两个方面。而在变电站通信技术的实施应用上，主要需要注意的是星型通信系统的方案和总线型通信系统的方案。本文对数字化变电站通信技术应用进行了相关分析和探讨，也许存在不足之处，希望在以后的经济发展和科学技术进步的过程中，相关问题能够得到解决和完善。
参考文献：
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数字化变电站设计 篇10
常规的微机型保护及综合自动化系统虽然实现了变电站“四遥”功能,提高了变电站自动化水平,但运行中也出现了一些问题,主要是系统灵活性较差,变电站增加或者减少输电间隔时,系统扩充、升级比较麻烦,传统的电磁式电流互感器受其饱和特性的影响,使得保护容易误动、拒动等[1]。
常规的综合自动化系统在逻辑结构上为“两层一网”,两层即过程层和站控层,一网即站控层网络。常规的综合自动化系统实现了信号处理的数字化,但一次设备仍为传统设备,一次和二次设备控制电缆用量较大。
随着光纤通信和网络技术的快速发展,变电站综自系统已经进入了全新的数字化阶段。数字化变电站[2]由智能化的一次设备和网络化的二次设备构成,采用统一的IEC61850通信规约,通过面向对象建模,信息采集、传输、处理、输出过程全部数字化。电气二次设计方面,与常规综合自动化系统相比,数字化变电站增加了过程层,即将部分一次设备纳入了变电站通信网络,这是变电站自动化技术的重大革新[3]。间隔层设备实现了网络化,直接接到站控层交换机,取消了串口转以太网的通信转换装置,大大提高了信息交换速率。
本文以贵州地区某110kV数字化变电站为例,讨论其电气二次设计相关内容。该变电站110kV、10kV均为单母线接线,电压等级为110kV/10kV,主变压器容量1×50MVA,为有载调压双绕组变压器。110kV出线1回,10kV出线12回。变电站按照无人值班的数字化变电站原则设计,采用计算机监控系统对全电气设备进行集中监视和控制,调度自动化功能由计算机监控系统实现。
1计算机监控系统设计
本站按照中国南方电网110kV户内数字化变电站标准设计,计算机监控系统采用基于IEC61850标准、开放式分层分布结构,由站控层、间隔层和过程层构成。站控层网络为100M双星型工业以太网结构,用于实现站控层设备之间、站控层与间隔层设备、间隔层设备之间的信息交换;过程层网络为100M双星型工业以太网结构,采用全双工方式运行,用于实现间隔层与智能终端、间隔层与合并单元、间隔层设备之间的信息交换,网络结构为光纤点对点式,主要传输GOOSE和SMV2类信号,传输规约采用DL/T860.92。
1.1控制方式
控制方式有手动控制和自动控制2种,操作遵守唯一性原则。手动控制应包括下列各级控制,控制级别由低至高的顺序为:(1)由调度中心/集控中心远方控制;(2)由变电站自动化系统的监控后台控制;(3)在测控屏上通过控制把手控制,通过测控装置下发控制命令;(4)就地手动开关一对一控制。
1.2系统配置方案
计算机监控系统站控层配置2台主机兼操作员站、1台五防工作站、1台激光打印机(A3幅面)、1套音响报警装置,网络交换机按双网工业级配置,配1套智能接口设备用于接入站内其他规约设备,与其他装置的接口采用串口或以太网口连接,通信协议转换为DL/T860.92,并配置1套二次安全防护设备、网络通信记录分析系统设备及卫星对时系统设备(GPS和北斗卫星对时各1套)。
间隔层测控装置按照DL/T860标准建模,具备完善的自描述功能,与站控层直接通信;测控装置支持GOOSE协议进行间隔层信息交换,以实现间隔层五防闭锁功能。测控装置采样值报文采用网络化传输,传输规约采用DL/T860.92;开入开出信息采用GOOSE协议,网络化传输。GOOSE和SMV信息共同组网。装置至少提供2个光纤网络接口用于GOOSE和SMV信息的传输。间隔层设备包含以下装置:110kV线路保护测控装置、110kV母线保护装置、主变保护装置、主变测控装置、10kV系统保护测控装置、全站公用测控、电度表、网络交换机、故障录波装置、计量装置等。
过程层设备包含智能终端、合并单元及智能一次设备接口等。可完成变电站断路器、隔离开关的信号采集、处理和控制,以及电子式电流电压互感器采样值信息的采集和处理。
变电站内所有操作均经过五防系统闭锁。变电站五防系统应由3层构成,分别是站控层防误、间隔层测控装置防误以及现场布线式单元电气闭锁。所有操作均应经防误闭锁,并有出错报警和判断信息输出。站控层防误实现面向全站设备的综合操作闭锁功能;间隔层测控装置防误实现本单元所控制设备的操作闭锁功能;现场布线式单元电气闭锁实现对本间隔电动操作的隔离开关和接地开关的防误操作功能。
2继电保护装置配置方案
110kV线路配置数字化专用光纤电流差动保护,保护装置、合并单元和智能终端均单重化配置,配置专用光纤电流差动保护、三段式距离保护、零序电流方向保护。
110kV母线为单母线接线,保护按照单套配置,配置1套数字化母线保护装置,采用电压闭锁的带比例制动特性的电流差动保护原理。110kV母线PT设置1个合并单元,110kV母线电压并列功能由母线PT合并单元实现。
主变保护(不含非电量保护)按照双重化配置,电量保护装置、主变各侧合并单元、智能终端均双重配置,配置主变纵联差动保护、主变高压侧复合电压闭锁过流保护、主变高压侧过负荷保护、零序保护、主变低压侧过电流保护、主变低压侧过负荷保护,主变非电量保护由就地安装的本体智能终端完成,主变本体智能终端按照单套配置。
为便于快速分析、查找、处理事故和故障,设置1套数字式故障录波装置,故障录波装置采用网络方式接入采样值,采样值采用DL/T860.92协议,开关量和启动信息通过GOOSE网络获取。
10kV系统保护测控装置全部按单套配置,包括10kV站用变四合一装置、10kV电容器柜四合一装置、10kV馈线柜四合一装置(各条馈线单独配置)、10kV接地变四合一装置。四合一装置集保护、测控、合并单元、智能终端于一体。除电容器支路配置过电流保护、过电压保护、低电压保护,其余10kV间隔均配置电流速断和过电流保护。
3计量装置及直流系统设计
3.1计量装置设计
本变电站配置1套电能量采集装置,该装置能准确、可靠地采集变电站内计费(考核)点上的电能量数据,存储并发往地调电能量计量主站系统。计量系统为广州科立生产的SAIL40型,要求各厂站系统采用以太网口、2M专线通道或4M通道接入。能完成各计费关口点有关数据采集、处理及远传功能,保证数据的一致性及完整性;电能量采集装置具有3个以上通信口,并可支持多种通信规约,以实现与不同厂商的主站通信。电能量采集装置配置内置式或外置式Modem或路由器,可通过电力数据网络或专用通道与主站通信。110kV线路设置为关口考核点,设置1台0.5S级数字式电度表;主变高、低压侧作为关口考核点,分别设置1台0.5S级数字式电度表;所有10kV馈线作为关口考核点,各设置1台0.5S级常规多功能电度表。
3.2直流系统设计
按直流设计规程,交流电源事故停电时间按2h计算,本变电站设置1套DC220V/200Ah直流系统作为全站控制、保护、直流操作电源,并兼做事故照明电源。直流系统采用双套充电装置、双套蓄电池,两段母线接线,母线之间设联络刀闸。直流系统主要向中控室内二次屏柜、10kV开关柜、GIS室现地控制柜设备供电。系统以单回路辐射方式向110kV系统保护、测控和自动化装置等集中布置的设备供电;以双回路环网方式给就地安装于10kV开关柜的保护测控装置供电,开关柜上设置直流电源小母线;单回路辐射方式向GIS室现地控制柜供电。
4组屏方案
(1)主变配置2面保护屏、1面测控屏;主变间隔电流互感器合并单元双重化配置,高压侧各2套合并单元安装在2面保护屏上;低压侧合并单元安装在10kV开关柜上,并配置1面主变本体智能终端柜。
(2)110kV线路配置1面保护测控屏;线路间隔电流互感器合并单元按单套配置,线路合并单元安装在保护屏上,并配置1台110kV线路智能终端,安装于110kVGIS线路间隔汇控柜。
(3)110kV母线配置1面保护测控屏;母线间隔PT合并单元按单套配置,安装在保护屏上。
(4)10kV馈线、接地变、站用变、10kV电容器及10kV母线测控装置各配置1台合并单元兼智能终端并具有测控保护功能,安装于相应10kV开关柜上。
(5)设置1面110kV系统数字式故障录波柜,故障录波装置记录故障过程中110kV系统电流、电压、频率、各保护动作开关量及断路器位置等信号。
(6)110kV线路配置1台数字化电能表,组成1面110kV线路电度表屏;主变高低压侧各配置1台数字化电能表,组成1面主变电度表屏;每条10kV线路各配置1台常规多功能电能表,安装于相应10kV开关柜。
(7)直流系统包含2面充电柜(含4×20A高频开关电源模块)、2面馈电柜(含微机监控装置、调压装置、微机绝缘监测装置)、2套蓄电池组(每套含104只2V阀控式密封铅酸蓄电池、电池巡检装置)。
5电气二次设备布置
计算机监控系统站控层设备集中布置在继电保护室,110kV系统间隔层设备组屏集中布置在继电器室,10kV系统二次设备分散布置在各开关柜,过程层合并单元主要与各间隔保护装置一起布置,过程层智能终端布置在各间隔现地操作箱或开关柜内。110kV线路保护测控屏布置于继电器室;主变保护装置分别组屏,布置于继电器室;110kV母线保护装置单独组屏,布置于继电器室。直流系统设备安装在蓄电池室。蓄电池安装在蓄电池支架上。110kV线路电度表及主变高压侧电度表集中组屏,安装于继电保护室,其余电度表均分散安装于对应开关柜上。
6结语
本文以贵州某110kV变电站为例,介绍了其电气二次工程设计的内容,由于采样数字化,通信介质网络化,通信接口标准化,数字化变电站基本取消了复杂的二次回路接线,通过光纤和网络真正实现了设备间的数据共享、资源共享,提高了系统的可靠性。然而,对于网络信息的安全性而言,需要建立更加严格的运行管理机制来维护。
摘要：以贵州电网某110kV数字化变电站为实例,介绍了数字化变电站综合自动化系统的主要设计内容,包括计算机监控系统设计、继电保护装置配置方案、计量装置及直流系统设计、组屏方案、电气二次设备布置,为数字化变电站电气二次工程设计提供了理论参考。
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