分布式变电运行（共10篇）
分布式变电运行 篇1
对分布式变电运行和操作票系统的管理, 除了考虑数据库的整体设计外, 需要考虑不同变电站之间的数据合并、并集中讨论存在的问题。变电运行和操作票管理系统同时在终端机上运行, 可以共享资源。如果运行有需要, 需要将变电运行系统或者操作票管理系统单独使用, 保证数据和功能在未分开之前是一样的, 只有在设计数据库时考虑可分离性才能满足需求, 实现系统设计的独立性, 达到应用的目的。
1 分布式变电运行与操作票管理一体化的特殊要求
对分布式变电运行和操作票系统的管理, 需要从数据库设计入手, 除了考虑整体设计原则外, 应注意不同变电站之间数据的合并, 分解和共享等问题。以下将对分布式变电运行和操作票管理的一体化特殊要求进行分析。
1.1 数据合并
数据合并主要包括不同变电站的设备台账、运行记录在中心数据库如何实现等方面, 同时不能发生数据冲突。数据的分解是指如何将中心数据库的计划、指标等信息下发到各个相关变电站和检修班, 并且不会出现数据错误的情况。数据共享是指变电站之间如何准确无误的实现数据交换, 同时在完善系统基础上调整数据编码。
1.2 目标一致
分布式变电运行和操作票管理既要独立运行, 又需要在同一个数据平台上保证一体化运行。在正常运行情况下, 需要单独使用变电运行系统或者操作票管理系统, 保证数据和功能在未分开之前, 需要满足设计要求。变电运行过程中需要将数据应用到变电运行表空间中, 将操作票用到操作票空间中。同时公有表空间需要提前安装, 如果需要删除某操作系统, 需要将表空间和程序系统全部删除。
1.3 系统本身扩容性
为了使信息存储能满足系统信息的处理要求, 需要在实践中不断探究系统存在的问题, 不断进行改进, 进而保证该系统是螺旋上升的过程。同时数据库的设计必须保证自身扩容性。扩展性指的是系统在应用过程中, 数据库设计需要满足要求, 对原有的数据库不需要继续修改或者仅修改一部分。增加新的操作系统, 需要设计对应的数据表, 共有数据从公表空间取得, 减少数据修改的次数, 对数据库进行进一步的扩展, 保存具体设备的自定义属性, 保证系统的正常运行。
2 系统功能体系的设计和实现
针对分布式变电运行和操作票管理的特殊性, 为了保证系统的整体运行效率, 需要严格按照相关标准进行, 并对操作票子系统的功能进行了解。以下将对如何实现系统体系的功能进行分析。
2.1 系统界面设计
在系统界面设计过程中, 需要体现人机界面一致性的原则, 保证输入、输出的一致性。由于应用程序在不同部分存在相似的界面外观, 布局也很相似, 因此在交换方式和相似信息布局等方面, 需要保证整体操作风格的一致, 便于用户进行学习。此外部分程序可以通过延续的方式进行, 减少程序负担, 提升系统操作的准确性。人机交互系统的引导原则是最大限度的为用户提供帮助。在引导反馈过程中, 需要用户了解操作步骤, 进行“定额计算”, 实时给用户提示, 对关键操作进行警告, 如果存在要害操作, 需要在等待系统的确认, 防止错误的出现。数据录入过程中, 需要按照程序进行, 除了自动生成的部分, 其他都要进行细致的检查。
2.2 界面整体设计
界面整体设计首先需要登录窗口, 登录系统后, 进行安全准则确认。用户输入自己的用户名, 用户身份验证后, 根据系统要求取得相应的权限。其次登录后, 系统会自动提供导航窗口, 该窗口会为用户提供不同操作模块, 用户根据自身需要选择不同的模块, 按照系统的指导找到需要的模块, 完成相对应的操作。在模块窗口操作过程中, 系统中很多模块操作方式相似, 例如数据的添加、查询及修改等工作, 需要根据窗口操作模板, 结合程序要求, 在模板基础上进行其他应用的开发。不同窗口尽量保持一致的风格, 便于用户自主操作。
2.3 操作票闭锁解析器设计
智能操作票系统中最重要的是组成部分就是逻辑原则的判定。逻辑原则是指对设备进行操作时需要满足条件的基本要求, 将相关设备状态有机结合起来。如果逻辑组合的总值准确时, 需要进行相应操作。操作票子系统需要根据设备的接线、间隔及不同位置的要求判断位置属性。在位置属性操作过程中, 设备需要和位置属性保持紧密的联系, 可以应用术语生成和逻辑判断。根据变电站对操作要求的规定, 需要防止负荷拉, 合隔离开关, 防止出现误拉的情况。在一次设备进行操作的过程中, 其他相关设备的状态是固定的, 需要将不同设备当时的状态当做子条件, 操作设备的逻辑原则需要满足子条件逻辑组合的要求。位置属性的逻辑原则是以记录的方式保存在数据库中的, 子条件及总条件需要保持在同一个表中, 由位置属性和流水编码组成, 进而对逻辑原则进行标识。不同逻辑组合有不同的规则, 具体规则如表1。
2.4 进行系统的培训
由于分布式变电运行和操作票管理程序复杂, 涉及内容较多, 因此需要利用培训中心的辅助作用, 加强对管理人员的培训, 保证管理人员素质水平符合实践需要。培训中心可以聘请专业管理人员对变电运行过程中出现的问题进行解析, 将操作票管理方式系统传授给工作人员, 其次培训中心可以为操作人员提供实践环境, 在实践中验证理论知识, 掌握变电运行和整体管理的程序, 明确不同变电系统和操作票系统的运行方式, 对数据处理方式和编码的调整原则有一定的了解, 保证变电系统和操作票管理的一致性。
3 结束语
针对分布式变电站运行和操作票管理的统一性, 需要满足对象系统模型及高度开放数据库结构的要求, 在原有的原则基础上, 增加必要的模块, 原有的数据库表结构无需进行调整, 满足实践要求即可。同时需要根据整个系统的要求, 建立统一的分类、编码和数据处理平台。保证操作票系统和变电运行系统的一体化发展。
摘要：电力企业改革的需要, 使得电力企业对管理信息系统的建设有比较大的影响。在市场经济的环境下, 为了提升企业的经营管理水平, 降低电力成本, 需要加强对企业各方面的控制。变电运行是电力生产的一个重要环节, 为了保证其工作效率, 需要及时查询设备参数和设备的使用状态, 保证系统的政策运行。本文对分布式变电运行与操作票管理一体化的特殊要求进行分析, 并探究系统功能体系的实现和发展。
关键词：分布式变电运行,操作票管理,一体化发展
参考文献
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分布式变电运行 篇2
目录
一、概况
二、分布式光伏电站运行管理
三、信息化管理系统
四、电站日常维护
一、概况
中小型光伏电站的特点是占地面积小、安装位置灵活且日常维护量少。由于光伏电站不同的运行环境，为了能够使光伏发电系统更安全、更稳定的运行，提高发电效率，增加用户收益，特编制本运维手册，以便于有一定专业知识人员在条件允许的情况下对电站进行适当维护。
二、分布式光伏电站运维管理
1.1 建立完善的技术文件管理体系
技术文件主要包括：
（1）建立电站的设备技术档案和设计施工图纸档案；（2）建立电站的信息化管理系统；（3）建立电站的运行期档案。
1.2 建立电站设备技术档案和设计施工图纸档案
主要包括：
（1）设计施工、竣工图纸；
（2）设备的基本工作原理、技术参数、设备安装规程、设备调试的步骤；
（3）所有操作开关、旋钮、手柄以及状态和信号指示的说明；（4）设备运行的操作步骤；（5）电站维护的项目及内容；
（6）维护日程和所有维护项目的操作规程。
1.3 建立信息化管理系统
（1）利用数字化信息化技术，来统一标定和处理光伏电站的信息采集、传输、处理、通讯，整合光伏电站设备监控管理、状态监测管理系统、综合自动保护系统，实现光伏电站数据共享和远程监控。
（2）光伏电站监控系统一般分为两大类：
a.一种是无线网络的分布式监控系统。一般应用于安装区域比较分散，采用分块发电、低压分散并网的中小型屋顶光伏电站。由于其采用GPRS无线公网传输，数据稳定性和安全性得丌到保证,因此，一般不应用于10 KV及以上电压等级并网的光伏电站。b.另一种是光纤网络的集中式监控系统。一般应用于大型地面光伏电站，或并网电压等级为10KV及以上的屋顶光伏电站。
二、信息化管理系统
2.1 无线网络的分布式监控系统
（1）每个监控子站分别通过RS485通讯采集光伏并网逆变器、电表和气象站的数据，通过Ethernet/WiFi/GPRS等多种通信手段将数据发送到相关本地服务器或者远程服务器，再通过网络客户端进行数据显示。
（2）用户也可以登陆远程服务器进行数据的实时远程访问，并通过网络客户端、智能手机和平板电脑等进行数据展示。
2.2 相关管理制度及标准——信息化系统基础
（1）明确并网光伏电站相关管理制度及运维手册;（2）建立光伏电站运维相关国家、地方及行业标准
2.3 加强人员培训 主要是针对两方面的人员进行：
（1）对与业技术人员进行培训，针对运行维护管理存在的重点和难点问题，组织与业技术人员进行各种与题的内部培训工作，并将技术人员送出去进行系统的相关知识培训，提高与业技术人员的与业技能;（2）对电站操作人员的培训，经过培训后，使其了解和掌握光伏发电系统的基本工作原理和各设备的功能，并要达到能够按要求进行电站的日常维护工作，具有能判断一般故障的产生原因并能解决的能力。
2.4 建立通畅的信息通道
（1）设立专人负责与电站操作人员和设备厂家的联系工作。当电站出现故障时，操作人员能及时将问题提交给相关部门，同时也能在最短的时间内通知设备厂家和维修人员及时到现场进行修理。
（2）对每个电站都要建立全面完整的技术文件资料档案，并设立专人负责电站技术文件的管理，为电站的安全可靠运行提供强有力的技术基础数据支持。
三、光伏电站日常维护
3.1 光伏组件与支架
（1）光伏组件表面应保持清洁，应使用干燥或潮湿的柔软洁净的布料擦拭光伏组件，严禁使用腐蚀性溶剂或用硬物擦拭光伏组件；应在辐照度低于200W/m2的情况下清洁光伏组件，不宜使用与组件温差较大的液体清洗组件；
（2）光伏组件应定期检查，若发现下列问题应立即调整或更换光伏组件；
a.光伏组件存在玻璃破碎、背板灼烧、明显颜色变化等； b.光伏组件中存在接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法连接等；
（3）光伏组件上的带电警告标识不得丢失。
（4）使用金属边框的光伏组件，边框和支架应结合良好，两者之间接触电阻应不大于4Ω，边框必须牢固接地。
（5）在无阴影遮挡条件下工作时，在太阳辐照为500W/m2以上，风速不大于2m/s的条件下，同一光伏组件外表面（电池正上方区域）温度差异应小于20℃。装机容量大于50kWp的光伏电站，应配备红外线热像仪，检测光伏组件外表面温度差异。（6）使用直流钳型电流表在太阳辐射强度基本一致的条件下测量接入同一个直流汇流箱的各光伏组件串的输入电流，其偏差应不超过5%。（7）支架的维护
a.所有螺栓、支架连接应牢固可靠
b.支架表面的防腐涂层，不应出现开裂和脱落现象，否则应及时补刷
c.支架要保持接地良好，每年雷雨季节到来之前应对接地系统进行检查。主要检查连接处是否坚固、接触是否良好
d.用于固定光伏支架的植筋或膨胀螺栓不应松动。采取预制基座安装的光伏支架，预制基座应放置平稳、整齐，位置不得移动
3.1 光伏组件的清洗
（1）近年来，光伏电站年装机量逐年增加，国家补贴政策从“金太阳”、“光电建筑”演变为电价补贴，因此电站的发电量至关重要，而组件上的灰尘是影响发电量的重要因素之一。
组件清洗前后对比
清洗之后的电站发电量提高5%-30%，清洗频率一年十次或每月一次不等。（2）清洗方式
a.人工清洗（这是目前使用最广泛的方式）
优点：费用低
缺点：人员不易管理；清洁效果差；对组件玻璃有磨损；影响透光率和寿命。b.高压水枪清洗
优点：清洗效果好
缺点：用水量较大；1MW用水量约为十吨；水枪压力过大，会造成组件隐裂；无法在车辆无法行驶的山地使用（3）专业设备清洗
优点：用水量较小；清洗速度快、效果好
变电运行管理及电网安全运行分析 篇3
【关键词】变电运行管理；电网安全运行；分析
0.引言
经济建设的步伐不断加快，电网建设也飞速发展，电网在设备与技术含量方面都有了很大的飞跃，在这种情况下，变电运行管理也要达到更高的水平，只有变电运行一切正常，电网才会安全高效的运行，所以加强对变电运行的管理，可以让整个电网系统更加具有安全性，如今的变电管理还存在着问题，亟待相关人员进行解决。
1.变电运行管理对电网安全运行的影响
电网只有安全可靠的运行才能保障人们的正常生活，而对变电运行进行管理是保障电网安全运行的基础，变电运行起到为整个电网的正常运转进行管理维护和设备保障的作用，只有变电运行不出问题，电网运行才会一切正常。变电站的设备非常的繁多，对设备进行的管理与维护工作也比较复杂，这么多的设备非常容易出现故障，工作人员在工作的时候也不可能时时刻刻保证全身心的集中精力，往往由于一时的松懈会导致设备出现问题，引起整个电网运行的故障，导致巨大的经济损失，甚至会出现安全事故导致人员的伤亡。对变电运行进行管理，切不可掉以轻心，这是整个电网运行的重要环节，为了电网的安全运行和人们的生活安全，一定要对变电运行管理加以重视并改革，确保管理过程中不会出现安全漏洞，达到最佳的管理状态。
2.变电安全运行存在的问题
2.1安全管理环节薄弱
管理工作进行的不好是导致变电事故发生的重要原因，我国目前的变电运行管理缺乏科学的管理系统，整体的工作比较混乱，非但不能起到保障电网安全运行的作用，反而会由于自身的管理工作进行的不好而引起事故。在变电运行管理的工作中，管理人员大多素质较低，缺乏管理知识与专业技能的指导，整体的管理制度也不完善，管理者在进行管理时，不能及时的发现各种安全隱患并进行解决，管理工作做得并不到位，许多问题本来可以避免，结果由于管理者的延误最终酿成大错，导致无法挽回的损失。要想提高变电运行管理的质量，一定要建立完善的管理制度，目前的管理制度权责不明晰，工作效率低，不能满足要求日益提高的变现运行管理。
2.2操作不当影响安全运行
在目前的变电运行管理中，许多相关的工作人员都并非是专业人士，他们或者缺乏理论基础，或者缺乏实践技能，总体来说综合素质比较低，对变电运行管理工作起不到有力的推动作用，进行变电运行管理时，他们无法对设备进行精准娴熟的维修与日常防护，整体的变电运行管理工作达不到基本要求。由于操作人员综合素质低下，在工作过程中很容易出现不规范操作，操作人员的责任心不强和职业道德不够也为变电运行管理工作埋下了隐患，这些方面都是造成变电运行出现事故的潜在因素，一定要加以解决。
2.3日常维护、检修不到位，更新设备不及时
设备的日常维护对于变电运行管理来说是非常重要的，日常的运行过程对很多设备都会造成磨损，如果对这些磨损不进行相应的维护，会导致设备的使用寿命大大缩短，严重的话还可能导致事故发生。许多管理人员在进行工作时都会忽视设备的维护，这方面的工作做得一直不到位，老化的设备得不到及时的处理，在继续工作的过程中很容易出现问题，这也是变电事故发生的原因之一。
3.保障电网安全运行的相关技术
3.1主变三侧开关
针对主变三侧开关的检查，应该注重一次设备和保护牌的检查。如果产生故障的原因是因为在对变压器的瓦斯进行一系列的保护动作之时，就可以依据结果对变压器和二次回路出现的问题进行判断。针对呼吸气的喷油状况、二次回路的线路状况等的检查，将是确认着火、变压器变形状况等各种情况的重点检查对象。另外还需要检查主变、观察继电器当中气体颜色等。
3.2主变低压侧
处理开关跳闸当中的主变低压侧之时，如果主变低压侧是因为出现了超出规定负荷的电流，所以进行相应的保护动作，此时就需要检查有关设备。待确认了故障具体原因之后，再进行适当的保护动作。确认了主变低压侧只是因为超负荷电流出现而进行保护，那么可以排除线路故障而导致的开关拒动。然后进行二次设备和一次设备的检查。这就要求工作人员在进行检查之时必须进行彻底而全面的检查，以准确找出故障原因，并做出及时应对。
3.3处理由于线路引起的跳闸故障
处理由于线路引起的跳闸故障之时，如果没有发生异常状况，则重点检查跳闸开关的具体情况，以及消弧线圈的状况。由于消弧线圈位置特殊，所以工作人员极其容易忽视，但此处出现故障的频率较高，所以应该引起重视。如果是弹簧类开关，重点检查弹簧的工作状况，其无法正常工作也容易导致跳闸。如果是电磁类开关，重点检查和保险接触的动力状况。
4.加强变电运行管理对策
首先，针对在变电运行管理当中常常出现的问题，应该适当加强管理环节，完善管理制度。要不断提高管理人员的综合素质，明晰权责，落实责任制，提高管理人员的责任感。对于管理人员较少的情况应该适当添加，减少管理人员疲惫工作的状况，提高管理效率和水平。并且对于管理人员应该进行定期的培训，提高管理素质和安全意识。建立健全管理制度，明确各个部门、人员的具体职务范围，且必须按照规范规则进行工作。
其次，提高变电运行人员的综合素质。培养变电运行人员理论知识和实践知识的结合，提高综合素质。对于变电运行人员也要进行定期培训，不断提高其专业技能和专业知识，积极引导变电人员的自主学习和提高。同时提高变电运行人员的思想教育和安全意识，使之树立正确的三观，高度认识到本职工作的重要性，提高责任感。能够及时发现问题并且及时作出正确应对，避免事故发生，降低事故发生后的不利影响。
最后，一定要注意日常的维护工作。在日常管理工作中要注意对设备进行及时的维护和保养，保证设备的使用寿命达到最长，并且维护的过程也是发现问题的过程，及早的发现问题可以让问题得到更好的解决，以免由于人为的延误导致原本能够解决的问题最后酿成了大祸。
5.结束语
从以上的表述中我们可以得知变电运行的重要作用，只有加强对变电运行的管理才能保证电网的安全与可靠，目前我国的变电运行还存在着许多问题，对这些问题进行合理的解决可以让变电运行的整体质量有一个巨大的飞跃。在变电运行管理中，一定要提高管理人员的素质，还要注重对变电运行人员的培训，从多个方面严格把关，确保变电运行管理的最高质量，让我国的电网运行有一个更好的环境。■
【参考文献】
[1]林诗.变电运行管理及电网安全运行分析[J].科技致富向导，2013，24：323.
[2]郝朝霞.变电运行管理与电网安全运行的思考[J].科技资讯，2013，21：142.
分布式变电运行 篇4
随着智能变电站技术的日益成熟, 智能变电站的建设也逐渐规模化、常规化。点对点传输与采样值组网传输是现阶段智能变电站采样值的两种主要传输方式。点对点传输方式的主要优点是不存在中间节、无需进行全局同步、传输的可靠性与稳定性较高;但也存在光纤布线和单元合并结构复杂、接送和发送采样值的接口数量过多等问题。相对于点对点传输方式, 采样值组网传输方式的系统结构更简化、接口数量更少, 更易于标准化和扩展应用;但也存在过于依赖同步系统, 易导致保护动作出现错误的缺点。现阶段, 两种技术方案的应用存在着较大争议, 因而针对现阶段两种采样值传输方式存在的问题与不足, 本文探讨了分布式同步采样值组网技术的设计与实现, 以利于智能变电站规划建设的发展及完善。
1 智能变电站现阶段采样传输技术
1.1 点对点传输技术分析
智能变电站模拟量的采集是在传输系统中的合并单元内完成的, 智能变电站模拟量的处理则是在保护测控装置内完成的。如果传输路径延迟不固定, 那么各合并单元的同步采样需通过外部同步系统完成, 以保证采样值数据能同步用于保护测控计算。若同步系统出现问题或故障, 则保护装置可能出现不正确的动作。为此, 相关规范标准中明确指出继电保护装置保护功能的实现不能依赖于外部对时系统。
采样值点对点传输技术 (如图1所示) 可不使用外部同步系统实现采样值的同步传输。该技术主要采用点对点的直接采集方法, 通过光纤对测控装置、合并单元的保护与输出进行直接连接, 中间延迟都是专用通道、单路径、不存在资源竞争, 以此保证整个传输路径上的延迟都是固定的, 不需要外部同步系统, 并通过补偿各延迟输入, 实现保护测控装置内各数据输入间的采样值同步。
现阶段, 点对点传输技术比较成熟, 但在实际应用工程中仍存在以下缺陷和不足。
(1) 需要通过合并单元进行级联来实现保护测控装置接口的简化, 增加了采样值传输阶段的延迟和复杂度。
(2) 当多台设备需要采样值数据时, 需在合并单元内增加专用的点对点采样值输出插件, 并且点对点传输技术对于合并单元与输出接口的性能要求较高。
(3) 保护装置接口数量过多, 同时需将每个接口与合并单元进行一一连接对应, 增加了维修的工作量与难度。
(4) 保护装置需补偿采样值延时, 保护处理的计算方法较复杂、繁琐, 不易掌握。
1.2 采样值组网传输技术分析
相对于点对点传输技术, 采样值组网传输技术更具优势, 在智能变电站中的应用更为普遍。采样值组网传输技术 (如图2所示) 主要通过交换机连接保护测控装置、合并单元, 使三者构成一个相互关联的整体。由交换机将合并单元的输出进行多波交换后, 采样值数据被转发至各保护测控装置内。由于交换机数据的交换转发存在不确定性延迟, 以及合并单元存在着发送时抖动引起的延迟, 使测控保护装置在接收采样值数据时受到很大影响, 因此采样值组网传输系统必须配备相应的外部全局同步系统, 以保证合并单元、测控保护装置严格、精确的同步传输, 并使采样值组网传输系统在同一时刻发出的采样值报文能与采样值包序号保持一致。保护测控装置通过接收相同序号采样值包, 利用同步系统触发并延时等待同步脉冲, 来实现各采样值输入数据的同步输入。目前, B码、光纤脉冲脉、IEEE 1588等是主要的外同步系统的同步方式, 但存在二次系统在同步系统发生故障时会自动退出运行的问题。
2 分布式同步采样值组网技术探析
如图3所示, 分布式同步采样值组网传输系统主要由保护测控装置 (具有分布式同步功能) 、工业以太网交换机 (支持IEEE 1588功能) 、合并单元 (具有分布式同步功能) 所构建的网络组成, 主要依赖于多个独立IEEE 1588从钟 (单个保护测控装置内) 进行操作运行。该系统合并单元设为局部主钟, 保护测控装置设为从钟, 同时在每个测控保护装置内实现多个独立从钟, 分别与合并单元的局部主钟进行局部同步传输, 通过优化IEEE 1588跟踪机制与时钟选择, 利用插值法实现数据同步采集。
每个合并单元 (具有分布式同步功能) 在分布式同步采样网络系统内都有一个IEEE 1588主钟。这个主钟的运行可从一个任意随机的起始时间点开始, 其同步控制不受外部时间的条件限制, 仅需简单地依靠装置晶振频率就能实现自主计时功能;在每个秒周期内, 采样值包的发送和数据的采集都是按照采样率等间隔进行的。同时, 所有采样值包内的采样序号值设为主钟秒周期内的包索引号, 因此主钟每个秒周期内一个精确时刻都可由采样值包的采样序号表示, 而该时刻的采样值为采样包内的数据。
根据合并单元输入的数量, 每个保护测控装置可配置并实现若干个IEEE 1588从钟, 同时每个合并单元都被相应的从钟所对应, 合并单元内的每个从钟仅跟踪单元内唯一主钟, 无需按照标准IEEE 1588完整的执行最佳时钟逻辑 (BMC) 来选择主钟。
系统采用支持IEEE 1588的以太网交换机, 传输路径的延迟可被从钟精确补偿。稳定跟踪后, 从钟与主钟时间误差在100ns以内, 为便于分析探讨, 可将该误差忽略不计, 从钟时间可视作与主钟时间完全同步。
将一个全局独立的同步脉冲 (同步采样脉冲) 设于保护测控装置内, 每个同步脉冲到来时, 可得到该脉冲时刻每个从钟的精确时间值。由于合并单元的主钟时间与从钟时间实现同步, 且合并单元主钟的秒内时刻由采样值包的采样序号表示, 因此采样值序号与从钟时间存在着互相对应的关系, 保护测控装置内的同步脉冲时刻对应的采样序号可设为:
式中, Ts1v为同步脉冲时刻从钟的秒内时间 (s) , 0≤Tslv≤1;N为采样速率, 每秒内采样序号从0到N (-1) 变化。合并单元同步脉冲时刻对应的采样序号n为非整数时, 表示n取整采样序号时刻到下个采样序号中间的某时刻, 可通过这两个时刻的采样值插值得到对应于n的采样值。
由于系统传输的延迟, 可能导致采样序号对应的数据包在同步脉冲时刻未被传输至测控装置。为实现数据内插, 以及丢包时也能正确的插值, 必须回溯一个固定的时间TB, 同时根据采样值插值方式、丢包的允许次数及传输最大延迟来确定TB的时间长度。TB设置可由配置工具完成, 可按照当前IEC 61850-9-2传输规约中80点/周波的标准进行, 最大延迟通常考虑为1ms延迟时间 (4个包间隔) , 允许丢包次数为1次, 根据线性插值方式, 设置的TB约为5个包间隔。由此可得插值采样值的实际序号为:
采样值的插值可采用样条、拉格朗日、线性插值的方式, 具体由插值精度决定。如图4所示, 线性插值为:
式中, int (n) 为取整后的插值采样值序号;为对应于int (n) 采样序号的采样值原始值。
每个保护测控装置内的从钟对应的合并单元采样数据的处理都可通过上述方式进行, 即可得出不同合并单元同步脉冲时刻之间同步后的采样值。
由以上分析可知, 分布式同步采样值组网技术不需要全局同步, 只需合并单元与单个从钟之间进行同步。当单个合并单元故障时, 只有使用这个合并单元的设备才会受到影响, 而不会对整个系统功能造成影响。
3 结束语
智能变电站分布式同步采样值组网技术解决了采样值同步传输环节对外部全局同步系统的依赖问题, 使得采样值同步传输的稳定性、安全性和可靠性得到大幅提升。在智能变电站的建设过程中应加大对分布式同步采样值组网技术的研发力度并积极推广, 以促进智能电网事业的发展。
摘要：针对现阶段采样传输技术存在的不足和缺陷进行分析, 并探讨了智能变电站分布式同步采样组网技术方案的设计与实现方法。
关键词：智能变电站,分布式,同步采样,组网
参考文献
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浅析变电运行技术 篇5
摘 要：本文讨论了变电设备运行及维护管理工作中，变电设备检修及保证安全的技术措施，分析了非跳闸故障，研究并提出了若干技术措施。
关键词：变电运行；设备检修；非跳闸故障；电网
变电运行的主要任务是电力设备的运行操作和维护管理工作。其特点是维护的设备多，出现异常和障碍的机率大；工作繁琐乏味，容易造成人员思想上的松懈；人员较为分散难于集中管理。一旦发生变电事故，轻则造成经济上的损失，重则危及电网、设备和人身的安全，甚至会给社会带来不安定因素，影响社会的稳定。
一、设备检修保证安全的技术措施
1.验电。要检修的电器设备和线路停电后，在装设接地线之前必须进行验电，通过验电可以明显的验证停电设备是否确实无电压，以防发生带电装设地线或带电合接地刀闸或误入带电间隔等恶性事故发生，验电时应在检修设备进出线处两侧各相应分别验电。如果在木杆、木梯或木构架上验电时，不接地线验电器不能指示，可在验电器上加接接地线，但必须经值班负责人许可。高压验电时必须戴绝缘手套，若因电压高，没有专用验电器时.可用绝缘棒代替，依据绝缘棒有无火花和放电声来判断。
2.装设接地线
（1）装设接地线的目的：为了防止工作地点突然来电；可以消除停电设备或线路上的静电 感应电压和泄放停电设备上的剩余电荷，保证工作人员的安全；接地线应设置在停电设备由可能来电的部位和可能产生感应电压的部分。
（2）装设接地线的方法：装拆接地线均应使用绝缘棒或戴绝缘手套。装设接地线应由两人进行，用接地隔离开关接地也必须有监护人在场；装设接地线必须先接接地端。再接导体端。 连接接触要良好。拆接地线顺序则与此相反。
（3）悬挂标示牌和装设遮拦。为了防止工作人员走错位置，误合断路器及隔离开关而造成事故，应在下列场所悬挂相应的标示牌及遮拦：在一经合闸即可送电到工作地点的断路器和隔离开关的操作把手上，均应悬挂“禁止合闸，有人工作”的标示牌；若线路有人工作，应在线路断路器和隔离开关的操作把手上，均应悬挂“禁止合闸，有人工作”的标示牌；在部分停电设备上工作时与未停电设备之间小于安全距离者，应装设临时遮拦。临时遮拦与带电部分的距离不得小于规定的数值。在临时遮拦上悬挂“止步，高压危险”的标示牌；在工作地点处悬挂“在此工作”的标示牌；在工作人员上下用的铁架或梯子上，应悬挂“从此上下”的标示牌；在临近其他可能误登的架构上，应悬挂“禁止攀登，高压危险”的标示牌。
二、跳闸故障
1.10kV（35kV、66kV）线路跳闸。线路跳闸后，应检查保护动作情况，检查故障线路检查范围从线路CT至线路出口。若没有异常再重点检查跳闸开关，检查消弧线圈状况，检查三相拐臂和开关位置指示器；如开关为电磁机构，还要检查开关动力保险接触是否良好，如为弹簧机构要检查弹簧储能是否正常，如为液压机构要检查压力是否正常。检查所有项目均无异常方能强送（强送前要检查保护掉牌是否已复归）。
2.主变低压侧开关跳闸。主变低压开关跳闸有三种情况：母线故障、越级跳闸（保护拒动和开关拒动）、开关误动。具体是哪一种情况要通过对二次侧和一次设备检查来分析判断。
当主变（一般为三卷变）低压侧过流保护动作，可通过检查保护动作情况和对所内设备的检查进行初步的判断。检查保护时，不仅要检查主变的保护还要检查线路的保护。
（1）只有主变低压侧过流保护动作。首先，应排除主变低压侧开关误动和线路故障开关拒动这两种故障。那么，到底是母线故障还是线路故障因保护拒越级呢？要通过对设备的检查进行判断。检查二次设备时，重点检查所有设备的保护压板是否有漏投的；检查线路开关操作直流保险是否有熔断的。检查一次设备，重点检查所内的主变低压侧过流保护区，即从主变低压侧主CT至母线，至所有母线连接的设备，再至线路出口。
（2）主变低压侧过流保护动作同时伴有线路保护动作。主变保护和线路保护同时动作，线路开关又没有跳闸，通常断定是线路故障。因此，在巡视设备时，除对故障线路CT至线路出口重点检查外，还要对线路进行检查。只有确认主变低压侧CT至线路CT无异常，方可判断为线路故障开关拒动。开关拒动故障的处理较为简单，隔故障点拉开拒动开关的两侧刀闸，恢复其他设备送电，最后用旁路开关代送即可。
（3）没有保护掉牌。若开关跳闸没有保护掉牌，须检查设备故障是因保护动作而没发信号，还是因直流发生两点接地使开关跳闸，或者是开关自由脱扣。
三、若干技术分析
1.过电压的影响。变压器的高压侧进线，大多由架空线引来，很容易遭到雷击。此外，由于断路器的正常操作、系统设备故障或其它原因使系統参数变化，引起电网内部电磁能量的转化，出现异常电压升高，会危及变压器内部绝缘，甚至烧毁变压器。因此，应在变压器高低压侧均装设避雷器，并在雷雨季节来临前对其进行检测。
2.接地不符合要求。配电变压器一般低压侧采用中性点接地方式，当负载不平衡时，中性点会流过较大电流，如果接地线连接不好，接触电阻过大，会被烧断，导致中性点电位位移，危及用户电器设备安全。因此应经常检查接地线、点是否完整和牢固，并定期测试接地电阻。容量在l0000kVA以上的变压器应不大于4Ω，容量在l00kVA以下的应不大于10Ω。当接地电阻超过标准时可采用增加接地体或使用降阻剂的方法来降低接地电阻。
3.负载短路或接地。当变压器发生短路或接地时，变压器承受相当大的短路电流，内部巨大的电动力会使绕组变形及油质劣化。因此应安装短路保护，一般在高压侧采用跌落式熔断器，低压侧采用空气断路器。熔断器的熔丝选择应合理，保证变压器内部短路时能熔断，或低压侧短路或过载时能跳开。
4.当线路逐次拉合后，光字信号一直未消失，则此时应考虑两条以上线路同名相同时有接地或在开关至母线之间有接地现象（后者经对站内设备的巡视检查可以及时发现），当然这种情况首先要排除主变35kV进线侧线路无故障，而且类似这种多条线路同名相接地的状况并不多见。
四、结语
电力工业是现代技术水平较高的行业，在电力系统中电力生产高度集中和统一，对变电运行的计算机管理也提出了更高的要求，利用面向对象的开发方式和对象式包装程序设计为基础，将数据与系统图形相结合，大大提高了管理人员的工作效率，随着网络的飞速发展，与企业局域网作为基础，整个系统基于客户机与服务器配合的计算机网络系统，系统成本大大降低，便于用户浏览查询和管理员进行系统的维护，以及各单位之间的信息流通，进一步提高了电力系统各单位的办公自动化水平，该操作系统（包括客户端和服务器端）、服务器及开发工具使系统运行可靠、高效、使用方便、易于操作。
参考文献：
[1]许丰博.防止变电运行事故的对策[J].电力安全技术，2005（8）.
分布式变电运行 篇6
智能电网是坚强网架与智能化技术高度集成的新型现代化电网, 其基本特征是“信息化、自动化和互动化”[1,2,3,4]。智能电网的建设, 对变电站各类装备的信息化和智能化提出了新的、更高的要求[5,6,7,8]。
在智能变电站内, 一般采用电子式互感器加合并单元方式或就地数字化的方式进行模拟量的数字化采集和信号传输。因此, 保护、测控装置等二次设备需要对接入的数字式采样值 (SV) 进行同步采样计算, 目前影响采样同步实现方法的主要因素是采样值的传输方式。采样值点对点传输是目前国内应用较广泛也较为成熟的一种采样值传输方式, 它不依赖外部对时系统[3], 在保护测控装置内实现多路采样值数据间的同步, 运行稳定性好, 工程实现较为便捷。采样值组网传输方式是IEC61850标准[9]规定的一种数据资源共享的规约标准, 其可扩展性较强。受网络传输时间不确定因素影响, 目前应用中, 采样值组网同步多依赖全局外同步系统的时间同步信号协调全站采样[10], 系统的可靠性由全站唯一的外同步时钟的可靠性决定;即使建设冗余的全站同步系统如双机备份系统来支持采样值组网传输同步, 由于双机切换时的不同步和时延抖动等问题, 仍可能造成系统同步问题, 工程应用有一定的局限性[11,12]。
因此, 本文提出了一种不依赖全局同步系统的智能变电站过程层采样值组网分布式同步技术。与常规依赖全局同步的组网方案相比, 该技术的特点在于合并单元、保护测控装置等设备均不需要接入全局外同步信号, 各自自由运行。该技术已在苏州110 kV沈巷变中实现工程应用。
1 变电站过程层采样值组网技术
1.1 采样值网络传输同步方法
采样值网络传输同步的方法主要有B码同步[13]、IEEE 1588时间同步[14]2种。
目前, B码对时方式成熟可靠, 站控层、间隔层、过程层设备都可以采用这种方式实现对时同步, 站内实现起来比较方便。然而, 使用B码同步时需要建立额外独立的对时回路, 传输距离较长、对抗干扰能力和可靠性要求高时通常采用信号电缆或光纤进行传输, 施工量较大, 工程实施较为复杂。IEEE 1588时间同步可通过过程层交换机实现, 它不需要建立独立的物理对时网络, 但要求交换机、合并单元、保护测控装置等的接口等都支持IEEE 1588规约标准。
1.2 采样值网络传输同步方法的特点
采用采样值组网传输方式时采样值数据传输网络相对简单, 数据资源能方便地共享, 系统可扩展性强;同时, 保护测控装置、合并单元等设备接口数量较少, 硬件设计简单, 配置更加方便灵活, 且合并单元额定延迟较点对点方案易于确定。系统扩建时, 新设备能方便地接入已有系统中, 基本不影响已运行的设备, 系统重复建设成本较低。
然而, 该组网方式下合并单元、保护测控装置等设备必须依赖全站的时钟同步系统。借助时钟同步系统和采样值报文中的采样计数器, 就可以得到相对于秒脉冲的原始数据采样时刻;由于保护装置与时钟系统也同步, 保护装置的采样数据目标时刻也会转换为相对于秒脉冲的时刻, 然后再进行差值计算。然而, 一旦同步系统故障, 会造成站内设备失去同步而无法正常工作, 装置采样易发生异常, 将影响系统运行的安全性、可靠性。即使实际工程应用时在同步系统中设置双时钟源, 一旦当前时钟故障, 切换到另一个时钟源时, 可能短时间存在部分装置运行在时钟1、另一部分装置运行在时钟2上的现象, 而此刻单个保护/测控装置无法发现同步存在的问题, 极易造成测量不正确、保护误动等。此外, 采用组网方式时, 合并单元总是在同一时刻向交换机发出大量数据, 交换机的瞬时流量巨大, 因此很可能存在网络冲突, 对交换机的可靠性和稳定性产生不利的影响。
2 智能变电站过程层采样值组网分布式同步技术
2.1 方案设计
对于传统的采样值组网方案, 当同步系统故障时将影响整站的运行, 因此消除对全局同步系统的依赖成为解决该问题的关键。本文提出一种基于分布式同步的采样值组网方式, 原理如图1所示。
由图1可见, 与需要全局外同步系统的采样值组网传输方案相比, 本文方案中, 合并单元、保护测控装置等设备均不需要接入全局外同步信号, 各自自由运行。但对于各相关设备的工作方式和功能, 有了新的要求, 具体的设计思路如下。
每个采样值输出设备 (如合并单元) 内具有一个按本地晶振频率自由运行的高稳定度IEEE 1588主时钟, 它固定运行在IEEE 1588标准所述的MASTER状态, 自由运行在某内部时钟上, 无需接受外同步, 也不需参与IEEE 1588标准的最佳时钟选择逻辑。
保护测控装置根据合并器的个数实现多个IEEE1588从时钟, 每个IEEE 1588从时钟对应于1个合并器, 跟踪对应合并器的IEEE1588主时钟。从时钟在跟踪主时钟时, 根据钟差判断时钟锁定 (误差<200 ns) , 只有当跟踪锁定时才认为计算的采样值有效。
采样值输出设备根据配置内容 (报文类型/通道定义) 按照主时钟的秒等分周期间隔输出采样值报文。
过程层网络交换机支持透明时钟协议, 并支持虚拟局域网、注册组播协议功能。
采样值接收设备如保护测控装置接收来自多个采样值输出设备的采样值数据, 自动扩展实现相对应的多个从时钟, 各从时钟分别固定跟踪相应间隔的主时钟, 各从时钟时间仅与所对应主时钟时间有关。
在保护测控装置内部设有一个全局的内部采样脉冲, 利用各从时钟之间的相对时差及通道固定延迟, 折算出对应的等分同步脉冲序号, 采用逐点可移动动态数据窗, 利用回溯插值算法, 实现多个未经外同步的采样值输出设备的采样数据在一个采样值接收设备内的同步。
图2所示为回溯插值算法示意图。图中, TB为回溯的固定时间常数, 需要根据交换路径可能的最大延迟时间确定, 以保证回溯时刻能够接收到采样点数据, 回溯后运用插值方法可得到定时采样脉冲时刻的精确采样值;TD为采样脉冲回溯TB后与等分同步脉冲点x (n-2) 的时间间隔;Tpoint为两采样点之间的时间间隔, 即等分同步脉冲周期;x (n) 为等分同步脉冲序号n对应的采样值数据。y (k) 表达式为:
2.2 方案特点
与常规的采样值组网方式相比, 采用分布式同步的采样值组网传输方式具有如下优势。
a.所提方案由于使用的是从时钟的秒脉冲, 所以并不关心从时钟的确切时间, 因此主时钟也不需要与实际时间同步。
b.避免了独立的全局外同步系统的使用, 系统结构相对简单, 故障点减少, 运行可靠性高;由于时钟分布在合并器中, 不存在互相切换的问题, 因此单个合并器的故障不会影响无数据关联关系的设备。
c.采样值数据传输网络结构简单, 数据资源能方便地共享, 系统可扩展性强。
d.分布式的同步系统中, 各合并器等分同步脉冲间是随机的, 虽然时钟间相互漂移会有短时间的冲突, 但发生多个合并器数据在交换机上冲突的概率很小。因此交换机负载相对较均衡, 运行稳定性提高。
e.在系统扩建时, 新的二次设备能方便地接入已有系统中, 基本不影响已运行的设备, 系统重复建设成本较低。
f.分布式同步采样值组网传输系统与现有的采样值点对点及现有组网方案相兼容, 具有良好的规范性;由于分布式的采样值组网同步系统仅要求现有合并器增加IEEE 1588功能, 不影响原来已有的功能, 所以不存在兼容性问题。
3 采样值组网分布式同步方案的工程应用
3.1 变电站概况
本文研究成果已成功应用于苏州110 k V沈巷变。该站有3台变压器, 下文将以该站为例说明分布式同步采样值组网技术在智能变电站现场的工程应用。
3.2 工程应用方案
110 kV沈巷变电站分布式同步采样值组网传输试点工程建设典型方案遵循国家电网公司企业标准Q/GDW383—2009《智能变电站技术导则》[15]、Q/GDW441—2010《智能变电站继电保护技术规范》[16]中的设备配置、信号交互、就地化实施等原则, 以电力系统安全、变电站设备稳定运行为基本目标, 制定全站智能化方案如图3所示。
全站以IEC61850标准实现3层架构, 以站控层网络、过程层网络传输全站信号, 采用常规电流互感器/电压互感器加合并单元实现采集就地数字化, 采用智能单元实现一次设备的智能化控制。
110 kV沈巷变主变保护、测控装置为双重化配置, 考虑分布式同步采样值组网技术试点工程的功能要求, 综合分析各种网络的经济性、安全性、可靠性, 网络配置方案如下。
a.变电站内信号传输主要以网络通信方式实现, 其中站控层网络实现站控层设备与间隔层设备间的通信, 过程层网络采用采样值与GOOSE共网, 实现采样值数据和GOOSE信号如开关信号、遥控、跳闸等命令的传输。
b.站控层网络。该网络用于监控系统与保护、测控装置间通信, 采用单星型以太网组网方式, 网络通信协议为IEC61850-8部分的MMS, 涉及主要的IEC61850各个ACSI服务, 如数据变位上传、测量量上传、定值修改、报告、连接等服务。
c.过程层网络 (采样值与GOOSE共网) 。采样值网络主要用于保护、测控装置与合并单元间通信, 采用分布式同步采样值组网传输技术。合并单元按间隔布置, 接入常规电流互感器/电压互感器信号。
d.GOOSE网络。该网络主要用于保护测控装置、开关智能单元间进行开关量输入, 控制输出信号的传输, 同时也用于测控、保护各装置间联闭锁信息的传输。为满足低周低压减载等慢速保护控制的需要, 在站控层网络实现GOOSE功能, 由低周低压减载装置以GOOSE跳闸报文发送至各10 k V线路保护装置, 由各装置接收跳闸命令, 并根据对应线路的选控要求, 实现跳闸出口。
e.网络交换机配置。10 k V侧每2段配置1台站控层交换机, 共配置2台, 与控制室内的保护测控装置一起, 分别连接至控制室通信屏的2台站控层网络交换机上, 站控层交换机组单星型网络。
f.过程层网络交换机按1号主变间隔、2号主变间隔、3号主变间隔分开配置, 每个主变间隔配置2台在相应主变保护测控屏内。交换机之间无联系, 每台交换机为一个独立网络。
3.3 现场测试及结果
为了验证本文所提出的分布式同步采样值组网技术的应用效果, 现场重点对跨间隔保护即主变差动后备一体化保护进行了详细测试。本文以1号主变差动保护为例进行说明。
1号主变的A、B套差动后备保护装置分别通过分布式同步采样值组网交换机同时接收来自主变高压侧合并单元以及主变低压侧合并单元的采样值数据, 同时通过该网络实现主变保护GOOSE跳闸命令发送控制。同步采样值组网的网络组成如图4所示。
对主变保护装置带负荷测试, 装置投入运行后的手动录波波形数据如图5所示。
图5中所示波形表明基于分布式同步的采样值组网技术能够满足工程实用要求, 保护波形无畸变。三相差流幅值均为0.032 A, 表明分布式同步的采样值组网技术同步性能良好。
在现场进行主变分布式同步采样值组网传输差动保护测试, 此时主变高压进线侧无电压互感器, 主变高压侧和低压侧电流互感器变比分别为600 A/5A和3 000 A/5 A, 相位以高压侧A相电流为基准。测试结果如下。
a.主变高压侧数据。由于主变高压进线侧无电压互感器, 所以主变高压侧三相电压缺省;三相保护电流幅值分别为0.690 A、0.697 A、0.688 A, 三相保护电流相位分别为0°、-120.3°、119.3°。
b.主变低压侧数据。主变低压侧三相电压幅值分别为60.147 V、60.165 V、60.265 V, 三相电压相位分别为26.3°、-93.7°、146.5°;三相保护电流幅值分别为1.549 A、1.548 A、1.532 A, 三相保护电流相位分别为-150.3°、89.0°、-30.4°。
c.三相制动电流幅值均为1.025 A, 三相差动电流幅值均为0.032 A, 差动速断保护动作时间小于25 ms。
现场测试的结果进一步证明了所提技术方案能保证采样值的同步性能。
4 结语
本文提出了一种基于分布式同步的采样值组网传输技术, 进行了基于分布式同步采样值组网的变电站智能化方案和网络设计, 并首次在工程中进行实际应用。工程应用测试结果表明该技术方案性能稳定, 系统功能技术指标优异。基于分布式同步的采样值组网技术满足国家电网《智能变电站技术导则》[15]和《智能变电站继电保护技术规范》[16]等标准的要求, 解决了传统采样值组网依赖外同步系统、网络瞬时负载巨大的问题, 适用于110 k V及以下变电站的智能化工程改造及新建项目。
分布式变电运行 篇7
关键词：智能变电站,分布式,母线保护,同步采样
所谓智能变电站,是指由智能化一次设备(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IEC61850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。随着智能变电站的广泛推广使用,应用于智能变电站中的继电保护装置在保证其“可靠性、选择性、灵敏性、速动性”的同时,也应提高其智能化水平。母线保护作为智能变电站中的重要元件保护装置,在模拟量采集与开关量的输入输出方面均发生了显著的变化,配置方法更加灵活。2010年4月,国家电网公司发布了《智能变电站继电保护技术规范》,对于智能变电站中的母线保护装置提出了明确的要求,在此情况下,当面对接入间隔数目较多的情况时,集中式母线保护装置已无法满足智能变电站大容量数据交换的要求,因此开发应用于智能变电站的分布式母线装置已成为当务之急。
相比于集中式母线保护装置,分布式母线保护装置符合变电站保护分散布置、就地化的发展趋势,且分布式母线保护采取数据分散采集,集中处理的方法,相比于集中式母线保护集中采集、集中处理的方法有很大优势。但是分布式母线保护相比集中式母线保护需要解决2个难题:一是大量数据的可靠、实时传输;二是高精度的同步采样[1]。
1 分布式母线保护装置介绍
根据IEC 61850标准体系描述,智能变电站可分为三层:过程层,间隔层,站控层[2,3,4]。其中过程层包括面向模拟量的合并单元(MU)和面向开关的智能操作箱单元:MU负责同步接收数字化的模拟量信号(SMV),并将接收到的数字量按标准规范要求(IEC 61850-9-2)发送给保护及测控装置;智能操作箱单元负责采集开关及刀闸位置信息传送给间隔层的保护及测控装置,并接收间隔层跳闸信号控制开关跳闸。分布式母线保护装置整体设计方案如图1所示。
图1框内为分布式母线保护装置的配置方案。从机处理单元(BU)与主机处理单元(CU)之间通过光纤连接。负责电流采集的合并单元及点对点传输的GOOSE开关量通过光纤与BU连接,负责电压采集的合并单元及网络传输的GOOSE开关量通过光纤与CU连接。分布式式母线保护的CU与BU的硬件配置如图2所示。
CU共有四大功能插件:保护管理插件、逻辑运算插件、从机通信插件及过程层通信插件。其中保护管理插件由高性能的嵌入式处理器、存储器、以太网控制器及其他外设组成。实现对整个装置的管理、人机界面、通信和录波等功能。逻辑运算插件由高性能的数字信号处理器及其他外设组成,他通过高速数据总线与从机通信插件机及CU过程层通信插件通信,接收SMV数据及GOOSE开关量数据,两块逻辑运算插件接收的SMV数据完全独立,以保证某一路采样数据无效的情况下可靠闭锁保护。从机通信插件由高性能的数字信号处理器、4组光纤收发口及其他外设组成,负责CU与BU之间通信,每块从机通信插件可连接4个BU。它接收BU打包上送的电流SMV数据及点对点GOOSE开关量数据,解压缩后传输给CU,并接收CU的跳闸命令,打包后发送给BU。过程层通信插件由高性能的数字信号处理器、8个百兆光纤以太网接口组成。插件支持GOOSE功能和IEC 61850-9-2规约,负责接收电压SMV数据及网络传输的GOOSE开关量数据并传输给逻辑运算插件。
BU共有两大功能插件:管理及通信插件和过程层通信插件。管理及通信插件由高性能的数字信号处理器、一组光纤收发接口及其他外设组成,它通过光纤与CU的从机通信插件连接,完成与CU的通信,并通过高速数据总线与BU过程层通信插件通信,接收电流SMV数据及点对点GOOSE开关量数据,并打包后传输给CU,接收CU下发的GOOSE跳闸命令并传输给过程层通信插件。过程层通信插件负责接收点对点采样数据,并向智能操作箱发送跳闸命令。每块过程层通信插件由8个百兆光纤以太网接口组成,连接4个间隔,因此每个BU共可以接收12个间隔的点对点采样数据。
2 大容量数据的可靠及实时传输
应用于智能变电站的分布式母线保护的每个BU负责采集间隔的SMV及GOOSE信号并上送给CU进行保护逻辑运算并接收CU下发的保护跳闸命令实现开关跳闸,因此保证CU与BU间可靠、实时通信是分布式母差保护的关键之一[5]。
针对SMV信号,目前MU传送给BU的采样频率广泛采用4 kb/s的标准,每间隔数字量通常包含保护用电流、电压、测量用电流、电流等12路数据,以12个间隔,4 kb/s,16位数据为例,BU每秒需要传送给CU的数据量为24×12×16×80×50 bit,约18 Mb/s;此外BU还需要将每个间隔的SMV信号的品质状态上送给CU。针对GOOSE信号,BU负责采集每个间隔的开关位置(常开、常闭节点)及每个间隔每条母线的刀闸位置(常开、常闭节点),并将每个开入的GOOSE品质位上送给CU,以12个间隔,每个间隔传送16个GOOSE开关量及GOOSE开关量状态,BU每秒传送给CU的数据量为12×16×16×2×50 bit,约307 kb/s。如果BU不预先对SMV及GOOSE信号处理,将会给BU和CU间的光纤传输造成很大的负担。
为解决上述问题,BU对SMV及GOOSE信号进行了处理:
(1)BU对每个间隔的SMV信号首先进行插值算法处理,即4 000点/s的采样信号通过插值算法后变成1 200点/s,且只上送保护用电流及测量用电流,舍弃其他不需要的数字量;
(2)BU将每个间隔的SMV品质状态按位处理,这样一个字(16 bit)即可以传送2个间隔的采样品质;
(3)BU对每个间隔的GOOSE开关量及GOOSE开关量状态按位处理,这样两个字(16×2bit)即可传送一个间隔的GOOSE开关量及GOOSE开关量状态。
(4)BU与CU之间的数据传输采样,且自定义规约。
通过以上处理,BU和CU间的传输速率大大下降,目前,BU与CU间的光纤传输速率为10 Mb/s,需要交换的数据量仅为134 kb/s,可以充分保证BU与CU间数据的实时传输。
3 分布式母线保护的采样同步问题
差动保护计算所需要的各个间隔的电流采样数据必须是同一时刻的值,而分布式母差保护的各子站间没有电气上的连接,从而带来了各个子站的同步采样问题。采样同步的好坏,直接影响到差动保护的性能。
采用GPS同步时钟为每个间隔单元对时的方案在技术上是可行,但增加了硬件的复杂性,更重要的是当同步时钟受到电磁干扰或同步时钟失去时,差动保护的安全性问题更令人担忧。间隔单元采样同步时钟要求是相对时钟准确,对绝对时间没有要求,如何在不增加硬件和通信网络负担的前提下,解决间隔单元的采样同步性问题,也是分布式母差要解决的一个关键性技术问题。
目前,国外分布式母差的情况是ABB公司的REB500最早投入商业运行的分布式微机母差保护,其工作原理是子站进行有关数据的收集、预处理之后,以一定的时间间隔将数据发送到主站,受到数据传输能力的限制,子站只传基波的实部和虚部,而且是每隔8 ms向主站传送一次,由主站进行综合计算处理,发出跳闸指令,因此动作速度偏低。西门子公司的7SS52分布式母线保护也由子站和主站构成,子站对电流量进行每周期48点采样,并进行模拟和数字滤波,将采样电流值转换为电流相量,然后将这些相量带上相应的时标,在算法设定的间隔传到主站,由主站负责算法处理、故障检测,并发出跳闸命令。
可见,国外一些厂家的分布式母线保护受数据传输能力和数据同步处理的限制,子站送到主站的都是相量数据,采用相量差动算法使得保护的动作速度和抗饱和性能都受到一定的限制。为此设计了不依赖于GPS的同步方案,CU通过光纤向BU发布时间基准,BU记录下CU发送过来的时间基准,并将此时间基准与本板中断时刻做比较,将二者的差值与同步基准做比较后自动调整BU采样中断,以保证各个BU发送给CU的SMV数据为同一时刻采样值,同步精度可保证为5μs,完全满足母线保护跨间隔数据同步采样的要求[6,7]。
4 分布式母线保护功能配置
与集中式母线保护相同,本分布式母线保护装置配置了母线差动保护、母联失灵保护、母联死区保护及断路器失灵保护功能。一套分布式母差最多可接入4个BU,每个BU可接收12个间隔的SMV及GOOSE信号,最大可支持48个间隔。全新的面向间隔对象母线保护设计方法,在不同的主接线方式只需根据实际情况对间隔单元进行配置即可,不需修改保护主程序,母线保护的差动构成灵活可靠,而且不再只能适应已知的主接线模式。该分布式母差为每个支路提供GOOSE接收和发送软压板,用来控制每个支路的GOOSE开入开出。此外还为每个支路设置了支路使能软压板,用以控制支路的GOOSE及SMV使能,当支路投入软压板退出时,相应间隔的电流将退出差流计算,并屏蔽相关链路报警。
若支路投入软压板退出时相应间隔有电流,装置发“支路退出异常”报警信号,相应支路电流不退出差流计算。
为了防止单一通道数据异常导致保护装置被闭锁,装置将按照光纤数据通道的异常状态有选择性地闭锁相关的保护元件,具体原则为:
(1)采样数据无效时采样值不清零,显示无效的采样值;
(2)某段母线电压通道数据异常不闭锁保护,但开放该段母线电压闭锁;
(3)支路电流通道数据异常,闭锁差动保护及其相应支路的失灵保护,其他支路的失灵保护不受影响;
(4)母联支路电流通道数据异常,闭锁母联保护,母联所连接的两条母线自动置互联。
5 结束语
随着智能变电站的广泛推广使用,集中式母线保护在某些情况下已不能满足智能变电站大容量数据传输的要求。应用于智能变电站的分布式母线保护主站和子站之间通过光纤交换数据,采用FPGA实现硬件通信编码和CRC校验,可靠性高,不占用保护CPU的资源。目前,本文设计的分布式母线保护装置已在多个智能变电站成功运行。
参考文献
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分布式变电运行 篇8
随着电厂综合自动化水平的不断提高,可编程逻辑控制器( PLC) 、集散控制系统(DCS) 等在电厂的生产过程自动化中得到了广泛应用,现场运行着多个分布式变电站控制系统。各系统运行着不同的电机、变压器、压缩机等机电设备,缺乏公共一致的通信基础设施,导致各种子控制系统和上层管理系统之间的数据访问、管理、集成十分困难,所以需要数据访问中间件为控制系统集成和企业信息化提供解决方案。而过程控制对象链接与嵌入(OPC)恰恰提供了工业控制的接口标准,有效解决了控制系统的“信息孤岛”,便于实现管控一体化。
OPC(OLE for process control)是OPC基金会组织倡导的工业控制和生产自动化领域中使用的硬件和软件接口标准,它基于Microsoft 的OLE、COM (component object model)和DCOM 技术。组态王是北京亚控公司生产的一款全中文的工控组态软件,具有组态灵活,可生成友好的交互式图形界面,提供各种现场设备的驱动,广泛应用于工业控制系统的数据采集及监控[1]。本文在VC环境下开发了访问设备OPC服务器的OPC客户端软件,利用组态王和OPC技术实现了变电站现场电气设备运行信息的采集,并应用于组态监控系统中,改变了用电管理、调度、运行的传统工作方式,为实时数据的深层次应用提供了便利。
1 系统总体设计
本系统由数据采集模块、监控图模块、网络安全模块、组态王和OPC数据交互模块等组成,其中数据采集模块是核心。通过对罐区1#、酸碱、江边1#和6#变电所综合保护系统数据集成接口进行改造,数据采集模块将远程综合保护动作时的数据和4个分散的高压变电所的4套直流屏的实时信息集成到本地系统,供监控系统使用。我们利用组态王的组态工具和控件绘制出变电所的一次系统图、报警、报表等监控图,通过与OPC的数据交互和编写脚本来获取实时数据,构建内网监控平台。为了保证电气PLC控制系统的绝对安全,利用现有的硬防火墙,将电气监控网与管理网隔离开来,并对网络地址和WAN口LAN口的链接方式重新配置,以提高数据传输的安全性。实时信息系统简图如图1所示。
变电站远程监控系统实时信息获取流程如图2所示。
2 OPC客户端软件的设计
本文的OPC Client程序LeadOPC.Center是利用Wintech公司的WtOPCSvr.DLL在VC环境下开发的,充当组态王的数据服务器。WtOPCSvr.DLL作为一个快速开发OPC服务器的工具包,封装了所有关于COM和OPC的技术细节,使开发OPC服务器的工作集中在特定的数据采集任务上来。该工具包就是一个动态链接库,支持OPCl.0和OPC2.0定义的所有接口,使用它可以迅速地开发OPC数据存取服务器。它提供了一些把定制数据集成到OPC服务器的易于使用的API函数,开发该客户端时利用了其中的数据访问规范,支持的接口和API函数。下面详细介绍LeadOPC.Center开发步骤,并给出关键源代码:
1)创建新的工程,编辑StdAfx.h文件,加载opcda.h,opccomn.h,opcerrors.h,opcprops.h,opcquality.h以及opcda_i.c,opccomn_i.c文件,将它们存入工程文件夹中。
2)初始化COM库。由于是远程监控,需要远程访问OPC服务器,所以在使用接口类之前必须首先使用CoInitializeEx()函数对COM库进行初始化。
3)通过OPC服务器的ProgID查询注册表中相关CLSID,用CLSIDFromProgID( )函数实现ProgID到CLSID的转换。
4)连接远程OPC服务器,查询对象的IID_IOPCServer接口。
5)创建OPC组,查询IOPCItemMgt接口。IOPCServer接口的AddGroup()方法可以创建一个有指定名称和属性的OPC组。
6)添加OPC数据项。使用IOPCItemMgt接口的AddItem()方法可以添加具有特殊属性的指定数量的数据项。
7)OPC的数据项读写。本客户端程序同时编写了同步和异步读写代码,既支持数据存取规范1.0,也支持版本2.0,所以必须实现IOPCSyncIO接口、IOPCAsyncIO(old)接口和IOPCAsyncIO2接口,这里仅给出IOPCAsyncIO2接口的异步读写代码实现:
8)OPC连接断开,释放接口指针。当程序退出或停止服务器时,依次删除Item、Group,释放资源。
程序代码编写完成后,执行程序,得到OPC客户端软件如图3所示。
3 变电站实时信息的采集
该公司分布式变电所采用ABB的电气设备,现场电气监控系统SE-900C为力导公司的产品,作为数据采集前端,已将各种油泵、压缩机、变压器等电参数数据通过PLC采集上来,但各个数据采集机分布在各个厂区,采用不同的系统。为了构建厂网统一监控平台,在办公室电脑上监控现场的运行状况,就要将远程不同变电所的电气设备运行参数集成到统一的数据平台,我们通过开发的OPC客户端结合MatrikonOPC Tunneller获取现场运行数据。
OPC仅仅支持OPC服务器与OPC客户之间的数据通信,如果数据需要在OPC服务器或OPC客户之间传输,标准的OPC是无能为力的[2]。为此,Matrikon公司开发了OPC数据通讯软件MatrikonOPC Tunneller,功能相当于通讯网关,起到数据采集和转发等功能,扮演了OPC服务器和OPC客户端的角色,可以从OPC服务器取得数据,自己再作为OPC服务器提供给别的OPC客户端,配置简单,数据通信可靠高效,该软件作为一个OPC客户端解决了OPC服务器或OPC客户之间不能进行数据交换的问题[3,4]。
MatrikonOPC Tunneller包括运行于本地的Tunneller客户端网关和远程的Tunneller服务器端网关两部分,服务器端网关作为一个服务安装并运行在远程计算机即现场后台数据采集机上,它负责和远程OPC服务器通讯;客户端网关安装在OPC客户端所在的计算机即办公室监控机上,和OPC客户端通信把从远程采集的数据转发给OPC客户端。远程通信前,先要启动Tunnellel Client Config,添加远程Tunnellel连接,设置远程服务器的主机名或IP地址、端口号、连接超时、重连次数,然后建立连接,下载远程OPC服务器程序标识清单,为本机OPC客户端要连接到的服务器建立本地镜像[5],过程如图4所示。
该公司有灌区、火炬、江边1#和6#等4个变电所,而且都在分离的地方,各个变电所的断路器、接地开关、小车位置等遥信和母联、电机、变压器等遥测数据量较多,所以采取批量存取,建立了OPC数据库文件(*.csv)。我们在现场统计了4个变电所的遥信和遥信数据的点号表即guanqu.csv,huoju.csv,jiang1#.csv,jiang6#.csv。以灌区变电所为例(共108个点号),如图5所示。
打开LeadOPC.Center,新建OPC服务器,弹出服务器标识列表,选中Tunneller客户端中列出的远程OPC服务器,新建数据组,然后将OPC数据库文件*.csv导入组中,相当于添加数据项标签,就可看到遥信和遥测数据被存取出来,通过Tunneller转发通信正常稳定。以灌区变电所为例,图6显示了LeadOPC.Center对服务器KingView.View.1的通信界面,可以看到实时的遥信和遥测数据点号、类型、时间戳、数据质量、值等。
4 厂网监控系统设计与实现
我们使用的是亚控公司的组态王6.51设计变电站监控组态画面,设计时首先新建组态王工程,组态时可以使用工具箱里面的工具快速创建组态画面,由于远程数据已经通过OPC客户端存取到本机,故不需定义IO设备[6]。然后要构造数据库,数据库是“组态王”软件的核心部分,为便于设计,在数据字典里我们将各个变电所的遥信和遥测数据变量名定义为LeadOPC.Center中的相应点号如yc01_128,yx01_182等,这样就可以保证连接组态王服务器时数据的寄存器设备名和变量名一致,如yc01_128和yc01_128.Value对应,还可以防止大数据量时因数据的漏定义而导致监控的不准确。数据库定义完成后,建立动画连接,对遥测数据文本框定义其模拟值输出连接表达式,和我们事先定义的数据变量关联,对遥信数据的监控设计时,由于它是开关量,有状态切换,所以我们需定义画面上开关的状态连接表达式。详细的组态设计这里不再详述,具体可参考组态王的帮助文档。
为了实现数据显示和监控,组态王软件必须从OPC客户端获取数据,实现数据交互,这样OPC客户端充当组态王的服务器,组态王充当了新的OPC客户端[7]。在组态王工程浏览器中,点击“OPC服务器”,然后在右边双击图标,在出现的窗口中选择OPC服务器为LeadOPC.Center.1,其他默认,然后确定。打开数据字典,将每一个实时数据变量与LeadOPC.Center.1中相应的寄存器关联起来。由于上面提到数据变量的巧妙命名,寄存器名应该是和变量名一致的,以数据字典中一个变量为例,可以看到它的属性如下:
然后打开LeadOPC.Center.1,通过Tunneller通信远程的OPC服务器,运行组态王工程,就可以实现变电站的远程监控,在办公室查看变电站的实时运行状况,可以实时监控进线、母联、断路器、接地开关、三相电流、功率等。以灌区变电所监控为例,图7显示了实时刷新的变电所监控运行画面。
5 结束语
为了提高该公司的管理水平和运作效率,方便工作人员和管理层及时高效地了解现场的运行状况,我们利用OPC 技术和组态王结合MatrikonOPC Tunneller构建了厂部内网监控平台。我们采用VC[8]开发了OPC 客户端程序,利用Tunneller稳定高效的网关通信和数据采集转发能力,基于OPC数据存取规范将分布在不同区域的4个变电站的遥信和遥测实时信息统一存储到本机的OPC 客户端LeadOPC.Center,利用组态王和OPC的数据交互,成功地实现了变电站运行系统的远程监控,这套系统已经在该石化公司投入了运行。变电站远程监控系统有助于供电质量实时分析,保障了用电设备的安全,提高了工厂的自动化水平,为实时数据的统计管理、故障诊断、性能分析等深层次应用和变电站综合自动化奠定了基础。
参考文献
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分布式变电运行 篇9
智能电网已成为新一代智能变电站的发展方向, 我国正处于国家电网2020计划的全面建设阶段[1,2], 到2015年底, 基本建成坚强智能电网, 具备接纳和优化配置大型火电、水电、风电、核电和其他可再生能源电力的能力, 完成重要区域枢纽变电站的智能化建设和改造任务[3,4,5]。分布式能源具有便捷和本地部署方便等特点, 易将其直接融入到智能变电站运行中。智能变电站在站内设备、层间通信与运维管理等方面取得较大进展, 但厂站对主站的支撑能力仍有待提升, 尤其是在电网新业务融合等方面还需要进一步改进。
为提高变电站支撑主站新业务应用能力, 本文以分布式能源接入为研究对象, 建立面向广域分布式架构的智能变电站应用体系, 依托微网核心算法将分布式能源接入业务下放至变电站, 通过业务融合与平台解耦, 提高站级业务平台的开放性和扩展性, 满足不同专业对数据深度分析和利用的需求, 促进智能电网新业务高效、可靠地融入变电站, 提升新一代智能变电站“即插即用”技术水平[6]。
1 分布式能源概述
分布式能源 (Distributed Energy Resource, DER) 以气体燃料为主, 可再生能源为辅, 可就地实现热、电、冷三联供电。利用小型化设备向用户提供梯级能源的新能源利用方式, 实现能源的最大化利用[7]。与传统集中式能源相比, DER多靠近负荷中心, 可简化能源输送环节, 降低线路损耗, 减少输配电建设成本。DER还可实现发电、供热、供冷等多种服务功能, 能够有效地实现能源综合梯级利用[8]。
目前, 国内外有多种DER应用方式, 包括独立运行、组成微网与公网连接、直接接入用户内部网络或直接接入电网等4种方式[9], 本文以DER通过微网接入电网方式来研究新一代智能变电站构建基于分布式架构的DER配置策略。
我国规定200k W及以下分布式电源接入380V电压等级电网;200k W以上分布式电源接入10k V (6k V) 及以上电压等级电网[10]。因此, 分布式能源接入主要集中在配网领域。对变电站和调度主站而言, 分布式能源通过10k V (6k V) -35k V电压等级的分布式能源站来接入电网。
2 新一代智能变电站的分布式架构及功能流程
2.1 数据要求
分布式能源的接入, 改变了传统变电站的数据流向及监测模式。在新一代智能变电站的分布式能源接入中增加动态数据处理模块, 通过数据同步、数据辨识、数据分析和数据实时贮存等环节, 实现对站内数据动态监测与分析评估以及对分布式能源接入的实时跟踪[11]。变电站数据处理流程如图1所示。
站内测量装置采用高速采样技术, 将电网运行数据的模拟量转换为数字量, 存储到嵌入式控制单元并传送至数据处理中心。数据处理中心对数据进行分析、挖掘, 计算出电网运行参数:电流、电压、频率、相位、功率因数等。信息采集装置同时采集变电站环境参量, 如温度、湿度等, 汇集到站内监控系统或调度主站, 通过网页实时显示电网及环境运行工况和电参量动态波形。
分布式能源兼具间歇性和波动性特点, 在对智能变电站的数据规划上, 应该约定数据属性, 如调控 (调度) 数据、在线监测数据、同步相量数据、电能量数据、辅助监控数据和生产管理数据等的存储方式、实时性以及数据精度, 以满足新一代智能变电站后台监控系统对数据的实时性和准确性要求, 数据属性约定如表1所示。
2.2 微网核心算法
微电网是以分布式发电技术为基础, 以分散型资源或小型电站为主, 结合终端用户电能质量管理, 采用能源梯级利用技术而形成的小型化、分散式电源和负荷一体化功能网络[12,13,14,15]。微网运行时, 可通过公共耦合点接入电网;当电网发生故障或检修时, 公共耦合点与公共电网切断, 自动切换到孤岛运行模式, 借助微网的灵活特点实现DER的无缝接入。
微网基本结构如图2所示, 电力系统被假定为几条馈线和负载的径向集合系统。径向系统通过分离装置 (通常是静态开关, 称为公共耦合点) 连接到分配系统, 每条馈线都包括断路器和潮流控制器, 用于监视和控制负载。
分布式能源间歇性、波动性和难准确预测等问题可以通过并网与保护技术、储能与通信技术等微网核心算法来解决。
(1) 并网与保护技术
可再生能源受地域和气候影响较大, 属于随动能源, 若直接并入电网势必影响电力系统的电能品质, 导致电网波动、谐波污染等问题。若将DER与微网组合再与公网连接, 可以大大削弱其对公网的冲击。在DER借助微网并入电网前, 要求公共耦合点电压、频率和相角与公网近似相同, 实现柔性并网、减小瞬态冲击。微网可向电网提供保护电网系统的参数配置, 提供公共耦合点连接状态、无功、相角和频率等实时数据, 时刻监控DER并网状态, 动态评估DER通过微网并入电网的运行趋势。微网自身的稳定性和可靠性都要优于分布式能源, 提高微网渗透率可以减少电力系统的平均停电次数和停电时间, 保证系统可靠运行。
为确保微网稳定运行, 完善新一代智能变电站的监测机制, 提高数据采集和处理精度, 实现电网故障智能预警、微网保护及故障迅速定位、隔离和恢复等。将静态开关置于公共耦合点, 在公网发生故障或电网检修时, 静态开关会自动将微网切换到孤岛模式, 根据状态监测信息判断自动恢复与公网的连接指令。
(2) 储能与通信技术
通过增加储能装置可以解决可再生能源的间歇性、随动性问题。储能装置备用容量的选择和使用方式是解决该技术问题的关键。当微网运行在孤岛模式时, 需要考虑储能装置能否在合理时间内维持发电量和用电量的平衡。因此需对可再生能源发电进行精确预测、对运行工况可靠建模, 科学评估储能装置的容量以及正确模拟储能装置的运行方式和运行时间, 才能合理调控可再生能源发电品质。
AC/DC混合微网结构如图3所示, 微网中储能装置可以实现DER的分类储能, 减少储能系统中复杂的变流环节, 可同时为交、直流负载供电, 并网结构简单, 控制灵活、可靠, 降低成本、实用性强。
借助微网储能技术可提高DER发电及并网性能, 平滑负荷, 减少电能损耗, 提高电能利用率, 如削峰填谷、降低电磁干扰;利用微网的电力电子装置进行无功补偿, 保证电能质量和供电可靠性, 优化电网配置, 提高经济性。
采用先进的传感技术、通信技术采集系统的并网和储能信息, 在微网设备间建立高速、实时的通信链路, 实现微网运行信息的交互, 提高系统信息处理能力。
2.3 主站-厂站分布式架构设计
综上所述, 将分布式能源直接接入电网会对电网产生冲击, 如果通过微网技术将DER接入电网, 并在并网前完成电能质量评估和谐波抑制等工作, 可对变电站内电能质量和电能量的影响降至最低。
利用站内过程层的智能终端和合并单元完成DER电能量原始数据的采集工作, 将原始数据储存在静态数据库中, 静态数据库中还包括电网监视、设备运行、环境监测等公共信息, 经过变电站分布式状态估计及谐波处理等技术对原始数据进行“提纯”, 结果传至实时数据库, 在数据处理中心进行数据辨识, 获得“高精度、低冗余度”数据, 供调度主站进行统一分类和调度。变电站---调度主站应用功能分布式架构如图4所示。
基于DER接入的广域分布式应用架构, 利用微电网的反孤岛和低频保护技术, 对可再生能源发电过程和电能品质 (质量和容量) 进行建模, 确定储能装置容量以及储能装置运行方式和运行时间, 减轻DER并网对电网的冲击, 降低并网电能的波动。采用ATT7022E三相电能计量芯片, 利用FFT算法、同步采样、ADC采样等技术对分布式发电过程进行跟踪和监测, 引入谐波动态补偿技术, 提高发电和并网质量。
广域分布式应用架构可将DER接入业务下放至变电站, 通过业务应用与平台的解耦, 提高站级业务平台的开放性和扩展性, 促进智能电站新业务的融合。
3 新一代智能变电站应用功能集中式配置策略
3.1 站内设备更新与集成
DER的接入对智能变电站中智能电子设备 (Intelligent Electronic Device, IED) 的精度和抗干扰性提出了严格要求, 为满足新一代智能变电站“即插即用”功能, 在智能变电站内引入智能变压器、智能隔离断路器、集成式电容器等智能一次设备, 结合外置一个或多个智能综合组件实现站内电能的控制、保护、计量、监测等相关功能。集成二次设备可以避免站内过程层和间隔层设备的功能重叠, 造成资源浪费现象。
(1) 智能变压器
将传统变压器与传感器、智能电子装置等设备进行融合, 组成符合智能变电站一体化设计、一体化制造、一体化试验要求的智能变压器。
智能变压器对智能组件进行信息融合, 配置高精度传感器, 实现对变压器本体监测、控制和保护功能, 保证采集端数据源的一致性和可靠性, 减少重复采样次数。内置状态估计和运维的信息维度, 对数据进行全方位分析评估, 缓解数据处理中心的压力。
(2) 多合一装置
传统的35KV及以下电压等级的变电站, 其间隔层内部的测量、控制、保护和计量等装置以及智能终端和合并单元等过程层设备大多数采用独立安装方式, 这种布局导致站内各功能IED装置接线和维护复杂, 不利于多业务数据的融合和统一。为提高装置集成度, 将间隔层和过程层装置功能进行集成, 采用多业务数据的同步采样, 以保证数据的精度和准确度, 降低全站设计的复杂度。功能多元化和设备状态监测常态化, 为分布式能源接入的新一代智能变电站广域分布式架构应用模型提供可靠的数据支撑。
(3) 集中式保护装置
集中式保护是将传统孤立的多间隔保护、测控、计量设备映射到同一装置的逻辑设备中, 每个逻辑设备功能上保持相对独立, 通过统一通信接口与其它设备进行信息交互, 完成保护功能。将多个间隔纵联通道同时接入优化过的通信接口, 保证多个厂站之间的电气信息数据完全同步, 增加了站内继电保护的可靠性。
在站内后台保护系统中设置保护动作表决机制, 如图5所示, 在某一路出现故障或检修时, 系统可凭借另一路的保护动作信号来控制断路器的开关状态, 提高集中式保护防误动性和灵活性。实现单间隔故障或检修时设备可被安全隔离, 其它间隔设备正常工作, 解决集中式保护检修难的问题。
3.2 广域分布式架构及数据流向
基于分布式能源接入的变电站应用功能分布式架构, 在完成站内设备更新与集成的前提下, 对新一代智能变电站内部的设备部署以及数据流向做出合理规划, 如图6所示。新一代智能变电站的过程层加入智能变压器和智能无功设备, 依靠ECT/EVT实现对电能的同步采集;间隔层采用35KV多合一装置完成测控、保护和计量等功能, 大大减少设备的占地空间和增加了数据的共享功能。
新一代智能变电站内数据流向分为两路。其中, 经过程层采集到的电气量数据通过MMS报文传至间隔层, 经过间隔层内部数据辨识处理后经GOOSE统一传送至Ⅰ区数据通信网关;将来自间隔层交、直流电源、安防、消防、环境监测、绿色照明和视频等辅助设备的数据信息统一传送至Ⅱ区数据通信网关, 数据分类明确, 确保站内系统正常稳定运行。
智能终端和合并单元对过程层一次设备的开关量和状态量进行采集, 根据GOOSE/SV协议, 将采集结果由过程层网络传至35KV多合一装置、继电保护装置和动态记录装置等间隔层设备, 实现保护、测控、记录等功能, 同时将分析结果传送至监控主机和I区数据通信网关。变电站间隔层同时完成环境监测、消防/安防、视频监控等辅助功能, 将数据传送至II区数据通信网关, 最终上传到调度中心, 完成整个变电站的数据和信息采集、分析、上传和调度操作。
基于分布式能源接入的新一代智能变电站广域分布式架构, 可以实现对全站的准确监视、分析和控制, 在广域范围内实现对底层数据采集、分布式存储、分布式状态估计和数据辨识等功能。依托微网核心技术提高站内电能质量, 通过业务应用与平台解耦, 提高站级业务平台的开放性和扩展性, 满足不同专业对数据深度分析和利用的需求, 促进智能电网新业务高效、快速地融入变电站。当变电站主站迁移或改建时, 调度中心可快速构建该变电站的架构模型, 完成变电站的架构配置, 方便实现新一代智能变电站“即插即用”的功能。
4 总结
智能变电站采用基于分布式架构的分布式能源接入系统和动态无功补偿装置, 在极端天气或故障下具有更好地鲁棒性, 缩短了主站与厂站间的调度时间, 并打破了传统电网单向传输的特性, 使潮流双向流动。当供电量超过负荷量时, 发电机能够将电能回馈到电网。采用一体化监控系统, 使主站的支撑能力得到大幅提升, 业务融合趋势逐步凸显, 变电站与主站间的信息交互、功能服务成为主子站技术发展方向。
我国能源和负荷分布不均衡, 电力需长距离传输、大范围配置, 电力能源结构仍以火电为主, 分布式能源应用较少。随着电力需求的不断扩大, 发展分布式能源并网, 研究基于分布式能源接入的新一代智能变电站广域分布式架构和应用技术, 对提高电网稳定性、降低电能传输损耗以及实时数据交互和共享具有重要意义。
摘要：为提高变电站支撑主站新业务应用能力, 研究微网核心算法, 建立基于分布式能源接入的面向广域分布式架构的新一代智能变电站应用体系, 提出变电站应用功能的分布式和集中式配置策略, 重新规划和补充站内数据需求及存储、实时性等技术要求, 促进智能电网新业务快速地融入变电站, 全面提升新一代智能变电站“即插即用”的技术水平。
变电站变电运行管理策略探究 篇10
一、变电运行模式
变电站人员分散, 难以统一管理, 一旦发生事故将会直接造成经济损失, 甚至危及人身和电网安全, 增加社会不稳定因素。变电运行人员直接负责电网的正常稳定运行, 随着新设备的大量引进使用, 运行人员需及时了解其内部构造、运行原理、操作方法及检修维护方法等具体知识, 因此, 加强变电运行管理是非常有必要的。无人值班变电所是一种新型的管理模式, 在提高设备自动化和可靠性的基础上, 利用先进的微机远动监控技术, 实现现场值班人员代替远方值班人员, 有效的控制并且管理设备。随着科技的不断前进, 无人值班变电所已经成为发展趋势, 为真正实现安全运行, 管理工作成为关键。对“无人值班”要做到正确理解, 它是一种运行管理的模式, 并不是真正不需要人看守管理, 相反, 无人值班变电所更加需要训练有素、专业技术过硬、综合能力强的运行人员, 利用新型设备, 协同做好变电站的管理工作, 真正实现减人增效。传统的变电所存在的安全隐患较多, 相应系统不能完全显示, 因此需要配备人员, 还有些实际操作需要技术人员亲自到场, 这就造成变电所人员虽多但效率不高, 实行有效管理才能真正做到职责分明、协调配合实现变电站发展。
二、变电站变电运行管理措施
(一) 职能分工明确
将传统的变电值班人员分成两个部分:运行监视、抄表、操作断路器的人员为一部分, 利用远动系统实施;另一部分进行设备的巡视、维护、操作隔离开关以及采取安全措施并处理安全事故, 成立专门的操作队, 到现场中实施。
(二) 建立健全管理制度
建立岗位目标责任制, 运行人员、操作人员、检修人员及维护人员等都要遵照制度明确个人职能, 达到工作目标, 做到权责清晰, 分工明确。要求电气设备、通信设备及远动设备需有专人维护, 及时填写工作记录。运行值班人员制定两班倒或三班倒制度, 禁止人员连班工作。填写交接班记录, 待办、已办、注意事项等问题交接清楚, 准时交班, 前后衔接连贯。
(三) 加强维护管理
设备维护人员只有具备专业过硬的技术才能保证运行和人身安全, 认真贯彻两票三制, 设备台账的记录要清楚、具体、全面, 包括检修记录、缺陷记录、大修记录等, 分门别类将其整理规范。增加设备巡视次数, 做好及时维护, 如有问题发生应迅速、准确的排除故障。
(四) 实施安全管理
安全是企业发展的重中之重, 运行管理的核心就是安全。认真落实执行安全生产责任制, 以预防为主, 开展关于安全生产的宣传教育活动, 对违章或安全措施不到位的班组实行严厉处罚。完善变电站的运行规程, 自查各项记录, 利用微机综合自动化系统来提高效率, 保证每个环节的安全实施, 进而实现变电站整体工作的有效进行。
(五) 人员培训
变电运行人员的综合素质是保证安全生产的关键, 因此, 专业的人员能力培训是运行管理工作的重点。与设备相比而言, 人是最活跃能动的要素, 因此, 要遏制事故发生几率要首先规范人员行为, 提高安全素质, 保障人身安全。要坚持以人为本的发展理念, 充分激发人员的工作积极性与主动性, 发挥个人主动意识, 维护企业安全。把安全作为各项工作的重点和基础, 防范事故发生。实行安全生产培训要注意针对性与时效性, 结合具体事例典型事故, 分析安全生产过程中存在的问题, 加强员工的自我保护观念, 鼓励员工针对自己的岗位实际提出有价值有意义的意见或建议。严格考核员工的“两票三制”合格率, 督促员工完全按照标准工作, 杜绝不规范、不达标的行为。对于违规行为不单纯实行扣罚, 固定时间举行讨论会, 让员工自己分析错误原因及后果影响, 提升培训质量。
三、结束语
变电所自动化技术不断发展, 人员仍是其中的决定性因素, 只有加强人员管理, 在运行管理中做到规范化、精细化与制度化, 打造专业能力强、综合素质高、执行能力好的团队, 才能实现变电站变电运行管理工作的有效推进, 从而提高生产效率, 实现变电站的长足发展。
参考文献
[1]王刚.对变电站变电运行管理的探究[J].广东科技, 2011.
[2]邬永强.浅议变电站变电运行管理措施[J].中国新科技新产品, 2010.