新一代智能变电站

新一代智能变电站（共8篇）

新一代智能变电站 篇1

国网公司在现阶段智能变电站的基础上开展了新一代智能变电站的设计施工研究。主要就新一代智能变电站与常规智能变电站在技术和经济等方面进行对比分析。

1 技术方案

原方案:常规智能站;

新方案:新一代智能站。

2 电气主接线

2.1 建设规模。

原方案:110k V本期及终期内桥接线, 2回出线;10k V本期单母线接线, 8回出线, 终期单母线分段接线, 16回出线。新方案:110k V本期为不完善内桥接线, 终期内桥接线, 2回出线;10k V本期单母线接线, 8回出线, 远期单母线分段接线, 16回出线。

2.2 接线方式。

原方案:110k V线路侧配置隔离开关、瓷柱式断路器、单相线路电压互感器。母线PT间隔配置避雷器。

新方案:110k V线路侧取消隔离开关, 加装接地器, 取消瓷柱式断路器及电流互感器, 加装罐式断路器集成电流互感器。母线采用电子式电压互感器。取消母线PT间隔避雷器, 安装于110k V线路侧。线路侧配置带电显示器装置。

3 平面布置

原方案:110k V配电装置布置在站区北侧, 生产综合建筑物布置在站区南侧, 主变布置在站区中部。10k V配电装置、接地变、二次设备均布置在生产综合建筑物内, 电容器竖向布置于变电站西侧。围墙内面积63.5×50=3175m2, 综合建筑物面积39.6×8.8=348.48 m2。

新方案:二次设备采用预制舱式二次组合设备, 布置于变电站西北部;电容器、接地变竖向布置于变电站西侧;其他部分与原方案相同。围墙内面积57.5×50=2875 m2, 综合建筑物面积19.5×8.8=171.6 m2。

4 设备选择

原方案:主要设备均按照常规智能站要求选用国网通用设备。

4.1 变压器采用新一代智能变压器, 低噪音、附带油色谱在线监测。

4.2 根据新一代智能站要求应采用隔离式断路器, 但因本地区冬季极低温度不能满足隔离式断路器运行要求, 故采用常规户外罐式SF6断路器。 (内含罗氏线圈电子式电流互感器)

4.3 110k V母线电压互感器采用电子式。

4.4 110k V线路电流互感器采用集成式电子互感器, 10k V主变进线和分段采用电子式电流互感器。

4.5 二次设备选用预制舱式二次组合设备。

4.6 线路侧配置接地器、带电显示装置。

4.7 无功补偿装置采用集成式电容器成套装置。

5 电气二次专业

原方案:主要设备均按照常规智能站要求设计。

新方案:配置就地级保护装置, 多功能测控装置, 站域保护控制装置, 一体化业务平台。采用预制舱式二次组合设备, 采用预制光缆、预制电缆。

5.1 就地级保护。

110k V线路、桥保护单套配置, 采用保护、测控、考核计量集成装置。110k V母线保护单套独立配置。差动保护支持电子式互感器接入方式。就地级保护宜采用直采直跳方式。

5.2 站域保护控制系统。

站域保护控制系统宜通过网采网跳方式采集站内信息, 集中决策, 实现全站备投、主变过载联切、低周减载等紧急控制功能;实现110k V单套保护的冗余配置功能;优化主变低压后备保护功能, 实现10k V简易母线保护功能。站域保护控制装置宜支持不同运行方式下控制保护策略的自适应功能。

5.3 一体化监控系统。

采用开放式分层分布式计算机监控系统, 构建一体化业务平台。通过标准化的平台接口支持第三方扩展应用模块的接入。站内微机五防功能由站控层设备实现, 站内配置顺序控制、智能告警、一次设备在线监测、二次设备在线监视、保护信息管理、远程浏览、时间同步管理及辅助应用控制等应用功能。

5.4 站内网络。

变电站采用MMS与GOOSE、SV报文分网传输方式, 桥接线的110k V可不组建过程层网络, 10k V不组建过程层网络, 主变10k V侧接入主变110k V侧过程层网络。

5.5 组柜与布置。

采用预制舱式二次组合设备, 舱内二次设备宜采用前接线前显示装置, 通过配电区的不同应用功能的长光缆应按间隔整合, 站内宜采用预制光缆、电缆实现设备之间的标准化连接。

6 土建

6.1 主体建筑物:原方案:框架结构, 墙体采用空心砖, 层数一层, 建筑面积:351.64m2;

新方案:砖混结构, 层数一层, 建筑面积:193.1m2;

增加二次设备预制舱箱式基础一座:2.8m×12.2m, 壁厚0.5m, 埋深2.5m。

6.2 电缆沟:原方案:钢筋混凝土电缆沟0.8m (宽) ×0.8m (深) ×85m (长) ;

新方案:电缆槽盒:1.0m (宽) ×0.2m (深) ×105m (长) 。

6.3 地基处理:原方案:换填浆砌毛石量:450m3 (挡土墙) ;

换填碎石量:1200m3 (所内外道路, 电缆沟) 。

新方案:换填浆砌毛石量:1550m3 (挡土墙及主体建筑物, 二次设备预制舱) ;换填碎石量:1812m3 (所内外道路, 电缆槽盒) 。

7 造价分析

与通用造价对比分析:新方案工程与通用造价110千伏变电站典型设计2010版A-2典型方案对比, 增加2个A-2-110-1出线子模块, 减少4个A-3-35-1出线。

通用造价A-2方案静态投资为2017万元, 按本工程规模调整后静态投资为2035万元。本工程静态投资2484万元, 较通用造价增加449万元。

造价差额主要原因: (1) 建筑工程费:通用造价379万元, 本工程造价558万元, 较通用造价增加179万元。通用造价中未考虑特殊消防系统、该项增加19万元;通用造价中未考虑挡土墙、该项增加44.7万元;地址情况不好, 换填毛石混凝土137万元。 (2) 设备购置费:通用造价为1047万元, 本工程为904万元, 较通用造价减少143万元。通用造价主变压器为三卷40MVA、本工程为二卷31.5MVA。 (3) 安装工程费:通用造价为174万元, 本工程为480万元。较通用造价增加306万元。调试从其他费用移到安装费。调试费52万元。 (4) 其他费用:通用造价437万元, 本工程造价544万元, 增加107万元。其它费用随着工程费用增加。征地124.6万元。

根据以上分析, 本工程造价控制在通用造价水平内。

8 结论

新方案以“系统高度集成、结构布局合理、装备先进适用、经济节能环保、支撑调控一体”的要求为目标, 以功能需求为导向, 远近结合, 既有创新, 又具有可操作性。构建了以集成化智能设备、一体化业务系统及站内统一信息流为特征的新一代智能变电站, 不仅保证工程建设标准和技术原则的统一, 而且在现行智能变电站相关标准的基础上, 吸取已投运示范工程的经验, 充分保证运行安全和维护的便利, 为以后智能变电站的建设起到了示范的作用。

摘要：根据某地建设的新一代智能变电站的建设规模, 阐述新一代智能变电站和常规智能站在技术、经济方案上的主要区别。

关键词：新一代智能站,典型设计,特点

新一代商业智能成就中小企业 篇2

通常人们认为商业智能主要应用于金融、电信等行业。但近一段时间，随着中小企业在信息化的应用上的升温，以及企业数据的不断积累，如何更加有效地利用和整合这些数据已经成为摆在中小企业面前急需解决的问题。

在这个数据日益膨胀的年代，只有那些能够有效的管理并利用数据获得洞察力的中小企业，才能保持不竭的竞争力。4月23日，微软公司在京启动以“云海智略，善数者远”为主题的新一代商业智能解决方案暨SQL Server 2012中小企业新品预览全国巡展。此次巡展专门针对北京、上海、成都、深圳四大核心城市的中小企业用户，旨在向广大中小企业用户展示以SQL Server 2012为核心的微软新一代商业智能解决方案；同时微软希望与广大渠道合作伙伴一起紧密合作，共建价值生态链，继续为中小企业提供切实可用的解决方案，助力中小企业突破瓶颈，走上持续发展的道路。

微软大中华区副总裁、通用企业与渠道事业部总经理刘强表示：“微软在中小企业市场耕耘多年，深情中小企业信息化建设的特点及需求。不管是此次推出的以SQL Server 2012为核心，搭载SharePoint的全新商业智能解决方案，还是广受企业用户赞誉的云计算、企业生产力平台，微软在中小企业领域有着广泛的解决方案。结合中小企业的特殊需求，微软还将同合作伙伴一起推出更具针对性的解决方案，助力中小企业实现创新发展。”

新一代智能变电站 篇3

1 工程总体规模介绍

1.1 工程终期规模

电压等级220/110/35k V, 主变3×240MVA, 220k V进出线12回, 110k V出线15回, 35k V出线18回。

1.2 工程本期规模

主变2×180MVA, 220k V进出线6回;110k V出线10回, 35k V出线12回。原则参考通用设计220-A2-3方案进行布置并进行局部优化。该变电站采用半户外布置形式, 主变及中性点设备, 架空出线避雷器布置于户外, 其他配电装置布置于户内。

2 新一代智能变电站一次设计集成优化

2.1 主接线优化

依据相关规程规定, 各电压等级的主接线形式可根据出线规模、变电站在电网中的地位及负荷性质确定, 当满足运行要求时, 宜选择简单接钱。

根据该变电站实际接线情况, 本站遵循新一代智能变电站设计原则, 取消220k V、110k V主变进线侧隔离开关, 取消220k V出线侧隔离开关, 取消110k V无T接线路的出线侧隔离开关。

隔离开关的取消, 能够从根本上提高设备运行的可靠性, 能在一定程度上缩减设备尺寸, 实现变电站紧凑化布置。

2.2 一次设备高度集成

电气设备选择在遵循通用设计应用目录的基础上, 使用高度集成的一、二次设备, 能够最大程度实现工厂内规模生产、集成调试、模块化配送, 减少现场安装、接线、调试工作, 一次设备本体与智能控制柜之间二次控制电缆采用预制电缆连接, 提高建设质量、效率。

2.2.1 智能高压开关设备

通过GIS厂家完成智能控制柜内部各智能组建的组装, 实现厂内接线, 厂内调试, 智能控制柜与本体一体化运输和吊装, 可减少现场接线和联调, 缩短工期, 提高效率。智能终端、合并单元、监测IED应按工程本期规模按间隔配置。

2.2.2 高压开关柜

35k V/10k V开关柜二次设备与开关柜一体化集成优化设计, 便于后期布置的美观和运维检修的便利性。

2.3 无功补偿优化

结合通用设计方案, 本工程每台主变补偿4组10Mvar并联电容器组, 共计12组。考虑优化变电站平面布置方案的需求, 本站对无功补偿模块进行优化, 在满足电压波动及运行要求的前提下, 通过实际负荷计算, 合理选择无功分组容量。最终本站每台主变配置3组 (即2×10+20) Mvar电容器组, 本期每台主变配置2组 (即10+20) Mvar电容器组。

通用设计方案中, 采用并联电容器组带干式空心并联电抗器, 每台10Mvar电容器占地为 (13m) 长× (8.5) 宽, 不考虑两侧通道时至少需要整个变电楼设备长度为8.5×9=76.5m, 且需要考虑剩余3组的布置问题;优化分组方案后, 加之改用占地面积更少的带铁芯电抗器的电容器组, 优化后每组10Mvar电容器组占地为 (13m) 长× (7) 宽, 每组20Mvar电容器组占地为 (13m) 长× (7.5) 宽;不考虑两侧通道时至少需要整个变电楼设备长度为7×6+7.5×3=64.5m, 且已经全部考虑9组电容器的布置问题, 不再需要额外空间。

电容器组合理分组的优化, 满足变电站无功补偿及投运要求的同时, 实现了变电站紧凑化布置。

2.4 平面布置优化

该站电气总平面布置本着减少变电站占地面积, 以最少土地资源达到变电站建设要求的原则进行合理设计。合理利用站区环境和站外道路, 优化站内道路, 缩减变电站纵向尺寸和横向尺寸, 从而减少围墙内占地面积。

2.4.1 应用模块化集成设计理念

本工程应用了变电站模块化集成设计新理念, 实现平面布局优化。严格按照工厂预制现场装配的理念设计, 一次设备本体加智能组件的方式实现一次设备智能化, 智能组件统一由一次设备厂家场内集成, 体现模块化设计的高效;电气装置的布置方式采用“单元”布置方式, 一台主变所带设备成“单元”分区就近布置, 并满足二次接线的要求。开关设备同无功补偿设备分区明确, 充分体现电气布置模块化。一二次设备高度集成, 现场只需完成合并单元及保测装置至二次设备室的相关交直流电源电缆及光缆的敷设, 全站电缆大幅减少, 电缆敷设、电缆施工接线的工作量相应减轻, 缩短电缆施工安装周期, 节约工程造价。

2.4.2 优选小型化设备

设备是影响变电站占地指标的关键因素。本工程优选小型化、紧凑型设备, 并对全站布局进行优化, 以实现变电站紧凑化布置。本站220k VGIS电缆出线间隔宽度为2.8m, 其他间隔为1.8m, 整个220GIS室布局紧凑合理, 放置于220配电装置楼二层, 优化后的9组电容器放置于220配电装置楼一层;本站110k Vgis间隔宽度为1m, 35k V采用金属铠装SF6充气柜, 出线柜宽0.6m, 受总及分段柜宽0.8m, 相对与常规1.2m (1m) 的空气绝缘柜大大节省占地面积。优化后全站综合楼为55m (长) ×10.2m (宽) 。优化后全站总建筑面积 (3633.24m2) 较通用设计 (5327.51m2) 优化了39.3%, 优化后全站围墙内占地面积 (5829m2) 较通用设计 (7740m2) 优化了24.7%。

2.4.3 整合全站功能用房

该变电站设计融入变电站紧凑化布局设计思想, 按照无人值守变电站标准将变电站房间数量和项目标准化。全站仅设置安全工具间, 资料间, 卫生间, 泵房。减少附属房间配置, 优化全站布局。

2.5 光、电缆敷设优化

本站电缆的敷设采用成品电缆槽盒, 方便土建施工, 提高施工效率。电缆沟采用成品复合沟盖板和装配式电缆沟, 减少现场浇筑施工量和时间。通过使用隐藏式电缆沟系统在安全、方便的前提下, 站内无明露沟、盖板, 全站外观简洁, 突出工业化。

2.6 绿色建筑节能环保

本站建筑电气设计过程中融入绿色建筑理念, 以绿建三星标准进行变电站辅助电气设施相关的设计。首选低能耗、低噪音的电气设备, 充分利用太阳能、风能等新能源条件, 实现变电站能够接入清洁能源的条件。实现新一代智能变电站的“更节能”、“更低碳”、“更环保”。

3 新一代智能变电站二次设计集成优化

3.1 实际工程优化方案

(1) 站域保护控制系统通过网采网跳方式采集站内信息, 集中决策, 实现备投、主变过负荷联切、低频低压减載等紧急控制功能;实现110k V间隔单套保护的冗余配置功能;优化主变低压后备保护功能, 实现35k V/10k V简易母差功能。同时支持不同运行方式下控制保护策略的自适应功能。 (2) 二次设备在线监测以公用测控装置为主IED, 实时监测二次设备自检及自诊断信息。 (3) 考核计量点设备采用保护测控计量一体化装置, 电量信息通过网络传递, 省去电度表, 更加节省空间。

3.2 衍生的集成优化前沿理念

3.2.1 屏柜机架一体化

现有二次设备屏柜组合方案都是建立在单体屏柜的构架基础之上的, 故而存在运输时整体强度、空间利用、预留远期接口等问题。笔者从以模块为单位的角度出发, 不再考虑单体屏柜组合的模式, 采用一体化机架作为模块整体结构的基础。在此基础上, 重新分配二次装置安装空间及接线方式, 实现装置的即插即用;单独设置对外光电缆接口, 通过使用预置光电缆, 真正实现现场零施工;结合前接线理念, 优化模块内的走线路径, 解决预留间隔设备后期安装的问题等。主要优势如下。

(1) 以模块为单位整体设计。摆脱单体屏柜的结构局限, 整体设计模块内的空间分布, 进一步优化安装接线空间和装置运行环境。

(2) 采用一体化机架作为模块主体结构。为模块结构的整体强度加强, 为运输安装提供便利条件。避免单体屏柜再组合在运输、安装等阶段引起的一系列问题。

(3) 优化设备散热条件。采用冷通道封闭系统进行散热, “先冷设备, 后冷环境”, 实现冷热空气分离有序流动, 提高空调冷量利用率, 降低耗能。

(4) 优化二次设备室布置。结合“前接线、前显示”设计理念, 实现“背靠背+背靠墙”的布置方式, 节省二次设备室占地面积。

3.2.2 智能终端、测量、合并单元三合一装置

(1) 技术可行性:合并单元和智能终端一体化装置采用功能独立的两块CPU, CPU选用实时性处理能力强大的Power PC和FPGA。两块CPU中, 一块用于智能终端的处理, 一块用于合并单元的处理, 功能独立的设计可以有效防止当采样环节CPU故障导致该间隔主保护退出时, 跨间隔保护对该间隔的故障切除, 保证智能终端的优先可靠性。

合并单元和智能终端一体化后, 隔刀位置信号可以在装置内与智能终端实现数据共享, 则合并单元无需为了获取位置信号进行电压切换和上传装置告警信号再占用1个GOOSE交换机光接口, 节约了交换机和装置2个光接口, 简化了网络接线。在高电压等级变电站中, 当智能操作箱和合并单元均需和多个保护装置点对点连接时, 节省的光接口数量更可观。

合并单元与智能终端合一装置, 可采用FPGA直接发送报文, 报文延时输出抖动不大于1μs, 以保证插值再采样同步的精度;采用分时报文发送技术, 使得SV报文和GOOSE报文在同一光缆传输时, SV报文发送时刻不受GOOSE报文影响, 并仍支持间隔层设备插值再采用同步;采用100M以太网接口和硬件解码技术, 具备100M线速数据处理能力, 保证通讯流量满负荷时GOOSE相应的实时性和可靠性。

智能终端只需适当采取增加开入量、采用CC插件对网口进行扩展等措施, 即可将测控装置集成到智能终端。

(2) 三合一装置优势:将智能终端、合并单元、测控三个功能单元整合为一个装置, 可避免信息重复采集, 智能终端与合并单元共享硬件平台, 减少信息交互, 在线监测的参量采集范围将更加广泛, 提高可靠性, 减少交换机端口及接线;减少智能控制柜体积;节省光缆;减少柜内设备功耗, 减少设备的发热量, 有利于柜内保持合适的温度环境;节省投资, 减少运行维护工作量, 降低变电站全寿命周期运行成本。

3.2.3 故障录波器及网络分析仪一体化方案

预期效果:网络报文记录及故障录波分析一体化装置对全站各种网络报文进行实时监视、捕捉、存储、分析和统计。装置具备变电站网络通信状态的在线监视和状态评估功能。对报文的捕捉安全、透明, 不对原有的网络通信产生任何影响。能实现对过程层SV网络报文、过程层GOOSE网络报文、站控层MMS网络报文的传输过程进行监视和捕捉。一体化装置能与变电站内继电保护运行及故障信息管理子站或直接与监控系统连接, 向子站或监控系统提供的信息包括:故障录波的启动信号、启动时间、启动原因。便于了解故障时系统的运行情况, 分析继电保护和安全自动装置在事故过程中的动作行为及事故原因, 迅速判定线路故障点位置和故障性质。装置能记录所有过程层SV、GOOSE网络报文, 站控层MMS报文具备暂态录波分析功能与网络报文分析功能, 分析结果上传至站控层主机兼操作员工作站。

3.2.4 一体化业务平台

目前, 监控系统中子系统名目繁多、建设独立、集成度低, 成为了困扰运维人员的大问题。一体化业务平台理念提出:通过标准化平台接口支持第三方扩展应用模块的接入, 实现高级应用功能的专业化和实用化。一体化业务平台包括硬件与部署、数据存储与管理 (全景数据中心) 、公共服务、基础平台应用等功能。综合数据中心全面支撑变电站的三大类核心应用, 同时具有标准、开放、可靠、安全的技术特征和良好的适应性, 可满足调控中心、运行单位、设备评估中心等上级系统对变电站数据的处理要求。

一体化业务平台将应用封装为“大对象”, 包括业务逻辑 (一组进程) 和支撑该业务逻辑的实时数据库。实时库是表的容器, 放在应用空间中, 可以分区。这种方式有四大优点, 一是增减应用时, 只需同时增减其相应的实时库, 而对平台上的其他应用没有影响, 达到了应用“即插即用”的目标;二是应用模型的修改只会对本应用有影响, 对其他应用没有影响;三是实时库分区, 可实现数据共享而对实时库某种粒度的分割。若应用模型数据相同, 或实时库分区相同, 数据库之间可以相互克隆, 达到快速建立应用的目的;四是应用实时库具有清晰的边界, 可实现应用与数据高度封装与专用。

4 结语

本文以某220k V新一代智能变电站电气一次、二次集成优化设计内容进行研究探讨, 总结归纳新一代智能变电站集成优化设计技术特点, 并提出新一代智能变电站向更集成、更优化发展的理念和方向。通过优化创新, 使变电站具备科技含量高、资源消耗低、建设周期短、运行可靠性高的特点。随着示范工程的实践和设备生产水平的提高, 今后需努力将集成优化设计更加细化, 并逐步标准化、规范化, 从而进一步提高设计方案的技术经济合理性。

摘要：本文以某220k V新一代智能变电站设计为例, 对变电集成优化设计进行了深入研究。从主接线优化、平面布置、各级配电装置平面布置、设备选择、光电缆敷设优化、二次设计集成优化等多角度进行论述, 提炼新一代智能变电站集成优化设计的核心技术, 为后续智能变电站设计拓展思路, 提升水平。

关键词：新一代智能变电站,集成,优化,设计

参考文献

[1]宋璇坤, 李敬茹, 肖志宏, 林弘宇.李震宇, 邹国辉, 黄宝莹, 李勇.新一代智能变电站整体设计方案.电力建设, 2012.11, 33 (11) :1-6.

[2]史京楠, 胡君慧, 黄宝莹, 杨小光.新一代智能变电站平面布置优化设计.电力建设, 2014, 04, 35 (4) :31-34.

[3]国家电网公司.国家电网公司输变电工程通用设计:110 (66) ~500k V变电站分册[S].北京:中国电力出版社, 2011.

[4]DL/T5218-2012 220k V~750k V变电站设计技术规程[S].北京:中国电力出版社, 2011.

[5]DL/T5103-199935k V~110k V无人值班变电站设计技术规范[S].北京:中国电力出版社, 1999.

[6]柳国良, 张新育, 胡兆明.变电站模块化建设研究综述[M].电网技术, 2008, 32 (14) :36-38.

新一代智能变电站 篇4

1 新一代智能变电站一次设备安装的特点

220k V长葛南智能变电站采用的一次设备改变了传统的设计形式, 更加集成化、模块化;方便现场安装, 大大减少了现场安装工作量;与以往智能站相比, 大大缩短了施工工期[1]。

1.1 组合式高压并联电容器的安装

本站采用日新电机 (无锡) 有限公司生产的UPA-10-8000-3AKW型组合式高压并联电容器, 采用电容器、电抗器、放电线圈三位一体结构。组合式电容器完全改变了传统电容器的结构形式, 出厂时已将电容器本体、串联电抗器及温控器等附属设备集成为一个整体, 外形如图1所示。

紧凑的设计使得并联电容器组占地空间大大减少, 吊装施工简单快速, 只需将电容器组整体吊装至安装位置, 底座用螺栓固定, 接地端子连接好, 再将高压电缆接入即完成了一次安装。新的设计方式使得施工工艺简单可靠, 避免了以往电容器安装时套管容易碎裂的情况发生, 也使得电容器施工的安全性大大提高。

1.2 110k V新型GIB配电装置的安装

110k V区域GIB设备的采用, 使得智能变电站的平面布局、一次主接线得到优化, 连线更加集约化。

220k V长葛南智能变电站110k V设备只有母线GIB为全封闭状态, 其余设备为敞开式设备, 各间隔出线由套管从相应母线引出, 然后与智能隔离断路器相连。110k V设备外观如图2所示。

110k V GIB由三段母线组成, 没有了传统GIS的隔刀, 除了隔离断路器上的接地刀外, 不再有其他刀闸。每个线路间隔固定在一条母线上, 断路器检修需停运相应母线, 并在线路侧挂地线。

这样的设计方式使得110k V线路不具备倒母线功能, 只有一种运行方式。但这样的设计, 与传统GIS设备或敞开式设备相比, GIS对接面减少, 设备数量大大减少, 从而节省了成本;安装工艺更加简化, 使得设备安装工期大大压缩, 安全可靠性也得到提高。

2 智能隔离断路器的功能应用分析

220k V长葛南变电站220k V和110k V区域均采用了智能隔离断路器, 其基本原理相同, 本文以220k V隔离断路器为例进行介绍。

与传统敞开式线路间隔相比, 新型隔离断路器的设计, 使得线路间隔的甲刀隔离开关及甲地接地开关不复存在, 断路器机构内增加了闭锁装置, 线路地刀装在了断路器本体上。

正由于隔离开关的取消, 断路器和地刀的操作上增加了电气联锁和机械联锁, 其电气联锁逻辑如下:①断路器在合位, 地刀和闭锁装置操作被限制;②地刀合位, 断路器和闭锁装置操作被限制;③断路器、地刀都在分位, 启动闭锁装置, 断路器操作被限制, 地刀可以操作;④断路器、地刀都在分位, 不启动闭锁装置, 地刀操作被限制, 断路器可以操作。

关于智能隔离断路器的机械联锁需要说明3点:①隔离断路器分闸状态闭锁机构, 即断路器在分位时, 闭锁装置合上后对断路器合闸操作的机械联锁;②隔离断路器合闸后, 对接地开关合闸操作的机械联锁;③电气联锁和机械联锁构成双重联锁, 也是出于安全性的考虑。

另外, 智能隔离断路器增加了机械特性监测及智能控制系统等智能化功能, 相应增加了小电流传感器、数字位移传感器等设备。小电流传感器安装在断路器的就地智能控制柜里, A、B、C三相各一个, 有4根导线穿过传感器, 分别用来监测合闸电流、分闸一电流、分闸二电流及储能电机电流。数字位移传感器位于断路器机构内, 用于监测断路器触头位移。

3 全光纤CT和电子式电压互感器

220k V长葛南智能变电站采用北京易能生产的EN-OCT系列全光纤CT。该CT是一种新型无源的电流传感器, 利用了法拉第磁光效应, 其基本工作过程:当穿过敏感单元的一次导体中无电流时, 敏感单元中两束光波的传播速度相同, 在二次采集单元中光电探测器相干叠加时没有相位差;当一次导体中通过电流时, 在电磁场作用下, 敏感单元中两束光波的传播速度发生变化, 即出现了相位差, 通过光电探测器测量光的干涉强度变化, 即可获得对应一次导体的电流信息。

全光纤CT安装于断路器支柱瓷瓶的法兰中, 不再需要安装独立的CT设备, 减少了设备安装数量。如图3所示, 涂有黄、绿、红颜色的法兰内部即为全光纤CT的安装位置, 内部结构如图4所示。

全光纤CT测量通道的布置为, 电流量从CT根部经固定于断路器支柱上的光缆熔接盒进入智能控制柜, 经全光纤电流互感器装置处理后, 进入该间隔合并单元。CT一次极性全部冲母线, 二次极性和变比可根据需要在全光纤电流互感器装置处修改。

电子式电压互感器分为2种:AIS和GIS。AIS为敞开式PT, 220k V区PT及110k V区抽压PT为该类;GIS为罐式PT, 110k V区母线PT为该类。电子式电压互感器的远端模块配接有一根屏蔽电缆及一根多模光缆, 电缆为远端模块提供电源, 光缆用于传送采集处理后的电压信号。电压一次值经光缆传送到到保护装置, 在保护装置上根据需要设定变比。

新一代智能站采用全光纤CT及电子式电压互感器, 这种设计使得CT及PT的电量回路不再存在, 避免了发生CT开路和PT短路的可能性, 使得变电站运行安全性得到大大提高。

4 二次安装和调试的特点——预制舱的应用

新一代智能变电站中成功应用了预制舱式二次组合设备, 在出厂前完成了二次设备接线和调试工作, 提高了变电站建设效率。

220k V长葛南智能变电站将220k V区域控保设备由厂家集中安装在预制舱内, 且舱内设备及屏柜之间的联系接线及调试已在出厂前完成。预制舱外观如图5所示。

预制舱内设备包含220k V线路保护测控屏、主变保护测控屏、220k V母线保护屏、220k V网络报文分析屏、故障录波屏、220k V间隔层交换机屏、GPS扩展时钟屏、220k V舱集中转接柜、交流配电柜和直流配电屏等。

预制舱在到达施工现场后, 只需放置在220k V区域的指定位置, 外部与该预制舱的所有联系光纤, 通过集中转接柜转接。只需将外部12芯或24芯尾缆通过预制插头接入到预制舱内的集中转接柜即可。220k V区域预制舱待通过转接柜将所有与外部接头连接完毕, 并接入交直流电源后, 即可开展220k V区域传动调试试验。

5 新一代智能变电站安装调试的难点分析

①设备更新换代快给安装调试带来了难度。智能变电站升级换代速度不断加快, 软硬件不断更新, 安装调试人员要快速适应技术更新的节奏, 要不断在施工中学习新知识、新技术, 才能掌握新的安装调试方法和手段, 并适应新一代智能设备的安装调试技巧。

②新一代智能站采用了大量新型设备, 其安全稳定性需要在今后长期运行实践检验中得以验证。以全光纤CT为例, 整个CT传输通道全部使用数字量, 运行过程中只能通过后台或控保装置观察所有电流电压量的状态, 中间环节出现问题不易被发现。

6 结语

本文结合220k V长葛南智能变电站工程实际, 对新一代智能变电站技术的应用进行了探讨, 并对施工、调试中的特点和难点进行了分析。这对技术人员更深入地了解智能变电站和智能电网, 适应未来智能电网的安装调试工作大有益处。

摘要：220kV长葛南智能变电站工程是新一代智能变电站技术在河南省电力系统的首次应用。基于此, 结合220kV长葛南变电站工程安装施工及调试实际, 对新一代智能变电站安装调试技术进行探讨。这对施工人员更深入地了解新一代智能变电站技术, 做好未来智能变电站新建工程的施工、调试工作大有益处。

关键词：新一代智能变电站,预制舱,全光纤CT,智能隔离断路器

参考文献

新一代智能变电站 篇5

智能变电站是智能电网的基础和支撑节点,是衔接智能电网发、输、变、配、用、调度六大环节的关键,也是实现能源安全、稳定、高效转换和控制的重要组成部分。国家电网公司于2009年进行了2批智能变电站的试点建设,并从2011年开始全面推广智能变电站。经过近几年来的研究和实践,目前推广建设的智能变电站初步实现了全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、高级功能应用互动化,大大提升了变电站整体的运维自动化水平[1,2]。但与此同时,在推广建设智能变电站的过程中也遇到了各方面困难,制约了智能变电站的进一步深入发展。为更好地支撑运行、检修核心业务的集约化管理要求,突破智能变电站在建设、运行方面遇到的发展瓶颈,国家电网公司于2012年着手研究与建设新一代智能变电站,目前已有一批试点工程建成并投运。

在新一代智能变电站中,对变电设备的运维管理多维化、精益化是大趋势,大量采用集成了状态检测传感器和智能变电一次设备及新式传感器,监测程度和一次设备的智能化水平大幅提升。随着监测数据采集点周期的缩短,海量的状态监测数据源源不断地产生,这就让应用大数据技术对新一代智能变电站中变电设备进行更为准确和实时的状态监测与评估成为可能。

智能变电站与大数据理念的结合,会对智能电网的发展和智能变电站的变革产生深刻影响。在文献[3-6]中,结合云计算和智能电网的特点,详细说明了基于云思维的理想化智能变电站结构、智能电网的调度及扁平化结构的智能电网,并以此为背景提出了利用网络通信和分布式服务结构实现在虚拟环境下的资源共享和协同工作,实现通过界面直接访问变电站数据,提高了变电站的实时监测水平,充分体现了“电力流、信息流、业务流”高度一体化的理念。本文对在新一代智能变电站变电设备状态监测与评估中的大数据挖掘技术应用进行了总结和展望。

1 研究现状

大数据挖掘是指从海量、完全、多源、异构的数据中挖掘人们无法预知的,但又实际上蕴含着潜在的可被利用的知识的过程。图灵奖得主吉姆格雷曾描绘了数据密集型科研未来发展的愿景,未来的数据密集型科研可仅基于数学模型的海量数据,即可对数据进行分析,也就是将海量数据输入庞大的计算机器集群中,只要数据中存在相互的相关关系,经过计算机集群的计算分析便可挖掘出过去关注因果的科学方法很难发掘出来的新的模式、新的知识甚至是新的规律。新一代智能变电站中变电设备的众多状态信息中同样包含了电力设备的状态和故障演变机理,通过大数据的分析挖掘理论可直接发现这些规律。

适用于新一代智能变电站变电设备状态信息大数据挖掘的方法目前主要是基于计算机集群结合分布式并行计算的方式,包括高性能计算所广泛使用的信息传递界面[7]、应用于大规模计算机集群的Map Reduce等。Map Reduce模型如图1所示。

整体来说,大数据挖掘技术在新一代智能变电站变电设备状态监测与评估中的应用还处于起步阶段。目前已有一些学者使用人工神经网络算法、模糊推理、专家系统、动态聚类、支持向量机、小波分析等方法进行变压器故障诊断[8,9]。文献[10]给出了基于Map Reduce的电力变压器并行故障诊断过程,应用4个Map Reduce过程执行故障诊断算法的训练阶段,并得出分类模型,应用1个Map Reduce过程完成对电力设备状态信息数据的故障诊断。文献[11,12]在智能变电站环境下,针对各种智能量测装置运行过程中产生的海量状态监测数据,提出在大数据环境下设备故障快速识别与预测的模型,对大数据进行深度挖掘,对故障的特征及与设备的关联关系进行提取,结合周边变电站信息定位发生故障或出现危险情况的具体设备和故障原因,协助运行人员及时分析和处理事故。文献[13]详细分析了变压器故障识别新方法的意义及措施。

2新一代智能变电站变电设备状态监测与评估诊断数据源

目前,变电站主要通过人工巡视、离线实验、带电检测、在线监测等方式和手段获得设备的状态信息,根据评估模型进行设备状态评估,判断设备状态是否异常,并预判设备的故障情况,在故障发生前对设备安排合理的检修时间和项目[14]。但在传统的变电站中,多数对设备状态的监测依赖于人工实验等低智能化的或离线实验、带电检测等长时间周期的手段和方式,这对进一步精准监控并掌握设备状态造成了制约。

随着新一代智能变电站变电设备物联网的建立和传感技术的提升,智能变电站中变电设备大量采用在线监测手段获取状态数据(见图2)。变压器、断路器、电容性设备(如套管)、金属氧化物避雷器等主要变电一次设备的在线监测已较为成熟,运维人员对设备的状态监测与评估诊断更侧重于在线监测数据。由于变电设备状态数据的丰富,使得大数据技术得以在智能变电站变电设备状态监测与评估中挖掘出有用的信息。

在对变电设备状态信息进行大数据挖掘时,需要收集各种可用于状态评估的设备全生命周期的资料、数据、记录等内容。传统意义上的设备状态信息来源主要包括设备台账参数、投运前试验参数、运行记录数据、巡视记录参数、带电检测参数、在线监测参数、检修试验参数、保护信息参量以及缺陷/故障参数。

根据设备状态信息的更新频率,可以将上述不同来源的状态信息划分为静态参数、动态参数和准动态参数。

1)静态参数。①设备台账参数:包括设备名称与型号、厂家信息、出厂和投产日期、设备详细参数等。②投运前试验参数:包括型式试验、出厂试验、交接试验、启动调试、抽检试验等。

2)动态参数。①运行记录数据:设备内置在线量测记录(有别于加装的在线监测装置)的各种运行参数、设备运行负荷/过负荷情况、短路电流水平及持续时间、开关动作情况及跳闸次数、保护动作情况以及环境气象条件/不良工况等。②巡视记录参数:设备外观、振动与声响、负荷情况、表计指示、位置指示、测温情况、阀门位置、开关位置等。③带电检测参数:红外/紫外成像检测、避雷器带电监测、不停电取油、气样试验等参数。④在线监测参数:包括油色谱在线监测、容性设备介损在线监测等参数。

3)准动态参数。①检修试验参数:包括例行试验、诊断性试验、专业化巡检、检修等参数。②缺陷/故障参数:包括缺陷/故障发生时间、部位、现象及程度、原因分析、消缺/故障处理情况以及家族性缺陷信息等。

大数据挖掘方法由于其轻因果、重相关性的特点,除上述新一代智能变电站变电设备的电量信息外,还可接入非电量信息,如社会经济数据、气象数据等。在考虑非电因素下进行智能变电站变电设备的状态监测与评估诊断,往往会得到之前预想不到的相关关系,这些潜在的知识将进一步帮助新一代智能变电站运维人员提升运维工作水平。新一代智能变电站变电设备状态监测与评估诊断数据源如图3所示。

3新一代智能变电站变电设备状态监测大数据预处理

随着新一代智能变电站自动化和一体化的发展,设备状态监测数据的呈现多了许多特点:数据海量化,数据规模增长迅速,呈几何倍数扩大;数据多元化,数据来源广泛,不仅包括各种实时在线监测数据,还包括设备台账信息、带电检测、试验数据、故障数据等离线信息;数据结构和种类更加丰富,包括各类结构化、半结构化数据以及非结构化的数据,且各类数据查询与处理的频度以及对性能的要求也各不相同;数据在不同平台间互通变得困难,交互性较差[15]。

目前,众多专家学者在融合变电设备状态监测数据多源异构问题方面进行了有益的探索。针对输变电设备全景信息多源、异构特性不利于数据的高效整合和深度挖掘利用的问题,文献[16]提出一种基于改进混合本体的多源异构数据聚合方法(见图4),通过构建数据源的局部本体以及全局本体,利用本体的语义特性解决数据聚合中关键性的语义异构问题;采用网络本体语言和语义网络规则语言相结合的方式建立全局本体和局部本体之间的映射,实现映射的重用和共享[16]。

目前,电网业务系统种类多、数据量大,为了有效整合数据资源,建立多源异构融合型的电网大数据库,文献[17]对数据获取、数据预处理、数据清洗、数据质量评价、数据转换等模块进行了设计,研究开发了面向多源电网业务系统的数据获取及转换装置,其面向多源异构电网大数据的获取与转换架构及实现方法在多个典型电网业务中进行了验证。为了减少继电保护信息系统数据上传和数据处理的规模,文献[18]提出了一种继电保护状态评估数据精简的思路,构建精简数据指标集对继电保护系统状态的特征进行表征,并提出利用该精简指标数据对继电保护进行在线状态评价的方法。

对于新一代智能变电站变电设备状态监测大数据的清洗工作,文献[19]将设备状态信息等效成各状态量的时间序列,通过对时间序列中的异常数据进行分类并分析不同类别异常值对时间序列模型的影响,提出了一种基于时间序列分析的双循环迭代检验法。文献[20]则提出一种基于时间序列分析和无监督学习等大数据分析技术的异常检测方法,从数据演化过程、数据关联的全新角度实现异常检测。

4智能变电站变电设备状态监测与评估大数据应用展望

4.1 智能变电站变电设备异常知识库的建立

4.1.1 智能变电站变电设备关键特征状态参量的提取

新一代智能变电站变电设备状态种类多而繁杂,如何在其中甄选出最能反映设备状态的数据是非常关键的工作。通过收集新一代智能变电站变电设备状态数据,可以建立基本的大数据挖掘设备状态数据库。通过一定的预处理方式,可以按时间序列将设备状态与多而繁杂的各基础状态参量进行向量化,之后通过一定的相关关系计算便可得到最能体现新一代智能变电站变电设备状态的关键特征状态参量。例如,可通过计算状态监测参量和设备状态间的欧氏距离来对相关程度进行度量。

对于任意2个长度为d的向量xi=(xi1,xi2,…,xid)及xj=(xj1,xj2,…,xjd),其欧几里得距离为:

欧氏距离越小,代表状态监测参量与设备状态的相关程度越高。通过设定一定的关键特征状态参量最大提取距离值作为提取标准,即可建立设备关键特征状态参量体系。

4.1.2 智能变电站变电设备缺陷数据分析

文献[21]中采用相关分析探索了缺陷类型之间、缺陷类型与投运年限之间的关系,可以增进对缺陷发生原因的理解。缺陷主题河如图5所示。

在图5中,正相关关系用蓝色表示,负相关关系用粉色表示,颜色越深代表相关性越强,通过对缺陷的相关性分析,可得到一系列有益的结果。

4.2 应用大数据技术的新一代智能变电站变电设备状态评估

国家电网公司于2010年颁布了一系列关于变电设备状态评价的企业标准[22]。截至目前,包括国家电网公司内的国内电网公司对变电设备状态评估主要采用专家打分的方法。专家打分制的优势在于结构简单、便于执行,但其对各状态量扣分权重的确定由于掺入较多的专家经验和主观因素,导致难以客观反映该状态量的实际影响的大小。

文献[23]认为,基于设备缺陷/故障记录统计情况,考虑到设备缺陷/故障的影响程度及其后果的严重性,以及状态参量能够表征设备缺陷/故障类型的程度,并根据历史监测与评估数据,考虑所用监测手段所获取状态监测量的准确及有效程度,结合大数据挖掘技术,可以较为准确地设定设备状态参量的权重。文献[24]则利用挖掘到的设备状态参量和故障的关联规则知识,计算单项状态参量的常权重系数;同时提出具备均衡函数的变权综合模式,以此为基础,综合各单项状态参量的常权重系数计算设备综合状态量的变权重系数。

在充分收集大量状态监测评估案例后,在大量状态信息分析的基础上,基于历史评估数据与事后验证数据,可利用多元回归分析和大数据分析技术手段,研究建立反映电力设备状态变化、缺陷和故障发展过程的趋势分析模型,实现对主要故障模式的诊断和危急度评估。

5 结语

新一代智能变电站 篇6

新一代智能变电站是在智能变电站设计、建设及运行经验的基础上构建以“集成智能设备和一体化业务系统”应用为特征, 实现专业设计向整体设计的转变, 一次设备智能化向智能一次设备的转变, 是先进适用技术的集成应用。

本文根据新一代智能变电站的发展方向和顶层设计理念, 结合典型示范工程建设实践, 简要阐述了新一代智能变电站二次系统新技术、新设备特点和应用。

2 二次系统新技术特点

从总体来说包括两方面, 一是层次化保护控制系统, 二是二次设备集成技术。

新一代智能变电站采用层次化保护控制系统分别在就地级、站域级、广域级配置多重保护, 时间维、空间维、功能维协调配合, 形成面向区域电网安全稳定的立体防护体系。优化继电保护与安全稳定控制, 提升了保护控制的总体性能, 增强保护对电网运行的适应能力。

二次系统高度集成包括保护、测控、计量、功角测量等二次系统一体化集成和故障录波、辅助控制等系统的融合。

二次系统新技术遵循设备集成、网络优化、功能整合、组柜布置优化的原则, 并遵循模块化建设理念, 应符合易扩展、易升级、易改造、易维护的工业化应用要求。

3 层次化保护控制

3.1 就地级保护

就地级保护含线路、主变、母联、母线等主设备保护, 安装于就地开关柜、汇控柜或预制式设备舱内, 直接和合并单元、智能终端设备通过“直采直跳”方式进行信息交互。其保护动作不需要其它间隔信息, 不受到网络信息好坏的影响, 做为设备主保护独立实现传统保护性能。

该层级保护的优点是突出主保护的可靠性和速动性, 保护对象明确、选择性好、投退灵活、检修方便。缺点是在负荷密度增加、新能源接入、网络结构复杂等情况下, 保护存在动作时限长、相互之间配合复杂等问题, 除此之外环境和抗电磁干扰方面对就地级保护也有一定影响。

3.2 站域级保护

本级保护立足于全站信息共享机制, 利用通信网实时获取站内多个对象电流电压量同步采样信息和开关量信息, 在划分冗余信息应用范围的基础上, 采取多信息融合算法来识别故障元件, 快速可靠切除故障, 保护站内各电气元件。

针对不同电压等级, 站域保护将实现集中后备保护、站域备自投、低频低压减载、过负荷联切、低压简易母线保护等功能, 减少二次设备数量, 降低了建设成本。

3.3 广域级保护

将紧密关联的若干变电站作为一个区域, 广域级保护面向该区域内各个变电站, 利用站内综合信息及跨站、跨间隔信息, 根据网络拓扑结构, 分析潮流、调整后备保护定值, 统一判断决策, 快速定位故障点, 实现基于广域信息的该区域相关保护、安稳控制等功能, 协调控制站与电源和用户、站与站间、站与调度的网络关系。

3.4 保护层级配合关系

就地级保护相对独立, 直接对一次设备下达控制指令。站域级保护通过通信网络采集本站过程层全部信息做出判断, 不通过就地保护装置独立下达控制指令。广域级保护将采集区域内各站域保护测量、控制信息, 综合判断后, 通过各站域级保护系统下达控制指令。三层保护协调配合, 构成以就地级保护为基础, 站域级保护与广域级保护为补充的多维度层级保护控制系统, 大大提高了继电保护系统有效性和系统安全稳定运行能力。

4 二次系统集成配置

变电站二次系统配置采用分层分布式结构, 面向间隔, 功能独立, 这种模式可靠性高, 可扩展性和可维护性较好, 但存在硬件配置重复, 全站二次接线复杂, 信息共享不充分, 成本高等缺点。

随着先进的网络化、信息化、自动化技术的应用, 从站控层、间隔层到过程层二次系统设备高度集成已成为新一代智能变电站设计的另一特点。

4.1 站控层设备集成

站控层设备包括监控主机、操作员工作站、工程师工作站、通信网关机等设备, 构成一体化监控系统。通过标准化的平台接口接入第三方的扩张应用模块, 实现各类运行和管理业务的集成, 构建一体化业务平台。

实现微机五防系统、顺序控制、智能告警、一次设备状态监测、二次设备在线监测、保护信息管理、远程浏览、时间同步管理及辅助应用控制等应用功能。

4.2 间隔层设备集成

间隔层设备包括保护装置、测控装置、计量装置、电能质量监测设备等设备。新一代智能变电站110k V电压等级线路采用保护、测控与计量集成装置, 35k V/10k V电压等级线路采用保护、测控、计量、录波、智能终端及合并单元等多合一装置, 220k V及以上电压等级线路保护复杂, 不易集成保护测控合一装置, 采用集成测控、计量和PMU的多功能测控装置。

故障录波与网络报文分析集成装置由网络记录单元、暂态录波单元、故障录波及网络分析主机构成。网络记录单元应该连续在线记录并存储网络上的原始信息报文, 暂态录波单元应该在有故障启动信息时记录存储暂态波形。

故障录波与网络分析集成装置解决了动态和暂态报文的记录问题, 同时可以简化网络配置方案, 节省线缆敷设数量。

4.3 过程层设备集成

110k V及以下电压等级采用合并单元 (MU) 与智能终端装置集成, 实现过程层SV/GOOSE共网共口传输。该装置一方面用以对来自二次转换器的电流或电压数据进行时间相关组合实现合并单元的功能;另一方面具有与一次设备采用电缆连接, 与保护、测控等二次设备采用光纤连接, 实现对断路器、刀闸、主变压器等一次设备的测量、控制等功能即智能终端的作用。

通过二次系统的功能整合和设备集成, 优化了二次设备的配置数量, 减少了投资成本, 简化接线, 提高了设备运行的可靠性和全寿命周期, 降低了二次系统运行维护工作量。

5 结论

新一代智能变电站 篇7

智能变电站是坚强智能电网的重要组成部分,2012年,国网公司在总结智能变电站经验的基础上,又提出了以“集成化智能设备与一体化业务系统”为主要特征的新一代智能变电站建设目标,以进一步推进智能变电站集成优化设计,提升智能变电站高级功能应用水平等[1,2,3,4]。

数字化电能表属于智能变电站间隔层计量设备,是可接收合并单元已量化的电压、电流采样值(Sampled Value,SV)报文完成电能累积的新型电能计量设备,数字化电能表在智能变电站中已经有较多的应用[5,6]。目前主要的应用方式是接收合并单元传输的IEC61850-9-2LE采样值报文,完成电能累积、功率测量等多种功能,和站控层电能量采集设备的上行通信物理上采用RS485接口,遵循DL/T 645—2007多功能电能表通信协议。存在的主要问题包括对SV异常工况处理能力不强,安全性不够,上行通信无以太网接口,无IEC 61850建模功能等,不支持IEC 61850-8-1协议,互操作性不够等。新一代智能变电站针对这一现状对数字化电能表提出了性能提升需求,明确了数字化电能表不仅可接收合并单元传输的SV报文,还需对采样数据输入通信中断等采样值异常事件进行有效处理,和站控层的电能量终端等设备直接采用IEC 61850-8-1协议通信,电能表IEC61850建模符合相应的规范等,数字化电能表和新一代智能变电站的关系如图1所示[6,7]。

1 产品设计

1.1 产品需求

结合到国网公司物资采购标准《220 k V新一代智能变电站二次系统通用技术规范(范本)》,需求主要如下:

(1)应符合GB/T-17215.303—2013,Q/GDW 11111—2013规范要求,准确度等级符合有功0.2S级、无功2级。

(2)结构应符合Q/GDW 1356《智能电能表型式规范》关于三相智能电能表结构要求部分。

(3)具备两个SV专用接口,具备两个IEC61850-8-1描述的制造报文协议(Manufacturing Message Specification,MMS)抄表接口,至少一个RS485接口,电能表应配备一个供现场校验用以太网接口,现场校验用接口与MMS抄表接口可以共用。

(4)SV专用接口支持IEC61850-9-2LE,其中周波采样点数80,256/周波自适应,应用服务数据单元(Application Service Data Unit,ASDU)数目在[1≤ASDU≤8]范围自适应,应能记录SV异常事件总次数,最近10次SV异常事件发生、结束时刻以及开始及结束时刻电量数据。需记录的SV异常事件包括:采样数据输入通信中断、采样数据网络风暴事件、采样数据输入报文源地址无效事件、采样数据输入报文格式无效事件、采样数据输入序列不连续事件、采样数据输入报文数据无效事件、采样数据输入报文丢失事件、采样数据输入报文为检修状态事件、采样数据非同步事件等。

(5)电能表应具有符合规范的IEC 61850数据模型,能生成基于IEC61850的数据智能电子设备配置描述(Configuration IED Description,CID)文件,与站控层电能量采集设备等采用IEC61850-8-1描述的MMS协议进行信息交互,应在已有数据采集功能的基础上进行计量建模,同时对SV异常等工况进行逻辑节点建模,满足异常工况信息传输需求等。

1.2 硬件设计

当前部分数字化电能表主要的欠缺在于光纤或电以太网口接口数量不足,通信能力不强,不符合通用技术规范要求等[7,8]。

考虑到电能表需要较多的以太网接口以增强网络通信能力等,最终选用了新一代智能变电站中自动化装置常用的CPU,即Freescale公司的Power QuiccⅡ系列的MPC8247[8]。

MPC8247频率最高达400 MHz,运行功耗低(1 W at 400 MHz),采用双核结构:一个Power PC 603e核和一个单独的通信处理机模块(Communication Process Module,CPM)。内核(1.5V)和I/O(3.3V)分开供电,64位数据线和32位地址线的60x BUS支持64,32,16和8位的器件;其中Power PC 603e拥有16 K程序cache和16 K的数据cache,200 MHz主频时峰值速度达280 MIPS,32位乘法速度达66 MIPS,32位除法速度达8~66 MIPS,运算能力已远超过同主频的16 bit定点DSP,并且具有硬件浮点单元(Float Point Unit,FPU),可有效提升计量准确性。

芯片集成了丰富的外设,包括动态内存接口、片选子系统、DMA接口,快速串行通信控制器(Fast Communications Controller,FCC)、串行通信控制器(Serial Communication Controller,SCC)、SPI、串行管理控制器(Serial Management Controller,SMC)接口等,其中:FCC可以支持IEEE802.3/快速以太网协议,SCC可以支持IEEE802.3/以太网协议、HDLC和UART,SMC可以支持UART。所有串行通信口由一个32bit RISC-CPM管理,通过24KB的双口RAM与Power PC603e交换数据,占用Power PC603e资源极少。

基于CPM模块的FCC,SCC,SMC等控制器,外围选用Intel公司LXT971以太网控制器、Agilent公司HFBR-5803T光纤收发器等相关以太网器件,数字化电能表可直接扩充出具有两路100 M光纤以太网,一路100 M电以太网,一路10 M/100 M自适应电以太网。

考虑到数字化电能表需要显示APPID,SVID等SV报文参数及异常事件等,为便于运行维护,直接选用240×128图形点阵液晶以提升人机界面的友好性。辅助电源采用双路冗余交直流通用电源设计,保留一路RS485抄表接口,以及两路有功、无功电能脉冲输出及多功能脉冲输出等,产品各模块组成如图2所示。

1.3 软件设计

相对于模拟量输入的电能表,数字化电能表不再直接对线路电流电压信号进行采样和AD转换,而变成接收合并单元发送的离散采样值,即IEC 61850-9-2LE报文。

数字化电能表采用梯形卷积算法累积全波电能,由于合并单元前端电子式互感器采用的为定频采样,采样间隔时间Δt固定,三相电流、电压瞬时值已经合并单元同步处理,所以可直接引用公式进行电能卷积。其中Δt为采样间隔时间,N为接收到的采样点数,E即为t时段的所有N个采样点所代表的总有功电能量。无功功率由于暂无须考虑谐波因素,所以采用基于FFT的直接公式法进行计量,具体算法上即为利用无功定义计算采用Hilbert移相器进行累积[8,9]。由于电能算法已经非常成熟,在此不再赘述。

1.3.1 SV异常处理

需要处理SV异常事件包括采样值通信中断、采样值报文地址无效等,对于软件编程来说,需要的是对较为笼统的这些事件进行具体量化的定义,因篇幅所限,仅以采样数据输入序列不连续事件为例进行介绍。

采样数据输入序列不连续即数字化电能表接收到的同一合并单元的SV报文中采样计数器值Smp Cnt不连续,即当数字化电能表在时间T时段内检测到采样报文中采样计数器值不连续,并且检测出的不连续报文帧数目累计达到设定值N个及其以上时,认为采样数据输入序列不连续事件发生[10]。

显然我们需要明确时间范围T和帧数目N的取值关系,结合到数字化电能表的精度要求,根据实际测试结果,提出帧数目N可按照公式(1)进行计算:

其中K为数字化电能表有功准确度,以0.2S级数字化电能表为例,其K值为0.002。FSmp Rate为SV报文中的电压、电流采样率,NASDU为每个SV报文帧中APDU包含的ASDU数目;如取SV为常用的每周波80点,ASDU数目为1,则FSmp Rate=4 000 Hz,NASDU=1,若T取值60秒,此时可计算出N的取值为480。

也就是说,数字化电能表在不进行插值补偿的情况下,每60秒丢帧数目大于480帧时,其有功准确度无法满足0.2S要求,此时可记录为采样值报文输入序列不连续事件;相应地,在每60秒丢帧数目小于480帧时,若前期已有可采样值报文输入序列不连续事件,此时可记录为相应的恢复事件。

1.3.2 IEC 61850数据建模

技术规范要求数字化电能表直接通过IEC61850-8-1描述的MMS服务和站控层电能量采集设备通信,由于IEC61850标准对电能计量、电参量测量、电能表事件等相关信息的建模描述较为简单,无法充分表述数字化电能表作为IED(智能电子装置)的信息,本文结合技术规范进行了建模扩充。

逻辑设备(LD)建模含电能计量逻辑设备(METR)、采样值输入逻辑设备(PISV)、GOOSE控制逻辑设备(PIGO)合计3个,逻辑节点(LN)建模含逻辑节点0(LLN0)、时区时段定值(MTST)、电能量计量逻辑节点(MMTR/MMTN)、电参量逻辑节点(MMXU)、电表事件(MTOVMTOCMSET)等,建模后的数字化电能表模型如图3所示。

2 产品测试

2.1 误差测试

采用虚负荷测试。SV设定为FSmp Rate=4 000 Hz,NASDU=1,Un=127 k V,In=1 000 A,功率因数cosφ分别为1.0,0.5 L,0.8 C,误差结果表明有功准确度为0.05级,优于技术规范要求的0.2S级。为验证SV异常处理能力,在功率因数cosφ为1.0的情况下每秒随机丢失帧为1、5、8、10点等,误差结果表明随丢帧数目,结果逐渐向负误差偏移,符合理论规律,也可相应报出采样值输入报文不连续事件。

2.2 IEC 61850建模一致性测试

先后进行了文件和版本控制、配置文件、特定通信服务映射SCSM、数据模型MICS、应用关联、服务器/逻辑设备/逻辑节点/数据模型、数据集模型、报告模型等合计25项具体测试,如表1所示为数据模型MICS测试步骤。

3 结语

限于篇幅,本文未详尽地讨论产品研制的各个环节,主要通过分析新一代智能变电站的应用需求,重点阐述了数字化电能表的CPU选型,SV异常处理实现方法等。设计的电能表已经通过相关计量机构和检验测试中心的测试,获得校准报告和检验报告,并已在新一代智能变电站中投入应用,下一步将在基于IEC61850标准的准确度在线校验等方面进行持续研究,以进一步提升产品性能。

摘要：新一代智能变电站对数字化电能表的SV采样值接口、IEC61850数据建模提出了进一步要求,文章介绍了以MPC8247为核心的数字化电能表硬件设计,并讨论了SV异常处理和数字化电能表建模方法,对数字化电能表进行了校准和互操作性测试,测试结果表明产品符合相关标准和现场实际需求。

关键词：新一代智能变电站,数字化电能表,MPC8247,IEC61850建模

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新一代智能变电站 篇8

新一代智能变电站以“结构布局合理、系统高度集成、技术装备先进、经济节能环保、支持调控一体”为技术特征，遵循“功能集约、信息集成、设备智能、设计优化”的建设原则，以高度可靠的智能设备为基础，以协调互动的测控技术为支撑，以高效便捷的运维模式为保障，实现全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、应用功能互动化，满足高可靠性，高智能化，易施工，便扩展，轻维护的建设、运行与检修的要求，全面支撑调控一体，助力电网发展方式转变。在此背景下提出了110 kV及以下电压等级系统过程层智能终端和合并单元装置集成，SV(Sampled Value,SV)直采报文和本间隔GOOSE(Generic Object Oriented Substation Event,GOOSE)报文传输共享网口。220kV及以上系统处于安全性考虑仍要求过程层智能终端和合并单元独立配置。因此，在110 kV及以下电压等级系统中，需要在原SV直采链路上增加GOOSE报文的传输，由于SV直采对过程层设备的报文发送时刻和间隔层设备的报文接收时刻都有很高的要求[1,2]，在SV直采链路中再进行GOOSE报文传输会对间隔层设备和过程层设备都带来新的技术挑战。

本文分析SV直采方案和GOOSE传输机制，并对SV和GOOSE通信模型及报文进行了进一步的研究，在不改变硬件结构的基础上提出了一种SV直采和GOOSE共口传输方案。

1 SV直采方案

智能变电站采用电子式互感器，其输出的数字量采样信号经过合并单元数据同步之后供保护装置使用。SV可采用组网模式[3]，也可采用点对点直采模式。当SV采用直采模式传输时，合并单元输出的数字量采样值直接发送至保护装置，采样同步在间隔层完成，而合并单元需要将前端的采样延时标记在数字采样值报文中。

1.1 SV直采时序分析

为了分析SV直采方案的关键技术，首先对SV采用点对点直采方式时整个采样环节的时序进行分析[4,5]。SV直采方式时序如图1所示。

由图1可知，SV采用点对点直采方式时包括三个环节，电子式互感器、合并单元和间隔层IED设备。电子式互感器、合并单元在传输采样值环节都会引入一定的延时，电子式互感器带来的延时为Td1，合并单元带来的延时为Td2。延时Td1由电子式互感器标记在其发送的采样值报文中，合并单元将自身造成的延时Td2与电子式互感器的延时进行累积，所以合并单元发送采样值报文中的额定延时数值应为Td1+Td2。

电子式互感器和合并单元之间传输规约固定采用FT3，和后端采用直采和组网方式无关[6]，本文不再对电子式互感器进行展开分析。

1.2 合并单元SV处理

SV采用直采方式时，合并单元输出采样额定延时，额定延时数值为从一次模拟量产生时刻到合并单元对外接口输出数字量的时间。因此合并单元SV处理的关键在于发送时刻和采样报文中额定延时数值的准确性。

为了保证SV发送时刻的准确性，合并单元一般采用“提前采样，定时发送”的方法。合并单元内部采样处理时序如图2所示[7,8,9]，完成重采样后不立即发送，在距重采样时刻一个采样间隔后的时刻将提前准备好的采样值报文发送出去，采样值报文中所带额定延迟数值为重采样时刻延时+一个采样间隔时间。工程应用中为了提高发送时刻的准确性，采用FPGA来控制以太网控制器的发送，可以保证SV报文发送时刻误差小于1μs。

1.3 间隔层SV处理

当间隔层IED设备同时接收多组SV时，需要根据各组采样值报文的接收时刻和报文中所带额定延迟数据进行采样同步，间隔层IED设备采样同步时序如图3所示。

由于额定延迟数值仅取决于合并单元，所以为了提高采样精度，SV接收方需要准确地获取采样值报文的接收时刻。为了提高接收时刻的准确性，工程应用中使用FPGA记录SV报文的接收时刻[10]，具体做法为通过配置以太网控制器的工作模式，可以实现每收到一帧完整的以太网报文以太网控制器会给出一个中断信号，FPGA检测到中断信号时记录下当前时刻作为SV报文的接收时标。CPU根据SV报文接收时标和报文中额定延迟数值完成采样同步。按此做法可以保证SV报文的接收时标误差小于1μs。

由上述分析可知，SV采用直采模式时采样精度主要取决于发送方发送时刻和接收方接收时标的准确性，采用FPGA精确控制报文发送时刻和记录报文接收时刻并可达到很高的精度。但由于通用以太网控制器无法区分以太网报文的类型，所以接收方只能接收一组SV报文，否则会造成接收时标混乱，对SV重采样同步造成影响，所以在SV直采链路上无法传输其他数据。

2 GOOSE传输机制

IEC61850-7-2定义的GOOSE服务模型使系统范围内快速，可靠地传输输入、输出数据值成为可能。其特殊通信服务映射使用一种特殊的重传方案以获得合适级别的可靠性。图4为GOOSE重传机制示意图。

图4中，T0为稳态重传延时，T1为突变重传延时1时限，T2为突变重传2时限，T3为突变重传3时限。工程应用中一般取T0=5 s,T1=2 ms,T2=4 ms,T3=8 ms。正常情况下GOOSE报文每5 s重传一次，产生的数据流量很小，但在故障时，可能多个开关量信号变位，会产生较大的数据流量。

3 SV和GOOSE报文分析

对SV和GOOSE的通信模型、传输机制和报文长度进行分析。图5为IEC61850规定的通信模型，图中GOOSE和SV通信模型完全相同。表1为SV和GOOSE链路层报文帧格式，表中SV和GOOSE的报文结构也完全相同。SV的采样值和GOOSE的事件按照ASN.1编码在APDU中填充[11]，因此SV和GOOSE报文长度是可以根据工程配置计算出来的。

SV仅传输模拟量采样值类型数据，其报文的格式很固定，报文长度仅和配置的采样值通道个数有关，对于1个线路间隔SV报文最大长度=基本长度50 bytes+APDU内部标识长度93 bytes(最大)+采样数据长度17×8 bytes=279 bytes。

GOOSE报文传输数据类型可以为：状态信号(1 bytes)、整形数值(4 bytes)以及浮点数值(5bytes)，同时每个数据还可以带品质(2 bytes)和时标(8 bytes)，所以GOOSE的长度根据传输数据的不同报文长度差别很大。一帧含32个状态信号的GOOSE最大报文长度=基本长度50 bytes+APDU内部标识长度255 bytes(最大)+32×3 bytes=401bytes，如果每个状态信号都带时标，则GOOSE报文的最大长度为721 bytes。

4 SV直采和GOOSE共口传输方案

SV报文和GOOSE报文使用同一以太网口传输，可将通道看为一个全双工高速串行通道，对其进行时分复用。由于SV采用直采模式时对发送和接收时刻都要求非常精确，因此必须在保证SV传输的基础上合理安排GOOSE的传输时刻。

4.1 过程层设备处理方案

过程层设备需要在同一个网口上发送SV报文和GOOSE报文，同时还要接收GOOSE报文，因SV采用直采方式对发送时刻精度有着极高的要求，因此过程层设备以发送SV报文为最高优先级，其次发送GOOSE报文，最后是接收GOOSE报文。考虑到过程层设备需要上送的状态量很多，GOOSE发送按5组考虑，接收GOOSE考虑间隔层设备为保护测控装置集成，按2组考虑。

工程应用中直采SV采样率为4 kHz，因此将每250μs作为一个时隙，分析每个时隙的传输能力。以太网报文长度范围为64～1522 bytes，通信速率为100 Mbit/s，传输一帧最长的以太网报文需要121.76μs，每个时隙可最少传输2帧以太网报文。

过程层设备根据配置文件可以获取在一个以太网口发送GOOSE报文帧数，并且可计算出每帧GOOSE报文的最大长度，装置上电初始化过程中根据配置文件计算出在两帧SV报文中间插入的GOOSE报文帧数。

SV以一个线路间隔为例，最大报文长度为279bytes，传输时间为22.32μs;发送GOOSE以32个带时标状态量为例，最大报文长度为721 bytes，传输时间为57.68μs，因此每个250μs的时隙最多可发送1帧SV报文和3帧GOOSE报文，考虑可靠性每个250μs发送1帧SV报文和2帧GOOSE报文。同时发送5帧GOOSE，最大发送延时为750μs，考虑智能终端上送信号均带有变位时标，所以GOOSE的发送延时并不对间隔层设备的遥信分辨率造成影响。GOOSE重传机制中变位发送间隔一般设置为2 ms，所以两帧SV之间插入2帧GOOSE发送不会造成报文的积累问题。

图6给出了过程层设备内部处理时序。仍采用原合并单元的任务调度机制。在FPGA设置250μs定时器，定时器计时到立即执行FPGA发送任务并触发CPU的中断任务，FPGA接收任务始终执行。

CPU中断任务流程：

1)重采样;

2)检查是否有GOOSE报文发送，如果有，将GOOSE报文下发至FPGA发送缓存区，最多下发2帧GOOSE报文;

3)将SV报文下发至FPGA发送缓存区;

4)检查FPGA报文接收缓存区，有报文读取并处理。

FPGA发送任务流程：

1)立即向以太网控制器写发送命令，发送上一帧SV报文;

2)实时监视以太网控制器发送，发送完毕立即将FPGA发送缓存区下一帧报文拷贝至以太网控制器发送缓存区;

3)检查FPGA发送缓存区是否为空，非空就向以太网控制器写发送命令，否则，最后一帧报文为下一个间隔要发送的SV，不再写发送命令。

FPGA接收任务：

FPGA实时检测以太网控制器的接收，当有GOOSE报文接收时，读入FPGA开设的接收缓存区。

实际工程中过程层设备有多个以太网口，可以将多个以太网控制同时打开，一次性将发送报文写入多个以太网控制器。

4.2 间隔层设备处理方案

间隔层设备需要在同一个网口上接收SV报文和GOOSE报文，同时还要发送GOOSE报文。因SV采用直采方式对报文接收时标精度有着极高的要求，因此间隔层设备就需要优先处理以太网报文接收，其次考虑GOOSE报文发送。

以太网控制器配置为仅接收产生中断信号，根据以太网控制器的内部机制，使用FPGA控制以太网控制器，当FPGA收到接收中断后记录当前时刻作为以太网报文接收时标，立即清以太网控制器的中断状态寄存器接收标志位，确保下一帧以太网报文接收完成后可以触发中断信号，然后将报文读入FPGA开设的接收报文缓存区，并将报文接收时标附在报文的尾部。

CPU定时查询FPGA的报文接收缓存区，有报文就全部取走，判断是SV报文就将时标保存作为重采样时标，判断是GOOSE报文就将时标丢弃，因此FPGA不需要识别接收报文类型，仅需要将所有接收的以太网报文均打上时标即可。因一帧最短的以太网报文为64 bytes，传输延时为5.12μs，足够FPGA完成记录时标并清以太网控制器中断标志寄存器操作。为减小FPGA内部缓存，设置CPU每70μs查询一次。间隔层设备GOOSE发送策略为在每次任务的最后将需要发送的GOOSE报文全部提交给FPGA,FPGA检测以太网控制器的发送，以太网控制器发送空闲就立即发送GOOSE报文。

图7为间隔层设备内部处理时序。CPU需要设置定时器任务，每次进任务就查看FPGA接收报文缓存区是否有数据，有数据就将其读空，然后执行报文解析、重采样和下发GOOSE报文。而FPGA仅需要实施接收报文、打时标、清中断状态寄存器接收标志和发送报文即可。

5 实际应用

采用上述SV直采和GOOSE共口传输方案开发了合并单元智能终端集成装置和间隔层保护测控集成装置。过程层设备采用1块CPU插件完成合并单元和智能终端功能，间隔层设备单独采用1块CPU插件用于SV和GOOSE的收发。过程层设备CPU插件和间隔层接口CPU插件采用相同的设计。CPU采用Freescale的MPC8377，以太网控制器采用DAVICOM的DM9000C,FPGA采用Xilinx的Spartan-6 XC6SLX45，其硬件结构如图8所示。以太网控制全部交由FPGA控制，FPGA通过数据总线操作各以太网控制器，CPU不直接访问以太网控制器。每块板卡装7个DM9000C,FPGA对每个DM9000C开5 kbytes接收缓存区和5 kbytes发送缓存区。

搭建如图9所示的测试系统对采用该方案开发的过程层设备SV进行校验。由于SV报文流量固定，所以采用GOOSE报文频繁变位方式模拟网络负荷，对设备在较大网络负荷下长期工作稳定性进行验证。间隔层IED通过点对点直连方式同时接入3套过程层设备。配置为：间隔层设备每个口发送2组GOOSE，过程层设备发送1组SV和4组GOOSE，链路上信息全接收。开关量频繁变位方法为：间隔层设备每隔10 ms开出分/合信号，触发2组GOOSE同时变位;过程层设备实时转发分/合信号给I/O设备，I/O设备实时反馈接收信号;过程层设备根据I/O设备反馈接点触发所有4组GOOSE同时变位。

经过72 h连续运行测试，其结果表明，过程层设备直采SV报文发送间隔的误差小于1μs，间隔层设备直采SV报文时标的误差小于2μs。

该方案已在新一代智能变电站110 kV电压等级过程层设备和间隔层设备中成功应用，其性能得到了充分的验证。

6 结论

本文提出了一种SV直采和GOOSE共口传输方案，从理论分析和实际应用可知，该方案不涉及硬件结构的改动，过程层设备在保证SV发送时刻准确性的基础上，对传输通道的时分复用，在两帧SV报文之间进行GOOSE报文的收发，并且根据具体工程配置文件可动态计算出两帧SV之间插入的GOOSE组数，最大化地利用通道的传输带宽，缩短GOOSE信号的传输延时;间隔层设备利用以太网控制器报文接收机制，通过FPGA对以太网控制器进行实时控制，解决了通用以太网控制器无法识别SV和GOOSE报文导致的重采样时标混乱问题。该方案GOOSE传输延时小、不涉及硬件改动、软件处理简单、可靠性高、易于实现，有着广泛推广的现实意义。

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