变电站测控装置（共9篇）
变电站测控装置 篇1
0 引言
近年来,在数字化变电站的主要特征和关键技术[1,2]、IEC61850工程应用模型[3]、面向通用对象变电站事件GOOSE(Generic Object Oriented Substation Event)检修方法、电子式互感器的采用等方面取得了大量的研究成果和建设经验[4]。
2009年5月,国家电网公司提出了建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础,利用先进的通信、信息和控制技术,构建以信息化、自动化、互动化为特征的自主创新、国际领先的统一坚强智能电网的战略发展目标[5]。
目前数字化变电站的信息化、自动化、互动化程度与智能变电站的发展目标仍存在一定的差距,本文对智能变电站的保护装置进行了研究。
1 智能变电站及智能组件
智能变电站是由先进、可靠、节能、环保、集成的设备组合而成,以高速网络通信平台为信息传输基础,自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能,并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级应用功能的变电站[6]。
智能变电站分为系统层和设备层,如图1所示。
系统层实现数字化变电站站控层的功能,面向全站或一个以上高压设备,通过智能组件获取并综合处理变电站中关联智能设备的相关信息,按照变电站和电网安全稳定运行要求,控制各设备层协同完成多个应用功能。
设备层主要由高压设备、智能组件和智能设备构成,实现数字化变电站过程层和间隔层的功能,完成变电及测量、控制、保护、监测、计量等相关功能。
智能组件是灵活配置的物理设备,包含测量单元、控制单元、保护单元、计量单元、监测单元中的一个或几个。
外置的智能组件的形态可以是测控装置、保护装置、状态监测的智能附件等。每个智能设备可以是如下形式之一:
a.独立运行的高压设备加上外置的智能组件;
b.高压设备加上内嵌的包含状态监测单元的智能组件,再加上外置的一个或多个智能组件;
c.高压设备加上内嵌的智能组件。
设备智能化和智能高级应用是智能变电站的重要特征。设备层将传统一次、二次设备进行融合,体现了未来变电站设备智能化的发展方向,并且目前已出现了这种趋势,如组合电器插接式开关PASS(Plug And Switch System)设备已包含了一次和二次部分。图2显示了设备智能化演变趋势。设备层的智能组件是一个涵盖了各种装置的统一名称,即过程层设备和间隔层设备既可以组合、融合在一起,也可以外置安装。就是说,考虑到现有的一次设备状况,设备层智能设备采用“高压设备+智能组件”的模式,智能组件可以集成、分散、内嵌、外置等任意组合灵活架构。智能组件的构成,包含了传统间隔层的设备,符合现状与未来的发展。设备层的概念并没有排斥间隔的概念,也没有取消测控装置、保护装置。
对于保护、测控、通信、状态监测等功能与高压设备集成,需要充分考虑传统二次设备与一次设备融合的技术难度与复杂性。在技术尚未成熟的阶段,在变电站应仍然是测控装置与保护装置独立,状态监测组件外置在高压设备附近。
2 保护和测控装置的新要求
数字化变电站“三层两网”结构使间隔层保护测控可以充分利用资源高度共享的优势使装置往集成化的方向发展。只要硬件处理能力足够强大,全站式保护[7]也是可能的。智能变电站强调了间隔功能自治,智能组件和高压一次设备一体化设计。保护测控装置作为智能组件的一部分而存在,是面向间隔的。
不管是往多间隔二次设备集成的方向发展,还是往按间隔一、二次设备集成的方向发展,都对装置设计提出了新的要求。主要表现为以下6个方面。
a.具有多个不同用途的以太网通信接口。数字化变电站的典型结构为三层两网,间隔层智能设备IED(Intelligent Electronic Device)要具有分别与站控层和过程层的通信接口。由于交换信息、网络流量和实时性要求的不同,它们将组成不同的以太网网络。在发展的过程中出于可靠性的担忧,甚至要求GOOSE和采样值SV(Sampled Value)分别组网。智能变电站两层一网的结构简化了通信网络,但对网络带宽、组网方式、优先级控制、网络安全等方面提出了更高的要求。保护测控装置的设计必须具有多个不同用途的以太网通信接口。
b.具备与光电互感器和智能开关设备数字接口和大流量数据处理能力。从数字化变电站通过合并单元MU(Merging Unit)或智能单元对一次设备智能化到智能变电站提出的智能化的一次设备,都强调了数据获取的通信手段,这是光缆替代电缆的必然结果。保护测控装置直接模拟采样并进行数据运算的方式发生了根本性的变化。因此要求保护测控装置必须具备与智能一次设备的数字接口。尤其是SV数据流量对保护测控装置的平台处理能力是一个巨大考验。
c.统一的硬件平台。正因为测量部分和执行部分随着一次设备智能化而从保护测控装置中分离出来,保护测控装置仅需要强大的通信能力和逻辑运算功能,这为保护测控装置采用统一的硬件平台创造了条件,也是装置可互换的一个内在要求。
d.良好的互操作性。保护测控装置必须符合IEC61850系列标准,具有良好的互操作性。要求装置的功能设计必须按IEC61850建模。
e.具有间隔录波和事故简报功能。智能变电站的智能更多体现在高级应用方面。比如在线分析决策,事故快速恢复。事故分析要做好,需要在2个方面做到标准化:语义模型的标准化,事件表示的标准化。前者是基于IEC61850统一建模,使得基于计算机的自动分析成为可能;后者是要从模拟量中提取出事件,将模拟量信息转换为事件信息,然后将来自保护、断路器的事件皆做统一表达。
f.功能强大、方便易用的配套工具。为实现IEC61850所倡导的功能的自由分布,保护测控功能必须采用模块化设计,需要专门的基于IEC61131-3的可视化开发工具。智能变电站的保护测控功能基于通信来完成,通信比较抽象,装置开发过程中最频繁出现的概念是模型、映射、参引、服务、IED能力描述文件ICD(IED Capability Description)、系统规格文件SSD(System Specification Description)、全站系统配置文件SCD(Substation Configuration Description)、IED实例配置文件CID(Configured IED Description)等,要使继电保护人员能不被这些概念所困扰,就必须有配套的配置工具,使抽象变得具象。
3 基于IEC61850的装置建模
IEC61850功能描述并非用于功能标准化,而是用于满足集控中心与变电站之间及变电站内IED之间的通信要求。采用IEC61850标准建立IED的对象模型首先是对IED的功能进行定义、分解和分配。以数字式变压器保护装置为例[8],尽管各厂家产品的功能不完全相同,但都包含5个方面的功能。
a.保护功能:差动速断保护、谐波制动的比率差动保护、电流速断保护。
b.测量功能:测量各侧电流、有功、无功及功率因数。
c.控制功能:断路器控制。
d.故障录波。
e.人机接口:供就地人机交互和手动操作。
IEC61850标准[9]用逻辑节点LN(Logical Node)描述设备的功能,实际设备的每个功能都定义为相应逻辑节点类的一个实例。一个典型变压器保护装置的功能可由IEC61850-7-4中对应的逻辑节点描述,并按功能分配在不同层(此处将功能分配到不同层指的是逻辑划分,而非物理划分,例如在过程总线采用传统二次电缆的情况下,间隔层和过程层的逻辑节点通常驻留在一个单独的物理装置内),如图3所示(图中,逻辑节点PDIF、PHAR、PIOC分别表示差动保护、谐波制动、瞬时过流保护功能;RADR表示扰动记录功能;MMXU表示测量功能;CSWI表示断路器控制功能;IHMI表示就地设定和手动操作功能;TCTR、TVTR分别表示电流、电压互感器;XCBR表示断路器)。
4 FB与LN设计
在进行装置程序设计时,可以利用IEC61850标准模块化思想和面向对象技术,采用PLC可编程组态技术来生成装置程序,这样可以解决保护测控装置在工程实施中遇到不同需求和新功能要求时修改装置程序的问题。IEC61850标准对逻辑节点类及其子类、逻辑节点包含的数据类及其子类、数据属性及其子类进行了规范,保证了装置数据结构的一致性。
IEC61131标准定义了软件模块,通过模块把PLC看作一种具有能执行多种任务的结构的控制器,其特长是用配置(configuration)、资源(resource)、程序(program)、功能块FB(Function Block)、任务(task)、功能(function)、POU(Program Organization Unit)把控制器作为阶层结构从软件的观点实现模块化。
IEC61850的发展方向是实现“即插即用”,在工业控制通信上最终实现“一个世界、一种技术、一个标准”。IEC61850用服务(server)、逻辑设备(logical-device)、逻辑节点(logical-node)、数据对象(data)、数据属性(dataauttribute)组成的一个层次模型来描述电力系统设备对象。
IEC61131和IEC61850是为了解决2个不同领域产品之间互通、互操作或者互换问题而分别制定的标准。这2个标准各自理论化地建立了自己领域对象的基础模型,这2个领域模型各逻辑层次的对应关系如图4所示。
功能块FB代表物理功能,逻辑节点LN代表抽象功能,两者既有区别也有联系。IEC61850希望做到“功能(LN)可以自由分配到装置中”,那么就要求FB与LN的划分趋于一致。否则IEC61850只能当作一个通信规约,其真正内涵很难得到发挥。
假如利用可视化功能块开发工具开发出一个三相过负荷保护功能块(OLPTOC),这个功能块是符合IEC61131-3标准的一个普通功能块。如果从IEC61850标准的角度看,这个功能块实际上是实例化自PTOC(过负荷保护)逻辑节点类的一个逻辑节点。这样的处理很自然地将IEC61131的功能模型与IEC61850的通信模型结合起来。这种结合带来的另一个显著的好处是,在装置组态过程完成装置生产后,可以很自然地生成符合IEC61850标准的ICD。如图5所示。
5 通信网络与关键技术
网络系统是智能变电站的神经系统,其可靠性和实时性决定了变电站自动化系统的可用性。通信网络的可靠性主要通过选择具有高可靠性的网络拓扑结构及采用冗余技术来保证。双以太网卡冗余热切换技术加上星型网和环网混合组网的网络结构是比较理想的智能变电站网络系统方案[10]。在图6所示的设计方案[1]中,各IED都带有双网卡,可分别接入2台交换机,过程总线和站级总线都采用环形拓扑,因此该方案可极大地提高系统的可靠性。
网络系统设计属于优化问题,要综合考虑可靠性、经济性及易维护性等诸多因素。关键技术有3点。
a.大流量数据处理,抗网络风暴技术。千兆网络,虚拟局域网VLAN(Virtual Local Area Network)技术,现场可编程门阵列FPGA(Field Programmable Gate Array)前置数据处理技术能有效提高网络可靠性。
b.SV、GOOSE、IEEE1588对时三网合一,有效地简化网络复杂度。智能变电站甚至把过程层网络和站控层网络合一,更进一步增加了网络的集成度,减少交换机数量,简化网络结构,提高可靠性。
c.采用IEEE1588网络对时[11],以最便捷的方式解决高精度数据同步问题。
IEC61850对时间同步的要求分为t1~t5共5级,其中:t1要求最低,为1 ms;t5要求最高,为1μs。由于传统以太网自身的限制,通过多播方式在网络内实现时间同步很困难。IEC61850采用简单网络时间协议SNTP(Simple Network Time Protocol)实现不同设备间的同步采样[12],以协调世界时UTC(Universal Time Coordinated)作为时钟同步源。由于过程层总线的负载大,要求同步误差控制在1μs,因此过程层同步标准必须采取IEEE1588标准。1个IEEE1588精密时钟系统包括多个节点,每个节点代表1个时钟,时钟之间经由网络连接。按工作原理可将时钟分为普通时钟、边界时钟和透明时钟。在网络中,每个时钟都可能处于从属时钟(slave)、主时钟(master)和原主时钟(passive)共3种状态,时钟所处的状态是根据最优化的时钟算法确定的。IEEE1588所定义的精确网络同步协议实现了网络中的高度同步,使得分配控制工作时无需再进行专门的同步通信,从而达到了通信时间模式与应用程序执行时间模式分开的效果。
6 配置工具
IEC61850标准提供了变电站配置描述语言SCL(Substation Configuration Language)。SCL包含5个方面的对象。
a.系统结构模型,变电站主设备,拓扑连接等。
b.IED结构模型,应用和通信信息。
c.通信系统结构模型,设备在哪个接入点(Access Point)接入哪些总线(bus)。
d.逻辑节点类定义模型,包含数据对象(DO)和服务。
e.逻辑节点和一次系统功能关联模型。
这样通过SCL语言可实现对变电站系统和IED装置功能描述。SCL本身基于可扩展标记语言XML(e Xtensible Markup Language),通过XML Schema规定了SCL文件的语法结构和约束条件。
一般情况下装置的功能描述文件有几千行,而全站的信息描述文件可能会有几十万行,如果这些内容都由手工书写来完成配置,不但工作量巨大,而且极易出错。因此,简单易用的可视化配置工具,不但可以极大减轻配置工作量,提高配置效率,也能有效地验证配置文件的正确性。如果说以往常规变电站正确的二次接线图并不能保证现场实际接线的正确性,而配置工具却可以通过静态验证手段,确保变电站二次设备之间逻辑联结的正确性,进而确保工程实施的安全性。
配置工具分为系统配置工具和装置配置工具。配置工具对导入的配置文件进行语法校验,并保证导出的配置文件语法正确。
装置配置工具负责生成和维护装置ICD文件,并支持导入全站SCD文件以提取需要的装置实例配置信息(CID),完成装置配置并下装配置数据到装置。
系统配置工具负责生成和维护SCD文件。工具导入ICD文件,完成系统实例化配置后,导出全站SCD配置文件。工具可支持SSD文件的生成和导入。
装置配置工具支持系统配置工具进行以下5种实例配置。
a.通信参数配置。如通信子网配置、网络IP地址、网关地址等。
b.IED名称和描述配置。
c.数据对象实例(DOI)描述的配置,包括离线描述“desc”和在线描述“d U”。
d.报告控制块及其数据集配置。
e.GOOSE控制块及其数据集配置。
按IEC61850-6第5节的定义,装置组态流程如图7所示。
a.用装置配置工具生成符合IEC61850模型要求的装置ICD文件,应保证各类型装置ICD文件的模板Data Type Templates的一致性。
b.用系统配置工具,导入装置ICD文件和变电站系统规范文件SSD,统一进行所有装置的实例配置,生成全站SCD配置文件,其中须保留ICD文件的私有项。
c.使用装置配置工具导入SCD文件,增加自己的内部功能配置数据,生成最终下载到装置的数据文件(CID),完成装置配置。
7 虚端子
GOOSE输入输出信号为网络上传递的变量,与传统继电保护装置的实际端子存在着对应的关系,为了便于形象地理解和应用GOOSE信号,将这些信号称为GOOSE虚端子。
智能变电站智能装置GOOSE虚端子[13]配置方法通过如下技术方案实现。提出智能装置虚端子、虚端子逻辑连线以及GOOSE配置表等概念,具体包括3个方面的内容。
a.虚端子:智能装置GOOSE“虚端子”的概念,将智能装置的开入逻辑1~i分别定义为虚端子IN1~INi,开出逻辑1~j分别定义为虚端子OUT1~OUTj。
虚端子除了标注该虚端子信号的中文名称外,还需标注信号在智能装置中的内部数据属性,智能装置的虚端子设计需要结合变电站的主接线形式,应能完整体现与其他装置联系的全部信息,并留适量的备用虚端子。
b.逻辑连线:虚端子逻辑连线以智能装置的虚端子为基础,根据继电保护原理,将各智能装置GOOSE配置以连线的方式加以表示,虚端子逻辑连线1~k分别定义为LL1~LLk。
虚端子逻辑连线可以直观地反映不同智能装置之间GOOSE联系的全貌,供保护专业人员参阅。
c.配置表:GOOSE配置表以虚端子逻辑连线为基础,根据逻辑连线,将智能装置间GOOSE配置以列表的方式加以整理再现。
GOOSE配置表由虚端子逻辑连线及其对应的起点、终点组成,其中逻辑连线由逻辑连线编号LLk和逻辑连线名称2列项组成,逻辑连线起点包括起点的智能装置名称、虚端子OUTj以及虚端子的内部数据属性3列项,逻辑连线终点包括终点的智能装置名称、虚端子INi以及虚端子的内部属性3列项。
GOOSE配置表对所有虚端子逻辑连线的相关信息系统化地加以整理,作为图纸依据。
在具体工程设计中,首先根据智能装置的开发原理,设计智能装置的虚端子;其次,结合继电保护原理,在虚端子的基础上设计完成虚端子逻辑连线;最后,按照逻辑连线,设计完成GOOSE配置表。逻辑连线与GOOSE配置表共同组成了智能变电站GOOSE配置虚端子设计图。
8 装置测试
测试是保护测控装置开发过程中必不可少的环节。除了要进行型式试验、电磁兼容试验等性能测试外,还要进行一致性测试。IEC61850-10对一致性测试的要求进行了详细的规定。通过一致性测试是实现互操作的基础。这些测试需要专门的机构来做,例如荷兰的KEMA试验室。
由于数据的接口方式发生了根本性的变化,所以装置的功能测试方面也有较大的变化。
首先是测试系统的搭建。一种方法是用传统的继电保护测试仪加上合并单元(MU)和保护测控装置一起构成闭环的测试系统[14]。只要MU和保护测控装置事先按第6节所述的过程完成配置工作,它们完全可以看作一个整体,这就与传统的继电保护装置没有什么区别了。还有更直接的方法就是采用专门的能支持IEC61850的测试仪或软件工具进行针对性的测试。OMICRON公司的CMC356测试仪支持直接输出SV和GOOSE,通过配置后可以和保护测控装置直接构成闭环测试系统。
另外有几款软件工具是数字化保护测控装置调试或测试的有效帮手,例如IEDScout工具可以直接与装置之间进行对等的GOOSE收发测试。MMS Ethereal工具通过对以太网数据流进行抓包,提供了一种有效的仲裁手段。当SV、GOOSE出现异常时,可以通过对数据流的解读和分析,快速定位问题原因。
9 结语
IEC61850系列标准的颁布实施,极大促进了变电站自动化系统的发展。数据共享、互操作、功能自由分布,基于丰富的全站信息的高级应用正逐步实现。数字化变电站的发展改变了变电站二次保护和测控的设计思路,智能电网战略的提出加速了智能变电站的发展。一些很有前瞻性的技术方案被提出,虽然在实施过程中可能出于对通信网络可依赖性的担忧会采取一些折中方案,但都对继电保护和测控装置的设计提出了根本性的变革要求。智能变电站的很多实现技术和手段都可以沿用数字化变电站的方案。只不过在一、二次融合方面智能变电站走得更远。高级应用方面如状态检修、顺序控制、事故快速恢复都会随着IEC61850的深化实施而逐步实现。在深入研读国家电网公司在智能电网及智能变电站方面的研究报告、技术导则、实施规范的基础上,结合对数字化变电站保护测控装置的研发经验[7,8,9,10,11,12,13,14,15],全面总结和阐述了智能变电站保护测控装置开发设计的一般思路,所涉及的关键技术正在不断地完善和成熟。
摘要：智能变电站分为系统层和设备层,系统层实现数字化变电站站控层的功能;设备层主要由高压设备、智能组件和智能设备构成,实现数字化变电站过程层和间隔层的功能。智能组件是智能变电站一、二次设备融合的产物。保护测控装置作为智能组件的一部分面向间隔层。智能设备采用IEC61850标准建立对象模型;在进行装置程序设计时,可以利用IEC61850模块化思想和面向对象技术,采用PLC可编程组态技术生成装置程序;网络通信的可靠性通过选择高可靠性的网络拓扑及冗余技术来保证。论述了装置建模、功能块(FB)和逻辑节点(LN)的设计、网络结构和关键技术、配置工具和配置过程、虚端子、装置的测试等技术。
关键词：智能变电站,智能组件,数字化变电站,虚端子,IEC61850
变电站测控装置 篇2
摘 要：传统的变电站自动化系统测控方式存在一定的问题，易出现信息冗余的现象，增加操作人员的工作难度，降低工作效率。因此，研发新型技术，改变传统的测控方式显得至关重要。变电站自动化系统双测控技术应运而生，解决了信息冗余问题，降低了工作难度。本文主要探讨变电站自动化系统支持双测控的实现方法。
关键词：变电站；自动化系统；双测控技术；实现方法
0 前言
变电站自动化系统双测控技术是指利用两个测控装置处理信息，实现虚点映射实点数据的技术，是一种新型的测控技术，能够有效解决信息杂乱冗余问题，具有较好的发展前景。研究变电站自动化系统支持双测控的实现方法，能够促进双测控技术的发展，提高变电站的信息处理能力，有重要的价值。
1 变电站自动化系统双测控技术概述
传统的变电站设计过程中，220KV电压等级下是一个测控装置配备两个保护装置的形式，110KV电压等级下的一般配置是一个测控装置一个保护装置或者是一个测控保护一体化的装置。此两种装置有一定的相似性，即都是由单个测控装置完成的，变电站自动化系统的监视控制都是依靠单个测控装置完成，都是基于单数据源。但随着科技的进步，测控保护一体化装置被广泛应用发展，取得了较好的测控监视效果，使保护与测控双重配置成为可能，变电站自动化系统支持双测控技术。然而，变电站自动化系统双测控技术在应用过程中，遇到了一些阻碍，传统的变电站系统在实现双测控时存在一些问题，影响了双测控实施的有效性，无法在设备中同时得到一次设备信息，易出现信息不唯一、信息不完全等问题，影响工作人员的工作效率，不仅会使操作人员在测控设备检修时存在一定的困难，增加工作难度，还会增加工作人员的工作量，使工作人员还需要对信息的真实性进行甄别，降低工作效率。因而，在实施变电站自动化系统双测控技术之前，需要对变电站自动化系统进行一定的改变，增加处理双测控信息的功能，保证操作人员获得的信息准确。[1]
2 变电站自动化系统支持双测控的实现方法
变电站自动化系统支持双测控的实现方法如下：首先，需要具备一定的前提条件，即在不改变现有变电站自动化系统结构的情况下采用虚点映射双测控实际数据的方法实施；其次，接入双测控数据，提供中间数据点，将双测控装置与一次设备隔离，保证操作人员得到的数据唯一准确；最后，利用双测控装置采集实际物理信息，并将信息传送到系统之中，得到实点数据，完成遥控、遥信以及遥测工作，实现变电站自动化系统的双测控。
2.1 建立映射关系
测控装置双重化配置包括两个测控装置，利用两个测控装置将采集的物理数据都传入到数据库，并将双侧控制装置的实点数据接入到系统数据库之中，建立实点数据与虚点数据的映射关系。在实时库中需要建立三种关系，分别为遥控映射关系表、遥信映射关系表以及遥测关系映射表。在此三种关系表中，根据实际需要添加记录，添加相应的虚点，完成监视与测控工作。例如，建立开关映射关系，运行人员关注的相关信息在与开关匹配的双测控装置中都有相对应的实点数据，运行人员的工作就是在遥信映射关系表中添加记录，即添加相应的虚点数据，在添加成功后，实时库中就有相应的遥测虚点，就建立了开关的映射关系，能够对开关进行遥控。由此可见，建立映射关系是变电站自动化系统支持双测控的实现方法之一，具有十分重要的作用。
2.2 切换装置
在系统运行之前，需要选定一个主控制源装置，在选定的主控制源装置出现故障或进行维修后，也需要替换装置，选择另一装置作为主控制源装置。此时，就涉及装置的切换，装置的切换需要注意的最主要问题就是改变映射关系。简而言之，每一个虚点数据只能对应一个实点数据，而实点数据必须来自主控制源装置，在主控制源装置发生改变后，需要将虚点数据与更改后的主控制源的实点数据相连接，因而切换装置需要改变映像关系，重新连接虚点数据与实点数据。[2]切换装置的过程如下：一是检查遥测关系映像表中的记录，从第一条记录开始，判定连接虚点数据的实点数据是来自哪个装置，即实点装置1是否来自装置1，实点装置2是否来自装置2，如果实点数据与装置匹配，则将遥测关系映像表中的实点数据都改为主控制源数据，若改变后不成立，则用此方法继续更改遥测映像表中的下一记录，直到更改到最后一条记录为止；二是利用上述方法检查遥信关系映像表中的记录；三是利用上述方法检查遥控关系映像表中的记录。将遥测关系映像表、遥信关系映像表以及遥控关系映像表等三个映像表中的实点数据与虚点数据的映像关系都检查更改完成后，就达到了切换装置的目的，完成了装置切换工作。
2.3 交换实点虚点数据
交换实点虚点数据是根据映像关系，将主数据源装置的遥测、遥信等实点数据赋值给虚点数据的过程，其具体过程如下：一是找到遥测映像表，检查遥测印象表的第一条记录，若记录中的虚点数据对应主控制源中遥测实点数据1，就把实点数据1的数据值赋予虚点数据，若记录中的虚点数据对应主控制源中遥测实点数据2，就把实点数据2的数据值赋予虚点数据，完成遥测虚点数据与实点数据的交换工作，然后以此类推，检查下面的每一条记录，并逐一赋值、交换；[3]二是遥信虚点数据与实点数据的交换过程与遥测数据交换过程相似，找到遥信映像表，检查遥信印象表的第一条记录，若记录中的虚点数据对应主控制源中遥信实点数据1，就把实点数据1的数据值赋予虚点数据，若记录中的虚点数据2对应主控制源中遥测实点数据2，就把实点数据2的数据值赋予虚点数据，如此便完成了遥信实点数据与虚点数据的交换工作，然后以此类推，检查下面的每一条记录，按照上述步骤处理，指到处理完成最后一条记录。
2.4 遥控
遥控过程是指操作人员选择一个虚点对象并下达遥控指令的过程，但在此过程中，操作人员必须要找到虚点数据所对应的主控制源装置的实点数据，才能下发指令，实施遥控。实施遥控的具体过程主要为以下三步：首先，选择一个虚点遥控对象；其次，检查遥控关系映像表中的记录，判断映像表中的数据是否与虚点遥控对象相符合，若符合，终止检查，若不符合，继续查找，直到查找到最后一条结束；最后，在记录中找到虚点数据所对应的实点数据，并确定实点数据的主数据源控制装置，下发遥控命令，完成遥控过程。
3 结语
研究变电站自动化系统支持双测控的实现方法不仅能够解决双测控的接入问题，得到用户的认可，还能够促进变电站自动化系统双测控技术的发展，创新技术，提高工作效率，并有助于大力推进自动化系统双测控技术的应用，改变传统的测控方式，提高工作质量，具有重要的价值。
参考文献：
[1]吕玉奇.测控装置开发中重点问题的解决方案[J].自动化与仪器仪表，2016（05）.
[2]史雷敏，郭伟伟，郝雁翔，宋庭会，麻会阳.双重化配置继电保护的压力闭锁电源问题分析[J].电力系统自动化，2015（16）.
新型变电站综合测控装置优化设计 篇3
随着1 000 kV特高压输电技术的推广应用[1],需要研究适应将来以特高压为基础的电力系统对测控装置新的技术需求。首先,要优化测控装置的信息采集。目前,各种电力自动化应用系统采集的信息分散、重复且缺少统一的时标,如果在测控装置上实现信息的统一采集和标准化,可以简化变电站自动化系统结构,并为调度中心提供标准化的信息。而要赋予采集信息统一的时标,需要采用高可靠、高精度的对时方式。另外,测控技术需要考虑支持IEC 61850标准和智能一次设备接入,从而实现标准化综合信息的传输和共享[2]。为此,本文对测控装置功能进行了综合优化设计,对硬件进行灵活配置,使其可应用于各种电压等级的变电站自动化系统。
1 变电站综合测控优化设计需求
目前变电站自动化系统中数据采集与监控(SCADA)系统的稳态数据、保护及故障录波的暂态数据、相量测量单元(PMU)的动态数据分别由3套不同的系统采集,并且SCADA系统的稳态数据、PMU的动态数据均由电压互感器、电流互感器采集,现场接线非常复杂。如果在信息采集源头集中采集并进行标准化,不仅可以解决以往多套系统的多数据源不统一问题,而且可以减少变电站的设备配置,简化变电站的二次接线及二次系统设计。另外,信息集中采集和整合,有利于提高事故分析能力,并为智能电网调度技术支持系统提供归一化的信息源。
1.1 变电站采集信息的整合
电网相量数据随时间快速变化,而现在广泛使用的SCADA系统只能提供稳态、低采样率、不同步的电网时间断面信息,调度中心难以根据这些信息跟踪系统的发展轨迹,准确掌握系统运行的动态[3]。电网故障时的暂态数据主要由故障录波装置和继电保护装置采集记录。故障录波数据的采样频率一般在几千赫以上,并带有时标信息,但只是在故障时间点附近数秒内的数据,只能记录扰动前后局部的动态信息,难以用于对全系统动态行为监视和分析。
目前PMU的测量通道与电厂和变电站中使用的测控装置相同。在数据共享原则下,在变电站中采用具有同步相量测量功能的新型测控装置是变电站自动化系统的发展方向。新型测控装置具有传统的远动功能,并具有同步相量采集计算功能和故障数据记录功能,将提升变电站自动化系统的动态监测能力,为电力系统的实时分析和控制奠定基础。
随着电力电子技术、电弧炉以及轨道交通等技术的广泛应用,电网的谐波污染问题日益严重,对变电站测控装置的交流采样计算产生影响。新型测控装置的设计和算法都需要有较大改进才能在电网受到谐波等干扰情况下保证测量精度,并进行电网电能质量的监测,保障电网安全运行。
1.2 统一时标的变电站采集信息
在整合变电站信息的同时,还需统一信息时标,以便于广域范围内在主站将稳态、动态和暂态信息集成。利用统一时标综合管理不仅可以实现功角、频率、电压在线分析和事故处理决策,还可以实现预防和紧急控制在线决策以及电网模型参数校核。不同应用的同源数据(如调度、运方、保护等数据)时标不一致,不利于集约式管理。目前利用SCADA系统数据进行状态估计,稳态数据的时间断面不同步是其不收敛原因之一;另外,跨区域事故分析的数据时间断面不一致问题加大了事故分析难度。
2 IEC61850标准数字化功能的开发
IEC 61850标准是方便变电站中各种智能电子设备(IED)的管理以及设备间互联的一个通用的通信标准体系。随着数字化变电站的技术发展,通用面向对象的变电站事件(GOOSE)机制、采样值等技术使变电站信号采集控制模式发生了变化,为变电站信息共享、数据综合提供了良好的基础。
基于IEC 61850标准的数字化变电站中,电子式电流互感器、电压互感器和合并单元(MU)等过程层设备取代了传统测控装置中的模拟量采集部件,开关设备状态信号和控制信号先接入智能终端,然后通过GOOSE网络接入测控装置,一次侧采样值和状态信号不再是由电缆传送的模拟量,而是由通信网络传送的数字量。
过程层网络化信息传输有以下优势:
1)使用光缆代替电缆,简化了屏柜设计,减少了控制小室面积,大大降低了变电站的建造成本。
2)解决了电缆带来的伴生问题,降低了一次设备产生的干扰被引入到控制小室的概率,提高了系统运行的可靠性。
3)所有配置好的信息(如跳闸、互锁、断路器状态)能在一个简单的网络上传输;IDE之间通信数据的增加或更改变得更加容易实现。
过程层GOOSE网络采用双网配置,在二次设备双重化的情况下,冗余的二次设备可以采用单网接入其中一个GOOSE网,在提高可靠性的同时降低系统成本。同时,通过对GOOSE报文优先级的设置,来提高保护跳闸等重要报文的传输速度[4]。
电子式互感器的应用改变了保护测控装置直接模拟采样并进行数据运算的方式[5],并对装置数据运算处理有了新的要求。由于电子式互感器分散采样并采用数字输出,为了保证测量精度及保护动作的可靠性,各个电子式互感器必须同步采样,即在电力系统的不同采样点同时开始等间隔采样,使不同互感器采样点的采样值在时间上同步,同步采样对故障判断和系统稳定分析与控制等都具有重要意义。
交流电气信号是一种特殊的周期信号,其频谱是分布在基波及其整数倍频率上的线谱,为了保证测量精度,需要保证采样信号与原信号严格同步,否则将出现频谱泄漏,造成信号频谱中各谱线之间相互影响,同时在谱线两侧其他频率点上出现一些幅值较小的假谱,使测量结果偏离实际值。可以采用基于频率跟踪的软件重采样方法提高计算精度。
3 对时网络的优化设计
为了保证测控装置采集的交流量信息、状态量信息有统一的时标,以便进行更好的广域调度决策,测控装置的对时功能尤为重要。
目前,变电站自动化系统对时方式主要有:方式1为串行时间报文+脉冲对时;方式2为IRIG-B码总线对时方式。方式1的对时精度能达到1 μs,但由于受负载限制,对时网络需要采用多分支的架构,增加了自动化系统的复杂性和工程成本。方式2的对时精度能达到几微秒,难以满足功角测量、线路行波故障测距、广域保护等高精度对时要求。
基于IEEE 1588[6]的对时方式可以与自动化系统通信网复用,不需配置独立的对时网络,结构简单,时间精度最高可达10 ns~100 ns,可满足自动化系统所有对时功能要求。现在基于IEEE 1588的全球定位系统(GPS)主时钟单元、采用边界时钟或透明时钟的交换机等网络技术设备已接近成熟。测控装置实现IEEE 1588对时有以下几种方式:
1)基于应用层解释机制:
在应用层中实现IEEE 1588报文解释,此时IEEE 1588时间戳由于受操作系统、应用任务等多种因素影响,精度约为1 ms~500 ms。
2)网络中断驱动层解释机制:
在中断程序中实现IEEE 1588报文解释,响应快。此时,IEEE 1588时间戳通常受中断响应方式、中断优先级等因素影响,精度约为1 μs~500 μs。
3)硬件实现:
采用具有IEEE 1588功能的网络收发器或CPU平台,精度可以高达10 ns~100 ns。特高压变电站测控装置的对时最好采用硬件实现,以提高IEEE 1588对时精度。
4 综合测控装置实现
基于以上功能优化的考虑,新型变电站综合测控装置采用了性能先进的微处理器(MPC)、现场可编程门阵列(FPGA)、数字信号处理器(DSP)多CPU硬件平台。装置包含高速通信模块、高精度对时模块、高性能信号处理和测控模块、采样值和GOOSE接口与处理模块,实现电参量数据同步采集,完成监控、故障录波、相角测量、电能质量分析等功能,提高了数据处理能力和采样精度。新型测控装置结构如图1所示。
MPC模块提供多个百兆以太网接口和千兆以太网接口,实现与站控层以IEC 61850等协议高速通信。另外,它还在硬件上实现 IEEE 1588时钟对时功能,通过通用输入输出(GPIO)模块产生时间脉冲信号输出到FPGA模块产生中断。该模块还实现故障信号、动态信号等录波功能,包括长期实时数据记录,以及系统发生扰动时完整记录系统扰动发生后暂态及动态过程各阶段的电参量变化过程。录波文件以Comtrade文件格式存放在大容量USB接口的Nand Flash存储器中。
FPGA模块采用Xilinx公司基于90 nm 技术的Spartan-3A 器件,它不仅集成了专用 DSP 模块,与逻辑门加乘法器的实现方案相比,逻辑资源使用效率平均提高70%,而且无需额外的协处理器芯片,即可达到与专用集成电路(ASIC)相当的性能。FPGA模块实现装置精确对时和守时、交流量信息的同步采集和运算、MPC与DSP的信息交互等,接收IEEE 1588的秒脉冲、GPS IRIG-B码差分或秒脉冲对时信号,输出5 kHz 和10 kHz高速同步采样脉冲以及GPS对时时标,时钟误差不大于1 μs,采样脉冲与秒脉冲之间的时间误差只有20 ns~30 ns。该模块给整合的采集信息加上统一时标。
高性能信号处理和测控模块采用32位主频为150 MHz高速DSP,实现直流模拟量、开入量信号高精度信号采集和处理,以及断路器、刀闸等对象的控制输出和闭锁控制输出。采样值和GOOSE模块实现电子式互感器数字采样及断路器、母线设备智能终端的GOOSE信息采集与控制。
5 结语
随着特高压电网建设的加快和智能电网研究的深入,优化设计的新型综合测控装置将在变电站信息源头对基础数据标准化,保证未来智能电网数据的可用性,同时极大地减少变电站的设备配置,简化变电站二次系统接线。
参考文献
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[3]薛禹胜,徐伟,DONG Zhaoyang,等.关于广域测量系统及广域控制保护系统的评述.电力系统自动化,2007,31(15):1-5.XUE Yusheng,XU Wei,DONG Zhaoyang,et al.Areview ofwide area measurement system and wide area control system.Automation of Electric Power Systems,2007,31(15):1-5.
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变电站测控装置 篇4
【关键词】OPC；RSC9600；通讯方案
OPC-based communications solutions to explore DCS and protection and monitoring devices
Shen Ya-dong
(New Energy Nuclear Engineering Nuclear Industry Co., Ltd Taiyuan Shanxi 030012)
【Abstract】This article is mainly based on the characteristics of OPC technology, how to achieve data transfer issues with other monitoring devices, enabling data exchange DCS and local devices.
【Key words】OPC;RSC9600;Communications solutions
1. 引言
（1）随着工业生产的不断发展，工业控制软件取得了长足的进步。各个智能设备的提供商为适应目前自动化控制发展的进程，也开发了各自的工业控制软件包，同时，对于大型工业企业来说，这些设备如何协调这些设备的底层通讯，便于集中控制，则是目前工业控制上的一个突出的问题。而OPC技术的出现则很好的解决了这些问题。
（2）OPC是Object Linking and Embedding（OLE）for Process Control的缩写，它是微软公司的对象链接和嵌入技术在过程控制方面的应用。
（3）OPC以OLE/COM/DCOM技术为基础，采用客户/服务器模式，为工业自动化软件面向对象的开发提供了统一的标准，这个标准定义了应用Microsoft操作系统在基于PC的客户机之间交换自动化实时数据的方法，从而也提高了系统的开放性和兼容性。
（4）襄垣电厂采取的是全厂DCS控制方式，应用和利时自动化公司提供的最新版本的控制系统软件（MACSV 5.2.0），同时根据热电厂母管制的工作模式，将整个DCS控制系统分为两个域，以母管作为虚拟的分界线，通过两个域对全厂进行集中控制。如此集中的控制方式，势必存在如何统一各个子系统之间的通讯接口和数据传输的问题。而OPC统一的接口标准，正是解决了这个问题。
（5）而鉴于襄垣电厂对于线路保护测控装置与DCS系统的通讯连接，则很好的利用了OPC技术的优点，将测控装置的实时数据上传到DCS的上位机，更加方便电气运行人员的监控和操作。
2. OPC在工业领域的应用
由于OPC技术的采用，使得现场设备与系统的连接也更加简单、灵活、方便。因此OPC技术在国内的工业控制领域得到了广泛的应用，主要应用领域如下：
（1）数据采集技术。目前硬件厂商提供的产品均带有标准的OPC接口，OPC实现了应用程序和工业控制设备之间高效、灵活的数据读写，可以编制符合标准OPC接口的客户端应用软件完成数据的采集任务。
（2）历史数据访问。OPC提供了读取存储在过程数据存档文件、数据库或远程终端设备中的历史数据以及对其操作、编辑的方法。
（3）报警和事件处理。通过使用OPC技术，能够更好的捕捉控制过程中的各种报警和事件并给予相应的处理。
（4）数据冗余技术。OPC技术的使用可以更加方便的实现软件冗余，而且具有较好的开放性和可互操作性。
（5）远程数据访问。借助Microsoft的DCOM（分散式组件对象模型）技术，OPC实现了高性能的远程数据访问能力，从而使得工业控制软件之间的数据交换更加方便。
3. OPC与电气保护装置的衔接应用
3.1 电气测控保护装置采用的是南瑞继报厂商提供的RCS9600系列产品，分别为RCS-9624CN （适用于3-35kV电压等级小电流接地系统或小阻抗接地系统中厂用变的保护测控装置）和RCS-9626CN (适用于3-10KV电压等级中高压大型电动机的保护测控)，该系列产品具备如下的测控功能：10路自定义遥信开；正常断路器遥控分、合；高压侧IA、Ios、IC，P、Q、COSф等模拟量的遥测；开关事故分合次数统计及事件SOE等；可选配2路4~20mA模拟量输出，替代变送器作为DCS电流、有功功率测量接口。
3.2 鉴于装置提供的这些功能，可以使得MACSV自带的OPC SERVER软件根据实际监控的需要，将保护装置所采集的数据上传。
4. 基于OPC的MACSV通信连接
MACSV针对第三方通信软件，已开发相应的OPC SERVER 与 OPC CLINET 软件来实现与第三方的数据通信。
4.1 对于MACSV系统，其OPC系统具有如下的特点：
（1）支持OPC 1.0和2.0 规范。
（2）支持多个OPC客户的连接。
（3）支持远程OPC通讯。
（4）客户端可以根据需要选择同步或异步通讯方式。
（5）在客户端与服务器建立资料回调后，DCS 的资料变化可以及时快速的传递到OPC客户端。
（6）通过周期读取DCS数据库的数据更新服务器的数据缓存。
（7）支持DCS多域。
（8）客户端可以写数据到DCS数据库内。根据南瑞的要求，MACSV系统应用的OPCserver 1.1.0版本，并对服务器及客户端进行相应的配置。
图14.2 服务器端设置（见图1）。同时设置UDP端口为7315，域号为1。对于远程访问OPC服务器，需要在客户和服务器计算机上都进行DCOM设置。配置方法如下：
4.3 通信配置。通信配置需要对通道、设备、组，逐级进行配置。
（1）通道配置：
A.在OPCServer软件配置中点击添加通道，选择相应的通讯协议，我们用的串口协议，所以在添加通道的第二步中选择modbus_c，根据南瑞提供的测控信息表的项目说明，描述对应的测点项目（见图2～图4）。
图2
图3
图4B.因为选择串口协议，所以需要对串口进行参数设置。配置完成后就可以从通道属性中查看通道属性（见图5）。
（2）设备配置。
A.同样，在添加设备时，软件也会有同样的设置向导指引你将对应的设备地址、设备名以及设备描述进行设置。但需要注意的是，设备地址需要和南瑞设备内部设置的地址一一对应，不可存在地址冲突的现象，以防数据无法上传。设置完成后，信息栏下会自动生成组别（见图6）。
B.然后，右键点击组名，进入属性选项，弹出组属性对话框，根据南瑞厂商提供的关于RCS9624CN以及RCS9626CN保护测控装置提供的信息表，在组属性中填写各个设备对应的不同的信息。根据现场实际设备的情况，产品配置如下（见图7）。
图5
图6
图7
图8
图9
图10C.针对某一设备其遥测和遥信的参数如下（见图8）。
D.根据如上的信息表将参数一一输入对应设备的组属性中（见图9）。
图11
图12E.完成全部设置后，每个设备信息状态可以在窗口中读到（见图10）。
4.4 OPC运行。完成以上的设置并对各个通道进行完测试之后，还需将OPC的组名在MACSV中配置相应的量点，同时OPCCLINET可以通过excel表格的形式将数据读入。运行步骤如下：
（1）开启OPCCLINET软件，通过这个客户端软件，连接OPC服务器，刷新列表后，选择对应的服务器（见图11～图12）。
（2）连接成功后，通过OPCCLINET窗口的打开快捷图标，打开事先做好的excel文件，在网络连接正常的基础上，可以将数据传输上来，并上传到DCS的画面上（见图13）。
图135. 结束语
利用OPC技术的优势，通过MACSV配置的OPC SVERVER软件实现不同设备和系统之间的数据传输，通过这样的方式，与通过就地变送器和开关到位信号的硬接线传输比较，减少了中间环节，同时也减少了随之而来的出错环节，提高了数据传输的可靠性；另一方面，也加强了维护工作的集中性，提高了工作效率。因此利用保护装置本身较强的通讯功能和OPC统一接口的优势解决了远动设备的数据传输问题。
参考文献
［1］ OPC技术应用 OPC协会技术委员会2006.
［2］ MACSV OPC 通讯.
［3］ RCS-9624CN、RCS-9626CN保护测控装置说明书.
智能化变电站测控装置异常分析 篇5
近年来, 在数字化变电站关键技术[1,2]取得长足进展和丰富运行经验的基础上, 以设备智能化和电子式互感器为标志的智能化变电站应运而生。
2009年5月, 国家电网公司提出了建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础, 利用先进的通信、信息和控制技术, 构建以信息化、自动化、互动化为特征的自主创新、国际领先的统一坚强智能电网的战略发展目标[3]。
500 k V芝堰变电站智能化改造是国家电网公司3个智能化变电站升级改造试点工程之一, 也是唯一一座500 k V电压等级变电站智能化改造项目, 2010年12月底完成智能化改造, 并通过国家电网公司验收。此次升级改造, 对今后的变电站智能化改造有着极为重要的示范和引导意义。
作为变电站信息交互的纽带, 测控装置在变电站有着举足轻重的作用。本文从500 k V芝堰变一起测控装置异常事件入手, 介绍智能化“三层两网”结构原理, 通过网络分析等技术手段查找异常原因, 提出解决办法, 并通过设备升级改造, 彻底解决了该技术难题, 为智能化变电站异常处理提供借鉴, 极大地促进智能化技术改进和发展。
1 数字化“三层两网”结构
智能变电站通信网络和系统遵循DL/T860.5标准, 采用“三层两网”的系统结构, 包括站控层、间隔层、过程层、制造报文规范 (Manufacturing Message Specification, MMS) 与面向通用对象的变电站事件 (Generic Object Oriented Substation Event, GOOSE) 网络。MMS与GOOSE网络相互独立, 推行SMV、GOOSE、IEEE1588共网模式;间隔层由若干个二次子系统组成, 在站控层及网络失效的情况下, 仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能, 并采用SMV点对点+跳闸点对点模式;过程层由电子式互感器、合并单元、智能终端等设备构成, 并实现一次设备的状态监测功能[4,5]。智能化变电站“三层两网”的系统结构如图1所示。
因此测控装置在通信和控制网络中发挥着举足轻重的作用, 如果其发生异常, 将造成上下脱节, 严重影响电网的安全稳定, 特别是“三集五大”改革的背景下, 集中监控和无人值守模式, 对其提出了更高的要求。
2 芝堰变测控装置异常事件
2.1 异常事件的经过
X日19时06分, 浙江省调控中心遥控分闸5032开关, 开关未变位, 提示“操作失败”。之后, 芝堰变值班员在监控系统后台机遥控操作5032开关, 开关仍未变位, 提示“控制超时”。经检查现场5032已处于分位, 5032测控装置无异常信号。重启5032开关测控装置后, 遥信状态更新, 测控装置界面、当地监控后台以及远方调控后台均显示“5032开关分位”, 信号正确。
2.2 异常事件分析
通过调阅监控系统简报窗信息、测控装置操作记录以及网络报文记录分析仪数据, 通过综合分析发现以下情况。
网络分析仪上显示, 19:06:37秒 (浙江省调控中心第一次遥控操作) 时, 5032测控装置发出GOOSE分闸命令到5032第一套智能终端并且后几次遥控操作也发出GOOSE报文。
5032第一套智能终端接收到测控的遥分指令后, 沟通5032开关分闸回路, 开关分闸后, 其位置信号通过智能终端上送。从网络分析仪截取的5032第一套智能终端GOOSE报文可以看出, 5032开关实际上已完成分闸。
5032开关测控装置未正确处理智能终端上送的遥信GOOSE报文, 未刷新5032开关变位状态, 测控装置中的5032开关位置始终处于合位, 上送后台及远动的开关位置一直是合位, 导致省调监控及当地后台遥控操作后未收到开关位置变化信号, 判断为“遥控失败”、“控制超时”。20:22分, 5032开关测控装置重启后, 5032开关位置正确上送, 测控装置及监控后台均显示在分位。
3 测控装置GOOSE遥信不刷新原因分析
3.1 测控装置GOOSE遥信机理
芝堰变为国内首座500 k V智能化变电站, 测控装置的数据连接监测装置 (Data Link Monitor Device, DLMD) 板为首次使用, 以后的其他智能站均采用此板件, 而测控装置是由DLMD插件和CPU插件共同完成过程层GOOSE遥信数据的接收和上送功能。测控装置遥信数据流程如图2所示。
DLMD插件负责与智能终端通信, 接收智能终端上送的GOOSE遥信报文, 插件包含通信CPU和控制MCU 2个处理器, 2个处理器间通过双口随机存储器 (Random Access Memory, RAM) 芯片实现数据的交互。通信CPU接收GOOSE遥信报文并解析, 解析后的遥信信息通过双口RAM传递给控制MCU, 控制MCU进行变位判断、事件顺序记录 (Sequence Of Event, SOE) 生成等处理, 生成的SOE记录及遥信实时状态通过装置背板的内部控制器局域网络 (Controller Area Network, CAN) 总线上传至CPU插件, 再由CPU插件按照IEC61850模型上送后台及远动。
3.2 测控装置GOOSE遥信不刷新原因分析
GOOSE遥信不刷新的原因是DLMD插件的通信CPU与控制MCU之间的遥信数据交换出现了死锁。
数据交互时, 2个处理器之间采用一套应用规约, 双口RAM划分数据区传输不同数据, 每个数据区设置握手标志实现2个处理器间的交互同步。即主写方需要写数据时, 先将数据写入对应数据区, 最后写入握手标志。而主读方先读出握手标志, 并严格判断握手标志是否正确, 正确则读取后续数据并将握手标志清零, 以便主写方下次写入。数据交互正常流程如图3所示。
为了防止遥信误报等异常现象的出现, 遥信数据读取时严格判断握手标志是否满足, 不满足则不读取遥信。DLMD插件的2个处理器对数据区握手标志的读写是不同步的, 随着处理任务的高速轮转, 存在主写方正在写握手标志而主读方同时也在读取该标志的概率, 高速的读写碰撞可能会引起握手标志出错, 由于软件对这种异常情况考虑不周, 一旦出现异常, 目前的数据交换机制会出现死锁, 从而造成GOOSE遥信不刷新, 数据交互错误流程的死锁状态如图4所示。当装置重启后, 握手标志状态恢复, 则GOOSE遥信数据的上送也恢复正常。
4 程序优化处理措施和试验检验
为消除数据死锁的可能, 对测控装置DLMD的2个处理器的数据交互机制进行了改进, 提高数据交换的容错能力, 增加了数据交换异常的自恢复机制, 当握手标志出现异常造成本次遥信数据传输失败时, 下一封GOOSE遥信报文仍能正常上送, 不会出现数据传输的死锁。数据交互错误流程的自恢复如图5所示。
对按照新机制修改DLMD插件的程序的测控装置, 应进行加速老化试验。升级后的装置在大流量遥信报文条件下进行超长时间烤机试验, 装置遥信状态刷新始终正常。对芝堰变全部测控的DLMD插件进行程序升级后, 运行至今未发生GOOSE遥信不刷新的异常现象。
5 结语
智能化是未来电网的发展趋势, 对智能化设备功能进行提升和完善也日趋重要。文章从一起异常事件出发, 通过理论分析和实验研究, 查找出问题所在, 并通过设备升级改造, 彻底解决了该技术难题, 为智能化变电站异常处理提供借鉴。
参考文献
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变电站测控装置 篇6
采用同期功能对电网的稳定运行有诸多好处, 如果同期合闸失败, 则会对电网的正常运行造成很大影响。目前, 本地变电站综合自动化系统普及率已达100%.同期判定装置由自动化测控装置控制, 因此, 在变电站自动化专业的验收工作中, 同期功能试验是变电站验收中的重要项目。
2 同期合闸
在合闸操作中, 运行人员需根据现场设备的运行方式选择合闸方式, 包括无压合、试验合和同期合。
2.1 无压合
无压合是指在合闸时测控装置在未收到“TV断线”告警的情况下断路器两端均无压或只有一端有电压时合闸。
2.2 试验合
试验合是指合闸不经过测控装置的任何判据直接出口合闸。
2.3 同期合
同期合是指当断路器两端均有电压时合闸, 且在合闸时需经过测控装置计算、判断断路器两端的电气量。同期电压取自断路器两侧电压互感器上的二次电压, 测控装置通过设定定值的方式给定临界的同期定值。在发出同期合闸指令后, 测控装置将测量、计算、比较实际值和设定值。当实测值大于定值时, 测控装置自动闭锁合闸出口;当断路器两侧的电压、相角位和频率差保持在设定范围内时, 允许合闸, 可实现同期合闸功能, 否则, 经过一定的延时后合闸失败归位。此外, 同期合闸又可根据系统频率分为同频同期和差频同期两种方式。
2.3.1 同频同期
同频同期是指断路器两侧的电源在电气上存在联系的2个系统, 可通过该断路器进行再连通操作。其主要特点是在合闸前两侧的电压幅值可能不同, 但频率相等, 且电压功角差固定不变。该功角差的大小与两侧系统各自的功率因数有关。简单而言, 同频同期的条件是两侧的电压差和功角差在定值范围内即可执行合闸操作。比如, 母联断路器、母线分段断路器或3/2接线的中间串断路器等的合闸操作并列属于同频同期。
2.3.2 差频同期
差频同期是指2个没有电气联系的系统并列。其主要特点为断路器两侧的电压、频率可能均不相同, 且因频率不同, 两侧的压相角差在不断变化。进行差频同期合闸时, 要在两侧电压和频率相近时捕获两侧电压相位差为0时的平滑并网。比如, 发电机组并网、交流输电系统与直流输电系统的并网。
3 同期功能的验收试验
在110 k V以上的变电站中, 要求110 k V及以上的线路或断路器测控装置具有同期合闸功能。目前, 在本地变电站自动化专业的验收中, 通常使用昂立 (ONLLY) 测试仪进行测控装置的同期功能试验。
3.1 同期定值
以广东电网为例, 省网调度管辖范围内的同期定值一般按以下标准设定:频差≤0.5 Hz;压差≤10%;电压相角差≤10°。
3.2 同期功能试验
在进行同期功能试验前, 需要注意以下4点: (1) 线路PT的安装相别。一般的线路PT只使用单相的线路PT, 因此, 在线路测控装置中, 也只能使用一相的线路电压与母线电压比较。在试验前, 工作人员一定要前往高压设备现场确认线路PT的安装相别, 否则会因测控装置内设置的用于比对的相电压与实际PT安装相不符而无法实现同期功能。 (2) 二次电压的区别。一般的线路PT二次电压有57.7 V和100 V两种。在测控装置中, 可通过同期控制字定义二次电压, 通常以母线PT二次电压 (57.74 V) 为准, 更改同期控制字定义线路PT二次电压为57.7 V或100 V, 从而使测控装置可正确计算母线和线路电压的幅值, 进而验证压差闭锁值。 (3) 注意同期控制字或同期定值的设定。不同厂家的测控装置对其本身同期控制字或同期定值的设置方法不同, 不同的设计单位在设计时也有区别。比如, 在某些厂站的测控装置中, 除了装置软件内部安装具有同期功能的软压板外, 还会在屏柜上设置1块具有同期功能的硬压板, 试验时需同时投入软压板和硬压板后, 装置的同期功能才能正常使用, 只要有一者退出, 则整个功能都会失效。因此, 在试验前最好先充分了解有关厂家的说明书和相关图纸。 (4) 开展同期试验时, 最易被忽略的是TA、TV断线判别是否投入。如果判别已投入, 则在试验时必须增加开关所在母线PT二次侧的电压量, 否则会因装置判别断线而闭锁合闸出口, 导致试验无法正常进行。因此, 应在试验前先将TA、TV断线判别的控制字退出, 待试验结束后恢复。
3.2.1 采取程序控制法进行同期试验
同期功能试验主要分为频差闭锁试验、压差闭锁试验和角差闭锁试验。其方法基本相同, 只是试验中的变量不同。下面以频差闭锁试验为例介绍程序控制法。
以运行系统侧的频率为准, 在测试仪中选择“自动准同期”功能, 采用程序控制的试验方法, 在界面上设置系统侧运行频率为50 Hz, 系统侧电压为100 V, 系统侧角度为0°。测试项目选择“动作频率”, 并逐个设置“变化起点”“变化终点”“变化步长”和“每布时间”的数值 (可根据现场情况设置) , 必须针对闭锁值的上、下限分别进行待并侧频率的递增和递减试验。比如, 先进行由48~50 Hz的递增试验, 然后再进行50~52 Hz的递减试验。
应在频差闭锁试验中设置“变化步长”和“每步时间”, 否则会因为滑差值超限而导致试验失败。开始试验后, 待并侧频率为变量, 其变化过程完全受控于程序设定值, 无需人工操作, 直至测控装置满足同期条件时出口合闸, 测试仪自动停止并记录合闸时的动作值, 并查看测控装置上是否有同期合闸成功的相关报文, 最后由试验人员记录动作值, 并判断其是否符合测控装置所设定的频差闭锁值。
压差闭锁试验、角差闭锁试验的试验方法与频差闭锁试验相似, 只将频差试验中的变量分别改为待并侧电压和待并侧角度即可。在所有试验中, 系统侧运行频率和电压均保持不变, 即系统侧运行频率为50 Hz, 系统侧电压为100 V, 系统侧角度为0°。待并侧只有变量变化, 其余设置为定量并保持与系统侧相同, 以保证试验的准确性。可根据现场测控装置的同期定值设定变量的变化方式。
在试验前设定变量的变化方式时需注意以下3点: (1) 变化起点和终点设定的区间, 即变化范围必须覆盖测控装置所设定的动作值; (2) 变化步长的设定关系着试验的准确度——一般步长越小, 测试精度越高; (3) 设置每步时间时, 设定的每步时间应大于测控装置的动作时间。
3.2.2 采取手动控制法进行同期试验
手动控制法同期试验与程序控制法的原理类似, 即通过设置1个变量并逐步接近同期定值, 直至开关动作合闸, 手动记录合闸时的变量值, 并判断该值是否符合测控装置设定的闭锁值。下面同样以频差闭锁试验为例, 对手动控制法进行介绍。
以运行系统侧的频率为准, 在测试仪中选择“自动准同期”功能, 使用手动控制 (以下简称“手控”) 的试验方法, 在界面上设置系统侧运行频率为50 Hz, 系统侧电压为100 V, 系统侧角度为0°, 待并侧频率为48 Hz, 待侧电压为100 V, 待侧角度为0° (由于使用手控, 此处的待并侧频率相当于程序控制法中的“变化起点”) 。测试项目选择“动作频率”, “变化步长”设为0.1 Hz。
开始试验后, 按测试仪上的“+”按钮, 待并侧频率按照设定的步长加0.1 Hz。此时, 需要人工进行1次合闸操作, 如果合闸不成功, 则查看测控装置是否有有关同期失败的报文。在继续调整的过程中再次合闸, 不断重复, 直到合闸操作成功, 试验人员再次查看测控装置上是否有同期合闸成功的相关报文, 并记录待并侧的频率数值。
手动控制法的压差闭锁试验、角差闭锁试验与频差闭锁试验基本相同, 与程序实验法相同只更改了部分变量。
3.3 试验结束
试验结束后, 恢复测控装置至试验前的状态, 并拆除相关接线。如果试验前有TA、TV断线判别的控制字退出, 则需重新投入该控制字。
4 结束语
变电站测控装置 篇7
随着智能变电站[1]建设的不断开展,试点工程从110 k V、220 k V到500 k V不同电压等级二次设备的配置要求不尽相同,规范要求220 k V及以下电压等级宜采用保护测控一体化配置,针对220 k V及以上电压等级宜采用保护测控独立配置、高电压等级保护双重化配置的原则,要求过程层智能终端及合并单元双重化,而独立配置的测控单元为单套配置[2],测控装置需要同时接入2套不同的过程层网络,并采用相互独立的数据接口控制器(1),此时测控装置不仅需要完成2套设备的采集及控制功能,还需要解决由于过程层双重化配置设备接入所带来的数据冗余处理问题。本文从智能变电站与常规变电站差异的角度,就独立配置的高压测控单元接入双套智能终端及合并单元从全站系统层面进行分析,给出测控装置的实现方案,完成基本采集及控制功能,同时解决单套配置双套数据来源处理的问题。
1 装置设计概述
基于测控平台开发的测控装置组成分为硬件和软件2个部分。装置主控制器采用了Power PC 32位RISC架构的CPU,200 MHz主频下计算峰值速度380 MIPS,各输入输出I/O功能采用基于DSP+MCU架构的处理器,软件基于Vx Works操作系统。整个测控装置是一个多CPU处理系统,装置的平台架构示意图如图1所示。
1.1 硬件组成
测控装置硬件主要由电源模块PWR、管理主CPU模块、人机交互模块PNL、各输入输出I/O功能子模块组成。
管理主CPU模块与各I/O功能子模块通过内部高速总线连接,与人机交互模块通过串行接口(SCI)进行通信交互,实现显示输出及界面操作输入,通过GPS硬件对时回路接收外部时钟同步信号,再经过内部时钟同步总线,将外部输入的GPS对时同步信号扩展到各功能子模块,保证装置内部多CPU间时钟一致性,同时管理主CPU模块设计了2个百兆以太网口,可对外提供双网工作方式;电源模块提供整个装置工作电源,该电源模块自带一个单片机处理器,并设计了电源监视回路,可实时监视内部工作电源(3.3 V/5 V/24 V)输出状态;人机交互模块PNL采用320×240点阵图形化大液晶显示器输出,输入采用触摸屏方式,输入/输出简洁方便;各I/O功能子模块可分为传统I/O模块和数字化接口I/O模块,传统I/O模块包括开入DI(Digital Input)模块、开出DO(Digital Output)模块、交流采集AC(AC signal)模块等传统电缆输入/输出方式,数字化接口I/O模块是指以光缆连接的通信输入/输出方式,图1中的智能终端设备接口STI(Smart Terminal Interface)模块即为数字化接口I/O模块,该模块对外提供3个独立的百兆光纤以太网,用于过程层智能设备接入/接出。
1.2 软件组成
软件组成与硬件组成划分相匹配,分为电源监视软件、管理主CPU软件、人机交互软件、各I/O功能子模块软件,各部分软件运行在各自硬件模块上,相互配合协作完成测控应用功能。
各I/O功能子模块软件主要完成各自基础信号采集,转换处理为内部标准格式上送给管理主CPU软件,管理主CPU软件负责收集电源模块及各I/O功能模块采集数据信息,进行必要的数据处理后通过以太网转发给后台监控及远动,通过人机交互软件显示输出,同时负责接收后台监控、远动和人机界面的控制操作命令转发给各I/O功能子模块。除了实现基础采集传送功能外,其他测控的应用功能,如同期功能主要在交流子模块完成,间隔联闭锁功能及双套冗余数据处理都由管理主CPU软件实现。
系统软硬件采用平台化、模块化通用插槽结构设计,在模块配置上每台测控装置的电源模块、管理主CPU模块、人机交互模块为必选模块,插槽位置固定,其他各I/O功能子模块可依据具体工程要求在数量及功能上进行灵活选择配置,各I/O模块插槽位置通用,硬件上设计为即插即用,软件上内部采用自解释协议实现管理主CPU对各I/O子模块自动识别,不需要额外配置软件。
1.3 测控装置组网
对于智能变电站过程层设备完全数字化的情况,测控装置配置模块为电源模块、管理主CPU模块、人机交互模块、STI模块。其中STI模块配置2块,其他各1块,不需要配置传统I/O功能模块。
图2为单套测控装置接入双套合并单元和智能终端的网络结构方案,2个STI模块分别提供3个独立的百兆光纤以太网,用于过程层合并单元MU(Merging Unit)的采样值SV(Sampled Value)接入和智能终端设备STD(Smart Terminal Device)双网通用对象的变电站事件GOOSE(Generic Object Oriented Substation Event)的输入/输出,过程层2套设备分别接入A套网络和B套网络,2套网络物理上完全独立,任何一套网络的SV网路与GOOSE网络独立,图中虚线部分为可选网络,一般过程层为单套配置时,GOOSE按双网配置;过程层为双套配置时,每套分别接入一个GOOSE网络,也可支持特殊要求的双套双GOOSE接入。间隔层测控装置管理主CPU模块提供2个独立的以太网接口,与站控层之间通过双网方式连接,测控间隔间GOOSE交互通过站控层网络通信,即制造报文规范MMS(Manufacturing Message Specification)层与间隔层GOOSE共网。
2 主要功能实现及分析
2.1 SV交流采集
目前智能变电站MU依据IEC6004-8和IEC61850-9输出的采样频率多为80 fr、200 fr(fr为信号额定频率)等,基于线性Lagrange插值算法处理方法[3]通过插值重采样实现传统基于24点或32点体系定点交流采样算法同样能够适应过程层的定频采样。但由于插值算法本身会引入插值误差,要求采样频率在200fr以上才能满足测量的精度要求,而目前已经实施的智能变电站MU实际输出采样频率多为80 fr,因此该方法存在一定的局限性。
这里给出一种适合测控的处理方法,能满足精度要求,计算量相对较小,不需要对所有采样值进行插值。直接利用原始采样值进行计算处理,既满足测控精度要求,又易于实现。该方法基本思想为通过固定采样频率输入的采样值基于固定数据窗傅氏算法计算信号频率,然后根据信号频率、固定采样频率及固定采样频率对应的采样点数推算出每周期实际采样点数,按照每周期的实际采样点数调整傅氏算法的数据窗,从而尽可能地减少频率的泄漏,提高傅氏算法计算有效值精度。由于进行傅氏算法的数据窗大小随被采样信号的频率动态变化,所以称此方法为动态数据窗傅氏算法。下面介绍具体步骤。
a.测量频率[4]:采用基于固定数据窗傅氏算法的频率测量方法,计算2个相邻数据窗间的相角差Δφ,当频率变化时,可根据相角求出频率的变化Δf。设系统信号输入额定基波频率为f0(额定采样周期为T0),MU输入的采样频率为N0f0,Δf与Δφ的变化关系用离散差分方程表示为Δφ=2πΔf T0,则系统实际频率可表示为f=f0+Δf=f0+Δφ/(2πT0)。
b.推算每周期实际采样点数:根据当前实际测量的频率f计算出实际的每周期采样点数N,每周期实际采样点数N=N0f0/f,当f-f0小于允许误差时,可认为频率不变,即N=N0。
c.计算有效值:以采样点数N为数据窗口,通过对N点数据窗口的采样值进行傅氏算法,求得信号的实部、虚部,然后计算出总有效值及各次谐波分量。
实际应用结果表明该方法在采样频率为80 fr、200 fr时,均能够满足测量精度要求。另外文献[5]中所述的测量方法与本文方法有相似之处,同样不需要进行插值处理,而计算有效值采用均方根积分算法,并进一步提出了对结果进行修正补偿[5],以提高测量精度,其结果也表明在采样频率为80 fr及以上时,不进行修正补偿即可满足精度要求,但该方案不能计算各次谐波分量。
2.2 GOOSE输入/输出[6,7,8]
测控装置涉及到过程层和间隔层GOOSE输入/输出,其中过程层GOOSE主要用于过程层设备数据的接收和发送,具体包括GOOSE开入信息(开关刀闸位置、各种状态、告警信息),GOOSE模拟量信息(温度直流信息、档位分接头位置信息),GOOSE控制输出(开关刀闸控制、防误闭锁控制、分接头调节控制)等;间隔层GOOSE主要用于间隔间实现数据共享,传送信息一般为遥测、遥信信息,目前未见有用于实现跨间隔的控制应用。
IEC61850标准提供GOOSE传输机制,并未对传输内容具体格式及应用做具体限制,出于安全性考虑,目前保护大多设计为点对点直采/直跳方式,而对测控装置通常采用GOOSE组网方式,GOOSE输入输出的通信实现需要考虑对整个网络的影响,测控装置GOOSE组网应用的稳定可靠性将直接影响将来在保护装置推广。
间隔层GOOSE目前在间隔联闭锁功能上得到了广泛的应用,该功能对数据实时性要求不高,且间隔间GOOSE数据量相对较小,应用比较成熟,真正实现了不同厂家测控装置间间隔联闭锁功能的互操作性。而过程层GOOSE的应用中,需要考虑的问题较多。
2.2.1 过程层GOOSE遥信
GOOSE数据集可以按照数据对象或数据属性方式进行配置,从数据完整性的角度讲,传输信息越详细越好,按照数据对象方式传输,传输内容包括对象的所有属性,信息的增加会增加网络负担,且大多数情况下是不必要的,特别是组网方式下浪费网络带宽,目前大多数工程采用数据属性方式传输,且遥信只传送状态信息,不传送品质Q值及时间t事故顺序记录SOE(Sequence of Events)信息,由接收方打时标处理,传统的信号采集SOE分辨率达到1 ms,采用GOOSE方式后时标的准确性取决于GOOSE网络状态及对端设备是否能够及时发送,这种应用方式在缓解网络负荷的情况下,丢失了部分系统性能。建议实际应用当中避免一刀切的方案,特别对测控而言,对于部分重要的开关位置等信号可以发送时标信息,对其他辅助接点信息可由接收方进行时标处理。
GOOSE信号消抖处理问题,信号辅助接点的抖动现象是比较常见的,传统的测控装置在开入采集处理时都考虑可配置的消抖时间、过滤不正常的抖动信号,减少对站控层网络影响。现在GOOSE开入方式,理论上负责信号直接采集的智能设备应该处理好信号的抖动问题,测控装置不需要再进行处理,但考虑到各厂家在处理上可能存在差异,建议保留测控装置的二次防抖动处理,以避免由于过程层信号抖动引起的大量网络数据,经过测控装置直接反应到站控层网络,给整个系统带来不必要的网络冲击,影响系统的稳定安全运行。
2.2.2 过程层GOOSE控制
与传统控制过程比较,智能变电站测控遥控执行继电器下放到过程层智能终端设备,遥控的选择、返校在测控装置完成,执行命令通过GOOSE状态直接发送给智能终端设备,测控装置与智能终端之间没有选择返校过程。建议为每个控制对象配置一个“闭锁接点控制状态”,特别是在没有投入间隔联闭锁功能的情况下,测控装置下发GOOSE控制时同时将该对象对应的“闭锁接点控制状态”设置为允许,智能终端设备同时判别接收到的控制对象状态及闭锁接点控制状态为允许时再进行控制,可提高控制的安全可靠性,避免单一的GOOSE状态错误导致的误出口。
2.3 同期功能
同期功能[9]目前已成为测控装置必要的可选功能之一,根据合闸点两侧系统的情况,合闸操作分为不检(强合)、检无压、检同期(准同期和捕捉同期),关于同期方式名称的定义国内没有完全统一的说法,无非分为4种:不检,即无条件合闸;检无压,待并侧与参考侧任一侧无压即可合闸,也可增加TV断线或其他辅助判据;准同期,主要针对同频情况下,将2个同期电压幅值及相角差作为判别条件;捕捉同期,主要针对差频情况下,除了电压幅值及相角差作为判别条件外,还增加了频率参与条件运算判别。也有的将准同期称为检同期,而将捕捉同期称为准同期,但其具体含义基本一致,IEC61850关于同期控制只有不检(强合)、检同期2种方式,检无压归入不检(强合)。国内倾向统一为3种方式,准同期和捕捉同期合并都称为检同期,具体实现时由测控装置根据采集的2个电压信号频率自行选择准同期和捕捉同期,如频差≤0.02 Hz判别为同频,>0.02 Hz判别为差频。
智能变电站过程层的数字化带来的采集输入控制输出形式的变化,表面上对同期功能模块原理本身没有影响,但实际应用当中却增加了许多中间通信环节,增加了同期导前时间参数的设定难度,可能影响同期效果。其同期实现过程如图3所示。
传统方式同期电压信号所有采集过程、开关位置信号、同期控制输出都在测控装置内部完成,同期控制过程中只需要考虑开关机构动作时间以及装置内部的时间配合,该时间通过实际测试匹配时间相对较容易;而智能变电站过程层数字化之后,从电子互感器到测控计算处理,以及开入采集控制输出到测控经过组网网络传输,且实际工程中测控装置、MU、智能终端可能是3个不同厂家设备,各自性能存在差异,而对于双套不同厂家的MU、智能终端及单套测控单元应用时,针对双套数据源的输入/输出,需要对应2种不同的导前时间,因此确定准确的同期导前时间并不容易,再考虑网络的延时离散度存在一定不确定性,准确的时间评估更加困难。实际变电站当合闸两侧频差不大时,导前时间对同期合闸影响不大,频差较大时对同期合闸效果影响就很明显,可能造成非同期合闸。因此网络通信可靠性及设备间配合稳定性决定了同期效果。
2.4 间隔联闭锁
常见的各种防误闭锁方式有机械闭锁、电磁闭锁、电气回路闭锁、微机防误闭锁和后台监控系统防误等[10,11],各种防误闭锁方式应用在不同应用环境场合,发挥各自作用的同时也暴露出各自的不足之处,因此在实际的变电站自动化系统当中通常配置多种防误闭锁方式,相互补充,共同提高全站运行控制的安全可靠性。基于测控装置的间隔联闭锁功能正是利用测控装置分布式、网络化的特点优势,实现全站数据通过网络共享的间隔内防误[12],弥补其他防误闭锁方式的不足之处。目前间隔联闭锁应用广泛,而且在实际的工程应用中,不断完善改进,测控装置的间隔联闭锁功能可与后台监控系统进行配置实现一体化在线式五防[13]顺序控制功能,同时测控装置间隔联闭锁功能在实际运行时具备一定的独立性,不依赖于后台系统,即极端情况下后台监控系统瘫痪,全站也不会丧失联闭锁功能。
传统变电站测控装置的间隔联闭锁功能的数据采集、逻辑及控制执行硬件都集中在测控装置,智能变电站过程层的智能化、原始数据采集及控制执行单元分离为MU和智能终端设备,测控装置主要负责间隔联闭锁功能的数据计算及逻辑部分判别,该功能需要过程层设备的共同配合才能完成。
国内外各大厂家测控装置基本都具备间隔联闭锁功能,只不过实现方式方法表达联闭锁的逻辑规则上存在一定的差异。传统的变电站自动化系统,各厂家测控装置间联闭锁信息的交互都是通过各专用接口进行,无法实现不同厂家测控装置间的配合,IEC61850标准GOOSE服务的应用实施,统一了不同厂家测控装置实现数据共享交互接口,解决了装置间互联互通的问题。IEC61131标准为PLC工业控制领域提供了统一的可编程逻辑语言,在电力行业也需要一个逻辑规则描述标准来规范各厂家逻辑规则表达方式,间隔联闭锁功能在技术上已经相当成熟,目前缺少的正是统一的标准规范。
2.5 双套数据冗余处理
基本思路:配置2个硬件完全相同的STI模块实现对A、B套设备的数据处理,各自处理结果通过内部总线传给管理CPU入库,入库同时根据A、B套设备的相关健康状态,按照一定数据选择策略,选择数据写入虚拟逻辑设备,形成合并后的数据,对下行命令数据按照一定策略进行分解转发。双套数据冗余处理过程如图4所示。
下面说明具体的实施工程。
a.将来自过程层设备数据分为设备专用部分数据、公共部分数据。专用部分数据是指反映智能终端及MU装置本身内部的信息数据,如对应的各通道状态、内部故障告警等信息;公共部分数据包括实际一次设备的测量、位置信号、控制等数据。其中双套设备反映的公共部分数据应该是一致的,专用部分数据不同厂家可能存在差异,不能参与合并处理。
b.在STI模块中为A、B 2套过程层设备分别配置各自的通道数据健康状态,并且将GOOSE网络与SV网络通道分开配置。STI模块将处理数据结果全部发送给管理CPU模块。
c.在管理CPU模块进行IEC61850模型配置,分别为2个STI模块个建立逻辑设备Logic Dev_A、Logic Dev_B对应A、B 2套设备源,再建立一个虚拟的逻辑设备Logic Dev_AB对应A、B 2套设备的合并处理数据,每个逻辑设备中建立3个基本的逻辑节点LN_X_Pri、LN_X_Pub_GOOSE、LN_X_Pub_SV分别对应各逻辑设备的专用数据信息、公共的开关控制信息、公共的测量信息。其中虚逻辑节点LN_AB_Pri中包括公共信息数据来源标识及测控装置本身的专用状态告警信息、LN_AB_Pub_GOOSE、LN_AB_Pub_SV为合并处理后的选择结果。
d.数据入库及选择处理策略:简单选择策略,当2个STI模块正常工作时,对于来自2个模块的数据,首先会分别写入各自逻辑设备Logic Dev_A或Logic Dev_B,然后根据各自对应的过程层设备健康状态进行选择,健康状态都好时可优先选择其中一套(A或B套)的数据写入逻辑设备Logic Dev_AB,出现部分健康状态异常时,按照GOOSE和SV分别选择健康状态好的写入逻辑设备Logic_AB中相应的逻辑节点LN_AB_Pub_GOOSE、LN_AB_Pub_SV,同时需要更新LN_AB_Pri中数据来源标识;复杂选择策略,可在2套设备都工作正常的情况下,增加公共部分的数据分析比较,由于2套设备只能二选一,同时发现不一致时,可给出告警提示信息。
e.上送数据集Data Set配置,测控装置已经完成了对2套设备的数据冗余处理,因此后台监控系统及远动设备只需要订阅注册逻辑设备的Logic Dev_AB的所有Data Set数据信息,如果用户需要关注2套数据源各自的工作状态情况,可以选择订阅注册逻辑设备Logic Dev_A和Logic Dev_B的专用部分数据LN_A_Pri、LN_B_Pri。
f.对于下行控制操作,后台监控系统或远动设备首先下发命令给逻辑设备Logic Dev_AB,测控装置根据当前的各设备及通道状态选择合适的实际设备进行控制命令转发,当出现异常无法转发时,测控给出异常告警提示。
以上的测控建模配置方案,不仅可满足需要测控装置进行数据合并处理的应用场合,同样也可满足要求测控对数据进行透明转发的应用场合,只需进行灵活的配置即可实现。
3 结语
针对智能变电站高电压等级独立配置测控单元的要求,提出一种适合当前发展的测控装置应用解决方案,着重对测控装置的软硬件组成、组网架构以及主要功能技术实现进行探讨和分析。基于该方案实现的测控装置已经在某500 k V智能变电站工程中得到应用,实践表明该实施方案具备可推广性,能够满足当前智能变电站不断发展的要求。
摘要：针对智能变电站高电压等级双重化配置的过程层智能设备同时接入单套配置的间隔测控单元的要求,提出了一种可行的测控装置应用解决方案。基于测控平台开发的测控装置软硬件设计采用多CPU软硬件协作方式,主要功能包括交流采样值(SV)处理、GOOSE输入/输出、同期功能、间隔联闭锁功能。方案采用2个完全相同的前端模块实现对双套设备的数据预处理,由主控CPU模块按可配置策略进行合并处理。基于该方案实现的测控装置已经在某500 kV智能变电站工程中得到应用,实践表明该实施方案具备可推广性。
变电站测控装置 篇8
网络替代二次硬接线,使得过程层信息可以通过网络共享,为高性能嵌入式装置同时实现多个间隔的测控功能奠定了基础,出现了集中式测控装置的试点应用,但集中式测控装置存在运行维护不方便,功能软件模块异 常影响范 围大等缺 点[1,2,3,4]。文献[5]基于现有的IEC 61850标准和即插即用技术, 提出了在线评估与动态重构冗余备用的技术方案。 集中式冷备用测控装置借鉴了集中式测控装置技术,采取了备用即插即用的思想。不同之处在于采用了面向间隔的设计,将实体测控装置虚拟化,并确保虚拟测控装置与实体测控装置等价,在实体测控装置故障或异常时,以远程操作方式将作为其备用的虚拟测控装置投入运行,解决实体测控装置待检修过程中相应间隔无测控功能的问题。本文详细描述了测控功能的集中式冷备用技术,包括模型继承、 模型辨识和一致性验证等。对于虚拟测控装置的参数配置、后备切换 等功能的 实现也进 行了详细 的阐述。
1集中式冷备用原理
集中式冷备用技术由集中式冷备用测控装置实现,集中式备用测控装置可同时运行多个虚拟测控装置,虚拟测控装置是实体测控装置的冷备用,只在实体测控装置故障或异常时投入运行。虚拟测控装置使用实体测控装置的智能电子设备(IED)性能描述(ICD)模型、配置IED描述文件(CID)配置、联闭锁规则和运行参数。虚拟测控装置启动运行时,使用被后备实体测控装置的通信参数,例如IP地址、 组播地址、过程层通 用面向对 象变电站 事件 (GOOSE)控制块的应用标识(APPID)等,如此与其通信的客户端会将其视为原来的实体测控装置。目前虚拟测控装置可作为线路、母联、母设和主变四类测控装置的备用,暂不考虑公 共测控装置的备 用。 集中式冷备用测控装置与测控装置在智能变电站自动化系统中所处的层次和位置相同[6,7]。虚拟测控装置属于智能变电站间隔层的二次设备,过程层基于采样值(SV)网和GOOSE网进行信息共享是其基本运行条件。
2集中式冷备用测控装置的设计
集中式冷备用测控装置采用了网络分析仪硬件平台,具有很强的网络接入能力,全站测控功能的备用只需一台装置。如图1所示,集中式冷备用测控装置的过程层采取了集中处理策略,以降低同时运行多个虚拟测控装置时过程层任务调度的耗时。按照一体化监控系统标准的要求,采用面向间隔的设计思想设计虚拟测控装置,虚拟测控装置使用实体测控装置的CID文件,并与实体 测控装置 一一对应。集中式冷备用测控装置具有全站变电站配置描述(SCD)文件和每个实体测控装置的CID文件。
1)过程层网络
对于实时性要 求不同的 过程层SV报文和GOOSE报文的处理,采取了模块 独立的策略。集中式冷备用测控装置设计了过程层接收分发器,采取接收报文统一处理,再分发至虚拟测控装置的策略。设计了过程层发送集中器,集中处理虚拟测控装置发送的GOOSE报文。综合应用组播注册协议 (GMRP)、虚拟局域网(VLAN)技术,以及多端口实现流量控制、报文过滤,提高网络报文的接入和处理能力。
2)间隔层网络
采用一个端口绑定多个IP地址的技术,虚拟测控装置从冷备用状态切换为运行态时将使用主测控装置的IP地址。为了防止IP地址冲突,集中式冷备用测控装置通过简单网络管理协议(SNMP)关闭故障或异常测控装置所连接的交换机的端口,将其从网络隔离。
3)同期智能插件
集中式冷备用测控装置的硬件平台采用了双核CPU,并由Linux2.6操作系统将其转化为4个逻辑CPU核。由于其实时性无法满足同期功能的要求, 为此在机箱内增加了同期智能插件,满足同期合闸对于导前角的精度和实时性要求。
3关键技术
虚拟测控装置必须满足测控装置的标准规范, 作为实体测控装置故障或异常时的备用是其核心价值,不需要长期带电运行,因此对于虚拟测控装置运行和维护的要求可以适当降级,例如:将运行和维护要求的一些硬压板转化为软压板。虚拟测控装置与实体测控装置的一致性包含功能等价、模型等价和配置等价三个方面。等价的实现技术和一致性验证技术是测控功能集中式冷备用技术的核心和关键。 就功能等价而言,采用实体测控装置虚拟化思想,将集中式测控装置分解为若干面向间隔的测控装置的原理和实现比较简单,本文不作为重点论述。模型等价意味着虚拟测控装置使用实体测控装置的ICD模型;配置等价则表示虚拟测控装置使用实体测控装置的运行参数、虚端子联系表和联闭锁规则。
3.1模型及配置等价实现技术
虚拟测控装置的信息容量大于实体测控装置是实现模型等价的必要条件。作为备用的虚拟测控装置只需短暂运行,其测控功能所涵盖的信息主要包括遥测、遥信和遥控。虚拟测控装置的运行参数和定值由一次系统决定,例如:电流互感器和电压互感器变比、额定值、死区等,可通过人机界面配置。定值主要考虑同期合闸功能。虚拟测控装置需要使用实体测控装置的CID文件,依据CID文件建立逻辑节点(LN)、数据对象(DO)和GOOSE发送控制块, 并从CID文件获取IP地址、组播地址、APPID等通信参数,以及虚端子联系表。建立CID文件中的变量与虚拟测控装置的内存变量映射关系的过程,就是实现模型等价的过程,理论上这一过程可以完全通过人工修改CID文件中的短地址实现。
建立映射关系需要解决以下几个问题[8,9]。
1)国家电网公司企业标准[9]未完整规范测控装置过程层虚端子与间隔层制造报文规范(MMS)变量的对应关系及描述方式。完全依靠人工辨识存在困难,需要测控装置研发人员的协助。
2)厂家未公 开测控装 置的过程 层虚端子 与MMS变量的对应关系。
图2描述了所研发的ICD模型辨识和一致性验证系统,用于ICD模型辨识时,虚拟测控装置不接入。
辨识/验证主机采用了网络分析仪硬件平台,可同时接入站 控层、过程层GOOSE网、过程层SV网。辨识/验证主机导入SCD文件,通过仿真合并单元触发变化遥测,辨识SV虚端子和MMS遥测变量的对应关系;通过仿真智能终端触发变化遥信, 辨识GOOSE虚端子和MMS遥信变量 的对应关 系;通过发送遥控命令,辨识开出虚端子、开入虚端子与MMS遥控变量的对应关系。通过计算机辅助辨识和映射,极大地提高了修改CID文件短地址的效率和正确率。可辨识率达到90%以上,通过辨识出的对应关系,按虚拟测控装置的建模要求自动修改CID文件中的短地址。不能辨识的部分提供清单,以人工方式修改短地址。目前不能辨识的部分主要包括计算遥测、合成遥信和同期合闸遥控。
模型辨识过程简述如下。
1)输入SCD文件,分解出虚端子联系表。
2)仿真外部二次设备,例如合并单元和智能终端,触发变化的交流量和信号量,解析实体测控装置的间隔层DOI(即MMS变量)和过程层变量的对应关系。
3)触发遥控分、合命令,解析实体测控装置的间隔层DOI和过程层变量的对应关系。
4)根据实体测控装置的间隔层DOI变量的数据属性,例如:单点、双点、整型等,以及应用属性,例如:遥测、遥信、遥控等,选择虚拟测控装置匹配的内存变量,记录并保存此对应关系。
5)基于实体测控装置的CID文件和4)中对应关系记录,修改CID文件中间隔层DOI的内存变量映射关系短地址sAddr,输出虚拟测控装置可以使用的CID文件。
3.2映射关系建立
如下可扩展标记语言(XML)片段,取自虚拟测控装置的CID文件,分为过程层定义和间隔层定义两个部分。
1)过程层定义
2)间隔层定义
由上述两个XML片段,可以看到虚拟测控装置对于单点遥信sAddr的定义方法。GOOSEPin_ EN_KI_YX和RDYXKR_32_Y是虚拟测控装置自定义的两个 映射函数,通过GOOSEPin_EN_KI_ YX将外部虚 端子单点 开入001定义为SPCS01. stVal,并映射到内存变量001;通过RDYXKR_32_ Y将过程层DOI:SPCS01.stVal映射到间 隔层DOI:Ind01.stVal。
3.3其他配置等价实现技术
虽然虚拟测控装置具有合成遥测、合成遥信的功能,但合成遥测的计算公式和合成遥信的合成逻辑在CID文件中没有描述,需要实体测控装置厂家技术人员公开上述信息,通过人工配置的方法进行合成配置,同期定值和同期遥控的对应关系建立采取相同的办法。电流互感器变比、电压互感器变比、 额定值、死区等运行参数需依据实体测控装置进行人工配置,需人工配置的还有联闭锁逻辑等。
3.4一致性验证技术
虚拟测控装置配置完成后,在图2所示的一致性验证系统中,同时接入实体测控装置和作为其冷备用的虚拟测控装置,采用基于数据比对和报文比对两种方法进行虚拟测控装置和实体测控装置的一致性验证。验证系统从工程SCD文件中提取虚端子联系表,将虚端子联系表下装到仿真合并单元,由仿真合并单元顺序触发变化遥测数据,实时比对两个装置的遥测数据,出现较大偏差时在差异表中实时显示并记录,供人工检查原因。将虚端子联系表下装到仿真智能终端,由仿真智能终端触发变化遥信,实时比对两个装置的遥信状态,出现差异时,在差异表中实时显示并记录。基于CID文件对实体测控装置和虚拟测控装置的相同遥控对 象进行操作,比对两个装置的GOOSE发送报文,判断遥控操作的一致性。联闭锁逻辑的一致性验证,通过仿真合并单元和智能终端的自动触发,结合人工置数和人工变位的方法进行验证。
4结语
就地保护测控装置抗干扰措施 篇9
就地安装的保护测控装置较靠近高压一次设备, 母线及其它一次设备运行中产生的电磁场, 对保护测控装置及二次回路有直接影响。流过接地系统的雷电流和接地短路故障电流, 在接地系统中引起的电位升高, 可能对保护及控制回路产生危害, 特别是二次设备分散布置时, 接地系统不同点之间的暂态电位差可成为一种干扰源。靠近雷电流注入处与接地导体其它点间暂态电位差最大, 高出稳态值的数倍。如单相接地短路故障引起母线电压突变的幅度, 与开关操作引起的浪涌相当, 快速瞬变的高频干扰和后期的稳态低频干扰, 存在于电网故障发生过程之中。
1 采用等电位接地网
所谓的接地就是把设备、系统或设备外露 (不带电的导电部分之间采用低阻抗连接在一起。等电位接地网是用导体将原有各孤立的金属构件连接在一起, 组成一个地面的接地网, 给二次回路用, 适用于对高频信号敏感的微电子装置的电磁兼容要求。等电位接地网能为微机保护测控装置提供更好的电磁环境搭接和接地构成三维立体接地网络, 可提供最低接地阻抗。
降低高频干扰的一个重要原则就是要尽量减少接地阻抗。对高频干扰而言, 多回路接地要比相同导体截面的单根导线接地好得多。将不同功能的接地网捆绑成一个接地网, 对降低接地阻抗是极其有效的。
2 高压开关柜接地
对10kV及以下高压开关柜上的微机保护测控装置抗高频干扰, 应将开关柜体、底座槽钢、接地铜排、平行接地导线等连接在一起, 所有的地面接地体捆绑成一个立体接地网架, 形成一个等电位接地体, 再与地下接地网多点相连。柜内引出的屏蔽接地经接地引线接至工作 (屏蔽) 地。这样, 通过机箱内部的屏蔽接地把保护接地和工作接地连接在一起了。在工程安装中, 虽然接地铜排用绝缘子与柜体隔开, 把保护接地和工作接地分开, 但其他的屏柜没有这样做。当把柜与柜、铜排与铜排连接成一体后, 很自然地把不同的地连在一起。
高压开关柜的底座槽钢虽按要求对点接地, 接地阻抗很小, 这一接地阻抗属于所有经开关柜接地的装置及其回路。如果将在高压开关柜内安装的电压互感器、避雷器等一次设备的接地线连接到开关柜的底座上, 不可避免高压侧强电流经开关柜体入地网, 特别是避雷器对地泄放雷电流。此电流流经柜体的接地阻抗而产生高电压, 构成共阻抗耦合干扰。因此, 柜内一次设备的接地, 应采用独立的接地引线, 就近接入地网, 如高压设备的金属外壳与高压绝缘, 且与一次接地端是分置的, 则金属外壳及二次回路中性点接地。但应注意接地引线的走向不与电缆平行, 尽量做到接地引线短些, 引线要用绝缘线, 不能与柜体金属件在电路上连通。
3 装置的接地
装置的接地包括装置机箱直接经金属构件接地、经接地引线接地以及装置屏蔽接地。将箱体与柜体搭接, 装置内、外电路的接地, 就可利用机箱实现短引线接地。如果机箱不与柜体搭接, 而是经长引线接地, 即机箱的接地回路串入了一个电感;另外, 机箱与柜体间又存在电容, 柜体是接地体, 机箱与地的连接阻抗表现为电感与电容并联时的阻抗特性, 会在某个频率时发生并联谐振, 即使不发生谐振, 或呈电感性, 或呈电容性, 都会对装置的抗干扰产生不同影响。因此, 不能忽略接地引线和机箱与柜体间的寄生电容的不良影响, 须采用直接搭接, 消除接地引线和机箱与柜体间的寄生电容。接地引线应尽量的短, 以不用引线直接连接地为最佳。
对于10kV高压室, 应在室内的二次电缆沟中敷设截面不小于100mm2二次专用接地铜排, 其末端在高压室内以截面不小于100mm2铜缆一点与变电站主地网引下线可靠连接, 该铜排还应通过截面不小于100mm2铜缆与主控室、保护室内二次接地网可靠连接, 各10kV保护测控装置应用截面不小于4mm2铜导线与该铜排可靠连接。
4 网络及控制电缆的布线和敷设
在安装接线时应尽量避免采用接地引线, 在不得已的情况下可采用短 (10cm) 接地引线。如对网络线与装置网络端口的接线, 屏蔽层应直接接到装置的机箱螺丝上, 借助于屏柜接地, 这样可避免因接地引线太长影响屏蔽效果。
10kV及以下高压母线在开关柜的上部, 在其周围的线缆都会受到干扰。产生这种干扰的原因是2根导线间的杂散电容和互感造成, 以及与线缆的对地电容有关。减小导线间电容, 增大导线对地电容, 减小互感系数就可以减少干扰。最简单的办法就是增加2根导线之间的距离, 受干扰导线靠近地面和接地体可在增大电容的同时, 减少受干扰导线与地构成的环路面积, 也可减小互感器值。因此, 施工中二次回路电缆及网络线的布置及敷设, 要尽量避免与高压母线或高压设备一次线的接地引下线近距离平行敷设, 并尽量增大二者间的距离。高压开关柜侧电缆屏蔽层接地时, 接地点应尽量远离大接地短路电流中性点接地点和其它高频暂态电流的入地点, 如避雷器、避雷针、电容式电压互感器等接地点。
5 装配电源滤波器
目前, 变电站的直流系统均采用微机型高频开关电源, 但考虑直流输送过程中直流电缆的干扰, 在保护测控装置的电源进线处装设电源滤波器还是必要的。电源滤波器是一种低通滤波器, 实际上在电路中兼顾了对差模干扰和共模干扰的抑制。虽然从电路上看是一个简单的两端口网络, 但要注意滤波器外壳尽量直接与柜体紧密搭接, 避免经长引线接地。如经长引线接地, 相当于在共模滤波电容对地回路增加了一个阻抗, 干扰不能顺利通过电容入地, 而是通过两端电容串接形式, 将输入端的干扰耦合到输出端, 滤波器外壳经长引线接地, 严重影响了其滤波效果。经滤波器后, 引入装置在柜内的走线, 应远离直流操作回路的导线及高频输入 (出) 回路的导线, 更不得与这些导线捆绑在一起。
6 结束语