数字式智能化变电站

数字式智能化变电站（精选11篇）

数字式智能化变电站 篇1

前言

近年来, 随着数字化变电站技术的兴起, 大批新建设投运的变电站都采用了数字化的自动化系统 (MMS) 、智能设备间的快速通信功能 (GOOSE) 以及数字化的采样传输功能 (SMV) 。从近年来美国电科院公布的规划中将IEC 61850作为智能电网启动标准之一及国家电网公司颁布的《智能变电站技术导则》中规定智能变电站信息交换、管理将遵循IEC 61850要求的情况来看, 智能变电站各种设备的信息建模及信息交互需要在IEC61850框架下统一进行, IEC 61850必将成为未来智能电网领域的主要标准之一。然而相对于大量的二次设备正在研发和投入使用, 智能化的一次设备投入相对滞后。而智能变电站概念的提出, 对一次设备的智能化提出了更高的要求。

1. 变电站一次设备智能化扩展

在数字化变电站中, 大量的二次回路被网络介质所取代;相对应的, 网络报文也取代了原有的电信号, 成为设备之间信息交互的唯一方式。

而由于一次设备智能化的滞后, 时至今日还无法实现过程层设备与间隔层设备的无缝通信, 二次设备与一次设备之间的信息交互仍然得由电缆回路来完成。这显然有违采用数字化技术的初衷-减少二次电缆回路。因此就地的智能终端及合并单元作为基于传统一次设备数字化变电站的重要实现手段被采用。

就地智能终端与合并单元的使用, 最大程度地减少了二次回路的复杂程度和二次电缆的使用量, 同时也实现了过程层与间隔层设备之间的网络化通信, 在不改变一次设备的条件下最大程度地实现了站内设备的数字化。

2. 智能电网对变电站一次设备的要求

IBM电力专家提出的智能电网概念是利用传感器对关键设备的运行状况进行实时监控, 然后把获得的数据通过网络系统进行收集、整合, 最后通过对数据的分析、挖掘, 达到对整个电力系统运行的优化管理。

在实时数据采集上, 智能电网大大扩展了监视控制与数据采集系统 (Supervisory Control AndData Acquisition, SCADA) 的数据采集范围和数量, 提高了电网的"可视化"。智能电网的实时数据主要包括三类:电网运行数据、设备状态数据和客户计量数据[1]。

因此, 若一次设备要实现智能化, 首先要实现设备状态的实时监测分析, 也就是一次设备的完全可视。只有在一次设备实现智能化后才能通过对其所上送的各种数据分析来判断运行状况, 以决定何时检修、检修什么部件等, 达到真正意义上的状态检修, 从而最大程度地减少无谓检修及故障检修, 保证电网更有效率地运行。

从以上对智能电网的分析中不难看出, 对关键设备的运行状况进行实时监控、进而实现电网设备可观测、可控制和自动化是智能电网的核心和目标。因此需要设置一次设备信息采集系统, 其组成部分参见 (图1) , 它由信号变送系统、数据采集系统以及处理系统构成。一次设备常见的监测内容可归纳为绝缘性能监测、机械性能监测和电气性能监测3部分。

作为整个环节的基础组成部分, 传统一次设备的数据采集功能几乎为零。要达到智能电网要求, 一次设备内部需要包含大量的传感器, 以达到测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化、信息互动化的[2]。

3. 变电站一次设备智能化实现方式

3.1. 完全实现智能化的一次设备

以1台油浸式有载调压主变为例 (如图2) , 为了达到一次设备运行状态的完全可视与可控, 需要在主变本体上加装油温监视、局放监测等大量的传感器及冷却器、有载调压机构等控制器, 同时还需要配备1台 (或有冗余的多台) 智能组件, 以承担过程层和间隔层全部计量、检测、测量、控制、保护等任务。这样高压设备智能化之后, 除了传感器、控制器、智能组件的电源线之外, 只有智能设备与传感器、控制器之间及其连接站域系统的网络线。

3.2. 传统一次设备的智能化

对于目前大量存在的传统一次设备, 存在一个过渡阶段, 以下是以GIS设备为例进行智能化改造的两种较成熟方案。

方案1 (见图3) :智能单元负责数据采集。将在线监测系统纳入常规一次设备本体, 由一次设备提供在线监测的传感器元件和信号采集及处理单元, 传感器元件内嵌于一次设备本体, 信号采集及处理单元装于一次设备汇控箱、端子箱等, 在线监测数据由在线监测单元收集并通过光纤传输至过程层设备。机构执行元件及其控制回路不变, 按间隔设置智能单元, 智能单元与在线监测单元安装于各个间隔智能汇控柜中。

方案2 (见图4) :一次设备提供数据采集单元。将一次设备的在线监测功能分散至一次设备和二次设备, 即由一次设备本体提供在线监测的传感器元件, 内嵌于一次设备本体, 在线监测信号的采集及处理功能由监测装置完成, 并实现与间隔层或站控层设备的通信。断路器机构执行元件不变, 取消其控制回路, 智能单元集成开关机构控制回路, 实现原开关控制回路功能, 直接驱动断路器的脱扣/合闸线圈、刀闸的电动机、弹簧或液压泵的电动机等。

智能组件出现带来的最大变化就是保护、测控装置的彻底融合, 同时间隔层、过程层设备的界限也越来越模糊。相对于已经熟知的数字化变电站3层-过程层, 间隔层和站控层, 智能变电站的层次划分为2层:设备层与系统层[3,4]-设备层对应于过程层和间隔层, 系统层对应于站控层, (如图5) 所示。

短期来看, 设备层的功能主要还是一次设备运行参数在线监测及间隔内的继电保护功能, 传感器搜集的所有信息交由1套 (或有冗余) 具有实时监测功能的专用装置进行辅助判断及分级告警, 该装置会以检测到的一、二次设备运行工况来判断设备是否需要检修或更换。而今后的发展方向还是功能的就地化, 即所有的信息采集、分析判断、智能告警功能都应集成在就地的智能组件当中。

4. 结论

以诸多数字化变电站运行情况来看, 符合智能电网要求的保护、测控设备运行情况都非常良好, 同时"GOOSE断链告警"等具有数字化变电站特点的技术也保证了二次设备由定期检修、故障检修转向状态检修。而随着智能电网建设步伐的加快, 在对现有一次设备进行智能化改造之后, 一系列的在线监测数据同样能为变电站内一次系统实现真正意义上的状态检修提供技术上的支持。同时, 随着设备层概念取代了以往的过程层与间隔层, 一、二次设备之间的界限也将逐步淡化, 这也必将对日后基建、检修人员的工作能力提出更高、更全面要求。

摘要：在智能电网建设中, 数字化电站是其中的主要组成部份, 数字化变电站对一次设备的智能化具有非常严格的要求, 在采取更换传统一次设备时, 应保证不违背智能电网节约电网投资、降低能源损耗的前提下进行。为此, 本文作者通过实例主要就变电站数字化和智能化的实现方式进行了分析。

关键词：数字化变电站,智能化,一次设备

参考文献

[1]IBM商业价值研究院.IBM智能电网白皮书[R].2009.

[2]国家电网公司智能电网部.高压设备智能化技术分析报告[R].2009.

[3]国家电网公司智能电网部.智能变电站技术导则 (报批稿) [R].2009.

[4]林宇锋, 钟金, 吴复立.智能电网技术体系探讨[J].电网技术.2009.

[5]余贻鑫.智能电网的技术组成和实现顺序[J].南方电网技术, 2009.

数字式智能化变电站 篇2

浅谈现阶段智能化变电站的运行管理

作者：赵海峰

来源：《电子世界》2012年第21期

【摘要】智能化变电站的建设，对统一坚强智能电网的形成和运行具有重要的支撑作用，对安全、可靠、经济、环保、智能地传输、分配和使用电能具有重要的保障作用。本文尝试从智能化变电站的概念、功能、结构和技术特征等方面进行分析，以提出现阶段智能化变电站运行管理方面的建议。

【关键词】智能化；变电站；运行管理

1.引言

近年来，随着智能电网建设大潮拉开序幕，各地智能化变电站相继建成投运，智能化变电站也逐渐进入了人们的视野。在现阶段技术还没有十分完善、设备非常可靠的情况下，如何更好地运行管理智能化变电站，使其安全、可靠、经济、智能地传输、分配和控制电能，是电网运行维护人员需要面对的一个全新课题。

2.智能化变电站的概念和功能

国家电网公司《智能变电站技术导则》专门对智能化变电站进行了定义：采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，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化控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。

智能化变电站是数字化变电站的升级和发展。结合智能电网的需求，智能化变电站在数字化变电站的基础上，实现一、二次设备的一体化、智能化的集成和整合，并加入变电站之间、变电站与电网调度之间的信息共享和互动功能，以及风能发电、太阳能发电等间歇性分布式清洁能源“即插即退”的接口。

智能化变电站与传统变电站相比，最大的变化就是，一次设备智能化，二次设备网络化，一、二次设备智能化综合集成，主要特点是对过程层、间隔层设备的升级，将一次系统的模拟量和开关量就地数字化，用光缆代替传统的电缆连接，实现过程层设备与间隔层设备之间的通信。

智能化变电站紧密联接全电网。作为智能电网的一个重要节点，智能化变电站有利于加强智能电网各环节联系的紧密性，有利于智能电网对事故的预防和控制，实现不同层次上的统一协调。智能化变电站的设计和运行水平与智能电网保持一致，能够满足智能电网安全、可靠、经济、高效、清洁、环保、开放等性能要求，更好地对系统电压和无功功率，电流和潮流分布进行控制。智能化变电站在特高压设备绝缘、大容量负荷开断等方面的性能，对特高压输电网的建设也是一个有力的支持。由于一、二次设备的高度智能化集成，以及标准化设计制造，还可以实现智能化变电站的模块化安装，缩短变电站建设周期，降低建设成本。

3.智能化变电站的技术特征和系统结构

由于智能化开关和光电式/电子式互感器的应用，各类数据、信号从源头实现数字化，智能化变电站真正实现了数据共享，网络通信和信息集成。信息的集成化改变了传统变电站的保护、测控、计量、录波等功能单

一、设备独立的模式，避免设备重复配置，降低了智能化变电站的建设成本。由于一、二次设备的高度集成，设备也更加紧凑，变电站内部，变电站与电网调度间实现无缝通信，简化了系统的建设和维护难度。在线监测、在线分析决策等高级应用，使智能化变电站内设备无需做定期采油样、色谱分析、预防性试验等工作，提高了供电可靠率和劳动生产率。

据前所述，智能化变电站综合自动化系统的结构在物理上可以分为两类，即智能化的一次设备和网络化的二次设备；在逻辑结构上，根据IEC61850通信协议，可分为三个层次，即过程层、间隔层和站控层，如图1所示。

4.现阶段智能化变电站面临的主要问题

目前，电网企业的电网数据通信网、内部管理网和互联网是相互独立，物理隔离的。随着智能化变电站的普及推广，电网数据通信网与内部管理网必然产生联接。据前文所述，因为高度的智能化、网络化，智能化变电站作为智能电网的重要节点之一，一旦受到病毒或恶意网络攻击，变电站以及电网遭受的损失有可能是灾难性的，并可能造成社会各行业瘫痪。所以，信息安全是电网企业建设智能化变电站和智能电网需要面对的一个重要问题。

网络电子设备的可靠性也同样不容忽视。智能化变电站使用大量的光纤、交换机、光电式互感器、以及智能设备代替传统的电缆、电磁式互感器、机械式设备。设备模式由功能单

一、相互独立改为高度集成、整合、智能。某一交换机或设备插件故障，以及软件程序的崩溃都可能导致过程层、间隔层，甚至是站控层的异常和事故。

智能化变电站涉及到光、电、机械等多专业、多学科知识的应用和协同技术攻关。变电事故异常处理系统、交直流电源系统，在线分析决策系统、空气调节系统等各子系统需要相互协调。任一子系统的异常、缺陷和故障和都有可能影响整个站的安全运行和系统的稳定运行。

5.结论与建议

随着设计理念的改进，技术的完善，设备质量的提升，以及各方面人员的摸索，智能化变电站和智能电网的管理必将走上一个新的台阶。但综上所述，现阶段，智能化变电站必须从以下几个方面加强运行管理。

首先，要加强信息安全管理。任何接入企业内网的存储设备必须经过严格检查、扫描。任何人员接触和操作电网数据通信网中设备的任何行为必须有严格的检查和监护。

其次，要加强巡视检查管理，要重点加强对交直流电源系统、空气除湿调节系统和数据通信系统进行巡视检查。

第三，要加强培训管理。智能化变电站涉及多专业、多学科，运行维护人员必须是跨专业的复合型人才，尚能驾驭智能化变电站的运行管理。所以，加强综合业务培训非常必要。第四，加强备品备件管理。由于，现阶段网络电子设备的材料、工艺和质量需要进一步改进，以提高设备的可靠性。所以，管理部门必须储备一定量的交换机、光电式互感器、传感器等设备，以备不时之需。

参考文献

智能变电站高压设备智能化探讨 篇3

随着我国经济社会的快速发展，电力系统的安全性和可靠性越来越受到人们的关注，在技术革新的背景下，智能电网成为了现代电力系统发展的主流。智能变电站是智能电网的重要组成部分，其发展的水平直接决定了智能电网的建立和发展，而高压设备智能化又是智能变电站的核心组成环节，本文以智能变电站高压设备为研究对象，通过分析现代智能变电站的及变电站智能设备，提出智能化变电站高压设备智能化发展原则，并提出高压变电站的智能化措施，对于智能变电站高压设备智能化改造具有重要的借鉴和参考价值。电力系统在人们生产、生活中发挥着重要的作用，并且伴随着人们对于用电需求的不断提高，电力系统的规模和建设水平都得到了极大的提高，在技术革新的推动下，电力系统和设备的智能化成为了电力系统发展的重要趋势，未来对于电力系统的改造和升级也会朝向智能化发展，它不仅能够实现电力系统的高效运转，也能够保证整个系统的安全稳定运行。

一、智能变电站概况及发展

高压设备是变电站最为重要的“零部件”，其智能化发展是智能变电站的重要标志，也是智能变电站区别于传统变电站的重要标志。对于智能变电站尚未有明确的定义，美国著名管理咨询公司埃森哲提出，利用传感器、数字化通信及现代计算机技术，对电网设备设施可观测、可控制、自动化的高效、安全电力系统。从智能变电站的发展来看，虽然对于该领域的探索和实践还处于起步和发展阶段，但是可以预见的是其发展的的水平和推广的速度会不断加快，必将代替传统的变电站，实现电网全局的智能化。本文主要针对的是智能化变电站中高压设备的智能化探讨，希望通过对高压设备的智能化探讨，推进智能变电站的整体研究。

二、智能化变电站高压设备智能化的技术原则

我国在智能化变电站方面的研究处于起步和发展阶段，从技术条件等多方面因素来看都不太成熟，在进行试点和改造的过程中，针对不同的智能设备要建立相应的设备技术原则，以保证整体的实施有效性和可控性。

1、改造现有设备，实现智能化

对现有的变电站进行改造的成本相对较低，并且实效性较高，从目前的改造方式来看，主要有以下两种形式，一是对常规型进行改造，另一是对数字化进行改造。常规型改造主要指的是直接的将职能设备加入和安装到变电站的过程和环节中，使其成为整个变电站的组成单元。而数字化改造则是将关键的一次设备状态监测加入到智能单元中，使其与整个系统实现更为良性的信息互动和信息交互，实现整个电网的数字化。

2、新建智能变电站

上述都是在原有的智能变电站中进行改造的，而除此之外更加智能的变电站是新建智能化变电站，其中新建的智能变电站中包括了以下设备，变压器、断路器和避雷器等等。在对于新建智能变电站过程中，需要着重考虑和加强的是综合考虑技术因素和经济水平，加强整个智能变电站的智能化水平发挥，并且最终选择合适的设备，在过程中针对智能化设备的选择和智能设备的相互配合中，要突出选择较为成熟的设备和平台，尽量保证新建智能变电站能够实现更好的效果。

三、高压设备智能化发展——在线监测技术

传感器对高压设备的状态和参数进行在线实时监测是实现高压设备智能化的基础和前提，这也是目前智能变电站高压设备智能化试点建设的重要阶段和关键技术，结合目前智能变压器的发展的实际，大部分都采用了常规高压设备与在线监测技术相结合的方案，从而实现了变电站高压设备的智能化。本文重点分析以下集中设备的检测技术，这不仅是高压设备的核心部件也是实现变电站智能化的关键环节。

1、变压器在线监测技术

变压器是整个变电站价值最高，作用最大，技术最复杂，事故影响力最大的设备。所以对于变压器的在线监测技术是整个设备智能化的核心和重点。（1）最为常用的检测技术是对于油中溶解气体分析，他根据气体的组成和各种气体的含量去判断变压器的内部情况是否出现了异常和故障，并且能够准确判断出现故障的部件，类型及故障程度，并实现实时诊断，做到了发现问题早，排查问题快的特点。从发展的进程看，光声光谱气体检测是最新的检测技术，它是基于光声效应的检测技术，敏锐度高，检测范围广，其硬件结构较为简单，可靠性强，目前在国内应用不广泛。（2）局部放电在线监测。作为绝缘检测的研究重点，对于设备上存在的绝缘缺陷能够及时准确的作出判断，并加以解决。目前局部放电在线监监测包括了天线接收技术以及高频罗氏线圈耦合技术。其中线圈耦合技术容易受到电晕干扰，所以在变电站中应用也相对较少。（3）绕组温度在线监测。大型变压器运行时，其内部的温度分布不均匀，所以可能导致绕组、铁芯等金属部件的温度过高，从而导致绝缘老化，损坏变压器，所以针对此进行的绕组温度在线监测主要是解决这个方面的问题，其中主要可以分为热模拟测量法、直接和间接测量法。

2、断路器在线监测技术

断路器属于机电一体化设备，从电网系统的事故出现次数来看，断路器出现的次数较多，是设备智能化需要重点监测和维护的设备。采用的检测技术主要有操作机构特性检测、局部放电在线监测等。

3、避雷器在线监测技术

由于受到电击的可能性较大，所以在设备保护阶段，对于避雷器的在线监测技术也是保障高压设备智能化的关键组成部分，常用的阻性电流在线监测方法主要分为参考电压法和谐波电流法，参考电压法主要是利用电压互感器获取避雷器的相关数据信息，并从泄露的电流中准确的掌握和分析电流分量，并准确判断其安全隐患。谐波电流法主要是利用傅里叶分析，获得各次谐波分量并得出可靠的电流峰阻，其重复性较好，但是受到电网谐波的影响较大，导致产生的误差也相对较大。

4、容性设备在线监测技术

容性设备主要包括常规的电流互感器以及耦合电容器等，对于容性设备的在线监测主要利用高精度的微电流互感器采集设备，对于电流实施监控，并抽取其中的电压信号，计算出相关数值，并获得对设备检测的有效数据。

总结

从目前阶段看，高压设备智能化的发展和实现手段，主要是常规高压设备与在线监测技术的结合，监测技术在不断适应常规设备的环境和运行基础上，增强自身的可靠性和智能化，从而提高整个设备的智能化，实现对于高压设备的状态实时监控，为真正的高压设备智能化奠定坚实的基础，这也是目前发展的趋势。

数字式智能化变电站 篇4

数字量信号的相位同步

常规的微机保护装置在采集电流电压量时, 使用交流采样技术对所有信号进行同步等间隔采样, 采样频率一般是1200Hz, 相当于每个周波采24点, 采样间隔为0.833ms, 由此得到的数字量电流电压信号比较好地保持住了其固有的相位关系。

智能变电站借助于电子式电流互感器 (电子式TA) /电子式电压互感器 (电子式TV) 、光电流互感器 (光TA) /光电压互感器 (光TV) 或电磁式互感器加合并单元的方式实现了电流电压量信号的就地数字化, 数字化的电流电压量经合并单元合并后供间隔层二次设备使用。数字化保护的结构如图1所示, 合并单元通过高速光纤数据接口接收来自电子式TA/TV或光TA/TV的数字量电流电压, 或者通过高速模拟量接口将来自电磁式TA/TV的电流电压量转换成数字量, 并对多路数字量进行相位同步处理, 以得到同相位的数字量信息包, 然后通过光纤通信网送出, 供数字化保护装置使用。合并单元通常按间隔配置, 线路保护装置通常只对应一个合并单元, 母线、变压器保护装置通常要对应多个合并单元。保护装置收到来自合并单元的电流电压量以后还必须进行再同步处理才能得到等间隔、同相位的电流电压采样值。

合并单元与保护装置间的通信目前普遍采用基于IEC 61850-9-2协议的光纤以太网, 该协议直接将SV报文的收发映射到以太网的链路层协议上, 以提高网络通信的快速性和实时性。

数字量电流电压值之间的相位同步目前普遍采用插值和二次采样技术来实现。合并单元送出的数字量信息包通常是按4000Hz (即每周波采样80点) 或以上的采样速率进行采样的, 保护装置收到这些信息包以后, 依据一定的算法, 算出该信息包基于保护装置内部时钟的采样时标, 再根据该时标将收到的采样值记录在相应的时间轴上, 每路信号对应一个时间轴。保护应用程序只要以固定的采样频率对所有时间轴进行等间隔二次采样就可以得到等间隔、同相位的电流电压采样值了。二次采样的原理如图2所示, 二次采样值由时间轴上采样点前后的数据以插值法计算得到。由于保护装置收到数字量信息包的时刻与信息包的采样时标间存在延时, 因此二次采样值也存在一个固定的小延时△t, 图中T5时刻的二次采样值要到T5+△t时刻才能得到, 但由于二次采样的时标跟实际信号的时标是一致的, 只是得到采样值的时间推迟了△t, 并且△t又很小, 因此不会影响保护计算。

二次采样的关键是确定信息包的采样时标, 目前常用的方法有两种, 一种是由接收方根据收包的时标向前推一个延时得到采样时标, 前提是信息包的传输延时必须固定;另一种是由发送方直接给信息包打上采样时标, 前提是各装置的时钟精度要达到微秒级, 必须对所有的保护装置和合并单元进行精确的外部时钟同步。

基于IEC 61850-9-2协议的直接采样

基于IEC 61850-9-2协议的“点对点”直接采样方案的网络结构如图3所示。合并单元的光纤以太网口与保护装置的光纤以太网口直接对接, IEC 61850-9-2协议将SV数据包的收发直接映射到以太网协议的链路层上。由于数据包从合并单元发出到保护装置接收所耗费的时间是固定的, 保护装置只要将收信时标减去一个固定的延时δt就可以得到该数据包的采样时标。δt由合并单元的采样延时、网络通道的数据收发与传输延时、保护装置的处理延时三部分组成, 前两个延时由合并单元提供, 随数据包一块上送, 第三个延时由保护装置确定。该方案的采样时标不依赖于外部时钟, 不要求保护装置与合并单元间保持精确的时钟同步, 相位同步的可靠性很高, 因此得到了广泛使用。该方案的不足是合并单元的信息共享不方便, 当合并单元需要向多台保护装置提供SV数据包时, 就需要配置多个光纤以太网口, 同样, 当保护装置需要接收多个合并单元的SV数据包时, 也需要配置多个光纤以太网口, 不仅增加了装置的硬件开销和复杂程度, 而且网络结构也比较凌乱, 给后期的系统维护与系统扩建带来了一定的困难, 不符合IEC 61850标准实现数据共享的初衷。

基于IEC 61850-9-2协议的SV网络采样

基于IEC 61850-9-2协议的SV网络采样方案的网络结构如图4所示。以太网交换机将多个合并单元和多台保护装置、测控装置等联系起来构成一个数据共享平台, 合并单元从一个网口发出的SV数据包可被多台保护、测控装置所接收, 信息共享很方便, 网络结构很清晰, 符合智能变电站未来的发展方向。该方案的不足是网络通道的收发信延时不稳定, SV数据包从发送到接收至少需要经过一台网络交换机, 而且网络交换机的接收、转发延时是不稳定的。当保护、测控装置对应的交换机网口信息流量较大时, SV数据包在交换机里驻留的时间就比较长, 网络交换机的转发延时就比较长。反之, 当信息流量较小时, 网络交换机的转发延时就比较短。由于SV数据包的网络传输延时不稳定, 也就不能再根据数据包的收信时标来推算其采样时标了, 数据包的采样时标只能由发送方来提供, 这就对收发信各方的时钟精度提出了严格的要求, 各收发信装置的时钟精度必须达到微秒级, 才能满足数字量电流电压信号的相位同步要求。因此, 该方案必须依赖于精确的外部时钟同步, IRIG-B码对时和IEEE 1588网络对时是智能变电站比较常用的两种外部时钟同步方式。

IRIG-B码对时的网络结构如图5所示, 保护装置和GPS装置安装在间隔层, 合并单元安装在过程层, B码对时信息通过RS485标准的双绞线对时总线发送给保护装置, 通过光纤以“点对点”方式发送给合并单元。GPS装置跟卫星对上时以后, 以循环发送方式每秒种输出一串包含时钟信息的B码, 给出整秒的起始时刻和年、月、日、时、分、秒信息, 接受对时的装置通过硬件解码电路, 在整秒的起始时刻将装置内部时钟的毫秒、微秒计数值清零, 之后再将内部时钟的年、月、日、时、分、秒计数值设置成收到的数值即完成了一次完整的对时过程。该方法比较简单实用, 对时精度能满足智能变电站的要求, 不足是需要设置额外的B码对时网, 增加了设备间互联的复杂性。

IEEE 1588网络对时的原理是, 将GPS装置的时钟同步报文直接通过以太网发送给网上的各台装置。由于网络传输报文存在延时, 因此, 为了实现精确对时, 还必须对报文传输延时进行补偿, 支持IEEE 1588标准的网络交换机可以实现这一功能。该方案不需要设置额外的对时网, 但支持IEEE 1588标准的网络交换机价格比较昂贵, 在智能变电站使用不多。

由于SV网络采样方案高度依赖外部同步时钟, 一旦外部同步时钟失效, 就可能会导致保护功能的大面积失效。因此, 基于该方案的继电保护在可靠性方面存在隐患, 要解除该隐患, 就必须想办法摆脱对外部同步时钟的依赖, 设计出一种不依赖于外部时钟的网络采样方案。

不依赖于外部时钟的网络采样方案的实现思路

基于网络采样的数字量要不依赖于外部同步时钟实现相位同步, 必须要能够自动测算出SV数据包的网络传输延时, 只有这样, 才能根据收信时标推算采样时标。笔者认为, 可以对网络交换机进行改造, 由交换机自行测定SV数据包在其内部的驻留时间, 并在链路层报文头设置驻留时间域字段, 将驻留时间传递给接收设备。

网络交换机转发SV报文的过程如图6 (a) 所示, 包含接收、转发排队和发送三个阶段, 每个阶段都有一定的延时, 其中转发排队延时受报文输出口信息流量的影响比较大, 这是造成交换机传输延时不确定的主要因素。如果在SV报文的接收和发送阶段, 分别给报文打上时标T1和T2, 则T2-T1就是SV报文在交换机里的驻留时间。如图6 (b) 所示, 可以选择在两个位置上给SV报文打时标。一是在物理层与链路层之间, 该时标必须由硬件来打, 故称之为硬时标。二是在链路层与应用层之间, 该时标可由软件来打, 故称之为软时标。打硬时标需要设计额外的硬件电路, 实现起来要难一些。打软时标对硬件没有额外的要求, 比较容易实现。但从效果上来讲, 硬时标的时间测算精度高于软时标。由于支持IEEE 1588协议的网络交换机的硬件接口电路已经能够实现给时钟同步报文打硬时标的功能了, 因此, 给SV报文打硬时标的技术条件应该已经具备了。

(a) SV报文的交换机转发过程; (b) SV报文协议栈

从合并单元送出的SV报文, 其驻留时间域字段置零。如果从交换机送出的SV报文进入了下一级交换机, 则下级交换机送出报文的驻留时间域字段内容, 应是输入报文的驻留时间域字段内容与本机的驻留时间之和。如果SV报文进入了保护装置, 则保护装置的以太网链路层就将驻留时间域字段的内容传递给SV应用层。

保护应用程序在收到SV数据包的同时还收到一个累计的路由传输延时, 有了该信息, 就可以从收信时标推算采样时标了, 基于网络采样的数字量就可以不依赖于外部时钟实现相位同步了。

该方案的关键是设计制造出符合继电保护可靠性要求的, 能自动测算SV数据包驻留时间的网络交换机。合并单元与“点对点”直接采样方式完全相同。保护应用程序只要在计算延时δt的时候加上交换机的驻留时间就可以了, 根据收信时标和报文传输延时δt推算数据包采样时标的方法, 以及二次采样的方法等, 均与“点对点”直接采样方式完全一样。

结束语

基于IEC 61850-9-2协议的“点对点”直接采样方案是智能变电站数字化保护比较成熟的数字量采样方案, 但信息共享不方便, 网络结构比较复杂, 后期维护难度较大。基于IEC 61850-9-2协议的SV网络采样方案虽然信息共享很方便, 网络结构很清晰, 符合智能变电站未来的发展方向, 但由于数字量的相位同步高度依赖外部同步时钟, 造成继电保护在可靠性方面存在隐患。不依赖外部同步时钟的网络采样方案兼具了上述两种方案的优点, 具有很大的推广应用价值。

摘要：数字量电流电压信号的相位同步是智能变电站继电保护进行数字量采样时必须解决的核心问题, 它决定着智能变电站过程层的组网方案。目前正在使用的方案主要有“点对点”直接采样和基于外部同步时钟的网络采样两种。本文从数字量信号的相位同步原理出发, 分析了这两种采样方案的特点与不足, 探讨了网络采样摆脱对外部同步时钟依赖的途径, 提出了通过改造网络交换机, 由交换机自行测定采样值 (SV) 数据包的驻留时间, 以实现精确测量SV报文传输延时的思路。

参考文献

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[7]徐光辉, 李友军, 王文龙, 等.数字化变电站IED采样数据同步插值的设计[J].电力系统自动化, 2009, 33 (4) :49-52.

数字式智能化变电站 篇5

关键词：智能变电站；一次设备；智能化；技术分析

中图分类号：TM762 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）18-0097-01

1 智能变电站的结构

通过对智能变电站结构的分析，可将智能变电站分为三个层次，即过程层、间隔层和站控层。

①过程层。智能变电站的过程层是智能化电气设备的重要组成部分之一，它涉及了数字化采样的相关方面，也涉及了GOOSE网的实现。所以说过程层对整个智能变电站的运行起着至关重要的作用，它的性能的好坏可以直接影响到智能变电站整个的的稳定性与可靠性。过程层有着三类主要的功能，首先是电气量的检测，其次也涵盖了对运行设备的参数的检测，另外就是控制好操作执行和驱动。

②间隔层。间隔层设备是用来汇总间隔层实时数据的相关信息的，同时也可以加强对一次设备的保护。在实施操作的过程中也可以更好地实行其他控制功能，对一些数据的收集、计算和控制命令有着优于其他级别的控制。通过其通信功能也可更好地完成其他层的网络通信功能。间隔层在一定的程度上提高了工作的效率，保证了网络通信的畅通性，也提高了系统的可靠性。将间隔层下放不仅节约了投资成本也利于推广。过程层设备同时也是一次设备与二次设备之间的桥梁。

③站控层。站控层的操作系统对技术的要求非常严格。站控层有比较完善的软件系统，且能够保证操作执行的正确性。还有相当强大的管理功能、便捷的统计功能。同时它也具有各种实用的开票方式。用户也可以根据自己的需求来选择一种适合自己的方式来操作和开票。站控层设备最主要的功能是将数据信息汇总并准备无误的传送到控制中心。具有可操作智能变电站整个的闭锁控制的多功能。在一定的程度上起到了对过程层和间隔层的保护，加强了这两者之间的联系。

2 智能变电站一次设备智能化的技术分析

①主变压器。主变压器是由多个单元组成的，它包括了在线检测溶解油中的气体、微水、湿度和局部放电等。通过对主变压器的研究，检测功能这一块有了很大的突破，由一个个相对独立的个体逐渐转变为完善的系统。这样不仅可以更有效的对一些主要部位的零件进行更好地检测和控制，也可以比较好的了解到设备的运行状态。

②智能化开关设备。随着我国的飞速发展，传统的开关设备已经满足不了人类的追求了。通过对开关设备的研究使得开关设备越来越智能化。安装智能组件装置后，就可以实现“无人”的运行操作，一次设备自主监控、报警信号、闭锁功能和多种指示等相关功能的运用，还能更好地显示开关的断开、合毕的状态，具有更人性化的特点。并且，它也可以温度湿度高低的指示自主调节，还有语音提示功能用来防止出错和因过热而报警的智能化装置。

③电容性设备。关于电容性设备的智能化就显得相对简单一点。主要是通过完成某种介质的损耗因数、电容量的大小和电流的不平衡的监控与检测来掌握电容性设备具有的绝缘特性。将电容性设备智能化，从很大程度上减少了智能变电站工作上的繁琐事情，达到了事半功倍的效果。

④电子式互感器。要想实现变电站的良好运行，电子式互感器是主要设备之一。电子式互感器在继电保护上、电网观测上都有着举足轻重的作用，同时，它也为更好地提高整体水平而奠定了不错的基础。其电子式互感器主要的原理是电磁感应，通过线圈、运用电阻及电感分压的方式较好地制作电子式互感器。电子式互感器在技术上采用了电源供电，一定意义上节约了能源，还通过电子的模块来实现其可靠性。其优点也使人眼前一亮，减少了工作中危险，同时也可避免不必要的火灾和危险的爆炸，起到了保护的作用。绝缘性能强，可完完全全分离高压与低压。还具备节能、环保等功效，经济效益好。

3 对智能变电站一次设备智能化提出的建议

①更好地实现信息互动化。智能变电站是智能电网的核心部分之一。只有更好地实现信息互动化才能更好地满足于当代智能电网信息化、自动化。互动化为一体的要求。才能在未来大量新型电网技术中脱颖而出。通过实现信息互动化，可在智能组件、网络通信技术、电源信息一体化等多方面取得重大的突破和成功。信息互动化也可以使资源共享，让信息资源得到统一，既节省了资源又节约了时间，也更利于对智能变电站一次设备智能化技术的管理。

②更有效的控制网络化。伴随着信息化的发展，网络化也日趋重要。更好地利用高科技将网络普遍化也显得十分有必要。根据在线设备的运行与制作，加强网络化的管理，避免因疏忽而发生不必要的危险和损失。控制网络化，更有效地从本质上杜绝了事故的发生，有助于更好地应对智能变电站的各种突发事件，在第一时间内提出相应的解决措施。同时也更好地保护了智能组件装置。通过其有效的控制网络化，使智能变电站一次设备智能化技术有了相应成就和突破，为智能变电站电网的运行与管理提供数据，助于对智能变电站一次设备智能化技术的管理和正常稳定的运行。

4 结 语

通过以上对智能变电站一次设备智能化技术的相关分析与讨论，智能变电站在发展上取得的更好地优势。在目前看来，智能变电站还存在着很大的发展空间，可以不断地改进和更好地发展。所以仍须更快的加大研究步伐，为数字化变电站的发展和实施做铺垫。随着各行各业的不断发展，智能变电站将成为电力工业最主要的发展方向，运用新技术，将智能变电站一次设备智能化技术发展到最好，使之更可靠和更精准。

参考文献：

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[2] 张，陈磊.智能变电站一次设备智能化[J].经营管理者，2011，（23）.

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数字式智能化变电站 篇6

关键词：数字化,变电站,智能测控装置,测试平台

0 引言

数字化变电站是由智能化一次设备 (电子式互感器、智能化开关等) 和网络化二次设备分层 (过程层、间隔层、站控层) 构建, 建立在IEC 61850通信规范基础上, 能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。数字化变电站的优越性体现在过程层设备的数字化、整个站内信息的网络化以及开关设备的智能化。目前, 我国已有多座数字化变电站建成投运, 在建以及规划中的智能站数量也在不断增加。由于相关新技术在变电站自动化系统中的应用还处于摸索阶段, 因此需要对运用这些新技术、新设备的变电站自动化系统及装置的各项性能指标进行详细测试, 以判断是否能满足工程实际和应用要求。

1 数字化变电站智能测控装置的新特点

传统变电站中, 由传统电流、电压互感器采集模拟量, 通过电缆传输到测控装置进行模数转换后, 再经过网络传送给后台监控系统, 而后台监控系统以及测控装置对一次设备的控制功能也是通过电缆传输模拟信号至被控一次设备实现的。数字化变电站则实现了电气量数据采集环节以及控制环节的数字化应用, 通过电子式互感器、合并单元、智能操作箱, 将一次设备采集的电气量就地转化为数字信号通过光缆传输, 而运行控制操作过程则经网络通信方式以信息报文方式实现。传统变电站与数字化变电站的系统连接对比如图1、图2所示。

由图1、图2可知, 与传统变电站相比, 数字化变电站的测控装置有其新的特点。

(1) 由于电气量信息的数字化输出, 可实现一、二次系统电气上的有效隔离, 因此开关场、感应及电容耦合等途径对于二次设备的各种电磁干扰将大为降低;取消了电信道传输, 整个二次光缆传输回路完全绝缘, 没有接地的要求, 从而提高了测控设备运行的安全性, 同时对数字化变电站测控装置的电磁兼容以及绝缘性能的要求与传统测控装置相比有所降低。

(2) 由于测控装置的数据来源由原先的模拟量采集变为数字量, 对输入的电气量所做的降压、滤波以及A/D转换工作都得到了相应的简化, 部分工作由电子式互感器或合并单元来完成, 因此大大简化了测控装置的结构, 测控装置取消了传统的交流采样软硬件模块, 代之以以太网或光纤通信接口, 只需直接对合并单元输出的数字信号进行处理即可。

(3) 降低了测量电气量在传输过程中的误差, 提高了测控装置的测量精度。传统变电站中, 一次设备采集的电气量信号通过电缆传输至二次设备, 其误差随二次回路负载的变化而变化;而对于数字化变电站传输的数字信号来说, 不会受到负载的影响。就理论上来说, 测控装置本身不存在测量误差, 系统误差只来自于电子式互感器, 但在实际应用中, 测控装置对输入的数字信号的处理仍会影响测量精度。

(4) 有助于实现多功能智能IED的应用。传统变电站因常规电磁式互感器的固有磁饱和现象, 一次电流较大时会使二次输出发生畸变, 难以同时满足正常运行时高精度以及故障时宽量程的测量要求。随着电网电压等级的升高, 往往要求测控单元与保护装置分开, 同时要求电网动态记录的相角测量系统PMU与故障录波系统DFR装置分离。若采用数字化量的传输模式, 就可避免上述矛盾, 将与电网运行监控、保护、记录有关的多项功能集成于一台智能IED中, 共享部分软件与硬件平台, 实现测控、保护的一体化应用。

2 数字化测控装置性能测试项目

IEC 61850对变电站自动化的应用价值主要体现在互操作性支持上, 因此与传统测控装置的测试项目不同, 数字化测控装置的测试重点应围绕装置是否具有互操作性。IEC 61850标准中对互操作性的定义是“来自同一厂家或不同厂家的智能装置IED之间交换信息和正确使用信息协同操作的能力”, 而实现设备之间互操作的基础是通信服务的一致性, 即通常所说的“一致性测试”, 它属于“证书”测试, 目的是验证协议实现与相应的协议标准的一致性。一致性测试同时也是应用测试的基础, 装置只有通过了一致性测试, 才具备条件构成应用系统以完成应用测试。应用测试同时也包括两个方面:一是测控装置的性能测试, 用来评估装置的性能指标是否满足设计目标或应用要求;二是装置对于应用环境的适应性测试, 例如电源影响测试、高低温测试、绝缘性能测试、耐湿热测试、电磁兼容性测试等。

由于数字化变电站测控装置的新特点, 对于数字化测控装置的性能测试内容也有明显的不同, 具体测试项目应包括以下几种。

(1) 网络通信检查。一是检查装置通信接口, 即检查通信接口种类和数量是否满足要求, 检查光纤端口的发送功率和最小接收功率;二是检查通信功能, 即检查通信异常情况下, 测控装置的运行状态, 包括通信中断、通信恢复、通信异常以及抗网络风暴的测试。

(2) 装置时钟对时精度检查。检查装置时钟与GPS时钟源的对时误差以及装置事件顺序记录的时钟误差。

(3) 采样值精度检查。可参考传统测控装置的采样值精度的测试项目对数字化测控装置的零漂和采样值精度进行检查, 影响量的参比条件、被测量的参比条件以及标称值使用范围极限和允许的改变量可参考DL 630—1997《交流采样远动终端技术条件》中的有关规定和要求。

(4) 采样值同步性检查。数字化变电站对于数据源同步的要求很高, 测控装置的采样同步性检查就是测试测控装置采集的数据是否同步。

(5) 遥信功能检查。一是检查开入、开出信号, 即根据被测装置开入、开出实端子和虚端子的配置情况, 检查实端子是否正确显示当前状态, 虚端子是否与设计功能相符;二是检查SOE分辨率, 即检查装置能否记录任意两路固定时间间隔的遥信变位, 装置的事件记录中的遥信名称、状态及动作时间是否正确;三是检查开关量防抖动, 装置应能设置开入量的消抖时间, 然后产生一个持续事件小于该设置值的开入脉冲, 要求测控装置不应产生该开入的SOE。

(6) 遥控功能检查。在主站系统进行遥控操作, 观察装置的遥控执行指示器能否正确指示, 并模拟故障使遥控返校失败以检查遥控执行的正确性。

(7) 信息响应时间检查。检查遥信变位以及重要的遥测信息传送到主站的时间。

(8) 装置运行功耗检查。检查测控装置正常运行状态下的电源功耗。

3 数字化测控装置性能测试平台的搭建

传统测控装置通过三相程控标准源或继电保护测试仪直接向测控装置输出电压和电流模拟量, 而数字化测控装置的输入为数字信号, 因此数字化测控装置的性能测试与传统测控装置相比有很大不同, 其测试平台的搭建方式主要有以下几种。

(1) 采用全数字测试仪, 测控装置和数字测试仪之间采用光纤连接, 通过光纤传送采样值和跳合闸信号。

(2) 采用数字标准源, 通过光纤传送采样值信号, 而跳合闸信号则由传统的测试仪通过电缆与智能终端相连接, 再由智能终端通过光纤输出数字信号至测控装置。

(3) 采用传统测试仪, 测试仪与电子式互感器、合并单元及智能终端之间通过电缆传输模拟量信号, 再由合并单元和智能终端通过光纤输出数字信号至测控装置。

若使用传统测试仪, 则需要与合并单元、智能终端等配合使用, 受上述装置性能指标影响, 将难以得到准确定量的测试结果, 对于测试结果中出现的问题难以分析认定是被测装置本身还是配合使用的合并单元或智能终端的问题。而全数字测试仪, 要求能够提供多个可供自由配置的光口, 实现不同格式的SV报文 (IEC 60044-8, 9-1, 9-2, 9-2LE) 发送, 发布和订阅GOOSE报文并能进行GPS时间同步。目前, 国内能够满足上述要求的全数字测试仪较少, 并且尚无相关的技术规范和相关机构认证。

除基本的测试平台以外, 数字化测控装置性能测试的新特点和与传统测控装置不同的新的性能测试项目, 还需配置其它辅助性的测试仪器设备, 包括时间精度测试仪、网络分析仪以及光源、光功率计、可变光衰耗器等。为满足性能测试要求, 搭建如图3所示测试平台。

4 结束语

随着数字化变电站技术的逐步发展和应用, 越来越多的数字化变电站投入运行, 原有的测试手段已经不能满足对新型数字化测控装置的测试需要。为此, 国网电力科学研究院实验验证中心在对数字化测控装置性能测试的过程中总结出以上相对完整的测试平台, 能够满足对现有测控装置的大多数测试要求。当然, 在实际测试过程中, 本测试平台及相关仪器设备也暴露出普适性、兼容性等不完善的地方, 还需要进一步的改进和完善。此外, 随着数字化变电站技术的进一步发展, 数字化测控装置不断朝多功能智能IED的方向发展是测控装置未来的发展趋势, 这对测控装置提出了更高的测试要求, 必须不断提出改进方案, 以适应数字化变电站技术的发展方向。

参考文献

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数字式智能化变电站 篇7

智能变电站应用数字化采样实现了信号的光纤化、共享化,有效解决了电缆多点接地隐患、电流二次开路和电压二次短路危险、传输损耗大等问题,具有一定的优越性,同时也带来了数据同步的新问题。 智能变电站中,数字化采样的同步方式有插值再同步和基于外部时钟的同步两种[1]。对于继电保护等可靠性要求非常高的应用,采用前者;对于测控、故录、计量等应用,采用后者。然而,不管何种同步方式,采样延时异常都会产生影响,因此,必须保证采样延时的正确性。

目前,数字化采样延时一般采用工频稳态法测量,可以有效测量稳态信号经采样环节后的非整周期延时,而对于整周期延时无法测量,这给工程应用埋下了安全隐患。某500kV智能变电站就因未正确测量出合并单元延时,而导致区外故障时多套差动保护误动跳闸。鉴于数字化采样延时的重要性及工频稳态法存在的不足,本文介绍一种采用变频原理的延时测量方法,准确测量出数字化采样的真实延时,为数字化采样的工程应用提供一种实用的测量方法,确保二次系统正确、可靠运行。

1数字化采样延时影响

1.1数字化采样构成

电子式互感器采样过程如图1所示。图中:tφt为一次传感器的传变相位误差折算为时间量;tds为数据采集延时,即为电子式互感器采集模块或模拟量输入合并单元的采样处理延时;tdt为采集模块发送数据和传输的延时,模拟量输入合并单元不存在此延时;tdw为级联应用中的等待处理延时;tdp为合并单元数据 同步、组包等处 理的延时;tde为合并单元采样值(SV)报文发送和传输所需延时,对于点对点 传输方式,为报文发 送和光纤 传输延时, 对于组网 传输方式,为报文发 送和光纤、网络交换机传输延时。

智能变电站中,一次电气量经一次传感器传变, 然后经传输系统传输至采集模块进行数据采集,采集后的数字量经光纤传输至合并单元进行 数据处理,最终形成标准格式的SV报文发送至后端保护、 测控、电能表、相量测量单元(PMU)等设备。模拟量输入合并单元的数字化采样环节中,采集模块含在合并单元中。常规互感器二次输出直接接入合并单元,由合并单元进行模拟量采集、转换并处理。数字化采样中还存在级联的应用,合并单元需要接收其他合并单元的数据,并进行数据同步和处理。

不论采用何种形式,数字化采样都需要经过电气量采集、数据处理、数据传输等环节[2],对于级联的应用还存在等待环节,这些环节都不可避免的产生延时。因此,数字化采样过程中从一次电气量产生到应用设备接收到该电气量存在一定的延时,而且随着不同采样设备处理环节、设备性能、级联方式等不同,采样延时也不同。

1.2采样延时对二次系统影响

数字化采样由分散在就地的设备独立完成,采样过程存在延时,且传输路径也不同。同一时刻的电气量经过数字化采样到达应用设备的时间并不相同。因此,数字化采样应用过程中,必须根据应用需求对采样数据进行同步。目前,采样数据同步方式有插值再同步和基于外部时钟同步两种。前者主要应用于可靠性要求非常高的继电保护系统,后者应用于可靠性要求次之的测控、故录、计量等系统。

插值再同步是基于采样延时精确补偿,采用插值计算的方法,对多个采样值重新计算同一时刻的值[3]。采样延时准确性直接决定了数据同步性能, 影响多间隔“差流”及“和电流”准确度,影响跨间隔保护的动作行为。实际工程应用中也出现过由于合并单元延时不正确,而导致主变压器保护、220kV母线保护、220kV线路保护的 差动保护 不正确动 作。

基于外部时钟同步是依赖外部统一的时钟信号进行采样,同一时刻采样值标记相同的序号,应用设备根据采样序号获取同步数据。若采样延时异常而导致同时刻采样值发送间隔过大,将影响不同间隔之间的相位关系,影响PMU、计量、测控等应用的测量准确度。

数字化采样延时影响到继电保护的动作正确性以及PMU、计量等应用的准确度,应用过程中必须对采样延时进行准确测量,并与采样设备所给出的额定延时进行校核。

2数字化采样延时特性

数字化采样经过一次电气量传变、信号传输、信号滤波、信号采集、数据处理等多个环节,见图2。

数字化采样输出与输入的传递关系由图2(a) 中的H(s)和e-std两大部分组成,其中td即为采样延时。H(s)为由图1中一次传感器和采集模块或合并单元的信号滤波电路、采集回路等共同形成的传递函数,决定了数字化采样的幅值误差和相位误差。一次输入 电气量经 过H (s)传变后变 为如图2(b)中所示的深红色波形。e-std为图1中采集模块和合并单元数据处理、等待、传输等环节所形成的采样延时。经过延时环节后波形如图2(b)中蓝色波形所示,其不改变幅值大小,但相位会有较大的变化。数字化采样环节的幅值传变特性Ah由H(s) 决定,相位传变特性由H(s)和e-std共同决定,前者引起相位误差φh,后者引起延时td[4]。

采样延时是数字量在处理、等待、传输过程中所需要的时间,由电子器件的处理性能、处理环节复杂程度、传输速率等因素决定,对所有输入信号的延时是相同的,是一种群延时[5]。采集模块和合并单元的采样、等待、数据处理环节所需的时间是固定可知的。而数据发送和传输延时虽具有一定不确定性, 但这部分延时非常小,对总延时影响较小[6]。因此, 数字化采样的延时是设计可知的,只在设计值的一个小范围内波动,称之为“额定延时”。单个电子式互感器或合并单元的采样额定延时在1ms左右;级联后,采样延时达到1.5~2ms。因此,采样延时所引起的相移不可忽略,插值再同步过程中必须进行补偿。

3采样延时工频稳态测量法

3.1测量原理

工程应用中普遍采用工频稳态法对采样延时进行测量[7,8,9,10]。稳态工频输入信号接至标准互感器和被测电子式互感器输入端,测试仪同时接收标准互感器输出的标准模拟量信号和数字化SV信号,计算t1时刻模拟量和t2时刻所接收SV之间的相位差 Δφ。其中,t1为测试仪采集模拟量时刻,t2为测试仪接收到SV时刻。由于模拟量 传输延时可忽 略,而相位误差远小于采样延时,工程中即可将 Δφ 转换为时间作为数字化采样额定延时td。测量过程中还需补偿t1和t2间的时间差。

3.2存在问题

工频稳态测量法基于采样延时引起相位偏移的原理进行测量,对于一个周期内的采样延时可以通过相移辨识而 正确测量。由于相位 差 Δφ始终在0~360°内,当采样延时超过一个工频周期时,计算出的采样 延时也始终小于20 ms,与实际不一致。 因此,工频稳态测量法无法正确测量大于一个工频周期的采样延时。

虽然国内要求采样延时不大于2ms,但实际工程应用中,由于采样环节处理不当或级联的应用,有可能出 现采样延 时超过一 个工频周 期的情况。 2012年,某500kV智能变电站由于合并单元延时超出一个工频周期,而工程测试过程中采用工频稳态测量法未及时发现,最终导致区外故障时站内主变压器保护、220kV母线保护以及220kV线路保护不正确动作而跳闸,影响恶劣。因此,工频稳态测量法在工程应用中存在一定的不足,给变电站运行埋下了安全隐患。

4采样延时变频测量法

4.1测量原理

稳态信号数字化采样延时td可分解为整周期延时tc和非整周期延时tNc,其中tNc小于一个信号周期。若稳态信号周期为T,则:

式中:m为非负整数。非整周期延时可通过与上述工频稳态法类似的方法测量,对于周期为T的稳态信号非整周期延时为:

式中:Δts为SV接收时刻和测试仪采样时刻的时间差。

稳态信号经过数字化采样的真实延时为:

由于数字化采样延时为群延时,对于所有输入信号都为td。因此采样延时测量过程中,可以改变输入稳态信号的频率,通过测量不同频率信号经过同一数字化采样环节的延时而计算出采样的真实延时。

变频法延时测量如图3所示。

对于频率分别为f1和f2的稳态信号(周期为T1和T2),经过同一数字化采样环节后的延时分别为:

式中:n为非负整数;Δφ1,Δφ2分别为测试仪测得频率为f1,f2信号的相位误差;Δts1,Δts2分别为测试仪测得频率为f1,f2信号的采样时刻与接收时刻的时间差。

由式(4)和式(5)可得到:

式中:ΔtdNc为两个信号的非整周期延时的差值或整周期延时的差值,可由稳态法测量两个信号的非整周期延时而计算得到。

上述延时测量对于任意频率的稳态信号都成立,不妨假设f1>f2,即T1<T2,则m≥n。变频法测量延时分为m=n和m >n两种情况,如图3所示。

令m=n+k,k为非负整数,则:

在时间t内,频率为f1和f2的信号周期数之差为t(f1-f2)。由于m,n和k都为非负整数,当采样延时小于t时,频率为f1和f2的信号延时整周期数之差k应小于t(f1-f2),且为非负整数。其中,m=n时,k=0。

由于稳态信号非整周期延时测量时,存在一定的误差er,因此式 (6)中的 ΔtdNc误差为2er。由于式(7)中的n为非负整 数,因此n应为区间内的整数,

k的存在,使得数字化采样的整周期延时计算值可能存在多个,而k由采样延时的限定范围t以及稳态信号的频率差f1-f2所决定。应用过程中可选取适当的值,简化运算量,若限定数字化采样延时小于1s,所施加变频信号的频率差 为1 Hz,则k=0,如图3(a)所示。此时m=n,为区间内的整数。

4.2仿真测试数据

利用Simulink仿真软件构建采样延时变频测量仿真系统,模拟数字化采样环节的 离散采样、延时、发送随机抖动等环节,然后采用上述变频测量方法分别对频率为f1和f2的信号测量非整周期 延时,然后进行全延时计算。其中延时环节参数可设置,整周期延时可调整。

仿真过程中随机抖动设置为±8μs,限定延时小于1s,设置f1为50Hz,f2为49Hz。模拟延时环节的时间设置为1 761μs,调整延时环节无整周期延时,该仿真系 统的全延 时仿真计 算结果如 图4(a)所示,在[1 755,1 767]μs范围内波动,计算结果正确。调整延时环节含有20ms整周期延时, 该仿真系统的全延时仿真计算结果如图4(b)所示, 在[21 756,21 766]μs范围内波动,计算结果正确, 包含20ms的整周期延时。

4.3实际测试数据

借助可同时采集SV和模拟量的智能化录波装置,对模拟量输入合并单元进行采样延时测量。智能化录波装置采 集SV和模拟量 的同步性 能优于1μs。利用继电保护测试仪提供变频的电流/电压信号,智能化录波装置同时记录合并单元的输入模拟量和输出SV报文,并标记精确的时标。利用上述变频测量方法对记录文件中不同频率的稳态信号进行延时计算,获取模拟量输入合并单元的真实采样延时。

对模拟量输入合并单元的保护电流通道进行延时测量。合并单元延时为750μs,输入稳态电流分别为50Hz和49 Hz,限定延时小于1s,多次测量结果如图5(a)所示,平均值为748μs,波动很小。 合并单元和智能化录波装置的模拟量采集回路都存在一定误差,因此延时计算值偏离理论值,但仍满足保护要求,且计算得到采样延时波动非常小。调整合并单元延时,使其额外增加20ms的整周期延时, 利用变频法测量采样延时的结果如图5(b)所示,平均值为20 748μs,波动仍然很小,计算结果正确。

5变频测量法工程实施

由上述分析、仿真及实际测试可以看出,利用变频测量法可以正确测量出数字化采样环节的真实延时,包括整周期延时和非整周期延时。工程应用过程中,可采用图6所示的系统对电子式互感器或模拟量输入合并单元进行延时变频测量。

测量电子式互感器延时,如图6(a)所示,采用升流/升压器提供一次大电流/高电压,变频控制电源为升流/升压器提供电源,同时通过改变电源频率达到控制输出大电流/高电压的频率。为了获知电子式互感器输入电气量的大小,在升流/升压器与电子式互感器之间串接标准电流互感器或并接标准电压互感器,将一次电气量转换为二次电气量。延时测量设备同时接入标准互感器二次输出和电子式互感器SV报文,测量电子式互感器的采样延时。

测量模拟量输入 合并单元 延时,如图6(b)所示,采用继电保护测试仪直接为合并单元提供频率可变的电流/电压信号,同时将该信号接入延时测量设备。延时测量设备 同时接收合并单 元的SV报文,进行采样延时测量。

测量过程中,测量设备与升流/升压器或继电保护测试仪应配合工作。升流/升压器或继电保护测试仪输出频率为f1的信号时,测量设备测量并记录此时的数字化采样非整周期延时tNc1;升流/升压器或继电保护测试仪输出频率为f2的信号时,测量设备测量并记录此时的数字化采样非整周期延时tNc2;然后结合前后两个延时tNc1,tNc2计算出数字化采样环节的真实延时。

6结语

数字式智能化变电站 篇8

1 智能数字化变电站过程总线通信实现基本前提

智能数字化变电站过程总线通信技术的研究发展与断路器、互感器等高压开关电气设备制造新技术、通信新技术等的发有密不可分, 同时也是电力系统高压行业适应智能电网建设需求的必然发展趋势。

1.1 电子式电流/电压互感器

常规变电站自动化系统中的电磁式互感器, 其在运行过程中容易受到外部环境干扰、内部电磁能量转换等因素的影响, 出现饱和铁磁谐振过电压、绝缘结构较为复杂等不足, 已很难适应现代大容量、高参数、高电压等级复杂智能数字化变电站自动化系统建设发展需求。为了适应智能数字化变电站建设发展的需求, 电力科研机构投入了大量人力和物力来对高压电子式电流/电压互感器等特征电参量高压开关设备机构和控制系统的优化研发, 并在最近几年的数字化变电站系统技术升级改造工程应用中取得了较为良好的应用效果。不同IED电子设备间数据信息通信接口的标准化、系统化也是电子式电流/电压互感器能够成功应用到数字化变电站自动化系统技术升级改造工程中的重要技术保障。

1.2 智能化断路器

断路器智能化二次系统实现了断路器系统监测信息量最大化、故障事故判定方式多样化、以及综合监控保护手段智能自动化等功能, 可以使变电站系统运行中的故障和事故定位更加准确和及时。数字化变电站系统在开关与开关、过程层与间隔层、以及间隔层中智能IED设备间建立标准统一化的过程总线通信网络, 可以有效改善和提高变电站过程层与间隔层智能IED设备故障诊断和状态监测的综合性能水平。

1.3 组合式开关设备

紧凑型组合式开关设备由于其具有运行可靠性高、操作维护方便、可扩展性强、占地面积小、以及综合费用经济性高等优点, 在智能电力系统工程中得到广泛推广使用。ABB公司推出的插接式组合开关系统 (PASS, Plug And Switch System) 是组合式开关设备发展的最新方向。为了提高PASS在变电站系统中的使用综合效率, 应建立基于IEC61850标准的PISA的过程总线通信网络系统。

2 过程总线信号采样值报文传输关键技术

运行特征电参量信号采样值和保护跳闸命令是变电站自动化系统中过程总线通信中最为重要的两类报文信息, 同时也是变电站过程总线具有较高的技能水平的重要保证条件, 从智能数字化变电站自动化系统过程总线实际应用功能来看, 应该有效解决特征电参量信号采样值和保护跳闸命令在过程层总线通信中的安全、准确、可靠等问题。

互感器所采集到的电压、电流、以及通过内部运算获得功率因素、频率等值是变电站自动化系统安全稳定运行的重要保障信号。为了规范电子式电压/电流互感器的数字化输出, 最早在IEC60044-8标准中就提出了合并单元, 即通过合并单元同步采集电子式电压/电流互感器的多路模拟信号, 然后通过内部电路动态转换成统一格式和语言描述的数字信号上传给变电站自动化系统间隔层单元中的测控、保护、记录等智能IED电子设备。对于特征电参量信号采样值的同步传输实现, 在IEC60044-8标准中提供了插值法和同步时钟法, 但是在实际过程发现时钟同步法其所取得的数据信息传输同步特性要比插值法应用效果好, 因此, 智能数字化变电站过程总线中特征电参量信号传输IEC61850-9-1标准只支持时钟同步法。基于IEC61850-9-1标准的过程层合并单元信号采样值同步原理如图1所示

从图1可知, 特征电参量信号采样值同步方法的有效性和准确性比较依赖于合并单元所接收到的秒脉冲同步信号的正确可靠, 而智能数字化变电站系统中, 此信号的获取和传输主要借助于以太网通信技术来确保特征电参量信号采样值转换和远程传输的高精度同步性能。尤其是在2002年底发布的专用于信号采样值测量和传输的IEEE1588高精度网络时钟同步协议, 其能够达到亚微秒级的同步精确度。

3过程总线跳闸命令报文传输关键技术

在变电站IEC6850标准中, 变电站自动化系统各功能IED设备具有的分散分布式特性, 为了实现数据信息资源不同IED设备间的实时共享和互操作, IEC61850标准定义了面向通用对象的变电站事件 (GOOSE) 集成模型。智能数字化变电站自动化系统中GOOSE报文传输结构主要包括星形网和环形网两种结构, 星形网传输速率相对较高, 而环形网其网络运行可靠性要相对较高。因此, 在实际应用中, 要根据变电站自动化系统GOOSE事件所包含的具体数据、所涉及到的IED智能设备、通信服务接口等情况, 进行GOOSE网络结构的选择和VALN划分。目前智能数字化变电站过程总线跳闸保护命令报文传输结构多经功能整合后的星形结构, 其具体逻辑组成如图2所示。

从图2可知, 目前智能数字化变电站过程层中跳闸保护命令GOOSE报文传输单元以常规星形结构为基础, 通过对合并单元和断路器控制器两个功能进行有机整合, 从而形成一个完整的独立运行安全准确可靠物理设备。

智能数字化变电站过程层总线是随一次设备智能自动化、二次设备集成网络化等技术发展而发展起来的。为了确保变电站过程层各智能IED设备具有较高的运行可靠性、信号采样值报文和跳闸命令报文传输具有较高的安全性、准确性和可靠性, 除了要选择和构造完善合理的过程总线结构外, 还需要合理划分过程通信总线中的VLAN网段和优先级, 并考虑过程总线系统中双网冗余、同步冗余、以及网络流量冗余等各种因素对过程层总线通信稳定性、准确性、以及可靠性等方面的影响, 以其确保整个智能数字化变电站过程层具有较高实际灵活应用性能。

摘要：过程总线技术是智能数字化变电站基于常规变电站自动化系统结构发展起来的一种集一次设备智能化、二次设备网络系统化为一体的重要技术。在介绍了智能数字化变电站过程总线通信实现的基本前提技术支撑条件后, 对过程总线通信中实现特征参量信号采样值报文和跳闸命令 (GOOSE) 事件报文高效稳定、精确可靠传输的关键技术进行了详细分析研究。

关键词：智能数字化变电站,信号采样值,GOOSE事件

参考文献

[1]辛建波, 段献忠.基于优先级标签的变电站过程层交换式以太网的信息传输方案[J].电网技术, 2004, 28 (11) :26-30.

[2]徐成斌, 孙一民.数字化变电站过程层GOOSE通信方案[J].电力系统自动化, 2007, 31 (19) :91-94.

数字式智能化变电站 篇9

传统变电站设计中[1],110 k V及以下电压等级每个间隔中普遍采用1台测控装置和1台保护装置的基本配置模型,220 k V及以上电压等级每个间隔中一般采用1台测控装置和保护双重化2台装置的基本配置模型。基于以上传统配置方式的变电站对于一次设备的采集、控制、测量都是由1台测控装置完成,由此远动数据均来自单一数据源的测控采集装置。随着数字化变电站技术[2,3,4,5,6]的广泛推广,特别是220 k V及以上电压等级数字化变电站中保护测控一体化装置[7,8,9,10]的使用,使得实际应用中测控装置也实现了双重化,对于变电站中远动装置而言,测量、控制的数据源不再单一,同一时刻有2份来自独立运行装置的数据进入系统,实际的一次系统数据量被实例化为2份数据。而实际运行中值班人员所关心的是一次设备的实际状态,2份数据对运行值班人员也可能产生干扰信息。同时当单台装置进入检修或通信异常等不稳定状态时,单台测控产生的数据不一致会对值班人员监视运行产生影响。

由此可见传统模式下远动的处理方式已不能满足双重化测控模式的要求,必须对传统远动系统进行优化,以对220 k V及以上电压等级系统双重化的测控数据进行甄别处理使其符合数字化变电站的需求,达到既能够发挥测控双重化的优势,保证数据的稳定性,同时也不会出现双份数据干扰的情况,保证调度值班人员关注的电站一次设备信息稳定、唯一。

1 设计方案

下文以某220 k V数字化智能变电站中双测控远动处理设计方案为例,阐述在不改变数字化变电站结构的情况下实现远动测控双重化的方案[11,12]。该站站内220 k V线路保护测控全部设计为双测控装置并列运行模式,采集、处理采用双重化模式。220 k V线路保护测控装置(保护测控一体化)结构见图1。

为了确保智能变电站装置保护测控一体化后的双测控数据无缝接入,在保证远动装置间隔层IEC61850接入不变的前提下,采用虚拟中间设备的方式实现双测控无缝对接。在远动设备中此虚拟设备介于接入侧与转入侧之间,负责将双测控数据通过一定规则实例化,使其成为一次设备的实际信息。

对于220 k V间隔远动设备在接入侧采用站内库定义双台测控装置IEC61850接入的方式。系统内部同时虚拟出一台中间设备,由其对应实际接入的双重化测控装置,远动系统将实际间隔一次设备数据映射到该虚拟设备,使得双重化数据仅展现1份。虚拟设备在站内库实际设备中没有对应的测控装置,但是它将实例化的双测控数据通过规则完成了双到单的转换映射。

在数字化变电站中实际虚拟设备包括虚拟遥测、虚拟遥信及虚拟遥控3种数据类型。当完成虚拟装置配置后,站内库所定义的实际双重化测控装置与虚拟装置之间就产生了映射关系,该映射关系实际就是物理意义的映射,假定2套测控装置分别为A、B,如虚拟装置的某间隔a相电流,必然对应其A套与B套测控的a相电流,即对虚拟装置赋予了具有逻辑意义的数据源信息。在实际配置过程中,对于虚拟装置的遥测、遥信、遥控必须采用此类配置方式,即虚拟设备虚拟点信息的关联映射必须来自同一间隔内一次设备的双套测控中具有同一逻辑意义的采集点。

在实际工程运用中,以一组测控装置为主数据源,另一组作为备用数据源,正常运行时采用主数据源数据。将主数据源的遥测、遥信信息映射到虚拟装置中完成远传上送功能,遥控处理时在装置状态健康的前提下虚拟设备优先选择主设备进行控制操作。引入装置健康状态概念,即当装置因为发生故障、通信中断或状态检修等时通过逻辑判断将此装置判为非健康,由此进行数据源的主、备无缝切换,既保证了调度端所见数据的单一性,也实际起到了双重化的作用。

2 双测控在远动系统中的实现[13,14]

2.1 映射表关联

双测控系统首要功能是保证接入的双套二次设备数据在调度侧所展示的一次设备实际状态的唯一性,其配置核心在于建立实际双套物理数据与虚拟设备点之间的映射关系。系统建立遥信映射表、遥测映射表、遥控映射表,通过映射表使具有物理意义的2套数据与虚拟设备点间产生对应关系。如虚拟设备的Uab的逻辑对应点必然是A套测控的Uab与B套测控的Uab,映射表的作用就是完成此规则的实施,在实时库中建立逻辑点到虚拟点的对应关系。

2.2 健康状态监视

双测控系统另一个重点在于数据源有效性的判断,虚拟点的数据源来自于2套独立的物理设备,双套测控装置正常同步情况下数据无论取自哪个物理设备都不会存在问题,但是实际运行中往往存在通信异常、检修状态等各种复杂现场情况,造成双套测控的物理数据不一致以及虚拟点数据多报、漏报的情况发生。在充分考虑数字化变电站的实际情况下,本文根据工程实施的实际情况引入了装置健康状态监测点的概念,利用数字化变电站IEC61850通信的优势,将实际物理设备的双网通信状态、检修状态、数据有效位、IEC61850取代操作标志通过内部规则运算成虚拟设备的健康状态监视点,作为虚拟设备数据源选取的重要判断依据。当完成站内库数据加载后,双测控系统进行初始化,如果双套测控设备健康状态均为健康,则优先选择A套设备作为主设备源,运行中系统实时监测虚拟设备的健康状态,若发生健康状态异常则根据规则进行虚拟设备相关数据源的切换。

2.3 装置切换[15]

在远动设备的实际运行中,每个间隔中体现一次设备状态的物理点只有一个,所以当系统运行时通过映射关系选取双测控中的一套数据源作为首选数据源,当另一台装置发生通信故障、检修状态、数据无效等行为时,将进行数据源的切换,将另一套物理数据源作为虚拟点的采集数据源,即保证在一个时刻只有一套数据源有效。当物理数据源的健康状态发生异常时会自动无缝地进行虚拟点采集数据源的内部切换,系统对外仍然是稳定连续的数据。虚拟设备启动关联映射点流程如下:以遥信为例,系统启动检查遥信映射表,判断虚拟点1的A套关联数据是否来自A套数据源,B套关联数据是否来自B套数据源,如果完全正常,则判断A套设备为健康状态,虚拟设备将其点1数据与A套数据源建立关联关系;如果A套不健康,B套健康,则数据源取自B套设备。遥控、遥测处理方式相同。

当系统运行时,在中间过程中若健康状态发生变化,虚拟设备同样会根据物理设备的健康状态对数据源进行内部的无缝切换,以保证当实际设备进入检修状态或通信中断等故障态时不会误报信息对调度系统产生影响。

2.4 控制操作

遥控操作在变电站自动化操作中十分重要,调度人员实际操作的是虚拟设备的遥控点,远动设备必须通过映射表及健康状态判别找到合适的测控设备,将实际遥控命令发送给物理设备。其具体实现流程如下。

a.由远动规约接收待处理的虚拟设备遥控信息,并转给虚拟设备。

b.虚拟设备通过映射表查询虚拟设备遥控点所对应的A套装置与B套装置的遥控点,直到找到相对应的虚拟设备遥控点,若查找完成后没有相关信息,则直接返回遥控否定。

c.虚拟设备找到此时的主数据源装置并判断此时2套装置的健康状态,假定此时主数据源为A套装置,若此时A套装置为健康,则遥控A套装置相关联点;若此刻A套装置为不健康,则将遥控命令发给B套装置,并做无缝切换,以保证遥控出口命令下发装置与数据源采集装置为同一个;若2套装置均为不健康状态,则返回遥控否定。

通过引入映射表,解决了虚、实遥控点关联的问题。通过引入健康状态,解决了在双测控条件下遥控成功正确率的问题以及遥控后上送遥信与出口装置一致性的问题。

2.5 程序化控制操作

系统采用了基于映射表与健康状态监视的统一数据源判别规则,保证了遥控操作与实时数据取自现场同一数据源。远动系统实时运行时,远方调度获得一次设备匹配的测控装置实时信息,通过对其进行控制操作,屏蔽了双测控影响。

程序化控制中设备的操作逻辑及五防逻辑与一次设备操作流程相关,与测控装置不发生直接关系。在需要进行五防逻辑判断时,远动装置根据实际操作票生成的规则判断与一次设备匹配的在线测控装置,以获取相关位置实时信息进行程序化控制流程,也屏蔽了双测控的影响。

3 结语

浅谈智能化变电站的功能与应用 篇10

【摘 要】本文介绍了智能化变电站的各种应用功能。智能化变电站的应用功能以信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为平台，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测。

【关键词】智能化；在线监测；顺序控制

智能化变电站是采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能的变电站。

智能化变电站具有以下功能：

1.在线监测评估功能

通过工控机及系统集成软件，对各状态在线监控装置的动态参数进行集成，建立变电站设备状态综合数据库，自动生成设备状态参数报表和变化趋势曲线，对设备状态的历史参数进行“横比”、趋势分析和相对比较相结合，实现设备状态的初步诊断，形成了供电设备在线监测评估系统。

设备状态在线监测评估系统作为变电站内一次设备状态监测的集中展示平台，主要提供在线数据的提取、处理、分析及变压器、断路器、GIS、避雷器等一次设备状态的诊断与展示，同时提供数据的存储服务。

1.1 110kV侧GIS状态在线监测评估

SF6气体全封闭组合电器（GIS）将变电站中除变压器以外的电气设备，包括断路器、隔离开关、负荷开关、接地开关和快速接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线和出线套管等全部封装在接地的金属外壳内，壳内充以SF6气体作为绝缘和灭弧介质。由于GIS的全封闭金属外壳，使得运行维护不能采用常规的方法进行，为了及时发现并消除故障隐患，避免重大事故发生，对GIS实现在线状态监测就显得尤为重要。

1.2 开关柜在线监测评估

开关柜一般由高压断路器、负荷开关、接触器、高压熔断器、隔离开关、接地开关、互感器，控制、测量、保护、调节装置，以及内部连接件、附件、外壳和支持件等组成，担负着控制、保护的双重功能。

开关柜智能化在线监测系统的监测项目主要有以下几个方面：

（1）断路器的实际运行状态：即开关量的采集，判断断路器当前是分闸还合闸，它是在线监测系统的基本功能之一。

（2）断路器动触头行程：从断路器动触头行程—时间曲线上，可以计算出平均分、合闸速度、最大分、合闸速度、动触头行程、分、合闸时间等，从而获得很多对断路器状态分析很有价值的信息。

（3）机械振动信号：提取机械振动信号，分析信号的特征量，用于判别故障是否出现，找出故障源。

（4）绝缘监测：用于判断开关柜的绝缘特性，主要包括母线绝缘、套管绝缘、支柱绝缘、电缆绝缘和互感器绝缘等。

（5）柜内接点温度：通过监测开关柜内导电接触部件温度的高低，可有效防止开关柜的火灾发生。开关柜内母线室、电缆室、手车室和隔离触头都是应重点监测的部位。

（6）开断电流：用于计算真空断路器的电寿命。

1.3变压器在线监测

变压器是供电系统中非常重要而且昂贵的设备，变压器实施安全在线监测可以实时地监视变压器的状况，及时地采集故障前兆信息，通过故障诊断技术，判断变压器可能会发生的故障，提前采取措施，避免重大事故的发生。

通过故障模式分析，变压器及其有载开关是在线监测的重点。变压器在线监测项目主要有油中气体测量与分析、局部放电测量、有载开关的触头磨损及机械和电气回路的完整性测量等。项目中变压器状态在线监测项目监测的参数项目有：绕组温度多点测量；铁芯温度测量；油位、油量、油温测量；绕组输入、输出电压、电流、有功功率、无功功率监测；绝缘分解物测定；内部局部放电量检测和位置判断；冷却系统检测。变压器的状态參量体系。

2.顺序控制功能

2.1主要任务

顺序控制的主要任务是通过操控系统预先设定和程序对煤矿供电系统的设备进行系列化操作。

2.2操作与注意事项

煤矿供电系统实现顺序控制是煤矿自动化系统发展的必然趋势。煤矿供电系统中的电气设备具有运行、热备用、冷备用和检修四种状态。顺序控制就是从一种状态到另一个状态，实现四种状态中两两之间的互相转换。顺序操作的功能全部于煤矿供电系统操控系统和通信及测控装置实现，测控装置接收操控系统发来的命令后，按照目的操作任务指令自动完成生成一系列的操作步骤，每一步操作前检查上一步操作的完成情况，同时检测当前操作是否符合电气闭锁条件，保证顺序控制只能从当前状态向目标状态进行。顺序控制每一步的执行都对操作前条件是否满足、操作后设备是否到位进行严格的校验和确认，每一步操作必须条件满足才能发出控制命令。当前的操作必须在设备操作到位才认为操作成功，允许进行下一步操作。对于需人工进行的某一步操作（如检查项），系统自动弹出对话框，经操作人员检查确认该步操作完成后，进入下一步操作。

3.防误闭锁功能

防误闭锁的主要任务是防止误操作和对开关设备进行相应的闭锁。

导致误操作的原因主要有三部分，分别是运行值班员、检修人员及其也人员的误操作。运行人员的误操作主要包括误拉、误合隔离开关和断路器、误入间隔等；检修人员的误操作主要包括检修、试验过程误碰运行间隔。其中五防是指：

（1）防止带负荷拉、合刀闸。

（2）防止误分、误合断路器、负荷开关、接触器。

（3）防止接地刀闸处于闭合位置时关合断路器、负荷开关。

（4）防止在带电时误合接地开关。

（5）防止误入带电间隔。

煤矿供电系统中需要强制闭锁的一次设备主要有断路器、自动刀闸、隔离开关、接地刀闸（临时接地线）、网门等， 防误操作闭锁主要通过判断与要操作的刀闸、接地刀闸相关的设备的状态来确定所要进行的操作是否违反“五防”，若违反“五防”的规定，则闭锁要操作的设备。

4.结论

（1）供电系统全部数据信息数字化、标准化，数据的高效利用和充分共享，提高了设备运行的可靠性，降低了维护费用。

（2）实现了系统故障的准确、快速处理，故障切除时间小于50ms，保证了故障隔离与恢复的快速性，减少了停电范围和供电恢复的时间，极大保证了供电的可靠性。

（3）实现了开关、变压器、避雷器等关键设备的状态集中在线监测，各设备状态监测和诊断在后台统一完成，为供电设备的状态检修提供了必要的判断依据，既节省了大量的人力、物力，又防止了设备的过检修和欠检修，保护了设备。实现了设备状态的可视化。

（4）提高了设备管理的效率，也提高了设备的可靠性和抗灾能力，有效避免了事后检修造成设备的重大破坏。

（5）一键式顺序控制，提高了系统操作的方便性、快捷性和可靠性，并省时省力，极大提高了煤矿供电系统的操控水平。

5.结束语

智能化变电站高应用功能的完善需要较长时间，将随着智能化变电站技术的发展和智能电网建设的推进而逐步走向成熟。 变电站作为煤矿生产运行的动力来源，高质量的可靠供电为煤矿实现安全生产，提高经济效益提供了重要保障。 [科]

【参考文献】

[1]许晓慧.智能电网导论[M].北京：中国电力出版社，2010.

[2]Q/GDW383-2009，智能变电站技术导则[S].国家电网公司，2009.

数字式智能化变电站 篇11

数字化变电站采用网络通信,智能设备间的交互更为频繁,数据配合更为严密,因此通信网络的稳定性,以及通信报文的正确性、参数的合法性、时序的合理性等更为重要。以太网以及挂接的所有智能设备 ( IED) ,包括合并单元、保护、监控等变电站二次设备, 交换机等网络通信设备、站控设备的健康状态,以及变电站环境对以太网以及IED的影响,均将影响变电站的正常可靠运行; 数字化变电站技术还处于实践成熟阶段[1],变电站网络通信记录仪[2,3]在数字化变电站调试中已发挥了关键作用,也发现了智能变电站技术存在的不少问题。

网络通信记录类装置主要实现对变电站网络通信过程的侦听、监视与记录,用于真实记录网络所有可能的信号,通过报文回放测试设备的功能及网络性能,并能复现问题。但是,目前此类通信记录装置: 1一般只有简单的远传报警,大量的记录数据采用就地存储,远方调用还需要人工方式; 2不具备高精度数据采集和在线实时分析、预警功能,不能满足变电站运行阶段不同层次用户的应用需求。

随着数字化变电站的普及,网络通信记录仪使用率大大提高,开始向在线状态监测与故障诊断分析等应用发展[4,5,6],通过研发相应的变电站侧智能设备及网络在线监测装置和控制中心主站系统,实现对变电站智能设备及网络通信实时状态的在线监测、故障诊断、 故障预警、状态评估、状态检修。

该系统的基础,即数字化变电站核心元件及系统的故障诊断、可靠性评估、状态检修等理论研究和探索,如数字化继电保护及系统[7,8]、变电站通信系统的可靠性评估方法[9],二次设备状态检修理论[10,11,12]等,已有一定进展; 而数字变电站智能设备及网络在线监测系统,是相关理论得以大量实践验证与成熟的必要选择。

笔者研究面向数字化变电站智能设备及网络状态监测系统的体系建立。

1系统组成及架构

1.1系统组成

数字化变电站智能设备及网络状态监测系统,其构成示意图如图1所示。分为变电站侧装置和控制中心的主站系统; 变电站侧装置,分为预警终端与子站装置二级,前者布置在过程层、厂站层,也可扩展接入电力数据网层,后者布置在厂站层网络和电力数据网之间。系统技术架构参照文献[13-14]。

1.2需要状态监测的智能设备及网络

被监视的过程设备包括: 1MU; 2智能终端等; 间隔设备包括: 1保护装置; 2测控装置; 3数字化电能表等; 通信设备包括网络交换机等; 站控设备包括: 1RTU; 2变电站监控系统; 3保护信息子站等; 被监视的设备可以进一步抽象为: 1E-IED,为过程、间隔层的智能装置; 2 C-IED,为网络交换类设备; 3 AIED,主要是站控装置以及主站前置。

1.3智能设备及网络状态监测装置

该装置分为智能设备及网络在线监测装置与子站装置。前者也称为预警终端,装置内部采用了高精度恒温的时钟芯片,通过分频、倍频及锁相环等硬件技术产生了高频率的内部时钟计数,在网口捕捉到网络报文后立刻通过硬件对数据标记时间戳,从而保证了接收数据时间的准确性,时间精度为16 ns; 装置可接收外部B码或者1 588对时,从而保证了绝对时标的精确。预警终端以侦听方式接入过程层、厂站层和电力数据网络,不影响接入网络的正常运行; 记录所接入网络的所有报文,并对这些报文进行: 1网络正常状态的监测: 包括各IED的语法检测、语义检测; 2网络异常状态的监测; 3承担网络通信黑匣子。子站装置收集站内所有预警终端的告警数据,并且: 1对收集的告警信息进行扩大分析; 2根据预设的模型,进行状态评估; 3快速上报主站系统。

2智能设备及网络状态监视内容及功能设计

本研究对数字化变电站网络通信在线故障诊断提出了故障模型,分为MMS故障模型、GOOSE故障模型、SV故障模型和网络异常模型。根据ISO计算机通信的7层模型,本研究将网络分为背景和应用2层,即物理层、数据链路层、网络层、传输层纳入背景层,而会话层、表示层和应用层纳入应用层,因此网络故障分为背景故障和应用故障两类; 只有在网络背景层正常的前提下,才可能有网络的应用正常。数字化变电站的网络,按其应用报文划分,可虚拟化为MMS网络、 GOOSE网络、SV网络; 在此基础下,实现对变电站智能设备与网络的在线监视与状态评估。

2.1网络背景层的异常情况状态监视

2. 1. 1 MMS网络背景层异常与故障

本研究对TCP /IP链路建立与中断、通信超时、 网络流量突变等进行监视,如TCP握手信息、中断时结束信息是否正确; 异常中断分析,包括窗口尺寸、 确认号等; 提出相关的指标,并按表1的故障模型进行判断。

2.1.2GOOSE网络异常

故障模型如表2所示。如,变电站配置文件给出了2个IED的GOOSE传输最短传输时间min Time和稳定传输时间max Time,则判断GOOSE通信中断的判据如表2所示。

2.1.3SV网络异常

对SV网络异常,主要根据采样频率计算报文流量,异常时告警。

2.2网络正常情况的应用层状态监视

2.2.1MMS故障

通过IP与智能设备实现关联; 重点监视现象为: 初始化过程中服务、数据属性、选择区域、完整性周期、 入口判识、报告使能、总召唤等与变电站配置描述SCD文件中声明不一致; 应用层通信过程不完整; 通信中断: 判别是正确中断还是异常中断; 报文与标准通信协议不符合等。

2.2.2GOOSE故障

通过MAC地址与智能设备实现关联; 重点监视现象为: 保护动作事件,心跳报文中断、初始化等与SCD文件设置通信组播不一致、记录文件的字节数发生突变等; 判别方法,如: 1GOOSE报文与SCD文件不一致; 2GOOSE报文的符合性判断,按IEC61850-7-2的状态号St Num和序列号Sq Num分为3种情况,检查是否符合规律等。

2.2.3SV故障

通过MAC地址与智能设备实现关联; 主要故障现象: 对于采用IEC61850-9-1协议,重点分析组播地址、 APPID、逻辑设备名、采样频率是否与配置文件一致, 报文中状态字是否异常、采样计算器是否正确累加等。 对于采用IEC61850-9-2协议,重点分析组播地址、报文头是否与配置文件一致,报文中计数器是否正常、发送时延是否一致等。

3预警终端与子站信息建模和通信建模

预警装置与子站装置均应该IEC61850化,即其信息模型和通信模型应遵循IEC61850要求。保护、测控装置由IEC61850进行了详细定义,而合并单元[15]、数字式电能表[16]、交换机[17]的基于61850的建模可以借鉴。从图1可以知道,预警终端只是对这些61850化的IED进行报文侦听、记录和分析,并将告警的信息提供给子站装置,由子站装置进行站级分析,并转报主站。因此以下只讨论子站的61850化。

3.1子站装置的通信建模

IEC 61850的IED为服务器设计,具有客户 / 服务器( C /S) 和订阅/发布( B /S) 2种模式; 按照表1、表2的设计,可通过远方建立数据集和报告模式,实现预警和告警功能。子站的IEC61850信息模型和通信模型如图2所示,其与主站的通信主要通过在子站装置的报告模型实现。

3.2子站装置的信息建模

为实现子站装置的报告模型,以及为实现第2节的功能,需要在子站装置上实现3种报文或3类生数据( RD,raw data) 的分析,同时对该3类生数据的解包分析,即获取4类熟数据( CD,cooked data) 标准协议符合度检测,并为告警报告提取必须的数据。需要为6类报告( 详如图2所示) 提供必须的报告模型设计,即其数据集、定值集、报告触发机制等设计。

3.3预警终端的信息建模与通信建模

预警终端,主要实现对网络通信过程的侦听和记录,作为子站装置的数据采集前置,因此其信息建模可相对简单,主要以MMS、GOOSE、SV方式建立,然后通过以太转发到子站装置。

4与控制中心的通信

4. 1 IEC 60870-103 /104

采用IEC 60870-103和IEC 60870-104方式时,双端必须进行数据项的约定扩展,才能将子站装置的告警值上送调度; 无法实现主站的自由配置。

4.2IEC61850延伸至控制中心

本研究将主站前置机作为客户端、变电站侧的子站装置作为服务器,实现基于IEC61850的通信[17],对子站装置进行包括数据集和报告方式的定义,实现远方控制中心对子站数据集、报告的定义,实现自由配置。

5控制中心主站功能

5.1管理功能

主站系统具备本地管理功能和对通信子站的远程管理功能,包括: 语法模型文件、语义模型文件、应用模型文件的修改与保存,通信规约的统一编号; 各个通信子站的相关参数和配置,包括变电站统一编号,通信子站统一编号( 以变电站为范围) ,通信子站记录端口统一编号( 以通信子站为范围) ,每个记录端口所包含的规约以及规约关联的模型文件; 变电站内的IED装置信息和站内通信网络信息,并对自动化装置和站内通信网络信息进行站内统一编号; 系统用户等级划分和密码保护等。

子站具备接受主站分析系统的远程管理和参数配置修改的能力,能接收语法模型文件、语义模型文件和统计模型文件并按其进行实时分析的能力,同时提供相应的密码保护措施。

5.2实时预警功能

预警终端具备报告网络中发生的通信故障、电网事件、告警信息和评估结果等网络实时信息的能力,并且具备能够将这些信息与记录文件相关联,并在进行相应的网络分析、规约分析或应用分析时进行关联的能力。

实时预警功能根据实时在线分析的通信错误信息、应用事件信息、网络状态信息和网络统计信息进行通信和应用功能的实时预警,包括: 网络流量突变或向某一趋势渐变,网络协议分布比例突变或向某一趋势渐变,通信终端在线跟踪( 某设备长期不通信、出现新设备等) ,网络拓扑结构在线跟踪( 监视交换机的工作状态) ,网络攻击行为预判等。

系统在实时在线分析的基础上,依据相关故障特征和经验总结,预判网络或设备的通信状态将发生何种变化,并给出相应的告警,做到故障还未发生即被发现,减少通信故障对变电站自动化系统运行的影响。

5.3状态评估

系统根据重要的错误、应用事件、网络状态以及预警信息,并根据设定的时间段对通信进行评估,产生评估报告。评估的对象为IED装置、交换机、工作站以及整个通信网络; 评估的时间段可以分为日报、周报、 月报等。根据智能设备健康模型,对不同对象提供不同格式的评估报告,以满足不同的层次需求,并提供相应的检修策略,辅助检修。

系统通过提取状态量和通信过程信息,综合可参考的状态模型,形成智能设备的软环境工作状态,实现智能设备软环境的状态评估。根据实际运行经验,从通信的角度定义工作对象,根据评估事件的权重和出现频率,对变电站二次系统实现状态评估。根据实际的运行情况,总结出一套行之有效的预警评估模型和预警评估导则,针对不同的用户需求,对变电站、子网、 IED设备及通信接口等形成不同的状态评估报告,为变电站智能设备及通信网络的检修策略提供依据。评估结果包括: 遥信信息异常变位,遥测数据异常跃变, 网络流量异常,端口分布异常,协议分布异常,网络通信质量,ARP攻击行为和网络攻击行为等。

5.4状态监视与信息发布

主站系统获取全网变电站网络通信数据采集,以二次回路图形模型方式进行监视,通过Web方式实时显示各个终端上报告警和错误情况,对整个通信网络进行预警和评估; 提取通信数据进行详细的离线分析; 通过图形化界面,将错误与检修策略关联,以方便用户进行故障的诊断与处理。

5.5与其他主站系统的关系及数据交互

主站系统采用CIM模型,以便于与其他信息系统如调度EMS、保护信息系统、调度生产管理系统,实现信息共享和交互,实现对变电站智能设备软环境到硬环境的全面综合预警与评估,以及后续的智能设备检修的工作事务管理纳入生产管理系统等。

主站的前置作为客户端,与变电站子站建立Client / Server( 客户 / 服务器) 或Subscribe / Publish ( 订阅 / 发布) 通信方式,并在实现IEC61850到IEC61970CIM的转换; 同时要实现预警终端与子站ICD的管理。

6结束语

针对面向数字化变电站智能设备及网络的在线监测与状态评估,笔者研究了变电站网络故障源及故障机理,提出了将变电站通信网络故障分为通信背景层故障和应用层故障,以及变电站通信状态监视的内容。 开发了相应的预警终端、变电站子站; 作为数字化变电站的新型智能设备,本研究重点讨论了预警终端与子站的信息建模和通信建模,以满足IEC61850的设计要求; 同时给出了主站系统的基本功能和利于信息共享与系统集成的设计原则。实际运行表明,该系统功能丰富,信息模型标准,集成规范,满足了智能变电站智能设备及网络的在线监测与状态评估的要求。

摘要：针对面向数字化变电站智能设备及网络的在线监测与状态评估,研究了变电站网络故障源及故障机理,提出了将变电站通信网络故障分为通信背景层故障和应用层故障,以及变电站通信状态监视的内容,并研制了在线预警终端与子站两类装置;重点研究了预警终端与子站的信息建模和通信建模,以满足IEC61850的设计要求;讨论了预警终端、子站与控制中心主站之间的通信以及控制中心主站的功能设计。实际运行表明,该系统功能丰富,信息模型标准,集成规范,满足了智能变电站智能设备及网络的在线监测与状态评估的要求。