智能變電站設計及研究-資料下載頁

　　

【正文】 措施，很容易把B網口也拖下水，使得整個網絡完全癱瘓。為防止當其中一個網口出現網絡風暴時影響到另一個網口，需要對該測控裝置的A，B網口進行物理上的隔離，即每個SV/GOOSE口應具備MAC控制器，應能按需獨立配置發送、接收的SV/GOOSE控制塊。（2）信息上傳方案一：熱備用，利用IEC 61850的報告控制塊使能設置，平時只允許A網過程層設備裝置上送數據（如合并單元智能終端一體化裝置本身的狀態信息，但開關位置信號數據則2臺都送），在該裝置通信異常（如連接斷或周期性上送消失）切換使能另一臺保護測控一體化裝置，由于IEC 61850的BRCB有緩沖功能，因此需要考慮切換過程中的事件丟失或重發問題（可通過與時間關聯的entryid來實現，但這將會給IEC61850引入一個私有約定）。方案二：雙網同時上傳，數據上行采用A網的完整數據與B網裝置的自檢數據的方式。方案三：狀態估計，接收雙網過程層設備裝置的上送數據，依靠高級應用功能智能識別壞數據，并能夠有針對性地進行告警。方案比較：方案三對單測控裝置有很高的要求，實現起來比較困難，方案一會IEC 61850引入一個私有約定，相比較而言，方案二簡單且具有較好的實用性。因此，本文推薦采用方案二。（2）控制下行方案一：正常運行時默認A網下行，故障時自動切換至B網。方案二：默認A網下行，故障時不切換。方案比較：方案一無縫切換對測控裝置處理能力要求較高，方案二對裝置而言處理簡單可靠，對于單測控而言，單網的冗余度可行，風險性可控。因此，推薦采用方案二。推薦方案:當單套測控裝置跨接在過程層的雙重化網絡時，數據上行采用“A網的完整數據+B網的裝置自檢數據”，控制下行采用“A網單網控制不切換”方式，同時要求測控裝置的A，B網端口獨立，簡化測控裝置的處理邏輯，保證運行的可靠性，處理機制如圖8所示。圖8 單測控跨雙網信息處理機制示意圖過程層設備包括智能組件、合并單元、智能終端等。合并單元將互感器輸出的電流、電壓量進行合并同步處理后，將SV采樣數據通過過程層網或光纖點對點方式傳給相關間隔層設備，合并單元是連接互感器與智能二次設備之間的設備。智能終端為連接一次開關和二次設備的智能化設備，作用是采集一次開關的狀態信息，通過過程層網絡或光纖點對點方式傳輸至間隔層設備，同時通過過程層網絡或光纖點對點方式接收間隔層設備的命令，實現對一次開關的操作。目前變電站使用的斷路器等一次設備的二次回路中，基本含有分合閘回路、三相不一致保護回路、防跳回路、低氣壓閉鎖操作回路、輔助接點回路等。經過實際調研，關于智能終端操作箱控制回路與本體分合閘控制回路一體化的設計融合，雖然國內的一次、二次廠家進行了有效的合作，但目前仍做不到兩種回路的徹底融合。現階段的智能變電站設計時，建議通過智能終端軟邏輯功能實現總分閘、總合閘位置；推薦采用斷路器本體防跳、壓力閉鎖、三相不一致回路。取消智能終端冗余的防跳回路、壓力閉鎖、三相不一致回路。取消變電站跨間隔間的電氣閉鎖，減少電纜用量。推薦斷路器三相總位置信號通過智能終端軟邏輯實現，減少輔助接點回路，同時提高斷路器控制機構工作的可靠性。 過程層網絡的優化整合方案過程層網絡主要基于網絡設備，實現間隔層設備與過程層設備間、間隔層設備間及過程層設備間的數據通信，主要承載的業務為sv報文和GOOSE報文。過程層采樣數據的網絡流量非常大，實時性、穩定性和可靠性的要求非常高。在保護、測控設備整合及過程層設備整合的前提下，目前比較典型的過程層組網方案為GOOSE與SV共網。根據不同電壓等級二次設備配置的情況，220kV側過程層組物理意義上相互獨立的雙重化網絡，A，B網互相獨立；110kV側由前期的雙重化網絡簡化為單星型網絡。主變元件不單獨組網，220kV側及本體設備接入220kV電壓等級的過程層網絡，110kV側設備接入110kV電壓等級的過程層網絡，主變保護跨接在兩個電壓等級的網絡上，以便于母差保護與故障錄波等公用設備獲取GOOSE信息。這種方案在安徽地區的大部分220kV智能變電站運用，大大減少了過程層交換機的使用，節約了投資，簡化了二次接線。在線監測系統建設的目的主要是要幫助變電站檢修運維人員及時準確地了解電力設備的真實運行狀態，并能提供形象的有價值的設備信息輔助工作人員制定巡檢維護計劃。為有效的實現這一目標，智能變電站在線監測系統主要包括:各路信號采集、模擬信號調理、數據傳輸存儲和顯示、數據處理和故障診斷等功能模塊。智能變電站在線監測的一般流程如圖9所示，首先通過各路傳感器將各種電氣量、機械參數及開關狀態等轉換成相應的模擬信號或狀態信號，對于模擬信號還要經過預調理和A/D轉換后變成數字信號，然后通過一定的方式傳輸出去并存儲起來，接著采用智能算法對數據進行處理和故障診斷，最終以圖表的形式將監測得到的設備狀態和診斷結果顯示出來。檢修人員再根據得到的信息對電氣設備進行檢修或其他操作。圖9 智能變電站在線監測主要流程跟IEC61850標準的劃分，變電站系統分為變電站層、間隔層和過程層三層。從物理結構上來看，智能變電站主設備在線監測系統采用樹型多層分布式結構，由過程層的一次設備和傳感器、間隔層的智能電子設備（IED）、變電站層的監測系統服務器以及連接和服務器的以太網交換機組成，如圖10所示，以信息一體化、功能模塊化、裝置一體化和故障診斷智能化為設計目標。過程層由多路傳感器和智能一次設備組成，負責信號采集和不同物理信號的電量化、數字化。有些信號通過串口、CAN總線傳送到IED，如溫度、濕度SF6氣體壓力等。有些模擬信號在轉換成電壓信號后將發送到IED內的信號預處理電路，如斷路器分合閘電流、三相位移等。而斷路器開合狀態等狀態量則傳送到正IED的I/O接口上。間隔層的主要由監測不同一次設備的智能電子設備IED組成，即現場在線監測裝置，采用硬件一體化和功能模塊化結構，內部根據不同功能封裝設計不同模塊組件具有獨立性和擴展性，同時又采用標準的通信接口使其具備互操作性。該裝置是一種現場監控設備，負責就地的信息匯總、簡要整合、存儲顯示，具有人機交互界面，并按照MMS協議通過網口向后臺服務器上傳數據。IED內部由信號預處理單元、嵌入式數據通信單元、工控機、顯示屏和電源組成，并具有豐富的外部接口。變電站層主要是變電站后臺服務器，變電站內所有檢測數據都將匯總到后臺服務的數據庫中，站端的服務器會將數據傳送到基于云平臺的大數據處理服務器集群中，利用云計算強大的運算能力完成數據的統計分析、智能故障診斷、信息圖表展示功能。變電站工作人員會根據接收到的數據的分析處理結果以及調度中心的調控命令，執行設備操作并制定檢修計劃。圖10 智能變電站在線監測系統多層分布結構設計“三層兩網”結構的智能變電站設計目前，智能變電站系統采用 “三層兩網”結構，站控層與間隔層之間、間隔層與過程層之間的設備都通過通過星形以太網實現互聯[31]。本文以220kV電壓等級以及110kV電壓等級智能變電站為例，其中遠期220kV網段每間隔雙重化配置兩臺16光口交換機，110kV網段每間隔配置1臺8光口交換機，給出了220kV電壓等級以及110kV電壓等級智能變電站三層兩網設計方案分別如圖11和12所示。圖10 220kV電壓等級智能變電站通用設計三層兩網設計方案圖11 110kV電壓等級智能變電站通用設計三層兩網設計方案 本章小結本章基于上述工作的基礎上，對智能變電站二次設備與監控系統進行進一步的研究，給出了智能變電站站控層設備集成優化設計方案及完成了智能變電站在線監測系統多層分布結構設計。并以220kV、110kV電壓等級為例，給出了220kV電壓等級智能變電站通用設計三層兩網設計方案及110kV電壓等級智能變電站通用設計三層兩網設計方案。作為智能電網的核心部件，智能變電站的運行的可靠性及智能化程度對智能電網的穩定、安全運行具有重大意義。因此，開展智能變電站的智能化、信息化、互動化的研究對促進智能電網的發展具有重大意義。本文從智能變電站二次設備與監控系統角度，對智能變電站設計進行研究，主要完成任務如下:（1）文章第一部分，主要闡述了智能變電站的研究背景及研究意義，介紹了智能變電站的技術特征、研究現狀，并提出了智能化變電站主要支撐技術；（2）文章第二部分，進行智能變電站技術特征及架構體系的研究，提出了智能變電站的主要技術原則及技術特征，并對三層兩網結構的智能變電站的架構體系進行了詳細的介紹，詳細分析了過程層網絡和站控層網絡的結構；作為智能變電站的主要通訊手段，本文對智能變電站的IEC61850通訊標準進行了詳細的介紹。（3）在介紹智能變電站的主要支撐技術、技術原則、技術特征及通訊標準后，文章第三部分對智能變電站的高壓設備技術特征、組成架構進行了介紹，并對智能變壓器、智能開關設備進行了初步設計。（4）基于上述的工作，文章第四部分對智能變電站二次設備與監控系統進行進一步的研究，給出了智能變電站站控層設備集成優化設計方案及完成了智能變電站在線監測系統多層分布結構設計。并以220kV、110kV電壓等級為例，給出了220kV電壓等級智能變電站通用設計三層兩網設計方案及110kV電壓等級智能變電站通用設計三層兩網設計方案。參考文獻[1][D].山東大學,2016.[2][D].華北電力大學,2013.[3][D]. 華北電力大學,2011.[4] [D].天津大學電氣與自動化工程學院,2010.[5] Jiang Zhh,LI F X,Qiao W,et A vision of smart transmission R, NORICK T, PERMANA V, et Advanced sensor and diagnostic technologies for development of intelligent substations[R].PES General Meeting IEEE, 2004, 1:727746.[6] Cosse RJR, Bowen JE, Combsh T, et al. 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