数字化变电站研究论文范文第1篇
1 数字化110k V燕南变电站关建技术
1.1 智能化的一次设备
智能化的一次设备包括光电/电子式互感器,智能化断路器等一次设备。
1.1.1 光电/电子式互感器
110kV燕南变电站按无人值守数字式变电站设计,按照数字式程控化变电站设计要求,一次设备配置光电式电流、电压互感器。
光电/电子式互感器的最大特点是可以输出低压模拟量和数字量信号,直接用于微机保护和电子式计量设备,特别是光电/电子式互感器的应用,克服了传统互感器绝缘复杂、体积大且笨重,CT动态范围小、易饱合且二次输出不能开路,电磁式PT易产生铁磁谐振等诸多缺点。光电/电子式互感器具有绝缘简单、体积小、重量轻等优点,特别是CT动态范围宽、无磁饱合、二次输出可以开路,PT无谐振现象,精度高,暂态特性好。
1.1.2 智能化断路器
110kV燕南变电站按数字化变电站的设计要求配置智能化断路器。110kV设备采用合资户内GIS装置,额定电流2000A,开断电流40kA,动稳定电流100kA;10kV开关柜选用合资厂中置柜,柜中配进口或合资厂真空断路器,电动弹簧操作机构,电动手车及电动机构接地开关。断路器同时配有微处理器、传感器和执行器,不仅具有开关设备的基本功能,还具有附加功能,尤其在监测和诊断方面。
智能化断路器代替常规机械结构的辅助开关和辅助继电器,实现按电压波形控制跳、合闸角度,精确控制跳、合闸时间,减少暂态过电压幅值;检测电网中断路器开断前一瞬间的各种工作状态信息,自动选择和调节操动机构以及灭弧室状态相适应的合理工作条件,以改变现有断路器的单一分闸特性;在轻载时以较低的分闸速度开断,而在系统故障时又以较高的分闸速度开断等,这样就可获得开断时电气和机构性能上的最佳开断效果;断路器设备的信息由微处理器直接处理,并独立执行当地功能。
1.2 网络化的二次设备
1.2.1 二次回路参数
直流电压110V,交流电压380V/220V。110kV电流、电压互感器采用光学电子式互感器(ECT,EPT),提供数字输出。10kV采用一体化模拟小信号输出的电子式一体化电流/电压互感器(ECT/EPT),提供模拟小信号输出。
1.2.2 继电保护
110kV燕南变电站继电保护按《继电保护和安全自动装置技术规程》GB 14285-2006的要求配置。110kV线路、分段及主变保护组屏安装于二次设备室,采用直接接入数字量输入的数字型保护装置。10kV部份采用保护与测控一体化并支持IEC 61850的常规模拟量输入保护装置,安装在开关柜上。
1.2.3 防误操作闭锁
10kV配电装置采用带五防功能的开关柜,110kV GIS部分采用带现场布线式电气闭锁的汇控柜。变电站自动化系统五防功能按照与变电站自动化系统一体化配置,并应满足《广东电网110kV~220kV变电站自动化系统技术规范》要求。变电站五防子系统应由站控层防误和间隔层防误两层构成,站控层防误包括防误闭锁软件系统、电脑钥匙及锁具,间隔层防误是由测控装置的软件逻辑闭锁来完成。
现场布线式电气闭锁也作为整个变电站五防的组成部分,并应满足《广东电网防止电气误操作闭锁装置技术规范》要求,实现本间隔内电动隔离开关(接地开关)、断路器之间的电气闭锁,以及为完成线路倒闸操作所必需的母线接地开关与线路隔离开关之间跨间隔的电气闭锁。现场布线式单元电气闭锁与变电站自动化系统五防子系统相互配合,共同完成刀闸闭锁,正常操作时,二者之间逻辑为“与”的关系。
1.2.4 测量
110kV燕南变电站由数字化综自系统实现电气测量,二次设备室及配电装置不设常规测量表计。110kV部分采用直接采集数字量输入的测控装置,于主控室集中组屏。10kV保护测控装置采用支持IEC 61850,按照点对点面向间隔配置的保护测控一体化装置,支持模拟小信号输入,采用下放10kV开关柜分散布置。
测量采集符合现行标准《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T 5137-2001,向地调传送的遥测量还应满足《广东电网110kV~220kV变电站自动化系统技术规范》及深圳供电局企业标准《调度和变电站监控系统信息规范》的要求。
1.2.5 同期
本站同期点为全站110kV断路器,同期功能由数字化综自系统间隔层测控单元完成。
1.2.6 继保信息管理子站
设继保信息管理子站一套,继电保护信息与监控系统共享,采用扩展103规约并经一路2M专用光纤通道将采集的保护及故障信息上送地调保护管理及故障信息主站。
1.2.7 GP S时间同步系统
全站设一套专用的GPS对时系统,系统独立组网,系统满足《广东电网变电站GPS时间同步系统技术规范》(Q/GD001.1154.3-2005)的要求。为全站微机保护装置、测控装置和站控层设备等提供统一的时间基准。全站设一套专用的数字采样同步对时系统,建立同步采样对时网络,用于过程层设备的同步采样对时满足要求。
1.3 IEC61850标准
IEC61850是关于变电站自动化系统结构和数据通信的国际标准,其目的是使变电站内不同厂家的电子设备(IED)之间通过一种标准(协议)实现互操作和信息共享。IEC61850标准主要围绕四个方面展开。
(1)功能建模。从变电站自动化通信系统的通信性能(PICOM)要求出发,定义了变电站自动化系统的功能模型(PART5)。
(2)数据建模。采用面向对象的方法,定义了基于客户机/服务器结构的数据模(PART7-3/4)。
(3)通信协议。定义了数据访问机制(通信服务)和向通信协议栈的映射,如在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到MMS(IEC61850-8-1),在间隔层和过程层之间的网络映射成串行单向多点或点对点传输网络(IEC61850-9-1)或映射成基于IEEE802.3标准的过程总线(IEC61850-9-2)(PART7-2,PART8/9)。
(4)变电站自动化系统工程和一致性测试工。定义了基于XML(Extensible Make up Language)的结构化语言(PAPT 6),描述变电站和自动化系统的拓扑以及IED结构化数据。变电站自动化系统工程和一致性测试工。定义了基于XML(Extensible Make up Language)的结构化语言(PAPT 6),描述变电站和自动化系统的拓扑以及IED结构化数据(如图2)。
IEC61850明确表示,支持互操性(interoperability)是其主要目标。EC61850互操性支持的是颁布在不同IED中的自动化子功能之间的信息互通和协调操作能力,为此IEC61850将常规的变电站自动化功能进行了分解(decomposition),分解后的最小单元称为LN(逻辑节点),它代表“能够进行信息交换的最小模块”,也就是可参与到应用集成中的最小模块。IEC61850互操作性定义中的“协同操作能力”正是由LN之间的协调配合完成的。
2 数字化110kV燕南变电站系统结构
根据IEC61850A通信协议定义,数字式自动化系统采用变电站功能分层方式,分为3层,即变电站站控层、间隔层和过程层。各层次内部及层次之间采用高速网络通信,通信媒介为网络线或光纤。三个层次的关系如图3所示。
2.1 站控层
站控层设备由主机/操作员站(双套,其中一套设置于变电站,1套设置于集控中心)、远动装置(双套)、五防工作站、继电保护信息子站等组成,按全站最终规模设置。站控层设备采用100M工业以太网(双星型),系统按照IEC61850通信标准进行建模和信息传输。监控网络设A/B双网及对时网。配置公用设备接口单元、公用测控单元各一台,用于接入其他非IEC61850规约的装置(如直流、站用电、视频等)。
站控层主要功能:(1)通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息,不断刷新实时数据库,按时登录历史数据库。(2)按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心。(3)接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行。(4)具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能。(5)具有站内当地监控,人机联系功能,如显示、操作、打印、报警、甚至图像,声音等多媒体功能。(6)具有对间隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态,在线修改参数的功能。(7)具有变电站故障自动分析和操作功能。
2.2 间隔层
间隔层设备包括保护装置、测控装置、备自投装置等设备,所有间隔层设备之间及间隔层对站控层的网络均采用100M工业以太网(双星型),系统按照IEC61850通信标准进行建模和信息传输,应支持GOOSE方式实现间隔层防误闭锁功能。
间隔层设备的主要功能是:(1)汇总本间隔过程层实时数据信息。(2)实施对一次设备保护控制功能。(3)实施本间隔操作闭锁功能。(4)实施操作同期及其他控制功能。(5)对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制。(6)承上启下的通信功能,即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。必要时,上下网络接口具备双口全双式方式,以提高信息通道的冗余度,保证网络通信的可靠性。
2.3 过程层
过程层是一次设备与二次设备的结合面,或者说过程是指智能化电气设备的智能化部分。
过程层设备主要包括光电式/电子式互感器、智能一次设备等,现阶段智能化开关考虑由开关设备+智能终端方式来实现开关设备智能化。断路器、刀闸等一次设备,采用智能操作装置对一个完整电气单元(含断路器及相关刀闸)的遥控/遥信进行处理,并经过GOOSE网进行联系,从而在过程层、间隔层和站控层实现IEC 61850规约。间隔层设备与过程层MU之间的数字通信协议必须符合IEC 61850的要求。
合并单元(MU):基于IEC61850标准的合并单元是用于与数字/或模拟小信号输出的电子式互感器连接。其主要功能是同步采集多路(面向一个间隔、最多12路)ECT/EPT输出的数字信号后并按照规定的格式发送给保护、测控设备。因此,MU实际上是作为电子式互感器的一部份。根据本期电子式互感器的配置方案,本方案中使用两种MU。其一是支持接入数字输出110kV ECT及EPT的数字接口MU;其二是支持接入10kV及以下的传统互感器/或模拟小信号输出电子式互感器的模拟接口MU。
过层程的主要功能:(1)电力运行的实时电气量检测。(2)运行设备的状态参数在线检测与统计。(3)操作控制的执行与驱动。
3 数字化110kV燕南变电站的优势
3.1 以新型光电式/电子式互感器取代常规互感器,具有以下优点
(1)高低压完全隔离,安全性高,具有优良的绝缘性能。(2)不含铁芯,消除了磁饱和和铁磁谐振等问题。(3)抗电磁干扰性能好,解决低压侧开路引起的过电压问题。(4)动态范围大,测量精度高,频率响应范围宽。
3.2 智能断路器技术
智能操作断路器是配有电子设备、数字通讯接口、传感器和执行器,不但具有分合闸基本功能,而且在监测和诊断方面具有附加功能的开关设备。本站采用符合数据通信要求的断路器智能操作控制装置,主要实现目前操作箱的基本功能,并实现就地化布置。同时,由于智能操作箱引入了微电子技术、计算机技术,因此,除完成基本操作功能外,还可以有效地实现对于断路器状态的监视。这种方案的最大优点在于基于成熟的间隔层数字化技术,能在大量减少电缆、节约占地、提升数字化水平的同时,满足可靠性和稳定性的要求。
具体体现有:(1)节约了电缆等设备投资以及相应的施工投资。(2)节约了保护小室及二次设备室等的占地面积和投资。(3)GIS智能控制柜优化了二次回路和结构。(4)智能控制装置提供了系统的交互性。
3.3 网络通信技术
通信技术是变电站自动化系统信息传输的基础,所采用的技术必须满足变电站内通信网络传输时间要求,随着以太网技术不断成熟和改进,嵌入式以太网在工业控制领域地广泛应用,在网络负荷得到有效控制的情况下,变电站网络采用低廉、成熟的以太网可以满足变电站实时通信的要求。
对数字化变电站有重要影响的网络技术主要有:(1)交换式以太网技术。根据实验,在网络负荷小于25%情况下,以太网响应时间要比令牌总线网络快得多。(2)IEEE802.IP排队特性。该技术使得数字化变电站过程总线和变电站总线有可能合并为同一个物理网络。(3)虚拟局域网VLAN(Virtual Local Area Network)。VLAN使得变电站中控制网段和非控制网段可以从逻辑上划分,而不需依赖物理组网方式以及设备的安装位置,从而有效保证了控制网段的安全性。(4)快速生成树协议IEEE802.lw。在变电站网络中可以采用多种冗余链路设计,以保证网络的可靠性。
3.4 程序化控制技术
变电站程序化操作是指变电站内智能设备依据变电站操作票的执行顺序和执行结果校核要求,由站内智能设备代替操作人员,自动完成操作票的执行过程。实际操作时只需要变电站内运行人员或调度运行人员根据操作要求选择一条程序化操作命令,操作票的执行和操作过程的校验由变电站内智能电子设备自动完成。
本站考虑由间隔层设备和程序化操作服务器共同实现站内设备程序化操作,可以减少甚至杜绝因为人为原因导致的误操作,提高自动化水平,减员增效,缩短事故情况下电网的恢复时间,简化管理流程,提高管理效率。程序化操作是无人值班变电站展的必然。
总之,变电站采用数字化程控操作技术使变电站获得提高信息传输可靠性;简化二次接线;提高测量精度;共用统一信息平台,减少重复设备;便于功能扩充;操作管理自动化,提高生产可靠性,减员增效的优势。
4 结语
数字化110kV燕南变电站还将节约能源、降低能耗、保护环境全面融入电网规划、设计、建设、运营和管理全过程。数字化110kV燕南变电站以传统变电站不可比拟的绿色环保、节约土地、节约资源、节能降耗、安全生产、供电可靠等优点,引领了国内和国际科技发展的潮流,产生了良好的经济和社会效益。作者提昌在开展节能设计、环保设计,推行全过程和全寿命周期最优化设计的同时,建设数字化型、资源节约型、环境友好型绿色智能电网。
摘要：数字化变电站技术涉及计算机、通信网络、继电保护自动化等多个高端科研领域,随着智能化电气的发展,变电站自动化技术即将进入数字化时代。数字化变电站技术是变电站自动化技术发展中具有里程碑意义的一次变革。本文结合110kV燕南变电站论述了数字化变电站自动化技术特征、网络结构及系统组成等。
数字化变电站研究论文范文第2篇
1.1 综合自动化系统尊在的不足
现有变电站自动化系统已部分实现了计算机化和网络化, 但设备之间缺乏互操作性, 不能够实现一体化。各厂家功能和接口的差异, 导致设备维护和升级成本巨大;变电站自动化系统与互感器、开关等终端设备需要通过电缆相连, 模拟信号的传输存在电磁干扰及附加误差等, 没有全部实现数字化;变电站内、变电站与控制中心之间没有完全实现信息共享, 一次设备的状态信息无法接入。
1.2 系统中应用数字化变电站对现状和技术发展得作用
数字化变电站, 采用网络通信技术 (如光纤以太网技术的广泛应用) , 使得大容量信息实时传输成为可能。开放式互连规约的颁布 (如IEC颁布的61850标准) , 使得不同厂家、不同类型设备接入变电站自动化系统更加方便。智能终端具有可操作性, 一次与二次设备间及管理运行部门可以共享信息, 有助于对系统状态进行实时评估。变电站各设备间全部采用光纤通讯, 简化系统接线, 同时有效避免线损误差及电磁干扰等问题。带校验的数字信号通过光纤传输, 变电站自动化系统整体可靠性得以大大提高。因此, 实现数字化变电站可以减少设备的退出次数和退出时间, 提高设备的使用效率;减少自动化设备数量, 简化二次接线, 提高系统的可靠性;设备具有互操作性, 方便了设备的维护和更新, 减少投运时间, 提高工作效率;可以方便变电站的扩建及自动化系统的扩充。在经济上, 可以实现信息在运行系统和其他支持系统之间的共享, 减少重复建设和投资;减少占地面积, 从而减少建设投资;减少变电站寿命周期内的总体成本, 包括初期建设成本和运行维护成本。
2 数字化变电站的理论和实践依据
1999年的IEC TC57京都会议和2000年SPAG会议提出将IEC61850作为无缝通信标准。IEC61850的工作方向是:追求现代技术水平的通信体系, 实现完全的互操作性, 体系向下兼容, 基于现代技术水平的标准信息和通信技术平台, 在IT系统和软件应用通过数据交换接口标准化实现开放式系统, 例如变电站通信标准用于所有类型的分布式S C A D A系统。I E C 6 1 8 5 0不仅用于变电站内通信, 且用于变电站和控制中心通信。
国外针对IEC61850标准的应用和研究开始较早, 相应的示范工程在制定IEC61850的过程中就开始实施。美国、德国、荷兰等国都有示范工程, 用以验证标准, 通过实践来促进标准的进一步完善。在德国有一个示范工程, 用一个公司的变电站主站和其他公司的IED相连, 然后用另一个公司的变电站主站和其他公司的IED相连, 示范工程的总结已在2000年CIGRE会议上发表。国外大公司对IEC61850的研究, 在理论上已经成熟, 并已初步推出支持IEC61850的产品。
我国引进IEC61850的工作已于2001年开始, 主要部分已于2005年完成。我国的各主要电力设备制造商也积极研究符合IEC61850标准的变电站一次和二次设备, 已有不少产品通过了鉴定和投入运行。同时, 一些研究机构和试验仪器制造商也正在研制数字接口的一次和二次设备的测试仪器。
3 研究内容和技术关键
3.1 研究内容
(1) 采用符合IEC61850标准的二次设备和系统软件。
按IEC61850标准制定二次设备和系统软件的通信协议软件的功能模型、数据模型和通信规约。在现有部分综自系统的二次设备足够的处理速度和硬件资源基础上修改通信协议软件和增加过程层总线接口并满足数字化变电站的要求。同样监控、VQC、五防和保护信息等系统软件在修改通信协议软件后也能满足要求。
(2) 应用光电式互感器。
传统电磁式互感器由于其结构特点, 存在易饱和, 暂态特性差, 准确度低以及漏油, 存在爆炸等问题, 导致其可靠性低, 安全性能较差。国内有多家单位进行光电互感器的研究, 其中首例符合IEC600447-7、-8的数字式光电互感器OET700系列已通过部级鉴定, 并逐步投入试运行。
(3) 应用智能终端。
由于智能断路器及其他智能一次设备型号少, 选型难度大, 相对传统设备价格较贵, 并没有非常成熟的运行经验, 因此采用传统一次设备+接入过程层总线的智能终端是较为现实的方法。智能终端能实时采集传统一次设备输出的模拟信号、状态信息, 并能用硬接线控制开关设备。智能终端具有符合IEC61850标准的过程总线接口, 可通过过程总线与间隔设备交换信息。智能终端海具有同步脉冲输入接口, 可实现全站同步采样已满足保护和测量设备对采样同步性的要求。智能终端就地安装在一次设备附近, 可适应恶劣的温度、振动和电磁干扰环境。
(4) 制定数字接口智能互感器、继电保护装置、测控装置和计量仪表的调试和校验规程。
由于这些设备的输入输出接口都改为数字接口, 原来模拟接口的调试和校验设备和方法已不再适用。应研究数字接口设备的特点, 制定相关调试和校验的设备标准和方法标准。
(5) 开发自动故障分析软件。
该软件利用人工智能和专家系统等原理, 分析变电站的状态、事件记录、故障录波等信息, 推测故障原因和故障点, 自动排除故障或给出故障处理建议。
(6) 研究适应数字化变电站的运行、维护和管理方法。
在现有综自站的基础上调整运行、维护和管理方法, 以适应数字化变电站的特点。数字接口的一次设备和二次设备的调试和校验需要新的仪器设备和试验方法。变电站的多种功能都集成到统一的自动化系统, 管理方法也需作相应调整。
3.2 技术关键
(1) 实现各系统的信息共享、提高自动化应用水平。
统一设备和系统的通信协议, 监控、在线监测、五防、VQC和保护信息等系统和使用同一个通信网络, 实现信息共享。充分利用数字化变电站的先进技术, 根据变电站运行、维护和管理的需求, 加强现有的监控、自动生成报表等原有功能, 增加自动故障分析功能。
(2) 采用符合IEC61850标准的二次设备和系统软件的通信协议并接入传统的一次设备。
由于变电站的建设工期紧, 将选用传统的一次设备, 将给传统一次设备配置智能终端, 所采用的二次设备和系统软件的通信协议软件应符合IEC61850标准。智能终端的研发工作和通信协议软件的编制工作将通过与制造商的合作完成。
(3) 变电站设备的一致性测试。
数字化变电站的智能设备应在选型前进行一致性测试来验证其是否符合IEC61850标准, 并作为选型的依据之一。这样可以大大减少变电站联调的工作量, 避免临时修改通信程序和增加规约转换器。选择合适测试的工具和制定合理的检测规程才能保证一致性检测的效果。
4 结语
通过对数字化变电站的研究, 并建设、运行和维护一个具有国际先进水平的数字化变电站, 开发变电站所需的各种设备和软件, 总结数字化变电站的建设、管理、运行和维护的实践经验, 拟制相关的规程、规范和指导书, 为推广数字化变电站打下基础, 为发展数字电力系统创造条件。
摘要：本文论述了目前变电站所采用的综合自动化系统存在的问题和不足, 提出了建设数字化变电站的依据, 从而从根本上解决综自系统存在的缺陷, 同时也实现了变电站内、变电站外与控制中心之间的信息共享。
数字化变电站研究论文范文第3篇
数字化变电站技术是变电站自动化技术发展中具有里程碑意义的一次变革, 对变电站自动化系统的各方面将产生深远的影响。数字化变电站三个主要的特征就是“一次设备智能化, 二次设备网络化, 符合IEC61850标准”, 即数字化变电站内的信息全部做到数字化, 信息传递实现网络化, 通信模型达到标准化, 使各种设备和功能共享统一的信息平台。这使得数字化变电站在系统可靠性、经济性、维护简便性方面均比常规变电站有大幅度提升。
2 数字化变电站关键技术
数字化变电站主要由光电式互感器、智能化一次设备、网络化二次设备在IEC61850通讯规约基础上分层构建, 能够实现智能设备间信息共享和互操作的现代化变电站。其有四个主要特点。
2.1 一次设备智能化
智能化电气设备快速发展, 出现光电式互感器、智能化开关等机电一体化设备。光电式互感器具有精度高、线性度好、无铁磁谐振和铁磁饱和、抗干扰能力强, 安全性好、传输距离远、体积小、重量轻等特点, 并且具备自检功能和在线校准功能。克服了传统互感器绝缘复杂、重量重、体积大, CT动态范围小、易饱和, 电磁式PT易产生铁磁谐振, CT二次输出不允许开路等诸多缺点。光电式互感器的应用一方面简化继保设备, 提高了微机保护的精度和可靠性, 满足电力系统精确计量的要求;另一方面, 对电力系统故障反应速度快、灵敏度高、测量范围广, 满足暂态保护要求, 适应了电力系统数字化、智能化、网络化的要求。为一次设备智能化改革提供了基础。
按照IEC62063:1999对智能断路器设备的定义, 它不但具有断路器设备的基本功能, 还具有在线监视、智能控制、数字化接口和断路器的电子操作等一系列的高智能化功能。主要体现为:对于一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路, 将采用微处理器和光电技术设计, 使传统机电式继电器及控制回路的结构大大简化;数字程控器及数字公共信号网络要取代传统的导线连接;可编程序取代二次回路中传统的继电器及其逻辑回路;光电数字和光纤取代常规的强电模拟信号和控制电缆。
2.2 二次设备网络化
二次设备的网络化, 是适应光电式互感器的应用、智能化一次设备和IEC61850通讯规约的需要。我们所熟知传统二次设备, 如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、故障录波装置、稳控装置、VQC将等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造, 各设备之间的连接均采用高速的网络通讯, 二次设备没有重复的I/O现场接口, 主要靠网络真正实现数据共享、资源共享。
2.3 运行管理系统自动化
变电站的运行管理系统一般包括运行数据和状态记录无纸化、自动化。运行设备发生故障时, 及时提供故障分析报告, 给出故障原因及处理意见。此外, 系统应能自动发送设备检修报告, 不再进行传统的定期检修, 而是实现状态检修, 大大减少劳动力。
2.4 IEC61850标准规约的应用
IEC61850是以变电站一、二次设备信息为数字化对象, 以高速以太网络通讯平台为基础, 通过对数字化信息进行标准化建模, 把电力系统的调度中心、变电站及变电站内部进行无缝连接的唯一的自动化国际通讯标准, 不仅规范了继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、故障录波装置、稳控装置、VQC等的模型和通讯接口, 还规范了数字式CT、PT、智能化开关等一次设备的模型和通信接口, 很好地解决不同的厂家使用不同的通讯规约的矛盾。大大简化了变电站二次系统, 强化了各类应用功能。
3 数字化变电站信息安全对策
虽然基于IEC 61850标准协议建立起来的通信网络体系结构在上层协议上是一致的, 而且也大大提高变电站内设备的互操作性和互换性, 但是协议的开放性和标准性同样带来一个重要的问题:二次系统的安全性问题。数字化变电站内由于各种智能电子设备的大量应用, 变电站内运行、状态和控制等数字化信息需要传送, 负责传送这些信息的网络通讯系统成为数字化变电站的重要平台, 因而, 网络可靠性直接关系着数字化变电站的良好运行。所以信息安全和网络可靠性自然成为人们较为关注的两个焦点。目前解决这两个问题主要采用的技术措施分为两类, 即加密技术和防火墙技术。
3.1 加密技术
加密技术的基本原理是对网络中传输的数据进行加密处理, 到达目的地址后再解密还原为原始数据, 从而防止非法用户对信息的截取和盗用。
加密技术主要分为数据传输加密和数据存储加密。数据传输加密技术主要是对传输中的数据流进行加密, 常用的有链路加密、节点加密和端到端加密三种方式。
传输数据仅在物理层前的数据链路层进行加密, 不考虑信源和信宿的方式属于链路加密, 它用于保护通讯节点间的数据, 接收方是传送路径上的各台节点机, 信息在每台节点机内都要被解密和再加密, 依次进行, 直至到达目的地。
节点加密方法与链路加密类似, 不同的是在节点处采用一个与节点机相连的密码装置, 密文在该装置中被解密并被重新加密, 明文不通过节点机, 避免了链路加密节点处易受攻击的缺陷。
端到端加密是在应用层完成的, 是为数据从一端到另一端提供的加密方式。数据在发送端被加密, 在接收端解密, 中间节点处不以明文的形式出现。在端到端加密中, 除报头外的的报文均以密文的形式贯穿于整个传输过程, 只是在发送端和接收端才有加密、解密设备, 报文在中间任何节点均不解密, 因此, 不需要有密码设备, 同链路加密相比, 可减少密码设备的数量。另一方面, 信息是由报头和报文组成的, 报文为要传送的信息, 报头为路由选择信息, 由于网络传输中要涉及到路由选择, 若使用链路加密, 则报文和报头两者均须加密。而使用端到端加密时, 由于通道上的每一个中间节点虽不对报文解密, 但为将报文传送到目的地, 必须检查路由选择信息, 因此, 只能加密报文, 而不能对报头加密。这样就容易被某些通讯分析察觉, 而从中获取某些敏感信息。
链路加密对用户来说比较容易, 使用的密钥较少, 而端到端加密比较灵活, 对用户可见。在对链路加密中各节点安全状况不放心的情况下也可使用端到端加密方式。
3.2 防火墙技术
防火墙技术通过对网络的隔离和限制访问等方法, 来控制网络的访问权限, 从而保证变电站综合自动化系统的网络安全。但是由于防火墙只能够对跨越网络边界的信息进行监测、控制, 而对网络内部人员的攻击不具备防范能力。因此单纯依靠防火墙来保护网络的安全性是不够的, 还必须与其它安全措施 (如加密技术等) 综合使用, 才能达到目的。
4 结语
本文论述了数字化变电站的关键技术, 凸出信息安全问题及其对策。当然, 数字化变电站是一个长期的复杂的系统工程, 目前仍有许多技术难题需要解决, 如有关保护定值条目在IEC61850中没有约定、数据采集共享问题等。虽然全部实现数字化变电站自动化功能还有很长的路要走, 但是数字化变电站无疑是变电站自动化系统发展的重要方向。
摘要：本文首先介绍了变电站自动化的发展历程, 分析了变电站自动化系统现状及其局限性, 叙述了数字化变电站的关键技术:光电互感器、智能断路器、IEC61850标准。指出信息安全的缺陷及其解决方法。
数字化变电站研究论文范文第4篇
电力电子技术、通信技术、计算机技术等进一步发展, 加上各类电气设备智能化和数值化水平的不断提高, 推动变电站综合自动化系统不断向数字化、智能化方向发展, 进而解决了常规变电站综合自动化系统在实际调度运行过程中的很多问题。电网系统逐步向特高压、大容量、高参数、超大互联系统方向发展, 对变电站综合自动化系统安全稳定、经济可靠、精确控制、信息交互等特性方面也提出了更高更为迫切的技术要求。因此, 对数字化变电站综合自动化系统建设改造的研究和推广应用, 已成为提高变电站运行经济效益研究的重要课题。
1 数字化变电站建设改造的优势
智能开关设备、电子式电压 (电流) 互感器、高速可靠的数据信息网络通信技术、电气设备在线检测与集成智能保护技术、变电站IEC61850标准等在变电站综合自动化系统中的广泛推广使用, 使变电站调度运行模式由常规继电器保护进入了数字化集成智能保护时代。数字化变电站综合自动化系统的建设改造相比常规变电站在系统自动化水平、调度运行可靠性、管理经济性等方面具有多个方面的优势。
(1) 数字化变电站中的电子式电压 (电流) 互感器具有测量精确度高、测量范围大、响应快、数据信号抗干扰能力强等优点, 有效解决了常规变电站CT容易出现磁饱和等问题对变电站二次继电保护保护系统带来影响的弊端。
(2) 系统二次回路接线变得简单清晰用光纤电缆取代了常规二次控制信号电缆, 减少了变电站综合自动化系统实际安装调试和运行维护工作量。
(3) 数字化变电站二次系统具备自检等功能, 大大提高了系统运行安全可靠性, 使整个系统几乎没有安全问题。
(4) 基于统一通信规约标准的网络信息通信平台, 实现了各设备间数据信息的实时共享和互操作, 同时集成化功能系统, 有效避免了变电站综合自动化系统建设时功能单元的重复配置, 在保证变电站综合自动化系统调度运行自动化水平的基础上有效减少了变电站投资, 提高了变电站建设技术经济性能水平。
2 数字化变电站综合自动化系统改造技术支持
电气一次设备智能化、二次设备集成网络化、调度运行管理经济自动化是数字化变电站综合自动化系统建设改造的重要特征。利用高效精确的电子式互感器, 结合IEC61850变电站统一通信标准, 建设数字化变电站综合自动化系统, 不仅实现变电站内部各种数据信息高度实时共享, 同时智能集成化电子设备 (IED) 具备的即插即用集成运算分析功能, 构筑了集保护、实时测控、在线运行监视、以及状态检修等功能为一体的数字化变电站综合自动化系统。基于IEC61850标准的数字化变电站与基于IEC60870标准的常规变电站间逻辑拓扑架构对比如图1所示。
2.1 智能化电气一次设备
数字化变电站智能化电气一次设备是变电站高效经济调度运行的重要信息载体, 为变电站综合自动化系统提供系统运行的实时可靠数据信息, 主要包括电子式电压 (电流) 互感器、智能集成型断路器和隔离开关、智能型动态调压装置、以及其他辅助单元智能电气设备等。从图1可知, 数字化变电站综合自动化系统中电气一次设备与二次设备间的数据通信接口媒介由原来的继电器、电缆等模数转换数字通信接口模式转化为光纤光缆的光电数字直接通信接口模式, 且数字接口满足数字化变电站相关通信规约标准, 能够被变电站通用的保护、测控、以及其他IED智能电子设备访问。此外, 数字化变电站中智能化电气一次设备还能对设备自身运行工况特性进行实时自检, 拥有实时数据信息记录和运行状态检测等功能, 并把其运行的健康状态、运行工况模式等数据信息直接以数字信号形式传输给相关数据运算分析单元, 实现数据信息资源共享。在数字化变电站中, 电子式电流互感器一般遵循IEC60044-8通信规约标准, 而电子式电压互感器则遵循IEC60044-7通信规约标准, 经过数字化变电站综合自动化系统中智能设备合并单元 (MU) 进行通信规约转换后, 就能满足变电站二次继电保护系统IEC61850-9-2实时运行数据信息采样值的发送, 经GOOSE变电站通信过程总线与变电站层中的工作站、远动站等功能单元进行实时数据信息通信。
2.2 网络化电气二次装置
以变电站IEC61850标准形成的变电站各种二次装置, 不仅可以有效提高各装置间的集成自动化水平, 同时有效增强其相互间的互操作性。数字化变电站中的各类电气二次设备, 如:保护测控装置、防误闭锁功能设备、电压无功实时调节等设备装置不再像常规变电站那样相互间通过独立静态耦合方式进行简单数据信息互联, 而是通过具有数据信息传输速率大、传输精度高等特性的以太网形式进行平行互联, 且各二次设备间接口通信规约具有统一IEC61850标准, 不仅优化了变电站综合自动化系统网络结构, 减少了设备间电缆连线复杂性, 使整个系统变得简洁明了, 提高了系统调试维护、生产运行的综合效率;同时实现了数据信息资源间的高度实时共享互操作, 避免了常规变电站二次设备间功能重复设置、采集数据传输转换延时性等弊端。
2.3 变电站调度经济运行自动化管理
常规变电站在进行调度运行时, 需要运行管理人员对设备进行定期检修维护管理, 不仅会造成日常大量人力物力浪费, 同时还会由于运行维护措施不及时、不合理等影响系统精密仪器设备的综合使用性能, 严重时还可能造成设备内部一些隐性故障由于没有及时发现处理, 使故障演变为事故, 给变电站经济运行带来巨大损失。数字化变电站中的所有电气一次设备、二次设备均具备完善可靠的自检和互检功能, 不仅能够快速、可靠、准确的识别出各类设备系统中的轻微异常信息, 同时还能根据设备实时自检数据信息, 构筑科学合理的运行管理策略, 利用设备“状态检修”自检功能达到对整个数字化变电站设备的自动化调度管理。
3 数字化变电站综合自动化系统改造方案
某城市拟对一座220k V变电站进行数字化综合自动化系统改造, 以作为该区域变电站后期建设改造的典型示范变电站。在数字化变电站综合自动化系统改造设计过程中, 选用电子互感器和智能控制单元作为变电站过程层主要数据信息采集、现地操作功能设备;采用数字化电能表进行电能数据计量统计分析;采用符合变电站IEC61850标准的二次智能电子设备IED和具备在线智能分析运算的集成监控系统, 该变电站综合自动化系统改造方案如图2所示。
从图2可知, 在拟实施改造的220k V数字化变电站中, 整个综合自动化系统将完整采用变电站统一IEC61850标准通信规约。过程层合并单元MU将电子式电压 (电流) 互感器通过光纤通信媒介, 直接与间隔层的保护、测控装置进行互联, 同时采用光纤以太网点对点通信模式, 完成数字化变电站过程层交流数据信号的实时采集和远程传输。采用现地安装的智能控制保护单元和操作执行控制机构实现对智能开关、刀闸运行状态的采集和“分合闸”操作的动态控制。过程层中的智能控制单元和间隔层中的测控、保护等装置间的数据信息交换通过间隔层中的内组网方式 (GOOSE网) , 并按照双网冗余设计原则构筑数字化变电站综合自动化系统通信网络。间隔层中的保护、测控、以及其他智能电子设备IED通过系统总线式100M双以太网与变电站站控层中的工作站、服务器、工程师工作站进行互联。对于变电站中少数不支持IEC61850通信规约的智能设备单元而言, 可以通过相应规约转化器转换后接入到变电站站控层各功能单元中。
4 结语
常规变电站综合自动化系统在调度运行过程中存在的问题和不足, 其原因是多方面, 会直接或间接影响到变电站安全可靠、节能经济的高效运行。数字化变电站综合自动化系统的建设改造是变电站安全经济高效运行的重要技术平台, 同时也是真正实现智能电网远程调度运行的基本保障基础, 必将是国内变电站综合自动化以适应智能电网建设发展需求不断完善建设改造必然方向。
摘要：在分析了数字化变电站建设改造的优势后, 结合数字化变电站综合自动化系统改造技术支持, 对一座220kV数字化变电站综合自动化系统改造方案进行了详细分析研究。
关键词：数字化变电站,综合自动化系统,IEC61850
参考文献
[1] 高翔, 张沛超.数字化变电站的主要特征和关键技术[J].电网技术, 2006, 30 (23) :67～71.
数字化变电站研究论文范文第5篇
1 数字化变电站技术原理
数字化变电站是应用IEC61850进行建模和通信的变电站, 数字化变电站体现在过程层设备的数字化, 整个站内信息的网络化, 以及开关设备实现智能化。系统采用分层采集、集中控制的架构体系, 对变电站系统模型、二次功能模型进行描述, 对应用与通信技术进行分层处理, 将模拟量、开关量的信息采集和信息的计算、逻辑判断分层实现。各智能电气设备的模拟量、开关量信息就地采集, 数字化处理后通过光纤网络送往保护测控装置;保护测控装置安装于主控室, 综合全站信息实现保护、测控、自动装置功能, 各功能相对独立、分时运行, 即保证了保护功能的选择性、快速性、安全性、可靠性, 又保证了测量、计量功能的高精度要求。
2 供电防越级跳闸系统构成及功能
将数字化变电站的原理应用到井下高压供电系统系统, 采用数字化变电站的光纤差动原理来实现井下供电系统的防越级功能。
(1) 系统构成。系统由过程层、间隔层、站控层3个层次构成: (1) 过程层是承担全站数字化采集、接收和执行控制指令, 将一次设备接入过程层总线的底层部件设备。过程层由矿用智能保护器、矿用网络接入器等构成。为了提高过程层通信的可靠性, 过程层设备合并单元通过双重化的G O O S E网络、S M V采集网、G P S同步对时网与双重化配置的集成保护测控装置以及集成电能计量装置相联接。 (2) 间隔层由集成保护测控装置、集成电度计量装置及工业以太网络构成;其中集成保护测控装置采用双重化配置, 提高了系统的可靠性, 大大降低了由于保护装置故障导致的保护拒动的可能性。每一套集成保护测控装置都可以完成全站所有设备的继电保护功能, 同时完成测控功能。在原理上两套集成保护测控装置完全一样, 同时运行, 可独立投退。一台保护测控装置故障时能及时告警, 退出运行, 不影响另一台的安全稳定运行, 全站的保护功能不受影响。 (3) 站控层由远动主机、当地监控及工业以太网络构成。站控层设备通讯基于工业以太网通信, 通过规约转换器可以方便地将其他第三方保护或智能装置接入DMP5000系统。
(2) 系统特点。 (1) 一体化设计:以整个变电站为研究对象, 实现全站保护、监控一体化以及电能计量功能, 无需外部电缆接线, 各个功能通过站内通信网络组合在统一的系统中, 信息、功能、应用集成化程度高, 间隔层设备大大减少, 通信网络结构得到最大简化。 (2) 全站数据共享:过程层、间隔层和变电站层设备之间交换的所有信息全部实现数字化, 并通过以太网传输。 (3) 双重化配置:双重化的变电站集成保护及测控装置通过双重化的G O O S E网络、S M V采集网与过程层的智能终端 (合并单元) 相连。实现功能及网络的冗余, 保证任何单一故障不会引起任何应用功能的缺失。 (4) 高度灵活性:采用面向对象的设计思想, 根据各变电站的系统情况可自由配置保护、测控、计量等功能模块。特别是未来客户需扩充增值的高级应用功能时, 无需额外施工仅需更换软件即可。
(3) 实现功能。通过将数字化变电站原理运用井下高压供电系统中能有效的实现了防止了越级跳闸现象的发生, 为煤矿的安全生产提高了一个层次。 (1) 差动保护实现双重化配置:差动保护实现双重化配置, 可靠性大大增强。 (2) 实现煤矿漏电保护集中选线功能:采用纤传输技术, 将井下开关零序电流、零序电压数据传送至地面保护主机, 实现全站数据共享, 解决了原漏电保护中各支路只能根据自身支路情况进行判断、而不能与其它支路及上级支路进行比较判断的缺陷, 同时解决了抗干扰能力差、传输速率慢及数据处理速度慢的问题。 (3) 全系统故障录波:实现全系统数百个模拟量通道和开关量的故障录波, 录波通道数大大超过传统故障录波器;支持高达20次谐波分析, 大大提高了故障分析的准确性;保护主机采用“海量”存储器, 能保存多达4096条故障记录, 记忆最新32套故障波形。
3 结语
通过将数字化变电站技术在井下高压供电系统中的应用, 有效的防止了井下高压供电越级跳闸事故的发生, 为煤矿的安全生产提供了一个保障条件, 同时对井下变电站实现了远程实时监测、监控功能, 达到了井下变电站无人值守的功能, 为数字化矿山的建设打下了坚实的基础。
摘要：本文讨论了数字化变电站的技术和基本的功能配置, 结合冀中能源显德汪矿供电系统的现状, 对数字化变电站在煤矿供电防越级跳闸的应用进行了探讨, 并提出相应的理解及认识。
数字化变电站研究论文范文第6篇
城市电网建设中, 变电站是首先要解决的问题, 建设时要符合快速发展城市的需求, 要有足够的变电容量, 处理好用地面积、总平面布置和基础选型, 自动化程度高, 通信运行性能高, 灵活性能高的主接线方式, 主设备技术性能优越, 检修频率低, 噪声低。220kV作为城市电源点, 充分发挥容量大、通道省、占地少、投资相对经济的优点, 是解决城市供电矛盾的一个有效措施。
2 电气主接线
随着电网建设的不断完善, 电气设备可靠性的不断提高, 变电站主接线将向简化方向发展。简化主接线后不但不会降低变电站的可靠性和灵活性, 在某种程度上反而能够提高可靠性和灵活性。简化主接线还具有如下优点:减少设备数量、减少占地面积、减少建设投资和降低运行维护费用。
3 配电装置
3.1 35kV配电装置
35kV配电装置采用进口全封闭六氟化硫绝缘的组合电器, 双列布置, 头尾相接, 容易处理单母线分段的接线型式。每个间隔宽度为0.6m~0.8m, 双列布置。
3.2 110kV配电装置
110kV配电装置采用三相共箱式结构的全封闭六氟化硫绝缘的组合电器, 选择GIS户内布置, 这是在国内城市变电站设备选型中常用的做法。
3.3 220kV配电装置及主变
220kV配电装置选择室内布置, 采用传统的独立电器, 相间距离35m, 依次为电缆头、单侧带接地刀的线路闸刀、单断口六氟化硫断路器、氧化锌避雷器, 最后接主变。断路器与线路闸刀之间留作通道, 作为检修运输通道。主变压器的选择对城市变电站来说又有着特殊的要求。体积小、噪音低、阻燃性好、可靠性高, 就应是选择变压器要突出考虑的性能。220kV配电装置与主变共处一室, 主要是防噪声。
4 变电站电气平面布置
变电站主要设备分布在综合楼及220kV配电装置楼。综合楼底层布置35kV配电装置及3台所变, 35kVGIS采用背靠背双列布置。由于两列装置之间有土建结构桩头, 因此, 对于背后有接线的GlS需适当拉开距离, 以便施工检修。第2层为电缆层, 主要敷设110kV电缆出线, 110kVGlS及35kVGlS绝缘母线与主变的接口等。第3层布置110kV配电装置GIS。除110kVGIS外, 还设有配套的压缩机房。第4层为控制层, 设有控制室及继电保护室。控制室下面不设电缆层, 控制电缆经竖井上来后, 经过控制室架空地板进入各相应设备。
5 系统保护
5.1 220kV线路保护
220kV线路与主变保护屏、直流屏、所用配电屏等布置在继电保护室。
主变高压侧装设断路器, 主变故障时不需传送远方跳闸命令。为了简化保护配置, 拟采用相间电流和零序电流速断作为220kV线路主保护, 并在送电端配置以下保护: (1) 相间电流速断保护, 瞬间跳闸;定时限过流保护, 延时跳闸; (2) 零序电流速断保护, 瞬时跳闸; (3) 零序过流保护, 延时跳闸; (4) 断路器失灵保护。
5.2 主变保护
电力变压器是电力系统中十分重要的供电设备, 它的故障将对供电可靠性和系统的正常运行带来严重的影响, 同时大容量的电力变压器也是非常贵重的设备。因此, 必须根据变压器的容量和重要程度考虑装设性能良好、工作可靠的继电保护装置。
5.3 3 5 k V线路保护采用电流速断、过电流和零序过电流保护
5.4 110kV线路保护
采用微机控制, 包括电流速断、过电流两阶段:零序电流速断和零序过流2段保护。
5.5 母线保护
110kV母线为单母线分段接线方式, 每段母线配置1套三相式母线差动保护, 母差保护动作瞬时切除主变110kV进线断路器、分段断路器及母线上联络线断路器, 母差动作时闭锁分段自切。
5.6 自动装置
35kV和110kV母线分别装设备用电源自动切换装置。每回35kV线路均装设按周减载装置。
6 变电站综合自动化
(1) 系统采用先进的计算机技术, 将变电站中所需要的控制、保护、测量、中央信号、各类自动化装置、管理监测、报表打印、事故记录、故障滤波、通讯调度等功能集中于一个微机网络系统中, 可实现变电站的无人值守。
(2) 主要特点变电所综合自动化是利用计算机的技术综合、统一进行处理, 促进各环节的功能协调, 其主要特点如下。
(1) 微机系统和保护信息串行通信采用交流采样, 大大提高了信息总量, 能够根据事件优先级迅速远传变电信息。
(2) 系统采用微机采样, 微机变送器输入由CT、PT提供, 直接输入计算机编码与数据采集微机通信, 可传送多种计算量, 速度较快、精度较高, 是目前数据采集的最佳选择。
(3) 微机保护与监控部分通信可在调度端查看和修改保护整定值。微机保护与监控部分串行通信不仅可传送保护信息, 而且还可以传送保护整定值和测量值, 并可由调度端远方修改和下发保护定值。
(4) 变电所综合自动化具有对装置本身实时自检功能, 方便维护与维修, 可对其各部分采用查询标准输入检测等方法实时检查, 能快速发现装置内部的故障及缺陷, 并给出提示, 指出故障位置, 解决了各环节在技术上保持相对独立而造成的各行其是, 重复投资甚至影响运行可靠性的弊端。
(5) 抗干扰能力强, 可扩展性好。
(6) 实现综合自动化后的无人值班变电所占地面积小, 取消模拟屏、控制台和单独的小电流接地系统与无功电压自动调节装置等, 既减少了征地, 也减小了主控室面积, 大大减少了投资。
(3) 系统结构。
(1) 软件配置。
主机软件包括对系统的管理、图形显示、技术统计、数据库管理、打印报表、通讯及自诊断软件、智能专家系统的故障分析和操作票自动生成等。
(2) 通信系统。
通信系统是将整个变电站综合自动化系统采集的数据乃至该变电站相应的配电线路上自动化系统采集的数据传输给变电集控中心和配电自动化集控中心, 站内通信采用光纤以太网, 保证在站内毋需中断其他设备。站外通讯采用光缆与中心站相连接 (双通道) , 由中心站进行遥控和监视。
(3) 系统配置。
为了提高变电站综合自动化系统的可靠性和性能价格比, 在设计时就应采用分布式的变电站综合自动化系统配置模式。分层分布式一体化全微机结构, 包括变压器保护、线路保护、母线保护、电容器保护、电动机保护、备用电源自投、无功电压综合控制、故障滤波器、微机防误闭锁装置和小电流接地选线装置等监控保护和安全自动单元。
摘要：220kV城市变电站是解决当前城市供电矛盾的一个有效途径, 随着变电站综合自动化技术的提高和硬件、软件环境的改善, 它将是今后城市电力系统发展的方向。笔者通过自己的实践对此进行探讨。