行业新闻

浅谈智能变电站自动化系统的应用与产品选型

文章来源：江南综合体育app下载安装　阅读次数：61 次 　发布时间：2024-04-25 12:57:15

现如今，智能变电站发展慢慢的变成了了电力系统发展过程中的内容，怎么样提高智能变电站的运行效率也成为电力系统发展的一个重要目标，为了可以更好地促进电力系统安全稳定运行，本文则就智能变电站自动化系统的实现进行了分析。

电能作为人们生产生活必不可少的主要能源，如何保障电能安全、经济与稳定地运输和使用可谓是十分的重要。要想提升电力系统整体运行效率，为用户更好的提供安全的电能，需要对其中的设施设备做技术创新，不断满足日渐严峻的供电需求。变电站作为整个电力系统中最重要的部分，怎么来实现智能化发展是现如今较为重要的目标任务之一。而本文也是基于这一目的来进行了如下研究：

分析变电站监控系统整个发展历史，我们就能发现其从*开始的集中式综合自动化系统一直发展成为了现如今的智能变电站一体化监控系统。集中式综合自动化系统在变电站内设置数据采集柜、控制柜，对全站数据进行集中采集、集中控制。系统结构相对比较简单，但单一模块故障就会导致数据丢失，可靠性不高。分散式综合自动化系统在设计过程中，则使用了间隔层及站控层这两层的架构方式。间隔层包含保护、测控、计量等装置，按间隔配置；站控层包含后台系统、远动、GPS对时装置等。间隔层的功能实现不受站控层设备的影响，自动化系统的可靠性明显提高。伴随着IEC61850标准的制定和完善，数字化变电站快速地发展起来。其主要是借助于IEC61850来进行二次设备互联与操作，通过这一方式来促使装置之间的水平通信得以有效实现，简化了二次接线，系统可靠性逐渐增强。在数字化变电站基础上，在社会持续不断的发展中电子式互感器、设备智能化发展进程也在不断推进，在这种环境下，智能变电站开始使用具体包含过程层、间隔层、站控层的三层体系架构，通过这一种架构方式，可以有明显效果地地在站内实现全站信息共享与设备统一管理，所以相较于之前而言变电站自动化水平也有着明显的提升。

智能变电站相较于传统变电站有如下显著特点：一是设施安装方式的变化，如过程层合并单元、智能终端就地安装，保护测控装置就地安装。这使得变电站内电缆用量显著减少、光缆用量增加，电气系统的信号也真正的完成了数字化传输，并且信号在使用的过程中的抗电磁干扰能力也得到了增强。二是智能设备的使用，如智能变电站继电保护设施、测控装置、智能表计、在线监测装置、网络分析仪等。这些智能设备在变电站自动化系统之中的应用，能够真正将系统运作时的状态变成可视化，设备也开始从之前的定期检修发展成为了状态检修。三是系统整合度也有了明显的提升，智能变电站将原有计算机监控系统、保护信息子站、五防子站、电能计量、在线监测等分散系统整合为一体化监控系统，优化了系统结构。四是智能变电站构建全景数据平台，这一平台的存在直接实现了全站数据信息共享。

智能变电站自动化系统在设计过程中，能够正常的使用三层两网结构来进行设计，具体而言，其三层主要指的是站控层、间隔层、过程层等设备，而两网则主要指的是MMS网、SV/GOOSE网。典型220kV变电站一体化监控系统结构图如图1所示。实际工程中可结合详细情况对监控系统来进行优化设计，如将MMS网、SV网.GOOSE网以及IEEE1588对时网四网合一，在确保整个通信质量的基础上，对网络设备做简化处理。

智能变电站之中的监控系统站控层包含的设备较多，像是监控主机、操作员工作站、数据服务器、综合应用服务器、数据通信网关机，站控层交换机等都属于这一层的设备；间隔层设备最重要的包含智能继电保护、智能测控、PMU、智能电度表、间隔层交换机等；过程层设备则包括合并单元、智能终端以及过程层交换机等网络设备。在对智能变电站自动化系统来进行设计的时候，可在不同电压等级变电站设备配置原则的基础上研究优化方案，例如，能够正常的使用合并单元智能终端一体化装置、智能保护测控一体化装置等，同时再将PMU功能与测控功能有效地结合在一起，这样就能真正让交换机数量变少，同时还能有实际效果的减少智能变电站光缆数量，降低智能变电站自动化系统的设备投资。

智能变电站一体化监控系统若能得以实现，其基本功能就体现在以下几个方面：（1）全景数据采集功能。包括变电站稳态、暂态数据，一次、二次及辅助设备正常运行状态数据。（2）运行监视功能。这一功能中主要包含了运行监视、设备状态监视等。（3）控制与操作功能，包含操作控制安全性机制、顺序控制、防误闭锁、智能操作票、无功优化控制等。（4）信息综合分析与智能警示功能，包含智能告警，故障综合分析等。（5）运行管理功能。这一项功能主要就表现在源端维护、权限管理、设备管理等方面。（6）辅助应用功能，包含视频监控、安全防护、环境监测、火灾报警等，实现对重要设备操作前后的图像确认。

智能变电站的发展依赖于网络通信技术、智能继电保护采样与数据同步技术、时间同步系统与对时技术、智能变电站调试技术等核心技术的不断发展。智能变电站采用工业以太网技术全面替代传统总线技术，基于交换机制的以太网交换机已从百兆、千兆发展至万兆，以太网通信速率甚至已达到lOOGbps,这使得网络通信系统能够满足其承载的保护业务对可靠、快速、准确和安全性能的要求。智能变电站继电保护相较于传统保护来说被动接收合并单元发来的采样数据，而从合并单元向保护发送数据的延时受通信通道工况的影响将导致CPU接收数据的时间间隔变动较大，需要新的采样传送机制来应对这一挑战；而对于线路光纤纵差保护装置而言，由于存在一侧为电子式互感器采样、另一侧为传统互感器采样的情形，常规采样数据同步方法受到了挑战，可采用改进插值法、时钟接力法等算法实现采样数据同步。智能变电站在进行对时系统设计方面，其方式也较多，像是IRIG-B码对时、脉冲对时、网络对时等都属于其成熟方式；其中IEEE1588则是使用了主从结构之中精度较高的网络时钟同步协议，借助于这一协议能够真正实现亚微秒级同步精度，在其发展过程中加入了同等路径延迟机制，并采用基于IEEE8O2.3的MAC地址多播方式，不需要增加额外网络设备便可提供一种高效可行的时钟对时方案。智能变电站由于大量的电缆硬连接被网络通信报文代替、配置过程又基于电子化SCL模型文件，故其调试方法有很大变化，应采用先功能后性能、先单装置后系统的分层次调试流程。调试过程中如果出现装置功能更改、对外信息变化等情况，装置ICD文件会发生变化，应根据变更情况进行分析，及时确定与之相关的所有装置，并相应修改SCD与CID文件。

假设智能变电站电压等级是220kV及以上的话，其高压各个间隔就可以使用双套进行保护，同时还可以使用单套来实现测控，而且相应的过程层之中是配置双套合并单元以及双套智能终端；主变则可以为其配置双套保护以及单套测控，相应的高压侧可为其配置双套智能终端以及合并单元，对于中压110kV侧与低压侧在进行配置的时候，则可以为其配置双套合并单元智能终端一体化装置；电压等级若是110kV,在配置过程中除了主变之外，*好是每间隔使用单套保护测控集成装置与单套合并单元智能终端一体化装置；电压等级若是35kV及以下的话，在配置过程中其间隔除主变之外的，则可以考虑使用单套保护测控计量三合一装置，就地安装在相应开关柜内。在这一配置过程中，过程层与站控层所构建的网络均可以使用双网冗余星形结构。实际工程中变电站设备配置应在充分满足系统性能要求的基础上尽量简化，以降低设备投资与故障率。

基于智能变电站网络结构及IEC61850信息传输标准，智能变电站保护、测控、计量、故障录波、PMU等业务可采用多种采样控制方式。以*重要的继电保护业务为例，智能变电站继电保护采样与跳闸方式分成以下几种：(1)直采直跳。这一种系统模式在实际应用过程中，继电保护设备能够直接通过光纤直连的方式来实现跳闸与采样，优点在于可靠性高，但光缆数量很大。(2)网采直跳。这一系统模式是指采样值由SV网采集，跳闸采用光纤直连实现。其优点在于跳闸可靠性高，对SV网性能要求高，要求网络通信性能稳定。(3 )直采网跳。这一系统模式是指采样值通过光缆直连采集，再经过GOOSE网实现网络跳闸。这种方式采样可靠性高，跳闸要求GOOSE网性能稳定。⑷网采网跳。这一模式直接打破了传统的采样与跳闸方式，通过SV网与GOOSE网来实现采样与跳闸，大程度地发挥了智能变电站网络化特点，但对系统网络性能要求很高。随着网络通信技术与智能继电保护采样同步技术的发展，智能变电站继电保护网采网跳方式将得到更广泛的应用。

Acrel-1000变电站综合自动化监控系统在逻辑功能上由站控层、间隔层二层设备组成，并用分层、开放式网络系统实现连接。站控层设备包括监控主机，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层设备等功能，形成全站监控，并与远方监控、调度通信；间隔层由若干个二次子系统组成，在站控层及站控层网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。

针对工程具体情况，设计方案具有高可靠性，易于扩充和友好的人机界面，性能价格比优越，监控系统由站控层和间隔层两部分组成，采用分层分布式网络结构，站控层网络采用TCP/IP协议的以太网。站控层网络采用单网双机热备配置。

适用于公共建筑、工业建筑、居住建筑等各行业35kV以下电压等级的用户端配、用电系统运行监视和控制管理。

Acrel-1000变电站综合自动化系统，以配电一次图的形式直观显示配电线路的运作时的状态，实时监测各回路电压、电流、功率、功率因数等电参数信息，动态监视各配电回路断路器、隔离开关、地刀等合、分闸状态及有关故障、告警等信号。

监控系统具有事故报警功能。事故报警包括非正常操作引起的断路器跳闸和保护设施动作信号；预告报警包括一般设备变位、状态异常信息、模拟量或温度量越限等。

1）事故报警。事故状态方式时，事故报警立即发出音响报警（报警音量任意调节），操作员工作站的显示画面上用颜色改变并闪烁表示该设备变位，同时弹窗显示红色报警条文，报警分为实时报警和历史报警，历史报警条文具备选择查询并打印的功能。

次事故报警发生阶段，允许下一个报警信号进入，即次报警不覆盖上一次的报警内容。报警处理具备在主计算机上予以定义或退出的功能。

2）对每一测量值（包括计算量值），由用户序列设置四种规定的运行限值（物理下限、告警下限、告警上限、物理上限），分别定义作为预告报警和事故报警。

报警方式具有多种表现形式，包括弹窗、画面闪烁、声光报警器、语音、短信、电话等但不限于以上几种方式，用户通过你自己的需要添加或修改报警信息。

操作员对需要控制的电气设备做控制操作。监控系统具有操作监护功能，允许监护人员在操作员工作站上实施监护，避免误操作。

第控制，设备就地检修控制。具有优先级的控制权。当操作人员将就地设备的远方/就地切换开关放在就地位置时，将闭锁所有其他控制功能，只进行现场操作。

第三级控制，站控层控制。该级控制在操作员工作站上完成，具有远方/站控层的切换。

原则上间隔层控制和设备就地控制作为后备操作或检修操作手段。为防止误操作，在任何控制方式下都需采用分步操作，即选择、返校、执行，并在站级层设置操作员、监护员口令及线路代码，以确保操作的性和正确性。对任何操作方式，保证只有在上一次操作步骤完成后，才进行下一步操作。同一时间只允许一种控制方式。

纳入控制的设备有：35kV及以下断路器；35kV及以下隔离开关及带电动机构的接地开关；站用电380V断路器；主变压器分接头；继电保护设施的远方复归及远方投退连接片。

3）定时控制。操作员对需要控制的电气设备做定时控制操作，设定启动和关闭时间，完成定时控制。

4）监控系统的控制输出。控制输出的接点为无源接点，接点的容量对直流为110V（220V）、5A，对交流为220V、5A。

系统设置了用户权限管理功能，通过用户权限管理能预防没有经过授权的操作系统可以定义不同操作权限的权限组（如管理员、维护员、值班员组等），在每个权限组里添加用户名和密码，为系统运行、维护、管理提供较为可靠的保障。

可显示变电站主接线图，模拟配电网络运行，实现无人值班模式；根据顺序事件记录、历史曲线、故障录波，协助运维人员实现快速故障分析、定位和排除问题，尽量缩短停电时间；实时采集各回路、设备的电流、电压、功率、电能以及谐波、电压波动等参数，对配电系统和用电设备做用能分析和能效管理

8路RS485串口，光耦隔离，2路以太网接口，支持ModbusRtu、ModbusTCP、DL/T645-1997、DL/T645-2007、CJT188-2004、OPC UA等协议的数据接入，ModbusTCP（主、从）、104（主、从）、建筑能耗、SNMP、MQTT 等协议上传，支持断点续传、XML、JSON进行数据传输、支持标准8GB SD卡（32GB）、支持不同协议向多平台转发数据；每个设备的多个报警设置。输入电源：AC/DC 220V，导轨式安装。

主控单元，可接20路弧光信号或4个扩展单元，配置弧光保护（8组）、失灵保护（4组）、TA断线个跳闸出口；

弧光探头，可安装于中压开关柜的母线室、断路器室或电缆室，也可于低压柜。弧光探头的检验测试范围为180，半径0.5m的扇形区域；

相电压电流＋零序电压零序电流，电压电流不平衡度，有功无功功率及电能、事件告警及故障录波，谐波（电压/电流63次谐波、63组间谐波、谐波相角、谐波含有率、谐波功率、谐波畸变率、K因子）、波动/闪变、电压暂升、电压暂降、电压瞬态、电压中断、1024点波形采样、触发及定时录波，波形实时显示及故障波形查看，PQDIF格式文件存储，内存32G，16D0＋22D1，通讯2RS485＋1RS232＋1GPS，3以太网接口（＋1维护网口）＋1USB接口支持U盘读取数据，支持61850协议。

5寸大液晶彩屏动态显示一次模拟图及弹簧储能指示、高压带电显示及闭锁、验电、核相、3路温温度控制及显示、远方/就地、分合闸、储能旋钮预分预合闪光指示、分合闸完好指示、分合闸回路电压测量、人体感应、柜内照明控制、1路以太网、2路RS485、1路USB接口、GPS对时、高压柜内电气接点无线测温、全电参量测温、脉冲输出、4～20mA输出；