智能变电站自动化系统关键技术在长沙金南110kv变电站的应用

智能变电站自动化系统关键技术在长沙金南110kv变电站的应用

智能区块是智能能源环境下对电网技术形式的最重要要求。智能变电站大量采用基于IEC61850标准的智能设备,在设备的安装、调试及变电站综合自动化系统的运行维护方面提出了新的要求和挑战。长沙110kV金南智能变电站作为国家电网公司的智能化试点变电站,研究其自动化系统关键的技术在应用上的成功经验和出现的问题,有助于提高智能变电站自动化系统的技术和应用水平。1主要网络设备设备长沙金南智能变电站按无人值班运行方式设计。网络结构如图1所示,变电站自动化系统采用开放式分层分布式系统,由站控层、间隔层和过程层组成。(1)变电站自动化系统采用3层设备1层网络结构,即全站采用光纤环形以太网,智能组件接入变电站网络,采样值报文通信协议采用DL/T860.92或IEC61850-9-2标准。(2)站控层包括主机兼操作员工作站、远动通信装置、网络通信记录装置、站域控制;间隔层包括各测控装置、保护装置等;过程层包括智能组件(含智能单元、合并单元功能等)。(3)变电站自动化系统统一组网,信息共享,通信规约采用DL/T860或IEC61850标准。变电站内信息具有共享性和唯一性,保护故障信息、远动信息不重复采集。(4)110kV和10kV采用集成“合并单元、智能单元、保护、测控、录波”功能的一体化智能组件,就地一体化布置,110kV的智能组件布置在GIS智能控制柜内,10kV智能组件分散布置在相应的开关柜上。各间隔的智能设备实现“间隔”功能自治,保护直采直跳,保护功能不依赖网络。(5)网络记录分析装置兼具全站故障录波功能。(6)配置1套站域控制装置,具备110kV及10kV备自投和10kV低频/低压减载功能。(7)全站配置1套公用的时间同步系统,采用IEC61588(IEEE1588)网络方式对时。(8)站控层、主变间隔层设备布置在变电站主控制楼内二次设备室内。过程层设备包括智能组件、光纤式电流互感器、电子式电压互感器、GIS设备布置在户内GIS配电装置现场的智能控制柜内或10kV开关柜内,主变本体中性点的本体智能组件组柜布置在户内主变旁边。2自动系统的关键2.1站控层及ied系统所谓四网合一,即SMV,GOOSE,IEEE1588,MMS信息共网传输;不再分别设置专门的SMV,GOOSE和MMS网络。如图1所示,变电站采用三层一网结构,间隔层设备与过程层设备间通过光纤直连,站控层为100Mbps单环网架构,网络中同时传输SMV,GOOSE,IEEE1588,MMS共4种信息;其中SMV采用每周波80点采样。四网合一技术不仅要求站控层设备满足四网合一的通信要求,更重要的是间隔层智能电子设备(IED)能够满足技术要求。金南变电站的IED设备采用FPGA并行处理网络报文,完成SMV和GOOSE及IEEE1588数据的编解码工作,并对MMS报文进行过滤,有效满足四网合一的技术要求。金南变电站作为一个系统终端开关站,采用四网合一技术,可有效降低IED的光纤接口配置数量,减少交换机的数量,降低变电站的建设成本,也能有效的减少系统的运行维护工作量。2.2防措施的原理和实现金南变电站采用SUPER5000监控系统,内嵌拓扑智能五防软件,通过提取SCD文件中包含的一次设备物理连接关系形成静态的拓扑模型,在静态拓扑的基础上增加设备状态作为连通与否的条件,从而获得实时拓扑图。实时拓扑图中相互连通的电气设备所组成的集合称为电气岛,电气岛又可以分为电源岛(岛内存在发电机或等效电源)、接地岛(岛内存在接地点)、负载岛(岛内存在负载点)、复合岛(同时具备2种岛的特征,如1个岛上既有接地点又有负载,则该复合岛既是接地岛又是负载岛)等不同类型的岛。分析1台设备各个端点所处的岛便可以知道该设备的带电状态。以实时拓扑的电气岛分析结果为依据,根据设备的五防规则即可实现五防闭锁判断。智能五防系统由全站拓扑五防和间隔拓扑五防组成。全站拓扑五防部署在站控层(包括监控后台和远动),由于站控层能够收集全站信息甚至线路对端信息,信息量大而全面,带电拓扑更加准确,所以在其基础上的拓扑五防也更准确、更全面。间隔拓扑五防分布在间隔层的测控装置中,以本间隔内的设备为拓扑对象,不受其他间隔运行状况的影响,保证了间隔独立性。站控层包含监控和远动2部分,它们各自拥有独立的全站拓扑五防,计算过程相互独立,互不影响。但它们可以共享配置过程,即由监控后台统一提取设备连接关系形成拓扑数据库,分别存储到监控和远动。全站拓扑五防包含了间隔拓扑五防且更全面、更准确,因此,正常情况下应以全站拓扑五防结果作为闭锁源。间隔拓扑五防作为全站拓扑五防的后备,由于其拓扑范围小,闭锁结果具有局限性,只能保证本间隔的操作安全,正常情况下并不发挥作用,只有全站拓扑五防因故障不能发挥作用时才投入工作。2种防误模式相互补充,形成完整可靠的智能变电站五防体系。2.3跳闸控制监视电路串联控制装置金南变电站过程层采用具有基于合闸预置的跳合闸接点检测功能的智能组件。跳闸回路的硬件原理图如图2所示。跳闸回路由第1跳闸出口接点(TZCK1)、第2跳闸出口接点(TZCK2)以及跳闸控制监视电路串联构成,该回路一端连接到控制电源正,另一端连接到断路器操作机构的跳闸线圈。在断路器合闸预置时,能自动对2个动作接点分别执行闭合、分断动作序列状态检测,使得动作接点的任何异常状况都能被及时诊断的优点。而且2个出口接点的串联也避免了任一接点故障而引起的误动作,与传统继电保护装置的启动和出口接点串联模式功能类似。合闸回路的原理与跳闸回路原理相同,文中不再赘述。该技术不仅提高了跳合闸回路的可靠性,更重要的是解决了电气二次回路状态检修问题,是实现保护系统完整的状态监测的重要组成部分。3实验中的主要问题3.1监控系统与间隔层装置间的通信连接中断在现场的调试中发现,在站控层网络中,SMV和GOOSE及IEEE1588信息的收发稳定可靠,而MMS数据的收发则会有不稳定的情况,现象表现为监控系统与间隔层装置之间的网络通信连接有时会中断,特别是在间隔层保护装置做测试时,监控系统与间隔层装置间的通信连接中断更为频繁。根据现象分析,问题应与网络通信的数据流量和数据收发的优先级相关。现场技术人员通过监视网络数据、仿真调试等手段,确定为间隔层设备网络数据处理问题。在站控层的网络信息中,SMV和GOOSE信息数据处理的优先级最高,间隔层设备优先处理SMV和GOOSE数据信息,在SMV和GOOSE数据流量达到间隔层设备的最大处理能力时,间隔层设备无法及时有效地响应MMS服务信息,导致监控系统与间隔层装置间的通信连接中断。通过修改交换机的配置,对不同的交换机光纤通信口的数据发送进行识别,间隔层设备只从站控层网络收到所需数据,其他数据被交换机过滤,监控系统与间隔层装置间的通信连接恢复正常。3.2现场性能测试智能变电站中所使用的间隔层和过程层智能设备的现场测试,与传统的二次设备的现场测试有很大的不同,当前的一些智能装置的测试设备不能满足现场测试的多变要求。现场测试与普通的性能测试不同,要求输入量完全按工程实际的方式和格式处理,同时要求能有明确的输出或报告,来判别设备是否工作正常。在智能变电站中,由于各个不同厂家的智能设备的输出的数据模式及大小不尽相同,无法象传统二次保护装置一样,用一种通用试验设备进行测试。在金南变电站的智能设备,如合并单元、电子式互感器等的测试,由于设备没有人机接口等显示部分,只能通过各自厂家的调试软件来判别测试结果是否满足要求,因此亟需研制统一的调试工具软件。3.3提高智能设备标准文件配置质量全站系统配置文件(SCD)的配置是智能变电站最为重要的调试工作之一,也是重复最多的工作之一。金南变电站采用EASY50配置工具完成SCD文件的配置,EASY50不但可以完成GOOSE和SMV等信号的连接配置关系,而且可以通过图形化方式直接将LN与一次系统接线图关联。金南变电站的SCD文件在配置过程中出现多次修改以及SCD文件配置错误问题,其原因主要在于:(1)在调试过程中增加或修改功能,从而导致装置的外特性改变,需要重新配置SCD文件中的相应部分的关联关系。(2)修改智能装置的功能,引起ICD文件中的LN的参引变化,需替换SCD文件的相应部分。由于智能装置的ICD文件改变,引起CID和SCD文件的变化,从而导致装置调试、监控系统配置等重复性工作。因此,智能变电站应做到:(1)建立智能变电站各配置文件配置及展示统一平台软件,该软件应展示直观、配置方便、适用广泛,可直观显示修改对各智能设备的影响。(2)规范智能变电站各配置文件,做到不因局部修改,导致无逻辑关系的智能设备升级,以适应今后智能设备的改造升级和改、扩建。IED装置应考虑最大化设计,保证外特性及LN的参引的稳定和规范。4党校水金融系统四网合一技术及跳合闸回路监测技术