智能变电站监控系统在现场应用中的问题及解决措施

智能变电站监控系统在现场应用中的问题及解决措施

开元侯港能源站是宁夏第一个智能能源站，也是宁夏智能能源电网建设的重要试点工程。伴随着智能化变电站的发展,在传统变电站实现“四遥”(遥测、遥信、遥控、遥调)功能的基础上,在智能化变电站中,光缆取代了电缆,光信号取代了电信号,GOOSE连线取代了传统的电气物理连接,数据采集及命令执行的智能终端下放至户外机构箱内,合并单元集中组屏,由于这些新技术的出现,使得传统监控系统的功能也已经无法满足智能变电站的功能要求,因此必须应用适应智能变电站的监控系统。1新型变电站网络架构智能化变电站首先必须有一个完整的网络框架,一个好的网络构架是智能变电站监控系统稳定运行的基础。开元变电站网络架构按照逻辑接受与执行功能,可被分配到站控层、间隔层、过程层、面向通用对象的变电站事件(GenericObjectOrientedSubstationEvents,GOOSE)网及制造报文规范(ManufacturingMessageSpecification,MMS)网。图1所示的开元变电站网络构架。其中站控层是由囊括了保护信息子站的监控系统、一体化五防系统、远动系统、报文监测系统等;间隔层由不同电压等级的保护装置、测控装置、保护测控一体装置、录波单元、交直流一体电源等组成;过程层则由电子式互感器、合并单元、智能终端等采集和执行单元(设备)组成。从物理上看,智能化变电站仍然是一次设备和二次设备两个层面。由于一次设备的智能化及二次设备的网络化,并且在数字化变电站基础上增加了一些高级应用,使得智能化变电站一次设备和二次设备之间的结合更加紧密。1.1车站控制层网络控制功能(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)将有关数据信息送往电网调度或控制中心;(3)接受电网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(或备有)站内当地监控、人机联系功能,如显示、操作、打印、报警等功能以及图像、声音等多媒体功能;(6)具有对间隔层、过程层设备的在线维护、在线组态、在线修改参数等功能。1.2录波单元的监控存储及运行控制间隔层是智能化变电站的逻辑功能运算部分,本层的保护装置实现逻辑运算,测控装置实现实时数据的采集及控制命令的处理,录波单元实现故障前后模拟量、开关量的采集及存储,间隔层设备多具有中央处理器(CentralProcessingUnit,CPU)或数字信号处理器(DigitalSignalProcessor,DSP),可完成复杂的逻辑运算以及人机交互管理。1.3典型设备的特性过程层是智能化变电站的数据采集、逻辑命令执行部分,典型设备有电子式互感器、智能终端、合并单元,其技术特点是设备采用了基于数据链路层通讯的GOOSE传输机制,利用快速重传方法,实现报文的可靠传输。1.4控制层网络信息,实现了“三方互联互通”智能化变电站过程层、间隔层和站控层内部及各层之间采用高速以太网络通信。整个系统的通讯网络可以分为:站控层和间隔层之间的间隔层通讯网(MMS网)及间隔层和过程层之间的过程层通讯网(GOOSE网)。站控层网络、过程层GOOSE网络和模拟数据传送网络传输协议相互独立,分工明确。(1)监控层MMS网络数据的特点是突发性强、数据量大,传送实时性要求不高。MMS网络主要负责间隔层设备与后台、调度等的通信。联闭锁的GOOSE一般也在这一层实现。如果充分利用交换机对报文的优先级处理,保护之间配合的GOOSE也可以在这一层实现。(2)过程层GOOSE网络数据特点是数据量不大,具有突发性,传输要求可靠性高、实时性强,可以单独组网,也可以跟采样值(SampledValue,SV)共同组网。(3)模拟量SV网络数据的特点是数据量大且稳定。传输要求实时性、稳定性、可靠性。智能变电站监控系统高级应用基于IEC61850标准的网络架构,“三层两网”体现了“软件总线”的概念,实现了软件领域的“即插即用”。满足了电力系统实时性、可靠性要求,有效地解决了异构系统间的信息互通、数据内容与显示处理分离、自定义性和可扩展性的问题。2适当的功能智能监控系统高级应用包括GOOSE及SV状态图监测、程序化操作控制、智能告警系统、软压板状态检修、小电流选线功能的实现、网络管理等重要功能。变电站配置描述(SubstationConfigurationDescription,SCD)是智能变电站的核心配置文本,也是智能变电站后台监控系统完成各智能电子设备通讯以及数据传输的主要配置来源。2.1iedregulation在IEC61850标准中,SCD文件系统性的描述了一个智能化变电站内各个孤立的智能电子设备(IntelligentElectronicDevice,IED),以及各IED间的逻辑联系,它完整的描述了各个孤立的IED是怎样整合成为一个功能完善的变电站自动化系统。SCD文件做为系统性配置描述文件,可同时提供给监控系统、远动系统、保护信息子站系统使用,保证了多个系统的配置一致性。2.2图件的通讯与监测在智能变电站网络构架的过程层中,光缆取代了电缆,GOOSE连线取代了电缆电气连接,光信号取代了电信号,传统的电气回路检测手段无法适用于光通讯,如何监测过程层的GOOSE及SV通讯状态,成为一个现实问题。OSI参考模型分为7层,分别是物理层、数据链路层、网络层、传输层、会话层、表示层和应用层,基于数据链路层的GOOSE组播通讯方式,其GOOSE及SV通讯状态可由通讯的接收方进行判断,接收方再将通讯状态通过站控层网络传输至监控系统,监控系统以二维表的形式实现对GOOSE及SV采样状态的监测,技术人员或系统集成商是通过对GOOSE及SV状态图的制作和分析,来完成过程层实时显示过程层的通讯及监测的,通过GOOSE及SV状态可方便地对各IED之间的GOOSE链路状态进行监测。在银川110kV开元变电站调试过程中发现,对于稍大规模的智能变电站,其GOOSE及SV链路状态无法在1幅画面上直观显示。此时只能将其拆分为多幅画面,在拆分时,建议将保护装置链路状态做1个画面,测控装置链路再做1幅画面,便于分类查看,另外GOOSE及SV状态图的制作难点是由于GOOSE链路多而繁杂,要制作GOOSE及SV状态图,工程人员需要熟悉全站各IED之间的GOOSE链路关系,这对工程人员有一定的技术要求。2.3其他的操作程序化操作又名顺控,在设备性能的稳定性和可靠性满足顺控要求的情况下,按照预先定义好的操作任务,批量执行多项一次设备或二次设备的有关操作。比如现场用户倒闸操作票上的一系列操作,事先将这些操作内容定义成一张操作票,等到正常操作时,运行人员只需一个命令就可以将设备从当前状态,改变为新的状态(例如将10kV1号线由运行状态改变为线路检修状态,这个系列操作包括:(1)拉开开关;(2)拉开主刀;(3)合上线路地刀。智能操作票的使用也是程序化操作实现的保障。2.3.1装置组合的形成过程(1)间隔内操作。如果操作的输入输出信息只与本间隔测控或保护测控装置相关,此为间隔内程序化操作。(2)跨间隔操作。如果输入、输出信息是由多个装置的信息组成,此为跨间隔程序化操作。(3)组合操作。选择若干间隔内操作或跨间隔操作组合在一起,形成一个新的程序化操作。(4)二次操作。根据用户需要对保护或测控设备的一些二次操作,比如软压板的批量投退,PT的并列分列,辅助开关的遥控分合等操作。2.3.2顺控模拟过程中出现的其他问题一体化五防模块是以监控的图形环境和实时库为数据基础,带有操作票智能生成与管理并对变电站一次设备的远方及就地操作进行五防闭锁功能的监控模块。一次设备的后台遥控操作可以凭借与五防模块的实时数据共享与交换可靠地实现逻辑闭锁功能。而对于一次设备的就地操作则需要将操作票内的相关内容传输到电脑钥匙中,利用电脑钥匙的强大功能来完成防误功能。智能操作票系统是运用计算机技术,建立电力系统的网络模型,利用图票一体化技术,实现操作票的智能生成、自动模拟、自动拓扑着色、自动安全校核、流程管理等。在银川110kV开元变电站的顺控实施过程中发现两个问题:(1)现场顺控流程定义过程中,出现个别需联系调度后才能执行的步骤。例如110kV线路由运行改线路检修情况下,本侧通过顺控操作可快速将本侧线路改为线路检修态,但对侧变电站停运线路的操作与本侧操作可能出现不同步现象,可能出现带电合线路接地刀闸的误操作情况,引起重大设备事故。故在涉及对侧变电站运行状态的顺控流程中,需要在合线路接地刀闸时,顺控须暂停执行,待运行人员联系调度完毕后,再继续执行。由于联系调度所需的时间无法确定,故顺控服务器存在一个等待超时问题,即顺控暂停执行时,等待时间无法确定,可能多至数小时时间,此时顺控服务器无法长期处于等待状态,从而出现超时后顺控执行失败现象。在与用户反复沟通后,确定了与调度联系所需的理论最大时间,顺控服务器按照该时间设置等待时间,最后解决了问题。(2)在顺控实现的过程中出现的另外一个问题是,顺控操作票在操作票系统中进行模拟预演时,模拟过程中无法经五防逻辑校验,但执行过程中可经五防逻辑校验。现场通过在顺控流程定义中,添加执行条件进行弥补,从而解决了在模拟过程中没有五防逻辑的问题。但这种解决方法存在一个缺陷是,五防逻辑和执行条件要各编辑一次,增加了现场的编辑及验证工作量。银川110kV开元变电站采用了一体五防,即将五防系统内置于监控系统中,以数据共享的方式实现,此种方式实现顺控不存在问题,但对于不能实现一体化而必须和外厂家五防系统配合的现场,由于程序化操作与各五防厂商没有通用的通讯接口标准,故在外置独立五防的情况下,顺控无法与其配合使用。2.4智能历史事件分析无特殊内容罪传统变电站监控系统告警是以系统收到事件报文的先后顺序依次告警。当变电站发生事故时,由于事件数量多,运行、保护人员无法清晰、直观的了解事故发生时事件的先后顺序,而智能告警实现了按间隔或按间隔主设备(断路器),从众多事件中检索出相关的本间隔信息,并按时间先后顺序排序,同时根据事件类型,将保护和测控信息分开,方便不同专业的人员查看,通过智能告警程序,运行人员只要通过简单的菜单操作,即可以清晰、直观地初步了解事故发生时事件的前后逻辑关系。在银川110kV开元变电站实现智能告警的过程中发现,由于工程调试人员与运行人员对事件类型的理解有所偏差,引起事件类型归类错误,进而引起智能告警中信息检索出现遗漏和误检索的问题,这个问题归根结底是由于信息归类无明确标准,现场调试仅按个人理解归类,从而引起检索异常。在工程中调试人员需与运行人员对所有事件逐一进行归类,并做相关试验来印证,保证时间检索的准确性。2.5实时值与校核值的测定在保护人员对运行的保护装置检修期间,保护装置的软压板状态可能被修改,检修完毕,除了人工核对软压板状态外,如何通过技术手段对软压板状态进行校核,以确保软压板状态的正确性,为此提出了软压板状态检修功能。即,在监控系统的软压板状态显示界面加入软压板状态校核值,该值在正常运行期间与实时值保持一致,监控系统relay_mmi程序定时检测实时值与校核值。当两值不一致时,产生告警信息,当保护人员对保护装置检修完毕,只需人工触发一次状态自检,即可了解保护装置软压板状态与检修前软压板状态是否一致,从而在技术上实现了软压板状态检修。在银川开元110kV变电站的实施过程中发现,由于部分备用间隔未投运,其软压板状态校核值未填写,造成在定时自检或人工触发自检时,会产生备用间隔的软压板状态不一致告警,这样对运行人员造成一定影响,现场通过将所有备用间隔软压板校核值设置为与实际状态一致,从而解决了问题。从银川开元110kV变电站应用情况来看,本功能如果能按设备触发软压板状态自检,其功能将更加完善,更利于现场使用。2.6接地试跳的使用条件此功能应用于小电流接地系统,当系统中发生接地故障时,其接地故障点零序电流基本为电容电流,且幅值很小,用零序过流继电器来保护接地故障很难保证其选择性。在本装置中接地保护实现时,由于各装置通过网络互联,信息可以共享,故采用上位机比较同一母线上各线路零序电流基波或五次谐波幅值和方向的方法来判断接地线路,并通过网络下达接地试跳命令来进一步确定接地线路。接地选线功能的使用条件:(1)具备支持接地选线功能监控系统或者远方调度系统;(2)遥控把手放在远方位置,对应装置“开关量状态”菜单中,“遥控投入”状态应为“1”;(因为试跳是通过遥控来实现)(3)必须给各个间隔装置提供外部输入的零序电流,不能使用装置自产的零序电流。在银川开元110kV变电站调试中发现,如果对发生单相接地故障的线路进一步确认,需要进行接地试跳。选择接地试跳的装置,进行接地试跳,装置接收到远方的接地试跳命令后实现断路器分闸,延时2s后,断路器自动重合;如果在断路器分闸时,系统接地报警消失,可以确定试跳的线路发生单相接地故障:如果断路器分闸时,系统接地报警没有消失,需要根据零序基波