智能變電站變電設備在線監測系統研究

韓 月,耿寶宏,高 強

（東北電力科學研究院有限公司,遼寧 沈陽 110006）

變電設備是電網的基本單元,變電設備智能化是智能電網的重要組成部分,也是區別傳統電網的主要標志之一。智能變電站要求變電設備狀態參數自動采集,在線分析,實現狀態可視化,并根據設備的狀態對設備進行評估、分析,采取相應的應對措施,實現變電站的智能化。上述工作基本上是由變電設備在線監測系統完成,因此對于智能變電站來說,在線監測技術的應用非常關鍵。

1 變電設備在線監測技術發展現狀

在線監測技術是掌握變電設備運行狀態的重要手段。如何研制能夠真實、可靠地反映變電設備絕緣狀態的在線監測系統,20余年來一直是我國電力行業努力追求的方向。變電設備在線監測系統組成如圖1所示。

近年來,隨著計算機技術為數字測量技術的不斷發展,很多設備的在線監測技術已經逐漸走向成熟。目前,國內外變電設備在線監測系統在市場上包括具有單一監測功能的系統和具有綜合在線監測功能的系統兩類。單一功能的在線監測系統只能實現對一類設備單一或部分絕緣參數的監測功能,如專門用于監測變壓器油的色譜裝置或專門用于監測變壓器的局放裝置。隨著技術的不斷發展,各類單一功能的在線監測系統趨向集成,各種變電設備的監測單元通過現場總線與上位機主機相連,監測單元負責數據采集、初步分析,并將數據上傳至監控上位機,主機對數據進一步處理,統一生成圖形、報表,并將數據存入數據庫。變電設備綜合在線監測系統的形成實現了對變電站變壓器、電抗器、斷路器、GIS、高壓套管、容性設備等變電設備的實時在線監測功能。分布式變電設備綜合在線監測系統結構如圖2所示。

圖1 變電設備在線監測系統組成原理圖

圖2 一種分布式變電設備綜合在線監測系統結構

2 智能化變電站對變電設備在線監測系統的要求

根據國網公司發布的《智能變電站技術導則》、《330～750 kV智能變電站設計技術規定》和《智能高壓一次設備技術導則》等規范性文件要求,智能變電站的自動化系統必須遵循IEC61850規約,實現通信的網絡化,信息的數字化。目前傳統的變電設備在線監測系統已經實現了信息數字化的要求,但是各廠家生產的在線監測系統的通信網絡還處在相對獨立的狀態,各自使用自己的網絡體系,還是以傳統的串行通信總線為主。因此,智能變電站變電設備在線監測系統在通信協議上必須遵循IEC61850規約。

同時,智能化變電站還要求在線監測系統能夠整合預試信息、缺陷信息、家族信息等相關的設備狀態信息,并對設備進行綜合的狀態分析和評估,實現狀態可視化要求,使系統按照不同的設備狀態采取相應的應對措施,最終實現變電站的智能化。

3 智能變電站變電設備在線監測系統設計探討

依據智能變電站的相關要求以及狀態檢修的需要,結合在線監測技術的發展現狀,對智能變電站中在線監測系統的一些關鍵因素進行初步的探討,并分析相應的合理性和適用性。

3.1 主要功能

智能變電站變電設備在線監測系統應利用各種傳感器,由就地的監測功能組獲取相應一次設備的原始監測數據,就地進行分析處理,得到可用的狀態數據;然后通過網絡將各種狀態數據和分析結果匯集到站內統一后臺做進一步的分析和存儲,后臺機能夠準確地向上級狀態檢修平臺提供可靠的基礎狀態信息,為狀態檢修提供基礎數據。按照智能化的要求,在站內就應該完成相應的狀態評價功能,而考慮到狀態檢修工作的開展現狀,許多的評價工作實際上不可能完全由自動化完成,仍然需要專業人員的參與,因此,站內在線監測系統的主要職責還是應該定位在狀態信息收集和初步的分析整合上。

3.2 網絡配置

依據智能變電站變電設備在線監測系統數據的分區原則,在線監測數據應處于安全Ⅲ區,不應和Ⅰ、Ⅱ區發生關聯,因此,在線監測系統應獨立組網,即在物理上是獨立的,應獨立配置交換機和各層裝置。鑒于在線監測系統的特點,實時性要求不高,具有非易失性存儲功能等,系統的穩定性和數據完整性比較容易保障,因此,只配置單星形以太網即可,所有裝置和網絡均單套配置,不做任何冗余。

圖3、圖4是一種智能變電站變電設備在線監測系統的總體網絡布置圖和變壓器監測功能組推薦結構示意圖。

3.3 系統分層

變電設備在線監測系統按照智能變電站通用的分層原則,分為站控層、間隔層和過程層。在線監測系統網絡分為站控層和過程層兩層,分別用于連接間隔層與站控層及間隔層與過程層。

站控層設備主要是在線監測的站內后臺機（子站）,負責收集站內所有的在線監測數據并進行標準化模型的轉換以及統計分析功能和數據存儲、預警等功能。另外還應向上一級（主站）及時上傳相應的數據,并接收遠程控制和維護命令等。

間隔層設備一般為現場監測功能組的主IED,負責某一類或一批設備的在線監測數據收集和整合、分析及就地存儲等。并向上一級后臺機按照MMS協議上傳數據、接收上級發來的控制和配置命令等。

過程層設備是相應的監測單元或傳感器,主要完成原始數據的采集和數字化功能,并提供一定的就地存儲功能;通過串行總線協議或IEC61850規約向主IED上送數據;響應主IED下發的控制和配置命令等。

3.4 傳感器配置

傳感器是在線監測系統的數據源頭,其準確性和安全性、穩定性對于整個在線監測系統至關重要,因此,對于智能變電站,應合理選擇在線監測傳感器,并采用合理的配置方式,以確保整個系統的準確性和可靠性。

目前,傳感器分為內置傳感器和外置傳感器兩類。傳感器的配置主要考慮以下幾個方面。

a.內置傳感器宜由高壓設備制造廠在制造時植入,高壓設備的所有出廠試驗應在安裝內置傳感器后進行,內置傳感器與外部自檢測單元的聯絡通道應符合高壓設備的密封要求。

b.與高壓設備內部絕緣介質相通的外置傳感器,其密封性能、機械雜質含量等應符合或高于高壓設備的相應要求。

c.應按照智能化導則的要求選取傳感器的精度。根據設備的重要情況確定應選取哪些傳感器。

3.5 IED布置

按照智能變電站的需求以及所配置的在線監測系統的特點,如測點數、被測設備分布情況以及被測量的復雜程度等,合理布置IED,一方面使在線監測系統整體結構清晰,另一方面確保最大限度節約成本。

一般來說,系統監測后臺應布置于二次設備室,應同綜合數據網接入設備布置于同一個屏柜內,以方便二者的網絡連接;主IED應布置于現場相應設備或間隔的智能控制柜內,或根據在線監測功能組的規模,單獨設立在線監測匯控柜;子IED（一般為現場監測單元）按照形式的不同可能布置于智能控制柜,也有可能布置于設備本體上,而且子IED距主IED的距離應保證盡可能近,以方便集中布置和網絡連接。

3.6 通信協議和接口

系統站控層網絡采用IEC61850規定的MMS協議,過程層根據裝置的支持程度,可以采用MMS或MODBUS中的一種,如果采用MODBUS協議,則應使用統一的寄存器配置規范。

系統子IED與主IED之間通過報告服務形式進行數據交換,子IED應支持多種報告觸發模式（品質變化、數據更新、周期、總召喚）和文件傳輸服務;傳感器和主IED/子IED之間應通過MODBUS的03H、04H、06H、10H進行數據交互或直接通過A/D進行數據采集。

系統間隔層各主IED和站控層后臺之間以報告服務的形式進行數據交換,主IED應支持多種報告觸發模式（品質變化、數據更新、周期、總召喚）和文件傳輸服務。站內后臺與遠方主站之間通過WebService形式依據相應接入通信規約進行數據交換。

3.7 在線監測后臺軟件設計

軟件應采用模塊化和分層設計,以方便更新和擴展。各模塊可以靈活配置,模塊內功能具有高內聚性。不同層次間接口應簡潔明了,兼容性和可擴展性強,確保某一層次的技術改造不會影響其它層次。軟件應具有信息收集功能、遠程通信功能、分析預警功能、管理維護功能、數據存儲功能、遠程維護功能、安全認證功能、信息展示功能、數據導出功能和運行監視功能等。

4 結束語

基于IEC61850標準的智能化變電站在線監測系統能夠智能化實時采集、分析變電站主設備的各項數據,建立基于專家系統的在線監測數據庫,實時對運行設備的狀態進行跟蹤和監測,及時對設備的異常狀態提供報警和詳細分析報告,在線監測系統的智能化功能可為智能電網的整體決策提供堅實的基礎。