智能变电站二次系统十篇

智能变电站二次系统 篇1

1 站用电源系统整合

稳定的站用电源系统是变电站生产设备可靠工作之本, 站用电源系统由站用交流电源系统、直流电源系统和交流不间断电源系统三大部分组成。

1.1 传统站用电源现状

变电站站用电源一般分为交流系统、直流系统、通信电源系统、UPS等。一直以来, 变电站站用电源各子系统采用分散设计, 独立组屏, 由不同的供应商对设备进行生产、安装, 不同专业人员对各系统进行管理, 存在诸多弊端。

1.1.1 不易进行运行维护

现有站用电源不同系统分别放于不同位置, 分散放置占地范围大;由变电、自动化、通信等不同专业的人员对各自系统进行管理, 难以总体调配人力资源有效进行维护。

1.1.2 经济性和系统性较差

由不同供应商分别设计各电源子系统, 投资显著增加, 不同系统的通信规约难以兼容, 系统网络管理难以实现, 经济性、设备协调性较差。

1.2 一体化电源系统技术

一体化电源系统即是将交流电源、直流操作电源、不间断电源和逆变电源、通信电源等变电站站用电源一体化设计、配置、监控的变电站电源系统。

1.2.1 一体化电源系统的结构分析

智能变电站一体化电源系统, 包含交流电源系统、直流电源系统和UPS电源系统。

交流电源系统的结构:交流电源系统主要包含蓄电池组、交流控制电源以及系统监测装置。

直流电源系统的结构:直流电源系统主要由电池储能, 充/放电装置以及系统状态检测组成。

UPS电源系统结构:UPS电源主要由电池储能、整流模块、逆变模块和系统状态监测组成。

1.2.2 一体化电源系统的技术特征

全模块化:系统实现所有开关智能模块化、电源功能单元模块化。

全数字化:系统无屏内及跨屏二次接线, 上行下达信息数字化传输。

全组装化:全模块化使安装接口标准化, 在此基础上可实现系统快速组装。

1.3 一体化电源与传统交直流电源综合比较

对交直流一体化电源与传统交直流电源进行比较, 以2回交流进线+2组充电模块+2组蓄电 (300A) 的系统为例, 初步估算, 前期投入费用较传统站用电低6.90万元, 运维人员薪资10年可节省90万。以上为保守估计, 至于交直流一体化带来的智能化、安全化等隐性节约、社会效益则无法估计。

2 合并单元和智能终端整合

目前在建的许多智能化变电站均采用了合并单元和智能终端就地安装模式。在220k V及以上变电站中, 保护采用双重化配置, 具有2套独立合并单元和智能终端。

现有变电站空间比较紧张, 由于智能组件柜采用就地安装原则, 对智能组件柜的体积提出了较高的要求。本文拟将合并单元与智能终端组合成一体化设备, 来解决智能控制柜的安装问题, 从而可以节约大量建设资金。

2.1 合并单元

合并单元常用于智能化变电站中电子式互感器与保护、测控及表计等二次设备之间的信息交换, 其所包含的内容随着智能化变电站的全面发展, 也有所扩展。

2.2 智能终端

智能终端是过程层中重要的设备, 主要实现对断路器间隔的完全控制。智能终端包含完整的本体信息交互功能, 因此可对断路器、操作箱等进行全面监控。

2.3 合并单元和智能终端一体化的可行性分析

2.3.1 负载率分析

合并单元设备的主要功能是同步电网运行数据, 同步的信号一般在20路左右, 发送速率通常为4k Hz。智能终端各种逻辑程序时间为40μs, 合并单元和智能终端单独总负载率一般不超过0.312, 一般的DSP均可满足要求, 所以完全可以将IEC61850-9-2和GOOSE报文的处理放在一个DSP上完成。

2.3.2 合并单元和智能终端的复用性

由于合并单元和智能终端均为过程层中的设备。虽然协议不同, 但都依靠光纤以太网以组播方式传输, 所以可以复用设备物理端口, 为装置故障定位带来极大方便。

2.4 配置方案

综上所述, 在技术上可以将智能终端及合并单元制作成一体化装置即合并终端, 符合国家智能电网发展的初衷和趋势, 目前已有成熟产品投入使用。

合并终端配置严格按照现有智能站导则及规程规范。合并单元配置与继电保护配置相匹配;智能终端的配置要与断路器的分闸线圈配置相匹配。

结合220k V某在建变电站的实际情况, 制定的配置方案如下:

2.4.1 主变各侧合并终端双套配置:主变本体智能终端单套配置, 并集成非电量保护功能。

2.4.2 220k V线路合并终端双套配置:220k V母线设备合并终端双套配置, 合并终端完成两条母线设备的信号采集和控制。

2.4.3 110k V线路合并终端单套配置:110k V母线设备合并终端单套配置, 合并终端完成两条母线设备的信号采集和控制。

2.4.4 10k V除主变进线外, 保护安装于开关柜内时均不配置合并单元和智能终端。

按此方案测算, 本课题220k V变电站通过整合后, 过程层设备由68台减少至35台, 减少约50%, 大大减少了智能组件柜体积及交换机端口数。

3 实例分析

根据上文分析, 对某在建220k V智能变电站二次系统进行了优化整合, 方案如下:

3.1 全站站用电源采用一体化电源系统, 采用合并终端一体化设备。

3.2整合变电站自动化系统、故障信息子站系统及五防系统, 将其功能融入一体化信息平台, 并实现全景数据监测与高级应用功能。

3.3全站录波装置通过IEC 61850规约接至一体化信息平台, 按电压等级配置数字式故障录波器, 实现各级录波信号采集。

3.4 辅助控制子站系统通过隔离装置与一体化平台信息融合, 实现高级应用。

4 结论

本项目在保证变电站安全可靠运行的前提下, 把传统分散的站用电源整合为便于安装管理的一体化电源, 整合了合并单元和智能终端装置, 并验证了其可行性。通过上述两种系统功能的优化整合, 有效控制了总体投资, 减少了运维工作量, 为智能电网发展提供了良好支撑, 具有显著的经济效益和电网发展综合效益。

参考文献

[1]陈树勇, 宋书芳, 李兰欣, 等.智能电网技术综述[J].电网技术, 2009.

[2]蔡勇.智能变电站二次系统优化集成配置研究[J].湖北电力, 2011.

[3]李昊炅.智能变电站二次系统优化及应用研究[D].北京:华北电力大学.

[4]郑秀芳.智能变电站二次设备整合及布置研究[J].中国西部科技, 2012.

[5]苗梅.智能变电站站用电源系统的设计及应用[D].北京:华北电力大学, 2011.

智能变电站二次系统 篇2

智能变电站是随着智能电网的发展而出现的新模式。在专业上,由早期的继电保护、自动化等单一专业向多专业相互融合的方向发展,并不断融入信息通信、时钟同步等新的专业[1,2,3]。在功能上,由早期各自装置孤立实现向基于站域信息的功能重组与分配的方向发展,并不断出现站域控制、智能告警等新的功能。在模式变化的同时,对智能变电站系统的测试项目较常规有了较大的变化,现有的测试手段已无法满足实际需求,亟需从系统角度整合各专业需求并构建与之相适应的平台,以满足对智能变电站二次设备单体,系统级的功能、性能的闭环测试[4,5]。

1 系统总体架构

测试平台正常工作除自身的有机组成外,离不开外围系统的配合,主要包括:数字仿真、动态模拟、规约测试、信息安全、调度自动化、配电网等系统。图1 给出了各系统之间的关系。

其中,数字仿真系统主要由RTDS组成,承担不同一次系统的数字建模,通过功率放大设备、开入开出模拟接口与测试平台连接。动态模拟系统作为对数字仿真的有效补充,尤其在数字仿真缺乏有效模型支撑的时候,与数字仿真系统通过双向功率设备相连。规约测试系统主要完成电力系统不同协议仿真体的实现,如:MMS、IEC 60870-103 等,以满足对协议一致性测试、互操作测试等业务的需求。

调度自动化系统主要是承担对调度系统的模拟和仿真,通过通信网与测试平台的远动工作站相连接。信息安全系统主要是模拟各种网络攻击事件,以便掌握不同网络安全事件下智能变电站系统的运行情况,及时发现系统存在的安全隐患。与配网自动化系统的配合主要是为了适应当前大量新能源接入对继电保护、无功补偿等设备测试的需要。

2 通用平台设计

2.1 平台系统架构

通用平台的体系架构依据智能变电站系统,遵循IEC 61850 标准建议的三层结构模式,包括:站控层、间隔层、设备层。图2 给出了通用平台的系统架构图。站控层主要包括监控系统、时钟同步系统、远动工作站系统以及智能网关机,主要完成对系统运行信息的采集、分析以及与主站、站间的互动。间隔层主要包括继电保护、综合测控等,作为过程层与站控层之间的转发层,一方面完成信息的收集与转发,另一方面完成继电保护与控制功能。过程层主要包括电子式互感器、合并单元、智能终端等与一次设备相关的设备,与仿真系统的接口相连,形成信号的闭环。

2.2 系统接口

系统接口主要包括逻辑接口和物理接口两部分,前者是测试平台与系统仿真、调度自动化等系统之间在功能上的接口,如:采样值接口、保护跳合闸接口、与主站的远动接口等;后者是测试平台与外围连接时所采用的光纤、电缆的物理接口,涉及到实际电信号和光信号转接、互联等。在考虑到光纤和电缆连接方便的基础上,将不同电信号和光信号进行整理,以达到信号分类,整体连接,满足通用平台根据不同测试需求在物理结构上灵活、方便的要求。

借鉴模拟屏的经验采用相应的配线箱,每个模块定义好相应的功能信息。测试时避免了将系统之间的连接线重复连接的工作。图3 是系统实际接口图。

2.3 辅助系统

辅助系统为测试平台的正常工作提供必要的工作电源、监视分析设备,对设备的运行状况提供必要的状态监视、设备监控和接地。主要包括三个方面的内容:电源系统、安全控制系统、记录分析显示系统。图4 为辅助系统组成。图5 为测试系统监控中心。

(1) 电源系统:包括市电系统、直流系统,为系统的正常运行提供必要的电源。

(2) 安全、控制系统:包括环境监控系统、设备监控、设备运行状态监视、安防、空调等。

(3) 记录分析显示系统:包括测试数据记录、分析,网络性能记录、分析,测试结果显示系统等。

3 运行控制策略

测试平台的运行与实际系统有很大的区别。前者要求系统架构灵活多变,能够适应多种系统测试的需求,而后者一经建成可以固定不变。因此,需要考虑测试平台对实际需求的满足程度,也就是采用何种系统控制策略,本平台主要从一次系统、二次系统以及系统配置三个方面考虑。

一次系统部分:以典型间隔单元为最小单位,在实际测试时,可根据需要对一次系统进行自定义,通过与系统仿真实验室的协同工作可以将电压等级定义为750 k V、500 k V、330 k V、220 k V以及110k V等。一次接线可以定义为3/2、双母线、单母分段等方式,可以满足实际中的需求。

二次系统部分:继电保护的配置依据最大化的原则。测控等设备的配置依据功能满足的原则。通过系统的CID配置完成装置功能的裁剪,满足不同元件对继电保护功能配置的需求。监控系统通过调用预设的SCD等系统文件来满足实际测试的需求。在实际测试中可以通过对不同SCD的调用来满足测试需求。

系统配置描述:本部分主要完成不同智能设备之间的虚连接,尤其是GOOSE、SV的连接。充分利用IEC 61850标准应用带来的互操作性,实现ICD文件与实际设备的解耦。实际测试中以装置对外接口为界面,设备的更换只需通过接口屏出线缆的更改,避免每次测试带来整体的改接线等繁琐工作。

4 测试平台的应用

测试平台可应用于智能变电站二次系统的静态测试和动态测试。静态测试主要是依据预先生成的数据文件或现场故障录波文件,通过平台将其行为反演出来,方便问题分析。动态测试主要是通过仿真系统进行建模,实现仿真系统与被测系统之间信息的实时交互,更直观体现系统的行为[5]。

4.1 继电保护事故分析

某500 k V变电站一500 k V线路距离保护因单相接地跳闸,但是重合失败。采用保护动作时装置的录波数据,将此基于Comtrade格式的数据在Matlab7.0环境下进行处理,封装成符合IEC 61850-9-2 格式的数据帧并下装至相应合并单元,装置CID文件与现场一致。测试架构如图6 所示。

图7 为保护动作波形与相应的元件动作时序对照图。

从图7 波形可以看出,线路0 ms左右系统发生单相接地,约120 ms后切除故障,重合失败。保护启动时,振荡闭锁开放标志同样瞬时变位,虽然系统没有发生振荡,但是此时此标志还是即时开放了100 ms左右,此时序列图中振荡判别元件返回为“0”,直观反映了系统当时无振荡的状态。距离元件向智能终端发送跳闸命令,断路器成功跳闸。随后,向重合闸元件成功发送重合命令,但没有被重合闸元件接收到,导致重合失败。此时,很直观反映出保护正确动作,基本确定问题存在于智能终端或者重合虚端子连线,经检查为GOOSE连线配置错误,改正后系统验证正确。

注:图中PDIS、RPSB、PDIR、RREC、XCBR分别代表距离保护、振荡判断、方向判别、重合闸以及断路器元件,模型均遵循IEC 61850标准。

4.2 网络流量、传输延时测试

根据IEC 61850 标准中要求GOOSE报文必须在4 ms内被传输的规范,评估某500 k V变电站GOOSE网流量以及传输时延情况[6]。在平台上搭建与其一致的真实二次系统,对过程层GOOSE网络流量以及传输延时进行测试。系统架构如图8 所示。

通过网络分析系统可以直观地得出不同装置的不同网络接口的互联情况。图9 是以MAC地址为对象的会话连接图,在此基础上对运行系统GOOSE网的流量等情况进行全面分析。

从图9 可以看出装置之间的连接关系。表1~表3 是对GOOSE网在运行中流量、数据包分布以及按照协议类型的统计情况。

图10 给出了在全站智能终端开入量同时变位时GOOSE网流量情况,此时,网络流量突然增加,最高流量达到90 M左右。这是在网络风暴极端情况下,根据交换设备所给参数,相对于千兆的网络带宽,网络延时不受影响,完全可以满足在此种情况下的传输要求。

图11 给出了500 k V线路一单相接地导致保护动作时GOOSE网流量情况,此种情况下数据流量最高达20 M左右,相对于千兆的带宽,对网络传输延时基本没有影响,完全可以满足实际需求。

测试平台系统自2012 年2 月运行以来,已成功应用于廊坊东沽港220 k V、秦皇岛孟姜220 k V、国家风光储示范工程中金阳220 k V智能变电站二次系统的调试、测试中。同时,依托测试平台还承担了国家电网公司智能终端等设备的入网检测等工作。应用表明该测试平台结构灵活,针对不同的需求有较强的适应性,显著提高了调试、测试质量,缩短了工期。

5 总结

本文介绍的测试平台成果通过了中国电机工程学会组织的专家鉴定,一致认为该测试平台的建设突破了传统以设备单体为中心、单一功能为目标的思路,从系统角度设计了智能变电站二次系统综合测试框架。利用动态仿真系统,针对不同智能变电站结构,实现可以真实反映多种运行现场、多种运行工况、可灵活变换结构的二次系统闭环测试环境,满足不同结构类型智能变电站的测试,从多维度构建了智能变电站系统二次设备的测试体系。并通过保护故障分析、系统网络测试等案例的分析表明本实验室系统结构灵活、结果可视化程度高,可较好地适应目前的实际需求。

参考文献

[1]李先妹,黄家栋,唐宝锋.数字化变电站继电保护测试技术的分析研究[J].电力系统保护与控制,2012,40(3):105-108.LI Xianmei,HUANG Jiadong,TANG Baofeng.Research on testing technology of relay protection for digital substation[J].Power System Protection and Control,2012,40(3):105-108.

[2]纪陵,李忠明,蒋衍君,等.智能变电站二次系统仿真测试和集成调试新模式的探索和研究[J].电力系统保护与控制,2014,42(22):119-123.JI Ling,LI Zhongming,JIANG Yanjun,et al.Exploration and research of smart substation secondary system simulation testing and integration testing new mode[J].Power System Protection and Control,2014,42(22):119-123.

[3]王忠,张晓莉,李忠安,等.继电保护装置自动测试系统设计[J].电力系统保护与控制,2015,43(5):130-135.WANG Zhong,ZHANG Xiaoli,LI Zhongan,et al.Design of automatic test system for relay protection device[J].Power System Protection and Control,2015,43(5):130-135.

[4]刘焕志,胡剑锋,李枫,等.变电站自动化仿真测试系统的设计和实现[J].电力系统自动化,2012,36(9):109-112.LIU Huanzhi,HU Jianfeng,LI Feng,et al.Design and implementation of simulation test system for substation automation[J].Automation of Electric Power Systems,2012,36(9):109-112.

[5]张明亮,许沛丰,陈延昌,等.数字化变电站二次系统仿真测试方案[J].电力系统自动化,2010,34(10):90-92.ZHANG Mingliang,XU Peifeng,CHEN Yanchang,et al.Simulation and test scheme for digital substation secondary system[J].Automation of Electric Power Systems,2010,34(10):90-92.

智能变电站二次系统调试策略研究 篇3

【关键词】智能变电站；安全性维护；系统调试

在我国智能电网的全面建设阶段，由于智能变电站集信息数字化、通信网络化、信息共享化等优势，在电力系统全面改造中具有重要的意义。并且，通过全国各大电力系统中变电站的改造过程中，我们可以发现：智能变电站能够较好地完成信息采集、测控及保护等功能，并且可以根据用户的需求自动对电网进行实时控制与调节，在线对数据进行分析。并且，智能变电站二次系统能够通过智能终端、测控装置等来更好的维护电网的安全性。但是，在不同的系统调试时存在着各种各样的问题，因此，在智能变电站二次系统调试时应该注意以下措施与方法，从而进一步提高智能变电站运行调试的安全性。

1. 智能变电站的特征及二次系统调试的流程

（1）众所周知，智能变电站具备以下的特征：一次设备智能化、二次设备网络化、基础数据完备化、信息交换标准化、运行控制自动化、信息展示可视化、设备检修状态化、保护决策协同化、设备安装就地化、及二次系统一体化。基于智能变电站的这些特征，智能变电站二次系统在调试过程中需要注意变电站各设备各系统的互操作性。从而及时有效地对智能变电站二次系统进行调试。

（2）一般来说，智能变电站二次系统调试要经过出厂验收、集成测试与联调、分系统测试、系统调试、带负荷试验等过程。由于智能变电站二次系统调试的整个系统构成比较复杂又面临多种多样的对象，因此要提高二次系统调试工作的效率则需要进行全过程调试。

（3）目前，分系统测试、系统调试、带负荷试验等过程为现场调试部分，在智能变电站的现场调试过程中，通过对大量工作经验的总结，在智能变电站的调试过程中要加大对系统集成的测试和对系统联调深度及广度的测试与调试。因为在二次系统集成测试与联调阶段容易出现影响智能变电站的可互操性及运行的安全性。

（4）及时对智能变电站二次系统进行调试使其符合安全规范及运行的要求，就需要在出厂验收阶段严格验收产品的工艺及制作过程，使其符合相关规定、标准的要求。在集成测试及系统测试的联调阶段，要注意和设备生产方联系，对二次调试中的单体调试、一致性、互操作性、网络性能等测试时要避开设备生产方。注意以上内容才能更好地开展智能变电站的调试工作。一般在二次系统设备和接线完成之后，再进行功能性测试。

2. 智能变电站二次系统测试的主要目的及方法

（1）智能变电站进行二次系统测试的主要目的是：测试智能变电站各个系统单元（智能终端、保护及测控装置、故障录波器）的性能及其互操能力；测试保护装置及智能操作箱对goose跳闸机制的可靠性；测试系统对相关标准、规程的执行情况。

（2）智能变电站二次系统测试的主要采用一致性测试法。通过验证通信接口与标准的要求来检验通信线路上的数据流对访问组织、肘间同步、电平、位顺序及错误的处理等信息。通过一致性测试可以有效地提高系统协议间的互操作性。一致性测试既是系统互操作性测试的前提与基础，也是智能变电站二次系统设备互操作性对各种标准运行的要求。

（3）在智能变电站二次系统测试中，需要应用rtds仿真系统、模拟信号接口、电子式互感器模拟装置等设备。通过这些装置对智能变电站的系统测试中的模拟量回路联调试验、开关量联调试验、间隔层设备联调试验、监控系统联调试验、远动通信系统检查及操作试验等。

3. 智能变电站二次系统调试的策略

（1）通过以上对智能变电站二次系统测试主要目的及方法的分析，我们可以看出：在智能变电站中，各种新设备的试验都有别于传统的变电站试验。智能变电站由智能化一次设备及网络化二次设备构成，整个智能变电站二次系统的良好运行是整个网络交换保护的关键，只有这样才能更好地实现保护间的各个命令信号的传递。为了更好地对智能变电站二次系统进行测试，应该采取更加完整性的测试方法来提高二次系统的调试水平。

（2）针对我国大多数智能变电站的二次系统调试工作的现状，采用全场景试验方法不失为一种有效的策略。通过将二次系统作为智能变电站中的一个整体，同时把合并单元、网络交换机一起进行性能检验，从整体上提高智能变电站的性能。智能变电站全场景试验的策略可以有效地保证二次系统接线及输入信息

的完整性。

（3）全场景试验作为智能变电站二次系统调试的一种策略需要利用采集器模拟器、开关模拟器等设备，通过把时域仿真结果发送到采集器模拟器，再通过光纤传送到各个合并单元。经过合并单位的再传送，测试系统继保装置的智能操作动作。通过这种形式对智能变电站进行全场景试验。在智能变电站全场景试验系统中主要通过变电站仿真系统、无线主控主机、采集器模拟器、开关模拟器对系统进行控制。

（4）智能变电站仿真平台：在全场景试验中通过图形化建模软件、电力系统仿真软件等临时智能变电站仿真平台的建模及时域仿真。通过将仿真结果的波形显示对调试的整个过程进行控制，然后通过开关模拟器的智能操作箱来检验分、合闸命令。

（5）无线控制主机：无线控制主机由gps对时模块、无线收发控制模块、高稳定主时钟模块等构成。它主要完成调试系统测试和gps的对时，通过对采集器模拟器与开关模拟器的时间校正来紧凑测试。对比智能变电站仿真平台的时域得出的仿真结果来完成同步试验的控制。

（6）采集器模拟器：采集器模拟器由高稳定从时钟模块、输出控制模块、无线收发模块等模块构成，它主要完成无线控制主机发送仿真数据的接收工作。通过无线控制主机的控制，将设备中采集器模拟器的信号同步发送出去。

（7）开关模拟器：开关模拟器主要测试智能变电站中智能操作箱发出的开关操作，并对开关操作命令标记上时间，然后通过无线方式传达到无线控制主机。除此之外，开关模拟器通过无线控制主机发出的智能变电站仿真系统的开关状态，对“开关位置”信号进行传送，从而实现对智能变电站智能操作箱开关状态的模拟测试。

4. 结束语

（1）综上所述，随着我国电力系统改革的深入，智能化变电站数量越来越多。而我国的智能化变电站作为我国智能化电网建设的关键部分，对于我国智能电网的发电、变电及输电工作都有着非常重要的影响。因此，变电站越来越“智能化”也对智能化变电站的安全运行提出了新的要求。

（2）由于智能变电站应用智能化信息系统，集信息数字化、通信网络化、信息共享化为一体，能够更好地完成信息采集、测控、保护等工作，在电力系统的改革中具有重要的意义。由于智能变电站由智能化一次设备及网络化二次设备构成。因此整个智能变电站二次系统的良好运行是整个网络交换保护的关键。文章主要通过智能变电站的特征及二次系统调试的流程、智能变电站二次系统测试的主要目的及方法等方面对智能变电站二次系统调试的方法进行解析，提出二次系统调试全场景试验的策略。通过全场景试验中采集器模拟器、开关模拟器等设备，把时域仿真结果发送到采集器模拟器，再通过光纤传送到各个合并单元，再经过合并单位的传送，测试系统继保装置的智能操作动作，从而进一步提高智能化变电站的安全运行水平。

参考文献

[1] 卫民.110kv数字化变电站二次系统检验规范的研究[J].华东电力，2010，37（7）：1185～1286.

[2] 黄国方，孙军陵.智能变电站二次设备自动检测[J].浙江电力，2011，3（24）：18～19.

[3] 杨波，王冬云.智能化变电站高级应用功能研究[J].中国电力教育，2011，5（6）：1285～1286.

智能变电站二次系统设计论文 篇4

1.1保护配置

保护配置主要从变压器保护、线路保护以及母线保护三个方面进行。在进行线路保护时要注意提高采样值差量和暂态量的速度。在进行变压器保护时要注意励磁涌流的影响，通常会采用广义瞬时功率保护原理来辅助差动保护。这两点都是易于实现的主保护原理。广域后备保护系统由于其具有智能决策功能，可以在进行后背保护在线整定时集中全网信息，利用最少的通信量最快的数据更新速度完成决策工作。智能变电站二次系统在进行保护时简化了原来的布线，将主保护功能由原集控室下放到设备单元内，使通信网络的负担减轻。并利用集中式母线保护和具有主站的分布式差动来实现母线主保护。

1.2通信配置

在通信配置这一方面，智能变电站与传统变电站的差别不大，但是就其发展而言，数据的更快速的传播与数据量的加大会对通信配置提出更加安全可靠的要求。1.3计量配置采用三态数据为预处理数据的计量模块，进行误差量溯源实现现场检验和远程检验。根据计量模块所具有的通信优势，促进变电站与大用户之间的互动，进行信息采集与资源的优化配置，促进各个智能化电网环节的协调运行。

2智能变电站二次系统设计方案及应用

2.1系统构成过程层、间隔层、站控层是变电站二次系统在功能逻辑方面的划分。其中站控层对间隔层以及过程层起到一个全面监测与管理的作用。其主要构成是操作员站、主机、保护故障信息子站、远动通信装置、功能站。间隔层具有独立运作的能力，能够在没有网络的状态下或是站控层失效的状态下独立完成监控，由测量、保护、录波、相量测量等组成。过程层主要进行采集电气量、监测设备运行状态以及执行控制命令的工作，由合并单元、互感器、智能终端构成。

2.2网络结构

过程网络的组网标准是电压等级。主要的网络形式有双星形、单星形、点对点等。通常要依据不同电压等级和电气一次主接线配置不同的网络形式。单套配置的保护及安全自动装置、测控装置要采用相互独立的数据接口控制器同时接入两套不同的过程层网络。双重化配置的保护及安全自动装置应分别接入不同的过程层网络。单星形以太网络适合用于110KV变电站站控层、间隔层网络。双重化星形以太网络适合用于220KV及以上变电站站控层、间隔层网络。考虑到变电站网络安全方面以及运行维护。智能变电站，特别是高电压等级、联网运行的变电站，在兼顾网络跳闸方式的同时仍保留直采直跳的方式。

2.3二次系统网络设计原则

本文以220KV变电站为例，分析站控层设备的配置。远动通信装置与主机均采用双套配置，无人值班变电站主机可兼操作员工作站和工程师站。保护及故障信息子站与变电站系统共享信息采集，无需独立配置。

1）网络通信设备配置需按一定原则进行。特别是交换机的端口数量一定要符合工程规模需求，端口规格在100M~1000M范围内。两台智能电子设备所接的数据传输路由要控制在4个交换机以内。每台交换机的光纤接入量要控制在16对以内。由于网络式数据连接中交换机起到重要的作用，为保证智能变电站的安全运行，交换机必须保证安全稳定，避免故障的发生。

2）应对独立配置的隔层设备测控装置进行单套配置，采用保护测控一体化装置对110KV及以下电压等级进行配置，采用保护测控一体化装置对继电保护就地安装的220KV电压等级进行配置。继电保护装置的配置原则与常规变电站一致，220KV变电站故障录波及网络分析记录装置按照电压等级分别配置，统一配置110KV及以下变电站，单独配置主变压器。

3）过程层的配置。对于110KV及以上主变压器本体配置单套的智能终端，对于采用开关柜布置的66KV及以下配电装置无需配置智能终端。在配电装置场地智能组件柜中分散布置智能终端。

4）合并单元的配置。110KV及以下电压等级各间隔单套配置，双重化保护的主变各侧冗余配置，同一间隔内电压互感器和电流互感器合用一个合并单元。

3结束语

智能变电站二次系统 篇5

关键词：变电站二次系统,二次系统状态数据,建模,应用

0 引言

随着变电站二次系统的网络化、智能化发展, 变电站二次系统设备的通信信息、自诊断信息、处理结果信息、运行工况信息等数据的在线采集和处理变得更为简单易行, 为综合应用这些表征变电站二次系统状态的数据提供了技术基础。文献[1]主要研究了变电站二次系统状态数据的采集方法, 并提出在线监测技术应用中的状态评估和预警方法。文献[2]研究以对象数据库为储存管理方式的监控信息类型、获取和传输方法的技术方案。文献[3]提出变电站二次系统需要监控的状态信息包括:通信光口的状态、过程层通信报文、二次回路及相关设备的站控层告警事件三大类, 并依据这些状态信息建立了面向虚回路的在线校验和基于光纤信息模型的二次回路故障诊断方法。然而, 一方面现有文献的研究对状态数据信息的实用程度和使用方向缺少分门别类的归纳, 使得监控系统的监测和管理数据量大, 有用、无用、可用、可不用的信息均在其列[4]。另一方面, 状态数据信息之中的告警信息实际存在因果和缓急关系, 通过梳理其中因果和缓急关系, 可以达到在二次设备异常时, 紧急告警信息的出现方式更明确, 原因式告警的位置比结果式的告警位置更易见, 这可以减少运行人员处理设备异常时冗余信息的接收量, 提高工作效率。

本文通过对智能变电站二次系统状态数据信息的实用程度和使用方向分门别类的归纳, 把具有同类项关系的状态数据信息合并关联, 建立基于数据库的储存管理技术的变电站二次系统状态数据模型, 并就该模型在变电站二次系统状态评估, 故障诊断等方面的应用思路进行了介绍。

1 智能变电站二次系统状态数据建模对象分析

1.1 状态数据建模对象

智能变电站二次系统状态数据通过设备内部自检和外部测试等方式获取, 是表征变电站二次系统运行状态的特征量。为了全面反映变电站二次系统运行状态, 模型应具备足够的建模覆盖度和颗粒度。依据变电站二次系统状态数据建模的需求, 建模对象分类如图1所示。

(1) 二次设备的运行状态数据

二次设备工作定值状态数据, 如设备参数定值、软压板、控制字、保护功能定值等;二次设备单体设备性能状态数据, 如CPU、内存、存储器使用率、CPU、板卡温度等;二次设备监测状态数据, 是指二次系统对一次系统物理量的监测数据;二次设备动作状态数据, 如继电保护装置的跳闸命令、测控装置的遥控、遥调命令等;二次设备事件状态, 包括继电保护跳闸事件、设备异常告警;二次设备业务通信状态, 包括SV通信状态、GOOSE通信状态、MMS通信状态。

(2) 报文传输状态数据

变电站二次系统状态数据模型希望能够通过报文传输状态数据获取判断报文准确性和实时性信息。报文的准确性包括报文发送顺序的准确性和报文内容的准确性。报文发送顺序的准确性可以通过监测SV报文的采样计数器Smp Cnt以及同步标识Smpsync和GOOSE报文状态号St Num和顺序号Sq Num。报文的实时性信息通过监控SV报文发送的到达时间和离散值, GOOSE报文的心跳时间, 以及重发时间获得。报文内容的准确性通过检查报文的CRC (循环校验码) 获得。

(3) 网络运行状态数据

网络运行状态数据反映网络实时通信负荷和网络性能, 由此选择网络中各链路的使用率, SV、GOOSE、MMS报文的网络流量作为监测值。监测各个链路的使用率可知该链路的流量使用情况和可用裕度, 为变电站网络的运行和规划提供观测资料。另外因为SV、GOOSE、MMS报文的网络流量在电力系统正常运行和故障状态时具有明显区别, 为保证网络运行时刻满足变电站在正常和故障工况下的需求, 网络运行状态数据需要对这些报文的网络流量立为监测项。

(4) 网络拓扑状态数据

网络拓扑状态数据不仅包括物理连接关系, 而且包括逻辑连接关系。物理连接关系是指二次设备与交换机的端口连接, 而逻辑连接是指报文的广播范围或者是报文的订阅和发布关系, 还可以是交换机的VLAN划分范围。通过对网络拓扑的监测, 可以为形成网络监测的基础, 为报文异常, 二次设备告警的溯源提供重要的基础支撑。

1.2 状态数据模型分类

在智能变电站二次系统状态数据建模过程中, 模型选取能表征整个二次系统状态的数据, 剔除无用的数据, 这实际就使用了状态数据的实用程度分类思想, 所以监测量的选择如本文建模内容所述。但是当希望对系统进行全景观测时, 监测量至少是现时系统可获取的所有监测量。智能变电站二次系统状态模型并不需要知道一次系统的电流电压状态, 所以SV报文内容不在本状态模型中, 但是SV报文传输的准确性和实时性却是包含在建模内容中, 因此状态数据模型要对SV报文传输的准确性和实时性建模。同理使用方向分类同样在状态数据建模时得到应用。

分类中, 告警信息是其中值得特别关注的内容。告警信息按照大类可以分为设备硬件异常告警, 同步异常告警, 检修类告警, SV采样异常告警, GOOSE异常告警, 网络异常类告警、控制操作类告警, 互感器二次回路异常类告警, 光纤通道异常类告警, 保护跳闸类告警。每个告警大类下包括多个告警项, 对告警项之中的因果关系和缓急关系通过定义优先级的方法, 使得告警信息能够体现因果关系和缓急关系的逻辑的方式组织和呈现。例如对告警信息建模时, 针对“保护电流SV采样失步”和“闭锁电流类保护”可以按照如下方法建模:“保护电流SV采样失步”告警的出现, 会随后导致保护设备发出的“闭锁电流类保护”的告警, 因此若“保护电流SV采样失步”告警序号为1, 优先级为7, 则“闭锁电流类保护”告警序号可为2, 优先级为6。

2 智能变电站二次系统状态数据模型

本文设计的智能变电站二次系统状态数据希望能够为变电站二次系统在线监测提供优秀的数据类型和数据组织形式, 更希望能够广泛地适用于智能变电站二次系统的评估或诊断技术, 因此本文建立基于数据库的变电站二次系统状态数据模型。

2.1 二次系统状态数据模型体系架构

采用面向对象的实时数据库技术来完成变电站二次系统状态数据建模工作, 形成面向对象的实时数据库的分层结构数据模型建模, 如图2所示。

面向对象的实时数据库建模首先需要完成从真实物理设备到电脑内带有功能的虚拟设备的映射工作, 建立对象模型。然后给对象模型组建变量模型, 变量模型是表现设备对象状态或控制的数据, 而每个变量都具有一个<值, 质量, 时标>的三元组作为实时数据。而属性是关联于对象或变量的静态数或参数, 包括元数据如名字、版本等[5,6]。

2.2 二次系统状态数据模型

面向对象的建模把具有相同数据结构和相同操作方法的对象抽象为一类, 那么利用类与对象的继承和引用等关系可以简便地定义数据对象。

本文基于实时数据库的类库建立基础类库、二次设备运行状态数据类库、报文传输状态数据类库、网络运行状态数据类库、网络拓扑状态数据类库。其中基础类库是实时数据库的核心, 它不依赖任何相关应用, 可以满足不同应用需求, 而其他类库依赖基础类库, 它与具体应用有关[6,7]。二次系统状态数据基础类库模型如图3所示[6]。

Point类中声明了所有实例的公共数据结构, 如数据点名、数据点编号、数据点描述等属性和数据的公共操作函数, 如获取类信息的访问函数, 产生告警等操作方法;变量类基类中的Variable类是所有变量类的抽象基类, 定义了数据质量、最近一次数据采集时间、文字值、操作状态和外部变量名;警类基类的ALM类是系统所有报警的基类, 作用是数据库的数据点在不满足设定要求时产生告警, 根据告警不同的对象和不同的变量类型派生出模拟量报警类、数字开关量报警类、离散数字量报警类[6]。

由于基础类库建模与应用无关, 建模内容大同小异, 所以只需简单描述。建模的重点是在与应用相关的专业库建模。专业库类建模包括二次系统运行状态专业库、报文传输状态数据类库、网络运行状态数据类库、网络拓扑状态数据类库, 如图4所示。这些类库都属于变量类库, 因此专业库类可从变量类基库和报警基类库中获得继承属性。

二次系统运行状态数据类静态类图如图5所示。运行状态数据类声明了运行状态数据所属二次系统的具体对象名、对象编号和该对象的公共操作方法, 如一状态数据属于编号为PL2201的线路保护, 具有的公共操作方法是读取监测值等。运行状态数据类下有六个与其为引用关系的状态数据, 以单体设备性能状态数据类为例, 说明如何建立专业库类模型。

单体设备性能状态数据类继承了运行状态数据类的属性和方法, 得到了对应的具体设备名称、编号和公共操作方法。针对单体设备性能状态数据内容需要特定声明如CPU、内存、存储器使用率、CPU、板卡温度等数据的数据类型、运行数值范围、报警数值范围等属性和报警操作等方法。

2.3 告警信息梳理分类与优化关联

二次系统状态数据建模中, 告警信息归属于事件状态数据, 它在实时数据库建模中除了一般状态数据的建模内容以外, 还与二次系统的状态异常或设备故障具有密切联系, 因此它的建模需要包括对告警信息的梳理分类与优化关联。

在设备异常和故障时, 监控后台往往会出现大量的、冗余的告警信息, 但是如此展示的告警信息不利于运行人员进行故障排查。因此本文通过对告警信息的梳理分类, 得出告警信息中属于根节点类的告警信息, 使得在出现设备异常和故障时, 优先呈现根节点类的告警信息。因此关键在于梳理出告警信息中属于根节点的告警使用设备异常尝试法——通过对设备的每一类异常或故障进行试错试验, 在监控后台监测告警信息, 并对同一类异常或故障的告警通过求交集和相关度等方法形成根节点集合, 步骤如图6所示。

3 变电站二次系统状态数据模型的应用思路

变电站二次系统状态数据模型独立于高级应用, 使得该模型能适用于不同的应用场合, 而实时数据库建模方法与多种已有应用具有良好的兼容性, 下面举例介绍本模型的一些使用思路。

3.1 基于状态数据模型的二次系统状态评估

二次系统状态评估需要获得二次系统的在线实时信息和离线历史数据, 而变电站二次系统状态数据模型完整、准确地提供了二次系统状态评估所需原始数据。在二次系统状态数据的实时数据库与二次系统状态评估应用中建立恰当软件接口即可使用。基于状态数据的二次系统状态评估流程如图7所示。

3.2 基于信息冗余的新型二次系统故障诊断方法

综合变电站各分散专业多协议的异构数据, 并将二次系统的数据信息冗余关系关联运用, 建立基于变电站二次系统数据冗余关系的状态估计方法。利用二次系统状态数据提供二次系统丰富的冗余信息, 如网络广播报文的冗余信息, 一、二次系统故障时序配合等信息提出二次设备故障控制或消除的调整、维修、治理等措施, 开发综合监测与智能分析诊断模块及二次系统状态信息可视化监测软件, 为电网事故分析与故障诊断提供高效的手段, 从而建立基于信息冗余的新型故障诊断方法。

4 结论

本文通过面向对象的实时数据库建立二次系统状况数据库模型, 形成变电站二次系统多源异构数据, 形成统一的使用模型, 提出基于二次系统状态数据模型的应用思路, 为提高变电站二次系统运维水平提出新思路、新方案。

参考文献

[1]杨欢红, 姚建华, 阮远峰, 等.变电站综合自动化系统二次设备在线监测技术研究[J].华东电力, 2014, 42 (7) :105-108.

[2]吕立平, 谷君, 竺懋渝, 等.智能变电站二次系统在线监测技术研究[J].电气应用, 2013 (S2) :622-626.

[3]鲍凯鹏, 谢刚文, 曾治安, 等.智能变电站二次回路在线监测研究[J].智能电网, 2014, 2 (5) :23-27.

[4]阴玉婷, 杨明玉, 郑永康.智能变电站网络化二次系统及其在线监测研究综述[J].电气自动化, 2014, 36 (1) :1-4, 20.

[5]王巍横.基于数字变电站的实时数据库的研究[D].贵阳:贵州大学, 2008.

[6]张硕.地铁监控系统中实时对象数据库的设计与实现[D].西安:西安电子科技大学, 2010.

[7]杨友俊.城市轨道交通电力监控系统实时数据库的研究[D].成都:西南交通大学, 2007.

智能变电站二次系统 篇6

关键词：智能变电站,系统结构,二次设备配置

1 概述

随着社会经济的快速增长, 人们对供电可靠性和安全性有了更高的要求。而风力、太阳能等新能源电源的并网运行对电网系统稳定性造成了一定的影响。智能电网能有效利用电力资源, 提高供电可靠性, 实现电网的可靠、安全、经济、高效、环境友好和使用安全的目标。

2011年起, 作为智能电网的关键节点, 智能变电站在全国范围内进入全面推广建设阶段, 新建220k V变电站按《国家电网公司输变电工程通用设计—110 (66) ~750k V智能变电站部分》 (2011年版) 中“第五篇220k V变电站通用设计技术导则”的技术方案。与传统变电站相比, 智能变电站最大特征体现在一次设备智能化、设备检修状态化和二次设备网络化, 其中二次设备在采样方式和组网形式上都发生了重大的变化, 随着电力技术的进步, 越来越多的新技术应用到二次系统中, 因此研究智能变电站的二次系统设计和设备配置有着重要的意义。

2 220k V智能变电站系统结构

以上海地区某220k V变电站为例, 智能变电站系统采用三层两网结构, 三层即站控层、间隔层、过程层, 两网即站控层网络和过程层网络。

2.1 站控层

负责变电站的数据处理、集中监控和数据通信, 由主机、操作员站、远动通信装置、保护故障信息子站和其他各种功能站构成, 是全站监控、管理中心, 并与远方监控/调度中心通信。站控层网络采用百兆星形双网结构, 冗余网络采用双网双工方式运行。站控层网络MMS、GOOSE (逻辑闭锁) 、SNTP三网 (功能) 合一, 共网运行, 全站数据传输数字化、网络化、共享化。

2.2 间隔层

间隔层包括保护、测控、计量、录波、相量测量等, 不依赖于站控层和通信网络, 可以对间隔层设备进行就地独立监控功能。保护测控装置配置如下:

(1) 主变保护双套配置, 高、中、低压侧及本体测控装置单套独立配置。

(2) 220k V线路、母线、母联 (分段) 保护双套配置;

(3) 110k V线路、母线、分段保护单套配置, 采用保护测控一体化装置, 母线测控单独配置;

(4) 35k V线路、电容器、站用变保护集成测控、计量功能, 母差保护单套配置;

(5) 110k V、35k V母线配置低压减载装置。

(6) 过程层:过程层由互感器、合并单元、智能终端等构成, 是一次设备与间隔层设备的转换接口, 完成电流电压量的采样、设备运行状态信号的监测和分合闸命令的执行等。

3 智能变电站与常规变电站的二次设备比较

常规变电站中电流、电压等模拟量直接从互感器经电缆连接送至保护、测控和计量等二次装置, 保护采用直采直跳方式, 各类信号量通过硬接点上传。而智能变电站中电子互感器或者常规互感器+智能组件的配置使得采样、命令和信号传输方式和传输介质的转变, 电信号在就地转变为光信号, 大大节省了电缆的用量, 具体如下:

3.1 过程层设备的应用

合并单元、智能终端等智能组件的引入实现了就地采样信号和分合闸命令数字化。合并单元接收常规互感器输出的模拟信号, 经同步和合并之后对外提供采样值数据, 同时满足保护、测控、录波、计量设备使用。间隔层保护测控设备的分合闸命令通过GOOSE网络下发, 智能终端挂在过程层网上接收命令, 实现对断路器、刀闸、主变等一次设备的控制、测量等功能。

220k V及主变各侧为满足继电保护双重化配置要求, 合并单元双套配置, 除220k V母线设备和主变本体智能终端单套配置外, 其余均双套配置。110k V侧根据《智能变电站110k V保护测控装置集成技术要求 (试行) 》的要求, 110k V采用合并单元智能终端合一装置, 除主变间隔和母线设备外均单套配置, 同时两个装置合一可以把“直采直跳”的点对点SV和GOOSE通信口进行合并, 减少间隔层装置和过程层的通信端口, 使间隔层的装置设计更加紧凑。35k V部分不考虑配置智能组件。

3.2 保护采样、跳闸方式的转变

为了满足继电保护装置对电流电压量采样以及保护出口跳闸的可靠性及实时性的要求, 同时出于降低工程造价的目的, 智能变电站保护采样和跳闸均采用“直采直跳”。考虑到全站保护装置均为就地下放布置, 故SV采用点对点方式, 220k V及110k V GOOSE为独立组双星形网方式。目前随着保护就地化推广及优势展现, 出现了不少关于220k V分布式母差保护的研究, 基于FPGA (现场可编程门阵列) 的媒体访问控制 (MAC) 核仿真技术, 利用新型具有延时明确和等间隔数据交换的过程层数据交换装置, SV采样由于延时明确可不依赖外部对时, 220k V母线保护实现“网采网跳”, 在满足保护可靠性要求的前提下简化220k V过程层网络。在保证跳闸动作可靠性的前提下, 网采网跳可以发挥更大的作用。

3.3 监控系统的整合优化

智能变电站一体化监控系统在网络组成、分区方式和设备配置上都与常规站有所不同, 具体见表1。

4 设计中常见问题

目前220k V智能变电站二次设计中主要碰到如下问题:

4.1 就地智能控制柜布置及接线需多次沟通

220k V智能变电站保护装置均就地下放至户内智能控制柜内, 有效节省继保室屏位、缩减变电站建筑面积, 同时极大减少站内通信光电缆长度及现场敷设工作量, 便于运维人员开展巡视和检修校验工作。

保护就地化对智能控制柜的组屏和接线也提出了新的要求。国家电网企管[2014]909号文《国家电网公司关于印发<110 (66) ~750k V智能变电站通用一次设备技术要求及接口规范>等22项技术标准的通知》和新“六统一”保护装置的要求, 有利于标准化设计, 缩短供货周期, 提高回路接线正确性和合理性。但实际工程中智能控制柜由一次设备厂家提供, 智能组件和保护测控装置由其它二次厂家提供, 需要对屏面布置、装置间接线和端子排进行整体设计及优化, 由于一次厂家对不同厂家的二次设备原理及图纸了解程度不同, 设计需要和厂家之间进行多次沟通。

4.2 故障录波、网络报文分析记录装置占用过程层中心交换机光口数较多

根据国网公司调自[2013]185号文的要求, 故障录波装置和网络报文记录分析仪在技术要求、运行要求、配置原则等方面有较大差异, 不应进行整合。因此目前220k V智能变电站分别配置故障录波装置和网络报文记录分析装置。

220k V变电站中双重化保护应接入两套独立录波装置和网络分析装置, 采用点对点方式接受SV报文, 采用网络方式接受GOOSE报文。实际工程中一个合并单元数据量按8M计算, 同时预留50%的裕度, 故障录波、网络分析装置每个百兆LC光口能接入4~6个合并单元, 数据通过过程层中心交换机接入, 会有多个光口分别用于故障录波和网络分析, 而两者采样上有很大的重复性, 今后可考虑采样上的整合, 以减少光口数量、防止光纤接口处过热。

4.3 现有独立五防与集成

220k V智能变电站通过计算机监控系统的逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能, 若已建成分控中心站内已设置防误闭锁主站系统, 新建受控站受分控中心集控, 需支持无缝接入中心站防误闭锁主站系统, 受控站防误闭锁系统必须作为客户端以RPC远程接口调用的方式接入至上级中心站防误主站系统, 且要有完善的安全机制。防误闭锁逻辑以唯一性为原则, 防误闭锁逻辑在中心站防误主站系统, 受控站不得存有防误闭锁逻辑。

5 总结

数字化、标准化是智能变电站的重要特点, 我国变电站智能化技术正在日趋完善和更新发展中, 目前已制定了较完善的技术原则。智能变电站带来了二次系统相关设备前所未有的融合, 也给二次系统设计带来了新思路。220k V智能变电站采用“三层两网”的系统结构, 较常规变电站更突出组网的概念。随着“调控一体、运维一体”要求的提出, 对智能变电站进行二次系统进行功能整合和新技术的应用将是将来发展方向之一。

参考文献

[1]吴忆, 连经斌, 李晨.智能变电站的体系结构及原理研究[J].华中电力, 2011 (03) :1-5.

[2]田成凤.智能变电站相关技术研究及应用[D].南开:天津大学, 2010.

智能变电站二次系统 篇7

智能变电站是由智能化一次设备 (电子式互感器、智能化开关等) 和网络化二次设备分层 (过程层、间隔层、站控层) 构建, 建立在IEC61850通信规范基础上, 能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。智能变电站是应用IEC61850进行建模和通信的变电站, 智能变电站体现在过程层设备的智能化, 整个站内信息的网络化, 以及开关设备实现智能化。智能变电站建设, 二次设备满足智能变电站的要求。整站网络建立在IEC61850通信技术规范基础上, 按分层分布式来实现整站数字化实现变电站内智能电气设备间的信息共享和互操作性。整站的网络架构从整体上分为三层:站控层、间隔层和过程层。智能变电站可以实现站内设备的在线监测, 自动化程度较高, 满足设备的状态检修技术要求。

1 智能变电站专业巡检项目的确定

为能正确反映装置的状态, 设备状态评价应基于收集的信息, 由维护人员做出综合判断。鉴于智能电子设备的特点, 主要以运行和检验信息为主。常规项目的检查同常规变电站相同, 智能变电站除常规项目检查外, 还应检查以下项目, 才能正确反应装置的状态: (1) 合并单元 (MU) 应无告警信息, 查看菜单项中的激光功率变化情况; (2) GOOSE交换机信号灯指示正常; (3) GOOSE网络通讯情况无告警信息; (4) 网络记录仪、录波器、信息子站分析历史数据无异常; (5) 户外智能终端箱的防雨、防潮、防冻、防尘等措施应完好。

2 设备状况评价项目的确定

利用收集到的设备各类状态信息, 依据相关标准, 确定设备状态和发展趋势。设备状态评价应基于收集的信息, 由维护人员做出综合判断。鉴于智能电子设备的特点, 主要以运行和检验信息为主。依据相关标准, 设备状态可划分为正常状态、异常状态、严重状态3类。正常状态:各状态量均符合标准要求, 技术性能完好、运行工况稳定, 不存在一般及以上等级的缺陷且与运行条件相适应。异常状态:单项重要状态量已发生明显变化, 接近或超过标准限值, 存在可能影响安全运行的一般缺陷。严重状态:技术性能下降严重, 重要状态量至少有1项严重超出标准限值, 发生严重缺陷或危急缺陷, 运行工况已不能适应运行条件要求。

3 异常处理

由于智能变电站过程层采用光缆作为媒介不同于常规的控制电缆, 以此间隔单元任一智能电子设备关闭电源、故障异常处理及更换时, 对整站一次及二次系统的影响和注意事项如下所示, 维护中应予以特别注意。

间隔单元设备故障处理注意事项: (1) 故障设备:间隔合并单元。注意事项:对双套配置的, 退出相应母差保护及本间隔保护, 相关联装置出现报警信息。对单套配置的, 一次必须停电, 并退出母差相应间隔。 (2) 故障设备:母线PT合并单元。注意事项:对从本合并单元引出电压的装置, 根据装置原理做出失去电压后的相应处理。 (3) 故障设备:线路保护装置。注意事项:对双套配置的, 对于配置线路失灵功能的母差保护, 当保护装置故障可能导致误开出失灵GOOSE时, 退出相应母差保护的失灵功能;反之, 不考虑对母差保护失灵功能的影响, 相关联装置出现报警信息。对单套配置的, 一次必须停电, 并退出母差相应线路间隔。 (4) 故障设备:母联及分段保护装置。注意事项:仅在充电时考虑, 视为无保护状态处理。 (5) 故障设备:备自投装置。注意事项:退出备自投功能, 相关联装置出现报警信息。 (6) 故障设备:主变保护装置。注意事项:对双套配置的, 对于配置主进失灵功能的母差保护, 当保护装置故障可能导致误开出失灵GOOSE时, 退出相应母差保护的失灵功能;反之, 不考虑对母差保护失灵功能的影响, 相关联装置出现报警信息。对单套配置的, 一次必须停电, 并退出母差相应主变间隔。 (7) 故障设备:母线保护装置。注意事项:对双套配置的, 应退出故障母线保护装置防止其对系统造成影响, 相关联装置出现报警信息。对单套配置的, 母线将失去保护。 (8) 故障设备:主变过负荷联切装置。注意事项:主变过负荷时将失去联切功能, 相关联装置出现报警信息。 (9) 故障设备:低周低压保护装置。注意事项:系统将失去低频低压减载功能, 相关联装置出现报警信息。10故障设备:间隔交换机。注意事项:影响本间隔GOOSE链路, 应视失去本间隔保护处理。11故障设备:公用交换机。注意事项:根据交换机所处网络位置以及网络结构确定其影响范围。可能影响母差保护、变压器保护、过负荷联切等公用设备。12故障设备:线路智能终端。注意事项:双套配置时, 考虑与本智能终端相关联设备的影响。单套配置的, 正常运行时考虑母差、联切装置、自投、低周减载及本保护不能执行本间隔动作的影响。13故障设备:母联智能终端。注意事项:单套配置的, 在充电保护投入时视为控断处理, 正常运行时考虑主变联跳母联 (分段) 、备自投母联 (分段) 不能执行的影响。双套配置时, 考虑与本智能终端相关联设备 (如主变保护、备自投等) 的影响。14故障设备:主进智能终端。注意事项:单套配置时, 正常运行时考虑主变保护跳本侧、母差跳本侧主进不能执行的影响。双套配置时, 考虑与本智能终端相关联设备的影响。15故障设备:主变本体智能终端。注意事项:影响通过本智能终端的遥控、遥调、遥信功能。16故障设备:PT智能终端。注意事项:影响通过本智能终端的遥控、遥信功能。17故障设备:GOOSE光纤通道。注意事项:影响通过该GOOSE链路连接的相关联设备的运行。18故障设备:交流光纤通道。注意事项:影响通过该交流光纤连接的相关联设备的运行。

4 采样通道及GOOSE通道试验方法

4.1 采样数据通道异常试验对PT采集器、电流采集器、PT合并器的光纤输入, 分别进行插拔、临界接触、频繁中断等光纤异常试验, 保护告警灯亮, 报“本侧采样数据异常”事件。装置只对接收数据进行判断, 装置内部定值和压板控制。判断原理, 靠通道数据零漂判断, 无零漂表示某一部分光纤断裂。对保护与间隔合并器的通信光纤进行插拔、临界接触、频繁中断等光纤异常试验, 保护告警灯亮, 报“本侧采样通信中断”事件。

4.2 GOOSE通道中断试验如果配置有GOOSE接收功能, 拔下保护的GOOSE接收光纤, 保护告警灯亮, 报“GOOSE接收中断”事件。拔下保护装置的发送光纤, 也报保护告警灯亮, 报“GOOSE接收中断”事件。

交换机分全双工和半双工模式, 采用全双工模式, 交换机对接收的数据进行判断, 交换机上的GOOSE输入输出端口, 如果输入端口没有数据输入到交换机, 交换机认为此光口出问题, 将屏蔽此光口的输入输出数据, 保护装置报本次采样数据异常, 本侧光纤通道中断。

交换机和智能单元的输入输出模式是:当智能终端的输入端口出现问题 (即交换机的输出端口) , 智能单元将把带有数据出错的数据帧发送到交换机, 由交换机返回到保护装置, 因此交换机能够接收到智能单元发送到交换机的数据, 所以交换机不会报警, 也不会屏蔽这对交换机光端口。应由保护装置判断为智能单元采样异常。

保护装置的光纤通道中断和采样数据异常报警, 报警灯在数据或通道没有恢复之前不应该能够被复归掉。另外, 保护装置内不应该设置, 判断采样数据异常和纤通道中断的控制字, 应当都判。

5 结语

智能变电站技术的应用是电力系统发展的需要, 可大大减少二次设备和电缆的数量, 克服目前常规保护状态监测存在的困难。通过实际运行经验证明智能变电站二次设备的巡检和测试项目是合理的、有效的, 发现了智能变电站二次设备运行中存在的一些问题并提出了解决方案, 为智能变电站二次设备维护提供了有利的参考意见。

参考文献

[1]谭文恕.变电站通信网络和系统协议IEC61850介绍, 电网技术[J].2001, 25 (9) :8-11.

[2]高翔.数字化变电站应用技术.北京:中国电力出版社, 2008, 1 (1) :1-5.

[3]许晓慧.智能电网导论.北京:中国电力出版社, 2009.

[4]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) :67-87.

变电站二次系统优化及应用分析 篇8

【摘要】从变电站的运行上看，对二次系统进行管理和优化是至关重要的环节之一。变电站的二次系统从本质上看是整个变电站的神经主体，在系统运行的过程中需要保证回路的运行狀态达到最佳。可见，变电站二次系统的优化对相关的工作人员提出了更高的要求，不仅要掌握基本的电力专业知识，还需要具有熟练的操作技能。本文中，笔者主要对变电站二次系统优化及应用情况进行分析，希望能够给相关的工作人员提供借鉴和参考。

【关键词】变电站；二次系统优化；应用分析

电力资源是一种需求量相对较大，但是却相对比较短缺的资源类型之一。变电站需要根据国家规定的节能环保要求来对自身的电力设备进行改进，其中包括设备的工作工艺，设备配置等等。经过调查和研究，变电站的二次系统在优化过程中存在着一定的技巧。现如今，变电站也在逐渐朝着智能化和自动化的方向发展，二次系统的运行也逐渐呈现出科学和高效的特点，趋于成熟。

1、变电站二次系统

变电站的二次系统的相关装置类型比较多，具体来说主要可以分成以下几种：监控和运行的检测设备，计算机数据系统以及终端管理和调试设备等等。这些设备和系统的共同作用构成了一个相对比较完成的体系，但是，如果其中一个环节出现了问题就会直接影响到整个系统的正常运行，进而整个系统在运行上就出现了重大的变化，严重影响到系统的安全性。二次系统主要的作用就是对一些基础设备进行调节和改进，主要是通过电流和电压等相关的互感器来形成一个相对比较完善的系统类型。实现信息共享，提升设备的运行效率是二次系统应用的最终目的。

我国的电子科技正在不断发展，新的技术和设备不断涌现，变电站需要不断为自身“充电”，将高科技产品以及先进的互感器等设备应用到系统中，促进变电站的现代化和智能化。现如今的变电站和传统的变电站之间存在着明显的差别，智能化的程度相对较高。不仅可以有效的提升信息的管理水平，还可以实现信息的网络化管理和互操作性。从设备管理上看，二次系统的管理主要是依靠网络技术来进行管理和控制，即使是对一次系统进行调节的电缆设备都形成了数字化，仅仅应用一个网络就可以完成整个设备的运行程度。不仅提升了经济效益，而且从外表上看还更加直观，安全性得到了高效的提升。

另外，信息的互操作性达到了新的标准，传统的变电站二次系统根本无法实现信息的互操作功能。不仅如此，还可以实现信息的高效性。

2、变电站设计理念

（1）互感器为电子形式。通常情况下，功率较小的电缆装置需要安装在同一个开关柜当中，互感器的安装需要更加符合设备运行的基本需求。如果互感器安装方式不合理，不仅会在某种程度上增加工程量，还会对工程的造价产生严重的影响。所以说，电子形式的互感器是变电站二次系统设计理念的基本要求。

（2）通过网络来进行数据信息的记录和分类。从整体上看，变电站逐渐实现了智能化模式，数字化的水平也有所提升。在对信息进行分析和记录的过程中，往往应用的是网络技术。这种形式的数据记录和采集不仅可以保证信息来源的可靠性，同时还有有助于提供提升二次系统运行的高效性。所以说，这种设计理念受到了工作人员的高度青睐。

（3）综合运行系统结构。变电站的设备的类型不同，等级也存在着明显的差异，为了符合设备运行的要求，需要对变电站的二次系统进行优化。首先应该从智能化模式入手，通过MMS以及GOOSE等来形成网络之间的优化和连接。实现网络结构模式。这也是以后变电站二次系统发展的主要方向。

3、优化变电站二次系统的基本流程

（1）信息集成模式呈现一体化模式。在变电站发展的初始阶段，每一种数据信息的采集都应该在各个环节中进行单独地记录，这样所需要的时间就相对较长，不仅影响到设备运行的效率，安全性和可靠性也无法得到保障。经济科技和经济的不断发展，变电站的二次系统也在不断进行自我调节和更新。将信息集成管理设备作为主要的平台，可以实现数据信息的高效采集和共享。逐渐实现数据信息的智能化和自动化，同时对整个变电站系统进行监控和保护。

（2）电压电流波动记录和网络整合分析集成模式。从现如今变电站二次系统所用的电压和电流的波动情况上看，主要是对单一的录波装置进行分析。但是两个装置各自运行，当变电站系统出现故障的时候，需要进行统一分析才能够最终得到结果。但是，为了对二次系统进行优化，需要将录波装置和网络报警装置相结合。这样一来，工作人员就可以对故障的出现点进行控制，及时采用科学合理的措施来对故障问题进行改进和完善，不仅可以大大提升了工作效率，还可以提升设备运行的安全程度。在变电站二次系统运行的过程中体现的比较明显。所以说，在具体的应用中应该对这一方面的问题进行高度分析，逐渐提升设备运行的高效性。

（3）检测控制以及保护装置集成模式。检测控制和保护装置在过去的变电转中是分开进行的，其操作流程是首先对系统进行检测和控制，在检测和控制过程中出现故障时才开始进行保护，两者之间是先后模式。因此优化智能变电站要求将这两个装置统一起来，一同运行。通过信息共享形式和网络之间多方向的互通性，对系统进行检测和控制的同时进行保护，降低故障发生率。优化变电站网络装置。信息化的又一个重要标准即为使用网路设施。

（4）智能化变电站需要不断的对其网络装置进行优化，原因在于网络结构的正常运行是决定智能变电站能否顺利运行的决定因素。因此，在优化智能变电站的网络装置时首先要考虑到网络装置知否操作简单、可行性是否好、实用性和安全性是否符合实际需要、其成本投入和最后经济效益是否呈正相关等问题，通过制定三合一的网络方式使网络之间的互换率减少，使整个网络形成简洁化形式以及安全系数较高和控制能够较强。优化二次组屏。智能变电站在安装二次设备时根据对磁场环境的分析之后将所有的配电设备统一安装在一个具有智能性能的控制柜内，能够很大幅度减少电磁感染，节省更多的屏位和缆材。

4、总结

总之，变电站的二次系统优化需要通过进行多方面的优化，因此在对设备进行优化过程中要根据现代化要求和技术支持条件等制定出最经济最合理的优化方案，使其真正实现优化目的。变电站的二次系统是对一次系统进行管理和补充的神经系统，其可谓变电站的主要神经主体。二次系统中的回路是否正常和安全直接决定变电站运行正常与否。本文通过分析当前智能变电站二次系统的运行问题，旨在提出更多可行性的优化方案对其进行更深层次的优化。

参考文献

[1]刘娇，刘斯佳，王刚.智能变电站建设方案的研究[J].华东电力，2010（07）.

[2]关杰，白凤香.浅谈智能电网与智能变电站[J].中国电力教育，2010（21）.

[3]张粒子，黄仁辉.智能电网对电力市场发展模式的影响与展望[J].电力系统自动化，2010（08）.

解析智能化变电站的电气二次设计 篇9

1 智能化变电站的概念和优势

智能化变电站指的是基于当下智能化技术改造后的变电站, 其包括了智能化的电气一次设备和二次设备, 从而使各电气设备之间的数据能够有效共享, 进一步提升变电站操作的效率。其与传统的变电站设备技术有着较大的区别, 第一点优势在于将电气一次设备也纳入了智能化系统当中, 从而保证了二次设备在运行时能够更加稳定流畅;第二点优势在于利用网络化技术可以将设备运行信息直接传导到变电站的主控系统中, 不需要再利用接口转换信号, 大大提升了设备系统的整体运行效率;第三点优势在于智能化电气二次设备具备了可视化的操控体系, 可以有效地将设备运行监控、诊断、故障处理等融为一体;第四点优势在于智能化改造后的各二次设备之间数据连接转变为了光缆, 不再依靠测控柜内的电缆传输信号, 不仅提高了数据传输的速度, 而且降低了传输过程中的损失和干扰, 提升了设备操控过程中的准确性[1]。

2 智能化变电站电气二次设备设计要点

2.1 智能化设备整合

(1) 在选择智能开关时, 应结合原有传统开关设计方案, 将变电站内所有电气二次设备的接口全部转变为数字化模式, 然后将其与智能终端机相连接。这种直接的方式虽然可以降低智能化变电站设备的投资成本, 但是由于缺乏了数据线路监控设备, 因此从智能化角度看仍存在明显的缺陷。 (2) 可以选择在数字化接口处加装有源性或无源性电子互感器, 其中有源性互感器能够有效地使电源和电路之间形成匹配, 解决了电源本身稳定性的问题;无源性互感器则主要是采用光学传感技术, 所需要的费用较高, 因此目前国内智能化改造设计中不常应用。 (3) 可以选择基于IEC61850的自动化系统, 该系统可以将电气二次设备实现网络化转变, 同时可以与变电站内各打印设备相连接, 从而实现设备集控、打印集控的设计目的。

2.2 直流通信电源整合

电气二次设备的电源中包括蓄电池, 而蓄电池的容量则应该按照2h独立发电为标准, 如变电站本身地理位置偏远, 则蓄电池容量应满足4h独立通信或2h独立发电。智能化电气二次设备设计时应采用分段式开关设计, 即采用整合直流电源设计方案。该方案并不会删除变电站已有的直流供电线路, 而是在48V线路和220V线路上设计两个直流母线, 并根据变电站内实际电流负荷情况设计蓄电池的容量, 并且不设计单独的通信线路蓄电池, 具体如图1所示。

该设计方案可有效降低二次电气设备的优势在于可有效降低设备所占场地面积, 并且降低了蓄电池的使用数量, 可选择单独的空间进行安防, 大大提升了设备的安全性, 也避免了设备过多所引发的热辐射型火灾。在整合之后蓄电池的容量设计最为重要, 我国2014年颁布的标准中指出变电站电气二次设备蓄电池负荷系数应为0.6, 但经整合后应提升到0.8[2]。

2.3 通信规约的选择

在智能化改造后的电气二次设备网络中, 其主要包括两个层次, 其一是站控层;其二是过程层, 两个层次网络所涉及的通信规约也有着不同的特点。首先, 站控层次网络的通信规约通常选择103, 其是以传统通信规约为基本架构, 因此操作的互助性明显降低, 但所需要的成本也会大幅度下降。还可以选择以IEC61850为基础的通信规约, 其可以构建数字化的变电站电气二次设备控制平台, 不过构建成本明显偏高, 但使用效果号。该类通信规约适用于构建过程层次的网络, 其具有的FT3帧格式、传输延时性固定、串口通信要求高等特点均显示了更好的使用可靠性, 更适合接受信号较为复杂的过程层次网络。

2.4 电源一体化智能监控网络的构建

智能变电站电气二次设备设计时, 应建立高效的智能化电源监控设备, 可将变电站内各子电源监控系统整合在一起, 从而形成一体化的监控网络, 直接对电气二次设备进行监视。其具体设计方案如图2所示。

图2显示的是集中式一体化电源监控网络, 其主要是利用总线连接的模式, 将各个电气设备电源的智能监控模块直接与监控设备进行连接, 从而节约设备使用成本, 但其对监控设备的处理能力要求较高。另外还可以采用分布式的设计理念, 具体如图3所示。

该设计方案也就是在总线的基础上对每一个电源监控模块均设计相应的监控设备, 通过智能化网络端口实现各监控设备的总控制, 达到一体化监控的目的。这种设计方案虽然可以大幅度降低监控设备的工作负荷和系统的处理负荷, 但所需要的电气二次设备数量大大增加, 提高了电气二次设备投资和维护成本[3]。

2.5 智能设备网络的完善

为了保证智能化的电气二次设备通信良好, 应该对智能网络进行完善, 可利用通信光缆代替传统电缆, 提升通信数据信号在传输通道中的噪声比, 此时信号数据的传输效率就会呈现正比增高的状态。可采用单独放置数据线路或强化外保护设备的设计方式, 降低周边其它设备辐射信号对线路信号的影响, 但需要注意信号噪音并不能降低为0, 而信号的传输功率也不可无线增加, 因此应根据变电站设备的实际运行状况选择最合理的设计方案, 使数据传输速度达到临界值即可[4]。也可采用MMS、GOOSE、SNTP三网合一的构建方式, 以100M星型双网结构作为基础, 双网双工运行, 从而实现SNTP同步机制。还要提高SV、GOOSE对时报文的共网传输效率, 采用对点跳闸和网络跳闸并行方案。

3结语

变电站智能化电气二次设备的设计有助于提升变电站的运行效率, 应合理整合直流电源, 选择科学的通信规约, 并建立一体化智能监控体系, 提升通信网络的传输效率。

摘要：随着本世纪科学技术的飞速发展, 智能化已经成为了各领域技术革新的发展趋势, 变电站作为供电网络当中的重要节点, 其设备改造有利于我国电网的稳定发展。本文即是研究智能化变电站电气二次设计问题, 首先对智能化的变电站的概念, 同时说明了智能化变电站的优势, 最终阐述了智能变电站电气二次设计的要点, 以期能为相关工作提供参考。

关键词：智能化变电站,电气二次设计,要点

参考文献

[1]李飞.110k V数字化变电站电气二次设计[J].现代制造, 2014 (27) :131~132.

[2]钟澎.智能化变电站中电气二次设计要点研究[J].中国高新技术企业, 2014 (33) :31~32.

[3]宋志龙.变电站电气二次设备自动化设计浅述[J].科技与创新, 2015 (20) :109.

智能变电站二次系统 篇10

关键词：智能化变电站,二次继电保护,变压器

作为智能变电站的重要组成部分, 继电保护设备能够有效提高智能变电站的稳定性, 所以对二次继电保护进行深入研究, 能够为智能变电站安全、稳定运行提供有效保障。

一、智能变电站中继电保护的应用

(一) 继电保护装置的作用

二次继电保护装置是智能化变电站的重要设备, 如果缺少二次保护装置, 智能化变电站的安全性能要大打折扣, 当继电保护发现电力设备的元件出现故障, 能够按照程序设定的指令, 中断受损设备的运行, 同时将故障情况以警报的形式传递给值班人员, 防止故障问题的进一步蔓延。警报功能能够利用触点监控、感应器两个重要部分, 在很大程度上减小故障所带来的损失。由于能够在第一时间发现变电站电力设备的问题, 因此继电保护是电力系统运行连续性的保障, 可以说, 继电保护对于电力设备及其元件来说, 具有不可替代的作用。而网络系统与继电保护结合, 能够提供自由度、智能化的继电保护装置, 从而提高了继电保护的性能, 从而提高电力系统及电力设备的运行的稳定性。此外, 继电保护技术能在一定程度上规避外界因素的干扰, 从而避免电力装置受损。继电保护感应器可以对整个电力系统, 在及短的时间内进行检查, 若发现问题, 会第一时间将故障报告反馈给维修人员。继电保护的另一个优势就是其经济性, 这也是其能够被智能变电站所广泛应用的原因。继电保护能够根据新建的电网运行传输通道, 不断进行产品的优化升级, 因此继电保护装置在智能变电站的电网运行当中, 具有良好的应用效果。[1]

(二) 区域差异给二次继电保护带来的影响

不同区域的变电站对二次继电保护技术的应用也存在一定的差异, 在实际工作中, 不同区域的调试方式和运行方式都呈现出明显的不同, 这大大制约了我国继电保护技术的应用与发展, 在使用二次继电保护技术时, 需要做好调研工作, 以便根据不同区域的不同情况, 来选择故障录波器、操作箱配置、组屏配置。相关工作人员要注意区域的差异性, 使继电保护措施与区域的故障保护配置要求保持一致, 从而提高二次继电保护技术的应用效果, 为智能化变电站的运行保驾护航。[2]

二、智能变电站中二次继电保护技术的应用

随着智能化变电站的使用范围不断扩大, 二次继电保护技术的研究也逐渐深化, 作为我国电网中重要的组成部分, 保证其安全运行, 在一定程度上能够为我国经济的平稳推进提供保障。一般来说, 智能化变电站在物理结构上具有完善独立的系统, 由过程层、站控层以及间隔层构成, 可以通过不同频率来传递信号, 进而达到控制继电保护装置的目的。智能化变电站拥有数字化、自动化、智能化的特点, 不仅体现在网络结构上, 还体现在运用二次继电保护的方法上。[3]

(一) 智能整定和在线校核技术

智能变电站在运行的过程中, 难免会遇到某种突发状况, 智能整定在线校核技术, 可以从整个网络拓扑的实际状况出发, 对整个网络进行在线判断, 并将信息对智能变电站监控系统进行反馈, 再利用计算机对变电站系统中的各个分支系统进行计算和分析, 从而达到对变电站各个系统的监控和管理。智能整定和在线校核技术, 不仅仅可以对整个电网运行状态进行保护, 还可以实时校验继电保护装置中的每个支路系统, 从而大大提高了继电保护装置的可靠性。

(二) 自适应继电保护技术

自适应继电保护技术是通过机械化自主排查与应急反映来保证电力系统正常运行的一个重要方式, 通过自主电力系统把握继电保护每一个环节的具体信息, 进而让自适应系统快速的反映并且修复电力系统继电保护中出现的电流方面的故障。当电流超过预定的最大值之后, 自适应系统会自主的进行电流保护, 主要包括电流的过载保护, 电力系统的继电保护是有一定的数值的, 超过这个数值就需要开启自适应系统进行短路保护。这种保护针对的是大电流的瞬时动作, 而另外一种保护则是为了应付原件过热导致的电力系统失灵, 针对过载元件的保护就叫做过载保护。对于其他由于电流引起的故障, 自适应技术也能够灵活的应对, 这是自适应技术独特的优势, 如果电源发生故障还能启动一级的防护系统进行电流速断保护切断电源, 确保电力系统继电保护的运行万无一失。自适应纵联保护的载体是自适应过载保护器与电流速断保护器, 在日常的电力系统的保护工作中也非常常见, 主要依靠电力系统中的纵连装置对过载或者速率引起的故障进行切断或是维护, 从而提高智能化变电站的稳定性。

(三) 智能告警以及事故信息处理技术

现代智能变电站的迅速发展, 要求及时处理各种动态性的系统网络, 这不仅依靠相关工作人员的专业水平, 还需要提高智能化变电站的自动化程度。[4,5]智能告警技术就是一种结合自动化技术的二次继电保护技术, 首先, 智能告警技术能够监控智能化变电站运行的每一个环节, 并对故障信息数据进行收集、分类、处理, 除了及时发现变电站内故障情况, 智能告警系统还发挥着辅助分析、信息处理等功能。

三、结语

变电站建设是我国现代化建设的基础部分, 加强变电站智能化建设, 维持变电站稳定运行, 是确保我国经济可持续发展的基础, 因此本文探讨了二次继电保护技术的关键要点, 总结经验, 提高继电保护技术水平。

参考文献

[1]汪鹏, 杨增力, 周虎兵, 王友怀, 俸玲.智能化变电站与传统变电站继电保护的比较[J].湖北电力, 2010, S1:23-25.

[2]卓颖.智能变电站继电保护系统可靠性剖析[A].《决策与信息》杂志社、北京大学经济管理学院.决策论坛——政用产学研一体化协同发展学术研讨会论文集 (下) [C].《决策与信息》杂志社、北京大学经济管理学院, 2015:1.

[3]高鹏.智能化变电站继电保护技术的发展研究[J].赤峰学院学报 (自然科学版) , 2014, 16:23-25.

[4]王海军, 丁书国, 冯卫霞.智能化变电站二次继电保护技术应用分析[J].低碳世界, 2016, 28:55-56.