变电所通信网络的优化五篇

变电所通信网络的优化 篇1

1 网络组成

西安地铁变电所自动化系统网络通信由所内通信网络、远程通信网络及网络接口设备组成。

(1)所内通信网络:所内通信网络采用光纤以太网,单网结构,通过组网完成所内数字化信息传输,组网方式便于故障的查找与隔离。网络上数据交换采用信息块传输方式,通信速率为100M,通信协议暂定为TCP/IP协议。

(2)远程通信网络:远程通信网络指从主监控单元远程通信口至车站综合监控系统车站级网络交换机之间的通信网络。网络模式为主备冗余的光纤以太网,传输速率为100M。主监控单元配置两个冗余远程通信接口——光纤以太网口,分别连接到车站综合监控设备室内网络交换机的主备通道上,正常时,主通信接口处于工作状态,当主通信接口或主通道出现故障时,自动起动备用通信接口,使用备用通道。

(3)网络接口设备:网络接口设备包含用于完成所内通信网络与间隔层设备接口的光纤以太网转换设备及相关连接设备等。

2 网络通讯结构

变电所自动化系统采用独立局域网,数据传输控制一部分通过网络通讯设备实现,一部分通过硬线连接,网络拓扑图如图1所示:

(1)DC1500V馈线:馈线柜→以太网光电交换机→交换机(MOX)→前置机FEP→光电转换器→综合监控规约转换器→中央级服务器→中央调度工作站。

(2)DC1500V进线:进线柜、负极柜→终端服务器→以太网光电交换机→交换机(MOX)→前置机FEP→光电转换器→综合监控规约转换器→中央级服务器→中央调度工作站。

(3)DC35kV:就地控制柜→终端服务器→交换机(MOX)→前置机FEP→光电转换器→综合监控规约转换器→中央级服务器→中央调度工作站。

(4)DC400V:就地控制柜→可编程控制器→终端服务器→以太网光电交换机→前置机FEP→光电转换器→综合监控规约转换器→中央级服务器→中央调度工作站。

(5)硬接线:就地控制柜→前置机FEP→光电转换器→综合监控规约转换器→中央级服务器→中央调度工作站。

(6)上网隔开开关操作箱→测控装置→前置机FEP→光电转换器→综合监控规约转换器→中央级服务器→中央调度工作站。

3 典型问题

西安地铁一号线变电所自动化系统全线前置机(FEP)非正常自动复位,且站级应用NS3000监控软件“历史事件”栏与“简报”栏上报非正常开关位置分合闸信息,与正常情况下仅显示“通讯工况”信息不符,严重影响站级变电所自动化系统对供电设备的正常监控。为彻查故障原因,西安地铁联合南瑞厂家分阶段排查故障原因,通过为期一年的测试,明确故障原因,完成设备整改,有效防止影响行车故障复发。

(1)故障现象:西安地铁一号线变电所自动化系统全线前置机(FEP)自动复位,复位后数据无法实时刷新,中央级显示电力系统状态与就地级实时状态不一致,影响电力调度判断,影响地铁运营安全。

(2)故障处理方法:西安地铁机电部自2014年始,先后四次组织专项整改,从系统软、硬件及网络通讯方面着手。修改前置机(FEP)控制程序Vxworks合计5次,先后修订后台机运行参数、开门狗启动时间、规约转换器任务优先级、数据全刷新任务运行间隔;硬件方面,更换站级通讯设备前置机(FEP)通讯控制模块、升级前置机(FEP)型号为C306L。

测试一:设备更换

2014年5月,西安地铁一号线北大街站累计发生故障4次,以北大街站为试点,更换通讯设备前置机(C306)通讯控制模块,到2014年6月,期间故障现象再次复现,为确保非硬件问题,西安地铁要求对北大街站设备升级,升级设备型号为C306L,故障现象仍未消除,通过此项测试,排查设备影响问题。转移故障原因分析方向,开展应用程序故障排查。

测试二:调整规约转换器任务优先级

前置机(FEP)应用嵌入式Vxworks系统,系统任务优先级可由接口程序自行调整,0至3级依次为最高优先级、一级优先级、二级优先级、三级优先级。接口程序设定看门狗优先级为0,外部任务输入存在导致看门狗启动的可能,同期把看门狗优先级降为一级优先级,测试看门狗引起自动复位可能性。2014年8月,将修改后Vxworks版本应用于劳动路站、北大街站、半坡站测试,为期1个月的测试过程中三站虽均发生自动复位故障,但减少了故障发生频次。此次测试虽未能直接明确原因,但明确故障范围为前置机CPU运行负荷超标。

测试三:增加任务刷新间隔

前置机(FEP)采用全数据刷新方式判断各应用链路实时通讯状态,任务查询间隔为4/s,POST自查链路无数据实时收发时,系统自判断网络通讯异常,设备前置机自动复位。此阶段测试修订全数据刷新间隔为8/s,增加查询间隔,防止误诊断导致复位。2014年9月,将修订后Vxworks接口程序应用于长乐坡站、北大街站测试。测试期后自动复位故障消失,故障原因明确,但人工复位时仍然存在供电现场设备实时状态无法上传现象。

测试四:前置机寄存器

2014年10月,测试确认前置机复位时,寄存器数据清零,后台判定遥信变位报分闸信息。前置机重启后,寄存器采集供电现场实时遥信状态,后台再次采集遥信变位并报合闸信息,由此便存在后台事件与设备实际状态不符的故障。根据此原因,修订Vxworks在TwoNet103与后台之间建立通信时,将启动网络连接的时间增加为180s,同时清空soe库及cos库。2014年11月,分别在皂河站、灞河停车场及纺织城站进行软件测试,故障现象消失。

通过为期一年的专项整改,彻底排查前置机(FEP)自动复位误报状态故障。

4 西安地铁电力监控系统网络优化建议

自2014年9月西安地铁变电所前置机故障处理阶段,采用FepAssist实时监控网络数据收发状态,确认存在网络风暴,综合监控系统服务器每1min下发广播,变电所自动化局域网网络堵塞,数据收发频次降低,为改善网络通讯环境,明确整改方案,在变电所自动化系统中增添路由器去除网络广播,降低前置机运行负荷。2015年初搭建临时测试平台确认功能满足实际需要,同期对会展中心、行政、金花、环城西苑四主所逐步完成技改,改造后有效过滤网络风暴,变电所自动化195.168.1.X局域网内未再次出项网络风暴,有效降低运营风险。具体如图2所示:

金花主所路由改造是在综合监控系统与电力监控系统网络通讯层增添路由器,综合监控端设置IP地址为192.1.1.X,保持与骨干网一致,主所端路由器设置IP为195.168.1.X,保持与电力监控系统一致。

本次改造实现两方面功能,一方面实现网络数据分组过滤、分组转发、优先级、服用、防火墙功能,另一方面提供容错管理、流量控制功能。经过验证,有效实现局域网路径选择以及过滤,分隔网络信息流。

此项技改消除西安地铁四个主所变电所自动化网络堵塞故障,并且后续线路设计阶段均已采用,对于主所变电所自动化系统优化起到指导性意义。

5 结语

变电所通信网络的优化 篇2

智能变电站最核心的技术革新在于使用网络技术代替传统二次接线传递开关量和采样值信号。然而,现阶段网络通信的某些关键技术难题影响了系统的可靠性,为了回避这些技术难题,现有的智能变电站过程层[1]采取了比较保守的方案,如继电保护所需要的电流电压信息采用了类似于常规变电站的一对一连接方案,区别仅在于将电缆换成光缆,即 “直采直跳”方案[2,3]。保护装置的“直采直跳”方案可保证信息传输的实时性和可靠性,但却难以实现网络化信息共享[4],不能充分体现智能变电站“通信平台网络化、信息共享标准化”等技术特点。过程层网络采样模式由于无法确定传输延时,其保护功能的实现需要依赖对时系统。目前,业内人士主要对过程层组网方案、过程层采样值( SV) 和通用面向对象变电站事件( GOOSE) 共网问题和同步实现方案等进行了研究[5,6],而针对过程层网络采样后的保护装置同步方案还没有完善的解决方案。

为优化网络采样模式下保护装置的时钟同步方案,本文分析了网络采样模式下典型的同步方案。 在硬件方面提出了冗余的时钟系统,在软件方面提出了时钟逐步调整的方案,针对IEEE-1588[7,8]对时协议提出了交换机边界时钟的方案,从系统上提高了时钟的可靠性,为过程层网络采样的工程应用提供了改进的同步方案。

1典型过程层采样同步技术

智能变电站的一个重要特点就是信息数字化, 数字式保护装置接收离散化的采样值。而保护算法中一般要求计算的各变量值是发生在同一时刻的值,必须研究各种策略为在时间系列上串行的离散值找到发生在同一时刻的相量值,此即为非常重要的同步概念。

智能变电站的采样同步根据网络结构可分为两种典型的同步方案: 一种是不依赖于时钟系统的直采模式; 另一种是依赖于时钟系统的网络采样模式。

1.1直采模式的同步原理

直采模式的同步由保护装置基于内部时钟的插值算法[9,10]实现。合并单元对本间隔采集器同步, 将数据以固定的延时发送给保护装置。保护装置在接收到每一个合并单元数据帧时打上时间标签,利用保护装置内部时钟分频后的重采样脉冲对采样数据进行插值运算。由于合并单元发送的时间是等间隔的,插值运算不需要外部时钟。

1.2网络采样模式的同步方案

过程层网络采样模式下,保护装置经过交换机接收合并单元的采样数据。此时的传输延时不能确定并且不能测量,无法通过时间的补偿方法进行插值计算。目前,大多采用计数器同步机制[11],对同一时刻的采样数据,计数器将置于同一数值。保护装置接收采样后,将采样计数器数值相同的多个采样报文对齐,然后通过插值算法计算出保护装置所需的采样数据。此种方案由于合并单元时间同步于主时钟系统,因此全站的同步依赖于时钟系统。

2时钟系统改进方案

为了提高整个对时系统的可靠性,从主时钟系统架构、时间调整机制等关键环节提出了改进方案。 为了进一步提高全站同步系统的可靠性,在主时钟系统故障时降低影响范围,并推动IEEE-1588技术在智能变电站的应用,提出了交换机边界时钟方案。

2.1冗余的时钟系统

为了提高时钟系统的可靠运行,提出了冗余时钟配置方案,由“双套主时钟装置 + 多台套扩展时钟装置”构成[12]。时钟系统示意图如图1所示。

主时钟和备用时钟都可 接收全球 定位系统 ( GPS) 或北斗发出的时间信号,同时主时钟和备用时钟通过IRIG-B码互为热备用,当其中一台无法接收卫星信号时,采用另一台时钟的时间信息。

1) 双重化时钟切换逻辑

主备时钟通过IRIG-B码将时间信息发送至扩展时钟,并且带有时间质量标志位,扩展时钟采用统一逻辑选取时间质量最优的为本身的时间信息,由于所有的扩展时钟均采用同一个切换逻辑,因此多台扩展时钟输出的时间信息完全一致。扩展时钟的双时钟切换逻辑如图2所示。

2) 时钟切换平滑性方案

双套时钟切换过程的平滑性由扩展时钟实现, 当扩展时钟检测到运行中的主时钟失步或时间品质低时,将采用自身的高精度守时时钟,在下一个对时周期将切换至另一个主时钟。在扩展时钟切换过程中,如果时间跳变小于1 μs则直接切换,如果大于1 μs则采用时钟逐步调整方案,具体过程见2. 2节。

该系统在主时钟或备用时钟故障情况下均可正常运行,提高了时钟系统的可靠性。

2.2时间逐步调整方案

上述冗余配置方案解决了单一时钟硬件故障对系统的影响,但对于时钟系统正常运行时出现的时间跳变、错误、误码等软件问题,还需通过其他手段加以解决。本文提出了“时钟装置 + 合并单元”的逐级时间确认机制。

当时钟装置的时间源发生变化需要对时间输出进行调整时( 如时钟重新上电) ,当前时钟采用小幅度调整的方案逐步逼近上一级时钟设备,对于秒以上的误差可以在一个对时周期完成修正,秒以下的误差则建议将每个对时周期调整步长取为1 μs,以保证从时钟至保护的每一个环节不会出现大幅度时间跳变的现象。

作为网络采样的关键环节,合并单元的时钟调整策略更加重要。合并单元接收到时间信息后,应先对时间的有效性进行判断,剔除明显错误的时钟信息,包括错误的驻留时间、偏差过大的秒脉冲信号等,如两相邻秒脉冲间隔应该在1 s ± 200 μs以内, 在此范围内的时间信息可以接收并处理,否则直接剔除。如果在有效范围内时间进行了跳变也不立即进行时间调整,应先进行守时,待接收的时间经过一定周期( 可设置) 的确认后,再将合并单元时钟逐步向新的时钟进行调整。

此方案从时钟装置和合并单元两个环节保证了时间不会出现跳变的现象,可以避免在上级时钟异常时影响到下级时钟的运行,提高了时钟系统的可靠性。

2.3交换机边界时钟方案

过程层同步实现方式目前主要有IRIG-B码、 IEEE-1588和秒脉冲几种方式,其中IRIG-B码和秒脉冲方式可以采用上述方式实现时钟可靠性的提升。IEEE-1588基于过程层网络实现全站设备的同步,相较其他对时方式增加了交换机的对时环节,降低了系统可靠性,因此,需要针对IEEE-1588同步方式研究更为可靠的技术方案。

1) 典型IEEE-1588实现方案

IEEE-1588标准中,时钟实现方式分边界时钟和透明时钟两种方式: 边界时钟方式从上至下分布主从时钟,每级时钟作为上一级时钟的从时钟且作为下一级时钟的主时钟,这种方式便于管理和维护, 但同步误差经多级传递有可能增加; 透明时钟方式中,透明时钟在网络不作为主设备或从设备,而是转发同步报文并提供同步报文经交换机的驻留时间的校正值,以校正值来修正报文在网络中的精确传输时间。工程应用中,过程层网络倾向于采用透明时钟方式。

2) 边界时钟同步方案

对于采用IEEE-1588同步方式的变电站,为了进一步摆脱继电保护对时钟系统的依赖,提出了交换机边界时钟同步方案。正常运行时由时钟装置实现全站的同步,时钟装置故障时由中心交换机实现全站设备的同步。

本方案由时钟装置和交换机共同实现全站设备的同步功能。其中时钟装置设置为主时钟,中心交换机的时钟模式设置成边界时钟,其他间隔交换机设置为透明时钟,被授时设备设置为从时钟,系统结构如图3所示。正常运行 时,被授时装 置根据IEEE-1588定义的“最佳主时钟”算法,全部装置都接收主时钟装置的同步命令。

由于全站只有中心交换机设置为边界时钟,相对于常规对时方式,只增加了一级时钟传递误差,经过实际测试,本方案可以满足全站1 μs的对时精度要求。

3) 主时钟故障后时钟切换过程

当两套时钟装置均故障时,站内装置将采用优先级为128的中心交换机为最佳主时钟。由于在正常情况下中心交换机与时钟装置是完全同步的,因此,由正常状态切换到此状态时所有装置的时钟未发生跳变,保证了时钟的平稳正常切换。此时全站设备将同步到中心交换机自身的时钟。

为了提高交换机自身时钟的守时性能,中心交换机可采用高精度的时钟模块,如采用铷钟模块。 铷原子钟守时精度优于2 μs/d,远高于标准要求, 可以长期由交换机实现全站设备的同步,保证在时钟装置投入前时间精度满足保护装置的要求。

4) 主时钟恢复过程

当主时钟装置恢复正常后,首先,断开主时钟装置的输出光纤; 其次,连接主时钟装置的时钟输入网口至中心交换机,将中心交换机的时间同步至时钟装置; 最后,恢复时钟装置的输出光纤,此时站内装置将选择时钟装置为“最佳主时钟”。

若按常规主时钟调整方案,全站时间将直接由中心交换机时间跳变为卫星时间,时间的大幅跳变将直接影响被授时设备,如果全站合并单元处理不一致就可能导致不同步问题。为了提高全站时钟系统的鲁棒性,保证在各个环节均实现时间的平稳过渡,需要修改主时钟装置的时间调整策略。

主时钟装置配置专用的网口用于接收外部的时间信息,并将此网口接收的时间优先级设置为最高。 当主时钟的专用网口接收到时间信息时,确认完时间品质后将主时钟时间切换为外部时间( 中心交换机时间) ,然后主时钟将处于守时状态运行。当主时钟输出接入至过程层网络后,主时钟装置再根据卫星天线将当前时间逐步调整至卫星时间。从当前时间到卫星时间的调整按照时钟平滑切换原则进行,对于秒以上的误差可以在一个对时周期完成修正,秒以下的误差则建议将每个对时周期调整步长取为1 μs。

边界时钟方案的两种运行状态由被授时设备根据“最佳主时钟”算法自动切换,解决了时钟装置故障时保护装置功能的丢失问题,降低了保护装置对时钟系统的依赖,提高了继电保护的可靠性。

3应用案例

上述边界时钟方案和时钟逐步调整方案已在辽宁某220 k V变电站投入应用。时钟具体配置如下: 两台时钟装置优先级分别设置为1和2,过程层中心交换机的时钟模式设置为边界时钟模式,时钟优先级设置为128,其余交换机设置为透明时钟,优先级设置为255。过程层中心交换机采用高精度的铷钟模块,守时精度优于2 μs/d,可以长期由交换机实现全站设备的同步。

在动模试验期间,对时钟逐步调整方案和边界时钟方案进行了测试。测试系统如图4所示。

1) 时钟逐步调整方案测试情况

调整被测主时钟的时间,用时间同步测试仪测试各个环节时间与基准时钟的差值,进行了以下内容的测试: 1将主时钟输入时间调整50 ms,然后测试主时钟、交换机与合并单元的输出时间,测试结果为上述时间与基准时钟的偏差由0逐渐变大,每秒钟增加1 μs; 2将主时钟输入时间调整2 050 ms,再测试主时钟、交换机、合并单元与基准时钟的偏差, 测试结果为偏差由0跳变为2 s,然后逐渐变大,每秒钟增加1 μs; 3将交换机时间调整50 ms,测试合并单元输出时间与基准时间的偏差,在1 min内合并单元处于守时状态与基准时钟无偏差,1 min后合并单元失步然后进入新的同步状态,此时与基准时钟偏差50 ms。

2) 边界时钟精度测试情况

按上述测试环境,测试正常运行时主时钟、过程层中心交换机与合并单元的时钟精度。主时钟、中心交换机、合并单元与基准时钟的偏差分别为0, 100,150 ns。

3) 时钟系统故障后交换机长期运行情况

按上述测试环境,模拟主时钟故障,由过程层中心交换机实现全站设备的同步,测试系统运行24 h后与基准时钟的偏差。经过实际时间同步测试仪测试,中心交换机、合并单元与基准时钟的偏差均为1. 5 μs。

经过上述动模试验的测试,验证了本系统同步的精度和长时间运行的误差均满足继电保护的要求。系统经过1年多的工程应用,证明了该同步方案的可行性和可靠性。

4结语

变电所通信网络的优化 篇3

关键词：现代信息管理技术变电所继电保护系统

随着电力系统的快速发展，继电保护设备的集成化、微机化程度大大提高，电力系统的抗干扰问题越来越受到人们的重视，我们还应当加强对这个问题的深入研究，通过更多的措施提高二次设备的抗干扰能力，从根本上降低干扰对电力系统稳定造成的影响，从而保证电网的安全、经济、稳定、可靠运行。

1.变电所常见干扰分析

随着科技与电网的发展、输电线路电压等级的提高，对电网一次设备和继电保护装置的安全稳定运行提出了更高的要求。继电保护装置发展为集成型和微机型之后，因半导体元件的大量使用，使得二次回路和设备上的电磁干扰问题开始日渐突出。继电保护装置还在采用电磁型元件时，因为元件本身抗干扰能力较强，干扰问题还不够突出。

1.1高频干扰

变电所内对二次回路及二次联接设备产生高频干扰的重要来源主要有：断路器的操作送电、隔离刀闸带电操作空母线(例如旁路母线)等。对于隔离刀闸向空母线充电可以等效为隔离刀闸合闸于不带电的纯电容负荷。当隔离开刀闸动静触点逐渐接近时，两触点间电场强度随之增大，直到发生拉弧现象。一般情况下由于隔离刀闸操作速度较慢，第一次拉弧多数发生在电源侧工频电压最大值附近，当闪络拉弧开始，电流将通过隔离刀闸触点向电容迅速充电。在电容充满电压的同时，Us于u间电压为零，这时开关触点间电源侧的电容充电的回路自然中断。通过零电位点后，由于电源侧Us随着工频电压变化幅值和相位，導致Us与u之间的电压又开始增大，逐渐Us与u倒换极性，当它们之间的电压增大到击穿电压时，开关触点第二次被击穿。同时又对电容快速充电。伴随着触点间隙逐步靠近，隔离刀闸动静触头问击穿电压也逐步降低，每一次闪络拉弧的电压幅值也越来越小。所以当合闸过程继续进行时，所产生的高频干扰严重性迅速降低。

1.2辐射干扰

在手机、步话机的附近会产生强辐射电场和相应的磁场，变化的磁场会在附近的半导体器件回路中将感应高频电压，形成了一个假的信号源，在经过整流后可能将数字回路的逻辑电位偏移甚至造成逻辑混乱，经实验在一些收发讯机，录波器1M范围内使用手机，步话机，收发讯机会启动，同样录波器也会启动。由此可以看出辐射干扰对保护装置的影响是不容忽视的。

1.3工频干扰

当变电所内发生接地故障时。会在变电所地网中和大地中流过接地故障电流，通过地网的接地电阻，使接地故障后的变电所地网电位高于大地电位，该电位的幅值决定于地网接地电阻及入地电流的大小，按我国有关规程规定其最大值可达每千安故障电流10V。

2.继电保护系统原理分析

电力微机保护系统主要由软件和硬件两个部分组成。软件是微机执行的程序，用以实现对各种输入量的实时采集、运算处理和逻辑判断，控制各硬件电路的有序工作。硬件主要由C P u主机系统、模拟量数据采集系统、开关量输入输出、人机接口、通讯回路和电源回路等组成。电压是衡量电能质量的重要指标。电压过高或过低，超过一定的限制，会给电力系统和国民经济造成严重的损失。例如，会使发电机、变压器等重要设备的有效出力和容量减小；使电动机因电压过低电流过大引起温度升高而烧毁，或因电压过高使得绝缘降低寿命缩短，照明设备损坏等。然而，由于负荷的变化，电压的偏移和波动是经常发生的，为此在电力系统运行调度中必须采取积极的措施维持供电电压在容许范围内，即在额定值附近变动。电力系统的运行电压水平取决于系统无功功率的平衡。无功功率的不足，将引起系统电压的下降，极端情况下可导致某些枢纽变电站母线电压大幅度下降，使电压低于临界电压，而出现电压崩溃现象。

另外，系统无功功率的分布是否合理还直接关系到电力企业自身的经济效益。如果大量的无功功率在电网中流动，不仅要消耗有功功率，占用输电线路和设备的容量，而且会使线路电压降增大、线路损耗增加、供电的经济性降低。总而言之，维持电网正常运行情况下无功功率的平衡与合理分布不仅是改善和提高电压质量的基本条件，同时也是保证电力系统安全、可靠、经济运行的重要措施。我国继电保护技术进入了微机保护的时代。随着计算机技术和通信技术以及各种新方法和新理论在继电保护中的广泛应用，微机保护技术正在向着网络化、综合自动化和智能化的方向发展。

3、继电保护信息管理系统的实现

3.1信息数据源的分布

二次系统所具备的信息来源可大致分为3部分：①由变电站微机保护装置经RTU发送至调度端的实时运行数据；②继电保护管理端(生技部门和继电保护班组)所存放的设备管理资料、各类试验记录和运行制度等；③其他系统中需要了解继电保护数据或可以提供继电保护有关数据和参考资料的数据源接口。

3.2系统方法与功能

数据仓库和方法库：①数据仓库是比传统的关系数据库更高一级的数据组织形式，它不仅支持海量数据的处理，而且对于动态存储、应用程序接口、非结构化数据等方面都具有更强的性能。②方法库是封装了一系列分析处理方法的规则库，也是应用程序软件功能的集中表现，可通过设置各用户权限来限制其对数据仓库的查询和读、写操作，维护数据的完整性，同时也限定了客户的应用范围。软件应用功能：①“三遥”数据的实时分析处理：各类二次信息的查询，和以前定检、定试记录的比较，动作时间和次数的统计，故障、事故等报警事件的指示和响应等。②二次设备试验的记录管理、定试预告、定值单管理、材料管理等。主要由继电保护班组人员填写，其他部门共享查询。③二次设备图形管理系统具备GIs功能，支持图形和数据库相连，直接在图形上查询参数。④二次设备事故、缺陷记录分析，各保护装置运行状况分析。主要是继电保护技术专责完成，其他部门共享查询。⑤设立一次设备参数接口。如电流、电压、功率因素和高压设备试验记录等，配合一次主接线图查询，可作为二次系统的辅助分析数据来源。⑥可使用电子函件和新闻公告板方便各部门间的信息交流。

4.结束语

变电所通信网络的优化 篇4

摘要：目前，随着县域经济的快速发展，110kV电压等级网架逐步完善，110kV变电站建设规模急剧增加，按照新的设计理念，合理规划、优化设计、压缩并合理利用土地、技术经济方案的合理性已成为越来越重要的指标。本文主要以某110kV变电站为例子进行论述。

关键词：变电站；平面布置；优化；节约

一、工程概况

主变压器：3×50 MVA；电压等级为110/35/10.5 kV；采用三相三卷有载调压自冷变压器。

110 kV进出线3回，扩大内桥接线方式，户外常规布置方案；

35kV终期出线9回，单母分段三段母线接线方式；10kV终期出线36回，主接线采用单母分段三段母线接线。主接线最终单母线四分段接线，本期为单母线三分段接线。35kV、10kV均采用户内中置式开关柜，单列布置，电缆出线。

35kV无功补偿：3×5010 kvar；10kV无功补偿：3×5010 kvar；

10kV接地变：3×800 kVA。

常规变电站占地面积：103m×85m=8755m2

二、变电站总平面功能区域划分

根据该站的电气主接线形式，结合站址条件，周围环境，道路引接，线路走廊等因素综合考虑，将其划分为4个功能区。

屋外设备区：主要由110kV配电装置及主变组成，110kV配电装置区域和主变区域均有道路环形道，设备运输及搬运方便。

110 kV配电装置区：由110 kV进出线间隔、主变进线间隔与桥间隔组成。

主变区：由主变压器及母线桥组成。

综合生产房功能区：配电综合楼按两层设计，10kV配电室布置于一层，主控制室、35kV配电室、通信机房布置于二层。35kV和10kV无功补偿装置选用户外框架式并联电容器成套装置，布置与综合配电楼楼顶。

辅助功能区：由警卫室、水泵房和消防水池组成，位于进站道路右边。

各功能区功能分明，模块化设计，结合紧密，布置清晰，联系方便。

三、变电站总平面的优化

1、主要优化原则：以用为先、简洁适用、创新优化、节约资源，以人为本、环境友好。（1）设计理念上，落实科学发展观，贯彻标准化设计，推行全过程和全寿命周期最优化设计；功能定位上，明确变电站作为工业性设施的定位，分析变电站的功能需求，追求变电站的基本功能和核心功能，剥离无用、重复、多余功能；（2）性能指标上，安全可靠、技术先进、合理造价，追求性能价格比最优；（3）设计标准上，不突破现有的设计规程、规范，遵循变电站通用设计原则；（4）结合站址周圍环境优化站区落点和总体规划布置；（5）站区总平面规划按最终规模进行规划设计、建设。站区功能分区明确，工艺流程合理，布置紧凑，进出线方便，进站道路连接短捷顺畅；（6）站区总体规划布置上按终期规模设计，在满足相关规程、规范、生产工艺流程的前提下，尽量压缩建筑物的面积、体积，做到布局紧凑合理，节约用地；（7）充分考虑整个征地范围内的综合用地考量，实现土地价值的最大化利用。

2、变电站的具体优化方案

1）35kV、10kV电容器均布置于综合配电楼楼顶

电容器布置于楼顶，可以减少整个变电站的占地面积，目前全站的占地面积仅为：75.9m×75m=5692.5m2，比原来占地减少了3062.5 m2，如此设计节省了土地资源，不过需充分考虑楼面的承受力和楼面的防水设计。

图1 变电站总平布置

2）阶梯式布置设计

为充分改造建设场地的自然地形，对场地的地面高程进行竖直方向的规划设计，使改造后的场地能适应和满足设备布置以及修建各项建、构筑物的需要，有利于地面雨水的迅速排除，满足生产工艺流程、站内运输道路和站内管沟敷设的要求，并为建、构筑物基础和地下管沟的埋设深度创造有利条件。

阶梯式布置（图2）是把站区场地处理成几个标高相差较大的不同平面连接而成的场地。站区自然地形坡度在5%～8%以上时，站区竖向布置宜采用阶梯式布置。阶梯的划分应满足建、构筑物和设备布置，便于运行、检修、设备运输和管沟敷设，并尽量保持原有地形。台阶长边宜平行自然地形等高线布置，对于110kV 变电站一般设置成两个阶梯，110kV 进出线、桥间隔设备等设备设在一个阶梯面上，主变压器、综合配电楼设备设在另一个阶梯面上。山区变电站，因自然地形坡度一般较大，为避免大填、大挖，多采用阶梯式布置。台阶的最大高差，一般不超过2～3m，台阶的最小高差，以不低于1.5m 为宜。阶梯式布置的优缺点是：土石方量少，容易就地平衡，站区排水条件好。但交通运输和管线敷设条件较差，站区内需设护坡或挡土墙等构筑物。

图2 阶梯式竖向布置

四、结束语

通过以上两项设计优化，即电容器楼顶布置和阶梯布置方案，使站内占地面积仅为5692.5m2，同时利用建筑物有限纵向、横向空间，结合设备选型，经过巧妙设计，功能区域划分清晰，各部分联系紧密，配电装置布置合理、紧凑，运行维护方便。既减少了占地面积，节省了投资，又增加了美观，达到了预期的效果。

参考文献：

【1】中华人民共和国国家标准GB 50293-1999，城市电力规划规范，中国建筑工业出版社1999

【2】电力工业部电力规划设计总院，电力系统设计手册，中国电力出版社

【3】水利电力部西北电力设计院，电力工程电气设计手册【1】，1989

关于加强变电站通信可靠性的探究 篇5

摘 要：随着技术的发展，为了使变电站更加的自动化，就需要加强变电站通信的可靠性。国家电网公司颁布的电网运行“十八项反措”中，针对通信专业提出了更加具体的要求，对于变电站通信当前现状和存在的问题进行了深入的分析，结合了当前我国经济发展的状况和技术的成熟度等因素要求的情况下，提出了对不同电压等级变电站的通信电源、通信光缆、传输设备和保护通道配置的建议，这对于未来大中型发电厂的工作和运转有着重要的作用，下面就关于加强变电站通信可靠性进行详细的的探究。

关键词：变电站;通信;可靠性;探究

为了满足发电厂的发展生产，自动化的生产形势逐渐兴起并且逐渐投入用于实际的生产建设之中。变电站通信系统的发展就是为了实现变电站自动化，它属于该项系统的关键组成部分，其性能的提升范围会直接影响着整个变电站系统的自动化水平发展。

随着技术的不断完善，电力系统自动化改造越来越深入，变电站的科技水准不断提升，广泛的采用了微机继电保护和数字化的测量监控装置。根据电网信息化工程改造的基本要求，把各个变电站（单位）通过光纤进行连接，组成一个可实现内部通信的网络，这样就有利于把电话网络、计算机网络、智能设备、远程监控管理网等有效连接起来，因此也就实现了电网信息化管理。变电站自动化系统中的高电压等级的变电站中，由于站内规约和其所采用的通信介质多种多样，无法进行统一管理，使得该技术在运行时出现不同程度的问题。为了更好地解决这一情况，提出了一种便于变电站内实现不同厂家设备之间多种规约、多种介质转换的分层模块化软件，以便于加强变电站的通信可靠性。

一、变电站自动通信的发展中有待解决的问题

（一）各个装置之间的连接不完善

由于早期技术的局限性，使得国内常规变电站的保护装置和监控系统的技术还相对落后，更新缓慢，主要都是采用六、七十年代的机电和电子技术，随着科技的发展和人们对技术要求的升高，就越来越暴露出其固有的缺陷和局限性。目前我国常用的变电站中，常规二次系统的各种硬件设备基本上是按功能独立配置的，技术同国外相比有一定的滞后性，设备彼此间联系很少、兼容性差，设备型号多种多样不利于统一管理，缺乏一个标准的组合程序，虽然投入后能够正常运行，但是不利于日后功能的升级。

（二）早期设备功能不全面

我国变电站自动化发展相对于发达国家来说起步较晚，一些设备的功能不完善。例如常规二次系统是个被动系统，缺乏提前预警装置，因此这些装置出现问题后，可能在无任何报警信息的情况下发生停工的现象，从而影响变电站的正常工作。就当前未进行全面自动化的条件下，目前遇到这样的情况下，解决办法就是对常规二次系统进行定期的测试和校验，这样的不利影响就是增加了维护人员的工作量，而且仍无法保证装置在修复后可以绝对可靠的运行。另外维护人员在定期检测中，有时因为细节的疏忽人为造成装置误动的情况也时有发生。

目前变电站中主要利用指示灯显示监控操作，模拟量瞬时值则是利用各种各样的模拟式表盘进行演示，这就需要人工对大量的数据进行记录或是专业的仪器进行检测，因此变电站中早起检测的历史数据、操作记录和事件记录等多数都是由手工完成或用专门的记录器记录的，这样的检测方法费时费力，同时稍有疏忽就会出现错误。

二、我国如何加强变电站通信可靠性

（一）通信的数字化、集成化、规范化

随着科学技术的不断进步，我国当前变电站自动化的发展趋势会不断地向着高集成化、数字化、标准化的趋势发展。近几年随着集成电路和计算机技术的飞速发展，继电保护和测控装置上运用了许多新兴的、大型的大规模集成电路，这些新器件的应用将使保护和测控装置的电路板更加小型集成化。高集成化可以使装置通信、数据存储及处理能力更强，同时还有利于降低成本，降低故障的发生率，有利于实现统一的运行管理。

变电站自动化系统将逐步向产品标准化方向发展。具体表现在：产品基本功能设计和要求的标准化及产品的对外接口和通讯协议的标准化，变电站内不同厂家的设备可以做到互换互连，“即插即用”增加了用户选择变电站内各类设备和更换设备的自由度，同时不满足标准化设计的厂商将被逐步淘汰，使变电站自动化专业逐步走向良性的发展。

（二）新兴技术的应用

蓝牙技术早期应用于手机等仪器之间的信息传输，是一种无线数据与语音通信相结合的新型技术，它的运行成本相对较低，主要是以近距离无线连接为基础、为固定与移动设备通信环境建立一个特别连接的短程无线电技术，同时还解决了以太网用于变电站自动化布线难的问题。该技术的优势就是小功率、微型化、低成本。蓝牙技术应用于变电站之中还处于起步阶段，但由于蓝牙技术标准统一、知识产权共享的优势是非常明显的，因此未来有极大的发展空间。

目前常见的以蓝牙为技术基础的自动化系统为XNR-800型微机综合自动化系统，是在综合国内外多家微机保护的基础上，依照国外的先进技术发展而成，其核心是采用国际最新的DSP处理单元，研制成集保护、测控、远动、通讯于一体的综合自动化系统。该系统的功能十分全面，包含了保护、遥测、遥信、遥脉、遥调、遥控等功能，有利于实现对变电站全方位的控制和管理，减少了人工对变电站的实时监控。同时，该系统自投入市场以来，由于运行稳定、功能完善、采样准确、开入开出正确、通讯可靠等优势，正在广泛的被应用于变电站的自动化控制技术中。该系统的CPU及独立的操作回路，可以完成对变电站对应间隔的保护、测量、控制等功能，而且不依赖于通信网络，减少了网络连接的繁琐工程。

结束语：综上所述，要想实现变电站的自动化，就必须发现其中存在的问题，积极学习先进的国外技术，对老旧的设备进行更新换代，并结合先进的科技进行解决，这样才有利于实现变电站的可靠性、自动化。

参考文献：

[1]何明甫. 关于加强变电站通信可靠性的探讨[J]. 电力系统通信，2006，02：27-29+38.

[2]赵建利. 智能变电站通信系统的实时性和可靠性研究[D].河北工业大学，2012.