石家庄桥西220kv智能变电站设计方案研究

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ClassifiedIndex:TM72U.D.C:621.3ThesisfortheMasterDegreeResearchonDesignSchemeof220kVQiaoxiDistrictSmartSubstationofShijiazhuangCandidate：BaiNaSupervisor：AssociateProf.XuYanSchool：SchoolofelectricalandelectronicengineeringDateofDefence：March，2016Degree-Conferring-Institution：NorthChinaElectricPowerUniversity Ｉ华北电力大学硕±学位论文原创性声明本人郑重声明：此处所提交的硕±学位论文《石家庄桥西２２０ｋＶ智能变电站设计方案研究》，是本人在导师指导下，在华北电力大学攻读硕±学位期间独立进行研究工作所取得的成果。据本人所知，论文中除己注明部分外不包含他人己发表或撰写过的研究成果。对本文的研究工作做出重要贡献的个人和集体，均己在文中Ｗ明确方式注明。本声明的法律结果将完全由本人承担。。３〇０作者签名｜｜）３：句％日期：年月日＾华北电力大学硕±学位论文使用授权书《石家庄桥西２２０ｋＶ智能变电站设计方案研巧》系本人在华北电力大学攻读硕±学位期间在导师指导下完成的硕±学位论文。本论文的研究成果归华北电力大学所有，本论文的研巧内容不得Ｗ其它单位的名义发表。本人完全了解华北电力大学关于保存、使用学位论文的规定，同意学校保留并向有关部口送交论文的复印件和电子版本，允许论文被查阅和借阅。本人授权华北电力大学，可Ｗ采用影印，可Ｗ公布论文的全部或部分内容。、缩印或其他复制手段保存论文＂＂本学位论文厨于（请在下抖Ｖ）：１应乂巧内打保密□，在年解密后适用本授权书＂不保密应作者签名：雌巧１１！内：年〇３月。日了导师签名：常ＩＨ期：ａｏｉｂ年＾月ｏ日ｊ 摘要随着全球经济的快速发展和世界人口的不断增加，整个人类社会对能源的需求之大前所未有。电网的创新发展，尤其是智能电网的快速发展，对电网安全、可靠、高效运行并实现节能减排、带动相关产业具有重要意义。智能变电站的建设作为智能电网的基础和前提，也是电力系统变电站发展的必然趋势。智能变电站是利用智能化的设备，智能调节且实时控制电网，实现电网安全运行。因此，深入研究智能化变电站的设计理论，完成技术成熟稳定、可靠性与稳定性更高的智能变电站建设方案的优化设计，对于实现先进的智能变电站的建设有着重要意义。桥西站基本位于石家庄西部供电区的负荷中心，其建设可缩短石家庄西部城区电网的供电距离，优化网络结构，减少网络损耗，满足石家庄西部和西南部负荷发展的需要。本文通过调研考察智能变电站相关技术发展现状，对石家庄桥西220kV智能变电站的自动化网络、检测应用方案和辅助指挥系统进行了设计，明确了电子式互感器的选型方案以及配置方式。本文重点工作如下：基于智能变电站发展现状和基本原理，优化设计该地区智能变电站自动化系统和网络；通过对比分析不同电子式互感器的实现原理、建设成本以及无故障率等，确定适合该地区的电子式互感器选型参考方案以及配置方式；利用设备状态监测系统的全寿命周期分析，提出变电站检测设计应用方案，实现一、二次设备状态参量可视化；提出配置一套基于无人值守的电网运行指挥辅助系统，分别建设电网运行指挥辅助系统主站和变电站智能辅助系统子站，进一步提高对变电站运行的全面监管能力。关键词：智能变电站；自动化系统；检测应用方案；辅助指挥系统I Abstracttheenergydemandscaleofthewholesocietyhasneverbeensolargeliketodaywiththerapiddevelopmentofeconomyandincreasingpopulationintheearth.Theinnovativedevelopmentofpower,especiallythesmartgrid,bringgreatimportanceforthesafeandreliableoperationofpower,energyconservationandemissionreduction,andthedevelopmentofrelevant.Smarttransformersubstationisthefoundationandpremiseofsmartgrid,andanirresistibletrendoftraditionaltransformersubstationinpowersystem.Smarttransformersubstationadjustsandcontrolpowerintelligentlyandinrealtimetomaintainsafeoperationbyintelligentequipment.Consequently,it"sveryimportanttolucubratethedesigntheoryofsmarttransformersubstation,achievemorereliableandstabledesignwithmaturetechnology.QixisubstationislocatedinthecenterofwestsupplydistrictofShijiazhuangCitybasically.Itsestablishmentcanreducepowersupplydistanceinwestdistrictgrid,optimizenetworkstructure,lowernetworkcost,andsatisfytheneedofloaddevelopmentinwestandsouthwestareaofShijiazhuangCity.Inthebasisoftheinvestigationofthecurrentdevelopmentsituationofsmarttransformersubstation,thispaperproposesthedesignsofsmarttransformersubstationautomaticnetwork,detectionapplicationscheme,andassistedcommandsystemofQiaoxisubstation,determinetheprojectoftypeselectionandconfigurationofelectronicinstrumenttransformer.Theworkfocusesofthispaperareasfollows:automaticsystemandnetworkofQiaoxisubstationisoptimizedbasedonthecurrentdevelopmentsituationandfundamentalprincipleofsmarttransformersubstation;reasonableprojectsoftypeselectionandconfigurationofelectronicinstrumenttransformeraredeterminedthroughthecontrastfromtherespectsofimplementingprinciples,constructioncost,therateofnon-troubleoperationandsoon;detectionapplicationschemeoftransformersubstationisproposedbyutilizinglifecycleanalysisofmachineconditionmonitoringsystemtovisualizethestateparameterofprimaryandsecondaryequipment;aunattendedpoweroperationassistedcommandsystemisproposedforQixisubstation,whichconsistsofmasterstationandsubstation,inordertofurtherimproveoverallsupervisionofsubstationoperation.Keyword:Smarttransformersubstation；automaticsystem;detectionapplication;assistedcommandsystemII 目录摘要........................................................................................................................IAbstract.........................................................................................................................II第1章绪论................................................................................................................11.1研究的背景和意义...........................................................................................11.2国内外智能变电站的发展现状......................................................................21.2.1IEC61850标准.......................................................................................21.2.2互感器研究现状....................................................................................21.2.3设备状态监测的现状............................................................................31.2.4辅助设施现状........................................................................................51.3石家庄桥西变电站概况..................................................................................61.4本文研究的主要内容.......................................................................................6第2章智能变电站自动化系统和网络......................................................................82.1网络结构选择...................................................................................................82.1.1可靠性比较.............................................................................................92.1.2实时性比较...........................................................................................102.1.3技术经济分析.......................................................................................102.2通信协议选择................................................................................................112.2.1采样值传输..........................................................................................122.2.2开关量传输..........................................................................................132.3交换机配置原则............................................................................................142.3.1站控层网络交换机配置原则..............................................................142.3.2过程层网络交换机配置原则..............................................................142.4过程层网络流量分析....................................................................................172.4.1过程层交换机带宽分析......................................................................172.4.2SV、GOOSE、IEC61588共网传输技术经济分析...........................172.4.3过程层网络冗余方案...........................................................................182.5本章小结........................................................................................................20第3章电子式互感器选型方案以及配置方式........................................................213.1电子式电流互感器对比................................................................................213.2电子式互感器选型方案................................................................................233.3电子式互感器线圈配置方案........................................................................243.4合并单元的配置............................................................................................253.4.1合并单元的同步方案...........................................................................25III 3.4.2合并单元安装位置..............................................................................263.4.3合并单元配置......................................................................................273.5本章小结........................................................................................................27第4章变电站检测应用方案设计............................................................................284.1监测内容及设备配置....................................................................................284.1.1变压器状态监测内容与配置..............................................................284.1.2GIS和断路器状态监测内容与设备配置...........................................324.1.3避雷器状态监测装置...........................................................................344.2变电站二次设备在线监测.............................................................................344.2.1二次设备在线监测技术......................................................................354.2.2二次回路在线监测技术......................................................................354.2.3基于12.8kHz采样率的电能质量在线监测......................................354.3状态监测后台系统........................................................................................364.4状态监测寿命分析........................................................................................384.5经济技术分析与全寿命周期管理分析........................................................394.5.1综合在线监测系统经济技术分析......................................................394.5.2状态监测全寿命周期管理分析..........................................................394.6本章小结........................................................................................................40第5章电网运行指挥辅助系统................................................................................415.1电网运行指挥辅助系统管控范围................................................................415.2电网运行指挥辅助管理系统主站功能应用.................................................425.3电网运行指挥辅助管理系统变电站侧功能................................................435.3.1智能报警功能......................................................................................435.3.2智能图像分析功能..............................................................................445.3.3电子地图检索功能..............................................................................445.3.4主动式红外测温功能..........................................................................455.3.5灯光系统管控......................................................................................465.3.6温、湿度管控......................................................................................465.4辅助管理系统站端智能化实施方案............................................................475.4.1变电站辅助设施智能化系统网络方案..............................................475.4.2联动方案设计.......................................................................................485.5本章小结........................................................................................................49第6章结论与展望....................................................................................................506.1本文的主要工作及研究成果.........................................................................506.2工作展望.........................................................................................................51IV 参考文献......................................................................................................................52致谢..............................................................................................................................55V 第1章绪论1.1研究的背景和意义近年来，随着人口的膨胀和经济技术的发展，在世界范围内，新一轮全球化的焦点是能源，如何节约能源，降低损耗和低碳排放是摆在各国面前的一个重要问题。美国、欧盟、日本等主要发达国家相继提出了建设智能电网的问题，可见新一轮能源革命的核心是电力。电网的创新发展，尤其是智能电网的快速发展，对电网安全、可靠、高效运行并实现节能减排、带动相关产业具有重要意义[1-3]。我国的经济建设高速发展，工业化、城市化进程加快，面临越来越大的能源与环境治理压力，特别是近年来在各大城市出现的雾霾现象，更凸显了经济建设与环境污染的矛盾关系，在这种情况下，为积极应对气候变化，保证我国能源和电力可靠供应，实现电力工业与环境的可持续发展，国家电网公司积极转变电网发展方式，结合世界电网发展新趋势以及我国电网发展的实际，提出了立足自主创新，加快建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，具有信息化、自动化、互动化特征的坚强智能电网的发展战略。即打造以坚强网架为基础，以信息通信平台为支撑，以智能控制为手段，包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度信息通信各个环节，覆盖所有电压等级，实现"电力流、信息流、业务流”高度一体化融合的坚强智能电网[4-6]。建设智能变电站的必要性:1)电力市场化改革的需要变电站是输配电系统的重要组成部分，市场化改革对它提出了新的要求：首先从外部看对变电站自动化系统的整体信息化程度和与电力系统整体的协调操作能力提出了更高的要求;其次从内部看对变电站自身的集成应用的能力也高于传统的变电站自动化装置的要求。2)现有变电站自动化系统存在的不足装置功能相互独立，数据不能共享，且部分内容重复，缺乏高级应用。二次接线复杂、CT/VT负载过重，保护及自动化装置通讯规约不统一，加大了调试的复杂性，也增加了运行、维护的难度，给设计、调试和维护带来了一定的困难，降低了系统的可靠性。装置的智能化优势未得到充分利用。3)智能变电站是智能电网发展的重要支撑智能变电站是在IEC61850标准体系基础上建立的，它采用了非常规互感器、数据的共享。由于IEC61850技术的先进性，它将推动我国电力系统自动化控制的改革，为我国电力系统稳定、安全、持续的发展奠定基础，必将产生巨大的经济效益和社会效益智能化的一次设备、网络化的二次设备，能够实现智能设备之间1 的互操作和信息[7-10]。1.2国内外智能变电站的发展现状1.2.1IEC61850标准电科院和国内的各大电力设备制造厂商从2001年就开始关注IEC61850，并且开始对该标准进行翻译。到目前IEC61850的国产化工作已基本完成。从2005年5月幵始至2006年12月，由国家电力调度中心组织，中国电科院作为检测机构，用两年的时间通过6次互操作性试验检验和促进各厂家IEC61850系列产品的开发和兼容情况。国内较有影响力的电力系统自动化设备供应商积极响应并参与了此互操作性试验，相关单位有南瑞继保、北京四方、国电南自、南瑞科技、南京新宁、许继等。完成IEC61850规约定义的所有功能，能达到标准规定的一致性测试和无缝互操作要求[11-13]。1.2.2互感器研究现状电子式互感器作为过程层中的关键设备，如何选型成为智能变电站建设中面临的重要问题。电子式互感器是一大类新型互感器的总称，包括电子式电流互感器和电子式电压互感器。前者采用低功率线圈、罗氏线圈或光学材料作为一次传感器，后者采用电阻／电容分压器或光学材料作为一次传感器，利用光纤进行信号传输，通过对测量电量的信号处理，实现数字量或模拟量的输出。电子式电流互感器从原理上可分为两类：一是基于电磁感应原理的互感器，如采用Rogowski线圈的互感器、采用低功率线圈的互感器(LPCT)；二是基于法拉第磁光效应的光学互感器。电子式电压互感器从原理上可分为两类：一是利用电学原理基于电阻、电容、电感分压的电压互感器；二是光学原理的电压互感器，分为普克尔效应和逆压电效应两种原理[14-16]。光学原理电子式电流互感器与传统CT的工作原理完全不同，基于光电传感技术，一次侧无需工作电源，目前正在进入实用化，国内已有站点应用。从技术角度看，光学原理电子式电流互感器良好的测量品质及供电可靠性都是电学式无法比拟的，若能继续完善解决好传感头的线性双折射问题、对温度和震动敏感等问题，会成为电力系统互感器的理想选择和未来发展趋势。国外对电子式互感器的研究始于20世纪60年代，经历了理沦探索阶段(60~70年代)、挂网试运行阶段(80~90年代)和产品化投运阶段(90年代以后)，先后实现了电学式和光学式电子式互感器，并逐步向超高压、特高压方面深入[17-20]。至今已研制出多种电子式互感器并投入电网运行，代表性的厂家产品情况如表1-1所示。2 表1-1国外电子式互感器产品研发情况厂家名称产品类型产品电压等级/kV欧洲AREVA磁光玻璃型OCT123~756加拿大Trench电容分压式EVT72.5~765全光纤型OCT、加拿大NxtPhase36~765普克尔效应型OVT线圈型ECT、欧洲ABB磁光玻璃型OCT、72.5~800普克尔效应型OVT我国电子式互感器的正式研究始自20世纪80年代，目前已有多种产品以多种形式进入工程投运阶段，具体产品的研发情况如表1-2所示。表1-2国内电子式互感器产品研发情况产品化电子式互感器类型理论研究阶段挂网试运行阶段投运阶段线圈型ECT√全光纤型OCT√磁光玻璃型OCT√分压式EVT√光学式OVT√1.2.3设备状态监测的现状电力系统变电设备监测实现方式主要有两种：在线监测和离线监测[21-23]。在线监测，在设备不停电、保持正常运行的情况下，运用常年安装在被检测设备上的相关的设备、仪器对电力设备状况实时进行连续或周期性地自动监视检测的过程。其中检测与过程没有时间滞后时称为在线监测，又称为实时检测。在线检测可以对正在运行的设备进行质量缺陷的消除、修正或补偿活动，提高过程质量的稳定性与一致性，实现100％的实时自动检测。即通过在线装置实时监测实际工况下的输变电设备状态，当发现异常时及时进行处理。随着技术的不断发展，各类单一功能的在线监测系统趋向集成，各种变电设备的监测单元通过现场总线与主机相连，监测单元负责数据采集、初步分析，并将数据上传至监控主机，主机对数据进一步处理，统一生成图形、报表，并将数据存入数据库。变电设备在线监测系统的形成实现了对变电站变压器、电抗器、断路器、GIS/HGIS、高压套管、容性设备等变电设备的实时在线监测功能。变电设备在线监测系统流程如图1-1所示。3 图1-1变电设备在线监测系统流程图离线监测，通过各类检测仪表，对生产及设备状况进行必要的人工抽查检测称离线监测，通常与在线监测对应。在设备运行时采集样本或数据，通过仪器、设备等在实验室对样本进行检测分析或对数据进行分析加工的过程，一般具有非实时性的特点，试验结果常常有一定的滞后性，不反映设备运行的当前状态。离线监测根据设备运行数据、缺陷记录、停电试验等手段发现设备故障的征兆，通过分析设备可能发生故障的原因和部位，从而提出处理的方法。离线监测主要存在以下弊端：其一，离线监测大部分情况下须停电。如SF6微水监测，须在停电的情况下抽取SF6气体，停电给电力系统运行带来了很大麻烦，每年调度部门为制定停电计划都是一项异常复杂的工作。其二，诸多数据在停电的情况下无法测量。停电离线监测只能检测一些常规数据，而对于其他一些数据，如断路器的热效应、开断电流波形、触头行程，在离线的情况下是无法测量的，而这些数据恰恰是反映设备状态的重要数据。长期以来，电力设备都是依赖于定期离线检测，但其在防止事故方面有很大的局限性和不足，离线试验不能全过程的反应设备运行条件下的各种状态，对突发性故障无法提前预知。近年来国内故障统计表明，突发性故障在高压设备事故中占相当大的比重。而变压器、GIS、HGIS等主设备故障(如气室内含杂质导致放电、三相电流不平衡、气室渗漏)等已经多次造成严重故障。在线监测的实质是要求分析设备的当前状态及未来趋势，在发生故障之前提出检修计划，做到防患于未然，是状态检修的技术基础之一。而离线检测是对可能存在或已经存在的故障进行分析。需要说明的是，随着智能变电站逐步实现无人值班，带电检测在智能变电站中占有越来越重要的地位，带电检测技术指在电气设备的运行状态下，通过特殊的试验仪器、仪表装置，对被测的电气设备进行的检测，用于发现运行中的电气设备所存在的潜在性的故障。它可以得知电气设备在所测时刻下的使用状态，便于及时发现设备的隐患，了解隐患的变化趋势等，可以发现常见的电气设备在运行状态下出现的所有问题，诸如：局部放电、发热、气体泄露等可能造成重大事故的隐患。4 1.2.4辅助设施现状目前常规综合自动化变电站中主要生产辅助设施包括：视频监控系统、火灾报警、采暖通风、灯光控制、水泵控制和简单的环境监测功能[24-28]。下面对每项辅助设施现状进行简单介绍。1、视频监控系统现状变电站视频监控系统包括：视频监控、红外对射、电子围栏、门禁系统以及环境信息采集设备等。目前变电站均配置了视频监控系统，在一次设备区和主要设备房间安装了摄像头，由于目前视频监控系统的主要功能是监视变电站整体的运行情况，所以摄像头数量较少、监控存在死角，目前的视频监控系统不能够满足对变电站所有设备的监视。红外对射、电子围栏以及门禁系统几种设备都属于安全防护系统。目前变电站根据各个地区的运行习惯均配置了其中的一种或多种安防设备。环境信息采集设备目前大部分变电站通过安装温度变送器，将温度变送器信息上送至监控系统，实现对变电站保护小间室温监测，湿度、水浸等信息量目前变电站均没有采集。2、采暖通风及水泵控制现状目前建成的常规综合自动化变电站均配置了采暖通风系统和水泵控制功能，但自动化程度较低，不能满足智能变电站的要求，需要对这些设备进行整合、改造，使其适应智能化变电站的需要。（1）采暖设备目前大多数变电站有人房间及对温度有要求的房间(如警卫室、休息室、备餐间、通信室、蓄电池室等)采用壁挂、柜式分体冷暖空调或冬季采用电暖器采暖，空调控制方式多采用手动遥控控制，电暖器控制方式多采用档位控制或定时控制。（2）通风设备目前大多数变电站一般在蓄电池室、配电室、综合保护室内设置轴流风机进行通风换气及事故排风。风机控制方式一般采用手动控制和温、湿度自动控制2种控制方式，并与火灾报警连锁，火灾报警后可自动关闭。温、湿度自动控制条件为：当大于一定温、湿度时风机自动启动；温度低于一定温、湿度时自动关闭。太原南500kV变电站在预制舱内配置了换气扇。（2）水泵控制目前大多数水泵启停控制一般由液位连锁控制或气压表连锁控制。太原南500kV变电站配置雨水泵和潜污泵，采用液位控制，高于一定水位自动启泵，低于一定水位时自动停泵。5 （3）火灾报警现状目前220kV及以上变电站中配置了火灾报警系统，火灾报警系统包括火灾报警主机、感温探头、感烟探头、线型感温探测器(感温电缆)等设备。火灾报警系统当监测到有火灾发生时，发出告警铃声，并以硬接点形式将火灾信息发送至监控系统。在目前的告警方式下，当值班人员得知发生火灾后，无法及时判断起火点，只有在火灾报警主机面板上才能看到起火点信息。1.3石家庄桥西变电站概况本站位于石家庄市三环与槐安路西北面，是石家庄地区220kV电力网的重要变电站，装有两台220kV/240000kVA有载调压主变压器。20kV线路共2回，分别从500kV变电站元氏站269间隔至桥西站245间隔的220kV线路命名为“220kV元桥I线”；元氏站270间隔至桥西站246间隔的220kV线路命名为“220kV元桥II线”，联络运行。110kV线路共7回，分别与220kV铜冶变电站、110kV滨河、中山、联盟、时光变电站的110kV系统联络运行。10kV线路共13回，主要供电至至附近的工农业生产。本站电容器共有6组，每相由8台，每套24台电容器并联组合，总计容量为334KVar×24=8016KVar。1.4本文研究的主要内容本文从石家庄桥西变电站建设情况出发，从自动化网络方案、电子式互感器的配置方案、监测应用方案和辅助系统设计方案等角度切入，对石家庄桥西智能变电站方案进行了设计，主要内容如下：1.提出智能变电站自动化网络方案：从可靠性、实时性、技术性等角度对比分析了以太网三种基本结构的特点，确定了桥西220kV智能变电站站控层和过程层的双重化星型网络结构；通过对比分析，确定了桥西220kV智能变电站的采样值传输协议、开关量传输协议、过程层网和站控层网络交换机配置原则以及过程层冗余方案；提出SV、GOOSE以及IEC61850共网传输技术方案，并从技术和经济两个角度确定了方案的可行性2.提出石家庄桥西智能变电站电子式互感器的配置方案：从实现原理、可靠性和经济性等角度对目前国内主流电子式电流互感器进行对比分析，确定了桥西智能变电站电子式互感器的选型方案；通过对比分析确定了电子式电压互感器选型方案和线圈配置方案；对主流数据采样同步方案进行对比分析，确定了桥西数据采样同步方案，并提出适合石家庄桥西的合并单元安置方案3.提出智能变电站的监测应用方案：明确了智能变电站内变压器、GIS和断路器以及避雷器等主要设备既定检测量的监测方法和相关设施的配置，从二次设备和二次回路两个角度明确了桥西二次在线监测方案，同时设计了分层分布式6 的状态监测统一后台系统，对状态监测传感器进行了寿命分析，就综合在线监测系统进行了经济技术分析和全寿命周期管理。4.提出石家庄桥西智能变电站辅助系统设计方案：明确了电网运行指挥辅助系统的管控内容，并对辅助系统主站和变电站侧进行了功能分析，从网络方案和联动方案等角度设计了桥西智能变电站的辅助系统实施方案，。7 第2章智能变电站自动化系统和网络与其他网络类型相比，以太网在传输速率、兼容性、及成本等多方面具有明显的综合优势，是智能变电站自动化系统的首选网络。站控层作为智能变电站的大脑，其网络一般选择100Mbit/s交换式电以太网或光纤以太网；过程层设备一般安装在户外配电装置附近，电磁环境恶劣，为提高抗干扰性，过程层网络应选择100Mbit/s光纤以太网[29-30]。2.1网络结构选择以太网基本结构有以下三种：总线结构、星型结构(树型结构-扩展星型结构)、环型结构。（1）总线型结构总线型拓扑结构中各交换机通过级联，构成网络总线。各间隔IED平均分布在各交换机上，公用IED接在其中一台交换机上，如下图：图2-1总线型结构（2）星型结构星型拓扑结构中有公共交换机和间隔交换机，各间隔交换机与公共交换机直接相联。如下图：8 图2-2星型结构（3）环形结构环型拓扑结构中各交换机相互连接构成闭环。公用IED接在其中一台交换机上。如下图：图2-3环型结构为满足石家庄桥西智能变电站建设目标，从可靠性、实时性、技术经济性角度进行分析确定该地区以太网结构是十分必要的。2.1.1可靠性比较单星型网络故障概率为：Pmpmq=+++()()21（2-1）单环型网络故障概率为：Pmq=++()1452mp()()−+mp−+mqp（2-2）通过对选定参数的计算：9 单星型网络最大故障概率为：P1=0.019；单环型网络最大故障概率为：P3=0.0029；星型双网网络最大故障概率为：P2=P1×P1=0.00036；可以看出，通过网络双重化，星型故障概率大大降低，可靠性得到很大提升。因此石家庄桥西220kV智能变电站设计可选择星型双网网络结构。2.1.2实时性比较交换式以太网端口间最大通信延时为：TmTTT=×++()，其中m为任total013意两个端口间交换机的数量。网络排队延时T的影响因素是全网中网络节点的数3量，与拓扑结构无关。在比较星型网络和环网的实时性时，我们主要考虑信息在通信链路中每一台交换机的发送延时T和交换机制延时T的累积。星型网络链路01中交换机的数量是固定的，最大为3，与全网的交换机数量无关；环网链路中交换机数量的最大值与全网交换机数量相同。以星型网络的m=3，环网的m=6为例。通过对选定参数的计算，其差值约为0.3ms。星型网络的实时性明显优于环网。2.1.3技术经济分析三种网络结构各有特点，本文从扩展性、可维护性、冗余性以及传输速度等技术角度，对其进行对比分析，如表2-1所示。网络的投资由交换机的数量、交换机的价格及网线数量决定，其中网线价格低廉，在总成本中所占比例很小，投资分析中可以忽略网线数量的影响。(1)交换机的数量在同等配置原则下(按间隔配置交换机或多间隔共享交换机)，星型结构所需交换机最多，总线结构和环型结构所需交换机较少；考虑到扩建方便，环型结构一般按照终期配置交换机，导致一期工程投资较高。(2)交换机的价格交换机的价格由基础部分(电源、机箱等)、接口部分(交换芯片、光纤器件等)和附加网管功能部分共3部分组成。各种网络结构中，交换机的基础部分价格相同，接口数量和附加网管功能有所不同。星型结构中各间隔交换机除了接入各IED外，只需提供1个接口与其它交换机级联(公共交换机)，所需接口最少；环型结构中各交换机需提供2个接口与其它交换机级联，所需接口最多。10 表2-1三种网络结构的技术对比网络总线结构星型结构环型结构结构网络结构较复结构特点结构简单，易于布线网络简单，易于布线杂扩展性容易容易扩展困难便于维护，任何一台维护、隔离比较困难。一间隔交换机故障，都维护、隔离比较可维护性台交换机故障将影响其它可以方便隔离，不影困难间隔响其它间隔冗余性差较差好慢，从总线一侧到另一侧快，任意两个设备之较快，与环中交传输速度需要经过多级交换机。间最多三跳换机数量有关报文延时不固定固定不固定VLAN，IEEE网络协议VLAN，IEEE802.1pVLAN，IEEE802.1p802.1p，RSTP差，不同厂家兼容性好好RSTP算法不同网络风暴无无有风险环型结构由于具有网络重构等功能，附加网管功能最为复杂；再考虑上接口的数量，环型网单台交换机成本最高，星型网单台交换机成本最低。(3)综合分析经过以上定性分析，基于同等配置标准的三种网络中，一般情况下总线结构投资最低，星型结构和环型结构的投资相当，具体方面如下：(1)环型可靠性高于星型，但通过双重化冗余配置，星型双网可靠性得到很大提高，满足要求；(2)星型实时性优于环型。当网络中交换机数量较多时，环网由于交换机转发时延的累积造成的网络延时难以满足过程层网络对实时性的要求。(3)星型结构在运行维护、传输时间、可靠性等多方面具有突出的优点，性价比最高。因此石家庄桥西220kV智能变电站站控层网络和过程层网络均采用星型网络，通过双重化配置提高可靠性。2.2通信协议选择在基于IEC61850(DL/T860)标准构建的智能变电站自动化系统中，通信协议采用IEC61850相关协议一般来说是必然的选择[31-33]。考虑到目前的技术水平，变电站自动化系统所有相关设备均采用IEC6185011 协议通信并不现实，而且IEC61850本身就是一个庞大的技术体系，在第一版标准中就提出了三种特定通信服务映射(SCSM)：IEC61850-8-1映射到MMS(制造报文规范)、IEC61850-9-1串行单方向多点共线点对点链接、IEC61850-9-2特定通信服务映射(SCSM)-映射到过程总线，因此有必要对自动化系统通信协议的选择进行分析。通信协议的选择可分解为以下方面，如下图：图2-4通信协议类型站控层网络传输的信息一般为采样值和开关量，采样值传输的目前可采用IEC60044-8（FT3）、IEC61850-9-1、IEC61850-9-2三种协议，2.2.1采样值传输(1)三种通信协议技术对比表2-2三种通信协议技术对比采样值传IEC60044-8(FT3)IEC61850-9-1IEC61850-9-2输协议物理接口光纤串行口以太网以太网传输延时固定不固定不固定传输方式点对点点对点点对点/网络编码方式简单简单复杂传输内容固定固定可配置网络方式下可采用IEC61588多路采样数据可采用插值多路采样数据之间的同步协议实现多路采样数据的同同步方式法实现自同步，不依赖外需通过同步信号源或GPS步，不依赖于外部信号源，交部信号源时钟实现换机和装置均需支持IEC61588协议，成本较高互操作性差较好好共享性差差好12 (2)协议选择FT3协议优点是可以在接收端实现插值同步，不需要全站集中同步源，可通过FPGA实现硬件并行处理；缺点是点对点光纤连接数量较多，互操难度大，不符合智能变电站通信发展趋势。考虑到目前采样值传输采用点对点方式时只有采用FT3协议才能够实现自同步，可靠性高，必要时应在智能变电站中采用。IEC61850-9-1基于以太网技术，采用点对点方式传输，网络传输迟延相对FT3不够固定，编码方式比较简单、数据内容固定，较易实现；缺点是数据共享程度低，技术水平落后，不符合发展趋势。IEC61850-9-2采用以太网传输方式，它是从IEC61850模型配置的角度出发而制定的采样数据共享协议，其优势在于采样值数据的自由配置和共享，但合并单元与保护测控装置之间的数据匹配过程复杂，网络带宽和CPU编解码的开销较大。IEC61850-9-2在智能变电站实施过程中突出了软件工具对信息进行配置的重要性，代表了技术发展的趋势，应作为智能变电站采样值传输的主要通信协议。(3)应用方案a、互感器到合并器电子式互感器与合并器通过光纤串行口连接，采用FT3协议，利用插值法实现三相电流电压数据的同步。b、合并器到间隔层设备合并器具有光纤串行口输出和光纤以太网输出。合并器与单间隔保护设备通过以太网口以IEC61850-9-2协议通信，采用点对点方式；合并器与测控装置、故障录波器、网络记录分析仪、功角测量装置、行波测距装置、电子式电能表通过以太网口以IEC61850-9-2协议通信，采用网络方式，数据同步利用IEC61588协议实现；合并器与跨间隔保护设备通过光纤串行口以FT3协议通信，利用插值法实现各间隔电流电压数据的同步；必要时也可以通过以太网口以IEC61850-9-2协议通信，数据同步利用IEC61588协议实现。2.2.2开关量传输开关量传输的目前可采用IEC61850-8-1中GOOSE服务、IEC61850-9-1两种议。(1)两种通信协议技术对比表2-3通信协议对比开关量传输协议GOOSEIEC61850-9-1报文发送方式变时间间隔重发方式循环传送方式传输方式点对点/网络点对点13 编码方式复杂简单传输内容可配置状态量可配置互操作性好较好共享性好差(2)协议选择IEC61850-9-1是点对点以太网传输采样值的协议，同时也可传输开关量。对于采样值与开关量同步传输的场合，IEC61850-9-1协议是理想选择；利用IEC61850-9-1单独传输开关量从技术方案上比较成熟；缺点是一般只用于点对点方式，数据共享性差，不符合智能变电站建设理念；GOOSE可以传输开关量、模拟量及时间同步等信息，目前主要应用为传输跳合闸等开关量信息，可适应点对点、网络等多种通信方式，是智能变电站开关量传输的必然选择。2.3交换机配置原则根据前面的论述和分析，智能变电站宜采用星型网络，但具体到交换机配置上，可分为按间隔配置交换机和多间隔共享交换机两种方案[33-36]。2.3.1站控层网络交换机配置原则站控层为各类主机及间隔层交换机，对于石家庄桥西220kV变电站站控层宜冗余配置2套中心交换机，每台交换机端口数量应满足站控层设备接入要求。间隔层为各间隔保护、测控设备，网络传输的信息一般为MMS信息和非实时GOOSE信息，对实时性和网络带宽及可靠性等要求相对不高，按照间隔配置交换机性价比较低，宜按照设备室或按电压等级配置2套交换机。每套交换机所含的交换机数量及交换机端口数量根据规模统一考虑。间隔层交换机端口类型选择与二次设备布置方式相关，与同一个设备室的设备连接宜采用电口，与其他设备室或配电装置区的设备连接宜采用光口。2.3.2过程层网络交换机配置原则过程层网络所连接的设备为保护设备、测控设备、智能终端、合并单元等，传输的信息为SV、实时GOOSE信息及IEC61588对时信息，交换机配置原则应强调高可靠性和高实时性，具体如下。（1）220kV单断路器接线对于220kV双母线和单母线等单断路器接线方式，各间隔二次设备相对独立，只与公用设备有关系；系统对保护设备及二次回路要求高，按间隔布置交换机技术优势明显。分析如下：14 表2-4单断路器接线方式交换机配置方式对比单断路器接线方式交按间隔配置交换机多间隔共享交换机换机配置交换机可安装在保护屏上，与交换机需单独组屏，与保护/测控装交换机安装位置保护/测控的联系只是屏内光置联系需经室内电缆沟拉光缆或尾纤跳线缆实现可维护性好差，各间隔界面不清晰可靠性高较高扩展性好，不影响其它间隔较差，新扩建间隔影响现有设备各等级保护只需1个为提高运行可靠性，单重化配置的对保护装置要求SMV/GOOSE口即可满足运保护装置需2个SMV/GOOSE口，行要求，装置简单装置复杂单重化配置的保护需设两个SMV/GOOSE网络与保护配网络配置SMV/GOOSE网，不符合一一对应置一一对应的原则网络成本较高较低（2）110kV单断路器接线对于110kV双母线和单母线等单断路器接线方式，按间隔布置交换机技术优势同样明显。但是110kV系统一般间隔数量较多，信息交互量较小，按间隔配置交换机时投资一般较高。考虑到110kV系统保护均为单套配置，按照间隔配置交换机时，交换机故障只影响本间隔，不需要冗余配置；也可考虑不设置间隔内过程层交换机，间隔内同一智能控制柜中的过程层、间隔层设备间SV、GOOSE报文采用点对点方式连接，跨间隔间GOOSE通信通过过程层中心交换机实现。（3）35kV及以下系统35kV系统一般采用保护测控计量录波多合一装置，安装在GIS柜上，间隔内没有通信需求，35kV电压等级不考虑配置独立的过程层网络，SV报文可采用点对点方式传输，GOOSE报文可利用站控层网络传输。此方案使装置省去了单独的GOOSE接口和相关光缆的敷设，仅通过MMS接口与站控层网络相联，性价比很高。（4）主变间隔主变间隔与三侧系统均有联系，过程层网络的设置有三种方案。方案一：将主变视为一个大的间隔，配置1台交换机。主变保护及测控装置只需提供1组GOOSE及SV接口，如下图所示。15 图2-5方案一交换机配置方式方案二：将主变三侧视为三个间隔，按侧配置交换机。主变保护及测控装置需提供3组GOOSE及SV接口，如下图所示。图2-6方案二交换机配置方式方案三：将主变高压侧视为一个间隔，中低压侧视为一个间隔，按侧配置交换机。主变保护装置需提供2组GOOSE接口，主变中、低、本体侧测控需各提供1个GOOSE接口，如下图所示。图2-7方案三交换机配置方式16 方案对比：方案一交换机数量少，对保护及测控装置的要求较低，投资较少，。但采用此方案时，三个电压等级过程层网络通过主变交换机沟通，物理网络无法独立，容易扩大故障范围。方案二中三个电压等级过程层网络从物理上完全独立，可靠性高。但此方案交换机数量多，对保护及测控装置的要求较高，投资较大。方案三中低压侧不配置过程层网络，低压侧主进过程层设备接入中压侧过程层网络，此方案过程层网络从物理上相对独立，可靠性较高。交换机数量较少，性价比较高。方案选择：三个个方案各有优缺点，由于石家庄桥西220kV智能变电站对确保地区供电可靠性十分重要，本文采用方案三配置过层层交换机，降低经济成本。2.4过程层网络流量分析过程层网络传输的信息为SV、GOOSE及IEC61588，均对实时性有很高的要求。根据相关规程要求：在40%的带宽下，交换式以太网的网络延时才可以忽略。因此在确定过程层交换机配置方案时，必须进行网络流量计算，尤其是采样值组网时，对网络带宽消耗较大，应重点分析[37-38]。2.4.1过程层交换机带宽分析(1)SV报文传输每台合并单元输出的保护用SV带宽、计量用SV带宽均为8Mbit/s。考虑到以太网40%的带宽限制，每台100Mbit/s交换机最多容纳5个间隔的保护SV数据，才能使上传中心交换机的端口满足带宽要求。计量用SV数据一般只供本间隔使用，不向中心交换机上传输数据，100Mbit/s交换机完全可以满足通信需求，没有间隔数量的限制。(2)GOOSE报文传输每个IED输出的GOOSE报文带宽正常时可以忽略，事件发生时峰值带宽为1Mbit/s。考虑到以太网40%的带宽限制，每台100Mbit/s交换机最多容纳40个间隔的保护GOOSE报文，才能使上传中心交换机的端口满足带宽要求。2.4.2SV、GOOSE、IEC61588共网传输技术经济分析(1)技术分析IEC61588网络流量可以忽略，可只考虑SV、GOOSE流量。GOOSE报文流量在正常时同样可以忽略，只有在事件发生时，每个IED发送的GOOSE报文带17 宽才会短时达到1Mbit/s左右。SV报文是一种带宽稳定、流量较大的报文，是选择交换机时重点考虑的因素。SV、GOOSE共网传输时，与中心交换机连接的端口最大流量为：4个间隔的保护SV数据+4个间隔的GOOSE数据=(8+1)×4=36Mbit/s，可满足100M端口不大于40%的要求；当超过4个间隔时，与中心交换机连接的端口应采用1000M端口。从信息流向分析，SV为上行信息，GOOSE跳闸为下行信息，对于全双工的交换机来说，SV流量不会影响GOOSE跳闸信息。因此SV、GOOSE共网传输从技术上完全可行。为进一步提高可靠性，实际应用时SV和GOOSE可考虑分端口与交换机相连，并通过VLAN技术将一台交换机从逻辑上划成两台交换机，或通过GMRP技术实现报文的自动寻址，实现报文分流。(2)经济分析SV、GOOSE、IEC61588报文共网传输时可以有效减少过程层交换机数量，省去大量的对时用电缆；目前支持IEC61588对时的交换机及设备需采用专用的硬件电路，单套设备投资有所增加；根据调研，目前市场上支持IEC61588对时的交换机端口数量一般不能超过16个，在交换机选型时应注意。总体来说，SV、GOOSE、IEC61588报文共网传输经济效益是显著的。(3)结论SV、GOOSE、IEC61588报文共网传输是一种性价比很高的组网方式，本文采用该类报文共网传输方式设计石家庄智能变电站组网方式。2.4.3过程层网络冗余方案星型结构过程层网络网络冗余方式主要包括双网单接口IED冗余、双网双接口IED冗余、双网双接口IED单套方式一：双网单接口，IED冗余此方案为两套独立的星型网络，对应于双重化的保护分别配置交换机，保护装置等IED只提供一组过程层接口。如下图所示。18 图2-8方案一过程层网络冗余方式方式二：双网双接口，IED冗余此方案为双星型网络，交换机和保护装置均双套配置。保护装置等IED提供双组过程层接口，与两台交换机同时相联。如下图所示。图2-9方案二过程层网络冗余方式方式对比：方案一和方案二对应于220kV及以上系统，保护装置双重化配置。两个方案设备数量相同，方案一在链路上没有冗余，间隔交换机故障时对应的保护装置等需退出运行，依赖装置的冗余保证可靠性；方案二在链路上存在冗余，任意一台间隔交换机故障，对应的保护装置等仍可继续运行，可靠性很高，但增加了装置和通信的复杂程度。方式选择：按照继电保护标准化设计规范，双重化配置的保护装置及其回路之间应完全19 独立，不应有直接的电气联系，两套保护与两个跳闸线圈之间一一对应。在过程层网络设计时，也应贯彻这一原则，使两套保护装置与两套过程层网络一一对应，彼此独立，因此石家庄桥西220kV智能变电站过程层冗余方案宜采用方案一。2.5本章小结本章节从可靠性、实时性、技术性等角度对比分析了以太网三种基本结构的特点，确定了桥西220kV智能变电站站控层和过程层的双重化星型网络结构；通过对比分析，确定了桥西220kV智能变电站的采样值传输协议、开关量传输协议、过程层网和站控层网络交换机配置原则以及过程层冗余方案；提出SV、GOOSE以及IEC61850共网传输技术方案，并从技术和经济两个角度确定了方案的可行性。20 第3章电子式互感器选型方案以及配置方式智能变电站的实现基础体现在数据采集的稳定性、设备的互操作性和网络通信的安全性等环节，电子式互感器作为数据采集的重要设备，合理选型与数字化稳定运行密切相关。目前智能变电站中主要选用电学式EVT实现电压量的采集与传输，其测量误差主要由电阻或电容自身易随温度变化、高压电极电晕放电以及与其周围低电位物体间存在固有电场所产生的分布电容等因素引起。出于元件性能与绝缘水平的考虑，电阻分压型EVT具有理想的测量品质和暂态响应，但消耗功率，一般应用在低电压等级，而电容分压型EVT不存在电磁单元，主要应用于高电压等级。3.1电子式电流互感器对比线圈型ECT、全光纤型OCT和磁光玻璃型OCT是目前国内主流的三种电子式电流互感器，从实现原理、可靠性和经济性对其进行比较，分析其各自的适用场合[39-40]。1)技术比较电子式电流互感器主要由高压侧的传感器、低压侧的二次处理系统以及传输光纤组成，区别主要在于高压侧的传感元件，三种电子式电流互感器的原理与特性如表3-1所示。21 表3-1电学式与光学式电流互感器比较结论电流电学原理式光学原理式互感线圈式全光纤型磁光玻璃型器传感法拉第电磁感应原理赛格耐克效应法拉第磁光效应原理高压侧测罗氏线圈及低功率线圈光纤环磁光玻璃量元件高压侧是否需需要不需要不需要要供能高压侧是否需需要金属屏蔽不需要不需要要屏蔽光纤环与导线交叉磁光玻璃中心与导安装位置要求线圈横截面与导线垂直即可线重合敏感头安装适弱强弱应性光路结构简单较简单较复杂性光波长影响无大大能线形双折射(震对动及应力双折无大小比射影响)直流量与非周不可测量可测量可测量期量满足测量精度下的测量动态小大较大范围线性度一般好较好抗电磁干扰较好好好抗温度干扰好一般一般(1)由高压侧要集单元电(1)测量精度的温漂子线路板的供能问题、抗问题；干扰问题以及寿命问题(2)小电流时测量精等；(1)测量精度的温漂度问题；主要技术瓶颈(2)合并单元供能激光器问题；(2)小电流时(3)震动对测量精度的功耗、寿命问题；测量精度问题。影响问题；(4)受安(3)采集单元内积分环节装制约，GIS内目前带来的波形“拖尾”问题；暂不能应用。(4)高压侧采集单元故障22 电流电学原理式光学原理式互感线圈式全光纤型磁光玻璃型器带来的停电更换问题。应用场合AIS与GISAIS与GISAIS投运时间较短，站投运时间较短，站投运时间较长，站点较多，投运经验点较少，基本上在点较少，基本上在技术较成熟试运行阶段试运行阶段(2)经济性比较电子式互感器与常规互感器相比，价格较高，但提高了测量性能，减少了占地面积、敷设电缆及设备的退出次数和退出时间，缩短了建设周期，运行维护方便，一定程度上会减少变电站寿命周期内的总体成本。光学式OCT与电学式ECT相比，在材料和工艺等方面要求更高，造价更高。3.2电子式互感器选型方案石家庄桥西变电站220kV采用户内GIS配电装置形式，220kV线路及主变进线间隔推荐采用GIS内电子式互感器，罗氏线圈型电流互感器提供电流数据，电容分压式互感器提供电压数据；220kV母联电流互感器同线路间隔，220kV母线电压互感器推荐采用电容分压式电压互感器[41-42]。35kV采用户内GIS配电装置形式，35kV主变进线间隔推荐采用电学原理电子式电流电压互感器，罗氏线圈型电流互感器提供电流数据。35kV所变、出线、分段间隔配置常规互感器。35kV母线电压配置常规电压互感器。主要理由如下：1)虽然就原理与测量品质而言，光学原理互感器性能更优，且代表未来发展趋势，但其在国内的运行时间不长，仍有待检验。GIS内组合式电学原理电流电压互感器目前在国内220kV及以下电压等级已有较大规模应用，通过不断完善，已相当成熟。2)由于GIS内电学原理互感器高压侧信号处理及光电转换部分(采集模块)在GIS外壳低电位处安装，采集模块可采用场地直流电源供电，解决了采集模块停电更换的问题。直流供电方式也使原电学式互感器的供电激光器得以取消，使合并单元下放场地成为可能。3)电学原理互感器与光学原理互感器产品相比，由于传感头材料与常规CT类似，且产量已具相当的规模，价格具有较大优势，而HGIS内的组合式电流电压互感器相对于分体式设备而言，价格更低。4)单一罗氏线圈同时满足测量和保护的需要，全温度-40℃~+70℃范围内，精度满足0.2S级，减少传感头数量，降低互感器成本，提高电子式电流互感器23 可靠性。3.3电子式互感器线圈配置方案桥西220kV变电站电子式互感器线圈配置方案如下：(1)主变三侧配置三相电子式电流互感器ECT，按照保护双重化原则配置线圈，配置2个保护计量电流线圈(罗氏线圈)，精度：为5TPE（0.2S）/5TPE（0.2S）。配置两路独立的数据采样系统，与两套合并单元一一对应，每路采样系统均采用双A/D。配置适应12.8kHz采样率的采集器，满足电能质量监测设备的采样。(2)主变中性点及间隙均配置单相电流互感器ECT，按照保护双重化原则配置线圈，配置2个保护电流线圈(罗氏线圈)，精度：5TPE/5TPE。配置两路独立的数据采样系统，与两套合并单元一一对应，每路采样系统均采用双A/D。(3)220kV线路配置三相电流互感器ECT，按照保护双重化原则配置线圈，配置2个保护计量电流线圈(罗氏线圈)，精度：5TPE（0.2S）/5TPE（0.2S）。配置两路独立的数据采样系统，与两套合并单元一一对应，每路采样系统均采用双A/D。配置A相电压互感器EVT，配置1个电压传感器，精度0.2(3P)。配置两路独立的数据采样系统，与两套合并单元一一对应，每路采样系统均采用双A/D。(4)220kV母联配置三相电流互感器ECT，按照保护双重化原则配置线圈，配置2个保护计量电流线圈(罗氏线圈)，精度：5TPE（0.2S）/5TPE（0.2S）。配置两路独立的数据采样系统，与两套合并单元一一对应，每路采样系统均采用双A/D。(5)220kV母线配置三相电压互感器EVT，配置1个电压传感器，精度0.2(3P)。配置两路独立的数据采样系统，与两套合并单元一一对应，每路采样系统均采用双A/D。配置适应12.8kHz采样率的采集器，满足电能质量监测设备的采样。(6)110kV线路配置三相电流互感器ECT，按照保护双重化原则配置线圈，配置1个保护计量电流线圈(罗氏线圈)，精度：5TPE（0.2S）。配置1路独立的数据采样系统，与1套合并单元一一对应，每路采样系统均采用双A/D。配置A相电压互感器EVT，配置1个电压传感器，精度0.2(3P)。配置1路独立的数据采样系统，与1套合并单元一一对应，每路采样系统均采用双A/D。(7)110kV分段配置三相电流互感器ECT，按照保护双重化原则配置线圈，配置1个保护计量电流线圈(罗氏线圈)，精度：5TPE（0.2S）。配置1路独立的数据采样系统，与1套合并单元一一对应，每路采样系统均采用双A/D。(8)110kV母线配置三相电压互感器EVT，配置1个电压传感器，精度0.2(3P)。配置两路独立的数据采样系统，与两套合并单元一一对应，每路采样系统均采用双A/D。配置适应12.8kHz采样率的采集器，满足电能质量监测设备24 的采样。(9)35kV所变、出线、分段间隔采用传统式电流互感器，35kV母线采用传统式电压互感器。3.4合并单元的配置电子式互感器与数字化保护装置、智能化一次设备等的数据连接主要依靠合并单元(MU)完成，合并单元同步采集多路互感器的电压、电流信息并转换成数字信号，经处理并按照曼彻斯特编码格式发送给二次保护、控制设备。3.4.1合并单元的同步方案合并单元需接入多个电子式互感器的信号，因此首先必须考虑各接入量的采样同步问题，它主要包含四个层面。1)同一间隔内的各电压电流量的同步测量。2)关联多间隔之间的同步。例如集中式母线保护、主设备纵联差动保护等装置均需相关间隔的电压电流同步测量数据。3)关联变电站间的同步，主要用于输电线路相关保护。4)广域同步。大电网广域监测系统(WAMS)需要全系统范围内的同步相角测量，在未来大规模使用电子式互感器的情况下，这可能导致出现全系统范围内采样数据同步。（1）采样数据同步方案目前，采样数据同步的方法主要有3种。方案1：采用插值法各测量环节A/D进行非同步采样，而在合并单元中用插值法计算各路电流电压量在同一时刻的采样值，它不依赖于GPS信号而完成采样数据的同步。方案2：依靠全球定位系统(GPS)对时信号(秒脉冲、IRIG-B码)全站及相邻站采用同一GPS对时信号，以GPS对时信号来调整所有智能采集模块的采样间隔，经合并单元汇总后，自动实现各模拟量的同步采样。这种方法的同步效果取决于对时信号的精度及完整性，GPS对时信号的丢失可能直接影响同步的精度。方案3：基于网络方式的IEC61588时间同步IEC61588的基本功能是使分布式网络内各个装置的时钟保持同步，它定义了一种精确时间协议PTP(PrecisionTimeProtocol)，用于对标准以太网或其他采用多播技术的分布式总线系统中的传感器、执行器以及其他终端设备中的时钟进行亚微秒级同步。当采样值传输采用IEC61850-9-2组网模式时，可很方便的引入了IEC6158825 精密对时协议，实现对时网和数据网合二为一。同时利用IEC61588的高精度特性，实现了采样同步的目的。因为IEC61588对时与IEC61850-9-2数据共网，只要二次设备收到合并单元的数据，那么就是同步的，即使没有和绝对时间同步，也是几侧合并单元相对同步，可以满足差动要求。这一点也是有前提的：各侧合并单元对IEC61588的处理机制是一样的，尤其是在GPS恢复过程中。（2）采样数据同步方案选择方案1利用FT3协议点对点方式传输SV，可以利用FT3自身的传输稳定、协议栈简单的特点，在多个FT3报文的接收端实现软件插值同步。插值同步是通过可以同步并行处理多个FT3通道的大规模现场可编程阵列(FPGA)来完成，提高了可靠性；方案1的缺点是SV必须点对点传输，采用FT3协议，FT3协议私有性强，不同厂家的设备采用FT3协议难以互联。方案2的同步方式简单，但严重依赖外部信号源，同步脉冲丢失可能造成保护不正确动作；方案3的IEC61588对时能达到微妙级的对时和同步精度，可满足变电站内所有二次设备的对时和同步需求，且能否利用现有网络传输，不需要额外的对时和同步电缆，是一种理想的对时方式；缺点是相关交换机和装置均需要增加专用电路，增加了设备投资。根据上面论证分析，桥西220kV变电站电子式互感器至合并单元的三相电流电压同步采用插值法，跨间隔差动保护采样值之间的同步采用插值法，强调高可靠性和独立性，满足智能变电站技术导则中保护直接采样的要求；非保护类的采样值之间的同步采用IEC61588技术，充分利用网络资源，既节省了同步电缆，又保证了同步的可靠性。3.4.2合并单元安装位置合并单元作为电子式互感器的对外接口，其与互感器采集单元和间隔级保护测控录波等二次设备均为光纤联系，理论上安装位置比较灵活。就目前实际运行情况看，大多数工程中合并单元是安放在主控室和保护一起组屏，主要原因有二：合并单元与间隔级设备的光纤联系更多，靠近有利于节省成本；另外，合并单元尽管为过程层设备，但是结构上也类似子一个“二次”设备，又由于一些厂家的电学式互感器采集单元与合并单元为一体化装置，互感器高压侧供电需要的激光器一般在合并单元中，其工作环境要求为恒温，主控室优良的温度及电磁兼容环境对合并单元更为有利。但桥西变电站中，对合并单元的安装位置要求，与以往不同：1)桥西变电站220kV、110kV及主变三侧均采用电学原理电流互感器，由于电流互感器安装于GIS罐体内，其采集模块安装在低电位处，可取消激光器，26 采用直流供电。激光器不在合并单元内，则降低了对合并单元的工作环境要求，使合并单元下放场地成为可能。2)桥西变电站二次设备采用全下放布置方案，保护、测控、电度表按间隔下放置就地控制柜中，合并单元作为二次设备的接口，从技术上应当与保护设备一起安装在就地控制柜中。3)桥西变电站保护设备直接采样，为减少光缆数量，合并单元宜和保护装置安装在一起。4)因此在桥西变电站中，推荐220kV、110kV及主变三侧合并单元均下放安装至各间隔就地汇控柜。3.4.3合并单元配置根据以上分析，桥西变电站合并单元配置原则为：1)根据保护双重化的需求，220kV线路、母联，主变各侧合并单元按双套配置；2)110kV线路、母联合并单元单套布置；3)220kV、110kV母线PT配置两台合并单元，各采样本电压等级内所有母线段的电压数据，在合并单元内实现PT并列功能；220kV间隔的PT切换，在各间隔合并单元实现。4)35kV母线PT电压信息接入主变低压侧合并单元内，采集一段母线模拟电压。PT并列功能由PT并列装置实现。3.5本章小结本章节从实现原理、可靠性和经济性等角度对目前国内主流电子式电流互感器进行对比分析，确定了桥西智能变电站电子式互感器的选型方案；通过对比分析确定了电子式电压互感器选型方案和线圈配置方案；对主流数据采样同步方案进行对比分析，确定了桥西数据采样同步方案，并提出适合石家庄桥西的合并单元安置方案。27 第4章变电站检测应用方案设计“大检修”体系建设的总体思路是以强化设备全寿命周期管理、提高供电可靠性；“大检修”体系建设的主要目标是统筹资源实施检修专业化和运维一体化，全面深化状态检修，提高设备检修效率和运行可靠性，建立按电压等级由各级检修公司(工区)承担电网设备运维检修任务的生产体系[43]。基于不停电检测为主的状态检修体系的建设是“大检修”体系构建的技术基础和技术保障。设备状态检修是大检修的技术基础。变电站运检的主要内容有：变压器、GIS/HGIS、断路器、隔离开关、互感器等设备，其检修由工厂化检修基地承担。为确保石家庄桥西220kV智能变电站运行可靠性和改善设备设备运检效率，本文针对桥西站点内的主要设备配置在线监测设备。4.1监测内容及设备配置4.1.1变压器状态监测内容与配置目前国内可用于变压器状态监测的主要项目有：油中溶解气体监测(DGA)、局部放电监测、套管绝缘(容性介损)监测、铁芯接地电流监测、光纤绕组温度及负荷监测、油中微水含量监测等。1)油中溶解气体监测油中溶解气体监测系统用于测量和分析油浸式变压器绝缘油中所有微量特征气体，油中溶解气体分析(DGA)是一项光谱诊断技术，对绝大部分缺陷都能反映，且不需要设备停电，因此，大约40%的缺陷是通过DGA发现的。因此，DGA是变压器状态可视化的首选检测项目之一。变压器油中溶解气体监测技术(DGA)有气相色谱法、傅里叶红外光谱法、光声光谱法等。其中气相色谱技术发展较为成熟，实用化程度较高，目前国内变压器气体检测大多采用气相色谱原理。监测系统应能自动定时完成油中特征气体的定量检测。现场实拍图详见图4-1。经调研，国内较多的变电站均在基建或后来的技改中增加了变压器的油中溶解气体分析装置，且已经有多次检测到色谱异常并判定故障，从而得以解决故障避免故障扩大的先例。本工程推荐使用变压器厂商附带油中溶解气体状态监测装置对变压器进行状态监测。28 图4-1变压器油中溶解监测现场实拍图2)主变变压器油中微水监测变压器油中微水在线监测可连续、在线自动分析变压器油中水分的含量及增长率，可及时发现变压器油因含水量高而引起的故障。变压器油中微水在线监测一般由传感器探头、数据采集器、数据处理服务器、应用软件及通信电缆等组成。部分厂家油中溶解气体监测装置兼油中微水监测，且技术成熟、使用广泛，本工程推荐使用变压器厂家自带的油中溶解气体状态监测装置实现微水监测。3)变压器局部放电监测局部放电是变压器重要的状态参量，绝大部分绝缘缺陷都会经历局部放电阶段，而且就局部绝缘缺陷而言，局部放电通常比DGA更敏感，可以更早地发现设备的局部绝缘缺陷，因此，局部放电始终是绝缘检测的研究重点，是变压器状态可视化的首选项目之一[44]。变压器故障的原因之一是介质击穿，而变压器中的介质击穿常常由局部放电引起。局部放电水平及增长速率的明显增加，能够指示变压器内部正在发生的变化。由于局部放电能导致绝缘恶化乃至击穿，故值得进行在线监测局部放电参数。29 局放传感器图4-2局放传感器安装示意图局部放电采用目前较多的是采用超高频(UHF)技术，局放传感器安装在变压器外部或者变压器放油阀处(见图4-2)，UHF在现场复杂环境条件下，抗干扰能力强，可以对局部放电源进行定位，可以识别不同的绝缘缺陷，灵敏度高，并能对变压器进行长期的状态监测。局部放电实验发现的障碍一般是放电性的重大缺陷，所以变压器配备在线局部放电监测技术，可对变压器局部放电状况进行实时监测，实时发现变压器的缺陷，以免造成电力事故扩大化，有利用电力设备安全稳定运行。就局部绝缘缺陷而言，局部放电通常比油中溶解气体分析光谱诊断更敏感，。但由于变压器绝缘结构复杂，局放引起的电磁波在传播时会发生多次折射、反射及衰减，高精度局部超高频检测难度较大，且局放监测系统普遍比较昂贵。考虑到局部放电发生时一般都伴随着绝缘油质的劣化，通过油中溶解气体分析光谱分析同样能对绝缘性能进行诊断，可作为替代局部放电系统的技术手段，因此本文不推荐安装变压器在线局放监测装置，但考虑预留供日常检测使用的超高频传感器及测试接口，以满足运行中开展局部放电带电检测需要；4)铁芯接地电流监测铁芯接地电流监测同变压器其他部位的监测方法一样，国内外变压器铁芯接地电流监测方法可分为三种：一是监测变压器绝缘油的油中溶解气体分析法，二是监测铁芯接地电流的电气法，三是基于监测铁芯局部发热的红外法。铁芯监测的电气法是监测铁芯接地线上的电流变化来反映铁芯运行状况的，此方法能最迅速、最直接、最灵敏的反映铁芯接地状态。监测变压器铁芯正常和发生多点接地时的电容电流，以判断铁芯是否存在接地故障，防止故障扩大、避免烧损铁芯。铁芯接地电流传感器安装图详见下图4-3。根据相关统计资料，铁芯多点接地造成的事故，占变压器总事故的第3位，故障发生概率较高，设备安装只需在铁芯接地处加装穿芯式零磁通电流传感器即可进行取样，简单易行，可靠性高，因此，所以本文推荐使用铁芯接地电流监测装置。30 图4-3铁芯电流传感器安装图5)变压器绕组光纤测温目前光纤测温技术是测温光纤植入绕组线圈内，通过光纤传输绕组温度至采集单元。光纤植入时需在变压器生产安装时完成，由于光纤比较细且外壳比较容易磨损，在与绕组线圈缠绕时难免为产生磨损，且不易发现。由于光纤植入套管绕组内部，若设备投运后出现光纤测温不准也无法对其更换，留在设备本体内影响主变压器运行寿命。本工程不推荐使用绕组光纤测温监测技术。结合现阶段智能电网技术的发展和石家庄桥西电网建设现状，本文考虑配置变压器油中溶解气体、铁芯接地电流，预留供日常检测使用的超高频传感器及测试接口，以满足运行中开展局部放电带电检测需要。变压器在线监测装置配置如表4-1所示。31 表4-1变压器状态监测装置配置表序单总设备名称配置情况备注号位计变压器油中溶解气1套/台(含1个传感从变压器排油阀处监测，传1体监测装置(全组套2器)感器挂在变压器本体上份)变压器铁芯接地电1套/台(含1个传感从变压器铁心处监测，传感2套2流器)器挂在变压器本体上超高频传感器及测1套/台(含传4个感在变压器顶部及三侧各安装3套2试接口器，1个测试接口)一只传感器，预留测试接口4.1.2GIS和断路器状态监测内容与设备配置1)SF6气体密度及微水监测SF6气体具有良好的绝缘性能和灭弧性能，现阶段被广泛应用于高压电气设备中，在正常工况下，是较为理想的绝缘及灭弧介质。其工作气压和微水含量的高低对设备的安全可靠工作具有直接的影响，因此对SF6高压电气设备气体密度和微水含量的监测一直是相关行业对设备监测的一个重要的组成部分[45-47]。GIS和断路器中SF6气体绝缘强度和灭弧能力取决于SF6气体的密度和水分含量，微水的监测是为了监测SF6的绝缘性能，SF6的绝缘性能可通过SF6气体压力及密度来监测，通过SF6气体压力的变化，来反应GIS设备气室的密封性能，气体压力的下降，也可说明气室的密封性能下降，导致水分就很容易侵入，造成SF6水分含量超标。由于微水监测在功能上与气体密度和压力是重复的，且GIS设备都是免维护设计，出现设备密封性能下降的几率很小，而且微水设备投资额较大，性价比不高，因此本文推荐GIS和断路器采用成熟的SF6气体压力及密度在线监测技术，不采用微水监测。2)局部放电状态监测GIS在正常的运行电压下不允许有局部放电现象的存在，一旦由于某种缺陷造成局部放电(如：GIS内部尖端的存在引起局部电场畸变，进而导致微粒在高电场下跳动产生放电；机械部件松动、回路接触不良引起放电等)，都会极大地降低绝缘强度，以致绝缘击穿。局放是绝缘劣化的重要征兆和表现形式，有效地反映电力设备内部绝缘的故障，对突发性故障的早期发现效果显著。同变压器局部放电在线监测方法一样，超高频法可检侧到GIS中局部放电的发生并识别绝缘缺陷类型。高频传感器内置部分通过法兰安装在GIS箱壁上。目前市场上局放在线监测比较昂贵，经济性较差，不推荐安装局放在线监测装置，但考虑220kVGIS预留供日常检测使用的超高频传感器及测试接口，以满足运行中开展局部放电带电检测需要。32 3)GIS的断路器的机械特性状态监测对断路器的重要参数(分合闸速度、分合闸线圈电流波形、分合闸时间、储能电机工作状态)进行长期连续的状态监测，不仅可以准确、实时地反映设备现在的运行状态，而且还能分析各种重要参数的变化趋势，预测使用寿命，判断是否存在故障的先兆，为检修决策提供依据，从而延长设备的维修保养周期，提高设备的利用率，减少维修保养的费用，形成一套融故障检修、定期检修、状态检修和主动检修为一体的、优化的综合检修方式，以提高电力系统运行的可靠性并降低电力成本。断路器状态监测传感器安装示意见下图4-4。储能电机电流检测分合闸时间监测SF6压力图4-4断路器状态监测传感器安装示意图(机构箱内)断路器特性监测需在一次设备生产安装前由监测厂家与其配合植入采集元件，建议未来由断路器生产厂商和状态监测厂家联合进一步研发断路器电寿命和机械特性的状态监测。本工程暂不考虑采用GIS断路器机械特性状态监测。4)套管介损及电容量的测量容性设备绝缘状态监测可连续、实时监测GIS和断路器设备高压套管等电力设备的介质损耗、末屏电流及电容量，可及时掌握设备的绝缘状况，并据同类设备的横向比较、同一设备的纵向比较，以及绝缘特性的发展趋势，及早发现潜伏故障，提出预警，避免事故的发生。便携式带电测装置包括取样保护单元和便携式测试仪两部分，须先在设备下方安装取样保护单元箱，并把末屏信号引入其中，测试时仅需从取样单元箱中获取被测信号，并使用便携式带电测试仪，即可进行在线测试。由于套管介质损耗及电容量的故障发生率相对较低，故本站不推荐对套管介质损耗及电容量进行检测。本文推荐石家庄桥西220kV智能变电站GIS设备状态监测装置配置清单详33 见表4-2所示。表4-2GIS设备状态监测装置配置清单设备名序单总状态监测配置情况备注称号位计传感器固定在GIS220kVSF6气体密度状1套1套/间隔(含6个传感器6箱体外壳，1个/GIS态监测装置气室套管介损、电容每相套管配一只取样保套管介损、电容量2量监测(包含主变套护单元箱，全站配一只带1监测(包含主变套套管)电测试仪管)传感器固定在断超高频传感器及套1套/间隔(含3个传感器，36路器箱体外壳，1测试接口套1个测试接口)个/相4.1.3避雷器状态监测装置避雷器监测包括全电流监测、阻性电流监测。1)全电流监测在氧化锌避雷器底部与地之间串接全电流监测装置，对它实行连续在线监测，比较全电流的增长情况，以判断设备是否进水受潮。对阀片的内部接触不良，容性电流反映较为灵敏。全电流数据分析时要着重进行纵向比较，应注意运行电压、环境温度、相对湿度和表面污秽等因素的影响。2)阻性电流监测阻性电流对阀片的初期老化、受潮等反应比较灵敏，氧化锌避雷器在运行电压和各种过电压作用下会逐渐老化，引起阻性电流增大，所以跟踪监测阻性电流变化是一个重要手段。当监测阻性电流增加50%时应缩短监测周期，加强监视；当阻性电流增加一倍时应停电检查，进行验证，测量阻性电流应注意相间干扰的影响。目前避雷器的在线监测技术发展较为成熟。本工程推荐对避雷器均配置在线监测仪，通过在本体上安装的监测仪对全电流和阻性电流进行数据采集，并将信号传输至在线监测分析单元进行分析。除进行基本的放电计数和漏电流指示的基本功能外，还可实现对各避雷器放电的事件顺序记录(SOE)，便于事故分析，并具有异常状况报警功能。4.2变电站二次设备在线监测石家庄桥西220kV智能变电站作为新一代智能变电站，其设计方案不仅要涉及对变电站一次设备状态进行监测，据《继电保护及电网安全自动装置检验条34 例》的要求，还应当对继电保护、安全自动装置及二次设备、二次回路接线均进行定期检验，以确保装置元件完好、功能正常，确保回路接线及定值正确。4.2.1二次设备在线监测技术新一代智能变电站继电保护相关设备解决了传统变电站继电保护装置只能发出“正常”或“异常”的状态信息的情况，支持部分关键模拟量状态信息的连续监测，并可输出这些模拟量状态信息到监测平台进行缓存，记录其长期变化规律，并结合装置损坏时的模拟量状态特征，实现继电保护状态检修[48]。石家庄桥西智能变电站二次设备在线监测，包括：(a)站控层状态监测：通过内部数据总线将状态监测信息提交至综合应用服务器；(b)间隔层/过程层设备在线监测：间隔层设备直接通过MMS上送至综合应用服务器，过程层设备通过独立的公用测控装置接入，再通过公用测控上送至综合应用服务器；(c)网络设备状态监测：通过SNMP通信协议，将交换机端口状态和端口流量的数据上送至综合应用服务器；(d)故障录波装置具有继电保护装置二次设备在线监测功能；(e)综合应用服务器系统具有智能辅助控制系统集成、自动化设备二次状态监测、故障录波数据展示功能。在故障录波中增加保护装置在线监测功能，通过站控层网络采集保护装置的光口光功率、电平电压、温度等状态量；通过过程层网络采集智能终端和合并单元的光口光功率、电平电压、温度及湿度等状态量；故障录波管理主机对所采状态量综合分析，从而为保护装置的状态检修提供决策依据。4.2.2二次回路在线监测技术石家庄桥西220kV智能变电站的二次回路在线监测包括物理链路通信状态和逻辑链路通信状态两种不同层面的内容。过程层设备的光纤通信异常可能由插件异常或装置异常导致。此时，将由许多设备相应产生链路异常信号。二次回路在线监测的一个主要方法就是通过这些链路异常信号，进行链路异常的准确定位。当所有的光纤链路异常对应的发送插件或发送装置相同，则表明该插件或装置出现了异常。除了物理链路通信在线监测外，智能变电站过程层通信网络还需要进行网络通信内容有效性的在线监测，用来确保实际工程的过程层通信配置和SCD的集成配置是完全一致的。4.2.3基于12.8kHz采样率的电能质量在线监测每台主变三侧分别设置电能质量监测点，需同时对电压和电流量进行监测。将相应电子互感器的两个采集器中的一个设置为12.8kHz采样率输出。升35 级对应的合并单元软件，支持将采样数据抽样到4kHz输出。新增合并单元，用于接收采集器12.8kHz采样率，抽样同步后以12.8kHz采样率输出。增加1台交换机，用于组建电能质量专用过程层网络；所有基于12.8kHz数据输出的合并单元均接入本交换机。电压量的过程层网络重新设置，新增加两台基于传统采样的合并单元。4.3状态监测后台系统对于现有状态监测后台系统而言，集中全站设备状态的能力不足，设备安装调试不方便，监测信息共享困难，传感器安装数量过多，已经无法适应智能变电站对监测后台系统的要求，本文提出建设状态监测统一后台系统，各设备的状态监测信息及数据通过DL/T860协议上传到一体化监控系统II区综合应用服务器，并由III/IV区数据通信网关机上传状态监测主站。系统结构图如下：36 图4-5状态监测统一后台系统结构图37 状态监测系统采用分层分布式结构，由采集传感器、现场智能终端和一体化监测平台组成。智能终端集成了监测IED的工程，系统工作过程为：各类传感器实时采集各电气设备状态信息，点对点传输至智能终端。智能终端将监测系统上送过程层网络，220kV和110kV单独配置监测主IED接受过程层网络上的监测数据，处理后上送综合应用服务器；油中溶解气体配置单独的IED，直接接入站控层网络上送综合应用服务器。一体化监控系统综合应用服务器负责控制和管理各监测单元并采集、存储在线监测数据，对各电气设备的运行状况进行评价和分析，并对有关数据进行融合，建立运行与检修管理数据库，并通过隔离实现与站控层系统后台通讯，向变电站运行人员提供各电力功能元件状态信息和对可能的故障进行预警。通过整合过后的一体化监控系统不但是一个全局状态信息的数据中心，也是一个设备状态信息的发布平台，也是故障诊断、运行和检修维护的咨询管理平台，为变电站实施设备状态预警分析的高级应用提供支撑。该套系统的建立和运用，促使传统意义上的在线监测系统从一个孤立的、静止的实验性系统过渡到全局的、网络化的、智能化的结合状态监测、数据分析、服务管理系统。4.4状态监测寿命分析状态监测系统既有与一次设备本体相关的传感器等设备，又有监测IED等二次设备，其寿命应区别对待和考虑。内置在一次设备中的测量、检测传感器元件寿命应与主体一体化、模块化设计，原则上与主设备使用寿命一致，也可以采用模块更换的方式，实现寿命匹配。状态监测IED应与二次设备20年的寿命相适应。状态监测传感器直接与一次本体设备相衔接，其寿命是否能够满足一次设备要求显得特别重要，如果不能满足，需要有解决措施，以保证在一次设备能够运行30年的时候，状态监测也能够连续对设备本体进行监测。下表4-3是现阶段常用的传感器的寿命(以年为单位)。38 表4-3常用传感器寿命及与一次设备匹配情况表序号传感器名称寿命一次设备寿命是否匹配，如何解决不匹配，传感器安装在放油口1油色谱传感器10变压器30处，相对容易更换不匹配，传感器外置安装，相2超高频传感器10变压器30/GIS40对容易更换不匹配，传感器外置安装，相3避雷器传感器10避雷器40对容易更换不匹配，传感器外置安装，相4铁芯电流传感器10变压器40对容易更换由上表可知，除局放传感器基本能够匹配主设备的寿命之外，其他传感器基本只有10年左右的寿命，因此建议其他传感器采用外置或便于更换的安装方式，在传感器到了寿命而一次设备还需要运行时，可以考虑方便的更换传感器以满足对一次设备的寿命周期内的监测。4.5经济技术分析与全寿命周期管理分析4.5.1综合在线监测系统经济技术分析本文考虑配置一体化监控系统，各个设备以间隔为单位配置状态监测装置，状态监测信息统一用DL/T860标准与一体化平台系统通信，运行人员可在一体化平台系统主机上观察全站设备运行情况，监控后台可经过安全隔离后从状态监测后台系统获取设备状态数据信息。具体方案如下：上海桥西变电站终期为桥西220kV变电站规划为3台240MVA三相三绕组油浸自冷有载调压变压器；本期建设2台。220kV规划出线6回，本期4回。110KV出线：远期15回，本期10回；35kV侧出线远期30回，本期20回。由于状态监测IED集成在智能终端中，本次只开列状态监测传感器费用(除油中溶解气体监测)，全站配置状态监测装置费用约需100万左右。4.5.2状态监测全寿命周期管理分析全寿命周期成本可理解为全寿命周期内所发生的全部成本，包括社会成本、建设成本和运行维护使用成本。引进价值工程理念，即“以最低全生命周期成本，可靠地实现变电站所需功能，以获取最佳的综合效益”。在此理念指导下，对变电站内设备在线监测经济可行性进行分析，通过全寿命周期分析虽然实施一次设备状态监测需要在本期增加投资100，但主要设备在全寿命周期内可节省费用150万元。39 4.6本章小结本章节明确了智能变电站内变压器、GIS和断路器以及避雷器等主要设备既定检测量的监测方法和相关设施的配置，从二次设备和二次回路两个角度明确了桥西二次在线监测方案，同时设计了分层分布式的状态监测统一后台系统，对状态监测传感器进行了寿命分析，就综合在线监测系统进行了经济技术分析和全寿命周期管理。40 第5章电网运行指挥辅助系统现在，站内主设备的监控信息采集、管理以及远程操控都相对比较完备，基本实现了变电站运行监视、操作与控制、信息综合分析与智能告警、运行管理等功能，基本实现了变电站无人值班功能（有人值守）。但变电站辅助控制系统缺少实时、有效的监控管理手段。辅助设施发生问题时，通常要等到直接影响到站内电气设备正常运行后，工作人员才能发现，此时可能已造成较为严重的后果。随着无人值守变电站运行管理模式的推广，提升变电站辅助控制系统管理水平的要求变得越来越迫切[49-50]。5.1电网运行指挥辅助系统管控范围电网运行指挥辅助系统的管控范围包括变电站自动化系统以外的所有非电气量信息，可包括如下内容：1）变电站运行相关的辅助信息，包括环境数据、安防信号、站用电源系统、视频监控、照明控制等等；2）变电一次设备状态信息，包括变压器状态监测信息、断路器及高压组合电器(GIS)状态信息、容性设备状态监测信息；3）二次系统综合监控信息，包括变电站内网络、服务器等IT设备以及自动化系统的运行状态，以及通信监管系统的信息；通过一体化的数据集成平台和应用分析平台，与站内SCADA系统或变电站综自系统交互，提供对与变电站运行有紧密联系的辅助系统智能化的异常故障分析、当地闭环控制输出、集中的告警发布等功能。下图为电网运行指挥辅助系统站端管控范围框图：图5-1电网运行指挥辅助系统站端管控范围框图41 5.2电网运行指挥辅助管理系统主站功能应用电网运行指挥辅助管理系统集成了各变电站站内所有辅助系统的信息，并与自动化系统和设备状态监测系统互联进行通信。1）智能值班报警系统提供直观方便的人机界面，用于灵活地对报警对象进行层次组织，定义每个报警对象的报警属性，同时应该提供批量和模板的定义方式，便于快速、统一定义某类报警对象的报警属性。系统应提供图形化平台，直观表达报警对象的各种状态和系统之间的关联。报警系统对相关数据将以图表、画面等可视化形式展现，方便运行人员查看和处理。智能值班报警流程如下图所示：图5-2智能值班报警流程图2）设备智能检索电网运行指挥辅助管理系统中应内嵌全站的平面布置图和各二次设备小室的屏柜布置图，同时录入各类监测设备的基本参数、配置数据、运维管理数据等。结合系统采集的视频画面，向调控中心运行值班人员提供与变电站运行状况实时关联的图形化展现界面。系统通过实体三维电子地图和平面图、屏柜布置图相结合，基于设备图形对象选择运行参数、历史运行/告警数据和视频查询等功能，从而实现设备智能检索功能。电子地图应设置为分级地图，在全站总平面布置画面下可以方便的进入局部布置画面，进行详细的设备运行状况可视化查询。3）设备智能巡视通过电网运行指挥辅助管理系统应能够替代运行值班人员进行全站自动巡视业务，它可以分为一般巡视、日常巡视和特殊巡视。一般巡视即实时监控状态，运行人员可以通过人机界面手动控制摄像机查看42 相关设备。日常巡视是利用现有的遥视系统资源，充分调用摄像机，定时进行视频巡视的辅助工作，达到对加强日常巡视安全和规范的目的。同时，该功能在实现上还可以进行双屏显示，一个屏显示日常巡视中正在监看的视频画面，另一个屏显示电子地图，并在电子地图上实时闪烁正在监看的点位。从而为运行值班人员提供更为直观的场景画面。参考画面如下图所示：图5-3设备智能巡视图4）综合数据接入与发布电网运行指挥辅助管理系统应具备强大的数据接入能力，除了能接入各变电站辅助系统信息外，还可与站内自动化系统、设备状态监测系统、通信监控系统等进行通信，获取全站运行的多维数据。另外，系统还应提供标准的WebService/XML数据接口，其它系统可以从该平台获取相关数据，也可以向平台发送联动请求。5.3电网运行指挥辅助管理系统变电站侧功能变电站辅助设施智能化的主要任务就是解决变电站内各辅助系统相互独立不能协调工作的问题。变电站辅助设施管理系统应具备下列功能。5.3.1智能报警功能变电站辅助设施管理系统将各个子系统的报警信息进行分类、处理，依据潜在危险的大小，将告警信息分为不同级别，变电站辅助设施管理系统根据不同的43 告警级别，采用以下方式中一种或多种组合，进行报警：1)采用语音报警播放录音警告入侵者；2)可在夜间开启入侵者附近高亮灯光，威慑入侵者；3)将报警信息自动存储到本机携带的SD卡中；4)启动GPRS，自动将报警信息发送到指定的手机上；5)通过网络，将报警信息传送到集控中心。5.3.2智能图像分析功能智能图像分析功能能够在图像及图像描述之间建立映射关系，从而使计算机能够通过数字图像处理和分析技术来理解视频画面中的内容。智能图像分析能够全天不间断监控，基于高级智能算法提高报警精度，提前预警以及提高安全部门的保护级别。具体功能如下：（1）进入区域检测对于需要监控的目标，如变压器附近、变电站大门等重要区域或重点人员，可设定相应警戒区域(区域大小及形状可设置)。本功能适用于检测非法闯入，周界入侵检测等多种用途，如图5-4所示。图5-4周界入侵检测示意图（2）物品遗留检测(异物检测)当有新的未知物体停留在设备上或防区内时，智能监控服务器都可实时检测到被放置或遗留的物体，根据物体停留的时间和大小自动报警。保证现场设备的正常运行。（3）火灾报警检测当变电站重要区域或者重要设备发生火灾时，智能设备利用智能分析算法进行分析，确定火灾位置，同时及时上传报警信号并且迅速切换到事故现场视频源。5.3.3电子地图检索功能44 通过实体三维电子地图和线路图结合的检索功能，可以真正做到准确设备视频监控，实现“在正确的时间，迅速定位准确的现场图像，并及时做出正确的处理”。通过加入电子地图的功能，用户可以在无级放大的电子地图上任意拖拉、选中、提取等操作。各种报警信息可以在电子地图上实时显示出来，在日常使用的过程中，由于电子地图方式使监控网点分布简单明了，便于快速查找，从而实现电子地图方式的检索。图5-5三维电子地图功能示意图5.3.4主动式红外测温功能在线红外测温功能能够主动的在线实时发现设备过热的问题。在设备温度超过安全范围时，系统产生报警，自动的对准事故发生现场，并联动视频进行录像等报警联动功能。45 图5-6红外测温功能示意图5.3.5灯光系统管控灯光系统控制的目的是能够实时了解远程灯光的状态，能够实时控制远程灯光的开关和闭合，能够实现灯光与其他辅助系统的联动策略，免除了人工开关的烦恼，为适应智能变电站无人值守要求，同时达到节能减排的目的。灯光控制系统需要实现随摄像头追踪开启的功能。在夜间或者光线较暗时，当摄像头根据突发事件进行转动、对焦的时候，系统根据预定的联动机制，开启相应的照明灯，用作摄像光线补偿。当夜间需要进行远程视频巡视时，灯光应根据摄像头巡视路径相应开启和关闭。室内灯光远程控制的原理：后台根据设置的光照度的上限和下限情况，发命令给室内灯光控制器，室内灯光控制器输出控制节点来控制灯的开启。灯光控制器通过485信号线把信息上传到串口服务器，再上传后台。如下图：图5-7灯光控制示意图5.3.6温、湿度管控室内温湿度管控建设集中在需要温湿度调节的重要场所和区域，需配置温湿46 度传感器和一些网络远程传输控制协议模块，实时采集这些场所和区域的信息，实时了解现场的温湿度调节设备的运行状态。这些场所和区域的信息上传到变电站辅助设施管理系统后台，自动启动和停止轴流风机、空调等调节设备，并能够远程联动相应温湿度调节的设备，实现远程实时的温湿度控制。5.4辅助管理系统站端智能化实施方案通过建立变电站辅助设施管理系统，将变电站内的视频监控、火灾报警、智能巡检、采暖通风以及水泵控制等子系统的信息上送给变电站辅助设施管理系统后台，后台分析收到的信息后，根据分析结果向子系统下达控制命令。各个子系统之间实现信息共享、相互协同工作。5.4.1变电站辅助设施智能化系统网络方案设置一套变电站辅助设施管理系统，集成站内环境监测、火灾报警、视频监视、红外对射、采暖通风及水泵控制等子系统，通过对站内烟雾、温度、湿度、红外、图像等传感器以及开关、设备状态标志等进行综合判断，采用图像处理、模式识别等技术并联动其它设备进行智能处理。站内智能辅助控制系统安全分区划分在站内在II区后，可考虑由综合应用服务器完成智能辅助控制系统后台功能，利用IIIIV区数据通信网关机经综合数据网将智能辅助控制系统除视频外信息上传至主站。鉴于现状，视频信息任由视频后台直接传送至主站端。47 图5-8变电站辅助设施管理系统示意图5.4.2联动方案设计（1）视频监控系统与红外对射联动当红外对射装置发现有入侵变电站行为发生后，应通过报文方式将监测到发生入侵的位置告知视频监控系统，视频监视系统根据预设位置将摄像头调至相应位置，在夜间或光线照度不够的情况下，还需与灯光控制系统发生联动，适时开启灯光照明，在后台或集控中心显示器上发出告警信号、弹出视频窗口并开始视频记录。（2）智能门禁与视频监控联动本文拟在变电站大门、主控室等区域装设门禁系统，并将其接入到辅助设施管理系统中，实现功能联动。当有人打卡的时候，门禁系统把此信息立即上传，并触发报警，后台可人工或者自动调用相应摄像机进行查看，把视频画面和门禁打卡人的信息发送给运行人员进行对比，防止有人盗用其他卡进行非法进入以及非法操作。同时，在门禁系统打卡时，还可根据环境监控子系统提供的光度信息，实时确定是否启动灯光等其他联动设备。（3）火灾报警子系统配置一套火灾报警系统，火灾报警系统除了用于监视室内的明火或烟雾的出现，并发出报警信号以外，还需要通过辅助设施管理系统与视频监控子系统进行互相通信，实现联动。当火灾发生时，由辅助设施管理系统确定烟感或者消防设48 备的地址码，判断发生报警的位置，做出决策。根据预设的联动机制，向视频监控系统发出命令，调动相应位置的摄像机指向火警的报警区域，同时弹出视频窗口，供值班人员进行查看，采取相应措施。（4）基于GOOSE联动的智能遥视智能变电站一体化监控系统可实现图像监视及安全警卫系统与变电站内事件的GOOSE联动。当站内发生诸如：断路器跳闸、倒排、一次设备检修操作或继电保护装置动作等事件时，图像监视及安全警卫系统能够通过带隔离措施的通道接收来自GOOSE网的事件信息，根据事先建立好的映射关系，找到与该GOOSE变量列表成员对应的摄像机的编号、预置位及视频通道号，实现自动推画面、启动录像、打开照明(夜间)、切换视频通道以及报警等操作。联动过程简述：1)在GCS(GOOSE视频联动服务器)上建立各摄像机的编号及预置位与GOOSE变量列表成员之间的映射关系；2)GCS从MMS/GOOSE网上捕获并解析GOOSE报文；3)当发现GOOSE事件更新后，根据已建立的映射关系，找到与该GOOSE变量列表成员对应的摄像机的编号、预置位及视频通道号；4)GCS采用类似监控中心远程监控的方法完成最后—个环节：按照原有视频系统的远传协议，通过网络向RVU(视频处理单元)发出摄像机定位、录像和视频通道切换等控制命令。这与监控中心远程监控的区别在于：前者由GOOSE更新事件自动触发，后者由远方监控人员手动触发。5.5本章小结本章节明确了电网运行指挥辅助系统的管控内容，并对辅助系统主站和变电站侧进行了功能分析，从网络方案和联动方案等角度设计了桥西智能变电站的辅助系统实施方案。49 第6章结论与展望6.1本文的主要工作及研究成果为提高能源安全性、调整能源组成结构、倡导节能减排政策、支持低碳经济的发展、强化综合服务素养的要求，国家电网公司提出了以统一规划、统一标准、统一建设为原则。为发展具有信息化、自动化、互动化特征的国家电网，变电站的智能化设计与建设对于实现坚强智能电网具有重要意义。本文本着实现变电站智能化、信息化、网络化与互动化的目标，通过调研考察智能变电站相关技术发展现状，对变电站设计理论进行了系统深入的分析，对石家庄桥西220kV智能变电站的自动化网络、检测应用方案和辅助指挥系统进行了设计，明确了电子式互感器的选型方案以及配置方式。本文重点工作如下：1.从可靠性、实时性、技术性等角度对比分析了以太网三种基本结构的特点，确定了桥西220kV智能变电站站控层和过程层的双重化星型网络结构；通过对比分析，确定了桥西220kV智能变电站的采样值传输协议、开关量传输协议、过程层网和站控层网络交换机配置原则以及过程层冗余方案；提出SV、GOOSE以及IEC61850共网传输技术方案，并从技术和经济两个角度确定了方案的可行性。2.从实现原理、可靠性和经济性等角度对目前国内主流电子式电流互感器进行对比分析，确定了桥西智能变电站电子式互感器的选型方案；通过对比分析确定了电子式电压互感器选型方案和线圈配置方案；对主流数据采样同步方案进行对比分析，确定了桥西数据采样同步方案，并提出适合石家庄桥西的合并单元安置方案。3.明确了智能变电站内变压器、GIS和断路器以及避雷器等主要设备既定检测量的监测方法和相关设施的配置，从二次设备和二次回路两个角度明确了桥西二次在线监测方案，同时设计了分层分布式的状态监测统一后台系统，对状态监测传感器进行了寿命分析，就综合在线监测系统进行了经济技术分析和全寿命周期管理。4.明确了电网运行指挥辅助系统的管控内容，并对辅助系统主站和变电站侧进行了功能分析，从网络方案和联动方案等角度设计了桥西智能变电站的辅助系统实施方案。50 6.2工作展望本文从智能变电站的主要方面出发提出了桥西智能变电站设计方案，为地区供电可靠性提高了保障，极大地节省了变电站建设和运行费用，进一步解放了运行人员的劳动强度。但由于时间有限，石家庄桥西智能变电站的建设还有很多方面有待考虑，尚需在以下方面加强工作：1.光纤作为智能变电站重要信息传输媒介，用量大但成本高，对智能变电站光缆选择与优化整合进行研究具有很大现实意义。2.目前直流电源系统使用和维护中存在的问题有以下几点：单体电池电压、内阻、温度等数据传不到监控中心（传不全）；运行及检修人员不能实时得到直流电源状态及蓄电池组全面信息（传不到）；变电站多、人员少，蓄电池组很难按规程得到及时维护。因此需增加蓄电池的在线监测信息量，以便更好的监测蓄电池的状态。3.为适应国网“大运行、大检修“的需要，需在主站段部署直流系统远程维护系统。通过远程的充放电控制，可大大减少每年的核对性放电的维护工作量，使核对性放电工作落实到实处。也可有效的了解直流电源系统的运行状况，发现可能存在的系统隐患，提供系统运行的可靠性。51 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致谢本文是在导师徐岩副教授的悉心指导下完成的。承蒙徐老师的亲切关怀和精心指导，虽然有繁忙的工作，但仍抽出时间给予我学术上的指导和帮助，特别是给我提供了良好的学习环境，使我从中获益不浅。徐老师对学生认真负责的态度、严谨的科学研究方法、敏锐的学术洞察力、勤勉的工作作风以及勇于创新、勇于开拓的精神是我永远学习的榜样。在此，谨向徐老师致以深深的敬意和由衷的感谢。还要感谢我的企业导师和王慧老师，感谢他们在我论文写作中提供的资料和信息，使我能较好的完成这篇论文。最后，感谢所有关心我、支持我和帮助过我的同学、朋友、老师和亲人，感谢你们！55'