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物联网应用之数字化无人值守智能变电站
作者：RFID世界网 收编
来源：eNet硅谷动力
日期：2011-06-17 15:35:25
摘要：“智能电网”是电网未来发展方向，目前中国数字化电网建设可以算是智能电网的雏形。国内数字化电网建设涵盖了发电、调度、输变电、配电和用户各个环节，组成部分包括：信息化平台、调度自动化系统、稳定控制系统、柔性交流输电，变电站自动化系统、微机继电保护、配网自动化系统、用电管理采集系统等。
作为一家致力于将光通信技术、无线通信技术、嵌入式系统和射频识别技术(RFID)融为一体，构建基于国家标准和光纤无线电统一的物联网信息平台的专业公司。湖北飞越网讯通讯科技有限公司参与建设的W钢铁（集团）公司某基地110千伏无人值守智能变电站是连接W钢电网与G电网的重要枢纽。承担了W钢某基地近30%的电能输配任务，从一开始建设就向数字化变电站要求靠拢，属于标准的“智能电网”项目。
该站I期工程新建40兆伏安主变一台，110千伏进线4回，35千伏出线共12回，建成后将为W钢基地Ⅴ号高炉、Ⅶ号高炉、某烧结厂、Ⅷ号高炉等重要用户提供可靠供电保障。
变电站采用户内设计，110千伏采用GIS全封闭组合电器、光电式互感器，35千伏为手车式高压开关柜采用智能单元及电子式电压电流互感器。其智能化一次设备和网络化二次设备按过程层、间隔层、站控层三层结构体系分层构建，建立在符合国际标准IEC 61850通信规范基础之上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作。电子式互感器的使用彻底解决了系统暂态响应及电磁干扰问题，具有无磁饱和、频率响应范围宽、精度高、保护更加可靠、测量更加精确；采用工业级光交换机等构成数字化网络更加简洁、清晰、可靠。该站的顺利投产运营将大大缓解厂区快速增长的负荷压力，提高厂区供电可靠性，为构筑智能电网奠定了基础。
以往的变电站存在三个问题：
（1）一次设备的可靠性不高，无法完全满足“无人化”的运行要求，如一次设备的绝缘故障、机构失灵、拒动或误动、漏气等严重影响安全运行的问题，有的隔离开关在操作时存在不能远程控制或者合闸不到位的问题，必须现场处理，无法监控设备运行工况。
（2）自动化系统存在信息无法在线共享、设备之间不具备互操作性、系统可扩展性差、系统可靠性受二次电缆影响等不足。
（3）目前保护定投、定值区改变等操作采用硬压板、保护插把等方式，保护硬压板投退的操作不能远程控制，均由集控中心转令给现场值守人员执行，保护压板的投退耗费值守人员的时间和精力，且一次设备状态的确认必须依靠人工干预。
而该无人值守智能变电站具有以下特点：
1.智能一次开关设备
采用智能一次开关设备，通过安装于电柜内的智能组件装置，具有断路器、隔离开关、地刀的操作、间隔内部以及间隔之间联锁、闭锁功能和各种指示、报警信号等数字化传输等功能，并可实现一次设备操作控制和联锁、闭锁及与其他设备的通信。开关柜智能操控装置采用单片机控制，与常规的开关柜状态显示仪相比，增加了智能化功能。除可显示开关分合状态外，还可判断开关小车是否处于试验位置与工作位置之间还是处于柜体之外并做出指示。温度湿度数值显示、语音防误提示功能和过热报警等功能。
2.电子式互感器的应用
变电站配置的电子式互感器具有良好的绝缘性能、较强的抗干扰能力、测量频带宽、动态范围大、具有数字输出、接口方便、通信能力强的等特点。利用电子互感器输出的数字信号，使用现场总线技术实现点对点/多个点对点或过程总线通信方式，完全取代了大量的二次电缆线；彻底解决二次接线复杂的现象，可以简化测量或保护的系统结构，减少误差源，实现真正意义上的信息共享。此外，电子式互感器无常规电流互感器和电压互感器的爆裂问题和开路、短路问题，极大减少了现场的维护工作量。
3.全站自动化在线监测与专家检修系统
通过设置一个能实现集控中心的远程监控和操作、稳定性好、可靠性好的自动化监控系统，实现传统系统不具有的两大优势。
（1）变电站自动化系统采用统一的IEC 61850标准通信协议，逻辑结构上分为“控制层”和“设备层”（由间隔层和过程层组成），各层次内部及层次之间采用高速网络通信，各设备之间直接通信沟通无障碍，变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免了设备的重复配置；利用一种通用面向对象变电站事件GOOSE（Generic Oriented Substation Event）网络实现跳合闸、联闭锁功能，实现各厂家设备方便快速地集成。
（2）全站数据的采集、传输、处理数字化、共享化，利用通信网络和光缆实现数据传输的数字化，二次设备间采用通信网络交换信息取代传统的硬接线，二次设备不出现功能重复的I/O接口，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块，光缆取代了控制电缆，数字替代了模拟，提高了采集精度和信号传输的可靠性，大幅度简化二次接线，节省一次投资和维护工作量。
变电站状态检修专家系统以设备的实际运行状况为基础，实行缺陷检修；通过对设备历次预防性实验数据、运行数据、在线数据进行录入和提取，进行分析和对比，给出设备状态报告、诊断报告及健康评估；报表输出管理可根据各种管理需求，制定出符合各种要求的报表；实现对输变电设备进行台账数据、预防性实验数据、运行数据、在线监测数据等进行综合管理，并根据诊断结果进行检修计划的制定和调整，大幅减少了现场设备的维护工作量。
4.保护装置无人化
数字式继电保护装置支持IEC 61850标准，以IEC 61850规约直接接入站控层和过程层的以太网；支持一IEC 61850~9~2规约接受合并单元发出电流、电压采集信号；支持以GOOSE报文方式实现开关量的开入与开出。同时，基于IEC 61850标准的保护装置具备可远方投退保护的软压板和可实现保护定值区的远方切换功能，实现了保护装置运行的无人值班化。
5.智能交直流一体化电源系统
为满足智能变电无人值班的要求，采用交直流一体化电源系统方案将站用交流电源、直流电源、UPS及通信直流电源统一设计、集控、生产、调试、服务，并将各电源智能监测设备通过网络通信接入一体化总集控装置，实现对一体化电源系统进行分散数据采集、控制和集中集控管理，远程可实时查看各电源的参数、运行状态等，可修改系统参数、运行方式、遥控开关设备，实现站用交直流电源的状态检修和智能化管理，减少日常巡视和维护工作量。
6.智能图像巡检与状态检修系统联动
为实现无人值班运行模式和减少或取消现场设备巡视功能，使远方的集控或调变中心能直接观察和了解变电站设备运行环境，变电站配置的智能巡检方案包括安全图像监视、火灾报警、红外线测温等。此外，智能巡检具备与在线监测及状态检修系统、变电站辅助控制系统联动，变电站辅助控制系统包括火灾报警与主变消防、给排水系统、暖通系统、照明系统等之间的联动等。
（1）智能图像巡检。变电站内设置了一套图像巡检系统（轨道巡线机器人），图像监控主机采用正向物理隔离装置与站控层通信；可以实现图像巡检系统与变电站内事件的联动。建立图像巡检系统与变电站内事件的GOOSE联动功能，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，图像巡检系统能够通过安全区与安全区之间的正向物理隔离装置接受来自站控制层制造报文规范MMS（Manufacturing Message Specification）网的事件信息，根据事先建立好的映射关系，找到与该GOOSE变量列成员对应的摄像机的编号、预位置及视频通道号，实现自动弹出画面、启动录像、切换视频通道以及报警等操作。
（2）与状态检修系统的联动。建立了智能巡检系统与状态检修系统之间的联动，当在线监测系统通过分析诊断继而实现状态检修时，状态检修系统将状态检修信号相对应的GOOSE变量，再通过对该GOOSE变量进行分析，找到与该GOOSE变量列表成员对应的摄像机编号、预置位及视频通道信号，最后通过与图像巡检系统的GOOSE联动，实现自动弹出画面、启动录像、切换视频通道以及报警。
本期工程历时两个月的时间，还完成了B南变—V东变、B南变—C变、B南变—待建电厂及Ⅷ电厂—B南变共计6条OPGW光缆线路，以及站所内中调2.5G光传输设备、地调622M光传输设备、高频开关电源、直流分配屏、通信蓄电池等设备的安装调试工作。
其中，B南变至V东变、Ⅷ电厂各采用四套光纤专用保护进行线路保护、B南变至D变采用四套光纤复用保护进行线路保护。所内通信采用多模铠装光缆进行信号传输，总计350根多模光缆实现了包括GPS对时、主变保护、过程层交换、线路保护、保护测控、数字化变电站在线监测等在内的所有智能化业务功能。
在本次工程中，湖北飞越网讯通讯科技有限公司承接了从弱电强电系统的施工图设计、自动化仪表及自控系统的设计、仪表及设备的成套供货、安装调试和试运行以及甲方管理和操作人员培训等一揽子交钥匙工程，按期完成了工程任务，取得了甲方的好评。
该站I期工程新建40兆伏安主变一台，110千伏进线4回，35千伏出线共12回，建成后将为W钢基地Ⅴ号高炉、Ⅶ号高炉、某烧结厂、Ⅷ号高炉等重要用户提供可靠供电保障。
变电站采用户内设计，110千伏采用GIS全封闭组合电器、光电式互感器，35千伏为手车式高压开关柜采用智能单元及电子式电压电流互感器。其智能化一次设备和网络化二次设备按过程层、间隔层、站控层三层结构体系分层构建，建立在符合国际标准IEC 61850通信规范基础之上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作。电子式互感器的使用彻底解决了系统暂态响应及电磁干扰问题，具有无磁饱和、频率响应范围宽、精度高、保护更加可靠、测量更加精确；采用工业级光交换机等构成数字化网络更加简洁、清晰、可靠。该站的顺利投产运营将大大缓解厂区快速增长的负荷压力，提高厂区供电可靠性，为构筑智能电网奠定了基础。
以往的变电站存在三个问题：
（1）一次设备的可靠性不高，无法完全满足“无人化”的运行要求，如一次设备的绝缘故障、机构失灵、拒动或误动、漏气等严重影响安全运行的问题，有的隔离开关在操作时存在不能远程控制或者合闸不到位的问题，必须现场处理，无法监控设备运行工况。
（2）自动化系统存在信息无法在线共享、设备之间不具备互操作性、系统可扩展性差、系统可靠性受二次电缆影响等不足。
（3）目前保护定投、定值区改变等操作采用硬压板、保护插把等方式，保护硬压板投退的操作不能远程控制，均由集控中心转令给现场值守人员执行，保护压板的投退耗费值守人员的时间和精力，且一次设备状态的确认必须依靠人工干预。
而该无人值守智能变电站具有以下特点：
1.智能一次开关设备
采用智能一次开关设备，通过安装于电柜内的智能组件装置，具有断路器、隔离开关、地刀的操作、间隔内部以及间隔之间联锁、闭锁功能和各种指示、报警信号等数字化传输等功能，并可实现一次设备操作控制和联锁、闭锁及与其他设备的通信。开关柜智能操控装置采用单片机控制，与常规的开关柜状态显示仪相比，增加了智能化功能。除可显示开关分合状态外，还可判断开关小车是否处于试验位置与工作位置之间还是处于柜体之外并做出指示。温度湿度数值显示、语音防误提示功能和过热报警等功能。
2.电子式互感器的应用
变电站配置的电子式互感器具有良好的绝缘性能、较强的抗干扰能力、测量频带宽、动态范围大、具有数字输出、接口方便、通信能力强的等特点。利用电子互感器输出的数字信号，使用现场总线技术实现点对点/多个点对点或过程总线通信方式，完全取代了大量的二次电缆线；彻底解决二次接线复杂的现象，可以简化测量或保护的系统结构，减少误差源，实现真正意义上的信息共享。此外，电子式互感器无常规电流互感器和电压互感器的爆裂问题和开路、短路问题，极大减少了现场的维护工作量。
3.全站自动化在线监测与专家检修系统
通过设置一个能实现集控中心的远程监控和操作、稳定性好、可靠性好的自动化监控系统，实现传统系统不具有的两大优势。
（1）变电站自动化系统采用统一的IEC 61850标准通信协议，逻辑结构上分为“控制层”和“设备层”（由间隔层和过程层组成），各层次内部及层次之间采用高速网络通信，各设备之间直接通信沟通无障碍，变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免了设备的重复配置；利用一种通用面向对象变电站事件GOOSE（Generic Oriented Substation Event）网络实现跳合闸、联闭锁功能，实现各厂家设备方便快速地集成。
（2）全站数据的采集、传输、处理数字化、共享化，利用通信网络和光缆实现数据传输的数字化，二次设备间采用通信网络交换信息取代传统的硬接线，二次设备不出现功能重复的I/O接口，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块，光缆取代了控制电缆，数字替代了模拟，提高了采集精度和信号传输的可靠性，大幅度简化二次接线，节省一次投资和维护工作量。
变电站状态检修专家系统以设备的实际运行状况为基础，实行缺陷检修；通过对设备历次预防性实验数据、运行数据、在线数据进行录入和提取，进行分析和对比，给出设备状态报告、诊断报告及健康评估；报表输出管理可根据各种管理需求，制定出符合各种要求的报表；实现对输变电设备进行台账数据、预防性实验数据、运行数据、在线监测数据等进行综合管理，并根据诊断结果进行检修计划的制定和调整，大幅减少了现场设备的维护工作量。
4.保护装置无人化
数字式继电保护装置支持IEC 61850标准，以IEC 61850规约直接接入站控层和过程层的以太网；支持一IEC 61850~9~2规约接受合并单元发出电流、电压采集信号；支持以GOOSE报文方式实现开关量的开入与开出。同时，基于IEC 61850标准的保护装置具备可远方投退保护的软压板和可实现保护定值区的远方切换功能，实现了保护装置运行的无人值班化。
5.智能交直流一体化电源系统
为满足智能变电无人值班的要求，采用交直流一体化电源系统方案将站用交流电源、直流电源、UPS及通信直流电源统一设计、集控、生产、调试、服务，并将各电源智能监测设备通过网络通信接入一体化总集控装置，实现对一体化电源系统进行分散数据采集、控制和集中集控管理，远程可实时查看各电源的参数、运行状态等，可修改系统参数、运行方式、遥控开关设备，实现站用交直流电源的状态检修和智能化管理，减少日常巡视和维护工作量。
6.智能图像巡检与状态检修系统联动
为实现无人值班运行模式和减少或取消现场设备巡视功能，使远方的集控或调变中心能直接观察和了解变电站设备运行环境，变电站配置的智能巡检方案包括安全图像监视、火灾报警、红外线测温等。此外，智能巡检具备与在线监测及状态检修系统、变电站辅助控制系统联动，变电站辅助控制系统包括火灾报警与主变消防、给排水系统、暖通系统、照明系统等之间的联动等。
（1）智能图像巡检。变电站内设置了一套图像巡检系统（轨道巡线机器人），图像监控主机采用正向物理隔离装置与站控层通信；可以实现图像巡检系统与变电站内事件的联动。建立图像巡检系统与变电站内事件的GOOSE联动功能，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，图像巡检系统能够通过安全区与安全区之间的正向物理隔离装置接受来自站控制层制造报文规范MMS（Manufacturing Message Specification）网的事件信息，根据事先建立好的映射关系，找到与该GOOSE变量列成员对应的摄像机的编号、预位置及视频通道号，实现自动弹出画面、启动录像、切换视频通道以及报警等操作。
（2）与状态检修系统的联动。建立了智能巡检系统与状态检修系统之间的联动，当在线监测系统通过分析诊断继而实现状态检修时，状态检修系统将状态检修信号相对应的GOOSE变量，再通过对该GOOSE变量进行分析，找到与该GOOSE变量列表成员对应的摄像机编号、预置位及视频通道信号，最后通过与图像巡检系统的GOOSE联动，实现自动弹出画面、启动录像、切换视频通道以及报警。
本期工程历时两个月的时间，还完成了B南变—V东变、B南变—C变、B南变—待建电厂及Ⅷ电厂—B南变共计6条OPGW光缆线路，以及站所内中调2.5G光传输设备、地调622M光传输设备、高频开关电源、直流分配屏、通信蓄电池等设备的安装调试工作。
其中，B南变至V东变、Ⅷ电厂各采用四套光纤专用保护进行线路保护、B南变至D变采用四套光纤复用保护进行线路保护。所内通信采用多模铠装光缆进行信号传输，总计350根多模光缆实现了包括GPS对时、主变保护、过程层交换、线路保护、保护测控、数字化变电站在线监测等在内的所有智能化业务功能。
在本次工程中，湖北飞越网讯通讯科技有限公司承接了从弱电强电系统的施工图设计、自动化仪表及自控系统的设计、仪表及设备的成套供货、安装调试和试运行以及甲方管理和操作人员培训等一揽子交钥匙工程，按期完成了工程任务，取得了甲方的好评。
