变电站设备智能状态监测系统的设计及应用 芦燕

变电站设备智能状态监测系统的设计及应用芦燕

发表时间：2018-03-15T11:11:01.733Z 来源：《基层建设》2017年第35期作者：芦燕[导读] 摘要：我国电网从传统电网向智能电网的升级对变电站状态监测系统的智能化建设和改造提出了要求。

鄂州供电公司电力调度监控中心 436000 摘要：我国电网从传统电网向智能电网的升级对变电站状态监测系统的智能化建设和改造提出了要求。分析了变电站设备智能状态监测系统的结构，给出了符合当前智能电网需求的变电站状态监测系统设计方案。结合实例进行了DL /T 860 标准在智能状态监测系统中的建模和工程应用，实现了通信服务、装置标准化、系统接口及主站诊断功能，并指出了当前工程应用中状态监测系统存在的主要问题。

关键词：DL /T 860 标准；智能电网；变电站；状态监测引言

我国电力工业面临着新的形势，能源发展格局、电力供需状况、电力发展方式正在发生着深刻变化。“十二五”期间，国家电网公司的智能电网将进入大规模建设阶段，实现我国电网从传统电网向智能电网的升级。在大规模的智能化变电站新建和改造中，变电站状态监测系统的智能化尤其重要，传统的变电站状态监测系统由于没有统一的技术标准，不同厂家的产品互不兼容，无法互联互通; 有些变电站进行过状态监测系统整合，但多采用控制器局域网 ( controller area network，CAN) 协议作为统一通信方式，更多的变电站内监测装置的通讯协议不统一、不公开。由于目前的状态监测系统都是针对特定设备、特定业务类型而开发的，前置子系统互不兼容，缺乏统一平台，资源不能共享;同时，在线监测数据无法与其他重要状态量有机结合，未能有效发挥其辅助诊断作用。IEC 61850标准在中国被采用，并作为电力行业标准，为DL/T 860 标准系列。目前，IEC 61850 标准已经成为智能电网首批行业标准之一。

1 智能状态监测系统设计 DL/T 860( IEC 61850) 标准是比较完善的关于变电站自动化的通讯标准，是智能变电站应用技术的重要支撑。它具有适应网络技术迅猛发展，适应功能的需要和发展，满足应用开放互操作性、扩展性要求，快速传输变化值、传输采样测量值等优点，使变电站信息系统建模标准化，信息共享和统一分析成为可能。为实现信息共享和互操作的目标，确定智能状态监测系统设计的基本原则为一次设备状态监测数字化、现场通信网络光纤化、数据传输规约标准化、状态监测信息共享化。

1. 1 智能状态监测系统结构

变电站设备智能状态监测系统主要由传统监测装置/监测智能电子设备( intelligent electronic device，IED) 、设备综合监测单元和站端监测单元、主站系统组成，实现在线状态数据的采集、传输、后台处理及存储转发、高级应用分析功能。采用主站/子站架构，主站设置在网省公司数据中心或状态监测中心;子站设在各变电站站内，为过程层、间隔层、站控层三层两网的结构。

1. 2 智能状态监测系统的关键问题 (1)传统的状态监测系统以 CAN 总线作为主通信模式，具有速度快、稳定性高和可扩展性等优点，但在互操作方面与电磁兼容方面却有一些不足。光纤具有带宽高和不受电磁干扰的优点。首先，状态监测系统主通信网络光纤化，在站控层与间隔层、间隔层与过程层之间采用100 M 的光纤以太网作为主通信的基础，通过光纤以太网将站控层的上位机与监测装置 IED 连接在一起，不同间隔 IED 之间也是通过光纤以太网进行通信。其次，统一通信协议。变电站智能状态监测系统中，层与层之间都采取 TCP / IP 以太网通信的方式，取代了传统系统中的各种现场总线的通信方式，如 CAN 以及 RS485 等。新建变电站状态监测系统采用以下方案:过程层与间隔层、间隔层与站控层之间的光纤以太网络采用 DL/T 860 标准协议，子站到主站采用 DL/T 860 标准协议，进入电力数据网。传统状态监测系统改造方案:对非智能变电站进行智能化改造，考虑到更换代价和技术原因，大量的传统状态监测装置仍要继续采用，这样会产生大量改造需求。

(2)首先，子站采用统一的 DL/T 860 标准信息模型是实现信息融合的前提，标准化数据是规范应用的基础，主站 CAG 接收到的子站CAC发送的 DL/T 860 标准实时熟数据后，需按数据接入规范插入到历史库的数据表中。该规范向制造厂家开放、共享，共同遵循。其次，信息的融合顺应了国家电网公司提出的两级数据中心，统一信息平台的管理需求，从单一信息参量采集向多特征量综合监测、融合诊断分析方向发展。采用统一分析模型，具有统一接口、参数、可扩展性，便于二次开发，能适应状态监测技术与运行管理方法的不断发展。

(3)现阶段的变电站状态监测系统独立于变电站自动化系统运行，且运行在电力系统网 III 区，与变电站自动化、数据采集与监视控制( supervisory control and data acquisition，SCADA) 系统等实时设备信息采集系统处于物理隔离状态。设计中，在管理大区内，主站系统与生产管理系统、资产全寿命周期管理系统、状态检修等业务系统之间的数据交互采用 Web Service、可扩展标记语言 ( extensible markup language，XML) 技术，数据中心，从 DL/T 860 模型向 IEC 61970 模型转换这3种方式，将主站实时监控设备的状态信息、各个测量值的实时数据、各种告警信息发送给其他系统调用。状态监测系统间的数据交互包括CAC 接收各监测装置传输的满足 DL/T 860 协议加工的熟数据，再向网省侧监控中心的变电CAG 进行推送。跨区的信息获取与发送涉及到信息安全管理制度要求，可采用单向硬件物理隔离装置，接收从变电站综合自动化系统发送到 CAC 的系统功率、电压、电流等数据。

2 智能状态监测系统工程应用 2. 1 系统组网及状态监测点分布

本文设计方案已在智能电网示范应用工程项目中110 kV 智能变电站进行了现场应用。该智能站为新建变电站，站内采用全数字化光纤组网，节省大量电缆接线。该站过程层全采用DL/T 860标准化状态监测IED，就地数字化，站控层、间隔层 DL/T 860 标准化。在变电站内CAC上实现了设备状态监测数据的接入和汇总。

2. 2 设备状态监测信息建模 110 kV GIS 设备采用的监测方法包括局部放电量、放电脉冲和 SF6 密度、微水等，针对上述监测量，采用局放、气体介质绝缘、录波逻辑节点及其数据与数据属性，基本能反映 GIS 运行状态。

2. 3 状态监测系统的通信服务

状态监测系统的主要通信服务包括告警、召唤谱图，周期上传谱图数据，由于实时性要求不高，平均每 15 min 上送1 次测量量，采用Comtrade 格式的波形文件，用GetFile 和GetFileAttributeValues 等服务进行传输，一旦判断发生局放，由 CAG 进行召唤，装置生成谱图上送。