CN109474071A - 一种公网虚拟型智能化变电站 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及电气工程及其自动化领域和网络通信领域，具体涉及一种公网虚拟型智能化变电站。本发明在原有智能变电站概念的基础上，进一步提升其一体化与智能化，在智能变电站的概念中由于其大量的合并单元和智能设备，新一代智能变电站更为数字化，其保护更为智能，方便了人员的操作，也更为经济实惠。主要思路为，新一代智能变电站从结构上分为设备层和站控层，不同于之前的“三层两网”的网络结构，新一代智能变电站只有一个网络，设备层包括SCADA采集装备(稳态)、故障录波采集设备(暂态)、PMU采集终端(动态)、保护装置、安全稳定装置、在线监测和视屏采集终端。
Description
所属技术领域
本发明涉及电气工程及其自动化领域和网络通信领域，主要针对变电站电气部分，提升变电站的智能化、一体化、提升变电站运行的稳定性以及安全性。具体涉及一种公网虚拟型智能化变电站。
背景技术
随着全世界电气工程技术的飞速发展，各个电气设备的研究也在飞速的进行中，而21世纪的信息时代更把电气工程向更为数字化和信息化的方向推进，智能变电站的构想应运而生。在过去的研究中，智能变电站已经取得很多巨大突破，并且国际和国内的智能变电站建设也逐渐成为主流。传统智能变电站大体为“三层两网”的结构，三层为站控层、间隔层和设备层，两网为站控层网络和过程层网络。
旧的智能变电站较传统变电站，已经具有了很大的突破：传统站采用的网络结构分为站控层和间隔层，以电缆为传输介质，以传统开关和基于电磁感应的CT为一次设备，并采用传统的网络(串口)103协议，检修时要离线检修。在缺乏集成性，即一体化及控制方面的智能化时，不论从控制调节还是信息传输都有不便之处且有不同程度的信息失真。而智能变电站除了其“三层两网”的网络结构外，以光纤为主要传输介质，以智能开关和电子式互感器为主要一次设备，采用61850协议，与国际接轨，通讯及检修更为方便。采用在线检修的方式，进一步提升变电站的自动化和智能化。
发明内容
本发明的研究目标为：本发明在原有智能变电站概念的基础上，进一步提升其一体化与智能化，在智能变电站的概念中由于其大量的合并单元和智能设备，新一代智能变电站更为数字化，其保护更为智能，方便了人员的操作，也更为经济实惠。主要思路为，新一代智能变电站从结构上分为设备层和站控层，不同于之前的“三层两网”的网络结构，新一代智能变电站只有一个网络，设备层包括SCADA采集装备(稳态)、故障录波采集设备(暂态)、PMU采集终端(动态)、保护装置、安全稳定装置、在线监测和视屏采集终端。
从设备层各个单元采集到的信息直接上传到站控层，站控层由多个服务器组成，将站控层的n个服务器虚拟化，虚拟出m个虚拟机对信息进行分析处理。由虚拟机处理后的数据再通过网络上传到远端(主站)，进行实时的监测。
本发明的技术方案为：一种提升变电站智能化的遥测系统，包括如下步骤：
步骤1：SCADA采集
本步骤采集变电站中的稳态信息，包括稳态电流信息、稳态电压信息等，由同步时钟对时、电子式互感器进行采集。通过电子式互感器采集到电流及电压数据后，上传到服务器，由服务器虚拟机进行分析并上传到远端，确定正常值，确定允许误差范围，定义故障种类及其处理办法建立“故障库”。
步骤2：故障录波采集
监测各设备的暂态电流电压值，采用电子式互感器，因为要采样暂态数据，所以需要同步时钟进行同步采样，采样频率为4000--12800Hz。
步骤3：PMU采集
监测各设备的动态电流电压值，采用电子式互感器，同步时钟采样，采样频率为50Hz，处理数据后上传到服务器。
步骤4：保护装置
采用继电保护装置，当变电站发生故障时，向运行值班人员发出警告，或直接作用于断路器使其跳闸，使变电站故障的切除和无故障运行，减小损失。
步骤5：安全稳定装置
根据需要配置多种安全稳定装置，实现能够灵活多变的维持变电站内部的安全与稳定的运行。可对线路、主变压器等设备的事故进行精准的判断。防止误跳闸。
步骤5：安全稳定装置：保证变电站安全稳定的运行，形式和种类根据变电站的需要进行安装，具有完整的故障判别模块，杜绝保护的误跳闸，方便快捷。
步骤6：在线监测
辅助监测项目包括避雷器泄漏电流、阻性电流、阻容比；断路器SF6气体压强、有无泄露、开关灭弧吹弧情况；变压器套管泄漏电流、介损、电容量，主变油气各项含量、绝缘瓷瓶有无漏电等变电站各项指标。
在线监测：
步骤6.1：避雷器监测：避雷器监测项目有，检查瓷质部分是否有破损、裂纹及放电现象、检查放电记录器是否动作、检查引线接头是否牢固，及其泄漏电流、阻性电流、阻容比。使用避雷器监测单元，监测其瓷瓶表面泄漏电流，环境温度及湿度，使用环境监测单元。
步骤6.2：断路器监测：SF6气体压强，是否漏气、断路器开关开合情况、分合闸指示灯是否正常、一、二次侧接线是否正常、分合操作机构是否正常，触头电气磨损量、分合闸线圈波形、振动波形、储能电机打压频度等，使用断路器监测单元。
步骤6.3：变压器监测：项目有：套管监测，包括泄漏电流、介损、电容量，使用容性设备监测单元，铁芯接地电流，使用铁芯监测单元，主变油气项目，包括H2、CO、C2H2、C2H4的综合含量，其中以氢气为主，使用氢及综合气体含量监测单元。
步骤7：视屏采集
直接采用视频监控以及音频监测，将数据传输到服务器，直观上监视变电站各部件工作情况，如开关开合位置等，是否与辅助监测结果一致。通过音频监测，及时发现变压器及各设备有无异响，较平时工作声音有无不同，是否存在爆炸可能等。
视屏监测：步骤7.1：检查避雷器内部是否有异常音响。采用音频采集单元。步骤7.2：断路器绝缘瓷瓶是否有污迹、箱体放电现象。步骤7.3：螺栓松动情况。开关灭弧、吹弧情况。步骤7.4：瓷瓶表面污秽电流及环境温湿度，采用摄像头及环境监测单元。
步骤8：服务器虚拟化
站控层为一个虚拟化平台，由N个服务器构成，之后将N个服务器虚拟化，虚拟出M个虚拟机，对来自设备层不同设备监测单元的信息，进行分析处理，可以根据变电站建设或运行时的不同要求增加或更改虚拟机的数量及种类。
步骤9：虚拟机上传主站：虚拟机处理后的数据，通过内网上传到x个主站，由GPS对时，主站之间也可实现实时通讯，保证整个电网的准时性与同步性，提升电网运行的稳定性。
有益效果
智能站在监控方面由于直接采用视频监控以及音频监测，能够更加直观的监视变电站各部件工作情况。服务器的虚拟化可以根据变电站建设或运行时的不同要求增加或更改虚拟机的数量及种类。使保护更为智能，方便了人员的操作，更为经济实惠，能够更为直接的分析智能变电站各个设备的实际工作情况。
附图说明
图1是智能变电站的网络结构图
具体实施方式
下面结合附图对本发明的具体实施做进一步说明。
步骤1：SCADA采集。包括稳态电流信息、稳态电压信息等，由同步时钟对时、电子式互感器进行采集。由于SCADA系统对于电网稳态运行监测的侧重性，该监测项目主要分析电力系统稳态电流电压的情况，监测ABC三相稳态电压电流及频率，监测周期为秒级，5到50个周期采集一次数据，不带时标，对发电供电配电起着不可或缺的作用，通过电子式互感器采集到电流及电压数据后，上传到服务器，由服务器虚拟机进行分析并上传到远端，确定正常值，确定允许误差范围，定义故障种类及其处理办法建立“故障库”。
步骤2：故障录波采集：监测各设备的暂态电流电压值，采用电子式互感器，因为要采样暂态数据，所以需要同步时钟进行同步采样，采样频率为4000--12800Hz。
该检测项目分析电力系统运行时的暂态数据，采样频率可达几千甚至上万赫兹，带有时标信息，一个周期至少采集80次数据，将数据上传服务器，由服务器虚拟出的虚拟机进行进一步分析并上传到主站。
步骤3：PMU采集：
监测各设备的动态电流电压值，采用电子式互感器，同步时钟采样，处理数据后上传到服务器。本步骤采集电力系统运行时的暂态数据，单元相量测量装置(PMU)采样频率为50Hz，通过全球定位系统对时，保障全网信息的准时性，采集后数据上传服务器，虚拟机分析后上传到远端(主站)，实现人员对电网运行状态的实时监测。
步骤4：保护装置：采用继电保护装置，当变电站发生故障时，向运行值班人员发出警告，或直接作用于断路器使其跳闸，使变电站故障的切除和无故障运行，减小损失。
步骤5：安全稳定装置：根据需要配置多种安全稳定装置，实现能够灵活多变的维持变电站内部的安全与稳定的运行。可对线路、主变压器等设备的事故进行精准的判断。防止误跳闸。
保证变电站安全稳定的运行，形式和种类根据变电站的需要进行安装，具有完整的故障判别模块，杜绝保护的误跳闸，方便快捷。
步骤6：
辅助监测项目包括避雷器泄漏电流、阻性电流、阻容比；断路器SF6气体压强、有无泄露、开关灭弧吹弧情况；变压器套管泄漏电流、介损、电容量，主变油气各项含量、绝缘瓷瓶有无漏电等变电站各项指标。
在线监测：步骤6.1：避雷器监测：避雷器监测项目有，检查瓷质部分是否有破损、裂纹及放电现象、检查放电记录器是否动作、检查引线接头是否牢固，及其泄漏电流、阻性电流、阻容比。使用避雷器监测单元，监测其瓷瓶表面泄漏电流，环境温度及湿度，使用环境监测单元。步骤6.2：断路器监测：SF6气体压强，是否漏气、断路器开关开合情况、分合闸指示灯是否正常、一、二次侧接线是否正常、分合操作机构是否正常，触头电气磨损量、分合闸线圈波形、振动波形、储能电机打压频度等，使用断路器监测单元。步骤6.3：变压器监测：项目有：套管监测，包括泄漏电流、介损、电容量，使用容性设备监测单元，铁芯接地电流，使用铁芯监测单元，主变油气项目，包括H2、CO、C2H2、C2H4的综合含量，其中以氢气为主，使用氢及综合气体含量监测单元。
步骤7：
直接采用视频监控以及音频监测，将数据传输到服务器，直观上监视变电站各部件工作情况，如开关开合位置等，是否与辅助监测结果一致。通过音频监测，及时发现变压器及各设备有无异响，较平时工作声音有无不同，是否存在爆炸可能等。
视屏监测：步骤7.1：检查避雷器内部是否有异常音响。采用音频采集单元。步骤7.2：断路器绝缘瓷瓶是否有污迹、箱体放电现象。步骤7.3：螺栓松动情况。开关灭弧、吹弧情况。步骤7.4：瓷瓶表面污秽电流及环境温湿度，采用摄像头及环境监测单元。
步骤8：站控层服务器虚拟化：该步骤将上述步骤所采集到的数据进行接收并处理，服务器可以有N台，根据变电站以及电网的不同需要，将n台服务器虚拟成m台虚拟机，由虚拟机进行主要的数据分析处理与上传。
步骤9：虚拟机上传主站：虚拟机处理后的数据，通过内网上传到x个主站，由GPS对时，主站之间也可实现实时通讯，保证整个电网的准时性与同步性，提升电网运行的稳定性。
该智能变电站的网络结构简单，采用内网的形式。控制方便，较传统的变电站能更为直接的对数据进行传输，能更好的进行保密。从技术层面上，由于直接使用视频监控和音频监控，智能站监控可以直接监控变电站各部分的工作状况。它使保护更加智能化，便于人员操作，更经济，并且可以更直接地分析智能变电站各种设备的实际工作状况。服务器的虚拟化可以根据变电站建设或运营的不同要求增加或改变虚拟机的数量和类型，这种设计可以针对绝大多数情况进行分析而不需要对变电站的结构进行改变，节约成本的同时也方便了操作，这是这种公网虚拟型智能化变电站的绝对优势。
Claims (10)
1.一种公网虚拟型智能化变电站，其特征在于，该变电站包括如下步骤：步骤1：SCADA采集；步骤2：故障录波采集；步骤3：PMU采集；步骤4：保护装置；步骤5：安全稳定装置；步骤6：在线监测，包括步骤6.1：避雷器监测；步骤6.2：断路器监测；步骤6.3：变压器监测；步骤7：视屏采集，步骤7.1：检查避雷器内部是否有异常音响。采用音频采集单元；步骤7.2：断路器绝缘瓷瓶是否有污迹、箱体放电现象；步骤7.3：螺栓松动情况。开关灭弧、吹弧情况。步骤7.4：瓷瓶表面污秽电流及环境温湿度，采用摄像头及环境监测单元；步骤8：服务器虚拟化；步骤9：虚拟机上传主站。
2.如权利要求1所述的一种公网虚拟型智能化变电站，其特征在于，步骤1SCADA采集是指采集变电站中的稳态信息，包括稳态电流信息、稳态电压信息，由同步时钟对时、电子式互感器进行采集，通过电子式互感器采集到电流及电压数据后，上传到服务器，由服务器虚拟机进行分析并上传到远端，确定正常值，确定允许误差范围，定义故障种类及其处理办法建立“故障库”。
3.如权利要求1或2所述的一种公网虚拟型智能化变电站，其特征在于，步骤2：故障录波采集，监测各设备的暂态电流电压值，采用电子式互感器。
4.如权利要求3所述的一种公网虚拟型智能化变电站，其特征在于，步骤2：故障录波采样频率为4000--12800Hz。
5.如权利要求1所述的一种公网虚拟型智能化变电站，其特征在于，步骤3：PMU采集用于监测各设备的动态电流电压值，采用电子式互感器，同步时钟采样，处理数据后上传到服务器。
6.如权利要求5所述的一种公网虚拟型智能化变电站，其特征在于，步骤3：PMU采集采样频率为50Hz。
7.如权利要求1所述的一种公网虚拟型智能化变电站，其特征在于，步骤4：保护装置，采用继电保护装置。
8.如权利要求1所述的一种公网虚拟型智能化变电站，其特征在于，步骤5：安全稳定装置，根据变电站的需要进行安装，具有完整的故障判别模块。
9.如权利要求1-8任意一项所述的一种公网虚拟型智能化变电站，其特征在于，步骤6：在线监测包括如下步骤：
步骤6.1：避雷器监测：避雷器监测项目有，检查瓷质部分是否有破损、裂纹及放电现象、检查放电记录器是否动作、检查引线接头是否牢固，及其泄漏电流、阻性电流、阻容比；使用避雷器监测单元，监测其瓷瓶表面泄漏电流，环境温度及湿度，使用环境监测单元。
步骤6.2：断路器监测：SF6气体压强，是否漏气、断路器开关开合情况、分合闸指示灯是否正常、一、二次侧接线是否正常、分合操作机构是否正常，触头电气磨损量、分合闸线圈波形、振动波形、储能电机打压频度，使用断路器监测单元；
步骤6.3：变压器监测：项目有：套管监测，包括泄漏电流、介损、电容量，使用容性设备监测单元，铁芯接地电流，使用铁芯监测单元，主变油气项目，包括H2、CO、C2H2、C2H4的综合含量，其中以氢气为主，使用氢及综合气体含量监测单元。
10.如权利要求1-9任意一项所述的一种公网虚拟型智能化变电站，其特征在于，步骤8：服务器虚拟化，设置站控层为一个虚拟化平台，由N个服务器构成，之后将N个服务器虚拟化，虚拟出M个虚拟机，对来自设备层不同设备监测单元的信息，进行分析处理；步骤9：虚拟机上传主站：虚拟机处理后的数据，通过内网上传到x个主站，由GPS对时，主站之间也可实现实时通讯，保证整个电网的准时性与同步性，提升电网运行的稳定性。
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