河滨220kV智能变电站数字化技术的应用(2)

和站控层间信息交换利用MMS+传输控制协议/网间协议（TransmissionControlProtocal/InternationProtocal，TCP/IP）+IEC802.3实现，间隔层和过程层间信息交换利用GOOSE技术实现快速信息交换。采取网络冗余来保证网络的可靠性，MMSA网、B网互为备用，不同时在线运行；GOOSEA网、B网互为冗余，同时在线运行。

交换式以太网从广义上讲，即采用交换机的

成了继电保护逻辑链路，取代了传统站中利用电气链路进行的I/O信息交换，从而实现了保护功能的分布化。继电保护人员不用再过多关注二次回路的具体连接，可以把更多的精力用于保护逻辑实现的合理性和有效性上。2.1.2运行检修

智能变电站在运行检修方面产生的影响主要

以太网[4]。由于网络各节点之间通过交换机可以实现逻辑上的点对点通信，网络在一定程度上保证了传输延时。但由于以太网的固有特性，在交换机端口处不可避免存在信息“竞争”的情况，而且发布者利用组播技术发布的信息有可能突破交换机限制形成广播，增加了网络风暴的可能性。所以本站通过虚拟局域网（VirtualLocalAreaNetwork，VLAN）技术，来增强网络的实时性、可靠性等要求。

VLAN是一种交换网络技术，可以按照功能、

集中在高级应用方面。

（1）顺序控制，简称顺控，即程序化控制，通过预先设定的倒闸操作程序，在严格的操作监护制度下，在后台即可实现变电站倒闸操作。控制过程如下：变电站内智能设备依据变电站操作票的执行顺序和执行结果校核要求，由站内智能设备代替操作人员，自动完成操作票的执行过程。实际操作时只需变电站内运行人员或调度运行人员根据操作要求选择一条顺控操作命令，操作票的执行和操作过程的校验由变电站内智能电子设备自动完成。通过顺控的应用，可提高运行人员工

工程组或应用等构架为基础对局域网进行逻辑划分[5]。利用VLAN技术，可以把同一工作性质的用户集中在同一VLAN内。1个VLAN就相当于1个独立的局域网，信息只在这个VLAN中交互；各个VLAN之间只能通过路由器来进行数据通信，减少暴，优化网络性能，增强网络的安全性。

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了跨VLAN的数据流量，从而有效地隔离广播风

作效率、减少倒闸操作过程中人为操作失误的几率。

（2）在线监测的出现，使得状态检修成为可能。状态检修也称预知性检修，即根据设备运行状态的好坏来确定是否对设备进行检修。在线监测系统可实现对微水等化学量、机构的分合速度及触头的行程距离等物理量、设备的负荷变化和启停次数等电气参数进行在线数据和离线数据的比较计算，从而产生综合分析决策，对面向设备状态的检修提供技术支持。由于在线监测系统通过传感器对设备进行监测，所以对于传感器的性能和可靠性就有了非常高的要求。

除此之外，高级应用还包括一些高科技监控设备，如利用高速摄像头实时记录设备外观信息的监控系统；利用气体传感器记录继电保护小室内有害气体含量并进行告警的设备等，都可为运行检修人员提供直观的事故告警信息。2.22.2.1

变电站现场调试验收方法

在继电保护方面存在的问题及现场解决

置启动闭锁重合闸功能闭锁重合。

（4）由于2套保护装置在过程层中分别处于GOOSA网和GOOSB网中，导致重合闸相互闭锁功能缺失。现场解决此问题的思路是：2套智能终端的闭锁重合闸开入通过空接点形成电气联系，再利用“虚端子”连线分别关联对应的保护装置的闭锁重合闸功能。

（5）由于功能的分布化，保护装置、合并单元及智能单元分别配置检修压板，逻辑上增加了实现检修状态功能的复杂性。国网规范只针对检修一致性有说明，并没有规范不同间隔检修时具体保护的逻辑配合问题。由于各厂家在技术规范理解上存在差异，使得母差保护等需各间隔相互配合的保护，增加了实现的困难度。2.2.2其他方面产生的问题及解决办法

（1）由于测控装置实现的逻辑闭锁功能和GIS

实现的电气闭锁功能在设计上存在差异，导致在测控装置和智能组件柜处分别退出闭锁时，会出现五防逻辑的不统一，本站解决策略是取消逻辑闭锁来避免逻辑混乱。

（2）母差、主变等公用设备难免要通过交换机间的级联来完成通信，所以在同一电压等级间保留VLAN，在一些需要级联的部分取消VLAN，来保证继电保护逻辑的完整性。

（3）由于本站利用大量的传感器件采集设备状态信息，但这些器件在运行时的精确性和可靠性不能保障，造成状态检修等高级应用并没有切实地投入运行，本站对于状态检修等应用也只是接入子站系统。

本站由于断路器机构延用传统变电站设计思路，配置2组跳闸线圈、1组合闸线圈，使得第2套智能终端不能独立实现对断路器的合闸操作，这有悖于智能变电站设备互操作性的理念。这样相悖的特性，使得现场施工验收时出现了以下一些问题。

（1）为了实现双套保护都满足低气压闭锁重合闸的要求，施工调试人员只能通过现场加装中间继电器的方式，通过重动接点来满足双重化配置的需要。

（2）由于第2套操作箱合后继电器不能启动，导致事故总信号不能发出，现场只能通过第1套智能终端合后继电器常开接点串接第2套智能终端跳闸位置接点后，接至第2套智能终端的事故总开入来解决此问题。

（3）手跳放电功能的缺失，导致在偷跳启动重合闸投入时，遥控分闸后断路器自动重合。现场解决此问题的思路是：将智能终端的手跳开入串接空接点，并通过“虚端子”连线将此空接点关联保护装置闭锁重合闸功能，即遥控分闸时保护装

3结论

（1）河滨220kV智能变电站和传统变电站相比，实现了从设备冗余到信息冗余的转变。

（2）由于设备生产厂家、设计人员和施工验收人员对变电站智能技术的理解不够深入，导致了河滨220kV智能变电站在建设过程中存在着文中所述的功能缺陷和调试困难。

（3）智能变电站的设备生产、设计、调试、运行

（下转第24页）·5·

13cm以内的范围。

（2）由于其安装费时费力，且老化性能还有待时间检验，因此是否采用防闪络护套防止鸟粪闪络，应根据线路的重要性、线路所在地区鸟害的严重性以及其经济性综合考虑。参考文献：

［1］易辉，熊幼京.1000kV交流特高压输电线路运行特

性分析［J］.电网技术，2006，30（15）：1-7.

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及对策［J］.电网技术，2008，32（20）：95-100.［3］徐喜佑.110～500kV输电线路合成绝缘子闪络原因

分析及对策［J］.中国电力，2000，33（5）：11-13.［4］朱济林，王欢，华大鹏.一种新型的驱鸟装置——电

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sionlines［J］.IEEETransonPowerDelivery，1995，10

从现场施工的角度看，绝缘护套的安装过程

较为复杂，需要先在悬垂线夹两侧安装2只临时线夹把导线吊起，使导线处于松弛状态；然后拆除悬垂线夹，加装绝缘护套。由于要围着导线缠绕10层，如果导线表面或者护套表面脏污，则会 …… 此处隐藏：2515字，全部文档内容请下载后查看。喜欢就下载吧 ……