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智能变电站的新技术探讨

2018-02-11 10:13:32
分类: 技术应用
导读

从智能变电站一次设备智能化、二次设备集成化化、保护层次化、监控系统一体化等四个方面对我国智能变电的技术现状进行了介绍。分析了智能电网发展的新需求,并对适应电网发展新需求条件下的就地化保护、宽频测量、PRP/HSR、远程运维、机器人巡检等新技术进行了详细介绍。最后,对本文内容进行了总结,并对智能变电站的发展进行了展望。

周斌1,张道农2

1.国电南瑞科技股份有限公司;2.华北电力设计院有限公司

智能电网作为未来电网的发展方向,渗透到发电、输电、变电、配电、用电、调度、通信信息等各个环节,在这些环节中,智能变电站无疑是最核心的一环。智能变电站采用先进、可靠、集成和环保的智能设备,以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求,自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和检测等基本功能。同时,具备支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策和协同互动等高级功能的变电站[1]。

1 智能变电站技术现状

2009年,国家电网公司提出了坚强智能电网的总体发展目标,确定第一批智能变电站建设试点(示范)工程。2011年,在总结试点并建立标准体系的基础上,智能变电站进入全面建设阶段。2012年,国家电网公司在两会上提出在现有智能变电站试点和建设成果的基础上,设计和建设“占地少、造价省、效率高”的新一代智能变电站。公司统一部署,全面启动新一代智能变电站建设,各项工作有序推进,并取得重要阶段性成果。2015年以来,国家电网巩固完善首批示范智能变电站的运行成果,全面落实新一代智能变电站扩大示范工程建设计划,进一步支撑智能电网建设。

智能变电站由数字化变电站演变而来,经过多年发展,其技术已经日臻完善。相比其它环节,智能变电站已经达到了可以进行大规模推广的条件。智能变电站主要由间隔层、过程层、站控层组成[2],其主要特征表现在:一次设备智能化、二次设备集成化、保护层次化、监控系统一体化[3]。

1.1一次设备智能化

状态检测传感器和智能组件与变压器、高压开关设备一体化集成,一次设备的智能化水平大幅提升[4]。通过实现与设备的管理互动,对设备事故风险的评估,优化电网运行及设备检修决策、提高设备可用率、降低运行管理成本。实现与调度系统的互动,提供设备故障模式及发生几率预测,使设备状态对系统而言具有可观性,使电网调度增加新的决策维度。进一步推动智能高级应用,从传统关注设备可靠性转变为关注电网的可靠性,提高电网运行的智能化水平,实现设备寿命预期和寿命周期成本管理[5]。

1.2二次设备集成化

智能变电站二次系统配置采用分层分布式结构,面向间隔,功能独立,这种模式可靠性高,可扩展性好、可维护性强,但存在全站二次接线复杂,信息共享不充分,成本高等缺点[6]。随着先进的网络化、信息化、自动化技术的发展及应用,从站控层、间隔层到过程层的二次系统高度集成,已成为智能变电站的新的特点[7]。配置合智一体化装置、多功能测控装置、保测一体化装置,能最大程度简化二次电缆布线,提高了设备运行的可靠性和全寿命周期,减少二次设备屏柜数量和占地面积,降低了建设投资成本。

1.3保护层次化

层次化保护控制是指综合应用电网全网数据信息,通过分布、协同的功能配置,实现时间维、空间维和功能维的协调配合,提升继电保护性能和系统安全稳定运行能力的保护控制系统[8]。

就地级面向单个被保护对象,利用被保护对象自身信息独立决策,实现快速、可靠的保护功能。站域级面向变电站内多个对象,利用相关对象的电压、电流、开关状态、保护启动、动作等信息,集中决策,实现相关对象的保护及控制功能。广域级面向区域内各个变电站,利用站内综合信息及跨站、跨对象信息,统一判断决策,实现相关保护、安稳控制等功能。

在智能变电站采用站域后备保护和站域智能控制策略,突破了间隔化保护控制局限性,拓展了变电站智能化应用。

1.4 监控系统一体化

按照全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化的基本要求,通过系统集成优化,实现全站信息的统一接入、统一存储和统一展示;运行监视、操作与控制、综合信息分析与智能告警、运行管理和辅助应用等功能[9]。

构建一体化监控系统,深化信息综合分析、智能告警、一键式顺控等高级应用功能。提供面向主站的实时数据服务和远程数据浏览,满足“告警直传、远程浏览、数据优化、认证安全”等要求,支撑调控一体化的业务需求。

2 电网发展新需求

智能电网承载和推动第三次工业革命已逐步成为全球共识,转变电网发展方式,推动能源生产和消费方式转变,是智能电网建设的必经阶段。智能变电站是智能电网运行参量采集点与管控执行点。对于建设信息化、自动化、互动化坚强智能电网具有关键性作用[10]。

我国当前已建成服务人口最多、覆盖范围最广、输电电压等级最高、容纳可再生能源最多的超大规模复杂互联电网。社会经济的发展、资源环境的约束及可再生能源的接入,要求变电站不仅能传输更加安全、可靠、优质的电力,而且要求变电站更高效、更节约、更灵活[10]。

随着近年来电网的高速发展,当今电网已呈现出区域电网互联、交直流输电混连、大规模间歇式能源接入、电力系统电力电子化等特性。这些电网新特性给电力系统的安全稳定运行带来了新的挑战:直流输电或可控串补线路运行时,有可能激发附近的汽轮发电机组轴系次同步振荡;大规模风电/光伏汇集区域出现次同步/超同步振荡[11]。这些都对智能变电站的支撑能力形成挑战,需要不断发展新技术来保证智能电网的安全稳定运行。

3 智能变电站的新技术

3.1就地化保护

众所周知,快速性、可靠性、灵敏性、选择性是继电保护不可动摇的四个原则[12],但是合并单元和智能终端的应用,使保护信号传输及转化环节增加,保护动作时间延长,根据中国电科院测试报告,各类智能站保护相比常规站保护动作时间普遍增加6ms~10ms,大大降低了保护的快速性[13]。

智能变电站相比传统变电站重要的技术进步体现在数据共享上,特别是早期采用网络采样,不同保护共用合并单元,但这也会导致单一元件故障造成多套保护的不正确动作,破坏保护系统可靠性。虽然为了提高系统可靠性,合并单元中也采用了双AD处理机制,但是前端的小CT、PT,后端的采样数据发送端口,两路AD数据无法实现完全解耦,存在单一元件故障引起保护误动的风险。前两年,现场多次发生合并单元故障导致多套不同保护误动的情况,引起了国网公司的高度重视。因此,如何提高智能站保护系统的可靠性,也是亟待解决的问题之一。

由于增加了合并单元、智能终端和交换机,二次设备种类繁多、二次回路复杂,导致现场接线、配置、调试及检修等工作量大,设备试验需要多间隔设备甚至全站陪停,安装置、调试及检修时间长等问题。随着电网规模不断扩大,现有安调及运维检修力量承载力不足,难以支撑电网建设和运行的需要。

此外智能站以光缆、交换机和配置逻辑代替传统的二次回路,以二次系统配置文件(SCD文件)描述二次设备连接关系后,二次“虚回路”无法直观可见,回路配置复杂,SCD文件升级或装置检修的影响范围难于界定,SCD文件与各IED设备的配置一致性也难于判定,安全风险大。二次回路检修隔离没有明显的断开点,隔离检修困难;软压板数量多(保护软压板、SV软压板、GOOSE软压板),检修安措复杂,存在误操作安全隐患,难以满足电网安全运行要求。

为了解决上述亟待解决的问题,提高系统的可靠性,在国调中心的指导下,各网省公司和制造厂家做了很多工作,比如研究高可靠性的合并单元、缩短合并单元、保护、智能终端的各环节延时,研究SCD管控技术等。这种在现有基础上通过提高系统性能,解决智能变电站发展过程中出现的新问题,沿原有模式和轨道的提升空间有限。因此,需要有突破性的技术创新和运维模式变革。

正是在这种背景下,为解决智能站发展过程中带来的问题,国调中心将保护设备就地化、小型化列入“十三五”调控运行工作重点之一。提出以设备就地化和即插即用为突破口,推动智能变电站和继电保护技术创新。目标:提出常规互感器采样和电子式互感器采样的就地化二次设备全站解决方案,实现二次设备“就地化”、“小型化”、“工厂化调试”、“更换式检修”和“即插即用”。就地化设备的技术路线可以归纳为“六化”:功能集成化、安装就地化、尺寸小型化、接口标准化、维护远程化、配置简单化。

要实现就地化保护装置,需要突破这些关键技术:连接器标准化、装置小型化;热设计技术、提高IP防护等级至IP67;防腐蚀、防振动、防电磁干扰。

在连接器标准化方面,要求各连接器厂家产品能够满足-55℃~+85℃;机械寿命:500次;IP等级:IP67等技术要求。连接器的选型方面,目前有分体式圆形连接器和组合式矩形连接器两类。

装置的尺寸方面,最大要求就是小型化,国调从创新性的角度出发,对装置尺寸提出了很高要求,核心思想就是越小越好。这对厂家的研发提出了很高的要求。

无防护安装二次设备所处的气候环境、电磁环境远比室内安装设备恶劣。因此,对其适应性提出了更高要求,在工作温度方面,根据我国大部分地方的气候温度情况,提出了-40℃~+70℃。为提高热防护技术,采用加装遮阳板,高反射涂层,降低机箱吸收的辐射热量;针对功耗较大元器件设计专用散热结构,将热量传导至机箱,降低器件温升。

电气回路设计时,从以下几方面提高自身的温度适应性:

(1)设计低损耗、高效率电源电路;选用低功耗芯片及采取低功耗电路设计;选用宽温度范围的工业级、汽车级器件;发热器件、热敏器件优化布局。

(2)对装置的IP防护等级,要求达到IP67等级(6——完全防止灰尘进入;7——防止短时间浸水时水的侵入)。

在防腐蚀方面,连机器要求进行1000h盐雾实验,装置要进行96h盐雾实验。为提高装置防腐蚀能力,采用喷涂三防漆、表面处理采用喷户外粉工艺等工艺。

防护安装二次设备应能抵御严酷等级为两级的振动要求。为此一般采用加装阻尼减振器等措施提高抗振能力。

变电站户外电磁干扰水平,相比室内成几何级增强。根据了解的数据显示开关附近开关操作时电磁干扰是室内的数千倍。为提高无防护设备的电磁屏蔽性能,一般采用选择适合的设备屏蔽壳体材料,适当增加壳体厚度,优化屏蔽结构开孔尺寸等措施。

开展二次设备就地化,在技术方面:网络架构简单、就地电缆跳闸,电缆采样、解决长电缆传输信号带来的问题:如CT饱和、多点接地、回路串扰、分布电容放电等问题;缩短动作时间,提高保护可靠性。在设计基建方面,有利于减少屏柜数量、减少光缆长度、节省建筑面积。在安装调试方面,采用工厂化调试和更换式检修,大幅减少二次设备安装、调试和检修时间。在运行维护方面,利用就地化保护便于安装和更换的优势,现场检修工作以快速更换为主,减少设备停电时间;无间隔保护虚回路设计,简化全站SCD配置及管控难度。配置一键式下装,实现少维护、易维护,现场工作量大幅降低。

3.2 宽频测量技术

WAMS/PMU起源于美国,我国自1995年开始现场应用PMU,截止2013年底已有2500多座厂站装设了PMU子站,39个省级以上调度中心建成了WAMS主站,PMU子站涵盖了几乎所有500kV以上变电站、枢纽220kV变电站、主力发电站及新能源并网汇集站[14]。

相比电力系统其它测量系统,WAMS/PMU具有以下主要技术特点:

(1)广域同步采样:全网所有PMU子站都采用相同时间基准(北斗/GPS)进行同步采样,现有对时技术已能保证PMU装置具备1μs对时精度,使得不同厂站测量得到的相同时戳数据断面具备可比性。

(2)高精度基波相量测量(仅对基波进行测量):采用独特的相量测量算法,保证了PMU装置在静动态情况下的测量精度(静态基波相量幅值2‰,相角0.2°,频率0.001Hz)。

(3)高密度实时数据传输:WAMS/PMU采用等时间间隔传输方式传输实时数据,接入统一WAMS主站的所有PMU子站采用相同的传输速率,以保证每个时间断面数据的完整性。现有PMU子站支持25帧/秒、50帧/秒、100帧/秒等传输速率,大部分采用50帧/秒的传输速率。

(4)多尺度历史数据存储:PMU子站可提共不少于14天的动态历史数据(连续循环存储,数据密度100帧),还提供不少于1000条的暂态历史数据(故障录波文件,数据密度不少于4000点/秒)。

(5)集中式低频振荡分析:现有WAMS主站利用各PMU子站上送的原始功率数据进行集中式低频振荡辨识。

WAMS/PMU系统在中国电网发生的多次电网事故中起到了重要作用,例如,完整记录了华中电网2005年和云南电网2008年发生的低频振荡。

由于现有电力系统测量系统仅能监测振荡频率处于0.1Hz~2.5Hz的低频振荡,缺乏进行全网次同步/超同步监测的有效手段。为此,有必要在电力系统引入宽频测量技术。宽频测量以带有高精度时间戳的输入信号原始采样点为基础数据,通过宽频测量算法实现对电网中10Hz~45Hz的次同步振荡分量和55Hz~1000Hz的超同步振荡分量的振荡幅值、振荡频率的准确提取。

由于现有的WAMS/PMU系统已具备高精度广域同步采样、高密度实时数据传输、WAMS主站集中分析等特性,在现有WAMS/PMU系统的基础上扩展宽频测量功能,从而实现次同步/超同步振荡的监测及振荡源定位是技术上实现难度最低、部署上最为合理的选择。扩展了宽频测量功能的PMU子站不仅能够准确测量频率范围在45Hz~55Hz的工频信号量,还能对输入信号量中的其它频率的振荡分量进行准确提取。

如图1所示,对于输入PMU装置的含有各种频率的分量的电压、电流信号,PMU采集装置除了通过相量测量方式得到工频基波电压、电流、频率等测量值外,还通过宽频测量算法获取到电网中10Hz~45Hz、55Hz~1000Hz的振荡信号分量,通过主导模式识别算法获取振荡信号分量中的主导振荡模式频率及振荡幅值,并将主导振荡模式信息融合至PMU实时数据一并上送至WAMS主站系统。

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图1 宽频测量示意图

基于带有宽频测量功能的PMU子站丰富的实时数据及离线历史数据,WAMS主站功能可实现如下功能扩展。

(1)基于实测毫秒级断面数据的电网全景追忆及仿真。为了实现对电网的高精度宽频

测量,PMU子站需要具备采样率高于1000点/秒的连续录波功能,故PMU子站能提供毫秒级采样间隔的原始采样点数据,而全网所有部署的PMU装置均采用了统一卫星时钟进行同步采样,同步精度优于1μs,故WAMS主站可基于PMU子站分布式存储的全网毫秒级实测断面数据进行电网全景追忆及仿真分析。

(2)集中式与分布式相结合的宽频振荡在线辨识及振荡源定位。WAMS主站可实时接

收包含主导振荡模式特征量的PMU子站实时数据,当电网发生振荡时可在线综合计算电网中主导振荡分量的振荡能量流,快速找到能量源,能量源就是扰动源,从而实现对包括低频振荡、次同步振荡、超同步振荡等扰动源的精准定位。

如图2所示,在某大容量风电接入地区省调D5000中新增电网次同步谐振在线监视模块,实时采集新能源集中接入地区PMU子站上送的次同步谐振告警及振幅等数据,通过告警直传及谐振振幅比对,实时展示了次同步谐振波及范围与传播路径。

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图2 某大容量风电接入地区次同步传播路径示意图

3.3 PRP/HSR技术[15]

2008年,IEC发布了IEC62439-3协议,该协议主要涉及以下内容:

(1)PRP/HSR工作原理

(2)PRP/HSR协议规范

(3)RedBox、QuadBox规范

(4)协议实现一致性声明

并行冗余协议(Parallel Redundancy Protocol,PRP)原理如图3所示,左边源节点向LAN_A和LAN_B发送两个相同的PRP报文,A-Frame和B-Frame。经过LAN_A和LAN_B最后传输到图右方的目标节点,目标节点选取第一个到达的报文,丢弃后到的相同报文。

使用遵从PRP协议的双连接节点(Double attached node implementing PRP,DANP)执行冗余,DANP被连接到两个拓扑相似的的独立的标准局域网,命名为LAN_A和LAN_B,并行运行。

源节点将同一个数据帧加上PRP标识发送到两个局域网中,目标节点一段时间后从两个局域网分别收到这个数据帧,根据报文中的PRP标识序列号,以及目标节点中建立的两个链路信息表,使用丢弃算法,相同序列号的报文,选取第一个到达的帧,丢弃后到的复制数据帧。

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图3 PRP协议原理示意图

采用PRP协议的优点主要为双网实现过程对应用完全透明,缺点是对单网设备需要增加RedBox,协议可适合网络节点数量多的场合 。

高可用性无缝环网(High availability Seamless Ring,HSR)协议原理如图4所示,图左上方的源节点的CPU发送普通报文C-Frame,经过HSR IP,将此报文复制成两份A-Frame、B-Frame,并且加上HSR标识,经过环网发送到组播的目标节点。目标节点接收先到的一份报文,丢弃后到的相同报文。最后HSR IP将接收的报文去除HSR标识,传送给CPU。A-Frame、B-Frame经过环网转发,又回到源节点,源节点检测到是自己发送出去的报文,将不再转发。

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图4 HSR协议原理示意图

采用HSR协议的优点主要为不需要交换机,节约成本,缺点是串行数据量大,网络流量受总带宽影响,适合网络节点数量较少的应用场合。

在智能变电站中,可综合应用上述两种协议的优缺点,采用PRP/HSR混合组网模式实现站内组网:站控层通过PRP实现MMS组网、过程层采用HSR实现SV、GOOSE组网。

3.4远程运维技术

随着电网管理体制改革和变电站无人值班的推广,运维人员管辖的变电站数量激增。一旦设备出现问题,运维人员只能到现场处理,存在工作量大、维护时间长且效率低下的问题,如果故障处理不及时,将影响变电站乃至电网的正常运行。此外,随着智能变电站技术的推广,大量智能二次设备的运行维护给运维人员带去严峻的挑战,运维专业技术人员的短缺制约着变电站运维管理水平的提升。

为了提高运维管理效率,提升变电站自动化设备广域运维的标准化和规范化,通过研究省地一体化运维服务管理关键技术,设立广域运维服务管理中心,实现主站对变电站内各种运维服务的注册、审核、监视、全过程纵深安全防护等管理。设立变电站自动化设备远程运维中心,基于变电站运检的需求,向运维服务管理中心查询和定位变电站提供各类远程运维服务,并通过运维服务管理中心授权,向变电站调用所需的运维服务,实现变电站的远程运维。变电站自动化设备远程运维中心的主要运维对象包括:变电站网关机、监控后台、测控等变电站自动化设备,与变电站交互采用通用服务协议,部署在安全一区。智能变电站远程运维技术主要包括:

(1)双因子登录加数字签名技术

高性能通用服务框架采用基于证书的安全认证策略。在纵向认证的基础上,进一步使用双因子登录技术和数字签名技术,保证远程运维的安全性。采用双因子登录技术依托电力调度数字证书系统,是将电力调度数字证书与用户口令结合的高安全等级的认证方式,用户必须同时具备UKey和口令才能正常登录,可以有效防止由于口令泄漏导致的安全问题。采用数字签名技术对远程运维的服务请求进行加密,可以保证主站发送给变电站远程运维信息的通信安全,有效防止数据在传输过程中被恶意篡改。

(2)变电站二次设备监视技术

该技术是解决以往远程无法全面监视变电站内设备的问题,通过一系列技术手段,实现远程对变电站设备的运行状态、通信、历史数据、虚端子等信息的监视,及时发现变电站内二次设备的运行问题,达到变电站远程监视与就地监视的一致性。

(3)变电站二次设备诊断技术

通过在站内对采集的各种设备信息进行就地分析,实现远程对变电站设备的综合状态诊断,使得运维人员能够及时评估变电站二次设备的健康状态,有助于减少变电站设备巡检次数,降低运维成本。

(4)变电站二次设备维护技术

该技术实现远程对变电站设备的集中运维,完成变电站二次设备复位、启机及参数修改等以往需要去变电站就地才能完成的工作,减少去变电站运维的次数,提高运维效率。在智能变电站使用远程运维技术可及时发现二次设备的运行问题,达到变电站远程监视与就地监视的一致性;及时评估变电站二次设备的健康状态,有助于减少变电站设备巡检次数,降低运维成本;减少变电站运维人员前往现场的工作量,缓解人力资源紧张问题。实现智能变电站远程运维技术的最终目标是:按照“面向服务、广域协同、一体管理”的原则,实现变电站自动化设备运维的远程化、集约化、智能化和精益化,提升变电站自动化设备的运维管理水平。

3.5 机器人巡检技术

目前,国内变电站绝大部分仍采用传统的人工巡视方式,由于受巡视人员劳动强度、业务水平、责任心和精神状态等诸多因素的制约,漏检、误检情况时有发生,造成重大经济损失,根据中国电力科学院2011年电网运行统计报告,变电设备漏检、误检造成的经济损失达到每年26亿元以上;无人值守变电站逐年增多,且位置较多偏远,若站内出现事故值班员无法及时了解事故变电站的设备情况。此外,巡视人员巡视时需要站得离设备较近,尤其是异常现象查看、恶劣天气对巡视人员的人身安全存在一定威胁。人工巡视越来越满足不了现代化变电站安全运行的要求。

在智能变电站引入巡检机器人能极大地缓解上述问题。一般来说巡检机器人主要包括:用于行走控制及电能供应功能的驱动底盘部分;地图绘制及导航功能的激光雷达部分;提供红外测温和可见光识别功能的相关传感器部分;音频数据采集处理的拾音器等测量采集部分。可实现的基本功能有:

(1)智能表计识别及开关位置识别

巡检机器人通过设备图像处理和模式识别等技术,

结合设备图像红外专家库,实现对设备热缺陷、分合状态、外观异常的判别,以及仪表读数、油位计位置的识别。

(2)红外监测与诊断技术

利用红外热像仪对运行设备进行扫描检查,发现存在异常温度点,然后对温度异常的部位进行重点检测,测出异常点的温度。将异常点温度与正常运行时的温度进行比较,根据设备的相对温差及是否超出规定值,来确定设备是否存在故障。

(3)远程图像诊断技术

首先对视频采集的图像进行预处理,识别出被监测的电力设备,通过将该图像与图库内标准图像及历史图像进行差图像分析、累积图像分析等处理。结合红外数据对应设备的设备参数库确定其是否发生畸变,油泄露等故障,如有发生则存储结果并向上一级传输及发出告警信号。

(4)数据报表分析处理应用

利用设备表计数据及红外测量数据,形成全站一次设备数据历史报表,并按时自动生成设备健康评估报告,及时发现故障隐患,不断提升设备运维水平。

(5)巡检任务智能管理

巡检机器人利用自身激光扫描建模生成变电站电子地图以进行巡视规划及导航,巡视可以分为例行巡检和特殊巡检两种方式,例行巡检方式下,每天定时按照预定方案,自主启动并完成巡视任务。特殊巡检方式由操作人员当地或远方选定巡视内容并启动巡视,机器人自主完成巡视任务。

(6)智能化自主电量管理

一方面机器人可保证在充满电后满负荷运行时间大于5h;另一方面可以在监测到电量低后自动返回充电室进行充电,充满电后继续巡检任务。

(7)激光定位无轨运行

通过采用高精度激光传感器进行全站平面地图建模技术,精准定位导航,重复导航定位误差不大于20mm,实现了无需站内铺设磁条,巡检线路灵活可配置,站内无损化施工,仅需在二次室外墙搭建机器人充电小室,兼做无巡检任务式的机器人存储间。

(8)其它功能

基于自动巡检机器人平台,通过加装相应传感监测设备,还可实现GIS内部设备发热监测、紫外成像设备故障检测、SF6气体泄漏在线监测、设备远程实景可视化巡视等功能。

目前,变电站智能巡检机器人主要应用于室外变电站,代替运行人员进行巡视检查,以自主或遥控方式,可24h、全天候地完成高压变电设备的巡视检测,准确提供变电设备事故隐患和故障先兆诊断分析的有关数据,大大提高变电站安全运行可靠性。

4 总结

就地化保护、宽频测量、PRP/HSR、远程运维、机器人巡检等智能变电站新技术中,有的已进入工程试点阶段,有的还处于研究研发阶段,随着智能变电站建设的不断推进,这些新技术必将成为未来智能变电站内的重要组成部分。

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作者简介

周斌(1970-),教授级高级工程师,全国电力系统管理及其信息交换标准化技术委员会秘书。

张道农(1961-),教授级高级工程师/设计总工程师,全国微电网与分布式电源并网标准化技术委员会委员、全国时间频率计量委员会委员、中国电工技术学会理事、中国电工技术学会电力系统控制与保护专业委员会委员、全国电力系统管理及其信息交换标准化委员会委员、WAMS及时间同步工作组组长,中国电机工程学会高级会员,主要从事继电保护及安全自动装置的设计与研究以及大型工程项目的项目管理工作。

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来源:万选通资讯
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