一种基于保护智能中心系统的变电站系统

摘要

本发明公开了一种基于保护智能中心系统的变电站系统。变电站系统通过结合无线局域网、广域通信网和光纤通信网三种组网方式，利用其各自优势实现了各变电站内部、各变电站之间以及保护智能中心与各变电站之间的高效通信；同时，保护智能中心系统利用光纤通信实现了其采集处理模块对变电站系统中各变电站运行数据的实时采集，并通过其通信模块、故障位置判别模块和跳闸决策模块实现对采集数据的分析计算，最终实现在变电站的站域保护退出检修后，由保护智能中心系统作为故障变电站的后备保护系统取代故障变电站的保护功能，极大地提高了枢纽变电站系统的可靠性。

权利要求

1.一种基于保护智能中心系统的变电站系统，其特征在于，包括保护智能中心系统和多个变电站，所述保护智能中心系统用于为各变电站提供后备保护；每个变电站内部建立一个VLAN，用于变电站内部的信息交换；每个变电站的核心路由器加入基于EVPL的广域通信网，以实现相邻变电站的信息交换；保护智能中心系统与各变电站之间建立基于SDH/PDH的光纤数字专线网络，以无连接的UDP方式进行数据通信；所述保护智能中心系统包括采集处理模块、通信模块、故障位置判别模块和跳闸决策模块；

所述采集处理模块分别连接所述通信模块、故障位置判别模块和跳闸决策模块，用于采集各变电站的电压、电流、SMV、GOOSE、断路器状态和主保护动作信息，并将这些信息及利用这些信息计算得到的各变电站内各个元件的故障方向信息传送至所述通信模块，还用于将各变电站的断路器状态及主保护动作信息传送至所述故障位置判别模块，还用于将各变电站的断路器状态信息镜像到所述跳闸决策模块；

所述通信模块连接所述跳闸决策模块，用于利用各变电站的电压、电流、SMV、GOOSE和各变电站内各个元件的故障方向信息，计算得到突发性信息并将其传送至所述跳闸决策模块；

所述故障位置判别模块连接所述跳闸决策模块，用于利用各变电站的断路器状态和主保护动作信息进行容错分析，判别故障位置，并将故障位置判别结果传送至所述跳闸决策模块；

所述跳闸决策模块用于利用各变电站的断路器状态信息、突发性信息和故障位置判别结果，结合各变电站的投运状态，作出跳闸决策。

2.如权利要求1所述的基于保护智能中心系统的变电站系统，其特征在于，所述突发性信息包括故障突发时的电网电气量、状态量、开关动作和主保护动作信息。

3.如权利要求1或2所述的基于保护智能中心系统的变电站系统，其特征在于，所述跳闸决策模块在发生故障的变电站处于投运状态时不动作；在发生故障的变电站处于退出运行状态时断开故障线路断路器。

4.如权利要求3所述的基于保护智能中心系统的变电站系统，其特征在于，所述通信模块还用于将各变电站的断路器状态和主保护动作信息在各变电站间实现共享。

说明书

一种基于保护智能中心系统的变电站系统

技术领域

[0001] 本发明属于电力系统继电保护技术领域，更具体地，涉及一种基于保护智能中心系统的变电站系统。

背景技术

[0002] 当前，继电保护技术呈现出两条形态迥异的发展路线。一条是一二次设备深度融合，向一二次设备一体化发展，最终形成一次智能设备；另一条是借助智能变电站的基础平台优势，间隔间进行融合，形成变电站集中式站域保护。目前智能变电站技术在国网和南网都得到了极大的推动，国内的几大保护制造厂商，包括南瑞继保、四方、许继等均有实际产品和工程投运，一二次设备分离、集中式站域保护的模式在学术界和工业界表现得更为活跃。

[0003] 在电网本体的发展上，不论是资源密集型的西部地区，还是负荷密集型的东部地区，目前均已形成能够直接决定区域电网稳定乃至大电网稳定的枢纽变电站群。这些枢纽变电站群同时面临着二次系统高度集中后保护可靠性降低和灾变后二次系统恢复缓慢的问题。即倘若各站保护采用站域集中式保护，仍按当前规程采用双重化配置，当检修或其他意外导致单套保护停运后，站内的所有保护都将失去双重化。这和当前保护配置只有某一间隔保护失去双重化的情况是截然不同的。这种情况下，变电站保护系统的可靠性将显著降低。如果采用三重化配置，保护的复杂程度大大提高，对运维提出了很高的要求，而且经济性差。另外，即使采用三重化，由于直流电源、二次回路等公共环节的存在，保护的可靠性得不到明显改善。与此同时，灾变一次设备的重建是相对简单的。然而，由于保护的二次重建安装调试复杂、工期很长，成为制约恢复供电的瓶颈问题。由于变电站的主控室一般位于地表之上，当遭遇到特大灾害时，二次系统也将被同时摧毁，电网恢复将需要一二次系统的同时重建。因此，枢纽变电站群的保护研究面临新的要求：应对该关键区域的保护特殊问题，应着重研究关键区域的保护系统的合理强化，以保证在系统复杂多变运行环境中，包括在电网灾变条件下的保护系统的正确应对。

[0004] 综上所述，有必要为站域集中式的保护系统，特别是对区域电网安全稳定运行影响极高的枢纽变电站群，提供能够有力保障二次系统可靠性的新技术。

发明内容

[0005] 针对现有技术的以上缺陷或改进需求，本发明提供了一种基于保护智能中心系统的变电站系统，结合无线局域网、广域通信网和光纤通信网三种组网方式，实现了各变电站内部、各变电站之间以及保护智能中心与各变电站之间的高效通信，同时，利用保护智能中心系统极大地提高了枢纽变电站系统的可靠性。

[0006] 为实现上述目的，本发明提供了一种基于保护智能中心系统的变电站系统，其特征在于，包括保护智能中心系统和多个变电站，所述保护智能中心系统用于为各变电站提供后备保护；每个变电站内部建立一个VLAN，用于变电站内部的信息交换；每个变电站的核心路由器加入基于EVPL的广域通信网，以实现相邻变电站的信息交换；保护智能中心系统与各变电站之间建立基于SDH/PDH的光纤数字专线网络，以无连接的UDP方式进行数据通信。

[0007] 优选地，所述保护智能中心系统包括采集处理模块、通信模块、故障位置判别模块和跳闸决策模块；所述采集处理模块分别连接所述通信模块、故障位置判别模块和跳闸决策模块，用于采集各变电站的电压、电流、SMV、GOOSE、断路器状态和主保护动作信息，并将这些信息及利用这些信息计算得到的各变电站内各个元件的故障方向信息传送至所述通信模块，还用于将各变电站的断路器状态及主保护动作信息传送至所述故障位置判别模块，还用于将各变电站的断路器状态信息镜像到所述跳闸决策模块；所述通信模块连接所述跳闸决策模块，用于利用各变电站的电压、电流、SMV、GOOSE和各变电站内各个元件的故障方向信息，计算得到突发性信息并将其传送至所述跳闸决策模块；所述故障位置判别模块连接所述跳闸决策模块，用于利用各变电站的断路器状态和主保护动作信息进行容错分析，判别故障位置，并将故障位置判别结果传送至所述跳闸决策模块；所述跳闸决策模块用于利用各变电站的断路器状态信息、突发性信息和故障位置判别结果，结合各变电站的投运状态，作出跳闸决策。

[0008] 优选地，所述突发性信息包括故障突发时的电网电气量、状态量、开关动作和主保护动作信息。

[0009] 优选地，所述跳闸决策模块在发生故障的变电站处于投运状态时不动作；在发生故障的变电站处于退出运行状态时断开故障线路断路器。

[0010] 优选地，所述通信模块还用于将各变电站的断路器状态和主保护动作信息在各变电站间实现共享。

[0011] 总体而言，通过本发明所构思的以上技术方案与现有技术相比，具有以下有益效果：本发明建立了基于保护智能中心系统的变电站系统，变电站系统通过结合无线局域网、广域通信网和光纤通信网三种组网方式，利用其各自优势实现了各变电站内部、各变电站之间以及保护智能中心与各变电站之间的高效通信；同时，保护智能中心系统利用光纤通信实现了其采集处理模块对变电站系统中各变电站运行数据的实时采集，并通过其通信模块、故障位置判别模块和跳闸决策模块实现对采集数据的分析计算，最终实现在变电站的站域保护退出检修后，由保护智能中心系统作为故障变电站的后备保护系统取代故障变电站的保护功能，极大地提高了枢纽变电站系统的可靠性。

附图说明

[0012] 图1是本发明实施例的基于保护智能中心系统的变电站系统的通信组网结构示意图；

[0013] 图2是保护智能中心系统的结构示意图；

[0014] 图3是保护智能中心系统在变电站系统中的安装位置实例示意图；

[0015] 图4是保护智能中心系统的冷热备用模式选择方法流程图。

具体实施方式

[0016] 为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。此外，下面所描述的本发明各个实施方式中所涉及到的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互组合。

[0017] 如图1所示，本发明实施例的基于保护智能中心系统的变电站系统的通信组网采用无线局域网、广域通信网和光纤通信网相结合的方式。每个变电站内部建立一个虚拟局域网(Virtual Local Area Network,VLAN)，用于变电站内部的信息交换，每个变电站的核心路由器加入基于以太虚拟专线(Ethernet Virtual Private Line,EVPL)的广域通信网，以实现相邻变电站的信息交换。其中，广域通信网是指多业务传输平台(Multi-Service Transfer Platform,MSTP)设备对应着多个虚拟传输通道(Virtual Container Trunk,VC Trunk)的网络。保护智能中心系统与各变电站之间建立基于同步数字体系/准同步数字系列(Synchronous Digital Hierarchy/Plesiochronous Digital Hierarchy,SDH/PDH)的光纤数字专线网络，以无连接的用户数据报(User Datagram Protocol,UDP)方式进行数据通信。保护智能中心系统用于为各变电站提供后备保护。

[0018] 如图2所示，保护智能中心系统包括采集处理模块、通信模块、故障位置判别模块和跳闸决策模块，采集处理模块分别连接通信模块、故障位置判别模块和跳闸决策模块，跳闸决策模块还分别连接通信模块和故障位置判别模块。

[0019] 采集处理模块用于采集各变电站的电压、电流、采样值(sampled measured value,SMV)、面向对象的变电站通用事件(generic object oriented substation event,GOOSE)、断路器状态和主保护动作信息，将这些信息及利用这些信息计算得到的各变电站内各个元件的故障方向信息传送至通信模块；采集处理模块还用于将各变电站的断路器状态及主保护动作信息传送至故障位置判别模块；采集处理模块还用于将各变电站的断路器状态信息镜像到跳闸决策模块。

[0020] 通信模块用于利用各变电站的电压、电流、SMV、GOOSE和各变电站内各个元件的故障方向信息，计算得到突发性信息并将其传送至跳闸决策模块。其中，突发性信息包括故障突发时的电网电气量、状态量、开关动作和主保护动作等信息。通信模块还用于将各变电站的断路器状态和主保护动作信息在各变电站间实现共享。

[0021] 故障位置判别模块用于利用各变电站的断路器状态和主保护动作信息进行容错分析，判别故障位置，并将故障位置判别结果传送至跳闸决策模块。

[0022] 跳闸决策模块用于利用各变电站的断路器状态信息、突发性信息和故障位置判别结果，结合各变电站的投运状态，作出跳闸决策。具体地，在发生故障的变电站处于投运状态时，跳闸决策模块不动作；在发生故障的变电站处于退出运行状态时，跳闸决策模块断开故障线路断路器。

[0023] 上述保护智能中心系统在变电站系统中的安装位置应满足如下三个条件：(A)靠近变电站群的地理中心点以及联系各变电站的光纤交汇点，便于建立各变电站间的光纤铺设。(B)无频发性地质灾害，如崩塌、滑坡、泥石流、地面塌陷和地裂缝，使保护智能中心系统有足够的抗灾与恢复能力。(C)充分利用现有的输电线路网络结构，以节约资源。网络结构较特殊时，保护智能中心系统亦可安装在其中某变电站附近。

[0024] 如图3所示，以河南电网郑州变电站群为例，其中郑州、嵩山、官渡为500kV变电站，其余变电站均为220kV变电站，依据各变电站直接的相互电力传输网络构建了如图2所示电网地理接线图。首先，新架构保护智能中心系统作为邻近枢纽变电站二次系统的集中式后备中枢，在新架构保护智能中心系统的地理位置规划中，充分考虑现有网络结构如图2所示，考虑到现有郑州、嵩山、官渡500kV变电站均需要在未来接入燃气电站以及该变电站群是河南全省最大的负荷中心和功率交换传输中心，系统容量占全省总容量的20％以上，在华中地区电网中占据重要位置，因此有必要尽量令保护应急中心的选址接近该变电站群的地理中性点处，便于联系各站的光纤铺设以及保护应急中心与各站的通信联系。其次，考虑到郑州地区的主要地质灾害有崩塌、滑坡、泥石流、地面塌陷和地裂缝，为保持保护应急中心有其独立性与足够的抗灾能力，其选址位于如图2所示区域中地质较为平坦区域，构建于抗震等级为一级的地下掩体内(具体参见《地下建筑抗震设计规范》)，为了在灾害来临时，应急中心具备足够的抗灾能力和快速恢复能力。最后，充分利用现有的输电线路网络结构，在输电线基础上搭建光纤，以节约资源。

[0025] 作为变电站群的后备保护中枢，保护智能中心系统可工作于冷、热备用两种模式。保护智能中心系统的冷备用是指：保护智能中心系统不对任一变电站的站域保护进行镜像备份，对所有变电站的运行数据只采集处理一次，同一时刻只能为一个变电站提供后备保护，在某一变电站的站域保护退出检修时，保护智能中心系统自动取代该变电站的站域保护功能；保护智能中心系统在冷备用模式下的跳闸方式只能采用网跳形式。保护智能中心系统的热备用是指：保护智能中心系统对所关注的每个变电站的站域保护都进行镜像备份，实时采集处理所有变电站的运行数据，同一时刻能为多个变电站提供后备保护，在某一个或多个变电站的站域保护退出检修时，保护智能中心系统自动取代故障变电站的站域保护功能；保护智能中心系统在热备用模式下的跳闸方式可以采用直跳或网跳两种形式。

[0026] 如图4所示，保护智能中心系统的冷、热备用模式选择方法包括如下步骤：

[0027] (1)根据各变电站的历史运行数据，计算各变电站的故障概率分配样本空间D1,D2,…,DN，其中，N为变电站系统中的变电站总数。进一步包括如下步骤：

[0028] (1-1)令各变电站的故障概率分配样本空间D1,D2,…,DN均包括如下元素：仪用互感器故障概率a、直流系统接地故障概率b、避雷器故障概率c、母线故障概率d、电容器故障概率e、断路器故障概率f和变电站检修状态g，将这些元素及其组合作为样本加入各变电站的故障概率分配样本空间D1,D2,…,DN中，其中，各变电站的故障概率分配样本空间D1,D2,…,DN的样本组成及其排列顺序相同。

[0029] 例如，在各变电站的故障概率分配样本空间D1,D2,…,DN中的元素均包括仪用互感器的故障概率a、直流系统接地故障概率b和避雷器故障概率c时，各变电站的故障概率分配样本空间D1,D2,…,DN均包括如下样本：a、b、c、ab、ac、bc和abc。

[0030] (1-2)通过如下公式计算第i个变电站的故障概率分配样本空间Di(i＝1,2,…,N)中的第j个样本Sj对应的样本值：

[0031]

[0032] 其中，Yi为第i个变电站历史数据中的总故障次数，∑Xk为第j个样本Sj中包含的各元素单独作用于变电站导致变电站故障的次数之和，j＝1,2,…,M，M为故障概率分配样本空间Di中的样本总数。

[0033] (2)根据各变电站的故障概率分配样本空间D1,D2,…,DN，计算得到等效变电站系统的健康状态评价模型D′。

[0034] 等效变电站系统的健康状态评价模型D′中的第j个样本对应的样本值P′j通过如下公式计算得到：

[0035]

[0036] 其中， φ表示空集，∩表示与运算，∩表示叠乘运算。

[0037] 至此，我们得到了融合各变电站信息后的等效变电站系统的健康状态评价模型D′，它综合反应了变电站群的全局性健康状态。

[0038] (3)将等效变电站系统的健康状态评价模型D′中的所有样本值求和，得到等效变电站系统的健康状态，该健康状态反映了各变电站作为一个等效整体发生区域性故障的概率大小。

[0039] (4)根据等效变电站系统的健康状态，结合历史上各变电站发生区域性故障对应的经济损失数据，对变电站系统因故障造成的经济损失进行预测，并将预测结果与冷、热备用的切换成本进行比较，得出保护智能中心系统的冷、热备用选择决策。具体地，在前者大于后者时，保护智能中心系统采用热备用模式，反之，保护智能中心系统采用冷备用模式。

[0040] 上述保护智能中心系统的工作原理如下：

[0041] 将保护智能中心系统安装在选定位置，收集周围变电站的历史运行数据(仪用互感器的故障概率、直流系统接地故障概率、避雷器故障概率、母线故障概率、电容器故障概率、断路器故障概率和变电站检修状态)，对变电站系统进行建模计算，作出保护智能中心系统的冷、热备用模式选择决策，此后，备用模式不再改变。以热备用模式为例，保护智能中心系统通过光纤建立与周围各变电站的信息联系，通过采集处理模块实时地收集各变电站的电压、电流、SMV、GOOSE、断路器状态和主保护动作信息，将这些信息及利用这些信息计算得到的各变电站内各个元件的故障方向信息传送至通信模块，同时，采集处理模块将各变电站的断路器状态和主保护动作信息传送至故障位置判别模块，将各变电站的断路器状态信息镜像到跳闸决策模块；通信模块利用各变电站的电压、电流、SMV和GOOSE及各变电站内各个元件的故障方向信息，计算得到突发性信息并将其传送至跳闸决策模块，同时，通信模块将各变电站的断路器状态和主保护动作信息在各变电站间实现共享；故障位置判别模块利用各变电站的断路器状态和主保护动作信息进行容错分析，判别故障位置，并将判别结果传送至跳闸决策模块；跳闸决策模块利用各变电站的断路器状态信息、突发性信息和故障位置判别结果，结合各变电站的投运状态，作出跳闸决策。

[0042] 本领域的技术人员容易理解，以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。