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变电站综合自动化

变电站综合自动化

变电站综合自动化

一、变电站综合自动化系统的发展

随着电力系统规模的扩大和自动化水平的提高,对变电站监控和保护系统的可靠性、安全性、经济性和可用性的要求越来越高。自本世纪七十年代末以来,世界上各主要工业化国家如美、日、英、法、德、瑞典等都开展了将变电站监控和保护归并于一体的研究,试图研制出集继电保护和监控于一体的系统,国内将此项技术简称为变电站综合自动化。

我国对变电站综合自动化尚未有准确的定义和标准。简单的说,变电站综合自动化系统是,利用计算机技术,把变电站的控制和保护、远动、计量、故障录波、当地监控等分离的装置集成于一体,以实现资源共享避免功能重复,达到变电站更加可靠运行和方便管理的综合系统。

使变电站综合自动化成为电力系统自动化的发展方向原因有两个方面:一是随着电力系统的发展,对变电站保护和监控的要求发生了很大的变化,而现有的常规保护和监控系统渐渐不能满足要求;二是变电站现有的常规保护和监控系统设计本身具有很多缺点和不足。

1.对变电站保护和监控的要求的变化

继电保护要求的变化

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变电站综合自动化当前的电力系统具有电网规模大、电压等级高和机组容量大的特点。为了最大限度的发挥电网的经济性,电力系统越来越多地运行在其稳定极限附近。这就要求一旦发生故障,继电保护装置能更快地切除故障。

220KV及以上的超高压输电线路要求的典型故障切除时间≤30ms,严重故障时要求故障切除时间更短;母线保护要求内部故障切除时间≤10ms,能自动识别母线运行方式并作出相应调整,能在近端外部故障下抗CT饱和并可闭锁;差动保护作为变压器的主保护,其关键问题仍是励磁涌流的鉴别。传统的办法是监测差流中的谐波成分,但是对超高压大容量变压器接长距离输电线或低压侧接无功补偿装置时,内部故障电流中也会含有丰富的谐波成分,在这种情况下就难以判别故障还是涌流。

自动监控装置作用的变化

电力系统监控方面最主要的变化在于对监控装置在降低发电成本和跳提高电网运行水平方面的要求越来越高。电力系统经济运行需要更多有关电网运行的信息和更精确可靠的监控,这就需要更多通道和手段来采集和分析电网信息并作出监控。另外在电网进行安全分析,特别是进行网络偶然事故分析时还要求对电网信息采集和监控功能进行协调。

变电站扩容改造的要求

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变电站综合自动化一般来讲,大型变电站开始仅有几回进线,经过几年后逐步发展成为具有多回联络线。变电站扩容改造的每一步都要增加保护和监控设备,甚至需要重新安排母线的布置,因此要对现用的监控设备和保护装置进行较大的调整或重新配置。这就要求这些装置具有较大的灵活性和可扩充性以便以最小的费用和最短的时间完成扩容和改造。

变电站无人值班运行的要求

由于具有明显的技术经济效益(运行可靠性高、劳动生产率高、建设成本低),发达国家早在七十年代就开始实施这种新的变电站运行管理模式。

实现变电站无人值班的技术基础是变电站中的测量、监视、保护、监控等二次设备具有高度的安全性与可靠性,优越的协调性与兼容性。变电站综合自动化系统的运用是实现变电站无人值班运行的有效途径。

2.现行变电站常规保护和监控装置的缺点

在变电站中,保护和监控装置的主要功能是对站内一次设备进行监视、报警、控制、保护、事件记录、开关闭锁、和远方信息交换等。目前国内常规变电站的保护装置和监控系统采用六、七十年代的机电和电子技术,进入九十年代以来越来越暴露出其固有的缺陷和局限性。

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变电站综合自动化 装置间相互独立、互不兼容

目前变电站中现有常规二次系统的各种硬件设备基本上是按功能独立配置的,彼此间联系很少且互不兼容,设备型号庞杂,在组合过程中协调性差,没有标准化。

设备不具备自检功能故障率高

常规二次系统是个被动系统,因此这些装置可能在无任何报警信息的情况下出现故障。目前的办法是对常规二次系统进行定期的测试和校验,这不但增加了维护人员的工作量,而且仍无法保证装置绝对的可靠,另外维护人员在定期检测中人为造成装置误动的情况也时有发生。

目前变电站中主要用指示灯显示监控操作,用各种各样的模拟式表盘反映模拟量瞬时值,大部分的历史数据、操作记录和事件记录主要靠手工完成或用专门的记录器记录,费时费力且易出错。

自八十年代以来,伴随着微机保护的崛起和成熟、数字通信技术和光纤技术的广泛应用、计算机网络技术的长足发展,集变电站二次功能于一身的变电站综合自动化系统已越来越明显的成为变电站自动化发展的趋势。

变电站综合自动化系统以全微机化的新型二次设备替代常规设备,尽量做到硬件资源、信息资源共享。用不同的模块软件实现常规设备的各种功能,用计算机局域网代替大量信号电缆的连接,用主

iES

变电站综合自动化动模式代替常规的被动模式,简化了变电站二次部分的硬件配置,减轻了安装施工和运行维护工作量,降低了变电站总造价和运行费用,使变电运行更安全、可靠,为提高运行管理自动化水平打下了基础。

二、变电站综合自动化系统的功能要求

变电站综合自动化系统集继电保护、RTU功能、数据处理和历史数据记录、电脑五防操作和闭锁、安全自动控制、自诊断和自恢复、变电站的综合管理、变电站的在线监测等功能于一身。

1.微机保护

微机保护包括输电线路保护、馈线保护、变压器保护、母线保护、电力电容器保护等,高压系统则包括主保护和后备保护。

在变电站综合自动化系统中微机保护应具有的功能:

存储多套定值和保护定值的自动校对

远方整定保护定值和保护功能的远方投退

故障记录

继电保护信号的自保持和远方复归

校时

自诊断和自恢复

与监控系统通信,根据监控系统命令发送故障信息、保护

定值和测量值、装置自检信息,通信规约为标准规约,符合

国际标准

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变电站综合自动化2.安全自动控制

备用电源自投

电压无功自动调整

低周减载

小电流接地选线

同期操作

故障录波和故障测距

3.RTU功能

四遥

通信和校时

4.数据处理和历史数据记录

5.电脑五防操作和闭锁

防止带负荷拉合刀闸

防止误入带电间隔

防止误分、合断路器

防止带电挂接地线

防止带地线合刀闸

6.变电站的综合管理

设备管理

运行管理

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变电站综合自动化 安全管理

模拟操作

操作票和工作票的生成及管理

7.自诊断和自恢复

系统内各模块应具有自诊断功能,自诊断信息也象采集数据一样周期性地送往人机联系子系统和远方调度中心或集控中心,及时诊断出故障模块并自动切换。系统还应具有程序出格时的自恢复和保护出口闭锁功能。

8.变电站的在线监测

变电站的在线监测是集高电压技术、测试技术、材料(特别是绝缘材料)技术、计算机技术、通信技术为一体的综合性科学技术,它是变电站综合自动化系统必不可少的重要组成部分。

它主要由以下几个部分构成:

变电站内设备声音的远方监听

变电站值班人员要经常巡视站内设施,主要靠耳听和眼看来发现异常。利用多媒体技术,可将高保真度的声音传送到远方调度中心或集控中心。

变电站内设备声纹变化的模式识别

变电站设备在正常运行时都在发出不同的声音,而且在故障时会引起声音的改变,例如开关的操作机构卡死引起的声音

iES

变电站综合自动化改变,雨天污秽绝缘子引起的电晕声和局部放电声的改变。借

助于人工神经元网络技术,对变电站设备声纹的变化进行监

测,可达到故障识别的目的。

变电站设备的图象监测

?红外线图象法,主要是局部测温和设备温度分布测量

?工业电视监测图象的多点自动录象

利用多媒体技术和静止图象压缩技术(JPEG),在监测到变电站内被监测画面产生突变时自动保存画面突变前后的

图象,并用公用电话网向预定的电话号码自动拨号送出图象。

在线监测专家系统

油浸变压器的油色谱在线分析及告警。

9.变电站内交直流用电系统和直流用电系统

站内交直流用电系统应能遥控、遥测、电源自动投切。充电机操作可遥控和就地,并可实现自动均充、浮充等多种运行方式。

直流系统电压可手调或远调,并具有运行参数、故障报警、绝缘监测、实时采集、与监控系统通信等自动功能。

10.远程诊断和远程维护

11.多级后备

保证在紧急情况下仍有信号系统及控制能力。

三、变电站综合自动化系统的结构模式

iES

变电站综合自动化目前变电站综合自动化系统有两种结构模式(1)按功能划分模块,以RTU为核心,以数据采集、控制、微机保护、微机安全自动装置、计量等装置为外围的集中式结构;(2)以一次设备为对象来组织各类二次功能,以通讯网为手段实现功能和组成分散化的分布式结构。

1.集中式

由于常规的变电站保护、自动、远动、通讯设备各自独立,并且在技术上也有很大差异,因此造成技术管理人员分成不同专业,二次设备也由保护、通讯、自动化等部门分别负责。为在现有的电力系统管理模式下,便于技术管理人员工作的开展,兼顾继电保护装置独立性的要求,囿于微机技术、网络技术的发展,早期的变电站综合自动化系统沿用了常规的变电站按功能配置的结构形式——集中式。

系统由集中式RTU、集中式微机保护、各种集中式微机安全自动装置(如故障录波器、低周减载、小电流接地选线)等按功能划分的单元组成(各单元可能由不同厂家生产),各单元之间一般通过RS232、422或485通讯接口连接。各种电气设备的二次电缆及控制信号电缆都送至主控室。这种方式如iES—R70、iES —L70集成ISA—1型系列微机保护构成的变电站综合自动化系统,系统内的联接图如下所示

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变电站综合自动化集中式缺点

系统信息集中处理,还需要铺设大量电缆,变电站面积和投资减小不大

各功能单元之间接口复杂

扩充性和维护性较差

各功能单元内部多采用RS串行通信总线和位总线,通信速率、质量和灵活性均不够理想

可靠性较差,各功能单元内部公用部分太多,一旦某部分出问题,将影响整个系统的可靠运行

2.分布式

分布式变电站综合自动化系统的特点:

分层分布式结构

根据IEC/TC—57国际电工委员会电力系统控制与通信技术委员会的划分,变电站可分成3个结构层次

?Level0(零层次),为生产过程层次,包括断路器、变压器、PT、CT等一次设备

?Level1(一层次),为间隔层次。间隔层在横向按站内一次设备分布式配置单元,单元安装于对应一次设备附近(如开关柜上)。每一单元装置实现一个间隔的全部保护、监控、故障录波、计量和远动功能。

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变电站综合自动化?Level2(二层次),为变电站层次包括全站性的监控主机、远动及自动控制主机、人工智能应用主机以及实现软件开发和管理的工程师主机。变电站层设现场总线或局域网,供各个主机之间和主机与单元层之间交换信息。变电站层设备一般装设于控制室。

监控功能分级实现

变电站层的控制通过通讯网有间隔层的测控元件执行,间隔层的测控元件与过程设备一般是通过强电电路并行连接,强电回路不进变电站层。在间隔层应能对该单元的间隔进行控制,包括手动控制和自动控制(自动重合闸、低周减载、备用电源自投等)。断路器和隔离开关及其它器件的闭锁在间隔层实现,涉及全站设备的闭锁在变电站层实现

间隔层中各个单元的设备相对独立

每个单元有独立的CPU系统、输入输出回路、一次设备的开关操作回路和电源模块,相互之间无任何电气联系,仅通过站内通信网互联,并同变电站层通信,凡是在间隔层能完成的功能决不依靠通信网。这样与集中式系统相比有明显的优点?可靠性提高,当一个间隔的单元设备出现异常时,不影响其它单元的正常工作。

?可扩展性和灵活性提高

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变电站综合自动化?站内二次电缆大大简化,避免了电缆传送信息的电磁干扰

?最大限度地压缩了二次设备的占地面积,节省投资,简化维护

继电保护功能相对独立

由于继电保护的特殊重要性,在变电站综合自动化系统中,继电保护功能宜相对独立

?继电保护功能不依赖于通信网,保护的启动、测量、逻辑功能独立实现,不依赖通讯网交换信息。

?继电保护功能按被保护的间隔分别独立设置,直接由相关的CT、PT输入电气量,动作后由接点输出,直接操作相应断路器的跳闸线圈。

?除保护功能外,其它的一些安全自动装置如备用电源自投,也不依赖通讯网,而设置专用的装置

站内计算机通信网宜采用符合国际标准的开放式系统

分布式代表了变电站综合自动化系统的发展趋势。国外产品以ABB公司的SCS100/200和西门子公司的LSA678为代表。在间隔层终端一般采用多DSP(高速数字处理芯片)结构,集保护、录波、计量、远动功能于一体;专用通讯网以光纤为介质,具有很高的通信速率和质量;站控单元采用高性能工作站

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变电站综合自动化或专用硬件,处理和存储能力较强,可靠性很高。产品功能全面,技术水平高,功能和组成分散,规模伸缩性好,能满足不同电压等级应用的需要。但存在价格昂贵,开放性不够理想,功能上不能完全满足国内对一次设备的使用和管理要求等问题。此外,母线保护和全站录波的分散化问题也解决的不够理想。

国内成型的分布式变电站综合自动化系统以四方公司的CSC2000为代表。由于与国外公司在硬件制造工艺、结构、电路设计、元器件选择等方面的差距,国内产品还不能完全满足分散安装在防电磁干扰、抗开关振动冲击以及适应环境温度、湿度等方面的要求。

四、当前国内变电站综合自动化系统存在的一些问题

1.产品质量问题

产品工艺质量仍需进一步提高,功能仍需进一步完善。如就地安装于开关柜、分散式母线保护的实现(现在有一些专家如华中理工大学的陈德树、尹相根教授,提出了几种解决办法,但还停留在实验室阶段,可行性尚待研究,还未有成型产品)等问题。

2.电磁兼容问题

变电站是个复杂的强电磁干扰场。常规的变电站二次系统是由机电器件构成的,对电磁干扰并不十分敏感。相反,变电站综合

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变电站综合自动化自动化系统是一个基于微机的数字电子系统,对电磁干扰非常敏感。

可以采用简单的电缆屏蔽和加入隔离变压器等方法来解决电力系统对电子装置的工频干扰,而克服高频干扰则要困难的多。特别在变电站中,有时会产生频率为几兆甚至是几百兆的高频干扰,如SF6或真空断路器等开关设备的动作和继电器接点的抖动放电都会产生高频干扰,干扰电压具有快速瞬变的特点,其峰值可达几KV,上升时间只有几个ns。对于就近于一次设备附近分散安装的分布式变电站综合自动化系统,高频干扰问题尤其严重。

3.网络问题

网络拓扑结构有待进一步优化,宜选用双网结构;通讯介质宜选用光纤(相对同轴电缆和双绞线,抗干扰能力强,实时性好);媒介占有控制方式应与网络拓扑结构、通讯介质紧密配合,以保证通讯网的高可靠性。

4.通信规约的标准化问题

通信规约的标准化问题,可以分为站内通信规约的标准化和站外通信规约的标准化。前者指综合自动化系统内部的通信标准,后者指综合自动化系统与监控中心以及别的综合自动化系统的通信标准。由于目前还未有一部关于综合自动化系统通信的国家标准,因此各厂家各自为政制订自己的通信规约,造成接口混乱。

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变电站综合自动化

5.技术管理人员素质、维护和管理问题

旧的技术管理、分工体制已不能适应综合自动化技术的发展,特别是继电保护与计算机技术、数字通信技术在界面上的相互渗透,对技术管理人员的自身素质提出了更高的要求。有关旧的规程、规范也需随着自动化技术的发展重新修订。急需国家技术归口部门制订出相关的规程、规范、标准,包括老站改造和新建变电站综合自动化的政策指导、设计方案和实施细则(含土建布局及占地大小,一次设备选型,预算编制等),以引导综合自动化技术的健康发展。

五、iES变电站综合自动化系统的设计思想

1.分层分布式结构

间隔层由多个间隔终端(Bay Terminal 简称BT)组成,每个BT实现一个间隔的继电保护、监控、故障录波、低周减载、同期操作、小电流接地选线等功能。

变电站层由iES—L70、CC700通讯控制器、GPS等装置组成,可实现当地监控、变电站综合管理、五防操作、电压无功自动控制、校时、通讯、远程维护和远程诊断功能。

2.间隔层选用现场总线CAN作为监控主网

CAN是现场总线,通信协议较计算机网络简单,软硬件开销小,而通信速率、距离和质量等指标并不逊色于

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变电站综合自动化ARCNETHEBITBUS等工业局域网,具有较高的性价比。

CAN总线采用面向内容的编址方案和广播模式传送信息,能够非常方便地增减主从站点,实现系统规模的平滑伸缩并提高系统的故障冗余能力。

CAN总线以标识符的方式向用户提供了多个优先级,以保证重要信息的传输。

CAN总线的访问方式采用非破坏性的CSMA/CD,与通信优先级相配合可以保证监控信息的实时性并在重载时不会导致网络崩溃。

CAN总线以帧(8个有效字节)为单位传送数据,具有很强的错误控制及重发功能,因此具有很高的可靠性并简化了软件开发。

CAN总线是一种廉价且广泛应用的总线,许多半导体器件和电气厂商在其微控制器上集成有CAN总线接口,因此CAN总线比其它总线或网络更易实现开放式结构。

3.继电保护功能相对独立

4.BT模块化设计,模块功能独立且相互冗余

BT由保护模块和监控模块组成。两模块均以80C196为核心,具有相同的硬件结构。保护模块为间隔提供保护、重合闸、低周减载、同期操作、故障录波功能。监控模块为间隔提供数据与状

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变电站综合自动化态采集、控制操作、电能计量、小电流接地选线、通信管理、现场人机对话等功能。两模块除共享模拟输入外完全独立,出现硬件故障时可实现部分功能的相互后备。

5.BT硬件配置通用化

6.保护软件设计通用化,便于用户选择。

用户可通过控制字选择合适的保护配置,而不必修改软件。

六、变电站综合自动化系统展望

分散分布式变电站综合自动化系统的结构体系,本着各功能模块尽量向间隔层分散下放的指导原则,二次设备与一次设备在物理距离已大大缩小,已使二次设备与一次设备构成一个有机的整体。可以预见,在不远的将来,“变电站综合自动化系统”将象操作机构一样成为变电站一次设备不可分割的部分。

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