刍议变电站综合自动化系统
林惊涛 林惊奇
摘要:变电站综合自动化对于实现电网调度自动化和现场运行管理现代化,提高电网的安全和经济运行水平起到很大的促进作用,它将能大大加强电网一次、二次系统的效能和可靠性,对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。
关键词:变电站;综合自动化系统;探讨
1概述
随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术等高科技的飞速发展,综合自动化系统将取代或更新传统的变电站二次系统,同时让系统具有检查、故障录播、事件记录、运行监视和控制管理等更强的保护功能。发展和完善变电站综合自动化系统,是电力系统发展的新趋势。
2 系统结构
目前,从国内外变电站综合自动化的发展情况而言,变电站综合自动化系统大致存在以下几种结构。
2.1 分布式系统结构
按变电站被监控对象或系统功能的多台计算机单机功能设备,将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成,分布模式一般按功能设计,采用主从CBU系统工作方式,多CBU系统提高了处理并行多发事件能力,解决了CBU运算处理的瓶颈问题。各功能模块(通常是多个CBU)之间采用网络技术串行方式实现数据通信,选用具有优先级的网络系统较好地解决了数据传输的瓶颈问题,提高了系统的实时性。分布式结构方便于系统扩展与维护,局部故障不影响其他模块正常运行。该模式安装上可以形成集中组屏两种系统组态结构,较多地使用于中、低压变电站。分布式变电站综合自动化系统自问世以来显示出强大的生命力。不足之处就是:目前,还存在抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上等问题需要研究、解决。
2.2 集中式系统结构
集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其中的I/O接口,集中采集变电站的模拟和数量等信息,集中进行计算和处理,分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能;由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能,后台机完成数据处理、显示、打印及远方通信等功能。目前,国内许多厂家采用的多属于这种结构方式,这种结构有以下不足。
(1)前置管理机任务繁重、引线多,降低了整个系统的可靠性,若前置机出现故障,将失去当地及远方的所有信息及功能。
(2)软件复杂,修改工作量大,系统调试烦琐。
(3)组态不灵活,对不同主接线或规模不同的变电站,软、硬件都必须另行设计,工作量大并且扩展一些自动化需求的功能较难。
2.3分层分布式结构
按变电站的控制层次和对象设置全站控制级——变电站层(站级测控单元)和就地单元控制级——间隔层(间隔单元)的二层式分布控制系统结构。也可分为三层,即变电站层、通信层和间隔层。
这种结构相比集中式处理的系统具有以下明显优点。
(1)可靠性高,任何一部分设备出现故障只会影响局部,即将“危险”分散。当站级系统和网络部分出现故障,只影响到监控部分,而最重要的保护、控制功能在段级仍可正常运行;段级的任一智能单元损坏不会导致全站的通信中断,比如,长期霸占全站的通信网络。
(2)可扩展性和开放性较高,利于工程的设计及应用。
(3)站内二次设备所需的电缆大大减少,既节约投资也简化了调试维护工作。
3通信方式
目前,国内常采用以太网通信方式,在以太网出现之前,无论RS——232C、EIA+——422/485都无法避免通信系统烦琐、通信速度缓慢的缺陷。现场总线的应用在一定程度上满足了变电站自动化系统对通信的需求,但在系统容量较大时这种满足依然显得捉襟见肘,而以太网的应用,使通信问题迎刃而解。常见的通信方式有以下几种。
(1)监控机模式,主要是用于220～500kV变电站,在实现上可以是双控机+双服务器方支撑/电以太网。
(2)单以太网,双,单监控机模式。
(3)双LON网,双监控机模式。
(4)单LON网,双/单监控机模式。
4变电站自动化系统应能实现的功能
4.1微机保护
是指对站内所有的电气设备进行保护,包括线路保护、变压器保护、母线保护、电容器设备自投、低频减载等安全自动装置。各类保护应具下列功能。
(1)故障记录。
(2)储存多套定值。
(3)显示和当地修改定值。
(4)与监控系统通信。根据监控系统命令发送故障信息,动作序列。当前整定值及自诊断信号。接收监控系统选择或修改定值,校对时钟等命令,通信采用标准规约。
4.2数据采集及处理功能
(1)状态量采集。采集的状态量包括:断路器状态、隔离开关状态、变压器分接头信号、变电站一次设备告警信号、事故跳闸总信号、预告信号等。目前,这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统,也可以通过通信方式获得。
(2)模拟量采集。常规变电站采集典型模拟量包括:各段母线电压,线路电压、电流和有功、无功功率值,馈线电流、电压和有功或无功功率值等。
4.3事件记录和故障录波测距
事件记录应包含保护动作序列记录,开关跳合记录。
变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现,一是集中式配置专用故障录波器,并能与监控系统通信;另一种是分散型,即由微机保护装置作记录及测距计算,再将数字化波型及测距结果送监控系统有监控系统储存和分析。
4.4控制和操作功能
操作人员可通过后台机屏幕对断路器、隔离开关、变压器分接头、电容器组头等进行远方操作。为了防止系统发生故障时无法操作被控设备,在系统设讨时应保留人工直接跳合闸手段。
4.5系统的自诊断功能
系统内各插件应具有自诊断功能,并把数据送往后台机和远方调度中心。同时,装置本身应具有实时自检功能,方便维护与维修,可对其部分采用查询标准输入检测等方法实时检查,能快速发现装置内部的故障及缺陷并给出提示,指出故障位置。
4.6数据处理和记录
历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容,它包括上一级调度中心、变电管理和保护中要求的数据,丰要有以下几项。
(1)断路器动作次数
(2)断路器切除故障时截断容量跳闸操作次数的累计数。
(3)输电线路的有功、无功,变压器的有功、无功,母线电压定时记录的最大、最小值及时间。
(4)独立负荷有功、无功,每天的峰谷值及其时间
(5)控制操作及修改整定值的记录。
根据需要,该功能可在变电站当地全部实现,也可在远动操作中心或调度中心实现。
4.7人机联系系统的自诊断功能
系统内各插件应具有自诊断功能,自诊断信息也像被采集的数据一样,能够周期性地被送往后台机和调度中心或操作控制中心并与远方控制中心进行通信。
4.8 “四遥”功能
本功能在常规远动“四遥”的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等功能,其信息量远大于传统远动系统,还具有同调度中心对时、统一时钟的功能和当地运行维护功能。
5结语
电网是一个不可分割的整体,综合利用整个电网的一、二次设备信息,对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。变电站综合自动化是一项提高变电站安全、可靠稳定运行水平,降低运行维护成本,提高经济效益,向用户提供高质量的电能服务的一项措施。
