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浅谈变电站自动化技术的现状与发展
作者:顾和志
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变压器/变电设备展厅
电力变压器, 移动变电站, 变电站, 互感器, 电抗器, ...
摘 要:从系统功能、结构形式、通信等方面对变电站自动化技术的应用现状进行了论述,对全数字化变电站自动化系统的特征、结构及功能进行了探讨。
关键词:变电站自动化 现场总线 以太网 数字化

引言

变电站是电能传输配送的重要环节。变电站自动化是将变电站的二次设备利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术,实现对电气设备的自动监视、测量、控制、保护和通信等功能,保证变电站的正常安全运行,并为电气设备的维修收集原始数据制定计划提供先进的手段。变电站自动化技术的发展伴随着结构形式、通信技术及系统功能的变化:结构形式主要有集中式、分散与集中相结合和全分散式3 种类型;技术发展进程分为3 个阶段,第一阶段由集中配屏以装置为核心的方式向分散下放到开关柜以系统为核心的方式发展,第二阶段由单一功能、相互独立向多功能、一体化过渡,第三阶段将由传统的一、二次设备相对分立向相互融合方向发展;通信技术由串行通信、现场总线通信技术到以太网。全数字化变电站的起动为变电站自动化描绘了更加美好的未来。

1 变电站自动化系统内容及功能

1.1 变电站自动化内容

变电站自动化内容包含两层含义,即电气设备正常运行时的监视和操作;在发生事故时,迅速切除故障,恢复正常运行的操作。正常运行时电气量的采集和电气设备(如断路器)状态的监视、控制和调节;发生事故时,由继电保护、故障录波等完成瞬态电气量的采集、监视和控制。向调度中心、运行方式科、继电保护工程师及检修或维修中心等传送相关信息,为电气设备的监视和为制定维修计划而收集原始数据提供先进的手段。

1.2 变电站自动化系统功能

① 站内监控:包括站内数据采集与处理、运行监视及报警记录、人机交互联系及系统维护管理、计算统计、历史数据记录、事件顺序记录(SOE)、远方通信等常用SCADA功能。

② 控制和调节:通过键盘在屏幕所显示的画面上对各可控设备进行开/合、投/退等控制操作,对各可调设备进行升/降、定值设定等调节控制。

③ 电压无功控制:对110kV 电压等级以上变电站实现分布式站内自动电压无功控制(VQC);对35kV 变电站,站内无功控制功能不作要求,但应做到远方调整电压无功。

④ 对时系统:对时要求是变电站自动化系统的最基本要求,即要求对变电站层设备和间隔层IED 设备(包括智能电度表等)均实现GPS 对时,并具有时钟同步网络传输校正措施。

⑤ 故障录波:35kV 变电站和一般的110kV 终端站可以不要求安装故障录波,一些分析信息可从保护装置的简短记录和SOE 中提取。但110kV 枢纽站要求具有故障录波功能。

⑥ 小电流接地选线:该功能要求配备三相CT 或专用零序CT,一般通过IED 检出母线开口三角电压越限,主站在收到信号后调该母线各IED 在接地瞬间记录的零序电压电流资料,汇总分析后作出判断。

⑦ 五防闭锁:五防闭锁功能是自动化必须考虑的主要问题之一。

2 变电站自动化系统结构形式

2.1 集中式结构

集中式结构由一台前置机集中负责采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息,集中进行计算与处理,分别完成微机控制、保护和一些自动控制等功能,并将信息传送给上位机。这种系统的前置机过度繁忙,速度慢,运行可靠性较差,组态不灵活。

2.2 集中与分散相结合结构

集中与分散相结合结构是将配电线路的保护和测控单元分散就地安装在开关柜内,而高压线路和主变压器保护装置等采用集中组屏安装在控制室或保护室中,通过现场总线与保护管理机通信,使重要的保护装置处于比较好的工作环境,对可靠性较为有利。

2.3 全分散式结构

全分散式结构以一次主设备如开关、变压器、母线等为安装单位,将控制、I/O、闭锁、保护等单元分散,就地安装在一次主设备(屏柜)上。站控单元通过串行口与各一次设备相连,并与管理机和远方调度中心通信。这种结构简化了变电站二次部分的配置,大大缩小了占地面积,减少了工程量,节省了大量连接电缆,组态灵活,检修方便,且抗干扰能力强,可靠性高。

3 变电站自动化系统通信

变电站自动化系统根据变电站结构形式、规模、网络节点数量等的不同分别采用了RS-422∕RS-485 串行通信、现场总线通信网络及以太网技术等通信方式。

3.1 RS-422∕RS-485 串行通信

在变电站自动化系统中,微机保护、监控和其他微机型的自动控制装置之间的通信大多用RS-422∕RS-485 串行通信接口,在监控系统与微机保护和自动装置之间交换数据及状态信息。这可节省大量连接电缆,接线简单,可靠性高。但却存在着互联困难、容易形成通信“瓶颈”等缺点。

3.2 现场总线技术

在采用分散式结构形式的变电站自动化系统中采用现场总线通信网络。通信体系分为3层:变电站层、间隔层和过程层。过程层实现所有与过程接口的数字量和模拟量I∕O 功能;间隔层按一次设备组织实现保护、控制、测量、通信等功能;变电站层是通过间隔层设备实现变电站实时控制以及站内信息的收集、分析等工作,并与远方调度中心通信,完成远方监控与调度。远动、监控、录波、计量等主控系统共享现场总线的信息,信息的传递既快速便捷又不会相互影响,并且用现场总线通信网络代替大量的控制信号电缆,避免了重复投资。常用的有LonWorks 总线和CAN 总线。

① LonWorks 总线

LonWorks(local operating network)总线技术是美国Echelon 公司在20 世纪90 年代初推出的一种现场控制网络产品,较适合于规模大、通信节点多的场合。

LonWorks 支持多种物理介质并支持多种拓扑结构,组网形式灵活。基于LonWorks 现场总线技术的变电站自动化系统分为变电站层和间隔层,如图1 所示。间隔层采用智能仪表按站内的一次设备分布式配置,各间隔的设备相对独立,每个间隔设备一个智能单元,采用交流采样技术采集处理电流、电压、功率、频率等参量信号,通过LonWorks 网络实现互联,并按信息传递优选级同变电站层的设备(PC 或工作站)进行通信。LonWorks 网又经变电站的通信管理与变电站层的以太网交换各种信息,两级网络之间采用网关实现规约转换,以保证两种不同格式信息的正确传递。

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图1 变电站自动化系统示意图

② CAN 总线

CAN 总线(controller area network)最早由德国BOSCH 公司推出,其总线规范已形成ISO11898 国际标准。与LonWorks 相比,CAN 总线通信节点有限,一般不超过110 个,但它价格便宜,实时性好,而且许多芯片都嵌有CAN 控制器,因而适用于通信节点少的中低压变电站。

CAN 协议采用ISO∕OSI 参考模型的物理层、数据链路层和应用层,提高了实时性。CAN总线是串行通信网络,采用短帧结构传输信号,因而传输时间短,受干扰的概率低。CAN 节点有优先级设定,当某节点严重错误时,启动自动关闭功能,以切断节点与总线的联系,使其他节点及通信不受影响。

由于CAN 总线可挂接的设备数目较少,为保证一定的冗余度和可靠性,采用双CAN 总线方式,间隔层的各单元通过双CAN 总线与变电站层连接。如图2 所示,CANBUS-A 用于传递监控信息,CANBUS-B 用于传递保护信息。当CANBUS-A 工作不正常时,可由CANBUS-B 接替完成数据传输任务,并暂时停止传送故障录波信号;同样,当CANBUS-B 故障时,也可由CANBUS-A 完成其工作(但不包括故障录波)。所有的现场信息数据通过CAN 总线并经以太网传递到监控计算机储存、管理,从而保证信息传递的实时、快速、灵活和可靠。

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图2 CAN总线系统结构图

但当变电站通信节点超过一定数量后(一般为110 个节点),现场总线通信响应速度明显下降,有限的带宽,使得录波等大量数据的传输延迟非常大等。

3.3 以太网技术

3.3.1 变电站使用以太网的优越性

①网络的通信带宽。以太网的带宽达到10Mbps 以上,一个冲突域中可支持1024 个节点。

②网络的通信媒介灵活多样。以太网可使用同轴电缆、双绞线、光纤等通信介质,甚至能在一个网络中混合使用,可根据需要灵活选用。

③网络拓扑结构灵活方便。可为总线型或星型,或两者混用。若使用双以太网就更可靠了。

④网络的资源支持丰富。IEEE802.3 以太网标准被ISO 接收为国际标准,成为真正的开放型系统,且量大价廉。

3.3.2 PS 6000 变电站自动化系统通信网络

国电南京自动化股份有限公司研制的 PS 6000 变电站自动化系统采用分层分散结构,变电站层使用100M 以太网,间隔层使用10M 以太网。系统方案如图3 所示。

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间隔层的保护装置、测控装置、自动装置等具备以太网接口的设备直接接入间隔层以太网,其它分散布置的智能设备通过规约转换器、测控装置或低压保护装置转接入间隔层以太网。根据所属间隔和物理位置连接到适当的间隔层集线器,然后再将所有间隔层集线器接入变电站层集线器。所有变电站设备均直接接到变电站层集线器。

对于可靠性要求很高的 220kV 及以上变电站自动化系统,则采用双重化以太网来确保万一故障时不损失任何功能。

站点较多的变电站选用交换型集线器,将间隔层分成若干子网,限制每个冲突域的站点数量不致过多以确保系统响应率。

绝大多数数据传输发生在间隔层设备和变电站设备间,而变电站设备数量远小于间隔层设备,由于变电站层使用100M 以太网,因而不会成为通信瓶颈。

4 全数字化的变电站

随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟,以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用,全数字化的变电站正在发展。

4.1 全数字化变电站的特点和结构

全数字化变电站的特点概括为一次设备的智能化、二次设备的网络化和运行管理系统的自动化。

全数字化变电站的结构在物理上可分为智能化的一次设备和网络化的二次设备;根据IEC6185A 通信协议草案定义,在逻辑结构上可分为“过程层”、“间隔层”、“站控层”三个层次,各层次内部及层次之间采用高速网络通信。

① 过程层是智能化电气设备的智能化部分,主要功能是通过光电电流互感器、光电电压互感器检测电流、电压、相位以及谐波分量,对运行设备的状态参数如温度、压力、密度、绝缘、机械特性等在线检测与统计,操作控制的执行与驱动,如变压器分接头调节控制,电容、电抗器投切控制,断路器、刀闸合分控制,直流电源充放电控制等,抗干扰性能强,绝缘和抗饱和特性好,开关装置实现了小型化、紧凑化。

② 间隔层的主要功能是:汇总本间隔过程层实时数据信息;实施对一次设备的保护控制功能;实施本间隔操作的闭锁功能;实施操作同期及其他控制功能;对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制;承上启下的通信功能,即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。

③ 站控层的主要任务是:汇总全站的实时数据信息,不断刷新实时数据库,按时登录历史数据库;将有关数据信息送向调度或控制中心;接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行;在线可编程的全站操作闭锁控制功能;站内当地监控,人机联系;对间隔层、过程层设备的在线维护、在线组态、在线修改参数;变电站故障自动分析和操作培训。

4.2 全数字化变电站的网络选型

全数字化变电站中的信息采样、保护算法与控制命令的形成是由网络上多个CPU 协同完成的,采样的同步和保护命令的快速输出最基本的条件是网络的适应性,关键技术是网络通信速度的提高和合适的通信协议的制定。目前,固化OSI 七层协议、速率达到100MHz 的嵌入式以太网技术是可行的。

全数字化变电站是一个全新的课题,国外已有一定的成熟经验,在我国还处于起步阶段,目前研究的主要内容集中在智能化开关设备、状态检测等技术与设备的研发上。但要真正实现还有许多工作要做,如智能化电器的研究至少存在机电光3 个专业协同攻关、材料器件方面的缺陷及EMC(电磁干扰与兼容)控制与试验还是薄弱环节等。

5 结束语

变电站自动化技术经过十几年的发展和应用,其结构形式、通信技术及系统功能发生了很大的变化,在实际应用中,通过老站改造和建设新站较好地满足了降低变电站造价、提高安全经济水平和运行管理水平的需求。智能化设备、状态检测等新设备、新技术的产生为变电站自动化技术的新发展迎来了曙光,尽管还有许多问题需要去解决,但相信不久的将来全数字化变电站一定会到来。

参考文献
1 金午桥等.变电站自动化新技术的应用研究.电网技术,第24 卷第5 期,2000 年5 月
2 曾庆禹.变电站自动化技术的未来发展(一).电力系统自动化,2000,25(9)
3 谭文恕.对变电站自动化系统通信网络的要求及通信未来标准化的动态[J].电网技术,1999,22(12)
4 丁书文,赵勇.设计新型变电站综合自动化系统应重视的一些问题[J].电工技术,2000,(1)
5 沈国荣,黄健.2000 年国际大电网会议系列报道[J].电力系统自动化,2001,25(5)
6 黄文新等.PS-6000 变电站自动化系统技术说明书.国电南京自动化股份有限公司,2000 年10 月
7 冯丽, 刘紫燕.现场总线是变电站自动化的需要.自动化仪表,第24 卷第11 期,2003 年11 月(end)
文章内容仅供参考 (投稿) (如果您是本文作者,请点击此处) (12/31/2010)
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