目 录摘 要. 11绪论. 21.1系统设计思想. 21.2系统规范. 32系统结构. 32.1分布式系统结构. 32.2集中式系统结构. 32.3分层分布式结构. 33常见通讯方式. 44变电站自动化系统应能实现的功能. 44.1微机保护. 44.2数据采集及处理功能. 54.3事件记录和故障录波测距. 54.4控制和操作功能. 54.5防误闭锁功能. 64.6系统的自诊断功能. 64.7数据处理和记录. 64.8人机联系系统的自诊断功能. 64.9与远方控制中心的通信. 65变电站综合自动化系统的现状及其存在的问题. 75.1技术标准问题. 75.2组织模式选择的问题. 95.3电力管理体制与变电站综合自动化系统关系问题. 105.4运行维护人员水平不高的问题. 106结束语. 11参考文献. 12致谢. 12 摘 要
近年来,随着“两网”改造的深入和电网运行水平的提高,大量采用远方集中监视、控制等变电站综合自动化系统,既提高了劳动生产率,又减少了人为误操作的可能。采用变电站综合自动化技术是计算机和通信技术应用的方向,也是电网发展的趋势,但同样也不可避免地带来了一些问题,如变电站综合自动化系统的技术标准问题,以及运行和检修的管理体制等问题。基于运行经验,该文简要介绍了变电站综合自动化基本概念、系统结构、通讯方式和能实现的基本功能,并从技术、管理、人员素质等方面阐述了当前变电站综合自动化系统实际应用中存在的若干问题,针对这些问题提出了一些建议。 关键词:变电站综合自动化系统 站内监控功能 通信规约 设备选型 1绪论 电网是一个不可分割的整体,对整个电网的一、二次设备信息进行综合利用,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,向用户提供高质量电能服务的一项措施。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,一方面综合自动化系统取代或更新传统的变电站二次系统,已经成为必然趋势。另一方面,保护本身也需要自检查、故障录波、事件记录、运行监视和控制管理等更强健的功能。发展和完善变电站综合自动化系统,是电力系统发展的新的趋势。1.1系统设计思想 完整的变电站综合自动化系统除在各控制保护单元保留紧急手动操作跳、合闸的手段外,其余的全部控制、监视、测量和报警功能均可通过计算机监控系统来完成。变电站无需另设远动设备,监控系统完全满足遥信、遥测、遥控、遥调的功能以及无人值班之需要。从系统设计的角度来看有以下特点:(1)分布式设计系统采用模块化、分布式开放结构,各控制保护功能均分布在开关柜或尽量靠近开关的控制保护柜上的控制保护单元,所有的控制、保护、测量、报警等信号均在就地单元内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机,各就地单元相互独立,不相互。(2)集中式设计系统采用模块化、集中式立柜结构,各控制保护功能均集中在专用的采集、控制保护柜,所有的控制、保护、测量、报警等信号均在采集、控制保护柜内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机。(3)简单可靠由于用多功能继电器替代了传统的继电器,可大大简化二次接线。分布式设计在开关柜与主控室之间接线; 而集中式设计的接线也仅限于开关柜与主控室之间,其特点是开关柜内接线简单,其余接线在采集、控制保护柜内部完成。(4)可扩展性系统设计可考虑用户今后变电站规模及功能扩充的需要。(5)兼容性好系统由标准化之软硬件组成,并配有标准的串行通讯接口以及就地的I/O接口,用户可按照自己的需要灵活配置,系统软件也能容易适应计算机技术的急速发展。1.2系统规范 采用最为流行的工业标准软件,UNIX操作系统,X窗口人机接口及TCP/IP通讯规约。为满足开放系统之要求,系统设计一般采用:可携性软件设计——容许硬件技术发展后之软件转换; 标准计算机产品——容许整个系统高度兼容性能。2系统结构 目前从国内、外变电站综合自动化的开展情况而言,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分布的多台计算机单功能设备,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。分布式模式一般按功能设计,采用主从CPU系统工作方式,多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力,解决了CPU运算处理的瓶颈问题。各功能模块(通常是多个CPU)之间采用网络技术或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。分布式结构方便系统扩展和维护,局部故障不影响其他模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层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。目前,还存在在抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上的问题等。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I/O接口,集中采集变电站的模拟量和数量等信息,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、打印及远方通讯等功能。目前国内许多的厂家尚属于这种结构方式,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的优点:(1)可靠性提高,任一部分设备故障只影响局部,即将“危险”分散,当站级系统或网络故障,只影响到监控部分,而最重要的保护、控制功能在段级仍可继续运行; 段级的任一智能单元损坏不应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,节约投资也简化了调试维护。3常见通讯方式 目前国内常采用以太网通讯方式,在以太网出现之前,无论RS-232C、EIA-422/485都无法避免通信系统繁琐、通讯速度缓慢的缺陷。现场总线的应用部分地缓解了便电站自动化系统对通信的需求,但在系统容量较大时依然显得捉襟见肘,以太网的应用,使通讯问题迎刃而解。常见的通讯方式有:(1)双以太网、双监控机模式,主要是用于220-500kV变,在实现上可以是双控机+双服务器方式,支撑光/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 微机保护:是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,电容器保护及备自投,低频减载等安全自动装置。各类保护应具有下列功能:(1)故障记录变电站综合自动化是指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,实现对变电站主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、控制、保护以及与调度通信等综合性自动化功能。近年来,随着国民经济的快速增长,传统的变电站已经远远不能满足现代电力系统管理模式的需求,变电站综合自动化系统一直是我国电力行业中的热点之一。它既是电力建设的需要也是市场的需要,我国每年变电站的数量以3%~5%的速度增长,每年有千百座新建变电站投入运行; 同时根据电网的要求,每年又有不少变电站进行技术改造,以提高自动化水平。近几年来我国变电站综合自动化技术,无论从国外引进的,还是国内自行开发研制的系统,在技术和数量上都有显著的发展。但工程实际当中,由于综合自动化技术尚未完全成熟,部分变电站综合自动化系统功能还不能充分发挥出来,其运行过程中难免出现一些不尽人意的地方,存在问题较多,缺陷率很高,不能实现真正的无人值班。(2)存储多套定值(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。通信应采用标准规约。4.2数据采集及处理功能 包括状态数据,模拟数据和脉冲数据。(1)状态量采集状态量包括:断路器状态,隔离开关状态,变压器分接头信号及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,也可通过通信方式获得。保护动作信号则采用串行口(RS-232或RS485)或计算机局域网通过通信方式获得。(2)模拟量采集常规变电站采集的典型模拟量包括: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、无功功率值。此外还有变压器油温,变电站室温等非电量的采集。模拟量采集精度应能满足SCADA系统的需要。(3)脉冲量脉冲量主要是脉冲电度表的输出脉冲,也采用光电隔离方式与系统连接,内部用计数器统计脉冲个数,实现电能测量。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,即由微机保护装置兼作记录及测距计算,再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。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,电容器组投切进行远方操作。为了防止系统故障时无法操作被控设备,在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。操作闭锁应具有以下内容:(1)电脑五防及闭锁系统。(2)根据实时状态信息,自动实现断路器,刀闸的操作闭锁功能。(3)操作出口应具有同时操作闭锁功能。(4)操作出口应具有跳合闭锁功能。4.5防误闭锁功能 4.6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。对装置本身实时自检功能,方便维护与维修,可对其各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。4.7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,变电管理和保护专业要求的数据,主要有:(1)断路器动作次数; (2)断路器切除故障时截断容量和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,最小值及其时间; (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。4.8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周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心与远方控制中心的通信。4.9与远方控制中心的通信 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,其信息量远大于传统的远动系统。根据现场的要求,系统应具有通信通道的备用及切换功能,保证通信的可靠性,同时应具备同多个调度中心不同方式的通信接口,且各通信口及MODEM应相互独立。保护和故障录波信息可采用独立的通信与调度中心连接,通信规约应适应调度中心的要求,符合国标及IEC标准。变电站综合自动化系统应具有同调度中心对时,统一时钟的功能,还应具有当地运行维护功能。通过以上分析,能看到变电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了很大的促进作用,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。随着技术的进步和硬件软件环境的改善,它的优越性必将进一步体现出来。5变电站综合自动化系统的现状及其存在的问题 5.1技术标准问题 目前变电站综合自动化系统的设计还没有统一标准,因此标准问题(其中包括技术标准、自动化系统模式、管理标准等问题)是当前迫切需要解决的问题。 5.1.1生产厂家的问题目前在变电站综合自动化系统选型当中存在着如所选系统功能不够全面,产品质量不过关,系统性能指标达不到要求等情况,主要有以下问题:(1)由于变电站综合自动化设备的生产厂家过分重视经济利益,用户又过分追求技术含量,而不重视产品的性能及实用性,因而一批技术含量虽较高,但产品并不过关,甚至结构、可靠性很差的所谓高技术产品不断被使用。厂家只要有人买就生产,改进的积极性不高,甚至有些产品生产过程中缺乏起码的质量保证措施,有些外购部件更是缺乏管理,因而导致部分投产的变电站问题较多; 在我们现有的综合自动化设备中,厂家数量较多,各厂不同系列的产品造成产品型号复杂,备品备件难以实现,设备运行率低的问题。5.2组织模式选择的问题 |