浅谈数字化变电站综合自动化系统的升级改造

摘要:对早期变电站综合自动化系统存在的一些不足进行了分析总结,并从过程层、间隔层、变电站层三层对数字化变电站综合自动化系统的逻辑拓扑结构进行了认真分析讨论。结合实际工作经验,对变电站综合自动化系统的升级改造中应该注意的一些技术要点进行了详细的阐述。

关键词:变电站综合自动化系统 数字化 升级改造

随着电网容量和电压等级的不断提高,电网结构也变得越来越复杂,传统的变电站继电保护交流采样系统在安全可靠性、精确性、实时动态响应性等方面已不能满足现代智能数字化变电站运行发展的需求。因此,利用先进的计算机技术、现代电力电子技术、数据通信技术相结合形成集自动监测、控制、保护以及远程调度通信为一体的数字化综合自动化系统是变电站自动化系统建设和改造的必然方向,也是电力系统研究的一个重要课题。

1 传统变电站自动化系统的不足

基于Windows98或WindowsNT运行平台研发出的早期变电站综合自动化系统,在当时的历史条件下大大提高了变电站继电保护的综合自动化水平。但随着电网自动化技术的快速发展,传统的变电站自动化系统在实际运营管理中已不能适应智能远程调度管理的需求,具体表现在以下多个方面的内容。

1.1 系统运行可靠性低 早期变电站综合自动化系统普遍采用工控机作为系统的数据处理核心部分,由于受当时技术条件的限制,加上工控机在系统中不仅要向下与间隔层单元进行所有检测数据信息和控制命令的交换,向上与远程调度管理中心进行调度数据信息通信,同时还要承担整个变电站各设备的监视、控制和人机互通等任务,系统在运行过程中容易出现瘫痪现象,大大降低了系统的运行可靠性。

1.2 系统扩容扩展性差 电能需求量的不断加大,迫切要求变电站进行增容改造以满足供电负荷需求。但由于早期的变电站综合自动化系统在设计过程中没有充分考虑扩容扩建的需求,没有预留足够多的外部扩展端子,不能满足后期扩容扩建的需求。早期的自动化系统在硬件配置和软件兼容性等方面的性能较差,扩容所需增加的检测、保护控制设备不能与原系统完全兼容,导致系统运行很不稳定,同时加上有些自动化系统元件已经停产,当系统出现故障后,不能找到有效的替换元件,要想保证变电站安全稳定运行就必须更换全套综合自动化系统,大大降低了变电站运行调度的灵活性。而且早期自动化系统在研发过程中,由于没有相关机构建立规范的技术标准,各厂家按照各自的技术优点设计通讯协约和通信模式,给变电站实际运行管理带来巨大的麻烦。

1.3 运营成本高 为了提高变电站运行可靠性和综合经济效益,“无人(或少人)值守”的变电站运行管理模式将是变电站智能运营管理发展的必然趋势。但早期变电站综合自动化系统所需的运行管理人员较多,很多检测、保护功能需要人为加于干涉,很难实现集远程调度控制和现地检测保护等功能为一体的远程、自动科学的调度运营管理,无论在供电可靠性还是在智能调度管理方面均不能满足现代电力发展的需求,大大增加了变电站的综合运营成本。

2 数字化变电站综合自动化系统

在IEC61850规范中明确规定了数字化变电站综合自动化系统应该由过程层、间隔层、变电站层三层组成,层与层之间由过程层网络和站控层网络相互联系进行实时准确的数据通信,其具体的逻辑拓扑网络如图1所示:

2.1 过程层 过程层由智能单元和合并单元组成,主要完成对现地变配电设备单元开关量和电参量模拟量等信号的采集,并收发由过程层交换机传输过来的远程调度控制命令,并通过过程层设备控制对应的执行机构完成命令操作。过程层交换机主要完成现地单元与间隔层设备间的数据信息实时通信。在一次设备与过程层间进行数据通信时,除了断路器与智能单元间由于需要较大的操作动力采用直埋电缆连接外,其余均采用光缆进行有效电气连接。

2.2 间隔层 间隔层由测控保护装置组成,主要完成对各电气设备电参量数据信息的测控和保护。为了提高监控保护数据信息的准确性和传输速度,在数字化变电站自动化系统构筑中应采用光缆进行数据信息通信。间隔层内各测控保护设备间均采用RS485通讯模式进行数据信息的实时通信共享,同时在间隔层设计时应根据系统实际工况特性充分考虑后期扩容扩建需求,预留足够多的备用数据测控保护端子接口。

2.3 变电站层 变电站层也称为站控层,10/100M以太网络是变电站层与间隔层进行数据通信的主要通道。在变电站层中主要包括操作员工作站(监控主机)、工程师工作站(监控主机)、远动主机、远方调度数据通道(路由器)等。站控层通过相应数据通道按预先设定好的数据通信规约将检测保护装置所采集到的动态数据信息送往远方调度或控制中心,同时接收远方调度或控制中心实时回传的相关调度控制命令,并通过站控层网络和过程层网络传输给间隔层和过程层内的保护控制单元完成相应命令的执行。监控主机和远动主机通过相应的仿真软件实现对系统运行的实时动态仿真监控,运行人员可以通过操作员站根据变电站实际运行工况特性数据完成对全站各设备的命令控制、运行参数修改等操作,同时可以通过人机互通界面实时查看或调取站内各危险点的监控图像和声音、系统运行参数、故障等数据信息。

3 数字化变电站综合自动化系统改造技术要点

3.1 一次系统改造技术要点 电压、电流信号是变电站自动化系统进行监测保护的主要电参量,为了保证数据的准确性和动态响应性,在进行数字化自动化系统建设改造时,母线及主变各侧上的所有电流电压互感器均应采用电子式互感器,并以小电压模拟信号输出,并通过光缆信号通道传输给合并单元,并经过程层交换机传输给测控保护装置。对于室外断路器本体开关信号不做任何更改,而是采用相应的开关智能单元作为断路器的控制信息采集和命令转发机构,智能单元通过光纤实现控制信号数据的输入输出,从而实现变电站内所有电气一次设备的数字化建设改造。

3.2 二次系统改造技术要点 在进行数字化变电站自动化系统改造建设时,应该将站内间隔层中保护测控装置、电能计量装置、消弧线圈控制装置、直流监测控制装置等更改为支持IEC61850通信协约的兼容设备,便于数据信息间的相互共享。

3.3 站端数据的完整性 由于大型变电站在系统中的地位较为重要,因此很多变电站在自动化系统改造时不能停电,这就要求在改造过程中,必须保证遥测、遥信及各类保护控制信号的完整性。对于未进行改造的测控及保护装置所采集到的实时数据信息仍需由原前置机进行收集处理和转发。而对于正在改造新添加的测控保护装置而言,则需要通过在站控层监控服务器内部外增相应的驱动程序构筑相应的临时数据通信检测保护模件,完成对改造中实时信息的收集处理。在改造过程中,不同厂家的检测保护设备必须具备良好的兼容性,并通过严格的测试保证各检测保护装置间能够做到数据信息准确稳定、实时可靠的无缝接入。

4 结束语

数字化变电站综合自动化系统建设改造是我国电力系统发展的必然趋势。在分析了早期变电站综合自动化系统存在的一些不足后,认识到变电站数字化改造的迫切性,并对数字化变电站综合自动化系统的逻辑结构进行了探讨,尤其对过程层、间隔层、变电站层三层的组成和工作原理进行了详细的分析研究。同时对数字化变电站综合自动化系统升级改造中应该注意的一些技术要点进行了详细的分析总结。

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