淺談數(shù)字化變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)的升級(jí)改造

摘要:對(duì)早期變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)存在的一些不足進(jìn)行了分析總結(jié)，并從過程層、間隔層、變電站層三層對(duì)數(shù)字化變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)的邏輯拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)進(jìn)行了認(rèn)真分析討論。結(jié)合實(shí)際工作經(jīng)驗(yàn)，對(duì)變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)的升級(jí)改造中應(yīng)該注意的一些技術(shù)要點(diǎn)進(jìn)行了詳細(xì)的闡述。

關(guān)鍵詞:變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng) 數(shù)字化 升級(jí)改造

隨著電網(wǎng)容量和電壓等級(jí)的不斷提高，電網(wǎng)結(jié)構(gòu)也變得越來越復(fù)雜，傳統(tǒng)的變電站繼電保護(hù)交流采樣系統(tǒng)在安全可靠性、精確性、實(shí)時(shí)動(dòng)態(tài)響應(yīng)性等方面已不能滿足現(xiàn)代智能數(shù)字化變電站運(yùn)行發(fā)展的需求。因此，利用先進(jìn)的計(jì)算機(jī)技術(shù)、現(xiàn)代電力電子技術(shù)、數(shù)據(jù)通信技術(shù)相結(jié)合形成集自動(dòng)監(jiān)測(cè)、控制、保護(hù)以及遠(yuǎn)程調(diào)度通信為一體的數(shù)字化綜合自動(dòng)化系統(tǒng)是變電站自動(dòng)化系統(tǒng)建設(shè)和改造的必然方向，也是電力系統(tǒng)研究的一個(gè)重要課題。

1 傳統(tǒng)變電站自動(dòng)化系統(tǒng)的不足

基于Windows98或WindowsNT運(yùn)行平臺(tái)研發(fā)出的早期變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)，在當(dāng)時(shí)的歷史條件下大大提高了變電站繼電保護(hù)的綜合自動(dòng)化水平。但隨著電網(wǎng)自動(dòng)化技術(shù)的快速發(fā)展，傳統(tǒng)的變電站自動(dòng)化系統(tǒng)在實(shí)際運(yùn)營管理中已不能適應(yīng)智能遠(yuǎn)程調(diào)度管理的需求，具體表現(xiàn)在以下多個(gè)方面的內(nèi)容。

1.1 系統(tǒng)運(yùn)行可靠性低 早期變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)普遍采用工控機(jī)作為系統(tǒng)的數(shù)據(jù)處理核心部分，由于受當(dāng)時(shí)技術(shù)條件的限制，加上工控機(jī)在系統(tǒng)中不僅要向下與間隔層單元進(jìn)行所有檢測(cè)數(shù)據(jù)信息和控制命令的交換，向上與遠(yuǎn)程調(diào)度管理中心進(jìn)行調(diào)度數(shù)據(jù)信息通信，同時(shí)還要承擔(dān)整個(gè)變電站各設(shè)備的監(jiān)視、控制和人機(jī)互通等任務(wù)，系統(tǒng)在運(yùn)行過程中容易出現(xiàn)癱瘓現(xiàn)象，大大降低了系統(tǒng)的運(yùn)行可靠性。

1.2 系統(tǒng)擴(kuò)容擴(kuò)展性差 電能需求量的不斷加大，迫切要求變電站進(jìn)行增容改造以滿足供電負(fù)荷需求。但由于早期的變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)在設(shè)計(jì)過程中沒有充分考慮擴(kuò)容擴(kuò)建的需求，沒有預(yù)留足夠多的外部擴(kuò)展端子，不能滿足后期擴(kuò)容擴(kuò)建的需求。早期的自動(dòng)化系統(tǒng)在硬件配置和軟件兼容性等方面的性能較差，擴(kuò)容所需增加的檢測(cè)、保護(hù)控制設(shè)備不能與原系統(tǒng)完全兼容，導(dǎo)致系統(tǒng)運(yùn)行很不穩(wěn)定，同時(shí)加上有些自動(dòng)化系統(tǒng)元件已經(jīng)停產(chǎn)，當(dāng)系統(tǒng)出現(xiàn)故障后，不能找到有效的替換元件，要想保證變電站安全穩(wěn)定運(yùn)行就必須更換全套綜合自動(dòng)化系統(tǒng)，大大降低了變電站運(yùn)行調(diào)度的靈活性。而且早期自動(dòng)化系統(tǒng)在研發(fā)過程中，由于沒有相關(guān)機(jī)構(gòu)建立規(guī)范的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，各廠家按照各自的技術(shù)優(yōu)點(diǎn)設(shè)計(jì)通訊協(xié)約和通信模式，給變電站實(shí)際運(yùn)行管理帶來巨大的麻煩。

1.3 運(yùn)營成本高 為了提高變電站運(yùn)行可靠性和綜合經(jīng)濟(jì)效益，“無人(或少人)值守”的變電站運(yùn)行管理模式將是變電站智能運(yùn)營管理發(fā)展的必然趨勢(shì)。但早期變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)所需的運(yùn)行管理人員較多，很多檢測(cè)、保護(hù)功能需要人為加于干涉，很難實(shí)現(xiàn)集遠(yuǎn)程調(diào)度控制和現(xiàn)地檢測(cè)保護(hù)等功能為一體的遠(yuǎn)程、自動(dòng)科學(xué)的調(diào)度運(yùn)營管理，無論在供電可靠性還是在智能調(diào)度管理方面均不能滿足現(xiàn)代電力發(fā)展的需求，大大增加了變電站的綜合運(yùn)營成本。

2 數(shù)字化變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)

在IEC61850規(guī)范中明確規(guī)定了數(shù)字化變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)應(yīng)該由過程層、間隔層、變電站層三層組成，層與層之間由過程層網(wǎng)絡(luò)和站控層網(wǎng)絡(luò)相互聯(lián)系進(jìn)行實(shí)時(shí)準(zhǔn)確的數(shù)據(jù)通信，其具體的邏輯拓?fù)渚W(wǎng)絡(luò)如圖1所示:

2.1 過程層 過程層由智能單元和合并單元組成，主要完成對(duì)現(xiàn)地變配電設(shè)備單元開關(guān)量和電參量模擬量等信號(hào)的采集，并收發(fā)由過程層交換機(jī)傳輸過來的遠(yuǎn)程調(diào)度控制命令，并通過過程層設(shè)備控制對(duì)應(yīng)的執(zhí)行機(jī)構(gòu)完成命令操作。過程層交換機(jī)主要完成現(xiàn)地單元與間隔層設(shè)備間的數(shù)據(jù)信息實(shí)時(shí)通信。在一次設(shè)備與過程層間進(jìn)行數(shù)據(jù)通信時(shí)，除了斷路器與智能單元間由于需要較大的操作動(dòng)力采用直埋電纜連接外，其余均采用光纜進(jìn)行有效電氣連接。

2.2 間隔層 間隔層由測(cè)控保護(hù)裝置組成，主要完成對(duì)各電氣設(shè)備電參量數(shù)據(jù)信息的測(cè)控和保護(hù)。為了提高監(jiān)控保護(hù)數(shù)據(jù)信息的準(zhǔn)確性和傳輸速度，在數(shù)字化變電站自動(dòng)化系統(tǒng)構(gòu)筑中應(yīng)采用光纜進(jìn)行數(shù)據(jù)信息通信。間隔層內(nèi)各測(cè)控保護(hù)設(shè)備間均采用RS485通訊模式進(jìn)行數(shù)據(jù)信息的實(shí)時(shí)通信共享，同時(shí)在間隔層設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)根據(jù)系統(tǒng)實(shí)際工況特性充分考慮后期擴(kuò)容擴(kuò)建需求，預(yù)留足夠多的備用數(shù)據(jù)測(cè)控保護(hù)端子接口。

2.3 變電站層 變電站層也稱為站控層，10/100M以太網(wǎng)絡(luò)是變電站層與間隔層進(jìn)行數(shù)據(jù)通信的主要通道。在變電站層中主要包括操作員工作站(監(jiān)控主機(jī))、工程師工作站(監(jiān)控主機(jī))、遠(yuǎn)動(dòng)主機(jī)、遠(yuǎn)方調(diào)度數(shù)據(jù)通道(路由器)等。站控層通過相應(yīng)數(shù)據(jù)通道按預(yù)先設(shè)定好的數(shù)據(jù)通信規(guī)約將檢測(cè)保護(hù)裝置所采集到的動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)信息送往遠(yuǎn)方調(diào)度或控制中心，同時(shí)接收遠(yuǎn)方調(diào)度或控制中心實(shí)時(shí)回傳的相關(guān)調(diào)度控制命令，并通過站控層網(wǎng)絡(luò)和過程層網(wǎng)絡(luò)傳輸給間隔層和過程層內(nèi)的保護(hù)控制單元完成相應(yīng)命令的執(zhí)行。監(jiān)控主機(jī)和遠(yuǎn)動(dòng)主機(jī)通過相應(yīng)的仿真軟件實(shí)現(xiàn)對(duì)系統(tǒng)運(yùn)行的實(shí)時(shí)動(dòng)態(tài)仿真監(jiān)控，運(yùn)行人員可以通過操作員站根據(jù)變電站實(shí)際運(yùn)行工況特性數(shù)據(jù)完成對(duì)全站各設(shè)備的命令控制、運(yùn)行參數(shù)修改等操作，同時(shí)可以通過人機(jī)互通界面實(shí)時(shí)查看或調(diào)取站內(nèi)各危險(xiǎn)點(diǎn)的監(jiān)控圖像和聲音、系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)、故障等數(shù)據(jù)信息。

3 數(shù)字化變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)改造技術(shù)要點(diǎn)

3.1 一次系統(tǒng)改造技術(shù)要點(diǎn) 電壓、電流信號(hào)是變電站自動(dòng)化系統(tǒng)進(jìn)行監(jiān)測(cè)保護(hù)的主要電參量，為了保證數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確性和動(dòng)態(tài)響應(yīng)性，在進(jìn)行數(shù)字化自動(dòng)化系統(tǒng)建設(shè)改造時(shí)，母線及主變各側(cè)上的所有電流電壓互感器均應(yīng)采用電子式互感器，并以小電壓模擬信號(hào)輸出，并通過光纜信號(hào)通道傳輸給合并單元，并經(jīng)過程層交換機(jī)傳輸給測(cè)控保護(hù)裝置。對(duì)于室外斷路器本體開關(guān)信號(hào)不做任何更改，而是采用相應(yīng)的開關(guān)智能單元作為斷路器的控制信息采集和命令轉(zhuǎn)發(fā)機(jī)構(gòu)，智能單元通過光纖實(shí)現(xiàn)控制信號(hào)數(shù)據(jù)的輸入輸出，從而實(shí)現(xiàn)變電站內(nèi)所有電氣一次設(shè)備的數(shù)字化建設(shè)改造。

3.2 二次系統(tǒng)改造技術(shù)要點(diǎn) 在進(jìn)行數(shù)字化變電站自動(dòng)化系統(tǒng)改造建設(shè)時(shí)，應(yīng)該將站內(nèi)間隔層中保護(hù)測(cè)控裝置、電能計(jì)量裝置、消弧線圈控制裝置、直流監(jiān)測(cè)控制裝置等更改為支持IEC61850通信協(xié)約的兼容設(shè)備，便于數(shù)據(jù)信息間的相互共享。

3.3 站端數(shù)據(jù)的完整性 由于大型變電站在系統(tǒng)中的地位較為重要，因此很多變電站在自動(dòng)化系統(tǒng)改造時(shí)不能停電，這就要求在改造過程中，必須保證遙測(cè)、遙信及各類保護(hù)控制信號(hào)的完整性。對(duì)于未進(jìn)行改造的測(cè)控及保護(hù)裝置所采集到的實(shí)時(shí)數(shù)據(jù)信息仍需由原前置機(jī)進(jìn)行收集處理和轉(zhuǎn)發(fā)。而對(duì)于正在改造新添加的測(cè)控保護(hù)裝置而言，則需要通過在站控層監(jiān)控服務(wù)器內(nèi)部外增相應(yīng)的驅(qū)動(dòng)程序構(gòu)筑相應(yīng)的臨時(shí)數(shù)據(jù)通信檢測(cè)保護(hù)模件，完成對(duì)改造中實(shí)時(shí)信息的收集處理。在改造過程中，不同廠家的檢測(cè)保護(hù)設(shè)備必須具備良好的兼容性，并通過嚴(yán)格的測(cè)試保證各檢測(cè)保護(hù)裝置間能夠做到數(shù)據(jù)信息準(zhǔn)確穩(wěn)定、實(shí)時(shí)可靠的無縫接入。

4 結(jié)束語

數(shù)字化變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)建設(shè)改造是我國電力系統(tǒng)發(fā)展的必然趨勢(shì)。在分析了早期變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)存在的一些不足后，認(rèn)識(shí)到變電站數(shù)字化改造的迫切性，并對(duì)數(shù)字化變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)的邏輯結(jié)構(gòu)進(jìn)行了探討，尤其對(duì)過程層、間隔層、變電站層三層的組成和工作原理進(jìn)行了詳細(xì)的分析研究。同時(shí)對(duì)數(shù)字化變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)升級(jí)改造中應(yīng)該注意的一些技術(shù)要點(diǎn)進(jìn)行了詳細(xì)的分析總結(jié)。

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