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摘要: 当前变电站自动化系统已成为变电站不可缺少的组成部分，它的广泛使用大大提高了变电站自动化水平，这不仅提高了变电站的可靠性，而且减少了变电站的运行成本，使变电站的技术水平和管理水平得到全面的提高。标志着我国电网自动化水平上了一个新台阶。
关键词:变电站；自动化系统；
1 变电站综合自动化系统发展历程
我国变电站综合自动化系统的相关研究开始于20世纪80年代中期,到目前为止,其发展大致经历了三代。
第一代变电站综合自动化系统以RTU为基础,基于变送器及继电保护与自动装置等设备。该类系统实际上是在常规的继电保护及二次接线的基础上增设RTU,以实现“四遥”功能。有关重要信息(如保护信息等)通过硬接点送给RTU装置, RTU的控制输出一般经遥控执行柜发出控制命令。该类系统的特点:系统功能不强、硬件设备重复、整体性能指标低、系统连接复杂、可靠性低,但其结构简单、成本低,特别适合于老变电站的改造。
第二代变电站综合自动化系统是以单片机为基础、按功能划分硬件结构的综合自动化系统。20世纪80年代后期,随着以8051、8098 为代表的单片机技术的成熟,出现了大量的站内微机化功能装置,将这些微机化单元组合在一起,即形成了按功能分布的综合自动化系统:包括数据采集单元(模拟量、开关量、脉冲量)、监控主机(总控单元)、综合监控单元、微机保护单元,各单元大都由16位或32位单片机组成,各功能模块间采用串行通信方式实现数据通信,可以采用双绞线以RS485接口连接。
该类系统的特点:选用单片机负责数据采集,使工控机从大量单调的数据采集工作中解脱出来,去完成较复杂的任务调度、网络通信和数学计算等工作。该类系统具有较强的在线功能,各种功能比较完善,且人机界面较好,但系统仍然比较复杂,连接电缆较多,系统可靠性不高。
第三代变电站综合自动化系统是以现场总线、局域网技术为基础的分散式综合自动化系统。现场总线是20世纪90年代新兴起的一种先进工业控制技术,是应用于自动化系统现场设备和现场仪表互连的通信网络,随后局域网技术的发展为变电站综合自动化系统的结构向分散式发展创造了有利的条件。第三代变电站综合自动化系统结构如图1所示,可划分为二个层次:第一层是分散控制层,包括保护设备、数据采集与控制设备、智能设备、指示仪表等(该层由独立的保护及I/O组成);第二层通常为站级计算机,实现变电站级的协调、优化控制,并实现与远方调度中心的联通。
该类系统具有以下特点:简化了变电站二次设备的配置,大大缩小了控制室的面积;减少了施工和设备安装工作量;简化了二次设备之间的互连线,节省了大量连接电缆;可靠性高、组态灵活、检修方便。由于技术的发展,上述各类变电站综合自动化系统的推出虽有时间先后但不存在前后替代的情况,各类系统可以根据变电站的实际情况予以选配。如以RTU为基础的变电站综合自动化系统可用于已建变电站的系统改造,而分散式系统更适用于新建变电站。
2 第三代综合自动化变电站设计的技术问题
2.1 防误功能
早期单一功能的微机五防系统,基于变电站有人值班设计,比较简单,仅仅对手动操作实现了防误闭锁。对于断路器分合闸操作,使用电气编码锁实现;对于隔离开关、地刀和网门等使用机械编码锁实现。当时的微机五防系统处于起步阶段,闭锁逻辑大致与电气联锁相当,基本上停留在“钥匙+锁”的原始模式,还谈不上整体解决方案。而且,针对无人值班变电站,其最大弊病是当地监控和远方(调度或集控站)的遥控操作没有经过防误闭锁,且微机五防系统中的设备状态与一次设备状态无直接联系，实际工作中经常需人工置位、确认，存在安全隐患。随着微机五防技术的逐步成熟,采用当地监控和微机五防两套系统通讯来提升防误闭锁水平的方法,目前在实际应用中是比较普遍的。在一些小型变电站也有将五防软件模块安装在监控系统内的做法,由于两系统还是相对独立的,只是节省了五防主机,所以仍应归为此类方式。其方法是:遥控操作前,先在微机五防系统进行模拟预演操作;模拟预演结束后,五防系统对相关操作点下达软解锁命令,再由当地监控系统按照遥控操作的步骤进行操作;操作结束后,由五防系统下达闭锁操作命令,恢复闭锁。
图1 综合自动化系统网络图
事实上,断路器、隔离开关位置及相应的模拟量信息等已经采集到监控系统中,利用这些信息和现有的防误逻辑即可实现防误判断,再辅以适当的硬件就能实现防误闭锁。在监控系统内实现防误闭锁并不是取消五防功能,而是利用监控系统的各种技术优势来重新整合防误闭锁方式。监控系统的防误闭锁可以从以下两个层面来实现:
(1)间隔级防误闭锁(纵向闭锁、又称单元电气闭锁):应用测控装置本身的逻辑功能完成。
(2)间隔间防误闭锁（横向闭锁）:间隔级防误只能用本间隔的信息来设置相关闭锁逻辑,如果需要使用其它间隔或公用信息来设置相关闭锁即所谓间隔间防误(也可称为系统级防误) ,目前有两种解决办法:一是在总控单元或前置机内设置专用防误闭锁软件,根据站内所有开关量/模拟量的情况和防误规则实现防误闭锁;二是采用网络和协议(如以太网TCP/IP)实现测控装置间的信息交换。
图2 电动刀闸闭锁原理图
为达到简便、便于维护的目的,对于有电动操作机构的设备,在其控制回路中串入一个接点(如图2所示)即可,此接点受监控系统防误闭锁逻辑的控制。对于手动机构的设备则外配以电磁锁,电磁锁的开闭则由串入的接点控制,该接点同样受防误闭锁逻辑的控制。使用闭锁接点不仅代替了传统五防系统中的编码锁,而且在操作回路中增加了强制闭锁,解决了以往遥控操作只有软闭锁,在发生雷击或程序紊乱等装置自身故障的异常情况下可能导致误出口引起的误操作。
2.2 保护信息采集及处理
目前计算机监控系统对保护信息的采集的方式主要有两种:硬接点方式和串行通信方式。对于常规继电器保护只能采用硬接点方式,而对于微机保护则除了硬接点方式外还有串行通信方式。其中,串行通信的方式目前主要有两种形式:
一是保护装置直接接入监控系统的公用信息工作站;
二是保护装置先接入保护信息管理机,再由保护管理机完成与公用信息工作站的通信。
由于220kV、500kV变电站规模较大,保护装置的种类和数量较多,采用第一种形式进行保护信息通信有诸多弊端,如:
(1)监控系统公用信息工作站的通信接口数量是有限的,不可能实现与各保护装置进行直接通信;
(2)各保护装置直接接入监控系统的公用信息工作站,监控系统需装有各类保护的通信规约,并需与每种保护进行通信调试,监控系统和保护厂家间的调试配合工作量十分繁重;
(3)公用信息工作站还要与直流系统等智能装置通信,容易相互干扰,对保护装置的安全性也构成一定的影响。正是由于上述原因,才引入了保护信息管理机方式。保护信息管理机负责与各类不同保护装置的通信,然后转换成统一规约与公用信息工作站通信。当保护装置较多时可按电压等级采用多台保护信息管理机。
2.3 当地监控机
有人认为变电站将最终变成无人值班形式,故无需再配置当地监控机。诚然,配置当地监控机一方面增加了投资同时也加重了安装调试任务,但保留当地监控机还是有以下几方面的理由:
(1)不论是集中监控、留守值班模式还是集中监视、少人值班模式的220 kV变电站都仍将有人留守在变电站。因此,配置当地监控机便于现场人员监控和管理,同时也便于系统的安装和调试。
(2)由于取消了控制屏,不便于检修运行人员了解掌握全站设备的运行状况,设置当地监控机有利于今后系统的运行维护、检修及设备巡视。
(3)保留当地监控机是监控系统自身的要求,如目前大多监控系统的综合控制功能如VQC功能均是基于当地监控系统开发的。此外,当地监控系统的有关功能可作相应调整,如原先基于有人值班开发的各种管理统计功能可适当简化,而强化其监控性能,使其更加适用于少人值班的模式。
3 变电站综合自动化系统发展方向
3.1 系统结构的转变
变电站综合自动化系统的结构将从集中控制、功能分散逐步向分散型网络发展。传统的系统结构是按功能分散考虑的,发展趋势将从一个功能模块管理多个电气单元或间隔单元向一个模块管理一个电气单元或间隔单元、地理位置高度分散的方向发展。这样,自动化系统故障时对电网可能造成的影响大大地减小了,自动化设备的独立性、适应性更强。
光电互感器的应用将改变监控系统的结构。它采用光纤传送信号,无铁心(不存在磁饱和和铁磁谐振问题) 、频率响应范围宽、容量大、抗电磁干扰能力强,所以测量单元与微机保护单元互感器可共用,简化了二次设备,这样可以将测量单元与保护单元融合在一起,實现一个模块管理一个电气单元或间隔单元,为变电站综合自动化系统结构实现分散式提供了技术支持。
3.2 遥视系统的应用
遥视系统在综合自动化变电站内已广泛使用,它将变电站内采用摄像机拍摄的视频图象远距离传输到调度中心或集控站(主站),使主站的运行、管理人员可以借此对变电站电气设备的运行环境进行监控,以保证无人值班变电站的安全运行。遥视系统的视频图象监视在本质上还属于图象获取系统,将计算机视觉技术运用到图象信息的分析与理解中,可以实现变电站系统图象信息的智能处理。
3.3 蓝牙技术的发展应用
蓝牙技术是一种无线数据与语音通信开放性全球规范,它是一种以低成本的近距离无线连接为基础、为固定与移动设备通信环境建立一个特别连接的短程无线电技术,解决了以太网用于变电站自动化布线难的问题。、。
4 结束语
国内变电站综合自动化系统经过20年的发展,已较为成熟,基本能够满足电力系统应用的需求。但是随着我国大系统联网和电力市场的实现,对变电站综合自动化要求越来越高,仍然有较大的发展空间。
注：文章内所有公式及图表请以PDF形式查看。
关键词:变电站；自动化系统；
1 变电站综合自动化系统发展历程
我国变电站综合自动化系统的相关研究开始于20世纪80年代中期,到目前为止,其发展大致经历了三代。
第一代变电站综合自动化系统以RTU为基础,基于变送器及继电保护与自动装置等设备。该类系统实际上是在常规的继电保护及二次接线的基础上增设RTU,以实现“四遥”功能。有关重要信息(如保护信息等)通过硬接点送给RTU装置, RTU的控制输出一般经遥控执行柜发出控制命令。该类系统的特点:系统功能不强、硬件设备重复、整体性能指标低、系统连接复杂、可靠性低,但其结构简单、成本低,特别适合于老变电站的改造。
第二代变电站综合自动化系统是以单片机为基础、按功能划分硬件结构的综合自动化系统。20世纪80年代后期,随着以8051、8098 为代表的单片机技术的成熟,出现了大量的站内微机化功能装置,将这些微机化单元组合在一起,即形成了按功能分布的综合自动化系统:包括数据采集单元(模拟量、开关量、脉冲量)、监控主机(总控单元)、综合监控单元、微机保护单元,各单元大都由16位或32位单片机组成,各功能模块间采用串行通信方式实现数据通信,可以采用双绞线以RS485接口连接。
该类系统的特点:选用单片机负责数据采集,使工控机从大量单调的数据采集工作中解脱出来,去完成较复杂的任务调度、网络通信和数学计算等工作。该类系统具有较强的在线功能,各种功能比较完善,且人机界面较好,但系统仍然比较复杂,连接电缆较多,系统可靠性不高。
第三代变电站综合自动化系统是以现场总线、局域网技术为基础的分散式综合自动化系统。现场总线是20世纪90年代新兴起的一种先进工业控制技术,是应用于自动化系统现场设备和现场仪表互连的通信网络,随后局域网技术的发展为变电站综合自动化系统的结构向分散式发展创造了有利的条件。第三代变电站综合自动化系统结构如图1所示,可划分为二个层次:第一层是分散控制层,包括保护设备、数据采集与控制设备、智能设备、指示仪表等(该层由独立的保护及I/O组成);第二层通常为站级计算机,实现变电站级的协调、优化控制,并实现与远方调度中心的联通。
该类系统具有以下特点:简化了变电站二次设备的配置,大大缩小了控制室的面积;减少了施工和设备安装工作量;简化了二次设备之间的互连线,节省了大量连接电缆;可靠性高、组态灵活、检修方便。由于技术的发展,上述各类变电站综合自动化系统的推出虽有时间先后但不存在前后替代的情况,各类系统可以根据变电站的实际情况予以选配。如以RTU为基础的变电站综合自动化系统可用于已建变电站的系统改造,而分散式系统更适用于新建变电站。
2 第三代综合自动化变电站设计的技术问题
2.1 防误功能
早期单一功能的微机五防系统,基于变电站有人值班设计,比较简单,仅仅对手动操作实现了防误闭锁。对于断路器分合闸操作,使用电气编码锁实现;对于隔离开关、地刀和网门等使用机械编码锁实现。当时的微机五防系统处于起步阶段,闭锁逻辑大致与电气联锁相当,基本上停留在“钥匙+锁”的原始模式,还谈不上整体解决方案。而且,针对无人值班变电站,其最大弊病是当地监控和远方(调度或集控站)的遥控操作没有经过防误闭锁,且微机五防系统中的设备状态与一次设备状态无直接联系，实际工作中经常需人工置位、确认，存在安全隐患。随着微机五防技术的逐步成熟,采用当地监控和微机五防两套系统通讯来提升防误闭锁水平的方法,目前在实际应用中是比较普遍的。在一些小型变电站也有将五防软件模块安装在监控系统内的做法,由于两系统还是相对独立的,只是节省了五防主机,所以仍应归为此类方式。其方法是:遥控操作前,先在微机五防系统进行模拟预演操作;模拟预演结束后,五防系统对相关操作点下达软解锁命令,再由当地监控系统按照遥控操作的步骤进行操作;操作结束后,由五防系统下达闭锁操作命令,恢复闭锁。
图1 综合自动化系统网络图
事实上,断路器、隔离开关位置及相应的模拟量信息等已经采集到监控系统中,利用这些信息和现有的防误逻辑即可实现防误判断,再辅以适当的硬件就能实现防误闭锁。在监控系统内实现防误闭锁并不是取消五防功能,而是利用监控系统的各种技术优势来重新整合防误闭锁方式。监控系统的防误闭锁可以从以下两个层面来实现:
(1)间隔级防误闭锁(纵向闭锁、又称单元电气闭锁):应用测控装置本身的逻辑功能完成。
(2)间隔间防误闭锁（横向闭锁）:间隔级防误只能用本间隔的信息来设置相关闭锁逻辑,如果需要使用其它间隔或公用信息来设置相关闭锁即所谓间隔间防误(也可称为系统级防误) ,目前有两种解决办法:一是在总控单元或前置机内设置专用防误闭锁软件,根据站内所有开关量/模拟量的情况和防误规则实现防误闭锁;二是采用网络和协议(如以太网TCP/IP)实现测控装置间的信息交换。
图2 电动刀闸闭锁原理图
为达到简便、便于维护的目的,对于有电动操作机构的设备,在其控制回路中串入一个接点(如图2所示)即可,此接点受监控系统防误闭锁逻辑的控制。对于手动机构的设备则外配以电磁锁,电磁锁的开闭则由串入的接点控制,该接点同样受防误闭锁逻辑的控制。使用闭锁接点不仅代替了传统五防系统中的编码锁,而且在操作回路中增加了强制闭锁,解决了以往遥控操作只有软闭锁,在发生雷击或程序紊乱等装置自身故障的异常情况下可能导致误出口引起的误操作。
2.2 保护信息采集及处理
目前计算机监控系统对保护信息的采集的方式主要有两种:硬接点方式和串行通信方式。对于常规继电器保护只能采用硬接点方式,而对于微机保护则除了硬接点方式外还有串行通信方式。其中,串行通信的方式目前主要有两种形式:
一是保护装置直接接入监控系统的公用信息工作站;
二是保护装置先接入保护信息管理机,再由保护管理机完成与公用信息工作站的通信。
由于220kV、500kV变电站规模较大,保护装置的种类和数量较多,采用第一种形式进行保护信息通信有诸多弊端,如:
(1)监控系统公用信息工作站的通信接口数量是有限的,不可能实现与各保护装置进行直接通信;
(2)各保护装置直接接入监控系统的公用信息工作站,监控系统需装有各类保护的通信规约,并需与每种保护进行通信调试,监控系统和保护厂家间的调试配合工作量十分繁重;
(3)公用信息工作站还要与直流系统等智能装置通信,容易相互干扰,对保护装置的安全性也构成一定的影响。正是由于上述原因,才引入了保护信息管理机方式。保护信息管理机负责与各类不同保护装置的通信,然后转换成统一规约与公用信息工作站通信。当保护装置较多时可按电压等级采用多台保护信息管理机。
2.3 当地监控机
有人认为变电站将最终变成无人值班形式,故无需再配置当地监控机。诚然,配置当地监控机一方面增加了投资同时也加重了安装调试任务,但保留当地监控机还是有以下几方面的理由:
(1)不论是集中监控、留守值班模式还是集中监视、少人值班模式的220 kV变电站都仍将有人留守在变电站。因此,配置当地监控机便于现场人员监控和管理,同时也便于系统的安装和调试。
(2)由于取消了控制屏,不便于检修运行人员了解掌握全站设备的运行状况,设置当地监控机有利于今后系统的运行维护、检修及设备巡视。
(3)保留当地监控机是监控系统自身的要求,如目前大多监控系统的综合控制功能如VQC功能均是基于当地监控系统开发的。此外,当地监控系统的有关功能可作相应调整,如原先基于有人值班开发的各种管理统计功能可适当简化,而强化其监控性能,使其更加适用于少人值班的模式。
3 变电站综合自动化系统发展方向
3.1 系统结构的转变
变电站综合自动化系统的结构将从集中控制、功能分散逐步向分散型网络发展。传统的系统结构是按功能分散考虑的,发展趋势将从一个功能模块管理多个电气单元或间隔单元向一个模块管理一个电气单元或间隔单元、地理位置高度分散的方向发展。这样,自动化系统故障时对电网可能造成的影响大大地减小了,自动化设备的独立性、适应性更强。
光电互感器的应用将改变监控系统的结构。它采用光纤传送信号,无铁心(不存在磁饱和和铁磁谐振问题) 、频率响应范围宽、容量大、抗电磁干扰能力强,所以测量单元与微机保护单元互感器可共用,简化了二次设备,这样可以将测量单元与保护单元融合在一起,實现一个模块管理一个电气单元或间隔单元,为变电站综合自动化系统结构实现分散式提供了技术支持。
3.2 遥视系统的应用
遥视系统在综合自动化变电站内已广泛使用,它将变电站内采用摄像机拍摄的视频图象远距离传输到调度中心或集控站(主站),使主站的运行、管理人员可以借此对变电站电气设备的运行环境进行监控,以保证无人值班变电站的安全运行。遥视系统的视频图象监视在本质上还属于图象获取系统,将计算机视觉技术运用到图象信息的分析与理解中,可以实现变电站系统图象信息的智能处理。
3.3 蓝牙技术的发展应用
蓝牙技术是一种无线数据与语音通信开放性全球规范,它是一种以低成本的近距离无线连接为基础、为固定与移动设备通信环境建立一个特别连接的短程无线电技术,解决了以太网用于变电站自动化布线难的问题。、。
4 结束语
国内变电站综合自动化系统经过20年的发展,已较为成熟,基本能够满足电力系统应用的需求。但是随着我国大系统联网和电力市场的实现,对变电站综合自动化要求越来越高,仍然有较大的发展空间。
注：文章内所有公式及图表请以PDF形式查看。