变电站自动化技术的未来发展一概要Word文档下载推荐.docx

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电力市场;

保护;

控制;

集成中图分类号:

TM764;

F12319

收稿日期:

2000207203;

修回日期:

2000208208。

0　引言

随着大型、特大型水电站、大型坑口火电站的建设,远距离大容量输电线路和互联电网的发展,高压和超高压变电站在规模和容量方面日益增加,对其控制和保护系统的可靠性也提出了更高的要求。

电力工业的经营机制正在从行业垄断转向竞争的电力市场。

电力经营机制变革的目标是降低电价,提高供电质量,改善服务,提高电力企业自身的经济效益。

同时高新技术的发展和应用,对电能质量和供电可靠性提出了新的要求。

高压、超高压变电站的控制和保护系统必须适应这种新形势,以便更有效、更

经济地运行[1]

。

目前,用于变电站的监视、控制、保护,包括故障录波、紧急控制装置,虽然已实现了微机数字化,但几乎都是功能单一的独立装置,各个装置缺乏整体协调和功能的优化,且功能交叉;

输入信息不能共享,接线复杂,从整体上降低了可靠性;

同时,不能充分利用微机数据处理的强大功能和速度,经济上也是一种资源浪费。

现代计算机技术、现代通信和网络技术为改变变电站目前监视、控制、保护和计量装置及系统分隔的状态提供了优化组合和系统集成的技术基础。

高压、超高压变电站正面临着一场技术创新。

1　电力市场与变电站自动化

在电力市场环境下,发电厂竞价上网,用户对选择供电权力的自由度增加,因此电网潮流变化加剧,

通过变电站的进、出电力流向不确定性增加,在某些情况下,使线路和变电站有可能运行到接近极限的程度（如热稳定极限,电网的充裕度减少。

为了电网的安全,变电站必须对线路、变电站设备的输电能力实时监控,在必要情况下将使用FACTS技术对潮流进行控制。

这种运行状态的多变性,将导致运行参数的变化,保护装置整定值的协调将变得突出,对变电站的监视、控制和保护提出了新的要求。

实时监视并快速控制联络线的功率使之保持在允许的范围内将更为迫切。

对与联络线较为紧密的变电站来说,它的保护和控制的性能及可靠性指标要求更为重要。

特别是要加强互联电网预防和紧急控制的研究,如广域系统稳定控制（wide2areasystem

stabilizingcontrol、

广域过负荷控制、广域预防电压崩溃控制（wide2areacontrolagainstvoltage

collapse、

广域低频和高频保护与广域预防故障连锁反应保护（wide2areaprotectionagainstsequence

ofdisturbances[2]

这些控制装置及其输入信号的检测和控制任务的执行都是在变电站内进行的。

例如,执行过负荷控制任务,需实时检测线路负荷,要区分过负荷与故障的差别,执行相应负荷控制;

预防电压崩溃控制,需要实时检测电压,快速切除当地的合理负荷,快速无功控制。

当然,控制还必须在不同层次进行协调。

众多的控制措施将增加变电站自动化布置的复杂性,促进变电站控制和保护装置的集成要求。

无人值班管理已在我国广泛推广。

超高压变电站实现无人值班并且完全由远方操作和监控将是今后的发展趋势。

集控中心或调度控制中心对变电站

1

2000年9月25日

Sep.25,2000

的监控与操作要求变电站传送足够信息,要求变电站的保护定值和控制装置的整定能在中心进行设定,要求各类保护在电网一级进行协调和匹配。

为完成上述功能要求,高可靠性数据传输的通信系统是必不可少的条件,并且要求有合理的通信规约,或者各种设备能容易适应各种不同规约。

竞争的电力市场将促进变电站新的自动化技术的开发和应用。

在经济效益的驱动下,变电站将向全集成自动化方向发展[3]。

2　自动化的功能、现状与发展要求

变电站自动化系统的具体功能要求主要决定于变电站在电力系统中的地位、作用和变电站的规模、电压等级及一次设备状况。

高压、超高压变电站自动化系统的主要功能要求,概括起来有3个方面:

①控制系统:

运行人员监视与控制,自动控制,电力系统紧急控制与当地后备控制,故障录波与事件记录,测量与计量,自动数据分析;

②保护系统:

线路保护及自动重合闸,母线保护,变压器保护;

③运行支持系统:

设备维修支持,设备非正常状态的恢复支持,电力系统故障恢复支持,自动故障恢复。

每个变电站自动化的功能将随原来系统的运行经验、成本和性能的要求不同而变化,但它们都要适应以下基本要求[4]:

a1当电力系统发生故障时,继电保护系统准确检测故障,跳开相应开关,迅速切除故障,不造成故障连锁反应,使故障造成的影响限制在尽可能小的范围;

b1收集、

处理各种设备的运行信息和数据,按要求发送到集控中心和远方调度控制中心,满足调度部门对电力系统的监视、控制和运行操作;

c1收集设备的状态数据,支持设备的状态维修和可靠性为中心的维修系统,提高设备可用率和使用寿命;

d1在集控中心或调度控制中心对变电站失去监控的情况下,变电站的后备控制能对变电站进行控制;

e1收集并及时传送电力市场实时交易所需的技术数据,促进安全交易,减少交易风险。

到目前为止,变电站一次设备实行计划维修制度。

今后变电站的设备维修趋势将是基于设备状态的预测维修和以可靠性为中心的维修,简称状态维修。

这种维修需配备传感器,在线收集运行数据,利用微机和人工智能技术对数据进行处理,及时发现潜在的故障,为维修决策提供依据。

它的显著特点是

无需设备退出运行即可进行检查,发现问题。

因此,

设备运行、状态维修支持系统将成为今后变电站自动化系统的重要组成部分。

目前广泛应用的变电站自动化系统为常规自动化系统,它应用自动控制技术、计算机数据采集和处理技术、通信技术,代替人工对变电站进行正常运行的监视、操作、电压无功控制、量测记录和统计分析,故障运行的监视、报警和事件顺序记录与运行操作（见1998年2月中国电机工程学会的研究报告《变

电站自动化技术政策与基本功能要求》

大多不涉及继电保护、紧急控制、故障录波、RTU、维修状态信息处理等功能,功能相对比较简单。

在这种多个相互独立系统中,有如下缺点:

如硬件重复配置、信息不共享、电压互感器（TV和电流互感器（TA负载过重、站内二次联线复杂等,微机装置固有的高可靠性被错综复杂的二次线所抵销。

随着电力市场对变电站功能和可靠性要求的提高,这种情况亟需改变。

把现在仍然分隔的保护、监视、控制、通信和量测等装置（系统以合适的形式进行集成,由少量的多功能集成数字装置组成变电站自动化系统,减少组成变电站元件的数量,提高元件质量,使变电站紧凑化,做到占用空间小、寿命周期成本小、环境友好是变电站自动化技术的发展趋势。

变电站自动化系统的集成可分为2个层次,即间隔级和变电站级。

间隔级的集成是构筑一个通用的硬件和软件平台,将间隔内的控制、保护、测量等功能集成在这个通用的平台上。

通用的硬件平台指的是由一组元件组成一个多功能装置,用于各个间隔。

通用的软件平台指的是在多功能装置内建立一个通用的功能软件库和数据库。

通过通用的硬件和软件采集各功能需要的数据和状态量,实现数据共享。

这样,原来控制、保护等功能将不再需要专用的硬件装置和专用的输入、输出通道,而是由合理的软件设计来实现。

站级的集成是将变电站自动化需在站级处理的各个功能通过信息网络组合在一个系统中。

这样,原来站级各个分隔的系统及其多个通信网络将不再需要,从而简化了网络结构和通信规约。

根据变电站自动化集成的程度,可将未来的自动化系统分为协调型自动化和集成型自动化。

协调型自动化仍然保留间隔内各自独立的控制、保护等装置,各自采集数据并执行相应的输出功能,通过统一的通信网络与站级相连,在站级建立一个统一的计算机系统,进行各个功能协调。

而集成型自动化既在间隔级,又在站级对各个功能进行优化组合,是现代控制技术、计算机技术和通信技术在变电站自动化系统的综合应用。

2

3　协调型自动化系统

协调型自动化系统的基本结构如图1所示。

其主要特点是:

用微机数字处理和光纤数字通信优化变电站级和间隔级间的功能配置;

控制、保护和运行支持系统通过局域网彼此互相连接,共享数据信息;

简化单个系统的结构,同时保持各个系统的相对独立性。

这样,既可提高自动化系统的经济性,又可改善可靠性和运行性能

图1　基本系统结构

Fig11　Basicconfigurationofthecoordinatedsystem

从图1可以看出,控制和运行支持系统由间隔级分布式单元和站级集中单元组成,而保护系统仅由间隔级单元构成。

控制系统由间隔级的DAC、站级的SCU、间隔级LAN1和站级LAN2组成。

DAC采集间隔内运行参数,按站级的SCU的指令对间隔各一次设备进行控制;

站级的SCU通过各间隔的DAC对整个变电站实现集中控制。

如果变电站实现无人值班,站级的控制单元变为远方控制系统的当地后备控制单元。

远方控制系统直接对变电站进行监控。

保护系统由一套微机硬件装置用功能模块软件集成间隔内线路和变压器的主保护与后备保护;

电压、电流直接输入,跳闸信号直接作用于跳闸;

保护的运行信息和故障信息经过DAC向站级的SCU传送;

来自SCU的远方定值整定和校验经DAC送到Prot。

运行支持系统由间隔级的DAP、站级的OSU、间隔级LAN1和站级LAN2以及装在变压器和开关等一次设备的传感器组成。

间隔级DAP收集各

传感器的数据,并转换成数字信息,与管理的数据进行比较,把处理的结果传给站级的OSU;

OSU执行维修运行和恢复支持。

在维修支持方面,OSU显示变压器、开关设备的电气和机械性能趋势,检验故障的征兆,利用人工智能方法提供巡视和检修指南,指导状态维修。

在恢复支持方面,OSU利用设备传感器的信息、开关状态和保护设备的信息,识别故障部分,利用专家系统提供恢复指南,进行自动恢复操作。

如果变电站实行无人值班,则OSU将设在远方维修中心。

通过传感器连续监视高压设备,主要是高压开关和变压器状态变量。

一般应根据过去的运行经验重点监测和记录那些导致故障率较高的参数。

因此,开发并合理配置传感器是发挥运行支持系统作用的基础。

间隔内各个单元,包括DAC,Prot和DAP等装在控制柜内,它们可安装在紧靠高压设备的现场场地,即把所有保护和控制等二次设备从集中的控制室下放到高压设备现场。

这样,可减少房屋建筑和安装空间,缩短控制电缆,提高可靠性,有显著的经济效益。

但是,对于户外、空气绝缘变电站来说,控制柜下放现场,其设计技术条件应满足露天环境的要求。

间隔级的控制、保护和设备监视单元可以是不同厂家制造的。

因此,它的数据传输系统要求有一个开放式的系统结构[5]。

这样的系统应考虑如下