第8章变电站自动化

第8章变电站自动化系统讲授人：董张卓日期：2014.9.15变电站自动化背景变电站变电站中电气设备通常被分为一次设备和二次设备，变电站中二次设备相互连接的电路称为二次回路，变电站自动化系统属于二次系统范畴。变电站自动化历史变电站自动化技术，经过了数十年的发展，经历了三代技术更新。进步的标志是变电站采用的保护的形式。上世纪70前代前，采用电磁式的保护设备；到80年代初，采用晶体管式的保护设备；到90年代以后，普遍采用了微机式的保护，提出了综合自动化的概念，并在现场大量的应用。本世纪初，开始智能化变电站技术应用。变电站自动化的定义指应用控制技术、信息处理和通信技术，利用计算机软件和硬件系统或自动装置代替人工进行各种运行作业，提高变电站运行、管理水平的一种自动化系统。变电站自动化的范畴：包括自动化技术、远动技术、继电保护技术及变电站其它智能技术等。8.1变电站综合自动化系统8.1.1传统变电站自动化系统早期变电站的二次系统主要由继电保护、就地监控、远动装置、录波装置等组成。按继电保护、远动、就地监控、测量、录波等功能组成自动化系统。相应的有保护屏、控制屏、录波屏、中央信号屏等。每个一次设备，都与这几类屏有关，因而，每个设备的电流互感器的二次侧，需要分别引到这些屏上。此外，对同一个一次设备，与之相应的各二次设备（屏）之间，保护与远动设备之间都有许多连线。由于各设备安装在不同地点，因而变电站内电缆错综复杂。缺点：(1)安全性、可靠性不高；(2)占地面积大；(3)实时性和可控性较差；(4)维护工作量大；8.1.2变电站综合自动化早期变电站自动化的，变电站二次设备直接微机化，管理上，延续过去的管理方式，即变电站的管理按照保护、远动、运行管理来划分专业。微机化的装置是按照按专业管理的方式来配置。因此，变电站配置的二次装置，存在严重的设备重复配置、数据不共享、电缆错综复杂等问题。技术人员针对以上问题：优化变电站自动化的结构，合并冗余的功能，即一套设备能完成的功能不要让两套设备去完成。实现了合并冗余功能的变电站自动化系统，称为变电站综合自动化系统。变电站综合自动化是将变电站的二次设备（包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等）经过功能的组合和优化设计，利用计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的一次设备和输、配电线路的自动监视、测量、控制和保护、以及与调度中心进行信息交换等功能8.1.3变电站综合自动化的基本特征变电站综合自动化结构：变电站综合自动化系统，分为站控层和现场终端层，站控层采用配置多台计算机的区域网，现场终端层用现场总线将所有的微机装置连接起来，通过通信管理机实现两个层次网络的联通。变电站综合自动化核心：综合自动化的核心是自动监控系统，而综合自动化的纽带是监控系统的局域通信网络，它把微机继电保护、微机自动装置、微机远动功能综合在一起形成一个具有远方功能的自动监控系统。8.1.3变电站综合自动化的基本特征1.功能综合化1台微机保护装置能实现传统多套保护装置实现的任务，保护装置扩展其它的自动化功能；在综合自动化系统中，建立了完善的微机监控系统，在站控层的计算机上进行全站的监视和控制，将各种模拟量、开关信号完全其中到了后台计算机。改变了早期系统需要各种专用屏的模式。2.结构分布、分层化综合自动化系统是一个分布式系统，其设置为两层，分别为现场层和变电站层。通信管理机是上下两层的桥梁。由此可构成分散、分布式综合自动化系统。3.操作监视屏幕化通过计算机的显示器屏幕，可以监视全变电站的实时运行情况和对各开关设备进行操作控制。8.1.3变电站综合自动化的基本特征4.通信系统网络化、光缆化计算机局域网络技术、现场总线技术及光纤通信技术在综合自动化系统中得到普遍应用。5.运行管理智能化常规二次系统只能监测一次设备，本身的故障必须靠维护人员去检查、发现。综合自动化系统不仅监测一次设备，还时刻检测自己是否有故障。6.测量显示数字化用微机监控系统，彻底改变了电气测量手段，指针式仪表全被显示器、装置上的数字显示所代替，直观、明了。8.1.4变电站综合自动化的功能变电站自动化是电网自动系统的一个重要组成部分。作为变电站自动化系统，它应确保符合如下要求：（1）检测电网故障，尽快隔离故障部分。（2）采集变电站运行实时信息，对变电站运行进行监视、计量和控制。（3）采集一次设备状态数据，供维护一次设备参考。（4）实现当地后备控制和紧急控制。（5）确保通信畅通。8.1.4变电站综合自动化的功能变电站自动化的基本功能有：1.继电保护；2.监视控制功能；3.控制及安全操作闭锁功能；4.数据处理与记录功能；5.事件顺序记录与事故追忆功能；6.故障录波；7.自动控制功能;8.远动及数据通信功能8.2变电站综合自动化系统的结构典型的变电站综合自动化系统一般由站控层和过程层构成。站控层为一个计算机的局域网，过程层采用的是各种IED装置；根据变电站的设备的布局，和每一类装置对性能、可靠性的要求，设置不同的现场总线或局域网组网。过程层：1）分散分布式结构2）分布式结构集中组屏。分散分布式结构为中压系统采用的结构，分布式结构集中组屏为安装在户外的高压一次设备对应的二次设备组网方式。从过程层的特征来看待变电站自动化系统：变电站综合自动化系统结构，为分散分布式综合自动化系统。8.2.1变电站中压保护测控装置中压间隔所采用的IED一般为测量和保护一体化IED装置，针对中压间隔的这种保护测量一体化IED装置，这种IED单元，一般具有以下特点：(1)统一的硬件平台。(2)采用交流采样技术(3)标准形式（大部分产品采用整体面板、背插式6U机箱，抗干扰能力强。）(4)采用操作系统（用统一的软件开发平台开发）(5)具有自诊断能力(6)具有多种通信接口（例如CAN接口、RS485接口、以太网接口。能以单网、双网方式与监控系统通信）(7)完善的事件报告处理功能(8)谐波记录和分析（可进行高达30次的谐波分析）(9)采用硬件实时时钟（掉电后仍连续计时，GPS脉冲对时、通信对时）8.2.2通信管理机（网关）通信管理机为站控层和间隔层的通信枢纽装置；通信管理机连接着间隔层的保护、测量、测控装置和各种智能设备.将IED装置采集的模拟量、开关量和电度等信息通过通信接口上送到通信管理机，通信管理机用不同的规约向变电站当地后台和调度系统上送信息；接收后台监控或调度的控制命令，转发给相应的智能设备，由智能设备完成相应的操作，实现对一次设备的控制。硬件:(1)采用分布式总线功能板卡形式(2)采用通用嵌入式工业控制机。1.通信管理机的功能⑴远动工作站功能所有站内信息，远动工作站按照即时信息的原则上送主站；此外遥信信息还可以通过或、与、同或、异或的处理方式生成新的遥信信号（虚拟遥信），这样既可压缩上传的数据量，又能获得系统无法直接采集到的特殊信号。(2)前置机功能实现数据的集结(3)保护管理机功能（保护管理机，可接入站内的保护及保护测控装置。对装置的接口形式可以是串口也可以是以太网；每个接口既可管理所有保护装置，也可独立管理一部分保护装置，均摊各个接口的负荷）(4)规约转换器（作为规约转换器，通信管理机能接入国内外众多厂商的智能设备）2.通信管理机通信接口CAN网接口.RS232、RS485串口.以太网3.通信管理机特点1)硬件和支持软件(2)通信接口及规约3)灵活的对时方式(4)参数配置5）安全备份(6)完备的事件记录7）调试功能8.2.3站控层根据变电站的规模，站控层为单计算机、双计算机或计算机网络配置。计算机网络分为单网和双以太网配置。双网配置能完成负荷平衡及热备用双重功能，根据完成的功能的不同，变电站后台配置以下工作站：1.服务工作站（运行服务处理软件和商用历史数据库软件)2.操作员工作站(运行操作员监视软件，完成对变电站实时监控和操作)8.2.3站控层3.远动工作站(负责完成多种远动通信规约的解释，实现现场数据的上送及转发远方的遥控、遥调命令)4.五防工作站(五防工作站，变电站操作实现五防管理)5.保护工程师站(保护工程师站对变电站内的保护装置及其故障信息进行管理)6.维护、管理工作站(运行图形界面编辑、报表编辑、曲线编辑、数据库配置等软件，对变电站的自动化后台系统进行维护)1.简易配置后台配置或不配置计算机。过程层采用单总线，将各类智能IED设备信息进行集结，连接到通信管理机，通信管理机直接将信息发送到调度中心。这种系统适用于35kV/10(6)kV或10(6)kV/0.4kV的无人值班变电站。8.2.4综合自动化系统典型结构图8-235(10)kV无人值班变电站自动化系统结构图2.典型的35kV变电站多台网关（通信管理机）实现不同性质的信息集结。变电站后台配置多台计算机，如图8-3所示，图8-3典型的35kV变电站的组网图8.2.4综合自动化系统典型结构3.采用双网的35kV变电站站控层网络采用二台交换机，通信管理机/远动/服务器共用一台主机接入站控层以太网、2台操作员工作站、操作员工作站兼做维护工作站、1台五防工作站。35kV和10kV间隔共用一套总线。图8-4典型双总线小规模的35kV变电站4.110kV较大规模变电站的典型配置重要110kV站，从通信管理机以上部分采用双机配置。站控层的设备采用双备份方式，双通信管理机、双服务器、双操作员工作站、双交换机。五防工作站、继电保护工作站和维护工作站为单配置。8.2.5变电站综合自动化的指标•站控层计算机、通信设备，采用高可靠的商用工作站、交换机。•目前的稍高性能的计算机只要稳定性、可靠性满足变电站自动化系统的要求，性能就能满足变电站自动化系统的要求。•交换机采用商用符合国际标准的交换机，能满足变电站自动化系统的要求。8.4电子式互感器及合并单元传统的电磁式互感器由铁芯和线圈制成，随着电压等级、电网管理水平和技术水平的提高，传统的电磁式互感器暴露出以下缺点：•(1)铁芯的非线性特性，易饱和。电压互感器饱和时，易引起铁磁谐振，造成谐振过电压。电流互感器饱和致其线性范围有限，准确度较低;•(2)随着电压的增高，绝缘结构复杂，存在易燃易爆问题。采用SF6对人与环境危害甚大;•(3)由电流、电压互感器引至二次保护控制设备的电缆是电磁干扰的重要耦合途径。近年来电气一次设备的技术进步，对互感器的小型化提出了更高的要求;对互感器的输出容量要求大大降低;电力系统自动化设备要求互感器输出数字化，甚至直接接入现场总线实现网络化。同时，数字技术、光通信和光纤技术的快速发展，为解决互感器的数字化和彻底解决绝缘问题奠定了基础。图8-6电子式互感器的分类8.4.1电子互感器1.电子式互感器分类电子式互感器又称为非常规互感器，一般指输出为小电压、小电流模拟信号或数字信号的电流、电压互感器。电子互感器的原理和常规互感器有很大不同，目前电子互感器按其工作原理的分类如图8-6所示。※基于光效应的互感器，由于互感器处于高电位的部分不需要电源，故称为无源电子式互感器。采用空心线圈(罗戈夫斯基线圈)电流互感器，由于处于高电位的传感器需要电源，故也称为有源电子式互感器。2．电子式电流互感器①Rogowski线圈是将导线均匀地绕在一个非磁性材料的骨架上制作而成的空心线圈。该线圈有良好的频率响应、较高的测量准确度和结构简单、成本低廉等特性。图8-7为采用罗柯夫斯基的电子电流互感器器的结构示意图。(1)工作原理8.4.1电子互感器◎Rogowski线圈的输出电压e(t)与被测电流i(t)的时间导数成正比，将e(t)积分便可求得被测电流i(t)，e(t)经积分变换及A/D转换后，由LED转换为数字光信号输出。感应被测电流的线圈采用Rogowski线圈，载流导线从线圈中心穿过，当导线上有电流通过时，在线圈的两端将会产生一个感应电势，其大小如下式：（8-1）（8-2）式中，M是仅取决于线圈尺寸的比例系数；是线圈匝数;S是每匝线圈的横截面积①Rogowski线圈8.4.1电子互感器(8-3)基于Faraday磁光效应的电流互感器一直是光学电流传感技术的主流，它通过测量由被