综合
自动化
变电站综合自动化系统分析与讨论
李建钊
(广西玉林供电局 玉林市 537000)
摘要 在分析变电站综合自动化系统工作模式和实施方法的基础上,着重讨论了保护、监控之间的关系以及站内通信网、校时等问题。
关键词 变电站综合自动化 继电保护 监控 校时
1 引言
变电站的继电保护、故障录波、当地监控和远动等,不仅功能不同,而且实现的原理和技术也不同。因而,长期以来形成了不同的专业和相应的技术管理部门。随着微机保护、微机监控和微机远动等装置的普遍应用,人们注意到这些装置尽管功能不同,其硬件配置却大体相同,所采集的量和要控制的对象有许多也相同。于是,便出现了从全局出发来考虑的变电站综合自动化的思想。
但在变电站综合自动化技术的推广、实施过程中,对继电保护、测量、控制、远动等功能以及它们之间的关系,目前仍有些问题值得我们去研究。
2 变电站综合自动化主要特征
变电站综合自动化是一项提高变电站安全、稳定和可靠运行水平,降低运行、维护成本,提高经济效益和向用户提供高质量电能的一项技术措施。变电站综合自动化的发展,为电网综合自动化的发展奠定了基础。变电站综合自动化最主要的特征表现在以下几个方面:
①功能综合化。变电站综合自动化技术是在计算机技术、数据通信技术、软件模块化基础上发展起来的。它集保护、测量、监控功能于一体,替代了常规变电站的保护、仪表、信号系统、R TU等二次设备。
②结构微机化。综合自动化系统内主要部件是微机化分布式结构,网络总线连接,将微机保护、数据采集、监视控制等环节的处理器(CPU)同时并行运行。
③操作监视屏幕化。常规方式下的指针表计读数被屏幕数据取代。对变电站设备运行的监视、操作、控制都可以在计算机屏幕上进行。
④运行管理智能化。智能化不仅表现在常规的自动化功能上,如自动报警、自动报表、电压无功自动调节、小电流接地自动选线、事故判断与处理等方面,还表现在能够在线自诊断,并能将自诊断结果向远方传送。也就是说,常规二次系统只能监测一次设备,而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能检测一次设备,还每时每刻检测自己是否有故障,充分体现出其智能性。
3 工作模式和实施方法
311 工作模式
目前的变电站综合自动化系统大都可归结为集中配屏模式和分散(分层分布)模式两种。图1所示(我局茂林变电站所采用的D IS
图1
集中配屏模式
图2 分散(分层分布)模式
A 21系统)即为集中配屏模式。
在这种模式下,测量、信号、脉冲电度、遥信、遥控等
功能分别组屏,由一个或两个总控单元通过串行口(R S 2232、422、485)与各功能单元(屏柜),以及微机保护、当地监控主机,调度端等进行通信。分散模式则如图2所示(我局良村变电站采用的CSC 2000系统)。此模式的主要特点是以一次设备如开关、变压器等为安装单位,将控制、输入 输出、闭锁、保护等单元分散就地安装在一次设备(屏柜)上,当地监控主机,调度端与间隔层之间通过网络总线进行通信。312 实施方法
由于受现有专业分工的影响,变电站综合自动化实施过程中也有不同的方法。一种
主张站内监控以远动为数据采集和监控基础,保护相对;另一种主张站内监控以保护为数据采集和控制基础,将保护与控制、测量结合在一起。
从目前的运行、专业分工、安装调试、运行维护等方面看,监控与保护都是相互的两个不同的专
业,显然前一种方法更符合我国国情。而后一种方法由于难以提供较清晰的事故分析和处理界面,一时还不易为现场所接受。但从发展趋势、减少设备重复配置、简化维护工作量等方面考虑,后一种方法又有其独特的优越性。
4 继电保护和监控的
关系
411 “避免硬件重复”带来
的问题
随着技术的进步,开始出现一种“多功能”保护装置。这种保护装置可以在保护不起动时,利用其闲余时间“顺便”计算U 、I 、P 、
Q 、f 等,并通过站内通信网供站内监控及远
动用。这样可取消大量常规变送器又不降低保护的可靠性。
从信息流的角度看,保护(包括故障录波)、测量、控制的信息源都来自现场的PT 、CT 二次侧输出,但它们的要求是明显不同
的。
①保护、故障录波主要采集一次设备的故障异常状态信息,对PT 、CT 量测范围要求较宽。保护用的CT 二次线圈饱和系数很高,但精度比较低,其准确级次通常都在215
②测量、控制主要采集一次设备运行状态信息,对测量精度有明确的要求,按《地区电网调度自动化设计技术规程》和《无人值班变电站调度自动化设备运行管理规定》等有关规定,遥测总准确度应不低于115级,考虑到A D转换的精度、交流采样频率跟踪特性等情况,测量用的CT的准确度应不低于110级。并且,用于测量的CT准确度虽然很高,但饱和系数低,故障时并不能准确反映实际的短路电流。
412 保护与监控的关系
从目前实施的情况来看,变电站综合自动化系统的微机保护与监控部分之间的联系主要有两种方式。第一种方式是通过保护装置的串行口上监控网,如前面图1、图2所示均属这种联系方式;第二种方式是设一台(或多台)保护管理机,将所有的保护装置管理起来,然后由保护管理机与监控系统联网,如图3所示(我局江滨变电站所采用的S I C2000系统)。
①监控系统为实时系统,保证其实时性指标是系统的基本要求;而保护信息多为非实时信息,保护装置向监控系统报告的保护动作信息包括动作时间、动作性质、动作值、动作名称等以及自检报告,甚至还有故障录波数据,这些信息量是非常庞大的。对第一种连接方式,如此大量的非实时信息拥入监控实时系统,势必造成监控系统处理大量非实时信息而影响处理速度,使系统实时性受到影响。
②在第二种方式下,保护管理机和各保护装置进行数据的双向交流,然后可选择其中重要的、必要的保护信息传送到监控系统。这些少量而必要的保护信息占用监控系统容量较第一种方式要少得多,较好地保证了监控系统的实时性。同时,保护管理机还可通过电话线路连接到继电保护管理部门。继电保护管理部门便可以调取保护的所有数据,并修改和下装保护定值。
在第一种方式下,如果想通过远动通道对继电保护远方下定值和读取保护的各种报告,理论上是可行的,但这将会严重影响调度自动化系统的实时性和控制的可靠性,是不可取的
。
图3 保护与监控的联系
③由于到目前为止,变电站综合自动化系统在数据传输规约方面尚无统一标准,保护装置向监控系统提供的保护信息报告在国内市场没有形成统一的格式。因而,第一种方式对于保护、监控同属于一个厂家的产品容易实现,不同厂家产品实现通信连接就比较困难些;第二种方式对于保护、监控产品不属于同一厂家,或者同一变电站有几家的保护产品都比较容易实现通信连接。
④从计算机网络的观点上来看,无论哪种方式,测量、控制、保护模块都可以看作是变电站计算机局域网上的一个结点。在第一种方式里保护、监控同在一个系统,不便于专业分工管理,第二种方式的保护、监控相对,设计、施工、运行、管理都比较符合现行的专业分工管理。
5 时钟统一及SO E
开关变位、继电保护和自动装置动作均应做SO E,但由于功能下放,这些状态量的采集和处理是分散在多个相互的智能模块(I O模块)中进行的。它们所参照的时标也是各自的,倘若这些的智能I O模块的时钟不统一,或者是经站内通信网传输后再统一标上时标的SO E,都不能算真正的SO E。
目前许多分散式系统一般采用软件报文来校钟,由监控主机向各I O模块广播时间报文,I O模块收到时间报文后即校正自己的时钟。假如一个通信以异步方式进行,速度为9600b it s的分散式系统,每毫秒能传送916b it的数据。一组时间报文一般都应包括年、月、日、时、分、秒、毫秒,加上地址码、校验码、特征码等,其长度少说也有10个字节以上,如图4所示。
地址码特征码年月日时分秒毫秒低位毫秒高位校验码
图4 校时报文
按异步方式,一串100b it长度的数据,从主机发出报文开始,到I O模块接收完全部报文为止,起码要10m s以上,这就造成绝对时间的偏差,并且由于各I O模块工作方式不同,即使接收到报文,也不可能在同一时刻修正自己的时钟,这样也就很难使各I O模块的时钟完全一致。因而必须探讨分散式变电站综合自动化系统的统一时钟新方法,如采用GPS,利用GPS高精确度的时钟脉冲来解决系统的时钟统一问题。
6 站内通信网
变电站是一个高强度电磁干扰的场所。从抗电磁干扰的角度来考虑,变电站综合自动化系统的通信介质可优先选择光纤,这对分散式系统尤为适用。但一般光纤安装维护较复杂且费用相对电缆要高。
目前,各部件之间采用串行口通信方式(R S2232、422、485)的变电站综合自动化系统,其通信速率和信息共享程度均受到。而采用平等(p eer to p eer)总线局域网,网上每个结点与网上其它结点可直接通信,解决主从方式下的瓶颈现象。如CSC2000采用的L onw o rk网络,D IS22采用的CAN et (Con tro l A rea N etw o rk)等,保证通信网络的可靠、方便和开发性。
7 结语
变电站综合自动化作为电网调度自动化的一个子系统应服从于电网调度自动化的总体设计和要求,其自动化系统的配置、功能包括设备的布置等,应满足电网安全、优质、经济运行和信息分层传送及信息共享的原则。
变电站综合自动化是一个跨专业的课题,它需要保护、远动、通信、变电管理等多个专业的配合与协调,使变电站综合自动化的实施真正能达到提高运行可靠性、减少投资、提高经济效益、增强调度中心监视和控制的能力的作用和效果。
参考文献
1 陶晓农等1基于光纤或CAN网络的分散分布式变电站监控系统1电力系统自动化,1997,N o171 2 林 涛等1完全分布式变电站综合自动化系统1电网技术,1997,N o161
(收稿日期:1999204227)下载本文
