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電力檢測技術

變電站自動化技術的發展綜述

時間：2013-09-17

摘要(Abstract) 回顧了國內變電站自動化技術發展的過程，分析了國內變電站自動化系統現狀和發展趨勢，強調了繼電保護和監控在技術和管理上的一體化發展，數字化變電站的發展，以及IEC61850標準應用的趨勢。
　　關鍵詞(Keywords) 變電站自動化現狀與發展分層分布式結構集成化數字化
　　1 引言
　　“變電站自動化系統”(Substation Automation System-SAS)名詞，國際電工委員會解釋為“在變電站內提供包括通信基礎設施在內的自動化系統(SAS-Substation Automation System： The SAS provides Automation in a Substation including the Communication infrastructure)”。在國內，我們所說的變電站自動化系統，包含傳統的自動化監控系統，繼電保護、自動裝置等設備，是集保護、測量、控制、遠傳等功能為一體，通過數字通信及網絡技術來實現信息共享的一套微機化的二次設備及系統。
　　自20世紀90年代以來，變電站自動化技術一直是我國電力行業的熱點技術之一。目前全國已投入運行的35~500kV變電站約20000座(不包括用戶變)，而且每年新增變電站的數量約為3%~5%，也就是說每年都有千百座新建變電站投入電網運行，新建變電站基本上都采用了自動化系統模式，同時每年還有許多老變電站的技術改造，也基本上以自動化系統模式為主。
　　在已采用自動化技術的變電站中，早期采用較多的國外產品有：如ABB、Siemens、GE等公司的產品。但隨著國內廠家的產品技術含量、工藝水平的提高以及國家產業政策的支持，目前220kV及以下電壓等級變電站的自動化大都采用了國產產品，330kV及以上電壓等級變電站也大量使用了國產產品。目前，國產產品廠家主要有：南瑞集團、北京四方、許繼電氣、國電南自等。
　　2 變電站自動化技術現狀
　　2.1 我國變電站自動化發展階段
　　變電站二次部分傳統按功能分為四大類產品：繼電保護、故障錄波、當地監控和遠動。按系統模式出現順序可將變電站自動化發展分為三個階段：
　　(1) 第一階段：面向功能設計的集中式RTU加常規保護模式
　　80年代及以前，是以RTU為基礎的遠動裝置及當地監控為代表。該類系統實際上是在常規的繼電保護及二次接線的基礎上增設RTU裝置，功能主要為與遠方調度通信實現“二遙”或“四遙”(遙測、遙信、遙控、遙調);與繼電保護及安全自動裝置的聯結通過硬接點接入或串行口通信較多。此類系統稱為集中RTU模式，目前在一些老站改造中仍有少量使用，此階段為自動化的初級階段。
　　(2) 第二階段：面向功能設計的分布式測控裝置加微機保護模式
　　第二階段始于90年代初期，單元式微機保護及按功能設計的分散式微機測控裝置得以廣泛應用，保護與測控裝置相對獨立，通過通信管理單元能夠將各自信息送到后臺或調度端計算機。特點是繼電保護(包括安全自動裝置)按功能劃分的測控裝置獨立運行，應用了現場總線和網絡技術，通過數據通信進行信息交換。此系統電纜互聯仍較多，擴展性功能不強。
　　(3) 第三階段：面向間隔、面向對象(Object-Oriented)設計的分層分布式結構模式
　　第三階段始于90年代中期，隨著計算機技術、網絡及通信技術的飛速發展，采用按間隔為對象設計保護測控單元，采用分層分布式的系統結構，形成真正意義上的分層分布式自動化系統。目前國內外主流廠家均采用了此類結構模式。110kV以下電壓等級變電站，保護測控裝置要求一體化、110kV幾以上電壓等級保護測控大多按間隔分別設計，對超高壓變電站的規模比較大的系統，為減少中間環節，避免通信瓶頸，要求裝置直接上以太網與監控后臺通信，甚至要求保護和監控網絡獨立組網，由于采用了先進的網絡通信技術和面向對象設計，系統配置靈活、擴展方便。
　　2.2 分層分布式技術成為潮流
　　若按變電站自動化系統二次設備分布現狀可縱向分為三層：變電站層、網絡層、間隔層;也有廠家或學者將網絡層歸入變電站層進行描述，即縱向分為變電站層、間隔層二層。
　　(1) 變電站層橫向按功能分布為當地監控、保護信息管理及遠方通信。變電站層功能分布的形式取決于網絡層的結構、變電站電壓等級以及用戶的實際需求。
　　當地監控功能作為當地運行人員的人機交互窗口，以圖形顯示、報表打印、語音報警等各種方式實現當地的“四遙”。通過“五防”系統聯鎖控制開關及刀閘的跳合，并對斷路器合閘操作自動檢同期，按VQC原理調節變壓器檔位或投切電容器組，以及與MIS系統安全聯接實現信息共享。
　　保護信息管理功能作為當地繼保人員的人機交互窗口，也可以圖形顯示、報表打印、語音報警等各種方式對繼電保護及安全自動裝置的運行狀況如裝置是否故障、定值是否改變、采樣是否準確等進行實時監視，根據運行需要決定保護投退和定值修改，故障發生后通過故障錄波及保護動作信息進行故障分析和診斷。
　　遠方通信功能是將當地監控和保護信息管理功能通過通信在遠方實現，是變電站實現無人值班的前提條件。遠方監控和保護信息管理功能同樣可以各自獨立即通過不同的通道和規約分別接至調度中心和保護信息管理主站，也可以合二為一即通過同一通道接至遠方主站。
　　(2) 網絡層完成信息傳遞和系統對時等功能。通過信息交換，實現信息共享，減化變電站的設備配置，從整體上提高變電站自動化系統的安全性和經濟性。目前國內外產品流行兩種網絡層結構：即雙層網和單層網結構。
　　目前采用的現場總線有：Lonworks、Canbus、WorldFIP、Profibus等，速率為1~12Mbps;以太網通信方式，速率大多為10Mbps/100Mbps自適應。現場總線具有使用方便、簡單、經濟的特點，以太網具有網絡標準、開放性好、高速率、傳輸容量大的特點。但目前由于以太網在性能和應用特點上仍不能完全替代現場總線，面向實時控制的工業以太網技術及標準正處于研究和制定過程中，所以現場總線將會和以太網并存相當長時間。
　　(3) 間隔層主要是繼保、監控設備層。可集中組屏也可分布在各繼電保護小間內或安裝在開關柜上。繼保、監控既可以各自獨立也可以合二為一。它對相關一次設備進行保護、測量和控制，響應就地層、變電站層、遠方主站的操作要求，對采集的信息進行處理上送，并在變電站層、遠方主站控制失效的情況下仍能完成保護、測量和控制功能。
　　三層之間的關系。變電站層、網絡層、間隔層既相互獨立又相互聯系。變電站層功能的實現依賴于網絡層和間隔層的完好性;但是間隔層功能的實現，特別是繼電保護及安全自動裝置的功能的實現決不能依賴于網絡層和變電站層;遠方主站監控功能的實現應不依賴于變電站層設備。
　　2.3 運行管理模式與變電站綜合自動化
　　(1) 保護和遠動專業管理模式對變電站綜合自動化技術發展的影響
　　由于變電站綜合自動化系統源于傳統的“四遙”并在微機保護、遠動基礎上發展起來的，保護和遠動分屬不同的部門和專業，運行管理是分開的，隨著變電站自動化技術的發展，特別是近階段，在中低壓站已經采用保護和測控合一的綜合裝置，許多廠家在研制高壓和超高壓站的裝置時，已經考慮將保護、測控、故障錄波等功能綜合在一個裝置內。因此，各自獨立運行的管理、思維方式已經不能適應變電站綜合自動化技術發展要求，有些供電企業已將兩專業合并為綜合自動化專業，在技術和管理上實現了保護和監控的統一。
　　(2) 無人值班的運行管理模式與變電站自動化技術的關系
　　目前已實現無人值班的變電站，并不都是采用所謂的綜合自動化系統。但是應該看到，自動化技術的發展，為無人值班或少人值班變電站提供了更先進的技術支持，使變電站設計更加合理，布局緊湊，運行更加可靠，更利于無人值班的管理，新建的變電站甚至國內第一個750kV變電站都將按無人值班的模式設計。
　　(3) 保護信息管理系統的出現是變電站當前運行管理的需求
　　隨著微機保護、故障錄波器在電網中的普遍使用，在電力系統發生故障時使保護和故障錄波器具備了以數據方式向電網調度中心傳輸故障信息的可能。為了貫徹《國家電力公司電網二次系統“十五”規劃》的要求，切實提高電網安全運行的調度系統信息化、智能化水平，在電網發生故障時能為調度提供實時故障信息，有效地快速恢復系統，電機工程學會繼電保護運行技術分專委會特制定了《繼電保護、安全自動裝置和故障錄波器信息處理系統》技術規范，已有多個變電站自動化系統生產廠家研制出該類系統并投入電網使用。該系統是專為保護管理部門設計的，當保護和故障錄波裝置在故障時，由于信息量較大原因而采用單獨組網模式。
　　2.4 繼電保護技術的發展
　　談到變電站自動化，必須關注繼電保護技術的發展，關注保護與監控當前及今后在自動化技術發展中的相互融合關系。
　　(1) 繼電保護技術的發展史
　　從90年代初至今，不同原理、不同機型的微機線路和主設備保護各具特色，為電力系統提供了一批性能優良、功能齊全、工作可靠的繼電保護裝置。隨著微機保護裝置的深入研究，在微機保護軟件、算法等方面也取得了很多理論成果。微機保護已成為電力系統保護、監控、通信、調度自動化系統的重要組成部分。
　　(2) 繼電保護的現狀
　　目前，國內繼電保護的發展已達到甚至超過國外同行業的水平。在保護硬件構成方面，國內的微機保護經歷了8位CPU、16位CPU等幾個階段，當前已發展到利用DSP進行信號處理、32位CPU冗余設計、高精度模數變換、裝置內采用網絡通信技術、硬件模塊化設計等先進水平階段。在電磁兼容設計方面均有獨到之處，具有很高可靠性。
　　在保護的原理方面，國內微機保護的水平很多方面已領先于國外的同類產品。尤其在高壓線路保護方面，經多年研究，微機保護的性能比較完善，可以適應復雜的運行及故障條件。由于通信通道技術的限制，早期的全線速動縱聯保護主要由專用閉鎖式或允許式縱聯方向保護和縱聯距離保護構成。隨著通信技術的發展，分相式光纖電流縱聯差動保護由于原理簡單可靠而廣泛應用。主設備保護方面，與線路微機保護相比，雖然起步較晚，經過多年的研究已克服了早期的元件微機型保護可靠性不高，靈敏度低，動作速度慢，TA飽和影響較大等缺點。
　　在110kV及以下電壓等級的變電站綜合自動化系統中，主變后備保護、線路(饋線)保護、電容器保護等繼電保護裝置普遍采用保護測控一體化技術，即所謂的四合一裝置。每個四合一裝置不但可完成繼電保護功能，而且還可完成測量、控制、數據通信功能，成為整個電力系統計算機網絡上的一個智能設備。
　　3 變電站自動化技術發展趨勢
　　3.1 IEC61850標準的推廣應用
　　IEC 61850是國際電工委員會TC57制定的《變電站通信網絡和系統》系列標準，為基于網絡通信平臺的變電站自動化系統唯一國際標準，也是國家電力行業相關標準的基礎。IEC 61850制定的思路是：
　　(1) 提高互操作性，工程實現方便;
　　(2) 面向對象，即面向設備;
　　(3) 滿足應用技術迅猛發展要求;
　　(4) 應對通信技術和網絡技術發展的挑戰。
　　指導工作方向為：適應現代技術水平的通信體系，實現完全的互操作，體系向下兼容，基于現代技術水平的標準信息和通信技術平臺，通過標準化數據交換接口實現開放式系統，例如該標準應用于所有類型的分布式SCADA系統。IEC 61850不僅用于變電站內通信，而且可用于變電站和控制中心通信。
　　IEC 61850標準經過多年的醞釀和討論，至2003年已正式發布大部分內容。IEC 61850標準是全世界唯一的變電站網絡通信標準，也將可能成為電力系統中從調度中心到變電站、變電站內、配電自動化無縫通信標準，還可望成為通用網絡通信平臺的工業控制通信標準。當前，生產相關產品的國內外各大公司都在圍繞IEC 61850 開展工作，并提出IEC 61850的發展方向是實現“即插即用”，在工業控制通信上最終實現“一個世界、一種技術、一個標準”。
　　為適應未來數字化變電站發展的趨勢，IEC61850標準按通信體系及設備功能將變電站自動化系統分為3層：變電站層、間隔層、過程層。變電站層設備由帶數據庫的計算機、操作員工作臺、遠方通信接口等組成;間隔層設備由每個間隔的控制、保護或監視單元組成;過程層設備典型的為遠方I/O、智能傳感器和執行器等。
　　3.2 變電站自動化系統向高集成化、數字化、標準統一化方向發展
　　隨著集成電路和計算機技術的飛速發展，各種新型的大規模集成電路將會進一步應用在繼電保護和測控裝置上，如32位CPU、數字信號處理芯片DSP、高速數據采集系統、嵌入式實時操作系統、大容量Flash、可編程邏輯器件CPLD、FPGA等。這些新器件的應用將使保護和測控裝置的電路板更加小型集成化，裝置通信、數據存儲及處理能力更強。將間隔的控制、保護、故障錄波、事件記錄和運行支持系統的數據處理等功能，通過模塊化設計集成在一個統一的多功能數字裝置內是可行的，間隔內部和間隔間以及間隔同站級間的通信可統一用一層網即光纖以太網來實現。高集成化系統的發展，無疑能降低成本，提高系統可靠性，有利于實現統一的運行管理。目前在許多中低壓站已實現。
　　變電站自動化系統最終向數字化發展，指的是智能化電氣的發展，如智能開關設備、光電式電壓和電流互感器、智能電子裝置(IED)等的出現，使變電站自動化技術進入了數字化階段。智能化一次設備的數字化傳感器、數字化控制回路逐漸取代傳統的一次回路，使變電站層、間隔層、過程層最終用網絡聯接起來，并實現統一的通信標準。
　　4 結束語
　　總之，變電站自動化技術是伴隨著現代科技技術發展，尤其是網絡技術、計算機軟、硬件技術及超大規模集成電路技術的發展而不斷進步，自動化系統以按對象設計的全分層分布式為潮流，朝著二次設備功能集成化，一次設備智能數字化方向發展;運行管理朝著各專業協調統一和站內無人值班模式發展。同時經濟性和可靠性也是變電站自動化技術發展所要考慮的實際問題。IEC61850標準的實施應用，電能質量監測管理，一次設備的在線監測，網絡安全技術，數字式視頻圖像監控技術，基于同步相量測量裝置的電力系統實時動態監測，以及如何融入變電站自動化系統，都是變電站自動化技術發展所要研究的課題。