第三章变电站综合自动化.ppt
第三章 变电站综合自动化,2,3.1 变电站综合自动化和综合自动化基础知识,一、当前电力系统发展的要求 i)全国联网的发展方向，对电力系统的可靠性提出更高要求。国家电力公司陆延昌在2000年全国电网调度工作会议上明确指出：坚持全国联网、西电东送、南北互联的发展方向不动摇。并且要做到系统联网，可靠水平不降低。我国水力资源主要集中在西部和西南部，这两地区可开发电量占全国82.9%；煤炭资源华北和西北两地区占80%；而负荷中心集中在中部和东部沿海，这两地区的经济总量占全国82%，电力消费占78%。这种差异，决定了电力工业发展必须实行西电东送、南北互供、全国联网的战略。要做到全国联网后，供电可靠性水平不降低，加强发电厂、变电站的安全、可靠运行、提高其自动化水平很为重要。,3,3.1 变电站综合自动化和综合自动化基础知识,ii)常规的变电站存在的问题 安全性、可靠性不能满足电力系统发展的需求。不适应电力系统快速计算和实时性要求。供电质量缺乏科学的保证。不利于提高运行管理水平。维护工作量大，设备可靠性差。占地面积大，增加征地投资。,4,3.1 变电站综合自动化和综合自动化基础知识,科学技术的发展，为发展变电站自动化提供了有利的条件 变电站自动化技术的发展过程与相关学科的发展密切相关。变电站自动化发展过程有三个阶段：(1)变电站分立元件的自控装置阶段。*电磁式的自动装置*晶体管式的自动装置*集成电路式的自动装置,5,3.1 变电站综合自动化和综合自动化基础知识,(2)微处理器为核心的智能自动装置阶段。计算机工业的发展，尤其是20世纪70年代微处理器的问世和微计算机技术的迅速发展，为变电站自动化技术的发展提供了必要的手段。这阶段厂站自动化的特点：形成变电站内的自动化孤岛。(3)变电站综合自动化的发展，全面促进变电站技术水平和运行管理水平的提高。,6,3.1 变电站综合自动化和综合自动化基础知识,国外变电站综合自动化的早期发展概况 国外变电站自动化的研究工作始于20世纪70年代。70年代末，英、西德、意大利、澳大利亚等国新装的远动装置都是微机型的。变电站综合自动化的研究工作，于70年代中、后期开始。1975年由关西电子公司和三菱电气有限公司合作，研究配电变电站数字控制系统。1979年9月完成样机，称为SDCS-1型，12月在变电站安装运行，1980年开始商品化生产。SDCS-1型由13台微机组成。如图1.2.1，它具有对一个77kV/6.6kV的配电变电站的全部保护和控制功能。该变电站具有3台变压器，4回77kV进线，36回6.6kV馈电线路。,7,3.1 变电站综合自动化和综合自动化基础知识,SDCS1结构方框图,国外变电站综合自动化的早期发展概况,8,我国变电站自动化的发展过程我国变电站综合自动化的研究工作始于80年代中期。1987年清华大学电机工程系研究成功国内第一个符合国情的综合自动化系统。该系统由3台微机组成，其系统结构如图1.2.2。1987年在山东威海望岛变电站成功地投入运行。望岛变电站是一个35kV/10kV城市变电站，有2回35kV进线，2台主变，8回10kV出线，2组电容器。该系统担负全变电站安全监控、微机保护、电压无功控制、中央信号等任务。按功能分为3个子系统：（1）安全监控子系统；（2）微机保护子系统；（3）电压、无功控制子系统。这是我国第一个变电站综合自动化系统，其成功的投入运行，证明了我国完全可以自行研究，制造出具有国际先进水平，符合国情的变电站综合自动化系统。90年代中期后，综合自动化系统迅速发展。随着微机技术的不断发展和已投入运行的变电站综合系统取得的经济效益和社会效益，吸引全国许多用户和科研单位和高等院校，因此变电站综合自动化系统到90年代，成为热门话题。,3.1 变电站综合自动化和综合自动化基础知识,9,3.1 变电站综合自动化和综合自动化基础知识,我国变电站自动化的发展过程,变电站微机监测、保护综合控制系统框图,10,国外无人值班的发展简况 西欧、北美、日本等发达国家的绝大多数变电站，包括许多500kV、380kV的变电站也都实行无人值班。例如：巴黎，1985年建立新一代的计算机自动管理系统，所有225/20kV变电站都由调度中心集中控制。调度室可掌握所有225/20kV变电站及20kV主网络运行状况，当电网发生事故时，调度中心可以直接进行必要的处理，使受停电影响的用户迅速恢复供电。与此同时也出现一批无人值班或少人值班的大、中小型水电站，例如，到1980年止，意大利ENEL公司的474个水电站中，无人值班达408个，法国EDF公司450个水电站中，有403个无人值班占90%。,11,国内无人值班的发展简况,.早期的无人值班变电站没有自动化功能。只适合不重要的35KV变电站。2.20世纪60年代，进入了远方监视的无人值班阶段。3.20世纪80年代后期，无人值班技术又上了一个台阶。促进了调度自动化实用化的深入开展和电网调度管理水平的提高。4.国家电力调度通信中心于1993年12月28日发布了调自 1994 2号文件关于在地区电网中实施变电站遥控和无人值班的意见。该文件明确指出实行变电站遥控和无人值班是可行的，是电网调度管理的发展方向，并明确指出各单位要积极稳妥地开展此项工作，要根据当地的实际情况，因地制宜，统筹安排，综合考虑，做好规划，逐步实施。根据需要有些地区可考虑新建变电站一步到位，即按无人站设计建设，尤其是地区变电站。该文件对全国无人值班变电站的建设起了很大的推动作用。,12,变电站实现无人值班的目的和意义,(1)国民经济发展形势的需要 不仅发达地区、人口密集经济发展的地区需要发展无人值班变电站；人口密度少、经济不甚发达的边远地区，发展无人值班也很重要。(2)提高运行的可靠性，减少误操作率。(3)提高经济效益和劳动生产率(4)降低变电站建设成本。,13,变电站综合自动化全面提高无人值班变电站的技术水平,（1）提高了变电站的安全、可靠运行水平。（2）提高电力系统的运行、管理水平和技术水平（3）缩小变电站占地面积，降低造价，减少总投资。（4）提高供电质量，提高电压合格率，降低电能损耗。（5）减少维护工作量。由于综合自动化系统中的 微机保护装置和自动装置，都具有故障自诊断功能，装置内部有故障，能自动显示故障部位，缩短了维修时间。,14,变电站自动化系统的内涵,20世纪 80年代和90年代中期，国内都把上述功能的系统称为变电站综合自动化系统，以区别于只有局部功能的自动化。国外发表的文章也称“综合自动化”，或一体化的变电站控制与保护。国际电工委员会（IEC）根据国际上变电站自动化系统发展的情况，于1997年国际大电网会议（CIGRE）WG 34.03工作组在“变电站内数据流的通信要求”报告中，提出了“变电站自动化”（SA，Substation Automation）和“变电站自动化系统”（SAS，Substation Automation System）两个名词。此名词被国际电工委员会的TC 57技术委员会（即电力系统通信和控制技术委员会）在制定的IEC 61850（即变电站通信网络和系统）标准中采纳。我国从20世纪80年代中、后期以来，习惯称之为“变电站综合自动化”和“变电站综合自动化系统”。在IEC 61850变电站通信网络标准中，对变电站自动化系统（SAS）的定义为：变电站自动化系统就是在变电站内提供包括通信基础设施在内的自动化。,15,变电站综合自动化的内涵,2000年中国电力出版社出版的变电站综合自动术一书中指出了变电站综合自动化的含义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）经过功能的重新组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、信号处理技术和通信技术、实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。变电站自动化系统，是利用多台微型计算机（包括单片机等）和大规模集成电路组成的分级分布式的自动化系统，它以微计算机为基础，实现对变电站传统的继电保护、测量手段、控制方式以及通信和管理模式的全面改造。变电站综合自动化系统具有功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化、通信网络化等特征。,16,3.2 变电站综合自动化系统中的子系统,一、微机保护子系统功能及要求 四性：快速性、选择性、灵敏性和可靠性 主要功能：1）进线和馈电线路的主保护和后备保护及自动重合闸；2）主变压器的主保护和后备保护；3）无功补偿电容器组的保护；4）母线保护；5）小电流接地系统的单相接地选线。附加功能：通信、故障记录、统一时钟、存储整定值、显示观察修改整 定值、故障自诊断自闭锁和自恢复、自动重合闸功能,17,输电线路的微机保护配置 电流保护、距离保护、高频保护、光纤纵差保护、方向电流保护、零序电流保护变压器的微机保护配置 比率制动式差动保护、本体重瓦斯、有载调压重瓦斯和压力释放保护、三段复合电压（方向）闭锁过电流保护、二段式零序过电流保护、间隙过电流过电压保护电力电容器的故障及微机保护配置 过电流保护、电压保护、不平衡电压保护和不平衡电流保护,18,二、自动化监控子系统在变电站综合自动化系统中，监控子系统应能取代常规的测量系统，改变常规的操动机构，取代常规的告警、报警装置，取代常规的电磁式和机械式防误闭锁设备；取代常规的远动装置等等。基本功能：数据采集功能、操作控制功能、安全监视功能、事件顺序记录与故障录波和测距功能、数据处理与记录功能、人机联系功能和谐波分析与处理。,19,三、电压无功控制子系统造成电压质量下降的主要原因是系统无功不足或无功功率分布不合理 无功功率的补偿与分布问题 分层分区，就地补偿变电站调节电压和无功的主要手段是调节主变的分接头和投切电容器组 变电站电压无功管理调控原则（1）变电站电压允许偏差范围为：220kV变电站的110kV母线：106.7117.7kV；220kV、110kV变电站的10kV母线10.010.7kV。（2）补偿电容器的投退管理原则：以控制各电压等级母线电压在允许偏差范围之内，并实现无功功率就地平衡为主要目标，原则上不允许无功功率经主变高压侧向电网倒送，同时保证在电压合格范围内尽量提高电压。,20,VQC的控制策略（1）当电压越上限，无功正常/功率因数正常时（2）当电压越上限，无功越上限/功率因数越下限时（3）当电压越上限，无功越下限/功率因数越上限时（4）当电压越下限，无功正常/功率因数正常时（5）当电压越下限，无功越上限/功率因数越下限时（6）当电压越下限，无功越下限/功率因数越上限时,21,电压无功综合控制方式（1）集中控制方式。该方式是指在调度中心对各个变电站的主变压器分接头位置和无功补偿设备进行统一的控制。（2）分散控制方式。该方式是指在各个变电站或发电厂中，自动调节有载调压变压器的分接头位置或其他调压设备，以控制某地区的电压和无功功率在规定的范围内。（3）关联分散控制方式。关联分散控制该方式是指电力系统正常运行时，由分散安装在各厂、站的分散控制装置或控制软件进行自动调控，调控范围和定值是从整个系统的安全、稳定和经济运行出发，事先由电压、无功优化程序计算好的，而在系统负荷变化圈套或紧急情况或系统运行该方式发生大的变动时，可由调度中心直接操作控制，或由调度中心个性下属变电站所应维持的母线电压和无功功率的定值，以满足系统运行该方式变化后新的要求。,22,变电站10kV系统电压无功综合控制装置简介,23,四、备用电源自动投入装置明备用。正常情况下有明显断开的备用电源或备用设备。暗备用。正常情况下没有明显断开的备用电源或备用设备。,24,对备用电源自动投入装置的基本要求1）只有当工作电源断开后，备用电源才投入。防止备用电源投入到故障元件上，加重故障设备的破坏程度。2）APD只允许动作一次。永久性故障时的多次动作将会导致系统多次受到短路电流的冲击。3）APD切除工作电源断路器必须经延时。这是为了躲过工作母线引出线故障造成的母线电压下降,25,PSP642微机型APD的硬件结构一般由CPU插件、电源插件、逻辑及跳闸插件、人机对话插件几部分组成。控制条件：允许条件和闭锁条件。当允许条件满足，而闭锁条件不满足时，备自投动作出口。就地：可实现就地分合断路器操作，此时，远方遥控断路器的操作将被闭锁。远方：允许通过遥控该方式对断路器进行操作，此状态下就地操作均将被闭锁。,26,五、自动按频率减负荷控制系统 当电力系统发生事故时，系统发送的有功功率可能小于系统所需要（负荷功率）的，频率就会降低，这将会造成系统低频运行。其危害是：1）影响汽轮机叶片，可能损伤或断裂。2）使火电厂厂用机械出力减少，会造成系统频率崩溃。3）引起发电机转速下降，严重时会造成系统电压崩溃。4）影响测量仪表的准确性和用户的产品质量。,27,自动按频率减负荷（AFL）：当电力系统频率降低时，能根据系统频率下降的不同程度自动有次序、有计划地切除相应的负荷，以阻止系统频率降低，并使系统频率迅速恢复到给定值。基本要求：1）AFL动作后，系统频率应回升到恢复频率范围内。2）使AFL充分发挥作用，应有足够负荷接于AFL上。3）AFL应根据系统频率的下降程度切除负荷。分级切除、逐步逼近4）AFL各级动作频率确定应符合系统要求，应防止超调和悬停现象。5）AFL应设置附加级，使系统频率从稳定的但略低于恢复频率值回升到正常值。附加级动作时系统频率已处于稳定，所以附加级一般需延时较长。组成：频率测量元件f，延时元件t和执行元件,28,29,30,六、故障录波装置常年投入运行，监视电力系统运行状态的自动记录装置，记录电力系统故障及继电保护和安全自动装置在事故过程中的动作情况，迅速判断线路故障的位置。发展：机械式故障录波装置、光线式故障录波装置、微机故障录波装置 作用：当电力系统发生故障和振荡时，自动记录下故障类型、故障发生时间、电流电压变化过程及继电保护和自动装置的动作情况，计算出短路点到装置安装处的距离等，并且可以通过打印机打印事故报告，通过传真或电力通信系统将报告传送到调度所。,31,3.3 变电站综合自动化的数据通信系统,(1)综合自动化系统的站内信息传输 主要解决自动化系统内部各子系统与上位机（监控主机）间的数据通信和信息交换问题。(2)自动化系统与上级调度通信 综合自动化系统必须兼有RTU的全部功能，应该能够将所采集的模拟量和开关状态信息，以及事件顺序记录等远传至调度端；同时应该能接收调度端下达的各种操作、控制、修改定值等命令。即完成新型RTU等全部四遥功能。通信规约必须符合部颁的规定。目前最常用的有IEC60870 101/103/104和CDT等规约。,32,国际电工委员会（IEC）TC 57技术委员会（电力系统控制和通术委员会）在制定IEC 61850（变电站通信网络和系统）标准时，把变电站自动化系统的功能在逻辑上分配在3个层次（变电站层、间隔层或单元层、过程层），这3个层次分别通过逻辑接口19建立通信，如图3.1所示。,33,34,（1）过程层（Process level）功能 过程层的功能实际上是与变电站一次设备断路器、隔离开关和电流互感器TA、电压互感器TV接口的功能。（2）间隔层（Bay level）功能 变电站自动化系统在间隔层的设备主要有各种微机保护装置、自动控制装置、数据采集装置和RTU等等。(3）变电站层（Station level）变电站的功能有2类：与过程有关的站层功能：与接口有关的站层功能：,35,变电站内的信息传输在具有变电站层间隔层（单元层）过程层（设备层）的分层分布式自动化系统中，需传输的信息有以下几部分:1过程层与间隔层的信息交换过程层提供的信息主要有两种：模拟量 状态信息，主要为断路器或间隔刀闸的辅助触点。2间隔层内设备间的通信间隔层设备间内部通信，主要解决两个问题：数据共享互相闭锁,36,3间隔层与变电站层的通信间隔层和变电站层的通信内容很丰富，概括起来有以下4类：测量信息 状态信息 操作信息 参数信息4 变电站层的内部通信变电站层不同设备间的通信，根据各设备任务和功能的特点，传输所需的测量信息、状态信息和操作信息等。,37,变电站自动化系统通信网络的要求 快速的实时响应能力 高的可靠性 优良的电磁兼容性能 分层式结构,38,串行通信接口EIA-RS-232C和EIA-RS-422/485 1.EIA-RS-232C接口标准EIA-RS-232接口标准是早期串行通信接口标准。是美国电子工业协会（EIA）于1973年制定的数据传输标准接口。因接口简单，因此也广泛应用于变电站综合自动化系统内部的通信，但其主要缺点是易受干扰，故传输距离短，速率低，最大传输距离为15米。而在距离15米时，最大传输速率为20Kbps。2.EIA-RS 422/485 接口标准RS422对RS323C的电路进行改进，采用了平衡差分的电气接口，RS422加强了抗干扰能力，使传输速率和距离比RS232有很大的提高。由RS422标准变形为RS485。RS422用4根传输线，工作于全双工，RS485只有两根传输线，工作于半双工，它们的传输距离可到1200M，传输速度100K。,39,表 几种常用的串行通信标准接口的主要性能,40,RS422/485的优点：接口简单，仅需一根信号电缆（双绞线、同轴电缆），便可实现多节点互联。可采用标准传输规约，例如：IEC60870-5-103协议（我国行标为DL/T 667-1999）由于以上优点，间隔层设备间的通信以前常采用RS-232或RS-485串行接口。RS422/485缺点：能连接的通信点数32个。通信多为查询方式,41,现场总线通信网络 1现场总线定义根据国际电工委员会IEC（International Electro-technical Commission）标准和现场总线基金会FF（Fieldbus Foundation）的定义：现场总线是连接智能现场设备和自动化系统的数字式、双向传输、多分支结构的通信网络。以现场总线构成的控制系统，结构上是分散的。从而彻底改变了传统的控制系统的体系结构，提高了控制系统的安全、可靠和经济性能。,42,2现场总线的优点：现场总线按ISO的OSI标准提供了网络服务，可靠性高，稳定性好，抗干扰能力强，通信速率快，造价低，维护成本低。具体有以下几方面特点：(1)现场设备互连网络化(2)信号传输数字化(3)系统和功能分散化(4)现场总线设备有互操作性(5)现场总线的通信网络为开放式互连网络,43,3 现场总线技术与计算机局域网技术的联系与区别：计算机局域网属数据网，现场总线属控制网。两者的区别如下：(1)数据特性不一样数据网使用大数据报文，且数据并不是频繁地发送、通信速率一般较高，控制网却相反，必须频繁传送少批量数据。(2)介质访问(MAC)协议不一样(3)数据链路服务不一样(4)应用层服务不一样,44,4 几种常用的现场总线(1)LONWorks 现场总线它的核心部件是Neuron神经元通信处理芯片，收发器模块和LONtalk通信协议。LONWorks的节点相互独立，从硬件结构上保证当任何一节点出现故障，不会影响整个网络的工作。LONWorks的技术特点：高可靠性 支持多种传输介质 响应时间块 安全性好 互换性,45,(2)CAN现场总线CAN（Controller Area Network）控制局域网是一种具有很高可靠性、支持分布式控制。CANbus的技术特点是：技术多主结构。可以与各种微处理机连接。提供优先级控制、实时性强。具有很强的错误识别和处理能力。支持点对点发送和播发送功能。CAN主要用于小型、实时性要求比较高的过程控制系统。LONWorks主要适用于大型的、对响应时间要求不太高的分布式控制系统。,46,3以太网（Ethernet）以太网（Ethernet）的名称是由加利福尼亚Xenx公司的PARC研究中心的Bob Metcalfe于1973年5月首次提出的。以太网是当今使用最广泛的局域网，在所有的网络连接中，80%都是基于以太网的。以太网的优越性(1)传输速度快，可扩展性好 以太网的传输速度有10Mbps系统、100Mbps系统和1000Mbps系统。(2)可靠性高(3)成本低(4)网络管理由于以上原因，以太网应用于变电站自动化系统已成为发展的趋势。,47,介质访问控制协议 多播地址和广播地址 CSMA/CD协议 冲突如果不止一个站点同时在以太网信道上传输数据，信号就会发生冲突。但冲突会很快地被解决。例如，在一个典型的10Mbps以太网上，CSMA/CD协议的设计保证了大部分冲突都可在微秒即百万分之一秒内被解决。由于这种技术特点，当带宽占用率低于37%时，可以基本避免冲撞，充分满足实时要求。,48,IEC 60870-5 系列国际标准,49,当前IEC TC57已有标准协议存在的问题 IEC TC57为电力系统通信已制定许多协议,常用的有以下几类：(1)用于变电站内继电保护信息传输标准：IEC 60870-5-103(2)用于变电站到调度中心间的远距离通信协议有:IEC 60870-5-101和IEC 60870-5-102(3)变电站和调度中心通过网络传输标准：IEC 60870-5-104（4）调度中心通过网络传输的协议有：IEC 60870-6 TASE.1和IEC 60870-6 TASE.2以上协议不能兼容或不能完全兼容。,50,主要特征：2001年6月1日在挪威召开SPAG会议，正式确定标准的名称为：变电站控制中心通过IEC 61850通信。并制定出电力系统的无缝远动通信体系结构的统一传输协议IEC 61850。未来电力系统的无缝远动通信体系结构如图。IEC 60870-6 TASE.2用于控制中心之间通过网络进行通信。变电站内的网络采用IEC 61850。控制中心和变电站之间采用IEC 61850进行通信。这样从控制中心到变电站的过程层可以采用统一的通信协议。变电站和控制中心的配置、事故追忆、特殊应用计算机之间，采用IEC 61850。,远动无缝传输协议IEC 61850,51,52,IEC 61850变电站通信网络和系统的特点应用层传输协议是面向对象自我描述的，数据对 象是分层的，定义了收集这些信息的方法，数据对象，逻辑结点和逻辑设备的代号，并规定了名字的造句法，使任何对象的标识成为唯一的。IEC 61850可根据电力系统的特点来归纳所需的服务类，定义抽象通信服务接口且与所采用的网络无关。根据数据对象分层和数据传输有优先级的特点定义了一套收集和传输数据的服务。涵盖了IEC 60870-5-101和IEC 60870-5-103的数据对象。,
