Udviklingsstatus og trends for integreret transformerstationsautomatisering

Transformatorstationen er et uundværligt og vigtigt led i elsystemet. Den er ansvarlig for de tunge opgaver med elkonvertering og strømomfordeling og spiller en afgørende rolle i den økonomiske drift af elnettet. For at forbedre det stabile driftsniveau for transformerstationer, reducere drifts- og vedligeholdelsesomkostninger, forbedre økonomiske fordele og levere elektriske energitjenester af høj kvalitet til brugerne, er omfattende automatiseringsteknologi til transformerstationer begyndt at dukke op og er blevet brugt i vid udstrækning.

Omfattende transformerstationsautomatisering er at anvende computerteknologi og moderne kommunikationsteknologi til transformerstationens sekundære udstyr (inklusive kontrol, signal, måling, beskyttelse, automatiske enheder og fjernbetjeningsenheder osv.) og implementere automatisk overvågning og måling af transformerstationen gennem funktionel kombination og optimeret designstyring og koordinering, samt omfattende automatiseringssystemer såsom forsendelseskommunikation. Realisering af omfattende automatisering af transformerstationer kan forbedre det økonomiske driftsniveau for elnettet, reducere infrastrukturinvesteringer og give et middel til at fremme uovervågede transformerstationer. Den hurtige udvikling af computerteknologi, informationsteknologi og netværksteknologi har ført til fremskridt inden for omfattende automatiseringsteknologi i transformerstationer. I de senere år, med udviklingen af ​​digitale elektriske målesystemer (såsom fotoelektriske transformere eller elektroniske transformere), intelligent elektrisk udstyr og relaterede kommunikationsteknologier, bevæger det integrerede automatiseringssystem af transformerstationer sig mod digitalisering.

I. Hovedfunktioner af transformerstation integreret automatiseringssystem

De grundlæggende funktioner i understationens integrerede automatiseringssystem afspejles i funktionerne i følgende seks undersystemer:

1. Overvågningsdelsystem;

2. Relæbeskyttelsesdelsystem;

3. Undersystem for spænding og reaktiv effekt omfattende kontrol;

4. Lavfrekvent belastningsudskillelseskontroldelsystem i elsystemet;

5. Standby strømforsyning automatisk skift kontrol undersystem;

6. Kommunikationsdelsystem.

Denne del er relativt rig på indhold, og der er mange dokumenter, der forklarer det i detaljer, så denne artikel vil ikke gå i detaljer.

II. Traditionelt transformerstationsautomatiseringssystem

1. Systemstruktur

På nuværende tidspunkt er strukturerne af integrerede transformerstationsautomatiseringssystemer i ind- og udland klassificeret i følgende tre typer baseret på designideer [1]:

(1) Centraliseret

Brug computere af forskellige kvaliteter til at udvide deres perifere grænsefladekredsløb, centralt indsamle analog, switching og digital information om understationen, udføre centraliseret behandling og beregninger og fuldføre mikrocomputerovervågning, mikrocomputerbeskyttelse og nogle automatiske kontrolfunktioner. Dens egenskaber er: høje krav til computerens ydeevne, dårlig skalerbarhed og vedligeholdbarhed og velegnet til mellemstore og små understationer.

(2) Uddelt

Opdelt efter de overvågede objekter eller systemfunktioner i understationen arbejder flere CPU'er parallelt, og netværksteknologi eller serielle metoder bruges til at implementere datakommunikation mellem CPU'er. Det distribuerede system er nemt at udvide og vedligeholde, og lokale fejl påvirker ikke den normale drift af andre moduler. Denne tilstand kan bruges til centraliseret skærmgruppering eller delt skærmgruppering under installationen.

(3) Decentral distribution

Hver dataindsamling, kontrolenhed (I/O-enhed) og beskyttelsesenhed i bay-laget er installeret lokalt på koblingsskabet eller i nærheden af ​​andet udstyr. Hver enhed er uafhængig af hinanden og er kun indbyrdes forbundet via kommunikationsnetværket og er forbundet til den primære måle- og kontrolenhed på understationsniveau. meddelelse. Funktioner, der kan udføres på bugtniveau, afhænger ikke af kommunikationsnetværket, såsom beskyttelsesfunktioner. Kommunikationsnetværket er normalt optisk fiber eller parsnoet, som komprimerer sekundært udstyr og sekundære kabler i det maksimale omfang, hvilket sparer ingeniørkonstruktionsinvesteringer. Installationen kan enten være spredt i hvert rum, eller den kan være centraliseret eller hierarkisk gruppering af skærme i kontrolrummet. Det kan også være, at den ene del er i kontrolrummet og den anden del er spredt på koblingsskabet.

2.Eksisterende problemer

Det integrerede automatiseringssystem for understation har opnået gode applikationsresultater, men der er også mangler, som hovedsageligt afspejles i: 1. Informationsudvekslingen mellem primær og sekundær fortsætter stadig den traditionelle kabelføringstilstand, som er høj omkostning og ubelejlig i konstruktion og vedligeholdelse; 2. Den sekundære dataindsamlingsdel gentages stort set, hvilket spilder ressourcer; 3. Informationsstandardiseringen er utilstrækkelig, informationsdelingen er lav, flere systemer eksisterer side om side, og sammenkobling mellem enheder og mellem enheder og systemer er vanskelig, hvilket danner informationsøer og gør det vanskeligt for information at blive anvendt fuldt ud; 4. Når der sker en ulykke, vil en stor mængde hændelsesalarminformation fremkomme, som mangler en effektiv filtreringsmekanisme, hvilket forstyrrer den korrekte bedømmelse af fejlen af ​​de vagthavende operatører.

III. Digital understation

Digitale transformerstationer er næste trin i udviklingen af ​​transformerstationsautomatisering. "Power Grid Company's "elvte femårsplan" for videnskab og teknologi udviklingsplan" har klart angivet, at i løbet af "ellevte femårsplan"-perioden vil digitale understationer blive undersøgt og demonstrationsstationer vil blive bygget. 2, og der er i dag digitale understationer. Færdiggjort og sat i drift, såsom Fuzhou Convention and Exhibition Transformation 110 kV digital understation.

1. Koncept for digital understation

Digital understation refererer til en understation, hvor informationsindsamling, transmission, behandling og outputprocesser er fuldstændig digitale. Dens grundlæggende egenskaber er intelligent udstyr, kommunikationsnetværk og automatiseret drift og styring.

Digitale understationer har følgende hovedfunktioner:

(1) Intelligent primært udstyr

Intelligent primært udstyr såsom elektroniske transformere og intelligente kontakter (eller traditionelle kontakter med intelligente terminaler) ved hjælp af digital udgang. Den primære enhed og den sekundære enhed udveksler samplingsværdier, statusmængder, kontrolkommandoer og anden information gennem optisk fibertransmission af digitalt kodet information.

(2) Netværk af sekundært udstyr

Kommunikationsnetværket bruges til at udveksle information såsom analoge værdier, koblingsværdier og styrekommandoer mellem sekundære enheder, og styrekabler er elimineret.

(3) Automatisering af driftsstyringssystem

Automatiseringssystemer såsom automatiske fejlanalysesystemer, systemer til overvågning af udstyrs sundhedsstatus og programmerede kontrolsystemer bør inkluderes for at forbedre automatiseringsniveauet og reducere vanskeligheden og arbejdsbyrden ved drift og vedligeholdelse.

2. Vigtigste tekniske karakteristika ved digitale transformerstationer

(1) Digitalisering af dataindsamling

Hovedtegnet på en digital transformerstation er brugen af ​​digitale elektriske målesystemer (såsom fotoelektriske transformere eller elektroniske transformere) til at indsamle elektriske parametre såsom strøm og spænding 3 for at opnå effektiv elektrisk isolering af primære og sekundære systemer og øge det øger dynamikken måleområde af elektriske størrelser og forbedrer målenøjagtigheden, hvilket giver et grundlag for at realisere transformationen fra konventionel transformerstationsredundans til informationsredundans og anvendelse af informationsintegration.

(2) Systemhierarkisk fordeling

Udviklingen af ​​transformerstationsautomationssystemer har oplevet en overgang fra centraliseret til distribueret. De fleste af andengenerations hierarkisk distribuerede understationsautomatiseringssystemer bruger moden netværkskommunikationsteknologi og åbne sammenkoblingsprotokoller, som kan optage udstyrsinformation mere fuldstændigt og væsentligt forbedre systemets responshastighed. Strukturen af ​​det digitale understationsautomatiseringssystem kan fysisk opdeles i to kategorier, nemlig intelligent primært udstyr og netværksforbundet sekundært udstyr; Med hensyn til logisk struktur kan den opdeles i "proceslag" og "bay layer" i henhold til definitionen af ​​IEC61850 kommunikationsstandard. "," stationskontrollag" tre niveauer. Højhastighedsnetværkskommunikation bruges inden for og mellem hvert niveau.

(3) Netværk af informationsinteraktion og integration af informationsapplikationer

Digitale transformatorstationer bruger laveffekt, digitale nye transformere i stedet for konventionelle transformere til direkte at konvertere højspænding og høj strøm til digitale signaler. Informationsudveksling finder sted mellem enheder på webstedet gennem højhastighedsnetværk. Sekundære enheder har ikke I/O-grænseflader med duplikerede funktioner. Konventionelle funktionelle enheder bliver logiske funktionelle moduler for at opnå data- og ressourcedeling. På nuværende tidspunkt er IEC61850 blevet fastlagt internationalt som kommunikationsstandarden for understationsautomatisering.

Derudover integrerer den digitale understation information og optimerer funktionerne i de originale spredte sekundære systemenheder, så den effektivt kan undgå duplikering af hardwarekonfigurationer i overvågning, kontrol, beskyttelse, fejlregistrering, måling og måleenheder af konventionelle understationsproblemer som f.eks. da manglende informationsdeling og høje investeringsomkostninger forekommer.

(4) Intelligent udstyrsdrift

Det nye sekundære højspændingsafbrydersystem er etableret ved hjælp af mikrocomputere, kraftelektronikteknologi og nye sensorer. Intelligensen af ​​afbrydersystemet realiseres af det mikrocomputerstyrede sekundære system, IED og tilsvarende intelligent software. Beskyttelses- og kontrolkommandoer kan videregives. Det fiberoptiske netværk når det sekundære kredsløbssystem i den ukonventionelle understation, hvilket muliggør en digital grænseflade med afbryderens betjeningsmekanisme.

(5) Udstyrs vedligeholdelsesstatus

I digitale understationer kan strømnettets driftsstatusdata og fejl- og handlingsoplysninger for forskellige IED-enheder opnås effektivt for at opnå effektiv overvågning af drift og signalsløjfestatus. Der er næsten ingen uovervågede funktionelle enheder i digitale understationer, og der er ingen blinde vinkler i samlingen af ​​udstyrsstatuskarakteristika. Udstyrsvedligeholdelsesstrategien kan ændres fra "regelmæssig vedligeholdelse" af konventionelt understationsudstyr til "betinget vedligeholdelse", hvilket i høj grad forbedrer systemets tilgængelighed.

(6) Måleprincippet for LPCT og inspektionsinstrumentets udseende

Som nævnt før er LPCT faktisk en elektromagnetisk strømtransformator med lavt udgangseffekt. I IEC-standarden er den opført som en implementeringsform for elektronisk strømtransformer, der repræsenterer elektromagnetisk strømtransformator. En udviklingsretning med brede anvendelsesmuligheder. Da outputtet af LPCT generelt leveres direkte til elektroniske kredsløb, er den sekundære belastning relativt lille; dens kerne er generelt lavet af meget magnetisk permeable materialer såsom mikrokrystallinsk legering, og målenøjagtigheden kan opfyldes med et mindre kernetværsnit (kernestørrelse). krav.

(7) Systemstrukturkomprimering og modelleringsstandardisering

Det digitale elektriske målesystem har egenskaberne af lille størrelse og let vægt. Det kan integreres i det intelligente koblingssystem, og den funktionelle kombination og udstyrslayout kan optimeres i henhold til transformerstationens mekatroniske designkoncept. I højspændings- og ultrahøjspændingstransformatorstationer er I/O-enhederne af beskyttelsesanordninger, måle- og kontrolenheder, fejloptagere og andre automatiske enheder en del af primært intelligent udstyr, der realiserer det procesnære design af IED'er; i mellem- og lavspændingstransformatorstationer Beskyttelses- og overvågningsenhederne kan miniaturiseres, kompakte og monteres fuldstændigt på koblingsskabet.

IEC61850 etablerer modelleringsstandarden for strømsystemer og definerer en samlet og standardinformationsmodel og informationsudvekslingsmodel for transformerstationsautomationssystemer. Dens betydning afspejles hovedsageligt i realisering af interoperabiliteten af ​​intelligente enheder, realisering af informationsdeling i understationer og forenkling af systemvedligeholdelse konfiguration og projektimplementering.

3.IEC61850 standard

IEC61850 er en række standarder for "understationskommunikationsnetværk og -systemer" formuleret af Den Internationale Elektrotekniske Kommissions TC57-arbejdsgruppe. Det er en international standardreference for understationsautomationssystemer baseret på netværkskommunikationsplatforme. Det vil også blive en standard for strømsystemer fra ekspeditionscentre til understationer, inden for understationer og distributionssystemer. Kommunikationsstandarden for sømløs tilslutning af elektrisk automation forventes også at blive den industrielle kontrolkommunikationsstandard for universel netværkskommunikationsplatform.

Sammenlignet med det traditionelle kommunikationsprotokolsystem har IEC61850 teknisk set følgende fremragende egenskaber: 1. Brug objektorienteret modelleringsteknologi; 2. Brug distribuerede og lagdelte systemer; 3. Brug abstrakt kommunikationstjenestegrænseflade (ACSI) og speciel kommunikationstjenestekortlægning SCSM-teknologi; 4 bruger MMS (Manufacture Message Specification) teknologi; 5 har interoperabilitet; 6 har en fremtidsorienteret, åben arkitektur.

VI. Konklusion

Anvendelsen af ​​transformerstationsautomatiseringssystemer i vores land har opnået meget betydelige resultater og spiller en vigtig rolle i at forbedre det økonomiske driftsniveau for elnettet. I øjeblikket, med den kontinuerlige udvikling af nye teknologier, opstår digitale understationer. Sammenlignet med traditionelle understationer har digitale understationer følgende fordele: reducerer sekundære ledninger, forbedrer målenøjagtigheden, forbedrer signaltransmissionspålidelighed, undgår problemer såsom elektromagnetisk kompatibilitet, transmissionsoverspænding og topunktsjording forårsaget af kabler og løsning af problemer mellem udstyr. Interoperabilitetsproblemer, forskellige funktioner i understationen kan dele en samlet informationsplatform, undgå duplikering af udstyr og yderligere forbedre niveauet for automatiseret drift og styring. Digital understation er udviklingsretningen for understationsautomatiseringsteknologi.

Weshine Electric Manufacturing Co., Ltd.