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变电站自动化系统现状及存在问题

行业聚焦点中国仪表网2011年10月25日 08:59人气:3983

  导读:变电站自动化自20世纪90年代以来一直是我国电力行业中的热点之一。它既是电力建设的需要也是市场的需要,我国每年变电站的数量以3%--5%的速度增长,每年有千百座新建变电站投入运行;同时根据电网的要求,每年又有不少变电站进行技术改造,以提高自动化水平。近几年来我国变电站自动化技术,无论从国外引进的、还是国内自行开发研制的系统,在技术和数量上都有显著的发展。
 
 
  但工程实际当中,部分变电站自动化系统功能不能充分发挥出来,存在问题较多,缺陷率很高,不能实现真正的无人值班,无法正常运行。
  
  1、什么是变电站自动化系统
  
  目前,计算机技术被广泛应用于各行各业,软硬件水平的发展同样给变电站二次监视控制系统带来了一场革命。从技术角度讲,变电站自动化技术也是计算机技术发展的产物,结合微机远动技术的日益完善和功能的不断发展和分布式RTU的出现,变电站自动化系统已经登上了历史舞台。
  
  对“变电站自动化系统”(Substation Automation System-SAS)这一名词,国际电工委员会解释为“在变电站内提供包括通信基础设施在内的自动化系统(The SAS provides Automation Substationin cluding the Communication infrastructure)”。在国内,我们所说的变电站自动化系统,包含传统的自动化监控系统、继电保护、自动装置等设备,是集保护、测量、控制、远传等功能为一体,通过数字通信及网络技术来实现信息共享的一套微机化的二次设备及系统。它取消了传统的控制屏、表计等常规设备,因而节省了控制电缆,缩小了控制室面积。
  
  变电站自动化的内容包括电气量的采集和电气设备(如断路器)状态的监视、控制和调节,实现变电站正常运行的监视和操作,保证变电站的正常运行和安全;在发生事故时,采集瞬态电气量、实施监视和控制,迅速切除故障(由继电保护、故障录波等所完成),完成事故后变电站恢复正常运行的操作;从长远的观点来看,还应包括高压电气设备本身的监视信息(如断路器、变压器、避雷器等的绝缘和状态监视等)。
  
  传统的变电站二次回路部分是由继电保护、当地监控、远动装置、故障录波和测距、直流系统与绝缘监视及通信等各类装置组成的,以往它们各自采用独立的装置来完成自身的功能且均自成系统,由此不可避免地产生了各类装置之间功能相互覆盖,部件重复配置,耗用大量的连接线和电缆。
  
  随着对计算机技术、网络技术及通信技术的应用,根据变电站的实际情况,各类分散分布式变电站自动化系统将各现场输入输出单元部件分别安装在中低压断路器柜或高压一次设备附近,现场单元部件或是保护和监控功能的二合一装置,用以处理各开关单元的继电保护和监控功能;或是使现场的微机保护和监控部件分别保持相对独立。在变电站控制室内设置计算机系统,对各现场单元部件进行通信联系,通信方式通常采用串行口,如RS-232C,RS-422/485和LonWorks(Local Operation Network)或CAN(Control Area Network)等现场总线型网络技术。
  
  变电站自动化的功能,则是将遥测、遥信进行采集,通过现场单元部件独立完成遥控执行命令和继电保护功能等,这些信息通过网络与远程通信控制单元和后台计算机系统进行通信,从而完成了传统的RTU和变电站当地综合系统的功能。因此,在现代的变电站自动化系统中,“保护”和“自动化”专业以及设备界限发生了变化。
  
  2、变电站综合自动化系统的现状及其存在的问题
  
  2.1变电站自动化系统的技术标准问题
  
  目前变电站自动化系统的设计还没有统一标准,变电站自动化系统的标准问题(其中包括技术标准、自动化系统模式、管理标准等问题)是当前迫切需要解决的问题。
  
  2.1.1生产厂家的问题
  
  目前在变电站自动化系统选型当中存在着如所选系统功能不够全面,产品质量不过关,系统性能指标达不到要求等情况,主要有以下问题:
  
  a、由于我国市场经济体制不成熟,厂家过分重视经济利益,用户过分追求技术含量,不重视产品的性能及实用性,因而一批技术含量虽较高,但产品并不过关,甚至结构、可靠性很差的所谓高技术产品仍能不断使用。厂家只要有人买就生产,改进的积极性也就不高,甚至有些产品生产过程中缺乏起码的质量保证措施,有些外购件的生产更是缺乏管理,因而导致部分投产的变电站问题百出;
  
  b、有些厂家就某产品只组织技术鉴定,没搞产品鉴定;
  
  c、另外,生产厂家对变电站自动化系统的功能、作用、结构及各项技术性能指标宣传和介绍不够,导致电力企业内部专业人员对系统认识不透彻,造成设计漏洞较多。
  
  2.1.2不同产品的接口问题
  
  接口是自动化系统中非常重要而又长期以来未得到妥善解决的问题之一,包括RTU与通信控制器、保护与通讯控制器、小电流接地装置与通讯控制器、故障录波与通讯控制器、无功装置与通讯控制器、通讯控制器与主站、通讯控制器与模拟盘等设备之间的通讯。这些不同厂家的产品要在数据接口方面沟通,需花费软件人员很大精力去协调数据格式、通讯规约等问题。当不同厂家的产品、种类很多时,问题会很严重。
  
  如果所有厂家的自动化产品的数据接口遵循统一的、开放的数据接口标准,则上述问题可得到圆满解决,用户可以根据各种产品的特点进行选择,以满足自身的使用要求。
  
  2.1.3变电站自动化系统的抗干扰问题
  
  关于变电站自动化系统的抗干扰问题,亦即所谓的电磁兼容问题,是一个非常重要然而却常常被忽视的方面。传统上的变电站自动化设备出厂时抗干扰试验手段相当原始,仅仅做一些开关电焊机、风扇、手提电话等定性实验,到现场后往往也只加上开合断路器的试验,一直没有一个定量的指标,这是一个极大的隐患。
  
  变电站自动化系统的抗干扰措施是保证变电站自动化系统可靠和稳定运行的基础,选择时应注意,合格的变电站自动化产品,除满足一般检验项目外,主要还应通过高低温试验、耐湿热试验、雷电冲击电压试验、动模试验,而且还要重点通过四项电磁兼容试验,分别是:1MHz脉冲干扰试验;静电放电干扰试验;辐射电磁场干扰试验;快速瞬变干扰试验。
  
  2.1.4变电站自动化系统的传输规约和传输网络选择的问题
  
  要实现变电站自动化系统标准化,就要实现传输规约的标准化和传输网络的标准化,做到传输规约和网络的统一,才能实现变电站自动化系统内设备的互换性,这一点对于制造厂商和用户都是非常有利的,对于变电站自动化技术的发展也是非常重要的。因此,为适应这种形势的发展,IEC逐步提出了传输规约技术标准。
  
  a、变电站和调度中心之间的传输规约
  
  目前国内各个地方情况不统一,变电站和调度中心之间的信息传输采用各种形式的规约,如部颁CDT、SC-1801、DNP3.0等。
  
  1995年IEC为了在兼容的设备之间达到互换的目的,颁布了IEC60870-5-101传输规约,为了使我国尽快采用运动传输的国际标准,1997年原电力部颁布了国际101规约的国内版本DL/T634-1997,并在1998年的桂林会议上进行了发布。该规约为调度端和站端之间的信息传输制定了标准,今后站端变电站自动化设备与远方调度传输协议应采用101规约。
  
  b、站内局域网的通信规约
  
  目前许多生产厂家各自为政,造成不同厂家设备通信连接的困难和以后维护的隐患。
  
  1997年IEC颁布了IEC60870-5-103规约,国家经贸委在1999年颁布了国际103规约的国内版本DL/T667-1999,并在2000年的南昌会议上进行了发布,103规约为继电保护和间隔层(IED)设备与变电站层设备间的数据通信传输规定了标准,今后变电站自动化系统站内协议要求采用103规约。
  
  c、电力系统的电能计量传输规约
  
  对于电能计量采集传输系统,IEC在1996年颁布的IEC60870-5-102标准,即我国电力行业标准DL/T719-2000,是我们在实施变电站电能计量系统时需要遵守的。
  
  上述的三个标准即常说的101、102、103协议,运用于三层参考模型(EPA)即物理层、链路层、应用层结构之上,是相当一段时间里指导变电站自动化技术发展的三个重要标准。这些国际标准按照非平衡式和平衡式传输运动信息的需要制定,完全能满足电力系统中各种网络拓扑结构,将得到广泛应用。
  
  IECTC57即将制定无缝远动通信体系结构,具有应用开放和网络开放统一的传输协议IEC61850。该协议将是变电站(RTU或者变电站自动化系统)到控制中心的唯一通信协议,也是变电站自动化系统甚至控制中心的唯一的通信协议。目前各个公司使用的标准尚不统一,系统互联和互操作性差,因此,在变电站自动化系统建设和设备选型上应考虑传输规约问题,即在变电站和控制中心之间应使用101规约,在变电站内部应使用103规约,电能量计量计费系统应使用102规约。新的国际标准IEC61850颁布之后,变电站自动化系统从过程层到控制中心将使用统一的通信协议。
  
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