Utviklingsstatus og trender for integrert nettstasjonsautomatisering

Nettstasjonen er et uunnværlig og viktig ledd i kraftsystemet. Den er ansvarlig for de tunge oppgavene med kraftkonvertering og kraftomfordeling, og spiller en avgjørende rolle i den økonomiske driften av kraftnettet. For å forbedre det stabile driftsnivået til transformatorstasjoner, redusere drifts- og vedlikeholdskostnader, forbedre økonomiske fordeler og gi høykvalitets elektriske energitjenester til brukere, har omfattende automatiseringsteknologi for transformatorstasjoner begynt å dukke opp og har blitt mye brukt.

Omfattende transformatorstasjonsautomatisering er å anvende datateknologi og moderne kommunikasjonsteknologi på sekundærutstyret til transformatorstasjonen (inkludert kontroll, signal, måling, beskyttelse, automatiske enheter og fjernkontrollenheter, etc.), og implementere automatisk overvåking og måling av transformatorstasjonen gjennom funksjonell kombinasjon og optimert designkontroll og koordinering, samt omfattende automasjonssystemer som ekspedisjonskommunikasjon. Å realisere omfattende automatisering av transformatorstasjoner kan forbedre det økonomiske driftsnivået til kraftnettet, redusere infrastrukturinvesteringer og gi et middel til å fremme ubetjente transformatorstasjoner. Den raske utviklingen av datateknologi, informasjonsteknologi og nettverksteknologi har ført til fremskritt av omfattende automatiseringsteknologi i transformatorstasjoner. De siste årene, med utviklingen av digitale elektriske målesystemer (som fotoelektriske transformatorer eller elektroniske transformatorer), intelligent elektrisk utstyr og relaterte kommunikasjonsteknologier, beveger det integrerte automasjonssystemet til transformatorstasjoner seg mot digitalisering.

I. Hovedfunksjoner til integrert automatiseringssystem for transformatorstasjon

De grunnleggende funksjonene til det integrerte automatiseringssystemet for understasjon gjenspeiles i funksjonene til følgende seks undersystemer:

1. Overvåkingsdelsystem;

2. Relé beskyttelse delsystem;

3. Spenning og reaktiv effekt omfattende kontroll delsystem;

4. Lavfrekvent belastningsreduksjonskontrolldelsystem i kraftsystemet;

5. Standby strømforsyning automatisk svitsjkontroll undersystem;

6. Kommunikasjonsdelsystem.

Denne delen er relativt innholdsrik, og det er mange dokumenter som forklarer det i detalj, så denne artikkelen vil ikke gå i detalj.

II. Tradisjonelt nettstasjonsautomatiseringssystem

1. Systemstruktur

For tiden er strukturene til integrerte transformatorstasjonsautomatiseringssystemer i inn- og utland klassifisert i følgende tre typer basert på designideer [1]:

(1) Sentralisert

Bruk datamaskiner av forskjellige kvaliteter til å utvide sine perifere grensesnittkretser, samle inn analog, svitsjing og digital informasjon om transformatorstasjonen sentralt, utføre sentralisert prosessering og beregninger, og fullføre mikrodatamaskinovervåking, mikrodatamaskinbeskyttelse og noen automatiske kontrollfunksjoner. Dens egenskaper er: høye krav til datamaskinytelse, dårlig skalerbarhet og vedlikeholdsevne, og egnet for mellomstore og små understasjoner.

(2) Distribuert

Delt i henhold til de overvåkede objektene eller systemfunksjonene til understasjonen, jobber flere CPUer parallelt, og nettverksteknologi eller serielle metoder brukes for å implementere datakommunikasjon mellom CPUer. Det distribuerte systemet er enkelt å utvide og vedlikeholde, og lokale feil påvirker ikke normal drift av andre moduler. Denne modusen kan brukes til sentralisert skjermgruppering eller delt skjermgruppering under installasjon.

(3) Desentralisert distribusjon

Hver datainnsamling, kontrollenhet (I/O-enhet) og beskyttelsesenhet i karnapplaget installeres lokalt på koblingsskapet eller i nærheten av annet utstyr. Hver enhet er uavhengig av hverandre og er kun sammenkoblet gjennom kommunikasjonsnettverket og er koblet til hovedstasjonens måle- og kontrollenhet. kommunikasjon. Funksjoner som kan utføres på buktnivå er ikke avhengig av kommunikasjonsnettverket, for eksempel beskyttelsesfunksjoner. Kommunikasjonsnettverket er vanligvis optisk fiber eller tvunnet par, som komprimerer sekundært utstyr og sekundære kabler i maksimal grad, noe som sparer konstruksjonsinvesteringer. Installasjonen kan enten være spredt i hvert rom, eller den kan være sentralisert eller hierarkisk gruppering av skjermer i kontrollrommet. Det kan også være at den ene delen er i kontrollrommet og den andre delen er spredt på koblingsskapet.

2.Eksisterende problemer

Det integrerte automasjonssystemet under stasjon har oppnådd gode applikasjonsresultater, men det er også mangler, hovedsakelig reflektert i: 1. Informasjonsutvekslingen mellom primær og sekundær fortsetter fortsatt den tradisjonelle kabelføringsmodusen, som er høy kostnad og upraktisk i konstruksjon og vedlikehold; 2. Den sekundære datainnsamlingsdelen gjentas i stor grad, noe som sløser med ressurser; 3. Informasjonsstandardisering er utilstrekkelig, informasjonsdeling er lav, flere systemer eksisterer side om side, og sammenkobling mellom enheter og mellom enheter og systemer er vanskelig, og danner informasjonsøyer og gjør det vanskelig for informasjon å bli omfattende brukt; 4. Når en ulykke inntreffer, vil en stor mengde hendelsesalarminformasjon vises, som mangler en effektiv filtreringsmekanisme, noe som forstyrrer den korrekte vurderingen av feilen av vakthavende operatører.

III. Digital transformatorstasjon

Digitale nettstasjoner er neste trinn i utviklingen av nettstasjonsautomatisering. "Power Grid Company's "Eleventh Five-Year Plan" Science and Technology Development Plan" har tydelig slått fast at i løpet av den "ellevte femårsplanen"-perioden vil digitale nettstasjoner bli utredet og demonstrasjonsstasjoner vil bli bygget. 2, og det er i dag digitale nettstasjoner. Fullført og satt i drift, for eksempel Fuzhou Convention and Exhibition Transformation 110 kV digital transformatorstasjon.

1. Konsept for digital transformatorstasjon

Digital understasjon refererer til en understasjon der informasjonsinnsamling, overføring, prosessering og utdataprosesser er fullstendig digitale. Dens grunnleggende egenskaper er intelligent utstyr, kommunikasjonsnettverk og automatisert drift og administrasjon.

Digitale transformatorstasjoner har følgende hovedtrekk:

(1) Intelligent primærutstyr

Intelligent primærutstyr som elektroniske transformatorer og intelligente brytere (eller tradisjonelle brytere med intelligente terminaler) som bruker digital utgang. Den primære enheten og den sekundære enheten utveksler samplingsverdier, statusmengder, kontrollkommandoer og annen informasjon gjennom optisk fiberoverføring av digitalt kodet informasjon.

(2) Sekundært utstyrsnettverk

Kommunikasjonsnettverket brukes til å utveksle informasjon som analoge verdier, bytteverdier og kontrollkommandoer mellom sekundære enheter, og kontrollkabler er eliminert.

(3) Automatisering av operasjonsstyringssystem

Automatiseringssystemer som automatiske feilanalysesystemer, overvåkingssystemer for utstyrets helsestatus og programmerte kontrollsystemer bør inkluderes for å forbedre automatiseringsnivået og redusere vanskeligheten og arbeidsbelastningen ved drift og vedlikehold.

2. Hovedtekniske egenskaper ved digitale transformatorstasjoner

(1) Digitalisering av datainnsamling

Hovedtegnet til en digital transformatorstasjon er bruken av digitale elektriske målesystemer (som fotoelektriske transformatorer eller elektroniske transformatorer) for å samle elektriske parametere som strøm og spenning 3 for å oppnå effektiv elektrisk isolasjon av primære og sekundære systemer og øke. Det øker dynamikken måleområde for elektriske mengder og forbedrer målenøyaktigheten, og gir dermed et grunnlag for å realisere transformasjonen fra konvensjonell nettstasjonsenhetsredundans til informasjonsredundans og anvendelse av informasjonsintegrasjon.

(2) Systemhierarkisk fordeling

Utviklingen av nettstasjonsautomatiseringssystemer har opplevd en overgang fra sentralisert til distribuert. De fleste av andre generasjons hierarkiske distribuerte understasjonsautomatiseringssystemer bruker moden nettverkskommunikasjonsteknologi og åpne sammenkoblingsprotokoller, som kan registrere utstyrsinformasjon mer fullstendig og betydelig forbedre systemets responshastighet. Strukturen til det digitale nettstasjonsautomatiseringssystemet kan fysisk deles inn i to kategorier, nemlig intelligent primærutstyr og nettverksbasert sekundærutstyr; når det gjelder logisk struktur, kan det deles inn i "prosesslag" og "bay layer" i henhold til definisjonen av IEC61850 kommunikasjonsstandard. "," stasjonskontrolllag" tre nivåer Høyhastighetsnettverkskommunikasjon brukes innenfor og mellom hvert nivå.

(3) Nettverk av informasjonsinteraksjon og integrering av informasjonsapplikasjoner

Digitale transformatorstasjoner bruker laveffekt, digitale nye transformatorer i stedet for konvensjonelle transformatorer for å direkte konvertere høyspenning og høy strøm til digitale signaler. Informasjonsutveksling skjer mellom enheter på nettstedet gjennom høyhastighetsnettverk. Sekundære enheter har ikke I/O-grensesnitt med dupliserte funksjoner. Konvensjonelle funksjonelle enheter blir logiske funksjonelle moduler for å oppnå data- og ressursdeling. For tiden har IEC61850 blitt fastslått internasjonalt som kommunikasjonsstandarden for nettstasjonsautomatisering.

I tillegg integrerer den digitale transformatorstasjonen informasjon og optimerer funksjonene til de originale spredte sekundære systemenhetene, slik at den effektivt kan unngå duplisering av maskinvarekonfigurasjoner i overvåking, kontroll, beskyttelse, feilregistrering, måling og måleenheter for konvensjonelle nettstasjonsproblemer som f.eks. som manglende deling av informasjon og høye investeringskostnader oppstår.

(4) Intelligent utstyrsdrift

Det nye sekundære systemet for høyspenningsbryter er etablert ved hjelp av mikrodatamaskiner, kraftelektronikkteknologi og nye sensorer. Intelligensen til strømbrytersystemet realiseres av det mikrodatamaskinstyrte sekundære systemet, IED og tilsvarende intelligent programvare. Beskyttelses- og kontrollkommandoer kan sendes. Det fiberoptiske nettverket når det sekundære kretssystemet til den ukonvensjonelle understasjonen, og muliggjør et digitalt grensesnitt med effektbryterens driftsmekanisme.

(5) Utstyrsvedlikeholdsstatus

I digitale transformatorstasjoner kan strømnettets driftsstatusdata og feil- og handlingsinformasjon for ulike IED-enheter oppnås effektivt for å oppnå effektiv overvåking av drift og signalsløyfestatus. Det er nesten ingen uovervåkede funksjonelle enheter i digitale nettstasjoner, og det er ingen blindsoner i innsamlingen av utstyrsstatuskarakteristikker. Utstyrsvedlikeholdsstrategien kan endres fra "vanlig vedlikehold" av konvensjonelt nettstasjonsutstyr til "betinget vedlikehold", og dermed forbedre tilgjengeligheten til systemet betydelig.

(6) Måleprinsippet til LPCT og utseendet til inspeksjonsinstrumentet

Som nevnt før, er LPCT faktisk en elektromagnetisk strømtransformator med lav utgangseffekt. I IEC-standarden er den oppført som en implementeringsform for elektronisk strømtransformator, som representerer elektromagnetisk strømtransformator. En utviklingsretning med brede applikasjonsutsikter. Siden utgangen av LPCT vanligvis leveres direkte til elektroniske kretser, er den sekundære belastningen relativt liten; kjernen er vanligvis laget av svært magnetisk permeable materialer som mikrokrystallinsk legering, og målenøyaktigheten kan oppfylles med et mindre kjernetverrsnitt (kjernestørrelse). krav.

(7) Systemstrukturkomprimering og modelleringsstandardisering

Det digitale elektriske målesystemet har egenskapene til liten størrelse og lav vekt. Den kan integreres i det intelligente brytersystemet, og den funksjonelle kombinasjonen og utstyrsoppsettet kan optimaliseres i henhold til mekatronikkdesignkonseptet til transformatorstasjonen. I høyspennings- og ultrahøyspentstasjoner er I/O-enhetene til beskyttelsesenheter, måle- og kontrollenheter, feilregistrere og andre automatiske enheter en del av det primære intelligente utstyret, og realiserer den prosessnære utformingen av IED-er; i mellom- og lavspenningsstasjoner Beskyttelses- og overvåkingsenhetene kan miniatyriseres, kompakte og komplett monteres på koblingsskapet.

IEC61850 etablerer modelleringsstandarden for kraftsystemer og definerer en enhetlig og standard informasjonsmodell og informasjonsutvekslingsmodell for nettstasjonsautomatiseringssystemer. Dens betydning gjenspeiles hovedsakelig i å realisere interoperabiliteten til intelligente enheter, realisere informasjonsdeling i understasjoner og forenkle systemvedlikehold  konfigurasjon og prosjektimplementering.

3.IEC61850 standard

IEC61850 er en serie standarder for "Substation Communication Networks and Systems" formulert av International Electrotechnical Commissions TC57 arbeidsgruppe. Det er en internasjonal standardreferanse for nettstasjonsautomatiseringssystemer basert på nettverkskommunikasjonsplattformer. Det vil også bli en standard for kraftsystemer fra ekspedisjonssentraler til nettstasjoner, innenfor nettstasjoner og distribusjonssystemer. Kommunikasjonsstandarden for sømløs tilkobling av elektrisk automasjon forventes også å bli den industrielle kontrollkommunikasjonsstandarden for universell nettverkskommunikasjonsplattform.

Sammenlignet med det tradisjonelle kommunikasjonsprotokollsystemet har IEC61850 teknisk sett følgende enestående egenskaper: 1. Bruk objektorientert modelleringsteknologi; 2. Bruk distribuerte og lagdelte systemer; 3. Bruk abstrakt kommunikasjonstjenestegrensesnitt (ACSI) og spesiell SCSM-teknologi for kartlegging av kommunikasjonstjenester; 4 bruker MMS-teknologi (Manufacture Message Specification); 5 har interoperabilitet; 6 har en fremtidsrettet, åpen arkitektur.

VI. Konklusjon

Anvendelsen av transformatorstasjonsautomatiseringssystemer i vårt land har oppnådd svært betydelige resultater og spiller en viktig rolle i å forbedre det økonomiske driftsnivået til kraftnettet. For tiden, med den kontinuerlige utviklingen av ny teknologi, dukker det opp digitale understasjoner. Sammenlignet med tradisjonelle transformatorstasjoner har digitale transformatorstasjoner følgende fordeler: redusere sekundær ledninger, forbedre målenøyaktigheten, forbedre signaloverføringspålitelighet, unngå problemer som elektromagnetisk kompatibilitet, overføringsoverspenning og topunktsjording forårsaket av kabler, og løse problemer mellom utstyr. Interoperabilitetsproblemer, ulike funksjoner til transformatorstasjonen kan dele en enhetlig informasjonsplattform, unngå duplisering av utstyr og forbedre nivået på automatisert drift og administrasjon ytterligere. Digital transformatorstasjon er utviklingsretningen for automatiseringsteknologi for transformatorstasjoner.

Weshine Electric Manufacturing Co., Ltd.