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数字化变电站自动装置设计论文

毕业论文

数字化变电站自动装置设计

摘要

我国变电站自动化技术的发展，经历了电磁式远动与保护装置，电子式远动与保护装置，微机式远动与保护装置，微机综合自动化系统几个阶段。

近年来，随着智能化电器和电子式传感器的实用化以及网络技术，管通信技术，微电子技术，计算机技术的迅速发展，使变电站系统迅速进入数字化阶段。

而电网安全稳定运行要求的提高有味数字化变电站的建设开创了巨大的需求空间

本文首先提出了数字化变电站的概念。

介绍了数字化变电站的特点和结构特征。

继而又介绍了应用在数字化变电站中的自动装置在应用中容易出现的一些问题以及如何有效的解决。

其中提到的问题有通信接口，备用电源的利用以及装置之间的配合等一些问题。

同时本文还用大幅的篇章介绍了几种基本的自动装置的基本原理和他们在数字化变电站中如何应用。

关键词：

数字化变电站，自动装置，无功补偿装置，备用电源自动投入装置

ABSTRACT

SubstationautomationtechnologyinChinahasexperiencedaremoteandelectromagneticprotectiondevices,andprotectionofremoteelectronicdevices,microprocessor-basedprotectionofremotedevices,computerintegratedautomationsysteminseveralstages.Inrecentyears,withtheintelligentelectricalandelectronicsensorspracticalandnetworktechnology,managementcommunicationtechnology,microelectronics,computertechnology,rapiddevelopmentofsubstationsarerapidlyenteringthedigitalstage.Howeverthepowergridhasincreasedtherequirementsfortheconstructionofdigitalsubstationcreatedahugedemandforspace

Thispaperproposedtheconceptofthedigitalsubstation.Describesthecharacteristicsofdigitalsubstationandstructuralcharacteristics.Thentheyintroducedtheapplicationinthedigitalsubstationautomaticdeviceintheapplicationvulnerabletosomeoftheissuesandhoweffectivesolutions.Whichreferstoacommunicationinterface,standbypoweruseandtheinstallationofco-ordinationbetweenanumberofissues.

Atthesametimewithasubstantialchapterinthisarticlealsointroducessomebasicprincipleofautomaticdevicesandtheirdigitalsubstationinhowtoapply.

KEYWORDS:

Digitalsubstation,Automaticdevice,VarCompensator,Automaticthrow-inequipmentofemergencypowersupply

第1章　绪论

1.1　数字化变电站研究的背景与意义

1.1.1　数字化变电站的研究背景[1]

随着计算机技术和电子技术的发展，由微机保护、测控装置、远动通信服务器和计算机监控系统构成的变电站自动化系统经过上世纪八九十年代快速发展，现在已成为变电站建设的标准。

变电站自动化系统实现了站控层和间隔层设备数字化，以及两层间信息交换的数字化。

通讯系统已建成以光缆为媒介的网络，完全满足变电站自动化系统对数据的实时性和可靠性要求，适应传感器、开关等过程层设备恶劣环境的电子技术已基本成熟，实现间隔层信息交换数字化、过程层设备数字化以及间隔层与过程间信息交换数字化的全数字化变电站成为变电站技术发展的必然趋势。

1.1.2数字化变电站的意义[2]

实现数字化变电站对于我国变电站的自动化运行和管理将带来深远的影响和变革，具有非常重大的技术和经济意义。

首先在技术上，实现数字化变电站可以减少设备的检修次数和检修时间，提高设备的使用效率；减少自动化设备数量，简化2次界限，提高工作效率；此外，还可以方便变电站的扩建及自动化系统的扩充。

其次在经济上，可以实现信息在运行系统和其他支持系统之间的共享，减少重复建设和投资；减少占地面积，从而减少建设投资；减少变电站寿命周期内的总体成本，包括初期建设成本和运行维护成本等。

1.1.3　数字化变电站定义

数字化变电站基本定义应该为，变电站内一二次电气设备和保护装置均应实现数字化通信，并具有全站统一的数据建模及数据通信平台，在此平台的基础上实现智能装置之间的互操作性，所以可以看出数字化变电站应该具有以下几个主要特征：

数字化的一次电气设备，网络化的二次装置和全站统一的标准平台。

变电站内部电力设施（包括房屋，设备，管道，线路）的数量庞大。

分布具有明显的地理特性，结合地理信息系统（GIS）可以同时处理空间和非空间数据的特点，利用虚拟现实技术“数字变电站”系统尝试，以实现管理的高效，合理和科学化，提高供电企业的工作效率和经济效益[3]。

图1-1　数字化变电站逻辑结构

1.2　数字化变电站的研究

1.2.1　国外数字化变电站发展概况[2]

国外发展与研究现状：

数字化变电站是基于IEC61850标准。

国外针对IEC61850标准的应用和研究开始实施，美国，德国，荷兰等国都有示范工程，用以验证标准，通过实践来租金标准的进一步完善。

此外，国外厂商也在开发符合IEC61850要求的智能电子设备，不但有保护装置，还有符合该标准的过程层设备，如只能段力气，带数字接口的光CT，光PT等。

从标准订初期，就有数家大公司开始设备操作实验，到目前为止已经进行了数次试验。

1.2.2　国内数字化变电站发展概况[2]

国内发展与研究现状：

中国电力科学研究院和国内的各大电力设备制造厂商从2001年开始关注IEC61850，并开始对该标准进行翻译，目前已经出版了4个标准的正式版。

国内较有影响力的电力自动化设备供应商也积极响应并参与了互操作性实验，相关单位有很多。

我国在数字化变电站设备领域的研究取得了长足进展。

具有国际先进水平的国产广电互感器已通过国家级鉴定，最长18个月的连续稳定运行经验。

国内一些主要的2次设备生产厂家已具备生产能与智能一次设备直接接口的2次设备，一些成熟的国产二次设备可以通过改造增加过程层通信接口，避免因全部使用新设备而导致的技术风险过大。

1.3　数字化变电站的结构特点[1-3]

数字化变电站自动化系统的结构，在物理层上可以分为两类，即智能化的一次设备和网络化的二次设备，在逻辑结构上可分为三个层次，根据IEC61850通信协议草案定义，在这三个层次分别为过程层，间隔层，站控层，各层次内部及层次间采用高速网络通信。

过程层是一次设备和二次设备的结合面，是智能化电气设备的智能部分。

其主要功能是进行实时电气量的检测，运行设备的状态参数在线监测与统计，操作控制的执行与驱动等三个方面。

间隔层的主要功能是进行汇总本间隔过程层是实时数据信息，实施对一次设备保护控制功能，实施本间隔操作闭锁功能，实施操作同期及其他控制功能，对数据采集，统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制，承上启下的通信功能等六大功能。

站控层主要任务是：

（1）通过两级告诉网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登陆历史数据库。

（2）按既定规定，将有关数据信息送往调度或控制中心。

（3）接受调度或控制中心有关控制命令，转为间隔层，过程层执行。

（4）具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能。

（5）具有站内当地监控，人机联系功能。

（6）具有对间隔层，过程层设备的在线维护，在线组态，在线修改参数的功能。

（7）具有变电站故障自动分析和操作培训功能。

1.4　本文章主要内容

本文首先提出了数字化变电站的概念。

介绍了数字化变电站的特点和结构特征。

继而又介绍了应用在数字化变电站中的自动装置在应用中容易出现的一些问题以及如何有效的解决。

其中提到的问题有通信接口，备用电源的利用以及装置之间的配合等一些问题。

同时本文还用大幅的篇章介绍了几种基本的自动装置的基本原理和他们在数字化变电站中如何应用，以及进行了一个算例分析自动装置对故障的信号传输。

第2章　实现数字化变电站自动装置遇到的问题

2.1　设计方面[4]

2.1.1　对时接口不兼容

由于变电站内存在不同厂家的自动装置，其接口类型繁多，因此在实际应用中经常会遇到GPS对时接口与接收对时设备接口不兼容的问题，从而导致保护测控装置不能接收GPS对时。

这一问题，可以由GPS厂家更换通信插件解决。

但这种方法会造成工作的被动与延误，并增大工程成本支出。

因此，要彻底解决此问题，企业需在招标、谈判采购时，充分考虑各种设备的接口问题，并在招标文件中明确接口格式。

通常情况下，变电站内设计2套GPS对时系统，1套用于综合自动化系统，1套用于录波系统。

由于现在的GPS对时系统都有较多的输出接口，使用1套GPS对时系统完全可以满足全站所有系统的对时需求，因此建议在工程设计阶段，仅设计1套GPS对时系统，这样既可以满足实际需要，又可以节约成本。

2.1.2　微机测控装置利用率不高

微机测控装置数量众多，一方面导致设备利用率不高，另一方面也增加了设备运行维护的工作量。

由于微机测控装置都可以接入较多的开关量和模拟量，因此建议在工程设计阶段，尽量压缩微机测控装置的数量，能合并的尽可能合并，避免把测控单元分得过细造成浪费和增加运行维护量。

现在大多数变电站高压侧采用内桥接线，并配有备自投保护装置，备自投保护装置都带有一路操作箱，此操作箱可以用于内桥开关，无需再为内桥开关设置专门的操作箱，因此在设计时应以予考虑。

2.1.3　后台监控系统设计不合理

后台监控系统采用单机、单网结构，这种设计将会导致后台监控系统运行可靠性降低，影响变电站的安全、稳定运行。

同时，变电站实现综合自动化后，很多的运行维护工作都需要通过微机装置来完成，但综合自动化装置的硬件更新换代非常快，所选用的设备可能很快就变成落后产品且监控软件有时会存在难以发现的缺陷，从而导致监控维护工作不能正常进行。

从多年工程实践中得出，站内后台监控系统应采用双机、双网结构，当其中1台后台监控机网络中断或有异常时，另1台备用机将自动切换成主机运行。

此外，在选择数字化综合自动化产品和后台监控系统软件时，要考虑多方面因素，选择一种运行稳定、功能齐全、硬件配置相对超前的综合自动化产品。

2.2　安装调试方面[4.6]

2.2.1通信故障

通信是数字化自动装置的神经部分，因其都是由细小的通信网组成，通常不被重视，一旦出现问题可能造成严重后果。

通信部分在实际工作中主要存在以下问题：

通信网线的防护措施不够，例如有的通信网线没有钢铠保护，很容易造成网线的损坏；变电站自动装置内的保护、测控、通信等设备采用多个厂家的产品，为了实现通信还需加装规约转换器，造成通信困难、通信中断或不能通信等故障。

针对上述问题，建议加强通信网线的保护，例如加装铝塑管保护；变电站内的保护、测控、通信设备最好采用同一厂家的设备。

如果受到厂家生产产品单一的限制，建议在设备采购时，统筹考虑招标采购方式，并在设备招标文件中明确通信接口规则等内容，这样可以避免众多产品间因接口不兼容出现的通信问题。

2.2.2　自动装置与保护的配合不紧密

保护动作切除故障元件是一种破坏性的行为,一个安全裕度不高的系统，后备保护特别是远后备保护动作带来的负面影响是非常大的。

后备保护的“正确”动作却往往加剧了系统的崩溃，因此，必须通过安全自动装置来保证系统的安全稳定。

受计算速度以及计算结果可靠性的限制，在线稳定控制系统还难以直接应用于生产运行，安全自动装置的策略往往由人工离线仿真计算制定。

一方面，由于离线预想的事故极为有限，无法包括所有可能出现的运行工况，在连锁跳闸情况下往往存在失配的可能性；另一方面，目前的电力系统参数实测并未覆盖整个网络，某些设备参数并不准确，某些电力设备的建模也还存在不完善的地方，这些都直接影响离线计算结果的准确性。

此外，部分调度运行部门的安全自动装置定值整定与保护的定值整定是分开独立进行的，彼此间缺乏全面无缝的配合，有可能因为整定值设置不当而造成装置的不合理动作[6]。

综上所述安全自动装置能解决元件过载的问题，但是存在策略可能与多变的运行方式失配、离线电网参数模型不够准确、与保护之间缺乏协调等问题，有可能在保护切除过载线路后才采取动作，延误了最佳的动作时机，造成事故扩大。

从控制理论的角度来说，传统的继电保护装置基于本地的电气测量量，是一个开环的系统，其动作是一次性的，因此，考虑将保护装置与安全自动装置共同构成一个闭环系统，保护装置通过实时采集的电气量，并与目标电气量相比较，输出控制量至安全自动装置，通过安全自动装置的控制函数对电网运行工况进行调节，其系统如图2-1所示

图2-1安全自动装置流程图

Fig2-1Flowchartofautomaticsafetydevices

保护装置与安全自动装置的协调工作过程：

当后备保护检测到线路过负荷时，并不立即切除故障，而是通知安全自动装置本线路即将被切除，由安全自动装置根据当前的线路运行工况以及电网的拓扑结构，实施相应的控制措施，保证线路在出现过负荷状况时，安全自动保护策略在保护动作之前先实施，防止在保护动作后造成其他保护的相继动作，进而扩大事故范围。

2.3　运行维护方面

2.3.1　备用电源不稳定

在最初的工程实践中，曾以站内直流，辅以逆变的方式作为备用电源。

但后来发现，在故障情况或事故状态下，站内直流极不稳定，容易造成网络设备和通信设备的不正常工作，严重时甚至会造成事故状态信息的丢失。

为此，采用专用UPS对站内监控后台、网络设备、光纤通信等进行供电，因为UPS可提供高精度、高稳定性的电压波形与频率，具有承受电网波动或扰动（浪涌、跌落、谐波）、间断甚至短时停电的能力，无论是线性负载或是非线性负载，UPS都具有低阻抗输出的特性，因而极大地提高了运行。

但不正确使用UPS，会影响其功能，甚至导致其损坏。

因此，要禁止在UPS的输出端乱接试验设备。

为防止过载、短路等情况损坏UPS电源，可以考虑采用在UPS输出端插座备用插口上面加贴封条的措施[6]。

2.4几种重要自动装置应用中应该注意的问题

2.4.1　微机无功补偿装置

微机综合自动化变电所最终要实现无人值班，对电容器应要求具备自动投切功能。

目前低压变电所主变通常都选用有载调压变压器，所以，应选用能实现对电容器分级自动投切以及能对主变进行调档的综合自动化装置，通过综合自动化装置结合母线电压实现对有载调压主变的档位进行升、降、停的调节及电容器开关位置的跳合，从而将电压维持在额定电压附近[6]。

2.4.2　备自投维护调试

目前，备自投装置已广泛应用于110kV变电站，其可靠性直接影响着整个变电站乃至系统的安全稳定运行，稍有不慎就会导致全站停电甚至大面积停电，破坏系统稳定，使事故扩大，或对重要用户的供电长时间中断。

因此，在维护调试过程中，应特别小心和注意。

1）备自投装置新投运时,必须做备自投装置的实际带开关跳、合试验，不能用简单的模拟试验来代替。

2）运行人员在投备自投装置时，应注意装置的充电标志，如有异常情况，应及时反映，以便快速得到解决。

3）在进行备自投装置的逻辑试验前，必须核对清楚与本套装置有关联的所有回路，包括电流，电压，跳合闸出口，开关量输入；了解本装置所有关联设备的实际运行状态；分析做备投逻辑动作时，是否对运行设备有影响。

4）备自投逻辑试验时，必须严格按照备自投逻辑进行，尤其应注意对备自投闭锁逻辑的试验；备投电压一般是直接从小母线引进装置，而母线全部停电的时候很少，因此需要将电压引进装置的线开掉，这时是不停电的带电作业，必须加强监护，而且要进行记录和包裹；试验备投逻辑动作前，应将备投装置上运行设备的跳合闸压板退掉，如对压板还较模糊，没有十足把握，就断掉运行设备的跳合闸连接线;做有无流判据试验时，如该线路处于运行中，必须在装置前将电流回路短接，短接需可靠；试验动作前，应通知联跳回路上的工作人员，以免对其他人员造成伤害。

5）需要停用备自投装置时，应先退出装置的出口压板，再退装置的直流电源，最后退出装置的交流电源；装置投运时，操作顺序恰好相反[6]。

第３章　数字化变电站自动装置解决办法

3.1　IEC61850标准

IEC61850是全球-国际电工委员会TC57工作组制定的《变电站通讯网络和系统》系列标准，为基于网络通讯平台的变电站自动化系统唯一全球-国际标准，也是国家电力行业相关标准的基础。

在数字化变电站中自动装置的网络连接，接口通信等协议也都以IEC61850标准下设计的[8]。

IEC61850制定的思路是

1）节约带宽，工程实现方便；

2）面向点，即-面向设备；

3）满足应用技术迅猛发展要求；

4）应对通讯技术和网络技术发展的挑战[9]。

IEC61850的主要特点是：

1）面向对象建模；2）抽象通讯服务接口；3）面向实时的服务；4）配置语言；5）整个电力系统统一建模。

其优点具体表现在：

分层的智能电子设备和变电站自动化系统，满足实时信息传输要求的服务模型，采用抽象通讯服务接口、特定通讯服务映射，以适应网络发展。

采用对象建模技术，面向设备建模和自我描述，以适应功能扩展，满足应用开放互操作要求，采用配置语言，在信息源定义数据和数据属性，传输采样测量值。

IEC61850系列标准还包括变电站通讯网络和系统总体要求、系统和工程管理、一致性测试等[8]。

IEC61850标准是全世界唯一的变电站网络通讯标准，也是智能电力系统中从调度中心到变电站、变电站内、配电自动化无缝自动化标准，也是通用网络通讯平台的工业控制通讯标准。

当前,生产相关产品的外国各大公司都在围绕IEC61850开展工作，IEC61850的发展方向是实现“即插即用”。

3.2　低频减负荷装置

3.2.1　低频减载研究的必要性

优先切除与频率的低次方成比例的负荷，或者是优先切除负荷频率调节效应系数小的线路，有利于抑制频率的下降和促使频率更快地恢复。

3.2.2　低频减载方案整定的内容和要求[10]

当系统发生严重功率缺额时，低频减载装置中的低频继电器向断路器发送断开信号，通过断路器迅速断开相应数量的负荷，使系统频率在不低于某一允许值的情况下，达到有功功率的平衡，防止事故的进一步扩大。

低频减载方案的整定包括对基本轮和特殊轮各轮频率定值、延时、功率切除量的确定。

基本轮的任务就是在不过切的情况下尽快制止频率下降，尽可能的使频率恢复到接近正常频率。

基本轮应快速动作，为了防止在系统振荡或电压急剧下降时误动作，一般可带0.2～0.5s的时限。

基本轮一般按频率等距分级，每级切负荷量分别确定；特殊轮的任务是在防止基本轮动作后，避免频率长时间悬停在某一不允许的较低值或防止频率缓慢降低，特殊轮经一定时延动作，使频率值尽快恢复至49.5～50Hz。

特殊轮通常按时间分级。

一个好的低频减载方案应能满足下列要求：

⒈在各种运行条件和过负荷条件下均能有效防止系统频率下降到危险点以下；

⒉在较短时间内使频率恢复到正常值,不出现超调或悬停；

⒊切除的总负荷尽可能小；

⒋整个UFLS方案的投资费用尽可能低。

3.2.3　基本轮的确定[11]

3.2.3.1UFLS首轮、末轮频率动作值的选择

若能在电力系统发生事故初期及早切除负荷，将对延缓频率下降过程有利，在事故的初期，电网扰动大，频率下降迅速，电压发生振荡，负荷下跌且变化大，正是基本轮动作阶段。

从这个角度出发，首轮频率动作值宜选择得高些；但当依靠系统的备用容量可以将频率恢复到49.5Hz以上时，则不希望自动低频减负荷动作，所以，首轮频率动作值不能取得过高。

通常，首轮频率动作值以不超过49.1~49.2Hz为宜。

末轮动作值的选择首先要满足电力系统允许的最低运行频率，它受“频率崩溃”或“电压崩溃”的限制。

其次为了防止大机组低频解列动作之后，造成系统频率进一步恶化，还要满足大机组对运行频率下限的要求。

3.2.3.2　频率级差及延时的选择

频率级差的确定决定着自动低频减负荷装置动作的选择性。

选择性指的是各轮按顺序动作，即前一轮动作后，若不能阻止系统频率继续下降，后一轮才能动作。

从尽量减少过切负荷和抑制频率恢复时的频率过调着眼，各轮间的频率级差宜略大些。

但由于在频率下降过程中，同一时间的各母线频率有一定的差异，而系统自动低频减负荷装置的动作是反映全系统的频率平均值。

因此，频率级差不宜过小。

如用数字式频率继电器，频率级差可取为0.2~0.3Hz。

为了使自动低频减负荷装置的动作反映全系统的平均频率而非所接母线的瞬时值，它的动作需要有一定的延时。

如果给定的延时过长，则不利于轮间的选择性和抑制最低频率。

一般取为0.2~0.3s。

延时的选定要与频率级差相互协调。

3.2.3.3　基本轮每轮切除负荷量的选择

自动低频减负荷装置采用分轮切除负荷的办法，以适应各种事故条件下系统功率缺额大小不等的情况。

每一轮切除负荷多少受系统恢复频率的限制。

基本轮第m轮切除的负荷量由以下公式得出：

式中：

fdzm——基本轮第m轮的动作标么值；

ffh——恢复频率的标么值；

Pfhe——额定频率时的系统总负荷。

同时考虑到正常线路检修、拉路限电及不同时间、不同季节负荷变化不同等因素的影响，应增加一定的裕度。

3.2.4　特殊轮的确定

为了避免在制止频率下降后出现频率长时间悬停在较低值的情况，设置了起动频率值较高但延时很长的特殊轮。

特殊轮按时间分为若干轮，也就是其动作频率相同，但动作时延不一样，各轮时间差可不小于5s，按时间先后次序分批切除用户，以适应功率缺额大小不等的需要。

由于特殊轮的动作延时足够长，所以只有当系统的旋转备用已经发挥了作用还不足以恢复系统频率时才发挥作用。

特殊轮每轮切除的负荷量根据以下公式计算：

式中：

——特殊轮第1，K轮所切除的负荷量；

ftdz1，ftdzk——特殊轮第1，K轮的动作频率值。

3.2.5　低频减载主要方法[10-11]

低频减载的主要方法大致分为传统法、半适应法。

一、传统法

低频减载传统法又叫“逐次逼近”法，它是以系统频率整定值为基础进行整定的，按照系统在发生最严重事故的情况下，出现的最大可能的功率缺额确定接至低频减载装置的总功率，然后将其分配在不同起动频率值来分批切除，以适应不同功率缺额的需要。

当系统频率下降到低于整定值时，通过设定的继电器切掉一定量的负荷。

如果频率继续下降，说明所切负荷量不足，当频率又低于第二轮整定值时，继电器再次动作，并重复如上步骤，直到频