Utvecklingsstatus och trender för integrerad transformatorstationsautomation

Transformatorstationen är en oumbärlig och viktig länk i kraftsystemet. Den ansvarar för de tunga uppgifterna med kraftomvandling och kraftomfördelning och spelar en avgörande roll i den ekonomiska driften av elnätet. För att förbättra den stabila driftnivån för transformatorstationer, minska drift- och underhållskostnaderna, förbättra ekonomiska fördelar och tillhandahålla högkvalitativa elektriska energitjänster till användarna, har omfattande automationsteknik för transformatorstationer börjat dyka upp och har använts i stor utsträckning.

Omfattande transformatorstationsautomation är att tillämpa datorteknik och modern kommunikationsteknik på transformatorstationens sekundära utrustning (inklusive kontroll, signal, mätning, skydd, automatiska enheter och fjärrkontrollenheter etc.), och implementera automatisk övervakning och mätning av transformatorstationen genom funktionell kombination och optimerad designstyrning och koordinering, samt omfattande automationssystem som expeditionskommunikation. Att förverkliga en omfattande automatisering av transformatorstationer kan förbättra elnätets ekonomiska driftsnivå, minska investeringar i infrastruktur och tillhandahålla ett sätt att främja obevakade transformatorstationer. Den snabba utvecklingen av datateknik, informationsteknik och nätverksteknik har lett till framstegen för omfattande automationsteknik i transformatorstationer. Under de senaste åren, med utvecklingen av digitala elektriska mätsystem (som fotoelektriska transformatorer eller elektroniska transformatorer), intelligent elektrisk utrustning och relaterad kommunikationsteknik, går det integrerade automationssystemet för transformatorstationer mot digitalisering.

I. Huvudfunktioner för transformatorstations integrerade automationssystem

De grundläggande funktionerna i det integrerade automationssystemet för transformatorstationen återspeglas i funktionerna i följande sex delsystem:

1. Övervakningsdelsystem.

2. Delsystem för reläskydd;

3. Undersystem för heltäckande styrning av spänning och reaktiv effekt;

4. Lågfrekvent belastningsavskiljande styrsystem för kraftsystemet;

5. Standby strömförsörjning automatisk växling kontroll delsystem;

6. Kommunikationsdelsystem.

Den här delen är relativt rik på innehåll, och det finns många dokument som förklarar det i detalj, så den här artikeln kommer inte att gå in på detaljer.

II. Traditionellt automationssystem för transformatorstationer

1. Systemstruktur

För närvarande klassificeras strukturerna för integrerade transformatorstationsautomationssystem hemma och utomlands i följande tre typer baserat på designidéer [1]:

(1) Centraliserad

Använd datorer av olika kvaliteter för att utöka sina perifera gränssnittskretsar, samla in analog, switchande och digital information om transformatorstationen centralt, utföra centraliserad bearbetning och beräkningar, och fullfölja mikrodatorövervakning, mikrodatorskydd och vissa automatiska kontrollfunktioner. Dess egenskaper är: höga krav på datorprestanda, dålig skalbarhet och underhållbarhet, och lämplig för medelstora och små transformatorstationer.

(2) Utdelat

Uppdelat enligt de övervakade objekten eller systemfunktionerna i transformatorstationen arbetar flera CPU:er parallellt, och nätverksteknik eller seriella metoder används för att implementera datakommunikation mellan CPU:er. Det distribuerade systemet är lätt att bygga ut och underhålla, och lokala fel påverkar inte normal drift av andra moduler. Detta läge kan användas för centraliserad skärmgruppering eller delad skärmgruppering under installationen.

(3) Decentraliserad distribution

Varje datainsamling, styrenhet (I/O-enhet) och skyddsenhet i facket installeras lokalt på kopplingsskåpet eller nära annan utrustning. Varje enhet är oberoende av varandra och är endast sammankopplad via kommunikationsnätverket och är ansluten till huvudcentralens mät- och styrenhet. kommunikation. Funktioner som kan utföras på facknivå är inte beroende av kommunikationsnätverket, såsom skyddsfunktioner. Kommunikationsnätverket är vanligtvis optisk fiber eller tvinnat par, vilket komprimerar sekundär utrustning och sekundära kablar maximalt, vilket sparar investeringar i teknisk konstruktion. Installationen kan antingen vara spridd i varje fack, eller så kan den vara centraliserad eller hierarkisk gruppering av skärmar i kontrollrummet. Det kan också vara så att den ena delen finns i kontrollrummet och den andra delen är utspridd på kopplingsskåpet.

2.Befintliga problem

Det integrerade automationssystemet för transformatorstationen har uppnått goda applikationsresultat, men det finns också brister, som främst återspeglas i: 1. Informationsutbytet mellan primär och sekundär fortsätter fortfarande det traditionella kabeldragningsläget, vilket är hög kostnad och obekvämt vid konstruktion och underhåll; 2. Den sekundära datainsamlingsdelen upprepas till stor del, vilket slösar med resurser; 3. Informationsstandardiseringen är otillräcklig, informationsdelningen är låg, flera system samexisterar och sammankopplingen mellan enheter och mellan enheter och system är svår, vilket bildar informationsöar och gör det svårt för information att tillämpas heltäckande. 4. När en olycka inträffar kommer en stor mängd händelselarminformation att dyka upp, som saknar en effektiv filtreringsmekanism, vilket stör den korrekta bedömningen av felet av de jourhavande operatörerna.

III. Digital transformatorstation

Digitala transformatorstationer är nästa steg i utvecklingen av transformatorstationsautomation. "Power Grid Companys "Elfte femårsplanen" Science and Technology Development Plan" har tydligt sagt att under perioden "Elfte femårsplanen" kommer digitala transformatorstationer att studeras och demonstrationsstationer kommer att byggas. 2, och det finns för närvarande digitala transformatorstationer. Färdigställd och satt i drift, såsom Fuzhou Convention and Exhibition Transformation 110 kV digital transformatorstation.

1. Begreppet digital transformatorstation

Digital transformatorstation avser en transformatorstation där informationsinsamling, överföring, bearbetning och utmatningsprocesser är helt digitala. Dess grundläggande egenskaper är intelligent utrustning, kommunikationsnätverk och automatiserad drift och hantering.

Digitala transformatorstationer har följande huvudfunktioner:

(1) Intelligent primär utrustning

Intelligent primär utrustning som elektroniska transformatorer och intelligenta switchar (eller traditionella switchar med intelligenta terminaler) som använder digital utgång. Den primära enheten och den sekundära enheten utbyter samplingsvärden, statuskvantiteter, kontrollkommandon och annan information genom optisk fiberöverföring av digitalt kodad information.

(2) Nätverk av sekundär utrustning

Kommunikationsnätverket används för att utbyta information såsom analoga värden, kopplingsvärden och kontrollkommandon mellan sekundära enheter, och styrkablar elimineras.

(3) Automation av driftledningssystem

Automationssystem som automatiska felanalyssystem, system för övervakning av utrustningens hälsotillstånd och programmerade styrsystem bör inkluderas för att förbättra automationsnivån och minska svårigheten och arbetsbelastningen vid drift och underhåll.

2. Huvudsakliga tekniska egenskaper hos digitala transformatorstationer

(1) Digitalisering av datainsamling

Det främsta tecknet på en digital transformatorstation är användningen av digitala elektriska mätsystem (som fotoelektriska transformatorer eller elektroniska transformatorer) för att samla in elektriska parametrar som ström och spänning 3 för att uppnå effektiv elektrisk isolering av primära och sekundära system och öka. Det ökar dynamiken mätområde för elektriska storheter och förbättrar mätnoggrannheten, vilket ger en grund för att realisera omvandlingen från konventionell understationsenhetsredundans till informationsredundans och tillämpningen av informationsintegration.

(2) Systemhierarkisk fördelning

Utvecklingen av automationssystem för transformatorstationer har genomgått en övergång från centraliserad till distribuerad. De flesta av den andra generationens hierarkiskt distribuerade automationssystem för transformatorstationer använder mogen nätverkskommunikationsteknik och öppna sammankopplingsprotokoll, som kan registrera utrustningsinformation mer fullständigt och avsevärt förbättra systemets svarshastighet. Strukturen för det digitala understationsautomationssystemet kan fysiskt delas in i två kategorier, nämligen intelligent primärutrustning och nätverksansluten sekundärutrustning; När det gäller logisk struktur kan den delas in i "processlager" och "viklager" enligt definitionen av IEC61850 kommunikationsstandard. "," stationskontrolllager" tre nivåer. Höghastighetsnätverkskommunikation används inom och mellan varje nivå.

(3) Nätverk av informationsinteraktion och integration av informationstillämpningar

Digitala transformatorstationer använder lågeffekts, digitala nya transformatorer istället för konventionella transformatorer för att direkt omvandla högspänning och hög ström till digitala signaler. Informationsutbyte sker mellan enheter på webbplatsen genom höghastighetsnätverk. Sekundära enheter har inga I/O-gränssnitt med dubbla funktioner. Konventionella funktionella enheter blir logiska funktionsmoduler för att uppnå data- och resursdelning. För närvarande har IEC61850 fastställts internationellt som kommunikationsstandard för transformatorstationsautomation.

Dessutom integrerar den digitala transformatorstationen information och optimerar funktionerna hos de ursprungliga spridda sekundära systemenheterna, så att den effektivt kan undvika dubblering av hårdvarukonfigurationer i övervakning, kontroll, skydd, felregistrering, mätning och mätanordningar för konventionella transformatorstationsproblem som t.ex. eftersom icke-delning av information och höga investeringskostnader uppstår.

(4) Funktion av intelligent utrustning

Det nya högspänningsbrytarens sekundära system är etablerat med hjälp av mikrodatorer, kraftelektronikteknik och nya sensorer. Strömbrytarsystemets intelligens realiseras av det mikrodatorstyrda sekundära systemet, IED och motsvarande intelligent programvara. Skydds- och kontrollkommandon kan skickas. Det fiberoptiska nätverket når sekundärkretssystemet i den okonventionella transformatorstationen, vilket möjliggör ett digitalt gränssnitt med strömbrytarens manövermekanism.

(5) Utrustningsunderhållsstatus

I digitala transformatorstationer kan nätdriftstatusdata och fel- och åtgärdsinformation för olika IED-enheter effektivt erhållas för att uppnå effektiv övervakning av drift- och signalslingstatus. Det finns nästan inga oövervakade funktionella enheter i digitala transformatorstationer, och det finns inga blinda fläckar i insamlingen av utrustningsstatusegenskaper. Utrustningsunderhållsstrategin kan ändras från "vanligt underhåll" av konventionell transformatorstationsutrustning till "villkorligt underhåll", vilket avsevärt förbättrar systemets tillgänglighet.

(6) Mätprincipen för LPCT och inspektionsinstrumentets utseende

Som nämnts tidigare är LPCT faktiskt en elektromagnetisk strömtransformator med låga uteffektegenskaper. I IEC-standarden är den listad som en implementeringsform av elektronisk strömtransformator, som representerar elektromagnetisk strömtransformator. En utvecklingsriktning med breda tillämpningsmöjligheter. Eftersom utsignalen från LPCT vanligtvis tillhandahålls direkt till elektroniska kretsar, är den sekundära belastningen relativt liten; dess kärna är i allmänhet gjord av mycket magnetiskt permeabla material såsom mikrokristallin legering, och mätnoggrannheten kan uppnås med ett mindre kärntvärsnitt (kärnstorlek). krav.

(7) Kompaktering av systemstruktur och standardisering av modellering

Det digitala elektriska mätsystemet har egenskaperna för liten storlek och låg vikt. Den kan integreras i det intelligenta ställverkssystemet, och den funktionella kombinationen och utrustningslayouten kan optimeras enligt transformatorstationens mekatroniska designkoncept. I högspännings- och ultrahögspänningstransformatorstationer är I/O-enheterna för skyddsanordningar, mät- och kontrollanordningar, felskrivare och andra automatiska anordningar en del av primär intelligent utrustning, vilket realiserar den processnära designen av IED:er; i mellan- och lågspänningsstationer Skydds- och övervakningsanordningarna kan vara miniatyriserade, kompakta och helt installerade på kopplingsskåpet.

IEC61850 etablerar modelleringsstandarden för kraftsystem och definierar en enhetlig och standardiserad informationsmodell och informationsutbytesmodell för transformatorstationsautomationssystem. Dess betydelse återspeglas främst i att förverkliga interoperabiliteten för intelligenta enheter, förverkliga informationsdelning i transformatorstationer och förenkla systemunderhåll konfiguration och projektimplementering.

3.IEC61850 standard

IEC61850 är en serie standarder för "Substation Communication Networks and Systems" formulerad av International Electrotechnical Commissions TC57-arbetsgrupp. Det är en internationell standardreferens för transformatorstationsautomationssystem baserade på nätverkskommunikationsplattformar. Det kommer också att bli en standard för kraftsystem från leveranscentraler till transformatorstationer, inom transformatorstationer och distributionssystem. Kommunikationsstandarden för sömlös anslutning av elektrisk automation förväntas också bli den industriella styrkommunikationsstandarden för en universell nätverkskommunikationsplattform.

Jämfört med det traditionella kommunikationsprotokollsystemet har IEC61850 tekniskt sett följande enastående egenskaper: 1. Använd objektorienterad modelleringsteknik; 2. Använd distribuerade och skiktade system; 3. Använd abstrakt kommunikationstjänstgränssnitt (ACSI) och speciell SCSM-teknik för kartläggning av kommunikationstjänster; 4 använder MMS-teknik (Manufacture Message Specification); 5 har interoperabilitet; 6 har en framtidsinriktad, öppen arkitektur.

VI. Slutsats

Tillämpningen av transformatorstationsautomationssystem i vårt land har uppnått mycket betydande resultat och spelar en viktig roll för att förbättra elnätets ekonomiska driftsnivå. För närvarande, med den kontinuerliga utvecklingen av ny teknik, växer digitala transformatorstationer fram. Jämfört med traditionella transformatorstationer har digitala transformatorstationer följande fördelar: minskar sekundära ledningar, förbättrar mätnoggrannheten, förbättrar signalöverföringens tillförlitlighet, undviker problem som elektromagnetisk kompatibilitet, överföringsöverspänning och tvåpunktsjordning orsakad av kablar och löser problem mellan utrustning. Interoperabilitetsfrågor, olika funktioner i transformatorstationen kan dela en enhetlig informationsplattform, undvika dubbelarbete av utrustning och ytterligare förbättra nivån på automatiserad drift och hantering. Digital transformatorstation är utvecklingsriktningen för automationsteknik för transformatorstationer.

Weshine Electric Manufacturing Co., Ltd.