数字化变电站及在铁路电力供电系统中的应用研究

2012-01-27王向东

铁道标准设计 2012年8期

王向东

(中铁工程设计咨询集团有限公司,北京 100055)

1 数字化变电站及IEC61850标准

自国际电工委员会(IEC)TC57工作组制定《变电站通信网络和系统》IEC61850标准以来[1],数字化变电站及IEC61850标准已成为我国电力部门、相关科研院所及企业的研究热点重点之一[2],自2005年开始国内已有不少改建和新建的数字化变电站陆续投入运行。

IEC61850标准第1版于2003年发布,2010年发布修订后的第2版。该标准是变电站自动化系统唯一的基于网络通信平台的国际标准,我国已等同转化为国家标准。该标准不仅局限于单纯的通信协议规约,而是一个变电站自动化系统结构和数据通信的标准,能够实现各智能化电子设备之间的无缝互访通信和互操作性,实现同一世界,同一技术,同一标准的目标。

2 数字化变电站的构成

基于IEC61850标准构建的数字化变电站在物理结构上具有智能化的一次设备、网络化的二次设备及全站统一的数据建模及数据通信平台,能够实现智能电子设备IED (Intelligent Electronic Device)信息的共享互访和互操作。在逻辑结构上分层分布式控制,分为过程层、间隔层和站控层3个层次,各层次内部和层次之间采用高速网络通信[3]。图1为基于IEC61850标准的数字化变电站系统拓扑图。

图1 基于IEC61850标准的数字化变电站系统拓扑图

2.1 智能化的一次设备

智能化的一次设备以电子式互感器(ECT、EVT)及智能断路器为代表。

电子式互感器包括电子式电流互感器(ECT)和电子式电压互感器(EVT),是连接信号传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器所组成的装置,将被测量按比例传送给测量仪器、仪表、保护和控制装置。装置输出的各种电气参数可以是模拟量或数字量。对于模拟量输出的互感器,二次转换器直接供给二次设备,对于数字量输出的互感器,可用1个合并单元完成,将各种电气参数变为数字信号输出。

智能断路器是在常规断路器本体的基础上配备智能控制单元,智能控制单元由数据采集、智能识别和调节控制装置3个功能模块构成,断路器二次系统由微电子技术和光电传感器建立。断路器能独立地执行当地功能,数据采集模块独立采集断路器运行数据并传送到智能识别和调节控制装置模块,操作由智能控制单元直接处理完成而不依赖于变电站调度的控制。智能断路器的信号回路和被控制的操作驱动回路都采用微处理器和光电技术设计,信号和控制回路结构简化。数字公共信号网络取代导线连接,常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字信号和光纤代替[4]。智能断路器具有数字化接口。

采用电子式互感器实现了交流采样值的数字化传输[5],采用智能断路器技术实现了变电站操作命令的数字化传输。

2.2 网络化的二次设备

变电站中常规的二次设备包括继电保护装置、测量控制装置、防误闭锁装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置、远动装置以及在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理器设计制造,均具有数字化接口,二次设备之间的通信采用公共信号网络实现了数据、资源的共享,使常规的功能装置变成逻辑功能模块。

2.3 统一的标准平台

IEC61850标准对变电站自动化系统中的对象统一建模,定义了标准的通信模型和通信接口交换模型,采用面向对象技术和独立于网络结构的抽象通信服务接口及设备自我描述规范,使设备之间具备互操作性实现无缝连接。在变电站一、二次设备之间实现全数字化通信,形成了变电站设备功能和信息共享的统一标准平台。

2.4 数字化变电站的系统结构

数字化变电站在逻辑结构上分层分布式控制,分为过程层、间隔层和站控层3个层次。

过程层设备包括断路器智能操作箱(含智能传感器和执行器)、合并单元(含远方I/O)及智能断路器及电子式互感器等一次设备,完成电气量(开关量和模拟量)的采集以及控制命令的发送,进行电气量采集检测、运行设备的状态参数在线采集检测与统计、操作控制命令的执行等任务。

间隔层设备有测保装置、计量装置、录波装置、归约转换装置及其他智能电子设备IED,主要功能包括收集本间隔过程层的实时数据信息,实施对一次设备保护测量控制功能,实施本间隔操作闭锁功能,实施操作同期及其他控制功能。

站控层设备主要包括变电站监控系统、防误闭锁系统、保护信息管理系统、通讯监控系统、电量远传系统、安防监视系统、远动系统及火灾报警系统,其功能为收集变电站过程层、间隔层公共信号网络的实时数据信息,同时不断刷新实时数据库并登录历史数据库,将数据信息传送到调度控制中心,接收调度或控制中心控制命令并传送到间隔层、过程层执行。

2.5 数字化变电站的网络结构及通信

数字化变电站3个层次过程层、间隔层和站控层之间分别设有站控层网络和间隔层网络,有9种逻辑接口。站控层网络连接站控层设备和间隔层IED,采用客户/服务器模式通信模式,抽象通信服务接口映射到制造报文规范MMS(Manufacturing Message Specification)和ISO/IEC 8802.3文件传输。间隔层网络连接间隔层设备和过程层智能操作箱及合并单元设备,采用发布者/订阅者模式通信模式,串行单点向多点或点对点面向通用对象变电站事件GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event)报文传输[6],传输测保装置所需的采样值(SV报文)和跳闸、合闸、闭锁等开关量(GOOSE报文)。使用SNTP点对点或广播对时方式。

IEC61850采用100M光纤交换工业以太网技术,可采用单网、环网冗余及星型网及基于IEEE802.3标准的过程总线等多种形式。站控层网络的设置要充分考虑网络数据传输量，合理进行网段分配。

3 数字化变电站的主要技术

数字化变电站的标准是IEC61850,具有智能化的一次设备、网络化的二次设备,因此数字化变电站的主要技术是IEC61850标准及电子式互感器 (ECT、EVT)、光电互感器和智能断路器等一、二次设备。电子式互感器有铁心线圈或空心线圈的有源电子式互感器和光效应的无源电子式互感器2类,基于技术和成本问题,目前主要使用的是有源电子式互感器。随着技术的攻关及成本的降低,无源电子互感器将会逐步商业化。

国内在智能断路器的研发方面落后于国外,国内对于110 kV及以上的高电压等级的智能断路器研发目前也取得很大的成果。GIS设备由于集成度高,智能化技术相对比较成熟,国内已经开发出针对GIS设备的智能化控制设备可供选择[7]。35 kV及10 kV的智能开关柜也逐步试用。对于35 kV及以下电压等级的断路器可采用成套智能开关设备,也可采用过渡方案,即常规开关柜加装IEC61850标准的保护、测控一体化装置和智能操作箱，以实现智能开关柜的功能。

4 数字化变电站的优点

IEC61850标准是变电站自动化系统结构和数据通信的标准,该标准的应用使变电站自动化具有以下优点：

(1)统一的标准和平台,避免设备的重复使用；

(2)统一的通信协议,避免规约转换,使智能设备之间实现互联互操作,提高系统性能,降低系统调试和维护难度；

(3)采用光缆替代电缆[8],数字信号避免了电磁干扰,提高测量精度,保证变电站运行可靠,同时减少系统二次电缆工程,缩短二次设计调试周期,避免了电缆防火等问题；

(4)光电互感器精度高,光电隔离[9],避免了电流互感器二次开路和电压互感器二次短路,提高变电站运行安全性；

(5)信息传输通道的自检实行状态检修,运行管理自动化提高了变电站运行的可靠性。

5 铁路电力供电系统数字化变电站设计方案

铁路电力供电系统一般采用10 kV或35 kV电压等级,采用微机监控综合自动化系统,分层分布式网络结构只有站控层和间隔层,具备遥测、遥信、遥调、遥控、遥视远动功能。一次设备采用传统互感器及断路器,通过二次电缆回路与保护装置实现信息互通。

按照IEC61850标准变电站三层两网的模式,分别进行过程层、间隔层及站控层设备进行配置分析。

过程层设备及网络配置：主要考虑互感器、合并器的配置及断路器的选择。对于新建变电站采用模拟量输出的电子式互感器并配置合并单元,信息进行数字化处理后通过过程接口与间隔层设备互通。断路器采用智能断路器(含智能操作箱),就地安装于开关柜内。改建变电站考虑成本问题,采用模拟量输出的常规互感器并配置合并单元,信息进行数字化处理后通过过程接口与间隔层设备互通。断路器采用常规断路器并配置智能操作箱模式,就地安装于开关柜内。

间隔层设备及网络配置：间隔层设备有测保装置、计量装置、录波装置、归约转换装置及其他智能电子设备IED,铁路综合自动化变电站已具备站控层与间隔层设备间及其内部的数字化功能,通信协议需要执行IEC61850标准,采用100 M以太网的星型双口双网结构或双环网结构传输测保装置所需的采样值(SV报文)和跳闸、合闸、闭锁等开关量(GOOSE报文)。

站控层设备及网络配置：站控层设备根据需要配置变电站监控系统、防误闭锁系统、保护信息管理系统、通讯监控系统、电量远传系统、安防监视系统、远动系统及火灾报警系统等。采用100 M以太网的双星型结构,制造报文规范MMS文件传输。对于交、直流屏等部分不支持IEC61850标准的设备,设置IEC61850通信管理机。使用SNTP点对点或广播对时方式。

设备布置：保护及测控装置等IED设备可分散于高压开关柜内,也可集中于控制室内组屏。