数字化变电站的调试问题及其关键内容研究

2013-08-15董晴

山东工业技术 2013年7期

董晴

(宁夏送变电工程公司，宁夏银川750001)

0 引言

在变电站自动化领域中，智能化电气的发展，特别是智能开关、光电式互感器，变电站自动化技术进入了数字化的新阶段。尽管在全国各地不断有数字化变电站工程项目的投运，但电力建设的调试作业却没有跟上数字化变电站的建设步伐，调试项目不清楚，调试方法不统一，仍然处在探索研究阶段。

1 数字化变电站结构

1.1 物理结构

1.1.1 智能化的一次设备

智能化的一次电气设备主要包括：电子式电流/电压互感器、智能型断路器/隔离开关、智能型变压器，以及其它电气辅助设备。一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计。简化了常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。

1.1.2 网络化的二次设备

变电站内的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置设备等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，而不再出现常规功能装置重复的I/O 现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源共享。常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。

1.2 逻辑结构

1.2.1 过程层

1）电力运行的实时电气量检测

电力运行的实时电气量检测主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测，其他电气量如有功、无功、电能量可通过间隔层的设备运算得出。与常规方式相比所不同的是传统的电磁式电流互感器、电压互感器被光电电流互感器、光电电压互感器取代；采集传统模拟量被直接采集数字量所取代，这样做的优点是抗干扰性能强，绝缘和抗饱和特性好，开关装置实现了小型化、紧凑化。

2）运行设备的状态参数在线监测

变电站需要进行状态参数检测的设备主要有变压器、断路器、刀闸、母线、电容器、电抗器以及直流电源系统。在线检测的内容主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。

3）操作控制的执行与驱动

包括变压器分接头调节控制，电容、电抗器投切控制，断路器、刀闸合分控制，直流电源充放电控制。即按上层控制指令动作，比如接到间隔层保护装置的跳闸指令、电压无功控制的投切命令、对断路器的遥控开合命令等。过程层的控制执行与驱动大部分是被动的，即按上层控制指令而动作，在执行控制命令时具有智能性能判别命令的真伪及其合理性，还能对即将进行的动作精度进行控制，能使断路器定相合闸，选相分闸，在选定的相角下实现断路器的关合和开断，要求操作时间限制在规定的参数内。又例如对真空开关的同步操作，要求能做到开关触头在零电压时关合，在零电流时分断等。

1.2.2 间隔层

数字化变电站的间隔层设备在自动化方面比现在有很大的变化，主要表现为对象的统一建模、通信信息的分层、通信接口的抽象化和自描述规范等技术的应用。数字化变电站的站级层除实现变电站与控制系统的无缝通信外，基于信息共享的站级层运行支持功能可以与变电站运行功能协调工作。

1.2.3 站控层

数字化变电站的站控层除实现变电站与控制系统无缝通信外，基于信息共享的站控层运行支持功能可以与变电站运行功能协调工作。

2 数字化变电站网络

2.1 数字化变电站通信网络的要求

2.1.1 功能要求

在IEC 61850 中，数字化变电站可以抽象为一个分层的网络体系。通过面向对象统一建模，每一个变电站对象(包括所有一、二次设备)可以分解为一个或多个逻辑节点(如断路器，在IEC 61850 中被视为一个逻辑节点)。变电站的功能(如断路器操作)是通过不同层次的多个逻辑节点共同完成的。逻辑节点间的信息交互是通过网络来完成的，也就是说数字化变电站的各种功能应用都依赖于网络。通信网络必须具备传输各种节点信息的功能，包括站控层MMS、过程层G00SE、采样值网等。

2.1.2 性能要求通信网络的性能要求主要体现在以下几个方面。1）快速的实时响应能力

测量数据、保护信号、控制命令等都要求实时传送。特别是出现故障时要求信息能在站内通信网络上快速传送，保证严格的时限要求。实时性要求有以下3 个方面：①传输速度快：指单位时间内传输的信息多。 ②响应时间短：指事件发生时，传输到网络上及执行器接收到该信息马上执行所需的时间。响应时间由4 个方面的因素决定：执行器控制中断的能力；信息在通信协议的应用层与物理层之间的传输时间；等待网络空闲的时间；避免信息在网络上碰撞的时问，这个时间对大多数通信协议是一个随机数。 ③巡回时间短：指系统与所有通信对象都至少完成一次通信所需要的时间。

2）高可靠性

网络的可靠性表示网络连续无故障工作的能力，主要从网络设备、链路、网络拓扑结构等方面来保证。由于电力生产的连续性和重要性，站内通信网络的可靠性是第一位的，应避免一个装置损坏导致站内通信中断。

（1）作为链路层，保证网络可靠性主要是向网络提供可靠的数据传送基本服务，使用户免去对丢失信息、干扰信息及顺序不正确的担心，将物理层的可能出错的物理连接改造成为逻辑上无差错的数据链路，使之对网络层表现为无差错的线路。

（2）网络拓扑结构对确保网络可靠性有很重要的意义，可根据需要由星型、总线型和环型网络结构派生出负荷可靠性需要的网络结构。同时，也可以采用网络冗余的手段，对比较重要的网络使用双网结构。

（3）以太网接口一般有两种：一种，是BASE T，双绞铜线；一种，是BASE F，光缆。一般场合基本选择光缆，主要是考虑其信号传输能力强、抗干扰能力强等因素；有时选择铜缆主要基于费用少、接口简单等考虑因素。

3）良好的开放性

站内通信网络为调度自动化的一个子系统，除了保证站内智能设备互连、便于扩展外，它还应服从电力调度自动化的总体设计，硬件接口应满足国际标准，选用国际标准的通信协议，方便用户的系统集成。

4）支持优先级传输

数据有轻重缓急之分，重要的数据须优先于其他数据传输，要求支持优先级调度，以提高时间紧迫性任务的信息传输可确定性。

5）良好的电磁兼容性能

变电站是一个具有强电磁干扰的环境，存在电源、雷击、跳闸等强电磁干扰，通信环境恶劣，数据通信网络必须注意采取相应措施消除这些干扰的影响。

2.2 数字化变电站网络选择

根据数字化变电站特点，现阶段数字化变电站的实施是在传统综合自动化变电站基础上进行的，其实施方案主要分三方面：站控层与间隔设备间通信，采样数据的传输及开关智能终端与间隔层设备间的连接。站控层与间隔设备间通信主要体现在协议层，现在有IEC 6l850 协议和IEC 61870-5.103 协议。后台系统应能同时支持这两种协议的的间隔层设备接入，并能将一些不能走IEC 61850 协议的设备通过规约转换器转换后接入后台监控系统。采样数据传输采用IEC 61850-9-1 点对点传输协议，跨间隔采用IEC 60044-8 传输协议中规定的高速串行FT3 传输协议。