Entwicklungsstand und Trends der integrierten Stationsautomatisierung

Das Umspannwerk ist ein unverzichtbares und wichtiges Glied im Stromnetz. Es ist für die schweren Aufgaben der Stromumwandlung und Stromumverteilung verantwortlich und spielt eine entscheidende Rolle für den wirtschaftlichen Betrieb des Stromnetzes. Um das stabile Betriebsniveau von Umspannwerken zu verbessern, die Betriebs- und Wartungskosten zu senken, den wirtschaftlichen Nutzen zu verbessern und den Nutzern qualitativ hochwertige elektrische Energiedienstleistungen bereitzustellen, hat sich eine umfassende Automatisierungstechnologie für Umspannwerke entwickelt und ist weit verbreitet.

Eine umfassende Umspannwerksautomatisierung besteht darin, Computertechnologie und moderne Kommunikationstechnologie auf die Sekundärausrüstung des Umspannwerks anzuwenden (einschließlich Steuerung, Signal, Messung, Schutz, automatische Geräte und Fernsteuerungsgeräte usw.) und eine automatische Überwachung und Messung des Umspannwerks durch zu implementieren Funktionskombination und optimierte Designsteuerung und -koordination sowie umfassende Automatisierungssysteme wie die Versandkommunikation. Die Umsetzung einer umfassenden Automatisierung von Umspannwerken kann den wirtschaftlichen Betrieb des Stromnetzes verbessern, Infrastrukturinvestitionen reduzieren und ein Mittel zur Förderung unbeaufsichtigter Umspannwerke bieten. Die rasante Entwicklung der Computertechnik, Informationstechnik und Netzwerktechnik hat zur Weiterentwicklung umfassender Automatisierungstechnik in Umspannwerken geführt. Mit der Entwicklung digitaler elektrischer Messsysteme (z. B. photoelektrischer Transformatoren oder elektronischer Transformatoren), intelligenter elektrischer Geräte und verwandter Kommunikationstechnologien bewegt sich das integrierte Automatisierungssystem von Umspannwerken in den letzten Jahren in Richtung Digitalisierung.

I. Hauptfunktionen des integrierten Automatisierungssystems der Umspannstation

Die Grundfunktionen des anlagenintegrierten Automatisierungssystems spiegeln sich in den Funktionen der folgenden sechs Subsysteme wider:

1. Überwachungssubsystem;

2. Relaisschutz-Subsystem;

3. Umfassendes Steuerungssubsystem für Spannung und Blindleistung;

4. Niederfrequenz-Lastabwurf-Steuerungssubsystem des Stromversorgungssystems;

5. Subsystem zur automatischen Schaltsteuerung der Standby-Stromversorgung;

6. Kommunikationssubsystem.

Dieser Teil ist relativ inhaltsreich und es gibt viele Dokumente, die ihn ausführlich erläutern, sodass in diesem Artikel nicht näher darauf eingegangen wird.

II. Traditionelles Umspannwerkautomatisierungssystem

1. Systemstruktur

Derzeit werden die Strukturen integrierter Stationsautomatisierungssysteme im In- und Ausland anhand von Designideen in die folgenden drei Typen eingeteilt [1]:

(1) Zentralisiert

Verwenden Sie Computer unterschiedlicher Qualität, um ihre Peripherieschnittstellenschaltungen zu erweitern, analoge, schaltende und digitale Informationen der Unterstation zentral zu sammeln, zentralisierte Verarbeitung und Berechnungen durchzuführen und die Mikrocomputerüberwachung, den Mikrocomputerschutz und einige automatische Steuerungsfunktionen abzuschließen. Seine Merkmale sind: hohe Anforderungen an die Computerleistung, schlechte Skalierbarkeit und Wartbarkeit und geeignet für mittlere und kleine Umspannwerke.

(2) Verteilt

Aufgeteilt nach den überwachten Objekten bzw. Systemfunktionen der Unterstation arbeiten mehrere CPUs parallel und zur Umsetzung der Datenkommunikation zwischen CPUs kommen Netzwerktechnik oder serielle Verfahren zum Einsatz. Das verteilte System lässt sich leicht erweitern und warten, und lokale Ausfälle beeinträchtigen nicht den normalen Betrieb anderer Module. Dieser Modus kann für die zentrale Bildschirmgruppierung oder die geteilte Bildschirmgruppierung während der Installation verwendet werden.

(3) Dezentrale Verteilung

Jede Datenerfassungs-, Steuereinheit (I/O-Einheit) und Schutzeinheit in der Feldebene wird lokal am Schaltschrank oder in der Nähe anderer Geräte installiert. Jede Einheit ist unabhängig voneinander und nur über das Kommunikationsnetzwerk miteinander verbunden und mit der Hauptmess- und Steuereinheit auf Umspannwerksebene verbunden. Kommunikation. Funktionen, die auf Feldebene ausgeführt werden können, sind nicht vom Kommunikationsnetzwerk abhängig, wie z. B. Schutzfunktionen. Das Kommunikationsnetzwerk besteht normalerweise aus Glasfaser oder Twisted-Pair, wodurch Sekundärgeräte und Sekundärkabel maximal komprimiert werden und so Investitionen in den Ingenieurbau eingespart werden. Die Installation kann entweder in den einzelnen Abteilungen verteilt sein oder eine zentralisierte oder hierarchische Gruppierung von Bildschirmen im Kontrollraum umfassen. Es kann auch sein, dass ein Teil im Kontrollraum liegt und der andere Teil verstreut auf dem Schaltschrank liegt.

2. Vorhandene Probleme

Das integrierte Automatisierungssystem der Umspannstation hat gute Anwendungsergebnisse erzielt, es gibt jedoch auch Mängel, die sich hauptsächlich in Folgendem widerspiegeln: 1. Der Informationsaustausch zwischen Primär- und Sekundärseite setzt immer noch den traditionellen Kabelverkabelungsmodus fort, der hohe Kosten verursacht und bei Bau und Wartung unpraktisch ist. 2. Der sekundäre Datenerfassungsteil wird größtenteils wiederholt, was Ressourcen verschwendet. 3. Die Informationsstandardisierung ist unzureichend, der Informationsaustausch ist gering, mehrere Systeme existieren nebeneinander und die Verbindung zwischen Geräten sowie zwischen Geräten und Systemen ist schwierig, wodurch Informationsinseln entstehen und die umfassende Anwendung von Informationen erschwert wird. 4. Wenn sich ein Unfall ereignet, wird eine große Menge an Ereignisalarminformationen angezeigt, denen ein wirksamer Filtermechanismus fehlt, was die korrekte Beurteilung des Fehlers durch die diensthabenden Bediener beeinträchtigt.

III. Digitales Umspannwerk

Digitale Umspannwerke sind die nächste Stufe in der Entwicklung der Umspannwerksautomatisierung. Im „Elften Fünfjahresplan“ der „Power Grid Company“ für Wissenschafts- und Technologieentwicklung wurde klar festgelegt, dass im Zeitraum des „Elften Fünfjahresplans“ digitale Umspannwerke untersucht und Demonstrationsstationen gebaut werden. 2, und es gibt derzeit digitale Umspannwerke. Fertiggestellt und in Betrieb genommen, beispielsweise das digitale 110-kV-Umspannwerk Fuzhou Convention and Exhibition Transformation.

1. Konzept der digitalen Umspannstation

Unter digitaler Umspannstation versteht man eine Umspannstation, in der die Informationserfassungs-, -übertragungs-, -verarbeitungs- und -ausgabeprozesse vollständig digital sind. Seine grundlegenden Merkmale sind intelligente Ausrüstung, Kommunikationsnetzwerk sowie automatisierter Betrieb und Management.

Digitale Umspannwerke zeichnen sich durch folgende Hauptmerkmale aus:

(1) Intelligente Primärausrüstung

Intelligente Primärgeräte wie elektronische Transformatoren und intelligente Schalter (oder herkömmliche Schalter mit intelligenten Anschlüssen) mit digitalem Ausgang. Das Primärgerät und das Sekundärgerät tauschen Abtastwerte, Statusgrößen, Steuerbefehle und andere Informationen über die Übertragung digital codierter Informationen über Glasfaser aus.

(2) Sekundäre Gerätevernetzung

Über das Kommunikationsnetzwerk werden Informationen wie Analogwerte, Schaltwerte und Steuerbefehle zwischen Sekundärgeräten ausgetauscht, Steuerleitungen entfallen.

(3) Automatisierung des Betriebsmanagementsystems

Automatisierungssysteme wie automatische Fehleranalysesysteme, Systeme zur Überwachung des Gerätezustands und programmierte Steuerungssysteme sollten einbezogen werden, um den Automatisierungsgrad zu verbessern und die Schwierigkeit und Arbeitsbelastung bei Betrieb und Wartung zu verringern.

2. Wichtigste technische Merkmale digitaler Umspannwerke

(1) Digitalisierung der Datenerfassung

Das Hauptmerkmal einer digitalen Umspannstation ist die Verwendung digitaler elektrischer Messsysteme (z. B. photoelektrischer Transformatoren oder elektronischer Transformatoren) zur Erfassung elektrischer Parameter wie Strom und Spannung 3, um eine wirksame elektrische Isolierung von Primär- und Sekundärsystemen zu erreichen und die Dynamik zu erhöhen Der Messbereich elektrischer Größen wird erweitert und die Messgenauigkeit verbessert. Dadurch wird eine Grundlage für die Verwirklichung des Übergangs von der herkömmlichen Geräteredundanz in Umspannwerken zur Informationsredundanz und für die Anwendung der Informationsintegration geschaffen.

(2) Systemhierarchische Verteilung

Die Entwicklung von Automatisierungssystemen für Umspannwerke hat einen Übergang von zentralisiert zu dezentral erlebt. Die meisten hierarchischen verteilten Umspannwerkautomatisierungssysteme der zweiten Generation verwenden ausgereifte Netzwerkkommunikationstechnologie und offene Verbindungsprotokolle, mit denen Geräteinformationen vollständiger aufgezeichnet und die Reaktionsgeschwindigkeit des Systems erheblich verbessert werden können. Die Struktur des digitalen Umspannwerkautomatisierungssystems kann physikalisch in zwei Kategorien unterteilt werden, nämlich intelligente Primärausrüstung und vernetzte Sekundärausrüstung; In Bezug auf die logische Struktur kann es gemäß der Definition des IEC61850-Kommunikationsstandards in „Prozessschicht“ und „Bay-Schicht“ unterteilt werden. „Station Control Layer“ drei Ebenen. Innerhalb und zwischen jeder Ebene wird Hochgeschwindigkeits-Netzwerkkommunikation verwendet.

(3) Vernetzung der Informationsinteraktion und Integration von Informationsanwendungen

Digitale Umspannwerke verwenden digitale neue Transformatoren mit geringem Stromverbrauch anstelle herkömmlicher Transformatoren, um Hochspannung und Hochstrom direkt in digitale Signale umzuwandeln. Der Informationsaustausch zwischen den Geräten am Standort erfolgt über Hochgeschwindigkeitsnetzwerke. Sekundärgeräte verfügen nicht über I/O-Schnittstellen mit doppelten Funktionen. Herkömmliche Funktionsgeräte werden zu logischen Funktionsmodulen, um die gemeinsame Nutzung von Daten und Ressourcen zu erreichen. Derzeit ist IEC61850 international als Kommunikationsstandard für die Stationsautomatisierung festgelegt.

Darüber hinaus integriert die digitale Umspannstation Informationen und optimiert die Funktionen der ursprünglich verstreuten sekundären Systemgeräte, so dass die Duplizierung von Hardwarekonfigurationen in den Überwachungs-, Steuerungs-, Schutz-, Fehleraufzeichnungs-, Mess- und Messgeräten herkömmlicher Umspannwerke effektiv vermieden werden kann da es zu mangelndem Informationsaustausch und hohen Investitionskosten kommt.

(4) Intelligente Gerätebedienung

Das neue Hochspannungs-Leistungsschalter-Sekundärsystem wird mithilfe von Mikrocomputern, Leistungselektronik und neuer Sensorik aufgebaut. Die Intelligenz des Leistungsschaltersystems wird durch das mikrocomputergesteuerte Sekundärsystem, IED und entsprechende intelligente Software realisiert. Es können Schutz- und Steuerbefehle übergeben werden. Das Glasfasernetz erreicht das Sekundärkreissystem des unkonventionellen Umspannwerks und ermöglicht so eine digitale Schnittstelle mit dem Leistungsschalterantrieb.

(5) Wartungsstatus der Ausrüstung

In digitalen Umspannwerken können Betriebsstatusdaten des Stromnetzes sowie Fehler- und Aktionsinformationen verschiedener IED-Geräte effektiv abgerufen werden, um eine effektive Überwachung des Betriebs und des Signalschleifenstatus zu erreichen. In digitalen Umspannwerken gibt es fast keine unüberwachten Funktionseinheiten und es gibt keine blinden Flecken bei der Erfassung von Gerätestatusmerkmalen. Die Gerätewartungsstrategie kann von „regelmäßiger Wartung“ herkömmlicher Umspannwerksausrüstung auf „bedingte Wartung“ geändert werden, wodurch die Verfügbarkeit des Systems erheblich verbessert wird.

(6) Das Messprinzip von LPCT und das Erscheinungsbild des Inspektionsinstruments

Wie bereits erwähnt, handelt es sich bei LPCT tatsächlich um einen elektromagnetischen Stromtransformator mit geringer Ausgangsleistung. In der IEC-Norm wird er als Implementierungsform eines elektronischen Stromwandlers aufgeführt, der einen elektromagnetischen Stromwandler darstellt. Eine Entwicklungsrichtung mit breiten Anwendungsaussichten. Da der Ausgang von LPCT im Allgemeinen direkt an elektronische Schaltkreise geliefert wird, ist die Sekundärlast relativ gering; Sein Kern besteht im Allgemeinen aus hochmagnetisch durchlässigen Materialien wie einer mikrokristallinen Legierung, und die Messgenauigkeit kann mit einem kleineren Kernquerschnitt (Kerngröße) erreicht werden. Anforderungen.

(7) Verdichtung der Systemstruktur und Standardisierung der Modellierung

Das digitale elektrische Messsystem zeichnet sich durch geringe Größe und geringes Gewicht aus. Es kann in das intelligente Schaltanlagensystem integriert und die Funktionskombination und Geräteanordnung entsprechend dem mechatronischen Designkonzept der Umspannstation optimiert werden. In Hoch- und Höchstspannungs-Umspannwerken sind die I/O-Einheiten von Schutzgeräten, Mess- und Steuergeräten, Störschreibern und anderen automatischen Geräten Teil der primären intelligenten Ausrüstung, die den prozessnahen Aufbau von IEDs realisieren; in Mittel- und Niederspannungs-Umspannwerken Die Schutz- und Überwachungsgeräte können miniaturisiert, kompakt und komplett am Schaltschrank installiert werden.

IEC61850 legt den Modellierungsstandard für Energiesysteme fest und definiert ein einheitliches und standardisiertes Informationsmodell und Informationsaustauschmodell für Umspannwerksautomatisierungssysteme. Seine Bedeutung spiegelt sich vor allem in der Verwirklichung der Interoperabilität intelligenter Geräte, der Verwirklichung des Informationsaustauschs in Umspannwerken und der Vereinfachung der Systemwartungskonfiguration und Projektumsetzung wider.

3.IEC61850-Standard

IEC61850 ist eine Reihe von Standards für „Substation Communication Networks and Systems“, die von der TC57-Arbeitsgruppe der International Electrotechnical Commission formuliert wurden. Es handelt sich um eine internationale Standardreferenz für Automatisierungssysteme von Umspannwerken, die auf Netzwerkkommunikationsplattformen basieren. Es wird auch zum Standard für Energiesysteme von Leitzentralen bis zu Umspannwerken, innerhalb von Umspannwerken und Verteilungssystemen werden. Es wird erwartet, dass der Kommunikationsstandard für die nahtlose Verbindung der elektrischen Automatisierung auch zum industriellen Steuerungskommunikationsstandard für eine universelle Netzwerkkommunikationsplattform wird.

Im Vergleich zum herkömmlichen Kommunikationsprotokollsystem weist IEC61850 technisch gesehen die folgenden herausragenden Merkmale auf: 1. Verwendung objektorientierter Modellierungstechnologie; 2. Verwenden Sie verteilte und mehrschichtige Systeme. 3. Verwendung der Abstract Communication Service Interface (ACSI) und der speziellen SCSM-Technologie zur Zuordnung von Kommunikationsdiensten; 4 nutzt MMS-Technologie (Manufacture Message Specification); 5 hat Interoperabilität; 6 verfügt über eine zukunftsorientierte, offene Architektur.

VI. Abschluss

Der Einsatz von Umspannwerkautomatisierungssystemen hat in unserem Land sehr bedeutende Ergebnisse erzielt und spielt eine wichtige Rolle bei der Verbesserung des wirtschaftlichen Betriebsniveaus des Stromnetzes. Mit der kontinuierlichen Entwicklung neuer Technologien entstehen derzeit digitale Umspannwerke. Im Vergleich zu herkömmlichen Umspannwerken bieten digitale Umspannwerke die folgenden Vorteile: Reduzierung der Sekundärverkabelung, Verbesserung der Messgenauigkeit, Verbesserung der Signalübertragungszuverlässigkeit, Vermeidung von Problemen wie elektromagnetischer Verträglichkeit, Übertragungsüberspannung und Zweipunkterdung durch Kabel sowie Lösung von Problemen zwischen Geräten. Bei Interoperabilitätsproblemen können verschiedene Funktionen des Umspannwerks eine einheitliche Informationsplattform gemeinsam nutzen, wodurch eine Duplizierung der Ausrüstung vermieden und der Grad des automatisierten Betriebs und der Verwaltung weiter verbessert wird. Digitale Umspannwerke sind die Entwicklungsrichtung der Umspannwerksautomatisierungstechnik.

Weshine Electric Manufacturing Co., Ltd.