变电站自动化发展综述

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变电站自动化发展综述

变电站作为整个电网中的一个节点,在电网中,担负着电能传输、分配任务。变电站继电保护、监控自动化系统是保证上述任务完成的基础。在电网统一指挥和协调下,电网各节点,如变电站、发电厂具体实施和保障电网的安全、稳定、可靠运行。因此,变电站自动化系统是电网自动化系统的一个重要组成部分。作为变电站自动化系统,他应确保:检测电网故障,尽快隔离故障部分;采集变电站运行实时信息,对变电站运行进行监视和计量;采集一次设备状态数据,供维护一次设备参考;当地后备控制。

因此,要求变电站自动化系统运行高效、实时、可靠,对变电站内设备进行统一监测、管理、协调和控制。同时,他又必须与电网调度自动化系统进行实时、有效的信息交换、信息共享,优化电网操作,提高电网安全稳定运行水平,提高经济效益,并为电网自动化的进一步发展留下空间。

变电站自动化:在变电站内应用自动控制技术、信息处理和传输技术、计算机硬软件技术实现变电站运行监测、协调、控制和管理任务,部分代替或取代变电站常规二次系统,减少和代替运行值班人员对变电站运行监视、控制的操作,使变电站更加安全、稳定、可靠运行。

变电站自动化包括两个方面:

横向综合

利用计算机手段将不同厂家的设备连在一起,替代或升级老设备的功能。 纵向综合

在变电站层这一级,提供信息、优化、综合处理分析信息和增加新的功能,增强变电站内部、各控制中心间的协调能力。如借用人工智能技术,在控制中心可实现对变电站控制和保护系统进行在线诊断和事件分析,或在变电站当地自动化功能协助之下,完成电网故障后自动恢复。

变电站综合自动化与一般自动化区别关键在于:自动化系统是否作为一个整体执行保护、检测和控制功能。

基于下列情形:日益增加电网复杂性;不断增加的成本-效益压力、市场竞争;技术发展;更高的电网运行标准;向状态检修方向过渡。促使变电站自动化领域不断引进新的技术,为变电站和电网中一些问题的解决提供新的思路和解决方案,开拓和推动电力系统自动化技术的发展。

1.变电站自动化技术发展现状

自90年代初到目前止,据不完全统计,我国已有上千套变电站综合自动化系统在现场投运,充分发挥了作用,取得了用户的信赖。变电站自动化系统已被广大用户所接受和认可。

变电站自动化系统结构已从早期的集中式结构,由1台或2台或3台微机完成全变电站的保护、监控任务,现已过渡到分布分散式系统结构,其可靠性、可扩性、可维护性大大提高。

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现有的系统均采用分层的设计思想,具有一定的分布式特征和相应的独立性,主要体现在保护和监控相互独立,故障互不影响。然而在这些系统中,微机保护、微机监控等设备之间大都通过RS-422/RS-485通信口或现场总线相连接,通信规约迥异,仅有个别厂家采用IEC870-5标准通信规约。由于缺乏统一标准,通信控制复杂,难以有效地实现各设备之间信息高速、可靠、准确地交换。系统可靠性和实时性差,他不仅影响到变电站综合自动化系统的优势发挥,而且不能满足电网发展对变电自动化系统所提出的要求。

继电保护方面,如工频变化量方向继电器、工频变化量距离继电器、区分振荡与短路的新原理等项技术居国际领先水平。

目前,对35kV及35kV以下线路,保护测控相互融合、信息共享,保护、测控功能集成在一个独立的装置中,已成为业界共识。保护测控一体化的概念已延伸到馈线自动化中,用于馈线终端FTU。对高压或超高压线路,保护、测控装置完全独立,但出现统一设计、组屏的要求。

传统的自动装置正在调整,逐渐与变电站自动化系统融合。较为典型的如低周减载、电压无功控制、备用电源自投与分段开关保护测控的融合、自动准同期功能与测控功能集成等。

变电站自动化系统的功能在基本监控功能方面如遥测、遥信、遥控已比较成熟,较高层次上的应用功能,如变电站防误闭锁、电压无功控制方面,取得不少成绩。但总的来说,较高层次上的应用功能还有待于深入研究和发展。

2.全面整体解决方案成为变电站自动化发展趋势

早期由于技术的限制,变电站自动化的实施采用发展独立的、单项自动化装置来解决问题。70年代初到80年代末,电力行业主要精力在集中利用计算机发展单项自动化装置或系统,如微机保护、微机远动装置等,为变电站自动化发展打下基础。在其发展过程中,人们也逐渐认识到:由于变电站自动化的功能之间存在着不同程度的关联,单单依靠发展单项自动化装置或系统,形成自动化孤岛,很难满足变电站自动化许多功能的要求,且还无法克服在扩大应用规模时确认所需投资的合理性所遇到的困难。这种按“功能定向”的方法,已造成综合化水平非常低,并带来若干反面影响,如功能重叠、数据的重复、灵活性很差、维修费用高等。

另外,变电站自动化系统作为一个庞大复杂的、综合性很高的系统性工程,包含众多的设备和子系统,各功能、子系统之间存在着不同程度的关联,其本身及其所用技术又处于不断发展之中,对任一个厂家、制造商而言,根本不可能包揽一切。

这就要求变电站自动化采用全面解决的方案,走系统集成之路,使得各种应用之间可共享投资和运行费用,最大限度保护用户原有的投资。

随着计算机、电力电子技术的进步,通信技术的发展,变电站自动化的发展,已由单个孤立的装置微机化（自动化）过渡到系统整体计算机化。

在中低压变电站自动化和馈线自动化方面,现有保护和测控设备相互渗透、相互融合,形成保护测控一体化,保护测控单元不仅具有常规的保护、遥测、遥信

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和遥控功能,且还集成了自动重合闸、电能质量一些参数的检测功能,甚至集成了断路器的监视功能,且有进一步与断路器、开关相结合,机电一体化,发展成为智能化开关的趋势。显著地降低了建设、运行和维护的综合成本,为提高供电可靠性,创造了有利的条件。

高压设备正向着一次和二次设备集成方向发展,出现智能化一次设备。一次设备将断路器与PT、CT及刀闸组合在一起,使用电子PT、CT替代常规的PT、CT,数字输出替代了模拟量输出,甚至集成了保护、测控单元。如 ABB 公司的PASS、ALSTOM公司推出的高压组合电器等一次设备。这样,减少了与二次设备的连线,减少了电磁干扰,提线路两侧同步采样,经高速通道交换数据,可消除过

高了可靠性,同时也减少了用户的投资。此外,集成了一次设备在线监视、自诊断和控制工具,可提供更好地维护工具管理,使一次设备由定期维修转为状态维修。

故障定位和自动恢复送电可以明显地缩短停电时间。有效的解决这一问题,必须以数字式继电保护、变电站自动化系统、电网自动化系统为基础。对于故障定位,国外有人提出使用三种技术综合处理:故障距离计算法、线路故障指示器法以及不同线路区间故障概率统计法,这些信息结合在一起进行模糊逻辑处理。

3.继电保护和测控单元发展

基于全球卫星定位系统（GPS）、通信网络技术现代电子技术,保护、测控单元正在或即将在以下几个方面进行改进:

提高A/D 转换精度;同步采样和同步采集;配备高速多路通信接口;扩大信号处理能力 ,可计算和处理各种测量量信号极易受干扰。

继电保护方面,尤其是超高压保护,在硬件上,采用高速16位A/D转换器;单一微处理器已被数字信号处理器（DSP）、32位微处理器所替代,存储器空间大幅度增加,使之可采用更加复杂的算法,完成更多的功能,如分散录波功能,大大改善了原有的性能。

测控单元方面,除了完成常规的交流采样、开关量采集工作以外,还提出了新的要求,如集成自动准同期功能、电能质量数据采集功能、非电量数据采集,如压力、温度、位移、噪音等的采集功能以及操作连锁功能等。

保护、测控单元与一次设备集成或就地安装,对保护、测控单元提出了更高的适应恶劣环境的要求,如电磁兼容性,承受大幅度的温差变化,防护雨雪等恶劣天气、承受粉尘污染等。

基于全球卫星定位系统和高速通信技术,给继电保护、自动装置带来了新的概念和解决问题的方案。

收集和利用各保护单元所采集的故障前后数据,可用分散式录波取代集中式故障录波,且具有集中式故障录波所不具备的经济性和可靠性。

对距离保护和故障定位,利用GPS对时,实现线路两侧同步采样,经高速通道交换数据,可消除过渡电阻的影响,排除或计及平行双回线的影响,精确地计算出故障位置;利用两侧同步采样获得的相量,还可用等面积算法迅速地计算出系统

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两侧是否失步或平稳振荡。

分布式母线保护实现得益于同步采样和数据通信。通过对每一个被保护的元件（线路或变压器）配置一个母线保护单元,借助于数据通信网络,实现母线保护单元之间的数据交换,从而,每一个母线保护单元独立地完成母差保护功能。分布式母线保护避免了传统母线保护误动造成整条母线失电的严重后果,对CT变比不需要一样,更能适合综合自动化的需要。

关于小电流接地选线。过去小电流接地选线由专用的小电流接地选线装置检测线路单向接地故障。检测方法用得较多是五次谐波方法,取得一定效果。但随着大量电力电子元器件的应用,五次谐波方法遇到了麻烦。再者低压线路单向接地故障,其零序电流与线路长短、负荷大小、运行方式、中性点接地方式均有关。零序电流又非常小,其检测信号极易受干扰。

为此,有文献提出采用系统保护方式解决小电流接地选线问题。即利用变电站自动化系统的保护测控单元提供实测零序电流数据和母线电压,由变电站计算机系统对各低压馈线测控单元进行协调,采集各馈线测控单元电流信号,并使用多种算法进行计算和分析。

4.人工智能在变电站自动化中的应用

4.1故障诊断专家系统

变电站发生故障后,所有相关的保护、测控设备均会产生相应的报警信息送至变电站主计算机和远方控制中心,尤其是发生多重故障或自动装置动作不正常时,情况更加严重,在大型变电站中,可能在1s内有100条左右报警信息涌入主计算机系统。利用专家系统对报警信息进行筛选、分析和处理,给出故障的关键信息,将有助于提高运行人员的故障处理能力,加快故障处理速度,故障后迅速恢复。

故障诊断主要是对变电站内保护装置产生的报警信息、断路器的状态变化信息以及电压、电流等电气量测量的特征进行分析,根据保护动作的逻辑和运行人员的经验来推断可能的故障位置和故障类型。

专家系统依据知识库进行推理、判断。即把保护、断路器的动作逻辑以及运行人员的诊断经验用规则表示出来。形成故障诊断专家系统的知识库,进而根据报警信息,搜索知识库推理,获得故障诊断的结论。

4.2变压器保护

着手研究将神经元网络、模糊理论以及其他智能算法（如人工遗传算法）应用于励磁涌流的判别,以期提高保护对变压器保护内部轻微故障的灵敏度。

4.3电压无功控制

在电压无功控制方面,基于人工神经元网络的无功预测和优化决策相结合的变电站电压无功控制策略以无功变化趋势为指导,充分发挥了电容器的经济技术效益 ,能在无功基本平衡和保证电压合格的前提下,使变压器分接头的调节次数降至最小,消除了盲目调节,降低了变压器故障几率和减少了维护量。

4.4防误闭锁

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防误闭锁要求在实施变电站操作时,实现五防:防止带负荷拉合隔离开关、防止误分合断路器、防止带电挂地线、防止带地线合隔离开关、防止误入带电间隔。防误闭锁主要通过开操作票、模拟操作、操作强制性闭锁等几个方面来实现的。对防误闭锁,专家系统主要用在开操作票、模拟操作两个环节。通过收集对应变电站各种电气操作要求、操作规则以及运行人员的经验,形成操作防误闭锁规则库。在操作任务确定并输入计算机后,由运行人员在计算机上进行模拟操作,计算机按照给定的操作任务,结合变电站自动化系统所提供的实时信息,对运行人员的模拟操作,逐项搜索规则库,进行检查、推理和判断,确认该项操作是否符合相应操作任务所规定的操作规则,直至模拟操作结束。模拟操作全部正确,计算机自动整理出对应操作任务的操作票,并给出解除强制性闭锁的操作队列代码,供电脑钥匙使用。通过专家系统的应用,在防误闭锁开操作票和模拟操作两个方面,有效地避免了可能的漏洞,解决了有经验的运行人员不足的矛盾。

4.5数据发掘

面对变电站技术的深入发展,自动化系统所需和处理分析信息不断膨胀,单纯的遥测、遥信信息已不敷需要,图像和声音等多媒体数据也提出了需要。

数据库的规模日益扩大、复杂程度不断增大,仅仅依靠常规数据查询检索机制和统计分析方法,已远不能满足实际的需要。如何有效地开发、利用变电站自动化系统的各种信息,监测、控制和指导变电站安全稳定运行成为变电站自动化甚至电网自动化深入发展急待研究的一个重大问题。

电网调度运行人员需要从日积月累起来的大量电网负荷变化历史数据发现负荷变化的规律,预测未来负荷变化的趋势。

运行维护人员,从大量的设备状态记录数据中,提取和分析设备状态变化情况,制定设备维护和检修计划。

系统运行人员从大量的事件和故障录波数据中,检查和分析电网运行的薄弱点,分析保护和安全自动装置的动作行为,调整和改进保护、安全自动装置的定值、配置及其装置本身。

总之,人们需要由新的、更为有效的手段对各种“数据资源”进行开采,以发挥其应用潜能。数据发掘Datamining正是在这样的应用需求背景下发展起来的,开发信息资源的一整套科学方法、算法、软件工具与环境,用于从大规模数据库中提取蕴涵的、有价值的信息,或发现原来不知道的、可以理解的知识,用于决策支持或预测未来。

数据发掘的基本过程如下:

解释/利用→发掘→交换→选择→预处理（数据准备）

数据发掘技术的研究开发,将涉及数据库系统、决策支持系统、人工智能与计算智能、知识工程、分布并行处理、多媒体网络技术、计算可视化等多种学科分支的理论和技术。已形成一个方兴未艾的国际前沿研究开发新领域。

运行人员的模拟操作,逐项搜索规则库,进行检查。

5信息化—电网自动化发展的基础和动力

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信息化含信息数字化、信息交流网络化双重含意。信息数字化是信息化的基础。在变电站中,信息数字化使得保护和控制装置:特性和性能不随器件和环境条件的变化而变化;大量减少了装置的部件和连接;设计上（部件、连接）的变化,变成软件上的变化。

信息只有交流,被人所用才有价值。信息交流网络化,扩展了保护和控制装置“看”和“听”的能力,增强了保护和控制装置的控制准确性和灵活性。通过交流,增加了信息量,显现出信息的价值。

变电站自动化关键在于实现信息交换。通过控制和保护互连、相互协调,允许数据在各能块之间互相交换,可以提高他们的性能。通过信息交换,实现信息共享,提供常规的变电站所不能提供的功能,减少变电站设备的重复配置,简化设备之间的互连,从整体上提高变电站自动化系统的安全性和经济性,从而提高整个电网的自动化水平。通过信息交换,给变电站中问题的解决,提供了全新的概念和解决方案,也带来了许多新的课题。

电网重组。即变电所断路器一跳闸,变电站自动化系统便启动对连接于馈电线路变电所的电网隔离刀闸、断路器和远方设备状态的信息收集。在对接收到的结果进行计算和与电网控制中心交换数据后,便形成电网重组的假定方案,并执行开关操作。

能量管理系统（EMS）同变电站自动化系统形成一分层计算机系统后,各变电站微机保护继电器整定值以及微机保护各种存储数据读入主计算机中,进而可对这些数据进行整定、分析处理。这样对继电保护配置合理性、故障情况下保护动作特性将有更为清楚的了解。电网时信息,分析电网网络结构的变化,进而分析计算新的电气参数对继电保护的影响,实时计算和修改保护的整定值。实现全电网继电保护。有文献报道,瑞典3家电力公司在设计和研制防止电压崩溃的全电网保护。

变电站自动化系统的发展,同EMS的结合,电网稳定识别计算方面理论的发展,使得安全稳定控制系统今后的发展趋势一方面是在线不断重新计算和更新,即实时或准实时的算法,以便于适应工况和网络结构参数的变化,防止按最劣情况采取对策,而扩大停电面积;另一方面是使控制本身具有鲁棒性,自动适应上述网络和工况的变化,在全电网范围内,综合协调各种紧急控制,使之达到最佳效果,即在确保系统稳定的前提下 ,尽可能减少切机、减负荷量减少事故损失,并快速恢复正常运行。

在变电站自动化系统中 ,通过信息交换和共享,提供了自诊断和相互诊断,改善所有功能的可能性和使用率;提供了更多的信息和记录 ,有助于改善决策处理、保护研究开发。

总之,变电站综合自动化系统的发展 ,成为现代电网能量管理系统的一部分,实现数据共享,是其发展壮大的关键。通过信息共享 ,可为整个变电所乃至整个电网的运行提供有参考价值的决策信息 ,如增加出力和极限输送容量等 ,有助于减少或避免发生恶性事故,从而给整个电网带来极大的经济效益。

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