數字化變電站測控系統的研究與實現

1.引言

數字化的變電站研究與建設，應按IEC TC57技術委員會出臺的IEC 61850標準進行研究與建設。其目的將變電站按統一的標準，同一操作使各廠家之間的設備互相通信和互相操作。按統一的標準建設數字化變電站，可以優化電網運行方式對提高設備的可靠性，保障電網安全、穩定運行，實現減員增效具有重要的社會效益和經濟效益。我國在2008年開始執行以IEC 61850標準為藍本的數字化變電站DL/T860系列標準。

2.數字化變電站功能

數字化變電站在自動化系統的結構[1]上可分為：一次設備智能化、二次設備網絡化。在邏輯結構上可分為三個層次，根據IEC 61850標準這三個層次為“站控層”、“間隔層”、“過程層”。

2.1 數字化變電站功能

數字化變電站以數字信息傳送為對象，對數字化信息進行統一建模，用標準的網絡信息構成變電站監控系統，如圖1所示；

2.2 站控層主要功能

(1)將站內的兩級高速網絡的信息匯總的實時數據，信息不斷更新實時數據庫，按時登錄歷史數據庫。

(2)將站內的有關數據、信息報送控制中心，同時將中心的有關指令下達到“間隔層”、“過程層”，

進行執行。

(3)具有在線編成全站的操作控制功能，和在線對“間隔層”、“過程層”的維護，在線修改參數等。

(4)具有站內的監控、報警，變電站故障自動分析，操作學習的功能。

2.3 間隔層功能

(1)承上啟下的通信功能，完成“過程層”及“站控層”網絡通信功能。上下網絡接口具有雙口全雙工方式，提高信息通道的冗余度，保證網絡通信的可靠性。

(2)進行數據采集、統計運算、發布控制命令具有優先級別的控制與驅動。

(3)實施對一次設備保護、控制功能。

(4)實施間隔層操作閉鎖功能，進行同期操作及其他控制功能。

2.4 過程層功能

(1)本層是一次設備與二次設備的結合面。對電力運行實時電氣量的檢測，主要的參數有，電流、電壓、有功功率、無功功率、視在功率、有功電量、無功電量、功率因數、頻率、三相不平衡度、諧波含量等。

(2)設備運行狀態參數的檢測。主要參數有，溫度、壓力、密度、絕緣、機械特性等數據量。

(3)操作控制執行與驅動。

3.數字化變電站的構成

研究數字化變電站按IEC 61850[2]標準進行建設，能夠使變電站系統管理智能化，實現系統的共享和互操作，滿足供電安全、穩定、可靠。本文介紹一個大型的會展中心建筑面積32萬平方米，集成展覽、會議、商務、餐飲、娛樂為一體的多功能建筑物。電源來自四個方向的進線，每個方向有兩條高壓進線供電，共八條高壓進線。系統有兩個高壓開閉所、六個變配電室，29臺變壓器(8臺2000KVA、14臺1600KVA、3臺1000KVA、4臺800KVA)，7臺冷水機組每臺1087KW，4臺1320KW備用發電機組，組成的變電系統。

3.1 智能化電網的建設

智能化的電網建設應具有安全性、可靠性、開放性、支持分布式電源（DER）的接入[3]、智能化的管理。按一次化的智能設備與二次化智能設備進行一體化的建模構成系統。

會展中心的變配電系統，每條高壓線都配置智能電子設備(IED)可以完成智能化電網的功能，采用法國施耐德電氣公司生產的Sepam 1000+（4）系列微機保護測控裝置其功能；

(1)電力系統的測控裝置能監控，電網和設備的運行狀態、RMS熱保護、電流、電壓、頻率、有功功率、無功功率、視在功率、功率因數、跳閘記錄、故障波形記錄、相位角的位移、CT、VT等。

(2)診斷功能，網絡和電機診斷跳閘電流、不平衡比干擾記錄；開關設備診斷，累計分斷流量，跳閘電路監視，跳閘時間；保護單元和附加模塊診斷，連續自檢及監視等。

(3)保護功能，有方向性過載保護、方向性無功過載保護、欠壓和欠頻保護、發熱過載保護、重合閘及選擇性時間保護；相電流保護和接地故障保護、有電壓記憶和頻率及IDMT保護等。

(4)ModBus通訊，保護測控裝置的有關信息通過RS485通訊接口進行網絡通信，將各種檢測數據、指令通過通信網絡進行交換。

(5)UMI人機界面編程，可用PLC梯形圖和程序編程，按用戶要求提供2種人機界面；一種用LCD顯示和9鍵小鍵盤顯示數據進行操作；另一種是專家級UMI，SFT2841PC軟件提供所有Sepam功能的存取，在Windous環境下進行操作。

微機保護測控裝置是集保護、測量、控制、通訊、自檢為一體，可完成各種電流，電壓及頻率保護，并提供多種電氣參數測量集故障錄波，可通過邏輯進行保護，控制用戶定制，裝置面板及PC整定軟件完全中文化。

3.2 分散式遠程監控

圖1 變電站IEC 61850標準結構功能圖Fig1 transformer station IEC 61850 standard structure functional

圖2 數字化變電站控制系統構成

圖3 監控遠程操作結構圖Fig3 monitor and control remote operation structural diagram

圖4監控畫面操作圖Fig4 monitor and control screen operation chart

圖-5 遠程控制分閘/合閘邏輯圖Fig5. long-range controls Switching off/in logic diagram

系統中有四個變電站的主控單元采用工業級、高可靠、功能強大的工業控制計算機(MCU)進行監控，實現數據遠程采集、處理、通訊控制等功能。每臺MCU有2個網絡接口經以太網光纖收發器、光纜構成一臺主機、一臺備用機的兩個通訊通道，分別聯接在站控層兩臺以太網交換機，構成雙以太網的結構，達到分散式監控。

3.3 線路智能測控

變電站采用分層式結構，高壓計量柜有8條回路和低壓重要回路176條回路，每條回線路配置一臺網絡電力監控儀表PM500。網絡電力監控儀表PM500通過自帶的RS485通信接口與各變電站的間隔層通訊管理機實現網絡連接進行測控。

法國施耐德電氣公司生產網絡電力監控儀表PM500[5]主要功能為：

(1)PM500能滿足高、低壓電力安裝中電氣監控的要求實現真正的有效的四象限測量為電流、電壓同時提供能量測量和THD(總諧波失真)測量，如遠程操作選Modbus RS485模塊，就可以實現。

(2)可以同時提供5個測量數據顯示，能快速直接訪問信息，能獲得所有電氣參數的測量：電壓、電流、有功功率、無功功率、視在功率、有功電量、無功電量、功率因數、頻率、三相不平衡度、諧波含量等。

(3)開關的操作有，本地／遠方分、合控制功能。

(4)通信方式的設定(裝有通信模塊Modbus RS485)。

(5)電流互感器的變比設定；電壓互感器的二次側的電壓值的設定。

(6)運行狀態(開關位置)監視。

(7)布線方式的選定(三相四線制、三相三線制的平衡與不平衡的選定，兩相、單相的接線方式)。

PM500網絡電力監控儀表，它能顯示的5組數據、和功能都是用儀表上的6個按鍵開關進行編程的，6個指示燈顯示編程狀態。

4.數字化變電站分層定位

數字化變電站從整體設計是按IEC 61850標準進行劃分為三個層次功能：站級層、間隔層、過程層。數字化變電站分層功能構成如圖2所示。

4.1 站控層構成

作為變電站的控制中樞，由冗余配置的雙機計算機監控系統，包括兩臺服務器(采用DEIJL服務器)、2臺3Com以太網交換機、一臺操作員工作站，一臺工程師站，一臺打印服務器、一臺打印機。兩臺服務器以主、備方式工作，站級層所發送的指令，兩臺服務器同時接收，并以同樣的軟件處理；操作員發出的控制命令，兩臺服務器同時接收，但只有主服務器能夠發出控制輸出命令，故障時，主備機之間通過軟件自動進行切換。

4.2 間隔層構成

作為主控單元采用工業級、高可靠、功能強大的MCU，實現數據采集、處理、通訊控制等功能。l#～4#變電站各設置一臺MCU。每臺MCU有2個網絡接口連接以太網光纖收發器、光纜構成一主、一備通訊通道，分別連接在站控層的兩臺以太網交換機，間隔層負責八條高壓進線。有兩個高壓開閉所、六個變配電室，29臺變壓器。間隔層將采集到的電氣設備運行狀態、實時數據和發生的事件信息上傳到站控層的通信管理機，同時接收、執行站控層主機下達的控制命令。

4.3 過程層構成

整個會展中心的數據采樣較多，過程層的二次回路每條回路的，開關、保護、變壓器、直流屏、發電機、10KV冷水機組等設備直接通訊，實現模擬信息、數字信息、電能量的信息采集、傳輸及控制等共有結點有17766個。

5.變電站遠程操作系統

5.1 變電站監控操作畫面結構

變電站監控遠程操作系統采用圖形操作畫面進行操作，例如圖3所示。

在變電站監控遠程操作主操作面界面中，每一種圖形都是一個控制目錄，在這個目錄下有二級目錄和更多的子目錄。例如圖4所示；點擊1＃變電所就將所內的設備就會出現，點擊目錄中的10KV電氣監控系統就會出現如下的畫面。

當點擊TM25斷路器就出現的TM25控制的畫面，下面還有子目錄控制對象。

5.2 同期斷路器的操作

智能化監控系統為實現供電自動化，保證供電質量是十分重要的，同期斷路器的操作是數字化變電站運行主要功能。變電站自動化系統中的同期功能一般由間隔層的測控裝置［6］完成，將IED測出的信號進行模數轉換與計算，在收到站控層的命令后進行同期判斷，如條件滿足，輸出合閘脈沖，完成同期斷路器的操作。本系統采用MT框架式斷路器，是一個具有智能的斷路器。可以實現遠程控制操作，MT框架式斷路器具有功能；(1)通訊控制部分；(2)控制執行部分；(3)分斷能力及設置；(4)LED顯示信號數據；(5)信號采集部分。能實現搖控操作，對斷路器、電動隔離開關進行遠程控制。

監控系統的安全性，在設計上有操作權限等級管理功能，只有當具有權限操作人員在輸入正確的密碼后，才有權進行操作控制。系統具有變電站操作票自動生成功能，斷路器、刀閘操作。首先在后臺監控主機上進行模擬試操作，當操作正確無誤后監控系統自動生成并打印操作票，工作人員按照操作票所列項目順序操作。操作采用二級校驗方式，即：選擇一返校一執行，對于每次操作系統均自動生成操作記錄，并將記錄存儲。監控系統能防止硬件損壞及軟件飛車導致的誤操作，能實現硬件閉鎖、軟件防誤的功能，所有操作均經閉鎖邏輯判斷無誤后方可執行。系統能對操作命令進行分析、判斷，當發現誤操作時，能閉鎖該項操作，并提示操作人員，確保操作正確率在100%。所有斷路器都有本地和遠方控制功能，為防止搖控失敗，可以進行手動。如圖5所示。

這是遠程控制分閘、合閘邏輯圖。在圖中的輸出端，都是經過邏輯運算確信安全后可輸出的。

(1)圖中的01端是跳閘端；輸出01上的跳閘通過；保護單元、邏輯分辯、經過通訊完成遙控、外部保護、邏輯輸入后，執行分閘命令。

(2)圖中011端是合閘端；通過重合閘，要經過通訊，完成遙控，邏輯輸入后，執行合閘命令。

(3)圖中02端是禁止合閘端；通過跳閘回路故障(TCS)、SF6故障、邏輯輸入導致的禁止合閘命令。

5.3 系統軟件配置和運行環境

數字化變電站按IEC 61850標準進行建設，實現變電站數字化監控。因此要建設高速以太網和支持系統的軟件。系統配置軟件如下；

(1)操作系統windows NT簡體中文版

(2)POWER—SCADA 2000系統軟件

(3）事件記錄軟件SepamFix

(4)錄波采集及分析軟件SepamRec

(5)報表專用工具報表編輯軟件RptDraw

(6)報表專用工具報表瀏覽軟件RptView

在對所有的設備及各類軟件安裝完成后，建立整個系統數據庫，數據庫是整個系統的核心，將報表、事件記錄、錄波、搖控操作、動態畫面顯示等各種數據都是從數據庫調出。在系統調試過程中發現功率因數報警信號過頻繁，通過對軟件和功率因數補償器的資料分析后發現，監控系統在處理功率因數的報警信息時，把它當成開關信號進行處理，只要有信號送過來就報警，整個系統對所有設備的掃描時間是很短的，不可能對報警信號產生延時現象。在系統的數據庫有一項掃描周期可以編輯，整個系統掃描周期不到一秒鐘，掃描的時間是按設備的數量、類型而設定，功率因數補償器是根據負荷電流、電壓值，計算出線路的有功功率、無功功率、功率因數，再根據實際的電流值計算出投多少電容器組數，每投入一組電容器需要有40秒的時間，所以功率因數報警也是正常現象。在實際運行中負荷變化很大，功率因數也是在變化，通過設定監控軟件對功率因數上限和下限的掃描時間進行調整，即掃描時間大于電容器補償器的投入時問。經過連續幾個月的試運行的調整，掃描時間設為60秒鐘時，功率因數報警基本得到有效的控制，系統基本穩定。

6.結論

按IEC 61850標準建設的變電站系統投入運行后運行、維護的人員減少了，出現事故的時間瞬間就在電腦上顯示，電腦自動生成報表，從而減少勞動強度，而且可以隨時調用各種數據，高壓倒閘操作在計算機移動鼠標就可以實現，提高了智能化的操作保證變電站的安全與可靠。

[1]史春光.試探數字化變電站[J].企業技術開發,2009(28):7-8.

[2]IEC 61850變電站通信網和系統系列標準[M].北京:中國電力出版社,2004.

[3]徐丙垠,李天友,薛永端.智能配電網與配電自動化[J].電力系統自動化,2009,33(7):38-41.

[4]施耐德電氣公司.Sepam1000+40系列安裝和用戶手冊[Z].2002(9).

[5]施耐德電氣公司.功率表PM500安裝和用戶手冊[Z].2002(3).

[6]周斌,張斌,閆承志.數字化變電站同期功能的實現[J].電力系統自動化,2009,33(9):57-60.