数字化变电站测控系统的研究与实现

1.引言

数字化的变电站研究与建设，应按IEC TC57技术委员会出台的IEC 61850标准进行研究与建设。其目的将变电站按统一的标准，同一操作使各厂家之间的设备互相通信和互相操作。按统一的标准建设数字化变电站，可以优化电网运行方式对提高设备的可靠性，保障电网安全、稳定运行，实现减员增效具有重要的社会效益和经济效益。我国在2008年开始执行以IEC 61850标准为蓝本的数字化变电站DL/T860系列标准。

2.数字化变电站功能

数字化变电站在自动化系统的结构[1]上可分为：一次设备智能化、二次设备网络化。在逻辑结构上可分为三个层次，根据IEC 61850标准这三个层次为“站控层”、“间隔层”、“过程层”。

2.1 数字化变电站功能

数字化变电站以数字信息传送为对象，对数字化信息进行统一建模，用标准的网络信息构成变电站监控系统，如图1所示；

2.2 站控层主要功能

(1)将站内的两级高速网络的信息汇总的实时数据，信息不断更新实时数据库，按时登录历史数据库。

(2)将站内的有关数据、信息报送控制中心，同时将中心的有关指令下达到“间隔层”、“过程层”，

进行执行。

(3)具有在线编成全站的操作控制功能，和在线对“间隔层”、“过程层”的维护，在线修改参数等。

(4)具有站内的监控、报警，变电站故障自动分析，操作学习的功能。

2.3 间隔层功能

(1)承上启下的通信功能，完成“过程层”及“站控层”网络通信功能。上下网络接口具有双口全双工方式，提高信息通道的冗余度，保证网络通信的可靠性。

(2)进行数据采集、统计运算、发布控制命令具有优先级别的控制与驱动。

(3)实施对一次设备保护、控制功能。

(4)实施间隔层操作闭锁功能，进行同期操作及其他控制功能。

2.4 过程层功能

(1)本层是一次设备与二次设备的结合面。对电力运行实时电气量的检测，主要的参数有，电流、电压、有功功率、无功功率、视在功率、有功电量、无功电量、功率因数、频率、三相不平衡度、谐波含量等。

(2)设备运行状态参数的检测。主要参数有，温度、压力、密度、绝缘、机械特性等数据量。

(3)操作控制执行与驱动。

3.数字化变电站的构成

研究数字化变电站按IEC 61850[2]标准进行建设，能够使变电站系统管理智能化，实现系统的共享和互操作，满足供电安全、稳定、可靠。本文介绍一个大型的会展中心建筑面积32万平方米，集成展览、会议、商务、餐饮、娱乐为一体的多功能建筑物。电源来自四个方向的进线，每个方向有两条高压进线供电，共八条高压进线。系统有两个高压开闭所、六个变配电室，29台变压器(8台2000KVA、14台1600KVA、3台1000KVA、4台800KVA)，7台冷水机组每台1087KW，4台1320KW备用发电机组，组成的变电系统。

3.1 智能化电网的建设

智能化的电网建设应具有安全性、可靠性、开放性、支持分布式电源（DER）的接入[3]、智能化的管理。按一次化的智能设备与二次化智能设备进行一体化的建模构成系统。

会展中心的变配电系统，每条高压线都配置智能电子设备(IED)可以完成智能化电网的功能，采用法国施耐德电气公司生产的Sepam 1000+（4）系列微机保护测控装置其功能；

(1)电力系统的测控装置能监控，电网和设备的运行状态、RMS热保护、电流、电压、频率、有功功率、无功功率、视在功率、功率因数、跳闸记录、故障波形记录、相位角的位移、CT、VT等。

(2)诊断功能，网络和电机诊断跳闸电流、不平衡比干扰记录；开关设备诊断，累计分断流量，跳闸电路监视，跳闸时间；保护单元和附加模块诊断，连续自检及监视等。

(3)保护功能，有方向性过载保护、方向性无功过载保护、欠压和欠频保护、发热过载保护、重合闸及选择性时间保护；相电流保护和接地故障保护、有电压记忆和频率及IDMT保护等。

(4)ModBus通讯，保护测控装置的有关信息通过RS485通讯接口进行网络通信，将各种检测数据、指令通过通信网络进行交换。

(5)UMI人机界面编程，可用PLC梯形图和程序编程，按用户要求提供2种人机界面；一种用LCD显示和9键小键盘显示数据进行操作；另一种是专家级UMI，SFT2841PC软件提供所有Sepam功能的存取，在Windous环境下进行操作。

微机保护测控装置是集保护、测量、控制、通讯、自检为一体，可完成各种电流，电压及频率保护，并提供多种电气参数测量集故障录波，可通过逻辑进行保护，控制用户定制，装置面板及PC整定软件完全中文化。

3.2 分散式远程监控

图1 变电站IEC 61850标准结构功能图Fig1 transformer station IEC 61850 standard structure functional

图2 数字化变电站控制系统构成

图3 监控远程操作结构图Fig3 monitor and control remote operation structural diagram

图4监控画面操作图Fig4 monitor and control screen operation chart

图-5 远程控制分闸/合闸逻辑图Fig5. long-range controls Switching off/in logic diagram

系统中有四个变电站的主控单元采用工业级、高可靠、功能强大的工业控制计算机(MCU)进行监控，实现数据远程采集、处理、通讯控制等功能。每台MCU有2个网络接口经以太网光纤收发器、光缆构成一台主机、一台备用机的两个通讯通道，分别联接在站控层两台以太网交换机，构成双以太网的结构，达到分散式监控。

3.3 线路智能测控

变电站采用分层式结构，高压计量柜有8条回路和低压重要回路176条回路，每条回线路配置一台网络电力监控仪表PM500。网络电力监控仪表PM500通过自带的RS485通信接口与各变电站的间隔层通讯管理机实现网络连接进行测控。

法国施耐德电气公司生产网络电力监控仪表PM500[5]主要功能为：

(1)PM500能满足高、低压电力安装中电气监控的要求实现真正的有效的四象限测量为电流、电压同时提供能量测量和THD(总谐波失真)测量，如远程操作选Modbus RS485模块，就可以实现。

(2)可以同时提供5个测量数据显示，能快速直接访问信息，能获得所有电气参数的测量：电压、电流、有功功率、无功功率、视在功率、有功电量、无功电量、功率因数、频率、三相不平衡度、谐波含量等。

(3)开关的操作有，本地／远方分、合控制功能。

(4)通信方式的设定(装有通信模块Modbus RS485)。

(5)电流互感器的变比设定；电压互感器的二次侧的电压值的设定。

(6)运行状态(开关位置)监视。

(7)布线方式的选定(三相四线制、三相三线制的平衡与不平衡的选定，两相、单相的接线方式)。

PM500网络电力监控仪表，它能显示的5组数据、和功能都是用仪表上的6个按键开关进行编程的，6个指示灯显示编程状态。

4.数字化变电站分层定位

数字化变电站从整体设计是按IEC 61850标准进行划分为三个层次功能：站级层、间隔层、过程层。数字化变电站分层功能构成如图2所示。

4.1 站控层构成

作为变电站的控制中枢，由冗余配置的双机计算机监控系统，包括两台服务器(采用DEIJL服务器)、2台3Com以太网交换机、一台操作员工作站，一台工程师站，一台打印服务器、一台打印机。两台服务器以主、备方式工作，站级层所发送的指令，两台服务器同时接收，并以同样的软件处理；操作员发出的控制命令，两台服务器同时接收，但只有主服务器能够发出控制输出命令，故障时，主备机之间通过软件自动进行切换。

4.2 间隔层构成

作为主控单元采用工业级、高可靠、功能强大的MCU，实现数据采集、处理、通讯控制等功能。l#～4#变电站各设置一台MCU。每台MCU有2个网络接口连接以太网光纤收发器、光缆构成一主、一备通讯通道，分别连接在站控层的两台以太网交换机，间隔层负责八条高压进线。有两个高压开闭所、六个变配电室，29台变压器。间隔层将采集到的电气设备运行状态、实时数据和发生的事件信息上传到站控层的通信管理机，同时接收、执行站控层主机下达的控制命令。

4.3 过程层构成

整个会展中心的数据采样较多，过程层的二次回路每条回路的，开关、保护、变压器、直流屏、发电机、10KV冷水机组等设备直接通讯，实现模拟信息、数字信息、电能量的信息采集、传输及控制等共有结点有17766个。

5.变电站远程操作系统

5.1 变电站监控操作画面结构

变电站监控远程操作系统采用图形操作画面进行操作，例如图3所示。

在变电站监控远程操作主操作面界面中，每一种图形都是一个控制目录，在这个目录下有二级目录和更多的子目录。例如图4所示；点击1＃变电所就将所内的设备就会出现，点击目录中的10KV电气监控系统就会出现如下的画面。

当点击TM25断路器就出现的TM25控制的画面，下面还有子目录控制对象。

5.2 同期断路器的操作

智能化监控系统为实现供电自动化，保证供电质量是十分重要的，同期断路器的操作是数字化变电站运行主要功能。变电站自动化系统中的同期功能一般由间隔层的测控装置［6］完成，将IED测出的信号进行模数转换与计算，在收到站控层的命令后进行同期判断，如条件满足，输出合闸脉冲，完成同期断路器的操作。本系统采用MT框架式断路器，是一个具有智能的断路器。可以实现远程控制操作，MT框架式断路器具有功能；(1)通讯控制部分；(2)控制执行部分；(3)分断能力及设置；(4)LED显示信号数据；(5)信号采集部分。能实现摇控操作，对断路器、电动隔离开关进行远程控制。

监控系统的安全性，在设计上有操作权限等级管理功能，只有当具有权限操作人员在输入正确的密码后，才有权进行操作控制。系统具有变电站操作票自动生成功能，断路器、刀闸操作。首先在后台监控主机上进行模拟试操作，当操作正确无误后监控系统自动生成并打印操作票，工作人员按照操作票所列项目顺序操作。操作采用二级校验方式，即：选择一返校一执行，对于每次操作系统均自动生成操作记录，并将记录存储。监控系统能防止硬件损坏及软件飞车导致的误操作，能实现硬件闭锁、软件防误的功能，所有操作均经闭锁逻辑判断无误后方可执行。系统能对操作命令进行分析、判断，当发现误操作时，能闭锁该项操作，并提示操作人员，确保操作正确率在100%。所有断路器都有本地和远方控制功能，为防止摇控失败，可以进行手动。如图5所示。

这是远程控制分闸、合闸逻辑图。在图中的输出端，都是经过逻辑运算确信安全后可输出的。

(1)图中的01端是跳闸端；输出01上的跳闸通过；保护单元、逻辑分辩、经过通讯完成遥控、外部保护、逻辑输入后，执行分闸命令。

(2)图中011端是合闸端；通过重合闸，要经过通讯，完成遥控，逻辑输入后，执行合闸命令。

(3)图中02端是禁止合闸端；通过跳闸回路故障(TCS)、SF6故障、逻辑输入导致的禁止合闸命令。

5.3 系统软件配置和运行环境

数字化变电站按IEC 61850标准进行建设，实现变电站数字化监控。因此要建设高速以太网和支持系统的软件。系统配置软件如下；

(1)操作系统windows NT简体中文版

(2)POWER—SCADA 2000系统软件

(3）事件记录软件SepamFix

(4)录波采集及分析软件SepamRec

(5)报表专用工具报表编辑软件RptDraw

(6)报表专用工具报表浏览软件RptView

在对所有的设备及各类软件安装完成后，建立整个系统数据库，数据库是整个系统的核心，将报表、事件记录、录波、摇控操作、动态画面显示等各种数据都是从数据库调出。在系统调试过程中发现功率因数报警信号过频繁，通过对软件和功率因数补偿器的资料分析后发现，监控系统在处理功率因数的报警信息时，把它当成开关信号进行处理，只要有信号送过来就报警，整个系统对所有设备的扫描时间是很短的，不可能对报警信号产生延时现象。在系统的数据库有一项扫描周期可以编辑，整个系统扫描周期不到一秒钟，扫描的时间是按设备的数量、类型而设定，功率因数补偿器是根据负荷电流、电压值，计算出线路的有功功率、无功功率、功率因数，再根据实际的电流值计算出投多少电容器组数，每投入一组电容器需要有40秒的时间，所以功率因数报警也是正常现象。在实际运行中负荷变化很大，功率因数也是在变化，通过设定监控软件对功率因数上限和下限的扫描时间进行调整，即扫描时间大于电容器补偿器的投入时问。经过连续几个月的试运行的调整，扫描时间设为60秒钟时，功率因数报警基本得到有效的控制，系统基本稳定。

6.结论

按IEC 61850标准建设的变电站系统投入运行后运行、维护的人员减少了，出现事故的时间瞬间就在电脑上显示，电脑自动生成报表，从而减少劳动强度，而且可以随时调用各种数据，高压倒闸操作在计算机移动鼠标就可以实现，提高了智能化的操作保证变电站的安全与可靠。

[1]史春光.试探数字化变电站[J].企业技术开发,2009(28):7-8.

[2]IEC 61850变电站通信网和系统系列标准[M].北京:中国电力出版社,2004.

[3]徐丙垠,李天友,薛永端.智能配电网与配电自动化[J].电力系统自动化,2009,33(7):38-41.

[4]施耐德电气公司.Sepam1000+40系列安装和用户手册[Z].2002(9).

[5]施耐德电气公司.功率表PM500安装和用户手册[Z].2002(3).

[6]周斌,张斌,闫承志.数字化变电站同期功能的实现[J].电力系统自动化,2009,33(9):57-60.