Estado de desarrollo y tendencias de la automatización integrada de subestaciones.

La subestación es un eslabón indispensable e importante del sistema eléctrico. Es responsable de las pesadas tareas de conversión y redistribución de energía y desempeña un papel decisivo en el funcionamiento económico de la red eléctrica. Para mejorar el nivel de operación estable de las subestaciones, reducir los costos de operación y mantenimiento, mejorar los beneficios económicos y brindar servicios de energía eléctrica de alta calidad a los usuarios, ha comenzado a surgir y se ha utilizado ampliamente una tecnología de automatización integral para las subestaciones.

La automatización integral de subestaciones consiste en aplicar tecnología informática y tecnología de comunicación moderna al equipo secundario de la subestación (incluidos control, señal, medición, protección, dispositivos automáticos y dispositivos de control remoto, etc.), e implementar monitoreo y medición automáticos de la subestación a través de combinación funcional y control y coordinación optimizados del diseño, así como sistemas integrales de automatización como la comunicación de despacho. Lograr una automatización integral de las subestaciones puede mejorar el nivel de operación económica de la red eléctrica, reducir la inversión en infraestructura y proporcionar un medio para promover las subestaciones desatendidas. El rápido desarrollo de la tecnología informática, la tecnología de la información y la tecnología de redes ha llevado al avance de la tecnología de automatización integral en las subestaciones. En los últimos años, con el desarrollo de sistemas digitales de medición eléctrica (como transformadores fotoeléctricos o transformadores electrónicos), equipos eléctricos inteligentes y tecnologías de comunicación relacionadas, el sistema de automatización integrada de subestaciones avanza hacia la digitalización.

I. Funciones principales del sistema de automatización integrado de subestaciones.

Las funciones básicas del sistema de automatización integrado de subestación se reflejan en las funciones de los siguientes seis subsistemas:

1. Subsistema de seguimiento;

2. Subsistema de protección de relés;

3. Subsistema de control integral de tensión y potencia reactiva;

4. Subsistema de control de deslastre de carga de baja frecuencia del sistema eléctrico;

5. Subsistema de control de conmutación automática de la fuente de alimentación en espera;

6. Subsistema de comunicación.

Esta parte es relativamente rica en contenido y hay muchos documentos que la explican en detalle, por lo que este artículo no entrará en detalles.

II. Sistema de automatización de subestaciones tradicionales.

1. Estructura del sistema

En la actualidad, las estructuras de los sistemas integrados de automatización de subestaciones nacionales y extranjeros se clasifican en los siguientes tres tipos según las ideas de diseño [1]:

(1) Centralizado

Utilice computadoras de diferentes grados para expandir sus circuitos de interfaz periféricos, recopilar de manera centralizada información analógica, de conmutación y digital de la subestación, realizar procesamiento y cálculos centralizados y completar el monitoreo de microcomputadoras, la protección de microcomputadoras y algunas funciones de control automático. Sus características son: altos requisitos de rendimiento informático, poca escalabilidad y mantenibilidad, y adecuado para subestaciones medianas y pequeñas.

(2) Distribuido

Divididas según los objetos monitoreados o las funciones del sistema de la subestación, varias CPU funcionan en paralelo y se utiliza tecnología de red o métodos en serie para implementar la comunicación de datos entre las CPU. El sistema distribuido es fácil de expandir y mantener y las fallas locales no afectan el funcionamiento normal de otros módulos. Este modo se puede utilizar para agrupación de pantalla centralizada o agrupación de pantalla dividida durante la instalación.

(3) Distribución descentralizada

Cada unidad de adquisición de datos, unidad de control (unidad de E/S) y unidad de protección en la capa de bahía se instalan localmente en el gabinete de distribución o cerca de otros equipos. Cada unidad es independiente entre sí y se interconecta únicamente a través de la red de comunicación y está conectada a la unidad principal de medición y control a nivel de subestación. comunicación. Las funciones que se pueden completar a nivel de bahía no dependen de la red de comunicación, como las funciones de protección. La red de comunicación suele ser de fibra óptica o par trenzado, lo que comprime al máximo los equipos secundarios y los cables secundarios, ahorrando inversiones en ingeniería y construcción. La instalación puede estar dispersa en cada compartimento, o bien centralizada o agrupación jerárquica de pantallas en la sala de control. También puede ser que una parte esté en la sala de control y la otra parte esté esparcida en el armario de distribución.

2.Problemas existentes

El sistema de automatización integrada de subestaciones ha logrado buenos resultados de aplicación, pero también presenta deficiencias, que se reflejan principalmente en: 1. El intercambio de información entre primario y secundario aún continúa en el modo de cableado tradicional, que es alto costo e inconveniente en construcción y mantenimiento; 2. La parte de recopilación de datos secundarios se repite en gran medida, lo que desperdicia recursos; 3. La estandarización de la información es insuficiente, el intercambio de información es bajo, coexisten múltiples sistemas y la interconexión entre dispositivos y entre dispositivos y sistemas es difícil, lo que forma islas de información y dificulta su aplicación integral; 4. Cuando ocurre un accidente, aparecerá una gran cantidad de información de alarma de eventos, sin un mecanismo de filtrado efectivo, lo que interfiere con el correcto juicio de la falla por parte de los operadores de servicio.

III. Subestación digital

Las subestaciones digitales son la siguiente etapa en el desarrollo de la automatización de subestaciones. El "Undécimo Plan Quinquenal" de Power Grid Company "Plan de Desarrollo Científico y Tecnológico" ha establecido claramente que durante el período del "Undécimo Plan Quinquenal", se estudiarán subestaciones digitales y se construirán estaciones de demostración. 2, y actualmente existen subestaciones digitales. Completado y puesto en funcionamiento, como la subestación digital de 110 kV de transformación de la Convención y Exposición de Fuzhou.

1. Concepto de subestación digital

Subestación digital se refiere a una subestación en la que los procesos de recolección, transmisión, procesamiento y salida de información son completamente digitales. Sus características básicas son equipos inteligentes, red de comunicaciones y operación y gestión automatizadas.

Las subestaciones digitales tienen las siguientes características principales:

(1) Equipo primario inteligente

Equipos primarios inteligentes como transformadores electrónicos e interruptores inteligentes (o interruptores tradicionales con terminales inteligentes) que utilizan salida digital. El dispositivo primario y el dispositivo secundario intercambian valores de muestreo, cantidades de estado, comandos de control y otra información a través de transmisión por fibra óptica de información codificada digitalmente.

(2) Red de equipos secundarios

La red de comunicación se utiliza para intercambiar información como valores analógicos, valores de conmutación y comandos de control entre dispositivos secundarios, y se eliminan los cables de control.

(3) Automatización del sistema de gestión de operaciones.

Deben incluirse sistemas de automatización, como sistemas automáticos de análisis de fallas, sistemas de monitoreo del estado de los equipos y sistemas de control programado, para mejorar el nivel de automatización y reducir la dificultad y la carga de trabajo de la operación y el mantenimiento.

2. Principales características técnicas de las subestaciones digitales.

(1) Digitalización de la recopilación de datos

La característica principal de una subestación digital es el uso de sistemas de medición eléctrica digital (como transformadores fotoeléctricos o transformadores electrónicos) para recopilar parámetros eléctricos como corriente y voltaje 3 para lograr un aislamiento eléctrico efectivo de los sistemas primarios y secundarios y aumentar Aumenta la dinámica rango de medición de cantidades eléctricas y mejora la precisión de la medición, proporcionando así una base para realizar la transformación de la redundancia de dispositivos de subestaciones convencionales a la redundancia de información y la aplicación de la integración de información.

(2) Distribución jerárquica del sistema

El desarrollo de los sistemas de automatización de subestaciones ha experimentado una transición de centralizado a distribuido. La mayoría de los sistemas de automatización de subestaciones distribuidas jerárquicas de segunda generación utilizan tecnología de comunicación de red madura y protocolos de interconexión abiertos, que pueden registrar información del equipo de manera más completa y mejorar significativamente la velocidad de respuesta del sistema. La estructura del sistema de automatización de subestaciones digitales se puede dividir físicamente en dos categorías, a saber, equipos primarios inteligentes y equipos secundarios en red; en términos de estructura lógica, se puede dividir en "capa de proceso" y "capa de bahía" según la definición del estándar de comunicación IEC61850. "," capa de control de estación "tres niveles. La comunicación de red de alta velocidad se utiliza dentro y entre cada nivel.

(3) Redes de interacción de información e integración de aplicaciones de información.

Las subestaciones digitales utilizan nuevos transformadores digitales de baja potencia en lugar de transformadores convencionales para convertir directamente alto voltaje y alta corriente en señales digitales. El intercambio de información se produce entre dispositivos en el sitio a través de redes de alta velocidad. Los dispositivos secundarios no tienen interfaces de E/S con funciones duplicadas. Los dispositivos funcionales convencionales se convierten en módulos funcionales lógicos para lograr el intercambio de datos y recursos. En la actualidad, IEC61850 ha sido determinado internacionalmente como el estándar de comunicación para automatización de subestaciones.

Además, la subestación digital integra información y optimiza las funciones de los dispositivos originales dispersos del sistema secundario, por lo que puede evitar eficazmente la duplicación de configuraciones de hardware en los dispositivos de monitoreo, control, protección, registro de fallas, medición y medición de problemas de subestaciones convencionales como ya que se produce falta de intercambio de información y altos costos de inversión.

(4) Operación inteligente del equipo

El nuevo sistema secundario de disyuntores de alta tensión se establece mediante microcomputadoras, tecnología electrónica de potencia y nuevos sensores. La inteligencia del sistema de disyuntor se logra mediante el sistema secundario controlado por microcomputadora, el IED y el software inteligente correspondiente. Se pueden pasar comandos de protección y control. La red de fibra óptica llega al sistema de circuito secundario de la subestación no convencional, permitiendo una interfaz digital con el mecanismo de operación del disyuntor.

(5) Estado de mantenimiento del equipo

En las subestaciones digitales, los datos del estado operativo de la red eléctrica y la información de fallas y acciones de varios dispositivos IED se pueden obtener de manera efectiva para lograr un monitoreo efectivo del funcionamiento y el estado del bucle de señal. Casi no hay unidades funcionales no monitoreadas en las subestaciones digitales y no hay puntos ciegos en la recopilación de las características del estado del equipo. La estrategia de mantenimiento del equipo se puede cambiar del "mantenimiento regular" del equipo de la subestación convencional al "mantenimiento condicional", mejorando así en gran medida la disponibilidad del sistema.

(6) El principio de medición de LPCT y la apariencia del instrumento de inspección.

Como se mencionó anteriormente, LPCT es en realidad un transformador de corriente electromagnético con características de salida de baja potencia. En la norma IEC, figura como una forma de implementación de transformador de corriente electrónico, que representa un transformador de corriente electromagnético. Una dirección de desarrollo con amplias perspectivas de aplicación. Dado que la salida del LPCT generalmente se proporciona directamente a los circuitos electrónicos, la carga secundaria es relativamente pequeña; su núcleo generalmente está hecho de materiales altamente permeables magnéticamente, como una aleación microcristalina, y la precisión de la medición se puede lograr con una sección transversal de núcleo más pequeña (tamaño del núcleo). requisitos.

(7) Compactación de la estructura del sistema y estandarización del modelado.

El sistema de medición eléctrica digital tiene las características de tamaño pequeño y peso ligero. Se puede integrar en el sistema de aparamenta inteligente y la combinación funcional y la disposición del equipo se pueden optimizar de acuerdo con el concepto de diseño mecatrónico de la subestación. En las subestaciones de alto y ultra alto voltaje, las unidades de E/S de los dispositivos de protección, dispositivos de medición y control, registradores de fallas y otros dispositivos automáticos forman parte del equipo inteligente primario, que realiza el diseño de los IED de acuerdo con el proceso; en subestaciones de media y baja tensión Los dispositivos de protección y monitorización pueden ser miniaturizados, compactos y completamente instalados en el armario de distribución.

IEC61850 establece el estándar de modelado para sistemas de energía y define un modelo de información unificado y estándar y un modelo de intercambio de información para sistemas de automatización de subestaciones. Su importancia se refleja principalmente en lograr la interoperabilidad de dispositivos inteligentes, compartir información en subestaciones y simplificar la configuración del mantenimiento del sistema y la implementación de proyectos.

3.Estándar IEC61850

IEC61850 es una serie de estándares para "Redes y sistemas de comunicación de subestaciones" formulados por el grupo de trabajo TC57 de la Comisión Electrotécnica Internacional. Es un estándar de referencia internacional para sistemas de automatización de subestaciones basados ​​en plataformas de comunicación en red. También se convertirá en un estándar para los sistemas de energía desde los centros de despacho hasta las subestaciones, dentro de las subestaciones y los sistemas de distribución. También se espera que el estándar de comunicación para la conexión perfecta de la automatización eléctrica se convierta en el estándar de comunicación de control industrial para la plataforma de comunicación de red universal.

En comparación con el sistema de protocolo de comunicación tradicional, técnicamente IEC61850 tiene las siguientes características sobresalientes: 1. Utiliza tecnología de modelado orientada a objetos; 2. Utilizar sistemas distribuidos y en capas; 3. Utilice la interfaz de servicio de comunicación abstracta (ACSI) y la tecnología SCSM de mapeo de servicios de comunicación especial; 4 utiliza tecnología MMS (Especificación de mensajes de fabricación); 5 tiene interoperabilidad; 6 tiene una arquitectura abierta y orientada al futuro.

VI. Conclusión

La aplicación de sistemas de automatización de subestaciones en nuestro país ha logrado resultados muy significativos y juega un papel importante en la mejora del nivel de operación económica de la red eléctrica. Actualmente, con el continuo desarrollo de nuevas tecnologías, están surgiendo las subestaciones digitales. En comparación con las subestaciones tradicionales, las subestaciones digitales tienen las siguientes ventajas: reducir el cableado secundario, mejorar la precisión de las mediciones, mejorar la confiabilidad de la transmisión de la señal, evitar problemas como la compatibilidad electromagnética, la sobretensión de transmisión y la conexión a tierra de dos puntos causada por cables, y resolver problemas entre equipos. En cuestiones de interoperabilidad, varias funciones de la subestación pueden compartir una plataforma de información unificada, evitando la duplicación de equipos y mejorando aún más el nivel de operación y gestión automatizadas. La subestación digital es la dirección de desarrollo de la tecnología de automatización de subestaciones.

Weshine Electric Manufacturing Co., Ltd.