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智能变电站SCADA
产品时间:2019-10-17
智能电网中的智能变电站SCADA是采用先进的、可靠的、节能的、环保的、集成的设备组合而成的,以高速网络通信的平台为信息传输的基础,自动地完成信息的采集功能、测量功能、控制功能、保护功能、计量功能和监测功能等基本功能

 1 智能变电站SCADA概述

  智能电网中的智能化变电站是采用先进的、可靠的、节能的、环保的、集成的设备组合而成的,以高速网络通信的平台为信息传输的基础,自动地完成信息的采集功能、测量功能、控制功能、保护功能、计量功能和监测功能等基本功能,并可根据需要支持电网产时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级应用功能。智能化变电站的特点是通过采用先进的电子式传感器、电子、信息、通信、控制、人工智能等技术,以智能化的一次设备和统一的信息平台为基础,实现变电站的实时全景监测、自动运行控制、设备状态的检修、运行状态的自适应、智能分析决策等功能,对智能电网进行安全状态评估、预警和控制,优化智能系统的运行,实现新能源的实时接入和退出,并与调度中心、电源及相关变电站能够协同互动提供支撑。

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智能变电站SCADA系统方案介绍

  2.1 与传统变电站自动化的区别

  在信息采集方面,数字化变电站对数据的全面数字化采集、传输和共享,而智能变电站全面覆盖的智能传感器根据分析要求进行采集;在通信方面,数字化变电站采用高速可靠的数字化通信,而智能变电站采用多种通讯介质实现的集成的、双向的通信;在决策方面,数字化变电站根据系统实时状态给出准确的处置方案,而智能变电站实时评估,快速判断,并自动生成控制策略;在控制方面,数字化变电站根据辅助决策结果进行人工控制,而智能变电站,智能控制系统对人工的代替,实现电网自愈。

  2.2 智能变电站拓扑图

  智能变电站拓扑图如下所示:
  智能变电站拓扑图
  变电站到调度中心模型分布如下图所示:
  变电站到调度中心模型图

  2.3 智能变电站关键性技术

  智能变电站的关键技术使得智能变电站与传统变电站的区别如下:

  (1)智能变电站系统应是一种面向服务的架构?(SOA)

  (2)建立起以设备为对象的分布式智能节点。实现既分布又协同的信息共享机制。

  (3)从业务需求出发。把技术问题、经济问题、管理问题统筹考虑。实现能量流、信息流、业务流一体化。

  (4)通过智能电子装置(IED)整合有价值的能量流、信息流。突出标准化规范化。强调功能性和互操作性。提供模型统一、规约统一、时标统一、来源唯yi的高品质基础信息。

  (5)智能变电站作为智能电网的基础环节,将统一和简化变电站的数据源,形成基于同一断面的唯yi性、*性基础信息,以统一标准方式实现变电站内外的信息交互和信息共享,形成纵向贯通、横向互通的电网信息支撑平台,并提供以此为基础的多种业务应用。

  (6)采用更加高速(快速以太网)和更加经济的技术手段。传输变电站内外信息,包括与变电站。相关电源。负荷及线路的信息。掌握整个电网的状态。

  (7)将高级调度中心的部分功能下放到智能变电站实现。智能变电站系统管理好站内网络数据的同时可以根据运行需求,以更高的频率来储存数据。实现基于实时数据仓库的数据挖掘,完成智能电网所要求的高级分析和优化功能。

  (8)智能变电站(Smart Substation)建设需要采用先进的理念重新设计新建变电站。也需要采用先进的技术改造现有变电站,以便远程监测临界和非临界运营数据。分析和处理大量实时数据。将断路器、变压器、变电站的环境因素等数据进行综合分析。并与相临变电站互通信息。

  2.4 通讯标准化

  智能变电站和常规变电站在站内通信协议上的主要差别是分别采用了IEC61850标准和60870-5-103传输规约,两者应用范围差别较大,IEC?61850?标准定义了变电站内智能电子设备之间的通信和相关的系统要求,对变电站内自动化系统做出了全面详细的规范和描述。IEC61850?标准采用了开放的协议并支持设备自我描述,面向对象的建模技术,具有强大的可扩展性。 IEC61850标准分为系统部分(IEC61850-1、2、3、4)、配置部分(IEC61850-6)数据模型、通信服务及映射部分(IEC61850-7、8、9)、测试部分(IEC61850-10)四大类,包括十部分内容。

  3 QTouch在智能变电站上的SCADA方案

  3.1 QTouch技术特点

  3.1.1 系统开放性

  1)系统遵循已颁布的各种国际、国内标准,满足开放性的要求,支持IEC60870,IEC60970,DL/T645,DNP3.0,EtherNet,ProfiNet等规约。

  2)系统的数据库由自行开发的实时数据库和大型商用关系数据库两部分组成,提供统一标准的实时数据库与历史数据库访问接口,支持如MySQL、SQLServer、Oracle等数据库。

  3)支持IEC61850数字化变电站标准。

  4)图形系统基于国际标准的跨平台图形引擎,可在Windows、Unix、Linux等各种操作系统下运行。

  5)网络通信采用标准的TCP/IP,HTTP协议。

  6)系统能够使用微机、服务器、高档RISC工作站等各种硬件,当系统需要进一步扩展时,可较容易地将各种计算机厂家的工作站服务器接入网络。

  7)系统具有良好的扩展能力。系统软件可以选用各种主流的操作系统和关系数据库软件,同时采用了针对电力系统的面向对象的数据结构和程序设计、三层体系结构、组件等技术,提供标准的应用函数及调用接口,方便系统功能的扩充及用户的二次开发,在不过多依靠厂家的情况下,容易地增加和开发新的应用软件,将系统的开放性延伸到了应用系统。

  3.1.2 系统分布性

  1)系统采用全分布式的功能设计和网络结构,所有功能均采用Client Server模式。在网络环境下,实现数据共享功能。

  应用软件按功能分配到网络上的服务器和工作站上,所有功能模块既可以集中在一个节点2)上运行,也可以分布到不同的节点上运行。充分优化各节点资源,保证系统的负荷均衡和网络负荷最小,以防止功能分布不当而引起通信的“瓶颈”效应。

  3.1.3 系统可用性

  SCADA系统关键节点采用冗余配置,以保证系统内任一节点故障不至引起重要功能的丧失和响应灵敏度低于系统性能要求。SCADA系统在完成主要功能的前提下,满足以下性能指标:系统年可用率不小于99.98%;系统运行寿命大于15年。

  可采用Windows 2000 Server或UNIX操作系统,数据库采用Sybase、Oracle、DB2、SQL Server等。

  支撑软件和应用软件成熟可靠,可维护性强、操作简便。

  3.2 QTouch系统配置

  3.2.1 系统配置特点

  系统按规模从小到大可分别采用单机、双机、多机三种结构。多机情况下可采用单网或双网两种网络结构。

  采用多机结构时,按功能分为以下节点:前置机、后台服务器、调度工作站、维护工作站、WEB服务器、物理隔离装置。

  整个系统采用开放式设计,能接入不同厂家的不同设备。

  硬件平台:支持多种基于RISC技术的服务器和工作站如:ALPHA系列、SUN系列、IBM、HP或Intel系列PC等。

  操作系统:POSIX/UNIX,LINUX或Windows系列操作系统。

  语言:C、C++,JAVA等。

  网络:采用分流/冗余的双网机制,遵循ISO-OSI七层网络参考模型、TCP/IP、X.25、PPP等。

  数据库: 关系型/SQL/CLIENT-SERVER体系结构, 如:SQL Server,Sybase,Oracle,DB2 等。

  图形人机接口:X-WINDOW系统;OSI/MOTIF,Windows系列。

  3.3 SCADA功能

  SCADA系统是整个系统最基本也是最重要的部分,是调度员了解电网系统运行状态并进行监控的主要手段,它包括以下功能:

  数据采集

  数据处理(包括计算量的处理)

  控制和调节

  事故追忆(PDR)

  事件顺序记录(SOE)

  报警处理

  系统时钟和时钟同步

  与大屏幕投影系统接口

  通道监视与统计

  网络拓扑和动态着色

  实时数据库

  人机联系

  3.3.1 数据采集和处理

  数据采集量如下:

  1)遥测量:有功功率和无功功率、电流、电压、其它测量值;

  2)遥信量:开关位置、刀闸位置、有载调压变压器抽头位置、无功补偿状态、开关储能信号、各种告警信息;

  3)电度量;脉冲电度量及转发脉冲电度量;

  4)接收其它SCADA系统中的实时数据。

  3.3.2 监控画面如下:

 

  变电站监控画面1

  变电站监控画面3

        变电站监控画面5

  
        5 6 系统可靠性

  为保证系统的可靠性,可采用双机、双网冗余的技术手段 ,主要文件和数据库都有镜像备份;

  系统的年可靠率>99.9%;

  单元(模块)器件平均无故障时间>50000小时;

  重要(关键)器件平均无故障时间>100000小时。

  运行寿命:

  所有设备的寿命在正常使用(具有一定备品)条件下不少于15年;

  所有设备在给定的性能指标下运行,连续4000小时内不需要人工调整和维护。

  系统实时性指标:

  遥测量越死区传送时间<3秒;

  遥信变位传送时间<2秒;

  遥控、遥调命令传送时间<1秒;

  系统实时数据扫描时间1——10秒(可调);

  计算机远程网络通信中实时数据传送时间<3秒;

  画面调用响应时间<2秒;

  画面实时数据刷新周期1——10秒(可调);

  模拟屏数据刷新周期2——5秒;

  在线热备用双机自动切换及功能恢复的时间<15秒

  数据存档最小时间间隔为1s(事故状态下),最长保存周期为2年。

  准确度:

  遥测正确率>99.5%;

  遥信正确率>99.99%;

  遥控准确率=100%;

  遥调准确率=100%。

  事件顺序记录(SOE)分辨率:

  系统分辨率≤10ms;

  站内分辨率≤2ms。

  系统事故追忆(PDR)时间:

  系统事故前追忆时间15分钟;

  系统事故后追忆时间20分钟;

  系统事故追忆数据扫描周期2——10秒。

  系统的负载率指标:

  电网正常情况下:

  在任意5分钟内,服务器CPU的平均负荷率≤20%;

  在任意5分钟内,MMI工作站CPU的平均负荷率≤30%;

  在任意5分钟内,主站局域网的平均负荷率≤10%。

  电网事故状态下:

  在任意1分钟内,服务器CPU的平均负荷率≤30%;

  在任意1分钟内,MMI工作站CPU的平均负荷率≤40%;

  在任意1分钟内,主站局域网的平均负荷率≤20%。

  系统的可用性:

  系统在工程环境中的因素,系统的可用性:≥99.95%。

  系统的容错性:

  软、硬件设备具有良好的容错能力,当各软、硬件功能与数据采集处理系统的通讯出错,以及当运行人员或工程师在操作中发生错误时,均不引起系统的任何功能丧失或影响系统的正常运行。对上述故障,系统具有纠错和自恢复能力。

  系统的抗干扰能力:

  系统中所有设备具有足够的抗电磁干扰能力,并符合下列IEC标准:

  IEC255-22-1  高频干扰试验标准;

  IEC255-22-2  静电放电干扰试验标准;

  IEC255-22-3  辐射电磁场干扰试验标准。

     

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