智能变电站技术

智能变电站技术交流定义智能变电站采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。概述智能变电站智能传感技术采用智能传感器实现一次设备的灵活监控网络传输技术构成网络化二次回路实现采样值及监控信息的网络化传输数字采样技术采用电子式互感器实现电压电流信号的数字化采集信息共享技术采用基于IEC61850(DL860)标准的信息交互模型实现二次设备间的信息高度共享和互操作智能变电站采用了多种新技术，其整个二次系统的整体架构、配置及与一次系统的连接方式与传统变电站相比均有较大变化同步技术采用B码、秒脉冲或IEEEl588网络对时方式实现全站信息同步特点（1）间隔层和站控层设备的通信接口和模型全面支持IEC61850标准，协议标准、开放，可实现网络化二次功能；（2）过程层由传统的电流、电压互感器逐步改变为电子式互感器，通过合并单元接入装置，并需进行同步；（3）支持与开关的智能化接口；（4）一次设备向智能化发展；（5）一次与二次设备之间的电缆连接变为光纤连接；（6）多种过程层组网技术，支持与互感器的IEC61850-9-1点对点、IEC61850-9-2总线和GOOSE模式，可单独组网，也可与站控网、过程网共同组网。相关术语智能电子设备(IED)一个或者多个处理器协调工作的设备，它具有从或到一个外部源接受和发送数据/控制(例如电子式多功能表计、数字继电保护、测控)的能力。智能终端又称智能操作箱，就地实现高压开关设备的遥信、遥控、保护跳闸等功能，并通过基于IEC61850标准的通信接口实现与过程层的通信功能。与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备的测量、控制等功能。（断路器操作箱、在线监测装置）相关术语合并单元合并单元将多个互感器采集单元输出的数据进行同步合并处理，为二次系统提供时间同步的电流和电压数据，是将电子式互感器与变电站二次系统连接起来的关键环节，要满足二次系统对输出数据的同步性、实时性、均匀性等方面的要求。主要作用：ABC三相电流、电压的合并同步，并按照特定协议向间隔层设备，发送采样值。相关术语电子式互感器：一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于被测量的量，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。智能一次设备：指变电站高压电器设备（主要包括断路器、隔离开关、变压器）具有自动测量、自动控制、自动调节、自身状态监测及预警、通信功能。相关术语SVSampledValue采样值：基于发布/订阅机制，交换采样数据集中的采样值的相关模型对象和服务，以及这些模型对象和服务到ISO/IEC8802-3帧之间的映射。（相当于传统站的交流采样）。GOOSEGenericObjectOrientedSubstationEventGOOSE是一种面向通用对象的变电站事件,是一种通信服务机制。主要用于实现在多IED之间的信息传递，包括传输跳合闸信号（命令），具有高传输成功概率。（相当于传统保护的开入开出回路）基于IEC61850体系站控层、间隔层、过程层设备及系统工作站1远动站工作站2以太网IEC61850-8-1电子式互感器智能一次设备装置nECVT装置1合并器单元智能接口站控层间隔层过程层光纤以太网GOOSE+SMV基于IEC61850的计算机监控系统基于IEC61850的嵌入式公用接口装置基于IEC61850的保护信息子站IEC61850系统集成组态软件基于站控层IEC61850协议的成套继电保护、测控装置基于站控层IEC61850、GOOSE、SMV网络接口的成套继电保护、测控装置基于全站过程层网络信息共享接口的集中式数字化保护及故障录波装置罗氏线圈原理电子式互感器(ECT、EVT)光学原理电子式互感器（OCT、OVT）智能一次设备合并单元智能终端变电站分层结构信息交互网络过程层网络，在间隔层与过程层设备之间间隔层网络，负责间隔层设备之间的通讯站控层网络，在间隔层设备与站控层设备之间物理上，间隔层网络为站控层网络的一个子集ElectricPowerResearchInstituteofChina.Allrightsreserved.@2010站控层介绍站控层又称变电站层，大致包括站控系统、站监视系统、站工程师工作台及与电网调度中心的通信系统。站控层设备：包括自动化站级监视控制系统、站域控制、通信系统、对时系统等，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制（SCADA）、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能。站控层的功能：将变电站看作一个整体的功能。站控层功能宜高度集成，可在一台计算机或嵌入式装置实现，也可分布在多台计算机或嵌入式装置中。间隔层包括测量、控制组件及继电保护组件。间隔层设备：一般指继电保护装置、系统测控装置、监测功能组主IED等二次设备。间隔层功能：实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的功能，即与各种远方输入/输出、传感器和控制器通信。间隔层介绍过程层又称为设备层，主要指变压器站内的变压器、断路器，隔离开关及其辅助触点，电流、电压互感器等一次设备。过程层设备：包括变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及其所属的智能组件以及独立的智能电子装置。过程层功能：为间隔层设备服务功能，状态量和模拟量输入输出功能，如数据采集（采样）、执行间隔层设备发出控制命令。过程层介绍时钟同步方式常见三种对时方式：SNTP、IRIG-B和IEEE1588。站控层的MMS服务在对时精度要求不高的情况下，可以考虑采用SNTP对时。智能变电站间隔层和过程层的保护跳闸、断路器位置，联锁信息等实时性要求高的数据传输采用GOOSE服务，过程层的采样值传输仍旧采用常规连接，考虑到对时精度要求较高以及IED设备之间通讯数据快速且高效可靠，采用IRIG-B对时，站内有专门的时钟设备提供统一的标准IRIG-B接点和时间信息。智能变电站的过程层有GOOSE和SMV网络，考虑通过以太网同步时钟并且需要较高的精度，过程层9-2采样值网络传输线路差动保护、母线差动保护和变压器保护的采样同步的需求，采用IEEE1588对时。国网标准要求针对智能变电站的特点，重点规范了继电保护配置原则、技术要求、信息交互以及电子式互感器、合并单元等相关设备的配置原则及技术要求，原则性要求重点包括：不能降低可靠性、选择性、速动性和灵敏性要求常规互感器和电子式互感器均可继电保护装置继电保护系统过程层网络按照电压等级组网，双重化网络相互独立电子式互感器应具有两路独立的采样系统，每路双A/D接入MU，每个MU输出两路数字采样值通过同一通道接入保护装置国网标准要求直采直跳：直接采样：不经以太网交换机以SV点对点直接进行采样值传输直接跳闸：保护与本间隔智能终端之间不经以太网交换机以GOOSE点对点直接进行跳合闸信号传输本间隔采用GOOSE直接点对点跳闸命令，跨间隔可用GOOSE网络跳闸保护装置不依赖外部对时系统实现其保护功能智能终端的动作时间应不大于7ms保护采用就地安装时，宜采用常规互感器、电缆跳闸220kV以上采用双重化配置，包括过程层合并单元和智能终端110kV及以下系统宜采用测控一体化装置。配置文件配置文件ICD文件IED能力描述文件IEDCapabilityDescription由装置厂商提供给系统集成厂商，该文件描述IED提供的基本数据模型及服务，但不包含IED实例名称和通信参数。ICD文件在国内变电站实施中经历了两个阶段：第一阶段，厂家各自扩充模型，模型中只体现了站控层访问接口的模型信息。第二阶段，ICD文件中以一个模型标准规范为参考统一建模，描述GOOSE信号和采样值数据的输入和输出联系。ICD由装置厂家提供，与装置一一对应；配置文件SSD文件系统规格文件SystemSpecificationDescription变电站一次系统的描述文件，包含一次系统的单线图、设备逻辑节点、类型定义等。应全站唯一，该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在SCD文件中。SSD由系统集成商（或设计院提供）；与工程对应。SCD文件全站系统配置文件SubstationConfigurationDescription应全站唯一，为全站统一数据源，该文件描述所有IED的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置以及变电站一次系统结构。SCD文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。SCD由系统集成商（或设计院提供）；与工程对应配置文件CID文件IED实例配置文件ConfiguredIEDDescription每个装置有一个，由装置厂商根据SCD文件中本IED相关配置生成。由装置制造厂商使用配置工具根据SCD自动导出生成，最终下载到智能装置完成配置。包含与ICD数据模板一致的信息，也包含SCD文件中针对该装置的配置信息，如：通信地址、IED名称等。CID由SCD导出，与装置一一对应，通过下载到装置，完成装置通信配置（建立虚回路等）；配置文件配置文件配置过程•调试前应先对装置进行配置；•调试过程中发现问题，应对SCD进行修改，然后生成CID，对装置配置进行升级，确认修改涉及范围，重新调试；（该SCD相当于改设计/图纸；CID下载相当于改线）•厂家要对ICD升级，要依据新的ICD重新生成SCD、CID，对装置进行配置，重新调试。•确保SCD及每台装置CID及装置内配置，版本一致。•确保对配置文件的需该过程受控！（全过程管理）二次连接物理连接与逻辑连接传统变电站：物理连接等于逻辑连接；CT二次绕组和保护装置由电缆连接，连接正确后，保护装置可采到电流；智能变电站：物理连接不等于逻辑连接；光纤连接为物理连接；虚端子配置为逻辑连接。CT合并单元与保护由光纤连接（物理连接），只有物理连接电流数据还不能发送到保护装置；只有再进行虚端子配置（CID下装）后（建立逻辑连接），电流数据才能正确发送到保护装置。传统变电站二次设备典型布置CT一次电流CTCTPT一次电压PTPT小CTPTAD转换CPU开关量输入继电器输出操作箱开入量电缆开出量电缆控制和信号电缆二次电流二次电压断路器开关场集控室继电保护智能变电站二次设备典型布置电流线圈一次电流一次电压CPU操作回路断路器开关场集控室ADCPULEDCPUCPU电流线圈ADCPULED电流线圈ADCPULED分压器ADCPULED分压器ADCPULED分压器ADCPULED至母差、测控、电能表等...IEC60044-8IEC61850-9-1IEC61850-9-2GOOSE智能终端继电保护合并器虚端子概念虚端子GOOSE、SV输入输出信号为网络上传递的变量，与传统屏柜的端子存在着对应关系，为了便于形象的理解和应用GOOSE、SV信号，将这些信号的逻辑连接点成为虚端子。SV、GOOSE数据传输=过程层传输SV介绍传输实时值，每周期20ms采80点，每秒钟发送4000个采样数据帧，通信负载稳定（故障与非故障）。一、同步问题合并单元之间的同步（例如母差、变压器保护）分三种情况：1）三相之间的同步由合并单元保证；2）保护直接采样的同步靠插值同步；3）通过网络传输的同步靠同步时钟。SV介绍二、SV采样值的品质位–同步位：对应SV数据集，各通道采样是否同步(例如：合并单元对时同步信号中断)；–每一通道的有效位：该通道采样值是否有效（例如：A相保护电流无效）–每一通道的检修位：该设备是否正在检修：三、检修机制规程规定：检修状态通过装置压板开入实现，当投入时，检修位置“1”，保护接受SV时应对SV的检修位与装置本身的检修位进行比较，只有检修位一致时才用于保护逻辑，否则不参加保护逻辑计算。SV介绍四、SV采样值SV采样值为瞬时值，目前采用9-2标准传输，传输为一次电流、电压