智能变电站的特点

第一章智能变电站的特点培训目标：通过学习本章内容，学员可以了解智能变电站的发展过程和现状，熟悉智能变电站的系统构成，掌握智能变电站GOOSE、SV、MMS网络知识。第一节智能变电站特点及现状一、智能变电站特点智能变电站是采用先进、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。智能变电站作为电力网络的节点,同常规变电站一样连接线路、输送电能,担负着变換电压等级、汇集电流、分配电能、控制电能流向、调整电压等功能。与此同时,智能变电站能够完成比常规变电站范围更宽、层次更深、结构更复杂的信息采集和信息处理,变电站内、站与调度、站与站之间、站与大用户和分布式能源的互动能力更强,信息的交換和融合更方便快捷,控制手段更灵活可靠。智能变电站具有全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化和高级应用互动化等主要技术特征：（1）全站信息数字化。全站信息数字化指实现一次、二次设备的灵活控制,且具备双向通信功能,能够通过信息网进行管理,满足全站信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化。主要体现在信息的就地数字化,通过采用电子式互感器,或采用常规互感器就地配置合并单元,实现了采样值信息的就地数字化;通过一次设备配置智能终端,实现设备本体信息就地采集与控制命令就地执行。其直接效果体现为缩短电缆,延长光缆。（2）通信平台网络化。通信平台网络化指采用基于IEC61850的标准化网络通信体系,具体体现为全站信息的网络化传输。变电站可根据实际需要灵活选择网络拓扑结构,利用冗余技术提高系统可靠性;互感器的采样数据可通过过程层网络同时发送至测控、保护、故障录波及相角测量等装置,进而实现了数据共享;利用光缆代替电缆可大大减少变电站内二次回路的连接线数量,从而也提高了系统的可靠性。（3）信息共享标准化。信息共享标准化指形成基于同一断面的唯一性、一致性基础信息,统一标准化信息模型,通过统一标准、统一建模来实现变电站内外的信息交互和信息共享。具体体现在信息一体化系统下,将全站的数据按照统一格式、统一编号存放在一起,应用时按照统一检索方式、统一存取机制进行,避免了不同功能应用时对相同信息的重复采集。（4）高级应用互动化。高级应用互动化指实现各种变电站内/外高级应用系统相关对象间的互动,全面满足智能电网运行、控制要求。具体而言,指建立变电站内全景数据的信息一体化系统,供各子系统统一数据标准化规范化存取访问以及和调度等其他系统进行标准化交互;满足变电站集约化管理、顺序控制等要求,并可与相邻变电站、电源（包括可再生能源）、用户之间的协同互动,支撑各级电网的安全稳定经济运行。二、智能变电站发展过程及现状国家电网公司按照“统一规划、统一标准、统一建设”的原则，于2009年8月、2010年2月分两批启动了智能变电站工程建设，2009年第一批7座，2010年第二批68座，其中新建站46座、改造站28座。智能变电站试点工程覆盖30个网省公司，涵盖66—750kV电压等级，新建变电站采用户外AIS、GIS、HGIS、户内、地下等多种形式，综合考虑设备选择、布置形式和建设形式的多样性。采用先进的传感技术、网络通信、统一规约等，实现采集、传输、执行过程的数字化，实现不同厂商不同装置的互操作，解决常规变电站中传统互感器、电缆连接、信息传输等方面存在的问题；通过信息数字化、建立统一信息平台，将传统的SCADA、保护与故障信息子站、五防等功能融于一体，系统集成度显著提高。2012年初国家电网公司提出设计和建设新一代智能站，采用一体化设计、一体化供货、一体化调试模式，2013年示范投运6座新一代智能变电站，包括2座220kV站，4座110kV变电站。2013年8月国家电网启动新一代智能变电站扩大示范建设，拟新建50座新一代智能变电站，以“占地少、造价省、可靠性高、建设效率高为目标”，构建“集成化智能设备+一体化业务系统+模块化建设”为特征的新一代智能变电站。智能变电站在一次设备方面，进行了一次设备智能化的核心技术开发和关键设备研制。国内厂家通过在一次设备上外挂或内嵌监测传感器,实现对变压器、开关设备、避雷器等的状态监测,通过“一次设备+智能组件”,实现了一次设备的智能化,并在智能化变圧器、智能化断路器、智能GIS等系列产品的研究取得突破。在智能变电站发展建设的需求下，一次设备的整体研制水平有了显著提高。在电子式互感器方面,由于数字化测量需求的驱动,电子式互感器得到了一定范围内的应用,电子式互感器的设计和制造技术不断成熟。相关企业纷纷推出各自电子式互感器产品及解决方案,产品覆盖10-750kV各个电压等级。在高级应用方面,关注智能电网建设的整体发展需求,强调智能变电站作为节点对智能电网的支撑作用,因而对变电站建设重点侧重系统高级应用功能,如基于全站数据采集的信息一体化系统、顺序控制、源端维护、智能告警与分析、故障综合分析、设备状态可视化、站域控制等。在智能变电站系统建设方面,采用了IEC61850,并将其转化为DL/T860《变电站通信网络和系统》,用于指导变电站的建设。国内厂家虽然在标准的理论研究方面与国外存在差距,但工程实践方面步伐很快,从2005年开始在国家电力调度通信中心的组织下,进行了6次大规模的DL/T860互操作试验,随着DL/T860在国内的日益推广,目前应用DL/T860的工程数量已达数百个,特别是在几个高电压等级的试点工程中,集成了多个厂家的多种产品,较深入地应用了DL/T860,取得了可贵的工程实际经验。我国智能变电站工程相对国外基于IEC61850的变电站,不仅在于等同采用了IEC6l850,而且比ABB、SIEMENS、AREVA等公司应用得更加深入、全面,且对IEC6l850中的相关内容结合我国特点进行了扩展应用,在建设规模上也远超国外。由于在设备要求和操作习惯方面存在的较大的差异,DL/T860并不能完全适应我国智能变电站的发展需求,为解决此问题,我国组织制定了一系列标准如DL/T1146《DL/T860实施技术规范》,用于指导国内IEC61850的工程应用。与此同时,国家电网公司也组织制定了一系列企业标准,如Q/GDW1396《IEC6l850工程继电保护应用模型》等用于指导智能变电站的具体建设。第二节智能变电站系统构成一、智能变电站网络架构智能变电站自动化系统是运行、保护和监视变电站一次设备的系统,完成变电站的设备及其馈线监视、控制、保护等功能。智能变电站自动化系统采用开放式分层分布结构,由“三层两网”构成,“三层”指站控层、间隔层、过程层;“两网”指站控层/间隔层网络、过程层网络。（一）站控层站控层由主机兼操作员站、远动通信装置、继电保护故障信息系统子站（可选）、一体化信息平台、智能设备接口及网络打印机等设备构成,提供站内运行的人机联系界面,实现管理控制间隔层、过程层设备等功能,形成全站的监控、管理中心,并与远方监控/调度中心通信。站控层的主要功能是为变电站提供运行、管理、工程配置的界面,并记录变电站内的所有相关信息。具体如下:（1）汇总全站的实时数据信息,不断刷新实时数据库,按时登录、填写历史数据库。（2）按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心,接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行。（3）监控系统和远动通信服务器采用一体化数据配置方式,生成监控数据库的同时即可完成对远动通信服务器的数据库、功能及逻辑的配置,提高变电站的维护效率。（4）具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能;站控层、间隔层共用一套防误规则库,防误规则库可由后合监控生成并通过网络下载到测控装置,并可在后台监控上模拟、预演、校验测控装置的防误逻辑,有效地提高了系统的可靠性与维护效率。（5）具有站内当地监控,人机联系功能,如显示、操作、打印、报警,甚至图像、声音等多媒体功能。（6）具有对间隔层、过程.层各设各的在线维护、在线组态、在线修改参数等功能（7）具有变电站电压无功控制（VQC）、小电流接地选线、故障自动分析和操作培训等功能。（二）间隔层间隔层由保护、测控、计量、录波、网络记录分析、相量测量等若干个二次子系统组成,在站控层及网络失效的情况下,仍能独立完成间隔层设各的就地监控功能,包括:（1）实施对一次设备保护控制功能（2）汇总本间隔过程层实时数据信息。（3）实施本间隔操作闭锁功能（4）实施操作同期及其他控制功能。（5）对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制。（三）过程层过程层由合并单元、智能终端等构成,完成与一次设备相关的功能,包括实时运行电气量的采集及检测、设备运行状态的监测、控制命令的执行等，具体功能如下：一是实时运行电气量采集及检测。与常规变电站中数据采集功能一样主要是电流、电压、相位以及谐波分量的采集及检测,其他电气量如有功、无功、电能量等可通过间隔层的设备运算得到,与常规变电站相比不同的是电流、电压采集实现数字化,动态性能好,抗于扰性能强,绝缘和抗饱和特性好。二是运行设备状态监测,变电站需要进行状态参数监测的设备主要有变压器、断路器、隔离开关、母线等,在线监测的内容主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。三是操作控制命令执行,操作控制命令的执行包括变压器分接头调节控制、电容、电抗器投切控制,隔离开关、接地开关、断路器合分控制等。过程层的控制命令执行大部分是被动的,即按上层控制指令而动作。220kV及以上变电站站控层/间隔层网络可传输MMS报文和GOOSE报文，一般采用双重化星型以太网络，110kV（66kV）变电站站控层/间隔层网络一般采用单星型以太网络。过程层网络可传输GOOSE和SV报文。双重化配置的保护装置应分别接入各自GOOSE和SV网络，单套配置的测控装置等通过独立的数据接口控制器接入双重化网络，对于相量测量装置、电度表等仅需接入SV采样值单网。各电压等级变电站的要求如下：1.750kV变电站（1）750kV、330（220）kV电压等级应配置GOOSE网络，网络宜采用星型双网结构；（2）750kV、330kV采用3/2接线时，宜设置独立SV采样值网络，网络宜采用星型双网结构；（3）330（220）kV采用双母线接线时，GOOSE网及SV网宜共网设置，网络宜采用星型双网结构；（4）66kV不宜设置GOOSE和SV网络，GOOSE报文和SV报文采用点对点方式传输；主变低压侧可接入中压侧GOOSE和SV网络；（5）主变不配置独立过程层网络，主变保护、测控等装置宜接入高、中压侧过程层网络，主变低压侧过程层SV报文、GOOSE报文可接入中压侧过程层网络。变压保护、测控等装置接入不同电压等级的过程层网络时，应采用相互独立的数据接口控制器。2.500kV变电站（1）500kV、220kV电压等级应配置GOOSE网络，网络宜采用星型双网结构；（2）500kV采用3/2接线时，宜设置独立SV采样值网络，网络宜采用星型双网结构；（3）220kV采用双母线接线时，GOOSE网及SV网宜共网设置，网络宜采用星型双网结构；（4）66kV（35kV）不宜设置GOOSE和SV网络，GOOSE报文和SV报文采用点对点方式传输；主变低压侧可接入中压侧GOOSE和SV网络；（5）主变不配置独立过程层网络，主变保护、测控等装置宜接入高、中压侧过程层网络，主变低压侧过程层SV报文、GOOSE报文可接入中压侧过程层网络。变压保护、测控等装置接入不同电压等级的过程层网络时，应采用相互独立的数据接口控制器。3.330kV变电站（1）330kV、110kV电压等级应配置GOOSE网络，网络宜采用星型双网结构；（2）330kV采用3/2接线时，宜设置独立SV采样值网络，网络宜采用星型双网结构；（3）330kV、110kV双母线接线时，GOOSE网及SV网宜共网设置，网络宜采用星型双网结构。110kV除主变进线间隔外也可采用星型单网结构；（4）35kV不宜设置GOOSE和SV