智能变电站自控系统解决方案

智能变电站自控系统解决方案.方案背景“十二五”期间，国家电网将建成连接大型能源基地与主要负荷中心的“三横三纵”的特高压骨干网架和13回长距离支流输电工程，初步建成核心的世界一流的坚强智能电网。国家电网制定的《坚强智能电网技术标准体系规划》，明确了坚强智能电网技术标准路线图，是世界上首个用于引导智能电网技术发展的纲领性标准。国网公司的规划是，到2015年基本建成具有信息化、自动化、互动化特征的坚强智能电网，形成以华北、华中、华东为受端，以西北、东北电网为送端的三大同步电网，使电网的资源配置能力、经济运行效率、安全水平、科技水平和智能化水平得到全面提升。2.应用场景应用于110kV及以下电压等级降压变电站、升压变电站、开关站等。级智能变电站一体化监控系统结构示意图应用于220kV及以上电压等级降压变电站、升压变电站、开关站等。电压等级智能变电站监控系统结构示意图3.方案1实现IEC61850将数字化变电站分为过程层、间隔层和站控层，各层内部及各层之间采用高速网络通信。整个系统的通讯网络可以分为：站控层和间隔层之间的间隔层通讯网、以及间隔层和过程层之间的过程层通讯网。站控层通信全面采用IEC61850标准，监控后台、远动通信管理机和保护信息子站均可直接接入IEC61850装置。同时提供了完备的IEC61850工程工具，用以生成符合IEC61850-6规范的SCL文件，可在不同厂家的工程工具之间进行数据信息交互。间隔层通讯网采用星型网络架构，在该网络上同时实现跨间隔的横向联锁功能。110kV及以下电压等级的变电站自动化系统可采用单以太网，110kV以上电压等级的变电站自动化系统需采用双以太网。网络采用IEC61850国际标准进行通信，非IEC61850规约的设备需经规约转换后接入。考虑到传输距离和抗干扰要求，各继电小室与主控室之间应采用光纤，而在各小室内部设备之间的通讯则可采用屏蔽双绞线。3.2.设计原则1)变电站的设计遵循Q/GDW383-2009的有关技术原则；2)在安全可靠、经济适用的基础上，采用智能设备，提高变电站智能化水平；3)选用电子式互感器时，进行充分技术经济论证；4)建立全站的数据通信网络，数据的采集、传输、处理应数字化、共享化；5)在现有技术条件下，全站设备的状态监测功能宜利用统一的信息平台，应综合状态监测技术的成熟度和经济性，对关键设备实现状态检修，减少停电次数、提高检修效率；6)严格遵照《电力二次系统安全防护规定》、《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二次系统安全防护方案》的要求，进行安全分区，通信边界安全防护，确保控制功能安全；7)优化设备配置，实现功能的集成整合；8)提高变电站运行的自动化水平和管理效率，优化整个变电站的全寿命周期成本；9)所采用技术应符合未来发展趋势，对于现阶段不具备条件实现的高级功能应用，预留其远景功能接口。系统设计中所遵循的主要规范具体如下：1)GB/T20840.8互感器第8部分：电子式电流互感器（GB/T20840.8,MODIEC60044-8:2001）；2)DL/T634.5101远动设备及系统第5-101部分：传输规约基本远动任务配套标准；3)DL/T634.5104远动设备及系统第5-104部分：传输规约采用标准传输协议集的IEC60870-5-101网络访问；4)DL/T860变电站通信网络和系统；5)Q/GDW215电力系统数据标记语言-E语言规范；6)Q/GDW396IEC61850工程继电保护应用模型；7)Q/GDW416电力系统同步相量测量（PMU）测试技术规范；8)Q/GDW441智能变电站继电保护技术规范；9)Q/GDW534变电设备在线监测系统技术导则；10)Q/GDW622电力系统简单服务接口规范；11)Q/GDW623电力系统动态消息编码规范；12)Q/GDW624电力系统图形描述规范；13)国家电力监管委员会第5号令《电力二次系统安全防护规定》；14)国家电力监管委员会电监安全〔2006〕34号《电力二次系统安全防护总体方案》；15)Q/GDW393-2009110（66）kV~220kV智能变电站设计规范；16)Q/GDW394-2009330~750kV智能变电站设计规范；17)Q/GDW441-2010智能变电站继电保护技术规范；18)Q/GDW534-2010变电设备在线监测系统技术导则；19)GB1207—2006电压互感器；20)GB/T20840.7—2007（IEC60044—7（1999））互感器第7部分：电子式电压互感器；21)GB/T20840.8—2007（IEC60044—8（1999））互感器第8部分：电子式电流互感器；22)GB/T14285—2006继电保护和自动综合保护装置技术规程；23)GB50217—2007电力工程电缆设计规范；24)DL/T478—2001静态继电保护及安全自动装置通用技术条件；25)DL/T621—1997交流电气装置的接地；26)DL/T860变电站通信网络和系统；27)DL/Z886750kV电力系统继电保护；28)DL/T5002—2005地区电网调度自动化设计技术规程；29)DL/T5003—2005电力系统调度自动化设计技术规程；30)DL/T5056—2007变电站总布置设计技术规程；31)DL/T5136—2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程；32)DL/T5149—2001220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程；33)DL/T5202—2004电能量计量系统设计技术规程；34)DL/T5218—2005220kV～500kV变电所设计技术规程；35)DL/T5222—2005导体和电器选择设计技术规定；36)NDGJ96—1992变电所建筑结构设计技术规定；37)Q/GDW101—2003750kV变电所设计暂行技术规定（电气部分）；38)Q/GDW383—2009智能变电站技术导则；39)Q/GDWZ410-2010高压设备智能化技术导则；40)Q/GDW534-2010变电设备在线监测系统技术导则；41)IEC61588网络测量和控制系统的精密时钟同步协议；42)IEC61970Energymanagementsystemapplicationprograminterface（EMS-API）能量管理系统应用程序接口（EMS-API）；43)《电力二次系统安全防护规定》（电监会5号令）；44)《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二次系统安全防护方案》（国家电力监管委员会第34号文，2006年2月）。超高压线路保护以分相电流差动元件为全线速动的主保护，并集成了全套的距离及零序（或过流）保护。变压器成套保护,750kV及以下电压等级的变压器的主保护、高中低压侧后备保护功能。实现母线差动保护、母联充电保护、母联过流保护、母联非全相保护、母联失灵（或死区）保护、以及断路器失灵保护出口等功能光纤差动线路保护装置;110kV光纤差动保护、测控。断路器保护测控装置;数字化式断路器保护及自动重合闸装置，完成断路器失灵保护、三相不一致保护、死区保护、充电保护和自动重合闸等功能。短引线保护装置;220kV及以上短引线保护。距离保护测控装置110kV距离保护、测控。母联保护装置110kV及以上母联或分段保护、测控。智能终端220kV及以上分相操作，提供IO，完成状态信号采集以及开出控制。智能终端110kV及以下三相操作，提供IO，完成状态信号采集以及开出控制。母线合并单元;常规采样输入，提供IEC61850-4-8输入，提供IEC61850-9-1/2格式输出，用于间隔单元，具有电压切换功能。间隔合并单元常规采样输入，提供IEC61850-4-8/-9-1/2格式，输出，用于母线单元，具有电压并列功能。馈线保护测控装置;实现馈线、变压器组、分段的保护、测控、操作等功能。备自投保护;适用于两段母线、两条进线或两台变压器互为备用方式。也可适用于三台降压变、负荷侧四段母线、中间一台低压侧有双分支的运行模式，可完成四段母线两两互为暗备用或均分负荷功能。电容器保护测控装置;零序差压差流型、分相差压型、分相差流型。所用变保护测控;实现所用变、接地变、曲折变的保护测控功能。本体智能终端;110kV及以上，提供IO，完成本体信号采集以及开出控制。单元测控装置;变电站单元测控装置，具有四遥功能，具有和五防主机同规则的间隔五防闭锁遥控功能，且间隔层五防闭锁不依赖于监控系统。PT测控装置变电站母线测控装置，具有六段母线采集功能，具有和五防主机同规则的间隔五防闭锁遥控功能，且间隔层五防闭锁不依赖于监控系统。公共测控装置;变电站公共测控装置，具有四遥功能，具有和五防主机同规则的间隔五防闭锁遥控功能，且间隔层五防闭锁不依赖于监控系统。监控主机;负责站内各类数据的采集、处理，实现站内设备的运行监视、操作与控制、信息综合分析及智能告警，集成防误闭锁、操作工作站和保护信息子站等功能。数据服务器;实现智能变电站全景数据的分类处理和集中存储，为站控层设备和应用提供数据访问服务。操作员站（集成于监控主机中）;站内运行监控的主要人机界面，实现对全站一、二次设备的实时监视和操作控制，具有事件记录及报警状态显示和查询、设备状态和参数查询、操作控制等功能。4.1.技术特点4.1.1.系统构成a)变电站自动化系统在功能逻辑上宜由站控层、间隔层、过程层组成。b)控层由主机、操作员站、远动通信装置、保护故障信息子站和其他各种功能站构成，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，形成全站监控、管理中心，并与远方监控/调度中心通信。c)间隔层由保护测控、计量、录波、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备的就地监控功能。d)过程层由互感器、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、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。4.1.2.网络结构a)变电站网络结构符合DL/T860标准。b)过程层网络按电压等级分别组网。c)双重化配置的保护及安全自动装置分别接入不同的过程层网络；单套配置的保护及安全自动装置、微机保护测控装置同时接入两套不同的过程层网络，且采用相互独立的数据接口控制器。d）站控层网络（含MMS、GOOSE）1)通过相关网络设备与站控层其他设备通信，与间隔层网络通信；2)可传输MMS报文和GOOSE报文；3)220kV及以上变电站站控层网络采用双重化星形以太网络，110kV（66kV）变电站站控层网络采用单星形以太网络结构。e）间隔层网络（含MMS、GOOSE）1)通过相关网络设备与本间隔其他设备通信、与其他间隔设备通信、与站控层设备通信；2)可传输MMS报文和GOOSE报文；3)220kV及以上变电站间隔层网络宜采用双重化星形以太网络，110kV（66kV）变电站间隔层网络宜采用单星形以太网络。f)过程层网络（含GOOSE和SV网络）1)通过相关网络设备完成间隔层与过程层设备、间隔层设备之间以及过程层设备之间的数据通信；2)可传输GOOSE报文和SV报文；3)220kV及以上电压等级按电压等级配置GOOSE和SV网络，网络采用星形双网结构；4)220kV变电站及110kV（66kV）电压等级采用单母线或双母线接线的110kV（66kV）变电站110kV过程层GOOSE报文采用网络方式传输，GOOSE网络采用星形双网结构；110kV每个间隔除应直采的保护及安全自动装置外有3个及以上装置需接收SV报文时，配置SV网络，SV网络采用星形单网结构；5)采用桥式接线、线变组接线的110kV（66kV）变电站，GOOSE报文及SV报文采用点对点方式传输；6)35kV（10kV）电压等级不宜配置独立的过程层网络，GOOSE报文通过站控层网络传输。4.2.技术优势1)整体设计综合了千余座ISA型变电站综合自动化运行设计经验，采用当今最先进的软、硬件技术，装置整体性能高。适用于有人值班或无人值班、新建或改建