智能变电站简介.pptx

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1、上午3时46分,智能变电站介绍,1,上午3时46分,主要内容,2,智能变电站的提出源于智能电网 智能电网包含发电、输电、变电、配电、用电、调度6大环节。智能变电站技术导则给出的定义 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化控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。,上午3时46分,智能变电站提出和定义,3,上午3时46分,智能变电站名称术语解释,4,智能终端 smartterminal 一种智能组件。与一次设备采用电缆连接，与保

2、护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。MU：合并单元 merging unit用以对来自二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元可是互感器的一个组成件，也可是一个分立单元。IED：智能电子设备 Intelligent Electronic Device包含一个或多个处理器，可接收来自外部源的数据，或向外部发送数据，或进行控制的装置，例如：电子多功能仪表、数字保护、控制器等。为具有一个或多个特定环境中特定逻辑接点行为且受制于其接口的装置。,上午3时46分,智能变电站名称术语解释,5,MMS Manufactur

3、ing Message Specification MMS 即制造报文规范，是 ISO/IEC9506 标准所定义的一套用于工业控制系统的通信协议。MMS 规范了工业领域具有通信能力的智能传感器、智能电子设备（IED）、智能控制设备的通信行为，使出自不同制造商的设备之间具有互操作性（Interoperation）。GOOSE Generic Object Oriented Substation Event GOOSE 是一种面向通用对象的变电站事件。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。SV Sampled Value 采样值。基于发布/订阅机制

4、，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。,上午3时46分,智能变电站名称术语解释,6,ICD 文件：IED 能力描述文件 IED Capability Description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。SSD 文件：系统规格文件 System Specification Description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。SCD 文件：全站系统配置文件 Substation

5、Configuration Description应全站唯一，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，由系统集成厂商完成。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。,上午3时46分,智能变电站名称术语解释,7,CID 文件：IED 实例配置文件 Configured IED Description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。虚端子 Virtual terminalGOOSE、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的关系，为了便于形象地理解和应用GOOSE、SV信号，

6、将这些信号的逻辑连接点称为虚端子。,1）数字化变电站的三层结构1-1）过程层包括：合并单元、智能终端（操作箱）。1-2）间隔层包括：保护装置、测控装置、电度表、网络分析仪、故障录波器。1-3）站控层包括：监控主机、五防主机、远动装置、保信子站。,上午3时46分,8,2）各层之间的连接2-1）组网方式连接过程层设备通过“过程层网络交换机（光纤以太网）”与间隔层设备连接；间隔层设备通过“间隔层网络交换机（电以太网）”与站控层设备连接。2-2）“点对点”方式连接间隔层的保护、计量设备通过光纤直接与过程层的MU、智能操作箱连接。优缺点：组网方式增加了交换机的负担，点对点方式增加了MU及智能操作箱的负担

7、。,上午3时46分,9,3）对时网络站控层设备：SNTP（Simple Network Time Protocol）简单网络对时协议。间隔层设备：IRIG-B（一般用电B码）、SNTP。过程层设备：IRIG-B（一般用光B码）、PPS。整个变电站也可采用 IEEE 1588对时。,上午3时46分,10,上午3时46分,智能变电站服务模型,配置文件,描述一次接线图（暂无）,描述二次设备的基本数据模型与服务,描述一次接线、二次设备和通信系统（最完整）,描述二次设备模型、通信参数及与一次系统的对应关系,11,智能变电站结 构,上午3时46分,12,采集资源重复 多套系统共存设计调试复杂 互操作性差可

8、扩展性差 大量二次电缆,常规站的问题,上午3时46分,智能变电站结 构,13,节省二次电缆 信息共享设备互操作 易于扩展维护更加方便 调试更加方便发展的方向,智能化的好处,上午3时46分,电压切换,操作箱,CSC2000(V2）监控机,CSC1321远动机,调度主站,综自变电站,一次设备,间隔层设备,站控层系统,信号/控制电缆,以太网络,CT/PT,光纤,光纤,信号/控制电缆,数字化变电站,CSC2000(V2）监控机,CSC1321远动机,调度主站,一次设备,间隔层设备,站控层系统,过程层,以太网络,SV网,Goose网,SV点对点,Goose点对点,其他保护,ECT/EPT,合并单元,智能

9、终端,合并单元,智能变电站结 构,14,14:33 15,智能变电站组网方式,上午3时46分,61850组网原则监控层网络使用星型独立双网。星型网络相比环形网络结构简单、配置简洁，且降低了网络风暴形成的风险；,由于过程层通讯网络上传输数据的重要性，建议过程层和监控层通讯网络从物理上分开。,14:33 16,过程层GOOSE网络采用星型双光纤以太网。对于超高压变电站，过程层推荐按电压等级分开组网，同一电压等级的GOOSE网络连接在一起，可以充分保证GOOSE的信息共享的特点。,14:33 17,传统微机保护,交流输入组件,A/D 转换组件,保护逻辑(CPU),开入开出组件,人机对话模件,二次设备

10、和一次设备功能重新定位。,1）保护、测控装置,智能变电站测保装置,智能终端,MU,传统微机保护,交流输入组件,A/D 转换组件,保护逻辑(CPU),开入开出组件,人机对话模件,ECT,IED数字化保护,SMV光纤,GOOSE光纤,2）保护、测控装置,智能变电站测保装置,智能终端,MU,保护逻辑(CPU),人机对话模件,ECT,IED数字化保护,SMV光纤,GOOSE光纤,交流输入组件,A/D 转换组件,开入开出组件,一次设备的数字化改变了传统变电站继电保护设备的结构：1、AD变换没有了，代之以高速数据接口。2、开关量输出DO、输入DI移入数字化开关，保护装置发布命令，由一次设备的执行器来执行操

11、作。,3）保护、测控装置,智能变电站测保装置,智能变电站装置硬件,装置前视图,装置后视图,智能变电站配置文件,配置文件的生成：对于集成商项目，需要利用ICD文件制作SCD文件，导出装置配置。对于供应商项目，把与现场装置版本一致的ICD文件提供给系统集成商。利用系统集成商配置好的SCD文件导出装置配置文件。,上午3时46分,GOOSE传输机制：变时间间隔重复传输,状态计数器stNum,顺序计数器sqNum,st=8sq=10,st=9sq=0,st=9sq=5,保护动作,23,智能变电站GOOSE,1）StNum：如果状态没有变化，每一帧报文的值相同，如果状态变化了，则值加1；2）SqNum：如

12、果状态没有变化，每一帧报文的值加1，如果状态变化了，则值清零；3)事件发生时以较短的间隔连续传输（1ms，2ms，4ms），避免数据报文的丢失；4)事件结束后以较长的间隔连续传输（1s），以保持通信线路的畅通；,智能变电站配置文件,源地址,目的地址,应用标识,数据长度,Goose控制块引用,生存时间,数据集引用,Goose标识,报文时间,状态计数器,顺序计数器,检修标记,36个数据,智能变电站SV,a）合并单元发送的采样频率应为4000 Hzb）采样值发送间隔离散值应小于 10 S c）SV 报文中的采样值数据，其样本计数应和实际采样点顺序相对应。样本计数应根据采样频率顺序增加并翻转，不能跳变

13、或越限；d）SV 采样值报文APPID 应在4000-7FFF 范围内配置；e）电压采样值为32 位整型，1LSB=10mV，电流采样值为32 位整型，1LSB=1mA。,SV传输机制：,采样标识,源地址,目的地址,应用标识,采样计数器,同步标志位,通道1数值,通道1品质,智能变电站保护试验,一、单装置的试验：,数字化继电保护测试仪,保护装置,Goose,sv,二、带开关的整组试验：,数字化继电保护测试仪,保护装置,sv,智能终端,Goose,一次设备,电缆,智能变电站保护试验,二、带MU、开关的整组试验1：（常规互感器）,常规继电保护测试仪,常规合并单元,电缆,保护装置,SV,智能终端,一次

14、设备,电缆,Goose,智能变电站保护试验,二、带MU、开关的整组试验2：（非常规互感器）,常规继电保护测试仪,互感器模拟仪,电缆,合并单元,SV（私有）,保护装置,智能终端,电缆,Goose,一次设备,SV,1）数字化测试仪模拟量配置方法：第一步：选择“9-2报文”，如下图：,智能变电站数字化测试仪,2-1）第二步：配置地址信息。方法1：根据集成商提供的MU地址手动配置：,智能变电站数字化测试仪,2-2）第二步：配置地址信息。方法2：根据集成商提供的SCD自动导入相关MU的地址信息：,智能变电站数字化测试仪,3）第三步：根据所模拟的MU对测试仪进行通道配置：,智能变电站数字化测试仪,4）第四

15、步：系统参数设置：,智能变电站数字化测试仪,5）GOOSE配置（以测试仪模拟GOOSE发布为例）：方法1：根据集成商提供的地址信息，手动配置所要模拟的数据集地址信息：,智能变电站数字化测试仪,6）GOOSE配置（以测试仪模拟GOOSE发布为例）：方法2：自动导入SCD，找到所要模拟的数据集并打钩：,智能变电站数字化测试仪,智能变电站继电保护与站控层信息交互采用DL/T860（IEC61850）标准，跳合闸命令和联闭锁信息可通过直接电缆连接或GOOSE机制传输，电压电流量可通过传统互感器或电子式互感器采集。继电保护设备与本间隔智能终端之间通信应采用GOOSE点对点通信方式；继电保护之间的联闭锁信

16、息、失灵启动等信息宜采用GOOSE网络传输方式。双重化配置的保护之间不直接交换信息。220kV及以上电压等级继电保护系统应遵循双重化配置原则，每套保护系统装置功能独立完备、安全可靠。双重化配置的两个过程层网络应遵循完全独立的原则。保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。保护应直接采样，对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护（母线保护）宜直接跳闸。对于涉及多间隔的保护（母线保护），如确有必要采用其他跳闸方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求。,继电保护配置原则,智能变电站保护配置原则,110kV及以上电压等级的过程层SV网络、过程层GOOSE网络、站控层MMS 网络应完全独立

17、，继电保护装置接入不同网络时，应采用相互独立的数据接口控制器。110kV 及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备。220kV及以上电压等级继电保护系统应遵循双重化配置原则，每套保护系统装置功能独立完备、安全可靠。双重化配置的两个过程层网络应遵循完全独立的原则。3/2接线型式，两个断路器的电流MU分别接入保护装置，电压MU单独接入保护装置；110kV及以下保护就地安装时，保护装置宜集成智能终端等功能。,继电保护配置基本原则,智能变电站保护配置原则,上午3时46分,40,双重化配置保护装置，保护装置点对点和所需智能终端、合并单元连接。保护装置、智能终端和合并单元分别接入双套的过程层GOOSE和SV网络。保护装置间的配合通过过程层交换机实现。,保护装置配置,智能变电站保护配置原则,上午3时46分,智能化变电站要在充分总结智能变电站的运行经验的基础上，制定各个不同电压等级变电站的试点方案，特别应注意配网智能化变电站的研究和建设，以适应全球性的绿色能源和生态安全问题的需要。,谢谢！,42,