《变电站综合自动化》PPT课件.ppt

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1、第七章 变电所综合自动化 和数字化变电所,回顾：电力系统自动化的分类（按运行管理区域分类）,第7章 变电所综合自动化和数字化变电所,常规的变电站存在的问题：安全性、可靠性不能满足电力系统发展的需求。不适应电力系统快速计算和实时性要求。供电质量缺乏科学的保证。不利于提高运行管理水平。维护工作量大，设备可靠性差。占地面积大，增加征地投资。,科学技术的发展，为发展变电站自动化提供了有利的条件。,一、变电站自动化的发展过程1、变电站分立元件的自动装置阶段 20世纪70年代以前，这些自动装置主要采用模拟电路、晶体管等分立元件组成，对提高变电站的自动化水平，保证系统的安全运行，发挥了一定的作用。缺点：这些

2、自动装置，相互之间独立运行，互不相干，而且缺乏智能，没有故障自诊断能力，在运行中若自身出现故障，不能提供报警信息，有的甚至会影响电网运行的安全。分立元件的装置可靠性不高，经常需要维修，且体积大。,第7章 变电所综合自动化和数字化变电所,2、微处理器为核心的智能自动装置阶段,20世纪80年代，随着大规模集成电路和微处理器技术的应用，在变电站自动化阶段，将原来由晶体管等分立元件组成的自动装置逐步由大规模集成电路或微处理器替代。微机监控、微机保护、微机远动装置分别设置，分别完成各自的功能。优点:由于采用了数字电路，缩小了体积，明显的显示出优越性。利用微处理器的智能和计算能力，可以应用和发展新的算法，

3、提高了测量的准确度和控制的可靠性，还扩充了新的功能。装置本身的故障自诊断能力，对提高装置自身的可靠性是很有意义的。缺点：各自动化装置仍是独立运行，不能互相通信，不能共享资源。,国际上，20世纪70年代末开始变电站综合自动化的研究工作，于80年代开始进入实用应用。例：西门子公司于1985年在德国投入其第一套变电站综合自动化系统。我国从20世纪80年代末开始研制和开发，20世纪90年代进入应用阶段。例：清华大学电机系研制成功的变电站微机监测、保护综合控制系统。变电站综合自动化阶段的特征：将微机监控、微机保护、微机远动等功能进行统一考虑，构成一个统一的计算机系统来完成以上所有的功能。,3、变电站综合

4、自动化阶段,二、变电站综合自动化的概念,变电站综合自动化（Integrated Substation Control System，ISCS）是在变电站应用自动控制技术和信息处理与传输技术，通过计算机硬件系统或自动化装置代替人工进行各种运行作业，提高变电站运行、管理水平的一种自动化系统。,三、变电站综合自动化的发展概况,1、国外变电站综合自动化的早期发展概况 国外变电站自动化的研究工作始于20世纪70年代。70年代末，英、西德、意大利、澳大利亚等国新装的远动装置都是微机型的。变电站综合自动化的研究工作，于70年代中、后期开始。1975年由关西电子公司和三菱电气有限公司合作，研究配电变电站数字控

5、制系统。1979年9月完成样机，称为SDCS-1型，12月在变电站安装运行，1980年开始商品化生产。SDCS-1型由13台微机组成。如下图，它具有对一个77kV/6.6kV的配电变电站的全部保护和控制功能。该变电站具有3台变压器，4回77kV进线，36回6.6kV馈电线路。,三、变电站综合自动化的发展概况,SDCS1结构方框图,1、国外变电站综合自动化的早期发展概况,2、我国变电站自动化的发展过程我国变电站综合自动化的研究工作始于80年代中期。1987年清华大学电机工程系研究成功国内第一个符合国情的综合自动化系统。该系统由3台微机组成，其系统结构如下图。1987年在山东威海望岛变电站成功地投

6、入运行。望岛变电站是一个35kV/10kV城市变电站，有2回35kV进线，2台主变，8回10kV出线，2组电容器。该系统担负全变电站安全监控、微机保护、电压无功控制、中央信号等任务。按功能分为3个子系统：（1）安全监控子系统；（2）微机保护子系统；（3）电压、无功控制子系统。这是我国第一个变电站综合自动化系统，其成功的投入运行，证明了我国完全可以自行研究，制造出具有国际先进水平，符合国情的变电站综合自动化系统。90年代中期后，综合自动化系统迅速发展。随着微机技术的不断发展和已投入运行的变电站综合系统取得的经济效益和社会效益，吸引全国许多用户和科研单位和高等院校，因此变电站综合自动化系统到90年

7、代，成为热门话题。,三、变电站综合自动化的发展概况,三、变电站综合自动化的发展概况,2、我国变电站自动化的发展过程,变电站微机监测、保护综合控制系统框图,3、国外无人值班的发展简况 西欧、北美、日本等发达国家的绝大多数变电站，包括许多500kV、380kV的变电站也都实行无人值班。例如：巴黎，1985年建立新一代的计算机自动管理系统，所有225/20kV变电站都由调度中心集中控制。调度室可掌握所有225/20kV变电站及20kV主网络运行状况，当电网发生事故时，调度中心可以直接进行必要的处理，使受停电影响的用户迅速恢复供电。与此同时也出现一批无人值班或少人值班的大、中小型水电站。例如，到198

8、0年止，意大利ENEL公司的474个水电站中，无人值班达408个，法国EDF公司450个水电站中，有403个无人值班占90%。,4、国内无人值班的发展简况,早期的无人值班变电站没有自动化功能。只适合不重要的35KV变电站。20世纪60年代，进入了远方监视的无人值班阶段。20世纪80年代后期，无人值班技术又上了一个台阶。促进了调度自动化实用化的深入开展和电网调度管理水平的提高。国家电力调度通信中心于1993年12月28日发布了调自 1994 2号文件关于在地区电网中实施变电站遥控和无人值班的意见。该文件明确指出实行变电站遥控和无人值班是可行的，是电网调度管理的发展方向，并明确指出各单位要积极稳妥

9、地开展此项工作，要根据当地的实际情况，因地制宜，统筹安排，综合考虑，做好规划，逐步实施。根据需要有些地区可考虑新建变电站一步到位，即按无人站设计建设，尤其是地区变电站。该文件对全国无人值班变电站的建设起了很大的推动作用。,变电站实现无人值班的目的和意义,(1)国民经济发展形势的需要 不仅发达地区、人口密集经济发展的地区需要发展无人值班变电站；人口密度少、经济不甚发达的边远地区，发展无人值班也很重要。(2)提高运行的可靠性，减少误操作率。(3)提高经济效益和劳动生产率(4)降低变电站建设成本。,变电站综合自动化全面提高无人值班变电站的技术水平,（1）提高了变电站的安全、可靠运行水平。（2）提高电

10、力系统的运行、管理水平和技术水平（3）缩小变电站占地面积，降低造价，减少总投资。（4）提高供电质量，提高电压合格率，降低电能损耗。（5）减少维护工作量。由于综合自动化系统中的 微机保护装置和自动装置，都具有故障自诊断功能，装置内部有故障，能自动显示故障部位，缩短了维修时间。,三、变电站综合自动化系统的功能,变电站综合自动化系统的基本功能体现在下述5个子系统的功能中：1.监控子系统(1)数据采集 对供电系统运行参数的在线实时采集是变电所自动化系统的基本功能之一，变电站的数据包括模拟量、开关量和电能量。（2）数据处理与记录 数据处理的内容为电力部门和用户内部生产调度所要求的数据。1)变电所运行参数

11、的统计、分析与计算 2)变电所内运行参数和设备的越限报警及记录 3)变电所内的事件记录,（3）运行监视 运行监视即对采集到的反映变电所运行状况和设备状态的数据进行自动监视。（4）故障录波和测距、故障记录 故障录波与测距 110kV及以上的重要输电线路距离长、发生故障影响大，必须尽快查找出故障点，以便缩短修复时间，尽快恢复供电，减少损失。故障记录 35kV和10kV的配电线路很少专门设置故障录波器，为了分析故障方便，可设置简单故障记录功能。故障记录是记录继电保护动作前后与故障有关的电流量和母线电压。,三、变电站综合自动化系统的功能,（5）事故顺序记录与事故追忆 事故顺序记录就是对变电所内的继电保

12、护、自动装置、断路器等在事故时动作的先后顺序自动记录。事故追忆是指对变电所内的一些主要模拟量，如线路、主变压器的电流、有功功率、母线电压等，在事故前后一段时间内作连续测量记录。（6）控制及安全操作闭锁 操作人员可通过显示器屏幕对断路器、隔离开关进行分、合闸操作；对变压器分接头进行调节控制；对电容器组进行投、切控制。并且所有的操作控制均能就地和远方控制、就地和远方切换相互闭锁，自动和手动相互闭锁。操作闭锁包括以下内容：操作系统出口具有断路器分、合闸闭锁功能。,三、变电站综合自动化系统的功能,(7)人机联系功能(8)谐波分析与监视,三、变电站综合自动化系统的功能,2.微机保护子系统,变电站综合自动

13、化系统中的微机继电保护主要包括：输电线路保护；电力变压器保护；母线保护；电容器保护；小电流接地系统自动选线；自动重合闸等。,对微机保护的要求：(1)系统的继电保护按被保护的电力设备单元(间隔)分别独立设置，直接由相关的电流互感器和电压互感器输入电气量，然后由触点输出，直接操作相应断路器的跳闸线圈。(2)保护装置设有通信接口，供接入站内通信网，在保护动作后向变电站层的微机设备提供报告等，但继电保护功能完全不依赖通信网。(3)为避免不必要的硬件重复，以提高整个系统的可靠性和降低造价，可以配给保护装置其他一些功能，但不应降低保护装置的可靠性。,3.电压、无功综合控制子系统,在运行中，能实时控制电压/

14、无功的基本手段是有载调压变压器的分接头调档和无功补偿电容器组的投切。,多采用一种九区域控制策略进行电压/无功自动控制。,电压无功控制装置(VQC)：适用于一些地区电网、变电所。自动电压控制系统(Automatic Voltage Control，AVC)：适用于一些省级电网。,自动电压控制装置的类型：,变电站10kV系统电压无功综合控制装置简介,4.低频减负荷控制,自动低频减载装置：当电力系统频率降低时，能根据系统频率下降的不同程度自动有次序、有计划地切除相应的负荷，以阻止系统频率降低，并使系统频率迅速恢复到给定值。,5、备用电源自动投入子系统,备用电源自动投入：当工作电源因故障被断开后，能自

15、动而迅速的将备用电源投入，保证用户连续供电的一种装置，称备用电源自动投入装置。发电厂、变电所中都设有备用电源，此外一些重要的工矿企业用户为保证供电的可靠性也设置了备用电源。备用电源自动投入已成为变电站综合自动化系统的基本功能之一。,2023年7月11日,备用电源自动投入装置的作用与类型,作用：用于两路及以上电源进线的变配电所中，提高供电可靠性。,工作电源与备用电源的接线方式可分为两大类：明备用:在正常时，备用电源不投入工作，只有在工作电源发生故障时才投入工作。暗备用:在正常时，两电源都投入，互为备用。,在正常情况下，QF1闭合，QF2断开，负荷由工作电源供电。,当工作电源故障时，APD动作，将

16、QF1断开，切除故障电源，然后将QF2闭合，使备用电源投入工作，恢复供电。,a)明备用,正常情况下，QF1,QF2闭合，QF3断开，两个电源分别向两段母线供电。,若电源A(B)发生故障，APD动作，将QF1(QF2)断开，随即将QF3闭合，此时全部负荷均由B(A)电源供电。,b)暗备用,1）不论什么原因失去工作电源，APD都能迅速起动并投入备用电源；2）必须在工作电源确已断开、而备用电源电压也正常时，才允许投入备用电源；3）APD应只动作一次，以免将备用电源重复投入永久性故障回路中；4）当电压互感器二次回路断线时，APD不应误动作。,对备用电源自动投入装置的基本要求,第7章 变电所综合自动化,

17、5通信子系统 通信功能包括站内现场级间的通信和变电站自动化系统与上级调度的通信两部分。,四、变电站综合自动化系统结构,集中式分层分布式分布集中组屏分布分散与集中相结合,四、变电站综合自动化系统的结构,结构形式,分布分散式与集中相结合,采用不同档次的计算机，扩展其外围接口电路，集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理，分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能。,把变电所内各回路的数据采集单元、控制单元和保护单元分别集中安装在变电所控制室内的相应屏（柜）中。,将变电所内各回路的数据采集，微机保护及监控单元综合为一个装置，就地安装在数据源现场的开关柜上。,1.集中式的结

18、构,（1）定义：集中式结构的综合自动化系统指采用不同档次的计算机，扩展其外围接口电路，集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理，分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能。集中式结构不是指由一台计算机完成保护、监控等全部功能。多数集中式结构的微机保护、微机监控、与调度等通信的功能也是由不同的微型计算机完成的。,图7-2 集中式结构的综合自动化系统框图,（2）举例：,安装在变电站中央控制室内。,（3）集中式结构的特点：优点：其结构紧凑、体积小，可大大减少占地面积，而且造价低。缺点：A、可靠性低：B、集中式结构的软件复杂，修改工作量大，调试麻烦；C、组态不灵活,对不同主

19、接线或规模不同的变电站，软、硬件都必须另行设计，工作量大，影响了批量生产，不利于推广。D、集中式保护与长期以来采用一对一的常规保护相比，不直观，不符号运行和维护人员的习惯，调试和维护不方便，程序设计麻烦，只适合保护算法比较简单的情况。一般适合于小型变电所的新建或改造。,2.分层分布式系统集中组屏的结构,（1）定义：所谓分布式结构，是在结构上采用主从CPU协同工作方式，各功能模块（通常是各个从CPU）之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了集中式结构中独立CPU计算处理的瓶颈问题，方便系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块（部件）正常运行。所谓分层

20、式结构，是将变电站信息的采集和控制分为管理层、站控层和间隔层三个级分层布置。如图7-3所示。,（2）举例：,分层分布式系统集中组屏结构的特点如下：(1)由于分层分布式结构配置，在功能上采用可以下放的尽量下放原则，凡事可以在本间隔层就地完成的功能，绝不依赖通信网。这样的系统结构与集中式系统比较，明显优点是：可靠性高，任一部分设备有故障时，只影响局部；可扩展性和灵活性高；所内二次电缆大大简化，节约投资也简化维护。分布式系统为多CPU工作方式，各装置都有一定数据处理能力，从而大大减轻了主控制机的负担。,(2)继电保护相对独立。继电保护装置的可靠性要求非常严格，因此，在综合自动化系统小，继电保护单元宜

21、相对独立，其功能不依赖于通信网络或其它设备。通过通信网络和保护管理机传输的只是保护动作的信息或记录数据。,(3)具有和系统控制中心通信的能力。综合自动化系统本身已具有对模拟量、开关量、电能脉冲量进行数据采集和数据处理的功能，还收集继电保护动作信息、事件顺序记录等，因此不必另设独立的RTU的装置，不必为调度中心单独采集信息。综合自动化系统采集的信息可以直接传送给调度中心，同时也可以接受调度中心下达的控制、操作命令和在线修改保护定值命令。,(4)模块化结构，可靠性高。综合自动化系统小的各功能模块都由独立的电源供电，输入输出回路也相互独立，因此任何一个模块故障，都只影响局部功能，不会影响全局。由于各

22、功能模块都是面向对象设计的，所以软件结构较集中式的简单，便于调试和扩充。(5)室内工作环境好，管理维护方便。分级分布式系统采用集中组屏结构，屏全部安放在控制室内，工作环境较好，电磁干扰比放于开关柜附近弱，便于管理和维护。分布集中式机构的主要缺点是安装时需要的控制电缆相对较多，增加了电缆投资。,3.分散式与集中相结合的结构,分散式与集中相结合的结构是将配电线路的保护和测控单元分散安装在开关柜内，高压线路保护和主变压器保护装置等采用集中组屏的系统结构。这是当前综合自动化系统的主要结构形式。,分散式与集中相结合的特点：（1）简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积。（2）减少了设备安装工程

23、量。（3）简化了变电站二次设备之间的互连线，节省了大量连接电缆。（4）分层分散式结构可靠性高，组态灵活，检修方便。分层分散式结构，由于分散安装，减小了TA的负担。由于采用分散式的结构可以降低总投资，所以全分散式结构是变电站综合自动化系统的发展方向。,第二节 数字化变电所,传统变电站存在的问题：规约不统一模拟信号级联信号重复引线,第二节 数字化变电所,数字化变电站的概念数字化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，建立在IEC61850通信规范基础之上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。,数字化变电站的四大技术特点：1、新型电流、电压互感器代替常规电流电压互

24、感器，将大电流、高电压直接变成数字信号或低电平信号。2、利用高速以太网构成数据传输系统 3、数据和信息实现基于IEC61850标准的统一建模。4、采用智能断路器等一次设备，实现一次设备控制和监视的数字化。,第二节 数字化变电所,数字式变电站与传统变电站的概要比较,常规互感器的缺陷:绝缘、饱和、爆炸、谐振、精度等.传统互感器二次输出侧以1A，5A，或100V的信号形式与电能表计、控制保护等二次设备相连接，目前绝大多数二次设备厂商提供的产品也是按此匹配的。而新型互感器的二次输出参数则完全不同，继电保护、计量仪表及测控装置等二次装置具适合数字化的特点。,第二节 数字化变电所,一、新型电流、电压互感器

25、,互感器发展趋势,1、研制情况（1）我国研制情况 我国二十世纪九十年代初开始电子式互感器的研究。主要研制单位有清华大学、华中科技大学、中国电力科学研究院、南瑞继保、南自新宁等。（2）国外研制情况 ABB及ALSTHOM约十年前研制出无源电子式电流互感器和无源电子式电压互感器，但目前无源电子式互感器实际运用的还不多。NxtPhase公司前两年研制出全光纤无源电子式电流互感器，其计量精度满足0.2级要求，目前处于试运行阶段。,（一）电子式互感器,（一）电子式互感器,2、电子式互感器的类型,Faraday原理,（一）电子式互感器,3、基于Rogowski线圈的电子式电流互感器,（1）特点：没有铁芯，

26、不会出现饱和现象。输出的二次电压量非常小，在毫伏级，必须就地转化成数字量，再传输给二次设备。必须具有电子器件实现积分、模数转换等环节，才能得到一次电流量。所以电子线路板必须放置在线圈的二次出口。,Rogowski线圈,允许CT开路！,有源式电子电流互感器,通过远端模块将模拟信号转换为数字信号后经通信光纤传送至二次系统。传感头部分有电源电路，所以称为有源式电子互感器。,1、光学电流互感器发展现状国外发展现状 ABB、西门子（20世纪90年代）研制成功开环方案的磁光玻璃式OCT.ABB、Nxtphase（2004年）研制成功新型闭环光纤电流互感器，准确度达到0.2级国内发展现状高校学术探索:华中科

27、技大学、清华大学、北京航空航天大学（20世纪90年代以来）实现磁光玻璃式OCT 实验室研制全光纤电子式电流互感器,（二）基于法拉第磁致旋光效应的光学电流互感器,国内发展现状,企业和研究院的产品研制,西安同维研制成功磁光玻璃式OCT，并且有少量工程应用。部分企业正在跟踪或研制全光纤电子式电流互感器。南瑞航天研制成功光纤电子式电流互感器，并且有少量工程应用。,（二）基于法拉第磁致旋光效应的光学电流互感器,国内发展现状,南瑞航天研制的全光纤电子式电流互感器现状,各种安装方式的全光纤电子式电流互感器 通过原武汉高压研究院的型式试验，精度达到0.2s级 通过的委托试验达到了0.1级精度 挂网试运行一年半

28、多，运行稳定可靠 已实现国内应用，有几十套投入运行，最高应用的电压等级为500kV,（二）基于法拉第磁致旋光效应的光学电流互感器,2、全光纤电流互感器的原理,法拉第磁光效应原理,A）不通电 B）通电,保护:5P30/1P50，测量:0.2级符合IEC60044-8和GB/T 20840.8,利用磁光法拉第效应,光波在通电导体的磁场作用下，光的传播发生相位变化,检测光强的相位变化，测出对应电流大小,2、全光纤电流互感器的原理,3、全光纤电流互感器的特点,敏感元件和传输元件全部采用光纤；共光路技术和差动信号解调方式提高了抗干扰能力采用了全数字闭环控制技术；受环境影响小；高精确度和大测量动态范围；精

29、确测量直流。安装方式灵活，适应性强。,（灵活的安装方式）,（灵活的安装方式）,全光纤电流互感器以其先进的技术优势成为新型电流互感器发展和应用的主流方向。FOCT的基础是光纤陀螺技术，可靠性和长期工作稳定性已经经过了长期考验。FOCT具有带宽高、绝缘简单、抗干扰能力强等优点，是国际上技术水平最高的产品之一，必将得到广泛应用。,4、对全光纤电流互感器的展望,（三）低功率电磁式电流互感器,LPCT的输出一般是直接提供给电 子电路，所以二次负载比较小；其铁心一般采用微晶 合金等高导磁性材料，在较小的铁心截面(铁心尺 寸)下，就能够满足测量准确度的要求。它 被列为电子式电流互感器的一种实现形式，代表着

30、电磁式电流互感器的一个发展方向，具有广阔的应用前景。而在中低压系统中，基于罗氏线圈的电子式电流互感器和光学电流互感器成本较高。,其它新型电流互感器。,二、智能断路器,CIGRE对SF6断路器的可靠性调查结果表明，72%的故障是由断路器的二次设备、机械缺陷引起的。,二、智能断路器,高压断路器二次技术的发展趋势是用微电子、计算机技术和新型传感器建立新的断路器二次系统，开发具有智能化操作功能的断路器。由电力电子技术、数字化控制装置组成执行单元，代替常规机械结构的辅助开关和辅助继电器。可按电压波形控制跳、合闸角度，精确控制跳、合闸过程的时间，减少瞬时过电压幅值。断路器操作所需的各种信息由装在断路器设备

31、内的数字化控制装置直接处理，使断路器装置能独立地执行其当地功能，而不依赖于变电站级的控制系统。新型传感器与数字化控制装置相配合，独立采集运行数据，可检测设备缺陷和故障，在缺陷变为故障之前发出报警信号，以便采取措施避免事故发生。断路器具有数字化接口，可收发GOOSE消息以实现开关控制。,二、智能断路器,智能操作断路器是在现有断路器的基础上引入智能控制单元，它由数据采集、智能识别和调节装置3个基本模块构成。,智能断路器的技术基础,基于微机、电力电子技术和新型传感器（电子互感器、光学互感器）建立新的断路器二次系统；基于IEC 61850，保护和控制命令可以通过光纤网络实现与断路器操作机构的数字化接口

32、。这些技术使得变电站的过程层也得以数字化，以太网构成全变电站的神经中枢。,二、智能断路器,应用示例,光纤电流传感器安装在电压为145KV的断路器上,二、智能断路器,智能操作的优越性,使断路器实际操作大多是在较低速度下开断，从而减小断路器开断时的冲击力和机械磨损，不仅可减少机械故障和提高可靠性，还能提高断路器的操作使用寿命，在工程上有较大的经济效益和社会效益；有可能改变目前的试探性自动重合闸的工作方式，而成为自适应自动重合闸，即做到在短路故障开断后，如故障仍存在，则会拒绝重合，只有当故障消除后才能重合；实现定相合闸，降低合闸操作过电压，取消合闸电阻，进一步提高可靠性；实现选相分闸，控制实际燃弧时

33、间，使断路器起弧时间控制在最有利于燃弧的相位角，不受系统燃弧时差要求的限制，从而提高断路器实际开断能力；实现集成开关设备，从而实现紧凑型变电站。,二、智能断路器,集成开关设备（系统）,智能断路器技术的进一步发展就是将非常规互感器、间隔内的隔离开关、接地开关等一次设备及其相应控制装置有机地组合和集成到智能断路器内，这种集成装置可称为智能开关系统。,二、智能断路器,智能断路器举例：智能断路器：PASS,ABB：插接式开关系统PASS(Plug&Switch System)。PASS采用了智能化传感器技术和微处理技术，通过数字通信实现对设备的在线监测、诊断、过程监视和站内计算机监控。通过智能软件分析

34、可确定出设备的运行状况。PASS中安装了电子式互感器。通过高速现场总线传送数字化的电流电压信号。全部采用智能化PASS开关的澳大利亚的275kV Blackwall变电站和Braemar变电站已分别于1999年和2000年投入了运行。,二、智能断路器,智能断路器：MITS,三菱：MITS智能化开关产品（Mitsubishi Information Technology Switchgear）MITS以无铁芯电流互感器和分压式电压互感器取代了常规电流互感器和电压互感器，配合使用同步相位控制器和复合传感器，可以实现智能化变电站的全数字化要求。三菱公司在广东500kV西江变电站部分间隔安装了MITS

35、系统，由南瑞继保、北京四方提供配套的二次保护控制设备，进行运行试验。,二、智能断路器,智能断路器：HIS,SIEMENS：HIS(Highly Integrated Switchgear)类似于ABB的PASS，但未采用电子式互感器。在断路器智能化方面，采用了智能模块对断路器的相关参数进行监视，并通过高速现场总线传输到变电站层作进一步的分析。,二、智能断路器,智能断路器：国内情况,国内制造商也开始了智能断路器技术的研究。平顶山天鹰集团的ZF11-252KV GIS，状态监控系统集成了传感器技术、PLC技术、计算机技术、监测技术、网络技术以及通讯技术等，实现对GIS产品内部电器元件、特别是对其中

36、断路器及其操作机构部分的状态监测，通过对其内部多种状态参数的采集和结果的分析处理，完成状态信息和分析结果的显示以及相应的控制操作，已在云南大关变应用。南瑞PCS-9820A智能控制装置和CZX-12R1型操作继电器可组成智能断路器操作系统。,智能断路器数字接口,四、国际电工委员会IEC61850标准,产生背景：目前变电站内通信规约杂乱，既有各个厂商私有的规约，又有不同版本的国家或国际规约，设备之间的通信要经过规约转换才能互连，因此有必要建立统一的规约，形成电力系统无缝通信体系，IEC61850孕育而生。2001年6月11日在挪威奥斯陆召开会议，会议正式提出了电力系统无缝通信体系结构方案，如下图

37、：,a)调度中心之间通信采用IEC608706 TASE.2（已颁布）。b)变电站内网络采用IEC61850（第1版已颁布）。c）变电站之间网络采用IEC61850（正在制定中）。d）调度中心和变电站之间网络采用IEC61850（正在制定中）。,IEC61850体系结构,IEC61850把变电站分成三层，即变电站层、间隔层和过程层，其中变电站层包括监控设备、事件日志，告警设备等；间隔层包括继电保护设备、测控设备、向量测量设备等；过程层包括智能开关和数字互感器。各层之间通过网络相互联系。,IEC61850体系结构,IEC61850标准体系结构如下图，总共由10个文件组成，这个10个文件分别论述了

38、5个方面的内容，即系统概貌、配置语言、数据模块、通讯服务架构、网络协议映射和一致性测试。就标准的概念而言，IEC61850主要围绕以下四个方面展开：1、功能建模，从变电站自动化通信系统的通信性能出发，定义了变电站系统的功能模型（Part 5）。2、数据建模，采用面向对象的方法，定于基于客户机/服务器结构的数据模型（Part7-3/4）。3、通信协议，定义了数据访问机制和向通信协议栈的映射，如在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务映射到制造报文协议MMS；间隔层和过程层之间的网络映射成串行单向多点或点对点传输网络或映射成基于IEEE802.3标准的过程层总线（Part7-2,Part8/9

39、)。4、变电站自动化系统工程和一致性测试，定义了基于XML的结构化语言（Part6），描述变电站和自动化系统的拓扑以及IED结构化数据。为了验证互操作性，Part10描述了IEC61850标准的一致性测试。,IEC61850模型,海宁变方案,五、数字化变电站案例,1、间隔层和站层之间的通信采用基于IEC61850的网络结构，实现保护与监控后台、继电保护故障信息系统子站的信息交换，测控装置之间的联闭锁等；保护与保护之间，保护、测控装置与互感器之间，保护、测控装置与开关之间仍然采用传统的硬接线方式，南网的数字化变电站500kV桂林变、湖北500kV武东变、陕西330kV聂刘变等采用此方案。2、海宁

40、变间隔层和站层之间的IEC61850网络采用双星型网络。3、海宁变工程进度：在2009年6月投入运行。,海宁变方案,五、数字化变电站案例,兰溪变方案,五、数字化变电站案例,1、全站采用数字化（除互感器仍采用硬接线，开关采用就地布置智能操作箱，实现开关的智能化），保护之间的联系，保护与开关之间的联系，保护与站级监控的联系，测控装置之间的联闭锁都采用基于IEC61850的网络2、兰溪变站层和间隔层网络采用单环网，间隔曾和过程层采用单星型网络，但按线路间隔配置交换机。3、兰溪变工程进度：在2009年7月投产。,徐行变方案,GOOSE、SAV、PTP,世界最先进的数字化变电站技术在徐行改造中的应用1、

41、全国第一个在500kV采用基于法拉第磁光效应的光电流互感器2、全国第一个在过程层网络实现IEC61850-9-23、全世界第一个在过程网络采用精确网络时间同步IEC1588,五、数字化变电站案例,1、站内主变间隔增加一套全数字化的差动保护，500kV侧CT采用光CT，光CT通过合并单元向保护传送采样值，220kV侧和35kV侧仍为传统CT，但传统CT也是经过合并单元向保护传送采样值，开关就地布置智能操作箱实现开关的智能化，差动保护和操作箱之间过程GOOSE信号实现保护跳闸。2、过程网络采用IEC1588进行时间同步3、全新的测试试验手段：过程层测试仪：输出基于IEC61850-9-2的采样值、

42、发送接收GOOSE信号基于IEC1588的交换机：构建过程层网络，实现精确网络同步PTP 报文分析仪：监视分析二次回路时间测试仪：测试时间同步的精度基于IEC1588的主时钟：时钟源基于SCL的集成软件：系统集成,徐行变方案,五、数字化变电站案例,六、数字化变电站与智能电网,AMI ADO AAM ATO,智能电网的技术组成,数字化变电站给智能电网暨高级调度中心的支撑,1、二次设备网络后，解决了信息上送的的通道瓶颈，特别是保护信息，这对于在调度中心侧建立基于全信息的故障分析系统，提升调度处理事故的能力，具有重要意义。2、保护设备网络化，解决了直接从保护装置上送定值到调度中心的通道瓶颈，这为在调

43、度侧建立实时的定值在线校核奠定了基础。3、数字化变电站过程层网络的实施使得二次接线网络化，同时GOOSE技术的采用，让网络化的二次接线具备了在调度侧可监视性，这为二次设备的状态检修奠定了基础。,4、二次设备的网络化，为在调度侧建立基于电气量的双端测距奠定了基础，为调度在故障处理时的故障定位提高支撑，同时可利用上送的保护装置上送的故障电流，校核电网的网络模型。5、IEC1588的应用解决了电流电压的同步问题，特别是提高了差动保护的可靠性。,数字化变电站给智能电网暨高级调度中心的支撑,数字化变电站给调度运行带来的影响,1、继电保护专业：1）、保护装置之间的联系，保护的跳闸回路、电流电压量输入回路由

44、传统的硬接线模式转变为网络模式；2）、交换机成为保证保护系统正确动作的重要设备，其重要性远远超过保护装置和测控装置，是数字化变电站建设的关键；3）、保护测控一体化由低电压等级向高电压等级发展的趋势，同时集中式的保护也成为可能；4）、保护专业向自动化、通信专业渗透；2、调度专业：1）、对变电站二次接线的熟悉，转变为对变电站二次网络接线的熟悉；2）、保护的运行模式要考虑网络的接线方式，交换机故障或者合并单元故障可能导致多套保护失去；3）、二次系统的网络事故事故处理成为调度员要面对的课题；3、方式专业 二次系统网络化后，二次系统的网络运行方式可能要影响一次系统网络的运行方式；,数字化变电站给现场运行检修带来的影响,1、保护屏柜的压板基本取消，对保护的操作都经过后台或者保护面板，二次网络的接线方式影响到保护的运行方式，这对变电站人员提出了很高的要求；2、现场检修情况下，保护的安全措施、联动试验是一个新的课题；3、新设备的接入，如何优化二次网络的运行方式，以达到减少停电设备；,本章作业,1、变电站综合自动化系统的基本功能有哪些?2、变电所综合自动化的结构形式?3、数字化变电所的主要技术特点？4、新型电流互感器的优势？5、智能断路器的含义？6、IEC61850标准制定的作用？,