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1、长春220kV智能变电站技术方案9长春220kV米沙子智能变电站技术方案许继电气股份有限公司2010年3月前 言智能变电站是坚强智能电网的重要基础和支撑，是高级调度中心的信息采集和命令执行单元，将贯穿智能电网建设的整个过程。提高变电站自动化系统的通信安全性、可靠性，提高系统集成度，使系统紧凑化、一体化，并增强其高级应用功能和一次设备智能化是建设“两型一化”智能变电站的重要内容。本文针对长春220kV变电站实际情况，对智能一次设备、电子式互感器、设备在线监测、保护监控配置和网络结构、高级应用等多项关键技术开展了专题研究，并形成了安全可靠、技术先进、经济合理的技术实施方案。针对变电站自动化系统网络
2、结构及各层设备配置，从多个方面进行可行性论证及技术经济比较，形成系统配置专题；从一次设备的结构、功能、需求、智能化发展趋势和可实施性等多方面分析、论证，形成电子式互感器专题和智能一次设备专题；为实现设备状态可视化、及时发现设备的潜在故障、实现运行维护由定期检修转向状态检修，研究设备在线监测技术，形成在线监测专题；对本站实施顺序控制、状态估计、智能告警和决策系统、事故信息综合分析决策等高级应用进行了研究、分析，形成高级应用专题。最后总结本方案的技术特点并按照本方案完成了全站设备配置。目 录1、概述41.1 智能变电站概述41.2 米沙子变工程概况52、总体设计原则63、技术方案83.1系统配置方
3、案专题83.1.1 整体技术方案83.1.2 主站系统配置方案113.1.3 间隔层设备配置方案113.1.4 过程层设备配置方案153.1.5 交换机配置及网络结构173.1.6 GPS对时系统方案183.1.7 数字化故障录波系统193.1.8 网络记录分析仪203.2 电子式互感器专题203.3 智能一次设备专题233.3.1 220kV、66kV智能断路器状态检测233.3.2 变压器状态监测243.4 智能变电站高级应用专题253.4.1 顺序控制251）研究内容:262）关键技术:263）实现方案:263.4.2 设备状态可视化273.4.3 智能告警及分析决策281）研究内容29
4、2）关键技术293.4.4 故障信息综合分析决策311）研究内容312）关键技术323.5 技术方案总结324、设备配置334.1 监控系统334.2 保护配置334.3 过程层设备354.4 电子式互感器351、概述1.1 智能变电站概述当今国际电力研究成果显示，随着全球资源环境压力的不断增大，电力市场化进程的不断推进以及用户对电能可靠性和质量要求的不断提升，未来的电网必须更加适应多种能源类型发电方式的需要，更加适应高度市场化的电力交易和客户的自主选择需要。因此，建设具有灵活、清洁、安全、经济、友好等性能的智能电网，是未来电网的一个主要发展方向，我国也将在2020年建成统一坚强智能电网。电力
5、是国民经济的基础,变电站是连接发电和用电的枢纽，是整个电网安全、可靠运行的重要环节。我国经济快速发展，电网结构不断地扩展和复杂，如何提高电力系统电能传输、分配的可靠性，同时延长系统运行寿命周期，提高运行管理自动化水平是各个电力公司面临决策的问题。常规变电站长期存在着由于互感器电磁特性的影响导致保护装置误动拒动、不同厂家设备间互操作性不良、运行维护成本过高等问题，已不能适应电网发展的新需求。随着应用网络技术、开放协议、智能一次设备、电力信息接口标准等方面的发展以及坚强智能电网的建设，驱动了变电站一、二次设备技术的融合，以及变电站运行方式的变革，由此产生了新时期变电站建设的先进技术解决方案智能变电
6、站。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。与常规变电站相比，智能变电站具有节能、环保、结构紧凑、提高自动化水平、消除大量安全隐患等优点，其实现了一二次设备的智能化，运行管理的自动化，更深层次体现出坚强智能电网的信息化、自动化和互动化的技术特点。智能变电站是坚强智能电网的重要基础和支撑，是电网运行数据的采集源头和命令执行单元，将贯穿智能电网建设的整个过程。提高变电站自动化系统的通信安全性
7、、可靠性，提高系统集成度，使系统紧凑化、一体化，并增强其高级应用功能和一次设备智能化是建设“二型一化”智能变电站的重要内容。智能变电站设备具有信息数字化、功能集成化、结构紧凑化、状态可视化等主要技术特征，符合易扩展、易升级、易改造、易维护的工业化应用要求。智能变电站技术方案不仅良好的解决了常规变电站所存在的诸多缺陷，同时消除了变电站内的信息孤岛，提供了统一断面全景数据采集，为电网的智能化打下了良好的信息基础，为智能电网的分析、决策系统提供了信息及功能支撑。智能变电站对智能电网的支撑作用主要体现在以下几个方面：1）可靠性：可靠性是变电站最主要的要求，具有自诊断和自治功能，做到设备故障早预防和预警
8、，自动将供电损失降低到最小程度。2）信息化：提高可靠、准确、充分、实时、安全的信息。除传统“四遥”的电气量信息外还应包括设备信息、环境信息、图像信息等等，并具有保证站内与站外的通信安全及站内信息存储及信息访问安全的功能。3）数字化：具备电气量、非电气量、安全防护系统和火灾报警等系统的数字化采集功能。4）自动化：实现系统工程数据自动生成、二次设备在线/自动校验、变电站状态检修等功能，提高变电站自动化水平。5）互动化：实现变电站与控制中心之间、变电站与变电站之间、变电站与用户之间和变电站与其它应用需求之间的互联、互通和互动。6）资源整合：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。
9、将保护信息子站、SCADA、五防、PMS、DMS、WAMS等功能应用或业务支持集于一身，优化资源配置，减少重复浪费现象。1.2 米沙子变工程概况变电站具体建设规模如下：1) 1台主变压器，电压等级为220kV/66kV。2) 电气主接线：220kV双母线接线，66kV双母线接线。3) 220kV出线：本期4回。4) 66kV出线：出线本期8回，电容器2回，所用变2回。2、总体设计原则本技术方案以国家电网公司智能变电站技术导则、智能变电站设计规范、继电保护设备标准化设计规范、IEC 61850工程应用模型和智能变电站继电保护技术规范的原则、要求为设计依据。根据智能电网功能需求、结合通用设计和“两
10、型一化”等基建标准化建设成果，以信息采集数字化、通信平台网络化和信息共享标准化为基础，实现信息化、自动化、互动化的智能变电站综合自动化系统。1）继承与发展相结合原则首先将传统继电保护技术以合适方式平移到智能变电站中，然后结合智能变电站的特点，在确保可靠性、选择性、灵敏性、速动性等前提下积极探索、优化和集成等新技术、新应用。2）满足保护“四性”要求原则各保护系统的性能应满足继电保护的基本原则要求，即可靠性、选择性、灵敏性、速动性，对于涉及到电网稳定和主设备安全的重要性能指标，至少不应低于现有标准约束。3）逐步推进原则对于保护系统的管理应适应经过行业多年积淀总结出来的各类配置、整定、检修、度量考核
11、的标准规范，并应结合智能变电站保护的特点和发展方向，逐步推进分布式保护系统新的模型系统和实现方式，及时总结经验教训、沉淀管理模型，经过评估后进行运行管理规程的修订、重建和固化推广。4）一致性和互操作原则站控层接入采用DL860（IEC 61850）标准，实现站控层的互联互操作。不同厂家间应通过一致性测试来达到互联互操作。5）保持合理冗余原则关于过程层采集、传输、执行单元和数据交换系统，基于保护的配置和通道实现在现阶段应保证一定的冗余配置。对于采用传统一次设备和互感器的变电站，可以通过按间隔配置分布式保护子机实现过程层功能，并以此为基础按功能分别配置母线、变压器及线路等设备的保护主机，构建分布式
12、保护系统。6）应用非传统互感器原则各电子式互感器厂家应对其可靠性、性能稳定性和可维护性进行研究，包括：使用寿命、保护系统的配置和性能实现检测、状态检修与精度校核、现场维护可行性等；以保证能逐步取代传统电磁式互感器推广应用。7）实时性和稳定性并重原则加强对实时网络通讯系统的应用研究。与GOOSE和同步网络相关的交换机及交换系统的定时实时性、安全可靠性研究尤为重要，其保证了系统故障时是否能及时的切开故障，保证系统的稳定性。8）开放性原则设备层，尤其是过程层，应实现开放性实现，不同厂家；包括采集、同步、传输协议和冗余配置模式、应用设计等在内的一致性互操作试验、模型约束和相关标准制定。3、技术方案3.
13、1系统配置方案专题3.1.1 整体技术方案整站建立在IEC 61850通信技术规范基础上，按分层分布式来实现智能变电站内智能电气设备间的信息共享和互操作性。从整体上分为三层：站控层、间隔层、过程层。l 站控层与间隔层保护测控等设备采用IEC 61850-8-1通信协议。l 间隔层与过程层合并单元采用IEC 61850-9-2通信协议。l 间隔层与过程层智能终端采用GOOSE通信协议。l 站控层系统采用SNTP网络对时，间隔层和过程层设备采用IEC 61588网络对时。站控层与过程层独立组网，站控层采用双星型100M电以太网，过程层采用双星型100M光以太网传输GOOSE信息。GOOSE信息传输
14、模式：保护装置的跳合闸GOOSE信号采用光纤点对点方式直接接入就地智能终端；测控装置的开出信息、逻辑互锁信息、断路器机构的位置和告警信息以及保护间的闭锁、启动失灵信息通过GOOSE网络进行传输。SMV采样值信息传输模式：保护装置与合并单元采用光纤点对点方式直接连接，其他如测控、电度、录波、网络记录分析所需的采样值通过SMV网络获取。SMV网络与GOOSE网络物理上独立构建。变压器、所用变非电量保护采用电缆直接跳闸。220kV：采用法拉第磁光玻璃电子式电流互感器和电容分压电子式电压互感器，其中线路间隔采用电流电压一体化互感器，互感器采用双重化的磁光玻璃传感元件、远端采集模块，双数字量光纤输出。各
15、断路器就地加装双套具备分相跳合闸机构的智能终端实现信息采集和控制输出，智能终端采用GOOSE协议通过光纤接入过程层交换机，同时具备保护点对点跳闸的光纤接口。66kV：线路、电容器和所用变间隔采用罗氏线圈电子式电流互感器和电容分压电子式电压互感器，互感器输出模块单套配置。66kV侧主变间隔采用法拉第磁光玻璃电子式电流互感器，互感器采用双重化的磁光玻璃传感元件、远端采集模块，双数字量光纤输出。线路、电容器和所用变间隔断路器就地加装单套套具备三相跳合闸机构的智能终端实现信息采集和控制输出，主变间隔加装双套具备三相跳合闸机构的智能终端实现信息采集和控制输出。智能终端采用GOOSE协议通过光纤接入过程层
16、交换机，同时具备保护点对点跳闸的光纤接口。全站网络结构如下图所示：38许继电气股份有限公司XJ ELECTRIC CO., LTD3-1-1 长春220kV变系统结构示意图3.1.2 主站系统配置方案站控层采用高度集成一体化的系统。配置符合IEC 61850标准的监控、远动，故障信息子站等系统。监控系统集成工程师站、VQC、小电流接地选线、五防一体化、程序化控制等功能，实现智能变电站信息平台统一化和功能集成化。站控层采用100M电以太网，并按照IEC 61850通信规范进行系统建模和信息传输，交换机采用双星型结构级联。站内设备统一采用IEC 61850通讯规约，因此继电保护信息子站系统与监控系
17、统共网传输，不再独立配置传输网络。3.1.3 间隔层设备配置方案本节主要阐述各小室的保护测控、计量设备的配置方案，智能变电站使保护测控装置的信息采集和输出产生了质的变化，为了保证智能变电站继电保护装置满足可靠性、选择性、速动性、灵敏性的要求，本方案遵循以下基本原则：1）SMV采样值，保护通过点对点采集，其他设备通过网络方式采集，通信协议采用IEC 61850-9-2；2）保护跳闸信号通过点对点方式直接接入就地智能终端实现跳闸；3）220kV保护遵循“双重化设计”原则，保证每套保护装置功能独立完备、安全可靠。双重化配置的两套保护，其信息输入、输出环节完全独立。4）220kV按保护、测控独立配置原
18、则，保护均按双重化配置，测控单配置。66kV配置单重化的保护测控一体化装置。3.1.3.1 主变间隔1）主变按双重化原则配置2台220kV主变保护装置，差动、后备保护功能一体化；配置3台测控装置分别完成主变高压侧、低压侧及本体的测量和控制功能；主变高、低压侧配置2台数字化电度表。上述设备组屏安装于主变小室。2）主变保护、测控装置具备2个MMS以太网通讯接口与站控层系统通讯。3）主变保护至少具备5个过程层光纤接口，其中1个光口用于接入过程层网络，接收开关位置、保护闭锁、失灵启动等GOOSE信息，同时完成对机构的测控功能。两套装置分别接入独立的过程层网络，相互之间保持独立性。4）保护跳闸采用光纤点
19、对点直跳方式，装置提供2个光口分别接入220kV主变侧智能终端、66kV主变侧智能终端，保护跳母联断路器采用网络方式。5）装置提供2个光纤接口，采用点对点方式接入高、低压侧合并单元保护采样值数据。6）主变本体配置本体智能终端就地安装于主变本体端子箱中，完成主变非电量保护功能以及主变档位、温度采集和遥调控制。本体非电量保护跳闸采用电缆直跳各侧断路器方式。7）主变各侧测控装置提供1个独立光纤网络接口用于接入过程层GOOSE网络进行测控开入开出GOOSE信息的传输，测控装置只接入其中一个过程层GOOSE网络；装置提供1个独立光纤网络接口接入过程层SMV采样值网络，用于接收主变各侧合并单元9-2采样值
20、。8）数字化电度表提供1个光纤网络接口接入过程层SMV采样值网络，用于接收主变各侧合并单元9-2采样值。9）母线电压并列功能由母线电压合并单元完成，母线电压合并单元采用点对点方式将并列后电压接入主变间隔合并单元，通过间隔合并单元完成电压切换，同时采用本间隔的电流，数据综合处理后再分别接入保护测控、电度表和录波装置。电压合并单元并列和切换所需的刀闸位置通过GOOSE网络获取。图3-1-2 主变间隔连接示意图3.1.3.2 220kV线路1）每条220线路按双重化原则配置2台220kV光纤差动保护装置，完成220kV线路的保护、测量和控制功能；配置1台数字化电度表。2）保护、测控装置具备2个MMS
21、以太网通讯接口与站控层系统通讯。3）保护装置至少具备3个过程层光纤接口，其中1个光口用于接入过程层网络，接收开关位置、保护闭锁、失灵启动等GOOSE信息，同时完成对机构的测控功能。两套保护装置分别接入独立的过程层网络，相互之间保持独立性。4）保护跳合闸采用光纤点对点直连方式，装置提供1个光口接入220kV断路器智能终端；提供1个光纤接口，采用点对点方式接入合并单元的保护采样值。5）线路测控装置至少提供2个独立光纤网络接口，1个用于接入过程层GOOSE网络进行测控开入开出GOOSE信息的传输，测控装置只接入其中一个过程层网络；另外1个光口用于接入过程层SMV采样值网络，接收合并单元9-2采样值。
22、6）数字化电度表提供1个光纤接口，接入过程层SMV采样值网络，接收合并单元9-2采样值。7）光纤差动保护装置支持与对侧常规变电站的线路光纤差动保护配合。8）220kV线路采用三相电流电压组合式互感器，保护、测控所需的电流电压采样值直接从本间隔获取。图3-1-3 220kV线路间隔连接示意图3.1.3.3 66kV线路、电容、所变1）66kV每个间隔配置1台保护测控一体化装置，完成66kV保护、测量和控制功能；每个间隔配置1台数字化电度表。2）66kV低周减载功能由各个间隔的装置分散独立完成，不再设置专用装置。3）保护测控装置具备2个MMS以太网通讯接口与站控层系统通讯。4）装置至少具备3个过程
23、层光纤接口，其中1个光口用于接入过程层网络，接收开关位置、保护闭锁、失灵启动等GOOSE信息，保护测控装置分别接入单套配置的过程层GOOSE网络。5）保护跳合闸采用光纤点对点直连方式，装置提供1个光口接入66kV断路器智能终端。6）装置提供1个光纤接口，采用点对点方式接入合并单元的保护、测量采样值。7）数字化电度表提供1个光纤接口，采用点对点方式接入合并单元的采样值。8）母线电压并列功能由母线电压合并单元完成，母线电压合并单元采用点对点方式将并列后电压接入各间隔的合并单元，通过间隔合并单元完成电压切换，同时采用本间隔的电流和抽取电压，数据综合处理后再分别接入保护测控、电度表和录波装置。电压合并
24、单元并列和切换所需的刀闸位置通过GOOSE网络获取，同时接收1588网络对时信息。图3-1-4 66kV线路间隔连接示意图3.1.3.4 220kV母线保护1）220kV按双重化原则配置2套母线保护装置， 2）母线保护装置具备2个MMS以太网通讯接口与站控层系统通讯。3）母线保护提供1个独立的光口接入过程层网络，用于各个间隔闭锁和失灵启动GOOSE信息的网络传输。两套保护装置分别接入独立的过程层网络，相互之间保持独立性。4）母线保护采用主子单元模式，子单元采用点对点模式接入多个间隔智能终端完成跳闸，同时点对点接收多个间隔的合并单元采样值数据，主单元完成逻辑判断和动作执行功能，与子单元采用光纤点
25、对点直连。3-1-5 母线保护方案示意图3.1.3.5 66kV母线保护1）66kV母线保护按照单套配置。 2）母线保护装置具备2个MMS以太网通讯接口与站控层系统通讯。3）母线保护过程层实现方式与220kV母线保护相同。3.1.4 过程层设备配置方案本节主要阐述过程层智能终端、合并单元的配置方案和布置方式，为了保证数据传输的可靠性、实时性和满足保护双重化配置的原则，本方案遵循以下原则：1）合并单元采样值通过点对点方式接入保护装置，采用网络方式为测控、电度表、录波、网络记录分析仪等提供共享的采样值数据，通信协议统一采用IEC 61850-9-2；2）智能终端通过点对点方式直接接收各个间隔保护装
26、置的跳闸命令实现跳闸；同时提供光纤网络接口接入过程层网络，为间隔层设备提供机构的位置及告警信息，并接收装置的控制命令。3）合并单元和智能终端按开关配置。对于双采集线圈的电子式互感器配置双重化的合并单元；220kV和主变高低压侧配置双重化的智能终端，66kV间隔单套配置。4）双重化配置的过程层设备与双重化的保护装置以及过程层网络进行对应连接和数据传输，保持冗余设备间的独立性。5）安装方式，合并单元采用室内集中组屏安装，智能终端采用就地安装。3.1.4.1 220kV配置方案1）为了实现双重化的保护配置，220kV等级采用双保护采集线圈的电子式互感器，合并单元双重化配置。主变中性点电流互感器数据接
27、入主变高压侧合并单元，不再独立配置。2）合并单元采用IEC 61850-9-2点对点和网络方式输出数据。合并单元应满足线路保护（或主变保护）点对点接口、母线保护点对点接口、测量/计量/录波网络接口3个接口要求。3）220kV断路器为分相操作机构，并具备2个跳闸线圈，因此每个断路器配置双重化的具备分相跳合闸功能的智能终端。如下图所示：图3-1-6 智能终端配置示意图4）智能终端同时具备网络和点对点传输GOOSE信息的光纤接口。断路器智能终端应满足线路保护跳合闸（或主变跳闸）、母线保护跳闸、测控开入开出网络接口等3个光纤接口。智能终端采用就地安装方式。3.1.4.2 66kV配置方案1）主变66k
28、V侧采用双保护采集线圈的电子式电流互感器，合并单元采用双重化配置，分别接收2个线圈的电流采样值。合并单元以点对点方式分别接入主变保护，同时提供1个独立的网络接口接入过程层SMV网，为测控、计量、录波装置提供共享的采样值。2）66kV线路间隔的电子式互感器为单采集线圈，因此配置1套合并单元完成数据采集。合并单元满足保护测控点对点接口和计量、录波网络接口2个光纤接口。3）66kV线路、电容、所变每个间隔断路器配置1套三相操作机构的智能终端，主变由于保护双重化配置，因此66kV侧智能终端双重化配置。每套智能终端同时具备网络和点对点传输GOOSE信息的光纤接口。至少满足线路跳闸、母线保护跳闸、测控开入
29、开出等3个光纤接口。3.1.4.3 主变、所变本体配置方案主变和所变的本体非电量保护对实时性和可靠性要求较高，因此跳闸采用电缆直跳各侧断路器的方式，本体智能终端就地配置。主变本体智能终端在完成非电量保护功能的同时，可以采集主变档位、温度和遥调控制。本体智能终端单配置，提供2个GOOSE网络接口分别接入双重化的过程层网络。如下图所示：图3-1-7 非电量保护跳闸示意图3.1.5 交换机配置及网络结构3.1.5.1 网络结构选型1）智能变电站按三层结构二层网络构建，两层网络为站控层网络和过程层网络，站控层采用双网结构，各小室采用光纤环网进行连接。全站采用统一标准的IEC 61850通讯规约，各系统
30、间可实现完全的互操作，因此监控、远动、故障信息子站等主站系统公用一个网络进行信息交互，节省设备投资。2）过程层网络采用光纤连接，220kV采用冗余双星型构架,66kV采用单套星型构架。之所以选择星型结构组网是因为星型结构网络简单、易于布线、扩展容易，任何一台间隔交换机故障，都可以方便隔离，不影响其它间隔，公用交换机故障，仅影响公用智能设备，不影响间隔智能设备。星型结构传输速度快，从任一设备到另一设备至多经过三台交换机，报文延时固定并且在结构上没有环形结构广播风暴的风险。3.1.5.2 过程层交换机配置过程层配置独立的GOOSE网和SMV采样值网，网络按电压等级构建，各电压等级的网络相互之间保持
31、独立性。交换机配置原则：220kV按每4个间隔双重化配置，66kV按每4个间隔单重化配置，主变两侧配置双重化的独立网络。各间隔的交换机之间相互独立，其共享的信息通过配置主干交换机组成星型网络进行交互。站内公用装置（母线保护、PT测控、录波系统）接入主干网络。本工程按本期规模具体配置如下： GOOSE网络：220kV本期4条线路、1个母联，配置双重化的4台交换机。220kV主干配置双重化2台交换机。主变高、低压侧配置2台双重化交换机，主变交换机接入220kV主干网交换机。66kV本期8条线路、2台电容、2台所变、1个母联，按单套配置4台间隔交换机，同时配置1台主干网交换机。 SMV网络：与GOO
32、SE网络配置相同。3.1.6 GPS对时系统方案1）站控层系统采用SNTP网络化对时协议。2）间隔层保护测控装置和过程层合并单元、智能终端统一采用IEC 61588网络校时。合并单元和智能终端提供网络接口接入过程层网络，获取对时信号。3）1588对时主钟采用双套配置，每套均支持北斗和GPS对时系统，主钟优先选用北斗作为同步源，失步后自动切换至GPS同步源，满足时钟精度要求。3.1.7 数字化故障录波系统录波用于记录当电力系统中发生各种故障如短路、振荡、频率崩溃、电压崩溃时，各种参量如电流、电压、频率等及其导出量如有功功率、无功功率等电气量、以及相关非电量变化的全过程。1）录波系统的主要功能l
33、从过程层主干网采集GOOSE遥信和保护启动信息。l 采样值采用网络化方式采样。l 按设定采样率连续记录，循环存储7天录波数据。l 对各种扰动及时标记，并循环存储不少于100次的故障数据。l 对扰动定值进行管理。l 记录数据的分析与管理。l 在线实时监测通道幅值、相角、谐波，设备正序、负序、零序、有功功率、无功功率等。l GOOSE链路状况检测。l 支持DL/T860.81-2006(IEC61850-8-1)通信协议。l 支持SNTP网络对时。2）录波常用启动元件l 交流电压的越限、突变、谐波起动l 交流电流的越限、突变起动l 正序、负序、零序分量起动l 频率越限、振荡起动l 电流波动起动l
34、开关量起动l 手动起动3）录波系统配置方案按本期规模配置220kV和主变录波，按双重化配置2套；66kV按单套配置1套数字化录波系统。 3.1.8 网络记录分析仪网络记录分析系统记录全站所有的MMS、GOOSE和SMV网络报文，全站配置1台分析装置，负责所有报文的分析和保存。按网络分别配置记录装置，具体配置为：站控层MMS A、B网络共配置1台记录装置，过程层220kV按GOOSE网和SMV网配置4台记录装置，660kV按GOOSE网和SMV网配置2台记录装置。3.2 电子式互感器专题常规电磁型互感器绝缘结构复杂、造价高、尺寸大、测量精度低，并且容易发生漏油漏气等安全事故。为了彻底解决常规互感
35、器的固有缺陷，本项目采用新型电子式互感器，利用其具有无磁饱和、抗电磁干扰能力强、动态范围大、测量精度高、无二次开路危险、绝缘结构简单等优点，提高智能变电站现场运行安全可靠性。电子式互感器的输出形式是高精度的信号，不再是能量形式的输出(传感准确化)；光纤是电子式互感器的理想信号传输方式（传输光纤化）；数字量是电子式互感器的终极输出形式（输出数字化）。满足以上特征称为电子式互感器。目前电子式电流互感器从原理上区分有基于罗科夫斯基线圈的互感器（简称罗氏互感器）和基于法拉第磁旋光效应的互感器（简称光学互感器）。电子式电压互感器有基于电阻或电容分压原理（电子式）和基于Pockels效应（光学）的两种。图
36、3-2-1 电子式互感器分类1）罗氏线圈电流互感器罗氏线圈电流互感器是目前应用的主流电子式互感器产品。互感器传感部件包括串行感应分压器、Rogowski线圈、分流器等,传变后的电压和电流模拟量由采集器就地转换成数字信号。采集器与合并单元间的数字信号传输及激光电源的能量传输全部通过光纤来进行。主要特点如下： 无磁饱和、频率响应范围宽、精度高、暂态特性好，有利于新型保护原理的实现及提高保护性能，测量准确度可达0.1级，保护可达5TPE级. 采集器处于和被测量信号等电位的密闭屏蔽的结构部件中，采集器与合并单元通过光纤相连，数字信号通过光缆传输，抗干扰能力强，数据可靠性高. 电子式互感器通过光纤连接互
37、感器的高低压部分，绝缘可靠，使得电流互感器二次开路可能导致的安全等问题不复存在。 不含油或SF6，运行过程中免维护。2）磁光玻璃型电子式电流互感器磁光玻璃型电子式互感器采用法拉第磁光效应原理，在一次电流导体产生的磁场中，安装闭环块状磁光玻璃作为传感元件，低压侧光源发出的光线经光纤传输至高压侧的偏振器，偏振器将此光线变为线性偏振光。此偏振光在磁光玻璃中行走一周而到达解偏器，然后测得线偏振光偏振面旋转的光信号量，并通过光纤信号传输至二次处理系统得到一次电流量。相对其它类型互感器，光学互感器的最大优势在于其动态响应能力，由于从原理上互感器反映电流的瞬时值，频带宽、动态范围大、全波形性测量是其最本质的
38、优势。相对于罗氏原理的电子式互感器光学电流互感器具有以下显著优势： 传感部分采用磁光玻璃，材料成熟，光学元件少，系统结构简单。 传感结构的特点是光程长度短，最大程度减小了线性双折射的影响，理论上当光程小到一定程度时，线性双折射的影响可以忽略。 光学电流互感器的难点之一是光学元件与光学玻璃的封装，封装工艺决定了互感器长期运行可靠性，许继集团有限公司生产的传感头采用金属化封装技术，光路无胶，经过可靠性试验寿命达18年；难点之二是光程短造成的传感灵敏度低，采取信号处理的方法加以改善。优点是整个结构简单，对元件的要求低，无需进行温度控制。 光波相位检测部分采用一束线偏振光中左旋圆偏振光与右旋圆偏振光互
39、相产生干涉的方法进行相位检测，由于是一束光的两个分量产生干涉，光程差非常小，因此对光源的要求低，采用普通发光二级管即可，寿命长，结构组成简单。 信号处理部分的特点是简单，由于在设计过程中考虑了工作点的选择，在需要测量的范围内线性度好，动态范围大，没有考虑闭环测量技术，系统简单可靠。3）长春变电子式互感器配置方案长春变从电子式互感器现场运行经验、与一次设备的集成安装以及安全可靠性等方面综合考虑，220kV采用双保护、单计量输出的法拉第磁旋光玻璃电子式电流电压互感器，其中线路间隔采用三相电流电压一体化电子式互感器。电流互感器采用套管式安装方式与罐式断路器集成安装，安装于套管升高座内。220kV母线
40、采用支柱式电子式电压互感器；66kV线路、电容和所变间隔采用单保护、计量输出的罗氏线圈电子式电流互感器，电流互感器采用套管式安装方式与罐式断路器集成安装，安装于套管升高座内。66kV母线配置3相电容分压的电子式电压互感，采用支柱式安装。对于双重化配置要求的220kV电流互感器从因此玻璃传感元件到远端采集模块均按独立双套配置。3.3 智能一次设备专题智能高压一次设备技术导则中提出，对于智能一次设备应具备测量数字化和状态可视化的基本特征。在目前技术条件下，智能组件将由多个独立功能单元的模式实现（如合并单元、智能终端），本专题将阐述通过外置的多个传感器进行一次设备状态监测，从而实现高压设备的状态可视
41、化。设备状态监测和诊断的关键是在线监测技术，在线监测技术是实现智能设备状态可视化的必要手段，是状态维修的实现基础，为其提供了实时连续的监测数据和分析依据。有效的在线监测系统可以随时掌握设备的技术状况和劣化程度，避免突发性事故和控制渐发故障的发生，从而提高高压电气设备的利用率，有助于从周期性、预防性维修向状态检修的转变，改善资产管理和设备寿命评估，加强故障原因分析。在线监测、故障诊断、实施维修整个一系列过程构成了电气设备状态检修工作的内涵。因此，积极发展和应用变电站设备在线监测系统的最终目的就是为了以状态检修取代目前的定期维修，为其提供了分析诊断的依据，是状态维修策略不可或缺的组成部分。3.3.
42、1 220kV、66kV智能断路器状态检测本项目主要实现220kV和66kV断路器智能状态检测功能，由就地智能组件和站控层综合分析系统共同完成。断路器监测主要由SF6气体在线监测和断路器本体状态监测组成。气体密度及微水在线监测系统对罐式断路器SF6气体进行压力、温度、微水数据检测，将压力换算成20时的压力P20作为密度指示供显示，并进行超限报警。从而实现在生产过程中对SF6气体密度进行实时、远程监测以及历史数据分析，加强监测手段，更好地保证设备安全、稳定运行。断路器本体状体检测主要具备下述功能：1）系统对断路器（三相）参数进行实时采集，并对这些参数进行分析计算，得出相应的结果或数据。2）检测装
43、置通过点对点方式获取断路器合并单元的采样数据，并得出IA、IB、 IC、UA、UB、UC、频率、2-10次谐波。3）就地采集装置具有不少于23路420mA、3路05V模拟量输入通道，以便于通过相应传感器或变送器对以下模拟量进行监测：l 汇控柜、机构箱温湿度（420mA）（8路）l 合（分）闸线圈电流（420mA）（9路）l 液压机构电机电流（420mA）（3路）l 油压（420mA）（3路）l 断路器位移（05V）（3路）4）检测装置具有不少于一路485总线和CAN总线接口，可以读取使用相应接口传感器的数据，从而获取气室内SF6气体压力、温度、水分。5）系统对断路器机械特性、触头机械寿命、开断
44、电流、电寿命、绝缘气体状况等进行分析计算。图3-3-1 智能断路器状态检测系统示意图3.3.2 变压器状态监测变压器状态监测根据功能可以分为：变压器油色谱状态监测、变压器铁芯状态监测。1） 变压器油色谱状态监测变压器油色谱状态监测通过变压器上适当位置的采油口和回油口，将变压器主油箱和在线检测装置的油路连接成一个封闭的油路整体，通过油路循环和气体溶解平衡，源源不断的从变压油中析出所溶解的各种故障气体组分，并在油气平衡时自动进行色谱分析，并能以数小时一次的频度连续不断的分析。通过变压器油中故障气体的含量变化确定变压器运行情况。监测参数：C2H2, C2H4, CO, H2, CH4和C2H6。2）
45、 变压器铁芯状态监测将电流传感器安装在变压器接地铁芯上，监测变压器铁芯电流。根据铁芯电流的变化情况确定变压器铁芯接地是否正常。监测参数：变压器铁芯电流。图3-3-2 智能变压器状态检测系统示意图3.4 智能变电站高级应用专题为了更好的体现出智能变电站技术先进性以及符合国网公司智能变电站的建设方针，本着减少人工干预、提高系统集成度、实现变电站实时全景监测、与调度中心/电源/负荷及相关变电站协同互动等提供支撑的原则，在上述方案的基础上开展深层次的技术创新和高级应用研究。3.4.1 顺序控制智能变电站一次设备大量采用了GIS/PASS等智能组合电器，具备电动遥控操作，及较强的电气联闭锁功能；运行模式
46、大都采用无人/少人值班模式，为提高操作安全性和效率，智能变电站完全具备了顺控操作的条件。顺序控制也俗称“一键式”操作，是指变电站内智能设备依据变电站操作票的执行顺序，代替人自动完成操作票的执行过程。顺序控制对于提高操作效率，缩短事故后恢复供电的时间，防止误操作的发生，增强人员设备的安全系数，提高电网安全运行水平具有重要意义。1）研究内容:l 跨间隔顺控服务器研究：开发独立的跨间隔服务智能设备；跨间隔服务应用模块嵌入远动设备中；配置独立的跨间隔服务器；l 站内通信规约和远动通信规约修订内容研究：以实现顺控操作票及防误闭锁规则的下装、上传，操作过程（顺控操作下发、急停）以及操作结果信息上传；l 间
47、隔层通过IEC61850协议（GOOSE）应用研究：实现保护与测控信息互传，实现间隔内一次、二次操作的统一管理；l 面向变电站间隔设备的网络拓扑分析方法研究：使得操作票和顺控操作能够动态适应变化的网络拓扑结构；l 顺控操作过程中发生事故时处理方案研究；l 间隔内顺控操作包含二次操作的处理；l 跨间隔顺控操作服务研究。2）关键技术:l 间隔运行状态的在线检测技术；l 全站防误闭锁规则的一致性保证技术；l 智能开票技术；l 智能操作仿真技术；l 顺控操作过程监视及全息回放技术。3）实现方案:顺序控制涉及三个方面的概念：设备状态的定义；操作流程的定义；设备状态的实时计算及操作票的执行。间隔内顺控操作：以间隔测控或保护测控一体化装置为主体来完成顺控操作任务。间隔内顺控操作可以不依赖上位机，由间隔层设备独立完成。间隔测控或保护测控一体化装置保存单间隔顺控操作票。由站控层在开始顺控操作任务时调取执行。跨间隔顺控操作（组合单间隔顺控操作）：由站控层的跨间隔顺控操作服务器完成组合顺控操作票的分解，间隔层设备为单间隔顺控操作执行主体，共同完成跨间隔的顺控操作。顺控操作实现方案分为两