智能变电站简介2.ppt

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1、,0,数字化变电站系统简介,兰州倚能电力设计咨询有限公司 2009年9月,1,数字化变电站试点工作概述,智能化是当今电网发展的新趋势 数字化变电站是智能电网建设的物理基础 数字化变电站试点应用是目前电网建设和变电站技术发展的新热点 数字化变电站成为未来变电站自动化技术的发展趋势和方向,2,变电站二次系统的两次变革,保护微机化 以计算机网络为基础的变电站自动化 常规综自站：二次设备已经数字化， 但使用电缆连接。 数字化变电站成为发展趋势,3,数字化变电站发展背景,4,常规综自站的固有问题：,电缆连接，二次系统复杂 模拟信号电磁干扰、附加误差大 二次回路安全：电流开路、两点接地、电压短路、控制回路

2、接地、饱和铁磁谐振 一次过电压引起二次设备异常和故障 变电站内、控制中心之间没有完全信息共享平台，测量环节多，维护量大 缺乏统一信息模型和通信标准，集成难度大，设备重复配置使用，设备浪费。,5,数字化变电站概念,数字化变电站是指用数字通信技术实现设备间信息交换的变电站 智能化一次设备、网络化的二次设备 以IEC61850通信协议为基础分层构建 智能设备信息共享、互操作。,6,数字化变电站的优势和影响,二次系统安全性提升 无绝缘问题 光纤连接，一、二次设备电气上有效隔离 消除电缆损耗、电器兼容、传导性电磁干扰 不存在常规互感器开路、短路或两点接地产生的危险 采集环节数字化，有效抑制一次设备故障对

3、二次系统的影响,7,数字化变电站的优势和影响,测量精度和动态性能提高 数字式互感器测量、采集输出数字化，光纤传输， 在实现原理方面从根本上避免传统互感器电磁饱和、铁磁谐振等不利因素 提高测量精度 数字式互感器频率响应宽，动态特性好，可进行暂态电流和直流的测量，为保护、自动装置提供更加准确的电气暂态特性 ，为计量测量装置提供更准确的测量值，减少负荷大范围变化引起更换CT的工作,8,数字化变电站的优势和影响,变电站设计思想的变革 传统变电站二次系统设计：面向间隔 数字化变电站二次系统设计转向采集和执行单元面向设备的设计思想： 根据一次系统配置，应用配置工具，引入“虚点、虚拟端子、 虚拟变电站”等技

4、术，实现二次系统的逻辑设计、测试和监视功能，在设备厂家全部配置、调试完成 全站信息一处采集，全网共享 录波、母差、接地选线、低频减载、五防等功能实现更容易 功能单元在硬件、软件上趋于简单化、标准化、装设就地化,9,数字化变电站的优势和影响,变电站建设模式的变革 光缆取代电缆，更易于GIS设备集成 占地面积减少，土建工程量降低 二次回路简化，大幅减少铜质电缆用量 二次系统建设、调试免对线、对点， 实现“最大化工厂工作量，最小化现场工作量”：过程层装置可在设备厂家调试完成，现场只进行光缆连接，现场工作简单且更有质量保证，减少建设、调试工程量，成倍缩短建设工期 建成后运维更简单,10,数字化变电站的

5、优势和影响,信息平台化处理 “高质量”信息数据“同步、全站、唯一、标准”，网络化信息平台共享 “同步”：全网信息同一时钟同步 “全站”：站内各类信息完备 “唯一”：一处采集，全网共享 “标准”：符合IEC61850系列标准，具备“自描述”，可“机读”，不同厂家设备互换通用，实现互操作 信号传输效率提高，各工作环节有效监控，提高了自动化水平，避免设备重复设置，简化设备构成，利于改造和扩建，,11,数字化变电站的优势和影响,高级应用智能化（状态检修和全寿命周期管理基础） 一、二次设备高度融合，实时自检，便于维护 在数字化信息网络平台基础上，利用在线监测装置实时在线检测一、二次设备的健康状况，判断是

6、否需要检修或检修最佳时间， 利用数字化网络共享信息，开发高级应用功能，实现设备状态检修管理和全寿命周期管理,12,数字化变电站的优势和影响,智能电网建设的物理基础 数字化变电站的建设，为建立数字化电网，建设高级调度中心，实现智能电网高级应用功能提供了可能。,13,数字化变电站与常规变电站对比表,14,数字化变电站的基本特征,15,数字化变电站三层两网结构,16,数字化站与常规综自站的直观比较,传统互感器改变为数字式互感器 一次设备智能化、合并单元 一、二次设备之间电缆连接改变为光纤网络连接 发展方向：传统一、二次设备逐步融合，高度集成，现场就地化。,17,电子互感器,110kV以上电子式互感器

7、 纯光式 先进，发展方向，但成熟性有待时间考验。 有源式：地电位供电、激光供电 技术成熟、普遍采用， 主要生产厂家有新宁光电、广东中钰、西安华伟、大连第一互感器厂、西电集团公司、上海MWB公司、国电南自、深南瑞、许继、北京四方公司等 10kV35kV电子式互感器（开关柜内） 数字输出 成本高 模拟输出：母线PT 仍需保留小母线 模拟输出：线路PT 技术经济性最佳,18,电子式电流互感器实例,19,采样值传输网络规约的应用,IEC60044-8点对点光纤 采样率受限 光纤数量多、标准将被淘汰 可插值同步，无需同步网，可靠性高 IEC61850-9-1点对点光纤 光纤数量多、标准将被淘汰 IEC6

8、1850-9-2组网 标准发展方向，传输信息最完整 光纤数量少,20,不完全数字化变电站,21,不完全数字化变电站,电子式互感器挂网运行，过程层常规电缆连接 常规一次设备，加装合并智能单元，二次设备网络化，光纤取代电缆，规约采用IEC61850-9-1（点对点传输）或IEC61850-9-2（网络传输）,22,完全数字化变电站,23,完全数字化变电站,采用电子式互感器，智能开关等一次设备 二次设备网络化，采样、传输采用 IEC61850-9-2网络传输，光纤取代电缆,24,IEC61850-9-1IEC61850-9-2的比较,IEC61850-9-1是IEC组织为兼容IEC60044-8电子

9、式互感器标准的应用而编写的过渡性标准，目前多数厂家依照此标准，但由于是点对点传输，灵活性差，与IEC61850标准其他部分不协调，已被淘汰 IEC61850-9-2是变电站信息网络传输标准，灵活方便，光纤数量少，符合数字化网络传输的发展方向，得到广泛支持，将有很长生命周期,25,IEC61850-9-1IEC61850-9-2的比较,26,IEC将撤消IEC61850-9-1,27,采样同步,数字化变电站系统中，只有同一时标下的数据进行故障计算、判断和系统稳定分析及控制才具有意义。 信息同步是数字化变电站中信息数据处理的根基。,28,采样同步具体方案,插值同步 简单、可靠 只适用IEC6004

10、4-8点对点光纤 光纤点对点同步 适用于IEC61850-9-1，需专门铺设光纤同步网 IEC1588网络对时 直接利用采样值传输网络对时，不需专门铺设光纤 对时误差1us 合并单元和交换机都需支持1588,29,过程层,100M,100M,100M,过程层网络,GPS 北斗星 原子钟 时钟源,时钟源、交换机、过程层设备 完全支持1588技术 时钟同步精度：1 us,1588对时,30,电能计量系统的影响,精度高于传统计量方式 开关柜间隔： 传统互感器：普通电能表（计费计量独立回路） 电子式互感器：符合IEC61850标准的电能表 普通间隔：符合IEC61850标准的电能表已有生产，厂家较少，

11、满足考核计量点 难点：计量认证体系需完善，只有企业制造标准，无行业、国家标准，不能用于计费计量,31,国内试点建设情况,根据对国内数字化变电站的调研和了解，110千伏数字化变电站技术应用比较成熟，无论是电子式互感器、以及二次系统网络通信技术都有较长时间的运行记录，尤其是电子式互感器结合GIS设备，除了具有测量精度高、绝缘简单、无油化、无需检压、检漏等优点外，更易于集成和封装一体化。而更高电压等级的数字化变电站，国内其他省份应用比较谨慎，有些单位侧重于进行电子式互感器应用，也有些单位侧重于二次网络应用，但大多局限于单个间隔或回路，处于试点阶段。,32,国内试点建设情况,110千伏比较成熟 220

12、千伏及以上：尚无完全意义上的数字化变电站,33,国内试点建设情况,我国第一个数字化变电站，是南方电网2006 年 11 月通过鉴定验收的云南 110kV 翠峰变电站。之后，2006 年 12 月 13 日，内蒙古杜尔伯特 220kV 数字化变电站启动成功， 2009年5月桂林变电站成为我国第一个满足IEC61850标准的500kV变电站。浙江2008年元月建成投运了220kV绍兴站，2009年7月550kV兰溪站建成投运。 截止目前，北京、内蒙、陕西、河北、河南、广东、广西、江苏、浙江、四川、青海、宁夏、山东等省份都有建成投运或正在建设数字化变电站。其中江苏近期已发布了220千伏数字化变电站技

13、术导则。国网公司智能变电站技术导则框架通过审查。 国内各省级电力设计院及部分市级电力设计院2005年、2006年就已经开始了数字化变电站技术的研究，目前均进行了数字化变电站的设计工作，其中工程应用较多的有广东、山东、浙江、江苏、河南电力设计院，西北地区陕西、宁夏、青海院均有110kV试点变电站投运，宁夏院正在进行新建330kV变电站的设计。,34,各地数字化变电站技术方案举例,110kV无锡圆石变（110kV户内GIS）采用数字式CT/PT未采用GOOSE网，过程层采用传统电缆连接数字式保护装置，交流量采用光纤数字接口，控制与信号采用电缆连接 110kV上海封周变（110kV户内GIS）传统电

14、流电压互感器采用GOOSE网，过程层采用光纤连接数字式保护装置，交流为传统方式输入，控制与信号采用GOOSE网 500kV金华兰溪变220kV采用数字式CT/PT500kV采用常规互感器全站实现了GOOSE网连接，所有开关以及刀闸操作均实现了数字化。数字式保护装置，220kV为全数字式保护，500kV为交流传统输入，与工程曾连接为GOOSE网。 220kV青岛午山变（220kV户内GIS）采用数字式CT/PT未采用GOOSE网，过程层采用传统电缆连接数字式保护装置，交流量采用光纤数字接口，控制与信号采用电缆连接,35,国内试点建设情况,截至到目前，国内主要试点和在建的数字化站点共计80余座，其

15、中500kV 12座、330kV 2座（设计阶段）、220kV 18座、110kV 40座、10kV35kV 8座，另有部分尝试IEC61850的常规站点。 在二次网络应用中，早期试点数字化站建设，由于处于技术探索的发展的试点阶段，应用IEC61850-9-1规约。而近期到目前试点的110kV数字化站中，应用IEC61850-9-2组网建设已成为趋势和方向，220 kV及以上变电站还未有应用IEC61850-9-2规约组网的、真正意义上的数字化变电站。,36,国网公司数字化变电站发展目标,国网公司正在拟定相关规定和技术导则，新近制定的智能电网发展阶段性目标分三步走，第一阶段：2009年2011

16、年为研究试点阶段，以制定规范、标准试点为主，完成23座330kV及以上智能变电站建设或改造，100座左右66220kV变电站建设与改造；第二阶段：2012年2015年为推广阶段，实现新建变电站智能化率3050%，原有重要变电站智能化改造率达10%，完成10001500座变电站智能化改造；第三阶段：2016年2020年为提升阶段，将实现新建重要变电站智能化率100%，原有重要变电站智能化改造率达到3050%，完成原有变电站智能化改造5000座左右。,37,站控层：变电站监控、故障分析、VQC、软五防等软件 间隔层：继电保护、测控、备自投、频率电压紧急控制、小电流选线、变压器过负荷联切等装置 过程

17、层：电子式互感器、智能断路器（或带智能操作箱）、智能隔离刀闸、变压器合并单元 其他：数字化变电站专用交换机、系统配置工具软件,数字化变电站完整配置举例,38,设计思想,变电站建设更容易 SMV、GOOSE和同步信号共网，最大限度简化网络 提高设备集成度，最大限度减少设备数量 建立统一信息平台，增加功能仅需在网络上接入标准的硬件和装载相应软件 可视化系统配置工具，用自然思维配置设备间的逻辑连接，引入虚拟变电站技术，隐藏IEC61850的细节 变电站运行更简单 基于在线监测的状态检修 继电保护在线仿真， 二次设备的备品通用,39,典型特点,SMV、GOOSE、同步三网合一 内外模型一致 内部信息模

18、型按IEC61850构建，功能自由分配 1588时钟同步 同步信息与SMV和GOOSE共网 合并单元现场安装，与智能操作箱集成 一二次界面清晰，减少设备 可视化系统配置工具 在线监测、在线仿真、故障分析等高级应用,40,三网合一,GOOSE、SMV、对时 分网 光纤数量多、交换机多 适用于采样值点对点传输方式 共网 光纤数量少、交换机少 GOOSE流量小，基本不影响采样值传输 发展方向,41,环网 vs 星形网,网络拓扑 环网 可实现自愈功能 有网络风暴的风险 实现间隔独立有困难 适用于110kV变电站，需用专用自愈技术解决网络风暴问题 星型网 间隔相对独立 无网络风暴风险 达到环网冗余度需要

19、双重化 适用220kV及以上变电站,42,星形网络拓扑结构,43,简洁的接线,44,数字化变电站典型结构,45,变电站组网图,46,高集成度合并单元,电子式互感器合并功能 电子式互感器数字信号 电子式互感器模拟信号 传统互感器模拟信号 断路器监视控制 隔离刀监视闸控制 接入多种在线检测传感器（状态检修管理）,47,过程层合并单元（智能单元）实例,合并单元,48,合并单元安装位置,集控室 现场到集控室光纤数量多 一二次界面不清晰 增加集控室的屏位 现场安装（推荐） 现场到集控室光纤数量少 电子式互感器本体与合并单元构成一个整体，一二次界面清晰,49,过程层设备演变趋势,50,过程层设备不同阶段和

20、深度,51,间隔层设备实例,52,站控层功能,53,系统数据流配置,54,二次系统配置方式,手工配置 工作量大，易出错 配置人员需了解IEC61850细节 配置工作只能有系统集成商实施 用系统配置工具 可视化配置 配置人员按变电站直观思维工作，无需了解IEC61850细节 设计院、电力公司均可直接参与配置工作,55,需注意的关键设备和技术,网络化间隔层设备 硬件解码技术：1G带宽的SMV和GOOSE数据处理能力 相同硬件可构成继电保护、测控、备自投、小电流选线、频率电压紧急控制、故障录波等设备 支持IEC1588网络对时 合并单元 硬件编解码技术：100M带宽的SMV和GOOSE数据处理能力

21、运行温度范围：-4085 支持IEC1588网络对时,56,需注意的关键设备和技术,专用交换机 快速自愈：光纤故障自愈时间1ms 交换机故障自愈时间5ms 与环上交换机数量无关 报文转发次数限制、端口流量限制技术 彻底避免网络风暴 支持IEC1588网络对时,57,需注意的关键设备和技术关键技术,可视化系统配置工具 按变电站构建的自然思维 图像+表格双视图配置工具软件,58,关于三塬数字化变电站的设计方案,过程层组网方案（CT、PT,跳合闸回路,保护装置间二次回路连接组网方式，通信规约） 过程层采用全星型网路结构 电子式互感器-保护装置采用光纤连接 保护装置-智能操作箱（下放开关场）采用光纤连

22、接 模拟量采集及操作执行采用SMV+GOOSE共网传输 通信规约为IEC61850-9-2,59,继电保护与监控的通信方式及规约 站控层选用双100M以太网，IEC61850-9-8 智能终端 的应用 110kV断路器智能操作箱：以光纤回路接收保护测控装置命令并向保护测控装置传送采集到的开关量信息，以电气回路执行命令和采集开关量信息； 主变本体智能终端箱：采集主变本体非电气量信号，以光纤回路向保护装置发送采集到的信息 用于实现保护功能的测量数据同步模式 二次系统设置同一时钟，实现全站设备的时钟同步，各设备根据同一时间基准和网络延时统一对时，取消了传统的硬接线对时方式 采用IEC1558,合并器

23、、光纤交换机采用光纤脉冲校时输入，实现采样数据的同步,60,其他特点 临夏地区古临网由古城变供电，古临一、二线线径较小，本次因330kV永靖变尚未建成，故三塬2回110kV线路分别临时T接在古临一、二线上；古临一线过负荷联切定值455A，古临二线过负荷联切定值380A，在古城侧现有古盐、古临FWK-300型分布式综合稳控加装2M远跳通道一套，用于启动三塬变稳控装置联切35kV、10kV负荷，保证古临网运行。古城古盐、古临FWK-300型分布式综合稳控加装2M远跳通道一套，并调整临夏变、东乡变、古城变联切负荷策略，三塬变配置远跳装置及稳控装置，组柜一面。远跳通道使用本次新建三塬至古城变的光通信电

24、路，采用2M方式。待330kV永靖变建成后，将三塬变改接至330kV永靖变，将古城稳控装置联切策略改回现有； 35kV、10kV开关柜内装设一体式电流电压互感器（小信号传输）； 光缆机械强度较电缆机械强度低许多，容易受外力破坏，造成采集和执行回路数据及命令无法传输，为加强光缆防护，设计方案中经过比选采用了复合材料的专用光缆槽盒。 系统发生故障或异常时，网络数据量有所增大，一旦网络传输冗余度不够，造成拥塞或出现网络风暴，将造成较严重的后果 ，本工程按SMV+GOOSE共网方式配置了8台光纤交换机；,61,数字化变电站模式分类 （国网调研统计分类） A:采用电子式互感器、采用智能终端设备，过程层采用GOOSE技术。 A1：采样值网络单独组网。 A2：采样值与跳合闸共同组网。 A3：采样值通过光纤对点传输。 B：采用电子式互感器、未采用智能终端设备，跳合闸回路采用传统电缆模式。 B1：采样值组网，传输格式采用ICE 61850-9-1 ICE 61850-9-2 ICE 60044. B2：采样值通过光纤点对点传输。 C:采用传统互感器，采用智能终端设备，过程层采用GOOSE技术。 综上所述，三塬数字化变电站设计方案采用了国网公司内最先进的数字化变电站建设方案，能够达到国网先进，西北地区一流的数字化变电站建设要求。,62,谢 谢！,