智能变电站技术发展.ppt

智能变电站技术发展,智能变电站建设背景,常规变电站缺陷 采集资源重复、设计复杂 站内存在多套系统 数据采集要求不一致 设备间互操作性差 通讯规约复杂 缺乏一致性测试和权威认证 线性点表传输割裂了数据之间的联系 标准化规范化不足 ,智能变电站建设背景,数字化变电站缺陷 缺乏相关的建设标准和规范 过程层/间隔层设备与一次设备的接口不规范 主要局限在自动化系统本身，无整个变电站的建设体系（计量） 变电站没有信息体系，没有形成更多的智能应用 缺乏检验、试验评估体系 智能电网对变电站的要求 优化资源配置 智能设备之间应实现进一步的互联互通 支持采用系统级的运行控制策略 提供高级应用功能 与大用户、调度、相邻变电站、电源之间协同互动,数字化变电站是指按照DL/T860、间隔层、过程层构建，过程层采用电子式互感器、智能终端等具有数字化接口的智能一次设备，以网络通信平台为基础，采用DL/T860数据建模和通信服务协议，实现了变电站监测信号、控制命令、保护跳闸命令的数字化采集、传输、处理和数据共享，可实现网络化二次功能、程序化操作、智能化功能等的变电站。,数字化变电站概念,系统构成,分层结构 过程层 智能一次设备（包括电子式互感器）、智能终端 间隔层 保护装置、测控装置、安全自动装置、电能表、故障测距装置、电能质量监测装置、PMU等 站控层 主机、操作员站、五防主机、远动装置、保信子站、时间同步系统等,系统构成,组网方式 冗余以太网架构，传输速率不低于100Mbps； 网络宜采用双星型结构，双网双工方式运行，以提高网络冗余度，能实现网络无缝切换； 站控层与间隔层网络主要传输MMS和GOOSE两类信号； 过程层与间隔层网络主要传输GOOSE和SMV两类信号， GOOSE信号和SMV信号可分别组网，也可合并组网，但应根据流量和传输路径分为若干个逻辑子网，保证网络的实时性和可靠性。,电子式互感器,电子式互感器,配置原则 可以采用电流、电压混合式互感器，也可单独配置，现场安装宜按间隔布置； 对110kV及以上电压等级的互感器应使用数字信号输出的电子式互感器；10/35kV的互感器宜采用低功耗的一体化互感器； 双重化保护装置使用电子式互感器的传感模块应冗余配置，并使用不同回路的电源供电。,与传统互感器相比，电子式互感器具有如下优势：,合并单元,对电子式电流、电压互感器的采集器单元输出的数字量进行合并和处理，并按IEC 61850(DL/T860-9-1或DL/T860-9-2)或IEC 60044-8标准进行数据转换后以光纤方式为间隔层设备提供采样值数据。,采用电子式互感器,采用常规互感器,智能终端,智能终端定义 智能终端主要完成一个间隔内一次设备位置和状态告警信息的采集和监视，并通过GOOSE规约将数字信息上传到间隔层设备。智能终端同时接收间隔层设备的GOOSE命令完成对一次设备的智能控制，实现了常规开关接入智能变电站系统。 智能终端技术要求 采用光纤通信，与间隔层设备间主要用GOOSE协议传递上下行信息 采用二次电缆与断路器、刀闸、变压器连接，采集和控制各种所需的信号 各种网络情况下GOOSE最大传输处理时延为4ms 双重化保护配置间隔，智能终端双重化配置，且采用不同回路电源供电。,间隔层设备整体要求,应采用模块化、标准化的结构，易维护和更换方便； 应能按照DL/T860建模，并与站控层设备通信，并具有完善的自我描述功能； 与过程层设备之间的通信应满足DL/T860中规定的数据格式，具有识别协议中的数据有效性判断，实时闭锁保护，并能将告警事件上送； 在任何网络运行工况流量冲击下，间隔层装置均不应死机或重启； 宜采用冗余的110V或220V直流供电方式；当电压波动范围在20内时，间隔层设备应能正常工作。,间隔层设备技术要求,测控装置 支持通过GOOSE协议实现间隔层五防功能； 应能实时反映本间隔一次设备的分、合状态，应有该电气单元的实时模拟接线状态图； 应能设置所测量间隔的检修状态。 保护装置 应支持GOOSE协议，实现装置之间状态、命令传递及GOOSE跳闸功能； 出口压板宜采用软压板方式，并具备功能投退压板 在接收到异常的合并单元采样信号时，应能立刻闭锁保护出口，确保不误动； 应设置检修态，保证测试GOOSE通信正确，但不会实际跳闸。,间隔层设备技术要求,故障录波装置 应具有采样数据接口，从合并单元或交换机上接收采样信号，进行采样量的录波，同时应可记录重要的GOOSE开入开出量。 计量装置 与站控层通信应支持MMS协议，与合并单元通信应支持支持DL/T 860-9-1或DL/T 860-9-2标准。 安全稳定装置 各类安全稳定装置应遵循DL/T 860标准建模和通信，包括备自投装置、低周减载装置、PMU装置等。,站控层设备技术要求,站控层设备包括主机、操作员站、远动装置、保信子站、五防子系统、网络通信记录分析系统、卫星对时系统等。 主机 有主处理器及服务器的功能，是站控层数据收集、处理、存储及发送的中心； 管理和显示有关的运行信息，供运行人员对变电站的运行情况进行监视和控制； 间隔层设备工作方式的选择，实现各种工况下的操作闭锁逻辑等； 500kV变电站应采用两台主机互为热备用工作方式。,站控层设备技术要求,操作员站 站内自动化系统的主要人机界面，用于图形及报表显示、事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和参数的查询，操作指导，操作控制命令的解释和下达等； 通过操作员站，运行值班人员能够实现全站设备的运行监视和操作控制； 应配置两台操作员站，操作员站间应能实现相互监视操作的功能。 110220kV变电站的操作员站宜与主机在计算机硬件上合并设置。,站控层设备技术要求,保信子站 应能在正常和电网故障时采集、处理各种所需信息，并充分利用这些信息，为继电保护运行、管理服务，为分析、处理电网故障提供支持。 具备多路数据转发的能力，能够通过网络通道向多个调度中心进行数据转发。 支持根据调度中心命令对相应装置进行查询和远程维护，包括远程配置、可视化数据库维护、参数的上传下载、设备运行状态监视等。 220kV-500kV变电站的保信子站应双机配置，采用互为热备用工作方式，双机都能独立执行各项功能。,站控层设备技术要求,远动装置 满足直采直送要求，收集全站测控装置、保护装置等设备的数据，将信息通过双通道（专线或网络通道）上传至各级调度中心/集控（监控）中心，并将调度中心/集控（监控）中心下发的遥控命令向变电站间隔层设备转发。 应双机配置，与间隔层以及调度中心的通信模式均应能根据运行需求设置为双主机或热备用工作方式。 双配置的调制解调器的工作电源应取自不同的直流母线段，调制解调器传送各级调度的通讯模块应独立配置，且宜支持热插拔。 远动子系统不应该存在单点故障导致系统失效的隐患。当远动装置采集不正常时，传送调度端的信息必须保留原数据并在品质标志位打上品质标志。,站控层设备技术要求,五防子系统 五防子系统主要包含五防工作站、电脑钥匙、充电通信控制器、编码锁具等，实现面向全站设备的综合操作闭锁功能。五防子系统应与后台软件一体化配置，五防工作站与其中一台操作员站应能实现互为备用的功能。 网络通信记录分析系统 网络通信记录分析系统应能实时监视、记录数字化变电站网络通信报文（MMS、GOOSE、SV等），周期性保存为文件，并进行各种归类分析，包括通信过程解析、报文重组、异常分析等。网络通信记录分析系统可根据实际网络流量及应用需求由若干台设备组合构成。,站内网络设备,网络交换机 网络交换机在变电站中负责联系各层设备，传输GOOSE、SMV、MMS等多种报文，是变电站信息传输的中枢节点，其在数字化变电站中占有十分重要的地位，所以要求满足如下要求： 支持基于VLAN (802.1q ) 的网络隔离和安全 支持IEEE802.1p优先级协议 支持Quality of Service (802.1p) ，支持实时数据流 支持组播过滤 支持端口速率限制和广播风暴限制 支持端口配置、状态、统计、镜像、安全管理、SNMP 支持光纤口链路故障管理 提供完善的异常告警功能，包括失电告警、端口异常等,数字化变电站新技术,IEC61850技术 IEC61850技术建模了大多数公共实际设备和设备组件，定义了这些模型的公共数据格式、标识符、行为和格式，并规范了变电站内IED之间的通信行为，使变电站自动化系统在网络通信基础上，实现不同厂家设备的信息共享和互操作。,数字化变电站新技术,电子式互感器,合并单元,电能表,监控系统,卫星时钟,远动 保信子站,站用电源,报文监视分析,过程层,间隔层,站控层,B码/秒脉冲,SNTP,智能变压器,智能断路器,保护测控 一体化装置,SMV GOOSE 共网,IEEE1588,IEEE1588 V2.0 实现区域/广域对时,IEEE1588对时技术,智能变电站概念,智能变电站是采用先进的传感、信息、通信、控制、智能等技术，以智能化一次设备、网络化二次设备、规范化信息平台为基础，实现变电站实时全景监测、自动运行控制、智能调节、与站外系统协同互动等功能，达到提高变电可靠性、优化资产利用率、减少人工干预、支撑电网安全运行，可再生能源“即插即退”等目标的绿色变电站。,智能变电站与数字化变电站的差异,由此可见，数字化变电站主要强调手段，而智能变电站更强调目的，智能变电站不仅仅是数字化变电站的发展和升级，而是智能电网的重要组成部分，代表了变电站未来新技术的发展方向。,智能变电站新技术,智能高压设备 智能高压设备是具有测量数字化、功能集成化、结构紧凑化、状态可视化、信息互动化等主要技术特征的一次设备与智能组件的有机结合体，它是高压设备智能化的简称，满足高可靠性和尽可能免维护的要求。 智能组件 智能组件是若干智能电子装置的集合，安装于宿主设备旁，承担与宿主设备相关的测量、控制和监测等基本功能；在满足相关标准要求时，智能组件还可承担相关计量、保护等功能。其表现形式可以是：测控装置、保护装置、测控保护装置、状态监测装置、智能终端、MU等，也可以是几个装置的集合，如：GIS汇控柜、设备屏柜等。智能组件可以外置于主设备本体之外，也可以内嵌于主设备本体之内，后者是发展方向。,智能变电站新技术,在线式五防 在线式五防系统是充分利用变电站自动化系统全站监控功能，经集成在自动化系统后台软件中五防模块及测控装置中间隔五防模块对电气操作防误闭锁实时判断，对满足防误闭锁操作条件的电气设备开放操作的一套防误闭锁系统，取消了电脑钥匙和机械锁具，实现了操作票逐项开放和闭锁。 全景数据 全景数据反映变电站运行工况的稳态、暂态、动态数据以及变电站设备运行状态、图像等的数据集合。,智能变电站新技术,实时数据中心 基于PI数据库的实时数据中心是有效地整合全站数据，实现实时数据的集中统一存储，满足电网监控、故障诊断、生产管理等对实时信息准确性、完整性、一致性、安全共享需求的一体化信息平台，它支持各个自动化系统、信息系统进行信息交互。 程序化操作（顺序控制） 程序化操作是由计算机、智能电子装置等按照严格的操作条件、规范的操作顺序，代替人工自动完成一系列的设备倒闸操作任务。,智能变电站新技术,视频监控 视频监控是变电站安全防范系统的重要组成部分，它是一种防范能力较强的综合系统，能以直观、准确、及时和信息内容丰富的信息反映变电站运行情况。 环境监控 环境监控是指通过对变电站内环境信息的采集、分析和调控，避免和防御变电站内恶性事件的发生，以使变电站安全稳定运行。,变电站视频及环境监控系统建设,按照省级主站、地级主站、站级系统三级架构分层分区建设。 提出“源端维护、全网共享”理念，实现配置和维护的智能化、远程化。 建立视频及环境监控完整协议体系，实现了各级系统及不同厂家设备的互联互通和即插即用。 可与调度自动化系统、变电站自动化系统联动，实现电网设备操作辅助监视和事故跳闸可视化分析。,功能特点,广东电网变电站视频监控系统,智能变电站新技术高级应用,设备状态可视化 对变压器、GIS、断路器、容性设备、避雷器等一次设备进行状态监测，采集一次设备的温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等各种数据信息，并对数据进行融合分析，通过丰富的可视化展示功能，包括设备状态的多视图、多图形、多指标的多维展示，提供视频图、红外图、柱状图、饼图、趋势曲线等表现形式，实现一次设备的综合状态诊断。,智能变电站新技术高级应用,智能告警 智能告警通过建立全站故障信息的逻辑和推理模型，构建故障推理专家知识库。 通过与变电站全景信息平台接口，实时获取全站全景信息，并对变电站报警信息进行一定的智能化处理，如当满足一定条件的提示信号升级为告警信号，或将满足一定条件的反复确认告警信号降级为提示信号等，在条件不满足时又能自动将其恢复到原来的级别。 具有对变电站报警信息进行过滤，且过滤级别可设置，对高级别的各类异常及故障情况进行多维度识别和分析推理、仿真评估以及友好的人机交互功能。,智能变电站新技术高级应用,什么是智能巡检？ 智能巡检是对设备巡视、检修的整个工作过程以流程实现顺序控制，以运行巡视、设备检修为工作节点，以报表输出为工作目标，针对巡视、检修等工作过程进行序化、细化和标准化控制，保证整个作业过程处于可控、在控状态，减少人为错误，以达到最佳工作状态。,智能变电站新技术高级应用,智能巡检实现功能 基于变电站地理信息系统平台(SGIS)，实现二维地图和三维地图的可视化展示，通过无线网，具备人员位置实时定位，智能路线生成，并根据人员位置的改变实时生成最佳巡检路线，使巡检过程效率最优化。 后台与巡检仪之间基于稳定、成熟的无线通信技术实现同步数据和信息交互。 基于视频联动实现无人智能巡检，可对巡检时间、参与巡检设备、参与巡检摄像头和红外成像仪的预置位进行设定，同时具备典型巡检流程的定制等功能。 具有统计分析和智能提醒功能，基于历史巡检数据，根据用户要求生成各种统计报表，并分析比对缺陷记录，在巡检过程中提供重点关注提示，以提高巡检效率和发现问题的能力。,智能变电站新技术高级应用,什么是站域控制？ 站域控制是指通过对站内信息的集中处理、判断，实现站内自动控制装置的协调工作，以适应系统运行方式的要求。 基于站控层的站域控制无法实现低周减载，备自投等实时性要求较高的控制（100ms以内），该类应用应在间隔层的集中式IED装置来实现。站域控制主要考虑无功电压控制，站端自动化系统配合AVC主站，实现电压的分层分等级自动控制，减少调节次数，更好的进行电压、无功的优化，适应电网自动化发展的趋势。,智能变电站新技术高级应用,站域控制实现功能 从测控装置实时采集各10kV无功电容器、电抗器上所有可能的操作闭锁信号实时合成操作闭锁总信号，并定时循环向实时采集终端发送这些操作闭锁总信号，实时采集终端收到后转发AVC主站。 设置全站AVC投入/退出(即远方/站域控制)信号供站内监视，并通过实时采集终端送AVC主站监视并用作逻辑判断自动闭锁。 对于本站参与AVC控制的10kV低压无功设备，应按间隔配置AVC/本地控制切换软把手，进行软压板投退控制。在软件功能上实现本间隔低压无功设备的AVC控制还是当地监控控制功能选择。按间隔配