智能变电站系统调试课件.ppt

,智能变电站系统调试与检测,2011年11月,1,智能变电站系统结构及特点,2,智能变电站系统现场调试,智能变电站系统测试,目 录,3,4,总结,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的变电站。,智能变电站系统特征,1,2,3,4,5,智能变电站,智能传感技术 采用智能传感器实现一次设备的灵活控制,网络传输技术 构成网络化二次回路实现采样值及其他信息的网络化传输,数字采样技术 采用电子式互感器实现电压电流信号的数字化采集,信息共享技术 采用基于IEC61850标准的信息交互模型实现二次设备间的信息高度共享和互操作,智能变电站采用了多种新技术，其整个二次系统的整体架构、配置及与一次系统的连接方式与传统变电站相比均有较大变化,智能变电站系统特征,同步技术 采用 B码、秒脉冲或IEEEl588网络对时方式实现采样值同步,有关术语,过程层：又称为设备层，主要指变压器站内的变压器、断路器，隔离开关及其辅助触点，电流、电压互感器等一次设备。 间隔层：包括测量、控制组件及继电保护组件。 站控层：又称变电站层，大致包括站控系统、站监视系统、站工程师工作台及与电网调度中心的通信系统。 智能终端：又称智能操作箱，就地实现高压开关设备的遥信、遥控、保护跳闸等功能，并通过基于IEC 61850标准的通信接口实现与过程层的通信功能。 GOOSE：面向通用对象的变电站事件（General Object Oriented Substation Event）。用于一次设备的操控及二次设备间的闭锁与联动,是一种通信服务机制。,过程层：,间隔层：,站控层：,智能终端：,GOOSE：,有关术语,电子式互感器：一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于被测量的量，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。 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。 智能一次设备：指变电站高压电器设备（主要包括断路器、隔离开关、变压器）具有自动测量、自动控制、自动调节、自身状态监测及预警、通信功能。,电子式互感器：,MU合并单元（Merging Unit）：,智能一次设备：,基于IEC61850体系站控层、间隔层、过程层设备及系统,智能变电站分层结构,基于IEC61850的计算机监控系统 基于IEC61850的嵌入式公用接口装置 基于IEC61850的保护信息子站 IEC61850系统集成组态软件,基于站控层IEC61850协议的成套继电保护、测控装置 基于站控层IEC61850、GOOSE、SV网络接口的成套继电保护、测控装置 基于全站过程层网络信息共享接口的集中式数字化保护及故障录波装置,罗氏线圈原理电子式互感器(ECT、EVT) 光学原理电子式互感器（OCT、OVT） 智能一次设备 合并单元 智能终端,传统变电站二次设备典型布置,智能变电站二次设备典型布置,智能变电站技术特点,（1）间隔层和站控层设备的通信接口和模型全面支持 IEC61850标准，协议标准、开放，可实现网络化二次功能； （2）过程层由传统的电流、电压互感器逐步改变为电子式互感器，通过合并单元接入装置； （3）支持与开关的智能化接口； （4）一次设备向智能化发展； （5）一次与二次设备之间的电缆连接变为光纤连接； （6）多种过程层组网技术，支持与互感器的IEC61850-9-1点对点、IEC61850-9-2总线和GOOSE模式，可单独组网，也可与站控网、过程网共同组网。,智能变电站关键技术,智能变电站数据采集设备,智能变电站信息交互网络,智能变电站继电保护设备,智能变电站故障记录及辅助设备,智能变电站计算机监控系统,智能变电站计量系统,智能变电站智能一次设备,智能变电站时间同步系统,智能变电站辅助设备,对于采用电子式互感器的智 能变电站，互感器是实现智 能变电站信息采集的基础， 测量的准确性、实时性 可靠性是智能变电站安全高 效和优质运行的关键技术。,数据采集设备,无源型电子式互感器,有源型电子式互感器,数据采集传感准确化、信号传输光纤化、信号输出数字化 是智能变电站对电子式互感器的基本要求。,电子式互感器,光学原理互感器,（,OCT,/,OVT,）,罗氏线圈原理互感器,（,ECT,/,EVT,）,电压,变换,电流,变换,普克尔效应,（,Pockel effect,）,法拉第效应,(,Faraday effect,),塞格奈克效应,(,Sagnac effect,),电阻分压,电容分压,罗柯夫斯线圈,(,Rogowski coil,),数据采集设备,有源型电子式互感器：最大限度降低由于绕制工艺、浇铸、一次导线位置、一次电流磁场耦合干扰及温度等造成的计量误差；有源电子式电流互感器采用空心线圈感应高压侧信号，所以必需给高压侧供电，因此供电可靠性问题必须解决。,数据采集设备,无源型电子式互感器的关键技术要求：有效解决温度、震动等因素对光学折射效应的影响，确保其长期工作的稳定性。,数据采集设备,不同原理电子式互感器性能对比,数据采集设备,合并单元：合并单元将多个互感器采集单元输出的数据进行同步合并处理，为二次系统提供时间同步的电流和电压数据，是将电子式互感器与变电站二次系统连接起来的关键环节，要满足二次系统对输出数据的同步性、实时性、均匀性等方面的要求。,常见三种对时方式：SNTP、IRIG-B和IEEE1588。 站控层的MMS服务在对时精度要求不高的情况下，可以考虑采用SNTP对时。 智能变电站间隔层和过程层的保护跳闸、断路器位置，联锁信息等实时性要求高的数据传输采用GOOSE服务，过程层的采样值传输仍旧采用常规连接，考虑到对时精度要求较高以及IED设备之间通讯数据快速且高效可靠，采用IRIG-B对时，站内有专门的时钟设备提供统一的标准IRIG-B接点和时间信息。 智能变电站的过程层有GOOSE和SMV网络，考虑通过以太网同步时钟并且需要较高的精度，过程层9-2采样值网络传输线路差动保护、母线差动保护和变压器保护的采样同步的需求，采用IEEE1588对时。,时间同步方式,智能变电站对时系统图,信息交互网络,智能变电站二次系统的三层架构,组网方案,信息交互网络,过程层总线（组网）方式基础网络拓扑结构,级联结构,环形结构,星形结构,智能变电站中，存在四种类型的模型文件：ICD、SSD、SCD、CID。 ICD文件包含装置自描述信息。ICD文件在国内变电站实施中经历了两个阶段：第一阶段，厂家各自扩充模型，模型中只体现了站控层访问接口的模型信息。第二阶段，ICD文件中以一个模型标准规范为参考统一建模，描述GOOSE信号和采样值数据的输入和输出联系。 SSD文件是变电站一次系统的描述文件，包含一次系统的单线图、设备逻辑节点、类型定义等。 SCD文件包含变电站一次系统、二次设备配置、通讯网络及参数配置。 CID文件中既包含与ICD数据模板一致的信息，也包含SCD文件中针对该装置的配置信息，如：通信地址、IED名称等。,模型和配置文件,信息交互网络,过程层网络组网方式的要求:为保证网络可靠性，采用完全独立的双网冗余配置，相应保护装置亦采用冗余配置。,过程层网络技术的要求:,IEEE802.1q VLAN(虚拟局域网) 把同一物理网段内的不同装置逻辑地划分成不同的广播域 减少网络流量降低网络负载 实现信息的安全隔离保证了信息的实时性和安全性,过程层网络设备性能的要求: 电磁兼容性与可靠性须达到或高于保护装置的要求； 保证GOOSE报文传输，防止丢包； 保证网络实时性； 足够的网络安全性。,GMRP技术 动态组播技术,继电保护设备,智能变电站技术为继电保护技术发展带来的机遇 电子式互感器的采用为继电保护技术中长期难于解决的一些问题 提供了新的途径，如电磁式电流互感器饱和引起的差动保护区外 误动、变压器励磁涌流与故障电流的识别、瞬时值差动保护技术 的应用及其他继电保护新技术发展应用。,数字化变电站依靠高速、可靠、开放的通信网络技术，实现变电站过程层的网络化。,解决了传统变电站电缆二次接线复杂、抗干扰能力差、系统扩展性差等缺点，实现信息共享 。,继电保护设备,智能变电站技术为继电保护技术发展带来的挑战 电子式互感器的稳定性、电子式互感器合并单元的采样同步性、过程层网络的安全可靠性等问题都会影响到保护装置的可靠性及快速性等，尤其在相关技术应用的初期。,保护采取措施合理应对智能变电站中的新问题,电子式互感器数据采集异常对保护动作行为的影响,通信网络异常对保护动作行为的影响,多类型非常规互感器与保护的配合工作,智能变电站与传统变电站间线路差动保护的配合工作,装置光纤通信接口处理能力的影响,计算机监控系统,电流、电压、功率、电度、频率、环境温度、湿度的监视； 一次系统设备状态、告警信号的监视； 二次系统设备及网络状况、性能的监视,实现实时数字接口,采用标准规约：IEC61850标准,必须具备和站控层及间隔层设备无缝的通讯能力,实现智能一次设备的监控,实现智能的网络管理功能 智能化、可靠性与易操作性的兼顾,监控内容,智能变电站对监控系统的要求,故障记录及辅助设备,针对智能变电站信息数字化及网络化特点的故障录波设备、分析记录设备及其他辅助设备在智能变电站运行维护中必不可少。,能够适用于数字化网络的故障录波器,能够准确进行网络信息分析记录的在线监视仪器,能够满足数字化测试功能的保护测试仪,能够满足数字化测试的万用表等其他辅助测试设备,计量系统,智能变电站电能计量与传统计量方式的区别,输入信号类型不同 智能变电站：电子式互感器 数字信号 传统变电站：电磁式互感器 模拟信号 计量系统与其他系统的关系 智能变电站：与监控、保护等设备信息交换与共享 传统变电站：与监控、保护等设备相互独立 影响计量可靠性的主要因素 智能变电站：电子式互感器的可靠性 传统变电站：二次传输回路的可靠性,计量系统,智能变电站电能计量研究方向展望,电能计量基本技术要求的研究 智能电能表标准的制定 智能电能表校验方法的研究 计量系统误差的研究 虚拟电能计量平台的研究,辅助设备,对传统的图像监控、红外测温、安全预警、火灾报警、消防、照明、给排水和采暖通风系统进行整合，实现变电站智能运行管理功能。 图像监视与站内重要事件GOOSE联动，根据报文内容自动控制现场摄像机切换、镜头、云台动作和处理报警信息，真正实现变电站的无人值班。 统一的直流电源系统,1,智能变电站系统结构及特点,2,智能变电站系统现场调试,智能变电站系统测试,目 录,3,4,总结,智能变电站与传统变电站相比，在信息采集、传输、处理各环节均有本质区别，新型设备（电子式互感器、合并单元、智能终端、网络交换机）的性能及其与继电保护装置等二次设备的整体配合性能均成为确保变电站安全可靠运行的重要因素。 传统的基于单类装置的试验研究方法（单类装置试验模型、常规模拟故障试验项目、传统装置性能评价要求）已经不能满足对智能二次设备进行整体性能测试的要求。 因此，需转变试验方式，研究对装置进行型式试验和变电站级动态模拟试验的模型系统、试验项目、试验方法。,智能变电站系统测试方式的变化,IEC61850变电站网络与通信协议 IEC60044-7互感器：电子式电压互感器 IEC60044-8互感器：电子式电流互感器 IEC61970能量管理系统的应用程序接口 DL/T 860变电站通信网络和系统 DL/T 890能量管理系统应用程序接口（EMSAPI） IEC61850国际标准工程化实施规范 智能变电站技术导则 智能变电站继电保护技术规范 智能变电站设计规范 变电站智能化改造技术规范 高压设备智能化技术导则,智能变电站系统测试依据,2019/11/17,33,可编辑,测试背景和意义,测试背景和意义,测试背景和意义,测试理论与实践依据,全站采样值接入方案,测试理论与实践依据,与许继联合开发RTDS专用接口装置解决试验规模,电流波形,电压波形,测试理论与实践依据,直接时钟精度测试系统精度：1ns,全站同步测试系统精度：3us,对比时钟精度测试系统精度：3us,直接同步测试系统精度：10ns,测试理论与实践依据,全站平均流量测试系统精度：5s平均流量,链路瞬时/峰值流量 测试系统精度：1us平均流量,网络流量仿真软件OPNET,测试理论与实践依据,跳闸时间测试系统,互感器精度测试系统精度：1us(50Hz 0.018度)/幅值 0.05%,背景流量 注入/攻击 试验方法,网络报文异常 试验方法,测试理论与实践依据,项目内容与实践方案,项目内容与实践方案,变电站投运及系统运行动态模拟试验,项目内容与实践方案,关键设备动态模拟试验,项目内容与实践方案,变电站一次系统故障动态模拟试验,项目内容与实践方案,二次系统异常及故障 模拟试验,项目内容与实践方案,二次系统异常及故障中 一次系统故障,项目内容与实践方案,运行中二次设备检修更换,项目内容与实践方案,网络安全动模试验,项目内容与实践方案,试验项目,常规试验项目： 金属性故障、永久性故障、发展/转换性故障、经过渡电阻故障、单侧电源方式、系统操作、断路器失灵、变压器匝间短路、励磁涌流试验、系统稳定破坏、多点金属性故障等模拟故障试验。,试验项目,新型测试项目： 大电流短路故障试验、装置承受网络负载能力测试、保护/合并单元/智能终端点对点及组网接口对比测试、合并单元双AD差异测试、合并单元守时精度测试、合并单元失步、合并单元故障对保护装置的影响、合并单元双AD数据不一致情况下对保护的影响、时钟同步源异常情况下对保护性能的影响、互感器、合并单元在电源异常情况下对保护装置性能的影响、过程层网络异常情况下对保护装置