智能变电站基础知识.ppt

智能变电站基础知识,电网运行培训部,教学目的,了解智能电网概念了解智能变电站的基本结构熟悉认识智能变电站一、二次设备了解智能变电站的发展方向,目录,目录,问题的提出,什么是智能电网？为什么要发展智能电网你心中的智能电网是什么样？,智能电网的概念,由于经济发展状况、电网建设水平、内外部发展环境不同，世界各国在智能电网建设的远景和侧重点上有些差异，对智能电网概念的描述也不尽相同。,欧洲为解决风能等可再生能源的接入问题。,美国为解决现有电网设备升级换代、绿色能源解决以及为经济复苏寻求支柱产业的问题。,随着经济的发展、社会的进步、科技和信息化水平的提高以及全球资源和环境问题的日益突出，电网发展面临新课题和新挑战。发展智能电网，适应未来可持续发展的要求，已成为国际电力工业积极应对未来挑战的共同选择。期望通过一个信息网络系统将能源利用效率提高到全新的水平，将污染与温室气体排放降低到最低程度，使用户成本和投资效益达到一种合理的状态。,智能电网的概念,智能电网的概念,坚强,智能,以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础，以通信信息平台为支撑，具有信息化、自动化、互动化特征，包括发电、输电、变电、配电、用电和调度各个环节，覆盖所有电压等级，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化融合的现代电网。,坚强Robust,兼容compatible,优化Optimized,经济Economical,集成Integrated,自愈Self-healing,防范极端天气抵御人为外力破坏防护信息安全,支持可再生能源接入适应分散发电实现负荷侧的交互,提高资产利用效率降低运维成本和投资成本,支持电力市场提供优质电力,流程优化信息整合管理规范化和精细化,连续的在线评估预防控制自动隔离故障，自我恢复,智能电网的主要特征,国网公司在致力于建设坚强电网的同时，高度重视智能电网技术研究和工程实践，取得了一批拥有自主知识产权的重要成果，在技术理论、装备制造和工程实施方面为发展智能电网打下了坚实的基础。主要表现在：特高压输电技术、广域测量系统、柔性交流输电、调度自动化等领域达到国际领先水平，积累了丰富的工程实践经验；分布式发电、光伏发电、新能源接入、电动汽车应用等取得重要进展，部分研究成果已转化并广泛应用于电网建设；智能电网调度技术支持系统、用电信息采集系统已经完成前期技术准备。,智能电网的发展现状,智能电网的结构模型,智能电网的结构模型,传统电网：单向潮流简单交互,智能电网：双向潮流分布式电源分布式储能主动交互,智能电网的结构模型,发电环节,调度环节,用电环节,配电环节,输电环节,变电环节,信息通信,组成部分可分为：智能变电站，智能配电网，智能城市用电网，智能电能表，智能家电，智能用电楼宇，智能交互终端，智能调度，智能发电系统，新型储能系统。,智能电网的构成,（一）满足经济社会发展对电力的需求通过建设坚强智能电网，提高电网大范围优化配置资源能力，实现电力远距离、大规模输送，满足经济快速发展对电力的需求。,（二）应对资源环境问题带来的挑战通过建设坚强智能电网，实现可再生能源集约化开发、大规模、远距离输送和高效利用，改善能源结构，促进资源节约型、环境友好型社会建设。,智能电网的作用,（四）满足多元化用电服务需求通过建设坚强智能电网，提高电能质量和供电可靠性，创新商业服务模式，提升电网与用户双向互动能力和用电增值服务水平。,（三）适应发用电多样化的发展要求通过建设坚强智能电网，实现各类集中/分布式电源、储能装置和用电设施并网接入标准化和电网运行控制智能化，提高电力系统资产的运营效益和全社会的能源效率，促进经济社会的可持续发展。,智能电网的作用,坚强智能电网以坚强网架为基础，以集成的、高速双向通信网络为支撑，以先进的传感和测量技术、先进的设备技术、先进的控制方法以及先进的决策支持系统技术为手段，包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节，覆盖所有电压等级，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化融合。,智能电网小结,智能变电站概述,1.服务于电网发展，满足电网智能化的需求；2.面向变电站运维实现自我监视、自我诊断、自动调控，减轻运维工作压力；3.简化变电站二次系统接线，提高系统可靠性，降低维护难度。,智能变电站“智能”在那些方面？,智能变电站定义,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。,-摘自国家电网公司智能变电站技术导则,怎么理解？,电子式互感器应用,IEC61850标准的颁布和实施,高速工业通信网络技术发展,断路器智能接口技术应用,一次设备智能化及高级应用要求,智能变电站,网络化,标准化,术语,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。,合并单元MU（mergingunit）,包含一个或多个处理器，可接收来自外部源的数据，或向外部发送数据，或进行控制的装置，例如：电子多功能仪表、数字保护、控制器等。为具有一个或多个特定环境中特定逻辑接点行为且受制于其接口的装置。,智能电子设备IED（intelligentelectronicdevice）,一种智能组件。与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。,智能终端smartterminal,术语,IEC61850变电站网络与通信协议标准,IEC61850是新一代的变电站网络通信体系，适应分层的IED和变电站自动化系统,GOOSE是一种面向通用对象的变电站事件。主要用于实现在多IED之间的信息传递，包括传输跳合闸信号（命令），具有高传输成功概率。GOOSE功能主要包括：a.开关、刀闸、地刀等过程层开入功能：智能终端-线路保护、测控、母差、合并单元b.开关、刀闸等控制功能：测控-智能终端（双套配置的只到智能终端A）c.本间隔保护跳合闸功能：线路或后备保护-智能终端d.跨间隔保护跳闸功能：母差、变压器-智能终端e.保护间配合功能：线路保护-失灵起动母差、母差-线路保护实现远跳f.闭锁逻辑：智能终端-保护、测控装置,GOOSE（通用面向对象变电站事件）服务,术语,SV服务（采样值服务）,MMS（制造报文规范）服务,MMS规范了工业领域具有通信能力的智能传感器、智能电子设备（IED）、智能控制设备的通信行为，使出自不同制造商的设备之间具有互操作性（Interoperation）。,互感器将电流、电压采样值传送到合并单元，保护装置通过直采的方式从合并单元获取采样值，测控装置、故障录波、网络报文分析仪等通过SV网从合并单元获取采样值。,智能变电站的演变,传统变电站,综自变电站,IEC61850变电站,数字变电站,智能变电站,常规变电站,通信规约统一,高级应用,智能一次设备,数字化和网络化,智能电网,常规变电站,站控层站控层设备由带数据库的计算机、操作员工作站、远方通信接口等组成。,间隔层间隔层主要包括变电站的保护、测控、计量等二次设备。,特点网络监控系统由站控层、间隔层两层网络构成。未统一建模，采用多种规约，变电站存在监控、保护、PMU等多个网络。设备互感器、一次设备通过常规控制电缆硬接线方式，实现与间隔层设备互感器模拟量、开关量的信息交换。,智能变电站,光缆,工作站1,工作站2,远动站,1、信息模型统一。IEC61850使得各智能装置按照统一数据模型实现设备之间的互连互通。,2、互操作性。智能变电站不同厂家的智能装置（IED）之间具有互操作性。,智能变电站自动化系统为站控层、间隔层和过程层三层结构。,站控层、间隔层,站控层、间隔层设备构成与常规监控系统基本一致。从外延看与现有非IEC61850技术变电站差别不大，都采用以太网，能够实现“四遥”功能。但从内涵看，差异很大，主要体现在：,站控层,间隔层,过程层,电子式互感器,智能一次设备,以太网、IEC61850规约,光缆,保护、测控装置,智能变电站,过程层（设备层）,由电子互感器、智能单元、合并单元等远方I/O、智能传感器和执行器等构成。采用GOOSE网络跳合闸机制。完成一次设备开关量、模拟量的采集以及控制命令的执行等。,常规变电站中无过程层。,新增设备主要有：电子互感器、合并单元、交换机等。,光缆,工作站1,工作站2,远动站,站控层,间隔层,过程层,电子式互感器,智能一次设备,以太网、IEC61850规约,光缆,保护、测控装置,常规、智能变电站对比,传统变电站结构图,智能变电站结构图,智能变电站的特点,数据交换标准化,二次设备网络化,一次设备初步智能化,信息交换采用IEC61850规约，智能变电站中不需网关和保护管理机,用光纤取代控制电缆新增合并单元、IED、过程层交换机,采用电子式互感器、新增合并单元、智能终端、过程层交换机等过程层设备,思考题,1简述智能变电站涵义2智能变电站与常规变电站的区别？3.谈谈大家感受到的身边的智能电网。,目录,智能变电站一次设备,问题二：大家回顾一下，变电站的一次设备有哪些？,变压器,变压器是电力系统交流电力能源实现转换的主要设备，能够实现不同电压等级的电力能源的相互转换以便于电力系统的连接，优化电力能源的传输。,断路器,断路器,断路器概念：接通或断开电力系统各设备连接的重要设备。断路器特点：它配置有相对完善的熄灭电弧的装置，具备断开电力系统的负荷电流和故障电流能力。断路器作用：系统正常运行时根据需要改变电力系统的连接关系，调节潮流；系统故障时断开故障电流切断故障设备与系统的电气连接。,隔离开关,隔离开关,隔离开关概念：改变电力系统各设备连接方式（运行方式）的主要设备。隔离开关特点：它没有熄灭电弧的装置，不具备断开电力系统的大负荷电流和故障电流能力；断路器断开回路后、等电位和设备空载的情况下操作。隔离开关作用：系统正常运行时根据需要改变电力系统的运行方式；断开检修设备与系统的电气连接，形成明显的断开点，隔离检修设备。,接地开关,无功补偿设备,问题三：电力系统有哪些无功补偿设备？,电容器、电抗器、SVC（静态无功补偿装置）,无功补偿设备,无功补偿设备,互感器,气体绝缘金属封闭开关设备,气体绝缘金属封闭开关设备（GasInsulatedmetal-enclosedSwitchgear，简称GIS）将断路器、隔离开关、接地开关、母线、互感器、避雷器、套管、电缆终端、油气套管等主要元件组合封闭在接地的金属壳体内，并充以一定压力的SF6气体作为绝缘介质和灭弧介质。,气体绝缘金属封闭开关设备,GIS设备的优势,结构紧凑，占用空间小，节省占地。模块化设计，运输方式灵活，现场安装、调试周期短；内部元件设备密封于高压SF6气体中，不受外部环境的影响，运行稳定可靠，维护工作量极小。元件设备集中安装便于进行在线监测。全部设备均采用电动操作机构，便于实现远程自动控制。各设备间除设置机械连锁外还设置操作电气回路连锁回路，操作安全性好。,问题四：以上都是常规一次设备，我们怎么实现一次设备的智能化？,一次设备智能化,一次设备智能化,一次设备,测量数字化,控制网络化,状态可视化,信息互动化,功能一体化,一次设备智能化,传统测量全部就地数字化测量重要参量由接点信息转化为连续测量信息（如油压、气体聚集量等）增加测点（如底层油温等）,一次设备智能化,将通过模拟电缆实施的控制升级为基于IEC61850的网络化控制主要参量控制转变为基于多参量聚合的智能控制,一次设备智能化,设备运行状态、控制状态、可靠性状态的就地分析满足监控、调度、生产之信息需求,一次设备智能化,设备内测量、控制、计量、监测、保护IED之间的信息互动智能设备与站监控系统的信息互动智能设备与调度(远动)的信息互动智能设备与生产(信息监测子站)的信息互动,一次设备智能化,传感器与高压设备的一体化传统一次与二次的一体化互感器与变压器、GIS、断路器等的一体化,一次设备智能化的意义,在常规变电站运行监控的基础上完善了变电站设备的监控措施；提高了变电站一次设备的监控质量；为设备状态检修和变电站远方巡视提供技术依据。,智能设备的实现,变压器在线监测,变压器在线监测,智能变压器主要功能,运行可靠性评估绝缘故障预警有载分接开关机械、电气寿命评估与预警控制可靠性评估有载分接开关控制可靠性负载能力评估故障时的负载控制急救时的负载控制智能控制技术有载分接开关的智能闭锁控制（过压、欠压、过流、高粘稠度）有载分接开关的智能主从控制冷却装置的节能与智能控制,主变导入式局放传感器,主变内置式局放传感器,主变缝隙式局放传感器,主变光纤绕组测温光纤引出接口,主变铁心接地电流传感器,变压器套管绝缘在线监测,主变配置的智能设备,站内MDD3000T系统组成结构,GIS,气体绝缘金属封闭开关设备（GasInsulatedmetal-enclosedSwitchgear，简称GIS）将断路器、隔离开关、接地开关、母线、互感器、避雷器、套管、电缆终端、油气套管等主要元件组合封闭在接地的金属壳体内，并充以一定压力的SF6气体作为绝缘介质和灭弧介质。,母线三相共箱、其余分箱式结构设备,全三相分箱式结构,双母线接线出线一次系统图,问题五：某变电站220kV侧为双母线接线方式，试画出220kV某一出线间隔一次系统接线图。,GIS设备认知,总体结构现场运行图片,汇控箱,断路器,互感器,线路侧地刀,出线刀闸,快速接地开关,避雷器,套管,母线侧地刀,母线,快速隔离开关,快速隔离开关,母线,智能开关设备示意图,智能开关设备主要功能,运行可靠性评估故障预警断路器触头机械寿命、电寿命评估与预警控制可靠性评估闭锁时间评估机械性卡滞风险及顺序控制失败反馈负载能力评估智能控制智能联锁支持顺序控制选相操作技术,主动控制保护技术,何谓主动控制保护？事后、被动变为事前、主动更加着眼于电网安全和供电安全策略是基于电网安全而不是设备安全主动保护控制技术基于故障预知的主动隔离故障预案（如负载转移）基于故障预知的主动决策（断路器闭锁）,主动保护控制技术示意图,信息,220kV,10kV,站控层网络,保护,保护,i,i,调度（调控）中心,数据通信网关机,思考题,1.电力系统中有哪些一次设备？各种一次设备在电力系统中起什么作用？2.如何实现一次设备智能化？3.变压器在线监测由哪些部分组成？4.什么是“五防”？,目录,问题的提出,问题六：变电站二次系统包括哪些组成部分？,智能变电站二次设备,智能变电站网络结构,继电保护数字化演变电子式互感器过程层技术合并单元智能终端交换机继电保护装置继电保护基本技术原则继电保护工程实例,继电保护数字化演变,智能终端,MU,传统微机保护,交流输入组件,A/D转换组件,保护逻辑(CPU),开入开出组件,人机对话模件,二次设备和一次设备功能重新定位：,ECT,一次设备智能化,IED数字化保护,SV光纤,GOOSE,电子式互感器,电子式互感器通常由传感模块和合并单元两部分构成，传感模块又称远端模块,安装在高压一次侧，负责采集、调理一次侧电压电流并转换成数字信号。合并单元安装在二次侧，负责对各相远端模块传来的信号做同步合并处理。电压等级越高电子式互感器优势越明显。,常规互感器与电子式互感器的比较,电子式互感器分类,按一次传感部分是否需要供电划分有源式电子互感器无源式电子互感器按应用场合划分GIS结构的电子互感器AIS结构(独立式)电子互感器直流用电子式互感器,电子式互感器分类,有源电子式互感器结构,独立型电子式互感器结构,2019/12/12,88,可编辑,有源电子式互感器结构,电容分压、电感分压、电阻分压,远端模块,独立型电子式互感器结构,有源电子式互感器现状及存在问题,国内主流厂家的产品总体来说其运行情况较好，部分厂家由于技术积累较少，产品运行暴露出的问题相对多些。存在问题：一类是产品设计及选用器件有关的问题，例如开关操作引起电子式互感器采样异常甚至造成采集器损坏、测量误差波动较大等。另一类是与生产工艺、生产过程的质量控制不严、产品安装调试规程不完善及现场施工不规范等有关，例如接线松动引起信号不稳、光纤损耗偏大等。,无源电子式电流互感器的结构,无源电子式电流互感器的工作原理,普通光,起偏器,偏振光,磁光材料,磁场B,检偏器,Faraday旋光角,光学电流互感器,法拉第磁旋光效应（1846年）,入射光,出射光,电流,旋转角与电流I成正比关系,存在问题,精度问题，光学互感器小信号传变精度、线性度较差，离散度大，多数光学电流互感器在一次电流较小时难以达到0.2s级的精度要求。产品稳定性问题，部分厂家的光学互感器长期运行稳定性差，运行一段时间后其输出电流值可能产生较大偏差。同时振动对其有一定的影响。,存在问题,温度问题，光学电流互感器易受温度影响，需采用专门措施解决。供货方面,光学互感器采用部分进口元器件，供货时间和供货能力受到限制。成本方面，光学互感器需要用两套光路实现双AD功能，与其它原理互感器相比，其成本高出不少。,过程层技术,智能变电站过程层网络相当于常规变电站的二次电缆，各IED之间的信息通过报文交换，信息回路主要包括SV采样、GOOSE开入和开出。从结构上讲，智能变电站可分为站控层设备、间隔层设备、过程层设备、站控层网络和过程层网络，即“三层两网”。间隔层设备跨两个网络。从功能实现上讲，智能变电站可分为过程层（含设备和网络）和站控层。过程层面向一次设备，站控层面向运行和继保人员。,智能变电站过程层特点,过程层技术,电子式互感器实现采样的数字化合并单元实现采样的共享化智能终端实现开关、刀闸开入开出命令和信号的数字化过程层交换机,过程层设备：,过程层技术,过程层信息可分为两种：SV：周期性采样信号，要求保证传输的实时性和快速性。GOOSE：事件驱动的开入开出信号。实时性和可靠性要求高。,过程层信息的传输要求准确、可靠、快速,过程层信息传输,合并单元,MU,传统微机保护,交流输入组件,A/D转换组件,保护逻辑(CPU),开入开出组件,人机对话模件,ECT,IED数字化保护,SV光纤,合并单元,MU的必要性：电子式互感器的远端模块输出没有统一规定，各厂家使用的原理、介质系数、二次输出光信号含义不相同。因此，电子式互感器输出的光信号需要同步、系数转化等处理后，以统一的数据格式供二次设备使用。否则，电子式互感器无法与二次设备通信。合并单元是电子式互感器接口的重要组成部分。,合并单元,MU的功能：采集多路电子式互感器的光数字信号，并组合成同一时间断面的电流电压数据，按照标准规定的统一的数据格式输出给过程层总线。,合并单元,MU的采样同步：MU利用同步时钟同步电子式互感器的采样，同步可采用同步法或插值法，采样的同步误差不大于1us。A、同步法：由MU向电子互感器发送采样脉冲。B、插值法：电子互感器各自独立采样，并将采样的一次电流或电压数据以固定延时时间发送至MU，MU以同步时钟为基准插值。MU的采样频率：4000Hz（80点：保护、测量）或12800Hz（256点：电能质量）。,合并单元,MU的时钟同步：A、MU同步方式：pps、IRIG-B（DC）。B、MU守时要求：失去同步时钟信号10min内守时误差小于4us。C、MU失步信号处理：失去同步时钟信号且超出守时范围的情况下，应产生数据同步无效标志。,合并单元-现场运用实例,线路间隔合并单元接线,母线间隔合并单元接线,智能终端,智能终端,MU,传统微机保护,交流输入组件,A/D转换组件,保护逻辑(CPU),开入开出组件,人机对话模件,ECT,IED数字化保护,SV光纤,GOOSE,智能终端,智能终端的主要功能,智能终端,GOOSE网,GOOSE点对点,硬接点,2）上传开关刀闸位置信号,一次设备的数字接口：,1）接收保护动作信息/分合闸信号/控制信号,接收各种对一次设备的操作命令,智能终端,智能控制功能系统故障时快速开断，其它情况低速开断，提高寿命选相分闸：各相在各自的电流过零点依次分闸，提高开断能力集成检同期和自动重合闸功能（试探自适应）,智能终端应具备的附加功能,状态监视与状态检修跳闸回路的完好性，弹簧储能，气体压力，线圈监视等状态评估/故障预报/检修计划,交换机,交换机的定义：switch一种有源的网络元件。交换机连接两个或多个子网，子网本身可由数个网段通过转发器连接而成。交换机为有源元件，降低了保护的可靠性。过程层交换机的管理智能变电站过程层交换机要与继电保护同等对待。将交换机的VLAN及所属端口、多播地址端口列表、优先级描述等配置作为定值管理。,交换机,网络风暴的定义：在以太网介质中，当网络数量迅速膨胀，远大于正常时的流量，直到交换机端口过于繁忙或链路无法承受数据包丢失而失去稳定，这种导致网络无法正常通信的情况称之为网络风暴。也称为广播风暴。,交换机,网络风暴的成因：A、广播节点太多。交换机会将广播包发到所有物理端口，以保证所有主机都能收到。一般当网络节点数大于300时，如果不隔离广播域就容易出现广播流量大的情况，产生网络风暴。B、网卡损坏。损坏的网卡，有可能不停地向交换机发送大量无用的数据包，导致网络风暴C、链路环路（LOOP）。当物理链路存在环路时，广播数据包会沿着环路不断传播且会无限循环下去。,继电保护装置,传统微机保护,交流输入组件,A/D转换组件,保护逻辑(CPU),开入开出组件,人机对话模件,传统微机保护组成结构,电缆,电缆,继电保护装置,继电保护装置,智能终端,MU,传统微机保护,交流输入组件,A/D转换组件,保护逻辑(CPU),开入开出组件,人机对话模件,ECT,IED数字化保护,SV光纤,GOOSE,传统站微机保护配置,智能站微机保护配置,传统与智能站微机保护接线端子对比,保护的程序化操作,常规保护设备压板投退操作需要两位运行人员，监护人对着操作票读“操作内容”，工作班成员核对压板命名并复述核对正确后进行操作。,操作完毕后由监护人检查压板投退是否正确，操作一块压板需要1-2分钟。多块压板的投退操作需要重复多次，效率低并且容易发生误操作。,传统站微机保护压板图,保护的程序化操作,智能化变电站采用61850通信协议。数字化保护屏上只保留一块“投检修状态”硬压板，取消其余全部硬压板，其功能全部由软压板实现，实现了二次设备程序化操作。,智能站保护装置还可远方投退软压板、远方切换保护定值区域等。缩短操作时间、提高操作效率，防止误操作发生，提高变电站的安全水平。,继电保护基本技术原则,220kV及以上电压等级继电保护系统应遵循双重化配置原则，每套保护系统装置功能独立完备、安全可靠。双重化配置的两个过程层网络应遵循完全独立的原则。,释义,220kV及以上电压等级继电保护装置应遵循双重化配置原则,继电保护基本技术原则,双重化配置保护对应的过程层合并单元、智能终端均应双重化配置（包括主变中低压侧）。,示意图,继电保护基本技术原则,过程层网络按电压等级组网。双重化配置的保护及过程层设备，第一套接入过程层A网，第二套接入过程层B网。为防止相互干扰，两网之间应完全独立。,举例,继电保护基本技术原则,按照国家标准GB/T14285要求“除出口继电器外，装置内的任一元件损坏时，装置不应误动作跳闸”。智能变电站中的电子式互感器的二次转换器（A/D采样回路）、合并单元（MU）、光纤连接、智能终端、过程层网络交换机等设备内任一个元件损坏，除出口继电器外，不应引起保护误动作跳闸。,释义,电子式互感器内应由两路独立的采样系统进行采集，每路采样系统应采用双A/D系统，接入MU，每个MU输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置。,继电保护基本技术原则,保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。,释义,保护采用点对点直接采样，采样同步不依赖于外部时钟。保护装置接入外部对时信号，但对时信息不参与逻辑运算。,继电保护基本技术原则,保护应直接采样，对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护（母线保护）宜直接跳闸。对于涉及多间隔的保护（母线保护），如确有必要采用其他跳闸方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求。,同智能变电站技术导则6.6.c)条，强调直接采样直接跳闸。“直采直跳”原则是本规范的基本原则。括号内的母线保护不是列举的意思，母线保护也必须遵循此原则。,释义,继电保护基本技术原则,直接采样：智能电子设备不经过以太网交换机以SV点对点连接方式直接进行采样值传输。,示意图,SV光纤点对点,继电保护基本技术原则,直接跳闸：保护设备与本间隔智能终端之间不经过以太网交换机以GOOSE点对点连接方式直接进行跳合闸信号的传输。,示意图,GOOSE光纤点对点,继电保护基本技术原则,继电保护设备与本间隔智能终端之间通信应采用GOOSE点对点通信方式；继电保护之间的联闭锁信息、失灵启动等信息宜采用GOOSE网络传输方式。,继电保护之间的联闭锁、失灵启动等信息宜采用GOOSE网络传输方式。对快速性要求不高的保护采用网络方式（经过交换机）跳闸。例如：3/2接线的边断路器失灵保护跳相邻断路器通过GOOSE网络接入母线保护和中断路器智能终端跳相关断路器。断路器位置接点经点对点和网络传输，本间隔采用GOOSE点对点方式，间隔间采用GOOSE网络方式。,释义,继电保护基本技术原则,在技术先进、运行可靠的前提下，可采用电子式互感器。,同330kV750kV智能变电站设计规范4.3.c)条。电子式互感器不是智能变电站的必备要素。继电保护装置采用就地安装方式时，宜采用常规互感器，应采用电缆跳闸。,释义,继电保护基本技术原则,110kV及以上电压等级的过程层SV网络、过程层GOOSE网络、站控层MMS网络应完全独立，继电保护装置接入不同网络时，应采用相互独立的数据接口控制器。,110kV及以上电压等级的各网络应相互独立。为了防止同一装置接入不同网络时，各网络间相互干扰，要求装置内部各网络的数据接口控制器也应完全独立。,释义,继电保护基本技术原则,110kV及以上电压等级双母线、单母线分段等接线型式（单断路器）EVT设置，宜在各线路、变压器间隔分别装设三相EVT，条件具备时宜装设ECVT。,各间隔配置独立的三相ECVT，不仅可简化二次回路，而且可大大提高保护的可靠性，但布置存在一定困难。仅采用电子式互感器的间隔，推荐配置三相ECVT。,释义,继电保护工程实例,1、500kV站（3/2接线）,500kV站典型工程应用,继电保护工程实例,3/2接线-线路保护技术实施方案,线路保护启动失灵、启动重合闸刀闸、断路器位置：测控、故录等,测控、故录等,继电保护工程实例,失灵保护跳相邻断路器及远跳刀闸、断路器位置：测控、故录等,3/2接线-边断路器保护技术实施方案,重合闸需要检同期时有此连线,测控、故录等,继电保护工程实例,3/2接线-中断路器保护技术实施方案,测控、故录等,失灵保护跳相邻断路器及远跳刀闸、断路器位置：测控、故录等,继电保护工程实例,3/2接线-母线保护单套技术实施方案,启动失灵、边断路器经母差跳闸刀闸、断路器位置：测控、故录等,测控、故录等,间隔较多时可采用分布式母线保护,继电保护工程实例,1、500kV站（3/2接线）,220kV站典型工程应用,继电保护工程实例,220kV线路保护技术实施方案,测控、故录等,继电保护工程实例,220kV母线保护技术实施方案,刀闸位置、母联位置,智能变电站一体化监控系统：按照全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化的基本要求，通过监控主机、数据服务器、远动网关机、综合应用服务器等设备实现全站信息的统一接入、统一存储和统一展示，实现系统运行监视、操作与控制、综合信息分析与智能告警、运行管理和辅助应用等功能。,智能变电站一体化监控系统架构,一体化监控系统的新设备,1、远动网关机：一种通信服务装置。实现变电站与调度、生产等主站系统之间数据的纵向贯通，为主站系统实现变电站监视控制、信息查询和远程浏览等功能提供通信服务。,2、综合应用服务器：通过与在线监测、消防、安防、环境监测等信息采集装置（系统）的数据通信，实现信息的统一接入、统一传输和模型转换，具备源端维护、状态信息接入控制器（CAC）、生产管理系统（PMS）维护终端等应用功能。,3、数据服务器：实现智能变电站全景数据的分类处理和集中存储，并经由消息总线向监控主机、远动网关机和综合应用服务器提供数据的查询、更新、事务管理、索引、安全及多用户存取控制等服务。,一体化监控系统与其他子系统的关系,辅助控制系统,智能变电站辅助控制系统,安全防护,门禁电子围栏,环境监控及控制,温度湿度浸水空调控制灯光控制风机控制,火警监测,烟雾相关设备控制,图像监控,现场图像远程控制、告警联动录像、画面切换,温湿度传感器浸水传感器对射烟雾门禁进门读卡器,思考题,1.运行中的220kV某线路间隔合并单元故障，怎么处理？2.运行中的110kV某线路间隔智能终端故障，怎么处理？3.智能变电站中智能终端装置故障造成什么影响？4智能变电站中过程层GOOSEA网故障会影响设备的哪些功能？5智能变电站中过程层GOOSEB网故障会影响设备的哪些功能？,目录,高级应用功能,高级应用功能智能告警及分析决策顺序控制操作设备状态可视化源端维护站域控制,智能告警及决策,智能告警及决策智能告警及分析决策功能一方面能够对变电站的监控信息根据信息的重要程度进行分类分画面显示，同时也可以对一些检修中的设备信息进行人工屏蔽避免干扰，另一方面利用信息一体化平台的告警信息，根据一定的逻辑对告警及事故信息进行综合分析定位，并提供处理方案及措施，供运行操作人员参考。,顺序控制,顺序控制操作顺序控制也称程序化操作，是指在变电站原有标准化操作的前提下，由变电站自动化系统自动按照操作票规定的顺序执行相关运行方式变化的操作任务，每执行一步操作前自动检查防误闭锁逻辑，一次性地自动完成多个控制步骤的操作。顺序控制的优点：将高素质人力资源集中配备在调度集控中心或操作队，解决潜在的人力资源问题，降低人力成本从而提高劳动生产率，并可以减少人为误操作。通过测算,应用顺控操作的系统,仅操作时间一项,就可节约90%的操作时间，而且还有减少误操作带来的优越性。,顺序控制,常规倒闸操作,顺序控制,顺序控制操作,顺序控制是监控系统微机根据操作操作目的及五防规则发出整批指令，由系统根据设备状态信息变化情况判断设备操作效果，并根据操作效果自动执行下一指令，从而自动实现对变电站设备的程序化、自动化操作。,设备状态可视化,设备状态可视化设备状态可视化系统是在常规监控系统监控数据的基础上增加能够反映一次设备运行状态及健康状况的电量或非电量信息如：避雷器的泄漏电流、变压器油的色谱、重要导流体的温度等，进一步完善变电站设备的监控措施，实时监测设备的健康状况为设备状态检修和变电站远方巡视提供依据。,设备状态可视化,一体化信息平台对一次设备在线监测数据浏览,机器人巡视,变电站巡检机器人主要应用于室外变电站代替巡视人员进行巡视检查。该机器人系统可以携带红外热像仪、可见光CCD等有关的电站设备检测装置，以自主和遥控的方式，代替人对室外高压设备进行巡测，以便及时发现电力设备的内部热缺陷、外部机械或电气问题。,智能机器人巡检示意图,目录,新一代智能变电站,总体要求新一代智能变电站采用集成化智能设备和一体化业务系统，采用一体化设计、一体化供货、一体化调试模式，实现“占地少、造价省、可靠性高”的目标，打造“系统高度集成、结构布局合理、装备先进适用、经济节能环保、支撑调控一体”新一代智能变电站。,新一代智能变电站,实施思路站内网络的优化整