关于智能数字化变电站简约理解.docx

1. 整体介绍数字化变电站基本结构数字化变电站是由一次设备智能化和二次设备网络化分层构建，建立在IEC61850通信标准基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。数字化变电站具有全站统一的数据模型和通信平台，站内一次电气设备和二次设备均实现数字化通信。它的特点主要是：一次设备数字化，二次设备网络化，数据平台标准化。一次设备数字化主要体现为全数字化输出的电子互感器和智能开关；二次设备网络化体现在二次设备对上和对下均通过高速网络通信；数据平台标准化体现为IEC61850标准。数字化变电站的优缺点数字化变电站作为变电站的发展方向，主要解决了现有变电站可能存在的以下问题 传统互感器的绝缘、饱和、谐振问题 间隔层设备依赖大量控制、信号电缆与过程层相连，不仅使施工和调试工作繁琐，而且投资大，抗干扰能力差，传送速度和精度也受影响 缺乏统一的信息模型和通信标准，设备之间无法实现数据共享，造成变电站内设备重复配置，系统集成难度大，无法实现高水平的自动化运行管理数字化变电站与传统变电站相比，主要针对过程层和间隔层设备进行升级，将一次系统的模拟量和开关量就地数字化，用光纤代替现有的电缆连接，实现过程层设备和间隔层设备之间的通信。数字化变电站具有以下优点： 互感器测量精度高，动态范围大，信号抗干扰能力强。 二次回路简化。用光纤取代了传统的二次电缆，大大减少了施工和调试工作量，降低了成本。 二次回路的安全性提高。二次回路为数字信号，避免了高压电气的安全问题，如CT开路，PT短路等。 基于网络的统一信息平台。设备间可以实现信息共享和互操作，提高了系统的可维护性，避免了设备重复设备，减少了投资并提高了运行管理的自动化水平。数字化变电站与传统变电站网络结构对照过程层（一次设备）间隔层站控层常规变电站电磁式互感器，传统开关传统保护测控设备，电缆硬连接常规系统（各个厂家通信协议不一致）数字化变电站智能操作箱，MU合并单元；电子式互感器（EPT/ECT,OPT/OCT）光纤与过程层设备通信（61850_9_2标准通信）增加一个61850系统配置（统一采用61850_9_2标准）2. 网络结构（MMS、SV、GOOSE及对时）数字化变电站系统分为站控层、间隔层和过程层3层，在逻辑上由站控层、间隔层和过程层3层设备组成。站控层网络和过程层网络物理上相互独立，减少相互间的影响。如下图：图1.1 数字化变电站基本结构站控层由主机兼操作员站、远动终端和智能设备接口机等构成（比如防火墙、正反向隔离装置、视频监控及故障录播网络分析等），提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层和过程层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并与远方监控、调度中心通讯。间隔层所由若干个二次子系统组成，在站控层及站控层网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。过程层由电子式互感器、合并单元、智能终端及智能组件等构成，完成与一次设备相关的功能，包括实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。网络结构可分为站控层网络和过程层网络：1） 站控层网络：间隔层设备和站控层设备之间的网络。其数据内容是测控装置之间的联闭锁信息和间隔层设备和站控层设备之间的通信数据，通信协议采用GOOSE（Generic Object Oriented Substation Events, 通用面向变电站事件对象）和MMS。2） 过程层网络，过程层网络可分为GOOSE网络和SMV网络。GOOSE网络是智能控制单元与间隔层设备之间的网络，其数据内容是智能控制单元与间隔层设备之间的遥信、保护出口数据，通信协议采用GOOSE。SMV网络（简称采样网络）是MU（Merging Unit,合并单元）与间隔层设备之间的网络，其数据内容是MU提供给间隔层设备的电流电压采样数据，通信协议采用IEC61850 9-2。过程层设备与站控层设备之间主要传输GOOSE和SMV数据，通信网络结构主要有GOOSE网和SV网独立、GOOSE和SV共网、GOOSE点对点、SV点对点。几种网络结构各有优缺点，如下图所示： GOOSE和SV共网数据共享性强、网络结构清晰、施工方便、光缆数量少、装置成本低，交换机上数据量很大，对交换机可靠性要求高。大部分智能站采用GOOSE及SMV数据共网的形式，通过交换机VLAN功能将SMV数据和GOOSE数据分开。 GOOSE网和SV网独立部分站也有采用该种网络结构方式。 GOOSE点对点、SMV点对点对时网络全站对时：一般情况下，站控层采用SNTP网络对时方式；间隔层采用电B码对时方式，也可以采用SNTP网络对时方式；过程层采用光B码对时方式。智能设备的通讯采集（故录、网分、一体化电源、辅助控制系统、在线监测、电能量监测、图形网关、保信子站、油色谱等）：防火墙、正反向隔离：3. 智能终端、合并单元、合智一体装置介绍合并单元（MU）：同一电气间隔内，将电流电压互感器输出的电流、电压共同介入一个称为“合并单元”（MU）的设，以数字量的形式送给保护、测控等二次设备。MU的作用除了将互感器输出的电流、电压信号合并，输出同步采样数据；还为互感器提供统一的输出接口，使不同类型的电子式互感器与不同类型的二次设备之间能够相互通信。MU的数字量输出接口通常被称为SV接口，主要以光纤为主。常规保护装置采样方式是通过电流直接接入常规互感器的二次侧电流、电压，保护装置自身完成对模拟量的采样和A/D转换。智能化变电站的数字化装置采样方式变位接收合并单元送来的采样值数字量，采样和A/D转换的过程是在合并单元内进行。也就是说，对于保护装置而言，传统的采样过程变成了和合并单元的通信过程。所以对于智能数字化站而言，采样的重点是采样数据传输的同步问题。如图：金智产品合并单元iPACS-5810的背板：装置通过AC1/AC2采集电压电流等交流量，数据从CPU板及COM板输出，通过光纤直跳至保护装置、计量表等设备，同时也有跳至交换机组网给测控采样。智能终端（IU）：是断路器的智能控制装置。智能终端实现了断路器操作箱回路、操作箱继电器的数字化和智能化。除了输入、输出点外，操作回路功能通过软件来实现，操作回路二次接线大大简化。常规保护装置采用电路板上的出口继电器经电缆直接连接到断路器操作回路实现跳闸；智能数字化变电站的数字化保护装置则通过光纤接口接入到断路器智能终端实现跳合闸。如图：金智产品智能终端iPACS-5996的背板：1/2为数据传输板件COM板和CPU板。通过光纤连接至保护装置、测控等间隔层设备。实现遥信、开关刀闸位置、直流、遥控、跳闸的信息发送和接收。3板：直流板47板：遥信板89板：遥控板AB板：联锁板C板：保护跳闸合闸板D板：操作板E板：重动出口板F板：电源板对于220kV级以上电压等级的继电保护有双重化配置要求：两套保护的电压、电流采样分别取自互相独立的合并单元；两套保护的跳闸回路应与两套智能终端分别一一对应；两套智能终端与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应。合智一体（一般用于中低压侧）4. IED、SCD、ICD、CID等相关知识介绍IED（Intelligent Electronic Device）:智能电子设备，一个或者多个处理器协调工作的设备，它具有接收或者发送数据、处理数据的能力。例如保护装置、测控装置、数字化的智能操作箱、采集器等等。SCD文件：变电站配置描述文件，SCL语言格式，后缀为.SCD，每个工程对应一个SCD文件，用于描述变电站内所有装置配置情况。ICD文件：IED功能描述文件，SCL语言格式，后缀为.ICD，每种型号的IED对应一个ICD文件，用于描述该装置功能配置情况。一种类型一个ICD文件。CID文件：经过配置后的IED的描述文件， SCL语言格式，后缀为.CID，每个IED对应一个CID文件，用于描述经过配置后的装置的功能情况。一个IED对应一个CID文件，全站CID文件唯一，且里面相应配置如MAC地址、APPID等全站唯一。互操作性（Interoperability）：一个制造厂或者制造厂提供的两个或者多个IED交换信息和使用信息完成各自的功能。即各个厂家的保护装置、智能控制单元、采集单元可灵活配置，不需进行规约转换。LN（Logical Nodes）：逻辑接点，它是交换数据功能的最小部分。模型：IED智能设备各种功的能描述文件，相当于传统变电站的点表，包括四遥量、定值、通信参数等等，有模型就不需再做点表了，后台使用直接从装置调取即可。GOOSE（Generic Object Oriented Substation Event）：通用面向对象的变电站事件。GOOSE主要是各个IED间遥信、遥控、联锁数据的传输。MU（merging unit）：合并单元，用来采集一次电压电流的智能电子设备。当前国内数字化变电站中光PT、光CT技术不是非常成熟，出现的问题较多，因此有的数字化变电站中只将二次设备数字化，这就要求MU必须具备模拟的交流电压电流采集功能且能按照61850标准将电压电流发给保护测控装置。综上所述，