数字化变电站技术及方案

1、2020/6/30,数字化变电站相关技术,许继集团有限公司,2020/6/30,一、数字化变电站概述 二、IEC 61850体系 三、典型数字化变电站应用方案 四、数字化变电站与智能电网 五、许继数字化变电站工程 六、智能变电站,目 录,2020/6/30,传统变电站的不足： 、二次设备之间存在互操作性问题 二次设备缺乏统一的信息模型规范和通信标准。不同厂家设备的互连，必须设置大量的规约转换器或保护管理机。 不足：增加了系统复杂度和设计、调试和维护的难度，降低了通信系统的性能。 二次设备含不同厂家产品时，设备互联调试复杂，经常因此而拖延调试工作周期；后期运行维护不便，安全生产埋下隐患。,一、数

2、字化变电站概述,DNP、LONWORKS、profibus、IEC 60870-5-101/102/103/104、其它私有规约。,2020/6/30,传统变电站的不足： 2、传统电流/电压互感器的问题 体积大、漏油、暂态传输特性差、开路安全隐患、电流饱和失真、铁磁谐振、信息共享能力有限。 3.二次电缆对系统可靠性的影响 电缆遭受电磁干扰/耦合、着火、传输损耗、二次回路两点接地等 4.信息难以共享 功能的实现模式为：硬件设备+连接电缆（模拟量采集电缆、控制电缆）。装置功能单一、交叉。客户需求的变化往往需要增加新的硬件，升级换代不便 5.变电站占地面积大,一、数字化变电站概述,2020/6/30

3、,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,数字化 变电站,智能断路器技术发展和应用,一、数字化变电站概述支撑技术,变电站业务需求的变化和技术的进步，驱动了变电站一二次设备技术的融合，以及变电站运行方式的变革，由此产生了数字化变电站,2020/6/30,一、数字化变电站概述数字化组成图,数字化变电站接线组成图,2020/6/30,一、数字化变电站概述,2020/6/30,所有设备(线路、变压器、母差、测控)=CPU网络接口，体积缩小一半,259.3,265.9,一、数字化变电站概述,硬件统一、硬件集中成为可能,2020/6/30,数字化系统组成示意图,一、数

4、字化变电站概述,新设备、新应用 合并单元 智能单元 交换机 采集器 户外柜 对时系统 网络传输方案,2020/6/30,传统变电站 数字化变电站,一、数字化变电站概述对比图,传统的变电站采用电缆互联实现间隔间的信息共享。数字化变电站的信息共享则基于以太网。 前者是模拟共享，后者是数字共享。 前者是数据传输；后者是模型化的信息,2020/6/30,二、 IEC 61850标准体系,数字化变电站发展的主要推动力 IEC 61850系列标准 国家电网（南方电网）的支持政策 数字化变电站是坚强智能电网的物理基础，是其重要组成部分，它们互相促进。有专家因此提议改称”智能变电站“ IEC 61850系列标

5、准 IEC 61850的全名是Communication Networks and Systems in Substations，即变电站内通信网络和系统。 英文第一版1085页（第2版会更多），涉及计算机技术、网络通信技术、MMS、变电站保护及自动化系统等多学科，是一个庞大复杂的系统。 IEC61850标准是迄今为止最为完善的变电站自动化标准。将来将应用于风力发电、电能质量等更多工业领域,2020/6/30,系统方面 Part 1: 介绍和概述 Part 2: 术语 Part 3: 总体要求 Part 4: 系统和项目管理 Part 5: 功能通信要求和设备模型,测试 Part 10: 一致

6、性测试,数据模型 变电站和线路（馈线）设备的基本通信结构 Part 7-4: 兼容逻辑节点和数据类 Part 7-3: 公共数据类,抽象通信服务 变电站和线路（馈线）设备的基本通信结构 Part 7-2: 抽象通信服务接口(ACSI) Part 7-1: 原理和模型,特殊通信服务映射 (SCSM) Part 8-1: 映射到制造商报文 MMS Part 9-1: 通过单向多路点对点串行通信连接模拟采样值 Part 9-2: IEEE 802.3 之上的模拟采样值,配置 Part 6: 变电站中智能电子设备通信配置描述语言,二、 IEC 61850标准体系,2020/6/30,抽象通信服务 IE

7、C61850-7-1 原理和模型 IEC61850-7-2 抽象通信服务（ACSI） 数据模型 IEC61850-7-3 通用数据类 IEC61850-7-4 逻辑节点和数据类 测试 IEC61850-10 一致性测试,二、 IEC 61850标准体系,2020/6/30,功能：变电站自动化系统执行的任务。如：距离保护，重合闸，报警管理等。 逻辑设备（LD）：一种虚拟设备，聚合逻辑节点和数据。物理设备可以包含一个或多个LD。 逻辑节点（LN）：用来描述系统功能的基本单位，是数据对象的容器，可以任意分配到IED，每个逻辑节点和内部的数据都有具体的语义，并通过他们的服务与外部进行交互。 LN是功能

8、的外在特性的描述和定义。 逻辑节点都是四个字母；“逻辑”的含义对应于“物理”，是超越物理设备束缚的一种虚拟的东西,二、 IEC 61850标准体系-“逻辑”,2020/6/30,二、 IEC 61850标准体系逻辑节点列表,2020/6/30,二、 IEC 61850标准体系PTOC示例,2020/6/30,IEC61850-7-1 原理和模型,二次设备,一次设备,断路器Q0_L1/XCBR Gas浓度监测Q0_L1/SIMG,隔离刀闸Q9_L1/XSWI Gas浓度监测Q9_L1/SIMG,接地开关 Q8_L1/XSWI Gas 浓度监测Q8_L1/SIMG,距离保护PDIS,控制 Q0/C

9、SWI Q8/CSWI Q9/CSWI 间隔层界面 IHMI,2020/6/30,GOOSE概念： GOOSE：面向对象的通用变电站事件（Generic object oriented substation event ） 是IEC61850定义用于快速和可靠传送变电站自动化系统中实 时性要求高的信息事件的通信模型。 采用GOOSE的原因： 在运行中，由于系统发生故障保护会产生：“启动”、“跳闸”、 “重合”等动作；运行状态发生变化时出现电网结构、一次设 备被控制切换会产生：“启动”、“停止”、“闭锁”、“解锁”、“触 发”、 “解除”、“状态变化”等动作及信号。 以前这些快速动作命令信号基本

10、上由继电器完成，随着信息 化、数字化的技术进步发展，改由通信技术完成。,关键术语-GOOSE,2020/6/30,GOOSE是一种传输机制 简单原理： 1 、通过物理层，链路层，不经驱动层，通常说的TCP/IP层，包括会话层等。 2 、由于只经过物理层，链路层（MAC简述为什么快速)。GOOSE机制具有快速的特点。 3 、其没有经过驱动层，因此，信息不交互，也就是，信息发出后，对方有没有接收到，发送端并不知道，可靠性不高。 4 、变电站网络相对简单，网络多采用星型，因此传送路径固定。采用重发机制保证数据可靠性。,关键术语-GOOSE,2020/6/30,GOOSE应用 断路器失灵启动 传输跳闸

11、命令 联锁命令 高速母联自投 切换定值组 甩负荷 母线保护 重合闸起动 低周减载 远方起/停,GOOSE采用多播方式传送数据 GOOSE采用连续多次传送的方式实现可靠传输：T1=2ms T2=4ms T3=8ms T0=5s,关键术语-GOOSE,2020/6/30,A公司保护,B公司保护,智能一次设备,保护测试仪,以太网,2. 跳闸,4. 重合,3. 新位置,5. 新位置,GOOSE应用演示（通用面向对象的变电站事件）,采样值输入,1. 仿真故障,关键术语-GOOSE,2020/6/30,系统级别 类 IEC61850-1 介绍和概述 IEC61850-2 术语 IEC61850-3 总体要

12、求 IEC61850-4 系统和项目管理 IEC61850-5 功能和设备模型的通信需求,二、 IEC 61850标准体系其它,2020/6/30,变电站中的智能电子设备属于C级别,C级别又被细分为4个小级别： 1: Class C1: -5 to 45C 2: Class C2: -25 to 55C 3: Class C3: -40 to 70C 4: Class Cx: Special 变电站中的智能电子设备需满足C2、C3或Cx(-40 to 85C)级别,二、 IEC 61850标准体系其它,2020/6/30,配置类 IEC61850-6 变电站IED的配置语言 为了保证产品之间的

13、互操作，61850把上面工程实现过程中与配置有关的数据定义成了一种标准的SCL语言（Substation Configuration description Language 配置描述语言），以方便不同厂家产品之间的集成。 不同厂家基于相同的SCL规范设计自己的配置工具，根据产品类别的不同，61850配置工具也相应地分为了系统规范工具、系统配置器和IED配置器等。为了实现工程设计，要求配置信息可以在这几类工具之间交互。 SCL基于Extensible Markup Language（XML）语言。,二、 IEC 61850标准体系其它,2020/6/30,SSD：变电站一次设备配置文件 SCD

14、：变电站配置文件 ICD：IED能力描述文件 CID：配置IED描述文件,二、 IEC 61850标准体系SCL文件,2020/6/30,SSD,系统图组态工具,装置模板组态工具,ICD,系统组态工具,SCD,装置实例组态工具,IEC61850装置,CID,全站系统配置文件,一次系统配置文件,装置模板配置文件,装置实例配置文件,二、 IEC 61850标准体系SCL文件,系统配置工具（集成商）,2020/6/30,映射到实际的通信网络（SCSM） IEC61850-8-1 映射到MMS和ISO/IEC8802-3 IEC61850-9-1 通过单方向点对点传输采样值 IEC61850-9-2

15、通过ISO/IEC8802-3传输采样值,二、关键术语-SCSM,2020/6/30,IEC 61850信息模型、接口服务与映射协议栈间的关系,2020/6/30,二、 IEC 61850标准体系层次结构,MMS,MMS,SMV + GOOSE,2020/6/30,间隔层装置与变电站监控系统之间交换事件和状态数据MMS 间隔层装置与远方保护交换数据私有规约，未来发展也可用以太网方式借用GOOSE或SMV 间隔内装置间交换数据GOOSE 过程层与间隔层交换采样数据SMV 过程层与间隔层交换控制和状态数据GOOSE,二、 IEC 61850标准体系层次结构及接口,2020/6/30,间隔层装置与变

16、电站监控系统之间交换控制数据MMS 监控层与保护主站通信MMS 间隔间交换快速数据GOOSE 变电站层间交换数据MMS 变电站与控制中心交换数据不在标准范围，大家多看好采用IEC 61850,二、 IEC 61850标准体系层次结构及接口,2020/6/30,实现设备的互操作性 不同厂家的IED之间能够交换信息并能够利用交换的信息完成各自的功能。 注：实时性和可靠性要求十分严格 建立系统的功能自由分布 IEC61850标准允许变电站自动化系统的功能在不同的设备之间自由分配。 注：它的实现基础是互操作性；它面向系统功能，对物理上的实现方式提供了极大的灵活性，为提高系统集成度、简化产品配置、节省占

17、地提供了理论依据。 保持系统的长期稳定 IEC61850标准具有面向未来的特性，能够满足不断发展的通信技术与变电站自动化系统的需求 （8-1，9-2等SCSM技术，均可随着通信技术的发展而发展）,二、 IEC 61850标准体系总结,2020/6/30,数字化变电站尚未有严格定义 一般有如下特点 变电站层次化。过程层、间隔层和变电站层三层结构并遵循IEC 61850 过程层设备数字化。 间隔层设备网络化。 坚强智能电网的建设，需要数字化变电站的快速发展,二、 IEC 61850标准体系发展历程,2020/6/30,三、典型方案-不完全数字化变电站,仅站控层遵循IEC 61850标准,这种变电站

18、全国已经有400多座,2020/6/30,三、典型方案-不完全数字化变电站,站控层遵循IEC 61850标准+GOOSE过程层,2020/6/30,三、典型方案-全数字化变电站,这种变电站目前为数不多； 目前处于对IEC 61850验证阶段,2020/6/30,三、典型数字化变电站工程方案-系统结构图,2020/6/30,三、典型方案-采样值传输方案,采样值传输抽象模型,2020/6/30,三、典型方案-采样值传输方案,报文传输(SendMessage ) 报文传输服务即对应采样值报文的快速、实时传输； 控制块值读/设置 控制块值读/设置服务对应于SVC模块中属性值的读/写操作； 数据值读(G

19、etDataValue) 三种服务。 数据值读服务是对数据对象的属性值进行读取。,2020/6/30,三、典型方案9-1,1、IEC61850-9-1,9-1只提供采样值报文传输这一种服务，即通过单向多路点对点串行通信链路的采样值传输方式。合并器提供多个光纤数据输出接口，与间隔层设备之间通过光纤一对一进行连接。 点对点传送方式只需考虑传送介质的带宽和接受方CPU处理数据的能力，而不用担心数据流量对于其他间隔设备传输的影响，因为它并没有通过网络与其他间隔共享网络带宽。 9-1实现模式简单固定，但不灵活，数据通道固定为12路，帧格式固定而且不允许改变，映射方法也相对固定、简单，对ASCI模型的支持

20、不够完备。,2020/6/30,三、典型方案-9-1,1、IEC61850-9-1,传输标准60044（FT3） 私有协议,61850标准：-9-1/-2,2020/6/30,三、典型方案-9-1,1、IEC61850-9-1示意图,它没有体现数字化变电站的信息共享的思想，属于过渡性的方案。09年TC57宣布-1将废除,2020/6/30,三、典型方案,2、IEC61850-9-2,9-2支持三种服务。 合并单元直接接入过程层网络，保护、测控、计量等设备不再与合并单元直接相连，而是通过网络获取采样值，这样就达到了采样信号的信息共享。 通过交换机本身的优先级技术、虚拟VLAN技术、组播技术等可以

21、有效的防止采样值传输流量对过程层网络的影响。 此外，网络传输模式有效地解决了点对点传输模式下的一些缺陷，如便于实现跨间隔保护（母线保护、变压器保护等）；可灵活配置数据集的内容，帧格式可灵活定义,2020/6/30,三、典型方案,2、IEC61850-9-2示意图,2020/6/30,-9-1组网方式,-9-2组网方式,三、典型方案9-1/9-2组网对比,9-2体现了数字化变电站的信息共享的思想，代表未来的发展方向。,2020/6/30,常见误区分析： 1.9-2具有信息共享的优势，但IED需要接入交换机，因此大大增加了交换机成本 解析：这种观点是错误。保护装置采用GOOSE方式跳闸等，本来就需

22、要接入交换机，目前9-1、9-2交换机多采用按间隔配置原则，采用9-2时，与GOOSE共同组网，相对9-1，交换机数量不变。反倒是采用9-1方式时，保护装置需要2个网口，增加了保护IED的成本，大大复杂了网络。 2.9-2网络流量巨大，网络实时性无法保证，系统安全隐患大 解析：这种担心过于谨慎。 由于采样值有采样序号，即使延时（例如延时200微秒）到达，也不会影响保护/测控的动作精度；VLAN技术、优先级设定，以及采样值的高度有规律、全双工以太网技术，可以保证网络通信的实时性。目前组网方式也决定了，间隔交换机数据量并不大。网络负载并不高。完全可以满足要求。,三、典型方案9-1/9-2组网对比,

23、2020/6/30,1.基于61850-9-1规约的合并器的流量分析 按照每帧12个模拟量通道计算，一个合并器每秒种的数据流量： S = 984bit/帧 50周波/s 80帧/周波 = 3.936Mbit/s； 2.基于61850-9-2LE规约的合并器的流量分析 按照每帧1点(12个模拟量通道)计算，一个合并器每秒种的数据流量： S = 159字节8bit/字节 50周波/s 80帧/周波 = 5.088Mbit/s； 3.基于61850-GOOSE规约的智能设备的流量分析 按照 T0=10秒 计算，一个智能设备每秒种的数据流量 S = 6016字节8bit/字节 ( 1秒/10)帧 =

24、0.048Mbit/s； 通常情况下，GOOSE流量和采样值流量比较，对网络带宽的影响基本可以忽略。,IEC61850-9-1 / 2 /GOOSE报文流量,2020/6/30,9-2单独组网通信延时,每周期采样率为80个点并且12个合并器, 每一个都在发送采样值。 每一个9-2帧都是1272位长度 假设在所有12个合并器中采样都是同步进行的 12个帧将会以每1/(5080) 250s的间隔速度到达交换机 12个帧同时到达 实际情况是，目前网络交换机都按间隔划分，除母差保护外，每个间隔交换机只有一个合并器的流量,在一个单独100Mbps端口汇聚9-2帧通信，选择配置使这个到接收者的100Mbp

25、s链路接近饱和:,L (best) = (1272 bits / 100M) + 7s（光交换机固定延时） 20s L (worst) = (1272bits 12 / 100M) + 7s 160s L = L (worst) - L (best) 160s - 20s 140s,一个9-2采样值帧的最好和最坏情况下延时、抖动分别是 :,* 注意：随后采样值的计算均采用这里的配置条件,2020/6/30,简单网络情况下GOOSE单独组网通信延时,发送速率5ms、10ms、20ms、10s 每一个智能设备都在发送GOOSE帧。 每一个GOOSE帧都是6016 位 假设在所有12个智能设备发送都

26、是同步进行的,在一个单独100M端口汇聚GOOSE帧通信，选择配置使这个到接收者的100M链路接近饱和:,一个GOOSE帧的最好和最坏情况下延时、抖动分别是 :,L (best) = (6016 bits / 100M) + 7s 67s L (worst) = (6016bits 12 / 100M) + 7s 728s L = L (worst) - L (best) 728s - 67s 661s,* 注意：随后GOOSE帧的计算均采用这里的配置条件,2020/6/30,三、典型方案-中电压等级采样方案组合互感器,高压间隔推荐采用9-2方式，中低压部分采用小信号方式 ，国网智能变电站技术

27、导则，66kV及以下推荐方案,2020/6/30,三、典型方案-中电压等级采样方案组合互感器,特点： 1、回路简单，减少不必要的转接环节，因此，可靠性高 2、技术成熟，提高了设备可靠性。 3、采用电子式互感器，克服传统互感器的问题。有数字化、 智能化的特点。 4、简单，转接少，设备一体化，紧凑。经济效益明显。,2020/6/30,ECVT800系列中压电子式互感器,电流： 罗氏线圈 0.2S/5P30 电压： 电阻分压 0.2/3P 航空插头接口及屏蔽电缆传输小模拟信号,三、典型方案-中电压等级采样方案组合互感器,主变进线,电压互感器,组合互感器,2020/6/30,在015米远范围内，可通过

28、屏蔽电缆将传感头微弱信号引出，到需要供电的电子回路进行处理； 也可直接在传感头安装处用电子电路对信号数字化，并利用光纤传输；,三、典型方案-中电压等级采样方案,2020/6/30,过程层采样值传输，许继公司支持小信号方式，9-1方式，9-2方式，且这几种传输方式在实际的工程中都得到成功应用。 60044-7/8是互感器标准，一般用于互感器和采集器的数据接口标准。 支持的三种方式分别适用于不同的领域： 1.小信号方式：用于低压一体化开关柜保护； 2.9-1方式：用于点对点方式，为了和老系统过渡； 3.9-2方式：用于网络方式传输，应用灵活，符合发展方向； 高压间隔推荐采用9-2方式，中低压部分采

29、用小信号方式。,三、典型方案-采样值传输方案小结,2020/6/30,三、典型方案-电子式互感器,电子互感器分类,2020/6/30,工作原理罗氏（ Rogowski ）线圈,Rogowski线圈原理是一种电磁耦合原理。与传统的电磁式电流互感器不同，它是密绕于非磁性骨架上的空心螺绕环。优点： 1)Rogowski线圈电流互感器消除了磁饱和现象，提高了电磁式电流互感器的动态响应范围。 2)由于它不与被测电路直接接触，可方便地对高压回路进行隔离测量。 基于Rogowski线圈原理的ECT存在缺点： 1)Rogowski线圈易受电磁干扰，在运行中传感线圈应严格屏蔽； 2)高压传感头需要电源供给。一旦

30、掉电将停止工作； 3)Rogowski线圈直接输出的信号是电流微分信号，不能测量非周期分量。,三、典型方案-电子式互感器,2020/6/30,支柱式电子互感器,需要外接电源,有源电子式光电互感器主要基于传统传感技术，利用电子技术进行信号采集和处理，通过光纤输出信号。由于电子电路需要工作电源，一般采用了以下两种方式供电：通过接在母线上的小 CT 获得电源；通过光纤（如传输测量数据的光纤）将光能量输送至传感器，并在传感器侧通过光电转换获得电源。 GIS、PASS结构特殊，可直接利用站内电源供电,数字采样电路在低压侧,三、典型方案罗氏ECT,2020/6/30,光纤绝缘子,光缆,高压壳体,一次导体,

31、传感器,传输光纤束,底座,SRU(二次转换器),MU(合并单元),二次部分 (室内安装或就地安装),三、典型方案 POSS-OCT 光学互感器,2020/6/30,工作原理法拉第磁旋光效应,普通光,起偏器,偏振光,Faraday材料,磁场 B,检偏器,Faraday旋光角,Faraday旋光角正比于磁场B，因此正比于产生磁场B的电流。,三、典型方案 POSS-OCT 光学互感器,2020/6/30,优势 1、光学互感器的最大优势在于其动态响应能力，由于从原理上互感器反映电流的瞬时值，频带宽、动 态范围大、全波形性测量是其最本质的优势 。虽然到目前电力系统对于如何利用全波形测量信息还不 是很清晰

32、，但由于光学电流互感器的出现，为全波形的应用提供了可能性，相信随着对电力系统全波 形应用的研究深入，光学电流互感器的巨大优势会得以发挥 。 2、直流输电领域的应用。可以采集非周期分量，在直流输电领域有应用前景。 光学互感器实用化必须解决的关键问题 1、长期运行稳定性问题 从系统组成来看，光学互感器可分为光路部分和电子部分，决定其长期运行稳定性的关键因素是光路部 分，衡量其长期运行可靠性要从两方面来考虑：单个元件的可靠性和系统的复杂程度。 2、测量准确度温漂问题 造成光学电流互感器温漂的最主要因素是混杂在材料中的线性双折射，线性双折射在互感器输出中的造 成的比值误差直接与单位长度线性双折射和光程

33、长度成平方增长关系。因此，减小线性双折射的影响是 关键问题之一 。 3、灵敏度和线性度问题 由于光电检测器接收的光强信息与前述的偏转角成三角函数关系，因此存在非线问题。需要通过合理的 处理手段，加以解决。一种方法是减小灵敏度，使得在故障情况下仍然处于线性区内，代价是解决小电 流灵敏度问题；另一种方法是采取反馈的方法扩大动态范围，代价是增加了系统复杂性，反馈环节的误 差会附加在输出中。,三、典型方案 POSS-OCT 光学互感器,2020/6/30,全光纤光学电流互感器特点 1、传感材料采用低双折射单模光纤，菲尔德常数的温度系数小，几乎不受温度影响， 2、菲尔德常数非常小，因此多数光纤结构传感头

34、采取多圈数绕制的方法增加灵敏度，但光程的增加必然使线性双折射影响增大，而线性双折射与环境温度相关，光纤光学的电流互感器克服温度影响是 主要课题之一。 3、信号处理部分采取受调制的圆偏振光干涉原理，对光源波长敏感，一般要求光源有温控措施 4、增加了光学相位调制器，增加了系统复杂性，暂态响应速度取决于相位调制器调制信号的控制策略。 5、难点在于系统结构复杂，环节多，所用光学元件多，需要专门的温度控制等，多种光学元件的环境适应性是决定性因素。优点在于光纤元件间连接较为简单，容易实现。 POSS-OCT光学电流互感器特点 1、传感结构的特点是光程长度短，最大程度减小了线性双折射的影响 。 2、难点之一

35、是光学元件与光学玻璃的封装，封装工艺决定了互感器长期运行可靠性，北京许继电力 光学技术有限公司生产的传感头采用金属化封装技术，光路无胶，经过可靠性试验寿命达18年。 3、难点之二是光程短造成的传感灵敏度低，采取信号处理的方法加以改善。 4、优点是整个结构简单，对元件的要求低，无需进行温度控制。,三、典型方案 POSS-OCT 光学互感器,2020/6/30,全光纤光学电流互感器与光学玻璃互感器比较 光学玻璃光学电流互感器与全光纤光学电流互感器传感原理一致，区别在于传感头结构和对相位角的 检测方法有区别。在系统组成上各有特点。,三、典型方案 POSS-OCT 光学互感器,对照表,2020/6/3

36、0,华东电网富春江水电厂的运行,地点：富春江电厂（杭州） 时间：2008年10月,三、典型方案 POSS-OCT 光学互感器,黑龙江黑河,2020/6/30,三、典型方案ECT精度,电子式互感器（光CT、模拟小信号CT）的测量精度、测量范围方面的技术突破（达到0.2S级）,2020/6/30,三、典型方案ECT精度,计量、测量可以与保护共用CT。 在一次额定电流减小为原来的1/4时，互感器本身不需要做任何调整和重新校验即可满足0.2的精度和2倍测量量程，工程应用中不需要调整测控及计量装置的采样值转换系数即可直接使用。 但考虑到负载加大情况下测量、计量方面的截波现象，许继的电子式互感器在实际工程

37、中，采用的一次额定电流按实际额定电流的1/2设定，这样当额定电流加大1倍或减少为1/2情况下测量、计量精度均可满足0.2级，而不需要调整测控及计量装置的相关参数。,2020/6/30,PASS上安装电子互感器,EVT,ECT,三、典型方案安装,2020/6/30,三、典型方案,2020/6/30,三、典型方案 DMU-801合并器,可同时接收9个采集器的输入 双电源输入，任一路电源失电不影响装置运行 可同时接收2路同步秒脉冲 GOOSE接收功能，可实现间隔电压切换功能 光纤以太网输出，SMV报文遵循IEC61850-9-1/2协议 前置USB串行接口，用于配置或程序下载,2020/6/30,三

38、、典型方案 DMU-800合并器-技术特点,重采样算法精度高，实时性好。 晶振误差动态补偿，保证秒脉冲间重采样脉冲的均匀性。 采样序号的归一化，可方便实现全站数据同步。 高可靠性，抗干扰能力强，工作温度范围宽，适于现场安装,2020/6/30,三、典型方案 DMU-800合并器-重采样算法,DMU-800采用分段抛物线插值算法，计算快速，实时性好，数据精度高,抛物线插值公式：,截断误差：,电流电压幅值基本误差0.1%，相位误差不大于4分，满足电力系统测量与保护的要求。,2020/6/30,三、典型方案合并器-晶振误差动态补偿,晶振的精度受环境温度等因素影响，DMU-800装置采用动态晶振误差补

39、偿技术，数据均匀性误差小于 1us。,2020/6/30,三、典型方案合并器-采样序号的归一化,归一化的目的：合并器输出采样序号“0”的数据，对应采集器在秒脉冲上升沿时刻的数据。保证站内所有合并器间SMV数据同步。,2020/6/30,三、典型方案合并器工程配置方案双母线,线路侧为电流电压互感器，最好是组合式电流电压互感器（可利用电压互感器解决互感器供电问题）。断路器和隔离刀闸间装设电压互感器供同期 9、河南郑州河芦、商丘宋城、开封阎寨、济源轵城、河南洛阳东方5个110kV数字化变电站。 10、上海徐行500kV变电站 11.广东阳江220kV核电站 与国内主流厂家进行了IEC61850互操作

40、试验，并有实际应用工程。,2020/6/30,六.智能变电站,数字化变电站较传统变电站，主要特征是“数字”。其将传统变电站需要交流电缆和控制电缆将需要的模拟量和信息传送到间隔层，对应的一次设备为模拟接口，二次设备采集和控制部分也对应为模拟接口。而数字化变电站则要求一次设备全部能够提供满足标准的数字接口，通过网络传输给二次设备，取消了传统的交流电缆和控制电缆。在变电站通讯网络和系统方面要满足IEC61850标准，达到规范和统一，即互感器采用电子式，并加装合并器，开关和变压器等主设备加装智能接口单元，采用IEC61850标准要求的模式和传输规范，通过光纤网络传送。数字化变电站的建设使得变电站综合自

41、动化水平向前迈出了更高更坚实的一步，在变电站自动化领域具有划时代的意义。,数字化变电站特点,2020/6/30,六.智能变电站,通过采用先进的传感器、电子、信息、通信、控制、人工智能等技术，以智能一次设备和统一信息平台为基础，实现变电站实时全景监测、自动运行控制、设备状态检修、运行状态自适应、智能分析决策等功能，对智能电网安全状态评估/预警/控制、优化系统运行、可再生能源即插即退、与调度中心/电源/负荷及相关变电站协同互动等提供支撑的变电站。,智能变电站定义,2020/6/30,六.智能变电站,智能化变电站相比较数字化变电站，重点突出在“智能”，即在数字化变电站的基础之上，赋予了更多的“智能特

42、征”，如监控管一体化系统，利用了大量数字信息来完成一些分布功能、自动控制功能。将数字化变电站更进一步的推进，应该说数字化变电站实现了一二次设备的数字化，而智能化变电站是实现了一二次设备的智能化，允许管理的自动化，操作监视的人工神经智能化。,智能变电站与数字化变电站区别,2020/6/30,六.智能变电站,智能一次设备 在常规一次设备基础上，装设更多传感器反映设备状态信息，装设更多电子装置（包括智能终端）实现检测、诊断、控制、保护功能，具有更丰富的执行和调节功能的一次设备。,互动化 通过智能变电站与调度中心/电源/负荷/线路及相关变电站之间信息的实时沟通与分析，实现智能电网各个环节的安全可靠，高

43、度协调，清洁高效。,2020/6/30,六.智能变电站,原则 智能变电站的规划、设计、建设、调试、运行、维护、检验、验收、评估等应满足实现智能电网坚强可靠、经济高效、清洁环保、灵活互动、友好开放等功能的发展要求。,智能变电站架构体系 智能变电站作为智能电网的基础环节，将统一和简化变电站的数据源，形成基于同一断面的唯一性、一致性基础信息，以统一标准方式实现变电站内外的信息交互和信息共享，形成纵向贯通、横向互通的电网信息支撑平台，并提供以此为基础的多种业务应用。,2020/6/30,六.智能变电站,2020/6/30,六.智能变电站特征,一次设备智能化 与数字化变电站描述的一次设备智能化比，工程应

44、用中加大一次设备信息化，可监测更多自身状态信息，也可通过网络获知系统及其它设备的运行状态等信息。自动化程度更高，具有比常规自动化设备更多、更复杂的自动化功能。具备互动化能力，与上级监控设备、系统及相关设备、调度及用户等及时交换信息，分布协同操作。 数字化变电站通过给传统的一次设备增加智能接口装置，实现一次设备的状态信息数字化采集及控制，在智能化变电站工程实践中，研制智能化一次设备：包括智能化断路器、智能化变压器，智能化一次设备具备状态检测功能。目前已具备成熟的方案及技术条件。与一次厂家联合，研制智能化一次设备。,2020/6/30,六.智能变电站特征,信息建模统一化 除了基于IEC 61850

45、标准的建模外，智能变电站能实时监测辖区电网的运行状态，自动辨识设备和网络模型，从而为控制中心提供决策依据。 目前数字化变电站已具备一次电气设备的标准模型，能够满足智能化变电站信息化统一建模的要求。,数据采集全景化 智能变电站利用对时系统，同步区域和站内时钟，完善和标准化站内设备的静态和动态信息模型，向智能电网提供统一断面的全景数据 目前数字化变电站已具备数据全景采集的能力，需要研究数据全景采集实现后的更多的高级功能应用。,2020/6/30,六.智能变电站特征,设备检修状态化 全面采集能够反映系统主设备运行的电脉冲、气体生成物、局部过热等各种特征量。智能变电站配置用于监测系统主设备的传感器，或

46、者由智能一次设备直接提供其功能。利用DL/T860提供的建模方法，建立设备状态检修的信息模型，构建具备较为可靠实用的状态监测预警算法和机制、支撑状态检修实践的专家系统。 目前数字化变电站没有一次设备、二次设备的状态检修功能，采用智能化一次设备后，结合智能化变电站的统一建模，实现一、二次设备的状态检修功能。在数字化变电站工程实践中,2020/6/30,六.智能变电站特征,控制操作自动化 程序化操作：智能变电站具备程序化操作功能，除站内的一键触发，还可接收和执行监控中心、调度中心和当地后台系统发出的操作指令， 自动完成相关运行方式变化要求的设备操作。 程序化操作具备直观的图形界面，在站层和远端均可

47、实现可视化的闭环控制和安全校验，且能适应不同的主接线和不同的运行方式。满足无人值班及区域监控中心站管理模式的要求。,2020/6/30,六.智能变电站特征,事故处理智能化 （1）智能告警及分析决策：对全站告警信息进行综合分类，实现全站信息的分类告警功能。 （2）智能告警策略：包含信号的过滤及报警显示方案、告警信号的逻辑关联、推理技术和事故及异常处理方案。预告信号以故障常态为信号触发状态，瞬时中间信号做过滤处理。正常操作引起的预告信号做过滤处理。 （3）故障分析与辅助决策。 （4）电能质量评估与决策：基于变电站电能质量监测系统，实现电能质量分析与决策的功能，为电能质量的评估和治理提供依据与决策。

48、 数字化站没有实现,2020/6/30,六.智能变电站特征,保护控制协同化 （1）站域保护 站域保护实现全站的快速且有选择性的后备保护。既可以综合利用变电站内各侧的电压和/或电流关系对各侧的故障进行定位以实现全站的快速后备保护，也可以在原有后备保护的基础上根据与之配合的主保护或者后备保护的动作情况来缩短该后备保护的延时。 （2）电网运行状态自适应 智能变电站应具有与相关变电站之间实时传送继电保护、备用电源自动投入装置等信息，实现智能电网的协调运行。 根据站内收集和站间交换的信息以及调度中心的指令，识别并自适应电网的运行状态。,2020/6/30,六.智能变电站特征,变电站运行管理安全经济化 （1）具有站内状态估计功能。宜具有辨识变电站内拓扑错误（数字量）和坏数据（模拟量）功能，将拓扑错误和坏数据解决在变电站内，获得高可靠的拓扑结构、高精度的母线复电压和支路复电流熟数据，保证基础