传统变电站与数字化变电站比较

1、61850数字化变电站讲义,ptSw tch,思唯奇科技,2020年7月7日12时3分,2020年7月7日12时3分,传统变电站与数字化变电站比较,高压场地500kV HGIS设备的就地汇控柜,数字化变电站,常规变电站,二次光纤,二次电缆,传统变电站的突出问题,变电站综合自动化系统技术经过10余年的发展，目前已经基本成熟，得到了广泛的工程应用。但是综自系统采用传统的互感器及开关设备，需要铺设大量的采集和控制、信号等二次电缆，数据采集环节冗余，各子系统的功能重复配置，不仅造成浪费而且与一次设备的电缆接线复杂，系统可靠性受二次电缆影响大，二次回路的检修非常困难， 装置间缺乏整体协调和优化，信息对象

2、未统一建模导致信息共享难，系统扩展复杂。为了解决以上问题，数字化变电站各项新技术得到了飞速发展和应用。 数字化变电站是以IEC 61850系列标准为先导牵引，以OCT/ECT等非常规互感器、智能断路器技术发展为突破口，以网络技术发展为支撑的系统化工程。与传统变电站相比，具有八大主要技术特征，引入了过程层的概念，信息应用模式发生了根本变化，基于网络的数字信息交互更加广泛，更加智能化的一次设备与二次设备的界限变得模糊，一次和二次设备融合是未来的发展趋势。IEC 61850系列标准、非常规互感器、智能断路器、高速工业以太网这四大新技术领域的创新就像四个有力的引擎推动着传统的变电站自动化系统进入到全新

3、的数字化变电站发展阶段。,传统变电站的突出问题,功能独立重叠，整体协调性不足： 目前变电站的控制、保护，包括故障录波等都实现了微机数字化，但装置之间缺乏整体协调性。主要原因是二次设备缺乏统一的功能和接口规范，以及通信标准的采用缺乏一致性。,传统变电站的突出问题,二次接线复杂、CT/VT负载过重： 自动化装置之间缺乏通信等原因，变电站内二次接线十分复杂，降低了系统的可靠性。同时，大量硬接线的存在造成CT/VT负载过重。,传统变电站的突出问题,缺少统一的信息模型，信息难以共享： 由于缺少统一的信息模型，装置间缺乏整体协调和优化,系统扩展复杂,信息共享困难。,共享池,合并单元,合并单元,合并单元,保

4、护,测控,保护,主体,61850标准协议组成部分,功能与通信解耦,信息模型之间的数据交换由信息模型的的功能服务实现。 IEC61850定义14类ACSI模型（如定值控制块、报告及记录控制块、通用变电站事件GSE等），用来规范信息模型的功能服务。 ACSI规范的信息模型的功能服务独立于具体网络，功能的最终实现还需要经过SCSM。SCSM负责将抽象的功能服务映射到具体的通信网络及协议上。,变电站分层,面向对象的信息模型,功能与通信解耦,信息模型之间的数据交换由信息模型的的功能服务实现。 IEC61850定义14类ACSI模型（如定值控制块、报告及记录控制块、通用变电站事件GSE等），用来规范信息模

5、型的功能服务。 ACSI规范的信息模型的功能服务独立于具体网络，功能的最终实现还需要经过SCSM。SCSM负责将抽象的功能服务映射到具体的通信网络及协议上。,变电站配置语言SCL,SCL四种类型文件,面向对象的数据自描述,面向对象的数据自描述：完整、确定和唯一的语义空间,过程层是一次设备与二次设备的结合面, 过程层的主要功能分三类：,(2) 运行设备状态参数在线检测与统计：状态参数检测的 设备主要有变压器、断路器开关、刀闸等。 在线检测的内容主要有温度、压力、密度、绝缘、机 械特性以及工作状态等数据。,(3) 操作控制的执行与驱动：如电容、电抗器投切控制, 断路器刀闸合分控制。,电力运行的实时

6、电气量检测：主要是电流、电压、 相位以及谐波分量的检测,间隔层设备的主要功能是: 汇总本间隔过程层实时数据信息。 实施对一次设备保护控制功能。 实施本间隔操作闭锁功能。 实施操作同期及其他控制功能。 对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制。 承上启下的通信功能即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。必要时, 上下网络接口具备双口全双工方式以提高信息通道的冗余度, 保证网络通信的可靠 性。,站控层的主要任务是: 通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息, 不断刷新实时数据库, 按时登录历史数据库。 按既定协约将有关数据信息送往调度或控制中心。 接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行。 具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能。 具有(或备有)站内当地监控、人机