智能变电站介绍.ppt

1、,智能变电站介绍,关于智能变电站,什么是智能变电站？,为什么要构建智能变电站？,Why？,如何构建智能化变电站？,关于智能变电站,什么是智能变电站？,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。,什么是智能变电站？,什么是智能变电站？,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的网络化传输,数字采样技术 采用电

2、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,智能变电站概述,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,关于智能变电站,为什么要构建智能变电站？,Why？,传统变电站规约混乱，设备扩展性能差 导致系统集成商抓狂，以及检修维护人员焦虑,1.传统变电站的技术瓶颈,一个目标,三个阶段,两条主线,四个体系,五个内涵,构建以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强的智能化电

3、网,技术上实现信息化、自动化、互动化 管理上实现集团化、集约化、精益化、标准化,2.智能电网发展的需求,关于智能变电站,Why？,如何构建智能化变电站？,如何构建智能化变电站？,智能一次设备电子式互感器+合并单元,合并单元,电子式互感器,传统CT,传统 CVT,智能一次设备电子式互感器+合并单元,低功率、小信号模拟输入； 光纤数字信号输出； 采集器就近安装于GIS端子室或汇控柜内； 可靠的直流供电；,智能一次设备电子式互感器+合并单元,PSET6000GS电子式互感器,智能一次设备变压器在线监测,局放监测,铁心电流监测,油中含水量监测,16,智能一次设备变压器在线监测,局放监测,铁心电流监测,

4、17,一次设备智能化高压断路器在线监测,SF6压力监测,SF6含水监测,储能电机电流检测,分合闸时间监测,18,一次设备智能化高压断路器在线监测,19,三层两网,站控层,间隔层,过程层,站控层网络,过程层网络,在规约里，每台IED作为一个服务器（Service），被细分逻辑设备（Logical Device）、逻辑节点（Logical Node）和数据对象（Data Object）以及各对象的数据属性（Data Attribute）进行分层分级的建模。 每个服务器包含一个或多个逻辑设备。逻辑设备包含逻辑节点，逻辑节点包含数据对象。数据对象则是由数据属性构成的公用数据类的命名实例。从通信而言，I

5、ED 同时也扮演客户的角色。任何一个客户可通过抽象通信服务接口（ACSI）和服务器通信可访问数据对象。,为什么要采用IEC61850规约？-基于IEC61850规约的智能化变电站的特点,IEC61850数据组织示例,“MMXU2$MX$A” = Feeder #2 Current Measurements,为什么要采用IEC61850规约？-基于IEC61850规约的智能化变电站的特点,为什么要采用IEC61850规约？-基于IEC61850规约的智能化变电站的特点,3、数据自描述 标准定义了采用设备名、逻辑节点名、实例编号和数据类名建立对象名的命名规则；采用面向对象的方法，定义了对象之间的通

6、信服务。 面向对象的数据自描述在数据源就对数据本身进行自我描述，传输到接收方的数据都带有自我说明，不需要再对数据进行工程物理量对应、标度转换等工作。由于数据本身带有说明，所以传输时可以不受预先定义限制，简化了对数据的管理和维护工作。,数据自描述,为什么要采用IEC61850规约？-基于IEC61850规约的智能化变电站的特点,4、网络独立性 传统技术不严格分层，应用层与底层联系比较紧密。服务种类不能满足数字化变电站需要，不支持在线服务。 IEC61850定义了独立于所采用网络和应用层协议的通信服务。解决了标准的稳定性与未来网络技术发展之间的矛盾。 IEC61850定义了60多种服务，可以满足变

7、电站通信需求。支持在线获取数据模型，也支持IED水平通信（GOOSE报文）。,应用 领域 变电站,通讯 技术,标准化所面临的问题,应用 开关设备 保护及控制 命令、事件、 报警,通讯 信息、报文、 框架,目标三：长期的稳定性,技术的变化速度,通讯协议的长期稳定性,关于IEC61850规约的一些疑问,什么是IEC61850规约？,为什么要采用IEC61850规约？,Why？,如何利用IEC61850规约构建智能化变电站？,什么是IEC61850规约？,如何利用IEC61850规约构建智能化变电站？,我们从以下三个角度来看智能化变电站的构建情况： 1、从变电站层次结构上来看 2、从使用设备上来看

8、3、从使用服务上来看,30,如何利用IEC61850规约构建智能化变电站？从变电站层次结构上来看,从变电站层次结构上来看，智能化变电站由站控层，间隔层，过程层组成。 站控层设备：监控主机，工程师站等。 间隔层设备：保护装置，测控装置等。 过程层设备：光CT/PT，合并单元，智能开关等。,如何利用IEC61850规约构建智能化变电站？从使用设备上来看,从使用设备来看，构建一个完整的智能化变电站需要以下三个部分： 1、智能化的一次设备 一次设备从信号继电器到控制回路，全部采用微处理器（智能开关）和光电技术（无源光CT）设计。同时用于数字量信号传输的网络取代传统的电缆导线连接。换言之，变电站二次回路

9、中常规的继电器及其逻辑回路及常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光/电网络代替。,如何利用IEC61850规约构建智能化变电站？从使用设备上来看,2、网络化的二次设备 变电站内常规的二次设备，为实现继电保护、防误闭锁、测量控制、故障录波、电压无功控制、同期操作等功能，需要在各功能装置之间建立一一对应的电缆或是网线的连接。而在二次设备的设计完全符合国际电工组织IEC61850规约的情况下，各个IED（智能电子设备 Intelligent Electronic Device）之间的连接全部采用高速的网络通信，这种网络链路取代了传统变电所中装置设备之间的电缆连接。网络链路与电缆回路的区别不仅在于

10、传输介质、传输形式的不同，区别于电缆回路模式下各个装置之间的联络是点对点的电缆连接，智能化变电站中的各IED之间并无直接的物理联系，而是通过交换机来实现数据统一收集和发送。即各IED发送的数据由其所连接的交换机传输到整个网络上进行共享，同时通过其所连接的交换机接收其他IED在网络上共享的数据。这样所有二次电缆实际上都可以取消，同时许多常规的功能装置在这里变成了逻辑功能模块。,如何利用IEC61850规约构建智能化变电站？从使用设备上来看,3、自动化的监控管理系统 在变电站全面实现智能化后，我们可以进而在监控系统中加入智能分析软件，根据当前所内设备的运行状态，为由“定期检修” 向“状态检修”的转

11、变提供技术基础。 同时“程序化操作”等实用技术在智能化变电站中也有更好的推广空间。,如何利用IEC61850规约构建智能化变电站？从使用服务上来看,从使用服务来看，一个完整的智能化变电站由以下三部分服务支撑： 1、MMS MMS：Manufacturing Message Specification (ISO 9506) 制造报文规范。 该标准起源于80年代的通用汽车公司所制定的报文制造规范。在智能化变电站中，MMS技术主要被用在自动化网络报文的传输。 2、GOOSE GOOSE：Generic Object Oriented Substation Events 通用面向变电站事件对象。 该服

12、务主要应用于智能化变电站中过程层与间隔层设备之间的通信传输，简单的来说就是替代了这些设备间的控制、信号电缆的功能。 3、SMV SMV：Sampled Measured Value 采样测量值。 该服务主要应用于智能化变电站中间隔层设备与过程层间的单向电流、电压采样值传输。,我国智能电网与智能变电站概况,一个目标,三个阶段,两条主线,四个体系,五个内涵,构建以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强的智能化电网,技术上实现信息化、自动化、互动化 管理上实现集团化、集约化、精益化、标准化,智能电网发展的需求,十二五期间，国家电网计划： 新建5000座智能变电站， 同时完成1000座以上变电所

13、的智能化改造。,智能电网发展的需求,智能二次设备关键技术,智能二次设备关键技术,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,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。,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

14、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,数据采集设备,有源型电子式互感器的关键技术要求：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。,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。,合并单元的关键技术要求

15、：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。,信息交互网络,站控层,间隔层,过程层,站控层网络,过程层网络,信息交互网络,站控层设备：监控主机，工程师站等。 间隔层设备：保护装置，测控装置等。 过程层设备：光CT/PT，合并单元，智能开关等。,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

16、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。,智能变电站依靠高速、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,继电保护设备,装之间的联系由复杂的电缆连线变成简单的网络连接。,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,能够满足数字化保护测试功能的保护测试仪,省内智能变电站实例介绍,220kV宣

17、家变（外陈变）网络结构,50,220kV宣家变（外陈变）IED配置情况,金华500kV芝堰变（兰溪变）,500kV芝堰变（兰溪变）网络结构,53,总体结构,保护双重化原则,所有500及220kV保护，包括母差、失灵、重合闸完全双重化配置且完全独立，互不联系，与之对应的网络也完全独立，测控接入第一套网络中。,500kV芝堰变（兰溪变）IED配置情况,500kV芝堰变（兰溪变）IED配置情况,金华500kV芝堰变（兰溪变）,500kV芝堰变的一些特点,网络结构更清晰 针对实现功能的不同，500kV芝堰变的网络被分为MMS、GOOSE-A、GOOSE-B三个，这三个网络相互独立，没有交叉。 双重化保

18、护与双重化的GOOSE网络一一对应，在减少交换机投资的同时仍能保证双重化保护在单个网络或单台装置故障时不失去保护功能。 同时交换机按照间隔配置，使得交换机与间隔设备有固定的对应关系，方便运行监视和检修维护。,59,500kV芝堰变的一些特点,采用了就地智能终端,智能终端的应用，为传统的一次设备提供了数字化接口；智能终端的就地化，减少了二次电缆敷设长度。同时也意味着户外电子设备应用的逐渐成熟。,500kV芝堰变的一些特点,采用GOOSE技术后，保护测控屏内接线大大减少，施工与调试工作减少，二次检修安全措施更方便、更可靠。而且GOOSE通信可实现后台在线监视和告警，不必担心二次线接触不良等问题。,

19、二次接线大大减少,500kV芝堰变 220kV线路保护信息信号流向图,随着数字化保护出口方式的变化，电缆回路的取消，保护装置出口采用软压板进行隔离。 软压板的设置，使得保护二次回路的远方操作变为可能，变电站的自动化程度进一步提高。,保护软压板的应用,检修状态硬压板,软压板 对应表,#2主变第一套保护GOOSE输入输出对应表,程序化操作是变电站自动化应用程度的一个重要体现。IEC61850的应用使得保护等二次设备的操作具备了远方操作的技术条件。芝堰变工作按程序化操作要求，改进了闸刀操作电源遥控等多项设计，在一次设备、二次设备上均实现了程序化操作。 程序化操作提高了倒闸操作的效率，并最大程度上杜绝

20、了人为误操作因素。为变电所少人或无人值班改造、监控中心控制创造条件。,程序化操作的应用,金华500kV芝堰变（兰溪变）,信息一体化平台,SCADA,故障录波,电能量,保护信息,在线监测,信息一体化平台,电力数据网,67,高级应用智能开票系统,运行方式安排,实际运行情况,设备操作规则,操作票,基础模板票,操作术语,描述性操作规则,操作设备和实时库中的设备对应关系,操作票文本的关键字,68,高级应用一键式顺序控制,69,开展程序化控制研究 程序化操作应用提出了变电站倒闸操作的新模式，倒闸操作的安全风险从倒闸操作过程转移到程序化操作票编写设定环节，运行人员必须适应新的操作模式要求。为确保程序化控制的

21、可靠实施，系统具有以下特点： 1、设计变电所闸刀操作电源、母联开关控制电源遥控控制功能； 2、引入人工干预功能，实现程序化操作与人工检查相结合； 3、具有中断处理能力，自动记录程序化控制断面； 4、与五防系统配合，研发完善的程序化控制系统。,高级应用一键式顺序控制,70,程序化控制界面图：,程序化控制实施后效果对比 通过现场测试，如操作500kV某开关失灵保护停用操作票，该票总步骤数13步。如采用常规操作，正常需耗时8分钟，而采用程序化操作仅需2分，当操作步骤越多时，效率越明显。 如220kV某出线间隔的倒排操作，操作步骤共16步，如果采用常规操作需要往返开关场，操作时间至少15分钟，而采用程

22、序化操作，仅需5分钟。效果： 程序化操作步骤由系统自动执行，无需执行监护复诵制，操作速度明显提高且确保操作正确； 倒闸操作过程中避免误入间隔的情况出现，也不会误投、误退、误操作设备。,高级应用智能告警与故障综合分析系统,告警信息预处理,建立专家系统库,事故处理 辅助决策系统,显示分析方案,智能告警与故障综合分析系统,建立智能告警系统的告警处理模型，用于推理监控系统产生的众多信号,智能告警处理,高级应用图模一体化,SCD文件,SVG文件,系统配置工具（增加作图功能）,74,一次设备智能化一次设备智能诊断与状态检修,对被监测一次设备的测量数据进行统计，形成实时、小时、日、周、月数据曲线。 综合利用设备测量结果的横向与纵向比较，结合环境条件，判断设备的运行状况，实现一次设备的状态可视化 。 对一次设备状况进行预测，给出检修决策。,状态监测,状态监测,站控层网络,智能诊断 状态检修,75,时间和成本浪费,省钱并安全可靠,故障诊断与状态诊断的效果差异,76,一次设备智能化可视化展示,一次设备智能化避雷器在线监测,选择500kV和2