{管理信息化OA自动化}智能变电站综合自动化方案研讨

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1、智能变电站综合自动化系统,目录,智能化变电站概述 智能化变电站设备配置原则 网络结构及交换机配置 设计中相关的问题,智能变电站综合自动化系统,智能化变电站概述 智能化变电站设备配置原则 网络结构及交换机配置 设计中相关的问题,智能化变电站概述,数字化变电站定义 数字化变电站是由智能化一次设备（电子式互感器、智能化开关等）和网络化二次设备分层（过程层、间隔层、站控层）构建，建立在IEC61850 通信规范基础上，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。 智能化变电站定义 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，

2、自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等功能，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。,智能化变电站概述,智能化变电站和数字化变电站区别 数字化变电站是智能化变电站发展的必经阶段和实现基础，通过对数字化变电站的技术改造，可以实现一次主设备状态监测、高级功能和辅助系统智能化等。另外，智能化变电站可根据需要实现电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能，智能化程度更高。,智能化变电站概述,数字化变电站与传统综自站的区别 间隔层和站控层： 只是接口和通信模型发生了变化，间隔层装置对下接口多为光纤接口，接收过程层设备上送的数字量。

3、站控层通信采用IEC61850 标准，实现信息共享和互操作。 过程层改变较大： 由传统的电流、电压互感器、一次设备以及一次设备与二次设备之间的电缆连接，逐步改变为电子式互感器、智能化一次设备、光纤连接等，实现电流电压模拟量就地数字化，一次设备状态量的就地采集和GOOSE网络传输。,7,常规变电站典型结构图,智能化变电站概述,8,智能化变电站概述,数字化变电站典型结构图,9,智能化变电站概述,智能化变电站典型结构图,智能化变电站概述,数字化变电站发展阶段的典型模式 从实用化层面分析，目前的数字化变电站大致可分为以下3种模式，如下表：,智能化变电站概述,模式1：基于站控层IEC61850,智能化变

4、电站概述,由图可见，该系统与传统的变电站自动化系统基本类似。间隔层智能电子设备IED（保护及自动化装置）安装方式与传统变电站相同，采用就地安装或是集中组屏。 这种模式的推广是主要是为了解决传统变电站中智能设备的互联互通及信息互操作问题。由于采用了统一的IEC61850 标准，整个系统中的每一个节点的信息传输被标准化，从而使得整个系统的可维护、可扩充性能大为提高。,基于传统互感器及过程层信息交换,智能化变电站概述,智能化变电站概述,区别于模式1，该模式增加了过程层网络。 这种模式不仅在站控层信息交换采用了IEC61850，而且增加了过程层网络进行过程层信息交换。对于每一个间隔，配置了过程层设备合

5、并单元、智能终端，首先将设备的信息及操作数字化，与之相关的间隔层智能电子设备IED（保护及自动化装置）则通过光纤以太网与对应间隔的合并单元、智能终端相连接。IED与合并单元、智能终端之间既可以点对点的方式互联，也可以如图所示以太网络总线方式相连。,智能化变电站概述,这种模式IED可以根据需要安装在变电站的任何地方。由此可见，原来一次设备与IED之间的传统的大量铜芯电缆被少量的通信光缆代替了。同时由于建立了过程层网络，过程层的高速采样数据可以被不同类型的装置共享，从而大大简化了现场的一次接线。,智能化变电站概述,模式3：基于站控层及过程层全信息交换,智能化变电站概述,区别于模式2，该模式采用电子

6、式互感器代替了传统互感器。由于电子式互感器的性能优势，这种模式在高压及超高压变电站采用较为广泛。采用的电子式互感器有AIS、GIS等方式。目前也有项目采用光学互感器。,智能变电站综合自动化系统,智能化变电站概述 智能化变电站设备配置原则 网络结构及交换机配置 设计中相关的问题,智能化变电站设备配置原则,一次设备总体原则 一次设备宜采用“ 一次设备本体+传感器+智能组件” 形式；现阶段一次设备智能组件一般包括：智能终端、 合并单元、状态监测IED 等。 当合并单元、智能终端布置于同一控制柜内时，可将合 并单元、智能终端硬件进行整合； 一次设备应具备高可靠性，应支持顺序控制。 对于高压组合电器（G

7、IS/HGIS），宜取消就地跨间隔横向电气联闭锁接线，减少断路器、 刀闸辅助接点、 辅助继电器数量。 当设备具备条件时， 断路器操作箱控制回路可与本体分合闸控制回路一体化融合设计，取消冗余二次回路，提高断路器控制机构工作可靠性。,智能化变电站设备配置原则,智能终端配置原则 110kV 除主变外，智能终端宜单套配置； 110（66）kV变电站主变保护若采用主、后备保 护一体化装置时主变压器各侧智能终端宜冗余配 置， 主变保护若采用主、后备保护分开配置时 主变压器各侧智能终端宜单套配置； 主变压器 本体智能终端宜单套配置；,智能化变电站设备配置原则,66kV （ 35kV ）及以下配电装置采用户内

8、开关 柜布置时宜不配置智能终端，保护测控装置下放布置；采用户外敞开式布置时，一二次设备距离较远宜配置单套智能终端。 母线智能终端宜按段单套配置，若配电装置采用户内开关柜布置时母线宜不配置智能终端； 智能终端宜实现就地化安装，以保证一次设备的就地数字化。,智能化变电站设备配置原则,互感器配置原则 电子式互感器相比传统互感器具有体积小、 抗饱和能力强、 线性度好等优势，在高电压等级和传统互感器相比具有一定的经济性，但电子式互感器在高电压等级运行经验尚需积累，相关体系文件、 校验标准等需进一步建立并完善。 常规互感器在各电压等级变电站已具有成熟的运行经验，采用常规互感器，配以合并单元实现模拟量就地数

9、字化转换，利用光纤上传，既提高了信号传输的抗干扰性也可减少互感器二次绕组配置数量，减小互感器体积，提高其可靠性。,智能化变电站设备配置原则,110kV 及以上电压等级可采用电子式互感器，也 可采用常规互感器； 66kV 及以下电压等级若采用户内开关柜保护测 控下放布置时，宜采用常规互感器；若采用户 外敞开配电装置保护测控集中布置时，可采用 常规互感器，也可采用电子式互感器； 采用常规互感器时，宜配置合并单元，合并单元 宜下放布置在智能控制柜内； 对于关口计量点，宜配置常规互感器；,智能化变电站设备配置原则,合并单元配置原则 合并单元的配置数量主要与继电保护的配置方案 有关，对于继电保护有双重化

10、配置要求的间隔， 合并单元也应冗余配置，对应于互感器冗余的独 立输出回路。 同一间隔内的电流互感器和电压互感器合用一个 合并单元，既节约合并单元配置又可简化二次设 备间光缆联接。 合并单元宜具备电压切换或电压并列功能，宜支 持以 GOOSE 方式开入断路器或刀闸位置状态；,智能化变电站设备配置原则,继电保护设备及安全自动装置 继电保护及安全自动装置具体配置原则按照 GB/T14285-2006及Q/GDW441-2010相关要求执行。 110（66）kV变电站主要涉及以下设备: 线路保护 变压器保护 分段（母联）保护 35kV 及以下电压等级间隔保护,26,线路保护 保护、 测控功能宜一体化，

11、按间隔单套配置。 保护采用安装在线路上的组合 ECVT 获得电流电压。用于同期功能的母线 EVT 宜通过母线电压合并单元直接接入保护测控装置，电压合并单元应具有母线 PT 并列功能。 线路间隔内，实现智能终端与保护装置之间的点对点直接跳闸方式，合并单元采样值采用点对点传输。 跨间隔信息采用 GOOSE 网络传输方式。 技术实施方案图如下所示：,智能化变电站设备配置原则,27,智能化变电站设备配置原则,28,2. 变压器保护 变压器保护宜双套进行配置，保护、测控功能宜一 体化，双套配置时应采用主、后备保护一体化配置。 当保护采用双套配置时，各侧合并单元宜采用双套 配置、各侧智能终端宜采用双套配置

12、。 非电量保护应就地安装，有关非电量保护时延均在 就地实现，直采直跳，现场配置智能终端上传非电 量动作报文和调档及接地刀闸控制信息。,智能化变电站设备配置原则,29,智能化变电站设备配置原则,双套主、后一体化配置，技术实施方案图如下所示：,30,3.分段保护,分段保护按单套配置，110kV 宜保护、测控一体化。 110kV 分段保护跳闸采用点对点直跳，其他保护（主变、母差等）跳分段采用 GOOSE 网络方式 。 35kV 及以下等级的分段保护宜就地安装，保护、测控、智能终端、合并单元一体化，装置应提供 GOOSE 保护跳闸接口（主变跳分段），接入 110kV 过程层 GOOSE 网络。,智能化

13、变电站设备配置原则,31,智能化变电站设备配置原则,32,4. 35kV 及以下各间隔保护: 35kV 及以下各间隔保护按单套配置，开关柜安装时宜集成保护、测控、合并单元和智能终端功能。 母线间隔 主变间隔,智能化变电站设备配置原则,33,智能化变电站设备配置原则,智能化变电站设备配置原则,对时系统配置 配置1套全站公用的时间同步系统，主时钟应双重化配置，支持北斗系统和 GPS 标准授时信号。 站控层设备宜采用 SNTP 对时方式。 间隔层和过程层设备宜采用 IRIG-B 对时方式，条件具备时也可采用 IEC61588 网络对时。 IRIG-B 对时方式一般采用直流485方式，总线形式，一般按

14、屏柜铺设。跨小室长距离的情况下，可考虑增加对时扩展装置。户外设备的对时可采用光纤B码方式。 对于网络SV采样的设备，需考虑采用光纤B码对时，实现采样同步。,智能变电站综合自动化系统,智能化变电站概述 智能化变电站设备配置原则 网络结构及交换机配置 设计中相关的问题,网络结构及交换机配置,网络结构 变电站自动化系统在功能逻辑上宜由站控层、 间隔层、 过程层组成。 过程层网络宜按电压等级分别组网，主变压器应通过不同的数据接口接入各电压等级过程层网络。 双重化配置的两套保护，其信息输入、 输出环节应完全独立； 对于单套配置的110kV保护装置等宜通过两个不同的数据接口控制器接入两套不同的过程层网络，

15、以确保在一套网络故障时，仍可正常运行；对于测控装置可以获取两个网络过程层所有运行状态及告警信息。,网络结构及交换机配置,站控层网络 通过相关网络设备与站控层其他设备通信，与间隔层网络通信；可传输 MMS 报文和 GOOSE 报文； 110kV（66kV）变电站站控层网络宜采用单星形以太网络。 间隔层网络 通过相关网络设备与本间隔其他设备通信、与其他间隔设备通信、与站控层设备通信；可传输 MMS 报文和GOOSE 报文； 110kV （66kV）变电站站控层网络宜采用单星形以太网络。,网络结构及交换机配置,过程层网络 通过相关网络设备完成间隔层与过程层设备、 间隔层设备之间以及过程层设备之间的数

16、据通信；可传输GOOSE 报文和 SV 报文； 110kV(66kV) 电压等级采用单母线或双母线接线的变电站， GOOSE 网络宜采用星形双网结构；110kV 每个间隔除应直采的保护及安全自动装置外有3个及以上装置需接收 SV 报文时，宜配置 SV 网络， SV网络宜采用星形单网结构； 采用桥式接线、 线变组接线的 110kV(66kV) 变电站， GOOSE 报文及 SV 报文可采用点对点方式传输； 35kV （10kV）电压等级不宜配置独立的过程层网络， GOOSE 报文通过站控层网络传输。,网络结构及交换机配置,网络结构的比较和选择 总线型 总线型网络结构中各交换机通过级联构成网络总线，各间隔设备平均分布在各交换机上，如下图：,网络结构及交换机配置,优点 网络简单，易于布线；扩展容易。 缺点 传输速度慢，从总线一侧到另一侧需要经过多级交换机，影响传输速度，网络效率和传输性能不高；维护、隔离比较困难，任一光纤（网线）或交换机故障可能导致多个间隔智能设备与公用智能设备断开。,网络结构及交换机配置,星型 星型结构交换机连接的各连接节点