智能变电站简介 课件

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1、*,0,数字化变电站系统简介,兰州倚能电力设计咨询有限公司 2009年9月,*,1,数字化变电站试点工作概述,智能化是当今电网发展的新趋势 数字化变电站是智能电网建设的物理基础 数字化变电站试点应用是目前电网建设和变电站技术发展的新热点 数字化变电站成为未来变电站自动化技术的发展趋势和方向,*,2,变电站二次系统的两次变革,保护微机化 以计算机网络为基础的变电站自动化 常规综自站：二次设备已经数字化， 但使用电缆连接。 数字化变电站成为发展趋势,*,3,数字化变电站发展背景,*,4,常规综自站的固有问题：,电缆连接，二次系统复杂 模拟信号电磁干扰、附加误差大 二次回路安全：电流开路、两点接地、

2、电压短路、控制回路接地、饱和铁磁谐振 一次过电压引起二次设备异常和故障 变电站内、控制中心之间没有完全信息共享平台，测量环节多，维护量大 缺乏统一信息模型和通信标准，集成难度大，设备重复配置使用，设备浪费。,*,5,数字化变电站概念,数字化变电站是指用数字通信技术实现设备间信息交换的变电站 智能化一次设备、网络化的二次设备 以IEC61850通信协议为基础分层构建 智能设备信息共享、互操作。,*,6,数字化变电站的优势和影响,二次系统安全性提升 无绝缘问题 光纤连接，一、二次设备电气上有效隔离 消除电缆损耗、电器兼容、传导性电磁干扰 不存在常规互感器开路、短路或两点接地产生的危险 采集环节数字

3、化，有效抑制一次设备故障对二次系统的影响,*,7,数字化变电站的优势和影响,测量精度和动态性能提高 数字式互感器测量、采集输出数字化，光纤传输， 在实现原理方面从根本上避免传统互感器电磁饱和、铁磁谐振等不利因素 提高测量精度 数字式互感器频率响应宽，动态特性好，可进行暂态电流和直流的测量，为保护、自动装置提供更加准确的电气暂态特性 ，为计量测量装置提供更准确的测量值，减少负荷大范围变化引起更换CT的工作,*,8,数字化变电站的优势和影响,变电站设计思想的变革 传统变电站二次系统设计：面向间隔 数字化变电站二次系统设计转向采集和执行单元面向设备的设计思想： 根据一次系统配置，应用配置工具，引入“

4、虚点、虚拟端子、 虚拟变电站”等技术，实现二次系统的逻辑设计、测试和监视功能，在设备厂家全部配置、调试完成 全站信息一处采集，全网共享 录波、母差、接地选线、低频减载、五防等功能实现更容易 功能单元在硬件、软件上趋于简单化、标准化、装设就地化,*,9,数字化变电站的优势和影响,变电站建设模式的变革 光缆取代电缆，更易于GIS设备集成 占地面积减少，土建工程量降低 二次回路简化，大幅减少铜质电缆用量 二次系统建设、调试免对线、对点， 实现“最大化工厂工作量，最小化现场工作量”：过程层装置可在设备厂家调试完成，现场只进行光缆连接，现场工作简单且更有质量保证，减少建设、调试工程量，成倍缩短建设工期

5、建成后运维更简单,*,10,数字化变电站的优势和影响,信息平台化处理 “高质量”信息数据“同步、全站、唯一、标准”，网络化信息平台共享 “同步”：全网信息同一时钟同步 “全站”：站内各类信息完备 “唯一”：一处采集，全网共享 “标准”：符合IEC61850系列标准，具备“自描述”，可“机读”，不同厂家设备互换通用，实现互操作 信号传输效率提高，各工作环节有效监控，提高了自动化水平，避免设备重复设置，简化设备构成，利于改造和扩建，,*,11,数字化变电站的优势和影响,高级应用智能化（状态检修和全寿命周期管理基础） 一、二次设备高度融合，实时自检，便于维护 在数字化信息网络平台基础上，利用在线监测

6、装置实时在线检测一、二次设备的健康状况，判断是否需要检修或检修最佳时间， 利用数字化网络共享信息，开发高级应用功能，实现设备状态检修管理和全寿命周期管理,*,12,数字化变电站的优势和影响,智能电网建设的物理基础 数字化变电站的建设，为建立数字化电网，建设高级调度中心，实现智能电网高级应用功能提供了可能。,*,13,数字化变电站与常规变电站对比表,*,14,数字化变电站的基本特征,*,15,数字化变电站三层两网结构,*,16,数字化站与常规综自站的直观比较,传统互感器改变为数字式互感器 一次设备智能化、合并单元 一、二次设备之间电缆连接改变为光纤网络连接 发展方向：传统一、二次设备逐步融合，高

7、度集成，现场就地化。,*,17,电子互感器,110kV以上电子式互感器 纯光式 先进，发展方向，但成熟性有待时间考验。 有源式：地电位供电、激光供电 技术成熟、普遍采用， 主要生产厂家有新宁光电、广东中钰、西安华伟、大连第一互感器厂、西电集团公司、上海MWB公司、国电南自、深南瑞、许继、北京四方公司等 10kV35kV电子式互感器（开关柜内） 数字输出 成本高 模拟输出：母线PT 仍需保留小母线 模拟输出：线路PT 技术经济性最佳,*,18,电子式电流互感器实例,*,19,采样值传输网络规约的应用,IEC60044-8点对点光纤 采样率受限 光纤数量多、标准将被淘汰 可插值同步，无需同步网，可

8、靠性高 IEC61850-9-1点对点光纤 光纤数量多、标准将被淘汰 IEC61850-9-2组网 标准发展方向，传输信息最完整 光纤数量少,*,20,不完全数字化变电站,*,21,不完全数字化变电站,电子式互感器挂网运行，过程层常规电缆连接 常规一次设备，加装合并智能单元，二次设备网络化，光纤取代电缆，规约采用IEC61850-9-1（点对点传输）或IEC61850-9-2（网络传输）,*,22,完全数字化变电站,*,23,完全数字化变电站,采用电子式互感器，智能开关等一次设备 二次设备网络化，采样、传输采用 IEC61850-9-2网络传输，光纤取代电缆,*,24,IEC61850-9-1

9、IEC61850-9-2的比较,IEC61850-9-1是IEC组织为兼容IEC60044-8电子式互感器标准的应用而编写的过渡性标准，目前多数厂家依照此标准，但由于是点对点传输，灵活性差，与IEC61850标准其他部分不协调，已被淘汰 IEC61850-9-2是变电站信息网络传输标准，灵活方便，光纤数量少，符合数字化网络传输的发展方向，得到广泛支持，将有很长生命周期,*,25,IEC61850-9-1IEC61850-9-2的比较,*,26,IEC将撤消IEC61850-9-1,*,27,采样同步,数字化变电站系统中，只有同一时标下的数据进行故障计算、判断和系统稳定分析及控制才具有意义。 信

10、息同步是数字化变电站中信息数据处理的根基。,*,28,采样同步具体方案,插值同步 简单、可靠 只适用IEC60044-8点对点光纤 光纤点对点同步 适用于IEC61850-9-1，需专门铺设光纤同步网 IEC1588网络对时 直接利用采样值传输网络对时，不需专门铺设光纤 对时误差1us 合并单元和交换机都需支持1588,*,29,过程层,100M,100M,100M,过程层网络,GPS 北斗星 原子钟 时钟源,时钟源、交换机、过程层设备 完全支持1588技术 时钟同步精度：1 us,1588对时,*,30,电能计量系统的影响,精度高于传统计量方式 开关柜间隔： 传统互感器：普通电能表（计费计量

11、独立回路） 电子式互感器：符合IEC61850标准的电能表 普通间隔：符合IEC61850标准的电能表已有生产，厂家较少，满足考核计量点 难点：计量认证体系需完善，只有企业制造标准，无行业、国家标准，不能用于计费计量,*,31,国内试点建设情况,根据对国内数字化变电站的调研和了解，110千伏数字化变电站技术应用比较成熟，无论是电子式互感器、以及二次系统网络通信技术都有较长时间的运行记录，尤其是电子式互感器结合GIS设备，除了具有测量精度高、绝缘简单、无油化、无需检压、检漏等优点外，更易于集成和封装一体化。而更高电压等级的数字化变电站，国内其他省份应用比较谨慎，有些单位侧重于进行电子式互感器应用

12、，也有些单位侧重于二次网络应用，但大多局限于单个间隔或回路，处于试点阶段。,*,32,国内试点建设情况,110千伏比较成熟 220千伏及以上：尚无完全意义上的数字化变电站,*,33,国内试点建设情况,我国第一个数字化变电站，是南方电网2006 年 11 月通过鉴定验收的云南 110kV 翠峰变电站。之后，2006 年 12 月 13 日，内蒙古杜尔伯特 220kV 数字化变电站启动成功， 2009年5月桂林变电站成为我国第一个满足IEC61850标准的500kV变电站。浙江2008年元月建成投运了220kV绍兴站，2009年7月550kV兰溪站建成投运。 截止目前，北京、内蒙、陕西、河北、河南

13、、广东、广西、江苏、浙江、四川、青海、宁夏、山东等省份都有建成投运或正在建设数字化变电站。其中江苏近期已发布了220千伏数字化变电站技术导则。国网公司智能变电站技术导则框架通过审查。 国内各省级电力设计院及部分市级电力设计院2005年、2006年就已经开始了数字化变电站技术的研究，目前均进行了数字化变电站的设计工作，其中工程应用较多的有广东、山东、浙江、江苏、河南电力设计院，西北地区陕西、宁夏、青海院均有110kV试点变电站投运，宁夏院正在进行新建330kV变电站的设计。,*,34,各地数字化变电站技术方案举例,110kV无锡圆石变（110kV户内GIS）采用数字式CT/PT未采用GOOSE网

14、，过程层采用传统电缆连接数字式保护装置，交流量采用光纤数字接口，控制与信号采用电缆连接 110kV上海封周变（110kV户内GIS）传统电流电压互感器采用GOOSE网，过程层采用光纤连接数字式保护装置，交流为传统方式输入，控制与信号采用GOOSE网 500kV金华兰溪变220kV采用数字式CT/PT500kV采用常规互感器全站实现了GOOSE网连接，所有开关以及刀闸操作均实现了数字化。数字式保护装置，220kV为全数字式保护，500kV为交流传统输入，与工程曾连接为GOOSE网。 220kV青岛午山变（220kV户内GIS）采用数字式CT/PT未采用GOOSE网，过程层采用传统电缆连接数字式保

15、护装置，交流量采用光纤数字接口，控制与信号采用电缆连接,*,35,国内试点建设情况,截至到目前，国内主要试点和在建的数字化站点共计80余座，其中500kV 12座、330kV 2座（设计阶段）、220kV 18座、110kV 40座、10kV35kV 8座，另有部分尝试IEC61850的常规站点。 在二次网络应用中，早期试点数字化站建设，由于处于技术探索的发展的试点阶段，应用IEC61850-9-1规约。而近期到目前试点的110kV数字化站中，应用IEC61850-9-2组网建设已成为趋势和方向，220 kV及以上变电站还未有应用IEC61850-9-2规约组网的、真正意义上的数字化变电站。,

16、*,36,国网公司数字化变电站发展目标,国网公司正在拟定相关规定和技术导则，新近制定的智能电网发展阶段性目标分三步走，第一阶段：2009年2011年为研究试点阶段，以制定规范、标准试点为主，完成23座330kV及以上智能变电站建设或改造，100座左右66220kV变电站建设与改造；第二阶段：2012年2015年为推广阶段，实现新建变电站智能化率3050%，原有重要变电站智能化改造率达10%，完成10001500座变电站智能化改造；第三阶段：2016年2020年为提升阶段，将实现新建重要变电站智能化率100%，原有重要变电站智能化改造率达到3050%，完成原有变电站智能化改造5000座左右。,*,37,站控层：变电站监控、故障分析、VQC、软五防等软件 间隔层：继电保护、测控、备自投、频率电压紧急控制、小电流选线、变压器过负荷联切等装置 过程层