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1、,智能变电站是指变电站自动化系统采用IEC61850国际标准，信息采集、传输、处理、输出过程全部智能。其基本特征为设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化、运行管理自动化。 智能化一次设备:电子式互感器、智能化开关等。 网络化二次设备:过程层是一次设备与二次设备的结合部分，包括光电式互感器、合并单元、智能终端,间隔层是由保护装置、测控装置、故障录波装置以及其他智能设备构成、站控层包括监控系统主机、操作员工作站、远动机、保护信息子站、维护工程师站等,智能变电站介绍,智能变电站结构,IEC61850-9-1/9-2,电子互感器和GOOSE的变电站,IEC61850标准是迄今为止最为完善的变电站
2、自动化标准。IEC61850是一个网络和计算机技术高度发展的产物。嵌入式硬件技术、嵌入式操作系统技术的快速发展和广泛应用，为IEC61850在电力系统的应用创造了有利条件。是基于网络通信平台的变电站自动化系统唯一的国际标准。IEC61850规范了数据的命名、数据定义、设备行为、设备的自描述特征和通用配置语言，使不同智能电气设备间的信息共享和互操作成为可能。不仅规范保护测控装置的模型和通信接口，而且还定义了电子式CT、PT、智能化开关等一次设备的模型和通信接口。,IEC61850简介,IEC61850解决的主要问题：网络通信；变电站内信息共享和互操作；变电站的集成与工程实施,IEC61850简介
3、,IEC61850简介,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,IEC61850简介,间隔层装置与变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，也有用户希望采用61850,IEC61850简介,遥信、开入等信号类数据的上送功能通过BRCB（有缓冲报告控制块）来实现，映射到M
4、MS的读写和报告服务。通过有缓冲报告控制块，可以实现遥信和开入的变化上送、周期上送、总召、事件缓存。由于采用了多可视的实现方案，使得事件可以同时送到多个后台。此外，单可视方式是可选的。,MMS实现：信号上送,IEC61850简介,MMS实现：测量上送,遥测、保护测量类数据的上送功能通过URCB（无缓冲报告控制块）来实现，映射到MMS的读写和报告服务。通过无缓冲报告控制块，可以实现遥测的变化上送、周期上送、总召。由于采用了多可视的实现方案，使得事件可以同时送到多个后台。此外，单可视方式是可选的。,IEC61850简介,MMS实现：定值,定值功能通过定制控制块（SGCB）来实现，映射到MMS的读写
5、服务。通过定制控制块，可以实现选择定值区进行召唤、修改、定制区切换。,IEC61850简介,MMS实现：遥控,遥控、遥调等控制功能通过IEC61850的控制相关数据结构实现，映射到MMS的读写和报告服务。IEC61850提供多种控制类型，PCS系列装置实现了增强型SBOw功能和直控功能，支持检同期、检无压、闭锁逻辑检查等功能。,IEC61850简介,MMS实现：故障报告,故障报告功能通过RDRE逻辑节点实现，映射到MMS的报告和文件操作服务。录波文件产生时，RDRE下的RcdMade和FltNum通过报告上送到后台；后台以如下方式召唤故障报告：IED名称_LD名称_故障序号_*.HDR（CFG
6、、DAT）。 统一规范的故障报告采用XML格式存放在HDR文件中，内容如下：,IEC61850简介,IEC61850标准定义了其中两种抽象模型采样值传输（SMV）模型通用变电站事件（GOOSE）模型 SMV模型应用于采样值传输及相关服务，而GOOSE模型则提供了变电站事件（如命令、告警等）快速传输的机制，可用于跳闸和故障录波启动等报文的传输。,IEC61850简介,IEC61850-9-1 IEC60044-8（FT3）- 电流测量额定值：2D41H 11585（十进制）- 电流保护额定值：01CFH 463（十进制）- 电压额定值： 2D41H 11585（十进制） IEC61850-9-2
7、LE一般按一次值处理（比例因子电流为0.001电压为0.01） 小信号- 电流互感器：保护用-150mV，225mV，测量用-4V 等- 电压互感器：2/ V，4/ V，6.5/ V等,GOOSE的典型配置,110kVGOOSE：,GOOSE的典型配置I,220kVGOOSE：,智能化的一次设备,电子式互感器通常由传感模块和合并单元两部分构成，传感模块又称远端模块,安装在高压一次侧，负责采集、调理一次侧电压电流并转换成数字信号。 合并单元安装在二次侧，负责对各相远端模块传来的信号做同步合并处理。,智能化的一次设备,有源电子式互感器 无源电子式互感器,按应用场合划分：GIS结构的电子互感器、AI
8、S结构(独立式)电子互感器、 直流用电子式互感器，按是否供电分如下两种：,智能化的一次设备,OCT/OVT MU,AIS,GIS,远端模块和MU的连接,合并单元,合并单元：信号合并、数据同步、分配信号、供电,智能化的一次设备,智能就地柜备视图及正视图,智能就地柜,智能就地柜功能强大，在传统的开关场的端子箱基础上，使用了新型温度控制，抗干扰技术、防潮，空气循环、防尘防水、除湿汇控柜的设计，温度/湿度的控制采用了温湿控制器处理；采用均匀放置来实现防潮的处理；其独特的外形及布局完成空气循环、抗干扰等。 智能就地柜箱体外壳由双层不锈钢板组成：可以防止阳光直接辐射箱体内部；外层喷塑，增强对阳光的反射；双
9、层结构可以增加外壳的整体强度；夹层之间的空气，作为温度变化的缓冲。通风与对流设计，防尘防水设计， 除湿处理，加热器的布局，强电磁干扰的处理，除了金属外壳双层设计，另接地铜牌接点选择、智能操作箱用二次电缆等及柜外壳等可靠接地。,智能站与常规站的区别,站控层,网络层,间隔层,智能站与常规站的区别,常规站是通讯规约（IEC103)只作为通信规范站控层、网络层、间隔层光纤或双绞线以太网利用现有二次技术/结合一次设备运行模式/习惯与传统变电站一致；智能变电站是IEC61850标准不仅作为通信规范，IEC61850标准规范采样/传输等模式，光纤或双绞线以太网，站控层、间隔层、过程层，一/二次设备使用光缆连
10、接，用智能互感器/开关，其余一次设备与传统变电站一致。 常规站是一二次设备设计重视通讯网络的部分；智能变电站是重视二次设备智能与一次设备连接，智能开关/互感器不同于传统变电站，通信网络与GOOSE网络分开。,智能站与常规站的区别,常规站是二次结构分为站控层、网络层、间隔层；智能变电站是过程层、间隔层、站控层。 常规站是站控层包括监控后台（嵌入五防系统） 、工程师站、保护信息子站、运动设备，独立五防它们之间的规约是传统的通讯规约；智能变电站是站控层设备同常规站，但是规约是IEC61850规约。 常规站是监控双网配置，网络采用星型结构；智能变电站 是监控双网传输保护信息、测控采样信息、联闭锁GOO
11、SE信息、顺控信息等，保护信息单网传输保护信息、录波信息等，GOOSE双网配置，都使用IEC61850标准。,智能站与常规站的区别,常规站是开关、刀闸、互感器、电抗器等不具备61850标准， 互感器与测控装置、保护装置仍然采用传统电缆连接，开关、刀闸、变压器与测控装置、保护装置、操作箱仍然采用传统电缆连接；智能变电站电子式互感器、智能化开关外，其他一次设备均采用传统设备，电子式互感器(传感模块+合并单元)，智能化开关 ，通过光纤连接。 常规站是GPS设备具备IRIG-B、差分、报文等的对时，保证全站的二次设备具有统一绝对时间，对时网络是通过级连的方式实现；智能变电站GPS设备具备IRIG-B
12、，还有SNTP对时方式，IEEE1588，同时有GPS及北斗系统互为备用，保证对时的精度。对时网络是IRIG-B对时单独组网，主控室与各小室间采用光纤，SNTP对时网络可使用监控双网或保护信息网。,智能站与常规站的区别,常规站的智能设备（电表、直流屏、交流屏等）通过通讯管理转接设备IEC103规约，与监控、远动通讯；智能站通过管理通讯管理机转成IEC61850，或具备IEC61850直接通讯。 常规站的保护软压板符合传统保护装置软压板功能，可以通过装置菜单就地投/退，通过监控后台、保护信息系统、调度（远动）来投退，硬压板通过电缆连接开入/跳闸回路中；智能变电站软压板同常规站，但硬压板分为功能型
13、的（开入硬压板）同常规站，但出口型硬压板（跳/合闸硬压板）区别于传统保护， 并没有串入跳/合闸回路中，而是当作保护的开入，跳/合闸出口硬压板投入时，保护才会发送GOOSE 跳/合闸令，跳/合闸出口硬压板退出时，保护将不会发送GOOSE跳/合闸令。同时智能操作箱侧配置出口硬压板，由测控、保护装置通过GOOSE发跳/合闸到智能操作箱。由智能操作箱实现开关的分/合。,智能站与常规站的区别,常规站保护,智能站保护,智能站保护现状,常规站的电压电流的输入都是模拟量，开入、开出采用硬接点连接；智能站有三种方式：方式1：输入的电压、电流为模拟量，跳、合闸等状态量采用OOSE传递；方式2： 输入的电压、电流为
14、数字量，开入、开出采用硬接点连接；方式3：输入的电压、电流为数字量，跳、合闸等状态量采用GOOSE传递。,运行中的注意,智能变电站站控层/间隔层装置与传统变电站一致，符合传统变电站运行习惯，二次设备功能不变,菜单略有变化，通信网络与GOOSE网络分开。 智能变电站的二次设备都具有61850通信功能，但由于其外部模拟采样、数字信号输入的方式仍然与常规变电站内二次设备一致，因此其逻辑功能保持不变，液晶菜单内容略有不同。 智能变电站保护和测控装置的硬件有所不同，液晶菜单增加了关于IEC61850的设置内容。测控直接通过后台传送的模拟量为根据参数设置中一/二次变比计算出的一次值后台获取模拟量后，无需处
15、理，可以直接显示。,运行中的注意,智能变电站的监控后台具有高级功能的使用，如顺控的操作，智能告警，事故简报等，顺控的操作步骤同一体五防或独立五防的操作步骤一致。 智能变电站的电度表、故障录波器等采样输入用光纤从合并单元接入，注意此类智能设备的报警。 智能变电站的GOOSE网络、SMV网络全部用光纤连接，当发生GOOSE断链、保护/测控/录波器等报出采样告警时的处理。 智能变电站的监控后台增加了GOOSE状态图、间隔层联琐图，顺控图等。,运行中的注意,智能变电站增加的报文录波器，其功能是录取GOOSE、SMV，MMS，远动调度的报文，供事故分析或试验用。 智能变电站的分、合闸通过保护/测控、故障
16、录波器的录波启动通过发GOOSE报文来实现。 智能变电站的定检、检修时要涉及到运行的间隔，在做好相关运行间隔的安全措施后开始工作，对于联跳的GOOSE信号，可以通过GOOSE模拟软件、报文录波器、故障录波器来确认保护、智能就地柜等的GOOSE信号。 智能变电站的合并单元、光CT/PT运行的告警等。,常见问题处理,智能变电站的设备通信异常 ：设备正常运行，但与监控后台通信中断 ，处理方法 ：设备会发出装置异常信号，例如：运行灯灭、告警灯亮、装置异常开入产生，此时监控后台告警栏会显示装置异常信号。可以使用备用设备进行替换，尽快通知设备制造商到现场。通信异常时，先检查设备是否因设备异常引起。如果设备没有出现运行告警、运行灯没有熄灭、告警灯没有亮，此时可以判断为设备运行正常/通信发生异常。通信异常原因有许多，由于网络结构引起的比例较大。可以通过ping命令，检查网线是否松动，交换机是否运行异常等基本操作检查网络是否正常。如通过这些基本操作无法查明问题，请尽快通知设备厂商到现场 。,
