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1、第4章 变电站信息化与智能化,主要内容,4.1 变电站的类型 4.2 变电站综合自动化SCADA系统 4.3 数字化变电站 4.4 智能变电站,4.1变电站的类型,1.按电压等级分类 电压在1kV以下的称为低压变电站； 电压为110kV的称为中压变电站； 电压高于10kV低于330kV的称为高压变电站； 电压在330kV以上的称为超高压变电站。 目前，我国变电站按电压等级分为3.5万伏变电站、11万伏变电站、22万伏变电站和50万伏变电站。,4.1变电站的类型,2. 根据其在电力系统中的地位和作用分类 枢纽变电站：枢纽变电站位于电力系统的枢纽点，电压等级一般为330kV及以上，联系多个电源，出
2、现回路多，变电容量大；全站停电后将造成大面积停电，或系统瓦解，枢纽变电站对电力系统运行的稳定和可靠性起到重要作用。 中间变电站：中间变电站位于系统主干环行线路或系统主要干线的接口处，电压等级一般为330220kV，汇集23个电源和若干线路。全站停电后，将引起区域电网的解列。,4.1变电站的类型,地区变电站：地区变电站是一个地区和一个中、小城市的主要变电站，电压等级一般为220kV，全站停电后将造成该地区或城市供电的紊乱。 企业变电站：企业变电站是大、中型企业的专用变电站，电压等级35220kV，12回进线。,4.1变电站的类型,3.还有根据变电站围护结构分类 土建变电站 箱式变电站。 箱式变电
3、站又称户外成套变电站，也有称做组合式变电站，它是西方发达国家推出的一种户外成套变电所的新型变电设备，由于它具有组合灵活，便于运输、迁移、安装方便，施工周期短、运行费用低、无污染、免维护等优点，受到世界各国电力工作者的重视。特别适用于农村10110kv中小型变(配)电站电网改造，被誉为21世纪变电站建设的目标模式。,4.2 变电站综合自动化SCADA系统,变电站自动化系统的功能是指变电站必须完成的任务。这些功能包括： 控制 监视 保护变电站的设备及其馈线。 维护功能，即系统组态、通信管理和软件管理等功能。,变电站综合自动化概念,变电站综合自动化是按无人值守站设计，将变电站的二次设备应用自动控制技
4、术，微机及网络通信技术，经过功能的重新组合和优化设计，组成计算机的软硬件设备代替人工实现对全变电站的主要设备和输配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护以及与调度通信等综合性的自动化功能。电站综合自动化是集保护、监视、测量、控制和远动等功能为一体，通过数字通讯及网络技术来实现信息共享的一套微机化的二次设备及系统，实现变电站的遥测、遥控、遥信、遥调和遥视。,变电站综合自动化系统的基本功能,综合我国的情况，变电站综合自动化系统的基本功能体现在以下五个方面： 监控 微机保护 电压、无功综合控制 低频减负荷控制 备用电源自动投入控制,SCADA概述,SCADA即数据采集及监视控制系统，SCADA系
5、统是以计算机为基础的变电站综合自动化，它可以对现场的运行设备进行监视和控制，以实现数据采集、设备控制、测量、参数调节以及各类信号报警等功能。 实现变电站的遥测、遥控、遥信和遥调。,下图所示是一个35kv变电站的一次接线。GDL、GDL1和GDL2是高压侧开关，B1和 B2是两个35KV/10KV的变压器，DDL1和DDL2是变压器低压侧开关，DL1到DL10是用户线路开关，MDL是母连开关。,变电站综合自动化SCADA系统实例,DL6,B2 35KV/10KV,DL5,DL1,变电站的二次网络通讯结构,下图所示是变电站的一种二次网络通讯结构图。现场层由微机线路保护装置，微机电容器保护装置，变压
6、器保护和控制装置，直流屏和计量屏（电度表）等组成，微机线路保护装置集自动监视、测量、控制和微机保护于一体，每条线路采用一个独立的微机线路保护装置，对应一次设备形成独立的控制单元间隔。监控层由前置机，操作员工作站，通讯接口Aport等构成c/s结构局域网。现场层和监控层之间的通讯是通过现场总线和串行通讯来实现的。,采用变电站综合自动化系统,采用变电站综合自动化系统可以把原本分隔的控制、保护、监视、通信和测量等装置以合适的形式进行集成，由少量多功能智能电子设备（IntelligenElectronic Device，IED）组成自动化系统，通过站内的通信网络实现信息共享，可使信号电缆大为减少，系统
7、结构简化。,SCADA系统监控层硬件结构配置,SCADA系统监控层硬件结构配置，针对电力系统可靠性要求高，采集信息量大的特点，系统采用双机双网热备用系统结构模式。双机及包括调度员工作站、工程师站、服务器、前置或通道等在内的设备均采用双份热备用模式。双网即系统的通信具有冗余功能。,SCADA系统监控层硬件结构配置,调度员工作站、工程师站都由工业用计算机组成，可以提供各回路的实时趋势图、历史趋势图、操作界面、报警显示、故障诊以及设定控制站的测控参数等。系统中的前置机都是双份配置，共同组成前置通信系统，担负对各分站信息的接收、预处理及发送工作。在前置机上接入GPS卫星时钟，向系统播发统一对时，为系统
8、提供标准时间。网络服务器采用主、备运行模式，除负责数据库系统管理外，还可担当维护工作站角色。其他工作站根据用户权限级别区分是调度工作站还是工程师工作站。系统配置两台打印机，一台打印报表，另一台打印实时告警信息。,SCADA系统监控层的软件结构,SCADA系统监控层软件分为三层：数据层、程序层和通信系统管理层。数据层主要包括实时数据库、历史数据库以及它们的存储历程。上层应用程序主要实现电力系统的各项功能，并提供良好的人机接口和管理工具，以方便用户使用。通信管理系统用于网络的管理和通信任务的管理，它对上层应用程序屏蔽具体的网络细节，保证通信进程之间实现高速、可靠和标准的通信。,变电站综合自动化SC
9、ADA系统的特点,采用变电站综合自动化系统可以把原本分隔的控制、保护、监视、通信和测量等装置以合适的形式进行集成，由少量多功能智能电子设备IED组成自动化系统，通过站内的通信网络实现信息共享，可使信号电缆大为减少，系统结构简化。 变电站综合自动化SCADA系统问题是： （1）信息难以共享（现场总线非开放网络）。 （2）设备不具备互操作性。 （3）系统的可扩展性差。,变电站综合自动化存在的问题（1）,目前,用于电力系统的通信规约种类很多, 主要有以下通信协议;部颁CDT循环通信协议、IEC60870-5系列(IEC60870-5-101,用于电力系统远动通;IEC60870-5-103,用于继电
10、保护设备信息接口配套标准) 等，而且目前采用的规约都是面向点的，而不是面向设备的。 目前实施的变电站自动化系统缺乏统一的系统规范，广泛应用的IEC60870一5一103规约只是变电站内传输规约，缺乏对变电站系统模型、二次功能模型的描述，没有将系统应用与通信技术进行分层处理，其应用受到通信技术的限制，缺乏一致性测试标准，因此103规约不适合作为数字化变电站的统一信息平台。,在变电站综合自动化系统集成过程中面临的最大障碍是不同厂家的IED，甚至同一厂家不同型号的IED所采用的通信协议和用户界面的不相同，因而难以实现无缝集成和互操作。因为需要额外的硬件（如规约转换器）和软件来实现IED互联.设备之间
11、的互操作性差，系统的扩展、升级困难。 主要原因是二次设备缺乏统一的信息模型规范和通信标准。为实现不同厂家设备的互连，必须设置大量的规约转换器，增加了系统复杂度和设计、调试、运行和维护的难度，降低了通信系统的性能。,变电站综合自动化存在的问题（1）,变电站综合自动化存在的问题（2）,变电站综合自动化系统中，变电站由于二次设备和一次设备间用电缆传输模拟信号和电平信号，需要大量的电缆。存在电缆的成本、管道面积，信号电缆传输过程中受电磁干扰的问题。,变电站综合自动化存在的问题（2）,通信网络取代复杂的控制电缆，减少二次接线 用网络代替电缆，可以通过网络化传输将大大减少传统的信号电缆，降低电缆的成本、管
12、道面积，解决信号电缆传输过程中受电磁干扰的问题，简化设计，减少现场施工、调试的工作量。 用网络代替电缆，可以通过网络报文实现信号传输回路的自检，实现传输回路的状态检修，避免传统电缆回路接触不可靠时无法自检的缺点，将大大降低变电站的维护工作量和维护成本。,数字化变电站概念,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（断路器）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。,“数字化变电站”的特征,一次设备的数字化和智能化。变电站内传统的电磁式互感器由电子式器替代，直接向外提供数
13、字式光纤以太网接口;站内采用具备向外进行数字的智能断路器、变压器等设备，或者在这些一次设备就地加装智能终端实现的数字式转换与状态监测，达到一次设备数字化和智能化的要求。 二次设备的数字化和网络化。数字化变电站的二次设备除了具有传统式设备的特点外，还具备对外光纤网络通信接口，与传统变电站信息传输以为媒介不同，数字化变电站二次信号传输基于光纤以太网实现。,“数字化变电站”的特征,变电站通信网络和系统实现IEC61850标准统一化。数字化变电站全站通信网络和系统实现均采用IEC61850标准，该标准的完系统性、开放性保证了数字化变电站站内设备具备互操作性的特征。 运行管理系统的自动化。在现有综自系统
14、已经具备较大程度的自动化的基础上，数字化变电站在站内设备的互操作性、信号的光纤传输、网络通x讯平台的信息共享等方面进一步体现了运行管理自动化的特点。,数字化变电站国内外发展状况,从1998年到2000年，在德国，ABB、ALSTOM和SIEMENS合作进行了OCIS(Open Communication in Substations)计划，完成了间隔层设备和主控站之间的互操作试验。试验中由ABB完成主控站通过在以太网上实现IEC61850-8-1来连接ABB、ALSTOM和SIEMENS的设备。 2001年，在加拿大，ABB和SIEMENS进行了间隔层设备的互操作试验，由SIEMENS的保护装
15、置向ABB的开关模拟器发送跳闸信号，ABB的开关模拟器收到信号后将开关打开，并将开关打开的GOOSE信息发给其他设备，配置为重合闸装置的ABB保护向断路器发送重合命令。,数字化变电站国内外发展状况,2002年1月，在美国，ABB和SIEMENS进行了采样值传输互操作试验，同年9月，这两个公司又进行了跳闸和采样值互操作性试验，试验都很成功。 2002年到2004年之间，在德国柏林，ABB、ALSTOM和SIEMENS进行了间隔层设备的互操作试验，这次成功的试验证明了互操作性和简化工程难度的可行性。,数字化变电站国内外发展状况,国网公司及部分电力公司开展了数字化变电站的研究工作，中国电力科学研究院
16、和国内的各大电力设备制造厂商是从2001年开始关注通信标准IEC61850，并开始对该标准进行翻译，目前已经出版了4个标准的正式版。 国内较有影响力的电力自动化设备供应商也积极响应并参与了互操作性试验，相关单位有:国调中心、电科院、南瑞继保、国电南自、国电南瑞、北京四方、东方电子、鲁能积成、融科联创等。 我国己建成了一些数字化变电站示范站，数字化变电站的研究已进入实际工程应用阶段。,数字化变电站国内外发展状况,数字化变电站的投运，填补了我国数字化变电站建设的空白，吹响了变电站向数字化方向发展的号角。更为难得的是关键设备均为具有自主知识产权的国产设备，使我们得以真正意义上赶超国际先进水平。,基于IEC61850标准的数字化变电站三层结构,IEC61850标准从逻辑上将变电站自动化系统分为三层，即变电站层、间隔层、过程层。 过程层是IEC61850标准中提出的新概念，数字化变电站过程层主要包括电子式互感器、断路器和变压器等高压一次设备及其智能终端，该层主要实现信号的采集和对系统的操作控制; 间隔层包括数字式保护、计量、监控等二次设备，负责间隔内信息的运算处理与控制，以及与过程层
