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1、智能变电站培训一、智能变电站 smart substation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。1. 一体化监控系统构架flilFFMLiE-fr；拴聚丄(ri mfr A直I空I HL農处 伍申fit 小輕師E：怖站I匸匸堰期工崔點2Hi冏安隹fill卅靠覽 m jsmnniIJ聲灯rt.s全時忙J5kF 狀设A1.1 系统结构智能变电站一体化监控系统由站控层、间隔层、过
2、程层设备，以及网络和安全防护设备 组成，各层设备主要包括：a) 站控层：监控主机、数据通讯网关机、数据服务器、综合应用服务器、操作员站、工程师站等b) 间隔层：保护装置、测控装置、故障录波、网络分析仪等；c) 过程层：合并单元、智能终端、智能组件等1.2 网络结构变电站网络在逻辑上由站控层网络、间隔层网络、过程层网络组成：a) 站控层网络：间隔层设备和站控层设备之间的网络，实现站控层内部以及站控层与间隔层之间数据的传输；b) 间隔层网络：用于间隔层设备之间的通讯，与站控层网络相连；c）过程层网络：间隔层设备和过程层设备之间的网络，实现间隔层设备与过程层设备之间的数据传输；全站通信网络应采用高速
3、工业以太网组成，传输带宽应大于或等于100Mbps，部分中心 交换机之间的级联宜采用1000Mbps数据端口。1.2.1 站控层网络采用星型网络结构，采用100Mbps或更高速工业以太网；1.2.2 间隔层网络采用星型网络结构，采用100Mbps或更高速工业以太网；1.2.3 过程层网络过程层网络包括GOOSE网和SV网GOOSE 网：实现遥信、直流遥测、遥控命令的传输；SV 网：实现采样值传输，属于过程层网络；注:站控层主要使用IEC61850标准体系中的MMS通讯服务规范，过程层主要使用IEC61850 标准体系中的 GOOSE 及 SMV 通讯服务规范。1.3 二次系统安全防护智能变电站
4、一体化监控系统安全分区及防护:a）安全I区的设备包括一体化监控系统主机、I区数据通信网关机、数据服务器、操 作员站、工程师工作站、保护装置、测控装置、 PMU 等。b）安全II区设备包括综合应用服务器、II区数据通信网关机、变电站设备状态监测、 视频监控、安防、消防、环境监测等。c）安全I区设备与安全II区设备通信采用防火墙进行隔离。d）智能变电站一体化监控系统通过正反向隔离装置向III/IV区数据通信网关机传送 数据，实现与其它主站系统的数据传输。e）智能变电站一体化监控系统与远方调度（调控）中心进行数据通讯应设置纵向加密 装置。1.4 对时系统a）时钟系统由主时钟和时钟扩展装置组成，扩展数
5、量由工程实际需求来确定。b）主时钟应该双重化配置，支持北斗导航系统（BD）,全球定位系统（GPS）和地面授时信 号，优先采用北斗导航系统，主时钟同步精度优于1p s，守时精度优于1p s/h（12小时以上）c）站控层设备采用网络协议（SNTP）对时方式d）间隔层设备米用电口 IRIG-B对时，过程层设备米用光口 IRIG-B对时。2. 智能变电站配置原则2.1 保护配置原则 继电保护满足点对点直米直跳的原则，测控装置一般米用组网方式。a）保护应直接采样，对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护（母线保护）宜直接 跳闸。对于涉及多间隔的保护（母线保护），如确有必要米用其他跳闸方式，相关设备应
6、满 足保护对可靠性和快速性的要求。b）继电保护设备与本间隔智能终端之间通信应采用GOOSE点对点通信方式；继电保护之间 的联闭锁信息、失灵启动等信息宜米用 GOOSE 网络传输方式。保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。c）保护装置的数据同步不依赖于对时系统，因此保护装置的采样数据同步采用重采样方式进 行。合并单元按照设定的频率进行采样，发送给保护装置的延时应固定和预知，保护装置对 于接收的报文打上精确的时间戳后进行重采样。2.2 测控配置原则a）单测控+单网b）单测控跨双网c）双重化配置I GOOSE 网SV网i i母线合并单元1线路保护A二、关键设备主要功能介绍1. 合并单元主要功
7、能a）采集模拟量数据b）采集数字量数据（ECVT、其他合并单元）c）完成各类数据同步d）通过SV9-2和IEC60044-8发送数据e）完成PT并列、切换功能2. 智能终端主要功能；a）保护GOOSE跳合闸b）测控GOOSE遥控c）断路器操作回路d）GOOSE 遥信e）GOOSE 遥测三、系统集成回IED能力描述文件IED Capability Description； ICD文件由装置厂商提供给系统集成 厂商，该文件描述 IED 提供的基本数据模型及服务，但不包含 IED 实例名称和通信 参数。回 全站系统配置文件 Substation Configuration Description；
8、SCD 文件应全站唯一，该 文件描述所有IED的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置以及变电站一次系统 结构，由系统集成厂商完成。SCD文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、 修改版本号等内容。回 IED 实例配置文件 Configured IED Description； CID 文件每个装置有一个，由装置厂 商根据SCD文件中本IED相关配置生成。回 XML： Extensible Mark-up Language 可扩展标志语言回SCL:Substation Configuration description Language 变电站配置描述语言回LD:Logical Devce
9、 逻辑设备回LN:Logical Node逻辑节点回CDC :Common Data Class共用数据类四、61850 介绍1. 什么是 61850IEC 61850 系列标准的全称是变电站通信网络和系统 （Communication Networks andSystems in Substations）,它规范了变电站内智能电子设备（IED）之间的通信行为和相关的系统要求IEC 61850系列标准是由国际电工委员会第57技术委员会（IEC TC57）从1995年开始制订 的，目前,IEC61850共14个部份已经全部通过为国际标准。我国的标准化委员会对61850 系列标准进行了同步的跟踪和
10、翻译工作它采用面向对象的建模技术，面向未来通讯的可扩展架构，来实现“一个世界，一种技 术，一个标准”的目标2.61850 有什么好处对于制造厂非常有利：a）可以避免劳民伤财的协议转换工作；b）采用对象建模技术，面向设备建模和自我描述，采用配置语言，在信息源定义数据和 数据属性，传输采样测量值等技术,在组态、配置和维护工作上,节省了大量开支;c）将来会有越来越多的智能设备（电能质量、同步相量、设备诊断等）集成到系统中，无缝 数据集成和共享信息节省了大量开支对于用户非常有利：a）用户可选择最好的产品,不必担忧互联，互换b）能大幅度改善设备集成，减少工程量、现场验收、运行、监视、诊断和维护等费用，
11、节约大量时间，增加了自动化系统使用期间的灵活性。c）提供了变电站通信网络和系统总体要求、系统和工程管理、一致性测试等四、智能变电站调试1. 现场的准备工作现场保护、测控组网方式确定，各厂家ICD模型文件收集，设计院虚端子图。2. 光缆、网线的铺设，尾缆、尾纤连接等站控层、间隔层、过程层网络搭建。3. scd 文件集成根据ICD模型文件及虚端子图，完成系统集成工作，生成SCD分发给各个厂家。4. 间隔层过程层调试CID文件及GOOSE,SV配置文件下装到装置，链路调试，保护实验。5. 站控层调试SCD 文件解析到后台生成数据库，图形画面制作，数据关联，后台实验。6. 远动调试 本地调试完毕，后台备份拷贝至远动机进行远动通道调试，四遥实验。7. 智能变电站调试常用工具：NARI Configuration Too：组态配置工具，系统集成工具；arpTools：下载配置文件、读取装置配置，监测变量；Wireshark：抓包工具；ZHNPA：报文翻译；Xmanager 4：远程登录；FlashFXP：FTP 工具，工程备份；61850 客户端：直接读取模型，查看遥测、遥信，做遥控 小手电：检查光缆是否完好。光猫：光电转换。
