智能变电站设计概要

'智能变电站设计概要 内容提纲•一、智能变电站概念及发展历程•二、智能变电站网络结构•三、智能变电站二次系统介绍•四、智能变电站设计关注事项•五、智能变电站其他相关知识介绍 内容提纲•一、智能变电站概念及发展历程•二、智能变电站网络结构•三、智能变电站二次系统介绍•四、智能变电站设计关注事项•五、智能变电站其他相关知识介绍 智能电网（1）智能电网包含发电、输电、变电、配电、用电、调度6大环节。（2）智能变电站作为智能电网的重要节点，其概念派生于智能电网 智能变电站定义•智能设备：先进、可靠、集成、低碳、环保；•基本要求：全站信息数字化通信平台网络化信息共享标准化•基本功能：自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测；•高级功能：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 与常规站区别工作站1工作站2远动站工作站1工作站2远动站GPSGPS站控层IEC60870IEC61850MMS-5-103RCSRCS其他间隔层PCSPCS其他保护测控IED保护测控IEDGOOSE电缆光缆传统开关MU智能单元过程层CT/PTECVT传统互感器传统开关电子式互感器智能化开关传统变电站结构图智能变电站结构图 一二次设备重新定位A/D交保开流护入逻输转开辑(CPU入换出组组组件件)件人机对话模件端子箱传统微机保护二次设备和一次设备功能重新定位。 一二次设备重新定位二次设备和一次设备功能重新定位：一次设备智能化A/D交保开流护入GOOSESV逻输转开光纤辑(CPU)入换出ECT组组组件件件MU人机对话模件端子箱IED传统微机保护数字化保护智能终端 常规站典型结构 智能站典型结构 智能变电站的优势•简化二次接线少量光纤代替大量电缆•提升测量精度数字信号传输和处理无附加误差•提高信息传输的可靠性CRC校验、通信自检光纤通信无电磁兼容问题•可采用电子式互感器无CT饱和、CT开路、PT短路铁磁谐振等问题绝缘结构简单、干式绝缘、免维护 智能变电站的优势•一、二次设备间无电联系无传输过电压和两点接地等问题一次设备电磁干扰不会传输到集控室•各种功能共享统一的信息平台监控、远动、保护信息子站、电压无功控制VQC和五防等一体化•减小变电站集控室面积二次设备小型化、标准化、集成化二次设备可灵活布臵 智能变电站发展历程•第一步：IEC61850实现监控层通讯•第二步：GOOSE应用–220kV绍兴外陈变–500kV金华兰溪变•第三步：电子式互感器应用（IEC60044-8、IEC61850-9-1点对点通讯）–220kV青岛午山变•第四步：过程层全面网络化–110kV绍兴大侣变（GOOSE、IEC61850-9-2、IEEE1588精密时钟同步协议标准、GMRP组播注册协议）–220kV延寿变 内容提纲•一、智能变电站概念及发展历程•二、智能变电站网络结构•三、智能变电站二次系统介绍•四、智能变电站设计关注事项•五、智能变电站其他相关知识介绍 二、智能变电站网络结构•三层两网工作站1工作站2远动站GPS站控层•逻辑结构与物理结构•站控层与过程层网络独立IEC61850MMS•信息分类：间隔层PCSPCS其他保护测控IED站控层/间隔层MMS、GOOSE;过程层SV、GOOSE;GOOSE光缆MU智能单元过程层ECVT电子式互感器智能化开关智能变电站结构图 常见网络拓补•星型网络拓扑•网络中信息传输路径应不超过4级交换机级联 站控层网络结构•站控层/间隔层：220kV及以上变电站双重化星型；110kV及以下变电站宜单星型；监控系统MMS网AMMS网B保护装置A测控装置保护装置B 过程层网络结构•过程层：一般按电压等级分别组网---交换机集中或按间隔；220kV及以上变电站双重化星型；110kV变电站推荐单星型；内桥或线变组可不组网；主变不单独组网，接入各侧过程层网络，低侧可接入中侧；推荐！主变1主变2交换机1交换机2母线交换机3交换机4线路1线路2母联集中设置交换机按间隔设置交换机（以双母线为例） 过程层网络结构•过程层SV及GOOSE是否共网：330kV及以上3/2接线时SV和GOOSE独立组网—交换机按串配臵；220kV及以下SV及GOOSE可以共网；推荐！保护装置保护装置GOOSESVGOOSE/SV智能单元合并单元智能单元合并单元独立设置交换机合一设置交换机 智能变电站网络结构 智能变电站网络结构 智能变电站网络结构 智能变电站网络结构 内容提纲•一、智能变电站概念及发展历程•二、智能变电站网络结构•三、智能变电站二次系统介绍•四、智能变电站设计关注事项•五、智能变电站其他相关知识介绍 过程层设备--电子式互感器Rogowski线圈法拉第电磁电流互感器感应原理低功率线圈有源式电容分压电压互感器电子电阻分压式互法拉第磁旋感磁光玻璃型光效应器电流互感器赛格耐克全光纤型效应无源式普克尔效应型电压互感器逆压电效应型 电子式互感器主要优势比较项目常规互感器电子式互感器•常规互感器的主要缺陷绝缘复杂简单、可靠绝缘、饱和、爆炸、谐振、精度、体积及重量体积大、重量重体积小、重量轻接口等CT动态范围范围小、有磁饱和范围大、无磁饱和PT谐振易产生铁磁谐振PT无谐振现象•电子式互感器的主要优势精度精度易受负载影响精度与负载无关(1)高低压完全隔离，绝缘简单，安全性高；CT二次输出不能开路无开路危险没有因漏油而潜在的易燃、易爆等危险。输出形式模拟量输出数字量输出，光纤传送(2)不存在磁饱和、铁磁谐振等问题。(3)频率响应宽，动态范围大，精度高，可同时满足测量和继电保护的需要。(4)体积小，重量轻，节约占地面积；无污染，无噪声，具有优越的环保性能。(5)不存在CT二次输出开路及PT二次输出短路的危害。(6)数字信号分享更为容易，带负载能力强。(7)成本与电压等级的关系不大。因此电压等级越高，经济性越明显。(8)方便地实现电压电流组合式。(9)适应电力系统数字化、智能化和网络化的需要。 有源电子式互感器•有源电子式互感器–利用电磁感应等原理感应被测信号•CT：空心线圈(RC)；低功率线圈(LPCT)•PT：分压原理电容、电感、电阻–传感头部分具有需用电源的电子电路–利用光纤传输数字信号–独立式、GIS式 有源电子式互感器 有源电子式互感器•有源电子式互感器关键技术1、远端传感模块的稳定性和可靠性（安臵在室外时温度、电磁干扰等）2、绕制在陶瓷骨架上的空芯线圈结构的稳定性对测量精度的影响。3、对独立结构的有源式电子互感器的远端模块取电技术。 无源电子式互感器•磁光玻璃式•优点：技术难度较小，原理简单•缺点：1、系统由分立元件组成，结构复杂，抗振动能力差•2、光学元件间用光学胶粘接，长期运行稳定性差•3、采用的分立光学元件加工困难，一致性难以保证•全光纤式（FOCT）•优点：1、无分立元件，全光纤结构简单，抗振动能力强•2、光纤熔接后连接可靠，长期稳定性好•3、所有光学器件基于光纤制作，工艺成熟，一致性好•缺点：技术难度大，原理复杂。 无源电子式互感器•关键技术难点传输光纤一次导体光纤-光学传感材料的选择光源耦合器起偏器偏振分光相位调制器传感波片环-传感头的组装技术反射镜-微弱信号检测探测器一次传感器-温度对精度的影响解调电子电路-振动对精度的影响合并单元（在控制室中）-长期稳定性 电子式互感器配置原则传感传感传感传感元件元件元件元件高压侧高压侧低压侧低压侧调理调理调理调理•1、传感器冗余配臵电路1电路2电路1电路2ADADADAD电路电路电路电路ADADADAD•2、冗余采样，双AD系统电路电路电路电路转换器转换器CPU1CPU2MU1MU2MU1MU2图1罗氏线圈电子互感器ECT示意图图2纯光学电子互感器（OCT/OVT）示意图传感传感传感传感元件元件元件元件传感元件高压侧高压侧低压侧低压侧ADDAADDAADDAADDAADADADAD电路电路电路电路电路电路电路电路电路电路电路电路FPGAFPGAFPGAFPGA转换器转换器数据输出数据输出数据输出数据输出MU1MU2MU1MU2图3全光纤电流互感器（FOCT）示意图图4电子式电压互感器EVT示意图 电子式互感器配置原则•3、各种接线型式下电子式互感器的配臵。a）3/2接线型式母线配臵单相EVT,线路侧配臵三相EVT；断路器配臵三相ECT；高抗首尾两端配臵ECT；b）单断路器接线型式母线配臵三相EVT；母联间隔配臵三相ECT;出线（或主变）间隔配臵三相ECVT 电子式互感器配置原则•4、变压器间隔互感器配臵。a）变压器各侧互感器类型及相关特性宜一致；b)主变压器各侧采用电子式电流互感器时，宜取消主变压器本体高、中压侧套管电流互感器；主变压器低压侧套管电流互感器应按主变压器保护要求配臵；需考虑：1、各侧电子式互感器和常规互感器并存情况2、中性点或间隙配臵方式建议 合并单元•合并单元：合并单元是电子式互感器与二次设备接口的关键装臵。–(1)数据合并，合并单元同时接受并处理三相电流互感器和三相电压互感器的输出信号，并按IEC60044-8或IEC61850-9-1/2的要求输出信号；–(2)数据同步，三相电流互感器和三相电压互感器独立采样，其同步的实现由合并单元完成。–(3)分配信号，不同的测控装臵及保护装臵均从合并单元获取一次电流电压信息，合并单元的一个主要功能是分配信号给不同的二次设备。 合并单元•保护双重化配臵时合并单元应冗余配臵•电压切换及电压并列功能•输出协议支持IEC60044-8及IEC61850-9-2•支持点对点及组网•MU应输出额定采样延时及品质标志 智能开关设备•智能开关设备的定义–IEC62063:1999具有较高性能的开关设备和控制设备，配有电子设备、传感器和执行器，不仅具有开关设备的基本功能，还具有附加功能，尤其在监测和诊断方面•在线监视功能：电、磁、温度、开关机械、机构动作•智能控制功能：最佳开断、定相位合闸、定相位分闸、顺序控制•数字化的接口：位臵信息、其它状态信息、分合闸命令•电子操动：变机械储能为电容储能、变机械传动为变频器通过电机直接驱动、机械运动部件减少到一个，可靠性提高、电子电路的寿命、可靠性成为关键 智能终端利用现有的成熟的二次技术，结合传统开关设备，提升智能化水平•实施方案智能终端+GOOSE网络PCS-222G开电缆保护GOO断路器O动作命令O主出测控S通信光缆SEECPU开装置采集数据入刀闸电缆人机交互智能终端智能终端：与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。 户外智能控制柜采用智能终端并就地安装在开关场地实现间隔内开关闸刀等操作及信号反馈，由于全面采用GOOSE技术，大大节省了全站控制及信号电缆，缩小了电缆沟尺寸，节约了土地，减轻了现场安装调试维护工作量，减少了直流接地、交流传入直流等二次回路问题。光缆连接智能终端 户外智能控制柜户外安装：智能终端可以单独下放到户外，安装在一次设备旁边，通过光纤GOOSE网络与保护小室内的保护和测控装臵进行通讯。智能终端经过了严酷的高低温和EMC试验，可以在户外恶劣的环境中运行。为使智能终端在户外运行而专门设计的屏柜，其防湿热、防尘、防辐射等各项技术指标都能满足户外安装要求。户外柜的技术参数：•IP防护等级：IP55（户外标准）；•内部安装19英寸标准工业装臵；•内部配有温湿度控制器，加热器，空气外循环模块化风扇装臵；•材料为不锈钢1.5mm，外壳及门板均为双层防辐射结构（包括四周及顶壳），底部带底框，并附带安装槽钢。运行于哈尔滨延寿变的户外智能就地柜（内含智能终端） GIS智能汇控柜GIS汇控柜安装： 智能终端•配臵原则及要求:•220kV～750kV除母线外，智能终端宜冗余配臵；•110kV除主变外，智能终端宜单套配臵；•66kV（35kV）及以下配电装臵采用户内开关柜布臵时宜不配臵智能终端；采用户外敞开式布臵时宜配臵单套智能终端；•220kV～750kV变电站主变压器各侧智能终端宜冗余配臵；110（66）kV变电站主变保护若采用主、后备保护一体化装臵时主变压器各侧智能终端宜冗余配臵，主变保护若采用主、后备保护分开配臵时主变压器各侧智能终端宜单套配臵；主变压器本体智能终端宜单套配臵；•每段母线智能终端宜单套配臵，若配电装臵为户内开关柜时母线宜不配臵智能终端；•不设臵防跳，由断路器本体实现；•跳合闸出口设臵硬压板； 智能终端与合并单元一体化•按优化集成设计要求:•智能终端与合并单元一体化：硬件整合、功能整合节省设备节省安装空间节省光缆节省过程层交换机 智能终端与合并单元一体化 间隔层设备模拟量电缆CT•网络化二次设备要求一次CT电继电保护流–具有数字化接口CT二次电流小AD继CT转–满足电子式互感器的要求PT换电PTCPU器一输次PT二次电压出–满足智能开关的要求电开关量压输入PT缆缆电电–网络通信功能量量入出开开–满足IEC61850的要求断路控制和信号电缆操作箱器开关场保护室电子式互感器电流ADCPULED线圈ADCPULED至母差、测控、电能表等分压器一...次电流电线圈ADCPULED光缆流ADCPULEDMU分压电器压电流ADCPULED合并单元保护线圈数字化接口ADCPULED装置分压器GOOSE光缆断操作路智能终端回路器 继电保护•可靠性、选择性、灵敏性、速动性；•直采直跳原则；•220kV及以上电压等级双重化原则：相互独立、一一对应；•非电量就地电缆直接跳闸；•接入不同网络的数据接口独立原则；•简化压板设臵原则；•优化集成及取消功能重复元件原则；•一体化设计原则； 继电保护实施方案线路保护3/2接线型式线路保护单套技术实施方案GOOSE网SV网线路1线路2电电电智流压智流能合合能合终并并终并端单单端单元元元EVTEVTⅠ母Ⅱ母断路器1ECT1断路器2ECT2ECT3断路器3 继电保护实施方案边断路器保护3/2接线型式边断路器保护单套技术实施方案GOOSE网SV网线路1线路2电电电压智流压智合能合合能并终并并终单端单单端元元元Ⅰ母Ⅱ母EVTEVTEVT断路器1ECT1断路器2ECT2ECT3断路器3 继电保护实施方案中断路器保护3/2接线型式中断路器保护单套技术实施方案GOOSE网SV网线路1线路2电电电压智流压合能合合并终并并单端单单元元元Ⅰ母Ⅱ母EVTEVTEVT断路器1ECT1断路器2ECT2ECT3断路器3 继电保护实施方案至机构跳闸边中电公边中断断压共断断电缆3/2接线型式变压器保护单路路合绕路路动作信号器器并组器器电电单合智智电缆套技术实施方案流流元并能能合合单终终非电量非电量并并元端端智能终端保护装置单单元元高压侧GOOSE网高压侧SV网中压侧母联智能终端变压器保护中压侧智能终端中压侧合并单元低压侧GOOSE网低压侧SV网中压侧中压侧GOOSE网SV网低压侧低压侧智能终端合并单元 继电保护实施方案母线保护3/2接线型式母线保护单套技术实施方案GOOSE网SV网……母线电压智能终端1合并单元1智能终端n合并单元n合并单元线路1ECT线路2ECT断路器1断路器2EVTⅠ母 继电保护实施方案并联电抗器保护至边中断路器3/2接线型式电抗器保护机构跳闸单套技术实施方案电缆动作信号电缆非电量非电量智能终端保护装置GOOSE网SV网线路电电智流压智能合合能终并并终端单单端元元EVTⅠ母Ⅱ母断路器1ECT1断路器2ECT2ECT3断路器3 继电保护实施方案线路保护220kV单套线路保护技术实施方案GOOSE网SV网合智并能单终元端EVT1母线线路合并单ECVTEVT2元I母II母 继电保护实施方案母线保护主单元220kV单套母线保护技术实施方案GOOSE网母线各间隔保护保护子单元1母电电线智流智流电能合能合压终并终并合端单端单并元元单间隔1间隔n元注：本图以一个母线保护子单元为例。 继电保护实施方案110kV、66kV及以下间隔GOOSE网保护技术实施方案SV网间隔保护母线PT线路CT 测控装置•具有数字化接口，满足数字式采样的要求;•网络通信功能，支持过程层GOOSE;•按DLT/860建模；•支持通过GOOSE报文实现间隔层联闭锁;•接入不同网络的数据接口独立原则； 测控装置 故障录波及网络分析系统•按电压等级及网络配臵组网•主变单独配臵故障录波•每个百兆SV接口接入合并单元数量不多于5个； 故障录波及网络分析系统 计量系统•关口计量点：常规CT,常规表计；•非关口计量点：数字式表计，SV单网采样；支持电流极性配臵及和电流计算；•电量采集：串口采集表计信息，调度数据网接口与主站通信；•低压计量集成于保护测控 相量测量•独立单套配臵：SV单网采样电流极性配臵与和电流计算•测控装臵功能集成：配臵数据集中器 故障测距•线路距离长、巡检不便时配臵：﹥80km；地形复杂；•数据采样频率﹥500kHZ：常规互感器采样 安全自动装置•双重化配臵•需快速跳闸的采用直采直跳方式•低周减载：直采、网跳；网采、网跳； 站控层设备•主机兼操作员站•远动通信•智能接口设备•网络打印机•时间同步系统•保护及故障信息子站（可选）•状态监测及智能辅助控制系统主机•信息一体化平台 时间同步系统•220kV及以上电压等级变电站，主时钟双重化配臵；•110kV及以下电压等级变电站，主时钟单套配臵；•具备北斗及GPS标准授时，预留地基时钟源接口；•对时或同步范围及方式：站控层设备---SNTP;间隔层设备---IRIG-B,PPS；过程层设备---光纤IRIG-B,IEC61588•扩展时钟：按小室或电压等级配臵；接口类型及数量满足工程需求； 保护及故障信息子站•可独立配臵：信息采集：MMS网络;与主站通信：子站完成与主站通信,网络103、IEC61850;；•利用一体化信息平台实现：信息采集：MMS网络;与主站通信：网络103、IEC61850; 一体化信息平台•站内信息的统一采集、存储和处理•逐步整合变电站自动化系统、保护故障信息子站、一次状态监测、智能辅助控制等系统•实现全景数据监测与高级应用•安全分区----一体化监控系统 一体化监控系统•安全Ⅰ区：监控主机采集实时数据；Ⅰ区数据通信网关机直采直送，运行数据浏览服务•安全Ⅱ区：综合应用服务器采集设备状态监测和辅助控制系统信息，通过正反向隔离装臵向Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机发布信息；Ⅱ区数据通信网关机通过防火墙从数据服务器获取Ⅱ区数据和模型等信息，与调度（调控）通信，提供信息查询和远程浏览服务。•数据服务器存储变电站模型、图形和操作记录、告警信息、在线监测、故障波形等历史数据，为各类应用提供数据查询和访问服务。•计划管理终端实现调度计划、检修工作票、保护定值单的管理等功能。 一体化监控系统•220kV及以上电压等级智能变电站一体化监控系统结构示意图 一体化监控系统•110kV（66kV）电压等级智能变电站一体化监控系统结构示意图 高级应用 电子式互感器总体介绍 顺序控制及防误闭锁•现有的操作规程，人工参与程度高，增加了操作风险•由顺控服务器和IED协助完成顺序控制：变电站内智能设备依据变电站操作票的执行顺序，由智能设备代替操作人员，自动完成操作票的执行过程。实际操作时只需要变电站内或调度运行人员根据操作要求选择一条程序化操作命令，操作票的执行和操作过程的校验由变电站内智能电子设备自动完成；将二次设备的操作自动化；•与远动配合支持集控、调度以及变电站监控中心对顺序控制的操作。•在线防误闭锁，利用间隔层联锁及站控层防误规则，不再依赖传统的锁具及钥匙，在线实现操作闭锁 顺控的意义•顺控的意义：–提高自动化水平：电站内智能设备依据变电站操作票的执行顺序和执行结果校核要求，由站内智能设备代替操作人员，自动完成操作票的执行过程。–防止误操作的发生,缩短操作时间，提高变电站的安全运行水平：使智能化变电站真正实现无人值班，达到变电站“减员增效”的目的;同时通过顺控操作，减少或无需人工操作，最大限度地减少操作失误，缩短操作时间。 顺控的条件•对一次设备的要求–所有参与程序化操作的一次设备需要实现电动化操作–一次设备具有较高的可靠性•对变电站内二次设备的要求–参与程序化操作的各二次设备要求稳定、可靠–具备一定的容错措施–保护设备具有可远方投退的保护软压板并可实现保护定值区的远方切换 顺控过程示意开始操作检查一、二次设备状态投入两套母差互联压板退出母联开关控制电源图像识别自动判断人工判断倒母操作闸刀位置判别投入母联开关由于保护全部采用软压板操作，闸刀电动机电源可远方控制电源遥控，后台实现程序化操作，大大加快了运行人员的操作速度。退出两套母差互联压板例如对于AIS双母线结构一个出线或主变间隔倒母操作，传统方式下需要20~30分钟，实行程序化操作后，只需要5分钟左右（包含闸刀操作成功确认时间）。程序化控制成功程序化控制终止 智能告警与故障信息综合分析值班员会面对越来越多的信号，越来越复杂的系统。传统告警系统只会机械的报告系统发生的事件，尤其是系统发生事故时，潮水般的信号使得值班人员无所适从，实际上相关信号是具备很强的逻辑关系的，但是只有具备丰富经验和扎实理论的值班人员才能给出正确的判断。基于对全站设备对象信息建模的情况下，实现对全站告警信息进行分类告警、信号过滤，同时通过对变电站运行状态进行实时的在线分析，自动报告变电站异常并提出故障处理指导，实现基于管理、检修和实时运行一体化的告警系统。 智能告警与故障信息综合分析 智能告警•将告警信息分层分类•告警屏蔽•告警实时状态提示•异常告警信息单条告警的推理分析•异常告警信息告警的综合推理分析 故障信息分析决策•站内监控不局限于数据监视、浏览和查询等功能，根据变电站逻辑和推理模型，实现对告警信息的分类与处理；•综合利用站内告警信息、保护动作信息、故障录波数据，进行数据挖掘，生成故障分析报告；•智能告警系统应能够分层分类的显示告警信息，可以对实时发生的单个告警信息进行推理判断、提供原因及处理方案，而且能够对短时间内连续发生、有内在关联的一组事件信息进行综合推理判断，给出原因及处理方案，解决在事故跳闸情况下的综合判断问题。•具体功能：•1、告警信息预处理•2、扰动类型界定•3、电网故障诊断 故障简报故障设备:兰堰5804线,故障相:A相,瞬时故障.跳闸开关:兰堰线/3号主变5022,兰堰线5021,保护动作:500kV兰堰5804线第一套线路保护-CSC103:2010-10-1415:31:19.669,接地距离Ⅰ段动作…故障设备:兰堰5804线,故障相:A相,瞬时故障.故障性质:跳闸开关:兰堰线/3号主变5022,兰堰线5021,保护动作:兰堰5804线发生A相瞬时故障…500kV兰堰5804线第一套线路保护-CSC103:2010-10-1415:31:19.669,接地距离Ⅰ段动作目前,兰堰线/3号主变5022在合位,兰堰线5021在合位500kV兰堰5804线第二套线路保护-PCS931:2010-10-1415:31:19.669,工频变化量距离动作2010-10-1415:31:19.669,纵联差动保护动作…2010-10-1415:31:19.669,接地距离Ⅰ段动作500kV5021开关第一套开关保护-CSC121:2010-10-1415:31:20.409,重合闸动作处理方案:500kV5021开关第二套开关保护-PCS921:2010-10-1415:31:20.409,重合闸动作500kV5022开关第一套开关保护-CSC121:1、确定后台光字信号及其他信息:2010-10-1415:31:20.709,重合闸动作500kV5022开关第二套开关保护-PCS921:(1)确认开关变位情况…2010-10-1415:31:20.709,重合闸动作故障性质:(2)确认保护动作情况…兰堰5804线发生A相瞬时故障.兰堰5804线第1套,第2套(3)线路保检查兰堰护动作,跳开兰堰线/3号主变58045022A相,兰堰线线潮流、电压是否恢复正常。5021A相,兰堰线5021第1套,第2套断路器保护重合闸动作,兰堰线5021合闸,兰堰线/3号主变5022第1套,第2套断路器保护重合闸动作,兰堰线/3号主变5022合闸,重合成功.判为瞬时故障.目前,兰堰线/3号主变5022在合位,兰堰线5021在合位.2、5分钟内第一次通知监控中心…处理方案:1、智能告警系统判断兰堰5804线发生A相瞬时故障3.确、定后台光现场检查字信号及其他信息:(1)、确认开关变位情况：兰堰线/3号主变5022、兰堰线5021开关闪红,在合位;(2)、确认保护动作情况：线路保护动作,兰堰线/3号主变5022、兰堰线5021重合闸动作,确定故障相别(3)、检查兰堰5804线潮流、电压是否恢复正常。(1)一次设备检查…2、5分钟内第一次通知监控中心:兰堰5804线发生A相瞬时故障.兰堰5804线第1套,第2套线路保护动作,跳开兰堰线/3号主变5022A相,兰堰线5021A相,兰堰线5021第1套,第2套断路器保护重合闸动作,兰堰线5(2)021合闸二次设备检查,兰堰线/3号主变5022第1套,第2套断路器保…护重合闸动作,兰堰线/3号主变5022合闸,重合成功.判为瞬时故障.目前,兰堰线/3号主变5022在合位,兰堰线5021在合位.同时将事故情况汇报省调、地调、工区、所长。3、现场检查(1)、一次设备检查：兰堰线/3号主变5022、兰堰线50(3)21开关实查看故障电流波形、电流值、故障电压等际位置。兰堰5804线间隔站内设备是否正常，有无接地或闪络现象。检查周围设备有无;损坏、变形。(2)、二次设备检查：5021两套开关保护均动作。5022两套开关保护均动作。兰堰5804线两套线路保护均动作。检查保护测距，复归保护信号。(3)、查看故障电流波形、电流值、故障电压等;(4)检查确认监控系统有无异常光字，是否存在未复归(4)、检查确认监控系统有无异常光字，是否存在未复归信号。信号。 设备状态可视化•采集信息：一次设备状态信息二次设备告警及自诊断信息二次设备检修信息网络设备状态信息••实现功能：分析、可视化展示、信息上送；优化电网运行及设备运行管理； 支持经济运行与优化控制•系统可提供智能电压无功自动控制（VQC）功能，可接收调度主站端或集控中心的调节策略，完成电压无功自动控制功能。调度主站端或集控中心可以对厂站端的VQC软件进行启停、状态监视和策略调整的控制。•系统可提供智能负荷优化控制功能，可根据预设的减载策略，在主变过载时自动计算出切负荷策略，或接收调度主站端或集控中心的调节目标值计算出切负荷策略。并将切负荷策略上送给调度主站端或集控中心确认后执行。调度主站端或集控中心可以对厂站端的智能负荷优化控制软件进行启停、状态监视和调节目标值设定的控制。 源端维护•系统应提供包含厂站二次和一次系统数据模型的SCD配臵文件以及厂站一次接线图形SVG文件，并在子站端通过转换生成符合主站IEC61970标准的数据模型和图形文件，主站系统通过导入子站数据模型和SVG图形文件实现主站模型和厂站图的自动维护。•三个方面：•模型——61970CIM文件•图形——SVG文件•通信－－104点表 一体化监控系统五类应用运行监视操作与控制信息综合分析与智能运行管理辅助应用告警调度控制源端维护运行工况监视电源监控站内操作站内数据辨识权限管理无功优化安全防护设备状态监测负荷控制设备管理顺序控制故障综合分析环境监测定值管理防误闭锁远程浏览智能告警检修管理辅助控制智能操作票统一访问接口消息总线消息总线统一数据存储硬件支撑设备硬件支撑设备 其他系统•1、交直流一体化电源一体化设计、一体化配臵、一体化监控； 其他系统•2、在线监测系统分层分布式结构； 其他系统•3、智能辅助控制系统实时接收各系统信息；分类存储并进行分析、计算、统计等处理；实现各系统间的智能联动功能 内容提纲•一、智能变电站概念及发展历程•二、智能变电站网络结构•三、智能变电站二次系统介绍•四、智能变电站设计关注事项•五、智能变电站其他相关知识介绍 四、设计关注事项•1、两套保护间的配合•2、单套设备接双网•3、双套测控解决方案•4、交换机组屏•5、二次设备组屏•6、虚端子设计•7、光缆相关问题•8、互感器选择•9、直流电源•10、老站改造中母线保护过渡方案 设计关注事项•1、两套保护间的配合闭锁重合闸、手合闭锁母差；因为双重化网络相互独立，故利用智能终端间就地电缆连接来实现 设计关注事项•2、单套设备接双网线路保护1线路保护2单重化IED测控、低压母联、备自投等；公用测控接B网；I网独立的网络数据接口，图一；GOOSE/SVII网其他解决方案，图二、三；图一线路保护1线路保护2线路保护1线路保护2单重化IED单重化IED...I网输出流量控制...I网GOOSE/SVII网GOOSE/SV单重化IEDII网II"网端口流量控制图三图二 设计关注事项•3、双套测控解决方案功能上完全独立，对上主从，对下双主；数据分类：冗余数据---两套数据一致，如一次设备位臵、信号等；非冗余数据----两套数据不一致，如测控装臵本身信息等；主备切换：测控装臵Health位通过修改“测控主机功能软压板”进行切换 设计关注事项•4、交换机组屏站控层交换机宜与远动通信设备共同组柜间隔层交换机按小室、电压等级分别组柜，每面柜布臵4-6台交换机过程层交换机按小室、电压等级分别组柜，每面柜布臵4-6台交换机3/2接线时，按串配臵，每串1面交换机柜按间隔分散安装在保护测控柜 设计关注事项•5、二次设备组屏站控层设备服务器组屏，显示器不组屏时需增加KVM延长器；间隔层设备间隔层设备集中布臵时，可按设备类型组柜（屏）双重化配臵的保护当组在一面柜内时，宜有明显的分隔标记分散就地下放安装，减少主控室面积按间隔组屏，保护+测控+过程层交换机（共网）+计量过程层设备智能终端应安装在所在间隔就地智能控制柜内当采用常规互感器时，合并单元应下放至就地智能控制柜内，采用电子式互感器时，合并单元可考虑室内安装。对于GIS设备，汇控柜与智能控制柜宜一体化设计。 设计关注事项•5、二次设备组屏网络记录及分析系统根据规模配臵1～2面屏；时钟同步系统主时钟1面；扩展时钟屏按小室布臵；相量测量装臵按电压等级配臵，每个电压等级1面；一次设备状态监测在线监测IED布臵于就地智能控制柜；智能辅助控制系统系统主机组1面屏； 设计关注事项•6、虚端子设计•虚端子能够一对多，不能够多对一，因此一个开出信号能够给多个IED设备使用，而开入信号却不能够并联，只能够一对一输入，实端子则刚好相反。•与实端子串联的硬压板能够起到明显断开点的作用，但对虚端子无此意义，因此，虚端子优先采用软压板。 设计关注事项•6、虚端子设计图形化表示及表格形式表示 设计关注事项•表格形式：虚端子编号外部装置名称外部虚端子定义外部装置端口外部交换机端口内部交换机端口内部装置端口内部虚端子定义内部装置名称GOIN-001PCS-222B①A相断路器位置B01插件光口1GOOSE1-A网-13n-P8口GOOSE1-A网-13n-P5口B06插件光口3开关1A相跳闸位置PCS-931①GOIN-002PCS-222B①B相断路器位置B01插件光口1GOOSE1-A网-13n-P8口GOOSE1-A网-13n-P5口B06插件光口3开关1B相跳闸位置PCS-931①GOIN-003PCS-222B①C相断路器位置B01插件光口1GOOSE1-A网-13n-P8口GOOSE1-A网-13n-P5口B06插件光口3开关1C相跳闸位置PCS-931①GOIN-004远传命令开入1-1PCS-931①GOIN-005远传命令开入1-2PCS-931①GOIN-006远传命令开入1-3PCS-931①GOIN-007远传命令开入1-4PCS-931①GOIN-008远传命令开入2-1PCS-931①GOIN-009远传命令开入2-2PCS-931①GOIN-010远传命令开入1-5PCS-931①GOIN-011远传命令开入1-6PCS-931①GOIN-012PCS-222B①闭锁重合闸B01插件光口1GOOSE1-A网-13n-P8口GOOSE1-A网-13n-P5口B06插件光口3闭锁重合闸1PCS-931①GOIN-013PCS-915①支路7跳闸B07插件光口7GOOSE1-A网-13n-P18口GOOSE1-A网-13n-P5口B06插件光口3闭锁重合闸2PCS-931①GOIN-014闭锁重合闸3PCS-931①GOIN-015闭锁重合闸4PCS-931①GOIN-016A相跳闸PCS-931①GOIN-017B相跳闸PCS-931①GOIN-018C相跳闸PCS-931①GOIN-019PCS-222B①开关压力低禁止重合闸B01插件光口1GOOSE1-A网-13n-P8口GOOSE1-A网-13n-P5口B06插件光口3气压低闭锁重合闸3PCS-931①GOIN-020PCS-915①支路7跳闸B07插件光口7GOOSE1-A网-13n-P18口GOOSE1-A网-13n-P5口B06插件光口3发远方跳闸1PCS-931①GOIN-021发远方跳闸2PCS-931① 设计关注事项•7、光缆相关问题•光缆选型•光纤配线架的配臵与安装•光纤盘纤架的使用•设备光纤接头类型•光缆铺设•光缆清册 设计关注事项•光缆选型•站内线路纵联保护使用单模；其他站控层、间隔层、过程层设备均采用多模光缆；•室内光缆可采用软装尾缆联接（定长）或软装光缆（不定长，现场压接）；•室外光缆可采用非金属加强型或是铠装光缆；•双重化保护的电流、电压，以及GOOSE跳闸控制回路等需要增强可靠性的两套系统，应采用各自独立的光缆；•每根光缆或尾缆应留有足够的备用芯，光缆芯数宜选取4芯、8芯、12芯、24芯；•每根光缆需预留不少于20%备用芯•光缆起终点为同一对象的多个装臵时，可合用一根光缆，芯数不超过24芯 设计关注事项光纤配线架的配臵与安装光纤配线架选择及安装位臵的确定与全站光缆铺设案相关。•控制室或各个小室集中配臵光配屏配臵多层光配集中组屏，按小室分配，小室之间统一铺设多芯光缆，小室内部采用尾缆铺设。 设计关注事项光纤配线架的配臵与安装•按间隔配臵光配按一次间隔分别配臵光配，如线路保护中配臵光配转接，通过尾缆接至母差、GOOSE交换机等二次设备。 设计关注事项光纤配线架的配臵与安装•按设备功能配臵光配如母差设备、对时设备 设计关注事项•光纤盘纤架的配臵•用于柜内尾缆、软缆、尾纤较多较长时整理存放•光纤接口多的设备可按设备数量配臵，比如过程层交换机；•光纤接口少的设备可几台设备共用一台光纤盘纤架 设计关注事项•设备光纤接头类型•站内光纤接口尽量统一•FC——一般用于单模保护通道•SC——一般用于通讯•ST——一般用于对时扩展、采样、GOOSE•LC——接口较小，目前用于交换机、采样、GOOSE对于无法统一的接口可以考虑定制两头不同接口的尾缆，或统一光纤配线架法兰类型 设计关注事项•光缆铺设光缆电缆应分开铺设，光缆采用槽合或桥架方式，辅以穿管过渡；•电缆沟内安装光缆槽盒：青岛220kV午山变•光缆从柜顶铺设：鞍山220kV王铁变 设计关注事项•光缆清册保护通道；站控层、间隔层的级联；过程层网络；点对点GOOSE/SV;对时同步，对时扩展；每根线缆线缆去向线缆线缆序号线缆编号线缆型号备用芯数光缆用途备注根数/备用缆起点终点长度PCS-9611PCS-9882BLC-LC四芯备用2芯GOOSE1210kV馈线1开关柜PPC97-T08网络交换机柜多模尾缆/根网络10kV配电室主控室PCS-9611PCS-9882BLC-LC四芯备用2芯GOOSE2210kV馈线2开关柜PPC97-T08网络交换机柜多模尾缆/根网络10kV配电室主控室PCS-9611PCS-9882BST-LC四芯备用2芯GOOSE3210kV馈线3开关柜PPC97-T08网络交换机柜多模尾缆/根网络10kV配电室主控室PCS-9611PCS-9882BST-LC四芯备用2芯GOOSE4210kV馈线3开关柜PPC97-T08网络交换机柜多模尾缆/根网络10kV配电室主控室 设计关注事项8、互感器选择•如采用电子式互感器需进行技术经济比较；•常规互感器准确级和二次绕组数量；•关口计费点单独设臵0.2S级二次绕组•故障测距与合并单元共用保护级二次绕组 设计关注事项9、直流电源•直流容量与馈线数量:增加智能终端、合并单元、电子式互感器远端模块、过程层交换机用电源•智能控制柜以柜为单位提供公共直流电源：单路或双路，不同设备经各自空开引接 设计关注事项10、老站改造工程中母线保护解决方案•方案一：全数字化接口母线保护+常规互感器及一次开关的数字接口设备（专用母差子站）实现同时具备模拟量及数字化接口的母线保护装臵。常规设备常规设备电子式互感器1TX1母线保护主站TX1母线保护主站RX1RX1模拟量及RX1模拟量及母线保护子站开入量RXRX2/TX常规跳闸母线保护子站1常规跳闸RXRX2母线保护主站开入量/TXRX2GOOSE网电子式互感器2电子式互感器GOOSE网常规设备TX1模拟量及数字化设备数字量母线保护子站2开入量智能终端其他数字化保护智能终端其他数字化保护1、退出运行中的传统母差保护，并逐一将各间隔的电流、电压、刀闸辅助接点、失灵起动接点等回路转接入母差保护子站装臵。带负荷测试数字化接口母差保护，测试结果合格后将数字化母差保护及子站装臵投入运行。此时旧的传统母差保护不再投入运行。2、改造任一支路时都短时退出数字化母差保护，完成接入本支路尾纤、拆除子站装臵本支路传统电流（或电压）回路的工作。新接入的支路带电运行后，测试数字化母差保护是否正常，测试结果合格后即可重新投入数字化母差保护，改造过程中母差也能够投入，直至改造间隔带电。 设计关注事项10、老站改造工程中母线保护解决方案•方案二：对于常规互感器不改造的工程，在改造过程中可以保证常规母差保护继续运行，但因为常规母差保护不具备过程层数字化接口，故要求改造间隔的保护及智能终端保留与常规母差保护的开入、开出接口。数字化接口母线保护线路保护启动失灵接点智能终端保护绕组1合并单元保护绕组2跳闸接点常规母线保护 设计关注事项•两种方案比较•方案一：全数字化接口母线保护和母差子站实现了同时具备模拟量及数字化接口的母线保护装臵，可以满足常规互感器和电子式互感器共存的情况缺点：改造初期工作量大，需要配臵专门的母差子站，改造完成后子站退出运行，设备投资较大。•方案二：优点：常规母线保护在改造过程中始终处于运行状态，无需投入额外设备，改造投资较小。缺点：一方面适应性较差，只能应用于常规互感器不改造的工程，另一方面，要求新设备具备常规开入开出接口，且为保证常规母线保护的正常运行，需铺设临时电缆完成新间隔的跳闸及失灵启动等。 设计关注事项10、老站改造工程中母线保护解决方案•方案三：针对两段母线时，在改造过程中增加对运行方式的限制，将改造后间隔限制在一条母线，未改造间隔限制在另一条母线。数字化接口母线保护用于保护连接改造后间隔的母线，而常规母线保护用于保护连接未改造间隔的母线。数字化接口母线保护合并合并单元单元。。。智能智能终端终端。。。常规母线保护 设计关注事项10、老站改造工程中母线保护解决方案•方案三优缺点：•优点：改造过程无需额外设备及铺设临时电缆，投资及工作量小，可以满足常规互感器和电子式互感器共存的情况•缺点：主要限制是对主接线要求至少两条母线，而且对改造过程中的运行方式有较严格的要求，即分别将改造后间隔和未改造间隔分别限制在两条母线上（不允许进行倒闸操作），如无法保证在改造期间母联或分段开关始终处于分位，新老母差保护需做相应处理以保证差动计算平衡。 内容提纲•一、智能变电站概念及发展历程•二、智能变电站网络结构•三、智能变电站二次系统介绍•四、智能变电站设计关注事项•五、智能变电站其他相关知识介绍 五、其他相关知识介绍•1、IEC61850简介•2、GOOSE相关技术简介•3、SV相关技术简介•4、VLAN及GMRP相关技术简介•5、IEC61588相关技术简介•6、IEC61850配臵工具及流程简介 小结•一、智能变电站概念及发展历程•二、智能变电站网络结构•三、智能变电站二次系统介绍•四、智能变电站设计关注事项•五、智能变电站其他相关知识介绍南京南瑞继保电气有限公司NARI-RELAYSElectricCo.,Ltd.南京市江宁区胜太号，211106______________________________________________________________________________________________________设计中心孔庆辉手机：13770980531固话：025-52127833Email:kongqh@nari-relays.com'