变电站智能技术应用1031Word格式.docx

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3一次设备智能化方案28

4电气布置与优化28

5智能站自动化系统28

6智能一体化电源系统30

7智能辅助控制系统31

8一次设备在线状态监测系统32

9二次系统安全防范32

10站区总体规划及总布置33

11建（构）筑物规模及结构设想34

12供排水系统36

13采暖通风和空气调节系统36

14火灾探测报警与消防系统37

15环境保护与劳动安全38

16安全防护40

17基建新技术推广应用情况40

18国家电网公司变电站建设有关要求的执行41

一、了解智能变电站

1、背景

伴随着工业控制信息交换标准化需求和技术的发展，国家电网公司提出了“建设数字化电网，打造信息化企业”的战略方针，如何提高变电站及其他电网节点的数字化程度成为打造信息化企业的重要工作之一。

数字化变电站就是在这样的背景下提出来的。

因此，数字化变电站是变电站自动化发展及电网发展的结果。

如今，我国微机保护在原理和技术上已相当成熟，常规变电站发生事故的主要原因在于电缆老化接地造成误动、CT特性恶化和特性不一致引起故障、季节性切换压板易出错等。

这些问题在智能（数字）化变电站中都能得到根本性的解决。

另外，微机技术和信息、通讯技术、网络技术的迅速发展和现有的成熟技术也促成了数字化技术在电力行业内的应用进程。

这几年国内智能化一次设备产品质量提升非常快，从一些试运行站的近期反馈情况可以看出，智能化一次设备已经从初期的不稳定达到了基本满足现场应用的水平。

工业以太网是随着微机保护开始应用于电力系统的，更是成为近几年的变电站自动化系统的主流通信方式。

在大量的工程实践证明站控层与间隔层之间的以太网通信的可靠性不存在任何问题。

而间隔层与过程层的通信对实时性、可靠性提出了更高的要求，但通过近两年的研究与实践，这一难点问题也已经解决。

可以说原来制约数字化变电站发展的因素目前已经得到逐一排除。

智能（数字）化变电站按照变电站自动化系统所要完成的控制、监视和保护三大功能提出了变电站内功能分层的概念:

无论从逻辑概念上还是从物理概念上都可将变电站的功能分为三层，即站控层、间隔层和过程层。

智能（数字）化变电站作为变电站的发展方向，主要解决现有变电站可能存在的以下问题：

传统互感器的绝缘、饱和、谐振等；

长距离电缆、屏间电缆；

通信标准等。

智能（数字）化变电站与传统变电站相比，主要需对过程层和间隔层设备进行升级，将一次系统的模拟量和开关量就地数字化，用光纤代替现有的电缆连接，实现过程层设备与间隔层设备之间的通信。

2、智能变电站定义

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。

变电站的智能化是一个不断发展的过程。

就目前技术发展现状而言，智能变电站是：

由电子式互感器、智能化开关等智能化一次设备、网络化二次设备分层构建，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。

3、智能变电站体系分层（Q/GDW383《智能变电站技术导则》）

变电站自动化系统的功能逻辑上可分配在三个不同的层（二次系统的分层）

3.1过程层

过程层设备：

包括变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及其所属的智能组件以及独立的智能电子装置。

过程层功能：

为间隔层设备服务功能，状态量和模拟量输入输出功能，如数据采集（采样）、执行间隔层设备发出控制命令。

3.2间隔层

间隔层设备：

一般指继电保护装置、系统测控装置、监测功能组主IED等二次设备。

间隔层功能：

实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的功能，即与各种远方输入/输出、传感器和控制器通信。

3.3站控层

站控层设备：

包括自动化站级监视控制系统、站域控制、通信系统、对时系统等，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制（SCADA）、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能。

站控层的功能：

将变电站看作一个整体的功能，站控层功能宜高度集成，可在一台计算机或嵌入式装置实现，也可分布在多台计算机或嵌入式装置中。

4、数字化过程

主要体现在过程层数字化，采样值和开关设备就地实现数字化和信息网络化传输。

智能终端将刀闸、开关位置，开关本体信息（告警等）；

开关、刀闸控制等进行就地数字化；

合并单元（MU）实现电流电压数字化；

通常分两类模式，一是通过电子式互感器通过光纤直接输出数字信号给MU，二是通过常规互感器加装就地MU的方式实现模数转换，采样值以标准规约方式传输给间隔层设备。

智能电子设备（IED）

一个或者多个处理器协调工作的设备，它具有从或到一个外部源接受和发送数据/控制（例如电子式多功能表计、数字继电保护、测控）的能力。

智能终端

一种智能组件。

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，实现对一次设备的测量、控制等功能。

（断路器操作箱、在线监测装置）

电子式互感器

多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于一次电流或电压量，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。

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MU

用以对来自二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元。

合并单元可是互感器的一个组成件，也可是一个分立单元。

（主要作用：

ABC三相电流、电压的合并同步，并按照特定协议向间隔层设备，发送采样值）

SVSampledValue：

采样值。

基于发布/订阅机制，交换采样数据集中的采样值的相关模型对象和服务，以及这些模型对象和服务到ISO/IEC8802-3帧之间的映射。

（相当于传统站的交流采样）。

GOOSEGenericObjectOrientedSubstationEvent：

GOOSE是一种面向通用对象的变电站事件。

主要用于实现在多IED之间的信息传递，包括传输跳合闸信号（命令），具有高传输成功概率。

（相当于传统保护的开入开出回路）

SV：

所谓的618509-2协议的电流、电压的点对点传输、网络传输；

过程层传输，由合并单元上传给保护、测控，相当于传统站的交流采样回路。

GOOSE:

状态量的网络、点对点传输；

（状态量：

跳闸、位置等信号、闭锁等信号，相当于传统保护的开入开出回路；

）

按照国网441号文“智能化变电站继电保护技术规范”要求，保护装置采用:

直采：

MU到保护装置用光纤点对点连接（象电缆连接四芯电流、电压电缆由光纤代替），不经交换机；

直跳：

保护作用于本间隔断路器的跳闸，采用保护装置到智能终端（操作箱）点对点连接，不经交换机；

网跳（网络传输）：

像启失灵，母差跳闸等跨间隔的跳闸，宜采用GOOSE网络传输。

虚端子：

GOOSE、SV输入输出信号为网络上传递的变量，与传统屏柜的端子存在着对应关系，为了便于形象的理解和应用GOOSE、SV信号，将这些信号的逻辑连接点成为虚端子。

SV、GOOSE数据传输=过程层传输

按照南网数字化站相关导则，保护装置也可经交换机采用“网采网跳”的方式。

二、智能变电站发展历程

智能变电站大体经历了四个阶段：

第一阶段：

IEC61850实现监控层通讯

第二阶段：

GOOSE应用

第三阶段：

电子式互感器应用（IEC60044-8、IEC61850-9-1点对点通讯）

第四阶段：

过程层全面网络化（GOOSE、IEC61850-9-2、IEEE1588精密时钟同步协议标准、GMRP组播注册协议）

2009年4月，国家电网公司提出了建设坚强智能电网的目标，完成发电、输电、变电、配电、用户、调度、信息化专题子报告。

2009年5月，形成“统一坚强智能电网第一阶段重点项目实施方案综合报告”，报告明确九个方面试点方案：

第一批智能变电站试点工程七个（四个基建、三个技改）:

四个基建：

750kV陕西延安变、500kV吉林长春南变、220kV江苏无锡西泾变、110kV湖南长沙金南变。

三个技改：

500kV浙江兰溪变、220kV山东青岛午山变、110kV河南金谷园变。

2009年12月，国网公司颁布《智能变电站技术导则》；

2010年2月，国网公司颁布《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》、《330kV～750kV智能变电站设计规范》；

2010年3月，第二批智能变电站试点工程四十二个正式启动；

2010年6月，正式出版发行《智能电网技术》、《智能电网知识读本》；

智能变电站变电站的阶段性目标：

1、2009年~2011年规划试点阶段：

制定规范、标准，试点完成2~3座330kV及以上智能变电站建设和改造，100座左右66~220kV变电站建设或改造（已完成）；

2、2012年~2015年全面建设阶段：

实现新建变电站智能化率30~50%，原有重要变电站智能化改造率达到10%，1000~1500座变电站完成智能化改造；

3、2016年~2020年引领提升阶段：

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30~50%，改造原有变电站5000座左右。

三、智能变电站关键技术和设备的应用研究

变电站是电力生产消费过程中的一个重要组成部分，它连接着电源和负荷，担负着电压等级变换、电能分配、潮流控制和电压调节的功能。

经过60余年的发展，我国变电站技术有了突飞猛进的发展，变电站控制与保护系统在经历了电磁式、半导体和集成电路保护阶段后，上世纪90年代发展到微机保护时代。

经过10年发展，在解决间隔层设备大量数字信息共享与传输问题的过程中，变电站综合自动化技术迅猛发展，常规的模拟信号控制屏以及间隔层到站控层的电缆被取消，变电站自动控制与保护达到较高的水平。

但是在发展过程中，微机保护和综自系统的一些不足之处也逐渐显露出来。

之前，由于通讯技术不完善，必须采用现场计算、小数据量低速数据传输方式，金属通讯线路在恶劣的电磁环境中会受到强烈信号的干扰，直接造成了信息传输速度低、数据信息不丰富、终端设备成本高等一系列不足。

近些年，通信网络技术、电子式互感器、在线监测技术、IEC-61850规约研究应用逐渐走向成熟，智能变电站成为电力系统技术发展的必然选择。

智能变电站是指采用先进、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。

智能变电站总体上来看是在数字变电站的基础上，向过程层的一次设备智能化和站控层一体化信息平台的高级应用发展而来，从而实现全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化，满足无人值班和集中监控技术要求。

其基本特征是：

通信规约及信息模型符合DL/T860标准；

建立信息一体化平台；

支持顺序控制；

具备完善智能组件；

具备一次设备状态监测功能；

具有智能告警及故障综合分析功能；

实现图模一体化源端维护；

支持电网经济运行与优化控制。

与常规变电站相比，智能变电站的优势见表1-1-1。

表1-1-1智能变电站的优势

领域

智能变电站技术特点

优势体现

规划设计建设

减少占地面积，节省电缆材料

体现资源节约

新技术，新结构，新材料，降低污染

体现环境友好

模块化，标准化，易于改扩建

体现工业化

DL/T860统一规约，统一信息平台

设备集成，降低投资

运行检修

高度自动化、信息化，顺序控制，站域控制等应用

提高运行效率和水平

在线监测，设备状态可视化，实现状态检修，校验自动化、远程化

提高设备管理水平

调度

全景数据共享，分析决策控制技术，状态估计，源端维护等高级应用

丰富和强化对调度的支撑

电源

厂网信息交互及管控

网厂协调

即插即退技术

可再生能源接纳

相邻变电站

区域集控

实现分布协同控制

图1常规变电站与智能变电站区别

根据实现功能，智能变电站划为三层结构，即过程层、间隔层、站控层。

按照报文传输格式，智能变电站网络分为三类，即数据采样（SMV）、控制信号（GOOSE）、信息管理（MMS）。

1、电子式互感器

目前电力系统中广泛应用的常规电磁式电流、电压互感器或电容式电压互感器绝缘结构复杂、体积大,还存在着磁饱和、铁磁谐振、动态范围小等缺点。

近10年来，光纤技术和电子技术的进步促进了各种电子式互感器研究、生产、应用的迅速发展。

电子式互感器具有绝缘结构简单、无磁饱和、暂态响应范围大、体积小等优点，实现了高低压电磁隔离、数字化输出、光纤化传输，测量线性度好是互感器发展的必然趋势。

比较项目

传统电磁式互感器

绝缘

复杂、造价高

简单、造价低

体积及重量

大、重

体积小、重量轻

CT动态范围

范围小、有磁饱和

范围宽、无磁饱和

PT谐振

易产生铁磁谐振

PT无谐振现象

CT二次输出

不能开路

可以开路

输出形式

模拟量输出

数字量输出

电子式互感器的主要类型可以分为以下图2所示的类型。

图2电子互感器类型

电子式互感器从传感头有无电源的角度分为无源电子式互感器和有源电子式互感器。

无源电子式互感器常指光电流互感器（OCT）和光电压互感器（OPT），是一种采用“光学传感+光纤传输”模式的互感器，如图3所示。

图3光纤电流互感器结构原理图

无源电子式互感器的传感头采用了光学器件，如光纤陀螺或磁光玻璃。

电流互感器基于法拉第磁光效应原理实现，电压互感器基于波克尔效应原理实现。

通过检测入射光和出射光的偏转角，实现对电流或电压的计算。

无源电子式互感器输出的是数字信号，数据采集的方式发生了根本性的变化。

有源电子式互感器传感头部分需要提供工作电源，其传变常采用罗格夫斯基（Rogowski）线圈传变电流、电容分压传变电压，其传感基于电气原理，是一种“电气传感+光纤传输”模式的互感器。

如图4所示。

图4有源式电子互感器原理图

有源电子式互感器采用的依旧是电磁感应原理，只是由于取消了铁芯，采用了空心线圈，使得互感器不易饱和，传感线性度比较好。

电压互感器采用分压原理将高电压变为低电压，实际二次侧采样值依然是模拟量，通过互感器的信号调理电路将模拟量信号转换为数字信号。

1.1电子式电流互感器主要性能对比

温度特性对于磁光玻璃电流互感器，其传感部件维尔德常数随温度变化较大，导致测量精度存在温漂的现象；

对于全光纤电流互感器，本身光纤的维尔德常数随温度变化很小，但温度的不均匀会影响线性双折射，从而导致测量精度的变化；

有源型电流互感器的测量基本不受温度影响，但对于LPCT（低功率电流互感器），若采样电阻选取不当，阻值温度系数大，会影响测量精度，因此选用采样电阻时需选用阻值稳定的电阻。

振动和应力对于磁光玻璃电流互感器，振动引起的传感元件内因弹光效应导致线性双折射的改变、母线在原来固定位置附近振动及对上行传导光纤的作用使进入起偏器的光强发生波动均会破坏系统输出的稳定性。

对于全光纤电流互感器，传感元件内线性双折射大，而线性双折射受振动、应力的影响较大，从而导致测量精度的变化。

对于有源型电流互感器，母线振动可能造成罗氏线圈输出的波动，但对精度影响不大。

电磁兼容性能，对于无源型电流互感器高压侧无电子元件，电磁兼容性能较好。

有源型电流互感器采集器元件位于高压侧，存在电磁兼容问题。

小电流时的测量精度。

磁光玻璃电流互感器测量精度高，线性度好，测量小电流时，由于光路短，传感头灵敏度高，光纤自身白噪声造成的影响较小，信噪比好；

全光纤电流互感器光路长，传感元件维尔德常数小，测量小电流时，“白噪声”对精度测量有一定影响；

对于有源型电流互感器，罗氏线圈在额定电流至二三十倍额定电流范围线性度较好，但在小电流时计量精度不高，一般用于保护，并与LPCT配合使用，LPCT在5%-120%额定电流下线性度较好，精度较高，通常为0.1/0.2S，用于测量和高精度计量。

对于频响特性，无源型电流互感器测量基于磁光效应，频响特性较好，但在系统短路等少数情况下，仍有拖尾现象存在。

有源型电流互感器基于电磁感应，在测量高次谐波时有拖尾现象。

1.2电子式电压互感器主要性能对比

目前，研究和制造的无源式电压互感器多是基于Pokels效应的光学电压互感器，运行环境温度对其稳定性和可靠性有较大影响。

目前，国内仅有南瑞航天生产的无源型电压互感器产品通过了型式试验，有两台产品挂网运行在安徽110kV桓谭变电站。

阿海珐近期也将在中国建设无源型电压互感器的生产线。

有源型电压互感器的电压测量部分可采用电容、电感或电阻分压等型式，在110（66）kV及以上电压等级通常采用电容分压，技术较为成熟。

但由于主体仍是采用传统的电容分压方式，除实现了数字化输出功能外，有源型电压互感器在绝缘性能、体积上与传统电容式电压互感器相同，在价格、精确度和稳定性等方面也基本没有优势。

1.3技术瓶颈

温漂是无源型电子式互感器的技术瓶颈。

对于磁光玻璃型电流互感器，其传感部件维尔德常数随温度变化较大；

全光纤型电流互感器本身光纤的维尔德常数随温度变化很小，但光纤内的线性双折射对于温度的变化十分敏感，从而影响其测量精度。

目前厂家多采用实测环境温度来补偿维尔德常数和线性双折射的变化，但这种软件补偿方式未从根本上解决温漂问题。

目前无源型电压互感器仍处于研究阶段，国内外挂网运行的产品很少。

现在研究的无源型电压互感器多是基于Pokels效应的光学电压互感器，运行环境温度对其稳定性和可靠性有很大影响，主要体现在:

光学晶体除具有光电效应外，同时还具有弹光效应、热电效应，这些干扰效应直接影响光学电压互感器的稳定性；

光路结构，温度变化会引起光路系统变化，随温度变化具有较长的迟滞时间，且重复性差。

供能是有源型电流互感器的技术瓶颈。

母线取能方式下，在母线电流很小（额定电流的10%左右）时，不足以维持正常的激励状态，无法供能，且由于供电回路充电需要一定时间，间隔合闸瞬间电子式互感器将无法正常工作，不能满足保护要求。

激光供能方式下，对供能激光器功率要求较高，这种大功率激光器寿命一般较短（目前尚无实际运行统计数据，资料显示一般为1~2年），且主要依靠进口，价格昂贵，一般占电子式互感器总成本的1/4~1/3左右。

目前多采用复合供能方式，即正常时采取母线取能，激光供能处于备用状态，这种方式下可减少激光器在大功率状态下的工作时间，延长其寿命（资料显示为2~3年），但又可能造成两种供能方式切换过程中出现供能“真空”问题，不满足保护要求。

而对有源型电压互感器和用于GIS的有源型电流互感器，可以直接由站内直流电源供能，不存在上述供能方面的问题。

长期可靠性。

电子式互感器中采用了光学器件、电子器件等相对易耗元件。

此外，在长期运行过程中，由于光学器件的特性及传感单元中部分元件的性能劣化会引起测量误差。

目前电子式互感器的运行年限还较短，缺乏运行寿命方面的统计数据，对于电子式互感器的长期可靠性问题必须引起高度关注。

1.4电子式互感器选型

对于无源型电流互感器，根据工程特点和应用需要，可在110（66）kV电压等级应用；

对于有源型电流互感器，根据工程特点和应用需要，可在110（66）kV电压等级应用，其中GIS式的宜在110（66）kV及以上各电压等级推广应用；

对于无源型电压互感器，待技术和产品成熟，有挂网运行经验后，试点运行；

对于有源型电压互感器，根据工程实际需要选择应用。

对于35kV及以下电压等级，电子式互感器在绝缘方面的优势不明显，而其在性价比和成熟度上均不如传统互感器，建议不推广使用。

2、智能合并单元与智能终端

2.1合并单元

合并单元（MergingUnit）的概念最早出现在电子式互感器的标准IEC60044-7/8中，后来在IEC61850-9-1标准中做了扩展。

合并单元是按照时间相关组合二次变换器电流、电压数据的物理单元。

合并单元可以是现场变送器的一部分或是控制室中的一个独立单元。

合并单元在间隔层和过程层之间交换采样值，其作用是将互感器（传统型或电子式）与变电站自动化连接起来，为二次设备和系统提供时间同步的电流和电压信号。

MU在处理采样值通信时有以下特点：

多任务处理，高可靠性和强实时性，通信流量大，通信速度高；

同时接受多路A/D转换，并对其检验是否在传输过程中发生畸变；

对于检验后正确的电流电压信号及时传输给二次保护、测控设备；

采样频率高，同时还有部分状态信息进行通信。

MU的时间同步、数据精确度、数据实时性是其主要技术指标。

目前智能变电站采用“直采直跳”的方式。

MU与二次设备之间一般通过光纤相连，按照IEC61850-9-1/2或IEC60044-8的规范进行通信。

当采样IEC60044-8规范通信时，采样Manchester编码，传输速度为2.5Mbit/s或10Mbit/s，只能实现点到点通信，目前应用在继电保护装置的采样值传输上；

对测控、计量等实时性要求不高的数据利用IEC61850-9-1/2规范通过以太网接口进行通信，传输速度为10Mbit/s或100Mbit/s，可实现点对点或网络方式通信。

合并单元采样值发送间隔离散值应小于10μs，能提供点对点和组网输出接口。

若电子式互感器由合并单元提供电源，合并单元应具备对激光器的监视以及取能回路的监视能力；

合并单元输出采样数据的品质标志应实时反映自检状态，不应附加任何延时或展宽。

2.2智能终端

智能终端是一种智能组件，与一次设备采样电缆相连，与保护、测控等二次设备采样光纤连接，实现对一次设备（如：

断路器、刀闸、主变压器等）的测量和控制功能。

智能终端是智能化变电站系统中一次设备与二次设备的结合面，采集一次设备的开关和信号电气量，并以GOOSE协议上传至保护测控装置，并将保护的通过网络传出的跳合闸命令转化为控制一次设备的硬节点输出，具有传统操作箱功能和部分测控功能。

智能终端主要插件包括CPU插件、智能开入插件、智能开出插件、智能跳合闸插件、智能操作回路插件，模拟量采集插件等。

CPU插件一般采用32位处理器，运算与逻辑功能强大，负责与保护等间隔层设备的GOOSE通信，另外一方面完成逻辑，开放出口继电器的正电源，具有10路以上100M光纤以太网GOOSE接口，其中一个光纤口具有IEC61588对时功能；

智能开入插件