智能变电站自动化系统方案.docx
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智能变电站自动化系统方案
智能变电站自动化系统
1智能变电站简介
智能变电站作为智能电网的物理基础，同时作为高级调度中心的信息采集和命令执行单元，是智能电网的重要组成部分。
作为智能电网当中的一个重要节点，智能变电站以变电站一、二次设备为数字化对象，以高速网络通信平台为基础，通过对数字化信息进行标准化，实现站内外信息共享和互操作，并以网络数据为基础，实现测量监视、控制保护、信息管理等自动化功能的变电站。
智能变电站既是下一代变电站的发展方向，又是建设智能电网的物理基础和要求。
为了实现智能化电网的目标，智能变电站的研究和建设具有重要的意义。
1.1智能变电站的特点及功能
随着智能电网的提出和建立，变电站将由数字化演变为智能化，更突出“智能”的特点。
智能化变电站在数字化变电站的基础之上，赋予了以下十二个“智能特征”或“智能化功能”。
1.1.1一次设备智能化
与数字化变电站描述的一次设备智能化相比，智能变电站加大了一次设备信息化，可监测更多自身状态信息，也可通过网络获知系统及其他设备的运行状态等信息。
自动化程度更高，具有比常规自动化设备更多、更复杂的自动化功能。
具备互动化能力，与上级监控设备、系统及相关设备、调度及用户等及时交换信息，分布协同操作。
1.1.2信息建模统一化
除了基于IEC61850标准的建模外，智能变电站能实时监测辖区电网的运行状态，自动辨识设备和网络模型，从而为控制中心提供决策依据。
1.1.3数据采集全景化
智能变电站利用对时系统，同步区域和站内时钟，完善和标准化站内设备的静态和动态信息模型，向智能电网提供统一断面的全景数据。
采用新型传感技术、同步测量技术、状态检测技术等逐步提高数字化程度，逐步实现潮流数据的精确时标，实时信息共享、支撑电网实时控制和智能调节，支撑各级电网的安全稳定运行和各类高级应用。
1.1.4设备检修状态化
全面采集能够反映系统主设备运行的电脉冲、气体生成物、局部过热等各种特征量。
智能变电站配置用于监测系统主设备的传感器，或者由智能一次设备直接提供其功能。
利用DL/T860提供的建模方法，建立设备状态检修的信息模型，构建具备较为可靠实用的状态监测预警算法和机制、支撑状态检修实践的专家系统。
1.1.5控制操作自动化
程序化操作。
智能变电站具备程序化操作功能，除站内的一键触发，还可接收和执行监控中心、调度中心和当地后台系统发出的操作指令，自动完成相关运行方式变化要求的设备操作。
程序化操作具备直观的图形界面，在站层和远端均可实现可视化的闭环控制和安全校验，且能适应不同的主接线和不同的运行方式，满足无人值班及区域监控中心站管理模式的要求。
1.1.6事故处理智能化
（1）智能告警及分析决策。
对全站告警信息进行综合分类，实现全站信息的分类告警功能。
（2）智能告警策略。
包含信号的过滤及报警显示方案、告警信号的逻辑关联、推理技术和事故及异常处理方案。
预告信号以故障常态为信号触发状态，瞬时中间信号做过滤处理。
正常操作引起的预告信号做过滤处理。
（3）故障分析与辅助决策。
（4）电能质量评估与决策。
基于变电站电能质量监测系统，实现电能质量分析与决策的功能，为电能质量的评估和治理提供依据与决策。
1.1.7保护控制协同化
（1）站域保护
在变电站内基本的控制与保护手段保留的前提下，建设站域保护，其要求是：
保证继电保护的四性原则、主/后备原则、近/远后备原则。
站域保护宜全方位地综合利用全站信息来提高保护性能，且适应变电站的各种运行方式和变电站分阶段建设的模式。
站域保护实现全站的快速且有选择性的后备保护。
既可以综合利用变电站内各侧的电压和/或电流关系对各侧的故障进行定位以实现全站的快速后备保护，也可以在原有后备保护的基础上根据与之配合的主保护或者后备保护的动作情况来缩短该后备保护的延时。
（2）电网运行状态自适应
智能变电站应具有与相关变电站之间实时传送继电保护、备用电源自动投入装置等信息，实现智能电网的协调运行。
根据站内收集和站间交换的信息以及调度中心的指令，识别并自适应电网的运行状态。
在电网正常运行状态下，综合利用FACTS、变压器调压、无功补偿设备投切等手段，控制和优化潮流分配，提高输送能力和运行效率。
在电网紧急运行状态下，与相邻变电站和调度中心协调配合，动态改变继电保护和稳定控制的策略和参数，适应电网拓扑和潮流分布的改变，扩展运行边界，提高实际可用稳定裕度，保障电网稳定运行。
1.1.8变电站运行管理安全经济化
（1）具有站内状态估计功能。
宜具有辨识变电站内拓扑错误（数字量）和坏数据（模拟量）的功能，将拓扑错误和坏数据解决在变电站内，获得高可靠的拓扑结构、高精度的母线复电压和支路复电流熟数据，保证基础数据的正确性及满足智能电网快速状态估计的要求。
（2）经济运行与优化控制。
在站内配置无功电压控制设备，配合自动电压控制系统，利用智能变电站先进的通信手段采集多方数据，监视电网的无功状态，运用先进的数学模型、信息模型，从基于电网的角度对广域分散的电网无功装置进行协调优化控制。
实现降低网损、提高电压合格率、改善电能质量，达到系统安全经济运行和优化控制的目的。
（3）安全状态评估/预警/控制。
智能变电站为不同调度层面在线安全稳定防御系统提供信息交互接口，为在线安全状态评估系统提供实时可靠的信息，以便其进行实时在线评估、预警和控制，实现智能电网预防控制和紧急控制的协调。
（4）资产（设备）全寿命周期管理。
智能变电站支持设备信息和运行维护策略与调度中心实现全面互动，实现基于状态的全寿命周期管理。
通过建立精益化的评估体系，从资产全寿命周期的安全、效能和成本角度，逐步建立全寿命周期综合优化管理体系，提供综合最优的资产投资、运行维护和资产处置方案，提高变电站运行的安全性，为规划、生产、管理等一系列工作提供智能辅助决策支持。
（5）在数据源头维护，实现数据的唯一性及维护的方便性。
1.1.9大规模可再生能源接入即插即用化
智能变电站支持电源与调度中心全面互动，实现电源与电网的高度协调。
1.1.10用户管理互动化
智能变电站具有向大用户实时传送电价、电量、电能质量及电网负荷信息的功能，支持电力交易的有效开展，实现资源的优化配置；激励电力市场主体参与电网安全管理，从而实现智能电网各环节的协调运行。
1.1.11防灾减灾安全化
智能变电站配置灾害防范、安全防范子系统，留有与“电网防灾减灾与应急指挥信息系统”的通信接口，为各种自然灾害和突发事件的监测、预测、预警提供有效信息和判据，为指挥相关部门的应急联动提供决策依据。
1.1.12通信网路安全化
在数字化变电站工程实践中，站内实现通信网络安全措施。
而在智能化变电站中，能够实现站内、站间的通信网络安全措施管理。
1.2智能变电站的系统结构
按IEC61850标准将智能变电站系统从功能上划分为变电站层、间隔层和过程层三部分组成，并通过分层、分布、开放式网络系统实现连接（如图1所示）。
图1智能变电站二层两网结构
（1）过程层
该层直接和一次设备的传感器信号、状态信号接口和执行器相接，该层设备可以和一次设备一起实现就地现场安装，通过合并单元MU和智能单元实现电力一次设备工作状态和设备属性的数字化，过程层设备通过过程层总线和间隔层设备相连，并通过GPS授时信号产生系统同步时钟信号。
（2）间隔层
间隔层设备主要实现保护和监控功能，并实现相关的控制闭锁和间隔级信息的人机交互功能，间隔层设备可以通过间隔层总线实现设备间相互对话机制，间隔层设备可以集中组屏或就地下放。
（3）变电站层
变电站层设备包括变电站就地操作后台系统、外部数据交互接口（控制中心数据转发、保护信息管理系统数据接口、设备管理系统）和通用功能服务等。
通用功能服务模块通过间隔层设备传送来的信息实现变电站级跨间隔的控制服务，如变电站防误闭锁功能、电压无功控制，也可接收来自控制中心的命令实现区域系统防误操作、区域安全稳定控制和区域电压无功优化控制等功能。
1.3智能变电站通信网络
在逻辑层次上，智能变电站通过过程层网络和变电站层网络连接过程层、间隔层和变电站层设备。
（1）变电站层网络
功能和结构与传统变电站的监控网络基本类似，依靠MMS/GOOSE进行通信，实现全站信息的汇总及防误闭锁等功能。
（2）过程层网络
过程层网络分为SMV采样值网络和GOOSE网络。
前者的主要功能是实现电流、电压交流量的上传；后者的主要功能是实现开关量的上传及分合闸控制量的下行。
过程层通信网络上的数据流按照功能的不同可划分为：
①合并单元（mergingunit，MU）向智能电子设备（intelligentelectronicdevice，IED）周期性发送的采样值（sampledvalues，SAV）报文；②智能开关柜（intelligentswitchgear，ISG）向IED周期性发送的面向通用对象的变电站事件（genericobjectorientedsubstationevent，GOOSE）报文，即开关量输入报文；③IED向ISG发送的GOOSE报文，即开关量输出报文，包括开关分合、设备投退、分接头调整、档位切换等；④简单网络时间协议（simplenetworktimeprotocol，SNTP）或IEEE1588时间同步报文。
1.4智能变电站面临问题
智能变电站实现以上功能在技术上还有赖于以下关键问题的解决。
1.4.1动态数据处理
动态数据处理系统是变电站的运行神经枢纽。
数字化带来了丰富的数据源，为监控变电站的运行工况，保证系统安全运行和快速处理故障提供了更多的依据。
因此，如何对变电站数据进行实时有效动态处理，关系到监控管理系统的智能化决策机制，是保证电网安全稳定运行重要依据。
1.4.2高精度时钟同步技术
为了保证信息数据的完整性和实时性、可靠性，实现各个采集控制单元的同步采样，实时输出同步的相量数据，传统变电站的对时模式及原理已经不适应和不能满足智能变电站对时钟精度的要求。
基于IEEE1588对时系统的开发迫在眉睫。
1.4.3智能化一次设备的研究
智能化一次设备是智能变电站的重要组成部分，开发满足智能变电站的一次设备是实现智能变电站的关键所在。
国内研究智能化一次设备的厂家起步较晚，基础薄弱。
国内大部分电力设备供应商还不具备提供智能化一次设备的技术和能力，产业链的构造还需要一定的周期，给智能化一次设备的发展带来了桎梏。
1.4.4实时网络通信技术
智能变电站大量采用以太网网络通信技术。
如何减少数据碰撞，提高数据传输的实时性、可靠性、安全性等是需要进一步研究的内容。
2智能变电站应用实例——河滨220kV智能变电站
2.1河滨220kV智能变电站的网络结构及功能特点
河滨220kV变电站严格按照国网规范要求，全站应用IEC61850标准，采用“三层两网”结构设计。
变电站自动化系统在功能上划分为站控层、间隔层和过程层3个层次。
通过“两网”，即运用制造报文规范（ManufacturingMessageSpecification，MMS）技术组网，并应用于站控层和间隔层间通信的MMS网；运用通用面向变电站事件对象（GenericObjectOrientedSubstationEvents，GOOSE）技术组网，并应用于过程层和间隔层间通信的GOOSE网，把3个逻辑层次联系起来，如图2所示。
本文以河滨220kV变电站220kV部分为例进行说明，其他电压等级功能相通。
图2河滨220kV变电站自动化系统构成
2.1.1过程层主要设备
过程层功能指与过程接口的全部功能，装置典型是与远方过程接口，如与过程总线连接的输入/输出（Input/Output，I/O）、智能传感器和控制器等。
过程层是随着一、二次设备技术和网络技术的发展而出现的，在传统站内不具备这一逻辑分层。
过程层设备主要有非常规互感器、智能单元、气体全封闭组合电气（GasInsulatedSubstation，GIS）等。
2.1.1.1电子式互感器
电子式互感器的应用是智能变电站的重要标志，这一技术的出现推动了智能变电站的工程化。
本站220kV、110kV以及主变压器高、中压侧部分采用罗氏线圈和电容分压原理构成的电子式电流互感器（ElectronicCurrentTransducer，ECT）/电子式电压互感器（ElectronicVoltageTransducer，EVT），互感器输出毫伏级模拟信号给远端模块，远端模块进行模拟量/数字量（Anologe/Digital，A/D）转换，应用IEC61850-44-8规约输出光信号给合并单元。
主变低压侧采用了带铁心微型电流互感器，输出150mV保护信号和4V测量信号给采集器，通过集成在采集器中的采集卡输出光信号给低压侧合并单元。
2.1.1.2合并单元
合并单元（MergingUnit，MU）主要用于连接智能化输出的电子式互感器（远端模块）与保护、测控装置，主要功能是同步采集多路ECT/EVT输出数字信号后，按照规定的格式（IEC61850-9-2）把采样测量信息发送给保护、测控等智能电子设备（IntelligentElectronicDevice，IED）MU在设计时主要需满足3个功能需求：
同步、多路数据处理和通信。
本站通过对时网对MU进行统一对时（见图2），并按照IEC61850-9-2规约，采用以太网通信方式进行采样测量值的传输。
由于采样信息需实时、循环发送，为了保证采样测量信息的正确、有效，保护、测控装置直接通过MU进行采样，不采取网络传输采样测量值的方式。
在相应间隔内对远端模块、合并单元和保护、测控装置进行冗余配置，实现信息冗余，保证了采样测量信息的完整性和有效性。
2.1.1.3智能终端
智能终端采用模块化的微处理机设计制造，除具备传统操作箱的功能还具有对于I/O信息的处理、发送能力，所以也叫智能操作箱。
智能终端和汇控柜在开关场组成智能组件柜，由智能终端进行开关量的采集，处理并完成间隔层设备对于刀闸、断路器的操作控制。
由于通过网络传输跳闸报文存在网络延时等网络传输质量问题，本站采取“直跳”方式，即保护跳闸信息不经过网络传输，由保护装置直接对智能终端发命令信号。
对于实时性不高的信息，如遥控操作、告警、开关状态等，通过网络进行信息交换。
2.1.2间隔层
间隔层主要功能是：
（1）汇总本间隔过程层实时数据信息；
（2）实施对一次设备的保护控制功能；（3）实施本间隔操作闭锁功能；（4）实施操作同期及其他控制功能；（5）对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别控制；（6）执行数据的承上启下通信传输功能，同时告诉完成与过程层及变电站层的网络通信功能。
2.1.2.1保护装置
首先应明确保护原理不变，由于智能变电站中的智能设备间通过光纤连接且通过电子式互感器对电流/电压进行采样，使保护装置可以通过对过程层数据的共享和交换来实现保护逻辑联系，从而取代传统变电站中的电气回路。
2.1.2.2测控装置
由于智能终端承担了部分测控的功能，如开关状态信息的处理，使得测控装置在功能上发生了一些变化：
（1）通过组态工具，导入对于过程层设备的联/闭锁逻辑，实现间隔层对于过程层设备的逻辑闭锁；
（2）增加网络模块。
通过不同的网络模块，完成站控层和过程层间的信息交换。
2.1.2.3网络分析和故障录波装置
这是智能变电站独有的设备，通过把故障录波器的功能进行延伸，产生网络分析和故障录波相结合的分析记录。
不同于传统的变电站中的录波器，仅仅只是记录故障发生前后的波形，智能变电站中的网络分析和故障录波装置可以实时监视并分析网络报文，通过人机界面即可更为详尽直观地了解当前或故障时的网络、设备信息以及故障原因，并利用录波器功能把这些状态信息和波形记录下来，形成分析变电站事故所需的依据。
2.1.3站控层
站控层功能有两类：
“过程有关”变电站层功能，即使用多个间隔或者全站的数据，并且对多个间隔或全站的一次设备进行监视和控制；“接口有关”变电站层功能，表示变电站自动化系统与本站运行人员的接口，与远方控制中心的接口，与监视和维护远方工程管理接口。
本层内装置由配有数据库的站级计算机、操作场所、远方通信接口等组成。
站控层设备和传统站配置类似，其中新出现了两类高级应用，主要包括集成在“后台”的顺序控制等功能和集成在“在线监测系统”内的状态检修等功能。
这些高级应用是智能变电站的智能化程度的具体体现。
2.1.4网络结构
本站的“两网”都采用双星形拓扑结构，见图2。
2.1.4.1网络结构的特点
（1）两层网络设计。
对于220kV等级的变电站，和所有元件共同组成一个网络相比较，两层网络形成的节点数目相对较少，网络负荷相对较轻，且在现有技术条件下，可靠性较高，并容易实现。
但两层网络相对单一网络，其信息共享度较低，建设成本也相对较高。
（2）双星形拓扑结构。
星形拓扑组网的优缺点都很直观。
首先星形拓扑的优点是：
利用一个中央交换机就可以方便地组网和配置网络，配置相对简单；对于单个间隔，其系统等待时间最少，访问协议相对简单；单个链路的故障只能影响其相关的设备，不会影响整个网络，容易检测和隔离故障。
缺点是如果中央交换机出现故障，将失去所有以此交换机作为中央节点的IED设备信息。
这种组网方式对于中央交换机的可靠性和相关技术要求都较高，价格也相应比较昂贵。
本站通过双星形结构实现网络的冗余，以此保证系统的稳定性和安全性，同时又不失去信息传递的快速性，弥补了星形拓扑结构的不足。
2.1.4.2技术特点
本站采用全双工交换式以太网技术，间隔层和站控层间信息交换利用MMS+传输控制协议/
网间协议（TransmissionControlProtocal/InternationProtocal，TCP/IP）+IEC802.3实现，间隔层和过程层间信息交换利用GOOSE技术实现快速信息交换。
采取网络冗余来保证网络的可靠性，MMSA网、B网互为备用，不同时在线运行；GOOSEA网、B网互为冗余，同时在线运行。
交换式以太网从广义上讲，即采用交换机的以太网。
由于网络各节点之间通过交换机可以实现逻辑上的点对点通信，网络在一定程度上保证了传输延时。
但由于以太网的固有特性，在交换机端口处不可避免存在信息“竞争”的情况，而且发布者利用组播技术发布的信息有可能突破交换机限制形成广播，增加了网络风暴的可能性。
所以本站通过虚拟局域网（VirtualLocalAreaNetwork，VLAN）技术，来增强网络的实时性、可靠性等要求。
VLAN是一种交换网络技术，可以按照功能、工程组或应用等构架为基础对局域网进行逻辑划分。
利用VLAN技术，可以把同一工作性质的用户集中在同一VLAN内。
1个VLAN就相当于1个独立的局域网，信息只在这个VLAN中交互；各个VLAN之间只能通过路由器来进行数据通信，减少了跨VLAN的数据流量，从而有效地隔离广播风暴，优化网络性能，增强网络的安全性。
2.2数字技术对于河滨220kV变电站调试的影响及存在问题
2.2.1变电站调试
2.2.1.1继电保护调试
首先，由于保护装置采用了全新的链路连接方式和数据采样技术，在继电保护原理层面不用再考虑由于常规互感器的饱和特性引起的暂态误差和不平衡电流等情况，但保护调试人员需更加重视物理和逻辑链路的状态问题。
具体表现有：
（1）由于A/D转换在一次设备中进行，使得一、二次系统完全隔离，提高了安全度，同时简化了间隔层设备的装置结构，并不用考虑间隔层设备的负载问题。
（2）由于IED设备间采用光缆连接，本站不存在传统变电站的电缆绝缘和二次接地问题；互感器的极性问题可以通过调整远端模块和MU的配置文件参数进行修正。
（3）对于电流饱和的保护判定不再必要，取而代之的是对于数据传输的重视，如采样值（SampledValue，SV）链路中断，则闭锁整套保护。
其次，由于在过程层实现的“虚端子”连线形成了继电保护逻辑链路，取代了传统站中利用电气链路进行的I/O信息交换，从而实现了保护功能的分布化。
继电保护人员不用再过多关注二次回路的具体连接，可以把更多的精力用于保护逻辑实现的合理性和有效性上。
2.2.1.2运行检修
智能变电站在运行检修方面产生的影响主要集中在高级应用方面。
（1）顺序控制，简称顺控，即程序化控制，通过预先设定的倒闸操作程序，在严格的操作监护制度下，在后台即可实现变电站倒闸操作。
控制过程如下：
变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。
实际操作时只需变电站内运行人员或调度运行人员根据操作要求选择一条顺控操作命令，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。
通过顺控的应用，可提高运行人员工作效率、减少倒闸操作过程中人为操作失误的几率。
（2）在线监测的出现，使得状态检修成为可能。
状态检修也称预知性检修，即根据设备运行状态的好坏来确定是否对设备进行检修。
在线监测系统可实现对微水等化学量、机构的分合速度及触头的行程距离等物理量、设备的负荷变化和启停次数等电气参数进行在线数据和离线数据的比较计算，从而产生综合分析决策，对面向设备状态的检修提供技术支持。
由于在线监测系统通过传感器对设备进行监测，所以对于传感器的性能和可靠性就有了非常高的要求。
除此之外，高级应用还包括一些高科技监控设备，如利用高速摄像头实时记录设备外观信息的监控系统；利用气体传感器记录继电保护小室内有害气体含量并进行告警的设备等，都可为运行检修人员提供直观的事故告警信息。
2.2.2变电站现场调试验收
2.2.2.1在继电保护方面存在的问题及现场解决方法
本站由于断路器机构延用传统变电站设计思路，配置2组跳闸线圈、1组合闸线圈，使得第2套智能终端不能独立实现对断路器的合闸操作，这有悖于智能变电站设备互操作性的理念。
这样相悖的特性，使得现场施工验收时出现了以下一些问题。
（1）为了实现双套保护都满足低气压闭锁重合闸的要求，施工调试人员只能通过现场加装中间继电器的方式，通过重动接点来满足双重化配置的需要。
（2）由于第2套操作箱合后继电器不能启动，导致事故总信号不能发出，现场只能通过第1套智能终端合后继电器常开接点串接第2套智能终端跳闸位置接点后，接至第2套智能终端的事故总开入来解决此问题。
（3）手跳放电功能的缺失，导致在偷跳启动重合闸投入时，遥控分闸后断路器自动重合。
现场解决此问题的思路是：
将智能终端的手跳开入串接空接点，并通过“虚端子”连线将此空接点关联保护装置闭锁重合闸功能，即遥控分闸时保护装置启动闭锁重合闸功能闭锁重合。
（4）由于2套保护装置在过程层中分别处于GOOSA网和GOOSB网中，导致重合闸相互闭锁功能缺失。
现场解决此问题的思路是：
2套智能终端的闭锁重合闸开入通过空接点形成电气联系，再利用“虚端子”连线分别关联对应的保护装置的闭锁重合闸功能。
（5）由于功能的分布化，保护装置、合并单元及智能单元分别配置检修压板，逻辑上增加了实现检修状态功能的复杂性。
国网规范只针对检修一致性有说明，并没有规范不同间隔检修时具体保护的逻辑配合问题。
由于各厂家在技术规范理解上存在差异，使得母差保护等需各间隔相互配合的保护，增加了实现的困难度。
2.2.2.2其他方面产生的问题及解决办法
（1）由于测控装置实现的逻辑闭锁功能和GIS实现的电气闭锁功能在设计上存在差异，导致在测控装置和智能组件柜处分别退出闭锁时，会出现五防逻辑的不统一，本站解决策略是取消逻辑闭锁来避免逻辑混乱。
（2）母差、主变等公用设备难免要通过交换机间的级联来完成通信，所以在同一电压等级间保留VLAN，在一些需要级联的部分取消VLAN，来保证继电保护逻辑的完整性。
（3）由于本站利用大量的传感器件采集设备状态信息，但这些器件在运行时的精确性和可靠性不能保障，
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