PS6000数字化变电站自动化系统说明书V301D.docx
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PS6000数字化变电站自动化系统说明书V301D
国电南自
PS6000＋
数字化变电站自动化系统
产品简介
3.01D版
国电南京自动化股份有限公司
GUODIANNANJINGAUTOMATIONCO.，LTD
PS6000＋
数字化变电站自动化系统
产品简介
3.01D版
国电南京自动化股份有限公司
2008年12月
版本声明
●本说明书适用于PS6000+数字化变电站系统整体介绍说明。
●本说明书包含数字化技术内容介绍、推荐方案介绍与数字化产品介绍。
●本说明书适用于PS6000+数字化变电站系统整体介绍与数字化变电站配置方案介绍。
产品说明书版本修改记录表
10
9
8
7
6
5
4
3
2
V3.01D
增加网络拓扑介绍;并完善了V2.02D版本的一些说明
2008/11
1
V2.02D
PS6000+数字化变电站系统说明书初稿。
2007/05
序号
说明书版本号
修改摘要
软件版本号
修改
日期
*技术支持电话：
（025）83537220
传真：
（025）83537201
*本说明书可能会被修改，请注意核对实际产品与说明书是否相符
*国电南自技术部监制
版本声明
1数字化变电站概述
1.1背景
随着嵌入式系统及通信技术的飞速发展，目前基于32位微处理器和以太网通信的变电站自动化系统已被普遍采用。
微机保护和变电站自动化系统的成功运用极大地提高了变电站运行的可靠性，也显著地减少了原本繁重的操作检修任务。
然而，伴随我国经济的快速腾飞，现阶段电力公司仍然面临着人员规模跟不上变电站建设维护要求的重要矛盾。
并且，虽然微机保护极大地简化了继电保护进线，但是继电保护屏柜对外的接线仍然非常繁杂，到开关场以及屏柜间的连接电缆往往达到数百根之多，根据事故分析统计报告，这些电缆接线方面的问题占了所有责任事故中的很大部分。
当前，嵌入式高速网络通信为变电站的下一步技术变革指明了方向。
IEC制订了变电站网络通信的最新IEC61850国际标准，在此标准中，不仅运用了最新的网络通信和信息建模技术，而且给出了依靠通信来传输TA、TV采样值以及开入开出信息的智能一次设备接口的标准。
IEC将变电站设备依据所处地位划分为变电站层、间隔层和过程层3个层次，并在IEC61850标准中首次将以太网通信引入过程层，整体描绘出了未来变电站从一次设备（主变、开关、TA、TV等）向上到整个变电站全面数字化的美好蓝图。
在采用了网络通信技术以后，数字化变电站将基本取消一二次设备间大量的连接电缆，保护和测控等间隔层设备依靠网络获取一次电流电压等实时数据，也依靠网络实现间隔间以及和变电站层的信息交换，光缆取代了电缆，数字代替了模拟，将大幅度简化各类装置结构和外部连接，解决现阶段电缆连接无法自检等不可靠问题，并能依托更好的信息化和自动化提高效率，预计将在电力系统引发类似于微机保护替代传统保护的又一次技术变革。
1.2数字化变电站定义
数字化变电站是指信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站，基本特征为设备智能化、通信网络化、运行管理自动化等。
1.3数字化变电站特点
1.3.1一次设备智能化
采用数字输出的电子式互感器、智能开关（或配智能终端的传统开关）等智能一次设备。
一次设备和二次设备间用光纤传输数字编码信息的方式交换采样值、状态量、控制命令等信息。
1.3.2二次设备网络化
二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息，取消控制电缆。
1.3.3统一信息模型和通信协议
所有信息按统一标准建模，并按统一的通信协议标准传输，实现不同设备和不同功能的信息共享。
另外，变电站站内信息数字化、标准化，在IEC61850到主站的标准确立以后，调度端将可完全访问变电站的所有信息。
除了传统的实时数据外，调度端还可以直接导入变电站模型乃至主接线图，并能获得在线监测、设备台帐等运行管理信息。
1.3.4运行管理自动化
整合监控、远动、五防、在线监测等功能，新增自动故障分析系统和程序化控制系统等高级应用功能，提升自动化水平，减少运行维护的难度和工作量。
1.4数字化变电站的优势
1.4.1信息共享降低投资
数字化变电站的所有信息采用统一的信息模型，按统一的通信标准接入变电站通信网络。
变电站的保护、测控、计量、监控、远动、VQC、在线监测等系统均从同一个通信网络接收电流、电压和状态等信息以及发出控制命令，不需为不同功能建设各自的信息采集、传输和执行系统，减少了软硬件的重复配置及为此而增加的投资。
传统变电站由于各种功能采用的通信标准和信息模型不尽相同，二次设备和一次设备间用电缆传输模拟信号和电平信号，各种功能需建设各自的信息采集、传输和执行系统，增加了变电站的复杂性和成本。
1.4.2减少设备更新扩建等成本
变电站的设备间信息交换均按照统一的IEC61850标准通过通信网络完成，变电站在扩充功能和扩展规模时，只需在通信网络上接入新增符合国际标准的设备，无需改造或更换原有设备，保护用户投资，降低变电站全生命周期成本。
数字化变电站的各种功能的采集、计算和执行分布在不同设备实现。
变电站在新增功能时，如果原来的采集和执行设备能满足已能新增功能的需求，可在原有的设备上运行新增功能的软件，不需要硬件投资。
1.4.3简化二次接线
数字化变电站的一次设备和二次设备间、二次设备之间均采用计算机通信技术，一条信道可传输多个通道的信息。
同时采用网络通信技术，通信线的数量约等于设备数量。
因此数字化变电站的二次接线将大幅度简化。
1.4.4提升采样精度
数字化变电站采用输出数字信号的电子式互感器，电流电压信号只在源头进行唯一的高精度模数转换，数字化的电流电压信号在传输到二次设备和二次设备处理的过程中均不会产生附加误差，提升了保护系统、测量系统和计量系统的系统精度。
例如采用0.2级的TA和TV，传统变电站由于电缆和电表带来的附加误差，计量系统总误差在±0.7％的水平。
而数字变电站计量系统的误差仅由TA和TV产生，可达到±0.4％的水平。
1.4.5提高信号传输的可靠性
数字化变电站的信号传输均用计算机通信技术实现。
通信系统在传输有效信息的同时传输信息校验码和通道自检信息，一方面杜绝误传信号，另一方面在通信系统故障时可及时告警。
数字信号可以用光纤传输，取消了传统TA、TV的大功率输入回路，从根本上解决抗干扰问题。
传统变电站一次设备和二次设备间直接通过电缆传输没有校验信息的信号，当信号出错或电缆断线、短路时都难以发现。
而且传输模拟信号难以使用光纤技术，易受干扰。
1.4.6避免传统互感器固有问题
数字化变电站采用电子式互感器，没有传统互感器固有的TA断线导致高压危险、TA饱和影响差动饱和、CVT暂态过程影响距离保护、铁磁谐振、绝缘油爆炸、六氟化硫泄漏等问题。
同时，由于新技术的采用，电子式互感器将大量节约铁芯、铜线等金属材料，在高电压等级和传统互感器相比具有明显的经济性。
1.4.7避免电缆连接导致的易发问题
数字化变电站二次设备和一次设备之间使用绝缘的光纤连接，电磁干扰和传输过电压没有影响到二次设备的途径，而且也没有二次回路两点接地的可能性。
由于取消了TV、TA的100V/5A回路，屏柜间除了通信线外只需要装置电源连线，彻底避免交直流系统误碰的可能。
传统变电站的二次设备与一次设备之间仍然采用电缆进行连接，电缆感应电磁干扰和一次设备传输过电压可能引起的二次设备运行异常，在二次电缆比较长的情况下由电容耦合的干扰可能造成继电保护误动作。
尽管电力行业的有关规定中要求继电保护二次回路一点接地，但由于二次回路接地点的状态无法实时检测，二次回路两点接地的情况近期仍时有发生并对继电保护产生不良影响，甚至造成设备误动作。
1.4.8解决设备间的互操作问题
数字化变电站的所有智能设备均按统一IEC61850标准建立信息模型和通信接口，设备间可实现无缝连接。
IEC61850的信息采用完善的自解释机制，在不同设备厂家在由于设备功能差别而进行了各自信息扩展时也能保证互操作性。
传统变电站的不同生产厂家二次设备之间的互操作性问题至今仍然没有得到很好地解决，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、调试和维护的难度，降低了通信系统的性能。
1.4.9进一步提高自动化水平
数字化变电站的采用智能一次设备，所有功能均可遥控实现。
通信系统传输的信息更完整，通信的可靠性和实时性都大幅度提高。
变电站因此可实现更多、更复杂的自动化功能，提高自动化水平。
一次设备、二次设备和通信网络都可具备完善的自检功能，可根据设备的健康状况实现状态检修。
在数字化变电站的基础上，还可以开发出完全实用化的故障自动分析及程序化操作软件。
传统变电站由于通信系统传输信息的完整性、实时性和可靠性有限，许多自动化技术只能停留在试验室里，难以工程应用。
2PS6000+数字化变电站自动化系统简介
变电站一次设备智能化、二次设备信息化已成为当今电力系统的技术潮流，为此国电南京自动化股份有限公司全新设计了PS6000＋数字化变电站自动化系统。
该系统采用先进的IEC61850、IEC61970等国际标准，二次设备组成了单纯的数字信息处理系统且和一次的能量环节解耦，符合技术演进趋势并在长时期内保护用户投资，满足可持续发展要求。
PS6000＋总结了数千套PS6000产品的成功应用经验，始终以电力系统的安全稳定性及继电保护的可靠性为宗旨，基于先进的计算机软硬件、自动控制、传感器和光纤网络通信技术，充分融合了电子式互感器（也称为光电式互感器）、继电保护、测控、当地监控和远动等主要功能，能够最大限度地满足电力系统安全、稳定和高效运行的要求。
PS6000＋提供了数字化变电站完整解决方案，在应用于非智能一次设备的常规变电站时，整体性能也能获得很大提升。
2.1系统特点
1）全面的数字化变电站解决方案
PS6000＋包含电子式互感器、智能终端、专用交换机、高低压继电保护、测控、远动、监控等设备和各种工具软件包，提供各电压等级数字化变电站解决方案，满足系统集成要求。
2）采用IEC61850标准，模型、信息、功能一体化配置
系统采用具有优良的互操作性和开放性IEC61850国际标准，依托建模优势，在信息流的基础上优化各种功能（如VQC、一体化五防、程序化控制等），基于统一的SCL工具网络化配置，达到模型与功能的完美组合。
3）光纤取代电缆，简化接线，提高安全可靠性
间隔层设备通过光纤与一次设备传输采样值和开关量，间隔间使用以太网GOOSE水平通信实现间隔联闭锁、母差失灵保护、过负荷联切等功能，少量光纤取代大量信号和控制电缆，降低施工成本并大大改善电磁兼容环境。
4）跨平台系统设计，最优软硬件配置
一套代码适用于Windows、Linux、Unix系统，并可实现混合平台应用，根据用户需求灵活选择软硬件资源配置，充分优化系统的可靠性、易用性、经济性等各项指标。
5）并行实时库克隆技术，实现站控层功能整合
采用面向应用的并行实时库克隆以及图模库一体化、1+N冗余等技术，将监控、远动及保护信息管理系统有机整合，避免信息重复输入，简化工程实施和维护。
6）不依赖采样同步源，确保继电保护可靠性
合并器完成电压和电流同步，输出IEC61850-9-1方便间隔内互联，而跨间隔保护采用IEC60044-8/FT3协议再插值同步，全站继电保护不依赖于集中同步源，不存在同步源丢失导致大范围保护失效的风险。
7）间隔独立、双重化保护独立，利于运行维护和检修
按照面向间隔的原则合理划分网络和一二次设备，双重化或主备分开的保护独立组屏，屏柜界限清晰，屏间信号具备软硬件隔离点，方便设备的运行维护和检修。
2.2系统架构
PS6000＋的设备按站控层、间隔层和过程层划分，具体如下：
1）站控层：
监控系统（含监控、一体化五防、VQC和保护信息管理等功能）、远动通信服务器；
2）间隔层：
保护装置、测控装置、安全稳定装置、备自投等自动装置；
3）过程层：
电子式互感器、智能终端（用于开关和变压器智能化）。
此外还包括IEC61850系统配置器、变电站专用以太网交换机、规约转换器（接入其它厂家非IEC61850装置）等配套的软件和设备。
PS6000＋的通信系统按IEC61850标准构建，逻辑通信接口如图2.2.1：
图2.2.1变电站自动化系统功能层和逻辑接口
图2.2.1.中各逻辑接口定义如下：
1间隔层和变电站层之间保护数据交换；
2间隔层与远方保护（不在IEC61850标准范围内）之间保护数据交换；
3间隔层内数据交换；
4过程层和间隔层之间PT和CT瞬时数据交换（尤其是采样）；
5过程层和间隔层之间控制数据交换；
6间隔和变电站层之间控制数据交换；
7变电站层与远方工程师办公地数据交换；
8间隔之间直接数据交换，尤其是像联锁这样快速功能；
9变电站层内数据交换；
10变电站（装置）和远方控制中心之间控制数据交换。
按此逻辑接口构建实际网络如图2.2.2：
图2.2.2PS6000＋组网方式
PS6000＋通信网络物理上分为两层，其一为站控间隔层网络，其二为过程层网络。
图2.2.1中接口①、⑥和⑨工作在站控间隔层网络，接口④和⑤工作在过程层网络，接口③和⑧的涉及保护功能的部分工作在过程层网络，接口③和⑧的其它部分工作在站控间隔层网络。
电子式互感器用点对点光纤向间隔层设备传输采样值。
PS6000＋的站控间隔层网络可采用双绞线以太网或光纤以太网，过程层网络采用光纤以太网，推荐采用简单可靠的星型拓扑结构。
站控间隔层网络和传统的自动化系统一样，可通过双网热备用或双网双工方式冗余提高通信可靠性；而过程层网络则视为继电保护的一部分，需根据保护配置原则进行冗余，在双网时应采用双网双工无延时切换以满足保护跳闸要求。
2.3PS6000＋典型系统方案
2.3.1220kV变电站典型系统
在220KV变电站典型系统中，是针对220KV及其以上电压等级的数字化变电站的典型应用方案。
其中包含了推荐使用的电子式互感器通讯协议、面向间隔的GOOSE组网方案以及合并器、智能终端设备的典型配置情况。
220KV变电站典型系统的系统结构：
1）电子式互感器：
采用点对点光纤向间隔层设备传输采样值：
间隔层设备的采样值来自单个合并器时，采用IEC61850-9-1协议；采样值来自多个合并器时，采用传输延时固定IEC60044-8的FT3协议。
母线PT合并器用IEC60044－8标准的光纤串行接口（FT3）输出数据给各间隔的合并器，各间隔合并器根据隔离开关位置进行电压切换和PT并列选择电压与本间隔采样数据组合后输出。
220kV的保护双重化，其母线PT采集单元和合并器均双重化。
2）GOOSE组网：
间隔层设备间实时性要求较高的信息，如失灵启动、断路器位置等通过过程层网络传输；间隔层设备间实时性要求不高的信息，如间隔联闭锁信息等通过站控间隔层网络传输。
过程层通讯采用按间隔组网方式。
过程层通信网按间隔分成若干子网，用母差交换机连接。
某个间隔子网故障时，不影响其它间隔的功能。
母差交换机故障时，不影响各间隔内功能。
3）智能终端（开关与变压器）
通过光纤以太网与间隔层设备传输各种信息（采样值除外）。
4）变压器间隔
变压器保护采用双主双后配置。
变压器的中性点CT采集器可接入高压侧或低压侧合并器。
变压器低压侧智能终端安装于开关柜，并实现电流电压的采集和开关量输入输出。
配合主变保护双重化配置，主变各侧合并器均采用双重化配置；智能终端在高压侧采用双重化配置，在中压侧采用单智能终端双网冗余方案，低压侧智能中断因为负责合并器功能，也采用了双重化设计。
5）低压间隔
10kV（或35kV）的间隔层设备安装在开关柜上，仍采用电缆传输模拟信号的方式实现与互感器和开关的信息交换。
220KV变电站典型系统的系统结构如图2.3.1所示。
图2.3.1：
220kV变电站系统图
2.3.2110kV变电站典型系统
本110KV变电站典型系统是针对110kV桥开关接线的系统结构图（单母线或双母线的110kV变电站可参照220kV变电站方案）。
其中包含了推荐使用的电子式互感器通讯协议、面向间隔的GOOSE组网方案以及合并器、智能终端设备的典型配置情况。
1110kV电压等级的互感器的合并器、开关的智能终端和变压器的智能终端通过同一个光纤以太网传输与间隔层设备传输采样值和开关量。
210kV（或35kV）的间隔层设备安装在开关柜上，仍采用电缆传输模拟信号的方式实现与互感器和开关的信息交换。
电流互感器可采用模拟输出的电子式互感器或电磁互感器，计量用电流互感器和电压互感器采用电磁互感器。
3变压器保护采用主后分开配置，后备保护集成测控功能。
4变压器低压侧智能终端安装于开关柜，实现电流电压的采集和开关量输入输出，供变压器保护测控用。
5110VPT合并器用60044－8标准的光纤串行接口（FT3）输出数据给变压器后备保护对应的合并器，由其根据隔离开关位置选择电压与桥开关CT的采样数据组合后输出，并用插值算法实现同步。
6由于各组需同步采样的电流电压数据均来自同一合并器，不需要设采样同步信号源。
图2.3.2：
110kV变电站系统图
2.4设备简介
2.4.1站控层设备
PS6000＋监控软件和PSX610远动通信服务器全面支持IEC61850通信标准，可直接接入符合IEC61850通信标准的各种智能电子设备（IED）。
PS6000＋监控软件和PSX600U远动通信服务器采用一体化数据库配置方式，生成监控数据库的同时即可完成对远动通信服务器的数据库、功能及逻辑的配置，提高了系统维护效率。
PS6000＋监控系统软件采用跨平台技术，可满足不同用户和不同等级厂站的要求。
系统可以平滑的运行于不同硬件平台（服务器、工作站、PC机）及各种操作系统（Unix、Linux、Windows）之上，并支持Oracle、Sybase、MySQL、SQLServer等主流商用数据库，为用户提供各种最优的软硬件解决方案，同时保持系统的功能、界面、操作和维护的一致性。
PSX643规约转换器实现IEC61850和其它现有主流变电站通信规约之间的规约转换，使系统可接入非IEC61850标准的IED。
2.4.2间隔层设备
2.4.2.1软硬件平台
间隔层设备的软硬件对数字化变电站的实施非常重要。
PS6000+数字化变电站自动化系统中的“U”系列保护测控装置，采用了Freescale公司最新PowerPC高性能低功耗通信处理器为主CPU，并在其上构建了完全配置化的逻辑图执行引擎和IEC61850数字化变电站软件平台。
PS6000+的保护、测控等各产品无需修改传统应用积累的核心算法和逻辑，仅通过工具软件少量修改软硬件配置即可实现GOOSE开入开出和采样值输入，确保软件可靠性。
数字化变电站取消了间隔层装置上的所有交流及开入开出插件，装置只需要少量的几块CPU插件完成数字化信息处理，因此完全可实现装置硬件统一及各电压等级的保护测控一体化。
间隔层装置的MMI插件负责人机界面及对站控间隔层网络的通信接口，对下管理若干块数字化CPU插件，运行不同的软件以实现各种保护、测控以及分散录波等功能。
2.4.2.2站控/间隔层通信接口
间隔层设备的站控/间隔层通信接口为2～3个100M以太网（可选装光纤接口或电口），满足IEC61850对通信带宽的要求。
间隔层设备通过该接口与站控层设备交换运行及配置信息。
间隔层设备间的间隔联闭锁信息交换也通过该接口用GOOSE报文实现。
2.4.2.3过程层通信接口
间隔层设备配置2～4个相互独立的100M光纤以太网接口用于过程层通信，各通信口分别用于输入采样值或传输GOOSE报文，且主CPU双网也可设置为同时支持两种功能。
母差、变压器保护等设备另外配置多个IEC60044-8的FT3协议的光纤口，用于跨间隔采样值的同步传输。
过程层总线上GOOSE报文用于间隔层设备与智能终端之间的信息传输，也用于间隔层设备间如失灵启动等涉及保护功能的信息传输。
GOOSE用双网时，GOOSE报文同时在两个网口发送。
GOOSE用双网时，接收的GOOSE报文，如果从另一网口已收到相同GOOSE报文序列号的报文，则过滤掉该报文。
2.4.2.4采样值同步
PS6000＋过程层的采样值传输方式，不需要各合并器间采样同步，可取消同步信号源。
PS6000＋的母差保护、变压器保护等跨间隔设备采样值来自多个合并器，用传输延时固定IEC60044-8的FT3协议，通过插值再采样算法同步来自各个合并器的采样值，因此不需要各合并器间采样同步。
线路保护所需的数据来自本间隔，采用IEC61850-9-1点对点光纤以太网传输。
由于合并器完成了电压和电流采样值的同步，保证距离和方向元件无额外的同步要求，但光纤纵差保护需要与对侧同步采样，保护装置需获取采样的实际时间。
不经过交换机的点对点以太网通信传输延时平均值稳定，偶尔有约200us的跳变，经平滑处理后保护装置的同步误差小于20us，完全满足纵差保护的要求。
如果线路一侧为数字化变电站，另一侧为常规站，光纤纵差保护在数字化侧补偿电子式互感器的和常规互感器的延时差。
2.4.3过程层设备
2.4.3.1电子式互感器
110kV及以上电压等级的互感器采用数字输出的电子式互感器。
35kV及10kV电压等级的互感器采用小信号模拟输出的电子式互感器。
2.4.3.2智能终端
现阶段尚无高电压等级的智能化断路器、隔离开关和变压器，因此需在这些非智能设备的端子箱内安装智能终端以实现智能化。
智能终端用电缆连接非智能设备的输入、输出，用光纤与控制室内的间隔层设备交换信息。
同一间隔的断路器和隔离刀闸共用一个智能终端。
变压器智能终端采集变压器的非电量、中性点刀闸位置、温度和档位等信息，控制变压器的档位、风扇和中性点刀闸。
220kV间隔智能终端和主变各侧开关配置双重化的智能终端，以满足保护双重化要求。
智能终端逻辑上是一次设备的一部分，在系统中仍被视为过程层设备。
2.5系统演示
为了演示和研究数字化变电站的关键技术，国电南自在实验室搭建了PS6000＋演示系统。
演示系统包含了典型数字化变电站的三层设备，包括一个220kV线路间隔、一个变压器间隔和一个220kV母差间隔，可测试PS6000+系统的关键性能指标。
为清晰起见，装置及网络未进行双重化，整个系统如图2.5.1所示。
在不使用升流器加大电流的情况下，微机保护测试仪输出的电流电压量由合并器直接采集。
类似传统保护试验，用微机保护测试仪输出故障电流电压，模拟各类光纤故障，通过监视智能开关的跳合闸及后台显示情况，可考核整个系统的同步精度、动作正确性、整组动作时间以及异常情况下的告警和闭锁情况。
典型测试内容如下：
1）测试光纤纵差保护、变压器保护和母差保护在额定穿越电流下的差流、动作门槛精度和典型故障时整组动作时间。
2）给变压器保护加故障电流，保护动作后故障电流不收回，测试失灵保护动作情况。
3）给所有保护加区外故障电流，断开合并器到保护的光纤，保护应无误动情况。
4）断开任何一条光纤，保护应告警。
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