南方电网调研智能变电站项目交流

©XJGC5/14/2020V1.9许继集团有限公司2011年05月南方电网智能变电站调研技术交流©XJGC5/14/2020V1.9目录许继智能变电站技术1110kV河芦变关键技术2智能变电站调试及运行管理3©XJGC5/14/2020V1.9智能变电站定义信息数字化、功能集成化、结构紧凑化、状态可视化©XJGC5/14/2020V1.9智能变电站技术变革智能变电站技术优势节能、环保、结构紧凑。应用电子式互感器解决传统互感器固有问题提高自动化水平、消除大量安全隐患。不同设备间可实现无缝连接。智能变电站面临的新问题工程设计模式的变化（传统硬接线变革为网络结构和虚拟端子）。测试设备和测试方法的变化。运行、维护管理的变化。©XJGC5/14/2020V1.9许继智能变电站技术许继是IEC61850国标版DL/T860的主要起草单位之一，积极参加了国网、南网组织的智能变电站相关标准、导则、规范的制定。2008年通过省部级科学技术成果鉴定，并申请16项国家专利。©XJGC5/14/2020V1.9许继智能变电站技术许继智能变电站系统为1000kV及以下电压等级新建或改造智能变电站提供整站系统集成业务，产品涵盖了一次智能设备、二次设备及综合自动化系统，主要产品类型如下：站控层系统：监控系统、远动系统、五防一体化系统、信息一体化平台，时钟同步系统、模型配置及仿真系统；间隔层设备：数字化继电保护装置、测控装置、自动控制装置、故障录波装置、网络报文记录及分析装置、数字化电度表；过程层设备：智能终端、合并单元、在线监测设备；一次设备：电子式互感器（罗氏线圈、法拉第磁光玻璃）、高压智能开关、智能变压器；测试设备：数字化继电保护测试仪、电子式互感器测试仪；©XJGC5/14/2020V1.9许继智能变电站技术许继智能变电站技术成果首创9-2采样值报文网络传输，并进行推广应用。首创网络化保护功能（备自投、母线保护）。独创采用SNMP的网络在线监视与诊断服务技术，作为网络工况监视的“电子眼”，实现了自动化系统的网络安全可视化监控；较早开展1588、SV、GOOSE三网合一传输技术研究，并通过东北电科院系统测试。技术成功应用于河南220kV淇县变电站项目。较早开展集中式保护测控技术研究，并成功应用于云南110kV变电站项目。©XJGC5/14/2020V1.9许继智能变电站技术许继智能变电站已经或即将投运工程约50个，重点工程业绩：陕西750kV延安智能变电站吉林500kV包家智能变电站宁夏330kV蒋家南智能变电站陕西330kV户县智能变电站河南220kV淇县智能变电站广东阳江220kV智能变电站河南110kV河芦智能变电站河南110kV金谷园智能变电站©XJGC5/14/2020V1.9河芦110kV智能变电站技术工程规模：电压等级：110kV/10kV主变：2台110kV：内桥接线，2回110kV进线10kV：3段母线，出线24回、电容器4回、所用变2回。110kV采用室内GIS组合电器，10kV采用高压开关柜。郑州河芦110kV变电站由许继集团进行系统总集成，提供全套智能化设备，项目于2010年6月正式投入运行。©XJGC5/14/2020V1.9河芦110kV智能变电站技术遵循“两型一化”整体设计思想：优化电气一次、二次设计，采用组合电器和设备就地下放原则；提高系统集成度，使系统紧凑化、一体化；增强高级应用功能和一次设备智能化，实现无人值班；实现变电站全过程、全寿命周期内“资源节约型、环境友好型、工业化”，降低变电站建设成本。©XJGC5/14/2020V1.9河芦110kV智能变电站技术整体技术方案：整站建立在IEC61850规范基础上，按分层分布式实现智能电气设备间的信息共享和互操作性。从整体上分为三层：站控层、间隔层和过程层。采用电子式互感器，与GIS组合电器和高压开关柜集成安装。站控层与间隔层保护测控等设备采用IEC61850-8-1通信协议。间隔层与过程层合并单元采用IEC61850-9-2网络化采样。间隔层与过程层智能终端采用GOOSE通信协议，GOOSE与SV信息共网传输。©XJGC5/14/2020V1.9河芦110kV智能变电站技术一次设备（电子式互感器）：110kV采用室内GIS组合电器，配置罗氏原理的电子式互感器，采用三相共箱技术，集成安装于GIS。互感器供电和电子回路外置安装，便于检修、维护；采用站内直流供电和光纤采样输出，提高运行可靠性。©XJGC5/14/2020V1.9河芦110kV智能变电站技术一次设备（电子式互感器）：10kV采用高压开关柜，配置罗氏原理和电阻分压原理的电子式互感器，采用电流、电压一体化结构，输出采用小信号模拟量。单一罗氏线圈实现了保护电流和计量电流的检测，电流精度0.2S/5P30，电压精度0.2/3P©XJGC5/14/2020V1.9河芦110kV智能变电站技术10kV电子式互感器提高运行可靠性的措施：一二次分离设计一次传感部件与二次调理单元（积分处理和精度调整）独立设计，调理单元安装于开关柜二次室，解决了二次供电和电磁干扰的问题。低损耗传输线缆采用专用航空插头接口屏蔽电缆，免除用户接线工作，提高抗干扰性，减少小信号模拟量传输过程中精度损失问题。©XJGC5/14/2020V1.9河芦110kV智能变电站技术站控层系统：系统功能集成化站控层配置符合IEC61850标准的监控、远动系统。监控系统集成工程师站、VQC、五防一体化、小电流接地选线等功能，实现智能变电站信息平台统一化和功能集成化。高级应用功能实现顺控功能，一键式完成倒闸操作，减少运行工作量，同时提高了操作安全性。信息告警分级分类管理，便于运行人员实时查看重要事件。多级五防闭锁实现站控层和间隔层五防逻辑闭锁。站控层五防集成于监控系统，间隔层五防通过站控层网络实现GOOSE联锁信息传输，可独立于站控层五防系统实现就地面板操作。©XJGC5/14/2020V1.9河芦110kV智能变电站技术间隔层设备（110kV）：110kV采用保护测控一体化装置，就地安装于GIS室装置提供SV、GOOSE光纤网络接口，通过过程层网络获取采样及位置信息，同时完成跳闸和控制命令传输。采用网络化方式实现备自投功能，与常规实现方式相比，取消了专用的备自投装置及各保护之间的连接线，避免了各间隔信息的重复采集，减少了信息传输环节，提高了备自投动作的可靠性。©XJGC5/14/2020V1.9河芦110kV智能变电站技术间隔层设备（10kV）：10kV采用保护测控一体化装置，就地安装于高压开关柜。装置提供航空插头，通过屏蔽电缆直接接收采样值。GOOSE信息与站控层MMS信息共网传输，不单独设置10kV过程层网络。采用一体化互感器、小信号模拟量输出，省去合并单元和交换机配置，降低成本。10kVap主干网交换机-1开关室b模拟小信号61850-8-1主站通讯信息主控室控制开出位置和告警信息10kV进线一体化开关柜状态监测保护测量控制数字化电表小信号接入ECVT组合互感器站控层设备©XJGC5/14/2020V1.9河芦110kV智能变电站技术过程层设备：110kV配置合并单元、智能终端，就地安装于GIS室。合并单元与智能终端采用共网传输。合并单元对时采用双光纤脉冲，保证对时可靠性。智能终端动作出口时间小于2ms，保证保护速动性。温度适应性-40ºC-80ºC，适合就地安装。©XJGC5/14/2020V1.9河芦110kV智能变电站技术系统网络架构：站控层采用100M电以太网，双星型构架，主控制室与10kV开关小室间交换机通过光纤进行级联。过程层SV、GOOSE共网，交换机按间隔配置，主变高低压独立组网。配置主干交换机与各间隔交换机采用星型级联，完成跨间隔信息共享传输。过程层交换机采用VLAN虚拟网划分技术进行数据流量隔离。©XJGC5/14/2020V1.9河芦110kV智能变电站技术过程层网络流量：基于9-2LE规约合并单元的流量分析：按照每帧1点(12个模拟量通道)计算，一个合并单元每秒种的数据流量：S=159字节×8bit/字节×50周波/s×80帧/周波=5.088Mbit/s；基于GOOSE的智能设备的流量分析按照T0=10秒计算，一个智能设备每秒种的数据流量S=S=6016字节×8bit/字节×(1秒/10)帧=0.048Mbit/s；主变间隔采样值约为20Mbit/s，网络传输延时平均小于1.4ms。©XJGC5/14/2020V1.9河芦110kV智能变电站技术智能一体化电源系统将直流控制电源、电力专用UPS电源、电力专用逆变电源（INV）和通信专用DC-DC变换器统一设计组合为一体，通过统一的智能网络平台，实现变电站交流控制电源的集中供电和统一的监控管理，进而实现在线的状态检测。采用IEC61850标准与站控层交换信息，实现对交直流控制电源全参数透明化管理。©XJGC5/14/2020V1.9河芦110kV智能变电站技术©XJGC5/14/2020V1.9河芦110kV智能变电站技术河芦变关键技术总结：一次设备集成安装主站系统功能集成网络化信息共享传输网络化备投创新应用©XJGC5/14/2020V1.9智能变电站调试及运行管理调试方法的变化（相对传统变电站）规约的变化引起调试方法变化。网络化传输引起调试方法变化电子式互感器引起调试方法变化。保护测控装置结构变化引起调试方法变化。调试设备的变化（相对传统变电站）IEC61850模型文件配置及检测工具数字化继电保护测试仪器电子式互感器测试仪©XJGC5/14/2020V1.9智能变电站调试及运行管理电子式互感器调试：极性检查及误差测试©XJGC5/14/2020V1.9智能变电站调试及运行管理电子式互感器调试：绕组绝缘电阻检测①电子式电流互感器一次绕组对二次绕组及地之间的绝缘电阻不低于1000MΩ；②电子式电压互感器采用电阻分压原理，一次绕组对地之间的绝缘电阻一般在几十兆欧到几百兆欧范围内，可不用测量绝缘电阻；互感器工频耐压试验按出厂试验电压的80%进行。©XJGC5/14/2020V1.9智能变电站调试及运行管理系统配置文档检测：IED模型检测使用SCD配置工具检查模型文件语法、功能应用的合法性。由系统集成商负责完成各设备厂家提供的ICD文件合法性的检测，并负责配置SCD文件。虚端子一致性检测检测SCD文件中的SV、GOOSE连线配置是否与设计单位提供的虚端子图一致。常规变电站电缆硬接线演变成虚拟的逻辑端子，SCD文件的配置直接影响设备的运行。©XJGC5/14/2020V1.9智能变电站调试及运行管理继电保护测试：©XJGC5/14/2020V1.9智能变电站调试及运行管理运行管理变化：与常规变电站相比，智能变电站在运行管理模式也在发生变化。信息监视对象扩展过程层设备和网络引入了大量的告警信息，其中部分信号直接影响保护的逻辑处理，例如SV采样异常、采样通道中断将闭锁相关保护功能，装置GOOSE断链将导致保护动作无法出口跳闸。运行规程中需对这些新增告警信息进行梳理和规范，避免应信息忽略造成运行事故。操作方式变化智能变电站取消了测控屏把手操作，正常运行倒闸均通过监控系统远程操作。保护装置除检修压板以外均为软压板，运行人员需具备软压板操作权限。©XJGC5/14/2020V1.9智能变电站调试及运行管理智能变电站建设其他需关注问题：1、规范化IEC61850建模标准集成商承担了全站SCD文件的制作，各设备商对ICD文件编制标准不一致，或ICD文件版本经常升级，造成集成商工作量较大。尤其某一个装置ICD模型修改后将导致SCD重新导入信息并重新配置虚端子连线。因SCD文件为全站统一的数据源，直接关系到装置动作逻辑的正确性，对变电站的安全运行至关重要。应对各厂家模型的命名、信息的内容进行统一标准，制定验证规则，进行规范化管理。©XJGC5/