智能变电站一体化监控系统

智能变电站一体化监控系统integratedsupervisionandcontrolsystemofsmartsubstation按照全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化的基本要求，通过系统集成优化，实现全站信息的统一接入、统一存储和统一展示，实现运行监视、操作与控制、综合信息分析与智能告警、运行管理和辅助应用等功能。全景数据panoramicdata反映变电站运行的稳态、暂态、动态数据、设备运行状态以及图像、模型等数据的集合。3.3数据通信网关机communicationgateway一种通信装置。实现智能变电站与调度、生产等主站系统之间的通信，为主站系统实现智能变电站监视控制、信息查询和远程浏览等功能提供数据、模型和图形的传输服务。综合应用服务器comprehensiveapplicationserver实现与状态监测、计量、电源、消防、安防和环境监测等设备（子系统）的信息通信，通过综合分析和统一展示，实现一次设备在线监测和辅助设备的运行监视、控制与管理。数据服务器dataserver实现智能变电站全景数据的集中存储，为各类应用提供统一的数据查询和访问服务。智能变电站自动化体系架构a）智能变电站自动化由一体化监控系统和输变电设备状态监测、辅助设备、时钟同步、计量等共同构成。一体化监控系统纵向贯通调度、生产等主站系统，横向联通变电站内各自动化设备，是智能变电站自动化的核心部分；b）智能变电站一体化监控系统直接采集站内电网运行信息和二次设备运行状态信息，通过标准化接口与输变电设备状态监测、辅助应用、计量等进行信息交互，实现变电站全景数据采集、处理、监视、控制、运行管理等，其逻辑关系如图1所示。当前,变电站的对时方式有脉冲对时、编码对时和网络对时3种方式。在IEC61850变电站中一般采用SNTP对时服务器，如果没有专门的SNTP对时服务器，可以用一台WindowsPC主机来代替。在我们的系统中可以设置后台主机为SNTP对时服务器。晶振的作用是为系统提供基本的时钟信号。通常一个系统共用一个晶振，便于各部分保持同步。有些通讯系统的基频和射频使用不同的晶振，而通过电子调整频率的方法保持同步。主时钟应双重化配置，支持北斗导航系统（BD）、全球定位系统（GPS）和地面授时信号，优先采用北斗导航系统，主时钟同步精度优于1μs，守时精度优于1μs/h（12h以上）；c）站控层设备宜采用简单网络时间协议（SNTP）对时方式；d）间隔层和过程层设备宜采用IRIG-B、1PPS对时方式。二次系统安全防护智能变电站一体化监控系统安全分区及防护原则：a）安全Ⅰ区的设备包括一体化监控系统监控主机、Ⅰ区数据通信网关机、数据服务器、操作员站、工程师工作站、保护装置、测控装置、PMU等；b）安全Ⅱ区的设备包括综合应用服务器、计划管理终端、Ⅱ区数据通信网关机、变电设备状态监测装置、视频监控、环境监测、安防、消防等；c）安全Ⅰ区设备与安全Ⅱ区设备之间通信应采用防火墙隔离；d）智能变电站一体化监控系统通过正反向隔离装置向Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机传送数据，实现与其他主站的信息传输；e）智能变电站一体化监控系统与远方调度（调控）中心进行数据通信应设置纵向加密认证装置。智能终端smartterminal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（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。MMSManufacturingMessageSpecificationMMS即制造报文规范，是ISO/IEC9506标准所定义的一套用于工业控制系统的通信协议。MMS规了工业领域具有通信能力的智能传感器、智能电子设备（IED）、智能控制设备的通信行为，使出自不制造商的设备之间具有互操作性（Interoperation）。0GOOSEGenericObjectOrientedSubstationEventGOOSE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，包括传输跳闸信号（命令），具有高传输成功概率。1SVSampledValue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，以及这些模型对和服务到ISO/IEC8802-3帧之间的映射。继电保护及相关设备配置原则5.1一般要求a）220kV及以上电压等级的继电保护及与之相关的设备、网络等应按照双重化原则进行配置，双Q/GDW441—20105重化配置的继电保护应遵循以下要求：1）每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。两套保护之间不应有任何电气联系，当一套保护异常或退出时不应影响另一套保护的运行；2）两套保护的电压（电流）采样值应分别取自相互独立的MU；3）双重化配置的MU应与电子式互感器两套独立的二次采样系统一一对应；4）双重化配置保护使用的GOOSE（SV）网络应遵循相互独立的原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行；5）两套保护的跳闸回路应与两个智能终端分别一一对应；两个智能终端应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应；6）双重化的线路纵联保护应配置两套独立的通信设备（含复用光纤通道、独立纤芯、微波、载波等通道及加工设备等），两套通信设备应分别使用独立的电源；7）双重化的两套保护及其相关设备（电子式互感器、MU、智能终端、网络设备、跳闸线圈等）的直流电源应一一对应；8）双重化配置的保护应使用主、后一体化的保护装置。b）保护装置、智能终端等智能电子设备间的相互启动、相互闭锁、位置状态等交换信息可通过GOOSE网络传输，双重化配置的保护之间不直接交换信息；c）双母线电压切换功能可由保护装置分别实现；d）3/2接线型式，两个断路器的电流MU分别接入保护装置，电压MU单独接入保护装置；e）110kV及以下保护就地安装时，保护装置宜集成智能终端等功能。5.2线路保护a）220kV及以上线路按双重化配置保护装置，每套保护包含完整的主、后备保护功能；b）线路过电压及远跳就地判别功能应集成在线路保护装置中，站内其它装置启动远跳经GOOSE网络启动。c）线路保护直接采样，直接跳断路器；经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸。5.3变压器保护a）220kV及以上变压器电量保护按双重化配置，每套保护包含完整的主、后备保护功能；变压器各侧及公共绕组的MU均按双重化配置，中性点电流、间隙电流并入相应侧MU；b）110kV变压器电量保护宜按双套配置，双套配置时应采用主、后备保护一体化配置；若主、后备保护分开配置，后备保护宜与测控装置一体化。变压器各侧MU按双套配置，中性点电流、间隙电流并入相应侧MU；c）变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器；变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等可采用GOOSE网络传输。变压器保护可通过GOOSE网络接收失灵保护跳闸命令，并实现失灵跳变压器各侧断路器；d）变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能终端上送过程层GOOSE网；e）变压器保护可采用分布式保护。分布式保护由主单元和若干个子单元组成，子单元不应跨电压等级。5.4母线保护a）220kV及以上电压等级母线按双重化配置母线保护；b）母线保护直接采样、直接跳闸，当接入元件数较多时，可采用分布式母线保护。5.5高压并联电抗器保护a）高压并联电抗器电量保护按双重化配置，每套保护包含完整的主、后备保护功能；b）高压并联电抗器配置独立的电流互感器，主电抗器首端、末端电流互感器共用一个MU；c）高压并联电抗器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，并通过相应断路器的两套智能终端发送GOOSE报文，实现远跳。5.63/2接线断路器保护和短引线保护a）断路器保护按断路器双重化配置，每套保护包含失灵保护及重合闸等功能；b）短引线保护可独立设置，也可包含在边断路器保护内；c）断路器保护跳本断路器采用点对点直接跳闸；本断路器失灵时，经GOOSE网络通过相邻断路器保护或母线保护跳相邻断路器。5.7母联（分段）保护a）220kV及以上母联（分段）断路器按双重化配置母联（分段）保护、合并单元、智能终端；b）母联（分段）保护跳母联（分段）断路器采用点对点直接跳闸方式；母联（分段）保护启动母线失灵可采用GOOSE网络传输。5.866kV、35kV及以下间隔保护a）采用保护测控一体化设备，按间隔单套配置；b）当采用开关柜方式时，保护装置安装于开关柜内，不宜使用电子式互感器；c）当使用电子式互感器时，每个间隔的保护、测控、智能终端、合并单元功能宜按间隔合并实现；d）跨间隔开关量信息交换可采用过程层GOOSE网络传输。5.9录波及网络报文记录分析装置a）对于220kV及以上变电站，宜按电压等级和网络配置故障录波装置和网络报文记录分析装置，当SV或GOOSE接入量较多时，单个网络可配置多台装置。每台故障录波装置或网络报文记录分析装置不应跨接双重化的两个网络；b）主变宜单独配置主变故障录波装置；c）故障录波装置和网络报文记录分析装置应能记录所有MU、过程层GOOSE网络的信息。录波器、网络报文记录分析装置对应SV网络、GOOSE网络、MMS网络的接口，应采用相互独立的数据接口控制器；d）采样值传输可采用网络方式或点对点方式，开关量采用DL/T860.81（IEC61850-8-1）通过过程层GOOSE网络传输，采样值通过SV网络传输时采用DL/T860.92（IEC61850-9-2）协议；e）故障录波装置采用网络方式接受SV报文和GOOSE报文时，故障录波功能和网络记录分析功能可采用一体化设计。5.10安全自动装置a）220kV及以上的安全稳定控制装置按双重化配置；b）备自投、过载联切等功能可在间隔层或站控层实现；c）要求快速跳闸的安全稳定控制装置应采用点对点直接跳闸方式。5.11过程层网络a）过程层SV网络、过程层GOOSE网络、站控层网络应完全独立配置；b）过程层SV网络、过程层GOOSE网络宜按电压等级分别组网。变压器保护接入不同电压等级的过程层GOOSE网时，应采用相互独立的数据接口控制器；c）继电保护装置采用双重化配置时，对应的过程层网络亦应双重化配置，第一套保护接入A网，第二套保护接入B网；110kV过程层网络宜按双网配置；d）任两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过4个交换机；e）根据间隔数量合理配置过程层交换机，3/2接线型式，交换机宜按串设置。每台交换机的光纤接入数量不宜超过16对，并配备适量的备用端口。5.12智能终端a）220kV及以上电压等级智能终端按断路器双重化配置，每套智能终端包含完整的断路器信息交Q/GDW441—20107互功能；b）智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现；c）220kV及以上电压等级变压器各侧的智能终端均按双重化配置；110kV变压器各侧智能终端宜按双套配置；d）每台变压器、高压并联电抗器配置一套本体智能终端，本体智能终端包含完整的变压器、高压并联电抗器本体信息交互功能（非电量动作报文、调档及及测温等），并可提供用于闭锁调压、启动风冷、启动充氮灭火等出口接点；e）智能终端采用就地安装方式，放置在智能控制柜中；f）智能终端跳合闸出口回路应设置硬压板。5.13电子式互感器（含合并单元）a）双重化（或双套）配置保护所采用的电子式电流互感器一、二次转换器及合并单元应双重化（或双套）配置；b）3/2接线型式，其线路EVT应置于线路侧；c）母线差动保护、变压器差动保护、高抗差动保护用电子式电流互感器相关特性宜相同；d）配置母线电压合并单元。母线电压合并单元可接收至少2组电压互感器数据，并支持向其它合并单元提供母线电压数据，根据需要提供电压并列功能。各间隔合并单元所需母线电压量通过母线电压合并单元转发。1）3/2接线：每段母线配置合并单元，母线电压由母线电压合并单元点对点通过线路电压合并单元转接；2）双母线接线，两段母线按双重化配置两台合并单元。每台合并单元应具备GOOSE接口，接收智能终端传递的母线电压互感器刀闸位置、母联刀闸位置和断路器位置，用于电压并列；3）双母单分段接线，按双重