智慧变电站二次解决方案

智慧变电站二次解决方案 主要内容 一 特点二 系统结构三 系统功能四 二次方案设备配置 一 特点 技术方案系统完整优化 方案整合行业内优势产品技术 如软件选用美国ETAP公司智能软件 保护产品及基础系统选用我公司非常成熟产品或国内外优质产品 以实现产品技术优化 功能齐全 系统集合度高 方案包括变电站微机保护及自动化系统 智能变电站保护及自动化系统 电能质量管理 故障数据及二次设备管理系统 一次设备测温系统 局部放电监测系统 微机 五防 系统等 并将各系统有机集成一起 实现数据高度整合及数据共享 建立变电站数据中心 变电站各类数据收集 整理 利用虚拟技术 建立变电站数据中心 系统具有强大通信接口整合能力 系统可以同各种通信接口通信 可以实现各种协议IEC60870 101 104 CDT MODEBUS IEC61850等协议通信 符合电力二次安全防护规定 严格按照电力系统 横向隔离 纵向加密 原则设计 跨区数据交换严格满足电力二次系统安全防护要求 结合数据传输加密 解密技术 系统用户权限及身份验证 数据安全备份等措施 确保系统安全 具有真正智能化功能 选用ETAP公司软件集成于系统 通过建模可将变电站一次设备数字化 可以在线对变电站可能发生事故及操作情况 实现模拟预演 事故回放等功能 可以实现管理及运行人员真实培训 真正做到变电站安全稳定运行心中有数 实现真正智能化功能 具有高级决策与管理功能 将设计数据 实际运行数据与历史数据分析对比 利用数据挖掘技术 集成ETAP高级分析系统 实现变电站智能化运行 变电站技术资料电子化管理 资产管理 检修及备品备件管理 与GIS三维有机结合 提供真实直观在线监测系统 将GIS与三维技术结合 变电站运行数据展示到三维平台上 真实 直观 二 系统结构 传统保护 系统结构 软件结构 ADVPS 6000 美国ETAP软件 三 系统功能 1 具有遥控 遥信 遥调 遥测及遥视功能 2 具有微机 五防 顺序控制功能 具有分布式五防功能 操作票自动生成功能 3 具有预测模拟 事故回放 操作预演 仿真 智能减负荷控制功能 4 具有保护测控功能及故障数据二次分析功能 5 具有电能质量在线监测及数据分析功能 6 具有故障数据及二次设备管理功能 7 具有变压器在线监测及数据分析功能 8 具有高低压开关柜在线监测及数据分析功能 9 具有基于GIS三维展示功能 8 具有强大通信集成功能 9 具有实现同调度系统无缝连接功能 10 智能告警及决策分析系统 11 集成变电站消防 安全 水 办公等管理系统 四 智慧变电站二次解决方案设备配置 1 保护监控设备保护监控可以选用传统微机保护监控装置 也可以选用智能变电站装置 可以选用北京奥德威特公司研究发制造保护监控装置 也可以选用其他公司保护监控装置 奥德威特公司系统集成 整合 传统保护监控设备 ADVP 300 8000G系列微机保护监控装置 ADVP 400E 600系列微机保护监控装置 ADVP 1451低压保护监控装置 PDA系列低压仪表 DVP 600A系列微机保护监控装置 装置具有全密封背插式结构机箱 多CPU结构多层印制板 表面贴装等技术 开入DC220V 保护出口独立 具有可编程序功能 通信接口工业以太网 单 双 采用IEC60870 5 103协议 产品抗干扰能力强 稳定可靠 已经有上万套保护测控装稳定运行 ADVP 600 ADVP 8000G 智能保护监控设备ADVP 9000系列智能保护监控装置设计思路 1 根据DL T860 IEC61850 协议要求设计 2 全面满足智能变电站有关标准 Q GDW441 2010智能变电站继电保护技术规范 Q GDW 678 2011智能变电站一体化监控系统功能规范 Q GDW 679 2011智能变电站一体化监控系统建设技术规范 IEC61850工程继电保护应用模型 GB T13730地区电网调度自动化技术等3 产品既适用于传统变电站改造为智能变电站 又适用于新建变电站 满足变电站互联及互操作要求 4 合并单元 智能终端 保护测控装置 其硬件设计标准化 使合并单元 智能终端 保护测控装置的板卡硬件通用 软件不同 便于维护 实现过程层 间隔层 站控层有机统一 5 装置采用全密封背插式结构 背插式结构 前 后 前 后 板卡 板卡 前插式结构 6 全分散式设计 110kV 35kV 10kV ADVP9381高压侧后备保护测控 ADVP9382中压侧后备保护测控 ADVP9382低压侧后备保护测控 ADVP9221本体 66kV及以下采用 合并器 智能终端 保护测控 融为一体安装在高压开关柜上 合并器 智能终端装于就地汇控柜 7 高性能的CPU及嵌入式操作系统合并器 智能终端 保护测控装置CPU参数 ADIblackfin处理器主频700M 内存32Msdram 8Msram 4Mflash操作系统 VxWORKS8 强抗干扰性能 合并器 智能终端 保护测控装置抗干扰性能强 电磁兼容试验高标准条件下12项试验全部通过 9 产品系列化好 配置使用灵活 10 具有强大调试功能 支持现场事故分析 程序升级等 11 选用高可靠的过程层 间隔交换机 12 具有重守时功能 对时失效 可保证守时精度满足10分钟小于4 s 13 可实现插值同步 外部时钟同步 1588 14 通过KEMA一致性测试15 完全实现互连及互操作 智能保护背面图 ADVP 9311H馈线保护测控装置背面图 合并器背面图 ADVP 9111H间隔合并器背面图 智能终端背面图 ADVP 9211H间隔智能终端背面图 保护测控 合并器 智能终端组网络 110kv线路保护监控方案 SV SV SV GOOSE MMS GOOSE MMS GOOSE MMS GOOSE MMS GOOSE MMS GOOSE MMS Qws zws GOOSE MMS 直跳 110KV变压器保护测控方案1 直采直跳 高 中 低 高后 中后 低后 差动 本体智能 主变保护测控双重配置 ADVP9371H ADVP9381H ADVP9141H ADVP9211H ADVP9111H ADVP9211H ADVP9111H ADVP9211H 10KV线路护测控方案 直采直跳 直采 直跳 SV网 GOOSE网 6 10 35KV可采用常规电流互感器 ADVP 9311H 监控后台 MMS 10KV线路护测控及备自投方案 直采直跳 直采 直跳 SV网 GOOSE网 直采 直跳 SV GOOSE网 直采 直跳 SV网 GOOSE网 直跳 直跳 6 10 35KV可采用常规电流互感器 ADVP 9311H ADVP 9311H ADVP 9352H 智能汇控柜及保护测控柜 为了限制110KVGIS测量 信号 控制电缆的长度 设立110KVGIS汇控柜 将合并单元 智能终端 保护测控装置就地安装于110KVGIS汇控柜内 为了限制主变本体测量 信号 控制电缆的长度 设立主变汇控柜 主变本体保护 主变温度变送器 有载调压测控装置 合并单元等就地安装于主变汇控柜内 主变保护测控柜安装于主控制内 10KV保护 测控 合并器 智能终端融为一体 安装在高压开关上 过程层交换机过程层交换机概述智能变电站的另一个特点是 过程层大量使用交换机 过程层交换机成为智能变电站过程层的重要组成部分 其安全性 可靠性对智能变电站的安全可靠 将产生重要的影响 主要原因有 网络上传输GOOSE跳闸命令 闭锁信息 SV共用数据传输等 智能变电站过程层为提高GOOSE报文的实时性 可靠性 采用面向间隔的广播域划分方法 通过交换机VLAN配置 同一台过程交换机面向不同的间隔划分为多个不同的虚拟局域网络 以最大限度的减少网络流量并缩小网络广播域 通过过程交换机的静态配置其端口的多播过滤以减少智能电子设备CPU资源的不必要占用 保证过程信息传输的有效性 通过交换机的优先级机制可以保证过程层重要信息的实时性及可靠性等 为规避网络的风险 提高智能变电站的安全性及可靠性 智能变电站的通信管理不仅满足信息网络设备管理要求 而且应同变电站继电保护设备同等重要对待 将交换机的VLAN及其所属端口 多播地址端口列表 优先规则描述和优先级映射表等配置作为定值来管理 过程交换机技术要求过程层交换机应采用100MB及以上的工业光纤交换机 交换机均基于以太网络 并满足GB T 电磁兼容 规定 且宜通过KEMA关于IEC61850认证 交换机应具有如下功能 1 支持IEEE802 3X全双工以太网络协议 2 支持服务质量QualityofService QoS IEEE802 1P优先排队协议 3 支持虚拟局域网络VLAN 802 1q 以及支持交叠技术 4 支持IEEE802 1WRSTP 快速树生成协议 5 支持基于端口的网络访问控制 802 1X 6 支持组播滤波 报文时序控制 端口速率限制及广播风暴限制 7 支持SNTP时钟同步 8 支持光纤口链路故障管理 9 网络交换设备应采用冗余的直流供电方式 额定工作电压在 20 到 20 范围 并能实现无缝切换 10 无风扇设计 11 光功率传输距离大于50KM 网络交换机可靠性大于99 999 MTBF平均无故障时间在50年以上 12 提供完整的告警功能 包括失电告警 端口异常等 智能站通信网络特点采用先进通信模式 间隔层设备之间 合并器 智能控制装置同间隔层设备之间采用先进发布者 定阅者的通信模式 间隔层同站控层之间的通信采用客户端 服务器通信模式即C S结构通信模式 采用先进的通信技术 采用优先级排队技术 如IEEE802 1P排队特性采用带IEEE802 1Q优先级标签 实现重要数据优先传送 采用虚拟局域网络技术 多播技术 网络冗余 数据重发 直接将网络数据链层映射到表示层 合理网络结构等 实现网络实时性 可靠性 发布者 定阅者的通信模式 非常适合数据量大 实时性要求高的情况 充分利用多播技术优点 可以十分完美 实现IEC61850协议中SV报文和GOOSE报文可靠传输 有两种模式 基于VLAN的多播模式和基于MAC的多播地址过滤的多播模式 过程层通信协议栈中 应用层的数据直接映射到数据链路层的MAC子层 然后传递物理层发送 而会话层 传输层和网络层均为空 简化了协议栈 过程层数据传输时减少协议处理过程 增强了数据的实时性 符合过程层传输的实时性要求 保证GOOSE报文传输可靠性 是因为TCP传输协议具有按序交付 差错检查 重发等可靠性机制 GOOSE报文的传输采用发布者 定阅者的通信模式 为了缩短报文传输延时 对原有的TCP IP协议进行裁减 去掉网络层 传输层 会话层 直接将数据链层映射到表示层 因为过程层GOOSE传输按照ISO开放的计算互联模型规定缺少了网络层 会话层 传输层等层次 所以采取重发机制 在报文中应携带 报文存活时间 和数据品质等参数等措施保证网络可靠性 采用C S通信模式 具有面向目标连接特点 保证实时传输的确定 可靠性 Ethernet10 100MBit sFOorTP IP TCP LLC ISO8326 ASN 1 BER ISO8824 5 8 1 9 2 8 1 9 1 IP UDP SNTP MMS 8 1 Cient Server GSSE GOOSE SampledValues TimeSync Layer1and2 Layer3 Layer4 Layer6 Layer7 Mapping Objects part7 分配的功能 服务 规约 兼容于UCA2 0 非强制 Statusmessages Measurment Interlocking Example ASN 1 BER编码 空 SV和GOOSE ASDU定义 SV GOOSE数据 过程层通信协议栈 IEC61850重要特点 GOOSE 间隔到间隔直接通讯 对于IECGOOSE的优先路径 通常报文缓冲器 以太网 交换机 快速GOOSE信息 通常报文 仅仅IEC61850在现代100MBIT以太网上体现出来优势 IEEE802 1Q和IEEE802 1P虚拟局域网和信息量优先权 不是UCA2 0 不是DNP 不是T104 这些规约仅支持无优先权控制的以太网传输 IED1 IED2 1ms2ms4ms8ms GOOSE采用广播方式发送信息 这意味着没有确认信号 所以使用重复发送机制确保信息安全传送 Z 500ms 重发时间间隔例如 Z 500ms 该报文的目的是监视接收方接收GOOSE报文的状态 事件后第N个重发时间间隔tS 2N S N 0 1 2 3 fortSZ后 从事件后GOOSE重发切换到稳定状态重发 采用星形高速工业以太网络 具有工业现场总线及以太网络优点 极大提高数据传输速率 同时提高带宽 降低数据冲撞机率 满足智能变电站实时性的要求 智能变电站通信网络要求最好采用星形网络 交换机的层级不超过四级 IED IED IED IED IED IED SW SW IED SW IED IED IED IED IED IED IED IED SW IED IED 点对点 环网络 优点 没有交换机 不存在网络风暴任意网络故障影响少量设备 可靠性高缺点 需要更多的接口 光纤 无法实现数据共享 优点 网络冗余度高 环网任意故障不会引起通信故障 缺点 通信经过多级交换延时增加 网络重构时间较长 虚点不能可靠断开时 容易形成网风暴 不同厂家的交换机可能采用不同树生成协议 不便组网等 国网公司Q GDW383 2009 智能变电站技术导则 Q GDW441 2010 智能变电站继保护技术规范 Q GDW396 2009 IEC61850工程继电保护应用模型 IED IED IED SW SW IED SW IED IED IED IED IED IED IED IED SW 星形络 优点 网络架构清晰简单 任意两点之间通信最多经过三级交换机 延时较少 没有网络重构问题 缺点 冗余度比环网差 任意一点故障都会造成通信中断 但不会影响其他通信 星形网络结构简单 对交换机没有特殊要求 可以通过双网冗余 满足智能变电站网络实时性及可靠性要求 且不产生网络风暴 不存在全网瘫痪安全隐患 保护测控装置同步技术以变压器器差动保护为例 变压器差动保护测控 变压器低压侧合并器 变压器高压侧合并器 1588对时 光纤 直采直送 sv sv 由于各采样通道延时 采样频率和采样触发 传输延时等因素的影响 以及合并单元与IED之间的采样传输延时的大小同传输规约与实现方式不同而有所差别 当采用IEC60044 8规约方式时 该传输延时为固定值 当采用IEC61850 9 2组网方式时 该传输延时为变化值 IED同一时刻接收的不一定是同时间的采样数据 如果IED以接收的时间为基准时标分析 会直接导致分析出错误的结果 特别是变压器差动保护 母差保护 电动机差动保护等对采样同时性要求较高的IED 可能导致保护误动 这样一来就涉及到同步问题 解决采样同步问题 现阶段采用二种方法 1 插值同步原理 2 外部时钟同步 1 插值同步原理对跨间隔的母线保护 主变压器差动保护 光纤纵差保护的应用 Q GDW441 2010 智能变电站继电保护技术规范 中规定 模拟量应直采 保证其保护功能不依赖外部时钟 Q GDW441 2010 智能变电站继电保护技术规范 对采样值要求如下 a 保护装置采样值采用点对点接入方式 采样同步应由保护装置实现 支持GB T20840 8 IEEC60044 8 或DL T860 92 IEC61850 9 2 协议 b MU采样值发送间隔的离散值应小于10 s 保护装置应能自动补偿电子式互感器的采样响应延时 插值同步方案并不实现保护装置与合并单元系统时钟的同步 而是通过跟踪两者系统时钟 将非同步点 合并单元的系统时钟 的数据插值到同步点 保护装置的系统时钟 的一种用于智能变电站的跨间隔的同步方法 同过软件插值算法利用已经有的不同时刻的采样值计算出新的同一时刻的采样值 这种同步方式数据源側的采样是不同步的 而在数据接收端进行同步 这种同步方式不依赖通信网络 是非常安全可靠的 但是 采样同步后 已经不是原来的采样值 而是新计算出来的采样值 新采样值同原采样值之间存在一定误差 这一误差与插值算法有关 工程中采取合适的算法 可以将误差控制在允许范围内 目前插值算法有拉格郎日插值法 牛顿插值法 差商插值法等 从计算速度和处理复杂程度 建议采用拉格郎日插值法 为保证插值运算为内插运算 同步插值运算的基准时刻必须 大于采样通道延时时间的最大值 2 外部时钟同步当采用数据经过交换机后 由于交换机的数据存储环节增加了传输延时 并且该延时受报文大下及网络工况的影响 造成传输延时的不确定性 由于电气采样脉冲由合并单元控制 此时 可以采用外部时钟同步法 将所有间隔的合并单元的采样脉冲拉至同步 保证所有间隔的电气单元在同一时刻采样 保护装置根据接收的相同包序号用于计算 这种同步方式在数据源是同步 数据传输过程延时不一样 但同一采样序号的数据始终是同步的 IEEE1588同步是一种新型的网络协议对时方案 同其他同步信号比较 IEEE1588定义了最优主钟算法 当时钟丢失后 它会利用已经有的信息 通过一系列算法推出网络中最准的设备 然后该设备作为主钟 其他作为从钟 与主钟对时 不存在时钟源丢失的问题 采用IEEE1588对合并单元进行同步后 使各合并单元与主钟时间误差小于1uS 从而保证电子互感器同时采集数据 满足采样精度要求 这种同步方式依靠外部精确的时钟源 同时也利用软件计算来实现同步 因采用外部时钟数据同步过程时 需要依赖外部的时钟源 时钟源失去或者时钟源设备出故障 都有可能引起二次设备不正常工作和可靠运行 站域保护控制站域保护是一种基于变电站统一采集的实时信息 以集中分析或分布协同方式判定故障 自动调整动作决策的继电保护装置 站域保护装置集全站的备自投 线路 主变和母差等保护功能于一体 与传统的保护装置相比 该保护可通过一套装置实现原十多套独立式保护装置的功能 大量减少了保护配置的成本 此外 该保护数据采集采用光纤直连 跳闸采用网络出口 这种方式不仅大量减少了线缆的排布 而且接线简单方便 有效地提高了安装效率 站域保护还可以作为一个子站接入广域保护系统 不仅可以保护全站的电力设备 而且可以作为全变电站设备的后备保护 还可以和广域保护系统配合保护 区域电