数字化变电站交流网络架构-IEC61850程序化操作部分.pptx

1、数字化变电站的网络架构1数字化变电站概述数字化变电站是由智能化一次设备、网络化二次设备在IEC61850通信协议基础上分层构建，能够实现智能设备间信息共享和互操作的现代化变电站。与常规变电站相比，数字化变电站间隔层和站控层的设备及网络接口只是接口和通信模型发生了变化，而过程层却发生了较大的改变，由传统的电流、电压互感器、一次设备以及一次设备与二次设备之间的电缆连接，逐步改变为电子式互感器、智能化一次设备、合并单元、光纤连接等内容。2数字化变电站体系结构与网络通讯I数字化变电站分为过程层、间隔层、站控层三部分，各层内部及各层之间采用高速网络通信。整个系统的通讯网络可以分为：站控层和间隔层之间的间

2、隔层通讯网、以及间隔层和过程层之间的过程层通讯网。间隔层通讯网采用星型网络架构，在该网络上同时实现跨间隔的横向联锁功能。110kV及以下电压等级的变电站自动化系统可采用单以太网，110kV以上电压等级的变电站自动化系统需采用双以太网。网络采用IEC61850国际标准进行通信，非IEC61850规约的设备需经规约转换后接入。考虑到传输距离和抗干扰要求，各继电小室与主控室之间应采用光纤，而在各小室内部设备之间的通讯则可采用屏蔽双绞线。根据过程层的不同需求，我们提供了以下两种数字化变电站解决方案 。3过程层完全实现数字化的方案4过程层完全实现数字化的方案监控层网络使用星型独立双网。星型网络相比环型网

3、络结构简单、配置简洁，且降低了网络风暴形成的风险；过程层通讯网和间隔层通讯网从物理上分开。过程层GOOSE网络采用星型双光纤以太网，与站控层分开组网。对于超高压变电站，推荐按电压等级分开组网。同一电压等级的GOOSE网络连接在一起，可以充分保证GOOSE的信息共享的特点；电子式互感器模拟量数据传输采用点对点的符合IEC60044-8标准的光纤网络进行数据传输。确保了模拟采样值传输的实时性和可靠性。5支持电子式互感器和智能控制柜的方案6支持电子式互感器和智能控制柜的方案在该方案中，通过PCS-9820GIS智能控制装置实现对一次和二次设备的智能化控制，将二次保护测控和GIS的智能控制功能有机整合

4、后下放至GIS本体旁，对上按IEC61850规范接入站控层设备，对下与开关机构之间通过电缆连接接插端子，整个方案大大减少了控制电缆，优化了二次回路，简化了设计，真正实现了智能开关功能。同时满足和体现了数字化变电站的可靠性和先进性。 。7IEC61850在变电站中的应用介绍8IEC61850概述 IEC61850是新一代的变电站自动化系统的国际标准，它采用了面向对象的方法规范了数据的命名、数据定义、设备行为、设备的自描述特征，并且定义了通用配置语言。同传统的IEC60870-5-103标准相比，它不仅仅是一个单纯的通信规约，而是数字化变电站自动化系统的标准，它指导了变电站自动化的设计、开发、工程

5、、维护等各个领域。该标准通过对变电站自动化系统中的对象统一建模，采用独立于网络结构的抽象通信服务接口，增强了设备之间的互操作性，可以在不同厂家的设备之间实现无缝连接。智能化一次设备和数字式变电站要求变电站自动化采用IEC61850标准。 IEC61850是至今为止最为完善的变电站自动化标准，它不仅规范保护测控装置的模型和通信接口，而且还定义了数字式CT、PT、智能式开关等一次设备的模型和通信接口。采用IEC61850国际标准可以大大提高变电站自动化技术水平、提高变电站自动化安全稳定运行水平，节约开发验收维护的人力物力，实现完全的互操作9IEC61850概述 1995年(IEC)TC57成立了3

6、个工作组来制定IEC61850的标准。参考了IEC101,IEC103,UCA2.0,ISO/IEC9506等标准。1999年3月IEC61850草案出台。2000年6月(IEC)TC57工作组决定以IEC61850作为电力系统无缝通讯体系的基础。2003年出版了IEC正式颁布。国内各大厂家在2001开始关注IEC61850，2004年进入IEC61850实质性研发，2005年开始有IEC61850的变电站突入运行。10IEC61850在国内的应用情况站控层，间隔层实现了IEC61850的变电站已自动化系统的相关技术已经成熟，并且已经有多个变电站投入运行。南瑞继保已经投运的IEC61850变电

7、站有今30个.目前国内正在进行IEC61850在过程层应用的研究,主要是GOOSE跳闸、开关量的GOOSE获取、模拟量的数字采集。11IEC61850在国内的应用情况国外非常推崇IEC61850应用，西方发达国家的应用已经比较多，发展中国家也在积极参与世界级的互操作，是变电站设备走向世界统一的契机，是国内设备走向世界契机。马来西亚、印度、泰国国家电力公司都在搞IEC61850的互操作，进行IEC61850变电站的建设。 12南瑞继保IEC61850应用工程（已经投运近30个站）：湖北宜昌220kV猇亭变湖北宜昌220kV点军变江苏苏州220kV虎丘变江苏无锡220kV新光变广东广州220kV鹿

8、鸣变广东佛山110kV西华变13数字化变电站程序化操作14数程序化操作的含义程序化操作是指变电站内智能设备依据变电站操作票的执行顺序，代替人自动完成操作票的执行过程。提高操作效率，缩短事故后恢复供电的时间，提高电网安全运行水平。防止误操作的发生 ，增强人员设备的安全系数。无人值班变电站发展的必然。简化管理流程，提高管理效率。减员增效.15国内的应用情况目前国内的大部分都应用于110KV及以下变电站自动化系统中，220KV变电站整个站全部程序化操作的较少。南瑞继保首次将程序化操作基于IEC61850来实现，提供了一整套的完整的系统的解决方案。并且在无锡新光220KV 广州鹿鸣220KV，苏州22

9、0KV虎丘变投入运行。16程序化操作过程程序化操作的过程将操作票事先存放在程序化操作服务器或者间隔层测控保护设备中， 由监控系统或者调度系统选择组织这些票，代替人来完成一些列的对一次设备，二次设备的操作。我们需要做的仅仅是选择从原始态到目标态的按钮，其他的事情由自动化设备来完成。17程序化操作的前提条件前提条件1：一次设备应该满足以下要求 所有参与程序化操作一次设备需要实现电动化操作。须具有较高的可靠性 ，能操作到位，开关刀闸位置最好使用双位置。一次设备的辅助接点位置与一次设备实际位置应该严格对应。这是提高程序化操作成功率的关键。18程序化操作的前提条件前提条件2：二次设备应满足以下要求 参与

10、程序化操作的各二次设备要求稳定可靠。具备一定的容错措施，例如间隔层连锁防误。保护设备具有可远方投退的保护软压板并可实现保护定值区的远方切换。19程序化操作的前提条件前提条件3：对站内通讯协议的要求 IEC61850是不二的选择。以承载操作票以及操作结果信息，通讯方式快速可靠,可以方便实现间隔层装置之间的通讯。是目前唯一的有可能实现不同厂家程序化操作互联互通的协议.20程序化操作的前提条件前提条件4：调度中心最好能够满足以下要求 远动规约能够承载程序化操作的结果以及操作票的信息,能够传输保护装置的信息。远动通道需要快速可靠主站须有程序化操作的功能：主要是操作票的编制、防真以及操作票的运行控制功能

11、。在调度中心实现程序化操作是程序化操作的终极目标。21程序化操作票的定制方式操作票的定制方式典型票方式：在变电站投运前编制所有的典型票并且经过传动实验，投运以后通过这些典型票来进行程序化操作，典型票不包含的操作以常规操作为主。是目前基本的流行的方式。 非典型票方式：在每次操作前根据操作的内容编制程序化操作票，经过五防校验后执行，不在投运前编制典型票。22程序化操作的正确性的保证间作票的每一步都必须有严格的执行条件。例如：对设备进行操作前通过检查母线或线路电压的数值来判断设备是否带电。间隔层连锁和电气开关柜本身的防误操作闭锁功能也为防止误操作的发生提供了基本的保证。在执行过程中必要时会将操作信息上送操作主站进行人为干预。23如何在调度实现程序化操作在主站进行程序化操作是程序化操作的终极目标，但是目前由于条件所限，在调度主站实现完美的程序化操作还不现实的前提下，如何让调度主站也能进行程序化操作是必须要考虑的问题。目前一般是变电站内制定典型票，主站组织这些典型票做批处理。24程序化操作时必须要考虑间隔间的操作和对保护设备的操作110 kV及以下变电站中，程序化操作大多数操作属于间隔内的操作。220kV及以上变电站中，由于主接线通常为双母或双母带旁母