变电站自动化SAS课件

1、3.3 变电站自动化系统SAS上海电力学院李振坤第1页，共44页。一、变电站自动化概述一、变电站自动化概述1、变电站自动化系统的定义2、变电站自动化系统的基本特征3、变电站自动化技术的发展历程4、变电站自动化系统的功能描述 5、变电站自动化系统当前发展特点6、变电站自动化系统今后发展趋势第2页，共44页。1.1、变电站自动化系统的定义第3页，共44页。1.1、变电站自动化系统的定义SAS功能包括控制、监视和保护变电站的设备及其馈线，同时还包括变电站自动化系统的维护功能，即系统组态、通信管理和软件管理等功能，包含变电站的高压电气设备监视、继电保护、故障录波、自动装置及远动装置等设备，是集保护、测

2、量、控制、远传等功能为一体，通过数字通信及网络技术实现信息共享，实现变电站自动运行监视和操作，完成变电站运行任务的一种集成化二次设备及系统。第4页，共44页。1.2、变电站自动化系统的基本特征变电站综合自动化系统具有如下特征：系统功能综合化综合了除交直流电源外的全部二次系统，综合不是简单的拼凑，而是功能的重新划分和性能指标的最优。（不是简单的1+1）系统构成的模块化和数字化面向被控对象，形成模块化设计，并以模块化为基础实现系统的灵活组态（例如出线按间隔配置，规模可大可小） 。而模块化内部又实现了微机化。系统结构分布、分层、分散化系统结构从功能上采用分层设计（分三层），从物理位置上分散就近安装（

3、中压安装在高压柜上，可靠性远高于集中式）。各子系统分布设计、并列运行、协调工作第5页，共44页。1.2、变电站自动化系统的基本特征操作监视屏幕化以往的模拟屏被显示器上实时刷新的主接线图取代，以往的把手控制操作被键盘鼠标操作取代，以往的光字牌告警被计算机上的数字光字牌、文字提示及语音告警取代，以往的指针显示被显示器的数字显示替代通信网络化以往用于传输设备信息的是传输模拟量或硬接点状态量的电缆，且数量庞大，现在采用以传输串行数字信号用的少量通讯电缆或光缆。网络化的通讯方式使得施工更为简单、组态和扩容更为灵活。运行管理智能化运行管理的自动化不仅表现在常规功能（抄表、VQC、接地试拉、故障隔离和恢复）

4、的自动化上，更体现在在线自动诊断、状态检修和智能告警上。第6页，共44页。1.3、变电站自动化技术的发展历程影响变电站综合自动化系统的发展的关键技术计算机技术 计算机尤其是微处理器技术的发展，决定着变电站自动化系统模块集成度的提高和功能的优化。例如早期的8位机产生了功能简单的微机保护和RTU设备，现在的32位机及DSP实现了功能强大的中压保护测控一体化设备和高压主后备一体化保护，也实现了保护和控制逻辑的PLC编程，同时也催生了IEC61850标准研究应用。串行通讯技术 通讯技术尤其是以太网技术的发展，决定着变电站自动化系统信息的融合和共享。例如早期的载波技术低速通讯产生了CDT规约实现有限信息

5、的上传，现在的光纤以太网通讯促成了IEC61850的标准体系的建立，实现了变电站各设备间的无缝接入和信息的全面共享。第7页，共44页。1.3、变电站自动化技术的发展历程80年代中期90后-00年代70年代国内变电站自动化系统的发展历程分立的保护装置和自动化设备微机RTU设备和纯微机保护分散的微机测控和分散的微机保护80后-90年中真正实现综合自动化第8页，共44页。1.4、变电站自动化系统的功能描述基本功能：测量、监视、控制功能设备保护和安稳保护功能BZT、VQC、程序化操作等自动控制等功能远动及数据通信功能自诊断、自恢复和自动切换功能高级功能：特征量突变捕捉和断点再续视频联动和故障区域成像在

6、线监视和设备故障早期预警电能质量监视和谐波治理电网故障辅助分析和设备缺陷的统计第9页，共44页。1.5、变电站自动化系统当前发展特点从集中控制向综合智能控制发展采集和控制单元的就地化引发了跨专业综合智能化发展。典型的如中压间隔管理单元，实现了继电保护、故障录波、电气测量、自动控制、电度计量、状态监视、设备维护、自我诊断等功能于一体，真正实现了综合化和智能化从屏幕数据监视到多媒体多维度监视发展得益于视频监控和在线监测技术的发展，现代变电站计算机监控从原先的画面、文字和实时数据的刷新转为语音告警、视频联动、故障点成像、健康指数显示等多媒体多维度可视化监视，即“四遥”- “六遥”（增加遥视和遥诊）第

7、10页，共44页。1.5、变电站自动化系统当前发展特点实现系统纵向和横向的综合通讯协议的标准化促进了智能设备间的互操作性和无缝融合，既实现横向设备及子系统间的信息共享和电气互闭锁，也实现了纵向层面的数据的交互和数据源的一致性。（由纵向为主-横纵结合）第11页，共44页。1.6、变电站自动化系统今后发展趋势变电站的全面数字化和智能化是变电站综合自动化系统的发展方向。数字化、智能化变电站的基本目标是：一次设备智能化二次设备网络化运行管理自动化数字化、智能化变电站的核心标准是：IEC61850 (DL/T860) 变电站网络与通信协议（Communication networks and syste

8、ms in substations）第12页，共44页。1.6.1 一次设备的智能化前置的信号采集系统 后移的智能控制回路一次设备的状态监视（CT、PT、变压器、开关）典型特征：一次设备采集和控制的核心采用了微处理器和光电通讯技术设计，与二次设备的连接的常规强电模拟信号和控制电缆被以光纤为媒介的数字网络所代替，也就是数字信号网络取代传统的导线连接。第13页，共44页。1.6.1 一次设备的智能化一次设备的智能化的关键技术：非常规互感器的应用OCT 、 OPT、LPCT、LPPT和MU的应用智能化开关柜的应用通过就地配置智能控制单元，实现控制操作和状态传输的数字化，具备就地电气闭锁和自适应分合闸

9、操作等功能，通过对开关在线监测和诊断，实现状态检修。其它智能化一次设备通过就地配置智能控制单元，实现控制操作和状态传输的数字化，完成对变压器、电抗器油中气体监视、避雷器绝缘性能监视和高压设备的局放监测，实现状态检修。第14页，共44页。1.6.2 二次设备的网络化二次设备的网络化包括两个方面：传输媒介网络化信息交互网格化典型特性：变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、 测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接

10、口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块第15页，共44页。1.6.2 二次设备的网络化第16页，共44页。1.6.3 运行管理的自动化电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；故障诊断自动化，故障时能即时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；自动发出变电站设备检修报告，即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。第17页，共44页。二、变电站自动化系统的结构和配置二、变电站自动化系统的结构和配置1、变电站自动化系统的分层和逻辑接口2、变电站的智能电子设备定义3、变电站自动化系统的硬件结构模式4、变电站自动化系

11、统的配置原则5、变电站自动化系统的典型配置第18页，共44页。2.1、变电站自动化系统的分层和逻辑结构IEC国际电工委员会TC 57技术委员会（电力系统控制和通信技术委员会）在制定IEC 61850系列标准时，把变电站自动化系统的功能在逻辑上划分为3个层次:站控层(station level)间隔层(bay level)过程层(process level) 各层次间采用高速网络通讯。站控层间隔层过程层高压一次设备第19页，共44页。2.1、变电站自动化系统的分层和逻辑结构（1）过程层设备 过程层实际上是指与变电站一次设备断路器、隔离开关和电流互感器TA、电压互感器TV接口设备。（2）间隔层设备

12、 变电站自动化系统在间隔层的设备主要有各种微机保护装置、自动控制装置、数据采集装置和RTU等等。 (3）站控层设备 变电站层的设备包括计算机、打印机、天文钟、通讯管理机或远动工作站等设备。第20页，共44页。2.1、变电站自动化系统的分层和逻辑结构第21页，共44页。2.1、变电站自动化系统的分层和逻辑结构第22页，共44页。2.1、变电站自动化系统的分层和逻辑结构过程层的功能描述 过程层是一次设备与二次设备的结合面，或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的功能划分：(1) 实时的电气量检测主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测 。(2)运行设备的状态参数检测主要有温度、压力、密

13、度、绝缘、机械特性及工作状态等数据。 (3)操作控制执行与驱动包括变压器分接头调节控制，电容、电抗器投切控制，断路器、刀闸合分控制，直流电源充放电控制。在当前大量应用的变电站综合自动化系统中，由于一次设备的智能化尚未实现，过程的功能实际全部由间隔层的设备来实现。因此有时也将变电站综合自动化系统的逻辑结构划分为两层。第23页，共44页。间隔层的功能描述间隔层的设备主要有各种微机保护装置、自动控制装置、数据采集装置和RTU等设备，间隔层设备的主要功能是：(1)汇总本间隔过程层实时数据信息；(2)实施对一次设备保护控制功能；(3)实施本间隔操作闭锁功能；(4)实施操作同期及其他控制功能；(5)对数据

14、采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制；(6)承上启下的通信功能，即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。2.1、变电站自动化系统的分层和逻辑结构第24页，共44页。站控层的功能描述(1)通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；(2)按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心；(3)接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；(4)具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；(5)具有(或备有)站内当地监控的人机联系功能，如显示、操作、打印、报警，实现视频、声音等多媒体功能；(6)具有对间隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态，在线修

15、改参数的功能；(7)具有(或备有)变电站故障自动分析和操作培训功能。2.1、变电站自动化系统的分层和逻辑结构第25页，共44页。变电站自动化系统各项功能的逻辑接口2.1、变电站自动化系统的分层和逻辑结构第26页，共44页。变电站自动化系统各项功能的逻辑接口 间隔层和变电站层之间保护数据交换； 间隔层与远方保护（不在本标准范围）之间保护数据交换； 间隔层内数据交换； 过程层和间隔层之间采样等瞬时数据交换； 过程层和间隔层之间控制数据交换； 间隔和变电站层之间控制数据交换； 变电站层与远方工程师办公地数据交换； 间隔之间类似联锁等直接数据交换； 变电站层内数据交换。2.1、变电站自动化系统的分层和

16、逻辑结构第27页，共44页。2.2、变电站的智能电子设备定义 变电站自动化系统的设备统称为智能电子设备IED（Intelligent Electronic Devices）。IEC 61850协议对智能电子设备IED的定义是：由一个或多个处理器组成，具有从外部源接收和传送数据或控制外部源的任何设备（例如：电子多功能仪表、数字继电器、控制器）。这些IEDs在物理位置上，可安装在3个不同的功能层（即变电站层、间隔层、过程层）上。第28页，共44页。2.3、变电站自动化系统的硬件结构模式2.3.1 早期的集中式系统结构模式这种系统集中采集变电站的模拟量、开关量和脉冲量等信息，集中进行计算和处理，分别

17、完成微机监控、保护和一些自动控制功能。集中结构并非指由单一的计算机完成保护和监控的全部功能。作为变电站自动化系统，这种结构模式已被淘汰，但是RTU作为集中式系统的一个子系统产物，得到了独立发展，目前仍然在国内发电厂中大量使用。集中式系统的缺点：功能过于集中，设备故障影响面大软件复杂，修改和维护工作量大组态不灵活，影响批量生产保护未按对象配置，维护不便第29页，共44页。集中式结构2.3、变电站自动化系统的硬件结构模式第30页，共44页。2.3、变电站自动化系统的硬件结构模式2.3.2 分层分布式系统结构模式特点：采用分层式结构设计（23层结构）采用分布式结构（各设备相互协调、独立工作）采用面向

18、间隔的结构（每个电气间隔配置一个或多个IED设备）优点：各设备独立完成部分功能，系统故障影响小，可靠性高不同的电气间隔，IED软硬件相似，便于批产和组态实现间隔层IED的就地布置，节省大量电缆，方便检修减少了现场施工和设备安装的工程量，调试和维护方便显著地缩小了变电站主控室的面积。变电站扩建时，系统扩展方便第31页，共44页。2.3、变电站自动化系统的硬件结构模式分层分布式系统结构模式第32页，共44页。2.3、变电站自动化系统的硬件结构模式2.3.3 当前变电站综合自动化系统的几种模式站控监控层仅设监控主机,通过监控主机实现与远方系统信息交互。站控监控层设监控主机，通信管理单元作为前置机，监

19、控主机及远方系统仅与通信管理单元信息交互。当间隔层设备与自动化系统只能采用单一非以太网通信接口进行信息交互时，常采用该模式。站控监控层设监控主机和通信管理单元,远方系统通过通信管理单元与间隔层设备信息交互。而监控主机主机则独立从间隔设备层获取数据信息。IED设备采用以太网通讯后，该模式被大量使用。站控监控层设监控主机带双通信管理单元,双通信管理单元通过双机互备和自动切换实现与远方系统信息交互，监控主机主机和通信管理机各自独立从间隔设备层获取数据信息，如前图。该模式常用于对通讯可靠性要求较高的高电压等级变电站中。第33页，共44页。2.3、变电站自动化系统的硬件结构模式2.3.3 当前变电站综合

20、自动化系统的几种模式各种模式的区别：上述模式的共同特点是采用了分层分布式系统结构，间隔层的配置也基本相同。主要的不同在于站控层与远方调度系统的接口设备上。由于通信管理机作为网关，较常规计算机设备更为稳定和可靠，因此模式3、4被大面积推广。第34页，共44页。2.4、变电站自动化系统的配置原则影响系统配置的主要因素 变电站综合自动化系统的配置，是根据变电站一次系统的电压等级、主变台数、进出线多少、变电站的重要程度等多方面综合考虑的。综合自动化系统配置的指导思想（一）通讯网络首选采用以太网通讯监控主机应直接与间隔层IED交互信息采用独立的嵌入式设计的通讯管理机与远方系统通讯除骨干网外，应采用星型拓

21、扑降低网络复杂度。第35页，共44页。2.4、变电站自动化系统的配置原则综合自动化系统配置的指导思想（二）IED采用面向电气间隔配置，且应提升IED集成度以简化接线。同一站采用同一系列的产品以降低系统的调试维护工作量。（减少多方协调）暂不实施IEC61850标准时，站内设备推荐使用IEC103协议。单主机系统采用Windows或Linux操作系统（简单），多机系统采用UNIX操作系统（可靠），历史数据库应采用商用数据库（开放）。监控系统的监控软件除能实现常规SCADA功能外，还应能实现站内保护设备故障信息显示和分析。（功能集成，很强的实用性）第36页，共44页。变电站自动化系统间隔层设备配置原

22、则根据电力系统微机继电保护技术导则，对使用3-35kV微机保护装置宜采用保护、测量、控制、通讯为一体的四合一单元；高压变电所的自动化系统，因保护配置复杂及安全性的要求，保护与监控必须分离。据此，宜采取如下配置：电压等级为35kV/10kV/6kV的间隔层，宜选用保护测控综合装置，并安装于开关柜上。电压等级为110kV线路、主变压器保护监控宜组屏安装于中控室或保护室内。电压等级220kV及以上的电力设备，保护监控应独立配置；并组屏安装于中控室或保护室内。2.4、变电站自动化系统的配置原则第37页，共44页。2.4变电站自动化系统的典型配置第38页，共44页。2.4变电站自动化系统的典型配置典型变

23、电站配置举例：某110KV降压变电站，设置两台110/10KV变压器，110KV侧采用内桥接线，10KV侧采用单母线分段，每段母线配一组双Y接线电容器和一组消弧变。基本思想：采用分层分布的综合自动化系统，将110KV间隔相关二次设备、主变相关二次设备、公用二次设备、网络设备及通信管理机集中组屏，布置在中控室内，其余设备则就地安装在高压柜中。第39页，共44页。2.4变电站自动化系统的典型配置一、主控室布置：后台计算机系统配置PC机或工控机、打印机、音响各一套，安装监控系统软件，完成变电站当地监控、自动控制、故障分析、设备维护等功能。第一面屏：110KV线路屏配置两台测控装置（含110KV线路操作箱）、一台备自投装置（含桥开关操作箱），两测控装置各完成一条进线的测控，备自投装置完成进线