智能变电站国网上课

智能化变电站天津电力公司彭桂喜工作思路

集成互动管理优化灵活建设智能变电站出发点发展目标1规划试点阶段制定规范、标准，试点完成2～3座330kV及以上智能变电站建设或改造100座左右66～220kV变电站建设或改造2009年～2011年2全面建设阶段实现新建变电站智能化率30～50%原有重要变电站智能化改造率达到10%1000～1500座变电站完成智能化改造2012年～2015年3引领提升阶段实现新建重要变电站智能化率100%原有重要变电站智能化改造率达到30～50%改造原有变电站5000座左右2016年～2020年第一部分

传统变电站与智能变电站的比较传统变电站不足缺点互操作性状态监视CT、PT二次电缆传统互感器与数字化互感器的比较有磁饱和数字化无磁饱和CT二次不可开路测量误差大CT开路无危险测量误差小传统传统测量误差CT0.2级PT0.2级线缆误差0.1传统电能表0.2级系统测量误差0.7数字化测量系统误差电子式CT0.2级电子式PT0.2级光缆数字传输无误差全数字系统无误差测量系统误差0.4网络替代传统电缆二次回路二次回路原因造成继电保护不正确动作十分突出：各种干扰源通过控制电缆耦合直流接地或交流混进直流造成的继电保护不正确动作设备状态自检目前国内大多数变电站的一次设备都没有配备状态监视设备，少数变电站安装了一次设备状态监视设备，但由于对外通信接口和协议不统一，往往自成体系，不易接入变电站自动化系统，无法实现信息共享，也不容易实现状态检修。电气设备检修技术的三个阶段状态检修定期检修事故检修50年代以前，设备发生了故障或事故以后进行检修设备比较简单设计裕量大修复容易设备停运影响不大60、70年代，定期预防检修通过定期检修，设备能恢复到接近新设备的状态以牺牲企业的自身经济利益为代价，造成了不必要的人、财物的浪费在前苏联、东欧各国和我国推广应用并延续到现在根据设备状态确定检修策略起源于60年代美国航空工业飞行器的设备1978年开始应用于美国海军舰艇设备检修80年代在核工业中推广应用，并很快发展到电气设备检修针对性强，经济合理高压智能开关：状态监测状态监测

状态检修

全寿命周期管理

在线监测的必要性预防性试验电压一般最高10kV设备运行电压为110kV、220kV、330kV、500kV或更高不能有效暴露某些绝缘缺陷，真实反映设备状态对运行电压下才能暴露的绝缘缺陷，定期预防性试验手段不合理提高电力企业效率和降低生产成本在线监测技术是状态检修的重要技术和经济手段互操作传统站互操作性的不足二次设备缺乏统一的信息模型规范和通信标准。设备间联调复杂为实现不同厂家设备的互连，必须设置大量的规约转换器或保护管理机，增加了系统复杂度和设计、调试和维护的难度，降低了通信系统的性能。当变电站二次设备选择不同厂家产品时，全站自动化系统设备互联调试成了变电站投产前必须重点安排的一项复杂工作，常常因为设备之间互联通信不畅等原因拖延调试工作周期，使变电站不能按期投运；并且给后期运行维护带来许多不便，给安全生产带来很大的隐患规约转换成本第二部分

智能变电站的结构智能终端MU传统微机保护交流输入组件A/D转换组件保护逻辑(CPU)开入开出组件人机对话模件端子箱二次设备和一次设备功能重新定位：ECT一次设备智能化

IED数字化保护SMV光纤GOOSE光纤一次设备的智能化改变了传统变电站继电保护设备的结构：1、AD变换没有了，代之以高速数据接口。2、开关量输出DO、输入DI移入智能化开关，保护装置发布命令，由一次设备的执行器来执行操作。电缆电缆传统变电站到数字化变电站的演变数字化变电站与传统变电站网络结构对比

传统变电站结构图数字化变电站结构图南网智能化变电站典型结构（组网）GOOSE、SMV均组网南网智能化变电站典型结构（组网）国网智能化变电站典型结构：保护直采直跳，测控组网国网智能化变电站典型结构：典型结构比较采用网络方式，多了交换机环节，当交换机出现问题，可能引发多个开关拒动，将可能引发大事故。但若采用点对点方式，增加了运行维护的复杂性。第三部分智能化变电站典型设备介绍过程层设备电子式互感器合并单元智能终端户外柜电子式互感器的分类电子式互感器有源式无源式电流互感器电压互感器电流互感器电压互感器电磁感应原理罗氏线圈低功率线圈电容分压电阻分压普克尔效应型逆压电效应型磁光玻璃型全光纤型赛格耐克效应法拉第磁旋光效应有源式电子互感器有源式利用电磁感应等原理感应被测信号传感头部分具有需用电源的电子电路利用光纤传输数字信号无源式电子互感器无源式传感模块利用光学原理感应被测信号纯光学器件不需电子电路及其电源利用光纤传输数字信号Rogowski线圈结构及原理

罗氏线圈是一种密绕于非磁性骨架上的螺线管，如图所示。空芯线圈不含铁芯，无铁芯饱和等问题，测量范围宽，线性度好，准确度高。

罗氏线圈的输出信号e与被测电流i有如下关系：空心线圈（RC）矩形截面螺线环形螺线管罗氏线圈的输出对于均匀密绕的矩形截面（形状如图）螺线环形螺线管罗氏线圈（匝数为N），其输出为：(理想情况下)A/DCPUFT3采集器误差来源：线圈工艺温度积分器射频干扰空心线圈（RC）计量误差A/DCPUFT3采集器由于输出e幅值非常小，如在20%额定量程下，保护信号仅有40mV数量级，空间噪声一般在10-50mv量级。因此传输距离受到限制，必须控制在3-5m以内，且采用特殊屏蔽线。空心线圈的制造罗氏线圈骨架骨架材料：大理石、纤维、尼龙66、环氧树脂、陶瓷等绕线后用半导体纸、皱纹纸及布包扎后未浇铸罗氏线圈低功率线圈结构及原理

低功率线圈（LPCT）的工作原理与常规CT的原理相同，只是LPCT的输出功率要求很小，因此其铁芯截面就较小。电流到电压的转换器。Rsh是LPCT的内装元件P1IpS1RbUsRshNsNpS2P2电容分压器原理图

电容分压器由高压臂电容C1和低压臂电容C2组成.

由图可知

：U2＝U1C1/（C1＋C2）＝U1/K

K＝（C1＋C2）/C1

电压互感器利用电容分压器测量电压。为提高电压测量的精度，改善电压测量的暂态特性，在电容分压器的输出端并一精密小电阻。电容分压器的输出信号U2与被测电压U1有如下关系：空心线圈（RC）结构一支柱式电子互感器需要外接电源有源电子式光电互感器主要基于传统传感技术，利用电子技术进行信号采集和处理，通过光纤输出信号。由于电子电路需要工作电源，一般采用了以下两种方式供电：通过接在母线上的小CT获得电源；通过光纤（如传输测量数据的光纤）将光能量输送至传感器，并在传感器侧通过光电转换获得电源。GIS、PASS结构特殊，可直接利用站内电源供电！空心线圈（RC）结构二PASS上安装电子互感器EVTECT有源电子式互感器产品结构AIS电子式互感器空心线圈（RC）结构三GIS上安装电子互感器ECTGIS电子式互感器

全光学电流互感器原理

电流测量采用Faraday

磁光效应，即线偏振光的偏振方向在磁场中发生改变的效应：已知线偏振光在磁光材料(如重火石玻璃)中受磁场的作用其偏振面将发生旋转，线偏振光旋转的角度θ与被测电流I成正比普通光起偏器偏振光Faraday材料磁场B检偏器Faraday旋光角法拉第(MichaelFaraday)1791年－1867年

全光学电压互感器原理

光学电压传感器采用Pockels电光效应或Kerr电光效应，即晶体的折射率在电场的作用下发生物理变化的效应来测量电场的强度，并进而得到电压。光学互感器演示

全光学互感器结构

光纤绝缘子高压壳体一次导体光学电流传感器(OCS)传输光纤束底座含电流信息的光信号数字输出FT3同步信号数据处理与发送模块模数转换模块LED光信号发送模块光接收与处理模块采集器毫瓦数量级的光信号采集器（B相）采集器（C相）合并器

磁光玻璃型优点：技术难度较小，原理简单缺点：1、系统由分立元件组成，结构复杂，抗振动能力

差2、光学元件间用光学胶粘接，长期运行稳定性差3、采用的分立光学元件加工困难，一致性难以保

证全光纤型优点：1、无分立元件，全光纤结构简单，抗振动能力强2、光纤熔接后连接可靠，长期稳定性好3、所有光学器件基于光纤制作，工艺成熟，一致

性好缺点：技术难度大，原理复杂两类无源式电子互感器比较电子式互感器的总结电流传感头采用罗氏、低功耗线圈；电压传感头采用电阻或阻容分压原理的电子式互感器，因其无负载能力，模拟量无法远传，因此必须在传感头附近安装采集器进行信号采集和处理，通过光纤输出信号。属于有源电子式互感器。传感头采用Faraday磁光效应、Pockels电光效应原理的电子式互感器，基于光学传感技术，其特点是在高电位侧没有电子电路。采集器安装于小室或户外箱。属于无源电子式互感器。按一次传感部分是否需要供电划分

有源式电子互感器无源式电子互感器电磁原理技术成熟，风险小；大量程、宽频带；有效解决了饱和、铁磁谐振等问题电磁兼容性能强；等效传变一次电流和直流分量；温度和振动对光学系统折射效应的影响新技术，长期稳定性不同特性互感器混合使用对保护影响必须重视不同电子互感器混用的问题！不同类型的电流互感器混合使用差动保护处理：1、电磁式和光电互感器要考虑饱和、TA电流拖尾2、Rogowski和电磁式互感器要考虑饱和、直流分量、TA电流拖尾3、Rogowski和光电互感器要考虑直流分量、TA电流拖尾合并单元把采集器（或互感器采集单元）输出的数字量进行同步合并处理，并按IEC61850-9-1/2标准转换成以太网数据输出到过程层网络或IED。

测量用电流传感器保护用电流传感器一次电流采集器电压传感器合并器…激光电源同步信号采样数据…时钟输入电源传感头其他传感头（数字/模拟；光/电）数字量输出（光/电）规约转换

合并同步

合并单元IEC61850-9-1标准定义12路通道。根据工程需要，实际运用中并未严格遵循；

传输标准60044（FT3）私有协议61850标准：-9-1/-2合并单元装置照片合并单元装置照片合并单元接收多路电子式互感器采样激光供能（户外支柱式电流互感器）接收站内采样同步信号完善的自检功能，如CT断线等单间隔内IEC60044-8/FT3传输跨间隔61850-9传输电子式互感器的校验

被试ECTP1V1数字帧P2基准CTP1KrP2S1S2传输系统Ip二次转换器基准A/D转换器R1IsRc合并单元求值单元(例如，微机)is(n)iref(n)时钟

,e应用电子式互感器需要面对的几个问题?配置方案?同步采样问题?采样数据传送标准配置方案配置原则是保证一套系统出问题不会导致保护误动，也不会导致保护拒动远端模块中电流需要冗余采样电子式互感器的远端模块和合并单元需要冗余配置合并单元冗余配置并分别连接冗余的电子式互感器远端模块，合并单元可以安装在开关附近或保护小室交流采样的双重化

数据采集和传输中的延时同步采样问题三相电流、电压采样必须同步变压器差动保护从不同电压等级的多个间隔获取数据存在同步问题母线差动保护从多个间隔获取数据存在同步线路纵差保护线路两端数据采样也存在同步适用于所有通过支持多播的局域网进行通信的分布式系统，能够实现亚微秒级同步。IEC61588精确时间协议简单网络时钟协议方式，属于TCP/IP协议族，是一种基于软件协议的同步方式SNTP基于北斗系统/GPS的变电站统一时钟同步秒脉冲方式目前变电站时间同步技术同步技术GPS秒脉冲采样同步采集器接收光纤传输的（复合）秒同步脉冲，按设定的频率进行分频采样。秒同步脉冲一般由合并器发送。无功率传输需求时，亦可直接使用GPS输出的全站同步脉冲。

特点：需要专门的同步光纤，站内所有采集器使用同一时钟源，最大误差为采集器晶振的秒累积误差（可以选用误差小于2.5ppm的晶振，影响所有采集器之间的同步）

缺点：每采集器需要设置同步脉冲输入。当同步信号丢失时，合并器需要进行插值运算（重采样）处理，此处理程序较单一的重采样复杂。当同步信号丢失时，重采样算法亦需要考虑采集器的传输误差。

合并器秒脉冲采样同步合并器按设定的频率向采集器输出采样脉冲。

特点：需要专门的同步光纤，合并器需要按最大采集器数量设置同步信号发送器。最大误差为合并器晶振的秒累积误差（可以选用误差小于2.5ppm的晶振，只影响合并器间的同步）。

缺点：每采集器需要设置同步脉冲输入，合并器需要按最大采集器数量设置采样信号脉冲发送器。当同步脉冲丢失时，其数据按无效处理重采样同步考虑采集器为实时发送，延时主要由各接口引起，光纤长短引起的延时可以忽略，于是可以采用合并器对采集器过来的信号进行重采样，进而实现各路采样信号的同步。重采样的方法为合并器选择一个基准时刻，对各采集器的信号进行插值。特点：不需要专门的同步光纤，和采集器采用单工通信方式，容易实现。秒脉冲丢失，同一间隔内的采样数据也为已同步数据，各采集器硬件设计简单，同步效果好。考虑晶振的每秒误差影响。缺点：不是绝对同步，存在整体时延采集器按设定的频率进行采样，经固定延时后发送给合并器；合并器使用FPGA硬件逻辑进行采集器规约解析，并附加上FPGA的运行频率计数值。重采样同步同步方法比较基于GPS秒脉冲同步的同步采样同步方法简单

(全站采同一GPS秒脉冲信号)秒脉冲丢失时存在危险二次设备通过再采样技术(插值算法)实现同步采样率要求高硬件软件要求高，实现难度较大不依赖于GPS和秒脉冲传输系统对时

89%90%变电站全站时间同步系统具体方案宜采用SNTP对时方式站控层设

备采用Ｂ码对时、１PPS（秒脉冲）对时方式，条件具备可以采用IEC61588网络对时间隔层、过程层设

备点对点光纤串行数据接口传输延时确定可以采用再采样技术实现同步采样

硬件和软件实现简单适合保护要求IEC60044-8采样数据传送标准（1）采用插值同步法传输延时不确定无法准确采用再采样技术硬件软件比较通用，但对交换机要求极高硬件和软件实现都将困难不同间隔间数据到达时间不确定IEC61850-9-1/2:网络数据接口采样数据传送标准（2）比较适合测控、电能仪表一类只能采用同步时钟法中电压等级采样方案60044-7/8模拟量ECVT组合电子互感器一体化保护测控设备具有专利技术的屏蔽电缆，保证长距离传输信号的正确性标准输入接口，厂家合作B相A相C相

60044-8VS61850-9-1/2智能终端智能终端背面图给传统断路器或变压器提供数字化变电站接口；在开关端子箱安装智能终端：对刀闸等进行状态采集和控制，就地操作等功能；在变压器端子箱安装智能终端，实现变压器本体保护和变压器测控功能：采集温度、档位、非电量、中性点地刀等状态，控制风扇和档位对时、事件记录功能.智能终端户外柜现场装置图片－正面现场装置图片－背面户外安装示意图室外柜高温高湿试验吉林进行的低温试验智能控制柜方案的优势1、节约了电缆等设备投资以及相应的施工投资:数字化变电站建设的一个主要现实目标是为了减少变电站内控制电缆的数量，一方面由于原材料的涨价，电缆成本越来越高；另一方面，光缆电磁兼容性能远好于电缆，能显著提高变电站内信号传输的可靠性。另外，变模拟信号为数字信号能大大增加传输的带宽和信息量。1智能控制柜方案的优势2、节约了保护小室及主控室等的占地面积和投资：应用智能化GIS控制柜使得保护控制下放成为可能，从而能够显著减少保护小室和主控室的占地面积，这对一些需要尽量减少变电站土地的城市变电站和地下变电站来说有明显的效益。2智能控制柜方案的优势3、GIS智能控制柜优化了二次回路和结构：原来由于一次和二次的专业细分，使得原传统汇控柜内的许多功能与保护控制二次中的功能相重复，例如防跳、压力闭锁、三相不一致等等。基于一二次整合的GIS智能控制柜能够有效地取消和简化冗余回路，提高了整个二次回路的可靠性。3智能控制柜方案的优势4、智能控制装置提供了系统的交互性： 引入智能控制装置以后，友好的中文液晶人机界面以及丰富的自检和就地操作报告功能，使得运行维护人员无论在就地还是远方都能及时了解GIS的运行情况。4智能控制柜方案的优势5、联调在出厂前完成，现场调试工作量减少：传统方案中，一次设备和二次设备的电缆连接和调试只能到现场后完成，调试周期比较长，新方案中一二次设备联调在厂内完成，到现场后调试工作量极小。能够显著地缩短投运周期。5智能控制柜方案的优势6、一次二次联合设计，减轻了设计院的负担：原来一次和二次设备分别有双方厂家分别出图，中间的电缆信号连接由设计院完成，应用一二次结合的新方案后，由两个厂家联合出图并对图纸的正确性负责。6智能控制柜方案的优势7、基于通讯和组态软件的联锁功能比传统硬接点联锁方便：智能控制装置能够采集到间隔内所有刀闸位置，且间隔间也有光缆连接，所以可以方便地实现基于软件和通讯的联锁，能显著减少机构辅助接点数量，提高系统的可靠性7智能控制柜方案的优势8、缩小了与互感器的电气距离，减轻了互感器的负载：新方案下互感器与保护控制设备的电气距离大大缩短，使得互感器的容量选择更为容易，也为小功率互感器（LPCT）的应用创造了条件。8以252kVGIS为载体展示智能化开关设备的功能和技术特点，适用于所有高电压等级的GIS产品。GIS智能组件智能化产品与常规产品对比小结：与传统保护设备的比较传统保护测控示意图数字化保护测控示意图继电保护技术规范主要技术原则：智能化变电站中电子式互感器的二次转换器（A/D采样回路）、合并单元、光纤连接、智能终端、过程层网络交换机等设备内任一元件损坏，除出口继电器外，装置不应误动跳闸。继电保护技术规范

保护应直接采样（直采方式），指不经过以太网交换机而以点对点连接方式直接进行采样点传输。继电保护技术规范单间隔的保护应直接跳闸，直接跳闸指不经过交换机而以点对点的方式直接进行跳合闸信号的传输。继电保护设备与本间隔的智能终端之间的通信应采用GOOSE点对点通信方式；继电保护设备之间的联闭锁信息、失灵启动等信息宜采用GOOSE网络传输方式。继电保护技术规范

双重化配置的两个过程层网络应遵循完全独立的原则。允许不同电压等级的SV/GOOSE网络通过以太网交换机一一对应进行连接。继电保护技术规范

对于“直采、直跳”的网络，保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。对于“差动保护”失去对时，不应该影响保护的动作行为。国网智能化变电站典型结构：保护直采直跳，测控组网第四部分IEC61850相关简介IEC61850相关介绍IEC61850标准定义了两种抽象模型应用于采样值传输及相关服务SV

模型GOOSE

模型提供了变电站事件（如命令、告警等）快速传输的机制，可用于跳闸和故障录波启动等报文的传输。IEC61850相关介绍标准的基础：GOOSEGenericObjectOrientedSubstationEvent通用的面向对象的变电站事件，是IEC61850的特色之一,提供了网络通讯条件下快速信息传输和交换的手段。一种快速的发送智能装置信息的机制IEC61850相关介绍2.4GOOSE模型当发生任何事件时，将以较短的间隔连续传输（1ms2ms4ms）,避免数据报文丢失。当事件结束后，将以较长的间隔连续传输（1s）,以保持通信线路畅通。数据对象统一建模

IEC61850和以前使用的标准不同之处在于对象模型，它以服务器模型、逻辑设备模型、逻辑节点模型和数据对象模型建立了变电站自动化系统中常用设备的统一数据模型，满足互操作性要求。

GOOSE应用特点装置间快速信息通信；内在自检功能，在线监测；不仅可以传送开关量，还可传递变化不快的模拟量；代替了点对点的硬电缆降低造价、工期更改接线不需要配线，只需更改配置文件

GOOSE组网问题

经济