智能变电站技术交流

智能变电站技术交流2010-41智能变电站的地位作为国网工作重点之一的智能电网建设日益被大家所熟知。目前，最重要的，也是最基础的就是基于智能电网的智能变电站的建设。从某种意义上也可以这么说，只有把智能变电站建设工作很好的完成了，才能使我们的电网真正步入智能电网。2按照考虑N-1情况下特定预想事故的原则，规划建设多馈入直流和交流系统并联的网架初步建设高级调度中心开展智能变电站试点坚强型大电网

规划建设适应电力市场要求的特高压电网建成高级调度中心智能变电站推广适应电力市场要求的运行技术数字化电网

规划以自愈为目标的智能电网实现智能化调度新型材料和智能设备的全面使用可再生能源的友好接入实现与用户的智能互动智能化电网201020202030智能电网全面转型巩固提升引领超越2007建设智能电网的三阶段目标3智能电子装置IntelligentElectronicDevice

一种带有处理器、具有以下全部或部分功能的一种电子装置：（1）采集或处理数据；（2）接收或发送数据；（3）接收或发送控制指令；（4）执行控制指令。如具有智能特征的变压器有载分接开关的控制器、具有自诊断功能的现场局部放电监测仪等。

智能变电站相关概念4智能组件intelligentcomponent

由若干智能电子装置集合组成，承担宿主设备的测量、控制和监控等基本功能；在满足相关标准要求下，智能组件还可承担相关计量、保护等功能。可包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。智能设备intelligentequipment

一次设备和智能组件的有机结合体，具有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化和信息互动化特征的高压设备，是高压设备智能化的简称。

智能变电站概念5智能变电站smartsubstation

采用先进、可靠、集成、低炭、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。智能变电站概念6智能变电站smartsubstation

采用先进、可靠、集成、低炭、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。

智能变电站概念7数字化并不等于智能化，数字化和智能化有着不同的内涵。数字化是指实现的技术手段，强调的是以数字方式交换信息；智能化是指设备的功能，强调在线监测、数据分析和自动执行。在数字化条件下可以方便的实现信息的共享和整合，可以提供更加全面的监测信息，所以数字化为智能化的实现提供了更加有效的手段。

智能变电站和数字化变电站的区别8与传统变电站的比较9智能变电站IEC61850标准的应用一次设备智能化支持数字化的二次设备10IEC61850简介IEC61850标准制定的背景IEC61850标准的主要内容IEC61850定义的变电站自动化系统的基本结构IEC61850标准和传统协议的差别11IEC61850标准制定的背景

电力系统原来有IEC870-5-101、IEC870-5-103等标准规约在广泛使用。这些规约主要面向以串口为通讯介质的微机装置时代,后来也有各个厂家以网络为通讯介质。主要存在规约的应用功能比较有限，各厂家对应用功能自行扩充无法互操作，规约数据表达能力限制了其应用功能的发展。不支持装置间的通讯功能。12IEC61850标准制定的背景

1995年国际电工委员会第57委员会（IECTC57）开始成立了3个工作组负责制定IEC61850标准。这3个工作组参考和吸收了已有的许多相关标准，于1999年3月提出了委员会的草案版本。标准的各个部分经过完善陆续于2003年、2004年正式发布为IEC61850系列国际标准。 国内也从2001年开始研究翻译相关标准，并于04-06年发布等同采用IEC61850标准的DL/T860系列标准。13IEC61850标准制定的背景

同传统的IEC60870-5-103标准相比，IEC61850不仅仅是一个单纯的通信规约，而且是数字化变电站自动化系统的标准，指导了变电站自动化的设计、开发、工程、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，采用面向对象技术和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，从而大大提高变电站自动化技术水平和安全稳定运行水平，实现完全互操作。14IEC61850标准制定的背景IEC61850标准制定的目的互操作性不同厂家的IED之间能够交换信息并能够利用交换的信息完成各自的功能。自由配置能够支持不同的设计理念，允许功能的自由分配。长期稳定性面向未来发展，既能够适应通信技术的快速发展，又能满足电力系统需求长期的稳定性。15IEC61850标准的主要内容16IEC61850定义的变电站自动化系统远方控制中心技术服务7功能A功能B9变电站层3控制继电保护3控制继电保护81616间隔层传感器操作机构过程层接口过程层高压设备454517分层系统通讯61850解决方案间隔层装置与变电站监控系统之间交换事件和状态数据——MMS间隔层装置与远方保护交换数据——私有规约，未来发展也可用以太网方式、借用GOOSE或SMV间隔内装置间交换数据——GOOSE过程层与间隔层交换采样数据——SMV过程层与间隔层交换控制和状态数据——GOOSE18分层系统通讯61850解决方案间隔层装置与变电站监控系统之间交换控制数据——MMS监控层与保护主站通信——MMS间隔间交换快速数据——GOOSE变电站层间交换数据——MMS变电站与控制中心交换数据——不在标准范围，也有用户希望采用618501961850与传统协议差异点与面：看事物的角度数据模型通信协议配置过程2061850与传统协议差异现有协议都是面向信号的，是线性的点，以点号来识别，自描述性比较差，需要双方事先约定；IEC61850使用得了面向对象建模技术，数据模型具有自描述能力，通信双方不需要事先约定；21数据模型22PhysicalDevice(networkaddress)LogicalDevice(e.g.Relay1)MMXU1MMXU2MXMXAVLogicalNodesFunctionalConstraint“MMXU2$MX$A”=Feeder#2CurrentMeasurements数据模型23逻辑设备（LD）：一种虚拟设备，聚合逻辑节点和数据。物理设备可以包含一个或多个LD。逻辑节点（LN）：用来描述系统功能的基本单位，是数据对象的容器，可以任意分配到IED，每个逻辑节点和内部的数据都有具体的语义，并通过他们的服务与外部进行交互。数据模型24.SSD：系统说明文件，用于描述变电站的一次系统拓扑.ICD：IED能力描述文件，用于描述装置功能配置情况.CID：经过配置后的IED描述文件，用于描述经过配置的装置功能情况.SCD：变电站配置描述文件，用于描述配置后的变电站配置过程25配置过程26配置过程27配置过程28配置过程29一次设备的智能化电子式互感器开关智能化30电压等级越高电子式互感器优势越明显，中低电压等级使用电子式互感器在经济性方面意义不大。电子式互感器比较项目常规互感器电子式互感器绝缘复杂绝缘简单体积及重量大、重体积小、重量轻CT动态范围范围小、有磁饱和范围宽、无磁饱和PT谐振易产生铁磁谐振PT无谐振现象CT二次输出不能开路可以开路输出形式模拟量输出数字量输出31电子式互感器的构成、分类

构成：电子式互感器通常由传感模块和合并单元两部分构成，传感模块又称远端模块，安装在高压一次侧，负责采集、调理一次侧电压电流并转换成数字信号；合并单元安装在二次侧，负责对各相远端模块传来的信号做同步合并处理。分类：按一次传感部分是否需要供电划分有源式电子互感器和无源式电子互感器按应用场合划分GIS、AIS结构、直流用电子互感器32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，利用光纤来传输数字信号。

ECT：空心线圈(RC)；低功率线圈(LPCT)EVT：分压原理电容、电感、电阻有源电子式互感器33有源电子式互感器结构34图2中低压侧相间电压的电子式电压互感器图3中低压侧相对地电压的电子式电压互感器图4中低压母线电子式电压互感器图1

中低压电子式电流互感器35电子式互感器与二次设备连接图36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。电子式互感器的远端模块和合并单元根据需要冗余配置，远端模块中电流冗余采样，防止采样回路故障导致保护误动。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。测量电流用于保护启动和测量，保护电流用于保护逻辑计算和录波。电子式互感器配置37GIS互感器一次CT、PT配置

220kV及以上电压等级GIS电子式互感器

RC（RogowskiCoil）、LPCT（LowPowerCurrentTransformer

）、电容分压环按双重化配置，远端模块双重化配置。变压器间隔另配有中性点独立式互感器。

110kV及以下电压等级GIS电子式互感器

RC、LPCT、电容分压环按单重化配置，线路间隔远端模块单重化配置，变压器间隔远端模块双重化配置。变压器间隔另配有中性点独立式互感器。3835kV一次CT、PT配置线路、主变间隔： 一套保护CT（额定输出电压250mV）一套测量CT（额定输出电压4V）一个线路PT（额定输出电压4V）母线间隔： 一套母线PT（额定输出电压3.5V）39合并单元功能（1）合并单元对下通过光纤接收三相远端模块的采样数据，通过插值算法来同步一个间隔内所有模拟采样信号。（2）合并单元对上通过IEC60044-8或IEC61850-9-1/9-2协议将一个间隔内同步后的采样数据送给保护、测控等设备。（3）线路间隔合并单元接收母线合并单元的母线电压信号，母线电压信号经插值同步后与线路信号一起送给线路保护等设备，母线电压用于合闸检同期。40合并单元功能（4）主变间隔合并单元接收主变零序、间隙电流采样远端模块或就地采集合并单元发送的采样数据，采样数据经同步后送给主变保护等装置。（5）线路间隔合并单元完成母线电压切换功能。（6）母线合并单元完成母线电压并列功能。41合并单元的通讯协议 合并单元与保护、测控等装置较多的采用IEC60044-8协议，保护装置收到数据后通过插值来同步来之不同间隔合并单元的采样数据。采样数据同步不需要秒脉冲，同步实现简单、可靠，非常适合于线路纵差、主变和母差保护。合并单元现阶段支持IEC61850-9-1协议，以点对点方式传输采样数据。部分合并单元现阶段支持IEC61850-9-2协议，9-2协议是发展的趋势。42合并单元配置220kV及以上电压等级合并单元按双重化配置110kV及以下电压等级合并单元按单重化配置主变各侧合并单元按双重化配置合并单元按间隔来配置43线路间隔合并单元包含的信号44合并单元输入输出接口一个间隔远端模块、合并单元45合并单元电压切换线路间隔合并单元通过开入采集线路隔离刀闸1G和2G位置信号，通过检测线路隔离刀闸的位置状态，完成母线电压自动切换功能。46合并单元电压切换当合并单元通过开入检测到线路隔离刀闸1G和2G都在分位时，合并单元输出母线电压维持不变，延时报电压切换回路同时返回告警。当合并单元检测到线路隔离刀闸1G和2G都在合位时，合并单元输出母线电压维持不变，延时报电压切换回路同时动作告警。47合并单元电压并列

每条母线都有一个电压强制并列把手。以双母线接线方式为例：母线合并单元检测母联位置信号和就地把手强制并列等开入信号。当母联在合位，1母电压强制并列把手打到强制2母位置，1母输出2母三相电压信号。当母联在分位，1母电压强制并列把手打到强制2母位置，1母输出本母三相电压信号，并经延时报警。48电子式互感器调试（1）现场精度校验（2）合并单元调试49电子式互感器精度校验

ECT标准CT1A/4V合并单元电子式互感器校验仪测量用电子式电流互感器误差限值准确级电流误差±（%）在下列额定电流（%）时相位误差±（′）在下列额定电流（%）时152010012015201001200.2S0.750.350.20.20.23015101010保护用电子式电流互感器误差限值准确级额定一次电流下的电流误差±（%）额定一次电流下的相位误差±(′)额定准确限值一次电流下的复合误差（%）额定准确限值条件下最大峰值瞬时误差（%）5P1605-5TPE16051050电子式互感器精度校验EVT标准PT感分合并单元电子式互感器校验仪准确级电压误差±（%）在下列额定电压(%)时相位误差±（′）在下列额定电压(%)时258010012015025801001201500.2/3P630.20.20.23240120101010120现场比差、角差、极性测试51数字化变电站建设的一些实际问题电子式互感器的校验电子式互感器对线路差动的影响故障录波器的实现网络分析装置故障信息子站的实现数字式电度表的实现保护测试手段的实现52电子式互感器的校验被测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

,e53电子式互感器对线路差动的影响常规互感器和电子式互感器两个采样回路路由的延时是不一致的。（1）电流电压经CT、PT转换为二次模拟值，再经保护交流插件、AD采样回路进入保护装置；（2）电流电压经电子式互感器、远端模块、合并单元进入保护装置。线路一侧是常规互感器，另一侧是电子式互感器。如果不进行任何处理，相当于两侧采样时刻不一致，必然产生角差，正常运行时有差动电流。54电子式互感器对线路差动的影响

解决方案：通过调整采样时刻，对两侧的采样路由延时差别进行补偿，保证计算差动电流的两侧电流是同一时刻值。为此增加两个定值：“本侧ECVT路由延时”、“对侧ECVT路由延时”定值。对于电子式互感器，该定值为电流从电子式互感器经合并单元传送到保护装置的延时。对于常规互感器，该延时为电流从互感器经电缆通过交流插件、低通插件的延时。当两侧都使用常规互感器、或两侧都使用同一型号的电子式互感器时，该定值可以整定为“0”。当一侧为常规电磁型互感器，另一侧为电子式互感器；或两侧电子式互感器型号不一致时，必须根据实际延时整定。55故障录波器的实现故障录波器应具有采样数据网接口，从合并器接收数字化的交流采样信号，进行交流量录波；开关量的采集有两种方式：

1）采用常规电缆接线方式，电缆使用量大，但是保证了录波数据的实时性。

2）通过从GOOSE网络记录开关量信息从技术上是也是可行的。56网络分析装置的实现 网络分析装置主要有以下几个功能：1）在线通讯监视：网络通讯状态监视，网络结构状态监2）网络故障及隐患告警：网络流量异常，网络管理报文异常，MMS通讯异常3）二次回路监视：监视二次回路运行状态，二次回路异常告警4）通讯信息记录：通讯过程重现，网络流量和报文统计5）分析功能：在线分析和离线分析57故障信息子站的实现故障信息子站建议不再单独组网，因为保护装置采用IEC61850协议，实现了装置之间的互联互通，不同厂家保护设备不再需要规约转换，需要信息子站支持IEC61850协议，可以直接从间隔层网络共享保护信息，可以通过子站直接访问各保护装置，实现信息子站的管理功能。58数字式电度表的实现数字式电度表的精度高于常规电度表，一是不存在二次电缆压降的问题，二是没有电表自身的误差，只要电子互感器精度满足0.2S级，电表的精度就能保证到0.2S级。数字式电度表通过RS4