智能变电站关键技术研究

智能变电站关键技术研究第一页，共89页。

内容主要内容：（1）背景（2）国内外现状与发展趋势（3）智能变电站的主要特征（4）智能变电站的关键技术（5）智能变电站技术导则解析（6）实施策略及注意事项第二页，共89页。

背景第三页，共89页。accenture智能电网的定义和特征作为全球最大的咨询商（世界500强之一），埃森哲对国外智能电网的定义和特征:第四页，共89页。数字化电网与智能电网的区别第五页，共89页。国内外现状与发展趋势第六页，共89页。ABB的智能一次设备第七页，共89页。突出智能一次设备状态的动态管理功能ABB认为自愈功能是智能电网的主要功能之一。智能变电站是实现智能电网的必备条件。只有在变电站实现智能化以后，才有可能实现智能电网的自诊断、自协调、自恢复，才有可能实现真正意义的智能电网，进而实现自愈。智能电网的建设需要两个重要基础来支撑：一个是智能一次设备状态的动态管理功能(自检测,自诊断)，另一个是智能变电站与高级调度中心,智能变电站之间的互动协同。智能是有限的智能，而不是无限的智能。对电网安全有帮助的智能是我们所需要的，对电网安全没有帮助的智能不一定需要。第八页，共89页。SIEMENS智能变电站特点控制中心层变电站自动化层GISSF6传感器变压器传感器OHL传感器其它状态监测传感器变压器监测变电站自动化OHL监测其它监测信息模块信息模块信息模块接口GIS监测以设备为对象的智能节点信息采用IEC61850协议接入智能变电站系统。控制中心层：通过统一信息模型掌握变电站系统及设备的状态。突出一次设备状态检测、智能评估及预警第九页，共89页。AREVA智能变电站特点主要特点:1.突出同步相量测量功能在变电站的应用好处：可以增强观测跨区域电网振荡或其他重要动态行为分析。2.突出变电站状态估计功能好处：可在智能变电站内校正拓扑错误和完成状态估计。第十页，共89页。

国内:变电站综合自动化系统的不足从50年代的布线逻辑远动技术,到微机远动技术,到无人值班变电站,到数字化变电站。存在的问题如下:量测不全,存取的数据有限变电站端的系统主要任务是数据采集，采集资源重复浪费，数据格式及信息模型不一致。SCADA/EMS存取实时信息有限,量测不全。全站设备没有实现全景信息采集,自检测,自诊断功能。多个网络系统并存,没有实现信息高度集成目前变电站中存在综自、五防、操作票、保护信息子站、PMU、故障测距、电能质量在线监测等多种系统。变电站内的系统和装置存在多种通信规约，比如CDT、1801、POLLING、101、103等等。大量重复的量测设备经常出现缺陷,增加了安装、检修、运行与维护的成本。多个网络系统并存,没有实现信息高度集成。在高级应用方面:没有实现智能分析,高度协调与决策。第十一页，共89页。国内:数字化变电站存在的问题（1）数字化变电站没有形成完整的标准体系、设计规范、验收规范、装置检验规程、计量检定规程、运行规范等。（2）数字化变电站的数据采集和信息处理缺乏统一的标准和规范，接口不统一、模型不统一、不同厂家生产的测控装置不但在硬件上有功能的差异，而且在软件上所采用的算法、通信规约也不尽相同。（3）多数数字化变电站都是局部数字化，如仅在过程层采用电子式互感器，或仅在站控层采用IEC-6185O标准等，距实现真正的数字化尚有一定距离。

(4)数字化变电站的投产，使得原有的检验手段已不能满足现场检验的需要，需要研究新的检测方法，配置相应的检测仪器。

(5)就目前而言，数字化变电站以符合IEC-61850标准的变电站通信网络和系统、网络化的二次设备、自动化的运行管理系统，为其最主要的技术特征。分布式实时智能分析技术，智能一次设备状态评估与预警等功能则没有涉及。第十二页，共89页。智能变电站的

主要特征第十三页，共89页。

智能变电站与传统的变电站有什么差异？

(1)智能变电站系统应是一种面向服务的架构(SOA)(2)建立起以设备为对象的分布式智能节点。实现既分布又协同的信息共享机制。

(3)从业务需求出发,把技术问题、经济问题、管理问题统筹考虑。实现能量流、信息流、业务流一体化。

(4)通过智能电子装置（IED）整合有价值的能量流、信息流。突出标准化规范化,强调功能性和互操作性,提供模型统一、规约统一、时标统一、来源唯一的高品质基础信息。

(5)智能变电站作为智能电网的基础环节，将统一和简化变电站的数据源，形成基于同一断面的唯一性、一致性基础信息，以统一标准方式实现变电站内外的信息交互和信息共享，形成纵向贯通、横向互通的电网信息支撑平台，并提供以此为基础的多种业务应用。(尤其要强调)第十四页，共89页。(6)采用更加高速(快速以太网)和更加经济的技术手段,传输变电站内外信息,包括与变电站,相关电源,负荷及线路的信息。掌握整个电网的状态。(7)将高级调度中心的部分功能下放到智能变电站实现。智能变电站系统管理好站内网络数据的同时可以根据运行需求，以更高的频率来储存数据,实现基于实时数据仓库的数据挖掘，完成智能电网所要求的高级分析和优化功能。(8)智能变电站(SmartSubstation)建设需要采用先进的理念重新设计新建变电站,也需要采用先进的技术改造现有变电站，以便远程监测临界和非临界运营数据。分析和处理大量实时数据。将断路器、变压器、变电站的环境因素等数据进行综合分析,并与相临变电站互通信息。

智能变电站与传统的变电站有什么差异？

第十五页，共89页。智能变电站的主要创新点(1)一次设备智能化：实现变电站一次设备智能化，即状态监测、检测、诊断、智能预警、状态检修及资产评估。(2)互动：与大用户、相关变电站及调度中心互动。(3)协调控制：支持电能质量控制、变压器经济运行及电压/无功广域协调控制。(4)智能应用：通过对实时数据高速采集、存储及智能分析决策,提高变电站智能应用水平。第十六页，共89页。智能变电站

的关键技术第十七页，共89页。智能变电站技术方向（1）智能变电站是智能电网的重要组成部分。高可靠性的设备是变电站坚强的基础，综合分析、自动协同控制是变电站智能化的关键，设备信息数字化、功能集成化、结构紧凑化、检修状态化是发展方向，运维高效化是最终目标。第十八页，共89页。智能变电站技术方向（2）智能变电站的设计及建设应按照DL/T1092三道防线要求，满足DL/T755三级安全稳定标准；满足GB/T14285继电保护选择性、速动性、灵敏性、可靠性的要求；遵守《电力二次系统安全防护总体方案》。智能变电站的测量、控制、保护等单元应满足GB/T14285、DL/T769、DL/T478、GB/T13729的相关要求，后台监控功能应参考DL/T5149的相关要求。智能变电站的通信网络与系统应符合DL/T860标准。应建立包含电网实时同步运行信息、保护信息、设备状态、电能质量等各类数据的标准化信息模型，保证基础数据的完整性及一致性。第十九页，共89页。智能变电站技术方向（3）智能变电站设备应符合易集成、易扩展、易升级、易改造、易维护的工业化应用要求。主要设备（变压器、断路器等）状态信息应进行采集并可视化展示，为电网设备管理提供基础数据的支撑。应实现变电站与调度、相邻变电站、电源、用户之间的协同互动，支撑各级电网的安全稳定经济运行。各项功能应满足变电站集中控制、无人值班的要求。宜建立站内全景数据的统一信息平台，供系统层各子系统统一数据标准化规范化存取访问及向调度系统上送。设备和系统应进行智能化能力的测试与智能化程度的评估。第二十页，共89页。智能变电站的设计原则（1）

（1）传感器嵌入设备采集实时信息

（2）采用开放性体系架构(SOA)（3）统一建模(UML)（4）遵循标准化、规范化原则（5）保证可靠性、冗余性（6）网络管理(流量与均衡)（7）数据管理(分层分布式)（8）具有智能分析及协调功能（9）变电站外的数据访问（10）网络安全的保证第二十一页，共89页。智能变电站的设计原则（2）设备与系统的设计选型应满足安全可靠的原则，尽可能采用符合智能变电站运维高效化要求的结构紧凑型设备，优化整合，避免装置功能的重复配置，优化设备布置和组屏方案。系统设计所涉及的内容包括但不限于如下方面：全站的网络图、VLAN划分、IP配置、虚端子设计、虚端子的二次接线图、同步系统图等。变电站布置在安全可靠、技术先进、经济合理的前提下，智能变电站设计应符合资源节约、环境友好的技术原则和设计要求，优化智能变电站总平面布置（包括电气主接线、配电装置、构支架等），节约占地，节能环保。第二十二页，共89页。智能变电站的设计原则（3）土建与建筑物优化建筑结构设计，合并相同功能的房间；放置系统层设备的机房、主控楼等建筑应尽可能小型化，合理减少变电站占地面积和建筑面积，节约投资。应尽可能使用光纤替代电缆，优化电缆沟布置。网络架构应充分考虑经济性，网络设备应灵活配置，优化交换机数量，降低网络总成本。应充分考虑扩展性，网络系统应易扩展、易配置；当变电站新设备接入引起网络性能下降时，应保证满足自动化功能及性能指标的要求。网络通信架构设计应确保在运行维护时试验部分的网络不影响运行系统。第二十三页，共89页。

变电站内如何考虑的?

通信如何提供支撑?应用如何满足要求?智能电子装置如何整合?如何保证标准化规范化?第二十四页，共89页。变电站内如何考虑的?(1)智能变电站建设初期，站内基本的控制与保护手段应予保留。在多个智能变电站建成投运后，可根据情况逐步实现分布协同控制与保护功能。变电站内元件保护及线路保护等基础保护，应简单可靠，能够独立完成自身功能，不受制于其他辅助设备或手段，保证设备、线路的安全可靠运行。(2)智能变电站的技术应用应满足电力系统“三道防线”（预防控制、紧急控制、校正控制）、继电保护“四性”（灵敏性、选择性、速动性、可靠性）、《电力二次安全防护总体方案》的要求。(3)智能一次设备应以一次设备可靠性为前提，智能应用为目标，功能实现应按近期、中期、远期规划。并考虑采用多传感器信息融合与智能评估技术。第二十五页，共89页。变电站内如何考虑的?(4)智能一次设备功能要求应采用多传感器信息采集及融合技术，获取设备电脉冲、气体生成物、局部过热等各种特征量状态信息。应准实时检测评估设备状态。应采用以太网接口与外部系统通信。可通过安装智能附件或由智能一次设备本体提供状态量。智能设备实现应根据需求及技术现状分步骤、分阶段、有选择的实施部分或全部功能。近期要求具备自检测、自诊断功能，远期要求具备自检测、自诊断、故障预警及智能控制功能。(5)电子式互感器应根据不同电压等级配置采用不同原理实现的电子式电流互感器及电子式电压互感器。应满足测量、保护、计量功能性能要求。应具备温度和环境检测和自适应、自身运行状况检测、异常工况报警等功能。第二十六页，共89页。智能变电站系统的设计依据本报告主要依据：（1）《国内智能电网调研报告》；（2）《智能电网体系研究报告》；（3）《国外智能电网调研报告》；（4）《智能电网综合研究报告》；（5）《智能电网关键技术框架研究报告》；（6）国际电工委员会（IEC，InternationalElectrotechnicalCommission）标准化管理委员会（SMB，StandardizationManagementBoard）组织成立的第三战略工作组——SG3，StrategyGroup3:SmartGrid）——智能电网标准列表中T57变电站部分。

第二十七页，共89页。智能电网标准列表中T57变电站部分1．IEC60870-6：控制中心内部协议（ICCP）2．IEC61968：侧重于配电网不同业务之间信息交换的CIM3．IEC61850：变电站设备监测、运行、控制、协议配置、信息建模4．IEC60870-5：远程控制设备和系统5．IEC60255-24（通用交换）继电保护-Part24：电力系统暂态数据交换通用格式6．IEC61280系列：光纤通信子系统的基本测试流程7．IEC62351：电力行业通信安全8．IEC62443：控制系统9．IEC61850-3：一般要求10．IEC61000-4：电磁兼容性11．IEC60870-2：远程操作条件第二十八页，共89页。智能变电站关键技术(1)一次设备智能化技术：实现变电站一次设备智能化，即状态监测、检测、诊断、智能预警、状态检修及资产评估。(2)互动技术：与大用户、相关变电站及调度中心互动。(3)协调控制技术：支持电能质量控制、变压器经济运行及电压/无功广域协调控制。(4)智能应用：通过对实时数据高速采集、存储及智能分析决策,提高变电站智能应用水平。(5)智能变电站状态估计技术：为智能电网提供支撑。第二十九页，共89页。智能变电站技术导则解析第三十页，共89页。智能变电站的概念

智能变电站（SmartSubstation）由先进、可靠、节能、环保、集成的设备组合而成，以高速网络通信平台为信息传输基础，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、协同互动等高级应用功能的变电站。智能变电站的内涵：可靠、经济、兼容、自主、互动、协同智能变电站的特征：一次设备智能化、系统高度集成化、信息交换标准化、运行控制自动化、保护控制协同化、分析决策在线化

国际上没有数字化变电站的概念，也没有数字化电网的概念，数字化变电站只是过程，或者说是技术手段，而不是目的。数字化变电站不能解释或描述智能电网或者智能变电站的所以问题。目前正在用数字化变电站来解释所有问题是不合乎逻辑的。第三十一页，共89页。术语及定义（1）3.1高压设备highvoltageequipment有高压绝缘、承担系统电压的电力设备。3.2测量单元measurementunit实现高压设备运行状态信息采集功能的单元，是智能组件的组成部分。3.3控制单元controlunit接收、执行指令，反馈执行信息，实现对高压设备和高压设备组件控制的单元，是智能组件的组成部分。3.4 保护单元protectionunit实现保护宿主高压设备功能的逻辑元件，是智能组件的组成部分。3.5计量单元meteringunit实现高压设备电量计算功能的逻辑元件，是智能组件的组成部分。3.6检测单元monitoringunit检测一个或一组健康状态参量的元件，是智能组件的组成部分。第三十二页，共89页。术语及定义（2）3.7智能组件intelligentcomponent以测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化、信息互动化为特征，具备测量、控制、保护、计量、检测中全部或部分功能的设备组件。说明：是上述各功能单元的物理体现，组件的概念是灵活的。可以只完成一个功能，比如测控，这时其就是一个测控装置；可以完成保护与测控功能，这时就是一个四合一装置。它可以外置，符合现有设备的状况，也可以内嵌于高压设备，这时就是现在一个智能一次设备的概念。第三十三页，共89页。术语及定义（3）3.8智能设备intelligentequipment高压设备与相关智能组件的有机结合体。说明：这里“设备”的概念打破了传统一二次设备划分的界限，可以理解为“一次+二次”，但其注重逻辑上的概念，物理形态可以是多样的，可以完全与逻辑设备重合，也可以对应于多个物理装置的组合。可以说回归了电力设备的本意。

3.9智能变电站smartsubstation由先进、可靠、节能、环保、集成的设备组合而成，以高速网络通信平台为信息传输基础，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、协同互动等高级应用功能的变电站。说明：该定义主要强调了了设备、标准化平台、和与常规变电站所不同的功能，体现集成一体化、信息标准化、协同互动化几个特征。第三十四页，共89页。术语及定义（4）3.10全景数据panoramicdata采集到的变电站稳态、暂态、动态数据以及设备状态、图像等全面反映变电站设备状态与运行工况的数据。说明：针对现有变电站自动化系统采集数据不全的情况，强调不仅包含实时稳态、暂态、动态数据，还要有信息模型、设备在线监测、视频等数据。

3.11顺序控制sequencecontrol发出整批指令，由系统根据设备状态信息变化情况判断每步操作是否到位，确认到位后自动执行下一指令，直至执行完所有指令。说明：可以理解为变电站内倒闸操作的集合，多组操作在一次命令中执行完成。3.12站域控制substationareacontrol一种基于变电站统一采集的实时信息，以集中或分布协同方式判定故障，自动调整动作决策的控制保护系统。第三十五页，共89页。智能变电站的总体要求（1）首先解释智能变电站在智能电网中的定位，作用和发展目标。强调智能变电站应满足电力系统基本的安全管理方面的规定。解释智能变电站的基本功能应遵循的标准和规范。强调智能变电站应统一建模，通信过程也要标准化。强调应满足工业化要求。第三十六页，共89页。智能变电站的总体要求（2）强调设备本身应具有高可靠性，不是所有的设备都需要在线监测，主要设备要在线监测功能，并实现全寿命周期管理，不要把系统复杂化。强调与四种客户端的协同互动。变电站在智能化后，更要高效，继续贯彻无人值班的管理运行模式，并提倡集控。打造统一的、标准的信息化数据平台，是智能变电站的首要任务。汲取数字化变电站的建设经验，智能变电站应该进行评估，给出某些指标。强调支持未来新能源的接入。第三十七页，共89页。智能变电站的体系结构（1）一、体系结构智能变电站分为过程层、间隔层和站控层。1.过程层过程层包括变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及其所属的智能组件以及独立的智能电子装置。2.间隔层间隔层设备一般指继电保护装置、系统测控装置、监测功能组主IED等二次设备，实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的功能，即与各种远方输入/输出、传感器和控制器通信。第三十八页，共89页。智能变电站的体系结构（2）3.站控层站控层包括自动化站级监视控制系统、站域控制、通信系统、对时系统等，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制（SCADA）、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能。站控层功能宜高度集成，可在一台计算机或嵌入式装置实现，也可分布在多台计算机或嵌入式装置中。智能变电站数据源应统一、标准化，实现网络共享。智能设备之间应实现进一步的互联互通，支持采用系统级的运行控制策略。智能变电站自动化系统采用的网络架构应合理，可采用以太网、环形网络，网络冗余方式宜符合IEC61499及IEC62439的要求。第三十九页，共89页。智能变电站技术导则二、智能组件1.结构要求

a）智能组件是可灵活配置的智能电子装置，测量数字化、控制网络化和状态可视化为其基本功能；b）根据实际需要，在满足相关标准的前提下，智能组件可集成计量等功能；c）智能组件宜就地安置在宿主设备旁；d）智能组件采用双电源供电；e）智能组件内各IED凡需要与站控层设备交互的，接入站控层网络；f）根据实际情况，可以由一个以上智能电子装置实现智能组件的功能。智能组件通用技术要求：a）适应电磁、温度、湿度、沙尘、降雨（雪）、振动等恶劣运行环境；b）IED应具备异常时钟信息的识别防误功能，同时具备一定的守时功能；c）应具备就地综合评估、实时状态预报的功能，满足设备状态可视化要求；d）宜有标准化的物理接口及结构，具备即插即用功能；e）应优化网络配置方案，确保实时性、可靠性要求高的IED的功能；f）应支持顺序控制；g）应支持在线调试功能。第四十页，共89页。三、信息采集和测量功能要求a)应实现对全站遥测信息和遥信信息（包括刀闸、变压器分接头等信息）的采集；b)对测量精度要求高的模拟量，宜采用高精度数据采集技术；c)对有精确绝对时标和同步要求的电网数据，应实现统一断面实时数据的同步采集；d）宜采用基于三态数据（稳态数据、暂态数据、动态数据）综合测控技术，进行全站数据的统一集及标准方式输出；e）测量系统应具有良好频谱响应特性；f）宜具备电能质量的数据测量功能。智能变电站技术导则第四十一页，共89页。四、控制功能要求a）应支持全站防止电气误操作闭锁功能；b）应支持本间隔顺序控制功能；c）遥控回路宜采用两级开放方式抗干扰措施；d）应支持紧急操作模式功能；e）应支持网络化控制功能。五、状态监测功能要求a)宜具备通过传感器自动采集设备状态信息（可采集部分）的能力；b)宜具备从相关系统自动复制宿主设备其它状态信息的能力；c)宜将传感器外置，在不影响测量和可靠性的前提下，确需内置的传感器，可将最必要部分内置；d)应具备综合分析设备状态的功能，具备将分析结果与他相关系统进行信息交互的功能；e)应逐步扩展设备的自诊断范围，提高自诊断的准确性和快速性；f)应具备远方调阅原始数据的能力。智能变电站技术导则第四十二页，共89页。六、保护功能要求a）应遵循继电保护基本原则，满足GB/T14285、DL/T769等相关继电保护的标准要求；b）保护装置宜独立分散、就地安装；c）保护应直接采样，对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护（母线保护）宜直接跳闸。对于涉及多间隔的保护（母线保护），如确有必要采用其他跳闸方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求。d）保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能；e）双重化配置的两套保护，其信息输入、输出环节应完全独立；f）当采用电子式互感器时，应针对电子式互感器特点优化相关保护算法、提高保护性能；g）纵联保护应支持一端为电子式互感器、另一端为常规互感器或两端均为电子式互感器的配置形式。智能变电站技术导则第四十三页，共89页。七、计量功能要求a）应能准确的计算电能量，计算数据完整、可靠、及时、保密，满足电能量信息的唯一性和可信度的要求；b）应具备分时段、需量电能量自动采集、处理、传输、存储等功能，并能可靠的接入网络；c）应根据重要性对某些部件采用冗余配置；d）计量用互感器的选择配置及准确度要求应符合DL/T448的规定；e）计量IED应具备可靠的数字量或模拟量输入接口，用于接收合并单元输出的信号。合并单元应具备参数设置的硬件防护功能，其准确度要求应能满足计量要求；f）宜针对不同计量IED特点制定各方认可的检定和溯源规程。智能变电站技术导则第四十四页，共89页。八、通信功能要求a)宜采用完全自描述的方法实现站内信息与模型的交换。b)应具备对报文丢包及数据完整性甄别功能。c)网络上的数据应分级，具备优先传送功能，并计算和控制流量，满足全站设备正常运行的需求。d)宜按照IEC62351要求，采用信息加密、数字签名、身份认证等安全技术，满足信息通信安全的要求。

智能变电站技术导则第四十五页，共89页。智能变电站功能要求1.2站内状态估计应具有站内状态估计及数据辨识与处理功能，保证基础数据的正确性，并支持智能调度技术支持系统实现电网状态估计。1.3与主站系统通信宜采用基于模型的通信协议与主站进行通信。1.4同步对时系统站内采用基于卫星时钟的对时系统，系统层之间可采用IEC61588或SNTP协议对时方式，设备层之间可采用IEC61588或IRIG-B码对时方式，对时精度满足分布式应用功能的需要。说明：主站系统希望变电站能提供可靠的数据以减轻主站系统的运算负担并提高可靠性，这种数据看的可靠性就需要通过变电站状态估计计算来实现。第四十六页，共89页。说明与主站通信时强调模型信息也要传输，不能仅限于简单的四遥数据，有模型的数据可以让主站信息接收处理简化，且保证信息齐全。智能变电站的对时要求远高于传统变电站和数字化变电站。传统变电站对时主要用于SOE时标，用于判断动作时序，但不影响电网本身的安全运行。数字化变电站强调采样的同一时刻，但并不强调绝对时刻。智能变电站由于有协同互动功能，必须要有精确的绝对时标。第四十七页，共89页。智能变电站功能要求1.5通信系统应充分考虑可靠性，应具有网络风暴抑制功能，网络设备局部故障不应导致系统性问题。应充分考虑简便性，应有方便的配置向导进行网络配置、监视、维护。应具有对网络所有节点的工况监视与报警功能。工业以太网交换机应满足以下要求：a)宜采用冗余直流供电和无风扇设计；b)电磁兼容等性能满足DL/T860-3要求；c)应具有服务质量保证、虚拟局域网、组播过滤、广播风暴限制、抵御拒绝服务攻击和防止病毒传播的功能；d)宜支持遵循DL/T860建模及对外通信。说明：对通信系统这里仅给出一般要求。第四十八页，共89页。智能变电站功能要求1.6电能质量评估与决策系统宜实现包含电压、谐波监测在内的电能质量监测、分析与决策的功能，为电能质量的评估和治理提供依据。1.7变电站培训仿真系统特高压变电站宜配置变电站培训仿真系统，提供智能变电站虚拟现实功能，实现设备巡检、故障分析、运行操作等培训功能。1.8区域集控功能当变电站在系统中承担集中控制功能，即在满足本变电站监控的基础上，实现对周边多个变电站的集中监控时，则变电站应满足集控站的相关技术标准及规范。1.9区域智能防误操作根据变电站高压设备的网络拓扑结构，对开关、刀闸操作前后不同的分合状态，进行高压设备的有电、停电、接地三种状态的拓扑变化计算，自动实现防误操作的闭锁逻辑判断。第四十九页，共89页。说明具有电能质量评估功能，尤其是与大用户互动时需要。由于高电压等级变电站操作的重要性，所以应完善培训手段，加快运行人员对巡检、操作环境的熟悉。区域集控可以节约资源，提高维护工作效率，尤其是在今后小型变电站结构紧凑，全户外模式，不存在主控室的情况下。区域智能防误操作强调按高压设备的拓扑结构，进行智能操作访误判别。智能变电站自动化系统今后模型处理的任务会越来越重，一个好的配置工具是必备手段。模型统一即可以实现统一配置。

第五十页，共89页。智能变电站功能要求1.10配置工具应通过统一的配置工具对全站设备进行全站数据模型及通信配置。1.11源端维护变电站作为调度/集控系统数据采集的源端，应提供各种可自描述的配置参量，维护时仅需在变电站利用统一配置工具进行配置，生成标准配置文件，包括变电站主接线图、网络拓扑等参数及数据模型。变电站监控系统与调度/集控系统可自动获得变电站的标准配置文件，并自动导入到自身系统数据库中。变电站监控系统的主接线图和分画面图形文件，应以网络图形标准SVG格式提供给调度/集控系统。1.12网络记录分析系统宜配置独立的网络报文记录分析系统，实现对全站各种网络报文的实时监视、捕捉、存储、分析和统计功能。网络报文记录分析系统宜具备变电站网络通信状态的在线检测和状态评估功能。第五十一页，共89页。说明源端维护是智能变电站的重要概念。数据从源头就实现标准化，便于后面各种应用利用，可以大幅提高工作效率，减少重复工作。比如今后调度端的数据、模型、各种图表等工程数据均可根据变电站提供的文件（或者通过自描述手段）自动生成。采用SVG交换图形格式目前已为电力系统中的图形交换的主要采用方式。自数字化变电站之后，通信的重要性日益上升，甚至比保护还重要。借鉴保护专业通过故障录波作为第三方仲裁的思路，智能变电站也有必要对网络数据进行监视、记录和分析。可以这样理解，在智能变电站中，故障录波升级变成了网络录波。网络的在线监测功能是确保网络系统运行正常的重要手段。第五十二页，共89页。站内智能高级功能要求2.1设备状态可视化应采集主要高压设备（变压器、断路器等）状态信息，进行可视化展示并发送到上级系统，为电网实现基于状态检测的设备全寿命周期综合优化管理提供基础数据支撑。说明：变电站中的变压器、断路器等主设备的设备状态应接入系统，可随时监视。为今后实现变电站全寿命周期管理提供必要的数据和技术支撑。第五十三页，共89页。站内智能高级功能要求2.2智能告警及分析决策应根据变电站逻辑和推理模型，实现对告警信息的分类和信号过滤，对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见，为主站提供智能告警，也为主站分析决策提供事件信息。说明：智能告警是对变电站内的各种事件做一个梳理，理清其间的轻重缓急。根据事件的重要性，合理安排告警信息，屏蔽没有意义或者在运行情况下低一级的告警信息。例如在正常操作或者保护动作之后，遥测越限告警就意义不大了。主要是为减轻主站系统的负担。第五十四页，共89页。站内智能高级功能要求2.3故障信息综合分析决策宜在故障情况下对包括事件顺序记录信号及保护装置、相量测量、故障录波等数据进行数据挖掘、多专业综合分析，并将变电站故障分析结果以简洁明了的可视化界面综合展示。说明：事故信息综合分析决策是指在发生电力系统事故或者故障情况下，系统根据获取的各种信息，自行为值班运行人员提供一个事故分析报告并给出事故处理预案，便于迅速判定事故原因和应采取的措施，而且可以人工分析直接提供相关数据信息。

第五十五页，共89页。站外智能高级应用2.4支撑经济运行与优化控制综合利用FACTS、变压器自动调压、无功补偿设备自动调节等手段，达到支撑调度系统安全经济运行和优化控制的目的。说明：根据变电站实时运行的情况，运用数学模型算法，结合站内的调压、无功投切等手段，给出经济运行和优化控制策略，强调为调度系统服务,如电压无功控制的限值可能是由调度系统下发。

第五十六页，共89页。站外智能高级应用2.5系统级安全自动控制宜利用统一采集的信息，集中处理，实现全站备自投、安全稳定控制等功能。说明：在通信和数据处理速度满足要求的情况下，应考虑基于全站数据信息的集中式处理架构的应用，系统级的运行控制策略优于面向单间隔的策略。与以往的分散、分布式保护完全不同，采集全站内全部或者部分实时运行数据，集中运算，基于全站系统级策略，实现保护，是一种集中式处理。

第五十七页，共89页。站外智能高级应用2.6站域保护运用集中或分布协调的方式采集全站实时信息并进行分析计算，优化后备保护、辅助保护性能，提高保护对智能变电站多种运行方式的自适应能力。利用冗余信息比对相关数据和装置状态，实现继电保护的状态检测和检修。2.7与外部系统信息交互具有与大用户、电源等外部系统进行信息交换的功能，能转发进线、出线运行状况等相关信息。说明：是智能变电站的互动化体现。

第五十八页，共89页。辅助设施功能要求1.视频监控站内宜配置视频监控系统并可远传，与站内监控系统在设备操控、事故处理时协同联动，并具备设备就地、远程视频巡检及远程视频工作指导的功能。说明：视频监控应与监控系统联动，在设备操控和事故处理时显示被操作对象的实时图像信息，进一步保证整个过程的可靠实施，减轻工作人员劳动强度，也是今后无人值班站操作模式的发展方向。

第五十九页，共89页。辅助设施功能要求2安防系统应配置灾害防范、安全防范子系统，告警信号、量测数据宜通过站内监控设备转换为标准模型数据后，接入当地后台和控制中心，留有与应急指挥信息系统的通信接口。宜配备语音广播系统，实现设备区内流动人员与集控中心语音交流，非法入侵时能广播告警。说明：安防系统的信息接入当地后台和控制中心，能可靠、有效地发挥安防系统的作用；留有与应急指挥信息系统的通信接口是保留进一步发挥安防系统作用的可能性，便于以后的发展需求。第六十页，共89页。辅助设施功能要求3照明系统应采用高光效光源和高效率节能灯具以降低能耗，事故应有应急照明。有条件时，应积极采用太阳能、地热、风能等清洁能源供电。说明：在照明系统中重点考虑节能，提倡采用清洁能源。4站用电源系统宜将直流、交流、逆变、UPS、通信等电源一体化设计、一体化配置、一体化监控，其运行工况和信息数据能通过一体化监控单元展示并转换为标准模型数据，以标准格式接入当地监控系统，并上传至控制中心。第六十一页，共89页。辅助设施功能要求说明：站内各种电源能一体化考虑，并接入监控系统和上传至控制中心，达到高效、可靠控制整个变电站站用电源的目的。5辅助系统优化控制宜具备变电站设备运行温度、湿度等环境定时检测功能，实现空调、风机、加热器的远程控制或与温湿度控制器的智能联动，优化变电站管理。说明：为了保证变电设备的安全运行，需要实时了解其运行环境，也需要能远程控制相应设备改变变电设备的运行状况。第六十二页，共89页。一次设备智能化实施方案第六十三页，共89页。一次设备智能化实施方案智能变电站是统一坚强智能电网的重要支撑节点，作为变电站重要的一次设备的变压器、开关和刀闸的智能化是整个智能变电站建设中不可或缺的重要一环。数字化的智能一次设备是智能化变电站系统的重要组成部分，智能高压设备的数字化可以有效解决数据和信息的共享以及设备间的互操作问题，有利于整合测量、控制、计量、保护、监控等自动化功能，提高设备的可靠性、可维护性等性能，降低设备成本和维护费用。实现智能高压设备的数字化的关键技术是将模型信息和服务统一到IEC61850标准，站内各智能高压设备具有一致的描述和通信方法，具有自我描述能力。第六十四页，共89页。智能变压器智能变压器具有通讯和数据处理能力，将变压器的各种工况数据、位置信号经处理后发送至数据网络，并能够接受各种对变压器操作的数字指令。智能变压器的基本构成如图所示，本体主要由变压器、冷却系统、变压器油以及有载调压等部分组成，为了满足运行及智能化的需要，内部需要增加各种用来测量压力、温度、局放、色谱等信息的传感器和测量电流、电压的互感器，以满足状态检修和变压器自保护、自控制的要求。变压器智能组件就地安装，通过短距离控制电缆与变压器本体相连接，实时采集各种传感器的信息，通过处理后实现状态上送、冷却系统自动控制、分接头调节、本体保护、告警等功能，同时还可以集成合并单元功能，实时发送电流电压信息，并可接收处理GOOSE报文。第六十五页，共89页。智能高压电器（1）智能高压电器具有通讯和数据处理能力，将开关与刀闸的状态信号、位置信号采集后经处理形成符合IEC61850的数据报文后发送至数据网络；并能够接受各种符合IEC61850标准的对开关与刀闸操作的数字指令。智能高压电器的基本构成如图所示，本体主要由断路器、隔离开关和接地开关组成，为了满足运行及智能化的需要，内部除了要有控制回路、储能机构、位置信息外，还需要增加各种用来测量压力、温度等信息的传感器以及测量电流、电压的互感器，以满足状态检修和高压电器自保护的要求。高压电器智能组件就地安装，通过短距离控制电缆与高压电器相连接，实时采集各种传感器的信息，通过处理后实现状态上送、本体保护、告警等功能，同时还可以集成合并单元功能，实时发送电流电压信息，并可接收处理GOOSE报文。第六十六页，共89页。智能高压电器（2）因此变压器智能组件的设计应采用模块化设计，组件内的模块设计时应采用统一标准，以满足不同厂家的功能插件。智能组件框图如图所示：内部设有光纤以太网，用于各个模块间的数据通信，模块可以由不同厂家生产，但是都遵循IEC61850规范或其扩展规范。所有的对外数据出口只有采样值出口、变压器保护出口和一些必要的通信数据出口（如：变压器状态信息、分接头位置等），减少网络带宽占用。这三种出口均为光纤以太网接口，通过外置于组件外的工业光纤以太网交换模块集中后用单一光纤连接于外部数据网。每个模块电源均采用隔离方式，任一模块的电源损坏不影响其他模块的电源。第六十七页，共89页。方案说明本方案所有图中标注的“智能组件”是指同一系统，各个“智能组件”可能是在同一个板卡，也可能是通过内部通信连接在一起的装置。并不是指单独的装置或插件。

第六十八页，共89页。智能变压器组件智能变压器的智能化主要依靠智能变压器组件，该组件拥有数字化接口，遵照IEC61850标准接入系统，通信接口采用100M光纤以太网。利用先进的检测技术和手段，将多种检测装置综合在一起，实现变压器运行状态的综合数据分析和数据处理，为变压器的状态维护提供可靠依据。集成了局部放电在线监测、油中溶解气体分析、温度负荷在线监测、综合状态特性分析和网络数据传输等技术，在线监测电力变压器等高压电气设备运行状态。监测系统是由局部放电在线监测装置、油溶解气体在线监测装置、温度负荷在线监控装置、在线监测综合分析软件和数据服务器五部分组成；控制系统可以有载调压、风扇自动控制等。

第六十九页，共89页。智能高压电器组件智能高压电器应该遵照IEC61850标准，能够发送采样值数据；能够在授权条件下控制变电站内断路器、隔离开关、接地开关的分合闸动作；具有保护功能、自检同期功能；能够监测开关、刀闸的状态；例如监测开关辅助触点的正常与否、统计断路器开断次数、能够通过分合闸线圈的电流测量判断分合闸线圈好坏、能够监测液压油及气体的纯度、压力和温度；能够统计油泵和开关启动次数及启动时间。

第七十页，共89页。智能高压电器组件高压电器智能组件的设计也应采用模块化设计，组件内的模块设计时应采用统一标准，以满足不同厂家的功能插件。智能组件框图如图5-2所示：内部设有光纤以太网，用于各个模块间的数据通信，模块可以由不同厂家生产，但是都遵循IEC61850规范或其扩展规范。所有的对外数据出口只有采样值出口和GOOSE通信数据出口（如：开关状态信息、位置信息等），这两种出口均为光纤以太网接口，通过外置于组件外的工业光纤以太网交换模块集中后通过单一光纤连接于外部数据网。每个模块电源均采用隔离方式，任一模块的电源损坏不影响其他模块的电源。第七十一页，共89页。智能组件通信智能组件通信是指组件的内部各模块之间，以及智能组件与智能变电站内其他智能设备之间的通信，均采用光纤连接的数字化通信方式。1组件内部通讯1.1逻辑节点分配智能组件的内部各功能模块均作为IED与其他功能模块进行数字化通信，根据功能模块实现的功能类型创建一个或多个逻辑设备，具有各自的逻辑节点，通过逻辑节点间的信息交互完成相应应用功能。1.2接口和服务智能组件的内部各功能模块之间采用IEC61850服务进行通信。子功能操控单元之间采用GOOSE进行通信；ECT/EVT通过合并单元采用IEC61850-9-2LE进行采样值传输；第七十二页，共89页。智能组件通信2组件与外部通信智能组件配备数据综合管理模块实现与其他智能模块或IED的数字化通信，配备合并单元为数据网络提供采样值，各功能模块的功能实现仍采用传统硬接线和直接电缆连接方式。2.1逻辑节点分配数据综合管理模块作为IED具备数字化通信功能，根据各功能模块实现的功能类型统一创建多个逻辑设备，每个逻辑设备配备各自的逻辑节点。2.2接口和服务合并单元采样值采用IEC61850-9-2LE传输；数据综合管理模块采用IEC61850服务与其他智能设备进行通信，支持MMS服务和GOOSE。快速报文信息（如跳闸）采用GOOSE服务实现；一般报文信息采用MMS服务进行Client/Server通信。第七十三页，共89页。智能组件通信3关键技术3.1逻辑节点和模型扩充IEC61850-7-3和-7-4部分定义了大量的数据和逻辑节点模型，但实际应用中这些模型还远远不够，因而需要根据IEC61850标准规定的扩展方法进行模型扩充，并进行一致性说明，避免产生歧义。3.2快速报文处理采用网络数字化传输取代传统硬接线，必须保证信息传输的快速性。通过优先级划分和预配置等技术的应用确保满足快速报文的时间要求。第七十四页，共89页。智能组件通信3.3采样值传输现阶段采样值传输标准包括IEC60044规定的FT3格式，IEC61850-9-1和IEC61850-9-2等数据格式。IEC61850-9-2LE是厂家约定的9-2的固定配置版本，新开发的设备应该尽可能采用IEC61850-9-2LE。3.4网络及信息安全采用网络化信息交互方式，网络的设计必须考虑信息传输的安全可靠。采样速率、网络带宽、CPU处理能力等是网络传输性能的约束条件。信息隔离、认证等安全策略也是保证网络安全的重要手段。第七十五页，共89页。智能组件通信3.5功能分配和优化设备智能化发展使得功能分配更加合理，功能优化应采用就近处理原则，尽可能避免大数据量、长时间的网络数据传输，尽可能提高通信效率。3.6实现过程一次设备智能化是充满挑战的过程，涉及各方面的知识和大量工作。目前应优先以完善设备功能和实现设备间互操作为主要任务，首先实现设备通信接口的数字化。对于老站改造，采用传统接线方式接入智能操作箱，配置通信模块，提供两个以上网络接口进行对外通信。新建站尽可能采用全数字化配置，或采用部分数字化配置逐步向全数字化过渡。第七十六页，共89页。调试与验收1调试应提供面向各项功能要求的方便、可靠的调试工具与手段，满足调试简便、分析明确、输出结果清晰的要求。调试工具通过连接智能组件导入智能组件模型配置文件，自动产生智能组件所需的信息文件，自动检测智能组件的输出信息流。调试工具具备电力系统动态过程的仿真功能，可输出信息流，实现对智能组件的自动化调试。合并单元调试专用工具，可给电子式互感器提供输入信号，监测合并单元的输出，测试合并单元的同步、测量误差等性能