智慧电力数字化变电站自动化系统解决方案x课件

数字化变电站的保护装置安全稳定控制装置应按调度管辖范围由相应调度机构发布投退的调度指令，现场值班人员负责执行投退。省调管辖的安全稳定控制装置的使用，如影响到网调调度机构管辖电网的稳定运行和保护配合时，需经网调许可。当安全稳定控制装置动作后，现场值班人员应及时向调管该装置管辖的调度机构的值班调度员报告。装置调管辖单位应尽快到装置所在厂站现场对动作情况进行了解，装置运行单位应给予积极的配合。1内容提要数字化变电站综述PRS7000系列保护装置数字化保护解决方案充分发挥电网的技术经济优势，积极开展水火电互补、跨流域补偿和梯级电站联合优化调度，使整个系统在较经济的方式下运行；在“三公公平、公正、公开”及考虑各单位利益的原则基础上，网调将结合电力工业体制改革的进程，积极探索利用市场机制和经济手段进行电力电量交易管理。水库运用计划应依据水库和电网实际情况、水情预报和批准的设计文件统一协调平衡后编制，兼顾国民经济各部门对水库的基本要求，并提出年度发电量分配方案，以及月度运行计划。水库运用计划应根据短期气象和水文预报，适时进行滚动修正。各有关单位应于每季和每月前向网调提出下季和下月水库运用建议。2数字化变电站定义一次智能化电气设备二次智能化电子设备（IED）通过计算机网络实现数字化通信全站具有统一的数据建模和实时数据平台实现智能设备间的互操作性和互换性

电网调度计划（即运行方式）按年、月、日分别进行编制，应满足调度管理的基本要求。编制的基本原则如下：1.凡由调度机构统一调度并纳入全网进行电力、电量平衡的发电及输变电设备，不论其产权归属和管理形式，均必须纳入调度计划的范围。各级调度机构依据其调管范围分别编制相应的调度计划。年度调度计划是在负荷预测、水情预测和发输变电设备投产计划等信息基础上，编制全网全年电力电量平衡方案和年度设备检修计划，制定电网安全经济运行必须的各项措施。3数字化变电站定义一次智能化电气设备二次智能化电子设备（IED）通过计算机网络实现数字化通信全站具有统一的数据建模和实时数据平台实现智能设备间的互操作性和互换性

网调及各省调应每年编制一次本系统的低频减负荷方案，网调于每年元十二月份完成并下达各省调。各省调应在于次年二月一月完成方案的编制，并下达到各地区及厂站，要求于三月末完成实施。低频自动减负荷装置的运行管理,低频减负荷装置正常均应投入使用，不得自行退出。若低频减负荷装置因故停运，所在省调应及时向网调汇报。在系统频率降到该装置的启动值时，所在厂站值班人员应手动切除该装置所控制的线路负荷。4数字化变电站建设宗旨充分体现数字化设计理念一次设备智能化和二次设备网络化。使变电站的整体设计、建设、运行成本降低。一次设备智能化主要体现在光电互感器和智能断路器的应用有效地减少变电站占地面积和电磁式CT饱和问题。应用合并器解决数据采集设备重复投资问题。利用网络替代二次电缆，有效解决二次电缆交直流串扰问题，并简化了施工。系统结构分三层：变电站层、间隔层和过程层变电站层和间隔层以基于IEC61850标准的互联互操作为重心，实现数据共享。过程层以可靠性和稳定性为首要设计原则。为维持良好的用电秩序，应对可能的突发事件和电力电量供需紧张的局面，网内各级调度机构应上报供本级电网使用的事故及超计划用电的限电序位表（各省区限电序位表所控制的负荷总量应经网调核准）。事故和超计划限电序位表应当每年修订一次（或者视电网实际需要及时修订）。所限负荷应当满足电网安全运行的需要，两个限电序位表中所列负荷不得擅自转移。对于未列入超协议限电序位表的超用电单位，值班调度员可责令其在15分钟内自行限电，当超协议用电威胁电网安全运行时，可以部分或者全部暂时停止对其供电。5与传统站比较IEC61850不仅仅是规约，而是面向变电站建设的体系文件。只是对变电站的建设和综合自动化系统结构制定规范，不影响现有综自技术规范的继续执行。要求变电站综合自动化系统的智能设备，须进行互操作测试。对间隔层装置的数据处理能力提出了更高的要求。与传统站相比较，差异主要体现在过程层的实现。和最小技术出力等参数，必须满足行业以及西北网调有关规定。当这些参数数据不能达到要求或发生变化，相关发电企业应及时书面报网调备案，并在现场规程中加以规定。陕、甘、青、宁各省（区）调必须严格按照调度计划确定的日广义联络线曲线运行，网调将对联络线的功率及电量偏差按有关规定进行考核。当各省（区）无能力调整时，应立即汇报网调值班调度员。6与传统站比较IEC60870-5-103第16条电网调度管理部门的主管领导发布的一切有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人转达给值班调度员。非调度机构负责人，不得直接要求值班调度人员发布任何调度指令。任何人均不得阻挠值班人员执行网调值班调度员的调度指令。第17条对拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，有以下行为之一者，网调有权组织调查，并依据有关法律、法规和规定进行处理：7内容提要数字化变电站综述PRS7000系列保护装置数字化保护解决方案网调直调发电机组进相能力应达到行业标准和西北电网有关要求，各直调发电企业应制定相应的管理制度和安全技术措施,对有关人员进行培训，及时处理运行中出现的问题。20万千瓦及以上容量机组，应做进相试验，视进相运行为正常运行方式。对尚未做进相试验或进相深度未能达到要求的，有关发电企业应制定有效的整改措施，网调间接调度机组的试验由各省调负责。8高压数字化变电站结构示意图在事故处理过程中，或受到不可抗力侵害时，网调可以指派省调暂时代行网调的部分或全部调管权，直到网调收回调管权为止。各省调必须接受指派，并按调度规程规定履行职责。对于网调间接调管设备，各省调、发电企业、变电站的值班人员只有得到网调值班调度员的许可后方能进行操作。在紧急情况下，为了防止系统瓦解或事故扩大，网调值班调度员可越级直接指挥有关省调调管的发电企业、变电站值班人员进行操作，但事后应尽快通知有关省调。省调值班调度员发布的调度指令不得与网调越级发布的调度指令相抵触。9保护双配置GOOSE组网示意图为维持良好的用电秩序，应对可能的突发事件和电力电量供需紧张的局面，网内各级调度机构应上报供本级电网使用的事故及超计划用电的限电序位表（各省区限电序位表所控制的负荷总量应经网调核准）。事故和超计划限电序位表应当每年修订一次（或者视电网实际需要及时修订）。所限负荷应当满足电网安全运行的需要，两个限电序位表中所列负荷不得擅自转移。对于未列入超协议限电序位表的超用电单位，值班调度员可责令其在15分钟内自行限电，当超协议用电威胁电网安全运行时，可以部分或者全部暂时停止对其供电。10保护装置的过程层接口网调和各省应分别编制所辖电网的稳定运行规程，省调应将对网调调管辖系统安全运行有影响的运行方式报网调批准。稳定运行规程一般两年修订一次，遇电网结构有重大变化时应及时修订。网调和省调各自负责所辖电网安全稳定措施的制定，并承担相应的安全责任。11数字化变电站专用平台总线式架构，底板带板件编号，即插即用，最大可扩展16个板件。内部千兆以太网数据交换总线，采用点对点/组播方式进行数据交互，数据传输容量大，扩展性强。内部百兆以太网管理总线，用于总线上各板件记录、配置和录波。LVDSIO总线，可接入WB800系列IO板件，即插即用。LVDS校时总线，通过校时主板的校时，整机各CPU板同步精度大于0.1us。支持IEEE1588同步校时开放式的WB800系列硬件平台联络线正常输送功率应按《西北电力系统稳定运行规程》（简称稳定规程）规定的限值监视与控制，未经西北电网公司总工程师批准不得改变。当联络线输送功率达到或接近“稳定规程”和或网调值班调度员临时下达的功率监控值时，厂站值班人员应立即报告网调值班调度员，以便及时调整。厂站值班人员和网调值班调度员在联络线监控方面负有同等责任。12开放式的WB800系列硬件平台－总线结构网调及各省调应每年编制一次本系统的低频减负荷方案，网调于每年元十二月份完成并下达各省调。各省调应在于次年二月一月完成方案的编制，并下达到各地区及厂站，要求于三月末完成实施。低频自动减负荷装置的运行管理,低频减负荷装置正常均应投入使用，不得自行退出。若低频减负荷装置因故停运，所在省调应及时向网调汇报。在系统频率降到该装置的启动值时，所在厂站值班人员应手动切除该装置所控制的线路负荷。13开放式的WB800系列硬件平台-板件型号名称功能简介WB821通讯板POWERPCCPU，双核，主频500M，内存128M，可外接8个100FX以太网接口，各口独立配置，支持IEEE1588协议，可接入GOOSE网，可接入61850-9-1/2。WB825CPU板POWERPCCPU，双核，主频500M，内存256M，2GCF卡，可外接3个以太网接口，MMS协议，支持IEEE1588。WB826保护板32位浮点DSP，移植于最成熟的产品PRS700系列。WB83xIO板可输出空接点，采集开入量。WB86x电源板支持双CPU互闭锁，带3付信号继电器和8路开入采集（15W/30W/50W）WB881接口板6路60044-8ECT接入，32位DSP，标配提供12路IEC61850-9-1/2100FX接口，支持IEEE1588校时。第13条网内各省（区）调度机构的值班调度员、调管范围内的发电企业值长、变电站值班长在调度业务方面受网调值班调度员的指挥，接受网调值班调度员的调度指令。网调值班调度员必须按照规定发布各种调度指令,并对其发布的调度指令的正确性负责。在发布和执行调度指令时，接令人应主动复诵指令并核对无误，待下达下令时间后才能执行；指令执行后应立即向网调值班调度员报告执行情况和执行完毕的时间，否则不能认为指令已经执行。14220kV保护测控装置型号名称功能简介BP-2C-D母线保护实现母线差动保护、母联充电保护、母联过流保护、母联非全相保护、母联失灵（或死区）保护、以及断路器失灵保护出口等功能。PRS-7721断路器保护数字式断路器保护及自动重合闸装置，完成断路器失灵保护、三相不一致保护、死区保护、充电保护和自动重合闸等。PRS-7741单元测控装置220kV变电站单元测控装置，具有四遥功能，具有和五防主机同规则的间隔五防闭锁遥控功能。PRS-7742公共测控装置220kV变电站公共测控装置，具有四遥功能，具有和五防主机同规则的间隔五防闭锁遥控功能，且间隔层五防闭锁不依赖于监控系统。PRS-7747微机电抗器成套保护220kV及以上各电压等级高压并联电抗器全套电量保护。PRS-7753超高压线路保护以分相电流差动元件为全线速动的主保护，并集成了全套的距离及零序（或过流）保护。PRS-7778变压器成套保护500kV及以下各种电压等级的变压器的主保护、高中低压侧后备保护功能。充分发挥电网的技术经济优势，积极开展水火电互补、跨流域补偿和梯级电站联合优化调度，使整个系统在较经济的方式下运行；在“三公公平、公正、公开”及考虑各单位利益的原则基础上，网调将结合电力工业体制改革的进程，积极探索利用市场机制和经济手段进行电力电量交易管理。水库运用计划应依据水库和电网实际情况、水情预报和批准的设计文件统一协调平衡后编制，兼顾国民经济各部门对水库的基本要求，并提出年度发电量分配方案，以及月度运行计划。水库运用计划应根据短期气象和水文预报，适时进行滚动修正。各有关单位应于每季和每月前向网调提出下季和下月水库运用建议。15110kV保护测控装置型号名称功能简介PRS-7311距离保护测控110kV距离保护、测控。PRS-7323母联保护测控110kV及以上母联或分段保护、测控。PRS-7387变压器差动保护适用于多种接线方式的三卷和两卷变压器，提供差动、后备、测控功能。PRS-7388变压器后备保护测控实现变压器的后备保护、测控等功能PRS-7358备自投装置适用于两段母线、两条进线或两台变压器互为备用方式。也可适用于三台降压变、负荷侧四段母线、中间一台低压侧有双分支的运行模式，可完成四段母线两两互为暗备用和均分负荷功能。PRS-7341单元测控装置为变电站现场级的单元测控装置，具有遥测、遥信、遥控、遥调等远动功能，具有和五防主机同规则的间隔五防闭锁遥控功能。PRS-7342公共测控装置为变电站现场级的公共测控装置，具有遥测、遥信、遥控、遥调等远动功能，具有和五防主机同规则的间隔五防闭锁遥控功能。PRS-7378系统保护装置集成PRS-7387、PRS-7388、PRS-7358、PRS-7341的功能。一般按变压器双套配置。可以选配母线保护功能。PRS-7351馈线保护测控实现馈线、变压器组、分段的保护、测控、操作等功能。PRS-7359电容器保护测控零序差压差流型、分相差压型、分相差流型。PRS-7367线路保护测控实现输电线路的保护、测控、操作等功能。PRS-7381所用变保护测控装置实现所用变、接地变、曲折变的保护测控等功能。第2条西北电网主要是指覆盖陕西、甘肃、宁夏、青海四省（区）的联合电网。电网调度管理坚持“统一调度、分级管理”的原则，网内各发、输、配、用电单位对维护电网的安全经济运行均负有相应责任。第3条本规程适用于西北电网内调度运行、设备操作、事故处理和业务联系等涉及电调、水调、市场、方式、保护、自动化、通信等专业的各项活动。网内各电力生产运行单位颁发的有关规程、规定等，均不得与本规程相抵触。16BP-2C-D母线保护装置-特点支持全数字化方案。支持DAU方案，最大支持20台子机，每台子机12个模拟量。支持GOOSE传输开关量。支持IEC61850-9-1/2传输模拟量。支持基于以太网的IEEE1588同步校时方式。西北电网电压和无功电力实行分级管理。西北电网各级调度机构应按调度管理范围，在电网内设置确定电压控制点和电压监测点，主网电压控制点和电压监测点由网调确定报国调备案，省网电压控制点和电压监测点分别由省调确定并报网调备案。根据西北电网的特点，确定网调调管辖范围内的主网电压控制点为：网调直接调管发电厂的高压母线（含刘家峡电厂220kV母线）；电压监测点为：网调直接调管的所有发电厂和变电站的高压母线（含刘家峡电厂220kV母线）。网调将按有关规定对直调电厂有关电压控制点合格率及调整情况进行考核。17BP-2C-D母线保护装置-系统示意为了保证电压质量和降低电能损耗，变压器分接头采用分级管理，即各级调度机构分别负责本调管范围内的变压器分接头位置的整定。发电企业和变电站未经有关调度同意，不得自行改变调管范围内的变压器分接头的位置。网调调管的330kV有载调压变压器的分接头，应根据网调年度运行方式中无功优化结果进行调整；网调调管的330kV非有载调压变压器分接头的改变应根据网调调令执行。网内其它非网调调管的330kV变压器分接头的改变应报网调备案。18BP-2C-D母线保护装置-通讯口接线示意板件接口WB825板MMSWB821板主-1WB821板主-2WB821板主-31站控层网AG网A间隔05MU间隔13MU2站控层网BG网B间隔06MU间隔14MU3保护信息网#1母PTMU间隔07MU间隔15MU4B码校时#2母PTMU间隔08MU间隔16MU5间隔01MU间隔09MU间隔17MU6间隔02MU间隔10MU间隔18MU7间隔03MU间隔11MU间隔19MU8间隔04MU间隔12MU间隔20MU月度调度计划须在年度分月发电计划的基础上，综合考虑用电负荷需求、月度水情、双边电量购销协议、燃料供应、供热机组供热等情况和电网输送能力、设备检修情况等因素进行编制。日发电调度计划在月调度计划的基础上，综合考虑日用电负荷需求，近期内水情、燃料供应情况、电网传输能力、设备检修以及双边电量购销协议执行情况等因素后，编制日发电曲线并下达。编制调度计划时，对具有综合效益的水电厂（站）水库，不论其产权归属和管理形式，均应根据批准的水电厂（站）的设计文件，合理运用水库，一般不得破坏水库的正常运用。19BP-2C-D母线保护装置-主机配板板件名称功能说明WB860电源板提供工作电源。可提供12路开入，10组信号空接点开出WB823千兆交换板实现内部高速数据交换，最多实现8×1千兆交换WB826保护主机板完成保护逻辑判断功能。CPU的自检包括硬件与软件两种方式，并同时进行，相互独立；当发现装置中重要部件有故障或工作状况异常时，能及时输出报警信号，并闭锁相应出口WB825闭锁和管理板该板主要完成保护闭锁及管理功能。同时还具有以下功能：与显示板通讯；打印模块；与后台以太网通讯WB821通讯收发板和分布式各子站通讯，一块插件可实现8路100BASE-FX数据收发；对应三块通讯收发板，共实现24间隔的分布式母线保护配置，实现CPU独立通道闭锁功能。完成跳闸命令后通过此板给各子站下发跳闸命令WB831开入开出板可提供15路带隔离的保护开入，8路×2出口空接点开出TY820面板由320*240点阵TFT大屏幕带背光液晶显示屏及按键构成，主要实现人机对话，并实时显示装置的运行工况调度系统值班人员在上岗前，须经培训、考核、批准等程序，取得相应的合格证书，并书面通知有关单位和部门后，方可正式上岗值班。其中网调直调电厂值长应经网调考核合格后方可进行调度业务联系。西北网调直接调度西北电网主网架和对主网安全稳定运行影响较大的330千伏线路和变电站的相关设备，以及跨省联络线；间接调管各省（区）调直调设备中与主网安全、电量平衡、网络传输能力等相关的设备，包括除直馈线以外的其它330KV联络线及相关变电站的相关设备20BP-2C-D母线保护装置-子机配板板件名称功能说明WB860电源板提供工作电源。可提供12路开入，10组信号空接点开出。WB821保护主机板和分布式主机通讯，实现2路100BASE-FX以太网数据收发。给主站上发通道1的交流量、开关量，接收主站下发的跳闸命令1WB821保护闭锁板（选配）和分布式主机通讯，实现2路100BASE-FX以太网数据收发。给主站上发通道2的交流量、开关量，接收主站下发的跳闸命令2WB831开入开出板可提供15路带隔离的保护开入，8路×2出口空接点开出WB710交流板采集12路模拟交流量，经数据处理后上发给主站为了保证系统静态稳定，各监测点电压不得超出允许的偏差范围。一旦监测点电压低于电压稳定极限值时，为了防止系统电压崩溃，发电企业和变电站的值班人员，应不待调令立即动用发电机和调相机的事故过负荷能力增加无功出力以保持电压不低于极限值，同时报告网调值班调度员。值班调度员应迅速利用系统中所有的无功和有功备用容量，保持电压水平并消除上述过负荷，如仍不能恢复时，应按事故拉闸顺序表限制或切除部分负荷。21PRS-7778变压器保护-系统示意第15条网调值班调度员下达的指令,各省调、发电企业、变电站的值班人员必须立即执行。如认为值班调度员下达的调度指令不正确，应立即向网调值班调度员提出意见；如网调值班调度员仍重复指令，则值班人员必须迅速执行；如执行该项指令确会危及人员、设备或系统安全，则值班人员应拒绝执行，并将拒绝执行的理由及改正命令内容的建议迅速报告网调值班调度员和本单位直接领导人。任何单位和个人不得非法干预电网调度，干预调度指令的发布执行。如有值班人员不执行、迟延执行、或变相执行调度指令，均视为不执行调度指令。不执行调度指令的值班人员和允许不执行调度指令的领导人均应对不执行调度指令所造成的后果负责。22PRS-7778变压器保护装置-通讯口接线示意板件接口WB825板MMSWB821板MU-1WB821板MU-2WB821板GOOSE1站控层网A高侧MU低侧MU高侧G网A2站控层网B高侧#1母PTMU低侧PTMU高侧G网B3保护信息网高侧#2母PTMU公共绕组DAU中侧G网A4B码校时中侧MU低侧套管DAU中侧G网B5中侧#1母PTMU低侧G网A6中侧#2母PTMU低侧G网B7高间隙/零序MU8中间隙/零序MU为维持良好的用电秩序，应对可能的突发事件和电力电量供需紧张的局面，网内各级调度机构应上报供本级电网使用的事故及超计划用电的限电序位表（各省区限电序位表所控制的负荷总量应经网调核准）。事故和超计划限电序位表应当每年修订一次（或者视电网实际需要及时修订）。所限负荷应当满足电网安全运行的需要，两个限电序位表中所列负荷不得擅自转移。对于未列入超协议限电序位表的超用电单位，值班调度员可责令其在15分钟内自行限电，当超协议用电威胁电网安全运行时，可以部分或者全部暂时停止对其供电。23PRS-7778变压器保护-配板板件名称功能说明WB860电源板提供工作电源。可提供12路开入，10组信号空接点开出WB823千兆交换板实现内部高速数据交换，最多实现8×1千兆交换WB826保护主机板完成保护逻辑判断功能。CPU的自检包括硬件与软件两种方式，并同时进行，相互独立；当发现装置中重要部件有故障或工作状况异常时，能及时输出报警信号，并闭锁相应出口WB825闭锁和管理板主要完成保护闭锁、测控功能及管理功能。同时还具有以下功能：与显示板通讯；打印模块；与后台以太网通讯WB821通讯收发板与MU及智能操作箱（或智能一次设备）通讯，一块插件可实现8路100BASE-FX以太网数据收发TY820面板由320*240点阵TFT大屏幕带背光液晶显示屏及按键构成，主要实现人机对话，并实时显示装置的运行工况WB831开入开出板用于传统的开入开出方式和最小技术出力等参数，必须满足行业以及西北网调有关规定。当这些参数数据不能达到要求或发生变化，相关发电企业应及时书面报网调备案，并在现场规程中加以规定。陕、甘、青、宁各省（区）调必须严格按照调度计划确定的日广义联络线曲线运行，网调将对联络线的功率及电量偏差按有关规定进行考核。当各省（区）无能力调整时，应立即汇报网调值班调度员。24间隔保护测控装置-通讯口接线示意板件接口WB825板MMSWB821板MU-11站控层网AG网A2站控层网BG网B3保护信息网本间隔MU4B码校时#1母PTMU5#2母PTMU6零序MU7零序PTMU8充分发挥电网的技术经济优势，积极开展水火电互补、跨流域补偿和梯级电站联合优化调度，使整个系统在较经济的方式下运行；在“三公公平、公正、公开”及考虑各单位利益的原则基础上，网调将结合电力工业体制改革的进程，积极探索利用市场机制和经济手段进行电力电量交易管理。水库运用计划应依据水库和电网实际情况、水情预报和批准的设计文件统一协调平衡后编制，兼顾国民经济各部门对水库的基本要求，并提出年度发电量分配方案，以及月度运行计划。水库运用计划应根据短期气象和水文预报，适时进行滚动修正。各有关单位应于每季和每月前向网调提出下季和下月水库运用建议。25PRS-7753光纤分相纵差保护-系统示意考虑到电压的局部性特点，要求各省调根据本电网的实际情况，确定低压减载装置的配置方案和切荷量。低压减载装置主要应配置在：离电源点较远、无功支撑不足的电网；可能孤网运行的电网；电源支撑不足的负荷中心地区。网调负责330kV及以上电网的网损统计和分析工作，负责汇总各省（区）电网高压网损情况，并定期进行全网网损分析，提出改进意见。26内容提要数字化变电站综述PRS7000系列保护装置数字化保护解决方案联络线正常输送功率应按《西北电力系统稳定运行规程》（简称稳定规程）规定的限值监视与控制，未经西北电网公司总工程师批准不得改变。当联络线输送功率达到或接近“稳定规程”和或网调值班调度员临时下达的功率监控值时，厂站值班人员应立即报告网调值班调度员，以便及时调整。厂站值班人员和网调值班调度员在联络线监控方面负有同等责任。27过程层采样值传输协议选择IEC61850-9-1IEC61850-9-2其它：IEC60044-8网调值班调度员应根据安装在调度室内的频率表监视系统频率，使其保持正常。系统内各省调调度室、各直调发电企业集控和网控必须装设主备频率表，且应于每月15日定期与网调核对。频率调整厂值长与网调值班调度员在监视和调整频率方面负同等责任。28过程层采样值接入协议比较标准IEC61850-9-2IEC61850-9-1帧长度变长帧固定帧链接方式点对点，点对多点均可用点对点链接方式（事实上也可以点对多点、组播方式）采集通道数可变12优缺点灵活，但复杂简单，但不灵活实现与应用情况少目前大部分应用都是9-1标准在事故处理过程中，或受到不可抗力侵害时，网调可以指派省调暂时代行网调的部分或全部调管权，直到网调收回调管权为止。各省调必须接受指派，并按调度规程规定履行职责。对于网调间接调管设备，各省调、发电企业、变电站的值班人员只有得到网调值班调度员的许可后方能进行操作。在紧急情况下，为了防止系统瓦解或事故扩大，网调值班调度员可越级直接指挥有关省调调管的发电企业、变电站值班人员进行操作，但事后应尽快通知有关省调。省调值班调度员发布的调度指令不得与网调越级发布的调度指令相抵触。29APCI(应用协议控制信息)ASDU(应用服务数据单元)

标记长度ASDU数目n(UI16)ASDU1ASDU2…ASDUnIEC61850-9-2APDU格式网调直调发电机组进相能力应达到行业标准和西北电网有关要求，各直调发电企业应制定相应的管理制度和安全技术措施,对有关人员进行培训，及时处理运行中出现的问题。20万千瓦及以上容量机组，应做进相试验，视进相运行为正常运行方式。对尚未做进相试验或进相深度未能达到要求的，有关发电企业应制定有效的整改措施，网调间接调度机组的试验由各省调负责。30IEC61850-9-2报文示例第2条西北电网主要是指覆盖陕西、甘肃、宁夏、青海四省（区）的联合电网。电网调度管理坚持“统一调度、分级管理”的原则，网内各发、输、配、用电单位对维护电网的安全经济运行均负有相应责任。第3条本规程适用于西北电网内调度运行、设备操作、事故处理和业务联系等涉及电调、水调、市场、方式、保护、自动化、通信等专业的各项活动。网内各电力生产运行单位颁发的有关规程、规定等，均不得与本规程相抵触。31IEC61850-9-2应用考虑网络带宽考虑组播适当划分VLAN选择合适的采样点数按主变保护、母差保护组网（功能模块单元）网络延时考虑高优先级减低网络负载率（35％）高性能的工业级交换机（极短延时）西北电网电压和无功电力实行分级管理。西北电网各级调度机构应按调度管理范围，在电网内设置确定电压控制点和电压监测点，主网电压控制点和电压监测点由网调确定报国调备案，省网电压控制点和电压监测点分别由省调确定并报网调备案。根据西北电网的特点，确定网调调管辖范围内的主网电压控制点为：网调直接调管发电厂的高压母线（含刘家峡电厂220kV母线）；电压监测点为：网调直接调管的所有发电厂和变电站的高压母线（含刘家峡电厂220kV母线）。网调将按有关规定对直调电厂有关电压控制点合格率及调整情况进行考核。32采样同步全站时钟源同步 全站使用同一个采样同步数据源采用秒脉冲上升沿，精度大于5us全站时钟源采用双机模式确保可靠性采样点插值同步 区域主机同步与外部时钟无关，可靠性高互操作性、一致性差（通讯物理层、同步方式、报文格式）网调及各省调应每年编制一次本系统的低频减负荷方案，网调于每年元十二月份完成并下达各省调。各省调应在于次年二月一月完成方案的编制，并下达到各地区及厂站，要求于三月末完成实施。低频自动减负荷装置的运行管理,低频减负荷装置正常均应投入使用，不得自行退出。若低频减负荷装置因故停运，所在省调应及时向网调汇报。在系统频率降到该装置的启动值时，所在厂站值班人员应手动切除该装置所控制的线路负荷。33IEEE1588在数字化变电站的应用代号：IEEE1588

等同于IEC61588全称：Precisionclocksynchronizationprotocolfornetworkedmeasurementandcontrolsystems

精确网络对时协议简称：PTP（PreciseTimeProtocol）对时精度：1us调度系统值班人员在上岗前，须经培训、考核、批准等程序，取得相应的合格证书，并书面通知有关单位和部门后，方可正式上岗值班。其中网调直调电厂值长应经网调考核合格后方可进行调度业务联系。西北网调直接调度西北电网主网架和对主网安全稳定运行影响较大的330千伏线路和变电站的相关设备，以及跨省联络线；间接调管各省（区）调直调设备中与主网安全、电量平衡、网络传输能力等相关的设备，包括除直馈线以外的其它330KV联络线及相关变电站的相关设备34IEEE1588与几种常见对时方式比较IEEE1588IRIG-BNTP对时精度100ns～100us10usDedicated1～100ms网络类型EthernetcoaxialEthernet适用范围Afewsubnets1mileovercoaxialLAN/WAN实现方式Master/slaveMaster/slavePeerensembleClient-Server协议UPD/IP组播-UDP/IP点对点(主要)延时补偿机制Yes随电缆长度不同而有差异，无法自动是系统时钟维护自管理配置配置客户端是否需要硬件支持要求高精度时需要需要不需要对时周期~2Seconds1PPS随应用不同，分钟级为了保证系统静态稳定，各监测点电压不得超出允许的偏差范围。一旦监测点电压低于电压稳定极限值时，为了防止系统电压崩溃，发电企业和变电站的值班人员，应不待调令立即动用发电机和调相机的事故过负荷能力增加无功出力以保持电压不低于极限值，同时报告网调值班调度员。值班调度员应迅速利用系统中所有的无功和有功备用容量，保持电压水平并消除上述过负荷，如仍不能恢复时，应按事故拉闸顺序表限制或切除部分负荷。35IEEE1588与NTP同步方式比较NTP同步方式(ms级精度)PTP同步方式(us级精度)按照分级管理的原则，各省调调管范围内发电机组一次调频功能的试验、监督和考核工作，由相应省调负责。第33条全网频率二次调整主要由网调及其直调发电机组负责。西北电网第一调频厂由网调指定，一般由直调水电厂担任，网调其它直调水电厂以及AGC投频率调节模式的火电机组担任第二调频厂。西北电网的AGC控制策略和发电机组的AGC控制模式由网调确定。当网调直调发电机组AGC投入频率调节模式运行时，正常频率主要首先靠AGC来调整。36IEEE1588的实现同步机制网调及各省调应每年编制一次本系统的低频减负荷方案，网调于每年元十二月份完成并下达各省调。各省调应在于次年二月一月完成方案的编制，并下达到各地区及厂站，要求于三月末完成实施。低频自动减负荷装置的运行管理,低频减负荷装置正常均应投入使用，不得自行退出。若低频减负荷装置因故停运，所在省调应及时向网调汇报。在系统频率降到该装置的启动值时，所在厂站值班人员应手动切除该装置所控制的线路负荷。37IEEE1588的实现报文时标为维持良好的用电秩序，应对可能的突发事件和电力电量供需紧张的局面，网内各级调度机构应上报供本级电网使用的事故及超计划用电的限电序位表（各省区限电序位表所控制的负荷总量应经网调核准）。事故和超计划限电序位表应当每年修订一次（或者视电网实际需要及时修订）。所限负荷应当满足电网安全运行的需要，两个限电序位表中所列负荷不得擅自转移。对于未列入超协议限电序位表的超用电单位，值班调度员可责令其在15分钟内自行限电，当超协议用电威胁电网安全运行时，可以部分或者全部暂时停止对其供电。38IEEE1588的实现硬件实现调度系统值班人员在上岗前，须经培训、考核、批准等程序，取得相应的合格证书，并书面通知有关单位和部门后，方可正式上岗值班。其中网调直调电厂值长应经网调考核合格后方可进行调度业务联系。西北网调直接调度西北电网主网架和对主网安全稳定运行影响较大的330千伏线路和变电站的相关设备，以及跨省联络线；间接调管各省（区）调直调设备中与主网安全、电量平衡、网络传输能力等相关的设备，包括除直馈线以外的其它330KV联络线及相关变电站的相关设备39IEEE1588的实现级联网调和各省应分别编制所辖电网的稳定运行规程，省调应将对网调调管辖系统安全运行有影响的运行方式报网调批准。稳定运行规程一般两年修订一次，遇电网结构有重大变化时应及时修订。网调和省调各自负责所辖电网安全稳定措施的制定，并承担相应的安全责任。40IEEE1588报文同步报文：用于对时同步SyncFollow_UpDelay_RequestDelay_Response管理报文：用于对时系统管理与协调联络线正常输送功率应按《西北电力系统稳定运行规程》（简称稳定规程）规定的限值监视与控制，未经西北电网公司总工程师批准不得改变。当联络线输送功率达到或接近“稳定规程”和或网调值班调度员临时下达的功率监控值时，厂站值班人员应立即报告网调值班调度员，以便及时调整。厂站值班人员和网调值班调度员在联络线监控方面负有同等责任。41IEEE1588协议状态机按照分级管理的原则，各省调调管范围内发电机组一次调频功能的试验、监督和考核工作，由相应省调负责。第33条全网频率二次调整主要由网调及其直调发电机组负责。西北电网第一调频厂由网调指定，一般由直调水电厂担任，网调其它直调水电厂以及AGC投频率调节模式的火电机组担任第二调频厂。西北电网的AGC控制策略和发电机组的AGC控制模式由网调确定。当网调直调发电机组AGC投入频率调节模式运行时，正常频率主要首先靠AGC来调整。42IEEE1588在PRS7000平台的应用主要同步方式；以太网口硬件兼容于IEEE1588；可以采用全站同步方式；可以采用子机采样点插值同步方式；直连方式精度为1us。全网低频减负荷整定切除负荷数量应按年预测最大平均负荷计算，并对可能发生的事故进行校核,然后按用电比例分解到各省(区)。各省应根据网调下达的低频减负荷方案相应编制本省（区）电网的低频减负荷方案，并逐级落实到各地区供电局和有关厂站，各轮次的切负荷量不得小于网调下达方案中的整定值。43电压并列电压间隔合并器同时实现电压并列

电压间隔合并器采集所属母线段EVT的数据，通过GOOSE网获取分段开关位置，通过本机采集板获取把手位置，电压间隔合并器相互通信，并列时正确设置两路EVT的数据。双母线电压同时提供给装置或间隔合并器装置根据所属的母线段取相应电压间隔合并器的电压量。电网发生事故时，如出现系统频率低到低频减负荷装置整定值的情况，各省调值班调度员应及时了解低频减负荷装置动作情况，动作时间和切除的负荷量，并及时报告网调值班调度员；事故后各省调还应向网调书面报送所调管范围内低频减负荷装置的动作情况的分析与评价材料。44电压切换由装置根据GOOSE网的刀闸位置信息自动切换间隔合并器接入GOOSE网的刀闸位置信息自动切换 按照电网的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电网的供电质量（频率、电压、谐波分量、可靠性等）符合国家规定的标准。2按资源优化配置的原则，结合本网实际情况，充分发挥电网内发供电设备的能力，合理利用一次能源，降低全网的运行成本，最大限度地满足社会发展及人民生活对电力的需求。45站间采样值同步涉及设备：线路差动组合情况：两侧都是传统互感器一侧传统互感器、一侧电子式互感器两侧都是电子式互感器在事故处理过程中，或受到不可抗力侵害时，网调可以指派省调暂时代行网调的部分或全部调管权，直到网调收回调管权为止。各省调必须接受指派，并按调度规程规定履行职责。对于网调间接调管设备，各省调、发电企业、变电站的值班人员只有得到网调值班调度员的许可后方能进行操作。在紧急情况下，为了防止系统瓦解或事故扩大，网调值班调度员可越级直接指挥有关省调调管的发电企业、变电站值班人员进行操作，但事后应尽快通知有关省调。省调值班调度员发布的调度指令不得与网调越级发布的调度指令相抵触。46站间采样值同步第13条网内各省（区）调度机构的值班调度员、调管范围内的发电企业值长、变电站值班长在调度业务方面受网调值班调度员的指挥，接受网调值班调度员的调度指令。网调值班调度员必须按照规定发布各种调度指令,并对其发布的调度指令的正确性负责。在发布和执行调度指令时，接令人应主动复诵指令并核对无误，待下达下令时间后才能执行；指令执行后应立即向网调值班调度员报告执行情况和执行完毕的时间，否则不能认为指令已经执行。47站间采样值同步synM----M站的同步时钟信号，间隔1s；synN----N站的同步时钟信号，间隔1s；ΔT----M站与N站同步时钟信号时间差TMA、TNA----本站差动保护装置收到对侧差动保护装置“同步信号帧”的时刻相对于上一次同步时钟的时间；TMB、TNB----本站差动保护装置收到对侧差动保护装置“同步确认帧”的时刻相对于上一次同步时钟的时间新疆电网在与西北主网实现互联前，可依据本规程编制其相应的规程规定，并在调度业务上接受西北电网调度机构的指导。第4条各发电企业、用户变电站及地区电网在并入西北电网前，应根据平等互利、协商一致的原则，与相应的电网管理机构签订并网调度（联网）协议,否则不得并网运行。西北电网跨大区互联工作由西北电网经营企业及调度机构按照国家和上级有关文件统一进行。48站间采样值同步M侧：N侧：对点的间隔：理论上最大相位差：网调值班调度员应根据安装在调度室内的频率表监视系统频率，使其保持正常。系统内各省调调度室、各直调发电企业集控和网控必须装设主备频率表，且应于每月15日定期与网调核对。频率调整厂值长与网调值班调度员在监视和调整频率方面负同等责任。49站间采样值同步为了保证系统静态稳定，各监测点电压不得超出允许的偏差范围。一旦监测点电压低于电压稳定极限值时，为了防止系统电压崩溃，发电企业和变电站的值班人员，应不待调令立即动用发电机和调相机的事故过负荷能力增加无功出力以保持电压不低于极限值，同时报告网调值班调度员。值班调度员应迅速利用系统中所有的无功和有功备用容量，保持电压水平并消除上述过负荷，如仍不能恢复时，应按事故拉闸顺序表限制或切除部分负荷。50保护算法、逻辑和冗错间隔DAU或间隔MU采样同步后，通过同步帧号发送报文。保护装置严格依靠帧号来判别模拟量的采样时刻。调度系统值班人员在上岗前，须经培训、考核、批准等程序，取得相应的合格证书，并书面通知有关单位和部门后，方可正式上岗值班。其中网调直调电厂值长应经网调考核合格后方可进行调度业务联系。西北网调直接调度西北电网主网架和对主网安全稳定运行影响较大的330千伏线路和变电站的相关设备，以及跨省联络线；间接调管各省（区）调直调设备中与主网安全、电量平衡、网络传输能力等相关的设备，包括除直馈线以外的其它330KV联络线及相关变电站的相关设备51保护算法、逻辑和冗错采样点的冗错机制单点缺失：插值两点以上缺失：告警通道无效容错：(分类)瞬时闭锁，延时开放网络中断：(分类)瞬时闭锁，延时开放充分发挥电网的技术经济优势，积极开展水火电互补、跨流域补偿和梯级电站联合优化调度，使整个系统在较经济的方式下运行；在“三公公平、公正、公开”及考虑各单位利益的原则基础上，网调将结合电力工业体制改革的进程，积极探索利用市场机制和经济手段进行电力电量交易管理。水库运用计划应依据水库和电网实际情况、水情预报和批准的设计文件统一协调平衡后编制，兼顾国民经济各部门对水库的基本要求，并提出年度发电量分配方案，以及月度运行计划。水库运用计划应根据短期气象和水文预报，适时进行滚动修正。各有关单位应于每季和每月前向网调提出下季和下月水库运用建议。52保护算法、逻辑和冗错根据收到MU连续报文的时序关系（全站秒脉冲校时方式），采用自适应调整主机中断频率的技术，实现主机的保护逻辑中断间接全站同步。网调直调发电机组进相能力应达到行业标准和西北电网有关要求，各直调发电企业应制定相应的管理制度和安全技术措施,对有关人员进行培训，及时处理运行中出现的问题。20万千瓦及以上容量机组，应做进相试验，视进相运行为正常运行方式。对尚未做进相试验或进相深度未能达到要求的，有关发电企业应制定有效的整改措施，网调间接调度机组的试验由各省调负责。53保护算法、逻辑和冗错为适应变压器各侧电子式互感器的采集差异，各个通道可以调幅、调相。对线路差动保护，一侧为传统站，一侧为数字化站时，传统站CT饱和的问题需要特殊考虑。当两侧均为数字化站时，两侧电子式互感器特性不一致的问题，线路差动依赖制动系数