1、,南京磐能科技,变电站自动化及智能变电站系统,一,变电站自动化的基本概念,二,常规变电站自动化系统,三,基于间隔的数字化变电站系统,四,基于变电站的数字化变电站系统,五,智能变电站自动化系统,变电站自动化系统,“变电站自动化系统”(Substation Automation System-SAS) ，国际电工委员会解释为“在变电站内提供包括通信基础设施在内的自动化系统(SAS-Substation Automation System：The SAS provides Automation in a Substation including the Communication infrastru
2、cture)”。 在国内，变电站自动化系统，包含传统的自动化监控系统，继电保护、自动装置等设备，是集保护、测量、控制、远传等功能为一体，通过数字通信及网络技术来实现信息共享的一套微机化的二次设备及系统。,变电站自动化系统,变电站自动化已完成“面向间隔（对象）设计”的重大转变。随着无人值班、保护下放的出现，对保护、监控有很高的要求。智能化、自适应等技术促进了微机保护的进一步发展。继电保护技术未来趋势是向计算机化，网络化，智能化，保护、控制、测量和数据通信一体化发展。从而实现电网的现代化管理，并可以给运行、安全、设计、施工、检修、维护、管理等诸多方面带来直接或间接的经济效益、社会效益。,两条发展主
3、线：,1.自动化装置：,2.自动化系统：,从能量型向低功耗非能量型发展,从集中式向分层分布式发展,变电站自动化系统,上世纪七十年代到九十年代初：基于远动技术的变电站,1.自动化装置：电磁型、晶体管型、集成电路型,2.自动化系统：集中式,功耗较大，不涉及一次设备,变电站自动化系统,目前主流方式,上世纪九十年代初至今：综合自动化变电站,1.自动化装置：微机型,2.自动化系统：不彻底的分层分布式,功耗降低、仍不涉及一次设备,自动化装置尚未分布到过程层,变电站自动化系统,1电磁式互感器存在饱和和绝缘问题，易引起设备异常和故障。,2传统开关控制和信号机构复杂，没有状态监测、故障检测、自动控制的功能。,3
4、二次电缆施工和调试的工作繁琐，使用了大量的有色金属、投资大，信号干扰大和精度差。,变电站自动化系统,4二次回路安全性差，电流回路开路、电压回路短路的事故时有发生。,5二次设备结构复杂、没有实现模块化、接线复杂、研发/设计/施工/调试/运行维护都较为复杂。,6. 缺乏统一的信息模型和通信标准，设备没有标准化接口，相对独立，没有实现数据共享，系统集成难度大，设备重复配置。,变电站自动化系统,上述问题体现了现有变电站自动化系统的两条主线发展得不够彻底。,因此以上问题通过传统技术手段已无法解决，唯有通过现代科学技术手段，即数字化技术的充分应用才能从根本上解决这些问题。,变电站自动化系统,电子式互感器、
5、智能开关、网络化保护测控装置、计算机高速网络技术日趋成熟，以及IEC61850标准的实施颁布，使得数字化变电站的工程实现成为可能，进而使传统变电站中存在的诸多问题得到根本解决。,数字化变电站的研究应用是国家电网公司“十一五”科技发展规划中的一个重要内容。,变电站自动化系统,变电站自动化系统,变电站自动化发展历程,变电站自动化系统,几种标准功能及互操作性比较,一,变电站自动化的基本概念,二,常规变电站自动化系统,三,基于间隔的数字化变电站系统,四,基于变电站的数字化变电站系统,五,智能变电站自动化系统,变电站自动化系统,变电站自动化系统安全可靠、经济适用、技术先进、符合国情，应采用具有开放性和可
6、扩充性、抗干扰性强的产品。变电站自动化系统应满足电网二次系统规划的要求。提高变电站安全生产水平和运行的可靠性，使系统维护简单、方便，降低劳动强度，实现减人增效；减少二次设备间的连接，节约控制电缆；减少变电站设备的配置，实现资源共享，避免设备重复设置；减少变电站占地面积和建筑面积，降低工程造价。节约建设成本、运行成本，提高营运效率。,变电站自动化系统,变电站自动化系统,系统结构分为两部分：站控层和间隔层，层与层之间应相对独立。采用分层、分布、开放式网络系统实现各设备间连接。站控层由计算机网络连接的操作员站、数据处理及通信装置等组成，提供站内运行的人机界面，实现管理控制间隔层设备等功能，形成全站监
7、控、管理中心，并与远方控制中心通信。间隔层由计算机网络连接的若干个监控子系统组成，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成本间隔设备的就地监控功能。站控层网络与间隔层网络采用直接连接方式。站控层设备宜集中设置，间隔层设备宜按相对集中方式设置，即220kV、110kV及主变的测控设备集中布置在继电器室内，35kV及以下的测控设备在条件许可时按分散方式布置在配电装置室内。,变电站自动化系统,站控层网络采用以太网。网络应具有良好的开放性，以满足与电力系统其他专用网络连接及容量扩充等要求。间隔层网络应具有足够的传送速率和极高的可靠性，应采用以太网。间隔层监控子系统间应能实现直接通信。网络的抗干扰能力、
8、传输速率及传送距离应满足自动化系统技术要求。220kV变电站采用双重化网络，配置两组数据处理及通信装置。,变电站自动化系统,一,变电站自动化的基本概念,二,常规变电站自动化系统,三,基于间隔的数字化变电站系统,四,基于变电站的数字化变电站系统,五,智能变电站自动化系统,基于IEC61850标准的数字变电站系统,“数字化变电站” 变电站内一次电气设备和二次电子装置的信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化，并具有全站统一的数据建模及数据通信平台，在此平台的基础上实现智能装置之间的互操作性。,基于IEC61850标准的数字变电站系统,数字化变电站有以下主要特点 “一次设备智能化”。采用数字输出的电
9、子式互感器、智能开关（或配智能终端的传统开关）等智能一次设备。一次设备和二次设备间用光纤传输数字编码信息的方式交换采样值、状态量、控制命令等信息。 “二次设备网络化”。二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息，取消控制电缆。 “运行管理系统自动化”。应包括自动故障分析系统、设备健康状态监测系统和程序化控制系统等自动化系统，提升自动化水平，减少运行维护的难度和工作量。通信平台标准化体现为通信协议采用IEC61850标准。 “通信数据全部采用数字量和通讯手段主要为光传输”。,基于IEC61850标准的数字变电站系统,基于IEC61850标准的数字变电站系统,制定IEC61850 标准
10、的主要目的 实现设备的互操作性。允许不同厂商生产的电子智能设备IED 进行信息的交换，并且利用这些信息实现设备本身的特定功能。 建立系统的自由结构。分配到智能电子设备和控制层的变电站自动化功能并非固定不变，它与可用性要求、性能要求、价格约束、技术水平、公司策略等密切相关。允许变电站自动化系统的功能在不同设备间的自由分配。 保持系统的长期稳定性。IEC61850 标准具有面向未来的开放性特性，能够满足不断发展的通信技术与变电站自动化系统的需求。,基于IEC61850标准的数字变电站系统,基于IEC61850标准的数字变电站系统,IEC 61850 标准其主要特点 面向设备、面向对象建模，面向应用
11、开放的完善的自我描述；采用抽象通信服务接口，网络的应用层协议和网络传输层协议独立；具有符合电力系统特点的通信服务，信息对象在信息源处惟一定义，数据对象统一建模； 采用XML 的配置技术等,基于IEC61850标准的数字变电站系统,基于IEC61850标准的数字变电站系统,基于IEC61850标准的数字变电站系统,基于IEC61850标准的数字变电站系统,根据不同保护对时间同步需求的不同，数据同步分为三类：间隔同步 保护的正确动作仅仅依赖于输入信号的幅值，它不要求信号在时间上的严格同步，例如简单过流保护、低电压保护等；站级同步 保护的正确动作同时需要信号的相位和幅值，但所需信号来自于同一变电站，
12、所以只要保证站内同步即可实现保护的正确动作，比较典型的是距离保护和变压器差动保护。站间同步 保护的正确动作也同时需要信号的相位和幅值，但是所需信号来自于不同变电站，所以只有在全网同步的情况下才能保证保护的正确动作。线路差动保护和检同期操作等均需要在全网同步的前提下才能正确动作。,基于IEC61850标准的数字变电站系统,其物理特征,其主要特点,基于IEC61850标准的数字变电站系统,智能开关是将计算机、传感器、电力电子技术与传统开关结合，形成具有智能功能的开关。,其物理特征,在开关内集成电子设备，对外联系采用光纤取代了传统的二次电缆,其主要特点,由电力电子技术、数字化装置组成执行单元，代替常
13、规机械结构的辅助开关和辅助继电器,其功能特征,具有状态监测、故障诊断、自动控制、自动通信等功能,智能开关,智能开关相关标准：,IEC62063和IEC62271-3,智能开关定义（ IEC62063 ）：,具有较高性能的断路器和控制设备，配有电子设备、传感器和执行器，不仅具有断路器的基本功能，还具有附加功能，尤其在监测和诊断方面。,系统结构和整体方案,方案一：交流采样采用光纤点对点方式，开入开出等采用传统接线；配置成对智能终端，以光缆代替保护室至配置装置的电缆。 本方案属于数字化变电站发展初期的应用模式，有一定的运行经验。应用电子互感器，实现了交流采样的数字化；一次开关设备通过智能终端实现电信
14、号数字信号电信号的转换，取消了从配电装置到保护室的长电缆。本方案虽然成熟，但缺乏技术上的先进性，数字化程度低，不推荐采用此方案。,基于IEC61850标准的数字变电站系统,系统结构和整体方案,方案二：光纤点对点与过程总线相结合的方式。即交流采样采用光纤点对点，跳合闸等开关量信息采用GOOSE网络方式。采样数据独立，将GOOSE信息单独组网。本方案实现了交流量、开关量及跳合闸功能的数字化，体现了数字化变电站的理念，代表了数字化变电站发展的潮流。本方案中采样数据独立，GOOSE信息单独组网，过程层交换机的负担较轻，网络可靠性高、实时性好；采样值传输协议采用IEC61850-9-1或FT3，合并器到
15、保护装置的延时固定，该值由合并器提供，装置可根据该值调整抽样时刻实现同步，不依赖于同步信号装置，保护系统可靠性高。,基于IEC61850标准的数字变电站系统,系统结构和整体方案,方案三：完全过程总线方式。即交流采样和GOOSE信息统一组网。 本方案中，采样值信息通过交换机以网络方式传输给各保护、测控等间隔层设备，通信协议采用IEC 61850-9-2。开关量采集及跳合闸功能通过GOOSE服务实现。 本方案将交流采样与GOOSE信息统一组网，实现了间隔层和过程层之间完全组网连接，从结构上更加合理，是数字化变电站发展的方向。,系统结构和整体方案,但从目前的技术水平看，此方案存在以下风险：-采样值与
16、GOOSE信息共用交换机，增加了交换机的负担，对其可靠性和数据处理能力要求更高，100M交换机难以满足实时性要求，宜采用1000M交换机。-采样值通过以太网以IEC 61850-9-2传输时，延时难以确定，对差动保护的功能实现不利；同步方式依赖于同步信号装置，降低了保护系统的可靠性。- IEC61850-9-2灵活性较高，传输信息丰富，但对网络带宽和CPU资源需求高，协议复杂，现在仍处于试验阶段，还没有投入实际使用。,基于IEC61850标准的数字变电站系统,基于IEC61850标准的数字变电站系统,数字化变电站自动化的优势 变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免设备重复 数字化变电站的所
17、有信息采用统一的信息模型，按统一的通信标准接入变电站通信网络。变电站的保护、测控、计量、监控、远动、VQC等系统均用同一个通信网络接收电流、电压和状态等信息以及发出控制命令，不需为不同功能建设各自的信息采集、传输和执行系统。便于变电站新增功能和扩展规模 变电站的设备间信息交换均通过通信网络完成，变电站在扩充功能和扩展规模时，只需在通信网络上接入新增设备，无需改造或更换原有设备，保护用户投资，减少变电站全生命周期成本。,基于IEC61850标准的数字变电站系统,数字化变电站相比传统变电站具有如下优势：电子互感器无饱和、精度高、绝缘简单。智能开关控制和采集机构简单，并具有状态监测、故障分析、自动控
18、制等功能。二次光纤网络安全简单、抗干扰强、减少了有色金属、实现了全站数据共享。网络化的二次设备结构简单、尺寸精简、实现了模块化、设计/施工/调试/运行维护简单。标准的通信平台（IEC61850）让二次设备具备标准的通信接口和通信协议，变电站系统集成简单快捷。,数字化变电站一次设备,220kV、110kV大量采用户内GIS配电方式，由于GIS绝缘方式的特殊性，电子式互感器（CT、PT）采集器的电源供电问题迎刃而解。对于220kV及部分110kV系统，电子式互感器的合并单元放置在GIS小室中，合并单元和高压采集器采用IEC600448标准协议传输信号，电子式电流互感器的罗氏线圈、采集器、合并单元均
19、双重化。智能终端装置将二次测控功能与GIS就地汇控功能结合在一起，构成智能开关功能，并可与间隔保护装置一起组屏安放于GIS旁，构成保护及智能控制柜，实现面向间隔的保护、测控和GIS智能控制一体化。实现数据采集与分析、远方与就地控制、事件记录、在线监测、联锁等功能。完全按照分布式系统的设计要求，就地安装在GIS间隔单元，通过以太网与安装在控制室的中心设备相连接，实现全变电站的开关设备智能控制。装置具备针对GIS断路器的测量、记录、监视、控制功能，简化和取代了传统GIS汇控柜中的继电器、接触器、专用测量仪表、告警光字牌等。,数字化变电站一次设备,对于35kV、10kV户内开关柜配电装置，考虑到经济
20、性，大多采用电子式互感器，将采集器、合并单元、保护及测控装置、操作箱等集成到一个装置中。可采用母线电子式电压互感器，利用合并单元扩充串行光纤，按照FT3给各个间隔提供母线电压数字量。此外，每个间隔设置独立的线路电子式PT。电子式互感器输出采用模拟信号输出。 此外，采用电子式电压互感器应该慎之又慎，一定充分考虑一次、二次设备安全问题，最佳选择是：110kV电压互感器采用传统电磁式，电流采用电子式电流互感器。事实上，考虑到电子式互感器可靠性及运行经验，采用常规的电流、电压互感器也是一个不错的选择。只是合并单元接入常规的互感器输出信号。,GOOSE网络方案,过程层GOOSE网络做为数字化变电站一个重
21、要的组成部分，是实现一次设备的控制和信号采集的连接手段，而常规变电站均通过电缆连接，实现一次设备的控制及信号采集。GOOSE网络的安全可靠决定着变电站的安全运行，应该优化GOOSE网络设计方案，采用可靠性高的设备。GOOSE网络设计原则：变电站GOOSE网络应具有高可靠性。GOOSE信息应按电压等级分开组网，以减轻网络负担。双重化保护配置的系统GOOSE网络应双重化配置；任意一台交换机检修或故障不应影响多个间隔设备运行。对于单套保护配置的系统，交换机可按每间隔配置1台考虑，多个间隔共享1台交换机时，GOOSE网络应双重化配置。主变和三侧系统都有联系，宜将每台主变看作一个独立的大间隔单独组网，配
22、置双重化的GOOSE交换机，与三个电压等级的GOOSE网相连。,数字化变电站运行管理、标准试验验证规范研究,数字化变电站的建设是电网发展的方向，不仅仅涉及到互感器、二次设备，还要实现一次设备智能化及通信方式的全部融入。如保护、测控、运行、计量以及维护运行内容发生较大的变化，各个相关部门职责也发生变化。 数字化变电站工程中最主要特征是“光缆代替电缆”，这对运行专业是不可见的，因此运行规范变化不大。但检修工作变化大，传统由电缆逻辑实现的功能，现在由光缆数字化传输，由软件实现，从外部看检修专业明显出现“光纤”职责不清。建议从通讯专业调整人员到保护班从事光纤工作，并承担起纵差保护中有关光纤通道的检修工
23、作。,数字化变电站运行管理、标准试验验证规范研究,根据设备情况制定了现场运行规程，规范了运行巡视管理，检修内容增加电子式互感器及其采集器，合并单元、交换机、保护及测控装置、电度表、连接光纤衰耗测试的检修工作。特别是电子式互感器投运时要进行外观及端子标志检验、耐压测试、精度测试等。 目前主要是检修方式发生了变化，增加了光纤测试的内容，但单纯对保护装置本身的校验相对减少，并减少了二次回路的接线和检查。一旦发生问题，查找相对比较明确。运行规程和检修职责相对于传统站没有太大的区别，基本按照原来一二次设备分工界定，只是增加的光纤部分由继电保护专业负责，因此没有特别制定专门的数字化站相关规范。,数字化变电
24、站经济效益分析,采用数字化变电站后，采用大量的交换机、合并单元、goose网、电度表、所有的智能设备成本都较高，电子式互感器造价也较高，变电站二次费用大幅度提高，估计为常规变电站的3-4倍。但由于光缆的大量应用，系统集成度高，占地小，建筑面积小，变电站整体投资将降低。 但从调研的变电站看，绝大部分变电站在占地、建筑面积与常规变电站相近，数字化变电站系统的优势没有发挥出来。数字化变电站工程的设计仍然沿用常规变电站设计模式。,今后重点关注的问题,电子式互感器与不同厂家二次设备配合的问题该问题涉及到传输规约及互感器特性的配合，不同厂家情况不同。采用FT3协议通用性差，不易和其他厂家获得配合。线路两侧
25、电子式互感器和常规互感器配合的问题 由于两侧互感器饱和特性不同，差动保护的抗饱和算法需作相应跳闸。由于电子式互感器侧无饱和问题，仅需判断常规侧的饱和，比传统算法有更高的性能。同步方式的处理上，需在保护同步算法中补偿两侧互感器的延时差异。由常规侧调整采样节拍与数字化侧同步。GOOSE网络问题 重点关注GOOSE的跳闸时间、GOOSE的可靠性分析及其风险、GOOSE组网方案。GOOSE网络目前全国没有运行的业绩。不同厂家设备之间通过GOOSE网络接口实现互联互操作，存在对规约理解不一致的问题，需要有第三方进行仲裁。,一,变电站自动化的基本概念,二,常规变电站自动化系统,三,基于间隔的数字化变电站系
26、统,四,基于变电站的数字化变电站系统,五,智能变电站自动化系统,系统整体方案设计,DMP5000数字化变电站系统通过合理的硬件集成、功能集成和信息集成简化硬件设置，实施信息全面集成和功能的合理优化、整合，全面实现变电站保护、测控、自动化、电量计量等功能，不仅简化了现场施工，降低了用户运行维护难度，也减少了数字化变电站的投资成本。使变电站的信息采集、传输、处理、输出过程全部数字化，并使通信网络化、模型和通信协议统一化、设备智能化、运行管理自动化。 该方案特别满足110kV及以下等级电网的技术及市场需求，促进保护、测控、计量等功能和相关专业的融合，从而真正实现管理的统一，提高运行维护的效率。对于我
27、国中低压变电站的自动化运行和管理将带来深远的影响和变革，具有非常重大的社会和经济意义。,系统结构,系统整体方案设计,过程层 DMP5000数字化变电站系统的过程层是承担全站数字化采集、接收和执行控制指令，将一次设备接入过程层总线的底层部件设备。过程层由电子式互感器、合并单元、智能终端等构成； 为了提高过程层通信的可靠性，过程层设备合并单元、智能终端通过双重化的GOOSE网络、SMV采集网、GPS同步对时网与双重化的变电站集成保护测控装置以及电度计量处理器相联接，从而实现保护、测控及电能计量等功能。合并单元能够接入满足IEC60444-7、IEC60444-8标准的电子式互感器，同时，也能接入传
28、统的电压互感器、电流互感器。,系统整体方案设计,间隔层设备间隔层由变电站集成保护测控装置、集成电度计量装置及工业以太网络构成，具有测量、控制以及继电保护功能。其中变电站集成保护测控装置采取双重化配置，提高了系统的可靠性。每一套集成保护测控装置完成全站所有设备的继电保护功能，如主变、线路及母线保护等，同时完成测控功能。在原理上两套保护测控装置完全一样，可互为备用，亦可独立投退。正常运行时，变电站系统保护装置A联接GOOSE（A）网、SMV(A)采集网，变电站系统保护装置B联接GOOSE（B）网、SMV(B)采集网，实现继电保护、测控以及自动化等功能。任一台集成保护测控装置故障时能及时告警；退出运
29、行，不影响整个系统。,系统整体方案设计,间隔层设备它不仅集成了变电站所有的传统保护、测控功能，而且可实现各种高端保护（如广域保护、线路纵差保护、母线保护以及各种启动条件等）、自动控制等功能，可自由配置，达到无缝链接。同时，实现了变电站内各电气设备间的信息共享和相互控制，保护、测控、计量功能相对独立，分时运行。既保证了保护功能的选择性、快速性、可靠性，又保证了测量、计量的精度要求。,系统整体方案设计,站控层 包括监控主机、操作员工作站、维护工程师站、远动主机、五防工作站等，其主要功能是为变电站提供运行、管理、工程配置的界面，并记录变电站内所有相关信息。远动机的功能是将变电站内信息按标准远动规约通
30、过远动通道，实现变电站信息向调度中心远传，并实现调度中心远方控制；保护信息子站采集变电站内各种保护以及故障录波信息，并向保护信息主站传输。远动主机、保护信息子站与后台系统之间数据流相互独立，互不影响。所有站控层设备均采用100M工业以太网（可通过配置实现单网或双网），并按照IEC61850通行规范进行系统建模并进行信息传输。,系统的特点,一体化设计以整个变电站为研究对象，实现全站保护、监控一体化以及电能计量功能，无需外部电缆接线，各个功能通过站内通信网络组合在统一的系统中，信息、功能、应用集成化程度高，间隔层设备大大减少，通信网络结构得到最大简化。全站数据共享过程层、间隔层和变电站层设备之间交
31、换的所有信息，如，电流量、电压量、开关、隔离刀闸、设备状态和控制命令等全部实现数字化，并通过以太网传输。采用分布式采集、集中式处理的系统解决方案，所有模拟量的采集实现同步采样，数据在交换服务器汇总并在网络上实时发布，实现全站数据及信息共享，并可根据间隔层设备的功能要求实现数据定制。,系统的特点,双重化配置双重化的变电站集成保护及测控装置通过双重化的GOOSE网络、SMV采集网与过程层的智能终端（合并单元）相连。实现功能及网络的冗余，保证任何单一故障不会引起任何应用功能的缺失。变电站层、间隔层通信采用双以太网，能自动平衡网络负载。,系统的特点,灵活性采用面向对象的设计思想，根据各变电站的系统情况
32、可自由配置保护、测控、计量等功能模块。特别是未来客户需扩充增值的高级应用功能时，无需额外施工仅需更换软件即可。过程层的合并单元可以接入电子式互感器及智能开关设备，也保留接入传统电磁式互感器的接口以兼容传统的一次设备。通信接口方式选择灵活，除支持IEC61850标准规约外，还支持多种标准通信规约。此外还提供规约转换器，可支持大部分非标准通信规约。装置采用高精度硬件时钟，支持PPS、IRIG-B、NTP等各种对时方案。,系统举例,项目应用,参加了河北电网、山东电网数字化变电站试点工作。其中2008年投运的河北赵县南西章35kV数字化变电站系统系河北省电力公司科技项目计划数字化变电站集中式保护监控一
33、体化系统研究及应用，为省公司科技项目计划。项目编号为KJ2007-157。 参加了山东电力集团公司110kV李营变数字化变电站的试点工作。该项目系山东电网数字化变电站样板工程。参加了南方电力公司广西电力集团公司北流110kV印岭变数字化变电站的试点工作。磐能科技与中国石油天然气集团公司乌鲁木齐石油化工分公司合作的电力系统孤网状态下横向负荷平衡控制及残压并网闭锁控制项目，解决了乌鲁木齐石化电力系统孤网状态下横向负荷平衡控制及残压并网控制、保障生产装置及物料安全对于企业具有重大的战略意义。,项目应用,磐能科技与潞安环保能源开发股份有限公司合作的常村矿数字化煤矿系统零时限供电网络穿越性故障点对点周波
34、制系统项目，本方案是包括零时限供电网络穿越性故障点对点周波制系统、电力调度系统的统一数字式解决方案，方案的实施目的是实现变电站无人值守、运行人员在监控中心即可监控整个供电系统的运行，实现四遥功能，并解决煤矿供电系统常出现的越级跳闸问题。磐能科技数字化变电站自动化技术也作为唯一可行的方案应用于我国未来航母配电系统的监控、保护系统（保密）。引入计算机冗余技术，解决多电源、多负荷网架架构的保护（广域保护）实现及可靠性问题。,项目应用,磐能科技数字化变电站自动化技术也成功应用于自主开发的配网自动化系统，解决配网自动化诸多技术问题，如，T型接线故障隔离的选择性问题。磐能科技以整个升压场及风机为研究对象，
35、将继电保护、人工智能、监控技术、自动化技术、通信技术有机的结合，根据全系统同步采集的数据（风机机端690V/660V、35kV母线、线路、110kV母线、线路），实时（ms级）监测各个间隔的电气参数，实时实施三个电压等级的广域保护，协调从风机、到35kV馈线再到110kV变压器、线路各个间隔，实现广域的光纤纵差保护及安全稳控及自动化功能。保证升压站及线路的安全、稳定、可靠运行，减少设备故障的发生，提高生产效率；节能降耗、提高整个风电场经济性以及未来可扩展性；此外，不仅简化了现场施工，降低了用户运行维护难度，也减少了数字化变电站的投资成本。,项目应用,通过合理的硬件集成、功能集成和信息集成简化硬
36、件设置，实施信息全面集成和功能的合理优化、整合，全面实现变电站保护、测控、自动化、电量计量等功能，大大地降低了变电站投资成本。例如，主控室内二次设备只需三面屏即可实现站内所有功能。电缆、基建费用、二次设备数量等大幅降低，变电站总体造价基本上与常规变电站持平甚至略低。这就彻底解决了数字化变电站自动化系统由于价格高不宜在中低压变电站推广的难题。该模式十分适合110kV及以下系统建立标准的数字化变电站标准配置，利于推广。,一,变电站自动化的基本概念,二,常规变电站自动化系统,三,基于间隔的数字化变电站系统,四,基于变电站的数字化变电站系统,五,智能变电站自动化系统,智能变电站系统,智能变电站 sma
37、rt substation 采用先进、可靠、集成、低碳、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，实现与相邻变电站、电网调度等互动的变电站。,智能变电站系统技术原则,a）智能变电站设备以高度可靠的智能设备为基础，具有信息数字化、功能集成化、结构紧凑化、状态可视化等主要技术特征，符合易扩展、易升级、易改造、易维护的工业化应用要求。b）智能变电站的设计及建设按照DL/T 1092三道防线要求，满足DL 755三级安全稳定标准；满足
38、GB/T 14285继电保护选择性、速动性、灵敏性、可靠性的要求。 c）智能变电站的测量、控制、保护等装置满足GB/T 14285、DL/T 769、DL/T 478、GB/T 13729的相关要求，后台监控功能应参考DL/T 5149的相关要求。d）智能变电站的通信网络与系统符合DL/T 860标准。应建立包含电网实时同步信息、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，满足基础数据的完整性及一致性的要求。,智能变电站系统技术原则,e）建立站内全景数据的统一信息平台，供各子系统统一数据标准化规范化存取访问以及和调度等其它系统进行标准化交互。f）满足变电站集约化管理、顺序控制等要求
39、，并可与相邻变电站、电源（包括可再生能源）、用户之间的协同互动，支撑各级电网的安全稳定经济运行。g)满足无人值班的要求。h)严格遵照电力二次系统安全防护总体方案和变电站二次系统安全防护方案的要求，进行安全分区、通信边界安全防护，确保控制功能安全。,智能变电站系统体系结构,智能变电站分为过程层、间隔层和站控层。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。间隔层 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。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。,智能变电站系统体系结构,智能变电站系统体系结构,基于IEC61850标准的数字变电站系统的研究,谢谢,
