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1、智能变电站技术及调试,湖南省电力公司科学研究院2011年4月,1.目录,智能变电站的定义 关键技术 智能变电站的网络结构重要概念智能变电站调试流程及内容 智能变电站调试仪器 个人建议,2.智能变电站定义,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。,3.关键技术,IEC61850标准网络通信技术智能断路器技术光电互感器技术,3.1 IEC61850标准的体系结
2、构,IEC61850是新一代的变电站自动化系统的国际标准 国际电工委员会(IEC)TC57工作组制定的变电站通信网络和系统系列标准，是基于网络通信平台的变电站自动化系统唯一的国际标准。IEC61850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。,3.1 IEC61850标准的体系结构,系统方面Part 1:介绍和概述Part 2:术语Part 3:总体要求Part 4:系统和项目管理Part 5:功能通信要求和设备模型,测试Part 10:一致性测试,数据模型变电站和线路（馈线）
3、设备的基本通信结构Part 7-4:兼容逻辑节点和数据类Part 7-3:公共数据类,抽象通信服务变电站和线路（馈线）设备的基本通信结构Part 7-2:抽象通信服务接口(ACSI)Part 7-1:原理和模型,特殊通信服务映射(SCSM)Part 8-1:映射到制造商报文 MMSPart 9-1:通过单向多路点对点串行通信连接模拟采样值Part 9-2:IEEE 802.3 之上的模拟采样值,配置Part 6:变电站中智能电子设备通信配置描述语言,IEC61850是至今为止最为完善的变电站自动化标准，规范了二次智能装置的通信模型、通信接口，而且还定义了数字式CT、PT、智能式开关等一次设备的
4、通信模型、通信接口。采用IEC61850国际标准可以大大提高变电站自动化技术水平、提高变电站自动化安全稳定运行水平，节约开发、验收、维护的人力物力，实现完全互操作。,优点：实现通信无缝连接，弱化各厂商设备型号加强设备数字化应用，提高自动化性能自定义规范化，可使用变电站特殊要求集成化规模增大，增强无人值守站可靠性减少电缆使用量，节约一、二次设备成本。缺点：网络依赖性强站内通信设备抗干扰性对设备运行影响增大,关键名词,SMV-采样值GOOSE-面向通用对象的变电站事件，支持 由数据集组织的公共数据交换，传输开入开出信号,GOOSE报文的核心内容可由用户灵活、自由定义，不仅可传输状态信息，而且可传输
5、模拟量信息，甚至可传输时间同步信息等.GSSE-通用变电站状态事件，用于传输状态位变位信息，与GOOSE类似，但GSSE报文一般只用于传输保护跳闸、闭锁等状态变位信息，内容比较单一。SNTP-同步对时MMS-制造报文规范，交换实时数据和监控信息的一套独立的国际标准报文规范。在61850里用于站控层和过程层数据传输。,GOOSE文件传输机制,GOOSE传送的机制不是基于TCP/IP协议，而是对等传送方式（peer to peer）。使用基于MAC地址传输 工程中I/O的网络接口被设计成一个网络地址（组播地址），GOOSE直接发送到该网络地址 通过支持优先级控制的以太网交换机，抢先到达目的地址，数
6、据传输速度迅速，从根本上改变了变电站监控系统的实时性,GOOSE文件传输机制,T1一般是2ms，Tx（T2、T3）为2的x次方，以递增的时间间隔发送数据变位，直到时间间隔变为T0。,对时方式,IEEE1588对时,首先主时钟在t1时刻发送带sync报文，然后发送follow up报文，follow up报文中把t1时标发送了过来，从时钟收到之后，计算接收sync报文的本地时标t2，那么t2=t1+delay+offset（1）。即发送报文的时刻加上传输延时就等于以master时钟为准的接收到sync报文的时间，又因为slave比master快offset，所以，再加上offset就得到了以sl
7、ave为基准的接收到sync报文的时标。,slave在t3时刻向master发出Delay request，master收到之后，回复带接收到Delay request时标t4的delay response，slave计算发送delay request的本地时标和delay response里带的时标的差。t3+delay就等于以slave为基准下master接收到 Delay request报文的时间，但因为slave比master快offset，所以再减去offset就等于以master为基准的接收到Delay request报文的时间t4，即t4=t3+delay-offset（2）。由
8、（1）和（2）联立求解即得：,3.2 网络通信技术,智能由于取消了二次电缆，采样值数据（SMV）、对时信号、GOOSE跳闸信号等全部作为数字信号通过二次网络进行传输。目前主要的组网方式是光纤点对点传输和二次网络传输方式。点对点方式不需要通过交换机等中间环节，因此没有交换机造成的延时问题，不需要考虑网络流量的问题，只需要考虑传输介质的带宽和CPU的处理能力。而二次通过网络交换机的方式需要考虑交换机的可靠性及传输延时记忆网络流量控制等问题。因此国调智能变电站继电保护技术原则明确要求的保护采用点对点直采直跳的方式。来确保可靠性，但这样就发挥不了数字化变电站的二次网络化的优势，需要大量的光纤直连。,3
9、.3 智能断路器,智能化的一次设备一般应具备在线监测功能、智能控制功能及操动机构电子化功能。在线监测对象主要包括跳合闸电流、SF6气体密度、压力、温度、开关电寿命、机构动作速度、小信号监测等。智能控制功能提供开关本体保护、分合闸脉冲控制、基于网络通信的联锁功能、开关柜内环境(温度、湿度)智能控制、顺序控制及最佳开断时刻的计算和选择。操动机构的电子化主要体现在变机械储能为电容储能、变机械传动为变频器通过电机直接驱动。机械运动部件减少到一个，机械系统的可靠性提高。目前还没有这样的断路器实现，目前都是通过智能操作箱来完成保护、测控装置的网络通讯与一次断路器开入开出硬节点的驱动之间的转换，相当于操作箱
10、下放就地。,3.4 电子式互感器,无源电子式互感器OCT、OVT有源电子式互感器基于罗氏线圈的电流互感器低功耗小信号电流互感器基于电阻或电容分压原理的电压互感器,3.4.1 OCT,光电流互感器式利用法拉第（Faraday）磁光效应。平面偏振光通过带磁性的物体时，其偏振光面将发生偏转，这种现象称为法拉第磁光效应。偏振角与电流I成线性关系，测得偏振角就可以计算出电流。,根据安培环路定理：对于长的直导线有：I通过载导体的电流R载流导体的半径带入前式可得,金南变光纤电流互感器,3.4.2 OVT,当强电场施加于有光穿行的各向异性的晶体（或称压电晶体）时，所引起的感生双折射的折射率正比于该电场的强度，
11、这种效应称为Pockels电光效应。光电压互感器利用的则是波克尔效应。LED发出的光经起偏器后为一线偏振光，在外加电压的作用下，线偏振光经电光晶体(如锗酸秘(BGO)晶体)后发生双折射，双折射的两光束相位差与外加电压U有如下关系：,相位差与外加电压U成正比，测得相位差即可计算电压。,3.4.3 有源式电流互感器-罗氏线圈,感应被测电流的线圈采用Rogowski线圈，Rogowski是将导线均匀地绕在一个非磁性材料的骨架上制作而成的空心线圈载流导线从线圈中心穿过，当导线上有电流通过时，在线圈的两端将会产生一个感应电势e(t)，它与被测电流i(t)的时间导数成正比，将e(t)积分便可求得被测电流i
12、(t)。,3.4.3 有源式电流互感器-低功率LPCT,低功率电流互感器是一种铁心线圈式低功率电流互感器，是传统的电磁式互感器的发展。小功率电流互感器可以带高阻抗，可以输出和一次电流成比例的电压信号，而且它的准确度特别高，用来提供测量用信号有很大的优越性。,3.4.4 有源式电压互感器,有源式电子电压互感器主要是基于电阻、电容分压原理实现的，被测高压经分压器分压后，经信号预处理、AD变换及LED电光转换，以数字光信号的形式送至控制室，控制室的PIN及信号处理电路对其进行光电变换及相应的信号处理，便可输出供微机保护和计量用的电信号。,3.4.5模拟小信号输出,在中低压电压等级上有基于罗氏线圈或电
13、阻分压等原理的航空插头屏蔽电缆小信号输出的，这种因为输出信号很小，极易受温度、震动及电磁干扰等影响，因此，不推荐采用。,3.4.5 电子式互感器的主要特点,绝缘性能优良，造价低。绝缘结构简单，随电压等级的升高，其造价优势愈加明显。在不含铁芯的电子式互感器中，消除了磁饱和、铁磁谐振等问题。电子式感器的高压侧与低压侧之间只存在光纤联系，抗电磁干扰性能好。电子式互感器低压侧的输出为弱电信号，不存在传统互感器在低压侧会产生的危险，如电磁式电流互感器在低压侧开路会产生高压的危险。动态范围大，测量精度高。电磁感应式电流互感器因存在磁饱和问题，难以实现大范围测量，同时满足高精度计量和继电保护的需要。电子式电
14、流互感器有很宽的动态范同，额定电流可测到几十安培至几千安培，过电流范围可达几万安培。频率响应范围宽。电子式电流互感器已被证明可以测出高压电力线的谐波，还可进行暂态电流、高频大电流与直流电流的测量。没有因充油而产生的易燃、易爆等危险。电式互感器一般不采用油绝缘解决绝缘问题，避免了易燃、易爆等危险。,金南变电容分压原理的电压互感器,4.1 智能变电站的典型网络结构,过程层是一次设备与二次设备的结合面，或者说是指智能化电气没备的智能化部分。主要包含合并单元（MU）和智能接口单元。合并单元主要是用来接收本间隔或多个间隔电子式电流、电压互感器输出的数字量，通过同步技术，将数据通过二次网络或点对点光纤输出
15、给保护装置。智能接口单元用来获取就地刀闸及开关的位置信号上传给保护装置及接收保护的跳闸命令或测控的控制命令，来驱动断路器或刀闸，类似操作箱的功能。这是在智能断路 器没有出现的情况下的一种过渡方式。间隔层：的设备即保护、测控等二次装置。与常规变电站并没有太多变化，只是设备的采样及出口方式不再采用二次电缆，而是采用光纤点对点或二次网络通信的方式，实现数据的上传下达。站控层：相当于常规变电站的后台监控系统，并无实质区别，起后台控制及监控系统及一些高级应用功能，如目前顺序控制、站域控制、智能告警等。,4.2 金南变的结构-三层一网，四网合一,5.1 三种传输协议,IEC 60044-8串行通讯协议，速
16、度快，数据带宽比较窄，2.5M，采样最大传输为80点每周波，适用于跨间隔采样数据传输。IEC61850-9-1规定了通过单向多路点对点串行通信链路的采样值传输方式。点对点传送方式只需考虑传送介质的带宽和接受方CPU处理数据的能力，而不用担心数据流量对于其他间隔设备传输的影响，因为它并没有通过网络与其他问隔共享网络带宽。IEC61850-9-2详细说明了依照61850-7-2部分中的抽象规范而定义的传输采样值的特定通信服务映射，它是一个基于混合协议栈的抽象模型，为传输采样值而结合618508-l部分直接访问ISOIEC8802.3链路。它与9-l的区别在于9-2采用了过程层网络总线传输介质，与9
17、-1不同，9-2传输时需要考虑网络传输流量的控制，标准中对其网络链路层地址和优先级标记虚拟局域网标识做了详细的规定。9-1已经正式废除，目前均是采用9-2传输协议。,5.2 系统配置文件,ICD文件：IED能力描述文件，由装置厂商提供给系统集成厂商，该文件描述IED提供的基本数据模型及服务，但不包含IED实例名称和通信参数。ICD文件应包含模型自描述信息，如LD和LN实例应包含中文“desc”属性，通用模型GAPC和GGIO实例中的DOI应包含中文“desc”属性，数据类型模板LNType中DO应包含中文“desc”属性。ICD文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容保护厂家
18、出厂图纸SSD文件：系统规范文件，应全站唯一，该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在SCD文件中变电站主接线图及设备功能配置图SCD文件：全站系统配置文件，应全站唯一，该文件描述所有IED的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置以及变电站一次系统结构，由系统集成厂商完成。SCD文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容全站二次设计图纸CID文件：IED实例配置文件，每个装置有一个，由装置厂商根据SCD文件中本IED相关配置生成本装置二次设计图,SSD文件,SCD文件,各文件生成流程,5.3 二次额定值,保护用ECT 能测量电流高达50 倍额定一次电流（0
19、%偏移）或25 倍额定一次电流（100%偏移），（100%便宜相当于直流分量也为25倍的额定一次电流）而无任何溢出。那么额定值即为FT3数据格式所能表示的最大值除以50再除以，即，所以用463（有效值即均方根值）表示保护的额定值时，才能满足FT3数据的格式在50倍额定一次电流时数据不溢出。也就是说一个周波电流的峰值除以就得463。,测量用ECT 和EVT 能测量达2 倍额定一次值而无任何溢出。因为电子式互感器没有电压饱和的问题，因此，也就不需要所谓保护用电压互感器绕组，可以和测量公用一组，而且电压在短路时是变小，而不是像电流一样变大，因此，仅考虑中性点不接地系统一相接地短路时，其余两相会最大上
20、升至线电压，即额定值的倍，考虑过电压等，最大会到1.9倍的额定电压（电压因数）。因此同理，电压额定值用（有效值）十进制数据表示的话即。32767/2表示的是峰值的瞬时值。,6.1 智能变电站调试流程,集成调试SCD文件检查系统建模和配置单体功能测试系统级功能及性能测试现场调试二次回路接线检查通信链路的衰耗和导通性测试整组传动试验,6.2 调试内容,（1）全站SCD文件的确认，确定各个设备之间的接口，每个装置需要实现的功能和输入输出数据。就是在调试之前，将设计院的设计图纸变成符合IEC61850变电站模型文件，编写虚端子表，确定各个装置之间的数据链接。（2）全站网络结构图的确认。确定各个设备之间
21、的光纤链接关系，端口链接的走向，编制全站设备的光纤链路表和光纤、尾纤、网线标牌标签表，从而确保链路走向的清晰可见。（3）编制全站设备IP地址的分配表，确保全站设备IP通讯地址唯一（4）网络负载流量控制问题，确认VLAN划分方案。（5）顺序控制逻辑的确定。（6）光纤通道导通检查。,（7）配置文件核对，检查CID文件下装是否正确。（8）全站同步对时核查，检查各设备是否能够对时同步。（9）主变保护、站域控制、智能组件等各装置的单体调试。（10）模拟量采集检测（11）开关量采集检测（12）控制功能测试,（13）电压电流同步性能测试（14）互感器精度及传输延时的测试。（15）开关防跳（16）保护整组试验
22、（17）程序化控制（18）五防试验（19）网络性能测试，如吞吐量测试、时延测试、帧丢失测试、GOOSE传输能力测试、VLAN测试、帧抑制率测试、优先级测试、网络风暴对装置动作行为的测试等。（20）一次升流试验（21）带负荷检查,互感器精度测试逻辑图,合并单元延时测试,7.测试仪器及工具,模拟式继保测试仪绝缘摇表直流电源等常规性测试仪器数字式继保测试仪网络性能测试仪（Smartbits等）精确时钟测试仪电子式互感器综合校验仪（NT702等）光功率计AD模拟器SCD配置软件，如思源弘瑞的Easy50（各厂家自己开发，不统一）报文抓包软件（wireshark、MMS Ethereal等）GOOSE模
23、拟软件（IEDScout）SCD文件查看软件（Altova XMLSpy）,故障处理？,我们关心的问题,基于IEC61850标准变电站自动化系统,8.个人建议,智能变电站的现场安装工作量相比较传统变电站大大减少了，但调试工作量比以前有所增加。在目前技术并不是十分成熟的条件下，出厂联调十分重要。可以通过出厂联调时借助各厂家充足的技术力量发现、解决问题，避免将问题遗留到现场。智能变电站传输介质的改变使得实验室调试成为可能，在技术成熟的条件下，可以考虑将主要的调试工作量放在实验室进行，待实验室调试通过后，再进行现场安装和整组联调，可以极大减少现场调试的工作量。,智能变电站是基于IEC61850模型设
24、计的，方案设计应充分考虑保护运行的可靠性和维护的便捷性。在前期设计阶段需要调试、运行、维护单位的共同参与，将功能以及各种设备之间的接口信息进行充分的沟通确认，在调试之前将SCD文件尽量确认清楚，尽量避免现场调试阶段对SCD文件的改动。尤其是涉及到变电站设备基础信息的改动，避免调试工作出现返工的现象。,智能变电站的技术特点对传统的电力系统专业划分提出了新的要求，出现了继电保护、计算机网络通讯以及自动化专业技术的交叉和融合。这对技术人员也提出了新的要求，需要培养精通继电保护、熟悉计算机网络通讯和自动化技术的复合型人才。同时，智能变电站技术交叉融合的特点也给维护和运行提出了新的要求，需要运行维护的管
25、理制度进行适应性的改变。,附：智能组件UDC-502,智能组件集成了MU、智能操作箱、保护、测控功能一体化。进线智能组件还同时具备了PT并列功能及电流和电压插值同步的功能。,主变保护,网络交换机,顺序控制（一）,如图所示画面中红色按钮指示当前间隔状态为热备态。绿色按钮指示顺序控制操作的目标状态可以为运行态、冷备态及开关检修态。,顺序控制（二）,根据调度命令，选择点击绿色目标状态按钮对应的操作任务，如果当前已有预定义本次任务的操作票，则系统自动识别并调出操作票画面。,顺序控制（三）,顺控模块会检查每一步操作步骤，与当前设备及压板的实施状态进行核对。每操作一步就会在对应的工作票上打勾确认，操作完后报给出操作成功的结果。本站还实现了调度主站的远方顺控操作，与站内实现过程相同，操作前工作票会上送主站显示并进行每一步的操作确认。通过可视化的操作票，操作过程中每一步的设备状态、操作条件和操作票流程的自动确认，能够实现过程的可视化和可控化。控化,
