数字化变电站自动化系统解决方案.doc

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1、数字化变电站自动化系统解决方案1 数字化变电站是由智能化一次设备、网络化二次设备在IEC61850通信协议基础上分层构建，能够实现智能设备间信息共享和互操作的现代化变电站.与常规变电站相比,数字化变电站间隔层和站控层的设备及网络接口只是接口和通信模型发生了变化,而过程层却发生了较大的改变，由传统的电流、电压互感器、一次设备以及一次设备与二次设备之间的电缆连接，逐步改变为电子式互感器、智能化一次设备、合并单元、光纤连接等内容。 2 IEC61850将数字化变电站分为过程层、间隔层和站控层，各层内部及各层之间采用高速网络通信。整个系统的通讯网络可以分为：站控层和间隔层之间的间隔层通讯网、以及间隔层

2、和过程层之间的过程层通讯网. 站控层通信全面采用IEC61850标准,监控后台、远动通信管理机和保护信息子站均可直接接入IEC61850装置。同时提供了完备的IEC61850工程工具，用以生成符合IEC61850-6规范的SCL文件，可在不同厂家的工程工具之间进行数据信息交互. 间隔层通讯网采用星型网络架构，在该网络上同时实现跨间隔的横向联锁功能。110kV及以下电压等级的变电站自动化系统可采用单以太网,110kV以上电压等级的变电站自动化系统需采用双以太网。网络采用IEC61850国际标准进行通信,非IEC61850规约的设备需经规约转换后接入.考虑到传输距离和抗干扰要求,各继电小室与主控室

3、之间应采用光纤，而在各小室内部设备之间的通讯则可采用屏蔽双绞线。 根据过程层的不同需求，我们提供了以下两种数字化变电站解决方案. 如图21所示,在过程层采用电子式PT/CT以及智能化开关设备，变电站所有装置的交流采样数据通过与MU合并单元通信获得，各种测量与保护装置的交流采样部分全部取消,通过GOOSE网络传输实时跳合闸和保护间配合信号，全站使用IEC61850标准进行信息交互. 该方案的组网原则主要包含以下几点： 1） 监控层网络使用星型独立双网。星型网络相比环型网络结构简单、配置简洁，且降低了网络风暴形成的风险； 2) 由于数字化变电站中的过程层通讯网络上数据传输的重要性，过程层通讯网需要

4、和间隔层通讯网从物理上分开.过程层GOOSE网络采用星型双光纤以太网，与站控层分开组网。对于超高压变电站,推荐按电压等级分开组网。同一电压等级的GOOSE网络连接在一起，可以充分保证GOOSE的信息共享的特点； 3） 电子式互感器模拟量数据传输采用点对点的符合IEC600448标准的光纤网络进行数据传输。确保了模拟采样值传输的实时性和可靠性。 图21 支持电子式互感器和GOOSE的数字化变电站解决方案 图22 支持电子式互感器和智能控制柜的数字化变电站解决方案 在该方案中，通过PCS9820GIS智能控制装置实现对一次和二次设备的智能化控制,将二次保护测控和GIS的智能控制功能有机整合后下放至

5、GIS本体旁,对上按IEC61850规范接入站控层设备,对下与开关机构之间通过电缆连接接插端子，整个方案大大减少了控制电缆，优化了二次回路，简化了设计,真正实现了智能开关功能.同时满足和体现了数字化变电站的可靠性和先进性。 3 电子式互感器是具有模拟量电压输出或数字量输出，供频率15Hz-100Hz的电气测量仪器和继电保护装置使用的电流或电压互感器。按照IEC600447/8的定义，电子式互感器是由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于被测量的量，供给测量仪器仪表和保护或控制装置使用的装置.电子式互感器通常由传感模块（安装在远端一次侧，又称为远端模块)和合并

6、单元(又称为合并器）组成。 根据传感模块是否需要供电来划分，可分为有源式电子互感器和无源式电子互感器。根据应用场合以及整体结构的差异来划分,可分为GIS结构电子式互感器、AIS结构电子式互感器和直流电子式互感器。 目前有较多工程应用的为有源式电子互感器,其主要利用电磁感应等原理感应被测信号，如基于罗戈夫斯基（Rogowski）线圈和低功率线圈的电子式电流互感器；基于电阻、电容、电感分压的电子式电压互感器.这种互感器传感头部分具有需用电源的电子电路，用于GIS或者罐式断路器更方便，对于AIS应用场合，则采用取能线圈或激光供能的办法，以解决电源问题。 电子式互感器通过合并单元为间隔级设备提供电流和

7、电压信号，数据传输应符合相关标准,目前主流的传输标准包括:IEC60044-8（FT3格式）、IEC6185091和IEC618509-2.对于保护、特别是差动保护等应用场合宜应用可靠性较高的IEC600448标准；对于需要信息共享的应用场合，可以应用互操作性较好的IEC61850-91等标准. 电子式电流互感器模拟量输出标准值为22。5、150、200、225mV（保护用)和4V（测量用)，数字量输出标准值为2D41H（测量用）和01CFH(保护用）。各厂家提供的电子式互感器输出必须满足以上标准。 电子式互感器的精度等级：测量用CT的标准精度为0。1、0.2、0。5、1、3、5级，供特殊用途

8、的为0.2S和0。5S级;保护用CT的标准精度为5P，10P和5TPE ,其中5TPE的特性考虑短路电流中具有非周期分量的暂态情况，其稳态误差限值与5P级常规CT相同,暂态误差限值与TPY级常规CT相同. 由于各个间隔的电子式互感器独立工作，为获得在同一时刻的电流、电压瞬时值，需要在各个远端模块之间实现同步。我们的方案是：在合并单元通过插值算法,实现采样同步。这种方案能在保证同步精度的前提下不依赖于任何外部同步时钟源，具有较高的可靠性。 PCS9250系列电子式互感器包括10kV，500kV不同电压等级的独立型电子式电流电压互感器及GIS用电子式电流电压互感器.电流互感器的额定二次输出为2D4

9、1H(测量）/01CFH（保护），测量精度为0。2s/5TPE,电压互感器的额定二次输出为2D41H，测量精度为0。2/3P。PCS9250系列电子式互感器主要包含以下产品。 GIS用电子式电流互感器 PCS9250EGC GIS用电子式电压互感器 PCS-9250EGV GIS用电子式电流电压组合互感器 PCS9250-EGI 独立型电子式电流互感器 PCS9250-EAC 独立型电子式电压互感器 PCS9250-EAV 独立型电子式电流电压组合互感器 PCS-9250-EAI 直流电子式电流互感器 PCS-9250EACD 中低压电子式电流互感器 PCS-9250LAC 中低压电子式电压互

10、感器 PCS9250-LAV 由于电子式互感器中不再有绕组的概念,传感模块的配置决定了整个系统的可靠性。考虑到双重化保护的需要，保护传感模块,包括采样线圈、A/D转换、电源等必须双重化独立配置，测量传感模块可以单独配置。典型的配置结构如下图所示：（浅色为保护采样线圈、深色为测量采样线圈） 图3-1 电子式互感器配置方案 合并单元的配置根据保护要求可以选择双重化配置和单配置,一个典型的110kV变电站合并单元配置如图32所示： 下图以变电站的4个典型间隔为例进行了配置说明，线路间隔、主变间隔、母联间隔配置电子式电流电压互感器PCS-9250EGI，母线PT间隔配置电子式电压互感器PCS9250-

11、EGV，其安装位置如图所示合并单元(MU）PCS-221除主变间隔因参与变压器保护双重化需配置两套合并单元MU2A，MU2B外，其余线路、母联、PT间隔合并单元均为单一配置. 线路间隔合并单元MU1对本间隔送出的电流、电压信号及母线PT间隔MU4，MU5送出的母线电压信号进行包括电压切换、合并等功能的处理后给各保护装置、测控装置、计量装置使用。 母联间隔合并单元MU3对本间隔送出的电流、电压信号进行合并处理后给各保护装置、测控装置使用 主变间隔的合并单元MU2A对本间隔送出的电流、电压信号及母线PT间隔MU4,MU5送出的母线电压信号进行包括电压切换、合并等功能的处理后给变压器第一套保护装置、

12、测控装置使用。MU2B对本间隔送出的电流、电压信号进行合并处理后给变压器第二套保护装置使母线PT间隔的MU分别接入来自两条母线上的电压信号并实现电压并列功能，电压并列用。功能不再需要单独装置完成. 图3-2 110kV变电站自动化系统合并单元典型配置 图3-3 220kV变电站自动化系统合并单元典型配置 220kV变电站也以4个典型间隔为例进行了配置说明，如图3-3所示.线路间隔、主变间隔、母联间隔配置电子式电流电压互感器PCS9250-EGI，母线PT间隔配置电子式电压互感器PCS-9250EGV，其安装位置如图所示,合并单元（MU）PCS221因保护双重化需要,线路间隔、主变间隔、母联间隔

13、各配置两套合并单元，母线PT间隔各配置一套合并单元分别接入来自两条母线上的电压信号，并在其各自的合并单元内实现电压并列功能，因此电压并列功能不再需要其它单独装置来完成。 对于双母接线或者分段接线，电压切换和电压并列功能可以考虑分别在母线PT的合并单元和进出线间隔的合并单元中来完成。 对于低电压等级，电子式互感器的技术和经济优势不明显,而且各个间隔间的电流和电压信号基本上不需要在多个间隔层设备之间共享，不必对电流和电压信息进行数字化后再以IEC61850（或者IEC600448)标准进行传输.对于低电压等级，可以仍采用常规互感器，或者采用低功率输出的新型互感器并以就地安装的间隔层设备想配合，间隔

14、层设备采用数字化接口支持IEC61850规约。 4 PCS9820A智能控制装置是专为实现对110KV500KV GIS设备的智能控制而设计开发的,以先进的计算机技术实现对GIS设备的位置信号采集和监视、模拟量信号采集与显示、远方/就地控制、信号与操作事件记录与上传、谐波分析、储能电机的驱动和控制、在线监测、基于网络通讯的软件联锁等一系列功能。将传统的二次测控功能与GIS监控有机结合在一起,联合组屏设计、优化控制回路，构成智能的控制功能，并可与RCS-900系列保护装置一起组屏安放于GIS旁，构成保护及智能一体化控制柜，实现面向间隔的保护、测控和GISPCS9820智能控制装置可与保护装置一起

15、组屏安放于GIS旁,构成保护及智能控制柜,智能控制一体化。实现面向间隔的保护、测控和GIS智能控制一体化。 图41 基于智能控制柜的典型设计 如上图，新方案将保护、测控和GIS智能控制集成于智能控制柜中,安放在GIS室，对下与GIS机构通过标准化的接插端子连接，优化了二次回路的设计,对上节省了大量电缆,通过一根光缆直接与主控室连接,构成了基于一次设备智能化的数字化变电站. GIS智能化控制柜的优势如下: 1） 节约了电缆等设备投资以及相应的施工投资； 数字化变电站建设的一个主要现实目标是为了减少变电站内控制电缆的数量,一方面由于原材料的涨价，电缆成本越来越高，一方面,光缆电磁兼容性能远好于电缆

16、,能显著提高变电站内信号传输的可靠性.另外，变模拟信号为数字信号能大大增加传输的带宽和信息量。 2） 节约了保护小室及主控室等的占地面积和投资; 应用智能化GIS控制柜使得保护控制下放成为可能,从而能够显著减少保护小室和主控室的占地面积，这对一些需要尽量减少变电站土地的城市变电站和地下变电站来说有明显的效益。 3) GIS智能控制柜优化了二次回路和结构； 原来由于一次和二次的专业细分，使得原传统汇控柜内的许多功能与保护控制二次中的功能相重复，例如防跳、压力闭锁、三相不一致等等.基于一二次整合的GIS智能控制柜能够有效地取消和简化冗余回路，提高了整个二次回路的可靠性。 4） 智能控制装置提供了强

17、大的系统交互性； 引入智能控制装置以后，友好的中文液晶人机界面以及丰富的自检和就地操作报告功能,使得运行维护人员无论在就地还是远方都能及时了解GIS的运行情况。 5) 联调在出厂前完成,现场调试工作量减少； 传统方案中，一次设备和二次设备的电缆连接和调试只能到现场后完成，调试周期比较长，新方案中一二次设备联调在厂内完成，到现场后调试工作量极小。能够显著地缩短投运周期. 6) 一次二次联合设计，减轻了设计院的负担; 原来一次和二次设备分别有双方厂家分别出图,中间的电缆信号连接由设计院完成，应用一二次结合的新方案后，由两个厂家联合出图并对图纸的正确性负责。 7) 基于通讯和组态软件的联锁功能比传统

18、硬接点联锁方便； 智能控制装置能够采集到间隔内所有刀闸位置，且间隔间也有光缆连接,所以可以方便地实现基于软件和通讯的联锁，与传统硬接点联锁相比，能显著减轻调试工作量、减少机构辅助接点数量，提高系统的可靠性. 8) 缩小了与互感器的电气距离，减轻了互感器的负载； 新方案下互感器与保护控制设备的电气距离大大缩短,使得互感器的容量选择更为容易，也为小功率互感器(LPCT）的应用创造了条件。 9) 丰富的变送器接入方式以及智能平台提供了强大的在线监测功能； 能够实时监测气压,温度，密度，分合闸回路电流等反应GIS性能的重要信息。在此基础上变实现状态检修。 5 PCS900系列保护、保护测控和故障录波装

19、置是南瑞继保电气有限公司开发的新一代全面支持数字化变电站的智能化电子设备。装置支持电子式互感器和常规互感器,支持GOOSE通信方案，支持电力行业通讯标准DL/T6671999（IEC60870-5103）和新一代IEC61850变电站通讯标准。 ， 以分相电流差动和零序电流差动为主体的快速主保护 , 由工频变化量距离元件构成的快速?段数字式超高压线路成套快速保保护 护装置，可用作220kV及以上1 PCS931 , 由三段式相间和接地距离及多个零序方电压等级输电线路的主保护及向过流构成的全套后备保护 后备保护。 ， 有分相出口，配有自动重合闸功能， 对单或双母线接线的开关实现单相重合、三相重合

20、和综合重合闸 2 PCS-902 数字式超高压线路成套快速保, 以纵联距离和零序方向元件为主体的快速主保护 ， 由工频变化量距离元件构成快速?段保护 护装置,可用作220kV及以上， 完整的三段相间和接地距离保护 电压等级输电线路的主保护及, 四段零序方向过流保护和低周保护 后备保护.数字式输电线路成套保护测控， 三相一次重合闸功能、过负荷告警功能、一体化装置，可用作110kV电频率跟踪采样功能 压等级输电线路的主保护及后3 PCS-941 ， 配置跳合闸操作回路以及交流电压切换备保护，并可在一套装置内实回路 现110kV线路间隔的测控功能。 , 以纵联距离和零序方向元件为主体的快速主保护 ,

21、 母线差动保护 微机母线保护,适用于各种电， 母联充电保护 压等级的双母单分段主接线方， 母联过流保护 式，母线上允许所接的线路与4 PCS915 , 母联死区保护 元件数最多为13个（包括母联, 母联失灵保护 和分段）。 , 断路器失灵保护 ， 失灵起动 ， 三相不一致保护 数字式断路器失灵起动及辅助, 两段相过流保护 保护装置，也可作为母联或分5 PCS923 ， 两段零序过流保护 段开关的电流保护。 , 充电保护 ， 可经压板和软件控制字分别选择投退 ， 稳态比率差动 ， 差动速断 数字式变压器保护适用于， 工频变化量比率差动 220kV及以上电压等级,需要提6 PCS-978 ， 复合

22、电压闭锁方向过流 供双套主保护、双套后备保护， 零序方向过流 的各种接线方式的变压器。 ， 零序过压 ， 间隙零序过流 数字式变压器保护适用于, 非电量保护 220kV及以上电压等级，需要提7 PCS974A ， 非全相保护 供双套主保护、双套后备保护， 失灵保护 的各种接线方式的变压器。 ， 本装置采用了分布式体系，尤其适合广用于电力系统故障动态过程的域的多个厂站的系统量测和记录 记录，其主要任务是记录系统， 硬件软件真正实现了模块化结构，拼装大扰动发生后的有关系统电参8 PCS997 灵活、通用性强，能够批量生产，装置硬量的变化过程及继电保护与安件、软件设计有多重可靠性措施，保证了自动装置

23、的动作行为. 装置具有高度的可靠性 ， 电子式互感器将一次系统的电压、电流与电子式互感器配合使用的数量转化为远端模块可以直接采样的弱电据采集发送单元，并具备计算9 PCS221 量 及录波等功能。 ， 远端模块采样后经光纤发送给合并单元 ， 合并单元重新组帧后遵循IEC600448定义的串行数据接口标准,使用光纤发送给线路保护、变压器保护、母差保护、测控装置、计量设备和故障录波等装置，根据保护、测量等装置的个数可对发送通道的数量进行扩展.装置支持电力行业通讯标准DL/T667-1999（IEC608705-103)和新一代变电站通讯标准IEC61850 , 支持IEC61850，支持实时GOO

24、SE通信 , 采用智能化设计，所有逻辑都由软件来实现，不存在复杂的继电器控制回路，更加灵活可靠新一代全面支持数字化变电站 10 PCS222 的智能操作箱。 ， 具有完善的事件记录，动作过程录波功能 , 装置抗干扰能力优越，达到了电磁兼容各项标准的最高等级 6 GOOSE替代了传统的智能电子设备（IED)之间硬接线的通信方式，为逻辑节点间的通信提供了快速且高效可靠的方法。消除了主/从方式和非网络化的串行连接方案存在的缺陷，实现网络化连接的同时也降低了设备的维护成本。GOOSE消息包含数据有效性检查和消息的丢失、检查和重发机制,以保证接收IED能够收到消息并执行预期的操作；另外GOOSE可实现网

25、络在线检测,当网络有异常时迅速给出告警，大大提高了可靠性。 在GOOSE应用过程中，我们推荐采用双光纤以太网，在超高压数字化变电站中不同电压等级推荐分开组网.我们提供的GOOSE分为两种应用情况： 1） 完成测控装置控制功能和间隔层联锁功能。这种应用情况实时性要求比较低,为了简化设计和节约成本,可以和站控层进行混合组网； 2） 完成实时跳合闸和保护间配合信号的传送功能.这种应用情况实时性要求比较高，应采取单独组网的方式。 图6-1 GOOSE组网典型案例 表6-1 GOOSE应用功能和传输的信号示例 TA,TB，TC,TA，TB，TC TA，TB，TC BAR（起失灵） TA，TB， TC，

26、BAR TWA，TWB，TWC IAR，BAR TG（起失灵) T1（远跳） T1(远跳) T1（远跳） 注： TA（跳A）；TB(跳B）;TC(跳C); TG(跳闸）；T1(跳1) TWA（位置A）；TWB(位置B);TWC(位置C)；BAR(闭重）;IAR（禁重); 7 1） 三网分离 监控层网络、过程层GOOSE网络和模拟数据传送网络自成体系，相互独立，分工明确 ， 监控层网络数据的特点是突发性强、数据量大,传送实时性要求不高; ， 过程层GOOSE网络数据特点是数据量不大，具有突发性，传输要求可靠性高、实时性强; ， 模拟数据传送网络数据的特点是数据量特别大,呈周期性，传输的要求是实时

27、性、稳定性、可靠性都要非常高,延时需要确定。 三网分离有效避免了不同特点的数据相互之间的影响，确保整个变电站系统的安全和稳定； 2） 插值同步,不依赖于对时网络 采用点对点IEC600448标准的光纤传输网络的优点是传输延时确定；规约简单可以采用FPGA来实现，从而可以记录数据达到的时刻。这些是实现插值同步的基础。插值同步不依赖于对时网络,确保了变电站运行的可靠性.对时网络同步受GPS装置、传输网络、保护装置、合并单元等多个环节的可靠性的影响，同时这些装置3） 通用标准，适用于各种规模的变电站 对时同步的实现细节存在不一致不配合的可能，因此我们不推荐对时同步的方案;相对于有些公司方案中只能采用

28、自定义的网络规约为母差、变压器等保护提供数据，当变电站规模较大时存在网络带宽限制问题和数据接收处理能力会遇到障碍的问题，本方案具有实用、通用、符合国际标准等优点，数据传输方式从几个间隔的小规模变电站到几十个间隔的大规模变电站均适合使用. 4) 灵活通用的合并单元 , 可以支持多个厂家和多种电子式互感器接口，输出通道数可根据需要灵活增加; ， 扩展性好。一个线路间隔的所有模拟量可以通过合并单元灵活扩展给多个保护和测控装置提供数据，为电站的扩建、改造提供方便； ， 采用基于分布式、模块化思想设计的新一代UAPC硬件平台; 5） GIS用电子式互感器 南瑞继保研制的GIS用电子式互感器为国内首创:

29、， 高低压间以SF6气体绝缘，绝缘结构简单可靠,体积小，重量轻； ， 电流互感器与电压互感器可组合为一体，实现对一次电流和电压的同时检测； ， GIS电子式互感器可与不同厂家的GIS配套使用； ， 电流传感器采用LPCT及空芯线圈,电流测量精度高、动态范围大、暂态特性好； ， 电压传感器采用基于气体介质的电容分压测量技术，精度高、稳定性好，独创性的解决了110kV GIS三相电压传感器之间的干扰问题； , 电流电压传感器及远端模块双套冗余配置，可靠性高，每个远端模块双重采用，并有多项自检功能，进一步保证可靠性； 6) 独立型电子式互感器 ， 电流互感器与电压互感器可组合为一体，实现对一次电流电

30、压的同时测量； ， 电流传感器采用LPCT及空芯线圈,电流测量精度高、动态范围大、暂态特性好； ， 电压互感器采用技术成熟的电容分压器传感一次电压,精度高、稳定性好; ， 远端模块双套冗余配置，可靠性高.每个远端模块双重采样,并有多项自检功能,进一步提高可靠性； ， 采用激光供能与母线取能相结合的方法为远端模块供电，可靠性高。 7) 中低压电子式互感器 ， 电流、电压互感器均为优良的环氧树脂材料浇注而成的全封闭结构，互感器具有绝缘强度高、机械性能好、防火、防潮等优良特性. ， 电流互感器采用LPCT或空心线圈,电流测量精度高、动态范围大、暂态特性好； , 电压互感器采用串联感应分压原理，电压测

31、量精度高、稳定性好； 8） PCS9820高压开关设备智能控制装置 , 完全按照分布式系统的设计要求，就地安装在间隔单元，通过以太网与安装在控制室的中心设备相连接,实现全变电站的数字化智能控制. ， 装置具备针对GIS断路器的测量、记录、监视、控制功能，取代了传统的专用测量仪表、告警光字牌等。 , 在设计过程中充分考虑了控制系统的安全性,各种闭锁、开放控制电路的设置，高可靠性连接元件的选用，新型大接点容量继电器的使用，出口继电器校验等措施，保证了装置能更安全可靠地运行. ， 具备完善的间隔层联锁功能,联锁逻辑可以灵活方便地离线组态后网络下装.并可提供硬件逻辑闭锁接点输出。 ， 具有良好的电磁兼

32、容性能，抗干扰能力强，抗震动能力强，功耗低，工作温度范围宽。 9） PCS系列保护装置相关技术特点 ， 全面支持数字化变电站分层分布式应用。PCS系列保护装置即支持传统互感器又支持电子式互感器。不仅支持IEC61850 MMS通信,而且支持过程层采用GOOSE方式进行保护跳合闸信号及保护间配合信号的传输； ， PCS系列保护装置基于我公司独立研发的新一代硬件平台UAPC平台.硬件、软件模块化，通用灵活,不同保护使用共同的硬件插件类型,便于用户熟悉、使用和维护，方便备件库存管理。平台生命周期长,有利于用户长期使用和维护； ， 具有高性能、一体化程度高的特点.可以由多个CPU、DSP组合在一起，完成复杂的控制保护功能; 具有高安全性、高可靠性的特点。单重系统内采样双重化，启动、保护计算独立。装置内部具有完善的自检功能；