智能变电站关键技术及调试

陶

骞

湖北省电力公司电力科学研究院

电话：13018082166E-mail: taoqian1128@-1-

主要内容

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技术背景

智能变电站关键技术介绍

现场调试及试验方法

现场调试中的问题

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一、技术背景

1、什么是智能变电站(官方定义):

???

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。

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如何理解理解？

数字化+高级应用

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一、技术背景2、与常规变电站相比主要区别：(关键词：电子式互感器、光纤、IEC61850) 1)二次回路：二次电缆取而代之为光缆，实回路变成“虚回路”。 2)控制压板：保护装置出口采用“软压板”方式进行投退。 3)二次系统：自动化、保护专业逐渐向大二次系统专业融合，运行、检修规范发生变化。 4)调试方法:需要网络联调，使用的试验仪器设备发生变化。 5)一体化平台：实现在线监测、站域控制、顺序控制等高级应用功能。

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一、技术背景

3、网架结构：从物理上看：仍然是一次设备和二次设备(包括保护、测控、监控和通信设备)两个层面。由于一次设备被智能化，使变电站一次设备和二次设备之间的结合比现在更加紧密。从逻辑上看：可以分为三层，即过程层、间隔层和站控层。

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一、技术背景3、网架结构：

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交流输入组件

转换组件

保护逻辑 (CPU)

开入开出组件

人机对话模件端子箱传统微机保护

A/D

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二次设备和一次设备功能重新定位：交流输入组件保护逻辑 (CPU) A/D转换组件

一次设备智能化

SMV光纤 ECT MU端子箱

开入开 GOOSE出光纤组件

人机对话模件 IED传统微机保护数字化保护

智能终端

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二次设备和一次设备功能重新定位：保护逻辑 (CPU)

一次设备智能化

SMV光纤 ECT交流输入组件 MU

GOOSE光纤

转换组件

人机对话模件 IED数字化保护

开入开出组件智能终端

A/D

一次设备的智能化改变了传统变电站继电保护设备的结构： 1、AD变换没有了，代之以高速数据接口。 2、开关量输出DO、输入DI移入智能化开关，保护装置发布命令，由一次设备的执行器来执行操作。

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一、技术背景4、调试面临的问题：前提：随着智能变电站建设的逐步推进，一次设备的智能化、二次设备的网络化，基于IEC61850标准建设的智

能变电站二次系统设备的输入/输出电气连接端子接口逐步被网络通信接口取代，通过网络通信实现分布功能，取代了传统变电站的二次回路，使二次回路概念发生了巨大的变化。●如何验证自动化系统网络通信的“二次回路”是否正确；●如何确保数字化变电站自动化系统网络通信过程与系统配置一致；●如何实现自动化系统异常及故障的过程追忆，准确定位故障原因，是智能变电站调试维护迫切需要解决的问题！!!- 10 -

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技术背景

智能变电站关键技术介绍

现场调试及试验方法

现场调试中的问题

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二、智能变电站关键技术

1、IEC61850 (DL/T 860)为方便变电站中各种IED的管理以及设备间的互联，需要一种通用的通信方式来实现。IEC61850提出了一种公共的通信标准，通过对设备的一系列规范化，使其形成一个规范的输出，实现系统的无缝连接。 1)定义了变电站的信息分层结构 2)采用了面向对象的数据建模技术 3)数据自描述 4)网络独立性- 12 -

互操作性！自由配置!长期稳定!

IEC61850标准内容

系统概貌 1介绍和概述 2术语 3总体要求 4系统和项目管理 5功能的通信要求和设备模型

数据模型变电站和馈线设备的基本通信结构 7-4兼容逻辑节点类和数据类 7-3公用数据类

配置 6变电站自动化系统配置描述语言

抽象通信服务变电站和馈线设备的基本通信结构 7-2抽象通信服务接口(ACSI) 7-1原理和模型映射到实际通信网络 8-1映射到MMS和ISO/IEC8802-3 9-1通过单向多路点对点串行通信链路采样值 9-2 ISO8802-3之上的采样值

测试 10一致性测试

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二、智能变电站关键技术2、GOOSE面向通用对象的变电站事件(Generic Object Oriented Substation Event,GOOSE)是IEC 61850标准中用于满足变电站自动化系统快速报文需求的机制。提高了测控装置之间数据传送的效率。可以在不需要主控单元干预的情况下实现信息复用，确保在某断路器或隔离刀闸发生变位时，收集该变位的测控装置直接将该变位信息传送到所有需要该变化量的测控装置。

提高系统实时性指标。GOOSE的优先级控制使需要传送的变位信息根据优先级设置直接进入相应的优先级队列中，而不是进入通常的报文缓冲区中，通过支持优先级控制的以太网交换机，抢先到达目的地址，数据传送速度迅速，从根本上改变了变电站监控系统的实时性能。 - 14 -

二、智能变电站关键技术3、IED能力描述文件

IED Capability Description; ICD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。如何理解？可认为是厂家

端子箱图

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二、智能变电站关键技术4、全站系统配置文件

Substation Configuration Description; SCD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。

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如何理解？

可认为是全站二次回路图

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二、智能变电站关键技术5、IED实例配置文件

Configured IED Description; CID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。

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如何理解？

可认为是二次回路的联接

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二、智能变电站关键技术

6、基于IEC 61850的智能变电站虚回路体系(1)网络化信息共享是智能变电站的重要特征，一次、二次功能的优化整合及设备形态的演变都以信息共享为前提。 (2)数字化网络通信可实现多路信息复用，光纤替代了传统变电站的大量电缆，但是，与此同时，由于硬件回路不复存在，导致传统基于设备和回路的一系列设计、施工、运行、检修等方面的做法和工具都不再适用，因此需要建立智能变电站网络化设备间信息和功能的互动模式。为此提出智能变电站虚回路体系，探索智能变电站工程模式，解决设计、调试、检修等环节的规范化、人性化问题。- 18 -

二、智能变电站关键技术6、基于IEC 61850的智能变电站虚回路体系

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二、智能变电站关键技术7、时间同步技术与传统变电站相比，智能变电站对时间同步的要求要高，这里把几种常用的对时方式介绍如下： 1)网络时间协议(NTP Network Time Protocol) NTP网络时间协议是使用最普遍的国际互联网时间传输协议。技术成熟，理论简单，实现方便，适用于电力系统IP网络已覆盖的站点，但由于IP网的固有属性，其对时精度相对较低(毫秒级),不能满足变电站中对时间要求较高的装置比如合并单元的对时精度要求。

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二、智能变电站关键技术2)简单网络时间协议SNTP SNTP是网络时间协议NTP的简化，其应用已较为成熟，精度可在大多数情况下保持在1ms以内，这对于变电站内站控层及间隔层的设备是可用的，但对于智能变电站中的合并单元则不适合，合并单元的采样率一般都在80点/周波以上，两个采样点之间的时间间隔小于250μm,1 ms相当于4个采样间隔，1ms误差带来的相位误差就达到了18°,超出了保护容忍的范围。 3)IRIG-B码 IRIG-B码是由美国国防部下属的靶场仪器组(IRIG)制定的一种对时标准。B码对时的优点是时间精度高，其时间准确度范围为10~1 000μs,基本可以满足变电站内除行波测距和功角测量装

置外大部分设备的对时精度要求，但由于采用固定时延补偿，需要对时延补偿量进行实时调整。- 21 -