智能变电站技术导则

'《智能变电站技术导则》介绍国网电力科学研究院2010年01月20日徐石明 目录2技术导则编制情况介绍3技术导则介绍41编制背景概述其他 背景1：传统变电站自动化问题现状相同的信息源被不同设备重复采样、采集的数据一致性差/无精确时标、变电站设计复杂、站内存在多套孤立系统系统、设备之间互操作性差、通信规约繁杂、缺乏一致性测试/权威认证、线性点表传输难以表述数据间的内在联系信息表示不标准不规范，难以充分应用；不同设备因原理、算法、模型不一致导致信息输出不一致；装置信息输出不平衡；通讯规约的信息承载率低等 背景2：数字化变电站问题现状数字化变电站仅实现两大应用：电子式互感器、IEC61850数字化变电站仍然存在诸多问题：缺乏相关的建设标准、规范过程层／间隔层设备与一次设备接口不规范没有解决IEC61850／61970接口主要局限在自动化系统本身，无整个变电站的建设体系（计量）变电站没有信息体系，没有形成更多的智能应用缺乏检验、试验评估体系总体上处于试验阶段 电网基础体系技术支撑体系智能应用体系标准规范体系一个目标三个阶段两条主线四个体系五个内涵构建以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强智能电网技术上实现信息化、自动化、互动化管理上实现集团化、集约化、精益化、标准化2009-2010年：研究试点阶段2011-2015年：全面建设阶段2016-2020年：完善提升阶段坚强可靠经济高效清洁环保透明开放友好互动六个环节发电线路变电配电用户调度背景3：中国坚强智能电网发展战略框架 智能电网建设思路“三统一”原则统一规划、统一标准、统一建设工作方针统筹规划、统一标准、试点先行、整体推进 智能电网下对变电站功能的重新定位与发展目标变电站是智能电网建设的重要节点之一，其主要作用就是为智能电网提供标准的、可靠的节点（包含一、二次设备和系统）支撑设备信息和运行维护策略与电力调度实现全面共享互动，实现基于状态的全寿命周期综合优化管理实现全网运行数据的统一采集、实时信息共享以及电网实时控制和智能调节，支撑各级电网的安全稳定运行和各类高级应用枢纽及中心变电站全面建成或改造成为智能化变电站因此：智能变电站是智能电网背景下提出的概念，但也是变电站自动化技术发展的必然 目录2技术导则编制情况介绍3技术导则介绍41编制背景概述其他 工作情况介绍7月16日，启动《智能变电站技术导则》编写工作成立由国网电科院、中国电科院、江苏电力公司专家组成的编写工作组。工作组专业人员的专业涵盖了变电站所有的专业。明确国网电科院为牵头单位，其他单位配合明确要求《智能变电站技术导则》在9月底完成7月21日，召开《智能变电站技术导则》第一次协调会明确要求《导则》要全力支撑智能电网建设明确《导则》要引领智能变电站的发展方向明确《导则》以描写智能变电站的功能为主制定了《智能变电站技术导则》的详细工作计划表 其后，近两个半月时间，召开各类专题会议15次：启动、框架审查、初稿审查、设备智能化等会议开展多次现场调研去天津、华北、西安、江苏、浙江等地开展了一系列调研对南瑞、西电集团、同维等企业进行调研与7个试点站单位进行了共同研究和探讨召开《导则》编写重大问题研讨会，着重对：范围、智能变电站定义、分层、配置模式等统一思路。列出智能电网中智能变电站需要解决的关键技术及解决思路形成《导则》框架文件7月24～31日，编写《智能变电站技术导则》框架 意见征求情况9月14日，发出征求意见稿公司相关部门、全部网省公司、科研单位、顾问集团公司、设计院、三大开、三大变、许继、国电南自、东方电子等设备厂家，共59个单位，另外还有数十位专家。收到45份不同部门、单位、专家的反馈意见，经整理、归并共548条意见。另外还有批注式意见5份，打印意见1份，手写意见1份。 主要意见集中点是术语和定义、体系结构、设备层功能、系统层功能要求、设备功能及配置要求。编写组在分类刷选后，与专家进行深入研究，提出了修改意见并实施修改 9月27日审查会意见该导则框架明晰，技术前瞻，对智能变电站的建设、改造、发展具有较强的指导作用，可作为智能变电站建设与在运变电站智能化改造的指导性文件。 目录2技术导则编制情况介绍3技术导则介绍41编制背景概述其他 1.编制指导思想前瞻性与可操作性。考虑到智能电网发展时间跨度大，为保证技术的前瞻性及创新性，《导则》仅对变电站的发展目标和各个环节提出功能性要求，具体技术实现细节由后续的相关标准完成。智能变电站是统一坚强智能电网的重要基础和支撑。按照“统一规划、统一标准、统一建设”的工作方针，规范开展智能变电站建设。导则广泛征求了调度、生产、基建、设计、科研等多方意见，着力吸收了国内外智能电网相关研究成果，积极创新技术、管理理念，力求充分展现设备智能化，引领变电站技术的发展方向。继承与创新的结合。《导则》尽可能描述与传统变电站不同的技术和功能，提出的新概念体现了一次、二次专业有机融合的趋势又考虑适应近期发展现状，提出了一系列系统级高级应用 本导则作为智能变电站建设与在运变电站智能化改造的指导性规范，规定了智能变电站的相关术语和定义，明确了智能变电站的技术原则和体系结构，对智能变电站的设计、调试验收、运行维护、检测评估等环节作出了规定。2.目标与范围本导则适用于110kV（包括66kV）及以上电压等级智能变电站。 智能变电站：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。智能设备：一次设备和智能组件的有机结合体，具有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化和信息互动化特征的高压设备，是高压设备智能化的简称。3.重要术语与定义 智能组件：由若干智能电子装置集合组成，承担宿主设备的测量、控制和监测等基本功能；在满足相关标准要求时，智能组件还可承担相关计量、保护等功能。可包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。站域控制：通过对变电站内信息的分布协同利用或集中处理判断，实现站内自动控制功能的装置或系统。 4.技术原则智能变电站设备具有信息数字化、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。智能变电站的设计及建设应按照DL/T1092三道防线要求，满足DL755三级安全稳定标准；满足GB/T14285继电保护选择性、速动性、灵敏性、可靠性的要求智能变电站的测量、控制、保护等装置应满足GB/T14285、DL/T769、DL/T478、GB/T13729的相关要求，后台监控功能应参考DL/T5149的相关要求。智能变电站的通信网络与系统应符合DL/T860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。宜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。应满足变电站集约化管理、顺序控制等要求，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。应满足无人值班的要求。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。 5.技术体系层次体系分层:智能变电站分为过程层、间隔层和站控层。过程层:变压器、断路器、PT/CT等及其所属的智能组件(MU+智能操作箱)间隔层:一般指保护、测控等二次设备，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、传感器和控制器接口。站控层：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。站控层功能宜高度集成，可在一台计算机或嵌入式装置实现，也可分布在多台计算机或嵌入式装置中。智能变电站数据源应统一、标准化，实现网络共享。智能设备之间应实现进一步的互联互通，支持采用系统级的运行控制策略。智能变电站自动化系统采用的网络架构应合理，可采用以太网、环形网络，网络冗余方式宜符合IEC61499及IEC62439的要求。 6.功能实现（设备功能）一次设备应具备高可靠性，外绝缘宜采用复合材料，并与运行环境相适应;智能化所需各型传感器或/和执行器与一次设备本体可采用集成化设计;根据需要，电子式互感器可集成到其他一次设备中。6.2智能组件6.2.1构成要求。a）基本功能：测量数字化、控制网络化和状态可视化；b）集成测量、控制、检测、通信等功能，根据要求可集成计量、保护等功能；c）宜就地安置；双电源供电；d)智能组件可以是多个装置的集合，也可以是一个装置。6.2.2通用技术要求a）应适应现场电磁、温度、湿度、沙尘、降雨（雪）、振动等恶劣运行环境；b）相关IED应具备异常时钟信息的识别防误功能，同时具备一定的守时功能；c）应具备就地综合评估、实时状态预报的功能，满足设备状态可视化要求；d）宜有标准化的物理接口及结构，具备即插即用功能；e）应优化网络配置方案，确保实时性、可靠性要求高的IED的功能及性能要求；f）应支持顺序控制；g）应支持在线调试功能。6.1一次设备. 6.3信息采集和测量功能要求应实现全站遥测、遥信的全采集；对测量精度要求高的模拟量，宜采用高精度数据采集技术；对有精确绝对时标和同步要求的电网数据，应实现统一断面实时数据的同步采集；宜采用基于三态数据（稳态数据、暂态数据、动态数据）综合测控技术，进行全站数据的统一采集及标准方式输出；测量系统应具有良好频谱响应特性；宜具备电能质量的数据测量功能。6.4控制功能要求应支持全站防止电气误操作闭锁功能；应支持本间隔顺序控制功能；遥控回路宜采用两级开放方式抗干扰措施；应支持紧急操作模式功能；应支持网络化控制功能。 应遵循继电保护基本原则，满足GB/T14285、DL/T769等相关继电保护的标准要求；保护装置宜独立分散、就地安装；保护应直接采样，对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护（母线保护）宜直接跳闸。对于涉及多间隔的保护（母线保护），如确有必要采用其他跳闸方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求。保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能；双重化配置的两套保护，其信息输入、输出环节应完全独立；当采用电子式互感器时，应针对电子式互感器特点优化相关保护算法、提高保护性能；纵联保护应支持一端为ECT、另一端为常规互感器或两端均为电子式互感器的配置形式。6.5状态监测功能要求宜具备通过传感器自动采集设备状态信息（可采集部分）的能力；宜具备从相关系统自动复制宿主设备其它状态信息的能力；宜将传感器外置，在不影响测量和可靠性的前提下，确需内置的传感器，可将最必要部分内置；应具备综合分析设备状态的功能，具备将分析结果与他相关系统进行信息交互的功能；应逐步扩展设备的自诊断范围，提高自诊断的准确性和快速性；应具备远方调阅原始数据的能力。6.6保护功能要求 宜采用完全自描述的方法实现站内信息与模型的交换。应具备对报文丢包及数据完整性甄别功能。网络上的数据应分级，具备优先传送功能，并计算和控制流量，满足全站设备正常运行的需求。宜按照IEC62351要求，采用信息加密、数字签名、身份认证等安全技术，满足信息通信安全的要求。6.7计量功能要求应能准确的计算电能量，计算数据完整、可靠、及时、保密，满足电能量信息的唯一性和可信度的要求；应具备分时段、需量电能量自动采集、处理、传输、存储等功能，并能可靠的接入网络应根据重要性对某些部件采用冗余配置；计量用互感器的选择配置及准确度要求应符合DL/T448的规定；计量IED应具备可靠的数字量或模拟量输入接口，用于接收合并单元输出的信号。合并单元应具备参数设置的硬件防护功能，其准确度要求应能满足计量要求；宜针对不同计量IED特点制定各方认可的检定和溯源规程。6.8通信功能要求 7.功能实现（系统级功能）7.1基本功能要求7.1.1顺序控制满足无人值班及区域监控中心站管理模式的要求；可接收和执行监控中心、调度中心和本地自动化系统发出的控制指令，经安全校核正确后，自动完成符合相关运行方式变化要求的设备控制；应具备自动生成不同主接线和不同运行方式下典型操作流程的功能；应具备投、退保护软压板功能；应具备急停功能；f）可配备直观图形图像界面，在站内和远端实现可视化操作。7.1.2站内状态估计实现数据辨识与处理，保证基础数据的正确性，支持智能电网调度技术支持系统对电网状态估计的应用需求。7.1.3与主站系统通信宜采用基于统一模型的通信协议与主站进行通信。 7.1.4同步对时应建立统一的同步对时系统。全站应采用基于卫星时钟（优先采用北斗）与地面时钟互备方式获取精确时间；地面时钟系统应支持通信光传输设备提供的时钟信号；用于数据采样的同步脉冲源应全站唯一，可采用不同接口方式将同步脉冲传递到相应装置；同步脉冲源应同步于正确的精确时间秒脉冲，应不受错误的秒脉冲的影响；支持网络、IRIG-B等同步对时方式；7.1.5通信系统应具备网络风暴抑制功能，网络设备局部故障不应导致系统性问题；应具备方便的配置向导进行网络配置、监视、维护；应具备对网络所有节点的工况监视与报警功能；宜具备DoS防御能力和防止病毒传播的能力； 7.1.6电能质量评估与决策宜实现包含谐波、电压闪变、三相不平衡等监测在内的电能质量监测、分析与决策的功能，为电能质量的评估和治理提供依据。7.1.7区域集控功能当智能变电站在系统中承担区域集中控制功能时，除本站功能外，应支持区域智能控制防误闭锁，同时应满足集控站相关技术标准及规范的要求。7.1.8防误操作具备全站防止电气误操作闭锁功能。根据变电站高压设备的网络拓扑结构，对开关、刀闸操作前后不同的分合状态，进行高压设备的有电、停电、接地三种状态的拓扑变化计算，自动实现防止电气误操作逻辑判断。 7.1.9配置工具应采用标准化的配置工具实现对全站设备和数据建模，及进行通信配置。7.1.10源端维护变电站作为调度/集控系统数据采集的源端，应提供各种可自描述的配置参量，维护时仅需在变电站利用统一配置工具进行配置，生成标准配置文件，包括变电站主接线图、网络拓扑等参数及数据模型。变电站自动化系统与调度/集控系统可自动获得变电站的标准配置文件，并自动导入到自身系统数据库中。同时，变电站自动化系统的主接线图和分画面图形文件，应以标准图形格式提供给调度/集控系统。7.1.11网络记录分析可配置独立的网络报文记录分析系统，实现对全站各种网络报文的实时监视、捕捉、存储、分析和统计功能。网络报文记录分析系统宜具备变电站网络通信状态的在线监视和状态评估功能。 7.2高级功能要求7.2.1设备状态可视化应采集主要一次设备（变压器、断路器等）状态信息，进行状态可视化展示并发送到上级系统，为实现优化电网运行和设备运行管理提供基础数据支撑。7.2.2智能告警及分析决策应建立变电站故障信息的逻辑和推理模型，实现对故障告警信息的分类和过滤，对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见。可根据主站需求，为主站提供分层分类的故障告警信息。7.2.3故障信息综合分析决策宜在故障情况下对包括事件顺序记录信号及保护装置、相量测量、故障录波等数据进行数据挖掘、多专业综合分析，并将变电站故障分析结果以简洁明了的可视化界面综合展示。 7.2.5站域控制利用对站内信息的集中处理、判断，实现站内自动控制装置（如备自投、母线分合运行）的协调工作，适应系统运行方式的要求。7.2.6与外部系统交互信息宜具备与大用户及各类电源等外部系统进行信息交换的功能。7.2.4支撑经济运行与优化控制应综合利用变压器自动调压、无功补偿设备自动调节等手段，支持变电站及智能电网调度技术支持系统安全经济运行及优化控制。 辅助系统优化控制。宜具备变电站设备运行温度、湿度等环境定时检测功能，实现空调、风机、加热器的远程控制或与温湿度控制器的智能联动。8.辅助设施功能要求视频监控宜配置视频监控系统在设备操控、事故处理时与站内监控系统协同联动；安防系统应配置灾害防范、安全防范子系统，其告警信号、量测数据宜通过站内监控设备转换为标准模型数据后接入当地后台和控制中心。宜配备语音广播系统照明系统应采用高效节能光源以降低能耗，应有应急照明设施。有条件时，可采用太阳能、地热、风能等清洁能源供电站用电源系统全站直流、交流、逆变、UPS、通信等电源一体化设计、一体化配置、一体化监控，其运行工况和信息数据能通过一体化监控单元展示并转换为标准模型数据，以标准格式接入当地自动化系统，并上传至远方控制中心 9.变电站设计设计原则应遵循安全可靠的原则，采用结构紧凑型设备，减少设备重复配置，实现功能整合、资源和信息共享。设备宜采用新材料。提供变电站网络接线图。变电站布置应符合资源节约、环境友好的技术原则和设计要求。宜结合智能设备的集成，简化智能变电站总平面布置，节约占地，节能环保。土建与建筑物宜减少占地和建筑面积，合并相同功能的房间；合理减少机房、主控楼等建筑的面积，节约投资。//合理用光缆代替电缆网络架构合理配置交换机数量，降低设备投资//网络系统应易扩展、易配置。//网络通信架构设计应确保在运行维护时试验部分的网络不影响运行系统。 调试工具应能通过连接智能组件导入智能组件模型配置文件，自动产生智能组件所需的信息文件，自动检测智能组件的输出信息流。调试工具具备电力系统动态过程的仿真功能，可输出信息流，实现对智能组件的自动化调试。如：模拟MU的输入／输出。10.调试与验收调试验收工程启动及竣工验收应参照DL/T782、DL/T995及相关调试验收规范。 工作票自动管理系统应能根据系统方式的安排和调度员的指令，自动生成相关内容和步骤，并能与顺序控制步骤进行校核和监控。11.运行维护应配套一体化检验装置或系统，满足整间隔检修及移动检修的要求。智能变电站设备检修，应能依托顺序控制及工作票自动管理系统，自动生成设备和网络的安全措施卡，指导对检修设备进行可靠、有效的安全隔离。 12.检测评估智能变电站的设备和系统应进行统一标准的应用功能测试与整体性能评估。所有设备应通过国家电网公司认可的检验机构检验。基本要求电能计量装置的检验规定了实验室检验、现场检验、远程检验的原则及方法 目录2技术导则编制情况介绍3技术导则介绍41编制背景概述其他 关于智能设备智能设备＝一次设备（含传感器）＋智能组件一次设备：指变压器、开关、互感器等智能组件：面向单一一次设备的综合测控集。强调功能实现的一体化；可由一个装置实现，也可以由数个装置集成实现。 智能设备在国内外均处于初期研究阶段，上图为发展趋势图。智能设备发展示意图 智能设备在线监测及信息模型与自动化系统互联智能组件逐步下放完善自动化系统网络规范化系统一体化设计、集成整合解决计量问题部分高级应用功能信息平台及交换标准站域控制智能告警源端维护。。。。。。变电站经济、紧凑、节能设计智能变电站设计重点 谢谢'