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数字化变电站基本概念数字化变电站：按照IEC61850标准，分站控层、间隔...

数字化变电站

基本概念

数字化变电站：按照IEC61850标准，分站控层、间隔层、过程层构建，采用IEC61850数据建模和通信服务协议，过程层采用电子式或光式互感器等具有数字化接口的智能一次设备，以网络通信平台为基础，实现了变电站监测信号、控制命令、保护跳闸命令的数字化采集、传输、处理和数据共享，可实现网络化二次功能、程序化操作、智能化功能等的变电站

分层

站控层：值班员与站内设备进行交流，实现“实时”控制、全盘监视、闭锁设备以及信号远程传输的设备区

间隔层：汇总本间隔的过程层全部数据，完成分析，实现保护功能、合成采样功能、同期判别控制功能等，是过程层和站控层之间承上启下的作用设备区

过程层：与一次设备相联的“最终端”智能控制单元与采集单元，包含传感器部件和指令执行元器件

规约

IEC61850规约：是国际电工委员会(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

系统规范定义文件(SSD)：全站唯一，该文件描述了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

变电站配置描述文件(SCD)：全站唯一，该文件描述了所有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

IED能力描述文件(ICD)：由装置厂商提供给系统集成厂商，该文件描述了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

已配置的IED描述文件(CID)：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

报文

GOOSE(Generic Object Oriented Substation Event)：通用面向对象的变电站事件是IEC61850标准中用于满足变电站自动化系统快速报文需求的机制。主要用于实现在多IED 之间的信息传递，包括传输跳合闸信号(命令)，具有高传输成功概率。基于GOOSE网络传输代替传统的硬接线实现开关位置、闭锁信号和跳闸命令等实时信息的可靠传输(相当于传统保护的开入开出回路)

SV(Sampled Value)：过程层网络的遥测(采样值)报文

MMS(Manufacturing Message Specifcation)：OSI应用层的一个协议标准（国际标准ISO/EC9506，国家标准GB/T16720），主要用于生产设备间的控制信息传送。MMS规范了工业领域具有通信能力的智能传感器、智能电子设备(IED)、智能控制设备的通信行为，使出自不同制造商的设备之间具有互操作性

设备

合并单元MU(merging unit)：用以对来自二次转换器的电流或电压数据进行时间相干组合的物理单元。

智能控制单元ICU(intelligent terminal)：指与传统一次设备就近安装，实现信息采集、传输、处理、控制的智能化电子装置

优越性

•实现变电站部分设备的自诊断功能，可对变电站各个运行单元进行状态、模块监测

•变电站的操作能够实现可靠的智能化、自动化，简化操作程序，提高工作效能，降低安全风险

•支持未来的技术发展，因为它可兼容主流通讯技术而发展，并可伴随系统需求而进化

结构

综合自动化vs数字化

综合自动化二次拓扑结构

数字化二次拓扑结构

IEC61850规约结构

过程层结构

1.网采网跳

2.网采直跳

3.直采网跳

典型设计

设备

一次设备智能化

一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计，简化了常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。换言之，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替

二次设备网络化

变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块

特点

1.简化二次接线

o少量光纤代替大量电缆

2.提高信息传输的可靠性

o过程层设备

3.采用电子式互感器

o无CT饱和、CT开路、铁磁谐振等问题

o绝缘结构简单、干式绝缘、免维护

4.提升测量精度

o数字信号传输和处理无附加误差

数字化互感器

数字化互感器通常由传感模块和合并单元两部分构成：

•传感模块又称远端模块,安装在高压一次侧，负责采集、调理一次侧电压电流并转换成数字信号

•合并单元安装在二次侧，负责对各相远端模块传来的信号做同步合并处理

非常规互感器NCIT

1.有源式电子互感器

既需要向互感器传感器部分提供电源。（可以是光能形式）

o主要技术原理：罗柯夫斯基（Rogowski）原理

o产品形式：电子式互感器

o电子式电流互感器（ECT）

o电子式电压互感器（EVT）

2.无源式电子互感器

采用光学测量原理的互感器，不需要向传感头提供电源

o主要技术原理：法拉第效应（Faraday effect）原理

o产品形式：光式互感器

o光式电流互感器（OCT）

o光式电压互感器（OVT）

卫星对时系统

变电站内采用IEEE1588协议进行同步对时。站内应设置两套冗余主时钟，可采用GPS或北斗卫星作为标准时钟源，其中一台必须为北斗卫星时钟系统，主要输出信号（包括IRIG-B（DC）或秒脉冲）

•1PPS/1PPM/1PPH测量精度±25ns

•IRIG-B（DC）码测量精度±25ns

•NTP测量精度±10µs

•PTP测量精度±70ns

•测量分辨率不低于10ns

•守时偏差优于30ns/小时

•支持+ 内置和外接卫星天线

•内置备用电池，掉电支持3小时运行

网络记录分析仪

•数字化变电站必须建设一套网络通信记录分析系统，记录各通信实体（监控，保护/测控装置，智能终端等）间交互的信息以及交互过程，并能作出专业分析

•网络通信记录分析系统应确保监视的报文不漏记、不丢失

•网络通信记录分析系统应能根据报文特征和存储空间设置存储周期，SV报文存储周期不应少于7天，MMS和GOOSE报文不应少于30天

•分析功能至少应包括：

1.TCP会话和通信过程分析

2.报文相关性分析，如MMS请求/响应匹配

3.MMS错误分析，如编码错误，服务错误等

4.GOOSE错误分析，如发布超时，不连续等

5.SV错误分析、曲线分析等

运行监视

由于数字化变电站结构与原理的特殊性，在告警报文上也新增加了很多告警，并且部分将直接影响保护动作正常出口，所以这类告警也被列为了一类告警种类。据统计，同等规模的数字化无人值守变电站告警报文总量比普通站增加30%。

缺陷统计

2015年，贵州智能站发生缺陷共计139起。不同设备类型缺陷主要有：

•合并单元/智能终端：缺陷主要有CPU硬件故障、运行环境温度高导致死机、装置插件故障

•电子互感器及采集卡：缺陷主要有采集卡故障、电子互感器故障

•交换机：缺陷主要有电源插件故障、软件故障导致通讯中断

线路告警

1.测控

2.保护

3.GPS

注意：数字化变电站设计规定，如果是光差保护，对侧常规站的保护装置必须使用同一厂家配套的光差保护装置，并且两侧必须可靠对时。当两侧对时不一致时，可能导致差流致使保护误动。数字化保护装置应具备一定守时功能，并且必须满足GPS时钟失步闭锁保护跳闸功能

主变告警

1.出口

由于110kV数字化变电站主变保护双配置，所以每台主变保护均为相同配置，在运行时也需要检查两台主变保护配置及软压板投退的一致性

2.GPS

由于数字化变电站中，保护三侧采样对时因时钟失步而不统一，可能会引起主变三测合并单元采样值计数跳变，保护装置接受到后产生差流，从而导致保护误动出口

3.JSJD-YJ001技术监督预警通知文件

网络记录分析仪告警

在数字化变电站中，特有的一套设备是网络报文记录分析仪。其功能是实时记录全站站控层、过程层的全部报文，并能进行高级分析，该装置犹如飞机上的“黑匣子”。由于数字化变电站网络化，报文化，没有的可以直接供测量的二次电压电流，此时必须有一个监听装置，在设备各种运行状态下记录全面、可靠的信息，给事故分析提供有力的证据。

同步卫星对时系统告警

数字化变电站中，对时装置均为GPS+北斗冗余双主对时系统。也充分反映了数字化变电站时钟对于设备稳定运行的重要性。任何一个因设备故障的告警信号都可能导致其它设备的异常，甚至是保护误动作。

过程层交换机告警

过程层交换机是数字化变电站的核心设备，是要求“零丢包”的通讯设备。全站的数据也汇集在此，包括遥测采集、跳闸出口由此发出。因此，任何时候，数字化变电站中过程层交换机必须无故障健康运行，才能保证在其它二次设备的保障下，一次设备安全稳定运行。

巡视维护

压板投退

由于数字化变电站中，已经没有了二次控制电缆与保护装置直接相连，所以保护功能压板均变成了软压板。特别是主变保护装置，出口硬压板被分成了若干个GOOSE出口软压板。主变保护硬压板上只有 “装置检修”压板一项。在投退功能压板时，需要对装置虚端子和软压板的配置定义十分了解。这样才能正确有效地投退功能软压板。由于保护中GOOSE出口没有文字描述，所以保护投入运行时，必须将此装置信息列入“四表一指南”或编写操作指导手册，以便正确操作

电压切换

由于数字化变电站无二次电缆的接入，主控室里也就无电压切换箱。此时电压切换是在就地的汇控柜中，利用把手强投对侧母线电压运行来实现

设备巡视

1.卫星对时系统

o检查GPS有无装置告警

o检查北斗对时系统有无装置告警

o检查扩展装置有误告警，是否与主时钟保持一致

o对比GPS与北斗时间是否一致

2.过程层交换机

o检查过程层交换机是否有告警或装置异常

o检查过程层交换机双电源是否接入正常

3.直流设备(数字化为独立两套)

o检查直流设备电池浮充是否正常

o电池电压是否正常

o有无馈线空开跳闸

4.网络记录分析仪

o检查装置无告警或异常

o检查运用程序启动正常，数据正在记录中

o网络分析仪器分析功能、录播显示功能试验正常

5.现场智能控制单元(ICU)、现场合并单元(MU)

o检查装置无告警或异常

o后台监控中遥测采样是否实施变化、数据正常

o检查保护测控装置采样是否正常

6.后台机各装置通讯实时状态图

o通过监控后台历史告警信息可以全面了解站内二次设备运行情况

o监控后台各间隔数据是否刷新，设备状态与实际状态是否对应

oGOOSE状态分图是否有断链发生

oSV状态分图是否有断链发生

o站控层通信状态分图是否有通信中断现象

o直流分图电压正常，无异常告警出现

事故处理

1.全站线路、主变保护装置差流越限、差动保护闭锁告警信号频繁上送

由于是全站差流越限告警、差动保护闭锁信号上送主站及后台，可以判定一次上的故障引起的差流可能性极小。而能引起全站保护差流告警、差动保护闭锁的，只能是保护装置在采样上出问题，可以推测：

o过程层网采样传输延时超标

o卫星对时系统故障

2.单个线路间隔遥测不刷新或为零

高压线路遥测是由现场合并单元采集并送给保护装置和测控装置，现在遥测不刷新或为零后，可以分析导致测控采样故障可能是：

o测控装置故障

o电流值无变化或为零→智能合并单元故障或光线通道故障

o电压值无变化或为零→PT合并单元故障或光线通道故障

注意：此时保护装置采样受影响，可能导致拒动或误动

3.集控发现全站遥测数据长时间不刷新，但集控与该子站IEC104通道未见异常，且全站多个保护装置差流等告警

由于集控主站与子站IEC104链路未见异常，可以初步判断SCADA物理传输通道故障可能性极小。但由于数据长时间不刷新，且多个保护装置告警遥信上送可以判断：

o变电站过程层网络故障。

幺铺变万堃