智能变电站系统

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1、安徽电气工程职业技术学院（毕业论文）安徽电气工程职业技术学院毕业论文、实习报告题 目： 智能变电站系统 系 部： 电力工程系 专 业： 发电厂及电力系统 姓 名： 王冬冬 班 级： 10发电< 二 >班 学 号： 100201206 指导教师： 张皖春 教师单位： 安徽电气工程职业技术学院   题目类型： 毕毕业论文 实习报告 2013年 4 月 29 日智能变电站系统摘 要变电站作为输配电系统的信息源和执行终端， 要求提供的信息量和实现的集成控制越来越多，因此，目前的变电站迫切需要一个简约的、智能的系统，实现信息共享，以减少投资，提高运行、维护效率。

2、这些运行和管理的需求使智能变电站成为变电站自动化系统的发展新方向。随着计算机应用技术和现代电子技术的飞速发展，智能变电站离我们越来越近。为满足电力市场化改革的需要，本文将根据智能变电站与传统型变电站的区别与联系，避开传统型变电站在装置功能、二次接线装置、智能化、信息模型等方面上的不足，综合国内外研究状况，把握智能电网发展的主要方向，在履行智能变电站运行规范的情况下对智能变电站的概念、构架、关键技术等方面进行相关的介绍。关键词：智能，变电站，术语，接线方式，技术 I目 录第一章 绪 论- 1 -第二章 智能变电站的概述- 2 -2.1 智能变电站的基础知识- 2 -2.1.1 基本概念- 2 -

3、2.1.2 功能特征- 2 -2.1.3内容简介- 4 -2.2 相关术语和定义- 5 -2.2.1智能变电站 smart substation- 5 -2.2.2 智能组件 intelligent combination- 5 -2.2.3 测量单元 measurement unit- 5 -2.2.4 控制单元control unit- 5 -2.2.5 保护单元 protection unit- 5 -2.2.6 计量单元 metering unit- 5 -2.2.7 状态监测单元 detecting unit- 6 -2.2.8 智能设备 intelligent equipment-

4、 6 -2.3 智能变电站运行规范总则- 7 -2.3.1调度管辖范围：- 7 -2.3.2运行方式：- 7 -2.3.3 适用人员：- 7 -2.3.4一般规定- 8 -第三章 智能变电站发展状况分析- 9 -3.1 变电站发展的几个阶段- 9 -3.1.1 传统变电站- 9 -3.1.2 综合自动化变电站- 10 -3.1.3 数字化变电站- 10 -3.1.4 智能变电站- 10 -3.2 国内外研究现状- 12 -3.2.1 我国的智能变电站的发展及研究状况：- 12 -3.2.2 国外的变电站自动化技术的发展：- 13 -3.3 智能变电站同数字化变电站的区别- 14 -第四章 智能

5、化变电站的结构- 15 -4.1 智能变电站的体系结构- 15 -4.2 智能变电站的架构- 17 -4.2.1 数字化变电站的集成化- 17 -4.2.2 智能化变电站综合集成化智能装置及其功能结构- 18 -4.2.3 综合集成的智能化变电站的架构- 20 -第五章 智能设备的关键技术- 22 -5.1 数字化平台- 22 -5.1.1 通信网络- 22 -5.1.2 二次设备- 26 -5.1.3 工具软件- 27 -5.2 电子式互感器- 29 -5.2.1 分类：- 29 -5.2.2 常用互感器举例：- 29 -5.2.3 PSET6000有源式互感器原理图- 29 -5.3 智能

6、一次设备- 30 -5.3.1 智能一次设备的定义：- 30 -5.3.2 智能组件：- 31 -5.3.3 智能单元：- 31 -5.3.4 实例分析- 31 -5.4 高级应用- 32 -5.4.1 目前具备的功能- 32 -5.4.2 开发过程中的功能- 32 -第六章 智能变电站电气主接线- 33 -6.1 主接线接线方式- 33 -6.2 单母分段带旁路母线- 34 -6.3 桥型接线- 34 -6.3.1内桥形接线- 34 -6.3.2 外桥形接线- 34 -6.4 双母线接线- 34 -6.5 双母线分段接线- 35 -6.6 电气主接线的选择- 35 -6.6.1 35kV电气

7、主接线- 35 -6.6.2 110kV电气主接线- 36 -6.7 110KV主接线方案比较- 37 -第七章 实例探究变电站智能化改造- 38 -7.1 智能高压设备- 38 -7.1.1电子互感器的应用- 38 -7.1.2 变压器智能化改造- 39 -7.1.3 高压开关智能化改造- 41 -7.1.4 避雷器智能化改造- 41 -7.1.5 35千伏间隔开关智能化- 41 -7.2 信息一体化平台及高级应用- 42 -7.2.1 信息一体化平台- 42 -7.2.2 高级应用- 42 -7.3 智能巡视系统- 43 -7.4 辅助设备智能化- 44 -7.4.1 智能接地线管理系统-

8、 44 -7.4.2 紧急解锁钥匙智能管理系统- 44 -7.4.3 站内智能组件柜智能化改造- 44 -7.4.4 站内辅助系统智能化改造- 44 -7.5 光伏发电和绿色照明- 44 -第八章 结论- 45 -第九章 致 谢- 46 -第十章 参考文献- 47 -II第一章 绪 论2012年6月28日“东亭变”作为安徽省首批智能变电站的正式投入运营，向我们表明随着社会不断的发展，电力市场也在发生着日新月异的变化，为了满足电力市场化的需要，变电站作为输配电系统的重要组成部分， 市场化改革对其也提出了新的要求：从变电站外部看， 更加强调变电站自动化系统的整体信息化程度， 和与电力系统整体的协调

9、操作能力；从变电站内部看， 体现在集成应用的能力上， 也不同于传统的变电站自动化装置的智能。故建设智能变电站（及数字化变电站）是当今电力行业发展的必然选择。同时数字化变电站是基于IEC61850标准体系上，采用了非常规互感器、智能化的一次设备、网络化的二次设备，能够实现智能设备之间的互操作和信息的共享。因为它将推动我国电力系统自动化控制的变革，为我国电力系统稳健、持续的发展奠定坚实的基础，也将产生巨大的效益。数字化变电站是智能电网发展的主要方向。在接下来的学习过程中我们将着实从智能变电站的基本概念出发，把握基础知识，分析国内外实例和目前状况以及存在的问题，并将智能变电站和传统型的变电站进行比较

10、，最后以表格与图的形式在相关方面内容进行总结概括。在文章的主要部分我们将进行分析智能变电站和传统变电站的区别；分析智能变电站需求和功能；了解数字化变电站三层网络的含义，在变电站内，三层网络内各智能设备的类型和特点是什么；了解GOOSE、MMS、SV的组网特性；掌握智能变电站的构架以及关键技术等重要内容；并在最后完成原始资料的分析及智能变电站设计过程中需注重的事项。- 47 -第二章 智能变电站的概述2.1 智能变电站的基础知识2.1.1 基本概念智能变电站是采用先进、可靠、集成和环保的智能设备，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

11、和检测等基本功能，同时，具备支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策和协同互动等高级功能的变电站。1. 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。2. 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。2.1.2 功能特征智能化变电站的设计和建设，必须在智能电网的背景下进行，要满足我国智能电网建设和发展的要求，体现我国智能电网信息化、数字化、自动化、

12、互动化的特征。智能化变电站应当具有以下功能特征：1. 紧密联结全网。从智能化变电站在智能电网体系结构中的位置和作用看，智能化变电站的建设，要有利于加强全网范围各个环节间联系的紧密性，有利于体现智能电网的统一性，有利于互联电网对运行事故进行预防和紧急控制，实现在不同层次上的统一协调控制，成为形成统一坚强智能电网的关节和纽带。智能化变电站的“全网”意识更强，作为电网的一个重要环节和部分，其在电网整体中的功能和作用更加明显和突出。2. 支撑智能电网。从智能化变电站的自动化、智能化技术上看，智能化变电站的设计和运行水平，应与智能电网保持一致，满足智能电网安全、可靠、经济、高效、清洁、环保、透明、开放等

13、运行性能的要求。在硬件装置上实现更高程度的集成和优化，软件功能实现更合理的区别和配合。应用FACTS技术，对系统电压和无功功率，电流和潮流分布进行有效控制。3. 高电压等级的智能化变电站满足特高压输电网架的要求。特高压输电线路将构成我国智能电网的骨干输电网架，必须面对大容量、高电压带来的一系列技术问题。特高压变电站应能可靠地应对和解决在设备绝缘、断路开关等方面的问题，支持特高压输电网架的形成和有效发挥作用。4. 中低压智能化变电站允许分布式电源的接入。在未来的智能电网中，一个重要的特征是大量的风能、太阳能等间歇性分布式电源的接入。智能化变电站是分布式电源并网的入口，从技术到管理，从硬件到软件都

14、必须充分考虑并满足分布式电源并网的需求。大量分布式电源接入，形成微网与配电网并网运行模式。这使得配电网从单一的由大型注入点单向供电的模式，向大量使用受端分布式发电设备的多源多向模块化模式转变。与常规变电站相比，智能化变电站从继电保护到运行管理都应做出调整和改变，以满足更高水平的安全稳定运行需要。5. 远程可视化。智能化变电站的状态监测与操作运行均可利用多媒体技术实现远程可视化与自动化，以实现变电站真正的无人值班，并提高变电站的安全运行水平。6. 装备与设施标准化设计，模块化安装。智能化变电站的一二次设备进行高度的整合与集成，所有的装备具有统一的接口。建造新的智能化变电站时，所有集成化装备的一、

15、二次功能，在出厂前完成模块化调试，运抵安装现场后只需进行联网、接线，无需大规模现场调试。一二次设备集成后标准化设计，模块化安装，对变电站的建造和设备的安装环节而言是根本性的变革。可以保证设备的质量和可靠性，大量节省现场施工、调试工作量，使得任何一个同样电压等级的变电站的建造变成简单的模块化的设备的联网、连接，因而可以实现变电站的“可复制性”，大大简化变电站建造的过程，而提高了变电站的标准化程度和可靠性。2.1.3内容简介智能变电站主要包括智能高压设备和变电站统一信息平台两部分。智能高压设备主要包括智能变压器、智能高压开关设备、电子式互感器等。智能变压器与控制系统依靠通信光纤相连，可及时掌握变压

16、器状态参数和运行数据。当运行方式发生改变时，设备根据系统的电压、功率情况，决定是否调节分接头；当设备出现问题时，会发出预警并提供状态参数等，在一定程度上降低运行管理成本，减少隐患，提高变压器运行可靠性。智能高压开关设备是具有较高性能的开关设备和控制设备，配有电子设备、传感器和执行器，具有监测和诊断功能。电子式互感器是指纯光纤互感器、磁光玻璃互感器等，可有效克服传统电磁式互感器的缺点。变电站统一信息平台功能有两个，一是系统横向信息共享，主要表现为管理系统中各种上层应用对信息获得的统一化；二是系统纵向信息的标准化，主要表现为各层对其上层应用支撑的透明化。智能即为人性化，就是把变电站做成像人在调节一

17、样，当低压负荷量增加时变电站送出满足增加负荷量的电量，当低压负荷量减小时，变电站送出电量随之减少，确保节省能源。智能变电站，分为过程层（设备层）、间隔层、站控层。过程层（设备层）包含由一次设备和智能组件构成的智能设备、合并单元和智能终端，完成变电站电能分配、变换、传输及其测量、控制、保护、计量、状态监测等相关功能。间隔层设备一般指继电保护装置、测控装置等二次设备，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、智能传感器和控制器通信。站控层包含自动化系统、站域控制、通信系统、对时系统等子系统，实现面向全站或一个以上一次设备的测量和控制的功能，完成数据采集和监视控制

18、（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。2.2 相关术语和定义2.2.1智能变电站 smart substation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。2.2.2 智能组件 intelligent combination对一次设备进行测量、控制、保护、计量、检测等一个或多个二次设备的集合。2.2.3 测量单元 me

19、asurement unit实现对一次设备各类信息采集功能的元件，是智能组件的组成部分。2.2.4 控制单元control unit接收、执行指令，反馈执行信息，实现对一次设备控制功能的元件，是智能组件的组成部分。2.2.5 保护单元 protection unit实现对一次设备保护功能的元件，是智能组件的组成部分。2.2.6 计量单元 metering unit实现电能量计量功能的元件，是智能组件的组成部分。2.2.7 状态监测单元 detecting unit实现对一次设备状态监测功能的元件，是智能组件的组成部分。2.2.8 智能设备 intelligent equipment一次设备与其

20、智能组件的有机结合体，两者共同组成一台（套）完整的智能设备。2.2.9 全景数据 panoramic data反映变电站电力系统运行的稳态、暂态、动态数据以及变电站设备运行状态、图像等的数据的集合。2.2.10 顺序控制 sequence control发出整批指令，由系统根据设备状态信息变化情况判断每步操作是否到位，确认到位后自动执行下一指令，直至执行完所有指令。2.2.11 站域控制 substation area control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。2.2.12 站域保护 substation area pr

21、otection一种基于变电站统一采集的实时信息，以集中分析或分布协同方式判定故障，自动调整动作决策的继电保护。2.3 智能变电站运行规范总则2.3.1调度管辖范围： 1、220kV母线及其附属设备为省调调度管辖设备，委托地区调度负责操作管理。2、220kV联络开关及线路为省调调度管辖设备，委托地区调度负责操作管理。3、220kV #1、#2主变及220kV侧开关为省调许可设备，由地区调度管辖并负责操作管理。4、110kV所有设备为地区调度管辖设备。5、35kV及以下电容器、接地变、消弧线圈、10kV母线及附属设备为地区调度管辖设备。6、35kV及以下站用变为地调许可设备，由运行单位管辖并负责

22、操作管理7、10kV各出线断路器及线路为配网调度管辖设备。2.3.2运行方式：1、各级调度应定期公布变电站正常运行方式。2、现场运行规程应明确本站的正常运行方式。2.3.3 适用人员： 本规程适用于安徽电网内的所有智能变电站的运行、检修、试验工作。相关的调度、运行、检修和各级管理部门人员均应熟悉和掌握本规程。2.3.4一般规定1、有人值班变电站的正常巡视,每天至少一次；每周至少进行一次夜间巡视。2、无人值班变电站内的正常巡视每周二次巡视检查。3、每周应进行全面巡视一次，内容主要是对设备进行全面的外部检查，对缺陷有无发展作出鉴定，检查设备防火、防小动物、防误闭锁等有无漏洞，检查接地网及引线是否完

23、好。4、每周应进行熄灯巡视一次，内容是检查设备有无电晕、放电、接头有无过热现象。5、在下列情况下应进行特殊巡视：a.大风、雾天、冰雪、冰雹及雷雨后的巡视。b.设备变动后的巡视。c.设备新投入运行后的巡视。d.设备经过检修、改造或长期停运后重新投入运行后的巡视。e.异常情况下的巡视。主要是指：过负荷或负荷剧增、超温、设备发热、系统冲击、跳闸、有接地故障情况等，应加强巡视。必要时，应派专人监视。f.设备缺陷近期有发展时、法定休假日、上级通知有重要供电任务时，应加强巡视。6、 站长应每月进行一次巡视。第3章 智能变电站发展状况分析3.1 变电站发展的几个阶段变电站是电力网络的节点，它连接线路，输送电

24、能，担负着变换电压等级、汇集电流、分配电能、控制电能流向、调整电压等功能。变电站的智能化运行实现智能电网的基础环节之一。变电站的发展经历了如下几个发展阶段。3.1.1 传统变电站20世纪80年代及以前变电站保护设备以晶体管、集成电路为主，二次设备均按照传统方式布置，各部分独立运行。随着微处理器和通信技术的发展，远动装置的性能得到较大提高，传统变电站逐步增加了“遥测”、“遥信”、“遥控”、“遥调”的四遥功能。现有变电站存在着以下不足：1、装置功能独立，且部分内容重复，缺乏高级应用。虽然独立的装置实现了智能，但是却没有真正意义上的变电站系统智能，由于功能独立，装置间缺乏整体协调、集成应用和功能优化

25、；高级应用功能，如状态估计、故障分析、决策支持等尚未完全实现。 2、二次接线复杂、CT/VT负载过重由于测量数据和控制机构不能共享，自动化装置之间缺乏通信等原因，变电站内二次接线十分复杂，且系统内使用的通讯规约不统一，不同的厂家使用不同的通讯规约，在系统联调的时候需要进行不同程度的规约转换，加大了调试的复杂性，也增加了运行、维护的难度，给设计、调试和维护带来了一定的困难，降低了系统的可靠性。同时，存在大量硬接线，造成CT/VT负载过重。 3、装置的智能化优势未得到充分利用。由于站内各套独立的自动化装置间缺乏集成应用，使得智能装置的作用并未完全发挥，从而降低了自动化系统的使用效率和投资价值。4、

26、缺乏统一的信息模型。相互独立的自动化装置间缺乏互操作性，一方面局限了其在站内的应用，另一方面也给集控中心对信息的集成和维护带来困难。3.1.2 综合自动化变电站20 世纪90 年代，随着微机保护技术的广泛应用，以及计算机、网络、通信技术的发展，变电站自动化取得实质性进展。利用计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术，对变电站二次设备的功能进行重新组合、优化设计，建成了变电站综合自动化系统，实现对变电站设备运行情况进行监视、测量、控制和协调的功能。综合自动化系统先后经历了集中式、分散式、分散分层式等不同结构的发展，使得变电站设计更合理，运行更可靠，更利于变电站无人值班的管理。3.1.3

27、数字化变电站近年来，随着数字化技术的不断进步和IEC61850标准在国内的推广应用，国内已经出现了基于IEC61850的数字化变电站。数字化变电站具有全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、高级应用互动化四个重要特征。数字化变电站体现在过程层设备的数字化，整个变电站内信息的网络化，以及断路器设备的智能化，而且设备检修工作逐步由定期检修过渡到以状态检修为主的管理模式。3.1.4 智能变电站数字化变电站从技术上来说，其突出成就是实现了变电站信息的数字采集和网络化信息交互，但这对于智能电网的需求来说，还是远远不够的。国家电网公司在建设统一坚强智能电网的变电环节中，提出建设智能变电站的目标。智

28、能电网中的智能变电站是由先进、可靠、环保、集成的设备组合而成，以高速网络通信平台为信息传输基础，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，同时具备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的变电站。智能变电站分为设备层、系统层。设备层主要由高压设备、智能组件和智能设备构成，实现IEC 61850中所提及的变电站测量、控制、保护、检测、计量等过程层和间隔层的功能。系统层相当于变电站的站控层,实现信息共享、设备状态可视化、智能告警、分析决策等高级智能应用，包含智能变电站系统级的先进功能。随着高压设备智

29、能化的不断发展,传统意义上的一、二次设备间的界限也将逐渐模糊，一次设备通过安装和集成智能组件，将成为智能设备。智能变电站的智能主要体现在两个方面，即智能设备和智能高级应用。所谓智能设备，是指一次设备和智能组件的有机结合，其中，智能组件是二次设备的统称，包括测控装置、保护装置、测控保护 装置、状态监测装置、智能终端等，也可以是几个装置的集合，如GIS汇控柜、屏柜等。这些智能组件就像一次设备的“管家”，帮助一次设备做好传输和分配电 能的工作，还具有测量、控制、保护、计量等功能。智能变电站的第二个特点是智能高级应用。目前，传统的变电站已经实现了自动化，但是相对于调度机构来说很 “听话”，也是被动的，

30、智能变电站可以与调度机构友好互动。因为智能组件的广泛应用，智能变电站采集的数据是全景式的，因而信息量非常大，但是这些数据不 是不加分析就传输给电网调度机构，而是通过站内的信息一体化平台以及变电站自动化系统高级应用模块，对数据进行初步的挖掘、分析，实现智能告警、顺序控 制、设备状态可视化、事故综合分析决策等。比如，通过对变压器在线检测的运行数据进行分析可发现设备存在的隐患，系统会进行统计评估，对越限值发出告警信息。智能变电站强调全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化。此外，还具有功能集成化、结构紧凑化、状态可视化等显著技术特征，易扩展、易升级、易改造、易维护，被认为是变电站发展历史上的一

31、次革命。3.2 国内外研究现状3.2.1 我国的智能变电站的发展及研究状况：国家电网公司在国家电网公司“十一五”科技发展规划中明确担出在十一五期间要研究、实施示范智能变电站。国内各网省公司纷纷开始智能变电站试点工程的建设。目前，智能变电站技术很多，有些已成熟，有些还在研究阶段，有的还处于概念阶段。如：1、一次设备智能化的实践：目前已有应用，如淮北桓潭110kV智能变电站。 2、二次功能网络化的实践：目前已有工程应用，如洛阳金谷园110kV数字化变电站。 3、设备状态检修的实践：智能一次设备状态检修的实践，继电保护二次设备状态检修的实践，目前正在开展研究。 4、站内智能高级应用方案研究：智能告警

32、及分析决策经济运行与优化控制等，正在研究阶段。 5、分布协同智能控制与智能保护研究：目前正在研究阶段。 6、主变压器应用新型光栅式温度在线监控系统：目前正在研究阶段。 7、GIS组合电气应用SF6压力、微水在线监测系统。智能变电站研究、建设工作尚处于赴阶段，重点工作主要集中在智能化开关设备的研究开发，尚不具备大范围推广应用的基本条件。主要问题表现在：1）智能变电站没有相应的设计规范、验收规范、装置检验规程、计量检定规程、运行规范等，需要在实践中不断研究、摸索并制定。2）智能变电站技术尚不成熟，在智能设备检测装置、一体化信息、平台开发等方面还存在不足之处。3）智能变电站的投产，使得原有的检验手段

33、已不能满足现场检验的需要，亟待研究新的检测方法，配置相应的检测仪器。4）智能变电站与传统变电站的导致在维护界限、人员分工等方面需要重新划分。3.2.2 国外的变电站自动化技术的发展：国外的变电站自动化技术的发展是从20世纪80年代开始的，以德国西门子公司为例，该公司于1985年投运了第一套变电站自动化系统LSA-678，此后陆续在德国及欧洲投运的该型变电站自动化系统达300多套，LSA-678变电站综合自动化系统1995年在中国正式投运。LSA-678系统结构有两类：一类是全分布式系统；另一类是集中与分布式相结合的系统。这两类系统均由64MB测控系统、7S/7U保护系统和8TK开关闭锁系统三部

34、分构成。20世纪90年代，日本在多座高压变电站采用了以计算机监控系统为基础的运行系统，其主要特点是继电保护装置下放至开关站，并设置微机控制终端，采集测量值和断路器触点信息，通过光缆传输到主控制室的后台计算机系统中，断路器及隔离开关的操作命令也由主控制室通过光缆下达至终端执行。总体上来看，国外变电站自动化技术的发展趋势同国内的发展趋势基本上一致，分布式变电站自动化系统已逐步成为技术发展的主流。3.3 智能变电站同数字化变电站的区别智能变电站与数字化变电站有密不可分的联系。数字化变电站的部分特征是智能变电站发展的基础，智能变电站是进一步综合站内功能与发展对外支撑，智能变电站并不要求高度数字化，例如

35、全站采用电子式互感器、具备数字化接口的开关，基于IEC61850标准的变电站网络通信是最大的共同点。二者差别主要体现在：一、数字化变电站主要从满足变电站自身的需求出发，实现站内一、二次设备的数字化通信和控制，建立全站统一的数据通信平台，侧重于在统一通信平台的基础上提高变电站内设备与系统见的互操作性。而智能变电站则从满足智能电网运行要求出发，比数字化变电站更加注重变电站之间、变电站与调度中心之间的信息的统一与功能的层次化，以在全网范围内提高系统的整体运行水平为目标。二、数字化变电站已经具有了一定程度的设备集成和功能优化的概念，要求站内应用的所有智能电子装置（IED）满足统一的标准，拥有统一的接口

36、，以实现互操作性。IED分布安装与站内，其功能的整合以统一标准为纽带，利用网络通信实现。数字化变电站在以太网通信的基础上，模糊了一、二次设备的界限，实现了一、二次设备的初步融合。而智能化变电站设备集成化程度更高，可以实现一、二次设备的一体化、智能化整合和集成。三、智能变电站在数字化变电站的基础上实现了两个技术上的跨越：监测设备的智能化，重点是对开关、变压器的状态监测；故障信息综合分析决策，变电站要和调度器进行信息的双向交流。第四章 智能化变电站的结构4.1 智能变电站的体系结构1、 智能变电站的层次结构三层结构（与IEC 61850标准规定相一致）：过程层、间隔层、站控层。2、 过程层设备包括

37、变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及其所属的智能组件以及独立的智能电子装置。3、 间隔层设备指继电保护装置、系统测控装置、监测功能组主IED 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、传感器和控制器通信。4、 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。站控层功能要高度集成，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。5、 数据源应统一

38、、标准化，实现网络共享。6、 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。7、 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 (Function Blocks)及IEC 62439 (High availability automation networks)的要求。4.2 智能变电站的架构4.2.1 数字化变电站的集成化集成化总是变电站自动化技术的发展方向和趋势。从常规变电站，到数字化变电站，再到智能化变电站的发展过程，是变电站内的设备和系统集成化程度越来越高的过程。数字化变电站用微机处理和光纤数字通信优化变电站层和间隔层的

39、功能配置;控制、保护和运行支持系统通过局域网彼此互相连接，共享数据信息;简化单个系统的结构，同时保持各个系统的相对独立性。在此基础上更进一步，数字化变电站内的自动化系统可以进行集成，分为三个层次，过程层集成、间隔层集成和变电站层集成。变电站中每个控制和监视设备都需要从过程输入数据，然后输出控制命令到过程。过程接口将完成被监视和控制的开关场设备和变电站自动化系统的连接。数字化变电站中，集成化的一个体现是过程接口被直接集成到了过程中，也就是开关设备中。包括用于测量电流和电压及气体密度的电子传感器、断路器和隔离开关的位置指示器和传动装置都安装在一个屏蔽的小盒子里，集成到一次设备中，即所谓的智能化一次

40、设备。数字化变电站集成化的另一个体现是间隔层的集成化：构筑一个通用的硬件和软件平台即统一的多功能数字装置(UMD)，将间隔内的控制、保护、测量等功能集成在这个通用的平台上，通过通用的硬件和软件采集各功能需要的数据和状态量，实现数据共享。原来控制、保护等功能不再需要专用的硬件装置和专用的输入、输出通道，而是由合理的软件设计来实现。间隔统一多功能装置集成了较多的功能，在设计时应按各功能响应时间要求进行分类，并确定优先级别。显然，继电保护、紧急控制等与保护相关的功能，需要响应速度快，处于最优先级别，决不能被非保护功能所闭锁。测量变量的计算、故障录波、事件记录，虽然与保护过程同时发生，但可以延时或闭锁

41、。监视、自我诊断、控制功能在正常和出现故障时都不允许闭锁保护功能。变电站层的集成是自动化需要在站级处理的各个功能通过站内通信网络组合在统一的系统中。变电站层和过程层的集成功能划分原则是：凡是间隔层能够执行的功能不应由变电站层完成。数字化变电站在过程层、间隔层和变电站层三个层次应用的集成化技术，减少了变电站内组件的数量，提高了元件质量，增强自动化功能的协调水平，简化了站内接线，提高了运行与控制的可靠性。 4.2.2 智能化变电站综合集成化智能装置及其功能结构数字化变电站在运用集成技术之后，全站范围内的数据交互通过光纤以太网实现。变电站层与间隔层之间现场距离长，数据交换量大，实时性要求高，需要与外

42、部电网互联互通。而间隔层与过程层之间数据交换，不同间隔之间的数据交换，都是局限于变电站内，数据交换多是点对点，瞬时性的。若所有的间隔层设备与过程层设备之间的联系完全依赖于光纤网络，一旦光纤网络出现故障或受到干扰，间隔层与过程层之间的联系将非常不可靠，全站的所有自动化功能都可能因此受到影响而不能正常工作。为了进一步减少变电站内元件(节点)数量，降低间隔层自动化功能对光纤网络的依赖性，将间隔层与过程层之间的联系从对光纤网络的依赖中解放，同时也为了进一步简化变电站的结构，本文提出了一种将变电站内过程层与间隔层一二次设备进行一体化、智能化综合集成的构想，并以此提出智能化变电站的架构体系。通过分析，认为

43、该综合集成构想以及智能化变电站架构体系的实现，具有先进性，能够满足未来智能电网发展的要求。 变电站一、二次设备的一体化、智能化集成，指除了过程层的测量与控制执行等功能外，将目前变电站结构中间隔层的保护、控制、监视等功能也综合集成到过程高压设备现场，由就地安装的综合集成化智能装置 (CompositiveIntegratedIntelligentDevice，CIID)一方面直接作用于一次设备，另一方面通过标准化的接日并入全站唯一的光纤总线，进行各CIID之间，及CIID与变电站层的功能之间的信息共享与优化协作。 智能化现场测控装置(模块)接受全网统一的同步时钟信号

44、，实现对一次设备的模拟量、开关量与状态量的同步采集，按照全网统一的标准(如IEC61850)处理，为测得数据统一打上同步时间标签;也接受运行控制模块、继电保护模块等的控制命令，实现对一次设备操作的控制与执行。继电保护模块在所有的模块中享有最高优先级，可以直接从智能化现场测控装置获取所需信息，以最短的时间做出反应，并且在任何情况下其保护功能都不被闭锁，同时还可通过标准化接口与其它一次设备的CIID的保护功能交互、配合。统一数据存储模块是CIID的木地信息数据库，测量得到的所有的标准化模拟量、开关量与状态量信息都在此存储，提供给其它功能模块，并可按照时间轴、属性轴等对信息数据进行初步的归类与管理。

45、同时，也可以记录并存储各个层次、各个模块所有的面向对应一次设备进行操控的命令，以备查询。运行控制模块从统一数据存储模块获取木地设备的状态信息，也可接受来自变电站层的指令或利用其它CIID的信息综合判断，实现对一次设备的自动控制、紧急控制，故障录波与事件记录，非正常状态与故障状态的恢复等功能。诊断监视模块实现对设备的状态监视和诊断。软件管理模块可以对所有的功能模块软件进行管理、更改和升级。CIID的硬件配置要求满足所有自动化功能所需，并考虑冗余度。今后对CIID功能的增加或提升，只需通过软件升级实现。 CIID 内各个模块之间通过总线结构实现交互。对外经由通信模块，通过标准化

46、的接口与变电站层和其它的CIID通讯交互。通信管理模块在综合集成化智能装置中处于 “咽喉”的地位。装置内的各个功能模块，需要与其它CIID的功能模块进行交互和协作，也需要向变电站层报告信息，并接受变电站层的指令。通信管理模块需要对所有的功能模块的所有信息进行有效的组织和管理，以保证信息交互的可靠与高效。流经标准化接口的信息包括由变电站层向综合集成化智能装置的查询命令、控制指令、调用指令等，包括由CIID向变电站层的实时运行信息(包括模拟量、状态量、开关量等)、故障录波、事件报告等，以及各CIID间的互锁和调用信息。智能化测控装置是变电站基础信息的根本来源，通过综合集成化智能装置的标准

47、化接口接入站内光纤以太网，可以构成全站乃至全网范围的标准化基础信息平台。 需要说明的是，上述功能模块不是将各自动化系统装置在安装位置上进行简单的捆绑和叠加，而是在将所有自动化功能进行全面综合考虑后的升级优化。优化的目标是：功能齐全、硬件冗余、实现功能的流程最简化和最有效化。考虑到今后新的技术与装备出现及应用的可能性，CIID仍然保留标准化的功能扩展接口和装备配置空间。智能化测控装置中包含本地人机界面，只对测量信息进行显示，其它的设备状态信息等都通过网络在变电站层集中显示。为保证功能的独立性，减少功能互相之间的影响，提高可靠性，这些模块的功能都由各自的 CPU处理。4.2.3

48、 综合集成的智能化变电站的架构综合集成的智能化变电站的架构如图1所示，其结构和功能总体上分为两层，即智能设备层和变电站层。智能设备层主要由综合集成化智能装置(CIID)和高压一次设备构成，二者之间通过非常规电流互感器、非常规电压互感器以及各类传感器建立直接联系。除了高压开关设备之外，智能化变电站中的一次设备多了分布式电源接口和柔性交流输电装置(FACTS装置)。由于CIID内综合集成了各个变电站自动化系统的功能模块，因此可以实现并完成IEC61850标准提出的变电站分层结构中的过程层和间隔层的功能。可以认为智能设备层是对过程层和间隔层的集成。智能化变电站的变电站层的功能主要包括各个CIID在站

49、级的管理和协调应用，站级的一体化数据管理以及与远方调度控制中心和其它智能化变电站的信息交互、协调控制的管理等。当多个智能化变电站实现标准化的互联时，即可构成支撑智能电网的重要节点。在该架构中，变电站中每个控制和监视设备都需要从过程输入数据，然后输出控制命令到过程。而CIID是核心，它将控制、保护、测量等功能集成在这个通用的平台上，通过通用的硬件和软件采集各功能需要的数据和状态量，实现数据共享。CIID主要有以下几个模块：1)智能化现场测控模块，它接受全网统一的同步时钟信号，实现对一次设备的模拟量、开关量与状态量的同步采集，也接受运行控制模块、继电保护模块等的控制命令，实现对一次设备操作的控制与

50、执行。2)继电保护模块，它可以直接从智能化现场测控装置获取所需信息，以最短的时间做出反应，并且在任何情况下其保护功能都不被闭锁，因此它是优先级别最高的模块。3)通信模块，通过标准化的接口与变电站层和其它的CIID通讯交互。第5章 智能设备的关键技术5.1 数字化平台取消长电缆连接，提高系统性能，同时消除事故隐患；使用IEC 61850标准，有利于设备之间的互操作。5.1.1 通信网络一、通信网络基于可行性、可靠性、重要性等方面可分为：站控间隔层网络、过程层网络、交换机。1、站控间隔层网络：功能和综自站相同多套用成熟方案（国外单环网，国内单/双星）2、过程层网络：采样值: 点对点组网- - -&

51、gt;点对点- - ->组网GOOSE: 组网- - ->点对点- - ->组网3、交换机VLAN: 工程化应用GMRP、1588：尚待验证二、示例图：1、数字化变电站网络结构 I图：2、数字化变电站网络结构 II图：3、数字化变电站网络结构 III图：3、 过程层合网的可靠性：采样值、GOOSE、同步三网合一将提高系统可靠性。1、 GOOSE和采样值合网的作用：带宽上具有可行性(稳定流量和突发性流量配合) ；降低了成本；48点/周波供保护测控，200点/周波点对点供计量；48点/周波，16回达到80Mbit/s。2、 以太网时钟同步与采样网合一的作用：IEEE 1588v2

52、，硬件参与，ns级对时，满足计量要求；提高了采样数据的可靠性。5.1.2 二次设备1、 继电保护装置、测控装置 1、装置处理能力包括：装置直接支持IEC 61850标准；过程层通信接口交换采样值、开关量等，光纤取代信号电缆和控制电缆；二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息失灵启动、间隔联闭锁等；保护、测控硬件统一，或一体化；实现模式依赖于组网方案等。2、装置的模式有： 采样值点对点、GOOSE组网：成熟产品过程层组网方案（已经实现并有工程化应用）：采样值、GOOSE分别组网；采样值、GOOSE共网；采样值、GOOSE、同步三网合一。采样值点对点、GOOSE点对点2、 网络保护网

53、络保护的主要作用于后备保护；线路/变压器过负荷减载；站间备自投功能；小电流接地选线等。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合并器通信方式获得，通过GOOSE网络传输跳闸命令，从线路保护中获取故障方向、元件功率、主保护动作信号等到信息。5.1.3 工具软件1、 工具软件的基本要求：1、基本原则：可靠性、易用性2、信息只输入一次、源端维护。目的是消除冗余信息，防止人为配置错误；从系统而不是独立的各产品角度思考；数据和模型一体化，自下而上支撑智能电网模型。3、按信息流和工作流进行工具软件的整体规划。考虑配置、调试、运行、检修各环节使用者的不同背景和需求。

54、4、将“虚”的软件联系可视化，这是虚端子应用的必要条件，同时也是检修和控制的安全性保证。5、IEC 61850配置工具装置配置工具：VSCL 61850配置工具系统配置工具：VSYS 61850配置工具6、基于AUTOCAD的变电站配置工具供设计部门使用第三方商用软件图形化接口、直接生成SCD2、 基于AUTOCAD的变电站配置工具5.2 电子式互感器5.2.1 分类：电子式互感器分为有源式电子式互感器和无源式电子式互感器。5.2.2 常用互感器举例：PSET6000系列电子式互感器分类：DW系列户外AIS ，CT为罗氏线圈+低功率线圈；VT为串级式电容分压器；固体绝缘；SF系列户外AIS ，

55、 CT为罗氏线圈+低功率线圈；VT为同轴电容分压器；SF6气体绝缘；OW系列户外AIS ， CT为全光纤型；VT为串级式电容分压器；固体绝缘；GS系列GIS/PASS用 ， CT为罗氏线圈+低功率线圈；VT为电磁式/电容分压器； SF6气体绝缘；DH系列户内开关柜用，CT为罗氏线圈+低功率线圈；VT为电磁式/电阻分压器； 固体绝缘；5.2.3 PSET6000有源式互感器原理图5.3 智能一次设备5.3.1 智能一次设备的定义：又名智能化高压设备：由高压设备本体和智能组件组成，具有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化、信息互动化特征的高压设备。5.3.2 智能组件：智能组件(inte

56、lligent component)：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。宿主设备：高压一次设备5.3.3 智能单元：1、是给传统断路器或变压器提供数字化变电站接口；2、在开关端子箱安装智能终端：对刀闸等进行状态采集和控制，就地操作箱功能；3、在变压器端子箱安装智能终端，实现变压器本体保护和变压器测控功能：采集温度、档位、非电量、中性点地刀等状态，控制风扇和档位的作用；4、有对时、录波功能。5.3.4 实例分析PSSC 600 系列智能组件：1、

57、 PSSC601智能组件：用于220kV及以上电压等级，就地化目前是合并单元+智能单元预留测控、保护2、 PSSC621系列智能组件:用于110kV,合并单元+智能单元+保护+测控+监测3、 PSSC611系列智能组件：监测功能组主IED5.4 高级应用5.4.1 目前具备的功能目前拥有全景数据反演；一体化在线五防；VQC；程序化顺控；网络记录分析等功能。5.4.2 开发过程中的功能如智能告警及分析决策： 故障信息综合分析决策 ；设备状态可视化 ；经济运行与优化控制 ；分布式状态估计等功能。第6章 智能变电站电气主接线电气主接线是变电站电气设计的首要核心部分，也是电力构成的重要环节。电气主接线

58、设计是依据变电站的最高电压等级和变电站的性质，选择出某种与变电站在系统中的地位和作用相适应的接线方式。6.1 主接线接线方式6.1.1 单母线接线 优点：接线简单清晰，设备少，操作方便，便于扩建和采用成套配电装置。缺点：不够灵活可靠，任一元件（母线或母线隔离开关等）故障时检修，均需使整个配电装置停电，单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部回路仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障母线的供电。适用范围： 35-63KV配电装置出线回路数不超过3回；110-220KV配电装置的出线回路数不超过2回。6.1.2 单母线分段接线优点：用断路器把母线分段后，对重要用户可以

59、从不同段引出两个回路，有两个电源供电。当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障切除，保证正常段母线不间断供电和不致使重要用户停电。缺点：当一段母线或母线隔离开关故障或检修时，该段母线的回路都要在检修期间内停电。当出线为双回路时，常使架空线路出现交叉跨越。扩建时需向两个方向均衡扩建。适用范围： 35KV配电装置出线回路数为4-8回时；110-220KV配电装置出线回路数为3-4回时。6.2 单母分段带旁路母线这种接线方式在进出线不多，容量不大的中小型电压等级为35-110KV的变电站较为实用，具有足够的可靠性和灵活性。6.3 桥型接线6.3.1内桥形接线优点：高压断器数量少，四个回路只需三台断路

60、器。缺点：变压器的切除和投入较复杂，需动作两台断路器，影响一回线路的暂时停运；桥连断路器检修时，两个回路需解列运行；出线断路器检修时，线路需较长时期停运。适用范围：适用于较小容量的发电厂，变电站并且变压器不经常切换或线路较长，故障率较高的情况。6.3.2 外桥形接线优点：高压断路器数量少，四个回路只需三台断路器。缺点：线路的切除和投入较复杂，需动作两台断路器，并有一台变压器暂时停运。高压侧断路器检修时，变压器较长时期停运。适用范围：适用于较小容量的发电厂，变电站并且变压器的切换较频繁或线路较短，故障率较少的情况。6.4 双母线接线 优点：1）供电可靠,可以轮流检修一组母线而不致使供电中断；一组

61、母线故障时，能迅速恢复供电；检修任一回路的母线隔离开关，只停该回路。2）调度灵活。各个电源和各回路负荷可以任意分配到某一组母线上，能灵活地适应系统中各种运行方式调度和潮流变化的需要。3）扩建方便。向双母线的左右任何的一个方向扩建，均不影响两组母线的电源和负荷均匀分配，不会引起原有回路的停电。4）便于试验。当个别回路需要单独进行试验时，可将该回路分开，单独接至一组母线上。缺点：1）增加一组母线和使每回线路需要增加一组母线隔离开关。2）当母线故障或检修时，隔离开关作为倒换操作电器，容易误操作。为了避免隔离开关误操作，需在隔离开关和断路器之间装设连锁装置。适用范围：6-10KV配电装置，当短路电流较

62、大，出线需要带电抗器时；35KV配电装置，当出线回路数超过8回时，或连接的电源较多、负荷较大时；110-220KV配电装置，出线回路数为5回及以上时，或110-220KV配电装置在系统中占重要地位，出线回路数为4回及以上时。6.5 双母线分段接线双母线分段可以分段运行，系统构成方式的自由度大，两个元件可完全分别接到不同的母线上，对大容量且相互联系的系统是有利的。由于这种母线接线方式是常用传统技术的一种延伸，因此在继电保护方式和操作运行方面都不会发生问题，而较容易实现分阶段的扩建优点。但容易受到母线故障的影响，断路器检修时需要停运线路。占地面积较大。一般当连接的进出线回路数在11回及以下时，母线

63、不分段。6.6 电气主接线的选择6.6.1 35kV电气主接线根据资料显示,由于35KV的出线为4回，一类负荷较多，可以初步选择以下两种方案：1）单母分段带旁母接线且分段断路器兼作旁路断路器，电压等级为35kV60kV，出线为48回，可采用单母线分段接线，也可采用双母线接线。2）双母接线接线表6.2 35KV主接线方案比较 方案项目方案单母分段带旁母方案双母接线技术 单清晰、操作方 便、易于发展 可靠性、灵活性差 旁路断路器还可以代替出线断路器，进行不停电检修出线断路器，保证重要用户供电 扩建时需向两个方向均衡扩建 供电可靠 调度灵活 扩建方便 便于试验 易误操作经济 设备少、投资小用母线分段断路器兼作旁