智能变电站设计概要.ppt

智能变电站设计概要,一、智能变电站概念及发展历程二、智能变电站网络结构三、智能变电站二次系统介绍四、智能变电站设计关注事项五、智能变电站其他相关知识介绍,内容提纲,2,一、智能变电站概念及发展历程二、智能变电站网络结构三、智能变电站二次系统介绍四、智能变电站设计关注事项五、智能变电站其他相关知识介绍,内容提纲,3,智能电网,4,（1）智能电网包含发电、输电、变电、配电、用电、调度6大环节。（2）智能变电站作为智能电网的重要节点，其概念派生于智能电网,智能设备：先进、可靠、集成、低碳、环保；基本要求：全站信息数字化 通信平台网络化 信息共享标准化基本功能：自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测；高级功能：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,智能变电站定义,5,与常规站区别,6,一二次设备重新定位,7,传统微机保护,交流输入组件,A/D 转换组件,保护逻辑(CPU),开入开出组件,人机对话模件,二次设备和一次设备功能重新定位。,一二次设备重新定位,8,智能终端,MU,传统微机保护,交流输入组件,A/D 转换组件,保护逻辑(CPU),开入开出组件,人机对话模件,二次设备和一次设备功能重新定位：,ECT,一次设备智能化,IED数字化保护,SV光纤,GOOSE,常规站典型结构,9,智能站典型结构,10,智能变电站的优势,11,简化二次接线 少量光纤代替大量电缆提升测量精度数字信号传输和处理无附加误差提高信息传输的可靠性 CRC校验、通信自检光纤通信无电磁兼容问题可采用电子式互感器无CT饱和、CT开路、PT短路铁磁谐振等问题绝缘结构简单、干式绝缘、免维护,智能变电站的优势,12,一、二次设备间无电联系无传输过电压和两点接地等问题 一次设备电磁干扰不会传输到集控室各种功能共享统一的信息平台监控、远动、保护信息子站、电压无功控制VQC和五防等一体化减小变电站集控室面积二次设备小型化、标准化、集成化二次设备可灵活布置,智能变电站发展历程,13,第一步：IEC61850实现监控层通讯第二步：GOOSE应用220kV绍兴外陈变500kV金华兰溪变第三步：电子式互感器应用（IEC60044-8、IEC61850-9-1点对点通讯）220kV青岛午山变第四步：过程层全面网络化110kV绍兴大侣变（GOOSE、IEC61850-9-2、IEEE1588精密时钟同步协议标准、GMRP组播注册协议）220kV延寿变,一、智能变电站概念及发展历程二、智能变电站网络结构三、智能变电站二次系统介绍四、智能变电站设计关注事项五、智能变电站其他相关知识介绍,内容提纲,14,二、智能变电站网络结构,15,三层两网逻辑结构与物理结构站控层与过程层网络独立信息分类：站控层/间隔层MMS、GOOSE;过程层SV、GOOSE;,常见网络拓补,16,星型网络拓扑网络中信息传输路径应不超过4级交换机级联,站控层网络结构,17,站控层/间隔层：220kV及以上变电站双重化星型；110kV及以下变电站宜单星型；,过程层网络结构,18,过程层：一般按电压等级分别组网-交换机集中或按间隔；220kV及以上变电站双重化星型；110kV变电站推荐单星型；内桥或线变组可不组网；主变不单独组网，接入各侧过程层网络，低侧可接入中侧；,过程层网络结构,19,过程层SV及GOOSE是否共网：330kV及以上3/2接线时SV和GOOSE独立组网交换机按串配置；220kV及以下SV及GOOSE可以共网；,智能变电站网络结构,20,智能变电站网络结构,21,智能变电站网络结构,22,智能变电站网络结构,23,一、智能变电站概念及发展历程二、智能变电站网络结构三、智能变电站二次系统介绍四、智能变电站设计关注事项五、智能变电站其他相关知识介绍,内容提纲,24,过程层设备-电子式互感器,25,电子式互感器主要优势,26,常规互感器的主要缺陷绝缘、饱和、爆炸、谐振、精度、接口等 电子式互感器的主要优势(1)高低压完全隔离，绝缘简单，安全性高；没有因漏油而潜在的易燃、易爆等危险。(2)不存在磁饱和、铁磁谐振等问题。(3)频率响应宽，动态范围大，精度高，可同时满足测量和继电保护的需要。(4)体积小，重量轻，节约占地面积；无污染，无噪声，具有优越的环保性能。(5)不存在CT二次输出开路及PT二次输出短路的危害。(6)数字信号分享更为容易，带负载能力强。(7)成本与电压等级的关系不大。因此电压等级越高，经济性越明显。(8)方便地实现电压电流组合式。(9)适应电力系统数字化、智能化和网络化的需要。,有源电子式互感器,27,有源电子式互感器利用电磁感应等原理感应被测信号CT：空心线圈(RC)；低功率线圈(LPCT)PT：分压原理 电容、电感、电阻传感头部分具有需用电源的电子电路利用光纤传输数字信号独立式、GIS式,有源电子式互感器,28,有源电子式互感器,29,有源电子式互感器关键技术 1、远端传感模块的稳定性和可靠性（安置在室外时温度、电磁干扰等）2、绕制在陶瓷骨架上的空芯线圈结构的稳定性对测量精度的影响。3、对独立结构的有源式电子互感器的远端模块取电技术。,磁光玻璃式 优点：技术难度较小，原理简单 缺点：1、系统由分立元件组成，结构复杂，抗振动能力差 2、光学元件间用光学胶粘接，长期运行稳定性差 3、采用的分立光学元件加工困难，一致性难以保证全光纤式（FOCT）优点：1、无分立元件，全光纤结构简单，抗振动能力强 2、光纤熔接后连接可靠，长期稳定性好 3、所有光学器件基于光纤制作，工艺成熟，一致性好 缺点：技术难度大，原理复杂。,无源电子式互感器,30,关键技术难点-光学传感材料的选择-传感头的组装技术-微弱信号检测-温度对精度的影响-振动对精度的影响-长期稳定性,无源电子式互感器,31,1、传感器冗余配置2、冗余采样，双AD系统,电子式互感器配置原则,32,电子式互感器配置原则,33,3、各种接线型式下电子式互感器的配置。a）3/2接线型式 母线配置单相EVT,线路侧配置三相EVT；断路器配置三相ECT；高抗首尾两端配置ECT；b）单断路器接线型式 母线配置三相EVT；母联间隔配置三相ECT;出线（或主变）间隔配置三相ECVT,电子式互感器配置原则,34,4、变压器间隔互感器配置。a）变压器各侧互感器类型及相关特性宜一致；b)主变压器各侧采用电子式电流互感器时，宜取消主变压器本体高、中压侧套管电流互感器；主变压器低压侧套管电流互感器应按主变压器保护要求配置；需考虑：1、各侧电子式互感器和常规互感器并存情况2、中性点或间隙配置方式建议,合并单元,35,合并单元：合并单元是电子式互感器与二次设备接口的关键装置。(1)数据合并，合并单元同时接受并处理三相电流互感器和三相电压互感器的输出信号，并按IEC60044-8或IEC61850-9-1/2的要求输出信号；(2)数据同步，三相电流互感器和三相电压互感器独立采样，其同步的实现由合并单元完成。(3)分配信号，不同的测控装置及保护装置均从合并单元获取一次电流电压信息，合并单元的一个主要功能是分配信号给不同的二次设备。,保护双重化配置时合并单元应冗余配置电压切换及电压并列功能输出协议支持IEC60044-8及IEC61850-9-2支持点对点及组网MU应输出额定采样延时及品质标志,合并单元,36,智能开关设备的定义IEC62063:1999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，不仅具有开关设备的基本功能，还具有附加功能，尤其在监测和诊断方面在线监视功能：电、磁、温度、开关机械、机构动作智能控制功能：最佳开断、定相位合闸、定相位分闸、顺序控制数字化的接口：位置信息、其它状态信息、分合闸命令电子操动：变机械储能为电容储能、变机械传动为变频器通过电机直接驱动、机械运动部件减少到一个，可靠性提高、电子电路的寿命、可靠性成为关键,智能开关设备,37,智能终端,38,利用现有的成熟的二次技术，结合传统开关设备，提升智能化水平实施方案 智能终端+GOOSE网络,智能终端：与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。,户外智能控制柜,39,采用智能终端并就地安装在开关场地实现间隔内开关闸刀等操作及信号反馈，由于全面采用GOOSE技术，大大节省了全站控制及信号电缆，缩小了电缆沟尺寸，节约了土地，减轻了现场安装调试维护工作量，减少了直流接地、交流传入直流等二次回路问题。,光缆连接,智能终端,户外智能控制柜,40,户外安装：智能终端可以单独下放到户外，安装在一次设备旁边，通过光纤GOOSE网络与保护小室内的保护和测控装置进行通讯。智能终端经过了严酷的高低温和EMC试验，可以在户外恶劣的环境中运行。为使智能终端在户外运行而专门设计的屏柜，其防湿热、防尘、防辐射等各项技术指标都能满足户外安装要求。,户外柜的技术参数：IP防护等级：IP55（户外标准）；内部安装19英寸标准工业装置；内部配有温湿度控制器，加热器，空气外循环模块化风扇装置；材料为不锈钢1.5mm，外壳及门板均 为双层防辐射结构（包括四周及顶壳），底部带底框，并附带安装槽钢。,运行于哈尔滨延寿变的户外智能就地柜（内含智能终端）,GIS智能汇控柜,41,GIS汇控柜安装：,配置原则及要求:220kV750kV 除母线外，智能终端宜冗余配置；110kV 除主变外，智能终端宜单套配置；66kV（35kV）及以下配电装置采用户内开关柜布置时宜不配置智能终端；采用户外敞开式布置时宜配置单套智能终端；220kV750kV 变电站主变压器各侧智能终端宜冗余配置；110（66）kV 变电站主变保护若采用主、后备保护一体化装置时主变压器各侧智能终端宜冗余配置，主变保护若采用主、后备保护分开配置时主变压器各侧智能终端宜单套配置；主变压器本体智能终端宜单套配置；每段母线智能终端宜单套配置，若配电装置为户内开关柜时母线宜不配置智能终端；不设置防跳，由断路器本体实现；跳合闸出口设置硬压板；,智能终端,42,按优化集成设计要求:智能终端与合并单元一体化：硬件整合、功能整合 节省设备 节省安装空间 节省光缆 节省过程层交换机,智能终端与合并单元一体化,43,智能终端与合并单元一体化,44,间隔层设备,45,网络化二次设备要求具有数字化接口满足电子式互感器的要求满足智能开关的要求网络通信功能满足IEC61850的要求,可靠性、选择性、灵敏性、速动性；直采直跳原则；220kV及以上电压等级双重化原则：相互独立、一一对应；非电量就地电缆直接跳闸；接入不同网络的数据接口独立原则；简化压板设置原则；优化集成及取消功能重复元件原则；一体化设计原则；,继电保护,46,继电保护实施方案,47,3/2接线型式线路保护单套技术实施方案,继电保护实施方案,48,3/2接线型式边断路器保护单套技术实施方案,继电保护实施方案,49,3/2接线型式中断路器保护单套技术实施方案,继电保护实施方案,50,3/2接线型式变压器保护单套技术实施方案,继电保护实施方案,51,3/2接线型式母线保护单套技术实施方案,继电保护实施方案,52,3/2接线型式电抗器保护单套技术实施方案,继电保护实施方案,53,220kV单套线路保护技术实施方案,继电保护实施方案,54,220kV单套母线保护技术实施方案,继电保护实施方案,55,110kV、66kV及以下间隔保护技术实施方案,具有数字化接口，满足数字式采样的要求;网络通信功能，支持过程层GOOSE;按DLT/860建模；支持通过GOOSE报文实现间隔层联闭锁;接入不同网络的数据接口独立原则；,测控装置,56,测控装置,57,按电压等级及网络配置组网主变单独配置故障录波每个百兆SV接口接入合并单元数量不多于5个；,故障录波及网络分析系统,58,故障录波及网络分析系统,59,关口计量点：常规CT,常规表计；非关口计量点：数字式表计，SV单网采样；支持电流极性配置及和电流计算；电量采集：串口采集表计信息，调度数据网接口与主站通信；低压计量集成于保护测控,计量系统,60,相量测量,61,独立单套配置：SV单网采样 电流极性配置与和电流计算 测控装置功能集成：配置数据集中器,故障测距,62,线路距离长、巡检不便时配置：80km；地形复杂；数据采样频率500kHZ：常规互感器采样,安全自动装置,63,双重化配置 需快速跳闸的采用直采直跳方式低周减载：直采、网跳；网采、网跳；,站控层设备,64,主机兼操作员站远动通信智能接口设备网络打印机时间同步系统保护及故障信息子站（可选）状态监测及智能辅助控制系统主机信息一体化平台,时间同步系统,65,220kV及以上电压等级变电站，主时钟双重化配置；110kV及以下电压等级变电站，主时钟单套配置；具备北斗及GPS标准授时，预留地基时钟源接口；对时或同步范围及方式：站控层设备-SNTP;间隔层设备-IRIG-B,PPS；过程层设备-光纤IRIG-B,IEC61588扩展时钟：按小室或电压等级配置；接口类型及数量满足工程需求；,保护及故障信息子站,66,可独立配置：信息采集：MMS网络;与主站通信：子站完成与主站通信,网络103、IEC61850;；利用一体化信息平台实现：信息采集：MMS网络;与主站通信：网络103、IEC61850;,一体化信息平台,67,站内信息的统一采集、存储和处理逐步整合变电站自动化系统、保护故障信息子站、一次状态监测、智能辅助控制等系统实现全景数据监测与高级应用安全分区-一体化监控系统,一体化监控系统,68,安全区：监控主机采集实时数据；区数据通信网关机直采直送，运行数据浏览服务 安全区：综合应用服务器采集设备状态监测和辅助控制系统信息，通过正反向隔离装置向/区数据通信网关机发布信息；区数据通信网关机通过防火墙从数据服务器获取区数据和模型等信息，与调度（调控）通信，提供信息查询和远程浏览服务。数据服务器存储变电站模型、图形和操作记录、告警信息、在线监测、故障波形等历史数据，为各类应用提供数据查询和访问服务。计划管理终端实现调度计划、检修工作票、保护定值单的管理等功能。,一体化监控系统,69,220kV及以上电压等级智能变电站一体化监控系统结构示意图,一体化监控系统,70,110kV（66kV）电压等级智能变电站一体化监控系统结构示意图,高级应用,71,电子式互感器总体介绍,72,顺序控制及防误闭锁,73,现有的操作规程，人工参与程度高，增加了操作风险由顺控服务器和IED协助完成顺序控制：变电站内智能设备依据变电站操作票的执行顺序，由智能设备代替操作人员，自动完成操作票的执行过程。实际操作时只需要变电站内或调度运行人员根据操作要求选择一条程序化操作命令，操作票的执行和操作过程的校验由变电站内智能电子设备自动完成；将二次设备的操作自动化；与远动配合支持集控、调度以及变电站监控中心对顺序控制的操作。在线防误闭锁，利用间隔层联锁及站控层防误规则，不再依赖传统的锁具及钥匙，在线实现操作闭锁,顺控的意义,74,顺控的意义：提高自动化水平：电站内智能设备依据变电站操作票的执行顺序和执行结果校核要求，由站内智能设备代替操作人员，自动完成操作票的执行过程。防止误操作的发生,缩短操作时间，提高变电站的安全运行水平：使智能化变电站真正实现无人值班，达到变电站“减员增效”的目的;同时通过顺控操作，减少或无需人工操作，最大限度地减少操作失误，缩短操作时间。,顺控的条件,75,对一次设备的要求 所有参与程序化操作的一次设备需要实现电动化操作一次设备具有较高的可靠性对变电站内二次设备的要求 参与程序化操作的各二次设备要求稳定、可靠具备一定的容错措施保护设备具有可远方投退的保护软压板并可实现保护定值区的远方切换,顺控过程示意,76,由于保护全部采用软压板操作，闸刀电动机电源可远方遥控，后台实现程序化操作，大大加快了运行人员的操作速度。例如对于AIS双母线结构一个出线或主变间隔倒母操作，传统方式下需要2030分钟，实行程序化操作后，只需要5分钟左右（包含闸刀操作成功确认时间）。,智能告警与故障信息综合分析,77,值班员会面对越来越多的信号，越来越复杂的系统。传统告警系统只会机械的报告系统发生的事件，尤其是系统发生事故时，潮水般的信号使得值班人员无所适从，实际上相关信号是具备很强的逻辑关系的，但是只有具备丰富经验和扎实理论的值班人员才能给出正确的判断。基于对全站设备对象信息建模的情况下，实现对全站告警信息进行分类告警、信号过滤，同时通过对变电站运行状态进行实时的在线分析，自动报告变电站异常并提出故障处理指导，实现基于管理、检修和实时运行一体化的告警系统。,智能告警与故障信息综合分析,78,将告警信息分层分类告警屏蔽告警实时状态提示异常告警信息单条告警的推理分析异常告警信息告警的综合推理分析,智能告警,79,故障信息分析决策,80,站内监控不局限于数据监视、浏览和查询等功能，根据变电站逻辑和推理模型，实现对告警信息的分类与处理；综合利用站内告警信息、保护动作信息、故障录波数据，进行数据挖掘，生成故障分析报告；智能告警系统应能够分层分类的显示告警信息，可以对实时发生的单个告警信息进行推理判断、提供原因及处理方案，而且能够对短时间内连续发生、有内在关联的一组事件信息进行综合推理判断，给出原因及处理方案，解决在事故跳闸情况下的综合判断问题。具体功能：1、告警信息预处理2、扰动类型界定3、电网故障诊断,故障简报,81,故障设备:兰堰5804线,故障相:A相,瞬时故障.跳闸开关:兰堰线/3号主变5022,兰堰线5021,保护动作:500kV 兰堰5804线第一套线路保护-CSC103:2010-10-14 15:31:19.669,接地距离段动作故障性质:兰堰5804线发生A相瞬时故障目前,兰堰线/3号主变5022在合位,兰堰线5021在合位处理方案:1、确定后台光字信号及其他信息:(1)确认开关变位情况(2)确认保护动作情况(3)检查兰堰5804线潮流、电压是否恢复正常。2、5分钟内第一次通知监控中心3、现场检查(1)一次设备检查(2)二次设备检查(3)查看故障电流波形、电流值、故障电压等;(4)检查确认监控系统有无异常光字，是否存在未复归信号。,采集信息：一次设备状态信息 二次设备告警及自诊断信息 二次设备检修信息 网络设备状态信息 实现功能：分析、可视化展示、信息上送；优化电网运行及设备运行管理；,设备状态可视化,82,支持经济运行与优化控制,83,系统可提供智能电压无功自动控制（VQC）功能，可接收调度主站端或集控中心的调节策略，完成电压无功自动控制功能。调度主站端或集控中心可以对厂站端的VQC软件进行启停、状态监视和策略调整的控制。系统可提供智能负荷优化控制功能，可根据预设的减载策略，在主变过载时自动计算出切负荷策略，或接收调度主站端或集控中心的调节目标值计算出切负荷策略。并将切负荷策略上送给调度主站端或集控中心确认后执行。调度主站端或集控中心可以对厂站端的智能负荷优化控制软件进行启停、状态监视和调节目标值设定的控制。,系统应提供包含厂站二次和一次系统数据模型的SCD配置文件以及厂站一次接线图形SVG文件，并在子站端通过转换生成符合主站IEC61970标准的数据模型和图形文件，主站系统通过导入子站数据模型和SVG图形文件实现主站模型和厂站图的自动维护。三个方面：模型 61970 CIM文件图形 SVG文件通信 104点表,源端维护,84,一体化监控系统五类应用,85,1、交直流一体化电源 一体化设计、一体化配置、一体化监控；,其他系统,86,2、在线监测系统 分层分布式结构；,其他系统,87,3、智能辅助控制系统 实时接收各系统信息；分类存储并进行分析、计算、统计等处理；实现各系统间的智能联动功能,其他系统,88,一、智能变电站概念及发展历程二、智能变电站网络结构三、智能变电站二次系统介绍四、智能变电站设计关注事项五、智能变电站其他相关知识介绍,内容提纲,89,1、两套保护间的配合2、单套设备接双网3、双套测控解决方案4、交换机组屏5、二次设备组屏6、虚端子设计7、光缆相关问题8、互感器选择9、直流电源10、老站改造中母线保护过渡方案,四、设计关注事项,90,1、两套保护间的配合 闭锁重合闸、手合闭锁母差；因为双重化网络相互独立，故利用智能终端间就地电缆连接来实现,设计关注事项,91,2、单套设备接双网 测控、低压母联、备自投等；公用测控接B网；独立的网络数据接口，图一；其他解决方案，图二、三；,设计关注事项,92,图一,图三,图二,3、双套测控解决方案 功能上完全独立，对上主从，对下双主；数据分类：冗余数据-两套数据一致，如一次设备位置、信号等；非冗余数据-两套数据不一致，如测控装置本身信息等；主备切换：测控装置Health位通过修改“测控主机功能软压板”进行切换,设计关注事项,93,4、交换机组屏站控层交换机 宜与远动通信设备共同组柜间隔层交换机 按小室、电压等级分别组柜，每面柜布置4-6台交换机过程层交换机 按小室、电压等级分别组柜，每面柜布置4-6台交换机 3/2接线时，按串配置，每串1面交换机柜 按间隔分散安装在保护测控柜,设计关注事项,94,5、二次设备组屏站控层设备 服务器组屏，显示器不组屏时需增加KVM延长器；间隔层设备 间隔层设备集中布置时，可按设备类型组柜（屏）双重化配置的保护当组在一面柜内时，宜有明显的分隔标记 分散就地下放安装，减少主控室面积 按间隔组屏，保护+测控+过程层交换机（共网）+计量过程层设备 智能终端应安装在所在间隔就地智能控制柜内 当采用常规互感器时，合并单元应下放至就地智能控制柜内，采用电子式互感器时，合并单元可考虑室内安装。对于 GIS 设备，汇控柜与智能控制柜宜一体化设计。,设计关注事项,95,5、二次设备组屏网络记录及分析系统 根据规模配置12面屏；时钟同步系统 主时钟1面；扩展时钟屏按小室布置；相量测量装置 按电压等级配置，每个电压等级1面；一次设备状态监测 在线监测IED布置于就地智能控制柜；智能辅助控制系统 系统主机组1面屏；,设计关注事项,96,6、虚端子设计,设计关注事项,97,虚端子能够一对多，不能够多对一，因此一个开出信号能够给多个IED设备使用，而开入信号却不能够并联，只能够一对一输入，实端子则刚好相反。与实端子串联的硬压板能够起到明显断开点的作用，但对虚端子无此意义，因此，虚端子优先采用软压板。,6、虚端子设计 图形化表示及表格形式表示,设计关注事项,98,表格形式：,设计关注事项,99,7、光缆相关问题光缆选型光纤配线架的配置与安装光纤盘纤架的使用设备光纤接头类型光缆铺设光缆清册,设计关注事项,100,光缆选型站内线路纵联保护使用单模；其他站控层、间隔层、过程层设备均采用多模光缆；室内光缆可采用软装尾缆联接（定长）或软装光缆（不定长，现场压接）；室外光缆可采用非金属加强型或是铠装光缆；双重化保护的电流、电压，以及 GOOSE 跳闸控制回路等需要增强可靠性的两套系统，应采用各自独立的光缆；每根光缆或尾缆应留有足够的备用芯，光缆芯数宜选取4芯、8 芯、12 芯、24 芯；每根光缆需预留不少于20%备用芯光缆起终点为同一对象的多个装置时，可合用一根光缆，芯数不超过24芯,设计关注事项,101,光纤配线架的配置与安装 光纤配线架选择及安装位置的确定与全站光缆铺设案相关。控制室或各个小室集中配置光配屏 配置多层光配集中组屏，按小室分配，小室之间统一铺设多芯光缆，小室内部采用尾缆铺设。,设计关注事项,102,光纤配线架的配置与安装 按间隔配置光配 按一次间隔分别配置光配，如线路保护中配置光配转接，通过尾缆接至母差、GOOSE交换机等二次设备。,设计关注事项,103,光纤配线架的配置与安装 按设备功能配置光配 如母差设备、对时设备,设计关注事项,104,光纤盘纤架的配置用于柜内尾缆、软缆、尾纤较多较长时整理存放光纤接口多的设备可按设备数量配置，比如过程层交换机；光纤接口少的设备可几台设备共用一台光纤盘纤架,设计关注事项,105,设备光纤接头类型站内光纤接口尽量统一FC 一般用于单模保护通道SC 一般用于通讯ST 一般用于对时扩展、采样、GOOSELC 接口较小，目前用于交换机、采样、GOOSE对于无法统一的接口可以考虑定制两头不同接口的尾缆，或统一光纤配线架法兰类型,设计关注事项,106,光缆铺设光缆电缆应分开铺设，光缆采用槽合或桥架方式，辅以穿管过渡；电缆沟内安装光缆槽盒：青岛220kV午山变光缆从柜顶铺设：鞍山220kV王铁变,设计关注事项,107,光缆清册 保护通道；站控层、间隔层的级联；过程层网络；点对点GOOSE/SV;对时同步，对时扩展；,设计关注事项,108,8、互感器选择如采用电子式互感器需进行技术经济比较；常规互感器准确级和二次绕组数量；关口计费点单独设置0.2S级二次绕组故障测距与合并单元共用保护级二次绕组,设计关注事项,109,9、直流电源直流容量与馈线数量:增加智能终端、合并单元、电子式互感器远端模块、过程层交换机用电源智能控制柜以柜为单位提供公共直流电源：单路或双路，不同设备经各自空开引接,设计关注事项,110,10、老站改造工程中母线保护解决方案方案一：全数字化接口母线保护+常规互感器及一次开关的数字接口设备（专用母差子站）实现同时具备模拟量及数字化接口的母线保护装置。,设计关注事项,111,1、退出运行中的传统母差保护，并逐一将各间隔的电流、电压、刀闸辅助接点、失灵起动接点等回路转接入母差保护子站装置。带负荷测试数字化接口母差保护，测试结果合格后将数字化母差保护及子站装置投入运行。此时旧的传统母差保护不再投入运行。2、改造任一支路时都短时退出数字化母差保护，完成接入本支路尾纤、拆除子站装置本支路传统电流（或电压）回路的工作。新接入的支路带电运行后，测试数字化母差保护是否正常，测试结果合格后即可重新投入数字化母差保护，改造过程中母差也能够投入，直至改造间隔带电。,10、老站改造工程中母线保护解决方案方案二：对于常规互感器不改造的工程，在改造过程中可以保证常规母差保护继续运行，但因为常规母差保护不具备过程层数字化接口，故要求改造间隔的保护及智能终端保留与常规母差保护的开入、开出接口。,设计关注事项,112,两种方案比较方案一：全数字化接口母线保护和母差子站实现了同时具备模拟量及数字化接口的母线保护装置，可以满足常规互感器和电子式互感器共存的情况 缺点：改造初期工作量大，需要配置专门的母差子站，改造完成后子站退出运行，设备投资较大。方案二：优点：常规母线保护在改造过程中始终处于运行状态，无需投入额外设备，改造投资较小。缺点：一方面适应性较差，只能应用于常规互感器不改造的工程，另一方面，要求新设备具备常规开入开出接口，且为保证常规母线保护的正常运行，需铺设临时电缆完成新间隔的跳闸及失灵启动等。,设计关注事项,113,10、老站改造工程中母线保护解决方案方案三：针对两段母线时，在改造过程中增加对运行方式的限制，将改造后间隔限制在一条母线，未改造间隔限制在另一条母线。数字化接口母线保护用于保护连接改造后间隔的母线，而常规母线保护用于保护连接未改造间隔的母线。,设计关注事项,114,10、老站改造工程中母线保护解决方案方案三优缺点：优点：改造过程无需额外设备及铺设临时电缆，投资及工作量小，可以满足常规互感器和电子式互感器共存的情况缺点：主要限制是对主接线要求至少两条母线，而且对改造过程中的运行方式有较严格的要求，即分别将改造后间隔和未改造间隔分别限制在两条母线上（不允许进行倒闸操作），如无法保证在改造期间母联或分段开关始终处于分位，新老母差保护需做相应处理以保证差动计算平衡。,设计关注事项,115,一、智能变电站概念及发展历程二、智能变电站网络结构三、智能变电站二次系统介绍四、智能变电站设计关注事项五、智能变电站其他相关知识介绍,内容提纲,116,1、IEC61850简介2、GOOSE相关技术简介3、SV相关技术简介4、VLAN及GMRP相关技术简介5、IEC61588相关技术简介6、IEC61850配置工具及流程简介,五、其他相关知识介绍,117,一、智能变电站概念及发展历程二、智能变电站网络结构三、智能变电站二次系统介绍四、智能变电站设计关注事项五、智能变电站其他相关知识介绍,小结,118,南京南瑞继保电气有限公司NARI-RELAYS Electric Co.,Ltd.南京市江宁区胜太号，211106 _设计中心 孔庆辉手机：固话：,