变电站智能化改造技术规范

变电站智能化改造技术规范 作者:ebaitiancms 来源:本站 发表时间:2010-3-2 16:11:22 点击:6176 前言 智能变电站是统一坚强智能电网的重要基础和支撑。通过变电站智能化升级改造，实现降低变电站运维成本、优化资源配置、提升运行指标之目的。为了更好地完成变电站智能化改造工作，按照“统一规划、统一标准、统一建设”的工作方针，国家电网编写了《变电站智能化改造技术规范》。 本规范以《智能变电站技术导则》为技术指导，结合变电站升级改造的特点，综合安全运行的实际需求而制定。 变电站智能化改造技术条件及功能要求应参照已颁发的与变电站相关的技术标准和规程;本规范描述的内容如与已颁发的变电站相关技术标准和规程相抵触，应尽可能考虑采用本规范的可能性。 本规范的附录A、附录B为资料性附录。 本规范由国家电网公司生产技术部提出并解释。 本规范由国家电网公司科技部归口。 本规范主要起草单位:浙江省电力公司 本规范主要参加单位:山东省电力公司、河南省电力公司、江苏省电力公司、湖南省电力公司、中国电科院、国网电科院 变电站智能化改造技术规范 范围 本规范作为在运变电站智能化改造的技术规范，了变电站智能化改造的原则和技术要求，制定了变电站智能化改造的技术，提出了变电站智能化改造的预期成效和保障措施。 本规范适用于110kV(包括66kV)及以上电压等级变电站智能化改造。 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB/T2900.15电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器 GB/T2900.50电工术语发电、输电及配电通用术语 GB/T2900.57电工术语发电、输电和配电运行 GB/T13729远动终端设备 GB14285继电保护和安全自动装置技术规程 DL/T478静态继电保护及安全自动装置通用技术条件 DL/T755电力系统安全稳定导则 DL/T769电力系统微机继电保护技术导则 DL/T860变电站通信网络和系统 DL/T1092电力系统安全稳定控制系统通用技术条件 DL/T5149220kV,500kV变电所计算机监控系统技术规程 Q/GDWXXX智能变电站技术导则 Q/GDW/ZXXX高压电气设备智能化技术导则 IEC61588Precisionclocksynchronizationprotocolfornetworkedmeasurementandcontrolsystems 术语和定义 GB/T2900.15、GB/T2900.50、GB/T2900.57、DL/T860、Q/GDWXXX和Q/GDW/ZXXX中确立的以及下列术语和定义适用于 本导则。 智能单元smartunit 一种智能组件。传统一次设备智能化的接口设备，与一次设备直连，具备标准网络接口，实现对开关、变压器等一次设备的网络化信号采集、控制等功能。 技术路线 变电站智能化改造应结合变电站现有一次、二次设备现状及不同电压等级变电站的重要性程度，以《智能变电站技术导则》为指导，制定相应的整体改造技术路线。 常规变电站智能化改造 常规变电站智能化改造的典型设备结构见附录A。 一次设备智能化改造 一次设备待条件允许时进行智能化改造。 可在继保小室安装智能单元和合并单元等智能组件对传统一次设备信息进行采集，用DL/T860GOOSE服务和DL/T860SV传输服务(9-2)将采集信息发布到站内局域网实现共享。智能单元也可以接收保护、控制等单元发来的GOOSE命令控制一次设备。智能单元和合并单元与一次设备的链接可仍采用原有二次电缆，但采用模拟电缆连接时应进行大量简化。 对变电站关键一次设备(断路器、变压器)增设独立的设备状态监测装置，通过状态监测元件完成一次设备各种在线监测量的数字量转换及综合分析，并将状态监测评价结果通过基于MMS的DLT/860服务上传，实现在监控系统后台的可视化显示。 二次系统智能化改造 二次系统宜先实施整组改造，重点实施系统网络化，通信规约标准化，整合二次功能单元，简化二次系统结构。智能单元、合并单元、保护测控、计量、录波、状态监测等组合为智能组件。智能高级应用和辅助设备智能化改造视变电站具体情况而定。 数字化变电站智能化改造 数字化变电站智能化改造的典型设备结构见附录B。 一次设备智能化改造 一次设备结合设备改造进行数字化、网络化改造。智能单元可增加一次设备状态监测功能，提升通信服务能力，支持基于MMS的DLT/860服务，设备状态监测结果应上传至系统后台，实现设备状态结果可视化。 二次系统智能化改造 二次系统的智能化改造时，应对间隔二次设备功能进行优化整合，两层网络可合二为一，使二次接线及网络更加简化，数据共享更加充分和简捷。 对间隔层智能设备进行优化整合时，可将保护、测控、计量、录波等单元组合为智能组件。 改造原则 公司系统各单位变电站智能化水平不尽相同，管理水平也存在一定差异，为确保变电站智能化改造工作顺利开展，各单位在开展该项工作时，应遵循以下基本原则: 安全可靠原则。变电站智能化改造的过程中，要以确保电网安全稳定运行，提高供电可靠性，提高维护管理水平为目的，充分考虑升级改造过程的安全性、运行模式调整的合理性，不应简化安全保障措施，影响电网安全稳定运行。可以遵循试点先行、整体推进的原则，综合考虑先进性、必要性、可靠性和经济性。对试点经验应及时总结，逐步完善、推广。 实用经济原则。变电站智能化升级改造的推进应结合生产实际，注重实效，结合资产全寿命周期管理，促进实现设备状态检修，提高变电站运维效率。 因地制宜原则。变电站智能化升级改造的推进应立足现有设备的实际情况，解放思想，勇于创新。充分考虑各地区技术、管理水平等地域差异，在总体技术框架指导下，确定符合实际、操作性强的改造方案。 标准先行原则。变电站智能化升级改造的推进要坚持“统一标准”的原则，技术标准、规程规范应统一到公司标准体系之中。技术标准主要参考Q/GDWXXX和Q/GDW/ZXXX及本技术规范。 技术要求 技术原则 变电站智能化升级改造应遵循Q/GDWXXX的要求，在实现全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化，努力提高变 电站智能化水平。具体技术原则如下: 应按照DL/T1092三道防线要求，满足DL/T755三级安全稳定标准;满足GB/T14285继电保护选择性、速动性、灵敏性、可靠性的要求;遵守《电力二次系统安全防护总体方案》。 测量、控制、保护等单元智能化改造应满足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; 至少在一条线路间隔或变压器及其相关的开关间隔试点应用智能组件，智能组件的功能模块应满足Q/GDWXXX和Q/GDW/ZXXX总体要求。 一次设备的状态监测传感器宜采用外置式，不宜对现有一次设备解体、钻孔或拆装。 采用传统电磁式互感器的变电站，宜在继保小室进行数字化采样。 站域信息及通信规约应标准化，完善各类数据的标准化信息模型。 满足站内数据信息的集中共享。 满足变电站集约化管理、顺序控制、状态检修等要求。 满足无人值班技术要求，功能的设置及组合应考虑提高变电站智能化运行水平，减少人员的现场操作。 满足图模库一体化源端维护要求。 一次设备 不同电压等级的变电站应根据具体情况考虑采用下面方式对一次设备进行智能化改造。 变压器 就地安装变压器本体智能组件，应具备冷却器智能化控制、OLTC数字化测控、顶层油温数字化测量及本体非电量保护功能，500kV变电站还应具备DGA检测和铁心电流检测功能，可具备本体局部放电、本体油中含水量、气体继电器压力、侵入波等状态在线监测功能。 智能组件通信采用光纤以太网接口，非电量保护宜通过控制电缆直跳方式实现跳闸，宜用基于MMS的DLT/860服务实现在线监测信号传输及设置、本体非电量信号传输和OLTC远方控制。 开关设备 就地安装断路器智能组件，应具备间隔内信号数字化测量和网络化控制功能，可具备SF6气体压力、局部放电、SF6气体水分、分合闸线圈电流波形、分合闸时间、分合闸速度、储能电机电流、气室温度、污秽监测等状态在线监测功能。 智能组件通信采用光纤以太网接口，应用DLT/860GOOSE服务接收保护和控制单元的分合闸信号，传输断路器、隔离开关位置及压力闭锁重合闸等实时信号，宜用基于MMS的DLT/860服务实现在线监测信号传输及设置。断路器、隔离开关改造也可结合设备正常更新改造直接更换为智能设备。 互感器 传统互感器可在继保小室数字化采样，应用DL/T860SV传输服务(9-2)上传变电站局域网实现采样数据共享;电子式互感器应用DL/T860SV传输服务(9-2)上传变电站局域网实现数据共享。合并单元宜采用光纤秒脉冲或IRIG-B码全站统一对时，可采用IEC61588协议全站网络统一对时。传统SF6绝缘型互感器可具备SF6气体压力、SF6气体水分在线监测功能，该功能可集成到本间隔断路器智能组件中。 智能组件 智能组件应在兼顾安全性与可靠性的同时实现网络互联信息共享。智能组件改造应按统一数据源的原则对变电站原间隔层装置等进行优化整合，如可将测控与保护装置合并，故障录波与PMU合并，合理精减二次系统设备和数据源，充分体现信息共享。 220kV及以上电压等级的保护单元、贸易结算计量单元应冗余配置;智能组件就地安装时应适应现场电磁环境、温度、湿度、沙尘、振动等运行环境要求。 智能组件应支持基于MMS的DL/T860标准服务，输出基于标准模型的数据信息，并支持模型自描述;应支持GMRP组播注册协议，实现GOOSE及SV传输(9-2)组播报文的网络自动分配;应具备完善明确的GOOSE和SV传输通信中断告警功能。 智能组件各功能单元要求: 测量单元 支持DL/T860SV传输服务(9-2)，输出DL/T860标准测量量模型。可支持动态、暂态、稳态数据综合采集，可支持电能质量数据测量功能。 控制单元 支持DLT/860GOOSE服务网络化控制断路器、隔离开关功能。应用DLT/860GOOSE服务实现全站防误联闭锁。应具备断路器同期和无压合闸功能，并支持双母线同期电压选择。断路器、隔离开关控制遵循DL/T860标准增强安全型控制模型，具备紧急操作模式(不检同期及联闭锁)。 保护单元 支持DL/T860SV传输服务(9-2)和DLT/860GOOSE服务。采用电子式互感器时应针对电子式互感器的特点优化相关保护算法，充分考虑可能出现的不同原理互感器混用时保护算法的准确性。双重化配置的两套保护，应分别配置两套独立的互感器线圈或传感器、合并单元、断路器跳合闸线圈等。 在线监测单元 应增设以变压器、断路器等为重点监测对象的在线状态自动监测单元，通过电学、光学、化学等技术手段对一次设备状态量进行在线监测，并实现设备状态信息数字化采集、网络化传输、状态综合分析及可视化展示。 计量单元 非贸易结算电能表可支持电子式互感器输出的采样值。 通信单元 应支持VLAN、优先级传输、GMRP组播注册协议。可支持IEC61588高精度网络对时协议。 系统层主要功能 系统层基本功能同常规变电站或数字化变电站。系统层主要功能指系统的智能化高级应用功能。 系统层系统层功能改造应满足无人值班及区域监控中心管理模式的要求。 顺序控制 一次断路器、隔离开关等顺控操作应经数字化视频系统监视识别或其他方式判断正确后自动完成相关运行方式变化要求的设备控制，如果识别一次设备不正确时应及时停止操作并告警。顺控操作还应具备急停功能。顺控操作宜在系统层实现，简化顺控配置和管理。顺控操作步骤应能按实际工程要求方便地编辑和修改。根据不同电压等级的配置，可设置专用的顺控操作服务器或将顺控操作功能配置到远动设备中，系统层的后台及调度操作均通过控制该顺控操作功能块进行操作。 站内状态估计 可具备站内状态估计功能，基本任务有:根据遥信结果，确定网络拓扑;根据遥测结果估计系统的潮流分布。 与主站通信 应升级为基于模型的通信协议与主站进行通信。 对时系统 应建立全站统一的同步对时系统，支持卫星时钟与地面时钟互为备用方式。对时系统应支持SNTP协议，IRIG-B码、秒脉冲输出，支持具体工程需要的各种接口。可支持IEC61588精确网络对时协议。 电能质量评估 可具备电压、谐波等电能质量监测与评估系统，包括电压质量、电流质量、供电质量和用电质量。 防误操作 应建立系统层防误操作系统，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。 系统配置工具 系统配置工具应独立于IED，支持导入SSD和ICD文件，生成全站唯一SCD文件。系统配置人员根据工程实际配置的需要，对一次系统和IED的关联关系、全站的IED实例、以及IED间的交换信息进行配置，完成系统实例化配置，并导出全站SCD配置文件，提供给客户端及装置配置工具使用。 源端维护 应在变电站利用统一系统配置工具进行配置，生成标准配置文件，包括变电站网络拓扑等参数、IED数据模型及两者之间的联系。变电站的主接线和分画面图形、及图元与模型关联，应以网络图形标准SVG格式提供给调度/集控系统。 网络分析 可配置独立的网络报文记录分析系统，具备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。 设备状态可视化 应采集变电站主要一次设备(变压器、断路器等)状态信息，经综合分析后，以相关系统可辨识的表述，发送到系统层。 智能告警及分析决策 监控系统改造应根据变电站逻辑和推理模型，实现对告警信息进行分类分层与筛选，对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告设备异常并提出故障处理指导简报。 故障信息综合分析决策 在事故情况下可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，并将变电站事故分析的结果以简洁明了的可视化界面综合展示。 站域控制 可利用对站内信息的集中处理、判断，实现站内安全自动控制装置(如备自投、母线分合运行)的协调工作。 站域保护 可运用集中或分布协调的方式采集全站运行数据进行分析计算，优化后备保护功能，提高保护自适应能力。 与外部系统交互 可与相邻的变电站、发电厂、用户建立信息交互，为将来变电站接入绿色能源发电和可控用户提供技术基础。 辅助系统智能化 视频监控系统 应满足远传功能，并实现与站内监控系统在设备操控、事故处理时协同联动。 安防系统 应配置灾害防范、安全防范子系统，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，留有与应急指挥信息系统的通信接口。 照明系统 应采用高光效光源和高效率节能灯具以降低能耗，事故应有应急照明。当采用太阳能、地热、风能等清洁能源供电时，应优先采用清洁能源，如容量不够时，再利用其它供电实时匹配需要的容量。 辅助电源 宜采用太阳能、地热、风能等清洁能源供电，在安全可靠的前提下，可采用与站内所用电系统并列运行的方式，清洁能源的接入应便捷可靠。