数字化变电站技术介绍.ppt

通讯的重要性; 数字化变电站新技术介绍;本文分为四个部分;　 第一章 数字化变电站的特征 1.1常规变电站自动化系统的主要问题：;  ;信息难以共享 变电站自动化系统接入的信息大致可以分为： （1）电力系统运行信息，如电流、电压、频率等； （2）变电站设备运行状态信息，如一次设备、二次设备是否投运等； (3) 变电站设备异常信息，如测控装置异常，保护装置直流失却等； (4) 电网事故信息，如断路器、保护动作跳闸等； 由于信息采集部分来自于不同的TA，因此，作为变电站自动化系统应用主要环节的测控、保护、故障录波器等系统信息的应用、处理分属于不同的专业管理部门，不同的IED以功能划分，独立运行，变电站自动化系统、变电站与控制中心之间的通信以及控制中心层面不同应用之间缺乏统一的建模规范，变电站自动化系统的各种信息向电网控制中心进行传递，在控制中心不同应用之间的信息交互以专业为界。 变电站自动化系统的信息在就地提供给变电站运行值班人员，并经SCADA系统为电网调度提供电网运行状态信息，构成调度自动化系统的基础应用，如EMS系统的状态估计、调度员潮流等；另外，一般还会有其他信息独立组成各自的应用系统由相应的技术管理部门负责运行和管理，如故障录波器系统，数字式保护联网系统以及近年来发展的故障信息系统等。实际运行中来自不同信息采集单元的设备信息无法共享，形成了各种“信息孤岛”现象。 网络通信技术的发展已经使变电站自动化系统接入和共享其他一些有有用信息成为可能，为减少设备重复投资，提高电力系统运行和管理效率，需要对变电站各种信息的对象进行统一建模，把属于不同技术管理部门、各自相对独立发展的其他一些技术集成到变电站自动化系统中，使得变电站的信息在相应的运行和管理部门之间得到充分共享。; 设备不具备互操作性 在变电站自动化系统发展初期，人们就期待解决不同生产厂一家二次设备之间的互操作性(Interoperability)，甚至互换性(Interchangeability)，变电站的二次设备根据国际IEC组织57技术委员会第10工作组的划分可分为三类： (1) 以TA、TV为主的一次、二次设备的接口设备； (2)保护、控制、仪表等二次控制、测量设备； (3) 实现与电网调度或远程控制中心通信的系统，或称为站控层设备，传统RTU与远程控制中心的通信功能是站控层设备最基本的一个功能，但站控层设备的功能远远超过传统RTU功能。 这里所讨论设备之间的互操作性是指二次IED设备，在同一个网络上或通信通道上能够工作，实现共享信息和命令的能力。这些IED还应具有互换性，也就是说，一个厂家的IED可用另一个厂家的IED替换，而不需要改变系统中其它元件。由于二次设备缺乏统一的功能和接口规范，通信标准的采用缺乏一致性，各厂家对于相同规约实现上的差异，至今不能实现不同厂家IED之间的互操作。 IEC制定IEC60870-5-103标准时提出继电保护装置等IED通过采用通用报文来实现“自我描述”的概念，但标准缺乏通用报文具体应用时的指导性规范。为了考虑标准与此前开发并已实际应用的IED设备相兼容，在等同采用IEC标准时相应的电力行业标准在其附录中补充了很多不符合互操作性原则的专用报文，因此，没有很好地解决互操作性问题。由于缺乏统一的功能和接口规范，不同厂家的IED缺乏互操作性，缺乏互操作性的IED对于变电站自动化系统长期维护和运行时一个巨大的障碍;可靠性受二次电缆影响 虽然现有变电站自动化系统实现了设备的智能化，但这些IED之间以及IED与一次系统设备和变电站自动化系统之间大多采用电缆连接，二次系统的安全性取决于变电站IED具有的耐受电磁干扰的能力，同时，必须确保引入到IED的电磁干扰低于装置本身可以耐受的水平。实际运行中由于种种原因，经常发生由于电缆遭受电磁干扰和一次设备传输过电压引起IED运行异常;尽管电力行业的有关规定中要求继电保护二次回路一点接地，但由于二次回路接地点的状态无法实时检测，二次回路两点接地的情况仍时有发生，并对继电保护产生不良影响，甚至造成设备误动作。在二次电缆比较长的情况下由电容耦合的干扰可能造成继电保护误动作。国家电力调度通信中心主编的《电力系统继电保护典型故障分析》中215个事故案例中，因二次系统问题引起的保护不正确动作有92次，二次电缆实际上构成了变电站安全运行的主要隐患。 ;理想数字化变电站简介 数字化变电站的基本概念为变电站的信息采集、传输、处理、输出过程全部数字化，基本特征为设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化、运行管理自动化等。数字化变电站建设的关键是实现满足上述特征的通信网络和系统。IEC 61850标准包括变电站通信网络和系统的总体要求、功能建模、数据建模、通