数字站及智能电网工作汇报.doc

数字化变电站及智能电网工作汇报一、 数字化变电站的特点数字化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，建立在IEC61850通信规范基础之上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。数字化变电站的信息采集、传输、处理、输出过程全部数字化，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。其关键是实现能满足上述特征的按照IEC61850标准建设的通信网络和系统。随着计算机、通信自动化技术突飞猛进的发展，给新一代变电站自动化技术的发展提供了契机，尤其是给IEC61850推广应用提供了技术平台。IEC61850工程应用后，可实现在变电站过程层中用电子式互感器、光缆替代现在的传统互感器、电缆；将智能终端设备（包括智能开关、智能操作箱）、交换机、光缆替代现在的传统操作箱、开关、电缆；同时可在站控层利用IEC61850建模实现通讯领域的交换机、光缆替代传统模式的电缆，实现站控层四遥功能，以上应用从技术上可以说是一场革命性的发展。二、 河北南网数字化变电站发展概况目前，河北南网已有数字化变电站三座，其中一座已经投运，两座在建过程中。（一） 石家庄供电公司的110kV付村数字化变电站110kV付村数字化变电站于2007年12月投运，由新宁公司完成整站集成。110kV及35kV配置光电互感器，以光纤连接至控制室内的间隔合并器，合并器按间隔配置按IEC 61850-9-1协议点对点传输数据；过程层采用点对点方式传输GOOSE报文，站控层采用双网双主机，可同时工作并互为备用，站内配置保护管理机按IEC 61850规约收集站内信息，可以说付村站数字化站的技术程度代表了当时数字化的较高水平。付村数字化变电站的存在的问题：单一厂家设备，装置ICD模型存在不符合IEC61850技术规范的问题；过程层应用的是点对点GOOSE，没有实现过程层网络化信息共享，技术水平较低；没有形成符合规范的整站配置文件SCD，整站集成化水平不高；整站一，二次设备为110kV变电站简单配置方式，110kV侧为单母分段方式，间隔少，并且所有二次设备为单一设备厂家，不涉及数字化变电站的技术优势信息互连互通，不能代表数字化变电站的典型技术水平。（二） 保定供电公司的220kV安新数字化变电站由南瑞继保完成整站集成，采用IEC61850协议，集成了南瑞继保、深圳南瑞、北京四方、武汉中元、国电南思等厂家的二次设备。交流采样应用电子式互感器采用60044-8协议点对点通信方式；站控层网络、35kV GOOSE网络双重化，在站控层和交流采样层达到了国内数字化变电站典型技术水平。存在的问题：安新数字化站在立项开始定位只是在35kV的出口跳闸上实现GOOSE传输机制，在110kV、220kV和开关量等部分均未实现GOOSE传输；110kV、220kV等主要设备均为南瑞继保厂家设备，保护上只有220kV的一套线路保护、220kV一套母差为其他厂家，未能完成模型文件统一规范和多厂家的互连互通。这使得安新站在GOOSE传输和多厂家统一规范互连互通这两大数字化变电站突出技术特点和技术优势未能彻底实现。（三） 邯郸供电公司的220kV大名数字化变电站由新宁光电完成整站集成，集成了南瑞继保、国电南自、武汉中元、国电南思等厂家的二次设备。220kV、110kV等级交流采样应用电子式互感器采用60044-8协议点对点通信方式；在户外端子箱内配置智能终端，实现简单的传统开关数字化；站控层采用IEC61850协议，网络双重化；全站采用GOOSE传输机制，实现过程层网络化信息共享。存在的问题：新宁光电第一次承担220kV等级数字化站集成商，未作为主要保护二次设备厂家参与过国内其他典型数字化站集成工作，公司刚刚经过变动，技术实力受到很大冲击，大名站的很多技术工作都是我院承担；新宁光电装置模型文件存在大量不符合技术规范要求的问题，并且没有经过KEMA检测；主要二次设备厂家为南瑞继保、国电南自、北京四方、新宁光电，未能包括国内技术前沿的主要二次厂家，互连互通存在局限。三、 我院在数字化站联调中的主要技术工作（一） 规范数字化变电站的基础-各厂家装置的ICD模型文件各个厂家在进行IEC61850建模时，在标准没有详细规定的方面自行随意扩展，给互连互通增加了很多障碍，造成数字化站联调工作量加大和联调时间加长。为此我们经过深入研究后决定对标准中未详细说明的扩展部分进行规范统一，制定了统一要求的ICD文件数据模板，解决了各厂家提交的装置ICD文件不统一的问题，推进了互联互通的工作。（二） 开展模型、规约检测工作各个厂家在进行IEC61850建模时，在标准没有详细规定的方面自行随意扩展，给互连互通增加了很多障碍，数字化变电站使用网络通信替代了传统的二次电缆，而各装置的模型文件定义了网络通信的具体内容，所以模型文件的正确与否直接决定了数字化站的功能能否正确实施。目前各厂家提供的模型文件不规范的情况比较严重，因此必须对各厂家提供的建模文件进行测试，检验模型是否符合IEC61850规范。电研院独自承担了大名站所有设备的ICD文件的合法性检测工作，对各厂家的IEC61850模型文件进行了规范测试，发现并解决了大量ICD文件中存在的不规范不合法的问题。以此为基础电研院提出了河北南网的IEC61850统一建模规范，得到各设备厂家的支持，并成功得在大名站建模工作中实施。（三） 制定GOOSE检测方案，开展检测工作，取得成效GOOSE是数字化变电站的一个突出特点，由于替代了装置间的跳闸等电缆回路，因此非常重要。关于GOOSE的配置和报文的传输机制，IEC61850标准和国网实施规范中均未明确规定，例如报文重发的次数和时间间隔，导致在工程实施中各厂家的报文传输规则不统一。为此，针对数字化站中关键的GOOSE配置问题，我们创造性地提出GOOSE输入数据集的概念，得到了各厂家的认可，并对数字化变电站GOOSE的配置流程进行了规范，为整站的系统联调奠定了基础。（四） 以GOOSE网络、交换机为基础的网络性能检测依据国标基于以太网技术的局域网系统验收测评规范，按照OSI七层网络模型对数字化站的通信网络进行测试。对交换机的端口吞吐量、数据帧转发/过滤功能、广播风暴抑制功能、交换机异常告警功能、运行维护功能、网络管理功能进行测试。交换机和光纤组网后，对该网的链路传输速率、 吞吐率、传输时延、丢包率、数据链路层健康状况、VLAN划分功能测试、报文优先级QoS功能、组播过滤功能、快速生成树功能进行测试。四、 开展的研究工作（一） 制定河北南网IEC61850工程实施技术规范IEC61850国际标准工程化实施技术规范（送审稿）只对工程实施做了原则上的笼统的规定，无法满足实际工程实施的需求，需要对标准进行适当的细化和扩充。在大名站联调工作进行的过程中，基于IEC61850国际标准工程化实施技术规范（送审稿），需要制定河北南网IEC61850工程实施技术规范，用于统一各厂家的IEC61850建模和工程实施，减少不同厂商之间的互操作分歧，同时也指导将来的河北南网新建数字化变电站的建设。（二） 制定测试方案对网络及交换机性能进行测试 以数字化变电站的通讯网络检测、交换机、光纤检测为基础，开展自动化物理层设备的检测工作，并提出相关技术要求。网络交换机在数字化变电站网络中占有极其重要的地位，一座数字化变电站多则几十台，少则十几台。目前，网络交换机产品繁多，质量不能得到保障。一旦网络交换机发生故障，极易导致设备的误动或拒动。思博伦SmartBits可以模拟网络风暴，在极限情况下对网络交换机的丢包率进行测试，从而大大降低网络故障的几率。此外，在进行传动试验时用思博伦SmartBits向网络中注入网络背景流量，模拟变电站正常工作时的通讯状态，这样的测试结果更具说服性。（三） 对数字式保护装置的校验进行研究，编制符合不同现场情况的保护校验方法现有的数字保护测试手段具有一定的局限性，主要采用传统试验仪与模数转换装置配合的方式进行保护装置的校验，跳闸反馈时间只能靠硬接点反馈测得，由于GOOSE的传输延时与继电器动作时间的不确定性，导致了测得的保护动作时间不准确，另外，厂内联调与现场测试环境有一定的差距，在现场试验时保护跳闸继电器在就地存放，采取传统试验仪加模数转换装置的测试方法不可行。应针对现场的测试环境，制订一套可行的试验方案。此外，现有的保护测试装置还存在着一定的缺陷还不完善，目前还处于研发测试阶段，积极与测试仪厂家沟通，根据现有变电站的特点开发出适合于现场的保护测试仪。五、 对智能电网发展的影响（一） 智能电网的概念智能电网是对电网未来发展的一种远景，即以包括发电、输电、配电、储能和用电的电力系统为对象，应用数字信息技术和自动控制技术，实现从发电到用电所有环节信息的双向交流，系统地优化电力的生产、输送和使用。（二） 传动变电站发展的局限和IEC61850对数字化变电站及智能电网的影响传统的变电站，继电保护、自动化、状态监测等设备自成体系，且一般根据一次主设备进行间隔配置，很大程度上方便了运行和停电检修。但是随着电网技术的发展，新兴设备如PMU等的出现，一方面显著地提高了电网的安全和科技水平，另一方面对TA绕组数、屏位等带来了现实的需求。传统TA的绕组数已趋极限，而变电站面积和造价的严格控制，按照现有配置方式，能够挖掘的潜力十分有限。IEC61850的推出和应用，推进了变电站的标准化，使得各类二次设备以标准的方式建模和通信，第一次在变电站内能够完成统一的信息交互，二次设备融合成为一种趋势。这种融合是整个变电站内面向应用的各类二次设备的融合。电子式互感器、合并单元的引入