110kV及以下智能变电站自动化系统实施方案.pdf
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1、 智能变电站自动化系统实施方案智能变电站自动化系统实施方案(110kV 及以下)及以下)V2.00 编写:编写:黎 强 黎 强 审核:审核:李延新李延新 批准:批准:徐成斌徐成斌 深圳南瑞科技有限公司 二一年二月 本方案由深圳南瑞科技有限公司编写并发布,并具有对相关产品的最终解释权。更多产品信息,敬请访问公司网站:http:/ 技术支持电话:(0755)3301-8651,3301-8601 传真:(0755)3301-8664,3301-8889 工程服务电话:(0755)3301-8900/1/2/3 传真:(0755)3301-8889 客户服务电话:客户服务电话:400-678-809
2、9 目录 目目 录录 1.适用范围适用范围.1 2.实施方案实施方案.1 2.1.系统特点.1 2.2.系统网络结构.2 2.3.校时及采样同步方案.3 2.4.过程层设备配置及其组网.4 2.5.间隔层设备配置及其组网.8 2.6.站控层设备配置及其组网.11 3.典型设备配置清单典型设备配置清单.12 3.1.数字化计算机监控系统.12 3.2.保护设备.13 3.3.测控设备.14 3.4.户外端子箱(智能终端).15 3.5.电子互感器.16 3.6.其它.16 4.WB800 硬件平台简介硬件平台简介.17 深圳南瑞科技有限公司 -I-适用范围 智能变电站自动化系统实施方案智能变电站
3、自动化系统实施方案(110kV 及以下)及以下)1.适用范围适用范围 本实施方案使用于以下设计方案的变电站:?站控层、间隔层、过程层均按照智能变电站智能变电站设计,可以是电子式互感器,也可以是传统式互感器,或者是两者的组合。?110kV 及其以下电压等级变电站:110/35/10kV、110/35kV、110/10kV、35/10kV 等。?全部集中组屏,或 110kV 及主变集中组屏、35/10kV 分散就地。?110kV 可以是线路变压器组方式(内桥或外桥接线)。?单母分段主接线方式。2.实施方案实施方案 2.1.系统特点系统特点 PRS-7000 型智能变电站自动化系统采用深圳南瑞科技有
4、限公司研发的 WB800 系列新一代硬件平台,可以为各种模式的智能变电站、数字化变电站要求提供完整高效的解决方案。?面向智能电网、立足数字化电网、兼容传统电网的自动化系统?首家提出并实现“虚端子”技术。?国内首家实现基于 IEEE1588 的采样同步机制。?面向所有厂家的灵活的、开放的过程层接入方案。?提供集约化、网络化、智能化的自动化系统功能。?站控层采用双以太网,100MBase-FX 或 100MBase-TX,设备直联,符合 IEC61850 协议。?过程层设备提供足够多的独立以太网接口(100MBase-FX),即可采用设备点对点直联,也可采用交换机组网互联。?同步系统对于需要同步的
5、设备提供多种解决方案:可采用采样点插值同步、全站秒脉冲同步,或IEEE1588 同步校时(复用过程层或站控层网络,无需专用校时网)等方式。?过程层间隔合并单元采用深圳南瑞 PRS-7390-1,传输规约为 IEC60044-8、IEC61850-9-2/1,与二次保护测量设备点对点联接。?过程层电压合并单元采用深圳南瑞 PRS-7390-3,采集本段母线电压,同时合并相邻段母线电压,实现电压并列功能,传输规约为 IEC60044-8、IEC61850-9-2/1。?过程层智能终端安装在开关附近的端子箱内,采集断路器及刀闸的位置、状态信息等,转换成数字信号用光纤上送到保护测控设备;保护测控设备的
6、下行命令(分合闸等)通过光纤传输到过程层智能终端,由过程层智能终端的控制回路控制一次设备;每台装置提供多路独立的 GOOSE 光纤接口,支持点对点直联、交换机组网联接。其中智能终端采用深圳南瑞 PRS-7389,本体智能单元采用深圳南瑞 PRS-7361,就地安装于端子箱或开关柜。?110kV 间隔配置电子式电流互感器和单相电子式电压互感器,主变各侧配置组合式电子式互感器,采用 IEC60044-8 交互协议。过程层配置智能终端和间隔合并单元。间隔层配置 PRS-7000 系列的成套保护测控装置,其中变压器间隔既可采用主后测控一体化装置,也可以采用传统的保护测控分立、主后备分立的配置方式;此外
7、还可以独立配置或集成选配备自投及母线保护功能。?35/10kV 各间隔可采用传统互感器,或者配置弱电模拟小信号输出或数字信号输出的组合式电子互感器;各间隔采用保护测控一体化装置。户内开关柜就地安装时,电缆直采直跳,可接入 GOOSE网;户外开关场安装时,一般就地配置智能终端,按照 GOOSE 点对点方式进行采集和控制。深圳南瑞科技有限公司 第 1 页 实施方案 2.2.系统网络结构系统网络结构(注:以下示意图为保护测控分别配置方式,实际系统亦可采用保护测控一体化装置。)图 21 110kV 智能变电站系统结构示意图(直采直跳方式)图 22 110kV 智能变电站系统结构示意图(SMV 点对点、
8、GOOSE 组网方式)第 2 页 深圳南瑞科技有限公司 实施方案 CT/PT智能设备CT/PTGOOSE分段MUMU智能终端CT/PT分段间隔主变间隔低压馈线间隔传统保护测控装置SMV及同步采样同步时钟源CT/PT线路间隔MU智能终端智能终端协议转换器保护测控(就地安装)主变保护主变测控母线保护线路测控线路保护分段测控分段保护GPSBAMMS/保信GPS对时 图 23 110kV 智能变电站系统结构示意图(过程层全组网)2.3.校时及采样同步方案校时及采样同步方案 2.3.1.校时方案校时方案 1)监控服务器、运行工作站支持以下方式校时:?采用 SNTP/NTP 校时。?来自远动工作站的规约校
9、时。2)远动工作站支持以下方式校时:?IRIG-B(DC)校时。?秒脉冲对时。?IEEE1588 校时(复用站控层以太网,严格按 IEEE1588 解码)。?SNTP/NTP 校时(复用站控层以太网,传输层协议为用户数据报协议 UDP)。?来自调度的规约校时。3)所有带站控层接口板的装置支持以下方式校时:?IRIG-B(DC)校时。?秒脉冲对时。?IEEE1588 校时(复用站控层以太网,严格按 IEEE1588 解码)。?SNTP/NTP 校时(复用站控层以太网,传输层协议为用户数据报协议 UDP)。?来自远动工作站的规约校时。2.3.2.过程层过程层 MU 采样同步采样同步 变电站内的变压
10、器保护、方向距离保护、以及测控计量设备对数据源同步的精度要求为最大为 5us(0.1度)。对于实现不同间隔采集设备的同步,工程应用中通常采用以下两种方案:采样点插值同步方案和全站同步时钟源同步方案。若使用以太网组网方式来传送采样值,此时需要采用全站同步时钟源方式来实现采样值同步。深圳南瑞科技有限公司 第 3 页 实施方案 2.3.2.1.采样点插值同步方案采样点插值同步方案 对于采用点对点直连方式传送采样值情况,采样数据从合并单元到保护测控装置所需的传送时间是固定的;若各采样数据的传送延迟(从采样开始到数据发出)也是相对固定的话,则保护测控装置可以根据采样数据接收到的时刻来反推得出其采样的时间
11、时刻,从而可以根据自己的同步需要进行插值,得到响应时刻的采样数据;即通过“二次采样”方式得到各间隔的同步采样数据。采样点插值同步方案不需要同步时钟源,不需布设独立的同步网,可靠性强。对于全站采用深圳南瑞设备的变电站,深圳南瑞推荐采用采样点插值同步方案。2.3.2.2.全站同步时钟源同步方案全站同步时钟源同步方案 全站同步时钟源以固定间隔(一般为 1 秒)向全站需要同步的设备发出同步序列波形(一般为秒脉冲或 IRIG-B 码),序列波型中指定特定边沿为系统同步点,拟同步设备对同步波形进行解码,实现全系统同步。由于系统对于同步时钟源的可靠性要求较高,在现场应用中采用双机双网方式,以避免同步时钟源装
12、置故障时所有系统级保护退出。该方案原理简单,工程实施方便,现场网络一般为星型结构或者分级星型结构的光纤网。深圳南瑞全站同步时钟源装置的型号为 PRS-7391;PRS-7391 装置不依赖于 GPS 设备,独立发出同步采样脉冲,装置采用 WB800 系列新平台,可以 16 为倍数扩展同步脉冲口。对于全部是深圳南瑞设备的变电站,还可以全部采用 IEEE1588 同步方式,此时各装置间的时间误差在亚微秒级亚微秒级范围内,完全满足保护 5us 的时间精度要求。2.4.过程层设备配置及其组网过程层设备配置及其组网 过程层数字化是智能变电站数字化实施的重点,包括:1)模拟采样数字化和网络传输。2)过程层
13、I/O数字化和GOOSE网络传输。即保护跳合闸命令和保护间的配合信号通过过程层数字化、网络化传输,降低传统信号电缆成本,解决信号电缆的电磁干扰问题。针对智能变电站的过程层数字化要求,深圳南瑞提供整套过程层设备,包括电子式互感器以及合并单元、智能终端等。以下为相关设备的型号、名称及其功能简介。表 21 过程层设备列表 型号 名称 功能简介 PRS-7390-1 间隔合并单元 接入数字互感器,按 IEC61850-9-2/1、IEC60044-8 格式输出,用于间隔单元PRS-7390-3 电压合并单元 接入电压数字互感器,按 IEC61850-9-2/1、IEC60044-8 格式输出,实现电压
14、并列。以下简称电压合并单元 PRS-7391 全站时钟源 提供全站采样同步信号 PRS-7392 级联合并单元 提供 IEC61850-9-2/1、IEC60044-8 报文的合并和预处理,用于系统保护 PRS-7393 模拟量合并单元(DAU)接入传统或弱电互感器,按 IEC61850-9-2/1、IEC60044-8 格式输出 PRS-7394 弱模采集及合并单元 接入弱电模拟微分小信号,完成信号采集并按 IEC61850-9-2/1、IEC60044-8格式输出 PRS-7361 主变本体智能单元 提供 IO,完成主变本体状态信号采集、本体保护以及开出控制 PRS-7389 智能终端(三
15、相)提供 IO,完成状态信号采集以及开出控制 表 22 电子式互感器列表 型号 名称 功能简介 NXCT-110 110kV 电流互感器 纯光纤型,数字输出 NXCT-F3-110 110kV 电流互感器 柔性全光纤型,数字输出 NXCM-110 110kV 组合式电流电压互感器纯光纤型,组合式,数字输出 第 4 页 深圳南瑞科技有限公司 实施方案 型号 名称 功能简介 OPCT16-JFCBZW-110 110kV 电流互感器 基于罗氏线圈,数字输出 OPCT16-LFCBZW-110 110kV 电压互感器 基于分压原理,数字输出 OPCT16-ZFCBZW-110 110kV 组合式电流
16、电压互感器组合式,数字输出。OPCT16-JFCBZW-35 35kV 电流互感器 基于罗氏线圈,弱模输出 OPCT16-LFCBZW-35 35kV 电压互感器 基于分压原理,弱模输出 OPCT16-ZFCBZW-35 35kV 组合式电流电压互感器 组合式,弱模输出。OPCT16-ZFCBZW-35B 35kV 组合式电流电压互感器 组合式;计量电流采用传统线圈,传统模拟量输出;保护电流采用 RCT/LPCT,弱模输出。OPCT16-ZFCBZW-10 10kV 组合式电流电压互感器 组合式,弱模输出 OPCT16-ZFCBZW-10B 10kV 组合式电流电压互感器 组合式;计量电流采用
17、传统线圈,传统模拟量输出;保护电流采用 RCT/LPCT,弱模输出。对于 110kV 智能变电站,间隔合并单元和智能终端的数量较少,而且信号互联关系不复杂,由于实时以太网交换设备价格昂贵(同时必须组光纤双网),建议过程层 GOOSE 全部采用点对点方式。这样不仅简化了系统架构,降低了系统造价,同时可以大大提高系统运行的可靠性。对于信号互联关系较复杂或者间隔比较多的 110kV 变电站,过程层连锁信号等仍采用交换机组网方式。图 24 过程层组网示意图 2.4.1.电子式互感器配置电子式互感器配置 互感器的配置原则为:1)按母线配置电子式电压互感器。2)按间隔配置电子式电流互感器,包括 110kV
18、 进线、桥/分段/母联、主变高压侧、主变中压侧、主变低压侧、主变中性点等。3)主变各侧采用电子式电流电压组合式互感器。4)互感器的采集回路中,每路保护用数据由双 AD 进行采集。5)35/10kV 电压等级配置电子式互感器时,若为开关柜就地安装则一般配置电子式电流电压组合式互感器、采用弱电模拟小信号输出;若为开关场配置方式则采用数字化接口输出。深圳南瑞科技有限公司 第 5 页 实施方案 深圳南瑞选用电子式互感器作为系统 110kV 部分和变压器各侧的配套设备。2.4.2.合并单元配置合并单元配置 与电子式互感器相对应,深圳南瑞的间隔合并单元 PRS-7390-1 除接入数字式电流互感器外,可以
19、直接接入数字式电压互感器,同时可接入电压合并单元 PRS-7390-3 发来的电压信号并进行同步合并,以IEC-61850-9-2/1、IEC60044-8 协议发送给所需要的各间隔层设备。对于 35/10kV 电压等级配置弱模输出的电子式互感器且为开关场配置方式时,可以配置 PRS-7394 型采集及合并单元并就地安装,实现数字化接口输出。基于保护设备采用双 CPU 闭锁设计来提高可靠性的考虑,每套间隔合并单元可接入两套各自独立的数采模块信息。2.4.2.1.电压合并单元电压合并单元 在数字化站情况下,不再存在电压小母线,需要组建电压数据网将电压信号输送至各相关间隔合并单元,再由间隔合并单元
20、合并后组成一个完整的间隔交流量给各保护测控装置。在深圳南瑞的智能变电站保护测控装置中,可以直接接入母线电压合并单元的电压数据信号而无须经过相应的间隔合并单元(一般直接采集电流量)。如果各间隔均配置三相电子式电压互感器来直接采集本间隔的电压信号、而不使用母线电压来构成完整的间隔交流量,则不需要构建专门的电压数据网,各段母线电压仅提供给功能性保护装置(如备自投等)或有同期合闸需要的线路保护测控装置即可。深圳南瑞采用 PRS-7390-3 型电压合并单元来实现电压信号的合并功能,除实现 EPT 的接口功能,同时可以接入相邻母线间隔合并单元的数字信号,实现电压并列功能。对于各电压等级,其母线 I 段、
21、II 段的电压经过各自电压合并单元实现并列功能,通过接入 GOOSE 报文来获取分段断路器状态,同时判断本装置接入的把手状态,输出合适的电压采集数据报文。PRS-7390-3 电压合并单元同时支持双路秒脉冲步和 IEEE1588 同步两种同步方式,可以按照需要扩展输出多路 FT3 光纤高速串口接口或 100MBase-FX 光纤以太网接口。2.4.2.2.间隔合并单元间隔合并单元 深圳南瑞 PRS-7390-1 型间隔合并单元的配置原则为按互感器组一一对应。可以接入 10 路分相电子式互感器,采用 IEC60044-8 协议;采用 IEC61850-9-2/1、IEC60044-8 协议将采样
22、数据发送给所需要的保护测控装置。PRS-7390-1 型间隔合并单元同时支持双路秒脉冲步和 IEEE1588 同步两种同步方式,可以按照需要扩展输出多路 FT3 光纤高速串口接口或 100MBase-FX 光纤以太网接口。第 6 页 深圳南瑞科技有限公司 实施方案 图 25 通用间隔合并单元组网示意图 深圳南瑞推荐选用电压电流组合式的电子式互感器实现 35/10kV 各馈线、分段、电容器等的电量采集,接口可以为弱电差分信号,在开关柜上直接用屏蔽航空电缆接入相应的保护测控装置。这样大大简化了35/10kV 的系统设计,降低了整体造价。2.4.2.3.采用传统互感器时情况采用传统互感器时情况 对于
23、采用传统 CT/PT 实现智能变电站的场合,可以配置模拟量合并单元(DAU)PRS-7393 装置接入过程层网络。采用这种方式,可以使得各保护测控装置全部按照智能变电站来设计接口,全站各电压等级的间隔层设备接口保持一致,运行管理方式保持一致;并且在将来将传统互感器更换为电子式互感器时保护测控装置可以保持不变,从而减少升级工作量、保护已有投资。在使用传统互感器情况下,由于仍然存在电压小母线,相关电压信号可以直接由各间隔模拟量采集单元直接采集母线电压,简化母线电压的数据传输环节,提高保护的可靠性。此外,模拟量合并单元 PRS-7393 装置还可选配 WB825 板,接入站控层 MMS 网(建议采用
24、光纤),简化系统信息中转。2.4.3.智能终端配置智能终端配置 通过按间隔的户外汇控柜旁安装户外柜,将智能终端装置安装在户外柜中,可以实现智能终端的功能(10kV 直接安装于相应的开关柜上)。智能终端装置可以采集断路器、刀闸、地刀等位置状态信号,同时实现顺序命令输出功能。深圳南瑞的 110kV 智能变电站智能终端保护包括 2 个型号装置:PRS-7389;PRS-7361。分别实现断路器和变压器本体的智能终端功能。除 GOOSE 接口,相应装置还可选配 WB825 板,接入站控层 MMS 网(建议采用光纤),简化系统信息中转。深圳南瑞科技有限公司 第 7 页 实施方案 图 26 智能终端组网示
25、意图 PRS-7389 和 PRS-7361 标准配置可以接入多个独立的 GOOSE 接口。对于 110kV 变电站可采用点对点的联接方案,简化系统设计,提高系统通讯可靠性。下表为 110kV 进线智能终端在点对点方式下的通讯口对应表:板件 网口 WB825 板 MMS(选配)WB821 板 GOOSE 1 站控层网 A G 网 A 2 站控层网 B G 网 B 3 主变系统保护测控 1 G 直连 4 主变系统保护测控 2 G 直连 5 线路保护测控 G 直连 6 主变测控 G 直连(备选)7 备自投 G 直连 8 注:?用于过程层接入的 WB821 板件,可根据实际工程需要进行添删。2.5.
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