智能电网及一次设备智能化.ppt

根据智能电网的发展目标及智能设备在电网中的作用，并参照国家电网公司《智能变电站技术导则》中有关智能设备的原则要求，对智能设备提出如下总要求： 状态参量自检测是高压设备智能化的基础。 通过对部分参量的在线监测可以了解设备的运行状态，对故障进行预警。 例如：对于变压器来说可以通过监测局放、油中气体含量、绕组温度来判断绝缘老化水平和绝缘故障；通过监测套管的介质损耗和电容来判断套管的绝缘缺陷。 对于开关来说可以通过监测局放、SF6气体组份来判断绝缘故障；可以通过监测断路器的分合闸速度、分合闸时间、分合闸线圈电流波形、储能电机电流等来判断断路器操动机构的状态。 设备状态可视化包括两个方面的内容： 1.设备状态确认 2.向相关系统广播设备状态。 由于设备状态的可视化服务于智能电网，因此，设备状态的描述必须是其他系统可识别的。故障模式及几率的描述符合上述要求。关于故障模式，不同类型的设备有不同的分类，这样既完整地表述了设备的状态，，而且对整个电网而言，充分表达了设备状态的可视化，相关系统，如调度系统和检修管理系统，可以直接基于这样的设备状态描述做出决策或决策预案。 1.与检修管理系统的信息互动 与检修管理系统的互动包括两个方面： 一是下载设备的非自检测信息，包括设备指纹信息，作为综合分析的一部分； 二是上传智能组件对设备状态的综合评价结果和检修建议，使设备状态对运行和检修人员可视化，以便及时掌握设备运行状态，制定合理韵停电检修方案，减少非计划，停电次数，最大限度地避免运行事故。 2.与调度系统的信息互动 通过与调度系统的信息互动，让调度系统依据设备状态信息报文，提前做出相应的预案，一旦设备事故实际发生，调度系统可以立即启动预案，以最快、最优的方式隔离离故障设备，保障电网的安全运行。 设计方案 1）一次设备智能化 采用数字输出的电子式互感器、智能开关（或配智能终端的传统开关）等智能一次设备。一次设备和二次设备间用光纤传输数字编码信息的方式交换采样值、状态量、控制命令等信息。 2）二次设备网络化 二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息，取消控制电缆。 3）运行管理自动化 所有信息按统一标准建模，并按统一的通信协议标准传输，实现不同设备和不同功能的信息共享。整合监控、远动、五防、在线监测等功能，新增自动故障分析系统和程序化控制系统等高级应用功能，提升自动化水平，减少运行维护的难度和工作量。 4）信息模型标准化 选用IEC61850变电站通信网络和系统标准。该标准包含通信要求、信息模型、通信协议、工程管理和一致性检测等内容，支持站控层、间隔层和过程层通信，完全满足数字化变电站的要求。 数字化变电站是由智能化一次设备、网络化二次设备按IEC61850协议整站的网络架构分层构建，从整体上分为三层：站控层、间隔层和过程层，能够实现智能设备间信息共享和互操作的现代化变电站。与常规变电站相比，数字化变电站间隔层和站控层的设备只是通信模型发生了变化，而过程层却发生了较大的改变，由传统的电流、电压互感器、一次设备以及一次设备与二次设备之间的电缆连接，改变为电子式互感器、智能化一次设备、合并单元、光纤连接等方式。 * 过程层网络配置方案 (1) 电流电压采集 电流电压采集采用IEC61850-9-2规定的单向多点光纤以太网，每个合并器可向多个二次设备发送采样信息。 (2) 断路器、刀闸等一次设备控制和信息采集 工程中一次设备除互感器外均选用传统设备，为满足数字化变电站的需要应配置智能终端，使其具备过程层总线接口。 保护装置具有与智能终端通信的过程层总线接口，用光纤和下层智能终端点对点连接。信号传输能满足GOOSE服务的要求，以保证故障跳闸的快速性。 所有保护装置具备多个过程层总线接口，与各侧的下层智能终端配合；同时主变的每个智能终端均提供2个过程总线接口，分别与主变保护通过光纤连接。 （3）交换机配置 根据国网智能化变电站技术导则，GOOSE网络宜配置相互独立的单网，3/2接线的时候按串配置2台冗余交换机，所以本站按串配置2台冗余的GOOSE交换机和2台SV交换机。 根据天水750KV电压等级的规模设置8台GOOSE交换机和8台SV交换机。 * * * * * 变压器、断路器在线监测有些项目已应用较为成熟，变压器（电抗器）油色谱、局放已在应用，套管电容量、介损，铁心接地电流在线监测已较为成熟。GIS局放在线监测应用也已应用，机械特性监测和气体湿度监测已应用广泛，可在750千伏主设备上进行试用。 中国电科院、西电集团已开始进行智能化变压器、断路器方面的研究，主设备在线监测技术已较为成熟，在实际工程应用比较广泛。另一方面，数字仪表技术已比较广泛，本项目还将对设备运行参