智能变电站自动化系统实现方法

1.一种智能变电站自动化系统实现方法，其特征在于，包括以下步骤：
1）明确目标变电站自动化系统要实现的功能；
2）根据站内设备在保护、测控方面的需求将功能分解为IEC61850标准逻辑节点；
3）将逻辑节点按照标准中规定的站控层、间隔层和过程层划分；
4）给出以逻辑节点形成表示的智能变电站系统架构；
5）将逻辑节点按照最优的原则组态，将逻辑节点分配至智能电子设备；将模拟量采集的逻辑节点分配至合并单元，将开关量采集的逻辑节点分配至智能单元，将与测量和控制有关的逻辑节点分配至测控装置，将与保护有关的逻辑节点分配至保护装置，将与计量有关的逻辑节点分配至电度表，将与接口有关的逻辑节点分配至HMI和网关；
6）确定IED设备的功能和其网络结构；
7）对系统配置文件进行校验与预期要求比较；
8）相应IED配置文件下载。

智能变电站自动化系统实现方法\n技术领域\n[0001] 本发明属电力工程领域，具体涉及电力系统变电站自动化系统实现的方法。\n背景技术\n[0002] 智能变电站是智能电网的重要组成部分。《智能变电站技术导则》(Q/GDW383-2009)中对智能变电站发展目标叙述如下：高可靠性的设备是变电站坚强的基础，综合分析、自动协同控制是变电站智能的关键，设备信息数字化、功能集成化、结构紧凑化、检修状态化是发展方向，运维高效化是最终目标。\n[0003] 《智能变电站技术导则》(Q/GDW 383-2009)将智能变电站系统架构按照变电站功能划分为三层：站控层、间隔层和过程层。在智能变电站系统设计中同样应该从功能的角度去规划、实施，实现功能自由分配和组合。同样，此种理念也适应于智能变电站系统的开发。\n为此在变电站自动化设计理念、设计流程方面智能变电站有本质区别。\n[0004] 传统变电站在系统的设计方面有一套完善的标准和规程可以遵循，如：DL/T5136-2001《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》。大部分工作集中在装置的组屏方式、屏柜的摆放位置以及一次、二次之间的电缆连接方面，从功能上主要涉及到三个方面的内容：1)保护测控所需相应电压、电流模拟量连接；2)各间隔保护、控制信号的开入、开出连接；3)控制回路、保护测控装置所需电源的连接等，上述这些都是设计人员能感受到的。\n[0005] 而智能变电站自动化系统中基于通信的解决方案使得在系统设计上区别于传统变电站自动化系统。特别是IEC61850作为当前电力系统一个重要的标准，采用了诸如面向对象的建模技术、抽象通信服务接口(ACSI)技术、变电站配置语言(SCL)技术等一些技术，其中包含了比较先进的思想，为今后电力系统的发展起到了一定的指导意义。当前，在智能变电站自动化系统设计规范方面，比较具有代表性的就是国家电网公司颁布的两个设计规范：《110(66)kV～220kV智能变电站设计规范》(Q/GDW 393-2009)、《330～750kV智能变电站设计规范》(Q/GDW 394-2009)。规范中仅仅对智能变电站中的网络架构、互感器配置原则、保护配置原则以及智能终端的配置原则进行了原则性的规定，而如何设计一个智能变电站则没有作进一步说明。\n发明内容\n[0006] 本发明的目的是：为智能变电站自动化系统的实现提供一种方法，充分体现智能变电站功能自由配置的特点，避免重复建设，规范智能变电站设计流程。\n[0007] 为了实现上述目的，本发明是采取以下的设计步骤来实现的：\n[0008] 一种智能变电站自动化系统实现方法，其特征在于，包括以下步骤：\n[0009] 1)明确目标变电站自动化系统要实现的功能；\n[0010] 2)根据站内设备在保护、测控等方面的需求将功能分解为IEC61850标准逻辑节点；\n[0011] 3)将逻辑节点按照标准中规定的站控层、间隔层和过程层划分；\n[0012] 4)给出以逻辑节点形成表示的智能变电站系统架构；\n[0013] 5)将逻辑节点按照最优的原则组态，将逻辑节点分配至智能电子设备(IED)；将模拟量采集的逻辑节点分配至合并单元，将开关量采集的逻辑节点分配至智能单元，将与测量和控制有关的逻辑节点分配至测控装置，将与保护有关的逻辑节点分配至保护装置，将与计量有关的逻辑节点分配至电度表，将与接口有关的逻辑节点分配至HMI和网关；\n[0014] 6)确定IED设备的功能和其网络结构；\n[0015] 7)对系统配置文件(SCD文件)进行校验与预期要求比较；\n[0016] 8)相应IED配置文件下载。\n[0017] 本发明所达到的有益效果：\n[0018] 本发明的方法，填补了智能变电站设计规范中对实现方法和流程方面的空白，解决了目前智能变电站自动化系统设计中存在的若干问题。\n附图说明\n[0019] 图1为本发明智能变电站的实现流程；\n[0020] 图2为智能变电站基于逻辑功能的系统架构。\n具体实施方式\n[0021] 下面结合附图对本发明作详细说明如下：\n[0022] 1、明确目标变电站自动化系统要实现的功能；\n[0023] 2、从系统的角度将全站需求的功能分解为IEC61850标准逻辑节点，如：一个典型\n220kV变电站(建设规模：2台180MVA主变压器、220kV出线2回、110kV出线8回、10kV出线24回；220kV部分双母线接线、110kV部分双母线接线、10kV部分单母双分段接线)的分解如下：\n[0024] 1)保护功能：\n[0025] 220kV线路：线路电流差动保护(PDIF)、距离保护(PDIS)、过流保护(PTOC)、零序过流保护(PIOC)、远方跳闸(PSCH)\n[0026] 220kV母线：母线差动保护(PDIF)、过流保护(PTOC)\n[0027] 110kV线路：距离保护(PDIS)、过流保护(PTOC)\n[0028] 110kV母线：母线差动保护(PBDF)、过流保护(PTOC)\n[0029] 主变压器：变压器差动保护(PTDF)、阻抗保护(PDIS)、零序电流保护(PTOC)、过励保护(PVPH)、复合电压过流保护(PVOC)\n[0030] 母联、分段：充电保护(PIOC)\n[0031] 2)保护相关功能：\n[0032] 断路器失灵(RBRF)、重合闸功能(RREC)、同期功能(RSYN)、故障录波(RDRE)、故障定位功能(RFLO)、保护投退功能(GGIO)、告警处理功能(CALH)\n[0033] 3)控制功能：\n[0034] 断路器控制(XCBR)、开关控制(XSWI)、跨间隔连锁(CILO)、顺序控制(GAPC)、分接头控制(ATCC)、消弧线圈控制(ANCR)、无功控制(ARCO)\n[0035] 4)人机接口功能：\n[0036] 人机接口(IHMI)、远方控制接口(ITCI)、记录存储功能(IARC)\n[0037] 5)计量、测量功能：\n[0038] 计量功能(MMTR)、测量功能(MMXU)、序值和不平衡(MSQI)、谐波和间谐波(MHAI)[0039] 6)公共信息和性能标识功能：\n[0040] 公共信息和性能标识(LLN0)\n[0041] 7)仪用互感器功能：\n[0042] 电流互感器(TCTR)、电压互感器(TVTR)\n[0043] 8)故障录波功能：\n[0044] 故障数据录波(RDRE)、故障开关量录波(RBDR)\n[0045] 9)其它功能：\n[0046] 主时钟(STIM)、系统监控(SSYS)、物理信息(LPHD)\n[0047] 3、将2中的逻辑节点按照标准中规定的站控层、间隔层和过程层划分：\n[0048] \n[0049] 4、根据3的划分给出智能变电站基于逻辑功能的系统架构，见图2。\n[0050] 5、根据《国家电网公司输变电工程典型设计》、《继电保护和安全自动装置技术规定》(GB/T 14258-2006)、《智能变电站技术导则》(Q/GDW 383-2009)等相关标准和规范的要求，本着合理、灵活的原则结合实际情况将逻辑节点分配至相应IED实现。根据3中的划分和设计时的产品实际情况对功能进行组态，本典型220kV站具体做如下功能分配：\n[0051] \n[0052] \n[0053] 6、根据步骤5中组态生成的SCD文件进行校验。\n[0054] 7、相应IED配置文件下载，确定物理装置功能。\n[0055] 以上已以较佳实施例公开了本发明，然其并非用以限制本发明，凡采用等同替换或者等效变换方式所获得的技术方案，均落在本发明的保护范围之内。