S6000+智能变电站系统

(5)、PS 6000 +智能变电站系统产品简介
产品概述
智能变电站是采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息釆集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。

PS 6000 +智能变电站系统总结了数千套PS 6000系列产品的成功经验，始终以电力系统的安全稳定性及继电保护的可靠性为宗旨，基于先进的汁算机软硬件、自动控制、传感器和光纤网络通信技术，充分融合了电子式互感器、继电保护、测控、当地监控和远动等主要功能。

PS 6000 +提供了智能变电站完整解决方案，在应用于非智能一次设备的常规变电站时，整体性能也能获得很大提升。

主要特点
★全面的智能化解决方案：
PS 6000 +包含电子式互感器、智能终端、专用交换机、高低压继电保护、测控、远动、监控等设备和各种工具软件包，提供各电压等级智能变电站解决方案，满足系统集成要求。

★采用DL/T860(IEC 61850)标准，模型、信息、功能一体化配置：系统采用具有优良的互操作性和开放性DL/T860(IEC 61850)标准，依托建模优势，在信息流的基础上优化各种功能(如VQC、一体化五防、程序化控制等)，基于统一的SCL工具网络化配置，达到模型与功能的完美组合。

★光纤取代电缆，简化接线，提高安全可靠性
间隔层设备通过光纤与一次设备传输采样值和开关量，间隔间使用以太网GOOSE水平通信实现间隔联闭锁、母差失灵保护、过负荷联切等功能，少量光纤取代大量信号和控制电缆，降低施工成本并大大改善电磁兼容环境。

★运行管理自动化
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
★解决了常规变电站的固有问题
智能变电站釆用电子式互感器，没有传统互感器固有的TA断线导致高压危险、TA饱和影响差动保护、CVT暂态过程影响距离保护、铁磁谐振、绝缘油爆炸、六氟化硫泄漏等问题。

同时，由于新技术的采用，电子式互感器将大量节约铁芯、铜线等金属材料，在高电压等级和传统互感器相比具有明显的经济性
★高级应用
程序化操作：程序化操作也称为顺序控制。

变电站程控操作是指变电站内智能设备依据变电站操作票的执行顺序和执行结果校核要求，山站内智能设备代替操作
人员，自动完成操作票的执行过程。

实际操作时只需要变电站内运行人员或调度运行人员根据操作要求选择一条顺控操作命令，操作票的执行和操作过程的校验由变电站内智能电子设备自动完成。

分布式状态估计：电力系统互联是电力系统发展的必然趋势，这对能量管理系统的自动化水平要求越来越高。

状态佔计是能量管理系统的核心部分，状态佔计算法的研究直接关系到状态佔计讣算的速度、精度等，面对大规模的电力系统，传统的状态估计算法已经不可能有所突破。

近年来，国外提出了分布式状态估计技术，即将传统调度自动化系统的对全网进行的状态估计分解到各智能化变电站中，通过对各智能化变电站进行分布式状态估计以及调度中心与变电站之间的边界协调来实现全网的状态佔计。

随着分散式控制技术的快速发展，其可能是未来电力系统控制发展的主要趋势。

智能告警及分析决策：基于对全站设备对象信息建模的情况下，实现对全站告警信息进行分类告警、信号过滤，同时通过对变电站运行状态进行实时的在线分析，自动报告变电站异常并提出故障处理指导，实现基于管理、检修和实时运行一体化的告警系统。

事故信息综合分析决策：开发变电站事故、异常专家系统，建立设备状态和功能模型，在电网事故、保护动作、装置故障、异常报警等情况下，通过整合分析站内包括事件顺序记录信号、保护及故障录波等信号，确定当前运行状况，并将事故分析的结果以简单明了的可视化界面综合展示，同时可将信息上传至主站端。

无功自动调节：由变电站自动化系统和集控主站系统集成实现VQC （无功自动调节）功能，变电站釆集电压数据，无功电压优化调节分析软件安装在集控主站系统，主站下发命令至变电站自动化系统执行投切操作，实现区域无功最优投切。

保护信息管理系统：智能开票系统能够根据运行操作规则、当前电网的实际运行方式，在对整个变电站进行全方位和整体防误基础上，自动生成符合操作规范、可以具体执行的操作票，从而大大减轻运行人员的劳动，提高开票速度，排除人为因素所造成的工作差错，具有非常重要的意义。

智能开票系统：智能开票系统能够根据运行操作规则、当前电网的实际运行方式，在对整个变电站进行全方位和整体防误基础上，自动生成符合操作规范、可以具体执行的操作票，从而大大减轻运行人员的劳动，提高开票速度，排除人为因素所造成的工作差错，具有非常重要的意义。

主要功能配置
PS 6000+的设备按站控层、间隔层和过程层划分，具体如下：
★站控层：监控系统（含监控、在线检测分析、一体化五防、VQC和保护信息管理等功能），釆用远动通信服务器；
★间隔层：保护装置、测控装置、安全稳定装置、备自投等自动装置;
★过程层：电子式互感器、智能终端（用于开关和变压器智能化）。

此外还包括IEC 61850系统配置工具、变电站专用以太网交换机、规约 转换器（接入其它厂家非IEC 61850装置）等配套的软件和设备。

站控层及间隔层釆用PS 6000变电站自动化系统的监控系统和设备。

PS6000+的通信系统按DL/T860（IEC 61850）标准构建，逻辑通信接口如 图1：
图1逻辑通信接口
图1•中各逻辑接口定义如下：
① 间隔层和变电站层之间保护数据交换；
② 间隔层与远方保护（不在DL/T860（IEC 61850）标准范围内）之间保 护数据交换；
③ 间隔层内数据交换;
④ 过程层和间隔层之间PT 和CT 瞬时数据交换（尤其是采样）;
⑤ 过程层和间隔层之间控制数据交换；
⑥ 间隔和变电站层之间控制数据交换；
⑦ 变电站层与远方工程师办公地数据交换；
⑧ 间隔之间直接数据交换，尤其是像联锁这样快速功能：
⑨ 变电站层内数据交换；
⑩ 变电站（装置）和远方控制中心之间控制数据交换。

变电站层 间单元层
远方保护 过程层 技术眼务
远方控制
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过程接口 高压设各
远方保护
按此逻辑接口构建PS6000+组网方式如图2：
图2 PS 6000*组网方式
PS 6000 +通信网络物理上分为两层，其一为站控间隔层网络，其二为过程层网络。

图1中接口①、⑥和⑨工作在站控间隔层网络，接口④和⑤工作在过程层网络，接口③和⑧的涉及保护功能的部分工作在过程层网络，接口③和⑧的其它部分工作在站控间隔层网络。

电子式互感器用点对点光纤向间隔层设备传输采样值。

PS 6000+的站控间隔层网络可采用双绞线以太网或光纤以太网，过程层网络采用光纤以太网，推荐采用简单可黑的星型拓扑结构。

站控间隔层网络和常规的自动化系统一样，可通过双网热备用或双网双工方式冗余提高通信可靠性；而过程层网络则视为继电保护的一部分，需根据保护配置原则进行冗余，在双网时应釆用双网双工无延时切换以满足保护跳闸要求。

主要技术数据
★监控系统满足以下性能数据要求：
电流量、电压量测量误差W0.2%,有功功率、无功功率测量误差^0. 5%o 电网频率测量误差WO. OlHzo
遥测量越死区传送整定最小值AO. 1%（额定值），并逐点可调。

事件顺序记录分辨率（SOE）：站控层W2ms,间隔层测控单元Wlms。

模拟量越死区传送时间（至站控层显示器）W2s。

开关量变位传送时间（至站控层显示器）Wls。

遥测信息响应时间（从I/O输入端至远动通信装置出口）W3s。

遥信变化响应时间（从I/O输入端至远动通信装置出口）W2s。

控制命令从生成到输出的时间Wls。

双机系统可用率099.9%。

控制操作正确率100%。

站控层平均无故障间隔时间（MTBF） >20000ho
间隔级测控单元平均无故障间隔时间^30000ho
各工作站的CPU平均负荷率：
正常时（任意30min内）W30%。

电力系统故障（10s内）W50%。

网络负荷率：
正常时（任意30min内）W20%。

电力系统故障（10s内）W40%。

模数转换分辨率$12位。

装置平台主要技术数据
★额定参数
额定直流电压
220V或110V,允许工作范围：80%〜115%
功率消耗
a ）直流回路正常时<40W,跳闸时V50W
b ）交流电压回路<0.5 VA /相
c ）交流电流回路<0. 5 VA /相（In = 5A和In = lA）
接点容量
跳闸、信号、其他辅助继电器接点容量：
a ）允许长期通过电流8 A
b ）切断电流0. 2A （直流220 V, L/R =7ms）
（注：本资料素材和资料部分来自网络，仅供参考。

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