智能变电站技术导则(2)

5.3 系统层

系统层面向全站或一个以上高压设备，通过智能组件获取并综合处理变电站中关联智能设备的相关信息，按照变电站和电网安全稳定运行要求，控制各设备层协同完成多个应用功能。

系统层完成数据采集和监视控制(SCADA)、操作闭锁、同步相量采集与集中、电能量采集、备自投、低压/低频解列、故障录波、保护信息管理等相关功能。

系统层功能应高度集成一体化，并根据变电站电压等级和复杂程度，可集成在一台计算机或嵌入式装置运行，也可分布在多台计算机或嵌入式装置运行。

智能变电站数据源应统一、标准化，实现网络共享。

智能设备之间应实现进一步的互联互通，支持采用系统级的运行控制策略。

智能变电站自动化系统采用的网络架构应合理，可采用环形、星型或混合型网络，网络冗余方式宜符合IEC 61499及 IEC 62439的要求。

6 设备层功能要求

6.1 高压设备

高压设备应具备高压绝缘等基本功能。

高压设备应具备高可靠性，尽可能免维护。

高压设备外绝缘应与当地环境相适应，宜采用复合材料。

高压设备宜将开关压力、油位等直接影响运行的模拟量以网络方式送出。

6.2 智能组件

6.2.1 基本功能要求

a)信号传变、数据采集宜完全数字化，且满足各种应用对数据采集精度、频率的要求。

b)采集与控制系统宜就地设置，与高压设备一体化设计安装时应适应现场电磁、温度、湿度、沙尘、振动等恶劣运行环境。

c)应具备异常时钟信息的识别防误功能，同时具备一定的守时功能。

d)应具备参量自检测、就地综合评估、实时状态预报、自诊断、自恢复功能，设备故障自动定位，相关信息能以网络方式输出。

e)宜具备即插即用功能。

f)宜有标准化的物理接口及结构。

g)一台智能设备对应一个由状态检测单元组成的智能组件;不同检测功能模块宜集成到一个统一的硬件平台上。

h)宜将测量、控制、计量、保护和检测等功能进行一体化设计，但不同功能区应有足够绝缘强度的电气隔离功能。

i)宜采用测控、保护一体化设备，装置可分散就地安装。

j)应考虑通信网络的延时情况并采取措施，不能影响相关智能组件(特别是保护)的功能及性能要求。

k)应支持在线调试功能。

6.2.2 测量单元

a)宜采用高精度数据采集技术，用不小于16位的数据长度表示。

b)应实现统一断面实时数据的同步采集，提供带精确的绝对时标的电网数据。

c)宜采用基于三态数据(稳态数据、暂态数据、动态数据)综合测控技术，进行全站数据的统一采集及标准方式输出。

d)测量单元设备应满足测量输出数据与被测电力参量在较大频谱范围内的响应一致性要求。

e)宜具备电能质量的数据测量功能。

6.2.3 控制单元

a)应具备全站防止电气误操作闭锁功能。

b)宜具备同期电压选择功能。

c)应具备本间隔顺序控制功能。

d)遥控回路宜采用两级开放方式抗干扰。

e)应支持紧急操作模式的功能。

6.2.4 保护单元

a)应遵守继电保护基本原则，满足DL/T 769等相关保护的标准要求。

b)宜通过网络通信方式接入电流电压等数值和输出控制信号，信号的输入及输出环节的故障不应导致保护误动作，并应发出告警信号。

c)保护单元应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。

d)双重化配置的两套保护，其信息输入输出环节应完全独立。

e)当采用电子式互感器时，应针对电子式互感器特点优化相关保护算法、提高保护动作性能。

f)纵联保护宜支持一端为电子式互感器另一端为常规互感器或两端均为电子式互感器的配置形式。

6.2.5 检测单元

a) 应逐步扩展设备的自诊断范围，提高自诊断的准确性和快速性。

b) 宜具备通过传感器自动采集设备状态信息(可采集部分)的能力，同时宜具备从生产管理系统(PMS)自动复制宿主设备其它状态信息的能力，包括指纹信息、家族缺陷信息、现场试验信息等。

c) 在不影响测量和可靠性的前提下，宜采用外置型传感器，确需内置的，仅内置最必要部分。不论内置或外置，传感器的接入应不影响宿主高压设备的安全运行。

d) 应具备远方设定采集信息周期、报警阈值功能。

6.2.6 计量单元

a) 应能准确的计算电能量，计算数据完整、可靠、及时、保密，满足电能量信息的唯一性和可信度的要求。

b) 应具备分时段、需量电能量自动采集、处理、传输、存储等功能，并能可靠的接入网络。

c) 应根据重要性对某些部件采用双重设备以提高冗余度。

d) 计量用互感器的选择配置及准确度要求应符合DL/T 448的规定。

e) 电能表应具备可靠的数字量或模拟量输入接口，用于接收合并单元输出的信号。合并单元应具备参数设置的硬件防护功能，其准确度要求应能满足计量的需要。

f) 宜针对不同计量单元特点制定各方认可的检定和溯源规程。

6.2.7 通信单元

a) 宜采用完全自描述的方法实现站内信息与模型的交换。

b) 应具备对报文丢包及数据完整性甄别功能。

c) 网络上的数据应分级，有优先传送功能，并计算和控制流量，满足在全站电力系统故障时保护与控制设备正常运行的需求。

d) 宜按照IEC 62351要求，采用信息加密、数字签名、身份认证等安全技术，满足信息通信安全的要求。

7 系统层功能要求

7.1 基本功能要求

7.1.1 顺序控制

满足无人值班及区域监控中心站管理模式的要求。

可接收执行监控中心、调度中心和当地后台系统发出的一个或多个控制指令，经安全校核正确后自动完成符合相关运行方式变化要求的设备控制。

应具备自动生成不同主接线和不同运行方式下典型操作流程的功能。

应具备投退保护软压板功能。

应具备急停功能。

可配备直观图形图像界面，在站内和远端实现可视化操作。

7.1.2 站内状态估计

应具备站内状态估计功能，实现数据辨识与处理，保证基础数据的正确性，并支持智能调度技术支持系统实现电网状态估计。

7.1.3 与主站系统通信

宜采用基于模型的通信协议与主站进行通信。

7.1.4 同步对时系统

智能变电站应建立统一的同步对时系统。

全站应采用基于卫星时钟与地面时钟互备方式获取精确时间。

用于数据采样的同步脉冲源应全站唯一，可采用不同接口方式将同步脉冲传递到相应装置。

同步脉冲源应同步于正确的精确时间秒脉冲，应不受错误的秒脉冲的影响。

同步对时可采用IEC61588、SNTP、IRIG-B等方式。

7.1.5 通信系统

应具备网络风暴抑制功能，网络设备局部故障不应导致系统性问题。

应具备方便的配置向导进行网络配置、监视、维护。

应具备对网络所有节点的工况监视与报警功能。

宜具备DoS防御能力和防止病毒传播的能力。

7.1.6 电能质量评估与决策系统

宜实现包含电压、谐波监测在内的电能质量监测、分析与决策的功能，为电能质量的评估和治理提供依据。

7.1.7 区域集控功能

当智能变电站在系统中承担区域集中控制功能时，除本站功能外，应支持区域智能控制防误闭锁，同时应满足集控站相关技术标准及规范的要求。

7.1.8 防误操作

根据变电站高压设备的网络拓扑结构，对开关、刀闸操作前后不同的分合状态，进行高压设备的有电、停电、接地三种状态的拓扑变化计算，自动实现防止电气误操作逻辑判断。

7.1.9 配置工具

应通过统一的配置工具对全站设备进行全站数据模型及通信配置。

7.1.10 源端维护

变电站作为调度/集控系统数据采集的源端，应提供各种可自描述的配置参量，维护时仅需在变电站利用统一配置工具进行配置，生成标准配置文件，包括变电站主接线图、网络拓扑等参数及数据模型。

变电站自动化系统与调度/集控系统可自动获得变电站的标准配置文件，并自动导入到自身系统数据库中。

变电站自动化系统的主接线图和分画面图形文件，应以网络图形标准SVG格式提供给调度/集控系统。

7.1.11 网络记录分析系统

宜配置独立的网络报文记录分析系统，实现对全站各种网络报文的实时监视、捕捉、存储、分析和统计功能。

网络报文记录分析系统宜具备变电站网络通信状态的在线监视和状态评估功能。

7.2 高级功能要求

7.2.1 设备状态可视化

应采集主要高压设备(变压器、断路器等)状态信息，进行可视化展示并发送到上级系统，为电网实现基于状态检测的设备全寿命周期综合优化管理提供基础数据支撑。

7.2.2 智能告警及分析决策

应建立变电站故障信息的逻辑和推理模型，实现对故障告警信息的分类和信号过滤，对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见。

可根据主站需求，为主站提供分层分类的故障告警信息。

7.2.3 故障信息综合分析决策

宜在故障情况下对包括事件顺序记录信号及保护装置、相量测量、故障录波等数据进行数据挖掘、多专业综合分析，并将变电站故障分析结果以简洁明了的可视化界面综合展示。

7.2.4 支撑经济运行与优化控制

应综合利用FACTS、变压器自动调压、无功补偿设备自动调节等手段，支持变电站系统层及智能调度技术支持系统安全经济运行及优化控制。

7.2.5 站域控制

利用对站内信息的集中处理、判断，实现站内安全自动控制装置(如备自投、母线分合运行)的协调工作，适应系统运行方式的要求。

7.2.6 与外部系统交互信息

宜具备与大用户、各类电源等外部系统进行信息交换的功能，能转发相关设备运行状况等信息。