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变电站自动化与智能化技术设计.docx
资料介绍
变电站自动化与智能化技术设计
1 变电站自动化系统概述
变电站自动化系统（SAS）通过计算机技术、通信技术和控制技术，实现变电站的监视、控制、保护和调度管理自动化，是智能电网建设的重要组成部分。变电站自动化系统的发展经历了从集中式（一台计算机采集全站数据，集中处理和控制，可靠性低，扩展性差）到分层分布式（间隔层和站控层两层架构，各间隔独立配置保护测控装置，通过通信网络连接，可靠性高，扩展性好，是目前变电站自动化的主流架构）的演进。变电站自动化系统的功能包括：数据采集与监视控制（SCADA，实时采集变电站的电压、电流、功率、开关状态等数据，通过人机界面展示，远程控制开关和刀闸的分合，实现变电站的遥测、遥信、遥控和遥调）、保护功能（继电保护装置实时检测电网故障，快速切除故障，保护设备和系统安全，保护功能包括线路保护、变压器保护、母线保护、电容器保护和电动机保护，保护动作时间<20ms）和电压无功控制（VQC，通过调节变压器分接头和投切电容器/电抗器，控制变电站的电压和无功功率在允许范围内，提高电能质量，降低线路损耗，VQC控制策略基于九区图或模糊控制，控制周期10–30s）。STM32G474数字逆变器在变电站自动化系统中作为保护测控装置的控制核心，其高性能的Cortex-M4F内核和丰富的外设资源满足变电站自动化对实时性、可靠性和通信能力的严格要求。
2 分层分布式自动化架构
分层分布式自动化架构是当前变电站自动化的主流架构，分为站控层、间隔层和过程层三层。站控层（变电站级计算机系统，包括主机、操作员站、远动工作站和GPS时钟同步系统，负责全站的监视、控制和管理，通过IEC 61850 MMS协议与间隔层设备通信，实现全站数据的集中管理和调度，操作员站提供人机界面，显示全站一次接线图、实时数据和告警信息，支持操作员进行遥控操作和参数设置，远动工作站与调度中心通信，上传遥测遥信数据，接收遥控遥调指令，通信协议包括IEC 101（串口远动协议）、IEC 104（网络远动协议）和IEC 61850）和间隔层（各间隔（线路、变压器、母线、电容器等）独立配置的保护测控装置，负责本间隔的保护、测量、控制和通信功能，保护测控装置通过过程层网络（GOOSE和SV）与合并单元和智能终端通信，实现保护和控制功能，保护测控装置通过站控层网络（MMS）与站控层设备通信，上传数据，接收指令）。过程层是一次设备与二次设备的接口层，包括合并单元（采集一次设备的电压和电流信号，通过IEC 61850-9-2协议（采样值SV）将采样数据发送给间隔层保护测控装置，合并单元同步采样，采样率80点/周波（4kHz，50Hz系统），通过IEEE 1588精确时间协议实现全站同步，采样同步精度<1μs）和智能终端（采集一次设备的开关状态信号，通过GOOSE协议将状态信息发送给间隔层保护测控装置，并接收间隔层的分合闸指令，控制一次设备的开关操作，智能终端具备断路器控制、刀闸控制、接地开关控制和闭锁控制功能，响应时间<10ms）。STM32G474微控制器在间隔层保护测控装置中，通过其以太网MAC和外部PHY芯片，支持IEC 61850协议的MMS、GOOSE和SV通信，实现与站控层和过程层的数据交换。
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| STM32G474逆变器_技术文件_1022_变电站自动化与智能化技术设计.docx | 44K |
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