1、220kV長泰變電站自動化系統設計“行業發展概論”課程實際應用姓名：曹岑 學號：123903學習了“行業發展概論”課程后，結合自身情況，將課程實踐應用到220kV長泰變電站自動化系統設計中，現將該工程初步設計介紹如下：1系統繼電保護及安全自動裝置1.1 220kV長泰變現狀220kV長泰變為新建變電站工程。本期新建2臺120MVA主變，遠景3臺240MVA主變；220kV系統本期遠景均為雙母線接線，本期4回220kV線路（齊心2回、劉橋1回、馬塘1回），遠景8回；110kV系統本期遠景均為雙母線接線，本期10回110kV線路（備用4回、齊心1回、河口1回、南憩亭1回、永興1回、陳橋2回），遠景

2、14回；35kV系統本期遠景均為單母線分段接線，本期4臺電容器，2臺35kV站用變。本期4回220kV線路是由220kV齊馬、齊劉線路開斷環入供電形成。齊心劉橋線路兩側均配置PSL602G與RCS931A型號光纖保護，2006年投運。保護通道利用沿線路架設的一根OPGW光纜。齊心馬塘線路兩側均配置RCS931A光纖保護與PSL602型高頻保護，齊心側保護2006年投運，馬塘側RCS931A光纖保護2011年投運，PSL602型高頻保護2001年投運。其中，馬塘至齊心變線路由三馬線4642在三官殿站外搭接至三齊4641線形成，而三馬線4642（全長35.4kM）上無法架設光纜，通過借用三馬2H2

3、0線上所架設光纖形成RCS931A保護光纖通道，高頻保護采用載波通道。1.2故障錄波器配置方案全站統一配置 1 套故障錄波系統，故障錄波裝置通過網絡方式接收SV報文和GOOSE報文。故障錄波文件由一體化監控系統II區綜合應用服務器采集、處理，并通過II區數據網關機向調度端上送故障錄波文件。故障錄波單元宜按照電壓等級和網絡配置，主變壓器錄波單元宜同時接入主變壓器各側錄波量，實現有故障啟動量時主變壓器各側同步錄波。本站配置2面故障錄波器柜，含故障錄波裝置6臺（每臺暫態錄波單元數字式交流量接入不少于96 路，開關量接入不少于256 路）。故障錄波范圍包括主變、220kV系統及110kV系統。1.3網

4、絡記錄分析儀配置方案全站統一配置 1 套網絡記錄分析儀系統，由網絡記錄單元及網絡分析主機構成。本站配置2面網絡記錄分析柜，含報文記錄單元6臺、分析單元2臺。網絡記錄分析范圍包括全站站控層網絡及過程層網絡，每套網報文記錄單元接入合并單元數量不宜超過24臺。2系統遠動220kV長泰變電站為新建站，按江蘇省調、南通地調二級調度設計。2.1現狀江蘇省調：目前，江蘇省調的自動化系統為OPEN-3000系統，與D5000系統并列運行，接收省內有關發電廠、500kV變電站、主要220kV變電站及有關地調轉發來的遠動信息，接收的遠動信息主要來自于遠方終端裝置或計算機監控系統。電站投產年，江蘇省調的自動化系統為

5、智能電網調度技術支持系統。南通地調：南通地調端調度自動化系統為南瑞地縣調一體化系統，接收南通地區有關發電廠、220kV變電站的遠動信息。2.2 本期遠動系統設計（1）220kV長泰變為新建智能變電站，遠動信息采集由變電站計算機監控系統完成，遠動系統與變電站自動化系統共享信息，不重復采集。配置一套全新的計算機監控系統，遠動通信主站雙套配置，站控層包括監控主站兼操作員站等，間隔層包括全站所有的220kV、110kV 、35kV和主變等部分的測控裝置，過程層包括全站所有智能終端及合并單元。有關計算機監控系統設備、功能詳見電氣二次部分。本站220kV變電站自動化系統方案配置示意圖詳見A24所示。（2）

6、江蘇省調：220kV長泰變電站建成后，省調EMS系統所需調度自動化信息由南通地調轉發。（3）南通地調：主要通道通過南通地調接入網接至第一核心節點，將相關遠動信息送至南通地調；備用通道通過南通地調接入網接至第二核心節點，將相關遠動信息送至南通地調；南通地調考慮以雙重化網絡傳輸方式接收該站的調度自動化信息，分別為：主通道A網：以網絡傳輸方式接收該變電站調度自動化信息；備通道B網：以網絡傳輸方式接收該變電站調度自動化信息。雙路數據網傳輸方式，傳送速率為2Mbps,誤碼率不大于10-7，應用層協議采用IEC60870-5-104。2.3遠動系統信息采集和信息傳輸遠動信息采取“直采直送”原則，直接從測控

7、單元獲取遠動信息并向調度端傳送。遠動信息內容應滿足DL/T 5003-2005電力系統調度自動化設計技術規程、DL/T 5002-2005地區電網調度自動化設計技術規程和相關調度端、遠方監控中心對變電站的監控要求。遠動通信設備應實現與相關調度中心及遠方監控中心的數據通信，分別以主備通道、并按照各級調度要求的通信規約進行通信。遠動信息通過雙路數據網絡方式送到相應調度端。雙路數據網傳輸方式，傳送速率為2Mbps,誤碼率不大于10-7，應用層協議采用IEC60870-5-104。3變電站自動化系統3.1主要設計原則（1）變電站自動化系統的設備配置和功能要求應按無人值班模式設計。（2）采用開放式分層分

8、布式網絡結構，邏輯上由站控層、間隔層、過程層以及網絡設備構成。站控層設備按變電站遠景規模配置，間隔層、過程層設備按工程實際規模配置。（3）站內監控保護統一建模，統一組網，信息共享，通信規約統一采用DL/T 860，實現站控層、間隔層、過程層二次設備互操作。（4）變電站內信息宜具有共享性和唯一性，變電站自動化系統監控主機與遠動數據傳輸設備信息資源共享。（5）變電站自動化系統完成對全站設備的監控。（6）變電站自動化系統具有與電力調度數據專網的接口，軟件、硬件配置應能支持聯網的網絡通信技術以及通信規約的要求。（7）向調度端上傳的保護、遠動信息量執行現有相關規程。（8）變電站自動化系統網絡安全應嚴格按

9、照電力二次系統安全防護規定來執行。3.2系統構成變電站自動化系統應符合 DL/T860，在功能邏輯上由站控層、間隔層、過程層組成。站控層由監控主機、數據服務器、綜合應用服務器、操作員工作站、工程師工作站、計劃管理終端（安全文件網關）、數據通信網關機、圖形通信網關機、防火墻、正反向隔離裝置、打印機、交換機等設備構成，提供站內運行的人機聯系界面，實現管理控制間隔層、過程層設備等功能，形成全站監控、管理中心，并與遠方監控、調度中心通信。間隔層由保護、測控、計量、故障錄波及網絡分析等若干個二次子系統組成，在站控層及網絡失效的情況下，仍能獨立完成間隔層設備的就地監控功能。過程層由合并單元、智能終端等構成

10、，完成與一次設備相關的功能，包括實時運行電氣量的采集、設備運行狀態的監測、控制命令的執行等。過程層網絡與站控層、間隔層網絡完全獨立。3.3 系統網絡3.3.1 站控層網絡站控層設備通過網絡與站控層其他設備通信，與間隔層設備通信，傳輸MMS 報文和GOOSE 報文。站控層網絡采用雙重化星形以太網絡。3.3.2 間隔層網絡間隔層設備通過網絡與本間隔其他設備通信、與其他間隔層設備通信、與站控層設備通信，可傳輸MMS 報文和GOOSE 報文。間隔層網絡宜用雙重化星形以太網絡，間隔層設備通過兩個獨立的以太網控制器接入雙重化的站控層網絡。3.3.3 過程層網絡 220kV、110kV間隔層保護、測控集中布

11、置，除保護裝置外 SV 報文、除保護跳閘外GOOSE 報文統一采用網絡方式、共網傳輸（SV 報文也可統一采用點對點方式）。全站過程層采用星型結構100M以太網， 220kV 過程層網絡采用星形雙網結構; 110kV過程層網絡宜采用星形雙網結構，也可采用星型單網結構，本工程110kV系統暫推薦采用星型單網結構。220kV、110kV 系統按單間隔配置過程層交換機。220kV、110kV 按照電壓等級配置過程層中心交換機，用于同一電壓等級過程層跨間隔數據的匯總與通信。母線保護、故障錄波及網絡記錄分析裝置等裝置通過中心交換機收發過程層數據。中心交換機端口總數量應與之相級聯的間隔過程層交換機端口數量相

12、匹配，并保留一定備用端口。當過程層采用雙網時，中心交換機也應按雙網配置。主變不配置獨立過程層網絡，主變保護、測控等裝置接入高、中壓側過程層網絡，主變低壓側過程層SV報文、GOOSE報文接入中壓側過程層網絡。本期35kV電壓等級不配置獨立過程層網絡，SV 報文可采用點對點方式傳輸，GOOSE 報文可利用站控層網絡傳輸。雙重化配置的保護裝置應分別接入各自過程層網絡，單套配置的測控裝置等通過獨立的數據接口控制器接入雙重化網絡，對于電度表等僅需接入SV 采樣值單網。3.3.4系統軟件220kV 變電站主機推薦采用Unix 或Linux 操作系統。3.3.5系統功能自動化系統實現對變電站可靠、合理、完善

13、的監視、測量、控制、斷路器合閘同期等功能，并具備遙測、遙信、遙調、遙控全部的遠動功能和時鐘同步功能，具有與調度通信中心交換信息的能力。具體功能要求按DL/T 51492001220kV500kV 變電所計算機監控系統設計技術規程執行。3.3.6 遠動功能遠動信息的直采直送是保證調度中心掌握電網整體運行狀況的重要原則。遠動通信設備需要的運行狀態數據應直接來自間隔層的保護、測控、故障錄波及網絡記錄分析裝置等設備，并且通過站控層網絡作為傳輸通道，監控主站、操作員站等站控層設備的任何操作和設備故障對遠動通信設備都不應有任何影響。3.3.7 信號采集自動化系統的信號采集按照 DL/T 514920012

14、20kV500kV 變電所計算機監控系統設計技術規程執行。3.3.8 順序控制宜基于變電站自動化系統后臺實現準確的數據采集，包括變電站內所有實時遙信量（斷路器、隔離開關、接地開關等）的位置，所有實時模擬量（電流、電壓、功率等），以及其他輔助的遙信量。順序控制功能應具有防誤閉鎖、事件記錄等功能，應采用可靠的網絡通信技術。3.3.9 智能告警及故障信息綜合分析決策應建立變電站故障信息的邏輯和推理模型，實現對故障告警信息的分類和信號過濾，對變電站的運行狀態進行在線實時分析和推理，自動報告變電站異常并提出故障處理指導意見。告警信息宜主要在廠站端處理，以減少主站端信息流量，廠站可根據主站需求，為主站提供

15、分層分類的故障告警信息。宜在故障情況下對包括事件順序記錄信號及保護裝置、相量測量、故障錄波等數據進行數據挖掘、多專業綜合分析，并將變電站故障分析結果以簡潔明了的可視化界面綜合展示。3.3.10 設備狀態可視化應采集主要一次設備（變壓器、斷路器等）狀態信息，重要二次設備（測控裝置、保護裝置、合并單元、智能終端等）的告警和自診斷信息、二次設備檢修壓板信息以及網絡設備狀態信息，進行可視化展示并發送到上級系統，為電網實現基于狀態檢測的設備全壽命周期綜合優化管理提供基礎數據支撐。3.3.11 支撐經濟運行與優化控制應綜合利用 FACTS、變壓器自動調壓、無功補償設備自動調節等手段，支持變電站系統層及智能

16、調度技術支持系統安全經濟運行及優化控制。系統可提供智能電壓無功自動控制（VQC）功能，可接收調度主站端或集控中心的調節策略，完成電壓無功自動控制功能。調度主站端或集控中心可以對廠站端的VQC 軟件進行啟停、狀態監視和策略調整的控制。系統可提供智能負荷優化控制功能，可根據預設的減載策略，在主變壓器過載時自動計算出切負荷策略，或接收調度主站端或集控中心的調節目標值計算出切負荷策略，并將切負荷策略上送給調度主站端或集控中心確認后執行。調度主站端或集控中心可以對廠站端的智能負荷優化控制軟件進行啟停、狀態監視和調節目標值設定的控制。3.4設備配置3.4.1 站控層設備站控層負責變電站的數據處理、集中監控

17、和數據通信，包括監控主機、遠動網關機、數據服務器、綜合應用服務器、網絡設備及打印機等。監控主機兼操作員站：雙重化配置。負責站內各類數據的采集、處理，實現站內設備的運行監視、操作與控制、信息綜合分析及智能告警，集成防誤閉鎖操作工作站和保護信息子站等功能。站內運行監控的主要人機界面，實現對全站一、二次設備的實時監視和操作控制，具有事件記錄及報警狀態顯示和查詢、設備狀態和參數查詢、操作控制等功能。I區遠動網關機：雙重化配置，直接采集站內數據，通過專用通道向調度（調控）中心傳送實時信息，同時接收調度（調控）中心的操作與控制命令。采用專用獨立設備，無硬盤、無風扇設計；II區遠動網關機：單套配置，實現II

18、區數據向調度（調控）中心及其它主站系統的數據傳輸。具備遠方查詢和瀏覽功能；/區遠動網關機：綜合應用服務器通過正反向隔離裝置向/區數據通信網關機發布信息，并由/區數據通信網關機傳輸給其他主站系統。綜合應用服務器：單套配置，接收站內一次設備狀態監測數據、站內輔助應用等信息，進行集中處理、分析和展示；數據服務器：雙重化配置，用于變電站全景數據的集中存儲，為站控層設備和應用提供數據訪問服務；網絡打印機。在自動化系統站控層設置網絡打印機，取消裝置屏上的打印機，通過變電站自動化系統打印全站各裝置的保護告警、事件、波形等。主要站控層設備配置如下表所示。站控層設備配置設備名稱配置方案監控主機兼操作員站雙機冗余

19、配置I區遠動網關機雙套配置II區遠動網關機單套配置/區遠動網關機單套配置綜合應用服務器單套配置數據服務器單套配置網絡打印機1臺調度數據網設備2臺路由器、4臺交換機二次安全防護設備4套縱向加密裝置，2臺單向隔離裝置、2臺硬件防火墻3.4.2 間隔層設備間隔層包括繼電保護、安全自動裝置、測控裝置、故障錄波及網絡記錄分析裝置、電能計量裝置等設備。3.4.2.1 繼電保護及安全自動裝置配置 詳見系統保護及組件保護章節。3.4.2.2 測控配置測控裝置按照DL/T860 標準建模，具備完善的自描述功能，與站控層設備直接通信。支持通過GOOSE報文實現間隔層五防聯閉鎖功能，支持通過GOOSE報文下行實現設

20、備操作。1）220kV電壓等級和主變壓器的保護、測控均獨立配置；測控裝置單套配置。2）110kV 電壓等級的保護、測控均一體化單套配置。3）35kV電壓等級采用保護、測控、計量多合一裝置，應具備獨立的計量信息串行輸出接口計費關口應滿足電能計量規程規范要求。4）主變壓器高中低壓側及本體測控裝置單套獨立配置。5）裝置除失電告警信號以硬接線方式接入測控裝置，智能終端的硬接點信號是雙套互發，其余告警信號均以網絡方式傳輸。6）故障錄波及網絡記錄分析化裝置具體配置詳見保護相關章節。7）計量裝置具體配置詳見電能量計量系統章節。8）低壓側備自投裝置具體配置詳見系統安全自動裝置相關章節。主要間隔層設備配置如下表

21、所示。間隔層設備配置設備名稱配置方案測控裝置110kV線路、220kV線路、110kV母聯、220kV母聯、主變、母線間隔、公用部分等采用獨立測控裝置，測控裝置按電氣單元配置。保護裝置220kV電壓等級、主變采用獨立保護裝置， 110kV電壓等級采用保護測控一體化裝置，35kV采用保護、測控、計量多合一裝置。故障錄波及網絡記錄分析裝置2面故障錄波器柜，含故障錄波裝置6臺。2面網絡記錄分析柜，含報文記錄單元6臺、分析單元2臺。電能計量裝置主變高、中、低壓側為關口點，按單表配置。220kV、110kV按單表配置。35kV采用保護、測控、計量多合一裝置實現計量。配置電能量終端服務器1臺。網絡打印機本

22、期及遠景1臺網絡打印機、2臺移動激光打印機（帶移動小車），取消柜內打印機3.4.3過程層設備3.4.3.1 合并單元1）220kV 線路、母聯間隔互感器合并單元按雙重化配置。2）110kV 線路、母聯間隔電流互感器合并單元按單套配置（雙網口）。3）35kV電壓等級除主變壓器間隔外不配置合并單元。4）主變壓器各側及公共繞組合并單元按雙重化配置。 5）220kV 、110kV本期及遠景均為雙母線接線，按各電壓等級雙重化配置2 臺母線電壓合并單元。6）220kV 線路、110kV 線路電流互感器和電壓互感器合用一個合并單元。7）220kV 母聯、110kV 母聯合并單元應能同時輸出正反極性電流值。8

23、）合并單元輸出統一采用DL/T 860.92 協議。9）合并單元的輸出接口采樣頻率宜為4000Hz。10）合并單元應分散布置于GIS智能控制柜內。11）35kV母線不配置合并單元，35kV母線電壓同時接入主變35kV側合并單元。12）主變35kV側合并單元布置于主變35kV側開關柜內。13）主變公共繞組合并單元布置于主變本體智能控制柜內。3.4.3.2 智能終端1）220kV 線路、母聯智能終端按雙重化配置；2）110kV 線路、母聯智能終端按單套配置（雙網口）。3）35kV戶內開關柜不配置智能終端（主變壓器間隔除外）。4）主變壓器各側智能終端冗余配置；主變壓器本體智能終端單套配置，集成非電量

24、保護功能。5）220、110kV 每段母線配置1 套智能終端。6）智能終端宜分散布置于GIS智能控制柜內。7）主變壓器35kV側智能終端布置于主變35kV側開關柜內。8）主變壓器本體智能終端布置于主變本體智能控制柜內。過程層設備清單（按變電站本期規模配置）設備名稱配置數量智能終端220kV12臺主變本體智能終端2臺主變220kV側4臺合并單元220kV（含主變）16臺110kV母設2臺主變公共繞組4臺合并單元智能終端一體化裝置110kV（含主變）15臺主變35kV側4臺3.4.4網絡通信設備網絡通信設備包括網絡交換機、光/電轉換器、接口設備和網絡連接線、電纜、光纜及網絡安全設備等。（1）站控層

25、中心交換機本站二次設備室配置2臺站控層中心交換機（24電口、8光口、百兆以太網），每臺交換機端口數量應滿足應用需求。站控層2 臺中心交換機和二次設備室2臺間隔層交換機共組1面柜。（2）間隔層交換機二次設備室配置2臺間隔層交換機（24電口、4光口、百兆以太網），與站控層中心交換機組柜安裝。220kV GIS室本期配置4臺間隔層交換機（24電口，4光口），組柜1面。110kV GIS室本期配置4臺間隔層交換機（24電口，4光口），組柜1面。35kV開關柜室配置2臺間隔層交換機（24電口、2光口、百兆以太網），就地布置于開關柜內。（3）過程層網絡交換機本工程交換機配置如下：220kV系統本期配置4臺過程層中心交換機（24光口），單獨組柜，本期安裝需配置1面柜，布置于220kV GIS室。220kV系統每間隔配置2臺過程層交換機，本期共計配置14臺過程層交換機（主變間隔為16光口，其余間隔為8光口），安裝于220kV智能控制柜內。110kV系統本期配置4臺過程層中心交換機（24光口），單獨組柜，本期安裝需配置1面柜，布置于110kV GIS室。110kV系統每間隔配置1臺過程層交換機，本期共計配置15臺過程