变电站自动化系统设计教程.docx

220kV长泰变电站自动化系统设计“行业发展概论”课程实际应用姓名：曹岑 学号：123903学习了 “行业发展概论”课程后，结合自身状况，将课程实践应 用到220kV长泰变电站自动化系统设计中，现将该工程初步设计简介 如下：1系统继电保护及安全自动装置1.1 220kV长泰变现实状况220kV长泰变为新建变电站工程。本期新建2台120MVA主变， 远景3台240MVA主变；220kV系统本期远景均为双母线接线，本期 4回220kV线路（齐心2回、文ij桥1回、马塘1回），远景8回；110kV 系统本期远景均为双母线接线，本期10回HOkV线路（备用4回、 齐心1回、河口 1回、南憩亭1回、永兴1回、陈桥2回），远景14 回；35kV系统本期远景均为单母线分段接线，本期4台电容器，2台 35kV站用变。本期4回220kV线路是由220kV齐马、齐刘线路开断环入供电形 成。齐心刘桥线路两侧均配置PSL602G与RCS931A型号光纤保护，2023年投运。保护通道运用沿线路架设的一根OPGW光缆。齐心马塘线路两侧均配置RCS931A光纤保护与PSL602型高频应综合运用FACTS、变压器自动调压、无功赔偿设备自动调整等手段，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。系统可提供智能电压无功自动控制（VQC）功能，可接受调 度主站端或集控中心日勺调整方略，完毕电压无功自动控制功能。 调度主站端或集控中心可以对厂站端的VQC软件进行启停、状 态监视和方略调整的控制。系统可提供智能负荷优化控制功能，可根据预设的减载方 略，在主变压器过载时自动计算出切负荷方略，或接受调度主站 端或集控中心口勺调整目的值计算出切负荷方略，并将切负荷方略 上送给调度主站端或集控中心确认后执行。调度主站端或集控中 心可以对厂站端的智能负荷优化控制软件进行启停、状态监视和 调整目时值设定的控制。3.4设备配置1 .4.1站控层设备站控层负责变电站的数据处理、集中监控和数据通信，包括 监控主机、远动网关机、数据服务器、综合应用服务器、网络设 备及打印机等。监控主机兼操作员站：双重化配置。负责站内各类数据的 采集、处理，实现站内设备的运行监视、操作与控制、信息综合 分析及智能告警，集成防误闭锁操作工作站和保护信息子站等功 能。站内运行监控日勺重要人机界面，实现对全站一、二次设备的 实时监视和操作控制，具有事件记录及报警状态显示和查询、设 备状态和参数查询、操作控制等功能。I区远动网关机：双重化配置，直接采集站内数据，通过 专用通道向调度（调控）中心传送实时信息，同步接受调度（调 控）中心的操作与控制命令。采用专用独立设备，无硬盘、无风 扇设计；n区远动网关机：单套配置，实现n区数据向调度（调控） 中心及其他主站系统日勺数据传播。具有远方查询和浏览功能；ni/iv区远动网关机：综合应用服务器通过正反向隔离装 置向ni/iv区数据通信网关机公布信息，并由ni/iv区数据通信网 关机传播给其他主站系统。综合应用服务器：单套配置，接受站内一次设备状态监测 数据、站内辅助应用等信息，进行集中处理、分析和展示；数据服务器：双重化配置，用于变电站全景数据的集中存 储，为站控层设备和应用提供数据访问服务；网络打印机。在自动化系统站控层设置网络打印机，取消 装置屏上日勺打印机，通过变电站自动化系统打印全站各装置日勺保 护告警、事件、波形等。重要站控层设备配置如下表所示。站控层设备配置设备名称配置方案监控主机兼操作员站双机冗余配置I区远动网关机双套配置II区远动网关机单套配置III/IV区远动网关机单套配置综合应用服务器单套配置数据服务器单套配置网络打印机1台调度数据网设备2台路由器、4台互换机一次安全防护设备4套纵向加密装置，2台单向隔离装置、2台硬件防火墙2 .4.2间隔层设备间隔层包括继电保护、安全自动装置、测控装置、故障录波 及网络记录分析装置、电能计量装置等设备。2.1.1.1 继电保护及安全自动装置配置详见系统保护及组件保护章节。2.1.1.2 测控配置测控装置按照DL/T860原则建模，具有完善日勺自描述功能，与站 控层设备直接通信。支持通过GOOSE报文实现间隔层五防联闭锁功能，支持通过GOOSE报文下行实现设备操作。3 ) 220kV电压等级和主变压器的保护、测控均独立配置；测控装置单套配置。4 ） HOkV电压等级日勺保护、测控均一体化单套配置。5 ） 35kV电压等级采用保护、测控、计量多合一装置，应具有独 立的计量信息串行输出接口计费关口应满足电能计量规程规范规定。4）主变压器高中低压侧及本体测控装置单套独立配置。5）装置除失电告警信号以硬接线方式接入测控装置，智能终端时 硬接点信号是双套互发，其他告警信号均以网络方式传播。6）故障录波及网络记录分析化妆置详细配置详见保护有关章节。7）计量装置详细配置详见电能量计量系统章节。8）低压侧备自投装置详细配置详见系统安全自动装置有关章节。重要间隔层设备配置如下表所示。间隔层设备配置设备名称配置方案测控装置UOkV线路、220kV线路、UOkV母联、220kV母联、主变、母线间隔、公用部分等采用独立测控装置，测控装置按电气单 元配置。保护装置220kV电压等级、主变采用独立保护装置，HOkV电压等级采 用保护测控一体化妆置，35kV采用保护、测控、计量多合一装 置。故障录波及网络记录分析装置2面故障录波器柜，含故障录波装置6台。2面网络记录分析柜，含报文记录单元6台、分析单元2台。设备名称配置方案电能计量装置主变高、中、低压侧为关口点，按单表配置。220kV、UOkV按单表配置。35kV采用保护、测控、计量多合一装置实现计量。配置电能量终端服务器1台。网络打印机本期及远景1台网络打印机、2台移动激光打印机（带移动小车），取消柜内打印机过程层设备3.4.3.1 合并单元1） 220kV线路、母联间隔互感器合并单元按双重化配置。2） HOkV线路、母联间隔电流互感器合并单元按单套配置 （双网口）。3） 35kV电压等级除主变压器间隔外不配置合并单元。4）主变压器各侧及公共绕组合并单元按双重化配置。5） 220kV、HOkV本期及远景均为双母线接线，按各电压 等级双重化配置2台母线电压合并单元。6） 220kV线路、UOkV线路电流互感器和电压互感器合用 一种合并单元。7） 220kV母联、UOkV母联合并单元应能同步输出正反极 性电流值。8）合并单元输出统一采用DL/T 860.92协议。9）合并单元时输出接口采样频率宜为4000Hz。10）合并单元应分散布置于GIS智能控制柜内。11） 35kV母线不配置合并单元，35kV母线电压同步接入主 变35kV侧合并单元。12）主变35kV侧合并单元布置于主变35kV侧开关柜内。13）主变公共绕组合并单元布置于主变本体智能控制柜内。智能终端1） 220kV线路、母联智能终端按双重化配置；2） 110kV线路、母联智能终端按单套配置（双网口）。3） 35kV户内开关柜不配置智能终端（主变压器间隔除外）。4）主变压器各侧智能终端冗余配置；主变压器本体智能终 端单套配置，集成非电量保护功能。5） 220、HOkV每段母线配置1套智能终端。6）智能终端宜分散布置于GIS智能控制柜内。7）主变压器35kV侧智能终端布置于主变35kV侧开关柜内。8）主变压器本体智能终端布置于主变本体智能控制柜内。过程层设备清单（按变电站本期规模配置）设备名称配置数量智能终端220kV12台主变本体智能终端2台主变220kV侧4台设备名称配置数量合并单元220kV （含主变）16台UOkV母设2台主变公共绕组4台合并单元智能终端一体化妆置llOkV （含主变）15台主变35kV侧4台网络通信设备网络通信设备包括网络互换机、光/电转换器、接口设备和 网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备等。（1）站控层中心互换机本站二次设备室配置2台站控层中心互换机（24电口、8光 口、百兆以太网），每台互换机端口数量应满足应用需求。站控 层2台中心互换机和二次设备室2台间隔层互换机共组1面柜。（2）间隔层互换机二次设备室配置2台间隔层互换机（24电口、4光口、百兆以太 网），与站控层中心互换机组柜安装。220kV GIS室本期配置4台间隔层互换机（24电口，4光口）， 组柜1面。UOkV GIS室本期配置4台间隔层互换机（24电口，4光口）， 组柜1面。35kV开关柜室配置2台间隔层互换机（24电口、2光口、百兆以太网），就地布置于开关柜内。（3）过程层网络互换机本工程互换机配置如下：220kV系统本期配置4台过程层中心互换机（24光口），单独组 柜，本期安装需配置1面柜，布置于220kV GIS室。220kV系统每间隔配置2台过程层互换机，本期合计配置14台过 程层互换机（主变间隔为16光口，其他间隔为8光口），安装于220kV 智能控制柜内。UOkV系统本期配置4台过程层中心互换机（24光口），单独组 柜，本期安装需配置1面柜，布置于UOkVGIS室。llOkV系统每间隔配置1台过程层互换机，本期合计配置15台过 程层互换机（主变间隔为16光口，其他间隔为8光口），安装于UOkV 智能控制柜内。UOkV间隔层保护测控下放布置，SV报文统一采用 点对点方式，除保护跳闸外GOOSE报文采用网络方式每台互换机时光纤接入数量不适宜超过16对，每个虚拟网均应预 留12备用端口。任意两台智能电子设备之间的数据传播路由不应超过4个互换 机。任意两台主变压器智能电子设备不适宜接入同一台互换机。站控层互换机配置如下表所示。站控层及间隔层互换机配置清单（按本期规模）数量（台）互换机规格站控层中心互换机2百兆、24电口、4光口间隔层互换机12百兆、24电口、2光口过程层互换机配置如下表所示。过程层互换机配置清单数量（台）互换机规格220kV过程层中心互换机4百兆、24多模光口HOkV过程层中心互换机4百兆、24多模光口220kV线路、母联间隔过程层互换机10百兆、8多模光口220kV主变间隔过程层互换机4百兆、16多模光口HOkV线路、母联间隔过程层互换机11百兆、8多模光口HOkV主变间隔过程层互换机4百兆、16多模光口4高级应用高级应用功能是智能变电站与常规变电站的关键区别，是提高智 能变电站自动化、互动化程度的关键功能。智能电网规定变电站通过 对全网运行数据分层、分级日勺广域实时信息统一断面采集，实现变电站智能柔性集群及自协调区域控制保护，支撑各级电网的安全稳定运 行和各类高级应用；设备信息和运维方略与电力调度实现全面互动， 实现基于状态监测的设备全寿命周期综合优化管理。在高级应用功能应用深度和完整性方面，分如下两类：(1)完整功能：此部分应用基本上仅与站内功能有关，规定完整 功能实现，应作为高级功能的基本配置实现，此部分功能包括：次序 控制、智能告警、状态可视化、故障信息综合决策分析、智能操作票 等。(2)部分功能：此部分应用要完整实现需主站端对应功能升级配 合或需具有一定的外部条件，本期仅实现站内部分功能，与主站端或 外部配合预留功能接口，此部分功能包括：源端维护、支撑经济运行 与优化控制、分布式状态估计、新能源接入等。保护，齐心侧保护2023年投运，马塘侧RCS931A光纤保护2023 年投运，PSL602型高频保护2023年投运。其中，马塘至齐心变线 路由三马线4642在三官殿站外搭接至三齐4641线形成，而三马线 4642 （全长35.4kM）上无法架设光缆，通过借用三马2H20线上所 架设光纤形成RCS931A保护光纤通道，高频保护采用载波通道。1.2 故障录波器配置方案全站统一配置1套故障录波系统，故障录波装置通过网络方式 接受SV报文和GOOSE报文。故障录波文献由一体化监控系统II区 综合应用服务器采集、处理，并通过II区数据网关机向调度端上送 故障录波文献。故障录波单元宜按照电压等级和网络配置，主变压器录波单元宜 同步接入主变压器各侧录波量，实既有故障启动量时主变压器各侧同 步录波。本站配置2面故障录波器柜，含故障录波装置6台（每台暂态录 波单元数字式交流量接入不少于96路，开关量接入不少于256路）。 故障录波范围包括主变、220kV系统及HOkV系统。1.3 网络记录分析仪配置方案全站统一配置1套网络记录分析仪系统，由网络记录单元及网络分析主机构成。本站配置2面网络记录分析柜，含报文记录单元6台、分析单元 2台。网络记录分析范围包括全站站控层网络及过程层网络，每套网 报文记录单元接入合并单元数量不适宜超过24台。2系统远动220kV长泰变电站为新建站，按江苏省调、南通地调二级调度设计。2现实状况江苏省调：目前，江苏省调日勺自动化系统为OPEN-3000系统，与 D5000系统并列运行，接受省内有关发电厂、500kV变电站、重要220kV 变电站及有关地调转发来的远动信息，接受时远动信息重要来自于远 方终端装置或计算机监控系统。电站投产年，江苏省调的自动化系统 为智能电网调度技术支持系统。南通地调：南通地调端调度自动化系统为南瑞地县调一体化系统, 接受南通地区有关发电厂、220kV变电站的远动信息。2.2 本期远动系统设计(1) 220kV长泰变为新建智能变电站，远动信息采集由变电站计 算机监控系统完毕，远动系统与变电站自动化系统共享信息，不反复 采集。配置一套全新的计算机监控系统，远动通信主站双套配置，站 控层包括监控主站兼操作员站等，间隔层包括全站所有的220kV、HOkV、35kV和主变等部分日勺测控装置，过程层包括全站所有智能终端及合并单元。有关计算机监控系统设备、功能详见电气二次部分。本站220kV变电站自动化系统方案配置示意图详见A24所示。(2)江苏省调：220kV长泰变电站建成后，省调EMS系统所需 调度自动化信息由南通地调转发。(3)南通地调：重要通道通过南通地调接入网接至第一关键节点, 将有关远动信息送至南通地调；备用通道通过南通地调接入网接至第 二关键节点，将有关远动信息送至南通地调；南通地调考虑以双重化 网络传播方式接受该站的调度自动化信息，分别为：主通道A网：以网络传播方式接受该变电站调度自动化信息； 备通道B网：以网络传播方式接受该变电站调度自动化信息。双路数据网传播方式，传送速率为2Mbps,误码率不不小于IO，应用层协议采用IEC60870-5-104。2.3 远动系统信息采集和信息传播远动信息采用“直采直送”原则，直接从测控单元获取远动信息并 向调度端传送。远动信息内容应满足DL/T 5003-2023电力系统调度自动化设计 技术规程、DL/T 5002-2023地区电网调度自动化设计技术规程 和有关调度端、远方监控中心对变电站日勺监控规定。远动通信设备应实现与有关调度中心及远方监控中心的数据通 信，分别以主备通道、并按照各级调度规定的通信规约进行通信。远动信息通过双路数据网络方式送到对应调度端。双路数据网传播方式，传送速率为2Mbps,误码率不不小于IO7,应用层协议采用 IEC60870-5-104o3变电站自动化系统3.1 重要设计原则(1)变电站自动化系统的设备配置和功能规定应按无人值班模式 设计。(2)采用开放式分层分布式网络构造，逻辑上由站控层、间隔层、 过程层以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔 层、过程层设备按工程实际规模配置。(3)站内监控保护统一建模，统一组网，信息共享，通信规约统 一采用DL/T860,实现站控层、间隔层、过程层二次设备互操作。(4)变电站内信息宜具有共享性和唯一性，变电站自动化系统监 控主机与远动数据传播设备信息资源共享。(5)变电站自动化系统完毕对全站设备的监控。(6)变电站自动化系统具有与电力调度数据专网曰勺接口，软件、 硬件配置应能支持联网曰勺网络通信技术以及通信规约的规定。(7)向调度端上传的保护、远动信息量执行既有有关规程。(8)变电站自动化系统网络安全应严格按照电力二次系统安全 防护规定来执行。3.2 系统构成变电站自动化系统应符合DL/T860,在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层构成。站控层由监控主机、数据服务器、综合应用服务器、操作员工作 站、工程师工作站、计划管理终端（安全文献网关）、数据通信网关 机、图形通信网关机、防火墙、正反向隔离装置、打印机、互换机等 设备构成，提供站内运行的人机联络界面，实现管理控制间隔层、过 程层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并与远方监控、调度中 心通信。间隔层由保护、测控、计量、故障录波及网络分析等若干个二次 子系统构成，在站控层及网络失效的状况下，仍能独立完毕间隔层设 备日勺就地监控功能。过程层由合并单元、智能终端等构成，完毕与一次设备有关的功 能，包括实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的 执行等。过程层网络与站控层、间隔层网络完全独立。3.3 系统网络3.3.1 站控层网络站控层设备通过网络与站控层其他设备通信，与间隔层设备 通信，传播MMS报文和GOOSE报文。站控层网络采用双重化 星形以太网络。3.3.2 间隔层网络间隔层设备通过网络与本间隔其他设备通信、与其他间隔层设备通信、与站控层设备通信，可传播MMS报文和GOOSE报 文。间隔层网络宜用双重化星形以太网络，间隔层设备通过两个 独立时以太网控制器接入双重化日勺站控层网络。3.3.3 过程层网络220kV、110kV间隔层保护、测控集中布置，除保护装置外SV报 文、除保护跳闸外GOOSE报文统一采用网络方式、共网传播（SV报 文也可统一采用点对点方式）。全站过程层采用星型构造100M以太网，220kV过程层网络采 用星形双网构造；UOkV过程层网络宜采用星形双网构造，也可采用星 型单网构造，本工程UOkV系统暂推荐采用星型单网构造。220kVs llOkV系统按单间隔配置过程层互换机。220kV、UOkV按照电压等级配置过程层中心互换机，用于同一 电压等级过程层跨间隔数据的汇总与通信。母线保护、故障录波及网 络记录分析装置等装置通过中心互换机收发过程层数据。中心互换机 端口总数量应与之相级联的间隔过程层互换机端口数量相匹配，并保 留一定备用端口。当过程层采用双网时，中心互换机也应按双网配置。主变不配置独立过程层网络，主变保护、测控等装置接入高、中 压侧过程层网络，主变低压侧过程层SV报文、GOOSE报文接入中压 侧过程层网络。本期35kV电压等级不配置独立过程层网络,SV报文可采用点对 点方式传播，GOOSE报文可运用站控层网络传播。双重化配置的保护装置应分别接入各自过程层网络，单套配置的测控装置等通过独立的数据接口控制器接入双重化网络，对于电度表 等仅需接入SV采样值单网。3.3.4 系统软件220kV变电站主机推荐采用Unix或Linux操作系统。3.3.5 系统功能自动化系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、 控制、断路器合闸同期等功能，并具有遥测、遥信、遥调、遥控 所有日勺远动功能和时钟同步功能，具有与调度通信中心互换信息 时能力。详细功能规定按DL/T 5149-2023220kV500kV变 电所计算机监控系统设计技术规程执行。3.3.6 远动功能远动信息时直采直送是保证调度中心掌握电网整体运行状 况的重要原则。远动通信设备需要日勺运行状态数据应直接来自间 隔层的保护、测控、故障录波及网络记录分析装置等设备，并且 通过站控层网络作为传播通道，监控主站、操作员站等站控层设 备的任何操作和设备故障对远动通信设备都不应有任何影响。3.3.7 信号采集自动化系统的信号采集按照DL/T 51492023220kV500kV变电所计算机监控系统设计技术规程执行。3.3.8 次序控制宜基于变电站自动化系统后台实现精确日勺数据采集，包括变 电站内所有实时遥信量（断路器、隔离开关、接地开关等）的位 置，所有实时模拟量（电流、电压、功率等），以及其他辅助的 遥信量。次序控制功能应具有防误闭锁、事件记录等功能，应采 用可靠的网络通信技术。3.3.9 智能告警及故障信息综合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，自动汇报变电站异常并提出故障处理指导意见。告警信息宜重要在厂站端处理，以减少主站端信息流量，厂 站可根据主站需求，为主站提供分层分类的故障告警信息。宜在故障状况下对包括事件次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 电站故障分析成果以简洁明了的可视化界面综合展示。3.3.10 设备状态可视化应采集重要一次设备（变压器、断路器等）状态信息，重要 二次设备（测控装置、保护装置、合并单元、智能终端等）时告 警和自诊断信息、二次设备检修压板信息以及网络设备状态信 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。