110kV变电站自动化系统设计课件
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：学习了“行业发展概论”课程后，结合自身情况，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介绍如下：1系统继电保护及安全自动装置1.1 220kV长泰变现状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、刘桥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110kV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，2006年投运。保护通道利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型高频保护，齐心侧保护2006年投运，马塘侧RCS931A光纤保护2011年投运，PSL602型高频保护2001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收SV报文和GOOSE报文。故障录波文件由一体化监控系统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件。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时接入主变压器各侧录波量，实现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110kV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。2.1现状江苏省调：目前，江苏省调的自动化系统为OPEN-3000系统，与D5000系统并列运行，接收省内有关发电厂、500kV变电站、主要220kV变电站及有关地调转发来的远动信息，接收的远动信息主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，接收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成，远动系统与变电站自动化系统共享信息，不重复采集。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、110kV 、35kV和主变等部分的测控装置，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：主要通道通过南通地调接入网接至第一核心节点，将相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核心节点，将相关远动信息送至南通地调；南通地调考虑以双重化网络传输方式接收该站的调度自动化信息，分别为：主通道A网：以网络传输方式接收该变电站调度自动化信息；备通道B网：以网络传输方式接收该变电站调度自动化信息。双路数据网传输方式，传送速率为2Mbps,误码率不大于10-7，应用层协议采用IEC60870-5-104。2.3远动系统信息采集和信息传输远动信息采取“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 5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程、DL/T 5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程和相关调度端、远方监控中心对变电站的监控要求。远动通信设备应实现与相关调度中心及远方监控中心的数据通信，分别以主备通道、并按照各级调度要求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相应调度端。双路数据网传输方式，传送速率为2Mbps,误码率不大于10-7，应用层协议采用IEC60870-5-104。3变电站自动化系统3.1主要设计原则（1）变电站自动化系统的设备配置和功能要求应按无人值班模式设计。（2）采用开放式分层分布式网络结构，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/T 860，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输设备信息资源共享。（5）变电站自动化系统完成对全站设备的监控。（6）变电站自动化系统具有与电力调度数据专网的接口，软件、硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。（7）向调度端上传的保护、远动信息量执行现有相关规程。（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、过程层组成。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（安全文件网关）、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、交换机等设备构成，提供站内运行的人机联系界面，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组成，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。过程层由合并单元、智能终端等构成，完成与一次设备相关的功能，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，传输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，可传输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的以太网控制器接入双重化的站控层网络。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、共网传输（SV 报文也可统一采用点对点方式）。全站过程层采用星型结构100M以太网， 220kV 过程层网络采用星形双网结构; 110kV过程层网络宜采用星形双网结构，也可采用星型单网结构，本工程110kV系统暂推荐采用星型单网结构。220kV、110kV 系统按单间隔配置过程层交换机。220kV、110kV 按照电压等级配置过程层中心交换机，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交换机收发过程层数据。中心交换机端口总数量应与之相级联的间隔过程层交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，中心交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输，GOOSE 报文可利用站控层网络传输。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，并具备遥测、遥信、遥调、遥控全部的远动功能和时钟同步功能，具有与调度通信中心交换信息的能力。具体功能要求按DL/T 51492001220kV500kV 变电所计算机监控系统设计技术规程执行。3.3.6 远动功能远动信息的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。远动通信设备需要的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输通道，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 51492001220kV500kV 变电所计算机监控系统设计技术规程执行。3.3.8 顺序控制宜基于变电站自动化系统后台实现准确的数据采集，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。顺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，自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见。告警信息宜主要在厂站端处理，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。3.3.10 设备状态可视化应采集主要一次设备（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）的告警和自诊断信息、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。3.3.11 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。系统可提供智能电压无功自动控制（VQC）功能，可接收调度主站端或集控中心的调节策略，完成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、状态监视和策略调整的控制。系统可提供智能负荷优化控制功能，可根据预设的减载策略，在主变压器过载时自动计算出切负荷策略，或接收调度主站端或集控中心的调节目标值计算出切负荷策略，并将切负荷策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、状态监视和调节目标值设定的控制。3.4设备配置3.4.1 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，
