110kV數(shù)字化變電站母線測控保護設計電氣工程專業(yè)

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1、 第III頁 110kV數(shù)字化變電站母線測控保護設計 III 摘要 III Abstract IV 第一章 緒論 1 1.1 研究背景和意義 1 1.2 數(shù)字化變電站發(fā)展過程 1 1.3 我國數(shù)字化變電站發(fā)展現(xiàn)狀 1 1.4 我國數(shù)字化變電站未來的展望 2 1.5 本文主要工作 2 1.5.1設計對象 3 1.5.2本設計主要工作 4 第二章 數(shù)字化變電站概述 5 2.1數(shù)字化變電站特點和優(yōu)點 5 2.1.1數(shù)字化變電站的特點 5 2.1.2數(shù)字化變電站的優(yōu)點 6 2.2 數(shù)字化變電站結(jié)構(gòu) 7 2.2.1 物理結(jié)構(gòu) 7

2、2.2.2邏輯結(jié)構(gòu) 7 2.3數(shù)字化變電站通信網(wǎng)絡結(jié)構(gòu) 8 第三章 數(shù)字化變電站電氣二次部分設計 10 3.1智能化一次設備及其配置方法 10 3.1.1電子式互感器 10 3.1.2合并單元 11 3.1.3智能終端 11 3.1.4本站配置 12 3.2計算機監(jiān)控系統(tǒng) 13 3.2.1計算機監(jiān)控系統(tǒng)配置原則 13 3.2.3組網(wǎng)原則 17 3.2.4組網(wǎng)方式 17 3.3網(wǎng)絡化二次設備設計及其配制方法 18 3.3.1繼電保護及自動裝置系統(tǒng) 18 3.3.3網(wǎng)絡設備配置原則及要求 23 3.3.4直流供電網(wǎng)絡配置原則 24 3.4網(wǎng)絡化二次設備的組屏和布置

3、24 第四章 110kV數(shù)字化變電站母線保護測控設計 28 4.1 CSC-163A/E型保護測控裝置的功能 28 4.1.1 CSC-163A/E型保護測控裝置的保護功能 28 4.1.2 CSC-163A/E型保護測控裝置的測控功能 29 4.2保護原理 29 4.2.1過電流保護 29 4.2.2三相一次自動重合閘 31 4.2.3低周減載 32 4.2.4低壓減載 33 4.2.5定時限過電壓保護 34 4.2.6接地保護 34 4.2.7過負荷保護 36 4.2.8控制回路斷線告警 36 4.2.9母線PT斷線告警 36 4.2.10線路PT斷線告警 3

4、7 4.2.11外部開入檢同期檢無壓合閘功能 37 4.2.12外部非電量開入保護 38 第五章 端子圖識圖 39 5.1線路保護裝置原理圖及端子圖 39 5.1.1 110kV線路保護測控屏屏面布置圖 39 5.1.2 110kV線路保護測控屏壓板布置圖 39 5.1.3 110kV線路保護測控屏網(wǎng)絡及對時回路圖 39 5.1.4 110kV線路保護測控屏13n裝置MU輸入輸出原理圖 40 5.1.5 110kV線路保護測控屏網(wǎng)絡設備示意圖 40 5.1.6 110kV線路保護測控屏端子排圖 41 5.2智能終端原理圖及端子圖 41 5.2.1智能終端屏布置圖 41

5、 5.2.2智能終端壓板定義及排列圖 41 5.2.3智能終端交直流回路圖 41 5.2.4智能終端網(wǎng)絡及對時回路圖 41 5.2.5智能終端操作回路設計圖 42 5.2.6智能終端操作回路功能說明 42 5.2.7智能終端斷路器、接地刀閘、隔離開關(guān)遙控回路原理圖 43 5.2.8智能終端開關(guān)狀態(tài)量遙信輸入接線原理圖 43 5.2.9智能終端溫濕控制原理圖 43 5.2.10智能終端元器件接線圖 43 5.2.11智能終端裝置背面接線圖 43 5.2.12智能終端端子排圖 43 參考文獻 45 致謝 46  110kV數(shù)字化變電站母線測控保護設計 摘要 本

6、文通過對110kV數(shù)字化變電站工程實際的結(jié)合，設計了某110kV數(shù)字化變電站的電氣二次部分內(nèi)容。本文首先介紹了數(shù)字化變電站發(fā)展的過程，論述了數(shù)字化變電站的現(xiàn)階段建設情況以及未來可能的發(fā)展趨勢和發(fā)展方向，探討了數(shù)字化變電站區(qū)別于傳統(tǒng)變電站的主要技術(shù)特征，論述了數(shù)字化變電站的物理構(gòu)造和邏輯結(jié)構(gòu)以及數(shù)字化變電站的長處和特點。其次，學習了數(shù)字化變電站中基于智能終端的智能化一次設備的實現(xiàn)模式，說明了電子式互感器、合并單元和智能終端的工作原理、結(jié)構(gòu)和技術(shù)性能，并提出其配置原則及其本站的配置方法。然后說明了計算機監(jiān)控系統(tǒng)的硬件設備、配置原則和方式以及組網(wǎng)原則和組網(wǎng)方式。再次，對于數(shù)字化變電站網(wǎng)絡化二次設備的

7、層級構(gòu)架，按照其分層的次序，分別論述了站控層，間隔層，過程層的結(jié)構(gòu)、特征，還有其功能，并且按照每一層的特點與要求給出忘了網(wǎng)絡配置方案和二次設備配置原則。最后，引見了某110kV數(shù)字化變電站實際工程詳情，給出了該數(shù)字化變電站具體實施方案，并對總體設計方案、組網(wǎng)方案、監(jiān)控保護系統(tǒng)方案等進行了詳細的說明和分析。 【關(guān)鍵詞】110kV,數(shù)字化變電站,智能化一次設備,網(wǎng)絡化二次設備，總體設計方案 Abstract In this paper, combined with 110kV digital substation engineering practice, a 110kV digital

8、 substation has been designed for the two part of the electrical. This paper first introduces the development process and current situation of digital substation and the future development trend, the main technical characteristics of digital substation is different from the traditional substation, d

9、iscusses the advantages and characteristics of physical structure and logical structure of digital substation and digital substation. Secondly, the learning mode to realize a device intelligent terminal based on digital substation, the electronic transformer, merging unit and intelligent terminal of

10、 the working principle, structure and technical performance, and puts forward the principle and method of configuration configuration of this station. Then, it explains the hardware equipment, configuration principle and method, and networking principle and networking mode of the computer monitoring

11、 system. Again, the hierarchy framework for digital substation network equipment two times, according to the hierarchical order, discusses the station control layer, spacer layer, process layer structure, characteristics, and its function is given, and in accordance with the characteristics and requ

12、irements of each layer of the network configuration and forget the two principle of device configuration. Finally, introduced a 110kV digital substation project details, given the specific implementation scheme of digital substation, and the overall design scheme, design scheme, distribution device

13、network scheme, monitoring and protection system scheme is a detailed description and analysis. [Keywords] 110kV, digital substation, intelligent primary equipment, network two times equipment, overall design scheme 第46頁 第一章 緒論 1.1 研究背景和意義 隨著電子信息技術(shù)和通訊技術(shù)的迅猛發(fā)展，變電站自動化

14、系統(tǒng)在電網(wǎng)中的應用已經(jīng)非常的普及。但是仍然存在如下諸多問題：安全性、可靠性已遠遠不能滿足電力系統(tǒng)發(fā)展的需要，供電質(zhì)量缺乏科學穩(wěn)定的保證，占地面積大、運轉(zhuǎn)和維護工作任務量大；各個不同生產(chǎn)廠家設備之間的互通性能較差。由于受到通信規(guī)約制約，無法實現(xiàn)互相通信及有效資源之間的共享；采集資源重復，設計復雜。一次設備的監(jiān)控和保護控制、信號傳輸、數(shù)據(jù)采集仍普遍采用大量控制電纜的連接來實現(xiàn)，其接線繁瑣，容易出錯、易受干擾，穩(wěn)定可靠性差。 由于數(shù)字化變電站采用新型電子式電流、電壓互感器代替常規(guī)互感器，傳統(tǒng)的高電壓和大電流被直接轉(zhuǎn)換成了低電平信號或者模擬信號，并且數(shù)字化變電站的數(shù)據(jù)采集傳輸系統(tǒng)由高速以太網(wǎng)組成，

15、在國際統(tǒng)一標準的信息模型IEC61850基礎上采用了智能化的技術(shù)，讓變電站自動化技術(shù)在安全性和可靠性方面得到了實質(zhì)性地改善。 1.2 數(shù)字化變電站發(fā)展過程 自從德國在1995年提出了使用國際統(tǒng)一的信息模型IEC61850設計變電站之后的20年內(nèi)，由于自動化技術(shù)、通訊技術(shù)的迅猛發(fā)展，以及新型電子式電流電壓互感器的研發(fā)，數(shù)字化變電站也逐漸從理論中開始投入建設。 到了2000年，國內(nèi)科學家首次提出了變電站自動化理論，IEC61850信息模型的轉(zhuǎn)化也成為了國內(nèi)建設變電站的重要工作。隨著通訊技術(shù)和自動化技術(shù)的不斷提高，自動化變電站得到了廣泛的應用，在一次設備技術(shù)的發(fā)展應用如電子式互感器、智能開關(guān)單

16、元等，以及IEC61850國際通信標準的持續(xù)推行，數(shù)字化變電站逐漸開始在電力系統(tǒng)中建設應用。 1.3 我國數(shù)字化變電站發(fā)展現(xiàn)狀 數(shù)字化變電站發(fā)展至今，國內(nèi)在建和已投建的數(shù)字化變電站達到百余座，主要是兩種技術(shù)模式：其一，間隔層以上采用IEC61850作為建模標準，其作用是使用IEC61850標準建模和在間隔層和站控層中間作為通信交互，并且使用IEC61850標準映射到MMS（制造報文規(guī)范）的方法。二是過程層以上使用IEC61850作為建模和通信標準，這種模式與傳統(tǒng)變電站的區(qū)別在于信息的數(shù)字化進程涉及到了過程層和一次設備。但是目前普遍使用智能操作箱對其進行測控、保護跳閘等，因為開關(guān)類設備不滿足

17、智能化條件。 目前，國內(nèi)數(shù)字化變電站的發(fā)展尚未成熟，仍然還有著很多缺陷，如全站實驗案例較少；沒有完善的信息技術(shù)發(fā)展，35/10kV仍然需要轉(zhuǎn)換才能標準規(guī)約；智能化的一次設備依舊選用智能終端與傳統(tǒng)開關(guān)相結(jié)合使用的模式；考慮到可靠性問題，網(wǎng)絡的改造較為謹慎，更多地選擇采用冗余的配置方法；電子式互感器仍然采用比較保守、尚未成熟的使用方法。 1.4 我國數(shù)字化變電站未來的展望 至今為止，由于電子式互感器、智能斷路器技術(shù)、網(wǎng)絡通信技術(shù)等一些數(shù)字化變電站的關(guān)鍵技術(shù)和設備還處于實際應用的起步階段，需要進行大量的理論研究和運行經(jīng)驗的積累。我國的數(shù)字化變電站目前的建設試點對象為110kV及以下電壓等級

18、，在經(jīng)過一段時間的進步之后再應用到220kV或者更高電壓等級的變電站。由于目前只有很少的變電站經(jīng)過數(shù)字化改造，所以現(xiàn)有的常規(guī)變電站就可以作為一個平臺對數(shù)字化變電站技術(shù)提供發(fā)展空間，未來，數(shù)字化變電站越來越成熟的應用技術(shù)手段，將標志著全新式數(shù)字化電網(wǎng)的時代。 總而言之，隨著技術(shù)理念的提高和實戰(zhàn)經(jīng)驗的積累，再加上各類自動化技術(shù)不斷發(fā)展和應用，智能化，自動化，數(shù)字化的變電站已成為未來電網(wǎng)的發(fā)展潮流。 1.5 本文主要工作 總結(jié)變電站二次部分設計的相關(guān)理論，結(jié)合某110kV變電站實際工程概況，完成數(shù)字化變電站總體設計方案、計算機監(jiān)控系統(tǒng)設計、系統(tǒng)組網(wǎng)方案的選擇和配置、二次回路的識

19、讀等。 1.5.1設計對象 本設計已給出系統(tǒng)一次接線。該站電壓等級分別為110kV、35kV、以及10kV； 主變壓器最終容量240MVA，本期140MVA； 10kV站用變最終容量為20.1MVA，本期10.1MVA；10kV電容器組補償容量為44200kVar，本期24200kVar。 （1）變電站一次接線見表1.1 表1.1變電站一次接線 電壓等級 出線數(shù)回數(shù) 主接線形式 110kV， 4 110kV采用單母線分段接線，本期建設單母線接線； 35kV 8 35kV采用單母線分段接線，本期建設單母線接線。 10kV 24 10kV采用單母線分段接線，本期建設

20、單母線接線。 （2）主變壓器參數(shù) 主變型式：三相三繞組降壓變 調(diào)壓方式：有載調(diào)壓 電壓：11081.25%/38.542.5%/10.5kV 容量：40MVA 容量比：100/100/100 連接組別：YN，yn0，d11 阻抗電壓百分比：U1-2=10.5%；U1-3=17.5% ；U2-3=6.5% （3）站用變參數(shù) 容量：0.1MVA 調(diào)壓方式：有載調(diào)壓 電壓：10.55%/0.4kV 連接組別：D，yn11 阻抗電壓百分比： Ud=40%； 1.5.2本設計主要工作 （1）首先介紹了設計選題背景，討論了數(shù)字化變電站的研究意義，闡述變電站技術(shù)的

21、發(fā)展過程和發(fā)展趨勢。結(jié)合實際工程，給出本次設計的110kV數(shù)字化變電站基礎數(shù)據(jù)。 （2）闡述了數(shù)字化變電站的概念，根據(jù)數(shù)字化變電站物理結(jié)構(gòu)、“三層兩網(wǎng)”的邏輯結(jié)構(gòu)和通信網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)，并分別介紹站控層、過程層、間隔層的功能，總結(jié)了數(shù)字化變電站的特征及優(yōu)勢。 （3）分別介紹了110kV數(shù)字化變電站的智能化一次設備、計算機監(jiān)控系統(tǒng)和網(wǎng)絡化二次設備的功能及其配置方法，根據(jù)《貴州電網(wǎng)數(shù)字化變電站技術(shù)規(guī)范》分層論述了變電站二次設計的原則，提出數(shù)字化變電站二次部分的總體設計方案，得出數(shù)字化變電站的組屏及二次設備布置方案。 （4）根據(jù)110kV線路保護裝置的具體要求和基本原則，對本次數(shù)字化變電站110kV母

22、線測控保護設計選取合適的線路測控保護裝置，并闡述了其功能以及保護原理和邏輯框圖。 （6）識讀二次部分圖紙，弄懂其邏輯圖及端子排的走向，并以注釋的形式標注在端子排中。 （7）對全文主要設計工作做出總結(jié)，并對本次畢業(yè)設計的導師表示致謝。 第二章 數(shù)字化變電站概述 數(shù)字化變電站以智能化一次設備和網(wǎng)絡化二次設備為物理構(gòu)造分層構(gòu)建，選用電子式互感器等具有數(shù)字化接口的智能一次設備，以網(wǎng)絡通信平臺為基礎，能夠?qū)崿F(xiàn)變電站內(nèi)智能電氣設備間信息共享和互操作的現(xiàn)代化變電站。變電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)為核心，它按照IEC61850標準分為站控層、間隔層、過程層構(gòu)建，可實現(xiàn)對全部的一次設備進行監(jiān)視、測量、控制、記錄

23、和報警功能，并通過與保護設備和遠方控制中心及其它設備通信從而實現(xiàn)信息共享。 2.1數(shù)字化變電站特點和優(yōu)點 2.1.1數(shù)字化變電站的特點 （1） 智能化的一次設備 電子式互感器替代傳統(tǒng)的電磁式互感器，包括電子式電流互感器(ECT)及電子式電壓互感器(EVT)，電流、電壓信號通過光纖通道傳輸給合并單元（MU）并由其進行同步組合后提供給相對應的二次設備使用。 智能電子設備(IED)采用能獨立向外進行數(shù)字通信的智能斷路器、變壓器、變壓器本體、電容器等智能電子設備，或者在這些一次設備就地加裝智能操作箱實現(xiàn)信號的數(shù)字式轉(zhuǎn)換與狀態(tài)監(jiān)測，使其具備智能控制、數(shù)據(jù)采集傳輸、實時在線監(jiān)測、故障自檢判斷和通

24、信等功能。 （2） 網(wǎng)絡化的二次設備 數(shù)字化變電站內(nèi)的二次設備以標準化、模塊化的微處理機進行設計制造，設備連接到高速光纖雙以太網(wǎng)，采用“三層兩網(wǎng)”的通信網(wǎng)絡代替控制電纜，實現(xiàn)數(shù)據(jù)共享，同時很大程度地簡化了設備，同時系統(tǒng)的可靠性得到了提高。 （3） 國際統(tǒng)一的信息模型 IEC61850作為國際標準，對電網(wǎng)中各個數(shù)據(jù)的命名和定義、各個設備間的行為和自我描述特征以及通用配置語言進行了統(tǒng)一規(guī)范，不僅統(tǒng)一規(guī)范了保護測控裝置的模型和通信接口，而且定義了光電式電流、電壓互感器和智能開關(guān)等一次設備的模型和通信接口。該國際標準不單單只是一個單純的通信規(guī)約，而且已經(jīng)成為了建設數(shù)字化變電站自動化系統(tǒng)的國際統(tǒng)

25、一標準。 2.1.2數(shù)字化變電站的優(yōu)點 （1） 精度高、通信快 （1）統(tǒng)一采用IEC61850規(guī)范的通信網(wǎng)絡降低了系統(tǒng)的復雜性和維護難度，并且加快了通信速度。 （2）光纜傳輸數(shù)字信號的過程中不會造成信號的衰弱和失真。 （3）新型電子式電流、電壓互感器沒有磁飽和，因此精度很高。 （2） 安全性高 電子互感器的應用在提高了安全性的同時又很大程度上減少了運行維護的工作量。 （3） 可靠性高 當收不到數(shù)據(jù)時，合并器就會通過判別通訊系統(tǒng)故障(互感器故障)而發(fā)出警告，因而設備自檢性能很強，增強了設備之間運行的可靠性而且還減輕了運行人員的工作任務量。 （4） 經(jīng)濟性高 （1）能夠以高兼

26、容性完成各個網(wǎng)絡層之間的信息共享，很大程度上降低減少了變電站建設和運行的投資成本。 （2）通過解決電子互感器存在滲透的問題降低了設備的檢修頻率，從而降低了設備的檢修資金。 （3）包含了許多領(lǐng)先的高科技成分，使其成為更為環(huán)保、節(jié)能、節(jié)約社會資源的多重成效化變電站。 2.2 數(shù)字化變電站結(jié)構(gòu) 數(shù)字化變電站自動化系統(tǒng)的構(gòu)造在物理上可分為智能化的一次設備和網(wǎng)絡化的二次設備；在邏輯上可分為“過程層”、“間隔層”、“站控層”，三個層次內(nèi)部以及層次之間都采用高速網(wǎng)絡通信，三個層次的關(guān)系如圖2-1 所示。 圖2.1數(shù)字化變電站的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖 2.2.1 物理結(jié)構(gòu) (一) 智能化的一次設

27、備： 智能化的一次電氣設備主要包括：電子式電流/電壓互感器、智能型斷路器/隔離開關(guān)、智能型變壓器，以及其它電氣輔助設備。 (二) 網(wǎng)絡化的二次設備： 網(wǎng)絡化的二次設備主要包括繼電保護裝置、防誤閉鎖裝置、測量控制裝置、遠動裝置、故障錄波裝置、電壓無功控制、同期操作裝置等。 2.2.2邏輯結(jié)構(gòu) （1） 站控層 （1）站控層主要包括主機\操作員站，五防子系統(tǒng)，遠動裝置，保信子站，同步對時系統(tǒng)等設備。 （2）站控層作為全變電站運行管理的中心控制層，負責匯集并記錄實時數(shù)據(jù)；接收調(diào)度或控制中心命令并發(fā)送到間隔層和過程層；通過全站通信網(wǎng)絡實現(xiàn)保護的功能閉鎖控制；具有監(jiān)視系統(tǒng)，實現(xiàn)人

28、機聯(lián)系；對過程層、間隔層進行監(jiān)控和維護。 （2） 間隔層 （1）間隔層由測控裝置、繼電保護裝置、計量裝置、錄波及網(wǎng)絡記錄分析一體化裝置等設備。 （2）間隔層負責匯總與傳輸間隔層與過程層之間實時數(shù)據(jù)；包含各種繼電保護裝置，實現(xiàn)保護，判別各種邏輯功能的并且下發(fā)命令；完成自動控制，閉鎖及同期操作的判別；實現(xiàn)數(shù)據(jù)在三層間互通及承上啟下等功能。 （3） 過程層 （1） 過程層包括電子式互感器、智能終端、合并單元等設備。 （2） 過程層負責收集電網(wǎng)中的電氣量、監(jiān)測設備的運行狀態(tài)、執(zhí)行控制命令等。 2.3數(shù)字化變電站通信網(wǎng)絡結(jié)構(gòu) 數(shù)字化變電站的通信網(wǎng)絡分為兩層，分別是站控層網(wǎng)絡和過程層網(wǎng)絡，

29、如圖 2-2 所示。 站控層網(wǎng)絡主要的數(shù)據(jù)流： (1)間隔層和站控層之間的信息交換； (2)站控層內(nèi)部之間的數(shù)據(jù)交換。 過程層網(wǎng)絡主要的數(shù)據(jù)流： (1)間隔層內(nèi)的數(shù)據(jù)交換； (2)過程層和間隔層之間交換TV和TA采樣數(shù)據(jù)； (3)交換過程層和間隔層之間的控制數(shù)據(jù)（GOOSE報文，即開關(guān)量）。 圖2.2數(shù)字化變電站的網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)圖 第3章 數(shù)字化變電站電氣二次部分設計 本次設計的主要工作為電氣二次部分設計，一次部分引用成果（詳見附圖二十變電站一次部分圖紙）。 3.1智能化一次設備及其配置方法 3.1.1電子式互感器 電子式互感器由一到多個電流或電壓傳感器連接到傳輸系統(tǒng)

30、和二次轉(zhuǎn)換器組成的一種裝置，用以把正比于被測量的量傳輸給測量儀器、儀表和繼電保護或控制裝置。 （1）配置原則 l 110kV 及以上電壓等級宜采用常規(guī)互感器，當條件具備時可采用電子式互感器。 l 主變中性點（或公共繞組）及主變間隙電流互感器宜采用傳統(tǒng)電流互感器。 l 10kV/35kV 應采用常規(guī)互感器。 （2）如采用電子互感器，應滿足如下配置要求。 l 110kV 及以下電壓等電子式電流互感器，其傳感模塊宜按照單重化要求配置 （除主變各側(cè)外）。 l 主變各側(cè)電子式電流互感器，其傳感模塊應按照雙重化要求配置；主變中性點 （或公共繞組）及主變間隙電流互感器，其傳感模塊應按照雙套

31、配置。 l 110kV母線電子式電壓互感器的傳感模塊宜按單套配置。 l 線路、主變間隔若設置三相電壓互感器，可采用電流電壓組合型互感器。 l 35kV/10kV 按照單套配置。 l 電子互感器、采集器、合并單元應為同一個生產(chǎn)廠商。 l 如果是安裝在 GIS 間隔的電子式電流互感器，應提供電子式電流互感器安裝屏蔽殼體，電子式電流互感器與采集器之間的屏蔽連接線，并在 GIS 廠家進行組合安裝。 l 獨立氣室GIS 電壓互感器，應提供獨立氣室罐體，采集器集成在罐體內(nèi)。 l 非獨立氣室GIS 電壓互感器，應提供非獨立氣室罐體，采集器集成在罐體內(nèi)。 l 與PASS 型開關(guān)組合安裝時電子式

32、電流互感器宜采用套管式；電子式電壓互感器宜采用獨立支柱式，不宜與PASS 斷路器開關(guān)共氣室安裝。 l 母線差動保護、變壓器差動保護各側(cè)用電子式電流互感器相關(guān)特性宜相同。 3.1.2合并單元 合并單元，簡稱MU，是指把二次轉(zhuǎn)換器電流、電壓數(shù)據(jù)按時間的方式相關(guān)組合起來的物理單元。對一次互感器傳輸過來的電氣量進行合并和同步處理，并將處理后的數(shù)字信號按照特定格式轉(zhuǎn)發(fā)給間隔層設備使用的裝置。 （1）配置原則 l 110kV 及以下電壓等級各間隔合并單元宜單套配置（除主變各側(cè)）。 l 主變各側(cè)合并單元應雙重化配置。 l 中性點（或公共繞組）、間隙合并單元宜雙套配置。 l 35/10kV 采

33、用戶內(nèi)開關(guān)柜布置時，間隔合并單元功能由“四合一”一體化裝置完成。 l 10kV/35kV 應配置母線合并單元。 l 母線合并單元按雙重化配置。 l 在沒有關(guān)口計量點的間隔，合并單元和智能終端可一體化配置。 （2）配置要求 l 在點對點模式下，合并單元 SV 口應滿足現(xiàn)場所接間隔需求；GOOSE 口至少2 個，且2 個GOOSE 口應采用獨立的以太網(wǎng)芯片。 l 在組網(wǎng)絡模式下，合并單元應至少提供 2 個 SV、GOOSE 共網(wǎng)口，且 2 個GOOSE/SV 口應采用獨立的以太網(wǎng)芯片；合并單元應提供根據(jù)工程需要的其它設備的SV 接入口。 3.1.3智能終端 智能終端就近安裝在傳統(tǒng)一

34、次設備上，完成信息收集、輸送、處理、控制的智能化電子裝置。 （1） 配置原則 l 主變壓器、高壓斷路器和母線設備（PT 間隔、母線地刀）均宜配置智能終端， l 電抗器、電容器組、避雷器等可根據(jù)需要配置。 l 110kV 電壓等級智能終端應單套配置（除主變除各側(cè)）。 l 主變各側(cè)智能終端應雙重化配置。 l 主變本體智能終端與主變非電量保護宜一體化配置，宜單套配置。 l 35/10kV 采用戶內(nèi)開關(guān)柜布置時，智能終端可以由“四合一”一體化裝置完成其功能。 l 在沒有關(guān)口計量點的間隔，智能終端和合并單元可以一體化配置。 （2） 配置要求 l 智能終端應采用光纖通信，與間隔層設

35、備間主要用GOOSE 協(xié)議傳遞上下行信息，通過GOOSE 接收遙控命令，并通過GOOSE 將開入量信息和自檢告警信息上報間隔層設備。裝置至少應具備1 個本地通信接口（調(diào)試口）、2 個獨立的GOOSE 接口，2 個GOOSE 口應采用獨立的以太網(wǎng)芯片。 l 智能終端采用二次電纜與斷路器、刀閘、變壓器連接，采集和控制各種所需的信號。220kV 電壓等級智能終端開關(guān)量接入應不少于60 路；開出接點應不少于30 路。110kV 及以下電壓等級智能終端開關(guān)量接入應不少于30 路；開出接點應不少于30 路。 l 電氣回路上的兩套裝置應保持完全獨立，不能有任何聯(lián)系。 3.1.4本站配置 本次設計的1

36、10kV數(shù)字化變電站本采用單母線分段的主接線形式，電壓等級為110kV，35kV及10kV三種電壓等級，含一臺三相三繞組降壓變。 根據(jù)配置原則，本站110kV側(cè)選用電子式電流、電壓互感器，10kV/35kV側(cè)選用模擬小信號輸出互感器。主變壓器高中低側(cè)各配置兩套合并單元，110kV出線側(cè)配置一套合并單元，10kV/35kV母線配置兩套合并單元，10kV/35kV出線側(cè)不配置。主變壓器高中低側(cè)各配置兩套智能終端，主變壓器本體則采用單套配置，110kV側(cè)配置一套智能終端， 10kV/35kV側(cè)不配置。 3.2計算機監(jiān)控系統(tǒng) 變電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)按功能分為：站控層和間隔層。 站控層設備集中設置

37、，并實現(xiàn)整個系統(tǒng)的監(jiān)控功能。間隔層設備實現(xiàn)就地監(jiān)控功能。在站控層及網(wǎng)絡失效的情況下，仍能獨立完成間隔層的監(jiān)測和控制功能。 3.2.1計算機監(jiān)控系統(tǒng)配置原則 （1） 主機\操作員站 主頻≥3.0G。 內(nèi)存≥4G。 硬盤容量≥500G。 網(wǎng)卡，不少于三塊，每塊≥100M。 （5）本站采用主機兼操作員工作站雙套配置。 （2） 遠動通信裝置 連。 （3） 五防子系統(tǒng) （4） 計量 （1）應對采集到的電能量進行處理，通信標準應支持DL/T 860.92,通信方式應支持點對點和網(wǎng)絡化傳輸模式。 （2）應能適應運行方式的改變而自動改變計算方法，并在輸出報表上予以說明。

38、 （3）電能表應具備雙路冗余外接電源供電 (AC/DC 自適應)供電，可任接入一路或同時接入兩路）供電方式之間應隔離，并可不間斷自動轉(zhuǎn)換，在供貨時由電力部門選擇確定優(yōu)先供電方式。 （4）電能表采用具有數(shù)字輸入接口式或模擬輸入接口式多功能電能表，其功能（電能計量、需量計量、顯示功能、時鐘及時段、費率功能、停電抄表、數(shù)據(jù)存儲功能、清零、通信要求、信號輸出、時鐘及電池、報警和擴展功能等），及電氣要求、電磁兼容性要求、可靠性要求、數(shù)據(jù)安全性要求、軟件要求和數(shù)據(jù)安全性要求等，應該按照國家、行業(yè)和南方電網(wǎng)公司有關(guān)標準及貴州電網(wǎng)公司有關(guān)訂貨技術(shù)規(guī)范執(zhí)行。 （5） 同期 （1）變電站自動化系統(tǒng)應具有同期

39、功能，應能檢測和比較斷路器兩側(cè)PT 二次電壓的幅值、相角和頻率，自動捕捉同期點，發(fā)出合閘命令，以滿足斷路器的同期合閘和重合閘同期閉鎖要求。 （2）同期功能宜在間隔層完成，站控層應能對同期操作過程進行監(jiān)測和控制。 （3）站控層應能對需要同期操作的斷路器進行“檢無壓”、“檢同期”及“強送”三種功能的選擇，實現(xiàn)斷路器合閘，三種功能的選擇不允許由測控裝置自行判別切換，應在操作員工作站上人工設定。 （4）不同斷路器的同期指令間應相互閉鎖，以滿足一次只允許一個斷路器同期合 閘。 （5）同期功能應能進行狀態(tài)自行檢查和設置，不管同期成功與失效都要有信息輸出。 （6）同期功能應可對同期電壓的幅值差、

40、相角差和頻差的設定值進行修改，并且要求能夠補償斷路器合閘本身所具有的時滯。 （7）同期操作過程應有發(fā)令、參數(shù)計算及顯示、確認等交互形式。操作過程及結(jié)果應予以記錄。 （8）同期應能實現(xiàn)遠方控制檢無壓/同期功能。 （6） 人機界面 （1）應能通過各工作站為運行人員提供靈活方便的人機聯(lián)系手段，實現(xiàn)整個系統(tǒng)的監(jiān)測和控制。 （2）能按要求對各種參數(shù)進行設置，具備按一定權(quán)限對繼電保護整定值、模擬量限制值及開關(guān)量狀態(tài)進行修正的功能，并且能記錄下來。 （3）能按要求對測控裝置、保護裝置等設備的各種功能進行投退以及對繼電保護信號進行遠方確認和復歸。 （4）維護功能：能夠完成對屏幕畫面、制表打印

41、和數(shù)據(jù)庫的修正、補充等維護工作；可對信息量進行分層、分級、分類設定。 （7） 事件順序記錄與事故追憶 （1）應將變電站內(nèi)重要設備的狀態(tài)變化列為事件順序記錄（SOE）。主要包括： l 斷路器、隔離開關(guān)動作信號及其操作機構(gòu)各種監(jiān)視信號。 l 繼電保護裝置、安全自動裝置、備自投裝置、直流系統(tǒng)、消弧系統(tǒng)、小電流接地選線系統(tǒng)、VQC 系統(tǒng)等的動作信號、故障信號。 （2）事件順序記錄報告所形成任何信息都不可被修改。但可對多次事件中的某些記錄信息進行選擇、組合，以利于事后分析。事件順序記錄應采用分類、分級的方式上送至各級調(diào)度。 （3）事件順序記錄的時標為事件發(fā)生時刻各裝置本身的時標，事件順序記錄

42、功能的分辨率應不大于2ms。 （4）通過智能終端采集的 SOE 信號時標應為事件發(fā)生時刻各智能終端本身的時標，不應使用測控裝置的時標。 （5）事故追憶范圍為事故前1 分鐘到事故后2 分鐘的所有相關(guān)的采樣值，采樣周期與實時系統(tǒng)采樣周期一致，并能自動存儲、還原事故前后的必要的電力系統(tǒng)數(shù)據(jù)和接線方式。 （6）事故追憶和記錄點的時間跨度、時間間隔應能方便設置。 （7）事故追憶應該可以設置為由定義的事故源起動或者通過人工觸發(fā)。 （8） 自診斷與自恢復 （1）系統(tǒng)在線運行時，應對本系統(tǒng)的軟硬件定時進行自診斷，當診斷出故障時應能自動閉鎖或退出故障單元及設備，并發(fā)出告警信號。自診斷的范圍包括：測控

43、裝置、保護、合并單元、主機、操作員站、保信子站、遠動裝置、各種通信裝置、網(wǎng)絡及接口設備、通道、同步對時系統(tǒng)等。對間隔層設備的在線診斷應至插件級。 （2）自診斷與自恢復內(nèi)容宜包括： l 系統(tǒng)應能檢測出各設備的工作狀態(tài)，正確判斷出故障的內(nèi)容，判別故障的設備及插件，使其自動退出在線運行，并宜能自動識別設備裝置掉電和裝置異常等故障，以便能迅速處理。 l 雙機系統(tǒng)其中一臺主機發(fā)生軟硬件故障時，應能自動切換至另一臺機工作。雙機切換從開始至功能恢復時間應不大于30s。各類有冗余配置的設備應能自動切換至備用設備。 l 一般性的軟件異常時，應能自動恢復正常運行。 （9） 同步對時系統(tǒng) 每一個變電站需

44、要配置一套同步對時系統(tǒng)，每一臺同步對時系統(tǒng)包括主時鐘源、從時鐘源和擴展設備。每一套系統(tǒng)的雙時鐘源，一臺采用北斗衛(wèi)星作為標準時鐘源，另一臺采用GPS（Global Positioning System，全球定位系統(tǒng)）衛(wèi)星作為標準時鐘源，優(yōu)先采用北斗衛(wèi)星作為時鐘源，同步對時系統(tǒng)采用同步對時系統(tǒng)宜采用銣原子鐘作為裝置守時時鐘源。站控層設備的同步對時通過SNTP（Simple Network Time Protocol，簡單網(wǎng)絡協(xié)議）對時方式，間隔層設備與過程層設備則通過同步對時系統(tǒng)點對點直連的形式，通過IRIG-B（DC）或光纖秒脈沖對時。 3.2.3組網(wǎng)原則 性。 3.2.4組網(wǎng)方式

45、 （1）站控層網(wǎng)絡 站控層網(wǎng)絡應采用雙星型網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)，網(wǎng)絡層次不超過二級級聯(lián)。 （2）過程層GOOSE、SV 網(wǎng)絡 l GOOSE 和 SV 報文傳輸采用網(wǎng)絡模式，結(jié)構(gòu)采用雙星型結(jié)構(gòu)，網(wǎng)絡層次不超 過二級級聯(lián)。 l 過程層GOOSE 與SV 合并組成A、B 雙網(wǎng)，且GOOSE、SV 采用共網(wǎng)共口方 式傳輸。 3.3網(wǎng)絡化二次設備設計及其配制方法 3.3.1繼電保護及自動裝置系統(tǒng) 總體配置原則如下表所示： 表3.1繼電保護總體配置原則 110kV 變電站主變保護雙重化配置，其余保護單套配置。 110kV 主變保護宜采用保護、測控分開獨立配置。 110kV 線路、分段

46、保護宜采用保護、測控一體化配置。 主變主保護、各側(cè)后備保護宜一體化配置。 主變非電量保護、主變本體智能終端應一體化配置，宜單套配置。 雙重化配置的保護，對應的合并單元、智能終端應雙重化配置。 （1） 線路保護裝置 （1）110kV 線路保護功能配置應滿足南方電網(wǎng)Q/CSG-2011《南方電網(wǎng)10kV~110kV 線路保護技術(shù)規(guī)范》要求。 （2）每套保護包含完整的主、后備保護功能；線路過電壓及就地判別功能可集成于線路保護裝置中。 （3）110kV變電站的線路保護SV和GOOSE采用網(wǎng)絡化模式傳輸，且SV和GOOSE共網(wǎng)共口。 （4）應能夠滿足本側(cè)采用合并單元接入采樣值，對側(cè)采用模

47、擬量接入的使用需求。 （5）點對點模式下，保護裝置至少應提供 2 個獨立的站控層 MMS 以太網(wǎng)接口，2個多模光纖GOOSE 網(wǎng)絡接口，2 個多模光纖采樣接口。 （6）組網(wǎng)模式下，保護裝置至少提供 2 個獨立的站控層 MMS 以太網(wǎng)接口，2 個GOOSE 和 SV 共網(wǎng)共口的接口，同時接入兩個過程層網(wǎng)絡，滿足兩個接口平行運行的需求。 （7）裝置的GOOSE 輸出應能滿足斷路器分相跳閘，分相起動失靈保護及起動穩(wěn)定控制裝置，單相和三相重合閘，重合閘啟動以及閉鎖重合閘的要求，并設置GOOSE軟壓板。 （8）過電壓及遠跳就地判別裝置應能接收GOOSE 輸入，并采用GOOSE 輸出至智 能終端

48、。 （9）應能夠滿足本側(cè)采用合并單元接入采樣值，對側(cè)采用模擬量接入的使用需求。 （2） 變壓器保護裝置 （1）110kV 及以下主變保護功能配置應滿足Q/CSG-2011 《南方電網(wǎng)10kV~110kV 元件保護技術(shù)規(guī)范》要求。 （2）110kV 主變保護采樣采用網(wǎng)絡化模式，保護啟動、保護跳閘和位置開入信息通過GOOSE 網(wǎng)絡傳輸。 （3）主變本體非電量保護跳閘應通過控制電纜直跳各側(cè)斷路器方式實現(xiàn)。非電量保護具備2 個獨立的過程層以太網(wǎng)光口，動作信號通過GOOSE 傳輸至過程層網(wǎng)。 （4）點對點模式下，主變保護至少具備2 個獨立的站控層MMS 以太網(wǎng)接口，2 個獨立的過程層GO

49、OSE 光纖以太網(wǎng)接口，滿足點對點SV 接入的采樣值光纖以太網(wǎng)接口。 （5）組網(wǎng)模式下，主變保護至少具備2 個獨立的站控層MMS 以太網(wǎng)接口，2 個獨立的過程層GOOSE 和SV 共網(wǎng)共口接口。 （6）主變保護應能夠滿足采用常規(guī)互感器接合并單元和電子式互感器接合并單元的混合模式。 （7）主變保護應具有間隔采樣值投退功能。 （8）當采用網(wǎng)絡采樣時，主變保護應增加不同合并單元相同計數(shù)器采樣到達時刻的判斷，當相同計數(shù)器采樣到達時刻的時間差ΔT1 比正常情況到達的時間差ΔT2 大于2ms 時（即ΔT1 -ΔT2 >2ms），則認為是失步，閉鎖差動保護并告警。 （3） 母線保護裝置 （1）

50、110kV母線保護宜按照單重化配置方式配置，110kV變電站宜采用GOOSE和SV 統(tǒng)一組網(wǎng)。 （2）在點對點模式下，母線保護每套具備2 個獨立的站控層MMS 以太網(wǎng)接口，至少具備2 個獨立的過程層GOOSE 以太網(wǎng)接口，SV 光纖以太網(wǎng)接口應滿足工程配置要求。 （3）在組網(wǎng)模式下，母線保護具備2 個獨立的站控層MMS 以太網(wǎng)接口，具備2 個獨立的過程層 GOOSE 以太網(wǎng)接口，具備多個過程層 DL/T860.92 以太網(wǎng)采樣值接口接入母線相關(guān)間隔合并單元采樣數(shù)據(jù)。 （4）失靈保護包含在母差保護中，不再單獨設失靈保護裝置及相應的失靈啟動裝置。如果GOOSE網(wǎng)絡接收啟動裝置因失靈導致該裝

51、置停止使用，那么需要關(guān)閉掉與其網(wǎng)絡對應斷路器的失靈功能。 （5）母差保護應具有間隔采樣值投退功能。 （6）當采用網(wǎng)絡采樣時，母線保護應增加不同合并單元相同計數(shù)器采樣到達時刻的判斷，當相同計數(shù)器采樣到達時刻的時間差ΔT1 比正常情況到達的時間差ΔT2 大于2ms 時（即ΔT1 -ΔT2 >2ms），則認為是失步，差動保護將會閉鎖的同時發(fā)起告警。 （7）母線保護應能夠滿足采用常規(guī)互感器接合并單元和電子式互感器接合并單元的混合模式。 （8）在組網(wǎng)模式下，母線保護采樣宜采用單網(wǎng)接入方式。 （4） 測控裝置 （1） 配置原則 l 110kV 電壓等級測控裝置宜單套獨立配置。 l 110k

52、V 電壓等級測控裝置宜采用測保一體化裝置（主變除外）。 l 主變測控宜采用測控、保護獨立分開配置。 l 一臺主變宜采用僅配置一個測控裝置。 l 條件允許情況下，可采用集中式測控。 （5） 35kV/10kV“四合一”一體化裝置 （1）配置原則 l 35kV 電壓等級采用開關(guān)柜安裝，應采用“四合一”一體化裝置（除主變 35kV側(cè)外）。 l 10kV 及以下電壓等級開關(guān)柜安裝時應采用“四合一”一體化裝置（除主變10kV側(cè)外）。 l 主變 35kV/10kV 側(cè)進線配置智能終端和合并單元，其保護功能由主變保護完成。 （6） 安穩(wěn)裝置 （1） 配置原則 l 110kV 變電站安穩(wěn)

53、裝置宜單重化配置（部分重要 110kV 變電站仍需采用雙重化配置）。110kV 變電站宜采用GOOSE 和SV 統(tǒng)一組網(wǎng)。 l 安穩(wěn)裝置宜采用分布式布置，每套裝置應支持多個間隔GOOSE和SV的同時接入；并能夠滿足高壓側(cè)數(shù)字化采樣、GOOSE 出口，低壓側(cè)常規(guī)采樣、常規(guī)出口等靈活配置需求。 l 安穩(wěn)裝置應能與安穩(wěn)系統(tǒng)中各個廠家的安穩(wěn)裝置進行正常通信和信息交換。 l 對于安穩(wěn)裝置策略動作所切除的負荷線路、不應對其發(fā)送重合閘或備自投命令。 （7） 保信子站 （1）配置原則: 110kV 變電站的保信子站宜單機配置 （2）不管電網(wǎng)處于正常和故障運行狀態(tài)，都能采集、處理所有所需要的信息，并

54、充分利用這些信息，為繼電保護的運轉(zhuǎn)、管理服務，支持分析、解決電網(wǎng)故障。 （3）保信子站由于具有通過網(wǎng)絡通道向多個調(diào)度中心完成數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)發(fā)的能力，能夠在同一時間接收多路數(shù)據(jù)并轉(zhuǎn)發(fā)，通信規(guī)約應按照《中國南方電網(wǎng)繼電保護故障信息系統(tǒng)通信與接口規(guī)范》的要求。 （4）宜采用嵌入式無風扇設備。 （5）當其選用雙重化配置時，工作模式為熱備用狀態(tài)，每一重配置都能獨立地進行各項功能的完成。當其中某一臺保信子站發(fā)生系統(tǒng)故障的時候，系統(tǒng)可以主動無縫變換至另一臺備用的保信子站來確保全部工作的完成，在保障切換時數(shù)據(jù)不流失的同時把報警信息發(fā)送切換報警信息給每一級調(diào)度和操作員站。 （8） 本站配置方案 參照以上設計原

55、則和本站的具體情況，本站主變選用保護、測控分開獨立配置的雙重化配置，對應的合并單元、智能終端也選用雙重化配置；其余保護采用保護、測控一體化配置的單套配置。本站主變保護、測控分開配置，其他的設備則全部選擇使用保護測控一體化安裝裝置；安穩(wěn)裝置選擇單重化配置，GOOSE和SV統(tǒng)一組網(wǎng)且采用分布式布置；保信子站為單機配置同時嵌入無風扇設備。 本站選擇的繼電保護配置方案如下表所示： 表3.2保護裝置的配置 設備 保護裝置配置方案 主變壓器 主變縱差保護、瓦斯保護、 高壓側(cè)復合電壓啟動的過流保護、過負荷保護、零序保護 中壓側(cè)復合電壓啟動的過流保護、過負荷保護、零序保護 低壓側(cè)復合電壓啟動

56、的過流保護、過負荷保護、零序保護 110kV母線 電流母線差動保護、過電流保護、過負荷保護 110kV線路 線路電流差動保護、階段式零序電流保護、復合電壓啟動的過電流保護、過負荷保護 35kV母線 電流母線差動保護 35kV線路 三段式電流保護 10kV母線 電流母線差動保護 10kV線路 三段式電流保護 10kV電容器 電流速斷保護、過電流保護、電容器不平衡電壓保護、低電壓保護 站用變 電流速斷保護、過電流保護、過負荷保護 全站保護配置圖見附圖二十一。 3.3.3網(wǎng)絡設備配置原則及要求 （1） 站控層交換機 （1）配置原則 l 站控層交換機采用雙

57、重化配置原則。 l 站控層交換機宜按電壓等級配置。每個電壓等級按照接入設備的數(shù)量計算配置臺數(shù)，每臺交換機預留10%以上備用口。 l 每臺交換機端口數(shù)應大于16 個，不宜超過24 個，光口與電口的比例根據(jù)工程需要配置。 （2） 配置要求 l 站控層交換機宜采用電以太網(wǎng)口，對于長距離傳輸?shù)亩丝趹捎霉饫w以太網(wǎng)口。 l 站控層交換機組網(wǎng)采用雙星型結(jié)構(gòu)。 l 網(wǎng)絡介質(zhì)可采用超五類以上屏蔽雙絞線或光纖。通往戶外的通信介質(zhì)應采用帶有保護層的非金屬光纜。 （2） 過程層交換機 （1） 配置原則 l 過程層交換機采用雙重化配置原則。 l 過程交換機宜按照電壓等級進行配置，每個電壓等級按照接

58、入設備的數(shù)量計算配置臺數(shù)，每臺交換機需要保留10%以上的備用接口。 l 每臺交換機端口數(shù)應大于等于16 個，不宜超過20 個。 l 220kV 變電站置頂交換機應配置至少12 千兆口；110kV 變電站置頂交換機應配置至少8 個千兆光口，其它交換機配置2 個千兆口作為級聯(lián)使用。 （2） 配置要求 l 過程層交換機應采用光纖以太網(wǎng)口。 l 交換機端口速率應不低于100Mbps；任兩臺智能裝置之間的數(shù)據(jù)傳輸路由不應超過4 個交換機。當選擇使用級聯(lián)模式時，不該造成數(shù)據(jù)的流失。 l 交換機端口鏈路的全雙通機制應為：當端口 Rx 中斷后，Tx 應正常工作；當Tx 中斷后，Rx 應正常工作。

59、 l 交換機的光口類型應為 LC 或 ST，輸出為多模，波長 1310nm，發(fā)送功率為-15dBm 之-20dBm 之間，最低接收功率小于-30dBm。 l 過程層交換機在構(gòu)建網(wǎng)絡時，應采用 VLAN 劃分方式進行流量隔離。1 個VLAN 的合并單元宜不超過5 個。 3.3.4直流供電網(wǎng)絡配置原則 （1）直流網(wǎng)絡宜采用輻射供電方式。直流負荷統(tǒng)計應充分考慮數(shù)字化變電站新增的智能終端、合并單元，二次安防、遙視系統(tǒng)、保信子站以及有源式電子式互感器采集器等的直流負荷。 （2）對雙重化配置的繼電保護使用電子式互感器的傳感模塊、采集單元、合并單元應冗余配置，其直流電源應分別取自不同段直流母線。

60、（3）對雙套配置的智能終端，其直流電源應分別取自不同段直流母線。 （4）直流分電柜與就地布置的智能終端等裝置之間的直流電源電纜應充分考慮電壓壓降及有效抗干擾。 （5）本站直流網(wǎng)絡采用輻射方式向各個部分供電，雙重化配置連接兩條不同直流母線。 3.4網(wǎng)絡化二次設備的組屏和布置 （1） 站控層設備組屏 （1）站控層設備宜集中布置在主控制室或計算機室。 （2）110kV~220kV 變電站主機、操作員站可根據(jù)用戶需求組屏安裝或布置在控制臺上。 （3）兩套遠動工作站、宜組1 面屏。 （4）規(guī)約轉(zhuǎn)換裝置、公用測控裝置宜組1 面屏 （5）保護及故障信息子站宜組屏布置。 （6）錄波及網(wǎng)絡通

61、信記錄分析一體化裝置宜組1 面屏。 （7）接入調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)的二次安全防護屏組1 面屏。 （8）站控層交換機可單獨組1 面屏或與遠動工作站共組1 面屏。 （2） 間隔層設備組屏 間隔層測控及保護設備宜布置在就地繼電器小室或者集中布置在繼電器室。就地繼電器小室的設置可根據(jù)電壓等級或配電裝置型式考慮。 當采用集中布置方式時，宜按照以下原則進行組屏： （1）220kV 電壓等級 220kV 電壓等級宜采用保護、測控獨立裝置組屏，其線路、母聯(lián)及分段、母線保護組屏方案應按照現(xiàn)行的南網(wǎng)公司保護技術(shù)規(guī)范執(zhí)行，采用電子式互感器的合并單元宜與保護屏共屏安裝。每3回線路間隔測控裝置可組1 面屏。 （2

62、）110kV電壓等級 110kV電壓等級采用保護測控裝置一起組屏，采用電子式互感器的合并單元宜與保護屏共屏安裝。每3回線路間隔保測控裝置可組1 面屏。 （3）35kV電壓等級 35kV 電壓等級應采用測控保護一體化裝置，若采用戶外 AIS 布置，每 4 個間隔的單套測控保護一體化裝置，以及合并單元可組1 面屏；若采用戶內(nèi)開關(guān)柜布置，保護測控一體化裝置宜就地布置于開關(guān)柜內(nèi)。 （4）10kV 電壓等級 10kV選擇用戶內(nèi)開關(guān)柜布置時，保護測控一體化裝置宜就地安裝在開關(guān)柜內(nèi)。 （5）110kV主變壓器 110kV 變電站每臺主變壓器的保護、測控、采用電子式互感器的合并單元可組1 面屏。

63、 （6）母線、公用測控屏 l 每個電壓等級宜配置1 臺公共測控裝置，按每段母線宜配置1 臺測控裝置，每個電壓等級可共組1 面測控屏。 l 全站配置1 面公用測控屏，屏上宜布置2~3 臺測控裝置，用于站內(nèi)其它公用設備接入。 （7）間隔層交換機 間隔層網(wǎng)絡設備宜采用分散式安裝，按間隔或按光纜數(shù)量最少原則安裝在保護、測控屏上。組屏安裝時，宜考慮光纜的整齊以便于維護和尾纖的保護措施，每面交換機屏交換機數(shù)量不超過6 臺。 當采用繼電器小室分散布置時，設備組柜方式可根據(jù)配電裝置場地的具體安裝條件，參照集中方式的原則確定。A、B 網(wǎng)交換機不同屏。交換機如采用雙電源，從不同的外部電源供電。雙網(wǎng)不應

64、接在同一個交換機上，雙套保護不宜接入同一個交換機 （3） 過程層設備組屏 （1）采用電子式互感器的合并單元宜安裝在繼電器室，宜與保護裝置合并組柜。 （2）采用模擬量接入的合并單元宜和智能終端一起安裝在就地匯控柜里面。 （3）過程層交換機宜按網(wǎng)絡分別組柜，每面柜組不超過6 臺交換機。 （4）智能終端宜安裝在所在間隔的智能匯控柜內(nèi)或智能就地柜，智能匯控柜或智能就地柜宜布置于配電裝置現(xiàn)場。 本站配屏如下表所示： 表3.2選屏安裝配置表 設備 選屛數(shù)量 備注 站控層 主機/操作員站 0 安裝在控制臺上，不單獨布置 兩套運動工作站 1 規(guī)約轉(zhuǎn)換/公用測控 1

65、 信息子站 1 錄波及網(wǎng)分 1 接入調(diào)度數(shù)據(jù)二次安全防護 1 交換機 0 與遠動工作站共組，不單獨布置 間隔層 110kV 2 電子式互感器與保護共屏，每個間隔含3回出線共用一塊屏 35kV 0 采用戶內(nèi)開關(guān)柜布置保護測控一體化裝置，不單獨布置 10kV 0 采用戶內(nèi)開關(guān)柜布置保護測控一體化裝置，不單獨布置 主變壓器 1 1臺主變合并單元 母線測控屏 3 每個電壓等級共組1面測控屏 公用測控屏 1 全站配置1面 交換機 2 AB網(wǎng)交換機不同屏 過程層 電子式互感器合并單元 0 與保護裝置合并組柜 模擬量接入合

66、并單元 0 與智能終端合并組柜 交換機 0 按網(wǎng)絡分別組柜 總共需要14塊屏。 第四章 110kV數(shù)字化變電站母線保護測控設計 根據(jù)110kV線路保護裝置的具體要求和基本原則，本次母線測控保護設備選擇四方CSC-163A/E型保護測控裝置。 4.1 CSC-163A/E型保護測控裝置的功能 4.1.1 CSC-163A/E型保護測控裝置的保護功能 在保護方面，四方CSC-163A/E型線路測控保護裝置具有以下功能： 1）可獨立投退的三段式電壓閉鎖方向過電流保護； 2）采用低電壓閉鎖的相電流后加速保護； 3）三相一次自動重合閘，這個功能可以進行檢同期，檢無壓及大電流閉鎖重合閘的投退功能 4）帶有獨立門檻的相電流越限記錄元件； 5）帶滑差的閉鎖低周減載和無滑差閉鎖低周減載； 6）帶電壓滑差閉鎖的低壓減載； 7）定時限過電壓保護； 8）不接地系統(tǒng)的零序方向過電流保護； 9）零序過電流后加速保護； 10）過負荷保護； 11）可選擇閉鎖重合閘功能的控制路的斷線警告； 12）可選擇的閉鎖與電壓有關(guān)的母線PT斷線告警和閉鎖自動重合