110kV数字化变电站10kV线路测控保护电气工程专业

引言数字化变电站是可以实现信息的互相传输和统一处理的变电站，变电站基于国际统一的IEC61850标准，与此同时，在变电站内，控制中心和变电站之间实现相互协调运作。随着国民经济的发展，智能化电网发展成为主流，变电站必然会向着完全的数字化，即一次设备智能化、模拟信号光纤化、二次设备网络化发展。变电站二次系统包括继电保护、自动监控等功能，这些功能构成了整个变电站的神经系统，在整个变电站中占据了极为重要的位置。因此，整个变电站乃至于整个电力系统能否安全可靠的运行很大一部分取决于二次回路能否安全稳定的运行。而在数字化变电站中，情况又有所不同，基于标准化、模块化的网络化的二次设备采用了微机处理的设计，并用光缆代替了传统的铜缆，极大的减少了元件的使用，提高了可靠性。因此，如何实现变电站数字化、二次系统网络化是我们当下需解决的一个重要课题。本文基于本次研究的数字化变电站，阐述了数字化变电站的主要结构、功能，阐述了发展数字化变电站的意义，在本次设计变电站一次部分设计的基础上，主要进行了网络化的二次部分的设计。在二次部分的设计中，本文总结出了相关的功能和原则，并根据实际情况进行了适当的筛选和选择；设计了总体设计方案，对全站进行选屏；选择了全站的保护配置，并形成了全站保护配置图；选择了10kV线路保护测控装置，并对二次图纸相关功能进行了识读，对端子图进行了连接。本次的毕业设计是对于我们大学四年学习的融会贯通，也是首次理论结合实际的考虑问题，对于本论文变电站的设计，让我明白了实际工程中许多需要实际考虑的问题。IntroductionThe digital substation is can realize the information transmission and processing each other unified substation, substation based on international IEC61850 standards, at the same time, in the substation, between control center and substation to achieve coordinated operation. With the development of national economy and the development of intelligent power grid, the substation will be completely digitalized, that is, intelligent primary equipment, analog signal fiber and network development of two devices.Substation two times system includes relay protection, automatic monitoring and other functions, these functions constitute the entire substation of the nervous system, in the entire substation occupies a very important position. Therefore, the whole substation, as well as the whole power system, can run safely and reliably, a great part depends on whether the two circuit can run safely and stably. In digital substation, the situation is different, the two equipment standardization and the modular network is designed based on the microcomputer processing, and to replace the traditional copper cable, greatly reduces the use of components, improve reliability. Therefore, how to realize the substation digitization and the two system network is an important topic that we need to solve now.In this paper, based on the research of digital substation, expounds the main structure and function of digital substation, describes the development of digital substation, in the design of a substation part of the design basis, mainly for the two part of the design of network. In the design of the two part, this paper summarizes the function and principles, and the screening and selection of appropriate according to the actual situation; the design of the overall design scheme of the station selection screen; choose the protection configuration of the station, the station and the formation of protection configuration diagram; choose the 10kV line protection device on the two, and drawing functions of the reader, the connection of the terminal diagram.This graduation design is to integrate our university four years of study, but also for the first time considering the combination of theory and practice, this paper design for substation, so I understand the need to consider many practical engineering problems of practical.第一章 绪论1.1 发展数字化变电站的意义随着国家高速发展，电网高度普及，变电站综合自动化技术发展已趋于稳定，可以实现变电站无人值守和信息的交互，但综合变电站自动化技术发展至今，其许多不足也渐渐暴露出来，主要包括一次设备的限制，大量复杂的双电缆导致误操作，通信协议不统一等。电作为国民经济生活中不可或缺的一部分，可以说，电网是否正常运行关系着国民经济的命脉。在这种情况下，如何保证电网安全稳定的运行及如何提高电网效率成了当下急需解决的问题。而数字化变电站，就是把传统变电站中的模拟信息转换为数字信息，并建立基于国际统一的IEC61850标准，解决了自动化变电站的不足。1.2 数字化变电站的现状及未来发展趋势1.2.1 国内数字化变电站的发展过程1995年，德国提出以统一的IEC61850规约设计变电站。之后二十年内，随着自动化技术、通信技术、电子互感器技术的不断发展，数字化变电站也渐渐从理论走向实际。自2000年起，变电站自动化理论在国内被提出，IEC61850的转化被列为建设变电站的重点工作。同一时期，随着通信技术、自动化技术等提升，自动化变电站得到了广泛的应用。综合自动化变电站采用二层式分布控制结构，即采用站控层实现全站控制，间隔层实现就地单元控制，基本实现了无人值守的模式。但传统变电站仍存在着设备间不具有互操作性、信息难互通、二次设备电缆多影响可靠性、设备复杂难以扩建等问题。1.2.2 数字化变电站的现状2004年，我国第一次推动了基于IEC61850的建设的大规模互操实验获得成功， 2005年，首台采用IEC61850规约的数字化变电站投入运行，此后，从110kV到500kV，数字化变电站的规模逐渐扩大，智能电网也得到了越来越深入的发展。目前国内已经投入建设了许多成功运行的数字化变电站，其主要有两种模式：（1）220kV以上变电站间隔层以上应用基于IEC61850规约的建设模式，在间隔层和站控层之间的通信采用标准化，采用映射到MMS的方法，较少涉及过程层的改造。（2）220kV及以下变电站采用过程层以上应用IEC61850规约的模式，数字化程度进一步影响到过程层和一次设备，但由于一次设备智能化不完全，多采用智能开关和传统互感器相结合的模式。目前，国内数字化变电站尚未发展成熟，亦存在着许多缺陷，如全站实验案例较少；信息技术发展还不完善，35/10kV无法采用标准规约，仍需转换；一次设备智能化发展不全面，仍采用智能终端与传统开关相结合的模式；出于可靠性问题的考虑，网络的改造较为谨慎，采用冗余较多；电子互感器技术还未成熟，电子互感器的投入使用也较为保守等等。1.2.3 数字化变电站的未来发展而在未来数字化和智能化发展的大潮中，变电站必然会向着完全的数字化发展，即一次设备的回路完全由微机处理代替；传统的模拟信号完全由数字信号和光纤代替；二次设备采用高速标准的网络通信；全站，包括站与站之间采用统一的通信标准实现自由通信。在智能电网建设的大背景下，变电站最终必然会发展成为理想的数字化变电站，并完全实现一次侧智能化，二次侧网络化的变电站。数字化变电站可以极大提高工作效率、降低人工运作所带来的误差和低效，使电网更高效稳定的运行。总而言之，随着技术理念的提高和实战经验的积累，再加上各类自动化技术不断发展和应用，智能化，自动化，数字化的变电站已成为未来的发展趋势。1.3 数字化变电站10kV线路测控保护配电网作为电力系统中的重要组成部分，它的规模大，涵盖广，直接延伸至各个用电负荷中心，负责电能的分配。因此，其是否安全稳定运行直接影响到人们经济生活中的电能质量，对整个电力系统是否安全稳定运行有着极其重要的意义。作为供电系统中的一部分，10kV配网线路最多，最为繁杂，为提高10kV线路的安全可靠性，对其二次系统的研究及其重要。而微机保护极大的简化了复杂的电缆回路，对提高10kV线路的可靠性有着极为重要的作用。目前所广泛采用的10kV线路测控保护装置是“四合一”一体化装置，即集成保护、测控、智能终端、合并单元功能的，采用了工具化和模块化的开发方法的一体化设备。1.4 变电站工程概况（1）出线电压等级、出线回路、出线方向本变电站有110kV，35kV及10kV三种电压等级。110kV出线4回，35kV出线8回， 10kV出线24回。（2）主变压器规模及参数最终容量240MVA，本期140MVA。主变压器规范：主变型式：三相三绕组降压变调压方式：有载调压电压：11081.25%/38.542.5%/10.5kV容量：40MVA容量比：100/100/100连接组别：YN，yn0，d11阻抗电压百分比：U1-2=10.5%；U1-3=17.5% ；U2-3=6.5%（3）主接线形式110kV采用单母线分段接线，本期建设单母线接线，35kV采用单母线分段接线，本期建设单母线接线，10kV采用单母线分段接线，本期建设单母线接线。详细见附图一 变电站电气主接线。1.5 本论文主要工作本课题以某变电站作为对象，主要开展了以下几方面的工作：（1）查阅相关文献，了解数字化变电站的发展、结构、特点，及设计数字化变电站主要内容、方法及步骤。识读一次部分图纸，做好设计前理论知识的准备，并归纳形成数字化变电站设计的基本步骤及流程。（2）数字化变电站二次部分的设计。阅读安全规程，了解二次侧的设计原则和具体步骤。包括设计了数字化网络的连接（即如何接入三层两网），总结了二次部分功能及设计原则，设计了组屛方案的设计以及继保测控装置的配置选型等。（3）分析10kV线路的具体保护测控装置的选型，其具备什么样的功能，在二次网络中处于什么位置，及如何与其他二次设备及相关一次设备之间的通信。（4）识读二次部分图纸，弄懂其逻辑图及端子排的走向并进行连接，以注释的形式标注在端子排中。1.6 本章小结本章主要概述了发展数字化变电站意义和背景，介绍了本次设计变电站的基本概况，阐述了本论文所做的主要工作，为接下来的设计工作做好准备。第二章 数字化变电站概述2.1 数字化变电站的特点数字化变电站的基本特征是一次设备智能化和二次设备网络化，由三层（过程层、间隔层、站控层）两网构建二次网络，由电子式互感器、智能化开关、智能终端等代替传统的一次设备。数字化变电站的建设基于国际通用的规约IEC6185，能够实现变电站不同层之间、变电站与变电站之间消息的互相传递。过程层以网络通信平台为基础，采用电子式互感器等具有数字化接口的智能化的一次设备，能够实现变电站控制命令、监测信号、保护跳闸命令的数字化采集、传输、处理和共享。数字化变电站具有以下特征：2.1.1 基于IEC61850规约IEC61850规约作为电力系统自动化领域唯一全球通用的标准，实现了智能变电站的工程标准化，使得智能变电站的设计工程变得规范、统一，对于智能化变电站发展具有不可替代的作用。它将智能化变电站明确的划分为三层，即过程层、间隔层和站控层，为不同层之间通信定义了明确的接口，也使系统内变电站直接的互通更为便利。2.1.2 数据采集数字化即采用电子式的电能互感器，传统式的互感器存在着各种缺陷，如体积大、绝缘复杂、易饱和等。而电子式互感器用数字量代替了传统的模拟量，一次设备通过光纤和以太网，将信号传给二次设备，即克服了传统互感器所存在的缺陷，提高了测量精度和可靠性。2.1.3 一次设备智能化采用数字信号代替模拟量，电子式互感器和智能开关代替传统的一次设备，光纤和以太网代替传统接线进行传输，减少了一次设备的体积，克服了繁杂的接线带来的影响，同时极大提高了测量的精确度。2.1.4 二次设备网络化采用“三层两网”的通信网络代替控制电缆，实现数据共享，同时极大的简化了设备，提高了可靠性。2.1.5 传输光纤化利用光纤代替传统电缆进行信息的传输，极大的简化了电路，同时提高了接线的提高了可靠性，便于二次扩建。 2.2 数字化变电站的结构图2.2 数字化变电站简化结构图物理结构上，完整的数字化变电站由三层（站控层，间隔层，过程层）两网（间隔层网络，过程层网络）构成，结构如图2.2所示。2.2.1 构成及主要设备（1）站控层主要包括主机，操作员站，五防主机，远动装置，保信子站，同步对时系统等设备。面向全变电站进行运行管理的中心控制层。负责汇集实时数据并记录；按需调度，接收调度或控制中心命令下发到间隔层，过程层；通过全站通信网络实现保护的功能闭锁控制；具有监视系统，实现人机联系；对过程层、间隔层进行监控和维护。（2）间隔层由测控装置、继电保护装置、间隔层网络设备以及与站控层网络的接口设备等构成，面向单元设备的就地测量控制层。主要包括保护装置，测控装置，安全自动装置，计量装置，录波装置等设备。负责间隔层与过程层间实时数据的汇总与传输；包含各种继电保护装置，实现保护，各种逻辑功能的判别及发令；完成自动控制，闭锁及同期操作的判别；实现数据在三层间互通及承上启下等功能。（3）过程层包括电子式互感器、智能终端、合并单元等设备，完成一次信息的采集、数字化转换及合并。实现信息采集、传输、处理、控制。过程层主要负责采集一次侧电气量；监测整个设备的运行状态；执行站控层和间隔层发出的控制命令等。2.2.2 组网数字化变电站按三层两网的方式进行组网，采用冗余以太网构架，按三星型结构组网，110kV变电站采用共网共口方式，将GOOSE和SV通信网络合并组成A、B两网。（整个组网系统应满足变电站二次系统安全防护方案的要求。）图2.2.2-1 数字化变电站与传统变电站组网方式（1） 站控层网络，如图2.2.2-2。作为站控层和间隔层之间的网络，负责各数字化变电站各功能模块节点间的数据交换。站控层与间隔层之间由传输报文MMS和GOOSE通信。MMS是是IEC9506标准所定义的一套用于工业控制系统的通信协议的制造报文规范。它规范了工业领域具有通信能力的智能传感器、智能电子设备、智能控制设备的通信行为，使出自不同制造商的设备之间具有互操作性。图2.2.2-2 站控层网络（2）过程层网络，如图2.2.2-3。作为间隔层和过程层之间的网络，负责开关量，模拟量，控制量等信息在网络之间相互的传输。间隔层与过程层之间由报文SV和GOOSE通信。图2.2.2-3 过程层网络这里要注意以下两点：1）当设备采用双重化配置时，双重化配置的设备应相应接入双GOOSE网络；当设备采用单套配置时，单套配置的设备应配置双GOOSE接口接入双GOOSE网络。2）35kV及以下电压等级采用就地开关柜安装，采用直采直跳的方式。2.3 数字化变电站的电气设计概述2.3.2 设计总则数字化变电站的设计包括一次部分的设计和二次部分的设计，贵州电网数字化变电站建设应符合南方电网公司的总体发展思路，技术上不低于Q/CSG11006数字化变电站技术规范的要求。数字化变电站建设应兼顾可用产品的技术水平和未来发展趋势，以确保贵州电网的安全可靠为基础，降低变电站故障率，考虑运行和检修的便利性，实现变电站整个生命周期内的综合成本优化。数字化变电站的设计应符合以下几条原则：（1）继承与发展相结合原则（2）满足系统安全、可靠、经济运行的原则（3）逐步推进原则（4）一致性和互操作原则（5）保持合理冗余原则（6）应用非传统互感器原则（7）通信网络的实时性和稳定性并重原则（8）实用性和合理发展的原则下面做简单介绍。2.3.2 电气一次部分的设计内容及设计总则（1）一次部分设计原则由于数字化变电站采用开关与智能终端相结合的模式，操作控制命令由光缆传输实现，二次系统与配电装置开关之间无电气联系，因此，由于数字化变电站中一次部分和二次部分之间能形成有效可靠的电气隔离，故绝缘、接地等问题只需考虑一次部分。本变电站采用单母线分段的接线形式，出110kV，35kV及10kV三种电压等级，含一台三相三绕组降压变。由于本次设计主要工作在二次部分，一次部分引用成果（详见附图1 变电站一次部分图纸）。（2）智能化一次设备的配置电气一次部分包含主要设备包含了智能开关、合并单元、电子式互感器等。1）电子式互感器由用以传输测量量，供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置，与传输系统和转换器连接的电流、电压互感器组成。配置原则：l 110kV 及以上，宜采用传统式的电子互感器，若符合该站情况技术条件达到时，可采用电子式互感器代替传统互感器。l 主变中性点及主变间隙的电流互感器均宜采用传统式的电流互感器。l 10kV/35kV 应采用常规互感器。根据配置原则，110kV选用电子式互感器ECT、EVT，10kV/35kV选用低功率互感器LPCT。2）合并单元按照时间相关的条件将二次转换器的电流、电压等模拟量进行合并的物理单元。合并单元可以是现场变送器的一部分或是控制室中一个独立单元。配置原则：l 110kV 及以下电压等级除主变各侧外的各间隔合并单元宜单套配置。l 主变各侧合并单元应双重化配置。l 中性点、间隙合并单元宜双套配置。l 35/10kV 采用户内开关柜布置时，间隔合并单元功能由“四合一”一体化装置完成。l 10kV/35kV 应配置母线合并单元。l 母线合并单元按双重化配置。l 在没有关口计量点的间隔，合并单元和智能终端可一体化配置。根据配置原则，主变各侧配置两套合并单元，110kV出线侧配置一套合并单元，10kV/35kV母线配置两套合并单元，10kV/35kV出线侧不单独配置。3）智能终端与传统一次设备就近安装，实现信息采集、传输、处理、控制的智能化电子装置。配置原则：1）主变压器、高压断路器和母线设备（PT 间隔、母线地刀）均宜配置智能终端，电抗器、电容器组、避雷器等可根据需要配置。2）110kV 电压等级智能终端应单套配置（除主变除各侧）。3）主变各侧智能终端应双重化配置。4）主变本体智能终端与主变非电量保护宜一体化配置，宜单套配置。5）35/10kV 采用户内开关柜布置时，智能终端功能由“四合一”一体化装置完成。6）在没有关口计量点的间隔，智能终端和合并单元可以一体化配置。根据配置原则，主变各侧配置两套智能终端，110kV出线侧配置一套智能终端， 10kV/35kV侧不单独配置。2.3.2 电气二次部分的主要设计内容及总则这里仅粗略的介绍一下二次部分的设计，具体设计原则及步骤见第三章。数字化变电站系统由站控层设备、站控层网络、间隔层设备、过程层网络及过程设备三层两网分层分布式构成，协议采用IEC61850规约。110kV数字化变电站采用常规的二次设备配置，包括同期装置、继电保护装置、测控装置、调度远动系统、五防系统、同步对时系统、计量系统、直流电源等。这些装置全部基于标准化、模块化的微机处理设计，应用标准化的通信网络接口，采用逻辑的功能模块代替常规功能模块，实现数据的互通和共享。110kV及以下的数字化变电站一般采用单星形网络的拓扑结构。2.4 本章小结本章搜集和整理了数字化变电站的理论基础，包括数字化变电站的特点、物理结构、组网方案及总体设计原则等。通过这一章的学习准备，基本了解了数字化变电站的结构特点，明确了数字化变电站与传统变电站不同，大致了解了数字化变电站的设计步骤，为以后的学习和论文打好了理论基础。第三章 数字化变电站电气二次设计方案3.1 数字化变电站电气二次部分设计细则3.1.1同期（1）功能1）能够检测并将电压互感器二次侧电压的幅值、相角和频率进行比较，自动检测到同期的瞬间并向断路器发出合闸命令，使断路器能够进行同期合闸，并满足合闸闭锁的要求。2）能在在间隔层完成同期，在站控层对整个同期的过程进行监测。3）站控层应能对将进行同期合闸的断路器进行检同期和检无压操作，以使断路器合闸成功。4）能实现远方控制检无压、检同期功能。（2）设计原则1）自动控制应包括程序化操作和调节控制, 由站内设定其是否采用，包括电压无功自动控制、主变联调控制以及倒闸操作等。2）程序化操作和调节控制功能应相对独立，它可以由运行人员投入或退出，而不影响正常运行。3）系统应支持在站控层和调度中心、集控（监控）中心下达的程序化操作命令。4）系统应充分考虑程序化操作的安全性，保证各类程序化操作应通过五防校验。3.1.2 继电保护装置当系统中线路或设备发生故障危及电力系统安全运行时，向值班人员发出警告或直接向所控制的断路器发出跳闸命令以保证电力系统安全。继电保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。（1）110kV变电站总体设计原则： 1）主变保护双重化配置，其余保护单套配置。2）主变保护宜采用保护、测控分开独立配置。3）线路、分段保护宜采用保护、测控一体化配置。4）主变主保护、各侧后备保护宜一体化配置。5）主变非电量保护、主变本体智能终端应一体化配置，宜单套配置。6）双重化配置的保护，对应的合并单元、智能终端应双重化配置。根据设计原则，本次设计的110kV数字化变电站的110kV主变采用保护、测控分开独立配置的双重化配置，对应的合并单元、智能终端也双重化配置；其余保护采用保护、测控一体化配置的单套配置。（2）线路保护装置原则1）110kV 变电站的线路保护 SV 和 GOOSE 采用网络化模式传输，且 SV 和 GOOSE共网共口。2）组网模式下，保护装置至少提供 2 个独立的站控层 MMS 以太网接口，2 个GOOSE 和 SV 共网共口的接口，同时接入两个过程层网络，满足两个接口平行运行的需求。3）装置的 GOOSE 输出应能满足断路器分相跳闸，分相起动失灵保护及起动稳定控制装置，单相和三相重合闸，重合闸启动以及闭锁重合闸的要求，并设置 GOOSE软压板。4）过电压及远跳就地判别装置应能接收 GOOSE 输入，并采用 GOOSE 输出至智能终端。（3）变压器保护装置原则1）110kV 主变保护采样采用网络化模式，保护启动、保护跳闸和位置开入信息通过 GOOSE 网络传输。2）组网模式下，主变保护至少具备 2 个独立的站控层 MMS 以太网接口，2 个独立的过程层 GOOSE 和 SV 共网共口接口。3）主变保护应能够满足采用常规互感器接合并单元和电子式互感器接合并单元的混合模式。4）主变保护应具有间隔采样值投退功能。（4）母线保护装置原则1）110kV 母线保护宜单重化配置，110kV 变电站宜采用 GOOSE 和 SV 统一组网。2）在组网模式下，母线保护具备 2 个独立的站控层 MMS 以太网接口，具备 2 个独立的过程层 GOOSE 以太网接口，具备多个过程层 DL/T860.92 以太网采样值接口接入母线相关间隔合并单元采样数据。3）失灵保护包含在母差保护中，不再单独设失灵保护装置及相应的失灵启动装置。若 GOOSE 网络接收启动失灵中断，应闭锁相应的断路器的失灵功能。4）母差保护应具有间隔采样值投退功能。5）母线保护应能够满足采用常规互感器接合并单元和电子式互感器接合并单元的混合模式。6）在组网模式下，母线保护采样宜采用单网接入方式。（5）35kV/10kV“四合一”一体化装置配置原则1）35kV 电压等级采用开关柜安装，应采用“四合一”一体化装置（除主变 35kV侧外）。2）10kV 及以下电压等级开关柜安装时应采用“四合一”一体化装置（除主变 10kV侧外）。3）主变 35kV/10kV 侧进线配置智能终端和合并单元，其保护功能由主变保护完成。根据以上配置原则及本站的具体情况，选择保护如下：表3.1.2 保护装置的配置设备保护装置配置方案主变主变纵差保护、瓦斯保护、高压侧复合电压启动的过流保护、过负荷保护、零序保护中压侧复合电压启动的过流保护、过负荷保护、零序保护低压侧复合电压启动的过流保护、过负荷保护、零序保护110kV母线电流母线差动保护、过电流保护、过负荷保护110kV线路线路电流差动保护、阶段式零序电流保护、复合电压启动的过电流保护、过负荷保护35kV母线电流母线差动保护35kV线路三段式电流保护10kV母线电流母线差动保护10kV线路三段式电流保护10kV电容器电流速断保护、过电流保护、电容器不平衡电压保护、低电压保护站用变电流速断保护、过电流保护、过负荷保护全站保护配置图见附图2。3.1.3 测控装置（1）功能对全站线路上的电气量的测量和监视，并在线路故障时起保护作用；对站内设备上的信号进行监视，如开关刀闸位置，报警信号等；对开关刀闸进行远方遥控分合功能。（2）设计原则1）110kV 电压等级测控装置宜单套独立配置。2）110kV 电压等级测控装置宜采用测保一体化装置（主变除外）。3）主变测控宜采用测控、保护独立分开配置。 根据本站配置和设计原则，主变保护、测控分开配置，其余均采用保护测控一体化装置。3.1.4 调度及远动通信装置（1）功能站内数据的采集，实现站内不同层直接数据互通，并向调度端发送；根据调度命令，完成对指定对象的遥控操作；以信息共享方式与监控系统进行数据交换，通过远程指令实现远方操作。（2）设计原则1）远动装置应双重化配置。2）远动通信接口数量的最低要求：变电站的每台远动装置的远动接口不少于4个10M/100M 网络接口、2 个串口。3）远动装置技术其它要求:l 远动屏所有设备均采用直流供电，两台远动主机的工作电源应取自不同的直流母线段。l 远动主机具备双机切换信号上传能力（通过公用测控或其它手段）。l 远动装置应具备与调度中心和站内 GPS 系统对时的功能。l 具备 SOE、遥控操作事件记录功能。根据本站配置及设计原则，远动装置采用双重化配置，分别连接不同的直流母线，并与对时系统相连。3.1.5 五防系统（1）功能通过对站内信息的检测，实现“五防”，即：1） 防止误分、合断路器；2） 防止带负荷分、合隔离开关；3） 防止带电挂接地线；防止带地线送电；4） 防止误入带电隔间。（2）配置原则1）五防子系统宜与后台软件一体化配置，五防工作站与其中一台操作员站宜能实现互为备用的功能。2）五防子系统主要包含五防工作站、电脑钥匙、充电通信控制器、编码锁具等，实现面向全站设备的综合操作闭锁功能。3）五防子系统应具备紧急情况的五防解锁功能。根据本站配置及设计原则，五防系统应与后台软件一体化配置，并与一台操作员站互为备用。3.1.6 同步对时系统（1）功能为变电站内各二次设备统一时间基准；为某些设备，如电能表提供数据同步；使保护装置同步。（2）配置原则1）一个变电站应配置一套同步对时系统，每套同步对时系统包括主、从时钟源、扩展设备。2）每套系统的双时钟源，一台采用北斗卫星作为标准时钟源，另一台采用 GPS卫星作为标准时钟源,优先采用北斗卫星作为对时源。 3）GPS 源与北斗源的切换应实现无缝切换，且无跳变。在任何情况下，都尽量避免飞点或乱码的产生。4）同步对时系统电源应支持直流双电源，支持热拔插。5）同步对时系统异常应提供相应的告警信号给后台，宜采用 MMS 报文方式接入。6）GPS 源与北斗源运行方式要求：l GPS 源与北斗源都锁定各自卫星信号时，默认北斗源为同步基准源，且考虑GPS 源与北斗源的初始状态到此状态的切换，有时差时采用步进方式实现稳定输出(例如初始状态为 GPS 卫星带着运行，输出与天上卫星时间有较大偏差)。l GPS 源锁定卫星信号，北斗源没有锁定卫星信号时，以 GPS 源为同步基准源，且考虑 GPS 源与北斗源的初始状态到此状态的切换，有时间差时采用步进方式实现稳定输出。l GPS 源没有锁定卫星信号，北斗源锁定卫星信号时，以北斗源为同步基准源，且考虑 GPS 源与北斗源的初始状态到此状态的切换，有时间差时采用步进方式实现稳定输出。l GPS 源与北斗源都没有锁定卫星信号时，默认以北斗源所在守时时钟源为同步基准源，且考虑 GPS 源与北斗源的初始状态到此状态的切换，有时间差时采用步进方式实现稳定输出。7）在组网模式下，采用如下配置：l 在 SV 组网模式下，双重化配置的主变保护所对应的合并单元，A、B 套不能同时用同一个时钟扩展装置。l 在 SV 组网模式下，如有母线差动保护，各间隔合并单元应采用同一个源的时钟扩展板对时。根据本站配置及设计原则，站内采用一套对时系统，每套系统的双时钟源，一台采用北斗卫星作为标准时钟源，另一台采用 GPS卫星作为标准时钟源；组网运行时，A、B套分别接在不同的对时系统。3.1.7 计量装置（1）功能数字化电能表能计量各个方向的有功无功电量，具有电能计量、信息储存及处理、实时监测等功能。（2）配置原则：1）数字化电能表宜按间隔配置。2）宜增加一块数字化电能表作为副表使用。3）技术要求：l 关口电能表采用常规表计，应就地安装于开关柜内。每一线路的主副电能表应垂直排列或水平排列，副表应在主表下方或右方。l 准确度等级：满足有功 0.2S 级（无功 2.0）或 0.5S 级（无功 2.0）。l 测量制式：三相三线或三相四线装置。l 通信接口: 数字化电能表提供至少 1 个光纤以太网口、1 个电以太网口和 2 组独立的 485 通信串口。l 数字化电能表应有抵御采样值接口通信异常的能力：在参比电压/电流、参比频率、cos =1.0 时，采样值报文以 0.01%的概率丢失采样值，被试电能表的电能量误差应满足相关基本误差要求。在采样值网络发生报文丢帧、错帧等异常工况时，电能表应能正常工作，并发出警告，记录相关事件。根据本站配置及设计原则，计量装置应选用准确度等级0.2S，三相四线制。3.1.8 直流电源系统（1） 功能为站内各装置提供电源。（2） 设计原则1）直流网络宜采用辐射供电方式。直流负荷统计应充分考虑数字化变电站新增的智能终端、合并单元，二次安防、遥视系统、保信子站以及有源式电子式互感器采集器等的直流负荷。2）对双重化配置的继电保护使用电子式互感器的传感模块、采集单元、合并单元应冗余配置，其直流电源应分别取自不同段直流母线。3）对双套配置的智能终端，其直流电源应分别取自不同段直流母线。根据本站配置及设计原则，直流网络采用辐射方式向各个部分供电，双重化配置连接两条不同直流母线。3.3 电气二次部分设计根据二次部分的设计原则，计算机监控系统设计图如下：电子式电流互感器电子式电压互感器电子式电压互感器一次开关设备一次开关设备操作员站五防工作站远动装置2主机1主机2远动装置1GPS源北斗源测控主变保护A主变保护B线路保护分段保护母线保护备自投计量录波网分规约转换35/10kV四合一站控层A网站控层B网35/10kV一次设备主变合并单元A主变合并单元B母线合并单元间隔合并单元主变智能终端A主变智能终端B间隔智能终端过程层A网过程层B网3.3.2 二次设备的组屏和布置（1）站控层设备组屏1）110kV变电站主机、操作员站可根据用户需求组屏安装或布置在控制台上。2）两套远动工作站、宜组1 面屏。3）规约转换装置、公用测控装置宜组1 面屏4）保护及故障信息子站宜组屏布置。5）录波及网络通信记录分析一体化装置宜组1 面屏。6）接入调度数据网的二次安全防护屏组1 面屏。7）站控层交换机可单独组1 面屏或与远动工作站共组1 面屏。（2）间隔层设备组屏间隔层测控及保护设备宜布置在就地继电器小室或者集中布置在继电器室。就地继电器小室的设置可根据电压等级或配电装置型式考虑。当采用集中布置方式时，宜按照以下原则进行组屏：1）110kV 电压等级110kV 电压等级采用保护测控装置共用一块屏的组屏方式，采用电子式互感器的合并单元宜与保护屏共屏安装。每3回线路间隔保测控装置可组1面屏。2）35kV 电压等级35kV电压等级应采用保护测控保护一体化装置。若采用户外AIS布置，每4个间隔的单套测控保护一体化装置，以及合并单元可组1面屏；若采用户内开关柜布置，保护测控一体化装置宜就地布置于开关柜内。3）10kV 电压等级10kV采用户内开关柜布置时，保护测控一体化装置宜就地布置于开关柜内。4）110kV主变压器110kV 变电站每台主变压器的保护、测控、采用电子式互感器的合并单元可组1面屏。5）母线、公用测控屏l 每个电压等级宜配置 1 台公共测控装置，按每段母线宜配置1台测控装置，每个电压等级可共组1面测控屏。l 全站配置 1 面公用测控屏，屏上宜布置23台测控装置，用于站内其它公用设备接入。6）间隔层交换机间隔层网络设备宜采用分散式安装，按间隔或按光缆数量最少原则安装在保护、测控屏上。组屏安装时，宜考虑光缆的整齐以便于维护和尾纤的保护措施，每面交换机屏交换机数量不超过6 台。当采用继电器小室分散布置时，设备组柜方式可根据配电装置场地的具体安装条件，参照集中方式的原则确定。A、B 网交换机不同屏。交换机如采用双电源，从不同的外部电源供电。双网不应接在同一个交换机上，双套保护不宜接入同一个交换机（3）过程层设备组屏1）采用电子式互感器的合并单元宜安装在继电器室，宜与保护装置合并组柜。2）采用模拟量接入的合并单元宜和智能终端一起安装在就地汇控柜里面。3）过程层交换机宜按网络分别组柜，每面柜组不超过6 台交换机。4）智能终端宜安装在所在间隔的智能汇控柜内或智能就地柜，智能汇控柜或智能就地柜宜布置于配电装置现场。表3.3.2 选屏安装配置表设备选屛数量备注站控层主机/操作员站0安装在控制台上，不单独布置两套运动工作站1规约转换/公用测控1信息子站1录波及网分1接入调度数据二次安全防护1交换机0与远动工作站共组，不单独布置间隔层110kV2电子式互感器与保护共屏，每个间隔含3回出线共用一块屏35kV0采用户内开关柜布置保护测控一体化装置，不单独布置10kV0采用户内开关柜布置保护测控一体化装置，不单独布置主变压器11台主变合并单元母线测控屏3每个电压等级共组1面测控屏公用测控屏1全站配置1面交换机2AB网交换机不同屏过程层电子式互感器合并单元0与保护装置合并组柜模拟量接入合并单元0与智能终端合并组柜交换机0按网络分别组柜总共需要14块屏。3.4 本章小结本章主要阐述了数字化变电站二次部分的设计原则及步骤，通过每一部分功能设计原则的阐述、基于本变电站的选型、变电站网络的设计及各部分配屏等，一步步形成了二次部分的总体设计方案，并形成了二次部分总变电站保护选型的图纸。第四章 10kV线路测控保护设计4.1 10kV线路测控保护构成4.1.1 保护配置规程10kV智能开关设备选用智能化的成套开关柜，配备智能保护(控制)装置，这种装置应具有自动采集交流量和监视断路器状态等功能，并以IEC61850标准与站内其他IED进行通信。另一种方案是采用常规的开关柜，再在开关柜上加装基于IEC61850标准的保护、测控一体化装置及智能操作箱来实现智能开关柜的功能。数字化变电站10kV线路测控保护与110kV线路测控保护有很大差别，在本次设计中，10kV线路测控保护采用保护及测控一体化设计，对于10kV线路测控保护来说，需要三段式电流保护，小母线接地保护和防跳、自动重合闸等功能，参照电力装置的继电保护和自动装置设计规范中对 363kV 中性点非直接接地电力网中的单相接地故障，继电保护配置原则的具体规定。一款规定在发电厂和变电所母线，应装设单相接地监视信号装置。一旦电网中发生单相接地故障，信号装置动作告警，以便通告运行人员及时处理及寻找故障点。二款规定“宜在线路上装设有选择性的单相接地保护。”对有零序电流互感器的线路，或者不能安装零序电流互感器，而单相接地保护能够躲过电流回路中不平衡电流的影响，也可将保护装置接于三相电流互感器构成的零序回路中。三款的规定，是指在出线回路数不多，线路又不是特别重要，或装设拦发保护也难保证有选择性时，可以采取依次断开线路的方法，寻找单相接地在哪条线路。有时为了快速恢复对完好线路的供电，断开后如无故障，靠自动重合闸恢复供电。4.1.2 保护测控装置的选型地区10kV配网线路供电半径较长，线路走廊情况复杂，有时因天气原因，有时因树碰电线、车撞电杆等人为因素，有时因用户设备故障、绝缘子损坏等设备原因导致10kV线路跳闸故障频发。（1）我们地区10kV电网采用的是小接地系统，从故障相别来分有三种类型，即两相短路、三相短路、两相接地短路。从故障持续时间来分有两种类型，即瞬时性短路故障（重合闸保护动作成功）、永久性短路故障（重合闸保护动作不成功）。从故障原因来分有两种类型，即金属性短路故障、非金属性短路故障。配网短路故障原因包括天气原因、人为原因、动植物造成短路、设备缺陷造成故障、线路负荷过大、短路故障信号分析等。目前10kV电网配置的跳闸保护为过流保护，保护类型全部采用微机三段式过流保护，按贵州省10kV配网整定指导意见，采用三段式定时限过流保护、重合闸等。保护装置CSC-211 数字式线路保护测控装置含本站所需保护测控功能，故选择保护测控一体化装置CSC-211 数字式线路保护测控装置。4.1.3 CSC-211 数字式线路保护装置保护功能在保护方面，CSC-211 数字式线路保护测控装置具有以下几个方面的功能：（1）三段式定时限过流保护（可经低电压、方向闭锁），其中段可整定为反时限段（整定为反时限时，定时限过流、段保护自动退出）；（2）三段式定时限零序过流保护（可经方向闭锁），其中段可整定为反时限段（整定为反时限时，定时限零序过流、段保护自动退出）；（3）小电流接地选线；（4）过负荷保护（是否跳闸可选）；（5）合闸加速保护（前加速、后加速和手合后加速）；（6）低周减载保护；（7）低压解列功能；（8）三相一次重合闸(检同期、检无压或非同期)；（9）手合功能（手合检同期、检无压或非同期）。4.1.3 CSC-211 数字式线路测控装置测控功能在测控方面，CSC-211 数字式线路保护测控装置具有以下几个方面的功能：（1）15路开入遥信采集、装置遥信变位、事故遥信；（2）正常断路器遥控分合、小电流接地探测遥控分合；（3）Ua、Ub、Uc、Ia、Ic、P、Q、 cos 、F 等模拟量的遥测；（4）正向/反向有功电度，正向/反向无功电度；（5）事件 SOE 记录；（6）2路脉冲 P、Q 输入。除以上保护测控功能外，本装置还具有以下几个方面的功能：（1）PT 断线告警；（2）控母断线告警；（3）弹簧未储能告警；（4）故障录波；（5）32组定值区。4.2 保护原理4.2.1 过电流元件三段式定时限过流保护各段电流及时间定值可独立整定。过流保护各段判别逻辑一致，动作条件为：（1）MAX ( Ia , Ib , Ic ) Idzn ，Idzn 为第 n 段电流定值；（2）延时到；（3）低电压元件满足及过流相的方向条件满足；三段式过流保护用软压板投退，在背板端子 X5.7 作为普通遥信时，可选择软硬结合的压板模式，此时 X5.7 为三段式过流保护的硬接点开入。方向元件及低电压元件由控制字选择分别投退。下图是过流段投入方向且低压闭锁条件时，A相过流保护逻辑图：图4.2.1-1 定时限过流保护逻辑图过流段可整定为反时限（此时过流、段退出），逻辑示意图如下（以A相过流反时限为例）：图4.2.1-2 反时限过流保护逻辑图4.2.2 零序过流元件在25kV及以下经小电阻接地系统当中，零序电流往往相对较大，因此，一般采用零序过流经延时跳闸的方法。三段式零序过流元件的实现方式基本与过流元件相似。动作条件为：（1）零序电流大于定值；（2）延时到；（3）零序方向条件满足；三段定时限零序过流保护逻辑示意如下（以零序过流段为例）：图4.2.3-1 定时限零序过流保护逻辑图零序过流可整定为反时限（此时零序过流、段退出），保护逻辑示意图如下：图4.2.3-2 反时限零序过流保护逻辑图4.2.3 方向元件方向元件采用 90接线方式，按相起动，各相电流元件仅受表 5-3 中所示相应方向元件的控制。动作区范围为 90 arg U/I 30，误差小于2，灵敏角为-30。为消除死区，方向元件带有记忆功能。表4.2.4 方向元件电流电压对应关系图4.2.4-1 相间方向元件动作区域零序方向元件动作区为120 arg 3I0/3U0 Idz ，Idz 为加速电流定值；（2）延时到；（3）低电压条件满足。过流加速低压闭锁可用控制字选择投退。低压闭锁投入时，保护逻辑受 PT 断线及控制字 kG1.13 影响；低压闭锁退出，保护逻辑不受 PT 断线影响。3.零流加速动作条件为：（1）零序电流大于零流加速电流定值；（2）延时到；手合过流加速保护逻辑示意图如下：图4.2.6-1 手合过流加速保护逻辑图4.2.6-2 手合零序加速保护逻辑4.2.5 三相一次重合闸装置设有三相一次重合闸功能，并具有检同期、检无压功能。1.启动条件（1）保护跳闸启动；（2）开关位置不对应启动。2.闭锁条件断路器合闸时重合闸开始充电，充电时间为 15 秒，充电过程中面板重合闸绿灯闪烁，充电满后绿灯长亮。满足以下任一条件，重合闸放电：（1）控制回路断线后，延时 10 秒放电；（2）弹簧未储能端子高电位，延时 2 秒放电；（3）闭锁重合闸端子高电位；（4）永跳后（如低周动作、低压解列动作、过负荷动作）；（5）手跳或遥跳；（6）检无压或检同期不成功。3.重合方式（1）非同期(不检无压不检同期)；（2）检无压；（3）检同期；（4）检无压不成功自动转入检同期。重合闸功能用软压板投退，重合方式及同期相别选择通过控制字整定。检无压方式中，当控制字 kG2.9=0 时，