110kV数字化变电站二次部分设计电气工程专业

摘要电气二次部分设计是对一次部分的测量回路、保护回路和控制回路的设计，主要包括的二次功能元件如下：测量仪表、通讯传输系统、继保设备、自动和远传通信设备等。电气二次部分设计是变电站设计中不可缺少的重要环节，二次设计方案的合理性对保证变电站可靠、稳定、安全的运行起着非常重要的作用。变电站监控系统具有遥测、遥信、遥调、遥控（简称“四遥”）等其他远动功能。对于全站来说，还有一套同步对时装置实现对其时钟校正。变电站监控系统还应具备与远方工作站之间的数据交换的功能。总的来说，对完成全站稳定、恰当、充分的监视，计算机监控系统的影响力也是不可替代的。本文根据变电站二次部分设计规程规范，对某110kV数字化变电站计算机监控系统部分展开相关设计工作，主要有：对本变电站的二次部分的功能进行分析并总结；对变电站二次部分开展总体方案设计；读懂厂家提供的二次图纸，熟悉厂家提供的保护设备型号和功能；遵循数字化变电站计算机监控系统的配置原则，设计本变电站的计算机监控系统。结合变电站实际一次图纸，给出了本次设计所需要的计算机监控系统组网方案，最终圆满地完成了本次设计。关键词：变电站，二次设计，计算机监控系统ABSTRACTElectrical secondary part design is part of a measuring circuit, protect circuit and control circuit design, mainly includes the quadratic function of the components are as follows: measuring instrument, communication transmission system, the equipment, automatic and remote communication equipment, etc. Electrical secondary part design is an important and indispensable link in the design of substation, the rationality of the design of secondary to ensure the safety of substations, stable and reliable running plays a very important role.Substation monitoring system with remote sensing, remote communication, remote adjustment and remote control (hereinafter referred to as the four control) and other remote function. For total station, and a synchronous device of the clock correction for fashion. Substation monitoring and control system should possess and the function of data exchange between distant workstations. In general, to complete the total stability, appropriate and adequate monitoring, the influence of the computer monitoring and control system is also irreplaceable.Based on the substation secondary part design procedure specification, part of a 110 kV substation computer monitoring system of digital related design work, mainly include: the function of the second part of this substation is analyzed and summarized; The substation secondary part to carry out the overall scheme design; Read manufacturers provide secondary drawings, familiar with the manufacturer to provide the protection of the equipment model and function; Follow the principle of digital substation computer monitoring and control system configuration, the design of the substation computer monitoring and control system. In combination with the practical a drawing of transformer substation, this design shows the need of computer monitoring system network schemes, finally successfully completed the final design.Keyword: transformer substation, secondary design, Computer monitoring and control system目录摘要IABSTRACTII目录III第一章 绪论11.1变电站电气二次设计的目的和意义11.2变电站计算机监控系统国内外现状和发展趋势11.3变电站基础资料21.4本次设计的主要设计内容3 第二章 数字化变电站42.1数字化变电站的系统构成以及内部数据流动42.1.1系统构成42.1.2内部数据流动52.2数字化变电站的组网原则和方式52.2.1组网原则52.2.2组网方式6第三章 变电站二次设计的基本内容及二次设计组屏方案73.1变电站二次设计的基本内容73.1.1继电保护设计73.1.2自动装置93.1.3系统调度自动化93.1.4操作电源系统103.1.5计算机监控系统113.1.6全站时钟同步系统113.1.7图像监视及安全警卫系统123.1.8火灾自动报警系统123.1.9系统及站内通信123.1.10保护及故障信息管理子站系统133.2 变电站二次设计组屏方案13第四章 110KV数字化变电站计算机监控系统方案设计154.1 计算机监控系统的系统设别配置154.2计算机监控系统的网络结构154.3计算机监控系统配置原则164.3.1站控层功能要求164.3.2间隔层功能要求194.4网络设备的选择214.4.1站控层交换机214.4.2过程层交换机214.5二次图纸识读及组网方案224.5.1站控层交换机柜原理图224.5.2过程层交换机柜原理图244.5.3110kV数字化变电站计算机监控系统组网方案24第五章 结论25参考文献26致谢27附录：电气接线图28附录：110KV数字化变电站方案29附图1-1：屏布置图30附图1-2：交直流回路图31附图1-3：RSG2300型交换机背面接线图（1-40N）32附图1-4：RSG2300型交换机背面接线图（2-40N）33附图1-5：RSG2300型交换机背面接线图（3-40N）34附图1-6：RSG2300型交换机背面接线图（4-40N）35附图1-7：公共端子图36附图1-8：网络设备示意图37附图2-1：交换机屏屏面布置图38附图2-2：交换机屏电源接线图39附图2-3：端子排线图40附图2-4：10KTR-HSP-TF-1GM-16MST41附图2-5：10KTR-HSP-TF-4GM-16MST42V 第一章 绪论1.1变电站电气二次设计的目的和意义现代化数字化变电站的组成特点用一句话来说“一次设备智能化，二次设备网络化三层IEC61850”。能够完成变电站内电气设备间自动协调和控制功能，最终实现对电网安全稳定运行。二次设计不仅对计算机监控系统乃至变电站设计来说，它所扮演的的重要角色都是不可忽略的。变电站计算机监控系统可以随时监测设备运行参数的异常情况，当发现变电站设备异常变化或装置内部异常时，采取相应的措施防止危及电网的安全稳定运行。变电站设备工作参数的在线计算和分析等其他稳定电能质量的调整功能，对于计算机监控系统来说是完全可以轻松加愉快的实现。计算机监控系统是变电站运行自动监视、测量、控制和管理功能的核心，对于操作的完成度有着不可缺少的重要意义，不但减轻了值班人员的劳动强度，更对变电站自动化水平有着显著的提高。此次毕业设计，可以说是大学四年以来最有意义而且最有专业素养的一次设计，不仅让我们理解并且更加专业应用过去学习的知识和技能。在设计的过程中，锻炼了我们独立工作和探究并应用相关的知识解决工程实际技术问题的本领，并且还培养了我们多方面多渠道获取新知识的能力。1.2变电站计算机监控系统的国内外现状和发展趋势近年来，随着数字化技术的不断发展和IEC61850标准在国内的普及使用，国内基于IEC61850标准建设的数字化变电站越来越多。数字化变电站的工作模式主要体现在以下几个内容：变电站内部信息的网络化，断路器一次开关设备的智能化，过程层设备的数字化和相关设备检修工作逐渐由定期检修过渡到以状态检修为主。常规变电站站计算机监控系统采用分层分布式结构，共分为两部分：站控层和间隔层。站控层经过网络传输接收现场采集的开关信息量、模拟信息量与电能信息量，通过向现场发布控制命令，实现远动工作站与调度中心进行远方数据通信的功能，目的是为了监测控制及管理变电站所有设备。间隔层通过采集各种设备运行信息，监视并控制相关一次设备的运行，自动实现现场控制与站控层的协调要求，保证设备安全稳定运行。当站控层和网络不能正常工作的情况下，仍能实现对间隔层的各种功能要求。数字化变电站监控系统的主要特点为：网络结构分布式，I/O测控单元具备与网络实时传输的功能，通过与站控层网络的连接，直接将采集的数据向主机和远动工作站传输，减少了中间转换环节，数据传输更快。通过以下的任意一种传输方式：专线利用串口或者路由器入网，相关的远动工作站实现与调度中心的连接。 1.3变电站基础资料（1）各电压等级出线回路数1）110kV出线回路数110kV最终出线4回，本期出线2回。2)35kV出线回路数35kV最终出线8回，本期出线4回。2) 10kV出线回路数10kV最终出线24回，本期建成出线12回, （2）主变压器规模及参数本站最终建设规模为240MVA（三圈变）变压器,本期140MVA（三圈变）。110kV变电站为向35kV和10kV配电网供电的变电站，选用有载调压型变压器。1）型号：SSZ11-40000/1102）主变型式：三相三绕组降压变压器(有载调压) 3）电压：11081.25%/38.542.5%/10.5 kV4）连接组别：YN,yn0,d115）阻抗电压百分比：U1-2=10.5%；U1-3=17.5% ；U2-3=6.5%6）接地方式：主变压器中性点不接地（3）主接线形式1）110kV采用单母线分段接线，本期建设单母线接线2）35kV采用单母线分段接线，本期建设单母线接线。3）10kV采用单母线分段接线，本期建设单母线接线。具体的电气主接线图，见附录。1.4 本次的主要设计内容本课题是对110kV数字化变电站二次部分设计的计算机监控系统进行研究，在本次毕业设计中，主要开展了如下工作：了解本课题的主要内容，查阅检索相关文献资料，完成开题报告；确定110kV数字化变电站二次回路设计方案；给出110kV数字化变电站计算机监控系统组网方案。3第二章 数字化变电站2.1数字化变电站的系统构成以及内部数据流动2.1.1系统构成物理结构上，完整的数字化变电站由三层两网构成，三层分别为站控层、间隔层、过程层；两网分别为站控层网络、过程层网络构成。关于“三层两网”的具体说明如下：过程层网络主要传输GOOSE报文和SV报文，应具有足够的传送速率和极高的可靠性。2.1.2数字化变电站的各层级之间数据流动图一 变电站自动化系统接口模型:在间隔层和变电站层之间交换保护数据:在间隔层和远方保护之间交换保护数据:在间隔层内交换数据:在过程层和间隔层之间CT和VT瞬时数据交换（例如采样值）:在过程层和间隔层之间交换控制数据:在间隔层和变电站层之间交换控制数据:在变电站层和远方工程师工作站之间交换数据:在间隔层之间直接交换数据，特别是快速功能例如互锁:在变电站层之间交换数据:在变电站层和远方工程师工作站之间交换控制数据2.2数字化变电站的组网原则和方式2.2.1组网原则（1） 数字化变电站应按照三层两网的结构进行组网。整个系统的组网方式应采用冗余以太网架构，传输速率不低于100Mbps。（2） 网络应采用双星型结构，双网双工方式运行，提高网络冗余度，能实现网络无缝切换。为了保证网络的实时性和可靠性，设计人员还需要将网络通过流量和传输路径分为若干个逻辑子网。（3） 站控层网络主要传输MMS 报文和GOOSE 报文，应采用双重化以太网络。（4） 过程层网络主要传输GOOSE 和SV 报文。110kV 变电站GOOSE 和SV 合并组成A、B 双网，且GOOSE 和SV 采用共网共口方式（5） 系统应满足变电站二次系统安全防护方案的要求，实现二次系统的安全分区。2.2.2组网方式110kV 变电站网络组网(1) 站控层网络站控层网络应采用网络层次不超过二级级联的双星型网络结构，。(2) 过程层GOOSE、SV网络a) 既GOOSE通信采用网络模式，又SV 报文传输采用网络模式，结构采用双星型，网络层次不超过二级级联。b) 过程层 GOOSE 与SV 合并组成A、B 双网，且GOOSE、SV 采用共网共口方式传输。c) 设备双重化配置时，双重化配置的每个设备应配置一个GOOSE/SV 口（共口），接入对应的一个过程层网络；设备单套配置时，应配置两个GOOSE/SV 口（共口），两个GOOSE/SV 口应分别接入两个过程层网络。d) 单、双套配置的智能终端都应实现双网遥控功能。e) SV 报文应经由合并单元传输给相应设备。f) 110kV 母线合并单元可通过DL/T860.92 协议接入SV 网，再传输给相应设备。也可通过FT3 或DL/T860.92 协议传输至间隔合并单元，延时补偿后，再传输给相应设备；若采用DL/T860.92 协议级联，采样值抖动应不大于1s。(3) 35kV 及以下电压等级如采用开关柜安装方式，采用直采直跳方式。第三章 变电站二次设计的基本内容及二次设计组屏方案3.1变电站二次设计的基本内容3.1.1继电保护设计(1) 变压器保护 1) 配置原则： 110kV 变电站主变保护双重化配置，其余保护单套配置； 110kV 主变保护宜采用保护、测控分开独立配置； 一台主变宜采用仅配置一个测控装置；主变主保护、各侧后备保护宜一体化配置； 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； 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； 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； 每2台主变压器配置一套故障录波装置，每套故障录波装置组1面屏。 2) 组屏方案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。主变本体智能终端与主变非电量保护组1面屏。故障录波装置单独组1面屏。共三块屏。(2) 110kV线路测控保护1) 配置原则 110kV 线路、分段保护宜采用保护、测控一体化配置。 110kV 及以下电压等级各间隔合并单元宜单套配置（除主变各侧）。 110kV 电压等级智能终端应单套配置（除主变除各侧）。 110kV 电压等级采用保护测控装置一起组屏，采用电子式互感器的合并单元宜与保护屏 共屏安装。2) 本站线路测控保护组屏方案 宜两回线路的保护、测控、采用电子式互感器的合并单元可组 1 面屏 智能终端组1面屏。(3) 110kV母线保护1) 配置原则 每段母线宜配置 1 台测控装置， 110kV 电压等级采用保护测控装置一起组屏，采用电子式互感器的合并单元宜与保护屏 共屏安装。 110kV双母线应当配置双套母线保护。当110kV为双母线或双母线单分段接线时，每套母线保护组12面屏（柜） 当110kV为双母线双分段接线时，每套母线保护组24面屏（柜）。 110kV双母线不配置独立的断路器失灵保护，出于对变电站的建设预算来说，可将失灵保护功能分别配置在双套母差保护中，不独立组屏（柜）。 每面母线保护屏（柜）含1套母线保护装置（复合电压闭锁功能含在母线差动保护装置中，但复合电压闭锁元件应与母差元件不共CPU）。2) 组屏方案 母线保护屏（柜）1：母线保护（含断路器失灵保护）1。 （2）母线保护屏（柜）2：母线保护（含断路器失灵保护）2。(4) 35kV 线路保护 1） 配置原则：35kV 电压等级线路应采用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。2） 组屏方案：本变电站的35kV线路有8回，一期建设4回，二期同样建设4回，根据35kV线路测控保护的组屏原则可知，每4回线路的测控保护一体化装置，以及合并单元可组1 面屏，需2面屏。(5) 10kV 线路保护 1） 配置原则：10kV 电压等级若采用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。10kV线路6回线路组1面屏。2） 组屏方案：本站10kV线路共24回，需4面屏。3.1.2自动装置保护装置可与相应主变压器保护装置组屏。接地变压器保护装置可就地安装于相应开关柜上。1) 配置原则： 小电流接地选线装置 当采用单独装置时，全站设一套选线装置，独立组屏。 35kV、10kV备用电源自动投切装置 可采用断路器保护、测控、备自投一体装置，就地安装于相应开关柜。 35kV母线保护 需要时，可单独组1面屏。 低频减载装置 当采用单独装置时，每台主变压器设一套低频减载装置，独立组屏。2) 组屏方案：备用电源自动投切装置组1面屏；小电流接地选线装置组1面屏；3.1.3系统调度自动化 系统调度自动化就是通过使用计算机、远动通信等技术来实现电力系统调度自动化功能的综合系统。电力系统调度自动化装置包括：远动系统、电能量计量系统、调度数据网接入设备、二次系统安全防护、相量测量装置。(1) 配置原则1) 远动系统 远动系统设备包括远动通信设备、双机切换装置、调制解调器等。远动系统应配置相应的远动通信设备及测控单元等设备，其中远动通信设备按单套配置，并优先采用无硬盘型专用装置，采用专用操作系统，远动与计算机监控系统合用测控单元。远动装置应双重化配置。2) 电能量计量系统数字化电能表宜按间隔配置；新建和改造数字化变电站中直接用于贸易结算的电能计量装置必须按照相关电能计量装置典型设计的要求配置电能计量装置，宜增加一块数字化电能表作为副表使用。电能量远方终端（或传送装置）直与电能表合并组屏（柜），布置在继电器室，也可单独组屏布置在计算机室。电能表应组屏（柜）布置在继电器室内，每面屏（柜）内安装69只电能表。3) 调度数据网接入设备与二次安全防护变电站宜就近接入相关电力调度数据网。可以根据具体电网情况，配置一套调度数据网接入设备，包括交换机、路由器等，实现调度数据网络通信功能。二次系统安全防护设备包括：横向安全防护设备和纵向安全防护设备。横向安全防护设备宜与相应应用系统的网络接口设备共同组屏（柜）。纵向认证加密装置宜与调度数据网接入设备共同组1面屏（柜），布置在计算机室内。4) 录波及网络通信记录分析一体化装置原则：110kV 变电站录波及网络通信记录分析一体化装置应采用单套配置。(2) 组屏方案1）远动系统与监控系统统一组屏。 2）电能量计量系统 ：变电站应配置1套电能量计量系统，独立组一面屏：包括电能量计量表计、电能量远方终端（或传送装置）等。3）调度数据网接入设备与二次安全防护：按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，配置变电站二次系统安全防护设备。横向安全防护设备宜与相应应用系统的网络接口设备共同组屏，纵向认证加密装置宜与调度数据网接入设备共同组1面屏。即：调度数据网接入设备与二次安全防护设备共组1面屏。4）录波及网络通信记录分析一体化装置：录波及网络通信记录分析一体化装置组 1 面屏。3.1.4操作电源系统变电所中各种电气设备的操作控制保护信号及自动装置,都需要有可靠的供电电源,由于这种电源特别重要,所以一般都专门设置,通常又称其为操作电源变电站主要采用直流操作电源(1) 配置原则:1) 直流系统采用22011048V三种直流电压等级对330KV及以下变电所采用110V或220V直流电压2) 接线方式采用单母分段接线变电所的蓄电池组均不设端电池3) 蓄电池组按GF型固定型防酸隔离爆式铅酸蓄电池进行编制4) 直流配电屏内的操作和保护设备采用空气开关或刀开关(组合开关)和熔断器屏内母线为绝缘铜母线直流系统应能承受的短路电流按10KA以下不小于5KA考虑5) 直流控制信号馈线有中间继电器监视和信号灯监视两种接线DZ-810/A继电器直接装在馈线模拟线上,有触点引出采用自动空气开关时,馈线失电监视是利用自动空气开关的辅助触点和钮子开关组成的信号回路方式来实现6) 事故照明采用由直流母线引出事故照明馈线直接供电的方式,变电所不装设事故切换装置(2) 组屏方案1）直流系统包括高频开关电源屏、直流馈线组2面屏。2）蓄电池可组2面屏布置于二次设备室。3）UPS电源系统包含UPS主机(模块)、馈线开关等设备宜独立组1面屏。3.1.5计算机监控系统(1) 配置原则1) 远动通信装置 原则：远动装置应双重化配置2) 主机操作员站 原则： 110kV 变电站宜采用主机兼操作员工作站，双套配置。3) 站控层交换机 站控层交换机采用双重化配置原则。 站控层交换机宜按电压等级配置。每个电压等级按照接入设备的数量计算配置台数，每台交换机预留 10%以上备用口。 每台交换机端口数应大于 16 个，不宜超过 24 个，光口与电口的多少可依据实际配置。(2) 组屏方式远动通信设备、智能型公用接口设备、网络交换机等设备组1面屏。主机兼操作员工作站组一面屏。站控层交换机可单独组 1 面屏。共3面屏3.1.6全站时钟同步系统一个变电站应配置一套同步对时系统并设置在站控层，每套同步对时系统包括主、从时钟源、 扩展设备； 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，同步对时系统宜采用铷原子钟作为装置守时时钟源。全站采用基于卫星时钟与地面时钟互备方式获取精确时间；地面时钟系统支持通信光传输设备提供的时钟信号；数据采样设备通过不同接口方式获取时间同步系统的统一时钟，使得数据采样的同步脉冲源全站唯一。3.1.7图像监视及安全警卫系统为保证变电站安全运行，便于运行维护管理，需要在变电站内设置一套图像监视及安全警卫系统。图像监视及安全警卫系统设备包括：视频监控服务器，网桥，电源等设备。图像监视系统前端设备、红外对射装置或电子围栏就地安装。3.1.8火灾自动报警系统火灾自动报警系统是由触发器件、火灾警报装置以及具有其它辅助功能的装置组成的火灾报警系统。它能够在火灾初期，将燃烧产生的烟雾、热量和光辐射等物理量，通过感温、感烟和感光等火灾探测器变成电信号，传输到火灾报警控制器，并同时显示出火灾发生的部位，记录火灾发生的时间。全站应配置一套火灾自动报警系统。3.1.9系统及站内通信(1) 配置原则1) 光纤通信系统 1套SDH设备和1套PCM设备共同组1面屏。通信数据网络设备也可安装在此屏内。光纤配线单元、数字配线单元和音频配线单元共同组1面屏。 2) 电力线载波通信系统 3套40W及以下的电力线载波通信设备共同组1面屏。 3) 通信电源系统 两套DC/DC变换器或开关电源模块、直流配电单元组1面屏。300Ah及以下容量通信蓄电池组组1面屏。(2) 组屏方案光纤通信系统组2面屏。电力线载波通信设备组1面屏。通信电源系统组2面屏。3.1.10 保护及故障信息管理子站系统处于110kV变电站的保信子站宜单机配置，应能在电网正常和错误时，采集、处理各种所需信息。保信子站应能完全根据这些数据，既为继电保护运行支持管理服务，又为分析和处理电网故障提供更多支持。依据保信子站和监控系统中对数据量的相关要求，直接经过网络设备关口或相关设备数据采集器，然后将相关保护信息上传至其被控制的二次系统。故障录波一体化装置单独组网后可与子站联结。3.2 变电站二次设计组屏方案根据屏(柜)设计原则,本站共需设计33面屏， 110kV主变压器测控保护3面屏；110kV母线保护（含断路器失灵保护）1面屏；110kV线路保护2面屏；35kV线路测控保护2面屏；10kV线路测控保护4面屏；全站配置 1 面公用测控屏。一共4面屏；系统及站内通信系统组5面屏：含2面光纤通信设备，1面电力线载波通信设备屏，2面通信电源屏；备用电源自动投切装置1面屏；小电流接地选线装置1面屏；直流系统2面屏；蓄电池组2面屏；UPS 电源系统1面屏；计算机监控系统3面屏：包括远动系统1面屏，主机兼操作员工作站1面屏，站控层交换机可单独组 1 面屏；电能量计量系统1面屏；图像监视及火灾报警1面屏；接入调度数据网的二次安全防护屏纵组1面屏；录波及网络通信记录分析一体化装置组1面屏；全站时间同步对时系统独立组屏1面屏，列表如下：表一110kV数字化变电站二次部分设计组屏表名称数量备注110kV主变压器测控保护屏 3主变保护采用保护、测控分开独立配置；主变非电量保护和本体智能终端一体化配置110kV母线保护屏1含断路器失灵保护110kV线路保护屏2两回线路的保护、测控、采用电子式互感器的合并单元组 1 面；屏智能终端组1面屏。35kV线路测控保护屏2 10kV线路测控保护屏4公用测控屏1全站配置 1 面公用测控装置和规约转换装置屏。光纤通信设备屏21套SDH设备和1套PCM设备组1面屏；光纤配线单元、数字配线单元和音频配线单元组1面屏电力线载波通信设备屏13套40W及以下的电力线载波通信设备共同组1面屏。 通信电源屏2两套DC/DC变换器或开关电源模块、直流配电单元组1面屏；300Ah及以下容量通信蓄电池组1面屏备用电源自动投切装置1小电流选线装置1直流系统2操作电源系统组5面屏蓄电池屏2UPS电源系统1远动系统1计算机监控系统组3面屏：远动通信设备、智能型公用接口设备、网络交换机等设备组1面屏；主机兼操作员工作站组一面屏；站控层交换机可单独组 1 面屏主机兼操作员工作站1站控层交换机1电能量计量系统1图像监视及火灾报警1接入调度数据网的二次安全防护屏1录波及网络通信记录分析一体化1全站时间同步系统1第四章 110kV数字化变电站计算机监控系统方案设计4.1计算机监控系统的系统设备配置1)监控系统宜采用冗余以太网架构的网络结构，主要由站控层设备、间隔层设备以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层设备按工程实际建设规模配置。2)站控层设备: 主机兼操作员工作站、远动通信装置、保信子站、五防子系统、同步对时系统以及其他智能接口设备等，其中主机兼操作员工作站和远动通信设备均按双重化配置，远动通信设备优先采用无硬盘风扇专用装置。3)网结设备: 包括站控层和过程层网络的通信介质、通信接口、网络交换机等。4)间隔层设备: 包括保护装置、保护测控一体化装置、计量装置、安全稳定装置、录波及网络通信记录分析一体化装置、网络接口等。5)过程层设备：包括电子式互感器、合并单元、智能终端等设备。6)对监控系统设备的对时功能由同步对时系统完成。4.2计算机监控系统的网络结构1)监控系统的站控层和间隔层设备应采用以太网方式组网，高压室的监控设备宜采用以太网方式组网，也可采用1Mbps及以上传输速率的现场总线组网，并采用冗余通信网络结构。冗余组网方式宜采用双星型网方式，双网均应同时进行数据通信，能实现网络无缝切换；继电保护信息系统与监控系统共同组网。网络应采用双星型结构，双网双工方式运行，提高网络冗余度，能实现网络无缝切换。应根据流量和传输路径分为若干个逻辑子网，保证网络的实时性和可靠性。2)站控层网络主要传输MMS报文和GOOSE报文，应采用双重化以太网络。网络应具有良好的开放性， 以满足与电力系统其他专用网络连接及容量扩充等要求。3)过程层网络主要传输GOOSE报文和SV报文，应具有足够的传送速率和极高的可靠性。3）系统软件110kV变电站的主机、操作员站、五防工作站宜采用WINDOWS系列操作系统。远动工作站应采用嵌入式实时多任务操作系统。5）系统功能变电站计算机监控系统可以随时监测设备运行参数的异常情况，当发现变电站设备异常变化或装置内部异常时，采取相应的措施防止危及电网的安全稳定运行。对变电站设备工作参数的在线计算和分析等其他稳定电能质量的调整功能，计算机监控系统是完全可以实现的。计算机监控系统对变电站运行自动监视、测量、控制和管理功能的实现有着不可缺少的重要意义，不但减轻了值班人员的劳动强度，更对变电站自动化水平有着显著的提高。5）系统工作电源 监控系统站控层工作站采用站内UPS供电。间隔层交换机、过程层交换机采用双电源直流供电，其直流电源应分别取自不同段之流母线。6）系统技术指标 系统技术指标应满足变电站计算机监控系统设计技术规程的要求。4.3计算机监控系统配置原则4.3.1 站控层功能要求4.3.1.1数据采集和处理变电站计算机监控系统应能实现数据采集和处理功能，其数据采集范围必须满足现场和远方集控中心、调度对电网运行监视、控制的需求，监控系统数据一般分为模拟量、开关量、电能量以及其它装置的运行数据等。4.3.1.2同步对时监控系统设备应从站内时间同步系统获得授时(对时)信号，保证I/O数据采集单元的时间同步达到1ms精度要求。站控层设备从时间同步信号扩展装置接受以下标准同步时钟信号之一来满足对时需求： IRIG-B码（优先）、脉冲信号（空接点、TTL电平）、时间报文（串口）、以太网对时信号。4.3.1.3监视变电站所有的一次、二次设备的运行状态信号都必须归入监控系统的监视范围，监控系统处于站控层数据收集和命令发送的核心地位，监视并控制全站自动化系统的大部分人际界面，下设主机/操作员工作站，具有主处理器及服务器的功能。用于图形及报表显示、事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和参数的查询，操作指导，操作控制命令的解释和下达等。通过操作员站，运行值班人员能够实现全站设备的运行监视和操作控制，主机/操作员工作站采用双重化配置。4.3.1.4报警变电站计算机监控系统具有事故报警之外，还应具有预告报警功能。事故报警包括非正常操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号；预告报警包括一般设备变位、状态异常信息、模拟量或温度量越限等。1）报警方式分为三种：一种为事故报警，由事故信号触发；一种为异常报警，由报警信号触发；一种为预告报警，由告知信号触发。2）报警应能分层、分级、分类处理，起到事件的过滤作用，能现场灵活配置报警的处理方式。4.3.1.5人机界面为完成监视和控制功能，变电站计算机监控系统还应该具备经过各主机兼操作员站为在线工作人员支持丰富的人机联系工具。人机界面的所有交互式操作通过显示器、键盘和鼠标进行。界面应采用面向对象技术，具备图、模、库一体化技术，生成单线图的同时，自动建立网络模型和网络库。具备全图形人机界面，画面可以显示来自不同分布节点的数据，所有应用均采用统一的人机界面，显示和操作手段统一。4.3.1.6控制与操作通过自动调节控制和人工操作控制，变电站监控系统实现对变电站的控制。1）自动调节控制：由站内操作员站或远方控制中心设定其是否采用。它可以由运行人员投入/退出，而不影响手动控制功能的正常运行。在自动控制过程中，程序遇到任何软、硬件故障均应输出报警信息，停止控制操作，并保持被控设备的状态。自动调节控制常见有：电压无功自动调节控制。2）人工操作控制：操作员可对需要控制的电气设备进行控制操作。监控系统应具有操作监护功能，允许监护人员在不同的操作员站上实施监护，避免误操作；当一台工作站发生故障时，操作人员和监护人员可在另一台工作站上进行操作和监护。操作遵守唯一性原则，应能根据运行人员输入的命令实现设备的远程或就地控制操作。4.3.1.7远动功能变电站远动功能由监控系统的远动信息远传通信装置(简称：远动装置)完成，包括：向各级调度和集控中心发送遥测、遥信信息，接受遥控、遥调命令及召唤请求等功能，远动信息应满足调度和集控中心对信息内容、精度、实时性和可靠性等的要求。4.3.1.8电压无功自动调节目前变电站对的电压无功自动控制有变电站独立VQC装置、监控系统VQC功能、远方AVC系统直控等三种实现方式。通过运用计算机监控系统相配套的软件，依据变电站要求的电压或无功稳定值，远方调度中心（站内工作人员）来控制无功补偿设备，实现对主变的调节。4.3.1.9继电保护信息采集I/O测控单元通过采用硬接点的状态接入各种保护的跳闸信号、告警信号和装置故障信号。故障录波装置和保护装置(含保护测控一体化)的管理由继电保护故障信息管理系统实现，还应设置一定的操作权限，以防止调用保护信息时出现问题。4.3.1.10事件顺序记录及事故追忆可将变电站内重要设备的状态变化列为事件顺序记录(SOE)，至少应包括：(1)断路器、隔离开关动作信号及其操作机构各种监视信号；(2)继电保护装置、安全自动装置、备自投装置、VQC系统等的动作信号、故障信号。事件顺序记录的任何信息都不可被修改，但可对多次事件中的某些记录信息进行选择、组合，以利于事后分析。事件顺序记录应采用分类、分级的方式上送至各级调度。4.3.1.11统计及计算变电站计算机监控系统应能按远方工作站和操作人元的要求，对相关电气量及电量和设备的运行参数等进行统计、分析，包括停用时间、停运次数、动作情况、不平衡及合格率、平衡率、负荷率、损耗、安全运行天数累计等。4.3.1.12变电站五防站控层微机五防、间隔层测控装置防误和现场布线式电气闭锁，这三层构成了变电站五防系统。为实现变电站设备的操作闭锁，此为站控层防误；为实现测控单元的操作闭锁，此为间隔层测控装置防误；为实现相应单元所控制一次设备的防误操作，此为的现场布线式电气闭锁。各层防误功能既相辅相成，又相互独立。4.3.1.13制表打印变电站监控系统能够对值报表、日报表、月报表及年报表进行定期打印。4.3.1.14自诊断与自恢复当计算机监控系统在线运行时，首先需要对本身的软硬件完成自诊断功能，当现故障时应采取相应的措施，如自动闭锁或使其退出运行。自诊断的范围包括：测控装置、主机、操作员站、保信子站、远动装置、各种通信装置、网络及接口设备、通道、对时系统等。计算机监控系统应具备一定的容错性，任一装置、部件、软件故障或退出不能影响系统的正常运行，运行人员的任何操作失误均不能引起系统的功能丢失和崩溃。4.3.1.15管理功能变电站计算机监控系统应能根据运行要求，实现各种管理功能。宜包括：运行操作指导、事故分析检索、在线设备管理、操作票功能、模拟操作、其它日常管理等。应能实现各种文档的存储、检索、编辑、显示、打印功能。4.3.2间隔层功能要求4.3.2.1数据采集和处理监控系统通过间隔层的测控单元实时采集模拟量、开关量等信息量。通过智能设备接口接受来自其他智能装置的数据，对所采集的实时信息进行数字滤波、有效性检查，工程值转换、信号接点抖动消除、刻度计算等加工。从而提供可应用的电流、电压、有功功率、无功功率，功率因数等各种电网运行的实时数据，并将这些实时数据带品质描述传送至站控层和各级调度中心。5.3.2 同期变电站计算机监控系统应具备同期功能，应能检测和对断路器两侧PT二次电压的幅值、相角和频率作比较，自动捕获同期点使合闸命令动作，以满足断路器的同期合闸要求。同期功能在测控单元完成，站控层应能对同期操作过程进行监测和控制。站控层应可以对需要同期操作的断路器进行“检无压”、“检同期”及“强送”三种功能的切换工作，完成断路器合闸，三种功能的选择不允许由测控装置自行判别切换，应在操作员工作站上人工设定。4.3.2.3测控单元就地显示及操作测控单元操作面板应可监视整个间隔串电气回路的单线模拟接线图，并可实时显示该电气回路的运行状态。面板的操作应包括断路器、隔离开关的就地分、合控制，所有分、合控制必须经过本间隔防误闭锁。并且遵守“先选择后控制”操作原则。面板的参数设置、修改和控制操作应具有权限闭锁。测控单元应具备控制远方/就地模式的把手，具备遥控出口压板，方便一次设备处于运行状态下的远方不出口遥控调试。4.3.2.4控制间隔层应实现站控层和远方遥控对一次设备的控制操作功能。间隔层应提供在站控层设备停运或其它紧急情况下的手动操作功能。4.3.2.5开关量输出信号间隔层设备输出开关量信号应具有严密的返送校核措施，并配备专用的执行继电器，其输出触点容量应满足受控回路电流容量的要求，输出触点数量应满足受控回路数量要求。4.3.2.通信功能间隔层各设备应通过网络通信方式，将采集的信息上送站控层和远动通信工作站。间隔层的测控单元的物理通信接口应冗余配置，满足双网通信要求。间隔层各设备上电重启时不应误发数据。测控单元应设置本间隔的检修状态，检修状态下能够屏蔽远动信息上送各级调度主站或后台监控。4.3.2.7 时间同步对时间隔层设备应能接收标准授时信号，进行时钟校正。（1）间隔层各设备应能满足IRIG-B码、空接点秒同步对时功能。（2）间隔层各设备时间准确同步度应不大于1ms。4.3.2.8测控保护一体化装置35kV及以下电压等级间隔在条件允许时可采用集测控、保护、智能终端、合并单元功能的“四合一”一体化装置，三相操作插件应含在装置内。一体化装置应满足独立测控单元的遥测回路数和测量精度、遥信响应时间和接点回路数量、控制操作、时间同步等功能指标要求。4.4网络设备的选择网络设备应包括站控层和过程层网络的通信介质、通信接口、网络交换机等。4.4.1站控层交换机（1）配置原则a) 站控层交换机采用双重化配置原则。b) 站控层交换机宜按电压等级配置。每个电压等级按照接入设备的数量计算配置台数，每台交换机预留10%以上备用口。c) 每台交换机端口数应大于 16 个，不宜超过24 个，光口与电口的比例根据工程需要配置。（2） 配置要求a) 站控层交换机宜采用电以太网口，对于长距离传输的端口应采用光纤以太网口。b) 站控层交换机组网采用双星型结构。c) 网络介质可采用超五类以上屏蔽双绞线或光纤。若是配备在户外的通信介质，则应该采用带有保护层的非金属光缆。（3）设备选型根据以上原则和技术要求，此次110kV数字化变电站计算机监控系统站控层交换机选择的是深圳四方公司生产的RSG2300型交换机。4.4.2 过程层交换机（1） 配置原则a) 过程层交换机采用双重化配置原则。b) 过程交换机宜按照电压等级进行配置，每个电压等级按照接入设备的数量计算配置台数，每台交换机预留10%以上备用口。c) 每台交换机端口数应大于等于 16 个，不宜超过20 个。d) 220kV 变电站置顶交换机应配置至少12 千兆口；110kV 变电站置顶交换机应配置至少8 个千兆光口，其它交换机配置2 个千兆口作为级联使用。（2） 配置要求a) 过程层交换机应采用光纤以太网口。b) 交换机端口速率应不低于 100Mbps；任两台智能装置之间的数据传输路由不应超过4 个交换机。当采用级联方式时，不应丢失数据。c) 交换机端口链路的全双通机制应为：当端口 Rx 中断后，Tx 应正常工作；当Tx 中断后，Rx 应正常工作。d) 交换机的光口类型应为 LC 或ST，输出为多模，波长1310nm，发送功率为-15dBm 之-20dBm 之间，最低接收功率小于-30dBm。e) 过程层交换机在构建网络时，应采用VLAN 划分方式进行流量隔离。1 个VLAN 的合并单元宜不超过5 个。（3）设备选型根据以上原则和技术要求，此次110kV数字化变电站计算机监控系统过程层交换机选择的是北京商易通科技发展有限公司生产的交换机。4.5二次图纸识读及组网方案4.5.1站控层交换机柜原理图4.5.1.1 站控层交换机屏布置图1 站控层交换机屏布置图见附图1-12 该图说明了站控层交换机屏屏上具体设备的布置图，包括：电源、照明灯、交换机、光纤配线箱、自动空气开关4.5.1.2站控层交换机交直流回路图1 交直流回路图见附图1-22 该图画出了直流电源通过自动空气开关与站控层4台交换机柜的光纤接口连接的直流电源回路3 该图画出了照明灯交流电源回路4 该图画出了交换机失电告警功能回路并说明其实现过程：当交换机直流消失信号出现时，经过交换机延迟开关动作后，最终使交换机直流消失相关显示设备工作。4.5.1.3 RSG2300型交换机背面接线图（1-40n）1 RSG2300型交换机背面接线图（1-40n）见附图1-32 该图画出了站控层A网交换机通过其多模光口的全双通机制分别与35kV小室MMS交换机柜和10kV小室MMS交换机柜连接，光缆类型为4芯多模光缆3 该图画出了交换机上的光纤接口和电以太网端口的空间布置，并标注了名称4.5.1.4 RSG2300型交换机背面接线图（2-40n）1 RSG2300型交换机背面接线图（2-40n）见附图1-42 该图画出了交换机上的光纤接口和电以太网端口的空间布置，并标注了名称4.5.1.5 RSG2300型交换机背面接线图（3-40n）1 RSG2300型交换机背面接线图（3-40n）见附图1-52 该图画出了站控层B网交换机通过其多模光口的全双通机制分别与35kV小室MMS交换机柜和10kV小室MMS交换机柜连接，光缆类型为4芯多模光缆3 该图画出了交换机上的光纤接口和电以太网端口的空间布置，并标注了名称4.5.1.6 RSG2300型交换机背面接线图（4-40n）1 RSG2300型交换机背面接线图（4-40n）见附图1-62 该图画出了交换机上的光纤接口和电以太网端口的空间布置，并标注了名称4.5.1.7 交换机公共端子图公共端子图见附图1-74.5.1.8网络设备示意图1 网络设备示意图见附图1-82 该图画出了光纤配线箱内部相关设备的连接示意图，说明了4台交换机通过各自的光纤接口和对应的光端配口连接，分别实现与35kVMMS网络柜DDF和10kVMMS网络柜DDF的连接，并对线缆类型作了一个说明。3 该图画出了DDF光纤配线箱内部的光端配口的空间布置。4.5.2过程层交换机柜原理图4.5.2.1交换机屏平面布置图1 交换机屏平面布置图见附图2-12 该图说明了过程层陈交换机屏屏上具体设备的布置图，包括：电源、照明灯、交换机、光纤配线箱、自动空气开关4.5.2.2交换机屏电源接线图1 交换机屏电源接线图见附图2-22 该图画出了直流双电源通过相应的空气开关与交换机的光纤端口连接的电源接线图。3 该图画出了照明插座回路。4.5.2.3端子排接线图1 端子排接线图见附图2-32 该图说明了DC1+和DC2+的等电位，即交换机使用的是直流双电源系统。4.5.2.410KTR-HSP-TF-1GM-16MST端子图1 410KTR-HSP-TF-1GM-16MST端子图见附图2-42 该图说明了交换机屏的立体尺寸和屏上咯端口的空间布置3 该图说明了模块A、B为千兆SFP光口（LC）；模块C，D，E，F，G，H，I，J为百兆光口4.5.2.510KTR-HSP-TF-4GM-16MST端子图1 410KTR-HSP-TF-4GM-16MST端子图见附图2-52 该图说明了交换机屏的立体尺寸和屏上咯端口的空间布置3 该图说明了模块A、B为千兆SFP光口（LC）；模块C，D，E，F，G，H，I，J为百兆光口4.5.3 110kV数字化变电站计算机监控系统组网方案根据变电站二次部分设计规程规范，遵循计算机监控系统设计原则，对某110kV数字化变电站计算机监控系统组网方案设计如下，详见附录第五章 结论 本次毕业设计是针对某110kV数字化变电站电气二次部分开展相关设计工作，通过对资料的搜集整理分析，阅读变电站电气二次部分设计应遵循的规程规范，了解了变电站