110kV数字化变电站母线测控保护设计电气工程专业

第III页110kV数字化变电站母线测控保护设计III摘要IIIAbstractIV第一章 绪论11.1 研究背景和意义11.2 数字化变电站发展过程11.3 我国数字化变电站发展现状11.4 我国数字化变电站未来的展望21.5 本文主要工作21.5.1设计对象31.5.2本设计主要工作4第二章 数字化变电站概述52.1数字化变电站特点和优点52.1.1数字化变电站的特点52.1.2数字化变电站的优点62.2 数字化变电站结构72.2.1 物理结构72.2.2逻辑结构72.3数字化变电站通信网络结构8第三章 数字化变电站电气二次部分设计103.1智能化一次设备及其配置方法103.1.1电子式互感器103.1.2合并单元113.1.3智能终端113.1.4本站配置123.2计算机监控系统133.2.1计算机监控系统配置原则133.2.3组网原则173.2.4组网方式173.3网络化二次设备设计及其配制方法183.3.1继电保护及自动装置系统183.3.3网络设备配置原则及要求233.3.4直流供电网络配置原则243.4网络化二次设备的组屏和布置24第四章 110kV数字化变电站母线保护测控设计284.1 CSC-163A/E型保护测控装置的功能284.1.1 CSC-163A/E型保护测控装置的保护功能284.1.2 CSC-163A/E型保护测控装置的测控功能294.2保护原理294.2.1过电流保护294.2.2三相一次自动重合闸314.2.3低周减载324.2.4低压减载334.2.5定时限过电压保护344.2.6接地保护344.2.7过负荷保护364.2.8控制回路断线告警364.2.9母线PT断线告警364.2.10线路PT断线告警374.2.11外部开入检同期检无压合闸功能374.2.12外部非电量开入保护38第五章 端子图识图395.1线路保护装置原理图及端子图395.1.1 110kV线路保护测控屏屏面布置图395.1.2 110kV线路保护测控屏压板布置图395.1.3 110kV线路保护测控屏网络及对时回路图395.1.4 110kV线路保护测控屏13n装置MU输入输出原理图405.1.5 110kV线路保护测控屏网络设备示意图405.1.6 110kV线路保护测控屏端子排图415.2智能终端原理图及端子图415.2.1智能终端屏布置图415.2.2智能终端压板定义及排列图415.2.3智能终端交直流回路图415.2.4智能终端网络及对时回路图415.2.5智能终端操作回路设计图425.2.6智能终端操作回路功能说明425.2.7智能终端断路器、接地刀闸、隔离开关遥控回路原理图435.2.8智能终端开关状态量遥信输入接线原理图435.2.9智能终端温湿控制原理图435.2.10智能终端元器件接线图435.2.11智能终端装置背面接线图435.2.12智能终端端子排图43参考文献45致谢46110kV数字化变电站母线测控保护设计摘要本文通过对110kV数字化变电站工程实际的结合，设计了某110kV数字化变电站的电气二次部分内容。本文首先介绍了数字化变电站发展的过程，论述了数字化变电站的现阶段建设情况以及未来可能的发展趋势和发展方向，探讨了数字化变电站区别于传统变电站的主要技术特征，论述了数字化变电站的物理构造和逻辑结构以及数字化变电站的长处和特点。其次，学习了数字化变电站中基于智能终端的智能化一次设备的实现模式，说明了电子式互感器、合并单元和智能终端的工作原理、结构和技术性能，并提出其配置原则及其本站的配置方法。然后说明了计算机监控系统的硬件设备、配置原则和方式以及组网原则和组网方式。再次，对于数字化变电站网络化二次设备的层级构架，按照其分层的次序，分别论述了站控层，间隔层，过程层的结构、特征，还有其功能，并且按照每一层的特点与要求给出忘了网络配置方案和二次设备配置原则。最后，引见了某110kV数字化变电站实际工程详情，给出了该数字化变电站具体实施方案，并对总体设计方案、组网方案、监控保护系统方案等进行了详细的说明和分析。 【关键词】110kV,数字化变电站,智能化一次设备,网络化二次设备，总体设计方案AbstractIn this paper, combined with 110kV digital substation engineering practice, a 110kV digital 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, discusses 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 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 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 requirements 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 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页第一章 绪论1.1 研究背景和意义随着电子信息技术和通讯技术的迅猛发展，变电站自动化系统在电网中的应用已经非常的普及。但是仍然存在如下诸多问题：安全性、可靠性已远远不能满足电力系统发展的需要，供电质量缺乏科学稳定的保证，占地面积大、运转和维护工作任务量大；各个不同生产厂家设备之间的互通性能较差。由于受到通信规约制约，无法实现互相通信及有效资源之间的共享；采集资源重复，设计复杂。一次设备的监控和保护控制、信号传输、数据采集仍普遍采用大量控制电缆的连接来实现，其接线繁琐，容易出错、易受干扰，稳定可靠性差。 由于数字化变电站采用新型电子式电流、电压互感器代替常规互感器，传统的高电压和大电流被直接转换成了低电平信号或者模拟信号，并且数字化变电站的数据采集传输系统由高速以太网组成，在国际统一标准的信息模型IEC61850基础上采用了智能化的技术，让变电站自动化技术在安全性和可靠性方面得到了实质性地改善。1.2 数字化变电站发展过程自从德国在1995年提出了使用国际统一的信息模型IEC61850设计变电站之后的20年内，由于自动化技术、通讯技术的迅猛发展，以及新型电子式电流电压互感器的研发，数字化变电站也逐渐从理论中开始投入建设。到了2000年，国内科学家首次提出了变电站自动化理论，IEC61850信息模型的转化也成为了国内建设变电站的重要工作。随着通讯技术和自动化技术的不断提高，自动化变电站得到了广泛的应用，在一次设备技术的发展应用如电子式互感器、智能开关单元等，以及IEC61850国际通信标准的持续推行，数字化变电站逐渐开始在电力系统中建设应用。1.3 我国数字化变电站发展现状数字化变电站发展至今，国内在建和已投建的数字化变电站达到百余座，主要是两种技术模式：其一，间隔层以上采用IEC61850作为建模标准，其作用是使用IEC61850标准建模和在间隔层和站控层中间作为通信交互，并且使用IEC61850标准映射到MMS（制造报文规范）的方法。二是过程层以上使用IEC61850作为建模和通信标准，这种模式与传统变电站的区别在于信息的数字化进程涉及到了过程层和一次设备。但是目前普遍使用智能操作箱对其进行测控、保护跳闸等，因为开关类设备不满足智能化条件。目前，国内数字化变电站的发展尚未成熟，仍然还有着很多缺陷，如全站实验案例较少；没有完善的信息技术发展，35/10kV仍然需要转换才能标准规约；智能化的一次设备依旧选用智能终端与传统开关相结合使用的模式；考虑到可靠性问题，网络的改造较为谨慎，更多地选择采用冗余的配置方法；电子式互感器仍然采用比较保守、尚未成熟的使用方法。1.4 我国数字化变电站未来的展望至今为止，由于电子式互感器、智能断路器技术、网络通信技术等一些数字化变电站的关键技术和设备还处于实际应用的起步阶段，需要进行大量的理论研究和运行经验的积累。我国的数字化变电站目前的建设试点对象为110kV及以下电压等级，在经过一段时间的进步之后再应用到220kV或者更高电压等级的变电站。由于目前只有很少的变电站经过数字化改造，所以现有的常规变电站就可以作为一个平台对数字化变电站技术提供发展空间，未来，数字化变电站越来越成熟的应用技术手段，将标志着全新式数字化电网的时代。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电网的发展潮流。 1.5 本文主要工作总结变电站二次部分设计的相关理论，结合某110kV变电站实际工程概况，完成数字化变电站总体设计方案、计算机监控系统设计、系统组网方案的选择和配置、二次回路的识读等。1.5.1设计对象本设计已给出系统一次接线。该站电压等级分别为110kV、35kV、以及10kV； 主变压器最终容量240MVA，本期140MVA； 10kV站用变最终容量为20.1MVA，本期10.1MVA；10kV电容器组补偿容量为44200kVar，本期24200kVar。（1）变电站一次接线见表1.1表1.1变电站一次接线电压等级出线数回数主接线形式110kV，4110kV采用单母线分段接线，本期建设单母线接线；35kV835kV采用单母线分段接线，本期建设单母线接线。10kV2410kV采用单母线分段接线，本期建设单母线接线。（2）主变压器参数主变型式：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）站用变参数容量：0.1MVA调压方式：有载调压电压：10.55%/0.4kV 连接组别：D，yn11阻抗电压百分比：Ud=40%；1.5.2本设计主要工作（1）首先介绍了设计选题背景，讨论了数字化变电站的研究意义，阐述变电站技术的发展过程和发展趋势。结合实际工程，给出本次设计的110kV数字化变电站基础数据。（2）阐述了数字化变电站的概念，根据数字化变电站物理结构、“三层两网”的逻辑结构和通信网络结构，并分别介绍站控层、过程层、间隔层的功能，总结了数字化变电站的特征及优势。（3）分别介绍了110kV数字化变电站的智能化一次设备、计算机监控系统和网络化二次设备的功能及其配置方法，根据贵州电网数字化变电站技术规范分层论述了变电站二次设计的原则，提出数字化变电站二次部分的总体设计方案，得出数字化变电站的组屏及二次设备布置方案。（4）根据110kV线路保护装置的具体要求和基本原则，对本次数字化变电站110kV母线测控保护设计选取合适的线路测控保护装置，并阐述了其功能以及保护原理和逻辑框图。（6）识读二次部分图纸，弄懂其逻辑图及端子排的走向，并以注释的形式标注在端子排中。（7）对全文主要设计工作做出总结，并对本次毕业设计的导师表示致谢。第二章 数字化变电站概述数字化变电站以智能化一次设备和网络化二次设备为物理构造分层构建，选用电子式互感器等具有数字化接口的智能一次设备，以网络通信平台为基础，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。变电站计算机监控系统为核心，它按照IEC61850标准分为站控层、间隔层、过程层构建，可实现对全部的一次设备进行监视、测量、控制、记录和报警功能，并通过与保护设备和远方控制中心及其它设备通信从而实现信息共享。2.1数字化变电站特点和优点2.1.1数字化变电站的特点（1） 智能化的一次设备电子式互感器替代传统的电磁式互感器，包括电子式电流互感器(ECT)及电子式电压互感器(EVT)，电流、电压信号通过光纤通道传输给合并单元（MU）并由其进行同步组合后提供给相对应的二次设备使用。智能电子设备(IED)采用能独立向外进行数字通信的智能断路器、变压器、变压器本体、电容器等智能电子设备，或者在这些一次设备就地加装智能操作箱实现信号的数字式转换与状态监测，使其具备智能控制、数据采集传输、实时在线监测、故障自检判断和通信等功能。（2） 网络化的二次设备数字化变电站内的二次设备以标准化、模块化的微处理机进行设计制造，设备连接到高速光纤双以太网，采用“三层两网”的通信网络代替控制电缆，实现数据共享，同时很大程度地简化了设备，同时系统的可靠性得到了提高。（3） 国际统一的信息模型IEC61850作为国际标准，对电网中各个数据的命名和定义、各个设备间的行为和自我描述特征以及通用配置语言进行了统一规范，不仅统一规范了保护测控装置的模型和通信接口，而且定义了光电式电流、电压互感器和智能开关等一次设备的模型和通信接口。该国际标准不单单只是一个单纯的通信规约，而且已经成为了建设数字化变电站自动化系统的国际统一标准。2.1.2数字化变电站的优点（1） 精度高、通信快（1）统一采用IEC61850规范的通信网络降低了系统的复杂性和维护难度，并且加快了通信速度。（2）光缆传输数字信号的过程中不会造成信号的衰弱和失真。（3）新型电子式电流、电压互感器没有磁饱和，因此精度很高。（2） 安全性高电子互感器的应用在提高了安全性的同时又很大程度上减少了运行维护的工作量。（3） 可靠性高当收不到数据时，合并器就会通过判别通讯系统故障(互感器故障)而发出警告，因而设备自检性能很强，增强了设备之间运行的可靠性而且还减轻了运行人员的工作任务量。（4） 经济性高（1）能够以高兼容性完成各个网络层之间的信息共享，很大程度上降低减少了变电站建设和运行的投资成本。（2）通过解决电子互感器存在渗透的问题降低了设备的检修频率，从而降低了设备的检修资金。（3）包含了许多领先的高科技成分，使其成为更为环保、节能、节约社会资源的多重成效化变电站。2.2 数字化变电站结构数字化变电站自动化系统的构造在物理上可分为智能化的一次设备和网络化的二次设备；在逻辑上可分为“过程层”、“间隔层”、“站控层”，三个层次内部以及层次之间都采用高速网络通信，三个层次的关系如图2-1 所示。图2.1数字化变电站的系统结构图2.2.1 物理结构 (一) 智能化的一次设备： 智能化的一次电气设备主要包括：电子式电流/电压互感器、智能型断路器/隔离开关、智能型变压器，以及其它电气辅助设备。(二) 网络化的二次设备： 网络化的二次设备主要包括继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置等。2.2.2逻辑结构 （1） 站控层（1）站控层主要包括主机操作员站，五防子系统，远动装置，保信子站，同步对时系统等设备。（2）站控层作为全变电站运行管理的中心控制层，负责汇集并记录实时数据；接收调度或控制中心命令并发送到间隔层和过程层；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（1）间隔层由测控装置、继电保护装置、计量装置、录波及网络记录分析一体化装置等设备。（2）间隔层负责汇总与传输间隔层与过程层之间实时数据；包含各种继电保护装置，实现保护，判别各种逻辑功能的并且下发命令；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（1） 过程层包括电子式互感器、智能终端、合并单元等设备。（2） 过程层负责收集电网中的电气量、监测设备的运行状态、执行控制命令等。2.3数字化变电站通信网络结构数字化变电站的通信网络分为两层，分别是站控层网络和过程层网络，如图 2-2 所示。站控层网络主要的数据流：(1)间隔层和站控层之间的信息交换；(2)站控层内部之间的数据交换。过程层网络主要的数据流：(1)间隔层内的数据交换；(2)过程层和间隔层之间交换TV和TA采样数据；(3)交换过程层和间隔层之间的控制数据（GOOSE报文，即开关量）。图2.2数字化变电站的网络结构图第3章 数字化变电站电气二次部分设计本次设计的主要工作为电气二次部分设计，一次部分引用成果（详见附图二十变电站一次部分图纸）。3.1智能化一次设备及其配置方法3.1.1电子式互感器电子式互感器由一到多个电流或电压传感器连接到传输系统和二次转换器组成的一种装置，用以把正比于被测量的量传输给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。（1）配置原则l 110kV 及以上电压等级宜采用常规互感器，当条件具备时可采用电子式互感器。l 主变中性点（或公共绕组）及主变间隙电流互感器宜采用传统电流互感器。l 10kV/35kV 应采用常规互感器。（2）如采用电子互感器，应满足如下配置要求。l 110kV 及以下电压等电子式电流互感器，其传感模块宜按照单重化要求配置（除主变各侧外）。l 主变各侧电子式电流互感器，其传感模块应按照双重化要求配置；主变中性点（或公共绕组）及主变间隙电流互感器，其传感模块应按照双套配置。l 110kV母线电子式电压互感器的传感模块宜按单套配置。l 线路、主变间隔若设置三相电压互感器，可采用电流电压组合型互感器。l 35kV/10kV 按照单套配置。l 电子互感器、采集器、合并单元应为同一个生产厂商。l 如果是安装在 GIS 间隔的电子式电流互感器，应提供电子式电流互感器安装屏蔽壳体，电子式电流互感器与采集器之间的屏蔽连接线，并在 GIS 厂家进行组合安装。l 独立气室GIS 电压互感器，应提供独立气室罐体，采集器集成在罐体内。l 非独立气室GIS 电压互感器，应提供非独立气室罐体，采集器集成在罐体内。l 与PASS 型开关组合安装时电子式电流互感器宜采用套管式；电子式电压互感器宜采用独立支柱式，不宜与PASS 断路器开关共气室安装。l 母线差动保护、变压器差动保护各侧用电子式电流互感器相关特性宜相同。3.1.2合并单元合并单元，简称MU，是指把二次转换器电流、电压数据按时间的方式相关组合起来的物理单元。对一次互感器传输过来的电气量进行合并和同步处理，并将处理后的数字信号按照特定格式转发给间隔层设备使用的装置。（1）配置原则l 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）。l 主变各侧合并单元应双重化配置。l 中性点（或公共绕组）、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。（2）配置要求l 在点对点模式下，合并单元 SV 口应满足现场所接间隔需求；GOOSE 口至少2 个，且2 个GOOSE 口应采用独立的以太网芯片。l 在组网络模式下，合并单元应至少提供 2 个 SV、GOOSE 共网口，且 2 个GOOSE/SV 口应采用独立的以太网芯片；合并单元应提供根据工程需要的其它设备的SV 接入口。3.1.3智能终端智能终端就近安装在传统一次设备上，完成信息收集、输送、处理、控制的智能化电子装置。（1） 配置原则l 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，l 电抗器、电容器组、避雷器等可根据需要配置。l 110kV 电压等级智能终端应单套配置（除主变除各侧）。l 主变各侧智能终端应双重化配置。l 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。l 35/10kV 采用户内开关柜布置时，智能终端可以由“四合一”一体化装置完成其功能。l 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。（2） 配置要求l 智能终端应采用光纤通信，与间隔层设备间主要用GOOSE 协议传递上下行信息，通过GOOSE 接收遥控命令，并通过GOOSE 将开入量信息和自检告警信息上报间隔层设备。装置至少应具备1 个本地通信接口（调试口）、2 个独立的GOOSE 接口，2 个GOOSE 口应采用独立的以太网芯片。l 智能终端采用二次电缆与断路器、刀闸、变压器连接，采集和控制各种所需的信号。220kV 电压等级智能终端开关量接入应不少于60 路；开出接点应不少于30 路。110kV 及以下电压等级智能终端开关量接入应不少于30 路；开出接点应不少于30 路。l 电气回路上的两套装置应保持完全独立，不能有任何联系。3.1.4本站配置本次设计的110kV数字化变电站本采用单母线分段的主接线形式，电压等级为110kV，35kV及10kV三种电压等级，含一台三相三绕组降压变。根据配置原则，本站110kV侧选用电子式电流、电压互感器，10kV/35kV侧选用模拟小信号输出互感器。主变压器高中低侧各配置两套合并单元，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出线侧不配置。主变压器高中低侧各配置两套智能终端，主变压器本体则采用单套配置，110kV侧配置一套智能终端， 10kV/35kV侧不配置。3.2计算机监控系统变电站计算机监控系统按功能分为：站控层和间隔层。站控层设备集中设置，并实现整个系统的监控功能。间隔层设备实现就地监控功能。在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层的监测和控制功能。3.2.1计算机监控系统配置原则（1） 主机操作员站主频3.0G。内存4G。硬盘容量500G。网卡，不少于三块，每块100M。（5）本站采用主机兼操作员工作站双套配置。（2） 远动通信装置连。（3） 五防子系统（4） 计量（1）应对采集到的电能量进行处理，通信标准应支持DL/T 860.92,通信方式应支持点对点和网络化传输模式。（2）应能适应运行方式的改变而自动改变计算方法，并在输出报表上予以说明。（3）电能表应具备双路冗余外接电源供电 (AC/DC 自适应)供电，可任接入一路或同时接入两路）供电方式之间应隔离，并可不间断自动转换，在供货时由电力部门选择确定优先供电方式。（4）电能表采用具有数字输入接口式或模拟输入接口式多功能电能表，其功能（电能计量、需量计量、显示功能、时钟及时段、费率功能、停电抄表、数据存储功能、清零、通信要求、信号输出、时钟及电池、报警和扩展功能等），及电气要求、电磁兼容性要求、可靠性要求、数据安全性要求、软件要求和数据安全性要求等，应该按照国家、行业和南方电网公司有关标准及贵州电网公司有关订货技术规范执行。（5） 同期（1）变电站自动化系统应具有同期功能，应能检测和比较断路器两侧PT 二次电压的幅值、相角和频率，自动捕捉同期点，发出合闸命令，以满足断路器的同期合闸和重合闸同期闭锁要求。（2）同期功能宜在间隔层完成，站控层应能对同期操作过程进行监测和控制。（3）站控层应能对需要同期操作的断路器进行“检无压”、“检同期”及“强送”三种功能的选择，实现断路器合闸，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）不同断路器的同期指令间应相互闭锁，以满足一次只允许一个断路器同期合闸。（5）同期功能应能进行状态自行检查和设置，不管同期成功与失效都要有信息输出。（6）同期功能应可对同期电压的幅值差、相角差和频差的设定值进行修改，并且要求能够补偿断路器合闸本身所具有的时滞。（7）同期操作过程应有发令、参数计算及显示、确认等交互形式。操作过程及结果应予以记录。（8）同期应能实现远方控制检无压/同期功能。（6） 人机界面（1）应能通过各工作站为运行人员提供灵活方便的人机联系手段，实现整个系统的监测和控制。（2）能按要求对各种参数进行设置，具备按一定权限对继电保护整定值、模拟量限制值及开关量状态进行修正的功能，并且能记录下来。（3）能按要求对测控装置、保护装置等设备的各种功能进行投退以及对继电保护信号进行远方确认和复归。（4）维护功能：能够完成对屏幕画面、制表打印和数据库的修正、补充等维护工作；可对信息量进行分层、分级、分类设定。（7） 事件顺序记录与事故追忆（1）应将变电站内重要设备的状态变化列为事件顺序记录（SOE）。主要包括：l 断路器、隔离开关动作信号及其操作机构各种监视信号。l 继电保护装置、安全自动装置、备自投装置、直流系统、消弧系统、小电流接地选线系统、VQC 系统等的动作信号、故障信号。（2）事件顺序记录报告所形成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。（3）事件顺序记录的时标为事件发生时刻各装置本身的时标，事件顺序记录功能的分辨率应不大于2ms。（4）通过智能终端采集的 SOE 信号时标应为事件发生时刻各智能终端本身的时标，不应使用测控装置的时标。（5）事故追忆范围为事故前1 分钟到事故后2 分钟的所有相关的采样值，采样周期与实时系统采样周期一致，并能自动存储、还原事故前后的必要的电力系统数据和接线方式。（6）事故追忆和记录点的时间跨度、时间间隔应能方便设置。（7）事故追忆应该可以设置为由定义的事故源起动或者通过人工触发。（8） 自诊断与自恢复（1）系统在线运行时，应对本系统的软硬件定时进行自诊断，当诊断出故障时应能自动闭锁或退出故障单元及设备，并发出告警信号。自诊断的范围包括：测控装置、保护、合并单元、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、同步对时系统等。对间隔层设备的在线诊断应至插件级。（2）自诊断与自恢复内容宜包括：l 系统应能检测出各设备的工作状态，正确判断出故障的内容，判别故障的设备及插件，使其自动退出在线运行，并宜能自动识别设备装置掉电和装置异常等故障，以便能迅速处理。l 双机系统其中一台主机发生软硬件故障时，应能自动切换至另一台机工作。双机切换从开始至功能恢复时间应不大于30s。各类有冗余配置的设备应能自动切换至备用设备。l 一般性的软件异常时，应能自动恢复正常运行。（9） 同步对时系统每一个变电站需要配置一套同步对时系统，每一台同步对时系统包括主时钟源、从时钟源和扩展设备。每一套系统的双时钟源，一台采用北斗卫星作为标准时钟源，另一台采用GPS（Global Positioning System，全球定位系统）卫星作为标准时钟源，优先采用北斗卫星作为时钟源，同步对时系统采用同步对时系统宜采用铷原子钟作为装置守时时钟源。站控层设备的同步对时通过SNTP（Simple Network Time Protocol，简单网络协议）对时方式，间隔层设备与过程层设备则通过同步对时系统点对点直连的形式，通过IRIG-B（DC）或光纤秒脉冲对时。3.2.3组网原则性。3.2.4组网方式（1）站控层网络站控层网络应采用双星型网络结构，网络层次不超过二级级联。（2）过程层GOOSE、SV 网络l GOOSE 和 SV 报文传输采用网络模式，结构采用双星型结构，网络层次不超过二级级联。l 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。3.3网络化二次设备设计及其配制方法3.3.1继电保护及自动装置系统总体配置原则如下表所示：表3.1继电保护总体配置原则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。110kV 线路、分段保护宜采用保护、测控一体化配置。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。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。（1） 线路保护装置（1）110kV 线路保护功能配置应满足南方电网Q/CSG-2011南方电网10kV110kV 线路保护技术规范要求。（2）每套保护包含完整的主、后备保护功能；线路过电压及就地判别功能可集成于线路保护装置中。（3）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。（4）应能够满足本侧采用合并单元接入采样值，对侧采用模拟量接入的使用需求。（5）点对点模式下，保护装置至少应提供 2 个独立的站控层 MMS 以太网接口，2个多模光纤GOOSE 网络接口，2 个多模光纤采样接口。（6）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。（7）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。（8）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。（9）应能够满足本侧采用合并单元接入采样值，对侧采用模拟量接入的使用需求。（2） 变压器保护装置（1）110kV 及以下主变保护功能配置应满足Q/CSG-2011 南方电网10kV110kV 元件保护技术规范要求。（2）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。（3）主变本体非电量保护跳闸应通过控制电缆直跳各侧断路器方式实现。非电量保护具备2 个独立的过程层以太网光口，动作信号通过GOOSE 传输至过程层网。（4）点对点模式下，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 光纤以太网接口，满足点对点SV 接入的采样值光纤以太网接口。（5）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。（6）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。（7）主变保护应具有间隔采样值投退功能。（8）当采用网络采样时，主变保护应增加不同合并单元相同计数器采样到达时刻的判断，当相同计数器采样到达时刻的时间差T1 比正常情况到达的时间差T2 大于2ms 时（即T1 -T2 2ms），则认为是失步，闭锁差动保护并告警。（3） 母线保护装置 （1）110kV母线保护宜按照单重化配置方式配置，110kV变电站宜采用GOOSE和SV统一组网。 （2）在点对点模式下，母线保护每套具备2 个独立的站控层MMS 以太网接口，至少具备2 个独立的过程层GOOSE 以太网接口，SV 光纤以太网接口应满足工程配置要求。（3）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。（4）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。如果GOOSE网络接收启动装置因失灵导致该装置停止使用，那么需要关闭掉与其网络对应断路器的失灵功能。（5）母差保护应具有间隔采样值投退功能。（6）当采用网络采样时，母线保护应增加不同合并单元相同计数器采样到达时刻的判断，当相同计数器采样到达时刻的时间差T1 比正常情况到达的时间差T2 大于2ms 时（即T1 -T2 2ms），则认为是失步，差动保护将会闭锁的同时发起告警。（7）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。（8）在组网模式下，母线保护采样宜采用单网接入方式。（4） 测控装置（1） 配置原则l 110kV 电压等级测控装置宜单套独立配置。l 110kV 电压等级测控装置宜采用测保一体化装置（主变除外）。l 主变测控宜采用测控、保护独立分开配置。l 一台主变宜采用仅配置一个测控装置。l 条件允许情况下，可采用集中式测控。（5） 35kV/10kV“四合一”一体化装置（1）配置原则l 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）。l 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）。l 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。（6） 安稳装置（1） 配置原则l 110kV 变电站安稳装置宜单重化配置（部分重要 110kV 变电站仍需采用双重化配置）。110kV 变电站宜采用GOOSE 和SV 统一组网。l 安稳装置宜采用分布式布置，每套装置应支持多个间隔GOOSE和SV的同时接入；并能够满足高压侧数字化采样、GOOSE 出口，低压侧常规采样、常规出口等灵活配置需求。l 安稳装置应能与安稳系统中各个厂家的安稳装置进行正常通信和信息交换。l 对于安稳装置策略动作所切除的负荷线路、不应对其发送重合闸或备自投命令。（7） 保信子站（1）配置原则: 110kV 变电站的保信子站宜单机配置（2）不管电网处于正常和故障运行状态，都能采集、处理所有所需要的信息，并充分利用这些信息，为继电保护的运转、管理服务，支持分析、解决电网故障。（3）保信子站由于具有通过网络通道向多个调度中心完成数据转发的能力，能够在同一时间接收多路数据并转发，通信规约应按照中国南方电网继电保护故障信息系统通信与接口规范的要求。（4）宜采用嵌入式无风扇设备。（5）当其选用双重化配置时，工作模式为热备用状态，每一重配置都能独立地进行各项功能的完成。当其中某一台保信子站发生系统故障的时候，系统可以主动无缝变换至另一台备用的保信子站来确保全部工作的完成，在保障切换时数据不流失的同时把报警信息发送切换报警信息给每一级调度和操作员站。（8） 本站配置方案参照以上设计原则和本站的具体情况，本站主变选用保护、测控分开独立配置的双重化配置，对应的合并单元、智能终端也选用双重化配置；其余保护采用保护、测控一体化配置的单套配置。本站主变保护、测控分开配置，其他的设备则全部选择使用保护测控一体化安装装置；安稳装置选择单重化配置，GOOSE和SV统一组网且采用分布式布置；保信子站为单机配置同时嵌入无风扇设备。本站选择的继电保护配置方案如下表所示：表3.2保护装置的配置设备保护装置配置方案主变压器主变纵差保护、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二十一。3.3.3网络设备配置原则及要求（1） 站控层交换机（1）配置原则l 站控层交换机采用双重化配置原则。l 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。l 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l 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。l 站控层交换机组网采用双星型结构。l 网络介质可采用超五类以上屏蔽双绞线或光纤。通往户外的通信介质应采用带有保护层的非金属光缆。（2） 过程层交换机（1） 配置原则l 过程层交换机采用双重化配置原则。l 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，每台交换机需要保留10%以上的备用接口。l 每台交换机端口数应大于等于16 个，不宜超过20 个。l 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l 过程层交换机应采用光纤以太网口。l 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。当选择使用级联模式时，不该造成数据的流失。l 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。l 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。l 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。3.3.4直流供电网络配置原则（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。（4）直流分电柜与就地布置的智能终端等装置之间的直流电源电缆应充分考虑电压压降及有效抗干扰。（5）本站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。3.4网络化二次设备的组屏和布置（1） 站控层设备组屏（1）站控层设备宜集中布置在主控制室或计算机室。（2）110kV220kV 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。（3）两套远动工作站、宜组1 面屏。（4）规约转换装置、公用测控装置宜组1 面屏（5）保护及故障信息子站宜组屏布置。（6）录波及网络通信记录分析一体化装置宜组1 面屏。（7）接入调度数据网的二次安全防护屏组1 面屏。（8）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）220kV 电压等级220kV 电压等级宜采用保护、测控独立装置组屏，其线路、母联及分段、母线保护组屏方案应按照现行的南网公司保护技术规范执行，采用电子式互感器的合并单元宜与保护屏共屏安装。每3回线路间隔测控装置可组1 面屏。（2）110kV电压等级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。每3回线路间隔保测控装置可组1 面屏。（3）35kV电压等级35kV 电压等级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。（4）10kV 电压等级10kV选择用户内开关柜布置时，保护测控一体化装置宜就地安装在开关柜内。（5）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。（6）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。（7）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。本站配屏如下表所示：表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。第四章 110kV数字化变电站母线保护测控设计根据110kV线路保护装置的具体要求和基本原则，本次母线测控保护设备选择四方CSC-163A/E型保护测控装置。4.1 CSC-163A/E型保护测控装置的功能4.1.1 CSC-163A/E型保护测控装置的保护功能在保护方面，四方CSC-163A/E型线路测控保护装置具有以下功能：1）可独立投退的三段式电压闭锁方向过电流保护；2）采用低电压闭锁的相电流后加速保护；3）三相一次自动重合闸，这个功能可以进行检同期，检无压及大电流闭锁重合闸的投退功能4）带有独立门槛的相电流越限记录元件；5）带滑差的闭锁低周减载和无滑差闭锁低周减载；6）带电压滑差闭锁的低压减载；7）定时限过电压保护；8）不接地系统的零序方向过电流保护；9）零序过电流后加速保护；10）过负荷保护；11）可选择闭锁重合闸功能的控制路的断线警告；12）可选择的闭锁与电压有关的母线PT断线告警和闭锁自动重合