110kV數(shù)字化變電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)電子信息工程專業(yè)

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1、 110kV數(shù)字化變電站計算機監(jiān)控系統(tǒng) 摘要 環(huán)境氣候惡化、能源安全、及電網(wǎng)穩(wěn)定運行的問題不斷突出。變電站是建設智能電網(wǎng)的重要組成部分，為智能電網(wǎng)提供可靠的節(jié)點支持。而數(shù)字化變電站作為向智能變電站發(fā)展的過渡階段，實現(xiàn)變電站數(shù)字化是變電站自動化技術發(fā)展必然結(jié)果。數(shù)字化變電站采用“三層兩網(wǎng)”結(jié)構(gòu)，建立全站統(tǒng)一的通信平臺，通過高速的光纖網(wǎng)絡連接，實現(xiàn)站內(nèi)設備信息共享。隨著計算機技術的不斷發(fā)展， 利用計算機對變電站的設備進行全方位的監(jiān)視和操作，實現(xiàn)設備信息的統(tǒng)一采集、存儲、傳輸和處理。 本文首先介紹了變電站自動化技術以及及計算機監(jiān)控系統(tǒng)的發(fā)展。然后對數(shù)字化變電站及計算機監(jiān)控系統(tǒng)進行概述

2、，將數(shù)字化變電站與綜合自動化變電站進行比較，總結(jié)數(shù)字化變電站的優(yōu)勢及特點。結(jié)合實際工程，根據(jù)規(guī)程規(guī)范，著重從二次系統(tǒng)的角度分析如何設計數(shù)字化變電站，給出數(shù)字化變電站總體方案設計?；贗EC61850的三層兩網(wǎng)的計算機監(jiān)控系統(tǒng)的網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)體系，制定計算機監(jiān)控系統(tǒng)的組網(wǎng)方案。詳細分析數(shù)字化變電站信息的流動，完成交換機的配置與端口接線的設計。結(jié)合網(wǎng)絡部分的二次接線圖，詳細分析交換機柜原理圖以及網(wǎng)絡回路圖。 關鍵詞:數(shù)字化變電站，計算機監(jiān)控系統(tǒng)，網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)設計，二次接線圖  Abstract The problems of environmental climat

3、e deterioration, energy security and stable operation of the grid continue to highlight. Substation is an important part of the construction of smart grid, providing reliable node support for smart grid. As the transition period to the development of intelligent substation, digital substation is the

4、 inevitable result of substation automation technology. Digital substation adopts the structure of "three layers and two networks", and establishes a unified communication platform for the whole station. Through high-speed optical fiber network connection, it realizes the sharing of station equipmen

5、t information. With the development of computer technology, the computer is used to monitor and operate the equipment of the substation in an all-round way, to achieve unified collection, storage, transmission and processing of equipment information. This paper first introduces the development of s

6、ubstation automation technology and computer monitoring system. Then, the digital substation and computer monitoring system are summarized, and the digital substation is compared with the integrated automation substation to summarize the advantages and characteristics of the digital substation. Base

7、d On Engineering Practice, according to regulations, focusing on the secondary system from the perspective of how to design digital substation, given the overall design of digital substation. The network structure system of the computer monitoring system of three layers and two networks based on IEC

8、61850 is established, and the networking scheme of computer monitoring system is worked out. The flow of digital substation information is analyzed in detail, and the configuration of the switch and the connection of the port are designed. According to the secondary wiring diagram of the network pa

9、rt, the principle diagram of the exchange cabinet and the circuit diagram of the network are analyzed in detail. Key words: digital substation, substation computer monitoring system, network structure design, the secondary wiring diagram 第一章 緒論 1.1選題的背景及意義 近年來，在我國廣泛應用的綜合自動化變電站存在一些技

10、術上的不足。為了解決能源安全、環(huán)境和電網(wǎng)運行的經(jīng)濟性和可靠性等一系列問題，受到政策的影響，智能電網(wǎng)的概念迅速新起。根據(jù)通信協(xié)議標準，采用智能終端、光纖通信、電子技術的數(shù)字化變電站在我國投入運行。大大提高系統(tǒng)運行的可靠性、信息之間的共享性，為智能電網(wǎng)的建設提供節(jié)點上的支持。 變電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)使操作人員在控制室或調(diào)度室利用計算機對變電站內(nèi)的電氣設備進行監(jiān)測和控制操作，能夠快速實現(xiàn)變電站中相關的各種管理功能。計算機監(jiān)控系統(tǒng)在變電站的應用，實現(xiàn)了變電站管理自動化和現(xiàn)代化，己經(jīng)逐漸成為變電站工作不可缺少的工具。 1.2變電站自動化技術的發(fā)展 將自動化技術廣泛應用在變電站，使獨立的二次系統(tǒng)實現(xiàn)設

11、備微型化、集成化、運行管理自動化。傳統(tǒng)的繼電保護、監(jiān)控系統(tǒng)、遠動系統(tǒng)等相對獨立的二次系統(tǒng)聯(lián)系變得更加緊密，并且能夠?qū)崿F(xiàn)與遠方調(diào)度控制中心進行信息交換。 （1）傳統(tǒng)自動化變電站。在20世紀70年代，變電站初步具備了遠動能力，通過集中式RTU，實現(xiàn)與調(diào)度中心之間的遙測、遙信功能。保護裝置采用晶體管集成電路構(gòu)成，有助于保護性能的提升，二次回路接線復雜，各設備之間獨立運行。調(diào)試維護工作量大。 （2）綜合自動化變電站。變電站采用分層分布結(jié)構(gòu)，各間隔內(nèi)的設備之間通過光纖或電纜進行與站控層計算機監(jiān)控系統(tǒng)進行信息交換，采用微機自動裝置，監(jiān)控系統(tǒng)利用多個CPU處理器來處理站內(nèi)的信息。遠動裝置能夠?qū)崿F(xiàn)四遙功能

12、，通過光纖與調(diào)度控制中心和站端進行數(shù)據(jù)傳輸，保證了數(shù)據(jù)傳輸?shù)臅r效性、準確性。 （3）數(shù)字化變電站。通過2004年底，電力標準技術委員會順利完成了6次大規(guī)模的互操性性試驗，在2005年，委員會的專家將IEC61850標準轉(zhuǎn)化為DL/T860標準，這個行業(yè)標準適用于我國變電站建設。這極大促進了我國數(shù)字化變電站的建設。2006年以來，以電子式互感器、智能終端、通信等數(shù)字化變電站技術逐步應用在變電站建設中。數(shù)字化變電站極大提高系統(tǒng)運行可靠性、經(jīng)濟性，滿足了設備與系統(tǒng)之間的信息共享和互操作性要求。 （4）智能變電站。伴隨著智能化設備以及信息技術的不斷發(fā)展，受到環(huán)境、氣候、政策等因素的影響，智能電網(wǎng)的

13、概念在電力行業(yè)迅速新起。從2009年起，試點智能變電站工程逐步投入運行，標志著變電站的建設處于初步階段。智能化變電站能夠?qū)⒍卧O備與一次設備進行融合，形成高度智能化的電氣設備。隨著自動化技術的不斷發(fā)展和實戰(zhàn)經(jīng)驗的積累， 智能變電站將進入更高階段。 1.3變電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)的發(fā)展 國內(nèi)對于變電站自動化技術的研究在50年代，首先對遠動裝置進行研制。在七十年代初，先后研制了集保護、測量、控制等功能的一體化裝置。在七十年代中期，不同功能與類型的自動化系統(tǒng)在變電站中推行，為變電站監(jiān)控系統(tǒng)的發(fā)展起到了推動作用。20世紀90年代，計算機己經(jīng)開始普及，研發(fā)人員通過對計算機技術和網(wǎng)絡技術進行深入的了解，利

14、用該技術可以同時將管理、監(jiān)控聯(lián)系在一起。計算機技術發(fā)揮出了巨大的作用保證了變電站的高效穩(wěn)定運行，實現(xiàn)了變電站自動化與無人值班。 隨著計算機技術、通信技術的不斷進步，這將極大推動計算機監(jiān)控系統(tǒng)技術上的突破。對計算機通信性能在實時性和大數(shù)據(jù)量處理等方面有較高。未來的計算機監(jiān)控系統(tǒng)將集成綜合網(wǎng)絡管理功能，朝著微型化、智能化方向發(fā)展。 1.4文本主要研究內(nèi)容 1.4.1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

15、44200kVar，本期24200kVar。變電站的基礎數(shù)據(jù)： （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

16、 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%； 1.4.2本設計主要工作 （1）首先介紹了選題背景及意義，相關技術的發(fā)展。結(jié)合實際工程，給出本次設計的對象及主要設計內(nèi)容。 （2）對數(shù)字化變電站及計算機監(jiān)控系統(tǒng)進行概述，總結(jié)其結(jié)構(gòu)、功能及特點。將數(shù)字化變電站與綜合自動化變電站的結(jié)構(gòu)進行比較，總結(jié)其具有的優(yōu)勢。 （3）根據(jù)設計規(guī)程規(guī)范與設計的原則，結(jié)合工程實際，從變電站二次部分設計的角度

17、，給出數(shù)字化變電站的總體設計方案。 （4）根據(jù)ICE61850標準所規(guī)定的數(shù)字化變電站通信體系，分析數(shù)字化信息流動，根據(jù)組網(wǎng)原則，對站控層及過程層網(wǎng)絡進行設計，制定出計算機監(jiān)控系統(tǒng)的組網(wǎng)方案以及交換機配置及端口接線設計。 （5）根據(jù)二次回路的識圖方法，結(jié)合網(wǎng)絡部分的二次接線圖，詳細分析交換機柜原理圖以及網(wǎng)絡回路圖。 （6）對全文主要設計工作做出總結(jié)，并對數(shù)字化變電站及計算機監(jiān)控系統(tǒng)未來的研究工作進行了展望。  第2章 數(shù)字化變電站與監(jiān)控系統(tǒng)概述 2.1.數(shù)字化變電站構(gòu)成 數(shù)字化變電站根據(jù)IEC61850標準統(tǒng)一建模，依托高速網(wǎng)絡通信完成信息的采集、處理和傳輸，最大限度地滿足系統(tǒng)

18、互操作性和信息共享的要求。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 站控層主要功能是負責變電站對設備進行集中監(jiān)控，實現(xiàn)對數(shù)據(jù)統(tǒng)一處理及通信。間隔層的主要功能是保護和控制站內(nèi)一次設備，并與站控層及過程層進行數(shù)據(jù)交流。過程層其主要功能是完成對一次設備實時數(shù)據(jù)采集、執(zhí)行控制命令等。 站控層網(wǎng)絡完成站控層設備和間隔層設備之間的通信，實現(xiàn)變電站各功能相關數(shù)據(jù)的交換傳輸。過程層網(wǎng)絡完成間隔層設備和過程層之間的通信，實現(xiàn)完成信息的交互傳輸。 2.2數(shù)字化變電站技術特征 （1）一次設備智能化 電子式互感器把采集到的電氣量信號通過光纖通信傳傳輸?shù)胶喜卧?，由合并單元對信號進行同步組合

19、，并通過網(wǎng)絡傳輸給相應的二次設備使用。 智能終端主要采集變電站內(nèi)開關的位置，狀態(tài)、告警等信號，通過過程層網(wǎng)絡傳輸至IED設備，實現(xiàn)對一次設備信息采集、控制、調(diào)節(jié)。 合并單元接受常規(guī)互感器或者電子式互感器傳來的數(shù)據(jù)，并通過同步對時系統(tǒng)進行對時，將電氣量以數(shù)字量的形式傳輸?shù)竭^程層網(wǎng)絡中。 （2）二次設備網(wǎng)絡化 數(shù)字化變電站保護、測控等二次設備裝置，按照標準化、集成化設計，設備之間通過高速光纖網(wǎng)絡，實現(xiàn)設備之間的信息共享、自動協(xié)調(diào)控制。 （3）運行管理自動化 數(shù)字化變電站設備根據(jù)統(tǒng)一的通信標準接入變電站通信網(wǎng)絡，使各層設備能夠在高速的網(wǎng)絡通信平臺上實現(xiàn)信息共享。數(shù)字化變電站智能設備配置相

20、應的自檢查和監(jiān)測功能，通過統(tǒng)一的信息平臺，便于對設備信息進行分析，控制、狀態(tài)檢修等綜合管理工作。 2.3數(shù)字化變電站與綜合自動化變電站的比較 綜合自動化變電站主要由站控層、和間隔層、站控層網(wǎng)絡構(gòu)成。間隔層網(wǎng)絡與站控層網(wǎng)絡采用串口通信，裝置與系統(tǒng)之間通過電纜進行數(shù)據(jù)傳輸。圖2.2為傳統(tǒng)的綜合自動化變電站系統(tǒng)結(jié)構(gòu)。傳統(tǒng)的綜合自動化變電站采用電纜連接方式，實現(xiàn)數(shù)據(jù)采樣、跳閘、遙控、遙信等，一次設備仍為傳統(tǒng)設備，需要大量的電纜連接，研發(fā)人員發(fā)現(xiàn)系統(tǒng)接線復雜，擴建困難，設備之間的信息難以共享。 圖2.2傳統(tǒng)的綜合自動化變電站系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖 表2.1為傳統(tǒng)的綜合自動化變電站與數(shù)字化變電站系統(tǒng)結(jié)構(gòu)比

21、較。采用統(tǒng)一的通信標準，通過高速的網(wǎng)絡技術，實現(xiàn)設備無縫連接，減少了二次接線的數(shù)量和復雜度。 表2.1 綜合自動化變電站與數(shù)字化變電站的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)比較 比較項目 傳統(tǒng)的綜合自動化站 數(shù)字化變電站 結(jié)構(gòu)分層 兩層 三層 是否信息共享 否 是 是否控制網(wǎng)絡化 否 是 系統(tǒng)可擴展性 差 好 信息傳輸 電纜 光纖 電磁干擾強度 大 無 網(wǎng)絡接線復雜 復雜 簡單 2.4監(jiān)控系統(tǒng)結(jié)構(gòu)和功能 計算機監(jiān)控系統(tǒng)采用分層分布式結(jié)構(gòu)，實現(xiàn)對全站設備的監(jiān)視、控制、告警和信息交互功能，并且與調(diào)度控制中心等主站系統(tǒng)進行通信。【 】圖2.3變電站監(jiān)控系統(tǒng)基本

22、結(jié)構(gòu)。 圖2.3變電站監(jiān)控系統(tǒng)基本結(jié)構(gòu) （1） 數(shù)據(jù)采集、傳輸與處理。變電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)應該能夠完成對站內(nèi)設備的數(shù)據(jù)采集、傳輸和處理。 （2）數(shù)據(jù)庫的建立。變電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)應建立實時數(shù)據(jù)庫和歷史數(shù)據(jù)庫，用于存儲站內(nèi)設備的實時數(shù)據(jù)，更新歷史數(shù)據(jù)，運行報表數(shù)據(jù)。 （3）控制。變電站計算機控制系統(tǒng)能夠?qū)φ緝?nèi)一次開關設備進行控制操作。 （4）無功電壓調(diào)節(jié)。計算機監(jiān)控系統(tǒng)能夠控制主變壓器分接頭位置或者自動投切無功補償設備 （5）防誤閉鎖。站內(nèi)所有控制操作經(jīng)過防誤閉鎖，在站控層和間隔層獨立進行邏輯判斷，具有判斷信息和邏輯報警的輸出。在緊情況下，能夠解除閉鎖功能。 （6）同期。不

23、同斷路器接收到同一時期的指令，為滿足在時間上的要求，只能夠由一個斷路器實現(xiàn)同期合閘功能。對應的同期功能具有信息顯示成功與失敗的原因以及自我運行狀態(tài)監(jiān)測功能。 （7）報警輸出。報警主要是針對站內(nèi)設備或系統(tǒng)出現(xiàn)故障時監(jiān)控系統(tǒng)應作出告警輸出。 （8）時間順序記錄與事故追憶。按照時間順序，記錄重要電氣設備運行狀態(tài)的變化。在事故發(fā)生后的1min能夠?qū)⑺邢嚓P的數(shù)據(jù)召回，使用同一實時系統(tǒng)的采樣周期。 （9）顯示畫面。具有方法簡單生成畫面的能力，便于用戶的使用與編輯。 （10）在線計算和制表。計算機監(jiān)控系統(tǒng)充分利用采集到的數(shù)據(jù)進行計算，根據(jù)需要生成多種格式的運行報表，并且能夠按所要求的方式進行打印和

24、輸出。 （11）遠動功能。按照規(guī)程規(guī)范的要求，遠動裝置能夠與監(jiān)控系統(tǒng)進行信息的實時傳輸，并且與遠方調(diào)度控制中心進行數(shù)據(jù)交換。 （12）時間同步系統(tǒng)。對時系統(tǒng)支持北斗衛(wèi)星和全球定位系統(tǒng)標準時鐘源，同步精度能夠滿足所有設備的時間同步要求。 （13）人機界面。操作員站是運行人員于計算機監(jiān)控系統(tǒng)進行聯(lián)系的主要界面，運行人員可通過操作員站對站內(nèi)設備進項監(jiān)測與控制。 2.5數(shù)字化變電站監(jiān)控系統(tǒng)的特點 將數(shù)字化變電站監(jiān)控系統(tǒng)與傳統(tǒng)變電站監(jiān)控系統(tǒng)進行比較，數(shù)字化變電站監(jiān)控系統(tǒng)具有以下特點： （1）通信規(guī)約標準化。根據(jù)IEC61850標準建模通信，監(jiān)控系統(tǒng)分為站控層、間隔層、過程層，各層設備在標準化

25、的通信平臺上實現(xiàn)信息共享。 （2）系統(tǒng)高度集成化。計算機監(jiān)控系統(tǒng)從設備層次角度分析，測控和保護裝置可集成一體化、監(jiān)控主機可集成數(shù)據(jù)服務器、五防工作站多種管理功能。從系統(tǒng)管理角度分析，集成了多個變電站子系統(tǒng)功能，如繼電保護系統(tǒng)信息管理系統(tǒng)，動態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)、對時系統(tǒng)等。 數(shù)字化變電站通過系統(tǒng)集成化設計，減少了設備數(shù)量，滿足了設備與系統(tǒng)之間信息共享與互操作性的要求。 （3）高級應用功能。數(shù)字化變電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)區(qū)別與傳統(tǒng)監(jiān)控系統(tǒng)的重要特征是其具有高級應用功能。高級應用功能以站內(nèi)的數(shù)據(jù)平臺為支撐，實現(xiàn)變電站運行的自動控制與管理，支持在線分析、智能決策等功能。  第三章 數(shù)字化變電站總體

26、設計方案 根據(jù)IEC61850標準，結(jié)合本次設計對象的基礎數(shù)據(jù)以及一次接線圖，按照設計原則，給出數(shù)字化變電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)、對時系統(tǒng)、計量系統(tǒng)等配置方案。 3.1計算機監(jiān)控系統(tǒng) 全站的計算機監(jiān)控系統(tǒng)網(wǎng)絡架構(gòu)見附圖。 3.1.1站控層設備配置 1）主機及操作工作站 功能要求：對站內(nèi)數(shù)據(jù)收集、存儲及管理，是監(jiān)控主機是主要的人機界面。操作人員可通過運行工作站隊站內(nèi)設備進行監(jiān)測和操作控制。 配置原則：110kV 變電站宜采用主機兼操作員工作站，雙重化配。 具體配置：本站兩套主機及操作工作站裝置。 2）遠動通信裝置 功能要求: 能夠與本站監(jiān)控系統(tǒng)進行信息的傳遞，并且與調(diào)度中心進行通信

27、。 配置原則：雙重化配置 具體配置：本站采用雙套遠動裝置。 3）保信子站 功能要求：無論電網(wǎng)處正?；蛘吖收蠣顟B(tài)時，都能夠保證信息的正常采集、傳輸與處理，具備與多個調(diào)度中心實現(xiàn)通信的功能。 配置原則：單機配置 具體配置：本站保信子站，單機配置。 4） 五防子系統(tǒng) 功能要求：五防子系統(tǒng)分層構(gòu)建，具備五項防止電氣誤操作的基本功能，全站所有設備都應具備操作防誤閉鎖，以及出錯告警和顯示輸出。 配置原則：單機配置 具體配置：本站采用五防工作站單套配置，本站其中一臺操作員站具備五防功能。 5）協(xié)議轉(zhuǎn)換器 功能要求：能夠?qū)崿F(xiàn)規(guī)約轉(zhuǎn)換。對于非IEC61850通信協(xié)議的智能設備可通過協(xié)議轉(zhuǎn)

28、換器轉(zhuǎn)換為標準通信協(xié)議接入監(jiān)控系統(tǒng)。 配置原則：對于不支持標準的通信規(guī)約的智能設備加裝協(xié)議轉(zhuǎn)換器 具體配置：本站35/10kV的“四合一”裝置應通過協(xié)議轉(zhuǎn)換器接入監(jiān)控后臺。 3.1.2間隔層設備配置 1）測控裝置 功能要求：主要完成對設備信息的采集、處理和傳輸。具有防誤閉鎖、狀態(tài)監(jiān)測、數(shù)字顯示等功能。根據(jù)通信標準，與過程層設備和間隔層設備之間進行數(shù)據(jù)交換。 配置原則：，單套配置110kV 電壓等級線采用測控保護一體化裝置；雙重化配置變壓器采用測控保護一體化配置； 35kV 及以下電壓等級采用“四合一”一體化裝置。 具體配置：本站主變壓器采用測控與保護一體化配置，雙重化配置。配置一

29、套公用測控裝置。單套配置110kV等級線路及母線采用測控保護一體化裝置。35kV 和10kV電壓等級采用“四合一”一體化裝置。 2）保護裝置 功能要求：設備保護采用微型保護裝置，實現(xiàn)對設備的保護功能。根據(jù)標準協(xié)議，完成設備之間進行數(shù)據(jù)交換。 配置原則：變壓器保護配置應為雙、其他保護單組配置；110kV 電壓等級的元件宜采用保護、測控一體化配置。 具體配置：全站繼電保護及自動裝置具體配置見3.2節(jié)。 3）備自投裝置 功能要求：當設備或系統(tǒng)出現(xiàn)故障或異常運行狀態(tài)時，自動切換裝置投入備用電源或設備，以保證不間斷電源。 配置原則：備自投裝置采用單套配置。 具體配置：本站采用單套自動切換

30、裝置。 4）錄波及網(wǎng)絡分析系統(tǒng) 功能要求：能夠?qū)θ镜脑O備進行故障錄波并且通過網(wǎng)絡實現(xiàn)監(jiān)控，周期性的存儲通信報文，并且對存儲的文件進行分析。 配置原則：采用單套配置 具體配置：本站的錄波及網(wǎng)絡分析系統(tǒng)采用單套配置。 3.1.3過程層設備配置 1）電子式互感器 配置原則： 單套配置110kV 電壓等級的互感器采用電子式互感器；冗余配置主變壓器的電子式互感器； 具體配置：本站10kV/35kV 電壓等級采用常規(guī)互感，安裝于“四合一”開關柜內(nèi)。按間隔單套配置110kV電壓等級的電子式互感器。變壓器采用電子變壓器，雙配置，電流互感器和pass開關采用套管式結(jié)構(gòu)組裝，電壓互感器采用獨

31、立柱式安裝。 2）合并單元 配置原則：110kV電壓電平合并單元，單組配置。主變壓器側(cè)合并單元應為雙配置。 具體配置：本站110kV線路及母線的合并單元單套配置，分別安裝于線路保護測控柜、母線保護柜或公用測控屏。主變壓器三側(cè)合并單元按照雙重化配置，安裝在主變壓器保護測控柜。35kV和10kV不裝設合并單元。 3）智能終端 配置原則：110kV 電壓等級一次開關設備加裝智能終端，單套配置；主變各側(cè)一次開關設備加裝智能終端雙重化配置；主變壓器本體一次開關設備加裝智能終端，單套配置；35/10kV 電壓等級智能終端功能由“四合一”戶內(nèi)開關柜完成。 具體配置：本變電站主變壓器各側(cè)裝設的智

32、能終端雙重化冗余配置，變壓器本體智能終端單套配置。110kV線路及母線的智能終端按間隔單套配置。35kV和10kV不配置智能終端。 3.2繼電保護及自動裝置 功能要求：通過對一次設備和系統(tǒng)的運行狀態(tài)的檢測，判斷其出現(xiàn)不正常運行或故障時，自動地發(fā)出相關信號或有選擇地切除故障。當故障消失后，為了快速的恢復系統(tǒng)的正常運行，投入安裝自動裝置，大大提高供電的可靠性。 配置原則：根據(jù)元件相關保護的規(guī)程規(guī)范要求，配置一次設備的保護及自動裝置。 具體配置：全站的保護配置見表3.1。全站保護配置圖見附圖 表3.1 繼電保護及自動裝置的配置 保護部分 繼電保護及自動裝置配置 變壓器保護 主變縱聯(lián)

33、差動保護、瓦斯保護、高壓側(cè)復合電壓啟動的過流保護、高壓側(cè)過負荷保護、高壓側(cè)零序保護、間隙保護；主變中壓側(cè)復合電壓啟動過電流保護、中壓側(cè)過負荷保護、零序電壓保護；主變低壓側(cè)復合電壓啟動的過電流保護、主變低壓側(cè)過負荷保護，低壓側(cè)零序電壓保護 110kV線路 線路電流差動保護、階段式零序電流保護、線路過負荷保護、復合電壓啟動的過電流保護 110 kV母線 母線差動保護 35kV線路 三段式電流保護 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、電容器低電壓保護 10/0.4站用變 電流速斷保護、過電流保護、過負荷保護 自動

34、裝置 三相自動重合閘裝置、低周減載裝置、過負荷聯(lián)切裝置 3.3對時系統(tǒng) 功能要求：對時系統(tǒng)為站內(nèi)二次設備及系統(tǒng)提供同步與時間信息，滿足各間隔采樣數(shù)據(jù)是同步及穩(wěn)定的要求。 配置原則：配置一套同步對時系統(tǒng)，實現(xiàn)全站設備的對時、同步。 具體配置：本站配置一套同步對時系統(tǒng)，該同步對時系統(tǒng)兩套冗余主時鐘及擴展設備組成。采用北斗衛(wèi)星和GPS衛(wèi)星作為標準時鐘源?？筛鶕?jù)實際運行的需要調(diào)整事件源的優(yōu)先級，這個可以防止主時鐘由于特殊原因存在偏差導致設備不同步，保證二次設備接收時間信息的一致性。圖3.1所示為對時系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖。 圖3.1對時系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖 3.4計量系統(tǒng) 功能要求：電能量采集裝置能

35、夠可靠并且準確地采集站內(nèi)電能計量點上電流電壓信息，并且按照統(tǒng)一的通信標準與電能量管理系統(tǒng)進行通信。計量系統(tǒng)能夠?qū)Σ杉降碾娔芰窟M行統(tǒng)一存儲、分析和計算，并且隨著不同的運行方式，改變計算方法。 配置原則： 按照間隔配置電能表。 具體配置：110 kV等級按照間隔設置為關口考核點，電度表按雙表配置。主變?nèi)齻?cè)作為關口考核點，變電站在每回進線均雙表配置電度表。饋線10kV / 35kV部分作為計量點，10kV電容器組和站用變采用單表配置。 3.4交直流電源 功能要求：根據(jù)設計規(guī)則，保證對數(shù)字化變電站各層負荷的供電。 具體配置：（1）交流電源由交流低壓配電柜提供，采用單母線分段接線方式，設

36、置分段備自投。對于站內(nèi)重要負荷可以從兩段母線上雙回供電。 （2）直流電源系統(tǒng)。采用單母線分段接線方式。采用輻射狀供電方式對GIS室智能單元及電子式互感器提供直流電源。對于雙套配置的智能單元，采用不同的直流母線段的電源供電，當單套配置的設備直接從本間隔保護的同一直流母線段供電。 （3）UPS電源。配置一套UPS電源額定AC220V輸出電壓，單套配置。直流電源取自220kV蓄電池組，不單獨裝設電池。UPS電源容量按全站符合配置為自動化系統(tǒng)、時鐘同步系統(tǒng)、消防報警系統(tǒng)等裝置提供不間斷高質(zhì)量電源。 （4）通信電源。額定電壓為DC48V，采用單母線接線形式。不設單獨高頻開關和蓄電池組。 3.5

37、調(diào)度自動化系統(tǒng) 功能要求：遠方調(diào)度中心可對變電站、發(fā)電廠以及線路進行統(tǒng)一的管理和控制?？梢詫崿F(xiàn)對系統(tǒng)的運行監(jiān)視、操作控制、制定調(diào)度計劃以及運行管理業(yè)務。 具體配置：本站遠動工作站及保信子站將本站的信息通過光纖網(wǎng)絡傳輸?shù)竭h方調(diào)度控制中心，同時接收來自于控制中心下發(fā)的命令，并且將相關指令轉(zhuǎn)發(fā)到間隔層設備。根據(jù)調(diào)度中心的要求，遠動裝置能夠同時與兩個調(diào)度端 EMS/SCADA 進行數(shù)據(jù)交換，實現(xiàn)冗余通信通道，實現(xiàn)四遙及規(guī)約轉(zhuǎn)換功能。圖4.1為調(diào)度自動化系統(tǒng)簡圖。 圖4.1調(diào)度自動化系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖 3.6組屏及布置方案 具體配置：結(jié)合設計原則，根據(jù)設備所在的電壓等級，以及設備使用頻率以及冗余

38、性等要求，給出本站組屏方案，全站共配置26面屏，具體配置見表3.2.站控層設備采用集中布置方式布置在主控室，間隔層設備根據(jù)間隔布置在繼電小室。過程層設備布置在繼電室，智能終端布置在配電現(xiàn)場。屏位布置圖見附圖。 表3.2二次設備組屏 屏的名稱 數(shù)量 屏號 遠動通信控制屏 1 1B 站控層交換機柜 1 2B 同步對時屏 1 3B 主變保護測控屏Ⅰ 1 4B 主變保護測控屏Ⅱ 1 5B 主變智能終端柜 1 6B 110kV備自投屏 1 7B 110kV線路保護測控屏Ⅰ 1 8B 110kV線路保護測控屏Ⅱ 1 9B 二次安全防護屏 1

39、 10B 110kV母線及公用測控屏 1 11B 110kV線路智能終端柜 1 12B 過程層交換機屏 1 13B 網(wǎng)絡分析屏 1 14B 故障錄波屏 1 15B 電度表屏 1 16B 備用 3 17B~18B 直流充電屏 1 19B 直流饋線屏 1 20B 通信電源屏 2 21B UPS逆變電源屏 1 22B 站用電源屏 2 23B~24B 備用屏位 2 25B~26B  第四章 計算機監(jiān)控系統(tǒng)通信網(wǎng)絡設計 4.1數(shù)字化變電站通信體系 根據(jù)IEC61850標準，數(shù)字化變電站各層設備之間通過網(wǎng)絡通

40、信連接，實現(xiàn)測量、保護、控制和在線監(jiān)測四大功能。圖4.1所示為數(shù)字變電站通信系統(tǒng)的層次結(jié)構(gòu)。 （1）IEC61850定義了各層之間的通信接口，其各個接口的意義見表4.1 圖4.1數(shù)字化變電站通信系統(tǒng)的層次結(jié)構(gòu) 表4.1通信接口的含義 通信接口 數(shù)據(jù)傳輸 傳輸報文 ① 站控層與間隔層之間進行保護數(shù)據(jù)交換 MMS ② 間隔層和遠程保護之間進行數(shù)據(jù)交換，超出通信標準范圍 GOOSE和SV ③ 間隔層設備之間數(shù)據(jù)交換， GOOSE； ③ 過程層和間隔層之間互感器瞬時數(shù)據(jù)交流 SV ⑤ 過程層與間隔層之間進行控制及保護數(shù)據(jù)交換 GOOSE ⑥

41、間隔層與站控層之間進行控制操作數(shù)據(jù)交換 MMS ⑦ 站控層和遠方工作員站之間進行數(shù)據(jù)通信 MMS ⑧ 間隔層之間直接數(shù)據(jù)交流（能夠快速實現(xiàn)如聯(lián)鎖等功能） GOOSE ⑨ 站控層設備之間相互進行數(shù)據(jù)交換 MMS ⑩ 站控層設備與遠方調(diào)度中心之間進行控制數(shù)據(jù)交換 MMS （2）信息的上傳 過程層設備：互感器把采集到的實時電氣量傳輸?shù)胶喜卧b置，通過光纖從過程層組網(wǎng)口接入過程層網(wǎng)絡。合并單元將互感器采集到的實時電氣量通過以SV報文傳輸?shù)竭^程層網(wǎng)絡中。智能終端裝置把檢測到的一次設備狀態(tài)信息以GOOSE報文傳輸?shù)竭^程層網(wǎng)路中。智能終端裝置通過光纖從過程層組網(wǎng)口分別接入

42、過程網(wǎng)路。 間隔層設備：保護裝置在過程層網(wǎng)絡中獲取GOOSE報文與SV報文，通過GOOSE報文可以知道一次電氣設備的狀態(tài)位置，通過SV報文可以準確獲取一次電氣量的實時值。保護裝置通過光纖從過程層組網(wǎng)口分別接入過程層網(wǎng)絡，同時通過站控層組網(wǎng)口接入站控層網(wǎng)絡。 測控裝置在過程層網(wǎng)絡中獲取GOOSE報文與SV報文，通過GOOSE報文可以知道一次電氣設備的狀態(tài)位置，通過SV報文可以準確獲取一次電氣量的實時值。測控裝置會把收到的電氣量實時值以及一次設備的狀態(tài)信息以MMS報文的形式傳輸?shù)秸究貙泳W(wǎng)絡中。裝置通過纖從過程層組網(wǎng)口分別接入過程層網(wǎng)絡，同時通過站控層組網(wǎng)口分別接入站控層網(wǎng)絡。 另外，各層設備

43、之間會根據(jù)彼此的通信狀態(tài)，判斷設備是否處于通信異常狀態(tài)。過程層設備的通信異常狀態(tài)會通過過程層網(wǎng)絡以GOOSE報文的形式傳達到間隔層的測控裝置，然后測控裝置會通過站控層網(wǎng)絡以MMS報文像是傳達到站控層設備。 （3）命令的下達。 站控層設備：主機可以通過站控層網(wǎng)絡把指令傳達到間隔層的測控裝置，測控裝置會把接收到的指令以GOOSE報文形式傳輸?shù)竭^程層網(wǎng)絡，相應的智能終端裝置會接受該GOOSE報文，然后根據(jù)指示執(zhí)行命令，通過控制回路把動作命令傳達至一次設備。 間隔層設備：保護裝置通過過程層網(wǎng)絡接收SV報文與GOOSE報文，如果發(fā)現(xiàn)有故障量出現(xiàn)，保護會根據(jù)自身的保護邏輯來判斷是否需要采取動作。如果

44、需要動作，保護裝置將包含動作命令信息的GOOSE消息發(fā)送到站控層網(wǎng)絡。 過程層設備：智能終端裝置會接受GOOSE報文，然后按照指示執(zhí)行命令，通過控制回路把動作命令傳達至一次設備。 4.2監(jiān)控系統(tǒng)網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)設計 （1）組網(wǎng)原則 根據(jù)數(shù)字化變電站的通信體系，冗余配置星形以太網(wǎng)架構(gòu)。 （2）站控層網(wǎng)絡 采用雙星形拓撲結(jié)構(gòu)，以太網(wǎng)方式運行。采用GOOSE、MMS共網(wǎng)傳輸報文。MMS上傳來自于間隔層設備的保護及測控動作的信息和過程層一次設備狀態(tài)信息、下達站控層后臺操作命令等。GOOSE報文主要傳輸操作的閉鎖信息、五防聯(lián)動等。圖4.2所示為站控層組網(wǎng)。 圖4.2站控層組網(wǎng)示意圖 （3）過

45、程層網(wǎng)絡 過程層與間隔層的網(wǎng)絡設計，應該符合IEC61850相關變電站系統(tǒng)分層結(jié)構(gòu)。 網(wǎng)絡拓撲結(jié)構(gòu)采用雙星形結(jié)構(gòu)，采用GOOSE 和 SV 合并組成 A、B 雙網(wǎng)，共網(wǎng)共口方式傳輸報文。 雙重化配置的設備，每個設備應單獨配置 GOOSE/SV 口，分別接入過程層網(wǎng)絡A、B網(wǎng)，如圖4.3所示主變壓器保護組網(wǎng)； 圖4.3主變壓器保護組網(wǎng)示意圖 單套配置的設備，應雙重化配置 GOOSE/SV 口，兩個 GOOSE/SV 口應分別接入過程層網(wǎng)絡A、B網(wǎng)。如圖4.4所示線路保護組網(wǎng)。 圖4.4線路保護組網(wǎng)示意圖 SV報文主要傳輸站內(nèi)設備的電氣量信息。GOOSE報文傳輸?shù)臓?/p>

46、態(tài)開關，控制命令，報警消息等。圖4.5是過程層網(wǎng)絡示意圖。圖4.4為過程層組網(wǎng)示意圖。 圖4.5過程層組網(wǎng)示意圖 4.3交換機配置 配置原則：按照接入設備的數(shù)量以和所在的電壓等級配置交換機的臺數(shù)，雙重化配置。每臺交換機留有10%以上備用口，根據(jù)需要按比例配置光口與電口。 （1）站控層交換機 具體配置：站控層網(wǎng)絡交換機使用羅杰康RSG2300交換機圖，二次設備室配置4臺站控層交換機（A, B網(wǎng)各1臺），另外兩臺作為備用。布置在站控層MMS網(wǎng)絡柜。4.6為RSG2300交換機示意圖。 圖4.6羅杰康RSG2300交換機示意圖 （2）過程層交換機 具體配置：過程層網(wǎng)絡使用

47、10KTR-HSP-TF交換機，過程層網(wǎng)絡配置4臺過程層交換機（A, B網(wǎng)各2臺）。4臺交換機分別安裝于過程層交換機柜。圖4.7為10KTR交換機的示意圖。 圖4.7交換機10KTR示意圖 根據(jù)數(shù)字化變電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)的組網(wǎng)方案完成對交換機端口的進行設計，站控層交換機與過程層交換機端口接線圖見附圖。 第五章 二次圖紙的識讀 5.1二次回路接線圖 二次接線圖是用特定的字符、符號和圖形顯示二次設備之間的連接關系的電氣圖。二次接線圖的表示方法可以分為以下三類： （1）歸總式道理接線圖 將一次設備與二次設備以總體形式表示，并且畫出各元件之間的銜接回路。優(yōu)點：識圖者能夠從整

48、體上認識二次回路的原理。缺點：無法指定元件之間的特定連接。 （2）展開接線圖簡稱展開圖 展開接線圖的二次回路按交流和直流分開畫，且電路的每個元件在回路中又被分解為若干部分。在展開圖中，無論元件、線圈和觸點等都應按規(guī)定的文字符號依電流通過的方向，展開圖按照由上至下，由左至右順序排列起來，附有文字表示回路的作用，最后構(gòu)成完整展開圖， （3）安裝接線圖 安裝接線圖是在展開接線圖基礎上進一步繪制而得，便于二次設備施工和維護。安裝接線圖包含以下四類： 1） 屏面布置圖是二次設備在屏幕上安裝的重要依據(jù)，它代表了保護與控制屏二次設備在屏面的布局情況。如圖5.1所示。 2）屏后接線圖表示屏內(nèi)端子排

49、的連接情況以及設備與端子之間的連接情況。 3）端子排圖。端子排由許多接線端子構(gòu)成，可以根據(jù)需要通過導線連接屏內(nèi)設備或屏外設備。如圖5.2端子排連接圖。 4）電纜聯(lián)系圖表示配電裝置端子箱與二次屏臺之間的連接關系，注明電纜編號、長度和規(guī)格。 圖5.1屏面布置圖 圖5.2端子排連接圖 5.2識圖方法 （1）首先掌握一次設備保護基本原理及功能，再查找設備之間的連接元件。 （2）先看交流回路中電氣量的變化，再從直流回路中找原因。 （3）交流回路應從交流電源著手，直流回路查找對應繼電器的線圈。 （4）查找到繼電器線圈，對

50、應觸頭所在的回路。值得注意的是可能有其他繼電器線圈在這個回路，這也將導致接觸連接到其他功能回路。 （5）對于安裝接線圖，看圖順序應由上至下，由左至右，同時聯(lián)系屏外設備一起看。 5.3站控層交換機柜原理圖 （1）屏面布置圖 該圖說明屏正面中央布置4臺交換機,交換機的型號采用羅杰康RSG2300，帶4個ST光口。屏背面從上到下的依次是5個自動空氣開關（1個KG、4個DK）并排放置、一個照明燈、4臺交換機、光纖配線箱以及光纜固定分支接地器。屏背右邊為公共端子分別為交流電源、信號以及直流電源，仍有空位。屏左邊未接設備。圖5.3所示屏面布置圖。 圖5.3屏面布置圖 （2）交換機交直流

51、回路圖 直流電源回路圖說明，當自動空氣開關DK合上ZD端子與40n交換機的電源端口連接，直流電源回路導通。圖5.4所示交換機直流回路原理圖。 圖5.4交換機1直流回路圖 直流消失回路圖說明通過40YD端子連接交換機的D9與的D10接口，當交換機出現(xiàn)直流電源消失，RELAY1常閉觸點斷開，交換機D9與D10顯示失電告警，發(fā)出直流消失告警信號。圖5.5所示交換機直流消失回路圖 圖5.5交換機直流消失回路圖 交流電源回路說明通過JD交流電源端子，加220V交流電壓，自動空氣開關KG閉合，交流電源回路導通，照明燈發(fā)光。圖5.6所示為交流電源回路。 圖5.6交流電源回路 （3）

52、RSG2300交換機背面接線圖（1-40n） 圖5.7所示交換機1的背面接線圖。該圖說明交換機共有4個ST光口，28個電以太網(wǎng)端口，PS（power supply）通過自動空氣開關DK與直流電源端子ZD相連。D9與D10接口通過直流消失信號端子40YD發(fā)出失電告警。 交換機1-40n S1光口RX和TX配置兩米多模ST-ST跳線與光纖配線箱J1-A的光配端口A01與A02 連接，通過4芯多模光纜至35kVMMS網(wǎng)絡柜A網(wǎng)交換機的配線箱。 交換機1-40n S2光口RX和TX配置兩米多模ST-ST跳線與光纖配線箱J1-A的光配端口A01與A02連接，通過4芯多模光纜至10kVMMS網(wǎng)絡柜A

53、網(wǎng)交換機的配線箱。 圖5.7 交換機背面接線圖（1-40n） （4）RSG2300交換機背面接線圖（2-40n） 圖5.8所示為2號交換機背面接線圖。該圖說明交換機共有4個ST光口，28個電以太網(wǎng)端口，PS（power supply）通過自動空氣開關DK與直流電源端子ZD相連。D9與D10接口通過直流消失信號端子40YD發(fā)出失電告警。2號交換機作為備用。 圖5.8交換機背面接線圖（2-40n） （5）RSG2300交換機背面接線圖（3-40n） 圖5.9所示為3號交換機背面接線圖。該圖說明交換機共有4個ST光口，28個電以太網(wǎng)端口，PS（power supply）通過自動空

54、氣開關DK與直流電源端子ZD相連。D9與D10接口通過直流消失信號端子40YD發(fā)出失電告警。 交換機3-40n S1光口RX和TX配置兩米多模ST-ST跳線與光纖配線箱J1-A的光配端口A01與A02連接，通過4芯多模光纜至35kVMMS網(wǎng)絡柜B網(wǎng)交換機的配線箱。 交換機3-40n S2光口RX和TX配置兩米多模ST-ST跳線與光纖配線箱J1-A的光配端口A01與A02連接，通過4芯多模光纜至10kVMMS網(wǎng)絡柜B網(wǎng)交換機的光纖配線箱。 圖5.9交換機背面接線圖（3-40n） （6）RSG2300交換機背面接線圖（4-40n） 圖5.10所示為4號交換機背面接線圖。該圖說明交換機

55、共有4個ST光口，28個電以太網(wǎng)端口，PS（power supply）通過自動空氣開關DK與直流電源端子ZD相連。D9與D10接口通過直流消失信號端子40YD發(fā)出失電告警。4號交換機作為備用。 圖5.10交換機背面接線圖（4-40n） （7）公共端子圖 說明直流電源端子ZD與空氣開關DK的連接關系、YD端子與交換機D9與D10接口的連接關系、交流電源（220V）端子JD與自動空氣開關KG與照明燈的連接關系。站控層交換機公共端子圖見附圖。 同時給出自動自動空氣開關DK、KG以及照明燈的端子連接關系。如圖5.11所示。 圖5.11開關及照明燈與端子連接圖 （8）網(wǎng)絡

56、設備示意圖 圖5.12所示光配端口連接示意圖。光纖配線箱共24個光配端口，J1-A與J1-B分別12個。選用光配端口A01與A02將交換機1-40n S1光口與35kVMMS網(wǎng)絡柜A網(wǎng)交換機相連。選用光配端口A05與A06將交換機1-40n S2光口與10kVMMS網(wǎng)絡柜A網(wǎng)交換機相連。選用光配端口B01與B02將交換機3-40n S1光口與35kVMMS網(wǎng)絡柜B網(wǎng)交換機相連。選用光配端口B05與B06將交換機3-40n S2光口與10kVMMS網(wǎng)絡柜B網(wǎng)交換機相連。其余光配端口作為備用。 圖5.12光配端口連接圖 （9）10kV室站控層網(wǎng)絡屏網(wǎng)絡設備示意圖 選用光配端口A1~

57、A4將10kVMMS網(wǎng)絡柜A網(wǎng)交換機與站控層A網(wǎng)交換機相連。選用光配端口A5~A8將10kVMMS網(wǎng)絡柜B網(wǎng)交換機與站控層B網(wǎng)交換機相連。選用光配端口A9~A12將10kVMMS網(wǎng)絡柜交換機與站控層交換機GPS對時系統(tǒng)相連。圖5.13為光配端口連接示意圖。 圖5.13光配端口連接示意圖 5.4過程層交換機柜原理圖 （1）屏面布置圖 圖5.14所示為屏面布置圖，屏正面為4臺交換機共組一塊屏，交換機的型號10KTR-HSP-TF，屏下方布置96口DF1光纖配線架與36口DF2光纖配線架（共132口）。屏背面從上到下的依次BD照明燈(AC220V）、直流空氣開關（8個DK）與交流空氣開關

58、（Q21），4臺交換機背面，DF1與DF2光配端口。左側(cè)為光纖配線架，右側(cè)端子分別為MD電源、GJ告警輸出、CZ多功能排插(AC220V）。 圖5.14屏面布置圖 （2）交換機屏電源接線圖 直流電源回路圖說明采用雙電源供電的模式，當直流空氣開關合上，來自外部電源DC220V通過端子MD與交換機PS連接構(gòu)成雙直流電源回路，保證供電可靠性。如圖5.15為交換機1直流電源回路。 圖5.15為交換機1直流電源回路 照明插座回路圖說明，當交流開關Q21合上，通過電源端子MD與AC220V電源和照明燈BD相連接，照明回路導通。同時也可以通過電源端子MD與多功能排插CZ連接，給其他設備

59、供電（AC220V）。如圖所示5.16為照明插座回路。 圖5.16為照明插座回路 （3）端子排接線圖 該接線圖說明MD電源端子與DC220V、自動空氣開關DK、交流電源220V、交流空氣開關、多功能排插CZ以及交換機正極與負極接口等的連接關系。 當交換機出現(xiàn)硬件故障時，交換機會發(fā)出告警信號。GJ告警輸出端子與交換機背面的H/W硬件故障告警接口相連接。過程層交換機端子排接線見附圖。 （4）交換機圖 圖5.17為交換機背面及正面圖。該圖說明交換機的尺寸，給出了背面布置圖以及正面布置圖。 圖5.17為交換機背面及正面圖 背面從左到右依次為ALARM模塊H/W為硬件故障告警

60、，H/W為常開接點，S/W為軟件故障告警，S/W為常閉接點。電源供電模塊采取雙電源SP1與SP2。A,B模塊為千兆SFP光口（LC）；模塊C,D,E,F,G,H,I,J為百兆光口。 5.5變壓器組網(wǎng) 5.5.1變壓器保護測控柜組網(wǎng) （1）MMS網(wǎng)絡圖 保護測控柜內(nèi)的保護裝置1n與測控裝置21n通過各自的電以太網(wǎng)端口與MMS交換機相連。圖5.18所示MMS網(wǎng)絡圖 圖5.18 MMS網(wǎng)絡圖 （2）SV GOOSE網(wǎng)絡回路圖 保護裝置1n通過插件1上RX與TX光口經(jīng)4芯多模光纜于過程層GOOSE/SV交換機相連。測控裝置21n分別通過插件插件2上RX與TX光口經(jīng)4芯多模光

61、纜于過程層GOOSE/SV交換機相連。如圖5.19所示SV GOOSE網(wǎng)絡回路圖。 圖5.19 SV GOOSE網(wǎng)絡回路圖 （3）合并單元與過程層組網(wǎng) 合并單元通過3X插件上ET與ER端口通過光纖連接至配線箱與過程層交換機相連。圖5.20所示合并單元與過程層組網(wǎng)。 5.20合并單元與過程層組網(wǎng) （4）光纖配線箱連接示意圖 5.21光纖配線箱連接示意圖 如圖5.21所示光纖配線箱連接示意圖，線纜類型均采用2米多模ST-ST跳線。 保護裝置1n與光纖的接口為插件1上RX與TX光口，光配端口為A07與A08，通過4芯多模光纜至過程層交換機。 測控裝置21n與光纖

62、的接口為插件2上RX與TX光口，光配端口分別為B01與B02、B05與B06，通過4芯多模光纜至過程層網(wǎng)交換機。 合并裝置13n與光纖的接口為插件3上ET與ER端口，光配端口為B09與B010，通過4芯多模光纜至過程層A網(wǎng)交換機。 5.5.2變壓器智能終端柜組網(wǎng) （1）網(wǎng)路及對時回路 三相智能終端1-4n通過RX與TX光口經(jīng)光纖與過程層網(wǎng)絡GOOSE交換機相連。如圖5.22所示網(wǎng)絡及對時回路。 圖5.22網(wǎng)路及對時回路 （2）光纖配線箱連接示意圖 如圖5.23所示光纖配線箱連接示意圖，線纜類型均采用2米多模ST-ST跳線 變壓器智能終端1-4n與光纖的接口為通信插件上RX與

63、TX光口，光配端口為A01與A02，通過4芯多模光纜至過程層A網(wǎng)交換機。 變壓器智能終端1-4n與光纖的接口為通信插件上RX與TX光口，光配端口為B01與B02，通過4芯多模光纜至過程層B網(wǎng)交換機。 圖5.23網(wǎng)路及對時回路 5.6 110kV線路保護柜組網(wǎng) 5.6.1 線路保護柜組網(wǎng) （1）MMS網(wǎng)絡回路圖 線路保護裝置1n通過電以太網(wǎng)端口與站控層MMS交換機相連。圖5.24所示為MMS網(wǎng)絡回路圖。 圖5.24 MMS網(wǎng)絡回路圖 （2）SV GOOSE網(wǎng)絡回路圖 保護裝置1n采樣信息通過插件上RX與TX光口經(jīng)光纜傳輸至過程層交交換機。保護裝置1n差動信息通過插件上

64、RX與TX光口經(jīng)FC/FC跳線至保護光纖通道。圖5.25所示SV GOOSE網(wǎng)絡回路圖。 圖5.25 MMS網(wǎng)絡回路圖 （3）合并單元與過程層組網(wǎng) 110kV線路合并單元通過3X插件上ET與ER端口通過光纖連接至配線箱與過程層交換機相連。圖5.26所示合并單元與過程層組網(wǎng)。 圖5.26合并單元與過程層組網(wǎng) （4）光纖配線箱連接示意圖 如圖5.27所示光纖配線箱連接示意圖，線纜類型均采用2米多模ST-ST跳線 線路保護裝置1n與光纖的接口為X2插件上RXA與TXA光口，光配端口分別為A07與A08、 B01與B02，通過4芯多模光纜至過程層交換機配線箱。 合并裝置13

65、n與光纖的接口為插件3上ER與ET端口，光配端口分別為B05與B06 、B09與B10、，通過4芯多模光纜至過程層A網(wǎng)交換機配線箱。 圖5.27所示光纖配線箱連接示意圖 5.6.2 110kV線路智能終端柜組網(wǎng) （1）網(wǎng)路及對時回路 三相智能終端4n通過管理1插件A與B模塊的RX與TX光口，經(jīng)ST/ST多模跳線與過程層網(wǎng)絡GOOSE交換機相連。如圖5.28所示為網(wǎng)絡及對時回路。 圖5.28網(wǎng)路及對時回路 （2）光纖配線箱連接示意圖 如圖5.29所示光纖配線箱連接示意圖，線纜類型均采用2米多模ST-ST跳線 線路智能終端4n與光纖的接口為管理插件上RX與TX光口，光配

66、端口為A01與A02，通過4芯多模光纜至過程層A網(wǎng)交換機配線箱。 線路智能終端4n與光纖的接口為管理插件上RX與TX光口，光配端口為B01與B02，通過4芯多模光纜至過程層B網(wǎng)交換機配線箱。 圖5.29網(wǎng)路及對時回路 5.7 110kV母線保護柜組網(wǎng) （1）插件示意圖 1nA、2nA、2n3、2n5為母線保護的通信插件。如圖5.30所示。 圖5.30插件示意圖 （2）GOOSE光纖接口布置圖 保護裝置通過插件上的TX與RX光口，選用尾纜或光纖連接至配線架，通過4芯多模光纜與過程層交換機進行連接。如圖5.31所示為GOOSE光纖接口布置。 圖5.31 GOOSE光纖接口布置圖 5.8公用測控柜組網(wǎng) （1）MMS網(wǎng)絡圖 公用測控裝置1-21x、母線測控裝置2-21x、通信單元40x分別通過電以太網(wǎng)端口與站控層MMS交換機相連。如圖5.32所示為MMS網(wǎng)絡圖。 圖5.32 MMS網(wǎng)絡圖 （2）SV GOOSE網(wǎng)絡回路圖 測控裝置1-21x通過通信插件上RX與TX光口，采用多模尾纜與過程層GOOSE/SV交換機相連