110kV數(shù)字化變電站10kV線路測(cè)控保護(hù)電氣工程專業(yè)

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1、 引言 數(shù)字化變電站是可以實(shí)現(xiàn)信息的互相傳輸和統(tǒng)一處理的變電站，變電站基于國(guó)際統(tǒng)一的IEC61850標(biāo)準(zhǔn)，與此同時(shí)，在變電站內(nèi)，控制中心和變電站之間實(shí)現(xiàn)相互協(xié)調(diào)運(yùn)作。隨著國(guó)民經(jīng)濟(jì)的發(fā)展，智能化電網(wǎng)發(fā)展成為主流，變電站必然會(huì)向著完全的數(shù)字化，即一次設(shè)備智能化、模擬信號(hào)光纖化、二次設(shè)備網(wǎng)絡(luò)化發(fā)展。 變電站二次系統(tǒng)包括繼電保護(hù)、自動(dòng)監(jiān)控等功能，這些功能構(gòu)成了整個(gè)變電站的神經(jīng)系統(tǒng)，在整個(gè)變電站中占據(jù)了極為重要的位置。因此，整個(gè)變電站乃至于整個(gè)電力系統(tǒng)能否安全可靠的運(yùn)行很大一部分取決于二次回路能否安全穩(wěn)定的運(yùn)行。而在數(shù)字化變電站中，情況又有所不同，基于標(biāo)準(zhǔn)化、模塊化的網(wǎng)絡(luò)化的二次設(shè)備采用了微機(jī)處理

2、的設(shè)計(jì)，并用光纜代替了傳統(tǒng)的銅纜，極大的減少了元件的使用，提高了可靠性。因此，如何實(shí)現(xiàn)變電站數(shù)字化、二次系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)化是我們當(dāng)下需解決的一個(gè)重要課題。 本文基于本次研究的數(shù)字化變電站，闡述了數(shù)字化變電站的主要結(jié)構(gòu)、功能，闡述了發(fā)展數(shù)字化變電站的意義，在本次設(shè)計(jì)變電站一次部分設(shè)計(jì)的基礎(chǔ)上，主要進(jìn)行了網(wǎng)絡(luò)化的二次部分的設(shè)計(jì)。在二次部分的設(shè)計(jì)中，本文總結(jié)出了相關(guān)的功能和原則，并根據(jù)實(shí)際情況進(jìn)行了適當(dāng)?shù)暮Y選和選擇；設(shè)計(jì)了總體設(shè)計(jì)方案，對(duì)全站進(jìn)行選屏；選擇了全站的保護(hù)配置，并形成了全站保護(hù)配置圖；選擇了10kV線路保護(hù)測(cè)控裝置，并對(duì)二次圖紙相關(guān)功能進(jìn)行了識(shí)讀，對(duì)端子圖進(jìn)行了連接。 本次的畢業(yè)設(shè)計(jì)是對(duì)于我

3、們大學(xué)四年學(xué)習(xí)的融會(huì)貫通，也是首次理論結(jié)合實(shí)際的考慮問題，對(duì)于本論文變電站的設(shè)計(jì)，讓我明白了實(shí)際工程中許多需要實(shí)際考慮的問題。 Introduction The 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

4、 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. Substat

5、ion 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 s

6、afely 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,

7、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 digit

8、al 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 a

9、ccording 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 o

10、f 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 engi

11、neering problems of practical. 第一章 緒論 1.1 發(fā)展數(shù)字化變電站的意義 隨著國(guó)家高速發(fā)展，電網(wǎng)高度普及，變電站綜合自動(dòng)化技術(shù)發(fā)展已趨于穩(wěn)定，可以實(shí)現(xiàn)變電站無人值守和信息的交互，但綜合變電站自動(dòng)化技術(shù)發(fā)展至今，其許多不足也漸漸暴露出來，主要包括一次設(shè)備的限制，大量復(fù)雜的雙電纜導(dǎo)致誤操作，通信協(xié)議不統(tǒng)一等。 電作為國(guó)民經(jīng)濟(jì)生活中不可或缺的一部分，可以說，電網(wǎng)是否正常運(yùn)行關(guān)系著國(guó)民經(jīng)濟(jì)的命脈。在這種情況下，如何保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定的運(yùn)行及如何提高電網(wǎng)效率成了當(dāng)下急需解決的問題。 而數(shù)字化變電站，就是把傳統(tǒng)變電站中的模擬信息轉(zhuǎn)換為數(shù)字信息，并建立基于國(guó)際

12、統(tǒng)一的IEC61850標(biāo)準(zhǔn)，解決了自動(dòng)化變電站的不足。 1.2 數(shù)字化變電站的現(xiàn)狀及未來發(fā)展趨勢(shì) 1.2.1 國(guó)內(nèi)數(shù)字化變電站的發(fā)展過程 1995年，德國(guó)提出以統(tǒng)一的IEC61850規(guī)約設(shè)計(jì)變電站。之后二十年內(nèi)，隨著自動(dòng)化技術(shù)、通信技術(shù)、電子互感器技術(shù)的不斷發(fā)展，數(shù)字化變電站也漸漸從理論走向?qū)嶋H。 自2000年起，變電站自動(dòng)化理論在國(guó)內(nèi)被提出，IEC61850的轉(zhuǎn)化被列為建設(shè)變電站的重點(diǎn)工作。同一時(shí)期，隨著通信技術(shù)、自動(dòng)化技術(shù)等提升，自動(dòng)化變電站得到了廣泛的應(yīng)用。綜合自動(dòng)化變電站采用二層式分布控制結(jié)構(gòu)，即采用站控層實(shí)現(xiàn)全站控制，間隔層實(shí)現(xiàn)就地單元控制，基本實(shí)現(xiàn)了無人值守的模式。但傳

13、統(tǒng)變電站仍存在著設(shè)備間不具有互操作性、信息難互通、二次設(shè)備電纜多影響可靠性、設(shè)備復(fù)雜難以擴(kuò)建等問題。 1.2.2 數(shù)字化變電站的現(xiàn)狀 2004年，我國(guó)第一次推動(dòng)了基于IEC61850的建設(shè)的大規(guī)?；ゲ賹?shí)驗(yàn)獲得成功， 2005年，首臺(tái)采用IEC61850規(guī)約的數(shù)字化變電站投入運(yùn)行，此后，從110kV到500kV，數(shù)字化變電站的規(guī)模逐漸擴(kuò)大，智能電網(wǎng)也得到了越來越深入的發(fā)展。目前國(guó)內(nèi)已經(jīng)投入建設(shè)了許多成功運(yùn)行的數(shù)字化變電站，其主要有兩種模式： （1）220kV以上變電站 間隔層以上應(yīng)用基于IEC61850規(guī)約的建設(shè)模式，在間隔層和站控層之間的通信采用標(biāo)準(zhǔn)化，采用映射到MMS的方法，較少

14、涉及過程層的改造。 （2）220kV及以下變電站 采用過程層以上應(yīng)用IEC61850規(guī)約的模式，數(shù)字化程度進(jìn)一步影響到過程層和一次設(shè)備，但由于一次設(shè)備智能化不完全，多采用智能開關(guān)和傳統(tǒng)互感器相結(jié)合的模式。 目前，國(guó)內(nèi)數(shù)字化變電站尚未發(fā)展成熟，亦存在著許多缺陷，如全站實(shí)驗(yàn)案例較少；信息技術(shù)發(fā)展還不完善，35/10kV無法采用標(biāo)準(zhǔn)規(guī)約，仍需轉(zhuǎn)換；一次設(shè)備智能化發(fā)展不全面，仍采用智能終端與傳統(tǒng)開關(guān)相結(jié)合的模式；出于可靠性問題的考慮，網(wǎng)絡(luò)的改造較為謹(jǐn)慎，采用冗余較多；電子互感器技術(shù)還未成熟，電子互感器的投入使用也較為保守等等。 1.2.3 數(shù)字化變電站的未來發(fā)展 而在未來數(shù)字化和智能化發(fā)

15、展的大潮中，變電站必然會(huì)向著完全的數(shù)字化發(fā)展，即一次設(shè)備的回路完全由微機(jī)處理代替；傳統(tǒng)的模擬信號(hào)完全由數(shù)字信號(hào)和光纖代替；二次設(shè)備采用高速標(biāo)準(zhǔn)的網(wǎng)絡(luò)通信；全站，包括站與站之間采用統(tǒng)一的通信標(biāo)準(zhǔn)實(shí)現(xiàn)自由通信。在智能電網(wǎng)建設(shè)的大背景下，變電站最終必然會(huì)發(fā)展成為理想的數(shù)字化變電站，并完全實(shí)現(xiàn)一次側(cè)智能化，二次側(cè)網(wǎng)絡(luò)化的變電站。數(shù)字化變電站可以極大提高工作效率、降低人工運(yùn)作所帶來的誤差和低效，使電網(wǎng)更高效穩(wěn)定的運(yùn)行。 總而言之，隨著技術(shù)理念的提高和實(shí)戰(zhàn)經(jīng)驗(yàn)的積累，再加上各類自動(dòng)化技術(shù)不斷發(fā)展和應(yīng)用，智能化，自動(dòng)化，數(shù)字化的變電站已成為未來的發(fā)展趨勢(shì)。 1.3 數(shù)字化變電站10kV線路測(cè)控保護(hù) 配

16、電網(wǎng)作為電力系統(tǒng)中的重要組成部分，它的規(guī)模大，涵蓋廣，直接延伸至各個(gè)用電負(fù)荷中心，負(fù)責(zé)電能的分配。因此，其是否安全穩(wěn)定運(yùn)行直接影響到人們經(jīng)濟(jì)生活中的電能質(zhì)量，對(duì)整個(gè)電力系統(tǒng)是否安全穩(wěn)定運(yùn)行有著極其重要的意義。 作為供電系統(tǒng)中的一部分，10kV配網(wǎng)線路最多，最為繁雜，為提高10kV線路的安全可靠性，對(duì)其二次系統(tǒng)的研究及其重要。而微機(jī)保護(hù)極大的簡(jiǎn)化了復(fù)雜的電纜回路，對(duì)提高10kV線路的可靠性有著極為重要的作用。 目前所廣泛采用的10kV線路測(cè)控保護(hù)裝置是“四合一”一體化裝置，即集成保護(hù)、測(cè)控、智能終端、合并單元功能的，采用了工具化和模塊化的開發(fā)方法的一體化設(shè)備。 1.4 變電站工程概況 （

17、1）出線電壓等級(jí)、出線回路、出線方向 本變電站有110kV，35kV及10kV三種電壓等級(jí)。 110kV出線4回， 35kV出線8回， 10kV出線24回。 （2）主變壓器規(guī)模及參數(shù) 最終容量240MVA，本期140MVA。 主變壓器規(guī)范： 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）主接線形式 110kV采用單母線分段接線，

18、本期建設(shè)單母線接線， 35kV采用單母線分段接線，本期建設(shè)單母線接線， 10kV采用單母線分段接線，本期建設(shè)單母線接線。 詳細(xì)見附圖一 變電站電氣主接線。 1.5 本論文主要工作 本課題以某變電站作為對(duì)象，主要開展了以下幾方面的工作： （1）查閱相關(guān)文獻(xiàn)，了解數(shù)字化變電站的發(fā)展、結(jié)構(gòu)、特點(diǎn)，及設(shè)計(jì)數(shù)字化變電站主要內(nèi)容、方法及步驟。識(shí)讀一次部分圖紙，做好設(shè)計(jì)前理論知識(shí)的準(zhǔn)備，并歸納形成數(shù)字化變電站設(shè)計(jì)的基本步驟及流程。 （2）數(shù)字化變電站二次部分的設(shè)計(jì)。閱讀安全規(guī)程，了解二次側(cè)的設(shè)計(jì)原則和具體步驟。包括設(shè)計(jì)了數(shù)字化網(wǎng)絡(luò)的連接（即如何接入三層兩網(wǎng)），總結(jié)了二次部分功能及設(shè)計(jì)原則，設(shè)計(jì)

19、了組屛方案的設(shè)計(jì)以及繼保測(cè)控裝置的配置選型等。 （3）分析10kV線路的具體保護(hù)測(cè)控裝置的選型，其具備什么樣的功能，在二次網(wǎng)絡(luò)中處于什么位置，及如何與其他二次設(shè)備及相關(guān)一次設(shè)備之間的通信。 （4）識(shí)讀二次部分圖紙，弄懂其邏輯圖及端子排的走向并進(jìn)行連接，以注釋的形式標(biāo)注在端子排中。 1.6 本章小結(jié) 本章主要概述了發(fā)展數(shù)字化變電站意義和背景，介紹了本次設(shè)計(jì)變電站的基本概況，闡述了本論文所做的主要工作，為接下來的設(shè)計(jì)工作做好準(zhǔn)備。 第二章 數(shù)字化變電站概述 2.1 數(shù)字化變電站的特點(diǎn) 數(shù)字化變電站的基本特征是一次設(shè)備智能化和二次設(shè)備網(wǎng)絡(luò)化，由三層（過程層、間隔層、站控層）兩網(wǎng)構(gòu)建二

20、次網(wǎng)絡(luò)，由電子式互感器、智能化開關(guān)、智能終端等代替?zhèn)鹘y(tǒng)的一次設(shè)備。 數(shù)字化變電站的建設(shè)基于國(guó)際通用的規(guī)約IEC6185，能夠?qū)崿F(xiàn)變電站不同層之間、變電站與變電站之間消息的互相傳遞。 過程層以網(wǎng)絡(luò)通信平臺(tái)為基礎(chǔ)，采用電子式互感器等具有數(shù)字化接口的智能化的一次設(shè)備，能夠?qū)崿F(xiàn)變電站控制命令、監(jiān)測(cè)信號(hào)、保護(hù)跳閘命令的數(shù)字化采集、傳輸、處理和共享。 數(shù)字化變電站具有以下特征： 2.1.1 基于IEC61850規(guī)約 IEC61850規(guī)約作為電力系統(tǒng)自動(dòng)化領(lǐng)域唯一全球通用的標(biāo)準(zhǔn)，實(shí)現(xiàn)了智能變電站的工程標(biāo)準(zhǔn)化，使得智能變電站的設(shè)計(jì)工程變得規(guī)范、統(tǒng)一，對(duì)于智能化變電站發(fā)展具有不可替代的作用。 它將智

21、能化變電站明確的劃分為三層，即過程層、間隔層和站控層，為不同層之間通信定義了明確的接口，也使系統(tǒng)內(nèi)變電站直接的互通更為便利。 2.1.2 數(shù)據(jù)采集數(shù)字化 即采用電子式的電能互感器，傳統(tǒng)式的互感器存在著各種缺陷，如體積大、絕緣復(fù)雜、易飽和等。而電子式互感器用數(shù)字量代替了傳統(tǒng)的模擬量，一次設(shè)備通過光纖和以太網(wǎng)，將信號(hào)傳給二次設(shè)備，即克服了傳統(tǒng)互感器所存在的缺陷，提高了測(cè)量精度和可靠性。 2.1.3 一次設(shè)備智能化 采用數(shù)字信號(hào)代替模擬量，電子式互感器和智能開關(guān)代替?zhèn)鹘y(tǒng)的一次設(shè)備，光纖和以太網(wǎng)代替?zhèn)鹘y(tǒng)接線進(jìn)行傳輸，減少了一次設(shè)備的體積，克服了繁雜的接線帶來的影響，同時(shí)極大提高了測(cè)量的精確度。

22、 2.1.4 二次設(shè)備網(wǎng)絡(luò)化 采用“三層兩網(wǎng)”的通信網(wǎng)絡(luò)代替控制電纜，實(shí)現(xiàn)數(shù)據(jù)共享，同時(shí)極大的簡(jiǎn)化了設(shè)備，提高了可靠性。 2.1.5 傳輸光纖化 利用光纖代替?zhèn)鹘y(tǒng)電纜進(jìn)行信息的傳輸，極大的簡(jiǎn)化了電路，同時(shí)提高了接線的提高了可靠性，便于二次擴(kuò)建。 2.2 數(shù)字化變電站的結(jié)構(gòu) 圖2.2 數(shù)字化變電站簡(jiǎn)化結(jié)構(gòu)圖 物理結(jié)構(gòu)上，完整的數(shù)字化變電站由三層（站控層，間隔層，過程層）兩網(wǎng)（間隔層網(wǎng)絡(luò)，過程層網(wǎng)絡(luò)）構(gòu)成，結(jié)構(gòu)如圖2.2所示。 2.2.1 構(gòu)成及主要設(shè)備 （1）站控層主要包括主機(jī)，操作員站，五防主機(jī)，遠(yuǎn)動(dòng)裝置，保信子站，同步對(duì)時(shí)系統(tǒng)等設(shè)備。面向全變電站進(jìn)行運(yùn)行管理的中心控制

23、層。 負(fù)責(zé)匯集實(shí)時(shí)數(shù)據(jù)并記錄；按需調(diào)度，接收調(diào)度或控制中心命令下發(fā)到間隔層，過程層；通過全站通信網(wǎng)絡(luò)實(shí)現(xiàn)保護(hù)的功能閉鎖控制；具有監(jiān)視系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)人機(jī)聯(lián)系；對(duì)過程層、間隔層進(jìn)行監(jiān)控和維護(hù)。 （2）間隔層由測(cè)控裝置、繼電保護(hù)裝置、間隔層網(wǎng)絡(luò)設(shè)備以及與站控層網(wǎng)絡(luò)的接口設(shè)備等構(gòu)成，面向單元設(shè)備的就地測(cè)量控制層。 主要包括保護(hù)裝置，測(cè)控裝置，安全自動(dòng)裝置，計(jì)量裝置，錄波裝置等設(shè)備。負(fù)責(zé)間隔層與過程層間實(shí)時(shí)數(shù)據(jù)的匯總與傳輸；包含各種繼電保護(hù)裝置，實(shí)現(xiàn)保護(hù)，各種邏輯功能的判別及發(fā)令；完成自動(dòng)控制，閉鎖及同期操作的判別；實(shí)現(xiàn)數(shù)據(jù)在三層間互通及承上啟下等功能。 （3）過程層包括電子式互感器、智能終端、合并

24、單元等設(shè)備，完成一次信息的采集、數(shù)字化轉(zhuǎn)換及合并。實(shí)現(xiàn)信息采集、傳輸、處理、控制。 過程層主要負(fù)責(zé)采集一次側(cè)電氣量；監(jiān)測(cè)整個(gè)設(shè)備的運(yùn)行狀態(tài)；執(zhí)行站控層和間隔層發(fā)出的控制命令等。 2.2.2 組網(wǎng) 數(shù)字化變電站按三層兩網(wǎng)的方式進(jìn)行組網(wǎng)，采用冗余以太網(wǎng)構(gòu)架，按三星型結(jié)構(gòu)組網(wǎng)，110kV變電站采用共網(wǎng)共口方式，將GOOSE和SV通信網(wǎng)絡(luò)合并組成A、B兩網(wǎng)。（整個(gè)組網(wǎng)系統(tǒng)應(yīng)滿足《變電站二次系統(tǒng)安全防護(hù)方案》的要求。） 圖2.2.2-1 數(shù)字化變電站與傳統(tǒng)變電站組網(wǎng)方式 （1） 站控層網(wǎng)絡(luò)，如圖2.2.2-2。 作為站控層和間隔層之間的網(wǎng)絡(luò)，負(fù)責(zé)各數(shù)字化變電站各功能模塊節(jié)點(diǎn)間的數(shù)據(jù)交換。

25、 站控層與間隔層之間由傳輸報(bào)文MMS和GOOSE通信。MMS是是IEC9506標(biāo)準(zhǔn)所定義的一套用于工業(yè)控制系統(tǒng)的通信協(xié)議的制造報(bào)文規(guī)范。它規(guī)范了工業(yè)領(lǐng)域具有通信能力的智能傳感器、智能電子設(shè)備、智能控制設(shè)備的通信行為，使出自不同制造商的設(shè)備之間具有互操作性。 圖2.2.2-2 站控層網(wǎng)絡(luò) （2）過程層網(wǎng)絡(luò)，如圖2.2.2-3。 作為間隔層和過程層之間的網(wǎng)絡(luò)，負(fù)責(zé)開關(guān)量，模擬量，控制量等信息在網(wǎng)絡(luò)之間相互的傳輸。 間隔層與過程層之間由報(bào)文SV和GOOSE通信。 圖2.2.2-3 過程層網(wǎng)絡(luò) 這里要注意以下兩點(diǎn)： 1）當(dāng)設(shè)備采用雙重化配置時(shí)，雙重化配置的設(shè)備應(yīng)相應(yīng)接入雙GOOSE

26、網(wǎng)絡(luò)；當(dāng)設(shè)備采用單套配置時(shí)，單套配置的設(shè)備應(yīng)配置雙GOOSE接口接入雙GOOSE網(wǎng)絡(luò)。 2）35kV及以下電壓等級(jí)采用就地開關(guān)柜安裝，采用直采直跳的方式。 2.3 數(shù)字化變電站的電氣設(shè)計(jì)概述 2.3.2 設(shè)計(jì)總則 數(shù)字化變電站的設(shè)計(jì)包括一次部分的設(shè)計(jì)和二次部分的設(shè)計(jì)，貴州電網(wǎng)數(shù)字化變電站建設(shè)應(yīng)符合南方電網(wǎng)公司的總體發(fā)展思路，技術(shù)上不低于Q/CSG11006《數(shù)字化變電站技術(shù)規(guī)范》的要求。數(shù)字化變電站建設(shè)應(yīng)兼顧可用產(chǎn)品的技術(shù)水平和未來發(fā)展趨勢(shì)，以確保貴州電網(wǎng)的安全可靠為基礎(chǔ)，降低變電站故障率，考慮運(yùn)行和檢修的便利性，實(shí)現(xiàn)變電站整個(gè)生命周期內(nèi)的綜合成本優(yōu)化。數(shù)字化變電站的設(shè)計(jì)應(yīng)符合以下幾條

27、原則： （1）繼承與發(fā)展相結(jié)合原則 （2）滿足系統(tǒng)安全、可靠、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行的原則 （3）逐步推進(jìn)原則 （4）一致性和互操作原則 （5）保持合理冗余原則 （6）應(yīng)用非傳統(tǒng)互感器原則 （7）通信網(wǎng)絡(luò)的實(shí)時(shí)性和穩(wěn)定性并重原則 （8）實(shí)用性和合理發(fā)展的原則 下面做簡(jiǎn)單介紹。 2.3.2 電氣一次部分的設(shè)計(jì)內(nèi)容及設(shè)計(jì)總則 （1）一次部分設(shè)計(jì)原則 由于數(shù)字化變電站采用開關(guān)與智能終端相結(jié)合的模式，操作控制命令由光纜傳輸實(shí)現(xiàn)，二次系統(tǒng)與配電裝置開關(guān)之間無電氣聯(lián)系，因此，由于數(shù)字化變電站中一次部分和二次部分之間能形成有效可靠的電氣隔離，故絕緣、接地等問題只需考慮一次部分。 本變電站采用單母

28、線分段的接線形式，出110kV，35kV及10kV三種電壓等級(jí)，含一臺(tái)三相三繞組降壓變。 由于本次設(shè)計(jì)主要工作在二次部分，一次部分引用成果（詳見附圖1 變電站一次部分圖紙）。 （2）智能化一次設(shè)備的配置 電氣一次部分包含主要設(shè)備包含了智能開關(guān)、合并單元、電子式互感器等。 1）電子式互感器 由用以傳輸測(cè)量量，供給測(cè)量?jī)x器、儀表和繼電保護(hù)或控制裝置，與傳輸系統(tǒng)和轉(zhuǎn)換器連接的電流、電壓互感器組成。 配置原則： l 110kV 及以上，宜采用傳統(tǒng)式的電子互感器，若符合該站情況技術(shù)條件達(dá)到時(shí)，可采用電子式互感器代替?zhèn)鹘y(tǒng)互感器。 l 主變中性點(diǎn)及主變間隙的電流互感器均宜采用傳統(tǒng)式的電流互感

29、器。 l 10kV/35kV 應(yīng)采用常規(guī)互感器。 根據(jù)配置原則，110kV選用電子式互感器ECT、EVT，10kV/35kV選用低功率互感器LPCT。 2）合并單元 按照時(shí)間相關(guān)的條件將二次轉(zhuǎn)換器的電流、電壓等模擬量進(jìn)行合并的物理單元。 合并單元可以是現(xiàn)場(chǎng)變送器的一部分或是控制室中一個(gè)獨(dú)立單元。 配置原則： l 110kV 及以下電壓等級(jí)除主變各側(cè)外的各間隔合并單元宜單套配置。 l 主變各側(cè)合并單元應(yīng)雙重化配置。 l 中性點(diǎn)、間隙合并單元宜雙套配置。 l 35/10kV 采用戶內(nèi)開關(guān)柜布置時(shí)，間隔合并單元功能由“四合一”一體化裝置完成。 l 10kV/35kV 應(yīng)配置

30、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(jì)量點(diǎn)的間隔，合并單元和智能終端可一體化配置。 根據(jù)配置原則，主變各側(cè)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)不單獨(dú)配置。 3）智能終端 與傳統(tǒng)一次設(shè)備就近安裝，實(shí)現(xiàn)信息采集、傳輸、處理、控制的智能化電子裝置。 配置原則： 1）主變壓器、高壓斷路器和母線設(shè)備（PT 間隔、母線地刀）均宜配置智能終端，電抗器、電容器組、避雷器等可根據(jù)需要配置。 2）110kV 電壓等級(jí)智能終端應(yīng)單套配置（除主變除各側(cè)）。 3）主變各側(cè)智能終端應(yīng)雙重化配置。

31、 4）主變本體智能終端與主變非電量保護(hù)宜一體化配置，宜單套配置。 5）35/10kV 采用戶內(nèi)開關(guān)柜布置時(shí)，智能終端功能由“四合一”一體化裝置完成。 6）在沒有關(guān)口計(jì)量點(diǎn)的間隔，智能終端和合并單元可以一體化配置。 根據(jù)配置原則，主變各側(cè)配置兩套智能終端，110kV出線側(cè)配置一套智能終端， 10kV/35kV側(cè)不單獨(dú)配置。 2.3.2 電氣二次部分的主要設(shè)計(jì)內(nèi)容及總則 這里僅粗略的介紹一下二次部分的設(shè)計(jì)，具體設(shè)計(jì)原則及步驟見第三章。 數(shù)字化變電站系統(tǒng)由站控層設(shè)備、站控層網(wǎng)絡(luò)、間隔層設(shè)備、過程層網(wǎng)絡(luò)及過程設(shè)備三層兩網(wǎng)分層分布式構(gòu)成，協(xié)議采用IEC61850規(guī)約。 110kV數(shù)字化變

32、電站采用常規(guī)的二次設(shè)備配置，包括同期裝置、繼電保護(hù)裝置、測(cè)控裝置、調(diào)度遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)、五防系統(tǒng)、同步對(duì)時(shí)系統(tǒng)、計(jì)量系統(tǒng)、直流電源等。這些裝置全部基于標(biāo)準(zhǔn)化、模塊化的微機(jī)處理設(shè)計(jì)，應(yīng)用標(biāo)準(zhǔn)化的通信網(wǎng)絡(luò)接口，采用邏輯的功能模塊代替常規(guī)功能模塊，實(shí)現(xiàn)數(shù)據(jù)的互通和共享。 110kV及以下的數(shù)字化變電站一般采用單星形網(wǎng)絡(luò)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)。 2.4 本章小結(jié) 本章搜集和整理了數(shù)字化變電站的理論基礎(chǔ)，包括數(shù)字化變電站的特點(diǎn)、物理結(jié)構(gòu)、組網(wǎng)方案及總體設(shè)計(jì)原則等。通過這一章的學(xué)習(xí)準(zhǔn)備，基本了解了數(shù)字化變電站的結(jié)構(gòu)特點(diǎn)，明確了數(shù)字化變電站與傳統(tǒng)變電站不同，大致了解了數(shù)字化變電站的設(shè)計(jì)步驟，為以后的學(xué)習(xí)和論文打好了理論基

33、礎(chǔ)。 第三章 數(shù)字化變電站電氣二次設(shè)計(jì)方案 3.1 數(shù)字化變電站電氣二次部分設(shè)計(jì)細(xì)則 3.1.1同期 （1）功能 1）能夠檢測(cè)并將電壓互感器二次側(cè)電壓的幅值、相角和頻率進(jìn)行比較，自動(dòng)檢測(cè)到同期的瞬間并向斷路器發(fā)出合閘命令，使斷路器能夠進(jìn)行同期合閘，并滿足合閘閉鎖的要求。 2）能在在間隔層完成同期，在站控層對(duì)整個(gè)同期的過程進(jìn)行監(jiān)測(cè)。 3）站控層應(yīng)能對(duì)將進(jìn)行同期合閘的斷路器進(jìn)行檢同期和檢無壓操作，以使斷路器合閘成功。 4）能實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)方控制檢無壓、檢同期功能。 （2）設(shè)計(jì)原則 1）自動(dòng)控制應(yīng)包括程序化操作和調(diào)節(jié)控制, 由站內(nèi)設(shè)定其是否采用，包括電壓無功自動(dòng)控制、主變聯(lián)調(diào)控制以及倒

34、閘操作等。 2）程序化操作和調(diào)節(jié)控制功能應(yīng)相對(duì)獨(dú)立，它可以由運(yùn)行人員投入或退出，而不影響正常運(yùn)行。 3）系統(tǒng)應(yīng)支持在站控層和調(diào)度中心、集控（監(jiān)控）中心下達(dá)的程序化操作命令。 4）系統(tǒng)應(yīng)充分考慮程序化操作的安全性，保證各類程序化操作應(yīng)通過五防校驗(yàn)。 3.1.2 繼電保護(hù)裝置 當(dāng)系統(tǒng)中線路或設(shè)備發(fā)生故障危及電力系統(tǒng)安全運(yùn)行時(shí)，向值班人員發(fā)出警告或直接向所控制的斷路器發(fā)出跳閘命令以保證電力系統(tǒng)安全。繼電保護(hù)裝置應(yīng)滿足可靠性、選擇性、靈敏性和速動(dòng)性的要求。 （1）110kV變電站總體設(shè)計(jì)原則： 1）主變保護(hù)雙重化配置，其余保護(hù)單套配置。 2）主變保護(hù)宜采用保護(hù)、測(cè)控分開獨(dú)立配置。

35、 3）線路、分段保護(hù)宜采用保護(hù)、測(cè)控一體化配置。 4）主變主保護(hù)、各側(cè)后備保護(hù)宜一體化配置。 5）主變非電量保護(hù)、主變本體智能終端應(yīng)一體化配置，宜單套配置。 6）雙重化配置的保護(hù)，對(duì)應(yīng)的合并單元、智能終端應(yīng)雙重化配置。 根據(jù)設(shè)計(jì)原則，本次設(shè)計(jì)的110kV數(shù)字化變電站的110kV主變采用保護(hù)、測(cè)控分開獨(dú)立配置的雙重化配置，對(duì)應(yīng)的合并單元、智能終端也雙重化配置；其余保護(hù)采用保護(hù)、測(cè)控一體化配置的單套配置。 （2）線路保護(hù)裝置原則 1）110kV 變電站的線路保護(hù) SV 和 GOOSE 采用網(wǎng)絡(luò)化模式傳輸，且 SV 和 GOOSE共網(wǎng)共口。 2）組網(wǎng)模式下，保護(hù)裝置至少提供 2

36、個(gè)獨(dú)立的站控層 MMS 以太網(wǎng)接口，2 個(gè)GOOSE 和 SV 共網(wǎng)共口的接口，同時(shí)接入兩個(gè)過程層網(wǎng)絡(luò)，滿足兩個(gè)接口平行運(yùn)行的需求。 3）裝置的 GOOSE 輸出應(yīng)能滿足斷路器分相跳閘，分相起動(dòng)失靈保護(hù)及起動(dòng)穩(wěn)定控制裝置，單相和三相重合閘，重合閘啟動(dòng)以及閉鎖重合閘的要求，并設(shè)置 GOOSE軟壓板。 4）過電壓及遠(yuǎn)跳就地判別裝置應(yīng)能接收 GOOSE 輸入，并采用 GOOSE 輸出至智能終端。 （3）變壓器保護(hù)裝置原則 1）110kV 主變保護(hù)采樣采用網(wǎng)絡(luò)化模式，保護(hù)啟動(dòng)、保護(hù)跳閘和位置開入信息通過 GOOSE 網(wǎng)絡(luò)傳輸。 2）組網(wǎng)模式下，主變保護(hù)至少具備 2 個(gè)獨(dú)立的站控層 MMS

37、 以太網(wǎng)接口，2 個(gè)獨(dú)立的過程層 GOOSE 和 SV 共網(wǎng)共口接口。 3）主變保護(hù)應(yīng)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。 4）主變保護(hù)應(yīng)具有間隔采樣值投退功能。 （4）母線保護(hù)裝置原則 1）110kV 母線保護(hù)宜單重化配置，110kV 變電站宜采用 GOOSE 和 SV 統(tǒng)一組網(wǎng)。 2）在組網(wǎng)模式下，母線保護(hù)具備 2 個(gè)獨(dú)立的站控層 MMS 以太網(wǎng)接口，具備 2 個(gè)獨(dú)立的過程層 GOOSE 以太網(wǎng)接口，具備多個(gè)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)。 3）失靈保護(hù)包含在母差保護(hù)中，不再單獨(dú)設(shè)失靈保護(hù)裝置及

38、相應(yīng)的失靈啟動(dòng)裝置。若 GOOSE 網(wǎng)絡(luò)接收啟動(dòng)失靈中斷，應(yīng)閉鎖相應(yīng)的斷路器的失靈功能。 4）母差保護(hù)應(yīng)具有間隔采樣值投退功能。 5）母線保護(hù)應(yīng)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。 6）在組網(wǎng)模式下，母線保護(hù)采樣宜采用單網(wǎng)接入方式。 （5）35kV/10kV“四合一”一體化裝置配置原則 1）35kV 電壓等級(jí)采用開關(guān)柜安裝，應(yīng)采用“四合一”一體化裝置（除主變 35kV側(cè)外）。 2）10kV 及以下電壓等級(jí)開關(guān)柜安裝時(shí)應(yīng)采用“四合一”一體化裝置（除主變 10kV側(cè)外）。 3）主變 35kV/10kV 側(cè)進(jìn)線配置智能終端和合并單元，其保護(hù)功能由主變

39、保護(hù)完成。 根據(jù)以上配置原則及本站的具體情況，選擇保護(hù)如下： 表3.1.2 保護(hù)裝置的配置 設(shè)備 保護(hù)裝置配置方案 主變 主變縱差保護(hù)、瓦斯保護(hù)、 高壓側(cè)復(fù)合電壓?jiǎn)?dòng)的過流保護(hù)、過負(fù)荷保護(hù)、零序保護(hù) 中壓側(cè)復(fù)合電壓?jiǎn)?dòng)的過流保護(hù)、過負(fù)荷保護(hù)、零序保護(hù) 低壓側(cè)復(fù)合電壓?jiǎn)?dòng)的過流保護(hù)、過負(fù)荷保護(hù)、零序保護(hù) 110kV母線 電流母線差動(dòng)保護(hù)、過電流保護(hù)、過負(fù)荷保護(hù) 110kV線路 線路電流差動(dòng)保護(hù)、階段式零序電流保護(hù)、復(fù)合電壓?jiǎn)?dòng)的過電流保護(hù)、過負(fù)荷保護(hù) 35kV母線 電流母線差動(dòng)保護(hù) 35kV線路 三段式電流保護(hù) 10kV母線 電流母線差動(dòng)保護(hù) 10kV線路

40、 三段式電流保護(hù) 10kV電容器 電流速斷保護(hù)、過電流保護(hù)、電容器不平衡電壓保護(hù)、低電壓保護(hù) 站用變 電流速斷保護(hù)、過電流保護(hù)、過負(fù)荷保護(hù) 全站保護(hù)配置圖見附圖2。 3.1.3 測(cè)控裝置 （1）功能 對(duì)全站線路上的電氣量的測(cè)量和監(jiān)視，并在線路故障時(shí)起保護(hù)作用；對(duì)站內(nèi)設(shè)備上的信號(hào)進(jìn)行監(jiān)視，如開關(guān)刀閘位置，報(bào)警信號(hào)等；對(duì)開關(guān)刀閘進(jìn)行遠(yuǎn)方遙控分合功能。 （2）設(shè)計(jì)原則 1）110kV 電壓等級(jí)測(cè)控裝置宜單套獨(dú)立配置。 2）110kV 電壓等級(jí)測(cè)控裝置宜采用測(cè)保一體化裝置（主變除外）。 3）主變測(cè)控宜采用測(cè)控、保護(hù)獨(dú)立分開配置。 根據(jù)本站配置和設(shè)計(jì)原則，主變保護(hù)、測(cè)控

41、分開配置，其余均采用保護(hù)測(cè)控一體化裝置。 3.1.4 調(diào)度及遠(yuǎn)動(dòng)通信裝置 （1）功能 站內(nèi)數(shù)據(jù)的采集，實(shí)現(xiàn)站內(nèi)不同層直接數(shù)據(jù)互通，并向調(diào)度端發(fā)送；根據(jù)調(diào)度命令，完成對(duì)指定對(duì)象的遙控操作；以信息共享方式與監(jiān)控系統(tǒng)進(jìn)行數(shù)據(jù)交換，通過遠(yuǎn)程指令實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)方操作。 （2）設(shè)計(jì)原則 1）遠(yuǎn)動(dòng)裝置應(yīng)雙重化配置。 2）遠(yuǎn)動(dòng)通信接口數(shù)量的最低要求：變電站的每臺(tái)遠(yuǎn)動(dòng)裝置的遠(yuǎn)動(dòng)接口不少于4個(gè)10M/100M 網(wǎng)絡(luò)接口、2 個(gè)串口。 3）遠(yuǎn)動(dòng)裝置技術(shù)其它要求: l 遠(yuǎn)動(dòng)屏所有設(shè)備均采用直流供電，兩臺(tái)遠(yuǎn)動(dòng)主機(jī)的工作電源應(yīng)取自不同的直流母線段。 l 遠(yuǎn)動(dòng)主機(jī)具備雙機(jī)切換信號(hào)上傳能力（通過公用測(cè)控或其它手段）

42、。 l 遠(yuǎn)動(dòng)裝置應(yīng)具備與調(diào)度中心和站內(nèi) GPS 系統(tǒng)對(duì)時(shí)的功能。 l 具備 SOE、遙控操作事件記錄功能。 根據(jù)本站配置及設(shè)計(jì)原則，遠(yuǎn)動(dòng)裝置采用雙重化配置，分別連接不同的直流母線，并與對(duì)時(shí)系統(tǒng)相連。 3.1.5 五防系統(tǒng) （1）功能 通過對(duì)站內(nèi)信息的檢測(cè)，實(shí)現(xiàn)“五防”，即： 1） 防止誤分、合斷路器； 2） 防止帶負(fù)荷分、合隔離開關(guān)； 3） 防止帶電掛接地線；防止帶地線送電； 4） 防止誤入帶電隔間。 （2）配置原則 1）五防子系統(tǒng)宜與后臺(tái)軟件一體化配置，五防工作站與其中一臺(tái)操作員站宜能實(shí)現(xiàn)互為備用的功能。 2）五防子系統(tǒng)主要包含五防工作站、電腦鑰匙、充電通信控制器、

43、編碼鎖具等，實(shí)現(xiàn)面向全站設(shè)備的綜合操作閉鎖功能。 3）五防子系統(tǒng)應(yīng)具備緊急情況的五防解鎖功能。 根據(jù)本站配置及設(shè)計(jì)原則，五防系統(tǒng)應(yīng)與后臺(tái)軟件一體化配置，并與一臺(tái)操作員站互為備用。 3.1.6 同步對(duì)時(shí)系統(tǒng) （1）功能 為變電站內(nèi)各二次設(shè)備統(tǒng)一時(shí)間基準(zhǔn)；為某些設(shè)備，如電能表提供數(shù)據(jù)同步；使保護(hù)裝置同步。 （2）配置原則 1）一個(gè)變電站應(yīng)配置一套同步對(duì)時(shí)系統(tǒng)，每套同步對(duì)時(shí)系統(tǒng)包括主、從時(shí)鐘源、擴(kuò)展設(shè)備。 2）每套系統(tǒng)的雙時(shí)鐘源，一臺(tái)采用北斗衛(wèi)星作為標(biāo)準(zhǔn)時(shí)鐘源，另一臺(tái)采用 GPS衛(wèi)星作為標(biāo)準(zhǔn)時(shí)鐘源,優(yōu)先采用北斗衛(wèi)星作為對(duì)時(shí)源。 3）GPS 源與北斗源的切換應(yīng)實(shí)現(xiàn)無縫切換，且無

44、跳變。在任何情況下，都盡量避免飛點(diǎn)或亂碼的產(chǎn)生。 4）同步對(duì)時(shí)系統(tǒng)電源應(yīng)支持直流雙電源，支持熱拔插。 5）同步對(duì)時(shí)系統(tǒng)異常應(yīng)提供相應(yīng)的告警信號(hào)給后臺(tái)，宜采用 MMS 報(bào)文方式接入。 6）GPS 源與北斗源運(yùn)行方式要求： l GPS 源與北斗源都鎖定各自衛(wèi)星信號(hào)時(shí)，默認(rèn)北斗源為同步基準(zhǔn)源，且考慮GPS 源與北斗源的初始狀態(tài)到此狀態(tài)的切換，有時(shí)差時(shí)采用步進(jìn)方式實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定輸出(例如初始狀態(tài)為 GPS 衛(wèi)星帶著運(yùn)行，輸出與天上衛(wèi)星時(shí)間有較大偏差)。 l GPS 源鎖定衛(wèi)星信號(hào)，北斗源沒有鎖定衛(wèi)星信號(hào)時(shí)，以 GPS 源為同步基準(zhǔn)源，且考慮 GPS 源與北斗源的初始狀態(tài)到此狀態(tài)的切換，有時(shí)間差時(shí)采

45、用步進(jìn)方式實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定輸出。 l GPS 源沒有鎖定衛(wèi)星信號(hào)，北斗源鎖定衛(wèi)星信號(hào)時(shí)，以北斗源為同步基準(zhǔn)源，且考慮 GPS 源與北斗源的初始狀態(tài)到此狀態(tài)的切換，有時(shí)間差時(shí)采用步進(jìn)方式實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定輸出。 l GPS 源與北斗源都沒有鎖定衛(wèi)星信號(hào)時(shí)，默認(rèn)以北斗源所在守時(shí)時(shí)鐘源為同步基準(zhǔn)源，且考慮 GPS 源與北斗源的初始狀態(tài)到此狀態(tài)的切換，有時(shí)間差時(shí)采用步進(jìn)方式實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定輸出。 7）在組網(wǎng)模式下，采用如下配置： l 在 SV 組網(wǎng)模式下，雙重化配置的主變保護(hù)所對(duì)應(yīng)的合并單元，A、B 套不能同時(shí)用同一個(gè)時(shí)鐘擴(kuò)展裝置。 l 在 SV 組網(wǎng)模式下，如有母線差動(dòng)保護(hù)，各間隔合并單元應(yīng)采用同一個(gè)源的時(shí)鐘擴(kuò)展板

46、對(duì)時(shí)。 根據(jù)本站配置及設(shè)計(jì)原則，站內(nèi)采用一套對(duì)時(shí)系統(tǒng)，每套系統(tǒng)的雙時(shí)鐘源，一臺(tái)采用北斗衛(wèi)星作為標(biāo)準(zhǔn)時(shí)鐘源，另一臺(tái)采用 GPS衛(wèi)星作為標(biāo)準(zhǔn)時(shí)鐘源；組網(wǎng)運(yùn)行時(shí)，A、B套分別接在不同的對(duì)時(shí)系統(tǒng)。 3.1.7 計(jì)量裝置 （1）功能 數(shù)字化電能表能計(jì)量各個(gè)方向的有功無功電量，具有電能計(jì)量、信息儲(chǔ)存及處理、實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)等功能。 （2）配置原則： 1）數(shù)字化電能表宜按間隔配置。 2）宜增加一塊數(shù)字化電能表作為副表使用。 3）技術(shù)要求： l 關(guān)口電能表采用常規(guī)表計(jì)，應(yīng)就地安裝于開關(guān)柜內(nèi)。每一線路的主副電能表應(yīng)垂直排列或水平排列，副表應(yīng)在主表下方或右方。 l 準(zhǔn)確度等級(jí)：滿足有功 0.2S

47、級(jí)（無功 2.0）或 0.5S 級(jí)（無功 2.0）。 l 測(cè)量制式：三相三線或三相四線裝置。 l 通信接口: 數(shù)字化電能表提供至少 1 個(gè)光纖以太網(wǎng)口、1 個(gè)電以太網(wǎng)口和 2 組獨(dú)立的 485 通信串口。 l 數(shù)字化電能表應(yīng)有抵御采樣值接口通信異常的能力：在參比電壓/電流、參比頻率、cosφ =1.0 時(shí)，采樣值報(bào)文以 0.01%的概率丟失采樣值，被試電能表的電能量誤差應(yīng)滿足相關(guān)基本誤差要求。在采樣值網(wǎng)絡(luò)發(fā)生報(bào)文丟幀、錯(cuò)幀等異常工況時(shí)，電能表應(yīng)能正常工作，并發(fā)出警告，記錄相關(guān)事件。 根據(jù)本站配置及設(shè)計(jì)原則，計(jì)量裝置應(yīng)選用準(zhǔn)確度等級(jí)0.2S，三相四線制。 3.1.8 直流電源系統(tǒng)

48、 （1） 功能 為站內(nèi)各裝置提供電源。 （2） 設(shè)計(jì)原則 1）直流網(wǎng)絡(luò)宜采用輻射供電方式。直流負(fù)荷統(tǒng)計(jì)應(yīng)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(fù)荷。 2）對(duì)雙重化配置的繼電保護(hù)使用電子式互感器的傳感模塊、采集單元、合并單元應(yīng)冗余配置，其直流電源應(yīng)分別取自不同段直流母線。 3）對(duì)雙套配置的智能終端，其直流電源應(yīng)分別取自不同段直流母線。 根據(jù)本站配置及設(shè)計(jì)原則，直流網(wǎng)絡(luò)采用輻射方式向各個(gè)部分供電，雙重化配置連接兩條不同直流母線。 3.3 電氣二次部分設(shè)計(jì) 根據(jù)二次部分的設(shè)計(jì)原則，計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)設(shè)計(jì)圖如下： 電

49、子式 電流互 感器 電子式 電壓互 感器 電子式 電壓互 感器 一次 開關(guān) 設(shè)備 一次 開關(guān) 設(shè)備 操作員站 五防工作站 遠(yuǎn)動(dòng)裝置2 主機(jī)1 主機(jī)2 遠(yuǎn)動(dòng)裝置1 GPS源 北斗源 測(cè) 控 主變 保護(hù)A 主變 保護(hù)B 線路 保護(hù) 分段 保護(hù) 母線 保護(hù) 備 自投 計(jì) 量 錄波 網(wǎng)分 規(guī)約 轉(zhuǎn)換 35/10kV四合一 站控層A網(wǎng) 站控層B網(wǎng) 35/10kV 一次 設(shè)備 主變合 并單元A 主變合 并單元B 母線合

50、并單元 間隔合 并單元 主變智 能終端A 主變智 能終端B 間隔智 能終端 過程層A網(wǎng) 過程層B網(wǎng) 3.3.2 二次設(shè)備的組屏和布置 （1）站控層設(shè)備組屏 1）110kV變電站主機(jī)、操作員站可根據(jù)用戶需求組屏安裝或布置在控制臺(tái)上。 2）兩套遠(yuǎn)動(dòng)工作站、宜組1 面屏。 3）規(guī)約轉(zhuǎn)換裝置、公用測(cè)控裝置宜組1 面屏 4）保護(hù)及故障信息子站宜組屏布置。 5）錄波及網(wǎng)絡(luò)通信記錄分析一體化裝置宜組1 面屏。 6）接入調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)的二次安全防護(hù)屏組1 面屏。 7）站控層交換機(jī)可單獨(dú)組1 面屏或與遠(yuǎn)動(dòng)工作站共組1 面屏。 （2）間隔層設(shè)備組屏 間隔層測(cè)控及保

51、護(hù)設(shè)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(shè)置可根據(jù)電壓等級(jí)或配電裝置型式考慮。 當(dāng)采用集中布置方式時(shí)，宜按照以下原則進(jìn)行組屏： 1）110kV 電壓等級(jí) 110kV 電壓等級(jí)采用保護(hù)測(cè)控裝置共用一塊屏的組屏方式，采用電子式互感器的合并單元宜與保護(hù)屏共屏安裝。 每3回線路間隔保測(cè)控裝置可組1面屏。 2）35kV 電壓等級(jí) 35kV電壓等級(jí)應(yīng)采用保護(hù)測(cè)控保護(hù)一體化裝置。 若采用戶外AIS布置，每4個(gè)間隔的單套測(cè)控保護(hù)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(hù)測(cè)控一體化裝置宜就地布置于開關(guān)柜內(nèi)。 3）10kV 電壓等級(jí) 10kV采用戶

52、內(nèi)開關(guān)柜布置時(shí)，保護(hù)測(cè)控一體化裝置宜就地布置于開關(guān)柜內(nèi)。 4）110kV主變壓器 110kV 變電站每臺(tái)主變壓器的保護(hù)、測(cè)控、采用電子式互感器的合并單元可組1面屏。 5）母線、公用測(cè)控屏 l 每個(gè)電壓等級(jí)宜配置 1 臺(tái)公共測(cè)控裝置，按每段母線宜配置1臺(tái)測(cè)控裝置，每個(gè)電壓等級(jí)可共組1面測(cè)控屏。 l 全站配置 1 面公用測(cè)控屏，屏上宜布置2~3臺(tái)測(cè)控裝置，用于站內(nèi)其它公用設(shè)備接入。 6）間隔層交換機(jī) 間隔層網(wǎng)絡(luò)設(shè)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(hù)、測(cè)控屏上。組屏安裝時(shí)，宜考慮光纜的整齊以便于維護(hù)和尾纖的保護(hù)措施，每面交換機(jī)屏交換機(jī)數(shù)量不超過6 臺(tái)。 當(dāng)采用繼電

53、器小室分散布置時(shí)，設(shè)備組柜方式可根據(jù)配電裝置場(chǎng)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(jī)不同屏。 交換機(jī)如采用雙電源，從不同的外部電源供電。 雙網(wǎng)不應(yīng)接在同一個(gè)交換機(jī)上，雙套保護(hù)不宜接入同一個(gè)交換機(jī) （3）過程層設(shè)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(hù)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(jī)宜按網(wǎng)絡(luò)分別組柜，每面柜組不超過6 臺(tái)交換機(jī)。 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(chǎng)。 表3.3.2 選屏安裝配置表

54、 設(shè)備 選屛數(shù)量 備注 站控層 主機(jī)/操作員站 0 安裝在控制臺(tái)上，不單獨(dú)布置 兩套運(yùn)動(dòng)工作站 1 規(guī)約轉(zhuǎn)換/公用測(cè)控 1 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(hù) 1 交換機(jī) 0 與遠(yuǎn)動(dòng)工作站共組，不單獨(dú)布置 間隔層 110kV 2 電子式互感器與保護(hù)共屏，每個(gè)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(hù)測(cè)控一體化裝置，不單獨(dú)布置 10kV 0 采用戶內(nèi)開關(guān)柜布置保護(hù)測(cè)控一體化裝置，不單獨(dú)布置 主變壓器 1 1臺(tái)主變合并單元 母線測(cè)控屏 3 每個(gè)電壓等級(jí)共組1面測(cè)控

55、屏 公用測(cè)控屏 1 全站配置1面 交換機(jī) 2 AB網(wǎng)交換機(jī)不同屏 過程層 電子式互感器合并單元 0 與保護(hù)裝置合并組柜 模擬量接入合并單元 0 與智能終端合并組柜 交換機(jī) 0 按網(wǎng)絡(luò)分別組柜 總共需要14塊屏。 3.4 本章小結(jié) 本章主要闡述了數(shù)字化變電站二次部分的設(shè)計(jì)原則及步驟，通過每一部分功能設(shè)計(jì)原則的闡述、基于本變電站的選型、變電站網(wǎng)絡(luò)的設(shè)計(jì)及各部分配屏等，一步步形成了二次部分的總體設(shè)計(jì)方案，并形成了二次部分總變電站保護(hù)選型的圖紙。  第四章 10kV線路測(cè)控保護(hù)設(shè)計(jì) 4.1 10kV線路測(cè)控保護(hù)構(gòu)成 4.1.1 保護(hù)配置規(guī)程 10kV智

56、能開關(guān)設(shè)備選用智能化的成套開關(guān)柜，配備智能保護(hù)(控制)裝置，這種裝置應(yīng)具有自動(dòng)采集交流量和監(jiān)視斷路器狀態(tài)等功能，并以IEC61850標(biāo)準(zhǔn)與站內(nèi)其他IED進(jìn)行通信。另一種方案是采用常規(guī)的開關(guān)柜，再在開關(guān)柜上加裝基于IEC61850標(biāo)準(zhǔn)的保護(hù)、測(cè)控一體化裝置及智能操作箱來實(shí)現(xiàn)智能開關(guān)柜的功能。 數(shù)字化變電站10kV線路測(cè)控保護(hù)與110kV線路測(cè)控保護(hù)有很大差別，在本次設(shè)計(jì)中，10kV線路測(cè)控保護(hù)采用保護(hù)及測(cè)控一體化設(shè)計(jì)，對(duì)于10kV線路測(cè)控保護(hù)來說，需要三段式電流保護(hù)，小母線接地保護(hù)和防跳、自動(dòng)重合閘等功能，參照《電力裝置的繼電保護(hù)和自動(dòng)裝置設(shè)計(jì)規(guī)范》中對(duì) 3～63kV 中性點(diǎn)非直接接地電力網(wǎng)中

57、的單相接地故障，繼電保護(hù)配置原則的具體規(guī)定。 一款規(guī)定在發(fā)電廠和變電所母線，應(yīng)裝設(shè)單相接地監(jiān)視信號(hào)裝置。一旦電網(wǎng)中發(fā)生單相接地故障，信號(hào)裝置動(dòng)作告警，以便通告運(yùn)行人員及時(shí)處理及尋找故障點(diǎn)。 二款規(guī)定“宜在線路上裝設(shè)有選擇性的單相接地保護(hù)?！睂?duì)有零序電流互感器的線路，或者不能安裝零序電流互感器，而單相接地保護(hù)能夠躲過 電流回路中不平衡電流的影響，也可將保護(hù)裝置接于三相電流互感器構(gòu)成的零序回路中。 三款的規(guī)定，是指在出線回路數(shù)不多，線路又不是特別重要，或裝設(shè)攔發(fā)保護(hù)也難保證有選擇性時(shí)，可以采取依次斷開線路的方法，尋找單相接地在哪條線路。有時(shí)為了快速恢復(fù)對(duì)完好線路的供電，斷開后如無故障，靠自

58、動(dòng)重合閘恢復(fù)供電。 4.1.2 保護(hù)測(cè)控裝置的選型 地區(qū)10kV配網(wǎng)線路供電半徑較長(zhǎng)，線路走廊情況復(fù)雜，有時(shí)因天氣原因，有時(shí)因樹碰電線、車撞電桿等人為因素，有時(shí)因用戶設(shè)備故障、絕緣子損壞等設(shè)備原因?qū)е?0kV線路跳閘故障頻發(fā)。 　?。?）我們地區(qū)10kV電網(wǎng)采用的是小接地系統(tǒng)，從故障相別來分有三種類型，即兩相短路、三相短路、兩相接地短路。 　　從故障持續(xù)時(shí)間來分有兩種類型，即瞬時(shí)性短路故障（重合閘保護(hù)動(dòng)作成功）、永久性短路故障（重合閘保護(hù)動(dòng)作不成功）。 從故障原因來分有兩種類型，即金屬性短路故障、非金屬性短路故障。 配網(wǎng)短路故障原因包括天氣原因、人為原因、動(dòng)植物造成短路、設(shè)備缺陷造

59、成故障、線路負(fù)荷過大、短路故障信號(hào)分析等。 　　目前10kV電網(wǎng)配置的跳閘保護(hù)為過流保護(hù)，保護(hù)類型全部采用微機(jī)三段式過流保護(hù)，按貴州省10kV配網(wǎng)整定指導(dǎo)意見，采用三段式定時(shí)限過流保護(hù)、重合閘等。 保護(hù)裝置CSC-211 數(shù)字式線路保護(hù)測(cè)控裝置含本站所需保護(hù)測(cè)控功能，故選擇保護(hù)測(cè)控一體化裝置CSC-211 數(shù)字式線路保護(hù)測(cè)控裝置。 4.1.3 CSC-211 數(shù)字式線路保護(hù)裝置保護(hù)功能 在保護(hù)方面，CSC-211 數(shù)字式線路保護(hù)測(cè)控裝置具有以下幾個(gè)方面的功能： （1）三段式定時(shí)限過流保護(hù)（可經(jīng)低電壓、方向閉鎖），其中Ⅲ段可整定為反時(shí)限段（整定為反時(shí)限時(shí)，定時(shí)限過流Ⅱ、Ⅲ段保護(hù)自動(dòng)退出

60、）； （2）三段式定時(shí)限零序過流保護(hù)（可經(jīng)方向閉鎖），其中Ⅲ段可整定為反時(shí)限段（整定為反時(shí)限時(shí)，定時(shí)限零序過流Ⅱ、Ⅲ段保護(hù)自動(dòng)退出）； （3）小電流接地選線； （4）過負(fù)荷保護(hù)（是否跳閘可選）； （5）合閘加速保護(hù)（前加速、后加速和手合后加速）； （6）低周減載保護(hù)； （7）低壓解列功能； （8）三相一次重合閘(檢同期、檢無壓或非同期)； （9）手合功能（手合檢同期、檢無壓或非同期）。 4.1.3 CSC-211 數(shù)字式線路測(cè)控裝置測(cè)控功能 在測(cè)控方面，CSC-211 數(shù)字式線路保護(hù)測(cè)控裝置具有以下幾個(gè)方面的功能： （1）15路開入遙信采集、裝置遙信變位、事故遙信；

61、 （2）正常斷路器遙控分合、小電流接地探測(cè)遙控分合； （3）Ua、Ub、Uc、Ia、Ic、P、Q、 cos? 、F 等模擬量的遙測(cè)； （4）正向/反向有功電度，正向/反向無功電度； （5）事件 SOE 記錄； （6）2路脈沖 P、Q 輸入。 除以上保護(hù)測(cè)控功能外，本裝置還具有以下幾個(gè)方面的功能： （1）PT 斷線告警； （2）控母斷線告警； （3）彈簧未儲(chǔ)能告警； （4）故障錄波； （5）32組定值區(qū)。 4.2 保護(hù)原理 4.2.1 過電流元件 三段式定時(shí)限過流保護(hù)各段電流及時(shí)間定值可獨(dú)立整定。過流保護(hù)各段判別邏輯一致，動(dòng)作條件為： （1）MAX ( Ia ,

62、Ib , Ic ) > Idzn ，Idzn 為第 n 段電流定值； （2）延時(shí)到； （3）低電壓元件滿足及過流相的方向條件滿足； 三段式過流保護(hù)用軟壓板投退，在背板端子 X5.7 作為普通遙信時(shí)，可選擇軟硬結(jié)合的壓板模式，此時(shí) X5.7 為三段式過流保護(hù)的硬接點(diǎn)開入。方向元件及低電壓元件由控制字選擇分別投退。下圖是過流Ⅰ段投入方向且低壓閉鎖條件時(shí)，A相過流保護(hù)邏輯圖： 圖4.2.1-1 定時(shí)限過流保護(hù)邏輯圖 過流Ⅲ段可整定為反時(shí)限（此時(shí)過流Ⅱ、Ⅲ段退出），邏輯示意圖如下（以A相過流反時(shí)限為例）： 圖4.2.1-2 反時(shí)限過流保護(hù)邏輯圖 4.2.2 零序過流元件 在

63、25kV及以下經(jīng)小電阻接地系統(tǒng)當(dāng)中，零序電流往往相對(duì)較大，因此，一般采用零序過流經(jīng)延時(shí)跳閘的方法。三段式零序過流元件的實(shí)現(xiàn)方式基本與過流元件相似。 動(dòng)作條件為： （1）零序電流大于定值； （2）延時(shí)到； （3）零序方向條件滿足； 三段定時(shí)限零序過流保護(hù)邏輯示意如下（以零序過流Ⅰ段為例）： 圖4.2.3-1 定時(shí)限零序過流保護(hù)邏輯圖 零序過流Ⅲ可整定為反時(shí)限（此時(shí)零序過流Ⅱ、Ⅲ段退出），保護(hù)邏輯示意圖如下： 圖4.2.3-2 反時(shí)限零序過流保護(hù)邏輯圖 4.2.3 方向元件 方向元件采用 90接線方式，按相起動(dòng)，各相電流元件僅受表 5-3 中所示相應(yīng)方向元件的控制。動(dòng)作區(qū)范

64、圍為 ? 90 < arg U/I < 30，誤差小于2，靈敏角為-30。為消除死區(qū)，方向元件帶有記憶功能。 表4.2.4 方向元件電流電壓對(duì)應(yīng)關(guān)系 圖4.2.4-1 相間方向元件動(dòng)作區(qū)域 零序方向元件動(dòng)作區(qū)為120 < arg 3I0/3U0 < 240，3U0為自產(chǎn)零序電壓，外部3I0端子接線不需倒向，邊緣模糊角度誤差小于5。 圖4.2.4-2 零序方向元件動(dòng)作區(qū)域 4.2.4 加速元件 加速元件可實(shí)現(xiàn)充電手合加速及保護(hù)加速兩種功能，包括過流加速和零序電流加速保護(hù)，其中過流加速可選擇帶低電壓閉鎖（加速元件不考慮方向閉鎖）。保護(hù)加速分為前加速和重合后加速方式，

65、可由控制字選擇，加速保護(hù)用軟壓板投退。 1.手合加速保護(hù)的啟動(dòng)條件為： （1）斷路器在分閘位置的時(shí)間超過 30 秒； （2）無流超過 30 秒； （3）重合閘未充滿電超過 30 秒； （4）斷路器由分閘變?yōu)楹祥l，合于故障。 2.過流加速動(dòng)作條件為： （1）MAX ( Ia , Ib, Ic ) > Idz ，Idz 為加速電流定值； （2）延時(shí)到； （3）低電壓條件滿足。 過流加速低壓閉鎖可用控制字選擇投退。低壓閉鎖投入時(shí)，保護(hù)邏輯受 PT 斷線及控制字 kG1.13 影響；低壓閉鎖退出，保護(hù)邏輯不受 PT 斷線影響。 3.零流加速動(dòng)作條件為： （1）零序電流大于零流加

66、速電流定值； （2）延時(shí)到； 手合過流加速保護(hù)邏輯示意圖如下： 圖4.2.6-1 手合過流加速保護(hù)邏輯 圖4.2.6-2 手合零序加速保護(hù)邏輯 4.2.5 三相一次重合閘 裝置設(shè)有三相一次重合閘功能，并具有檢同期、檢無壓功能。 1.啟動(dòng)條件 （1）保護(hù)跳閘啟動(dòng)； （2）開關(guān)位置不對(duì)應(yīng)啟動(dòng)。 2.閉鎖條件 斷路器合閘時(shí)重合閘開始充電，充電時(shí)間為 15 秒，充電過程中面板重合閘綠燈閃爍，充電滿后綠燈長(zhǎng)亮。滿足以下任一條件，重合閘放電： （1）控制回路斷線后，延時(shí) 10 秒放電； （2）彈簧未儲(chǔ)能端子高電位，延時(shí) 2 秒放電； （3）閉鎖重合閘端子高電位； （4）永跳后（如低周動(dòng)作、低壓解列動(dòng)作、過負(fù)荷動(dòng)作）； （5）手跳或遙跳； （6）檢無壓或檢同期不成功。 3.重合方式 （1）非同期(不檢無壓不檢同期)； （2）檢無壓； （3）檢同期； （4）檢無壓不成功自動(dòng)轉(zhuǎn)入檢同期。 重合閘功能用軟壓板投退，重合方式及同期相別選擇通過控制字整定。檢無壓方式中，當(dāng)控制字 kG2.9=0 時(shí)，