110kV数字化变电站方案Word文档下载推荐.docx
《110kV数字化变电站方案Word文档下载推荐.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《110kV数字化变电站方案Word文档下载推荐.docx（19页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
与常规变电站相比，数字化变电站间隔层和站控层的设备只是通信模型发生了变化，而过程层却发生了较大的改变，由传统的电流、电压互感器、一次设备以及一次设备与二次设备之间的电缆连接，改变为电子式互感器、智能化一次设备、合并单元、光纤连接等方式。
110KV数字化变电站系统结构如图所示：
1.站控层功能
站控层的主要功能是为变电站提供运行、管理、工程配置的界面，并记录变电站内的所有相关信息。
具体如下：
1）汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；
2）按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心，接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；
3）监控系统和远动通信服务器采用一体化数据库配置方式，生成监控数据库的同时即可完成对远动通信服务器的数据库、功能及逻辑的配置，提高了数字化变电站的维护效率；
4）具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；
站控层、间隔层共用一套防误规则库，防误规则库可由后台监控生成并通过网络下载到测控装置，并可在后台监控上模拟、预演、校验测控装置的防误逻辑，有效的提高了系统的可靠性与维护效率；
5）具有（或备有）站内当地监控，人机联系功能，如显示、操作、打印、报警，甚至图像，声音等多媒体功能；
6）具有对间隔层、过程层各设备的在线维护、在线组态，在线修改参数的功能；
7）具有变电站电压无功控制（VQC）、小电流接地选线、故障自动分析和操作培训等功能。
2.间隔层功能
1）汇总本间隔过程层实时数据信息；
2）实施对一次设备保护控制功能；
3）实施本间隔操作闭锁功能；
4）实施操作同期及其他控制功能；
5）对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制；
6）完成与过程层及站控层的网络通信功能。
保证网络通信的可靠性。
3.过程层的主要功能
1）电力运行实时的电气量检测；
2）运行设备的状态参数检测；
3）操作控制执行与驱动；
过程层设备包括光电互感器、合并单元、智能终端。
合并器与互感器的输出相连并完成与一些跨间隔合并器的数据传输。
3.1合并器具有以下基本功能:
1）可接收来自多路电子式互感器采集器的采样信号，汇总之后按照IEC61850规约以光信号形式对外提供采集数据；
2）可以以光能量形式为电子式互感器采集器提供工作电源；
3）接收来自站级或继电保护装置的同步光信号，实现采集器间的采样同步功能；
4）可以接收传统互感器的模拟信号，进行A/D转换并完成合并功能。
3.2智能终端应具有以下基本功能:
1）通过过程总线接口给间隔层设备提供电气信息，接受间隔层设备的跳合闸等控制命令；
2）各断路器的智能终端输入开关位置、低气压、刀闸位置等状态量，输出跳合闸命令，含操作回路；
3）本体智能终端输入非电量、中性点刀闸位置、档位等信号，输出档位控制、中性点刀闸控制和风扇控制等接点。
三、配置方案
3．1站控层设备配置方案
3.1.1硬件
变电站层主机包括：
监控主机、远动主机。
主机采用工业控制级计算机，具体配置如下：
P43.0G、512MB、2×
80G硬盘、40X可读写光驱、1.44M软驱、网卡、标准键盘、鼠标、22”液晶
打印机：
A3激光打印机
监控主机配备以太网卡。
监控系统应配置规约转换器通过RS485接口收集不能提供IEC61850接口的智能设备，转换IEC61850协议后接入监控系统以太网。
监控系统应具有与下列各智能设备接口能力：
1）与电能表的接口
2）与智能直流系统的接口；
3）与火灾报警及消防系统的接口；
4）与视频监视系统的接口。
5）与微机五防系统的接口。
6）预留与其它智能设备的接口。
3.1.2软件
提供操作系统和数据库，包括监控系统软件、监控系统支持软件、监控系统应用软件、数据库工具软件、远动配置软件、VQC软件、小电流接地选线软件等。
3.2间隔层设备配置方案
间隔层设备的软硬件对数字化变电站的实施非常重要。
PS6000+数字化变电站自动化系统中的“U”系列保护测控装置，采用了Freescale公司最新PowerPC高性能低功耗通信处理器为主CPU，并在其上构建了完全配置化的逻辑图执行引擎和IEC61850数字化变电站软件平台。
保护、测控等各产品无需修改传统应用积累的核心算法和逻辑，仅通过工具软件少量修改软硬件配置即可实现GOOSE开入开出和采样值输入，确保软件可靠性。
取消了间隔层装置上的所有交流及开入开出插件，装置只需要少量的几块CPU插件完成数字化信息处理，因此完全可实现装置硬件统一及各电压等级的保护测控一体化。
间隔层装置的MMI插件负责人机界面及对站控间隔层网络的通信接口，对下管理若干块数字化CPU插件，运行不同的软件以实现各种保护、测控以及分散录波等功能。
间隔层设备包含有保护设备、测控设备、表计等。
单间隔设备如线路保护设备、测控设备、计量设备。
跨间隔设备包括故障录波、变压器差动保护、备自投设备等。
单间隔设备具有与合并器的过程层光纤通信接口，并具有与跨间隔间采样数据、控制数据交换能力。
跨间隔设备由于收大数据量的限制建议配置前置单元集中处理过程层数据交换。
所有间隔层设备能按照IEC61850协议建模与站控层通信，并具有完善的自我描述功能。
3.2.1设备配置方案
1）主变间隔配置主保护、后备保护、主变测控、非电量保护集中在主变本体智能终端内可采用就地跳闸的方式，通过电缆接到断路器各侧的智能终端实现，或接入GOOSE跳闸。
2）110kV线路间隔配置独立线路保护测控一体装置，通过光缆接到断路器的智能终端实现。
3）110kV桥开关配置备用电源自投装置
4）10kV间隔：
10kV间隔配置单套测控保护一体的设备，放在开关柜上。
10kV间隔测控保护设备集成合并器功能，可不再配置10kV开关智能单元。
10kV分段备自投装置安装在开关室，无须配置单独的智能单元/合并器。
5）电度表
选用符合IEC61850通信标准的数字输入的电能表。
3.2.2间隔层设备的基本要求
间隔层的数据采集应满足IEC61850-9协议中规定的数据格式，具有识别协议中的数据有效性判断，实时闭锁保护，并能将告警事件上送。
间隔层设备与过程层设备的通信采用百兆光纤通信。
间隔层设备具备与过程层通信自检功能，并能将告警事件上送至后台监控系统。
间隔层设备间的联系如间隔相互闭锁等，应从间隔层总线通过光纤来实现数据的交换。
3．3过程层设备配置方案
过程层设备主要包括电子式电流电压互感器、智能一次设备等。
过程层设备与间隔层设备相连应采用点对点或网络式总线通信方式，过程层设备具有自我检测、自我描述功能，支持IEC61850过程层协议。
传输介质应采用光纤传输。
现阶段智能化开关由传统开关+智能终端方式来实现开关设备智能化，电子式电流电压互感器采用罗氏线圈+激光供能（针对户外支柱式互感器）或站内直流供电（针对GIS互感器）的光电电流电压互感器来实现互感器设备的数字化。
光电电流互感器的采集器采用双AD采样功能，含测温功能，补偿由温度变化引起的实际采样偏差。
光电电压互感器采用串级电容分压原理。
如下图所示：
（浅色为保护采样线圈、深色为测量采样线圈）
3.3.1互感器及合并器配置方案
110kV电子式互感器配置：
互感器按间隔配置，110kV开关间隔布置一组互感器。
在110kV进线侧配置电子式电流互感器和电子式电压互感器为线路抽取电压，在110kV母线侧配置电子式电压互感器。
主变各侧间隔按照保护主后分开原则布置互感器线圈，电流互感器内含保护和测量线圈，与之对应配置合并器，其输入分别来自不同的采集器，并分别安装于保护屏上。
桥间隔考虑到分别要提供给两台主变的采样值，在桥上配置互感器及相应的合并器。
PT合并器完成采集数字量和并列切换功能。
简单示意如下图：
10kV电子式互感器配置：
在10kV开关柜配置电子式电流和电子式电压互感器。
主变开关柜配置低压智能终端、PT柜配置PT智能终端、分段柜配置分段备自投保护和PT并列装置、其它柜配置低压保护测控装置。
低压智能终端和低压保护测控装置集中合并器和智能单元的功能并可直接输出9-1数字量提供给电度表。
如下图：
110kV和10kV母线电压配置：
110kV配置独立的PT合并器，软件实现PT并列功能。
110kV母线电压通过PT合并器完成数字量采样后传递给间隔合并器。
10kV母线电压通过PT智能终端完成就地采样后，再通过光纤回路采用FT3传输的方式传递给PT并列装置，由该装置完成并列功能后传递给保护测控装置。
合并单元配置
合并器机箱采用标志6U.10机箱，机箱模件配置及模件端子如下图所示。
本机箱结构最多可以为3路采集器提供激光电源。
当需要接入的采集器超过4个时，可以在数据处理器模件上插上附板，该附板可以提供多达14路的光纤输入输出接口。
110kV间隔配置3台合并器，分别为主变差动、后备和PT合并器。
3.3.2智能终端配置方案
智能终端装置是将传统一次设备接入过程层总线的设备，它输入开关位置、低气压、刀闸位置等状态量，输出跳合闸命令，含操作回路。
下图为开关智能终端，适用于三相联动的断路器，可通过扩充DI、DO插件，实现较多的开入和开出功能。
如对开入开出没有过多的要求，也可以4U半层机箱实现功能。
操作回路具有三相跳闸、三相合闸、压力闭锁、回路监视等功能。
下图为低压智能终端，该装置适应于低压线路、电容器、所变保护等场合，集成合并器功能、保护测控功能、就地操作箱等功能,支持就地组屏、集中组屏等方式。
交流模件支持Rogowski线圈的毫伏级输入及测量线圈的伏级输入，CPU模件能以IEC61850-9-1或IEC60044-8/FT3标准以光信号形式对外提供采集数据，可方便的送给光电式计量电度表，装置具有和站控层以IEC61850标准通讯能力。
配置用于10kV低压保护测控装置。
下图为主变压器智能终端，该装置完成变压器本体的智能化，除完成非电量保护等功能外，还具有接收中性点刀闸位置、档位等信号，输出档位控制、中性点刀闸控制和风扇控制等接点的能力，也可方便的扩展变压器温度变送器回路等功能。
配置用于主变本体智能终端。
智能终端装置能满足开关现场使用要求，能满足保护设备关于电磁兼容性、绝缘性能、机械振动方面的要求。
并具有就地操作箱功能。
具有光纤以太网接口支持IEC61850协议，能够与间隔层设备进行实时数据传输。
1）110kV进线间隔：
各配置1台智能终端，分别安装在开关终端箱内；
每台主变配置一台本体智能终端，安装在主变终端箱内。
2）110kV桥间隔：
配置1台智能终端，安装在开关终端箱内；
3）10kV间隔：
主变低压侧配置1台智能终端，其它各间隔配置1台智能终端，与合并器、保护及测控集成设计，安装在开关柜内。
3.3.3过程层网络配置方案
（1）电流电压采集
电流电压采集采用IEC61850-9-1规定的单向多点光纤以太网，每个合并器可向多个二次设备发送采样信息。
（2）断路器、刀闸等一次设备控制和信息采集
工程中一次设备除互感器外均选用传统设备，为满足数字化变电站的需要应配置智能终端，使其具备过程层总线接口。
保护装置具有与智能终端通信的过程层总线接口，用光纤和下层智能终端点对点连接。
信号传输能满足GOOSE服务的要求，以保证故障跳闸的快速性。
主变保护装置具备多个过程层总线接口，与各侧的下层智能终端配合；
同时主变的每个智能终端均提供2个过程总线接口，分别与主变保护通过光纤连接。
110kVGOOSE网络方案图：
四、配置清单
一次部分
名称
规格型号
单位
数量
单价
总价
备注
110kV电流互感器
PSET6110CT1GT
组
3
进线、桥左、桥右
110kV电压互感器
PSET6110VT1GT
支
1
线路抽取
母线
10kV电流互感器
PSET6010CTDH
36
10kV电压互感器
PSET6010VTDH
合计：
（万元）
二次部分
序号
主变保护柜
差动保护
PST1200U
台
高后备保护
低后备保护
主变合并器
PSMU602
2
差动、高后备
主变测控装置
PSR661U
GOOSE网络交换机
PSW618A
8光口
柜体及附件
TG1A
面
110kV线路保护柜
110kV线路保护测控
PSL621U
110kV线路合并器
备投及桥合并器柜
备自投装置
PSP641U
桥合并器
桥左、桥右
4
PT合并器柜
110kVPT合并器
5
110kV智能终端
PSIU621
进线及桥
6
主变本体智能终端
含非电量保护
PSIU622
7
10KV低压装置
10KV线路保护测控
PSL641U
12
10KV电容器保护测控
PSC641U
10KV站用变保护测控
PST642U
10KV电压智能终端
PSIU641
10KV电压并列装置
10kV主变智能终端
电度表柜
数字式电表
DSSD331
只
8
公用柜
公用测控装置
规约转换器
PSX643
过程层交换机
PSW618
9
远动柜
远动主机
PSX600U
10
监控及配置工具
主机（DELL）、22寸彩色液晶显示器
CPU频率≥2.0GHz；
内存容量≥2GB；
硬盘存储器≥160GB；
显卡；
10/100M网卡2块；
光驱；
USB接口
PS6000+监控系统软件
含VQC、接地选线功能
套
装置配置工具
系统配置工具
11
光纤等通讯设备
光纤熔接盒
按需提供
室内光缆及尾纤
升级会员 