750kV及以上变电站自动化系统解决方案.docx
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750kV及以上变电站自动化系统解决方案
系统背景及需求
我国是电能的生产大国和使用大国，地域广阔，发电资源分布和地方经济发展极不平衡。
全国可开发的发电资源主要集中在西部，而负荷中心主要集中在东部沿海地区。
现有电网主要以500千伏交流电和正负500千伏直流系统为主，最远电力输送距离为500公里，使电力输送能力和规模受到严重制约。
在发电资源丰富的地区建设大煤电基地、大水电基地，实现煤电就地转换和水电大规模开发，再通过建设坚强的国家电网特高压骨干网架，将清洁的电能从西部和北部大规模输送到中东部地区，实现跨地区、跨流域水火互济，即解决东部能源短缺问题，减轻运输和环保压力，又促进西部资源优势转化为经济优势，实现国民经济协调发展。
特高压电压，是指1000千伏交流和正负800千伏直流输电网络，具有远距离、低损耗、大功率输送的特点，输送距离可以达到2500公里以上，损耗是500千伏的四分之一，自然输送功率是500千伏的4到5倍。
详细介绍
系统要求
1） 系统结构
系统采用分层分布、开放式结构设计，分为变电站层和间隔层。
系统软/硬件采用与IEC61850通信协议相兼容的平台，支持今后系统平稳升级为IEC61850系统。
站控层为全站设备监视、测控、控制、管理的中心，通过网络与间隔层相连。
间隔层按照不同的电压等级和电气间隔单元，以相对独立的方式分撒在各个保护小室中。
在站控层设备及网络失效的情况下，间隔层仍可以独立完成检测、保护和控制的功能。
2） 网络结构
系统网络分为站控层的计算机网络和间隔层数据通信网，均采用以太网通信方式按双网配置。
站控层网络传输速率为1000M，间隔层网络传输速率为100M。
系统网络安全可靠，具有足够的抗电磁干扰能力，且对网络所有设备的工作状态能自动选择、协调以及自动监测。
3） 运行方式
主要服务器、工作站采用双重化配置，双机并列运行，互为热备用。
当一台服务器或工作站故障时，另一台服务器或工作站能执行全部功能，实现无扰动切换。
4） 抗电磁干扰能力
随着电压等级的提高，特高压输电产生的电磁场强度势必加强。
特高压变电站二次继电保护装置、自动化设备需要有很强的抗扰度能力。
典型推荐方案
1000kV晋东南—南阳—荆门特高压交流实验示范工程全长654公里，该线路建成后，将成为世界上第一条投入商业化运行的1000kV输电线路，可实现华北电网和华中电网的水火调剂、优势互补。
南瑞继保电气有限公司中标1000kV线路光纤距离保护、1000kV线路光纤差动保护、1000kV主变保护、1000kV断路器保护以及晋东南站1000kV变电站自动化系统。
系统站控层主要设备包括：
主服务器、操作员站、五防工作站、远动工作站、维护工程师站、站长工作站、公用接口装置、打印机、网络设备等。
仿真培训系统包括教员机、学员机、打印机和网络设备等。
保护信息子站、站长工作站、培训工作站均按二区考虑。
一、二区之间设置防火墙。
间隔层主要设备包括测控装置、保护装置、网络交换机、公共接口装置等。
1） 主服务器及操作员站
主服务器与操作员站独立设置。
主服务器为站控层数据收集、处理、存贮及发送的中心。
操作员站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，运行值班人员能实现对全站生产设备的运行监测和操作控制。
2） 远动工作站
远动工作站具有远动数据处理、规约转换及通信功能，满足调度自动化的要求，并具有串口输出和网络口输出能力，通过常规模拟通道和调度数据网通道可与各级调度端主站系统同时通信。
3） 五防工作站
通过五防工作站实现对全站设备的五防操作闭锁功能。
可进行操作预演，可检验、打印和传输操作票，并对一次设备实施“五防”强制闭锁。
4） 维护工程师站
维护工程师站主要供计算机系统管理员进行系统维护用，可完成数据库的定义、修改，系统参数的定义、修改，报表的制作、修改，以及网络维护、系统诊断等工作。
5） 仿真培训工作站
完成运行人员培训和变电站系统仿真，采用一体化设计，能真实再现变电站的运行环境，模拟变电站的一次、二次系统及其设备和动作逻辑等。
具有运行操作指导、事故分析处理、在线设备分析、联合反事故演习、多媒体远程培训等功能。
6） 对时系统
站内所有设备均接受站内统一设置的GPS时间同步对时装置的时钟校正，间隔层子系统与GPS标准时钟的误差应不大于1ms，同时通过远动通信装置可接收调度同步时钟。
7） 间隔层设备
完成就地有关设备信息的采集、处理，断路器的监控、防误操作闭锁，同期合闸等功能。
通过通信功能，实现本间隔设备与其它间隔设备的操作闭锁，在网络通信中断或站控主机故障情况下仍能实现各间隔设备的防误闭锁操作。
各测控单元相对独立，通过通信网互联。
图3-1典型系统结构图
1000kV变电站自动化系统组屏实现方案
通信网络：
以太网通讯模式
变电站介绍：
1000kV两段母线、3/2接线，500kV两段母线、3/2接线，110kV单母线，自耦变、110kV侧双分支。
1000kV出线设置高抗。
110kV每段母线上挂2台电容、1台电抗。
全站设3台站用变，其中一台站用变低压侧为双分支。
小室分为：
1000kV继电器小室1、1000kV继电器小室2、500kV继电器小室1、500kV继电器小室2、主变及无功补偿继电器小室、主控室。
推荐组屏方案如下：
5.1 1000kV继电器小室组屏方案
5.4.1 1000kV断路器测控柜
内含:
RCS-9705C间隔测控单元
RCS-9705C间隔测控单元
RCS-9705C间隔测控单元
图5-11000kV断路器测控柜
5.4.2 1000kV变高测控柜
内含:
RCS-9705C间隔测控单元
RCS-9703C间隔测控单元
图5-21000kV变高测控柜
5.4.3 1000kV线路及高抗测控柜
内含:
RCS-9705C间隔测控单元
RCS-9703C间隔测控单元
图5-31000kV线路及高抗测控柜
5.4.4 1000kV公共及母线测控柜（布置在含母线的小室）
内含:
RCS-9702C间隔测控单元
RCS-9702C间隔测控单元
图5-41000kV公共及母线测控柜
5.4.5 1000kV公共及母线测控柜（布置在不含母线的小室）
内含:
RCS-9702C间隔测控单元
图5-51000kV公共及母线测控柜
5.4.6 通讯管理柜
内含:
RCS-9794A通讯管理机
RCS-9785E对时扩展装置
RCS-9882交换机
图5-6通讯管理柜
5.4.7 交换机柜
内含：
RCS-9882*6交换机
图5-7交换机柜
5.2 500kV继电器小室组屏方案
5.4.1 500kV断路器测控柜
内含:
RCS-9705C间隔测控单元
RCS-9705C间隔测控单元
RCS-9705C间隔测控单元
图5-8500kV断路器测控柜
5.4.2 500kV线路测控柜
内含:
RCS-9705C间隔测控单元
RCS-9705C间隔测控单元
图5-9500kV线路测控柜
5.4.3 500kV线路变压器测控柜
内含:
RCS-9705C间隔测控单元
RCS-9705C间隔测控单元
图5-10500kV线路变压器测控柜
5.4.4 500kV公共及母线测控柜（布置在含母线的小室）
内含:
RCS-9702C间隔测控单元
RCS-9702C间隔测控单元
图5-11500kV公共及母线测控柜
5.4.5 500kV公共测控柜（布置在不含母线的小室）
内含:
RCS-9702C间隔测控单元
图5-12500kV公共测控柜
5.4.6 通讯管理柜
内含:
RCS-9794A通讯管理机
RCS-9785E对时扩展装置
RCS-9882交换机
图5-13通讯管理柜
5.4.7 交换机柜
内含：
RCS-9882*6交换机
图5-14交换机柜
5.3 主变及110kV继电器小室组屏方案
5.4.1 主变测控柜
内含：
RCS-9705C间隔测控单元
RCS-9705C间隔测控单元
RCS-9703C主变本体测控单元
RCS-9703C主变本体测控单元
图5-15主变测控柜
5.4.2 电容器电抗器测控柜
内含：
RCS-9703C间隔测控单元
RCS-9703C间隔测控单元
RCS-9703C间隔测控单元
图5-16电容器电抗器测控柜
5.4.3 站用变测控柜
内含：
RCS-9703C间隔测控单元
RCS-9703C间隔测控单元
RCS-9703C间隔测控单元
图5-17站用变测控柜
5.4.4 站用变变低测控柜
内含：
RCS-9703C间隔测控单元
RCS-9703C间隔测控单元
RCS-9703C间隔测控单元
RCS-9703C间隔测控单元
图5-18站用变变低测控柜
5.4.5 110kV公共及母线测控柜
内含:
RCS-9702C间隔测控单元
RCS-9702C间隔测控单元
图5-19110kV公共及母线测控柜
5.4.6 通讯管理柜
内含:
RCS-9794A通讯管理机
RCS-9785E对时扩展装置
RCS-9882交换机
图5-20通讯管理柜
5.4.7 交换机柜
内含：
RCS-9882*6交换机
图5-21交换机柜
5.4 主控室组屏方案
5.4.1 远动通讯对时柜
内含：
RCS-9698H远动工作站
RCS-9787通道接口设备
RCS-9882*2交换机
RCS-9881*2光纤交换机
图5-22远动通讯对时柜
5.4.2 通讯对时柜
内含：
RCS-9794A通讯管理设备
RCS-9785DGPS对时装置
图5-23通讯对时柜
5.4.3 公共测控柜
内含:
RCS-9702C间隔测控单元
图5-24公共测控柜
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