110kV变电站自动化系统设计资料

220kV长泰变电站自动化系统设计

——“行业发展概论”课程实际应用

姓名：曹岑 学号：123903

学习了“行业发展概论”课程后，结合自身情况，将课程实践应用到220kV长泰变电站自动化系统设计中，现将该工程初步设计介绍如下：

1系统继电保护及安全自动装置

1.1 220kV长泰变现状

220kV长泰变为新建变电站工程。本期新建2台120MVA主变，远景3台240MVA主变；220kV系统本期远景均为双母线接线，本期4回220kV线路（齐心2回、刘桥1回、马塘1回），远景8回；110kV系统本期远景均为双母线接线，本期10回110kV线路（备用4回、齐心1回、河口1回、南憩亭1回、永兴1回、陈桥2回），远景14回；35kV系统本期远景均为单母线分段接线，本期4台电容器，2台35kV站用变。

本期4回220kV线路是由220kV齐马、齐刘线路开断环入供电形成。

齐心~刘桥线路两侧均配置PSL602G与RCS931A型号光纤保护，2006年投运。保护通道利用沿线路架设的一根OPGW光缆。

齐心~马塘线路两侧均配置RCS931A光纤保护与PSL602型高频保护，齐心侧保护2006年投运，马塘侧RCS931A光纤保护2011年投运，PSL602型高频保护2001年投运。其中，马塘至齐心变线

1

路由三马线4642在三官殿站外搭接至三齐4641线形成，而三马线4642（全长35.4kM）上无法架设光缆，通过借用三马2H20线上所架设光纤形成RCS931A保护光纤通道，高频保护采用载波通道。 1.2故障录波器配置方案

全站统一配置 1 套故障录波系统，故障录波装置通过网络方式接收SV报文和GOOSE报文。故障录波文件由一体化监控系统II区综合应用服务器采集、处理，并通过II区数据网关机向调度端上送故障录波文件。

故障录波单元宜按照电压等级和网络配置，主变压器录波单元宜同时接入主变压器各侧录波量，实现有故障启动量时主变压器各侧同步录波。

本站配置2面故障录波器柜，含故障录波装置6台（每台暂态录波单元数字式交流量接入不少于96 路，开关量接入不少于256 路）。故障录波范围包括主变、220kV系统及110kV系统。 1.3网络记录分析仪配置方案

全站统一配置 1 套网络记录分析仪系统，由网络记录单元及网络分析主机构成。

本站配置2面网络记录分析柜，含报文记录单元6台、分析单元2台。网络记录分析范围包括全站站控层网络及过程层网络，每套网报文记录单元接入合并单元数量不宜超过24台。

2系统远动

220kV长泰变电站为新建站，按江苏省调、南通地调二级调度设计。 2.1现状

江苏省调：目前，江苏省调的自动化系统为OPEN-3000系统，与

2

D5000系统并列运行，接收省内有关发电厂、500kV变电站、主要220kV变电站及有关地调转发来的远动信息，接收的远动信息主要来自于远方终端装置或计算机监控系统。电站投产年，江苏省调的自动化系统为智能电网调度技术支持系统。

南通地调：南通地调端调度自动化系统为南瑞地县调一体化系统，接收南通地区有关发电厂、220kV变电站的远动信息。 2.2 本期远动系统设计

（1）220kV长泰变为新建智能变电站，远动信息采集由变电站计算机监控系统完成，远动系统与变电站自动化系统共享信息，不重复采集。配置一套全新的计算机监控系统，远动通信主站双套配置，站控层包括监控主站兼操作员站等，间隔层包括全站所有的220kV、110kV 、35kV和主变等部分的测控装置，过程层包括全站所有智能终端及合并单元。有关计算机监控系统设备、功能详见电气二次部分。

本站220kV变电站自动化系统方案配置示意图详见A24所示。 （2）江苏省调：220kV长泰变电站建成后，省调EMS系统所需调度自动化信息由南通地调转发。

（3）南通地调：主要通道通过南通地调接入网接至第一核心节点，将相关远动信息送至南通地调；备用通道通过南通地调接入网接至第二核心节点，将相关远动信息送至南通地调；南通地调考虑以双重化网络传输方式接收该站的调度自动化信息，分别为：

主通道A网：以网络传输方式接收该变电站调度自动化信息； 备通道B网：以网络传输方式接收该变电站调度自动化信息。

3

双路数据网传输方式，传送速率为2Mbps,误码率不大于10-7，应用层协议采用IEC60870-5-104。 2.3远动系统信息采集和信息传输

远动信息采取“直采直送”原则，直接从测控单元获取远动信息并向调度端传送。

远动信息内容应满足DL/T 5003-2005《电力系统调度自动化设计技术规程》、DL/T 5002-2005《地区电网调度自动化设计技术规程》和相关调度端、远方监控中心对变电站的监控要求。

远动通信设备应实现与相关调度中心及远方监控中心的数据通信，分别以主备通道、并按照各级调度要求的通信规约进行通信。

远动信息通过双路数据网络方式送到相应调度端。双路数据网传输方式，传送速率为2Mbps,误码率不大于10-7，应用层协议采用IEC60870-5-104。

3变电站自动化系统

3.1主要设计原则

（1）变电站自动化系统的设备配置和功能要求应按无人值班模式设计。

（2）采用开放式分层分布式网络结构，逻辑上由站控层、间隔层、过程层以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层、过程层设备按工程实际规模配置。

（3）站内监控保护统一建模，统一组网，信息共享，通信规约统一采用DL/T 860，实现站控层、间隔层、过程层二次设备互操作。

4

（4）变电站内信息宜具有共享性和唯一性，变电站自动化系统监控主机与远动数据传输设备信息资源共享。

（5）变电站自动化系统完成对全站设备的监控。

（6）变电站自动化系统具有与电力调度数据专网的接口，软件、硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。

（7）向调度端上传的保护、远动信息量执行现有相关规程。 （8）变电站自动化系统网络安全应严格按照《电力二次系统安全防护规定》来执行。 3.2系统构成

变电站自动化系统应符合 DL/T860，在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层组成。

站控层由监控主机、数据服务器、综合应用服务器、操作员工作站、工程师工作站、计划管理终端（安全文件网关）、数据通信网关机、图形通信网关机、防火墙、正反向隔离装置、打印机、交换机等设备构成，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并与远方监控、调度中心通信。

间隔层由保护、测控、计量、故障录波及网络分析等若干个二次子系统组成，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。

过程层由合并单元、智能终端等构成，完成与一次设备相关的功能，包括实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的

5

执行等。过程层网络与站控层、间隔层网络完全独立。 3.3 系统网络 3.3.1 站控层网络

站控层设备通过网络与站控层其他设备通信，与间隔层设备通信，传输MMS 报文和GOOSE 报文。站控层网络采用双重化星形以太网络。 3.3.2 间隔层网络

间隔层设备通过网络与本间隔其他设备通信、与其他间隔层设备通信、与站控层设备通信，可传输MMS 报文和GOOSE 报文。间隔层网络宜用双重化星形以太网络，间隔层设备通过两个独立的以太网控制器接入双重化的站控层网络。 3.3.3 过程层网络

220kV、110kV间隔层保护、测控集中布置，除保护装置外 SV 报文、除保护跳闸外GOOSE 报文统一采用网络方式、共网传输（SV 报文也可统一采用点对点方式）。

全站过程层采用星型结构100M以太网， 220kV 过程层网络采用星形双网结构; 110kV过程层网络宜采用星形双网结构，也可采用星型单网结构，本工程110kV系统暂推荐采用星型单网结构。220kV、110kV 系统按单间隔配置过程层交换机。

220kV、110kV 按照电压等级配置过程层中心交换机，用于同一电压等级过程层跨间隔数据的汇总与通信。母线保护、故障录波及网

6

络记录分析装置等装置通过中心交换机收发过程层数据。中心交换机端口总数量应与之相级联的间隔过程层交换机端口数量相匹配，并保留一定备用端口。当过程层采用双网时，中心交换机也应按双网配置。

主变不配置独立过程层网络，主变保护、测控等装置接入高、中压侧过程层网络，主变低压侧过程层SV报文、GOOSE报文接入中压侧过程层网络。

本期35kV电压等级不配置独立过程层网络，SV 报文可采用点对点方式传输，GOOSE 报文可利用站控层网络传输。

双重化配置的保护装置应分别接入各自过程层网络，单套配置的测控装置等通过独立的数据接口控制器接入双重化网络，对于电度表等仅需接入SV 采样值单网。 3.3.4系统软件

220kV 变电站主机推荐采用Unix 或Linux 操作系统。 3.3.5系统功能

自动化系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制、断路器合闸同期等功能，并具备遥测、遥信、遥调、遥控全部的远动功能和时钟同步功能，具有与调度通信中心交换信息的能力。具体功能要求按DL/T 5149－2001《220kV～500kV 变电所计算机监控系统设计技术规程》执行。 3.3.6 远动功能

远动信息的直采直送是保证调度中心掌握电网整体运行状

7

况的重要原则。远动通信设备需要的运行状态数据应直接来自间隔层的保护、测控、故障录波及网络记录分析装置等设备，并且通过站控层网络作为传输通道，监控主站、操作员站等站控层设备的任何操作和设备故障对远动通信设备都不应有任何影响。 3.3.7 信号采集

自动化系统的信号采集按照 DL/T 5149—2001《220kV～500kV 变电所计算机监控系统设计技术规程》执行。 3.3.8 顺序控制

宜基于变电站自动化系统后台实现准确的数据采集，包括变电站内所有实时遥信量（断路器、隔离开关、接地开关等）的位置，所有实时模拟量（电流、电压、功率等），以及其他辅助的遥信量。顺序控制功能应具有防误闭锁、事件记录等功能，应采用可靠的网络通信技术。

3.3.9 智能告警及故障信息综合分析决策

应建立变电站故障信息的逻辑和推理模型，实现对故障告警信息的分类和信号过滤，对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见。

告警信息宜主要在厂站端处理，以减少主站端信息流量，厂站可根据主站需求，为主站提供分层分类的故障告警信息。

宜在故障情况下对包括事件顺序记录信号及保护装置、相量测量、故障录波等数据进行数据挖掘、多专业综合分析，并将变

8

电站故障分析结果以简洁明了的可视化界面综合展示。 3.3.10 设备状态可视化

应采集主要一次设备（变压器、断路器等）状态信息，重要二次设备（测控装置、保护装置、合并单元、智能终端等）的告警和自诊断信息、二次设备检修压板信息以及网络设备状态信息，进行可视化展示并发送到上级系统，为电网实现基于状态检测的设备全寿命周期综合优化管理提供基础数据支撑。 3.3.11 支撑经济运行与优化控制

应综合利用 FACTS、变压器自动调压、无功补偿设备自动调节等手段，支持变电站系统层及智能调度技术支持系统安全经济运行及优化控制。

系统可提供智能电压无功自动控制（VQC）功能，可接收调度主站端或集控中心的调节策略，完成电压无功自动控制功能。调度主站端或集控中心可以对厂站端的VQC 软件进行启停、状态监视和策略调整的控制。

系统可提供智能负荷优化控制功能，可根据预设的减载策略，在主变压器过载时自动计算出切负荷策略，或接收调度主站端或集控中心的调节目标值计算出切负荷策略，并将切负荷策略上送给调度主站端或集控中心确认后执行。调度主站端或集控中心可以对厂站端的智能负荷优化控制软件进行启停、状态监视和调节目标值设定的控制。 3.4设备配置

9

3.4.1 站控层设备

站控层负责变电站的数据处理、集中监控和数据通信，包括监控主机、远动网关机、数据服务器、综合应用服务器、网络设备及打印机等。

①监控主机兼操作员站：双重化配置。负责站内各类数据的采集、处理，实现站内设备的运行监视、操作与控制、信息综合分析及智能告警，集成防误闭锁操作工作站和保护信息子站等功能。站内运行监控的主要人机界面，实现对全站一、二次设备的实时监视和操作控制，具有事件记录及报警状态显示和查询、设备状态和参数查询、操作控制等功能。

②I区远动网关机：双重化配置，直接采集站内数据，通过专用通道向调度（调控）中心传送实时信息，同时接收调度（调控）中心的操作与控制命令。采用专用独立设备，无硬盘、无风扇设计；

③II区远动网关机：单套配置，实现II区数据向调度（调控）中心及其它主站系统的数据传输。具备远方查询和浏览功能；

④Ⅲ/Ⅳ区远动网关机：综合应用服务器通过正反向隔离装置向Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机发布信息，并由Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机传输给其他主站系统。

⑤综合应用服务器：单套配置，接收站内一次设备状态监测数据、站内辅助应用等信息，进行集中处理、分析和展示；

⑥数据服务器：双重化配置，用于变电站全景数据的集中存

10

储，为站控层设备和应用提供数据访问服务；

⑦网络打印机。在自动化系统站控层设置网络打印机，取消装置屏上的打印机，通过变电站自动化系统打印全站各装置的保护告警、事件、波形等。

主要站控层设备配置如下表所示。

站控层设备配置

设备名称 监控主机兼操作员站 I区远动网关机 II区远动网关机 Ⅲ/Ⅳ区远动网关机 综合应用服务器 数据服务器 网络打印机 调度数据网设备 配置方案 双机冗余配置 双套配置 单套配置 单套配置 单套配置 单套配置 1台 2台路由器、4台交换机 4套纵向加密装置，2台单向隔离装置、二次安全防护设备 2台硬件防火墙 3.4.2 间隔层设备

间隔层包括继电保护、安全自动装置、测控装置、故障录波及网络记录分析装置、电能计量装置等设备。 3.4.2.1 继电保护及安全自动装置配置

详见系统保护及组件保护章节。

11

3.4.2.2 测控配置

测控装置按照DL/T860 标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层设备直接通信。支持通过GOOSE报文实现间隔层五防联闭锁功能，支持通过GOOSE报文下行实现设备操作。

1）220kV电压等级和主变压器的保护、测控均独立配置；测控装置单套配置。

2）110kV 电压等级的保护、测控均一体化单套配置。

3）35kV电压等级采用保护、测控、计量多合一装置，应具备独立的计量信息串行输出接口计费关口应满足电能计量规程规范要求。

4）主变压器高中低压侧及本体测控装置单套独立配置。 5）装置除失电告警信号以硬接线方式接入测控装置，智能终端的硬接点信号是双套互发，其余告警信号均以网络方式传输。

6）故障录波及网络记录分析化装置具体配置详见保护相关章节。 7）计量装置具体配置详见电能量计量系统章节。

8）低压侧备自投装置具体配置详见系统安全自动装置相关章节。 主要间隔层设备配置如下表所示。

间隔层设备配置

设备名称 配置方案 110kV线路、220kV线路、110kV母联、220kV母联、主变、测控装置 母线间隔、公用部分等采用独立测控装置，测控装置按电气单元配置。 保护装置 220kV电压等级、主变采用独立保护装置， 110kV电压等级采12

设备名称 配置方案 用保护测控一体化装置，35kV采用保护、测控、计量多合一装置。 故障录波及网络记录2面故障录波器柜，含故障录波装置6台。 分析装置 2面网络记录分析柜，含报文记录单元6台、分析单元2台。 主变高、中、低压侧为关口点，按单表配置。220kV、110kV按电能计量装置 单表配置。35kV采用保护、测控、计量多合一装置实现计量。配置电能量终端服务器1台。 本期及远景1台网络打印机、2台移动激光打印机（带移动小网络打印机 车），取消柜内打印机 3.4.3过程层设备 3.4.3.1 合并单元

1）220kV 线路、母联间隔互感器合并单元按双重化配置。 2）110kV 线路、母联间隔电流互感器合并单元按单套配置（双网口）。

3）35kV电压等级除主变压器间隔外不配置合并单元。 4）主变压器各侧及公共绕组合并单元按双重化配置。 5）220kV 、110kV本期及远景均为双母线接线，按各电压等级双重化配置2 台母线电压合并单元。

6）220kV 线路、110kV 线路电流互感器和电压互感器合用一个合并单元。

7）220kV 母联、110kV 母联合并单元应能同时输出正反极

13

性电流值。

8）合并单元输出统一采用DL/T 860.92 协议。 9）合并单元的输出接口采样频率宜为4000Hz。 10）合并单元应分散布置于GIS智能控制柜内。

11）35kV母线不配置合并单元，35kV母线电压同时接入主变35kV侧合并单元。

12）主变35kV侧合并单元布置于主变35kV侧开关柜内。 13）主变公共绕组合并单元布置于主变本体智能控制柜内。 3.4.3.2 智能终端

1）220kV 线路、母联智能终端按双重化配置； 2）110kV 线路、母联智能终端按单套配置（双网口）。 3）35kV户内开关柜不配置智能终端（主变压器间隔除外）。 4）主变压器各侧智能终端冗余配置；主变压器本体智能终端单套配置，集成非电量保护功能。

5）220、110kV 每段母线配置1 套智能终端。 6）智能终端宜分散布置于GIS智能控制柜内。

7）主变压器35kV侧智能终端布置于主变35kV侧开关柜内。 8）主变压器本体智能终端布置于主变本体智能控制柜内。

过程层设备清单（按变电站本期规模配置）

设备名称 智能终端 220kV 配置数量 12台 14

设备名称 配置数量 主变本体智能终端 2台 主变220kV侧 220kV（含主变） 合并单元 110kV母设 主变公共绕组 合并单元智能终端一体化装置 110kV（含主变） 主变35kV侧 4台 16台 2台 4台 15台 4台 3.4.4网络通信设备

网络通信设备包括网络交换机、光/电转换器、接口设备和网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备等。

（1）站控层中心交换机

本站二次设备室配置2台站控层中心交换机（24电口、8光口、百兆以太网），每台交换机端口数量应满足应用需求。站控层2 台中心交换机和二次设备室2台间隔层交换机共组1面柜。

（2）间隔层交换机

二次设备室配置2台间隔层交换机（24电口、4光口、百兆以太网），与站控层中心交换机组柜安装。

220kV GIS室本期配置4台间隔层交换机（24电口，4光口），组柜1面。

15

110kV GIS室本期配置4台间隔层交换机（24电口，4光口），组柜1面。

35kV开关柜室配置2台间隔层交换机（24电口、2光口、百兆以太网），就地布置于开关柜内。

（3）过程层网络交换机 本工程交换机配置如下：

220kV系统本期配置4台过程层中心交换机（24光口），单独组柜，本期安装需配置1面柜，布置于220kV GIS室。

220kV系统每间隔配置2台过程层交换机，本期共计配置14台过程层交换机（主变间隔为16光口，其余间隔为8光口），安装于220kV智能控制柜内。

110kV系统本期配置4台过程层中心交换机（24光口），单独组柜，本期安装需配置1面柜，布置于110kV GIS室。

110kV系统每间隔配置1台过程层交换机，本期共计配置15台过程层交换机（主变间隔为16光口，其余间隔为8光口），安装于110kV智能控制柜内。110kV间隔层保护测控下放布置，SV 报文统一采用点对点方式，除保护跳闸外GOOSE 报文采用网络方式

每台交换机的光纤接入数量不宜超过16对，每个虚拟网均应预留1～2 备用端口。

任意两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过4个交换机。

任意两台主变压器智能电子设备不宜接入同一台交换机。

16

站控层交换机配置如下表所示。

站控层及间隔层交换机配置清单（按本期规模）

站控层中心交换机 间隔层交换机 数量（台） 2 12 交换机规格 百兆、24电口、4光口 百兆、24电口、2光口 过程层交换机配置如下表所示。

过程层交换机配置清单

220kV过程层中心交换机 110kV过程层中心交换机 220kV线路、母联间隔过程层交换机 220kV主变间隔过程层交换机 110kV线路、母联间隔过程层交11 换机 110kV主变间隔过程层交换机 4 百兆、16多模光口 百兆、8多模光口 10 百兆、8多模光口 数量（台） 4 4 交换机规格 百兆、24多模光口 百兆、24多模光口 4 百兆、16多模光口 4高级应用

高级应用功能是智能变电站与常规变电站的核心区别，是提高智能变电站自动化、互动化程度的关键功能。智能电网要求变电站通过对全网运行数据分层、分级的广域实时信息统一断面采集，实现变电站智能柔性集群及自协调区域控制保护，支撑各级电网的安全稳定运

17

行和各类高级应用；设备信息和运维策略与电力调度实现全面互动，实现基于状态监测的设备全寿命周期综合优化管理。

在高级应用功能应用深度和完整性方面，分如下两类： （1）完整功能：此部分应用基本上仅与站内功能相关，要求完整功能实现，应作为高级功能的基本配置实现，此部分功能包括：顺序控制、智能告警、状态可视化、故障信息综合决策分析、智能操作票等。

（2）部分功能：此部分应用要完整实现需主站端相应功能升级配合或需具备一定的外部条件，本期仅实现站内部分功能，与主站端或外部配合预留功能接口，此部分功能包括：源端维护、支撑经济运行与优化控制、分布式状态估计、新能源接入等。

18

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/nt03.html