110kV变电站二次设计可研方案

1.1电气二次1.1.1变电站自动化系统1.1.1.1二次控制方式某某110kV变电工程为新建模块化智能变电站工程，按《国网湖南省电力有限公司35~110kV变电站模块化建设施工图设计（2017年版）》，国调中心关于印发变电站二次系统和设备有关技术研讨会纪要的通知(调自〔2013〕185号)，Q/GDW393-2009《110（66）kV~220kV智能变电站设计规范》，控制系统采用计算机监控系统方案，按无人值班站设计，由湘西地调监控中心实现远方监视和控制。某某110kV智能变构建全站基于DL/T860标准的自动化系统，体现设备智能化、采集数字化、连接网络化、信息共享化等特征，并逐步实现高级功能应用。1.1.1.2监控范围按照调自﹝2012﹞101号文﹝关于印发《变电站调控数据交互规范(试行)》的通知﹞文件要求、Q/GDW678-2011《智能变电站一体化监控系统功能规范》和调度端对无人值班变电站的运行情况的需求，本变电站一体化监控系统的监控范围设计如下：a)全站的断路器、隔离开关及电动操作的接地刀闸。b)主变压器有载调压开关及10kV无功动补偿装置自动投切。c)交直流电源系统一体化监控。d)辅助控制系统的智能运行管理功能(视频、安卫、通风、环境、火灾报警、消防水泵)。e)通信设备运行状态。1.1.1.3自动化系统设计原则1)以提高变电站智能化水平为目标，以提高变电所安全生产水平，技术管理水平和供电质量为目的，积极优化和创新，具备信息数字化、功能集成化、结构紧凑化、状态可视化的技术特征。2)总结和应用已有智能化变电站、无人值班变电站设计和建设行之有效的成果，提高无人值班技术，使变电所运行方便、维护简单，提高劳动生产率和营运效益。3)本站的设计应遵循国家电网基建《国网湖南省电力有限公司35~110kV变电站模块化建设施工图设计（2017年版）》等有关技术原则。4)建立全站的数据通信网络、数据的采集、传输应数字化、共享化。5)以安全可靠、功能匹配、寿命协调、技术先进、经济合理为原则，结合智能电网建设要求和智能变电站技术发展进步，运用全寿命周期管理理念和方法，经多方案技术经济比较，优化设备配置，实现功能的集成整合，避免设备重复设置，实现资源共享。6)要满足继电保护的选择性、速动性、灵敏性、可靠性的要求。7）自动化系统具有专线方式和调度数据网方式与主站通信的接口，具体接入方案应符合湖南调度数据网总体方案的要求。1.1.1.4自动化系统结构根据《导则》和《规范》的有关要求，自动化系统宜统一组网，采用DL/T860通信标准；站内信息宜共享，保护故障信息、远动信息、微机防误系统不重复采集。站控层由监控主机兼操作员站兼数据服务器、综合应用服务器、数据网关机、网络通信记录分析系统及其他智能接口设备等组成，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、测量、计量、集中式处理装置等组成，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、控制命令的执行等。全站网络在逻辑功能上由站控层、间隔层及过程层网络组成。1)站控层网络变电站一体化监控系统网络结构在功能逻辑上采用“三层两网”结构，由站控层网（站控层与间隔层共网）和过程层网络构成。站控层网络逻辑功能上覆盖站控层之间数据交换接口、站控层与间隔层之间数据交换接口、间隔层之间(根据需要)数据交换接口，传输MMS报文和GOOSE报文，采用MMS、GOOSE和SNTP三网合一方式设计。站控层采用单星形以太网络，按安全分区设置。2)过程层网络本站110kV部分为单母线分段接线，110kV间隔层设备与过程层设备之间采用点对点方式传输GOOSE、SV报文。由于本站配置有故障录波，故本站过程层设置单星形以太网，GOOSE与SV共网传输，完成间隔层与过程层设备、间隔层设备之间以及过程层设备之间数据通信。35kV、10kV不设置过程层网络。GOOSE报文通过站控层网络传输。过程层网络逻辑功能上，覆盖间隔层与过程层数据交换接口。1.1.1.5自动化系统配置变电站自动化系统由站控层、间隔层、过程层三部分组成，通过分层、分布、开放式网络系统实现连接。1.1.1.5.1站控层设备的配置站控层设备配置包括：配置2台主机兼操作员站兼工程师工作站兼数据服务器、1套综合应用服务器、I区数据网关机兼图形网关机2套、II区数据网关机1套、III/IV区数据网关机1套、1台网络打印机、1台II型网络安全监测装置以及其它智能接口设备等。不配置单独的AVC装置，电压无功自动调节功能通过自动化统一实现。取消装置屏柜上的打印机，设置打印服务器，通过站控层网络通信打印全站各装置的保护告警、事件等。1.1.1.5.2间隔层设备的配置间隔层设备包含有保护、测控、计量、集中式处理装置以及其它智能接口设备等。1）测控装置配置配置2套公用测控装置用于全站其它信息的接入。110kV进线配置1台线路保护测控装置主变高中低及本体侧各配置1台测控装置35kV、10kV部分采用保护测控装置，单套配置。110kV按母线段配置1套母线测控装置35kV、10kV按母线段各配置1套母线测控装置2）元件保护元件保护按照国网《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范》(Q/GDW175—2013)，（QGDW10766-2015）《10kV～110（66）kV线路保护及辅助装置标准化设计规范》，（QGDW10767-2015）《10kV-110（66）kV元件保护及辅助装置标准化设计规范》原则配置。本站主变压器电量保护采用主、后备保护一体双套配置，瓦斯等非电量保护集成在本体智能终端功能，按单套考虑；变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器。变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能终端上送过程层GOOSE网；瓦斯等非电量保护按单套考虑由本体智能终端实现，变压器各侧及本体的合并单元均按双重化配置，中性点电流、间隙电流接入本体合并单元。110kV出线保护采用保护、测控多合一的微机型装置，按间隔单套配置。采用光纤差动保护，并带有完善的后备保护；检同期所采用的线路电压为自适应，选择任意相间或相电压。保护通道采用专用光纤芯。110kV分段保护采用保护、测控多合一的微机型装置，按间隔单套配置。具有复合电压闭锁过流保护、限时速断保护，保护动作跳分段开关。35kV、10kV出线采用保护、测控、录波多合一装置，采用直采直跳方式实现三段式电流保护、接地保护及三相一次重合闸功能。本站35kV、10kV部分远期经消弧线圈接地，因此35kV、10kV线路需配置三段零序零序电流保护。10kV并联电容器配置采用保护、测控一体化装置，含电流速断、过流、以及过压、过负荷保护、低电压保护，对于某一电容器切除后引起的剩余电容器过压，根据接线情况选用中性点电流或电压不平衡保护、电压差保护、或开口三角电压保护。10kV站用变配置采用保护、测控一体化装置，含电流速断、过电流保护零序及本体保护。保护装置应按照DL/T860标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层和过程层设备通信。保护直采直跳，保护设备、智能终端设备间的相互启动、相互闭锁、位置状态等交换信息可通过GOOSE网传输。主变压器保护配置如下：a）主保护差动保护：采用二次谐波的比率差动保护，并具有防CT断线功能。保护动作跳变压器各侧开关。b）110kV侧后备保护具有零序过流保护，复合电压闭锁过流保护功能，保护动作延时跳变压器各侧开关；间隙保护：保护动作延时跳变压器各侧开关。过负荷：发报警信号。c）35kV、10kV侧后备保护：具有复合电压闭锁过流保护、限时速断保护、零序过流保护，保护动作延时跳变压器各侧开关；过负荷：发报警信号。d）非电量保护本体重瓦斯：保护动作于跳开各侧断路器，并发出信号，也可改投至只发信号；调压重瓦斯：保护动作于跳开各侧断路器，并发出信号，也可改投至只发信号；轻瓦斯：保护动作于信号；绕组温度、油温保护：根据变压器厂家的要求，或动作于断路器或发信号；油位异常保护：当主变油位过高或过低时，该保护动作于发信号；压力释放保护：该保护动作跳主变各侧断路器并发信号，也可改投只发信号；e）其它保护调压闭锁保护：当变压器110kV侧有故障电流时，应闭锁有载调压装置。此故障电流及时间可整定。调压闭锁应加硬压板。PT、CT断线保护：PT、CT断线时发信号。1.1.1.1.1过程层设备的配置a)合并单元智能终端一体化装置主变各侧合并单元智能终端一体化装置双套配置；主变本体合并单元按双套配置；110kV出线间隔合并单元智能终端一体化装置单套配置。110kV每段母线配置独立的智能终端，单套配置。110kV母线配置双套合并单元，每套合并单元可接入2段母线的电压，并可实现母线电压之间的并列。35kV、10kV(主变除外)不设置合并单元智能终端一体化装置。同一间隔内的电流互感器和电压互感器合用一个合并单元智能终端一体化装置。每套合并单元智能终端一体化装置包含完整的断路器信息交互功能；合并单元智能终端一体化装置不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。本站采用合并单元智能终端一体化装置，具体配置如下:数量间隔合并单元智能终端一体化装置本期远景110kV线路1×1=14×1=4110kV分段01×1=1110kV母线2合并单元+1智能终端4合并单元+2智能终端主变110kV侧1×2=22×2=4主变35kV侧1×2=22×2=4主变10kV侧1×2=22×2=4主变本体合并单元1×2=2合并单元2×2=4合并单元主变本体智能终端1×1=1智能终端2×1=2智能终端总计7+4+223+6+4经统计，本期合并单元智能终端一体化装置为7台，远期为17台；智能终端本期2台，远期4台；合并单元本期4台，远期6台。c)智能控制柜本站每台主变配置1面本体智能控制柜。主变进线侧、110kV线路、110kV母线按间隔配置智能控制柜，合并单元智能终端一体化装置就地布置于智能控制柜内，35kV及10kV侧智能设备就地安装在开关柜内。1.1.1.5.4网络配置1)站控层网络交换机站控层网络采用单星型以太网结构，I区和II区共配置3台交换机，110kV侧配置1台交换机，交换机端口为22电口，2光口。2)过程层网络交换机本工程110kV间隔层设备均集中布置在二次设备预制舱，考虑到保护采用直接采样、直接跳闸。为减少交换机数量，GOOSE网和SV网共网设置，110kV集中设置过程层中心交换机，主变压器按变压器本期设置2台过程层交换机；35kV、10kV不设置过程层网络。GOOSE报文通过站控层网络传输。1.1.1.6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，具有与调度中心交换信息的能力。1.1.1.6.1智能微机防误系统监控系统的防误逻辑闭锁逻辑与独立的智能防误系统配合实现全站的防误操作闭锁功能，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的电气闭锁回路。通过基于DL/T860体系构建的实时操作票生成专家系统，具备自动生成不同的主接线和不同的运行方式下的典型操作流程、编写各种类型的操作票的功能。除全站五防外，还应适应集控中心控制、顺序控制的防误要求。1.1.1.6.2顺序控制基于一体化信息平台实现准确的数据采集，包括变电站内所有实时遥信量包括开关、闸刀、地刀等的位置，所有实时模拟量（电流、电压、功率等），以及其它辅助的遥信量。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。1.1.1.6.3智能告警及故障信息综合分析决策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