金山变电站电气二次

5.1 系统保护

5.1.1 概述

本工程接入系统一次方案为：本期新建110kV线路1回，从北坝站架设1回输电线路至金山变电站。本次仅对此方案进行系统继电保护及自动装置配置。

本次系统继电保护及自动装置设计范围为：金山110kV变电站保护的配置。 5.1.2系统继电保护配置

本期1回110kV线路至110kV北坝站， 110kV线路按照微机保护配置，按双侧配置光纤纵差保护，在金山站及对侧北坝站各配置光纤纵差保护1套。线路保护应有三段式相间、接地距离、方向零序电流保护、检无压、检同期、三相一次重合闸等功能，并有跳合闸操作回路。保护装置在二次设备室组屏安装。

5.2 系统调度自动化

本次工程设计范围为：金山110kV变电站新建工程有关调度自动化的远动系统、调度数据专网设备、二次安全防护设备数据采集的主要功能、方案、技术要求及投资概算等内容。

金山110kV变电站按照地区划分归三台电力公司调度，远动信息按照调度权限送往三台县调，信息传送“直采直送”，传输内容满足相关调度要求，传输通道采用调度数据网和专线通道，远动通信规约网络方式采用（DL/T 634.5104-2002）、专线方式采用（DL/T 634.5101-2002）规约。 5.2.1 远动系统

⑴ 远动信息内容

按照《电力系统调度自动化设计技术规程》（DL/T5003－2005）、《地区电网调度自动化设计技术规程》（DL/T5002－2005）的内容规定以及运行的需要，金山110kV变电站拟采集传送的遥测、遥信信息及接收的遥控、遥调命令如下：

遥测量：

主变压器各侧三相电流、有功功率、无功功率、油温； 110kV、35kV、10kV母线电压（线电压和三相电压）；

所用电低压侧母线电压；

110kV进线电流、有功功率、无功功率、 35kV、10kV线路电流、有功功率、无功功率； 10kV电容器电流、无功功率； 10kV所用变电流； 35kV、10kV分段电流； 直流系统母线电压； 直流蓄电池电压。 遥信量：

变电站事故总信号。

主变压器各侧所有断路器位置信号。 110kV、35kV线路所有断路器位置信号。 10kV线路、电容器所有断路器位置信号。 全站所有反映运行方式的隔离开关位置信号。 主变压器分接头位置信号。

110kV、35kV线路保护动作、重合闸动作信号。 10kV线路保护动作、重合闸动作信号。 10kV电容器保护动作信号。 主变压器保护动作信号。 断路器弹簧储能位置信号 遥控量

主变压器各侧断路器、有载调压分接头。 110kV、35kV线路断路器。 110kV隔离开关。

10kV线路、电容器断路器。 主变压器中性点刀闸。

全站照明、空调、风机远方控制。 ⑵ 远动系统主要功能

为确保调度自动化系统的功能实现， 远动系统应具备如下功能：

具有数据采集、转换、处理和传输遥测量、遥信量的功能； 具有接收、返送校核和执行遥控命令的功能； 具有接收和执行遥调命令的功能；

具有遥测越限传送、遥信变位传送和全数据传输功能； 具有事件顺序记录功能； 具有 CRT 显示等人机接口功能； 具有故障自诊断、自恢复功能 具有常规远动规约通信处理功能；

具有计算机网络应用层协议通信处理功能； 具有通道监视和主备通道自动切换功能。 ⑶ 远动信息方案及信息传送网络 ①远动系统方案

金山变电站远动信息组织功能由变电站自动化系统实现，一次系统的相关二次信息应组织为远动信息永安调度自动化主站传送，信息内容根据现行部颁《电力系统调度自动化设计技术规程》和《地区电网调度自动化设计技术规程》以及调度要求确定。

② 信息传输网络

远动信息的采集和传送必须按照“直采直送”方式。要求金山变电站自动化系统以直采直送方式组织远动信息，即远动信息的采集、处理、传输实现过程中不允许出现其它中间环节，远动数据采集与变电站自动化系统共用数据采集单元，由数据采集单元采集到的远动原始数据应通过数据网络直接送至后台的远动功能单元或专用远动工作站处理，不应先经过变电站自动化系统的数据库或其它的中间处理环节处理，以免影响调度自动化信息的实时性要求。

金山变电站远动信息向永安调度的传输主要采用电力调度数据网络方式，常规远动专用通道传输方式作为备用。 5.2.2 电力调度数据网络接入设备

电力调度数据网是依据国电《调度系统“十五”规划》、《电网安全的若干规定》和《电力系统联网规划》等文件的指导，为电力调度系统及生产管理系统服务的专用数据网络，电力调度数据网只允许传输与电力调度生产直接相关的数据

业务。调度数据网应在专用通道上利用专用网络设备组网，实现物理层面上与公用信息网络的隔离，满足电力系统二次安全防护要求。

金山站内配置1套调度数据网络设备（1台路由器、1台交换机），调度数据网设备与SDH设备采用2M电路对接，通过光纤通信电路，实现远动信息的调度数据网络传输方式。 5.2.3二次系统安全防护

按照《电力二次系统安全防护规定》(电监会5号令)要求，“电力二次系统安全防护工作应当坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，保障电力监控系统和电力调度数据网络的安全。”

因此，本期工程应当在金山变电站内设置经过国家指定部门检测认证的二次系统安全防护设备1套，二次系统安全防护设备的配置满足三台县调度设备的规划实际情况，以确保电力调度数据网的安全运行，具体配置原则参照电监安全〔2006〕34号《电力二次系统安全防护总体方案》执行。

金山变电站二次系统安全防护设备配置原则如下：

⑴Ⅰ区的计算机监控系统站内交、直流电源等设备通过网络方式的需要配置防火墙。

⑵Ⅰ区的远动信息通过调度数据网Ⅰ区交换机接入路由器时，需要配置纵向加密认证装置。

⑶ 金山变电站二次系统安全防护设备与站内调度数据网接入设备统一组屏安装。

5.2.4自动化信息传输通道及规约

⑴ 自动化信息传输通道 ① 远动信息传输通道

金山110kV变电站远动信息传输以电力调度数据网作为主通道，常规远动方式作为备用通道。

② 电量信息传输通道

金山110kV变电站电能量信息采用综合数据网传输方式。 ③ 变电站视频信息传输通道

金山110kV变电站视频信息采用综合数据网传输方式。

⑵ 通信规约 ① 远动通信规约

金山110kV变电站对调度主站的调度数据网通道采用IEC 60870-5-104规约，当为常规通信方式时采用IEC 60870-5-101规约。

② 电量传输规约

金山110kV变电站对三台电力公司电量计量主站的电量信息传输规约采用IEC 60870-5-102规约。 5.2.5调度主站端接口调试

金山110kV变电站需向永安调度传送调度自动化信息，为了将金山110kV变电站自动化信息顺利的接入调度端主站系统，调度中心需增设必要的硬、软件接口设备，并作系统测试、联调等工作，因此，本工程应为调度中心计列相应的调度端接口费。 5.2.6电源系统

根据《电力系统调度自动化设计技术规程》(DL/T 5003-2005)要求，调度自动化专业设备应配备两路独立电源。因此，金山变电站调度自动化设备考虑采用两路独立的直流电源或者逆变电源供电，当采用逆变电源供电时，其维持供电时间按不少于1小时考虑。

由于变电站具备全站公用的逆变电源和直流电源，因此调度自动化设备不再单独配置专用电源系统。 5.2.7 设备材料表

金山变电站自动化设备材料表

序号 1 2 3 设备名称 调度数据网络接入设备 二次安全防护设备 纵向加密装置 防火墙 调度中心远动接口调试费 单位 套 套 套 项 数量 1 1 1 1 备注 5.3 变电站自动化系统

5.3.1总体要求

变电站监控系统采用成熟先进的计算机监控系统，按无人值班设计，其设计原则如下：

1、计算机监控系统按分层分布式网络结构设计，系统分为两层，即站控层和间隔层，具有远方控制功能。站控层网络采用TCP/IP协议的以太网，采用双网配置。间隔层采用现场总线网络或者以太网。网络媒介采用屏蔽双绞线或者光纤。

2、变电站监控系统设置一台服务器兼操作员工作站。站内设逆变电源一套作为站内计算机监控系统、保护装置等二次设备提供交流不停电电源。

3、变电站监控设备、保护设备及各智能设备均考虑配置远动数据接口，根据调度管理权限，完成变电站与调度的通信。

4、计算机监控系统具备防误闭锁功能，能够完成全站防误操作闭锁。 5、保护动作及装置报警等重要信息采用硬接点方式输入测控单元。 6、35kV及10kV微机监控和保护按保护测控一体化装置设计配置。 7、计算机监控系统配置到调度的双通道上传接口同时预留集控中心上传接口，支持CDT、101、104远动通信规约。 5.3.2监控范围

（1）各电压等级的断路器以及隔离开关、电动操作接地开关。 （2）主变的分接头调节及10kV无功补偿装置自动投切。 （3）站用电控制及站用电源备用自投。 （4）直流系统和UPS系统。 （5）通信设备及通信电源告警信号。 （6）图像监视及安全警卫系统的报警信息。 （7）火灾探测报警系统的报警信息。 5.3.3系统基本功能

站内监控系统应实现实时数据采集、安全监视与控制、屏幕显示与操作、运行记录、制表打印以及画面拷贝、变电站就地与远方的操作控制等功能，还应与微机保护装置接口，以实现全站的综合自动化。同时，监控操作和微机五防操作能相互闭锁。

1、数据采集与安全监视： a、变电站主接线图及潮流图； b、各种开关状态及动态数据实时显示； c、系统周波与系统时钟；

d、主变和线路的负荷、温度及电流监视； e、遥信状态监视，变位有声光信息； f、用表格显示实时与整点数据；

g、用棒图、曲线形式显示电压、负荷等模拟量；

h、对电压、电流、潮流等进行越限监视与告警，并可人工修改限值； i、报警并自动推事故画面；

j、提供各种数值计算功能，并可整点记存有关量； k、远动设备异常告警； l、人工设置开关检修；

m、控制操作包括电容器组的投切、主变有载调压分接头的调节等； n、对线路开关的遥控可由特别授权人员禁止／开放； o、提供事故信号复归功能；

p、通信机房保护及通信设备、交/直流电源告警信号； q、直流系统运行工况及告警信号。 2、运行记录：

a、电力系统事故记录：包括开关状态变位记录、事故顺序记录等； b、电力系统异常记录：包括各种遥测量的越限记录、正在发生或已经恢复的遥测量在各种异常状态下的时间记录等；

c、电力系统正常记录（保留历史记录一个月，并能召唤打印）：包括各种日报、月报记录和整点记存表等；

d、自动化系统设备运行状态记录：包括监控设备及通道异常记录、监控装置的投入和退出记录等；

e、遥控操作记录：记录遥控操作人员姓名、时间及操作内容。 3、人机联系（MMI）：

a、监控系统设立人、机界面，建立人、机联系；

b、调用、显示、拷贝各种图形、曲线、报表； c、发出控制命令和修改命令；

d、在画面上定义数据库和数据集的动态数据和各种动态字库、汉字，并提供矢量字符、特殊字符；

e、查询历史数据以及各项定值，并可保存为历史备份文件； f、图形及报表的生成、修改和调用等； g、报警确认；

h、挂牌、撤牌操作。挂牌内容可自定义。 4、远动功能

控制系统应能实现DL5002、DL5003中与变电站有关的全部功能，其容量及性能指标应满足变电站远动功能及规约转换要求，满足电网调度实时性、安全性和可靠性要求。具有向调度中心进行数据通信、传送信息及接收调度命令的能力。远动通信装置从控制系统测控装置前端直接取得数据，建立远传数据库，实现远动信息的直采直送。

本站为无人值班变电所，其常规的监视、控制在所属控制中心完成。微机控制系统应能按照控制中心要求的通信规约与控制中心、站控进行数据通信，将站内测量数据、状态数据和带时标的事件或事故信息送到控制中心、站控，并能接收控制中心、站控下达的命令和对参数的设定。通道为主备方式，并具有通道监视及通道自动切换的能力，通道切换应作为事件进行记录。

5、时钟同步：接收全球定位系统GPS卫星发射的标准授时信号，利用对时总线上的秒脉冲信号对站内综合自动化网络上各节点进行秒脉冲校时，且通过通信串口向各通信设备广播校时，以确保站内系统时钟的一致性。

6、其它接口

微机监控系统通过智能设备接口装置，与站内其它智能设备通信，智能设备包括不能直接以以太网接入的微机保护装置、直流系统、通信电源、逆变电源、站用电系统装置等。 5.3.4 系统构成

本站微机监控系统采用分散(层)分布、开放的系统结构，采用两层结构，分为站控层和间隔层。

计算机监控系统通过远动工作站和调度中心通讯，远动通讯设备应能实现站级控制层与间隔控制层均采用单以太网连接方式，网络配置规模需满足工程远期要求、具有抑制广播风暴的措施。采用并列运行或主备运行方式。站控层网络负责站控层各个工作站之间和来自间隔层的全部数据的传输和各种访问请求。其网络协议应符合国际标准化组织OSI模型、具有良好的开放性。网络必须安全可靠，具有足够的抗电磁干扰能力。且应具有基本的管理能力，对网络的工作状态能自动选择、协调、以及自动监测。

站控层为全所设备监视、测量、控制、管理的中心，站控层主要设备包括操作员工作站，微机五防工作站，远动通信设备，打印机，网络设备等。

间隔层按照不同的电压等级和电气间隔单元划分，主要设备包括测控单元、网络设备等。间隔层设备按工程本期规模配置。

5.4元件保护及自动装置

1、主变压器保护

本期工程的2台主变保护按常规微机保护配置，主保护和后备保护分开，按单套配置，主保护与后备保护引自不同的电流互感器二次绕组。并配置独立的非电量保护。

A、主保护：差动保护及差动速断保护、重瓦斯保护、调压重瓦斯保护。 B、后备保护：复合电压闭锁过流保护 C、主变各侧过负荷保护。

D、非电量告警：轻瓦斯保护、温度升高、油压释放。 2、35/10kV线路、分段保护配置

配置微机型电流速断保护、过流保护、零序保护、低周减载及三相重合闸，线路选用保护测控一体化装置，35kV及10kV分段均配置备自投保护装置，以上保护装置均组屏安装于控制室。

3、10kV电容器保护配置

10kV电容器保护配置电流速断保护、过电流保护功能、低电压保护及不平衡电压保护，选用保护测控一体化装置，保护装置均组屏安装于控制室。

4、35kV及10kV系统小电流接地选线功能由微机保护装置及计算机监控系统实现。

以上装置均采用微机型设备。

5、35kV及10kV母线配置二次消谐装置。