A01-01北塔110千伏变电站新建工程-初步设计说明书9.25

南充北塔110千伏输变电工程

北塔110千伏变电站新建工程

5、变电站运行管理模式

本工程站内设分层分布式计算机监控系统，完成对站内电气设备的控制、测量、信号及远动功能。变电站自动化系统在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层组成。

监控、保护和直流等设备均采用集中布置在二次设备室方式，10kV部分保护测控装置采用就地分散布置于开关柜上。

6、系统保护

按照国家电网公司文件国家电网基建[2011]58号，《关于印发<国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定>的通知》，本站按智能变电站设计，采用数字式保护测控装置。

果州—北塔线路，配置光纤分相电流差动保护。

嘉陵南—北塔线路，配置光纤分相电流差动保护。

龙东线—北塔T接线路，配置距离保护。

7、调度自动化

本站监控系统的远动功能具有常规RTU的全部功能，功能及性能指标符合部颁《调度自动化设计技术规程》，信息内容满足《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》的要求。至

县调、地调、地备调的通讯口分别要求按两个通讯口配置，即一主一备方

式并列运行，实现一发三收功能。通讯规约按地调、地备调要求设置。2.2接入系统方案

本期北塔110kV接入系统方案为：果州至北塔1回，导线型号LGJ-300mm2，线路长度4.5公里；嘉陵南至北塔1回，导线型号LGJ-300mm2，线路长度9.5公里；河东站至龙女站线路T接北塔1回，导线型号LGJ-300mm2，线路长度2.4公里。

北塔变电站110kV接入系统示意图

2.3建设规模

2.3.1主变规模

1、最终规模：3×50MVA，本期规模2×50MVA有载调压变压器。

2.3.2出线规模

1）110kV出线：终期出线4回，本期3回。

2）10kV出线：最终36回，本期24回。

2.4无功补偿装置

10kV无功电容补偿：本期2×（4008+6012）kVar；最终3×（4008+6012）kVar。

（2）智能终端及合并单元配置方案

采用合并单元智能终端一体化装置，分散布置于配电装置所在间隔就地智能控制柜内。GIS汇控柜与智能控制柜一体化设计。

110kV智能终端合并单元一体化装置单套配置。

主变保护采用主、后备保护独立配置，主变压器各侧双套配置合并单元、智能终端一体化装置。主变压器本体配置一套合并单元智能终端一体化装置。

110kV母线合并单元智能终端一体化装置单套配置。

10kV及以下配电装置采用户内开关柜布置，保护测控装置就地下放。

（3）互感器配置方案

互感器的配置兼顾技术先进性与经济性，全站按常规互感器配置。

主变压器各侧互感器类型及相关特性一致。

特性关口计量点互感器应满足要求。

3.8系统继电保护及安全自动装置

3.8.1.一次系统概况

本期北塔变以3回110千伏线路接入系统，分别从果州220千伏变电站出1回110千伏线路至北塔110千伏变电站。从嘉陵南110kV变电站出1回110千伏线路至北塔110千伏变电站。1回由现运行的河东～龙女110kV 输电线路“T”接进北塔110kV变电站。

主变：最终3×50MVA，本期2×50MVA。

10kV出线：最终36回，本期24回。

10kV无功补偿：最终3×6012+3×4002kVar，本期

2×6012+2×4002kVar。

3.8.2现状和存在的问题

对侧果州220kV变电站已投运，为常规综自站，嘉陵南110kV变电站为在建智能站，本期利用预留屏位。已建成光通信设备。

3.8.3系统继电保护配置方案

至220kV果州变电站1回110kV线路配置光纤纵差保护（专用纤芯）。型号及软件版本与220kV果州变电站侧一致。本站列至220kV果州变电站数字式光纤纵差保护、测控装置1套，专用纤芯方式。

至110kV嘉陵南变电站1回线路配置光纤纵差保护（专用纤芯）。型号及软件版本与110kV嘉陵南变电站侧一致。本站列至110kV嘉陵南变电站数字式光纤纵差保护、测控装置1套，专用纤芯方式。

至河东变至龙女变110kV“T”接线路1回线路配置线路距离保护。本站列至110kV河龙“T”接线路数字式线路距离保护、测控装置1套。

3.9系统调度自动化

3.9.1现状及存在的问题

3.9.1.1南充地调系统

南充地调主站系统已建成一套系统。

3.9.1.2 南充地调电能量计量系统

南充地调电能量计量主站系统已正常投运。有部分厂站装设了电能量采集装置和电能表。

3.9.2远动系统

（一）远动设备配置

本期工程采用光纤通信，无载波通信方案。从整个南充电网来看，北塔110千伏变电站仅为南充电网的一个站点之一，所以本期站内不需要配置程控调度交换机，但需要设置调度电话，并以用户延长线的方式通过光

纤通信系统由南充地调的程控调度交换机引入，并配置1套录音电话。为满足图像监控、故障录波和管理等数据的传输要求，本工程将为北塔110千伏变电站配备汇聚型综合数据网设备一套，交换机以及汇聚型网络路由器各一台，含8个千兆光口、20个千兆电口，2个光模块。根据相关规程规范及文件要求，通信电源在一体化电源系统中统一考虑，由站用直流电源设置DC/DC模块实现。根据相关规程规范及文件要求，考虑在通信设备统一安装在主控制室内。通信传输设备、电源设备、配线设备等安装在一起，设备安装、布线、维护管理等都比较方便、节省，并考虑以后增加屏位数量的需要。门窗应密封防尘。配置空调设备，满足设备运行时对环境温度的要求。

（二）远动信息采集

变电站的远动信息根据《地区电网调度自动化设计技术规程》和《35kV~110kV无人值班变电站设计规程》的要求采集及组织，经通信光纤传输至南充地调、备调，由南充地调、备调调度。远动信息应满足调度的要求，与变电站信号相一致。

1）远动信息采集

远动信息采取“直采直送”原则，远动通信设备直接从计算机监控系统的测控单元获取远动信息并向调度端传送。

变电站远动通信装置在实现传统主站通信的同时，还能实现与调度系统的无缝对接，完成IEC61850与IEC61970模型的自动映射管理。

2）远动信息内容

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

a）遥测量：

110千伏线路：有功功率、无功功率、三相电流、三相电压、一个线电压；

110千伏分段：三相电流，有特殊需要时加采有功、无功功率；

110千伏母线：三相相电压、一个线电压、一个频率；

主变压器：各侧有功功率、无功功率、三相电流、有功电能量；

10千伏线路：三相电流，加采有功、无功功率；

10千伏分段：三相电流、有功功率、无功功率；

各段母线：三相相电压、一个线电压、零序序电压；

所用变高压侧三相电流、三相电压、有功功率；

所用变低压侧三相电流、三相电压、线电压；

电容器：三相电流、无功电能量、无功功率；

直流充电电流；

直流充电电压；

直流母线电压（并设置越限告警)；

直流操作电压；

交流电源电压（220V或用遥信发失压信号)；

直流电源电压（48V或用遥信发失压信号)；

主变温度（上层油温)、绕组温度；

b）遥信量：

事故总信号。

变电所内所有断路器位置（双位）信号；

所有电动隔离开关位置（双位）、接地闸刀位置，主变中性点接地闸刀位置（双位）信号；

10kV手车位置（双位）信号；

断路器控制回路断线信号、操作机构故障信号；

GIS设备告警异常信号；

10kV电容器保护动作信号；

10kV接地变保护动作信号；

10kV母线失电；

110kV线路保护及重合闸动作信号；

110kV母线保护动作信号；

变压器内部故障综合信号，主变电量以及非电量保护信号；

主变有载调压分接头位置信号；

直流系统接地信号、直流母线电压异常信号、充电装置故障信号、通信电源故障信号；

所有保护装置动作信号、装置故障信号、装置通讯中断信号；

就地/远方转换开关位置信号；

所用电各开关位置、所用电消失、所用电切换信号、UPS异常信号；

录波装置异常；

远动设备退出告警；

消防报警信号，安全防范装置报警信号；

电能量采集系统故障信号；

视频监控系统异常信号。

c）遥控、遥调：

站内各级断路器分、合闸控制；

110千伏隔离开关分、合闸控制；

主变中性点刀闸；

无功补偿装置的投切；

有载调压变压器分接头升/降控制；

有载调压机构急停。

3）远动信息传输

远动通信设备实现与相关调度中心（地调/备调）的数据通信，分别按两个两数两模通讯口配置，主备方式并列运行，实现一发三收功能，专线通信采用DL/T634-5101-2002 规约。采用数据网方式按照单平面要求接入地区骨干级电力调度数据专网，网络通信采用DL/T634-5104-2002 规约。满足变电运行及其评价标准。传输速率≤9600波特，开关量变位传送至RS-485接口时间≤1.5秒。

3.9.4调度数据网接入设备

1）调度数据网接入原则

变电站一点就近接入相关电力调度数据网，根据四川电力调度数据网接入要求，本期工程将变电站调度自动化信息接入220千伏果州变电站上传至南充地调、备调。按照单平面要求分网接入地区骨干级电力调度数据专网。

四川电力调度数据网络分层拓扑如图所示：

2）调度数据专网通道组织：

四川电力调度数据网拓扑结构示意图 乐山

自

贡 省调 A 南充 省调

B

核心层 骨干层

绵成泸宜资攀花

眉广西内达

德巴广省调中心

南充公司调度数据网通道组织：目前南充公司调度数据网项已建成，变电站信息直接组织到南充地调、备调。

3）接入设备配置

在变电站接入节点配置2套调度数据网接入设备，包括路由器、二层交换机等，实现调度数据网络通信功能。采用VLAN技术和CE-VRF技术，每个VPN接入一台交换机，一台交换机接入变电站路由器。

该设备与 SDH传输设备进行2M对接，要求变电站提供2M通道至四川电力调度数据网骨干节点南充地调。

3.9.6调度端远动系统

为接收变电站的信息，地调端系统需增加通道板接口设备，并需修改软件和定义。

当采用常规远动专用通道传输远动信息时，变电站应分别提供一路独立路由的远动通道至南充地调、备调，以DL/T 634.5101-2002(IEC 60870-5-101)协议向南充地调传送远动信息，远动通道的传输速率为1200bps或600bps。远动通道应具有一定的传输质量，符合ITU有关规定。

当采用电力调度数据网络传输远动信息时，变电站远动数据接入变电站的电力调度数据网络接入设备，该接入设备一点就近接入果州变的调度数据网，以DL/T 634.5104-2002(IEC60870-5-104)协议传输远动信息，远动数据通道的传输速率≥2Mbps。

调度数据网的应用系统主要包括以下内容：变电站计算机监控系统；电能量采集系统。调度数据网设备与本站的SDH设备采用2M电路对接的方式，将本站信息接入电力调度数据网内。

3.11变电站自动化系统

3.11.1管理模式

本站按照无人值班变电站设计。按照国家电网基建【2011】58号《国

家电网公司2011年新建变电站设计补充规定》本站按智能变电站设计。3.11.2监测、监控范围

3.11.3配置方案

站内操作控制分为四级：

第一级控制，设备就地检修控制。具有最高优先级的控制权。当操作人员将就地设备的远方/就地切换开关放在就地位置时，将闭锁所有其他控功能，只能进行现场操作。

第二级控制，间隔层后备控制。其与第三级控制的切换在间隔层完成。

第三级控制，站控层控制。该级控制在操作员站上完成，具有调度中心/站内主控层的切换。

第四级控制，为调度/集控站控制，优先级最低。

（一）系统构成

变电站自动化系统在功能逻辑上宜由站控层、间隔层、过程层组成。

站控层由主机、操作员站、远动通信装置和其他各种功能站构成，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、录波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。

过程层由互感器、合并单元、智能终端一体化装置等构成，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。

站级层设备按最终规模配置，间隔层、过程层设备按本期规模配置。（二）系统网络结构

变电站网络结构应符合DL/T 860标准。

（1）站控层网络（含MMS、GOOSE）

站控层网络采用单星形以太网。

通过相关网络设备与站控层其他设备通信，与间隔层网络通信，可传输MMS报文和GOOSE报文。

（2）间隔层网络（含MMS、GOOSE）

本站不单独设间隔层网络。

通过站控层、过程层网络设备实现与本间隔其他设备通信、与其他间隔设备通信、与站控层设备通信。

（3）过程层网络（含GOOSE网络）

本站110千伏电压等级采用单母线分段，按照《国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定》，110千伏过程层GOOSE报文采用网络方式传输，GOOSE网络采用星形单网结构。

10千伏电压等级不配置独立的过程层网络，GOOSE报文通过站控层网络传输。

通过相关网络设备完成与过程层设备、设备之间以及过程层设备之间的数据通信，可传输GOOSE报文。

（三）系统设备配置

（1）站控层设备

站控层设备包括主机、操作员工作站、通信网关机装置、数据服务器、综合应用服务器、图形网关机、站控层交换机、网络激光打印机等。

本站为无人值班变电站，主机双套配置，兼作操作员工作站和工程师站。

远动通信设备双套配置，优先采用无硬盘专用装置。

站控层设备布置于二次设备间内。主机显示器布置在工作台，远动通信设备、交换机等设备组柜。

间隔层包括继电保护、安全自动装置、测控装置、故障录波及网络分析记录装置、电能计量装置等设备。

1）继电保护及安全自动装置、测控装置

本站110千伏及以下电压等级采用保护测控一体化装置。主变测控（含主变本体测控）集中组屏在主变测控屏中。

保护及安全自动装置、测控装置同时接入过程层网络。

110千伏系统保护及自动装置具体配置见本册3.12.2条。

主变等元件保护具体配置见本册3.12.2条。

2）故障录波、网络分析记录装置

本站配置1套故障录波装置，支持DL/T 860标准，点对点录入110千伏线路、分段及主变压器间隔的电流、电压及重要开关量信息，至少应录入36路电压量，68路电流量，128路开关量。

本站配置网络报文记录分析，记录过程层 GOOSE、站控层 MMS 网络的信息，可与故障录波装置整合。

4）有载调压和无功投切

由变电站自动化系统和调度/集控主站系统共同实现集成应用，不设置独立的控制装置。

5）网络打印机

通过变电站自动化系统的主机兼工程师站打印全站各装置的保护告警、事件、波形等。

（3）过程层设备

过程层由互感器、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。

1）站控层网络交换机

变电站站控层配置1套中心交换机，交换机端口数量应满足应用需求。

站控层交换机采用 100M 电口，站控层交换机级联端口采用1000M端口。

2）间隔层网络交换机

间隔层网络与站控层网络合并，交换机端口数量满足应用需求。

3）过程层网络交换机

按间隔对象配置过程层交换机。

每台交换机的光纤接入数量不超过16对，并配备适量的备用端口，备用端口的预留应考虑虚拟网的划分。

任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。

任两台主变智能电子设备不宜接入同一台交换机。

过程层交换机与智能设备之间的连接及交换机级联端口均宜采用1000M光口。

4）网络通信介质

二次设备室内网络通信介质采用超五类屏蔽双绞线，跨房间的通信介质采用光缆。

采样值和保护 GOOSE 报文的传输介质采用光缆，光纤连接采用1310nm 多模ST光纤接口。

（5）系统软件

主机兼操作员站应采用UNIX等安全性较高的操作系统。

（6）系统功能

变电站自动化系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制，并具备遥测、遥信、遥调、遥控等全部的远动功能，具有与远方调度

中心和监控中心交换信息的能力。具体功能要求满足DL/T 5149－2001《220千伏～500千伏变电所计算机监控系统设计技术规程》。

（1）一体化信息平台

一体化信息平台从站控层网络直接采集 SCADA 数据、保护信息等数据，直接采集电能量、故障录波、设备状态监测等各类数据，作为变电站的统一数据基础平台。

变电站一体化信息平台主机与站控层主机统一配置，不独立配置。

站内自动化系统应实现实时数据采集与处理、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，与微机保护装置接口，监控系统具备防误操作闭锁功能、电压无功综合控制功能（AVQC）、操作票专家系统功能、安全稳定控制及保护信息子站信息上传等。

（7）系统工作电源

系统站控层工作站等设备采用站内UPS供电。间隔层I/O测控设备采用直流供电。

（8）系统技术指标

系统技术指标应满足DL/T 5149-2001《220～500千伏变电所计算机监控系统设计技术规程》的要求。

计算机监控系统详见《变电站自动化系统网络方案配置示意图》。（四）微机防误操作系统

为了防止运行误操作，变电站设微机防误操作闭锁装置。对所有断路器控制接线加装电气编码锁，对所有电动隔离开关机构控制箱上及手动操作的接地开关机构上加装机械编码锁。微机五防系统含操作票专家系统。本站计算机监控系统已具备防误操作功能，不专设独立的五防工作站。3.11.4与其他设备接口

本站采用IEC61850标准，监控系统与继电保护装置采用以太网线连接，保护测控装置与合并单元及智能终端采用多模光缆连接，采用LC/ST 多模光口，数字电能表采用ST多模光口以及485接口，常规电能表采用双485接口。其他设备满足IEC61850规约。

3.11.5高级应用功能

监控系统探索实现顺序控制、智能告警及分析决策等高级应用。

1）顺序控制

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。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。

2）智能告警及故障信息综合分析决策

分层分类、优化整合故障信息，优化各类信息流向。具备条件时，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，满足本期和远期不同主站对故障告警信息要求。

3）站域控制

变电站采用变电站监控系统实现小电流接地选线功能，取消独立装置。

低频低压减载功能由监控系统实现，不采用独立装置。

4）设备状态可视化

探索设备状态可视化功能。采集主要一次设备（变压器、断路器等）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）与站内智能设备的信息交换

站内智能设备主要包括交直流一体化电源系统、火灾报警系统、智能辅助控制系统等。

采用DL/T 860通信标准与变电站自动化后台连接，实现对一体化电源系统的远程监控维护管理。

智能辅助控制系统通过一体化信息平台与变电站自动化系统接口。

（4）通信规约

统一建模，统一组网，信息共享，通信规约统一采用DL/T 860通信标准，实现站控层、间隔层二次设备互操作。变电站内信息宜具有共享性和唯一性，保护故障信息、远动信息不重复采集。

变电站自动化系统与电能量采集系统通信规约使用DL/T 719-2000规约。与调度端网络通信采用DL/T 634.5104-2002规约，与调度端专线通信采用DL/T 634.5101-2002规约。

3.12元件保护及自动装置

3.12.1现状及存在的问题

本工程为新建项目，保护设备按照本期规模配置。

3.12.2 保护配置

（1）110千伏线路保护

至220kV果州变电站1回110kV线路配置光纤纵差保护（专用纤芯）。型号及软件版本与220kV果州变电站侧一致。本站列至220kV果州变电站数字式光纤纵差保护测控一体化装置1套，专用纤芯方式。

至110kV嘉陵南变电站1回线路配置光纤纵差保护（专用纤芯）。型号及软件版本与110kV嘉陵南变电站侧一致。本站列至110kV嘉陵南变电站数字式光纤纵差保护测控一体化装置1套，专用纤芯方式。

至河东变至龙女变110kV“T”接线路1回线路配置线路距离保护。本站列至110kV河龙“T”接线路数字式线路距离保护测控一体化装置1套。（2）备用电源自动投入

本站110千伏线路、分段断路器配置备用电源自动投入装置,具备联切

小电源及负荷功能。

（3）110千伏母线保护

本站配置一套110kV母线保护。

（4）110千伏母联保护

母联（分段）按断路器配置一套完整、独立的母联（分段）充电保护测控装置。

（5）主变压器保护

主变压器微机保护配置电气量保护和一套非电气量保护。电气量保护均配置完整的主、后备保护，选用独立的主、后备保护装置。

主变保护直接采样，直接跳各侧断路器。

主变非电量保护由主变本体合并单元智能终端一体化装置实现，采用就地直接跳闸，信息通过本体智能终端上送过程层GOOSE网。

电气量保护设一套出口，应与断路器的跳闸线圈对应。非电量保护设一套出口，应同时作用于断路器的跳闸线圈。

1）主保护

差动保护：具有差动速断功能。保护动作跳开变压器各侧断路器。

非电量保护：按变压器厂的要求，装设本体/有载瓦斯保护、压力释放、过温保护等非电量保护。

本体重瓦斯动作跳主变各侧开关，轻瓦斯动作于信号。有载重瓦斯保护动作于跳闸或信号。压力释放装置动作于跳闸或信号。油温高、绕组温度高动作于跳闸或信号。冷控失电动作于跳闸或信号。

2）110kV侧后备保护

复合电压闭锁过流保护、零序过流保护、中性点间隙零序电流保护、中性点零序电压保护、独立过流段、过负荷保护。

3）10kV侧后备保护

复合电压闭锁过流保护、独立过流段、过负荷保护。

主变压器微机保护按主、后独立单套配置，主保护与后备保护引自不同的电流互感器二次绕组。

每台主变保护组屏1面(含主、各侧后备保护装置各1套，22光口过程层交换机2台)，安装于二次设备室。

（6）10kV部分保护

1）10kV线路保护

10kV各线路分别配置1套微机型线路保护测控装置，保护采用速断保护、过流保护、零序电流保护、三相一次重合闸,并具有小电流接地选线功能，低周低压减载功能由测控装置一并完成。本期工程10kV共24套10kV 线路保护测控计量合一装置。

2）10kV分段保护

10kV分段配微机型分段保护测控装置1套,带备自投功能。

3）10kV电容器组保护

各电容器组分别配置1套微机型电容器保护测控装置，保护采用限时速断、过电流、零序电流、过电压保护、低电压保护和不平衡电压等保护。本工程共4套10kV电容器组保护测控计量合一装置。

4）10kV站用变保护

2台接地变各配置1套微机型接地变保护测控装置，保护采用过电流、过负荷保护、零序过流等保护。

10kV保护测控装置均分散安装于相应的10kV开关柜上。

（8）故障录波、网络记录分析

本站配置1套故障录波装置。

支持DL/T 860标准，GOOSE网录入110千伏线路、分段及主变压器间隔的电流、电压及重要开关量信息，至少可录入36路电压量，68路电流

量， 128路开关量。

本站配置一套网络报文记录分析装置，记录过程层 GOOSE、站控层 MMS 网络的信息，单独配置。

故障录波器应满足部颁DL/T533－94《220－500kV电力系统故障记录技术准则》的有关规定及国家经济贸易委员会颁布的DL/T663－1999《220kV －500kV电力系统故障动态记录装置检测要求》。