110kv变电站设计[1] 2- 副本

110KV变电站初步设计

２．３ 事件记录和故障录波测距

事件记录应包含保护动作序列记录，开关跳合记录。其SOE分辨率一般在1~10ms之间，以满足不同电压等级对SOE的要求。

变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。另一种是分散型，即由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。 ２．４ 控制和操作闭锁

操作人员可通过CRT屏幕对断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投切进行远方操作。为了防止系统故障时无法操作被控设备，在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。操作闭锁应具有以下内容： １）．电脑五防及闭锁系统

２）．根据实时状态信息，自动实现断路器，刀闸的操作闭锁功能。 ３）．操作出口应具有同时操作闭锁功能 ４）．操作出口应具有跳合闭锁功能 ２．５ 同期检测和同期合闸

该功能可以分为手动和自动两种方式实现。可选择独立的同期设备实现，也可以由微机保护软件模块实现。 ２．６ 电压和无功的就地控制

无功和电压控制一般采用调整变压器分接头，投切电容器组，电抗器组，同步调相机等方式实现。操作方式可手动可自动，人工操作可就地控制或远方控制。

无功控制可由专门的无功控制设备实现，也可由监控系统根据保护装置测量的电压，无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。 ２．７ 数据处理和记录

历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，它包括上一级调度中心，变电管理和保护专业要求的数据，主要有： １）．断路器动作次数

２）．断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数

３）．输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功、母线电压定时记录 的最大，最小值及其时间。

４）．独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间 ５）．控制操作及修改整定值的记录

- 17 -

110KV变电站初步设计

根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在远动操作中心或调度中心实现。 ２．８ 人机联系

２．９ 系统的自诊断功能：系统内各插件应具有自诊断功能，自诊断信息也象被采集的数据一样周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心。 ２．１０与远方控制中心的通信

本功能在常规远动‘四遥’的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等，其信息量远大于传统的远动系统。

根据现场的要求，系统应具有通信通道的备用及切换功能，保证通信的可靠性，同时应具备同多个调度中心不同方式的通信接口，且各通信口及MODEM应相互独立。保护和故障录波信息可采用独立的通信与调度中心连接，通信规约应适应调度中心的要求，符合国标及IEC标准。

变电站综合自动化系统应具有同调度中心对时，统一时钟的功能，还应具有当地运行维护功能。

２．１１ 防火、保安系统。从设计原则而言，无人值班变电站应具有防火、保安措施。 ３．变电站综合自动化的结构及模式

３．１ 目前从国内、外变电站综合自动化的开展情况而言，大致存在以下几种结构： １）．分布式系统结构

按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备，将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。这里所谈的‘分布’是按变电站资源物理上的分布（未强调地理分布），强调的是从计算机的角度来研究分布问题的。这是一种较为理想的结构，要做到完全分布式结构，在可扩展性、通用性及开放性方面都具有较强的优势，然而在实际的工程应用及技术实现上就会遇到许多目前难以解决的问题，如在分散安装布置时，恶劣运行环境、抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上存在的问题等等，就目前技术而言还不够十分成熟，一味地追求完全分布式结构，忽略工程实用性是不必要的。

２）．集中式系统结构

系统的硬件装置、数据处理均集中配置，采用由前置机和后台机构成的集控式结构，由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。目前国内许多的厂家尚属于这种结构方式，这种结构有以下不足：前置管理机任务繁重、引线多，是一个信息‘瓶颈’，降低了整个系统的可靠性，

- 18 -

110KV变电站初步设计

即在前置机故障情况下，将失去当地及远方的所有信息及功能，另外仍不能从工程设计角度上节约开支，仍需铺设电缆，并且扩展一些自动化需求的功能较难。在此值得一提的是这种结构形成的原由，变电站二次产品早期开发过程是按保护、测量、控制和通信部分分类、独立开发，没有从整个系统设计的指导思想下进行，随着技术的进步及电力系统自动化的要求，在进行变电站自动化工程的设计时，大多采用的是按功能‘拼凑’的方式开展，从而导致系统的性能指标下降以及出现许多无法解决的工程问题。 ３）．分层分布式结构

按变电站的控制层次和对象设置全站控制级（站级）和就地单元控制级（段级）的二层式分布控制系统结构。

站级系统大致包括站控系统（SCS）、站监视系统（SMS）、站工程师工作台（EWS）及同调度中心的通信系统（RTU）：

站控系统（SCS）：应具有快速的信息响应能力及相应的信息处理分析功能，完成站内的运行管理及控制（包括就地及远方控制管理两种方式），例如事件记录、开关控制及SCADA的数据收集功能。

站监视系统（SMS）：应对站内所有运行设备进行监测，为站控系统提供运行状态及异常信息，即提供全面的运行信息功能，如扰动记录、站内设备运行状态、二次设备投入/退出状态及设备的额定参数等。

站工程师工作台（EWS）：可对站内设备进行状态检查、参数整定、调试检验等功能，也可以用便携机进行就地及远端的维护工作。

上面是按大致功能基本分块，硬件可根据功能及信息特征在一台站控计算机中实现

4） 可扩展性和开放性较高，利于工程的设计及应用。

5） 站内二次设备所需的电缆大大减少，节约投资也简化了调试维护。 ３．２ 基本的模式 １）．基本配置：

（１） 集中处理集中布置：将集控式屏、台都集中布置在主控制室。

（２） 分布处理集中布置：将分布式单功能设备集中组屏仍集中布置在主控制室。 （３） 分布处理分散布置：将分布式单功能设备布置在一次设备的机柜内或采用就地就近组屏分散设置的方式。 ２）．基本模式：

- 19 -

110KV变电站初步设计

（１） 对于新建变电站的自动化系统的设计方式：

Ａ．对于容量较大、设备进出线回路数较多、供电地位重要且投资较好的变电站，可采用分层分布式结构的双机备用系统，辅之相应的保护、测量、控制及监测功能，并完成远方ＲＴＵ的功能。

Ｂ．对于容量较小，主接线简单，供电连续性要求不高的变电站，宜取消常规的配置及前置机，采用单机系统，完成保护、测量、控制等功能的管理，并完成远方ＲＴＵ的功能。

（２） 对于扩建及改造现有的按常规二次系统设计的自动化系统设计方式： Ａ．改造项目可采用新配置的具有三遥（或四遥）功能的RTU,完成对老站保护动作信息、设备运行状态及部分功能的测量，并对原有的常规二次设备进行必要的改造或ＲＴＵ增加数据采集板，使之能与增设的自动化设备构成整体。

Ｂ．当扩建项目的范围较大，用户对自动化的要求较高，投资又允许时，通常采用自动化系统方案。

- 20 -