A01-01北塔110千伏变电站新建工程-初步设计说明书9.25

1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2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。32.4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42×6012+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5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/T5003-2005)、《地区电网调度自动化设计技术规程》(DL/T5002-2005)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：6110千伏线路：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；710kV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8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核心层骨干层绵阳成都泸州宜宾资阳攀枝花眉山广元西昌内江达川德阳巴中广安省调中心9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/T634.5101-2002(IEC60870-5-101)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/T634.5104-2002(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10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/T860标准。11（