数字化变电站设计分析

'华北电力大学硕士学位论文目录摘要⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯。IAbstract⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．．．⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．⋯⋯⋯⋯⋯．⋯⋯．⋯⋯．II目录⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯III第1章绪论⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．11．1课题背景与意义⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯11．2我国变电站设计的现状及发展趋势⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯一11．2．1“两型一化”的推广实施⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯21．2．2全寿命周期成本LCC(LifeCycleCost)设计理念的引入⋯⋯⋯⋯⋯⋯．21．2．3预制装配式变电站⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯31．2．4数字化变电站技术成为研究热点⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯31．3本文的主要工作⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．3第2章数字化变电站技术简介⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯52．1数字化变电站概述⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．52．2数字化变电站的优势⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．52．3电子式互感器技术⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯一62．3．1电子式互感器的构成⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯62．3．2电子式互感器的分类⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯62．3．3电子式互感器的优越性⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯62．3．4国内外厂家研发生产情况⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯72．4IEC61850标准的特点⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．72．5小结⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯8第3章唐河110kV大河屯变电站一次系统设计⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯一93．1唐河110kV大河屯变电站概述⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．93．1．1站址概况⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯93．1．2工程建设必要性⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯93．1．3建设规模⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯93．2唐河110KV大河屯变电站一次方案⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．103．2．1接入系统方案⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．103．2．2主线接入方案⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．123．2．3短路电流及主要设备选择⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．123．2．3．1短路电流⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．12III 华北电力大学硕士学位论文3．2．3．2工作回路电流⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．123．2．3．3各级电压设备外绝缘爬电距离要求⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯143．2-3．4主要电气设备选择⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯143．2．3．5导体选择⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．143．2．4电气布置⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．153．3唐河110kV大河屯变电子式互感器配置方案⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯163．3．1电子式互感器应用的直接间接效益⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．163．3．2110kV电子式互感器配置方案⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．173．3-335kV电子式互感器配置方案⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯173．3．410kV电子式互感器配置方案⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯173．3．5主变电子式互感器配置方案⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．183．3．6采用电子式互感器对电气一次的影响⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．183．3．7电子式互感器应用的全寿命周期成本分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．183．4本章小结⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯21第4章唐河110KV大河屯变自动化系统与通信网络设计⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯234．1IEC61850的应用对变电站自动化系统的影响⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯234．2唐河110kV大河屯站自动化系统总体方案⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯234．2．1系统网络结构⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．234．2．2系统功能和主要设备⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．244．2．2．1系统功能主要包括⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．244．2．2．2系统主要设备如下：⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．244．2．3设备布置方案⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．264．2．4元件保护⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．264．2．4．1主变压器保护⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．264．2．4．235kV／10kV系统保护⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯274．2．5时钟同步⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．274．2．6计量⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．274．2．7变电站辅助系统⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．274．3唐河110kV大河屯变二次系统整合方案⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯274．3．1系统整合的意义⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．284．3．2微机五防系统的整合⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．284．3．3电源的整合⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．294．3．4辅助设备的整合⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．314．3．4．1保护与测控的整合⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．31IV 华北电力大学硕士学位论文4．3．4．2自动装置与监控系统的整合⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．314．3．4．3全站各专业打印机的整合⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．324．3．4．4其它整合内容⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．324．3．5整合方案全寿命周期成本分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．324．4唐河110kV大河屯变站内数据传输网络与远程通信方案⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯354．4．1数据传输网络方案⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．354．4．2远程通信方案⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．364．4．3信息安全防护措施⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．374．5本章小结⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯39第5章结束语⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．40参考文献⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．41攻读硕士学位期间发表的论文及其它成果⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯44致谢⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．45作者简介⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯46V 华北电力大学硕：上学位论文1．1课题背景与意义第1章绪论上世纪七十年代开始发展的变电站自动化技术，将数字技术引入了变电站。由于当时通信带宽低可靠性差，计算机性能低且价格昂贵，数字技术仅用于调度主站和变电站的远方采集控制单元(1]。随着计算机技术和电子技术的持续快速发展，由微机保护、测控装置、远动通信服务器和计算机监控系统构成的变电站自动化系统经过上世纪八九十年代的快速发展，现在已成为变电站建设的标准。目前基于网络通信的分层分布式变电站自动化系统在我国500kV及以下各个电压等级的变电站已经获得了普遍应用[21。但是随着电网的不断扩展和行业标准的不断提高，这种分层分布式变电站自动化系统的不足之处逐渐显露出来，例如变电站自动化系统和保护设备的通信协议不统一，设备之间互操作性不够，各厂家间互联困难；一次设备和二次设备之间需要大量的二次控制电缆来实现连接，二次接线工作量大，维护困难；以及大量二次电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题成为制约变电站技术进一步发展的技术“瓶颈”。近年来，随着智能化高压电气设备的发展【3]与非常规互感器[4】的逐步推广应用，以及电气设备在线状态检测[5】、以太网通信等技术的日趋成熟和IEC61850标准的颁布实施，使变电站自动化技术迎来了突破性发展的契机，“数字化变电站”和“智能变电站”乃至“智能电网”的概念被提了出来。数字化变电站的支撑技术：电子式／光学互感器、IEC61850标准、光纤网络通信等技术的应用，对变电站综合自动化系统发展的“瓶颈”带来技术上的突破。作为智能变电站的初始阶段，数字化变电站也是智能电网的基础，其资源和信息应有利于智能电网的进一步应用，满足可持续发展的战略，避免重复建设∞J。数字化变电站作为综合自动化变电站向智能变电站过渡的关键环节，其核心技术、设计经验和研究成果对智能电网的建设和发展都具有极其重要的意义。1．2我国变电站设计的现状及发展趋势变电站作为输配电系统的信息源和执行终端，在电力系统建设中占据着极其重要的地位[71。设计作为确定变电站建设概念的决定性环节，其设计理念、设计方法、 华北电力大学硕士学位论文设计手段也需要随着系统的发展、技术的进步不断发展和更新，以适应我国电网建设的需要¨J。1．2．1“两型一化”的推广实施2007年以来，国家电网公司基建战线贯彻落实科学发展观和国家电网公司党组关于深入开展标准化建设的要求，在通用设计的基础上，按照完善设计导则、组织宣贯培训、协调督促检查、抓住设计龙头等关键环节，全面组织开展“两型一化”变电站设计和建设工作pJ。国家电网公司“两型一化”变电站理念的确立，为变电站的设计带来了观念上的突破。在今后的设计中应更加强调生产活动对于自然生态环境的影响，积极探索出适合变电站实际情况的设计方式和建设模式，综合运用技术、经济、管理等多种措施降低对社会和环境的影响。落实“资源节约型、环境友好型，工业化”变电站建设要求。1．2．2全寿命周期成本LCC(LifeCycleCost)设计理念的引入传统的变电站设计以变电站本体为对象，以质量、工期、成本为目标，进而形成了以质量、工期、成本三大控制为核心的项目管理。从实践看来，这种工程项目管理模式过于技术化和近视，随着近年来我国经济的快速增长，工业化进程的加快和人民生活水平的大幅度提高，基于这种传统设计理念建设的变电站给电网的发展带来的弊端已经显露出来，目前许多早期建设的老式变电站在技术上和效率上都已经落后，但由于其在系统中的枢纽位置或处于负荷中心，无法退出运行，甚至短时问停电也很困难，并且局限于变电站原有布局形势和周围环境，在原有基础上升级改造或扩建也受到限制。虽然当初建设这些变电站时，各项控制目标都是符合要求的，但现在无论是继续运行还是升级改造都将造成能源和资金的浪费¨⋯。为了改变过去变电站工程建设理念的局限性，响应国家“科学发展、可持续发展、保护环境”的号召，国家电网公司在2008年儿月组织编制了《资产全寿命周期管理框架体系》明确了公司资产全寿命周期管理总体目标、工作流程和管理方法，建立了评估指标体系、评估流程和评估模型的构建思路，并制定了详细的分部实施方案。全寿命周期理念被正式引入到变电站设计过程中【11|。变电站作为关系到经济社会发展和人们生产生活的重要公共设施，其工程项目通常具有规模大，资金投入多，运行周期长，消耗社会和自然资源多等特点。而设计阶段不仅基本大致确定了变电站的全寿命周期成本，而且是关系到全寿命周期管理理念是否能实现的关键环节[121。因此设计人员必须提高认识，2 华北电力大学硕士学位论文转变观念，秉承对社会、对历史负责的精神，对变电站整个寿命周期的所有费用、资源消耗、环境代价及扩展回收等进行整体分析与规划，在设计集成分析中，将科学发展、可持续发展、保护环节等理念纳入目标体系，通过设计目标分解将这些理念落到实处，以实现项目工程功能协调、寿命匹配、费用平衡的目标。1．2．3预制装配式变电站预制装配式变电站源于“两型一化”思路，其特点是：注重新技术、新材料、新工艺的集成应用；注重先进管理方法的应用；注重资源节约、环境友好、工厂化生产，剥离冗余功能；注重系统优化、全局优化和费用优化【13】。预制装配式变电站改变了传统变电站的布局、设计和施工模式，通过工厂预制和现场装配安装两大阶段来建设变电站，设计和施工流程由传统的串联顺序模式转变为并联同时进行的模式，可大幅缩短设计及建设周期，并可以净化施工现场，减少施工期间粉尘、噪声、污水等对周边环境造成的影响。目前在全国各地均有预制装配式变电站成功试点，成为今后变电站设计的一种新型模式[14]1．2．4数字化变电站技术成为研究热点随着计算机网络技术、光纤通信技术、光电技术的发展，变电站一次、二次设备技术的融合，以及变电站运行方式的变革，由此产生了“数字化变电站”[15】o数字化变电站作为统一坚强智能电网的重要基础和节点支撑，其主要作用就是为智能电网提供标准的可靠节点(包括一次、二次设备和系统)支撑，它要求设备信息和运行维护策略与电力调度实现全面共享互动，实现基于状态的全寿命周期综合优化管理，并实现全网运行数据的统一采集，实时信息共享以及电网实时控制和智能调节，支撑各级电网的安全稳定运行和各类高级应用。在不久的将来，枢纽及中心变电站全面建成或改造成数字化变电站将是一个趋势。1．3本文的主要工作数字化变电站是目前我国电力企业积极进行实用化研究的重点领域之一[51，对于提高电网企业的经济效益和管理水平，以及提高电力系统的自动化水平和可靠都有很大的作用。本文在已有数字化变电站相关理论的基础上，从变电站设计的角度出发，以南阳唐河1lOkV大河屯变电站为依托，对数字化变电站的设计方案进行研究和探讨。本论文的主要工作包括以下几方面： 华北电力大学硕士学位论文1．分析了数字化变电站的的关键技术和主要设备结构。2．根据1IOKV大河屯变电站的工程情况，设计了电气一次系统的主接线方案。3．针对数字化变电站建设的要求，设计了包括电子式互感器在内的设备配置方案。4．基于IEC61850标准，设计了变电站自动化系统的网络结构和整合方案，并对二次系统整合方案进行了全寿命周期成本分析。5．设计了变电站通信网络的基本结构与安全防护措施。4 华北电力大学硕士学位论文第2章数字化变电站技术简介随着工业技术的不断发展，以数字化为主要形式的信息革命已经深入到国民经济建设和人民生活的各个领域，深刻的改变着我们与客观世界交互的方式和内容。尤其是近年来，随着电气设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟，计算机网络技术的高速发展，非常规互感器、智能电子装置等在变电站系统中的逐渐推广应用，以及基于国际电工委员会IEC61850规范的国家标准《变电站通信网络和系统》系列的推出并实行，推动数字化变电站的建设进入了新的阶段【l6l。2．1数字化变电站概述数字化变电站是由非常规互感器、智能终端、数字化保护测控设备、数字化计量仪表、光纤网络及IEC61850规约组成的按照分层分布式来实现站内设备问信息共享和互操作性的现代化变电站【17】。基于IEC6850标准的数字化变电站包括以下主要特点：1．全站信息数字化2．通信平台网络化3．信息共享标准化2．2数字化变电站的优势数字化变电站与常规综自站变相比，主要对过程层和间隔层设备进行升级，将一次系统的模拟量和开关量就地数字化，用光纤代替电缆连接，实现过程层设备与间隔层设备之间的通信。其优势主要体现在一下几方面[18J：1．网络通信技术在数字化变电站中的应用，使其借助于高带宽、高效率的网络通信平台，改变了过去按点孤立传送信息的模式，实现了信息按对象整体传送，不仅使通信更有效率，也使信息更加全面，为全网实现网络化、信息化奠定了基础。2．IEC61850标准的实施解决了传统变电站站内、变电站之问及变电站与调度中心之问通信协议不一致所带来的调试困难、容易出错、难以维护等问题，为电力系统整体实现无缝通信奠定了基础。3．统一开发的网络信息平台，使变电站内所有数据都可以通过网络共享和 华北电力大学硕士学位论文交换，从而避免了设备的重复投入，并简化了二次回路的设计，减少了控制电缆的用量从而降低了有色金属的消耗，使变电站的建设更经济，更环保。4．电子式互感器的应用解决了电磁式互感器的饱和、铁磁谐振、绝缘油爆炸、六氟化硫泄露等问题，体现了环保、节能、以人为本的理念。5．智能化一次设备体积小，布置紧凑，减少了变电站占地面积，为国家节约了土地资源，有利于社会的可持续发展。6．安装调试简便，可以极大的缩短建设周期，为实现状态检修创造了条件，它将大大提高设备的使用效率，缩短停电时间，带来良好的经济效益。2．3电子式互感器技术互感器是电力系统电气测量和继电保护系统的重要组成部分，其运行特性直接影响着测量的准确性和保护装置动作的可靠性[19]。近年来随着我国国民经济的持续快速发展，电力负荷呈现迅速增长的趋势，新建变电站也向着大容量高电压等级方向发展，传统的电流／电压互感器的弊端(尤其是电磁饱和问题)越来越突出，制约了变电站二次系统自动化程度的进一步提高[2Ⅲ。近年来，随着光电子、光纤通信和数字信号处理技术的发展，电子式互感器技术逐渐成熟起来，并被应用到实际工程中，为变电站自动化技术的进一步发展带来了新的生机。2．3．1电子式互感器的构成电子式互感器通常由传感模块和合并器两部分构成，传感模块又称远端模块，安装在高压一次侧，负责采集、调理一次侧电压电流并转换成数字信号。合并器安装在二次侧，负责对各相远端模块传来的信号做同步合并处理。2．3．2电子式互感器的分类电子互感器按远端模块是否需要供电，可以划分为有源电子互感器和无源电子互感器。有源电子互感器主要有无铁心的空心线圈(罗戈夫斯基线圈)电流互感器，带铁心的低功率电流互感器，电阻分压或阻容分压的电压互感器等。无源电子互感器主要有采用法拉第效应等磁光变换原理的电流互感器，普尔克斯效应等电光变换原理的电压互感器等。2-3．3电子式互感器的优越性电子式互感器作为一种新型的电流／电压变换元件，其制造原理决定了它有着传统电流／电压互感器无法比拟的优势，与传统电磁感应或电流互感器相比，6 华北电力大学硕士学位论文非常规互感器具有如下一系列优点【21]：1．高低压完全隔离，抗电磁干扰性好，安全性高。2．具有优良的绝缘结构和绝缘性能。3．动态范围大，测量精度高。4．使保护系统具有更为简化、紧凑的结构。5．减少维护工作量，简化接地设计，减少试验项目。6．体积小，重量轻。综上所述，电子式感器以其优越的性能、适应了电力系统数字化、智能化和网络化发展的需要，并具有明显的经济效益和社会效益。对于保证日益庞大和复杂的电力系统安全可靠运行，提高其自动化程度具有深远的意义。2．3．4国内外厂家研发生产情：况国外各大电气设备商如ABB、ALSTOM、sIEMENs和日本三菱公司等都开发了各自的电子式互感器产品。目前国内研发和生产电子式互感器的主要有许继、南瑞继保、南瑞科技、国电南自、南京新宁光电、陕西同维等厂家。其中国电南自、南京新宁光电主推产品为有源电子互感器，许继、南瑞继保的产品涵盖无源及有源系列电子互感器，南瑞科技只提供纯光纤式电子式互感器，陕西同维生产磁光玻璃式电子式互感器。2．4IEC61850标准的特点为了实现“一个世界，一种技术，一个标准”的目标，解决互操作问题，IECTC57起草并于2004年正式发布IEC61850标准【221。该标准是目前基于通用网络通信平台的变电气自动化系统唯一国际标准，包括了变电站自动化系统功能建模、数据建模、通信协议、通信系统的项目管理和一致性检测等一系列标准，是实现智能变电站的基础，是基于网络通信平台的变电站自动化系统唯一的国际标准【231。大量运行和试验的成功经验证明，基于IEC61850标准的变电站自动化系统技术己逐渐成熟。基于IEC6850标准的数字化变电站包括以下主要特点：1．信息分层IEC61850按照变电站自动化系统所要完成的控制、监视和继电保护三大功能，在逻辑上、物理上将系统分为3个层次，即站控层、间隔层和过程层，并且定义了层和层之间的通信接口[24J。站控层的功能有2类：一类是与过程相关的功能，如母联保护、全站范围内闭锁等。一类是与接口相关的功能，主要指远方控制中心、工程师站及人机界面的通信。间隔层的功能是利用本问隔的数据对 华北电力大学硕士学位论文本间隔的一次设备产生作用。如线路保护。过程层主要完成开关量I／O，模拟量采样和控制命令的发送等与一次设备相关的功能【25l。2．面向对象的数据统一建模IEC61850标准采用面向对象的建模技术，定义了基于客户机朋艮务器结构数据模型[6‘。每个IED由一个或多个服务器组成，每个服务器本身又包含一个或多个逻辑设备。从通信角度看，服务器通过子网和站网相连，每一个IED91]可扮演服务器角色，也可扮演客户角色。任何一个客户可通过抽象通信服务接口(ACSI)和服务器通信【26J。3．数据自描述传统变电站采用的“面向点”数据描述方法，在信息传输时数据收发双方必须事先对数据库进行约定，并一一对应，才能正确反应现场设备的状态。这种数据描述方法修改起来很麻烦，且不能满足数字化变电站大量信息传输的要求。为此IEC61850标准提供了一套面向对象的数据自描述方法，这种方法在数据源处对数据本身进行自我描述，不需要再对数据进行工程物理量对应、标度转换等工作，简化了对数据的管理和维护工作【271。4．抽象通信服务接口(ACSI)ACSI提供了以下6种服务模型：1)连接服务模型2)变量访问服务模型3)数据传输服务模型4)设备控制服务模型5)文件传输服务模型6)时针同步服务模型。客户通过ACSI定义的服务、对象和参数通过专用通信服务映射SCSM(SpecificCommunicationServiceMap)映射到下层应用程序，如制造报文规范MMS(ManufacturingMessageSpecification)等。IEC61850标准使用ACSI矛I]SCSM技术，解决了标准的稳定性与未来网络技术发展之间的矛盾，即当网络技术发展是只要改动SCSM，而不需要修改ACSI。5．互操作性数字化变电站所有设备的功能和数据按IEC61850同一建模，为实现了不同制造厂设备问的互操作性提供了基础【281。2．5小结本章介绍了数字化变电站的特点，分析了其与常规综合自动化站相比具有的优势，对数字化变电站的核心技术之一电子式互感器：和IEC61850规约进行了介绍。 华北电力大学硕士学位论文第3章唐河1lOkV大河屯变电站一次系统设计3．1唐河110kV大河屯变电站概述3．1．1站址概况唐河llOkV大河屯变电站位于唐河县大河屯镇东约1．5km，大河屯至毕店公路东侧约20m，马庄村北侧约lkm处，距现35kV大河屯变约150m。站址位置为农田，地面高程119．6m左右，地势平坦，西高东低，起伏高差约0．卜0．2m左右，高于50年一遇洪水位。站址附近没有污染源，无可见文物遗迹特征，无坟地拆迁。所处位置交通便利，设备运输方便，位于负荷中心，进出线走廊开阔。3．1．2工程建设必要性唐河供电区位于南阳电网的东部。唐河电网现有220kV变电站1座，即唐河变，容量2x120MVA，110kV变电站5座，其中公用11OkV变电站3座，分别为文峰变(50+31．5MVA)，黑龙镇变(31．5+31．5MVA)，泗洲变(31．5MVA)，总容量176MVA。其中泗州变主供县城区域，文峰变主供县城及北部、东部区域，黑龙镇变主供唐河县南部区域。目前唐河县东部区域尚无110kV布点，仅有35kV大河屯变通过35kV文大线从110kV文峰变电站取得电源。2010年东部区域最大负荷12MW，35kV大河屯变已接近满负荷运行。近期，唐河县东部区域将有裕源棉纺厂、泰隆集团水泥粉末站、新型环保建材厂等项目开工建设，预计新增负荷12MW’预计2011年唐河县东部区域最大负荷将达到23MW，需要新增变电容量满足区域供电要求。综上所述，为了满足唐河县东部区域的供电需要，同时转供文峰变负荷，缓解县城区域供电压力，新建唐河110kV大河屯变是必要的。3．1．3建设规模主变最终规模3x50MVA，本期1x50MVA，电压等级110／35／10kV；110kV出线最终4回，本期1回；35kV出线最终6回，本期3回；10kV出线最终24回，本期8回；无功补偿：每台主变低压侧配置2x3000kVar，最终6x3000kVar，本期2×3000kVar。9 华北电力大学硕士学位论文3．2唐河110KV大河屯变电站一次方案3．2．1接入系统方案结合南阳供电区“十二五”电网发展规划意见，唐河110kV大河屯变本期电源取自220kV唐河变，新建唐河变～大河屯变110kV线路，线路型号LGJ一300，长度22．1km。远期第二电源方案暂考虑去往220kV青台变方向。110kV出线：本期一回出线去往220kV唐河变，远期第二电源去往220kV青台变，接入110kV青台～大河线路，在“十二五”规划暂未考虑此工程在2020年前实施。因青台～大河线路届时已超过运行寿命，线路应为考虑利用通道原址重建处理，随变电站负荷发展此线路可能提前实施。青台～大河线路距变电站站址西侧约lkm，线路可直接引接。第三回出线去往西南方向规划110kV井楼变，规划此工程在2020年左右实施，此工程为110kV井楼变第三回出线，形成唐河县东部10kV单环网结构；第四回出线去往西北方向规划110kV源潭变，此工程为唐河县电网远期规划，随负荷发展建设。35kV出线：本期3回出线，分别为：至110kV文峰变1回，线路由35kV文峰～大河屯线路改接，此线路可作为本变电站备用电源，在110kV电源失去后可带35kV母线负荷；至35kV少拜寺变1回(规：蛇1]2011年投运)，利用原35kV大河屯主变；至35kV王集变1回(规JilJ2011年投运)，利用原35kV大河屯主变，主供王集碱矿和毕店镇负荷。35kV大河屯已运行30年，距本站仅300m左右，在本站建成后已无继续运行必要，考虑将其停运，避免重复降压造成无谓损耗。10kV出线：线路接入原35kV大河屯变所有10kV出线，并向规划建设的水泥厂、棉纺厂、建材厂预留专线。2015年唐河县35kV及以上电网规划图如图3．1所示。 华北电力大学硕士学位论文酱督酱馥馥馥睬睬蚕罨蓑芸蓑螺螂螺警慧喜童墓喜誊己采_．Ⅳ星球团@@o!!!!。—N、、弋．：／＼：sz，～．)荤警，二≥。、、一＼甍≮二、、、，，、：i簸二：『、≤、／|二7图3—12015年唐河县35KV及以上电网规划图 华北电力大学硕士学位论文3．2．2主线接入方案110kV最终规模采用改进型单母线分段接线，本期单母线接线。35kV最终规模采用单母线分段接线，本期单母线接线。10kV最终规模采用单母线三分段接线，本期单母线接线。10kV并联电容器组采用单星形接线，电抗器采用前接法。110kV为中性点直接接地系统，35kV、10kV为中性点为不接地系统。唐河110kV大河屯变电气主接线如图3．2所示。3．2．3短路电流及主要设备选择3．2．3．1短路电流根据南阳供电区“十二五”电网发展规划最新数据进行计算，短路电流计算结果如表3—1(水平年2020年)：表3-1短路电流计算结果变电站电压等级短路类型短路电流备注110kV大河屯变110kV母线35kV母线10kV母线220kV唐河变110kV母线3．2．3．2工作回路电流三相短路单相对地短路三相短路单相对地短路4．46kA3．3kA7．17kA合母运行12．15kA分母运行19．29kAII、III段母线并列10．56kA11．37kA表3-2：r=作回路电流计算结果110kV35kV10kV主变进线回路工作电流出线回路最大工作电流母线穿越电流：主变进线回路工作电流站用变压器回路工作电流并联电容器回路工作电流站用变压器回路工作电流12、AA乙～■～姒叭姒唰从哪触 华北电力大学硕士学位论文虹善∞量f州町王∞品尝。鼬虹善田量摹图3．2110kV大河屯变电气主接线图13皇量甚§量差JD^喾置罄≥重量等JD，喜。霜*砷；}茜口昌-忡础 华北电力大学硕士学位论文3．2．3．3各级电压设备外绝缘爬电距离要求唐河110kV大河屯变站址地区污秽等级为c级，电气设备可按满足污秽等级d级区域的要求进行设防。本站户外设备外绝缘均按芝3lmm／kV(以系统最高工作电压为基准)选取，为设备绝缘留有裕度。3．2．3．4主要电气设备选择变压器：容量为50MVA，选用节能型变压器，为油浸式、低损耗、三相三线圈、自冷、高压侧有载调压、10型变压器。110kV断路器：选用sF6气体绝缘单断口断路器，自能式灭弧室，额定电流3150A，开断电流40kA，3s热稳定电流40kA，动稳定电流峰值100kA。110kV隔离开关：选用双柱水平旋转开启式隔离开关。额定电流2000A，3s热稳定电流40kA，动稳定电流峰值100kA。110kV互感器：线路、变压器间隔单独配置三相电子式电流电压互感器(ECVT)。主变进线间隔额定电流为600A，出线问隔额定电流为1200A，3s热稳定电流40kA，动稳定电流峰值100kA，精确等级0．2S／5P。电压互感器额定电压110／√3kV，准确级O．2／3P。110kV避雷器：选用HYl0W．102／266型氧化锌避雷器，装设在母线设备间隔。经过过电压计算，保护距离满足要求，不需设置主变进线避雷器。110kV避雷器配置绝缘在线监测系统，接入全站设置统一的状态监测后台。35kV开关柜：采用KYN[]．40．5型金属铠装手车式开关柜。柜内选用无重燃真空断路器，进线回路额定电流2000A，开断电流31．5kA，热稳定电流31．5kA(4s)，动稳定电流80kA；馈线回路额定电流1250A，开断电流值25kA，热稳定电流25kA(4s)，动稳定电流63kA。10kV开关柜：采用KYNn一12型金属铠装中置式开关柜。柜内选用无重燃真空断路器，进线回路额定电流4000A，开断电流40kA，热稳定电流40kA(4s)，动稳定电流100kA；馈线回路额定电流1250A，开断电流值31．5kA，热稳定电流31．5kA(4s)，动稳定电流80kA。10kV无功补偿电容器：选用新型单体大容量组合式并联电容器成套装置，每组容量3000kvar，单星型接线。3．2．3．5导体选择各级电压导体计算选择结果见表3—3。14 华北电力大学硕士学位论文母线110母联主变进线35母线主变进线母线10主变进线电容器进线3．2．4电气布置LGJ．400／35LGJ．400／35LGJ．300／25LMY-100X10LGJ一630／452×(TMY-125×10、绝缘铜管母线YJV22—3x240由载流量控制由经济电流密度由载流量控制由经济电流密度由热稳定电流控110kV配电装置采用屋外软母线普通中型布置、断路器双列布置。综合配电楼由35kV配电室、10kV配电室、二次设备室等组合构成，位于站区北侧。35kV配电室布置在二层，采用户内开关柜单列布置，架空和电缆混合向北出线；10kV配电室布置在一层，采用户内开关柜双列布置，电缆出线。主变压器布置在110kV配电装置和35kV、10kV配电室之间，基本为“一”字排列。10kV并联电容器组布置在站区西北角。站内电缆槽盒沿道路、建构筑物平行布置，整体规划、合理布局。110kV配电装置区设一道地上电缆槽盒通至二次设备室，35kV、10kV电缆埋管至站外。唐河110kV大河屯变电气平面布置图见图3．3。娜淌彻㈣㈣娜删炳巧筋乱mm邴琊舛躞铋川MM炳弼冽 华北电力大学硕士学位论文淀f兰兰兰兰二兰兰羔兰!兰：!兰二=：：：兰兰兰j粮㈣蝴脚，删撇瓣．图3—31lOkV大河屯变电站电气平面布置图3．3唐河110kV大河屯变电子式互感器配置方案数字化变电站是由电子式互感器、智能化一次设备、网络化二次设备在IEC61850通讯规约基础上分层构建的现代化变电站。电子式互感器是建设数字化变电站的决定性设备，起着至关重要的作用。目前国内已有数十个应用了电子式互感器的数字化变电站成功运行，自挂网运行以来，电子式互感器运行均正常，没有出现电磁式电流互感器那样由于绝缘问题而造成的瓷套爆裂、爆炸等故障。在电子式互感器在变电站的应用逐渐进入到实际工程应用阶段的背景下，唐河110kV大河屯变电站一次设备设计方案中采用了电子式互感器等智能化设备，为该站二次系统按照综合自动化方式设计提供了基础。目前有源电子式互感器、有源组合式电子互感器，已经在国内运行数年，积累了丰富的运行经验，价格略低于常规电磁式互感器，而无源式互感器存在测量精度不稳定且有偏差的问题，迄今为止仍不能实现电流电压组合式，且价格远高于有源电子式互感器。因此唐河110kV大河屯变采用有源式电子互感器。3．3．1电子式互感器应用的直接间接效益1．用光缆取代信号电缆，降低变电站投资，且无电磁兼容问题旧1；16 华北电力大学硕士学位论文2．具有优良的绝缘结构和绝缘性能；3．无饱和现象，测量精度高，动态范围大；4．简化接地设计，减少试验项目，年度每间隔设备维护费用的大大降低。3．3．2110kV电子式互感器配置方案唐河110kV大河屯变1≠≠变采用110kV线路变压器组接线，出线间隔电流互感器及单相电压互感器本期不上，远期采用ECVT；主变进线本期采用ECVT；母线本期不考虑电压互感器，远期两段母线各配置一只单：fHEVT。110kV电子式互感器的电气配置方案详见主接线图。表3．4110kV电子式互感器选择与布置配置清单3．3．335kV电子式互感器配置方案35kV电子式互感器布置于开关柜中，进线间隔及出线间隔采用ECVT，分段间隔采用ECT，母线取消电压互感器。35kV电子式互感器的电气配置方案详见主接线图。表3-535kV电子式互感器选择与布置配置清单间隔名称电子式互感器原理型式电子式互感器数量(每间隔)3台震竖供能方式数量伊训纠。扎26无1进线间隔罗氏线圈和低功率线圈组合+电容出线间隔分压式结构小信号模拟方式分段间隔罗氏线圈和7嚣组合小信号3．3．410kV电子式互感器配置方案10kV电子式互感器布置于开关柜中，进线间隔由于负荷电流大于3150A，国内厂家尚不能实t．见,ECVT，故采用ECT+EVT。出线间隔、电容器间隔采用ECVT，分段间隔采用ECT，母线取消电压互感器。10kVOg-子式互感器的电气配置方案详见主 华北电力大学硕士学位论文接线图。表3—610kV电子式互感器选择与布置配置清单望竺兰竺竺三兰兰竺竺堡竺竺苎皇篁量茎蕊龛鬟电容器间隔63台进线间隔罗氏线圈和低功率线圈组合+电容分33台一出线间隔压式小信号模拟方式243台儿分段间隔13台3．3．5主变电子式互感器配置方案主变中性点CT配置电子式有源电流互感器，其余主变套管电流互感器取消。主变套管电子式互感器的电气配置方案详见主接线图。表3—7主变中性点电子式互感器选择与布置配置清单间隔名称要鐾电子式互感器原理型式电子式互感器数量1台供能方式主变中性点零序3罗氏线圈和低功率线圈组合小信号主变中性点间隙3模拟方式采用主变智能终端柜直流电3．3．6采用电子式互感器对电气一次的影响唐屯站结合二次控制保护方案及电子式互感器的特性，110kV接线取消线路侧单相电压互感器及母线三相电压互感器，电子式电流互感器合并电压互感器线圈，仅需在母线下配置单相互感器，可以简化接线，提高可靠性，同时将出线间隔电子式电流互感器与隔离开关安装在同一槽钢上，上述措施的实施使全站站地纵向尺寸压缩5米，更加节省站地面积。结合变电站控制保护方案及电流互感器配置方案，通过电压保护计算，合理配置进线避雷器，取消35kV及10kV母线电压互感器和避雷器，使35kV和10kV分别减少两面和三面开关柜，不仅减少了投资，更因为设备数量减少，从而减少变电站建筑面积及占地面积，经济社会效益更加明显。3．3．7电子式互感器应用的全寿命周期成本分析全寿命周期成本(LifeCycleCosts，LCC)管理，是指从设备、项目的长期经济效益出发，全面考虑设备、项目的规划、设计、制造、购置、安装、运行、维修、改造、更新，直至报废的全过程【l01，使项目的LCC最小的一种管理理念和方法。LCC计算方法包括：参数法、类比法、分析估算法、工程估算法等等。从 华北电力大学硕士学位论文变电站工程建设的特点看，比较适用的LCC计算方法为工程估算法。变电工程由于有其固有的特征，LCC费用组成可分解为：IC——一次投资成本(InvestmentCosts)；OC——运行成本(OperationCosts)；FC——故障引起的中断供电损失成本(FailureCosts)；DC——报废成本(DiscardCosts)；即变电站LCC计算模型为：LCC=IC+OC+FC+DCLCC计算方法包括现值法、终值法、等额年金法等。本文采用现值法进行计算。LCC计算结果还要根据变电站的运行年限对年利率和通货膨胀率进行修正，根据我国国民经济发展现状，本文中的计算对年贴现率按8％进行修正，不考虑通货膨胀率的影响。从变电站LCC计算模型看，LCC的计算方法，需大量的详细、真实、可靠的数据支持，为此必须掌握有关设备、维护、检修等费用的历史数据。由于变电站LCC研究还处于起步、探讨阶段，相关数据的收集、整理有待生产、管理中总结、深化和完善。在相关数据的缺乏的情况下，为简化LCC计算，本文的计算中将不考虑常规变电站和数字化变电站共有项目的费用，并进行以下假设：一次设备智能化后因故障引起的中断供电损失成本(FC)应低于常规互感器。由于不好量化，按FC=O计算。采用电子式互感器与常规互感器的报废成本基本相同，按DC=0计算。表3-8采用电子式互感器后一次投资成本(IC)增、减计算一览表(单位：万元)19 华北电力大学硕士学位论文表3—8(续表)1lOkV合并一4单元尢．35kVCT、bPT，lOkVCT、bPT．35kV及。IOkVPT柜35kVCT、PT分别每只按0．7，0．9万元考虑。6回馈线、2组母线、进线2回，分段1回，共11组33只，计24．3万元。lOkV出线CT、进线CT、PT每只分别按O．2万元、0．3万元、0．5万元考虑。24回馈线、6回电容器、3组母线、进线3回、分段2回，共计26．4万元。35kV2面PT柜，lOkV3面PT柜，共计30万元进线按单个合并单元装置配置；每个2万元，2X8=16+16万元。35kVECVT、ECT每只按1．1万元、1万元考虑。馈线、进线采用ECVT，分段采用ECT，6回馈线、进线2回，分段1回，计29．4万元10kVECVT、ECT、EVT每只分别按0．5万元、0．45万元、0．35万元考虑。24回馈线ECVT、6回电容器ECVT，进线3回ECT+EVT，分段2回ECT，共计54．9万元无+5．1常规CT／PT按国网典型造价．LII子式互感器+28．5茎紧乒祟报价——308控制电缆常规电警量8公全站鬟絮碧捞箬省投-14．491llOkV出线EVT与ECT组合且放置在隔离开关上35kV及lOkV取消PT间隔数字化前后土建工程量费用增减配电装置长度比组合前减小5米。节省占地233平方米。按每亩2万元的征地费用计一0．7算，节省2×(233／667)=0．7万元建甏黜80：82罢凳米，一5．76每平方米按．万元⋯。减少电缆沟费用为5万元一5一次投资成本(IC)合计+18．2420 华北电力大学硕士学位论文表3-9采用电子式互感器运行成本(OC)增、减计算一览表(单位：万元)通过全寿命周期成本(LCC)计算分析，唐河110kV大河屯变配置电子式互感器后，虽然建设初期设备投资较高，但具有科技含量高、节能环保、性能好、无渗漏、检修周期长、维护成本低等特点，在生产运行过程中减少了停电检修时间，降低了生产维护费用，从而全寿命周期成本比常规互感器有所减少，其经济性更好。大河屯变采用基于罗氏线圈和低功率线圈组合及电容分压原理的电子式互感器比常规互感器具有明显的优越性：体积小、成本低，可靠性高，精度高、动态范围大，既减少了工程施工量，又并便于安装，同时有利用后期维护，充分体现寿命周期费用的理念；基于罗氏线圈和低功率线圈的有源电子式互感器相对无源式电子互感器，运行经验更加丰富，成本更低且电流和电压互感器可以组合在一起；采用电子式互感器可以节约站区征地面积，更加经济；电子式互感器后期的运行成本低，符合全寿命周期的设计理念。3．4本章小结本章在第二章分析数字化变电站的概念及特点的基础上，初步提出1lOkV大河屯变电站数字化一次系统设计方案。根据110kV大河屯变电站的主接线方式，提出了性能价格比较优的电子互感器工程应用方案，给出了合理的选型配21 华北电力大学硕士学位论文置方案和清单。 华北电力大学硕二匕学位论文第4章唐河110KV大河屯变自动化系统与通信网络设计订近年来我国在光纤通信技术、计算机网络技术研究方面取得了重大进展，其相关技术成果也在电力系统自动化领域得到了成功应用。在各类变电站综合自动化方案中，IEC61850标准将整个变电站自动化系统的对象模型、项目管理控制、通信网络结构等方面进行了全面详尽的描述和规范，基于该标准的变电站自动化系统正在成为推广应用的主流方式‘291。4．1IEC61850的应用对变电站自动化系统的影响IEC61850标准经过多年的酝酿和讨论，吸收了在面向对象建模、组件、软件总线、网络、分布式处理等领域创新成果的基础上，借助于高带宽、高效率的网络通信平台，改变了过去按点孤立传送信息的模式，使信息按对象整体传送，不仅使通信更有效率，也使信息更加全面，为变电站实现网络化、信息化奠定了基础[11]。同时网络化的通信平台简化了二次回路的设计，减少了二次电缆的使用，使变电站的建设更经济，更环保。IEC61850标准还通过了工程配置的标准化，提高工程调试的安全性、可靠性，可以有效缩短工程调试的周期[301。国内已建成的基于IEC61850规约的数字化变电站运行时间最长的已超过两年，总的来看设备运行较平稳，各类数据采集、传输无误，保护和自动装置动作正常，数字化变电站技术运用已初步经过实践检验，满足安全、稳定的系统运行要求。因此，唐河110kV大河屯变电站工程中采用数字化变电站自动化系统技术是可行的并且顺应智能电网的发展趋势。4．2唐河110kV大河屯站自动化系统总体方案4．2．1系统网络结构整站建立在IEC61850通信技术规范基础上，按分层分布式来实现变电站内电气设备问的信息共享和互操作性，设置站控层、间隔层、过程层三层网络体系结构，涵盖监控、保护和故障信息、微机五防、通信监控等系统功能，网络传输速率为100Mb／s[31]。1．站控层与间隔层保护测控等设备采用IEC61850．8．1通信协议；2．间隔层与过程层合并器设备采用IEC61850．9—2通信协议：23 华北电力大学硕士学位论文3．间隔层与过程层智能接口单元采用GOOSE通信协议；4．不同间隔之间通过GOOSE交互信息。5．GOOSE和SMV共网；6．保护跳闸采用网络方式，主变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。站控层(监控、远动主站)与间隔层间设置双星型网，过程层和间隔层之间设置单星型以太网，过程层采用GOOSE实现信息交换、设备控制互锁及互操作功能。全站统一组网，各层之间通过光纤连接。4．2．2系统功能和主要设备4．2．2．1系统功能主要包括1．IEC61850通信；2．数据采集与处理及远动功能；3．保护测控一体化功能；4．事故追忆与事故反演；5．计算机监控系统通过软件逻辑闭锁实现全站防误操作闭锁功能，取消专用微机五防系统，由监控系统防误闭锁逻辑判断和本间隔电气闭锁硬接点来共同实现。6．故障录波7．高级应用：包括设备状态可视化、智能告警及分析决策，故障信息综合分析决策、站内状态仿真智能巡检、经济运行与优化控制、站域控制及保护、继电保护状态管理、信息分层分类优化处理等高级功能应用。8．与辅助系统(安全警视、火灾报警等)的信息交换9．信息后台集中打印功能4．2．2．2系统主要设备如下：1．站控层设备：操作员工作站2套(兼做工程师工作站和五防工作站等)远动工作站2套站控层设备还包括网络打印机、网络交换机等。2．间隔层设备：包括保护测控装置、网络接口设备等。3．过程层设备：包括合并单元、智能终端、过程层网络交换机等。24 华北电力大学硕士学位论文2勃一豫一图4-1110kV大河屯变自动化系统网络结构图 华北电力大学硕：E学位论文4．2．3设备布置方案站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层和过程层设备按工程本期规模配置。除主变非电量保护、智能终端、合并器和35kV／10kV保护测控装置及电度表下放到就地配电装置外，其余设备集中组屏安装在主控制室内[321。1．站控层设备操作员站、远动主站、网络交换机等集中组屏，取消工作台。2．间隔层设备主变采用保护测控一体化装置，组一面屏。主变非电量保护、35kV／10kV保护测控一体化装置下放开关柜。3．过程层设备合并单元、智能终端下放到户外智能控制箱，箱体采用双层结构，适应户外恶劣气候，保证设备正常运行。1)合并单元与智能终端配置方案主变高压侧配置合并单元与智能终端，就地安装在主变高压间隔智能控制箱内；主变配置智能终端，就地安装在户外主变智能控制箱内。2)智能终端功能通过过程总线接口给间隔层设备提供电气信息，接受间隔层设备的跳合闸等控制命令[121。各断路器的智能终端输入开关位置、低气压、刀闸位置等状态量，输出跳合闸命令，含操作回路；本体智能终端输入非电量、中性点刀闸位置、温度采集、档位等信号，输出非电量跳闸、档位控制、中性点刀闸控制和风扇控制等接点。4-2．4元件保护4．2．4．1主变压器保护根据《继电保护和安全自动装置技术规程》、《智能变电站继电保护技术原则》、《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》等相关要求，主变压器配置一套电气量保护和非电量保护。1)纵差保护：动作于变压器各侧断路器2)后备保护(与测控一体化)110kV倾JJ复合电压闭锁过流及方向过流保护，零序电压闭锁零序电流及方向零序电流保护，间隙零序电流保护及过负荷保护；35kV侧复合电压闭锁(方向)过流保护，过负荷保护；26 华北电力大学硕士学位论文10kV倾lJ复合电压闭锁过流保护，过负荷保护；3)非电量保护包括瓦斯保护、油位异常、压力释放、温度保护等。重瓦斯动作于变压器各侧断路器，其它动作于信号。非电量保护由就地的智能终端实现，就地直接电缆跳闸，信息上送过程层网络。4．2．4．235kV／10kV系统保护35kV／10kV系统采用微机保护与测控单元合一装置，就地布置在开关柜上。35kV／10kV线路保护设有三段电流保护、过负荷保护、三相一次重合闸、低周减载及小电流接地选线；10kV电容器采用过电流保护、过电压保护、低电压保护和零序电压保护【331。4．2．5时钟同步唐河110kV大河屯变GPS同步对时系统按双重化原则配置，包括两套主时钟装置、主备切换装置和脉冲扩展装置。两套独立的GPS时钟装置互为主备冗余，分别与站控层监控网络相连，提供网络对时信号；同时各提供一路电脉冲信号给GPS主备切换装置，在三者的协同配合工作下，可以实现在其中一台GPS失步或者损坏时自动切换到另一台正常设备上；GPS脉冲扩展装置负责将主备切换装置所提供的对时信号扩展为多路光脉冲信号，通过光纤给保护、合并器等装置使用[341。4．2．6计量全站采用数字电度表，主变高压侧采用数字量输入的电度表，集中布置在二次设备室的电度表柜中，主变中／低压侧及35kV、10kV部分采用小信号量输入的电能表，就地安装于开关柜中。4．2．7变电站辅助系统变电站辅助系统，包括图像安全警卫、火灾自动报警系统、采暖通风、照明系统等各个子系统，整合后接入站控层网络【351。4．3唐河110kV大河屯变二次系统整合方案在传统的综合自动化变电站中，一般采用站内计算机监控系统的远动工作站来完成对远动信息的上传，调度自动化专业和电气二次专业已经整合。本文 华北电力大学硕士学位论文以唐河110kV大河屯变电气二次为主，提供了其他各专业及相关功能进一步整合的技术方案。4．3．1系统整合的意义在国内电力行业的变电站电气专业，相对于电气一次专业的其他专业包括监控、远动、保护、通信等可统称为二次系统。由于传统控制及技术水平发展的制约，从设计、运行、维护及管理上将各二次专业进行细分。在设计上，包括监控、系统保护、远动、直流系统、站内元件保护、计量、通信及其他二次接线等内容分为包括电气二次、系统保护、远动、通信专业四个专业。在运行上，对应不同的专业内容进行管理上的划分，包括自动化、保护班、检修班、通信班、计量班、调度、防误专责等。显而易见，过细的专业划分造成的投资重复、运行效率降低、管理资源浪费等问题，不适应当前电网规模不断扩大、自动化水平不断提高的技术及高效的管理要求，不符合“资源节约型、环境友好型’’的要求[361。为了实现“一个世界，一种技术，一个标准”的目标，解决互操作问题，IECTC57起草并于2004年正式发布IEC61850标准。该标准包括了变电站自动化系统功能建模、数据建模、通信协议、通信系统的项目管理和一致性检测等一系列标准，是实现智能变电站的基础，是基于网络通信平台的变电站自动化系统唯一的国际标准。大量运行和试验的成功经验证明，基于IEC61850标准的变电站自动化系统技术已逐渐成熟。新的技术为二次系统提供了全面整合的技术平台，大大提高系统的可靠性、可用率和电网的自动化水平。4．3．2微机五防系统的整合微机防误装置是防止电气设备五种恶性误操作事故的专业产品，可有效地减少了电力系统恶性误操作事故。唐河110kV大河屯变设计遵循远方／就地操作时五防系统均由微机防误闭锁和电气回路闭锁共同实现的原则，采用如下方案：计算机监控系统具备全站性的防误操作闭锁功能，不再配置独立的专用微机“五防”系统。所有电动刀闸和断路器的远方／就地操作均由监控系统后台的防误闭锁逻辑判断和本间隔电气闭锁硬接点来共同实现。手动操作的设备及网门等采用编码锁实现防误操作。如图4—2所示：28 华北电力大学硕士学位论文上220V一220V远方就地刨诀弛于监控系统后本间隔监控系统合闸就地合闸按钮L』隔离开关台闭锁输出联锁、L十，，机构(命·雠甭IL隔离开关就地分闸锕十丫“机构(∽．一辽一l，r“LI。隔离／接地开关手摇操作电磁锁图4．2微机五防系统图整合后取消独立的微机防误系统及后台一套，不仅大大减少了初期投资，也提高了运行效率，减少维护工作量[371。4．3．3电源的整合传统变电站站用电源分为交流电源系统、直流电源系统、UPS不间断电源系统、通信电源系统等，各子系统采用分散设计，独立组屏，设备由不同的供应商生产、安装、调试，供电系统也分配不同的专业人员进行管理。站用电源的分散设计与管理，存在着诸多问题[38]：1．难以实现电源的系统管理：由不同电源系统的供应商提供的通信规约一般不能兼容，难以实现网络化系统管理，无法对站内的电源实现协调联动、状态检修等深层次开发应用。2．可靠性受到影响：由于各个电源系统分别由各专业的巡检人员负责，且电源信息不能网络共享，因此无法对其故障和告警信息进行综合分析，及时发现事故隐患。3．经济性不高：不同供应商分别设计各个子系统，资源不能综合考虑，很多设备功能重复配置。4．分散电源跨屏二次接线电缆较多。5．长期维护便利性差：电源一旦出现故障需向多个厂家进行沟通协调，造成沟通困难与效率低下。唐河110kV大河屯变采用电源一体化的思路。将站用直流电源、交流电源、通信电源；f13UPS电源一体化、网络智能化，由一家供货商统一供货，作为一个整体、用一种规约对站控层进行通信。 华北电力大学硕士学位论文／DC。模池J监I测㈦图4。3电源一体化示意图交流双路电源进线，采用单母线分段接线。两台站用工作变压器分别接于两段母线，正常时一主一备，当工作变压器故障或退出运行时，站用备用变压器实现自动投入。按全站总负荷的100％和直流电源全站事故停电2d"时进行计算，全站统一采用200Ah蓄电池一组，直流操作电源采用220V电压等级，单母分段接线，按N+I冗余模式配置高频开关电源充电模块(20A)3台。取消通信蓄电池及充电装置，使用DC220v／DC48V变换器直接挂于直流母线代替；取消UPS蓄电池，使用逆变器直接挂于直流母线代替，UPS系统容量为3kVA，采用模块化N+I冗余配置。一体化站用电源屏由一家供货商负责各子系统内部的集成，在二次设备室集中组屏布置；配置一体化监控模块，用于采集站用电源各子系统信息，IEC61850通过以太网口和站控层网络连接，实现与监控后台通信；开关智能模块化。统一进行波形处理；统一进行防雷配置；统一进行二次配电管理、站用电源设备智能管理，实现状态检修。唐河110kV大河屯变取消了通信蓄电池、UPS蓄电池、充电模块前的交流自动切换回路、原直流系统、交流系统的多个分散数据采集(配电监控)等。经一体化电源整合后，减少了功能元件的重复配置，降低一次性投资。与此同时降低了长期维护成本：由一组维护人员替换原来多组维护人员，可大大减少人力成本支出；减少环境污染：减少采购、协调管理等成本，简化设计与安装。喂．㈠_二引㈠劁引 华北电力大学硕士学位论文4．3．4辅助设备的整合4．3．4．1保护与测控的整合在传统的变电站综合自动化系统中，保护与测控两者之间通过硬接线和弱联系的通信方式进行信息的交互。在长期的运行中，这种方案的缺点逐渐显露出来[39】：1．保护、测控装置分别设置，设备投资较高；2．信号采集重复，接线复杂；3．互操作性差。由于传输带宽及各厂家对IEC60870—103规约解释的不一致性，导致保护装置与监控系统的通信连接需要加装规约转换，易出现通讯中断和误码问题，增加系统投资和维护工作量。4．运行人员配置多，效率低下。例如在运行上，保护和计算机监控的运行通常分属于自动化班和保护班，使得保护的任何动作或其他问题均需保护班的专业人员解决。基于IEC61850标准的智能化保护测控一体化装置的推出为计算机监控和保护专业的整合提供了应用思路。唐河110kV大河屯变在主变以及各电压等级采用保护测控一体化装置，其中主变测控功能含在各侧后备保护装置中。整合方案和传统方案比较，远期共计减少5台110kv测控装置(含分段)、3面屏柜(其中110kV测控屏2面、分段保护测控屏1面)，运行维护费用降低，淡化自动化专业和保护专业的分工界面，优化人力资源配置，提高生产效率。4．3．4．2自动装置与监控系统的整合传统变电站配置独立的故障录波装置、备自投装置等，这种方案的应用主要存在以下不足[40]：1．独立采集所需信息量，互感器的二次绕组数量、各开关元件的辅助接点及保护装置的动作信号等均要重复配置，既增加了设备投资，也加大了维护工作量。2．设计、施工、运行和维护都造成很大的配合工作量。数字化变电站对于电子式互感器的应用，为站内自动装置整合提供了良好的平台。唐河110kV大河屯变通过在监控系统中加软件实现本期故障录波功能、远期备自投功能，实现自动装置与监控系统的整合。该方案有以下优点：1．通过GOOSE网采集相关数据，避免了重复采集数据的现象。同时取消大量的硬接线，既节省电缆，又为现场的施工、维护带来了方便。2．不配置单独的故障录波装置，简化设备，节约投资。 华北电力大学硕士学位论文3．减少了设计、施工、运行和维护等工作量。整合后减少故障录波柜一面及部分电缆接线，节约了屏体和电缆投资，运行维护费用也将由于硬件设备的减少而相应减少。4．3．4．3全站各专业打印机的整合根据现有专业分工和运行习惯，常规站各保护装置、故障录波装置、计算机监控系统后台分别配置打印机，造成打印机型号多、数量大、接口形式多样，使得运行维护、管理的工作量大大增加。以110kV大河屯变电站工程远期规模为例，按照常规方案，全站打印机配置多达9台。采用基于IEC61850标准的变电站自动化系统，实现互操作的网络化的二次设备，统一、高速的信息传输网络平台，为全站原分属于不同专业、不同屏柜而设置的打印机的实现了集中配置提供了完全可行的技术支持。设计考虑全站配置两台打印机：一台网络打印机供全站打印各类报表和保护信号，另一台为便携式打印机，方便设备调试使用。这样即能满足安全生产打印各类报表的需要，又大大减少了打印机的维护、管理工作量。整合后，全站可减少配置7台打印机，减少远期投资2．1万元。4．3．4．4其它整合内容常规站的控制命令、保护跳闸以及各类I／O信号重复采集、重复配置，占用大量控制电缆，信息重复采样。这些电缆造成：1)一次投资高。以110kV大河屯变电站工程为例，单一期规模就约需8kin控制电缆来实现不同专业、不同装置的I／O信号接口。开挖电缆沟、敷设电缆、屏后接线也占用大量人力物力；2)专业间配合工作大，人力成本高。不同专业、不同装置间需要实现信号交互的方式必然需要繁琐的回路配合，使得从设计到调试、施工、运维增加了人力成本的投入；3)复杂的回路降低了系统的可靠性。采用基于IEC61850标准体系的网络结构平台后，实现二次各专业问的信息共享，可以完全避免信息重复采样的现象；光纤的应用使得整个系统网络的各个原分属不同专业、不同装置之间的I／O只以“信息流”为交互的手段。二次回路网络化后，一期工程可减少控制电缆7kM，增加光缆1．5kM，初期投资减少约14．4万元。4．3．5整合方案全寿命周期成本分析变电站LCC计算模型为：LCC=IC+OC+FC+DCIC一次投资成本(InvestmentCosts)；0C一一运行成本(OperationCosts)； 华北电力大学硕士学位论文FC一一故障引起的中断供电损失成本(FailureCosts)；DC一一报废成本(DiscardCosts)；本次的LCC计算，将作以下的简化处理：考虑到本次主要进行二次系统整合前后的费用变化分析，全寿命周期费用可简化成LCC的变化部分，亦即只计算ALCC：ALCC=AIC+AOC+AFC+△DC其中AIC、AOC、AFC、ADC均为各部分整合后费用减去整合前所得的差值。根据二次系统整合的内容，现将其中对投资成本有影响诸因素，分析如下：表4．1成本控制初步分析表序号项目设备增减运行篙护影系统可靠性羹曩1奎直鎏皇直流柜增樱三，冀曼娑磐尊少2，交工作量减小与整合前相当减少1源一体化流配电柜减少1一“2”。。8“”⋯“。一72微婴嘉防取消独立的微机堕误系统及后台一工作量减小提高减少Ⅸ々A／b主变及110kV保护装置增加测控功能。3薯嚣言端箩著鬻O控装kV巍县工作量减小与整合前相当减少。一体化屏；远期减少5台11测控装置一⋯2”。。一“””“。一7(含分段)、3台主变测控装置，共计6面屏。4自动装詈减／!>故障录波柜】面。工作量减小提高减／梦5集宴复印远期减少7台打印机。5系统延删减少7苜于J叫利L。略有降低，但其可[作量减小靠性不影响电网运减少行。减少控制电缆7．0kM，增加光缆6其他整合1．5kM；减少电缆沟开挖量；减少工作量减小提高减少电缆敷设、接线量。由于缺乏相关的历史数据支持，无法做到全面精确计算，在计算时根据经验和运行习惯等做以下假设或考虑：1．变电站的使用年限按30年计算，直流及蓄电池寿命按10年考虑，户内电子设备的寿命按12年考虑；因此，在整个变电站运行生命周期中，直流及蓄电池按由2次更新考虑；为了便于工程计算，本期及远期电子设备均按有2次更新考虑。2．变电站的运行人员将另行接受计算机监控系统运行方式的培训，微机五防系统、电量采集系统等整合后将不需要增加额外的培训费用。3．110kv大河屯变电站工程按照无人值班变电站设计，取消值班室(面积 华北电力大学硕士学位论文10．5m2)，且全站无运行人员，减少值班室相关建筑及少人值班期间维护费用约8万元。4．据调研，单组蓄电池维护一般为一次／年，每次需2人，人工费约需300元／人，因此蓄电池维护费可按600元／(组×年)计算。5．据了解，110kV变电站二次系统(综合自动化方式)维护费用在5～10万元／年，整合后二次系统运行维护费用应有所减少，仍参照综自方式下的维护费用计算。6．二次系统整合后，稳定性有所提高，将降低二次设备故障导致电网停电的概率，但由于目前很难获得相关设备的故障率等数据，按△FC=0计算。7．由于微机五防系统、故障录波等无硬件，因此本次计算报废成本变化按△DC=0考虑。表4—2二次系统整合LCC计算表在不考虑二次系统故障引起的中断供电损失成本变化(AFC)的情况下，由表4．2可得：△LCC=△IC+△OC+△DC=(．663．7．17)+(．7．35)+0=．88．05(万元)即在变电站使用年限范围内，二次系统整合后全寿命周期成本可节省约90万元。34 华北电力大学硕士学位论文4．4唐河110kV大河屯变站内数据传输网络与远程通信方案4．4．1数据传输网络方案为了使变电站综合自动化系统内部之间以及与其他系统之问进行实时信息交换，变电站内数据传输网络必须具备可靠性、开放性、实时性的特点。根据规划，大河变电站需要其监控范围主要包括：1．所有110KV、35KV、10KV线路的的断路器以及隔离开关。2．主变压器的分接头调节情况。3．变电站内无功补偿设备的投切情况；4．各条供电线路的电气参数5．包括变电站用变压器的投切在内的站用电源系统工作状况6．远程通信设备及电源的工作状况传统的现场总线技术难以能满足数字化变电站自动化高速通信的技术要求，由于嵌入式以太网已经在工业自动化过程控制领域得到成功应用，大河变电站计划采用该方式组建变电站内数据网络。110KV大河变电站的一次设备主要包括变压器、断路器、电子式互感器、交流避雷器、交流中性点成套装置、并联电容器成套装置等，二次设备主要包括计算机监控系统装置、继电保护装置、计量装置、直流装置、调度数据网接入装置等，这些装置都需要接入到变电站的站内通信网络中，为了更好的实现对电气设备的检测和控制信息传输，大河屯变电站传输网络组网方式如图4—4所不。 华北电力大学硕士学位论文监控主站△监控主站B远动主机A远动主机B▲JIf』’T1『主控室交换机1JI『主控室交换机2JIJI▲I1『1『1『1『T1保护测控设备保护v!；4I控设备保护涎控设各35i