毕业设计报告 论文题目：
某220KV智能变电站的设计 系部名称：电子信息学院 专业班级：
电气 学生姓名：
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副教授 2012年 X月 X日 摘要 本次毕业设计以某220kv智能变电站为主要设计对象。该变电站有两台主变压器，站内主接线分为220kv、110kv和35kv三个电压等级。

本设计的第一章为绪论，主要阐述了变电站在电力系统中的地位。设计变电站的原则和目的以及变电站的基本情况。第二章是数字化变电站的简介，主要介绍数字化变电站的相关技术和知识，第三章是变电站电气主接线的设计和主变压器的选择。分别通过对220kv、110kv和35kv侧电气主接线的拟定，选择最稳定可靠的接线方式。第四章是电气设备的选择，电气设备的选择包括母线、断路器、隔离开关、电流和电压互感器的选择。第五章是数字化变电站的二次系统方案，主要对数字化变电站二次系统设计的基本方案进行拟定。第六章是站内通信网络模型描述。主要是对数字化变电站二次系统通信网络的设计。第七章 是间隔层和过程层设备对时方式选择，对数字化变电站二次系统对时方式的方案的选择。第八章是网络结构。是对数字化变电站而出网络方案的拟定，综合分析和比较各方案，选择可靠和稳定的方案。

通过220kv智能变电站的设计，使我对电气工程及其自动化专业的主干课程有了一个较为全面系，系统的掌握，增强了理论联系实际的能力，提高了工程意识，锻炼了我独立分析和解决电力工程设计问题的能力。

关键词：智能变电站 电气主接线 电气设备 配电装置 间隔层 Abstract The graduation design with a 220 kv substations as the main design intelligent objects. The substation have two main transformer, stood the main connection is divided into 220 kv, 110 kv and 35 kv voltage grade three. The first chapter of the design for the introduction, mainly expounds the substation in power system in the position. The design principles and objectives of the transformer substation and the basic situation of the transformer substation. Chapter 2 is the introduction of digital substation, mainly introduces digitized substation of related techniques and knowledge, chapter 3 substations is the main electrical wiring design and the choice of main transformer. By 220 kv respectively, 110 kv and 35 kv side of the recommended the main electrical wiring, choosing the most stable and reliable ways of. The fourth chapter are the electrical equipment choice, electrical equipment choice including bus bar, circuit breakers, isolating switch, current and voltage transformer choice. Chapter 5 of digital substation is second system solutions, mainly to the digitized substation secondary system the basic scheme design are worked out. The sixth chapter is stand inside communication network model. Is mainly to the digitized substation secondary system communication network design. Chapter 7 is spacer layer and process equipment way prevailed selection, digitized substation secondary system of the way the choice prevailed. Chapter 8 is the network structure. Is the digital substation and a network of the recommended scheme, the comprehensive analysis and compare various solutions, choose reliable and stable solution. Through the 220 kv substation of intelligent design, make I to electrical engineering and its automation specialized backbone course has a more comprehensive department, the system master, enhance the ability of integrating theory with practice, improve the engineering consciousness, exercise independent analysis and solve my power engineering design problem ability. keyword：smart substation main electrical wiring electrical equipment power distribution equipment bay level 目录 第一章 引言 1 1.1 变电站自动化系统在我国电力系统的发展 1 1.2 数字化变电站的国内外研究状况 1 1.3 课题研究的目的和意义 3 1.4 课题设计原始数据 4 第二章 数字化变电站二次系统的简介 5 2.1 数字化变电站的结构 5 2.2 数字化变电站的特点 6 2.3数字化变电站的优势 7 2.4 数字化变电站的主要技术 9 2.4.1 电子式互感器及其配置 9 2.4.2 智能化开关 10 2.5 IEC61850概述 11 2.5.1 IEC61850标准体系简介 12 2.5.2 IEC 61850标准的主要特点 13 2.6合并单元` 14 2.7 智能终端 16 2.8数字化变电站通信网络 16 2.8.1间隔层和站控层通信总线 16 2.8.2过程层通信总线 17 2.9 GOOSE服务介绍 18 第三章 电气主接线和主变压器的选择 19 3.1电气主接线的设计 19 3.1.1主接线的设计原则和要求 19 3.2 电气主接线 19 3.2.1 220kv电气主接线 19 3.2.2 110kv电气主接线 20 3.2.3 35kv电气主接线 21 3.3主变压器的选择 21 3.3.1主变压器的选择原则 22 3.3.2 主变压器台数的选择 22 3.3.3主变压器容量的选择 22 3.3.5 绕组数量和连接形式的选择 23 3.3.6 主变压器选择结果 24 第四章 电气设备的选择 24 4.1 断路器型式的选择 25 4.1.1 220KV侧断路器的选择 27 4.1.2 110KV侧断路器的选择 27 4.1.3 35KV侧断路器的选择 28 4.2 隔离开关的选择 29 4.2.1隔离开关种类和型式的选择 29 4.2.2 220KV侧隔离开关的选择 30 4.3 电流互感器的选择 31 4.3.1 220KV侧电流互感器的选择 31 4.3.2 110KV侧电流互感器的选择 31 4.4 电压互感器的选择 32 4.4.1电压互感器型式选择 32 4.4.2 220kv侧电压互感器的选择 33 4.4.3 110KV侧电压互感器的选择 33 4.4.4 35kv侧电压互感器的选择 34 第五章 站内通信网络模型描述 34 第六章 间隔层和过程层设备对时方式选择 35 第七章 数字化变电站的二次系统方案 38 7.1总的设计原则 38 7.2 合并单元布置方案 39 7.3智能终端布置方案 40 7.4控制和保护的系统方案 41 第八章 网络结构 43 8.1 组网方案 44 8.2 间隔层和过程层之间通信方式 45 8.3 二次设备配置和接线方案 49 8.4 过程层网络的双重化配置 52 8.5 GOOSE网配置方案 53 总结 58 致谢 58 参考文献 59 第一章 引言 坚持以信息化推动生产自动化和管理现代化，建设数字化电网、信息化企业。要积极推广应用紧凑型线路、同塔多回、数字化变电站等先进适用技术，加快变电站技术改造步伐，全面实现110千伏、220千伏变电站无人值班，电网技术装备及现代化水平步入国内先进行列。

1.1 变电站自动化系统在我国电力系统的发展　 1954年，我国从前苏联引进了远方终端装置RTU，东北电网安装了16套遥测装置，1965年北京实现了第一个遥控变电站，到1959年全国已经有29个变电站实现遥控和无人值班，此外，还在2个水电厂和7个火电厂安装了遥测、遥控、遥信装置。此后，国内开始了系列远动产品的研制工作，并且在华北、华东和东北三大电网推广应用。

20世纪60年代中期，随着电子技术的迅速发展，许多国家都开始了基于计算机的数据采集和监控系统 SCADA的研制。20世纪70年代基于微处理器技术的微机型远动装置问世。微机型远动装置相对于晶体管布线逻辑型的远动设备具有了明显的优势，这种技术随着微电子技术的发展得到了迅速的应用。

20世纪80年代中期开始的四大网引进工程，极大地推动了我国微机型RTU技术的发展，从而也大幅提高了我国变电站自动化技术的水平。

20世纪80年代中期，我国开始了微机型继电保护装置的研究工作，最早通过鉴定的微机型继电保护装置是WXB-01型，随后研制的WXB-11型线路保护性能得到了很大的提高，产品的实用化水平也不断提高。

20世纪90年代数字式保护的广泛应用，使得变电站自动化技术取得快速的进展。90年代初研制出的变电站自动化系统是在变电站控制室内设置计算机系统作为变电站自动化的控制中心。

20世纪90年代中期，随着计算机技术、网络通信技术的飞速发展，出现了分布式变电站自动化系统。

1.2 数字化变电站的国内外研究状况 我国的智能变电站的发展及研究现状：
我国变电站综合自动化的研究工作开始于80年代中期。1987年，清华大学电机工程系研制成功一套符合国情的变电站综合自动化系统，在山东威海35kV望岛变电站投入运行，用3台微型计算机实现了全站的微机继电保护、监测和控制功能。之后．随着1988年由华北电力学院研制的第1代微机保护（01型）投入运行，第2代微机保护（WXB—11）1990年4月投入运行并于同年12月通过部级鉴定。这样，在远动装置采用微机技术后，更为复杂的继电保护全面采用微机技术成为现实。至此，随着微机保护、微机远动、微机故障录波、微机监控装置在电网中的全面推广应用，人们日益感到各专业在技术上保待相对独立造成了各行其是，重复硬件投资，互连复杂，甚至影响运行的可靠性。

1990年，清华大学在研制鞍山公园变电站综合自动化系统时，首先提出了将监控系统和RTU合二为一的设计思想。1992年5月．电力部组织召开的“全国微机继电保护可靠性研讨会”指出：微机保护与RTU，微机就地监控．微机录波器的信息传送，时钟、抗干扰接地等问题应统一规划并制定统一标准，微机保护的联网势在必行。由南京电力自动化研究院研制的第1套适用于综合自动化系统的成套微机保护系统ISA－1于1993年通过部级鉴定以后，各地电网逐步开始大量采用变电站综合自动化系统。1994年中国电机工程学会继电保护及自动化专委会在珠海召开了“变电站综合自动化分专业委员会”的成立大会，这标志着对变电站综合自动化的深入研究和应用进入了一个新阶段。

90年代中后期，变电站综合自动化已成为热门话题，研究单位和产品如雨后春笋般蓬勃发展。典型的变电站综合自动化系统是把保护、控制、PLC，RTU及计算机融为一体，做到数据信息统一，减少控制电缆敷设，优化二次系统设计。用PLC的独特功能解决了诸如变压器分接头的自动调整、电容器组的自动投切、变压器冷却风扇的自动控制、低周减载及负荷控制等自动控制问题。将微机保护、控制和测量单元组合在一起，由通信控制器负责管理整个二次设备，并将信息送给监控计算机和管理计算机。监控计算机负责变电站的当地功能和远动功能。

变电站综合自动化系统的研究和开发之所以会引起这么多的科技工作者和企业的注意，其根本原因在于有广大的市场需求。

国外变电站综合自动化的发展概况：
国外从70年代末、80年代初就开始进行保护和控制综合自动化系统的新技术开发和试验研究工作。如由美国西屋电气公司和美国电力科学研究院（EPRI）联合研制的SPCS变电站保护和控制综合自动化系统、由日本关西电力公司与三菱电气公司共同研制的SDCS－I、II保护和控制综合自动化系统，SDCS－I、II系统从1977－1979年进行了现场试验及试运行，80年代初已交付商业应用。目前，日本日立、三菱、东芝公司，德国西门子公司（SIEMENS）、AEG公司，瑞士ABB公司，美国通用电气公司（GE）、西屋电气公司（Wesinghouse），法国阿尔斯通公司（AL－STHOM），瑞士Landis&Gyr公司等国际著名大型电气公司均开发和生产了变电站综合自动化系统（或称保护与控制一体化装置），并取得了较为成熟的运行经验。

西门子公司于1985年在德国汉诺威正式投运其第一套变电站自动化系统LSA678，至1993年已有300多套同类型的系统在德国本土及欧洲其他国家不同电压等级的变电站投入运行，至1995年，该公司在中国也陆续得到十几个工程项目，基本上是110kV城市变电站。ABB公司的变电站综合自动化系统SCS100，在芬兰生产，用于中、低压变电站。SCS200在瑞典生产，用于高压变电站。国外变电站综合自动化系统制造厂商颇多，但他们彼此之间一开始就十分注意系统的技术规范和标准的制定及协调，以避免各自为政造成的不良后果，以便于这门新技术能够迅速发展和广泛的应用。

德国电力行业协会（VDEW）为电子制造商协会（EVEI）制定的关于数字式变电站控制系统的推荐草案于1987年公布，成为IEC TC 57在起草保护与控制之间接口标准的参考，内容非常丰富。美国电力科学研究院EPRI委托西屋电气公司研究起草的变电站控制与保护项目的系统规范，于1983年8月发表（EL-1813），1989年又进行了修改与增补。国际电工委员会第57次技术委员会（IEC TC 57）为了配合变电站综合自动化方面的进展，成立了“变电站控制和保护接口”工作组，负责起草该接口的通信标准，该工作组共12个国家（主要集中在北美和欧洲，亚洲有中国，非洲有南非）2000位成员参加。从1994年3月到1995年4月举行了四次讨论会，于1995年2月向IEC秘书处提交了保护通信伙伴标准IEC87Q-5-103，为控制与保护之间的通信提供了一个国际标准。

1.3 课题研究的目的和意义 当前，节能减排、绿色能源、可持续发展成为各国关注的焦点。人类能源发展面临的第一挑战，是以可再生能源逐步替代化石能源，建造能源使用的创新体系，以信息技术彻底改造现有的能源利用体系，最大限度地开发电网体系的能源效率。因此期望通过一个数字化信息网络系统将能源资源开发、输送、存储、转换(发电)、输电、配电、供电、售电、服务以及蓄能与能源终端用户的各种电气设备和其它用能设施连接在一起，通过智能化控制实现精确供能、对应供能、互助供能和互补供能，将能源利用效率和能源供应安全提高到全新的水平，将污染与温室气体排放降低到环境可以接受的程度，使用户成本和投资效益达到一种合理的状态，这就是智能电网的思想。

为了达到变电站自动化要求，就要在变电站内外形成通信网络来实现信息共享。变电站自动化系统的传输规约和传输网络的标准化，是实现可靠快速通信的保证。为了制定能够满足功能和性能要求的通信标准，且能够支持将来技术的发展，很多企业使用IEC60870-5-103规约或者各自定义了一些关于变电站自动化通信的私有协议。即使各个设备生产厂家使用的通信协议都是IEC60870-5-103协议，但是由于各自采用不同的方法来实现，因而不能实现兼容设备之间的通信和互操作性。为了能够在各种自动化系统内部准确、快速地收集、处理并传送从发电厂、变电站到最终用户接口的各种实时信息，国际标准化组织正在加紧相关规约标准的制定，特别值得关注的是2002正式通过的IEC61850变电站通信网络和系统的国际标准草案，将是今后电力系统无缝通信体系的基础。国内外各大电力公司、研究机构都在积极调整产品研发方向，力图和新的国际标准接轨，以适应未来的发展方向。

数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类，即智能化的一次设备和网络化的二次设备；
在逻辑结构上可分为三个层次，根据IEC61850信协议草案定义，这三个层次分别称为“过程层”、“间隔层”、“站控层”。各层次内部及层次之间采用高速网络通信。

数字化变电站主要技术特征是数字化变电站采用低功耗，紧凑型、数字化的新型电流和电压互感器代替常规TA和TV；
将高电压、大电流直接变换为低电平信号或数字信号，利用高速以太网构成变电站数据采集及传输系统，实现基IEC61850标准的统一信息建模，并采用智能断路器控制等技术使得变电站自动化技术在常规变电站自动化技术的基础上实现了巨大跨越，数字化变电站技术主要表现为：数据采集数字化、系统分层分布化、系统结构紧凑化、系统建模标准化、信息交互网络化、信息应用集成化、设备检修状态化、设备操作智能化。

1.4 课题设计原始数据 1 、环境条件 　 户内环境温度和周围空气相对湿度 　 温度：-10℃～+55℃，允许变化率10℃／d；

　 相对湿度：5％～95％无冷凝。

　 海拔高度：不超过1000米。

　 震能力：地面水平加速度：0.4g， 　 地面垂直加速度：0.18g。

2、电气主接线 1）主变规模及电压等级 主变终期规模3×180MVA，本期规模2×180MVA有载调压变压器。变比考虑采用220±8×1.25%/115.5/36.75kV。容量变比180MVA/180MVA/60MVA。

2）出线规模 220kV规划出线4回，分别至魏县、漳堡、备用、备用各1回；
本期出线2 回，至魏县和漳堡。

110kV规划出线12回，分别至杨桥I(备用)、杨桥II、里店、备用，城关(备用)、边马(备用)、龙王庙，孙店，备用，备用，备用，备用；
本期出线4回，分别至杨桥II、里店、龙王庙、孙店各1回。

35kV规划出线9回，本期出线6回。

3 ）无功补偿 每台主变低压侧安装4x8.016Mvar无功补偿电容器。

3、电气参数 220kV设备短路电流开断水平按不低于40kA考虑；

110kV设备短路电流开断水平按31.5kA考虑；

35kV设备短路电流开断水平按25kA考虑。

4、配电装置型式 本站处于III级污秽区，220kV、110kV配电装置采用常规的户外敞开支持式管母线分相中型布置方案，35kV配电装置采用户内开关柜方案（手车柜），电容器采用户外散装成套装置。

第二章 数字化变电站二次系统的简介 2.1 数字化变电站的结构　 从逻辑上看，数字式变电站可分为一过程层、二间隔层、三变电站层。三层关系如图2-1所示。

（1）过程层 过程层是一次设备和二次设备的结合面。过程层的主要功能分三类：实时运行电气量检测；
运行设备状态检测；
操作控制命令执行。

（2）间隔层 间隔层的主要功能是：汇总本间隔过程层实时数据信息；
实施对一次设备的保护控制功能；
实施本间隔操作闭锁功能；
实施操作同期及其他控制功能；
对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别控制；
执行数据的承上启下通信传输功能，同时高速完成于过程层及变电站层的网络通信功能，上下网络接口具备双控全双工方式以提供高信息通道的冗余度，保证网络通信的可靠性。

（3）变电站层 变电站层的主要功能是：通过两级高速网路汇总全站的实时数据信息，不断的刷新实时数据库，按时登录历史数据库；
将有关数据信息送往电网调度或控制中心；
接受电网调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；
具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；
具有站内当地监控、人机联系功能。具有对间隔层、过程层设备的在线维护、在线组态、在线修改参数的功能等功能。

图2-1 数字化变电站的逻辑图 2.2 数字化变电站的特点 (1)一次设备智能化 采用数字输出的电子式互感器、智能开关(或配智能终端的传统开关)等智能一次设备。一次设备和二次设备间用光纤传输数字编码信息的方式交换采样值、状态量、控制命令等信息。

(2)二次设备网络化 二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息，取消控制电缆。

(3)运行管理系统自动化 应包括自动故障分析系统、设备健康状态监测系统和程序化控制系统等自动化系统，提升自动化水平，减少运行维护的难度和工作量。

（4）数字化变电站的实现条件 现代计算机技术、现代通信和网络技术为改变变电站目前监视、控制、保护和计量装置及系统分隔的状态提供了优化组合和系统集成的技术基础。

过去若干年内，数字化变电站所依赖的技术基础已经取得了长足的进步，实现数字化变电站已经具备了以下条件：
--智能一次设备已被逐步采用；

--电子式互感器的已进入实用阶段；

--光纤通信及以太网技术已被普遍采用；

--电力行业面向对象的统一建模技术逐步被采用；

--IEC为数字化变电站制定的无缝通信体系IEC61850基本完成；

--国外已经开始数字化变电站的试点工作，为我国数字化变电站的实现积累了一定的经验。

另外，变电站站内信息数字化、标准化，在 IEC 61850到主站的标准确立以后，调度端将可完全访问变电站的所有信息。除了传统的实时数据外，调度端还可以直接导入变电站模型乃至主接线图，并能获得在线监测、设备台帐等运行管理信息。

2.3数字化变电站的优势 (1)变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免设备重复 数字化变电站的所有信息采用统一的信息模型，按统一的通信标准接入变电站通信网络。变电站的保护、测控、计量、监控、远动、VQC等系统均用同一个通信网络接收电流、电压和状态等信息以及发出控制命令，不需为不同功能建设各自的信息采集、传输和执行系统。

传统变电站由于各种功能采用的通信标准和信息模型不尽相同，二次设备和一次设备间用电缆传输模拟信号和电平信号，各种功能需建设各自的信息采集、传输和执行系统，增加了变电站的复杂性和成本。

(2)便于变电站新增功能和扩展规模 变电站的设备间信息交换均通过通信网络完成，变电站在扩充功能和扩展规模时，只需在通信网络上接入新增设备，无需改造或更换原有设备，保护用户投资，减少变电站全生命周期成本。

数字化变电站的各种功能的采集、计算和执行分布在不同设备实现。变电站在新增功能时，如果原来的采集和执行设备能满足已能新增功能的需求，可在原有的设备上运行新增功能的软件，不需要硬件投资。

(3)通信网络取代复杂的控制电缆 数字化变电站的一次设备和二次设备间、二次设备之间均采用计算机通信技术，一条信道可传输多个通道的信息。同时采用网络通信技术，通信线的数量约等于设备数量。因此数字化变电站的二次接线将大幅度简化。

(4)提升测量精度 数字化变电站采用输出数字信号的电子式互感器，数字化的电流电压信号在传输到二次设备和二次设备处理的过程中均不会产生附加误差，提升了保护系统、测量系统和计量系统的系统精度。

例如采用0.2级的TA和TV，传统变电站由于电缆和电表带来的附加误差，计量系统总误差在±0.7％的水平。而数字变电站计量系统的误差仅由TA和TV产生，可达到±0.4％的水平。

(5)提高信号传输的可靠性 数字化变电站的信号传输均用计算机通信技术实现。通信系统在传输有效信息的同时传输信息校验码和通道自检信息，一方面杜绝误传信号，另一方面在通信系统故障时可技术告警。

数字信号可以用光纤传输，从根本上解决抗干扰问题。

传统变电站一次设备和二次设备间直接通过电缆传输没有校验信息的信号，当信号出错或电缆断线、短路时都难以发现。而且传输模拟信号难以使用光纤技术，易受干扰。

(6)应用电子式互感器解决传统互感器固有问题 数字化变电站采用电子式互感器，没有传统互感器固有的TA断线导致高压危险、TA饱和影响差动饱和、CVT暂态过程影响距离保护、铁磁谐振、绝缘油爆炸、六氟化硫泄漏等问题。

(7)避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题 数字化变电站二次设备和一次设备之间使用绝缘的光纤连接，电磁干扰和传输过电压没有影响到二次设备的途径，而且也没有二次回路两点接地的可能性。

传统变电站的二次设备与一次设备之间仍然采用电缆进行连接，电缆感应电磁干扰和一次设备传输过电压可能引起的二次设备运行异常，在二次电缆比较长的情况下由电容耦合的干扰可能造成继电保护误动作。尽管电力行业的有关规定中要求继电保护二次回路一点接地，但由于二次回路接地点的状态无法实时检测，二次回路两点接地的情况近期仍时有发生并对继电保护产生不良影响，甚至造成设备误动作。

(8)解决设备间的互操作问题 数字化变电站的所有智能设备均按统一的标准建立信息模型和通信接口，设备间可实现无缝连接。

数字化变电站唯一可用的通信标准为IEC 61850。IEC 61850的信息自解释机制，在不同设备厂家使用了各自扩展的信息时也能保证互操作性。

传统变电站的不同生产厂家二次设备之间的互操作性问题至今仍然没有得到很好地解决，主要原因是二次设备缺乏统一的信息模型规范和通信标准。为实现不同厂家设备的互连，必须设置大量的规约转换器，增加了系统复杂度和设计、调试和维护的难度，降低了通信系统的性能。

(9)进一步提高自动化和管理水平 数字化变电站的采用智能一次设备，所有功能均可遥控实现。通信系统传输的信息更完整，通信的可靠性和实时性都大幅度提高。变电站因此可实现更多、更复杂的自动化功能，提高自动化水平。一次设备、二次设备和通信网络都可具备完善的自检功能，可根据设备的健康状况实现状态检修。

传统变电站由于通信系统传输信息的完整性、实时性和可靠性有限，许多自动化技术只能停留在试验室里，难以工程应用。

2.4 数字化变电站的主要技术 2.4.1 电子式互感器及其配置 主流产品是基于Rogowski线圈的电子式电流互感器、基于法拉第磁光效应的光学电流互感器以及利用Pockels效应的光电电压传感器。

无源电子式互感器：Faraday磁光效应电流互感器及Pockels电光效应电压互感器。这种互感器基于有关光学传感技术，一次侧光学电流、电压传感器无需工作电源，是独立安装的互感器的理想解决方案，目前正在进行实用化研究。

有源电子式互感器：利用电磁感应等原理感应被测信号，如Rogowski线圈的电子式电流互感器；
电阻、电容、电感分压的电压互感器。这种互感器传感头部分具有需用电源的电子电路，用于GIS或者罐式断路器更方便，对于户外配电装置，则采用激光供能的办法，能较好的解决电源问题。目前有源电子式互感器在工程中已获得了较多的应用。

电子式互感器主要特点：
(1)高低压完全隔离，安全性高；
不存在磁饱和、铁磁谐振等问题；

(2)频率响应宽，动态范围大，精度高，可同时满足测量和继电保护的需要；
没有因漏油而潜在的易燃、易爆等危险。

(3)体积小，重量轻，节约占地面积；
无污染，无噪声，具有优越的环保性能；

(4)适应电力系统数字化、智能化和网络化的需要；

电子式互感器的配置：
20kV各间隔、主变三侧间隔电流互感器均按照保护双重化原则布置互感器线圈，线圈布置原则为2个保护线圈（Rogowski线圈）+1个计量线圈（LowPower铁芯线圈）。电流互感器准确级次：5TPE/5TPE/0.2S。

110kV、35kV各间隔（除主变外）均按照保护单套原则布置互感器线圈，线圈布置原则为1个保护线圈（Rogowski线圈）+1个计量线圈（LowPower铁芯线圈）。电流互感器准确级次：
5TPE/0.2S 电压互感器：
对于母线型，各电压等级，每条母线均配置2个三相二次线圈，无开口三角线圈。准确级次：0.2/0.2。

对于线路型，每回220kV线路均配置1个单相二次线圈，无开口三角线圈。准确级次：0.2。

2.4.2 智能化开关 智能化开关是指具有配有电子设备、数字通讯接口、传感器和执行器，不但具有分合闸基本功能，而且在监测和诊断方面具有附加功能的开关设备。

开关设备(包括断路器和刀闸)的智能化是过程层数字化的重要组成部分 智能化开关的发展方向：
(1)智能控制功能：保护测控一体化、一、二次功能一体化。除具备传统二次功能（保护功能、测量功能）外，还具有一次设备本体的控制功能，包括控制联锁、储能电机和机构电机的保护、顺序控制、受控分合闸等。

(2)在线监测功能：
断路器灭弧室的局放和介损监测；

机构动作特性的监测,断路器触头和刀闸的行程、速度 ；

控制回路断线监视；

弹簧储能时间；

开关工作时间、开关动作次数、切断电流累积；

开关柜内温度、触头接触部位的温度监测；

分合闸线圈的电流、电压等。

在线监测的主要目的：实现状态检修。实施在线监测必须考虑可靠性、稳定性和经济性。

(3)数字化接口：实现开关信息的数字量传输。

(4)机构的电子化操动：传统的断路器各类故障（拒分拒合）中机械故障的比率最大，各级传动齿轮增加了故障概率，也增加了机构体积。

电子化操动机构变机械储能为电容储能，变机械传动为变频器通过电机直接驱动，机械运动部件减少到一个，可靠性大大提高。电子电路的寿命、稳定性和可靠性成为关键 目前国内的高压开关设备厂家开关设备的智能化水平，受其专业限制，不能满足现在数字化变电站的要求。一、二次厂家的整合和合作是国内开关智能化的必然趋势。

目前实现方式是：开关不变，信号就地数字化，设置间隔级智能终端。

2.5 IEC61850概述 IEC61850标准提供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。IEC61850规范了数据的命名、数据定义、设备行为、设备的自描述特征和通用配置语言，使不同智能电气设备间的信息共享和互操作成为可能，按照IEC61850标准建设变电站的通信网络和系统，是建设数字化变电站的有效途径。

IEC61850标准的发布和符合其标准的设备的推出，为建设数字化变电站提供了坚实的基础。

2.5.1 IEC61850标准体系简介 IEC61850标准体系共分为10个部分，如下：
(1)系统方面 Part 1: 介绍和概述 Part 2: 术语 Part 3: 总体要求 Part 4: 系统和项目管理 Part 5: 功能通信要求和设备模型 (2)系统配置 Part 6: 变电站中智能电子设备通信配置描述语言 (3)抽象通信服务 变电站和线路(馈线)设备的基本通信结构 Part 7-1: 原理和模型 Part 7-2: 抽象通信服务接口(ACSI) (4)数据模型 变电站和线路(馈线)设备的基本通信结构 Part 7-3: 公共数据类 Part 7-4: 兼容逻辑节点和数据类 (5)特殊通信服务映射(SCSM) Part 8-1: 映射到制造商报文MMS Part 9-1: 通过单向多路点对点串行通信连接模拟采样值 Part 9-2: IEEE 802.3之上的模拟采样值 (6)测试 Part 10: 一致性测试 2.5.2 IEC 61850标准的主要特点 (1)信息分层 按照变电站自动化系统所要完成的控制、监视和保护三大功能提出了变电站内功能分层的概念:无论从逻辑概念上还是从物理概念上都将变电站的功能分为3层，即变电站层、间隔层和过程层。

图2-2 分层结构示意图 过程层主要完成开关量I/O、模拟采样和控制命令的发送等与一次设备相关的功能；
间隔层的功能是利用本间隔的数据对本间隔的一次设备产生作用，如线路保护设备或间隔控制设备；
变电站层的功能分为两类，一是与过程相关的功能，主要指利用各个间隔或全站的信息对多个间隔或全站的一次设备发生作用的功能，如母线保护和全站范围内的逻辑闭锁功能，二是与接口相关的功能，主要指与远方控制中心、工程师站及人机界面的通信。

(2)面向对象的数据对象统一建模 IEC 61850标准采用面向对象的建模技术，定义了基于客户机/服务器结构数据模型。每个IED包含一个或多个服务器，每个服务器又包含一个或多个逻辑设备，逻辑设备包含逻辑节点，逻辑节点包含数据对象。数据对象则是由数据属性构成的公用数据类的命名实例。IEC 61850建模了大多数公共实际设备和设备组件。这些模型定义了公共数据格式、标识符、行为和控制，例如变电站和馈线设备(诸如断路器、电压调节器和继电保护等)。

(3)数据自描述 和采用“面向点”的数据描述方法不同（如103规约），IEC 61850标准对于信息均采用面向对象的自描述。面向对象的数据自描述在数据源就对数据进行自我描述，传输到接受方的数据都带有自我说明，不需要再对数据进行工程物理量对应、标度转换等工作。因数据本身带有说明，这就不受预先定义的限制进行传输，简化了数据管理和维护工作。在实际应用中只需要在客户端配置服务器网络地址就可以访问服务器模型，可以通过通信方式获得测点名，无需手动配置。

(4)抽象通信服务接口ACSI ACSI定义了独立于所采用网络和应用层协议的公用通信服务。通信服务分为基于Client/Server，定义了诸如控制、获取数据值服务；
基于Peer-to-Peer模型，定义了诸如GOOSE服务和对模拟测量值采样服务。

IEC 61850标准总结了变电站内信息传输所需的通信服务，对类模型和服务进行了抽象的定义。客户通过抽象通信服务接口ACSI，由特定通信服务映射SCSM映射到应用层具体所采用的协议站，如MMS。这些服务模型定义了通信对象及如何对这些对象进行访问。这些定义由各种各样的请求、响应及服务过程组成。服务过程描述了某个具体服务请求如何被服务器响应和应采取什么动作在什么时候以什么方式响应。

根据IEC61850规范的定义，变电站采用分层分布式结构，整个变电站分为站控层、间隔层和过程层。站控层主要包括后台监控系统、远动机、五防系统、保护信息系统等，间隔层包括各种保护装置、测控装置以及其他智能设备。过程层是IEC61850标准中提出的新概念，其包括智能I/O单元、电子式互感器、智能一次设备、智能传感器等，主要功能是实现各种电气量的就地采集以及实现对智能一次设备的直接控制。各层之间采用IEC61850规范传输信息。

2.6合并单元` 合并单元按照相应的规约接收A，B，C三相电子式互感器的输出信号，对三相电流电压进行同步，并按IEC60044-8、IEC 61850-9-1或IEC 61850-9-2的标准协议输出给计量及保护测控装置。

双重化保护配置的间隔其合并器也应双重化配置。

合并单元应具有以下基本功能: --可接收来自多路电子式互感器采集器的采样光信号，汇总之后按照IEC61850规约以光信号形式对外提供采集数据；

--以光能量形式，为电子式互感器采集器提供工作电源；

--接收来自站级或继电保护装置的同步光信号，实现采集器间的采样同步功能。

以线路为例，一台合并单元可完成一条线路的全部模拟量采集，并且可以将采集到的数据扩展给多个保护和测量装置使用(如图2-3所示)。

图2-3 合并单元示意图 合并单元的安装位置：
合并器宜安装在主控室保护屏上，但对于不同的电压等级，安装位置要求有所不同。

-- 110kV及以上电压等级，绝缘要求高，互感器的采集器需通过激光供能，由于合并器内的激光器件对于环境要求较高，合并器必须安装在主控室内。

-- 35kV及以下电压等级，绝缘要求低，互感器的采集器可通过电缆供能，合并器内可不含激光器件。合并器可安装在开关柜上，需要时甚至可安装在就地端子箱上。

2.7 智能终端 智能终端装置是将传统一次设备接入过程层总线的设备，它输入开关位置、低气压、刀闸位置等状态量，输出跳合闸命令，含操作回路。智能终端装置可以理解成微机型的操作箱。

智能终端装置应具有符合IEC61850标准的过程层总线接口，可通过过程层总线与间隔层设备交换信息。还应具有同步脉冲输入接口，可实现全站同步采样以满足保护和测量设备对采样同步性的要求。

智能终端配置一般分为上下两端，根据开关配置。下端智能终端代理开关设备、上端智能终端代理保护和测控设备，上下两端以光纤连接。

下端智能终端装置就地安装在一次设备端子箱或开关柜内，应能适应恶劣的温度、振动和电磁干扰环境。

上端智能终端装置安装在主控室保护屏上，可兼有测控功能，传统的测控装置可取消；
上端智能终端也可集成在保护装置内部，作为保护装置的一个插件，接受下端智能终端来的光纤数字信息，并可将数字信息共享给其他二次设备。

保护双重化配置且断路器双跳闸线圈时智能终端按双CPU架构设计，各自完成一套独立的操作回路。

智能终端装置的设计应考虑供电的可靠性，端子箱内的智能终端装置宜采用直流供电。

2.8数字化变电站通信网络 2.8.1间隔层和站控层通信总线 站控层设备间、站控层与间隔层间的信息交换共用间隔层和站控层通信网络。为满足不断增加的信息传输量，同时提高通信的实时性和可靠性，应选择用1000/100M自适应交换以太网。

站控层设备较多的大规模变电站，宜设计独立的站控层网络供站控层设备间信息交换。

间隔层和站控层通信总线应符合IEC61850标准。

2.8.2过程层通信总线 间隔层设备间、间隔层设备和过程层设备间的信息交换均通过过程层通信总线完成，不需要传统的控制电缆。

过程层通信总线必须满足保护等功能要求的实时性，需采用具有服务质量(QoS)保证的100M以太网交换，即支持报文优先级和组播功能。

为保证可靠性，交换机应使用直流电源，而且达到保护设备同等的电磁兼容性能，而且通信介质采用光纤。间隔层设备与交换机距离较近时，通信介质可采用屏蔽5类线。

为保证间隔独立性以提高可靠性和便于检修，每个间隔设一个间隔交换机，间隔交换机UPLINK(级联)到总交换机。一个间隔的所有设备接入本间隔的交换机，间隔内信息交换仅通过本间隔交换交换机。需要多个间隔信息的设备，如变压器保护、母差保护和备自投等接入总交换交换机。如图2-4：
图2-4 信息交换示意图 IEC61850标准支持过程层通信的所有要求。互感器向二次设备传输采样值采用IEC61850-9-1或IEC61850-9-2，一次设备和二次设备间交换1类性能要求(延时小于4ms)的开关量采用IEC61850的GOOSE服务，其他信息交换采用IEC61850-8。为满足实时性要求，IEC61850-9-1、IEC61850-9-2和GOOSE服务均工作在数据链路层上，未使用TCP/IP协议。

2.9 GOOSE服务介绍 GOOSE，即Generic Object Oriented Substation Event（通用面向对象的变电站事件）的缩写。当发生任何状态变化时，智能电子装置将借助变化报告，高速传送二进制对象、通用面向对象变电站事件报告，该报告一般包含有：状态输入、起动和输出元件、继电器等实际和虚拟的每一个双点命令状态。

在第一次报告后，该报告一般以间隔2，4，8……60,000ms顺序的重发（第一重发延时不固定，可长可短）。GOOSE报告允许高速传输跳闸信号，具有高传输成功概率。GOOSE报文的发送和接收分别由publisher和subscriber来执行。

(1) GOOSE报文发送时间间隔 对于publisher，GOOSE报文的发送并不是按固定时间间隔来发送的，在没有事件发生时，GOOSE报文的发送间隔相对比较长，按固定时间间隔来进行，但是在发生事件时，数据发生了变化，发送时间间隔就会设置为最小，在此阶段，发送时间间隔会逐渐增大，直到事件状态稳定，GOOSE报文的发送又变为固定长时间间隔，该过程如图2-5所示。

图2-5 GOOSE传输示意图 (2)报文接收方对通讯中断的检测 对于一个重发的GOOSE报文，会在报文中附带一个timeAllowedToLive的参数，该参数告知接收方等待下一个重发的GOOSE报文的最长时间，如果在该时间内，接收方没有收到重发的报文，就可以认为是发生了通讯中断。

(3)报文过滤机制 对于GOOSE报文的发送方，它可能会以组播的方式发送多个报文，每个报文都是与特定数据相关的，报文头中包含有不同的目标地址；
对于接收方，网络底层会收到网络上所有的GOOSE报文，其中包括接收方需要的信息和它不需要的信息，所以需要对报文进行过滤，为了减轻CPU的负担，这个过滤的任务一般由网络控制器来完成。

接收方采取订阅的形式来获取需要的GOOSE报文，接收方配置了一个GOOSE报文目标地址列表，并对网络控制器进行设置，网络控制器收到GOOSE报文后就将报文中的目标地址与目标地址列表中的地址作对比，如果该目标地址包含在地址列表中，那么就认为该GOOSE报文是接收方订阅的，在CPU从网络控制器读取GOOSE报文时将报文传送给CPU。

第三章 电气主接线 3.1电气主接线的设计 3.1.1主接线的设计原则和要求 变电站电气主接线是指变电站的变压器、输电线路怎样与电力系统相连接，从而完成输配电任务。变电站的主接线是电力系统接线组成中一个重要组成部分。主接线的确定，对电力系统的安全、稳定、灵活、经济运行及变电站电气设备的选择、配电装置的布置、继电保护和控制方法的拟定将会产生直接的影响。

电气主接线的设计是发电厂或变电所电气设计的主体，它与电力系统、电厂动能参数、待建变电所基本原始资料以及电厂运行可靠性、经济性要求有密切的关系，并对电气设备选择和布置、继电保护和控制方式有较大的影响。因此，主接线设计必须结合电力系统和发电厂或变电所的具体情况，全面分析有关影响因素，正确处理它们之间的关系，经过技术、经济比较，合理选择方案。

3.2 电气主接线 3.2.1 220kv电气主接线 由于本变电站220kV侧规划出线4回，主变压器3台，最终出线2回，，所以可采用双母线接线或双母线单分段接线。

方案（一）采用双母线接线 优点：(1)供电可靠、检修方便。

(2)当一组母线故障时，只要将故障母线上的回路倒换到另一组母线，就可迅速恢复供电。

(3)调度灵活或便于扩建。

缺点: (1)所用设备多（特别是隔离开关）。

(2)配电装置复杂，经济性差。

(3)在运行中隔离开关作为操作电器，容易发生误操作，且对实现自动化不便；
尤其当母线系统故障时，须短时切除较多电源和线路，这对重要的大型电厂和变电站是不允许的。

方案（二）采用双母线单分段接线 优点：当线路（主变压器）断路器检修时，仍能继续供电；

缺点：旁路的倒换操作比较复杂，增加了误操作机会，也使保护及自动化系统复杂，投资费用较大。

综合以上所有因素考虑，选择方案一比较合理。

图3-1 双母线接线图 3.2.2 110kv电气主接线 由于本变电站110kV规划出线12回，本期出线4回，所以采用双母线接线，不设旁路母线。

双母线接线的优点：
(1) 供电可靠、检修方便。

(2)当一组母线故障时，只要将故障母线上的回路倒换到另一组母线，就可迅速恢复供电。

(3)调度灵活或便于扩建。

缺点:(1)所用设备多（特别是隔离开关）。

(2)配电装置复杂，经济性差。

(3)在运行中隔离开关作为操作电器，容易发生误操作，且对实现自动化不便；
尤其当母线系统故障时，须短时切除较多电源和线路，这对重要的大型电厂和变电站是不允许的。

图3-2双母线接线示意图 3.2.3 35kv电气主接线 由于本变电站35kV规划出线9回，本期出线6回，所以采用单母线三分段接线。

优点：（1）母线发生故障时，仅故障母线停止供电，非故障母线仍可继续工作，缩小母线故障影响范围。

（2）对双回线路供电的重要用户，可将双回路接于不同的母线段上，保证对重要用户的供电。

缺点：
当一段母线故障或检修时，必须断开在该段上的全部电源和引出线，这样减少了系统的供电量，并使该回路供电的用户停电。

3.3主变压器的选择 在发电厂和变电站中，用来向电力系统或用户输送功率的变压器，称为主变压器；
用于两种电压等级之间交换功率的变压器，称为联络变压器；
只供本所（厂）用的变压器，称为站（所）用变压器或自用变压器。本章是对变电站主变压器的选择。

3.3.1主变压器的选择原则 1、主变容量一般按变电所建成后5～10年的规划负荷来进行选择，并适当考虑远期10～20年的负荷发展。

2、根据变电所所带负荷的性质和电网结构来确定主变的容量。对于有重要负荷的变电所，应考虑一台主变停运时，其余变压器容量在计及过负荷能力后的允许时间内，保证用户的Ⅰ级和Ⅱ级负荷，对于一般变电所，当一台主变停运时，其他变压器容量应能保证全部负荷的70%～80%。

3、为了保证供电可靠性，变电所一般装设两台主变，有条件的应考虑设三台主变的可能性[11]。

3.3.2 主变压器台数的选择 1、对大城市郊区的一次变电所，在中、低压侧已构成环网的情况下，变电所以装设两台主变压器为宜。

2、对地区性孤立的一次变电所或大型工业专用变电所，在设计时应考虑装设三台主变压器的可能性。

3、对于规划只装设两台主变压器的变电所，以便负荷发展时，更换变压器的容量。

3.3.3主变压器容量的选择 （1）主变压器容量一般按变电所建成后5～10年的规划负荷选择，适当考虑到远期10～20年的负荷发展。对于城郊变电所，主变压器容量应与城市规划相结合。

（2）根据变电所所带负荷的性质和电网结构来确定主变压器的容量。对于有重要负荷的变电所，应考虑当一台主变压器停运时，其余变压器容量在计其过负荷能力后的允许时间内，应保证用户的一级和二级负荷；
对一般性变电所，当一台变压器停运时，其余变压器容量应能保证全部负荷的70%～80%[12]。

3.3.4选择主变压器的原则：
（1）当不受运输条件限制时，在330KV及以下的发电厂和变电站，均应选用三相变压器。

（2）当发电厂与系统连接的电压为500KV时，已经技术经济比较后，确定选用三相变压器、两台50%容量三相变压 器或单相变压器组。对于单机容量为300MW、并直接升到500KV的，宜选用三相变压器。

（3）对于500KV变电所，除需考虑运输条件外，尚应根据所供负荷和系统情况，分析一台（或一组）变压器故障或停电检修时对系统的影响。尤其在建所初期，若主变压器为一组时，当一台单相变压器故障，会使整组变压器退出，造成全网停电；
如用总容量相同的多台三相变压器，则不会造成所停电。为此要经过经济论证，来确定选用单相变压器还是三相变压器。

在发电厂或变电站还要根据可靠性、灵活性、经济性等，确定是否需要备用相。

3.3.5 绕组数量和连接形式的选择 具有三种电压等级的变电所，如各侧的功率均达到主变压器额定容量的15%以上，或低压侧虽无负荷，但需要装设无功补偿设备时，主变压器一般选用三绕组变压器[5]。

变压器绕组的连接方式必须和系统电压相位一致，否则不能并列运行。电力系统采用的绕组连接方式只要有丫和△，高、中、低三侧绕组如何结合要根据具体工作来确定。我国110KV及以上电压，变压器绕组多采用丫连接；
35KV亦采用丫连接，其 中性点多通过消弧线圈接地。35KV以下电压，变压器绕组多采用△连接。由于35KV采用丫连接方式，与220、110系统的线电压相位角为0，这样当变压变比为220/110/35KV，高、中压为自耦连接时，否则就不能与现有35KV系统并网。因而就出现所谓三个或两个绕组全星接线的变压器，全国投运这类变压器约40～50台。

3.3.6 主变压器选择结果 查《电力工程电气设备手册：电气一次部分》，选定变压器的容量为180MVA。

由于升压变压器有两个电压等级，所以这里选择三绕组变压器，查《大型变压器技术数据》选定主变型号为：SSPSZ7-18000/220。

主要技术参数如下：
额定容量：180000（KVA） 额定电压：高压—220±8×1.25% ；
中压—115；

低压—37.5（KV） 连接组标号：YN/yn0/d11 空载损耗：165(KW) 阻抗电压（%）：高中：18.1；
中低：7.2；
高低：21.5 空载电流（%）：0.38 所以一次性选择三台SSPSZ7-180000/220型变压器，其中两台为主变一台备用 第四章 导体和电气设备的选择 正确选择电气设备是电气主接线和配电装置达到安全、经济运行的重要条件。在进行电器选择时，应根据工程实际情况，在保证安全、可靠的前提下，积极而稳妥地采用新技术，并注意节省投资，选择合适的电气设备。

电气设备选择的一般原则：
应满足正常运行、检修、断路和过电压情况下的要求，并考虑远景发展的需要；

应按当地环境条件校验；

应力求技术先进与经济合理；

选择导体时应尽量减少品种；

扩建工程应尽量使新老电气设备型号一致；
选用新产品，均应具有可靠的实验数据，并经正式鉴定合格。

4.1 断路器型式的选择 按照断路器采用的灭弧介质和灭弧方式，一般可以分为：多油式断路器、少油式断路器、压缩空气高压断路器，SF6断路器、真空断路器等，其主要特点如下表所示：
高压断路器分类及其主要特点 通过以上几种类型断路器进行比较，并考虑未来二十一世纪的规划，待设变电站220KV、110KV、35KV侧均应选用SF6断路器。

4.1.1 220KV侧断路器的选择 流过断路器的最大持续工作电流 根据本工程的设计参数：
220kV设备短路电流开断水平按不低于40kA考虑；

根据额定电流和额定电压，查《电力工程电气设备手册：电气一次部分》，选用的断路器型号为LW12-220/2000，LW12-220落地罐式六氟化硫断路器是沈阳高压开关厂引进日本日立公司技术制造的一种性能优良、质量可靠地产品。采用具有优良灭弧性能和绝缘强度高的SF6其他作为灭弧和绝缘介质，采用双喷、轴向同步吹气方式。其参数见下表 LW12-220/2000SF6断路器技术参数表 额定工作电压（KV） 220 最高工作电压（KV） 252 额定电流（A） 2000 额定频率（Hz） 50 额定开断电流（KA） 40 额定闭合电流（峰值）（KA） 100 4S热稳定电流（KA） 40 额定动稳定电流（峰值）（KA） 100 额定开断时间（s） 液0.02 额定闭合时间（s） 液0.11 重合闸无电流间歇时间（s) 0.3 进行参数校验：252KV>220KV 2000A>496.01A 经过以上结果的参数的校验，此断路器完全符合220KV进出线侧要求。

4.1.2 110KV侧断路器的选择 通过本断路器的最大持续电流 根据本工程的设计参数：
110kV设备短路电流开断水平按不低于31.5kA考虑；

根据额定电流和额定电压，查《电力工程电气设备手册：电气一次部分》，选用的断路器型号为LW11-110/1600，LW11-110型瓷瓶式六氟化硫断路器是沈阳高压开关厂引进日本日立公司技术制造的一种性能优良、质量可靠地产品。断路器的结构为单极单断口，灭弧室结构为简单的单压式，灭弧原理采用双喷、轴向同步吹气方式。该断路器配用气动操作机构，动作压力低，耗气量小，动作可靠，无慢分可能。其参数见下表 LW11-110/1600六氟化硫断路器技术参数表 额定电压（KV） 110 最高工作电压（KV） 126 额定电流（A） 1600 额定断路开断电流（KA） 31.5 动稳定电流（峰值）（KA） 80 热稳定电流（3S有效值）（KA） 31.5 额定关合电流（峰值）（KA） 31.5 雷电冲击耐受电压（KV） 对地 550 断口 500+103 SF6气体压力（Mpa） 0.5 工频一分钟耐受电压（KV） 对地 230 断口 230+73 进行参数校验：126KV>110KV 1600A>992.02A 经过以上结果的参数的校验，此断路器完全符合110KV进出线侧要求。

4.1.3 35KV侧断路器的选择 根据本工程的设计参数：
35kV设备短路电流开断水平按不低于25kA考虑；

根据额定电流和额定电压，查《电力工程电气设备手册：电气一次部分》，选用的断路器型号为LW8-35/1600,LW8-35型断路器选用SF6气体作为绝缘和灭弧介质，无失火危险；
确保十年以上不检修；
绝缘耐压高，安全裕度大。该产品可用于污秽，高海拔地区。

4.2 隔离开关的选择 4.2.1隔离开关种类和型式的选择 隔离开关种类较多，按安装地点不同，可分为屋内式，按绝缘支柱数目又可分为单柱式、双柱式和三柱式。它对配电装置和占地面积有很大影响，选型时应依据配电装置特点和使用要求及技术经济条件来确定。隔离开关选型参考表如下：
隔离开关选型参考表 4.2.2 220KV侧隔离开关的选择 查《电力工程电气设备手册：电气一次部分》，220kv侧选用GW6-220/2000隔离开关，该隔离开关是单相式三相交流50HZ的户外输电设备，俗称剪刀式隔离开关，分闸后形成垂直方向的绝缘断口，具有断口清晰可见，便于监视及有效缩小变电站占地面积等优点。特别是作为母线隔离开关，供采用双母线带旁路的场所使用时，缩小占地面积尤为显著。气技术参数如下表：
GW6-220/2000隔离开关技术参数 额定电压（kv） 220 额定电流（A） 2000 动稳定电流峰值（kA） 100 3S额定短路耐受电流（KA） 40 操作机构型号 CJ2-G 生产厂家 沈阳高压开关厂 4.2.3 110kv侧隔离开关的选择 110kv侧进线隔离开关的选择 查《电力工程电气设备手册：电气一次部分》，选定隔离开关的型号为GW5-110D/1250，此隔离开关为双柱式水平开启式结构，隔离开关与接地开关间装有机械连锁装置，降低了误操作性。其参数如下表：
GW5-110D/1250隔离开关技术参数表 额定电压（kv） 35 额定电流（A） 1250 动稳定电流峰值（kA） 50 4S额定短路耐受电流（KA） 20 操作机构型号 主闸刀 CS17 生产厂家 沈阳高压开关厂 接地闸刀 CS17 110kv侧出线隔离开关的选择 选定的隔离开关型号为GW5-110D/600，其参数如下表：
GW5-110D/600隔离开关技术参数表 额定电压（kv） 35 额定电流（A） 600 动稳定电流峰值（kA） 50 4S额定短路耐受电流（KA） 18 操作机构型号 主闸刀 CS17 生产厂家 沈阳高压开关厂 接地闸刀 CS17 4.3 电流互感器的选择 4.3.1 220KV侧电流互感器的选择 35kv及以上配电装置一般采用油浸瓷箱式绝缘结构的独立式电流互感器，常用L(C)系列。树脂浇注绝缘的LZ系列只适用于35kv屋内配电装置在有条件时，如回路中有变压器套管，穿墙套管，应优先采用套管电流互感器，以节约投资，减少占地。

待设变电站220kv侧选用的是LB-220/1200，该电流互感器一次导线为全铝结构，为供快速继电保护用电流互感器，具有高测量准确度，并适应电力系统各种快速继电保护方式暂态误差的要求，可靠保证系统的自动重合闸，其参数如下表：
LB-220/1200型电流互感器参数表 额定电压 220kv 额定电流比 1200/5 额定频率 50-60Hz 额定短时热弧电流倍数 26.25 级次组合 0.5/B/B/B 额定动稳定电流倍数 67 参数校验：1200A>496.01A 4.3.2 110KV侧电流互感器的选择 110kv进线段电流互感器LCWB-110/2000为多匝油浸式磁绝缘电流互感器，具有结构严密、绝缘强度高、介质损耗率和放电量低、可靠性高以及运行维护简便等优点。其参数如下表：
LCB-110/2000电流互感器参数表 额定电压 110kv 额定电流比 2000/5 级次组合 P/P/P/0.2 额定短时热弧电流 31.5--45KA 准确级次 二次负荷 额定动稳定电流 80--115KA 5P 50KA 0.2 K1-K2 30VA K1-K3 50VA 110kv侧出线侧电流互感器选用LCWB6-110型电流互感器，其参数如下表：
LCWB6-110/600电流互感器参数表 额定电压 110KV 额定电流比 2X300/5 级次组合 B/B/B/0.5 额定短时热弧电流 31.5--63KA 准确级数 二次负荷 额定动稳定电流 80--115KA 0.5 1.2欧 35kv及以下屋内配电装置的电流互感器，根据安装条件及产品情况，采用磁绝缘结构或树脂浇注绝缘结构。选用母线式电流互感器时，应注意窗口允许穿过的母线尺寸。

4.4 电压互感器的选择 4.4.1电压互感器型式选择 35--110kv配电装置一般采用油浸式绝缘结构电磁式电压互感器。

接在110kv及以上线路侧的电压互感器，当线路上装有载波通讯时，应尽量与耦合电容结合，统一选用电容式电压互感器。

兼作泄能用的电压互感器，应选用电磁式电压互感器。

4.4.2 220kv侧电压互感器的选择 220kv侧电压互感器选定为TYD-220/1.732-0.0075，该系列电压互感器由电容分压器、电磁装置及阻尼器组成，户外型产品，适用于交流50Hz、中性点直接接地系统，作为电压、电能测量及继电保护用，并兼作电力线载波耦合电容器用。其技术参数如下表：
TYD-220/1.732-0.0075技术参数表 额定电压（kv） 初级绕组 220/1.732 二次负荷（VA） 0.2级 100 次级绕组 0.1*1.732 0.5级 200 剩余电压绕组 0.1 1.0级 400 分压电容量C29（uf） 0.0075 质量（Kg） 902 4.4.3 110KV侧电压互感器的选择 110kv侧电压互感器选定为TYD-110/1.732-0.015，与上述220kv侧的TYD-220/1.732-0.0075电压互感器同属一个系列，性能一致。参数如下：
TYD-110/1.732-0.015技术参数表 额定电压（kv） 初级绕组 110/1.732 二次负荷（VA） 0.2级 100 次级绕组 0.1*1.732 0.5级 200 剩余电压绕组 0.1 1.0级 400 分压电容量C29（uf） 0.015 质量（Kg） 746 4.4.4 35kv侧电压互感器的选择 35kv侧电压互感器选定为JDJJ-35型电压互感器，该型电压互感器为单相、三绕组、油浸式、户外型产品，适用于交流50Hz、35Kv中性点不直接接地的电力系统中，供电压、电能和功率测量以及继电保护信号装置用，能承受由于一相接地所引起的过电压而无损伤，但必须是三台成套使用，其具体参数如下：
TYD-110/1.732-0.015技术参数表 额定电压（KV） 初级绕组 35/1.732 二次负荷 0.5级 150 次级绕组 0.1*1.732 1级 250 剩余电压绕组 0.1/1.732 3级 600 最大容量（VA） 1200 连接组标号 质量（Kg） 油质量 746 生产厂家 I,IO，IO 总重量 248 宁波市互感器厂 第五章 站内通信网络模型描述 通信技术是变电站自动化系统信息传输的基础，所采用的技术必须满足变电站内通信网络传输时间要求。目前最常用的网络通信技术有Lon Works网络、CAN网络、Profibus网络和以太网络，4种网络技术各有其不同的特点，产生的基础和适用的场合也不尽相同。

Lon Works网络是局部操作网络，是用于开发监控网络系统的一个完整技术平台，并具有现场总线技术的一切特点，其通信介质可以是双绞线、光纤、电力线等，不同的传媒介质具有不同的传输速率，最高为1.25Mbit/s，最远传输距离为2.7km。Lon Works技术具有开放性、互操作性、高可靠性、无中心检测等突出优点，但是由于Lon Works技术留给用户应用的自由度较大，不同的厂家利用Lon Works技术开发的产品，不一定就能实现互操作。目前，Lon Works主要是应用在间隔层与变电站层之间的通信，且主流监控系统厂家基本已不再采用。

CAN网络是一种串行数据通信协议，它是一种多主总线，通信介质可以是双绞线、同轴电缆或光纤，通信速率可达1Mbit/s,距离可达10km。CAN协议的一个最大特点是废除了传统的站地址编码，而代之以对通信数据块进行编码，使网络内的节电个数在理论上不受限制。由于CAN总线具有较强的纠错能力，支持差分收发，适合高干扰环境，并具有较远的传输距离。因此，CAN协议对于许多领域的分布式测控都很有吸引力。

Profibus网络是一种用于工厂自动化车间级监控和现场设备层数据通信与控制的现场总线技术。可实现现场设备层到车间级监控的分散式数字控制和现场通信网络，从而为实现工厂综合自动化和现场设备智能化提供了可行的解决方案。Profibus网络技术广泛应用于制造业自动化、流程工业自动化和楼宇、交通等领域，电力行业工程中也有局部少量采用该技术的。

以太网络是由Xeros公司开发的一种基带局域网技术，使用同轴电缆作为网络媒体，采用载波多路访问和冲突检测机制，数据传输速率达到10Mbit/s，如今的以太网更多地被用来指各种采用CSMA/CD技术的局域网。

以太网以其高度灵活、相对简单、易于实现的特点，成为当今最重要的一种局域网技术，作为网络技术的主流以太网技术主要有共享式以太网和交换式以太网，交换式以太网比共享式以太网的传输效率高了许多，其应用层协议TCP/IP更成了通用的上层协议平台，在变电站层和间隔层通信网络方面以太网已经逐步成为变电站网络通信系统的主流技术。

第六章 间隔层和过程层设备对时方式选择 现阶段可选择的网络时钟同步方式共有以下几种：
A.简单网络时间同步协议（SNTP） B.插值同步 C.IRIG-B外时钟源同步 D.IEEE 1588对时 各种同步对时方案的优缺点比较详见表5－1。

表5-1 同步对时方案的优缺点比较 同步方式 具体实施 优点 缺点 SNTP 直接利用双绞线以太网传输网络，一般应用于站控层计算机类设备 简单，不需要专门敷设同步网 精度只能到达毫秒级，只能满足站控层计算机类设备的对时要求，不能满足采样值同步要求。

插值同步 光纤点对点，一般应用于IEC60044-8 简单，可靠 不支持信息共享，IEC60044-8，标准已经被废除。

IRIG-B外时钟同步 须专门铺设星形光纤同步网，可应用于IEC60044-8、IEC61850-9-1、IEC61850-9-2 实际工程应用经验丰富 网络复杂，工程施工量大。

IEEE1588 直接利用采样传输网络，应用于IEC61850-9-2 支持双时钟源主备冗余，同步精度高，误差<1us，不需要专门铺设光纤同步网，结构简单，易于施工。

网络交换机需支持IEEE1588标准，对交换机，合并单元的要求高。

由于站控层、间隔层和过程层的设备的报文传输对实时性的要求不同，因此应根据需要选择不同的对时方式，全站设置一套公用时钟同步对时系统，该系统采用北斗星和GPS双主时钟源对时装置，输出对时信息以满足站内监控、保护、子站、录波、故障测距或其它智能设备需要的各种时间同步信号。通过对以上的方案对比故本工程同步对时系统推荐采用IEEE1588网络对时方式。

目前以太网常用网络结构有星型结构、环型结构和总线式结构。

（1）总线型 总线型拓扑结构的优点是电缆长度短，布线容易，便于扩充；
其缺点主要是总线中任一处发生故障将导致整个网络的瘫痪，且故障诊断困难。

图6-1 总线型结构 （2）星型网络 星型结构中各自间隔的交换机直接接入站控层的主网交换机（站控层主站所连接的），减少了总线接线时中间连接交换机的流量，同时也不存在一个间隔的交换机故障会影响其他间隔的交换机信息的传输。采用星型网络可以使各个IED之间通过最短的网络路径进行信息交互，同时也不用考虑解决环形网结构中可能会产生网络广播风暴的问题而增加设备投资的缺点, 并且网络结构简单，交换机兼容性好。

星型结构的缺点是中心交换机必须具有极高的可靠性，如果一旦损坏，整个系统便趋于瘫痪。同时设备的通信量集中到一个通信点上，负荷重时容易影响传输速度。

图6-2 星型结构 （3）环型网络结构 环型网结构将全站的所有交换机使用光纤组成一个网络环，与星型网相比它增加了硬件传输回路上的冗余性和可靠性。因为要考虑环网情况下对广播风暴的抑制和提高网络自愈的时间（一般为50ms~500ms不等），所以组成光纤自愈环网的交换机与星型交换机相比成本相对较高，且环网协议比较复杂，各大交换机厂家兼容性较差，改扩建设备采购受到限制。

图6-3 环型网络结构 表6-2 各网络结构因素比较 网络结构 可靠性 网络延迟 造价 总线型 最低 较大 最低 星型 较低 最小 中 环型 较高 较大 最高 考虑以上因素，并根据国内220KV变电站自动化系统多年的运行情况（绝大多数采用星型网络结构），星型网络具有相当成熟的运行经验，并且交换机兼容性好成为厂家主推星型网络的主要原因。故本工程站控层网络采用双星型网，过程层网络推荐采用双星型网＋单星型网模式。

第七章 数字化变电站的二次系统方案 7.1总的设计原则 (1)整站采用IEC 61850协议，主要网络双重化配置。站控层至间隔层之间采用RJ45以太网，间隔层至过程层采用点对点或网络通信方式，通信介质采用光纤。网络方式上，采样数据独立，将GOOSE信息单独组网。

(2) 220kV保护、主变保护双重化配置，110kV、220kV及主变测控独立设置，并具备数字化接口。

(3)故障信息子站网络与监控网络合一，故障信息子站应支持IEC 61850通信协议。

(4) 220kV及110kV互感器均采用数字输出的电子式互感器，35kV互感器采用模拟输出的电子式互感器。380V采用常规互感器。

(5)电能计量采用具有光纤以太网接口的数字式电度表。

(6)35kV部分合并器和保护设备布置于35kV开关柜上。

(7)380V采用常规互感器，测计量和控制采用常规设计，380V备自投由380V配电屏自带自投功能实现，以简化接线。

7.2 合并单元布置方案 合并单元作为电子式互感器的对外接口，其与远端模块和间隔级设备均为光纤联系，理论上安装位置比较灵活，但是就目前实际运行情况看，合并单元安放在保护室和保护一起组屏更好，主要原因有二：合并单元与间隔级设备的光纤联系更多，靠近有利于节省成本；
另外，合并单元尽管为过程层设备，但是结构上也类似于一个“二次”设备，安放在保护室，优良的温度及电磁兼容环境对合并单元更为有利，尤其是在北方寒冷地区，并且也更方便维护、运行。

(1)合并器配置方案及安装位置 主变各侧电流互感器合并器双重化配置。

--220kV线路和主变各侧电流互感器合并器双重化配置；
220kV及主变高中压侧（含中性点和间隙CT）的合并器安装在保护屏上，且两套合并器分别安装在两面保护屏上，主变低压侧合并器安装在开关柜上。220kV线路TV接入本间隔合并器。

--220kV母联开关电流互感器合并器双重化配置；
220kV每组母线TV配置一台合并器，在合并器内实现PT并列功能。安装在220kV母线设备合并器屏上。

--110kV线路电流互感器合并器单台配置，布置于110kV线路保护屏上。

--110kV母联开关电流互感器合并器单台配置；
110kV每组母线TV配置一台合并器，在合并器内实现PT并列功能。安装在110kV母线设备合并器屏上。

--除主变间隔外，35kV各间隔电流互感器合并器单台配置，35kV合并器安装在开关柜上。35kV每段母线TV配置一台合并器，布置于相应PT开关柜上，在合并器内实现PT并列功能。

220kV及110kV线路及主变间隔PT切换功能，右各间隔合并器实现。

7.3智能终端布置方案 智能终端的布置可嵌入式安装于GIS、HGIS机构也可布置在GIS、HGIS附近的智能汇控柜内，机构内嵌智能终端从技术实现上并不复杂，单就目前情况而言，构建智能终端的主要目的是为了简化一二次设备间的长距离大量常规电缆，实现数字化传输。而对GIS而言间隔内的各机构之间的电缆有限且距离很短，依靠智能终端实现数字化传输的意义就有限了，并且智能终端嵌入安装在GIS、HGIS机构内， 由于操作开关震动对智能终端的影响将不可避免，所以本工程不建议将数字化传输延伸到机构这一级，只将其布置在一次开关设备附近的智能汇控柜内。

智能终端布置方案：
--220kV线路、母联和主变三侧各配置2台智能终端，分别安装在各间隔端子箱内，与双重化保护和双跳闸线圈配合（主变中低压侧为单跳圈，配置单操作回路）；

--110kV线路、母联各配置1台智能终端，分别安装在各间隔端子箱内。

--35kV每个间隔和主变低压侧配置各1台智能终端，安装在开关柜上。智能终端可与低压侧合并器集成设计。

--每台主变配置一台本体智能终端，安装在主变端子箱内。本体智能终端的设置有两种方案，一是不集中非电量保护功能，仅将主变本体信号转换为数字信号送给非电量保护，并实现调压功能。方案二是集中非电量保护、测控功能，智能终端通过通信接口，采用光缆接间隔层网络，通过电缆接主变三侧智能终端，直接跳主变三侧开关。对于常规户外配电装置站，推荐采用方案二，装置集成度高，也不增加过多长电缆接线。

--TV间隔：220kV及110kV每段母线TV配置1台智能终端，布置于各间隔PT端子箱内；
35kV每段母线TV配置1台智能终端，可与合并器集成设计，安装于PT开关柜上。

--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；

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、档位等信号，输出档位控制、中性点刀闸控制和风扇控制等接点。

7.4控制和保护的系统方案 数字化变电站保护配置方案 方案一常规保护配置方案：
1常规保护配置方案和采用常规互感器时的保护配置一样，按对象进行配置，如主变保护、线路保护、母线保护、开关保护等。

2将原来保护装置的交流量输入插件更换为数据采集光纤通信接口，I/O接口插件换为GOOSE光纤通信接口，CPU插件的模拟量处理更换为通信接口处理。

3原来的操作插件转移到智能操作箱上，保留部分开入作为压板投退，开出的压板投退取消或转移到智能操作箱上。

图7-1 常规保护配置示意图 方案二系统保护配置方案：
1系统保护配置方案采用双重化配置原则，每一套系统保护装置都可以完成全站所有设备的继电保护功能，同时可以完成测控功能。

2每一套系统保护都包括所有主变、线路及母线的保护与测控等。保护原来上可两套完全一样，可互为备用，可独立投退。

图7-2 系统保护配置示意图 表7-1 常规保护与系统保护的比较 比较内容 常规保护配置 系统保护配置 保护对象 单个原件 多个元件 保护需要动模试验、试运行 否 是 保护逻辑是否改变 否 是 运行经验是否丰富 是 否 信息共享综合利用 否 是 网络结构复杂 是 否 设备数量 多 少 集中式控制保护一体化配置方案，既将保护测控按110KV、35KV、10KV电压等级及主变等集中配置。本方案借鉴了早期集中式保护、测控装置设计理念，遵循IEC 61850标准，基于过程总线和强大的软硬件平台，将目前变电站内多台间隔层IED集中在一台IED上完成，例如，采用2台（其中1台作为冗余）集中式IED来实现原来需要10台IED实现的功能，如图所示。每个现有IED在本方案中被抽象成为一个逻辑保护、测控单元，简称逻辑设备（LD），每个LD保持功能上的相对独立性并通过统一的通信接口与其它设备进行交互。它符合IEC 61850的思想和发展趋势。

图7-3新型集中式IED架构及应用 新型集中式IED将原来分散的二次装置进行合理的功能集中，它简化了整个二次系统结构，提高可靠性和可用率。这种集中不仅仅是保护、测控的一体化，而是跨间隔的功能集中，如将多条110KV线路保护及测控功能集中在一台本方案中实现。其集中视IED功能、复杂度而定，因此具有一定的灵活性。它基于计算机技术的发展及IEC 61850标准等的颁布，克服了早期集中式在可靠性、抗干扰能力、扩展性、经济性、维护工作量等方面的不足。

本方案的特点是紧凑化、模块化，简化了网络结构。该方案将大大减少控制保护屏的数量，大约会减少90％以上，节省了大量的土建成本。但由于大集中也给系统的可靠性带来了不稳定因素，目前南瑞继保公司在鞍山220KV王铁变和营口220KV大石桥变工程中已经采用，并已经投入运行。

第八章 网络结构 数字化变电站的物理设备间应能实时、高效、可靠的交换信息，以太网通信技术是满足这种要求的最佳选择。以太网技术是主流的通信技术，具有极佳的经济性，并且还在快速发展中，为变电站自动化系统提供了广阔的发展空间。

8.1 组网方案 （1）间隔层和站控层通信总线 站控层设备间、站控层与间隔层间的信息交换共用间隔层和站控层通信网络。为满足不断增加的信息传输量，同时提高通信的实时性和可靠性，应选择用1000/100M自适应交换以太网。站控层设备较多的大规模变电站，宜设计独立的站控层网络供站控层设备间信息交换。间隔层和站控层通信总线应符合IEC61850标准。

（2）过程层通信总线组网方案 为了限制网络上节点的数量，过程通信网络通常需要划分网段。在大型的数字化变电站中，由于元件数量很多，必须对网络进行分段，网段之间通过路由连接起来。分段可以采用物理上直接划分，也可以通过虚拟局域网(VLAN)技术。

过程层总线组网方案有两个重要原则：
原则一：尽量把需要大量交换数据的设备安装到一个网段上；

原则二：尽量把需要快速交换数据的设备安装到一个网段上。

IEC61850标准中对过程层通信网络提供了四种解决办法：
①每个间隔拥有自己的通信网络。

②通信网络可以跨越多个间隔。

③所有设备共用一个通信网络。④面向继保功能区划分网络。

过程层网络不同的组网方案示意图如下: 图8-1过程层网络不同的组网示意图 8.2 间隔层和过程层之间通信方式 方案一：交流采样采用光纤点对点方式，开入开出等采用传统接线；
配置成对智能终端，以光缆代替保护室至配置装置的电缆。

方案一中交流采样采用点对点传输方式，合并器接收电子互感器信号后，经过同步处理，分别送给保护、测控、计量设备。

下端智能终端安装在配电装置附近的端子箱内，采集开关的位置、状态信息等，转换成数字信号用光纤上送到上端智能终端；
下端智能终端还具有控制回路，接受到上端智能终端的控制命令后，开出硬接点控制一次设备。

上端智能终端安装在测控屏或保护屏上，具有开关量输入输出回路，与保护、测控装置采用电缆连接。

属于数字化变电站发展初期的应用模式，有一定的运行经验。应用电子互感器，实现了交流采样的数字化。一次开关设备通过智能终端实现电信号－数字信号－电信号的转换，取消了从配电装置到保护室的长电缆。本方案虽然成熟，但缺乏技术上的先进性，数字化程度低，不推荐采用此方案。

方案二：光纤点对点与过程总线相结合的方式。即交流采样采用光纤点对点，跳合闸等开关量信息采用GOOSE网络方式。（推荐方案） 本方案在方案一的基础上，取消了间隔层智能终端。过程层智能终端、测控和保护装置通过交换机共享信息，采用IEC61850规范，组成基于GOOSE服务的以太网络，提供网络通讯条件下快速信息传输和交换的手段。实现开关量信号和跳合闸信号的数字化。

交流采样信息仍采用IEC61850-9-1规定的点对点方式，不接入过程层总线网络，技术方案成熟。

实现了间隔层和过程层之间开关量信息的数字化，数字化程度和自动化程度高，不仅在间隔层网络实现了不同设备之间的互联互操作，在过程层网络也实现了不同设备之间的互联互操作。

GOOSE服务作为数字化变电站实现的一种重要手段，从原理和机制上完全可行，是数字化变电站进一步发展的方向，只是目前国内暂无运行业绩，但国内部分变电站以开始尝试性实验。例如浙江外陈220kV变电站，采用了南瑞继保、南自、四方等国内大的保护厂家和部分国外保护设备厂家（ABB、GE等），共同组建GOOSE网络，进行互联互通实验，目前各厂家之间已经完成报文的相互识别，下一步将进行工程化联调，计划2007年底投运。

从技术的可靠性和先进性考虑，推荐采用本方案。

方案三：完全过程总线方式。即交流采样和GOOSE信息统一组网。

本方案将交流采样与GOOSE信息统一组网，实现了间隔层和过程层之间完全组网连接，从结构上更加合理，是数字化变电站发展的方向。

但从目前的技术水平看，此方案存在以下风险：
--交换机的负担增加，对其可靠性和数据处理能力要求更高；

--对保护装置要求更高，由于网络方式下交流信号传输延时不固定，对于差动保护（线路差动、主变差动、母线差动保护），确定各侧交流采样时间的一致性造成困难，其延时误差的范围难以确定，和网络的负载有一定关系 方案比选 --方案一是目前数字化变电站的成熟做法，国内已有多个变电站投运或正在实施（云南曲靖110kV变电站、内蒙古杜尔伯特220kV变电站，均已投运）。但方案一仅实现了交流采样的数字化，开关量及出口部分仍未常规方式，数字化程度低，不是技术发展的方向；
本站若采用方案一虽然可以降低实施难度和风险，但数字化程度还不如已经实施的石家庄付村110kV变电站高（付村站出口及开关量采集采用光纤点对点），技术上缺乏创新，不推荐此方案；

--数字化变电站的技术一直处在飞速发展过程中，今天成熟的技术在明天意味着落后。目前唐山供电公司实施的郭家屯（党峪）220kV数字化变电站准备采用方案三（采样和GOOSE网统一组网），在技术上比较超前，本站如果在技术上没有突破，在工程投运后必将处于落后状态，失去了科技项目的价值。

--方案二既具有很高的技术先进性，又充分考虑了可靠性（将采样和GOOSE网分开），实施难度和风险较方案三低；

综上所述，推荐方案二作为本220kV变电站的实施方案。

8.3 二次设备配置和接线方案 本站推荐采用方案二，设备配置和接线方案针对方案二设计。

(1) 合并器配置方案及安装位置 --220kV线路和主变各侧电流互感器合并器双重化配置；
220kV及主变高中压侧（含中性点和间隙CT）的合并器安装在保护屏上，且两套合并器分别安装在两面保护屏上，主变低压侧合并器安装在开关柜上。220kV线路TV接入本间隔合并器。

--220kV母联开关电流互感器合并器双重化配置；
220kV每组母线TV配置一台合并器，在合并器内实现PT并列功能。安装在220kV母线设备合并器屏上。

--110kV线路电流互感器合并器单台配置，布置于110kV线路保护屏上。

--110kV母联开关电流互感器合并器单台配置；
110kV每组母线TV配置一台合并器，在合并器内实现PT并列功能。安装在110kV母线设备合并器屏上。

--除主变间隔外，35kV各间隔电流互感器合并器单台配置，35kV合并器安装在开关柜上。35kV每段母线TV配置一台合并器，布置于相应PT开关柜上，在合并器内实现PT并列功能。

220kV及110kV线路及主变间隔PT切换功能，右各间隔合并器实现。

(2) 智能终端配置方案及安装位置 --220kV线路、母联和主变三侧各配置2台智能终端，分别安装在各间隔端子箱内，与双重化保护和双跳闸线圈配合（主变中低压侧为单跳圈，配置单操作回路）；

--110kV线路、母联各配置1台智能终端，分别安装在各间隔端子箱内。

--35kV每个间隔和主变低压侧配置各1台智能终端，安装在开关柜上。智能终端可与低压侧合并器集成设计。

--每台主变配置一台本体智能终端，安装在主变端子箱内。本体智能终端的设置有两种方案，一是不集中非电量保护功能，仅将主变本体信号转换为数字信号送给非电量保护，并实现调压功能。方案二是集中非电量保护、测控功能，智能终端通过通信接口，采用光缆接间隔层网络，通过电缆接主变三侧智能终端，直接跳主变三侧开关。对于常规户外配电装置站，推荐采用方案二，装置集成度高，也不增加过多长电缆接线。

--TV间隔：220kV及110kV每段母线TV配置1台智能终端，布置于各间隔PT端子箱内；
35kV每段母线TV配置1台智能终端，可与合并器集成设计，安装于PT开关柜上。

--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；

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、档位等信号，输出档位控制、中性点刀闸控制和风扇控制等接点。

(3) 间隔层设备配置 --保护设备配置 保护装置应满足数字化变电站的要求，通信接口应采用IEC61850协议，交流采样应能和电子互感器配合，支持GOOSE网络的信息交换方式。

220kV线路保护、母线保护和主变保护双重化配置；

220kV母联及110kV系统以下保护单套配置。

电子式互感器和二次设备间的互联，理论上只要遵循相同的规约，不同厂家之间的互感器和二次设备可以互联互通，但在实际应用时也应注意几个问题。例如对于合并单元和二次设备间报文的监视，由于与常规互感器与二次设备采用电缆连接，出现的问题往往能够重现，而且问题往往出现在二次回路，便于查找。电子式互感器与二次设备采用数字通道交换数据，通道的收发处理各厂家往往采用不同原理，例如有的采用FPGA（现场可编程门阵列）实现，有的采用单片机实现，这增加了出现误码误帧的几率，另外通道问题往往具有偶发且不可重复的特点（类似光纤纵差保护的通道问题），这又增加了出现问题时划分范围和责任的困难。不同厂家保护和合并器的采样频率不完全相同，需要一方修改保证两侧采样频率一致。

--35kV母线保护按终期一套配置，采用光电互感器后，1套母线保护理论上可接入的单元数可达到60个以上。

--录波器及故障信息子站 故障录波器应具有采样数据网接口，从合并器接收数字化的交流采样信号，进行模拟量录波；
宜具有GOOSE网络接口，从GOOSE网接收数字化的开关量信号，进行开关量录波。

目前国内大部分录波厂家设备支持数字化的交流采样信号录波，需配置数据集中器，将各间隔采样数据汇集，通过一根光缆送给录波装置。目前投运的数字化变电站，录波装置均采用这种接线方式。

对于开关量录波，目前还采用常规电缆接线方式，增加大量电缆，与数字化变电站的思路相违背。推荐采用网络方式记录开关量信息方式。

通过网络记录开关量信息从技术上是可行的，目前部分录波设备厂家正在做这方面的工作，他们也希望采用这种方式作为开关量录波的手段，以简化录波装置的接线。

录波量的配置上仍和现在的常规录波装置相同，最大一般在80路模拟量，250路开关量。录波器的配置按220kV和主变配置2台录波，110kV配置1台录波考虑。

对于故障信息子站，建议子站不再单独组网，因为保护装置采用IEC61850协议，实现了装置之间的互联互通，不同厂家保护设备不再需要规约转换，需要信息子站支持IEC61850协议，可以直接从间隔层网络共享保护信息，可以通过子站直接访问各保护装置，实现信息子站的管理功能。

录波装置宜单独组网，直接接信息子站。

交换机 故障录波2 信息子站 故障录波1 故障录波N --测控装置配置 220kV、110kV按间隔配置测控装置，每个间隔配置1台，实现功能和常规综合自动化站相同；
每台主变配置一台测控装置。测控装置安装在相应间隔的保护柜上。

220kV、110kV每个电压等级设一台公用测控装置，实现母线电压的测量、和PT刀闸的遥控功能。

35kV系统采用保护测控一体设备。35kV每台PT设1台PT测控装置，就地布置于PT柜上。

全站设1台公用测控装置，测量380V电压、电流，测量公共设备（直流、UPS、GPS等）开关量信号；
设1台通信设备用测控装置。

--电度表配置 除380V电度表外，全部采用具有IEC61850数字接口的电度表，220kV、110kV及主变电度表集中组屏，35kV电度表安装在开关柜上。

数字式电度表的精度要高于常规电度表，一是不存在二次电缆压降的问题，二是没有电表自身的误差，只要电子互感器精度满足0.2S级，电表的精度就能保证到0.2S级。

数字式电度表通过RS485接口，标准规约和电表处理器通信，对处理器没有特殊要求。

数字式电能表应通过国家和本省相关计量部门的认可和检测。

8.4 过程层网络的双重化配置 具体组网方案有如下两种：
方案一，GOOSE网、SMV采样值网及对时网IEEE 1588共网组建，双重化配置的智能终端及合并单元经交换机分别接入过程层A、B网上。

方案二，GOOSE网与SMV采样值网分网组建，对时网IEEE1588分别与GOOSE网和SMV网通信。

两方案都能满足要求，但方案一网络结构简单清晰，需交换机的数量相对较少，简化了硬件配置，是智能变电站发展趋势；
方案二网络结构相对复杂，需交换机的数量相对较多，网络接线复杂，增加了运行维护的工作量。本工程过程层网络结构推荐采用方案一。

。

图8-4 过程层网络双重化配置图（方案一） 图8-5过程层网络双重化配置图（方案二） 8.5 GOOSE网配置方案 站内开关量信息通过GOOSE网络传输，实现二次设备的互联互操作，因此GOOSE网的安全可靠直接关系到变电站的能否稳定运行。

目前影响GOOSE网稳定运行的主要因素是交换机的可靠性，应提高GOOSE网的冗余度，优化网络配置，采用工业级光交换机，交换机建议采用少接口多台配置原则。

站内推荐按电压等级设置GOOSE子网，主变和三侧开关都有联系，将主变单独组网。设置220kV、110kV、35kV和主变GOOSE子网。

--220kV GOOSE网络按双网配置，满足双重化保护的要求，两个网络应相互独立。

220kV GOOSE网配置：采用星型拓朴结构，每个220kV线路及母联间隔配置两台交换机，配置两台220kV公用交换机，分别接母线保护、录波等设备，并和主变GOOSE网相连。

220kV各间隔交换机分别布置于各间隔保护屏上，公用交换机可以布置于220kV公用测控柜。220kV录波应可以记录两个网络信息，提供2个GOOSE接口，或按两台配置。220kV终期共需交换机10台。

--110kV GOOSE网络按单网配置。

110kV GOOSE网配置：采用星型拓朴结构，每个110kV线路及母联间隔配置1台交换机，配置一台110kV公用交换机，接母线保护、录波等设备，并和主变GOOSE网相连。

110kV各间隔交换机分别布置于各间隔保护屏上，公用交换机可以布置于110kV公用测控柜。110kV终期共需交换机14台。

--35kV GOOSE网络按单网配置。

35kV GOOSE网配置：根据间隔数量，考虑每段母线配置2台交换机，共6台,组成一个光纤环网。35kV母线保护、主变过负荷联切装置、35kV低周低压减载装置均通过GOOSE网跳闸。

--主变 GOOSE网络按双网配置。

主变 GOOSE网配置：采用星型拓朴结构，每台主变配置两台交换机。全站配置两台主变公用交换机，与三个电压等级的GOOSE网络连接，实现相互跳闸闭锁。

220kV、110kV及主变的GOOSE网络方式，均考虑按间隔配置交换机，各间隔间相对独立，仅通过公用交换机连接，可靠性较高。35kV保护就地布置于开关柜上，仅需配置公用交换机。

总结 经过半年的努力，毕业设计终于完成了。毕业设计是对四年来所学知识的综合考察，不仅要求全面掌握所学知识，还要能够综合运用，并结合自学有关知识才能完成。通过本次毕业设计，掌握了110kv数字化变电站的设计过程，这是对所学知识进行的一次实践，使电气专业知识得到巩固和加深，逐步提高了解决问题的能力，但在本次设计中仍有存在的不足与疏漏，我将在以后的工作，学校中扬长避短，发扬一严谨的科学态度，使所学到的知识不断升华。

在设计过程中，得到了；
老师和同学们的指导和帮助，设计才得以顺利的进行。有了这次毕业设计的经历，为我今后的工作也奠定了基础。

致谢 通过此次的毕业设计，加深了我对所学电气工程专业知识的掌握，为今后的学习和工作打下了良好地基础，特别是对认识问题、分析问题、解决问题的能力有了较大提高。本次毕业设计是对我整个大学学习阶段的一次综合测试。

在毕业设计过程中，衷心地感谢XX老师在百忙中对我的设计给予了细致的指导和建议，她那严谨求实的教学作风、诲人不倦的耐心，给我留下了难以磨灭的印象。同时，我还要感谢中原工学院带过我的所有老师，你们对知识严谨求实的态度、一丝不苟的工作作风，使我受益匪浅。在此，我对你们表示最衷心的感谢，我将在以后的工作中不断追求新知识、继续努力，不辜负老师们对我的悉心培养。

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