220kV长泰变电站自动化系统设计
——“行业发展概论”课程实际应用
姓名：曹岑 学号：123903
学习了“行业发展概论”课程后，结合自身情况，将课程实践应用到220kV长泰变电站自动化系统设计中，现将该工程初步设计介绍如下：
1系统继电保护及安全自动装置
1.1 220kV长泰变现状
220kV长泰变为新建变电站工程。本期新建2台120MVA主变，远景3台240MVA主变；220kV系统本期远景均为双母线接线，本期4回220kV线路（齐心2回、刘桥1回、马塘1回），远景8回；110kV系统本期远景均为双母线接线，本期10回110kV线路（备用4回、齐心1回、河口1回、南憩亭1回、永兴1回、陈桥2回），远景14回；35kV系统本期远景均为单母线分段接线，本期4台电容器，2台35kV站用变。
本期4回220kV线路是由220kV齐马、齐刘线路开断环入供电形成。
齐心~刘桥线路两侧均配置PSL602G与RCS931A型号光纤保护，2006年投运。保护通道利用沿线路架设的一根OPGW光缆。
齐心~马塘线路两侧均配置RCS931A光纤保护与PSL602型高频保护，齐心侧保护2006年投运，马塘侧RCS931A光纤保护2011年投运，PSL602型高频保护2001年投运。其中，马塘至齐心变线
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路由三马线4642在三官殿站外搭接至三齐4641线形成，而三马线4642（全长35.4kM）上无法架设光缆，通过借用三马2H20线上所架设光纤形成RCS931A保护光纤通道，高频保护采用载波通道。 1.2故障录波器配置方案
全站统一配置 1 套故障录波系统，故障录波装置通过网络方式接收SV报文和GOOSE报文。故障录波文件由一体化监控系统II区综合应用服务器采集、处理，并通过II区数据网关机向调度端上送故障录波文件。
故障录波单元宜按照电压等级和网络配置，主变压器录波单元宜同时接入主变压器各侧录波量，实现有故障启动量时主变压器各侧同步录波。
本站配置2面故障录波器柜，含故障录波装置6台（每台暂态录波单元数字式交流量接入不少于96 路，开关量接入不少于256 路）。故障录波范围包括主变、220kV系统及110kV系统。 1.3网络记录分析仪配置方案
全站统一配置 1 套网络记录分析仪系统，由网络记录单元及网络分析主机构成。
本站配置2面网络记录分析柜，含报文记录单元6台、分析单元2台。网络记录分析范围包括全站站控层网络及过程层网络，每套网报文记录单元接入合并单元数量不宜超过24台。
2系统远动
220kV长泰变电站为新建站，按江苏省调、南通地调二级调度设计。 2.1现状
江苏省调：目前，江苏省调的自动化系统为OPEN-3000系统，与
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D5000系统并列运行，接收省内有关发电厂、500kV变电站、主要220kV变电站及有关地调转发来的远动信息，接收的远动信息主要来自于远方终端装置或计算机监控系统。电站投产年，江苏省调的自动化系统为智能电网调度技术支持系统。
南通地调：南通地调端调度自动化系统为南瑞地县调一体化系统，接收南通地区有关发电厂、220kV变电站的远动信息。 2.2 本期远动系统设计
（1）220kV长泰变为新建智能变电站，远动信息采集由变电站计算机监控系统完成，远动系统与变电站自动化系统共享信息，不重复采集。配置一套全新的计算机监控系统，远动通信主站双套配置，站控层包括监控主站兼操作员站等，间隔层包括全站所有的220kV、110kV 、35kV和主变等部分的测控装置，过程层包括全站所有智能终端及合并单元。有关计算机监控系统设备、功能详见电气二次部分。
本站220kV变电站自动化系统方案配置示意图详见A24所示。 （2）江苏省调：220kV长泰变电站建成后，省调EMS系统所需调度自动化信息由南通地调转发。
（3）南通地调：主要通道通过南通地调接入网接至第一核心节点，将相关远动信息送至南通地调；备用通道通过南通地调接入网接至第二核心节点，将相关远动信息送至南通地调；南通地调考虑以双重化网络传输方式接收该站的调度自动化信息，分别为：
主通道A网：以网络传输方式接收该变电站调度自动化信息； 备通道B网：以网络传输方式接收该变电站调度自动化信息。
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双路数据网传输方式，传送速率为2Mbps,误码率不大于10-7，应用层协议采用IEC60870-5-104。 2.3远动系统信息采集和信息传输
远动信息采取“直采直送”原则，直接从测控单元获取远动信息并向调度端传送。
远动信息内容应满足DL/T 5003-2005《电力系统调度自动化设计技术规程》、DL/T 5002-2005《地区电网调度自动化设计技术规程》和相关调度端、远方监控中心对变电站的监控要求。
远动通信设备应实现与相关调度中心及远方监控中心的数据通信，分别以主备通道、并按照各级调度要求的通信规约进行通信。
远动信息通过双路数据网络方式送到相应调度端。双路数据网传输方式，传送速率为2Mbps,误码率不大于10-7，应用层协议采用IEC60870-5-104。
3变电站自动化系统
3.1主要设计原则
（1）变电站自动化系统的设备配置和功能要求应按无人值班模式设计。
（2）采用开放式分层分布式网络结构，逻辑上由站控层、间隔层、过程层以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层、过程层设备按工程实际规模配置。
（3）站内监控保护统一建模，统一组网，信息共享，通信规约统一采用DL/T 860，实现站控层、间隔层、过程层二次设备互操作。
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（4）变电站内信息宜具有共享性和唯一性，变电站自动化系统监控主机与远动数据传输设备信息资源共享。
（5）变电站自动化系统完成对全站设备的监控。
（6）变电站自动化系统具有与电力调度数据专网的接口，软件、硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。
（7）向调度端上传的保护、远动信息量执行现有相关规程。 （8）变电站自动化系统网络安全应严格按照《电力二次系统安全防护规定》来执行。 3.2系统构成
变电站自动化系统应符合 DL/T860，在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层组成。
站控层由监控主机、数据服务器、综合应用服务器、操作员工作站、工程师工作站、计划管理终端（安全文件网关）、数据通信网关机、图形通信网关机、防火墙、正反向隔离装置、打印机、交换机等设备构成，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、故障录波及网络分析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
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