5.3 电气二次部分
5.3.1 计算机一体化系统
5.3.1.1 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按无人值守设计，变电站自动化系统完成运行监视、运行管理、操作与控制、信息综合分析与智能告警、辅助应用等功能。
（2）变电站自动化系统由一体化监控系统、设备状态监测、辅助监控系统、时钟同步、计量系统等共同构成。
（3）一体化监控系统纵向与生产调度部门通信，横向联通变电站各自动化设备，是变电站自动化系统的核心。
（4）变电站自动化系统采用开放式分层分布式网络结构，由站控层、间隔层、过程层及三层网络设备构成。
（5）站内监控保护统一建模，统一组网，变电站内信息资源具有唯一性与共享性。站内通信规约统一采用 DL/T860 通信标准。
5.3.1.2 一体化监控系统功能
一体化监控系统采集站内电网运行信息、一、二次设备运行状态信息，通过标准化接口与设备状态监测系统、辅助应用系统、时钟同步、计量系统进行信息交互，实现全景数据采集、处理、控制、运行管理。其基本功能如下：
（1）运行监视功能
通过可视化技术，对电网运行信息、保护信息、一、二次设备状态进行监视。提供信息展示界面，展示电网运行状态、一、二次设备状态、故障信息、事件信息、装置压板状态、定值区定值及设备参数等。提供远程游览，调度端可查看电网潮流、设备状态、操作记录、故障分析结果、历史记录等信息。
（2）设备操作与控制
a、站内与调度端控制
实现站内设备的操作控制，包括站内所有断路器、电动刀闸、主变有载调压分接头、无功补偿设备和其它智能设备。具备参数设定功能、紧急控制功能、软压板投退功能和定值修改功能等。支持调度端完成上述相同操作控制。
b、顺序控制
一体化监控系统应具有顺序控制功能。顺序控制应满足间隔内操作和跨间隔操作的要求，完成有严密逻辑顺序的一系列控制操作流程。顺序控制应提供操作界面、显示操作内容、步骤、操作过程等信息，支持开始、终止、暂停继续等进度控制，并与与视频监控联动，提供操作对象当前状态、操作过程中的状态、操作结果状态。执行过程中应能根据设备状态信息变化情况判断每步操作是否到位，确认到位后自动执行下一指令，直至执行完所有指令。顺序控制应能自动生成符合规范的操作票。
c、“五防”闭锁
一体化监控系统应具有“五防”闭锁功能。防误闭锁由站控层闭锁、间隔层联锁、机构电气闭锁构成。站控层闭锁由监控主机实现，自动化系统根据变电站电气设备网络拓扑结构，进行电气设备有电、停电、接地状态的拓扑计算，经防误逻辑检查后，将控制命令下发至间隔层；间隔层联锁由测控装置实现，间隔层闭锁信息通过网络 GOOSE 方式传输。机构电气闭锁实现本间隔内的闭锁，不设置跨间隔电气闭锁回路。站控层闭锁失效时不影响间隔层闭锁，站控层与间隔层均失效时不影响机构电气闭锁。
d、无功优化控制
一体化监控系统应能通过变电站先进的通信手段采集多方数据，监视电网的无功状态，综合利用变压器自动调压、无功补偿设备自动投切等手段，实现无功就地平衡。并可接受调度端调节策略，完成电压无功自动调节，负荷优化控制，达到电网安全经济运行的目的。
（3）继电保护信息管理功能
继电保护信息管理功能变电站自动化系统集成，继电保护信息系统可与各保护装置及故障录波装置通信，采集保护装置动作信号及运行状态信号，并作相应分析。调度端可提取保护装置定值、动作事件报告及运行状态信号。
（4）信息综合分析与智能告警
自动化系统具备信息综合分析与智能告警功能，对智能变电站各项运行数据（站内实时、非实时运行数据、辅助应用信息、各种报警及事故信号）进行检测，核实实时数据准确性。提供分层、分类告警信息，经筛选、推理后上送，在电网故障、保护动作、装置故障情况下，综合分析处理，提供分类告警、故障简报及故障分析报告，并可视化展现。
（5）运行管理
一体化监控系统具备完善的设备管理、检修管理、定值管理、权限管理和源端维护功能。
a、源端维护
一体化监控系统应能遵循 Q/GDW624 标准，利用图模一体化建模工具生成变电站主接线图、网络拓扑、一二次设备及数据模型的标准文件，作为调度端的数据源，向调度端提供需要的模型文件，调度端与变电站侧实现无缝连接，在调度端实现变电站图、模、库的全景化、可视化。
b、权限管理
设置操作权限，相关人员只能访问自己被授权访问的资源。
c、设备管理
建立设备信息台账和设备缺陷信息台账。
d、定值管理
接受设备定值单，实现保护定值单自动校核。
e、检修管理
通过计划管理终端实现检修票生成和执行过程的管理。
5.3.2 一体化监控系统架构
一体化监控系统分为安全 I 区和安全 II 区，在安全 I 区中，设备包括：主机兼操作员工作站、数据服务器、I 区数据通信网关机、网络打印机等。监控主机采集电网运行实时数据，经分析处理后进行统一展示，并存入数据服务器。I 区数据通信网关机通过直采直送方式与调度端实现实时数据的传输。
在安全 II 区中设备包括：综合应用服务器、II 区数据通信网关机。综合应用服务器与辅助设备、状态监测设备等通信，采集电源、计量、消防、安防、环境监测等信息，经分析处理后进行展示。并存入数据服务器。II 区数据通信网关机通过防火墙从数据服务器获取 II 区数据和模型等信息，与调度端进行数据交互。
为了与位于 III/IV 安全分区的远方系统交互，设置了 III/IV 区数据通信网关机。
5.3.2.1 配置方案
一体化监控系统设备由站控层设备、过程层设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层设备、过程层设备按本变电站实际建设规模配置。
（1）站控层设备配置
站控层设备包括主机兼操作员工作站 /工程师站、数据服务器（下简称监控主机及数据服务器）、综合应用服务器、数据通信网关、网络打印机等。
a、监控主机及数据服务器双套配置，组 2 面柜。取消各装置屏打印机，设置网络打印机 1 台。
b、综合应用服务器单套配置，实现与状态监测、电源、消防、计量、安防以及环境监测等设备的信息通信。通过综合分析和统一展示实现一次设备的在线监测和辅助设备的运行监视、控制和管理。综合应用服务器组 1 面柜。
c、通信网关机用于变电站与调度、生产等主站间的通信。I 区数据通信网关机双重化配置，兼图形网关机功能。II 区数据通信网关机单套配。III/IV 区数据通信网关机单套配置。I 区 2 台数据通信网关机组 1 面柜； II 区 1 台数据通信网关机及附件组 1 面柜；III/IV 区 1 台数据通信网关机及附件组 1 面柜。
d、变电站自动化系统站控层工作站等设备采用站内 UPS 供电。
站控层设备配置如下表所示：
站控层设备组柜方案如下图所示：
（2）间隔层设备配置
间隔层包括继电保护、安全自动装置、测控装置、故障录波及网络分析系统、电能量采集系统等设备。
a、系统继电保护及安全自动装置、故障录波及网络记录分析装置：具体配置详见 5.1.2 章节。
b、测控装置
测控装置按照 DL/T860 或 IEC61850 标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层设备直接通信。支持通过 GOOSE 报文实现间隔层五防联闭锁功能，支持通过 GOOSE 报文下行实现设备操作。在站控层及站控层网络失效的情况下，间隔层仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。
本工程按电压等级配置公用测控装置，配置 1 面公用测控柜，柜上配置 1套公用测控装置，另有 2 套 10kV 公用测控装置安装于开关柜，用于接入变电站测控装置、合并单元及智能终端失电及告警信号，公共设备信号等。公用测控装置与站控层交换机共组 1 面柜。
110kV 线路采用保护测控一体化装置；主变保护装置、测控装置分别独立配置；10kV 电压等级采用保护、测控、计量、录波四合一装置；保护装置除失电告警信号以硬接线方式接入测控装置，其余告警信号均以网络方式传输。
c、计量装置：主变高、低压侧、110kV 线路均采用智能电表，电能表采取网络方式采样。10kV 各单元除用户专线外不单独配置电能表。配置电能量采集终端 1 套， 电能量采集终端以串口方式采集各电能表信息，并通过电力调度数据网与电能量主站通信，将电能量信息送往南昌地调。
本期两台主变高、低压侧 5块电能表及电能采集器组电能计量柜 1面；110kV线路表计与保护测控装置共同安装于线路 GIS 汇控中； 10kV 线路、10kV 电容器不安装独立的电能表，用户专线的电能表安装于开关柜；站用变表计安装于一体化电源系统交流电源柜中。
d、有载调压和无功投切装置
站内不配置有载调压和无功投切装置，有载调压和无功投切由变电站自动化系统实现集成应用。
过程层设备配置过程层由智能组件构成，除主变本体智能控制柜以外采用智能终端与合并单元一体化配置。一次设备通过智能组件实现设备智能化，向二次设备提供数字化采样值及数字化开关信号。并利用 GOOSE 报文的方式实现对一次设备的远方操作及控制。
同一间隔内的电流互感器和电压互感器合用一个合并单元。分段合并单元应能同时输出正反极性电流值。
合并单元输出统一采用 DL/T860.92（IEC61850-9-2）协议。
合并单元具备电压并列功能，支持以 GOOSE 方式开入断路器或刀闸位置状态。
智能终端跳合闸出口装设硬压板，跳合闸应有自保持回路。智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。
10kV 采用户内开关柜布置，不配置智能组件（主变间隔除外）。
本工程智能组件安装于智能控制柜内，智能控制柜按间隔进行配置，分散布置于配电装置场地。智能控制柜要求：柜体采用双层柜体，安装防雨帽；柜内温度、湿度具有调节和控制能力，外壳防护等级为 IP55 及以上。并保留模拟控制面板。
（3）过程层设备配置如下：
a、110kV 线路、分段间隔智能组件单套配置，每单元组 1 面智能控制柜。
本期工程组 3 面柜。
b、主变各侧智能组件双套配置。主变 110kV 侧智能组件布置于智能控制柜内，组 2 面柜；主变本体采用 2 台合并单元、1 台智能终端独立配置，中性点电流、间隙电流由主变本体合并单元采集，主变本体智能终端集成非电量保护功能，非电量保护就地经电缆跳闸，组 2 面柜；主变 10kV 侧智能组件布置于开关柜。
c、110kV 单母线分段，两段母线配置 2 面智能控制柜，每面柜内配置 1 台合并单元及智能终端一体化装置。合并单元接入 I、II 段母线电压（含保护、计量、零序电压），集成母线电压并列功能，并向 110kV 各单元的合并单元转发母线电压信息。智能终端完成两段母线 PT 刀闸、接地刀闸的操作及刀闸信息采集。
过程层设备组柜如下图所示：
5.3.2.2 网络通信设备
网络设备包括网络交换机、光/电转换器、接口设备和网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备等。变电站网络在逻辑上由站控层网络、间隔层网络、过程层网络组成。
（1）站控层网络交换机
站控层网络是站控层设备与间隔层设备之间的网络，实现站控层设备内部及站控层与间隔层设备之间的数据传输。站控层网络采用单星型以太网络，站控层网 MMS、SNTP、GOOSE 共网运行。本期及远期配置 1 台站控层网络交换机（24 电口，4 光口），采用 100Mbps 电口。站控层网络交换机与公用测控装置柜共同组 1 面柜。配置 II 区网络交换机 1 台，用于 II 区设备的通信，II 区网络交换机安装于综合应用服务器柜。
（2）间隔层网络交换机
间隔层网络用于间隔层设备之间的通信和与站控层设备的通信。间隔层设备除保护装置直采直跳外，采用单星形以太网络。本工程配置 110kV 间隔层交换机 1 台（24 口电口、2 光口， 100Mbps ）， 110kV 间隔层交换机安装于 110kV 分段 GIS 汇控柜上；本期配置 2 台 10kV 间隔层交换机（24 电口、2 光口），采用100Mbps 电口，10kV 间隔层交换机安装于 10kV 分段隔离开关柜内。
（3）过程层网络交换机
过程层网络是过程层设备与间隔层设备之间的网络，实现过程层设备与间隔层设备之间的数据传输。
110kV 过程层 SV、GOOSE 网共网运行，采用单星型以太网。10kV 不设置过程层网络，GOOSE 报文通过站控层网络传输。
110kV 线路间隔层设备、过程层交换机下装于 GIS 汇控柜内；主变间隔层设备集中布置在二次设备室，过程层交换机安装于相应单元保护测控柜上。
过程层交换机配置如下：
a、110kV 线路每 2 间隔配置 1 台过程层交换机（16 光口 100Mbit/s）。本期共计 1 台线路过程层交换机。该交换机下装于 110kV 线路 GIS 汇控柜中。
b、每台主变配置 1 台过程层网络交换机（16 光口），安装于本主变保护柜上。本期配置 2 台主变过程层网络交换机。
c、110kV 过程层配置 1 台过程层中心交换机，用于过程层跨间隔数据的汇总与通信。备用电源自投装置、故障录波及网络记录分析一体化等装置通过中心交换机收发过程层数据。过程层中心交换机（16 光口 100Mbit/s 其中含 2 个1000Mbit/s 光口）。该交换机下装于 110kV 分段 GIS 汇控柜中。
交换机配置如下图：
5.3.2.3 与其他设备接口
智能变电站一体化监控系统具有如下通信接口：
（l）远动通信接口；
（2）与保护测控装置（包括测控装置）的通信接口；
（3）与一体化信息平台的通信接口；
（4）与网络通信记录分析系统的通信接口；
（5）与交直流一体化电源系统的通信接口；
（6）与智能辅助控制系统接口；
（7）与时钟同步系统的对时接口。
变电站交直流一体化电源系统、智能辅助控制系统等智能设备采用 DL/T860标准与变电站自动化系统通信。
5.3.2.4 系统工作电源
变电站自动化系统站控层工作站等设备采用站内 UPS 供电。间隔层 I/O 测控装置、交换机等采用直流电源供电。
