变电站无人值班系统设计说明书.docx

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变电站无人值班系统设计说明书

变电站无人值班系统设计说明书

****公司

2016年10月

1、总则…………………………………………………….2

2、名词术语……………………………………………….2

3、运行管理模式及基本要求…………………………….2

4、信息量配置原则……………………………………….4

5、设备选择与运行……………………………………….10

6、变电站防火…………………………………………….13

7、变电站防盗…………………………………………….13

8、变电站土建及生产辅助设施………………………….13

１.总则

1.1本原则规范了变电站实施无人值班集中监控的实现方式、信息量采集原则、监控系统功能要求、设备选择与改造、变电站主接线、变电站的智能化、安全保卫等方面的内容。

1.2本原则适用于集团公司所属220kV及以下变电站，500kV变电站可参照执行。

2.名词术语

2.1监控中心：

是指远方集中控制和监视无人值班变电站运行的场所。

2.2无人值班变电站（以下简称变电站）：

是指不需要有人值班，由其所归属的监控中心通过自动化系统对其实行遥测、遥信、遥控、遥调和遥视（以下简称五遥）的变电站。

2.3操作队：

是指负责变电站的设备巡视、检查、倒闸操作、事故异常处理以及运行维护等工作的运行班组。

2.4监控系统：

是指在调度自动化系统的基础上进行功能细化、完善，监控中心用来远方监视控制变电站的自动化系统，可以实现和完成各类远方监视、控制工作。

2.5远方操作：

是指通过监控系统对变电站设备进行的遥控操作。

2.6程序化操作：

是指针对一个操作任务，监控系统根据设定的操作步骤，对变电站设备进行的批处理操作。

3．运行管理模式及基本要求

3.1运行管理模式

3.1.1应设立独立的监控中心，对变电站实施集中监视与控制，与操作队共同完成变电站的运行管理。

3.1.2监控中心实行监盘制，24小时有人值班，负责变电站监视与控制，对设备操作前后状态进行巡检，对自动化信息进行分析判断，并接受调度指令。

3.1.3操作队实行值宿制，负责变电站巡检、倒闸操作、事故异常处理等，并接受调度指令和监控中心的指挥。

3.2监控中心基本要求

3.2.1监控信息量应完备、适量，以实现监控质量与效率的统一。

3.2.2监控系统功能完善，满足远方和程序化操作的技术要求。

操作简便，权限控制严格，具有完善的系统操作日志。

3.2.3监控台位、人员的设置应视变电站数量确定，每值每人监视变电站数量宜控制在20座以内。

3.2.4调度电话应具备自动/手动录音功能，录音数据最少保留三个月。

3.2.5应设图像监控系统。

图像监控系统应能够同时监视同一变电站的多个画面或同时监视多个变电站的有关画面，监视画面应满足远方监视设备位置及设备关键表计的要求。

3.2.6应设无功电压自动调整系统，实现电网无功的自动平衡和变电站母线电压的自动调整。

3.3操作队基本要求

3.3.1应安装图像监控系统，对所管辖变电站进行辅助性设备巡视。

3.3.2应设监控终端，并设置相关权限，对变电站自动化信息进行辅助性查询和监视。

3.3.3车辆、计算机（含笔记本电脑）、通讯等基本工具的配置应满足操作队工作要求，车辆应安装车载通话系统。

3.3.4变电站应具备办公网络数据接口。

3.4监控系统技术要求

3.4.1调度自动化系统应稳定、可靠，满足监控系统可靠运行要求。

3.4.2GIS、PASS类设备等，应进行远方操作，一些固定操作（停母线、变压器、运行方式转换等），应逐步实现程序化操作。

远方操作及程序化操作界面与正常监视界面分开，并与当地操作相闭锁。

3.4.3可以实现远方查询、投停继电保护和自动装置的功能，应具有远方／当地闭锁措施。

3.4.4变电站计算机监控系统通道设备应采用双配置，能够实现无缝自动切换；应采用双电源供电方式。

3.4.5监控系统的各项技术指标应满足《地区电网调度自动化功能规范》的要求。

3.4.6监控系统功能

3.4.6.1SCADA功能

a.数据采集功能：

可实现多规约数据采集、多规约数据转发等功能；变电站主备通道切换时具有数据连续性保护功能，实现无缝切换。

b.实时数据处理：

对“四遥”数据进行实时分析统计处理，包括档位统计处理、单/双遥信处理、事故判断、开关事故跳闸次数统计与报警、挂牌处理、拓扑自动计算（自动补量测、自动旁代计算、自动总加计算、自动平衡率计算）以及其它的自动统计等。

c.人性化人机界面：

具有平滑移动、无级缩放和移动画面的功能，支持报警窗口自动弹出功能。

应有画面分层显示、画面显示覆盖、画面提取等功能。

能在线、方便直观的在屏幕上定义、生成和修改报表格式，能打印实时和整点数据。

d.事故追忆功能：

应具备重演及局部重演功能，能够真实、完整地反演电网的事故过程。

e.量测平衡：

具备母线、线路、变压器量测自动平衡计算功能，能及时发现量测误差。

f.拓扑动态着色：

能根据开关、刀闸的实时状态确定系统中各种电气设备的带电、停电、检修、接地等状态，并用不同的颜色在主接线上表示出来。

g.智能报警处理：

对报警信息进行分层分类处理，区分事故跳闸和人工遥控拉闸操作，提供信号确认状况（监控中心和现场信号确认复归）的提示功能。

h.操作安全校核:

实现基于全网拓扑分析的防误闭锁功能。

3.4.6.2系统自检和自恢复功能。

监控系统出现问题时，能够自动处理和恢复。

4.信息量采集原则

4.1各变电站数据信息应满足设备安全稳定运行要求。

4.2采集信息量最低配置原则：

4.2.1遥信部分

各断路器、隔离开关和接地刀闸位置信号；220kV以上断路器，分相采集双输入位置信号；继电保护装置和安全自动装置动作及报警信号；主变压器本体及断路器操作机构等设备的报警信号；计量母线电压（三相）越限报警。

主变压器档位；主变压器灭火装置动作及报警信号；GIS室SF6浓度报警信号；消防装置动作及报警信号；防盗设施动作及报警信号。

变电站遥信量按单元划分：

线路（旁路）单元、主变压器单元、母线单元、电容器单元、GIS设备单元、直流系统及站用电单元、综合信号及其他单元。

4.2.1.1线路（旁路）单元

1）断路器位置信号

2）隔离开关位置信号（含接地隔离开关）

3）断路器操作机构异常信号

4）断路器控制回路断线信号

5）主保护动作信号（分开）

6）后备保护动作信号（分开）

7）保护异常信号（分开）

8）重合闸异常信号

9）收发讯机（光端机）装置异常信号

10）重合闸动作信号

11）断路器三相位置不一致

12）SF6气压低

13）SF6低压闭锁

14）打压电机频繁启动

15）开关未储能

16）测控网络故障

17）开关柜温度高

18）断路器手车位置

19）操作机构压力低

20）操作机构压力闭锁

4.2.1.2主变压器单元

1）各侧断路器位置信号

2）各侧隔离开关位置信号（含中性点隔离开关）

3）有载调压开关位置信号

4）各侧断路器操作机构异常信号

5）冷却系统异常信号

6）冷却器全停信号

7）控制回路断线信号

8）主变油位及压力异常信号

9）消弧线圈异常信号

10）油、绕组温度高信号

11）油位异常信号

12）交流回路断线信号

13）主保护动作信号（分开）

14）后备保护动作信号（分开）

15）保护异常信号（分开）

16）过负荷信号

17）过负荷闭锁有载调压信号

18）（本体、有载）重瓦斯动作信号

19）（本体、有载）轻瓦斯动作信号

20）调压装置异常信号

21）SF6气压低

22）SF6低压闭锁

23）打压电机频繁启动

24）防爆信号（压力释放动作信号）

25）辅助（备用）冷却器投入信号

26）充氮灭火/水喷淋系统动作信号

27）充氮灭火/水喷淋系统异常信号

4.2.1.3母线单元

1）断路器位置信号

2）隔离开关位置信号（含接地隔离开关）

3）母线保护动作信号（分开）

4）控制回路断线信号

5）保护装置异常信号

6）断路器操作机构异常信号

7）母线保护装置故障信号

8）交流回路断线信号

9）SF6气压低

10）SF6低压闭锁

11）打压电机频繁启动

12）母线保护差流越限

4.2.1.4电容器单元

1）断路器位置信号

2）电容器保护动作信号（分开）

3）交流回路断线信号

4）控制回路断线信号

4.2.1.5GIS设备单元

1）气室SF6气压低信号

2）气室SF6气压低闭锁操作信号

4.2.1.6直流系统及站用电单元

1）直流接地信号

2）直流系统母线电压过高或过低信号

3）充电装置故障

4）直流绝缘监测装置故障

5）蓄电池熔断器熔断

6）断路器脱扣

7）交流电源电压异常

8）站用电系统异常信号

4.2.1.7综合信号单元

1）事故总信号

2）预告总信号

3）35（10）kV系统接地信号（分开）

4）控制电源消失信号

5）PT二次回路异常信号（含电能表）

6）故障录波器动作信号

7）故障录波器异常信号

8）低周减载装置动作信号

9）低周减载装置异常信号

10）备用电源自投装置动作信号

11）备用电源自投装置异常信号

12）接地选线装置异常

4.2.1.8其它

1）消防及安全防护装置动作信号

2）远动、通讯终端异常信号

3）防误闭锁系统异常信号

4）控制方式有遥控转为当地控制的信号

5）消防报警信号

6）大门打开信号

7）防盗报警信号

8）地下变电站有害气体报警信号

4.2.2遥测量

1）主变压器各侧三相电流、有功、无功、功率因数

2）500kV线路三相电压、电流、有功、无功

3）220kV、110kV线路三相电流、有功、无功

4）35kV或10kV线路电流、有功、无功

5）母联、分段（桥）电流

6）220kV、110kV母线三相电压

7）35kV、10kV母线线电压Uab，相电压Uan、Ubn、Ucn

8）并联电容器三相电流、无功

9）并联电抗器三相电流、无功

10）直流控制母线、合闸母线电压及蓄电池充电电流、电压

11）所用变压器低压侧三相电压

12）主变压器油温、绕组温度

13）继电保护室、开关室、直流室、电容器室环境温度、湿度

4.2.3遥控

1）高压断路器

2）主变中性点接地刀闸

3）GIS（或pass类）设备隔离开关

4）开关柜手车进出

5）收发讯信号复归

6）高频通道远方试验

7）接地信号复归

8）故障录波器复归

9）无功补偿装置投切

10）保护及自动装置投切

11）保护信号远方复归（可以全站设一个）

4.2.4遥调

变压器分接开关

4.2.4图像监控信息：

1）图像：

监视的部位应包括室外（大门）、主控室、各开关室、电容器室、接地变室、主变、母线、设备关键表计及断路器和隔离开关位置指示等。

2）语音：

提供一路语音（双向）

3）报警：

闯入报警、烟雾报警

4.3信息量输入方式

4.3.1模拟量采集：

除温度、直流电压通过变送器输入外，其余电气量应采用交流采样。

4.3.2开关量采集：

一般通过无源接点的方式采集。

4.3.3智能装置的信息：

采用数据通信方式采集信息，自动装置通信规约应进行规范。

4.4监控信息上传至监控中心应遵循以下原则：

1）必须经过分级、分层处理。

监控系统遥信应分为四级，一级信息为断路器、隔离开关异常变位等事故信息及危及安全运行的紧急异常信息；二级信息为设备异常信息；三级信息为保护动作及异常明细信息；四级信息为提示信息。

正常情况下，监控运行人员只监视一级、二级信息，三级信息根据需要进行查看，四级信息定期检查。

其中一级信息级别最高，单独显示。

2）SOE信息宜进行屏蔽。

3）检修以及设备验收信息单独上传，分界面显示，区分检修状态设备和正常运行设备信息。

4.4.1一级信息，即事故异常信息：

包括事故总、预告总、断路器及隔离开关异常变位信息、主变压器压力释放、主变压器冷却器全停等危及安全运行的事故、异常信息。

4.4.2二级信息，即保护动作及设备异常信息：

4.4.2.1变压器信号

1）主变压器主保护动作

2）主变压器后备保护动作

3）充氮灭火/水喷淋系统动作

4）主变压器保护装置异常

5）有载调压装置异常

6）主变油位及压力异常

7）主变差动保护差流越限

8）充氮灭火/水喷淋系统异常

9）过负荷

10）主变油/绕组温度高

11）冷却器故障/异常

12）主变压器压力释放

4.4.2.2断路器及出线（含电容器）信号

1）断路器交流回路断线

2）断路器控制回路断线

3）主保护动作

4）后备保护动作

5）重合闸动作

6）后加速动作

7）断路器操作机构异常

8）断路器SF6压力异常

9）保护装置异常

10）失灵保护动作

11）收发讯机故障/异常

4.4.2.3母线单元

1）母线保护动作

2）母线保护装置异常

3）失灵保护动作

4）母线保护差流越限

4.4.2.4GIS设备压力异常

4.4.2.5直流及站用电系统

1）直流接地信号

2）直流系统母线电压过高或过低信号

3）充电装置故障

4）直流绝缘监测装置故障

5）蓄电池熔断器熔断

6）断路器脱扣

7）交流电源电压异常

8）站用电系统异常信号

4.4.2.6综合信号单元

1）35（10）kV系统接地信号

2）控制电源消失信号

3）PT二次回路异常信号（含电能表）

4）故障录波器动作信号

5）故障录波器异常信号

6）低周减载装置动作信号

7）低周减载装置异常信号

8）备用电源自投装置动作信号

9）备用电源自投装置异常信号

10）接地选线装置异常

11）接地变及消谐装置异常信号

12）网络通讯故障

13）无功电压装置VQC（AVC）故障

4.4.3三级信息，即保护动作及异常告警明细信息

4.4.3.1变压器信号

1）主变压器油温高

2）主变压器绕组温高

3）主变压器油位高

4）主变压器油位低

5）主变有载调压电源失电

6）主变过负荷闭锁有载调压

7）主变冷却器电源Ⅰ故障

8）主变冷却器电源Ⅱ故障

9）主变冷却器备用冷却器投入后故障

10）主变冷却器风扇故障

11）主变冷却器电源断线

12）主变冷却器油泵故障

13）主变重瓦斯

14）主变差动保护（差速断、比率差动）

15）主变差动保护差流越限

16）主变差动保护CT断线

17）主变非全相

18）主变间隙保护

19）主变零序保护

20）主变高压侧复压过流

21）主变高压侧零序过流

22）主变高压侧间隙

23）主变中压侧复压过流

24）主变中压侧零序过流

25）主变中压侧间隙

26）主变低压侧复压过流

27）主变中压侧过负荷

28）主变低压侧过负荷

29）主变有载调压重瓦斯

30）主变有载调压轻瓦斯

31）主变轻瓦斯

32）主变高压侧交流回路断线

33）主变中压侧交流回路断线

34）主变低压侧交流回路断线

35）主变保护装置电源消失

36）主变各类保护装置异常报警（分开）

4.4.3.2断路器（开关柜）信号

1）断路器控制回路断线

2）打压频繁

3）操作机构电机运转超时

4）操作机构压力异常

5）操作机构闭锁

6）合闸电源消失

7）机构未储能

8）开关柜温度/湿度报警

4.4.3.335（10）kV线路保护

1）速断保护动作

2）过流Ⅰ段保护动作

3）过流Ⅱ段保护动作

4）过流Ⅲ段保护动作

5）重合闸动作

6）后加速动作

7）保护装置异常

8）保护装置失压

9）小接地选线信号（分开）

4.4.3.4110kV线路保护

1）相间距离Ⅰ段保护动作

2）相间距离Ⅱ段保护动作

3）相间距离Ⅲ段保护动作

4）零序电流Ⅰ段保护动作

5）零序电流Ⅱ段保护动作

6）零序电流Ⅲ段保护动作

7）重合闸动作

8）后加速动作

9）保护装置异常

10）保护装置失压

11）收发讯机故障

12）频繁发讯

13）线路PT断线

4.4.3.5220kV线路保护

1）距离高频保护动作

2）距离高频保护通道故障

3）距离高频保护装置异常

4）方向高频保护动作

5）方向高频保护通道故障

6）方向高频保护装置异常

7）纵联差动保护动作

8）相间距离Ⅰ段保护

9）相间距离Ⅱ段保护

10）相间距离Ⅲ段保护

11）接地距离Ⅰ段保护

12）接地距离Ⅱ段保护

13）接地距离Ⅲ段保护

14）零序电流Ⅰ段保护

15）零序电流Ⅱ段保护

16）零序电流Ⅲ段保护

17）零序电流VI段保护

18）重合闸动作

19）保护装置异常

20）保护装置PT断线

21）后加速动作

22）失灵保护

23）三相不一致保护

24）收发讯机故障

25）频繁发讯

26）线路PT断线

4.4.3.6电容器信号

1）电容器过流Ⅰ段

2）电容器过流Ⅱ段

3）电容器过电压保护

4）电容器不平衡保护

5）电容器低电压保护

6）电容器零序电流信号

7）电容器PT断线

8）保护装置故障

4.4.3.7母线信号

1）1母差失压

2）1母差动作

3）1母差失灵动作

4）1母差电流回路断线

5）2母差失压

6）2母差动作

7）2母差失灵动作

8）2母差电流回路断线

9）PT二次联络

10）失灵启动

11）充电保护动作

12）过流保护动作

4.4.3.8综合信号

1）故障录波器动作

2）故障录波器故障

3）备自投装置动作

4）备自投装置异常

5）低周装置动作

6）低周装置异常

7）35（10）系统接地线路名称

8）网络通讯故障单元

4.4.4四级信息，即提示信息

1）收发讯机动作

2）打压电机启动

3）远方/就地方式把手切换

4）有载调压动作及档位

5）辅助冷却器启动

6）备用冷却器投入

7）PT并列

8）母差保护手动互连

9）母线电压越限

10）消谐装置调档动作及档位

11）无功电压装置VQC（AVC）动作

4.4.5有异常信号，系统可以进行快速分类，具体如下：

A、快速定位到当前间隔；B、快速定位到当前站；C、提示转告警；D、智能判断，有一些针对性提示。

4.5变电站自动化信息名称和术语应规范统一，同类信息或动作应保持名称一致，避免混乱。

5设备选择

根据总体规划中关于电网建设的目标、不同地区的发展定位等要求，综合考虑节约占地、提高可靠性、环境保护、协调景观和节省投资等多方面因素，按照力求标准化、无人化、小型化、最优化的原则选用电力设备。

5.1一般要求

5.1.1变电站一、二次设备的选型应规范统一，避免设备繁杂。

5.1.2变电站主接线应满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资、便于扩建和利于远方控制的要求。

5.1.3变电站设备的选型应满足节能、低噪音等环保要求。

5.1.4对于老旧设备以及事故频发、影响运行的设备，必须更换。

5.1.5变电站在设备、规约方面宜考虑数字化变电站的技术要求，适应变电站发展趋势。

5.2一次设备

5.2.1一次设备要选用性能优良、运行稳定的免维护或少维护产品。

5.2.2220kV及以下主变压器一般选用有载调压、低噪音、低损耗、油浸风冷（自冷）变压器。

5.2.3GIS应采用运行、检修、扩建方便的接线方式和结构，其表计、断路器及隔离开关位置指示应便于通过图像监控系统进行观察。

5.2.4宜选用性能可靠、运行稳定的SF6、真空断路器，断路器机构箱的安装位置应便于运行人员巡视检查。

35（10）kV开关柜应逐步实现远方电动操作进出断路器手车的功能，断路器应避免现场就地操作。

5.2.5隔离开关应选用可靠性高、检修周期长、维护量少的产品。

有关参数选择应考虑电网发展需要，留有适当裕度。

隔离开关支柱绝缘子及操作绝缘子强度应符合有关规程要求，隔离开关操作机构应选用电动机构，就地和远方操作能相互闭锁。

5.3继电保护及自动装置

5.3.1继电保护及自动装置应选用性能稳定、质量可靠的产品。

5.3.2新建变电站二次设备采取分散或采用分散集中安装方式。

5.3.3备自投装置、母差保护、低频低压装置应实现运行方式的自适应。

5.3.4继电保护及自动装置应逐步实现远方投停方式。

5.3.5高频保护通道应具备自测试功能，或具备远方遥控测试及复归功能。

5.3.6各种保护及自动装置压板安装位置应合理，便于操作维护，压板名称应规范统一。

5.3.7电能计量装置应实现远方抄表。

5.3.8变电站配置接地选线装置，装置应灵敏可靠。

5.3.9继电保护及自动装置运行环境满足运行规程要求。

5.4通信

5.4.1变电站通信通道应具备两条独立的通信传输路径或两种通信方式传送自动化等信息。

5.4.2以220kV中心变电站为基础，建立满足要求的SDH/ATM自愈光纤通信网。

5.4.3以220kV末端变电站或110kV中心变电站为基础，建立满足要求的PDH（SDH）环形光纤通信网。

5.4.4以110kV末端变电站或35kV变电站为基础，建立PDH（SDH）光纤数字通道。

5.4.5每个变站应有至少2×2Mb/s的容量。

一个用于图像监控数据的传输，一个用于遥信、遥测、遥调、遥控及维护电话通道。

5.4.6应根据系统保护的要求配置保护通道。

直接影响电网安全稳定运行的同一条线路的两套继电保护和同一系统的两套安全自动装置应配置两套独立的通信设备，并分别由两套独立的通信电源供电，两套通信设备和通信电源在物理上应完全隔离。

5.4.7应将光纤通信的中心站建在各地区的通信网管中心，并建立相应的网管系统。

5.4.8在地区网管中心与各个监控中心建立相应容量的光纤通信通道；或将监控中心规划在光纤自愈环内。

5.4.9通信设备（含电源设备）的防雷和过电压能力应满足《电力系统通信站防雷运行管理规程》的要求。

5.4.10为保证在发生自然灾害情况下的通信电路畅通，通信设备应具备有效的防震措施。

5.4.11应逐步组建光纤数据网，提高数据的传输性能。

5.5直流及站用电系统

5.5.1220kV变电站及部分重要的110kV变电站的直流系统应满足两组蓄电池组、两台高频开关电源的配置要求。

5.5.2蓄电池室应照明充足，通风良好，温度满足蓄电池运行要求,蓄电池室的温度宜保持在（5～30）℃，最高不应超过35℃，并应使用防爆灯，安装设置消防设施；凡安装在台架上的蓄电池组，应有防震措施。

5.5.3220kV变电站及部分重要的110kV变电站直流系统应采用母线分段运行方式，并在两段直流母线之间设置联络断路器或隔离开关，正常运行时该联络断路器或隔离开关应处于断开位置。

每段母线应分别采用独立的蓄电池组供电，每组蓄电池和充电装置应分别接于一段母线上。

5.5.4直流熔断器和空气断路器应采用质量合格的产品，其熔断体或定值应按有关规定分级配置和整定，防止因其不正确动作而扩大事故。

5.5.5直流电源系统同一条支路中熔断器与空气断路器不应混用，尤其不应在空气