35KV数字化变电站综合自动化技术规范书Word文档下载推荐.docx
《35KV数字化变电站综合自动化技术规范书Word文档下载推荐.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《35KV数字化变电站综合自动化技术规范书Word文档下载推荐.docx（62页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
24电2光
Mod800E-2
调制解调器及切换装置
ELXU
防雷保护器
4台
DGPS-801
GPS对时服务器
ME-804
脉冲扩展
DME-803
脉冲切换
柜体
3
公用测控柜
FCK-802A
公用测控装置
NWJ-804
规约转换器
3台
4
保护屏
WBH-815B
1#主变保护
WXH-821B
35kV线路保护
SICOM3024P-24M
过程层交换机
5
电能表空柜
按9块表开孔配线
6
10kV线路测控保护装置
BIUL-821
线路保护
6台
接入小信号模拟量
7
10kV电容器测控保护装置
BIUC-821
电容器保护
8
10kV分段测控保护装置
BIUH-821
分段保护
9
主变低压侧智能单元
DTI-801
综合智能终端
10
35kV线路就地安装设备柜
DMU-801
合并单元
柜体及光纤附件
DBU-814
智能终端
611
35kVPT就地安装设备柜
12
主变35kV侧就地安装设备柜
13
主变本体就地安装设备柜
DTU-812
本体智能终端
14
35kV电子式电流互感器
ECT800H-35
支柱式数字量输出
15
35kV电子式电压互感器
EVT800H-35
5台
16
10kV电子式电流电压化互感器
ECVT800H-10
10kV电子式电流电压互感器
27台
柜式小信号输出
17
10kV电子式电压化互感器
EVT800H-10
10kV电子式电压互感器
18
数字化电能表
DTSD568-B
IEC61850-9-2接入
19
DTSD566-B
8台
小信号模拟量接入
20
网络线
1000米
21
多模尾缆
GYXTW
非金属
22
五防工作站
五防软件及锁具等
二、技术要求
1总则
1.1一般规定
1.1.1本技术协议正文提出了对35kV数字化变电站监控系统的技术参数、系统配置、性能、试验等方面的技术要求。
1.1.2本技术协议提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方应提供符合相关标准和本技术协议的产品。
本技术协议所使用的标准如与卖方所执行的标准不一致时，按要求较高的标准执行。
1.1.3本技术协议将作为订货合同的附件。
本技术协议未尽事宜，由合同签约双方在合同技术谈判时协商确定。
1.2工作范围和进度要求
1.2.1本技术协议仅适用于技术规范专用部分货物需求一览表中所列的设备。
其中，包括35kV变电站监控系统功能设计、系统配置、性能、安装和试验等方面的技术要求，以及供货和现场技术服务。
1.2.2技术协议签订后，卖方应在2周内，向买方提出一份详尽的生产进度计划表。
1.2.3如生产进度有延误，卖方应及时将延误的原因、产生的影响及准备采取的补救措施等，向买方加以解释，并尽可能保证交货的进度。
否则应及时向买方通报，以便买方能采取必要的措施。
1.3对设计图纸、说明书和试验报告的要求
1.3.1图纸及图纸的认可和交付
1.3.1.1所有需经买方确认的图纸和说明文件，均应由卖方在技术协议签订后的2周内提交给买方进行审定认可。
这些图纸资料包括计算机监控系统配置图、设备清单（包括设备型号、技术参数、性能数据）、设备布置和安装图、内部接线、设备组屏图、端子排接线图等。
买方审定时有权提出修改意见。
买方在收到需认可图纸2周内，将一套确认的或签有买方校定标记的图纸（买方负责人签字）返还给卖方。
买方有权对供货设备的卖方图纸提出修改意见。
凡买方认为需要修改且经卖方认可的，不得对买方增加费用。
在未经买方对图纸作最后认可前，任何采购或加工的材料损失应由卖方单独承担。
1.3.1.2卖方在收到买方确认图纸（包括认可方修正意见）后，经修改应于1周内提供最终版的正式图纸和一套供复制用的底图及正式的CAD文件电子版，正式图纸必须加盖生产厂家公章和签字。
1.3.1.3完工后的产品应与最后确认的图纸及生产过程中经买方认可的设计修改通知单等相一致。
买方对图纸的认可并不减轻卖方对其图纸的完整性和正确性的责任。
设备在现场安装时，如卖方技术人员进一步修改图纸，卖方应对图纸重新收编成册，正式递交买方，并保证安装后的设备与图纸完全相符。
1.3.1.4图纸的格式：
所有图纸均应有标题栏、全部符号和部件标志“*”，文字均用中文书写，并使用SI国际单位制。
卖方应免费提供给买方全部最终版的图纸、资料及说明书。
2使用条件
2.1使用环境条件
2.1.1环境温度
-5℃—+45℃（户内）
-10℃—+70℃（户外）
2.1.2环境相对湿度：
≤90％
2.1.3海拔高度：
＜1000m
2.1.4地震烈度：
7度
水平加速度：
0.25g
垂直加速度：
0.125g
2.1.5防护等级：
IP31级
2.2系统使用条件
2.2.1电源及额定技术参数
2.2.1.1额定交流输入电压（数字量）：
应满足GB/T20840.7-2007中规定的要求，额定值为11585。
2.2.1.2额定交流输入电流（数字量）：
应满足GB/T20840.8-2007中规定的要求，保护级额定值为463，测量级额定值为11585。
2.2.1.3 额定直流电压：
220V
2.2.1.4 额定频率：
50Hz
2.2.1.5 过载能力
直流电压回路：
：
0.8～1.1倍额定电压下，能连续工作。
网络设备采用直流供电，后台机采用不间断电源供电
2.2.2接地
2.2.2.1计算机监控系统接地满足现行反措要求。
监控系统应满足接地电阻小于等于0.5Ω的要求。
2.2.2.2监控系统的机箱、机柜均应可靠接地。
计算机监控系统各间隔之间，间隔层、过程层与站控层之间的连接，以及设备通信口之间的连接应有隔离措施。
不同接地点的设备连接一定要采用电气隔离措施。
2.2.3抗干扰及防雷
2.2.3.1设备自身应满足抗电磁场干扰及静电影响的要求。
在雷击过电压及操作过电压发生及一次设备出现短路故障时，卖方设备均不应误动作。
2.2.3.2所有设备均应满足下列抗干扰试验等级要求：
对衰减振荡磁场符合GB/T17626-4-105级
对工频磁场符合GB/T17626-4-95级
对射频场感应传导干扰符合GB/T17626-4-63级
对射频幅射电磁场符合GB/T17626-43级
对冲击耐压实验5KV,10/170US
对静电放电符合GB/T17626-4-24级
对电气快速瞬变符合GB/T17626-4-44级
对浪涌符合GB/T17626-4-54级
对辐射、无线电频率符合GB/T17626-4-33级
（网络要求4级）
对电源频率磁场符合GB/T17626-4-84级
2.2.3.3防雷
监控系统满足电源防雷、通道防雷、GPS防雷的相关要求，配置足够的防雷设备。
2.3适用标准
GB50062-92《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》
DL5003-91《电力系统调度自动化设计技术规程》
DL78-92《静态继电保护和安全自动装置通用技术条件》
GB/T1514-91《微机线路保护装置通用技术条件》
GB/T15145《微机线路保护装置通用技术条件》
GB/T14598.9《辐射电磁场干扰试验》
GB/T14598.10《快速瞬变干扰试验》
GB6162-85《静态继电及保护装置的电气干扰试验》
GB/T20840.7-2007《电子式电压互感器》
GB/T20840.8-2007《电子式电流互感器》
IEC61850《变电站通信网络和系统》
DL/T860《变电站通信网络和系统》
3技术要求
3.1总体技术要求
3.1.1系统具有开放性，硬件及软件均应符合国际工业标准，系统接口应采用计算机系统通用标准，具有良好的兼容性，支持与其它计算机网络及不同微机设备的厂家互联。
3.1.2系统应用软件采用模块化封装，易于功能的开发和扩充。
系统的软、硬件应是标准化、通用化、模块化和调用或插入式结构，且所有元件都应构成一个整体，并带有自诊断显示。
3.1.3系统应具有高度的可靠性、稳定性和安全性.系统在硬件和软件上均应满足国家二次网络安全防护相关要求，建立有可靠的安全防护措施及网络安全隔离措施。
3.1.4具有效措施以防止由于各类计算机病毒侵害造成系统内各存储器的数据丢失或其它对系统的损坏，对软、硬件设置应有权限。
3.1.5统应具有友好的人机联系界面，易于操作、管理、维护和升级扩充。
系统采用图模库一体化技术，使用、维护方便。
3.1.6系统应采用具有客户/服务器模式的通用关系型商业数据库，支持标准的SQL语言。
配合实时数据库的采用，以保证实时性、安全性和分布式数据库的一致性。
3.1.7系统应提供完善的检测维护手段，包括在线和离线维护，以便准确、快速进行故障定位。
3.1.8软件应有备份，便于安装起动。
应用程序应易于扩充。
3.1.9系统的软、硬件设备应具有良好的容错能力,对意外情况引起的故障，系统应具有恢复能力，且恢复时不丢失数据。
系统网络建立在IEC61850通信标准基础上，按分层分布式来实现整站数字化实现变电站内智能电气设备间的信息共享和互操作性。
从整体上分为三层：
站控层、间隔层和过程层：
站控层与间隔层保护测控等设备采用IEC61850-8-1通信协议。
间隔层与过程层合并单元设备采用IEC61850-9-2通信协议。
间隔层与过程层智能接口单元采用GOOSE通信协议。
3.2系统技术要求
3.2.1系统网络结构
3.2.1.1系统采用分层分布式以太网体系结构，系统分为站控层、过程层和间隔层，网络传输速率为100/10Mb/s自适应。
3.2.1.2站控层采用双以太网，双网之间通过交换机进行数据交换，网络传输速率为100/10Mb/s自适应，通信介质为光缆或屏蔽双绞线。
其网络协议应采用IEC61850协议，具有良好的互操作性。
3.2.1.3过程层采用以太网，网络传输速率为100/10Mb/s自适应。
过程层至站控层、间隔层网络通信介质采用光缆连接。
3.2.1.4间隔层采用以太网，网络传输速率为100/10Mb/s自适应。
间隔层至过程层网络通信介质采用光缆或屏蔽双绞线连接。
3.2.2系统运行方式
3.2.2.1系统中操作员站单机配置，工程师站集成于监控系统。
系统具有智能网络负荷管理协调功能。
3.2.2.2系统的采集通道采用主备双通道，采用数字/数字通信方式。
3.2.2.3远动通信装置采用双机热备用工作方式，能独立执行各项功能。
当一台主机故障时，实现无扰动自动切换（任何一个部件的切换或拔插应不丢失数据、不影响功能）。
3.2.3一般技术要求
3.2.3.1系统具有自诊断与自恢复功能，能够检测到故障设备并告警。
通过人机界面能进行整个系统运行的监视与控制。
3.2.3.2系统能自动识别主备通道的通道状态，自动判优，并将通道切换至状态更为良好的通道，具有通讯过程监视诊断，可统计通道误码率、通道停运时间等。
能在线关闭和打开指定通道，可动态复位通讯口。
3.2.3.3系统提供网络口和数字口两种接口方式与上级调度自动化可靠通信。
3.2.3.4系统内任一功能模块发生故障，均不应影响系统其它部分的工作。
3.2.3.5系统与集控站及子站的其它智能系统通讯，如微机五防系统、无功优化系统、电量计费系统等。
3.2.3.6具有友好的人机交互界面，及时准确反映各类实时数据并形成相关的图、表、曲线等。
并能方便进行画面编辑操作，具体要求如下：
支持一机双屏及高分辨率1280*1024显示（有相应硬件支持）。
双屏能显示不同的画面内容，快速鼠标控制在两屏之间随意移动。
3.2.3.7画面具有分级/分层显示、无级缩放、平滑移动和快速漫游功能。
支持多用户并发在线工作或维护图形系统（不能在不同节点上同时修改同一幅图形），保证系统图形的一致性和最新版本。
3.2.3.8提供绘图软件包：
提供用户能灵活、方便使用的画面编辑器，用户可在线编辑、修改、拷贝、存储任意大小的画面，如接线图、工况图、曲线、棒形图、饼形图、地理图等。
图形具有多层次概念。
3.2.3.9具有报表输出及打印功能：
定时、召唤输出或打印各种日报表
3.2.3.10与其它智能系统等连接时应具有防火墙安全机制。
与外部网络联接时，具有物理隔离，能抵御病毒、黑客等来自外部网络的攻击。
3.3监控范围
3.3.1控制对象
（1）35kV系统的断路器、隔离开关的分合闸控制；
（2）主变压器有载调压开关升降急停控制；
（3）10kV系统的断路器的分合闸控制；
（4）保护信号的远方复归；
（5）380V系统的断路器（电动机构）分合闸控制；
（6）主变中性点地刀控制。
3.3.2监测对象
（1）35kV线路的三相电流和电压、有功功率、无功功率和功率因数；
（2）35/10kV站用变三相电流、有功功率、无功功率；
（3）10kV电容器的三相电流、无功功率；
（4）35/10kV系统的母线电压；
（5）主变各侧的三相电流和电压、有功功率、无功功率和功率因数；
（6）主变的油温、绕组温度；
（7）所用变低压380V交流系统电流、母线电压；
（8）直流系统的母线电压、蓄电池电压、充电器输出电流和电压；
（9）逆变电源的输出电流、电压和频率。
3.3.3信号量
（1）35kV所有断路器、隔离开关和接地刀闸的状态信号；
（2）10kV所有断路器、隔离开关和接地刀闸的状态信号；
（3）所用变380V侧空气开关的状态信号；
（4）各电压等级的断路器本体异常信号；
（5）主变压器本体故障及报警信号；
（6）主变压器有载调压分接头位置信号；
变压器中性点地刀；
冷却装置故障信号；
（7）继电保护装置的状态、动作、故障报警等信号及整定值；
（8）安全自动装置的状态、动作、故障报警等信号及整定值；
（9）通信电源及通信设备（光端机、载波机、PCM、SDH）的异常、报警信号；
（10）操作电源、直流电源和逆变电源的状态及异常信号；
（11）微机消防系统、安全监视系统动作及异常信号；
（12）其它公用系统信号及有关设备动作信号。
3.4系统功能
3.4.1站控层为全所设备监视、测量、控制、管理的中心，负责站控层各个工作站之间和来自间隔层的全部数据的传输和各种访问请求。
站控层主要设备包括操作员工作站、网络接口设备、远动通信装置、GPS对时装置等。
站控层通过网络接收间隔层采集的各种远动信息，通过远动通信装置与调度端、集控中心进行数据传输。
3.4.2间隔层主要设备包括测控单元、通信接口单元、网络设备等。
间隔层I/O单元按电气设备单元间隔配置，间隔层控制按照不同的电压等级和电气间隔单元划分。
3.4.3间隔层通过网络将信息送至远动通信装置和站控层操作工作站，在站控层异常的情况下，间隔层仍能独立完成间隔层的监测和断路器、隔离开关的控制功能，同时通过远动通信装置与地调、集控中心通信。
当两台远动通信装置同时故障时，不影响操作工作站的正常运行。
3.4.4过程层设备主要包括电子式电流互感器、电子式电压互感器、合并单元、智能终端等，过程层采集各种实时信息、对一次设备进行测控、自动协调站控层及就地操作的操作要求，并具有就地/远方切换开关。
3.4.5系统网络设备：
站控层网络采用100M/10M以太网交换机。
过程层网络采用100M三层式网络管理光纤以太网交换机，满足IEC61850应用需求。
3.5系统性能指标
（1）模拟量测量综合误差0.5%
（2）电网频率测量误差0.01Hz
（3）事件顺序记录分辨率（SOE）2ms
（4）遥测信息响应时间（从输入端至远动通信装置出口）3s
（5）遥信变化响应时间（从输入端至远动通信装置出口）2s
（6）控制命令从生成到输出的时间1s
（7）画面实时数据更新周期模拟量3s
（8）画面实时数据更新周期开关量2s
（9）统可用率99.9％
（10）控制操作正确率=100％
（11）遥控动作成功率99.9％
（12）事故时遥信年正确动作率99％
（13）系统平均无故障间隔时间（MTBF）25000h
（14）间隔级测控单元平均无故障间隔时间40000h
（15）各工作站的CPU平均负荷率：
正常时（任意30min内）30％
电力系统故障（10s内）50％
（16）GPS对时精度0.5ms
3.6主要硬件设备
3.6.1硬件
详见供货范围表。
3.6.2监控系统功能
监控系统功能
常规电气量、非电气量采集与处理
微机保护信号采集，包括保护动作信息、事件顺序记录信息、保护装置工作状态及保护定值传输与修改
接收地调及集控站遥控命令，实施控制操作
向调度及集控站端传送所采集的各种信息
接收上级系统对时命令
控制功能：
对变电站所有断路器、主变分接头具有远方/就地控制能力
具有必须的人机联系及维护手段
远方通信功能：
可直接通过其本身的通讯接口实现与调度端的通信。
地调、集控站、县调三级调度数、模任意搭配，并接入数据专网。
3.6.3当地监控主站系统功能
当地监控主站系统实现的SCADA（数据采集与监控系统）基本功能包括：
实时数据采集、安全监控与控制，屏幕显示与操作，保护光字牌，运行记录，制表打印以及画面拷贝等。
对地调以及现场功能要求见下表
等级
功能
数据采集与安全监视
变电站主接线图及潮流图
各种断路器状态及动态数据实时显示
断路器状态变位记录（正常操作与事故变位分开）
系统周波与系统时钟
主变、线路的负荷、温度及电流监视
遥信状态监视，变位有声光信息
用表格显示实时与整点数据
用棒图、曲线形式显示电压、负荷等模拟量
模拟量越限监视与告警，并可人工修改限值
报警并自动退出事故画面
提供各种数值计算功能，并可整点记存有关量
远动设备异常告警
人工置断路器检修
控制操作电容器组投切、主变有载分接头的调节等
断路器遥控，可由特别授权人员禁止／开放
同期功能，可由特别授权人员禁止／开放
提供事故信号复归功能
遥信传动功能
事故跳画面功能
保护光字牌
数据传送
设定的时间点计算电量平衡并打印
打印保护装置自身的故障录波报告（当地）
运行记录
电力系统事故记录：
有断路器状态变位记录，事件顺序记录等
电力系统异常记录：
有各种遥测量的越限记录，正在发生或已经恢复的遥测量在各种异常状态下的时间记录等
电力系统正常记录（保留历史记录3个月，并能召唤打印）：
有各种日报、月报记录表和整点记存表等
自动化系统设备运行状态记录：
有监控设备及通道异常记录，监控装置的投入和退出记录等
遥控操作记录：
记录遥控操作人员姓名、时间、操作内容
人机联系（MMI）
人工随机调出画面，启动报表打印
非遥测、遥信量的人工置入
控制的闭锁及投运
对一个遥测、遥信量或全部进行抑制告警或恢复告警操作
生成、修改各种报表及画面
生成、修改数据库参数
在线画面拷贝
具有多级窗口，局部区域放大、缩小功能，画面漫游功能
人机操作方式有鼠标、键盘命令、功能键，操作菜单全部汉化。
打印不影响主机其他工作
针对各保护和综自装置，也要求具有友好的人机联系界面，显示汉化、操作简捷
3.6.4远动通信装置
远动通信装置具有从间隔层测控单元采集所要求的远动信息，进行处理后按调度端要求的远动通信规约向调度端发送的功能，并满足直采直送的要求。
远动通信装置采用两台互为热备用工作方式，能独立执行各项功能。
当一台主机故障时，实现无扰动自动切换（任何一个部件的切换或拔插应不丢失数据、不影响功能），远动通信装置要求支持双路电源接入。
通信装置采用无硬盘，非PC机嵌入式结构，将来维护和扩展时不会影响原有的硬件及更改原有的EPROM。
远动通信装置其它功能要求如下：
●通信规约应满足地调的调度自动化主站系统及集控站的要求，至地调及集控站通信规约为IEC101、IEC103、CDT、DNP3.0等部颁标准规约。
●应支持模拟通信、数字通信和网络传输功能。
●具有接收、处理和执行调度主站系统遥控、遥调命令的功能。
●具有遥信变位优先传送的功能。
●具有事件顺序记录功能，并可以将其传送到调度主站及集控站。
事件顺序记录分辨率不大于2ms。
●遥
升级会员 