110kV数字化变电站计算机监控系统电子信息工程专业

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1、110kV数字化变电站计算机监控系统摘要环境气候恶化、能源安全、及电网稳定运行的问题不断突出。变电站是建设智能电网的重要组成部分，为智能电网提供可靠的节点支持。而数字化变电站作为向智能变电站发展的过渡阶段，实现变电站数字化是变电站自动化技术发展必然结果。数字化变电站采用“三层两网”结构，建立全站统一的通信平台，通过高速的光纤网络连接，实现站内设备信息共享。随着计算机技术的不断发展， 利用计算机对变电站的设备进行全方位的监视和操作，实现设备信息的统一采集、存储、传输和处理。本文首先介绍了变电站自动化技术以及及计算机监控系统的发展。然后对数字化变电站及计算机监控系统进行概述，将数字化变电站与综合自

2、动化变电站进行比较，总结数字化变电站的优势及特点。结合实际工程，根据规程规范，着重从二次系统的角度分析如何设计数字化变电站，给出数字化变电站总体方案设计。基于IEC61850的三层两网的计算机监控系统的网络结构体系，制定计算机监控系统的组网方案。详细分析数字化变电站信息的流动，完成交换机的配置与端口接线的设计。结合网络部分的二次接线图，详细分析交换机柜原理图以及网络回路图。关键词:数字化变电站，计算机监控系统，网络结构设计，二次接线图 AbstractThe problems of environmental climate deterioration, energy security and

3、 stable operation of the grid continue to highlight. Substation is an important part of the construction of smart grid, providing reliable node support for smart grid. As the transition period to the development of intelligent substation, digital substation is the inevitable result of substation aut

4、omation technology. Digital substation adopts the structure of three layers and two networks, and establishes a unified communication platform for the whole station. Through high-speed optical fiber network connection, it realizes the sharing of station equipment information. With the development of

5、 computer technology, the computer is used to monitor and operate the equipment of the substation in an all-round way, to achieve unified collection, storage, transmission and processing of equipment information.This paper first introduces the development of substation automation technology and comp

6、uter monitoring system. Then, the digital substation and computer monitoring system are summarized, and the digital substation is compared with the integrated automation substation to summarize the advantages and characteristics of the digital substation. Based On Engineering Practice, according to

7、regulations, focusing on the secondary system from the perspective of how to design digital substation, given the overall design of digital substation. The network structure system of the computer monitoring system of three layers and two networks based on IEC61850 is established, and the networking

8、 scheme of computer monitoring system is worked out. The flow of digital substation information is analyzed in detail, and the configuration of the switch and the connection of the port are designed. According to the secondary wiring diagram of the network part, the principle diagram of the exchange

9、 cabinet and the circuit diagram of the network are analyzed in detail.Key words: digital substation, substation computer monitoring system, network structure design, the secondary wiring diagram 第一章 绪论1.1选题的背景及意义近年来，在我国广泛应用的综合自动化变电站存在一些技术上的不足。为了解决能源安全、环境和电网运行的经济性和可靠性等一系列问题，受到政策的影响，智能电网的概念迅速新起。根据通信协

10、议标准，采用智能终端、光纤通信、电子技术的数字化变电站在我国投入运行。大大提高系统运行的可靠性、信息之间的共享性，为智能电网的建设提供节点上的支持。变电站计算机监控系统使操作人员在控制室或调度室利用计算机对变电站内的电气设备进行监测和控制操作，能够快速实现变电站中相关的各种管理功能。计算机监控系统在变电站的应用，实现了变电站管理自动化和现代化，己经逐渐成为变电站工作不可缺少的工具。1.2变电站自动化技术的发展将自动化技术广泛应用在变电站，使独立的二次系统实现设备微型化、集成化、运行管理自动化。传统的继电保护、监控系统、远动系统等相对独立的二次系统联系变得更加紧密，并且能够实现与远方调度控制中心

11、进行信息交换。（1）传统自动化变电站。在20世纪70年代，变电站初步具备了远动能力，通过集中式RTU，实现与调度中心之间的遥测、遥信功能。保护装置采用晶体管集成电路构成，有助于保护性能的提升，二次回路接线复杂，各设备之间独立运行。调试维护工作量大。（2）综合自动化变电站。变电站采用分层分布结构，各间隔内的设备之间通过光纤或电缆进行与站控层计算机监控系统进行信息交换，采用微机自动装置，监控系统利用多个CPU处理器来处理站内的信息。远动装置能够实现四遥功能，通过光纤与调度控制中心和站端进行数据传输，保证了数据传输的时效性、准确性。（3）数字化变电站。通过2004年底，电力标准技术委员会顺利完成了6

12、次大规模的互操性性试验，在2005年，委员会的专家将IEC61850标准转化为DL/T860标准，这个行业标准适用于我国变电站建设。这极大促进了我国数字化变电站的建设。2006年以来，以电子式互感器、智能终端、通信等数字化变电站技术逐步应用在变电站建设中。数字化变电站极大提高系统运行可靠性、经济性，满足了设备与系统之间的信息共享和互操作性要求。（4）智能变电站。伴随着智能化设备以及信息技术的不断发展，受到环境、气候、政策等因素的影响，智能电网的概念在电力行业迅速新起。从2009年起，试点智能变电站工程逐步投入运行，标志着变电站的建设处于初步阶段。智能化变电站能够将二次设备与一次设备进行融合，形

13、成高度智能化的电气设备。随着自动化技术的不断发展和实战经验的积累， 智能变电站将进入更高阶段。1.3变电站计算机监控系统的发展国内对于变电站自动化技术的研究在50年代，首先对远动装置进行研制。在七十年代初，先后研制了集保护、测量、控制等功能的一体化装置。在七十年代中期，不同功能与类型的自动化系统在变电站中推行，为变电站监控系统的发展起到了推动作用。20世纪90年代，计算机己经开始普及，研发人员通过对计算机技术和网络技术进行深入的了解，利用该技术可以同时将管理、监控联系在一起。计算机技术发挥出了巨大的作用保证了变电站的高效稳定运行，实现了变电站自动化与无人值班。随着计算机技术、通信技术的不断进步

14、，这将极大推动计算机监控系统技术上的突破。对计算机通信性能在实时性和大数据量处理等方面有较高。未来的计算机监控系统将集成综合网络管理功能，朝着微型化、智能化方向发展。1.4文本主要研究内容1.4.1设计对象本设计已给出系统一次接线。该站电压等级分别为110kV、35kV、以及10kV； 主变压器最终容量240MVA，本期140MVA； 10kV站用变最终容量为20.1MVA，本期10.1MVA；10kV电容器组补偿容量为44200kVar，本期24200kVar。变电站的基础数据：（1）变电站一次接线见表1.1表1.1变电站一次接线电压等级出线数回数主接线形式110kV，4110kV采用单母线

15、分段接线，本期建设单母线接线35kV835kV采用单母线分段接线，本期建设单母线接线10kV2410kV采用单母线分段接线，本期建设单母线接线。（2）主变压器参数主变型式：三相三绕组降压变调压方式：有载调压电压：11081.25%/38.542.5%/10.5kV容量：40MVA容量比：100/100/100连接组别：YN，yn0，d11阻抗电压百分比：U1-2=10.5%；U1-3=17.5% ；U2-3=6.5%（3）站用变参数容量：0.1MVA调压方式：有载调压电压：10.55%/0.4kV 连接组别：D，yn11阻抗电压百分比：Ud=40%；1.4.2本设计主要工作（1）首先介绍了选题

16、背景及意义，相关技术的发展。结合实际工程，给出本次设计的对象及主要设计内容。（2）对数字化变电站及计算机监控系统进行概述，总结其结构、功能及特点。将数字化变电站与综合自动化变电站的结构进行比较，总结其具有的优势。（3）根据设计规程规范与设计的原则，结合工程实际，从变电站二次部分设计的角度，给出数字化变电站的总体设计方案。（4）根据ICE61850标准所规定的数字化变电站通信体系，分析数字化信息流动，根据组网原则，对站控层及过程层网络进行设计，制定出计算机监控系统的组网方案以及交换机配置及端口接线设计。（5）根据二次回路的识图方法，结合网络部分的二次接线图，详细分析交换机柜原理图以及网络回路图。

17、（6）对全文主要设计工作做出总结，并对数字化变电站及计算机监控系统未来的研究工作进行了展望。第2章 数字化变电站与监控系统概述2.1.数字化变电站构成数字化变电站根据IEC61850标准统一建模，依托高速网络通信完成信息的采集、处理和传输，最大限度地满足系统互操作性和信息共享的要求。如图2.1所示。图2.1 数字化变电站的系统结构图站控层主要功能是负责变电站对设备进行集中监控，实现对数据统一处理及通信。间隔层的主要功能是保护和控制站内一次设备，并与站控层及过程层进行数据交流。过程层其主要功能是完成对一次设备实时数据采集、执行控制命令等。站控层网络完成站控层设备和间隔层设备之间的通信，实现变电站

18、各功能相关数据的交换传输。过程层网络完成间隔层设备和过程层之间的通信，实现完成信息的交互传输。2.2数字化变电站技术特征（1）一次设备智能化电子式互感器把采集到的电气量信号通过光纤通信传传输到合并单元，由合并单元对信号进行同步组合，并通过网络传输给相应的二次设备使用。智能终端主要采集变电站内开关的位置，状态、告警等信号，通过过程层网络传输至IED设备，实现对一次设备信息采集、控制、调节。合并单元接受常规互感器或者电子式互感器传来的数据，并通过同步对时系统进行对时，将电气量以数字量的形式传输到过程层网络中。（2）二次设备网络化数字化变电站保护、测控等二次设备装置，按照标准化、集成化设计，设备之间

19、通过高速光纤网络，实现设备之间的信息共享、自动协调控制。（3）运行管理自动化数字化变电站设备根据统一的通信标准接入变电站通信网络，使各层设备能够在高速的网络通信平台上实现信息共享。数字化变电站智能设备配置相应的自检查和监测功能，通过统一的信息平台，便于对设备信息进行分析，控制、状态检修等综合管理工作。2.3数字化变电站与综合自动化变电站的比较综合自动化变电站主要由站控层、和间隔层、站控层网络构成。间隔层网络与站控层网络采用串口通信，装置与系统之间通过电缆进行数据传输。图2.2为传统的综合自动化变电站系统结构。传统的综合自动化变电站采用电缆连接方式，实现数据采样、跳闸、遥控、遥信等，一次设备仍为

20、传统设备，需要大量的电缆连接，研发人员发现系统接线复杂，扩建困难，设备之间的信息难以共享。图2.2传统的综合自动化变电站系统结构图表2.1为传统的综合自动化变电站与数字化变电站系统结构比较。采用统一的通信标准，通过高速的网络技术，实现设备无缝连接，减少了二次接线的数量和复杂度。表2.1 综合自动化变电站与数字化变电站的系统结构比较比较项目传统的综合自动化站数字化变电站结构分层两层三层是否信息共享否是是否控制网络化否是系统可扩展性差好信息传输电缆光纤电磁干扰强度大无网络接线复杂复杂简单2.4监控系统结构和功能计算机监控系统采用分层分布式结构，实现对全站设备的监视、控制、告警和信息交互功能，并且与

21、调度控制中心等主站系统进行通信。【 】图2.3变电站监控系统基本结构。图2.3变电站监控系统基本结构（1） 数据采集、传输与处理。变电站计算机监控系统应该能够完成对站内设备的数据采集、传输和处理。（2）数据库的建立。变电站计算机监控系统应建立实时数据库和历史数据库，用于存储站内设备的实时数据，更新历史数据，运行报表数据。（3）控制。变电站计算机控制系统能够对站内一次开关设备进行控制操作。（4）无功电压调节。计算机监控系统能够控制主变压器分接头位置或者自动投切无功补偿设备（5）防误闭锁。站内所有控制操作经过防误闭锁，在站控层和间隔层独立进行逻辑判断，具有判断信息和逻辑报警的输出。在紧情况下，能够

22、解除闭锁功能。（6）同期。不同断路器接收到同一时期的指令，为满足在时间上的要求，只能够由一个断路器实现同期合闸功能。对应的同期功能具有信息显示成功与失败的原因以及自我运行状态监测功能。（7）报警输出。报警主要是针对站内设备或系统出现故障时监控系统应作出告警输出。（8）时间顺序记录与事故追忆。按照时间顺序，记录重要电气设备运行状态的变化。在事故发生后的1min能够将所有相关的数据召回，使用同一实时系统的采样周期。（9）显示画面。具有方法简单生成画面的能力，便于用户的使用与编辑。（10）在线计算和制表。计算机监控系统充分利用采集到的数据进行计算，根据需要生成多种格式的运行报表，并且能够按所要求的方

23、式进行打印和输出。（11）远动功能。按照规程规范的要求，远动装置能够与监控系统进行信息的实时传输，并且与远方调度控制中心进行数据交换。（12）时间同步系统。对时系统支持北斗卫星和全球定位系统标准时钟源，同步精度能够满足所有设备的时间同步要求。（13）人机界面。操作员站是运行人员于计算机监控系统进行联系的主要界面，运行人员可通过操作员站对站内设备进项监测与控制。2.5数字化变电站监控系统的特点将数字化变电站监控系统与传统变电站监控系统进行比较，数字化变电站监控系统具有以下特点：（1）通信规约标准化。根据IEC61850标准建模通信，监控系统分为站控层、间隔层、过程层，各层设备在标准化的通信平台上

24、实现信息共享。（2）系统高度集成化。计算机监控系统从设备层次角度分析，测控和保护装置可集成一体化、监控主机可集成数据服务器、五防工作站多种管理功能。从系统管理角度分析，集成了多个变电站子系统功能，如继电保护系统信息管理系统，动态监测系统、对时系统等。 数字化变电站通过系统集成化设计，减少了设备数量，满足了设备与系统之间信息共享与互操作性的要求。（3）高级应用功能。数字化变电站计算机监控系统区别与传统监控系统的重要特征是其具有高级应用功能。高级应用功能以站内的数据平台为支撑，实现变电站运行的自动控制与管理，支持在线分析、智能决策等功能。 第三章 数字化变电站总体设计方案根据IEC61850标准，

25、结合本次设计对象的基础数据以及一次接线图，按照设计原则，给出数字化变电站计算机监控系统、对时系统、计量系统等配置方案。3.1计算机监控系统全站的计算机监控系统网络架构见附图。3.1.1站控层设备配置1）主机及操作工作站功能要求：对站内数据收集、存储及管理，是监控主机是主要的人机界面。操作人员可通过运行工作站队站内设备进行监测和操作控制。配置原则：110kV 变电站宜采用主机兼操作员工作站，双重化配。具体配置：本站两套主机及操作工作站装置。2）远动通信装置功能要求: 能够与本站监控系统进行信息的传递，并且与调度中心进行通信。配置原则：双重化配置具体配置：本站采用双套远动装置。3）保信子站功能要求

26、：无论电网处正常或者故障状态时，都能够保证信息的正常采集、传输与处理，具备与多个调度中心实现通信的功能。配置原则：单机配置具体配置：本站保信子站，单机配置。4） 五防子系统功能要求：五防子系统分层构建，具备五项防止电气误操作的基本功能，全站所有设备都应具备操作防误闭锁，以及出错告警和显示输出。配置原则：单机配置具体配置：本站采用五防工作站单套配置，本站其中一台操作员站具备五防功能。5）协议转换器功能要求：能够实现规约转换。对于非IEC61850通信协议的智能设备可通过协议转换器转换为标准通信协议接入监控系统。配置原则：对于不支持标准的通信规约的智能设备加装协议转换器具体配置：本站35/10kV

27、的“四合一”装置应通过协议转换器接入监控后台。3.1.2间隔层设备配置1）测控装置功能要求：主要完成对设备信息的采集、处理和传输。具有防误闭锁、状态监测、数字显示等功能。根据通信标准，与过程层设备和间隔层设备之间进行数据交换。配置原则：，单套配置110kV 电压等级线采用测控保护一体化装置；双重化配置变压器采用测控保护一体化配置； 35kV 及以下电压等级采用“四合一”一体化装置。具体配置：本站主变压器采用测控与保护一体化配置，双重化配置。配置一套公用测控装置。单套配置110kV等级线路及母线采用测控保护一体化装置。35kV 和10kV电压等级采用“四合一”一体化装置。2）保护装置功能要求：设

28、备保护采用微型保护装置，实现对设备的保护功能。根据标准协议，完成设备之间进行数据交换。配置原则：变压器保护配置应为双、其他保护单组配置；110kV 电压等级的元件宜采用保护、测控一体化配置。具体配置：全站继电保护及自动装置具体配置见3.2节。3）备自投装置功能要求：当设备或系统出现故障或异常运行状态时，自动切换装置投入备用电源或设备，以保证不间断电源。配置原则：备自投装置采用单套配置。具体配置：本站采用单套自动切换装置。 4）录波及网络分析系统功能要求：能够对全站的设备进行故障录波并且通过网络实现监控，周期性的存储通信报文，并且对存储的文件进行分析。配置原则：采用单套配置 具体配置：本站的录波

29、及网络分析系统采用单套配置。3.1.3过程层设备配置1）电子式互感器配置原则： 单套配置110kV 电压等级的互感器采用电子式互感器；冗余配置主变压器的电子式互感器；具体配置：本站10kV/35kV 电压等级采用常规互感，安装于“四合一”开关柜内。按间隔单套配置110kV电压等级的电子式互感器。变压器采用电子变压器，双配置，电流互感器和pass开关采用套管式结构组装，电压互感器采用独立柱式安装。2）合并单元配置原则：110kV电压电平合并单元，单组配置。主变压器侧合并单元应为双配置。 具体配置：本站110kV线路及母线的合并单元单套配置，分别安装于线路保护测控柜、母线保护柜或公用测控屏。主变压

30、器三侧合并单元按照双重化配置，安装在主变压器保护测控柜。35kV和10kV不装设合并单元。3）智能终端配置原则：110kV 电压等级一次开关设备加装智能终端，单套配置；主变各侧一次开关设备加装智能终端双重化配置；主变压器本体一次开关设备加装智能终端，单套配置；35/10kV 电压等级智能终端功能由“四合一”户内开关柜完成。具体配置：本变电站主变压器各侧装设的智能终端双重化冗余配置，变压器本体智能终端单套配置。110kV线路及母线的智能终端按间隔单套配置。35kV和10kV不配置智能终端。3.2继电保护及自动装置功能要求：通过对一次设备和系统的运行状态的检测，判断其出现不正常运行或故障时，自动地

31、发出相关信号或有选择地切除故障。当故障消失后，为了快速的恢复系统的正常运行，投入安装自动装置，大大提高供电的可靠性。配置原则：根据元件相关保护的规程规范要求，配置一次设备的保护及自动装置。具体配置：全站的保护配置见表3.1。全站保护配置图见附图表3.1 继电保护及自动装置的配置保护部分继电保护及自动装置配置变压器保护主变纵联差动保护、瓦斯保护、高压侧复合电压启动的过流保护、高压侧过负荷保护、高压侧零序保护、间隙保护；主变中压侧复合电压启动过电流保护、中压侧过负荷保护、零序电压保护；主变低压侧复合电压启动的过电流保护、主变低压侧过负荷保护，低压侧零序电压保护110kV线路线路电流差动保护、阶段式

32、零序电流保护、线路过负荷保护、复合电压启动的过电流保护110 kV母线母线差动保护35kV线路三段式电流保护10kV线路三段式电流保护10kV电容器电流速断保护、过电流保护、电容器不平衡电压保护、电容器低电压保护10/0.4站用变电流速断保护、过电流保护、过负荷保护自动装置三相自动重合闸装置、低周减载装置、过负荷联切装置3.3对时系统功能要求：对时系统为站内二次设备及系统提供同步与时间信息，满足各间隔采样数据是同步及稳定的要求。配置原则：配置一套同步对时系统，实现全站设备的对时、同步。具体配置：本站配置一套同步对时系统，该同步对时系统两套冗余主时钟及扩展设备组成。采用北斗卫星和GPS卫星作为标

33、准时钟源。可根据实际运行的需要调整事件源的优先级，这个可以防止主时钟由于特殊原因存在偏差导致设备不同步，保证二次设备接收时间信息的一致性。图3.1所示为对时系统结构图。图3.1对时系统结构图3.4计量系统功能要求：电能量采集装置能够可靠并且准确地采集站内电能计量点上电流电压信息，并且按照统一的通信标准与电能量管理系统进行通信。计量系统能够对采集到的电能量进行统一存储、分析和计算，并且随着不同的运行方式，改变计算方法。配置原则： 按照间隔配置电能表。 具体配置：110 kV等级按照间隔设置为关口考核点，电度表按双表配置。主变三侧作为关口考核点，变电站在每回进线均双表配置电度表。馈线10kV /

34、35kV部分作为计量点，10kV电容器组和站用变采用单表配置。3.4交直流电源功能要求：根据设计规则，保证对数字化变电站各层负荷的供电。 具体配置：（1）交流电源由交流低压配电柜提供，采用单母线分段接线方式，设置分段备自投。对于站内重要负荷可以从两段母线上双回供电。（2）直流电源系统。采用单母线分段接线方式。采用辐射状供电方式对GIS室智能单元及电子式互感器提供直流电源。对于双套配置的智能单元，采用不同的直流母线段的电源供电，当单套配置的设备直接从本间隔保护的同一直流母线段供电。 （3）UPS电源。配置一套UPS电源额定AC220V输出电压，单套配置。直流电源取自220kV蓄电池组，不单独装设

35、电池。UPS电源容量按全站符合配置为自动化系统、时钟同步系统、消防报警系统等装置提供不间断高质量电源。（4）通信电源。额定电压为DC48V，采用单母线接线形式。不设单独高频开关和蓄电池组。3.5调度自动化系统功能要求：远方调度中心可对变电站、发电厂以及线路进行统一的管理和控制。可以实现对系统的运行监视、操作控制、制定调度计划以及运行管理业务。具体配置：本站远动工作站及保信子站将本站的信息通过光纤网络传输到远方调度控制中心，同时接收来自于控制中心下发的命令，并且将相关指令转发到间隔层设备。根据调度中心的要求，远动装置能够同时与两个调度端 EMS/SCADA 进行数据交换，实现冗余通信通道，实现四

36、遥及规约转换功能。图4.1为调度自动化系统简图。 图4.1调度自动化系统结构图3.6组屏及布置方案具体配置：结合设计原则，根据设备所在的电压等级，以及设备使用频率以及冗余性等要求，给出本站组屏方案，全站共配置26面屏，具体配置见表3.2.站控层设备采用集中布置方式布置在主控室，间隔层设备根据间隔布置在继电小室。过程层设备布置在继电室，智能终端布置在配电现场。屏位布置图见附图。表3.2二次设备组屏屏的名称数量屏号远动通信控制屏11B站控层交换机柜12B同步对时屏13B主变保护测控屏14B主变保护测控屏15B主变智能终端柜16B110kV备自投屏17B110kV线路保护测控屏18B110kV线路保

37、护测控屏19B二次安全防护屏110B110kV母线及公用测控屏111B110kV线路智能终端柜112B过程层交换机屏113B网络分析屏114B故障录波屏115B电度表屏116B备用317B18B直流充电屏119B直流馈线屏120B通信电源屏221BUPS逆变电源屏122B站用电源屏223B24B备用屏位225B26B第四章 计算机监控系统通信网络设计4.1数字化变电站通信体系根据IEC61850标准，数字化变电站各层设备之间通过网络通信连接，实现测量、保护、控制和在线监测四大功能。图4.1所示为数字变电站通信系统的层次结构。（1）IEC61850定义了各层之间的通信接口，其各个接口的意义见表4

38、.1图4.1数字化变电站通信系统的层次结构表4.1通信接口的含义通信接口数据传输传输报文站控层与间隔层之间进行保护数据交换MMS间隔层和远程保护之间进行数据交换，超出通信标准范围GOOSE和SV间隔层设备之间数据交换， GOOSE；过程层和间隔层之间互感器瞬时数据交流SV过程层与间隔层之间进行控制及保护数据交换GOOSE间隔层与站控层之间进行控制操作数据交换MMS站控层和远方工作员站之间进行数据通信MMS间隔层之间直接数据交流（能够快速实现如联锁等功能）GOOSE站控层设备之间相互进行数据交换MMS站控层设备与远方调度中心之间进行控制数据交换MMS（2）信息的上传过程层设备：互感器把采集到的实

39、时电气量传输到合并单元装置，通过光纤从过程层组网口接入过程层网络。合并单元将互感器采集到的实时电气量通过以SV报文传输到过程层网络中。智能终端装置把检测到的一次设备状态信息以GOOSE报文传输到过程层网路中。智能终端装置通过光纤从过程层组网口分别接入过程网路。间隔层设备：保护装置在过程层网络中获取GOOSE报文与SV报文，通过GOOSE报文可以知道一次电气设备的状态位置，通过SV报文可以准确获取一次电气量的实时值。保护装置通过光纤从过程层组网口分别接入过程层网络，同时通过站控层组网口接入站控层网络。测控装置在过程层网络中获取GOOSE报文与SV报文，通过GOOSE报文可以知道一次电气设备的状态

40、位置，通过SV报文可以准确获取一次电气量的实时值。测控装置会把收到的电气量实时值以及一次设备的状态信息以MMS报文的形式传输到站控层网络中。装置通过纤从过程层组网口分别接入过程层网络，同时通过站控层组网口分别接入站控层网络。另外，各层设备之间会根据彼此的通信状态，判断设备是否处于通信异常状态。过程层设备的通信异常状态会通过过程层网络以GOOSE报文的形式传达到间隔层的测控装置，然后测控装置会通过站控层网络以MMS报文像是传达到站控层设备。（3）命令的下达。站控层设备：主机可以通过站控层网络把指令传达到间隔层的测控装置，测控装置会把接收到的指令以GOOSE报文形式传输到过程层网络，相应的智能终端

41、装置会接受该GOOSE报文，然后根据指示执行命令，通过控制回路把动作命令传达至一次设备。间隔层设备：保护装置通过过程层网络接收SV报文与GOOSE报文，如果发现有故障量出现，保护会根据自身的保护逻辑来判断是否需要采取动作。如果需要动作，保护装置将包含动作命令信息的GOOSE消息发送到站控层网络。过程层设备：智能终端装置会接受GOOSE报文，然后按照指示执行命令，通过控制回路把动作命令传达至一次设备。4.2监控系统网络结构设计（1）组网原则根据数字化变电站的通信体系，冗余配置星形以太网架构。（2）站控层网络采用双星形拓扑结构，以太网方式运行。采用GOOSE、MMS共网传输报文。MMS上传来自于间

42、隔层设备的保护及测控动作的信息和过程层一次设备状态信息、下达站控层后台操作命令等。GOOSE报文主要传输操作的闭锁信息、五防联动等。图4.2所示为站控层组网。图4.2站控层组网示意图（3）过程层网络过程层与间隔层的网络设计，应该符合IEC61850相关变电站系统分层结构。网络拓扑结构采用双星形结构，采用GOOSE 和 SV 合并组成 A、B 双网，共网共口方式传输报文。双重化配置的设备，每个设备应单独配置 GOOSE/SV 口，分别接入过程层网络A、B网，如图4.3所示主变压器保护组网； 图4.3主变压器保护组网示意图 单套配置的设备，应双重化配置 GOOSE/SV 口，两个 GOOSE/SV

43、 口应分别接入过程层网络A、B网。如图4.4所示线路保护组网。 图4.4线路保护组网示意图SV报文主要传输站内设备的电气量信息。GOOSE报文传输的状态开关，控制命令，报警消息等。图4.5是过程层网络示意图。图4.4为过程层组网示意图。图4.5过程层组网示意图4.3交换机配置配置原则：按照接入设备的数量以和所在的电压等级配置交换机的台数，双重化配置。每台交换机留有10%以上备用口，根据需要按比例配置光口与电口。（1）站控层交换机具体配置：站控层网络交换机使用罗杰康RSG2300交换机图，二次设备室配置4台站控层交换机（A, B网各1台），另外两台作为备用。布置在站控层MMS网络柜。4.6为RS

44、G2300交换机示意图。图4.6罗杰康RSG2300交换机示意图（2）过程层交换机具体配置：过程层网络使用10KTR-HSP-TF交换机，过程层网络配置4台过程层交换机（A, B网各2台）。4台交换机分别安装于过程层交换机柜。图4.7为10KTR交换机的示意图。图4.7交换机10KTR示意图根据数字化变电站计算机监控系统的组网方案完成对交换机端口的进行设计，站控层交换机与过程层交换机端口接线图见附图。第五章 二次图纸的识读5.1二次回路接线图二次接线图是用特定的字符、符号和图形显示二次设备之间的连接关系的电气图。二次接线图的表示方法可以分为以下三类：（1）归总式道理接线图将一次设备与二次设备以

45、总体形式表示，并且画出各元件之间的衔接回路。优点：识图者能够从整体上认识二次回路的原理。缺点：无法指定元件之间的特定连接。（2）展开接线图简称展开图展开接线图的二次回路按交流和直流分开画，且电路的每个元件在回路中又被分解为若干部分。在展开图中，无论元件、线圈和触点等都应按规定的文字符号依电流通过的方向，展开图按照由上至下，由左至右顺序排列起来，附有文字表示回路的作用，最后构成完整展开图，（3）安装接线图安装接线图是在展开接线图基础上进一步绘制而得，便于二次设备施工和维护。安装接线图包含以下四类：1） 屏面布置图是二次设备在屏幕上安装的重要依据，它代表了保护与控制屏二次设备在屏面的布局情况。如图

46、5.1所示。2）屏后接线图表示屏内端子排的连接情况以及设备与端子之间的连接情况。3）端子排图。端子排由许多接线端子构成，可以根据需要通过导线连接屏内设备或屏外设备。如图5.2端子排连接图。4）电缆联系图表示配电装置端子箱与二次屏台之间的连接关系，注明电缆编号、长度和规格。图5.1屏面布置图 图5.2端子排连接图5.2识图方法（1）首先掌握一次设备保护基本原理及功能，再查找设备之间的连接元件。（2）先看交流回路中电气量的变化，再从直流回路中找原因。（3）交流回路应从交流电源着手，直流回路查找对应继电器的线圈。（4）查找到继电器线圈，对应触头所在的回路。值得注意的是可能有其他继电器线圈在这个回路，

47、这也将导致接触连接到其他功能回路。（5）对于安装接线图，看图顺序应由上至下，由左至右，同时联系屏外设备一起看。5.3站控层交换机柜原理图（1）屏面布置图该图说明屏正面中央布置4台交换机,交换机的型号采用罗杰康RSG2300，带4个ST光口。屏背面从上到下的依次是5个自动空气开关（1个KG、4个DK）并排放置、一个照明灯、4台交换机、光纤配线箱以及光缆固定分支接地器。屏背右边为公共端子分别为交流电源、信号以及直流电源，仍有空位。屏左边未接设备。图5.3所示屏面布置图。 图5.3屏面布置图（2）交换机交直流回路图直流电源回路图说明，当自动空气开关DK合上ZD端子与40n交换机的电源端口连接，直流电

48、源回路导通。图5.4所示交换机直流回路原理图。图5.4交换机1直流回路图直流消失回路图说明通过40YD端子连接交换机的D9与的D10接口，当交换机出现直流电源消失，RELAY1常闭触点断开，交换机D9与D10显示失电告警，发出直流消失告警信号。图5.5所示交换机直流消失回路图图5.5交换机直流消失回路图交流电源回路说明通过JD交流电源端子，加220V交流电压，自动空气开关KG闭合，交流电源回路导通，照明灯发光。图5.6所示为交流电源回路。图5.6交流电源回路（3）RSG2300交换机背面接线图（1-40n）图5.7所示交换机1的背面接线图。该图说明交换机共有4个ST光口，28个电以太网端口，P

49、S（power supply）通过自动空气开关DK与直流电源端子ZD相连。D9与D10接口通过直流消失信号端子40YD发出失电告警。交换机1-40n S1光口RX和TX配置两米多模ST-ST跳线与光纤配线箱J1-A的光配端口A01与A02 连接，通过4芯多模光缆至35kVMMS网络柜A网交换机的配线箱。交换机1-40n S2光口RX和TX配置两米多模ST-ST跳线与光纤配线箱J1-A的光配端口A01与A02连接，通过4芯多模光缆至10kVMMS网络柜A网交换机的配线箱。图5.7 交换机背面接线图（1-40n）（4）RSG2300交换机背面接线图（2-40n）图5.8所示为2号交换机背面接线图。

50、该图说明交换机共有4个ST光口，28个电以太网端口，PS（power supply）通过自动空气开关DK与直流电源端子ZD相连。D9与D10接口通过直流消失信号端子40YD发出失电告警。2号交换机作为备用。图5.8交换机背面接线图（2-40n）（5）RSG2300交换机背面接线图（3-40n）图5.9所示为3号交换机背面接线图。该图说明交换机共有4个ST光口，28个电以太网端口，PS（power supply）通过自动空气开关DK与直流电源端子ZD相连。D9与D10接口通过直流消失信号端子40YD发出失电告警。交换机3-40n S1光口RX和TX配置两米多模ST-ST跳线与光纤配线箱J1-A的

51、光配端口A01与A02连接，通过4芯多模光缆至35kVMMS网络柜B网交换机的配线箱。交换机3-40n S2光口RX和TX配置两米多模ST-ST跳线与光纤配线箱J1-A的光配端口A01与A02连接，通过4芯多模光缆至10kVMMS网络柜B网交换机的光纤配线箱。图5.9交换机背面接线图（3-40n）（6）RSG2300交换机背面接线图（4-40n）图5.10所示为4号交换机背面接线图。该图说明交换机共有4个ST光口，28个电以太网端口，PS（power supply）通过自动空气开关DK与直流电源端子ZD相连。D9与D10接口通过直流消失信号端子40YD发出失电告警。4号交换机作为备用。图5.1

52、0交换机背面接线图（4-40n）（7）公共端子图说明直流电源端子ZD与空气开关DK的连接关系、YD端子与交换机D9与D10接口的连接关系、交流电源（220V）端子JD与自动空气开关KG与照明灯的连接关系。站控层交换机公共端子图见附图。同时给出自动自动空气开关DK、KG以及照明灯的端子连接关系。如图5.11所示。图5.11开关及照明灯与端子连接图（8）网络设备示意图图5.12所示光配端口连接示意图。光纤配线箱共24个光配端口，J1-A与J1-B分别12个。选用光配端口A01与A02将交换机1-40n S1光口与35kVMMS网络柜A网交换机相连。选用光配端口A05与A06将交换机1-40n S2

53、光口与10kVMMS网络柜A网交换机相连。选用光配端口B01与B02将交换机3-40n S1光口与35kVMMS网络柜B网交换机相连。选用光配端口B05与B06将交换机3-40n S2光口与10kVMMS网络柜B网交换机相连。其余光配端口作为备用。图5.12光配端口连接图（9）10kV室站控层网络屏网络设备示意图选用光配端口A1A4将10kVMMS网络柜A网交换机与站控层A网交换机相连。选用光配端口A5A8将10kVMMS网络柜B网交换机与站控层B网交换机相连。选用光配端口A9A12将10kVMMS网络柜交换机与站控层交换机GPS对时系统相连。图5.13为光配端口连接示意图。图5.13光配端口

54、连接示意图5.4过程层交换机柜原理图（1）屏面布置图图5.14所示为屏面布置图，屏正面为4台交换机共组一块屏，交换机的型号10KTR-HSP-TF，屏下方布置96口DF1光纤配线架与36口DF2光纤配线架（共132口）。屏背面从上到下的依次BD照明灯(AC220V）、直流空气开关（8个DK）与交流空气开关（Q21），4台交换机背面，DF1与DF2光配端口。左侧为光纤配线架，右侧端子分别为MD电源、GJ告警输出、CZ多功能排插(AC220V）。图5.14屏面布置图（2）交换机屏电源接线图直流电源回路图说明采用双电源供电的模式，当直流空气开关合上，来自外部电源DC220V通过端子MD与交换机PS连

55、接构成双直流电源回路，保证供电可靠性。如图5.15为交换机1直流电源回路。图5.15为交换机1直流电源回路照明插座回路图说明，当交流开关Q21合上，通过电源端子MD与AC220V电源和照明灯BD相连接，照明回路导通。同时也可以通过电源端子MD与多功能排插CZ连接，给其他设备供电（AC220V）。如图所示5.16为照明插座回路。图5.16为照明插座回路（3）端子排接线图该接线图说明MD电源端子与DC220V、自动空气开关DK、交流电源220V、交流空气开关、多功能排插CZ以及交换机正极与负极接口等的连接关系。当交换机出现硬件故障时，交换机会发出告警信号。GJ告警输出端子与交换机背面的H/W硬件故

56、障告警接口相连接。过程层交换机端子排接线见附图。（4）交换机图图5.17为交换机背面及正面图。该图说明交换机的尺寸，给出了背面布置图以及正面布置图。图5.17为交换机背面及正面图背面从左到右依次为ALARM模块H/W为硬件故障告警，H/W为常开接点，S/W为软件故障告警，S/W为常闭接点。电源供电模块采取双电源SP1与SP2。A,B模块为千兆SFP光口（LC）；模块C,D,E,F,G,H,I,J为百兆光口。5.5变压器组网5.5.1变压器保护测控柜组网（1）MMS网络图保护测控柜内的保护装置1n与测控装置21n通过各自的电以太网端口与MMS交换机相连。图5.18所示MMS网络图图5.18 MM

57、S网络图（2）SV GOOSE网络回路图保护装置1n通过插件1上RX与TX光口经4芯多模光缆于过程层GOOSE/SV交换机相连。测控装置21n分别通过插件插件2上RX与TX光口经4芯多模光缆于过程层GOOSE/SV交换机相连。如图5.19所示SV GOOSE网络回路图。图5.19 SV GOOSE网络回路图（3）合并单元与过程层组网合并单元通过3X插件上ET与ER端口通过光纤连接至配线箱与过程层交换机相连。图5.20所示合并单元与过程层组网。5.20合并单元与过程层组网（4）光纤配线箱连接示意图5.21光纤配线箱连接示意图如图5.21所示光纤配线箱连接示意图，线缆类型均采用2米多模ST-ST跳

58、线。保护装置1n与光纤的接口为插件1上RX与TX光口，光配端口为A07与A08，通过4芯多模光缆至过程层交换机。测控装置21n与光纤的接口为插件2上RX与TX光口，光配端口分别为B01与B02、B05与B06，通过4芯多模光缆至过程层网交换机。合并装置13n与光纤的接口为插件3上ET与ER端口，光配端口为B09与B010，通过4芯多模光缆至过程层A网交换机。5.5.2变压器智能终端柜组网（1）网路及对时回路三相智能终端1-4n通过RX与TX光口经光纤与过程层网络GOOSE交换机相连。如图5.22所示网络及对时回路。图5.22网路及对时回路（2）光纤配线箱连接示意图如图5.23所示光纤配线箱连接

59、示意图，线缆类型均采用2米多模ST-ST跳线变压器智能终端1-4n与光纤的接口为通信插件上RX与TX光口，光配端口为A01与A02，通过4芯多模光缆至过程层A网交换机。变压器智能终端1-4n与光纤的接口为通信插件上RX与TX光口，光配端口为B01与B02，通过4芯多模光缆至过程层B网交换机。图5.23网路及对时回路5.6 110kV线路保护柜组网5.6.1 线路保护柜组网（1）MMS网络回路图线路保护装置1n通过电以太网端口与站控层MMS交换机相连。图5.24所示为MMS网络回路图。图5.24 MMS网络回路图（2）SV GOOSE网络回路图保护装置1n采样信息通过插件上RX与TX光口经光缆传

60、输至过程层交交换机。保护装置1n差动信息通过插件上RX与TX光口经FC/FC跳线至保护光纤通道。图5.25所示SV GOOSE网络回路图。图5.25 MMS网络回路图（3）合并单元与过程层组网110kV线路合并单元通过3X插件上ET与ER端口通过光纤连接至配线箱与过程层交换机相连。图5.26所示合并单元与过程层组网。图5.26合并单元与过程层组网（4）光纤配线箱连接示意图如图5.27所示光纤配线箱连接示意图，线缆类型均采用2米多模ST-ST跳线线路保护装置1n与光纤的接口为X2插件上RXA与TXA光口，光配端口分别为A07与A08、 B01与B02，通过4芯多模光缆至过程层交换机配线箱。合并装

61、置13n与光纤的接口为插件3上ER与ET端口，光配端口分别为B05与B06 、B09与B10、，通过4芯多模光缆至过程层A网交换机配线箱。图5.27所示光纤配线箱连接示意图5.6.2 110kV线路智能终端柜组网（1）网路及对时回路三相智能终端4n通过管理1插件A与B模块的RX与TX光口，经ST/ST多模跳线与过程层网络GOOSE交换机相连。如图5.28所示为网络及对时回路。图5.28网路及对时回路（2）光纤配线箱连接示意图如图5.29所示光纤配线箱连接示意图，线缆类型均采用2米多模ST-ST跳线线路智能终端4n与光纤的接口为管理插件上RX与TX光口，光配端口为A01与A02，通过4芯多模光缆

62、至过程层A网交换机配线箱。线路智能终端4n与光纤的接口为管理插件上RX与TX光口，光配端口为B01与B02，通过4芯多模光缆至过程层B网交换机配线箱。图5.29网路及对时回路5.7 110kV母线保护柜组网（1）插件示意图1nA、2nA、2n3、2n5为母线保护的通信插件。如图5.30所示。图5.30插件示意图（2）GOOSE光纤接口布置图保护装置通过插件上的TX与RX光口，选用尾缆或光纤连接至配线架，通过4芯多模光缆与过程层交换机进行连接。如图5.31所示为GOOSE光纤接口布置。图5.31 GOOSE光纤接口布置图5.8公用测控柜组网（1）MMS网络图公用测控装置1-21x、母线测控装置2-21x、通信单元40x分别通过电以太网端口与站控层MMS交换机相连。如图5.32所示为MMS网络图。图5.32 MMS网络图（2）SV GOOSE网络回路图测控装置1-21x通过通信插件上RX与TX光口，采用多模尾缆与过程层GOOSE/SV交换机相连