广东电力系统安全自动装置标准化设计体系豪华版V2.docx
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广东电力系统安全自动装置标准化设计体系豪华版V2
广东电力系统
安全自动装置设计标准体系
（2014版）
二〇一四年六月
序言
安全自动装置作为电力系统安全稳定运行的第二、三道防线，具有关键的地位和作用。
2010年冬，广东电网公司发布了《广东电力系统安全自动装置标准化设计要求》，有效降低了安自装置专业管理和运行管理难度，使安自装置的可靠性和适应性得到了根本性的提高。
经过近四年的不断研讨摸索，广东中调、相关供电局、装置厂家和相关设计院等单位根据大量实际工程应用和经验总结，对《设计要求》提出了许多宝贵意见和改进建议。
因此，在原《设计要求》基础上修编并加以综合、提升，形成本《广东电力系统安全自动装置设计标准体系》。
《设计标准体系》对切负荷执行站稳控装置、切机执行站稳控装置、500kV变电站220kV侧备自投装置、220kV变电站220kV侧备自投装置以及低频低压减载装置等五种安自装置的原设计标准进行了小幅调整，并增加了110kV侧备自投装置设计标准、稳控装置通信规约、安自装置二次回路接线设计标准和端子排设计标准。
本体系由广东电网公司电力调度控制中心提出，并负责解释。
主要起草单位：
广东电网公司电力调度控制中心。
主要起草人：
陈兴华，陈锦昌，杨文佳，魏宏，吴国炳，李新超，钱峰。
参与起草单位：
东莞供电局，佛山供电局，广州供电局，中山供电局，南京南瑞继保电气有限公司，江苏华瑞泰科技股份有限公司，南京南瑞集团公司稳定技术分公司，北京四方继保自动化股份有限公司，广东省电力设计研究院。
参与起草人：
陈仕宜、陈泗贞，刘仁恭；欧明秀，龙雪涛；文洪，蔡莹；冯舒扬；梅勇，张建新；白杨，徐柯，夏尚学；于浩，莫文波，张宇，钟初礼，吴小栋；曹一中，李雪明；李哲，牛胜南。
第1章切负荷执行站稳控装置设计标准
1.1基本要求
本要求适用于220kV变电站；切负荷执行站装置原则上均采用单套配置。
1.2外部基本条件要求
为了满足装置的标准化设计，外部基本条件需满足以下标准化的需求。
表11外部基本条件
项目
须确定的对象
标准
备注
输入
模拟量
220kV母线电压
2条
接入母联开关两侧母线的三相电压
主变
4台
按最大化配置
220kV线路
6条
按最大化配置；同一分组的双回线路应按既定次序接入，且应避免接入同一采集板。
220kV电流、电压
三相
带旁路站点，主变须接入套管CT
110kV及以下电流、电压
单相
电压与电流应接入同一相（优先选择A相）
220kV旁路
考虑
110kV旁路不考虑
切负荷单元
16个
开入量
总功能压板
设置
元件检修压板
10块
220kV线路、主变
220kV元件旁代压板
考虑
带旁路站点设置6个旁代压板
母线检修压板
2块
主变HWJ信号
不接入
线路HWJ信号
不接入
切负荷单元允切压板
16块
通道压板
2块
其他开入量
各厂家自定
开出量
本地切负荷出口
16个
每个切负荷单元配置1个出口
闭锁下一级备自投出口
16个
每个切负荷单元配置1个出口
告警、异常等其他信号
各厂家自定
从机数量
各厂家按上述标准敲定
特别地，应注意以下问题：
1）装置均按双母带旁路的接线进行设计。
对于双母接线的站点，应把旁代压板改为备用压板，并将其接线拆除。
2）元件旁代时，只显示旁路电气量，且被代单元的告警信号应屏蔽。
3）母线检修压板退出时，对应母线参与频率、电压相关的功能判断；投入时，对应母线不参与频率、电压相关的功能判断，且屏蔽该母线的“PT断线”告警。
4）各厂家应合理安排屏柜端子排接线，避免一侧电缆排布过于密集。
5）同一分组的220kV线路须接入不同的采集板，以防止单一采集板故障造成装置误动。
1.3逻辑功能要求
切负荷执行站的标准逻辑中，应且只应包含以下逻辑功能。
（1）切负荷对象选取
对于所有切负荷功能，选切对象时应同时满足以下条件：
①切负荷元件相应功能的优先级不为0；
②切负荷元件相应的允切压板应投入；
③切负荷元件的功率方向满足要求；
④切除总量应满足“最少过切”。
注：
停运的元件可以被切除。
（2）元件过载告警
①元件电流≥过载告警电流定值（不判方向）
②元件功率≥过载告警功率定值（不判方向）
若同时满足①②，并达到1s，则装置告警。
（3）元件过载切负荷
1元件过载启动（主变判流出母线方向，线路判流入母线方向）
②元件电流≥过载动作电流定值
③元件功率≥过载动作功率定值
若同时满足①②③，并达到动作延时则装置动作，需切量＝元件过载动作时功率－元件动作功率定值。
此逻辑应只重复动作3次，过载动作3次后仍过载，装置不再动作。
每次动作所需切除的负荷量均应独立，不应扣减前一次多切的负荷量。
多元件同时过载只能有一个元件动作出口，每次过载动作后，其他元件过载延时计数应清零。
主变过载功能改为按标幺值整定。
特别强调，220kV主变的投停判别，应使用电流或功率进行判别，投运电流定值固化为5%In，投运功率定值固化为5%Pn。
（4）接收远方切负荷命令
正常情况下，向上级控制站上送各轮的可切负荷量。
收到上级控制站的切负荷命令（命令发送的是切除轮次）后，切除相应的负荷（下送）。
执行站与子站的通信协议规约在后续章节中明确。
特别强调，站内主变全部停运时，该功能仍应继续开放。
（5）低频减负荷
由于本期先考虑双母和双母带旁路的接线形式，故低频减负荷取两段母线电压作为采样元件，两段母线频率均正常时为“2取2”逻辑，任一母线频率异常时取正常母线的电压进行判断，两段母线频率均异常时闭锁低频减负荷功能。
表12低频减负荷动作判别逻辑
动作轮次
判别条件
频率
时延
低频启动
f≤F启动
t≥T启动
低频第1轮
f≤F1
t≥Tf1
低频第2轮
f≤F2
t≥Tf2
……
低频第5轮
f≤F5
t≥Tf5
加速切第1、2轮
Df1≤－df／dt＜Df2
t≥Tfa12
加速切第1、2、3轮
Df2≤－df／dt＜Df3
t≥Tfa123
闭锁低频功能
－df／dt≥Df3
说明：
（1）低频启动定值＝投入轮次的最高动作值＋0.2Hz，启动延时取0.1s；
（2）低频减负荷各轮次均为独立轮，且相互独立计时，切负荷量独立计算。
Ø低频减负荷动作切除量计算
1）实际切除量应满足“过切最少”的要求；
2）低频减负荷动作时，若多于一个轮次同时满足动作条件，则应将各动作轮的需切负荷量累加，得出低频总需切负荷量，并在可切负荷中进行分配；若多个轮次先后满足动作条件，则每轮动作所需切除的负荷量均应独立，不应扣减前一轮次多切的负荷量。
3）作为“第三道防线”的低频减负荷功能在动作前，作为电网安全稳定控制“第二道防线”的暂稳策略可能已经先动作，但仍然有功率缺额。
因此低频减负荷的切负荷对象应当是前面所有已经动作的控制策略未切除的负荷，即低频减负荷的控制量需要在前面控制量的基础上追加采取控制措施。
Ø动作逻辑框图
（6）低压减负荷
由于本期先考虑双母和双母带旁路的接线形式，故低压减负荷取两段母线电压作为采样元件，两段母线电压均正常时为“2取2”逻辑，任一母线电压异常时取正常母线的电压进行判断，两段母线电压均异常时闭锁低压减负荷功能。
表13低压减负荷动作判别逻辑
动作轮次
判别条件
电压
时延
低压启动
U≤U启动
t≥T启动
低压第1轮
U≤U1
t≥Tu1
低压第2轮
U≤U2
t≥Tu2
低压第3轮
U≤U3
t≥Tu3
加速切第1、2轮
Du1≤－du／dt＜Du2
t≥Tua12
加速切第1、2、3轮
Du2≤－du／dt＜Du3
t≥Tua123
闭锁低压功能
－du／dt≥Du3
说明：
1）低压启动定值＝投入轮次的最高动作值＋1%Un，启动延时取0.1s；
2）低压减负荷各轮次均为独立轮，且相互独立计时，切负荷量独立计算。
Ø低压减负荷动作切除量计算
4）实际切除量应满足“过切最少”的要求；
5）低压减负荷动作时，若多于一个轮次同时满足动作条件，则应将各动作轮的需切负荷量累加，得出低压总需切负荷量，并在可切负荷中进行分配；若多个轮次先后满足动作条件，则每轮动作所需切除的负荷量均应独立，不应扣减前一轮次多切的负荷量。
6）作为“第三道防线”的低压减负荷功能在动作前，作为电网安全稳定控制“第二道防线”的暂稳策略可能已经先动作，但仍然有无功缺额。
因此低压减负荷的切负荷对象应当是前面所有已经动作的控制策略未切除的负荷，即低压减负荷的控制量需要在前面控制量的基础上追加采取控制措施。
Ø动作逻辑框图
（7）线路N-2切负荷
接入装置的6回线路，按接入次序依次分为3组，按每一分组接入的线路发生N-2故障时切除就地负荷。
该功能的动作判据包括以下三个条件：
在“相继跳闸时间间隔”定值Txj时间内，同一分组内的两回线路先后满足跳闸判据；
✧特别强调，线路跳闸的判据只采用电气量进行识别，不考虑使用HWJ；
✧同一分组的双回线路应按既定次序接入，且应避免接入同一采集板。
②同一分组内的两回线路事前潮流之和P事前∑超过动作门槛定值Pmk；
③同一分组内的两回线路事前潮流之和方向为流入220kV母线；
若同时满足上述动作判据，则按照相应的优先级次序切除负荷。
需切量为：
P需切＝（P事前∑－P基值）×动作系数K
若两回线路相继跳闸的时间在装置起动的整组时间T整组内，则P事前∑取启动时刻前200ms两回线潮流和；若两回线路相继跳闸的时间大于T整组，则P事前∑取第二回线路跳闸前200ms的潮流。
满足以下两个条件中的任一个，则装置的N-2跳闸切负荷策略应立即闭锁：
同一分组内的任一回线路投入相应的检修压板；
②同一分组内的两回线路先后跳闸时间间隔大于Txj。
综上所述，线路N-2切负荷策略的动作逻辑如下图所示：
（8）最大允许切负荷量上限
所有策略计算得到的切负荷量（包括远切）若大于该定值，则装置应闭锁出口、给出报文并告警，且须重新上电方可解锁。
对于过流减载功能，在重复过载的情况下，以每轮计算的需切量为准。
（9）切负荷闭锁信号发送功能
为使装置动作出口后能可靠闭锁下一电压等级的备自投装置，确保系统安全稳定，预留切负荷闭锁信号发送功能。
✧对于远切功能，当负荷单元纳入被切除范围内时，装置直接按发出闭锁信号出口考虑。
低频低压功能同理。
✧对于过载和线路N-2切负荷功能，装置应根据定值整定情况确定是否发出闭锁信号出口。
1.4异常告警处理要求
表14各类异常、告警的逻辑判别及处理
序号
项目
告警条件
装置处理
1
母线PT断线
母线检修压板退出时，母线三相电压不平衡（3U2≥14%Un）或消失
延时5s告警；
相应母线不参与策略判别
2
线路PT断线
线路检修压板退出时，线路三相电压不平衡（3U2≥14%Un）或有流无压
延时5s告警；
相应线路不参与策略判别
3
主变PT断线
主变检修压板退出时，主变三相电压不平衡（3U2≥14%Un）或有流无压
延时5s告警；
相应主变不参与策略判别
4
线路CT断线
线路检修压板退出时，线路三相电流不平衡3I0≥0.04In+0.25*Max｛Ia,Ib,Ic｝
延时5s告警；
相应线路不参与策略判别
5
主变CT断线
主变检修压板退出时，主变三相电流不平衡3I0≥0.04In+0.25*Max｛Ia,Ib,Ic｝
延时5s告警；
相应主变不参与策略判别
6
旁代压板异常
同时投入2个或以上旁代压板
立即告警，以先投入的为准
线路检修压板与其旁代压板同时投入
立即告警，以检修压板为准
7
通信码流异常
通信码流连续不满足通信规约格式达到1秒或600帧数
通信恢复正常或通道压板退出
8
通信通道中断
装置收不到相应通道信息
通信恢复正常或通道压板退出
注：
须分别给出各告警信号的硬接点，便于实际取用。
1.5程序版本号要求
装置生产厂家应对每个标准化的程序版本提供如下版本确认信息：
程序版本信息、程序形成时间、程序校验码。
其中，程序应使用CRC-32进行校验，用8位16进制数表示。
Ø上位机与各下位机（I/O机箱、DCJ、TCJ等所有有可能影响装置判别、动作的模块，显示模块除外）的程序校验码应合并生成一个校验码。
Ø固化定值应参与程序校验码计算。
表15程序版本号格式
程序版本
程序校验码
程序生成时间
备注
Rx.xx
xxxxxxxx
Year-Mon-Day，HH:
MM:
SS
主从机联合生成一个校验码
R1.00
A5C2BD89
2009-11-7，10:
50:
18
范例
1.6对时功能要求
装置具备与站内标准时钟源对时的功能，支持IRIG－B码对时、串口485差分秒脉冲对时、无源脉冲硬接点对时方式，对时技术满足《广东电网变电站GPS时间同步系统技术规范》。
装置还应具备接收调度主站端统一授时的功能。
1.7远程监控要求
为适应调度端远程监视与控制要求，装置应满足《广东电力系统安自装置全息存储与交互规范（2014版）》（StorageandInteractionProtocolforGuangdongpowersystemsafe-automatic-device’spanoramainformation，简称SIP）。
1.8通道设计要求
1）每个切负荷执行站要求配置2个通信通道，每个通信通道应单独配置光电转换器。
2）每个通信通道要求设置专门的电口开关（L9型），且该电口开关应设置在主柜或从柜前面板上，以形成物理断开点并方便运维人员操作。
1.9压板设计要求
压板编号
压板编号应采用双重编号，并反映压板的顺序、对应的装置或对象、功能等。
从屏柜正面看，压板编号顺序自上而下，从左至右依次排列。
各类型压板采用“行号+压板类型号+列号”的方式进行编号，其中“压板类型号”指：
（1）对于总功能压板、试验压板、通道压板、监控信息闭锁压板、元件允切压板和检修压板等起功能投退控制、元件状态判别用的压板，“压板类型号”为“FLP”。
（2）出口压板的“压板类型号”为“TLP”（T表示“跳闸”）。
（3）备用压板的“压板类型号”为“BY”，并以中文名称“备用压板”标识。
压板布局
装置的压板应满足按类型分区布置的设计要求。
具体布局和要求如下。
（1）压板可均置于主柜之上，也可分布在主柜和从柜之上。
对于后者情况，压板的编号主柜、从柜应连续、统一。
（2）每行8个压板，共8行。
第1行：
总功能压板、试验压板、监控信息闭锁压板和通道压板等；
第2行：
线路检修压板（6块）；
第3行：
线路旁代压板（6块）；
第4行：
主变、母线检修压板（6块），备用压板（2块）；
第5行：
第1批负荷单元允切压板（8块）；
第6行：
第1批负荷单元出口压板（8块）；
第7行：
第2批负荷单元允切压板（8块）；
第8行：
第2批负荷单元出口压板（8块）。
图11主柜压板布置图
1.10事件记录和报文要求
事件记录
7）稳控装置事件记录要求具有掉电保持功能；
8）应能通过USB接口或串行接口从装置中提取事件记录；
9）事件记录能上传到本站监控系统或稳控信息管理系统；
10）装置至少能记录20次事件；
11）装置应能根据录波数据，提供录波波形图打印或显示。
报文格式范例
A）远方切负荷命令动作报文标准格式
范例描述：
设某220kV变电站已接入10条可切负荷线，总可切负荷155MW。
某时刻收到控制站的远方切负荷命令，装置动作切除3条负荷线，实际切除负荷共36MW。
动作报文标准格式如下表所示。
表16远方切负荷动作报文标准格式
报文内容
备注（该列无需打印）
#1负荷线启动前功率：
11MW，优先级1
1、左列为事故前状态；
2、负荷线路应按远方功能优先级排序罗列。
#2负荷线启动前功率：
12MW，优先级2
#3负荷线启动前功率：
13MW，优先级3
……
总可切负荷：
155MW
2009-10-27，15:
16:
17，018ms启动
事故原因与动作过程
A控制站需切轮次：
3轮
B控制站需切轮次：
3轮
需切#1负荷线、#2负荷线、#3负荷线
#1负荷线实切功率：
11MW
动作结果
#2负荷线实切功率：
12MW
#3负荷线实切功率：
13MW
总实切负荷：
36MW
B）元件过载减负荷动作标准格式
✧过载动作功能每次动作都应给出报文。
范例描述：
设某220kV变电站，已接入10条可切负荷线，总可切负荷155MW。
某时刻220kV××线发生过载故障，装置动作切除3条负荷线，实切负荷共36MW。
动作报文标准格式如下表所示。
表17线路过载减负荷动作报文标准格式
报文内容
备注（该列无需打印）
#1负荷线启动前功率：
11MW，优先级1
1、左列为事故前状态；
2、负荷线路应按过流减负荷功能的优先级排序罗列。
#2负荷线启动前功率：
12MW，优先级2
#3负荷线启动前功率：
13MW，优先级3
……
总可切负荷：
155MW
2009-10-27，15:
16:
17，018ms启动
事故原因与动作过程
××乙线过载启动时的实际电流：
710A
××乙线过载启动时的实际功率：
257MW
6018ms，××乙线过载动作，需切量：
30MW
××乙线过载动作时的实际电流：
718A
××乙线过载动作时的实际功率：
260MW
需切#1负荷线、#2负荷线、#3负荷线
#1负荷线实切功率：
11MW
动作结果
#2负荷线实切功率：
12MW
#3负荷线实切功率：
13MW
总实切负荷：
36MW
注：
主变过流切负荷功能的动作报文标准格式依此类推。
C）低频减负荷动作报文标准格式
范例描述：
设某220kV变电站，已接入10条可切负荷线，总可切负荷155MW。
某时刻发生低频故障，执行站装置动作出口2轮，切除2条负荷线，实际切除负荷共23MW。
动作报文标准格式如下表所示。
表18低频减负荷动作报文标准格式
报文内容
备注（该列无需打印）
#1负荷线启动前功率：
25MW，优先级1
1、左列为事故前状态；
2、负荷线路应按低频减负荷功能优先级排序罗列。
#2负荷线启动前功率：
12MW，优先级2
#3负荷线启动前功率：
13MW，优先级3
……
总可切负荷：
155MW
2009-10-27，15:
16:
17，018ms启动
事故原因与动作过程
低频启动时的实际频率：
49.38Hz
188ms，低频第1轮动作，需切量：
10MW
低频第1轮动作时的实际频率：
48.88Hz
需切#１负荷线
388ms，低频第2轮动作，需切量：
10MW
低频第2轮动作时的实际频率：
48.68Hz
需切#2负荷线
#1负荷线实切功率：
25MW
动作结果
#2负荷线实切功率：
12MW
总实切负荷：
23MW
D）低压减负荷动作报文标准格式
范例描述：
设某220kV变电站，已接入10条可切负荷线，总可切负荷155MW。
某时刻发生低压故障，执行站装置动作出口3轮，切除3条负荷线，实际切除负荷共36MW。
动作报文标准格式如下表所示。
表19低压减负荷动作报文标准格式
报文内容
备注（该列无需打印）
#1负荷线启动前功率：
11MW，优先级1
1、左列为事故前状态；
2、负荷线路应按低压减负荷功能优先级排序罗列。
#2负荷线启动前功率：
12MW，优先级2
#3负荷线启动前功率：
13MW，优先级3
……
总可切负荷：
155MW
2009-10-27，15:
16:
17，018ms启动
事故原因与动作过程
低压启动时的实际电压：
170kV
188毫秒，低压第1轮动作，需切量：
10MW
低压第1轮动作时的实际电压：
165kV
需切#1负荷线
388毫秒，低压第2轮动作，需切量：
20MW
低压第2轮动作时的实际电压：
155kV
需切#2负荷线、#3负荷线
#1负荷线实切功率：
11MW
动作结果
#2负荷线实切功率：
12MW
#3负荷线实切功率：
13MW
总实切负荷：
36MW
E）线路N-2切负荷功能动作报文标准格式
范例描述：
设某220kV变电站，已接入10条可切负荷线，总可切负荷155MW。
某时刻220kV××甲乙线发生N-2故障，执行站装置动作出口2轮，切除2条负荷线，实际切除负荷共23MW。
动作报文标准格式如下表所示。
表110线路N-2切负荷功能动作报文标准格式
报文内容
备注（该列无需打印）
#1负荷线启动前功率：
11MW，优先级1
1、左列为事故前状态；
2、负荷线路应按线路N-2切负荷优先级排序罗列。
#2负荷线启动前功率：
12MW，优先级2
#3负荷线启动前功率：
13MW，优先级3
……
总可切负荷：
155MW
2009-10-27，15:
16:
17，018ms，220kV××甲线跳闸
事故原因与动作过程
2009-10-27，15:
16:
17，058ms，220kV××乙线跳闸
2009-10-27，15:
16:
17，060ms，装置启动
××甲线跳闸前的实际功率：
201MW
××乙线跳闸前的实际功率：
203MW
需切负荷20MW，需切#1负荷线、#2负荷线
#1负荷线实切功率：
11MW
动作结果
#2负荷线实切功率：
12MW
总实切负荷：
23MW
1.11定值单格式范例
1、基本定值
定值名称
定值说明
定值范围
整定值
最小值
最大值
线路投运及跳后电流
1A
9999A
线路投运及跳后功率
1MW
9999MW
线路电流突变量
1A
9999A
线路功率突变量
1MW
9999MW
线路跳闸前功率
1MW
9999MW
负荷元件投运功率
1MW
9999MW
相继跳闸时间间隔Txj
0s
9999s
2、功能策略定值
（1）最大允许切负荷量上限
定值名称
定值范围
整定值
最小值
最大值
最大允许切负荷量上限
0
9999
1000
（2）低频减负荷功能定值
基本轮次定值（时延范围：
0.1s～25.0s）
轮次
第1轮
第2轮
第3轮
第4轮
第5轮
投退控制字
动作频率
动作时延
减负荷量
加速轮定值
轮次
加速1、2轮
加速1、2、3轮
投退控制字
动作频率变化率
动作时延
（3）低压减负荷功能定值
基本轮次定值
轮次
第1轮
第2轮
第3轮
投退控制字
动作电压
动作时延
减负荷量
加速轮定值
轮次
加速1、2轮
加速1、2、3轮
投退控制字
动作电压变化率
动作时延
（4）线路过载切负荷功能
元件
过载投退
告警电流
告警功率
动作电流
动作功率
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