110kV二次典设主要技术原则文档格式.docx

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两回线路开关互为备投（110kV单母或单母分段接线同样适用）

一回进线运行，另一回线路处于热备用状态，当运行线路故障并被切除时，备自投装置应动作合上备用线路开关。

6.4故障录波器系统

6.4.1110kV线路故障录波器

6.4.1.1110kV线路故障录波器应满足DL/T553标准《220kV~500kV电力系统故障动态记录技术准则》的规定。

6.4.1.2110kV线路故障录波器一般配置在变电站内双侧电源线路或转供线路上，若转供线路较少，也可与主变故障录波器合并，配置足够的模拟量和事件记录量。

6.4.1.3故障录波器应具有软件分析、输出电流、电压、有功、无功、频率、波形和故障测距的数据。

6.4.1.4故障录波器应能接收外部同步时钟信号进行同步的功能，全网故障录波系统的时钟误差应不大于1ms,装置内部时钟24小时误差应不大于5s。

6.4.1.5故障录波器与调度主站的通信宜采用专用数据网。

故障记录的数据输出格式应符合IEC602550-24标准。

6.4.2主变故障录波器

6.4.2.1110kV主变故障录波器应满足DL/T553标准《220kV~500kV电力系统故障动态记录技术准则》的规定；

6.4.2.2变电站内110kV主变故障录波器应考虑配置足够的模拟量和事件记录量。

原则上一面故障录波器柜控制在48路模拟量、128路事件记录量以内；

6.4.2.3故障录波器应具有软件分析、输出电流、电压、有功、无功、频率、波形和故障测距的数据；

6.4.2.4故障录波器应能接收外部同步时钟信号进行同步的功能，全网故障录波系统的时钟误差应不大于1ms,装置内部时钟24小时误差应不大于5s;

6.4.2.5故障录波器与调度主站的通信宜采用专用数据网。

7系统调度自动化技术原则

7.1远动系统

7.1.1110kV变电站不设置独立的远动系统，远动系统纳入计算机监控系统统一考虑、统一设计。

7.1.2110kV变电站远动通信单元采用双机冗余配置原则，两台远动通信单元互为备用。

7.2电能信息采集系统

7.2.1110kV变电站应配置一台电能量采集处理装置，装置的型号应与地区调度电能计量主站端设备选型一致。

7.2.2电能处理装置采用以调度数据网为主用、以专线电话拨号为备用的方式与调度端电能计量主站通信。

7.2.3根据需要，电能量采集处理装置通过与当地计算机监控系统的规约转换器相连，向计算机监控系统传送电能量数据。

7.2.4电能处理装置与电能表采用RS485串口连接，实现电能数据的采集。

7.3调度数据网接入设备

7.3.1110kV变电站应配置一套数据网接入设备，含路由器及交换机。

7.3.2路由器具有至少2个广域网口，2个局域网口。

7.3.3数据网接入设备应具有2台相互独立、直流工作电源的交换机。

7.3.4数据网接入设备应具有自检及故障告警功能。

7.4二次系统安全防护

7.4.1二次系统安全防护系统的配置应满足“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的总体防护原则。

7.4.2处于安全Ⅰ区的计算机监控系统和处于安全Ⅱ区的电能计量系统，保护子站系统分别接入独立的数据网交换机，形成有效隔离。

7.4.3安全Ⅰ区和安全Ⅱ区的各应用系统接入电力调度数据网前必须加装IP认证加密装置。

7.4.4对于专线通道的传输方式，由于是采用专用通道、专用协议进行的，其安全性是有保障的，可暂不考虑其安全防护措施。

8系统及站内通信技术原则

8.1光纤通信系统

8.1.1安徽电网通信传输网将以光纤通信为主要手段，220kV及以上电压等级输电线路应采用OPGW，110kV输电线路优先采用OPGW，条件不具备时，可采用ADSS光缆，重要的110kV变电站至直接调度的调度端应具备2条独立的光纤通信通道，变电站配置1套光传输设备，应采用公共部件1＋1配置；

至相应的调度端各需配置1对PCM终端接入设备，用于通信调度。

8.1.2变电站光传输设备的配置，应考虑与原有光通信网络设备的互通互容，统一网管。

考虑到备品备件的配置及方便维护，光接口类型的选用不宜过多。

8.2电力载波通信系统

根据《安徽电网电力通信“十一五”发展规划报告》，电力线载波通信是保障电网安全、稳定运行特有的通信技术，是电力系统继电保护信号有效的传输方式之一。

原则上不再将电力线载波通道作为传输话音的通道使用。

8.3系统调度程控交换机

110kV变电站可不设立调度总机，根据实际情况可采用以下两种方式：

地区光通信网络已经覆盖的变电站，由地调调度总机远端延伸一个调度台；

提供不了2M通道的变电站，由地调及第二汇接局直接放小号。

8.4综合数据通信网接入设备

110kV变电站，可不设立综合数据网通信接入设备。

8.5通信机房及动力环境监测设备

地区范围内重要的110kV变电站，需加强通信站动力、机房环境的监控，应配置通信监控分站设备，就近接入当地供电公司的通信监控系统。

8.6通信电源系统

作为地区重要的110kV变电站，需具备1套独立的通信-48V直流电源和蓄电池。

通信电源的开关模块按终期负荷N+1配置，配置后备时间4小时免维护蓄电池组，同时配置远程监测模块，接入通信监测系统，电源由2路独立电源供电，向通信设备供电。

一般的110kV变电站可采用由站内直流系统经直流变换器逆变为直流48V给通信设备供电。

9计算机监控系统技术原则

9.1计算机监控系统的配置原则及方案

9.1.1计算机监控系统应本着中等适用、适度超前、远近结合的配置原则，能够实现无人值班站的要求。

9.1.2计算机监控系统的结构宜为分层分布、开放式的网络体系结构。

系统主要分为站控层和间隔层，站控层、间隔层的网络均宜采用标准以太网，双网结构。

9.1.3计算机监控系统的软件应由系统软件、支持软件、应用软件和监控软件组成。

监控系统的软件应具有可靠性、兼容性、可移植性和可扩展性。

监控系统的软件应采用模块式结构，以便于修改和维护。

9.1.4计算机监控系统站控层主要包括1台当地运行维护工作站、2台远动通信设备、打印设备、网络设备、电源等。

9.1.5计算机监控系统的平均无故障小时数（MTBF）应大于等于27000小时；

系统的可用率应大于99.9%；

系统的遥控执行正确率应大于99.9%；

系统响应时间应满足变电站监视、控制操作的相关要求。

9.1.6计算机监控系统间隔层设备应按照变电站实际规模配置。

主变、110kV测控及其PT并列切换装置采用集中组屏方式安装于二次设备室；

35kV及10kV线路及电容器等保护测控单元及其PT并列切换装置宜分散布置于35kV及10kV开关柜。

9.1.7计算机监控系统应能实现全站电气设备运行的安全监视、控制操作及远动信息发送等功能。

模拟量的采集方式采用交流参数采样；

开关量采集采用无源触点输入方式；

直流及温度信号宜采用4~20mA或0~5V输入。

9.1.8重要的保护信号通过硬接点方式接入测控装置的I/O单元，才外，计算机监控系统应配置与直流系统、消弧线圈装置、接地选线装置、电能量采集装置、通信电源等设备接口的规约转换器。

9.2防误装置选用原则

9.2.1防误装置应满足：

1）国家电网安监〔2006〕904号关于印发《国家电网公司防止电气误操作安全管理规定》的通知。

2）国家电网生技[2005]400号关于印发《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）的通知。

9.2.1防误装置应简单、可靠，操作和维护方便。

9.2.2防误装置应实现“五防”功能：

1）防止误分、误合断路器；

2）防止带负荷拉、合隔离开关或手车触头；

3）防止带电挂（合）接地线（接地刀闸）；

4）防止带接地线（接地刀闸）合断路器（隔离开关）；

5）防止误入带电间隔。

9.2.3“五防”功能除“防止误分、误合断路器”现阶段因技术原因可采取提示性措施外，其余四防功能必须采取强制性防止电气误操作措施。

强制性防止电气误操作措施指：

在设备的电动操作控制回路中串联以闭锁回路控制的接点或锁具，在设备的手动操控部件上加装受闭锁回路控制的锁具，同时尽可能按技术条件的要求防止走空程操作。

9.2.4变、配电装置改造加装防误装置时，应优先采用微机防误装置或电气闭锁方式。

9.2.5新建变电站、发电厂（110kV及以上电气设备）防误装置优先采用单元电气闭锁回路加微机“五防”的方案；

9.2.6无人值班变电站采用在集控站配置中央监控防误闭锁系统时，应实现对受控站远方操作的强制性闭锁。

9.2.7成套高压开关设备应具有机械联锁或电气闭锁；

电气设备的电动或手动操作闸刀必须具有强制防止电气误操作闭锁功能。

9.2.8所有操作控制均应经防误闭锁，并有出错报警和判断信息输出。

9.2.9站控层应实现面向全所设备的综合操作闭锁功能，间隔层应实现各电气单元设备的操作闭锁功能。

9.2.10对手动操作的隔离开关和接地开关，应采用编码防误操作，并宜在就地控制箱设电气闭锁。

各种操作均应设权限等级管理。

9.2.11站控层防误操作方式以综合全部信息进行逻辑判断和闭锁为主。

间隔层防误操作以实时状态检测、逻辑判断和输出回路闭锁等多种方式结合，充分保证对本单元一次设备的各种安全要求。

9.2.12防误闭锁判断准则及条件应符合“五防”等相关规程、规范和运行要求。

9.2.13防误闭锁及闭锁逻辑应能经授权后进行修改。

9.3同期方式

9.3.1计算机监控系统应具有同期功能，以满足断路器的同期合闸和重合闸同期闭锁要求。

9.3.2同期功能宜在间隔层完成。

9.3.3不同断路器的同期指令间应相互闭锁，以满足一次只允许一个断路器同期合闸。

9.3.4同期功能应能进行状态自检和设定，同期成功与失效均应有信息输出。

9.3.5同期操作过程应有发令、参数计算及显示、确认等交互形式。

操作过程及结果应予记录。

9.3.6变电站采用单相同期方式。

9.4二次屏柜的交流供电方式

二次设备室的的屏柜交流供电采用环形供电的方式；

35kV（10kV）配电装置的开关柜交流供电采用可采用环形供电或交流小母线的方式。

9.5断路器、隔离开关机构箱控制接线

9.5.1断路器的控制回路应满足下列要求：

1）应有电源监视，并宜监视跳、合闸绕组回路的完整性。

2）应能指示断路器合闸与跳闸的位置状态；

自动合闸或跳闸时应有明显信号。

3）有防止断路器“跳跃”的电气闭锁装置。

9.5.2当变电站装设有两组蓄电池时，对具有两组独立跳闸系统的断路器，应由两组蓄电池的直流电源分别供电。

当只有一组蓄电池时，两独立跳闸系统宜由两段直流母线分别供电。

保护的两组出口继电器，也应分别接至两组跳闸绕组。

断路器的两组跳闸回路都应设有断线监视。

9.5.3分相操作机构的断路器，当设有综合重合闸或单相重合闸装置时，应满足事故时单相和三相跳、合闸的功能。

其他情况下，均应采用三相操作控制。

9.5.4隔离开关、接地刀闸和母线接地器，都必须有操作闭锁措施，严防电气误操作。

防电气误操作回路的电源应单独设置。

9.5.5液压或空气操作机构的断路器，当压力降低至规定值时，应闭锁重合闸、合闸及跳闸回路。

对液压操作机构的断路器，不宜采用压力降低至规定值后自动跳闸的接线。

弹簧操作机构的断路器应有弹簧拉紧与否的闭锁及信号。

9.5.6断路器的防止断路器“跳跃”的电气闭锁回路应能实现进行远方控制时取消和就地操作时使用。

10组件保护及自动装置技术原则

组件保护应遵循的主要现行标准:

GB2423电工电子产品基本环境试验规程

GB/T13926工业过程测量和控制装置的电磁兼容性

GB6162-85静态继电器和保护装置的电气干扰试验

GB7261-87继电器及继电保护装置基本试验方法

GB-2887-89计算机场地技术条件

GB50171-92电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范

GB/14537量度继电器和保护装置的冲击和碰撞试验

GB14285继电保护和安全自动装置技术规程

GB50065交流电气装置的接地设计规范

GB/T14598.9辐射静电试验

GB/T14598.10快速瞬变干扰试验

GB/T14598.131兆赫脉冲群干扰试验

GB/T14598.14静电放电试验

DL/T667继电保护设备信息接口配套标准

DL-99火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程

GB9361计算机安全要求

DL478静态继电器保护及安全自动装置通用技术条件

SD286线路继电保护产品动态模拟技术条件

GB50062《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》

DL400《继电保护和安全自动装置设计规程》

DL/T5136《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定》

10.1主变压器保护

10.1.1技术要求

10.1.1.1CT、PT的要求

1）CT变比：

高压侧一次额定电流/5A；

中压侧一次额定电流/5A；

低压侧一次额定电流/5A；

两组独立CT，精度为10P级，容量为15VA（30VA）

2）PT二次电压:

100,100/√3V；

10.1.2配置原则

主变压器保护保护的设计按《继电保护和安全自动装置技术规程》及《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》进行配置。

10.1.2.1保护配置

1）三卷变压器的保护配置

微机变压器保护按一套主保护、一套后备保护、一组非电器量保护配置。

（1）主保护

主保护为比率制动特性差动保护装置，具备二次谐波制动功能，并附有差流速断保护。

差动保护电流接一组TA二次绕组。

（2）后备保护

a110kV侧后备保护

两段式复合电压闭锁过流及方向过流保护

两段式零序过流保护

间隙零序过流过压保护

过流启动通风

过载闭锁调压

过负荷报警

PT断线报警

控制回路断线报警

b35kV侧后备保护

c10kV侧后备保护

两段式复合电压闭锁过流保护

d.非电量保护

主变及调压开关的轻瓦斯、重瓦斯、压力释放、冷却器故障、油位异常、油温异常等非电量保护，可按10路配置，每路均可以选择仅发信号或出口跳三侧同时发信号。

非电量保护应采用独立的出口继电器，与其余保护无任何联系。

2）双卷变压器的保护配置

差动回路宜具有CT断线判别功能，应能选择为闭锁差动或报警，当电流超过额定电流的15~2倍时可自动解除闭锁。

（2）后备保护

b10kV侧后备保护

c.非电量保护

后备保护电流接一组TA二次绕组。

10.1.2.2直流电源

直流电源采用220V，直流电源供电按保护屏直流电源由直流馈线屏直供。

主保护与后备保护装置各配置一组断路器；

非电量保护配置一组断路器；

110kV操作回路设一组断路器（单跳圈）；

35kV、10kV侧操作回路设一组断路器（单跳圈）；

远方复归回路设一组断路器。

10.1.2.3接口要求

保护经串口通过规约转换器与计算机监控系统接口通信或直接上网与计算机监控系统接口通信，但应有安全防护。

10.2站用变压器保护

10.2.1~10.1.17为单装置组件保护和保护测控一体化装置通用要求。

10.2.1微机保护装置应具有独立性、完整性、成套性，在一套装置内应含有必须的能反应各种故障的保护功能。

10.2.2整套微机保护装置应有主保护、后备保护模块组成，各种原理的保护性能都应分别满足相应的国家标准或行业标准。

10.2.3微机保护装置应具有在线自动检测功能。

装置中任一元件损坏时，不应造成保护误动作，且能发出装置异常信号。

10.2.4微机保护装置应设有硬件闭锁回路，只有在电力系统发生故障，保护装置起动时，才允许开发跳闸回路。

10.2.5微机保护装置应设有自复位电路，在因干扰而造成程序走死时应能通过自复位电路自动恢复正常工作。

10.2.6微机保护装置的实时时钟信号及其他主要动作信号在失去直流电源的情况下不能丢失，在电源恢复正常后应能重新正确显示并输出。

具有故障录波及事件记录功能，保证掉电数据不丢失。

10.2.7装置应具有必要的参数监视功能。

10.2.8环境温度在－20～＋45℃时，装置应能正常工作。

10.2.9在雷击过电压、一次回路操作、开关场故障及其它强干扰作用下，在二次回路操作干扰下，装置包括测量元件，均不应误动和拒动。

但在保护区内故障时，应正确动作。

保护装置的快速瞬变干扰试验、高频干扰试验、辐射电磁场干扰试验、冲击电压试验和绝缘试验应符合IEC标准。

10.2.10各套装置的出口电路、主要电路、装置异常及交直流消失等应有经常监视及自诊断功能，除装置本身有LED指示外，应提供告警接点给用户的报警装置。

10.2.11装置中任一元件损坏时，装置不应误动作。

10.2.12通信接口及对时要求

1）保护装置具有GPS对时功能，接收监控厂家所配GPS发出的时钟。

若与监控厂家所配GPS对时不能满足精度要求，则要求保护装置自配GPS。

硬对时引至保护柜端子排。

2）保护应具备通信管理功能。

3）保护装置与计算机监控系统的通信接口要求:

4）保护装置与保护和故障信息管理子站系统的通信接口要求

10.2.13采用保护测控一体化装置时测控装置的主要功能

直接采集处理现场的原始数据，通过网络传送给站级计算机，同时接收站控层发来的控制操作命令，经过有效性判断、闭锁检测等，最后对设备进行操作控制。

间隔层也可独立完成对断路器、隔离开关的控制操作（带“远方/就地”切换开关，可选择控制操作方式，就地操作闭锁功能）。

10.2.14采用保护测控一体化装置时监控系统监测对象

监测量包括电流、电压、有功功率、无功功率、频率、功率因数、有功电能、无功电能等。

模拟量输入：

间隔层测控单元电气量输入采用交流采样，输入CT、PT二次值，计算I、U、P、Q、F、COSΦ；

对于要作合闸同步检测的断路器，还应采集同步电压。

10.2.15监控系统信号量

监控系统信号包括断路器、隔离开关以及接地开关的位置信号、继电保护装置动作及报警信号、运行监视信号等。

10.2.16互感器的二次回路故障

保护用的交流电压回路断线或短路，保护不应误动作，并发出告警信号；

电流互感器二次回路短路或开路，保护应有检测功能，并发出告警信号。

10.2.17保护装置对TA、TV的要求

对TA的要求：

变比一次电流由元件的额定电流确定，二次电流为5A。

容量>

10VA，精度为10P。

对TV的要求：

变比一次电压由元件的额定电压确定，二次电压为100V。

容量由元件数量确定，精度为3P。

10.2.18站用变保护配置

1）三相式电流速断保护

2）三相式定时限过流保护

3）中性点零序保护

10.335kV线路及并联电容器保护

技术要求见10.2.1~10.2.19

10.3.1线路保护装置:

1）三相式电压闭锁电流速断保护。

2）三相式定时限过流保护。

3）三相一次自动重合闸。

4）独立的加速段保护（后加速）。

5）分散式低频减载（低压、滑差闭锁）。

6）跳合闸操作回路。

7）PT断线报警。

10.3.2电容器组保护装置：

1）三相两段式过流保护。

2）过电压及欠电压保护。

3）相差压保护、开口三角电压保护、不平衡电流保护（根据需要选择）。

4）电容器单相接地保护。

11直流及UPS电源系统技术原则

11.1直流系统设计原则

直流系统按无人值班原则设计。

直流系统电压采用220伏，蓄电池组事故放电时间按2小时考虑。

系统采用两段单母线分段接线方式，装设一组蓄电池和2套高频开关充电装置（充电模块按N+1配置），通信远动不另设蓄电池，全站合用一套蓄电池组。

蓄电池容量按200AH，采用阀控式密封铅酸蓄电池，不带端电池，电池104只，额定电压采用220伏。

蓄电池布置在电池柜内。

充电设备采用高频开关电源，配置2组3×

10A充电模块，组2面屏（含馈线）布置在二次设备室内。

直流系统的两段母线上共装设一套微机绝缘监察装置（成套直流检测专用CT）和电压监视装置二套，，检测每一回路的接地故障并发出报警信号。

装设一套微机监控单元，对高频开关电源、蓄电池等实现智能化管理；

能检测电池的电压、内阻、容量；

检测母线的电压、电流、母线对地绝缘电阻；

实现远动监视、遥测、遥信。

蓄电池装设充、放电仪一套，电池巡检仪一套。

直流网络