220kV二次典设主要技术原则Word格式文档下载.docx

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6.1.2.1110kV双侧电源线路如系统稳定需要，应装设一套全线速动保护，并应带有完整的后备保护。

6.1.2.2对电网中多级串联或采用电缆的单侧电源线路，为满足快速性和选择性的要求，可装设全线速动保护作为主保护。

6.1.2.3单侧电源线路可装设阶段式距离零序保护。

6.1.2.4110kV线路的后备保护宜采用远后备方式。

6.2母线保护

6.2.1220kV母线保护

6.2.1.1220kV母线均应配置母线保护。

6.2.1.2对于电气主接线为双母线单分段或出线达八回以上的，或在电源集中地区新建的变电站220kV母线应配置两套母线保护。

6.2.1.3采用双重化配置的母线保护，每套保护都应是完整独立的。

采用两个独立的TA次级绕组，交流回路、直流回路、信号回路完全独立，具备单独投停条件。

两套保护的出口同时作用于断路器的两个跳圈。

两套保护单独组屏。

双重化母差保护原则上应采用相同厂家的同型号产品。

6.2.1.4对于一般的220kV变电站的220kV母线宜配置单套母差保护，同时对分段及母联断路器配置独立的过电流保护。

6.2.1.5所配置的母线保护满足如下基本要求。

1）当母线发生各种接地和相间故障时，母线保护应能快速切除故障。

2）对于各种类型区外故障，在外部故障穿越电流达到30倍额定电流时，不应由于电流互感器的饱和以及短路电流中的暂态分量而误动。

3）应能自动适应双母线连接元件运行位置的切换，切换过程中保护不应误动作，不应造成电流互感器的开路；

切换过程中，母线发生故障，保护应能正确动作；

切换过程中，发生区外故障，保护不应误动作。

4）母线充电合闸到故障时，保护应能正确动作切除故障母线。

5）母线保护应对电流互感器的性能无特殊要求，允许使用不同变比的电流互感器。

6）母线保护应设有电压闭锁元件。

母线保护仅实现三相跳闸，各连接元件应设独立的跳闸出口。

6.2.2110kV母线保护

6.2.2.1110kV双母线应装设专用的母线保护；

6.2.2.2110kV单母线需要快速切除母线上故障时，应装设专用的母线保护。

6.2.2.3所配置的母线保护应满足如下基本要求：

6.3220kV断路器失灵保护

6.3.1220kV断路器应配有断路器失灵保护。

断路器失灵保护的起动回路应有能瞬时复归的保护出口接点（包括与本断路器有关的所有保护接点）与相电流元件接点串联组成，相电流元件应保证在被保护元件范围内故障有足够的灵敏度。

6.3.2220kV断路器失灵保护的起动回路在相应的线路或主变保护柜上，失灵保护的时间元件及出口回路设在母线保护柜上，失灵出口须经电压闭锁。

当220kV断路器拒动时，由失灵保护起动回路动作后，首先以较短的时限切除母联断路器，再经一时限跳开失灵断路器所连接的母线上的所有断路器;

6.3.3断路器失灵保护的判别元件一般应为相电流元件，变压器断路器失灵保护的判别元件应采用零序电流元件或负序电流元件。

判别元件的动作时间和返回时间均不应大于20ms。

6.3.4主变高压侧开关配置失灵保护。

为简化回路，要求：

1）主变高压侧开关失灵时，失灵保护动作不跳主变中、低压侧开关。

110kV、35kV侧有电源接入的变压器必须在电源侧接入低频、低压解列等安全自动装置。

3）不考虑母差保护动作时主变高压侧开关失灵的情况。

4）旁路开关代主变开关运行时，开关失灵保护停用。

5）采用主变保护动作解除失灵复合电压闭锁方式。

6.4故障录波器系统

6.4.1220kV线路故障录波器

6.4.1.1220kV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。

6.4.1.2变电站内220kV线路故障录波器的配置应根据出线规模考虑本期和远景的结合，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。

6.4.1.3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变电站内故障录波器应能接入继电保护及故障信息管理子站，并将录波信息传送到调度端，进行事故分析处理。

6.4.1.6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

6.4.2.1220kV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220kV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变电站内故障录波器应能接入继电保护及故障信息管理子站，并将录波信息传送到调度端，进行事故分析处理。

6.4.2.6故障录波器与调度主站的通信宜采用专用数据网。

6.5故障测距系统

6.5.1为了尽量缩短故障停电时间，故障测距系统作为系统线路故障寻线的辅助手段来建设。

对于长距离、跨越复杂地形，巡线不便的线路或潮流较重的联络线宜配置故障测距系统。

6.5.2故障测距采用数字式故障测距装置，应用行波原理，以双端测距为主，有独立的起动元件,并具有将其记录的信息就地输出并向远方传送的功能。

测距精度≤1kM或线路长度的1％，取两者中较小的值；

且不受故障类型、接地电阻等因素的影响。

6.5.3故障测距子站负责采集当地站端监测到的故障信息，完成行波信号转换，故障检测及判别，故障数据采样、加时标、贮存，数据上送至主站，根据主站的要求，上送主站查询的数据记录，定值，设备状态，工作方式等。

6.5.4在电网发生故障，装置立即将本地的故障采集信息自动上传至主站，主站可根据授权许可查询调传事故子站运行信息。

电网故障测距结果可同时就地显示打印和发信号提示值班员。

6.5.5故障测距子站应具有自检功能，定期检查测距系统，设备一旦发现异常应自动收集并保存，并上传主站和就地发信号提示值班员、显示打印。

6.5.6按要求完成变电站侧子站和主站的数据传输，装置应通过数据网完成数据传输。

此外，装置应能与站内保护及故障信息处理系统通信。

并且，故障测距主站和子站可以随时查询子站管理的定值情况、历史动作报告，自检报告。

6.5.7故障测距子站应具有高精度的GPS时钟数据自动校准测距系统。

6.6保护及故障信息管理子站系统

6.6.1完成变电站内各保护装置通信规约的转换；

6.6.2子站应能对变电站内各装置实时查询，对各装置的保护事件自检信号，以及相关的波形及时收集并按照重要性在就地数据库分级记录，在当地给出明确的提示信息。

可按照数据的重要性分级，及时把数据传送给主站端及监控系统；

6.6.3能对装置信号进行复归，同时可以接收远方主站或计算机监控系统的信号复归命令；

6.6.4GPS对时采用软对时及接点对时相结合的方式，硬接点对时利用GPS的分脉冲或秒脉冲对装置精确对时。

6.6.5系统信息的安全管理,对信息的删除、修改都设置权限管理，非权限用户将拒绝使用；

6.6.6子站具有与调度端主站通信的功能，且要能接入站内自动化系统，使用的协议符合国际标准。

具有故障信息集中处理功能，可实现远方和就地的信息查询、保护定值的查询、修改等。

装置应能通过联入数据网的方式将数据远传，实现信息共享。

继电保护及故障信息管理子站通过独立的端口与远动共用路由器，经数据网与调度端主站通信。

7系统调度自动化技术原则

7.1远动系统

7.1.1220kV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。

7.1.2220kV变电站远动通信单元采用双机冗余配置原则，两台远动通信单元同时运行、互为热备用。

7.1.3远动信息的采集原则上根据《电力系统调度自动化设计技术规程》（DL5003-91）确定，同时应考虑满足电网信息采集的完整性、准确性，全面反映变电站的运行工况，满足电网统一调度、分级管理的运行管理要求。

7.1.4远动信息的传输应以调度数据网为主用通道、常规点对点通道为备用通道的方式向各级调度端传送远动信息。

7.2电能信息采集系统

7.2.1220kV变电站应配置一台电能量采集处理装置，装置的型号应与省调电能计量主站端设备选型一致。

7.2.2电能量采集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

7.3.1220kV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同步相量测量装置

7.4.1若220kV变电站所在节点为WAMS的监测点，则应在站内配置同步相量测量装置（PMU）。

7.4.2相量测量装置的配置包括：

同步相量采集测量单元、数据集中处理单元、GPS接收单元以及通信接口单元。

7.4.3相量测量装置的信息采集范围应包括220kV线路的三相电流及三相电压等实时数据，并能进行相关的电压相角、有功功率、无功功率等测量。

7.4.4220kV相量测量装置应具备电网动态监测、实时记录、暂态记录、时钟同步等基本功能。

7.4.5相量测量装置与WAMS主站端的通信方式宜采用调度数据网方式，通道带宽为2Mbps。

数据分类为安全Ⅰ区，利用调度数据网的安全Ⅰ区作为PMU的传输通道。

7.4.6相量测量装置宜采用秒脉冲对时方式，对时精度应优于10-9s。

站内GPS时间同步系统的对时精度若能满足上述对时要求，相量测量装置可采用全站统一的GPS时间同步系统实现对时；

若不能满足要求，则宜采用相量测量装置的GPS接收单元独立接收卫星定位系统的绝对时间信号实现对时。

7.5二次系统安全防护

7.5.1二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。

7.5.2处于安全Ⅰ区的计算机监控系统和处于安全Ⅱ区的电能计量系统及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。

7.5.3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。

7.5.4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。

7.5.5安全Ⅰ区的计算机监控系统与安全Ⅱ区的电能量计量系统和保护子站系统等互联，则两者之间必须加装防火墙或横向隔离装置。

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。

220kV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。

8.1.2作为光纤通信网络中重要的组网节点的220kV变电站，应配置2套完整独立的光传输设备；

一般的220kV变电站配置1套光传输设备，应采用公共部件1＋1配置。

8.1.3220kV变电站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。

8.1.4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，而是作为500kV输电线路继电保护信息的传输通道，载波建设原则应根据电网一次系统及保护实际需求适时建设和改造，在不具备每回线配置两套光纤保护的情况下，需配置一套高频保护，在部分220kV变电站及220kV线路将根据上述要求配置部分高频通道加工设备，用作线路保护通道。

8.3系统调度程控交换机

根据《安徽电网电力通信“十一五”发展规划报告》，220kV及以下电压等级变电站，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

电力数据通信网是各种计算机应用系统实现网络化的公共平台，是未来除电力调度、生产实时准实时数据业务外所有信息数据业务统一承载网络的要求。

安徽电力综合业务数据通信网络分为三层，即核心层、骨干层和接入层。

核心网络基本中继速率为622Mbit/s或155Mbit/s。

骨干层基本速率为155Mbit/s，接入层的变电站和厂站以N×

2M速率接入。

重要的地区220kV集控中心可考虑配置接入层路由器，其余站点可不设立电力数据通信网路由器设备。

8.5通信机房及动力环境监测设备

220kV变电站一般不考虑单独的通信机房，但需加强通信站动力、机房环境的监控，并提高监控的准确性。

各220kV通信站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，监控分站主要采集以下内容：

（1）通信电源系统中的交流屏、直流屏、整流屏、蓄电池屏等的各种遥信、遥测量。

（2）各类通信设备信息，如电路运行状况、设备告警、性能指标参数等。

（3）若有独立的通信机房，需监测与机房环境有关的信息，如烟感、温度、湿度、水浸等。

8.6通信电源系统

作为地区集控站的220kV变电站及重要的220kV变电站，需具备2套互相独立的通信-48V直流电源和蓄电池。

通信电源的每套电源开关模块按中期负荷N+1配置，配置后备时间8小时（无人值班站按24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。

每套电源由2路独立电源供电，并同时向具备1+1电源输入的设备供电。

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台主机/操作员站、1台维护工程师站、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、220kV、110kV测控及PT并列切换装置采用集中组屏方式安装于主控制室或二次设备室；

35kV或10kV保护测控单元及PT并列切换装置宜分散布置于35kV或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计算机监控系统与继电保护信息处理子系统以串口或网络方式实现通信。

计算机监控系统还应配置与直流系统、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

防误装置应满足：

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

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