2220kV二次典设主要技术原则.docx
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2220kV二次典设主要技术原则
220kV变电站
二次系统主要技术方案
1技术原则概述
2
2.1设计依据
2.2
（1）国家、电力行业有效版本的标准、规程、规范及规定。
（2）《220～500kV变电所设计技术规程》（DL5218-2005）等国家和电力行业有关220kV变电站设计、通信设计和调度自动化设计的标准、规程、规范及国家有关安全、环保等强制性标准；
（3）国家电网公司《十八项电网重大反事故措施》、《输变电设备技术标准》、《预防输变电设备事故措施》、《电力系统无功补偿配置技术原则》等有关企业标准和规定。
（4）国家电网公司文件国家电网基建〔2005〕501号“关于印发《国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计指导性意见》的通知”。
（5）公司颁发的继电保护、调度自动化、通信、二次系统相关的技术规定和文件。
设计范围
2.3
变电站二次系统典型设计的设计范围包括系统继电保护、系统调度自动化、系统及站内通信、计算机监控系统、组件保护及自动装置、直流及UPS电源系统、全站时间同步系统、图像监视及火灾报警系统等。
系统继电保护包括线路、母线、断路器等设备的保护装置，故障录波装置和保护及故录子站系统等。
系统调度自动化包括远动系统、电能信息采集系统、调度数据网接入设备、同步相量测量装置及二次系统安全防护设备等。
系统及站内通信包括光纤通信系统、电力线载波通信系统、系统调度程控交换机、综合数据通信网接入设备、通信机房及动力环境监测设备、通信电源系统等。
组件保护及自动装置保护包括主变压器、站用变、低压无功补偿等设备的保护装置及低压无功自动投切和站用电备自投装置。
（1）直流及UPS电源系统包括蓄电池组、充电设备、直流馈电设备，UPS主机和配电设备等。
（2）
设计深度
2.4
按《变电所初步设计内容深度规定》（DLGJ25-94）有关内容深度要求开展工作。
总体技术原则及要求
2.5
变电站二次系统典型设计的原则是：
安全可靠、技术先进；标准统一、提高效率；努力做到可靠性、统一性、通用性、经济性和先进性的协调统一。
可靠性：
确保变电站二次系统的安全可靠，确保工程投运后电网的安全稳定运行，可靠性是二次系统典型设计的基本要求和首要条件。
统一性：
适当兼顾各地区的运行习惯和二次设备厂家的技术特点，规范公司系统内变电站二次系统的功能要求、配置原则、组屏方式等；统一二次设备屏柜的尺寸、结构、名称、标识和颜色。
通用性：
典型设计应考虑设备及其备品备件，在一定范围和一定时期的通用互换使用；不同厂家的同类产品，应考虑通用互换使用。
经济性：
按照企业利益最大化原则，在保证高可靠性的前提下，要进行技术经济综合分析，优先采用性能价格比高的技术和设备。
先进性：
提高原始创新、集成创新和引进消化吸收再创新能力，坚持技术进步，推广应用新技术，设计和设备要能代表国内外先进水平和电网技术的发展趋势。
220kV变电站二次系统典型设计工作的重点是以变电站典型设计为基础，深化、细化变电站各个二次系统的配置原则和技术要求；工作难点是规范、统一生产调度部门对变电站二次系统功能和配置要求。
系统继电保护
3
线路主保护、后备保护的配置原则
3.1
220kV线路应配置两套微机型全线速动主保护，宜采用同一个厂家的不同原理的两套保护或不同厂家的保护设备，以保证有足够的互补作用。
每套主保护均应带有一套完整的后备保护，应采用主保护与后备保护一体化的保护装置，每套线路主保护中都需要配置完善的重合闸功能。
220kV线路保护原则上一套主保护应采用分相电流差动保护，另一套主保护采用纵联距离（方向）保护；在通道条件和电网结构允许情况下，应采用双分相电流差动保护的配置方案。
220kV线路保护的后备保护为完整的三段接地距离、相间距离保护和定时限零序方向电流保护，定时限零序方向电流保护应能有效地切除100Ω高电阻接地故障。
两套220kV线路保护应相互独立，两套保护之间应尽量减少电气联系，任何一套保护因异常退出或需要检修时，不影响另一套保护正常运行。
每套保护的交流电流、直流电源、保护通道应彼此独立以满足双重化的要求，每套线路保护同时启动两组断路器跳闸操作回路，每套保护的交流电流分别采用互相独立的CT二次绕组，其保护范围应交叉重叠，避免死区。
110kV线路每回线路保护配置一套线路保护装置，保护应包括完整的三段相间和接地距离及四段零序方向过流保护。
距离保护和零序保护应具有良好的方向性，在出口三相故障时，能够正确动作。
距离保护和零序保护一段动作时间不大于30ms，保护装置可适用于短或超短线路，最小可整定0.01Ω（In=5A）。
保护装置在故障全过程对各相各段的距离继电器、另序方向过流继电器应能进行平行计算，保护应具有较强的反应过渡电阻的能力。
对于110kV线路上发生的各种类型故障，区内故障应可靠动作切除故障，区外故障应可靠不动作。
线路保护装置每相交流电流回路额定功率消耗小于1VA，每相交流电压回路额定功率消耗小于1VA。
母线保护配置原则
3.2
220kV母线应配置两套独立的微机型母线保护，失灵保护功能包含在母差保护中，并且按照双重化配置，失灵保护与母差保护公用出口、电压闭锁、隔离刀闸位置输入等，每条线路间隔不独立安装失灵启动装置，线路保护和其他保护将保护动作接点引至失灵保护中，失灵保护的电流回路和母差保护共用。
110kV母线应配置一套独立的微机型母线保护。
采用微机型比率制动式母线差动保护。
区内故障时，母线保护应可靠动作；区外故障时，即使CT饱和，母线保护应可靠不动作。
母线保护动作时间应小于25ms。
母线保护应装设低电压闭锁回路。
母联或分段断路器保护配置原则
3.3
220kV及110kV母联、母分保护各配置一套辅助保护，保护装置主要含充电、过流保护功能。
线路故障录波器配置原则
3.4
220kV及110kV电压等级应配置容量适中的故障录波及测距装置，并带有就地显示及打印机以及具有故障测距功能和远传功能。
继电保护和故障录波信息管理系统配置原则
3.5
新建变电站应建立继电保护及故障信息处理系统子站。
继电保护及故障信息处理系统应考虑为一个准实时的系统，无论出现何种情况，绝不能影响继电保护和故障录波器的安全、可靠及独立运行；系统要同时考虑继电保护专业人员、调度人员、现场运行人员、检修人员、管理人员的需求；系统既要满足电网故障情况下对故障信息的快速采集、传送和分析应用，又要实现日常运行中对微机继电保护和故障录波器的监测功能。
继电保护及故障信息处理系统子站接入的信息内容包括微机保护装置的故障波形、内部各元件的动作情况、装置的自检信息、保护定值信息、保护的开关量输入信息，故障录波器记录的所有开关量和模拟量信息。
所有的信息均带经过GPS对时的时标。
继电保护及故障信息处理系统子站系统通过与各220kV线路保护、主变保护、220kV及110kV母差保护、220kV、110kV及主变故障录波装置的连接，并完成各装置通信规约的转换。
子站系统应汇总全部数据并与地调和中调通信的功能。
系统继电保护接口技术要求
3.6
保护装置通过RS485接口或网络口与保护信息系统直接连接。
故障录波信息通过故障录波网HUB与保护信息系统直接连接。
故障录波信息系统子站和监控系统不连接。
保护装置通过RS485接口或网络口与计算机监控系统直接连接。
对电气专业的要求
3.7
每个220kV电流互感器应提供四组独立的保护级次级绕组供系统保护使用，其中两套线路主保护分别接两个不同的绕组，两套母线保护分别接另两个不同绕组。
220kV线路保护和重合闸所需的电压由220kV母线三相电压互感器及线路单相电压互感器提供；故障录波所需的电压由220kV母线电压互感器提供。
每个110kV电流互感器应提供四组独立的保护级次级。
保护对断路器跳闸线圈、操作电源、直流电源配置要求
3.8
两套主保护的直流电源分别接两组独立的直流蓄电池组，其跳闸回路也分别接至每台断路器的两组跳闸线圈。
保护对通信信道的要求、保护光电转换接口对通信电源的要求
3.9
每条线路两套主保护装置的通道应互相独立。
原则上每条220kV线路至少应具备一路光纤数字通道。
如果还具备另外独立的数字通道，则220kV两套主保护均使用数字通道；否则一套主保护使用数字通道，另一套保护使用载波通道。
继电保护及故障信息处理系统与主站之间的数据都通过三级数据网传送。
系统调度自动化
4
规范远动系统配置原则和方案
4.1
a）远动系统技术及功能要求
远动信息采用站内计算机监控系统的远动主机来完成。
2台完全双冗余配置的远动主机，采用高速数据接口与站内计算机监控系统LAN互联；综自系统间隔级的I/O单元所采集的远动信息不经过计算机监控系统的后台处理设备，直接传送至远动主机，以保证远动信息的实时、可靠地传送到各级调度中心；同时从调度中心下达的各种控制和调节指令由远动主机直接下达给间隔级的I/O单元。
b）远动信息内容
远动信息按《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T5003-2005要求采集.
c）远动信息传输方式
采用调度数据网络及点对点传输至上级调度及集控站计算机系统。
远动主机对调度端要求具备两种接口：
网络接口：
10/100Mbps自适应网络接口，每台远动主机配置一个，通信规约为IEC60870-5-104。
点对点专用通道接口：
每台远动主机要求分别内置3路（其中一路备用）传送速率为600bps～9600bps（可调）的全双工调制解调器，通信规约为IEC60870-5-101。
电能信息采集系统
4.2
配置一台电量采集器采集变电站内所有电能表信息。
电量信息采用电力调度数据网络和拨号通道两种方式送往上级调度；同时，电量采集器通过RS485接口把电量信息送往当地监控系统。
相量测量装置的配置原则和方案
4.3
220kV重要枢纽站配置相量测量装置一套，220kV继电器小室配置一面屏。
信息采集范围：
220kV线路、主变三侧的三相电流及电压相量。
对时精度为1um。
采用调度数据网络通调传送至省调。
电力调度数据网接入设备配置原则和方案
4.4
220kV变电站分别配置三级网设备一套。
220kV变电站均配置两台路由器、两台交换机并以两个不同路由的2Mbps数字通道接入三级数据网。
二次系统安全防护设备配置原则和实施方案
4.5
安全Ⅰ区配置纵向认证装置。
系统及站内通信
5
光纤通信设备配置原则
5.1
220kV变电站光缆通信采用双独立路由24～36芯OPGW光缆、双套2.5G/622MSDH设备接入系统。
光传输设备基本采用MSTP设备，对主要板卡均采用1+1配置。
电力线载波通信设备配置原则
5.2
部分老的220kV变电站仍采用1路电力线载波为备用接入系统，220kV变电站还根据线路保护要求提供相应线路保护通道。
系统调度程控交换机设备配置原则、组网方案和信道配置要求
5.3
220kV集控变电站设一台调度交换机，配置48线用户接口，2个2M接口，8线环路接口，12线四线E&M接口，双电源输入，同时配置1席调度台，1套8通道录音设备，1套维护终端及打印机。
调度交换机采用2M接入省调，并由地调放号。
220kV非集控站不设调度交换机，由省调、地调放号，设1套4通道录音设备。
综合数据通信网络接入设备配置原则、组网方案和信道配置要求
5.4
鉴于目前220kV变电站综合数据通信网络尚未建设，建议充分利用SDHMSTP平台，采用IP技术进行延伸。
通信机房及动力环境监测设备的信息监测范围及信息传输方式
5.5
新建220kV变电站不设独立的通信机房，与二次设备共用网络及通信室。
220kV变电站设1套通信监控系统通信监测设备，配置门禁、烟雾、温湿度采集器，空调开关遥控器等监视机房环境，同时配置协议处理转发器接入通信电源、交换机、传输设备等。
通信监测设备采用2M接入地调再转发至调。
视频监视等由站内安防及图像监视系统统一考虑。
鉴于通信设备的运行维护和检修采用集中与各地区中心站的管理方式以及国调的要求，现有变电站通信设备由放置于地区中心站的通信监测系统进行监视。
为满足运行维护和现场设备变电站统一管理的双重需求。
建议在保留通信监测系统的同时取电源、传输设备、交换机的总告警接点信号接入站内计算机监控系统。
通信电源设备配置原则
5.6
目前220kV变电站通信电源及蓄电池按2套-48V/100~120A-200~300Ah开关电源，为同一设备同时供电。
由于福建是台风等自然灾害频发地区，而通信是全程全网的系统，一个站的设备停运可能影响好几个站的通信通道。
随着无人值守变电站的增多，运行单位希望进一步加大站内通信蓄电池的容量，避免因个别站内电源问题而影响全网通信，确保全程通信电路的畅通。
建议新建220kV集控变电站设2套-48V/200A-800Ah开关电源，220kV非集控变电站设2套-48V/150A-500Ah开关电源，110kV变电站设2套-48V/80A-200Ah开关电源；建议通信蓄电池组安装与设备分开，在独立房间或统一安装在站内蓄电池组室。
计算机监控系统
6
计算机监控系统配置原则和方案
6.1
计算机监控系统来实现变电站的控制、测量、报警、操作闭锁、调度系统通信和变电站的某些管理功能，计算机监控系统和保护信息系统分别组网。
网络系统应符合国际标准化组织OSI七层模型，网络采用双冗余网络。
间隔层采用以太网，构成全分散、全数字化、智能、双向、互联、多点、多变量、多站的通信系统。
站控层采用双以太局域网，将各工作站互联，实现资源共享。
网络节点数应留有不少于40%的裕度，间隔层网络通讯应按双冗余配置，计算机监控系统采用windows软件操作平台。
5.1.1计算机监控系统功能设置
根据变电站实际运行的需要，计算机监控系统设置以下主要功能：
●实时数据采集及处理
●
●监视与报警（包括语音报警）
●
●控制操作和同期检测
●
●人机接口
●
●制表打印、拷贝
●
●事件记录
●
●同步对时
●
●与各级调度的远动设备通信
●
●与继电保护装置的通信和管理
●
●数据库管理
●
●自诊断，自恢复
●
●专家系统功能
●
●运行设备的管理
●
●防误操作闭锁功能
●
220kV系统、主变继电保护装置及110kV系统既接入计算机监控系统也接入保护信息管理系统，10kV系统保护装置的通信和管理由计算机监控系统实现。
5.1.1.1实时数据采集及处理
（1）模拟量输入:
除主变温度、直流电压通过变送器输入外，其余采用交流采样，输入CT、PT二次值，计算I、U、P、Q、f、COSφ；对于要经同期检测合闸的断路器，采集同期电压。
（2）开关量输入:
所有断路器、隔离开关、接地开关位置信号及断路器操作机构信号，采用无源接点输入，要进行远方控制的设备，采用双位置接点输入。
所有微机保护、直流系统、UPS系统、火灾报警系统信号，采用通信方式接入。
有载调压档位采用BCD码输入。
5.1.1.2控制操作和同期检测
（1）控制操作对象
●220kV及110kV断路器、电动隔离开关
●
●10kV断路器
●
●380V站用电进线小型断路器及分段小型断路器
●
●主变中性点接地开关
●
●主变分接头调节
●
●微机保护装置的投入、退出及保护、信号复归
●
（2）控制方式和同期检测
设备的操作既可在间隔层的测控柜上，也可在操作员工作站上和调度端。
同一时间只允许一种控制方式有效。
间隔控制层应具有防误闭锁逻辑判断、分散式检同期功能。
5.1.2系统配置
计算机监控系统采用分层分布式开放性网络结构，网络分成站控层和间隔层两层。
间隔层的设备安装在主变继电器小室小室、220kV继电器小室、110kV继电器小室；站控层的设备集中安装在变电站的主控制室内。
站控层和间隔层之间通过光纤通信，主变继电器小室、220kV、110kV继电器小室内设置由屏蔽双绞线构成的双以太网，10kV设置由屏蔽双绞线构成的现场总线网。
（1）系统硬件配置
●站控层设备：
●
操作员工作站1套；
远动主站2套
继电保护工程师站1套
●网络设备：
包括网络接口设备、光电转换装置、光缆、通讯电缆等。
●
●间隔层设备：
包括智能I/O单元及相关接口装置、GPS对时设备等。
●
（2）软件要求
计算机监控系统软件包括系统软件、支持软件和应用软件。
对软件总的要求是采用模块化结构，有高度的可靠性、实时性、开放性，并且可方便地维护和扩充。
5.1.3系统主要技术指标
可靠性指标：
系统可用率不小于99.9%；
站控层平均无故障时间（MTBF）：
不小于20000h；
间隔层平均无故障时间（MTBF）：
不小于30000h；
系统响应时间：
输入不大于2s；输出小于2s；
SOE分辨率：
不大于1ms；
时钟同步误差：
校正周期内小于1ms；
模数转换分辨率不小于12位，最大综合误差不大于0.5%，其中电网频率测量误差不大于0.01Hz；
模拟量数据更新周期不大于2s；
数字量数据更新周期不大于1s；
遥控、遥调正确率不小于99.9%；
双机自动切换到基本监控功能恢复时间不大于20s；
画面响应时间：
不大于2s；
CPU负荷率：
正常情况下小于30％，故障情况下小于50％；
网络负荷率：
正常情况下小于20％，故障情况下小于40％。
5.1.4远动信息的采集与传输
计算机监控系统所需的信息采集由计算机监控系统间隔层的智能I/O单元完成。
信息采集后送至计算机监控系统的信息网络，计算机监控系统的远动主站直接从信息网络上获取远动所需的信息，再传给调度端。
5.1.5时钟接收和时钟同步
接收GPS标准时间信号，通过软、硬相结合对时方式校准各工作站及各测控单元的时钟。
各单元之间的对时误差应小于1ms。
二次接线原则和方案
6.2
5.2.1防误闭锁方式
采用微机五防＋单元电气闭锁方式，在站控层设置微机防误工作站，微机防误主机与变电站监控主机共享数据库。
5.2.2控制方式和同期检测
设备的操作既可在间隔层的测控柜上，也可在操作员工作站上和调度端。
同一时间只允许一种控制方式有效，间隔控制层应具有防误闭锁逻辑判断、分散式检同期功能。
5.2.3二次屏柜供电方式
采用辐射式供电方式，对于设置在配电装置的继电器小室，设置直流分屏向负荷供电。
对于在配电装置的需要交流供电的设备，设置交流配电箱，采用辐射式供电方式。
5.2.4操作箱、隔离开关回路接线
原则上根据断路器的机构型式在保护屏上配置三相或分相操作箱。
断路器的压力闭锁一般采用断路器机构自身的回路。
电动隔离开关纳入变电站计算机监控范围，隔离开关机构箱上配置有就地/远方转换开关，每个间隔的断路器端子箱上设置隔离开关的分/合闸和急停按钮。
二次设备的布置原则和方案
6.3
对于AIS站，设置有包括主控楼、110kV继电器小室、220kV继电器小室；对于GIS或HGIS站，不在配电装置现场设置单独的110kV继电器小室、220kV继电器小室，所有二次设备间均布置在主控制楼内。
主变的保护屏、电度表、故障录波屏、测控装置和站用变的测量装置、10kV公用及PT并列装置、直流主屏、GPS对时设备、站用电屏等布置在主控楼底层的主变继电器小室小室内。
操作员工作站、远动主站、五防工作站、激光打印机等布置在主控楼二层的主控制室内，操作员工作站按单套设置。
远动主站、路由器屏、GPS屏、UPS柜等布置在控制设备室。
对于AIS站，110kV、220kV配电装置分别设置单独的继电器小室，220kV系统的保护、测控装置、直流分屏、电度表屏、网络设备等布置在220kV继电器小室内。
110kV系统的保护、安控、测控装置、直流分屏、电度表屏、网络设备等布置在110kV继电器小室内。
GIS或HGIS站将110kV、220kV继电器小室的设备合并在一个房间布置在主控制楼内。
10kV测控保护一体化装置及电度表分散布置于10kV配电装置室内的相应10kV开关柜内。
继电器小室抗干扰措施、二次设备的接地及防雷方式
6.4
5.4.1选用抗干扰水平符合规程要求的继电保护、测控及通信设备。
5.4.2主控制室、继电器小室采用一定的屏蔽措施。
5.4.3计算机监控系统的采集单元I/O装设在配电装置的继电器小室内，开关量和模拟量的信息源头在配电装置的端子箱或机构箱，在I/O和端子箱或机构箱之间的信息通道，采用屏蔽电缆。
5.4.4继电器小室内部的信息连接回路采用屏蔽电缆或双绞线屏蔽电缆。
5.4.5在信息输入回路采用光电隔离，硬件滤波等抑制干扰入侵。
5.4.6各继电器小室的监控终端与控制室站控层设备之间采用光纤通信，能有效地防止电磁干扰入侵。
5.4.7保护屏间用截面不小于100平方毫米的专用接地铜排直接连通，各行专用接地铜排首末端同时联接，然后在该接地网的一点经铜排与控制室接地网联通。
元件保护及自动装置
7
主变压器保护的配置原则
7.1
采用双主双后（主后合一）＋单套非电量保护配置。
保护分组2面屏，A屏为第一套保护＋中、低压侧操作箱＋非电量保护，B屏为第二套保护＋高压侧操作箱。
主变压器故障录波器配置原则
7.2
对于远景为３台主变压器的变电站，＃1－＃2主变配置１面故障录波屏，为64AI、128DI配置，#3主变压器配置１面故障录波屏，为32AI、64DI配置。
站用变保护的配置原则
7.3
一般容量不超过315kVA，采用一次配置熔断器的方式作为站用变的保护；低压侧可以采用380V框架开关自带的过流保护作为低压系统的后备保护。
35kV母线保护的配置原则
7.4
一般不设置专用的35kV母线保护，采用主变保护的低压侧后备保护或设置限时速断保护作为35kV母线保护。
低压无功装置保护的配置原则
7.5
220ｋV变电站低压无功装置一般为10kV电容器组，其保护与测控功能一体，主要功能包括限时电流速断，定时过流，母线过压、欠压，开口三角电压保护。
电压无功控制装置的配置原则
7.6
暂无。
站用电备自投的配置原则
7.7
对应一次接线为单母线分段的接线型式，采用母分备自投的方案。
直流及UPS电源系统
8
直流系统电压、接线方式、供电方式及布置方式
8.1
直流系统工作电压等级采用220V，为二段单母线接线，两段母线间加一联络开关，充电兼浮充电设备采用两套智能高频开关电源。
直流系统采用主、分屏两级供电，直流分屏相应下放到继电器小室，直流主屏布置在主控楼的底层。
蓄电池组设专用蓄电池室采用蓄电池架方式布置。
蓄电池组的配置方案
8.2
变电站设两组103只免维护阀控式全密封铅酸蓄电池，蓄电池容量为300安时，蓄电池单只浮充电压为2.23V，均充电压为2.35V，2小时事故放电末期的终止电压为1.87伏/只，不装设端电池。
充电装置的配置方案
8.3
220kV变电站采用2套高频开关充电模块，一般每套配10只10A的模块（N>6采用N+2原则）。
直流馈电屏的配置方案
8.4
包括２面充电器屏、1面联络屏、2面直流主馈电屏、４面直流分电屏（对应110kV和220kV继电器小室各2面）。
保护及操作设备采用直流专用空气开关。
直流系统其它设备的配置方案
8.5
2套充电模块对应设置2台监控主机。
蓄电池试验放电设备可以根据运行要求在相临近的几个变电站统一
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