调度自动化110kV变电所综自技术规范书.docx
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调度自动化110kV变电所综自技术规范书
110kV变电所工程
变电站综合自动化设备技术要求
建设单位签署
运行单位签署
设计单位签署批准
审核
编写
XX电力设计院
年月
1工程概况
1．变工程概况
1.1.1110/35/10kV三圈变压器终期台，本期台。
1.1.2110kV进出线终期回，本期回；本期单母线接线。
终期单母线分段接线。
1.1.335kV出线终期回，本期回；本期单母线接线，终期单母线分段接线。
1.1.410kV出线终期回，本期回；本期单母线分段接线，终期单母线分段接线。
1.1.510kV电容器终期组,本期组；10kV所变本期X台。
1.1.6电气主接线见附图
1.1.7工作条件
环境温度：
-20~+40℃
相对湿度：
45%~95%
相对海拔：
1100m
额定参数
交流电流：
5A交流电压：
100V，100V/√3V
额定频率：
50Hz直流电压：
220V
2微机综合自动化装置功能要求
2.1主变保护装置
2.1.1本体重瓦斯、调压重瓦斯保护；
2.1.2差动保护；
2.1.3复合电压闭锁过流保护（三侧配置）；
2.1.4过负荷保护（三侧配置）；
2.1.5零序过流保护﹑零序过电压保护和间隙保护；
2.1.6轻瓦斯保护（本体轻瓦斯、调压轻瓦斯）；
2.1.7主变压力释放发信号或跳闸三侧；
2.1.8所有保护的投/退采用硬压板进行投退；
2.1.9油温过高发信号或跳闸；
2.1.10过负荷闭锁有载调压；
2.1.11过流闭锁中性点刀闸操作；
2.235kV﹑10kV线路、所变及分段保护测控配置
2.2.1两相式过电流保护；
2.2.2两相式电流电压速断保护；
2.2.3低周减载（设有滑差闭锁功能）；
2.2.4三相一次自动重合闸；
2.2.5遥测、遥信、遥控；
2.2.6开关量输入为220V无源接点，不允许采用光耦端子。
遥信量按8路考虑；
2.2.7保护跳闸有硬压板可以投/退。
2.3电容器保护测控配置
2.3.1三相式过电流保护；
2.3.2过电压保护；
2.3.3失压保护；
2.3.4开口三角保护。
2.3.5遥测（接入三相CT）、遥信、遥控。
2.3.6开关量输入为220V无源接点，采用光耦端子。
遥信量按8路考虑；
2.3.7保护跳闸有硬压板可以投/退。
2.3.8按DL/T5136-2001技术规程要求配置屏内接地平台及连线。
3监控系统功能
3.1功能、技术指标
3.1.1微机保护、测控装置应采用RISC32位处理器，16位A/D模数转换器。
3.1.2遥测装置为交流采样，遥测精度≤0.5%,并能在线进行交流采样精度校验。
3.1.3交流采样的响应速度不大于100ms，遥测系统对输入量的变化响应时间≤1S
3.1.4测量为真有效值测量，当波形畸变≤10%时应能保证0.5%的精度。
3.1.5对主变温度、直流电压等的测量可采用直流采样，系统应能有不少于8路的直流采样输入回路和相应的变送器。
主变档位开入采用“一对一”方式。
3.1.6遥信输入回路的驱动电压为DC220V，可以为有源接点，也可为无源接点；遥信输入回路为二级光电隔离。
3.1.7具有遥测封”0”功能,即某一回路为断开的情况下,该回路的遥测值应为“0”值。
3.1.8遥信信号具有取反功能。
3.1.9每路遥信信号具有延时防抖动功能，防抖动延时时间可在1mS~10S内调整。
3.1.10具有遥信信号的合并功能，合并应能采用“与”和“或”逻辑。
3.1.11具有主站对时功能，对时精度不低于4ms。
3.1.12遥信站内分辩率≤4ms。
3.1.13具有SOE功能，SOE分辨率为4ms。
3.1.14常规功能满足部颁实用化标准要求。
3.2能与保护系统、电能表、VQC装置、小电流接地选线装置、直流系统等通信，将运行信息传送至地调。
3.3系统具备远方维护和诊断功能。
4电能采集
4.1系统具备不少于4个RS-485口与电子式电能表通信，取得电能表的分时电能底码，然后传送至调度端。
4.2系统通信规约为部颁102规约，该规约应能将电能表的日结算分时电量分别传送至调度端，对每块表有20种分时电度，应能传送64块表的全部分时电度。
4.3电能量每30MIN向调度端传送一次，传送的间隔时间应能调整。
5中央控制及信号系统
5.135kV消谐装置（独立装置）。
5.2直流系统应具备远方监控功能。
5.3具有重复动作的总事故音响、总预告音响系统，手动跳闸和保护跳闸可区分。
5.4有人值班时总事故、总预告音响均手动复归。
5.5无人值班时事故音响延时10秒自动复归，总预告遥控复归。
5.6遥控断路器等操作时屏蔽总事故音响。
5.7具有屏幕显示事故对象、性质及时间；
5.10直流输入采用220V操作电源。
控制电源与保护电源应分开。
6就地微机监控系统（后台系统）
6.1硬、软件配置
PC机、CRT彩显、打印机及UPS均为单套配置。
6.1.1计算机
主频：
≥2.4GHZ；内存：
≥512M；硬盘：
≥80G
6.1.2CRT监视器：
17英寸液晶显示器；分辨率：
1024X768
6.1.3打印机：
HP激光A4幅面打印机（后台打印机）；
6.1.4鼠标器：
随机配置的串行鼠标器；声卡及音箱
6.1.5控制台一套；
6.1.6网络线由厂方供应（屏蔽双绞线）；
6.1.7监控系统的应用软件应是基于MicosoftWindows操作系统，
具有友好的中文界面，并有详细的使用说明；
6.1.8公司免费提供监控系统备份软件1套。
由公司及时更新功能免费提供；
6.1.9后台系统与总控单元通讯采用103规约。
6.2监控系统显示功能
6.2.1系统主接线图：
报表（报表按供电局要求制作）等可上下、左右移动，可分成若干子画面。
以便观察；
6.2.2各接线图显示：
负荷显示，开关，刀闸状态显示；
6.2.3模拟量参数表显示，状态量参数表显示，电度表量参数显示；
6.2.4负荷曲线图（110kV进线主变及出线总的曲线）：
一幅画面最多可定义4条曲线显示，曲线上方有指定点的数值显示，曲线可左右移动显示（一幅画面同时调出）；
6.2.5电压棒图：
可自行定义110kV、35kV、10kV等各级电压，并在棒图的下方有当前值显示；
6.2.6事故追忆显示：
可显示事故前5分钟，事故后10分钟的相关电压、电流、有功、无功等四个量，记录频度为1分钟一次；
6.2.7报文显示：
可监视监控计算机与调度端之间的通讯报文；
6.2.8事故显示：
状态量的变位，模拟量的越限，通信状况，每300毫秒自检一次（全系统）。
6.2.9后台系统具有调保护定值﹑故障录波记录等功能。
6.3告警功能
6.3.1开关变位：
画面闪烁提示，并在报警框有汉字提示的名称以及当前变位状态；
6.3.2电流越限：
画面闪烁提示，并在提示框显示当前越限值和越限给定值；
6.3.3电压越限：
画面闪烁提示，并在提示框显示当前越限值和越限给定值；
6.3.4周波越限：
画面闪烁提示，并在提示框显示当前越限值和越限给定值；
6.3.5保护动作与告警：
提示框显示相应的内容；
6.3.6对于开关变位、保护动作、保护告警等功能给出音响提示，在加上电流、电压、周波越限，除了推出告警语句外，还指明对象、性质，同时打印机记录相应的告警事件，并写盘保存。
6.3.7对系统中模块的运行情况上报至调度端。
6.4遥控功能
对开关可进行遥控操作，并打印和写盘记录操作员的姓名操作的时间、性质等。
遥控操作人机界面应设置操作员，监护人两级防误操作闭锁功能。
6.5历史数据
6.5.1日报数据保留一个月，月报数据保留一年；
6.5.2对历史数据进行日、月检索，并具备对历史数据库的数据进行库操作；
6.5.3对任一数据进行日、月统计，并指明该数据在该日的最大值、最小值以及出现的时间，该数据在某月的最大值、最小值、平均值、力率、负荷率；
6.5.4保留告警事件（开关变位、线路越限、保护告警）200个事件；
6.5.5对历史数据库中一个月内的日报数据可进行回顾打印；
6.5.6对历史数据库中一年内的月报数据可进行回顾打印。
6.6打印功能
6.6.124小时日负荷报表（负荷总加、电压）的定时打印（可设定打印时间）；
24小时负荷曲线的召唤打印，报表自动、召唤打印；
电能日报、电能月报的定时打印（可设定打印时间）。
6.6.2召唤打印
画面拷贝；
运行月报；
对历史数据库中任一天（一个月内）任一个月数据进行回顾打印。
6.6.3随机打印
开关、继电保护动作记录；
线路越限记录；
电压越限记录；
遥控操作记录。
6.7计算功能
6.7.1功率总加、电能总加计算；
6.7.224小时最大值、最小值、平均值，月最大值、最小值、平均值；
6.7.3负荷率的计算，功率因数计算；
6.7.4其他辅助计算等。
6.8在线维护功能
6.8.1各种类型的画面报表的在线编辑功能；
6.8.2前景数据的画面报表的在线编辑功能；
6.8.3数据库部分内容的在线修改；
6.8.4部分运行参数及限额的在线设置、状态修改。
6.9其他功能要求
6.9.1就地主站应具备GPS对时功能及GPS设备；
6.9.2监控系统应具有和直流系统通信的能力；应具有和“微机五防”系统通信的能力。
6.9.3对所用系统进行遥测、遥信、遥控。
6.9.4应能满足远方保护定值修改及保护投退功能；
6.9.5应能对部分公用电量和信号的采集。
如110kV母线电压，消弧线圈电流、电压；PT部分的信号。
当地监控﹑调度端上送的母线电压要求直接采集。
主变档位的采集应向调度端上传遥测量。
6.9.6保护柜上应有当地和遥控转换开关。
6.9.7应能完成110kV、35kVPT的重动、绝缘监察等功能。
6.9.8应能对主变中性点刀闸进行遥控操作。
对主变调压机构进行遥控操作。
6.9.9预留4个和其他智能设备通信的接口。
6.9.10110kV线路测控单元具有同期功能。
6.9.11主变差动保护﹑非电量保护及各侧后备保护装置电源要求各自独立；
7远动
7.1能与2个调度端通信，均为双通道，一为数字串口式（九针），一为模拟（调制解调器），并能完成自动切换；采用部颁DNP3.0﹑CDT规约或101规约。
调制解调器应能具备300、600、1200、2400﹑4800bit/s的传送速率，可以选择。
后台监控计算机的运行工况不得影响与调度端的通信。
7.2与调度端通讯均通过光电隔离器，并具有防雷保护装置。
8随屏供货应提供柜原理图、装置原理图、接线图，调试记录及调试大纲，装置技术说明书6套。
9供方产品保修一年，在系统今后的扩容和改造及与其他系统联结时，提供技术服务。
10厂家在投标时应提供详细的配置及组柜方案。
11厂家中标后应在1周内签定技术协议，1月内向设计院提供图纸并具有CAD软盘。
生产前其图纸应由设计、运行、管理单位及有关设备厂家一起在设计联络会上进行确认。
变电所组柜方案及设备配置
1组柜方案
1.1主变保护组1面柜，安装于二次设备室。
1.2通信、控制、测量、GPS部分,所用电压（本期2段）﹑直流电压的测控装置及ERTU装置集中组柜，即公用柜，安装于二次设备室。
1.3110kV测控柜1面，安装于二次设备室。
柜中包括1套110kV母线PT重动﹑并列及母线电压测量装置，予留1台110kV分段操作箱﹑1套分段保护/测控装置的位置及接线。
1.4主变测控柜1面，安装于二次设备室。
包括主变三侧测控装置和温度﹑档位等信号的测控装置。
1.535kV保护/测控柜2面，安装于二次设备室。
柜1中包括5套35kV出线保护/测控装置。
柜2中本期包括1套35kV消谐装置，1组35kV母线PT的测控及重动装置。
予留2套35kV分段保护/测控装置及另2组35kVPT重动装置的位置及接线。
1.6主变三侧电能表集中组柜,安装于二次设备室。
柜中最终安装9只表，本次配3只表，分别对主变三侧进行电能量计量。
电能表带联合接线盒装于柜后。
电能表由建设单位提供。
1.710kV保护测控装置﹑电能表及母线电压测量装置等安装于相应的开关柜上。
电能表由建设单位提供。
1.835kV线路电能表集中组1面屏，安装于二次设备室。
柜中装8只表,本期配5只。
电能表带联合接线盒装于柜后。
电能表由建设单位提供。
2组柜基本技术数据
额定直流电压220V
额定交流电压100V或100/
V；额定交流电流5A
屏体尺寸2260X800X600（高X宽X深）mm
出口继电器均采用进口元件
110kV侧电能表采用3相4线制电能表
35kV﹑10kV电能表采用3相3线制电能表,精度要求：
有功0.5级﹑无功2.0级。
要求带通讯串口。
直流回路空开全部采用ABB或西门子的直流空开。
每柜内予留一排备用端子，按20个端子考虑。
所有端子采用菲尼克斯端子。
设备配置表
序号
设备名称
单位
数量
备注
1
主变保护柜
面
2
公用柜
面
3
110kV测控柜
面
4
主变电能表柜
面
5
35kV电能表柜
面
6
10kV保护/测控装置
套
7
10kV电容器保护、测控装置
套
8
后台系统
套
9
35kV保护/测控柜
面
10
10kV母线测控装置
套
11
10kV母线PT重动装置
套
12
电量采集终端
台
13
控制台
套
14
主变测控柜
面
升级会员 