1、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1.1.1 110/35/10kV三圈变压器终期 台,本期 台。1.1.2 110kV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。1.1.3 35 kV出线终期 回,本期 回;本期单母线接线,终期单母线分段接线。1.1.4 10kV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。1.1.5 10kV电容器终期 组,本期 组;10kV所变本期X台。1.1.6 电气主接
2、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:220V2 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
3、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;2.2 35kV10kV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.
4、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/T 5136-2001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1S3.1.4 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
5、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1mS10S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
6、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30 MIN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5.1 35kV消谐装置(独立装置)。5.2 直
7、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:80G6.1.2 CRT 监视器:17英寸液晶显示器;分辨率:10
8、24X7686.1.3 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 Micosoft Windows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
9、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
10、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
11、,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
12、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6.6.1 24 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;6.7.2 24小时最大值、最小值、平均值,月最大值、最小值、平均值;6.7.
13、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
14、;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 、35kV PT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 。6.9.10 110kV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DNP3.0CDT规约
15、或101规约。调制解调器应能具备300、600、1200、24004800bit/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
16、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。1.3 110kV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。1.5 35kV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
17、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35kV PT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。1.7 10kV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。1.8 35kV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
18、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35kV10kV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3110kV测控柜面4主变电能表柜面535kV电能表柜面610kV保护/测控装置套710kV电容器保护、测控装置套8后台系统套935kV保护/测控柜面1010kV母线测控装置套1110kV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
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