某220kv變電站二次系統(tǒng)部分設計方案

1、二次系統(tǒng)主要技術原則（繼電保護）6.1線路保護6. 1. 1 配置原則(1) 每回110kV 線路的電源側變電站一般宜配置一套線路保護裝置， 負荷側變電站可以不配。保護應包括完整的主段相間和接地距離、四段零序方向過流保護。(2) 每回110kV 環(huán)網線及電廠井網線、長度低于10km 短線路宜配置一套縱聯(lián)保護。(3) 三相一次重合閘隨線路保護裝置配置， 重合閘可實現(xiàn)" 三重" 和停用方式。6. 1.2 技術要求(1) 線路保護應適用于系統(tǒng)一次特性和電氣主接線的要求。(2) 線路兩側縱聯(lián)保護配置與選型應相互對應， 若兩側二次電流相同， 主保護的軟件版本應完全一致。(3) 被保護

2、線路在空載、輕載、滿載條件下， 發(fā)生金屬性和非金屬性各種故障，線路保護應正確動作。外部故障切除，外部故障轉換，故障切除瞬間功率倒向及系統(tǒng)操作等情況下，保護不應誤動。(4) 在本線發(fā)生振蕩時保護不應誤動， 振蕩過程中再故障時， 應保證可靠切除故障。(5) 主保護整組動作時間不大于20ms (不包括通道傳輸時間)；返回時間不大于3 0ms (從故障切除到保護出口接點返回)。(6) 在帶偏移特性保護段反向出口時應能正確動作， 不帶偏移特性保護段應可靠不動。(7) 手合或自動重合于故障線路時， 保護應瞬時可靠地三相跳閘; 而合于無故障線路時應不動作。(8) 保護裝置應具有良好的濾波功能， 具有抗干擾和

3、抗諧波的能力。在系統(tǒng)中投切變壓器、靜補、電容器等設備時，保護不應誤動作。(9) 重合閘應按斷路器裝設， 只實現(xiàn)一次重合閘， 在任何情況下不應發(fā)生多次重合閘。由線路保護出口起動。斷路器無故障跳閘應起動重合閘。6.2 母線保護6.2. 1 配置原則(1) 雙母線接線應配置一套母差保護。( 2 ) 單母線分段接線可配置一套母差保護。6.2.2 技術要求(1) 母線差動保護要求采用具有比率制動特性原理的保護， 設置大差和各段母線的小差保護，大差作為母線區(qū)內故障的判別元件，小差作為母線故障的選擇元件。還應具有抗電流互感器飽和能力，復合電壓閉鎖，故障母線自動選擇，運行方式自適應，母聯(lián)、分段失靈和死區(qū)保護等

4、功能。(2) 母線發(fā)生各種接地和相間故障包括兩組母線同時或相繼發(fā)生的各種相間和接地故障時，母線差動保護應能快速切除故障。(3) 母線差動保護裝置不應因母線故障時有流出母線的電流而引起拒動。(4) 母線保護不應受電流互感器暫態(tài)飽和的影響而發(fā)生不正確動作， 允許使用不同變比的電流互感器。(5) 母線差動保護應具有復合電壓閉鎖出口回路措施。電壓按母線閉鎖。母聯(lián)斷路器及分段斷路器不經電壓閉鎖。(6) 具有電流電壓回路斷線告警功能， 電流回路斷線除告警外， 還應閉鎖母差保護。(7) 時間要求。1) 母線保護整組動作時間20ms;2) 母線保護動作返回時間30ms 。6.3 母聯(lián)(分段)斷路器保護6.3.

5、 1 配置原則(1) 母聯(lián)(分段) 按斷路器配置一套完整、獨立的， 具備自投自退功能的母聯(lián)(分段)充電保護裝置和一個三相操作箱。(2) 要求充電保護應具有兩段相過流和一段零序過流。6. 3. 2 技術要求保護裝置采用微機型，應具備兩段式電流保護功能。6.4 備用電源自動投入6.4. 1 配置原則根據(jù)主接線方式要求，母聯(lián)(分段、橋)斷路器、線路斷路器可配置備用電源自動投入裝置。 技術要求(1) 母聯(lián)( 分段、橋) 斷路器裝設檢無壓自投裝置。1) 自投條件: 識別兩電源、進線均工作， 母聯(lián)( 分段、橋) 斷路器斷開。2) 自投步驟: 檢本側( 或中、低壓一側母線無壓， 且該側電源進線斷路器無電流，

6、同時檢本側(或中、低壓)另一側母線有壓，則延時跳無壓母線電源進線斷路器，確認此斷路器跳閘(并非人為手跳)后，起動自動裝置，瞬時投入母聯(lián)(分段、橋斷路器。自投成功后，充電保護應自動退出。(2) 線路斷路器裝設檢無壓自投裝置。1) 自投條件: 識別兩電掘進線一工作、一備用， 母聯(lián)( 分段、橋) 斷路器合人。2) 自投步驟: 檢本側( 或中、低壓) 兩母線均無壓， 則延時跳工作電源進線斷路器，確認此斷路器跳閘(并非人為手跳后，起動自動裝置，投入備用電源進線斷路器。自投成功后，充電保護應自動退出。(3) 其中內橋接線起動總出口的變壓器保護， 保護動作應閉鎖備用電源自動投入裝置。(4) 母差保護動作閉鎖

7、備用電源、自動投入裝置。6.5 故障錄波器6.5. 1 配置原則對于重要的1 1 0 kV變電站，其線路、母聯(lián)(分段)及主變壓器可配置一套故障錄波器o6.5.2 技術要求(1) 故障錄波器軟硬件均為嵌入式結構。(2) 要求記錄因故障、振蕩等大擾動引起的系統(tǒng)電流、電壓及系統(tǒng)頻率全過程的變化波形。(3) 裝置可以同時由內部起動元件和外部起動元件起動，并可通過控制字整定。(4) 故障錄波器應能連續(xù)記錄多次故障波形， 能記錄和保存從故障前40ms 到故障后60s 的電氣量波形。采樣頻率可變且不低于5000Hz。(5) 至少能清晰記錄9 次諧波的波形。(6) 交流電流工頻有效值線形測量范圍為0.1-2I

8、n;交流電壓工頻有效值線形測量范圍為0.1- 2Un 。(7) 事件量記錄元件的分辨率應小于1.0ms 。(8) 應具有遠傳功能， 分析軟件并配備完整的主站功能， 可將錄波信息送往調度端。故障錄波器應能實現(xiàn)自動上傳功能。(9) 故障錄波器應具備對時功能， 能夠接受時間同步系統(tǒng)同步時鐘脈沖，裝置應有指示年、月、日、小時、分鐘、秒的計時功能。(10) 故障測距的測量誤差應小于線路全長的3%，裝置測出的距離值應有顯示。7.1 遠動系統(tǒng)7. 1. 1 調度管理關系及遠動信息傳輸原則根據(jù)電力系統(tǒng)概況、調度管理范圍劃分原則和調度自動化系統(tǒng)現(xiàn)狀，確定調度管理關系，并確定變電站遠動信息的傳輸原則。7. 1.

9、2 遠動系統(tǒng)設備配置應配置相應的遠動通信設備及測控單元等設備，其中遠動通信設備按單套配置，并優(yōu)先采用專用裝置、無硬盤型，采用專用操作系統(tǒng)，遠動與計算機監(jiān)控系統(tǒng)合用測控單元。7. 1.3 遠動信息采集遠動信息采取"直采直送"原則，直接從計算機監(jiān)控系統(tǒng)的測控單元在取遠動信息并向調度端傳送，站內自動化信息需相應傳送到遠方監(jiān)控中心。7. 1.4 遠動信息內容遠動信息內容應滿足DL/T 5003 «電力系統(tǒng)調度自動化設計技術規(guī)程機DL/T 5002 (地區(qū)電網調度自動化設計技術規(guī)程和相關調度端、無人值班遠方監(jiān)控中心對變電站的監(jiān)控要求。7. 1.5 遠動信息傳輸遠動通信設備應

10、能實現(xiàn)與相關調度中心及元人值班集控中心的數(shù)據(jù)通信，采用常規(guī)遠動通道互為備用的方式或電力調度數(shù)據(jù)網絡方式。網絡通信采用DL/T 634. 5104-2002 規(guī)約，專線通信采用DL/T 634. 5101-2002 規(guī)約。7.2 電能量計量系統(tǒng)變電站內設置一套電能量計量系統(tǒng)子站設備，包括電能計量裝置、電能量遠方終端(或終端服務器)等。貿易結算用電能計量點配置主/副電能表，考核用電能計量點可按單電能表配置1電能表應為電子式多功能電能表，并具備電壓失壓計時功能。計量用電流互感器、電壓互感器二次參數(shù)選擇見1 2 . 6 。7.2. 1 電能量關口計量點的設置原則貿易結算用關口計量點，原則上設置在購售電

11、設施產權分界處，當產權分界處不適宜安裝時，應由購售電雙方或多方協(xié)商，確定電能計量裝置安裝位置。考核用關口計量點，根據(jù)需要設置在電網經營企業(yè)或者供電企業(yè)內部用于經濟技術指標考核的各電壓等級的變壓器側、輸電和配電線路端以及元功補償設備處。 電能量計量系統(tǒng)子站設備配置(1) 子站設備配置。方式一:全站配置一套電能量遠方終端，以串口方式采集各電能表信息;電能量遠方終端具有對電能量計量信息采集、數(shù)據(jù)處理、分時存儲、長時間保存、遠方傳輸?shù)裙δ?。電能量計量主站系統(tǒng)通過電力調度數(shù)據(jù)網、電話撥號方式或利用專線通道直接與電能量遠方終端通信，采集電能量信息。方式二:配置一臺終端服務器或調制解調器，電能量計量主站系統(tǒng)

12、通過電力調度數(shù)據(jù)網或撥號方式直接采集各電能表信息。(2) 電能量信息采集內容。電能量信息采集必須涵蓋1 1 0 kV變電站內所有電能計量點，采集內容包括各電能計量點的歷史數(shù)據(jù)和各種事件記錄等。(3) 電能量信息傳輸變電站通過電力調度數(shù)據(jù)網、電話撥號方式或利用專線通道將電能量數(shù)據(jù)傳送至各級電網調度中心啻通信應采用DL/ T 719 或DL/T 645 通信規(guī)約和TCP/IP 網絡通信協(xié)議。7 .2 .3 電能計量裝置接線方式對電能計量裝置而言，接地方式以中性點絕緣系統(tǒng)和中性點非絕緣系統(tǒng)(中性點直接接地和經補償設備接地)劃分。接人中性點非絕緣系統(tǒng)的電能計量裝置應采用三相四線電能表，接入中性點絕緣系

13、統(tǒng)的電能計量裝置，宜采用三相三線電能表。7.3 調度數(shù)據(jù)網接人設備7.3. 1 調度數(shù)據(jù)網接入原則變電站宜一點就近接人相關的電力調度數(shù)據(jù)網。 配置原則根據(jù)電網情況，可配置一套調度數(shù)據(jù)網接人設備，包括交換機、路由器等，實現(xiàn)調度數(shù)據(jù)網絡通信功能。二次系統(tǒng)主要技術原則（系統(tǒng)及站內通信）         8.1 光纖通信系統(tǒng)光纖通信電路的設計，應結合各地市公司通信用規(guī)劃建設方案進行。8. 1. 1 光傳輸設備配置(1) 傳輸設備體制、容量、速率應按照各地市既定傳輸網絡模式并結合各地市電力通信規(guī)劃要求進行配置。(2) 對于同

14、一傳輸網絡中新增加的站點的SDH (同步數(shù)字體系)設備，其型號應與原有設備保持一致，軟體版本應保持兼容。重要板卡(電源板、主控板、交叉矩陣板、時鐘板等)宜冗余配置。每套SDH設備應配置不少于2塊2M 接口板。(3) 對于光纖鏈路的設備群路光口應采用1+1 配置。8. 1.2 光纜建設(1) 光纜纖芯類型宜采用G.652 光纖。光纖芯數(shù)宜采用12-48 芯。(2) 進入變電站的引人光纜， 應選擇元金屬阻燃光纜。(3) 采用專用纖芯傳輸保護信號的線路， 應適當增加光纜中的光纖配置芯數(shù)。(4) 人城光纜和網、省、地共用光纜， 應增加光纖配置芯數(shù)。8.2 電力線載波通信系統(tǒng)(1) 110kV 變電站系

15、統(tǒng)通信在只有一路光纖通道的情況下，宜配置一路電力線載肢通道備用;在沒有光纖通道的情況下，可配置兩路電力線載波通道。電力線載波通道的配置還應滿足1 1 0 kV線路保護和對側廠站系統(tǒng)通信的要求。(2) 110kV 電力線載波系統(tǒng)通信通道的組織， 應結合各地市通信網規(guī)劃建設方案進行，原則上就近接入具有光纖/微波通道的站點。(3) 110kV 電力線載波通道采用相地捐合方式， 開設電力線載波通道的電力輸電線路應寬頻阻塞。8.3 站內通信110kV 變電站內不設系統(tǒng)調度程控交換機。變電站調度及行政電話由調度運行單位直接放小號方式解決。根據(jù)具體情況考慮安裝1部電信市話。根據(jù)站區(qū)運行巡檢需求配置室內外巡檢

16、電話，結合實際情況選用普通話機、室外電話機或室外電話亭。8.4 綜合數(shù)據(jù)通信網設備新建110 kV變電站可根據(jù)需求及通道條件配置1套數(shù)據(jù)通信網接人設備，按照各地市數(shù)據(jù)通信網的統(tǒng)一建設原則和拓撲結構，利用站內傳輸系統(tǒng)組織通道就近接人數(shù)據(jù)通信網骨干節(jié)點，用于通信設備的監(jiān)控及其他各種信息的接人。設備按各地市統(tǒng)一體制選型。8.5 通信設備狀態(tài)監(jiān)測通信設備的動力和環(huán)境監(jiān)測應與全站視頻安全監(jiān)視系統(tǒng)統(tǒng)一考慮，不獨立設置。變電站應具備對通信設備動力和環(huán)境監(jiān)視的手段。通信電源設備的告警信息，應接人變電站計算機綜合監(jiān)控系統(tǒng)。變電站應向調度運行維護單位轉發(fā)通信設備動力和環(huán)境監(jiān)視信息。主要監(jiān)控內容包括:(1) 環(huán)境及

17、空調設備?；鹁?、水浸、溫度、濕度、出入記錄、防盜等; 空調開關機狀態(tài)、告警、工作電流、溫度設定等。(2) 通信電源設備的總告警。(3) 圖像監(jiān)控。視頻圖像、語音等的監(jiān)控。通信設備的運行狀態(tài)應通過專用數(shù)據(jù)通道或數(shù)據(jù)網傳送到相應的調度運行維護單位。8.6 通信電源系統(tǒng)8.6. 1 系統(tǒng)配置(1)通信電源可由220V或110V直流電源經兩套互為備用的DC/ DC電源變換裝置供給;也可設置一套DC/DC電源變換裝置和一套48V通信高頻開關電源(帶1 -2組蓄電池)。(2) 蓄電池容量應滿足按實際負荷放電至少8h的要求。(3) 電源的容量和蓄電池容量應按通信設備本期需要同時兼顧遠期負荷計算配置。(4)

18、通信高頻開關電源所需交流電源， 應由能自動切換的、可靠的、來自不同所用電母線段的雙回路交流電源供電。(5) 電源設備應具有完整的防雷措施、智能監(jiān)控接口、主告警輸出空接點。8.6.2 通信設備電源連接方式(1) 對于具備雙電源輸入能力的通信設備， 應接人兩路電源。(2) 傳輸同一輸電線路的同一套繼電保護信號的所有通信設備， 應接入同一套電源系統(tǒng)。(3) 傳輸同一系統(tǒng)的同一套安全自動信號的所有通信設備， 應接人同一套電源系統(tǒng)。8.7 防雷與接地(1) 通信設備的防雷和過電壓能力應滿足DL 548-1994 電力系統(tǒng)通信站防雷運行管理規(guī)程的要求。(2) 通信設備保護接地與工作接地合用一組接地體。(3

19、) 通信設備各直流電源的正極， 在電掠設備側均應直接接地， 直流饋電線應屏蔽，屏蔽層應兩端接地。8.8 通信纜線敷設(1) 通信音頻電纜、電話線沿電纜豎井、電纜夾層、吊頂、電纜溝敷設。暗敷、室內明敷、特殊地段的纜線需穿PVC管或鍍鑄鋼管。(2) 站內通信光纜應采用無金屬阻燃光纜， 全線穿PVC 管敷設， 宜采用不同路由的電纜溝進入通信機房。(3) 保護采用專用光纖芯方式時， 所用纖芯宜由通信光纖配線架配線引接。二次系統(tǒng)主要技術原則（計算機監(jiān)控系統(tǒng)）變電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)的設備配置和功能要求按無人值班設計。9.1 系統(tǒng)設備配置9. 1. 1 監(jiān)控系統(tǒng)宜采用分層、分布、開放式網絡結構， 主要由站控層

20、設備、間隔層、過程層(選配)以及網絡設備構成。站控層設備按變電站遠景規(guī)模配置，間隔層設備按工程實際建設規(guī)模配置。9. 1. 2 站控層設備: 主機兼操作員工作站、遠動通信設備、公用接口裝置、打印機等，其中主機兼操作員工作站和遠動通信設備均按單套配置，遠動通信設備優(yōu)先采用無硬盤專用裝置。9. 1. 3 網結設備: 包括網絡交換機、光/ 電轉換器、接口設備和網絡連接線、電纜、光纜及網絡安全設備等。9. 1.4 間隔層設備: 包括測控單元、網絡接口等。9. 1.5 時間同步時鐘裝置完成對監(jiān)控系統(tǒng)設備的對時。9. 1. 6 測控單元按斷路器回路配置，推薦采用保護、自動化測控合一的配置方式。9.2 系統(tǒng)

21、網絡結構9.2. 1 變電站宜采用單網結構， 站控層網絡與間隔層網絡采用直接連接方式。9.2.2 站控層網絡應采用以太網。網絡應具有良好的開放性， 以滿足與電力系統(tǒng)其他專用網絡連接及容量擴充等要求。9.2.3 間隔層網絡應具有足夠的傳送速率和極高的可靠性，宜采用以太網。9.3 系統(tǒng)軟件主機兼操作員工作站應采用安全的UNIX、Linux或經過軟件加固的Windows操作系統(tǒng)。9.4 系統(tǒng)功能監(jiān)控系統(tǒng)實現(xiàn)對變電站可靠、合理、完善的監(jiān)視、測量、控制，并具備遙測、遙信、遙調、遙控等全部的遠動功能和同步對時功能，具有與調度通信中心交換信息的能力。具體功能要求按DL/ T 5149-2001 &l

22、aquo;220kV-500kV變電所計算機監(jiān)控系統(tǒng)設計技術規(guī)程執(zhí)行。9.4. 1 信號采集監(jiān)控系統(tǒng)的信號采集類型分為模擬量、狀態(tài)量(開關量)。(1) 模擬量: 電流、電壓、有功功率、無功功率、頻率、溫度等， 電氣模擬量按照DL/T 5137-2001 «電測量及電能計量裝置設計技術規(guī)程進行交流采樣。(2) 狀態(tài)量(開關量) :斷路器、隔離開關以及接地開關信號，繼電保護裝置和安全自動裝置動作及報警信號，全站其他二次設備事故及報警監(jiān)視信號。9.4 .2 與站內智能設備的信息交換站內智能設備主要包括了做機型繼電保護及安全自動裝置、直流系統(tǒng)、UPS 系統(tǒng)、火災報警系統(tǒng)、圖像監(jiān)視及

23、安全警衛(wèi)系統(tǒng)等設備。(1) 監(jiān)控系統(tǒng)與繼電保護的信息交換。監(jiān)控系統(tǒng)與繼電保護的信息交換可采用以下兩種方式。方式一:保護的跳閘信號以及重要的告警信號采用硬接點方式接人測控裝置，推薦采用非保持接點。每套保護裝置推薦的保護硬接點信號見表9 -1（省略，見原PDF文件），接入監(jiān)控的保護硬接點信號可在此基礎上簡化。方式二:數(shù)字式繼電保護裝置與監(jiān)控系統(tǒng)的連接方式應優(yōu)先考慮網絡直接連接方式;也可通過智能設備接口裝置與監(jiān)控系統(tǒng)相連。(2) 監(jiān)控系統(tǒng)與其他智能設備的信息交換。對于直流系統(tǒng)、UPS 系統(tǒng)、火災報警等智能設備，采用兩種方式實現(xiàn)監(jiān)控系統(tǒng)與智能設備的信息交換:方式一:重要的設備狀態(tài)量信號或報警信號采用硬

24、接點方式接人測控裝置，推薦采用非保持接點。方式二:配置智能型公用接口裝置，安裝在二次設備室網絡通信設備屏(柜)中，該公用接口裝置通過RS - 485 串口方式實現(xiàn)與智能設備之間的信息交換，經過規(guī)約轉換后通過網絡傳送至監(jiān)控系統(tǒng)主機。9.4.3 防誤操作閉鎖功能監(jiān)控系統(tǒng)應具備邏輯閉鎖軟件實現(xiàn)全站的防誤操作閉鎖功能，同時在受控設備的操作回路中串接本間隔的閉鎖回路。 小電流接地選線功能宜采用監(jiān)控系統(tǒng)實現(xiàn)小電流接地選線功能。9.4.5 AVQC 功能監(jiān)控系統(tǒng)AVQC功能需服從相關運行管理部門的要求。9.4.6 通信規(guī)約(1) 監(jiān)控系統(tǒng)與融機保護的通信規(guī)約推薦使用DL/T 667-1999 規(guī)約或DL/T

25、 860 (lEC61850) 規(guī)約， 與電能計量計費系統(tǒng)通信規(guī)約推薦使用DL/T719-2000 規(guī)約。(2) 監(jiān)控系統(tǒng)與調度端網絡通信采用DL/T 634. 5104-2002 規(guī)約， 與調度端專線通信采用DL/ T 634.5101-2002 規(guī)約。9.5 系統(tǒng)工作電源監(jiān)控系統(tǒng)站控層工作站等設備采用站內UPS供電。間隔層測控設備采用直流供電。間隔層需交流220V供電的設備，可采用直流逆變方式供電。9.6 系統(tǒng)技術指標系統(tǒng)技術指標應滿足DL/T 5149-2001 «220-500kV 變電所計算機監(jiān)控系統(tǒng)設計技術規(guī)程的要求二次系統(tǒng)主要技術原則（元件保護及自動裝置）10

26、.1主變壓器保護10. 1. 1 配置原則(1) 主變壓器做機保護可按主、后分開單套配置，主保護與后備保護宜引自不同的電流互感器二次繞組?；虿捎弥骱笠惑w雙套配置，每套保護分別引自不同的電流互感器二次繞組。(2) 變壓器應配置獨立的非電量保護。10. 1.2 技術要求(1) 當高壓側為內橋接線時， 要求各側電流互感器分別引人差動保護裝置。(2) 高壓側配置復合電壓閉鎖過流保護，保護動作延時跳開變壓器各側斷路器;中性點設置問隙的主變壓器，配置中性點間隙電流保護、零序電壓保護，保護動作延時跳開主變壓器各側斷路器;配置零序電流保護，保護動作第一時限跳開高壓側母聯(lián)分段斷路器，第二時限跳開主變壓器各側斷路

27、器。(3) 中壓側配置復合電壓閉鎖過流保護。保護為二段式， 第一段第一時限跳開分段斷路器，第二時限跳開本側斷路器;第二段延時跳開主變壓器各側斷路器。(4) 低壓側配置時限速斷、復合電壓閉鎖過流保護。保護為二段式，第一段第一時限跳1 0 kV分段，第二時限跳開本側斷路器;第二段第一時限跳分段斷路器，第二時限跳開本側斷路器，第三時限跳開主變壓器各側斷路器。(5) 各側均配置過負荷保護， 保護動作于發(fā)信號。(6) 當主變壓器低壓側中性點經低電阻接地時， 還應配置零序電流保護。10.2 并聯(lián)電容器保護不接地系統(tǒng)配置微機型三段式相間電流保護，配置過電壓、低電壓及放電線圈開口主角零序電壓保護/中性點不平衡

28、電流保護/差壓保護;低電阻接地系統(tǒng)還應配置零序電流保護。10. 3 35kV (10kV) 線路保護不接地系統(tǒng)配置微機型三段式相間電流保護及三相一次重合閘架空線路)；低電阻接地系統(tǒng)還應配置零序電流保護。如果電流保護不能滿足需要應根據(jù)實際選擇配置相間距離保護或全線速動保護。10.4 接地變壓器、接地電阻保護接地變壓器配置微機型三段式相間電流保護、零序電流保護及本體保護。保護動作跳變壓器各側斷路器。接地電阻配置一段式零序電流保護，保護動作跳變壓器各側斷路器。10.5  35kV 母線保護一般采用主變壓器3 5 kV側速斷、過電流保護做為母線保護，不單獨設置母線保護裝置； 如果3

29、 5 kV母線有饋出線，可配置專用微機型電流差動保護。10.6 自動裝置10.6. 1 35kV (10kV) 小電流接地選線一般由監(jiān)控系統(tǒng)實現(xiàn)。 低頻減載裝置根據(jù)系統(tǒng)要求配置微機型低頻減載裝置， 35kV (10kV) 線路一般采用一體化裝置中的自動低頻減載功能，也可獨立設置。二次系統(tǒng)主要技術原則（ 直流及UPS電源系統(tǒng)）11.1 直流系統(tǒng)11. 1.1 直流系統(tǒng)電壓110kV 變電站操作直流系統(tǒng)宜采用220V 或110V o1 蓄電池型式、容量及組數(shù)110kV 變電站蓄電池宜采用閥控式密封鉛酸蓄電池， 宜裝設1 組。蓄電池容量按2 h事故放電時間考慮，具體工程應根據(jù)變電站規(guī)模、直流負荷和直

30、流系統(tǒng)運行方式，對蓄電池個數(shù)容量以及充電裝置容量進行計算確定。1 1. 1.3 充電裝置型式及臺數(shù)110kV 變電站宜采用高頻開關充電裝置， 充電模塊按N+1 配置，宜配置1 套。11. 1. 4 直流系統(tǒng)接結型式110kV 變電站直流可采用單母線接線。蓄電池組應設有專用的試驗放電回路。試驗放電設備宜經隔離和保護電器直接與蓄電池組出口回路并接。11. 1. 5 直流系統(tǒng)供電方式110kV 變電站的二次設備通常為集中布置， 直流系統(tǒng)可不設置直流分屏(柜)采用直流系統(tǒng)屏(柜)一級供電方式。二次設備室或繼電器室的測控、保護、故障錄播、自動裝置等設備采用輻射式供電方式，配電裝置直流電機網絡、3 5 k

31、V/ I 0 kV開關柜柜頂直流網絡采用環(huán)網供電方式。11. 1.6 直流系統(tǒng)設備布置直流系統(tǒng)屏(柜)布置在二次設備室或繼電器室內。蓄電池可組屏(柜)與直流系統(tǒng)屏(柜)一起布置在二次設備室或繼電器室內。11. 1.7 其他設備配置(1) 每段直流母線設置一套微機監(jiān)控裝置， 根據(jù)直流系統(tǒng)運行狀態(tài)， 綜合分析各種數(shù)據(jù)和信息，對整個系統(tǒng)實施控制和管理，并通過RS - 485 通信口將信息上傳至站內監(jiān)控系統(tǒng)。直流系統(tǒng)重要信息同時通過硬接點方式輸入站內監(jiān)控系統(tǒng)。(2) 每組蓄電池組配置一套蓄電池巡檢儀， 檢測蓄電池單體運行工況，對蓄電池充、放電進行動態(tài)管理。(3) 在直流主屏(柜) 上裝設直流絕緣監(jiān)察裝

32、置， 在線監(jiān)視直流母線的電壓，過高或低時均發(fā)出報警信號。包括檢測直流饋線的接地情況。(4) 蓄電池出口， 充電裝置直流側出口回路、直流饋線回路和蓄電池試驗放電回路，應裝設保護電器。保護電器宜采用專用直流空氣開關，分饋線開關與總開關之間至少保證3 -4級級差。11.2 UPS 電源系統(tǒng)11. 2. 1 配置原則110kV 變電站配置一套交流不停電電源、(UPS) 系統(tǒng)。UPS 電源你也可采用直流逆變方案。 技術要求(1) UPS 電源負荷包括微機監(jiān)控系統(tǒng)、電能量計費系統(tǒng)、火災報警系統(tǒng)、通信設備等。(2) UPS 應為靜態(tài)整流逆變裝置。UPS 宜為單相輸出， 輸出的配電屏(柜)饋線應采用輻射式供電

33、方式。(3) UPS 正常運行時由站用電源供電， 當輸入電驚故障消失或整流器故障時，由變電站220V或110V直流系統(tǒng)供電。(4) UPS 的正常交流輸入端、直流輸入端及UPS 輸出端應裝設自動開關進行保護。(5) UPS 應提供標準通信接口，并將各系統(tǒng)運行狀態(tài)、主要數(shù)據(jù)等信息實現(xiàn)遠傳。二次系統(tǒng)主要技術原則（其他）12. 1 二次系統(tǒng)安全防護按照"安全分區(qū)、網絡專用、橫向隔離、縱向認證"的基本原則，配置變電站二次系統(tǒng)安全防護設備。二次系統(tǒng)的安全防護應遵循電監(jiān)會5號令電力二次系統(tǒng)安全防護規(guī)定及電監(jiān)安全 200634 號電力二次系統(tǒng)安全防護總體方案和變電站二次系統(tǒng)安全防護方案的

34、有關要求。(1) 變電站內各應用系統(tǒng)安全區(qū)劃分如下:1) 控制區(qū): 變電站自動化監(jiān)控系統(tǒng)、繼電保護裝置、相量測量裝置、安全自動裝置;2) 非控制區(qū): 電能量計量系統(tǒng)子站設備、繼電保護及故障信息管理子站系統(tǒng)、故障錄披裝置。(2) 縱向安全防護?？刂茀^(qū)的各應用系統(tǒng)接人電力調度數(shù)據(jù)網前應加裝縱向加密認證裝置，非控制區(qū)的各應用系統(tǒng)接人電力調度數(shù)據(jù)網前應加裝防火墻或IP認證加密裝置。(3) 橫向安全防護。1) 控制區(qū)和非控制區(qū)的各應用系統(tǒng)之間網絡互聯(lián)應安裝防火墻， 實施邏輯隔離措施。2)專用生產控制大區(qū)與變電站內管理信息大區(qū)內的生產管理系統(tǒng)之間的互聯(lián)，應加裝專用生產控制大區(qū)向管理信息大區(qū)單向傳輸?shù)恼蛐?/p>

35、安全隔離裝置。(4) 其他公用系統(tǒng)。1) 圖像監(jiān)視系統(tǒng)可作為相對獨立系統(tǒng)。2) 交、直流電源系統(tǒng)可通過硬接點或串行通信方式接人計算機監(jiān)控系統(tǒng)。12.2 圖像監(jiān)視應安全警衛(wèi)系統(tǒng)12. 2. 1 配置原則為便于變電站運行管理，保證變電站的安全運行，在110 kV變電站內設置一套圖像監(jiān)視及安全警衛(wèi)系統(tǒng)。其功能按滿足安全防范要求配置，不考慮對設備運行狀態(tài)進行監(jiān)視。圖像監(jiān)視及安全警衛(wèi)系統(tǒng)設備包括視頻服務器、終端監(jiān)視器(在有保安人員值班時設置)、多畫面分割器、錄像設備、攝像機、云臺、防護罩、編碼器及沿變電站圍墻四周設置遠紅外線探測器或電子柵欄等。其中視頻服務器等后臺設備按全站最終規(guī)模配置，并留有遠方監(jiān)視的

36、接口。就地攝像頭按本期建設規(guī)模配置。站內配電裝置區(qū)、主要設備室的攝像頭的配置型式及數(shù)量，(以戶外變電站為例，戶內變電站可參照配置)參見表1 2 -1(省略，見源文件)。12 .2 .2 技術要求( 1) 監(jiān)視范圍。對全站主要電氣設備、建筑物及周邊環(huán)境進行全天候的圖像監(jiān)視，滿足生產運行對安全巡視的要求。(2) 設備監(jiān)視。利用安裝在監(jiān)視目標區(qū)域的攝像機， 如主變壓器、110kV 、35 (10) kV 配電裝置， 對變電站內主設備進行全方位監(jiān)視。(3) 環(huán)境監(jiān)視。通過目標區(qū)域的主動紅外對射探測器， 對變電站圍墻、大門進行全方位布防監(jiān)視，不留死角和盲區(qū)。如有翻越圍墻，則報警處理;大門有人、車出人，則

37、發(fā)出鈴聲通知運行人員。(4) 主控樓和二次設備室。監(jiān)視主控樓、二次設備室等設備運行及周邊環(huán)境情況，每室裝設戶內攝像機。(5) 圖像信息傳輸。圖像分辨率應達到CIF 格式(352X 288) 以上(包括CIF 格式) ，傳輸、存儲格式采用ISO/ I EC 14496-2 (MPEG - 4) Visual Simple Profile Level 3 ，兼容Visual Simple Scalable Profile 、H.264 或更高版本的成熟視頻編解碼標準。(6) 應具有與火災和防盜報警的聯(lián)動功能。12.3 火災自動報警系統(tǒng)12. 3. 1 配置原則(1) 110kV 變電站應設置一套火

38、災自動報警系統(tǒng)， 火災自動報警系統(tǒng)設備包括火災報警控制器、探測器、控制模塊、信號模塊、手動報警按鈕等。(2) 火災自動報警系統(tǒng)應取得當?shù)叵啦块T認證。(3) 火災探測區(qū)域應按獨立房(套)間劃分。110kV變電站探測區(qū)域有二次設備室、可燃介質電容器室、各級電壓等級配電裝置室、油浸式變壓器、電纜夾層及電組豎井等。(4) 根據(jù)所探測區(qū)域的不同， 配置不同類型和原理的探測器。(5) 火災報警控制器應設置在警衛(wèi)室靠近門口處。當火災發(fā)生時， 火災報警控制器可及時發(fā)出聲光報警信號，顯示發(fā)生火警的地點。12.3.2 技術要求(1) 火災自動報警系統(tǒng)應設有自動和手動兩種觸發(fā)方式。(2) 火災報警控制器的容量和每

39、一總線回路所連接的火災探測器和控制模塊或信號模塊的地址編碼總數(shù)應按變電站最終規(guī)模考慮應留有一定余量。(3) 火災自動報警系統(tǒng)設備， 應采用經國家有關產品質量監(jiān)督檢查單位檢驗合格的產品。(4) 火災自動報警系統(tǒng)可設置消防聯(lián)動控制設備，與站內防煙和排煙風機等連鎖。(5) 手動火災報警按鈕應設置在明顯和便于操作的位置。(6) 火災報警控制器應預留標準通信接口與監(jiān)控系統(tǒng)的通信。(7) 火災自動報警控制系統(tǒng)的傳輸線， 室內采用阻燃雙絞線; 室外采用帶屏蔽的銅芯電纜，纜芯截面1.5mm2 ，布線方式為總線制。(8) 火災自動報警控制系統(tǒng)的電源應由站內UPS 電源供電。12.4 二次設備的布置全站一般設1間

40、二次設備室。變電站的遠動工作站屏(柜)、集中安裝的保護測控設備屏(柜)、圖像監(jiān)控系統(tǒng)屏(柜)、直流系統(tǒng)屏(柜)、通信設備屏(柜)、電能表屏(柜)、站用電屏(柜)、消弧線圈自動調諧屏(柜)等設備集中布置在變電站二次設備室。3 5 (10) kV 測控保護一體化裝置及電能表等設備分散布置于3 5 (10) kV 配電室內的相應開關屏(柜)內。二次設備室的備用屏(柜)位不宜少于總屏(柜)位的1 0 % 1 5 %。變電站二次設備屏(柜)體結構、外形尺寸及顏色均應統(tǒng)一。12.5 變電站二次設備的接地、防雷及抗干擾12. 5. 1 接地(1) 控制電纜的屏蔽層兩端應可靠接地。(2) 所有敏感電子裝置的工

41、作接地應不與安全地或保護地混接。(3) 在主控室、二次設備室、敷設二次電纜的溝道、就地端子箱及保護用結合濾波器等處，使用截面不小于1 0 0mm2 的裸銅排與變電站的主接地網緊密連接的等電位接地網。(4) 在主控室、二次設備室的電纜溝或屏( 柜) 下層的電纜室內， 按屏(柜)布置的方向敷設100 mm2 的專用銅排( 纜) ，將該專用銅排(纜)首末端連接，形成二次設備室內的等電位接地網。二次設備室內的等電位接地網必須用至少4根以上、截面不小于50mm2 的銅排( 纜) 與變電站的主接地網可靠接地。(5) 靜態(tài)保護和控制裝置的屏(柜) 下部應設有截面不小于100 mm2 的接地銅排。屏(柜)上裝

42、置的接地端子應用截面不小于生mm2 的多股銅線和接地銅排相連。接地銅排應用截固不小于5 0 mm2 的銅纜與二次設備室內的等電位接地網相連。(6) 公用電壓互感器二次回路只允許有一點接地，為保證接地可靠， 各電壓互感器的中性線不得接有可能斷開的開關或熔斷器等。己在控制室一點接地的電壓互感器二次繞組，宜在開關場將二次繞組中性點經放電間隙或氧化鋅閥片接地，其擊穿電壓峰值應大于3 0 *lmax (V) (Imax 為電網接地故障時通過變電站的可能最大接地電流有效值，單位kA ) 。應定期檢查放電間隙或氧化鋅閥片，防止造成電壓二次回路多點接地的現(xiàn)象。(7) 獨立的、與其他電壓互感器和電流互感器的二次

43、回路沒有電氣聯(lián)系的二次回路應在開關場一點接地o(8) 微機型繼電保護裝置屏(柜內的交流供電電源照明、打印機和調制解調器)的中性線(零線)不應接人等電位接地網。12 .5.2 防雷(1) 必要時， 在各種裝置的交、直流電源輸入處設電源防雷器。(2) 在通信信道裝設通信言道防雷器。12. 5. 3 抗干擾(1) 微機型繼電保護所有二次回路的電纜均應使用屏蔽電纜。(2) 交流電流和交流電壓回路、交流和直流回路、強電和弱電回路， 以及來自開關場電壓互感器二次的4根引人線和電壓!互感器開口三角繞組的2根引人線均應使用各自獨立的電纜。(3) 110kV 變電站中母差、斷路器失靈(如有)等重要保護的起動和跳

44、閘回路均應使用各自獨立的電纜。(4) 經長電纜跳閘回路， 宜采取增加出口繼電器動作功率等措施， 防止誤動。(5) 制造部門應提高微機保護抗電磁騷擾水平和防護等級， 光耦開入動作電壓應控制在額定直流電源電壓的5 5 % -7 0 %范圍內。(6) 針對來自系統(tǒng)操作、故障、直流接地等異常情況， 應采取有效防誤動措施，防止保護裝置單一元件損壞可能引起的不正確動作。(7) 所有涉及直接跳閘的重要回路應采用動作電壓在額定直流電源電壓的55%-70 %范圍以內的中間繼電器，并要求其動作功率不低于5W。(8) 遵守保護裝置2 4 V 開入電源不出保護屏的原則，以免引進干擾。(9) 經過配電裝置的通信網絡連接

45、均采用光纖介質。(10) 合理規(guī)劃二次電纜的敷設路徑， 盡可能離開高壓母線、避雷器和避雷針的接地點、并聯(lián)電容器、CVT、結合電容及電容式套管等設備，避免和減少迂回，縮短二次電纜的長度。12.6 電壓互感器、電流互感器二次參數(shù)選擇12. 6. 1 電流互感器(1) 二次繞組配置應滿足繼電保護、自動裝置、測量儀表和計量裝置的要求。(2) 保護用電流互感器的配置應避免出現(xiàn)主保護死區(qū)。(3) 對中性點有效接地系統(tǒng)(110kV) 可按三相配置， 對中性點非有效接地系統(tǒng)( 35 kV、10 kV)依具體要求可按兩相或三相配置。(4) 單套配置的保護應使用專用的二次繞組; 測量、計量一般分別使用不同的二次繞

46、組，在滿足準確級條件下，也可共用一個二次繞組;故障錄波裝置可與保護共用一個二次繞組，也可單獨使用一個二次繞組。(5) 電流互感器額定二次電流有1A 和5A 兩種規(guī)格， 110kV 電壓等級宜選用二次額定電流為5 A的電流互感器，亦可根據(jù)實際情況選用二次額定電流為l A的電流互感器。3 5 CI0) kV 宜選用二次額定電流為5A 的電流互感器。二次額定電流為l A的電流互感器，其額定二次負荷一般為1 0- 1 5 VA ，其下限負荷按I VA選取;二次額定電流為5 A的互感器，其額定二次負荷一般為40-50VA ， 其下限負荷按3.75VA 選取。(6) 測量用電流互感器準確度等級一般為0.5

47、、0 . 2 級，計量用電流互感器準確度等級為0.2S級、0.5 S級。電流互感器二次繞組所接入負荷，應保證實際二次負荷在25 % 100 %額定二次負荷范圍內，額定二次負荷宜選取為實際二次負荷的2倍。為保證二次電流在合適范圍內， 可采用復式變比或二次繞組帶抽頭的電流互感器。選用儀表保安系數(shù)為5的測量、計量用電流互感器，可使實際儀表保安系數(shù)不大于10 ，保證測量、計量回路設備安全。(7) 110kV 變電站保護用的電流互感器準確級宜采用5P、10P 級電流互感器。P類保護用電流互感器應考慮滿足復合誤差要求的準確限值倍數(shù)。(8) 110kV 變電站電流互感器二次參數(shù)推薦配置見表12 2（省略，見

48、源文件）。12.6.2 電壓五感器(1) 電壓互感器二次繞組的數(shù)量、準確等級應滿足測量、保護、同步和自動裝置的要求。(2) 110kV 及以下電壓等級宜在主母線主相上裝設電壓互感器。當需要監(jiān)視和檢測線路側有無電壓時，可在出線側的一相上裝設電壓互感器，電壓互感器宜采用電容式電壓互感器。(3) 對于、類計費用途的計量裝置， 宜設置專用的電壓互感器二次繞組。電壓互感器一般設有保護用剩余電壓繞組，供接地故障產生剩余電壓用。(4) 計量用電壓互感器的準確級， 最低要求選0.2 級; 測量用電壓互感器的準確級，最低要求選0.5 級; 保護用電壓互感器的準確級P 為3P 或6P ; 保護用電壓互感器剩余電壓

49、繞組的準確級為6 P。 當保護和測量合用二次繞組時，準確級為0.5 級。(5) 電壓互感器的二次繞組額定輸出， 應保證二次實接負荷在額定輸出的25 %-100 %范圍，以保證電壓互感器的準確度，電壓互感器下限負荷按2.5VA 選取。(6) 測、計量用電壓互感器二次回路允許壓降應滿足不同回路要求; 貿易結算計量用電壓互感器二次回路允許的電壓降應不大于其額定二次電壓的0.2% ;保護用電壓互感器二次回路允許的電壓降應在互感器負荷最大時不大于額定電壓的3 %。(7) 110kV 變電站電壓互感器二次參數(shù)推薦配置見表123第13章 系統(tǒng)繼電保護組屏（柜）方案13.1線路保護宜兩回線路保護裝置組1面屏(

50、柜)，左右兩邊端子排各接一回線路保護裝置。如110kV采用測控、保護共同組屏(柜)方式，1 個電氣單元組1 面屏(柜)。13.2母錢保護獨立組1面屏(柜)。13.3分段、橋斷路器保護(備用電源自動投切)110kV 斷路器保護、備用電源自動技切均為獨立裝置，兩套裝置組1 面屏(柜)。13.4故障錄波器系統(tǒng)110kV 系統(tǒng)宜設一套裝置， 也可與主變壓器公用。110kV 系統(tǒng)也可采用測控、保護共同組屏(柜) 方式，2個電氣單元組1 面屏。第14章 調度自動化組屏（柜）方案14.1遠動系統(tǒng)遠動系統(tǒng)設備包括遠動通信設備、雙機切換裝置、調制解調器等，與監(jiān)控系統(tǒng)統(tǒng)一組屏(柜)。14.2 電能量計量系統(tǒng)按照每面屏(柜)布置9只計量表組屏(柜)，電能量計量終端或計量終端服務器布置在其中1面屏(柜)中或單獨組屏(柜)。14.3調度數(shù)據(jù)網接人設備與二次安全防護調度數(shù)據(jù)網接人設備與二次安全防護設備共組1面屏(柜)。第15章 系統(tǒng)及站內通信組屏（柜）方案15. 1 光纖通信系統(tǒng)15.3 通