220kV变电站二次设计部分1-二次系统主要设计技术原则

11 第二篇 二次系统主要 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 技术原则 第 6 章 系统继电保护技术原则 6.1 220kV 线路保护 6.1.1 配置原则 (1) 每回 220kV 线路应配置双套完整的、独立的能反映各种类型故障、 具有选相功能全线速动保护，终端负荷线路也可配置一套全线速动保护， 每套保护均具有完整的后备保护。 (2) 每一套 220kV 线路保护均应含重合闸功能，两套重合闸均应采用 一对一起动和断路器控制状态与位置起动方式，不采用两套重合闸相互起 动和相互闭锁方式。重合闸可实现单重、三重、禁止和停用方式。 (3) 线路主保护、后备保护均起动断路器失灵保护。 (4) 对 50km 以下的 220kV 线路，宜随线路架设 OPGW 光缆，配置双套 光纤分相电流差动保护，保护通道宜采用专用光纤芯。 (5) 对同杆并架双回线路，为有选择性切除跨线故障，应架设光纤通 道，宜配置双套分相电流差动保护。 (6) 对电缆线路以及电缆与架空混合线路，每回线路宜配置两套光纤 分相电流差动保护作为主保护，同时应配有包含过负荷报警功能的完整的 后备保护。 (7) 双重化配置的线路主保护、后备保护的交流电压回路、电流回路、 直流电源、开关量输入、跳闸回路、信号传输通道均应彼此完全独立没有 电气联系。 (8) 双重化配置的线路保护每套保护只作用于断路器的一组跳闸线 圈。 6.1.2 技术要求 (1)在空载、轻载、满载等各种工况下，在线路保护范围内发生金属 12 性和非金属性（不大于 100Ω）的各种故障时，线路保护应能正确动作。系 统无故障、外部故障、故障转换、功率突然倒向以及系统操作等情况下保 护不应误动。 (2) 要求线路主保护整组动作时间：近端故障不大于 20ms，远端故障 不大于 30ms（不包括通道时间）。 (3) 线路保护装置需考虑线路分布电容、高压并联电抗器、变压器（励 磁涌流）等所产生的暂态及稳态过程的谐波分量和直流分量的影响，有抑 制这些分量的措施。 (4) 每一套线路保护都应自身带有故障录波、测距及事件记录功能， 并能提供相应的远方通讯和分析软件。 (5) 每一套线路保护装置都应能适用于弱电源情况。 (6) 手动合闸或重合于故障线路上时，保护应能可靠瞬时三相跳闸。 手动合闸或重合于无故障线路时应可靠不动作。 (7) 本线全相或非全相振荡时保护装置不应误动作；本线全相或非全 相振荡过程中发生各种类型的不对称故障，保护装置应有选择性地动作跳 闸，纵联保护仍应快速动作；本线全相振荡过程中发生三相故障，允许以 短延时切除故障。 (8) 保护装置应保证出口对称三相短路时可靠动作，同时应保证正方 向故障及反方向出口经小电阻故障时动作的正确性。 (9) 保护装置在各种工作环境下（包括就地下放的环境），应能耐受雷 击过电压、一次回路操作、开关场故障及其它强电磁干扰作用，不应误动 或拒动。 (10) 线路分相电流差动保护应允许线路两侧使用不同的 TA 变比。在 TA 饱和时，区内故障不应导致电流差动保护拒动作、区外故障不应导致电 流差动保护误动作。 (11) 保护装置在电压二次回路断线(包括三相断线)或短路时应闭锁 13 有可能误动的保护，并发出告警信号；保护装置在电流二次回路断线时应 能发出告警信号，并可选择允许保护跳闸。 (12) 重合闸装置起动后应能延时自动复归，在此时间内应沟通本断路 器的三跳回路，重合闸停用或被闭锁时（断路器低气压、重合闸装置故障、 重合闸被其他保护闭锁、断路器多相跳闸的辅接点闭锁等），由线路保护进 行三跳，当具有双套重合闸装置时，仅沟通一同合用的线路保护进行三跳。 (13) 闭锁重合闸的保护为主变压器、母线、远方跳闸保护等。 (14) 保护装置应具有对时功能，推荐采用 RS-485 串行数据通信接口 接收时间同步系统发出的 IRIG-B（DC）时码作为对时信号源。保护应具备 通信管理功能，与计算机监控系统和保护及故障信息管理子站系统通信， 通信规约采用 DL/T 667-1999（idt IEC60870-5-103）或 DL/Z860(IEC61850)， 接口采用以太网或 RS-485 串口。 (15) 保护装置宜采用全站后台集中打印方式。为便于调试，保护装置 上应设置打印机接口。 (16) 线路两侧保护、远方跳闸保护选型应一致，主保护的软件版本与 硬件应完全一致。 6.1.3 线路保护通道组织 (1)．双重化配置的两套纵联保护的通道应相互独立，传输两套纵联保 护信息的通信设备及通信电源也应相互独立。 (2) 具有光纤通道的线路，两套纵联保护宜均采用光纤通道传输信息。 对 50km 及以下短线路，宜分别使用专用光纤芯；对 50km 以上长线路，宜 分别使用 2Mbit/s 接口方式的复用光纤通道。 (3) 保护采用专用光纤芯通道时，保护光纤应直接从通信光配线架引 接。 保护采用复用光纤通道时，保护数字接口装置宜安装在保护屏（柜） 上，保护数字接口装置与通讯设备距离不应大于 50m。当保护数字接口装置 14 放在保护屏（柜）时，其直流电源宜取自保护直流电源，也可取自通信直 流电源，与通信设备采用 75Ω同轴电缆不平衡方式连接。 (4) 复用数字通道的纵联保护宜采用单通道方式。 (5) 当直达路由和迂回路由均为光纤通道时，如迂回路由能满足保护 要求，一回线路的两套主保护可均采用光纤纵差保护，并应采用两条不同 的通道路由。迂回路由传输网络的传输总时间（包括接口调制解调时间） 应不大于 12ms，迂回路由宜采用 110kV 及以上电压等级的 OPGW 光缆。 (6) 非同杆并架或仅有部分同杆双回线，未敷设光纤通道线路的一套 纵联保护可采用另一回线路的光纤通道，另一套纵联保护应采用电力载波 或光纤的其它迂回通道。 (7) 对只有一个光纤通道的线路，另一套主保护可采用电力线专用载 波（或复用）通道传输保护信号。载波通道设备及电源应与光纤通道的通 信设备及通信电源相互独立。 (8)用于保护的光纤通道不允许采用自愈环功能；不允许使用 SDH 设 备自身的通道倒换功能和外加 2M 切换装置。 6.1.4 220kV 远方跳闸 6.1.4.1 配置原则 (1) 220kV 终端负荷线路，负荷侧为单元接线方式的应配置双套单向 远方跳闸保护，负荷侧为发信端，电源侧为收信端。 (2) 220kV 发变组单元接线方式的线路应配置双套双向远方跳闸保护。 (3) 远方跳闸保护宜采用一取一经就地判别方式。 6.1.4.2 技术要求 就地判据装置应采用综合电流变化量元件、零序电流量元件及综合电 压变化量元件、零序电压量元件。根据运行要求可投入电流变化量、零序 电流、低电流、低功率因数等就地判据。 6.1.4.3 通道组织 15 (1) 双重化配置的两套远方跳闸保护的信号传输通道应相互独立。 (2) 线路纵联保护采用数字通道的，远方跳闸命令宜经线路纵联保护 传输；否则采用独立的远方跳闸保护的通道，并优先采用光纤通道。 6.2 110kV 线路保护 6.2.1 配置原则 (1) 110kV 线路应配置一套线路保护，每套保护均具有完整的后备保护。 (2) 110kV 线路保护均应含三相一次重合闸功能。重合闸可实现三重 和停用方式。 (3) 根据系统稳定计算要求及采用全线速动保护后，能够改善整个电 网保护的性能时，应配置一套纵联保护为主保护和完整的后备保护。 (4) 电厂联络线、长度低于 3km 短线路，宜配置一套光纤纵联差动保 护为主保护和完整的后备保护。 (5) 对电缆线路以及电缆与架空混合线路，宜配置光纤电流差动保护 作为主保护，同时应配有包含过负荷报警功能的完整的后备保护。 6.2.2 技术要求 (1) 线路两侧保护、远方跳闸保护选型应一致，主保护的软件版本与 硬件应完全一致。 (2) 在空载、轻载、满载等各种工况下，在线路保护范围内发生金属 性和非金属性（不大于 100Ω）的各种故障时，线路保护应能正确动作。系 统无故障、外部故障、故障转换、功率突然倒向以及系统操作等情况下保 护不应误动。 (3) 线路保护装置需考虑线路分布电容、变压器（励磁涌流）等所产 生的暂态及稳态过程的谐波分量和直流分量的影响，有抑制这些分量的措 施。 (4) 每一套线路保护都应自身带有故障录波、测距及事件记录功能， 并能提供相应的远方通讯和分析软件。 16 (5) 手动合闸或重合于故障线路上时，保护应能可靠瞬时三相跳闸。 手动合闸或重合于无故障线路时应可靠不动作。 (6) 保护装置应保证出口对称三相短路时可靠动作，同时应保证正方 向故障及反方向出口经小电阻故障时动作的正确性。 (7) 保护装置在各种工作环境下（包括就地下放的环境），应能耐受雷 击过电压、一次回路操作、开关场故障及其它强电磁干扰作用，不应误动 或拒动。 (8) 线路电流差动保护应允许线路两侧使用不同的 TA 变比。在 TA 饱 和时，区内故障不应导致电流差动保护拒动作、区外故障不应导致电流差 动保护误动作。 (9) 保护装置在电压二次回路断线(包括三相断线)或短路时应闭锁有 可能误动的保护，并发出告警信号；保护装置在电流二次回路断线时应能 发出告警信号，并可选择允许保护跳闸。 (10) 重合闸装置起动后应能延时自动复归，重合闸应具有停用或闭锁 （断路器低气压、重合闸装置故障、重合闸被其他保护闭锁等）回路。 (11) 保护装置应具有对时功能，推荐采用 RS-485 串行数据通信接口 接收时间同步系统发出的 IRIG-B（DC）时码作为对时信号源。保护应具备 通信管理功能，与计算机监控系统和保护及故障信息管理子站系统通信， 通信规约采用 DL/T 667-1999（idt IEC60870-5-103）或 DL/Z 860（IEC61850）， 接口采用以太网或 RS-485 串口。 (12) 保护装置宜采用全站后台集中打印方式。为便于调试，保护装置 上应设置打印机接口。 6.3 操作箱 6.3.1 220kV 线路操作箱 6.3.1.1 配置原则 (1) 220kV 双母线接线，每条线路宜配置一套分相操作箱，操作箱配置 17 在其中一套线路保护屏（柜）内。 (2) 220kV 双母线接线，应配置两套采用双位置继电器的电压切换装置 （其中一套采用操作箱的电压切换回路），分别配置在两套线路保护屏（柜） 内。 6.3.2.2 技术要求 (1) 分相操作箱接线应包括重合闸回路、手动合闸/跳闸回路、三相跳 闸回路、分相合闸回路、两组分相跳闸回路、电压切换回路、操作电源监 视回路、信号回路和与相关保护配合的回路等。 (2) 断路器三相不一致保护，断路器防跳、跳合闸压力闭锁等功能宜 由断路器本体机构箱实现，操作箱中仅保留重合闸压力闭锁接线。 (3) 两组操作电源的直流空气开关应设在操作箱所在屏（柜）内，取 消操作箱中两组操作电源的自动切换回路，公用回路采用第一路操作电源。 (4) 操作箱应设有断路器合闸位置、跳闸位置和电源指示灯。 (5) 操作箱内的三跳继电器应分别有起动失灵、起动重合闸的两组三 跳继电器（TJQ），起动失灵、不起动重合闸的两组三跳继电器（TJR），不 起动失灵、不起动重合闸的两组三跳继电器（TJF）。 6.3.2 110kV 线路操作箱 6.3.2.1 配置原则 110kV 双母线接线，每条线路应配置与线路保护组合在一起的单套三相 操作箱与电压切换装置。 6.3.2.2 技术要求 (1) 三相操作箱接线应包括重合闸回路、手动合闸/跳闸回路、三相跳 闸回路、合闸回路、电压切换回路、操作电源监视回路、信号回路和与相 关保护配合的回路等。 (2) 断路器防跳、跳合闸压力闭锁等功能宜由断路器本体机构箱实现， 操作箱中仅保留重合闸压力闭锁接线。 18 6.3.3 主变压器操作箱 6.3.3.1 配置原则 （1）主变压器三侧宜配置独立的三相操作箱，操作箱配置宜集中在一 面保护屏（柜）内。当 220kV 断路器采用分相操作机构时则主变压器 220kV 侧对应配置分相操作箱。 （2）对双母线接线，应配置两套采用双位置继电器的电压切换装置（其 中一套采用操作箱的电压切换回路），分别配置在两面保护屏（柜）内。电 压切换接点数量应至少满足两套保护、一套测量的要求。 6.3.3.2 技术要求 （1）操作箱接线应包括手动合闸/跳闸回路、三相跳闸回路、两组跳 闸回路、电压切换回路、操作电源监视回路、信号回路和与相关保护配合 的回路等。 （2）对于分相操作箱的断路器三相不一致保护以及断路器防跳、压力 闭锁等功能宜由断路器本体机构箱实现。 （3）两组操作电源的直流空气开关应设在操作箱所在屏（柜）内，取 消操作箱中两组操作电源的自动切换回路，公用回路采用第一路操作电源。 （4） 操作箱应设有断路器合闸位置、跳闸位置和电源指示灯。 6.4 母线保护及断路器失灵保护 6.4.1 220kV 母线保护及断路器失灵保护配置原则 (1) 重要的 220kV 母线按远景配置双套母线保护。 (2) 220kV 双母线按远景配置双套失灵保护，双套失灵保护功能宜分 别含在双套母差保护中，每套线路（或主变压器）保护动作各启动一套失 灵保护。母差和失灵保护应能分别停用。 (3) 对 220kV 双母线接线方式，母线和失灵保护均应设有电压闭锁元 件，母联断路器及分段断路器可不经电压闭锁。电压闭锁可由软件实现， 而不再配置单独的复合电压闭锁装置。当复合电压闭锁功能含在母线差动 19 保护装置中时，其复合电压闭锁元件应与母差元件不共 CPU。 (4) 双母线接线的失灵保护应与母线保护共用出口，双重化配置的母 线保护（含失灵保护功能）每套保护只作用于断路器的一组跳闸线圈。 (5) 对主变单元， 220kV 母线故障且变压器高压侧开关失灵时再联跳 主变中压侧和低压侧，其失灵保护由主变保护实现。 6.4.2 110kV 母线保护配置原则 (1) 110kV 母线宜按远景配置单套母线保护。 (2) 110kV 的母联、母线分段断路器应按断路器配置专用的、具备瞬时 和延时跳闸功能的过电流保护。 6.4.3 技术要求 (1) 母线保护应对 TA 特性无特殊要求，动作特性不受 TA 饱和的影响， 并应允许使用不同变比的 TA。 (2) 母线保护不应因母线故障时流出母线的短路电流影响而拒动。 (3）母线保护在区外故障穿越电流 30 倍一次额定电流时不应误动。 (4)母线保护应包括交流电流监视回路，它在 5%IN时即能可靠动作。当 交流电流回路不正常或断线时不应误动，并经延时闭锁母线保护及发出告 警信号。当 TV 失压，装置应发出告警信号。 (5)母线保护整组动作时间，2 倍 IN下应不大于 20ms。 (6)母线保护应具有比率制动特性，以提高安全性。母线差动保护由分 相式比率差动元件构成，母线大差比率差动用于判别母线区内和区外故障， 小差比率差动用于故障母线的选择。 (7)双母线接线的母线保护在母线相继故障时应能经较短延时可靠切 除故障。 (8)对双母线接线的母线保护，在母线上各元件进行倒闸时（包括母线 互联等情况），应保证母线保护动作的正确性，当二次回路中隔离刀闸辅接 点切换不正常时，能发出告警信号，保证母差保护在此期间的正常运行。 20 (9) 220kV 断路器的失灵包含于母线保护中，母线保护与失灵保护共用 出口回路。当失灵保护检测到某连接元件的失灵启动接点动作时，若该元 件对应的电流大于母线保护装置内部的失灵电流判别定值，则起动失灵保 护。为缩短失灵保护切除故障的时间，失灵保护跳其他断路器宜与失灵跳 母联共用一段时限。 (10) 220kV 母线保护应设置独立的“解除失灵保护电压闭锁”的开入 接点。当该连接元件起动失灵保护开入接点和“解除失灵保护电压闭锁” 的开入接点同时动作后，能自动实现解除该连接元件所在母线的失灵保护 电压闭锁。 (11) 母线保护接线应能满足最终一次接线的要求。 (12)母联或分段断路器失灵保护由母联或分段保护动作、相关母线的 母差动作起动，经延时和电压闭锁将相关的母线上元件全部切除。 (13) 220kV 起动失灵的保护为线路保护、母联与分段保护、变压器的 电气量保护。 (14) 保护装置应具有对时功能，推荐采用 RS-485 串行数据通信接口 接收时间同步系统发出的 IRIG-B（DC）时码作为对时信号源。保护应具备 通信管理功能，与计算机监控系统和保护及故障信息管理子站系统通信， 通信规约采用 DL/T 667-1999（idt IEC60870-5-103）或 DL/Z 860（IEC61850）， 接口采用以太网或 RS-485 串口。 (15) 保护装置宜采用全站后台集中打印方式。为便于调试，保护装 置上应设置打印机接口。 6.5 母联、分段保护 6.5. 1 配置原则 110kV、 220kV 的母联、母线分段断路器应按断路器配置专用的、具 备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护 6.5.2 技术要求 21 （1）母联、分段保护应带有二段时限的过流及一段时限的零序过流保 护功能。 （2）母联、分段保护应具有母线充电保护功能，向故障母线充电时， 跳开本断路器。 （3）保护装置应具有对时功能，推荐采用 RS-485 串行数据通信接口 接收时间同步系统发出的 IRIG-B（DC）时码作为对时信号源。保护应具备 通信管理功能，与计算机监控系统和保护及故障信息管理子站系统通信， 通信规约采用 DL/T 667-1999（idt IEC60870-5-103）或 DL/Z 860（IEC61850）， 接口采用以太网或 RS-485 串口。 （4）保护装置宜采用全站后台集中打印方式。为便于调试，保护装置 上应设置打印机接口。 6.6 故障录波器系统 6.6.1 配置原则 (1) 为了分析电力系统事故及继电保护装置的动作情况，220kV 变电站 内，宜按电压等级配置故障录波装置分别记录线路电流、电压、保护装置 动作、断路器位置及保护通道的运行情况等。主变压器三侧录波信息应统 一记录在一面故障录波装置内。 (2) 在分散布置的变电站内，按保护小室配置故障录波装置，不跨小 室接线，适当考虑远景要求； (3) 每套线路故障录波器的录波量配置宜为 64 路模拟量、128 路开关 量。 (4) 故障录波装置应具备单独组网功能，并具备完善的分析和通信管 理功能，通过以太网口与保护和故障信息管理子站系统通信，录波信息可 经子站远传至各级调度部门进行事故分析处理。 6.6.2 技术要求 (1) 故障录波器应为嵌入式、装置化产品，所选用的微机故障录波器 22 应满足电力行业有关标准。 (2) 故障录波器应能连续记录多次故障波形，能记录和保存从故障前 150ms 到故障消失时的电气量波形。它应至少能清楚记录 5 次谐波的波形。 (3) 故障录波器模拟量采样频率在高速故障记录期间不低于 5000Hz。 (4) 事件量记录元件的分辨率应＜1.0ms。 (5) 故障录波器应具备对时功能，能够接收时间同步系统输出的同步 时钟脉冲，对时精度小于 1.0ms，以便能更好分析故障发生顺序以及实现双 端测距。装置应有指示年、月、日、小时、分钟、秒的功能。 (6) 故障录波器应具有故障测距功能，故障测距的测量误差应小于线 路长度的 3%。 6.7 保护及故障信息管理子站系统 6.7.1 配置原则 (1)配置一套保护及故障录波信息管理子站系统，保护及故障信息管理 子站系统与监控系统宜根据需要分别采集继电保护装置的信息。 (2) 保护及故障信息管理子站系统与保护装置、监控系统的联网方式 宜采用如下两个 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 ： 方案一：如果不考虑监控系统后台实现继电保护装置软压板投退、远 方复归的功能，则监控系统仅采集与运行密切相关的保护硬接点信号,站内 所有保护装置与故障录波装置仅与保护及故障信息管理子站连接；保护及 故障信息管理子站通过防火墙接入监控系统站控层网络，向监控系统转发 各保护装置详细软报文信息。 方案二：如果考虑监控系统后台实现对继电保护装置的软压板投退、 远方复归功能，则保护及故障信息管理子站系统与监控系统分网采集保护 信息。保护装置可直接通过网口或保护信息采集器，按照子站系统和监控 系统对保护信息量的要求，将保护信息分别传输至子站系统和监控系统， 故障录波单独组网后直接与子站连接。保护信息汇集器推荐与保护信息管 23 理子站统一设计。 6.7.2 技术要求 (1) 保护及故障信息管理子站系统应能与各继电保护装置和故障录波 装置进行数据通信，收集各继电保护装置及故障录波装置的动作信号、运 行状态信号，通过必要的分析软件，在站内对事故进行分析。 (2) 保护及故障信息管理子站系统对保护装置应具有调取查询保护定 值、投/退软压板及复归功能；对故障录波装置应具有定值修改和系统参数 配置、定值区查看、启动、复归功能。 (3) 调度中心应能通过保护及故障信息管理子站调取继电保护装置和 故障录波装置的定值、动作事件报告和故障录波报告、运行状态信号等。 (4) 信息传送时间要求：保护动作事件不大于 3s，故障报告不大于 10s， 查询响应时间不大于 5s。 (5) 子站系统内部的任何元件故障，均不应影响保护装置的正常运行。 (6)保护及故障信息管理子站系统与各继电保护装置、故障录波装置的 接口采用以太网口，对于特殊的只有串口输出的保护，可先经串口服务器 转换成以太网口再接入子站。通信规约采用 DL/T 667-1999 （ idt IEC60870-5-103）或 DL/Z 860（IEC61850）。 (7)保护及故障信息管理子站系统应能通过电力调度数据网、专用通信 通道或拨号方式与调度中心通信。 第 7 章 系统调度自动化技术原则 7.1 远动系统 7.1.1 调度管理关系及远动信息传输原则 根据电力系统概况、调度管理范围划分原则和调度自动化系统现状， 确定调度管理关系，并确定变电站远动信息的传输原则。 24 7.1.2 远动系统方案 （1）远动系统设备配置 应配置相应的远动通信设备及 I/O 测控单元等设备，其中远动通信设备 应冗余配置，并优先采用专用装置、无硬盘型，采用专用操作系统，远动 与计算机监控系统合用 I/O 测控单元。 （2） 远动信息采集 远动信息采取“直采直送”原则，直接从 I/O 测控单元获取远动信息并 向调度端传送，站内自动化信息需相应传送到远方监控中心。 （3） 远动信息内容 远动信息内容应满足《电力系统调度自动化设计技术规程》(DL/T 5003)、《地区电网调度自动化设计技术规程》(DL/T 5002)和相关调度端 及远方监控中心对变电站的监控要求。 （4） 远动信息传输 远动通信设备应能实现与相关调度中心及远方监控中心的数据通信， 分别以主、备通道、并按照各级调度要求的通信规约进行通信。主通道应 采用数据网方式接入接入地区级电力调度数据专网，备通道采用专线方式。 网络通信采用 DL/T634.5104-2002 规约，专线通信采用 DL/T634.5101-2002 规约。 7.2 电能量计量系统 变电站内设置一套电能量计量系统子站设备，包括电能计量 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 、电能 量远方终端（或传送装置）等。220kV、110kV 结算用电能计量装置配置准 确度等级、型号、规格相同的主、副电能表。 7.2.1 电能量关口计量点的设置原则 贸易结算用关口计量点，原则上设置在购售电设施产权分界处，当产 权分界处不适宜安装时，应由购售电双方或多方协商，确定电能计量装置 安装位置。 25 考核用关口计量点，根据需要设置在电网经营企业或者供电企业内部 用于经济技术指标考核的各电压等级的变压器侧、输电和配电线路端以及 无功补偿设备处。 7.2.2 电能量计量系统子站设备配置 （1）子站设备配置 方式一：全站配置一套电能量远方终端，以串口方式采集各电能表信 息；电能量远方终端具有对电能量计量信息采集、数据处理、分时存储、 长时间保存、远方传输等功能。电能量计量主站系统通过电力调度数据网、 电话拨号方式或利用专线通道直接与电能量远方终端通信，采集电能量信 息。 方式二：电能量计量主站系统通过电力调度数据网或拨号方式直接采 集各电能计量表信息。 （2） 电能量信息采集内容 电能量信息采集必须涵盖 220kV 变电站内所有电能计量点，采集内容 包括各电能计量点的实时、历史数据和各种事件记录等。 （3）电能量信息传输 电能量计量系统子站通过电力调度数据网、电话拨号方式或利用专线 通道将电能量数据传送至各级电网调度中心；通信应采用 DL/T 719 或 DL/T645 通信规约和 TCP/IP 网络通信 协议 离婚协议模板下载合伙人协议 下载渠道分销协议免费下载敬业协议下载授课协议下载 。 7.3 调度数据网接入设备 7.3.1 调度数据网接入原则 变电站宜就近接入相关电力调度数据网。 7.3.2 配置原则 配置 1 套调度数据网接入设备，包括交换机、路由器等，实现调度数 据网络通信功能。 7.4 二次系统安全防护 26 按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，配 置以下变电站二次系统安全防护设备。 （1） 变电站内各应用系统安全区划分 控制区（I）：变电站计算机监控系统、继电保护、安全自动装置； 非控制区（II）：电能量计量系统子站设备、继电保护及故障信息管 理子站系统、故障录波装置。 （2）纵向安全防护 控制区和非控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装 IP 认证 加密装置。 （3）横向安全防护 控制区和非控制区的各应用系统之间网络互联应安装防火墙，实施逻 辑隔离措施。 专用生产控制大区与变电站内管理信息大区内的生产管理系统之间的 互联，应加装专用生产控制大区向管理信息大区单向传输的正向型安全隔 离装置。 第 8 章 系统及站内通信技术原则 8.1 光纤通信系统 光纤通信电路的设计，应结合各网省公司、地市公司通信网规划建设 方案和工程业务实际需求进行。 8.1.1 光传输设备配置 （1）220kV 变电站应至少配置 2 级传输网设备，分别接入省、地通信 传输网；其余传输设备根据具体工程组网需要配置。 （2）光纤通信传输干线电路速率为 622Mbit/s～2.5Gbit/s，支线电路速 率宜为 155Mbit/s～622Mbit/s。 27 （3）对于同一传输网络中新增加的站点的 SDH 设备，其型号应与原 传输网络保持一致，软体版本应保持兼容。重要板卡（电源板、主控板、 交叉矩阵板、时钟板等）宜冗余配置。 （4）复用保护的光通信设备，宜提供 2M 复用通道。 （5）一回线路的两套保护均复用通信专业光端机时，应通过两套独立 的光通信设备传输。每套光通信设备可按最多传送 8 套线路保护信息考虑。 8.1.2 光缆建设 （1）光缆纤芯类型宜采用 G.652 光纤，根据需要增加部分 G.655 纤芯。 光缆芯数确定应考虑通信发展需要并预留纤芯，骨干网光纤芯数宜采用 24～48 芯。 （2）对于没有迂回光缆路由的同塔双回线路，宜架设双光缆。 （3）进入变电站的引入光缆，应选择无金属阻燃光缆。 （4）采用专用纤芯传输保护信号的线路，应适当增加光缆中的光纤配 置芯数。保护等其它二次专业专用纤芯宜由通信光纤配线架配线引接。 （5）入城光缆和网、省、地共用光缆，应增加光纤配置芯数。 （6）220kV 线路保护迂回路由不宜采用 ADSS 光缆和 110kV 以下电压 等级的光缆。 8.2 电力线载波通信系统 (1) 220kV 变电站不开设通信用电力载波通道。 (2) 当保护只有一路独立光纤通道时，宜配置一路保护专用高频通道。 8.3 站内通信 220kV 变电站内一般不设置调度程控交换机（少人值班或无人值守）。 变电站调度及行政电话由调度运行单位直接放小号方式解决。根据具体情 况考虑安装 1 部市话。 根据站区运行巡检需求配置室内外巡检电话，结合实际情况选用普通 28 话机、室外电话机或室外电话亭。 8.4 综合数据通信网设备 220kV 变电站应根据需求配置一套综合数据网设备，并根据规划所确定 的技术体制、网络结构组网。 8.5 通信设备状态监测 通信系统不设独立的视频监控和环境监控。变电站应具备对通信设备 运行状态监视的手段，运行管理要求监控的告警信息应接入变电站监控系 统。并通过变电站计算机综合监控系统向运行维护单位转发相关监视信息。 网、省公司通信管理部门可根据运行管理的需要，宜通过共同采集的方式， 接受相关运行及告警信息。 8.6 通信电源系统 8.6.1 系统配置 (1) 通信站应配置两套完整的独立的通信电源系统。一般变电站按 2 套高频开关电源、1组蓄电池组考虑，也可采用 2 套独立的 DC/DC 转换装置。 重要站点按 2 套高频开关电源、2组蓄电池组考虑。 (2) 根据实际情况配置直流分配屏（柜）1～2面。 (3)每组专用蓄电池容量应满足按实际负荷放电至少 8h 的要求。 (4) 高频开关电源的容量和蓄电池容量应按通信设备本期需要同时兼 顾远期负荷计算配置。 (5) 通信电源设备所需交流电源，应由能自动切换的、可靠的、来自 不同所用电母线段的双回路交流电源供电。采用 DC/DC 转换方式的站点，2 套 DC/DC 转换装置电源需引自站内不同电源。 (6) 高频开关电源设备应具有完整的防雷措施、智能监控接口、主告 警输出空接点。高频开关电源充电装置的模块应满足 N+1 配置。 8.6.2 通信设备电源连接方式 (1) 对于具备双电源输入能力的通信设备，应接入到两套电源系统。 29 (2) 传输同一输电线路的同一套继电保护信号的所有通信设备，应接 入同一套电源系统。 (3) 传输同一系统的同一套安自信号的所有通信设备，应接入同一套 电源系统。 (4) 传输同一输电线路的两套继电保护信号的两组通信设备，应分别 接入两套电源系统。 (5) 传输同一系统的两套安自信号的两组通信设备，应分别接入两套 电源系统。 8.7 防雷与接地 (1) 通信设备的防雷和过电压能力应满足《电力系统通信站防雷运行 管理规程》的要求。 (2) 通信设备的保护接地与工作接地合用一组接地体。 (3) 通信设备各直流电源的正极在电源设备侧均应直接接地，直流馈 电线应屏蔽，屏蔽层应两端接地。 8.8 通信缆线敷设 (1) 通信音频电缆、电话线沿电缆竖井、电缆夹层、吊顶、电缆沟敷 设。暗敷、室内明敷、特殊地段的缆线需穿 PVC 管或镀锌钢管。 (2) 站内通信光缆应采用无金属阻燃光缆，全线穿管敷设，宜采用不 同路由电缆沟进入通信机房。 （3）保护采用专用光纤芯方式时，所用纤芯宜由通信光纤配线架配线 引接。 8.9 站内综合布线 根据运行管理部门和各专业的需求，可在站内进行统一的综合布线。 信息点的布置应根据运行部门和各专业的实际需求确定。 30 第九章 计算机监控系统技术原则 变电站计算机监控系统的设备配置和功能要求按无人值班设计。 9.1．系统设备配置 9.1.1 监控系统应采用分层、分布、开放式网络结构，主要由站控层设备、 间隔层设备和网络设备等构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔 层设备按工程实际建设规模配置。 9.1.2 站控层设备：主机兼操作员工作站、远动通信设备、“五防”工作 站（可选）、公用接口装置、网络设备、打印机等，其中远动通信设备按 双套冗余配置。 9.1.3 网络设备：包括网络交换机、光/电转换器、接口设备和网络连接 线、电缆、光缆及网络安全设备等。 9.1.4 间隔层设备：包括I/O 测控单元、网络接口等。 9.2 系统网络结构 9.2.1 变电站采用双重化网络，站控层网络与间隔层网络采用直接连接方 式。 9.2.2 站控层网络应采用以太网。网络应具有良好的开放性，以满足与电 力系统其他专用网络连接及容量扩充等要求。 9.2.3 间隔层网络应具有足够的传送速率和极高的可靠性，宜采用以太网。 间隔层测控单元间应能实现直接通信，在站控层及网络失效的情况下，仍 能独立完成本间隔设备的就地监控功能。 9.3 系统软件 主机兼操作员站应采用 UNIX 等安全性较高的操作系统。 9.4 系统功能 监控系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制，并具 备遥测、遥信、遥调、遥控等全部的远动功能和同步对时功能，具有与调 度通信中心交换信息的能力。具体功能要求按DL/T 5149－2001《220kV～ 31 500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》执行。 9.4.1 防误操作闭锁 应实现全站的防误操作闭锁功能，可采用以下三种方案： 方案一：通过监控系统的逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能， 同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。 方案二：监控系统设置“五防”工作站。远方操作时通过“五防”工作 站实现全站的防误操作闭锁功能，就地操作时则由电脑钥匙和锁具来实现， 在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。 方案三：配置独立于监控系统的的专用微机“五防”系统。远方操作时 通过专用微机“五防”系统实现全站的防误操作闭锁功能，就地操作时则 由电脑钥匙和锁具来实现，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭 锁回路。专用微机“五防”系统与变电站监控系统应共享采集的各种实时 数据，不应独立采集信息。 本间隔的闭锁可以由电气闭锁实现，也可采用能相互通信的间隔层测控 单元实现。 如果变电站采用了GIS设备，防误操作闭锁功能宜采用方案一。 9.4.2 信号采集 监控系统的信号采集按照DL/T 5149-2001《220～500kV变电站计算机监 控系统设计技术规程》执行。 9.4.3 与站内智能设备的信息交换 站内智能设备主要包括微机型继电保护及安全自动装置、直流系统、 UPS系统、火灾报警系统、图像监视及安全警卫系统等设备。 9.4.3.1 监控系统与继电保护的信息交换 监控系统与继电保护的信息交换可采用以下两种方式。 方式一：保护的跳闸信号以及重要的告警信号采用硬接点方式接入I/O 测控装置，推荐采用非保持接点。每套保护装置推荐的保护硬接点信号见 32 表9-1，接入监控的保护硬接点信号可在此基础上简化。 表 9-1 继电保护装置硬接点信号清单 序号 信号名称 1. 220kV 线路保护 信号 1 线路保护动作 信号 2 保护装置故障（含直流电源消失） 信号 3 保护运行异常 信号 4 保护通道故障 2. 220kV 母线保护 信号 1 母差保护动作 信号 2 失灵保护动作 信号 3 母线互联 信号 4 TA/TV 断线 信号 5 刀闸/断路器位置告警 信号 6 保护装置故障（含直流电源消失） 信号 7 保护运行异常 3．110kV 线路保护 信号 1 线路保护动作 信号 2 保护装置故障（含直流电源消失） 信号 3 保护运行异常 信号 4 保护通道故障 4．110kV 母线保护 信号 1 母差保护动作 信号 2 母线互联 信号 3 TA/TV 断线 信号 4 隔离开关断路器位置告警 信号 5 保护装置故障（含直流电源消失） 信号 6 保护运行异常 5．故障录波器信号 信号 1 故障录波器装置动作 信号 2 故障录波器装置故障 信号 3 故障录波器装置电源消失 6．主变保护信号 33 信号 1 主保护跳闸 信号 2 后备保护跳闸 信号 3 保护装置故障 信号 4 TA/TV 断线 信号 5 保护直流电源消失 方式二：监控系统以串口或网口的方式与保护装置或保护信息管理子 站连接获取保护信息。推荐的监控系统与保护装置、保护及故障信息管理 子站的联网方案如下： （1）如果不考虑监控系统实现对继电保护装置软压板投退、远方复归 的功能，则监控系统仅采集与运行密切相关的保护硬接点信号，站内所有 保护装置与故障录波设备均单独组网后仅与保护及故障信息管理子站连 接；故障信息管理子站接入监控系统站控层网络，子站与监控系统之间通 过加装防火墙实现互联。 （2）如果考虑在监控系统后台实现继电保护装置软压板投退、远方复 归的功能，则保护及故障信息管理子站系统与监控系统分网采集保护信息。 保护装置可直接通过网口或保护信息采集器，按照子站系统和监控系统对 保护信息量的要求，将保护信息分别传输至子站系统和监控系统，故障录 波单独组网后直接与子站连接。保护信息采集器推荐与保护信息管理子站 统一设计。 9.4.3.2 监控系统与其他智能设备的信息交换 对于直流系统、UPS系统、火灾报警等智能设备，采用两种方式实现监 控系统与智能设备的信息交换： 方式一：重要的设备状态量信号或报警信号采用硬接点方式接入I/O测 控装置。 方式二：配置智能型公用接口装置，安装在二次设备室网络通信设备 屏（柜）中，该公用接口装置通过RS-485串口方式实现与智能设备之间的 34 信息交换，经过规约转换后通过以太网传送至监控系统主机。 9.4.4 AVQC功能 AVQC功能宜由监控系统实现。 9.4.5 通信规约 （1）监控系统与微机保护的通信规约推荐使用DL/T 667-1999规约， 与电能计量计费系统通信规约推荐使用DL/T 719-2000规约。 （2）监控系统与调度端网络通信采用DL/T 634.5104-2002规约，与调 度端专线通信采用DL/T 634.5101-2002规约。 9.5 系统工作电源 监控系统站控层工作站等设备采用站内UPS供电。间隔层I/O测控设备 采用直流供电。 9.6 系统技术指标 系统技术指标应满足DL/T 5149-2001《220～500kV变电所计算机监控 系统设计技术规程》的要求。 第 10 章 元件保护及自动装置技术原则 10.1 220kV 主变压器保护 10.1.1 主变压器保护配置原则 (1) 220kV 主变压器微机保护按双重化配置电气量保护和一套非电气量 保护。 (2) 采用两套完整、独立并且是安装各自屏（柜）内的保护装置，每 套保护均配置完整的主、后备保护，宜选用主后备保护一体装置。 (3) 两套变压器保护的交流电流、直流电源以及用于保护的隔离刀闸 的辅助接点、切换回路应相互独立。 (4) 主变压器非电量保护应设置独立的电源回路（包括直流空气小开 关及其直流电源监视回路）和出口跳闸回路，且与电气量保护完全分开， 在保护屏（柜）上的安装位置也相对独立。 35 （5）两套完整的电气量保护的跳闸回路应与断路器的两个跳圈分别一 一对应,非电量保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。 10.1.2 主变压器保护技术要求 （1） 变压器应装设差动保护作为主保护，以保护变压器绕组及其引出 线的相间短路故障。每台变压器装设双套差动保护，两套主保护宜采用不 同原理的差动保护。 （2） 作为变压器主保护相间短路故障和相邻元件的后备保护，在高 压侧和中压侧可装设复合电压闭锁过流保护装置，在低压侧装设电流速断 和复合电压闭锁过流保护装置。 （3）变压器高、中压侧均装设复合电压闭锁过流保护，保护可带两段 或三段时限。以较短的时限用于缩小故障影响范围；较长时限用于断开变 压器各侧断路器。 （4）变压器高、中压侧均应装设零序电流保护。保护为二段式，每段 保护设两个时限，以较短时限动作于缩小故障影响范围，或动作于本侧断 路器，以较长时限动作于断开变压器各侧断路器。 （5） 变压器高、中压侧中性点均应装设间隙零序电流保护和零序电 压保护，延时跳开变压器各侧断路器。 （6）变压器低压侧应装设限时速断过流保护，设两个时限，经短延时 跳开低压分段断路器，第二时限跳本侧断路器。 变压器低压侧应装设复合 电压闭锁过流保护，设三个时限，第一时限跳开低压分段断路器，第二时 限跳开本侧断路器，第三时限跳开变压器各侧断路器。 （7）变压器各侧应装设过负荷保护，保护为单相式，延时动作于信号。 （8）变压器 220kV 非全相保护的电流判别元件应接于三相 TA 组成的 零序(或负序)回路中，保护动作延时跳开高压侧断路器。 （9）变压器高、中压侧的电压切换全部由成套保护装置的专用切换装 36 置实现。 （10）变压器动作于 220kV 断路器的电气量保护动作应具备起动 220kV 侧失灵保护及解除失灵保护复合电压闭锁功能。非电量保护动作不起动失 灵保护。 （11）变压器每套主后备电气量保护设一套出口，非电量保护设一套 出口，所有跳闸出口接点均为电流保持接点。 （12）每套保护装置的出口回路应设置有保护跳闸出口连接片和保护 投、退的连接片。 （13）保护装置每个信号至少输出三组信号接点，其中两组不保持接点， 一组保持接点。 10.2 35（10）kV 线路及母线分段保护 线路配置微机型电流速断保护、过流保护、零序保护及三相重合闸。 母线分段配置微机型电流速断及过流保护。 一般宜选用保护测控一体化装置，就地安装于开关柜内。 10.3 站用（接地）变压器保护 配置微机型电流速断保护、过流保护、零序保护及本体保护。 一般宜选用保护测控一体化装置，就地安装于开关柜内。 10.4 35（10）kV 并联电容器保护 配置微机型电流速断保护，过流保护，以及过压、失压、过负荷保护、 非电量保护。对于某一电容器切除后引起的剩余电容器过电压，根据接线 情况选用中性点电流或电压不平衡保护、电压差动保护、或开口三角电压 保护。 一般宜选用保护测控一体化装置，就地安装于开关柜内。 10.5 35（10）kV 并联电抗器保护 配置微机型电流速断保护、过流保护、零序过电压保护及非电量保护。 一般宜选用保护测控一体化装置，就地安装于开关柜内。 37 10.6 35（10）kV 母线保护 一般采用主变压器低压侧速断过流保护做为母线保护，不单独设置母 线保护装置。如果 35（10）kV 母线馈出线较多时则可配置专用微机型电流 差动保护。 10.7 自动装置 （1）根据变电站接线的需要配置微机型自投切装置。一般 35（10）kV 母线分段断路器和装有专用备用变压器配置微机型自投切装置。 （2）低压无功自动投切功能由监控系统实现。 （3）35（10）kV 小电流接地选线一般由监控系统实现。 （4）根据系统要求配置微机型自动低频减载装置。35（10）kV 线路一 般采用一体化装置中的低频减载功能，也可独立设置。 第 11 章 直流及 UPS 电源系统技术原则 11.1 直流系统 11.1.1 直流系统电压 220kV 变电站操作直流系统采用 220V 或 110V。 11.1.2 蓄电池型式、容量及组数 220kV 变电站蓄电池宜采用阀控式密封铅酸蓄电池，应装设 2组。蓄电 池容量按 2h 事故放电时间考虑， 具体工程应根据变电站规模、直流负荷 和直流系统运行方式，对蓄电池个数、容量以及充电装置容量进行计算确 定。 11.1.3 充电装置型式及台数 220kV 变电站宜采用高频开关充电装置，充电模块按 N+1 配置，宜配置 2 套，也可 3 套，充电模块按 N 配置。 11.1.4 直流系统接线方式 220kV 变电站直流系统应采用两段单母线接线，两段直流母线之间应设 38 置联络电器。每组蓄电池及其充电装置应分别接入不同母线段。 直流系统接线，应满足正常运行时两段母线切换时不中断供电的要求， 切换过程中允许 2组蓄电池短时短时并列运行。 每组蓄电池均应设有专用的试验放电回路。试验放电设备宜经隔离和 保护电器直接与蓄电池组出口回路并接。 11.1.5 直流系统供电方式 变电站二次设备集中布置时，直流系统可不设置直流分屏（柜），采用 直流系统屏（柜）一级供电方式；当变电站二次设备分散布置时，宜设置 直流分屏（柜），采用主分屏（柜）两级供电方式。二次设备室或继电器小 室的测控、保护、故障录波、自动装置等设备采用辐射式供电方式，屋外 配电装置直流电机网络、35kV/10kV 开关柜顶直流网络采用环网供电方式。 11.1.6 直流系统设备布置 直流主系统屏（柜）布置于二次设备室，直流分电柜应布置于该直流 负荷中心，布置于二次设备室或继电器小室。 蓄电池一般宜采用支架方式集中布置于专用蓄电池室。也可视蓄电池 容量采用组屏（柜）方式，集中布置于二次设备室。 11.1.7 其它设备配置 (1) 每段直流母线设置一套微机监控装置，根据直流系统运行状态， 综合分析各种数据和信息，对整个系统实施控制和管理，并通过 RS-485 通 信口将信息上传至站内监控系统。直流系统重要信息同时通过硬接点方式 接入站内监控系统。 (2) 每组蓄电池组宜配置一套蓄电池巡检仪，检测蓄电池单体运行工 况，对蓄电池充、放电进行动态管理。 (3) 在直流主屏（柜）和分屏（柜）上装设直流绝缘监察装置，在线 监视直流母线的电压，过高或低时均发出报警信号。包括检测直流馈线的 接地情况。 39 (4) 蓄电池出口，充电装置直流侧出口回路、直流馈线回路和蓄电池 试验放电回路，应装设保护电器。保护电器宜采用专用直流空气开关，分 馈线开关与总开关之间至少保证 3～4 级的级差。 (5) 直流分电屏（柜）应装设母线电压表。 11.2 交流不停电电源系统（UPS） 11.2.1 配置原则 220kV 变电站配置一套交流不停电电源系统（UPS）。可采用主机冗余配 置方式，也可采用模块化 N+1 冗余配置。当采用主机冗余配置时，两套交 流不停电电源（UPS）宜采用串联工作方式。 11.2.2 技术要求 (1) UPS 负荷包括：微机监控系统、电能量计费系统、保护及故障信息 子站、火灾报警系统、通信设备等。 (2)UPS 应为静态整流、逆变装置。UPS 宜为单相输出，输出的配电屏 （柜）馈线应采用辐射状供电方式。 (3)UPS 正常运行时由站内所用电源供电，当输入电源故障消失或整流 器故障时 ，由变电站 220V 或 110V 直流系统供电。 (4)UPS 的正常交流输入端、旁路交流输入端、直流输入端、逆变器的 输入和输出端及 UPS 输出端应装设自动开关进行保护。 (5)UPS 应提供标准通信接口，并将各系统运行状态、主要数据等信息 实现远传。 第 12 章 其他二次系统技术原则 12.1 全站时间同步系统 12.1.1 配置原则 全站设置 1 套统一的时间同步系统，双时钟冗余配置。另配置扩展装 置实现站内所有对时设备的软、硬对时。扩展装置的数量应根据二次设备 40 的布置及工程规模确定。 时间同步系统对