《變電站二次系統(tǒng)通用設(shè)計介紹》由會員分享，可在線閱讀，更多相關(guān)《變電站二次系統(tǒng)通用設(shè)計介紹（98頁珍藏版）》請在裝配圖網(wǎng)上搜索。

1、國家電網(wǎng)公司輸變電工程通用設(shè)計 變電站二次系統(tǒng)部分介紹,一、目的和意義 二、主要工作過程 三、主要內(nèi)容 四、主要技術(shù)方案 五、取得的主要技術(shù)成果 六、技術(shù)展望 七、建議,主要內(nèi)容,一、目的和意義,1、統(tǒng)一建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)，統(tǒng)一設(shè)備規(guī)范； 2、加快設(shè)計、評審、建設(shè)等環(huán)節(jié)工作進度，提高 工作效率； 3、方便設(shè)備招標(biāo)、制造和變電站運行維護； 4、降低變電站建設(shè)、運行和維護成本； 5、全公司系統(tǒng)基建、生產(chǎn)、運行及設(shè)計各方面二次系統(tǒng)技術(shù)交流平臺，實用的參考書。,研究的目的,1、滿足公司有關(guān)的企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)和要求，滿足電力行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)與國家標(biāo)準(zhǔn)； 2、貫徹全壽命周期管理理念，滿足“兩型一化”變電站建設(shè)要求； 3、遵循

2、變電站通用設(shè)計的主要技術(shù)原則； 4、采用先進適用的技術(shù)，適應(yīng)技術(shù)發(fā)展需要。,主要原則,二、主要工作過程,變電站二次系統(tǒng)通用設(shè)計編制單位分工,分步實施,,2006年底 開展研究策劃，提出工作思路,,2006年12月 開展書面調(diào)研,,2007年3月，匯總分析調(diào)研材料，召開第一次協(xié)調(diào)會,,2007年4月，編制形成實施意見，第一次協(xié)調(diào)會,,2007年5月，各網(wǎng)省公司完成本地區(qū)技術(shù)方案，開展現(xiàn)場調(diào)研,,2008年1月22日 公司級審定會,,2007年12月 組織召開專家評審會議,,2007年10月，完成統(tǒng)稿，掛網(wǎng)廣泛征求意見。,,2007年8月，完成初稿，第六次協(xié)調(diào)會，征求各網(wǎng)省公司意見。,,2007年

3、6月，提出主要技術(shù)原則，完成專題研究報告,書面調(diào)研：2006年12月，組織6家區(qū)域電力設(shè)計院，對5家區(qū)域電網(wǎng)有限公司、24家省級電力公司進行了通用設(shè)計的書面調(diào)研工作，根據(jù)反饋的調(diào)研材料，結(jié)合工程實際，編制了形成了6份變電站二次系統(tǒng)調(diào)研報告。 現(xiàn)場調(diào)研：2007年5月，為進一步了解工程建設(shè)、運行現(xiàn)場情況，由基建部、生技部、國調(diào)中心分別帶隊赴北京、遼寧、上海、湖北、福建、陜西等地網(wǎng)省公司開展現(xiàn)場調(diào)研，編制形成了3份調(diào)研報告。,廣泛調(diào)研,通過調(diào)研，基本了解目前公司變電站二次系統(tǒng)現(xiàn)狀、存在問題，梳理出關(guān)鍵問題和主要難點，明確了通用設(shè)計研究內(nèi)容，調(diào)研的主要結(jié)論如下： 1、系統(tǒng)關(guān)聯(lián)性大。變電站二次

4、系統(tǒng)與電網(wǎng)發(fā)展、系統(tǒng)接線、網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)和運行習(xí)慣等相互影響，相關(guān)性大。 2、地區(qū)差異大。各地區(qū)對變電站繼電保護、通信、調(diào)度自動化和計量等二次系統(tǒng)設(shè)備的配置原則、配置要求、組屏方案、屏柜數(shù)量等的要求存在較大差異，實現(xiàn)方式因工程而異。,廣泛調(diào)研,3、技術(shù)更新快。隨著計算機技術(shù)在工程中的普遍應(yīng)用，使各個專業(yè)的技術(shù)更新加快，無論是硬件還是軟件更新周期有的已達到一到兩年。開展繼電保護、通信、調(diào)度自動化、計量等二次設(shè)備通用設(shè)計工作面臨的首要問題是如何統(tǒng)一不同地區(qū)、協(xié)調(diào)不同專業(yè)的功能要求。,廣泛調(diào)研,4、涉及專業(yè)范圍廣泛，相互間的關(guān)系復(fù)雜。不同專業(yè)之間的聯(lián)系更加緊密，專業(yè)之間的相互滲透越來越深，要重新審視和

5、整合各個專業(yè)的功能要求。 5、設(shè)備品種、數(shù)量多。同一種設(shè)備的生產(chǎn)廠家眾多，且均已占有一定的市場份額。實際工程中應(yīng)用的廠家數(shù)量均較多，設(shè)備品種繁多、接口復(fù)雜，各設(shè)備通信接口方式、通信規(guī)約不一致，造成互聯(lián)互通困難。,廣泛調(diào)研,工作組在進行深入調(diào)研的基礎(chǔ)上，開展了二次系統(tǒng)通用設(shè)計重點和難點的專題研究。 1、繼電保護系統(tǒng)設(shè)計專題：重點是繼電保護及故障信息管理子站配置方案和繼電保護信息接口方案； 2、計算機監(jiān)控系統(tǒng)設(shè)計專題：重點是計算機監(jiān)控系統(tǒng)配置方案、數(shù)據(jù)采集信號、功能配置、通信接口等。,專題研究,3、變電站時間同步系統(tǒng)配置方案：重點是變電站各二次設(shè)備對時方式和接口的規(guī)范化。 4、變電站防誤閉鎖方

6、案：重點是變電站防誤閉鎖功能和配置的規(guī)范化。 5、變電站操作箱配置及接線方案 ：重點是變電站操作箱配置方式及控制回路接線的規(guī)范化。 6、基建、生產(chǎn)、調(diào)度對二次系統(tǒng)規(guī)程規(guī)范一致性的研究。,專題研究,三、主 要 內(nèi) 容,二次系統(tǒng)通用設(shè)計是以110500kV變電站通用設(shè)計一次部分確定的建設(shè)規(guī)模、接線形式、配電裝置型式、設(shè)備選擇為依據(jù)，遵循110500kV變電站通用設(shè)計二次部分的技術(shù)原則，以工程設(shè)計和工程應(yīng)用為核心，內(nèi)容涵蓋系統(tǒng)繼電保護、調(diào)度自動化、系統(tǒng)通信和電氣二次四個部分(不包括安全穩(wěn)定控制裝置,系統(tǒng)通信主要是站內(nèi)通信部分)。,主要研究內(nèi)容,第一，變電站二次系統(tǒng)設(shè)計的技術(shù)原則，包括：系統(tǒng)繼電保護、

7、元件保護、計算機監(jiān)控系統(tǒng)、電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設(shè)備、二次系統(tǒng)安全防護設(shè)備，站內(nèi)通信系統(tǒng)、變電站操作直流電源、交流不停電電源、圖像監(jiān)控系統(tǒng)等二次系統(tǒng)的技術(shù)要求和設(shè)備配置要求。,主要研究內(nèi)容,第二，二次設(shè)備組屏方案和各個屏柜的功能配置。按照統(tǒng)一的配置原則和技術(shù)要求，根據(jù)變電站接線形式、一次設(shè)備類型，制定二次設(shè)備的典型組屏方案和各屏柜的功能配置，統(tǒng)一變電站二次設(shè)備的組屏方案、屏柜尺寸、形式、名稱、標(biāo)識及顏色等。,主要研究內(nèi)容,第三，二次系統(tǒng)設(shè)備的技術(shù)規(guī)范，根據(jù)變電站二次系統(tǒng)典型設(shè)計配置原則和技術(shù)要求、各種典型二次設(shè)備組屏方案和各屏柜的功能配置，編制了96項二次設(shè)備的技術(shù)條件書，統(tǒng)一了二次系統(tǒng)及各屏柜的

8、技術(shù)規(guī)范。,主要研究內(nèi)容,第四，典型工程二次系統(tǒng)設(shè)計的實際應(yīng)用案例。選擇了11個典型工程案例，按初步設(shè)計內(nèi)容深度確定了繼電保護、調(diào)度自動化信息范圍，計算機監(jiān)控系統(tǒng)及直流系統(tǒng)等二次設(shè)備配置方案圖，以及控制室、計算機室、通信機房和繼電器小室等的具體布置圖，可供實際工程參考。,主要研究內(nèi)容,500kV變電站：500kV采用1個半斷路器接線； 220kV采用雙母線接線。 330kV變電站：330kV采用1個半斷路器接線或雙母線接線； 110kV采用雙母線接線。 220kV變電站：220kV采用雙母線接線； 110kV采用雙母線接線。 110kV變電站：110kV采

9、用單元接線、橋形接線或單母線接線 35kV （10kV）采用單母線接線。,采用的接線方式,控制方式,220kV、 110kV變電站按無人值班； 500kV 、 330kV變電站按有人值班，少人值守；,在深入調(diào)研和專題研究基礎(chǔ)上確定了如下技術(shù)原則。二次系統(tǒng)主要技術(shù)原則按電壓等級有所不同，主要介紹500kV變電站部分，以及330kV變電站差異部分： 一、系統(tǒng)繼電保護（符合保護裝置標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計規(guī)范） 500kV線路保護：每回500kV線路配置雙重化線路縱聯(lián)保護和遠方跳閘保護，每套縱聯(lián)保護均含完整的主后備保護，過電壓保護使用遠跳保護裝置中的過電壓功能； 每回500kV線路配置2面保護屏，每

10、面保護屏包含1套線路主后備保護裝置，1套過電壓保護及遠跳裝置。 對50km以下的短線路，宜隨線路架設(shè)2根OPGW光纜，配置雙套光纖分相 電流差動保護，有條件時，保護通道可采用專用光纖芯。 遠方跳閘：每回500kV線路應(yīng)配置雙套遠方跳閘保護，遠方跳閘保護宜 采用一取一經(jīng)就地判別方式，應(yīng)與線路主保護組一面屏(330kV)。,主要技術(shù)原則,500kV斷路器保護：按斷路器單元單套配置，每臺斷路器配置1面斷路器保護屏。對同桿并架雙回線路，自適應(yīng)重合閘方式本次暫不考慮。 短引線保護：當(dāng)出線設(shè)有隔離開關(guān)時，每回配置雙套短引線保護，短引線保護宜按串集中組屏，每串配置1面短引線保護屏，包含4套短

11、引線保護裝置 。 500kV母線保護：配置雙套母線保護，每套母線保護只作用于斷路器1組跳閘線圈，獨立組1面屏，母線側(cè)斷路器失靈保護需跳母線側(cè)斷路器時，通過啟動母差實現(xiàn)。 220kV線路保護：配置雙重化線路縱聯(lián)保護，每套縱聯(lián)保護含完整的主后備保護功能；每套線路保護均含重合閘功能。每回220kV配置2面保護屏，每面保護屏包含1套線路主、后備保護及重合閘裝置以及1臺分相操作箱。（330kV雙母線）,主要技術(shù)原則,母線保護：220kV（330kV）按遠景配置雙套母線保護，不配置獨立的失靈保護，雙套失靈保護功能宜分別含在雙套母差保護中；每套母線保護只作用于斷路器的1組跳閘線圈。（110kV雙母線配置一套

12、失靈保護，失靈保護功能宜含在母差保護中 ） 操作箱：500kV每個斷路器單元配置1套分相操作箱，操作箱宜配置在斷路器保護屏 ；220kV每套線路配置1套分相操作箱，操作箱配置在其中一套線路保護屏；500kV也可采用保護動作出口不經(jīng)操作箱跳閘的方式，控制采用經(jīng)操作繼電器至斷路器操作機構(gòu)的方式。 斷路器三相不一致保護，斷路器防跳、跳合閘壓力閉鎖等功能宜由斷路器本體機構(gòu)箱實現(xiàn)，操作箱中僅保留重合閘壓力閉鎖接線。,主要技術(shù)原則,主要技術(shù)原則,保護通道： 一回線路的兩套保護通道應(yīng)傳輸保護信息的通信設(shè)備及電源相互獨立，雙重化的兩套縱聯(lián)保護的信號傳輸通道不應(yīng)采用同一根光纜。 雙重化配置的兩套遠方跳閘保護的

13、信號傳輸通道應(yīng)相互獨立，遠方跳閘命令宜經(jīng)線路縱聯(lián)保護傳輸。對高頻保護遠跳保護也與線路保護組屏在一起，遠跳保護不利用高頻線路保護的通道，采用獨立的光纖通道（330kV不同） 。 具有光纖通道的線路，兩套縱聯(lián)保護宜均采用光纖通道傳輸信息。對 50km及以下短線路，有條件時，可分別使用專用光纖芯；對50km以上長線路，宜分別使用2Mbit/s接口方式的復(fù)用光纖通道。 當(dāng)直達和迂回路由均為光纖通道時，一回線路的兩套主保護可均采用光纖縱差保護，并應(yīng)采用兩條不同路由。迂回路由傳輸網(wǎng)絡(luò)的傳輸總時間應(yīng)不大于12ms，500kV （330kV）線路保護迂回路由不宜采用220kV （110kV)以下電壓等級的光纜

14、，不應(yīng)采用 ADSS 光纜。 保護采用專用光纖芯通道時，保護光纖應(yīng)直接從通信光配線架引接。 同一線路兩套保護的數(shù)字接口裝置宜安裝在不同的保護通信接口屏（柜）上，每一面保護通信接口屏（柜）最多安裝8臺保護數(shù)字接口裝置。,主要技術(shù)原則,保護裝置主要技術(shù)要求： 保護裝置應(yīng)具有對時功能，推薦采用以太網(wǎng)或RS-485串行數(shù)據(jù)通信接口接收時間同步系統(tǒng)發(fā)出的IRIG-B（DC）時碼作為對時信號源。保護應(yīng)具備通信管理功能，與計算機監(jiān)控系統(tǒng)和保護及故障信息管理子站系統(tǒng)通信，通信規(guī)約采用DL/T 667-1999（idt IEC60870-5-103）或DL/T 860(IEC61850)，接口采用以太網(wǎng)或RS-

15、485串口。 保護裝置宜采用全站后臺集中打印方式。為便于調(diào)試，保護裝置上應(yīng)設(shè)置打印機接口。 線路兩側(cè)保護選型應(yīng)一致，保護的軟件版本應(yīng)完全一致。,線路故障錄波系統(tǒng)：分散布置的500kV變電站內(nèi)，宜按電壓等級配置故障錄波裝置，不跨小室接線，建設(shè)初期可適當(dāng)考慮遠景要求；每套500kV線路故障錄波器的錄波量宜為48路模擬量、128路開關(guān)量；每套220kV故障錄波器的錄波量宜為64路模擬量和128路開關(guān)量。 主變故障錄波器：故障錄波器宜單獨配置。主變壓器三側(cè)錄波信息應(yīng)統(tǒng)一記錄在一面故障錄波裝置內(nèi)。每套主變故障錄波器的錄波量宜為64路模擬量和128路開關(guān)量，滿足2臺主變故障錄波的需要。 故障測距系統(tǒng)：宜采

16、用行波原理、雙端故障測距裝置；對于大于80公里、巡檢不便的線路配置專用故障測距裝置；當(dāng)變電站最終規(guī)模超過8條線路時，建設(shè)初期測距裝置的配置可結(jié)合遠景規(guī)模統(tǒng)一考慮。,主要技術(shù)原則,主要技術(shù)原則,保護及故障信息管理子站系統(tǒng)： 宜采用嵌入式裝置化的產(chǎn)品，信息的采集、處理和發(fā)送不依賴于后臺機。子站系統(tǒng)主機應(yīng)采用安全操作系統(tǒng)，如基于UNIX或LINUX的操作系統(tǒng)。 方案一：如果不考慮在監(jiān)控系統(tǒng)后臺實現(xiàn)繼電保護裝置軟壓板投退、遠方復(fù)歸的功能，則監(jiān)控系統(tǒng)僅采集與運行密切相關(guān)的保護硬接點信號，站內(nèi)所有保護裝置與故障錄波裝置僅與保護及故障信息管理子站連接；保護及故障信息管理子站通過防火墻接入監(jiān)控系統(tǒng)站控層網(wǎng)絡(luò)，

17、向監(jiān)控系統(tǒng)轉(zhuǎn)發(fā)各保護裝置詳細軟報文信息。推薦保護硬接點信號見附表。,方案一,方案一,推薦保護硬接點信號附表,推薦保護硬接點信號附表,推薦保護硬接點信號附表,主要技術(shù)原則,方案二：如果考慮在監(jiān)控系統(tǒng)后臺實現(xiàn)繼電保護裝置軟壓板投退、遠方復(fù)歸的功能，則保護及故障信息管理子站系統(tǒng)與監(jiān)控系統(tǒng)分網(wǎng)采集保護信息。保護裝置可直接通過網(wǎng)口或保護信息采集器，按照子站系統(tǒng)和監(jiān)控系統(tǒng)對保護信息量的要求，將保護信息分別傳輸至子站系統(tǒng)和監(jiān)控系統(tǒng)，故障錄波單獨組網(wǎng)后直接與子站連接。保護信息采集器推薦與保護信息管理子站統(tǒng)一設(shè)計。 技術(shù)展望：集控中心站、數(shù)字化變電站等。,方案二,二、系統(tǒng)調(diào)度自動化 遠動系統(tǒng)：采用專用操作系統(tǒng)，

18、與計算機監(jiān)控系統(tǒng)合用I/O測控單元；傳輸通道采用電力數(shù)據(jù)網(wǎng)和點對點專線互為備用；遠動系統(tǒng)設(shè)備組1面屏，布置在計算機室內(nèi)。 電能量計量系統(tǒng)：包括計量表計、遠方終端或傳輸裝置等；貿(mào)易結(jié)算關(guān)口計量點設(shè)置在購售電設(shè)施產(chǎn)權(quán)分界處，當(dāng)產(chǎn)權(quán)分界處不適宜安裝時，應(yīng)由購售電雙方或多方協(xié)商確定?？己擞藐P(guān)口計量點根據(jù)需要設(shè)置在電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)或者供電企業(yè)內(nèi)部用于經(jīng)濟技術(shù)指標(biāo)考核的變壓器及線路。貿(mào)易結(jié)算關(guān)口計量點配置主/副電能表計，考核用關(guān)口計量點按單電能表配置。,主要技術(shù)原則,調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設(shè)備：宜就近兩點不同路由就近接入電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)，配置1套接入設(shè)備，包括交換機、路由器等設(shè)備，組1面屏布置在計算機室內(nèi)（縱向認(rèn)證加密

19、裝置與其共同組屏） 。 二次系統(tǒng)安全防護：包括橫向和縱向安全防護設(shè)備；縱向安全防護應(yīng)在控制區(qū)加裝IP認(rèn)證加密裝置，非控制區(qū)加裝IP認(rèn)證加密或防火墻；橫向安全防護采用安裝防火墻的方式。（最終稿放在其它二次系統(tǒng)部分）,主要技術(shù)原則,主要技術(shù)原則,相量測量裝置： 宜配置1套PMU裝置，由1套通信主單元以及多個電氣采集單元組成，每套裝置采集單元可采集不小于6條線路，采集單元可結(jié)合變電站遠景規(guī)?？紤]。 集的電流、電壓應(yīng)取自互感器的測量級二次繞組。 采集500kV線路及主變壓器高壓側(cè)的三相電流電壓，也可采集220kV母線的三相電壓。 PMU裝置應(yīng)具有對時功能，時間同步誤差應(yīng)不大于1s,對時接口優(yōu)先采用IR

20、IG-B（DC） 或1PPS+串口方式。,三、計算機監(jiān)控系統(tǒng) 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)：采用開放式分層分布結(jié)構(gòu)，由站控層、間隔層、過程層（選配）以及網(wǎng)絡(luò)設(shè)備構(gòu)成。連接結(jié)構(gòu)推薦采用間隔層的測控單元直接上站控層網(wǎng)絡(luò)，測控裝置直接與站控層通信。 系統(tǒng)軟件：主機應(yīng)采用應(yīng)采用安全操作系統(tǒng)，如基于UNIX或LINUX的操作系統(tǒng)。系統(tǒng)與保護的通訊規(guī)約宜采用DL/T 667-1999（ IEC60870-5-103）或DL/T 860（IEC61850）。 設(shè)備配置：站控層設(shè)備按變電站遠景規(guī)模配置，間隔層設(shè)備按工程實際建設(shè)規(guī)模配置；站控層設(shè)備包括主機、操作員站、工程師站（選配）、遠動通信設(shè)備、五防工作站（可選）及打印機等；主

21、機、操作員站、遠動通信設(shè)備按雙機冗余配置。,主要技術(shù)原則,主要技術(shù)原則,間隔層測控單元組屏原則： 一個半接線：每串組12面測控屏（柜），每面屏（柜）上24個測控裝置。 雙母線接線：每條線路、每段母線及母聯(lián)分段各配置1個測控裝置；每34個測控裝置組1面測控屏（柜）。 每臺主變壓器組1面測控屏（柜），34個測控裝置。 每臺主變壓器35kV側(cè)無功補償裝置宜設(shè)置1面測控屏（柜），34個測控裝置，站用變壓器組1面測控屏（柜），屏（柜）上3個測控裝置。 110kV線路測控裝置推薦與線路保護組在一面屏上。 系統(tǒng)功能：防誤閉鎖、AVQC等功能宜由計算機監(jiān)控系統(tǒng)實現(xiàn)。全站防誤操作閉鎖功能可采用以下三種方案：,主

22、要技術(shù)原則,方案一：通過監(jiān)控系統(tǒng)的邏輯閉鎖軟件實現(xiàn)全站的防誤操作閉鎖功能，同時在受控設(shè)備的操作回路中串接本間隔的閉鎖回路。,主要技術(shù)原則,方案二：監(jiān)控系統(tǒng)設(shè)置“五防”工作站。遠方操作時通過“五防”工作站實現(xiàn)全站的防誤操作閉鎖功能，就地操作時則由電腦鑰匙和鎖具來實現(xiàn)，同時在受控設(shè)備的操作回路中串接本間隔的閉鎖回路。,主要技術(shù)原則,方案三：配置獨立專用微機“五防”系統(tǒng)。遠方操作時通過“五防”系統(tǒng)實現(xiàn)全站的防誤操作閉鎖功能，就地操作時則由電腦鑰匙和鎖具來實現(xiàn)，同時在受控設(shè)備的操作回路中串接本間隔的閉鎖回路。專用微機“五防”系統(tǒng)與變電站監(jiān)控系統(tǒng)應(yīng)共享采集的各種實時數(shù)據(jù)，不應(yīng)獨立采集。,主要技術(shù)原則,本

23、間隔的閉鎖回路可以由電氣閉鎖接點實現(xiàn)，也可采用能相互通信的間隔層測控單元實現(xiàn)。 隨著技術(shù)發(fā)展，防誤操作閉鎖功能宜采用方案一。具有回路簡單，先進適用，可靠性高，易于操作維護等優(yōu)點，是數(shù)字化變電站技術(shù)發(fā)展的必然趨勢。 設(shè)備布置：操作員站、五防工作站及打印機布置在主控制室；工程師站、主機屏、遠動通信設(shè)備屏布置在計算機室。,四、元件保護 主壓變器保護：配置雙重化的主后備一體的電氣量保護和一套非電量保護；高、中壓側(cè)配置帶偏移特性的阻抗保護(可根據(jù)運行需要投退)，每臺主變組3面保護屏。 高壓電抗器保護：配置雙重化主后備一體的電氣量保護和一套非電量保護；可采用組2面屏方案，也可采用組1面屏方案。 35（6

24、6）kV母線：一般不宜配置，當(dāng)采用主變壓器低壓側(cè)速斷保護不能滿足靈敏度要求時，每段母線可配置一套微機型電流差動母線保護。 低壓無功自動投切裝置：該功能宜由監(jiān)控系統(tǒng)實現(xiàn)，如不滿足系統(tǒng)要求，可裝設(shè)一套低壓無功自動投切裝置。,主要技術(shù)原則,主壓變器保護配置圖,五、系統(tǒng)及站內(nèi)通信 光纖通信系統(tǒng)：通信電路應(yīng)結(jié)合國網(wǎng)及各網(wǎng)省公司通信網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)方案進行設(shè)計。 光傳輸設(shè)備：應(yīng)至少配置2級傳輸網(wǎng)設(shè)備，按需引入國網(wǎng)或區(qū)網(wǎng)或省網(wǎng)通信傳輸網(wǎng)；地區(qū)網(wǎng)設(shè)備根據(jù)具體工程組網(wǎng)需要配置。一回線路的兩套縱聯(lián)保護應(yīng)通過兩套獨立的光通信設(shè)備傳輸，每套光通信設(shè)備可按最多傳送8套線路保護信息考慮。 光纜建設(shè)：對于50km以下短線路，優(yōu)先

25、采用雙光纜；對于沒有迂回光纜路由的同塔雙回線路，宜架設(shè)雙光纜；500kV線路保護迂回路由不應(yīng)采用ADSS光纜，不宜采用220kV以下電壓等級的光纜；三回線路、不同塔雙回線路宜建雙光纜，同塔雙回線路至少建一根光纜，跨區(qū)域線路至少建一根光纜，只有兩回線路進出的終端變電站（或電廠）應(yīng)建雙光纜。 330kV線路保護迂回路由不應(yīng)采用ADSS光纜和110kV以下電壓等級的光纜。,主要技術(shù)原則,主要技術(shù)原則,電力線載波通信系統(tǒng)：當(dāng)保護只有一路獨立光纖通道時，宜配置一路復(fù)用保護電力線載波通道。每套載波通信設(shè)備占用1個屏位。 系統(tǒng)調(diào)度程控交換機：按網(wǎng)、省、地調(diào)合用1套48線數(shù)字程控交換機配置，配線架按變電站終期

26、容量配置。 通信機房動力環(huán)境監(jiān)測設(shè)備：應(yīng)與全站視頻安全監(jiān)視系統(tǒng)統(tǒng)一考慮，不單獨設(shè)置。 通信電源系統(tǒng) ：應(yīng)配置兩套完整的通信電源系統(tǒng)。每套電源系統(tǒng)應(yīng)包括1套高頻開關(guān)電源、1組蓄電池組、1個直流分配屏（柜）。蓄電池容量應(yīng)滿足按實際負(fù)荷放電至少4h的要求（DC/DC變換方式） 。,主要技術(shù)原則,站內(nèi)綜合布線：根據(jù)運行管理部門和各專業(yè)的需求，可在站內(nèi)進行統(tǒng)一的綜合布線。 通信纜線敷設(shè) ：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。 通信機房：通信設(shè)備機房應(yīng)該按照變電站終期規(guī)模考慮其面積，在初步設(shè)計階段，根據(jù)實際情況合理布置屏（柜）位(尺寸與二次一致）。根據(jù)實際工程，通信蓄電池屏（柜）

27、可布置在變電站直流蓄電池室。,通信設(shè)備機房布置圖,六、直流系統(tǒng)及交流不停電電源（UPS）系統(tǒng) 直流系統(tǒng)：電源采用110V或220V，裝設(shè)2組閥控式密封鉛酸蓄電池，容量按1小時事故放電時間考慮；宜采用高頻開關(guān)充電裝置，宜配置2套，模塊N+1；也可3套。 交流不停電電源系統(tǒng)：宜配置兩套交流不停電電源系統(tǒng)（UPS），可采用主機冗余配置方式，也可采用模塊化N+1冗余配置。負(fù)荷包括：計算機監(jiān)控系統(tǒng)、電能量計費系統(tǒng)、保護及錄波信息子站、火災(zāi)報警系統(tǒng)等。,主要技術(shù)原則,直流系統(tǒng)接線圖（方案一）,直流系統(tǒng)接線圖（方案二）,七、其它二次系統(tǒng) 全站時間同步系統(tǒng)：變電站配置1套公用時間同步系統(tǒng)，高精度時鐘源宜雙重化

28、配置，近期以GPS為基礎(chǔ)，條件具備時宜采用GPS與北斗系統(tǒng)等空基時鐘源互備方式。宜具有與地基時鐘源接口的能力。時鐘源宜布置在計算機室，在各繼電器小室配置擴展屏（柜）。對時范圍包括監(jiān)控系統(tǒng)、保護裝置、故障錄波裝置、故障測距裝置、相量測量裝置及站內(nèi)其它智能設(shè)備。時間同步系統(tǒng)宜輸出IRIG-B（DC）時碼、1PPS 、1PPM。 圖像監(jiān)視及安全警衛(wèi)系統(tǒng)：用于實現(xiàn)全站的安全、防火、防盜功能，不用于監(jiān)視設(shè)備運行狀態(tài)。就地攝像頭的配置型式及數(shù)量可參見表。,主要技術(shù)原則,500kV變電站圖像監(jiān)視及安全警衛(wèi)系統(tǒng),主要技術(shù)原則,二次設(shè)備的布置 新建工程應(yīng)按工程最終規(guī)模規(guī)劃，在初設(shè)階段布置二次設(shè)備，并合理考慮預(yù)留

29、屏位 。 主控室與計算機房間宜采用玻璃隔墻，主控室面積宜控制在60m2左右，計算機室宜按布置1416面屏考慮 。 當(dāng)通信蓄電池采用組屏布置時，通信電源室與通信機房可合并建設(shè)。 直流電源室原則上靠近負(fù)荷中心布置，蓄電池組架布置，設(shè)置獨立蓄電池室，并毗鄰于直流電源室布置。 二次設(shè)備屏（柜）位采用集中布置時，備用屏（柜）位宜按10%考慮，采用下放布置時，備用屏位宜按15%考慮；變電站內(nèi)所有二次設(shè)備屏（柜）體結(jié)構(gòu)、外型及顏色應(yīng)一致。,主要技術(shù)原則,繼電器小室的設(shè)置及電纜敷設(shè)方式 采用敞開式設(shè)備時，繼電器室宜就地下放布置 ，500kV配電裝置宜按23串設(shè)置1個繼電器小室；220kV繼電器室在場地允許的條

30、件下，可在配電裝置區(qū)域內(nèi)以分段為界設(shè)2個繼電器室；在靠近主變壓器和無功補償裝置處可設(shè)置1個主變壓器和無功補償裝置繼電器室。下放布置的繼電器室電纜敷設(shè)宜采用電纜溝敷設(shè)方式，一般不采用抗靜電活動地板 。 采用GIS緊湊型設(shè)備時 ，繼電器室宜集中布置于主控通信樓，可設(shè)置電纜夾層。,主要技術(shù)原則,電流互感器二次參數(shù)選擇 對500/330kV、110kV電流互感器宜按三相配置；對35 kV，依具體要求可按兩相或三相配置 。 兩套主保護應(yīng)分別接入電流互感器的不同二次繞組，單套配置的保護應(yīng)接入電流互感器專用的二次繞組，后備保護可與主保護共用二次繞組；故障錄波器、故障測距裝置宜與保護共用一個二次繞組；測量、計

31、量宜分別使用不同的二次繞組。 保護用的電流互感器宜采用5P級，計量用電流互感器繞組應(yīng)采用0.2S級，測量用的電流互感器宜采用為0.5級。,電流互感器二次參數(shù)一覽表,主要技術(shù)原則,電壓互感器二次參數(shù)選擇 對500kV一個半斷路器接線，每回線路應(yīng)裝設(shè)三相電壓互感器，母線裝設(shè)單相電壓互感器；對220 kV雙母線接線，每回線路宜裝設(shè)三相電壓互感器，母線也裝設(shè)三相電壓互感器；35 kV母線宜裝設(shè)三相電壓互感器。 兩套主保護的電壓回路宜分別接入電壓互感器的不同二次繞組，故障錄波器可與保護共用一個二次繞組。對于I、II類計費用途的計量裝置，宜設(shè)置專用的電壓互感器二次繞組。 技術(shù)上無特殊要求時，保護裝置中的零

32、序電流方向元件應(yīng)采用自產(chǎn)零序電壓，電壓互感器可不再配置保護用剩余電壓繞組。,電壓互感器二次參數(shù)一覽表,二次設(shè)備技術(shù)條件是以二次系統(tǒng)通用設(shè)計的技術(shù)原則、組屏方案為依據(jù)，對變電站用的各類主要設(shè)備、屏柜制定統(tǒng)一的技術(shù)規(guī)范。各電壓等級共計71項技術(shù)條件書。,二次設(shè)備技術(shù)條件,二次系統(tǒng)通用設(shè)計從各電壓等級通用設(shè)計方案中選取了具有代表性，使用廣泛的接線和布置方案，應(yīng)用研究確定的技術(shù)原則和組屏方案，進一步細化和完善二次系統(tǒng)設(shè)計，提出典型應(yīng)用工程案例，供工程參考應(yīng)用。,典型應(yīng)用工程案例,典型應(yīng)用工程案例,典型應(yīng)用工程案例,設(shè)計圖包括 圖21-1 電氣主接線圖 圖21-2電氣總平面圖 圖21-3系統(tǒng)繼電保護配置

33、圖 圖21-4 遠動化范圍圖 圖21-5 計算機監(jiān)控系統(tǒng)方案配置圖（一） 圖21-6 計算機監(jiān)控系統(tǒng)方案配置圖（二） 圖21-7 主變壓器保護配置圖 圖21-8 直流系統(tǒng)接線圖 圖21-9 主控制室、計算機室屏位布置圖 圖21-10 繼電器室屏位布置圖 圖21-11 通信機房屏位布置圖,典型應(yīng)用工程案例,二次設(shè)備布置方式 GIS方案：二次設(shè)備采用集中布置方式，主控樓一層設(shè)有繼電器室和蓄電池室；主控樓底層設(shè)電纜夾層；主控樓二層設(shè)有主控室、計算機室及通信機房等。 HGIS及AIS方案：二次設(shè)備采用分散布置方式。主控室、計算機室、通信機房布置在主控樓；繼電器小室就地下放布置，設(shè)置23個500kV繼電

34、器小室，設(shè)置1個主變及35kV繼電器。（以500kV為例）,主控制室、計算機室屏位布置圖,500kV繼電器室屏位布置圖,220kV繼電器室屏位布置圖,主變及35kV繼電器室屏位布置圖,五、取得的主要技術(shù)成果,二次系統(tǒng)通用設(shè)計是在成熟適用的技術(shù)條件和工程應(yīng)用方案中，擇優(yōu)確定二次系統(tǒng)設(shè)計技術(shù)原則和二次設(shè)備的功能配置。通過總結(jié)以往運行、設(shè)計及制造經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，結(jié)合當(dāng)前二次技術(shù)的發(fā)展，二次系統(tǒng)通用設(shè)計取得了以下幾方面成果：,主要技術(shù)成果,一是：規(guī)范了系統(tǒng)繼電保護及元件保護的配置原則、通道組織原則和設(shè)備組屏原則。,主要技術(shù)成果,二是：規(guī)范了計算機監(jiān)控系統(tǒng)的配置原則和方案，包括整體網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，站控層軟件、硬

35、件配置，間隔層設(shè)備配置及組屏原則，站控層與間隔層通信所采用的技術(shù)和標(biāo)準(zhǔn)，監(jiān)控系統(tǒng)與繼電保護、保護故障信息管理子站以及站內(nèi)其他智能裝置的通信接口形式和技術(shù)要求等。,主要技術(shù)成果,三是：規(guī)范了變電站電氣二次接線，包括防誤閉鎖實現(xiàn)方式，二次屏柜的供電方式，操作箱控制回路接線以及斷路器、隔離開關(guān)機構(gòu)箱控制回路接線等。,主要技術(shù)成果,四是：規(guī)范了專業(yè)間配合的技術(shù)要求，包括系統(tǒng)繼電保護對電流互感器、電壓互感器變比、繞組數(shù)量、容量及精度的配置要求；系統(tǒng)繼電保護對斷路器跳閘線圈、操作電源的配置要求；保護對通信通道的要求、保護光電轉(zhuǎn)換接口對通信電源的要求等。,主要技術(shù)成果,五是：規(guī)范了保護和故障錄波信息管理子站

36、系統(tǒng)的配置原則及實施方案，包括：子站系統(tǒng)的構(gòu)成、功能定位、數(shù)據(jù)采集方式，與監(jiān)控系統(tǒng)的接口方式、子站信息傳輸方式等。,主要技術(shù)成果,六是：規(guī)范了二次系統(tǒng)各類接口要求，包括：繼電保護裝置與計算機監(jiān)控系統(tǒng)的接口及通信要求；繼電保護裝置、故障錄波裝置以及雙端故障測距裝置對時精度和接口要求。,主要技術(shù)成果,七是：規(guī)范了站內(nèi)通信設(shè)備的配置原則和方案，包括：通信蓄電池配置原則、通信機房布置、光纜引接方式、通信機柜尺寸等。,主要技術(shù)成果,八是：規(guī)范了時間同步系統(tǒng)、圖像監(jiān)視系統(tǒng)的配置原則和方案。,主要技術(shù)成果,九是：規(guī)范了二次設(shè)備的接地方式、繼電器保護小室下放布置和電纜敷設(shè)方式。,主要技術(shù)成果,六、 技術(shù)展望,

37、技術(shù)展望,500kV集控中心站，500kV變電站無人值班，實現(xiàn)減人增效的一種運行管理模式，僅在少數(shù)地區(qū)有應(yīng)用，有待進一步規(guī)范相關(guān)建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)和技術(shù)原則。,500kV集控中心站建設(shè),地調(diào)/集控一體化建設(shè)； 分區(qū)控制：按責(zé)任分區(qū)建設(shè)；,地調(diào)/500kV集控一體化建設(shè),地調(diào)/500kV集控一體化建設(shè),站內(nèi)建筑生活環(huán)境要求降低,防火防盜安全防護性能提高,功能房間調(diào)整合并，減少值休室備餐間類的生活房間；,繼電器室屏間距離合理壓縮，控制室面積適當(dāng)縮??；,一樓門窗適當(dāng)采取防盜措施，門窗選擇和建筑裝修考慮防火因素。,站內(nèi)設(shè)施簡化,監(jiān)控系統(tǒng)后臺適當(dāng)簡化； 辦公管理系統(tǒng)簡化； 站內(nèi)通信減少交換容量和電話設(shè)置。,,無人

38、值班變電站建筑和設(shè)備配置簡化思路,技術(shù)展望,數(shù)字化變電站，是未來變電站建設(shè)的發(fā)展方向，將對變電站二次系統(tǒng)設(shè)備帶來革命性變化。,技術(shù)展望,主要特點： 信息采集、傳輸、處理、輸出過程全部數(shù)字化。 按IEC61850協(xié)議建立變電站中各種設(shè)備的信息模型，包括數(shù)據(jù)模型和功能模型；設(shè)備間交換信息均使用該模型構(gòu)建統(tǒng)一的信息平臺。 解決了設(shè)備間的互操作問題，避免了設(shè)備重復(fù)投入。通過通信網(wǎng)絡(luò)的改變使保護、監(jiān)控、在線檢測、五防和VQC等信息傳輸，在統(tǒng)一的信息平臺上實現(xiàn)了信息共享。 關(guān)鍵技術(shù)： IEC61850協(xié)議的頒布及標(biāo)準(zhǔn)的應(yīng)用, 為建設(shè)數(shù)字化變電站提供了基礎(chǔ)； 光電式互感器的應(yīng)用,有條件進行全數(shù)字化變電站建設(shè)

39、； 一次設(shè)備智能化。采用傳統(tǒng)一次設(shè)備（如斷路器、主變壓器等）+智能終端的方法，實現(xiàn)一次設(shè)備智能化（過渡）。,采用傳統(tǒng)一次設(shè)備（如斷路器、主變壓器等）+智能終端的方法，實現(xiàn)一次設(shè)備智能化。充分利用現(xiàn)有一次設(shè)備。,一次設(shè)備智能化,技術(shù)展望,實施步驟： 數(shù)字化變電站技術(shù)的發(fā)展將會是個比較長期的過程，技術(shù)的成熟度，方案的可行性均要結(jié)合工程應(yīng)用逐步完善，數(shù)字化變電站應(yīng)用技術(shù)采取分步走的策略是比較可行的方案。 第一階段：可以結(jié)合IEC61850標(biāo)準(zhǔn)先在測控部分選擇實施示范性工程實施，以積累新一代變電站網(wǎng)絡(luò)通信協(xié)議的應(yīng)用經(jīng)驗； 第二階段：在電子式互感器應(yīng)用技術(shù)的成熟的基礎(chǔ)上，可以考慮在500KV系統(tǒng)選擇采用電子式互感器技術(shù)實現(xiàn)信息采集、處理、傳輸數(shù)字化應(yīng)用； 第三階段：基于智能斷路器技術(shù)的成熟度實現(xiàn)信息采集、處理、傳輸、從交流量的采集到斷路器操作的全數(shù)字化應(yīng)用；最終實現(xiàn)變電站總線與過程層總線的集成應(yīng)用。,技術(shù)展望,應(yīng)用情況： 數(shù)字化變電站500kV電網(wǎng)中還沒有得到真正的應(yīng)用（測控部分IEC61850標(biāo)準(zhǔn)示范性工程實施），僅在少數(shù)110kV 及220kV變電站中有應(yīng)用（ IEC61850標(biāo)準(zhǔn)及電子式互感器）。,110kV變電站的應(yīng)用,光電互感器及光纖,,一次設(shè)備智能化,變壓器端子箱配置智能單元,一次設(shè)備智能化,控制電纜改為光纜,