通用设计等v g1及方案110b0egy

1、公司 110kV500kV 变电站(V1.0)110kV 变电站第三卷第六册110B -G1a 方案第五篇 110B-G1-0EGY6 模块公司2012 年 12 月第一章：设计说明1 模块说明11.1模块的特点和适用范围11.2模块使用的边界条件1技术条件222.1技术参数22.2系统继电保护22.3安全自动装置22.4调度自动化22.5电能系统32.6二次安全防护32.7元件保护32.8计算机系统42.9同期52.10信号系统52.11直. 72.12交流不间断电. 72.13时间同步系统72.14电能质量监测系统72.15及环境监测系统72.16消防及火灾自动系统72.17二次设备的布置

2、82.18措施及二次电缆的选择82.19二次系统防雷81 模块说明1.1模块的特点和适用范围本模块适用于二次设备集中布置、终期规模的 110kV 变电站。本模块的设计说明含全站二次设备的技术参数、配置要求、布置原则。各电压等级的保护装置、测控装置、端子箱、电缆等与一次设备配套的的二次设备分散在 G1 模块与 G2 模块中，本模块设备清册仅含直、交流不间断电、计算机系统及网络设备、时间同步系统、及环境监测系统、消防及火灾自动系统、安全自动装置等和建设规模无关但全站需配置一套的设备。本模块设备材料清册见第二章。1.2模块使用的边界条件本模块用于 CSG-110B-GIa 方案。12技术条件站内配置

3、两台互为冗余的远动装置，每动装置均配置与站内系统通信的局域2.1 技术参数网通信口以及与远方主站通信的网络通信口及专线通信口，规约库配置与各远方调度中心调1）直流电源：110V/220V2）PT 二次电压 57.7V/100V，CT 二次电流 1A。2.2 系统继电保护度自动化系统主站一致的通信规约。每动装置把的数据通过远动通道分别传送至各调度中心调度自动化系统。2.4.3远动信息范围2.2.1 110kV 线路保护本期工程站内远动信息范围如下表：每回 110 kV 线路应配置一套含重合闸功能的线路保护。单侧电源的负荷端可不配置线路保护。表 2变电站内远动信息范围表2.2.2 110kV 分段

4、保护分段断路器宜配置相电流和零序电流保护，保护应具备瞬时和延时跳闸的回路，作为母线充电保护，并兼作新线路投运时的辅助保护，保护宜与测控。2.2.3故障录波装置110kV 变电站宜配置故障录波器，满足以下情况时应配置录波装置：a)b)c)d)三回及以上 110kV 出线的变电站； 有电源以 110kV 电压上网的变电站；有多侧电源的变电站；枢纽站或带有重要负荷的变电站。故障录波器应具有、远传和接受站内时间同步系统统一对时功能。2.2.4保信子站保信子站采用装置，单机配置，同时向各级调度和操作员站切换信息。保信子站包括一套子站装置、一套保信子站装置、一台网络器、一台打印机和网络交换机，组屏布置。每

5、台保信子站至少提供两个接入调度数据网的网口。2.3安全自动装置安全自动装置按照系统需要配置。2.4调度自动化2.4.1 调度管理相关远动信息送所属调度 SCADA/EMS 系统，相关电量信息送所属调度电能计量主站。2.4.2远动设备配置方案2变电站遥测信息1主变 110kV 侧 P、Q、I、档位2主变 10kV 侧 P、Q、I3110kV 主变中性点 I4110kV 母线V5110kV 线路 P、Q、I6110kV 分段 P、Q、I710kV 母线 V810kV 线路 P、Q、I910kV 无功补偿电容器 Q1010kV 变压器P、Q、I关口点：按110kV 变电站电能计量装置典型设计配置。非

6、关口点：主变两侧、110kV 线路、10kV 线路、站用变低压侧分别装设 1 只有功 0.5S 级、无功 2 级三相四线多功能电能表；10kV 电容器装设 1 只无功 2 级三相四线多功能电能表。上述电能表具备双 RS-485 接口。2.6二次安全防护变电站二次系统的防护及具体配置按电力二次系统安全防护规定（电力监管委员会第 5，2005 年 2 月）和电力二次系统安全防护技术规范的要求执行。2.7元件保护2.7.1主变压器保护2.7.1.1 110 kV 变压器保护宜采用电气主保护、非电量保护、各侧后备保护装置的配置方案。2.7.1.2 110 kV 变压器保护也可采用分别组屏的双套主后合一

7、的电量保护和一套非电量保护的配置方案，相关技术要求参照规范执行。2.4.4通道要求2.7.1.3 主保护配置差动速断保护、比率差动保护，可配置不需整定的零序分量、负2.4.4.1 远动通道要求序分量或变化量等反映轻微故障的故障分量差动保护。远动信息应传送至所属调度。信息传送通道以所属调度数据网络为主, 2M 或模拟专线为辅。2.7.1.4 后备保护配置复合电压闭锁过电流保护、零序过流保护、间隙保护、简易母2.4.4.2 计量通道要求线保护（可选）。对各调度端电能计量主站均应提供一路调度数据网通道、一路专线通道。2.7.210kV 线路保护2.4.4.3及环境监测系统通道要求配置过电流保护、零序

8、过流保护、重合闸、低周减载、列（可选）、低压解列及环境监测系统采用一路综合业务数据网通道接至各级及环境系统主站。（可选）、过负荷告警。2.4.4.4 电能质量监测系统通道要求2.7.3 10kV 分段断路器保护电能质量监测系统采用一路综合业务数据网通道接至各级电能质量监测主站。配置两电流保护，每段电流和时间定值可分别整定。作为母线充电保护，并兼作新2.5电能系统线路投运时的辅助保护。2.5.1 电能装置分段保护应具备同期检测功能。电能量终端单机配置，组屏。通信口的数量要满足所有电能计量主站接入的要求。2.7.410kV 补偿电容器保护装置对各调度端应同时接入通道，双通道可以同时工作。电容器宜采

9、用保护、测控装置，三相操作插件应含在装置内，保护应采用三相电2.5.2电度表3变电站遥信信息1变电站事故总信号2110kV 分段开关、刀闸、母线刀闸3主变 110kV 侧出线刀闸、接地刀闸4110kV 母线接地刀闸、PT 刀闸5110kV 线路出线刀闸、接地刀闸6主变 10kV 侧开关、手车710kV 母线接地车、PT 手车810kV 分段开关910kV 线路开关、手车1010kV 变压器开关、手车1110kV 并联电容器的开关、手车流互感器。电容器保护功能要求：过电流保护、不平衡保护、过电压保护、低电压保护、零序过流保护（适用于小电阻接地系统）、闭锁简易母线保护（可选）、闭锁 VQC、非电量

10、保护。2.7.510kV 变压器保护变压器保护除自身的非电量保护外，还应具备电流速断保护、过电流保护、零序过流保护、过负荷告警功能，保护应具备闭锁简易母线保护的功能。2.8计算机系统计算机系统应适应无人值班方式要求。应采用分层、分布式网络结构，以间隔为，按对象进行设计。2.8.1 系统结构计算机系统可采用二层（站控层、间隔层）或三层结构（站控层、间隔层、过程层）。间隔层与站控层采用冗余配置的以太网方式组控层设备包括主机、操作员工作站、五防工2.8.2、操作及防误闭锁作站、远动装置、网络通信设备、打印设备、音响设备以及其它智能接口设备等。间隔层测1范围控单元按间隔配置，实现就地功能，连接各间隔单

11、元的智能 I/O 设备等，站控层和间隔层设·110kV 主变压器备均布置控通信楼的主室、继电器及通信室内。·110kV 线路表 1计算机系统设备配置表·110kV 所有断路器、开关及接地刀闸·10kV 线路·10kV 补偿电容器·10kV 接地变·10kV/380V 站用变·10kV 所有断路器及开关·380V 断路器·直·交流不间断电源·及环境监测系统·公用设备（如消防及火灾自动系统等）2、方式4序号计算机系统设备名称数量备注1主机/操作员工作站套1布置于继电器及

12、通信室主机/操作员工作站台123 英寸液晶显示器台12远动屏面1组屏布置于继电器及通信室远动装置台2调制解调器（300/600/1200bps）只具体配置根据接入调度通道情况决定远动通道防雷器只具体配置根据接入调度通道情况决定3保信子站屏子站装置套1单机配置保信子站装置台1按工程实际需要配置网络器台1打印机台1以太网交换机台按工程实际需要配置序号计算机系统设备名称数量备注4五防子系统套1与系统配置五防工作站台1与操作员站切换/互为备用五防锁具按工程实际需要配置23 英寸液晶显示器台15网络屏面组屏，按工程实际需要配置以太网交换机台按工程实际需要配置6规约转换器屏面1规约转换器台27打印机台布置

13、室8网络敷设材料项1材料由系统厂家提供光缆米以太网线米9测控装置：按工程实际需要配置，组屏布置10二次安全防护屏面1布置于继电器及通信室合计断路器分成以下四种情况：开关之间跨间隔的电气闭锁。·远方(集控中心/调度中心)操作现场布线式单元电气闭锁与计算机系统五防子系统相互配合，共同完成刀闸闭锁，·站控层当地（计算机系统）操作正常操作时，二者之间逻辑为“与”的关系。·间隔层应急（继电器室测控屏）操作高压开关柜配置完善的微机五防装置实现五防功能。·设备层就地（配电装置）操作高压开关柜及间隔式配电装置（间隔）有网门、柜门、机械闭锁装置（如电容器组、电动开关、主变

14、有载调压开关分成以下三种情况：电抗器、消弧线圈等）时，应安装微机防误装置的机械编码锁，门上安装带电显示装·远方(集控站/调度中心)操作置。·站控层当地（计算机系统）操作2.9同期·设备层就地（配电装置）操作同期点为全站 110kV 断路器，同期功能由计算机系统各间隔的测控单元完成，站控电压无功自动调节分成以下两种情况：层能对同期操作过程进行监测和。·远方(集控站/调度中心) AVC 系统直控不同断路器的同期指令间应相互闭锁，以满足一次只一个断路器同期合闸，同期功·站控层当地（计算机系统）VQC能应能进行状态自检和设定，同期与失败均应有信息输出，

15、同期操作过程应有发令、参3、操作数计算、显示及确认等交互形式。操作过程及结果应予以。为使计算机系统能安全可靠地运行，计算机系统须具有相应的安全、保护措施。同期还具有远方检无压/同期功能。·设置操作权限：依据操作员权限的大小，规定操作员对系统及各种业务活动的使用范围；2.10信号系统·操作的唯一性：在多种操作方式下，如确定一种操作方式，就必须闭锁其它操作方式；信号系统采用计算机系统，事故及异常时发出音响，同时画面闪烁，并打印存·对运行的任何操作，计算机都将做命令检查和闭锁条件检查；盘。·操作应按选择、返验、五防闭锁、执行的步骤进行；2.10.1系统功能&#

16、183;系统应具备顺序化操作功能。1、运行监视功能：主要包括变电站正常运行时的各种信息和事故状态下的自动，站各级均实现五防操作，全站计算机系统统一考虑微机五防功能，计算机系统和内计算机系统能对设备异常和事故进行分类，设定等级。当设备状态发生变化时推出相现场布线式电气闭锁共同完成变电站防误闭锁。各级操作遵守唯一性原则，一级操作闭锁其应画面。事故故设备闪光直至运行确认，可方便地设置每个测点的越限值、极限它级操作，各级操作切换通过软件和转换开关实现。值，越限时发出声光并推出相应画面。4、防误闭锁2、具有事故顺序和事故追忆功能：对断路器、开关和继电保护动作发生次序进五防功能按照与计算机系统配置。变电站

17、五防子系统应由站控层防误和间隔层防行排列，产生事故顺序报告。误两层，站控层防误包括防误闭锁软件系统、电脑钥匙及锁具，间隔层防误是由测控装置的3、运行管理功能：可进行自诊断，统计和制表打印，按用户要求绘制各种图表，定软件逻辑闭锁来完成。时变电站运行的各种电能量，按不同时段进行电能累加和统计，最后将其制现场布线式单元电气闭锁也作为整个变电站五防的组成部分，实现本间隔内电动开关表打印。设备的各种参数，检修维护情况，运行的，继电保护定值的（接地开关）、断路器之间的电气闭锁，以及为完成线路倒闸操作所必需的母线接地开关与线路管理，操作票的开列。54、无功/电压：通过主变压器低压侧电容器的自动投切及主变分接

18、头来主变压器· 直：蓄电池正反向电流、蓄电池电压、充电机电流和电压、直流母线电压、直高、低压侧的电压和无功功率。正对地电压、直负对地电压5、远动功能：3、开关量满足直采直送要求，收集全站测控装置、保护装置等设备的数据，将信息通过双通道（专线·所有高压断路器位置（双位置）或网络通道）上传至调度中心/集控站，并支持接入调度数据网，能将调度中心/集控站下发的遥·所有高压开关、接地刀闸位置（双位置）控、遥调命令向变电站间隔层设备转发。·380V 断路器位置直流主回路开关位置远动装置应双机配置，应能根据运行需求设置为双主机或热备用工作方式。双配置的调制解·

19、;调器的工作电源应取自不同的直流母线段，调制解调器传送各级调度的通讯模块应配置，且·主变压器调压信号宜支持热插拔。当远动装置不正常时，传送调度端的信息必须保留原数据并在品质标志位打·保护动作总信号上品质标志。·重合闸动作信号远动装置必须配置足够的遥信缓存区，用于缓存送调度端的遥信信息。送调度的事故总信号·备自投动作信号取继电保护动作的瞬动信号。断路器和开关位置遥信信号采用设备辅助接点信号，具有单相·变电站事故总信号就地/远方转换开关位置断路器操作机构异常信号重合闸功能的断路器还应三相合并信号。·6、具有良好的人机界面，可编辑各种画面和

20、表格。·7、具有系统自诊断功能。·回路断线信号8、具有远方维护和远方诊断功能。·保护信号9、具有非监视功能。·保护装置故障信号2.10.2参数·本体设备异常信号1、间隔层设备交流工频电量测量应采用交流采样方式，精度 0.5 级及以上。2、模拟量·自动装置异常信号·直异常信号· 自耦变压器：各侧电流、电压、有功功率、无功功率、变压器线圈温度、变压器油温、调·火灾装置故障信号压开关档位、中性点电流·交流不间断电源装置故障信号·站用变压器：高、低压侧电流、低压侧电压·时间同步系统装

21、置故障信号·接地变压器：高压侧电流2.10.3系统接口·线路：电流、电压、有功功率、无功功率计算机系统通过以太网口与各类保护装置及测控装置相连。·母线：电压、频率计算机系统智能接口设备支持接入站内其它规约设备，与下列装置或系统的接口采用 RS-485 串口或以太网连接。·分段：电流、电压、有功功率、无功功率·静态补偿装置：电流、无功功率·交、直装置6·消防装置同步时钟装置应由标准同步时钟本体和时间同步信号扩展装置组成。标准同步时钟本体·站内电能量终端应能接收 GPS和中国北斗的信息，作为主时钟的时间基准，还应能接收

22、另外一·及环境系统台标准同步时钟发出的带有年月日时分秒全时间信息且符合 IEEE1344-1995 标准的IRIG-B(DC)时（RS-422），作为主时钟的备用外部时间基准。为适应日后建设的全网同步时的需要，标准同步时钟本体还需预留一个能够接收通信网络传送的 IRIG-B(DC)时（RS-422）的接口。标准同步时钟本体和时间同步信号扩展装置内部具备时间保持单元，当接收到外部时间2.11直根据电力工程直设计技术规程DL/T5044-2004，可采用 110V 或 220V 直流电源系系统、事故照明等的供电，蓄电池容量的选择按全站事故放电时统，用于继电保护、计算机间 2 小时计算，蓄

23、电池组架安装布置在直流蓄电池室内。直采用两段母线接线，两段母线之间设联络开关，每段母线各带一套充电装置和一组基准信号时，主时钟被外部基准信号同步；当接收不到外部时间基准信号时，保持一定的走蓄电池。直流屏采用柜式结构，含直流馈电屏 2 面和高频开关充电屏 2 面。直流母线采用阻燃绝时准确度，使输出的时间同步信号仍能保证一定的准确度。时间保持单元的时钟准确度优于7 ´10-8缘铜母线，各馈线开关均选用小型自动空气断路器，短路跳闸发信号。直流馈电屏上装设微(1 分钟 4.2s)。当外部时间基准信号从消失到恢复时，标准同步时钟本体和时标信机绝缘监测及接地故障装置，自动监测各电缆直流绝缘情况，

24、发出接地信号，指出接地号扩展装置自动切换到正常工作状态，切换时间应小于 0.5s。切换时主时钟输出的时间同步电缆编号。直还配有电池监测装置、系统单元，并能通过以太网口与站内计算机信号不能出错：时间报文不能错码，脉冲码不能多发或。系统通信，达到远方的目的。本模块采用两套标准同步时钟本体。当标准同步钟本体输出的时间同步信号不足时，时直采用混合型供电方式：计算机系统站控层及网络设备采用辐射型供电方式；集标信号扩展装置提供所需的扩充单元以满足不同使用场合的需要。时标信号扩展装置的时间中组屏的测控装置宜采用辐射供电方式；就地安装的保护测控装置，宜采用环网供电方式。信号输入应包括IRIG-B（DC）时码（

25、RS-422）输入。时钟本体与时间同步信号扩展装110kV 及主变部分保护所需直流电源采用辐射型供电，每一安装均直接从直流馈电屏获取电置均在主控通信楼继电器室集中组屏。时钟天线安装在主控通信楼楼顶。源。2.14电能质量监测系统2.12交流不间断电电能质量监测系统按照系统需要配置。由交流不间断电供电的设备包括计算机系统计算机及交换机设备、远动设备、火2.15及环境监测系统灾系统主机、调度数据网交换机及二次安全防护设备、五防工作站等不能中断供电电源的重全站设一套及环境监测系统，由 站内工作站、RPU、设备、环境信要生产设备。变电站及环境监测系统主机、交换机及路由器可接入交流不间断电，视息设备、网络

26、设备等组成，实现对变电站现场及各种环境信息、处理、等频及环境监测系统其它设备不宜接入交流不间断电；如选用的门禁系统在停电时无法开门，功能。站端系统仅向地区级主站提供一个 IP 地址供。可以从交流不间断电供电。根据变电站的实际需求，配置温度传感器、湿度传感器、风速传感器、水浸探头、门禁、交流不间断电源选用两套 3kVA 逆变电源，宜采机双母线带运行接线方式。交流不红外对射、电子围栏等环境信息设备。环境信息的可以集中在 RPU 实现，也可在环间断电不配单独的蓄电池，直流电源采用站内的直。境信息现场布置就地处理单元分布式实现，就地处理单元以 RS485 或以太网方式采用 DL2.13时间同步系统45

27、1-91 协议与 RPU 进行交互通信。本模块共设一套时间同步系统，用于站内计算机系统、各保护装置、故障录波及站内其及环境监测系统主机应由站内交流不间断电提供回路供电。它需对时的装置。2.16消防及火灾自动系统7全站设置一套火灾自动系统。设置一套火灾器及消防联动扩展柜，布置传压互感器地中性线不得接有可能断开的断路器或接触器等。的二次接地网，该接地网全网由截面 120mm2 的铜排室，消防火灾信号接入计算机系统。火灾器配备和显示主机，设有手动和自动5、站内敷设，由户内和户外选择器，联动可对其联动设备直接，并可以显示启动、停止、故障信号。消防及火灾自二次接地网组成。动系统具有与计算机系统的通讯接口

28、，远方中心可以对消防及火灾自动系统进在继电器及通信室活动地板下的电缆层中，按布置方向敷设首末端相连的接地铜排网，形成户内二次接地网。该接地网按终期屏位上敷设。并以一点通过截面 120mm2的绝缘阻燃铜导线与变电站主地网引下线可靠连接接地。用截面 50mm2 的阻燃绝缘软铜导线将二次屏内底部的铜排与户内二次接地网可靠连接。行。在站内电缆竖井、电缆夹层、电缆桥架以及主变压器等处敷设感温电缆。其它火灾探测器，如感烟探测器、感温探测器以及红外光束感烟探测器，选用及布置应满足火灾自动系统设计规范(GB50116-2008)。变压器灭火系统可采用水喷雾系统消防方式或系统消防方式。在二次电缆沟上层敷设铜排，

29、贯穿继电器及通信室至开关场地的就地端子箱、机构2.17二次设备的布置箱及保护用结合滤波器等处的所有二次电缆沟。 该接地网在电缆沟中的各末梢处分别用截面 50mm2 的铜导线与变电站主地网可靠连接。 户外二次接地铜排进入室内时，以截面120mm2 的铜导线与户内二次接地网可靠连接。 开关场端子箱内接地铜排用截面 50mm2 的铜导线与户外二次接地网可靠连接。户外二次接地网不可以首尾相连。110kV 变电站按无人值班设计。共设一个继电器及通信室、两个蓄电池室。继电器及通信室：用于放置计算机系统主站、操作员工作站、微机五防工作站、视频及环境系统、测控、保护、故障录波、计量、直流屏、远动工作站、保信子

30、站屏、视6、继电器及通信室内的屏外壳与主接地网可靠连接。频及环境监测系统、时间同步系统屏、交流不间断电源屏、二次安全防护屏、电能系统等二次屏柜以及通信屏柜。除以上措施外，最有效的方法是选用性能优越的电缆，根据电力系统反措要点，本模块选用阻燃 B 类铜芯单2.19二次系统防雷蓄电池室：设置 2 个蓄电池室，用于放置 2 组二次蓄电池和 2 组通信蓄电池。铠装电缆，层两端接地。低压侧保护测控装置和电度表布置在高压开关柜上，同时在高压配电室布置一面计算机系统网络接口柜及一面同步时钟扩展柜。2.19.1总体要求放置于继电器及通信室的二次屏柜均采用为2260mm(高)x800mm(宽)x600mm(深)

31、的前后开1、变电站二次系统的雷电电磁脉冲防护（以下简称为防雷）应做到统筹、整体设门形式柜体，单列布置。计，从接地、均压、限幅及五个方面来采取综合防护措施。2.18措施及二次电缆的选择2、变电站二次系统雷电防护区的划分应符合 GB 50343-2004物电子信息系统防雷应采取下列措施：技术规范的要求，根据雷电防护区的划分原则，变电站二次系统的防雷工作应减少直击雷（试1、网络介质可采用超五类以上双绞线、光纤。通往户外的通信介质采用铠装光纤。验波形 10/350s）和雷电电磁脉冲（试验波形 8/20s）对二次系统造成的危害。2、不平的回路，不合用同一根电缆。3、变电站内信号系统的 SPD用限压型和具

32、有限压特性的组合型 SPD。3、CT 的二次回路接地：由几组 CT 二次组合的电流回路，例如 3/2 断路器接线的保护/测量电流4、变电站二次系统的雷电防护应遵循从加强设备自身抗雷电电磁干扰能力入手，以加回路，第一级合电流保护/测量装置处一点接地；其余的、与其它 CT 二次回路没有电的装 SPD 防雷器件为补充的原则。的 CT 二次回路，在就地端子箱(汇控屏)处一点接地。4、经继电器及通信室零相小母线(N600)连通的几组电压互感器二次回路，只2.19.2信号系统防雷继电器及通信室1、在时间同步系统主时钟的天线接口处应安装最大放电电流不小于 15kA（8/20s）将 N600 一点接地，各电压互感器二次中性点在开关场地接地点应断开；为保证接地可靠，各电的相应信号 SPD。82、室远动屏至通信屏的语音线或 RS232 等信号线，动屏侧安装标称放电电流不2、直流屏的直流母线输出端宜安装具有正极对地、负极对地保护模式的标称放电电流小于 2kA（8/20s）的相应信号 SPD。不小于 10kA（8/20µs）的直流电源 SPD。3、 计算机系统与其他系统的通信线（如 RS232、RS485等）两端安装标称放电电3、在交流不间断电输入端宜配置相对地、中性线对地保护模式标称放电电流不流不小于 2kA（8/20s）