变电站二次系统通用的设计介绍ppt课件

1、国家电网公司输变电工程通用设计国家电网公司输变电工程通用设计变电站二次系统部分引见变电站二次系统部分引见一、目的和意义一、目的和意义二、主要任务过程二、主要任务过程三、主要内容三、主要内容四、主要技术方案四、主要技术方案五、获得的主要技术成果五、获得的主要技术成果六、技术展望六、技术展望七、建议七、建议主要内容主要内容一、目的和意义一、目的和意义1、一致建立规范，一致设备规范；2、加快设计、评审、建立等环节任务进度，提高 任务效率；3、方便设备招标、制造和变电站运转维护；4、降低变电站建立、运转和维护本钱；5、全公司系统基建、消费、运转及设计各方面二次系统技术交流平台，适用的参考书。研讨的目的

2、研讨的目的1、满足公司有关的企业规范和要求，满足电力行业规范与国家规范； 2、贯彻全寿命周期管理理念，满足“两型一化变电站建立要求； 3、遵照变电站通用设计的主要技术原那么；4、采用先进适用的技术，顺应技术开展需求。主要原那么二、主要任务过程二、主要任务过程序序号号参编单位参编单位主要分工主要分工分分类类参编单位参编单位主要分工主要分工1 1中国电力工程中国电力工程顾问集团公司顾问集团公司总体技术协调总体技术协调9 9河南院河南院220kV220kV牵头汇总、系统继电保护、元牵头汇总、系统继电保护、元件保护及自动装置部分件保护及自动装置部分2 2中南院中南院500kV500kV牵头汇总、系统继

3、电保护部分牵头汇总、系统继电保护部分1010江苏院江苏院220kV220kV调度自动化和计算机监控系统调度自动化和计算机监控系统部分部分3 3华东院华东院500kV500kV调度自动化及计算机监控系统调度自动化及计算机监控系统部分部分1111山西院山西院220kV220kV通信、直流和通信、直流和UPSUPS电源、其它电源、其它二次部分二次部分4 4华北院华北院500kV500kV元件保护、自动装置及其它二元件保护、自动装置及其它二次部分次部分1212上海院上海院110kV110kV牵头汇总、调度自动化及计算牵头汇总、调度自动化及计算机监控系统部分机监控系统部分5 5西南院西南院500kV50

4、0kV系统及站内通信部分系统及站内通信部分1313天津院天津院110kV110kV系统继电保护、元件保护及自系统继电保护、元件保护及自动装置部分动装置部分6 6东北院东北院500kV500kV直流及直流及UPSUPS电源部分电源部分1414福建院福建院110kV110kV通信、直流和通信、直流和UPSUPS电源、其它电源、其它二次部分二次部分7 7西北院西北院330kV330kV牵头汇总、系统继电保护、元牵头汇总、系统继电保护、元件保护、自动装置计算机监控系统件保护、自动装置计算机监控系统8 8陕西院陕西院330kV330kV调度自动化、通信、直流和调度自动化、通信、直流和UPSUPS电源、其

5、它二次部分电源、其它二次部分变电站二次系统通用设计编制单位分工分步实施2019年底开展研讨谋划，提出任务思绪2019年12月开展书面调研2019年3月，汇总分析调研资料，召开第一次协调会2019年4月，编制构成实施意见，第一次协调会2019年5月，各网省公司完本钱地域技术方案，开展现场调研2019年1月22日公司级审定会2019年12月组织召开专家评审会议2019年10月，完成统稿，挂网广泛征求意见。2019年8月，完成初稿，第六次协调会，征求各网省公司意见。2019年6月，提出主要技术原那么，完成专题研讨报告 书面调研：2019年12月，组织6家区域电力设计院，对5家区域电网、24家省级电力

6、公司进展了通用设计的书面调研任务，根据反响的调研资料，结合工程实践，编制了构成了6份变电站二次系统调研报告。 现场调研：2019年5月，为进一步了解工程建立、运转现场情况，由基建部、生技部、国调中心分别带队赴北京、辽宁、上海、湖北、福建、陕西等地网省公司开展现场调研，编制构成了3份调研报告。广泛调研 经过调研，根本了解目前公司变电站二次系统现状、存在问题，梳理出关键问题和主要难点，明确了通用设计研讨内容，调研的主要结论如下： 1、系统关联性大。变电站二次系统与电网开展、系统接线、网络构造和运转习惯等相互影响，相关性大。 2、地域差别大。各地域对变电站继电维护、通讯、调度自动化和计量等二次系统设

7、备的配置原那么、配置要求、组屏方案、屏柜数量等的要求存在较大差别，实现方式因工程而异。广泛调研 3、技术更新快。随着计算机技术在工程中的普遍运用，使各个专业的技术更新加快，无论是硬件还是软件更新周期有的已到达一到两年。开展继电维护、通讯、调度自动化、计量等二次设备通用设计任务面临的首要问题是如何一致不同地域、协调不同专业的功能要求。广泛调研 4、涉及专业范围广泛，相互间的关系复杂。不同专业之间的联络更加严密，专业之间的相互浸透越来越深，要重新审视和整合各个专业的功能要求。 5、设备种类、数量多。同一种设备的消费厂家众多，且均已占有一定的市场份额。实践工程中运用的厂家数量均较多，设备种类繁多、接

8、口复杂，各设备通讯接口方式、通讯规约不一致，呵斥互联互通困难。广泛调研 任务组在进展深化调研的根底上，开展了二次系统通用设计重点和难点的专题研讨。1、继电维护系统设计专题：重点是继电维护及缺点信息管理子站配置方案和继电维护信息接口方案；2、计算机监控系统设计专题：重点是计算机监控系统配置方案、数据采集信号、功能配置、通讯接口等。专题研讨3、变电站时间同步系统配置方案：重点是变电站各二次设备对时方式和接口的规范化。4、变电站防误闭锁方案：重点是变电站防误闭锁功能和配置的规范化。 5、变电站操作箱配置及接线方案 ：重点是变电站操作箱配置方式及控制回路接线的规范化。 6、基建、消费、调度对二次系统规

9、程规范一致性的研讨。 专题研讨三、主三、主 要要 内内 容容 二次系统通用设计是以110500kV变电站通用设计一次部分确定的建立规模、接线方式、配电安装型式、设备选择为根据，遵照110500kV变电站通用设计二次部分的技术原那么，以工程设计和工程运用为中心，内容涵盖系统继电维护、调度自动化、系统通讯和电气二次四个部分(不包括平安稳定控制安装,系统通讯主要是站内通讯部分)。 主要研讨内容 第一，变电站二次系统设计的技术原那么，包括：系统继电维护、元件维护、计算机监控系统、电力调度数据网接入设备、二次系统平安防护设备，站内通讯系统、变电站操作直流电源、交流不停电电源、图像监控系统等二次系统的技术

10、要求和设备配置要求。主要研讨内容 第二，二次设备组屏方案和各个屏柜的功能配置。按照一致的配置原那么和技术要求，根据变电站接线方式、一次设备类型，制定二次设备的典型组屏方案和各屏柜的功能配置，一致变电站二次设备的组屏方案、屏柜尺寸、方式、称号、标识及颜色等。主要研讨内容 第三，二次系统设备的技术规范，根据变电站二次系统典型设计配置原那么和技术要求、各种典型二次设备组屏方案和各屏柜的功能配置，编制了96项二次设备的技术条件书，一致了二次系统及各屏柜的技术规范。主要研讨内容 第四，典型工程二次系统设计的实践运用案例。选择了11个典型工程案例，按初步设计内容深度确定了继电维护、调度自动化信息范围，计算

11、机监控系统及直流系统等二次设备配置方案图，以及控制室、计算机室、通讯机房和继电器小室等的详细布置图，可供实践工程参考。主要研讨内容500kV变电站：500kV采用1个半断路器接线； 220kV采用双母线接线。330kV变电站：330kV采用1个半断路器接线或双母线接线； 110kV采用双母线接线。220kV变电站：220kV采用双母线接线； 110kV采用双母线接线。110kV变电站：110kV采用单元接线、桥形接线或单母线接线 35kV 10kV采用单母线接线。采用的接线方式 控制方式控制方式l220kV、 110kV变电站按无人值班；l500kV 、 330kV变电站按有人值班，少人值守；

12、 在深化调研和专题研讨根底上确定了如下技术原那么。二次系统主要技术原那么按电压等级有所不同，主要引见500kV变电站部分，以及330kV变电站差别部分： 一、系统继电维护符合维护安装规范化设计规范 500kV线路维护：每回500kV线路配置双重化线路纵联维护和远方跳闸维护，每套纵联维护均含完好的主后备维护，过电压维护运用远跳维护安装中的过电压功能； 每回500kV线路配置2面维护屏，每面维护屏包含1套线路主后备维护安装，1套过电压维护及远跳安装。 对50km以下的短线路，宜随线路架设2根OPGW光缆，配置双套光纤分相 电流差动维护，有条件时，维护通道可采用公用光纤芯。 远方跳闸：每回500kV

13、线路应配置双套远方跳闸维护，远方跳闸维护宜 采用一取一经就地判别方式，应与线路主维护组一面屏(330kV)。主要技术原那么l 500kV断路器维护：按断路器单元单套配置，每台断路器配置1面断路器维护屏。对同杆并架双回线路，自顺应重合闸方式本次暂不思索。l短引线维护：当出线设有隔分开关时，每回配置双套短引线维护，短引线维护宜按串集中组屏，每串配置1面短引线维护屏，包含4套短引线维护安装 。l 500kV母线维护：配置双套母线维护，每套母线维护只作用于断路器1组跳闸线圈，独立组1面屏，母线侧断路器失灵维护需跳母线侧断路器时，经过启动母差实现。l 220kV线路维护：配置双重化线路纵联维护，每套纵联

14、维护含完好的主后备维护功能；每套线路维护均含重合闸功能。每回220kV配置2面维护屏，每面维护屏包含1套线路主、后备维护及重合闸安装以及1台分相操作箱。330kV双母线主要技术原那么l 母线维护：220kV330kV按远景配置双套母线维护，不配置独立的失灵维护，双套失灵维护功能宜分别含在双套母差维护中；每套母线维护只作用于断路器的1组跳闸线圈。110kV双母线配置一套失灵维护，失灵维护功能宜含在母差维护中 l 操作箱：500kV每个断路器单元配置1套分相操作箱，操作箱宜配置在断路器维护屏 ；220kV每套线路配置1套分相操作箱，操作箱配置在其中一套线路维护屏；500kV也可采用维护动作出口不经

15、操作箱跳闸的方式，控制采用经操作继电器至断路器操作机构的方式。l 断路器三相不一致维护，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，操作箱中仅保管重合闸压力闭锁接线。 主要技术原那么 主要技术原那么l维护通道：l一回线路的两套维护通道应传输维护信息的通讯设备及电源相互独立，双重化的两套纵联维护的信号传输通道不应采用同一根光缆。l双重化配置的两套远方跳闸维护的信号传输通道应相互独立，远方跳闸命令宜经线路纵联维护传输。对高频维护远跳维护也与线路维护组屏在一同，远跳维护不利用高频线路维护的通道，采用独立的光纤通道330kV不同 。 l具有光纤通道的线路，两套纵联维护宜均采用光纤通道传输

16、信息。对 50km及以下短线路，有条件时，可分别运用公用光纤芯；对50km以上长线路，宜分别运用2Mbit/s接口方式的复用光纤通道。l当直达和迂回路由均为光纤通道时，一回线路的两套主维护可均采用光纤纵差维护，并应采用两条不同路由。迂回路由传输网络的传输总时间应不大于12ms，500kV 330kV线路维护迂回路由不宜采用220kV 110kV)以下电压等级的光缆，不应采用 ADSS 光缆。l维护采用公用光纤芯通道时，维护光纤应直接从通讯光配线架引接。l同一线路两套维护的数字接口安装宜安装在不同的维护通讯接口屏柜上，每一面维护通讯接口屏柜最多安装8台维护数字接口安装。主要技术原那么l维护安装主

17、要技术要求：l维护安装应具有对时功能，引荐采用以太网或RS-485串行数据通讯接口接纳时间同步系统发出的IRIG-BDC时码作为对时信号源。维护应具备通讯管理功能，与计算机监控系统和维护及缺点信息管理子站系统通讯，通讯规约采用DL/T 667-2019idt IEC60870-5-103或DL/T 860(IEC61850)，接口采用以太网或RS-485串口。l维护安装宜采用全站后台集中打印方式。为便于调试，维护安装上应设置打印机接口。l线路两侧维护选型应一致，维护的软件版本应完全一致。l 线路缺点录波系统：分分布置的500kV变电站内，宜按电压等级配置缺点录波安装，不跨小室接线，建立初期可适

18、当思索远景要求；每套500kV线路缺点录波器的录波量宜为48路模拟量、128路开关量；每套220kV缺点录波器的录波量宜为64路模拟量和128路开关量。l主变缺点录波器：缺点录波器宜单独配置。主变压器三侧录波信息应一致记录在一面缺点录波安装内。每套主变缺点录波器的录波量宜为64路模拟量和128路开关量，满足2台主变缺点录波的需求。l 缺点测距系统：宜采用行波原理、双端缺点测距安装；对于大于80公里、巡检不便的线路配置公用缺点测距安装；当变电站最终规模超越8条线路时，建立初期测距安装的配置可结合远景规模一致思索。主要技术原那么 主要技术原那么l维护及缺点信息管理子站系统：l宜采用嵌入式安装化的产

19、品，信息的采集、处置和发送不依赖于后台机。子站系统主机应采用平安操作系统，如基于UNIX或LINUX的操作系统。l方案一：假设不思索在监控系统后台实现继电维护安装软压板投退、远方复归的功能，那么监控系统仅采集与运转亲密相关的维护硬接点信号，站内一切维护安装与缺点录波安装仅与维护及缺点信息管理子站衔接；维护及缺点信息管理子站经过防火墙接入监控系统站控层网络，向监控系统转发各维护安装详细软报文信息。引荐维护硬接点信号见附表。 方案一方案一引荐维护硬接点信号附表编编 号号信号名称信号名称1 1500kV500kV线路保护线路保护信号信号1 1线路保护动作线路保护动作信号信号2 2保护装置故障（含直流

20、电源消失）保护装置故障（含直流电源消失）信号信号3 3保护运行异常保护运行异常信号信号4 4保护通道故障保护通道故障2 2远方跳闸及过电压保护远方跳闸及过电压保护信号信号1 1远方跳闸及过电压保护动作远方跳闸及过电压保护动作信号信号2 2保护装置故障（含直流电源消失）保护装置故障（含直流电源消失）信号信号3 3保护运行异常保护运行异常3 3500kV500kV断路器保护断路器保护信号信号1 1断路器保护动作断路器保护动作信号信号2 2重合闸动作重合闸动作信号信号3 3保护装置故障（含直流电源消失）保护装置故障（含直流电源消失）信号信号4 4保护运行异常保护运行异常4. 500kV4. 500k

21、V短引线保护短引线保护信号信号1 1短引线保护跳闸短引线保护跳闸信号信号2 2保护装置故障（含直流电源消失）保护装置故障（含直流电源消失）信号信号3 3保护运行异常保护运行异常5 5500kV500kV母线保护母线保护信号信号1 1母差保护动作母差保护动作信号信号2 2保护装置故障（含直流电源消失）保护装置故障（含直流电源消失）信号信号3 3保护运行异常保护运行异常引荐维护硬接点信号附表6 6220kV220kV线路保护线路保护信号信号1 1线路保护动作线路保护动作信号信号2 2保护装置故障（含直流电源消失）保护装置故障（含直流电源消失）信号信号3 3保护运行异常保护运行异常信号信号4 4保护

22、通道故障保护通道故障7 7220kV220kV母线保护母线保护信号信号1 1母差保护动作母差保护动作信号信号2 2失灵保护动作失灵保护动作信号信号3 3母线互联母线互联信号信号4 4母差保护母差保护TA/TVTA/TV断线断线信号信号5 5隔离开关位置告警隔离开关位置告警信号信号6 6保护装置故障（含直流电源消失）保护装置故障（含直流电源消失）信号信号7 7保护运行异常保护运行异常8. 220kV8. 220kV母联母联/ /分段保护信号分段保护信号信号信号1 1母联（分段）保护动作母联（分段）保护动作信号信号2 2保护装置故障（含直流电源消失）保护装置故障（含直流电源消失）信号信号3 3保护

23、运行异常保护运行异常引荐维护硬接点信号附表9 9故障录波器信号故障录波器信号信号信号1 1故障录波器装置动作故障录波器装置动作信号信号2 2故障录波器装置故障故障录波器装置故障信号信号3 3故障录波器装置电源消失故障录波器装置电源消失1010主变压器主变压器/ /电抗器保护信号电抗器保护信号信号信号1 1保护动作保护动作信号信号2 2过负荷动作过负荷动作信号信号3 3保护装置故障（含直流电源消失）保护装置故障（含直流电源消失）信号信号4 4保护运行异常保护运行异常11. 11. 断路器操作箱信号断路器操作箱信号信号信号1 1第一套控制回路或电源断线第一套控制回路或电源断线信号信号2 2第二套控

24、制回路或电源断线第二套控制回路或电源断线信号信号3 3第一组出口跳闸第一组出口跳闸信号信号4 4第二组出口跳闸第二组出口跳闸主要技术原那么方案二：假设思索在监控系统后台实现继电维护安装软压板投退、远方复归的功能，那么维护及缺点信息管理子站系统与监控系统分网采集维护信息。维护安装可直接经过网口或维护信息采集器，按照子站系统和监控系统对维护信息量的要求，将维护信息分别传输至子站系统和监控系统，缺点录波单独组网后直接与子站衔接。维护信息采集器引荐与维护信息管理子站一致设计。技术展望：集控中心站、数字化变电站等。 方案二二、系统调度自动化 远动系统：采用公用操作系统，与计算机监控系统合用I/O测控单元

25、；传输通道采用电力数据网和点对点专线互为备用；远动系统设备组1面屏，布置在计算机室内。 电能量计量系统：包括计量表计、远方终端或传输安装等；贸易结算关口计量点设置在购售电设备产权分界处，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。考核用关口计量点根据需求设置在电网运营企业或者供电企业内部用于经济技术目的考核的变压器及线路。贸易结算关口计量点配置主/副电能表计，考核用关口计量点按单电能表配置。 主要技术原那么l调度数据网接入设备：宜就近两点不同路由就近接入电力调度数据网，配置1套接入设备，包括交换机、路由器等设备，组1面屏布置在计算机室内纵向认证加密安装与其共同组屏 。l二次系统平安

26、防护：包括横向和纵向平安防护设备；纵向平安防护应在控制区加装IP认证加密安装，非控制区加装IP认证加密或防火墙；横向平安防护采用安装防火墙的方式。最终稿放在其它二次系统部分主要技术原那么 主要技术原那么l相量丈量安装：l宜配置1套PMU安装，由1套通讯主单元以及多个电气采集单元组成，每套安装采集单元可采集不小于6条线路，采集单元可结合变电站远景规模思索。l集的电流、电压应取自互感器的丈量级二次绕组。l采集500kV线路及主变压器高压侧的三相电流电压，也可采集220kV母线的三相电压。lPMU安装应具有对时功能，时间同步误差应不大于1s,对时接口优先采用IRIG-BDC 或1PPS+串口方式。三

27、、计算机监控系统系统构造：采用开放式分层分布构造，由站控层、间隔层、过程层选配以及网络设备构成。衔接构造引荐采用间隔层的测控单元直接上站控层网络，测控安装直接与站控层通讯。系统软件：主机应采用应采用平安操作系统，如基于UNIX或LINUX的操作系统。系统与维护的通讯规约宜采用DL/T 667-2019 IEC60870-5-103或DL/T 860IEC61850。设备配置：站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层设备按工程实践建立规模配置；站控层设备包括主机、操作员站、工程师站选配、远动通讯设备、五防任务站可选及打印机等；主机、操作员站、远动通讯设备按双机冗余配置。主要技术原那么主要技术原那么

28、l 间隔层测控单元组屏原那么：间隔层测控单元组屏原那么：l 一个半接线：每串组一个半接线：每串组12面测控屏柜，每面屏柜上面测控屏柜，每面屏柜上24个测控安装。个测控安装。l 双母线接线：每条线路、每段母线及母联分段各配置双母线接线：每条线路、每段母线及母联分段各配置1个测控个测控安装；每安装；每34个测控安装组个测控安装组1面测控屏柜。面测控屏柜。l 每台主变压器组每台主变压器组1面测控屏柜，面测控屏柜，34个测控安装。个测控安装。l 每台主变压器每台主变压器35kV侧无功补偿安装宜设置侧无功补偿安装宜设置1面测控屏柜，面测控屏柜，34个测控安装，站用变压器组个测控安装，站用变压器组1面测控

29、屏柜，屏柜面测控屏柜，屏柜上上3个测控安装。个测控安装。l110kV线路测控安装引荐与线路维护组在一面屏上。线路测控安装引荐与线路维护组在一面屏上。l系统功能：防误闭锁、系统功能：防误闭锁、AVQC等功能宜由计算机监控系统实现等功能宜由计算机监控系统实现。全站防误操作闭锁功能可采用以下三种方案：。全站防误操作闭锁功能可采用以下三种方案： 主要技术原那么测控单元主计算机YKHJYKTJ遥控合闸遥控分闸YKBJ就地闭锁操作员站监控系统闭锁方案配置表示图监控系统闭锁方案配置表示图方案一：经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。 主要技术原

30、那么监控系统监控系统“五防任务站方案配置表示五防任务站方案配置表示图图“五防主机操作员站 YKBJDBMS操作电源主计算机测控单元YKHJYKTJ遥控合闸遥控分闸TAHA就地合闸就地分闸电脑钥匙方案二：监控系统设置“五防任务站。远方操作时经过“五防任务站实现全站的防误操作闭锁功能，就地操作时那么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。 主要技术原那么监控系统操作员站电编码锁锁具及其附件电脑钥匙固定锁机械编码锁闭锁盒锁销微机五防微机五防“系统配置表示图系统配置表示图五防“主机方案三：配置独立公用微机“五防系统。远方操作时经过“五防系统实现全站的防误操作闭锁功能，就

31、地操作时那么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。公用微机“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。 主要技术原那么l本间隔的闭锁回路可以由电气闭锁接点实现，也可采用能相互通讯的间隔层测控单元实现。l 随着技术开展，防误操作闭锁功能宜采用方案一。具有回路简单，先进适用，可靠性高，易于操作维护等优点，是数字化变电站技术开展的必然趋势。l设备布置：操作员站、五防任务站及打印机布置在主控制室；工程师站、主机屏、远动通讯设备屏布置在计算机室。四、元件维护主压变器维护：配置双重化的主后备一体的电气量维护和一套非电量维护；高、中压侧配置带偏移特性的

32、阻抗维护(可根据运转需求投退)，每台主变组3面维护屏。 高压电抗器维护：配置双重化主后备一体的电气量维护和一套非电量维护；可采用组2面屏方案，也可采用组1面屏方案。3566kV母线：普通不宜配置，当采用主变压器低压侧速断维护不能满足灵敏度要求时，每段母线可配置一套微机型电流差动母线维护。低压无功自动投切安装：该功能宜由监控系统实现，如不满足系统要求，可装设一套低压无功自动投切安装。主要技术原那么 主压变器维护配置图五、系统及站内通讯光纤通讯系统：通讯电路应结合国网及各网省公司通讯网规划建立方案进展设计。光传输设备：应至少配置2级传输网设备，按需引入国网或区网或省网通讯传输网；地域网设备根据详细

33、工程组网需求配置。一回线路的两套纵联维护应经过两套独立的光通讯设备传输，每套光通讯设备可按最多传送8套线路维护信息思索。光缆建立：对于50km以下短线路，优先采用双光缆；对于没有迂回光缆路由的同塔双回线路，宜架设双光缆；500kV线路维护迂回路由不应采用ADSS光缆，不宜采用220kV以下电压等级的光缆；三回线路、不同塔双回线路宜建双光缆，同塔双回线路至少建一根光缆，跨区域线路至少建一根光缆，只需两回线路进出的终端变电站或电厂应建双光缆。 330kV线路维护迂回路由不应采用ADSS光缆和110kV以下电压等级的光缆。主要技术原那么 主要技术原那么l电力线载波通讯系统：当维护只需一路独立光纤通道

34、时，宜配置一路复用维护电力线载波通道。每套载波通讯设备占用1个屏位。l系统调度程控交换机：按网、省、地调合用1套48线数字程控交换机配置，配线架按变电站终期容量配置。l通讯机房动力环境监测设备：应与全站视频平安监视系统一致思索，不单独设置。l通讯电源系统 ：应配置两套完好的通讯电源系统。每套电源系统应包括1套高频开关电源、1组蓄电池组、1个直流分配屏柜。蓄电池容量应满足按实践负荷放电至少4h的要求DC/DC变换方式 。 主要技术原那么l站内综合布线：根据运转管理部门和各专业的需求，可在站内进展一致的综合布线。l通讯缆线敷设 ：维护采用公用光纤芯方式时，所用纤芯宜由通讯光纤配线架配线引接。l通讯

35、机房：通讯设备机房应该按照变电站终期规模思索其面积，在初步设计阶段，根据实践情况合理布置屏柜位(尺寸与二次一致。根据实践工程，通讯蓄电池屏柜可布置在变电站直流蓄电池室。通讯设备机房布置图六、直流系统及交流不停电电源UPS系统直流系统：电源采用110V或220V，装设2组阀控式密封铅酸蓄电池，容量按1小时事故放电时间思索；宜采用高频开关充电安装，宜配置2套，模块N+1；也可3套。 交流不停电电源系统：宜配置两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。负荷包括：计算机监控系统、电能量计费系统、维护及录波信息子站、火灾报警系统等。 主要技术原那么直流系统接线图

36、方案一直流系统接线图方案二七、其它二次系统全站时间同步系统：变电站配置1套公用时间同步系统，高精度时钟源宜双重化配置，近期以GPS为根底，条件具备时宜采用GPS与北斗系统等空基时钟源互备方式。宜具有与地基时钟源接口的才干。时钟源宜布置在计算机室，在各继电器小室配置扩展屏柜。对时范围包括监控系统、维护安装、缺点录波安装、缺点测距安装、相量丈量安装及站内其它智能设备。时间同步系统宜输出IRIG-BDC时码、1PPS 、1PPM。 图像监视及平安警卫系统：用于实现全站的平安、防火、防盗功能，不用于监视设备运转形状。就地摄像头的配置型式及数量可参见表。主要技术原那么 500kV变电站图像监视及平安警卫

37、系统变电站图像监视及平安警卫系统序序号号安装地点安装地点摄像头摄像头类类 型型安装数量安装数量1 1主变压器及低压无功补偿区主变压器及低压无功补偿区室外快球室外快球每台主变压器配置每台主变压器配置1 1台。台。2 2500kV500kV设备区设备区室外快球室外快球AISAIS、HGISHGIS设备：根据规模配置设备：根据规模配置3 35 5台；台；GISGIS设备：配置设备：配置2-32-3台。台。3 3220kV220kV设备区设备区室外快球室外快球AISAIS设备：根据规模配置设备：根据规模配置2-32-3台；台；GISGIS设备：配置设备：配置1 1台。台。4 4低压站用电低压站用电一体

38、化摄像机一体化摄像机配置配置1 1台台5 5二次设备室二次设备室一体化摄像机一体化摄像机每室配置每室配置1 1台台6 6低压配电室低压配电室一体化摄像机一体化摄像机根据需要配置根据需要配置1 1台台7 7主控通信楼一楼门厅主控通信楼一楼门厅一体化摄像机一体化摄像机配置配置1 1台低照度摄像机台低照度摄像机8 8全景（安装在主控通信楼楼顶）全景（安装在主控通信楼楼顶）室外快球室外快球配置配置1 1台台9 9红外对射装置或电子围栏红外对射装置或电子围栏50m50m，100m100m或或200m200m根据变电站围墙实际情况配置根据变电站围墙实际情况配置 主要技术原那么l二次设备的布置l新建工程应按

39、工程最终规模规划，在初设阶段布置二次设备，并合理思索预留屏位 。l主控室与计算机房间宜采用玻璃隔墙，主控室面积宜控制在60m2左右，计算机室宜按布置1416面屏思索 。l当通讯蓄电池采用组屏布置时，通讯电源室与通讯机房可合并建立。l直流电源室原那么上接近负荷中心布置，蓄电池组架布置，设置独立蓄电池室，并毗邻于直流电源室布置。 l二次设备屏柜位采用集中布置时，备用屏柜位宜按10%思索，采用下放布置时，备用屏位宜按15%思索；变电站内一切二次设备屏柜体构造、外型及颜色应一致。 主要技术原那么l 继电器小室的设置及电缆敷设方式继电器小室的设置及电缆敷设方式 l采用敞开式设备时，继电器室宜就地下放布置

40、采用敞开式设备时，继电器室宜就地下放布置 ，500kV配电配电安装宜按安装宜按23串设置串设置1个继电器小室；个继电器小室；220kV继电器室在场地继电器室在场地允许的条件下，可在配电安装区域内以分段为界设允许的条件下，可在配电安装区域内以分段为界设2个继电个继电器室；在接近主变压器和无功补偿安装处可设置器室；在接近主变压器和无功补偿安装处可设置1个主变压个主变压器和无功补偿安装继电器室。下放布置的继电器室电缆敷设器和无功补偿安装继电器室。下放布置的继电器室电缆敷设宜采用电缆沟敷设方式，普通不采用抗静电活动地板宜采用电缆沟敷设方式，普通不采用抗静电活动地板 。l采用采用GIS紧凑型设备时紧凑型

41、设备时 ，继电器室宜集中布置于主控通讯楼，继电器室宜集中布置于主控通讯楼，可设置电缆夹层。，可设置电缆夹层。 主要技术原那么l电流互感器二次参数选择l 对500/330kV、110kV电流互感器宜按三相配置；对35 kV，依详细要求可按两相或三相配置 。l两套主维护应分别接入电流互感器的不同二次绕组，单套配置的维护应接入电流互感器公用的二次绕组，后备维护可与主维护共用二次绕组；缺点录波器、缺点测距安装宜与维护共用一个二次绕组；丈量、计量宜分别运用不同的二次绕组。l维护用的电流互感器宜采用5P级，计量用电流互感器绕组应采用0.2S级，丈量用的电流互感器宜采用为0.5级。 l 电流互感器二次参数一

42、览表500kV500kV220kV220kV3535（6666）kVkV主接线主接线一个半接线一个半接线双母线（双母线双分段）双母线（双母线双分段）单母线单母线台数台数9 9（1818）台）台/ /每串每串3 3（6 6）台）台/ /间隔间隔3 3（2 2）台）台/ /间隔间隔二次额定电流二次额定电流1A1A1A1A1A1A准确级准确级TPY/TPY/0.2S/0.2/5P/5P/5PTPY/TPY/0.2S/0.2/5P/5P/5P（边）（边）TPY/TPY/0.2S/0.2/5P/0.2/0.2S/ TPY/TPY/0.2S/0.2/5P/0.2/0.2S/ TPY/TPYTPY/TPY（

43、中）（中）测、计量级可带中间抽头测、计量级可带中间抽头TPY/TPY/0.2S/0.5/5P/5P/5P TPY/TPY/0.2S/0.5/5P/5P/5P ( (主变压器进线主变压器进线) )；5P/5P/0.2S/ 0.5/5P/5P 5P/5P/0.2S/ 0.5/5P/5P （出线）（出线）；5P/5P/ 0.5/5P/5P 5P/5P/ 0.5/5P/5P （母联）；（母联）；TPY/TPY/5P/0.5TPY/TPY/5P/0.5（公共绕组）；（公共绕组）；测、计量级可带中间抽头测、计量级可带中间抽头5P /5P /（5P5P）/0.5S/0.5S（电抗器、电容（电抗器、电容器及站

44、用变）；器及站用变）；5P/5P/（5P5P） /0.5 /TPY/TPY/0.5 /TPY/TPY（断路（断路器或主变压器套管）。器或主变压器套管）。测量级可带中间抽头测量级可带中间抽头二次绕组数量二次绕组数量中间互感器：中间互感器：9 9（或（或8 8）；母线互感）；母线互感器：器：7 7主变压器：主变压器：7 7；出线：；出线：6 6；母联：；母联：5 5；分段：分段：6 6；公共绕组：；公共绕组：4 4电抗器、电容器及站用变：电抗器、电容器及站用变：2 2（或（或3 3）；）；主变压器：主变压器：4 4（或（或5 5） 主要技术原那么l电压互感器二次参数选择 l 对500kV一个半断路

45、器接线，每回线路应装设三相电压互感器，母线装设单相电压互感器；对220 kV双母线接线，每回线路宜装设三相电压互感器，母线也装设三相电压互感器；35 kV母线宜装设三相电压互感器。l 两套主维护的电压回路宜分别接入电压互感器的不同二次绕组，缺点录波器可与维护共用一个二次绕组。对于I、II类计费用途的计量安装，宜设置公用的电压互感器二次绕组。l 技术上无特殊要求时，维护安装中的零序电流方向元件应采用自产零序电压，电压互感器可不再配置维护用剩余电压绕组。l 电压互感器二次参数一览表二次设备技术条件是以二次系统通用设计的技术原那么、组屏方案为根据，对变电站用的各类主要设备、屏柜制定一致的技术规范。各

46、电压等级合计71项技术条件书。二次设备技术条件序序号号类别类别500kV500kV330kV330kV220kV220kV110kV110kV合计合计1 1继电保护设备继电保护设备121212127 75 536362 2调度自动化及监调度自动化及监控系统设备控系统设备2 22 21 11 16 63 3通信系统设备通信系统设备3 33 31 13 310104 4其它二次系统其它二次系统5 55 55 54 41919二次系统通用设计从各电压等级通用设计方案中选取了具有代表性，运用广泛的接线和布置方案，运用研讨确定的技术原那么和组屏方案，进一步细化和完善二次系统设计，提出典型运用工程案例，供

47、工程参考运用。典型运用工程案例典型运用工程案例序序号号电压等级电压等级 通用设计模块通用设计模块工程主要特点工程主要特点1500kV500-A-3500kV一个半断路器接线，GIS设备，二次设备集中布置2500-B-3500kV一个半断路器接线，HGIS设备，二次设备分散布置3500-C-3500kV一个半断路器接线，户外AIS设备，二次设备分散布置4330kV330-A-1330、110kV均采用双母线接线，GIS设备5330-C-1330kV一个半断路器接线，户外AIS设备6220kV220-A-3220kV双母线接线，户外AIS设备，二次设备集中布置7220-A-5220kV双母线接线，

48、户外AIS设备，二次设备分散布置8220-B-2220kV线变组接线，全户内GIS设备9110kV110-A-2110kV线变组接线，户外AIS设备10110-A-6110kV单母线接线，户外AIS设备11110-B-5110kV环入环出接线，户内布置典型运用工程案例l设计图包括l图21-1 电气主接线图l图21-2电气总平面图l图21-3系统继电维护配置图l图21-4 远动化范围图l图21-5 计算机监控系统方案配置图一l图21-6 计算机监控系统方案配置图二l图21-7 主变压器维护配置图l图21-8 直流系统接线图l图21-9 主控制室、计算机室屏位布置图l图21-10 继电器室屏位布置

49、图l图21-11 通讯机房屏位布置图 典型运用工程案例l二次设备布置方式lGIS方案：二次设备采用集中布置方式，主控楼一层设有继电器室和蓄电池室；主控楼底层设电缆夹层；主控楼二层设有主控室、计算机室及通讯机房等。lHGIS及AIS方案：二次设备采用分分布置方式。主控室、计算机室、通讯机房布置在主控楼；继电器小室就地下放布置，设置23个500kV继电器小室，设置1个主变及35kV继电器。以500kV为例主控制室、计算机室屏位布置图500kV继电器室屏位布置图220kV继电器室屏位布置图主变及35kV继电器室屏位布置图五、获得的主要技术成果二次系统通用设计是在成熟适用的技术条件和工程运用方案中，择

50、优确定二次系统设计技术原那么和二次设备的功能配置。经过总结以往运转、设计及制造阅历的根底上，结合当前二次技术的开展，二次系统通用设计获得了以下几方面成果： 主要技术成果一是：规范了系统继电维护及元件维护的配置原那么、通道组织原那么和设备组屏原那么。主要技术成果二是：规范了计算机监控系统的配置原那么和方案，包括整体网络构造，站控层软件、硬件配置，间隔层设备配置及组屏原那么，站控层与间隔层通讯所采用的技术和规范，监控系统与继电维护、维护缺点信息管理子站以及站内其他智能安装的通讯接口方式和技术要求等。主要技术成果三是：规范了变电站电气二次接线，包括防误闭锁实现方式，二次屏柜的供电方式，操作箱控制回路接线以及断路器、隔分开关机构箱控制回路接线等。主要技术成果 四是：规范了专业