某kV变电站二次系统部分设计方案

二次系统主要技术原则（继电保护）6.1线路保护

6.1.1配置原则

(1)每回110kV线路的电源侧变电站一般宜配置一套线路保护装置，负荷侧变电站可以不配。保护应包括完整的主段相间和接地距离、四段零序方向过流保护。

(2)每回110kV环网线及电厂井网线、长度低于10km短线路宜配置一套纵联保护。

(3)三相一次重合闸随线路保护装置配置，重合闸可实现"三重"和停用方式。

6.1.2技术要求

(1)线路保护应适用于系统一次特性和电气主接线的要求。

(2)线路两侧纵联保护配置与选型应相互对应，若两侧二次电流相同，主保护的软件版本应完全一致。

(3)被保护线路在空载、轻载、满载条件下，发生金属性和非金属性各种故障，线路保护应正确动作。外部故障切除，外部故障转换，故障切除瞬间功率倒向及系统操作等情况下，保护不应误动。

(4)在本线发生振荡时保护不应误动，振荡过程中再故障时，应保证可靠切除故障。

(5)主保护整组动作时间不大于20ms(不包括通道传输时间)；返回时间不大于30ms(从故障切除到保护出口接点返回)。

(6)在带偏移特性保护段反向出口时应能正确动作，不带偏移特性保护段应可靠不动。

(7)手合或自动重合于故障线路时，保护应瞬时可靠地三相跳闸;而合于无故障线路时应不动作。

(8)保护装置应具有良好的滤波功能，具有抗干扰和抗谐波的能力。在系统中投切变压器、静补、电容器等设备时，保护不应误动作。

(9)重合闸应按断路器装设，只实现一次重合闸，在任何情况下不应发生多次重合闸。由线路保护出口起动。断路器无故障跳闸应起动重合闸。6.2母线保护6.2.1配置原则(1)双母线接线应配置一套母差保护。(2)单母线分段接线可配置一套母差保护。技术要求(1)母线差动保护要求采用具有比率制动特性原理的保护，设置大差和各段母线的小差保护，大差作为母线区内故障的判别元件，小差作为母线故障的选择元件。还应具有抗电流互感器饱和能力，复合电压闭锁，故障母线自动选择，运行方式自适应，母联、分段失灵和死区保护等功能。(2)母线发生各种接地和相间故障包括两组母线同时或相继发生的各种相间和接地故障时，母线差动保护应能快速切除故障。(3)母线差动保护装置不应因母线故障时有流出母线的电流而引起拒动。(4)母线保护不应受电流互感器暂态饱和的影响而发生不正确动作，允许使用不同变比的电流互感器。(5)母线差动保护应具有复合电压闭锁出口回路措施。电压按母线闭锁。母联断路器及分段断路器不经电压闭锁。(6)具有电流电压回路断线告警功能，电流回路断线除告警外，还应闭锁母差保护。(7)时间要求。1)母线保护整组动作时间≤20ms;2)母线保护动作返回时间≤30ms。6.3母联(分段)断路器保护6.3.1配置原则(1)母联(分段)按断路器配置一套完整、独立的，具备自投自退功能的母联(分段)充电保护装置和一个三相操作箱。(2)要求充电保护应具有两段相过流和一段零序过流。6.3.2技术要求保护装置采用微机型，应具备两段式电流保护功能。6.4备用电源自动投入6.4.1配置原则根据主接线方式要求，母联(分段、桥)断路器、线路断路器可配置备用电源自动投入装置。技术要求(1)母联(分段、桥)断路器装设检无压自投装置。1)自投条件:识别两电源、进线均工作，母联(分段、桥)断路器断开。2)自投步骤:检本侧(或中、低压〉一侧母线无压，且该侧电源进线断路器无电流，同时检本侧(或中、低压)另一侧母线有压，则延时跳无压母线电源进线断路器，确认此断路器跳闸(并非人为手跳)后，起动自动装置，瞬时投入母联(分段、桥〉断路器。自投成功后，充电保护应自动退出。(2)线路断路器装设检无压自投装置。1)自投条件:识别两电掘进线一工作、一备用，母联(分段、桥)断路器合人。2)自投步骤:检本侧(或中、低压)两母线均无压，则延时跳工作电源进线断路器，确认此断路器跳闸(并非人为手跳〉后，起动自动装置，投入备用电源进线断路器。自投成功后，充电保护应自动退出。(3)其中内桥接线起动总出口的变压器保护，保护动作应闭锁备用电源自动投入装置。(4)母差保护动作闭锁备用电源、自动投入装置。6.5故障录波器

6.5.1配置原则

对于重要的110kV变电站，其线路、母联(分段)及主变压器可配置一套故障录波器o

6.5.2技术要求

(1)故障录波器软硬件均为嵌入式结构。

(2)要求记录因故障、振荡等大扰动引起的系统电流、电压及系统频率全过程的变化波形。

(3)装置可以同时由内部起动元件和外部起动元件起动，并可通过控制字整定。

(4)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40ms到故障后60s的电气量波形。采样频率可变且不低于5000Hz。

(5)至少能清晰记录9次谐波的波形。

(6)交流电流工频有效值线形测量范围为0.1--2In;交流电压工频有效值线形测量范围为0.1--2Un。

(7)事件量记录元件的分辨率应小于1.0ms。

(8)应具有远传功能，分析软件并配备完整的主站功能，可将录波信息送往调度端。故障录波器应能实现自动上传功能。

(9)故障录波器应具备对时功能，能够接受时间同步系统同步时钟脉冲，装置应有指示年、月、日、小时、分钟、秒的计时功能。

(10)故障测距的测量误差应小于线路全长的3%，装置测出的距离值应有显示。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。7.1.2远动系统设备配置应配置相应的远动通信设备及测控单元等设备，其中远动通信设备按单套配置，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测控单元。7.1.3远动信息采集远动信息采取"直采直送"原则，直接从计算机监控系统的测控单元在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。7.1.4远动信息内容远动信息内容应满足DL/T5003«电力系统调度自动化设计技术规程机DL/T5002((地区电网调度自动化设计技术规程》和相关调度端、无人值班远方监控中心对变电站的监控要求。7.1.5远动信息传输远动通信设备应能实现与相关调度中心及元人值班集控中心的数据通信，采用常规远动通道互为备用的方式或电力调度数据网络方式。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，包括电能计量装置、电能量远方终端(或终端服务器)等。贸易结算用电能计量点配置主/副电能表，考核用电能计量点可按单电能表配置1电能表应为电子式多功能电能表，并具备电压失压计时功能。计量用电流互感器、电压互感器二次参数选择见12.6。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。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元功补偿设备处。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:配置一台终端服务器或调制解调器，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表信息。(2)电能量信息采集内容。电能量信息采集必须涵盖110kV变电站内所有电能计量点，采集内容包括各电能计量点的历史数据和各种事件记录等。(3)电能量信息传输变电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啻通信应采用DL/T719或DL/T645通信规约和TCP/IP网络通信协议。7.2.3电能计量装置接线方式对电能计量装置而言，接地方式以中性点绝缘系统和中性点非绝缘系统(中性点直接接地和经补偿设备接地)划分。接人中性点非绝缘系统的电能计量装置应采用三相四线电能表，接入中性点绝缘系统的电能计量装置，宜采用三相三线电能表。7.3调度数据网接人设备7.3.1调度数据网接入原则变电站宜一点就近接人相关的电力调度数据网。配置原则根据电网情况，可配置一套调度数据网接人设备，包括交换机、路由器等，实现调度数据网络通信功能。二次系统主要技术原则（系统及站内通信）8.1光纤通信系统光纤通信电路的设计，应结合各地市公司通信用规划建设方案进行。8.1.1光传输设备配置(1)传输设备体制、容量、速率应按照各地市既定传输网络模式并结合各地市电力通信规划要求进行配置。(2)对于同一传输网络中新增加的站点的SDH(同步数字体系)设备，其型号应与原有设备保持一致，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。每套SDH设备应配置不少于2块2M接口板。(3)对于光纤链路的设备群路光口应采用1+1配置。8.1.2光缆建设(1)光缆纤芯类型宜采用G.652光纤。光纤芯数宜采用12----48芯。(2)进入变电站的引人光缆，应选择元金属阻燃光缆。(3)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。(4)人城光缆和网、省、地共用光缆，应增加光纤配置芯数。8.2电力线载波通信系统(1)110kV变电站系统通信在只有一路光纤通道的情况下，宜配置一路电力线载肢通道备用;在没有光纤通道的情况下，可配置两路电力线载波通道。电力线载波通道的配置还应满足110kV线路保护和对侧厂站系统通信的要求。(2)110kV电力线载波系统通信通道的组织，应结合各地市通信网规划建设方案进行，原则上就近接入具有光纤/微波通道的站点。(3)110kV电力线载波通道采用相→地捐合方式，开设电力线载波通道的电力输电线路应宽频阻塞。8.3站内通信110kV变电站内不设系统调度程控交换机。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部电信市话。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话机、室外电话机或室外电话亭。8.4综合数据通信网设备新建110kV变电站可根据需求及通道条件配置1套数据通信网接人设备，按照各地市数据通信网的统一建设原则和拓扑结构，利用站内传输系统组织通道就近接人数据通信网骨干节点，用于通信设备的监控及其他各种信息的接人。设备按各地市统一体制选型。8.5通信设备状态监测通信设备的动力和环境监测应与全站视频安全监视系统统一考虑，不独立设置。变电站应具备对通信设备动力和环境监视的手段。通信电源设备的告警信息，应接人变电站计算机综合监控系统。变电站应向调度运行维护单位转发通信设备动力和环境监视信息。主要监控内容包括:(1)环境及空调设备。火警、水浸、温度、湿度、出入记录、防盗等;空调开关机状态、告警、工作电流、温度设定等。(2)通信电源设备的总告警。(3)图像监控。视频图像、语音等的监控。通信设备的运行状态应通过专用数据通道或数据网传送到相应的调度运行维护单位。8.6通信电源系统

8.6.1系统配置

(1)通信电源可由220V或110V直流电源经两套互为备用的DC/DC电源变换装置供给;也可设置一套DC/DC电源变换装置和一套48V通信高频开关电源(带1---2组蓄电池)。

(2)蓄电池容量应满足按实际负荷放电至少8h的要求。

(3)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。

(4)通信高频开关电源所需交流电源，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。

(5)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。

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，应接人两路电源。

(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全自动信号的所有通信设备，应接人同一套电源系统。8.7防雷与接地(1)通信设备的防雷和过电压能力应满足DL548-1994《电力系统通信站防雷运行管理规程》的要求。(2)通信设备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，在电掠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管或镀铸钢管。(2)站内通信光缆应采用无金属阻燃光缆，全线穿PVC管敷设，宜采用不同路由的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。二次系统主要技术原则（计算机监控系统）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监控系统宜采用分层、分布、开放式网络结构，主要由站控层设备、间隔层、过程层(选配)以及网络设备构成。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、公用接口装置、打印机等，其中主机兼操作员工作站和远动通信设备均按单套配置，远动通信设备优先采用无硬盘专用装置。

9.1.3网结设备: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:包括测控单元、网络接口等。

9.1.5时间同步时钟装置完成对监控系统设备的对时。

9.1.6测控单元按断路器回路配置，推荐采用保护、自动化测控合一的配置方式。

9.2系统网络结构

9.2.1变电站宜采用单网结构，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。

9.3系统软件

主机兼操作员工作站应采用安全的UNIX、Linux或经过软件加固的Windows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/T5149-2001«220kV--500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》执行。

9.4.1信号采集

监控系统的信号采集类型分为模拟量、状态量(开关量)。

(1)模拟量:电流、电压、有功功率、无功功率、频率、温度等，电气模拟量按照DL/T5137-2001«电测量及电能计量装置设计技术规程》进行交流采样。

(2)状态量(开关量):断路器、隔离开关以及接地开关信号，继电保护装置和安全自动装置动作及报警信号，全站其他二次设备事故及报警监视信号。

9.4.2与站内智能设备的信息交换

站内智能设备主要包括了做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。

(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人测控装置，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表9-1（省略，见原PDF文件），接入监控的保护硬接点信号可在此基础上简化。

方式二:数字式继电保护装置与监控系统的连接方式应优先考虑网络直接连接方式;也可通过智能设备接口装置与监控系统相连。

(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人测控装置，推荐采用非保持接点。

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信息交换，经过规约转换后通过网络传送至监控系统主机。

9.4.3防误操作闭锁功能

监控系统应具备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。

小电流接地选线功能

宜采用监控系统实现小电流接地选线功能。

9.4.5AVQC功能

监控系统AVQC功能需服从相关运行管理部门的要求。

9.4.6通信规约

(1)监控系统与融机保护的通信规约推荐使用DL/T667-1999规约或DL/T860(lEC61850)规约，与电能计量计费系统通信规约推荐使用DL/T719-2000规约。

(2)监控系统与调度端网络通信采用DL/T634.5104-2002规约，与调度端专线通信采用DL/T634.5101-2002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。间隔层测控设备采用直流供电。间隔层需交流220V供电的设备，可采用直流逆变方式供电。

9.6系统技术指标

系统技术指标应满足DL/T5149-2001«220-500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》的要求二次系统主要技术原则（元件保护及自动装置）10.1主变压器保护10.1.1配置原则(1)主变压器做机保护可按主、后分开单套配置，主保护与后备保护宜引自不同的电流互感器二次绕组。或采用主后一体双套配置，每套保护分别引自不同的电流互感器二次绕组。(2)变压器应配置独立的非电量保护。10.1.2技术要求(1)当高压侧为内桥接线时，要求各侧电流互感器分别引人差动保护装置。(2)高压侧配置复合电压闭锁过流保护，保护动作延时跳开变压器各侧断路器;中性点设置问隙的主变压器，配置中性点间隙电流保护、零序电压保护，保护动作延时跳开主变压器各侧断路器;配置零序电流保护，保护动作第一时限跳开高压侧母联〈分段〉断路器，第二时限跳开主变压器各侧断路器。(3)中压侧配置复合电压闭锁过流保护。保护为二段式，第一段第一时限跳开分段断路器，第二时限跳开本侧断路器;第二段延时跳开主变压器各侧断路器。(4)低压侧配置时限速断、复合电压闭锁过流保护。保护为二段式，第一段第一时限跳10kV分段，第二时限跳开本侧断路器;第二段第一时限跳分段断路器，第二时限跳开本侧断路器，第三时限跳开主变压器各侧断路器。(5)各侧均配置过负荷保护，保护动作于发信号。(6)当主变压器低压侧中性点经低电阻接地时，还应配置零序电流保护。10.2并联电容器保护不接地系统配置微机型三段式相间电流保护，配置过电压、低电压及放电线圈开口主角零序电压保护/中性点不平衡电流保护/差压保护;低电阻接地系统还应配置零序电流保护。10.335kV(10kV)线路保护

不接地系统配置微机型三段式相间电流保护及三相一次重合闸〈架空线路)；低电阻接地系统还应配置零序电流保护。如果电流保护不能满足需要应根据实际选择配置相间距离保护或全线速动保护。10.4接地变压器、接地电阻保护接地变压器配置微机型三段式相间电流保护、零序电流保护及本体保护。保护动作跳变压器各侧断路器。接地电阻配置一段式零序电流保护，保护动作跳变压器各侧断路器。10.5

35kV母线保护一般采用主变压器35kV侧速断、过电流保护做为母线保护，不单独设置母线保护装置；如果35kV母线有馈出线，可配置专用微机型电流差动保护。10.6自动装置10.6.135kV(10kV)小电流接地选线一般由监控系统实现。低频减载装置根据系统要求配置微机型低频减载装置，35kV(10kV)线路一般采用一体化装置中的自动低频减载功能，也可独立设置。二次系统主要技术原则（直流及UPS电源系统）11.1直流系统11.1.1直流系统电压110kV变电站操作直流系统宜采用220V或110Vo1蓄电池型式、容量及组数110kV变电站蓄电池宜采用阀控式密封铅酸蓄电池，宜装设1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110kV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1套。11.1.4直流系统接结型式110kV变电站直流可采用单母线接线。蓄电池组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110kV变电站的二次设备通常为集中布置，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。二次设备室或继电器室的测控、保护、故障录播、自动装置等设备采用辐射式供电方式，配电装置直流电机网络、35kV/I0kV开关柜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系统屏(柜)布置在二次设备室或继电器室内。蓄电池可组屏(柜)与直流系统屏(柜)一起布置在二次设备室或继电器室内。11.1.7其他设备配配置(1)每段直流流母线设置一一套微机监控控装置，根据直流系系统运行状态态，综合分析各各种数据和信信息，对整个个系统实施控控制和管理，并并通过RS-485通信口将信信息上传至站站内监控系统统。直流系统统重要信息同同时通过硬接接点方式输入入站内监控系系统。(2)每组蓄电电池组配置一一套蓄电池巡巡检仪，检测蓄电池池单体运行工工况，对蓄电电池充、放电电进行动态管管理。(3)在直流主主屏(柜)上装设直流流绝缘监察装装置，在线监视直直流母线的电电压，过高或或低时均发出出报警信号。包包括检测直流流馈线的接地地情况。(4)蓄电池出出口，充电装置直直流侧出口回回路、直流馈馈线回路和蓄蓄电池试验放放电回路，应应装设保护电电器。保护电电器宜采用专专用直流空气气开关，分馈馈线开关与总总开关之间至至少保证3-4级级差。11.2UPSS电源系统11.2.11配置原则110kV变电电站配置一套套交流不停电电电源、(UPS))系统。UPS电源你也可可采用直流逆逆变方案。技术要求(1)UPS电源负荷包包括微机监控控系统、电能能量计费系统统、火灾报警警系统、通信信设备等。(2)UPS应为静态整整流逆变装置置。UPS宜为单相输输出，输出的配电电屏(柜)馈线应采用用辐射式供电电方式。(3)UPS正常运行时时由站用电源源供电，当输入电惊惊故障消失或或整流器故障障时，由变电电站220V或110V直流系统供供电。(4)UPS的正常交流流输入端、直直流输入端及及UPS输出端应装装设自动开关关进行保护。(5)UPS应提供标准准通信接口，并并将各系统运运行状态、主主要数据等信信息实现远传传。二次系统主要技术术原则（其他他）12.1二次次系统安全防防护

按照"安全分区、网网络专用、横横向隔离、纵纵向认证"的基本原则则，配置变电电站二次系统统安全防护设设备。

二次系系统的安全防防护应遵循电电监会5号令《电力力二次系统安安全防护规定定》及电监安安全[20006]34号《电力二二次系统安全全防护总体方方案》和《变变电站二次系系统安全防护护方案》的有有关要求。

((1)变电站内各各应用系统安安全区划分如如下:

1)控制区:变电站自动动化监控系统统、继电保护护装置、相量量测量装置、安安

全自动装置;

2)非控制区:电能量计量量系统子站设设备、继电保保护及故障信信息管理子站站

系统、故障障录披装置。

(2)纵向安全防护。控制区的各应用系统接人电力调度数据网前应加装纵向加密认证装置，非控制区的各应用系统接人电力调度数据网前应加装防火墙或IP认证加密装置。

(3)横向安全防护。

1)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。

2)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。

(4)其他公用系统。

1)图像监视系统可作为相对独立系统。

2)交、直流电源系统可通过硬接点或串行通信方式接人计算机监控系统。

12.2图像监视应安全警卫系统

12.2.1配置原则

为便于变电站运行管理，保证变电站的安全运行，在110kV变电站内设置一套图像监视及安全警卫系统。其功能按满足安全防范要求配置，不考虑对设备运行状态进行监视。

图像监视及安全警卫系统设备包括视频服务器、终端监视器(在有保安人员值班时设置)、多画面分割器、录像设备、摄像机、云台、防护罩、编码器及沿变电站围墙四周设置远红外线探测器或电子栅栏等。其中视频服务器等后台设备按全站最终规模配置，并留有远方监视的接口。就地摄像头按本期建设规模配置。

站内配电装置区、主要设备室的摄像头的配置型式及数量，(以户外变电站为例，户内变电站可参照配置)参见表12-1(省略，见源文件)。

12.2.2技术要求

(1)监视范围。对全站主要电气设备、建筑物及周边环境进行全天候的图像监视，满足生产运行对安全巡视的要求。

(2)设备监视。利用安装在监视目标区域的摄像机，如主变压器、110kV、35(10)kV配电装置，对变电站内主设备进行全方位监视。

(3)环境监视。通过目标区域的主动红外对射探测器，对变电站围墙、大门进行全方位布防监视，不留死角和盲区。如有翻越围墙，则报警处理;大门有人、车出人，则发出铃声通知运行人员。

(4)主控楼和二次设备室。监视主控楼、二次设备室等设备运行及周边环境情况，每室装设户内摄像机。

(5)图像信息传输。图像分辨率应达到CIF格式(352X288)以上(包括CIF格式)，传输、存储格式采用ISO/IEC14496-2(MPEG-4)VisualSimpleProfileLevel3，兼容VisualSimpleScalableProfile、H.264或更高版本的成熟视频编解码标准。

(6)应具有与火灾和防盗报警的联动功能。

12.3火灾自动报警系统

12.3.1配置原则

(1)110kV变电站应设置一套火灾自动报警系统，火灾自动报警系统设备包括火灾报警控制器、探测器、控制模块、信号模块、手动报警按钮等。

(2)火灾自动报警系统应取得当地消防部门认证。

(3)火灾探测区域应按独立房(套)间划分。110kV变电站探测区域有二次设备室、可燃介质电容器室、各级电压等级配电装置室、油浸式变压器、电缆夹层及电组竖井等。

(4)根据所探测区域的不同，配置不同类型和原理的探测器。

(5)火灾报警控制器应设置在警卫室靠近门口处。当火灾发生时，火灾报警控制器可及时发出声光报警信号，显示发生火警的地点。

12.3.2技术要求

(1)火灾自动报警系统应设有自动和手动两种触发方式。

(2)火灾报警控制器的容量和每一总线回路所连接的火灾探测器和控制模

块或信号模块的地址编码总数应按变电站最终规模考虑应留有一定余量。

(3)火灾自动报警系统设备，应采用经国家有关产品质量监督检查单位检验合格的产品。

(4)火灾自动报警系统可设置消防联动控制设备，与站内防烟和排烟风机等连锁。

(5)手动火灾报警按钮应设置在明显和便于操作的位置。

(6)火灾报警控制器应预留标准通信接口与监控系统的通信。

(7)火灾自动报警控制系统的传输线，室内采用阻燃双绞线;室外采用带屏蔽的铜芯电缆，缆芯截面1.5mm2，布线方式为总线制。

(8)火灾自动报警控制系统的电源应由站内UPS电源供电。

12.4二次设备的布置

全站一般设1间二次设备室。变电站的远动工作站屏(柜)、集中安装的保护测控设备屏(柜)、图像监控系统屏(柜)、直流系统屏(柜)、通信设备屏(柜)、电能表屏(柜)、站用电屏(柜)、消弧线圈自动调谐屏(柜)等设备集中布置在变电站二次设备室。35(10)kV测控保护一体化装置及电能表等设备分散布置于35(10)kV配电室内的相应开关屏(柜)内。

二次设备室的备用屏(柜)位不宜少于总屏(柜)位的10%~15%。

变电站二次设备屏(柜)体结构、外形尺寸及颜色均应统一。

12.5变电站二次设备的接地、防雷及抗干扰

12.5.1接地

(1)控制电缆的屏蔽层两端应可靠接地。

(2)所有敏感电子装置的工作接地应不与安全地或保护地混接。

(3)在主控室、二次设备室、敷设二次电缆的沟道、就地端子箱及保护用结合滤波器等处，使用截面不小于100mm2的裸铜排与变电站的主接地网紧密连接的等电位接地网。

(4)在主控室、二次设备室的电缆沟或屏(柜)下层的电缆室内，按屏(柜)布置的方向敷设100mm2的专用铜排(缆)，将该专用铜排(缆)首末端连接，形成二次设备室内的等电位接地网。二次设备室内的等电位接地网必须用至少4根以上、截面不小于50mm2的铜排(缆)与变电站的主接地网可靠接地。

(5)静态保护和控制装置的屏(柜)下部应设有截面不小于100mm2的接地铜排。屏(柜)上装置的接地端子应用截面不小于生mm2的多股铜线和接地铜排相连。接地铜排应用截固不小于50mm2的铜缆与二次设备室内的等电位接地网相连。

(6)公用电压互感器二次回路只允许有一点接地，为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等。己在控制室一点接地的电压互感器二次绕组，宜在开关场将二次绕组中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30*lmax(V)(Imax为电网接地故障时通过变电站的可能最大接地电流有效值，单位kA)。应定期检查放电间隙或氧化锌阀片，防止造成电压二次回路多点接地的现象。

(7)独立的、与其他电压互感器和电流互感器的二次回路没有电气联系的二次回路应在开关场一点接地o

(8)微机型继电保护装置屏(柜〉内的交流供电电源〈照明、打印机和调制解调器)的中性线(零线)不应接人等电位接地网。

12.5.2防雷

(1)必要时，在各种装置的交、直流电源输入处设电源防雷器。

(2)在通信信道装设通信{言道防雷器。

12.5.3抗干扰

(1)微机型继电保护所有二次回路的电缆均应使用屏蔽电缆。

(2)交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路，以及来自开关场电压互感器二次的4根引人线和电压!互感器开口三角绕组的2根引人线均应使用各自独立的电缆。

(3)110kV变电站中母差、断路器失灵(如有)等重要保护的起动和跳闸回路均应使用各自独立的电缆。

(4)经长电缆跳闸回路，宜采取增加出口继电器动作功率等措施，防止误动。

(5)制造部门应提高微机保护抗电磁骚扰水平和防护等级，光耦开入动作电压应控制在额定直流电源电压的55%--70%范围内。

(6)针对来自系统操作、故障、直流接地等异常情况，应采取有效防误动措施，防止保护装置单一元件损坏可能引起的不正确动作。

(7)所有涉及直接跳闸的重要回路应采用动作电压在额定直流电源电压的55%----70%范围以内的中间继电器，并要求其动作功率不低于5W。

(8)遵守保护装置24V开入电源不出保护屏的原则，以免引进干扰。

(9)经过配电装置的通信网络连接均采用光纤介质。

(10)合理规划二次电缆的敷设路径，尽可能离开高压母线、避雷器和避雷针的接地点、并联电容器、CVT、结合电容及电容式套管等设备，避免和减少迂回，缩短二次电缆的长度。

12.6电压互感器、电流互感器二次参数选择

12.6.1电流互感器

(1)二次绕组配置应满足继电保护、自动装置、测量仪表和计量装置的要求。

(2)保护用电流互感器的配置应避免出现主保护死区。

(3)对中性点有效接地系统(110kV)可按三相配置，对中性点非有效接地系统(35kV、10kV)依具体要求可按两相或三相配置。

(4)单套配置的保护应使用专用的二次绕组;测量、计量一般分别使用不同的二次绕组，在满足准确级条件下，也可共用一个二次绕组;故障录波装置可与保护共用一个二次绕组，也可单独使用一个二次绕组。

(5)电流互感器额定二次电流有1A和5A两种规格，110kV电压等级宜选用二次额定电流为5A的电流互感器，亦可根据实际情况选用二次额定电流为lA的电流互感器。35CI0)kV宜选用二次额定电流为5A的电流互感器。二次额定电流为lA的电流互感器，其额定二次负荷一般为10--15VA，其下限负荷按IVA选取;二次额定电流为5A的互感器，其额定二次负荷一般为40--50VA，其下限负荷按3.75VA选取。

(6)测量用电流互感器准确度等级一般为0.5、0.2级，计量用电流互感器准确度等级为0.2S级、0.5S级。电流互感器二次绕组所接入负荷，应保证实际二次负荷在25%~100%额定二次负荷范围内，额定二次负荷宜选取为实际二次负荷的2倍。为保证二次电流在合适范围内，可采用复式变比或二次绕组带抽头的电流互感器。选用仪表保安系数为5的测量、计量用电流互感器，可使实际仪表保安系数不大于10，保证测量、计量回路设备安全。

(7)110kV变电站保护用的电流互感器准确级宜采用5P、10P级电流互感器。P类保护用电流互感器应考虑满足复合误差要求的准确限值倍数。

(8)110kV变电站电流互感器二次参数推荐配置见表12–2（省略，见源文件）。

12.6.2电压五感器

(1)电压互感器二次绕组的数量、准确等级应满足测量、保护、同步和自动装置的要求。

(2)110kV及以下电压等级宜在主母线主相上装设电压互感器。当需要监视和检测线路侧有无电压时，可在出线侧的一相上装设电压互感器，电压互感器宜采用电容式电压互感器。

(3)对于Ⅰ、Ⅱ类计费用途的计量装置，宜设置专用的电压互感器二次绕组。电压互感器一般设有保护用剩余电压绕组，供接地故障产生剩余电压用。

(4)计量用电压互感器的准确级，最低要求选0.2级;测量用电压互感器的准确级，最低要求选0.5级;保护用电压互感器的准确级P为3P或6P;保护用电压互感器剩余电压绕组的准确级为6P。当保护和测量合用二次绕组时，准确级为0.5级。

(5)电压互感器的二次绕组额定输出，应保证二次实接负荷在额定输出的25%--100%范围，以保证电压互感器的准确度，电压互感器下限负荷按2.5VA选取。

(6)测、计量用电压互感器二次回路允许压降应满足不同回路要求;贸易结算计量用电压互感器二次回路允许的电压降应不大于其额定二次电压的0.2%;保护用电压互感器二次回路允许的电压降应在互感器负荷最大时不大于额定电压的3%。

(7)110kV变电站电压互感器二次参数推荐配置见表12–3第13章系统继电保护组屏屏（柜）方案案13.1线路保护护宜两回线路保护装装置组1面屏(柜)，左右两边边端子排各接接一回线路保保护装置。如如110kV采用测控、保保护共同组屏屏(柜)方式，1个电气单元元组1面屏(柜)。13.2母钱保护护独立组1面屏(柜柜)。13.3分段、桥桥断路器保护护(备用电源自自动投切)110kV断路路器保护、备备用电源自动动技切均为独独立装置，两两套装置组1面屏(柜)。13.4故障录波波器系统110kV系统统宜设一套装装置，也可与主变变压器公用。110kV系统统也可采用测测控、保护共共同组屏(柜)方式，2个电气单元元组1面屏。第14章调度自动化组屏（柜柜）方案14.1远动系统统远动系统设备包括括远动通信设设备、双机切切换装置、调调制解调器等等，与监控系系统统一组屏屏(柜)。14.2电能量量计量系统按照每面屏(柜))布置9只计量表组组屏(柜)，电能量计计量终端或计计量终端服务务器布置在其其中1面屏(柜)中或单独组组屏(柜)。14.3调度数据据网接人设备备与二次安全全防护调度数据网接人设设备与二次安安全防护设备备共组1面屏(柜)。第15章系统及站内通信组组屏（柜）方方案15.1光纤纤通信系统15.3通信电源系系统1套SDH设备和11套PCM设备共同组I面屏(柜)。通信数据据网络设备也也可安装在此此屏(柜)内。光纤配线单元、数数字配线单元元和音频配线线