电气二次继保自动化及通讯系统说明

第五章 系统继电保护及安全自动装置系统继电保护设计范围2×600MW2023～2023年间建成投产。500kV局部的线路两侧保护、母线保护断路器失灵保护及故障录波装置设计。500kV系统继电保护配置原则及技术要求线路保护零序方向电流保护。每套保护应能满足以下技术要求：被保护线路在各种运行条件下〔线路空载、轻载、满载〕进展各种正常〔包括单相接地、两相接地、两相不接地短路、三相短路及复合故障、转换性故障〕时，保护应能正确动作。不应误动作。正确选择故障相，非故障相选择元件不应误动。压电流量判别线路运行状态以实现非全相及重合后加速跳闸规律。在振荡过程中应满足：无故障应牢靠闭锁保护装置；如在本线发生故障，允许以短延时切除故障；应牢靠不动作；保护装置中应设置不经振荡闭锁的保护段。〔激磁涌流CTCVT这些储能元件所产生的谐波重量和直流重量的措施，并保证保护装置能正确动作。扰作用下，装置不应误动和拒动。300Ω，应保证保护装置能牢靠动作于跳闸。主保护装置整组动作时间应不大于20ms〔不包括通道时间。自动重合闸应能满足以下主要技术要求：重合闸应可实现保护起动和断路器位置不对应起动两种方式。重合闸方式应包括单相重合闸、三相重合闸、综合重合闸及停用方式。器合于故障后三相跳闸，则后合的断路器不再重合。断路器失灵保护失灵保护按断路器配置，应能满足以下技术要求：故障时有足够的灵敏度。检电流后出口。过电压保护术要求：500kV断路器。在系统正常运行或在系统暂态过程的干扰下均不应误动作。过电压保护应按相装设，以保证单相断开时电压的准确性。过电压继电器动作后，经过肯定延时，并判定本侧断路器三相断开后，发送远方跳闸信号，使对侧断路器确定跳闸。过电压保护远方跳闸信号的发送和接收，与失灵保护共用。传送通道的状况装设就地故障判别装置。短引线保护500kV出线均配置有隔离刀闸，在主变或线路停运检修时，发生的故障。每套短引线保护装置应满足以下技术要求：短引线保护承受比率差动原理，应具有CT断线判别闭锁元件，保证在CT断线下保护不误动作。装置还应具有线路充电保护功能。动。母线保护即装设两套母线保护。每套母线保护装置应满足以下技术要求：而误动作。感器以及变比不全都的状况。不应因母线故障时有短路电流流出母线而拒动。20ms。母线保护应具有比率制动特性，且不设电压闭锁回路。故障录波和故障测距500kV系统，应配置带打印机的微机型故障录波测距装置，并应满足以下技术条件：时，还应有外部起动接点的接入回路。在电力系统故障或振荡发生时，装置应能牢靠动作。故障录波器应能连续记录屡次故障波形，应能记录和保存从故障前至少40ms5次谐波的波形。故障测距的误差应小于±2％。220kV系统继电保护配置原则及技术要求线路保护每回线路应配置两套由不同原理的全线速动主保护，线路上发生单相短路、100除故障。为简化重合闸接线，每套保护装置应具有独立选相功能。母线保护应误动作。为保证牢靠性，母线保护出口应经低电压或复合电压闭锁。断路器失灵保护220kV，经肯定延时，切除失灵断路器所在母线的其余连接元件。作后不返回。电压闭锁回路。重合闸装置220kV双母线接线方式，重合闸按线路配置，起动方式应可由保护起压重合闸、综合重合闸及停用重合闸方式。故障录波和测距装置2％。500kV系统保护配置线路保护镇雄电厂500kV侧本期1回出线接至规划中的500kV昭通变，线路长度约180km220kV～500kV〔南网公司Q/CSG10011-2023〕的规定，重负荷、长距离的联网线路应配置两套主保护和一套上通道的独立后备保护。镇雄电厂～〔OPGW，故线路两侧均配置两套不同原理的全线速动主保护及一套独立的后2Mbit/s4个命令信号；保护。并且，配置一套微机纵联方向保护作为独立后备保护，利用光纤通道，经2Mbit/s数字同向接口接入SDH光端设备。500kV线路需配置过电压保护，过电压继电器按相装设。对侧相关的断路器。共同组屏，均放置在通信接口柜上，该柜放置在通信机房。500kV断路器保护及短引线保护500kV侧主接线最终为一个半断路器接线，初期角形接线，上4断路器，应包括失灵保护、三相不全都保护以及分相操作箱。4台断路器保护2套。500kV母线保护接线，初期仍旧将第I段和第II段母线建成，母线上的PT等设备也建成投运。500kV侧仍旧配置母线保护装置。母线保护按双重化2I段和第II段母CT能。500kV故障录涉及行波测距为了便于记录及分析各种故障，500kV1台微机型故障录波装置，每台容量至少为：48路模拟量〔1632路，128GPS中调侧。镇雄电厂侧的网桥一端以RJ45接口接故障录波网络接口，另一端以范围以便快速恢复供电，在镇雄电厂配置1台行波测距装置。该装置应可接入500kV线路各电气量，并将测距信息通过数据网远传至省电力调度中心进展分析。500kV试验电源装置500kV器。220kV系统保护配置线路保护220kV镇雄变，该线路上架设有复合地线光缆〔OPGW。因此，该回线路两侧各配置一套数字式分相电流差动保护装备保护，并具有重合闸规律，可实现单相、三相、综合及停用重合闸。母线保护及断路器失灵保护镇雄电厂220kV侧主接线最终按双母线接线考虑，按重要厂站的220kV母2套微机型母线保护装置，均作III8个单元〔2回出线、2台起备12个备用单元。该装置应承受带比率制动特性的电流单母线接线方式。220kV复合电压闭锁，并且应可同时启动断路器的两组跳闸线圈。故障录波台微机型故障录波装置，每台装置容量至36路模拟量〔8820路，72路开关量。该装置应具有足够多的启动方式、测距功能、GPS对时功能及远传功能。220kVRJ45接口接故障录波网络接口，220kV试验电源装置220kV器。继电保护及故障录波信息治理子站1套继电接方式如下：装置的各种信息；HUB直接接入子站，不与站内以太网连接；连接用两端光电转换设备、光缆、HUB等设备应与监控系统统一考虑。该子站的信息上传方式及通道要求须与运行单位协商确定。系统继电保护装置与变电站自动化的接口GPS对时接口，可与变电所监控系统联接，保护设备厂家需供给通信规约，并协作监控系统完成联合调试。安全自动装置2套振荡解列装置。切机掌握装置的主要功能为：检测本厂运行工况并发送本厂的运行工况信息；对本厂的发电机组进展切机选择；对本站的发电机组进展切机挨次排队；接收远方切机命令就地执行切机掌握；站和安控子站；的故障状况就地选择和实施切机掌握的功能；周切机。振荡解列装置的功能为：引起镇雄电厂与云南电网发生振荡时，应能在沟通上将镇雄电厂与云南电网解列。装置应具有振荡周期次数或出口动作时间的整定元件。振荡解列装置独立组屏，且宜考虑不同判别原理的双重化配置。振荡解列装置应能与安控主站装置进展通迅和数据交换。切机掌握装置和振荡解列装置的具体功能和掌握策略需待一次系统条件具程设计。功角测量装置通信。由模拟量或开关量变位起动，同时也可由主站远方启动。对相关专业的要求对通信专业的要求500kV2Mbit/s数字同向接口接入SDH光端设备；500kV光纤线路保护屏上的远跳装置也承受光纤通道及2Mbit/s数字500kV光纤方向保护屏〔独立后备保护〕承受光纤通道及2Mbit/s220kV经专用光芯传送保护信号。通道应能长期监视，通道故障应能报警并闭锁保护。500kV接口需传送4个命令信号，其中一个为主保护，一个为远方跳闸，另外两个为安应承受相－相耦合方式。通道应能长期监视，通道故障应能报警并闭锁保护。220kV线路高频距离保护使用保护专用的收发信机。需要1相－地耦合方式。1个屏位，安装光电转换接口柜。2MSDH光端设备以上传数据。2M数字接口接收和传送信号。对电气专业的要求500kV侧对电气专业的要求：500kV电容式电压互感器的二次线圈。500kV两套线路主保护各使用一组边断路器和中断路器的电流互感器二次TPY级暂态保护型小气隙电流互感器。500kV器作为重合闸同期用。500kV灵保护须使用一组不带气隙的电流互感器的二次线圈。保护装置需要两组直流电源，以供给双重化保护使用。220kV侧对电气专业的要求：220kV线路保护使用母线三相式电压互感器，并使用线路单相式电压互感器。220kV线路保护需独立使用22组电流互感器线圈。220kV2组跳闸线圈，以供给双重化保护跳闸。对监控系统的要求监控系统应能实现与各种微机保护装置接口。接口规约符合国标DL/T667-1999的标准。GPS硬对时的脉冲接点信号以及远方复归信号。第六章系统调度自动化概述云南华电镇雄电厂一期工程建设规模为 2×600MW，终期规模为4×600MW。电厂本期工程承受500kV及220kV二级电压接入云南电力系统。接入方案为，以一回500kV线路接入系统中的500kV昭通变，另外以一回220kV线路接入系统中的220kV镇雄变。500kV主接线终期为一个半断路器接线，本期为角型接线。220kV母线为双母线单分段接线。起动/备用变接入220kV母线。本设计为华电镇雄电厂一期工程初步设计调度自动化局部设计范围包括华电镇雄电厂〔2×600MW〕建工程中有关调度自动化的远动系统、自动发电掌握〔AG〔VC工程等内容。调度关系及现状调度关系〔〕调度。但考虑到南方公司南方电力调度通信中心〔南电调〕的需要，华电镇雄电厂的自动发电掌握〔AGC，自动电压掌握〔VC〕由云南省调直接掌握实施。电厂报价系统的信息向云南省调传送。南电调调度自动化现状能量治理系统〔EMS〕CC-2023型系统。该系统已于20238月投入运行。电能量计量系统公司引进了一套电能量计量自动化系统。目前南电调正在对该系统进展更改造工作。云南省调调度自动化现状能量治理系统〔EMS〕统为南自院的OPEN-2023型，完成的主要功能有：数据采集与监视掌握SCADA、自动发电掌握〔AGC、网络分析、调度员培训仿真等。电能量计量计费系统云南省调电能量计量系统〔TMR〕2023年正式投入运行。远动系统远动化范围〔DL5003－91〕的内容规定以及运行下：1〕遥测全厂总有功电能量；主变压器高压侧有功功率、无功功率、电流；500kV220kV500kV母线电压、频率；220kV母线电压、频率；220kV母联电流；联络变凹凸侧有功功率、无功功率、电流；备用变高压侧有功功率、无功功率、有功电能量；高厂变有功功率、无功功率；AGC相关的其它遥测量。2〕遥信全厂事故总信号；全部断路器位置信号；反映运行方式的隔离开关位置信号；500kV母线接地刀闸位置信号；ABC失灵保护跳闸、装置闭锁、装置特别〕500kV线路主保护及重合闸动作信号；220kV线路主保护及重合闸动作信号；500kV母线保护动作信号；220kV母线保护动作信号；联络变保护信号；起动/备用变保护信号；自动调整装置运行状态信号。(瓦斯、差动、复合电压电流闭锁保护动作信号)；低周减载动作解列信号；继电保护、故障录波装置故障总信号；3〕遥调发电机有功功率调整〔单机，具体信号如下：下行信号：AGC投入〔开关量AGC切除〔开关量负荷指令〔4-20m。上行信号：AGC方式投入〔开关量AGC方式允许〔开关量闭增〔开关量；闭减〔开关量；实发功率频率〔4-20m；负荷上限负荷下限负荷指令反响负荷变化率〔4-20m。远动系统主要功能、技术要求远动系统主要功能传送至厂站。远动系统是电网调度自动化系统的根底。能：具有接收和执行遥调命令的功能；具有接收、返送校核和执行遥控命令的功能；具有大事挨次记录功能；具有自恢复功能；具有以远动规约与云南省调和南电调进展通信的功能；具有通道监视和主备通道自动切换的功能。主要技术要求99.99%；遥信正确率≥99.9%；遥控正确率=100%；遥调正确率=100%；遥信变位传送时间≤2s；3s；遥控传送时间≤2s；遥调传送时间≤3s；大事挨次记录<2ms；A/D转换误差<0.2%；远动系统方案及信息传送网络1〕远动系统方案设计原则远动信息的采集和发送必需保证其直采直送。即远动信息的采集、处网调度自动化的实时性要求。电厂远动测量数据的采集在满足电网调度自动化遥测量精度的前提下DL/T630-1997标准。I/O单元模块之间可承受光纤连接。远动系统方案AGC掌握命令。南电RTU按一发二收配置，预留一个通信口，以满足南电调直采电厂远动信息的需要。RTU的模拟量采集承受沟通采样方式。6.3-1。500kV继电保护小间及220kV继电保护小间分别配置I/ORTU上。RTU的光接口承受一对二光接口，远动信号经RS485通信口接入光纤接口板。通信接口、数据处理单元仍设在原主RTU屏内。为确保RTU设备运行的RTU主机承受冗余配置，热备份运行。云南省调EMS云南省调EMS主站系统南电调EMS主站系统DL/T634-5104-200DL/T634-5101-2电力调度数据远动专用通道数据处理单元I/O单元I/O单元I/O单元I/O单元6.3-1远动系统方案示意图3〕远动信息传送网络远动信息传输方式EMS系统与华电镇雄RTU通信的方式进展。通信通道承受主备方式。远动信息向云南省调的式为辅。远动通道及传输协议要求调度通信网络接入设备〔详见通信相关内容，该接入设备就近接入云南电力调度通信网络两个交换节点，其通信口要求为64kbps，传输协议为DL/T6345104-2023。600-1200bps，其应用层通信协议DL/T6345101-2023规约。远动系统设备容量依据电厂的建设规模，RTU的容量为：〔1〕遥测27个测量单元〔全电量〕〔2〕遥信256〔3〕遥调16〔4〕遥控16〔4〕SOE256选型原则RTU的选型不仅要满足调度端能量治理系统〔EMS〕的要求，而且还要满足应具有技术先进、质量牢靠、运行稳定，性能价格比优等特点。具体型号待设备招标时确定。自动发电掌握〔AGC〕的条件，应参与云南电力系统调频。1200MW。掌握目标50Hz，其允许偏差不超过±0.1Hz；削减系统时钟误差，其允许误差为日累计时不超过±5s；维持联络线净交换功率及交换电能量在规定值，电力系统正常运行时，每方向变化。掌握方式不同的目的，自动发电掌握〔AGC〕分为三种掌握方式：定频率掌握方式掌握系统频率偏差为零〔△f=。定频率掌握方式用于调整系统频率到达期望值〔不考虑区域净打算交换功令，以提高或降低系统出力直到到达期望的频率值。区域掌握偏差〔ACE〕计算公式为。ACE=B〔△f-b△t〕定联络线功率掌握方式掌握联络线净交换功率偏差为零〔△Pt=0。ACE定义为区域净交换功率的函数，自动发电掌握将掌握实际净交换功率到达打算值。区域掌握偏差〔ACE〕计算公式为：ACE=△Pt+△E/H联络线功率与频率偏差掌握方式掌握联络线净交换功率偏差与系统频率偏差之和为零〔△Pt+△f=。ACE定义为频率和区域净交换功率的函既可维持打算交换功率，同时也维持系统频率。区域掌握偏差〔ACE〕计算公式为：上述三公式中：△Pt—实际联络线净交换功率偏差△E实际联络线净交换电能量偏差H需要进展电能量校正的小时数△f—实际频率偏差B—频差系数△t—实际时差b—时差系数ACE计算公式考虑了时间偏差及修正电能量交换差。指示的电气时间和标准时间之间的误差。法。完毕，△Pt为零，△f为零，△t在允许范围内，ACE为零或进入规定的死区范3~15s。EMS主站系统中，上述三种根本掌握方式都已具备，因此，在AGC实施时，具体承受何种掌握方式应依据电厂投产时电网实际运行掌握要求EMS主站系统上选用。掌握准则〔方式〕〔方式力调整命令掌握到每台机组和全厂出力调整命令下达给厂级监视系统〔SIS〕再安排到机组。〔1〕掌握到机组承受单机出力调整命令掌握到每台机组时，由云南省调下达设定值或升/降脉EMSRTU对机组的分散掌握系统〔DCS〕发出设定值或升/降脉冲，机组的DCS系统依据接收到的设定值大/〔AGCAGCEMS系统、通道、电厂RTU、机组分散掌握系统〔DCS〕6.4-1。EMS主站系统RTU#1机DCS#2机DCS#3机DCS#4机DCS〔2〕掌握到电厂SIS系统再安排到机组时，由云南省调EMSRTUAGCSISSIS系统的全组。AGCEMS主站系统、通道、RTU、SISDCS6.4-2。EMS主站系统RTURTU厂级监控系统〔厂级监控系统〔SIS〕#1#1机DCS#2机DCS#3机DCS#4机DCS #1发电机 #2发电机

#3发电机 #4发电机6.4-2 自动发电掌握方案示意图〔3〕掌握准则〔方式〕选择承受掌握到机组方式，RTUDCSAGCAGC掌握中普遍承受。AGCSIS的方式，该方EMS系统和成功运行阅历。行时敏捷选用。调整厂及机组的根本要求机组应具有机炉协调掌握系统DCS，还要求具备锅炉给水、过热蒸〔如除氧器、凝汽器、高压加热器、减压减温器等〕现象。可调容量大。火电机组可调容量宜为额定容量的50％以上。调整速度与负荷变化相适应。机组每分钟增减负荷在额定容量的2％以上。大局部时间可调。自动电压掌握〔AVC〕复正常或使电压最接近正常值。EMS系统由于开发较早和AVC功能。AVCEMS系统通信的功能。过渡方案如下：母线。AVC掌握AVC掌握方式按云南省调下达的设定值命令方式掌握；AGC的调整变化机组无功调整策略机组功率因数满足要求；母线电压满足要求；分区区域内电厂机组无功安排满足要求；分区区域之间和分区区域内无功潮流分布满足要求；AVC方案AVCAVCAVC系统等组成通过电厂计算机监控系统将命令下到达电厂的电厂AVC系统系统依据接收到的设定值大小和各机组的特性，经计算，合理安排各机组的无功调整量，掌握机组出力，满足系统无功优化的要求。电能量计量计费厂站系统计费关口点设置原则下：主变高压侧；起动/备用变高压侧；主接线中220kV出线侧。同时，发电机出口作为考核点需计量考核。电能量计量计费厂站系统方案对电能量数据采集的需要。南电调所需电能量信息建议由云南省调转发。0.2S级，有10只计量电能表。0.5s级，有功4只电能表。电能量计量计费采集装置技术要求功能传等功能。采集装置最大处理力量应满足接入32只电能表的要求。采集装置应能与多功能电能表接口，多功能电能表接入可用RS-485串行输发特别电表规约转换的软、硬件支持。采集装置应具有至少两个及以上RS-232通信口，分别至云南省调和电厂就地MODEM接收主站的对时命令，跟踪主站的时钟。〔失电后，恢复供电等〕可向云南省调主站系统和就地电能量治理系统告警。电能量采集装置具有承受云南省调度通信网通信的功能。主要技术要求采集装置必需是专用的电能量采集、处理、远传设备。据。采集数据与电能表全都，数据采集周期1min—60min可调。MODEM，与主站的通信方式应能适用于电力专线通道。采集装置平均故障间隔时间〔MTBF〕≥45000h，使用寿命≥10年。于１0天。计量电能表主要功能及技术要求0.2s0.5s级；具有RS-485串口和脉冲两种输出方式；具有外接关心电源的功能；具有停电保护功能；具有当地窗口显示功能。电能量信息传输网络电能量计量计费信息传输方式络传输。电能量计量计费信息通道及传输协议要求64kbpsDL/T719-2023。DL/T719-2023。报价系统统相协调，才能到达竞价上网的目的。其电价的计算模型和运行机制必需符合国家的方针、政策及电力调度的治理规〔争论稿〕要求。为申报上网电价的依据。依据本地区电力电量的需求，和与同电网的其他发电单位的经营状况相比较力市场交易系统，报出本厂的实时电价、短期电价和期货电价。系统的互联来交换信息，实现信息共享。报价系统方案设计报价计算机系统局部。对外接口局部安全商定以及硬件接口的要求。通信效劳器由工作站担当，其功能为：接收市场定价的最高；电站报价计算机系统局部从电站电能量计量计费系统猎取的电能量数据；并将电网公布的电力市场信息包括竞价交易成功率、利润、电网制定发电打算、MIS；放性，当调度端相应的计算模型或费率等变化时，用户可以自行修改或生成；供给历史数据查询功能；并将电网公布的电力市场信息包括竞价交易成功率、利润、电网制定发电打算、MIS；边际电价推测；电厂暂列报价系统费用。调度数据网接入设备4WE&M模拟通道、V.24低速异步数据通道。依据云南省电网通信“十一建设云南电力调度数据网络，以IP形式建网运行。本工程在华电镇雄电厂配置一息和电能量信息，华电镇雄电厂调度数据网络与省调调度数据网络通过N2M调度自动化信息交换平台”的原则，我们仅在此工程列30万元的调度数据网接入设备费用。工程的具体实施与云南电力调度数据网络一起规划建设。电厂监控系统及网络的安全防护要求依据中华人民共和国国家经济贸易委员会令第30号《电网和电厂计算机监得与安全等级较低的电厂治理信息系统〔MIS〕直接相联，以避开受到外部的攻击侵害，从而引起电力系统事故。假设电厂报价系统需要与电厂治理信息系统的安全隔离设施，以确保发电厂报价系统的安全。系统分区的电厂监控系统、DCS系统、远动系统、微机五防系统、功角测量系统、安全自动装置、继电保护装置处于安全等级最高的I区。电能量计量系统、发电厂报II区。电厂的生产治理系统、以及与气象、水文等外系统的数据联系网关放在III区。电厂的MIS系统和办公自动化系统(OA)IV区。安全防护方案〔1〕横向隔离三、四区需要供给内部拨号接入的，部署具有IPsecVPN客户端接入功能的防的系统进展具体的记录，以保证操作的责任性和可追查性。动系统、电能量计量系统的安全；其中，安全隔离装置〔正向〕用于安全区一、二区到安全区三区的单向数据〔反向站承受拨号通道连接：能，同时配备拨号认证加密装置，拨入端配置相应的证书。与电厂水调自动化系统或与电厂监控系统连接：书。电网调度RTUSPDnet专网直接连接上级调度，实现调度端直接对机组单元掌握。华电镇雄电厂安全防护方案如下：安全区安全区I安全区II安全区III安全区IV火电厂辅机〔水煤灰〕电气掌握机组单元掌握安控监控系统防火墙厂级监控系统专用安全隔离装置防火墙MIS电量计量终端火电厂生产治理系统OA保护市场报价终端故障录波装置防火墙防火墙道防火墙防火墙实时VPNSPDnet非实时VPN公共数据网或SPTnet调度中心防火墙防火墙电能量计量系统EMS系统防火墙电力交易系统故障录波系统其方案详见图F0891C2-X-05。调度自动化电源本设计调度自动化设备电源承受不停电电源UPS220，当UPS30min。UPS电源在本设计中配置。调度自动化设备布置〔RTU、电能采集装置、电能表和遥信转接屏〕承受分散布置方式，分别布置在集控电气继电器室、500kV电气继电器室和220kV电气继电器室。与调度端接口和云南省调需增设必要的硬、软件接口设备。第七章通信局部概述华电镇雄电厂位于云南省昭通市镇雄县境内，电厂本期装机容量为2×600MW4×600MW。建成后将成为云南省最大的火力发电厂500kV500kV昭通变，另220kV500kV出线最终二回，并不堵死扩建余地。500kV昭通变－500kV宣威开关站的500kV线路〔180k＋160km，并在宣威开关站开断Π500kV500kV昭通变、500kV宣威开关站。华电镇雄电厂传输信息种类，对传输通道和交换系统的要求和规模入云南省调度自动化专用传输网络，是本次设计的主要内容。系统调度自动化信息对通信通道的要求华电镇雄电厂——云南省调的调度自动化通道：信息、继电保护及故障录波治理子站信息。600bit/s~1200bit/s；两路四线音频接口。MIS系统传输通道：10/100Mbit/S。华电镇雄电厂调度数据专用网络传输通道：Nx2Mbit/S系统保护信息对通信通道的要求500kV线路开设光纤保护和高频保护，具体要求如下：第一套主保护〔包括远跳〕承受光纤保护的方式，主保护承受2Mbit/S2Mbit/S数字接口传输。AB相－相耦合方式。安全自动装置通道：双重化配置，接收昭通变侧发来的远方切机信号，22Mbit/S数字接口传输。220kV线路开设光纤保护和高频保护，具体要求如下：2Mbit/S数字接口传输。220kVB相上组织一条高频通道，供保护专用。调度对通信通道的要求网和调度交换网。22Mbit/s。系统通信系统通信现状：下：500kV曲靖变――220kV花山变――220kV虹桥变――220kV者海变――220kV昭通变――220kV大关变――110kV永善变光纤电路(500kV日字型光纤环网)220kV镇雄变――220kV220kV昭通变――110kV凤凰变――昭通供电局――110kV桃源变――220kV昭通变光纤环网。500kV2.5Gb/s路。该工程已建成投产。系统通信方式动化的主用、备用通信方式，电力载波通信主要作为线路保护通信方式。华电镇雄电厂接入系统通信方案光纤通信方案：500kV线路网络，我们认为滇东、昆明地区已有光纤通信网络状况，华电镇雄电厂光纤通信方案如下：220kV镇雄变光纤通信电路光缆路由及敷设方式：镇雄变〔220kV镇雄变――500kV曲靖变的滇东北数字光纤电路。220kV220kV线路敷设37km的地线复合光缆〔OPGW24芯。光纤通信电路容量及设备配置：220kV镇雄变原有的光传输设备上增加一块光接口板，即可将华电镇往省调。个话路，在华电镇雄电厂及省调各配置一PCM1＋0备份方式。500kV昭通变光纤电路光缆路由及敷设方式：华电镇雄电厂――500kV昭通变――500kV宣威开关站――宣威电厂――500kV曲靖变。(在曲靖变接入昆明、滇东地区500kV日字型光纤环网至省调)。在本方案中，需沿建的华电镇雄电厂至500kV曲靖变的500kV线路敷设340km的地线复合光缆〔OPGW24芯。光纤通信电路容量及设备配置：输主干通道，并且要在500kV曲靖变与昆明地区500kV日字型光纤环网连接