kV变电站二次系统通用设计简介.ppt

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1、,国家电网公司输变电工程通用设计,220、110kV变电站二次系统简介,220kV变电站二次系统技术原则,系统继电保护,220kV线路保护配置原则 每回220kV线路应配置双套完整的、独立的能反映各种类型故障、具有选相功能全线速动保护，终端负荷线路也可配置一套全线速动保护，每套保护均具有完整的后备保护。 每一套220kV线路保护均应含重合闸功能，两套重合闸均应采用一对一起动和断路器控制状态与位置起动方式，不采用两套重合闸相互起动和相互闭锁方式。 线路主保护、后备保护均起动断路器失灵保护。 对50km以下的220kV线路，宜随线路架设OPGW光缆，配置双套光纤分相电流差动保护，有条件时，保护通道

2、可保护通道宜采用专用光纤芯。,系统继电保护,220kV线路保护配置原则 对同杆并架双回线路，应架设光纤通道，宜配置双套分相电流差动保护。 对电缆线路以及电缆与架空混合线路，每回线路宜配置两套光纤分相电流差动保护，同时应配有包含过负荷报警功能的完整的后备保护。 双重化配置的线路主、后保护的交流电压回路、电流回路、直流电源、开关量输入、跳闸回路、信号传输通道均应完全独立没有电气联系。 双重化配置的线路保护每套保护只作用于断路器的一组跳闸线圈。 220kV远方跳闸配置原则 220kV终端负荷线路，负荷侧为单元接线方式的应配置双套单向远方跳闸保护，负荷侧为发信端，电源侧为收信端。220kV发变组单元接

3、线方式的线路应配置双套双向远方跳闸保护。远方跳闸保护宜采用一取一经就地判别方式。 220kV保护组屏原则 每回220kV线路保护按2面组屏（柜），两套主保护、一套（两套）分相操作箱、两套电压切换装置（如果操作箱具有电压切换功能，则取消一套电压切换装置）、两套远跳保护装置，分别布置在两面屏（柜）上。,系统继电保护,110kV线路保护配置原则 110kV线路配置一套线路保护，每套保护均具有完整的后备保护。 110kV线路保护均应含三相一次重合闸功能。重合闸可实现三重和停用方式。 根据系统稳定计算要求及采用全线速动保护后，能够改善整个电网保护的性能时，应配置一套纵联保护为主保护和完整的后备保护。 电

4、厂联络线、长度低于10km短线路，宜配置一套光纤纵联差动保护为主保护和完整的后备保护。 对电缆线路以及电缆与架空混合线路，宜配置光纤电流差动保护作为主保护，同时应配有包含过负荷报警功能的完整的后备保护。,系统继电保护,220kV母线保护及断路器失灵保护配置原则 重要的220kV 变电站的220kV母线按远景配置双套母线保护，其它按远景配置一套母线保护。 双重化配置母线保护的220kV双母线按远景配置双套失灵保护，其它按远景配置一套失灵保护，失灵保护功能宜含在每套母线保护中。 双母线接线的失灵保护应与母线保护共用出口，双重化配置的母线保护（含失灵保护功能）每套保护只作用于断路器的一组跳闸线圈。

5、对主变压器单元， 220kV母线故障且变压器高压侧断路器失灵时，除应跳开失灵断路器相邻的全部断路器外，还应跳开本变压器连接其他侧的断路器，失灵电流再判别和延时应由母线保护实现。 组屏： 每套各独立组一面屏。,系统继电保护,110kV母线保护配置原则 110kV母线按远景配置单套母线保护。 组屏：母线保护独立组一面屏。 母联（分段）断路器保护配置原则 110kV、 220kV的母联、母线分段断路器应按断路器配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护。,系统继电保护设计特点,操作箱配置原则 220kV双母线接线，每条线路宜配置一套分相操作箱，操作箱配置在其中一套线路保护屏（柜）内。 220kV

6、双母线接线，应配置两套电压切换装置（其中一套采用操作箱的电压切换回路），分别配置在两套线路保护屏（柜）内,电压切换箱可双位置继电器。 110kV双母线接线，每条线路应配置与线路保护组合在一起的单套三相操作箱与电压切换装置。 主变压器三侧宜配置独立的三相操作箱，操作箱配置宜集中在一面保护屏（柜）内。,系统继电保护,故障录波器配置原则 220kV变电站内，宜按电压等级配置故障录波装置分别记录线路电流、电压、保护装置动作、断路器位置及保护通道的运行情况等。主变压器三侧录波信息应统一记录在一面故障录波装置内。 在分散布置的变电站内，按保护小室配置故障录波装置，不跨小室接线，适当考虑远景要求 。,系统继

7、电保护,故障测距系统配置原则 对于大于80km的长线路或路径地形复杂、巡检不便的线路，应配置专用故障测距装置。 宜采用行波原理、双端故障测距装置，两端数据交换宜采用2M通道。 每套行波故障测距装置可监测18条线路。,系统继电保护,保护及故障录波信息管理子站系统 220kV变电站配置一套保护及故障录波信息管理子站系统，保护及故障信息管理子站系统与监控系统宜根据需要分别采集继电保护装置的信息。,调度自动化,远动系统设备配置 变电站按无人值班设计。站内应配置相应的远动通信设备，且应冗余配置，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I/O测控单元。 远动信息采取“直采直

8、送”原则，直接从I/O测控装置获取远动信息并向调度端传送。远动通信设备直接从计算机监控系统的测控单元获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。,调度自动化,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，包括电能计量装置和表、电能量远方终端（或传送装置）等。贸易结算用关口220kV、110kV结算用电能计量装置配置准确度等级、型号、规格相同的主、副电能表，考核用关口电能计量点可按单电能表配置。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。,调度自动化,调度数据网 变电站宜一点就近接入相关电力调度数据网，条件许可时可两点接入。 配置1套调度数据网接入设备

9、，包括交换机、路由器等，实现调度数据网络通信功能。 相量测量装置 220 kV变电站原则上不配置相量测量装置，确需配置的，由当地调度部门根据电网动态监测需要，提出配置要求。配置的技术要求参考500kV变电站。,系统及站内通信,光纤通信 220kV变电站光纤通信电路的设计，应结合各网省公司、地市公司通信网规划建设方案和工程业务实际需求进行。 220kV 变电站应至少配置2级传输网设备，分别接入省、地通信传输网； 光纤通信传输干线电路速率为622Mbit/s2.5Gbit/s，支线电路速率宜为155Mbit/s622Mbit/s。 对于没有迂回光缆路由的同塔双回线路，宜架设双光缆。 入城光缆和网、

10、省、地共用光缆，应增加光纤配置芯数。 220kV线路保护迂回路由不宜采用110kV以下电压等级的架空普通光缆。,系统及站内通信,站内通信 220kV变电站不开设通信用电力载波通道；当保护只有一路独立光纤通道时，宜可配置一路保护专用高频通道。 一般不设置调度程控交换机。 可根据需求配置一套综合数据网设备。 通信系统不设独立的视频监控和环境监控。,系统及站内通信,通信电源系统 一般变电站的通信电源系统按2套高频开关电源、1组蓄电池组或1套高频开关电源、1组蓄电池组考虑，也可采用2套独立的DC/DC转换装置。重要的变电站按2套高频开关电源、2组蓄电池组考虑,计算机监控系统,变电站计算机监控系统的设备

11、配置和功能要求按无人值班设计。 计算机监控系统设备配置 监控系统应宜采用分层、分布、开放式网络结构，主要由站控层设备、间隔层设备和网络设备等构成。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。 包括站控层设备 、网络设备 、间隔层设备 。,系统网络结构 监控系统间隔层的测控装置与站控层设备之间的连接结构推荐采用间隔层的测控单元测控装置直接上站控层网络，测控装置直接与站控层通信的方案。,计算机监控系统,测控装置组屏 除35（10）kV测控保护一体化装置就地布置在35（10）kV开关柜上外，其余测控装置应按照变电站实际规模配置。主变、110、220kV测控及各电压等级母线电压采

12、用集中组屏方式安装于二次设备室；每34个电气单元组一面屏。,计算机监控系统,其他功能特点 宜采用监控系统实现小电流选线功能。 AVQC功能宜由监控系统实现。 监控系统站控层工作站等设备采用站内UPS供电。间隔层I/O测控设备采用直流供电。,元件保护及自动装置,220kV主变压器微机保护按双重化配置电气量保护和一套非电气量保护。 采用两套完整、独立并且是安装各自屏（柜）内的保护装置，每套保护均配置完整的主、后备保护，宜选用主后备保护一体装置。 两套变压器保护的交流电流、直流电源以及用于保护的隔离刀闸的辅助接点、切换回路应相互独立。 两套完整的电气量保护的跳闸回路应与断路器的两个跳圈分别一一对应,

13、非电量保护的跳闸回路同时作用于断路器的两个跳闸线圈。 主变压器非电量保护应设置独立的电源回路和出口跳闸回路。 一般每台220kV主变压器保护组3面屏（柜）,主变压器保护配置原则,主变压器保护配置图,元件保护及自动装置,自动装置 根据变电站接线的需要配置微机型自投切装置。一般35（10）kV母线分段断路器和装有专用备用变压器配置微机型自投切装置。 无功自动投切功能宜由监控系统实现。 35（10）kV小电流接地选线一般由监控系统实现。 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。,直流及UPS电源系统,操作直流系统采用220V或

14、110V 应装设2组蓄电池，宜采用阀控式密封铅酸蓄电池。 蓄电池容量按2h事故放电时间考虑， 充电装置宜采用高频开关充电装置，宜配置2套，模块N+1；也可3套。 220kV变电站配置一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。,其他二次系统,全站时间同步系统配置原则 全站设置1套统一的时间同步GPS系统，双时钟冗余配置。另配置扩展装置实现站内所有对时设备的软、硬对时。时间同步系统宜输出IRIG-B（DC）时码、1PPS 、1PPM或时间报文。,二次系统安全防护 二次系统的安全防护应遵循电监会5号令电力二次系统安全防护规定及电监安全200634号电力二

15、次系统安全防护总体方案和变电站二次系统安全防护方案的有关要求。,其他二次系统,图像监视及安全警卫系统 在220kV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。 火灾自动报警系统 220kV变电站应设置一套火灾自动报警系统。,其他二次系统,二次设备的布置 220kV变电站二次设备的布置一般采用集中布置方式。站内不设通信机房，在主控楼内集中设置二次设备室。若变电站规模较大，采用户外敞开式布置或户内GIS方案，对应站内不同的设备布置情况，也可采用设就地继电器小室或按电压等级下放到GIS设备旁的分散布置方式。 应按工程最终规模规划并布置二次设备，

16、备用屏（柜）位不少于总屏（柜）位的1015。,二次设备室平面布置 （集中）,二次设备室平面布置图,继电器小室二平面布置图,继电器小室一平面布置图,二次设备室平面布置 （分散）,其他二次系统,电流互感器二次参数选择 220kV、110kV系统可按三相配置；35kV、10kV系统，依具体要求可按两相或三相配置； 每套保护（包括线路、主变及母线保护）宜使用专用的二次绕组。准确级：变压器主回路、220 kV及以上线路宜采用5P级，其他回路可采用10P级。 测量、计量一般应分别使用各自专用的二次绕组。准确级：一般为0.5、0.2级，供特殊用途的为0.5S、0.2S级，在满足准确级条件下，也可共用一个二次

17、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。准确级：5P级或10P级。 新建变电站，二次额定电流宜选1A，二次负荷一般为1015VA（当二次额定电流为5A时，二次负荷一般为4050VA）。,其他二次系统,电压互感器二次参数选择 220kV及以下电压的双母线接线，宜在主母线三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。 宜设置专用的电压互感器二次绕组。电压互感器一般设剩余有保护用剩余电压绕组，供接地故障产生剩余电压用。 计量采用独立的电压互感器二次绕组，准确级的准确级，最低要求宜选0.2级；测量与保护I共用一个二次绕组，准确

18、级宜选用电压互感器的准确级，最低要求选0.5（3P）级；保护II采用独立的电压互感器二次绕组电压互感器的，准确级，为宜选3P和或6P；保护用电压互感器剩余电压绕组的准确级为6P。 根据工程情况，对220kV、110kV母线电压互感器，也可取消电压互感器剩余电压绕组。电压互感器配置四个主二次绕组。计量、测量、保护I、保护II分别采用各自独立的二次绕组，准确级分别为0.2/0.5/3P/3P(6P)。,110kV变电站二次系统技术原则,系统继电保护,110kV线路保护配置原则 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。保护应包括完整的三段相间和接地距离及四段

19、零序方向过流保护。 每回110kV环网线及电厂并网线、长度低于10km短线路、宜配置一套纵联保护。 三相一次重合闸随线路保护装置配置。 组屏：宜两回线路保护装置组一面屏（柜）。如110kV采用测控、保护共同组屏（柜）方式， 1个电气单元组一面屏（柜）。,系统继电保护,110kV母线保护配置原则 双母线接线应配置一套母差保护；单母线分段接线可配置一套母差保护。 组屏： 独立组一面屏。,系统继电保护,110kV母联（分段）断路器保护配置原则 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。 要求充电保护装置采用微机型，应具有两段相过流和一段零序

20、过流。,系统继电保护,备用电源自动投入装置配置原则 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。 组屏： 110kV断路器保护、备用电源自动投切均为独立装置，两套装置组一面屏。,系统继电保护,故障录波器配置原则 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。 组屏： 组一面屏。,元件保护及自动装置,主变压器保护配置原则 主变压器微机保护应按主、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，变压器应配置独立的非电量保护。 当高压侧为内桥接线时，要求各侧电流互感器分别引入差动保护装置。 组屏： 每台主变压器组

21、一面屏。,元件保护及自动装置,自动装置 35kV（10kV）小电流接地选线一般由监控系统实现。 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。 组屏：低频减载组一面屏。,系统调度自动化,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。 组屏： 与监控系统统一组屏。,系统调度自动化,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

22、配置主/副电能表，考核用电能计量点可按单电能表配置；电能表应为电子式多功能电能表. 组屏： 按照每面柜布置9只计量表组屏，电能量计量终端或终端服务器布置在其中一面屏中或单独组屏。,系统调度自动化,调度数据网接入原则 根据电网情况，可配置1套调度数据网接入设备。变电站宜一点就近接入相关的电力调度数据网。,计算机监控系统,计算机监控系统设备配置 主机兼操作员工作站按单套配置 。 同步时钟装置完成对监控系统设备的对时 。 测控单元按断路器回路配置，推荐采用保护测控合一方式。,计算机监控系统,系统网络结构 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。 系统软件 主机兼操作员工作站应可

23、采用安全的UNIX、LINUX或经过软件加固的WINDOWS等安全性较高的操作系统。 组屏 主机兼操作员站、打印机设备一般不组屏，相应配置计算机工作台；远动通信设备、智能型公用接口设备、网络交换机等设备组1面屏。除35（10）kV测控保护一体化装置就地布置在35（10）kV开关柜上外，其余测控装置应按照变电站实际规模配置。主变、110kV测控及各电压等级母线电压采用集中组屏方式安装于二次设备室；每34个电气单元组一面屏。,计算机监控系统,其他功能特点： 宜采用监控系统实现小电流选线功能。 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。 监

24、控系统站控层工作站等设备采用站内UPS供电。间隔层I/O测控设备采用直流供电。,系统及站内通信,光纤通信电路的设计，应结合各地市公司通信网规划建设方案进行。 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波通道备用；在没有光纤通道的情况下，可配置两路电力线载波通道。 新建110kV变电站可根据需求及通道条件配置1套数据通信网接入设备，,系统及站内通信,站内不设调度交换机。 通信设备的动力和环境监测与全站视频安全监视系统统一考虑，不独立设置。 通信电源由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；也可单独设置一套-48V通信高频开关电源（带12组蓄电池）。,直流及UPS电源,配置单套蓄电池装置，可组柜安装，一般不设直流分屏。 不停电电源系统：一般容量较小馈线较少，可以与其他设备组屏。,直流系统接线图,二次设备布置,