中国南方电网公司220kV及以上电网规划技术原则二次部分

中国南方电网公司

220千伏及以上电网规划技术原则

系统二次部分

220千伏及以上电网优化工作组

二O O九年八月

目次

前言 ................................................................................................ III 1范围.. (1)

2继电保护 (3)

2.1总则 (3)

2.2系统继电保护规划原则 (4)

2.3继电保护电源及通道规划原则 (10)

3安全稳定控制 (11)

3.1安全自动装置规划原则 (11)

3.2在线预决策稳定控制系统规划原则 (13)

3.3安全稳定控制系统通道规划原则 (13)

4电网自动化 (14)

4.1总则 (15)

4.2能量管理系统规划原则 (16)

4.3广域相量测量系统规划原则 (18)

4.4计量自动化系统规划原则 (18)

4.5南方电力市场技术支持系统规划原则 (19)

4.6水调自动化系统规划原则 (20)

4.7节能发电调度技术支持系统规划原则 (20)

4.8调度综合数据平台规划原则 (21)

4.9调度信息管理系统规划原则 (21)

4.10雷电定位监测系统规划原则 (22)

4.11电能质量监测系统规划原则 (22)

4.12一次设备状态在线监测和状态检修系统规划原则 (23)

4.13变电站自动化规划原则 (24)

4.13.1站内自动化规划原则 (24)

4.13.2集控中心自动化系统规划原则 (25)

4.14发电厂自动化 (26)

4.15二次系统安全防护 (26)

5通信网络 (27)

5.1总则 (28)

5.2业务通道规划原则 (30)

5.3传输网络规划原则 (32)

5.4调度数据网络规划原则 (34)

5.5综合数据网络规划原则 (37)

5.6调度交换网络规划原则 (38)

5.7行政交换网络规划原则 (39)

5.8同步网络规划原则 (40)

5.9通信管理信息系统规划原则 (40)

5.10视频会议系统规划原则 (41)

5.11应急通信网络规划原则 (41)

5.12通信电源及辅助设施规划原则 (42)

6电网备用调度中心规划原则 (43)

前言

为规范南方电网规划工作，优化电网结构，保证电网安全稳定运行，提高电网可靠性，降低电网损耗，满足电力需求不断增长的需要，促进电网和经济社会的可持续发展，适应南方电网公司“把公司建设成为一个经营型、服务型、一体化、现代化的国内领先、国际知名企业”的发展战略要求，实现“把南方电网建设成为统一开放、结构合理、技术先进、安全可靠的现代化大电网”的发展目标，特制定本原则，以指导南方电网规划和南方电网设计工作。

本原则以国家、地方及行业的有关法律法规、标准、导则、规程和规范为基础，结合南方五省的实际情况进行编制。

本原则由南方电网计划发展部归口并负责解释。

本原则主编单位：广东省电力设计研究院

协编单位：广西电力工业勘察设计研究院

云南省电力设计院

贵州电力设计研究院

海南电力设计研究院

本原则由南方电网计划发展部颁布，自发文之日起执行。

1范围

1

1.1本原则规定了南方电网220千伏及以上电网系统二次部分，包括继电保护、安全稳定控制、电网自动化、通信网络的规划技术原则。

1.2本原则适用于南方电网220千伏及以上电压等级电网规划及电力系统专题研究。电厂、变电站、换流站接入系统设计，发、输、变电工程可行性研究及初步设计的系统二次部分必须遵循本技术原则。

2继电保护

2.1总则

2.1.1继电保护的配置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。并应综合考虑以下几方面：

1）电网的结构特点和运行要求；

2）故障机率和可能造成的后果；

3）国内外运行经验；

4）电网发展和设备的扩展适应性；

5）技术经济合理性。

2.1.2继电保护装置应为微机型，大力推进采用光纤通道传输信息的新型线路保护。根据功能需要继电保护装置应具备向远方传送信息和接受控制命令的接口，应能通过以太网接入站内监控系统和站内继电保护信息系统，应能接受监控系统提供的IRIG-B码同步时钟信号。

2.1.3在具备光纤通道的情况下，220千伏及以上线路保护必须保证至少配置一套光纤电流差动保护。同杆并架多回线路应优先采用两套光纤分相电流差动保护，通道条件不具备时应采用可传送分相跳闸命令的纵联距离保护。

2.1.4220千伏及以上电压等级同一线路两侧应配置相同厂家、相同型号、相同版本的保护装置（含收发讯机）。

2.1.5逐步推进能采用数字CT 和数字PT的新型继电保护的应用。新建厂站的保护装置宜采用符合DL/860（IEC61850)标准的规约，为数字化变电站的建设创造条件。

2.1.6继电保护规划应结合本专业未来发展方向，提出今后本专业中可使用的新技术，可根据需要开展相关的专题研究。

2.2系统继电保护规划原则

2.2.1500千伏线路保护

1）500千伏交流线路至少应装设两套完整的、各自独立的全线速动数字式主保护，当两套主保护都有完善、独立的后备保护功能时，可不装设独立的后备保护，保护应有独立的选相功能。

2）对重负荷、长距离的联网线路，保护装置应考虑系统振荡、长线路充电电容效应、并联电抗器电磁暂态特性等因素的影响。对于长期大负荷送电、检修时间要求很短的联网线路，可配置三套独立的主保护。

3）对具有光纤通道的500千伏线路，主保护应优先考虑采用光纤分相电流差动保护。易受冰灾等影响地区的光纤分相电流差动保护应具有纵联距离保护功能，以便适应应急通信网。

4）对于有串补的线路或与串补相邻一级的线路，每回线路宜配置两套光纤电流差动保护，每套保护均应具备完备的后备保护功能，能够适应串补投入及退出的运行方式。

5）500千伏线路保护应具有反时限零序方向电流保护，以

切除高电阻接地故障。

6）500千伏线路应装设过电压保护，过电压保护应按双重化配置。

7）线路应配置独立的远方跳闸回路，远方跳闸信号的发送和接收应采用双重化配置。

8）远方跳闸回路应设有就地判别装置，采用双重化配置。

9）500千伏线路保护应具备双通道接入功能。直接以光口接入的保护装置或保护光纤信号传输装置应具备地址识别功能，地址编码可采用数字或中文。

10）500千伏线路保护采用光纤传输通道时，保护装置宜直接通过光口接入通信通道。

2.2.2500千伏母线保护

1）每段500千伏母线应配置两套完全独立的母线保护，应选用可靠的、灵敏的和不限制运行方式的微机母线保护。

2）母线保护的配置应能满足最终一次接线的要求。

3）若500千伏保护采用继保小室就地布置方式，500千伏母线保护可以考虑采用分布式母差保护。

2.2.3500千伏断路器保护

1）500千伏厂站按断路器配置断路器保护，保护应具有断路器失灵保护、重合闸和充电保护等功能。

2）500千伏断路器非全相保护应优先采用断路器本体的

非全相保护功能。

2.2.4220千伏线路保护

1）220千伏线路保护应遵循相互独立的原则按双重化配置，并独立组屏。每套保护装置均应配置完整的主后备保护。对于有旁路母线的变电站，应配置一套全线速动的旁路保护。

2）线路纵联保护信号传输通道有条件的宜选用光纤通道，距离较短的线路可采用专用光纤芯传输方式。

2.2.5220千伏母线保护和断路器失灵保护

1）220千伏母线应采用双套母线保护，应选用可靠的、灵敏的和不限制运行方式的母线保护，并应具有切除双母线相继故障的功能。

2）对220千伏单、双母线接线，应配置断路器失灵保护。断路器失灵保护功能宜包含在母线保护内，此时电流起动判别回路应包含在母线保护装置内。

2.2.6变压器保护

1）220千伏及以上电压等级变压器电气量保护应遵循相互独立的原则，按双重化配置两套主、后一体化的差动保护作为主保护，另设置一套完整的非电气量保护。

2）220千伏及以上电压等级变压器后备保护包含后备过

流保护、零序过流保护及相间与接地阻抗保护等。500千伏变压器高压侧后备保护还应包含过激磁保护。

2.2.7高压并联电抗器保护

1）高压并联电抗器电气量保护应遵循相互独立的原则按双重化配置，并应配置一套完整的非电气量保护。

2）高压并联电抗器电气量保护应配置快速动作的纵联差动保护、零序差动保护和差电流速断等作为主保护。后备保护应包括主电抗器后备保护和中性点电抗器后备保护。

2.2.8串联补偿装置保护

1）高压线路串联补偿装置应遵循相互独立的原则双重化配置两套完全独立的保护系统。

2）串联补偿装置保护应配置电容器不平衡保护、电容器过负荷保护、MOV不平衡保护、MOV过负荷保护、平台闪络保护、旁路断路器失灵保护、三相不一致保护及火花间隙保护等功能。

2.2.9直流换流站保护

1）直流保护系统用于实现换流站阀组、极、直流开关场、直流线路以及接地极线路的保护。直流保护和控制是一个紧密联系的整体，保护可以部分地通过控制来实现。

2）直流保护系统应采用双重化冗余配置的原则配置两套

独立的保护系统，相关回路应完全独立。对于故障率较高的直流线路则应采用三套独立的行波、低电压保护及纵联差动保护。

3）对于特高压直流换流站可考虑采用三套完全独立的直流保护系统，保护出口采用三取二模式。

4）对于特高压双十二脉动阀组串联结构，为避免单十二脉动阀组维护对运行阀组产生影响、保证阀组层保护的独立性，每个十二脉动阀组采用单独的保护装置。

5）直流保护系统根据保护区域的不同，应包括如下功能模块：换流器保护、直流极母线保护、接地极线保护、直流线路保护、高速开关保护、平波电抗器保护及直流滤波器保护。

6）交流保护系统包括换流变压器保护、交流滤波器保护、站用电保护、500千伏系统保护、联变及高压降压变保护等。

7）保护的故障处理策略需要充分利用一次设备和系统的冗余设计能力，在故障情况下尽可能利用各种操作和措施，减少停运的范围，尽量避免单个阀组的故障停运整个极、单极的故障停运双极等情况。

2.2.10故障录波器及双端测距装置

1）220千伏及以上电压等级变电站均应装设故障录波器，录波器应具有事件记录、组网、远传和GPS对时功能。

2）当变电站设置就地保护小室时，故障录波器应按就地分散的原则配置；当变电站保护设备集中布置时，故障录波器应

按不同电压等级分别配置。

3）对于500千伏变电站和220千伏变电站，应配置专用的主变压器故障录波器。对于配置有串补装置的变电站，串补装置应配置独立的故障录波器。

4）220千伏及500千伏长线路（主要指60km 以上线路）或者沿途巡线困难的线路，宜在线路两端装设线路故障探测定位装置，该装置应采用双端测距原理。

5）为了简化配置和节约投资，应积极开展故障录波器与双端故障测距装置合二为一的研究工作。

2.2.11继电保护信息系统

1）应用现代网络通信技术，按照分层分级收集信息的原则，充分利用南方电网的保护信息和故障录波信息资源，建立继电保护信息系统，为调度人员分析事故提供必要的信息来源。

2）继电保护信息系统由厂站端继电保护信息子站系统（简称子站）和供电局调度端分站系统(简称分站)、南方电网调度中心或省电力调度中心主站系统（以下简称主站）组成：子站安装在厂站内，解决厂站内设备的接入、数据汇总、预处理和数据转发问题；主站、分站主要实现对所管辖电网的二次设备的日常信息、故障信息等进行收集和处理，供专业人员进行信息查询和管理，为事故处理提供决策的依据。

3）积极开展全网继电保护信息系统分站和子站的建设，加快建成覆盖全网220千伏电压及以上厂站的继电保护信息系

统。新建项目随工程一起实施，已有厂站宜随改、扩建工程或单项技改工程分步实施。

4）子站系统优先采用调度数据网通道接入主站及分站系统。子站系统应具备同时向多个调度端分站/主站系统传输数据的能力。

5）220千伏及以上电压等级变电站的子站系统分别接入中调主站及地调分站。500千伏及以上电压等级变电站的子站系统需预留至南网总调主站的通信接口，根据调管范围需要可向南网总调主站发送信息。

2.2.12继电保护直流电源

1）互为冗余配置的两套主保护、两组跳闸回路、两套通道设备等的直流电源应取自不同段直流电源。

2）双重化配置的两套保护与断路器的两组跳闸线圈一一对应时，其保护电源和控制电源必须取自同一组直流电源。控制电源与保护电源直流供电回路必须分开。

2.3继电保护电源及通道规划原则

2.3.1线路保护通道

1）线路纵联保护应优先采用光纤通道作为主通道，宜采用专用光纤或复用2Mb/s 通道，尽量减少保护通道中的转换设备。

2）500千伏线路每套主保护采用两组完全独立的通道。

3）220千伏线路两套主保护分别采用完全独立的通道。

2.3.2500千伏远跳装置通道

远跳装置的信号传输通道采用两组完全独立的通道。

2.3.3继电保护信息系统通道

子站、分站、主站间信息传输通道优先选用调度数据网，若不具备条件则采用复用2Mb/s 通道。

3安全稳定控制

3.1安全自动装置规划原则

3.1.1电力系统安全自动装置包括：电网安全稳定控制装置，自动解列装置；自动低频减负荷装置；自动低压减负荷装置；设备过负荷联切装置；频率越限切机装置；备用电源自动投入装置等保证电力系统安全稳定运行的自动装置。

3.1.2应根据《电力系统安全稳定导则》所规定的要求，设置电网系统稳定运行三道防线，并对各道防线的控制措施进行整体优化协调。

3.1.3电网安全自动装置建设实行统一规划、配套建设、局部电网服从全网，低压电网服从高压电网的原则。

3.1.4安全稳定控制装置是为保证电力系统在遇到《电力系统安全稳定导则》规定的第二级安全稳定标准的大扰动时的稳定性，而在电厂或变电站内装设的控制设备。安全稳定控制装置主要实现切机、切负荷、快速减出力、直流功率紧急提升或回降等

功能，是确保电力系统安全稳定运行的第二道防线的重要设施。

3.1.5安全稳定控制装置的规划设计应通过对设计水平年进行充分的计算和分析，针对系统的薄弱环节，根据分层分区、简化、优化的原则，在充分利用现有安全稳定控制系统的基础上，进行合理的改造或扩建，保证在电网第二级安全稳定标准的大扰动下的稳定运行。对电网变化较大的水平年，如电源项目投产较多的年份、电网网架结构变化较大的年份，应按照相关的规程规定，进行重点的计算和分析。

3.1.6安全稳定控制系统的规划设计应考虑到系统中单一安稳装置的误动或拒动问题，应适当分散设置安全稳定控制装置的控制量，避免单一装置误动引发全网重大事故。

3.1.7切负荷措施的策略制定不宜过于集中，尽量避免局部地区电网损失过多负荷而发生较大及以上的安全事故。

3.1.8对于多重严重故障，必须设置应对措施，加强第三道防线建设。根据电网实际情况在区域互联电网失步断面双侧的适当变电站配置失步解列装置。

3.1.9对于就地分散的常规安全自动装置，如低频、低压减载装置，自动解列装置等，应随基建工程同期建设。

3.1.10根据系统需要，接入系统的小电源应配置解列装置。

3.1.11处于负荷中心的220千伏和110千伏变电站应配置低频低压减载装置。

3.1.12新建或扩建的110千伏及以上电压等级变电站，凡

具备环网供电能力的应设计和配置线路备用电源自投装置；现运行的变电站，已经实现或逐步实现环网供电的，在未配置备用电源自投的变电站加装线路备用电源自投装置。

3.2在线预决策稳定控制系统规划原则

3.2.1南方电网在线预决策稳定控制系统应按照总体规划、分步实施、功能逐年完善的原则建设，宜在南方电网和各省网调度中心设置调度端主站，也可根据实际电网情况在局部复杂电网设置区域在线预决策稳定控制系统。

3.2.2在线预决策稳定控制系统主要功能应包括与支撑数据平台（EMS和同步相量测量系统）和电网安全稳定控制系统的数据通信、系统实时状态估计、在线稳定计算分析、在线控制策略刷新、系统维护及管理功能、人机接口系统功能、历史数据存储及事故重演及离线分析等功能模块。

3.2.3在线预决策稳定控制系统能根据电网实时运行状态，进行电网安全稳定的实时预警，给调度运行人员提出在线辅助决策及预防控制决策支持，同时能够在线刷新安全稳定控制系统的控制策略，实时实现电网的协调优化控制。

3.2.4南方电网在线预决策稳定控制系统的实施应充分利用现有安全稳定控制系统，逐步推进在线修改安全稳定控制装置策略表的工作。

3.3安全稳定控制系统通道规划原则

3.3.1对于双重化冗余配置的稳控系统，两套稳控系统应采用两路完全独立的传输通道。

3.3.2通道条件允许时，稳控系统控制主站、控制子站及执行站之间均应采用复用2Mb/s电路通道进行通信。

3.3.3稳控系统控制主站、子站及执行站与调度端稳控管理主站采用调度数据网或复用2Mb/s电路通道进行通信。

4电网自动化

4

4.1总则

1）电网自动化规划应包括为网、省（地）级电网安全、可靠、经济、优质运行提供技术支持的自动化系统及相关基础设施。随着电网及自动化、通信、信息技术的不断发展以及智能电网、节能环保工作的开展，将出现更多为电网运行提供技术支持的自动化系统，应适时根据电网运行需求将新系统纳入规划修编范围内。

2）自动化系统建设应遵循国家和电力行业颁布的有关法规、标准、规程和规范。新建系统应采用相应新标准，如IEC61970 系列标准、IEC61850 系列标准、IEC61968系列标准等。

3）自动化系统的建设应面向应用，紧密结合电网运行管理模式，统一规划、有机结合、分步实施，整合数据流和应用功能、提高资源共享程度、统一标准、避免重复建设。

4）规划、建设、完善具有国内领先水平的各级自动化系统，加电网强基础信息的准确度和认知程度，积极推进各级电网自动化系统功能的实用化工作，使之真正成为电力生产行之有效的可靠的技术支持工具。

5）厂站端数据采集应加强整合，避免重复传送和占用不必要的通信资源。

6）各自动化系统主站的数据采集以及基础计算平台应