3-110kV变电站二次系统典型设计原则

110kV变电站

二次系统主要技术方案

第一篇总论

第1章概述

1.1、变电站二次系统典型设计的意义

典型设计有利于统一建设标准和设备规范，减少资源消耗，提高工作效率，降低建设和运行成本，可为电网规划、成本控制、资金管理、集中规模招标等集约化管理、标准化建设奠定必要的基础。

1.2、变电站二次系统典型设计的目的

开展变电站二次系统典型设计工作的目的是：进一步统一变电站二次系统的设计原则，加快设计进度，缩短工程设计周期，提高工作效率；统一变电站二次系统建设标准，统一设备规范，减少设备型式；方便设备制造，方便运行维护，降低变电站建设和运营成本；增强设备的统一性和通用性，提高电网安全稳定运行水平。

协调一二次系统的功能要求、配置原则、组屏方式。

统一二次系统设备的技术规范要求。

统一设备屏柜的尺寸、结构、名称、标识和颜色等要求。

1.3、变电站二次系统典型设计的主要原则

变电站二次系统典型设计的原则是：安全可靠、技术先进；标准统一、提高效率；努力做到可靠性、统一性、通用性、经济性和下您行的协调统一。

可靠性：确保变电站二次系统的安全可靠，确保工程投运后电网的安全稳定运行，可靠性是二次系统典型设计的基本要求和首要条件。

统一性：适当兼顾各地区的运行习惯和二次设备厂家的技术特点，规范公司系统内变电站二次系统的功能要求、配置原则、组屏方式等；统一二次设备屏柜的尺寸、结构、名称、标识和颜色。

通用性：典型设计应考虑设备及其备品备件，在一定范围和一定时期的通用互换使用；不同厂家的同类产品，应考虑通用互换使用。

经济性：按照企业利益最大化原则，在保证高可靠性的前提下，要进行技术经济综合分析，优先采用性能价格比高的技术和设备。

先进性：提高原始创新、集成创新和引进消化吸收再创新能力，坚持技术进步，推广应用新技术，设计和设备要能代表国内外先进水平和电网技术的发展趋势。

1.4、变电站二次系统典型设计的组织形式

第2章工作过程

2.1、调研工作

2.2、编制工作

第3章编制依据

3.1、依据性文件

国家电网公司《关于委托变电站二次系统典型设计实施方案的通知》

国家电网公司《国家电网公司110kV变电站典型设计》

国家电网公司十八项电网重大反事故措施

……

3.2、引用的标准规范

遵照适用的主要设计行业标准（DL）、国家标准（GB）及国家电网公司企业标准，并执行其中高标准要求。

……

第4章工作内容

4.1、变电站二次系统典型设计的内容

以变电站典型设计一次部分的接线形式、配电装置型式、设备选择作为依托，以变电站典型设计二次部分的技术原则为基础，以工程设计和工程应用为核心，二次系统典型设计分为三个层次的内容：第一，变电站二次系统设计的技术原则；

第二，变电站二次设备组屏方案和各个屏柜的功能配置；

第三，变电站二次系统主要设备的技术规范。

4.2、变电站二次系统典型设计的形式

按照国家电网公司典型设计成果体系，变电站二次系统典型设计成果为国家电网公司输变电工程典型设计变电站二次系统分册。

第5章使用说明

5.1、适用条件

5.2、使用环境条件

5.3、典型设计的应用

第二篇二次系统典型设计技术原则

第6章系统继电保护技术原则

6.1、线路保护

6.1.1、110kV线路保护

110kV线路配置三段式相间距离保护及三段式接地距离保护，并辅之以四段式零序方向电流保护作为线路的主保护及后备保护。

在超短线路配置三段式相间方向电流电压保护及四段式零序方向电流保护作为线路的主保护及后备保护。

在要求快速切除故障的线路增设光纤差动（或高频）保护作为线路的主保护。

终端变电站不配置进线保护。

重合闸为三相一次重合闸，含在保护装置内。

6.1.2、350kV线路保护

110kV线路配置三段式相间方向电流电压保护作为线路的主保护及后备保护。灵敏度不满足要求的配置三段式相间距离保护。

重合闸为三相一次重合闸，含在保护装置内。

6.2、母线充电保护

6.2.1、110kV母线充电保护

110kV分段（或母联）断路器配置二段式相间电流、三段式零序电流保护作为母线充电保护，在母线充电成功后退出。

6.2.2、35kV母线充电保护

35kV分段（或母联）断路器配置二段式相间电流保护作为母线充电保护，在母线充电成功后退出。

6.3、母差、失灵保护

根据需求，110kV母线配置母线差动保护，含断路器失灵保护功能，按变电站最终规模并预留15%~20%备用确定单元数。

6.4、故障录波

110kV变电站配置一套微机故障录波装置，一般按48路模拟量、72路开关量配置。

6.5、辅助装置

根据主接线及功能要求，按线路为单元配置电压切换、失灵启动、三相操作箱等辅助装置。

6.6、接口要求

微机保护装置要求至少有一个以太网接口和一个RS-232（或RS-485）接口，以便与监控系统通讯。要具有GPS对时接口。

6.7、对电气专业的要求

电流互感器应有足够的保护级二次绕组，线路保护、母差、失灵保护、故障录波、测量表计、计量应分别设置独立的二次绕组。

保护用交流电压取自母线电压互感器，在有检定的重合闸线路及有备自投的线路，在线路侧装设单相电压互感器或电压抽取装置。6.8、保护及故障信息管理子站系统

110kV变电站暂不考虑设置保护及故障信息管理子站系统。

第7章系统调度自动化技术原则

7.1、远动系统

7.1.2、信息传送

根据调度自动化系统功能要求及调度管理方式，110千伏变电站

的远动信息直接送往相应的调度端。

按照“直调直送”的原则，110千伏变电站至调度端的信息传输通道应采用主/备通道。

7.1.3、远动系统功能技术要求

110千伏变电站应配合调度实现SCADA/EMS功能。具体对远动系统的功能要求如下：

实时准确的采集并向调度端发送状态量、数字量、模拟量、脉冲量，并接收调度中心下达的命令。

具有模拟量越限传送、遥信变位优先传送、事故优先传送的功能。

具有接收、返送校核和处理遥控命令的功能。

当地越限报警。

设备程序自恢复、并记录。

设备自调、自检、单端运行。

设备自诊断。

设置日历及时钟。

当地选测。

通道监视。

具有人机接口功能。

具备与调度中心通信的功能，通信规约为：DNP 3.0规约、IEC60870-5-101及IEC60870-5-104。

具备计算机数据通信能力，支持电力数据网通信功能。

支持主、备双通道。

7.1.4、远动信息配置

7.1.4.1、远动信息配置原则

远动信息采集要考虑其完整性和实时性的要求。

远动信息采集要满足调度管理以及经济核算的需要。

7.1.4.2远动信息配置内容

（a）用于EMS/SCADA的遥测信息：

主变高、中压侧有功功率、无功功率和电流。

110千伏线路有功功率、无功功率和电流。

110千伏分段断路器有功功率、无功功率和电流。

110千伏母线电压。

35千伏线路有功功率、无功功率和电流。

35千伏分段断路器有功功率、无功功率和电流。

35千伏母线电压。

10千伏馈线有功功率和电流。

10千伏母线电压。

10千伏无功补偿装置的无功功率。

10千伏分段断路器电流。

（b）遥信

变电所事故总信号。

通信设备工况信号。

远动设备事故总信号。

断路器位置信号。

隔离开关位置信号。

110千伏线路主要保护动作信号。

110千伏线路断路器重合闸动作信号。

主变中性点接地隔离开关位置信号。

主变主保护动作信号。

主变后备保护动作信号。

主变本体保护动作信号。

主变抽头位置信号。

断路器控制回路断线信号。

断路器操作机构故障信号。

（c）遥控

断路器的分、合。

重要隔离开关的分、合。

7.1.5、远动系统方案

7.1.5.1、设计原则

变电所的远动功能和当地监控功能统一考虑，远动信息与当地监控信息合用数据采集单元进行采集。

变电所的远动信息的采集和发送必须保证直采直送。即远动信息的采集、传送和控制命令的执行的整个过程不允许有其他的中间环节、以保证调度自动化系统的实时性要求。

远动系统测量数据的采集应满足电网调度自动化遥测量精度的要求，采用交流采样方式。

7.1.5.2、远动系统方案

采用远动工作站作为远动信息传输设备，配置应充分考虑到传输信息的可靠性要求，采用双机热备用方式。远动工作站采用网络接口连接于计算机监控系统局域网中。

计算机监控系统间隔级的数据采集装置采集的远动信息，不经过站内监控系统主机处理，直接经网传输到远动工作站，以保证远动信息的实时性和可靠性。

远动工作站应配置足够的通信串口，通过组态能实现以不同波特率、不同规约、不同传送内容的远动通信。远动工作站通过MODEM 与通信设备连接，实现常规的点对点远动信息传输方式。

系统预留接入调度数据网的通讯，以利于将来实现数据网络的远动信息传输方式。

7.2、电能信息采集系统

7.2.1、电能表配置及其功能

在关口计量点配置关口表计，计量精度0.2S级。其它配置测量表计。

（1）配置的计量表计选用满足规程规范要求的、符合计量结算需要的、全电子式多功能计量表计。

（2）能够准确、完整、可靠地完成变电所内电能量数据的采集。

（3）采用结构模块化、测量组合化、电子式多功能电能量计量表，表内参数可当地和远方下载。

（4）满足方向性有功和无功电能量计量，或四象限无功电能量