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
计量表。

（5）在标称值的0.05%~120%的测量范围内，应保持精度不变。

（6）应具有两个RS-485/RS-232串口输出方式，并具备脉冲输出方式，脉冲输出方式为无源接点。

电能量输出为表底值。

（7）电能计量表计应具有就地显示窗口，设置方向显示。

（8）电能计量表计应具有自检功能，能主动向主站和现场提供相应的报警信号输出，如PT失压、CT断线、电源失常、自检故障等。

（9）电能量计量表计应配有标准光通信口，可由手持式电能量读入器读取电能表数据。

（10）电能量计量表应具有数据冻结命令的接收功能。

（11）平均无故障工作时间（MTBF）不小于5x104h。

（12）电能计量表计应采用三相四线制接线方式。

电能表有功精度为0.2S级，无功精度为2.0级。

7.2.2、电能量远方终端的配置及功能
在有关口计量点的110千伏变电站配置电能量远方采集设备一套。

（1）电能量远方终端应能完成厂站电能量数据的高精度采集、安全可靠地分时段存储、远传等功能。

数据冻结周期1min～60min 可调。

具有按最小时段存储7天以上电能量数据的能力（冻结周期为1min）。

（2）电能量远方终端应采用RS-485串口方式与电能表连接，并
具有脉冲输入功能。

具有两个以上通信接口，可支持多种通信规约，实现与主站系统通信，并保证数据的完整性和一致性。

（3）电能量远方终端应具有一定的数据预处理能力，能对电能量按人工设置的多个时段进行分时累计和存储。

（4）电能量远方终端应具有同时支持电话拨号和数据网络通信功能。

（5）电能量远方终端应具有自检功能及停电保护功能。

（6）具有失电记录及报警功能。

（7）电能量远方终端应具有当地数据显示窗口，从中可以读出各类运行参数和与电能表窗口值一致的电能量数据。

（8）电能量远方终端可通过按键、便携式PC机或主站计算机设置和修改运行参数(电能量数据采集周期、脉冲常数等)，但应设置相应的保护措施(如铅封和口令等)以防非法设置和修改。

7.2.3、对CT、PT的要求
电流互感器、电压互感器应设置计量专用的二次绕组。

计量专用二次回路不得接入与电能计量无关的设备。

配置的电压互感器的精度为0.2级，电流互感器的精度为0.2S级。

互感器实际二次负荷应在25%~100%额定二次负荷范围内；电流互感器额定二次负荷的功率因数应为0.8~1.0；电压互感器额定二次功率因数应与实际二次负荷的功率因数接近。

电流互感器额定一次电流的确定，应保证其在正常运行中的实际负荷电流达到额定值的60%左右，至少应不小于30%。

7.3、调度数据网接入设备
110kV变电站以单点方式接入电力调度数据网。

配置的数据网接入设备主要由两台交换机、一台路由器（具有MPLS VPN功能）、一套数配单元组成（至少配置四个2M口）。

近期暂不考虑配置。

7.4、二次系统安全防护设备
电力调度二次系统安全防护工作应当坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，保护安全等级较高的系统不受安全等级较低的系统的影响，保障电力监控系统和电力调度数据网络的安全。

电力调度数据网应当在专用通道上使用独立的网络设备组网，在物理层面上实现与电力企业其他数据网及外部公共信息网的安全隔离。

禁止跨区E-MAIL、WEB、TELnet、Rlogin等安全风险高的通用网络服务。

近期暂不考虑配置。

第8章系统及站内通信技术原则
根据系统保护及调度自动化的要求，组织相应的系统保护通道及到调度端的信息传输通道，站内设置一部公网电话。

8.1、光纤通信系统
变电站宜就近接入电力系统地区光通信网中，光缆优先选用随新建线路架设OPGW光缆，站内配置一套SDH光通信设备及PCM复接设备。

根据保护专业要求组织光纤纵差保护通道。

变电所光通信设计应另列单项工程设计。

8.2、电力线载波通信系统
在偏远地区不具备条件组织光纤通信的变电站，设置2路电力线载波通道作为调度通信，载波机选型为2数2话的数字载波机。

根据保护专业要求组织电力载波保护通道。

根据地区通信网的规划组织35kV的电力载波通信。

8.3、通信电源系统
变电站设置一套独立的-48V通信专用高频开关电源，蓄电池供电时间满足有人站4小时、无人站8小时。

十八项反错要求设立独立的通信专用高频开关电源，110kV变电站典型设计要求从变电站所用直流通过DC/DC变换器引接。

8.4、系统调度程控交换机
变电站不专门设置调度程控交换机，调度电话利用调度端的调度交换机通过通信设备的用户接口板远端放号。

8.5、通信机房及动力环境监测设备
110kV变电站暂不考虑设置专用的通信机房及动力环境监测设备，其相应的监测信息由变电站监控系统统一采集上传。

第9章计算机监控系统技术原则
变电所二次部分按综自方案，无人值班考虑，并要求具有当地功能。

9.1、变电所综合自动化系统结构、配置
1）基本结构：分层分布式系统结构，具体由三部分组成。

第一部分为间隔层的分布式保护，测控设备及自动控制装置；第二部分为站内通信网；第三部分为变电站层的监控与管理系统，是系统与运行人员的接口。

2）网络结构：采用站级监控网和就地设备监控网两级开放型分层、分布式结构。

其中站级监控采用网络结构，通信媒介采用屏蔽双绞线，。

就地设备监控采用现场总线网，通信媒介采用屏蔽电缆。

3）布置型式：分布处理集中和分散布置相结合。

110kV线路、主变压器保护及公用部分集中布置在主控制室内，10kV保护分散布置在开关柜内。

4）系统配置：采用单机系统。

监控元件采用交流采样。

9.2、综自系统设计原则
1）变电所内由综自系统完成对所有设备的监控，不再另设其他常规控制屏与模拟屏。

2）变电所内的数据统一采集，资源共享。

3）综自系统的电气模拟量采用交流采样，取消常规变送器。

在非关口点设一般电度表，在电费计量关口点设贸易计量结算表，统一接入电能量远方终端。

4）变电所保护设备采用微机型装置
5）变电所设置远动数据传输设备，通过光纤以太网同各种测控和保护装置通信将各测控单元采集的数据送入远动数据库中，经规约转换后送入调度端。

计算机监控主站与远动数据传输设备信息资源共
享，不重复采集，节省投资。

6）防误操作采用间隔内防误与站级防误相互结合的方式。

测控单元按间隔配置实现本间隔内的防误操作，它与站级防误系统互相交换信息及可实现全部放误闭锁功能。

变电站设置一套微机“五防“闭锁系统，该系统与综自系统结合实施。

第10章组件保护及自动装置技术原则
10.1、主变压器保护
1)主保护功能如下：
二次谐波制动的比率差动保护及无制动的差流速断保护，带CT 断线闭锁功能,并能够投退。

保护动作跳开变压器各侧断路器。

无制动的差流速断保护。

CT断线
2）后备保护功能如下：
复合电压起动的二段式过流保护（装于三侧）
零序过电流保护（装于三侧）
零序过电压保护（装于三侧）
过负荷保护（装于高压侧）
PT断线告警或闭锁保
超温告警
3）非电量保护
主变本体及有载调压开关装设重瓦斯保护，轻瓦斯动作于信号。

压力释放、油位、温度、冷却器故障等非电量保护动作于信号或跳闸。

10.2、10kV并联电容器保护
零序过电压保护
过电流保护
电流速断保护
过电压保护
欠电压保护
10.3、10kV线路保护
限时速断
过流保护
无检定的三相一次重合闸及后加速保护，可投入或退出
10kV系统配置一套小电流接地选线系统。

10.4、低频低压减载
110kV变电站配置一套低频低压减载装置，用于低压线路的低频低压减载。

也可含在低压保护装置内。

10.5、备自投
在110kV有主、备电源进线的，及35kV、10kV母线分裂运行的分段断路器各配置一台备用电源自动投入装置。

所用380伏系统装设备用电源自动投入装置。

第11章直流及UPS电源系统技术原则
11.1、直流系统
变电站采用220V直流系统。

直流负荷包括整个变电所的控制、
保护、事故照明、交流不停电电源等控制、动力负荷。

蓄电池采用阀控式密封免维护铅酸蓄电池。

采用智能高频开关电源为充电整流设备，N+1模块备用方式。

直流系统接线方式采用单母线分段接线。

蓄电池容量选择原则参考《35~110kV无人值班变电所设计规程》（DL/T-5013-1999）中规定：“蓄电池的容量，应满足下列要求：（1）全所事故停电2h的放电容量；（2）事故放电末期作大冲击负荷的容量”。

直流系统设置微机绝缘监测装置，对每个单体电池进行监测，信号传输到计算机监控系统，直流系统的母线电压、浮充电流等模拟量以及各馈线空开状态信号也传输到计算机监控系统。

对于枢纽变电站采用2组蓄电池、3台充电装置（备用充电装置）方案。

11.2、交流不停电电源系统
交流不停电电源为综自系统后台机、网络设备、远动工作站、GPS、电度表以及火灾报警装置等重要负荷提供不间断电源。

变电站综自系统设置一套交流逆变电源。

第12章其它二次系统技术原则
12.1、全站时间同步系统
变电所内GPS时钟系统按集中式设置，GPS装置对保护、故障录波装置、监控单元、计量仪表等设备统一授时。

12.2、变电站图像监视系统
110kV变电站暂不考虑设置变电站图像监视系统。

12.3、变电站火灾自动报警系统
变电站设置火灾自动报警装置一套，其中包括主机一台，相应的感烟探测器。

12.4、变电站二次设备的布置
二次设备集中布置在主控制室内，屏位按变电站最终规模并预留15%备用考虑。

12.5、变电站二次设备的接地、防雷及抗干扰
涉及到高压配电装置的电缆应采用辐射状敷设，尽量避免与高压导线并行敷设；
二次回路电缆采用屏蔽电缆，屏蔽层良好接地；
所有敏感电子装置的工作接地实现“一点接地”，不得与安全地或保护地混接；
测控屏及保护屏内装设截面不小于100mm2、且对屏体绝缘的专用接地铜排，相互连同和首末端连接后与地网一点连接；
结合滤波器至保护屏的高频同轴电缆应两端接地，并紧靠高频同轴电缆敷设截面不小于100mm2、两端接地的铜导体。