110kV变电所工程变电站综合自动化设备技术要求

《110kV变电所工程变电站综合自动化设备技术要求》由会员分享，可在线阅读，更多相关《110kV变电所工程变电站综合自动化设备技术要求（12页珍藏版）》请在装配图网上搜索。

1、110kV变电所工程变电站综合自动化设备技术要求110kV变电所工程变电站综合自动化设备技术要求1 工程概况1 变工程概况1.1.1110/35/10kV三圈变压器终期 台，本期 台。1.1.2110kV进出线终期 回，本期 回；本期单母线接线。终期单母线分段接线。1.1.335 kV出线终期 回，本期 回；本期单母线接线，终期单母线分段接线。1.1.410kV出线终期 回，本期 回；本期单母线分段接线，终期单母线分段接线。1.1.510kV电容器终期 组,本期 组；10kV所变本期X台。环境温度：-20+40相对湿度：45%95%相对海拔：1100m额定参数交流电流：5A 交流电压：100V

2、，100V/3V额定频率：50Hz 直流电压：220V2 微机综合自动化装置功能要求2.1 主变保护装置2.1.1 本体重瓦斯、调压重瓦斯保护；2.1.2 差动保护；2.1.3 复合电压闭锁过流保护（三侧配置）；2.1.4 过负荷保护（三侧配置）；2.1.5 零序过流保护、零序过电压保护和间隙保护；2.1.6 轻瓦斯保护（本体轻瓦斯、调压轻瓦斯）；2.1.7 主变压力释放发信号或跳闸三侧；2.1.8 所有保护的投/退采用硬压板进行投退；2.1.9 油温过高发信号或跳闸；2.1.10 过负荷闭锁有载调压；2.1.11 过流闭锁中性点刀闸操作；2.2 35kV、10kV线路、所变及分段保护测控配置

3、2.2.1 两相式过电流保护；2.2.2 两相式电流电压速断保护；2.2.3 低周减载（设有滑差闭锁功能）；2.2.4 三相一次自动重合闸；2.2.5 遥测、遥信、遥控；2.2.6开关量输入为220V无源接点，不允许采用光耦端子。遥信量按8路考虑；2.2.7 保护跳闸有硬压板可以投/退。2.3 电容器保护测控配置2.3.1 三相式过电流保护；2.3.2 过电压保护；2.3.3 失压保护；2.3.4 开口三角保护。2.3.5 遥测（接入三相CT）、遥信、遥控。2.3.6开关量输入为220V无源接点，采用光耦端子。遥信量按8路考虑；2.3.7 保护跳闸有硬压板可以投/退。2.3.8 按DL/T 5

4、136-2001技术规程要求配置屏内接地平台及连线。3 监控系统功能3.1 功能、技术指标3.1.1 微机保护、测控装置应采用RISC32位处理器，16位A/D模数转换器。3.1.2 遥测装置为交流采样，遥测精度0.5%,并能在线进行交流采样精度校验。3.1.3 交流采样的响应速度不大于100ms，遥测系统对输入量的变化响应时间1S3.1.4 测量为真有效值测量，当波形畸变10%时应能保证0.5%的精度。3.1.5 对主变温度、直流电压等的测量可采用直流采样，系统应能有不少于8路的直流采样输入回路和相应的变送器。主变档位开入采用“一对一”方式。3.1.6 遥信输入回路的驱动电压为DC220V，

5、可以为有源接点，也可为无源接点；遥信输入回路为二级光电隔离。3.1.7 具有遥测封”0”功能,即某一回路为断开的情况下,该回路的遥测值应为“0”值。3.1.8 遥信信号具有取反功能。3.1.9 每路遥信信号具有延时防抖动功能，防抖动延时时间可在1mS10S内调整。3.1.10 具有遥信信号的合并功能，合并应能采用“与”和“或”逻辑。3.1.11 具有主站对时功能，对时精度不低于4ms。3.1.12 遥信站内分辩率4ms。3.1.13 具有SOE功能，SOE 分辨率为4ms。3.1.14 常规功能满足部颁实用化标准要求。3.2 能与保护系统、电能表、VQC装置、小电流接地选线装置、直流系统等通信

6、，将运行信息传送至地调。3.3 系统具备远方维护和诊断功能。4 电能采集4.1 系统具备不少于4个RS-485口与电子式电能表通信，取得电能表的分时电能底码，然后传送至调度端。4.2 系统通信规约为部颁102规约，该规约应能将电能表的日结算分时电量分别传送至调度端，对每块表有20种分时电度，应能传送64块表的全部分时电度。4.3 电能量每30 MIN向调度端传送一次，传送的间隔时间应能调整。5 中央控制及信号系统5.135kV消谐装置（独立装置）。5.2直流系统应具备远方监控功能。5.3具有重复动作的总事故音响、总预告音响系统，手动跳闸和保护跳闸可区分。5.4有人值班时总事故、总预告音响均手动

7、复归。5.5无人值班时事故音响延时10秒自动复归，总预告遥控复归。5.6遥控断路器等操作时屏蔽总事故音响。5.7具有屏幕显示事故对象、性质及时间；5.10 直流输入采用220V操作电源。控制电源与保护电源应分开。6 就地微机监控系统（后台系统）6.1 硬、软件配置PC机、CRT彩显、打印机及UPS均为单套配置。6.1.1 计算机主 频：2.4GHZ；内 存：512M ；硬 盘：80G6.1.2 CRT 监视器：17英寸液晶显示器；分辨率：1024X7686.1.3 打印机：HP激光A4幅面打印机（后台打印机）；6.1.4 鼠标器：随机配置的串行鼠标器；声卡及音箱6.1.5 控制台一套；6.1.

8、6 网络线由厂方供应（屏蔽双绞线）；6.1.7 监控系统的应用软件应是基于 Micosoft Windows操作系统，具有友好的中文界面，并有详细的使用说明；6.1.8公司免费提供监控系统备份软件1套。由公司及时更新功能免费提供；6.1.9后台系统与总控单元通讯采用103规约。6.2 监控系统显示功能6.2.1 系统主接线图：报表（报表按供电局要求制作）等可上下、左右移动，可分成若干子画面。以便观察；6.2.2 各接线图显示：负荷显示，开关，刀闸状态显示；6.2.3 模拟量参数表显示，状态量参数表显示，电度表量参数显示；6.2.4 负荷曲线图（110kV进线主变及出线总的曲线）：一幅画面最多可

9、定义4条曲线显示，曲线上方有指定点的数值显示，曲线可左右移动显示（一幅画面同时调出）；6.2.5 电压棒图：可自行定义110kV、35kV、10kV等各级电压，并在棒图的下方有当前值显示；6.2.6 事故追忆显示：可显示事故前5分钟，事故后10分钟的相关电压、电流、有功、无功等四个量，记录频度为1分钟一次；6.2.7 报文显示：可监视监控计算机与调度端之间的通讯报文；6.2.8 事故显示：状态量的变位，模拟量的越限，通信状况，每300毫秒自检一次（全系统）。6.2.9 后台系统具有调保护定值、故障录波记录等功能。6.3 告警功能6.3.1 开关变位：画面闪烁提示，并在报警框有汉字提示的名称以及

10、当前变位状态；6.3.2 电流越限：画面闪烁提示，并在提示框显示当前越限值和越限给定值；6.3.3 电压越限：画面闪烁提示，并在提示框显示当前越限值和越限给定值；6.3.4 周波越限：画面闪烁提示，并在提示框显示当前越限值和越限给定值；6.3.5 保护动作与告警：提示框显示相应的内容；6.3.6对于开关变位、保护动作、保护告警等功能给出音响提示，在加上电流、电压、周波越限，除了推出告警语句外，还指明对象、性质，同时打印机记录相应的告警事件，并写盘保存。6.3.7对系统中模块的运行情况上报至调度端。6.4 遥控功能对开关可进行遥控操作，并打印和写盘记录操作员的姓名操作的时间、性质等。遥控操作人机

11、界面应设置操作员，监护人两级防误操作闭锁功能。6.5 历史数据6.5.1 日报数据保留一个月，月报数据保留一年；6.5.2 对历史数据进行日、月检索，并具备对历史数据库的数据进行库操作；6.5.3 对任一数据进行日、月统计，并指明该数据在该日的最大值、最小值以及出现的时间，该数据在某月的最大值、最小值、平均值、力率、负荷率；6.5.4 保留告警事件（开关变位、线路越限、保护告警）200个事件；6.5.5 对历史数据库中一个月内的日报数据可进行回顾打印；6.5.6 对历史数据库中一年内的月报数据可进行回顾打印。6.6 打印功能6.6.1 24 小时日负荷报表（负荷总加、电压）的定时打印（可设定打

12、印时间）；24小时负荷曲线的召唤打印，报表自动、召唤打印；电能日报、电能月报的定时打印（可设定打印时间）。6.6.2 召唤打印画面拷贝；运行月报；对历史数据库中任一天（一个月内）任一个月数据进行回顾打印。6.6.3 随机打印开关、继电保护动作记录；线路越限记录；电压越限记录；遥控操作记录。6.7 计算功能6.7.1 功率总加、电能总加计算；6.7.2 24小时最大值、最小值、平均值，月最大值、最小值、平均值；6.7.3 负荷率的计算，功率因数计算；6.7.4 其他辅助计算等。6.8 在线维护功能6.8.1 各种类型的画面报表的在线编辑功能；6.8.2 前景数据的画面报表的在线编辑功能；6.8.

13、3 数据库部分内容的在线修改；6.8.4 部分运行参数及限额的在线设置、状态修改。6.9 其他功能要求6.9.1就地主站应具备GPS对时功能及GPS设备；6.9.2监控系统应具有和直流系统通信的能力；应具有和“微机五防”系统通信的能力。6.9.3对所用系统进行遥测、遥信、遥控。6.9.4应能满足远方保护定值修改及保护投退功能；6.9.5应能对部分公用电量和信号的采集。如110kV母线电压，消弧线圈电流、电压；PT部分的信号。当地监控、调度端上送的母线电压要求直接采集。主变档位的采集应向调度端上传遥测量。6.9.6保护柜上应有当地和遥控转换开关。6.9.7应能完成110kV 、35kV PT的重

14、动、绝缘监察等功能。6.9.8应能对主变中性点刀闸进行遥控操作。对主变调压机构进行遥控操作。6.9.9预留4个和其他智能设备通信的接口 。6.9.10110kV线路测控单元具有同期功能。6.9.11主变差动保护、非电量保护及各侧后备保护装置电源要求各自独立；7 远动7.1 能与2个调度端通信，均为双通道，一为数字串口式（九针），一为模拟（调制解调器），并能完成自动切换；采用部颁DNP3.0、CDT规约或101规约。调制解调器应能具备300、600、1200、2400、4800bit/s的传送速率，可以选择。后台监控计算机的运行工况不得影响与调度端的通信。7.2 与调度端通讯均通过光电隔离器，并

15、具有防雷保护装置。8 随屏供货应提供柜原理图、装置原理图、接线图，调试记录及调试大纲，装置技术说明书6套。9供方产品保修一年，在系统今后的扩容和改造及与其他系统联结时，提供技术服务。10厂家在投标时应提供详细的配置及组柜方案。11厂家中标后应在1周内签定技术协议，1月内向设计院提供图纸并具有CAD软盘。生产前其图纸应由设计、运行、管理单位及有关设备厂家一起在设计联络会上进行确认。变电所组柜方案及设备配置1 组柜方案1.1 主变保护组1面柜，安装于二次设备室。1.2 通信、控制、测量、GPS部分,所用电压(本期2段)、直流电压的测控装置及ERTU装置集中组柜，即公用柜，安装于二次设备室。1.3

16、110kV测控柜1面，安装于二次设备室。柜中包括1套110kV母线PT重动、并列及母线电压测量装置，予留1台110kV分段操作箱、1套分段保护/测控装置的位置及接线。1.4 主变测控柜1面，安装于二次设备室。包括主变三侧测控装置和温度、档位等信号的测控装置。1.5 35kV保护/测控柜2面，安装于二次设备室。柜1中包括5套35kV出线保护/测控装置。柜2中本期包括1套35kV消谐装置，1组35kV母线 PT的测控及重动装置。予留2套35kV分段保护/测控装置及另2组35kV PT重动装置的位置及接线。1.6 主变三侧电能表集中组柜, 安装于二次设备室。柜中最终安装9只表，本次配3只表，分别对主

17、变三侧进行电能量计量。电能表带联合接线盒装于柜后。电能表由建设单位提供。1.7 10kV保护测控装置、电能表及母线电压测量装置等安装于相应的开关柜上。电能表由建设单位提供。1.8 35kV线路电能表集中组1面屏，安装于二次设备室。柜中装8只表,本期配5只。电能表带联合接线盒装于柜后。电能表由建设单位提供。2 组柜基本技术数据额定直流电压 220V额定交流电压 100V或100/3 V；额定交流电流 5A屏体尺寸 2260X800X600（高X宽X深） mm 出口继电器均采用进口元件110kV侧电能表采用3相4线制电能表35kV、10kV电能表采用3相3线制电能表,精度要求：有功0.5级、无功2.0级。要求带通讯串口。直流回路空开全部采用ABB或西门子的直流空开。每柜内予留一排备用端子，按20个端子考虑。所有端子采用菲尼克斯端子。