110kVXX变电站工程电气二次说明书(V1.0初步设计)

《110kVXX变电站工程电气二次说明书(V1.0初步设计)》由会员分享，可在线阅读，更多相关《110kVXX变电站工程电气二次说明书(V1.0初步设计)（16页珍藏版）》请在装配图网上搜索。

1、3 电力系统二次部分3.1 系统继电保护和安全自动装置按继电保护和安全自动装置技术规程的要求，结合本变电站 的实际情况进行继电保护和安全自动装置的配置。3.1.1 110kV 线路保护a）110kV 仁厚变电站配置仁厚变电站本期110kV出线2回至塘步站，仁厚变电站110kV接 线采用内桥接线方式，仁厚站按终端变电站考虑，不装设线路保护。b）220kV 塘步变电站配置塘步变电站本期不新增出线间隔，原有的城隍线110 开关间隔、福绵线 109 开关调整为仁厚出线间隔，线路长度约为9km目前两个间隔各装设了线路距离保护装置一套，线路保护均为2010年保护更换后南瑞继保的RCS-941A型，故原有线

2、路保护已经满足本期工程需要, 不需更换。3.1.2 110kV 备用电源自投装置为了提高供电可靠性，110kV线路设置备自投装置一套。要求具 备以下进线备投及分段开关备投方式。方式一（分段开关备投）：110kV两段母线分列方式运行，分段 开关处于热备用状态，当其中一条进线开关无故障跳开或进线失电， 备投保护（经延时）跳开失电进线开关后，自动备投（经延时）合桥 开关。方式二（进线备投）：一条进线投入，另外一条处于热备用状态， 分段开关合上，两段母线并列方式运行。 （1）当分段开关无故障跳开 时，自动备投（经延时）合热备用进线开关； （2）当运行进线开关无 故障跳开或进线失电，备投保护（经延时）跳

3、开失电进线开关后，自 动备投（经延时）合热备用进线开关。采用何种方式可由控制式来投退， 且应具备完备的自动备投闭锁 功能。3.1.3 110kV 母线保护a） 110kV 仁厚变电站110kV仁厚变电站采用内桥接线，以终端变电站运行，不装设母线保护。b） 220kV 塘步变电站220kV塘步变110kV配电装置采用双母，前期工程已装设南瑞继 保110kV母线保护柜1面，型号为PRC15AB-215本期工程无需改造 110kV母线保护装置。3.1.4 110kV 故障录波a） 110kV 仁厚变电站线路故障时， 由对侧变电站的故障录波装置进行录波。 故不考虑 装设故障录波装置。b） 220kV

4、塘步变电站塘步变110kV故障录波装置为武汉中元的ZH-2型，对于本期工 程，前期的线路保护故障录波回路不需要改动。3.1.5 保护信息子站a) 110kV 仁厚变电站 仁厚变配置保护信息子站一套，采用嵌入式装置，双机配置，互 为热备用， 双调度数据网网口。 子站采用调度数据网通道将子站信息 上传至玉林地调。b) 220kV 塘步变电站塘步变电站配置有上海许继的I-POFAS型保护信息子站，前期工 程已将站内的保护装置接入该子站系统，本期不需要改动。3.1.6 安全稳定控制系统为电网的安全与稳定运行，本期110k V仁厚变电站装设1套低频 低压减载装置。在主网发生故障或异常运行导致电网出现低频

5、低压 时，装置动作分散切除部分次要负荷， 以保证对重要负荷的不间断供 电。3.2 调度自动化3.2.1 调度管理110kV仁厚变电站由玉供地调调度管理，远动信息采用一发一收 的方式发往玉供地调。3.2.2 远动信息内容根据DL5003-2005电力系统调度自动化设计规程和调度管理 的需要，确立远动装置采集的信息内容：a) 遥测量1) 变电站总有功功率和无功功率；2) 主变高、低压侧的有功功率和无功功率；3) 110kV 线路有功功率、无功功率；4) 110kV 、10kV 各段母线电压；5) 110kV、10kV出线及110kV桥开关电流；6) 补偿电容的无功功率。b) 遥信量1) 变电站事故

6、总信号；2) 全站断路器位置信号；3) 全站刀闸、地刀位置信号；4) 主变分接头位置信号；5) 通信设备运行状态信号。c) 遥控量1) 全站断路器的分合；2) 变压器中性点接地刀闸；3) 有载调压器抽头位置调整；4) 电容器组的投切。3.2.3 远动方案仁厚变电站采用计算机监控， 本工程利用计算机监控系统向调度 传送远动信息， 计算机监控系统远动工作站按一主一备双机配置。 监 控系统的远动工作站应同时具备调度数据网接口、 4 线模拟口和 2M 专线接口，保证与通信设备的联系。3.2.4 电能量计费系统根据广西电网公司关口电能计量装置配置规范， 本工程 110kV 计 量考核点设在仁厚站的主变高

7、压侧。本期110kV出线为电网经营企业 内部联络线，不设为关口点。本期 10kV出线为趸售或直供用户线， 应设为关口点。根据广西电网公司关口电能计量装置配置规范， 10kV出线、外 来电源、电容器等各配置 1 块 0.5S 级电子式电能表。以上表计由站 内计量统一考虑。要求计量点CT、PT采用计量专用二次绕组，CT精度要求采用 0.2S级，PT精度采用0.2级。为将电能计量信息上传至调度端， 仁厚变电站需配置 1 套电能量 远方终端， 采集站内所有电能表信息， 电能量远方终端应具备 2 线模 拟接口和2M专线接口，预留数据网络接口，并将信息通过相应的传 输通道传至玉林供电局电能计量自动化主站系

8、统。3.2.5 调度自动化对通道的要求a) 远动通道的要求本变电站至所辖地区地调需 2 路远动通道，应具备以下技术要 求：主备双通道，要求信息通过不同的通道传送，互为备用。主通道 为调度数据网通道，备用通道为 4线模拟通道，预留2M专线接口。a) 电能计费通道的要求主通道采用2M专线通道，备用通道为2线模拟通道，预留调度 数据网接口326 二次安全防护本站配置二次安全防护系统一套。本工程在生产控制大区内部署：纵向加密认证网关、纵向硬件防火墙、横向互联防火墙、正向隔 离装置各1套以及互联交换机2套，以上配置均以双网结构配置。在 管理信息大区的安全防护措施由其他工程统一考虑。PE路由器广西电力调度

9、数据网E1FE交换机纵向加密 认证网关控制区互联交换机稳控 执行站QQ:远动工作站安全自动控制装置继电保护:保信子站.控制区（安全区I）纵向互联防火墙非控制区互联交换机.-横向 互联防火墙企业综合业务数据网IVIIS、 OA 等I电能量 故障录波继电保护F 宀、亠 H 1 .! i、亠 H采集装置子站装置非控制区（安全区II）本变电站二次系统安全部署示意图见图3.2-1管理信息大区生产控制大区图3.2-1变电站二次系统安全部署示意图6 电气二次部分本工程电气二次配置拟采用南方电网变电站标准设计 V1.0 第一 部分第三卷110kV变电站第八册110B-H2a第七篇G1-0EG Y8模块方 案。

10、6.1 直流系统和二次交流电源6.1.1 直流系统 全站设一套直流系统，用于继电保护、监控系统、事故照明等设备的供电。直流系统电压选用220V,蓄电池容量按2h事故放电时间 考虑。采用双充双蓄配置， 不设降压装置。充电装置采用高频开关电 源，模块电流选用20A按3+1配置；经计算蓄电池容量不低于 129.69Ah，本期工程蓄电池容量选择为 200Ah采用阀控式密封铅酸 蓄电池，两组蓄电池分别装设于独立的蓄电池室内。直流充电屏、直 流馈线屏各组屏两面，置于主控制室。直流系统采用混合型供电方式。110kV及主变部分采用辐射型供 电，每一间隔的保护、操作、测控装置应分别配置直流空气开关，并 分别从直

11、流馈线屏获取电源； 10kV 每一段母线按双回路环形电源供 电。直流系统图详见附图：“ B004C-A02-21”。6.1.2 不间断交流电源系统 为了给计算机监控系统、火灾自动报警装置等重要负荷提供不间断电源，设置一套交流不间断电源系统，采用交流和直流输入。直流 电源采用站内直流系统供电，交流不间断电源系统选用两套3kVA逆变器，冗余配置，互为备用。 交流不间断电源系统组屏 2 面。6.1.3 设一面继电保护试验及交流电源柜，一面电压质量监测柜。6.1.4 站内交、直流电源系统均应具备完善的二次防雷措施。6.2 计算机监控系统6.2.1 计算机监控系统按综合自动化变电站设计，通过站内计算机监

12、控系统实现远方控 制。1）监控系统采用分层、分布、开放式网络结构，以间隔为单位， 按对象进行设计。2）监控系统结构 监控系统由站级层和间隔层两部分组成，站控层网络按单网考 虑，间隔层网络按双网考虑，主控室及 10kV 配电装置室之间的通信 介质采用光纤，其余为双绞线，监控系统网络结构图详见附图“ BOO4C-AO2-20。站级层采用以太网方式组网，其包括：当地监控 主机/ 操作员工作站一套、远动工作站两套、微机五防系统一套、继 保工作站一套 （继保工作站按保护信息管理子站功能配置） 和打印机 等。间隔层测控单元采用双以太网接口与监控双网相连， 按间隔配置。 主变的测控与保护分开， 置于主控室；

13、 10kV 线路测控、 保护一体化， 就地安装在 10kV 开关柜上。3）控制和操作控制范围：全站的断路器和电动隔离开关。 控制方式：采用三级控制方式，断路器在远方、监控系统和测控 屏上控制，电动隔离开关在远方、监控系统和配电装置处控制。为使整个监控系统能安全可靠地运行， 监控系统须具有相应的安 全、保护措施，如设置操作权限，保证操作的唯一性、命令合法性检 查和闭锁条件检查，按选点、校验、执行的步骤进行操作等。4）监控系统功能监控系统应具备如下功能： 数据采集和处理、 数据库的建立和维 护、断路器同期、运行监视和报警、事故顺序记录和事故追忆、运行 管理、在线自诊断、远方维护和远方诊断、在线统计

14、和制表打印、电 压/无功控制（VQC、主变抽头联调、变电站五防、远动信息等。5）监控系统通信接口监控系统应具备与下列设备或系统的通信接口： 调度主站、 保护 装置、直流系统、电能量采集装置、电压质量监测仪、火灾自动报警 系统、GPS寸钟同步系统、小电流接地选线装置、380V/220V智能站用电系统、通信机房环境监测系统等。6、其他在10kV电压互感器的二次回路中，装设微机消谐装置，下放安 装于10kV配电室的TV柜内。监控系统应具备完善的网络安全防护及二次防雷措施6.2.2 GPS 时钟同步系统全站设置一套冗余配置的 GPS寸钟同步系统，满足站内监控系 统、保护及其他智能设备的时间同步要求。

15、标准同步时钟本体应能同 时接收GPS卫星和北斗卫星发送的信息，标准同步时钟本体采用 IRIG-B（DQ时（RS-422）的接口。并按终期配置足够的对时扩展装 置。6.2.3 防误操作闭锁全站配置微机五防系统一套。10kV配电装置采用带五防功能的 开关柜，并考虑加装微机五防锁具，实现走错间隔闭锁，110kV设备由监控系统中的微机“五防”工作站与各间隔本身的电气闭锁配合 完成。6.3 测量和计量6.3.1 测量测量表计功能由计算机监控系统采集及计算实现。6.3.2 计量全站配置一套电能采集装置， 在各计量点装设单只多功能电子式 电度表， 电度表应根据系统接地方式选择三相四线制， 精度为有功不 低于

16、0.5S级、无功不低于2级。电度表一律采用带双RS485通信接 口的多功能电子表，其余表计的功能则由站内监控系统实现。10kV馈线处考虑预付费电表的安装位置， 预付费电表的费用不计 列入本期工程。110kV线路分别装设一块0.5S的电子式电能表，共2块；1 号主变高低压侧分别装设一块 0.5S 的电子式电能表，共 2块；各10kV出线均装设一块0.5S的电子式电能表，共10块，10kV 线路均预留预付费电表的安装位置；10kV消弧线圈高压侧安装1块0.5S的电子式电能表；10kV电容器，各间隔配置1块有功0.5S级，无功2.0级的电子 式电能表，共 2块；1、 2 号站用接地变低压侧各配置一块

17、 0.5S 的电子式电能表，共2 块。外来电源高压侧安装 1 块 0.5S 的电子式电能表。 电能表均安装在电能表柜内。计量点TATV采用计量专用二次绕组，TA精度要求采用0.2S级, TV精度要求采用0.2级。6.4 元件保护 按继电保护和安全自动装置技术规程的要求，结合本变电站 的实际情况进行继电保护的配置。6.4.1 主变保护主变保护按单套配置，主保护为一套微机型比率差动保护和本体 非电量保护； 110kV 侧后备保护设置一套复合电压（方向）过流保护 和间隙零序过流、过压保护； 10kV 侧后备保护设置一套复合电压过 流保护。后备保护与主保护按分箱配置。6.4.2 10kV 保护6.4.

18、2.1 接地站用变自动投入装置10kV站用接地变保护按保护、测控一体化配置，本期配置2套,10kV站用变保护按保护、测控一体化配置，本期配置1套。以上微机设备均安装于 10kV 站用变开关柜内。保护功能含电流 速断保护、定时限电流速断保护、定时限过电流保护、高压侧接地保 护、低压侧接地保护、 低电压保护、 小电流接地选线、 简易故障录波。接地站用变 0.38kV 设分段备自投，由站用电系统本身完成备自 投功能。6.4.2.2 10kV 电容器采用保护、测控一体化装置本期配置 2 套，安装于 10kV 电容器开关柜内。保护功能含电流 速断保护，定时限电流速断保护、定时限过电流保护、过电压、欠电

19、压保护、不平衡电压保护（或压差保护） 、零序电流保护、非电量保 护、小电流接地选线、简易故障录波。6.4.2.3 10kV 线路保护按保护、测控一体化配置本期配置10套，安装于10kV线路开关柜内。保护功能含电流速断、过电流保护、三相一次重合闸、低周减载功能，保护动作于跳开 本线路断路器，后备保护采用远后备方式、小电流接地选线、简易故 障录波。6.4.2.4 10kV 小电流接地选线本期工程配置小电流接地选线装置一套，单独组柜安装。642.5 站用380V配置380V站用电备自投功能由智能站用电系统本身完成。6.5 二次设备的布置 本方案按无人值班综合自动化变电站设计，配电装置楼设有一个通信及

20、继电保护室，两个蓄电池室。二次屏柜单列布置，均采用尺寸 为2260mm高） x 800mm宽）x 600mm深 ）的前后开门形式柜体。柜体 颜色为： RAL7035。通信专业的屏柜与二次屏柜放置在同一房间内，屏柜布置及形式 与二次专业屏柜一致。主控室屏位布置图详见附图： “ B004C-A02-19”。10k V保护测控装置和电度表布置在相应高压开关柜上，站内公 用、110kV及主变等部分的二次设备布置在主控制室。6.6 视频、环境监视及安全警卫系统根据广西电网公司桂电生 2010130 号广西电网公司变电站环 境视频监控系统技术规范 （试行）的要求，全站设一套图像监视及 安全警卫系统， 对全

21、站主要电气设备、 关键设备安装地点以及周围环 境进行全天候的图像监控，满足电力系统安全生产的要求。监控对象包括变电站厂区内环境、主变压器外观及中性点接地 刀、变电站内各主要设备间（包括大门、主控制室、通信室、10kV配电装置室等）。根据变电站的实际需求，配置温度传感器、湿度传感器、红外对射等环境信息采集设备。6.7 火灾自动报警系统全站集中设置一套火灾自动报警系统。 自动报警控制器容量应满 足变电站终期建设规模要求， 并应具有通信串行口或网口与站内监控 系统或图像监视系统连接， 以实现火灾报警部位信号和联动控制状态 信号的实时监视。火灾自动报警系统控制器主机安装于门卫室。火灾自动报警范围包括主

22、控制室、 10kV 高压室和主变等处，并 根据安装位置的特点和电气设备的特性选用不同的智能火灾探测器。 火灾自动报警系统由站内交流不间断电源系统提供专用回路供电。6.8 二次系统防雷根据桂电生 20077 号文，本站设置二次防雷系统一套，对站内 站用电系统、直流电源系统、交流不间断电源系统、通讯系统、监控 系统采用完善的二次防雷措施。 二次防雷措施主要包括设置等电位连 接网络、屏蔽、安装不同类型的浪涌保护器（SPD等。浪涌保护器 需根据不同保护对象配置如下：（1）电源系统的防雷接地1）在站用变低压侧至交流配电屏的三根相线安装第一级（组合型 ）交流电源 SPD。2）在主要的交流设备（如 UPS电

23、源、直流系统、交流二次电源箱）电源输入柜分别加装第二级限压型电源防雷保护SPD。3）在直流屏的直流母线输出端安装具有正极对地、负极对地保护模式的标称放电电流不小于10kA （8/20 Q）的直流电源SPD4）在直流分屏直流馈线出线端安装直流电流 SPD。（ 2）信号系统防雷接地1）对变电站电能量采集系统的电话线加装 1 套信号 SPD。2）控制室远动屏至通信屏的语音线或 RS232等信号线，在远动屏侧安装信号 SPD。3）在GPS和北斗主时钟的天线接口处，分别各加装1台天馈线防雷器。4）在高压场站到主控室的通信线路（如 RS232 RS485 CAN总 线等）应在控制室相应屏柜处安装 2台信号

24、 SPD。6.9 抗干扰措施及二次电缆的选择 全站所有保护均为微机保护， 监控系统亦是由计算机和微机型测 控装置组成， 除要求这些设备本身具有一定的抗干扰能力外， 还须采 取下列抗干扰措施：1 ）监控系统站级层网络通信介质采用光纤，各智能I/O 模块间通信采用双绞线带屏蔽的计算机专用电缆并在屏蔽层一端接地。2）到微机型保护的交、直流电源进线，应先进抗干扰电容，然 后才进入保护装置内。3）主控室应符合计算机场地技术条件（GB2337-89规定， 尽可能避开强磁场、 强振动源和强噪音源的干扰， 采取防静电、防尘、 防潮、防噪声、防火等措施，保证设备的安全运行。4）选用屏蔽性能优越的屏蔽控制电缆，其

25、屏蔽层应可靠接地。二次控制电缆采用阻燃B类铜芯铠装屏蔽电缆，型号为：ZRB-KVVP2/22。5）二次屏柜的具体接地措施应严格按照 DL/T 5136-2001 火力 发电厂、变电所二次接地设计技术规程和电力系统继电保护及安 全自动装置反事故措施要点进行设计。6.10 对侧 220kV 塘步变电站电气二次部分6.10.1 主控室布置和控制信号 塘步变为综合自动化变电站，厂家为南瑞继保。本期工程仍利用原有的110kV线路测控装置，110kV福绵109开关和塘隍110开关 测控装置型号均为 RCS-9705C。6.10.2 计量前期工程， 塘步变塘福 109开关和塘隍 110开关间隔， 均各已配

26、置 1 块 0.5S 级三相四线电能表， 电表满足本期工程需求， 无需更换。6.10.3 直流系统前期工程，塘步变配置有泰坦直流系统一套，本期无新增设备。6.10.4 五防闭锁 前期工程，塘步变配置微机五防系统一套，厂家为珠海优特，本 期工程需修改五防监控系统的110kV线路间隔名称。6.10.5 二次防雷 前期工程已完善配置二次防雷一套，本期工程无新增二次设备，二次防雷系统无需增容扩建。6.10.6 其他本期工程无需新增或改造220kV塘步变内的二次设备，仅需更改 两个110kV线路间隔的二次设备和电缆标识牌，以及计算机监控系统 接入费、保护信息子站系统接入费、微机五防系统修改费、计量系统 修改费、调度端配合费在本工程中开列。6.11拆除35kV仁厚变电站电气二次部分本期工程需拆除原35kV仁厚变电站的所有电气二次设备，主控 室拆除 8面屏柜（包含站用配电屏） ，拆除主控室监控系统控制台。 同时拆除相应的控制电缆、电力电缆等。