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国家电网公司输变电工程通用设计变电站二次系统部分介绍一、目的和意义二、主要工作过程三、主要内容四、主要技术方案五、取得的主要技术成果六、技术展望七、建议主要内容一、目的和意义1、统一建设标准，统一设备规范；2、加快设计、评审、建设等环节工作进度，提高工作效率；3、方便设备招标、制造和变电站运行维护；4、降低变电站建设、运行和维护成本；5、全公司系统基建、生产、运行及设计各方面二次系统技术交流平台，实用的参考书。研究的目的1、满足公司有关的企业标准和要求，满足电力行业标准与国家标准；2、贯彻全寿命周期管理理念，满足“两型一化”变电站建设要求；3、遵循变电站通用设计的主要技术原则；4、采用先进适用的技术，适应技术发展需要。主要原则二、主要工作过程序号参编单位主要分工分类参编单位主要分工1中国电力工程顾问集团公司总体技术协调9河南院220kV牵头汇总、系统继电保护、元件保护及自动装置部分2中南院500kV牵头汇总、系统继电保护部分10江苏院220kV调度自动化和计算机监控系统部分3华东院500kV调度自动化及计算机监控系统部分11山西院220kV通信、直流和UPS电源、其它二次部分4华北院500kV元件保护、自动装置及其它二次部分12上海院110kV牵头汇总、调度自动化及计算机监控系统部分5西南院500kV系统及站内通信部分13天津院110kV系统继电保护、元件保护及自动装置部分6东北院500kV直流及UPS电源部分14福建院110kV通信、直流和UPS电源、其它二次部分7西北院330kV牵头汇总、系统继电保护、元件保护、自动装置计算机监控系统8陕西院330kV调度自动化、通信、直流和UPS电源、其它二次部分变电站二次系统通用设计编制单位分工分步实施2019年底开展研究策划，提出工作思路2019年12月开展书面调研2019年3月，汇总分析调研材料，召开第一次协调会2019年4月，编制形成实施意见，第一次协调会2019年5月，各网省公司完成本地区技术方案，开展现场调研2019年1月22日公司级审定会2019年12月组织召开专家评审会议2019年10月，完成统稿，挂网广泛征求意见。2019年8月，完成初稿，第六次协调会，征求各网省公司意见。2019年6月，提出主要技术原则，完成专题研究报告书面调研：2019年12月，组织6家区域电力设计院，对5家区域电网有限公司、24家省级电力公司进行了通用设计的书面调研工作，根据反馈的调研材料，结合工程实际，编制了形成了6份变电站二次系统调研报告。现场调研：2019年5月，为进一步了解工程建设、运行现场情况，由基建部、生技部、国调中心分别带队赴北京、辽宁、上海、湖北、福建、陕西等地网省公司开展现场调研，编制形成了3份调研报告。广泛调研通过调研，基本了解目前公司变电站二次系统现状、存在问题，梳理出关键问题和主要难点，明确了通用设计研究内容，调研的主要结论如下：1、系统关联性大。变电站二次系统与电网发展、系统接线、网络结构和运行习惯等相互影响，相关性大。2、地区差异大。各地区对变电站继电保护、通信、调度自动化和计量等二次系统设备的配置原则、配置要求、组屏方案、屏柜数量等的要求存在较大差异，实现方式因工程而异。广泛调研3、技术更新快。随着计算机技术在工程中的普遍应用，使各个专业的技术更新加快，无论是硬件还是软件更新周期有的已达到一到两年。开展继电保护、通信、调度自动化、计量等二次设备通用设计工作面临的首要问题是如何统一不同地区、协调不同专业的功能要求。广泛调研4、涉及专业范围广泛，相互间的关系复杂。不同专业之间的联系更加紧密，专业之间的相互渗透越来越深，要重新审视和整合各个专业的功能要求。5、设备品种、数量多。同一种设备的生产厂家众多，且均已占有一定的市场份额。实际工程中应用的厂家数量均较多，设备品种繁多、接口复杂，各设备通信接口方式、通信规约不一致，造成互联互通困难。广泛调研工作组在进行深入调研的基础上，开展了二次系统通用设计重点和难点的专题研究。1、继电保护系统设计专题：重点是继电保护及故障信息管理子站配置方案和继电保护信息接口方案；2、计算机监控系统设计专题：重点是计算机监控系统配置方案、数据采集信号、功能配置、通信接口等。专题研究3、变电站时间同步系统配置方案：重点是变电站各二次设备对时方式和接口的规范化。4、变电站防误闭锁方案：重点是变电站防误闭锁功能和配置的规范化。5、变电站操作箱配置及接线方案：重点是变电站操作箱配置方式及控制回路接线的规范化。6、基建、生产、调度对二次系统规程规范一致性的研究。专题研究三、主要内容二次系统通用设计是以110～500kV变电站通用设计一次部分确定的建设规模、接线形式、配电装置型式、设备选择为依据，遵循110～500kV变电站通用设计二次部分的技术原则，以工程设计和工程应用为核心，内容涵盖系统继电保护、调度自动化、系统通信和电气二次四个部分(不包括安全稳定控制装置,系统通信主要是站内通信部分)。主要研究内容第一，变电站二次系统设计的技术原则，包括：系统继电保护、元件保护、计算机监控系统、电力调度数据网接入设备、二次系统安全防护设备，站内通信系统、变电站操作直流电源、交流不停电电源、图像监控系统等二次系统的技术要求和设备配置要求。主要研究内容第二，二次设备组屏方案和各个屏柜的功能配置。按照统一的配置原则和技术要求，根据变电站接线形式、一次设备类型，制定二次设备的典型组屏方案和各屏柜的功能配置，统一变电站二次设备的组屏方案、屏柜尺寸、形式、名称、标识及颜色等。主要研究内容第三，二次系统设备的技术规范，根据变电站二次系统典型设计配置原则和技术要求、各种典型二次设备组屏方案和各屏柜的功能配置，编制了96项二次设备的技术条件书，统一了二次系统及各屏柜的技术规范。主要研究内容第四，典型工程二次系统设计的实际应用案例。选择了11个典型工程案例，按初步设计内容深度确定了继电保护、调度自动化信息范围，计算机监控系统及直流系统等二次设备配置方案图，以及控制室、计算机室、通信机房和继电器小室等的具体布置图，可供实际工程参考。主要研究内容500kV变电站：500kV采用1个半断路器接线；220kV采用双母线接线。330kV变电站：330kV采用1个半断路器接线或双母线接线；110kV采用双母线接线。220kV变电站：220kV采用双母线接线；110kV采用双母线接线。110kV变电站：110kV采用单元接线、桥形接线或单母线接线35kV（10kV）采用单母线接线。采用的接线方式控制方式220kV、110kV变电站按无人值班；500kV、330kV变电站按有人值班，少人值守；在深入调研和专题研究基础上确定了如下技术原则。二次系统主要技术原则按电压等级有所不同，主要介绍500kV变电站部分，以及330kV变电站差异部分：一、系统继电保护（符合保护装置标准化设计规范）500kV线路保护：每回500kV线路配置双重化线路纵联保护和远方跳闸保护，每套纵联保护均含完整的主后备保护，过电压保护使用远跳保护装置中的过电压功能；每回500kV线路配置2面保护屏，每面保护屏包含1套线路主后备保护装置，1套过电压保护及远跳装置。对50km以下的短线路，宜随线路架设2根OPGW光缆，配置双套光纤分相电流差动保护，有条件时，保护通道可采用专用光纤芯。远方跳闸：每回500kV线路应配置双套远方跳闸保护，远方跳闸保护宜采用一取一经就地判别方式，应与线路主保护组一面屏(330kV)。主要技术原则500kV断路器保护：按断路器单元单套配置，每台断路器配置1面断路器保护屏。对同杆并架双回线路，自适应重合闸方式本次暂不考虑。短引线保护：当出线设有隔离开关时，每回配置双套短引线保护，短引线保护宜按串集中组屏，每串配置1面短引线保护屏，包含4套短引线保护装置。500kV母线保护：配置双套母线保护，每套母线保护只作用于断路器1组跳闸线圈，独立组1面屏，母线侧断路器失灵保护需跳母线侧断路器时，通过启动母差实现。220kV线路保护：配置双重化线路纵联保护，每套纵联保护含完整的主后备保护功能；每套线路保护均含重合闸功能。每回220kV配置2面保护屏，每面保护屏包含1套线路主、后备保护及重合闸装置以及1台分相操作箱。（330kV双母线）主要技术原则母线保护：220kV（330kV）按远景配置双套母线保护，不配置独立的失灵保护，双套失灵保护功能宜分别含在双套母差保护中；每套母线保护只作用于断路器的1组跳闸线圈。（110kV双母线配置一套失灵保护，失灵保护功能宜含在母差保护中）操作箱：500kV每个断路器单元配置1套分相操作箱，操作箱宜配置在断路器保护屏；220kV每套线路配置1套分相操作箱，操作箱配置在其中一套线路保护屏；500kV也可采用保护动作出口不经操作箱跳闸的方式，控制采用经操作继电器至断路器操作机构的方式。断路器三相不一致保护，断路器防跳、跳合闸压力闭锁等功能宜由断路器本体机构箱实现，操作箱中仅保留重合闸压力闭锁接线。主要技术原则主要技术原则保护通道：•一回线路的两套保护通道应传输保护信息的通信设备及电源相互独立，双重化的两套纵联保护的信号传输通道不应采用同一根光缆。•双重化配置的两套远方跳闸保护的信号传输通道应相互独立，远方跳闸命令宜经线路纵联保护传输。对高频保护远跳保护也与线路保护组屏在一起，远跳保护不利用高频线路保护的通道，采用独立的光纤通道（330kV不同）。•具有光纤通道的线路，两套纵联保护宜均采用光纤通道传输信息。对50km及以下短线路，有条件时，可分别使用专用光纤芯；对50km以上长线路，宜分别使用2Mbit/s接口方式的复用光纤通道。•当直达和迂回路由均为光纤通道时，一回线路的两套主保护可均采用光纤纵差保护，并应采用两条不同路由。迂回路由传输网络的传输总时间应不大于12ms，500kV（330kV）线路保护迂回路由不宜采用220kV（110kV)以下电压等级的光缆，不应采用ADSS光缆。•保护采用专用光纤芯通道时，保护光纤应直接从通信光配线架引接。•同一线路两套保护的数字接口装置宜安装在不同的保护通信接口屏（柜）上，每一面保护通信接口屏（柜）最多安装8台保护数字接口装置。主要技术原则保护装置主要技术要求：•保护装置应具有对时功能，推荐采用以太网或RS-485串行数据通信接口接收时间同步系统发出的IRIG-B（DC）时码作为对时信号源。保护应具备通信管理功能，与计算机监控系统和保护及故障信息管理子站系统通信，通信规约采用DL/T667-2019（idtIEC60870-5-103）或DL/T860(IEC61850)，接口采用以太网或RS-485串口。•保护装置宜采用全站后台集中打印方式。为便于调试，保护装置上应设置打印机接口。•线路两侧保护选型应一致，保护的软件版本应完全一致。线路故障录波系统：分散布置的500kV变电站内，宜按电压等级配置故障录波装置，不跨小室接线，建设初期可适当考虑远景要求；每套500kV线路故障录波器的录波量宜为48路模拟量、128路开关量；每套220kV故障录波器的录波量宜为64路模拟量和128路开关量。主变故障录波器：故障录波器宜单独配置。主变压器三侧录波信息应统一记录在一面故障录波装置内。每套主变故障录波器的录波量宜为64路模拟量和128路开关量，满足2台主变故障录波的需要。故障测距系统：宜采用行波原理、双端故障测距装置；对于大于80公里、巡检不便的线路配置专用故障测距装置；当变电站最终规模超过8条线路时，建设初期测距装置的配置可结合远景规模统一考虑。主要技术原则主要技术原则保护及故障信息管理子站系统：•宜采用嵌入式装置化的产品，信息的采集、处理和发送不依赖于后台机。子站系统主机应采用安全操作系统，如基于UNIX或LINUX的操作系统。•方案一：如果不考虑在监控系统后台实现继电保护装置软压板投退、远方复归的功能，则监控系统仅采集与运行密切相关的保护硬接点信号，站内所有保护装置与故障录波装置仅与保护及故障信息管理子站连接；保护及故障信息管理子