某220kv变电站二次系统部分设计方案_精品文档.doc
- 文档编号:1201488
- 上传时间:2022-10-18
- 格式:DOC
- 页数:28
- 大小:78KB
某220kv变电站二次系统部分设计方案_精品文档.doc
《某220kv变电站二次系统部分设计方案_精品文档.doc》由会员分享,可在线阅读,更多相关《某220kv变电站二次系统部分设计方案_精品文档.doc(28页珍藏版)》请在冰豆网上搜索。
二次系统主要技术原则(继电保护)
6.1线路保护
6.1.1配置原则
(1)每回110kV线路的电源侧变电站一般宜配置一套线路保护装置,负荷侧变电站可以不配。
保护应包括完整的主段相间和接地距离、四段零序方向过流保护。
(2)每回110kV环网线及电厂井网线、长度低于10km短线路宜配置一套纵联保护。
(3)三相一次重合闸随线路保护装置配置,重合闸可实现"三重"和停用方式。
6.1.2技术要求
(1)线路保护应适用于系统一次特性和电气主接线的要求。
(2)线路两侧纵联保护配置与选型应相互对应,若两侧二次电流相同,主保护的软件版本应完全一致。
(3)被保护线路在空载、轻载、满载条件下,发生金属性和非金属性各种故障,线路保护应正确动作。
外部故障切除,外部故障转换,故障切除瞬间功率倒向及系统操作等情况下,保护不应误动。
(4)在本线发生振荡时保护不应误动,振荡过程中再故障时,应保证可靠切除故障。
(5)主保护整组动作时间不大于20ms(不包括通道传输时间);返回时间不大于30ms(从故障切除到保护出口接点返回)。
(6)在带偏移特性保护段反向出口时应能正确动作,不带偏移特性保护段应可靠不动。
(7)手合或自动重合于故障线路时,保护应瞬时可靠地三相跳闸;而合于无故障线路时应不动作。
(8)保护装置应具有良好的滤波功能,具有抗干扰和抗谐波的能力。
在系统中投切变压器、静补、电容器等设备时,保护不应误动作。
(9)重合闸应按断路器装设,只实现一次重合闸,在任何情况下不应发生多次重合闸。
由线路保护出口起动。
断路器无故障跳闸应起动重合闸。
6.2母线保护
6.2.1配置原则
(1)双母线接线应配置一套母差保护。
(2)单母线分段接线可配置一套母差保护。
6.2.2技术要求
(1)母线差动保护要求采用具有比率制动特性原理的保护,设置大差和各段母线的小差保护,大差作为母线区内故障的判别元件,小差作为母线故障的选择元件。
还应具有抗电流互感器饱和能力,复合电压闭锁,故障母线自动选择,运行方式自适应,母联、分段失灵和死区保护等功能。
(2)母线发生各种接地和相间故障包括两组母线同时或相继发生的各种相间和接地故障时,母线差动保护应能快速切除故障。
(3)母线差动保护装置不应因母线故障时有流出母线的电流而引起拒动。
(4)母线保护不应受电流互感器暂态饱和的影响而发生不正确动作,允许使用不同变比的电流互感器。
(5)母线差动保护应具有复合电压闭锁出口回路措施。
电压按母线闭锁。
母联断路器及分段断路器不经电压闭锁。
(6)具有电流电压回路断线告警功能,电流回路断线除告警外,还应闭锁母差保护。
(7)时间要求。
1)母线保护整组动作时间≤20ms;
2)母线保护动作返回时间≤30ms。
6.3母联(分段)断路器保护
6.3.1配置原则
(1)母联(分段)按断路器配置一套完整、独立的,具备自投自退功能的母联(分段)充电保护装置和一个三相操作箱。
(2)要求充电保护应具有两段相过流和一段零序过流。
6.3.2技术要求
保护装置采用微机型,应具备两段式电流保护功能。
6.4备用电源自动投入
6.4.1配置原则
根据主接线方式要求,母联(分段、桥)断路器、线路断路器可配置备用电源自动投入装置。
6.4.2技术要求
(1)母联(分段、桥)断路器装设检无压自投装置。
1)自投条件:
识别两电源、进线均工作,母联(分段、桥)断路器断开。
2)自投步骤:
检本侧(或中、低压〉一侧母线无压,且该侧电源进线断路器无电流,同时检本侧(或中、低压)另一侧母线有压,则延时跳无压母线电源进线断路器,确认此断路器跳闸(并非人为手跳)后,起动自动装置,瞬时投入母联(分段、桥〉断路器。
自投成功后,充电保护应自动退出。
(2)线路断路器装设检无压自投装置。
1)自投条件:
识别两电掘进线一工作、一备用,母联(分段、桥)断路器合人。
2)自投步骤:
检本侧(或中、低压)两母线均无压,则延时跳工作电源进线断路器,确认此断路器跳闸(并非人为手跳〉后,起动自动装置,投入备用电源进线断路器。
自投成功后,充电保护应自动退出。
(3)其中内桥接线起动总出口的变压器保护,保护动作应闭锁备用电源自动投入装置。
(4)母差保护动作闭锁备用电源、自动投入装置。
6.5故障录波器
6.5.1配置原则
对于重要的110kV变电站,其线路、母联(分段)及主变压器可配置一套故障录波器o
6.5.2技术要求
(1)故障录波器软硬件均为嵌入式结构。
(2)要求记录因故障、振荡等大扰动引起的系统电流、电压及系统频率全过程的变化波形。
(3)装置可以同时由内部起动元件和外部起动元件起动,并可通过控制字整定。
(4)故障录波器应能连续记录多次故障波形,能记录和保存从故障前40ms到故障后60s的电气量波形。
采样频率可变且不低于5000Hz。
(5)至少能清晰记录9次谐波的波形。
(6)交流电流工频有效值线形测量范围为0.1--2In;交流电压工频有效值线形测量范围为0.1--2Un。
(7)事件量记录元件的分辨率应小于1.0ms。
(8)应具有远传功能,分析软件并配备完整的主站功能,可将录波信息送往调度端。
故障录波器应能实现自动上传功能。
(9)故障录波器应具备对时功能,能够接受时间同步系统同步时钟脉冲,装置应有指示年、月、日、小时、分钟、秒的计时功能。
(10)故障测距的测量误差应小于线路全长的3%,装置测出的距离值应有显示。
7.1远动系统
7.1.1调度管理关系及远动信息传输原则
根据电力系统概况、调度管理范围划分原则和调度自动化系统现状,确定调度管理关系,并确定变电站远动信息的传输原则。
7.1.2远动系统设备配置
应配置相应的远动通信设备及测控单元等设备,其中远动通信设备按单套配置,并优先采用专用装置、无硬盘型,采用专用操作系统,远动与计算机监控系统合用测控单元。
7.1.3远动信息采集
远动信息采取"直采直送"原则,直接从计算机监控系统的测控单元在取远动信息并向调度端传送,站内自动化信息需相应传送到远方监控中心。
7.1.4远动信息内容
远动信息内容应满足DL/T5003«电力系统调度自动化设计技术规程机DL/T5002((地区电网调度自动化设计技术规程》和相关调度端、无人值班远方监控中心对变电站的监控要求。
7.1.5远动信息传输
远动通信设备应能实现与相关调度中心及元人值班集控中心的数据通信,采用常规远动通道互为备用的方式或电力调度数据网络方式。
网络通信采用DL/T634.5104-2002规约,专线通信采用DL/T634.5101-2002规约。
7.2电能量计量系统
变电站内设置一套电能量计量系统子站设备,包括电能计量装置、电能量远方终端(或终端服务器)等。
贸易结算用电能计量点配置主/副电能表,考核用电能计量点可按单电能表配置1电能表应为电子式多功能电能表,并具备电压失压计时功能。
计量用电流互感器、电压互感器二次参数选择见12.6。
7.2.1电能量关口计量点的设置原则
贸易结算用关口计量点,原则上设置在购售电设施产权分界处,当产权分界处不适宜安装时,应由购售电双方或多方协商,确定电能计量装置安装位置。
考核用关口计量点,根据需要设置在电网经营企业或者供电企业内部用于经济技术指标考核的各电压等级的变压器侧、输电和配电线路端以及元功补偿设备处。
7.2.2电能量计量系统子站设备配置
(1)子站设备配置。
方式一:
全站配置一套电能量远方终端,以串口方式采集各电能表信息;电能量远方终端具有对电能量计量信息采集、数据处理、分时存储、长时间保存、远方传输等功能。
电能量计量主站系统通过电力调度数据网、电话拨号方式或利用专线通道直接与电能量远方终端通信,采集电能量信息。
方式二:
配置一台终端服务器或调制解调器,电能量计量主站系统通过电力调度数据网或拨号方式直接采集各电能表信息。
(2)电能量信息采集内容。
电能量信息采集必须涵盖110kV变电站内所有电能计量点,采集内容包括各电能计量点的历史数据和各种事件记录等。
(3)电能量信息传输
变电站通过电力调度数据网、电话拨号方式或利用专线通道将电能量数据传送至各级电网调度中心啻通信应采用DL/T719或DL/T645通信规约和TCP/IP网络通信协议。
7.2.3电能计量装置接线方式
对电能计量装置而言,接地方式以中性点绝缘系统和中性点非绝缘系统(中性点直接接地和经补偿设备接地)划分。
接人中性点非绝缘系统的电能计量装置应采用三相四线电能表,接入中性点绝缘系统的电能计量装置,宜采用三相三线电能表。
7.3调度数据网接人设备
7.3.1调度数据网接入原则
变电站宜一点就近接人相关的电力调度数据网。
7.3.2配置原则
根据电网情况,可配置一套调度数据网接人设备,包括交换机、路由器等,实现调度数据网络通信功能。
二次系统主要技术原则(系统及站内通信)
8.1光纤通信系统
光纤通信电路的设计,应结合各地市公司通信用规划建设方案进行。
8.1.1光传输设备配置
(1)传输设备体制、容量、速率应按照各地市既定传输网络模式并结合各地市电力通信规划要求进行配置。
(2)对于同一传输网络中新增加的站点的SDH(同步数字体系)设备,其型号应与原有设备保持一致,软体版本应保持兼容。
重要板卡(电源板、主控板、交叉矩阵板、时钟板等)宜冗余配置。
每套SDH设备应配置不少于2块2M接口板。
(3)对于光纤链路的设备群路光口应采用1+1配置。
8.1.2光缆建设
(1)光缆纤芯类型宜采用G.652光纤。
光纤芯数宜采用12----48芯。
(2)进入变电站的引人光缆,应选择元金属阻燃光缆。
(3)采用专用纤芯传输保护信号的线路,应适当增加光缆中的光纤配置芯数。
(4)人城光缆和网、省、地共用光缆,应增加光纤配置芯数。
8.2电力线载波通信系统
(1)110kV变电站系统通信在只有一路光纤通道的情况下,宜配置一路电力线载肢通道备用;在没有光纤通道的情况下,可配置两路电力线载波通道。
电力线载波通道的配置还应满足110kV线路保护和对侧厂站系统通信的要求。
(2)110kV电力线载波系统通信通道的组织,应结合各地市通信网规划建设方案进行,原则上就近接入具有光纤/微波通道的站点。
(3)110kV电力线载波通道采用相→地捐合方式,开设电力线载波通道的电力输电线路应宽频阻塞。
8.3站内通信
110kV变电站内不设系统调度程控交换机。
变电站调度及行政电话由调度运行单位直接放小号方式解决。
根据具体情况考虑安装1部电信市话。
根据站区运行巡检需求配置室内外巡检电话,结合实际情况选用普通话机、室外电话机或室外电话亭。
8.4综合数据通信网设备
新建110kV变电站可根据需求及通道条件配置1套数据通信网接人设备,按照各地市数据通信网的统一建设原则和拓扑结构,利用站内传输系统组织通道就近接人数据通信网骨干节点,用于通信设备的监控及其他各种信息的接人。
设备按各地市统一体制选型。
8.5通信设备状态监测
通信设备的动力和环境监测应与全站视频安全监视系统统一考虑,不独立设置。
变电站应具备对通信设备动力和环境监视的手段。
通信电源设备的告警信息,应接人变电站计算机综合监控系统。
变电站应向调度运行维护单位转发通信设备动力和环境监视信息。
主要监控内容包括:
(1
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 220 kv 变电站 二次 系统 部分 设计方案 精品 文档