二次设计主要技术方案.docx
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二次设计主要技术方案.docx
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二次设计主要技术方案
二次系统主要技术方案
第6章系统继电保护技术原则
第7章系统调度自动化技术原则
第8章系统及站内通信技术原则
第9章计算机监控系统技术原则
第10章组件保护及自动装置技术原则
第11章直流及UPS电源系统技术原则
第12章其他二次系统技术原则
第6章系统继电保护技术原则
6.1线路保护
6.1.1220kV线路保护
1)220kV及以上线路保护按双重化原则配置,两套保护应选用不同厂家的主、后备保护一体式装置,并满足以下要求:
2)每套保护装置均应具备完整的主保护和后备保护功能;
3)两套保护装置的电源应分别取自不同的直流电源系统供电的直流母线段;
4)两套保护装置的交流电流、交流电压应分别取自电流互感器和电压互感器相互独立的二次绕组;
5)线路纵联保护的通道应遵循相互独立的原则按双重化配置,两套主保护分别使用独立的远方信号传输设备,优先采用光纤通道作为纵联保护的传输通道;
6)每套保护装置应设有独立的跳闸回路,不同保护装置的内部电路之间应无电气联系;
7)断路器应有两组跳闸线圈,两套保护分别作用于断路器的两组跳闸线圈;
8)用于保护的断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路应遵循相互独立的配置原则。
9)联络线的主保护应采用数字通道的纵联保护,优先选用光纤通道的纵联电流差动保护。
10)复用光纤通道宜采用2Mbps通道。
11)线路各侧相对应的纵联保护必需配置相同厂家、相同原理的保护装置。
12)后备保护包括三段式相间、接地距离保护,两段式零序电流保护。
13)负荷线路无特殊要求时仅在电源侧配置双套线路保护。
14)符合下列条件之一时,负荷线路应在线路两侧配置双套纵联保护作为线路的主保护,优先选用光纤通道的纵联电流差动保护:
15)根据系统稳定计算,有全线速动要求时;
16)线路较短,其正序或零序阻抗(二次值)小于距离保护装置最小整定值的30个步长,或其参数不能满足保护定值按选择性、灵敏性要求进行整定时;
17)采用全线速动保护后,不仅改善本线路保护性能,而且能够改善整个电网保护的性能时;
18)链式结构的线路。
19)电缆线路,或电缆与架空混合线路,应装设过负荷保护。
保护延时动作于信号。
20)优先采用断路器本体的三相不一致保护,如不具备,应配置三相不一致保护。
21)旁路断路器保护
22)配置独立的线路保护;
23)所带出线有纵联保护作为主保护时,应满足:
24)220kV旁路断路器应至少装设一套与所带线路同厂家、同原理、切换通道方式的纵联保护装置,并具备重合闸功能。
25)500kV旁路断路器应装设两套与所带线路同型号、切换通道方式的纵联保护装置。
6.1.2110kV线路保护
1)无特殊要求时应配置距离保护及零序电流保护,不满足距离保护运行条件时,可配置电流保护。
2)符合下列条件之一时,应装设纵联电流差动保护作为线路主保护:
3)根据系统稳定计算,有全线速动要求时;
4)有稳定要求的电厂并网线路应配置双套纵联电流差动保护;
5)线路较短,其正序或零序阻抗(二次值)小于距离保护装置最小整定值的30个步长,或其参数不能满足定值按选择性、灵敏性要求进行整定时;
6)链式结构线路;
7)采用纵联电流差动保护后,不仅改善本线路保护性能,而且能够改善整个电网保护的性能。
8)纵联电流差动保护,优先选用专用光纤方式。
9)线路各侧相对应的纵联电流差动保护必需配置相同厂家、相同原理的保护装置。
10)电缆线路,或电缆与架空混合线路,应配置过负荷保护,保护延时限动作于信号。
11)旁路断路器保护
12)配置独立的线路保护;
13)若所带出线有纵联电流差动保护时,旁路应配置同型号保护装置。
6.2母线保护
6.2.1220kV及以上母线(桥接线方式除外)应采用双重化配置母线保护,两套保护宜采用不同厂家的产品。
母线保护应含失灵保护功能,每套母线保护动作分别作用于断路器的一组跳闸线圈。
两套保护装置的交流电流、交流电压应分别取自电流互感器和电压互感器相互独立的二次绕组。
6.2.2110kV双母线及需要快速切除故障的单母线接线方式,应配置母线保护。
6.2.3110kV及以上双母分段接线方式
6.2.3.1双母单分段接线方式,按一段母线配置母差保护。
6.2.3.2双母双分段接线方式,按两段母线配置母差保护。
6.2.4220kV及以上(3/2接线方式除外)断路器失灵启动电流判别元件应在母线保护装置内设置。
母线各元件的两套保护对应起动两套失灵保护。
6.2.5变压器中压侧或低压侧有自投的220kV变电站,其220kV母线保护应作用于本母线上的变压器总出口。
6.2.6母线保护动作时,应闭锁有关断路器的自动重合闸。
6.2.7母联或分段断路器的充电保护动作启动失灵保护。
6.2.8母线(3/2接线方式除外)、失灵保护均应具有复合电压闭锁功能,不再单独配置复合电压闭锁装置。
母联开关及分段开关不经复合电压闭锁。
6.3远方跳闸就地判别保护
6.3.1就地判别按双重化配置,采用数字通道,一取一经就地判据跳闸方式。
6.3.2500kV线路过电压保护采用就地判别装置中的功能。
保护动作跳开本侧断路器,并向线路对侧断路器发远跳信号。
6.3.3就地判别装置宜与线路保护同屏,优先采用和线路保护同一厂家的装置。
6.3.4就地判别应具有低电流和分相低功率判据。
6.4故障录波器系统
6.4.1110千伏及以上变电站应装设专用的故障动态记录装置。
6.4.2故障动态记录装置应具有远传和对时功能。
6.4.3交流电流应采用保护级电流互感器二次绕组,宜采用单独的电流互感器二次绕组。
6.4.4故障动态录波器按小型、多台化原则配置。
每台装置输入要求:
模拟量不超过64路,开关量不超过96路。
6.4.5变电站直流系统如何进行录波?
(待讨论)
6.4.6故障动态记录装置应接入的模拟量和开关量包括:
1)110~5000kV线路、旁路开关的三相电流和零序电流;
2)10~5000kV母联(分段)开关的三相电流和零序电流;
3)对侧有电源并网的35kV及以下线路开关的相电流和零序电流;
4)变压器各侧电流互感器的三相电流和零序电流;
5)变压器的中性点零序电流;
6)10kV低电阻接地系统中接地变的零序电流;
第7章系统调度自动化技术原则
7.1电能信息采集系统
本配置原则适用于?
电量采集系统的规划、设计和建设
7.1.1编制依据:
1)电监会5号令《电力系统二次系统安全规定》
2)电规[2005]139号《?
电网建设“标准”》
3)?
电网自动化十一五规划
4)电调[2005]41号《?
调度自动化系统建设技术原则》
5)电调[2005]70号《?
调度自动化相关技术标准》
6)DL/T743-2001电能量远方终端
7)电调2004[34]号《IEC60870-5-102传输规约?
实施细则》
8)电调2004[32]号《?
变电站及电厂上网电量采集终端装置技术规范》
9)?
变电站及电厂上网电量采集系统主站技术规范
7.1.2总则
1)?
变电站及电厂上网电量采集主站系统和各供电公司电量计量与负荷管理子站系统是实现电量采集、统计分析、报表发布以及对大用户进行负荷调节与控制的支持系统。
2)公司电量采集主站系统和各供电公司电量计量与负控管理子站系统的规划、建设和改造应严格遵照相关规程、规范要求执行,符合技术先进、系统可靠、功能实用的技术原则。
3)电量采集系统的规划与建设应满足“全计量、全采集”设计原则。
4)电量采集系统必须满足电监会5号令《电力系统二次系统安全规定》要求。
5)电量采集系统应采用UPS电源供电,持续供电时间不少于2小时。
7.1.3?
电量采集主站系统配置原则
7.1.3.1主站系统的硬件配置原则:
1)系统应配备数据服务器、WEB服务器、应用工作站、开发工作站、通信服务器各2台;数据服务器和WEB服务器采用双CPU,其它工作站和服务器采用单CPU,所有服务器及工作站主频>1G、内存>2G、运行Unix操作系统的高端服务器;
2)数据服务器应采用双机Cluster结构,磁盘阵列容量不少于72G*10;
3)主站系统应采用支持Unix操作系统的双机集群磁盘阵列结构;
4)主站系统应采用双网结构,与其他同级系统数据通信配置至少1台路由器;
5)前置系统采用单网多机并列运行结构;
6)系统应配置适当数量的终端服务器、MODEM池;
7)系统WEB与局域网通过物理隔离装置连接,物理隔离装置内网接入电量采集网,外网通过交换机连接到局域网。
7.1.3.2主站系统软件配置原则:
1)电量采集系统应采用技术先进、运行稳定、有网省级公司运行经验的技术方案;
2)系统数据库应选用主流商业数据库及配套软件(25用户及以上);
3)系统软件及应用软件支持跨平台及混合平台能力;
4)系统通信规约满足《IEC60870-5-102电能量传输规约?
实施细则》;
5)系统设备选型、配置有前瞻性,软件系统具备良好的移植性、开放性、分层、分布特性及扩展性,硬件设备应具有良好的一致性、可靠性和扩展性;
6)系统提供符合商用化标准的开发工具,确保系统的后期开发和技术支持;
7)系统的建设过程中考虑功能、应用、效益与建设同步;
8)注重软件系统标准化、实用化和用户化,避免资源浪费,在满足系统功能前提下,自由重组和配置运行设备,确保系统功能完整性、一致性和稳定性;
9)系统网络结构符合全国电力二次系统安全防护总体方案的要求;
10)系统提供开放的平台,允许第三方功能模块的应用和提供标准接口;
11)系统支持CIM/CIS标准;
12)系统满足电调[2005]70号中的《?
SVG文件描述》要求。
7.1.3.3系统功能:
1)数据采集
a)采集间隔1-60分钟可调;
b)采集数据包括:
正向有功、反向有功、正向无功、反向无功、电压、电流、总有功、总无功、功率因数;
c)具备自动周期采集、数据补测以及参数下装等功能;能采集、处理厂站设备传送的与电量相关的重要信息(如PT缺相等事件),系统支持随时抄表(包括按设定周期抄表)。
2)数据库管理
a)采集的电量数据直接传输到历史数据库,数据库管理模块采用面向电网的定义方式;
b)历史数据库采用双服务器集群机制,保证数据高可用性;
c)数据库中电量数据包括以下内容:
原始采集数据、中间计算结果、最终统计、计算结果、修改记录、备注信息等;
d)具备运行参数数据备份、历史数据条件备份、历史数据条件删除、系统参数数据、历史数据恢复等数据归档功能。
3)档案参数维护
a)基于电网层次结构的电网设备、计量系统档案管理,以树型结构管理电网设备,可灵活构造电网层次结构;
b)系统所有档案维护符合电力用户习惯,实现面向电力对象的参数维护;
c)方便实现数据采集所需方案、通道、采集终端、计量点和信息体地址等参数的维护;
d)能够方便灵活定义电网设备和各种考核对象。
4)自动计算服务
a)采用后台服务方式;
b)自动完成换表等事件引发计算任务;
c)可对数据进行合理性检查,并形成历史告警事项。
5)计量业务
a)计量参数维护:
PT、CT、电表;
b)计量装置变更业务:
装表、换表、拆表业务;
c)计量点表码修正;
d)计量点电量修正、追加。
6)数据统计分析
a)计量点原始数据浏览;
b)考核对象电量分析数据浏览;
c)计量点电量数据浏览;
d)曲线分析。
7)报表管理
a)支持用户定制的各类报表;
b)能够定时或随机生成、发布及打印日报及月报表。
c)WEB发布
可发布的信息包括原始数据、派生数据、参数数据、基于统计分析生成的各种电量、线损分析、统计图形。
8)系统管理
a)实现网络管理、权限管理、事件(日志)查看和数据库管理功能;
b)数据库管理实现数据库空间监视、系统参数备份、电能数据备份、备份数据恢复;
c)系统支持采用分流/冗余的双网机制。
可监视节点状态、模块和进程监视;根据设置进行进程守护;
d)系统权限管理采用角色与权限绑定权限控制实现不同用户分级管理。
9)系统告警
a)厂站故障提示告警;
b)数据检查事项报警;
c)电量平衡越限报警;
d)PT失压、断相异常事件自动报警。
10)图形模块
a)提供跨平台和应用的统一图形平台;
b)具有完整的绘图软件包;
c)图形可准实时刷新数据;
d)可实现图形化查询。
11)系统备份
a)系统具备自动备份功能;
b)系统提供多种备份机制;
c)系统数据可自定义备份为标准通用数据格式,具备异地使用功能;
d)系统提供标准数据格式导入。
12)线损综合分析管理
13)电能平衡及电量预测
7.1.4电量计量与负控管理子站系统配置原则
7.1.4.1子站系统的硬件配置原则:
1)系统应配备数据服务器、应用工作站、开发工作站、通信服务器各2台,WEB服务器1台;数据服务器采用双CPU,其它工作站和服务器采用单CPU,系统服务器选用主频>1G、内存>2G、运行Unix操作系统的高端服务器,其余服务器和工作站采用PC服务器或PC;
2)数据服务器应采用双机Cluster结构,磁盘阵列容量不少于72G*10;
3)子站系统应采用支持Unix操作系统的双机集群磁盘阵列结构;
4)子站系统采用单网,与其他同级系统数据通信配置至少1台路由器;
5)前置系统采用单网多机并列运行结构;
6)系统应配置适当数量的终端服务器、MODEM池;
7)系统WEB与局域网通过物理隔离装置连接,物理隔离装置内网接入电量采集网,外网通过交换机连接到局域网。
7.1.4.2子站系统软件配置原则:
1)电量采集系统应采用技术先进、运行稳定、有网省级公司运行经验的技术方案;
2)系统数据库应选用主流商业数据库及配套软件(25用户及以上);
3)系统软件及应用软件支持跨平台及混合平台能力;
4)系统通信规约满足《IEC60870-5-102电能量传输规约?
实施细则》;
5)系统设备选型、配置有前瞻性,软件系统具备良好的移植性、开放性、分层、分布特性及扩展性,硬件设备应具有良好的一致性、可靠性和扩展性;
6)系统提供符合商用化标准的开发工具,确保系统的后期开发和技术支持;
7)系统的建设过程中考虑功能、应用、效益与建设同步;
8)注重软件系统标准化、实用化和用户化,避免资源浪费,在满足系统功能前提下,自由重组和配置运行设备,确保系统功能完整性、一致性和稳定性;
9)系统网络结构符合全国电力二次系统安全防护总体方案的要求;
10)系统提供开放的平台,允许第三方功能模块的应用和提供标准接口;
11)系统满足电调[2005]70号中的《?
SVG文件描述》要求。
7.1.4.3系统功能:
1)数据采集
a)采集间隔1-60分钟可调;
b)采集数据包括:
正向有功、反向有功、正向无功、反向无功、电压、电流、总有功、总无功、功率因数;
c)具备自动周期采集、数据补测以及参数下装等功能;能采集、处理厂站设备传送的与电量相关的重要信息(如PT缺相等事件),系统支持随时抄表(包括按设定周期抄表)。
2)数据库管理
a)采集的电量数据直接传输到历史数据库,数据库管理模块采用面向电网的定义方式;
b)历史数据库采用双服务器集群机制,保证数据高可用性;
c)数据库中电量数据包括以下内容:
原始采集数据、中间计算结果、最终统计、计算结果、修改记录、备注信息等;
d)具备运行参数数据备份、历史数据条件备份、历史数据条件删除、系统参数数据、历史数据恢复等数据归档功能。
3)档案参数维护
a)基于电网层次结构的电网设备、计量系统档案管理,以树型结构管理电网设备,可灵活构造电网层次结构;
b)系统所有档案维护符合电力用户习惯,实现面向电力对象的参数维护;
c)方便实现数据采集所需方案、通道、采集终端、计量点和信息体地址等参数的维护;
d)能够方便灵活定义电网设备和各种考核对象。
4)自动计算服务
a)采用后台服务方式;
b)自动完成换表等事件引发计算任务;
c)可对数据进行合理性检查,并形成历史告警事项。
5)计量业务
a)计量参数维护:
PT、CT、电表;
b)计量装置变更业务:
装表、换表、拆表业务;
c)计量点表码修正;
d)计量点电量修正、追加。
6)数据统计分析
a)原始数据浏览;
b)考核对象分析数据浏览;
c)曲线分析。
7)报表管理
a)支持用户定制的各类报表;
b)能够定时或随机生成、发布及打印日报及月报表。
8)WEB发布
可发布的信息包括原始数据、派生数据、参数数据。
9)系统管理
a)实现网络管理、权限管理、事件(日志)查看和数据库管理功能;
b)数据库管理实现数据库空间监视、系统参数备份、电能数据备份、备份数据恢复;
c)系统支持采用分流/冗余的双网机制。
可监视节点状态、模块和进程监视;根据设置进行进程守护;
d)系统权限管理采用角色与权限绑定权限控制实现不同用户分级管理。
10)系统告警
a)厂站故障提示告警;
b)数据检查事项报警;
c)越限报警;
d)PT失压、断相异常事件自动报警。
11)图形模块
a)提供跨平台和应用的统一图形平台;
b)具有完整的绘图软件包;
c)图形可准实时刷新数据;
d)可实现图形化查询。
12)系统备份
a)系统具备自动备份功能;
b)系统提供多种备份机制;
c)系统数据可自定义备份为标准通用数据格式,具备异地使用功能;
d)系统提供标准数据格式导入。
13)线损综合分析管理
14)电能平衡及电量预测
7.1.5电量采集终端配置原则
7.1.5.1110KV及以上变电站电能量采集终端的配置原则:
1)满足《?
变电站及电厂上网电量采集终端技术规范》要求;
2)单独组屏并安装集中式电量采集终端设备;
3)电量采集终端应采集、存储、传输电度量、需量、瞬时量数据和表计故障信息;
4)电量采集终端与多功能表通信,每个485通信端口连接不得大于10块多功能表;
5)电量采集终端与多功能表通信宜采用屏蔽网络数据通信电缆,经过电缆夹层和沟道电缆必须采用铠装屏蔽通信电缆。
7.1.5.235KV及以下变电站电能量采集终端的配置原则:
1)满足《?
变电站及电厂上网电量采集终端技术规范》要求;
2)可根据现场条件选择单独组屏或安装壁挂式电量采集终端设备;
3)电量采集终端应采集、存储、传输电度量、需量、瞬时量数据和表计故障信息;
4)电量采集终端与多功能表通信,每个485通信端口口连接不得大于10块多功能表;
5)电量采集终端与多功能表通信宜采用屏蔽网络数据通信电缆,经过电缆夹层和沟道电缆必须采用铠装屏蔽通信电缆;
6)开闭站及台区柱上表可采用具备GPRS等无线传输方式的多功能表。
7.1.6电量采集主站系统及电量负控子站系统安全配置原则
7.1.6.1电量采集主站及电量负控子站与同一安全分区系统连接应经过认证;
7.1.6.2电量采集主站及电量负控子站与下级系统互联需采用满足要求的单向隔离装置;
7.1.6.3WEB服务器应放置在外网,通过单项隔离装置与系统连接,WEB与MIS系统连接应采用防火墙和防病毒措施;
7.1.6.4系统操作员应根据工作范围适当设置权限。
7.1.7电量采集主站系统及电量负控子站系统通信配置原则
7.1.7.1电量采集系统主站及各供电公司电量及负控子站均应支持网络、专线、拨号和无线传输方式;
7.1.7.2220kV及以上变电站及地方电厂电量采集通过调度数据专网直接接入电量采集主站并由主站向各子站转发;
7.1.7.3城区六局区域内所属变电站电量采集装置到子站系统应按照优先选用网络通道,其次选择V.28数据通道或电话通道,特殊区域和地点可采用无线通道解决。
城区六局区域内电量采集终端设备网络通信原则上按照关口站先配置到主站端,然后再通过主站连接到各子站,或允许主站与子站同时对采集终端进行访问,但要求在采集终端设置用户管理权限,各子站只能读取电量数据,不允许进行任何修改,修改功能只能在主站完成;非关口站网络通信则直接配置到各子站,同时允许主站进行访问;变电站内电量采集终端设备V.28端口配置到所属供电公司子站通信机房内终端服务器上,用网络方式连接到电量采集系统主站和子站;
7.1.7.4远郊10个供电公司可依据通信资源选用网络通道。
当前暂以V.28通信为主,拨号为辅,电量采集终端设备通道均配置到所属供电公司子站通信机房内的终端服务器,用网络方式连接到电量采集系统主站和子站;
7.1.7.5站均通过调度数据专网与公司电量采集主站进行实时数据交换和共享。
7.2调度数据网接入设备
7.2.1总则
调度数据网是为生产控制大区服务的专用数据网络,承载电力实时控制、在线生产交易等业务。
?
电力调度数据网是为?
实时调度及相关生产业务提供服务。
为规范各级调度数据网的规划、设计和建设,保证调度数据网为实时调度及相关生产业务稳定运行提供高可靠、高性能的数据通信网络,特制定本原则。
1)编制依据
《电力二次系统安全防护总体方案》;
《国家电力调度数据网络(SGDnet)总体技术方案》;
《国家电网调度数据网省网建设指导意见》;
《电网调度自动化系统运行管理规程》;
《?
电网自动化专业“十一五”规划》;
《?
电力调度自动化系统运行管理规程(试行)》
2)适用范围:
?
所管辖的电厂、220kV集控站、110kV集控站、220kV及以上变电站的基建、改建工程,以及调度数据网的新建、改建及业务接入。
3)电力调度数据网划分为逻辑隔离的实时子网和非实时子网,分别连接控制区和非控制区。
控制区(安全区Ⅰ)的典型业务系统包括能量管理系统、广域相量测量系统、配电网自动化系统、变电站自动化系统、发电厂自动监控系统等。
非控制区(安全区Ⅱ)的典型业务系统包括调度员培训模拟系统、继电保护及故障录波信息管理系统、电能量计量系统、电力市场运营系统等。
7.2.2调度数据网络自动化信息流向原则
1)?
市调和区调之间的实时数据传输采用调度数据网;
2)?
市调和220kV集控站、110kV集控站、220kV变电站、电厂和其他重要变电站的实时数据传输采用调度数据网;
3)公司四个区调和所辖110kV集控站系统之间采用调度数据网交换数据;
4)控制区(安全区Ⅰ)、非控制区(安全区Ⅱ)的业务,应以调度数据网通道为主,低速数字通道为辅,具备主备通道自动切换功能。
7.2.3网络拓扑
1)?
调度数据网采用分层结构,由三层组成,即核心层、骨干层和接入层。
2)为保证网络的可靠性,在网络的拓扑设计中,应尽可能遵循N-1的电路可靠性和N-1的节点可靠性设计原则,即任何一条单一传输电路或单一节点设备故障不会影响整个网络的运行。
3)根据传输电路的情况,调度数据网核心节点之间采用不完全网状网连接,骨干节点尽量与两个核心节点相连,接入节点至少与一个骨干节点或核心相连,根据业务量及地理位置,接入节点也可直接接入核心节点。
7.2.4通道要求
1)核心市调和核心节点之间采用622MP
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