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1、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
2、、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,变电站二次系统通用设计编制单位分工,分步实施,2006年底开展研究策划，提出工作思路,2006年12月开展书面调研,2007年3月，汇总分析调研材料，召开第一次协调会,2007年4月，编制形成实施意见，第一次协调会,2007年5月，各网省公司完成本地区技术方案，开展现场调研,2008年1月22日公司级审定会,2007年12月组织召开专家评审会议,2007年10月，完成统稿，挂网广泛征求意见。,2007年8月，完成初稿，第六次协调会，征求各网省公司意见。,2007年6月，提出主要技术原则，完成专题研究报告,书面调研：2006年
3、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：2007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
4、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
5、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
6、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110500kV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110500kV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
7、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
8、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
9、、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
10、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
11、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
12、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
13、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
14、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/T 667-1999（idt IEC60870-5-103）或DL/T 860(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
15、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
16、，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站通过防火墙接入监控系统站控层网络，向监控系统转发各保护装置详细软报文信息。推荐保护硬接点信号见附表。,方案一,方案一,推荐保护硬接点信号附表,推荐保护硬接点信号附表,推荐保护硬接点信号附表,主要技术原则,方案二：如果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，则保
17、护及故障信息管理子站系统与监控系统分网采集保护信息。保护装置可直接通过网口或保护信息采集器，按照子站系统和监控系统对保护信息量的要求，将保护信息分别传输至子站系统和监控系统，故障录波单独组网后直接与子站连接。保护信息采集器推荐与保护信息管理子站统一设计。技术展望：集控中心站、数字化变电站等。,方案二,二、系统调度自动化 远动系统：采用专用操作系统，与计算机监控系统合用I/O测控单元；传输通道采用电力数据网和点对点专线互为备用；远动系统设备组1面屏，布置在计算机室内。电能量计量系统：包括计量表计、远方终端或传输装置等；贸易结算关口计量点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
18、售电双方或多方协商确定。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变压器及线路。贸易结算关口计量点配置主/副电能表计，考核用关口计量点按单电能表配置。,主要技术原则,调度数据网接入设备：宜就近两点不同路由就近接入电力调度数据网，配置1套接入设备，包括交换机、路由器等设备，组1面屏布置在计算机室内（纵向认证加密装置与其共同组屏）。二次系统安全防护：包括横向和纵向安全防护设备；纵向安全防护应在控制区加装IP认证加密装置，非控制区加装IP认证加密或防火墙；横向安全防护采用安装防火墙的方式。（最终稿放在其它二次系统部分）,主要技术原则,主要技术原则,相量测量装置：
19、宜配置1套PMU装置，由1套通信主单元以及多个电气采集单元组成，每套装置采集单元可采集不小于6条线路，采集单元可结合变电站远景规模考虑。集的电流、电压应取自互感器的测量级二次绕组。采集500kV线路及主变压器高压侧的三相电流电压，也可采集220kV母线的三相电压。PMU装置应具有对时功能，时间同步误差应不大于1s,对时接口优先采用IRIG-B（DC）或1PPS+串口方式。,三、计算机监控系统系统结构：采用开放式分层分布结构，由站控层、间隔层、过程层（选配）以及网络设备构成。连接结构推荐采用间隔层的测控单元直接上站控层网络，测控装置直接与站控层通信。系统软件：主机应采用应采用安全操作系统，如基于
20、UNIX或LINUX的操作系统。系统与保护的通讯规约宜采用DL/T 667-1999（IEC60870-5-103）或DL/T 860（IEC61850）。设备配置：站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层设备按工程实际建设规模配置；站控层设备包括主机、操作员站、工程师站（选配）、远动通信设备、五防工作站（可选）及打印机等；主机、操作员站、远动通信设备按双机冗余配置。,主要技术原则,主要技术原则,间隔层测控单元组屏原则：一个半接线：每串组12面测控屏（柜），每面屏（柜）上24个测控装置。双母线接线：每条线路、每段母线及母联分段各配置1个测控装置；每34个测控装置组1面测控屏（柜）。每台主变压器组
21、1面测控屏（柜），34个测控装置。每台主变压器35kV侧无功补偿装置宜设置1面测控屏（柜），34个测控装置，站用变压器组1面测控屏（柜），屏（柜）上3个测控装置。110kV线路测控装置推荐与线路保护组在一面屏上。系统功能：防误闭锁、AVQC等功能宜由计算机监控系统实现。全站防误操作闭锁功能可采用以下三种方案：,主要技术原则,方案一：通过监控系统的逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。,主要技术原则,方案二：监控系统设置“五防”工作站。远方操作时通过“五防”工作站实现全站的防误操作闭锁功能，就地操作时则由电脑钥匙和锁具来实现，同时在受控设备的操作
22、回路中串接本间隔的闭锁回路。,主要技术原则,方案三：配置独立专用微机“五防”系统。远方操作时通过“五防”系统实现全站的防误操作闭锁功能，就地操作时则由电脑钥匙和锁具来实现，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。专用微机“五防”系统与变电站监控系统应共享采集的各种实时数据，不应独立采集。,主要技术原则,本间隔的闭锁回路可以由电气闭锁接点实现，也可采用能相互通信的间隔层测控单元实现。随着技术发展，防误操作闭锁功能宜采用方案一。具有回路简单，先进适用，可靠性高，易于操作维护等优点，是数字化变电站技术发展的必然趋势。设备布置：操作员站、五防工作站及打印机布置在主控制室；工程师站、主机屏、远动
23、通信设备屏布置在计算机室。,四、元件保护主压变器保护：配置双重化的主后备一体的电气量保护和一套非电量保护；高、中压侧配置带偏移特性的阻抗保护(可根据运行需要投退)，每台主变组3面保护屏。高压电抗器保护：配置双重化主后备一体的电气量保护和一套非电量保护；可采用组2面屏方案，也可采用组1面屏方案。35（66）kV母线：一般不宜配置，当采用主变压器低压侧速断保护不能满足灵敏度要求时，每段母线可配置一套微机型电流差动母线保护。低压无功自动投切装置：该功能宜由监控系统实现，如不满足系统要求，可装设一套低压无功自动投切装置。,主要技术原则,主压变器保护配置图,五、系统及站内通信光纤通信系统：通信电路应结合
24、国网及各网省公司通信网规划建设方案进行设计。光传输设备：应至少配置2级传输网设备，按需引入国网或区网或省网通信传输网；地区网设备根据具体工程组网需要配置。一回线路的两套纵联保护应通过两套独立的光通信设备传输，每套光通信设备可按最多传送8套线路保护信息考虑。光缆建设：对于50km以下短线路，优先采用双光缆；对于没有迂回光缆路由的同塔双回线路，宜架设双光缆；500kV线路保护迂回路由不应采用ADSS光缆，不宜采用220kV以下电压等级的光缆；三回线路、不同塔双回线路宜建双光缆，同塔双回线路至少建一根光缆，跨区域线路至少建一根光缆，只有两回线路进出的终端变电站（或电厂）应建双光缆。330kV线路保护
25、迂回路由不应采用ADSS光缆和110kV以下电压等级的光缆。,主要技术原则,主要技术原则,电力线载波通信系统：当保护只有一路独立光纤通道时，宜配置一路复用保护电力线载波通道。每套载波通信设备占用1个屏位。系统调度程控交换机：按网、省、地调合用1套48线数字程控交换机配置，配线架按变电站终期容量配置。通信机房动力环境监测设备：应与全站视频安全监视系统统一考虑，不单独设置。通信电源系统：应配置两套完整的通信电源系统。每套电源系统应包括1套高频开关电源、1组蓄电池组、1个直流分配屏（柜）。蓄电池容量应满足按实际负荷放电至少4h的要求（DC/DC变换方式）。,主要技术原则,站内综合布线：根据运行管理部
26、门和各专业的需求，可在站内进行统一的综合布线。通信缆线敷设：保护采用专用光纤芯方式时，所用纤芯宜由通信光纤配线架配线引接。通信机房：通信设备机房应该按照变电站终期规模考虑其面积，在初步设计阶段，根据实际情况合理布置屏（柜）位(尺寸与二次一致）。根据实际工程，通信蓄电池屏（柜）可布置在变电站直流蓄电池室。,通信设备机房布置图,六、直流系统及交流不停电电源（UPS）系统直流系统：电源采用110V或220V，装设2组阀控式密封铅酸蓄电池，容量按1小时事故放电时间考虑；宜采用高频开关充电装置，宜配置2套，模块N+1；也可3套。交流不停电电源系统：宜配置两套交流不停电电源系统（UPS），可采用主机冗余配
27、置方式，也可采用模块化N+1冗余配置。负荷包括：计算机监控系统、电能量计费系统、保护及录波信息子站、火灾报警系统等。,主要技术原则,直流系统接线图（方案一）,直流系统接线图（方案二）,七、其它二次系统全站时间同步系统：变电站配置1套公用时间同步系统，高精度时钟源宜双重化配置，近期以GPS为基础，条件具备时宜采用GPS与北斗系统等空基时钟源互备方式。宜具有与地基时钟源接口的能力。时钟源宜布置在计算机室，在各继电器小室配置扩展屏（柜）。对时范围包括监控系统、保护装置、故障录波装置、故障测距装置、相量测量装置及站内其它智能设备。时间同步系统宜输出IRIG-B（DC）时码、1PPS、1PPM。图像监视
28、及安全警卫系统：用于实现全站的安全、防火、防盗功能，不用于监视设备运行状态。就地摄像头的配置型式及数量可参见表。,主要技术原则,500kV变电站图像监视及安全警卫系统,主要技术原则,二次设备的布置新建工程应按工程最终规模规划，在初设阶段布置二次设备，并合理考虑预留屏位。主控室与计算机房间宜采用玻璃隔墙，主控室面积宜控制在60m2左右，计算机室宜按布置1416面屏考虑。当通信蓄电池采用组屏布置时，通信电源室与通信机房可合并建设。直流电源室原则上靠近负荷中心布置，蓄电池组架布置，设置独立蓄电池室，并毗邻于直流电源室布置。二次设备屏（柜）位采用集中布置时，备用屏（柜）位宜按10%考虑，采用下放布置时
29、，备用屏位宜按15%考虑；变电站内所有二次设备屏（柜）体结构、外型及颜色应一致。,主要技术原则,继电器小室的设置及电缆敷设方式 采用敞开式设备时，继电器室宜就地下放布置，500kV配电装置宜按23串设置1个继电器小室；220kV继电器室在场地允许的条件下，可在配电装置区域内以分段为界设2个继电器室；在靠近主变压器和无功补偿装置处可设置1个主变压器和无功补偿装置继电器室。下放布置的继电器室电缆敷设宜采用电缆沟敷设方式，一般不采用抗静电活动地板。采用GIS紧凑型设备时，继电器室宜集中布置于主控通信楼，可设置电缆夹层。,主要技术原则,电流互感器二次参数选择 对500/330kV、110kV电流互感器
30、宜按三相配置；对35 kV，依具体要求可按两相或三相配置。两套主保护应分别接入电流互感器的不同二次绕组，单套配置的保护应接入电流互感器专用的二次绕组，后备保护可与主保护共用二次绕组；故障录波器、故障测距装置宜与保护共用一个二次绕组；测量、计量宜分别使用不同的二次绕组。保护用的电流互感器宜采用5P级，计量用电流互感器绕组应采用0.2S级，测量用的电流互感器宜采用为0.5级。,电流互感器二次参数一览表,主要技术原则,电压互感器二次参数选择 对500kV一个半断路器接线，每回线路应装设三相电压互感器，母线装设单相电压互感器；对220 kV双母线接线，每回线路宜装设三相电压互感器，母线也装设三相电压互
31、感器；35 kV母线宜装设三相电压互感器。两套主保护的电压回路宜分别接入电压互感器的不同二次绕组，故障录波器可与保护共用一个二次绕组。对于I、II类计费用途的计量装置，宜设置专用的电压互感器二次绕组。技术上无特殊要求时，保护装置中的零序电流方向元件应采用自产零序电压，电压互感器可不再配置保护用剩余电压绕组。,电压互感器二次参数一览表,二次设备技术条件是以二次系统通用设计的技术原则、组屏方案为依据，对变电站用的各类主要设备、屏柜制定统一的技术规范。各电压等级共计71项技术条件书。,二次设备技术条件,二次系统通用设计从各电压等级通用设计方案中选取了具有代表性，使用广泛的接线和布置方案，应用研究确定
32、的技术原则和组屏方案，进一步细化和完善二次系统设计，提出典型应用工程案例，供工程参考应用。,典型应用工程案例,典型应用工程案例,典型应用工程案例,设计图包括图21-1 电气主接线图图21-2电气总平面图图21-3系统继电保护配置图图21-4 远动化范围图图21-5 计算机监控系统方案配置图（一）图21-6 计算机监控系统方案配置图（二）图21-7 主变压器保护配置图图21-8 直流系统接线图图21-9 主控制室、计算机室屏位布置图图21-10 继电器室屏位布置图图21-11 通信机房屏位布置图,典型应用工程案例,二次设备布置方式GIS方案：二次设备采用集中布置方式，主控楼一层设有继电器室和蓄电
33、池室；主控楼底层设电缆夹层；主控楼二层设有主控室、计算机室及通信机房等。HGIS及AIS方案：二次设备采用分散布置方式。主控室、计算机室、通信机房布置在主控楼；继电器小室就地下放布置，设置23个500kV继电器小室，设置1个主变及35kV继电器。（以500kV为例）,主控制室、计算机室屏位布置图,500kV继电器室屏位布置图,220kV继电器室屏位布置图,主变及35kV继电器室屏位布置图,五、取得的主要技术成果,二次系统通用设计是在成熟适用的技术条件和工程应用方案中，择优确定二次系统设计技术原则和二次设备的功能配置。通过总结以往运行、设计及制造经验的基础上，结合当前二次技术的发展，二次系统通用
34、设计取得了以下几方面成果：,主要技术成果,一是：规范了系统继电保护及元件保护的配置原则、通道组织原则和设备组屏原则。,主要技术成果,二是：规范了计算机监控系统的配置原则和方案，包括整体网络结构，站控层软件、硬件配置，间隔层设备配置及组屏原则，站控层与间隔层通信所采用的技术和标准，监控系统与继电保护、保护故障信息管理子站以及站内其他智能装置的通信接口形式和技术要求等。,主要技术成果,三是：规范了变电站电气二次接线，包括防误闭锁实现方式，二次屏柜的供电方式，操作箱控制回路接线以及断路器、隔离开关机构箱控制回路接线等。,主要技术成果,四是：规范了专业间配合的技术要求，包括系统继电保护对电流互感器、电
35、压互感器变比、绕组数量、容量及精度的配置要求；系统继电保护对断路器跳闸线圈、操作电源的配置要求；保护对通信通道的要求、保护光电转换接口对通信电源的要求等。,主要技术成果,五是：规范了保护和故障录波信息管理子站系统的配置原则及实施方案，包括：子站系统的构成、功能定位、数据采集方式，与监控系统的接口方式、子站信息传输方式等。,主要技术成果,六是：规范了二次系统各类接口要求，包括：继电保护装置与计算机监控系统的接口及通信要求；继电保护装置、故障录波装置以及双端故障测距装置对时精度和接口要求。,主要技术成果,七是：规范了站内通信设备的配置原则和方案，包括：通信蓄电池配置原则、通信机房布置、光缆引接方式
36、、通信机柜尺寸等。,主要技术成果,八是：规范了时间同步系统、图像监视系统的配置原则和方案。,主要技术成果,九是：规范了二次设备的接地方式、继电器保护小室下放布置和电缆敷设方式。,主要技术成果,六、技术展望,技术展望,500kV集控中心站，500kV变电站无人值班，实现减人增效的一种运行管理模式，仅在少数地区有应用，有待进一步规范相关建设标准和技术原则。,500kV集控中心站建设,地调/集控一体化建设；分区控制：按责任分区建设；,地调/500kV集控一体化建设,地调/500kV集控一体化建设,站内建筑生活环境要求降低,防火防盗安全防护性能提高,功能房间调整合并，减少值休室备餐间类的生活房间；,继
37、电器室屏间距离合理压缩，控制室面积适当缩小；,一楼门窗适当采取防盗措施，门窗选择和建筑装修考虑防火因素。,站内设施简化,监控系统后台适当简化；办公管理系统简化；站内通信减少交换容量和电话设置。,无人值班变电站建筑和设备配置简化思路,技术展望,数字化变电站，是未来变电站建设的发展方向，将对变电站二次系统设备带来革命性变化。,技术展望,主要特点：信息采集、传输、处理、输出过程全部数字化。按IEC61850协议建立变电站中各种设备的信息模型，包括数据模型和功能模型；设备间交换信息均使用该模型构建统一的信息平台。解决了设备间的互操作问题，避免了设备重复投入。通过通信网络的改变使保护、监控、在线检测、五
38、防和VQC等信息传输，在统一的信息平台上实现了信息共享。关键技术：IEC61850协议的颁布及标准的应用,为建设数字化变电站提供了基础；光电式互感器的应用,有条件进行全数字化变电站建设；一次设备智能化。采用传统一次设备（如断路器、主变压器等）+智能终端的方法，实现一次设备智能化（过渡）。,采用传统一次设备（如断路器、主变压器等）+智能终端的方法，实现一次设备智能化。充分利用现有一次设备。,一次设备智能化,技术展望,实施步骤：数字化变电站技术的发展将会是个比较长期的过程，技术的成熟度，方案的可行性均要结合工程应用逐步完善，数字化变电站应用技术采取分步走的策略是比较可行的方案。第一阶段：可以结合I
39、EC61850标准先在测控部分选择实施示范性工程实施，以积累新一代变电站网络通信协议的应用经验；第二阶段：在电子式互感器应用技术的成熟的基础上，可以考虑在500KV系统选择采用电子式互感器技术实现信息采集、处理、传输数字化应用；第三阶段：基于智能断路器技术的成熟度实现信息采集、处理、传输、从交流量的采集到断路器操作的全数字化应用；最终实现变电站总线与过程层总线的集成应用。,技术展望,应用情况：数字化变电站500kV电网中还没有得到真正的应用（测控部分IEC61850标准示范性工程实施），仅在少数110kV 及220kV变电站中有应用（IEC61850标准及电子式互感器）。,110kV变电站的应用,光电互感器及光纤,一次设备智能化,变压器端子箱配置智能单元,一次设备智能化,控制电缆改为光缆,
