重庆市电力公司新建110kV数字化变电站实施方案.doc

重庆市电力公司新建110kV数字化变电站实施方案一、技术标准3二、本站概述6三、变电站数字化系统63.1变电站数字化系统概述63.2网络结构及选型63.3 变电站数字化系统设计要求11四、网架结构134.1 变电站系统主变间隔网络图：134.2 110kV GOOSE网络方案图：144.3 主变GOOSE网络方案图：14五、保护方案与计量系统145.1 110kV保护方案与计量系统：145.2 35kV 、10kV保护方案与计量系统：15六、整站方案以及配置要求166.1站控层设备166.2间隔层设备166.3过程层设备18七、数字化变电站设备技术要求207.1监控系统207.2 继电保护和自动装置227.3 继电保护与自动装置配置237.4 光电式电能表267.5 电子式互感器277.6 二次回路297.7 技术服务307.8 设计联络会307.9 工厂验收及培训317.10 质量保证和试验327.11 标志、包装、运输、贮存337.12 设备规范、供货范围和数量347.13 试验37八、安全防护388.1 防雷措施388.2 网络安全防护39九.数字化变电站自动化系统与传统变电站的区别及优势439.1变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免设备重复449.2便于变电站新增功能和扩展规模459.3二次回路的简化：通信网络取代复杂的控制电缆459.4提升测量精度469.5提高信号传输的可靠性489.6应用电子式互感器解决传统互感器固有问题489.7避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题489.8解决设备间的互操作问题489.9设备自检及自动化运行管理水平509.10经济性50十数字化变电站经济分析50附录A 设备清单52附录B 监控系统技术要求55一、 技术标准数字化变电站所有设备的设计，制造，检查，试验及特性除本规范中规定的特别标准外，都遵照适用的最新版IEC标准和中国国家标准（GB）及电力行业（DL）标准，以及国际单位制（SI）。IEC 60870-1 远动设备及系统总则一般原理和指导性规范IEC 60870-2 远动设备及系统工作条件环境和电源IEC 60870-3 远动设备及系统接口（电气特性）IEC 60870-4 远动设备及系统性能要求IEC 60870-5 远动设备及系统传输规约IEC 60870-5-101 远动设备及系统传输规约基本远动任务配套标准IEC 60870-5-103 远动设备及系统 传输规约 保护通信配套标准GB4208-1993 外壳防护等级（IP代码）GB/T 3047.1-1995 面板、架和柜的基本尺寸系列GB/T 13702-1992 计算机软件分类与代码GB/T 15532-1995 计算机软件单元测试GB/T 14537-1993 量度继电器和保护装置的冲击和碰撞试验GB 6162-85 静态继电器和保护装置的电气干扰试验GB/T 2423 电工电子产品基本环境试验规程GB14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程GB5017192电气装置安装工程盘，柜及二次回路接线施工及验收规范GB 50217-1994 电力工程电缆设计规范GB2887-2000电子计算机场地通用规范GB/T 9813-2000 微型计算机通用规范GB/T 6593-1996 电子测量仪器质量检测规则GB/T 13729-2002 远动终端设备GB/T 13730-2002 地区电网数据采集与数字化综自系统通用技术条件GB/T 14598.9-2002 辐射电磁场干扰试验GB/T 14598.10-1996 快速瞬变干扰试验GB/T 14598.13-1998 1兆赫脉冲群干扰试验GB/T 14598.14-1998 静电放电试验GB/T 14598.17-2005 射频场感应的传导骚扰抗扰度GB/T17626.11998 电磁兼容 试验和测量技术 抗扰度试验总论GB/T17626.21998 电磁兼容 试验和测量技术 静电放电抗扰度试验GB/T17626.31998 电磁兼容 试验和测量技术 射频电磁场辐射抗扰度试验GB/T17626.41998 电磁兼容 试验和测量技术 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GB/T17626.51998 电磁兼容 试验和测量技术 浪涌（冲击）抗扰度试验GB/T17626.61998 电磁兼容 试验和测量技术 射频场感应的传导骚扰抗扰度GB/T17626.81998 电磁兼容 试验和测量技术 工频磁场抗扰度试验GB/T17626.101998 电磁兼容 试验和测量技术 阻尼振荡磁场抗扰度试验GB/T17626.111998 电磁兼容 试验和测量技术 电压暂降、短时中断和电压变化抗扰度试验GB/T17626.121998 电磁兼容 试验和测量技术 振荡波抗扰度试验DL/T 634.5101-2002 基本远动任务配套标准DL/T 667-1999继电保护设备信息接口配套标准DL/T 630-1997交流采样远动终端技术条件DL/T 621-1997交流电气装置的接地IEC60870-5-104 电力系统远动信息网络传输标准DL/T 659-2006 火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程DL/T 5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程DL/T 5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程DL 476-92 电力系统实时数据通信应用层协议GB50059-92 35110kV变电站设计规程SDJ9-1999 电测量及电能计量装置设计技术规程IEC60870-5-102 电力系统中传输电能脉冲计数量配套标准DL/T5136-2001 火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程DL/T5137-2001 电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T769-2001 电力系统继电保护技术导则GB/T20840.7-2007 电子式电压互感器GB/T20840.8-2007 电子式电流互感器国电发2005400号国家电网公司十八项电网重大反事故措施及西北电网公司继电保护实施细则列出和未列出的标准均符合相关最新标准，如有冲突则按照技术要求高的标准执行。二、 本站概述拟建110kV杉树变电站所选站址位于重庆市江津双福工业园。隶属江津供电局。110kV杉树变电站为中间变电站，近期作为终端变电站供电。高压侧以交换功率和接受功率为主；中、低压侧主要向其附近的35kV及10kV用户提供电源。本工程有以下工作内容：新建110kV变电站一座，其建设规模为：主变压器：最终363MVA，本期263MVA，有载调压变压器，电压等级110/35/10kV；110kV出线：最终4回，本期2回；35kV出线：最终6回，本期2回；10kV出线：最终42回，本期28出线； 10kV无功补偿：最终为326000kVar，本期为226000kVar。三、变电站数字化系统3.1变电站数字化系统概述数字化变电站建设，二次设备应满足数字化变电站的要求。整站网络建立在IEC 61850通信技术规范基础上，按分层分布式来实现整站数字化实现变电站内智能电气设备间的信息共享和互操作性。整站的网络架构从整体上分为三层：站控层、间隔层和过程层。站控层与间隔层采用按IEC 61850协议星形网络建构，后台系统按照IEC 61850协议统一建模。3.2网络结构及选型3.2.1站控层的组网方式：星型网、双网与环网的选择与比较a) 星型网星型网是指交换机之间采用级联方式组网，如图1.1和图1.2所示。图1.1 单星型网图1.2 双星型网优点：网络实时性好，网络延时最少，可以满足继电保护装置之间实时数据交换的性能要求，尤其是保护GOOSE通信。缺点：网络冗余性较差，单星型网交换机之间网络发生单点故障时，双星型网交换机之间发生交叉故障时，网络通信将受到较大影响。b) 环型网环型网是指连接装置的交换机之间采用实时环网的通信方式，如图1.3和图1.4所示。图1.3 单环型网图1.4 双环型网优点：网络冗余性最好，交换机之间网络发生故障时，通过环网自愈依然可以保证网络通信。缺点：1）网络实时性差，环网中节点间的网络通信延时要高于星型网，另外环网发生故障时自愈时间需要数十毫秒至数百毫秒，不能满足继电保护装置之间数据交换的性能要求。 2) 网络可靠性较差，环网通信基于快速生成树协议，通信故障时可能会引起网络风暴问题。3）投资成本比星型网略高，因为交换机需要的网口数要多于星型网。3.2.2间隔层、过程层的组网，goose是否单独组网及组网原则。a) 过程层点对点、GOOSE网单列方式特点说明：该方案对装置的软、硬件要求较低，易于实现。采样层不需要组网，节省投资费用。缺点是架构层次不清晰，光纤较多，施工检修困难。b) 过程层组网、GOOSE网单列方式特点说明：该方案对装置的软、硬件要求较高，技术难度较大。采样层需要组网，过程层数据共享。系统架构层次清晰。缺点是过程层需要组网，费用较高。c) 过程层、GOOSE二网合一方式特点说明：该方案对装置的软、硬件要求高，采样层与GOOSE二网合一系统架构层次简单清晰，且节省组网费用。缺点是实现难度大。d) 全站一个数据网方式特点说明：过程层与站控层共享数据，整个变电站只有一个数据网，数据做到彻底的共享，系统架构简单，是变电站自动化的发展方向。我们目前所采用的组网方案： 站控层与间隔层网络（上图蓝线）间采用星型网络，采用IEC 61850协议。过程层与间隔层网络（上图绿线为GOOSE接线、黑线为采样回路接线），智能操作箱与间隔层间通信采用GOOSE组网。合并单元与间隔间通信采用IEC 61850-9-1点对点通信协议。跨间隔传输采用IEC 60044-8高速串行FT3通信协议。将开关量信息与模拟量采集分网传输已减轻网络的负担。（上图红线为电缆接线）3.3 变电站数字化系统设计要求3. 3.1 整站采用IEC 61850协议。站控层至间隔层之间采用快速以太网。间隔层至过程层可采用点对点或网络通信方式，通信介质采用光纤。网络方式上，采样数据独立，将GOOSE信息单独组网。3.3.2 110kV互感器均采用数字输出的电子式互感器；35kV、10k主进间隔采用数字数出的电子式互感器，其余间隔采用模拟输出的电子式互感器，3. 3.3 电能计量采用具有光纤以太网接口的数字式电度表。3. 3.4 35kV、10kV保护测控装置就地布置于开关柜上，采用保护与合并器、智能终端合一装置。3. 3.5 380V采用常规互感器，测计量和控制采用常规设计，380V备自投由380V配电屏自带自投功能实现。3. 3.6 全站采用GOOSE网络方式传送跳合闸等开关量信息。3. 3.7系统组态灵活，具有较好的可编程性、可维修性和可扩性。运行人员可在任一台服务器、操作员工作站上对计算机监控系统进行功能组态、软件设置及网络管理。3. 3.8系统的设计具有诊断至模块级的自诊断技术。3. 3.9 I/O数据采集/控制单元应按电气单元配置，应模块化、标准化。系统内任一组件发生故障，均不应影响系统其它部分的正常工作。站控层发生故障而停运时，不能影响间隔层设备的正常运行工作。3.3.10变电站数字化网络方案采用分层、分布式网络结构，由站控层、间隔层和过程层三部分组成。站控层包括监控主机/操作员工作站、远动主机、网络设备及打印机等，完成站内监控功能，为变电站提供运行、管理、工程配置的界面，并记录站内所有相关信息。远动主机通过远动通道向调度端传送信息。监控主机可进行当地操作，并形成当地报表；还可与间隔层设备共同实现小电流接地选线和电压无功综合控制功能(VQC)。所有站控层设备均采用快速工业以太网，并按照IEC61850通信规范进行系统建模并进行信息传输。间隔层主要包括保护装置、测控装置以及其他智能设备。间隔层设备直接下放至各间隔智能控制柜及开关柜上，各间隔设备相对独立，仅通过通讯网互联，和站控层采用以太网通信。过程层包括光电式电子互感器（含合并器）、智能开关设备及过程层网络设备等。过程层使用100M光纤以太网，选用点到点或基于交换机的星型拓朴结构，传输介质选用光纤。变电站内配置规约转换器，将UPS、直流屏、五防、GPS等不支持IEC61850的智能设备，转换成符合IEC61850规范的接口。各间隔的断路器等设备，可以在调度端、站内监控主机和就地三处进行控制，相互之间具有联锁功能，同一时间内只能由一处控制。开关柜和测控柜上设有远方/就地切换开关和就地控制开关，就地控制开关经五防闭锁。间隔层和过程层之间，采用光纤点对点与过程总线相结合的方式。即交流采样采用光纤点对点，跳合闸等开关量信息采用GOOSE网络方式。采样数据独立，将GOOSE信息单独组网。四、网架结构4.1 变电站系统主变间隔网络图：4.2 110kV GOOSE网络方案图：4.3 主变GOOSE网络方案图： 五、保护方案与计量系统5.1 110kV保护方案与计量系统：保护装置安装在屏柜内，合并器为电量采集IEC 61850-9-1接口协议输出至保护装置和电度表。智能单元有采集开关量和跳闸的功能，操作回路与传统操作回路一致。如下图所示 5.2 35kV 、10kV保护方案与计量系统：35kV 、10kV保护装置安装在开关柜内，智能终端X7110为电量采集IEC 61850-9-1接口协议输出至保护装置和电度表。智能单元有采集开关量和跳闸的功能，操作回路与传统操作回路一致。系统架构如下图所示：六、整站方案以及配置要求IEC 61850协议是国际电工委员会TC57工作组制定的变电站通信网络和系统系列标准，是基于网络通信平台的变电站自动化系统的国际标准，其主要特点为：-信息分层-面向对象的数据对象统一建模-数据的自描述-抽象通信服务接口ACSIIEC 61850协议将整站分为三层：站控层、间隔层和过程层。6.1站控层设备站控层设备包括监控主机、远动主机等。其主要功能为变电站提供运行、管理、工程配置的界面，并记录变电站内的相关信息。远动、调度等与站外传输的信息可转换为远动和集控设备所能接受的协议规范，实现监控中心远方控制。6.1.1站控层设备配置原则按需求配置双网、单网。6.1.2站控层设备基本要求站控层设备应建立在IEC 61850协议规范基础上，具有面向对象的统一数据建模。与站外接口的设备如远动装置等应能将站内IEC 61850协议转换成相对应规约格式。所有站控层设备均应采用以太网，并按照IEC61850通信规范进行系统建模并进行信息传输。6.2间隔层设备间隔层设备包含有保护设备、测控设备、表计等。单间隔设备（如测控设备、计量设备、变压器差动保护、备自投设备等）。单间隔设备应具有与合并器的过程层光纤通信接口，并具有与跨间隔间采样数据、控制数据交换能力。跨间隔设备由于受大数据量的限制建议配置前置单元集中处理过程层数据交换。所有间隔层设备应能按照IEC 61850协议建模与站控层通信，并具有完善的自我描述功能。6.2.1间隔层设备配置原则主变间隔配置主后分开保护，开出通过GOOSE控制网由智能操作箱实施。主变保护测控实现轻(重)瓦斯、温度、压力释放、油位、超温报警、档位等其它非电量信号的硬接入及测量；完成有载闭锁、中性点刀闸、有载调压等操作及非电量保护跳闸等功能。非电量保护接入GOOSE网。110kV桥开关配置充电保护，具有备自投功能，装置除连接站控层网络外，应接入GOOSE网。110kV采用智能型电压并列切换装置。35kV、10kV间隔35kV、10kV间隔CT和PT均采用独立的电子互感器。35kV、10kV保护测控装置采用就地安装模式， 10kV分段间隔采用1套装置，具有分段保护及备自投功能，备自投装置应考虑主变高、低压双侧开关的投切顺序，考虑分段备投(通过连切避免过负荷)；备自投装置除连接站控层网络外，也应接入GOOSE网。6.2.2电度表本站选用符合IEC61850通信标准、数字量输入的电能表，数字式电能表应通过国家和本省相关计量部门的认可和检测。主变两侧电能表设在电能表柜上；110kV线路设在电能表屏上；35kV线路、10kV线路、10kV电容器、10kV接地变装设在开关柜上；站用变压器低压侧（三相四线表）装设在380V站用电屏上；电能表具备支持IEC 61850的数字接口。6.2.3间隔层设备的基本要求间隔层的数据采集应满足IEC 61850-9协议中规定的数据格式，具有识别协议中的数据有效性判断，实时闭锁保护，并能将告警事件上送。间隔层设备与过程层设备的通信应采用百兆光纤通信。间隔层设备应具备与过程层通信自检功能，并能将告警事件上送至后台监控系统。间隔层设备间的联系，应从间隔层通过100M以太网来实现数据的交换。6.3过程层设备过程层设备主要包括电子式电流电压互感器、智能一次设备等，现阶段智能化开关由传统开关+智能终端方式来实现开关设备智能化，电子式电流互感器采用罗氏线圈原理来实现电流互感器设备的数字化，电子式电压互感器采用电感感应分压原理来实现电压互感器设备的数字化。过程层设备与间隔层设备相连应采用点对点或网络式总线通信方式，过程层设备具有自我检测、自我描述功能，支持IEC 61850过程层协议。传输介质采用光纤传输。6.3.1电子式互感器及合并器配置原则电子式电流互感器按间隔配置，110kV每个开关间隔布置三只电子式电流互感器,其中线路间隔A相布置一只电子式电压互感器作为抽取电压。电子式电压互感器按母线间隔配置，I母、II母各布置三只电子式电压互感器。110kV主变各侧间隔按照主后保护独立原则布置互感器线圈，线圈布置原则为2保护线圈+1计量线圈，应配置双采集器采集数据；合并器应双重化配置即差动,后备合并器分开，合并器的输入应分别来自不同的采集器，并分别安装于主变保护屏上。110kV母差保护接各个间隔合并器的输出光纤通信数据。110kV线路、母联各配置一组互感器,互感器线圈布置原则为2保护线圈+1计量线圈，应配置单采集器采集数据；互感器合并器应单重化配置，安装于本间隔保护屏上。35kV 、10kV线路、分段间隔配置模拟量输出的电子式电流、电压互感器，并配置智能单元或合并器将模拟量就地数据化后送给保护以及测控、计量设备。主变两侧配置独立的PT合并器或智能终端，软件实现PT并列功能。各间隔合并器应留有来自不同PT合并器的输入数据，在间隔本身来实现PT切换功能。6.3.2智能终端配置原则智能终端装置是将传统开关一次设备接入过程层总线的设备，它输入开关位置、低气压、刀闸位置等状态量，输出跳合闸命令，含操作回路。-主变间隔：高压侧配置1台智能终端，安装在高压侧端子箱内；低压侧各配置1台智能终端，与中、低压侧合并器集成设计，安装在开关柜上；每台主变配置一台本体智能终端，安装在主变端子箱内。-110kV线路间隔：各配置1台智能终端，安装在其端子箱内；-110kV旁路间隔：配置1台智能终端，安装在其端子箱内-35kV 、10kV间隔：每个间隔配置1台智能终端，与合并器集成设计，安装在开关柜内（集成保护功能）。6.3.3 合并器及智能终端的基本功能合并器具有以下基本功能:-可接收来自多路电子式互感器采集器的采样光信号，汇总之后按照IEC61850规约以光信号形式对外提供采集数据；-以光能量形式，为电子式互感器采集器提供工作电源；-接收来自站级或继电保护装置的同步光信号，实现采集器间的采样同步功能；-可以接收传统互感器的模拟信号，进行A/D转换。智能终端具有以下基本功能:-通过过程总线接口给间隔层设备提供电气信息，接受间隔层设备的跳合闸等控制命令；-各断路器的智能终端输入开关位置、低气压、刀闸位置等状态量，输出跳合闸命令，含操作回路； -本体智能终端输入非电量、中性点刀闸位置、档位等信号，输出档位控制、中性点刀闸控制和风扇控制等接点。6.3.4过程层网络配置方案(1) 电流电压采集电流电压采集采用IEC61850-9-1规定的单向多点光纤以太网，每个合并器可向多个二次设备发送采样信息。二次设备往往需要接受若干个合并器输出的数据，应根据需要设计一定数目的光纤以太网接口。(2) 断路器、刀闸等一次设备控制和信息采集本工程中一次设备除互感器外均选用传统设备，为满足数字化变电站的需要应配置智能终端，使其具备过程层总线接口。保护装置应具有与智能终端通信的接口，用光纤和下层智能终端连接。信号传输应能满足GOOSE服务的要求，以保证故障跳闸的快速性。主变保护装置均应具备多个接口，一个接入GOOSE网络交换机，一个接收合并器的二次设备信息；同时主变的每个智能终端均应提供1个接口，分别与GOOSE网络交换机通过光纤连接。(3) 过程层以太网设备 以太网设备符合IEC61850-3和IEEE1613环境标准，采用光纤通信，以太网交换机具有网管功能，支持VLANs，CoS,RSTP；保证N+1网络冗余，采用802.1P优先级协议，保证61850 GSSE/GOOSE报文的实时性并具有监视、管理和限制高优先级的网络数据流的功能七、数字化变电站设备技术要求7.1监控系统 7.1.1系统主要技术指标见附录B7.1.2监控系统功能以下为对当地(变电站内)监控系统的全面要求，如果下述功能的设置增加招标方在软件开发方面的投资时，应适当简化当地功能，仅保留现场调试、检查、检修所必需的功能。后台监控主站应完成对智能设备的在线监测、同时具备小电流接地选线、微机五防、VQC功能及保护信息子站功能。全站采用统一GPS时钟同步网，含于监控系统功能内。7.1.3 二次系统安全防护变电站控制区(安全区)，包括监控系统、五防系统、继电保护等，通过专线或调度数据网与上级调度系统通信。变电站非控制区(安全区)，包括电能量采集系统，通过专线或调度数据网与上级调度系统通信。变电站生产控制大区(安全/区)信息通过调度数据网送往上级调度部门时，必须设置纵向加密认证装置；通过专线和专用协议进行数据传输时,尽可能采取加密措施。如果考虑远程维护，则必须在生产控制大区(安全/区)和管理信息大区分别配备基于电力调度数字证书、具备数据通信加密和操作过程审计功能的安全拨号认证设备。7.1.4硬件变电站层主机包括：监控主机（配双机、兼具维护工程师站功能）、远动主机。主机采用工业控制级计算机，具体配置如下：主频：1.8GHz及以上；内存：1G及以上；硬盘：160G及以上；显示器：监控主机配备:21英寸液晶打印机：配激光打印机1台,可满足A3及A4幅面纸张打印；监控主机配备以太网卡。监控系统应具备规约转换功能，通过RS485、RS232、RS422及以太网等接口收集不能提供IEC61850接口的智能设备，转换IEC61850协议后接入监控系统以太网。监控系统应具有与下列各智能设备接口能力：与电能表及电量采集终端的接口与智能直流系统的接口；与火灾报警、周界报警及消防系统的接口；预留与其它智能设备的接口。7.1.5 软件供方应提供操作系统和数据库，包括监控系统软件、监控系统支持软件、监控系统应用软件、数据库工具软件、远动运行软件、VQC软件、微机五防等。提供免费维护及升级服务。7.1.6 当地监控主站系统功能当地监控主站系统实现的SCADA（数据采集与监控系统）基本功能包括：实时数据采集、安全监控与控制，屏幕显示与操作，保护光字牌，运行记录，制表打印以及画面拷贝等，可在后台监控主机推出站用电及直流系统画面。7.2 继电保护和自动装置7.2.1微机保护装置应具有独立性、完整性、成套性，在一套装置内应含有必须能反应相应的各种类型故障的保护功能。保护装置应保持其功能的独立，完全不依赖通讯网。在软件设计上，也要考虑保护模块与其他模块完全分开。在保护装置内部若还包括断路器控制回路，则还应保证控制回路与保护回路相互独立。7.2.2各种原理的保护性能都应分别满足相应的国家标准或行业标准。7.2.3微机保护装置应提供支持IEC 61850协议的光纤以太网输出，同步信号光纤输入、光纤串口的输入及输出。7.2.4微机保护装置应具有在线自动检测的功能。装置中任一元件损坏时，不应造成保护误动作，且能发出装置异常信号。7.2.5微机保护装置应设有硬件闭锁回路，只有在保护区内发生故障，保护装置启动时，才允许开放跳闸回路。在其他任何情况下，不得误发跳闸命令，也不得误发跳闸信号。7.2.6微机保护装置应设有自复位电路，在因干扰而造成程序走死时应能通过自复位回路自动恢复正常工作，但在进行抗高频干扰试验时，不允许自复位电路工作。7.2.7微机保护装置应设有当地信息输出接口，通过辅助设备输出保护动作顺序和时间、故障类型、故障点、故障前后的电压电流波形。辅助设备可以用交流市电供电，在失去电源时，不能丢失待输出的数据。7.2.8微机保护装置可通过通信接口向远动设备或上位机传递保护动作顺序和时间、故障类型、故障点、故障前后各输入模拟量的采样数据(如电压、电流波形等)，接收远动设备或上位机向保护下达的各种命令。具有多组整定值(区) (不得少于10组)，以便在电力系统运行方式变动时有相适应的整定值组供地调或中心站以及运行人员远方设定。7.2.9微机保护装置的所有引出端子不允许同装置弱电系统（指CPU的电源系统）有电的联系。针对不同回路，可以分别采用光电耦合、继电器转接、带屏蔽层的变压器磁耦合等隔离措施。7.2.10微机保护装置的实时时钟信号及其它主要动作信号在失去直流电源的情况下不能丢失，在电源恢复正常后应能重新正确显示并输出。7.2.11装置应具有自动对时功能。7.3 继电保护与自动装置配置7.3.1主变7.3.1.1主保护配置 差动保护：包含二次谐波制动原理的比率差动和差动速断，瞬时出口跳各侧断路器，发动作信号，CT断线闭锁可投退。 重瓦斯保护：瞬时出口跳各侧断路器，发动作信号。7.3.1.2后备保护配置7.3.1.2.1高压侧（110kV侧） a、复合电压闭锁过流保护： 第一时限跳桥断路器，发动作信号； 第二时限跳本侧断路器，发动作信号； 第三时限跳各侧断路器，发动作信号。 110kV侧复合电压闭锁过流保护中复合电压指高、低两侧的复合电压，两侧复合电压构成“或”门或将两侧电压接点构成“或”门使用，此保护是否经复合电压闭锁可分别由软件控制字及硬压板投入或退出。 b、中性点零序电流保护（二段），电压取自高压母线PT开口三角电压（经零序电压闭锁，该闭锁功能可投退）。 I段：第一时限跳桥断路器，发动作信号； 第二时限跳本侧断路器，发动作信号； 第三时限跳各侧断路器，发动作信号。 II段：第一时限跳桥断路器，发动作信号； 第二时限跳本侧断路器，发动作信号； 第三时限跳各侧断路器，发动作信号。 c、中性点放电间隙零序电流保护、零序过电压保护（主变中性点不接地时投），电流取自变压器高压中性点间隙CT，电压取自光电互感器自产开口三角电压。 间隙过流：第一时限跳桥断路器，发动作信号； 第二时限跳各侧断路器，发动作信号。 零序过电压：第一时限跳各侧断路器，发动作信号。7.3.1.2.2中、低压侧复合电压闭锁相间过流保护a、时限过流速断保护： 第一时限跳分段断路器，发动作信号； 第二时限跳本侧断路器，发动作信号； 第三时限跳各侧断路器，发动作信号。b、过流保护： 第一时限跳分段断路器，发动作信号； 第二时限跳本侧断路器，发动作信号； 第三时限跳各侧断路器，发动作信号。 35kV、10kV侧复合电压闭锁只采用本侧的复合电压，是否经复合电压闭锁可分别由软件控制字及硬压板投入或退出。7.3.1.2.3告警保护 a、高、中、低压侧过负荷，发过负荷动作信号，显示并打印过负荷侧。 b、高、中、低压侧CT、PT断线，发CT、PT断线动作信号，显示并打印CT、PT断线侧。 c、保护启动总出口时发遥信。7.3.1.3非电量保护 本体重瓦斯：瞬时跳各侧断路器，发动作信号。 本体轻瓦斯：发动作信号。 压力释放：跳各侧断路器，发动作信号。 油温高：发信号； 油位高：发信号；油位低：发信号。7.3.2 110kV配电装置保护配置110kV进线不设保护，110kV桥设充电保护。7.3.3 35kV、10kV线路7.3.3.1 两相式过电流保护；7.3.3.2 两相式限时速断保护；7.3.3.3 小电流接地选线；7.3.3.4 低周减载；7.3.3.5 三相一次自动重合闸。7.3.3.6 10kV线路保护测控装置装有断路器位置指示灯7.3.4 消弧线圈及接地变7.3.4.1 两相式过电流保护；7.3.4.2 两相式限时速断保护；7.3.4.3 小电流接地选线，采用光纤接入方式；7.3.4.4 消弧线圈自动跟踪补偿装置(可发零序过压、零序过流信号)。7.3.5 电容器保护配置7.3.5.1 三相式限时电流速断保护；7.3.5.2 三相式过电流保护；7.3.5.3 过电压保护；7.3.5.4 失压保护；7.3.5.5 零序电压保护。7.3.6 10kV分段7.3.6.1 两相式过电流保护；7.3.6.2 两相式限时速断保护。7.3.7 110kV备自投同时具备进线互投或桥(分段)开关自投方式，可根据运行方式进行选择。7.3.8 10kV备自投设为分段自投方式。主变低压后备保护动作闭锁备自投。7.3.9 其它 7.3.9.1 装设110kV、10kVPT智能并列装置，并分别具有3U0越限报警信息指示。7.3.9.2 所有继电保护均设自检功能，能自检装置的故障情况，通过显示器和打印机可输出故障信息（具体故障或异常装置的位置和故障类型）、运行状态信息，保护定值清单等，并可将上述信息远传至调度所。7.3.9.3 保护装置具备事故追忆、故障录波功能，可记录事故前后15帧信息。7.3.9.4 保护测控装置应配置： a）通信接口：本工程电流、电压互感器为数字式光电电流、电压互感器，要求110kV及主变保护测控装置具备与合并器通讯的光纤数据接口，采用IEC-61850规约，10kV保护测控装置具备光纤数据接口，采用IEC-61850规约。通信规约可选择为电力行业标准DL/T667-1999（IEC60870-5-103标准）的通信规约，通信速率可整定。另外的三个接口：一个用于GPS对时的RS-485双绞线接口，一个打印接口（可选485或422方式，通信速率可整定），一个用于调试的RCS-232接口位于前面板。 b）液晶显示，用于本保护操作、显示、整定。 c）装置异常（软、硬件及整定值）发告警信号，可用打印机输出报告。d）直流电源消失发预告信号。 e）一般存储不少于十个事件，直流电源消失信息不丢失。f）每套保护应能送出具体的保护动作信号以及“控制回路断线”“PT或CT断线”“装置故障”“直流消失”等信号，其中保护动作、控制回路断线、装置故障等信号应有空接点开出。g）操作箱应有跳、合闸闭锁继电器，应有手跳、遥跳信号空接点开出。7.4 光电式电能表本站选用符合IEC61850通信标准的数字输入的光电式电能表，光电式电能表应通过国家和本省相关计量部门的认可和检测。7.4.1 电能表的电量输入应采用数字输入接口模式。数字输入接口应严格遵守IEC61850标准，采用高速光纤以太网，可与数字式光电互感器实现无缝连接。7.4.2 电能表的CPU应采用工业级的高速处理芯片，以保证电度表的稳定性和运算速度，宜采用RISC架构。7.4.3 电能表的底层操作系统宜采用嵌入式实时操作系统。7.4.4电能表应具有RS485串口通信功能, 规约采用DL/T645-1997规约。屏内电度表之间的RS485串口并接应经端子排。7.4.5电能表应具备掉电告警、断流失压判断及告警功能。7.4.6 厂家负责给设计院提供屏内各装置的原理接线图，端子排按照设计院的图纸配线。7.5 电子式互感器7.5.1总的要求所提供的电子式电流、电压互感器应该符合IEC600447电子式电压互感器和IEC600448电子式电流互感器中规定的技术要求。应该通过该两文件中规定的出厂试验。本工程要求采用罗氏线圈原理的电子式互感器。合并器的输出数据应能提供IEC 61850-9-1的标准协议接口。并能同时提供给保护、计量、测量设备使用。7.5.2系统运行条件(1)系统额定频率: 50 Hz(2)系统标称电压: 110kV/10.5kV (3)最高电压（Um）: 126kV/12kV (4)系统中性点接地方式: 有效接地方式 / 非有效接地方式 (5)系统短路表观容量: 31.5 kA/ 40kA7.5.3 具体要求 (1) 110kV电子式电流、电压互感器系统标称电压：110kV设备最高电压：126kV额定一次电流：300600A电流互感器准确级次及数量：5TPE/0.5 5TPE/0.2S 5TPE/5TPE 电压互感器准确级次及数量： 0.2/3P 电压互感器额定电压比： 110/3/0.1/3/0.1/3/0.1 kV最大稳定电流：31.5kA，4s最大动稳定电流：80kA（峰值）额定短时工频耐受电压： 230kV额定雷电冲击耐受电压：550kV(2) 35kV电子式电流、电压互感器 （安装于10kV高压开关柜内）系统标称电压：38.5kV设备最高电压：40kV电流互感器准确级次： 5TPE/0.5 5TPE/0.2S 5TPE/5TPE电压互感器准确级次： 0.2/3P(3) 10kV电子式电流、电压互感器 （安装于10kV高压开关柜内）系统标称电压：10.5kV设备最高电压：12kV电流互感器准确级次：5TPE/0.5 5TPE/0.2S 5TPE/5TPE 电压互感器准确级次：0.2/3P (4) 主变中性点间隙光电电流互感器 （安装于主变中性点设备支架上）额定电流：100A7.5.4主要技术指标：(1)额定一次电流标准值（电流互感器）：按上述要求(2)测量级准确度：电流互感器：0.2S级电压互感器：0.2级 (3)保护准确级：电流互感器：电流5TPE电压互感器：3P(4)频率范围：15500Hz(5) 额定连续热电流（电流互感器）：2倍额定一次电流，长期连续工作(6)额定唤醒时间：0(7)额定相位偏移（电流互感器）：0(8)额定延时时间：额定延时时间为1ms，误差范围10010(9)合并器-在以下环境中应正常工作：环境温度：-15 +45 相对湿度：595-合并器直流电源额定电压：220V允许偏差：-20%+10%波纹系数：不大于5厂家提供电子式互感器试验报告和文件资料。7.6 二次回路7.6.1智能终端的装置电源和控制电源分别配置空气开关。7.6.2所有的独立保护、安全自动装置应设有直流电源断电的自动告警功能；7.6.3 功能单元均具有较强的自检报警功能，能自检出装置的故障情况并存储，就地或远方输出打印故障信息、运行状态信息、故障追忆信息、保护定值清单等；7.6.4 传动闭锁功能：当某单元传动远动功能时不向调度发送信息，由硬件实现；7.7 技术服务7.7.1负责尽快给设计人员提供监控系统、保护和自动装置的技术说明书或中标产品样本，以便设计人员了解有关设备，配合买方工作。7.7.2负责监控系统、保护和自动装置的详细设计和集成组态。7.7.3负责完成对整个监控系统调试，开通与地调、监控站和县调的通信。7.7.4负责提供通讯联系电缆，系统运行所需的全部软件，并且要保证软件为最新版本。7.7.5提出保证售后服务的期限和紧急处理事故的到现场时间。7.7.6提出对用户培训的内容及时间，交货时提供的各项技术文件清单及份数。7.7.7负责提供监控系统、保护和自动装置的直流(正常、跳闸)、交流功耗，以便设计人员对操作电源系统的设计。7.7.8负责指定态度友好和技术全面的专业技术人员配合设计人员的工作，及时解答设计工作中出现的与厂家设备有关的技术问题。该指定专业技术人员必须全面了解其所生产的装置原理，善于在技术上协调其内部关系，以避免设计人员因此影响设计进度。7.7.9双方技术上出现分歧时，必须以电力行业各种规程、规范、规定及有关技术手册为依据，互相尊重共同协商解决，不得将一方的意见强加于另一方。7.8 设计联络会设计联络会将举行一次。买方派10名代表参加，为期5天。卖方应作好联络会纪要，包括讨论项目的结论，纪要以中文书写，经双方代表签字。会议纪要与合同具有同等效力。在联络会前二周，卖方应向买方提交技术文件和图纸，以便双方在会上讨论和确认这些技术文件和图纸。监控系统与所有智能设备厂家之间的联调在联络会之前完成。7.8.1应提供的设备技术文件及图纸7.8.1.1图纸类别a)安装图：包括屏外形尺寸、重量、屏柜等设备布置示意图。电缆入口位置、端子排位置等。b)电气原理图。c)端子排位置及端子排图。d)技术参数。7.8.1.2图纸的确认7.8.1.2.1技术协议签定后，在两周内提供设计部门二套完整的图纸和所涉及的装置说明书、其他材料，供买方确认，并积极配合买方完成图纸确认工作。确认后交卖方一套。确认后不解除中标厂商对图纸正确性的责任。7.8.1.2.2在确认图纸后，在一周内提供设计部门一套正式的蓝图和AutoCAD所做的电子版文件，应保证到货的设备与蓝图相符。设计保留在设备出厂前一个月修改部分设计内容的权利。7.8.1.2.3尽快与招标方签定技术协议以确定变电站自动化系统方案，向设计人员提供具备设计条件全部图纸。7.8.2应提供设备的安装使用说明书，说明书必须正确、完整，与到货设备相符。7.8.2.1说明书内容a)设备的安装、运行、维护、调试和全部附件完整的说明书和技术数据。b)例行试验数据。c)每台设备附4份说明书。d)试验报告：型式试验报告。出厂试验报告。试验报告内容应符合国家、行业要求。7.9 工厂验收及培训7.9.1工厂验收设备出厂前招标单位派10人到工厂进行设备检验，验收时间不限定。在设备出厂前一个月内提供各种设备的出厂检验项目、指标、测试程序和测试方法。7.9.2培训为了使用户掌握合同设备的安装、调试、运行及维护的技能，以保证计算机监控系统的正常安全运行，卖方应接受买方技术人员去工厂培训，培训费用由卖方负责。在合同生效后3个月内，卖方应提供一份详细的工厂培训计划给买方。培训计划应包括：培训时间安排，课程内容安排等。该计划买方有权修改，在第二次设计联络会，经双方商定后予以实施；对于培训人员，卖方应提供技术文件、图纸、参考资料，还应提供试验设备、工具、安全保护装置，以及其它必需品和工作场所；培训人员在卖方技术人员的指导下，应该掌握本合同设备硬件、软件的结构原理，掌握合同设备的安装、调试及诊断维护，学习并参与画面编辑、数据库定义、报表生成、参数设定等工作。7.9.3现场工作现场验收应在所有设备安装、调试完毕，且设备准备投入试运行时进行，由双方共同进行现场验收。卖方还应派专业技术人员到现场进行为期一周的培训。7.10 质量保证和试验7.10.1质量保证7.10.1.1自卖方设备投运之日起三年内免费维修，终身保修。7.10.1.2买方难以处理的装置故障、缺陷等，由卖方在接到通知时起24小时内赶到现场处理。7.10.1.3卖方应根据买方要求到现场指导安装、调试，负责运行培训及解决设备所有的技术问题，使设备具备投运条件。7.10.1.4产品具备出厂验收条件时，由买方组织验收，验收合格，方可发货。7.10.1.5设备交货时，附出厂试验报告、质量