电气二次施工图设计说明书.docx

*110kV变2#主变扩建工程电气二次施工设计说明书（送审版）441-X20041S-D0201二。二三年十二月1总的部分11.1 设计依据11.2 工程建设规模和设计范围12系统及电气二次22.1 系统继电保护及安全自动装置22.2 系统调度自动化82.3 元件保护及自动装置132.4 计算机监控系统152.6 视频监控系统192.7 时间同步系统192.8 二次设备布置192.10 二光缆、网线、电缆选择及敷设202.11 抗干扰措施212.12 二次设备防雷223二次设备招标情况234施工设计与初步设计差异情况23一总的部分1.1 设计依据(1)工程设计中标通知书、工程设计合同、地方政府有关部门的相关依据文件及与本工程项目有关的其他重要文件等。(2)关于盘州500kV变220千伏送出工程、沿河官舟IlokV变2号主变扩建工程、威宁麻乍35kV输变电工程可行性研究报告的批复(黔电规划(2021)74号)(3)关于沿河官舟110千伏变2号主变扩建工程初步设计的批复(黔电基建(2024)31号)1.2 工程建设规模和设计范围1.2.1 建设规模本工程为新建工程。根据电力系统规划设计的要求，本工程建设规模如下表所示：序号名称本期远期一、官舟变电站1变压器l×40MVA2×40MVA2IlOkV出线1回(青山22OkV变)4回335kV出线1回6回4IOkV出线10回20回5IOkV电容器2×5.012Mvar(2X3.6)+(2×5.012)Mvar6站用变2×200kVA2×200kVA7电气主接线1) HOkV采用单母线分段接线；2) 35kV采用单母线分段接线；3) IOkV采用单母线分段接线。1)HOkV采用单母线分段接线2) 35kV采用单母线分段接线；3) IOkV采用单母线分段接线。二、对侧上坝变电站1IlOkV出线1回(青官11回)远期10回2电气主接线HOkV采用双母线接线HOkV采用双母线接线1.2.2 设计范围电气二次部分包括系统继电保护、元件保护及安全自动装置、调度自动化、微机五防系统、电能量计费系统、通信系统等。二系统及电气二次2.1 系统继电保护及安全自动装置2.1.1 系统概况1) IIOkV官舟变电站本期扩建规模为：1)变压器部分：扩建2#主变，变压器容量为IX40MVA。2) IlOkV部分：现状为单母线接线，出线1回，接入青山22OkV变；本期新建IlokVIl段母线，新建IlokV出线间隔1个，新建IlokVIl段母线设备间隔1个，分段间隔1个，主变间隔1个，本期建成为单母线分段接线。本期将HOkVI段母线电子式电压互感器更换为常规电容式电压互感器，将IlOkV青官I线电子式电流互感器更换为常规互感器，新增#1主变高压侧断路器。3)35kV部分：现状为单母线接线，1#主变35kV侧出线3回。本期新建35kVII段母线，新建35kV出线间隔1个，母线设备间隔1个，分段间隔1个，主变间隔1个，本期建成为单母线分段接线。本期工程将35kV预制舱改造为35kV配电装置室。4)1OkV部分：现状为单母线接线，1#主变IOkv侧出线10回；本期新建IOkVII段母线，新建10个出线间隔，母线设备间隔1个，分段间隔1个，电容器间隔2个，站用变间隔2个(含IOkVI段母线1个)，主变间隔1个，本期建成为单母线分段接线。本期工程将IOkV预制舱改造为IOkV配电装置室。5)无功补偿：现状为IOkVl段配置容量2X3.6MVar的电容器组，本期新建容量2X5.012Mvar的电容器组。6) IOkV站用变：IOkV站用变前期已建设容量为IoOkvA站用变1台，室内干式。本期拆除1好站用变，并新建容量为20OkVA站用变2台，户外油浸式。2.对侧22OkV青山变建设规模：22Okv青山变为已投运综合自动化电站设计，本期需扩建1个IlokV线路间隔的相应二次设备。22OkV变电站电力系统二次部分包括继电保护及安全自动装置、通信、数据网、调度自动化、电能量计费系统等。2.1. 2系统继电保护及安全自动装置配置现状（1）概述HOkV官舟站是于2016年投入运行的数字化综合自动化变电站。站内二次设备的运行情况如下：综自系统的成套设备为北京官舟公司的数字式自动化系统，站控层采用双星以太网方式组网，过程层采用A网、B网，站内通信规约为IEC61850。该站为原贵州电网公司标准设计的数字化变电站，原一期的电流互感器、电压互感器的设备均为电子式互感器设备。根据现新的规范要求，本期扩建要求采用常规的电流、电压互感器设备，本期扩建设备与原一期设备有交叉的地方，存在配合的问题，原IIOkV母线合并单元、#1主变合并单元、相关的电子式互感器均为新宁光电厂家的设备，据了解，此厂家已退出市场，存在后期消缺困难，无相关人员到现场服务等问题。（2）改造方案将原有的IIOkVl段母线电子式PT进行更换为常规电压互感器；将原有的IlOkV青官I回线路的电子式电流、电压互感器进行为常规电流、电压互感器；将原有的#1主变35kV进线电子式电流、电压互感器更换为常规电流电压互感器;将原有的#1主变IOkV进线电子式电流、电压互感器更换为常规电流电压互感器;对原有的IlOkV母线合并单元（2套）、IIOkV青官I回线路合并单元（1套）、#1主变变高合并单元（2套）进行更换，#1主变变中合并单元及智能终端一体装置（2套）进行更换、#1主变变低合并单元及智能终端一体装置（2套）进行更换、均更换为接入常规模拟量的合并单元；IlOkVl母线PT配置1套合并单元、IIOkVIl母线PT配置1套合并单元。对原站内的#1主变、IlOkV线路、IlOkV母线PT等涉及到的设备进行改线并调试。本期扩建部分按南方电网公司35kV'500kV变电站标准设计（V2.1）进行设计，配置相应的二次设备，完善过程层Al、A2、BkB2网络等配置。后期待一期设备达到使用年限后，再对一期二次设备进行改造及更换，最终全站更换后，满足南方电网标准设计V2.1智能站的要求。增加设备如下:序号设备名称技术参数数量备注1IlOkV青官I回线路合并单元1套2HOkVI母线PT合并单元1套3IlokVn母线PT合并单元1套4IlokV母线PT并列装置1套5#1主变变高合并单元2套6#1主变变中合并单元及智能终端一体装置2套7#1主变变低合并单元元及智能终端一体装置2套8#1主变35kV开关柜电流电压互感器更换1项9#1主变IOkV开关柜电流电压互感器更换1项10智能故障录波1套10IlOkV青官I回线路电子式CTPT更换为常规设备1项11IlOkVI段母线电子式PT更换为常规PT1项12设备安装、调试1项13原一期设备调试涉及IlOV青官I回、IIOkv母线PT、#1主变等1项2.1.3 系统继电保护配置（一）保护配置原则本工程按照智能变电站原则进行设计，系统继电保护及安全自动装置根据GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程、南方电网Q/CSG1203005-2015电力二次装备技术导则、南方电网公司反事故措施（2021版）进行配置。保护装置选用国产微机型，所有元件保护及自动装置选用国产微机型，并具有3个以上通信接口，采用B码对时，并要求信号及故障信息分别采用不同的通信接口与变电站计算机监控系统及继电保护信息管理子站系统通信，部分保护信号采用硬接点方式接入变电站计算机监控系统。系统继电保护及自动装置配置除满足相关规程规范要求外，按照IEC61850标准建模并通信。（二）保护配置方案（1） IIOkV线路保护、现站内已有1回IlOkV线路（IYjlOkV青官I回），该线路已配置了1套南京南瑞继保的PCS-943线路保护装置，配置了1套北京官舟的CSI-200E型线路测控装置，配置了1套新宁光电的电子式互感器合并单元，以上设备组1面柜安装在主控室的3P屏位。根据本期扩建工程方案，本期扩建后IlOkV为单母线分段接线、IlOkV进线2回，均为电源线,故需配置1套IlOkV进线及分段备自投装置。由于原有的IlOkV青官I回线路配置的是电子式互感器+新宁光电厂家合并单元（该设备厂家已退出市场，存在运维消缺等困难问题），本期扩建IIOkV青官II回为常规的电流、电压互感器。根据现在南方电网备自投的标准要求，备自投接入常规模拟量电流、电压作为逻辑判据。基于以上原因，本期把原有的IlOkv青官I回线的电子式电流、电压互感器更换为常规的电流、电压互感器；拆除原HOkV线路保护测控柜内的电子式式合并单元及相应的配线。、本期新增1回IlOkV线路，至22OkV青山变（3Y,IlOkV青官II回），线路长度约8km,该线路本期配置1套专用光纤电流差动保护装置，与线路测控组1面柜安装在主控室2P屏位，保护选型与对侧青山变侧匹配。对侧220kV青山变配置1套专用光纤电流差动保护装置，与线路测控组1面柜安装在主控室61P屏位，保护选型与对侧官舟变侧匹配。本期IlOkV线路保护：采用专用纤芯，两用两备。2.1.4 母线保护及分段保护配置（1） IIokV母线保护现站内没有配置IIokV母线保护、本期维持现状不变。（2） IIOkV分段保护分段断路器宜配置相电流和零序电流保护，保护应具备瞬时和延时跳闸的回路，作为母线充电保护，并兼作新线路投运时的辅助保护，保护宜与测控分开。本期官舟变配置1套IIOkV分段保护装置，与测控装置、IlOkv备自投组柜安装在主控室IP屏位。2.1.5 智能录波器现站内已配置1套武汉中元华电科技股份有限公司的ZH-5型故障录波及网络分析装置，安装于主控室IOP位置，本期该装置网络分析功能利旧，计列相应的接口服务费；故障录波功能不再使用。本期新增1套智能故障录波，智能录波器应整合二次系统运维管理、保信子站功能。具备变电站配置文件管控、二次设备状态在线监视、二次虚回路在线监视、二次过程层光纤回路在线监视、二次检修辅助安措、二次回路故障诊断定位、保护综合管理与远方操作、网络报文分析、故障录波、信息交互等功能。2.1.6 系统安全及自动装置2. 1.6.1电压并列装置1） IlOkV电压并列现站内已配置了2套新宁光电的IIokV母线合并单元（该设备厂家已退出市场，存在运维消缺等困难问题），安装至主控室公用测控柜6P,原一期的方案的电压并列由合并单元实现；因原I段母线合并单元为接入电子式互感器，但是本期扩建II母PT为常规电压互感器，故原有的合并单元不满足本期设备的接入，根据工程情况，本期将原I段电子式母线PT更换为常规PT,将原有的母线合并单元更换为接入常规模拟PT量的合并单元，满足原站内#1主变保护、IlOkv线路保护、录波、测控等设备的接入需求。本期新增2台IIOkV母线PT模拟量合并单元并配置相应的ODF配线架，安装在就地智能终端柜内，拆除原公用测控柜内的电子式合并单元及配线。本期扩建再新增1套常规IIokv电压并列装置，与本期新增的公用测控装置组一面柜。接入IIokV母线PT常规模拟电压，用于本期新扩建部分新增的保护、测控、表计等相关设备。2） 35kV电压并列现站内35kVI母PT柜内已配置了1台北京四方的JFZ-32Q电压并列装置，本期完善其相应II母PT的接线内容。3） IOkV电压并列现站内IOkVI母PT柜内已配置了1台北京四方的JFZ-32Q电压并列装置，本期完善其相应II母PT的接线内容。2） 1.6.2备用电源自投装置DHOkV备自投根据系统运行方式及IlokV接线形式，本期IlOkv配置1台进线及分段备自投装置，与IlOkV分段保护、测控组1面柜安装在主控室1P。3） 35kV备自投根据系统运行方式及35kV接线形式，本期35kV配置1台进线及分段备自投装置，安装在35kV分段开关柜内。因35kV备自投装置根据现在南方电网备自投的标准要求，备自投为接入全部的电流、电压模拟量。经业主要求，本期35kV备自投装置采用全部模拟量接入，故本期需将原#1主变35kV进线的电子式电流电压互感器+合并单元、智能终端一体装置（2套）更换为常规的电流互感器（原设备厂家为新宁光电，该设备厂家已退出市场，存在运维消缺等困难问题），并将原有的2台#1主变中压侧接入数字量的合并单元及智能终端一体装置更换为接入常规模拟量合并单元及智能终端一体装置。4） IOkV备自投根据系统运行方式及IOkV接线形式，本期IOkV配置1台进线及分段备自投装置，安装在IOkV分段开关柜内。因IokV备自投装置根据现在南方电网备自投的标准设备，备自投为接入全部的电流、电压模拟量。经业主要求，本期IOkv备自投装置采用全部模拟量接入，故本期需将原#1主变IokV进线的电子式电流电压互感器+合并单元、智能终端一体装置（2套）更换为常规的电流互感器（原设备厂家为新宁光电，该设备厂家已退出市场，存在运维消缺等困难问题），并将原有的2台#1主变低压侧接入数字量的合并单元及智能终端一体装置更换为接入常规模拟量合并单元及智能终端一体装置。1.1.7 保护及录波装置对时精度和接口要求系统继电保护装置采用IRIG-B（DC）对时，对时精度优于Ims0智能录波器装置采用IRIG-B（DC）对时，对时精度优于0.5ms。1.1.8 系统保护对相关专业的要求（一）继电保护与监控系统的接口要求保护及自动装置均通过以太网口（IEC61850通讯接口）直接与监控系统通讯。保护与故障录波装置还需留有与故障信息系统通信的接口。（二）继电保护对通道要求1、IIOkV线路保护本期1回IIokV线路两侧各配置一套光差保护装置，保护需要1个专用光纤通道。（三）对CT、PT的要求1、对TA要求：11OkV输电线路故障时，要求在稳定情况下TA不饷和，不影响保护的正确工作，线路保护采用5P级次级。对供线路保护、母线保护用的TA二次绕组的安排顺序，应避免出现保护死区的可能。IlOkV线路主保护均使用一组常规电流互感器的二次线圈。每组电流互感器的容量最小不得低于12VAo2、对TV要求：线路保护使用母线三相式电容电压互感器的二次线圈，线路使用单相电压互感器，供重合闸同期或检无压使用。不允许用开口三角接线绕组供保护中的零电压回路。2 .2系统调度自动化3 .2.1调度自动化主站系统现状铜仁地调SCADA/EMS系统,支持网络通信方式和专线通信方式，网络通信方式采用DL/T634.5.104-2002规约，专线通信方式采用采用DL/T634.5.101-2002规约。（1）调度自动化系统铜仁地区调度自动化系统为南瑞继保的PCS9000调控一体化系统。该系统是新一代基于IEC61970标准的集控站控制系统，适用于网、省、地、县各级调度中心的主站系统。采用先进的开放式分布式网络技术、面向对象的数据库技术、跨平台的可视化技术、WEB技术、最新国际标准等，遵从电力二次系统一体化设计原则，为集控站控制管理提供统一应用平台，有效的集成数据采集处理、保护信息处理、TYEB等各个应用子系统。采用标准的CIS接口方式，具备与调度自动化系统、MIS系统、安全防护等系统通用接口能力。(2)电能量计量系统铜仁地区电能量计量自动化系统由朗新科技股份有限公司开发的地级计量自动化系统，实现变电站、电厂、专变大客户、配变、低压客户供用电数据采集与管理的一体化应用，在功能上实现负荷管理、厂站电能量数据自动采集、用电监测及报警、负荷控制、远程预付费功能等业务管理，能够对数据进行自动统计、考核结算、报表打印。系统主站要求按照跨平台设计、功能分层分块实现，支持良好的可伸缩性和扩展性等特点，充分体现电能量数据的可靠性、完整性、一致性、准确性、安全性、实时性。电能量采集终端与主站通讯方式有拨号和以太网两种方式，采集终端与电表通讯方式全部采用RS485方式。各县局通过访问方式登录电能量主站系统，查询需要的数据。该系统运行情况良好。本期扩建不改变现有变电站至地调的通信方式及其规约。2.2.2调度管理关系官舟IlOkV变电站由贵州铜仁地调统一调度管理；相关信息送铜仁地调、铜仁备调及巡维中心。相关电量信息送铜仁地调电能计量主站。2.2.3远动信息内容根据电力系统调度自动化设计技术规程(DL/T5003-2005)和贵州电网新厂站接入省调度自动化系统技术要求，以及铜仁地调自动化的要求，官舟IIOkV变电站扩建部分应向调度端发送遥测、遥信、遥控的远动信息：遥测量： 新增#2变压器各侧有功功率、无功功率、电流； 新增#2变压器油温、绕组温度； 新增#2变压器各侧有功电能量、无功电能量测量； 新增#2变压器变压器档位测量； 新增IIOkV线路有功功率、无功功率、电流测量； 新增IIokV线路双向有功电能量、无功电能量测量； 新增IlOkV分段有功功率、无功功率、电流测量； 新增IIOkVII段母线电压、频率测量； 新增35kV11段母线电压、频率测量； 新增IOkV线路有功功率、无功功率、电流测量； 新增IokV分段有功功率、无功功率、电流测量； 新增IokVII段母线电压、频率测量； 新增电容器组单向无功电能量、电流测量。 遥信量： 新增线路保护和综合自动重合闸信号； 新增分段保护和综合自动重合闸信号； 新增断路器位置信号； 新增隔离开关位置信号； 新增接地开关位置信号； 新增断路器操作机构信号； 新增电动隔离开关操作机构信号； 新增电动接地开关操作机构信号； #2主变压器综合保护信号； #2主变压器档位开关信号。 遥控量： 新增断路器分、合位置信号； 新增隔离开关分、合位置信号； 主变压器有载调压开关的档位控制； 保护远方复归、断路器操作箱远方复归； 保护信号远方复归； 电容器的投切； 新增母线TV并联。2.2.4远动功能要求2. 2.4.1为了确保调度自动化系统的实施，实现调度端对变电站的远方监视和控制，变电站调度自动化设备应具备遥测、遥信、遥控、遥调功能，具体功能如下: 具有一发三收功能； 具有采集、转换、处理和传输模拟量、数字量的功能； 具有事件顺序记录功能；具有遥信变位、遥测越死区的判断功能；具有命令的接收及校核执行功能；具有自恢复功能； 具有工作状态显示功能； 具有支持自诊断功能； 具有与电能量计量装置接口功能； 具有接入电力数据网的功能。2.2.4.2主要技术要求 系统遥测误差不大于±1.5%； 越死区传送整定最小值不小于0.5%； 遥信正确动作率不小于99.9%； 遥测传送时间不大于3S； 遥信变化传送时间不大于2So2.2.4.3远动系统方案及信息传送网络2.2.4.3.1远动方案设计原则（1）本站的远动信息采集方式采用计算机监控系统兼远动系统的方式。（2）远动信息的采集和传送必须保证其直采直送，即远动信息的采集、处理、传送和控制命令的执行，其整个过程不允许有其它的中间环节，必须满足电网调度自动化的实时性要求；调度端直接调度管辖的设备，其信息调度端直接采集，其它调度端需要的这部分信息原则上通过网络通信方式或计算机通信方式获得。2.2.4.3.2远动系统方案变电站远动系统方案采用在站内计算机监控系统上配置远动通信设备方案，即远动通信设备挂在站内监控系统局域网上，采用高速数据网络口连接；铜仁地调所需的远动信息由远动通信设备直接传送，下发的调度控制命令亦由远动通信设备接收执行。本站已配置计算机监控系统，本期工程的远动信息由本期扩建的测控装置采集并接入原有计算机监控系统，前期已配置有2台北京四方的CSC-1321型远动装置，利用原有的远动通道上传信息。2. 2.4.3.3远动信息传送网络（1）远动信息传输方式目前官舟IlOkV变电站远动信息至铜仁地调的远动通道：1路调度数据网通道，1路2M专线通道。本期工程的远动信息可利用已有远动通道进行传送。（2）远动通道及传输协议要求提供两路独立路由的远动通道至调度端，以（IEC60870-5-104）协议、CDT传送至铜仁地调。远动通道应具有一定的传输质量，符合ITU有关规定。具体通道组织在通信设计中统一考虑。（3）远动系统与调度端接口本工程无调度端硬件扩充要求，只需在铜仁地调做软件上的接入、修改和联调。2.2.5电能量计量系统2.2.21计费关口点设置HOkV官舟变本期工程不设置计费关口点。2.2.5.2电能量采集装置HOkV官舟变前期已配置1套杭州华立电力系统工程有限公司的HL-3104型电能量采集终端，本期新增电能表接入原电能量采集装置即可。2.2.5.3电能表本期工程在新增IlOkV线路、35kV线路、IOkV线路、IOkV接地变、站用变及新增2#主变高、中、低压侧，分别装设有功0.5S级、无功2.0级三相四线多功能电能表。IOkV电容器装设无功2.0级三相四线多功能电能表。原数字式电度表柜（4P）仅有2台电能表的备用安装位置，不满足本期工程新增电度表的安装。本期工程新增IIokV线路电度表、主变三侧电度表共组一面屏安装在主控室33P位置；本期扩建IOkV线路、电容器、站用变各配置1只0.5S级三相四线多功能电度表，安装在就地开关柜内。对侧青山220kV变电站新增1块IlOkV线路0.5S级三相四线多功能电能表。2. 2.5.4电能量信息传输网络（1）电能量信息传输方式变电站向铜仁地调电能量计量主站系统的电能量信息传输采用专线/调度数据网方式。本期扩建工程的电能量信息使用已有的传输方式。（2）电能量信息通道及传输协议要求电能量信息采用专线/调度数据网方式来传输,其应用层通信协议采用DL/T719-2000（IEC60870-5-102）传送至铜仁地调。本期工程扩建后电能量信息传输方式及通道继续沿用前期。2. 2.6调度端接口（1）变电站需向铜仁地调传送调度自动化信息，以实现变电站调度自动化设备方便地接入铜仁地调的主站系统。本期主变扩建工程无调度端硬件扩充要求，只需在铜仁地调做软件上的接入、修改和联调。（2）变电站需向铜仁地调电能量计费主站传送电能量信息，以实现变电站电能计量设备方便地接入电能量计费主站系统。本期扩建工程无电能量计费主站硬件扩充要求，只需在电能量计费主站做软件上的接入、修改和联调。2.2.7变电站二次系统安全防护变电站二次系统的网络安全防护及具体配置按电力监控系统安全防护规定（发改委【14】号文）、关于印发电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范的通知（国能安全361号文）和南方电网电力二次系统安全防护技术规范的要求执行。本站前期已配置二次安防设备，本期无需重复配置。2.3元件保护及自动装置元件继电保护及自动装置按继电保护和安全自动装置技术规程GB/T14285一2006、南方电网Q/CSG1203005-2015电力二次装备技术导则、进行配置。并满足原电力工业部颁电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点及调继（2008）4号中国南方电网公司继电保护反事故措施汇编，中国南方电网公司反事故措施（2022年版）规范要求。2.3.1元件保护配置方案及组屏方案（一）主变保护a.主变保护装置双重化配置，主、后保护一体化，双套保护组屏2面。b.主保护应采用二次谐波制动原理比率差动保护。C.变压器应配置独立的非电量保护。非电量保护应包含重瓦斯保护、轻瓦斯保护、压力释放保护、温度保护、油位异常等。上述保护均应设有切换压板，可根据现场运行需要动作于跳闸或发信号。非电量保护应有独立的电源回路，电气量保护停用时不应影响非电量保护的运行。d.高压侧配置复合电压闭锁过流保护，保护动作延时跳开变压器各侧断路器；主变中性点配置中性点间隙电流保护、零序电压保护，保护动作延时跳开主变压器各侧断路器；配置零序电流保护，保护动作第一时限跳高压侧母联（分段）断路器，第二时限跳开主变压器各侧断路器。e.低压侧配置时限速断、复合电压闭锁过流保护。保护为二段式，第一段第一时限跳本侧分段，第二时限跳开本侧断路器；第二段第一时限跳分段断路器，第二时限跳开本侧断路器，第三时限跳开主变压器各侧断路器。f.各侧均配置过负荷保护，保护动作于发信号。（二）35kV保护配置；本期工程新增1套35kV线路保护测控一体化装置，保护配置如下： 电流速断保护 过电流保护 小电流接地选线 三相一次重合闸（三）35kV分段保护配置本期工程新增2套分段保护测控及智能终端一体化装置，保护配置如下： 电流速断保护 充电过流保护（四）IOkV出线保护装置；本期工程新增10套IOkV线路保护测控一体化装置，保护配置如下： 电流速断保护 充电过流保护（五）IokV电容器保护配置：本期工程新增2套电容器保护测控一体化装置，保护配置如下： 限时电流速断 过电流保护 过电压保护 失电压保护 开口三角电压保护 单台电容器专用熔丝保护（由电容器厂家配置） 小电流接地选线 电容器组综合投切装置（在微机监控系统中实现）（六）IokV站用变保护配置本期工程新增2套接地变保护测控一体化装置，新增1套站用变保护测控一体化装置，保护配置如下： 电流速断保护 过电流保护 小电流接地选线 非电量保护 低压侧中性点零序过流保护。（七）IOkV分段保护配置本期工程新增2套分段保护测控及智能终端一体化装置，保护配置如下： 电流速断保护 充电过流保护以上35kVIOkV保护测控均就地安装于开关柜。 .4计算机监控系统IlOkV官舟变为已投运北京四方综合自动化电站。本期工程扩建1个IIOkV出线间隔（至青山220kV变），二次部分扩建相应测控、五防等相应的二次设备。相关参数如下：直流电压：220V,交流电压：380V/220V；电流互感器二次额定电流：5A,电压互感器二次额定电压：100V/57.7V。（1）站控层设备配置站控层主要设备包括主机兼操作员工作站、远动装置、五防主机、同步对时系统、智能接口设备（协议转换器）等设备，其主要功能是通过网络汇集全站的实时数据信息，不断更新实时数据库，并定时将数据转入历史数据记录库；按需要将有关实时数据信息送往调度端；接受电网调度或控制中心的控制调节命令下发到间隔层执行；全站操作闭锁控制功能。1）主机兼操作员工作站变电站主机兼操作员工作站采用双套配置，满足本次扩建要求。2）远动通信装置远动工作站双机配置，与间隔层以及调度中心的通信模式采用热备用工作方式，将信息通过双通道（专线或网络通道）上传至各级调度（区域巡维）中心，并将调度（区域巡维）中心下发的遥控命令向变电站间隔层设备转发；远动工作站和站控层主机的运行互不影响，远动通信装置满足本期扩建要求。3）五防系统前期已配置一套微机五防系统，本期需新增相应的五防锁具，对后台进行扩容。经与供电局沟通，本工程需增加微机五防检修隔离功能。4）电量采集装置前期已配置1套杭州华立电力系统工程有限公司的HL-3104型电能量采集终端，用于向调度端传送电量计费信息，满足本期扩建要求。（2）间隔层设备配置间隔层主要设备包括各种保护装置、测控装置、智能录波器、安全自动装置、电能表等。测控装置按间隔单套配置，可配置一体化测控；IlOkV及以上电压等级测控装置应独立配置；主变各侧及本体测控装置宜独立配置；公用测控装置应合理配置，满足接入容量要求下尽量接入更多装置。（3）过程层设备配置过程层设备主要包含智能终端，具体配置原则如下：1）主变各侧智能终端应按双套配置；主变本体智能终端宜按双套配置；2）IlOkV及以上电压等级的母联、分段、桥断路器的智能终端宜按双套配置：11OkV以下电压等级的线路智能终端可按单套配置；3）各电压等级母线PT智能终端可按单套配置。4）智能控制柜宜按间隔或断路器进行配置;每台断路器配置1面智能控制柜,双套配置的智能终端共组1面智能控制柜时，应有明显的分隔标记。智能控制柜应满足电力系统继电保护及安全自动装置户外柜通用技术条件（GT/T34125-2017）等技术规范的相关要求。（4）网络设备配置1） IlOkV及以上电压等级过程层网络应为每套保护、测控冗余配置双网；2） IlOkV电压等级可按多间隔共用配置过程层交换机，也可按间隔配置过程层交换机；3） 35kV及以下电压等级过程层冗余配置双网，在无简易母差或其他保护要求下，过程层可不独立组网；4）主变保护、主变智能录波器跨不同电压等级的过程层网络；现站内的综合自动化系统的成套设备为北京四方继保自动化股份有限公司的设备，站内通信规约为IEC61850,前期设备配置本期扩建情况如下：远动通信屏（5P）：双套北京四方的远动装置，双机切换装置2套，珠海优特的五防服务器1台，地调2M通道（104）交换机2台,本期维持现状不变。公用测控屏（6P）：CSCT312C规约转换器1台，IlOkV母线合并单元2套（新宁光电，本期拆除），公用测控装置1套（已无备用开入），11OkVl段母线测控装置1台（仅有4个备用开入）。本期扩建工程新增公用测控装置2套、新增IlOkVII段母线测控装置1台，组柜安装在主控室16P0站控层交换机柜（7P）：厂家为上海宽域，含6台24电口交换机（A网3台，B网3台），A网交换机还有18个以太网口，B网交换机的第3台无电源信号，且没有接线（经业主核实此交换机已坏），本期新增1台B网交换机。35kV高压室原已配置了4台24电口站控层A、B网交换机，备用接口充足，本期扩建利用原备用接口，不考虑新增.IOkv高压室1原已配置了4台24电口站控层A、B网交换机，接入原IOkV线路、电容器、站用电等保护设备，本期不做变动，其中A,B网各有1台交换机接口全部为备用，本期新扩建的IOkV高压室2的II段IOkV线路、电容器、站用电等保护设备均接入原有交换机的备用接口，本期不考虑新增IOkV交换机。过程层A网交换机柜（8P）:厂家为北京四方，含3台16百兆光交换机（备用光有8个LC和8个SC）,本期命名为过程层Al网。本期扩建工程需要23个光口，不满足本期工程新增设备的接入，故本期扩建工程按新增1台过程层Al网交换机考虑，安装在原有的过程层A网交换机柜内，并配置1台48芯ODF配线架。过程层B网交换机柜（9P）:厂家为南京南瑞继保，含3台16百兆光口交换机（备用光口有16个LC）,本期命名为过程层A2网。本期扩建工程需要23个光口，不满足本期工程新增设备的接入，故本期工程按新增1台过程层A2网交换机考虑，安装在原有的过程层B网交换机柜内，并配置1台48芯ODF配线架。本期扩建工程过程层交换机及网络按南方电网公司35kV500kV变电站标准设计（V2.1）进行完善，将原有的过程层A网重新命名为过程层Al网，原有的过程层B网重新命名为过程层2网，新增过程层Bl网和过程层B2网及交换机各2台（16百兆光口），因主控室屏位有限，本期新增过程层BI网交换机2台，安装在原有的过程层A网交换机柜（8P）内，并配置1台48芯ODF配线架；本期新增过程层B2网交换机2台，安装在原有的过程层B网交换机柜（9P）内，并配置1台48芯ODF配线架。根据本期改造后的网络结构，需对原有的IlOkV线路、#1主变的保护、测控、公用设备、智能终端等设备进行组网的改造工作，完善相关的组网工作。根据铜仁供电局电力调度控制中心的要求，官舟变本期扩建部分和一期更换的二次设备需进行数字化站专项测试，合格后才允许投运，本期扩建工程需计列相应的数字化站专项测试费用。2.5直流电源及交流电源1）直流系统本站直流电源系统为珠海瓦特有限公司产品。系统配置两套免维护铅酸蓄电池，每组共104只，容量为300Ah°直流蓄电池共组6面屏安装于主控室2325P,3032P位置。本期维持现状不变。直流充电柜2面，安装在主控室27P,28P,每面配置4只20A的电源模块。直流馈线屏2面，各段直流配置1面，安装于主控室26P,29P位置，直流I段馈线7个25A备用，4个63A备用，直流馈线H段有15个25A备用，3个63A备用，满足本期扩建要求。2）直流供电分配方式本期采用幅射型网络供电。根据本工程规模，保护测控屏从原直流馈电屏预留空开处引接电源。3）交流不间断电源前期工程已配置一套UPS电源系统（深圳奥特迅公司产品），2X5kVA双机冗余配置，组屏1面，安装于主控室22P位置。馈出满足本期工程要求（IoA剩余6回）。4）交流系统本站交流电源系统为正诚有限公司产品。配置2面交流进线屏，2面交流馈线屏，交流系统为单母线分段形式。交流馈出满足本期工程要求（I段馈线63A剩余6回，11段馈线63A剩余6回）。2.6视频监控系统IlOkV官舟变前期工程已配置变电站视频监控系统一套（厂家：海康威视），本期工程在户外IlokV配电装置和本期扩建的#2主变处增加1台高清红外球机,本期扩建电容器处增加1台高清红外球机，本期扩建的IOkV配电室2增加2台高清红外球机，增加1台交换机，用于本期新增摄像头的接入。因需对35kV、IOkV箱体进行改造，故需对原箱体内的摄像头进行改线，增加相应的工程量。本期新增摄像头接入原有的视频监控系统，计列相应的接口费用。2.7 时间同步系统现站内已配置1套山东科汇的主、备同步时钟装置，安装于主控室IIP屏内，该GPS装置有多路电B码对时备用接口，满足本期扩建装置的接入。35kV高压室和IOkV高压室各配置了1台GPS扩展装置，与交换机组柜安装在各自的高压室，有充足的备用B码对时接口，满足本期扩建新增装置的接入。2.8 二次设备布置本期扩建工程，新增IlOkv分段保护、测控及备自投柜1面，安装在主控室1P;新增IlOkV线路保护、测控柜1面，安装在主控室2P;新增#2主变保护A柜1面，安装在主控室14P；新增#2主变保护B柜1面，安装在主控室15P；新增#2主变测控柜1面，安装在主控室16P；新增公用测控柜1面，安装在主控室37P；新增IIokv线路及#2主变电度表柜1面，安装在主控室33P；新增智能录波器共3面屏，安装在主控室3436P°新增2台过程层Bl交换机，安装在原有的过程层A网交换机柜（8P）；新增2台过程层B2交换机，安装在原有的过程层B网交换机柜（9P）；新增的母