《變電站二次系統(tǒng)通用設(shè)計(jì)介紹》由會(huì)員分享，可在線閱讀，更多相關(guān)《變電站二次系統(tǒng)通用設(shè)計(jì)介紹（98頁(yè)珍藏版）》請(qǐng)?jiān)谘b配圖網(wǎng)上搜索。

1、國(guó)家電網(wǎng)公司輸變電工程通用設(shè)計(jì) 變電站二次系統(tǒng)部分介紹,一、目的和意義 二、主要工作過(guò)程 三、主要內(nèi)容 四、主要技術(shù)方案 五、取得的主要技術(shù)成果 六、技術(shù)展望 七、建議,主要內(nèi)容,一、目的和意義,1、統(tǒng)一建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)，統(tǒng)一設(shè)備規(guī)范； 2、加快設(shè)計(jì)、評(píng)審、建設(shè)等環(huán)節(jié)工作進(jìn)度，提高 工作效率； 3、方便設(shè)備招標(biāo)、制造和變電站運(yùn)行維護(hù)； 4、降低變電站建設(shè)、運(yùn)行和維護(hù)成本； 5、全公司系統(tǒng)基建、生產(chǎn)、運(yùn)行及設(shè)計(jì)各方面二次系統(tǒng)技術(shù)交流平臺(tái)，實(shí)用的參考書。,研究的目的,1、滿足公司有關(guān)的企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)和要求，滿足電力行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)與國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)； 2、貫徹全壽命周期管理理念，滿足“兩型一化”變電站建設(shè)要求； 3、遵循

2、變電站通用設(shè)計(jì)的主要技術(shù)原則； 4、采用先進(jìn)適用的技術(shù)，適應(yīng)技術(shù)發(fā)展需要。,主要原則,二、主要工作過(guò)程,變電站二次系統(tǒng)通用設(shè)計(jì)編制單位分工,分步實(shí)施,,2006年底 開展研究策劃，提出工作思路,,2006年12月 開展書面調(diào)研,,2007年3月，匯總分析調(diào)研材料，召開第一次協(xié)調(diào)會(huì),,2007年4月，編制形成實(shí)施意見，第一次協(xié)調(diào)會(huì),,2007年5月，各網(wǎng)省公司完成本地區(qū)技術(shù)方案，開展現(xiàn)場(chǎng)調(diào)研,,2008年1月22日 公司級(jí)審定會(huì),,2007年12月 組織召開專家評(píng)審會(huì)議,,2007年10月，完成統(tǒng)稿，掛網(wǎng)廣泛征求意見。,,2007年8月，完成初稿，第六次協(xié)調(diào)會(huì)，征求各網(wǎng)省公司意見。,,2007年

3、6月，提出主要技術(shù)原則，完成專題研究報(bào)告,書面調(diào)研：2006年12月，組織6家區(qū)域電力設(shè)計(jì)院，對(duì)5家區(qū)域電網(wǎng)有限公司、24家省級(jí)電力公司進(jìn)行了通用設(shè)計(jì)的書面調(diào)研工作，根據(jù)反饋的調(diào)研材料，結(jié)合工程實(shí)際，編制了形成了6份變電站二次系統(tǒng)調(diào)研報(bào)告。 現(xiàn)場(chǎng)調(diào)研：2007年5月，為進(jìn)一步了解工程建設(shè)、運(yùn)行現(xiàn)場(chǎng)情況，由基建部、生技部、國(guó)調(diào)中心分別帶隊(duì)赴北京、遼寧、上海、湖北、福建、陜西等地網(wǎng)省公司開展現(xiàn)場(chǎng)調(diào)研，編制形成了3份調(diào)研報(bào)告。,廣泛調(diào)研,通過(guò)調(diào)研，基本了解目前公司變電站二次系統(tǒng)現(xiàn)狀、存在問(wèn)題，梳理出關(guān)鍵問(wèn)題和主要難點(diǎn)，明確了通用設(shè)計(jì)研究?jī)?nèi)容，調(diào)研的主要結(jié)論如下： 1、系統(tǒng)關(guān)聯(lián)性大。變電站二次

4、系統(tǒng)與電網(wǎng)發(fā)展、系統(tǒng)接線、網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)和運(yùn)行習(xí)慣等相互影響，相關(guān)性大。 2、地區(qū)差異大。各地區(qū)對(duì)變電站繼電保護(hù)、通信、調(diào)度自動(dòng)化和計(jì)量等二次系統(tǒng)設(shè)備的配置原則、配置要求、組屏方案、屏柜數(shù)量等的要求存在較大差異，實(shí)現(xiàn)方式因工程而異。,廣泛調(diào)研,3、技術(shù)更新快。隨著計(jì)算機(jī)技術(shù)在工程中的普遍應(yīng)用，使各個(gè)專業(yè)的技術(shù)更新加快，無(wú)論是硬件還是軟件更新周期有的已達(dá)到一到兩年。開展繼電保護(hù)、通信、調(diào)度自動(dòng)化、計(jì)量等二次設(shè)備通用設(shè)計(jì)工作面臨的首要問(wèn)題是如何統(tǒng)一不同地區(qū)、協(xié)調(diào)不同專業(yè)的功能要求。,廣泛調(diào)研,4、涉及專業(yè)范圍廣泛，相互間的關(guān)系復(fù)雜。不同專業(yè)之間的聯(lián)系更加緊密，專業(yè)之間的相互滲透越來(lái)越深，要重新審視和

5、整合各個(gè)專業(yè)的功能要求。 5、設(shè)備品種、數(shù)量多。同一種設(shè)備的生產(chǎn)廠家眾多，且均已占有一定的市場(chǎng)份額。實(shí)際工程中應(yīng)用的廠家數(shù)量均較多，設(shè)備品種繁多、接口復(fù)雜，各設(shè)備通信接口方式、通信規(guī)約不一致，造成互聯(lián)互通困難。,廣泛調(diào)研,工作組在進(jìn)行深入調(diào)研的基礎(chǔ)上，開展了二次系統(tǒng)通用設(shè)計(jì)重點(diǎn)和難點(diǎn)的專題研究。 1、繼電保護(hù)系統(tǒng)設(shè)計(jì)專題：重點(diǎn)是繼電保護(hù)及故障信息管理子站配置方案和繼電保護(hù)信息接口方案； 2、計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)設(shè)計(jì)專題：重點(diǎn)是計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)配置方案、數(shù)據(jù)采集信號(hào)、功能配置、通信接口等。,專題研究,3、變電站時(shí)間同步系統(tǒng)配置方案：重點(diǎn)是變電站各二次設(shè)備對(duì)時(shí)方式和接口的規(guī)范化。 4、變電站防誤閉鎖方

6、案：重點(diǎn)是變電站防誤閉鎖功能和配置的規(guī)范化。 5、變電站操作箱配置及接線方案 ：重點(diǎn)是變電站操作箱配置方式及控制回路接線的規(guī)范化。 6、基建、生產(chǎn)、調(diào)度對(duì)二次系統(tǒng)規(guī)程規(guī)范一致性的研究。,專題研究,三、主 要 內(nèi) 容,二次系統(tǒng)通用設(shè)計(jì)是以110500kV變電站通用設(shè)計(jì)一次部分確定的建設(shè)規(guī)模、接線形式、配電裝置型式、設(shè)備選擇為依據(jù)，遵循110500kV變電站通用設(shè)計(jì)二次部分的技術(shù)原則，以工程設(shè)計(jì)和工程應(yīng)用為核心，內(nèi)容涵蓋系統(tǒng)繼電保護(hù)、調(diào)度自動(dòng)化、系統(tǒng)通信和電氣二次四個(gè)部分(不包括安全穩(wěn)定控制裝置,系統(tǒng)通信主要是站內(nèi)通信部分)。,主要研究?jī)?nèi)容,第一，變電站二次系統(tǒng)設(shè)計(jì)的技術(shù)原則，包括：系統(tǒng)繼電保護(hù)、

7、元件保護(hù)、計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)、電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設(shè)備、二次系統(tǒng)安全防護(hù)設(shè)備，站內(nèi)通信系統(tǒng)、變電站操作直流電源、交流不停電電源、圖像監(jiān)控系統(tǒng)等二次系統(tǒng)的技術(shù)要求和設(shè)備配置要求。,主要研究?jī)?nèi)容,第二，二次設(shè)備組屏方案和各個(gè)屏柜的功能配置。按照統(tǒng)一的配置原則和技術(shù)要求，根據(jù)變電站接線形式、一次設(shè)備類型，制定二次設(shè)備的典型組屏方案和各屏柜的功能配置，統(tǒng)一變電站二次設(shè)備的組屏方案、屏柜尺寸、形式、名稱、標(biāo)識(shí)及顏色等。,主要研究?jī)?nèi)容,第三，二次系統(tǒng)設(shè)備的技術(shù)規(guī)范，根據(jù)變電站二次系統(tǒng)典型設(shè)計(jì)配置原則和技術(shù)要求、各種典型二次設(shè)備組屏方案和各屏柜的功能配置，編制了96項(xiàng)二次設(shè)備的技術(shù)條件書，統(tǒng)一了二次系統(tǒng)及各屏柜的

8、技術(shù)規(guī)范。,主要研究?jī)?nèi)容,第四，典型工程二次系統(tǒng)設(shè)計(jì)的實(shí)際應(yīng)用案例。選擇了11個(gè)典型工程案例，按初步設(shè)計(jì)內(nèi)容深度確定了繼電保護(hù)、調(diào)度自動(dòng)化信息范圍，計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)及直流系統(tǒng)等二次設(shè)備配置方案圖，以及控制室、計(jì)算機(jī)室、通信機(jī)房和繼電器小室等的具體布置圖，可供實(shí)際工程參考。,主要研究?jī)?nèi)容,500kV變電站：500kV采用1個(gè)半斷路器接線； 220kV采用雙母線接線。 330kV變電站：330kV采用1個(gè)半斷路器接線或雙母線接線； 110kV采用雙母線接線。 220kV變電站：220kV采用雙母線接線； 110kV采用雙母線接線。 110kV變電站：110kV采

9、用單元接線、橋形接線或單母線接線 35kV （10kV）采用單母線接線。,采用的接線方式,控制方式,220kV、 110kV變電站按無(wú)人值班； 500kV 、 330kV變電站按有人值班，少人值守；,在深入調(diào)研和專題研究基礎(chǔ)上確定了如下技術(shù)原則。二次系統(tǒng)主要技術(shù)原則按電壓等級(jí)有所不同，主要介紹500kV變電站部分，以及330kV變電站差異部分： 一、系統(tǒng)繼電保護(hù)（符合保護(hù)裝置標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)規(guī)范） 500kV線路保護(hù)：每回500kV線路配置雙重化線路縱聯(lián)保護(hù)和遠(yuǎn)方跳閘保護(hù)，每套縱聯(lián)保護(hù)均含完整的主后備保護(hù)，過(guò)電壓保護(hù)使用遠(yuǎn)跳保護(hù)裝置中的過(guò)電壓功能； 每回500kV線路配置2面保護(hù)屏，每

10、面保護(hù)屏包含1套線路主后備保護(hù)裝置，1套過(guò)電壓保護(hù)及遠(yuǎn)跳裝置。 對(duì)50km以下的短線路，宜隨線路架設(shè)2根OPGW光纜，配置雙套光纖分相 電流差動(dòng)保護(hù)，有條件時(shí)，保護(hù)通道可采用專用光纖芯。 遠(yuǎn)方跳閘：每回500kV線路應(yīng)配置雙套遠(yuǎn)方跳閘保護(hù)，遠(yuǎn)方跳閘保護(hù)宜 采用一取一經(jīng)就地判別方式，應(yīng)與線路主保護(hù)組一面屏(330kV)。,主要技術(shù)原則,500kV斷路器保護(hù)：按斷路器單元單套配置，每臺(tái)斷路器配置1面斷路器保護(hù)屏。對(duì)同桿并架雙回線路，自適應(yīng)重合閘方式本次暫不考慮。 短引線保護(hù)：當(dāng)出線設(shè)有隔離開關(guān)時(shí)，每回配置雙套短引線保護(hù)，短引線保護(hù)宜按串集中組屏，每串配置1面短引線保護(hù)屏，包含4套短

11、引線保護(hù)裝置 。 500kV母線保護(hù)：配置雙套母線保護(hù)，每套母線保護(hù)只作用于斷路器1組跳閘線圈，獨(dú)立組1面屏，母線側(cè)斷路器失靈保護(hù)需跳母線側(cè)斷路器時(shí)，通過(guò)啟動(dòng)母差實(shí)現(xiàn)。 220kV線路保護(hù)：配置雙重化線路縱聯(lián)保護(hù)，每套縱聯(lián)保護(hù)含完整的主后備保護(hù)功能；每套線路保護(hù)均含重合閘功能。每回220kV配置2面保護(hù)屏，每面保護(hù)屏包含1套線路主、后備保護(hù)及重合閘裝置以及1臺(tái)分相操作箱。（330kV雙母線）,主要技術(shù)原則,母線保護(hù)：220kV（330kV）按遠(yuǎn)景配置雙套母線保護(hù)，不配置獨(dú)立的失靈保護(hù)，雙套失靈保護(hù)功能宜分別含在雙套母差保護(hù)中；每套母線保護(hù)只作用于斷路器的1組跳閘線圈。（110kV雙母線配置一套

12、失靈保護(hù)，失靈保護(hù)功能宜含在母差保護(hù)中 ） 操作箱：500kV每個(gè)斷路器單元配置1套分相操作箱，操作箱宜配置在斷路器保護(hù)屏 ；220kV每套線路配置1套分相操作箱，操作箱配置在其中一套線路保護(hù)屏；500kV也可采用保護(hù)動(dòng)作出口不經(jīng)操作箱跳閘的方式，控制采用經(jīng)操作繼電器至斷路器操作機(jī)構(gòu)的方式。 斷路器三相不一致保護(hù)，斷路器防跳、跳合閘壓力閉鎖等功能宜由斷路器本體機(jī)構(gòu)箱實(shí)現(xiàn)，操作箱中僅保留重合閘壓力閉鎖接線。,主要技術(shù)原則,主要技術(shù)原則,保護(hù)通道： 一回線路的兩套保護(hù)通道應(yīng)傳輸保護(hù)信息的通信設(shè)備及電源相互獨(dú)立，雙重化的兩套縱聯(lián)保護(hù)的信號(hào)傳輸通道不應(yīng)采用同一根光纜。 雙重化配置的兩套遠(yuǎn)方跳閘保護(hù)的

13、信號(hào)傳輸通道應(yīng)相互獨(dú)立，遠(yuǎn)方跳閘命令宜經(jīng)線路縱聯(lián)保護(hù)傳輸。對(duì)高頻保護(hù)遠(yuǎn)跳保護(hù)也與線路保護(hù)組屏在一起，遠(yuǎn)跳保護(hù)不利用高頻線路保護(hù)的通道，采用獨(dú)立的光纖通道（330kV不同） 。 具有光纖通道的線路，兩套縱聯(lián)保護(hù)宜均采用光纖通道傳輸信息。對(duì) 50km及以下短線路，有條件時(shí)，可分別使用專用光纖芯；對(duì)50km以上長(zhǎng)線路，宜分別使用2Mbit/s接口方式的復(fù)用光纖通道。 當(dāng)直達(dá)和迂回路由均為光纖通道時(shí)，一回線路的兩套主保護(hù)可均采用光纖縱差保護(hù)，并應(yīng)采用兩條不同路由。迂回路由傳輸網(wǎng)絡(luò)的傳輸總時(shí)間應(yīng)不大于12ms，500kV （330kV）線路保護(hù)迂回路由不宜采用220kV （110kV)以下電壓等級(jí)的光纜

14、，不應(yīng)采用 ADSS 光纜。 保護(hù)采用專用光纖芯通道時(shí)，保護(hù)光纖應(yīng)直接從通信光配線架引接。 同一線路兩套保護(hù)的數(shù)字接口裝置宜安裝在不同的保護(hù)通信接口屏（柜）上，每一面保護(hù)通信接口屏（柜）最多安裝8臺(tái)保護(hù)數(shù)字接口裝置。,主要技術(shù)原則,保護(hù)裝置主要技術(shù)要求： 保護(hù)裝置應(yīng)具有對(duì)時(shí)功能，推薦采用以太網(wǎng)或RS-485串行數(shù)據(jù)通信接口接收時(shí)間同步系統(tǒng)發(fā)出的IRIG-B（DC）時(shí)碼作為對(duì)時(shí)信號(hào)源。保護(hù)應(yīng)具備通信管理功能，與計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)和保護(hù)及故障信息管理子站系統(tǒng)通信，通信規(guī)約采用DL/T 667-1999（idt IEC60870-5-103）或DL/T 860(IEC61850)，接口采用以太網(wǎng)或RS-

15、485串口。 保護(hù)裝置宜采用全站后臺(tái)集中打印方式。為便于調(diào)試，保護(hù)裝置上應(yīng)設(shè)置打印機(jī)接口。 線路兩側(cè)保護(hù)選型應(yīng)一致，保護(hù)的軟件版本應(yīng)完全一致。,線路故障錄波系統(tǒng)：分散布置的500kV變電站內(nèi)，宜按電壓等級(jí)配置故障錄波裝置，不跨小室接線，建設(shè)初期可適當(dāng)考慮遠(yuǎn)景要求；每套500kV線路故障錄波器的錄波量宜為48路模擬量、128路開關(guān)量；每套220kV故障錄波器的錄波量宜為64路模擬量和128路開關(guān)量。 主變故障錄波器：故障錄波器宜單獨(dú)配置。主變壓器三側(cè)錄波信息應(yīng)統(tǒng)一記錄在一面故障錄波裝置內(nèi)。每套主變故障錄波器的錄波量宜為64路模擬量和128路開關(guān)量，滿足2臺(tái)主變故障錄波的需要。 故障測(cè)距系統(tǒng)：宜采

16、用行波原理、雙端故障測(cè)距裝置；對(duì)于大于80公里、巡檢不便的線路配置專用故障測(cè)距裝置；當(dāng)變電站最終規(guī)模超過(guò)8條線路時(shí)，建設(shè)初期測(cè)距裝置的配置可結(jié)合遠(yuǎn)景規(guī)模統(tǒng)一考慮。,主要技術(shù)原則,主要技術(shù)原則,保護(hù)及故障信息管理子站系統(tǒng)： 宜采用嵌入式裝置化的產(chǎn)品，信息的采集、處理和發(fā)送不依賴于后臺(tái)機(jī)。子站系統(tǒng)主機(jī)應(yīng)采用安全操作系統(tǒng)，如基于UNIX或LINUX的操作系統(tǒng)。 方案一：如果不考慮在監(jiān)控系統(tǒng)后臺(tái)實(shí)現(xiàn)繼電保護(hù)裝置軟壓板投退、遠(yuǎn)方復(fù)歸的功能，則監(jiān)控系統(tǒng)僅采集與運(yùn)行密切相關(guān)的保護(hù)硬接點(diǎn)信號(hào)，站內(nèi)所有保護(hù)裝置與故障錄波裝置僅與保護(hù)及故障信息管理子站連接；保護(hù)及故障信息管理子站通過(guò)防火墻接入監(jiān)控系統(tǒng)站控層網(wǎng)絡(luò)，

17、向監(jiān)控系統(tǒng)轉(zhuǎn)發(fā)各保護(hù)裝置詳細(xì)軟報(bào)文信息。推薦保護(hù)硬接點(diǎn)信號(hào)見附表。,方案一,方案一,推薦保護(hù)硬接點(diǎn)信號(hào)附表,推薦保護(hù)硬接點(diǎn)信號(hào)附表,推薦保護(hù)硬接點(diǎn)信號(hào)附表,主要技術(shù)原則,方案二：如果考慮在監(jiān)控系統(tǒng)后臺(tái)實(shí)現(xiàn)繼電保護(hù)裝置軟壓板投退、遠(yuǎn)方復(fù)歸的功能，則保護(hù)及故障信息管理子站系統(tǒng)與監(jiān)控系統(tǒng)分網(wǎng)采集保護(hù)信息。保護(hù)裝置可直接通過(guò)網(wǎng)口或保護(hù)信息采集器，按照子站系統(tǒng)和監(jiān)控系統(tǒng)對(duì)保護(hù)信息量的要求，將保護(hù)信息分別傳輸至子站系統(tǒng)和監(jiān)控系統(tǒng)，故障錄波單獨(dú)組網(wǎng)后直接與子站連接。保護(hù)信息采集器推薦與保護(hù)信息管理子站統(tǒng)一設(shè)計(jì)。 技術(shù)展望：集控中心站、數(shù)字化變電站等。,方案二,二、系統(tǒng)調(diào)度自動(dòng)化 遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)：采用專用操作系統(tǒng)，

18、與計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)合用I/O測(cè)控單元；傳輸通道采用電力數(shù)據(jù)網(wǎng)和點(diǎn)對(duì)點(diǎn)專線互為備用；遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)設(shè)備組1面屏，布置在計(jì)算機(jī)室內(nèi)。 電能量計(jì)量系統(tǒng)：包括計(jì)量表計(jì)、遠(yuǎn)方終端或傳輸裝置等；貿(mào)易結(jié)算關(guān)口計(jì)量點(diǎn)設(shè)置在購(gòu)售電設(shè)施產(chǎn)權(quán)分界處，當(dāng)產(chǎn)權(quán)分界處不適宜安裝時(shí)，應(yīng)由購(gòu)售電雙方或多方協(xié)商確定?？己擞藐P(guān)口計(jì)量點(diǎn)根據(jù)需要設(shè)置在電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)企業(yè)或者供電企業(yè)內(nèi)部用于經(jīng)濟(jì)技術(shù)指標(biāo)考核的變壓器及線路。貿(mào)易結(jié)算關(guān)口計(jì)量點(diǎn)配置主/副電能表計(jì)，考核用關(guān)口計(jì)量點(diǎn)按單電能表配置。,主要技術(shù)原則,調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設(shè)備：宜就近兩點(diǎn)不同路由就近接入電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)，配置1套接入設(shè)備，包括交換機(jī)、路由器等設(shè)備，組1面屏布置在計(jì)算機(jī)室內(nèi)（縱向認(rèn)證加密

19、裝置與其共同組屏） 。 二次系統(tǒng)安全防護(hù)：包括橫向和縱向安全防護(hù)設(shè)備；縱向安全防護(hù)應(yīng)在控制區(qū)加裝IP認(rèn)證加密裝置，非控制區(qū)加裝IP認(rèn)證加密或防火墻；橫向安全防護(hù)采用安裝防火墻的方式。（最終稿放在其它二次系統(tǒng)部分）,主要技術(shù)原則,主要技術(shù)原則,相量測(cè)量裝置： 宜配置1套PMU裝置，由1套通信主單元以及多個(gè)電氣采集單元組成，每套裝置采集單元可采集不小于6條線路，采集單元可結(jié)合變電站遠(yuǎn)景規(guī)模考慮。 集的電流、電壓應(yīng)取自互感器的測(cè)量級(jí)二次繞組。 采集500kV線路及主變壓器高壓側(cè)的三相電流電壓，也可采集220kV母線的三相電壓。 PMU裝置應(yīng)具有對(duì)時(shí)功能，時(shí)間同步誤差應(yīng)不大于1s,對(duì)時(shí)接口優(yōu)先采用IR

20、IG-B（DC） 或1PPS+串口方式。,三、計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng) 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)：采用開放式分層分布結(jié)構(gòu)，由站控層、間隔層、過(guò)程層（選配）以及網(wǎng)絡(luò)設(shè)備構(gòu)成。連接結(jié)構(gòu)推薦采用間隔層的測(cè)控單元直接上站控層網(wǎng)絡(luò)，測(cè)控裝置直接與站控層通信。 系統(tǒng)軟件：主機(jī)應(yīng)采用應(yīng)采用安全操作系統(tǒng)，如基于UNIX或LINUX的操作系統(tǒng)。系統(tǒng)與保護(hù)的通訊規(guī)約宜采用DL/T 667-1999（ IEC60870-5-103）或DL/T 860（IEC61850）。 設(shè)備配置：站控層設(shè)備按變電站遠(yuǎn)景規(guī)模配置，間隔層設(shè)備按工程實(shí)際建設(shè)規(guī)模配置；站控層設(shè)備包括主機(jī)、操作員站、工程師站（選配）、遠(yuǎn)動(dòng)通信設(shè)備、五防工作站（可選）及打印機(jī)等；主

21、機(jī)、操作員站、遠(yuǎn)動(dòng)通信設(shè)備按雙機(jī)冗余配置。,主要技術(shù)原則,主要技術(shù)原則,間隔層測(cè)控單元組屏原則： 一個(gè)半接線：每串組12面測(cè)控屏（柜），每面屏（柜）上24個(gè)測(cè)控裝置。 雙母線接線：每條線路、每段母線及母聯(lián)分段各配置1個(gè)測(cè)控裝置；每34個(gè)測(cè)控裝置組1面測(cè)控屏（柜）。 每臺(tái)主變壓器組1面測(cè)控屏（柜），34個(gè)測(cè)控裝置。 每臺(tái)主變壓器35kV側(cè)無(wú)功補(bǔ)償裝置宜設(shè)置1面測(cè)控屏（柜），34個(gè)測(cè)控裝置，站用變壓器組1面測(cè)控屏（柜），屏（柜）上3個(gè)測(cè)控裝置。 110kV線路測(cè)控裝置推薦與線路保護(hù)組在一面屏上。 系統(tǒng)功能：防誤閉鎖、AVQC等功能宜由計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)。全站防誤操作閉鎖功能可采用以下三種方案：,主

22、要技術(shù)原則,方案一：通過(guò)監(jiān)控系統(tǒng)的邏輯閉鎖軟件實(shí)現(xiàn)全站的防誤操作閉鎖功能，同時(shí)在受控設(shè)備的操作回路中串接本間隔的閉鎖回路。,主要技術(shù)原則,方案二：監(jiān)控系統(tǒng)設(shè)置“五防”工作站。遠(yuǎn)方操作時(shí)通過(guò)“五防”工作站實(shí)現(xiàn)全站的防誤操作閉鎖功能，就地操作時(shí)則由電腦鑰匙和鎖具來(lái)實(shí)現(xiàn)，同時(shí)在受控設(shè)備的操作回路中串接本間隔的閉鎖回路。,主要技術(shù)原則,方案三：配置獨(dú)立專用微機(jī)“五防”系統(tǒng)。遠(yuǎn)方操作時(shí)通過(guò)“五防”系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)全站的防誤操作閉鎖功能，就地操作時(shí)則由電腦鑰匙和鎖具來(lái)實(shí)現(xiàn)，同時(shí)在受控設(shè)備的操作回路中串接本間隔的閉鎖回路。專用微機(jī)“五防”系統(tǒng)與變電站監(jiān)控系統(tǒng)應(yīng)共享采集的各種實(shí)時(shí)數(shù)據(jù)，不應(yīng)獨(dú)立采集。,主要技術(shù)原則,本

23、間隔的閉鎖回路可以由電氣閉鎖接點(diǎn)實(shí)現(xiàn)，也可采用能相互通信的間隔層測(cè)控單元實(shí)現(xiàn)。 隨著技術(shù)發(fā)展，防誤操作閉鎖功能宜采用方案一。具有回路簡(jiǎn)單，先進(jìn)適用，可靠性高，易于操作維護(hù)等優(yōu)點(diǎn)，是數(shù)字化變電站技術(shù)發(fā)展的必然趨勢(shì)。 設(shè)備布置：操作員站、五防工作站及打印機(jī)布置在主控制室；工程師站、主機(jī)屏、遠(yuǎn)動(dòng)通信設(shè)備屏布置在計(jì)算機(jī)室。,四、元件保護(hù) 主壓變器保護(hù)：配置雙重化的主后備一體的電氣量保護(hù)和一套非電量保護(hù)；高、中壓側(cè)配置帶偏移特性的阻抗保護(hù)(可根據(jù)運(yùn)行需要投退)，每臺(tái)主變組3面保護(hù)屏。 高壓電抗器保護(hù)：配置雙重化主后備一體的電氣量保護(hù)和一套非電量保護(hù)；可采用組2面屏方案，也可采用組1面屏方案。 35（6

24、6）kV母線：一般不宜配置，當(dāng)采用主變壓器低壓側(cè)速斷保護(hù)不能滿足靈敏度要求時(shí)，每段母線可配置一套微機(jī)型電流差動(dòng)母線保護(hù)。 低壓無(wú)功自動(dòng)投切裝置：該功能宜由監(jiān)控系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)，如不滿足系統(tǒng)要求，可裝設(shè)一套低壓無(wú)功自動(dòng)投切裝置。,主要技術(shù)原則,主壓變器保護(hù)配置圖,五、系統(tǒng)及站內(nèi)通信 光纖通信系統(tǒng)：通信電路應(yīng)結(jié)合國(guó)網(wǎng)及各網(wǎng)省公司通信網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)方案進(jìn)行設(shè)計(jì)。 光傳輸設(shè)備：應(yīng)至少配置2級(jí)傳輸網(wǎng)設(shè)備，按需引入國(guó)網(wǎng)或區(qū)網(wǎng)或省網(wǎng)通信傳輸網(wǎng)；地區(qū)網(wǎng)設(shè)備根據(jù)具體工程組網(wǎng)需要配置。一回線路的兩套縱聯(lián)保護(hù)應(yīng)通過(guò)兩套獨(dú)立的光通信設(shè)備傳輸，每套光通信設(shè)備可按最多傳送8套線路保護(hù)信息考慮。 光纜建設(shè)：對(duì)于50km以下短線路，優(yōu)先

25、采用雙光纜；對(duì)于沒(méi)有迂回光纜路由的同塔雙回線路，宜架設(shè)雙光纜；500kV線路保護(hù)迂回路由不應(yīng)采用ADSS光纜，不宜采用220kV以下電壓等級(jí)的光纜；三回線路、不同塔雙回線路宜建雙光纜，同塔雙回線路至少建一根光纜，跨區(qū)域線路至少建一根光纜，只有兩回線路進(jìn)出的終端變電站（或電廠）應(yīng)建雙光纜。 330kV線路保護(hù)迂回路由不應(yīng)采用ADSS光纜和110kV以下電壓等級(jí)的光纜。,主要技術(shù)原則,主要技術(shù)原則,電力線載波通信系統(tǒng)：當(dāng)保護(hù)只有一路獨(dú)立光纖通道時(shí)，宜配置一路復(fù)用保護(hù)電力線載波通道。每套載波通信設(shè)備占用1個(gè)屏位。 系統(tǒng)調(diào)度程控交換機(jī)：按網(wǎng)、省、地調(diào)合用1套48線數(shù)字程控交換機(jī)配置，配線架按變電站終期

26、容量配置。 通信機(jī)房動(dòng)力環(huán)境監(jiān)測(cè)設(shè)備：應(yīng)與全站視頻安全監(jiān)視系統(tǒng)統(tǒng)一考慮，不單獨(dú)設(shè)置。 通信電源系統(tǒng) ：應(yīng)配置兩套完整的通信電源系統(tǒng)。每套電源系統(tǒng)應(yīng)包括1套高頻開關(guān)電源、1組蓄電池組、1個(gè)直流分配屏（柜）。蓄電池容量應(yīng)滿足按實(shí)際負(fù)荷放電至少4h的要求（DC/DC變換方式） 。,主要技術(shù)原則,站內(nèi)綜合布線：根據(jù)運(yùn)行管理部門和各專業(yè)的需求，可在站內(nèi)進(jìn)行統(tǒng)一的綜合布線。 通信纜線敷設(shè) ：保護(hù)采用專用光纖芯方式時(shí)，所用纖芯宜由通信光纖配線架配線引接。 通信機(jī)房：通信設(shè)備機(jī)房應(yīng)該按照變電站終期規(guī)模考慮其面積，在初步設(shè)計(jì)階段，根據(jù)實(shí)際情況合理布置屏（柜）位(尺寸與二次一致）。根據(jù)實(shí)際工程，通信蓄電池屏（柜）

27、可布置在變電站直流蓄電池室。,通信設(shè)備機(jī)房布置圖,六、直流系統(tǒng)及交流不停電電源（UPS）系統(tǒng) 直流系統(tǒng)：電源采用110V或220V，裝設(shè)2組閥控式密封鉛酸蓄電池，容量按1小時(shí)事故放電時(shí)間考慮；宜采用高頻開關(guān)充電裝置，宜配置2套，模塊N+1；也可3套。 交流不停電電源系統(tǒng)：宜配置兩套交流不停電電源系統(tǒng)（UPS），可采用主機(jī)冗余配置方式，也可采用模塊化N+1冗余配置。負(fù)荷包括：計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)、電能量計(jì)費(fèi)系統(tǒng)、保護(hù)及錄波信息子站、火災(zāi)報(bào)警系統(tǒng)等。,主要技術(shù)原則,直流系統(tǒng)接線圖（方案一）,直流系統(tǒng)接線圖（方案二）,七、其它二次系統(tǒng) 全站時(shí)間同步系統(tǒng)：變電站配置1套公用時(shí)間同步系統(tǒng)，高精度時(shí)鐘源宜雙重化

28、配置，近期以GPS為基礎(chǔ)，條件具備時(shí)宜采用GPS與北斗系統(tǒng)等空基時(shí)鐘源互備方式。宜具有與地基時(shí)鐘源接口的能力。時(shí)鐘源宜布置在計(jì)算機(jī)室，在各繼電器小室配置擴(kuò)展屏（柜）。對(duì)時(shí)范圍包括監(jiān)控系統(tǒng)、保護(hù)裝置、故障錄波裝置、故障測(cè)距裝置、相量測(cè)量裝置及站內(nèi)其它智能設(shè)備。時(shí)間同步系統(tǒng)宜輸出IRIG-B（DC）時(shí)碼、1PPS 、1PPM。 圖像監(jiān)視及安全警衛(wèi)系統(tǒng)：用于實(shí)現(xiàn)全站的安全、防火、防盜功能，不用于監(jiān)視設(shè)備運(yùn)行狀態(tài)。就地?cái)z像頭的配置型式及數(shù)量可參見表。,主要技術(shù)原則,500kV變電站圖像監(jiān)視及安全警衛(wèi)系統(tǒng),主要技術(shù)原則,二次設(shè)備的布置 新建工程應(yīng)按工程最終規(guī)模規(guī)劃，在初設(shè)階段布置二次設(shè)備，并合理考慮預(yù)留

29、屏位 。 主控室與計(jì)算機(jī)房間宜采用玻璃隔墻，主控室面積宜控制在60m2左右，計(jì)算機(jī)室宜按布置1416面屏考慮 。 當(dāng)通信蓄電池采用組屏布置時(shí)，通信電源室與通信機(jī)房可合并建設(shè)。 直流電源室原則上靠近負(fù)荷中心布置，蓄電池組架布置，設(shè)置獨(dú)立蓄電池室，并毗鄰于直流電源室布置。 二次設(shè)備屏（柜）位采用集中布置時(shí)，備用屏（柜）位宜按10%考慮，采用下放布置時(shí)，備用屏位宜按15%考慮；變電站內(nèi)所有二次設(shè)備屏（柜）體結(jié)構(gòu)、外型及顏色應(yīng)一致。,主要技術(shù)原則,繼電器小室的設(shè)置及電纜敷設(shè)方式 采用敞開式設(shè)備時(shí)，繼電器室宜就地下放布置 ，500kV配電裝置宜按23串設(shè)置1個(gè)繼電器小室；220kV繼電器室在場(chǎng)地允許的條

30、件下，可在配電裝置區(qū)域內(nèi)以分段為界設(shè)2個(gè)繼電器室；在靠近主變壓器和無(wú)功補(bǔ)償裝置處可設(shè)置1個(gè)主變壓器和無(wú)功補(bǔ)償裝置繼電器室。下放布置的繼電器室電纜敷設(shè)宜采用電纜溝敷設(shè)方式，一般不采用抗靜電活動(dòng)地板 。 采用GIS緊湊型設(shè)備時(shí) ，繼電器室宜集中布置于主控通信樓，可設(shè)置電纜夾層。,主要技術(shù)原則,電流互感器二次參數(shù)選擇 對(duì)500/330kV、110kV電流互感器宜按三相配置；對(duì)35 kV，依具體要求可按兩相或三相配置 。 兩套主保護(hù)應(yīng)分別接入電流互感器的不同二次繞組，單套配置的保護(hù)應(yīng)接入電流互感器專用的二次繞組，后備保護(hù)可與主保護(hù)共用二次繞組；故障錄波器、故障測(cè)距裝置宜與保護(hù)共用一個(gè)二次繞組；測(cè)量、計(jì)

31、量宜分別使用不同的二次繞組。 保護(hù)用的電流互感器宜采用5P級(jí)，計(jì)量用電流互感器繞組應(yīng)采用0.2S級(jí)，測(cè)量用的電流互感器宜采用為0.5級(jí)。,電流互感器二次參數(shù)一覽表,主要技術(shù)原則,電壓互感器二次參數(shù)選擇 對(duì)500kV一個(gè)半斷路器接線，每回線路應(yīng)裝設(shè)三相電壓互感器，母線裝設(shè)單相電壓互感器；對(duì)220 kV雙母線接線，每回線路宜裝設(shè)三相電壓互感器，母線也裝設(shè)三相電壓互感器；35 kV母線宜裝設(shè)三相電壓互感器。 兩套主保護(hù)的電壓回路宜分別接入電壓互感器的不同二次繞組，故障錄波器可與保護(hù)共用一個(gè)二次繞組。對(duì)于I、II類計(jì)費(fèi)用途的計(jì)量裝置，宜設(shè)置專用的電壓互感器二次繞組。 技術(shù)上無(wú)特殊要求時(shí)，保護(hù)裝置中的零

32、序電流方向元件應(yīng)采用自產(chǎn)零序電壓，電壓互感器可不再配置保護(hù)用剩余電壓繞組。,電壓互感器二次參數(shù)一覽表,二次設(shè)備技術(shù)條件是以二次系統(tǒng)通用設(shè)計(jì)的技術(shù)原則、組屏方案為依據(jù)，對(duì)變電站用的各類主要設(shè)備、屏柜制定統(tǒng)一的技術(shù)規(guī)范。各電壓等級(jí)共計(jì)71項(xiàng)技術(shù)條件書。,二次設(shè)備技術(shù)條件,二次系統(tǒng)通用設(shè)計(jì)從各電壓等級(jí)通用設(shè)計(jì)方案中選取了具有代表性，使用廣泛的接線和布置方案，應(yīng)用研究確定的技術(shù)原則和組屏方案，進(jìn)一步細(xì)化和完善二次系統(tǒng)設(shè)計(jì)，提出典型應(yīng)用工程案例，供工程參考應(yīng)用。,典型應(yīng)用工程案例,典型應(yīng)用工程案例,典型應(yīng)用工程案例,設(shè)計(jì)圖包括 圖21-1 電氣主接線圖 圖21-2電氣總平面圖 圖21-3系統(tǒng)繼電保護(hù)配置

33、圖 圖21-4 遠(yuǎn)動(dòng)化范圍圖 圖21-5 計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)方案配置圖（一） 圖21-6 計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)方案配置圖（二） 圖21-7 主變壓器保護(hù)配置圖 圖21-8 直流系統(tǒng)接線圖 圖21-9 主控制室、計(jì)算機(jī)室屏位布置圖 圖21-10 繼電器室屏位布置圖 圖21-11 通信機(jī)房屏位布置圖,典型應(yīng)用工程案例,二次設(shè)備布置方式 GIS方案：二次設(shè)備采用集中布置方式，主控樓一層設(shè)有繼電器室和蓄電池室；主控樓底層設(shè)電纜夾層；主控樓二層設(shè)有主控室、計(jì)算機(jī)室及通信機(jī)房等。 HGIS及AIS方案：二次設(shè)備采用分散布置方式。主控室、計(jì)算機(jī)室、通信機(jī)房布置在主控樓；繼電器小室就地下放布置，設(shè)置23個(gè)500kV繼電

34、器小室，設(shè)置1個(gè)主變及35kV繼電器。（以500kV為例）,主控制室、計(jì)算機(jī)室屏位布置圖,500kV繼電器室屏位布置圖,220kV繼電器室屏位布置圖,主變及35kV繼電器室屏位布置圖,五、取得的主要技術(shù)成果,二次系統(tǒng)通用設(shè)計(jì)是在成熟適用的技術(shù)條件和工程應(yīng)用方案中，擇優(yōu)確定二次系統(tǒng)設(shè)計(jì)技術(shù)原則和二次設(shè)備的功能配置。通過(guò)總結(jié)以往運(yùn)行、設(shè)計(jì)及制造經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，結(jié)合當(dāng)前二次技術(shù)的發(fā)展，二次系統(tǒng)通用設(shè)計(jì)取得了以下幾方面成果：,主要技術(shù)成果,一是：規(guī)范了系統(tǒng)繼電保護(hù)及元件保護(hù)的配置原則、通道組織原則和設(shè)備組屏原則。,主要技術(shù)成果,二是：規(guī)范了計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)的配置原則和方案，包括整體網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，站控層軟件、硬

35、件配置，間隔層設(shè)備配置及組屏原則，站控層與間隔層通信所采用的技術(shù)和標(biāo)準(zhǔn)，監(jiān)控系統(tǒng)與繼電保護(hù)、保護(hù)故障信息管理子站以及站內(nèi)其他智能裝置的通信接口形式和技術(shù)要求等。,主要技術(shù)成果,三是：規(guī)范了變電站電氣二次接線，包括防誤閉鎖實(shí)現(xiàn)方式，二次屏柜的供電方式，操作箱控制回路接線以及斷路器、隔離開關(guān)機(jī)構(gòu)箱控制回路接線等。,主要技術(shù)成果,四是：規(guī)范了專業(yè)間配合的技術(shù)要求，包括系統(tǒng)繼電保護(hù)對(duì)電流互感器、電壓互感器變比、繞組數(shù)量、容量及精度的配置要求；系統(tǒng)繼電保護(hù)對(duì)斷路器跳閘線圈、操作電源的配置要求；保護(hù)對(duì)通信通道的要求、保護(hù)光電轉(zhuǎn)換接口對(duì)通信電源的要求等。,主要技術(shù)成果,五是：規(guī)范了保護(hù)和故障錄波信息管理子站

36、系統(tǒng)的配置原則及實(shí)施方案，包括：子站系統(tǒng)的構(gòu)成、功能定位、數(shù)據(jù)采集方式，與監(jiān)控系統(tǒng)的接口方式、子站信息傳輸方式等。,主要技術(shù)成果,六是：規(guī)范了二次系統(tǒng)各類接口要求，包括：繼電保護(hù)裝置與計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)的接口及通信要求；繼電保護(hù)裝置、故障錄波裝置以及雙端故障測(cè)距裝置對(duì)時(shí)精度和接口要求。,主要技術(shù)成果,七是：規(guī)范了站內(nèi)通信設(shè)備的配置原則和方案，包括：通信蓄電池配置原則、通信機(jī)房布置、光纜引接方式、通信機(jī)柜尺寸等。,主要技術(shù)成果,八是：規(guī)范了時(shí)間同步系統(tǒng)、圖像監(jiān)視系統(tǒng)的配置原則和方案。,主要技術(shù)成果,九是：規(guī)范了二次設(shè)備的接地方式、繼電器保護(hù)小室下放布置和電纜敷設(shè)方式。,主要技術(shù)成果,六、 技術(shù)展望,

37、技術(shù)展望,500kV集控中心站，500kV變電站無(wú)人值班，實(shí)現(xiàn)減人增效的一種運(yùn)行管理模式，僅在少數(shù)地區(qū)有應(yīng)用，有待進(jìn)一步規(guī)范相關(guān)建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)和技術(shù)原則。,500kV集控中心站建設(shè),地調(diào)/集控一體化建設(shè)； 分區(qū)控制：按責(zé)任分區(qū)建設(shè)；,地調(diào)/500kV集控一體化建設(shè),地調(diào)/500kV集控一體化建設(shè),站內(nèi)建筑生活環(huán)境要求降低,防火防盜安全防護(hù)性能提高,功能房間調(diào)整合并，減少值休室備餐間類的生活房間；,繼電器室屏間距離合理壓縮，控制室面積適當(dāng)縮??；,一樓門窗適當(dāng)采取防盜措施，門窗選擇和建筑裝修考慮防火因素。,站內(nèi)設(shè)施簡(jiǎn)化,監(jiān)控系統(tǒng)后臺(tái)適當(dāng)簡(jiǎn)化； 辦公管理系統(tǒng)簡(jiǎn)化； 站內(nèi)通信減少交換容量和電話設(shè)置。,,無(wú)人

38、值班變電站建筑和設(shè)備配置簡(jiǎn)化思路,技術(shù)展望,數(shù)字化變電站，是未來(lái)變電站建設(shè)的發(fā)展方向，將對(duì)變電站二次系統(tǒng)設(shè)備帶來(lái)革命性變化。,技術(shù)展望,主要特點(diǎn)： 信息采集、傳輸、處理、輸出過(guò)程全部數(shù)字化。 按IEC61850協(xié)議建立變電站中各種設(shè)備的信息模型，包括數(shù)據(jù)模型和功能模型；設(shè)備間交換信息均使用該模型構(gòu)建統(tǒng)一的信息平臺(tái)。 解決了設(shè)備間的互操作問(wèn)題，避免了設(shè)備重復(fù)投入。通過(guò)通信網(wǎng)絡(luò)的改變使保護(hù)、監(jiān)控、在線檢測(cè)、五防和VQC等信息傳輸，在統(tǒng)一的信息平臺(tái)上實(shí)現(xiàn)了信息共享。 關(guān)鍵技術(shù)： IEC61850協(xié)議的頒布及標(biāo)準(zhǔn)的應(yīng)用, 為建設(shè)數(shù)字化變電站提供了基礎(chǔ)； 光電式互感器的應(yīng)用,有條件進(jìn)行全數(shù)字化變電站建設(shè)

39、； 一次設(shè)備智能化。采用傳統(tǒng)一次設(shè)備（如斷路器、主變壓器等）+智能終端的方法，實(shí)現(xiàn)一次設(shè)備智能化（過(guò)渡）。,采用傳統(tǒng)一次設(shè)備（如斷路器、主變壓器等）+智能終端的方法，實(shí)現(xiàn)一次設(shè)備智能化。充分利用現(xiàn)有一次設(shè)備。,一次設(shè)備智能化,技術(shù)展望,實(shí)施步驟： 數(shù)字化變電站技術(shù)的發(fā)展將會(huì)是個(gè)比較長(zhǎng)期的過(guò)程，技術(shù)的成熟度，方案的可行性均要結(jié)合工程應(yīng)用逐步完善，數(shù)字化變電站應(yīng)用技術(shù)采取分步走的策略是比較可行的方案。 第一階段：可以結(jié)合IEC61850標(biāo)準(zhǔn)先在測(cè)控部分選擇實(shí)施示范性工程實(shí)施，以積累新一代變電站網(wǎng)絡(luò)通信協(xié)議的應(yīng)用經(jīng)驗(yàn)； 第二階段：在電子式互感器應(yīng)用技術(shù)的成熟的基礎(chǔ)上，可以考慮在500KV系統(tǒng)選擇采用電子式互感器技術(shù)實(shí)現(xiàn)信息采集、處理、傳輸數(shù)字化應(yīng)用； 第三階段：基于智能斷路器技術(shù)的成熟度實(shí)現(xiàn)信息采集、處理、傳輸、從交流量的采集到斷路器操作的全數(shù)字化應(yīng)用；最終實(shí)現(xiàn)變電站總線與過(guò)程層總線的集成應(yīng)用。,技術(shù)展望,應(yīng)用情況： 數(shù)字化變電站500kV電網(wǎng)中還沒(méi)有得到真正的應(yīng)用（測(cè)控部分IEC61850標(biāo)準(zhǔn)示范性工程實(shí)施），僅在少數(shù)110kV 及220kV變電站中有應(yīng)用（ IEC61850標(biāo)準(zhǔn)及電子式互感器）。,110kV變電站的應(yīng)用,光電互感器及光纖,,一次設(shè)備智能化,變壓器端子箱配置智能單元,一次設(shè)備智能化,控制電纜改為光纜,