220kV变电站安全稳定控制装置技术标准规范书.doc

/工程编号52-Q235C 桐梓、上坝、涪陵220kV变电站安全稳定控制系统工程 桐梓、上坝、涪陵220kV变电站安全稳定控制装置技术规范书贵州电力设计研究院2009 年 4 月 贵阳目 次1总则12工程概况23 技术要求74 安全稳定控制系统装置配置和功能要求145 对装置柜的要求196 供货范围217 技术服务228 质量保证和试验259 包装、标志、运输和保管26附件 投标者应提交的资料271总则1.1本规范书适用于桐梓220kV变电站、上坝220kV变电站、涪陵220kV变电站安全稳定控制系统的安全稳定控制装置设备。卖方应提供高质量(可靠性高、损耗低、运行维护方便)的设备和附件来满足规范书中设计及工艺的标准要求。1.2本设备技术规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方应保证提供符合本规范书和工业标准的优质产品。1.3 卖方应以书面形式对本规范书的条款逐条做出详细应答，确认对本规范书要求的满足和差异，对偏差部分应列出偏差表作详细描述。1.4 本设备技术规范书所使用的标准如与卖方所执行的标准有偏差时，按高标准执行。1.5 本设备技术规范书经买卖双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。1.6 本设备技术规范书未尽事宜，由买卖双方协商确定。1.7 标准 本规范书提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，对国家有关的强制性标准，必须满足其要求。GB/T14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程DL 478-92 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T 723-2000 电力系统安全稳定控制技术导则DL 755-2001 电力系统安全稳定导则DL 428-1991 电力系统低频减负荷技术规定DL/T 5147-2001 电力系统安全自动装置设计技术规定DL/T5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定 DL/T10922008 电力系统安全稳定控制系统通用技术条件中国南方电网安全稳定控制系统入网管理及实验规定规范书中所有设备、备品备件，除规定的技术要求和参数外，其余均应遵照最新版的IEC标准及相关规程、规范要求。卖方在执行本规范书所列标准有矛盾时，按较高标准执行。2工程概况（一）桐梓220kV变电站已投产运行，上坝220kV变电站、涪陵油房220kV 变电站为新建变电站，即将进行建设，预计于2009年投产。其中桐梓220kV 变电站以2回220kV线路接入海龙220kV变电站、1回220kV线路接入习水电厂，以2回220kV线路送出至上坝220kV 变电站，上坝220kV 变电站以2回220kV线路送出至涪陵油房220kV 变电站。本期工程新增安全稳定控制装置主要解决当海龙桐梓双回线路其中一回线路故障时，运行线路过载，及习水桐梓一回运行线路过载，需就地切除桐梓220kV 变电站，及需远方切除上坝220kV 变电站及涪陵油房220kV变电站的110kV部分线路，保证桐梓、上坝、涪陵220kV变安全稳定运行。桐梓、上坝、涪陵油房每个站各配置两套稳控装置，每套装置单独组屏，安装于继电器室。另外在通信机房桐上线路（上油线路）通信接口屏装设安稳的通信接口装置，用于远方通信；桐梓、上坝、涪陵油房变A套装置通过2M光纤通信，桐梓、上坝、涪陵油房变B套装置本期通过载波通道通信，远期通过2M光纤通信。（二）控制策略见下表桐梓、上坝、涪陵油房220kV变安全稳定控制系统控制策略表序号站名故障形式稳定情况稳定措施备注1桐梓变习桐、海桐回、海桐回三回线运行，其中海桐I、回任一回跳闸习桐或海桐I、回任一回运行线路过载功率方向为负时，以切负荷量公式1，切桐梓变负荷及向上坝、涪陵变传送切负荷量优先切桐梓负荷，桐梓就地可切负荷不够时，向上坝发切负荷量，当上坝就地可切负荷不够时，再向涪陵发切负荷量海桐回、海桐回双回线运行，海桐回跳闸海桐回过载功率方向为负时，以切负荷量公式2，切桐梓变负荷及向上坝、涪陵变传送切负荷量海桐回、海桐回双回线运行，海桐回跳闸海桐回过载功率方向为负时，以切负荷量公式2，切桐梓变负荷及向上坝、涪陵变传送切负荷量其它原因（本区域机组跳闸）线路过载（主要是单回线路运行过载，但也考虑三回）功率方向为负时，以切负荷量公式3，切桐梓变负荷及向上坝、涪陵变传送切负荷量习桐、海桐回、海桐回三回线运行相继跳闸或单回线运行单回跳闸区域电网解网无控制措施桐梓变三台主变运行，当任一台主变故障跳闸运行主变过载功率方向为正时，以切负荷量公式4，切桐梓变本地负荷其它原因主变过载（主要是单台主变过载，但也应考虑三台主变过载）功率方向为正时，以切负荷量公式5或6，切桐梓本地负荷。区域电网低频、低压（共五轮）就地低频低压功能，按照切负荷量选切本站负荷2上坝变接收桐梓变远方切负荷量选切本站负荷当上坝就地可切负荷不够时，向涪陵发切负荷量桐上回、桐上回双回线运行，桐上回跳闸。桐上回过载功率方向为负时，以切负荷量公式7，切上坝就地负荷以及向涪陵变传送切负荷量。优先切上坝就地负荷量，当上坝就地可切负荷不够时，向涪陵发切负荷量桐上回、桐上回双回线运行，桐上回跳闸。桐上回过载功率方向为负时，以切负荷量公式8，切上坝就地负荷以及向涪陵变传送切负荷量。其它原因（本区域机组跳闸）。线路过载（主要是单回线路运行过载，但考虑双回）功率方向为负时，以切负荷量公式9，切上坝就地负荷以及向涪陵变传送切负荷量。桐上回、桐上回双回线运行相继跳闸或单回线运行单回跳闸。区域电网解网无控制措施上坝变三台主变运行，当任一台主变故障跳闸运行主变过载功率方向为正时，以切负荷量公式10，切上坝变本地负荷其它原因主变过载（主要是单台主变过载，但也应考虑三台主变过载）功率方向为正时，以切负荷量公式11或12，切上坝本地负荷。区域电网低频率、低电压（共五轮）就地低频低压功能，按照切负荷量选切本站负荷3涪陵油房变接收上坝变远方切负荷量选切本站负荷上油回、上油回双回线运行，上油回跳闸。上油回过载功率方向为负时，以切负荷量公式13，切涪陵就地负荷。上油回、上油回双回线运行，上油回跳闸。上油回过载功率方向为负时，以切负荷量公式14，切涪陵就地负荷。其它原因（本区域机组跳闸）。线路过载（主要是单回线路运行过载，但考虑双回）功率方向为负时，以切负荷量公式15，切涪陵就地负荷。上油回、上油回双回线运行相继跳闸或单回线运行单回跳闸。区域电网解网无控制措施上坝变三台主变运行，当任一台主变故障跳闸运行主变过载功率方向为正时，以切负荷量公式16，切涪陵就地负荷。其它原因主变过载（主要是单台主变过载，但也应考虑三台主变过载）功率方向为正时，以切负荷量公式17或18，切涪陵就地负荷。区域电网低频率、低电压（共五轮）就地低频低压功能，按照切负荷量选切本站负荷控制策略说明：a) 习桐一回、海桐双回故障前断面功率P前1= P习桐（-200ms）+P海桐（-200ms）+ P海桐（-200ms）；当旁路代路时，考虑旁路的断面功率b) 海桐双回故障前断面功率P前2= P海桐（-200ms）+ P海桐（-200ms）；当旁路代路时，考虑旁路的断面功率c) 切负荷量公式1= P前1-习桐热稳定定值-海桐（或II）回热稳定定值d) 切负荷量公式2= P前2-海桐（或II）回热稳定定值e) 切负荷量公式3=习桐t1时刻功率+海桐回t1时刻功率+海桐回t1时刻功率-习桐热稳定值-海桐回热稳定值-海桐回热稳定值（如单回运行则不考虑线路热稳定值）f) 桐梓三台主变故障前断面功率=P1B（-200ms）+ P2B（-200ms）+ P3B（-200ms）g) 切负荷量公式4=桐梓三台主变故障前断面功率-运行主变1热稳定值-运行主变2热稳定值h) 切负荷量公式5=桐梓三台主变过载时断面功率-1#主变热稳定值-2#主变热稳定值-3#主变热稳定值i) 切负荷量公式6=桐梓变1#（2#、3#）主变过载时断面功率-1#（2#、3#）主变热稳定值j) 桐上双回故障前断面功率=P桐上（-200ms）+ P桐上（-200ms）k) 切负荷量公式7=桐上故障前断面功率-桐上回热稳定定值l) 切负荷量公式8=桐上故障前断面功率-桐上回热稳定定值m) 切负荷量公式9=桐上回t1时刻功率+桐上回t1时刻功率-桐上回热稳定值-桐上回热稳定值（如单回运行则不考虑线路热稳定值）n) 上坝三台主变故障前断面功率= P1B（-200ms）+ P2B（-200ms）+ P3B（-200ms）o) 切负荷量公式10=上坝三台主变故障前断面功率-运行主变1热稳定值-运行主变2热稳定值p) 切负荷量公式11=上坝三台主变过载时断面功率-1#主变热稳定值-2#主变热稳定值-3#主变热稳定值q) 切负荷量公式12=上坝变1#（2#、3#）主变过载时断面功率-1#（2#、3#）主变热稳定值r) 上油双回故障前断面功率=P上油（-200ms）+ P上油（-200ms）s) 切负荷量公式13=上油故障前断面功率-上油回热稳定定值t) 切负荷量公式14=上油故障前断面功率-上油回热稳定定值u) 切负荷量公式15=上油回t1时刻功率+上油回t1时刻功率-上油回热稳定值-上油回热稳定值（如单回运行则不考虑线路热稳定值）v) 涪陵油房变三台主变故障前断面功率= P1B（-200ms）+ P2B（-200ms）+ P3B（-200ms）w) 切负荷量公式16=油房三台主变故障前断面功率-运行主变1热稳定值-运行主变2热稳定值x) 切负荷量公式17=油房三台主变过载时断面功率-1#主变热稳定值-2#主变热稳定值-3#主变热稳定值y) 切负荷量公式18=油房变1#（2#、3#）主变过载时断面功率-1#（2#、3#）主变热稳定值z) 过载功能设有独立的告警轮和4轮顺序动作轮，动作轮切负荷量为各轮次中过载量的累加和。aa) 多条线路同时发生过负荷情况时，每条线路分别计算各自的过载量，然后累加在一起作为策略机需要切除的过载量。bb) 低频低压功能共五轮，前4轮为顺序轮，第五轮为特殊轮，每个站按照各轮的切负荷量切负荷，如果各轮同时或相继动作，切负荷量为各轮次中所需切负荷量的累加和。cc) 在一次整组复归时间内，如果多个命令源需要切负荷（桐梓变：线路跳闸引起过载、线路其它原因引起过载；上坝变：远方命令、本地低频、本地低压），则比较每个命令源所需的切负荷容量，按照所需的最大容量切除，不做累加。备注：1、上坝变、油房变将可切负荷传至桐梓变装置； 2、油房变将可切负荷传至上坝变装置；3、最终控制策略待贵州电力调度通信局确定。（三）切负荷原则1) 桐梓变、上坝变和涪陵变主变过载时，根据主变过载量，按照预先设定的优先级排队切除本站110kV负荷。2) 对习桐及海桐、桐上、上油三组联络线同时过载情况不予考虑，通过过载延时（定值）来协调控制，即习桐及海桐过载延时>桐上过载延时>上油过载延时。3) 桐梓变、上坝变和涪陵变的电源联络线过载时，根据联络线过载量优先切除就地“可切的”110kV负荷线，将“剩余过载量”通过数字通信下发至下一级控制站。最后一级控制站为涪陵变。4) 桐梓变、上坝变和涪陵变的电源联络线单线发生跳闸故障时，根据联络线过载量优先切除就地“可切的”110kV负荷线，将“剩余过载量”通过数字通信下发至下一级控制站。最后一级控制站为涪陵变。5) 负荷线路说明 对于110kV负荷线路，通过采集单相电流电压计算线路功率； 如果线路功率为负值，该线路不纳入切负荷考虑； 如果线路功率>8额定功率，则认为该线路投运，允许切除，否则为停运，不纳入切负荷考虑； 各站负荷线可以通过定值分别设置切除优先级。优先级整定值为“0”时，该负荷线不参与切除选择。优先级整定值为“1”时，该负荷线优先级最高，最优先切除。优先级整定值为“12”时，该负荷线优先级最低，最后才被切除。就地切负荷时，按照优先级从高到低（从112）的顺序，依次切除本站负荷线路，直至满足所需切除负荷量，允许适量过切。（四）本期工程在220kV桐梓变电站按双重化配置综合稳定控制主站装置。整套系统的主要功能是：220kV海龙-桐梓双回线路及习桐线路故障时，主站装置根据线路过载量决定切负荷量，选切220kV上坝变电站及220kV油房变电站的110kV部分线路。（五）本期工程在220kV上坝变电站配置两套安全稳定控制子站装置构成双重化系统。整套系统的功能是：（1）220kV海-桐双回线路及习桐线路故障时，上坝变子站装置根据桐梓变主站装置传输的切负荷量命令，选切220kV上坝变、220kV涪陵变110kV部分线路。（2）220kV桐-上双回线路故障时，上坝变子站装置根据线路过载量决定切负荷量，选切220kV上坝变、220kV涪陵变110kV部分线路。（五）本期工程在220kV涪陵变电站配置两套安全稳定控制子站装置构成双重化系统。整套系统的功能是：（1）220kV海-桐双回线路及习桐线路故障时，涪陵变子站装置根据桐梓变主站装置传输的切负荷量命令，选切220kV涪陵变110kV部分线路。（2）220kV上-涪双回线路故障时，涪陵变子站装置根据上坝变子站装置传输的切负荷量命令，选切220kV涪陵变110kV部分线路。（六）各变电站110kV出线回路为：（1）220kV桐梓变电站110kV为双母线带旁路母线接线，最终出线10回，目前已出线为10回，分别为“燎原I、桐铝I、桐东铝、桐东II、桐太松、桐太II、桐正、桐习、桐怀、燎原II”以及1回旁路间隔。（2）220kV上坝变电站110kV为双母线接线，最终出线14回，目前已出线为4回，分别为“务川变、道真 I、道真 II、正安”。（3）220kV涪陵变电站110kV为双母线带旁路母线接线，最终出线18回，目前已出线为9回，分别为“中堡湾、白塔I、白塔II、清溪I、清溪II、龙桥I、龙桥II、天源化I、天源化II” 以及1回旁路间隔。3 技术要求3.1气象特征与环境条件海拔高度不超过1000m最湿月平均相对湿度 90%最高环境温度 40最低环境温度 -5地震烈度 6度3.2 装置技术参数要求3.2.1装置的额定值 额定交流电流：5A （桐梓变、涪陵变）；1A （上坝变） 额定交流电压：相电压100/ 3V ， 线电压100V 额定频率：50Hz 额定直流电压：220V3.2.2 装置功率消耗装置每相交流电流回路功耗1A回路0.5VA装置每相交流电流回路功耗5A回路1.0VA装置每相交流电压回路功耗1VA3.2.3 装置的采样频率不小于1200Hz,即每波采样点数不小于24。3.2.4 装置精度要求交流电压有效值测量误差1%(0.21.2UN)交流电流有效值测量误差1%(0.21.5IN)功率测量精度1%频率测量(必须采自电压)精度0.01Hz相位角测量精度13.2.5 交流输入量的允许工作范围电压: 1.2Un允许连续工作、1.4Un允许工作10s电流：2n允许连续工作、10n允许工作10s、40n允许工作1s频率：4555Hz3.2.6 故障间断时间突变量启动时间5ms线路故障跳闸判出时间收到保护动作信号或开关位置变位信号后10ms线路无故障跳闸判出时间线路实际跳开后20ms3.2.7 装置动作时间本地装置整组动作时间30ms安稳系统整组动作时间设计规范中依据稳定计算提出的允许动作时间0.2S3.2.8 直流电源要求直流电源输入允许偏差:最大允许正偏差为额定电压+10%,最大允许负偏差为额定电压-20%。直流电源输出电压纹波系数应不大于2%。逆变电源的自启动性能A、当合上装置逆变电源插件上的电源开关,直流电源由零缓慢上升至80%额定电压值，此时逆变电源插件面板上的电源指示灯应亮，装置工作正常。B、当外部直流电源调至80%额定电压,断开、合上逆变电源开关，逆变电源应能正常启动，装置工作正常。3.2.9 低通滤波装置交流模拟量输入回路应加低通滤波,把高频分量滤除,并可进一步采取数字滤波。3.2.10 开入、开出隔离无论是开关量输入还是输出，都须经光电转换或继电器与外部回路可靠隔离，不得有直接电的联系。3.2.11 输出接点跳闸接点和信号接点按需要配置，接点工作电压250VDC、允许闭合电流5A,在该电流下能持续工作,在回路电流(感性L/R-0.04)2A以下时能够断开。全部出口跳闸信号均经过操作压板后输出。3.2.12 装置应配备专门的信号板卡,提供充足的分类信号接点以便向运行人员提供清晰的装置信息;通道告警信号必须按通道分别给出告警信号接点。装置应提供足够的输出接点供跳闸、信号、远方起信等使用。3.2.13装置具有GPS对时功能，用串行口接收GPS发出的时钟，并接收GPS定时发出的硬同步对时脉冲及B码对时方式，刷新CPU系统的秒时钟，对时误差<1ms。3.2.14 装置屏柜应满足电力系统继电保护屏柜通用技术要求(DL/T720-2000)。3.2.15 装置总出口压板装置应设置硬件总出口压板,只有在总出口压板投入后,才可能给出口继电器提供电源,及通过通道向外发送命令信号。总出口压板退出后，装置所有出口继电器的电源回路可靠断开，并且硬件上可靠闭锁通过通道向外发送的远方动作命令，装置其余功能保持正常。3.2.16 通道发信投入压板及通道投退压板投入表示维持通信正常收发功能,退出表示装置能收信息,但不能对外发任何信息,主要用于装置试验期间防止误发远方命令等。3.2.17 通道收信压板及通道投退压板 装置的收信回路应具备通道收信压板，主要用于装置试验期间防止误收远方命令等。3.2.18 装置应带有本地和远方通信接口,以实现就地和远方查询故障信息、装置信息以及就地修改定值等。通信规约采用DL/T6087-5-103(IEC6087-5-103)或其他开放式规约,也可采用TCP/IP协议的以太网接口。3.2.19安稳装置与通道的接口要求1) 安稳装置复用光纤通道方式：（1）采用光纤通道复用2M G.703传输方式，光/电转换设备与复用通信设备接口规约为同向2M接口；装置通讯软硬件应具备四级以上不同原理的校验,确保错误报文通过校验的概率小于10-6。（2）安稳装置与光/电转换接口设备之间采用光缆连接。（3）安稳装置供方还应负责与通信装置间的接口设计和配合，以及安稳装置柜与通信接口柜两端的光纤熔接。2）安稳装置复用载波通道方式： 安稳装置信号传输时间(包括两侧通讯设备之间，以及通道时间及两侧接口元件动作时间)应<15ms。 安稳装置通道信号回路应有收信和发信的信号指示，并可提供给故障录波器，以便分析动作的正确性。复用的电力线载波机在电力系统各种强干扰作用下，不应误发信号，亦不应丢失信号。3.2.20 装置应采取高可靠性的校验方式,使传送故障信息、动作命令的报文误码通过校验的概率小于通道设备的误码率（如光纤通道为10-9）,且不得低于10-8。3.2.21 装置应具备允许修改定值的安全校验，以防止误改定值；装置正确输入定值后，在下次修改前，不管发生任何情况，应确保装置定值保持不变。3.2.22 装置应使用硬件和软件的多重防误判据。当装置需要执行其它厂站远方命令时，应对远方命令进行有效范围确认，应尽量辅以就地或其它站信息作防误判断。原则上远方命令必须至少连续确认3帧。就地判断故障,就地执行策略前,应尽量选取与主判据不同的电气量进行防误校验。判重要线路跳闸宜采用开关量信号加电量量信号综合判断，防止误断。3.2.23 装置应配有良好的策略表测试软件，并至少具备以下功能：人为设定系统运行方式人为设定本站策略表测试用的电气量故障类型设定人工启动装置动作记录3.2.24 为防止输入回路及采样回路出错，软件需用输入量的物理含义校核输入量的正误，防止装置误动。3.2.25 软件在判别和动作过程中一般设有多个动作标志,装置应确保及时全部清零,需要记录的信息应保留在另外的记录区。3.2.26 装置死机后具备自动复归功能当装置软件进入死循环或“死”机后,应由硬件看门狗检查出该异常,并发出装置复归信号,使装置重新进入正常工作状态,同时装置应具备看门狗动作记录功能。3.2.27 装置应具备完善的在线自检功能,包括硬件损坏、功能失效和二次回路异常、通道异常等。当任一元件（出口断电器可除外）损坏后，能及时发现异常状态，发出警告指标，可靠闭锁装置输出（含通道发出的动作命令），防止误动。3.2.28 装置严重异常闭锁及报警、断线、直流电源消失等严重影响装置功能的异常发生后，装置应有防止误动作的措施并闭锁相关功能，异常期间装置面板上的异常闭锁信号灯保持，异常消失后自动熄灭，并自动解除闭锁（直流电源消失除外），同时装置应留有相应记录并自动打印异常报告。3.2.29 装置异常报告应说明异常类型、异常开始时间、异常消失时间及损坏元件的所在部位（至少应能将故障定位至插件、板卡或某一具体通道）。直流电源消失等无法给出详细事件记录的异常，至少应给出接点信号至监控系统。3.2.30 装置应具有就地和远方信息变位记录和自动打印功能，装置应能可靠记录一帧或多帧的远方变位信息。3.2.31 装置应具备故障判别记录及自动打印功能。3.2.32 装置应具备动作数据记录（录波）功能。单次记录应能连续记录从本次动作启动前200ms开始到整组复归完成之间装置的详细信息。至少能存储10次动作数据记录。动作数据记录应至少包含装置在上述记录持续时间内输入电气量(电压、电流、功率、频率、开关量等)、本地判断的故障及类型、装置内部关键数字继电器的动作情况、计算控制量、实际控制量和控制对象、通道接收或发送的系统方式、故障信息、动作命令。装置启动和动作前后200ms的数据记录，采样频率不应低于200Hz。动作数据记录中的变量名称应与软硬件框图等技术资料中名称一致。装置应具有离线软件供分析、打印动作数据记录，并可将记录数据转换为comtrade格式。离线分析时可将功率、电压等电气量的数据记录用波形表示，远方命令、出口跳闸、内部数字继电器动作情况等二进制信息用方波图表示。3.2.33 通道录波装置供货商应提供重要通道独立的通道录波装置,用于记录安稳装置的通信接口设备与通信系统设备之间的收信、发信报文。报文记录时间要求等同于对安稳装置动作数据记录的要求。录波装置对记录的报文不加任何校验。录波装置可由安稳装置动作接点启动录波，或检测到指定通道收信、发信报文指定位有变位时启动录波。供货商所提供的录波装置及其接口设备不得因任何原因影响安稳装置的正常收发信。3.2.34 每套装置应配备一台打印机。装置异常、故障判出、动作或收到重要远方信息后均能自动打印相应内容，并可经人工干预后打印整定值、异常记录、动作数据记录等内容。3.2.35 装置与计算机监控系统和继电保护及故障信息管理系统的通信接口要求： 装置应具备通信管理功能，具有三个通信接口，可分别与计算机监控系统和主站系统通信，通信规约采用IEC870-5-103，采用TCP/IP协议的以太网接口及RS485串口。装置具有就地屏上打印功能，装置应具有远方/就地定值修改、定值区查看，远方投/退软压板及远方复归等功能。计算机监控系统对装置进行操作时，修改定值与软压板投/退不应在同一次通信中完成，应分别进行两次操作，且装置必须在0.1S内完成修改。计算机监控系统对定值修改、压板投退应有一定权限限制，需进行身份验证，并有一定的记录。 装置上传的信息量包括：交流的采样值，动作的详尽信息，装置故障及异常信息等，装置的应答时间应<50ms。任何一套装置的软件操作均能在在装置面板的菜单上进行，具有当地/远方软件操作的切换功能及口令管理，每套装置应有现场调试软件。3.2.36 装置软件应有TA变比定值设定功能。3.2.37 装置应有通道误码监测功能。4 安全稳定控制系统装置配置和功能要求4.1 220kV桐梓变电站主站220kV桐梓变电站主站为双重化配置，2套装置功能及配置完全相同，输入输出相互独立，两套装置相互闭锁，不交换信息。正常时2套均作为主运。装置功能包括：220kV习桐线路、海龙-桐梓（双回）线1回检修、另1回故障时，双机各自进行计算和逻辑判别，结合预先设定，切本地负荷或向220kV上坝变电站及220kV油房变电站发送线路过载量及线路过载允许切信号，220kV上坝变电站及220kV油房变电站收到信号后做出判断并执行切负荷。4.1.1 装置输入量a) 220kV习桐线、海桐线（三回）、旁路三相电压、电流。b) 两段220kV母线电压、旁路母线电压。c) 1、2、3主变三相电压、电流。d) 220kV桐梓变电站110kV出线单相电压、单相电流。e）切负荷优选开关量，用于事先设定优先选切的负荷线路。4.1.2 装置输出量a) 桐上出线开关跳闸信号输出；b) 将切负荷量或过载量换算成420mA的模拟量输出；c) 输出线路过载允许切开关量；d) 切负荷开关量输出；e) 装置主要动作情况的故障录波、信号输出（开关量）；f) 通道报警信号输出；g) 装置动作报文输出。4.1.3 装置动作条件习桐线路、海桐（三回）线路1回检修或故障，另3回过载1） 检修或故障线路1无流；2） 线路2、3、4过载；3）计算出过载量并换算成420mA的模拟量输出，同时发线路过载允许切信号。4.1.4 装置的其他功能a）具有手动闭锁装置的回路。b）正常时向子站发送通道监视信号，以保证通道正常，否则发出通道告警信号。c）进行事件顺序记录及故障前后状态量的数据记录。记录故障前0.2秒故障后30秒过程内模拟量和开关量的变化。装置内应能保存23次记录。d）具有以太网及RS485通信接口，并支持IEC870-5-103通信规约，以接入微机监控系统，通过监控系统采集装置所需数据，以及实现通过监控系统查询、修改定值、进行事件记录等功能。e）每套装置具备与数字复接接口装置连接的光纤接口，同时B套装置本期还需具备与载波通道连接的接口功能。f）每套装置具有接收及转发线路负荷的功能。4.1.5接口装置220kV桐梓变电站主站与220kV上坝变电站子站的通信采用1路2M复用光纤通道，1路复用载波通道，需配置数字复接接口装置。安稳装置通过1路光纤与复接接口装置相连，复接接口装置通过双绞线、同轴电缆与光设备相连；安稳装置通过另1路复用载波通道与对侧变电站通讯。当装置工作异常（装置故障，收、发不正常等），或电源消失时，应有报警接点输出。数字复接接口装置安装于通信机房桐上线路通信接口柜内。考虑到以后与贵州北部安稳系统（主站安装于500kV鸭溪变电站）的接口需要，本期220kV桐梓变电站安稳装置还需具备与贵州北部安稳系统的通信功能；220kV桐梓变电站与贵州北部安稳系统的通信采用2路2M复用光纤通道，需配置数字复接接口装置。安稳装置通过光纤与复接接口装置相连，复接接口装置通过双绞线、同轴电缆与光设备相连。4.2 220kV上坝变电站子站装置220kV上坝变电站子站双重化配置，2套装置功能及配置完全相同，输入输出相互独立，两套装置相互闭锁，不交换信息。主要功能如下：1）根据220kV桐梓变电站主站装置发送的线路过载允许切信号量，220kV上坝变电站收到信号后做出判断选切本站110kV部分线路及向220kV油房变电站传送切负荷命令。2）220kV桐梓-上坝（双回）线1回检修、另1回故障时，双机各自进行计算和逻辑判别，结合预先设定，切本地负荷或向220kV油房变电站发送线路过载量及线路过载允许切信号，220kV油房变电站收到信号后做出判断并执行切负荷。4.2.1 装置输入量a）220kV桐上线（双回）三相电压、电流；b）两段220kV母线电压；c）1、2、3主变三相电压、电流；d）220kV上坝变电站110kV出线单相电压、单相电流；e）通过接口装置接收220kV桐梓变电站主站发来的切负荷量、过载量信息、线路过载允许切信号，接收方式均为“一取一”。4.2.2 装置输出量a）上油出线开关跳闸信号输出；b）将切负荷量或过载量换算成420mA的模拟量输出；c）输出线路过载允许切开关量；d）切负荷开关量输出；e）装置主要动作情况的故障录波、信号输出（开关量）；f）通道报警信号输出；g）装置动作报文输出。4.2.3 装置动作条件4.2.3.1习桐线路、海桐（双回）线路1回检修或故障，另2回过载1) 收到220kV桐梓变电站发来的线路过载允许切信号及线路过载量；2）检测220kV上坝变电站、220kV涪陵变电站110kV出线负荷进行比选；3）计算出过载量并换算成420mA的模拟量输出，同时发1个线路过载允许切信号。4）执行切负荷。5）经t延时，重复到第1步开始执行，直至线路过载情况消失。4.2.3.2桐上2回线路，1回检修或故障，另1回过载1）收到220kV桐梓变电站发来的线路过载允许切信号及线路过载量；2）检修或故障线路1无流；3）线路2过载；4）执行切负荷。5）经t延时，重复到第1步开始执行，直至线路过载情况消失。4.2.4 装置的其他功能a）具有手动闭锁装置的回路；b）正常时间向主站发送通道监视信号，以保证通道正常，否则发出通道告警信号。c）进行事件顺序记录及故障前后状态量的数据记录。记录故障前0.2秒故障后30秒过程内模拟量和开关量的变化。装置内应能保存23次记录。d）具有以太网及RS485通信接口，并支持IEC870-5-103通信规约，以接入微机监控系统，通过监控系统采集装置所需数据，以及实现通过监控系统查询、修改定值、进行事件记录等功能。e）每套装置具备与数字复接接口装置连接的光纤接口，同时B套装置本期还需具备与载波通道连接的接口功能。f）每套装置具有接收及转发线路负荷的功能。4.2.5接口装置 220kV上坝变电站子站与220kV桐梓变电站主站及220kV上坝变电站子站与220kV油房变电站子站的通信采用1路2M复用光纤通道，1路复用载波通道；需配置数字复接接口装置。安稳装置通过1路光纤与复接接口装置相连，复接接口装置通过双绞线、同轴电缆与光设备相连；安稳装置通过另1路复用载波通道与对侧变电站通讯。当装置工作异常（装置故障，收、发不正常等），或电源消失时，应有报警接点输出。数字复接接口装置安装于通信机房上油线路通信接口柜内。4.3 220kV涪陵油房变电站子站装置220kV油房变电站子站双重化配置，2套装置功能及配置完全相同，输入输出相互独立，两套装置相互闭锁，不交换信息。主要功能如下：1）根据220kV桐梓变电站主站及220kV上坝变电站子站装置发送的线路过载允许切信号量，220kV油房变电站收到信号后做出判断选切本站110kV部分线路。2）220kV上坝-油房（双回）线1回检修、另1回故障时，双机各自进行计算和逻辑判别，结合预先设定，切本地负荷。4.3.1 装置输入量a）220kV上油线（双回）三相电压、电流；b）两段220kV母线电压；c）1、2、3主变三相电压、电流；d）220kV油房变电站110kV出线单相电压、单相电流；e）通过接口装置接收220kV上坝变电站发来的切负荷量、过载量信息、线路过载允许切信号，接收方式均为“一取一”。 4.3.2 装置输出量a）将切负荷量或过载量换算成420mA的模拟量输出；b）输出线路过载允许切开关量；c）切负荷开关量输出；d）装置主要动作情况的故障录波、信号输出（开关量）；e）通道报警信号输出；f）装置动作报文输出。4.3.3 装置动作条件习桐线路、海桐（双回）线路1回检修或故障，另2回过载；上油2回线路，1回检修或故障，另1回过载1）收到220kV桐梓（上坝）变电站发来的线路过载允许切信号及线路过载量；2）检修或故障线路1无流；3）线路2过载；4）执行切负荷。5）经t延时，重复到第1步开始执行，直至线路过载情况消失。4.3.4 装置的其他功能a）具有手动闭锁装置的回路；b）正常时间向主站发送通道监视信号，以保证通道正常，否则发出通道告警信号。c）进行事件顺序记录及故障前后状态量的数据记录。记录故障前0.2秒故障后30秒过程内模拟量和开关量的变化。装置内应能保存23次记录。d）具有以太网及RS485通信接口，并支持IEC870-5-103通信规约，以接入微机监控系统，通过监控系统采集装置所需数据，以及实现通过监控系统查询、修改定值、进行事件记录等功能。e）每套装置具备与数字复接接口装置连接的光纤接口，同时B套装置本期还需具备与载波通道连接的接口功能。f）每套装置具有接收及转发线路负荷的功能。4.3.5接口装置220kV油房变电站子站与220kV上坝变电站子站的通信采用1路2M复用光纤通道，1路复用载波通道；需配置数字复接接口装置。安稳装置通过1路光纤与复接接口装置相连，复接接口装置通过双绞线、同轴电缆与光设备相连；安稳装置通过另1路复用载波通道与对侧变电站通讯。当装置工作异常（装置故障，收、发不正常等），或电源消失时，应有报警接点输出。数字复接接口装置安装于通信机房上油线路通信接口柜内。5 对装置柜的要求5.1 对抗地震、防振动和抗撞击的要求 所有安装在柜(屏)上的设备应达到下列要求： a) 抗地震能力的设计要求 所有安装在柜(屏)上的设备应制造成能承受14.7米/秒(1.5G)的静态水平加速度。 b) 防震动设计的要求 当输入电压为额定值，输入电流为零时，如果分别在水平方向和垂直方向上交互地施加如下的振动10分钟： 振动频率16.7Hz，振幅0.4mm，应