DB42∕ 406-2006 湖北电网发电机组并网管理及技术规范(湖北省).pdf

ICS 29. 160. 40 F 21 也、湖北DB42 省地方标DB42/4062006 湖北电网发电机组并网管理及技术规范Grid Entry Administration and Technology Specification for Generator Unit of Hubei Power Grid 准2006-12-28发布2007-03-30实施湖北省质量技术监督局发布OB42/406-2006 目;欠前言. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ., . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . II 引言.e . . _ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . III I范围.o.曹. 1 2规范性引用文件. . . . 1 3术语和定义.尸咽.噜.2 4井网管理标准.3 5技术规范.1.，.国.，8 附录A(资料性附或)资料及信息交换. . . . . 16 A. 1规划、设计与建设阶段的资料. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 A.2机组启动试运行期的资料. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16 附录B(规范性附录)井网机组应完成的试验项目. . . . . 19 8.1发电机组主要试验项目.，. T. . 19 B. 2继电保护及安全自动装置试验项目. . . . . . 19 B.3电网调度自动化系统的联调试验项目. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .嘈. 19 B.4电力系统通信试验项目.20 附录c(资料性附录)系统所需数据. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 C. 1发电机组扑送输电设备. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ., . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 C.2发电机组和励磁系统建模所d需资料. . . . . . . . . . . . . . . . . 21 C.3原动机及调速器所需资料.;. 1.四. . 21 附录D(资料性附录)远动信息表. . . . . . . .嗡.23 附录E(资料性附录)电能计量管理.，.24 E. 1关口计量点设置(变更)会签单. . .24 巳2技术资料清单. 24 E. 3现场核查及验收检验项目清单.24 E.4湖北省电网关口电能计量装置验收交接单. .唱舍.25 E.5关口计量点变更通知书. 1. 26 E.6关口计量点设置与变更的流程国. .-. 27 附录F(资料性附录湖北省电网自动化及通信系统建成后向调度机构提供的资料.28 附录G(资料性附录)二次系统网络及业务系统汇总表.-. 30 附录H(资料性附录)湖北电网机组一次调频投入确认表. 31 目Ij1=1 本标准为全文强制性标准。本标准的附录B为规范性附录，其余为资料性附录。本标准由湖北省电力公司调度中心提出井负责解释。本标准由湖北省标准化协会电力专业委员会归口。本标准由湖北电力调度中心、湖北省电力试验研究院起草。DB42/406-2006 本标准主要起草人:蔡敏、康健、殷建刚、曹泉、万磊、博士冀、孙建波、杜泊、阮持。II DB42/4062006 21 -F，本标准依据中华人民共和国电力法和电网调度管理条例制订。本标准对电网运行中的术语和定义、并同管理标准、技术规沼提出了相应的要求，规定了湖北电网发电机组井网运行应满足的基本技术要求和工作程序，发电企业制订的与井网机组运行相关的管理规程、规定等，应符合本标准。I I I 1 范围湖北电网发电机组井网管理及技术规范DB42/406一-2006井网管理标准及技术规范。2 规范性引用文件GS/T 2900. DL 516-93 电网调度白动化系统运行规和DL/T 534-93 电力调度通信总机技术要求DL!T 544-94 电力系统通信管理规程DL/T 545-94 电力系统做波迫信运行管理规程DL/T 546-94 电力系统载被通信运行管理规程DL/T 547-94 电力系统光纤通信运行管理规程DL 548-1994 电力系统通信站防雷运行管理规程DL/T 583-1995 大中型水轮发电机静止整流励融系统D842/406-2006 DL!T 598-1996 电力系统通信自动交换网技术规范OL!T 630-1997 交流果样远动终端技术条件OL/T 650-1998 大型汽轮发电机自井励静止国J磁系统技术条件OL!T 657一1998火力发电厂模拟量控制系统验收割试规程OL!T 684一1999大型发电机变压器继电保护整定计算导则DL!T 842-2003 大型汽轮发电机交流励融机励磁系统技术条件DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程DL 5003-91 电力系统调度自动化设计技术规程DL 5025-93 电力系统微被通信工程设计技术规程JB/T 10499-2005 透平型发电机非正常运行工况设计和应用导则0842/335-2005 湖北电网继电保护技术原则与配置选型管理规定IEC-60870-5-101 基本远动任务配套标准IEC-60870-5-102 电力系统中传输电能脉冲计数量配套标准IEC-60870-5-104 传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-1O1网络讪问电建1996159号火力发电厂基本建设工程启动及接工验收规程电力工业部3 术语和定义本标准采用GB/T2900.49-1994、GB/T2900. 50-1998、G/T2900.52-2000、GB/T2900. 57-2002、GB/T 2900.58-2002、G/T2900.59-2002中的标准术语，同时下列术语和1定义适用于本标准。3. 1 电自E计量装置electricenergy metering device 由电能表、计量用电压、电流El茜器及其二次回路、电能计量屏、柜(箱)等组成的用于计量发、输、配、供各个环节交换电能量的一种计量装置。3. 2 电能采集系统electricenergy col lection system 由电能量远方终端、电能量系统主站及相应的数据传输迪道等组成的用于电能量采集、传输、存储、统计、分析及报表生成的系统。3.3 3.4 3. 5 3. 6 3. 7 2 电能量计量系统(TMR)tele meter reading system 由电能计量装置和电能采集系统组成的系统。上同关口点electricenergy measurement point 发电企业与电网经营企业之间的电量交接点。并同申请书gridentry appl ication 并网发电企业向调度机构提交的要求将其机细与电网井网的书面申请文件。购售电台同buyand sale power contract 购电右与售电方就电量的购销等事宜签订的合同。井网调度协议gridentry dispatching agreement 电力调度机构与井网友电企业就井阿机组的调度运行管理所签订的协议。D8421406-2006 3.8 一次调频primaryfrequency regulation 当电网频率偏离目标频率时，发电机组通过调速系统的自动反应，调整有功出力，减少频率偏差所提供的服务。3.9 自动发电控制(AGC)automatic generation control 发电机组在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度机构下达的指令，按照一定调节速率调整发电出力，以满足电网频率和联络线功率控制要求的服务。3. 10 自动电压控制CAVC)automatic voltage control 技系统电压目标，由电力调度机构发送指令给有关发电机组的机组，通过机组的自动控制调节装置，实现电压自动控制，从而达到稳定系统电压的调控目标井同管理要求。4 井同管理标准4. 1 概述4. 1. 1 井阿管理标准规定了新建、扩建、改建发电机组在其规划、设计、建设、启动试运行、商业运行阶段中进行管理正作的内容及其标准。有增容M设备参数发生改变的发电机组等|司于新建机组。4. 2 规划、设计和建设阶段4.2.1 在发电机组可行性审查结束后60工作日内，发电企业应向电力调度机构提供发电机组在电力系统中定位和作用、远期建设规模、本期建设规模、山线电压等级等主要资料。4.2.2 在发电机组接入系统评审后30工作日内，发电企业应向电力调度机构提供电气主接结图、出线电压守级、出结方向军nw钱回路数、变压器及统路设计参数、审定的接入系统方案守主要资料。4. 2. 3 在发电机组初设审查结束后60工作日内，发电企业应向电力调度机构提供以下主要资料=a) 本期建设规模，审定的电气主接线图:b) 设备年利用小时数，机组调峰、调频、调压能力，频率及电压允许范围:c) 发电机励陆方式及动态和静态模型:d) 对于水电机组，应提供各水文年逐月平均出力，水头预想出力，强迫出力;调节性能、来水过程、综合用水要求、水文预测、预报的相关资料:e) 发电机组及与电网相关的继电保护政安全自动装茸的配置方案:f) 与湖北电网i且信网互联成有关的通信工程设计文件、工程施工图纸、接入系统通道组织图、设各技术规市书及业务需求说明:g) 电厂自动化系统整套士程设计文件。包括完整的远动施L设计图和相关白JJ化系统技术参数，完整的电能量计量系统施工设计图、计量回路电压电流互感器变tt:白动化设备型号、数量、功能技术说明，迪信规约等有关技术参数。上传信息量的信息表按照阳或H中的表格样式进行填写:h) 发电机组接入系统初步设计前，应按计量点设置原则提出关口计量点设置方案，纳入初步设计。计量装置的设计方案通过审查后，发II:!.企业阿向电网企业提供完整资料(包括关口计量点配置方案、去装位置、相关图纸、测量值的地址、传输顺序等参数); i) 主设备参数具体参附录A.2.404.2.4 在发电机组计划投运90工作日前，发电企业应向电力调度机构提供以F主要资料:a) 发电机组平面布置图、注明设备型号和参数的一次电气接线国(包括发电机、主变、母线和厂用电系统接线图); b) 与电网运行有关的主要设备的技术参数(包把设计参数和实圳参数，并网前15工作日提供线路实测参数，需要在井网启动过程中实测的参数可在机组井网后15工作日内提交)3 D842/406-2006 c) 二次系统安全分区国、网络拓扑结构图、安全防护方案:d) 与电网运行有关的继电保护及去全自动装置的技术说明书、国纸(包括发电机、变压牺整套保护图班);, e) 发电机组上网协议(供电协议)中明确的基本运行条件:.iE常及检修运行方式，机组开、停机曲线图和机组升、降负荷的速率，设备年利用小时数，调峰、调频、调庄能力，颇事及电压允许范围:f) 发电企业应向电网通信主管部门提供通信系统工和建设资料，通信工程建设完成后，应提供有关设备验收报告等文件资料(详见附录F): g) 新扩、改建厂站推荐命名方案:h) 发电机组调试计划及上网方案。4. 2. 5在发电机组计划投运60工庐旷发电企业应向高随机掏提供本标准附录A.2所到资料，并提出井网申请书。申请书内容包括:a) 工程名称及范围-b) 计划投运工作c) 试运联络d) 数据交换e) 整套启动f) 整套启动g) 4.2.6 4. 2. 7 议。4.2.8 在计划投网时间。井网调度协a) 电力调也幅也在计划投作日前向工霜. 民交调度远也叫织措施:b) 电力c) 电力有关的根据启动委盼如试a构应在扣IH畸7工作日前编制F达井网调度方e) 计划投运30工f) 计划投运20工作g) 计划投运10工作日4.3 启动、试运行阶段4.3.1 发电企业应在计划投运30工4 a) 按照湖北电网发电机组井网必b) 安全性评价申币I;c) 井同协议双方约定条件的实施情况:d) 工程质量检查报告:e) fj湖北电网通信网互联I&有关的通信工程设备验收报告怦文件(包括通信基础资料、设各实测参数及竣工资料); f) 与调度机柑有关的电厂自动化系统设备验收报告和检定证书;g) 二次系统安全防护措施自查报告:D842/406-2006 h) 关口电能计量各计量器具检验合格后，由发电企业持关口计量点设置(变更)会签单(见附录E电能计量管理中的E.1 关口计量点设置(变更)会签单)报相关管理部门审批:i) 发电企业提供具有调度受令权的运行值班人员的名单和上岗证书复印件，检修专贡和l继电保护、自动化、通信运行人员名单及联系万式:j) 在机组启动和试运行阶段的厂用电保证措施和全厂停电后保安或黑启动措施:k) 发电机组外送输电设备相关资料见附录C.l，机组励磁系统建模相关资料见附录C.2。4.3.2 发电企业应于机组计划启动调试10工作日前向电力调度机构提出书面申请，由电力调度机构组织完成井网条件的认定并F达通知书，对符合条件的井网机组应于正式启动调试1工作日前确认。4.3.3 电力调度机构应负责按照机组启动试运行调度方案，藩实机组启动的调度操作。必要时，电力调度机构组织相关人员下现场进行启动咀协叫工在、4.3.4 发电机组在启动试运行丁立福iIfr!i按照电力工业部电建翩翩试工作和试验内容(盹B):JJ护同电力4.3.5 当机组启动过程中4. 3. 6 当机组启动过程4.3.7 在机组启系统联调试验，机组电力调度机构4.3.8 进入南4.3.9 发电机组商业运行。4.4.1 发电发电企业国家和强设备的检修、试验方案的意见，调度机构确认。)、自动电压控制(AVC)波测试等，试验后向出商业运行申请。门批准，方可进入10499-2005等组服役期间应加电力凋度机构对的正式结论报电力4.4.2. 1 井网压行自指电机i同具备E网频事挝动唱机组在所有运行方式下mJIY.l3l.9J参与一次电拗明蕾并保存机组一次唱的材陆i况。4.4.2.2 井网凶于的发也凡酣辄声r次调颇功能前，应YJN过一次到损试验，达到有关的技术要求。发电企业应及时上报机生且一次回班回吐阴咂料及数据，其中包担V哺l组一边捕频投入认可表(见附录H); 汽机调速系统的传递函数、各睛!墨撒及有节士液调机生日斗目哇系统速度变动率、迟缓率测试报告:电调机组速度变动率、频率-酣蛙死民组态图及函数曲线设显惨数:机组负荷随实际山网颇丰变化曲线(来样时间不大-:1-1秒)等，井征得电d:!明f弯相位:l:i.I.4需方可投入。4.4.2.3 并网运行的发电机细一次调颇能力发生变化，达不到基本技术要求和1申报要求时，应及时向电力调度机构汇报，并及时进行拉修维护。当机组一次调频功能需要变更时，如改动有关参数，各项指标应符合一次调tN技术指标要求，同时向电力调度机构申请汇报，并在两周内上报有关材料，经电力调度机构批准后方可执行。4.4.2.4 并网运行的发电机组一次调频投切信号应实时采集接入SCADA/EMS系统，并确保正确上传至电力调度机构主站系统，主站系统应自动记录机组一次调频投i且时间，计算-次调频投运率，井作为考核机组一次调频功能的依据。5 0842/406-2006 4.4.2.5 发电企业应对一次调频装置进行定期检悔、维护，保证一次调颇功能的正常投运。投入一次调频功能的机组，不得擅自退出此功能。当退出机组一次调撤功能时，应在退出前征得电力调度机构的同意。4.4.2.6 并网运行的发电机组在大修或完成了与一次调颜功能有关的设备改造、检修工作后，应重新进行有关的一次调频试验，井上报有关材料，各项指标应持合技术规范要求，井经电力调度机构认可。4.4.3 机组A町、AVC管理4.4.3.1 井网运行的发电机组应具备自动发电控制CAGC)的功能。其响应时间、调节速率、调节范围等应达到技术规范要求。4.4.3.2 井网运行的发电机组应具备自动电压控如CAVC)的功能，井应达到设计技术规范要求，无功调节能力应满足调度机构下达的电压曲线和发电力率调节范围。4.4.3.3 电力调度机构值班调度员依据机组的自动发电控制(AGO、自动电压控制(AVC)综合调节性能，确定其功能的调用o4.4.3.4 当机组自动发电控制(AGC)、自动电压控制(AVC)性能变更时，院及时向调度机构提出申请报告，并经调度机构批准后才能执行。当井网运行的机组AGC-AVC的能力发生变化时，达不到技术规范要求时，应及时闻电力调度机掏报告，井及时进行检修维护。4.44 机组励磁系统管理4.4.4.1 井网发电机组的励磁系统功能和性能胆满足相关标准要求。4.4.4.2 井网发电机组应具有电力系统稳定器(PSS)功能，各发电企业应委托有资质的电力试验单位进行励磁系统模型参数测试和PSS参数整定试验，以及周J磁系统其它试验，PSS参数整定应满足标准和电网的要求，并将试验报告报电力调度机构。4.4.4.3 发电企业应向电力调度机构提供井网发电机盟的励磁系统类型及AVR的理号、数学模型、传递函数及其参数，励磁系统建模所需参数(见附录c)。4.4.4.4 并网运行的发电机组电力系统稳定器参数、附加无功调差定值、低励磁限制的定值应由调度机构下达1伏/赫限制、过励磁限制、过励1融保护的定值由发电企业确定和管理，井报调度机掏各案。4.4.4.5 发电企业所负责对井网运行发电机组励磁系统设备的运行及维护，执打电力调度机构1;达的目J磁系统定值平fJ指令，白动电压调节器(AVR)自动投入率要求100%。4.4.4.6 井网运行发电机组PSS功能的投退由电力调度机构下令执行，未经电力调度机构同意，现场运行人员不得擅自技退。4.4.4.7 井网运行的发电机组自动电压调节器及其辅助单元的退出和参数更改应得到电力调度机构的批准。如遇事故退出，应及时向当值调度汇报，事后报电力调度机构备案。4.4.4.8 发电企业对励磁系统的重大设各进行改造、技术改进、检修及试验时，应取得电力调度机构同意。在设各改造中院确保与电力系统安全稳定有关的励融系统性能指标满足要求，设备改造完成后应豆新进行PSS参数整定试验和励础系统模元1)参数确认工作。4. 4. 5 信息安全管理4.4.5.1 发电企业的二次系统安全阳护方案应通过电网二次系统安全防护主管部门的审核，在井网前，实施的去全|坊护措施通过主管部门的验收。4.4.52 二次系统安全防护所采闸的产品应通过中华人民共和国公安部、中国国家信息安全产品测评认证中心、中国国家保密局测评中心的检测p电力专用正向单向安全隔离提置、电力专用反向单向安全隔离装置、电力专用纵向加密认证装置应通过国家电力有关部门的认证。4.4.5.3 电力市场交易信息发布系统应统一配置授权的加密电子钥匙，发电企业应将授权使用的人员情况报电网安全防护主管部门各束。4.4.6 自动化系统管理4.4.6.1 井入湖北电间的调度自动化设备，包含远动RTU装置或监控系统、相量测量装置及数据集中器、电量计量采集装置、电力调度数据网、网络安全设备等，应纳入电网统一规划、设计、运行管理。6 DB42/406-2006 4.4.6.2 井网自动化设备戚监控系统应符合DL516-93电力行业标准，井符合所接入系统规定的通信规约及接口技术条件等技术规范，经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，验收合格。4.4.6.3 远方终端设备检验管理:a) 检验结果应满足技术指标要求，检验结果应出具检验报告，井统一管理:b) 从事检验的工作人员应持有计量检验员证书。4.4.6.4 投运前检验:a) 所采用的交流采样装置，应具有出厂检验报告。检验报告应包括检验环境、方法、设备、记录、结果:b) 所果用的交流来样装置投运前，应在现场安装调试完成后进行检验:c) 采用与等级指数相适应的检验设备，使用虚负荷检验方法开展检验工作，对所有测点进行100%的检验或校准，检验合格率为100%方可投入使用。4.4.7 调度通信管理4.4.7.1 发电企业采用的通住设备，应符合GB/T17246-1998、DL/T544-94、DL/T545-94、DL/T 546-94、DL/T547-94等国家标准、电力行业标准要求，发电企业与电力通信网互联的通信设备选型和l配置应协调一致，并征得电网通信主管部门的认可。4.4.7.2 调度机构与发电企业之间应具有两种及以上独立路由或不同通信方式的通道作为调度、通信、自动化、继电保护装置的主、备通道。4.4.7.3 发电企业的通信设备应经电网通信主管部门验收合格后方能井同运行。4.4.8 中几组计量管理4.4.8.1 计量管理要求:a) 电能计量装置的管理应符合DL!T488-2000的相关规定:b) 井网运行发电机细的t网点及联络线关口应去装电能计量装置，计量用电能表实行主、副表制，以主表数据为结算依据，画IJ表作为核对之用1c) 发电企业负责其上网连接点的电能计量装茸的配置、去装及日常维护工作:d) 组成电能计量装置的各个计量器且.fZ符合相应计量等级要求，去提前应取得有计量贤质的计量技术机构出具的检定证书就检测报告:e) 用于站算的关口计量数据应得到关口点现Jj的确认，并能通过TMR调用数据:f) 新建、扩建、改造工程中的计量装置应由交易现方共同参与测试车LI验收，经验收合格后方可投远。验收内容包括:技术资料审查、现场核查且验收检验(见附录E电能计量管理中的E.2 技术资料清单、E.3现场核7年及验收检验项目) ; g) 经验收合格的计量装置应实施封印，发电企业应对封印的完好签字认可，任何一方均不能擅自拆封、改动电能计量装置及其相互之间的连线;h) 验收时由xJ方共同填写湖北省电网关口电能计量装置验收单见附录E电能计量管理中的E.4湖北省电网共口也能计量装置验收单) i) 验收完毕由电网企业建立计量装咒台rt()台帐J.包括计量装置基本信息，计量主表、副表、计量月3互!茵器及其二次网路检验等相关信息，计量装置发生变化时电网企业应及时更新计量装置台帐信息:j) 发电企业提出走值、参数更改的申请，电网企业向计量技术机构及发电企业下达电能表的参数设走通知，由计量技术机构执行，发电企业监督，电网企业确认后对计量装置台账中的信息作及时更新。4.4.8.2 关口计鼓点管理:a) 关口计量点设置在交易政方的产权分界点，产权分界点不能去装计量装置的，由现方协商确定关口制量点:7 OB42/406-2006 b) 关口计量点设置需将电量需明确到发电机组时，应在发电机出口处或主变高(中压侧和启各变高压侧增设辅助计量装置:c) 作为发电企业保安电源的高压启各变，应在其高压侧设置售电量关口计量点;d) 关口计量点一经确定，不得随意变更和调整，当电网结构和l运行方式的变化引起关口计量点的变化时，需经交易现方及管理部门确认:e) 电网企业下达关口计量点变更通知书(见附录E电能计量管理中的E.5 关口计量点变更通知书) ，变更通知书中应注明变更前后关口计最点地址和正式生效日期。变更后计量点的计量装置经验收合格后，方可作为结算依据。关口计量点在变更未生效前，以原关口计量点的计量装置为结算依据。变更信息应在井网调度协议和购售电台同中予以修改或作补充说明-f) 计量点设置与变更的流程糊粥录E.电能计量管理辛.6200阳，迟缓率要求小于0.1%;电液调节型:机组容量豆100MW，迟缓率要求小于0.15%;机组容量100MW200阳包括200MW)迟缓率要求小子0.1%;机组容量200MW，迟缓率要求小于0.06%;J./(电机组调速器的转速死区小于0.04%。d) 机组一次调频负荷范围考虑到全网参与一次调频机组的容量i嗣嘀节特曹7节幢幢入一次调频功能时设置的负荷范罔为机组正常运行的可调范围，即机组在脚墅的最低和最高负荷范围内e) 机组一次调频负荷限制各发电机组在对机组一次坦妇及电网的安全、稳定。但Jl!嗨100MW及以下的火电f) 机组次调所有大电机组、勘额定7(头在50米以卡、差的平均值应、la，LD 5.1.2.2 AGC响应时间Tr三120秒。5.1.2.3 采用中锦式制粉系统的火电机组AGC调节速率注2%机组额定有功功率/分钟:AGC响应时间Tr豆40秒。注:机组AGCI响应时间Tr Td一T.9 0842/406-2006 式中Td一机组实际负荷按照测试指令的方向增加4撮少的变化量最后一次超过Pl值的时!可。t:.Pl以电网的要求和避开机组负荷的正常被动为原则确定。其中:600MWtJl组.P1习.2MW300MW机组t:.Pl=L OMW 200MWtJl组t:.Pl=O. 8酬1 25MW;fJL组Pl =0. 6MW To一调度机构EMS扫描周期时闻机组AGC调节速率Vv = 6. LI (T一To)式中6.L -AGC测I试负荷指令的变化量。T -AGC测试指令提出后，机组实际负荷到达AGC测试负荷指令目标值死区也围内的时间1死区范围为机组额定有功出力的士1%0To一调度机构EMS扫描周期时间，推荐值为3秒。5. 1. 2.4 水电机组调节速率要求AGC调节速率100%机组额定有功功率/分钟。5. 2 计量技术规范5.2.1 计量器具要求:a) 主、画IJ1主，能表应为相同型号、规格和准确度带级1主、IJ表应具有标识，准确度等级为O.2S级:b) 电能表为过载4倍及以上的三相四钱多功能电子式电能表，具备分时计量、失If.失流事件记录及xJ，.485通信输出口和脉冲量信息输出，便于电量采集装置的果操和l表计的现场校验:c) 也能表具有一定的数据存储能力，可以读取数据累计值的显示屏。具有数据冻结功能，每15分钟冻结数据一次，数据保留的时间不得少于6个月。表计时钟以际准北京时间为基准，井达到相应准确度要求;d) 电能表具有与电量数据来集系统的接口(数据口和脉冲口); e) 电压互感器准确度应为0.2辑:电流互感器准确度应为0.2S级:应正确选择电流Jil茜器变比，保证其在正常运行中的实际负荷电流达到额定值的60%.至少不低于30%;f) 电ffi、电流豆感器实际二次负荷应在25%-100%制定一次负荷范围内:关口计量装置中电压互J毒器二次回路电压阵不大于额定二次电压的O.2%。5.2.2 接线方式:a) 计量装置电压测量回路应采用3台电压互感器挂y/y方式接结方式，钱径不小于4平方毫米铜质(单芯)绝缔结:一次系统具有2条及以上母钱时，母线电压互感器的二次计量归路回去接专用自动电压切换装置，电压切换装置的切换接点应接触可靠，不得影响电压归路的压阵值:b) 3台电流豆感器二次组组ld电能表之间采用/线路接，结在不小于6平方毫米铜质(羊芯绝结线;c) 电压、电流互感器二次同路的电缆、端于排和端f编号应与国纸相符，端于顺序应按正相序自左向右或自上向卡-排列:的电能计量专用电压、电流互感器或专m=次绕组及其二次网路不得接入与电能计量无关的设备，二次iiJ路不得采取补偿措施:e) 电庄、电流互感器二次绕组采用中性点一点撞地方式。5.2.3 计量屏:a) 采用的电能表计量屏，其技术指标应满足GB/T16934-1997的要求，并能力日封:电能表安装距地面不应低于600毫米(安装在其它地方的电能表距地面不应低于800毫米);电能表与电能表之间的问距、电能表与试验盒之间的间距、试验盒与周罔壳件结构件之间的问距不得小子80毫米:ov l OB42/406-2006 b) 每面电能计量屏最多只能安装9只电能表，并在电能表下方安装用于现场试验或轮换用的试验专用接结盒，接结盒应有铅封:c) 计量屏内应在合适位置装设照明设备和电能表工作电源，工作电源应可靠供电.5.3 励磁技术规范5.3.1 井网运行的发电机组应装设连续式自动电压调节器(AVR);技术性能应满足国家标准GB/T7409. 1一7409.3-1997和行业标准DL/T583-1995、DL/T 650-1998、DL/T843-2003的要求:应具有伏/赫限制、低励磁限制、过励磁限制、过励随保护和附加无功调差功能。5.3.2井网运行的发电机组励磁系统各明性能指标应符合电力行业标准DL/T842-2003、DL/T650一1998、DL!T583-1995的要求，满足湖北电网正常运行和稳定运行有关的性能指标，如励磁系统强励电压和电流倍数、励磁系统电压响应时间、励磁系统的桂、态和动态增益、调差率、励融系统的调压精度、发电机空载阶跃响应和负载阶跃响应等性能指标要求。5.3.3 井网运行的发电机组应具备按照电网需求随时进相运行的能力，以便在系统无功功率过剩时吸收无功功率运行。发电机的功率因数应能在设计的功率因数范围内快速进行调整，且调整的颇度不应受到限制。额定功率100MW及以上的发电机应通过进相试验确认从50%-100%额定负荷情况下(一般取34点).吸收无功能力及对电力系统的调压效果，发电企业应根据发电机进相试验结果绘制指导进相运行的P-Q国，编制相应的进相运行规程，井报送调度机构备案。5.4 继电保护及安全自动装置技术规范5.4.1 220kV及以上线路保护5.4.1.1 220kV及以上电压等级的线路保护应按现重化配置a每套保护应能对全线路内发生的各种类型故障均快速动作切除。对于要求实现单相重合闸的线路，在钱路发生单相经高阻接地故障时，应能正确选相井动作眺闸。5.4.1.2 每套保护还应具有分相眺闸的三段式接地、相间距离保护及阶段式定时限或反时限零序(方向电流保护作为后备保护。5.4. 1.3 每套保护应采用不同生产厂家的产品。结路两端对应的保护装置必须采用同一厂家、同一型号的保护装置，主保护的软件版本必须相同。5.4.1.4对于具有光纤通道的输电线路，两套保护宜均采用光纤通道传送信息，井优先采用分相电梳差动保护。5.4.1.5 肘于超短线路(220kV结路lOkm及以下)，应架设OPGW光缆，宜配置两套使用不同光纤75的线路保护。5.4.1.6 对于同杆井架现回输电线路，应架设光纤通道。两套保护均采用光纤通道传送信息，并分别使用不同的光纤芯或PCM终端。5.4.2 母钱与断路器失灵保护5.4.2.1 220kV及以上电压等级3/2、4/3接线的每组母钱应装设两套母线保护，重要发电厂的现母线接结应采用现重化配置。5.4.2.2 观主化配置要求用于母差保护的断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路、辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路应遵循相互独立的原则按现重化配置。5.4.2.3 220kV且以上电压等级的母联、母线分段断路器应按断路器配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过山流保护装置。5.4.2.4 应单独配置一套断路器失灵保护，失灵保护与母钱差动保护出口分开。断路器失灵保护动作肝肉同时作用于断路器的两个跳闸线阁。5.4.2.5 断路器失灵保护的电流判别元件的动作和返回时间均不大于20毫秒，其返回系数也不低于0.9。5.4.2.6 线路一变压器和线路一发变组的线路和主设备电气量保护应起动断路器失灵保护。当本侧断路器无法切除故障时，应采取起动远方跳闸等后备措施加以解放。I1 D842/406-2006 5.4.2.7 220kV及以上电压等级变压器的断路器失灵时，除应跳开失灵断路器相邻的全部断路器外，还应跳开本变压器连接其它电摞侧的断路器。5.4.3 变臣器与发电机保护5.4.3.1 220kV及以上电压等级变压器(含发电厂的起动/备用变压器、高抗等主设备，以及容量在100MW及以上的发变组微机保护应按双重化配置(非电量保护除夕)。5.4.3.2 500kV变压器高、中压侧和220kV变压器高压侧应选用具备现跳闸线圈的断路器。5.4.3.3 在变压器低压侧未配置母差和失灵保护的情况下，应在变压器的低压制设置取臼不同电流回路的两套电流保护。当短路电疏大于变压器热稳定电流时，变压器保护切除故障的时间不大于2秒。5.4.3.4 变压器的高压侧应设置不经任何阳锁的、长延时的后各保护。5.4.3.5 应完善变压器、电抗器本体非电量保护的防水、防油惨据和密封性工作。5. 4. 3. 6 当变压器本体非电量保护未采取蓝且班肯?去再也非电量保护由变压器、电抗器就地端子箱引至保护室的二改回路不宜存在过世且需接环节。非电量保护泪也助失灵保护.5.4.3.7 发电机的失磁保护应植在区分短路苗瞌和1失磁故障，优到用定子阻抗判据与机端低电压的复合判据。与系统联系较紧的WJ)电抑霄于阻抗判据重黯也异步阻捕圃，经第一时限动作出口;为确保各种失随故障均能够明iL酬国胃不经低电压闭锁、稍t主延时也力定于瞄抗判据经第二时阳出口。5.4.3.8 发电企业应市J:l宠2战殴电机由国国监步萄&恤应急地施，1O及以上容量的发电机应配置失步保护，失步最护酣睡正确区组匾-匾。在显路故畸系统同步振荡、电压回路断线等情况下，5.4.4.1 接入22故障录披器。5.4.4.2 故障录5.4.4.3保障电微机型，通道5. 4. 5. 1 220kV及5.4.5.2 继电保护地传送信息。5.4.5.4 当子站告故障录披文件。5.4.5.5 子站端软件元及开关量信息。其主接线国5. 5 信息安全技术要求5.5. 1 信息系统安全分区电主芝上4弓主5世亘l!.配A仁lQ 入发变组专用自动装置应采用国上可定义相关的保护单度端主站。5.5.1.1 电力二次系统分为生产控制大区和管理信息大区，生产控制大区分为实时控制区(安全区口，非控制生产区(安全区II)。5.5.1.2 远动装置、发电厂计算机监控系统等实时控制系统或未来可能有实时控制功能的系统分站应置于安全区105. 5. 1. 3 电能量计量采集装置、水调自动化系统、继电保护及故障录技信息管理子站等不具备控制功能的在线运行生产系统，应置于安全区1105.5.1.4 调度生产管理系统(检修票申请系统)、实时信息盹B发布系统、电能量计量WEB发布系统、办公自动化系统，远程图像监视系统等信息管理系统，应置于管理信息大区。12 D842/406-2006 5.5.2 信息安全防护的原则5.5.2.1 安全等级不同的业务系统存在西区应用，不能直接相联，应采用经国家有关部门认定棋准的隔离装置:a) 从生产控制大区至Ij管理信息大区应采用物理隔离措施:b) 安全区I、安全区II之间应采用逻辑隔离措施:c) 管理信息大区若有业务分区，各分区间宜采用逻辑隔离措施。5.5.2.2 业务系统只能与安全等级相同的系统联接，不允许安全等级不同的系统交叉互联。5.5.2.3 生产控制大区的纵向联接应采用电力调度数据网，应配置电力专用纵向加密认证装置戒纵向加密认证网关设施:管理信息大日军与外部信息区豆联网之间应采用安全访问控制措施进行隔离。5.5.2.4 电力二次系统应该采取防恶意代码措施。病毒库和木马库的更新应该离线进行，不得直接从外部互联网下载。5. 5. 3 信息保密技术5.5.3.1 处于外部信息区j步的重要业务应采用加密、5.5.3.2 电力调度数据应采用严格的接入5.6 自动化系统井5. 6. 1 自动化系RTU装置或监控系5.6.3发求并能正确传信息采集、传输a) 发电厂b) c) d) e) 变压器的高压f) 有载凋压变压g) 调度范围内的结的各电压等级母缉的电压，i) 频率遥测信息:j) 发电机、变压器、线路以及母联的断路器遥信信息:制的技术措施:生产控制大区电力调度数据网的设备电流迢测信息、xJ绕组k) 各个问幅